气田群开发建设工程环境影响报告书

'1总则1.1评价任务由来作为西气东输工程的主要供气源，塔里木气田的开发建设是西气东输工程建设的根本保障，对满足国内的天然气需求，保证西气东输工程的顺利实施具有重要的战略意义。为实现气源建设的连续性，保证日益增长的天然气需求，英买力气田群必须加快开发并配套地面工程建设，才能满足西气东输工程对气源的迫切需求，确保西气东输的平稳供气。1.2评价依据1.2.1环评的法律、法规与条例1.2.2环评的技术规范1.2.3环评的项目依据1.3评价标准1.3.1环境质量标准（1）大气环境质量标准大气环境质量执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996）中的二级标准。（2）水环境质量标准地表水水质评价执行《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）中的Ⅲ类标准；地下水水质评价执行《地下水质量标准》（GB/T14848－93）中的Ⅲ类标准，石油类标准参照《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）中的Ⅲ类标准执行。（3）声环境质量标准执行《城市区域环境噪声标准》（GB3096－93）中的3类标准。（4）土壤环境质量标准执行《土壤环境质量标准》（GB15618－1995）中的二级标准。1.3.2污染物排放标准（1）废气污染物排放 废气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）中新污染源二级标准，非甲烷总烃排放参考执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）表2中无组织排放监控浓度限值的规定。（2）废水排放外排废水执行《污水综合排放标准》（GB8978－1996）表4中的二级标准。（3）厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348－90）中的Ⅲ类标准，施工期执行《建筑施工场界噪声限值》（GB12523－90）。（4）固体废物固体废物处置执行《一般工业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599－2001）；《生活垃圾填埋污染控制标准》（GB16889－1997）；《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597—2001）；《危险废物填埋污染控制标准》（GB18598—2001）。1.4评价目的与原则1.4.1评价目的（1）调查、了解气田开发区域的自然资源及土地利用情况，了解分析评价区域的环境质量和生态现状；（2）分析英买力气田群开发方案各工艺过程、各生产阶段主要污染源、污染物种类、排放强度，分析环境污染的影响特征、影响程度，并提出应采取的污染防治和生态保护措施；分析论证施工期对自然资源的破坏程度；（3）预测和评价英买力气田群开发建设工程对环境的影响程度；（4）根据本项目前期开发工程对环境的影响，论证英买力气田群开发建设工程拟采取环保措施的可行性、合理性及清洁生产水平，为建设单位提出各个生产阶段不同的、有针对性的、切实可行的环保措施，以达到经济发展与环境保护的协调一致；（5）评价该项目对“清洁生产、达标排放、以新带老和污染物排放总量控制”原则的符合性。1.4.2评价原则 （1）遵循国家、新疆维吾尔自治区和中石油及塔里木油田分公司的有关环保法规、规定；坚持“科学、客观、公正”的评价原则；（2）贯彻“清洁生产”、“循环经济”、“一控双达标”及“三同时”的原则；针对评价过程中发现的环境问题提出污染防治和保护措施及建议；（3）本次评价在详细分析项目开发方案所提供资料的基础上，充分利用已有的环境现状资料，但对其进行准确性、时效性和实用性的审核。1.5环境影响因素识别和评价因子筛选1.5.1环境影响因素识别各阶段的主要环境影响因素见表1－9。表1－9气田开发过程中的主要环境影响因素开发过程环境影响因素废水废气固体废物噪声源生态环境钻井钻井废水、生活污水柴油机、发电机烟气，烃类挥发钻屑、废钻井液、生活垃圾钻机、泥浆泵占地、动植物地面工程建设生活污水车辆尾气生活垃圾、建筑垃圾施工机械、车辆等占地、动植物采气井下作业废水烃类挥发落地油加热炉、泵类油气集输采出水、生活污水火炬和锅炉烟气、烃类挥发落地油、油砂、生活垃圾各类机泵占地1.5.2评价因子筛选本项目的环境影响评价因子为：大气环境影响评价：SO2、NO2、TSP、非甲烷总烃；地表水环境影响评价：pH、石油类、硫化物、挥发酚、CODcr。地下水环境影响评价：pH、总硬度、溶解性总固体、高锰酸盐指数、氯化物、氟化物、挥发酚。噪声：厂界等效声级。土壤：pH、石油类、Cr、总盐、土壤有机质。生态：植被和野生动植物状况、土地和地下水利用情况、水土流失状况。 1.6评价工作重点与环境保护目标1.6.1评价工作重点在环境质量现状评价的基础上，结合开发项目环境影响因素，确定以生态环境现状调查与影响分析、水环境影响评价、水土保持方案、环境风险评价、污染防治和环境保护措施分析为重点。1.6.2环境保护目标本气田开发建设工程的主要污染物在达标排放的同时，要进一步控制烃类污染物排放量，在总体上符合区域环境污染物总量控制目标以及清洁生产的要求。重点保护目标是：气田开发建设区范围内的红柳、野生动植物物种和生态环境。（1）大气评价区没有环境敏感保护目标。确保评价区内大气环境质量符合《大气环境质量标准》（GB3095－1996）中的二级标准。（2）水环境外输管线穿越的主要河流，包括渭干河、库车河、牙哈河等为地表水环境保护目标；管线沿程浅层地下水为地下水环境保护目标。保护地表水环境符合《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）中的Ⅲ类标准；工程所在区域的地下水环境质量符合《地下水质量标准》（GB/T14848－93）Ⅲ类标准。（3）噪声本工程气田开发区域为荒漠区，无人群居住；外输管线沿程两侧200m范围内基本没有居住区，因此，评价区没有声环境保护目标。（4）生态保护气田开发影响区域的野生动、植物及其分布生境，维护自然生态系统的平衡和功能；保护井场区、集气站、油气处理厂、管道及道路建设区域周边的植被，最大限度地减少对植被的破坏；本工程的环境保护目标见表1－10。 表1－10英买力气田群开发建设工程主要环境保护目标序号环境要素环境敏感保护目标1大气环境没有环境敏感保护目标2水环境地表水渭干河、库车河、牙哈河地下水管线沿程浅层地下水3生态环境气田开发影响区域的野生动、植物及其分布生境，维护自然生态系统的平衡和功能；站场、道路及管线周边的植被4声环境评价区没有环境敏感保护目标1.7评价工作等级及评价范围1.7.1评价工作等级1.7.1.1大气环境影响评价工作等级大气环境影响评价等级确定为三级。1.7.1.2水环境影响评价工作等级地表水环境影响评价等级定为三级。1.7.1.3噪声环境影响评价工作等级声环境影响评价等级确定为三级。1.7.1.4生态环境影响评价工作等级生态环境评价等级为三级。1.7.1.5环境风险评价工作等级根据《建设项目环境风险评价技术导则》确定本工程环境风险评价工作等级为二级。1.7.2评价区域划分表1－11英买力气田群开发建设工程主要环境影响评价对象序号主要评价对象评价范围1开发气田英买7凝析气田气田面积约400km2范围羊塔克凝析气田玉东2凝析气田2气田外输管线气田外输管线沿线两侧各500m范围内3轮南末站轮南末站集气工程 1.7.3评价范围1.7.3.1大气环境影响评价范围气田区域以及油气外输管线沿线两侧各500m范围内。1.7.3.2水环境影响评价范围地表水评价范围为气田油气外输管线所穿过的河流段，地下水评价范围确定在气田开发区范围之内。1.7.3.3生态环境影响评价范围评价范围确定为气田区以及油气外输管线两侧各500m。1.7.3.4噪声环境影响评价范围气田开发建设区内，主要包括钻井井场、集气站、油气处理厂厂界区周围500m范围。1.7.3.5环境风险评价的范围风险评价中大气环境影响评价的范围为事故发生源周围3km范围内。 2工程分析2.1项目基本情况Ø项目名称：英买力气田群开发建设工程Ø项目建设地点：本气田位于新疆维吾尔自治区新和县与温宿县境内，包括英买7、羊塔克和玉东2三个凝析气田，三个气田总体上呈三角形分布。Ø工程规模：年外输商品气23.94×108m3（初期）、凝析油49.48×104t、液化石油气4.35×104t、稳定轻烃4.45×104t。Ø项目组成：本项目建设内容主要包括采气井、集气站、集输管线、油气处理厂、外输管线、道路等。Ø工程总投资：项目总投资425465万元。Ø职工人数：工程建成后职工总人数为310人，主要分布在新建油气处理厂、集气站等站场。2.2油气资源概况英买7气田位于新疆新和县城西南约50km，含气面积40.4km2，产气量354×104m3/d；羊塔克气田位于新疆新和县城西南约100km，含气面积17.3km2，产气量340×104m3/d；玉东2气田位于新疆温宿县喀拉玉尔滚乡，含气面积10.2km2，产气量80×104m3/d。玉东2气田位于羊塔克气田的西南侧，距离约25km，羊塔克气田位于英买7气田的西北侧，距离约50km。2.3主要建设内容本气田地面工程建设内容主要包括气田井场建设、气田内部集输、油气处理厂、外输干线等。另外，在油气处理厂内配套建设2×14MW燃气发电站一座、给水处理系统、采出水处理系统、供热及消防等设施。本气田新建气井井口装置33座，集气站5座，油气处理厂1座，敷设各类管道865km。 2.4开发及集输方案本工程开发方案设计总井数为42口，其中：生产井数33口，备用井4口，观察井5口。新钻井28口（其中3口水平井），利用老井14口。总方案动用天然气地质储量608.7×108m3，凝析油地质储量824.1×104t，原油地质储量1525×104t，溶解气74×108m3，年产气26.13×108m3，年产油54.51×104t。评价期20年累计天然气产量438×108m3，凝析油产量556×104t。本工程生产井均采用衰竭式开采方式。集气部分采用单井井口加热、单井轮换计量、多井高压集气、油气混输工艺方案，井口、集气站设注缓蚀剂流程，缓蚀剂自压力平衡罐自压进入采集气管线。整个气田采用SCADA系统对主要工艺参数进行控制。各采气管线、集气支干线采用聚氨酯泡沫夹克管保温，管道设阴极保护。本工程外输产品为天然气、凝析油（稳定轻烃）和液化气（LPG），外输首站设在油气处理厂内。天然气外输末站为轮南末站，凝析油和液化气外输末站为牙哈火车装车站。拟建油气处理厂的天然气、凝析油和液化气外输管线自首站出站后沿314国道，经库车县北到达与克拉2气管线交汇处。同沟敷设长度约119km，然后天然气管道向东南与克拉2气管线并行到轮南末站，长度约98km。凝析油、液化气管道向东北沿314国道到达牙哈火车装车站，长度约32km。天然气线路总长217km，凝析油、液化气线路分别长151km，新建天然气管线伴行路为30km砂石路。线路穿越中型河流3处，为渭干河、库车河、牙哈河，均属季节性河流，工程采用大开挖穿越方式。沿线穿越铁路2处，穿越等级公路7处。管线沿线交通条件良好。2.5地面建设工程本工程地面建设工程包括：集气站、油气处理厂等以及污染物治理设施等。2.5.1集气站 采用多井集气工艺，共建集气站5座。分别在英买7-19、英买21、羊塔1、羊塔5和玉东2构造设置集气站，对于YM23、YM17及YT2这几个构造上的单井设置单井井场，采用单井集气工艺。2.5.2油气处理厂2.5.2.1油气处理厂平面布置油气处理厂拟建于气田以北314国道附近，处理厂内设两套天然气处理装置和两套凝析油处理装置，装置区位于处理厂西北部。油气处理厂的南面设置燃气发电站、空压站及采出水处理站等配套设施，东面为凝析油罐区和消防泵房。2.5.2.2油气处理厂处理规模油气处理厂的处理规模：凝析油稳定（含油、气、水的分离）为1400t/d，天然气处理能力为700×104m3/d。2.5.2.3原料组成、产品性质及流向（1）原料组成进处理厂井流物组成，闪蒸分离后天然气、凝析油组成及天然气处理装置进料（分离后天然气＋凝析油稳定气）组成见表2－29。（2）产品方案油气处理厂产品有天然气、凝析油和液化气。逐年产品的产量预测见表2－30，出厂的天然气符合《天然气》（GB17820-1999）规定的二类商品天然气的质量标准。本工程生产的凝析油产品为稳定轻烃与稳后凝析油掺混后的产品，产品的质量要求满足《原油稳定设计技术规定》（SY/T0069-2000）质量标准要求。本工程生产的液化气产品的质量要求满足《液化石油气》（GB11174-1997）质量标准要求。2.5.2.4工艺流程油气处理厂采用分子筛脱水、J-T阀制冷脱烃，天然气外输设置后增压机组，轻烃分馏采用脱乙烷塔和脱丁烷塔联式烷塔三塔分馏流程；脱乙烷后的轻烃采用脱丁烷塔流程，生产液化气和稳定轻烃。 凝析油稳定采用多级闪蒸、低压提馏稳定工艺，脱除轻组分，并在二、三级闪蒸同时进行热化学沉降脱水、脱盐。2.6公用工程2.6.1给水水源地供水规模为1400m3/d，其中给水站用水700m3/d，绿化用水100m3/d，消防用水量600m3/d。共设水源井6口，运行5口，备用1口，单井产水量280m3/d，井距500m，井深200m，井径DN200mm。2.6.2排水（1）排水规模处理厂及生活区的生活污水排放量为150m3/d，油气处理厂的生产废水排放量为202m3/d。（2）排水处置生活污水及生产废水均独立成系统，分别处置或处理。1）生产废水生产废水经自流排水系统收集后，进入工业污水提升泵站，送至采出水处理站统一处理，处理后的生产废水排入油气处理厂附近40000m3的污水蒸发池内自然蒸发。待气田采出水量达到一定程度、具备污水回灌条件时回灌到地层内。2）生活污水排放的生活污水经化粪池净化后，由自流排水管网收集，排至处理厂附近10000m3的污水蒸发池。给水站及热力站排放的不含油生产废水直接进入蒸发池。污水在蒸发池沉降后的上清液，经排水泵提升后送至灌溉水管网，作为绿化用水。蒸发池底部沉降下来的污泥，由人工定期清除。2.6.3油气处理厂采出水处理2.6.3.1处理规模采出水处理站的规模为Q=1400m3/d。因采出水最初几年的水量较小，工程分两期建设，一期规模为600m3/d。 2.6.3.2处理工艺及处理后水质采用“来水→接收水罐→横向流聚结除油器除油→一级双滤料过滤”的处理工艺。处理流程为密闭，避免采出水曝氧。处理后水质标准如下：①水中含油量≤20mg/L；②水中悬浮固体含量≤7mg/L；③悬浮固体颗粒直径中值≤3.5um。2.6.4供电油气处理厂供电方案如下：处理厂内新建14MW燃气轮发电机两台作为主电源，预留第三台机组位置，同时新建从东河塘至油气处理厂110kV线路约145km，用其作为油气处理厂的第二电源，正常情况下运行一台机组，保证油气处理厂的全部供电负荷。在油气处理厂内除新建两台燃气机组外，另外新建一座110kV变电所，变电所主变容量为16000kVA，110/35/10.5kV，变电所户内安装。2.6.5燃料消耗气田所用燃料气为油气处理厂净化后的干气，主要提供给燃气发电机、导热油加热炉、动力站和集气站水套炉，燃料气总需要量为6670×104m3/a，其中气田集气系统消耗1650×104m3/a，油气处理厂消耗5020×104m3/a。2.6.6消防2.6.6.1井场及集气站井场配置小型灭火器，火灾时考虑关井等措施，切断气源。集气站消防方式同井场，只配置小型移动灭火器，火灾时切断气源等措施。2.6.6.2油气处理厂油气处理厂采用固定式消防系统。油气处理厂生活区的室外、室内消防用水由处理厂内的消防系统提供。水源井供水进入消防水站内的2座2000m3消防储水罐。火灾时，由冷却水泵、消防泵抽吸消防水罐内的水，升压后送至火场，进行灭火及冷却。 2.7污染影响因素分析本气田开发建设过程中，所产生的污染物能够做到达标排放，污染物的排放情况见表2－45。表2－45英买力气田群开发建设工程污染物排放汇总大气污染源阶段污染源名称烟气量污染物排放量kg/hSO2NOxTSPCOCmHn钻井期钻井废气1.99×108m30.9915.463.343.381.48生产运营期燃烧烟气8.21×108m3/a0.2916.882.180.05站场烃类无组织挥发8234.3t/a水污染物废水类型产生量污染物浓度mg/L排放去向SS石油类COD挥发酚硫化物钻井废水34776m32000～250060～703000～40000.1～0.20.2～0.3井场泥浆池采油废水21.27×104m3/a25002804000污水蒸发池井下作业废水1260m3/a1000～20001000～3000160～2600试油、修井污水蒸发池生活污水54750m3/a200300绿化轮南末站清洗、检修及生活污水540t/a200300污水存放池固体废物类型排放量处置方式钻井期钻井废弃泥浆14532m3井场泥浆池固化填埋钻井岩屑13720m3井场泥浆池固化填埋生活垃圾136t统一填埋处理气田运营期污水处理场污泥、罐底油泥30t/a含油废物贮存池临时储存生活垃圾57t/a气田固体废物填埋场填埋处理轮南末站清管废渣40kg/a轮南工业固废填埋场填埋处理 3建设项目区域环境概况3.1地形、地貌（1）气田区本气田位于山前冲积扇和冲积平原上，地势平坦，地表植物红柳丛生、芦苇低矮，土壤多盐碱，多为沙丘。（2）气田外输干线管线途经地区主要为渭干河冲洪积平原、细土倾斜平原和风积平原，海拔为930m～1109m，地势平坦，两侧地区地势较低，渭干河流域地势最高，渭干河东侧地势向东倾斜，轮南地区的海拔为930m。地表植物红柳、骆驼刺稀少、土壤多为戈壁、盐碱地，并有少量沙丘。3.2水文、水文地质3.2.1水文本工程外输管线所穿越的河流主要有渭干河、库车河、牙哈河以及相应的沟渠，三条河流均为中型季节性河流，除丰水期外大部分时间水量很少，河流主要功能为农业灌溉用水，承担新和县和库车县的灌溉任务，区内大部分河流靠天山融雪和降水补给。气田开发所涉及的地表水系主要为渭干河水系。库车县城附近的五一水库位于气田外输干线以南5km处。3.2.2水文地质本区域内地下主要有单一结构富水性极强的潜水层，多层结构富水性中等的潜水及富水性较强的承压水含水层，多层结构富水性弱的潜水及承压水含水层三种类型。3.3气候气象本气田及集输干线在行政区划上地跨新和、温宿、库车、轮台四县。库车县地处暖温带，热量丰富，气候干燥，降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，年温差和日温差都很大，属于暖温带大陆性干旱气候。由于境内地貌复杂，形成明显的区域性气候差异。 轮台县属于极端干旱的暖温带大陆性气候，特点是：四季分明，昼夜温差大，春季升温快而不稳，秋季短暂而降温迅速，干燥少雨蒸发量大于降水量，光照充足，风沙较多。新和县属于大陆性温暖带干旱气候，空气干燥，光照充足，夏季干热，冬季干冷，昼夜温差大，春季天气多变影响升温，秋季冷空气频繁入侵，降温较快。气田外输管线所经地区位于塔里木盆地北缘，远离海洋，属于暖温带大陆性干旱气候，热量丰富，气候干燥，光照充足，降水稀少，蒸发量大，昼夜温差大，气候变化大。管线所经地区灾害性天气的种类主要为沙尘暴、干热风和冰雹。 4生态环境影响评价4.1生态环境现状调查与评价4.1.1土壤环境现状调查与评价4.1.1.1评价区域土壤类型及分布该区域属极端干旱的暖温带气候，气候干旱、高温、不利于土壤中矿物质分解，土壤发育较差，类型较为简单，成土母质由沙、粉沙和粘粒组成。在水分条件差的区域，地表多被风沙土所覆盖，而在水分适合区域有机质分解强烈，高温、干燥、蒸发强烈、毛细管水上升快，造成盐渍化。在本气田区域及外输干线分布的土壤类型有风沙土、棕漠土、盐土、潮土、灌木林土、龟裂土、沼泽土等。其中地带性土壤主要为风沙土、棕漠土和盐土。4.1.1.2土壤现状监测与评价（1）土壤pH、总盐及有机质分析各土壤样品pH值在6.96～8.54之间，土壤含盐量在3.03g/kg～157.9g/kg，其中盐土类土壤含盐量明显高于其它土类，农田土壤绿洲潮土和林灌草甸土土壤含盐量相对较低。各剖面含盐量具有新疆土壤含盐量表聚的特征，即土壤表层含盐量高于底层。项目区土壤有机质含量在0.009%～1.277%间，其中绿洲潮土有机质含量较高，在1.243%～1.277%间，土壤有机质水平在中、高级。（2）项目区土壤石油类和Cr背景值及污染现状调查项目区域土壤表层0cm～20cm的石油类背景值为8.50mg/kg，略高于塔北油田开发前，在该区域原土壤石油类背景值含量调查值为2.825mg/kg，表明塔里木盆地石油开发后，土壤石油背景含量有所升高。土壤中Cr元素背景值表层为44.06mg/kg，略低于全疆土壤Cr元素背景值（47.6mg/kg）平均水平。评价区域土壤中的石油类，从评价结果可以看出，各土壤样品污染指数全都小于0.1或低于本区域土壤背景值平均水平，污染指数在0.011～0.239之间，土壤环境质量相对较好。 4.1.2植物资源现状调查与评价本气田及外输干线沿线区域的植被除绿洲中的人工植被外，基本均属于荒漠类型的灌木、半灌木及小半灌木，在平原区扇缘带以耐盐碱的盐柴类植被为主。主要植被类型有：灌木荒漠、小半灌木荒漠、半灌木荒漠、多汁木本盐柴类荒漠等4种类型。4.1.3野生动物资源现状调查与评价本气田开发区及外输干线工程区邻近区域中共分布有各类野生脊椎动物70种，其中鱼类3种，占所有动物的4.29%，两栖类2种，仅占2.29%,爬行类6种，占8.57%，哺乳类18种，仅占25.71%,野生动物中以鸟类为主，鸟类共41种,占所有动物的58.57%，而野生脊椎动物的兽类分布相对较少。由于英买力气田群所在区域距离新和县人类活动区较近，外输管线和伴行公路基本沿314国道布设。314国道为新疆南部地区最重要的交通要道，交通流量大，人类活动影响频繁。上述各种野生动物本来的种群数量就极少，加上受人类活动的影响，目前在该区域已极少分布。4.2生态环境影响分析4.2.1土壤环境影响分析表4－7英买力气田群开发建设对土壤的环境影响分析工程时段影响建设期生产期钻井作业地面工程影响分析影响程度轻中轻影响特征部分可逆部分可逆可逆影响时间短期中期短期4.2.1.1英买力气田群开发占地和地表破坏影响分析（1）开发建设期影响英买力气田群建设对土壤环境的影响主要是在开发期产生的影响，并且表现为占地的影响。本气田开发期的施工作业将会占用大面积的土地，如钻井井场、地面工程的道路、管线的铺设、站场等，并且在进行这些作业时会有挖掘、辗压、践踏、堆积等活动，会 严重破坏土壤的表层结构，造成地面裸露，表土温度变幅增大，对土壤的理化性质有不利影响。据工程分析，本项目工程临时占地面积847.4hm2。在开发期的占地对土壤环境产生较大的影响，并且为主要影响因素，大面积的占地改变原有土壤结构和理化性质，产生不利的影响。有机质分解强烈，使表土内有机制载含量大幅度降低，不利于重新栽植其它植被，并且使土壤的富集过程受阻，使土壤生产力下降。所有这些影响都将改变原有的生态系统，使原本脆弱的生态系统更易遭到破坏。（2）生产期影响本气田生产期对土壤环境的影响较轻，范围也相对较小。这一时期对土地的占用为永久性占用，共占地266.86hm2。生产期对土壤的占地影响较少，不是对土壤环境的主要影响，但改变土地利用方式，同样改变了原有土壤理化性质和结构，并且难以恢复。4.2.1.2污染物排放对土壤环境影响分析（1）开发建设期影响根据工程分析，整个钻井过程将产生废泥浆14532m3，岩屑13720t。钻井作业期间排放的钻井废水共计34776m3，其主要污染物为石油类、悬浮物、COD、挥发酚和少量表面活性剂。通过对其它油气田已完钻井井场周围土壤环境质量类比调查，结果表明，油气田开采对土壤存在石油类污染，主要集中在井场内部。油气田开采产生的落地油等含油污染物会向下渗透对深层土壤造成影响；30cm深度的土壤中石油类浓度与表层土壤石油类浓度相近，说明井场石油类污染主要集中在表层至30cm深度处。（2）生产期影响油气成产过程中落地油对土壤污染的深度为0cm～20cm，其中85%的石油残留在0cm～10cm的土层中，93.7%石油残留在20cm以上的土层当中。落地油对土壤环境的影响是局部的，且呈斑状，由于本区域气候干旱、降水少、数量有限的落地油随降水迁移而对土壤影响扩大的可能性较小。因此，对土壤环境的凝析油污染仅限于集气区采气井井口附近。4.2.1.3污染事故对土壤环境的影响分析（1）井喷和管道泄漏 钻井过程中，存在发生井喷事故的可能性，油气集输过程中的事故主要是管线及设备破裂造成的油气泄漏事故，都可能导致大量的油气溢出，泄漏的油气遇到明火还可能产生火灾、爆炸事故。凝析油泄漏时，其中的轻组份－轻烃随天然气一同挥发，而重组分油对土壤有一定的影响。井喷和管道泄漏会造成大量凝析油覆盖在土壤表层，使土壤表层的土壤透气性下降，理化性状发生变化。井喷和管道泄漏发生的时间越长，污染面积越大，对土壤污染越严重。凝析油对其它环境因素的影响主要取决对土壤的污染，进入土壤后与土壤结合，渗入土壤孔隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，改变了土壤质地和结构，影响到土壤的生物功能。在井场及井场周围300m范围内的土壤均都受到了不同程度的石油类物质的污染，说明井喷事故对土壤环境的影响较大。井喷事故主要影响事故区域内的表层土壤，对地表20cm以下深度的土壤环境影响不大。另外，液化气泄漏后会很快挥发，对土壤的直接影响较小。天然气管道泄漏，由于介质是天然气，对土壤环境几乎不会有影响。（2）洪水本工程外输管线所穿越的河流主要有渭干河、库车河、牙哈河以及相应的沟渠，洪水对管线具有很强的冲蚀能力，可能导致管线暴露，甚至会对管线造成威胁，一旦管道破裂就会造成周围土壤环境的石油污染。4.2.2植被影响分析开发建设过程中，井场、站场、道路、管线的建设是造成植被破坏的主要原因，其中以道路和管道建设的影响最为显著。道路和管线的开挖等临时占地面积共计1026.12hm2。本区域位于荒漠、戈壁和部分农田区，多数地段植被稀疏，覆盖度低，甚至为裸地，建设项目占地对植被环境影响不大。4.2.3农业生态影响分析本气田区内无农田分布，属于荒漠区，生产出的油气经处理后采用全密闭方式管道输送，正常生产情况下，管线沿途不会有油气泄漏，对管线所经过的农田区没有影响，而且通过现场的实地类比调查，油气田输送管线所经过的植被生长状况正常，所以本工程开发建设对农业生产的影响很小。 在事故状态下，油气外输管线可能会发生破裂，导致大量的凝析油泄漏，造成大量凝析油覆盖在土壤表层，使土壤表层的土壤透气性下降，理化性状发生变化，进而会对泄漏管线附近的农作物产生较大的影响。因此，在本气田油气外输过程中，必须加强油气外输管线的巡检和维修工作，采取严格有效的措施，尽最大可能降低事故的发生。4.2.4野生动物影响分析气田在施工生产过程中，由于机械设备的轰鸣声惊扰，大多数野生动物种类将避行远方，使区域内单位面积上的动物种群数量下降。气田建设期可破坏施工区附近爬行类小动物的栖息环境和巢穴，由于这类动物数量较多，适应能力强，很快能在邻近区域建立新的栖息地，所以对其种群影响不大。正常生产期间对野生动物的影响不大，由于本区的动物属于伴人种，数量多，适应能力强，很快能在邻近区域建立新的栖息地，所以对其种群生存不会造成影响。4.2.5.5生态环境影响评价结论综上所述，本气田面积约400km2，是前期已经开发的区块，本次新建工程的临时占地和永久占地仅占本气田的0.88％和0.37％，加之该区域植物以白刺、盐穗木、红柳+裸地为主，盖度多小于5%，所以本气田的开发对生态环境影响相对较小。 5大气环境影响评价5.1大气环境质量现状根据评价区大气环境质量现状监测结果计算出各污染物的标准指数，可以看出：各监测点位的SO2、NO2的一次浓度值均远小于评价标准值，六个监测点的TSP值均超标，超标倍数在1.0～2.34之间，非甲烷总烃一次性浓度值在1.2mg/m3～6.2mg/m3之间。大气环境质量监测与评价结果表明：评价区内的SO2、NO2浓度均能够满足《环境空气质量标准》（GB3095－1996）二级标准的要求。本气田处于塔里木盆地北缘的无人荒漠区，由于当地特殊的干燥气候条件，本次大气环境质量的现状监测受当地天气条件影响较大，使得TSP监测值超标现象比较普遍。5.2大气环境影响预测结果气田烃类的挥发主要集中于新建油气处理厂内，预测可知，油气处理厂厂界处非甲烷总烃的影响浓度均小于《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）中新污染源无组织排放监控浓度限值（4.0mg/m3）。由以上预测结果推广至所有的站场，由于其它站场的规模均远小于新建油气处理厂，无组织挥发量也将小于油气处理厂的挥发量，所以其它各站场烃类挥发对厂界的非甲烷总烃贡献浓度也将远小于参考标准的要求。通过对非甲烷总烃年平均浓度的预测结果可以看出，其年平均浓度厂界最大值远远小于《大气污染物综合排放标准》（GB16297—1996）中新污染源无组织排放监控浓度限值（4.0mg/m3）的要求。综合以上分析，烃类的无组织挥发对区域环境的贡献值较小，不会使环境空气中现有的污染水平有较大的增加。 6水环境影响评价6.1水环境质量现状6.1.1地表水环境质量现状6.1.1.1地表水环境质量现状监测针对评价区域内水系的分布特点，对塔里木河、渭干河及库车河地表水环境质量的现状进行监测分析评价。6.1.1.2地表水环境现状评价从检测结果可以看出，除塔里木河中氯化物超标外，其余均可达到《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）的Ⅲ类标准。在3条主要河流中的气田特征污染物——石油类等皆未检出，表明在气田开发建设工程中，地表水水质尚没有受到影响。6.1.2地下水环境质量现状该区域除牙哈火车装车站生活区地下水总硬度外，所有区域有关矿化度的指数（总硬度、溶解性总固体和氯化物）皆有不同程度的超标，除此之外其他项目均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）的Ⅲ类标准，与该区域的水文地质条件相一致。其中石油类和挥发酚均低于最低检出值，表明评价区地下水水质尚未受到油气田开发建设的影响。6.2水环境影响分析本气田分布区域无地表水系，开发活动对地表水环境无影响。外输干线在施工时，管线和道路会穿越大型河流，大、小型冲沟和洪沟以及人工灌溉渠系时，有可能会引起河流及泄洪道路的堵截或改变流向，造成岸蚀或影响下游水质等问题。本工程外输管线所穿越的河流主要有渭干河、库车河、牙哈河以及相应的沟渠，一旦管道破裂就会造成周围地表水环境的石油污染。外输干线穿越河流和沟渠时，若发生洪水对管线具有很强的冲蚀能力，可导致管线暴露，甚至会对管线造成威胁。气田采用全密闭工艺流程，整个气田 开采过程中具有严格的技术规程和防范措施，故在正常生产情况下，试油、洗井、采油、油气处理和集输等对地下水环境不会产生不利影响。6.2.5水环境保护措施（1）在渭干河、库车河及牙哈河处要加强水工保护，防止因洪水对管线强烈冲蚀而导致管线暴露，甚至会对管线造成威胁。（2）加强管理，减少人为因素的影响。（3）在外输气管线0km～98km段，从3km～38km段后开始进入盐土类型的盐碱地及一些泉水溢出带，在盐沼地和其它强腐性土壤区域加强管道的防腐工作，具体为管道防腐由普通级防腐改为加强级防腐。另外，外输管道沿线都有阴极保护，每隔20km～30km设有阀室，一旦出现泄漏，将自动关闭，最大限度减少尤其泄漏。（4）对各类废弃井采取有效的固井、封井措施，防止发生油水串层，使之成为污染地下水的通道。 7声环境影响评价7.1声环境质量现状英买力凝析气田由于地处无人荒漠区，声环境质量较好，评价区四个监测点位昼间、夜间的监测值均未超过《工业企业厂界噪声标准》（GB12348－90）中的Ⅲ类标准。7.2噪声环境影响评价本项目生产期产生的噪声基本处于拟建油气处理厂厂区本底噪声水平范围内，对油气处理厂周围边界外声环境质量的叠加影响很小，油气处理厂所在地为空旷地带，对声强的增加不敏感，因此油气处理厂的运行噪声对周围环境的影响较小，不会导致所在区域声环境质量超出相应功能区要求。本次开发工程新建5座集气站，均分布在人烟稀少的空旷地带，主要噪声源为机泵和加热炉，布置在室内，因此，对周围环境的影响较小。综上所述，本气田开发建设区域声环境质量现状较好，气田开发建设中的噪声对环境有一定影响，但属于可接受范围。 8固体废物环境影响分析8.1本工程固体废物产生情况8.1.1钻井过程中的主要污染源与污染物钻井过程中产生的固体废物主要是钻屑、废弃泥浆和钻井期内产生的生活垃圾。8.1.2地面工程建设中主要污染源与污染物地面工程施工中，会产生一定量的生活垃圾、建筑垃圾。8.1.3气田生产过程中的主要污染源与污染物气田生产过程中产生的固体废物主要是清管杂质、落地油、污泥和罐底油泥。8.1.4轮南末站的主要污染源与污染物轮南末站每次清管作业时产生少量废渣。清管固体废物由汽车拉运至轮南工业固废填埋场进行填埋处理。8.2固体废物特征分析根据《国家危险废物名录》（环发[1998]089号，1998年7月1日实施）的规定，油气处理厂所产生的污泥和油泥属于危险废物，建筑施工过程产生的建筑垃圾以及管线运行过程中产生的清管杂质属于一般工业固体废物。8.3固体废物的处理措施塔里木油田分公司分别在英买7区块的YM7-H2井附近和羊塔克-玉东2区块的YT1-8井附近同时配套建设固体废物处理场。对气田开发建设及生产过程中产生的废泥浆、建设垃圾、清管杂质、生活垃圾等进行分类填埋处理。油气处理厂内产生的污泥和油泥属于危险废物，处理措施为在英买7区块的固体废物处理场附近同时修建一个容积300m3的危险废物贮存池，待危险废物的产生量达到一定程度后，由塔里木油田分公司采取热化学方法进行处理。 8.4固体废物环境影响分析8.4.1钻井过程固体废物影响分析本工程在钻井过程中所产生的固体废物主要是钻屑、废弃泥浆，在本气田开发过程中，处于沙漠或荒漠区域的气井在钻井过程中，所产生的废泥浆直接排放在井场开挖的防渗泥浆池中，废泥浆在井场泥浆池中进行自然干化，等表层自然干化，完钻清场时作填埋处理。处理后泥浆池上方覆1m左右的土层，除位于泥浆池上部的土壤可能产生盐碱化加重的影响外，其它区域的土壤不会受到明显影响。处于洪水冲沟等区域的钻井废弃泥浆送往YM7-H2井附近和YT1-8井附近的废泥浆污泥池进行自然蒸发，后期进行填埋处理。8.4.2气田生产运营期固体废物影响分析在中国石油天然气股份有限公司关于清洁生产矿区的要求等有关规定下，油气井生产井下作业必须带罐（车）操作，基本做到油不落地，气田在试采阶段，落地油进入临时设置的贮油罐，由汽车拉运。地面工程完成后，油气集输采用密闭式管道输送，落地油基本不再产生，甚至为零，所以落地油基本不会对周围环境造成影响。本项目所采取的固体废物处理措施是目前油气田开发特别是塔里木油田分公司所属的其它各油气田所广泛采用的措施，经过类比调研可知，固体废物填埋场在严格按照有关标准做好选址和防渗设计的情况下，固体废物填埋处理不会对周围环境产生影响。8.4.3固体废物处理场对地下水的影响根据类比资料分析可知，发生石油类物质泄漏事故后其污染物主要聚集在土壤剖面1m以内，很难下渗到2m以下。由于该区域地下水位较低，周围区域无地表水系。另外，本工程固体废物处理场及含油废物贮存池均采取防渗措施。因此，本工程固体废物处理场以及含油废物贮存池在严格按照标准采取防渗措施的情况下，不会对地下水环境造成污染。 9建设期环境影响分析9.2.1气田建设期大气环境影响分析气田开发过程中，钻井期的持续时间较短，钻井过程中柴油机烟气排放造成的是局部大气污染，其影响的持续时间较短。随着钻井施工的结束，所产生的污染也会随之消失，并且气田区位于无人荒漠区，因此，钻井期对大气环境的影响较小。建设期产生的扬尘不可避免地将对大气环境造成一定的影响，但只要加强管理，即可将影响降至较低的水平，施工期对大气环境的影响属可接受范围。9.2.2气田建设期水环境影响分析气田钻井期间产生的钻井废水排入井场内废泥浆池中，因本地区的蒸发量很大，大部分废水可在短期内得到自然蒸发。钻井结束后，与排入池内的废泥浆、岩屑一同进行填埋处置。本气田所在区域无地表水系，因此钻井期的开发活动对地表水环境无影响。外输干线在穿越大型河流，大、小型冲沟、洪沟以及人工灌溉渠系时，有可能会引起河流及泄洪道路的堵截或改变流向，造成岸蚀或影响下游水质等问题。通过采取严格的施工和管理措施，可以将对地表水环境的影响降低到最小程度，施工结束后，影响也随之消失，外输干线施工对地表水环境的影响是可以接受的。9.2.3气田建设期生态环境影响分析本工程建设期对生态环境的影响主要包括对土壤、植被和动物的影响。对土壤环境的影响主要表现为占地的影响。气田开发建设过程中，井场、站场、道路、管线的建设是造成植被破坏的主要原因，其中以道路和管道建设的影响最为显著。本区域位于荒漠、戈壁和部分农田区，多数地段植被稀疏，覆盖度低，甚至为裸地，建设项目占地对植被环境影响不大。气田建设期可破坏施工区附近爬行类小动物的栖息环境和巢穴，并造成部分个体死亡，由于这类动物数量较多，适应能力强，对其种群影响不大。 10水土保持方案10.1水土流失现状调查10.1.1基本情况调查气田位于塔里木盆地北缘，山前冲积扇和冲积平原上，地势平坦，无常年地表水分布，土壤多盐碱，并有少量沙丘。外输干线途经地区主要为渭干河和库车河的冲洪积平原、细土倾斜平原和风积平原。10.1.2土壤风蚀沙化现状调查与评价评价区的水土流失类型主要有水蚀和风蚀两种类型。10.1.2.1水蚀本气田所在区域没有大型地表水，正常情况下不会产生大规模的水蚀，该区域水蚀不是主要的水土流失类型。10.1.2.2风蚀评价区域地处荒漠区，气候干燥，蒸发量大，降水量少，多风，而且风力强，具备起沙风速的风力。植被类型为半灌木荒漠，植被稀疏，盖度低；土壤类型为盐土、风沙土等。本气田所在区域气候极端干燥，无常年地表水分布，主要处于风沙土及盐土的荒漠区；属于潜在沙漠化土地和轻度沙漠化土地类型。外输干线在其中314国道两侧及其北部多为砾质戈壁，受山口大风影响，风蚀现象严重，属于中度风蚀区。在314国道以南的天然气管线段，也属于潜在沙漠化土地类型。10.1.3土地沙漠化成因分析造成评价区土地沙漠化的原因中，自然因素是基础，人为因素则起着诱发和加速的作用。10.1.3.1导致土地沙漠化的自然因素（1）土壤干旱是沙漠化的根本条件（2）植被衰败为风沙活动创造条件 （3）土壤组成物质质地轻是沙化物质基础（4）大风和频繁的起沙风是土壤沙化的动力条件10.1.3.2与土地沙漠化有关的人为因素人口增多加重了土地的压力，大量开垦土地，滥樵植被，破坏生态平衡，使土地沙漠化急剧扩展。油气田勘探开发对生态环境的破坏也是不容忽视的。10.2水土流失影响分析气田及外输干线工程建设对当地水土流失影响的方式包括扰动、损坏、开挖、压埋原地貌、破坏地表土壤结构及植被的作业方式。该工程施工及占地呈线状分布，所造成的水土流失因管线所经过的类型区的变化而不同。开挖管沟、施工作业带、伴行公路路基填筑、清基挖堑、材料采放、弃土弃渣排放、穿越工程施工临时占地、机械作业人员活动等都会加剧原有水土流失。10.3风蚀沙化的危害10.3.1土壤结构变化分析主要是导致土壤粗粒化。在风蚀的作用下，区域内地表土层受到侵蚀，土地沙化，土壤养分流失、土地生产能力下降。10.3.2土壤贫瘠化及含盐量变化分析沙化引起土壤贫瘠化的原因，一是积累土壤有机质的表层被风吹蚀；二是在风沙化发展过程中，土壤干旱并在高温影响下，有机物质矿质化加强，使原来积累的有机物大量分解；三是土壤粗粒化结果。10.3.3风蚀沙化对英买力气田群建设的危害（1）对气田区公路、道路的危害；（2）对石油工程设备的影响。10.4水土流失防治措施（1）管理措施（2）工程防护措施（3）植被恢复和绿化措施 11环境风险分析与评价11.1评价目的（1）根据工程特点，对生产装置和储运设施在生产过程中存在的各种事故风险因素进行识别；（2）针对可能发生的主要事故，分析预测易燃、易爆物质泄露到环境中所导致的后果，包括对自然环境和社会环境的影响，提出为减轻影响应采取的缓解措施；（3）有针对性地提出切实可行的事故应急处理计划和应急预案，以及现场监控报警系统。11.2环境风险因素识别11.2.1主要危险物质分析天然气：天然气与空气混合易形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸。天然气火灾危险类别为甲类。液化石油气：液化石油气与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸。火灾危险类别为甲类。11.2.2危险因素和风险类型分析本项目各工艺过程可能产生的安全、健康危害及排放的有害物质列于表11－2。表11－2本项目工艺过程的潜在危害工艺过程风险事故健康和环境危害钻井井喷、井漏、火灾、爆炸烃类导致中毒，火灾爆炸导致人员伤亡和设备损失，火灾废气和烃类废气污染空气，喷出油、钻井泥浆等对局部土壤和生态环境造成破坏井下作业采气烃类气体、油品、含油污水泄漏，火灾、爆炸烃类气体泄漏导致中毒，含油污水等对土壤和生态环境造成污染，火灾爆炸导致人员伤亡油气处理油气集输油气泄漏导致火灾、爆炸凝析油泄漏会污染泄漏区域的水、土壤和生态环境，而油气泄漏引发的火灾爆炸会严重影响周围大气环境，引起人员伤亡辅助设施建设摔伤、电击、烫伤等人员伤亡 11.4本工程风险事故类型及原因分析本工程主要风险事故类型有：（1）泄漏污染（2）火灾、爆炸（3）毒性危害11.4.1钻井、井下作业事故风险因素分析11.4.1.1风险事故类型分析气田在钻井、井下作业过程中可能会发生井喷、卡钻、井壁坍塌及气井报废等事故。11.4.1.2风险事故因素分析发生井喷最根本的原因是井内液柱压力低于地层孔隙压力，使井底压力不平衡，防止井喷的关键是及时发现溢流和及时控制溢流。由于操作者直接的责任而引起的井控措施不当、违反操作规程、井控设施故障是造成井喷失控事故的主要因素。11.4.2油气集输风险事故因素分析11.4.2.1风险事故类型分析油气集输过程中的事故主要是管线及设备破裂造成的油气泄漏事故，泄漏的油气遇到明火还可能产生火灾、爆炸事故。11.4.2.2风险事故因素分析油气集输过程中的事故风险因素来自四个方面，即腐蚀、人为因素（操作失误和人为破坏）、自然灾害、施工和材料缺陷等风险因素。11.4.3站场风险事故因素分析11.4.3.1风险事故类型分析站场可能发生的风险事故类型主要为工艺设施破裂引起凝析油和天然气泄漏，进而可能引发火灾、爆炸。 11.4.3.2风险事故因素分析（1）误操作（2）组织管理不善，违章作业（3）人员素质、工作能力差（4）材质缺陷或焊口缺陷隐患（5）工艺设计不合理（6）施工质量问题（7）仪器仪表失灵11.5风险事故环境影响评价11.5.1天然气及凝析油泄漏对大气环境的影响当天然气泄漏区域风速为年平均风速2.3m/s、大气稳定度分别为C、D、E、F类稳定度条件时，甲烷的浓度随着距离的增加有一个先迅速上升而后慢慢递减的过程，在距离泄漏源100m左右处，空气中甲烷浓度达到最大值。其中在F类稳定度条件下，甲烷的浓度值最大。在泄漏源附近一定范围内将形成甲烷的爆炸性气体区域，在这一区域，如遇点火源，则可能导致火灾爆炸事故，对周围环境及作业人员和相邻地区人员的生命财产和身体健康造成严重影响。凝析油泄漏时，其中的轻组分轻烃逐渐挥发进入大气，局部大气中烃类浓度高出正常情况的数倍或更多，但不会导致大气环境的明显恶化。11.5.2对水环境的影响凝析油或含油污水泄漏对地表水的影响一般有两种途径，一种是直接进入水体，另一种是凝析油或含油污水泄漏于地表由降雨形成的地表径流将落地油或受污染的土壤带入水体。由于作业过程中产生的落地油基本上能够及时地完全回收，并且工程所在地年降雨量很少，所以径流带入地表水的油量很有限，对地表水基本不会产生影响。一般情况下凝析油的泄漏不会直接影响到深层地下水，而是通过土壤渗透影响浅层地下水。石油类污染物主要聚积在土壤表层1m以内，很难渗入到2m以下，对地下水体直接影响不大。11.5.3对生态环境的影响 油品泄漏对土壤环境的影响是比较显著的，但凝析油对土壤的污染仅限于洒落的地区，而且主要对表层土层构成污染。油品泄漏事故对植物造成的影响一般比较显著，但仅限于直接有泄漏油覆盖地区。本区域的植被盖度多数地段都较低，凝析油或含油污水泄漏事故对生态环境的影响可能导致生态环境的恶化，所以必须引起高度重视。11.6事故风险预防措施11.6.1事故风险预防措施各种事故无论是人为因素引起的，还是自然因素所致，都可以采取必要的预防措施，以减少事故的发生或使事故造成的危害降低到最低限度。对于人为因素引起的事故可以通过提高人员技术素质、加强责任心以及采取技术手段和管理手段等方法来避免；而对于自然因素引起的事故则主要靠采取各种措施来预防。（1）钻井、井下作业事故风险预防措施（2）油气集输事故风险预防措施（3）站场事故风险预防措施11.6.2事故处理过程中伴生/次生污染的消除措施11.6.2.1大气污染消除措施主要的大气污染防范措施包括：（1）天然气、液化石油气泄漏：采用高压消防水雾状喷淋吸收、稀释，液态污染物进入事故池存放，最终进入污水处理场进行处理；（2）凝析油、稳定轻烃等轻质油品泄漏：小量泄漏用砂土或其它惰性材料吸收；大量泄漏尽快进行泄漏液表面泡沫覆盖，防止烃类的挥发，降低蒸气灾害，并尽快对泄漏液进行回收。11.6.2.2水污染消除措施为防止事故情况下受污染的消防废水直接排入外环境，在三座罐区的防火堤内均设置了除油排水阀井，防火堤外设置截断阀井及水封井，截断阀处于常闭状态。另外，提出以下建议： ①油气处理厂装置区及罐区防火堤内采取防渗漏措施；②油气处理厂内增设一个1000m3的事故缓冲池。11.7应急预案程序应急预案包括以下内容：（1）应急组织及其职责（2）应急教育与应急演习（3）应急设施、设备与器材（4）应急通讯联络（5）应急监测（6）应急安全、保卫（7）应急医学救援（8）应急撤离措施（9）事故后果评价和应急报告（10）应急状态终止 12环境保护措施与监控计划12.1环境保护措施12.1.1建设期环境保护措施12.1.1.1气田建设期环境保护管理、监控措施（1）钻前环境保护管理措施①钻井井位确定后，钻前选线过程中尽可能利用现有道路。②合理确定钻井占地，钻井井场设置泥浆池，生活区设置生活污水排放池、生活垃圾坑，所有的污染物按规定入池、入场，不得随意流失。（2）钻井作业环境保护管理措施①推广使用清洁无害化泥浆，严格控制使用有毒有害泥浆。所有钻进液、化学药剂和材料，由专人负责管理，防止破损和流失，严格杜绝泥浆排出井场。②按照钻井工艺设计要求，开钻前安装好各项环保设施，悬挂环保标识。③药品、物料及废物不乱排乱放，严禁各种油料落地，禁止焚烧废油品。擦洗设备和更换的废油品料要集中到废油回收罐，如果发生外溢和散落则必须及时清理。④严格控制泥浆排放量，泥浆尽可能回收利用，废弃泥浆、污水全部进入泥浆池，污水经沉淀澄清后回收利用。⑤完井后回收各种原料，清理井场上的落地泥浆、污水、油料和各种废弃物。泥浆药品、重晶石粉等泥浆材料及废油品必须全部回收，不得随意遗弃在井场。完井后做到工完料净场地清，所有坑池进行填埋，恢复场地原貌。12.1.1.2三废排放处理措施（1）废水防治措施1）钻井废水处置在限定的井场范围内修筑防渗泥浆池，保证钻井废水全部流入废泥浆池中，杜绝钻井废水的流失。大部分废水可在短期内得到自然蒸发。钻井结束后，与排入池内的废泥浆、岩屑一同进行填埋处置。 2）试油、修井废水处置试油、修井作业过程中产生的废水，由于其污染较大，并可能对环境产生较大的潜在污染。因此，建设单位根据这一特点，分别在英买力区块的YM7-H2井附近和羊塔克－玉东2区块的YT1-8井附近同时配套建设试油、修井污水集中处理蒸发池。蒸发池容积分别为35000m3，前部设1500m3的隔油池。污水池选用HJHY-3环保型防渗材料作防渗处理。（2）钻井废弃物（泥浆、岩屑）处置方案在采用环保型泥浆的基础上，并且在必须做好防渗措施的条件下，采用直排干化填埋处理方法处理。（3）固体废物防治措施①提高泥浆的循环利用率，减少废弃钻井泥浆产生量②废弃钻井泥浆和岩屑的处置③其它固体废物污染防治措施（4）大气污染物防治措施钻井期定期对柴油机、柴油发电机等设备进行维护，使其污染物达标排放。禁止焚烧废油品。（5）生态保护措施①合理规划，严格控制占地面积。尽量选择在植被稀少的区域布点。②严格控制施工作业带面积，气田区公路和管线敷设施工宽度控制在设计标准范围内，并尽量沿道路纵向平行布设。③现场施工作业机具在施工中严格管理，划定活动范围，不得在道路、井场以外的地方行驶和作业，保持路外植被不被破坏。④埋设各类油、气、水管线，严格控制工程施工临时占地。对于土壤要分层开挖、分层回填（先填心土，后覆盖表土），回填后要恢复原来的地貌，避免出现低沟或土坝，以使其尽快恢复植被。⑤管道穿越河流段敷设在河床稳定层以下，并采取相应的稳管措施。同时，管道穿越河流的两侧设置截断阀室，控制事故状态时进入环境中石油类及烃类气体的总量，减轻对生态环境造成的危害。⑥在流沙地段，采用草方格固沙。 12.1.2营运期环境保护措施12.1.2.1废水污染防治措施在油气处理厂内建设一座1400m3/d的污水处理站，对气田采出水进行处理。另外，在油气处理厂附近建设一个容积为40000m3的生产废水蒸发池，蒸发池前段建隔油设施，隔除的浮油回收至油气处理厂内统一处理。处理后的生产废水排入蒸发池内自然蒸发。气田采出水量达到一定程度、具备回灌条件时将其回灌到深井地层内。在油气处理厂附近新建一座生活污水存放池，容积为10000m3。生活污水经化粪池净化后，由自流排水管网收集，排至污水存放池内。沉降后的上清液，经排水泵提升后送至灌溉水管网，作为绿化用水。存放池底部沉降下来的污泥，由人工定期清除。生产废水蒸发池及生活污水存放池均采用近年来在塔里木油田广泛应用的HJHY-3环保型防渗材料。其中，含油污水蒸发池采用二层防渗材料，生活污水存放池采用一层防渗材料。12.1.2.2废气污染防治措施（1）采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵；（2）为减轻集输过程中烃类的损失，气田开发采用密闭集输流程，集气站进口处设置紧急切断阀，输气、输油干线分段设置紧急切断系统；（3）加强井下作业和气井生产管理，减少烃类散失；（4）在油气处理厂设置火炬系统；12.1.2.3固体废物污染防治措施（1）钻前修建废水、废浆池，完钻后剩余的泥浆统一回收后供新钻井使用，不能回用的废泥浆与钻井废水排入泥浆池中，干化后作填埋处理。（2）钻井时使用无毒无害的泥浆材料及添加剂，不使用含Cr元素的泥浆添加剂。（3）各钻井队在完钻及钻机搬迁后，及时清理井场及其周围各种化学处理剂的空桶、水泥袋及废弃的钻井设备等物料，做到工完料净场地清。（4 ）加强有关泥浆循环设备的维护和保养，减少泥浆的跑、冒、滴、漏。保证设备润滑部件密封点和阀件无破损和泄漏。（5）落地油的控制与回收处理12.1.2.4噪声防治措施（1）对噪声强度较大的设备进行减噪处理。（2）尽量将发声源集中统一布置，采用吸声、隔声、减振等措施，减少对外环境和岗位工人的噪声污染。12.1.3服役后期环境保护措施（1）服役后期，完成采气的废弃井，应封堵内外井眼，拆除井口装置，截去地下1m管头，清理场地，清除、填埋各种固体废物，恢复原有地貌。（2）废水蒸发池、工业垃圾填埋场，及时清理覆土填埋、压实。并设立警示标志。（3）保留各类绿化、防洪工程、生态保护设施，使气田开发区生态环境功能不变。（4）保证对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止发生油水串层，成为污染地下水的通道。12.1.4污染物治理补充措施（1）建设单位应该加强环保工作力度，杜绝各类污染事故的发生，尽快在英买力气田区建设固体废物处理场和试油、修井污水集中处理蒸发池。并应着眼于该地区当前和今后长远环保工作的需求，统一规划，并按照塔里木油田分公司环境保护管理规定进行设计和施工，以满足政府部门的环保要求和降低建设费用。（2）在建有固体废物填埋场、集中污水存放池的区域，甲乙方各单位产生的固体废物、作业废水都必须进入环保设施填埋或存放。任何单位不得在固体废物填埋场外擅自焚烧、堆放和掩埋处理废物；（3）产生的固体废物，要按照生活垃圾、含油废物和一般工业固废进行分类收集，并运送到固体废物填埋场进行分类填埋或储存处理；（4）固体废物和废水在收集、贮存、运输过程中，必须采取防扬散、防流失、防渗漏或者其他防止污染环境的措施，不得在运输过程中沿途丢弃、遗撒。 （5）油田分公司要与有资质的各施工作业单位签订《工程服务安全生产合同》，执行HSE管理体系，对项目实施HSE例卷管理，并按其内容执行。12.2环境管理、监测与监督12.2.1环境管理塔里木油田分公司建立了三级环境保护管理机构，形成了管理网络。12.2.2人员机构设置（1）英买力气田群的环保工作由塔里木油田分公司质量安全环保处直接指导，并监督该建设工程的环境保护管理工作。（2）建设项目经理部应设专职环境管理人员，全面负责该气田开发建设期的环境保护工作。12.2.3环境监测与监督塔里木油田环境监测中心站，负责塔里木英买力气田所属甲乙方各单位生产、生活过程中的污染源、排放口、气田环境质量监测。12.2.3.1环境监测的目的（1）评价各项减缓措施的有效性；（2）对项目施工过程中未曾预料到的环境问题及早做出反应，采取相应措施；（3）根据监测数据，各级主管部门可及时掌握气田区环境污染现状，为管理部门在决策时提供可靠的信息。以便于主管部门及政府管理部门的环保管理。12.2.3.2监测项目（1）施工期①生态环境及水土保持；②水环境；③对气田外输管线附近的文物古迹保护情况进行调查；④土壤环境；⑤事故状态监测。（2）营运期①生态调查； ②水环境；③大气监测。（3）污染源监测①废气②废水③生活污水（4）气田服役后期生态环境调查：检查服役结束的井场是否按照要求恢复，封固的废井是否有安全保护措施，外输管线所经过的农田区的人工复垦情况。 13清洁生产与总量控制13.1清洁生产分析13.1.1本工程清洁生产简述13.1.1.1清洁的生产工艺技术（1）钻井工艺技术a、塔里木油田定向钻井技术已基本成熟，能力不断提高，钻井技术基本上能满足各种采油、采气方式的需要。b、采用水平井开发方式，提高单井产能。（2）采气及集输工艺技术a、整个气田采用SCADA系统对主要工艺参数进行控制，提高了管理水平，尽量简化了工艺过程，减少了操作人员。b、采用单井加热、轮换计量工艺和高压天然气、凝析油、采出水全密闭混合输送工艺。c、前期采用高压集输工艺，后期采用高低压结合的集输工艺。d、集输系统采用了先进的集输工艺技术和设备。e、本工程采用凝析油与轻烃混合输送工艺。（3）清洁的能源本工程油气处理厂内的导热油加热炉采用处理后的干气作燃料，各集气站和井场用气为油气处理厂处理后的返输干气。（4）有效的污染防治措施a、废水防治措施b、废气防治措施c、落地油及其它固体废物控制措施d、噪声控制措施e、生态保护措施以上技术方案及措施的运用，可有效减少生产过程中污染物的排放和对环境的影响，符合清洁生产要求。 13.1.2.2原料的回收利用（1）钻井过程泥浆闭路循环利用。（2）完井后的泥浆药品等泥浆材料全部回收。（3）试油过程设置油罐或专用储油池，各站场设事故罐，对试油过程中和事故状态下的油品回收利用。13.1.2.3本工程能耗气田生产系统集气及处理的单位综合能耗低于国内气田生产系统及其处理单位综合能耗平均值，处于国内先进水平。13.1.2.4清洁生产指标分析石油天然气开采业建设项目清洁生产分析指标主要包括生产工艺与装备要求、资源能源利用指标、污染物产生指标、废物回收利用指标和环境管理要求等。本气田在开发建设过程中，采用了比较先进的生产、集输工艺，井场固控设备配备齐全、开动率良好，井场泥浆池采取防渗处理，泥浆循环利用率较高，井下作业带罐操作，基本没有落地油产生，井场设油品贮存罐，对试油过程和事故状态下产生的油品回收利用。气田生产系统集气及处理的单位综合能耗水平处于国内先进水平。13.2污染物排放总量控制13.2.1总量控制因子的选择总量控制因子为：SO2、烟尘和工业固废。13.2.2污染物总量控制SO2的总量控制建议指标为450t/a，烟尘的总量控制建议指标为98t/a。工业固体废物的总量控制建议指标为30t/a。 14环境影响经济损益分析14.1本项目经济效益分析本工程的经济效益为工业效益，主要产品为天然气、凝析油和液化气。气田投产后年外输商品气25.33×108m3，同时每年副产50余万吨凝析油和6万多吨液化石油气。该项目建设符合国家产业政策要求，同时具备油气资源可靠、产品市场前景良好和产品价格竞争能力较强的行业优势，加上该项目具有良好的外部条件和采用可靠的工艺技术，确保项目实施后的经济效益和社会效益良好，项目可行。14.2本项目社会效益分析主要体现在以下几个方面。（1）满足国内的天然气需求，保证西气东输工程的供气（2）大力开发气源工程是贯彻和落实西部大开发战略的重要举措，是把西部地区资源优势转变为经济优势的有力保证（3）为加快新疆地区经济发展，保持新疆地区政治和社会稳定具有重大的战略意义14.3环境经济损益简要分析14.3.1环保设施及投资本工程环保投资共计7188万元，占地面工程总投资额的2.6%。 15HSE管理计划塔里木油田分公司在环境保护工作部署中，全面建立和实施ISO14001环境管理体系和HSE管理体系。在健康、安全和环境管理方面做了大量工作，已逐步形成完整的HSE管理体系。本工程施工期间的HSE管理机构实行逐级负责制，上设项目经理，项目经理下面设置HSE部门经理，施工队设置HSE负责人和现场HSE协调员。塔里木油田分公司所属各油气田作业区采用了一种全新的管理模式，实行一体化管理，所有员工均竞聘上岗。管理直接到岗位，下设8个机关管理职能岗位和采气部、运行部、工程维护部三个基层单位，共有员工310人，承担了作业区生产经营、HSE管理、工程维护、后勤保障等工作。 16公众参与本次公众参与调查通过走访、发放调查问卷的方式进行，共发放“公众参与调查表”100份，收回有效调查表89份。在收回的89份询问答卷中，74％的人的看法集中在项目建设可能对本区内的草场、植被和土壤产生影响，应将其定为重点的保护对象，并建议采用绿化和草方格固沙等生态保护措施进行生态环境建设。这充分说明广大人民群众能够切合实际地看待项目建设可能产生的环境问题，担心对生存环境中土地和草场的影响，关心工程建设对当地经济发展的影响。有96％的被调查者认为，该项目建设对当地社会经济发展有利，但对当地居民生活水平的提高程度仅仅起到了一般的作用；只有4％的人认为该项目建设和居民生活水平的提高无任何关系。100%的被调查者表示支持该项目的建设。调查中有约82％的人认为该项目的施工建设和生产运行可能引起的相应的环境问题：主要是工程建设对当地土壤环境、荒漠植被和野生动物生存环境产生占地和干扰影响；但只要加强企业内部的环境管理及坚持必要环境监测，合理地解决该项目对环境产生的影响，将环境污染和资源破坏造成的损失减少到最低程度，此项目的建设利大于弊，对当地经济的发展具有极大的促进作用。被调查者在对项目的建设环境影响发表自己见解的同时，还对项目的运行提出了宝贵的建设性意见，希望项目建成后即要产生巨大的经济效益，也不至于影响到当地居民的正常生活。 17结论石油天然气开采业是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，属于国家重点鼓励发展的产业。项目的建设符合国家的相关政策。本气田的开发，可带来显著的经济效益，同时还可带动当地社会经济的发展，提高当地人民的生活水平。塔里木气田为西气东输工程的主要供气源，蕴藏了丰富的天然气资源，塔里木气田的天然气通过西气东输工程输往急需清洁能源的东部地区，从而满足东部地区对天然气能源的迫切需要。因此，塔里木气田的开发建设对满足国内的天然气需求，保证西气东输工程的顺利实施具有重要的战略意义。本工程采用先进的SCADA控制系统及全密闭高压混输工艺，在满足产品质量要求的同时，降低了能耗、减少了污染和占地，与国内其它同类工程相比在天然气集输、天然气和凝析油处理、长距离输送等方面，所采用的工艺技术、自动化管理水平等已达到国内先进水平。本气田在建设和生产过程中采取了各种有效的污染控制措施，所产生的各种污染物能够做到达标排放。本工程SO2的的总量控制的建议指标为450t/a，烟尘的总量控制建议指标为98t/a，工业固体废物的总量控制建议指标为30t/a。本工程的开发建设能够符合国家产业政策、做到达标排放、符合清洁生产的要求，是西气东输稳定供气的重要保障。在开发建设过程中，如果能够严格执行国家、地方及公司内部已有的各项环保政策、规定，并认真落实设计及本报告书中提出的环保措施与建议，则本工程从环保角度而言是可行的。 '