开发区污水处理改扩建工程可行性研究报告.docx
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开发区污水处理改扩建工程可行性研究报告
污水处理改扩建工程
可行性研究报告
附表：
附表1：
项目总投资使用计划与资金筹措表
附表2：
营业收入、营业税金及附加和增值税估算表
附表3：
外购原材料费用估算表
附表4：
外购燃料动力费用估算表
附表5：
总成本费用估算表
附表6：
流动资金估算表
附表7：
利润与利润分配表
附表8：
财务现金流量表
附表9：
项目投资现金流量表
附表10：
项目资本金流量表
附表11：
资产负债表
附表12：
借款还本付息表
附表13：
固定资产折旧费估算表
附表14：
无形资产和其他资产摊销费估算表
第一章总论
1.1项目概况
项目名称：
污水处理改扩建工程
建设单位：
***有限责任公司
建设地址：
****污水处理厂内
建设性质：
改扩建
1.2编制依据
1.《中华人民共和国环境保护法》
2.《苏里格气田污水处理优化研究》
苏里格第三天然气处理厂、西安石油大学2013年03月
3.《中华人民共和国固体废物污染防治法》
4.《国家危险废物名录》
5.《“十二五”危险废物污染防治规划》环发[2012]123号
6.《室外排水设计规范（2014年版）》GB50014-2006
7.《油田采出水处理设计规范》GB50428-2007
8.《石油化工污水处理设计规范》GB50747-2012
9.《城镇污水处理厂污染物排放标准》GB18918-2002
10.《危险废物填埋污染控制标准》GB18598-2001
11.《危险废物处置工程技术导则》HJ2042-2014
12.《泵站设计规范》GB50265-2010
13.《化工危险废物填埋场设计规定》HG/T20504-2013
14.天然气、石油化工行业相关标准规范
15.《室外给水设计规范》GB50013-2006
16.《泵站设计规范》GB50265-2010
17.《城镇污水处理厂污染物排放标准》GB18918-2002
18.《污水排入城镇下水道水质标准》CJ343-2010
19.《城镇污水处理厂附属建筑和附属设备设计标准》CJJ31-89
20.《给水排水工程构筑物结构设计规范》GB50069-2002
21.《混凝土结构设计规范》GB50010-2010
22.《砌体结构设计规范》GB50003-2011
23.《建筑结构荷载规范》GB50009-2012
24.《建筑地基基础设计规范》GB50007-2011
25.《建筑抗震设计规范》GB50011-2010
26.《地下工程防水技术规范》GB50108-2001
27.《建设设计防火规范》GB50016-2014
28.《混凝土结构工程施工质量验收规范（2010版）》GB50204-2002
29.《给水排水管道工程施工及验收规范》GB50268-2008
30.《给水排水构筑物施工及验收规范》GB50141-2008
31.《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GB50093-2002
32.《民用建筑电气设计规范》JGJ16-2008
33.《20kV及以下变电所设计规范》GB50053-2013
34.《供配电系统设计规范》GB50052-2009
35.《低压配电设计规范》GB50054-2011
36.《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50062-2008
37.《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010
1.3编制原则
本可研报告的编制将遵循下述原则：
本可研报告的编制将遵循下述原则：
1.依据我国天然气和石油行业的标准规范，结合苏里格气田的实际情况，根据国家污水、污泥、危废等有关法规、标准、规范等，进行本工程方案设计。
2．充分利用现有污水处理厂的设施和条件，最大限度减少投资、缩短建设周期。
保证改扩建后的水厂既可以满足本次压裂返排液、泥浆和岩屑处理的要求，也可以满足市政污水处理的需要。
3．根据钻井液和岩屑的特点及处理后的用途，合理确定污水标准，选择技术先进、安全可靠、运行管理方便、投资经济合理、运行费用较低，适合本地区特点的处理工艺，真正实现污染物综合利用，并配合钻井队实现整个钻井过程中“泥浆不落地”。
4．在冬季处理采出水时，对于含醇废水应在天然气厂污水处理站内进行甲醇回收利用和除油后再运至污水处理厂。
5．以国产设备为主，选择先进成熟设备，节能降耗，提高智能化、自动化水平，使本工程与当地日益发展的现代化水平相适应。
1.4编制范围
受建设单位的委托，我们对***有限责任公司乌审召开发区污水处理改扩建工程进行了调研，并编制了项目可行性研究报告，主要研究范围包括：
项目建设的项目建设条件、工艺方案和主要材料选型、工程建设方案、施工方案、节能措施、环境影响评价、劳动安全卫生、项目实施计划、投资估算与资金筹措、结论与建议等。
通过对***有限责任公司乌审召开发区污水处理改扩建工程建设背景及建设条件的调查分析，对本项目建设必要性、经济合理性、技术可行性及实施可能性提出综合性论证报告，供上级部门决策参考。
1.5主要技术经济指标
1.5.1建设内容
***有限责任公司乌审召开发区污水处理改扩建工程占地面积150亩，建设内容主要为压裂返排液处理、泥浆处理和岩屑无害化处理三个单元。
建设规模为压裂返排液单元2000m3/d，泥浆处理单元350m3/d，岩屑处理单元810m3/d。
按照300口井，260天计算，年处理规模为压裂返排液52万m3，泥浆处理9.1万m3，岩屑处理21.06万m3。
1.5.2建设期
本项目建设期为18个月，建设从2017年5月—2018年10月。
1.5.3投资估算
本项目总投资为13971.18万元，其中建设投资12549.54万元，建设期利息387.40万元，流动资金1034.24万元，企业自筹4462.54万元，占总投资的32.02%，银行贷款9508.64万元。
1.5.4技术经济指标
主要技术经济指标见表1-1。
表1-1主要技术经济指标
序号
项目名称
单位
数量
备注
1
处理规模
1.1
压裂返排液
m3/d
2000
260天计算
1.2
泥浆
m3/d
350
260天计算
1.3
岩屑
m3/d
810
260天计算
2
新增建设内容
2.1
新增建筑面积
m2
3
年操作时间
d
260
4
主要原辅材料
4.1
双氧水
t
6000
30%
4.2
硫酸亚铁
t
600
98%
4.3
硫酸
t
1992
98%
4.4
液碱
t
3600
30%
4.5
PAM
t
500
90%
4.6
纯碱
t
2880
99%
4.7
专用修复剂
t
8424
4.8
水泥
t
7562
4.9
固化剂
t
1375
4.10
米石
t
13750
5
动力消耗表
5.1
新鲜水
m3/a
11310
5.2
电
万kWh
1011.31
6
运输量
t/a
1233529
6.1
运入
t/a
815173
6.2
运出
t/a
296213
7
定员
人
50
8
总占地面积
亩
150
9
项目总投资
万元
13971.18
9.1
建设投资
万元
12549.54
9.2
流动资金
万元
1034.24
9.3
建设期利息
万元
387.40
10
费用与效益
10.1
年均销售收入
万元
13648.78
10.2
年均总成本费用
万元
8996.65
10.3
年均经营成本
万元
7976.10
10.4
年均利润总额
万元
4622.13
10.5
年均净利润
万元
3466.60
10.6
年均所得税
万元
1155.53
11
财务评价指标
11.1
财务内部收益率
%
29.32
所得税前
11.2
财务内部收益率
%
21.66
所得税后
11.3
财务净现值（ic=10%）
万元
16561.54
所得税前
11.4
财务净现值（ic=10%）
万元
8619.48
所得税后
11.5
投资回收期
年
4.37
所得税前
11.6
投资回收期
年
4.73
所得税后
1.6主要研究结论
该项目的建设，将发展“泥浆不落地”的理念，真正实现污染物的综合治理，具有良好的经济效益、社会效益和环保效益。
项目的建设是必要的，也是可行的。
第二章项目背景和建设的必要性
2.1项目背景
2.1.1钻井、作业废弃物的化学组成及危害
在石油与天然气的开采、钻探以及修井过程中，产生大量的钻井液废弃物，这些废弃物从来源上看包括钻井污水、钻井液（钻井泥浆）、钻井岩屑和污油的混合物、压裂返排液等，是一种相当稳定的胶态悬浮体系，从组成上看含有粘土、加重材料、各种化学处理剂、污水、污油及钻屑等；其中对环境产生危害的主要化学成分有烃类、盐类、酸类、各类聚合物、高分子聚合物、重晶石中的杂物和沥青等改性物，这些污染物具有高色度、高石油类、高COD、高悬浮物等特性，其污染特性具体表现为：
（1）其主要超标的指标有化学需氧量（COD）、生物需氧量（BOD）、油类、悬浮物（SS）以及盐类。
它们主要来自钻井液配制中各种钻井液添加剂的加入以及在钻井过程中钻井液的携带物。
其中化学需氧量COD的值常常高达几千甚至几万毫克每升。
（2）通过对废弃钻井液进行模拟雨水淋洗分析，废弃钻井岩屑中污染物的浸出率很高，废弃钻井岩屑不可直接填埋等处理。
（3）钻井废弃物的环境可生化性较差，不适宜直接采用生化方法进行处理。
（4）钻井废弃物中有毒、有害物质会经过自然降雨淋洗而溢流或渗入地下，对地表水、地下水以及土壤造成影响。
并且有可能在土壤中富集，不仅会对土壤中的大量微生物产生不良影响，而且会使土壤碱化或中毒，如果被植被吸收，将会对其产生毒害作用，甚至危害人畜等。
（5）废弃钻井液本身是一种极为复杂的分散体系，它以粘土、水为基础，使粘土分散在水中形成一种较为稳定的分散体系，其颗粒粒径一般在0.001~2μm之间，具有胶体和悬浮体的性质，因此具有相当的稳定性。
（6）由于其特殊的组分使其具有相当的稳定性，这种稳定性使废弃钻井液能够在长时间内保持稳定的状态，电位值很高。
因此，要想破坏其稳定性，就必须加入大量的处理剂使其脱稳，这也就是废弃钻井液的处理难度大、费用高的原因之一。
油气田每钻完一口井，都要在原地丢下一个废弃的泥浆池。
一个油气田有成千上万口井，就有成千上万个废弃泥浆池，每个泥浆池中的钻井废弃物少则有几百方，多则有几千方，又由于石油钻井的野外作业特征，施工现场所有的废弃物几乎全部排放积存于废泥浆储存坑内，最终形成一种由粘土、加重材料、各种化学处理剂、污水、污油及钻屑等组成的多相悬浮性的钻井废弃物，这就是造成钻井液废弃物中的成分复杂化的主要原因。
钻井液废弃物对环境的危害很大，尤其是近年来由于钻井深度的增加所导致的钻井周期的延长以及磺化泥浆的大量推广使得废泥浆中污染物的浓度越来越高，对周围环境的土壤、地表水和地下水造成严重的污染。
第一，对水环境的影响，排入废浆池中的钻井废弃物由于雨水的冲刷会流入井场附近的江、河、湖、泊及其他地表水体中，使地表水受油类、有害的金属和盐离子的污染，从而破坏饮用水水源，影响和危害地表水及植被畜牧业，对牲畜和农作物的正常生长发育造成了严重影响，并可由食物链的作用而最终影响和危害人类健康。
如柴油及其他油类除了对水生生物的直接毒性作用以外，还可漂浮在水体表面，使水面变色和被油膜覆盖，并散放臭味，给生产和生活用水带来不便。
而有害的金属离子则能通过食物链的作用而最终影响和危害人体健康。
第二，对土壤环境的影响，排入废浆池中的钻井废弃物可随雨水的冲刷流入附近的土壤、农田，从而使农田、土壤受到油类、有害的金属离子和盐类的污染。
钻井废弃物过高的pH值，高浓度的可溶性盐及石油类物质等，严重影响土壤结构，引起土壤的盐碱化，使得附近土地呈现为棕褐色龟裂板结，危害植物的正常生长；有害的金属离子及不易被动植物降解的有机物高分子聚合物容易进入食物链并在环境中或动植物体内蓄积，危害人类的身体健康和生命安全；另外，废浆池占用土地，如不填平后复原使用，则会浪费宝贵的土地甚至耕地。
第三，由于钻井生产的流动性、分散性及废泥浆沥滤性等特点，使得钻井废弃物对环境的污染呈现出污染面积大、区域广的特点，这就大大增加了其治理难度和处理费用；随着环保要求的日益严格，钻井废弃物的无害化处理也越来越引起相关单位和部门的重视。
2.1.2现实中存在问题
（1）在井场挖泥浆池方式，会存在一定的土壤和地表水污染风险。
以中石化华北局鄂北工区为例:
一般钻井周期为1～2个月，长的需要3个月以上。
如遇暴雨和其它水源汇集井场，废弃钻井液可能会泄露到邻近的农田或牧场中造成环保隐患；完钻后岩屑和废弃泥浆就地固化掩埋，造成严重环境污染。
（2）通常情况下，废弃钻井液就地固化处理无法循环利用其中的有效成份，造成一定浪费。
例如：
废弃钻井液中可重复利用的价值较高的有机高分子处理剂及膨润土等，无法重复利用。
（3）废弃钻井液与其它废液混合处理，难度大、成本高且处理后无法回用。
“泥浆不落地”是很多石油天然气钻井队提出的新型环保理念，旨在解决钻井过程中传统钻井液池对周边环境的污染问题，该工艺在国内尚处于试验阶段，工艺技术还不成熟。
目前，石油石化、天然气、环保等领域对于“泥浆不落地”并没有系统、准确的定义，对于“泥浆不落地”的验收标准也没有严格界定。
从目前来看，“泥浆不落地”在实施过程中主要需达到两方面的“不落地”，一是利用储罐、软体水箱等储水罐体替代传统钻井液池，实现在钻井液循环利用的过程中不与周围土壤直接接触，避免其对周边环境的污染；二是在废弃钻井泥浆的处理、处置过程中没有遗撒、泄露，最终实现无害化处理。
但是，从上面几个工程实例中也可以看出，虽然解决了传统钻井液池对环境土壤造成的污染，但现行的“泥浆不落地”技术也存在以下几个问题：
a.对于废弃钻井泥浆，并没有实现真正的综合利用。
在现场随钻处理过程中：
液相方面，不论是固液分离后的液相还是脱水甩干后的污水，其中都含有大量有机和无机污染物，现行技术从根本上只是固液分离，并不能对所有污水实现达标排放；在固相方面，不论是钻井岩屑还是泥浆压滤分离后的滤饼，其浸出液中还含有大量的有机物和无机污染物，在新环保法颁布、环保要求日益严格的今天，只有无害化处理资源化利用才是岩屑的最终出路。
b.点源处理能耗高、监管风险大。
一般所采用的都是小型移动式设备或储罐，针对每一口井就近储存、处理，电源多来自于柴油发电机，效率低、成本高，相应提高了钻井泥浆处理成本。
此外，由于小型设备始终与打井工作同步进行、随打井机械移动，没有固定的污水污物排放口，环保监察部门对其运行效果的监管难度极大。
2.2建设意义
（1）是保障乌审召天然气田正常运行的需要
乌审召天然气田根据现有天然气的淘汰情况计算，为保证天然气的正常供应，每年需打新井500~1000眼，但由于新环保法的出台以及国家对环保要求的日益严格，钻井液无法达标处理已经严重制约了新气田的开采进度，若不尽快解决钻井液处理问题，势必影响天然气的正常供应。
（2）是保护当地自然环境的需要
乌审旗天然气田计划每年打新井500~1000眼，每眼井会带来约700m³的的钻井岩屑，300方的废弃泥浆及约2000m3的洗井水和压裂水，如果按照传统处理处置办法，钻井泥浆固化后就地填埋，势必造成大量土地被永久的、不可逆转的占用；而洗井水和压裂水简单处理后自然排放也会造成周边水体和土壤的污染。
本工程的建成，将发展“泥浆不落地”的理念，真正实现污染物的综合利用。
（3）项目建设有利于环境保护及企业社会形象的提升
近年来，随着人们的环保意识的增强和数次大范围污染事件的发生，公众的环保意识在日益增强，政府的环保要求也日趋严格。
中国石油、中国石化、中海油等石油企业均在逐步加强环保投入力度，下属各油气生产企业也在加快各类污染治理技术的应用，积极推进环保隐患的治理，减少环境污染和社会影响、保护和改善环境质量的同时又促进技术的革新进步，提升企业社会形象。
综上所述在环保要求日益严格的今天，钻井废弃物收集集中处理项目工程有效决了钻井废弃物的污染问题，不留隐患。
该项目实现钻井废弃物的减量化、无害化、资源化，有效解决了油气田开发过程中长期困扰的环保问题。
符合国家对油气田开发的环保要求。
第三章项目建设可行性分析
3.1政策的可行性
“十一五”以来，全社会环境意识不断增强，人民群众参与程度进一步提高，国家将主要污染物排放总量显著减少作为经济社会发展的约束性指标，着力解决突出环境问题。
当前，我国环境状况总体恶化的趋势尚未得到根本遏制，环境矛盾凸显，压力继续加大，部分地区生态损害严重，生态系统功能退化，生态环境比较脆弱。
随着人口总量持续增长，工业化、城镇化快速推进，能源消费总量不断上升，污染物产生量将继续增加，经济增长的环境约束日趋强化。
“十二五”期间，全国污水外排主要指标要求在2010年的基础上再减排8-10%。
对污水处理、污泥无害化处理设施等企业实行政策优惠，大力推动以污水处理装备制造为重点的企业，鼓励企业加快小型化污水处理技术的攻关，强化金融支持力度并加大金融机构对节能减排项目的信贷支持力度。
2015年和2016年国务院相继印发了《水污染防治行动计划》和《土壤污染防治行动计划》简称“水十条”、“土十条”，今年两会又进一步落实完善了相关环保政策。
为本项目的顺利推进和实施提供法律依据和政策支持。
3.2市场的可行性
（1）油气需求持续增长，对外依存度逐年加大
进入21世纪以来，我国经济持续高速增长，对石油的需求快速增加，而国内油气产量的增长远无法满足国民经济和社会发展的需要，供需矛盾日益尖锐、复杂，石油的对外依存度逐年增长并将成为长期的趋势，对环境和土壤的污染也是日趋严重。
自1993年我国成为石油净进口国以来，石油供需缺口持续增大，石油对外依存度2009年突破50%警戒线后，2011年上升到56.5%，原油进口量达到2.54亿吨。
专家预测，按照国内目前的经济增长方式和技术水平，2020年我国石油对外依存度将达60%。
根据中国工程院《2030～2050年中长期能源发展战略研究》做出的预测，即使是在低需求情景下，中国石油需求量到2030年也将达到6.44亿吨，能源保障压力巨大。
目前，国内原油生产仅能满足需求量的43.5%，无论是能源保障需求还是出于能源安全的需要，原油生产均面临巨大压力和挑战。
（2）为增储上产，不断扩大三采规模、加大难采储量开采、加快非常规油气开发
十一五”以来，国内多数主力油田多已进入高含水开发中后期，增储能力下降，增储潜力有限，常规增油手段难度加大，增油效率下降，增油幅度减少。
为保证国家石油安全，满足日益增长的石油需求，在常规油气勘探开发的基础上，重点推进以下方面的油气开发：
一是老油田挖潜，在常规注水开发的基础上，不断扩大三次采油规模。
三次采油方法可以大大提高采收率，增加的可采储量相当于全国目前剩余储量50％以上，若把这种潜力挖掘出来，相当于我国的可采储量增加一倍以上。
因此，发展三次采油是我国石油开采的必经之路。
目前世界把三次采油统称为EOR（EnhanceOilRecovery）即提高原油采收率。
二是扩大区块开采，油田老区扩大油藏开采范围，利用新的技术手段加大了对难采储量开采。
难采储量是指储量规模小、丰度低、油气藏条件差、油品质量差、开发技术难度大、开发环境差的难开采储量。
从累计探明储量上看，致密油气占35％左右，由于这类油储量的开采率较低，在剩余可采储量中他可能占40％以上，如胜利油目前未开采储量中致密油占45％，鄂尔多斯盆地探明储量占全国10.7％、其中致密砂岩储层占80％以上。
三是加快了对非常规油气勘探开发的研究。
非常规油气是相对于常规油气储藏而言的，是指在当今技术和经济条件下，不能完全用常规方法和技术手段进行勘探、开发和加工利用的油气资源，主要包括页岩气、致密砂岩气、煤层气和可燃冰等。
研究表明，中国非常规油气资源丰富，发展潜力大，其中：
致密气可采资源量8.8-12.1万亿方，目前已形成鄂尔多斯盆地和四川盆地现实区，松辽盆地、渤海湾盆地、塔里木盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地的潜力区；页岩气可采资源量为15-25万亿方，主要分布有南方地区、塔木盆地的海相泥页岩，北方地区和扬子地区海陆过度相泥页岩，松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、吐哈盆地、准噶尔盆地和柴达木盆地的湖相泥页岩。
非常规油气资源是未来油气产业发展的重点，其市场角色和地位将更加突出，将成为常规油气资源的重要接续资源。
乌审旗气田每年4~10月间打井，2015年11月底前打井1500口，以后每年根据淘汰井的数量打新井，初步估计每年打新井约500~1000口，连续生产约20年。
每口井产废液约3000m3。
本设计将钻井岩屑和压滤后的泥饼进行无害化处理资源化利用，脱泥后的滤出水、压裂水及洗井水处理达标后回用或排放。
根据本项目投资、占地、运行等各方面因素综合考虑，暂定设计规模为1口井/天，即压裂返排液液处理单元按2000m³/d，泥浆处理单元350m³/d，岩屑处理单元810m³/d设计，每年可在3~11月间处理260眼钻井所产生的废弃钻井液及岩屑。
运行稳定后可根据打井数量进行扩建。
综合上诉分析油气田开发的市场是可持续的，对开发过程中外排物的无害化处理、资源化利是一个长期的需求。
该项目有着广阔长期的市场前景。
3.3经济可行性
本项目估算总投资为13971.18万元，其中建设投资12549.54万元，建设期利息387.40万元，流动资金1034.24万元。
从以上分析可以看出，各项评价指标良好，税前财务内部收益率为29.32%，高于设定的基准收益率。
项目收益十分显著，盈利能力较强，在经济上是可行的。
第四章建设条件分析
4.1项目地概况
本项目位于乌审召开发区。
鄂尔多斯市位于内蒙古自治区西南部，地处鄂尔多斯高原腹地。
东、南、西与晋、陕、宁接壤，北及东北与草原钢城包头以及自治区首府呼和浩特隔河相望。
乌审旗位于鄂尔多斯市西南部，东北部、北部与伊金霍洛旗、杭锦旗接壤，西北部、西部与鄂托克旗交界，西南部与鄂托克前旗毗连，南部与陕西省靖边县、横山县为邻，东部与陕西省榆林市相依，东北部分区域与陕西省神木县相靠。
乌审召镇位于乌审旗东北部，东邻图克镇、伊金霍洛旗红庆河乡，西界嘎鲁图苏本、鄂托克旗木肯淖尔乡，南接乌兰陶勒盖镇，北靠浩勒报吉乡，全镇东西长67．5公早，南北宽45公里，总面积1660千方公里，总人口962l人，其中少数民族3799人，是一个以蒙古族为主体，汉族占多数的少数民族聚居区，全镇经济以畜牧业为基础，以化工工业为主导，全镇下辖5个嘎查村、8个居民委员会。
4.2地形、工程地质及水文条件
（1）地形地貌
乌审旗位于鄂尔多斯构造剥蚀高原向陕北黄土高原过渡洼地中，深居毛乌素沙地腹部，地形总趋势由西北向东南倾斜，较为平缓，海拔高度为1100～1400米。
中部和南部梁、滩、沙丘相间分布，呈现为沙丘、草甸相间的地貌，海拔1200～1400米。
滩地为冲击湖积平原，多呈长条状，由西北向东南倾
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