2023年苏53区块第二批产能建设项目

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2023年苏53区块第二批产能建设项目

更新时间	2025年01月08日
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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
911********968760Q	于开斌
李洋	自治区市**
市嘎鲁图镇鸿沁**指挥中心

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

2023年苏53区块第二批产能建设项目

2021版本:147-原油、成品油、天然气管线（不含城市天然气管线；不含城镇燃气管线；不含企业厂区内管道）	B1120-B1120-石油和天然气开采专业及辅助性活动
	自治区市**
经度:108.50232,108.4995 纬度: 39.2825,39.28431	****环境局
	2023-11-20
鄂环审字〔2023〕277号	无
	4920.8
248.5	**集团公司**公司
911********968760Q	市汇鋆工程**公司
911********917324H	无
无	2024-10-23

2024-12-06	2025-01-06
	http://www.****.com/qzkeyadmin/

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

**	**
无

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

本项目改、扩建气井共23口（其中3口气井、改建20口气井），井场进场道路1219m，**19条天然气采气管线，采气管线全长17197m。	实际建设3口气井、改建2口气井，井场进场道路1219m，16条天然气采气管线，采气管线全长14677m。
减少扩建20口气井，建设三条管线。

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

1、钻井工艺钻（完）井工程基本作业程序包括井场准备、钻井、井下作业和采气等生产步骤，具体钻井工艺流程如下： ①井场准备井位确定后在钻井前需进行井场准备工作，井场准备包括场地平整、搭建钻井平台等。前期场地准备完毕后，钻井设备由汽车运至井场安装，打好安装钻机的基础并安装井架和钻机，准备钻井，钻井过程中钻机需使用大功率柴油发电机提供电力。 ②钻井 A、钻井方式和时间根据苏里格气田气藏的地理、地质特征及气井产能大小和开发井网设计，开发井多选择为直井，采用分段钻探方式（一开和二开）钻井。单口直井钻井到完井一般所需钻井周期为45d，单口水平井钻井周期为90d，单口侧钻水平井钻井周期为65d。 B、工艺流程本项目钻井工程设计针对项目所在地的地层特点，均采用常规水基泥浆钻井工艺。本项目以柴油发电机提供动力（有条件井场采用电力提供动力），通过电动钻机带动钻杆、钻头切削地层。直井钻井分为两个井段，第一阶段为地表至一开井段，这一过程需要加入水基钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地面；第二阶段为一开井段至目的层，钻井液注入方式与第一阶段相同。水平井钻井分为三个井段：第一阶段为地表至一开井段，这一过程需要加入钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地面；第二阶段为一开井段至二开井段，钻井液注入方式与第一阶段相同；第三阶段为二开井段至三开井段，钻井液注入方式与第一阶段相同。侧钻水平井共一个阶段：是利用现有井垂直井眼，在油气层上部某处进行套管开窗，定向侧钻完成的小井眼水平井。开窗、定向钻过程暂需要加入钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地面以上阶段产生的岩屑和钻井泥浆利用振动筛分，分离的钻井泥浆经废液储存罐处理后再次通过泥浆泵进入气井。整个过程循环进行，不断加深进尺，直至目的井深。钻井中途会停钻，以起下钻具、更换钻头、检修设备等。钻井作业示意图见图3.2-1。天然气钻井进入气层后，有可能遇到异常高压气流，如果井内泥浆密度值过低，达不到平衡井内压力要求，就可能发生井喷。此时利用防喷器迅速封闭井口，若井口压力过高，则打开防喷管线阀门泄压，即事故放喷。事故放喷状态下，将放喷管置于放喷燃烧罐内，通过放喷管线燃烧排放。事故放喷时间短，属临时排放。图3.2-1钻井作业示意图 ③固井固井是在井眼内下入套管柱，在套管柱与井壁环形空间注入水泥浆进行封固。目的是封隔疏松、易塌、易漏等地层；封隔油、气、水层，防止互相窜通，形成油气通道；安装井口，控制气流，以利于钻井和生产。 A、下套管钻机到达一开井段后需要下放表层套管，在下一次开钻之前，表层套管上要装防喷器预防井喷，防喷器之上要装泥浆导管。此时需要第一次固井，固井液通过管线沿井壁输入。钻机从一开井段钻到目的层后，下放气层套管（气层套管相对于表层套管直径小一些，并且嵌入表层套管），气层套管主要起到稳定井壁，同时为天然气输送提供通道。此时的第二次固井方式与第一次相同。 B、注固井液注固井液的作用是将套管和井壁封固起来，使套管成为油气通向井口的通道，本项目采用水泥浆作固井液。固井的工艺过程为：水泥经供灰罐落入下灰漏斗，在水力喷射管内与水混合形成水泥浆，再经固井泵加压通过管线注入气井。注固井液的过程见图3.2-2。图3.2-2注固井液作业示意图 C、井口安装和套管试压下套管注固井液之后，在水泥凝固期间安装井口，并进行声幅测井、套管试压，以检测固井质量。固井质量的全部指标合格后才能进入完井测试阶段。 ④井下作业井下作业是进行采气生产的重要手段之一。一般在采气井投产前及投产以后进行，主要包括洗井、试压、射孔完井、井下压裂等过程。 A、洗井、试压通过提升设备将采气管柱下入钻井已经交付的井筒内对钻井套管是否有变形进行检验，用700型水泥车将准备好的通过套管环空注入，采气管柱返出的方式将套管内钻井遗留的泥浆压井液返替出地面，保持井筒内干净无杂物，并进行套管试压，验证套管无破损，确保后期压裂施工对其他非目的层无污染。 B、射孔完井钻井固井结束后，采用电缆传输正压在底层射孔，射孔弹射穿套管、水泥环并穿至气层某一深度，建立起天然气流通道，称做射孔。钻井采用51/2″、95/8″套管完井，51/2″套管选择102射孔枪127射孔弹，95/8″套管选择127射孔枪127射孔弹。射孔参数60°相位角，螺旋布孔，孔密16孔/m。射孔液采用KCl溶液，配方为：+KCl+1.5%KCS-18（粘土稳定剂）+1.5%HV-CMC（增粘剂）+1000ppmZBL-98缓蚀剂+500ppmDW-3杀菌剂，其密度1.04～1.08g/cm3。 C、压裂压裂是气田开采常见的增产措施，利用高压泵，通过井筒向含气层挤注具有较高粘度的压裂液，当注入压裂液的速度超过含气层的吸收能力时，则在井底含气层上形成很高的压力，当这种压力超过井底附近含气层岩石的破裂压力时，含气层将被压开并产生裂缝。这时，继续不停地挤注压裂液，裂缝就会继续向含气层内部扩张。为了保持压开的裂缝处于张开状态，接着向含气层挤入带有支撑剂（高强度陶粒）的携砂液，携砂液进入裂缝之后，一方面可以使裂缝继续向前延伸，另一方面可以支撑已经压开的裂缝，使其不致于闭合。再接着注入顶替液（同第一次加入压裂液），将井筒的携砂液全部顶替进入裂缝，用石英砂将裂缝支撑起来。最后，注入的高粘度压裂液会自动降解排出井筒之外，在含气层中留下一条或多条长、宽、高不等的裂缝，使含气层与井筒之间建立起一条新的流体通道。采取压裂措施之后，天然气井的产量一般会大幅度增长。针对苏里格气田储层地质特征，项目压裂采用机械式封隔器分层压裂工艺，选择水基（0.40%羟丙基胍胶）压裂液体系，支撑剂选用0.425～0.85mm陶粒，储层压裂改造以形成具有导流能力的水力裂缝为主，由于该区气层压力系数较低，采用前置液伴注液氮工艺助排。所谓机械式封隔器分层压裂工艺是指利用不压井、不放喷井口装置，将压裂管柱及其配套工具下入井内预定位置，实现不压井、不放喷作业。当压完第一层（最下一层）后，通过投球器和井口球阀分别投入不同直径的钢球进行打滑套，逐次将滑套憋到已用喷砂器内堵死水眼，打开上部喷砂器通道，然后依次再进行压裂。当最后一层替挤完后，关井口闸门，拆除压裂设备。 D、返排（测试放喷）压裂设备撤离现场后，井口安装压力表，读取井筒油套压力，采用4mm、6mm、8mm、10mm油咀控制放喷，直至压裂液返出地面，天然气在地面点火罐内燃烧，关井后油套压力基本相等为试气作业结束。本工程使用无毒水基胍胶压裂液，减少了对环境的危害，压裂作业过程中返排的压裂返排液由井筒排出，全部装入现场储液罐内，收集后定期送当地有资**处理厂集中处理。 ⑤采气从目前对苏里格区块的开采方式来看，井下节流技术的应用确保了气田的正常生产，因此在开采初期采用井下节流技术来控制井口压力和防止水合物生成是一种有效的措施，井下节流可以满足项目区块无水期开采的需要。针对后期气井见水后的采气工艺，通过对各种排水采气工艺的适用条件及优缺点，推荐应用泡排排水采气工艺和柱塞排水采气工艺。完井作业后，气井具备生产条件后，安装生产采气树，连接采气管线，由管线输送至集气站投产运行。同时，对井场钻恢复原地貌和植被，做到“工完、料尽、场地清”。钻井期工艺流程见图3.2-3。图3.2-3 钻井工程工艺流程图（3）清洁生产措施 1）表层至500m地层采用钻井，仅加入少量的膨润土，确保对区域有意义的含水层的保护，同时500m以下采用水基钻井泥浆，主要成分中除Na2CO3水溶液水解呈碱性，具有一定的腐蚀性外，该钻井泥浆基本为无毒性泥浆，广泛应用于苏里格气田。 2）作业井场将钻井液再生处理，对废泥浆及岩屑全部外运集中处置，钻井废水全部用于配置钻井液，不外排，剩余无法回用的部分交由有处理**处理厂处置。 3）加强井口的密闭，减少井口烃类的无组织挥发，对设备的选型设计充分考虑其承受的压力，设备装置密闭性能高，杜绝烃类气体跑冒等无组织排放。 4）对运输车辆采取防渗漏、溢流和散落的措施。 5）采用射孔工程设计软件，优化射孔类型孔密、孔深、孔径等参数。射孔前洗井，采用活性水或优质低伤害射孔液。 6）使用无毒水基压裂液，减少了对环境的危害。 7）试气作业采取防喷、防泄漏等有效措施，防止氮气泄漏。 2、管线工程（1）清理场地管道施工前，首先要对施工作业带进行清理整，以便施工人员、车辆和机械通行、作业。在施工带清理过程中，施工带范围内的土壤和植被都可能受到扰动和破坏，不过其造成的影响仅局限在施工带宽度的范围内。（2）管沟开挖管道施工采取分层开挖、分层堆放、分层回填的方式，开挖过程中表土单独堆放，回填时把原有表土回填到开挖区表层，以利于恢复植被的生长。施工结束后，对管道沿线开挖处进行平整、恢复地貌，并进行植被恢复。复植的绿色植物应优先选择当地物种，并加强养护，提高成活率。管道沿线恢复植被时应选用浅根植物，以防止植物根茎穿破管线防护层。本项目管沟为倒梯形，沟底宽度约1m，地表开挖宽度为2m，深1.9m。开挖管沟是建设施工期对生态环境构成影响的最主要活动。本项目管道主要采用沟埋方式敷设，管沟深1.9m，沟底宽度约1m，地表开挖宽度为2m。施工中整个施工带范围内的土壤和植被都可能受到扰动和破坏，尤其是在开挖管沟约1～3m的范围内，植被破坏严重，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化特性等发生变化，进而影响土壤的侵蚀状况、植被的恢复等。在开挖地表、平整土地时，尽可能将表土堆在管沟一侧，施工完毕，应尽快整理施工现场，将表土覆盖在原地表，以恢复植被；临时表土堆放采取编织袋挡土墙临时拦挡，定期洒水抑尘。（3）穿越项目建设过程中需穿越道路2次，均为乡村道路，采用开挖方式穿越，穿越时采用套管埋地敷设，套管顶至路面不小于1.5m。铺设完成后对开挖管沟进行回填，并对回填部位压实，恢复道路原有状态。（4）管道组装与焊接本工程所用管道从厂家外购时已进行管道防腐，现场施工时除管道焊接接口外不另进行管道的防腐处理。在作业、拖运及安装过程中均采取预防损伤措施，避免凿伤或划伤管绝缘防腐层。管道组装前将管内污物清理干净，并将管端20mm以内的浮锈、熔渣等清除干净，并不得有裂纹、夹层等缺陷。管道组焊方式采用沟上焊接，管道焊接均采用氩弧焊打底，填充和盖面采用一般手工电弧焊。管道组装焊接按《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）10.1和10.2的规定执行。管道焊接采用多层焊接，施工时层间熔渣清除干净并进行外观检查，合格后方进行下一层焊接，焊接工艺评定试件应尽量符合工程施工时现场的自然条件；在其评定合格后，施工单位应编制相应焊接工艺规程；然后按焊接工艺规程进行现场组焊。焊接工艺评定应按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）的有关规定执行。不合格的焊缝应进行质量分析，确定处理措施，同一部位只能修补一次，返修后仍按规定方法进行检查。由于焊口处的防腐为管防腐层的薄弱环节，环焊缝补扣采用聚乙烯热收缩套(带)+聚乙烯热收缩套(带)。管道组装具体步骤如下： ①清除钢管内的积水、尘土、小石子等杂物； ②管道转角应符合设计要求。当设计无规记时，管道转角小于或等于3°时，宜采用弹性敷设；转角大于3°时，应釆用弯头（管）连接； ③直管相邻环焊缝间距应大于管径的1.5倍且不应小于100mm； ④组对时钢管的直管焊缝应错开，错开距离不应小于100mm的弧长； ⑤下班前应将组焊完毕的管道端口临时封堵。（5）下管入沟根据管道沿线的地形、地貌、工程地质、水文地质及气候条件，一般地段管道采取直埋敷设方式。一般地段管沟开挖时输气管道最小埋深（管顶至自然地坪）≥1.5m；管道通过岩石层埋深不得低于1.0m，并回填细软砂土至管顶以上0.3m。输气管道穿越公路时采用套管埋地敷设，套管顶至路面不小于1.5m，管线外防腐采用三层PE加强级防腐。（6）管道清管、试压由于本项目单条管线长度较短，管道在下沟后，进行一次性试压，在安装前对管道进行清扫。管道须进行强度试验和严密性试验。本工程设计采用试压车（车载式空压机）进行空气试压，试验压力一般为设计压力的1.5倍。试压时缓慢升压，达到试验压力后维持10分钟，再将试验压力降至0.38MPa后维持30分钟，以压力不降无渗漏为合格，强度试压合格后才能进行严密性试压。（7）覆土回填、地貌恢复以上作业完成后，应及时回填开挖的管沟，拆除施工过程中的临时设施，对施工作业带遗留的废弃碎石等进行清理，对因施工活动导致硬化的地面进行翻松，然后将表土回填在地表，将施工对生态系统的影响降至最低。按照绿化设计方案对临时占地和永久占地周边可绿化部分进行植被恢复，恢复临时占地原有的生态功能，以减少对周围植被的影响，采用自然恢复与播种相结合的方式，由于管线两侧5m范围内不得种植深根植物，因此撒播选择乡土种、优势种中浅根植物，如紫花苜蓿、沙蒿等进行植被恢复。对于临时占地为沙地的，采用草方格固沙，草方格用紫花苜蓿、沙蒿等植物制作，尺寸为1m×1m，草方格上草籽播密度不低于30kg/hm2。组织养护人员定期巡检，发现植被未存活地块及时补种，保证植被的成活率。植被恢复工作必须在雨季到来之前形成较好的生长态势，避免因地表裸露产生水土流失而影响恢复效果。	1、钻井工艺钻（完）井工程基本作业程序包括井场准备、钻井、井下作业和采气等生产步骤，具体钻井工艺流程如下： ①井场准备井位确定后在钻井前需进行井场准备工作，井场准备包括场地平整、搭建钻井平台等。前期场地准备完毕后，钻井设备由汽车运至井场安装，打好安装钻机的基础并安装井架和钻机，准备钻井，钻井过程中钻机需使用大功率柴油发电机提供电力。 ②钻井 A、钻井方式和时间根据苏里格气田气藏的地理、地质特征及气井产能大小和开发井网设计，开发井多选择为直井，采用分段钻探方式（一开和二开）钻井。单口直井钻井到完井一般所需钻井周期为45d，单口水平井钻井周期为90d，单口侧钻水平井钻井周期为65d。 B、工艺流程本项目钻井工程设计针对项目所在地的地层特点，均采用常规水基泥浆钻井工艺。本项目以柴油发电机提供动力（有条件井场采用电力提供动力），通过电动钻机带动钻杆、钻头切削地层。直井钻井分为两个井段，第一阶段为地表至一开井段，这一过程需要加入水基钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地面；第二阶段为一开井段至目的层，钻井液注入方式与第一阶段相同。水平井钻井分为三个井段：第一阶段为地表至一开井段，这一过程需要加入钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地面；第二阶段为一开井段至二开井段，钻井液注入方式与第一阶段相同；第三阶段为二开井段至三开井段，钻井液注入方式与第一阶段相同。侧钻水平井共一个阶段：是利用现有井垂直井眼，在油气层上部某处进行套管开窗，定向侧钻完成的小井眼水平井。开窗、定向钻过程暂需要加入钻井液。钻井液经管线注入钻杆，通过钻杆到达钻头进入切削层面；钻杆上连有螺旋输送装置，通过钻头而切下的岩屑与钻井液混合通过螺旋输送装置到达地面以上阶段产生的岩屑和钻井泥浆利用振动筛分，分离的钻井泥浆经废液储存罐处理后再次通过泥浆泵进入气井。整个过程循环进行，不断加深进尺，直至目的井深。钻井中途会停钻，以起下钻具、更换钻头、检修设备等。钻井作业示意图见图3.2-1。天然气钻井进入气层后，有可能遇到异常高压气流，如果井内泥浆密度值过低，达不到平衡井内压力要求，就可能发生井喷。此时利用防喷器迅速封闭井口，若井口压力过高，则打开防喷管线阀门泄压，即事故放喷。事故放喷状态下，将放喷管置于放喷燃烧罐内，通过放喷管线燃烧排放。事故放喷时间短，属临时排放。图3.2-1钻井作业示意图 ③固井固井是在井眼内下入套管柱，在套管柱与井壁环形空间注入水泥浆进行封固。目的是封隔疏松、易塌、易漏等地层；封隔油、气、水层，防止互相窜通，形成油气通道；安装井口，控制气流，以利于钻井和生产。 A、下套管钻机到达一开井段后需要下放表层套管，在下一次开钻之前，表层套管上要装防喷器预防井喷，防喷器之上要装泥浆导管。此时需要第一次固井，固井液通过管线沿井壁输入。钻机从一开井段钻到目的层后，下放气层套管（气层套管相对于表层套管直径小一些，并且嵌入表层套管），气层套管主要起到稳定井壁，同时为天然气输送提供通道。此时的第二次固井方式与第一次相同。 B、注固井液注固井液的作用是将套管和井壁封固起来，使套管成为油气通向井口的通道，本项目采用水泥浆作固井液。固井的工艺过程为：水泥经供灰罐落入下灰漏斗，在水力喷射管内与水混合形成水泥浆，再经固井泵加压通过管线注入气井。注固井液的过程见图3.2-2。图3.2-2注固井液作业示意图 C、井口安装和套管试压下套管注固井液之后，在水泥凝固期间安装井口，并进行声幅测井、套管试压，以检测固井质量。固井质量的全部指标合格后才能进入完井测试阶段。 ④井下作业井下作业是进行采气生产的重要手段之一。一般在采气井投产前及投产以后进行，主要包括洗井、试压、射孔完井、井下压裂等过程。 A、洗井、试压通过提升设备将采气管柱下入钻井已经交付的井筒内对钻井套管是否有变形进行检验，用700型水泥车将准备好的通过套管环空注入，采气管柱返出的方式将套管内钻井遗留的泥浆压井液返替出地面，保持井筒内干净无杂物，并进行套管试压，验证套管无破损，确保后期压裂施工对其他非目的层无污染。 B、射孔完井钻井固井结束后，采用电缆传输正压在底层射孔，射孔弹射穿套管、水泥环并穿至气层某一深度，建立起天然气流通道，称做射孔。钻井采用51/2″、95/8″套管完井，51/2″套管选择102射孔枪127射孔弹，95/8″套管选择127射孔枪127射孔弹。射孔参数60°相位角，螺旋布孔，孔密16孔/m。射孔液采用KCl溶液，配方为：+KCl+1.5%KCS-18（粘土稳定剂）+1.5%HV-CMC（增粘剂）+1000ppmZBL-98缓蚀剂+500ppmDW-3杀菌剂，其密度1.04～1.08g/cm3。 C、压裂压裂是气田开采常见的增产措施，利用高压泵，通过井筒向含气层挤注具有较高粘度的压裂液，当注入压裂液的速度超过含气层的吸收能力时，则在井底含气层上形成很高的压力，当这种压力超过井底附近含气层岩石的破裂压力时，含气层将被压开并产生裂缝。这时，继续不停地挤注压裂液，裂缝就会继续向含气层内部扩张。为了保持压开的裂缝处于张开状态，接着向含气层挤入带有支撑剂（高强度陶粒）的携砂液，携砂液进入裂缝之后，一方面可以使裂缝继续向前延伸，另一方面可以支撑已经压开的裂缝，使其不致于闭合。再接着注入顶替液（同第一次加入压裂液），将井筒的携砂液全部顶替进入裂缝，用石英砂将裂缝支撑起来。最后，注入的高粘度压裂液会自动降解排出井筒之外，在含气层中留下一条或多条长、宽、高不等的裂缝，使含气层与井筒之间建立起一条新的流体通道。采取压裂措施之后，天然气井的产量一般会大幅度增长。针对苏里格气田储层地质特征，项目压裂采用机械式封隔器分层压裂工艺，选择水基（0.40%羟丙基胍胶）压裂液体系，支撑剂选用0.425～0.85mm陶粒，储层压裂改造以形成具有导流能力的水力裂缝为主，由于该区气层压力系数较低，采用前置液伴注液氮工艺助排。所谓机械式封隔器分层压裂工艺是指利用不压井、不放喷井口装置，将压裂管柱及其配套工具下入井内预定位置，实现不压井、不放喷作业。当压完第一层（最下一层）后，通过投球器和井口球阀分别投入不同直径的钢球进行打滑套，逐次将滑套憋到已用喷砂器内堵死水眼，打开上部喷砂器通道，然后依次再进行压裂。当最后一层替挤完后，关井口闸门，拆除压裂设备。 D、返排（测试放喷）压裂设备撤离现场后，井口安装压力表，读取井筒油套压力，采用4mm、6mm、8mm、10mm油咀控制放喷，直至压裂液返出地面，天然气在地面点火罐内燃烧，关井后油套压力基本相等为试气作业结束。本工程使用无毒水基胍胶压裂液，减少了对环境的危害，压裂作业过程中返排的压裂返排液由井筒排出，全部装入现场储液罐内，收集后定期送当地有资**处理厂集中处理。 ⑤采气从目前对苏里格区块的开采方式来看，井下节流技术的应用确保了气田的正常生产，因此在开采初期采用井下节流技术来控制井口压力和防止水合物生成是一种有效的措施，井下节流可以满足项目区块无水期开采的需要。针对后期气井见水后的采气工艺，通过对各种排水采气工艺的适用条件及优缺点，推荐应用泡排排水采气工艺和柱塞排水采气工艺。完井作业后，气井具备生产条件后，安装生产采气树，连接采气管线，由管线输送至集气站投产运行。同时，对井场钻恢复原地貌和植被，做到“工完、料尽、场地清”。钻井期工艺流程见图3.2-3。图3.2-3 钻井工程工艺流程图（3）清洁生产措施 1）表层至500m地层采用钻井，仅加入少量的膨润土，确保对区域有意义的含水层的保护，同时500m以下采用水基钻井泥浆，主要成分中除Na2CO3水溶液水解呈碱性，具有一定的腐蚀性外，该钻井泥浆基本为无毒性泥浆，广泛应用于苏里格气田。 2）作业井场将钻井液再生处理，对废泥浆及岩屑全部外运集中处置，钻井废水全部用于配置钻井液，不外排，剩余无法回用的部分交由有处理**处理厂处置。 3）加强井口的密闭，减少井口烃类的无组织挥发，对设备的选型设计充分考虑其承受的压力，设备装置密闭性能高，杜绝烃类气体跑冒等无组织排放。 4）对运输车辆采取防渗漏、溢流和散落的措施。 5）采用射孔工程设计软件，优化射孔类型孔密、孔深、孔径等参数。射孔前洗井，采用活性水或优质低伤害射孔液。 6）使用无毒水基压裂液，减少了对环境的危害。 7）试气作业采取防喷、防泄漏等有效措施，防止氮气泄漏。 2、管线工程（1）清理场地管道施工前，首先要对施工作业带进行清理整，以便施工人员、车辆和机械通行、作业。在施工带清理过程中，施工带范围内的土壤和植被都可能受到扰动和破坏，不过其造成的影响仅局限在施工带宽度的范围内。（2）管沟开挖管道施工采取分层开挖、分层堆放、分层回填的方式，开挖过程中表土单独堆放，回填时把原有表土回填到开挖区表层，以利于恢复植被的生长。施工结束后，对管道沿线开挖处进行平整、恢复地貌，并进行植被恢复。复植的绿色植物应优先选择当地物种，并加强养护，提高成活率。管道沿线恢复植被时应选用浅根植物，以防止植物根茎穿破管线防护层。本项目管沟为倒梯形，沟底宽度约1m，地表开挖宽度为2m，深1.9m。开挖管沟是建设施工期对生态环境构成影响的最主要活动。本项目管道主要采用沟埋方式敷设，管沟深1.9m，沟底宽度约1m，地表开挖宽度为2m。施工中整个施工带范围内的土壤和植被都可能受到扰动和破坏，尤其是在开挖管沟约1～3m的范围内，植被破坏严重，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化特性等发生变化，进而影响土壤的侵蚀状况、植被的恢复等。在开挖地表、平整土地时，尽可能将表土堆在管沟一侧，施工完毕，应尽快整理施工现场，将表土覆盖在原地表，以恢复植被；临时表土堆放采取编织袋挡土墙临时拦挡，定期洒水抑尘。（3）穿越项目建设过程中需穿越道路2次，均为乡村道路，采用开挖方式穿越，穿越时采用套管埋地敷设，套管顶至路面不小于1.5m。铺设完成后对开挖管沟进行回填，并对回填部位压实，恢复道路原有状态。（4）管道组装与焊接本工程所用管道从厂家外购时已进行管道防腐，现场施工时除管道焊接接口外不另进行管道的防腐处理。在作业、拖运及安装过程中均采取预防损伤措施，避免凿伤或划伤管绝缘防腐层。管道组装前将管内污物清理干净，并将管端20mm以内的浮锈、熔渣等清除干净，并不得有裂纹、夹层等缺陷。管道组焊方式采用沟上焊接，管道焊接均采用氩弧焊打底，填充和盖面采用一般手工电弧焊。管道组装焊接按《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）10.1和10.2的规定执行。管道焊接采用多层焊接，施工时层间熔渣清除干净并进行外观检查，合格后方进行下一层焊接，焊接工艺评定试件应尽量符合工程施工时现场的自然条件；在其评定合格后，施工单位应编制相应焊接工艺规程；然后按焊接工艺规程进行现场组焊。焊接工艺评定应按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）的有关规定执行。不合格的焊缝应进行质量分析，确定处理措施，同一部位只能修补一次，返修后仍按规定方法进行检查。由于焊口处的防腐为管防腐层的薄弱环节，环焊缝补扣采用聚乙烯热收缩套(带)+聚乙烯热收缩套(带)。管道组装具体步骤如下： ①清除钢管内的积水、尘土、小石子等杂物； ②管道转角应符合设计要求。当设计无规记时，管道转角小于或等于3°时，宜采用弹性敷设；转角大于3°时，应釆用弯头（管）连接； ③直管相邻环焊缝间距应大于管径的1.5倍且不应小于100mm； ④组对时钢管的直管焊缝应错开，错开距离不应小于100mm的弧长； ⑤下班前应将组焊完毕的管道端口临时封堵。（5）下管入沟根据管道沿线的地形、地貌、工程地质、水文地质及气候条件，一般地段管道采取直埋敷设方式。一般地段管沟开挖时输气管道最小埋深（管顶至自然地坪）≥1.5m；管道通过岩石层埋深不得低于1.0m，并回填细软砂土至管顶以上0.3m。输气管道穿越公路时采用套管埋地敷设，套管顶至路面不小于1.5m，管线外防腐采用三层PE加强级防腐。（6）管道清管、试压由于本项目单条管线长度较短，管道在下沟后，进行一次性试压，在安装前对管道进行清扫。管道须进行强度试验和严密性试验。本工程设计采用试压车（车载式空压机）进行空气试压，试验压力一般为设计压力的1.5倍。试压时缓慢升压，达到试验压力后维持10分钟，再将试验压力降至0.38MPa后维持30分钟，以压力不降无渗漏为合格，强度试压合格后才能进行严密性试压。（7）覆土回填、地貌恢复以上作业完成后，应及时回填开挖的管沟，拆除施工过程中的临时设施，对施工作业带遗留的废弃碎石等进行清理，对因施工活动导致硬化的地面进行翻松，然后将表土回填在地表，将施工对生态系统的影响降至最低。按照绿化设计方案对临时占地和永久占地周边可绿化部分进行植被恢复，恢复临时占地原有的生态功能，以减少对周围植被的影响，采用自然恢复与播种相结合的方式，由于管线两侧5m范围内不得种植深根植物，因此撒播选择乡土种、优势种中浅根植物，如紫花苜蓿、沙蒿等进行植被恢复。对于临时占地为沙地的，采用草方格固沙，草方格用紫花苜蓿、沙蒿等植物制作，尺寸为1m×1m，草方格上草籽播密度不低于30kg/hm2。组织养护人员定期巡检，发现植被未存活地块及时补种，保证植被的成活率。植被恢复工作必须在雨季到来之前形成较好的生长态势，避免因地表裸露产生水土流失而影响恢复效果。
无

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

认真落实《报告书》和《技术评估报告》提出的生态保护和恢复措施。控制井场作业范围，尽量减少占地；施工结束后，全面恢复植被；加强施工管理，严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能减少对原有植被和土壤的破坏；管线及道路施工过程中应严格控制施工作业带，挖掘时应将表层土、底层土分开堆放，在施工结束后分层回填；加强对井场和管线回填区植被的绿化和抚育工作，并定期采取养护、补种等措施，提高植被覆盖率。认真落实《报告书》和《技术评估报告》中提出的大气污染防治措施。采用节能环保型柴油发电机和优质轻柴油并定期对柴油发电机等设备进行维护；运输材料的车辆用苫布遮盖并在车辆经过时控制车速，定期对施工场地进行洒水抑尘；气田开发集输采用密闭流程，井口设置紧急切断阀，采用技术质量可靠的仪表、阀门、控制设备等；集输系统采取有效措施控制管道天然气泄漏事故发生，加强对采气树、管道、阀门进行天然气测漏检验，及时消除事故隐患。认真落实《报告书》和《技术评估报告》中提出的水污染防治措施。钻井废水经收集后用于配置钻井液，循环利用，最后一**油田处理厂处置，不外排；井场及施工区设置移动式环保厕所，生活废水经生活污水暂存罐储存后，政府处理厂统一处理。运营期产生的气田水通过采出水管线**处理厂处理，达到《气田水注入技术要求》(SY/T6596-2016)和《气田水回注技术规范》(Q/SY01004-2016)水质要求后回注，不外排。落实《报告书》和《技术评估报告》提出的地下水和土壤监测要求。合理安排施工时间，尽量减少或避免夜间的施工操作；选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，加强各类施工设备的维护和保养，保持其良好的运转，降低噪声源强；合理安排强噪声施工机械的工作频次；在敏感点附近施工时在敏感点一侧设置围挡。	对于《报告书》和《技术评估报告》提出的生态保护和恢复措施，进行严格落实。尽量减少占地，大力恢复植被，对于挖取土方分开堆放，在施工结束后分层回填，制定了生态恢复计划。对于《报告书》和《技术评估报告》提出的大气污染防治措施，进行严格落实。施工机械定时维护，运输车辆有用苫布遮盖，定时巡查井口紧急切断阀仪表、阀门、控制设备等，施工场地有洒水车进行洒水，作业场地保持一定湿度；补口工艺、减少收缩套(带)使用量、控制加热温度，减少有机废气产生量。对于《报告书》和《技术评估报告》中提出的水污染防治措施，进行严格落实钻井废水经收集后用于配置钻井液，循环利用，最后一**油田废弃物委托处置，不外排；井场及施工区设置移动式环保厕所，生活废水经生活污水暂存罐储存后，定期委托处置。运营期产生的气田水通过采出水管线**处理厂处理，达到《气田水注入技术要求》(SY/T6596-2016)和《气田水回注技术规范》(Q/SY01004-2016)水质要求后回注，不外排。对《报告书》和《技术评估报告》提出的地下水和土壤监测进行监测。合理安排了施工时间，夜间不施工，施工设备选用低噪声机械设备，定时维护机械设备，合理安排强噪声施工机械的工作频次；在敏感点附近施工时在敏感点一侧设置围挡。
无

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

无	无
无

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

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4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

井场

《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）企业边界污染物控制要求

苏53-64-22 苏53-80-65 苏53-82-62H1

检测期间，苏53-66-13CH井场厂界外无组织非甲烷总烃最大排放浓度为1.99mg/m3，满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB 39728-2020）限值要求。

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

井场

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

苏53-64-22 苏53-80-65 苏53-82-62H1

检测期间，苏53-66-13CH井场厂界噪声昼间最大值为59dB（A），夜间最大值为48dB（A），满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类区昼间60dB（A），夜间50dB（A）的限值要求。

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

认真落实《报告书》和《技术评估报告》中提出的水污染防治措施。钻井废水经收集后用于配置钻井液，循环利用，最后一****油田****处理厂处置，不外排；井场及施工区设置移动式环保厕所，生活废水经生活污水暂存罐储存后，****政府****处理厂统一处理。运营期产生的气田水通过采出水管线****处理厂处理，达到《气田水注入技术要求》(SY/T6596-2016)和《气田水回注技术规范》(Q/SY01004-2016)水质要求后回注，不外排。落实《报告书》和《技术评估报告》提出的地下水和土壤监测要求。

对于《报告书》和《技术评估报告》中提出的水污染防治措施，进行严格落实钻井废水经收集后用于配置钻井液，循环利用，最后一****油田废弃物委托****处置，不外排；井场及施工区设置移动式环保厕所，生活废水经生活污水暂存罐储存后，定期委托****处置。运营期产生的气田水通过采出水管线****处理厂处理，达到《气田水注入技术要求》(SY/T6596-2016)和《气田水回注技术规范》(Q/SY01004-2016)水质要求后回注，不外排。对《报告书》和《技术评估报告》提出的地下水和土壤监测进行监测。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

认真落实《报告书》和《技术评估报告》提出的生态保护和恢复措施。控制井场作业范围，尽量减少占地；施工结束后，全面恢复植被；加强施工管理，严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能减少对原有植被和土壤的破坏；管线及道路施工过程中应严格控制施工作业带，挖掘时应将表层土、底层土分开堆放，在施工结束后分层回填；加强对井场和管线回填区植被的绿化和抚育工作，并定期采取养护、补种等措施，提高植被覆盖率。严格落实《报告书》和《技术评估报告》提出的固废污染防治措施。根据国家和地方的有关规定，按照“减量化、**化、无害化”原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。各类固废严格按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2023)、《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)的要求，分类做好存贮和安全处置工作。一般固体废物应立足于综合利用，危险废物委托有资质单位处置。

对于《报告书》和《技术评估报告》提出的生态保护和恢复措施，进行严格落实。尽量减少占地，大力恢复植被，对于挖取土方分开堆放，在施工结束后分层回填，制定了生态恢复计划。对于《报告书》和《技术评估报告》提出的固废污染防治措施，进行严格落实。对固体废物进行分类收集，井场生活垃圾集中收集后委托**市蓝新****公司处置，管线施工****施工队居住地，倒入当地生活垃圾桶。施工过程中产生的废弃的边角料、焊条、焊渣等施工垃圾，集中收集后作为废品外售。一般固体废物应立足于综合利用，危险废物委托******公司进行处置。

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

井场土地平整、覆土、井场施工结束后对场地平整、覆土。井场周边外种植沙柳3行，行株距为1m×1m，同时播撒沙打旺、沙蒿等植被，同时组织养护人员定期巡检，发现植被未存活地块及时补种，保证植被的成活率。本项目改、扩建气井共计23口，均以单井形式计算井场临时占地面积，则本项目钻井井场植被恢复面积预计为140714m2，保证植被恢复率不低于93%。管线土地平整、覆土、临时占地种植沙打旺、沙蒿等。管线沿线生态恢复采用撒播草籽的方式，恢复面积为137576m2。本项目管线向管线两端延伸各300m长度范围内，****中心线两侧各 6m为准，加密种植沙蒿、沙柳等当地灌木作物对灌木林地进行恢复；加密种植乡土种如沙打旺、锦鸡儿等对沿线草地进行恢复；采用草方格固沙，草方格用沙打旺草籽等易活植被草籽对沙地进行绿化；同时组织养护人员定期巡检，发现植被未存活地块及时补种，保证植被恢复率不低于93%。

井场施工结束后对场地平整、覆土。井场周边外种植沙柳3行，行株距为1m×1m，同时播撒沙打旺、沙蒿等植被，同时组织养护人员定期巡检，发现植被未存活地块及时补种，保证植被的成活率。本项目改、扩建气井共计5口，均以单井形式计算井场临时占地面积，则本项目钻井井场植被恢复面积预计为18914m2，植被治理率为100%。土地平整、覆土、临时占地种植沙打旺、沙蒿等。管线沿线生态恢复采用撒播草籽的方式，恢复面积为117416m2。本项目管线向管线两端延伸各300m长度范围内，****中心线两侧各 6m为准，加密种植沙蒿、沙柳等当地灌木作物对灌木林地进行恢复；加密种植乡土种如沙打旺、锦鸡儿等对沿线草地进行恢复；采用草方格固沙，草方格用沙打旺草籽等易活植被草籽对沙地进行绿化；同时组织养护人员定期巡检，发现植被未存活地块及时补种，植被治理率为100%。

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

建立健全环境风险应急处理机制，严格落实各项环境风险处理措施、生态平衡保护机制，防止环境风险带来的生态环境破坏。

2023年6月28日，****集团****公司****公司编制完成了《****集团****公司****公司苏53区块突发环境事件应急预案》，并于2023年7月7****生态环境局****分局进行了备案，备案编号：****。（详见附件）；管线设计符合《输气管道工程设计规范》(GB50251-2015)和《石油和天然气工程设计防火规范》(GB50183-2015)要求，不会对周围敏感目标产生不利影响。制定了详细的生态恢复计划。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程