天然气集输工程
SY4204-2019石油天然气建设工程施工质量验收规范集输管道检验批表格
SY4204-2019石油天然气建设工程施工质量验收规范集输管道检验批表格小幅度改写：表B.0.1 管道预制检验批质量验收记录工程名称：施工单位：分项工程名称：专业负责人：验收部位：项目经理：施工执行标准名称及编号：检验批编号：质量验收规范规定：主控项目1：直管相邻环焊缝间距应大于管道公称直径的1.5倍，且不应小于100mm。
管端坡口加工后管口应平齐，其不平度不应大于1mm。
管口的端面倾斜偏差不应大于钢管外径的1%，且不应超过3mm。
热煨弯管和冷弯管不应切割后使用。
管道元件的规格、型号及材质应符合设计要求及国家现行标准的要求。
主控项目2：坡口表面不应有裂纹、夹层、重皮、凹凸、熔渣和毛刺等。
施工单位检查记录：监理（建设）单位验收意见：表B.0.2 管道组对检验批质量验收记录工程名称：施工单位：分项工程名称：专业负责人：验收部位：项目经理：施工执行标准名称及编号：检验批编号：质量验收规范规定：主控项目1：管道元件的规格、型号及材质应符合设计要求及现行国家标准。
管道接头的坡口型式及组对尺寸应符合焊接工艺规程的规定。
钝边间隙管道厚壁δ≤5mm时，错边量b≤0.5mm；管道厚壁5mm＜δ≤16mm时，错边量b≤10%δ；管道厚壁δ＞16mm时，错边量b≤10%δ，且≤2mm，局部错边量不应大于3m。
制管焊缝错开间距不应小于100mm的外弧长（焊缝边缘的最小距离）。
补偿器安装前的预拉伸（压缩）量应符合设计或产品说明书的要求，允许偏差±10mm。
施工单位检查记录：监理（建设）单位验收意见：表B.0.3 管道焊接检验批质量验收记录工程名称：分项工程名称：专业负责人：验收部位：项目经理：施工执行标准名称及编号：检验批编号：质量验收规范规定：主控项目1：焊接材料的规格及型号应符合焊接工艺规程的规定及现行国家的标准。
主控项目2：管道焊接应符合焊接工艺规程的规定。
主控项目3：焊口无损检测结果应符合设计或本规范第6.1.10条的规定。
QSH 0245-2009高含硫化氢气田天然气集输系统设计规范
一层持续实现缓蚀性能的膜。 3.9
潜在硫化氢释放量 volume of potential H2S release 除气井外的地面设施在最高操作压力下可能释放出的硫化氢体积。为便于计算，假定自动截断阀在 管道出现故障时能够瞬时自动截断所释放出的硫化氢体积，单位为标准立方米。
gb150钢制压力容器gb5749生活饮用水卫生标准gb6479高压化肥设备用无缝钢管gb14554恶臭污染物排放标准gbt19672管线阀门技术条件gb50019采暖通风与空气调节设计规范gb50046工业建筑防腐蚀设计规范gb50052供配电系统设计规范gb50057建筑物防雷设计规范gb50058爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范gb50140建筑灭火器配置设计规范gb50183石油天然气工程设计防火规范gb50251输气管道工程设计规范gb50343建筑物电子信息系统防雷技术规范gb50350油气集输设计规范gb50391油田注水工程设计规范gb50423油气输送管道穿越工程设计规范gbj22厂矿道路设计规范jbt47302承压设备无损检测部分
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。 3.1
气田集气系统 gas field gathering system 天然气从气井井口至净化厂之间的集输管道、矿场预处理的全部工程内容的统称。 3.2 高含硫化氢天然气 high H2S natural gas 含量大于等于 5%（V）的含硫化氢天然气。 3.3 站场 stations 各类井场和各种功能站的总称，包括其占有的场地、设施等。 3.4 集气站 gas gathering stations 对气井产物进行收集、调压、分离、计量等作业的场站。 3.5 湿含硫化氢天然气 wet H2S natural gas 操作条件在水露点和水露点以下的含硫化氢天然气。
海上油气田油气集输工程
油气集输工艺流程设计
储罐和管道设计
根据海上油气田的储量、产量、油品性质 和管道输送要求，确定合理的油气集输工 艺流程。
根据油品特性、管道输送要求和海洋环境 条件，设计储罐和管道的结构、材料、防 腐措施等。
平台和船舶设计
安全环保设计
根据海上油气田的地理位置、海洋环境条 件和运输需求，设计合适的平台和船舶用 于油气集输。
海上油气田的工程设施
油气处理设施
用于对采出的油气进行 分离、脱水、脱硫等处 理，以满足后续加工和
运输的要求。
储存设施
用于储存处理后的油气 ，包括油罐、储气罐等
。
输送设施
用于将处理后的油气输 送到陆地或运输船只上 ，包括输油管道、输气
管道等。
配套设施
包括供电、供热、供水 、污水处理等设施，以 满足海上油气田生产和
投产与运行
完成所有建设和调试工作后，进行投产运行 ，并进行必要的维护和管理。
工程建设的质量控制
严格遵守相关法律法规和标准
在工程建设过程中，遵守国家和行业的相关法律法规和标准，确保工 程质量符合要求。
强化施工过程管理
加强施工过程的管理和监督，确保各项施工工作按照设计要求和规范 进行，防止质量问ห้องสมุดไป่ตู้的发生。
合理利用海上油气资源， 提高采收率和资源利用率 ，降低能源消耗和浪费。
市场的需求与竞争
市场趋势
分析国际和国内海上油气市场的 趋势和需求，了解行业发展和竞
争格局。
技术合作
加强国际技术合作和交流，引进先 进技术和经验，提高海上油气田的 竞争力。
成本效益
优化海上油气田的生产成本和效益 ，提高经济效益和市场竞争力。
节能减排技术
集输工程计算
集输工程计算一、集输工艺参数计算（一）气体混合物的临界参数和对比参数 1.虚拟临界温度和虚拟临界压力计算∑==ni i i T x T 1c c （2-7-1）∑==ni i i T x p 1c c （2-7-2）式中 T c ——气体混合物的虚拟临界温度，K ； P c ——气体混合物的虚拟临界压力，kPa （绝）； T ci ——组分i 的临界温度，K ； P ci ——组分i 的临界压力，kPa （绝）； x i ——组分i 的分子分率。
2.对比温度和对比压力计算cr T TT =（2-7-3） cr P PP =（2-7-4） 式中 T r ——气体混合物的对比温度，K ；P r ——气体混合物的对比压力，kPa （绝）； T ——气体混合物的操作温度，K ； P ——气体混合物的操作压力，kPa(绝)； T c ——气体混合物的虚拟临界温度，K ； P c ——气体混合物的虚拟临界压力，kPa(绝)。
3.计算举例集气站高压分离器顶部出来的气体组成如表2-7-1所示,分离器的操作压力为10000kPa(绝),操作温度为22℃，计算天然气的虚拟临界参数和对比参数。
表2-7-1 天然气组成解：由表2-7-1查得各组分的临界参数，用公式（2-7-1）和（2-7-2）计算天然气的虚拟临界温度和虚拟临界压力，如表2-7-2。
表2-7-2 天然气虚拟临界温度和虚拟临界压力1 2 3 4 5 6 组分分子分率临界温度T c ,K 虚拟临界温度 （2）×（3）T c ,K临界压力P c ,kPa(绝) 虚拟临界压力（2）×（5）P c ,kPa(绝)CH 4 C 2H 6 C 3H 8 iC 4H 10 nC 4H 10 iC 5H 12 nC 5H 12 C 6H 14 C 7H 16 N 2 H 2S ∑0.9079 0.0395 0.0164 0.0065 0.0042 0.0028 0.0022 0.0021 0.0023 0.0041 0.0120 1.0000190.6 305.43 369.82 408.13 425.16 460.39 469.6 507.4 540.2 126.1 373.5173.0457 12.0645 6.0650 2.6528 1.7857 1.2891 1.0331 1.0655 1.2425 0.5170 4.4820 205.24294604 4880 4249 3648 3797 3381 3369 3012 2736 3399 90054179.9716 192.7600 69.6836 23.7120 15.9474 9.4668 7.4118 6.3252 3.2928 13.9359 108.0600 4633.5671由表2-7-2计算所得天然气的虚拟临界温度和虚拟临界压力为:T c =205.2429K P c =4633.5671kPa(绝)用公式(2-7-3)和公式(2-7-4)计算所得天然气的对比温度和对比压力为:4376.12.20522273c r =+==T T T （K ）1581.26.463310000c r ===P P P （kPa ） (二)气体混合物的压缩因子计算气体的压缩因子是对比温度和对比压力的函数,由气体的特性、温度和压力来确定。
天然气集输管网的优化方案
天然气集输管网的优化方案摘要：目前我国天然气市场处于高速扩大的阶段，人们的日常生活与工作中对天然气的需求量不断增大，因此我们需要不断的加强天然气集输管线及地面集输设备的建设水平，才能进一步保障天然气生产施工中的安全、稳定，确保天然气集输管线施工工程中的规范性、科学性，促进天然气地面建设整体质量的提升。
天然气集输管线是天然气集输链条中的关键环节，是天然气建设施工技术与施工质量提升的关键。
关键词：天然气；集输管道；施工技术与质量引言近年来我国对天然气能源的需求不断加大，提升天然气生产稳定性，保障我国能源供应和安全，已经成为新时期我国社会经济发展的重要战略任务。
天然气集输管道是天然气生产工艺的重要组成部分，课题研究由此出发，深入分析建设集输管道的施工技术要点以及质量管理方法，为天然气企业的持续发展奠定良好的技术基础。
1集输管道施工技术1.1管道基本构造天然气集输管线的组成主要包括阀门、支架、管件、仪表、管材等多个部分，天然气管道和设备之间相连接，才能组成集输管道的循环系统，集输管道通常情况下都处于密封状态，才能实现介质的输送。
管道根据材质的不同可以分为金属管道、非金属管道、碳钢管道及不锈钢管道等，其中比较常见的为碳钢管线；管道根据输送介质的不同又可以分为腐蚀性介质、危险品、水汽等；管道根据压力等级不同，可以分为低压管道、中压管道、高压管道、真空管道。
管道管材的选择主要有碳钢管、高合金管、低合金管、有色金属管等，根据施工中实际需求不同，加工材料的形式也存在较大差异。
管道系统中管材的质量是十分重要的，管材表面不能出现重皮、折叠、裂纹、夹渣等缺点，避免管道在使用过程中出现腐蚀、磨损等安全隐患。
1.2集输管道安装和施工分析首先，在正式的安装施工开始前应做好充分的准备工作，对待安装的管线进行彻底的清理，不仅要彻底清除管线表面以及接口位置杂质，还要完成管线内部的清洁。
然后基于管线工艺的设计方案以及图纸内容，对集输管线的主要构成部件进行质量检查，确保部件质量符合施工需求，如管线、管件、阀门、法兰等主要构件。
天然气气田开发中钻井与集输管线工程环境监理浅议
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求 ，防止环 境 污 染 事 故 的发 生 ，从 而保 证 工 程 安 全 、高 效 、有 序 地 开 发 ，真 正 实 现 “ 色 气 田 、 绿
生 态工 程 ” 目标 。
场公 路建设 、设 备搬 迁 、钻 井 、完井 、拆 卸设 化钻 井 、泡沫 钻井 、充
ｓ ｕｍｍａ ｉｅ ｒｚ ｄ． Ａｉ ｉｇ ａ ｈ ｒ ｓ ｎｔ ｎ ｉｏ ｍｅ ｔ ｐ ｏ ｌｍｓ ｎ ｔ ｏ ｅ ｓ ｆ ｔｅ ｅ ｇ ｎ ｅ ｎ ｍ ｎ ｔｔｅ ｐ ｅ ｅ ｅ ｖｒ ｎ ｎ ａ ｒ ｂｅ ｉ ｈｅ ｐｒｃ ｓ ｏ ｈ ｎ ｉ ｅ ｒ ｇ， ｔ ｅ ｅ ｒ ｆｒ ｅ ｖｒ ｎ ｎ ａ ｌ ｉ ｈ ｋ ｙ ｗｏ ｋ ｏ ｎ ｉｏ ｍｅ ｔｌ
践 ，归 纳 总 结 了钻 井工 程 和 集输 管 线 工程 的 特 点 ，并针 对 工 程 实施 过 程 中存 在 的 主要 环 境 问题 ， 着重 分 析 了开展 工 程
环 境 监 理 的 重 点 工作 内容 。
关
键
词 ：天然气气 田开发 ；工程环境监理 ；钻井工程 ；集输工程
文献 标 识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ： ０ —６．（０ １０ －１８０ １ １ ４ ２ １ ）５０ ３ －５ ０ ３ ４
１／ｍ ） Ｔ ｋ 、气藏 压 力 高 （ ５～５ ＭＰ ） Ｉ ５ ７ ａ 、Ｈ２ Ｓ含 量 高 （ ４ ～１ ％ ） Ｏ 含 量 高 （ ． ％ ） １％ ８ 、Ｃ ２ ８ ２ 、气 藏埋 藏 深 （ ８ ０— ８０ ４ ０ ５ ０ ｍ） 等特 点 ，其 Ｈ２ 量在 国 内 Ｓ含 天 然气 项 目中最 高 。其 中钻 井 工 程 设 计 钻 井 平 台 １ ６座 ，部署 开 发井 ３ ８口，施 工 主 要 涉及 井 场及 井
石油化工行业油气集输工程设计方案方案
石油化工行业油气集输工程设计方案方案第一章绪论 (3)1.1 项目背景 (3)1.2 设计原则 (3)1.3 设计依据 (4)第二章工程概述 (4)2.1 项目概况 (4)2.2 工程规模 (4)2.3 工程布局 (4)2.3.1 油气采集站 (4)2.3.2 输油管道 (4)2.3.3 输气管道 (5)2.3.4 处理设施 (5)2.3.5 储存设施 (5)第三章油气集输工艺 (5)3.1 集输工艺流程 (5)3.1.1 油气分离 (5)3.1.2 油气处理 (5)3.1.3 油气输送 (5)3.2 集输工艺参数 (5)3.2.1 压力 (6)3.2.2 温度 (6)3.2.3 流量 (6)3.3 工艺设备选型 (6)3.3.1 分离设备 (6)3.3.2 处理设备 (6)3.3.3 输送设备 (6)第四章管道设计 (6)4.1 管道线路设计 (6)4.2 管道材料选择 (7)4.3 管道防腐与保温 (7)第五章设备设计 (8)5.1 压缩机设计 (8)5.2 液压泵设计 (8)5.3 离心泵设计 (9)第六章自动化与控制系统 (9)6.1 自动化系统设计 (9)6.1.1 设计原则 (9)6.1.2 系统架构 (9)6.1.3 现场仪表层 (9)6.1.4 数据采集与处理层 (10)6.1.5 监控与控制层 (10)6.2 控制系统设计 (10)6.2.1 控制策略 (10)6.2.2 控制器选型 (10)6.2.3 控制网络 (10)6.3 安全监测与报警系统 (10)6.3.1 设计原则 (10)6.3.2 监测参数 (10)6.3.3 报警与处理 (10)6.3.4 报警记录与查询 (11)第七章电气设计 (11)7.1 电力系统设计 (11)7.1.1 设计原则 (11)7.1.2 电力系统组成 (11)7.1.3 电力系统设计内容 (11)7.2 电气设备选型 (12)7.2.1 电气设备选型原则 (12)7.2.2 电气设备选型内容 (12)7.3 电气安全防护 (12)7.3.1 安全防护措施 (12)7.3.2 安全防护设计 (13)第八章环保与节能减排 (13)8.1 环保措施设计 (13)8.1.1 污染防治 (13)8.1.2 环境风险防控 (13)8.2 节能减排技术 (13)8.2.1 节能技术 (13)8.2.2 减排技术 (13)8.3 环保设施布局 (14)8.3.1 污水处理设施 (14)8.3.2 废气处理设施 (14)8.3.3 固体废弃物处理设施 (14)8.3.4 环境监测设施 (14)第九章工程施工与验收 (14)9.1 工程施工组织 (14)9.1.1 施工队伍组建 (14)9.1.2 施工进度安排 (14)9.1.3 施工资源配置 (15)9.1.4 施工现场管理 (15)9.2 工程验收标准 (15)9.2.1 验收依据 (15)9.2.2 验收内容 (15)9.2.3 验收程序 (15)9.3 工程质量保证 (15)9.3.2 施工质量保证 (15)9.3.3 监理质量保证 (15)9.3.4 质量检验与评定 (15)第十章经济评价与投资预算 (15)10.1 经济评价方法 (15)10.1.1 投资回收期法 (16)10.1.2 净现值法 (16)10.1.3 内部收益率法 (16)10.1.4 投资利润率法 (16)10.2 投资预算编制 (16)10.2.1 投资预算的编制原则 (16)10.2.2 投资预算编制内容 (16)10.3 风险评估与控制 (17)10.3.1 风险评估 (17)10.3.2 风险控制措施 (17)第一章绪论1.1 项目背景我国经济的持续发展和工业化进程的加快，石油化工行业在国民经济中的地位日益凸显。
天然气处理及外输方案
*斋桑区块天然气处理及外输方案***天然气输气管道工程西起*共和国东*州斋桑区块萨雷布拉克（Sarybulak）构造主产区油气处理厂，东至中国***自治州*地区*县托普铁热克镇北约6km的哈拉苏村的*LNG工厂西南角的计量末站，线路全长约110km，其中境外部分约85km，境内部分约25km。
线路全线站场包含境外的油气处理厂首站（Sarybulak）、麦哈布奇盖（Majkapchagaj）边境计量站，境内的*边境发球区、*LNG工厂末站。
本说明仅包含境外部分85km管线与地面集输处理工艺站场和外输工艺的说明和工程费的故算。
本工程的建设范围为该管线的*共和国境内部分，全部在东*州斋桑市境内大致沿已建道路敷设，线路沿线地貌为冲积平原，地表植被以中温带干旱区草原牧场为主，部分地区为农耕地。
其中长输管道管径为DN400、设计压力为7.0MPa、设计温度40℃，设计输量：150×104m3/d（最大200×104m3/d），包含油气处理厂首站、3座线路自动截断阀室、边境计量站和85km长输管道线路。
线路沿线有M-38主干道、通往边境麦哈布奇盖镇的道路和其他道路，道路依托条件良好。
1、气田油气处理根据天然气的组分及下游LNG的要求，天然气的预处理应包括以下四个部分：脱氧至含量为0，脱碳至50ppm，脱水至1ppmv，脱除汞至0.01g/m3。
1.1 天然气脱氧天然气脱氧的工艺主要包括以下三种：（1）化学除氧法：在气体中加入一定量的化学除氧剂，将天然气中的氧气消耗掉。
通常采用Na2S2O3或FeSO4。
（2）固体除氧剂法：采用固体除氧剂，将天然气中含有的微量氧气去除。
该工艺通常适用于氧气含量不高于1000ppm的工况。
脱氧剂失效后可以通入含有氢气的气体进行再生。
（3）加氢还原法：在天然气中加入一定量的氢气，并使混合气体通过装有铂催化剂的固定床层，使氢气和氧气发生化学反应生成水，从而将气体中含有的氧气去除。
天然气集输管道危险有害因素分析及控制
天然气集输管道危险有害因素分析及控制摘要：随着城市化进程的不断加快，人们对天然气的需求量不断增加，由于天然气的特殊化学性质，天然气的集输过程必须充分保证安全性，这也给天然气集输管道的建设提出了更高的要求，近年来，各种危害有害因素给天然气集输管道的安全性带来了威胁，也发生了各种安全事故，严重影响着社会的稳定发展。
对天然气集输管道危害有害因素采取有效的措施加以控制是天然气集输过程中要充分重视的[1]。
关键词：天然气；集输管道；危险有害；因素分析控制引言天然气集输管道的设计与建设需要根据当地地形地貌及其输气量进行因地制宜的设计。
其相关布线路线与处理措施都有相关规程可供遵守。
通常天然气管线有深埋和高架两种走线形势，各具特点也有相关安全防护措施考量。
除非遇到特殊情况，否则在日常巡检与维护下基本可以做到关键危害因素的预防与处理。
但是由于我国天然气集输管道建设里程不断增加，穿越地点自然情况复杂，给天然气集输管道的危险因素治理带来了新的挑战[1]。
1天然气集输管道危害有害因素分析1.1外界因素外界因素诸如恶劣天气、空气湿润、地质灾害等环境因素或工作人员责任心差、技术水平不过关等人为因素都容易严重影响天然气集输管道的安全性。
空气中的腐蚀成分与空气的湿度有关，湿度越高，腐蚀成分越多。
在空气较为潮湿的室外，天然气集输管道会由于大量的腐蚀成分而受到腐蚀，长此以往，天然气集输管道的安全性会大大降低[2]。
其次，恶劣的天气或严重的地质灾害都会直接影响天然气集输管道的正常运行，如寒冷的下雪天可能会造成集输管道受到冻害，地震、泥石流等自然灾害会对管道的安全性产生威胁等。
对此，为防止自然环境对集输管道的危害，就需要工作人员对当地的气候变化情况做好及时地掌握，以有效的防护措施应对各种自然气候的危害。
外界环境除自然环境之外，也包括一定的人为因素。
当前天然气集输管道的建设离不开人工参与，但不同的工作人员工作态度、技术水平、综合素质等各不相同，再加上管理工作的不到位，很有可能出现操作失误的现象，严重威胁天然气集输管道的安全性。
石油工程设计大赛气田开发方案
气田开发方案（详细提纲）前言一.气田地理位置和环境二.区域地质概况（构造、地层沉积、资源）三.勘探开发历程及取得的主要成果四.资料录取情况第一章气田地质特征一.构造特征二.地层特征1.地层层序及岩、电性特征2.小层划分对比三.储层特征1.岩性特征（岩石学特征）①岩石类型②粘土矿物特征2.沉积特征（沉积微相）①滨海相储层沉积特征②三角相储层沉积特征③河流相储层沉积特征3.砂体展布特征①沉积微相类型与砂体展布关系（主要论述不同沉积微相砂体的展布特征，并推测河道砂体的宽、厚及其展布）②砂体平面展布特征。
根据三维地震解释结果分析各储层的平面展布特征（实际为三维地震成果）4.物性特征①孔渗特征（不同层位储层纵向、平面特征）②影响物性因素1）物性与岩石相关系2）物性与沉积微相关系3）物性与成岩作用关系5.成岩作用6.孔隙结构特征①孔隙类型②孔隙结构特征（喉道类型，孔喉分布）③影响孔隙结构因素1）岩相与孔隙结构关系2）微相与孔隙结构关系（说明不同的微相、岩相是有不同的孔隙结构特征，不同的孔隙结构反映出不同的渗透能力）7.敏感性分析8.非均质性①层内非均质性②层间非均质性③平面非均质性9.四性关系①岩性与电性关系②岩性与物性关系③岩性与含气性关系④电性、物性与含气性关系10.储层综合评价评价依据（砂体类型－沉积微相、物性、孔隙结构、电性、含气性等）储层非类四.流形性质1.天然气性质2.凝析油性质3.地层水性质五.气藏类型1.相态特征2.天然气组分特征与对比3.气藏类型六.气藏温度和压力1.气藏压力2.气藏温度七.储层评价1.已提交探明储量情况2.储量评价单元划分3.储量参数确定4.储量评价①计算结果②变化原因③可靠性评价④可开发动用储量1）气田经济极限储量2）气田可开发动用储量（盒2、3可动用开发储量，合层开发可动用储量）第二章气藏工程研究和方案设计一.气田试采动态特征1.试气特征①试气概况（试气井、层数）②气井产能（产量、生产压差、各层产能差异等）2.试井资料解释及主要认识①不稳定试井解释1）模型识别2）解释结果分析3）主要认识②产能试井解释（稳定试井解释）1）修正等时试井2）一点法试井3）对气井产能的认识③新井产能预测3.试采动态特征①试采特征1）高产井试采特征（生产曲线分析）2）低产井试采特征3）合采井试采特征②单井动态控制储量和泄气半径1）单井动态控制储量（单层、合层）2）单井泄气半径③试井稳定产能分析1）试井稳定产能分析（产量、稳产年限）2）多层合采稳定产能分析（产量、稳产年限）二.气藏工程研究1.开发原则2.开发方式3.开发层系划分①单层开采②合层开采4.井距和井网①合理井距1）高产井井距2）低产井井距3）合采井井距②井网部署方式（高产、低产、合采井网）5.合理的生产压差、配产和采气速度①合理生产压差（高产、低产、合采井）②合理配产③合理采气速度及稳产年限（高产、低产、合采）6.废弃压力与采收率①废弃压力的确定②气藏采收率预测7.开发方案设计①开发方案设计思路（高产区和合层区采用不同的井网井距配产等）②盒2、3高产区开发方案设计（设计几套方案）③合层开采区开发方案设计（设计几套方案）8. 方案数值模拟研究及方案优选①模型的建立②基础参数的选取③储量拟合④动态历史拟合⑤方案指标预测及推荐方案9.国内外类似气田开发状况及生产特征分析研究10.对比方案优选方法及优选第三章钻井工程方案一. 钻井工程方案编制原则和依据二. 井身结构1. 井身结构选择依据2. 井身结构设计①表层套管②技术套管③井深质量要求三. 钻机类型选择四. 钻具组合五.钻头选型及钻井参数设计1. 钻头选型2. 钻井参数设计六. 钻井液设计1. 一开钻井液体系2. 二开钻井液体系七. 气层保护技术措施1. 储层损害分析2. 储层保护措施①钻开气层前保护措施②钻开气层后保护措施1）屏蔽暂堵原则2）屏蔽暂堵配产优选3）屏蔽暂堵技术要求4）固井过程的气层保护八. 气井控制技术九. 固井法案1. 提高固井质量对策2. 套管强度设计3. 固井方案优选4. 水泥浆体系十. 钻井施工重点技术及环境保护措施1. 防塌、防漏、防喷措施2．钻井完井作业技术措施3．环境保护措施第四章采气工程方案一．方案设计依据和采气原则1．设计依据2．设计原则二．气井完井方式1．射孔方式选择2．射孔参数及优选设计3．射孔液的选择4．射孔工艺方案三．压裂改造工艺1．压裂工艺技术可行性分析①气田储层工程地质特征②气田压裂改造效果分析（总结已压裂井效果）2．压裂工艺和压裂液配方优选3．压裂设计优化（盒2、3和合层分别提出优化设计方案）4．压裂施工工艺技术优化（压前、施工、压后参数选择和措施）5．压后评估四．采气工艺1．井口装置和生产管柱优选①井口装置选择②生产管柱优选1）气井节点系统分析2）携液能力分析3）生产管柱选择2．工艺制度选择3．采气方式选择4．排水采气工艺①气井产液情况②排水才气工艺选择③化学排液采气工艺技术1）化学剂的优选2）泡排工艺④其他排液采气工艺1）小油管排液采气技术2）……5．水合物防治工艺①水合物形成条件分析②水合物防治措施1）化学抑制剂法2) 井下节流法3）其他方法（如油套轮采）五．动态监测方案设计1．生产动态监测目的和内容2．动态监测技术①压力测试1）方法的选择2）主要技术参数②试井1）产能试井2）不稳定试井③生产测井3．动态监测方案设计和实施要求①压力温度监测②产能监测③不稳定试井④流体性质监测⑤产出剖面第五章地面工程方案一．概述1．方案编制依据和原则2．气田地理概况和地面建设现状二．天然气集输工程1．建设规模（根据气藏工程开发方案而定）2．天然气集输工程①集输工艺方案选择1）天然气集输系统选择2）单井集气方案3）集气站工艺4）处理站工艺5）系统布局②天然气集输管道工程1）管材选择2）管道铺设方式3）管道的保温和防腐三．公用及配套工程1．轻油及污水处理2．消防及供排水工程3．供热和暖道4．供电工程5.通信工程6.自动控制7.总图运输和建筑结构8.道路工程9.辅助生产及生产管理设施四．地面建设工程总汇五. 环境保护六. 职工安全卫生七. 劳动组织和人员编制第六章安全卫生环保评估一.环境评估二.生评估三.安全评估第七章经济评价一.投资估算1.勘探投资2.开发投资3.其他（利息、税、流动资金等）二.成本费用估算三.销售收入、销售税金四.财务评价五.敏感性分析六.评价结论第八章推荐方案和实施要求。