塔里木油田中古井试采工程环境影响报告书

'中古30井试采工程环境影响报告书1总则1.1评价目的本次环境影响评价的目的，是在对区域环境现状进行调查的基础上，通过对工程不同时期的环境影响进行预测与评价，明确本项目各个生产阶段的主要污染源、污染物种类、排放强度，分析环境污染的影响特征，预测和评价本项目建设期、试采期对环境的影响程度，并提出应采取的技术可行、经济合理的污染防治和生态保护措施，以保证油田区域内经济建设与环境保护协调发展。1.2编制依据1.2.1国家有关法律、法规和文件1)《中华人民共和国环境保护法》(2015年1月1日)；2)《中华人民共和国环境影响评价法》(2016年9月1日)；3)《建设项目环境保护管理条例》(1998年11月29日)；4)《中华人民共和国大气污染防治法》(2016年1月1日)；5)《中华人民共和国水污染防治法》(2008年6月1日)；6)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》(1997年3月1日)；7)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》(2013年6月29日)；8)《中华人民共和国清洁生产促进法》(2012年7月1日)；9)《中华人民共和国野生动物保护法》(2004年8月28日修订，2009年8月27日修改)；10)《中华人民共和国水土保持法》(2011年3月1日)；11)《中华人民共和国防沙治沙法》(2002年1月1日)；12)《中华人民共和国土地管理法》(2004年8月28日)；13)《中华人民共和国野生植物保护条例》(1997年1月1日)；14)《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，(环发[2012]77号,2012年7月3日)；15)《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》(环发[2012]98号)；16)《石油天然气开采业污染防治技术政策》环境保护部公告2012年8 中古30井试采工程环境影响报告书第18号2012年3月7日；17)《关于发布<一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准>(GB18599-2001)等3项国家污染物控制标准修改单的公告》环境保护部公告2013年第36号。1.2.2地方有关法律、法规及文件1)《新疆维吾尔自治区环境保护条例》(修订本)(2012年2月1日)；2)《新疆维吾尔自治区野生植物保护条例》(2012年修改)；3)《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》(2015年3月1日)；4)《新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价公众参与管理规定(试行)》(2013年10月25日)；5)《新疆维吾尔自治区石油建设用地管理办法》(新疆维吾尔自治区人民政府，新政函〔1996〕35号，1996.3.5)；6)《关于全疆水土流失重点预防保护区、重点监督区、重点治理区划分的公告》(新疆维吾尔自治区人民政府，2003.10.31)。1.2.3技术规范1)《环境影响评价技术导则总纲》(HJ2.1-2011)；2)《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2008)；3)《环境影响评价技术导则地面水环境》(HJ/T2.3-93)；4)《环境影响评价技术导则声环境》(HJ2.4-2009)；5)《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ19-2011)；6)《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)；7)《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)；8)《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》(HJ/T349-2007)；1.2.4其它相关依据1)关于本项工程的环境影响评价委托函；2)《中古30井试采工程》(中石化江汉石油工程设计有限公司2015年8月)。8 中古30井试采工程环境影响报告书1.3评价标准1.3.1环境质量标准1.3.1.1环境空气评价区环境空气质量功能区类别确定为二类区,因此环境空气评价执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准。非甲烷总烃参考《大气污染物综合排放标准详解》中制定非甲烷总烃排放标准时选用的环境质量标准：2.0mg/m3；H2S执行《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2002)(TJ36-79)中“居住区大气中有害物质的最高容许浓度”。具体标准值见表1.3-1。表1.3-1空气环境质量标准(mg/m3)污染物取值时间浓度限值备注SO2年平均0.06(GB3095-2012)中的二级标准24小时平均0.151小时平均0.50NO2年平均0.0424小时平均0.081小时平均0.20PM10年平均0.0724小时平均0.15特征因子污染物取值时间标准浓度标准来源H2S一次浓度0.01《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2002)(TJ36-79)非甲烷总烃一次浓度2.0《大气污染物综合排放标准详解》1.3.1.2水环境评价区内无地表水体。地下水环境执行《地下水质量标准》(GB/T14848-1993)Ⅳ类，其中石油类参照执行《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅳ类标准限值，具体标准值见表1.3-2。表1.3-2地下水水质评价标准值(mg/L，pH除外)监测项目pH值氨氮总硬度氯化物镉硫酸盐挥发酚氟化物标准值5.5-6.58.5-9≤0.5≤550≤350≤0.01≤350≤0.01≤2.0监测项目高锰酸盐指数氰化物汞砷铅总大肠菌群六价铬石油类标准值≤10≤0.1≤0.001≤0.05≤0.1≤100≤0.1≤0.58 中古30井试采工程环境影响报告书1.3.1.3声环境按照《声环境质量标准》(GB3096-2008)，本工程区域属于工业生产区，执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)3类标准，即昼间65dB(A)，夜间55dB(A)。1.3.1.4土壤根据项目所在区域环境特征，同时参照区域土壤背景值，土壤执行《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)中二级标准。石油类选用“六五”国家《土壤环境含量研究》提出的建议标准(300mg/kg)作为评价标准。土壤环境质量标准见表1.3-3。表1.3-3土壤环境质量标准级别项目二级mg/kg＜6.56.5～7.5＞7.5汞≤0.300.501.0镉≤0.300.300.60镍≤405060砷(旱地)≤403025铬(旱地)≤150200250石油类300mg/kg“六五”国家《土壤环境含量研究》1.3.2污染物排放标准1.3.2.1废气本工程燃气加热炉废气排放执行执行《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值(颗粒物20mg/m3、SO250mg/m3、NOX200mg/m3)。油气无组织挥发产生的非甲烷总烃排放执行《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)；H2S无组织排放执行《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)中新建项目二级标准，详见表1.3-4。表1.3-4废气排放执行标准(mg/m3)污染物名称浓度(mg/m3)备注非甲烷总烃4.0《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)周界外浓度最高点SO2≤50《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)NOx≤200颗粒物≤208 中古30井试采工程环境影响报告书H2S0.06《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)中新建项目二级标准1.3.2.2废水试采期项目产生的采油废水依托塔中第三联合站污水处理站处理达标后，存储于联合站晒水池。回注水水质执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准，标准值见表1.3-5。表1.3-5推荐水质主要控制指标注入层平均空气渗透率，μm≤0.01﹥0.01～≤0.01﹥0.05～≤0.5﹥0.5～≤1.5﹥1.5控制指标悬浮固体含量，mg/L≤1.0≤2.0≤5.0≤10.0≤30.0悬浮物颗粒直径中值，μm≤1.0≤1.5≤3.0≤4.0≤5.0含油量，mg/L≤5.0≤6.0≤15.0≤30.0≤50.0平均腐蚀率，mm/年≤0.076SRB，个/mL≤10≤10≤25≤25≤25IB，个/mLn×102n×102n×103n×104n×104TGB，个/mLn×102n×102n×103n×104n×104注1:1﹤n﹤10。注2：清水水质指标中去掉含油量。1.3.2.3噪声工程施工期执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)中的相关标准。试采期井场厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的3类标准。具体见表1.3-6、表1.3-7。表1.3-6建筑施工场界环境噪声排放标准工期昼间dB(A)夜间dB(A)标准名称施工期7055《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)表1.3-7厂界噪声执行标准工期昼间dB(A)夜间dB(A)标准名称试采期6555《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的3类标准1.3.2.4固体废物一般工业固体废物执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)标准；危险废物执行《危险废物贮存污染控制标准》8 中古30井试采工程环境影响报告书(GB18597-2001)。1.4污染控制和环境保护目标1.4.1控制污染与保护环境应达到的目标本工程地处塔克拉玛干沙漠腹地，保护脆弱的生态环境是本工程开发过程中应充分重视的问题，根据建设和试采期对环境可能造成的污染与生态破坏，确定污染控制对象目标如下：1)控制建设项目在建设过程中的各种施工活动，尽量减少对生态环境的破坏，做好水土保持工作。2)保证项目建成后，废气达标排放，场界噪声达标，固体废物得到合理利用及无害化处置，主要污染物总量符合国家和地方控制要求。3)保证评价区域空气质量、地下水质量基本维持现有水平；将工程对生态环境的不利影响程度降低到最小程度，使受影响区域的整体生态环境无明显破坏。该建设项目控制污染内容具体见表1.4-1。表1.4-1控制污染与生态破坏内容控制污染对象污染(源)工序控制污染因子拟采取控制措施控制目标工程建设期影响管线施工生态破坏控制占地面积及进行防风固沙等减少沙丘扰动施工扬尘采取防风固沙措施控制扬尘移动柴油机废气采用高质量的油品达标排放生活污水生活污水排至生活污水池自然蒸发，底泥清运至塔中1号公路67km处的生活垃圾填埋场填埋。严禁外排生活垃圾分类收集，及时清运避免二次污染噪声使用低噪声设备GB12525-2011中有关规定地下水控制开采量，防止污染地下水GB/T14848-93中Ⅳ类标准工程试采期影响废水生产废水COD、氨氮、石油类等由塔中第三联合站污水处理站处理后回注油层处理达标后，回注油层废气井站逸散烃类气体经常检修，防止泄漏防止对人员及财产造成破坏加热炉废气SO2、NOX、烟尘经8m排气筒排放达标排放固体废物生活生活垃圾分类收集，集中填埋避免二次污染生产油泥砂委托具有处置资质的单位处理避免二次污染井场生态破坏防风固沙，水土保持8 中古30井试采工程环境影响报告书避免对井场外生态环境产生扰动、破坏1.4.2环境保护目标据现场调查，项目区地处沙漠区，评价范围内无自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区。除井区少量工作人员外，没有固定集中的人群活动区，主要环境保护目标如下(见表1.4-2)。1)环境空气保护目标：保护评价区范围内大气环境质量，满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)的二级标准。2)水环境保护目标：防止石油开采对地下水造成污染，确保地下水满足《地下水质量标准》(GB/T14848-1993)的Ⅳ类标准。3)声环境保护目标：控制工程建设产生的噪声，满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》3类标准。4)生态保护目标：保护评价区的动植物及生态环境，最大限度地减缓项目实施对土壤的扰动和植被破坏，防风固沙、防治污染等。保护工程影响区域内的生态系统结构和功能的稳定，最大限度地减少对植被的破坏和影响，工程影响区域的土壤环境质量符合《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)中的二级标准。表1.4-2环境保护目标序号环境要素环境保护目标工程与目标的关系环境保护要求1生态沙漠动植物井区内防治生态破坏和土壤污染，保护动植物2声环境井区工作人员井区内满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》3类标准3大气环境井区工作人员井区内满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准4水环境地下水源井区内确保地下水满足《地下水质量标准》GB/T14848-1993中Ⅳ类标准5环境风险生态系统井区内防止破坏油区沙漠生态系统井区工作人员井区内--1.5评价工作等级和评价范围8 中古30井试采工程环境影响报告书本项目为试采工程，如在试井过程中发现油气资源可供开采，则结合区块开发规划，在适当时间进行滚动开发，按照要求再进行区块开发、地面工程建设环境影响评价。如发现该井不具开发价值，则进行封井，待以后新的成油理论成熟后，决定是否进一步利用。因此，本次评价对各环境要素进行定性分析，并对进一步开发提出建议要求，各环境要素评价范围见表1.5-4。表1.5-4评价工作范围序号环境要素评价范围1环境空气井场边界外延2.5km的范围2地表水环境-3地下水环境井场区域地下水4声环境单井井场外200m5生态环境井场边界外延500m的范围、管线两侧200m6环境风险井场边界外延3km的范围1.6评价因子经过对本项目污染物排放特点及周围环境情况进行分析后，确定本工程评价因子详见表1.6-1。表1.6-1环境影响评价因子分类环境要素主要评价因子环境现状评价因子环境空气二氧化硫、二氧化氮、PM10、TSP、非甲烷总烃地下水pH、石油类、氨氮、总硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐、氰化物、汞、砷、铅、镉、挥发酚、六价铬、高锰酸盐指数、总大肠菌群声环境区域环境噪声LAeq生态土地利用类型、植被类型、土壤类型、土壤侵蚀强度污染评价分析及预测因子环境空气非甲烷总烃地下水COD、氨氮、SS、石油类噪声厂界噪声、施工期噪声生态土壤、生物量变化、水土流失状况固废油泥砂1.7评价内容和评价重点根据评价区域环境特征及本项目的具体特点，结合拟建项目环境影响因素分析，以生态环境现状调查与影响分析、污染防治和生态环境保护措施分析为重点。8 中古30井试采工程环境影响报告书2建设项目概况2.1基本情况项目名称：中古30井试采工程建设地点：本工程位于塔里木盆地塔克拉玛干沙漠腹地新疆维吾尔自治区沙雅县境内，距离轮南大约300km，处于沙漠无人区，距塔中Ⅰ号公路1.7km。地理位置为：北纬39°49"17.30"；东经：82°30"3.30",见附图1。工程规模：本工程为中古30井试采工程，日产油量30m3/d，日产气量2×104m3/d。主要工程内容为井口工艺安装和配套公用工程建设、试采作业。工程投资：项目总投资500×104元。2.2工程内容本项目钻井工程已完成钻井，地面工程均未建设。工程的项目组成主要为地面工程，不包括钻井工程，工程内容详见表2.2-1。中古30井钻井深6600m，目的层为奥陶系良里塔格组。表2.2-1项目组成序号主要工程内容单位工程量一主体工程1采油树座12抗硫加热炉座13抗硫闪蒸罐撬具1450m³抗硫高架罐具25抗硫火炬装置具16密闭装车装置套17RTU及监测仪表套18井场值班房座19井场生活点座1二依托工程1塔三联合站座12.2.1工艺流程2.2.1.1工艺流程描述油气混合物通过井口油嘴一级节流至12MPa后进入加热炉加热至50℃50 中古30井试采工程环境影响报告书，出加热炉后通过角式双作用节流截止阀二级节流后进入抗硫闪蒸罐，液相经抗硫闪蒸罐分离后进入抗硫高架罐，经密闭装车系统装入油罐车拉运；气相收集后送联合站净化处理。具体流程图详见附图3。为减少含硫天然气燃烧造成环境污染，在ZG30井安装3万方抗硫天然气压缩机一台进行回收，采用压缩天然气槽车运至塔三联合站净化处理。2.2.1.2主要设备本工程主要设备有加热炉、分液罐、闪蒸罐以及抗硫高架罐等，详见表2.2-2。表2.2-2主要设备编号设备单位数量1高压管汇2抗硫加热炉PN42MPa500kW台13抗硫分液罐DN600×1800PN0.6MPa台14抗硫闪蒸罐DN1400×7700PN1.76MPa台1550m³抗硫高架罐7m×3m×2.4m具26密闭装车系统套17抗硫水封罐管线阀组撬具18抗硫放空管线阀组撬具12.2.2平面布置本井场内主要设备见表2.2-2，具体平面布置详见附图4。2.2.3开采方式中古30井为自喷采油。2.2.4主要参数中古30井为预探井，预测参数为：井口油压30MPa；井口温度40℃；天然气硫化氢含量15000ppm；20℃原油密度0.9099g/m3。2.2.5供电、伴热根据现场调研，并与项目经理部沟通，中古30井在电网供电接通前采用柴油发电机临时供电，用电负荷约为80kW，柴油发电机规格选用120kW功率。50 中古30井试采工程环境影响报告书2.2.6燃料气井场加热炉用气来自塔三联净化天然气，不含硫化氢，采用压缩天然气槽车拉运。2.2.7仪表自动化根据生产操作、安全管理的需要，为确保高压、高H2S井的安全生产，井场工艺流程设置必要地就地压力、温度、液位仪表及变送器和流量计，原油装车按密闭装车设置，火炬采用自动点火装置，现场信号远传仪表及加热炉有关信号接入井场值班室RTU监控装置，实现集中监视、超限报警、联锁控制等功能。2.2.8罐车运输路线罐车运输路线由ZG30井装车后，沿I号公路拉运至塔三联卸油台(I号公路67公里处)进行卸油，单程运输时间一小时(不含装油时间)。2.3土建1)生活点生活点布置采用撬装式成品野营房，2个3.5m×9m的四人住宿间，1个3.0m×7.0m的餐厨房，10m3生活水罐1套(含自吸泵两台）,野营房内自带供工作人员生活所需的配置，房屋内自带配套电气、给排水设备齐全。人员四人；生活水采用罐车拉运方式给水，生活区外设置4m×4m×1.5米排污池进行排污，并使用防渗膜对排污池进行隔离。生活区及值班室安装空调、电暖气进行降温或采暖。2)井场值班房井场值班房布置撬装式成品野营房，规格为3.0m×7.0m。3)场地地基井场设备区域地基自上而下作法如下：铺设100mm厚戈壁石(戈壁砂砾，粒径20mm～30mm)，素土夯实(压实度≥93%)，铺设区域宽出设备垂直投影边缘1m。4)草方格井场四周及火炬管道沿线固沙措施采用草方格，即将芦苇麦芊直接埋入沙层中，在流沙上形成方格状半隐蔽式沙障。具体做法为：芦苇埋入深度约为150～200mm，露出地面高度约为200～300mm，草方格边厚为50 中古30井试采工程环境影响报告书50mm左右，草方格大小为1m×1m，密度0.75kg/m2，用铁锹拥沙踏实使之牢固。井场四周草方格宽度为20m。2.4工程占地本工程仅为地面工程，工程占地主要为井场及生活设施占地，均为临时占地，具体见表2.4-1。表2.4-1工程占地情况序号工程内容占地性质占地面积m2备注1井场临时1080090×1202生活区临时350050×703道路临时108001800×64管线临时12002×100×65放喷池临时12002×20×306环保池临时62525×25合计临时281252.5试采期本项目试采期预计为1个月。2.6定员根据塔里木油田的特点和已建油气田多年运行经验，结合塔中地区目前现状，项目运行纳入塔中第一联合站统一进行管理。试采期间3-4人。2.7建设现状中古30井位于中古19井区，根据中古19井区试油资料，储层主要发育在良里塔格组-一间房组，为准层状凝析气藏。除中古30井外，中古19井区目前完钻井4口(塔中49井、中古19井、中古25井、中古262井)，其中中古262井出现漏失溢流等钻井异常，表明良里塔格组-一间房组有大型洞穴型储层发育。中古30井是塔里木盆地塔中隆起塔中北斜坡中古19井区上一口预探井，设计井深6600.0m，目的层为上奥陶统良里塔格组和中奥陶统一间房组。钻探该井是为了探索中古19油气藏缝洞体的含油气性，取得产能、流体性质及物性等资料，扩大塔中Ⅰ号坡折带西段奥陶系的勘探成果，加快评价塔中北坡奥陶系油气资源潜力。50 中古30井试采工程环境影响报告书该井于2015年5月23日开钻，同年11月17日钻至设计井深6600.0m完钻，层位为奥陶系一间房组。12月11日完井转原钻机试油。2.8依托工程概况本工程试采期生产的采出液、气经分离后，采出液经油罐车转输至塔中第三联合站，气经回收采用压缩天然气槽车送到塔中第三联合站。经塔中第三联合站处理后，净化油、气分别经管道外输，采油污水经塔中第三联合站污水处理站处理后回注油层。联合站罐底油泥砂以及污水处理站罐底油泥砂均委托塔里木油田绿色环保站等环保部门认可的有危废处理资质的企业进行处理。2.8.1塔中第三联合站2.8.1.1塔中第三联合站概况塔中第三联合站属于2012年开展的塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程环境影响评价中的工程组成部分，中国石油大学(华东)环境与安全技术中心编制的《塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程环境影响报告书》于2013年8月由新疆维吾尔自治区环保厅批复通过(新环评价函[2013]712号文)。塔中第三联合站于2014年9月投产，站区占地面积210220m2。设有天然气处理装置1列，规模为500×104m3/d；凝析油处理装置1列，规模为3000t/d；硫磺回收装置1列，规模为105t/d，年运行时间为8000小时。主要组成包括集气装置、凝析油处理装置、增压站、脱硫装置、脱水脱烃装置、硫磺回收装置等。塔中第三联合站污水处理站占地面积约2475m2，污水系统主要功能是对油田含油污水进行处理，达标后存放于晒水池自然蒸发处理，不外排。设计处理能力为30m3/h。目前竣工环境保护验收工作正在开展中。2.8.1.2油气处理工艺及可依托性从集气干线来的含凝析油天然气在集气装置高、低压分别气液分离。工艺流程如图2.8-1所示。1)油气处理工艺从集气干线来的含凝析油天然气在集气装置高、低压分别气液分离。50 中古30井试采工程环境影响报告书(1)0.7MPa低压天然气至凝析油处理装置与二级闪蒸气混和后经闪蒸气压缩机增压至6.7MPa后进脱硫装置处理；(2)6.7MPa天然气直接进入脱硫装置，2.5MPa～3.5MPa低压天然气经增压站增压至6.7MPa后进入脱硫装置处理；(3)脱硫后的湿净化气进入脱水脱烃装置，经丙烷制冷脱水脱烃处理，净化气经计量后作为产品气进入新建塔轮输气管道。(4)从集气装置分离出来的凝析油进入凝析油处理装置，在该装置中分离出游离水，并脱除H2S，处理后的凝析油外输至轮南。产生的含H2S闪蒸气增压后与原料气混和后一并至脱硫装置进行处理。塔中第三联合站设置硫磺回收装置，采用CPS工艺，设计规模产硫磺105t/d，目前实际处理5t/d～6t/d。采出气处理后的H2S可通过硫磺回收装置制成硫磺，脱硫装置的酸气、硫磺回收装置的酸气等在事故放空时排入酸气放空系统，硫磺回收装置，回收率达99%。目前该联合站硫磺回收装置可处理余量较大，可满足本项目的天然气硫磺回收。2)依托性分析本工程依托塔中第三联合站进行油气处理，塔中第三联合站集输、处理系统能力平衡见表2.8-1。表2.8-1塔中第三联合站系统能力平衡分析结果名称单位设计能力运行现状新增规模备注凝析油处理t/d3000170030满足气处理×104m3/d5002002满足供水m3/d720500--满足注水m3/d720550污水处理站m3/d7205500满足50 中古30井试采工程环境影响报告书图2.8-1塔中第三联合站油气处理工艺流程图50 中古30井试采工程环境影响报告书2.8.1.3污水处理站处理工艺及依托可行性1)处理工艺塔中第三联合站污水处理站设计采用“除油-气浮除油-二级核桃壳过考虑”的污水处理工艺，处理工艺见图2.8-2。图2.8-2塔中第三联合站污水处理站处理工艺图蒸发池位于5号集气站至塔中第三联合站连接道路东侧100m，北距塔中第三联合站约3km，蒸发池位于固废填埋场东侧。见图2.8-3。生活污水蒸发池11000m3，尺寸为80×55×2.5m。生产污水蒸发池和浓盐水蒸发池各2座，每座设计规模37500m3，尺寸为135×100×2.5m。试油修井废水蒸发池1座，设计规模20000m3，有效容积15700m3，其前设隔油池，设计规模1000m3，尺寸为20×20×2.5m。采油废水蒸发池1座，设计规模20000m3，有效容积15700m3，其前设隔油池，设计规模1000m3，尺寸为20×20×2.5m。事故存液池1座，设计规模1800m3，有效容积1500m3，尺寸为30×30×2m；主要用于事故状态下的废液储存。上述蒸发池于2014年建成，目前蒸发池内水量较小，可满足本项目的需求。50 中古30井试采工程环境影响报告书图2.8-3塔中第三联合站晒水池2)依托性分析污水处理依托塔中第三联合站污水处理站，该站的设计处理能力720m3/d，目前实际处理水量为550m3/d。本工程1口井产出液含水率极低，采油废水极少，因此塔中第三联合站污水处理站处理能力能够满足要求。综上所述，塔中第三联合站油气处理以及污水处理站处理能力均可以满足拟建工程新增产能的需求。2.8.2塔中环保站2.8.2.1工程概况塔里木油田分公司拟在距离塔中沙漠公路67km处建设塔中环保站，对油田钻井岩屑、废弃泥浆、含油污泥等废弃物进行无害化、资源化处理，站内包括无害化处理站、泥浆站、含油污泥资源回收站等。由下属公司(塔里木石油勘探开发指挥部沙漠运输公司-危险废物经营许可证的编号6528220035)总组织承包。塔中环保站总占地面积为388000m2，站内包括：①无害化处理站1座，配套10×104m2固废池，对岩屑及废弃泥浆进行无害化处理排放；②3000m2泥浆站1座，对部分泥浆进行重复资源化利用；③含油污泥资源回收站1座，配套1×104m250 中古30井试采工程环境影响报告书含油污泥暂存池，对管线刺漏污油污泥、隔油池清淤等含油污泥进行达标处理排放；④配套相应的生活辅助设施。其中含油污泥资源回收站由沙运司负责筹建，位于塔中环保站站内南侧，西邻无害化站，北邻固废池，东邻泥浆站，塔中含油污泥资源回收站总占地面积为26460m2，处理含油污泥量48m3/d，11520m3/a，按容重2t/m3计算，年处理污泥量23040t；污泥含油率5%～25%。塔中含油污泥资源回收站产品为回收的原油，年产量7.78t/d、1867.2t/a，在厂内储罐区内储存，运至塔里木油田公司塔中油田回用，同时产生还原土11534.4t/a，含油率＜2%。塔里木油田公司塔中含油污泥资源回收站项目委托中冶京诚(秦皇岛)工程环境技术有限公司编制了《塔中1万方含油污泥暂存池工程环境报告表》、《塔里木油田公司塔中含油污泥资源回收站项目环境影响报告书》，已于2015年12月24日取得《关于塔里木油田公司塔中含油污泥资源回收站项目环境影响报告书的批复》(新环函〔2015〕1431号)以及《塔中1×104m3含油污泥暂存池工程环境影响报告表的批复》(阿地环建函[2015]92号)。目前塔中环保站1×104m³暂存池已建成，尚未投入使用。2.8.2.2处理工艺塔中环保站主要建设内容为：钻完井废弃物处理站1座，配套3.5×104m3暂存池(8000m3固废池1座、20000m3废液池1座、5000m3净化污水池1座、2000m3沉降隔离池1座)，对岩屑及废弃泥浆、含油污泥等进行无害化处理。1)钻完井废弃物处理站中一座8000m3池作为岩屑固废收集池，一座2×104m3池作为液相收集池，达标处理后的污泥进行铺设道路等资源化利用；处理达标的污水至5000m3净化污水池缓冲暂存，并用于油田污水注水、回灌。简易流程如下：岩屑、泥浆→8000方岩屑固废池→无害化处理站→堆放、铺设道路等含油污水→2000方隔离沉降池→2万方废池→无害化处理站→5万方净化污水池→注水、回灌50 中古30井试采工程环境影响报告书2)3000方泥浆站1座，对部分泥浆进行重复资源化利用。简易流程如下：泥浆→3000方泥浆站→重复资源化利用3)含油污泥资源回收站1座，配套1×104含油污泥暂存池，对管线剌漏污油污泥、钻试修井返排液、隔油池清淤等含油污泥进行达标处理。资源回收站生产工艺流程见图2.8-4。塔中含油污泥资源回收站采用热洗加萃取及特殊促进分离技术，实现原油、溶液、泥土的分离，将油品回收利用，溶液循环使用，泥土实现无害化处理。该技术通过了巴音郭楞蒙古族自治州科学技术局的科学技术成果鉴定(巴科鉴字第2011020号)，属于国内领先水平。简易流程如下：含油污泥→含油污泥处理站→资源化利用图2.8-4资源回收站生产工艺流程(处理48m3/d)2.8.2.3依托性分析50 中古30井试采工程环境影响报告书本工程试采期最多将产生3.6kg的废油泥(砂)，相对于该处理站年处理量所占比例很小，完全可依托该处理站处理。2.8.3轮南塔里木油田绿色环保站本项目的含油污泥在塔中环保站建成前，运至轮南塔里木油田绿色环保站进行无害化处理。2011年7月，绿色环保站在轮南正式建成投产，距离牙哈集中处理站约100km，由下属公司(塔里木石油勘探开发指挥部沙漠运输公司-危险废物经营许可证的编号6528220025)总组织承包。绿色环保站年处理含油污泥1×104m3，还可回收其中的原油，每年节约100多万元资金。绿化环保站没有单独立项，包含在英买力潜山油藏地面工程中，中勘冶金勘察设计研究院有限责任公司编制环评报告，自治区环保厅以新环评价函[2010]251号进行批复，新疆环境监测总站编制验收报告，自治区环保厅以新环函[2014]376通过验收。绿色环保站采用国内领先水平的热洗和萃取法，即采用物理加化学法将含油污泥中的油和泥沙进行分离、萃取出来，并配合先进的间歇式三级混合洗涤工艺，处理后的泥土达到《危险废物鉴别标准-浸出毒性鉴别》(GB5085.3-2007)无害化标准要求后，送站场周围无植被平铺堆存。绿色环保站自2011年建成投产以来，已累计处理含油污泥9941m3，生产还原土6483m3，回收原油550t，经济效益275×104元。工艺流程如下：含油污泥由各产生单元送储存池，经抓斗送振动筛进行分选，5cm以上的石块及其它杂物通过导流槽进入清洗池，清洗后送污泥干化场；筛下物进入粗料池。粗料池中的油泥分别在回旋式混合机与药剂混合粉碎，在一级粗料洗涤机、二级粗料洗涤机中洗涤，在细料分选筛中分选，选出5mm～0.5mm的细砂，经检验合格后送污泥干化棚。冲洗分选过程中产生的浮油进油水分离罐，含水油泥加药剂后进行三相分离和泥浆压滤，泥土经检验合格后送污泥干化棚。上清液回用到工艺中。工艺中回收的浮油全部进油水分离罐，得到的油送联合站外输，产生的废水全部回用于工艺。处理后的泥土达到《危险废物鉴别标准-浸出毒性鉴别》(GB5085.3－2007)无害化标准要求后，送处理厂周围无植被平铺堆存。50 中古30井试采工程环境影响报告书工艺流程简图见图2.8-5。污泥、油泥油泥储池破碎机油泥分离机浮油罐储油罐水药剂油水热媒泥砂图2.8-5绿色环保站处理流程简图绿色环保站年处理含油污泥1×104m3，是目前塔里木油田公司唯一的含油污泥处理站。其他区块建设有含油污泥暂存池，罐车定期拉运至绿色环保站进行处理。目前绿色环保站满负荷运行，根据生产状况，优先处理新产生含油污泥，在有余量的情况下，从各区块暂存池拉运含油污泥进行处理，轮南塔里木油田绿色环保站优先接纳本项目的含油污泥，可以满足需求。待塔中环保站投产使用后，本项目的含油污泥送往该站进行无害化处理。见图2.8-6。绿色环保站绿色环保站装置图2.8-6绿色环保站现场照片2.8.4塔中1号公路67km处垃圾填埋场该垃圾填埋场位于5号集气站至处理厂连接道路东侧100m50 中古30井试采工程环境影响报告书，北距处理厂约3km，固废填埋场与蒸发池统一布置，固废填埋场位于蒸发池西侧。属于2012年开展的塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程环境影响评价中的工程组成部分，中国石油大学(华东)环境与安全技术中心于2013年7月编制完成《塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程环境影响报告书》，2013年8月由新疆维吾尔自治区环保厅批复通过(新环评价函[2013]712号文)。目前竣工环境保护验收工作正在开展中。固废填埋场设计规模25000m3，尺寸为100×100×2.5m。该固体废物场于2014年建成，目前余量充足。50 中古30井试采工程环境影响报告书3工程分析3.1钻井工程回顾分析2015年5月20日新疆维吾尔自治区阿克苏地区环境保护局出具了《关于对中古30井钻井工程环境影响报告表的批复》(阿地环函字[2015]225号)对中冶京诚(秦皇岛)工程技术有限公司编制的《中古30井钻井工程环境影响报告表》进行了批复。2015年5月23日中古30井开钻，同年11月17日钻至设计井深6600.0m完钻，层位为奥陶系一间房组，12月11日完井。本工程钻井采用ZJ70钻机。中古30井深设计井深6600m，目的层为奥陶系良里塔格组、一间房组。钻井作业主要包括钻前工程(井场平整、道路建设、岩屑池、放喷池、钻井平台等建设)、设备搬运及安装、钻井(固井、录井)、油气测试、完井搬迁及污染物治理等，钻井工艺过程见图3.1-1。图3.1-1钻井作业过程示意图50 中古30井试采工程环境影响报告书3.1.1井身结构中古30井设计井身结构见表3.1-1。表3.1-1中古30井身结构项目钻头系列套管系列水泥段(米)厚度(m)直井121/4"*1200m95/8"*1200m0～1200m120081/2"*6278m7"*6276m0～6276m50786"*6600m5"*(6050～6598)m备用3223.1.2.钻井工艺简介本工程采用常规钻井工艺，使用的钻机为电钻机。通过钻机、转盘，带动钻杆切削地层，同时由泥浆泵经钻杆向井内注入井筒冲刷井底，将切削下的岩屑不断地带至地面，整个过程循环进行，使井不断加深，直至目的井深。钻井中途需要停钻，以便起下钻具更换钻头、下套管、固井、替换洗井液和检修设备。固井是在已钻成的井筒内下入套管，然后在套管与井壁之间环空内注入水泥浆将套管和地层固结在一起的工艺过程，可防止复杂情况以保证安全继续钻进下一段井筒。钻井作业为24小时连续作业，钻井期间主要的环境影响因素是柴油发电机组运行时产生的废气，钻进、起下钻和固井作业等产生的废水，井场各机械设备运转时产生的噪声，以及钻井岩屑等固体废物。3.1.3试井当钻至目的层后，对油气应进行完井测试，如钻孔在目的层有缝洞，则不需进行射孔、压裂等工作。钻孔在目的层未遇缝洞，则需进行射孔，用射孔枪打开产层，然后酸清洗井筒裂隙，用降阻缓速酸酸目的层。试井前先安装井口防喷专用管线、各种计量设备、油气两相分离设备，原油回收罐等。产出液经两相分离器分离后，原油进入原油罐回收，天然气经过管线引至放喷池点火，依据试井具体情况设置放喷时间。50 中古30井试采工程环境影响报告书完井测试期间主要环境影响因素是清洗井筒时反排的洗井废水以及射孔压裂后反排的压裂废水，测试放喷时天然气产生的燃烧废气和防喷气流噪声。3.1.4完井测试完井后，要换装井口装置，井口需换装采油树，同时修建防护墙保护井口装置，其余设施将拆除、搬迁。钻井液材料将全部进行回收，不得遗弃在井场；钻井过程中产生的各类废水、废渣将进行清理处理。3.1.5钻井工程环境影响回顾本工程钻井工程已完钻，地面工程均未施工。钻井过程中的污染源主要来自钻井设备和钻井施工现场。废气主要来自大功率柴油机发电机产生的废气及施工扬尘；废水主要为钻井废水和施工营地生活污水；噪声设备主要包括钻井井场内的柴油机发电机等大型设备；固体废物主要有钻井岩屑、钻井泥浆和施工人员生活垃圾。此外，钻井队员和相关施工车辆活动会对施工范围内的土壤、植被的生态环境造成一定影响。本次评价对钻井工程已采取的环境保护措施落实情况进行调查，汇总情况如表3.1-1所示。根据调查，钻井工程采取的环境保护措施基本达到预期设计要求，效果良好。目前存在的主要环境问题及整改措施有：1)钻井废水目前暂存于井场防渗池内，拟待塔中环保站建成后，运送至塔中环保站进行处理，目前未发生渗漏，由于塔中环保站拟于2017年投产，要求钻井过程中钻井废水以及压裂废水在塔中环保站投产后尽快运送处理。2)钻井工程已结束，对井口已采取封井处理，未申请项目环境保护竣工验收，应及时申请项目环境保护竣工验收。50 中古30井试采工程环境影响报告书表3.1-1钻井工程已采取的环保措施类别序号污染源名称污染物组成环评批复中提出的要求已采取的环保措施效果废气1柴油机废气SO2NOX烟尘加强施工期间的环境监管。制定施工期环境管理制度，合理规划工程占地和施工道路，严格限制施工机械和人员的活动范围，采取洒水降尘等措施防止扬尘污染制定了环境管理制度，施工期间定期对柴油机、柴油发电机等设备进行维护；尽量利用油田现有公路网络，并采取了洒水降尘等措施钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而逐渐消失2施工扬尘TSP废水1钻井废水悬浮物、石油类、COD等加强水污染防治工作。该项目产生的废水主要为钻井废水、冲洗废水、酸化废水和生活污水四类。对钻井废水和冲洗废水进行有效收集，储存在岩屑池(废水池)，完井后蒸干干化处理后运至塔中钻井废弃物综合处理站处理，不得外排；酸化废水直接拉至1号公路塔中第三联合站晒水池处理；生活污水经污水池收集后，运至塔中第三联合站晒水池处理，池底剩余固体废物送至塔中1号公路67km处生活垃圾填埋池填埋处理。一开、二开上部井段钻井废水随钻井泥浆全部暂存于井场防渗泥浆水泥池，自然干化后填埋处理；二开下部井段、三开井段钻井废水随钻井泥浆暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中环保站建成后进行处理井场泥浆水泥池、废水池全部采取“环保防渗膜+混凝土+环保防渗膜”复合防渗处理，无渗漏发生。一开、二开钻井泥浆已自然干化，并作填埋处理；三开钻井废水目前暂存于井场防渗池内，拟待塔中环保站建成后，运送至塔中环保站进行处理，目前未发生渗漏，未对地下水造成影响，符合要求。由于塔中环保站拟于2017年投产，建议本项目三开钻井废水以及压裂废水在塔中环保站投产后尽快运送处理。压裂废水及时用罐车拉运至塔中第三联合站晒水池，符合要求2压裂废水SS、COD、石油类等中和处理后，直接拉至塔中第三联合站晒水池蒸发3生活污水COD、氨氮、悬浮物等生活污水池中的污水自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至塔中1号公路67km处垃圾填埋场填埋池底淤泥与生活垃圾及时清运，未对地下水环境造成影响50 中古30井试采工程环境影响报告书续表3.1-1钻井工程已采取的环保措施类别序号污染源名称污染物组成环评批复中提出的要求已采取的环保措施效果固废1废弃钻井泥浆-按照固体废物“资源化、减量化、无害化”处置原则落实各类固体废物收集、综合利用及处置措施。该项目产生的固体废物主要是岩屑、泥浆、含油废物和生活垃圾四类。所有岩屑存储至岩屑池中，2015年6月前运至塔中岩屑存储池储存，2015年6月运至塔中钻井废弃物综合处理站处理；泥浆分离后经分离后循环使用不外排；含油废物和落地原油全部回收，不得采取填埋方式处理。生活垃圾集中定点收集，并及时清运至塔中1号公路67km处生活垃圾填埋池填埋处理。中古30井采用三开井身结构，一开、二开上部井段均采用膨润土-聚合物体系钻井液，二开下部采用KCL-聚磺体系钻井液，三开井段采用磺化体系钻井液，一开及二开上部钻井泥浆及岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，自然干化后填埋处理；二开下部及、三开钻井泥浆及岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中环保站建成后进行处理由于钻井井场泥浆水泥池全部采取防渗措施，未发生渗漏，未对地下水造成影响，一开、二开钻井岩屑及钻井泥浆已自然干化，并填埋处理；二开下部及、三开钻井泥浆及岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中环保站建成后进行处理2钻井岩屑-3含油废物塔里木勘探开发指挥部沙漠运输公司回收及时清运，符合要求4生活垃圾-设置垃圾收集箱，集中收集后送至塔中1号公路67km处生活垃圾填埋池填埋处理固废均得到妥善处理，无乱堆放及随意排放的现象，周边无塑料袋等生活垃圾。及时清运，符合要求噪声落实噪声污染防治措施，通过对柴油发电机、泥浆泵等设施隔震垫、弹性垫料和消声器等措施做好噪声污染防治工作。确保厂界噪声符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中3类功能区标准。柴油机安装消声器，发电机、泥浆泵、钻机安装减振基础，加装减震垫片油井周边没有长住居民和其它噪声敏感点，受影响的主要为井场作业的工作人员，因此钻井噪声没有造成扰民现象。符合要求生态严禁车辆随意行驶，尽量避免水土流失和生态破坏；妥善处置工程建设产生的废土、施工废水和废渣。控制井场占地面积，减少扰动面积施工结束后，及时对现场回填平整，清除残留的废弃物，采用草方网格固沙，周围生态环境无明显变化。符合要求50 中古30井试采工程环境影响报告书续表3.1-1钻井工程已采取的环保措施类别序号污染源名称污染物组成环评批复中提出的要求已采取的环保措施效果环境风险加强项目环境风险防范工作，建立严格的环境风险管理制度，认真落实《报告表》提出的各项风险防范措施；做好单位应急预案和地方环境应急预案的衔接，防止污染事故发生后对周围环境质量和人群健康产生不良影响；并定期进行风险事故应急演练，及时对应急预案进行完善。采取有效预防措施，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。严格遵守钻井的安全规定钻井过程中未发生井喷、废水池渗漏等事故，符合要求环境管理要求该项目为油井勘探井，若井位勘探出油，须采取封井处理，并编制区块开发及地面工程项目环境影响评价文件，通过自治区环保厅审批通过后方可开发建设，通过竣工验收后方可正式生产。已采取封井处理钻井工程结束后应及时申请项目环境保护竣工验收50 中古30井试采工程环境影响报告书3.2拟建工程环境影响因素分析油田开发是一项包含多种工艺技术的建设项目，包括勘探、钻井、测井、井下作业、采油、油气集输，以及供水、供电、道路、通讯、机修等配套系统的建设和运营。本项目为中古30井试采工程，主要工艺流程为采油树油气混合物一级节流后进加热炉，通过加热炉出口二级节流后进入抗硫闪蒸罐分离后进入抗硫高架罐，经密闭装车系统装入油罐车拉运；气相通过回收送联合站净化处理。根据该井试采情况，结合区块开发规划，进行区块的滚动开发。3.2.1施工过程分析1)井场建设井场建设主要为井场设备安装，如加热炉、闪蒸罐等。2)井下作业井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，主要包括射孔、酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂等一系列工艺过程。在钻井、测井后要进行射孔，将射孔枪下入井管中油层部位，用射孔弹或射孔液将井管射成蜂窝状孔，使原油流入井管并用抽油泵采出。压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量。洗井、修井、除砂作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。3)采油采油是借助油层的自身压力或者抽油泵等工艺方法，使原油从地下储油层中产出的工艺过程。一般来说依靠油层自身压力进行采油的方法称为自喷采油法，而需要用抽油泵等方法进行采油的则叫机械采油法。在原油开采中为了保持油层的压力，达到稳产的目的，往往需要向油层注入一定的介质，用以驱替原油。本项目采用自喷方式采油。50 中古30井试采工程环境影响报告书4)油气集输油气集输就是把油气生产的油气收集、输送和处理成合格油气的过程。本井试采期生产的采出液、气经分离后，液相经油罐车转输至塔中第三联合站，气相通过收集送塔中第三联合站净化处理。3.2.2环境影响因素识别1)井下作业包括修井、压裂、酸化、热油清蜡、冲砂等多种工艺。由于其工艺复杂、施工类型多，故其形成的污染源也较为复杂。在压裂施工中，会产生返排出井管的大量压裂液；地面高压泵组会产生噪声和振动。井下作业后洗井排出的污水含有各种废液或添加剂等。2)在采油、油气集输过程中，主要废气污染源为采出液贮存过程产生无组织挥发烃类气体；主要废水污染源为采油废水。固体废物主要是采油废水在联合站处理产生的含油泥沙。拟建项目环境影响因素识别详见表3.2-1，拟建项目主要环境影响因素见图3.2-1。表3.2-1环境影响因素识别建设活动主要环境影响因素环境影响因素主要受体阶段井下作业1、作业废水土壤、地表水建设/试采期2、落地油土壤、地下水3、设备噪声声环境井场建设1、占用土地，破坏原有土地使用功能土壤、植被建设期2、施工人员和车辆活动采油气油气集输油气处理1、含油废水地下水、地表水、土壤事故或非正常2、无组织挥发烃类气体环境空气试采期3、含油污泥土壤4、设备噪声声环境5、油品泄漏、含油污水泄漏土壤、地表水、地下水事故50 中古30井试采工程环境影响报告书工艺流程钻井柴油机烟气废弃钻井泥浆钻井岩屑钻井废水施工噪声生态破坏井下作业产品储存井场转油站采油废水加热炉烟气烃类气体含油污水生活污水烃类无组织挥发油泥(砂)生活污水设备噪声设备噪声锅炉烟气事故影响因素落地油设备噪声营地生活污水施工噪声井喷污水或油品泄漏建设期影响因素生产运营期影响因素油气处理站含油污水处理站烃类无组织挥发烃类无组织挥发烃类无组织挥发加热炉烟气备注：红色线框内为依托工程。绿色线框内为钻井工程，已完钻，不属于本项目范畴。图3.2-1拟建项目环境影响因素示意图50 中古30井试采工程环境影响报告书3.2.3拟建项目建设期环境影响因素分析3.2.3.1工程临时占地和永久占地本工程仅为地面工程，工程占地主要为井场及生活设施占地，均为临时占地，占地面积约为2.81ha。3.2.3.2废气污染源建设期废气污染源主要是施工过程中将产生少量扬尘、施工车辆运输产生的扬尘。另外，施工机械(柴油机)和车辆还将排放一定量废气。施工扬尘主要来自：土方的开挖、堆放、回填，施工建筑材料的装卸、运输、堆放等以及施工车辆运输产生的扬尘。通过类比调查，在一般地段，无任何防尘措施的情况下，施工现场对周围环境的污染约在150m范围内，TSP最大污染浓度是对照点的6.39倍。而在有防尘措施(围金属板)的情况下，污染范围为50m以内区域，最高污染浓度是对照点的4.04倍，最大污染浓度较无防尘措施降低了0.479mg/m3。3.2.3.3废水污染源建设期废水污染源主要为井场地面施工施工人员生活污水。建设期工作人员人数为60人左右，用水量按每人每天35L计，生活用水量为2.1m3/d，生活污水产生量按用水量的80%计算，则建设期生活污水产生量为1.68m3/d，建设期按60d算，建设期生活污水产生量为100.8m3。井场生活场地建有规范的生活污水池，污水池防渗采用“环保防渗膜”防渗，生活污水排至生活污水池自然蒸发，底泥清运至塔中1号公路1km处的生活垃圾填埋场填埋。3.2.3.4固体废物井场地面施工和管线敷设过程中产生的主要固体废物为施工人员生活垃圾。以每人每天产生0.5kg的生活垃圾计算，建设期施工人数约60人，施工周期为60d，建设期产生生活垃圾1.8t，集中收集后运往塔中1号公路1km处生活垃圾填埋池填埋处理。拟建项目建设期污染物排放情况汇总于表3.2-2。50 中古30井试采工程环境影响报告书表3.2-2拟建项目建设期污染物排放汇总类别污染源名称污染物组成拟建项目排放量去向及治理措施废气柴油机废气SO2NOX烟尘548.6kg395.1kg97.3kg环境空气施工扬尘TSP-环境空气废水生活污水COD、氨氮、悬浮物等100.8m3生活污水池中的污水自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至塔中1号公路1km处垃圾填埋场填埋。固废生活垃圾-1.8t设置垃圾收集箱，集中收集后送至塔中1号公路1km处生活垃圾填埋池填埋处理3.2.3.5噪声建设期的噪声源主要为施工机械、设备和车辆的噪声。建设施工中使用的机械、设备和运输车辆主要有：轮式装载车、电焊机、吊管机、柴油发电机组等。以上各种施工机械及车辆的噪声情况参见表3.2-3。表3.2-3拟建项目建设期主要噪声设备序号机械、车辆类型测点位置(m)噪声值(dB(A))1电焊机1872轮式装载车5903吊管机5814柴油发电机组1983.2.4拟建项目试采期环境影响因素分析拟建项目试采期对环境的影响主要体现在采油生产、拉运和其它辅助设施生产过程中污染物的排放。3.2.4.1废气污染源本工程试采期大气污染物主要来自加热炉烟气及井场设备、油气拉运过程中的烃类无组织挥发。1)加热炉烟气本工程试采期井场设置加热炉对在节流后的油气进行加热，井场加热炉用气采用净化的天然气作为燃料气源(不含硫化氢)。50 中古30井试采工程环境影响报告书井场设置1台500kw加热炉。加热炉燃气量约为600m³/d，每天工作时间约15h,按照试采期一个月(30天)计算，则试采期燃气耗量为1.8×104m³。根据《第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册》(第十分册，4430)计算，每燃烧万方天然气产生烟气量约为13.6×104Nm3、NOX1871kg。则试采期一个月加热炉污染物的产生情况为：烟气量约为24.48×104Nm3；NOX：33.68kg。本工程试采期内加热炉燃气消耗量及燃烧废气污染物排放情况见表3.2-4。表3.2-4试采期内加热炉燃气消耗量及燃烧废气污染物排放情况名称燃气量(104Nm3)污染物产生量产生浓度(mg/m3)排放方式加热炉1.8烟气量(104Nm3)24.48--经8m高排气筒排放NOx(kg)33.68137.6由上表可知，加热炉废气中NOX能够满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值(NOX200mg/m3)。2)油品外运过程中的烃类挥发本油田采用密闭拉运流程，由国内外有关计算和油田实测数据看，其原油损耗可控制在0.044％以下，按照原油最大产量30t/d计算，总的烃类挥发量为13.2kg/d。3.2.4.2废水污染源拟建项目试采期的废水污染源主要为：含油污水、井下作业废水。1)含油污水(油田采出水)采出水是从井口采出液中分离出的废水，主要包括油层本身所含的底水、边水和驱采油时的注水，其中的污染物主要包括石油类和表面活性剂。根据建设单位提供资料，本工程产液中几乎不含水，采油废水极少。本工程采油废水由塔中第三联合站污水处理站，经处理达标后回注油层，无外排。2)井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的，其中主要包括50 中古30井试采工程环境影响报告书废压裂液、冲砂洗井液等，一般情况下不落地和外排，直接进入罐回收处理。洗井废水携带井底的污染物，主要含有石油类、SS、钻井液添加剂、酸、碱和有机污染物等。本工程在试采期若有井下作业，依据油田的相关资料，每次每口井井下作业废水产生量为5m3～10m3。井下作业废水中主要污染物有石油类、SS和COD，浓度分别为2000mg/L、1500mg/L、80mg/L，按照试采期一次井下作业计算，则石油类、SS和COD产生量分别为0.02t、0.015t、0.0008t。这部分废液直接进罐回收后，统一由罐车拉运至塔中第三联合站污水处理站集中处理。3.2.4.3固体废物拟建项目试采期产生的固体废物主要包括落地原油、含油泥沙。1)落地原油落地原油主要产生于油井井场设施阀门、法兰等处正常及事故状态下的泄露、管线破损以及井下作业产生的落地原油。塔里木油田分公司环境保护管理制度规定，不允许产生落地油。经现场调查，塔里木油田分公司在落地油处理中采取了得力的措施，井下作业必须带罐(车)操作，落地油全部被回收，最终由塔里木油田绿色环保站进行处理。2)含油泥砂含油泥砂是采油过程中随原油带出的，在塔中第三联合站一部分沉降在原油罐底部，一部分随原油脱出的水进入塔中第三联合站污水处理站。根据类比调查，含油泥砂产生量约为1.2t/104t采出液。根据本工程预测开发指标，试采期产生含油泥砂约3.6kg。塔里木油田塔中环保站建成前，含油泥砂委托轮南塔里木油田绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。3.2.4.4噪声试采期噪声污染源主要是井场内的各类机泵等。噪声排放情况见表3.2-5。50 中古30井试采工程环境影响报告书表3.2-5试采期噪声排放情况序号位置时段噪声源声源强dB(A)1井场试采期加热炉60～703.2.5试采期污染物排放情况汇总本项目试采期污染物产生以及排放汇总见表3.2-6。表3.2-6试采期污染物产生及排放情况（表中为年排放量）项目污染源污染物本项目产生量本项目排放量排放增减量主要处理措施及排放去向废气无组织挥发烃类(t/a)4.844.84+4.84环境空气加热炉烟气NOX(t/a)0.410.410.41环境空气废水井下作业废水废水量(m3/a)1000主要污染物为：SS、COD、石油类等。由专用废液收集罐收集后运至塔中第三联合站污水处理站处理，达标后回注油层。COD(t/a)0.000800SS(t/a)0.01500石油类(t/a)0.0200固体废物油泥砂(t/a)1.97(最大)00委托塔里木油田绿色环保站回收处理。落地油(t/a)0.10050 中古30井试采工程环境影响报告书4区域环境概况4.1自然环境概况4.1.1地理位置本项目位于新疆沙雅县境内。沙雅县位于新疆维吾尔自治区西南部，阿克苏地区东偏南。处于塔里木盆地北部，渭干河绿洲平原的南端，北靠天山，南拥大漠。地处东经81°45’－84°47’，北纬39°31’－41°25’间，东西宽180km，南北长220km，总面积31972.5km2。北接天山南缘的库车、新和两县，南辖塔克拉玛干沙漠的一部分，和田地区的民丰、于田两县沙漠相连，西与阿克苏市毗邻，东南和巴州的尉犁县接壤。我国最长的内陆河---塔里木河由西向东从境域中偏北部横穿而过。全境海拔943m～1050m之间，北高南低，由西向东略有坡降，县城距省府乌鲁木齐市的直线距离486km，公路里程832km，距阿克苏市公路里程252km。本工程地处塔克拉玛干大沙漠腹地，塔克拉玛干沙漠位于塔里木盆地中心，是中国最大的沙漠，也是世界第十大沙漠，同时亦是世界第二大流动沙漠。整个沙漠东西长约1000km，南北宽约400km，面积达33×104km2。本工程东北向距沙雅县县城最近距离约156km，东南向距且末县县城最近距离约241km，东南距离民丰县县城最近距离约297km。本工程距塔中Ⅰ号公路1.7km。中古30井井口位于中古19井西约6.9km，中古25井北6.6km。4.1.2地形、地貌工程区所在区域在大地构造上属新疆南部塔里木地台、塔里木中央台坳、塔里木平原地貌区，位于克里雅河和塔里木河下游之间东北风吹扬作用最强烈的区域，新与老第四纪冲积层混存，且受风力严重吹蚀而形成的沙丘型平原，为世界第二大流动性沙漠。沙层厚度一般为80～100m，相对高度10～50m不等，沙粒细小，沙丘形状复杂。分布着巨大的复合性新月型沙丘和纵向沙山，多呈东北—50 中古30井试采工程环境影响报告书西南走向。沙丘间低地中，发育有西南走向的鲸鱼脊状沙垄和纵向沙垄。在较巨大沙丘迎风面坡度均较平缓，迎风坡上多有一系列复合的小沙丘，总的坡度同单一的新月型沙丘相类似，约10～12°，背风坡在一般情况下没有复合的形态，具有比较简单的陡峭斜坡。由于散沙稳定角的作用，背风坡一般为30°左右，沙丘的长度一般均较大，其新月型沙链顺风向延伸的沙丘角使各新月型沙丘链之间彼此相连。区域内地势开阔，属平原格状丘陵(沙丘)型地貌，海拔高度约1000m左右。井区处于塔克拉玛干沙漠，地表被黄沙覆盖，复合型纵向沙垄，主要地貌为沙丘及沙丘间洼地，沙丘相对高程一般在100m左右。地貌特征见图4.1-1。图4.1-1区域地形地貌特征4.1.3气象、气候工程区所在地地处塔克拉玛干沙漠，为欧亚大陆最干旱的地区。从地理位置来看，塔里木盆地三面环山，东面开口，地势西高东低，呈横向犁型簸箕状。下垫面主体部分基本为无植被、吸热强烈而干燥的沙漠，各路海洋性气流对该区域的影响甚微，为典型的大陆性干旱型气候区，即：气候基本特征是春季多风沙，夏秋季酷热，冬季无降雪，干旱降水少。各季节气候条件的变化十分明显，春季气温回升很快，且多伴有大风天气，大风季节可延伸至夏初，主要集中于3～7月份，夏季酷热而漫长，全年降水主要集中在6～8月份，秋季降温十分缓慢，冬季来临较晚，日间温差较大，相对湿度较低，太阳辐射强烈。极端最高温度达43℃，昼夜温差达40℃以上；平均年降水不超过100mm，最低只有四五毫米；而平均蒸发量高达2500mm～3400mm。50 中古30井试采工程环境影响报告书根据近年来塔中4油田气象站的观测资料，塔中地区的主要气象数据见表4.1-1。表4.1-1塔中地区气象资料序号气象要素单位数值1年平均气温℃102极端最高气温℃433极端最低气温℃-23.04七月平均气温℃32.25月平均气温℃-8.36年平均降水量mm26.27年平均蒸发量mm27309平均风速及主导风向m/s1.95/ENE10最大风速m/s2211年平均沙暴日d2513冻土深度cm624.1.4水文及水文地质4.1.4.1水文塔克拉玛干沙漠四周有叶尔羌河、塔里木河、和田河和车尔臣河贯穿两岸。由于降雨量小蒸发率高，降雨对于滋润沙漠和给地下水供水微不足道。昆仑山水系河流渗透到沙漠中达100km～200km，逐渐在沙漠中干涸。只有和田河穿越沙漠腹地，在夏季偶然可将水流注入塔里木河。沙雅县塔里木河冲积平原地下水开采量1.21×108m3。有湖泊4处，均集中在塔里木河两岸，大多为咸水。本工程周围5km范围内无地表水体，项目取水采用地下水。4.1.4.2水文地质塔克拉玛干沙漠所在的塔里木盆地是一个内流水系盆地，从周围山脉而来的全部径流都聚集在盆地自身之中，为河流和地下水层供水。沙漠下面的地下水多半有持续不断的水道，从西面流向东部的罗布泊。本区从昆仑山山前至油田区，基底地质构造由两个坳陷和两个隆起组成，直接影响地下水储水介质－第四系松散物质的补偿性沉积厚度和地下水赋存条件。地下水自南向北流向，水文地质条件呈现有规律的地带型变化。本工程位于该区的北部古冲积湖积平原。50 中古30井试采工程环境影响报告书北部古冲积湖积平原基底由唐古孜巴斯坳陷过渡到中央隆起带。新生代时期随着基底地壳坳陷和隆起的演化，第四纪古水文网异常发育，在风成沙的再次搬运下，形成了当今厚度大于300m，以粉细砂为主体且夹有不稳定亚砂、亚粘土层的储水构造，构成了广阔的古冲积湖积平原。石油勘探供水井的钻井资料表明，在垅间洼地地下水水位一般在6m～5m之间，最大深度可达15m，井深一般为100m～120m，8英寸管径单井涌水量达600～1000m3/d，单位涌水量在1l/s·m左右，属水量中等的潜水含水层。该区域水质条件差，水质矿化度在4～5g/l之间，不适于人类和牲畜饮用。4.1.5土壤类型与植被分布本区属干旱区典型的沙生动、植物分布区。该区动植物区系属古北界、中亚亚界、蒙新区、西部荒漠亚区、塔克拉玛干沙漠。土壤类型分布均为风沙土，地表土壤成土母质主要为风积物，无发育层次，只有干沙层和湿沙层之分。流动性风沙土养份含量极低，盐分含量轻微，组成以细沙颗粒为主。因此，在该地域上生存发育的植被极其贫乏，仅在部分沙丘洼地中生长稀疏的塔克拉玛干柽柳和多枝柽柳，其伴生种类极少，大部分地带为裸地。植物分布贫乏使得该区域内野生动物的分布和种群数量极低，沙丘间洼地中近柽柳丛地带偶见蜥蜴活动，极少地区分布长耳跳鼠，区域内基本无鸟类栖息和迁徙。近年来，由于油田开发建设活动和沙漠公路的绿化工程，在人类活动地区，偶有伴人动物麻雀等活动。4.2社会环境概况4.2.1沙雅县截至2013年，沙雅县总人口26×104，有维吾尔族、汉族、回族、东乡族、壮族、蒙古族、俄罗斯族、哈萨克族等22个民族。2013年阿克苏沙雅县实现生产总值(GDP)443844×104元，增长13.4%。其中：第一产业增加值138500×104元，增长8.0%；第二产业增加值104348×104元，增长24.8%；第三产业增加值200996×104元，增长12.1%。三次产业比例为31.2:23.5:45.3。人均生产总值16515元。居民消费价格指数103.2%，其中：食品价格指数106.1%，居住类价格指数107.3%。商品零售价格指数101.7%，农业生产资料价格指数103.8%。工业品出厂价格指数96.5%。固定资产投资价格指数100.5%。房屋销售价格指数103.8%。50 中古30井试采工程环境影响报告书4.2.2塔里木油田分公司塔里木油田分公司是中国石油天然气股份有限公司的地区公司，组建于1989年4月，是一家集油气勘探开发、炼油化工等为一体的大型石油公司。塔里木油公司现有员工12400人，资产总量313×108元。总部位于新疆库尔勒市，作业区域涉及塔里木盆地及周边5地州20多个县市。塔里木盆地是中国最大的含油气沉积盆地，面积56×104km2，盆地中部是世界第二大流动性沙漠，面积33.7×104km2。据最新资源评价，塔里木盆地最终可探明油气资源总量为160×108t油当量，其中，石油80×108t、天然气10×1012m3，被中外地质家称为21世纪中国石油战略接替地区。1989年以来，塔里木油田公司借鉴国际油公司的成功经验，采用“两新两高”工作方针，在塔里木盆地开展大规模石油勘探开发。十多年来，取得丰硕成果，发现了一系列优质油气田，特别是找到了大规模的天然气资源，促成并加快了举世瞩目的西气东输工程的建设，形成了现代化的油气生产基地。发现中国最大的沙漠油田——塔中油田，探明石油地质储量6130×104t，可采储量2036×104t。发现中国第一个亿吨级海相砂岩油田——哈得油田，探明加控制石油地质储量1.2×108t。发现中国最大、特高压、特高产、特高丰度优质整装气田——克拉2气田，探明储量2840×108m3，可采储量2290×108m3。找到了中国最大的凝析油气聚集带——牙哈－英买力油气田群。发现了中国第一个亿吨级礁滩相油气田——塔中Ⅰ气田。截至2013年底，塔里木油田公司累计探明石油地质储量5.2×108t、天然气地质储量7241×108m3，三级油气储量当量达到24.1×108t。已探明的天然气储量可以确保西气东输工程塔里木年输200×108m3、稳定供气20年以上。2005年，生产原油600×104t、天然气57×108m3，油气产量当量首次突破1000×104t；实现主营业务收入224亿元、上交税费35亿元。近20年的奋斗使塔里木油田进入了油气并举、规模化加快发展的新阶。展望新时期，塔里木油田正在以建设中国重要的油气生产基地为目标加快发展。到2013年，原油年产量将达到800×104t，天然气年产量将达到200×108m3，油气产量当量将突破2500×104t。50 中古30井试采工程环境影响报告书5环境质量现状调查与评价5.1环境空气质量现状调查与评价5.1.1环境空气质量现状调查5.1.1.1监测点位项目所在区域为沙漠腹地，评价范围内无自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区，除井区工作人员外，没有固定集中的人群活动区。根据建项目工程概况，工艺特点以及所处环境特点，本次环评布设1个环境空气监测点，委托乌鲁木齐优尼科检测技术有限公司对中古30井场周围的环境空气质量现状(SO2、NO2、PM10、TSP)进行监测。监测点位置见表5.1-1。表5.1-1环境空气质量现状监测点位置监测点名称井场地理坐标本工程井位与监测点相对位置关系中古30井场经度82°30′2.21″纬度39°49′18.15″位于监测点南5.1.1.2监测项目监测项目为SO2、NO2、PM10、TSP、非甲烷总烃。5.1.1.3监测时间及监测频率环境空气质量现状监测时间为2016年9月8日～9月15日，连续监测7d。5.1.1.4监测结果统计各监测点环境空气质量监测结果见表5.1-3。表5.1-3监测点环境空气质量现状监测结果(mg/m3)监测项目监测值SO2日均值0.004L-0.005小时值0.007L-0.013NO2日均值0.003L-0.005小时值0.005L-0.013PM10日均值0.031-0.055TSP日均值0.069-0.084非甲烷总烃小时值0.08-0.1950 中古30井试采工程环境影响报告书5.1.2环境空气质量现状评价5.1.2.1评价标准环境空气质量评价执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准，详见表1.4-1。5.1.2.2评价方法采用标准指数法对评价区环境空气质量现状进行评价，计算公式如下：其中：Pi——污染物i的标准指数；Ci——污染物i的实测浓度，mg/m3；C0i——污染物i的评价标准，mg/m3；5.1.2.3评价结果各监测点环境空气质量现状评价结果见表5.1-4。表5.1-4环境空气质量现状评价结果监测项目监测值(mg/m3)标准值(mg/m3)标准指数Pi超标倍数SO2日均值0.004L-0.0050.150.01-0.030小时值0.007L-0.0130.50.01-0.030NO2日均值0.003L-0.0050.080.02-0.060小时值0.005L-0.0130.20.01-0.070PM10日均值0.031-0.0550.150.21-0.370TSP日均值0.069-0.0840.30.23-0.280非甲烷总烃小时值0.08-0.1920.04-0.10由监测及评价结果可知，中古30井所在区域环境空气中SO2、NO2小时浓度、日均浓度，以及PM10、TSP日均浓度，均满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准。非甲烷总烃一次浓度监测值浓度范围为0.08mg/m3-0.19mg/m3，满足《大气污染物综合排放标准详解》中制定非甲烷总烃排放标准时选用的环境质量标准。因此，本项目评价范围内特征污染物非甲烷总烃的背景浓度满足环境空气质量的要求。50 中古30井试采工程环境影响报告书5.2水环境质量现状调查与评价5.2.1地下水现状调查本项目区内无地表水，沙漠中的地下水是项目区的主要资源。根据塔中一井剖面和其他石油钻井剖面资料，塔克拉玛干沙漠沙丘之下，广泛分布有第四系的冲积、洪积和风积层，厚度多在200m～300m。其上部120m～150m绝大多数为粉细沙层，粒度均匀，不含或微含细粒物质，渗透系数较大，透水性能较强，单井出水量20m3/d～200m3/d，按地下水的富水性标准，属于水量中等地区。5.2.1.1区域地质构造控水作用1)塔里木盆地构造控水条件地质构造是控制地下水区域储存形成的基础。塔里木盆地在大地构造中称为塔里木地台，其基底(指第四系以前的地质时代的地层)形态特征受南北向天山和昆仑山地槽褶皱带挤压应力场的作用，使塔里木地台的构造格局以南北向分带性、地层系统发育的完整性及强烈的新构造运动的差异性为显著特点，新构造作用使地台缓慢抬升，基底的坳陷，隆起呈波状起伏，断裂发育等为基本形态特征，对地下水储存具有较强的控制作用。2)第四系松散地层赋水介质分布规律第四系松散地层是地表水流床，也是地下水赋存的主要介质。昆仑山前平原至塔中沙漠区，第四系地层分布广泛，它不仅塑造了盆地现代地貌景观，而且对山前平原和沙漠腹地水资源的形成、运移、储存及水动力循环具有显著的影响作用。昆仑山前倾斜平原由河流冲洪积扇群组成，基底岩层处于民丰—若羌坳陷带内，补偿性岩性主要为巨厚的卵砾石、砂砾石层，通称戈壁砾石带，向扇前缘过渡为冲积平原，由原层砂夹亚砂土，亚粘土互层组成，通称细土带，厚度为500m～800m；向盆地中央延伸，流水作用逐渐减弱，岩性粒度由粗变细，向河湖相和风积相过渡，被子巨厚的粉细砂夹薄层亚砂土或精致粘土层代替。项目区处于中央隆起构造带内，第四系厚度有所变薄，一般沉积厚度小于300m，最大厚度可达500m，在较低的沙垅间洼地中可见冲、湖积地层出露，其岩性结构粒度同风成沙类同，流水层理清楚，并发现较多的螺壳化石，证明冲湖积的物质来源于风积砂再搬运沉积的结果。50 中古30井试采工程环境影响报告书总之，塔里木盆地基底地形，由南向北经过的坳陷—隆起—再坳陷至塔中再隆起的波浪式变化，对第四系的补偿堆积具有很强的控制作用，为地下水的赋存和运移创造了有利的储水构造条件。5.2.1.2区域地下水系统特征区域地下水系统是指地下水环境中，储水介质、径流场，水动力场和水化学场递变规律相一致，具有相互制约和相互联系的水环境系统单元。项目区沙漠地下水同昆仑山前冲洪积平原地下水具有紧密联系并处于同一水环境单元，构成了区域地下水系统。1)地下水赋存及分布规律本区从昆仑山前至项目区基底地质构造由两个坳陷和两个隆起组成。直接影响储水介质——第四系松散物质的补偿性沉积厚度和地下水赋存条件。在地貌上山前倾斜平原街接沙漠覆盖的冲积湖积平原，构成完整的水系统单元，自南向北沿流向水文地质条件呈有规律的变化。(1)南部山前平原：据地矿局水文地质普查勘探资料，山前平原处于民丰—若羌坳陷内，由第四系松散卵砾质堆积物充填，厚度近千米，储水条件优越，赋存有丰富的水质良好的潜水，315国道南侧一带，地下水埋深10m～20m，向山麓方向埋深大于60m，含水层岩性为单一的卵砾石层，富水性强，水交替条件活跃，单井涌水量大于2000m3/d。倾斜平原前缘，处于车尔臣隆起带内，第四系冲积层相变为双层和多层结构的粗中砂、粉细砂和粘土、亚粘土或亚砂土互层，为细土平原带，赋存有上部劣质潜水和下层(深部)优质承压水的储水构造。潜水位埋深1m～10m，富水性时空变化大，以安边尔兰杆边界，东部人莫勒恰河和喀拉米兰河下游平原，富水性较差，单井涌水量约500m3/d。深部承压水有两层含水层，以中细砂为主，富水性较强，单井涌水量达1000m3/d～2000m3/d。(见图5.2-1)，是建设水源地最佳地段。50 中古30井试采工程环境影响报告书图5.2-1水文地质剖面图(2)北部古冲积湖积平原：基底由唐古孜巴斯坳陷过渡到中央隆起带。新生代时期随着基底地壳坳陷和隆起的演化，第四绿古水文网异常发育，对风成沙的再搬运，形成当今的厚度大于300m，以粉细砂为主体，夹有不稳定亚砂、亚粘土层的储水构造，构成广阔的古冲湖积平原，普遍含有地下水。现代风成沙堆积在古冲积平原之上，流动的沙丘、沙垅不含地下水，形成表层风沙地貌。深部大厚度粉细砂层构成巨大的储水空间。据沙漠中钻井资料分析，沙漠地下水主要分布于更新世中晚期冲积和冲湖积砂层中。石油勘探供水井资料表明垅间洼地地下水位3m～5m，最大深度15m，井深100m～120m，8英寸管径单井涌水量达600m3/d～1000m3/d，单位涌水量1L/s·m左右，属水量中等的潜水含水层。水质差，矿化度4g/L～5g/L，不适饮用。据分析第四系含水层之下的新第三系泥岩、砾岩和砂岩有深循环承压地下水分布，有待供水勘探证实。1)地下水补给、径流、排泄条件昆仑山前平原至沙漠腹地油田区，为一个整体的地下水动力系统，具有良好的储水条件，贮水体积巨大，地下水分布较为普遍，其补给水源主要靠山地流入的七条河流和季节洪流的转化下渗补给。据外业调查，这些地表径流在山前平原区除蒸发消耗和小面积灌溉被作物吸收外约有90%以上水量渗失地下转换为地下水资源，如安迪尔河和牙通古孜河出山口不到15km，全部渗入地下，河床断流，估测地表水转换为地下水资源约为5×108m3/a，说明地表水补给地下水作用极为强烈。平原区虽有大气降水，但不足30mm，其它如灌溉水入渗等，其量甚微，对平原地下水补给不具实际意义。地下水径流自南向北运动，山前至沙漠油田区地形高差大于400m50 中古30井试采工程环境影响报告书，径流交替强烈，向较低的沙漠腹地运移条件良好，地下径流速度由每日数十米向沙漠古冲湖积平原逐渐趋于缓慢，约为1m，构成广大沙漠中大面积的滞流集水区，是沙漠普遍分布地下水的基本原因之一。地下水的排泄，严格受基底构造控制，在车尔臣隆起带附近，倾斜平原前缘地下水位埋深1.5m，古河道侵蚀谷侧有泉水出露，一般流量小于5L/s，是地下水排泄迥归地表水，而后又汇集河床向沙漠倾泄，形成局部循转化过程。但大面积地下水浅埋带垂直蒸发强烈，特别是在埋深小于1米地段，地表土层普遍积盐，形成厚达10cm～20cm的白色盐壳，表明该带为地下水排泄地段。深部的大量地下径流仍源源不断地向沙漠中集致辞，在沙漠中仅占15%面积的垅间洼地内水位浅埋地段，仅有极少部分蒸发消耗，表现为正均衡状态。沙漠下伏冲湖积层是地下水储存的地下水库，地下水呈长期的滞流状态，靠远距离排泄平衡。1)地下水水化学演变规律地下水化学特征的形成及演变，是地下水在地质构造、地层岩性及水文地质条件控制下，在不同介质中运移与围岩进行各种水文地球化学作用的结果。塔克拉玛干沙漠区地下水化学特征，是在极端干旱的气候条件下形成的，在水化学演化作用中从山地到倾斜径流过程中，水文地球化学作用十分复杂强烈。表现为大陆盐化过程，是沙漠地下水最显著的水化学特征。从山前平原单一的卵砾石带过渡到细土平原和冲洪积平原(沙漠区)，地下水化学成份，表现为由上游到下游沿地下水流向的水平演变；而且也有沿河床由近及远方向的水平分带规律，同时大厚度含水层水化学垂直分带规律也普遍存在。(1)沿地下水流向自南向北水平变化规律。从山前至沙漠常量阴阳离子转换明显，矿化度不断增高，水质向劣化方向递变，水化学类型由倾斜平原的SO4-Ca(Mg)→细土带SO4·Cl—Ca(Mg)→至沙漠区为Cl·SO4—Na·Mg水递变；矿化度由＜1g/L→1—3g/L→3—10g/L递增。特别是大面积的沙漠地下水类型比较稳定，均为Cl·SO4—Na·Mg水。(2)50 中古30井试采工程环境影响报告书垂直河床方向的水平分带规律。因河水是地下水主要补给源，所以垂直河床两侧的地下水的水质由近及远地表现为水平分带规律。即随着河床向两侧地表水和地下水混合作用由强到弱，水化学成份近河水向原始水型事呈分带变化，各带的宽度大小与河水流量大小和所接触的含水层透水性密切相关。(3)垂直分带规律地下水上咸下淡的倒置垂直分带性是干旱区潜水化学的普遍特征之一。主要表现在细土带和沙漠区大厚度含水层和上部潜水与下部承压水分布区。这类地区含水层颗粒细，水力坡度小，地下水径流速度滞缓，水位埋深浅，在极端干旱的气候条件下，潜水大量蒸发，盐份自下而上不断迁移，使盐份在潜水上部或地面富集，而下层(或深部)潜水(或承压水)水质相对较好。这种规律在塔中沙漠地下水中反映明显。如塔中油田区浅—深部均为Cl·SO4～Na·Mg水，但矿化度随深度增加而降低，表层水矿化度一般都大于5g/L，100—120m水井矿化度为4～5g/L，GS3水井263—354m深度段地下水矿化度为4.2g/L，GS2水井251～389m深度矿化度为3.5g/L。5.2.1.3油田区地下水环境1)水环境自然演化背景项目区所处塔克拉玛干沙漠，是地质构造和气候长期变迁的产物。据中科院生土所资料，第三纪中新世盆地形成至晚第三纪上新世后期第四纪更新世早期，盆地内广大面积已为沙漠所占据，第四纪以来距今7万年，末冰期后(指古冰期)现持续干旱。冰后期大量来自昆仑山的诸河流形成广泛的古水文网，已延伸至盆地腹部塔中油田地区，对时期形成的风沙地经过河流冲刷破坏和搬运改造，形成当今流动沙地早期形成的风沙地经过河流冲刷破坏和搬运改造，形成当今流动沙地覆盖下的400多米厚的河湖相的粉细砂为主的夹薄层亚砂、亚粘土层，构成优越的储水介质，成为与山前平原有水力联系的大厚度含水层，通过地下水径流交替，形成当今沙漠区普遍含有地下水的自然环境背景。17世纪以来(据中科院生土所)盆地气候更为干旱，河流萎缩，风沙肆虐，表层风积层及流动沙丘形成。据水井地层资料和垅间洼地野外调查所见，风蚀基准稳势面的海拔标高约为1047m—1056m，塔中四油田联合站至中三点一带，小于30m50 中古30井试采工程环境影响报告书深度以下，均为冲积相为主的河湖相沉积层，含有第四系潜水和微承压水。油田区已开采的水井均取自该层地下水。由于地下水补给水源经过150多公里以外的长途径流，同时伴随水文地球化学演化作用，故本区为不同程度的劣质地下水区。2)含水地层岩性结构及包气带水理性质据油田区内2口水文钻井资料，一般深度80m～140m，最大深度402m的GS3井，地质柱状剖面分析对比，以单层厚度大于50m的粉砂和粉细砂层为主，总厚度为298m，占402m总深度的74%，多夹有深状亚砂、亚粘土层，最大厚度不超过16m，一般为1～2m，水平变化大，厚度不稳定。总观全剖面成层结构清晰，分选性良好，具明显的流水作用沉积特征。近代松散风积沙粒度0.25mm—0.1mm级占58.44%—67.16%(据颗粒分析)，无层理，分选好，分布在地表层，最大厚度小于80m(地下风积沙+沙丘最大高度)，其中流动沙仅分布在风蚀基准稳势面以上，形成各类形成的沙丘堆积。包气带地层岩性，主要是无层次的风积沙，结构松散，空隙率极高，据“沙漠公路环评”实测，0cm—25cm深度沙土孔隙率为55%—57%；25cm—50cm深度沙土孔隙率为56%—70%，为水埋性质极强的渗透层，无法进行现场渗水试验。据中三点沙漠植物试验场渗漏股流观察，有压渗漏水量每秒为0.2公斤，经12小时(晚8时至次日早8时)自由渗漏总量为8.64m3，全部渗入地下沙层，其地表浸润面直径为0.78m，证明连续流在极高孔隙的砂层中呈筛状渗漏，入渗速度是极大的，油田区垅间洼地潜水位埋藏虽然很浅，但因沙土孔隙率大，毛细作用相对减弱，潜水表面蒸发相对较小，据沙土化学分析，盐份含量甚微，没有形成表面积盐作用和潜水蒸发量很小已得到证实。则于当地沙土基质松散，饱水性极差，长期处于炎热干燥状态，形成大面积流动风沙所占据的裸地，极端缺乏水份，无天然植物生长条件。3)地下水流场及水位埋藏条件区域地下水的形成主要来自南部沙漠平原区的地下水侧向径流，属第四系松散岩类孔隙潜水，水位埋深多在20m～80m，地下水的径流速度慢，径流条件较差。据油田区沙漠地下水流场分析，等水位线疏展排列，水力坡度平缓(1～1.5‰左右)，水交替极为滞缓，渗透系数0.81m/d～1.05m/d，自南向北略偏东流，处于缓慢径流区。垅间洼地浅水埋深一般4m～5m，不具潜水垂直蒸发消耗条件，均通过地下径流向油田区北边界外缓慢排泄。50 中古30井试采工程环境影响报告书项目所在区域潜水等水位线见图5.2-2。50 中古30井试采工程环境影响报告书图5.2-2项目所在区域潜水等水位线图84 中古30井试采工程环境影响报告书图5.2-3项目所在区域水文地质图4)含水层水力性质及富水性油田区流动的沙层不含地下水，属透水不含水层。地下潜水位以下至400m深度，为综合含水层。据GS3井地质结构分析，可划分为三个含水段，埋深5.05m水位以下至135m为潜水含水段；143m～227m为微承压水含水段；243m～400m为第二承压含水段。(1)潜水含水段，井深100m～200m，以粉砂含水层为主，夹有亚砂土薄层，8寸口径滤水管单井出水量可达500m3/d～700m3/d，水质矿化度5g/L左右，为Cl·SO4—Na·Mg水。第一微承压含水段没有抽水试验资料。(2)第二承压含水段，含水层岩性以粉细砂为主，夹有小于12M厚的二层亚砂土微含水屋，隔水屋为粘土层，最大厚度8m，取水段深度273m～346.5m，含水层厚61.5m，水位埋深7.5m，孔径10英寸，降深14.17m，最大单井涌水量为765.5m3/d。水质为Cl·SO4—Na型水，矿化度4.25g/L。84 中古30井试采工程环境影响报告书总之，油田区含水层虽很发育，厚度大，岩性单一，但因密实程度强，透水性能低，为较小富水性的含水段。5)地下水动态项目区地下水位动态属径流－人工开采型动态，5月份地下水位较高，进入6月份后随着沙漠公路绿化供水井的开采，地下水位开始下降。特别是6～8月为高温季节，由于开采量的增大，平均月蒸发量多在580mm～680mm左右，地下水处于相对低水位期，且比较稳定。进入9月份以后，绿化供水井开采量减小，地下水位开始缓慢上升。地下水位变幅一般都较小，大多为0.2m～0.3m。5.2.2地下水现状监测5.2.2.1监测点位及监测时间本次评价共布设1个地下水水质监测点。监测点位于井场北，为油田生产用水井，主要用于现场调配泥浆，所采样层位为潜水层。委托乌鲁木齐优尼科检测技术有限公司进行采样监测。监测点位置见表5.2-1。监测采样时间为2016年9月8日。表5.2-1地下水水质监测位置监测位置地理坐标本工程井位与监测点相对位置关系ZG30井水井经度82°30′2.21″纬度39°49′18.15″位于中古30井井场5.2.2.2监测项目监测项目为pH、石油类、氨氮、挥发酚、总硬度、六价铬、高锰酸盐指数、氟化物、硫酸盐、氯化物、氰化物、镉、铅、汞、砷。5.2.2.3监测频次、监测方法和评价标准监测频次：一次性监测。检测方法：按《地下水环境监测技术规范》(HJ/T164-2004)中规定方法进行。评价标准：地下水执行《地下水环境质量标准》(GB/T14848-1993)中的Ⅳ类标准，其中石油类参照执行《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅳ类标准限值。84 中古30井试采工程环境影响报告书5.2.2.4评价方法采用单项标准(pH除外)指数法对地下水的监测结果进行现状评价。计算公式：Sij=Ci，j/Csi式中：Sij为单项水质参数I在第j点的标准指数；Ci，j为水质参数I在第j点的实测浓度值；Csi为水质参数I的地下水水质标准。pH的标准指数计算公式：SpHj=(7.0-pHj)/(7.0-pHsd)(pHj≤7.0)SpHj=(pHj-7.0)/(pHsu-7.0)(pHj>7.0)式中：SpHj为pH在j点的标准指数；pHj为pH在第j点的监测平均值；pHsd为pH在水质标准中规定的下限；pHsu为pH在水质标准中规定的上限。5.2.2.5监测及评价结果监测结果见表5.2-2，评价结果见表5.2-3。表5.2-2地下水质监测结果(mg/L，pH、细菌总数值除外)项目pH值石油类氨氮挥发酚总硬度六价铬高锰酸盐指数氟化物监测值8.50.020.0880.00059870.0063.32.86项目硫酸盐氯化物氰化物镉铅汞砷检测值14161834<0.004<10.070.180.4表5.2-3地下水质评价结果项目pH值石油类氨氮挥发酚总硬度六价铬高锰酸盐指数氟化物监测值8.50.020.0880.00059870.0063.32.86标准指数0.750.040.1760.051.790.060.331.43超标倍数00000.79000.43项目硫酸盐氯化物氰化物镉铅汞砷-检测值14161834<0.004<0.0010.070.000180.0004-标准指数4.045.240.020.050.70.180.008-超标倍数3.044.2400000-84 中古30井试采工程环境影响报告书表5.2-2和表5.2-3监测结果表明，项目所在区域地下水中氟化物、总硬度、硫酸盐、氯化物超标，结合现场调查分析，与当地水文地质条件有关，属于原生性的超标；其他指标满足标准要求。5.3生态环境现状调查与评价5.3.1生态功能区划本工程位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区沙雅县，该区域在《新疆生态功能区划》中属于塔里木盆地暖温荒漠及绿洲农业生态区，塔里木盆地中部塔克拉玛干流动沙漠生态亚区，塔克拉玛干东部流动沙漠景观与油田开发生态功能区。该区域生态服务功能为沙漠景观、风沙源地、油气资源开发；主要生态问题是风沙危胁绿洲和公路以及油田设施、石油开发区环境污染；主要敏感因子、敏感程度是土壤侵蚀高度敏感，土地沙漠化极度敏感，土壤盐渍化轻度敏感；主要保护目标是保护油田设施和沙漠公路、保护文物古迹；适宜发展方向为加强沙漠油气资源勘探开发，适度开发地下水进行油田区和公路绿化，发展沙漠探险旅游。5.3.2土壤现状5.3.2.1土壤特征本工程所属区块具有气候干燥、降水稀少、蒸发量大、大风多的特点，致使在土壤形成过程中物理风化占有突出的地位。风沙土是作业区唯一的土质，是风成沙性母质上发育的土壤，它是在风的搬迁、堆积下形成的。土壤剖面无发育层次，只有干沙层和湿沙层之分，其理化性质和颗粒分析见表5.3-1、表5.3-2和表5.3-3。风沙土的土壤颗粒十分均匀，颗粒组成以0.25mm～0.1mm的细砂粒为主，占各粒级组成的55%～70%，次为0.1mm～0.05mm的极细砂，占20%～30%。有机质含量低，平均在5.6g/kg左右，重矿物含量低，但种类较多。84 中古30井试采工程环境影响报告书表5.3-1流动风沙土的化学分析取样深度cmpH干涸残渣g/kg易溶性盐(g/kg)有机质g/kg全氮g/kg全磷g/kg石灰g/kg石膏g/kgCO32-HCO3-Cl-SO42-Ca2+Mg2+K++Na+0-259.31.260.120.390.270.040.040.320.910.060.19120.982.1825-309.11.680.020.090.710.270.070.020.510.990.070.02115.494.30表5.3-2流动风沙土的水分物理性质取样深度(cm)含水量(g/kg)容重(k/cm3)比重(g/cm3)空隙率(%)0-250.6-1.11.47-1.552.50-2.7055-5725-3014.1-15.41.50-1.582.49-2.6656-70表5.3-3流动风沙土的颗粒组成取样深度(cm)各级颗粒含量(%)>0.5mm0.5-0.25mm0.25-0.1mm0.1-0.05mm0.05-0.002mm<0.002mm0-250.064.7858.4431.982.170.3825-300.024.5667.1623.851.900.295.3.3植被现状调查与评价区域内除局部地点外，地表基本无植被生长。植物物种的分布和水文条件直接有关，沙漠边缘分布有一年生草本植物和依靠水平根系吸收水分的植物，地下水位较深的地区，分布深根型多年生植物，沙漠腹地绝大部分为连绵的流动沙丘，极端干旱的气候和稀疏的植被使得该区域的生物种类贫乏，仅在一些高大沙丘间低地、地下水位较高的地段生长有芦苇、柽柳等植物群落，但区域内除局部地段外，绝大部分地段很少或根本无植物生长，为裸地。井区处于塔克拉玛干沙漠，地表被黄沙覆盖，复合型纵向沙垄，主要地貌为沙丘及沙丘间洼地，沙丘相对高程一般在100m左右。塔中1号公路两侧尚未绿化，主要以草方格进行防风固沙。评价区域内无保护植物。沙漠常见植物名录见表5.3-4。表5.3-4沙漠常见植物名录84 中古30井试采工程环境影响报告书中文名拉丁学名骆驼刺Alhagipseudalhagi疏花骆驼刺Alhagisparsifoliashap西伯利亚白刺Nitrariasibirica骆驼蹄瓣Zygophyllun速生霸王Zygophyllumpterocarpum钠猪毛菜Salsolanitraria浆果猪毛菜Salsolafoliosa沙拐枣Calligonummongoticum铃铛刺Halimodendronholodendron盐角草Salicorniaeuropaea节节盐木Halimocnlmisvillosa梭梭Haloxylonapnglum蛇麻黄Ephedradistachya白杆沙拐枣Calligonumleucocladum荒漠庭荠Alyssumdesertorum驼绒藜Ceratoideslatens沙薹草Carexphysodes5.3.4野生动物塔克拉玛干沙漠及其边缘地带共分布有野生脊椎动物34种，其中爬行类5种，哺乳动物14种，鸟类15种，这些动物能够在沙漠环境中相对独立生存(仅能短暂栖息、途经沙漠区域的物种则不计入内)。沙漠中物种区系成分基本为中亚类型。评价区野生动物种类及遇见频度见表5.3-5。野生动物的区域分布规律：在物种的水平格局上，奔跑能力较强的物种多分布于沙漠外缘，由于难获得水源，它们极少进入沙漠纵深区域，如野猪、鹅喉羚等；不依赖水源，仅靠食物中的代谢水即可维持生命的物种，如沙鼠类、跳鼠类及具迁飞能力的鸟类则表现为均匀分布，但就分布地点而言，多集群栖息于有植被分布的小生境。具备长途跋涉能力的双峰驼能是躲避沙漠界外区人群的缘故，它们在沙漠腹地的数量明显高于外缘区，但其饮水仍然依赖沙漠外援的河流或短暂的雨水积淤地。表5.3-5评价区野生动物种类及遇见频度84 中古30井试采工程环境影响报告书中文名拉丁学名居留特征遇见频度保护级别爬行类新疆鼠蜥Agamastloizkana-叶城沙蜥Phrynocephalusaxillaries+密点麻蜥Eremiasmultiocellata+荒漠麻蜥Eremiasprzewalskii++塔里木兔Lepusyarkandensis++长耳跳鼠Euchoreutesnaso++毛脚跳鼠Dipussagitta+++科氏三趾跳鼠Phodopusroborovskii+子午沙鼠Merionesmeridianus+++鹅喉羚Gazellasubgutturosa-国家Ⅱ级红尾沙鼠M．libycus+小地兔Alactagulluspygnaeus+沙狐Velpescorsac-柽柳沙鼠M．tamariscinus+子午沙鼠Merionesmeridianus+双峰驼Camelusbactrianus+国家I级野猪鸟类鸢MilvuskorschunR+国家Ⅱ级猎隼FalcocherrugB-国家Ⅱ级红隼FalcotinnunculusR-国家Ⅱ级黑尾地鸦PodoceshendersoniR+白尾地鸦PodocesbiddulphiR-注：(1)R-留鸟B-繁殖鸟(2)-偶见种类+一般种类++常见种类+++多见种类5.3.5土地利用现状项目周围地表为沙漠，主要地貌类型为复合性新月型沙丘、沙垄，沙丘相对高度一般在30m以内。根据新疆土地利用／土地覆盖地图数据6大类25小类的统计可以看出，本项目所在区域土地利用类型均为未利用土地。土地利用现状见附图5.3-2。5.4声环境现状调查与评价为了解本工程所在地的声环境质量现状，委托84 中古30井试采工程环境影响报告书乌鲁木齐优尼科检测技术有限公司对中古30井场声环境质量进行了监测。5.4.1监测点位本次监测在中古30井场区布设一个监测点。5.4.2监测时间及频次2016年9月9日至9月10连续2天昼、夜时段监测，监测方法按照《声环境质量标准》(GB3096-2008)执行。5.4.3监测结果监测结果详见表5.4-1。表5.4-1项目声环境现状监测结果(dB(A))测点位置监测项目及结果评价标准dB(A)9月9日9月10日昼间夜间昼间夜间中古30井场东侧外5m46.238.947.342.7昼间65夜间555.4.4声环境现状评价由噪声现状监测情况可知，项目所在区域昼间、夜间噪声值均满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)3类标准要求。84 中古30井试采工程环境影响报告书6环境影响预测评价6.1环境空气影响分析6.1.1建设期环境空气影响分析本项目建设过程中，大气污染源主要是建设期施工机械废气、施工和运输产生的粉尘、车辆运输二次扬尘、地面物料堆放时的遇风扬尘以及施工机械产生的尾气等，主要污染物为烟尘、SO2和NOX等。本工程进入试采、运营阶段，井场施工产生的大气环境影响也将消失。6.1.1.1施工机械废气的影响分析在井场施工中使用燃油机动设备和运输车辆，会产生废气，其污染物主要有SO2及NOX等。施工机械和运输车辆运行时间一般都较短，从影响范围和程度来看，施工机械废气对周围大气环境的影响是有限的，又因其排放量较小，其对评价区域空气环境产生的影响较小，可为环境所接受。6.1.1.2扬尘影响分析主要来自施工和运输产生的粉尘、车辆运输二次扬尘以及地面物料堆放时的遇风扬尘，施工扬尘的产生及影响程度跟施工季节、施工管理和风力等气候因素有一定关系，如遇干旱大风天气扬尘影响则较为严重。本项目工程主要为井场各类建筑物的施工，若不做好施工现场管理会造成一定程度的施工扬尘。施工期对环境造成不利影响的污染因素持续时间短，加之当地环境容量较大，故对环境的影响较小，并随施工期结束而消失。施工期产生的污染对周围环境有一定的影响，只要严格按施工规范文明施工，采取有效的防尘措施，可将施工期污染影响减到最小，施工期结束后，所有施工影响即可消除。6.1.2试采期环境空气影响分析6.1.2.1污染气象特征1)环境气候参数塔中区域的常规地面气象要素见表6.1-1。84 中古30井试采工程环境影响报告书表6.1-1区域地面气象要素气象要素单位数值平均气温℃11降水量mm/a25-40蒸发量mm/a2100-3400风向东偏北风风速m/s1-4扬沙以上天气d80-1302)地面风场特征(1)地面各风向出现频率就全年而言，塔中区域，最多风向为ENE，频率为12.65%；其次为NE,频率为12.5%。本地区全年静风频率为19.67%。表6.1-2为地面各月和全年的风向频率(%)统计结果，图6.1-1为地面各月和全年的风频玫瑰图。(2)地面各风向平均风速表6.1-3为各月和全年的各风向风速统计结果，图6.1-2为地面各月和全年的风速玫瑰图。全年平均风速为2.02m/s。六、七、八月风速最大，月平均风速分别为3m/s、2.91m/s、2.94m/s。可见，夏季平均风速最大；由统计结果可以看出E-ENE风向的平均风速较大，而S-SSW风向的平均风速较小。关于风速的分布：从全年数据来看，风速>5m/s的占7.3%,风速在1.5m/s以上的有风情况占54.1%，而风速小于0.5m/s的微风静风占20.5%左右。(3)地面各风向污染系数风向影响大气污染物的输送扩散方向，风速影响大气污染物的输送扩散速率和范围。污染系数是综合考虑风向和风速两因子的表征污染趋势的无量纲系数，其表达式如下：污染系数＝风向频率/平均表6.1-4是根据塔中气象站的有关资料计算的评价区内近地面层各方位的污染系数。图6.1-3是各季和全年污染系数玫瑰图(按影响方向绘制)84 中古30井试采工程环境影响报告书，可以直观地看出评价区内污染源排放的污染物对周围地区的影响趋势。就全年而言，大气污染对NE方向最大，其次为NNE方向。(4)贴地层各稳定度等级出现频率大气稳定度是表征大气扩散能力的重要参数。在不同的大气稳定度下，无论是大气湍流场还是污染物的扩散状态都具有不同的特征。按照《制定地方大气污染物排放标准的技术原则和方法》(GB3840-83)推荐的方法，利用塔中气象站的总云量、低云量、风向、风速的常规气象资料进行大气稳定度的分类统计，结果见表6.1-5。从表6.1-5可见，评价区稳定度以D类为主，年出现频率达28.29%，其次为F类和E类，出现频率分别为27.81%和21.85%，再次为B类和C类，其它各类出现频率很低。总的来看，稳定类(E-F)出现频率高于不稳定类(A-C)。6.1.2.2大气污染潜势分析研究、分析污染气象特征的主要目的是为了分析大气污染的潜势，明确污染物进入大气环境后的迁移、扩散及稀释规律。根据前述气象资料分析，对评价区的大气污染潜势总结如下：1)有利于污染物扩散的条件(1)评价区大气污染源地处沙漠区，下垫面较为平坦，使大气污染物可在距污染源较大范围内水平扩散；(2)本项目的污染源大部分集中于无人居住的沙漠，所以本项目所产生的大气污染对人群聚集区产生危害的可能性较小。2)不利于污染物扩散的条件(1)大气稳定层结以稳定类为主，不利于污染物的扩散。(2)评价区逆温频率出现概率较高、强度较大、不利于大气污染物的扩散。84 中古30井试采工程环境影响报告书表6.1-2地面各月、全年的风向频率(%)风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNWC一月4.035.6511.298.062.422.420.812.424.847.262.423.233.230.813.234.0333.85二月1.798.9311.6111.618.938.042.682.684.462.685.363.571.790.891.790.8922.3三月0.818.0612.116.137.264.844.032.423.232.423.230.812.421.610.810.8129.01四月2.53.3310.83108.3352.52.56.673.334.171.670.83552.525.84五月4.847.2615.3212.117.749.682.424.034.031.612.424.033.231.610.811.617.26六月6.679.17108.338.338.334.175.834.175.831.673.333.334.173.336.676.67七月9.6812.916.9413.7110.484.842.424.841.614.030.810.813.232.422.423.235.63八月6.4520.1613.7118.557.266.454.84002.422.421.611.610.8101.6112.1九月2.56.6714.172515.834.1751.6751.670.830.830002.514.16十月3.238.068.8712.111.294.038.065.653.234.032.421.610.810.811.611.6122.58十一月08.33008.338.3308.330000008.33058.35十二月4.0311.2913.714.844.034.032.423.233.234.033.231.611.612.421.611.6133.07表6.1-3地面各月、各季的风向风速(%)风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW平均一月0.741.661.441.362.071.670.61.11.371.511.731.381.650.41.231.50.94二月0.551.341.752.262.462.570.932.50.881.571.31.780.451.41.42.91.4三月2.51.633.034.083.82.321.921.871.651.831.90.71.8732.60.31.97四月1.92.82.824.084.042.032.171.871.712.033.0841.12.582.383.572.12五月3.282.332.744.663.553.293.431.761.31.351.933.583.84.143.752.96六月2.642.233.654.12.683.2332.274.382.693.652.53.483.682.44.943七月3.912.983.553.672.542.822.71.972.851.421.41.34.152.63.22.452.91八月3.614.053.423.173.193.142.25001.871.91.96.050.304.22.94九月2.331.842.953.393.174.222.481.651.51.150.71.40001.12.41十月0.61.241.552.172.582.541.942.932.21.863.332.251.42.40.70.61.55十一月1.351.340.932.092.241.962.342.472.2512.404.81.452.81.61.21十二月11.041.181.121.041.421.331.651.031.181.31.551.251.472.0520.8384 中古30井试采工程环境影响报告书表6.1-4各风向污染系数风向NNNENEENEEESESESSESSSWSWWSWWWNWNWNNW平均一月10.866.7915.6311.822.332.892.694.397.049.592.794.673.94.045.245.366.25二月6.3212.9412.889.977.056.075.62.089.843.318.013.897.721.232.480.66.25三月1.0315.6612.6412.526.056.616.654.16.24.195.383.664.11.70.998.556.25四月4.64.1613.428.567.218.614.034.6713.635.734.731.462.646.777.342.456.25五月4.579.6617.338.0515.499.122.197.19.613.73.893.492.631.220.631.336.25六月8.2113.358.96.610.098.384.518.343.097.041.494.333.113.684.514.386.25七月7.5313.1614.5111.3612.545.222.727.471.728.631.761.892.372.832.34.016.25八月5.9816.6613.4219.597.626.887.2004.334.262.840.899.0401.286.25九月3.0910.4413.8321.2414.382.855.812.919.64.183.411.710006.556.25十月11.6514.0712.3912.079.473.438.994.173.184.691.571.551.250.734.985.816.25十一月6.1727.9813.446.9714.888.514.452.531.866.250.8600.432.881.491.36.25十二月7.2119.4120.787.736.935.083.253.55.616.114.441.862.32.941.41.446.2584 中古30井试采工程环境影响报告书图6.1-1地面各月和全年的风频玫瑰图84 中古30井试采工程环境影响报告书图6.1-2各月和全年的风速玫瑰图84 中古30井试采工程环境影响报告书图6.1-3污染系数玫瑰图84 中古30井试采工程环境影响报告书表6.1-5塔中作业区全年各类稳定度频率(%)ABB-CCC-DDD-EEF一月07.2601.61019.35036.2935.48二月012.50.894.460.8918.75026.7935.71三月09.682.428.87025025.8128.23四月013.334.177.52.526.6702520.83五月5.658.87016.13040.32019.359.68六月0.8311.67015.83047.5015.838.33七月4.0313.71011.29047.58013.719.68八月08.065.6510.48046.77016.9412.1九月0106.673.330.8328.3302030.83十月09.688.064.840.8110.48023.3942.74十一08.3306.67019.17015.8350十二09.6807.2608.87023.3950.81全年0.8910.212.338.220.4128.29021.8527.816.1.2.3环境空气影响分析试采期本项目产生的大气污染物主要为井场加热炉排放的废气以及井场设备、油气拉运过程中的烃类无组织挥发。根据工程分析，加热炉烟气中的主要污染物为NOx,本次评价以NOx作为预测因子，预测NOx对站场周围环境空气的影响。1)污染源参数项目生产过程中加热炉废气排放参数详见下表6.1-6。表6.1-6污染源参数废气来源高度(m)内径(m)烟气出口速度(m3/h)出口温度(K)主要污染物排放速率(kg/h)加热炉废气80.5544323NOx0.07482)大气环境影响预测与评价采用《环境影响评价技术导则—大气环境》(HJ2.2-2008)中推荐的估算模式，预测计算NOx最大落地浓度贡献值及出现位置。3)估算结果项目废气污染物网格点和区域最大地面浓度点预测结果见表6.1-8。84 中古30井试采工程环境影响报告书表6.1-8废气污染物网格点环境影响预测结果距离中心下风向距离m加热炉废气NOx最大落地浓度mg/m3占标率%下风向最大浓度0.012056.03最大落地浓度出现距离(m)140由上表可知，加热炉排放的NOx最大落地浓度出现在污染源下风向140m处，最大落地浓度为0.01205mg/m3，占标率为6.03%，叠加背景值后的浓度为0.02505mg/m3，占标率为12.5%。NOx叠加背景值后满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准。试采期单井将会无组织挥发出一定量的H2S，H2S通过无组织挥发的方式进入到周围环境中，对大气环境以及人体健康都存在一定程度的危害。根据中国石油天然气集团公司《中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见》中油工程字[2006]274号文件中：高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500m为半径的范围内无常驻人口以及工农业设施的地方，或在井位选定后遣散和撤去500m范围内的常驻人口以及公用、民用等设施。在此，本次评价通过对井场最近敏感目标进行了调查，井场附近没有环境敏感目标，并且在现场踏勘期间，从油田工作人员处了解到，在含H2S区块工作的工作人员，所配戴的便携式H2S报警器，在正常工况下一般检测不到H2S气体，油田开发过程中污染物H2S气体对周围环境的污染程度较小。硫化氢排放执行《恶臭污染物排放标准》(GB14554-1993)表1中新扩改建二级标准厂界限值(0.06mg/m3)。6.2水环境影响评价项目区域没有地表水系，且项目区内没有作为工业或生活用水的地表水源，因此，本次评价仅对地下水环境影响进行分析。6.2.1建设期环境影响分析建设期废水主要为施工人员生活污水。生活污水在防渗污水池自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至塔中1号公路67km处垃圾填埋场填埋。84 中古30井试采工程环境影响报告书正常情况下，不会对地下水产生影响。6.2.2试采期环境影响分析6.2.2.1正常工况下地下水环境影响分析1)生产废水根据建设单位提供资料，本工程产液中几乎不含水，采油废水极少。采油废水与井下作业废水全部送塔中第三联合站污水处理站进行处理，达标后存放于晒水池自然蒸发，不外排。正常情况下不会对地下水产生不良影响。塔里木油田公司对晒水池的建设制定了统一的建设、施工规范，要求全部进行防渗处理，以保护区域地下水。2)落地油油田开发初期，因试油、采油等过程中产生的落地原油，转移到下层的量很少。根据油田的研究资料，土壤中原油基本上不随土壤水上下移动，毛细管作用也不活跃。石油对土壤的污染仅限于20cm表层，只有极少量的落地油最多可下渗到20cm。由于油田气候干旱少雨，无地表径流，无大量降水的淋滤作用，即无迁移原油从地表到地下水的动力条件。根据油田公司作业要求，必须采用带罐进行，井口排出物全部进罐，故基本无落地油产生。落地油一旦产生须及时、彻底进行回收，在措施落实、管理到位的前提下，可最大限度减少落地油量，故落地油对开发区域地下水的影响很小。6.2.2.2事故状态下地下水环境影响分析项目运行生产过程中，各种环节都存在着事故的可能性，除危害工程本身安全外，同时会严重污染地下水环境。主要表现在井下作业过程中，因操作失误或处理措施不当而发生的井喷、井漏等工程事故；自然灾害引起的污染事故；油气运输过程中，误操作、人为破坏等原因造成的泄漏；污水处理过程中因操作失误，仪表失灵等原因发生沉罐、缓冲罐冒罐等污染事故，使大量含油污水溢流。1)井喷事故对地下水的影响井喷事故一旦发生，大量的原油喷出井口，散落于井场周围，除造成重大经济损失外，还会造成严重的环境污染。84 中古30井试采工程环境影响报告书井喷事故是以面源形式的油品渗漏污染地下水，管道泄漏是以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水。井喷事故为瞬时排放，短期大量排放，一般能及时发现，并可通过一定方式加以控制，影响范围不大。从事故井区土壤剖面分析，井喷事故后石油类污染物主要聚集在土壤剖面1m以内，石油类污染物很难下渗到2m以下，对地下水体的影响概率不大，若及时采取有效措施治理污染，井喷不会造成地下水污染。2)油水窜层对地下水的污染影响一般出现的是由于表层套管和油层套管的固井失误导致油气窜层使地下水受污染。井孔坍塌、埋钻、卡钻处理失效导致油气窜层，对第四系含水层厚度判定不定，误为第三系套管隔离失效；对事故废弃井和终采后的弃井封井失当和未进行封井等等，以及其它不可预见的事故产生，都可能造成上部潜水水质劣变乃至严重污染。完井后油气窜层污染(包括生产井的窜层)的主要原因是：a下入的表层套管未封住含水层；b固井质量差；c工艺措施不合理或未实施。因此，为预防污染的发生和污染源的形成，表层套管必须严格封闭含水层，固井质量应符合环保要求。由废弃的油井、套管被腐蚀破坏而污染到地下水的现象，在前期不会发生，待油田开发到中后期时，废弃的油井、套管被腐蚀破坏，才可能会对地下水有影响：废弃油井在长期闲置过程中，在地下各种复合作用下，固井水泥被腐蚀，套管被腐蚀穿孔，加上只封死井口，油气物质失去了释放通道，会通过越流管道进入潜水含水层，参与地下水循环。虽然此时油气层几乎没有多少压力，凝析油不大可能进入到含水层污染地下水，但这一现象仍应引起重视，评价区内的废弃井应全部打水泥塞，并经严格的试压以防窜漏污染地下水。6.2.2.3地下水环境影响预测与评价1)石油类污染源的特性及污染途径与污染方式的分析以往的气田开发工程极注重地表可视性污染源(正常运行过程中的污染源)84 中古30井试采工程环境影响报告书的防范，采用的预防措施非常成熟且行之有效，杜绝了这类污染源造成的危害。而对隐蔽性污染源却关心较少，对浅部隐蔽源也有一些防范措施，而长期忽视深部隐蔽源，而大多数气田对环境造成的危害恰恰是隐蔽源造成的，尤其是深部源。石油类隐蔽污染源污染地下水的特点是：(1)隐蔽性；(2)延缓性或局部性；(3)难以逆转性。地表可视性污染源的污染途径为入渗型，即由地表入渗到潜水中，浅部隐蔽性污染途径也为入渗型，由下包气带入渗到潜水；深部隐蔽性污染源的污染途径可认为是越流型，主要由地层深处经井管越流至潜水层，而钻井液的漏失属径流型。除废渣淋溶水为间接污染外，污染方式皆表现为直接污染。2)正常运行时废水排放对地下水环境的影响分析(1)井下作业废水全部进入污水罐外运集中处理：拉运至塔中第三联合站晒水池进行自然蒸发处理；塔里木油田分公司对蒸发池的建设制定了统一的建设、施工规范，要求全部进行防渗处理，以保护区域地下水。(2)生活污水在防渗池蒸发，一般不会影响地下水。(3)采油废水经塔中第三联合站污水处理站处理达到回注水指标控制标准，存于晒水池进行自然蒸发处理，可避免对环境和地下水的污染。3)落地油对地下水污染分析油田在修井、洗井及采油气等过程中都可能产生落地油。根据塔里木油田分公司作业要求，井下作业必须采用带罐进行，井口排出物全部进罐，故基本无落地油产生。石油类污染物主要积聚在土壤表层，且可以挥发，一般难以渗入到2m以下，加之气田区域气候干旱少雨，无地表径流，不存在大量降水的淋滤作用，因此在正常状态下，落地油下渗不会对地下水产生影响。塔里木油田分公司要求各作业队伍在作业过程中尽可能避免落地油的产生，落地油一旦产生须及时、彻底进行回收，在措施落实、管理到位的前提下，可最大限度减少落地油量，故落地油对开发区域地下水的影响很小。6.2.3水资源利用影响项目区域地处水资源匮乏的干旱地区。评价区由于原生水环境条件不良，没有作为工业或生活用水的地下水水源。本工程试采期无工业用水84 中古30井试采工程环境影响报告书需要，因此不会对当地水资源利用产生影响。6.2.4水环境影响评价结论本项目建设期产生的废水主要为施工人员生活污水。生活污水池中的污水自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至塔中1号公路67km处垃圾填埋场填埋。对地下水环境影响较小。试采期产生的采油废水经塔中第三联合站污水处理站污水处理系统处理达标后存放于晒水池自然蒸发，不外排，不会对地下水环境产生影响。井喷对水环境的影响主要表现为对其周围地表水体的影响，对地下水体的影响概率不大，若及时采取有效措施治理污染，井喷不会造成地下水污染。综上所述，正常生产状况下，油田建设期和试采期对地下水环境的影响较小。6.3生态环境影响评价本项目建设主要为井场地面工艺设施安装。该建设工程在施工期可能会对生态环境影响有一定影响，试采期一般影响较小。其对生态环境的影响主要表现为扰动占用土地，临时改变土地利用性质。工程占地主要为井场及生活设施占地，均为临时占地，占地面积约为2.81ha。试采过程中发现油气资源可供继续开采，则结合区块开发规划，在适当时间进行滚动开发，试采井转为生产井，井场部分占地变为永久占地。6.3.1对植被的影响该井区经过勘探钻井后，占用了一定面积的土地，井场范围内的沙漠植被已经消失，周围50m范围为流动沙丘，基本无植被。工程活动不存在对植被的影响。6.3.2对动物的影响油田开发建设对野生动物生存环境、分布范围和种群数量的影响主要分为直接影响和间接影响两个方面。直接影响主要表现为建设项目占地，使野生动物的原始生存环境被破坏或改变；间接影响主要表现为由于植被的减少或污染破坏而引起野生动物食物来源减少。本项目所在区域周围地表为沙漠，84 中古30井试采工程环境影响报告书目前区块内大型的野生脊椎动物早已离开此地，因而此次油田开发所影响的只是一些爬行类和鸟类。由于评价区域不是动物的唯一栖息地，故该建设项目对动物区域性生境不产生明显影响。一些伴人型鸟类如麻雀、乌鸦、喜鹊等，一般在离作业区50m以远处活动，待无噪声干扰时较常见于人类生活区附近。因此，随着建设的各个过程，井区内野生动物的种类和数量发生一定的变化，原有的荒漠型鸟类和大型哺乳类将逐渐避开人类活动的干扰迁至其它区域，而常见的伴人型野生动物种类有所增加。井区内各种野生动物经过长期的适应已形成较稳定的取食、饮水、栖息活动范围和分布，油田开发过程中地面建设占地将使原有的野生动物的分布、栖息活动范围受到压缩。人为活动的干扰使得开发区域上空活动的鸟类相对于人类未干扰区要少，而使得局部地段二、三级营养结构中的爬行类(啮齿类)和昆虫类数量有所增加或活动频度增大。这些占地影响对地面活动的野生动物种类产生隔离作用，使原分布区内的种类向外扩，而建设期结束后，随着人类活动和占地的减少，原有生境将逐步恢复，野生动物对新环境适应后其活动和分布范围亦将恢复。6.3.3区域生态系统稳定性及完整性影响分析生态系统完整性是资源管理和环境保护中一个重要的概念。生态系统完整性是生态系统在特定地理区域的最优化状态，在这种状态下，生态系统具备区域自然生境所应包含的全部本上生物多样性和生态学进程，其结构和功能没有受到人类活动胁迫的损害，本地物种处在能够持续繁衍的种群水平。它主要反映生态系统在外来干扰下维持自然状态、稳定性和自组织能力的程度。评价生态系统完整性对于保护敏感自然生态系统免受人类干扰的影响有着重要的意义。本工程开发区的基质主要是沙漠生态景观，沙漠84 中古30井试采工程环境影响报告书生态景观稳定性较差，异质化程度低，生态体系的稳定性和必要的抵御干扰的柔韧性差。在油田开发如井场、管线等建设中，新设施的增加及永久性构筑物的作用，不但不会使区域内异质化程度降低，反而在一定程度上会增加区域的异质性。区域的异质性越大，抵抗外界干扰的能力就越大。因而油田开发建设不会改变区域内景观生态的稳定性及完整性。但如现状所述，目前由于油气田开发活动降低了区域生态系统的完整性和稳定性，只有很好地控制破坏影响范围，并做好生态恢复和后期管理，才能控制生态环境进一步恶化。根据项目区域生态系统偏离自然状况的程度，将生态系统完整性状况划分为5个等级，分别是高、好、适度、差和恶化。“高”的生态系统完整性状态是完全或者计划全部与没有受到干扰的参考点情况一致。“好”的生态系统完整性有着重要的但是轻微偏离没有受到干扰的状态的特征。在“适度”的生态系统完整性层次，所有的标准都表现出较强的偏离没有受到干扰的状态。“差”的生态系统完整性则受到很强的偏离，而“恶化”则是极度偏离。表6.3-1区域生态系统完整性等级表标准生态系统完整性项目区域高好适度差恶化指示物种指示种没有或者几乎没有指示植物死亡一些草本植物死亡大量草本和少量灌木死亡大量灌木死亡大量乔木树种开始死亡好物种结构没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化剧烈变化过度变化高生物量和密度压力气候干旱程度较湿润适中较干旱很干旱干旱加剧差地下水位/水质小于1.5m/很好1.5m～3m/好3m～5m/中5m～9m/差9m/很差差土壤盐分较低一般低较高高很高差响应生物个体响应生长很好能正常生长生长缓慢停止生长濒临死亡好种群相对多度没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化完全变化完全变化好物种多样性结构种群结构没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化剧烈变化过度变化适度土壤状况空间异质性/斑块大小/破碎度没有或者几乎没有变化轻微变化重大变化完全变化完全变化适度功能种群适应性好好一般较差很差适度种群生物量大量增加有所增加不变减少急剧减少差群落演替正向演替正向演替演替方向不明显逆向演替被新的群落所取代适度对小尺度干扰没有或几乎没有影响轻微影响重大影响剧烈影响过度影响差斑块连接性很好较好一般较差很差适度营养循环速率很大较大一般较小很小差组成丰度/频度/重要性/生物量/密度没有或几乎没有变化轻微变化重大变化剧烈变化过度变化好物种多样性同一性/分布84 中古30井试采工程环境影响报告书从表6.3-1可以看出项目区生态完整性受本工程影响较小，项目区生态完整性变化主要受区域自然环境变化影响。油田开发加大了评价区人为干扰的力度，同时也加剧局部区域有自然生态系统向人工生态系统演替的趋势；但是由于项目占地面积有限，区域生态系统仍保持开放、物质循环和能量流动。因此对于评价区生态系统的完整性影响较小，其生态稳定性及其结构与功能也不会受到明显影响。本工程建设区域没有自然保护区、风景名胜区、基本农田等生态环境敏感目标，项目对生态环境的影响主要来自施工期占地的影响，本工程临时占地面积2.81hm2，临时改变土地利用性质。由于本区域的野生动物种类少，且经过现有油田设施多年运营后，已经少有大型野生动物在本区域出现，项目对野生动物的影响较小。因此总体上看本工程建设对生态环境影响较小。6.3.4植物的生物量损失本工程为试采工程，工程范围内的扰动占地影响自钻井就已经开始，工程区内没有植被，因此本试采工程不会造成植物生物量损失。6.4声环境影响分析油田开发建设项目的噪声源主要分为建设期噪声和试采期噪声两部分。建设期产生的噪声对环境的影响是暂时的，将随着施工的结束而消失；试采期主要为井场产生的噪声，主要为井场设备产生的噪声，存在于整个试采期内。6.4.1建设期声环境影响分析本项目地面工程在建设施工过程中，由于运输、平整场地、管沟开挖及回填、建筑物修建等要使用各种车辆和机械，其产生的噪声对施工区周围的环境将产生一定的影响。通过类比分析可知，运输、平整场地、管沟开挖及回填、建筑物修建等过程中，昼间施工场50m以外均不超过建筑施工场界噪声限值(昼间70dB(A))，而在夜间则会超标(夜间55dB(A))。项目区周围数公里范围内没有固定居民点，并且施工期的这些噪声源均为暂时性的，只在短时期对局部环境和施工人员造成影响，待施工结束后这种影响也随之消失。施工期噪声对周围环境造成的影响属可接受范围。84 中古30井试采工程环境影响报告书6.4.2试采期声环境影响分析试采期噪声源集中在井场，主要是井场加热炉等设备会产生噪声，均为连续发声。类比已投产油井，其厂界噪声均能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB412348-2008)3类标准。本项目区周围数公里范围内没有固定居民点，不会出现噪声扰民问题。6.4.3井下作业声环境影响分析井下作业过程中最强的噪声源为压裂车噪声，最高可达120dB(A)，导致作业现场周围噪声超出《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)标准要求，但是由于油井分布在沙漠腹地，周围没有固定居民点，并且井下作业周期较短，声源具有不固定性和不稳定性，在施工时，对高噪声设备设置临时屏蔽设施，则其对周围环境的影响是可以接受的。6.5固体废物环境影响分析6.5.1固体废物分类本项目建设期主要为施工人员产生的生活垃圾。本项目试采期产生的落地原油、油泥砂属危险废物。本项目对开发建设期和试采期产生的各种固体废物均采取了妥善的处理、处置措施，只要严格管理，不会对环境产生影响。6.5.2建设期固体废物环境影响分析本次油田建设在建设期产生的固体废物主要包括施工人员生活垃圾等。本项目在建设期总计产生生活垃圾1.8t，集中收集后运往塔中1号公路67km处生活垃圾填埋池填埋处理，一般不会对环境产生影响。生活垃圾，特别是施工期施工人员产生的塑料袋等生活垃圾，若不严格回收，塑料袋等随意丢弃，不仅对沙漠景观会造成破坏，也可能会被野生动物误食。因此应严格管理塑料袋等生活垃圾，及时回收，不得随意丢弃。6.5.3试采期固体废物环境影响分析6.5.3.1落地原油落地原油主要产生于油井采油树的阀门、法兰等处正常及事故状态下的泄露、管线破损以及井下作业产生的落地原油。单井落地原油产生量约0.10t/a。84 中古30井试采工程环境影响报告书根据塔里木油田公司环境保护管理制度规定，不允许产生落地油。经现场调查，塔里木油田公司在落地油处理中采取了得力的措施，井下作业必须带罐(车)操作，落地油全部被回收，在塔里木油田塔中环保站建成前，含油泥砂委托塔里木油田轮南绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。6.4.3.2油泥(砂)油田污泥是石油勘探开采、油田建设以及油品加工生产过程中产生的废弃物，特别是在油井开采和井下作业施工过程中，会不可避免地有部分原油放喷或被油管、抽油杆、泵及其他井下工具携带至土油坑和井场，这些原油渗入地面土壤就会形成油田污泥。油田污泥不仅含水率高、含油量大，而且还含有其他有害物质。根据类比调查，含油泥砂产生量约为1.2t/104t采出液。根据本工程预测开发指标，试采期产生含油泥砂约3.6kg。在塔里木油田塔中环保站建成前，含油泥砂委托塔里木油田轮南绿色环保站进行处理；待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。绿色环保站设计能力18000m3/a，是目前塔里木油田公司唯一的含油污泥处理站。其他区块建设有含油污泥暂存池，罐车定期拉运至绿色环保站进行处理。目前实际运行能力10500m3/a。本工程最多将产生3.6kg的废油泥(砂)，相对于该厂年处理量所占比例很小，完全可依托该厂处理。84 中古30井试采工程环境影响报告书7环境风险评价石油工业开发生产最显著的特点是进行区域性大范围露天作业和地下开采，钻井、采油、原油处理和集输等生产过程决定了污染物的产生、分布及排放的特点。油田污染物排放以正常生产排放为主，但也存在危害工程安全和环境的危险因素，这些危险因素的存在有可能引起突发性环境事故，造成人员伤亡或环境污染。在油田开发过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生原油或含油污水的泄漏事故，甚至发生火灾、爆炸等，给环境带来严重的污染。自然灾害的影响主要包括雷击、暴雨、洪水、地震等。虽然发生频率较低，但具有突然性和猛烈性，造成的污染破坏较为严重。除自然灾害引发事故外，油田开发过程中的风险事故主要有：——钻井过程中发生的原油泄漏(包括井喷)；——注水后可能发生井喷及输油管发生漏油；——井下作业中压井液泄漏；——油气集输和储运过程中的原油、含油污水的泄漏；——由于施工质量和操作不当引起的原油泄漏；——对现有老油区设施的施工风险。本项目事故风险评价的主要内容是对油田开发、油气集输等工艺过程中存在的各种事故风险因素进行识别，并针对可能发生的主要事故对环境(包括自然环境和社会环境)可能造成的影响进行分析、评价，以此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，以指导设计和生产，减少或控制本工程的事故发生频率，减轻事故风险对环境的危害。7.1风险识别7.1.1物质危险性识别根据《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)以及“关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见”(安监管协调字[2004]56号)的有关规定，本项目原料、燃料、介质和产品中主要的危险化学品为原油、天然气、硫化氢、二氧化硫、一氧化碳。84 中古30井试采工程环境影响报告书石油、天然气属于易燃品，存在发生火灾、泄漏、爆炸等突发性风险事故的可能性；乙二醇闪点为111.1℃，为丙A类可燃液体；后二者均不属于《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)附录A表A.1中的易燃物质。各物质的危险特征分析见表7.1-1，毒性特征分析见表7.1-2。1)原油原油为甲B类易燃液体，闪点小于28℃，具有较高的火灾危险性。同时，原油蒸气与空气混合达到爆炸极限时，遇明火源即可发生爆炸。原油介质除具有易燃、易爆性以外，还具有易挥发、易静电荷积聚性、易扩散、易流动、热膨胀、易沸溢等物性，这些物性均能够使火灾、爆炸事故扩大。此外，原油本身无明显毒性，但岗位工人吸入大量原油蒸气会引起神经麻痹的中毒危害。2)天然气天然气属甲B类易燃易爆气体，含有大量的低分子烷烃混合物，其与空气混合形成爆炸性混合物遇明火极易燃烧爆炸。如果出现泄漏，易与空气形成爆炸性混合物，而且能顺风飘动，形成着火爆炸和蔓延扩散的重要条件，遇明火回燃。3)硫化氢硫化氢为无色有恶臭的气体，沸点-60.4℃，自燃温度260℃，相对密度(空气=1)1.19，闪点<50℃，爆炸极限4～46(V%)，属甲类易燃物质，与空气混合形成爆炸性混合物，遇明火、高热源能引起燃烧爆炸。硫化氢属于高度危害毒物，职业危害程度分级为II级，车间空气中最高允许浓度为10mg/m3。危害途径包括吸入和经皮吸收。硫化氢是强烈的神经毒物，对粘膜有刺激作用。高浓度时可直接抑制呼吸中枢，引起迅速窒息而死亡。根据《含硫化氢油油井安全钻井推荐作法》(SY/T5087-2005)附录A中表A1给出的H2S暴露值的参考资料以及H2S的LC50实验结果，H2S的半致死浓度采用较严格的LC50实验值618mg/m3(429ppm)。4)二氧化硫二氧化硫是无色气体，具有窒息性特臭，分子式SO2，分子量：64.06。熔点(℃)：-75.5，沸点(℃84 中古30井试采工程环境影响报告书)：-10，相对密度(空气=1)：2.26，饱和蒸气压(kPa)：338.42/21.1℃，溶解性：溶于水、乙醇。二氧化硫是一种无色的中等刺激性气体，主要影响呼吸道，吸入二氧化硫可使呼吸系统功能受损，加重已有的呼吸系统疾病(尤其是支气管炎及心血管病)。二氧化硫亦会导致死亡率上升，尤其是在悬浮粒子协同作用下。最易受二氧化硫影响的人士包括患有哮喘病、心血管或慢性肺病(例如支气管炎或肺气肿)者，儿童及老年人。根据《含硫化氢油油井安全钻井推荐作法》(SY/T5087-2005)附录B中表B1给出的SO2暴露值的参考资料以及SO2的LC50实验结果，SO2的半致死浓度采用较严格的，半致死浓度限值6600mg/m3。5)一氧化碳纯品为无色、无臭、无刺激性的气体。分子量28.01，密度0.967g/L，冰点为-207℃，沸点-190℃。在水中的溶解度甚低，但易溶于氨水。空气混合爆炸极限为12.5%～74%。一氧化碳进入人体之后会和血液中的血红蛋白结合，进而使血红蛋白不能与氧气结合，从而引起机体组织出现缺氧，导致人体窒息死亡。一氧化碳具有毒性。一氧化碳是无色、无臭、无味的气体，故易于忽略而致中毒。一氧化碳半致死浓度限值为2069mg/m3。7.1.2生产过程风险识别油田开发的环境风险事故与油藏情况、开发工艺、管理水平密切相关。油田开发初期，事故以井喷为主，主要发生在钻井、井下作业、完井等过程中，事故成因一般是地下压力过大；油田开发中后期，原油泄漏是主要的风险事故，事故成因是管线腐蚀、设备老化、检修不及时、操作失误等。对于本工程开发建设而言，潜在的事故风险主要体现在以下几个方面：7.1.2.1井下作业由于操作失误或处理措施不当，在井下作业过程中可能发生井喷。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。大量实例表明，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，通常井喷可由以下因素引起。1)84 中古30井试采工程环境影响报告书进入油气层钻井泥浆的密度偏低，使泥浆液柱压力达不到抑制地层压力的要求，或泥浆密度附加值不够；2)对地质情况掌握不够，地质差异认识不足，地层实际压力比预计值大得多；3)井口设备装置、井身结构、油层套管、技术套管等存在内在质量问题；4)井口未安装防喷器或防喷器的安装不符合要求；5)完井固井质量出现问题；6)井下工具、封隔器胶皮失灵，解封不开，起钻时造成抽汲油气层；7)施工组织不严密，井场布置不合理，违反安全管理规定；8)作业人员素质差，缺乏应急能力。井下作业包括洗井、修井、下泵、检泵等一系列工艺过程。在对地层压力较高的井进行作业时，由于操作失误或处理措施不当可能发生井喷，其后果和钻井井喷是一样的。除此之外，井下作业时压井液等的泄漏也会造成井场附近局部区域土壤污染。另外沙尘暴和地震均可能对井场设备及井架等造成破坏。7.1.2.2井场油田的采油井容易发生油品泄漏，当井场内存在引火源时就可能导致油田火灾。油田火灾会使石油烃类大量散发，引起环境大气污染。造成井场油品泄漏的主要原因是：1)油气处理装置损坏(超压、燃烧、爆炸、误操作等)造成油气泄漏；2)采油作业中井口装置泄漏(如阀门盘根、法兰、阀体与前后阀盖连接处、加脂孔等)等；3)井场的油气遇明火燃烧、爆炸，引起环境大气污染。84 中古30井试采工程环境影响报告书表7.1-1项目所涉及到的危险物质特征分析名称危险特性原油有毒，吸入高浓度油蒸气有麻醉作用。其蒸气与空气可形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氧化剂能强烈反应。能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。天然气(甲烷)对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25％～30％时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。硫化氢本品是强烈的神经毒物，对粘膜有强烈刺激作用。急性中毒：短期内吸入高浓度硫化氢后出现流泪、眼痛、眼内异物感、畏光、视物模糊、流涕、咽喉部灼热感、咳嗽、胸闷、头痛、头晕、乏力、意识模糊等。部分患者可有心肌损害。重者可出现脑水肿、肺水肿。极高浓度(1000mg/m3以上)时可在数秒钟内突然昏迷，呼吸和心跳骤停，发生闪电型死亡。高浓度接触眼结膜发生水肿和角膜溃疡。长期低浓度接触，引起神经衰弱综合征和植物神经功能紊乱。易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与浓硝酸、发烟硝酸或其它强氧化剂剧烈反应，发生爆炸。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。二氧化硫易被湿润的粘膜表面吸收生成亚硫酸、硫酸。对眼及呼吸道粘膜有强烈的刺激作用。大量吸入可引起肺水肿、喉水肿、声带痉挛而致窒息。急性中毒：轻度中毒时，发生流泪、畏光、咳嗽，咽、喉灼痛等；严重中毒可在数小时内发生肺水肿；极高浓度吸入可引起反射性声门痉挛而致窒息。皮肤或眼接触发生炎症或灼伤。不燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。一氧化碳一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。急性中毒：轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力，血液碳氧血红蛋白浓度可高于10％；中度中毒者除上述症状外，还有皮肤粘膜呈樱红色、脉快、烦躁、步态不稳、浅至中度昏迷，血液碳氧血红蛋白浓度可高于30％；重度患者深度昏迷、瞳孔缩小、肌张力增强、频繁抽搐、大小便失禁、休克、肺水肿、严重心肌损害等，血液碳氧血红蛋白可高于50％。部分患者昏迷苏醒后，约经2～60天的症状缓解期后，又可能出现迟发性脑病，以意识精神障碍、锥体系或锥体外系损害为主。是一种易燃易爆气体。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。84 中古30井试采工程环境影响报告书表7.1-2所涉及物料的毒性特征分析序号物料名称常温常压相态液体比重(水=1)气体比重(空气=1)沸点(℃)闪点(℃)爆炸极限%(Vol)危险特性火灾危险性分级爆炸危险度毒性特征毒性分级分级1分级2LC50LD501原油液0.99——46～752.1～5.4易燃3级甲B1.6———2天然气(甲烷)气0.420.55-161.5-1885.3～15高度易燃易爆1级甲1.8———3硫化氢气0.981.19-60-504.3～45.5易燃易爆1级甲9.6618mg/m3—3级4一氧化碳气0.790.97-191.4<-5012.5～74.2高度易燃易爆1级乙4.92069mg/m3——5二氧化硫气2.262.26-10——————6600mg/m3—3级注：分级1表示按《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)进行火灾爆炸性分级。分级2表示按《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-2008)进行火灾爆炸性分级。84 中古30井试采工程环境影响报告书7.1.3环境风险因素分析在油田开发过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生油气泄漏事故，甚至发生火灾、爆炸等，给环境带来严重的污染。1)人为蓄意破坏风险因素破坏分子在管道上钻孔盗油、盗窃管道附属设施的部件等，均可引起管道破坏，油气外泄，继而可能引发火灾，造成比较严重的直接危害和继发危害。但因本工程所处的特殊地理位置、地理环境特殊，周围为沙漠区，远离固定居民点，主观人为破坏(如打孔盗气)的可能因素较小。2)自然风险因素自然风险因素主要是由于自然界发生异常而引起的，如地震对集输系统产生破坏作用，或由于自然环境条件恶劣，如风暴吹蚀对管道的破坏等。结合项目区的实际情况，本项目的自然风险因素主要为剧烈的温差变化。拟建项目所处区域年极端温差达80℃以上，本工程管道虽然敷设于冻土层以下，但是年内巨大的温差变化仍可引起管道的胀缩，巨大的胀缩力有可能造成管道断裂，在管道设计过程中需要充分考虑这一因素，从管道结构上加以解决。7.1.4同类事故调查分析油田开发主体工程为油品集输、集输站场，因此主要针对以上三个方面进行同类事故调查分析。7.1.4.1井下作业事故风险类比调查井下作业过程中的主要风险事故是井喷。井喷失控将导致油气资源的严重损失，极易酿成火灾、爆炸事故，从而造成人员伤亡、设备损坏、油井报废和自然环境的污染。据不完全统计，各油气田在油气勘探开发建设过程中，累计发生井喷失控230多井次，占完井总数的2.41‰，其中井喷失控又着火的井78口，占失控井的34%。从事故原因分析表明，多数井喷的发生是由于操作人员直接原因造成。由于起钻抽吸不浇灌泥浆或灌泥浆不认真，不能发现溢流或处理不当，占井喷井的51%；由于井口未按防喷器或防喷器按装不符合要求，以及泥浆密度过低，占井喷失控的40.5%；其它原因占8.5%。108 中古30井试采工程环境影响报告书由此可见，井控措施不当、人为误操作是造成井喷的主要原因。塔里木油田公司要求作业单位在钻井和井下作业过程中采取一系列井控措施，可以将井喷的发生概率控制在最低程度。该油田通过多年的勘探与测试，该区块油层压力、油层压力分布规律、储层物性特征等都已基本清楚，所以发生井喷的机率很小。本工程各井钻井工程期间，未发生井喷事故。7.1.4.2站场事故风险类比调查油田集输站场工艺设备集中、操作条件要求严格、处理介质均属易燃易爆物质，因此存在火灾、爆炸的事故风险性。根据世界石油化工企业的事故调查统计资料(详见表7.1-2)，在100起特大事故中，阀门、管线泄漏占首位，达35%，其次是设备故障，占18%。可见，设备因素是导致火灾爆炸事故的主要因素，加强设备的维护与检修是预防事故的重点。表7.1-2世界石油化工企业100起特大事故原因统计序号事故原因事故比例(%)1阀门、管线泄漏352泵、设备故障183操作失误164仪表、电器失灵135反应失控106雷击、自然灾害8合计(起)100国内石油化工系统所发生的事故类型及引发原因的统计结果列于表7.1-3。石油化工系统所发生的事故中，火灾爆炸事故占28.5%，而引发事故的原因中明火占66%，由此可以确定，火灾爆炸事故是石油化工系统潜在危险性较大，需要进行重点防范的事故，而明火是导致事故发生的主要因素。表7.1-3国内石油化工系统事故类型及原因统计序号事故类型比例(%)引发事故原因比例(%)1火灾爆炸事故28.5明火662人身伤亡事故20.8电气及设备133设备损坏事故24.0静电84跑、冒油事故15.7雷击45其它11.0其它9108 中古30井试采工程环境影响报告书另外，根据《石油化工典型事故汇编》(中国石油化工总公司安全监督办公室编，中国石化出版社)的统计，1983～1993年石油化工系统共发生典型事故293例，其中发生在各类生产装置内的事故149例，占50.85%(主要是开停工及检修时发生)贮运系统74例，占25.26%，辅助系统70例，占23.89%。从事故类别来看，人身事故92例，占31.4%，火灾、爆炸事故55例，占18.77%，设备事故55例，占18.77%，生产事故91例，占31.06%。从事故的原因来看，属于违章指挥违章作业的97例，占33.11%，属于管理、组织不善发生事故的93例，占31.74%，属于技术业务不熟练或安全基本知识较差的96例，占32.76%，属于其它原因的7例，占2.39%。违章作业、组织管理不善等是发生事故的主要风险因素。结合本项目的具体情况，本工程各依托站场均为已建站场，本次工程不对站场进行任何改扩建。本工程油田采出的是高压油气原料，各工艺部分存在压力容器设备，在设计阶段就引起了足够的重视，各站场在多年的进行过程当中，均未发生过泄露、火灾、爆炸等风险事故。7.1.5重大危险源识别根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)规定，凡生产、加工、运输、使用或贮存危险性物质，且危险性物质的数量等于或超过临界量的功能单元，定为重大危险源。本工程新建高架罐2具(50m³/具)。按照《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)中规定的临界量进行辨识，结果见表7.1-6。表7.1-6拟建工程井场重大危险源辨识设备名称数量单具容积(m³)总容积压力(MPa)是否为重大危险源高架罐2具50100常压否本项目涉及的易燃易爆、有毒有害物质主要为原油，根据项目组成和《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)，新建集输管线采出液储存量、原油储存量未超过5000t的临界量，硫化氢未超过5t的临界量。因此在本工程生产过程中不存在重大危险源。因此，本工程环境风险评价等级定为二级。108 中古30井试采工程环境影响报告书7.2源项分析7.2.1最大可信事故7.2.1.1最大可信事故类型结合本项目工程状况与当地环境状况，可能发生的事故风险主要为井喷造成油气泄漏及火灾爆炸。井下作业过程中，发生井喷事故，会引发油气泄漏及火灾爆炸，对空气环境、水环境及生态环境造成危害，致使人员伤亡、财产损失。本项目油气井地层属高压系统的油藏。通过对本项目油田已钻井压力的监测和完钻井测试，油层压力分布规律已基本掌握，储层物性及基本特征已基本清楚。本项目油井完钻后自喷采油，因此采取了严格的井控制度和井控措施，所以发生井喷的机率很小。7.2.1.2最大可信事故概率本项目最大可信事故概率为0.603×10-4次/a，见表7.2-1。表7.2-1项目环境风险评价对象筛选表名称事故源项事故概率事故发生后发生火灾爆炸的概率中古30井发生井喷事故0.603×10-4次/年0.203×10-4次/年7.2.2泄漏量确定本工程井口油藏压力30MPa，地层属高压力系统的油藏。该区域油层压力分布规律已基本掌握，储层物性及基本特征已基本清楚，所以发生井喷的机率微乎其微。根据相关油田调查资料，如果油田一旦发生井喷事故，其喷出的总液量约80m3，含原油约40t，污染范围通常在150m～200m范围内。井喷时污染物排放是连续的，排放的主要污染物有原油、泥浆。7.3事故风险影响分析本次环境风险评价重点从环境的角度对事故后果的影响进行分析。当发生井喷事故时，将导致大量油、气、水进入环境当中，主要会对环境空气、水、生态环境产生不利影响。7.3.1对环境空气的影响分析108 中古30井试采工程环境影响报告书油气泄漏时，其中的轻组分轻烃将逐渐挥发进入大气，天然气中含有的H2S也会进入大气中，会对大气环境造成影响。其影响程度一般取决于油品泄漏量、覆盖面积、气温及持续时间等，油品泄漏量越多、覆盖面积越大、气温越高、持续时间越长，则因此而造成的烃类气体、H2S污染也越严重，局部大气中烃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。反之，则污染不显著。在油气泄漏并发生火灾时，会因其中重组分原油燃烧不完全引起浓烟，使局部环境空气中TSP和烃浓度猛增，造成污染，使局部地区大气污染物超标，但不会导致整个区域大气环境的明显恶化。类比《塔中I号气田II区开发调整方案环境影响报告书》中ZG8-H9井发生井喷时(含水原油的喷出速率为5.86t/h，天然气喷发量3409Nm3/h，伴生气中H2S浓度为21280mg/m3)对环境的影响。若ZG8-H9井发生井喷，在0.5h内，在D稳定度年平均风速条件下，没有达到立即危害浓度(IDLH)和半致死浓度(LC50)。在下风向2927.20m范围内，H2S浓度超过居住区大气最高容许浓度(0.01mg/m3)；静风条件下1596.02m范围内，H2S浓度超过居住区大气最高容许浓度。当在F稳定度年平均风速条件下，泄漏的H2S浓度也没有达到立即危害浓度(IDLH)和半致死浓度(LC50)。在下风向3630.16m范围内，H2S浓度超过居住区大气最高容许浓度(0.01mg/m3)；静风条件下1954.01m范围内，H2S浓度超过居住区大气最高容许浓度。在0.5h内泄漏的H2S会对项目周围环境空气质量造成短期污染影响，但不会威胁到人员的生命安全。所以，一旦发生井喷，若在0.5h内能采取有效的控制措施，泄漏的H2S不会造成严重影响。本项目地处沙漠腹地，周边无人员居住，不会对环境敏感点造成影响。7.3.2对环境水体的影响分析拟建项目油区内没有地表水体，当发生油气泄漏事故时，石油类等污染物不会直接进入地表水体，而是通过下渗途径，进入地下水环境。管道泄漏事故对地下水环境的影响程度主要取决于原油的物理性质、泄漏量、泄漏方式、多孔介质特征及地下水位埋深等因素。108 中古30井试采工程环境影响报告书工程区土壤母质由细沙、粉沙构成，渗透性较好，泄漏发生后，泄漏的凝析油进入土壤环境中，开始逐渐下渗，将有可能进一步导致对地下水环境的污染。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。输油管道破裂后，污染物以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水，但由于发生凝析油管线泄漏时管线的压力变化明显比较容易发现，可及时采取必要的处理措施，使造成的污染控制在局部环境而不会造成大面积的区域性污染。7.3.3对生态环境的影响分析油气泄漏对生态系统的影响主要表现为对土壤和植被的破坏。1)对土壤的影响管线、设备或油井套管发生泄漏，以及发生井喷事故时，如果未采取及时、有效的措施，造成原油进入环境中，将对土壤造成污染，主要表现为：原油覆盖于地表将使土壤透气性下降，土壤理化性质发生改变，影响范围主要集中于覆盖区域0～20cm的土壤表层。原油积存于土壤将使土壤的综合肥力下降，最终影响植物根系的呼吸和吸收作用。2)对植物的影响泄漏事故对植被的影响主要表现为，受石油类污染的植被将不能进行正常的光合作用与养分输送而死亡。因原油污染造成土壤理化性质的不利改变，也会影响植物的生长，严重时，同样可能导致植物的死亡。7.4事故风险防范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相应措施来预防。7.4.1井下作业事故防范措施1)在生产中采取有效预防措施，严格遵守相应的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。2)井控操作实行持证上岗，各岗位的人员有明确的分工，并且应经过井控专业培训。108 中古30井试采工程环境影响报告书3)井场设置明显的禁止烟火标志；井场照明灯具符合防火防爆的安全要求，井场安装探照灯，以备井喷时钻台照明。4)在井架、井场路口等处设风向标，发生事故时人员迅速向上风向疏散。5)按消防规定配备灭火器、消防铁锹和其它消防器材。7.4.2井场风险防范措施1)各井场严格按防火规范进行平面布置，井场内的电气设备及仪表按防爆等级不同选用不同的设备。2)井场内所有设备、管线均应做防雷、防静电接地。3)安装火灾设备检测仪表、消防自控设施。4)加强设计单位相互间的配合，做好衔接，减少设计失误。7.4.4硫化氢风险防范措施1)严格规范高含H2S井的施工操作(1)合理布置井场a.从气象资料中了解当地季节的主要风向。b.井场内的引擎、发电机、压缩机等容易产生引火源的设施及人员集中区域部署在井口、节流管汇、天然气火炬装置或放喷管线、液气分离器等容易排出或聚集天然气的装置的上风方向。对可能遇有硫化氢的作业井场设有明显、清晰的警示标志，并遵守以下要求：——气井处于受控状态，但存在对生命健康的潜在或可能的危险[硫化氢浓度小于15mg/m3时(10ppm)]，挂绿牌；——对生命健康有影响的[硫化氢浓度15mg/m3(10ppm)-30mg/m3(20ppm)]，挂黄牌；——对生命健康有威胁的[硫化氢浓度为大于或可能大于30mg/m3(20ppm)]，挂红牌。c.在确定井位任一侧的临时安全区的位置时，考虑季节风向。当风向不变时，两边的临时安全区都能使用。当风向发生90°变化时，则应有一个临时安全区可以使用。当井口周围环境硫化氢浓度超过安全临界浓度时，未参加应急作业人员应撤离至安全区内。108 中古30井试采工程环境影响报告书d.辅助设备和机动车辆尽量远离井口，宜在25m以外。未参加应急作业的车辆撤离到警戒线以外。e.井场值班室、工程室、气防器材室等设置在井场主要风向的上风方向。f.将风向标设置在井场及周围的点上，一个风向标应挂在被正在工地上的人员以及任何临时安全区的人员都能容易地看得见的地方。g.确保通信系统24h畅通。(2)为避免无风和微风情况下硫化氢的积聚，可使用防爆通风设备将有毒气体吹往期望的方向。(3)特别注意低洼的工作区域，由于较重的硫化氢或二氧化硫在这些地点的沉积，可能会达到有害的浓度。(4)当人员在达到硫化氢危险临界浓度[150mg/m3(100ppm)」的大气环境中执行任务时，应有接受过救护技术培训的值班救护人员，同时应备有必要的救护设备，包括适用的呼吸器具。(5)放喷管线的出口距居民区及高压线等设施不得小于100m，不得正对人员聚集区域。(6)相关各级单位制定各级防硫化氢的应急预案。各方人员都应掌握应急预案的相关内容。上井前，各施工队伍应了解井场附近的医院和消防部门所在地、距井场里程、通讯及交通信息，并反映在相应应急救援预案中。(7)若发生井喷事故，在井口及井控装置完好无损，井喷未失控的情况下，防喷降压，井口压力得到成功控制后，关闭井口。若井喷失控，立即实施井口点火，防止H2S中毒死亡。油气井点火决策人宜由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任。点火后应对下风方向尤其是井场生活区、人员聚集场所的二氧化硫浓度进行监测。2)含硫化氢油气井井下作业的事故预防和控制措施(1)制定施工方案，确保其符合所有相应规范和公认的作法。在进行井下作业之前，作业公司、承包公司、专业服务公司、以及其他相关代表宜一起讨论有关井的数据和资料。(2)108 中古30井试采工程环境影响报告书作业人员宜至少每周进行一次预防井喷演练，确保井控设备能正常运行，作业队人员明确自己的紧急行动责任同时达到训练作业人员的目的。(3)操作时宜按要求配备基本人员，采用必要的设备进行安全施工。现场应配置呼吸保护设备且基本人员能迅速而方便的取用。采用适当的硫化氢检测设备实时监测空气状况。(4)所有产出气都应以确保人身安全的方式排放或燃烧。储罐中测试液分离出的气体也宜进行安全排放。(5)严格执行“禁止吸烟”的规定。(6)在修井过程中，如排液、拆卸井口和管线、循环修井液、起泵和起封隔器以及酸化后抽汲等，宜采取特殊预防措施，避免硫化氢聚集气释放造成危险。所有修井作业人员宜进行有关硫化氢的潜在危险性以及遇硫化氢时应采取的防护措施等培训。如果在修井作业过程中硫化氢浓度有可能达到有害浓度，宜使用硫化氢监测仪或检测仪。呼吸保护设备应位于作业人员能迅速容易地取用的地方。在无风或风力较弱的情况下，可使用机械通风设备将气体按规定方向排出。在低洼作业区，硫化氢或二氧化硫极易在该区域沉降，容易达到有害浓度，在这些区域作业时宜特别小心，并做好防护措施。3)含硫化氢的油气生产和天然气处理装置的事故预防和控制措施(1)在含硫化氢的油气生产和气体处理中，要加强对硫化氢相关知识的培训，制定相应的应急预案，并定期进行演练。(2)在有油气可能散发、泄漏的场所设置可燃、有毒气体监测报警器，及时发现有害气体泄漏情况，以便及时处理。(3)在硫化氢浓度被认为是对生命或健康有即时危险的浓度(IDLH)的场所，配备合适的救援设备，如自给式正压式空气呼吸器、救生绳及安全带等。(4)在油气生产和天然气的加工装置操作场地上，应遵循有关风向标的规定，设置风向袋、彩带、旗帜或其他相应的装置以指示风向。风向标应置于人员在现场作业或进人现场时容易看见的地方。(5)在加工和处理含硫化氢采出液的设施的适当位置(例如进口处)，可能会遇到硫化氢气体时，遵循设置标志牌的规定，在明显的地方张贴如108 中古30井试采工程环境影响报告书“硫化氢作业区—只有监测仪显示为安全区时才能进人”，或“此线内必须佩戴呼吸保护设备”等清晰的警示标志。(6)降低腐蚀是防止H2S气体泄漏的关键。对场站应定期监测设备、管道腐蚀情况。(7)加强岗位巡检，严格执行岗位操作规程，按照规定的巡检路线、巡检时间和巡检部位要求，及时认真地排查生活场所和生产工艺设施。(8)当生产场所H2S浓度达到15mg/m3时，开始进入“临战”状态。场所人员的主要任务是密切观察，严阵以待。当生产场所H2S浓度达到30mg/m3时，开始进入“实战”状态。所有与应急行动无关的人员立即撤离现场，应急人员穿戴空气呼吸器等气防器具，按照应急预案或操作规程要求，进行应急处理和应急处置。当生产场所H2S浓度达到150mg/m3时，开始进入“撤退”状态。现场的所有作业人员立即撤离井场，等待专业应急抢险队伍进行应急抢险救援。4)含硫化氢的天然气管道的事故预防和控制措施(1)制定并完善各项安全生产的规章制度。(2)对操作人员进行安全技术培训(包括硫化氢防护措施)，考核合格者方可持证上岗。(3)针对硫化氢中毒和腐蚀破坏，制定切实可行的事故应急预案，并组织好抢修队伍，配备好抢修用的设备和各种安全设施(保护防护用品和药品)。(4)对职工及沿线群众进行安全宣传和教育。(5)在通球、置换及试压的升压过程中，无关人员不得进入管线两侧50m以内的范围。(6)设置硫化氢监测和报警系统。当装置报警后，对操作人员需要进入的场所进行硫化氢浓度检测，只有在安全浓度以下时，操作人员方可进入。当在硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应佩戴防护器具，且至少应有两人在一起工作，以便相互救援。(7)硫化氢监测和报警系统应每年进行一次检验；焊缝硬度和焊缝裂纹抽检应每五年进行一次；若管道多次发生事故，腐蚀损害较严重或受自然灾害破坏等应缩短全面检验的周期。108 中古30井试采工程环境影响报告书(8)制定事故应急预案，并定期进行演习。5)树立“三级应急联防”意识。所谓“三级应急联防”，分别是指场站应急自救、区块应急联防和区域应急联防，并依次确定为一、二、三级。突发事件发生时，应根据突发事件的严重程度，按序投入应急行动。7.5应急预案事故应急预案框架，又称现场应急计划，是发生事故时应急救援工作的重要组成部分，对防止事故发生、发生事故后有效控制事故、最大限度减少事故造成的损失有积极意义。7.5.1应急预案制定原则1)以人为本，减少危害。切实履行企业的主体责任，把保障员工和人民群众健康和生命财产安全作为首要任务，保证人、财和物资源充分并及时到位，最大程度地减少突发事件及其造成的人员伤亡和危害。2)居安思危，预防为主。一危险一预案，每一危险设施都应有一个应急预案；对重大安全隐患进行评估、治理，坚持预防与应急相结合，常态与非常态相结合，做好应对突发事件的各项准备工作。3)统一领导，分级负责。在国家和政府部门的统一领导下，在公司应急领导小组指导下，建立健全分类管理、分级负责、条块结合、属地管理为主的应急管理体制，落实行政领导责任制，切实履行公司机关的管理、监督、协调、服务职能，充分发挥专业应急机构的作用。4)依法规范，加强管理。依据有关的法律法规和管理制度，加强应急管理，加大宣传和教育力度，定期演习和评估，确保预案可行性和适用性；使应急工作程序化、制度化、法制化。5)整合资源，联动处置。实行区域应急联防制度，整合内部应急资源和外部应急资源，加强应急处置队伍建设，形成统一指挥、反应灵敏、功能齐全、协调有序、运转高效的应急管理机制。7.5.2突发事件总体应急预案1)环境突发事件专项应急预案。环境突发事故专项应急预案是为应对发生环境突发事件而制订的应急预案。2)环境突发性事件单项预案。单项预案是针对一些单项、突发的紧急情况所涉及的具体行动计划而制订的应急预案。108 中古30井试采工程环境影响报告书3)应急预案体系，包括总体应急预案、专项应急预案(环境突发事件应急预案)、二级单位应急预案和基层单位应急预案。4)突发事件总体应急预案框架见图7.5-1(总体应急预案框架图)，专项应急预案框架见图7.5-2(专项应急预案框架图)。以上应急预案由塔里木油田公司负责制定、颁布和实施。7.5.2.1应急计划区从可操作性出发，以井场为重点，涵盖所有危险区域，再依据危险源各自的特性进行有层次、有针对性地逐一分别进行应急预案的制定。针对本项目开发特点，本工程应急计划区应包括钻井场和集输管道。7.5.2.2组织机构与职责本项目应急机构由采油作业区经理为第一负责人，主管环保安全工作的副总为直接责任人，下设办公室、指挥中心、应急保障中心、专业抢险中心、信息联络中心、后勤保障中心和善后处理部门。在指制定预案时，必须明确细化各部门的职责，人员组成，必须保障每一个部门的人员具有足量、专业和参加演练经历，各部门之间的工作必须协调统一，确保工作的时效性。7.5.2.3应急监测、抢险救援及控制措施发生环境事故时，应由专业队伍负责对事故现场进行环境监测、抢救和救援，并配合当地环保、安全监察部门做好事故的定性、可能引起的环境风险事故评估等工作，提出避免进一步环境影响的有效方法，及时疏散可能受环境事故威胁的人员程序方案，供决策部门参考。根据事故现场检测结果，划定事故现场区域以及邻近区域、控制区域的范围，根据事故特征制定相应污染防治措施，贮备相应除污措施和防护设施。7.5.2.4人员撤离疏散按照事故级别和划定的事故控制区域等，对区域工作人员和临近可能受到影响的公众进行有组织、有秩序的撤离疏散，确定事故撤离疏散通道和方式，确定医疗救护中心位置和救护方案，制定监测人体健康计划。108 中古30井试采工程环境影响报告书图7.5-1总体应急预案框架108 中古30井试采工程环境影响报告书图7.5-2专项应急预案框架7.5.2.5事故应急关闭程序制定事故状态结束后对环境背景值进行必要的监测计划，提供解除事故可靠依据，根据事故级别上报有关部门终止应急状态程序，解除事故警戒。7.5.3应急培训计划制定员工和可能受影响人群的风险事故教育和培训计划，不定期按照应急预案内容组织演练，及时修订、补充教育和培训计划内容。7.5.4公众教育和信息按照有关要求，对工程环境风险可能影响区域的公众进行信息公开，并组织对附近公众的教育、培训和自我防护措施。在发生事故后，第一时间发布准确信息，使公众了解事故真相，避免不准确信息误导公众和造成不良社会影响。7.5.5应急联动108 中古30井试采工程环境影响报告书本项目风险事故的发生影响主要是以火灾、爆炸和泄漏后对周边环境的影响。为此，在项目投产营运前，企业应与地方政府进行沟通，确认市、县一级政府是否有应急预案，以便在事故发生后，企业在从启动应急预案-事故控制处理-结束的整个过程中，更好地与当地政府做好衔接和联动。建设单位的环境污染事故的应急预案应报当地各政府部门备案。7.5.6预案修订井区应急救援预案、基层响应预案和生产单元处置预案应在演练、培训和总结事故教训的基础上，不断持续改进，修改完善，原则上1～2年应进行一次修订。7.6事故应急处置措施7.6.1井喷事故应急措施事故处理中要有专人负责，管好电源、火源，以免火灾发生。井喷时，需要对井喷的油泥等污染物进行收集处理，运送到专门的固体废物处理场进行处理。事故状态下泄漏的落地油要100%进行回收处理。7.6.2火灾事故应急措施1)发生火灾时，事故现场工作人员立即通知断电，油田停产，并拉响警报。启动突发环境事件应急预案，同时迅速安排抢险人员到达事故现场。2)安全保障组设置警戒区域，撤离事故区域全部人员，封锁通往现场的各个路口，禁止无关人员和车辆进入，防止因火灾而造成不必要的损失和伤亡。3)根据风险评价结果，如发生火灾，附近工作人员应紧急撤离至安全地带，防止火灾燃烧产生的有害物质对人体造成伤害。4)当排气伴有刺儿哨音，火焰发白时即为爆炸前兆，现场所有人员必须立即撤离。5)当火灾事故得到有效控制，在确保人员安全的情况下，及时控制消防冷却水次生污染的蔓延。108 中古30井试采工程环境影响报告书8水土流失与水土保持8.1水土流失现状调查与评价8.1.1水土流失分区本工程位于新疆维吾尔自治区和田地区沙雅境内，根据《全国水土保持规划国家级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分成果》及《新疆维吾尔自治区人民政府关于全疆水土流失重点预防保护区、重点监督区、重点治理区划分的公告》，沙雅县被划分为自治区水土流失重点监督区，且项目区处于生态脆弱区，应重点做好开发建设活动的监督管理工作，防止因气田开发建设活动加剧区域水土流失状况。本工程地处塔克拉玛干大沙漠，风力强、区域降雨量少，生态环境脆弱，水土流失较重。本报告从环境保护的角度出发，分析并提出的水土保持措施仅供参考。8.1.2水土流失现状调查本工程位于塔里木中央断裂带，处在塔克拉玛干大沙漠。除局部地段外，地表被黄沙覆盖，基本无植被生长。工程所在区域为典型的大陆性干旱型气候区，春季多风沙，夏秋季酷热，冬季无降雪，干旱降水少。各季节气候条件的变化十分明显，春季气温回升很快，且多伴有大风天气。区域内土地利用类型单一，除一些油田开发基础设施外，多为流动沙丘。根据上述区域自然条件及土地利用类型所决定的下垫面特征等情况，可以确定风蚀是本区域主要的侵蚀方式。8.1.4评价区水土流失现状评价结合项目区地理位置、地形地貌和气候环境特点，确定项目区水土流失类型主要为风力侵蚀。根据水利部《开发建设项目水土保持方案技术规范》(GB50433-2008)中风力侵蚀分级参考指标(见表8.1-2)和《土壤侵蚀分类分级标准》)和《土壤侵蚀分类分级标准》(SL190-2007)中风蚀强度分级指标(见表8.1-3)，对项目区风力侵蚀强度进行评价。108 中古30井试采工程环境影响报告书表8.1-2风力侵蚀强度分级参考指标级别侵蚀状况Ⅰ微度侵蚀干旱和半干旱地区的草甸沼泽，草甸草原和湖盆滩地等低湿地Ⅱ轻度侵蚀旱季以吹扬为主，河谷河滩或其它沙质上，有沙坡出现Ⅲ中度侵蚀地面有沙暴或具有沙滩、沙垄Ⅳ强度侵蚀有活动沙丘或风蚀残丘Ⅴ极强度侵蚀广布沙丘、沙垄、活动性大Ⅵ剧烈侵蚀光板地，戈壁滩表8.1-3风蚀强度分级表级别床面形态(地表形态)植被覆盖度(%)(非流沙面积)风蚀厚度(mm/a)侵蚀模数[t/(km2·a)]微度固定沙丘，沙地和滩地＞70＜2＜200轻度固定沙丘，半固定沙丘，沙地70～502～10200～2500中度半固定沙丘，沙地50～3010～252500～5000强度半固定沙丘，流动沙丘，沙地30～1025～505000～8000极强度流动沙丘，沙地＜1050～1008000～15000剧烈大片流动沙丘＜10＞100＞15000该区域风速较大，据风力侵蚀强度分级参考指标分析，项目区旱季以吹扬为主，属极强度风力侵蚀。本工程的原地貌土壤侵蚀模数为11000t/(km2·a)，扰动后土壤侵蚀模数为15000t/(km2·a)。8.2水土流失影响分析工程建设对当地水土流失影响的方式包括扰动、损坏、开挖、破坏原地貌、地表土壤结构及植被。工程施工及占地呈点或线状分布，所造成的水土流失因项目所在的区域不同而不同。中古30井区经过勘探钻井后，占用了一定面积的土地，井场范围内的植被已经消失，地表构筑物增多。本工程建设过程中共计2.81hm2土地被扰动，水土流失量加剧。试采期就井场建设而言，随时间的推移，水土流失影响不大。8.3水土流失防治措施8.3.1水土流失指导原则及防治目标8.3.1.1指导原则1)108 中古30井试采工程环境影响报告书严格遵循《中华人民共和国水土保持法》、《中华人民共和国水土保持法实施条例》、《新疆维吾尔自治区实施〈中华人民共和国水土保持法〉办法》等有关规定，贯彻执行“预防为主，全面规划，综合防治，因地制宜，加强管理，注重效益”的水土保持方针，尽量减少施工过程中造成的人为水土流失。2)根据“因地制宜，因害设防、重点治理与一般防治兼顾”的原则，采取各项水土保持措施，做到工程措施、植物措施和复耕利用相结合，治理与开发利用相结合，形成项目建设水土保持的综合治理体系，保证项目在施工和营运期间的安全，控制和减少水土流失，使项目沿线生态环境得到保护、恢复和改善。3)坚持“谁开发谁保护，谁造成水土流失谁治理”的原则，合理界定本项目水土流失防治的责任范围。4)各项治理措施要符合有关技术规范要求，采取工程措施与植物措施相结合，永久措施与临时措施相结合的原则，对项目造成的水土流失采取适当的防治措施体系进行治理，治理时坚持“三同时”原则。水土保持工作以控制水土流失、改善生态环境、恢复植被为重点。在不影响水土保持效能的前提下尽量减少资金的投入，要做到经济上合理，技术上可行，实施后有明显的生态和环境效益。8.3.1.2防治目标工程位于新疆维吾尔自治区沙雅境内，根据《全国水土保持规划国家级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分成果》及《新疆维吾尔自治区人民政府关于全疆水土流失重点预防保护区、重点监督区、重点治理区划分的公告》，项目建设所在地沙雅县为塔里木河和阿尔金山国家级水土流失重点预防区，且项目区处于生态脆弱区。综合考虑，根据《开发建设项目水土流失防治标准GB50433-2008》，确定本项目的水土流失防治等级执行一级标准。本项目防治目标详见表8.3-1。表8.3-1水土流失防治分区及目标防治目标项目分区扰动土地整治率(%)水土流失总治理度(%)土壤流失控制比拦渣率(%)林草植被恢复率(%)林草覆盖率(%)井场95950.395**108 中古30井试采工程环境影响报告书8.3.2水土流失防治责任范围根据《开发建设项目水土保持技术规范》(GB50433-2008)和相关法规条例，水土流失防治责任范围包括项目建设用地和直接影响区。结合工程的整体布局和工程特点，水土流失防治责任范围面积为2.81hm2。8.3.3水土保持措施1)严格控制油田内单井的地面作业面积。2)井场道路用砾石铺垫，减少扬尘。3)对井场占地范围内进行夯实，永久占地的地表层铺压砾石层，减少扬尘。4)严格控制和管理运输车辆的运行范围，不得离开运输道路及随意驾驶。由专人监督负责，以防破坏土壤和植被。5)在风沙较大的方向可以设置机械沙障，减少风沙侵蚀，井场周边铺草方格。8.4水土保持防治经验项目区虽然多年来风沙危害及水土流失十分严重，但当地水土保持部门及油田职工在与风沙危害和水土流失的抗衡中，总结了出了一系列治理经验，并探讨摸索出一条适合本地防治风沙危害及水土流失的行之有效的治理途径，在项目设计中值得借鉴。1)流动沙丘治理以设置沙障的工程固沙措施为主，主要包括草方格沙障和芦苇栅栏防掏蚀沙障。2)风沙治理中总结的砾石压沙经验，为目前风沙治理中较为有效的措施。塔中油田已经投入生产的各井场场区除地面硬化部分外，其他扰动地表均采用了砂砾石覆盖的措施。3)通往各井场道路，全部进行路面硬化。同类工程水土流失治理状况见表8.4-1。108 中古30井试采工程环境影响报告书表8.4-1同类工程水土流失治理状况序号典型照片治理方法效果及经验1站场地表砾石压盖措施具有较好的防风固沙效果2站场周边设置草方格能防风固沙、涵养水分。3公路两侧的草方格防护带能防风固沙，保护公路设施。4用柴草、秸秆设置沙障消减风速、固定沙表108 中古30井试采工程环境影响报告书8.5草方格的治沙效果分析根据对防沙、阻沙、固沙的研究，沙漠中采草方格，是流沙防治的一种既经济又有效的方法。草方格主要起固沙作用，削弱近地表层的沙粒移动。从风沙流的结构看，表现为沙量随高度递减，而且主要集中在近地面10cm以内，这个高度气流层内沙量占总沙量的80%-95%。0-20cm高度气流层内输沙量则占40cm高度内总沙量的98%以上，草方格的固少作用主要表现在以下方面。8.5.1增加了地表的粗糙度地表的粗糙度(Z0)是指平均风速减小到零时距地面的高度(以厘米为单位)，Z0值越大，表明平均风速减小到零的高度越大，地表就越粗糙，地表的沙物质就越不易被风吹扬搬移。机械固沙和生物固沙主要靠提高地表粗糙度而实现固沙作用，表8.5-1是草方格与各种自然地表的粗糙度，可以看出草方格特别是其内有植物的草方格，粗糙度较之流沙地和光板龟裂地也大大增加。沙障植草措施典型设计图见图8.5-1。表8.5-1不同固沙措施的地表粗糙度(cm)下垫面性质地表粗糙度机械固沙与生物固沙1×1m草方格，无草(小沙丘顶部)1.0511×1草方格，有草(小沙丘顶部)9.2611.5×1.5m草方格，无草(低地)1.5211.5×1.5m草方格，有草(低地)9.4711×2m草方格，无草(迎风坡)2.6701×2m草方格，有草(迎风坡)3.733带状沙障，有草(低地)1.187带状沙障，有草(低地)4.734对照(自然状况)龟裂地，无草0.016龟裂地，无草13.984流沙地无吹杨(有吹杨)0.007(0.093)平滑水泥地面0.001裸露硬地1.0耕地2.0*引自塔里木沙漠石油公路工程技术研究108 中古30井试采工程环境影响报告书图8.5-1沙障植草措施典型设计图8.5.2减少了输沙量108 中古30井试采工程环境影响报告书输沙量是指单位时间内通过单位面积沙子的重量，也是反应固沙效果的主要指标。表8.5-2是1m×1m和1m×2m草方格与流动沙丘顶的输沙量对比，可以看出不同规格的草方格的输沙量都比流动沙丘小得多，说明草方格对固定沙丘表面发挥了良好作用。表8.5-2不同下垫面的输沙量比较不同下垫面流动沙丘顶部流动沙丘顶部1×1m草方格流动沙丘顶部1×2m草方格2m高风速(m/s)9.845.707.4010.205.906.40输沙量(g/cm2分)11.581.40.0060.010.100.038.5.3增加了地表紧实度地表紧实度是反映沙漠表层抵御物质搬运和抗风蚀能力的重要指标，也是反映各种固沙措施固沙效果的指标之一。表8.5-3是草方格固沙和化学固沙与对照的紧实度，可以看出化学固沙(乳化沥青和L-P高分子材料)的地表紧实度比照明显增加，但化学固沙造价太高，不能大面积应用。而固沙草方格内长有植被后地表紧实度也有所增加，且在表面形成结皮，能防止起沙。表8.5-3不同固沙措施的地表紧实度(kg/cm2)固沙措施规格类型12345平均机械固沙与生物固沙草方格1×2m无草0.13560.14490.11390.16560.1400草方格1×2m有草0.19670.12940.18630.16560.1695草方格1×1m无草0.12940.16560.18620.15530.1591草方格1×1m有草0.21740.15530.23290.23290.2096草方格1×1m枯草0.11390.21740.38460.28460.28460.2577草方格1×1m活灌木0.28460.36230.18110.28460.28460.27941米宽带状沙障0.33640.33640.3364化学固沙乳化沥青0.22770.18110.27950.28460.2432L-P高分子化合物4.42.43.83.94.03.70对照平沙地0.16100.15500.12560.10350.1256流动沙丘迎风坡0.18110.18620.15530.14490.1669淤土地1.400.501.001.601.125*引自塔里木沙漠石油公路工程技术研究从以上对草方格的固沙作用的分析，基本和草木植物的固沙作用类似，其防沙作用相当于同样面积的草本植物。利用草方格进行固沙符合当地气候条件，固沙效果可靠有效。108 中古30井试采工程环境影响报告书8.6补充说明以上内容为环境影响评价中对拟建工程水土流失现状和影响进行的分析，以及提出的相应减缓水土流失措施。该项目目前没有编制水土保持方案报告书，为减少和防治项目区水土流失，建设单位应尽快委托有资质的单位编制拟建工程的水土保持方案，经水行政主管部门同意后的水土保持方案，可作为本项目实施时所采取水土保持措施的依据。108 中古30井试采工程环境影响报告书9清洁生产9.1推行清洁生产的意义清洁生产是一种新的、创造性的思维方式，它以节能、降耗、减污、增效为目标，以技术和管理为手段，通过对生产全过程的排污审核、筛选并实施污染防治措施，以消除和减少工业生产对人类健康与生态环境的影响，达到防治污染、提高经济效益的双重目的。清洁生产对提高企业的科学管理水平、降低原材料和能源资源的消耗、减少污染物的产生量及排放量、减少污染物的处理费用、促进技术进步、提高职工素质、改善操作环境、提高效率、树立企业形象、扩大企业的影响方面都有着重大意义。石油和天然气开采行业，生产过程一般包括勘探、钻井、井下作业、采油及采气生产等。9.2清洁生产技术和措施分析9.2.1钻井过程的清洁生产工艺本工程仅为地面工程，对钻井过程清洁生产工艺及已采取的措施进行简单分析。1)钻采方案的设计技术先进、实用成熟，具有良好的可操作性。井身结构设计能够满足油田开发和钻井作业的要求；科学的进行了钻井参数设计；钻井设备和泥浆泵均能够保证直井安全施工的需要。2)作业井场采用泥浆循环系统、废油品回收专用罐等环保设施，泥浆循环利用率(重复利用)达到60%以上，最大限度地减少了废泥浆的产生量和污染物的排放量。具体做法如下：(1)通过完善和加强作业废液的循环利用系统，将作业井场的钻井废液回收入罐，并进行集中处理。对泥浆类废液经过简单的沉淀、过滤等祛除有机杂质后再进行利用，使其资源化。(2)钻井过程中使用小循环，转换钻井泥浆及完井泥浆回收处理利用；井队充分回收利用污水，泥浆泵、水刹车的冷却水循环使用。(3)开钻前对井场泥浆池等做防渗漏处理，泥浆池容积大于设计井深的排污容积，且保证完井后废物表面低于地平面50cm。(4)136 中古30井试采工程环境影响报告书配备先进完善的固控设备，并保证其运转使用率，努力控制钻井液中无用固相含量为最低，保证其性能优良，从而大大减少了废弃泥浆产生量。3)采用低固相优质钻井液，尽量减少泥浆浸泡油层时间，保护储层。4)设置井控装置(防喷器等)，并采取了防止井喷和井漏的技术措施，以及防止井喷事故对环境造成污染影响。5)钻井废水、废钻井泥浆等钻井废物排放均控制在井场范围内，并采取了防渗措施，以避免对土壤和地下水环境造成污染影响。6)完钻后剩余的泥浆统一回收后供新钻井使用，不能回用的废泥浆及岩屑于防渗泥浆池，一开及二开上段钻井废水同钻井泥浆、岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，自然干化，二开下段及三开段钻井废水同钻井泥浆、岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中综合环保站建成后进行处理。9.2.2试采期清洁生产工艺1)在井场加强油井井口的密闭，减少井口烃类的无组织挥发.2)油气生产过程中起下油管时，安装自封式封井器，避免原油、污水喷出。3)采油井口的清蜡过程采用油罐车及时清理排出的油污及蜡块。4)在井下作业过程中，对产生的原油和废液拟采用循环作业罐(车)收集，收集的废油运联合站进入原油预处理流程；井下作业过程中铺膜防止原油落地，对作业过程中散落的落地油，及时收集清运，拉运至处理站进行处理。9.2.3油气集输及处理清洁生产工艺1)油气集输方式在集输方案的设计上进行了优化，充分考虑和利用油藏的自然能量，确定合理的采油方式和油井回压。在集输流程上，本工程试采期生产的采出液分别经油罐车转输至塔中第三联合站，气相经槽车送至中第三联合站，降低了油气的损耗，减少烃类物质、H2S的排放量，从而节约了能源，降低了对大气环境的污染影响。2)优化布局，减少建设用地对井场按工艺流程进行优化组合，布置紧凑。在集油区将油、水、电等沿地表自然走向敷设，最大限度地减少对自然环境和景观的破坏。136 中古30井试采工程环境影响报告书9.2.4节能及其它清洁生产措施分析1)采用高压管道，减少管网的维修，延长管道使用寿命。2)选用节能型电气设备。井场的动力、供电等设备根据设计所确定的用电负荷，在保证安全要求的前提下，选择节能型的设备，防止造成大量能耗，从而降低生产成本。3)地面工程各类机泵采用变频控制，降低设备能耗。4)集油区采用自动化管理，实现无人值守，提高了管理水平。9.2.5建立有效的环境管理制度本项目将环境管理和环境监测纳入油田安全环保部门负责，采用HSE管理模式，注重对员工进行培训，使员工自觉遵守HSE管理要求，保护自身的安全和健康。为减少和杜绝环境污染事故的发生，建立、健全管理规章制度，制订了详细的污染控制计划和实施方案，责任到人，指标到岗，实施监督；实行公平的奖惩制度，大力弘扬保护环境的行为。本工程主要采取的环境管理措施如下：1)落实环保目标责任制，坚持环保指标考核，推行清洁生产。2)井下作业系统积极推行“铺膜”等无污染作业法；在采油气过程中加强管理，对集输管线及井口设施定期检查，维修，减少或杜绝生产过程中的“跑、冒、滴、漏”现象发生。通过以上分析可以看出，本项目无论是在生产工艺、设备的先进性、合理性，还是在原材料及能量的利用以及生产管理和员工的素质提高等各方面均考虑了清洁生产的要求，将清洁生产的技术运用到了开发生产的全过程中。特别是该项目注重源头控制污染物的产生量和废物的重复利用，充分利用了能源和资源，尽量减少或消除了污染物的产生，并使废物在生产过程中转化为可用资源，最大限度的降低了工程对环境造成的污染。9.2.6清洁生产技术指标1)钻井井场占地面积在满足工艺安装和检修需要的同时，井场设备相对集中，布置紧凑，以减少占地面积。拟建工程为试采工程，临时占地面积2.81hm2。2)钻井废弃泥浆136 中古30井试采工程环境影响报告书经调查，已完成的钻井工程钻井期间产生的废弃泥浆集中排入井场防渗泥浆池，暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中综合环保站建成后进行处理。不随意外排。3)落地油产生量根据现场调查，塔里木油田分公司在落地油处理中采取了得力的措施，井下作业必须带罐(车)操作，进入临时设置的贮油罐，由汽车拉运至指定地点处理。地面工程完成后，油气集输采用密闭式管道输送或罐车拉运，落地油基本不再产生，甚至为零。9.3清洁生产水平分析本项目清洁生产指标见表9.3-1。表9.3-1油田开采清洁生产指标要求指标一级二级三级本项目评价井下作业-试油和试气作业清洁生产指标要求一、生产工艺与装备要求1、防喷措施具备具备具备一级2、地面管线防刺防漏措施按标准试压按标准试压按标准试压一级3、防溢措施(防溢池)具备具备具备一级4、防渗范围废水、使用液、产出液等可能落地处乙类区：井口溢流池、导流沟乙类区：井口溢流池、导流沟一级5、井下作业废液污染控制措施回收乙类区：有现场储存设施乙类区：有现场储存设施一级6、防止井场落地原油产生的措施具备原油回收设施具备原油回收设施具备防止原油落地的措施一级7、天然气处置回收或燃烧回收或燃烧回收或燃烧一级二、污染物产生指标1、落地原油，kg/井乙类区：≤50乙类区：≤70乙类区：≤100一级三、废物回收利用指标1、落地原油回收率%100乙类区：≥85乙类区：≥85一级136 中古30井试采工程环境影响报告书续表9.3-1油田开采清洁生产指标要求指标一级二级三级本项目评价井下作业-酸化和压裂作业清洁生产指标要求一、生产工艺与装备要求1、防喷措施具备具备具备一级2、地面管线防刺防漏措施按标准试压按标准试压按标准试压一级3、防溢措施(防溢池)具备具备具备一级4、防渗范围废水、使用液、产出液等可能落地处乙类区：井口溢流池、导流沟乙类区：井口溢流池、导流沟一级5、残液处置措施全部回收全部回收全部回收一级6、防止井场落地原油产生的措施具备原油回收设施具备原油回收设施具备防止原油落地的措施一级二、资源能源利用指标1、井场占地符合行业标准要求符合行业标准要求符合行业标准要求一级2、剩余酸回收率，%100100100一级3、剩余压裂砂回收率，%100100100一级4、剩余压裂液回收率，%100100100一级三、污染物产生指标1、落地原油产生量，kg/井乙类区：≤50乙类区：≤70乙类区：≤100一级四、废物回收利用指标1、落地原油回收率%100乙类区：≥85乙类区：≥85一级2、压裂放喷返排入罐率，%100≥95≥90一级井下作业-修井作业清洁生产指标要求一、生产工艺与装备要求1、防喷措施具备具备具备一级2、防溢措施(防溢池)具备具备具备一级3、防渗范围废水、使用液、产出液等可能落地处乙类区：井口溢流池、导流沟乙类区：井口溢流池、导流沟一级4、作业液及替出液回收设施具备具备具备一级5、防止井场落地原油产生的措施井口具备油回收设施具备防止原油落地设施具备落地原油回收设施一级二、资源能源利用指标井场占地面积，m2/井≤3000≤3500≤5000一级三、污染物产生指标136 中古30井试采工程环境影响报告书1、洗井液，m3/井次乙类区：≤2.0乙类区：≤7.0乙类区：≤10.0一级通过分析可知，本项目在运行过程中不断强化环境管理意识，预防与防治结合，按照清洁生产审计要求，本工程建设基本符合清洁生产的要求。由于本工程液相采用罐车拉运方式，建议待区域集输管网完善后，采用管输方式。9.4循环经济分析循环经济是指以资源节约和循环利用为特征的经济形态，也可称为资源循环型经济，可以从根本上改变资源过度消耗和环境污染严重的局面，是实现可持续发展战略的必然选择。循环经济模式倡导环境和谐发展的经济模式，以实现资源使用的减量化、产品的反复使用和废弃物的资源化，其主要特征为低投入、高利用和低排放。9.4.1循环经济的模式9.4.1.1循环经济意义1)防止污染、保护环境发展循环经济要求实施清洁生产，可从源头上减少污染物的产生，是保护环境的治本措施；其次，各种废弃物的回收利用也大大地减少了固体污染物的排放。2)实施资源战略，促进资源永续利用我国一方面人均资源量相对不足，另一方面资源开采和利用方式粗放，综合利用水平低，浪费严重，加快发展循环经济在节约资源方面大有可为。3)发展循环经济能够促进经济增长方式转变，增强企业竞争力。9.4.1.2设计方案中的循环经济原则本工程在设计中，即本着优化工艺方案，采用新技术、新工艺、新设备、新材料的原则，在满足油田开发要求同时，尽量降低能耗，减少污染和占地。主要遵循以下主要原则：1)立足油田整体开发方案，统一规划，合理布局，贯彻“安全、高效、环保、实用”的指导思想，优化工程设计。136 中古30井试采工程环境影响报告书2)采用先进实用的技术和自控手段，实行现代化的管理模式，实现工艺简单、技术可靠、节省投资、方便生产。3)充分考虑环境保护、水土保持和节能降耗，使其达到国家及工程建设所在地地方政府的要求。4)工程设计水平与塔里木油田原油集输总体方案相一致。本项目属于石油天然气开采业，虽然其生产过程和工艺较复杂，但产品单一，原油经罐车至处理站处理，处理后的合格油品直接由管道输送下游进行产品生产，为社会提供清洁能源，有利于大范围(区域)污染物减排。本项目的生产过程和产品流向不同于一个区域内的多个企业之间的资源流通和配置，因此，可从企业层面和社会层面以资源利用最大化和污染排放最小化为主线，发展循环经济，实现可持续发展。9.4.2循环经济的体现石油天然气是不可再生资源，在油田开发过程中要以资源为基础，通过产业创新、制度创新和技术创新，提高资源的开发效率和资源的利用率，减少其它资源的消耗，拉长产业链条，使废料和余能多次回收复用，物质合理循环，价值逐级增值，形成互为资源、协同高效发展的发展模式。9.4.2.1先进的生产工艺技术、清洁的产品和能源本项目开发建设在采油气、集输及油气处理等各生产环节，都非常重视“清洁生产”、“循环经济”理念的落实。1)提高自动控制水平，确保生产运行平稳。2)合理利用地层压力，集输系统采用密闭输送，减少烃类挥发。3)场站采用先进的工艺，简化流程，减少占地和损耗，降低风险。4)输送管道力求线路顺直，缩短线路长度；尽量利用现有道路，减少伴行公路长度，最大限度减少占地面积和开发期对土壤、植被的扰动和破坏，节约钢材等原材料。缩短输送路径，不仅可以节省一次性投资，还有利于降低能耗。5)石油产品作为一种清洁能源通过管道输送到下游，为企业和社会提供了优质的燃料或原料，优化和调整了地区的能源消费结构，从根本上降低了污染物的产生量和排放量，发挥出显著的经济效益和社会效益。9.4.2.2资源的回收利用136 中古30井试采工程环境影响报告书试油过程设置油罐或储油池，对试油过程中的油品回收利用。9.4.2.3严格的管理循环经济是一门集经济、技术和社会于一体的系统工程，科学地和严格地管理是发展循环经济的重要条件。因此，需要建立一套完备的办事规则和操作规程，并且有督促其实施的管理机制和能力。从清洁生产的角度看，工业污染物排放的30%～40%是管理不善造成的。只要强化管理，不需要很多投资，便可获得削减物料和污染物的明显效果。本项目在开发建设和生产过程中，塔里木油田公司积极推行HSE管理体系，对本工程实施HSE管理，同时对全体员工进行相应的HSE培训，使公司的员工自觉遵守HSE管理体系以保护其人身安全和周围环境。建立健全各项规章制度，以法规、行政、经济等手段，规范油田开发建设行为，把环保工作纳入企业生产管理之中，建立健全油田开发生产、防治污染的一系列环保规章制度，推行清洁生产，重视环保宣传教育和培训，依靠广大职工搞好污染防治、清洁生产工作。9.5持续清洁生产9.5.1建立健全的管理制度设置健全的管理机构，制订完善的管理规程。在油田公司内部推行“HSE”管理模式，制定可行的环境目标与实施方案。环境保护作为业绩的一部分与其他经济指标一并考核，并且与奖励挂钩。各站场应加强环境管理，做好污染源档案记录、污染事故信息记录、污染治理措施记录、污染治理实施记录、考核情况记录、环保活动记录等基础资料工作。9.5.2加强职工环保知识宣传与培训增强职工的主人翁意识和责任感。加强人员培训，提高职工清洁生产意识和技能。9.5.3定期对环保设施进行检查、维护定期对环保设施进行检查、维护，使各种环保设施能有效运行，确保做到达标排放。9.5.4加强外部联系136 中古30井试采工程环境影响报告书积极与地方环保部门协调，确定合理的管理目标。依靠地方监测部门的力量，对站场排污情况进行监测。136 中古30井试采工程环境影响报告书10环境管理与环境监测计划10.1环境管理机构及管理体系10.1.1环境管理机构本工程建成后由中国石油塔里木油田公司统一管理。塔里木油田分公司在环境管理机构设置上为多级HSE管理网络，实行逐级负责制，其环境管理机构设置见图10.1-1。HSE最高管理者为公司经理，主要负责制定环境方针和环境目标，为环境管理方案的执行提供必要的支持和物质保障；日常环境管理工作由任HSE管理者代表的副经理主持，在环境管理中行使职权，监督体系的建立和实施等；公司安全环保处负责监督HSE标准、环境标准的贯彻实施，确保所有有关HSE方面的要求能正确、完全的执行；各单位安全环保负责人负责解决油田开发过程中出现的环境问题以及发生污染事故的处理等。图10.1-1塔里木油田公司环境管理机构设置10.1.2环境管理体系136 中古30井试采工程环境影响报告书塔里木油田分公司已经建立了环境保护指标体系，对各二级单位的环保指标完成情况按《塔里木油田分公司环境保护管理规定》的各项指标进行考核。推行环境保护目标责任制，明确各单位企业行政一把手为本单位环保第一责任人，并规定了应负的法律责任和行政责任，其它行政领导和机关处室也都有明确环保职责，初步形成了领导负责，部门参加，环境保护部门监督管理，分工合作，各负其责的环境管理体制。塔里木油田是有几十年发展历史的老油田，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。本项目属塔里木油田管辖，在开发建设期、运行期也必须建立和实施HSE管理体系，并纳入塔里木油田总的HSE管理体系中。该体系应符合《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》(SY/T6276-1997)的要求，其中环境管理的内容应符合ISO14000系列标准规定的环境管理体系原则以及石油开采、集输等有关标准的要求。塔里木油田的HSE管理体系主要包括方针和目标、组织机构和职责、培训、管理体系文件、检查和审核五部分，本项目试采期HSE管理体系主要内容如下。1)HSE方针和目标本项目开发建设的施工作业队伍应遵循以下HSE方针和目标。(1)各项活动都遵守国家及地方政府颁布的各种适用的法律、法规、标准、准则和条例，同时满足建设单位对健康、安全和环境的有关要求。(2)参加施工作业的全体员工首先通过教育、培训，提高环境意识，认识到健康、安全与环境问题的重要性，认识到项目建设对环境可能造成的影响；通过教育、培训，提高保护环境的能力。(3)将HSE管理体系作为施工单位管理制度的重要组成部分，把环境保护管理工作贯穿于施工的全过程，使各种环境影响降到最低限度。(4)在施工期间，尽可能做到不毁坏施工作业面附近的生态环境，施工完后尽快恢复受影响区域的原貌。(5)加强施工作业营地管理，作业和生活产生的污水、垃圾、废弃物要集中处理，不乱扔乱排。(6)对施工单位HSE管理情况进行定期检查、审核，发现问题及时纠正，做到HSE管理体系的持续改进。2)组织机构和职责(1)组织机构136 中古30井试采工程环境影响报告书本项目施工期间的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工程师。(2)职责项目经理、HSE部门经理、HSE负责人和HSE工程师、全体施工人员安照HSE管理体系文件和HSE作业指导书各负其责，各行其职，认真、彻底、有效地执行HSE管理计划。3)培训为提高施工作业人员的环境意识和能力，对参加施工作业的人员进行培训，培训内容如下：(1)提高各级管理人员和全体施工作业人员的环境保护意识——学习国家和地方政府有关环境方面的法律、法规及建设单位对环境的要求；——认清环境保护的目标和指标；——认识到遵守环境方针与工作程序，以及符合HSE管理体系要求的重要性；——认识到偏离规定的工作程序可能带来的后果。(2)从事环境保护工作的能力——减少、收集和处理废物的方法；——管理、存放及处理燃油和机油的方法；——保护及恢复地表的方法；——处理项目建设可能引起的其它污染情况等。(4)HSE管理体系文件的控制从下列几个方面对HSE管理体系文件进行管理：——所有文件都必须报建设单位审批；——经批准的文件及时下发给各个施工队，要求他们按照文件执行；——所有文件都要有专人管理，有一定的存放位置，并能迅速查找；——根据当地政府和建设单位的要求及时修改有关文件，确保现存文件的适宜性；——凡对管理体系的有效运行具有关键作用的岗位，都能得到有关文件的现行版本；136 中古30井试采工程环境影响报告书——文件失效后，应及时从所有曾经发放的部门和使用场所收回，避免继续使用，如失效的文件不能及时销毁的，应根据其性质规定必要的留存期限并予以执行；——所有文件都应字迹清楚，注明日期，标识明确，妥善保管；——所有批准的与HSE有关的事务，都应作详细的记录，并在工程结束时同其它记录一起交给建设单位，如现场考察报告；法律、法规、标准、准则和条款；环境危害及有关影响；发现问题的纠正和预防措施；应急准备和响应信息；事故报告；环境审核结果等。(5)检查和审核为了保证该HSE管理体系有效地运行，预防污染和保护环境的措施得到有效推行，并使体系得到持续改进，在项目开发建设期间要进行不定期的检查和HSE审核，在工程结束时，不但进行工程质量检查验收，还要进行HSE工作审核验收。10.2环境监测计划本项目在施工和运行期间，施工机械和生产设备均投入使用，故在各个阶段需对生产过程产生的三废和生态影响进行严格监管，通过定期对各个阶段产生的三废和生态影响进行监测，减少对周围环境影响。具体环境监测计划见表10.2-1。表10.2-1环境监测计划监测对象监测频率实行监测时间监测项目监测地点监测方式试采期大气按施工进展情况根据需要确定非甲烷总烃、NOX、SO2、PM10井场周围委托监测生态临时占地范围井场周围10.3环境保护行动计划本项目的环境保护行动计划应贯穿于项目全过程，包括建设期、运行期，其中勘探期已经发生，本项目属于试采期，故本章节重点对试采期提出环境保护行动计划，计划内容涉及生态环境、声环境、大气环境、水环境、景观保护以及水土流失等方面不利影响的减缓和保护措施，具体见表10.3-1。136 中古30井试采工程环境影响报告书表10.3-1建设期环境保护行动计划序号影响因素环保措施实施单位实施时间监督单位资金保证1生态环境·施工过程中严格控制占地面积，划定施工活动范围，减少临时占地和对地表的扰动。站场建设施工前，也要严格规定临时占地范围。施工结束后，施工单位应负责及时清理现场，使之尽快恢复原状，将施工期对生态环境的影响降到最低。严禁施工人员采摘植被和猎捕野生动物，禁止侵扰野生动物栖息地。·施工产生的土方，应合理规划，合理利用。对于开挖管道产生的土方，回填在管垄处，土方不集中产生。工程承包商试采期监理公司环境监察队阿克苏地区环保局沙雅地区环保局自治区环保厅纳入工程费用2声环境·加强对施工机械和车辆的维修，保持较低噪声水平。3大气环境·粉状材料(石灰、水泥)的运输要袋装或罐装，禁止散装，堆放时设篷盖。·运送建筑材料的卡车须用帆布遮盖，严禁散落和随风飞扬。4水环境生活污水池中的污水自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至塔中1号公路1km处垃圾填埋场填埋。10.4环保验收管理根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》及《建设项目竣工环境保护验收管理办法》等相关法律法规，建设单位应设立环境管理和监测人员，负责建设项目的环境管理和日常监测，保证环保制度的贯彻执行，治理设备的正常运转和各类污染物的达标排放。工程建成投产前需进行“三同时”验收，验收通过方可正式投产。1)验收范围(1)与项目有关的各项环保设施，包括为防治污染和保护环境所配套建成的治理工程、设备、装置和监测手段，以及各项生态保护设施等。(2)环境影响报告书及批复文件和有关设计文件规定应采取的环保措施。2)验收条件136 中古30井试采工程环境影响报告书建设单位在项目建成后正常生产工况下达到设计规模75%以上时，应按照《建设项目竣工环境保护验收管理办法》中有关规定，及时向项目所在地环保行政主管部门和自治区环保厅提出环保设施竣工验收申请，进行验收。3)建设项目环境保护“三同时”验收内容根据建设单位项目“三同时”原则，在项目建设过程中，环境污染防治设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用，拟建项目建成运行时，应对环保设施进行验收，验收清单见表10.4-1。表10.4-1拟建项目环境保护“三同时”验收一览表内容地点治理对象处理效果及要求执行标准废水塔中第三联合站污水处理站含油废水、井下作业废水采油废水、井下作业废水处理合格后存放于晒水池，不外排碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准废气井场加热炉废气加热炉经一根8m高排气筒排放《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值(颗粒物20mg/m3、SO250mg/m3、NOX200mg/m3)非甲烷总烃油气密闭集输，达标排放《大气污染物综合排放标准详解》中2mg/m3噪声井场各类机泵，污水处理设备等的机械噪声厂界噪声达标排放《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的3类标准固废井场含油泥砂、含油污泥、落地原油油泥、油砂在塔里木油田塔中环保站建成前，含油泥砂委托塔里木油田轮南绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。落地油由作业单位100%回收。水土保持井场施工期水土保持防止水土流失生态恢复井场运行期间生态恢复检查生态恢复及水土保持措施落实情况。检查井场、管线、道路周边植被恢复状况；监测土壤盐类和石油类。环境管理环境管理制度是否建立并完善，环保机构及人员是否设置到位136 中古30井试采工程环境影响报告书11环境保护措施及其经济、技术论证油田开发项目开发建设过程中，会对评价区内的水环境、环境空气、土壤环境等造成不同程度的影响。本章分别对工程在设计期、建设期和试采期拟采取的措施及各专题评价提出的措施进行分析和论证。11.1设计单位提出的环境保护措施根据拟建工程的地面建设工程方案设计及采油气工艺实施意见，设计单位及建设单位已提出的环境保护措施分2个部分：地面工程、采油气工程。11.1.1地面工程1)防雷与防静电接地，在采油井口设防静电接地。进出工艺装置的管道及管道分支处、工艺设备、电气设备金属外壳、工艺管线、穿线钢管电缆金属外皮等均需做防静电接地。2)油气由单井到联合站采用密闭集输工艺或罐车拉运，减少油气挥发，降低空气污染、火灾爆炸和健康风险。3)各工艺单元采取防雷、防静电措施，油气管道及设备容器均作防静电接地保护。4)油场设置安全警示牌，管道及电力线路沿线设置标志桩，防止线路造成破坏。5)工程含油污水进入塔中第三联合站污水处理站已建装置处理，不会造成环境污染。6)管道线路及电力线路在纵段面设计时，采取措施尽量减少填挖工程量，减少破坏造成环境污染。7)在设备选型上选取低噪声型设备，驱动电机选用新型高效低噪声电机。8)本工程相关方应严格执行油田公司QHSE管理体系相关要求，确保项目QHSE风险可防、可控和可应急处置。9)施工中废弃的建设原材料作到定时检查，定时清理回收，并拉运至环保部门指定地点集中处理。任何可重复利用的材料都将重复使用。施工过程中，管线沿途施工造成的植被破坏，进行恢复。136 中古30井试采工程环境影响报告书11.1.2采油气工程在采油气工艺实施过程中必须符合国家颁发的环境保护设计规范及规定的要求。为此对环保采取以下措施：1)废气控制对集输管线连接处阀门及设备进行定期检查，防止油气跑、冒、滴、漏。采用油气密闭集输和密闭处理流程。2)含油污水处理生产中产生的含油污水，经塔中第三联合站污水处理站处理达标后存放于晒水池。3)噪声控制选用低噪声机泵，对于机泵噪声较大的场所采用隔声或减震措施。11.2建设期环境保护措施11.2.1建设期环境空气保护措施1)建设期大气污染物主要为柴油机燃油产生的废气，可以通过采用节能环保型柴油动力系列设备，定期对柴油发电机等设备进行维护等措施，使其污染物达标排放。2)建设期间定期对柴油发电机等设备进行维护，且采用高品质的柴油、添加柴油助燃剂等措施。在很大程度上可降低柴油燃烧污染物的排放，减轻对大气环境的影响。3)为减少因交通运输量的增加而产生的扬尘污染，尽量利用油田现有公路网络。4)施工设备的放置进行合理优化，尽可能少占土地，对工作区域外的场地严禁车辆和人员进入、占用，避免造成土地松动。5)装卸器材文明作业，防止沙尘飞扬。不在大风大雨天气进行施工作业。6)对储料场、施工场地内易产生扬尘的建筑施工的粉状材料(水泥、石灰等)应罐装或袋装，砂砾石、卵砾等石料运输应有篷布遮盖。11.2.2建设期水环境保护措施1)136 中古30井试采工程环境影响报告书施工期间生活污水产生量较少，生活场地建有规范的生活污水池，污水池进行防渗处理，生活污水排至生活污水池自然蒸发，底泥清运至塔中1号公路67km处的生活垃圾填埋场填埋。2)由于该地区气候干旱，平均蒸发量高达2500mm～3400mm，是降水量的58倍，年蒸发量远大于年降水量，本工程生活废水产生量约100.8m3。因此生活污水绝大部分依靠自然蒸发消解，施工结束后底泥及时清运至塔中1号公路67km处的生活垃圾填埋场填埋。3)合理利用清水，在保证正常作业的情况下，控制清水用量，减少污水排放量。4)认真贯彻执行地方供用水管理办法，保护地下水资源，并严格落实地下水安全的防护措施，防止污染地下水资源。11.2.3建设期声环境保护措施1)在设备选型上要求采用低噪声的设备，并按设计要求对电机、泵机、过滤器等作业设备采取降噪、隔声措施并达到规定的指标。2)现场施工机具要经常检查维修，保持正常运转。做好施工作业时间的安排，加强施工现场管理。3)加强施工场地管理，合理疏导进入施工区的车辆，严禁运输车辆随意高声鸣笛。11.2.4建设期固废污染防治措施1)作业单位采用“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，将产生的落地油全部回收，不向外环境排放。2)生活垃圾集中收集后，拉至垃圾处理场进行处理。11.2.5建设期生态保护措施1)控制井场占地面积，尽量减少扰动面积。永久占地的地表应压实并覆盖砾石、碎石等，以防风蚀。2)井场施工结束后，应及时对现场回填平整，清除残留的废弃物，切实做到“工完、料净、场地清”。3)拟建工程充分利用现有油田道路，尽可能减少道路临时占地，降低对地表和植被的破坏。4)固定行车道路，严禁随意乱开便道。5)在道路边、油区，设置“保护生态环境、保护野生动植物”136 中古30井试采工程环境影响报告书等警示牌，并从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护作业区生态环境的意识。11.3试采期环境保护措施根据拟建工程试采期各章节的影响评价，本节将主要论述试采期环境保护措施及其经济技术可行性。11.3.1试采期环境空气保护措施1)采用技术质量可靠的设备，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵。2)对井场内的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。3)定期对井场内的机械设备、阀门等进行检修，以便及时发现问题，消除事故隐患。根据油田开发在试采期对环境空气的影响分析结果，试采期加热炉采用净化天然气，其影响在可接受范围内。11.3.2试采期水环境保护措施本工程试采期废水主要包括井下作业废水和采油废水。1)井下作业废水井下作业废水包括试油、压裂酸化、修井、洗井等井下作业产生的废液和废水，其中含有一定量的盐类、石油类、酸、碱等污染物。井下作业的洗井废水等通过洗井车处理。洗净水处理车以井口出水的压力为动力，使废水进入洗井车内得到净化处理，处理后清水进入水箱，再用泵车注入井内，如此洗井直至合格，分离出的污油和污泥随时排放到污泥车内，由作业单位回收拉运至塔中第三联合站污水处理站进行处理，井下作业废水不外排。2)采油废水试采期产生的含油废水由塔中第三联合站污水处理站处理达标后，存放于晒水池，不外排。本工程试采期井下作业废水与采油废水，经塔中第三联合站污水处理站处理达标后存放于晒水池，不外排。11.3.3试采期声环境保护措施1)提高工艺过程的自动化水平，尽量减少操作人员在噪声源的停留时间。136 中古30井试采工程环境影响报告书2)对噪声较大的设备设置消音设施。3)在试采期时应给机泵等设备加润滑油和减振垫，对各种机械设备定期保养。类比已投产井场，试采期井场厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准。因此，所采取的工程措施基本可行。11.3.4试采期固废污染防治措施1)井下作业必须带罐(车)操作，所使用的各种化学药剂严格控制落地，残液落地要彻底清理干净，不得向环境排放。2)本项目产生的油泥(砂)在塔里木油田塔中环保站建成前，委托塔里木油田轮南绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。3)定期对井场进行巡视，减少落地原油量，使危害影响范围减小到最低程度。4)加大巡井频率，提高巡井有效性，发现对井场安全有影响的行为，及时制止、采取相应措施并向上级报告。根据以上处理措施，只要加强管理，确保措施能够得到落实，该工程运行后的固体废物将不会给环境带来危害。11.3.5试采期生态保护措施1)定时巡查井场，及时清理落地油，降低土壤污染。2)及时做好井场清理平整工作，掩埋废液池做到掩埋，填平、覆土、压实。3)井场施工完毕，进行施工迹地的恢复和平整。11.3.6措施可行性分析1)采油废水处理依托采油废水由塔中第三联合站进行处理。塔中第三联合站设有污水处理站，主要对站内生产污水和采油废水进行处理，处理规模为30m3/h。达标后存放于晒水池自然蒸发处理，不外排。1)固废填埋场依托固废填埋场设计规模25000m3，尺寸为100×100×2.5m；固废填埋场防渗设计采用HJHY-3环保防渗材料，材料接缝宽度大于20cm136 中古30井试采工程环境影响报告书，池壁及池顶均用麻袋装沙或沙性土进行防护，每条麻袋容量约为0.06m3，麻袋填装沙土护坡顺堤水平摆放，池体采用补偿收缩混凝土浇制，抗渗等级S6，采用水泥为普通硅酸盐水泥。固废填埋场入口处设垃圾池类型标识牌1个。完全能够满足本项目需要。1)油泥砂处理依托设施本项目的含油泥沙属于危险固废，塔里木油田塔中环保站建成前，含油泥砂委托塔里木油田轮南绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。11.4生态环境恢复方案1)勘探期生态恢复本工程油田勘探活动结束后，对勘探活动造成的地表已进行平整。2)井场生态恢复本项目试采结束中古30井若转为生产井，井场有40×40m2的占地面积转为永久占地，永久占地共0.16hm2。应对其临时占地内的土地进行平整、恢复其原貌。施工结束初期，对井场永久占地范围内的地表进行硬化，以减少风蚀量。试采结束经评价中古30井若无开采价值，重点做好以下恢复工作：(1)地面设施拆除、井场清理等工作中会产生废弃管线、废弃建筑残渣，应集中清理收集。拆除的报废设备和建筑废料等应送地方环保部门指定填埋场处置。(2)对完成采油的废弃井应封堵内井眼，拆除井口装置，截去地下1m内管头，清理场地，清除填埋各种固体废物，恢复原有地貌。(3)对工业垃圾堆放场，要及时清理覆土填埋、压实，并树立标志。(4)保证采取的固井、封井措施有效可行，防止其发生油水层窜层，产生二次污染。3)泥浆池生态恢复用粘土将井场泥浆池池底和池体压实，然后用土工膜进行防渗。施工结束后，应充分利用工程前期开挖表土进行掩埋、填平、覆土、压实，且覆土层>0.6m。泥浆池平整回填后进行生态恢复，并与周边地貌景观相协调，做好水土保持与防风固沙工作。136 中古30井试采工程环境影响报告书4)井场周边生态恢复本工程井场四周固沙措施采用草方格，即将芦苇直接埋入沙层中，在流沙上扎成方格状半隐蔽式沙障。具体做法为：芦苇埋入深度约为150mm～200mm，露出地面高度约为200mm～300mm，草方格边厚为50mm左右，草方格大小1m×1m，用铁锹拥沙踏实使之牢固，草方格密度1.5kg/m2，井场四周草方格宽度20m(沙丘斜坡上应放大宽度)。在井场周围采用草方格进行防风固沙，可降低水土流失的影响。草方格可以削弱近地表层的沙粒移动。从风沙流的结构看，表现为沙量随高度递减，而且主要集中在近地面10cm以内，这个高度气流层内沙量占总沙量的80%～95%。0cm～20cm高度气流层内输沙量则占40cm高度内总沙量的98%以上，草方格的固沙增加了地表的粗糙度，减少了输沙量，增加了地表紧实度。防风固沙措施示意图如图11.4-1所示。图11.4-1防风固沙措施表11.4-1防风固沙措施工程量序号名称防风固沙工程1中古30井草方格㎡3360011.5环保投资本工程项目总投资500万元，环保投资12.9万元，环保投资占总投资的比例为2.6%。环保投资主要用于水土保持、生态恢复136 中古30井试采工程环境影响报告书、环境监理、监测等施工期生态环境保护措施等。环境保护投资项目及费用估算详见表11.5-1。表11.5-1工程环保投资估算阶段投资项目投资(×104元)施工期井场平整、覆土、进行地面硬化处理，井场四周固沙措施(草方格)4.8废弃施工材料以及生活垃圾清运1.8环境监理、监测1.6试采期加热炉采用净化天然气2.7环境监测2合计12.9136 中古30井试采工程环境影响报告书12结论12.1工程概况中古30井地处塔克拉玛干沙漠腹地，地表被黄沙覆盖，主要地貌为沙丘及沙丘间洼地。气候干旱少雨，多风沙，属于典型的暖温带大陆性干旱气候。本工程位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区沙雅县境内，距离轮南大约300km，处于沙漠无人区，距塔中Ⅰ号公路1.7km。中古30井试采工程，设计井深6600m，目的层为奥陶系良里塔格组。日产油量30m3/d，日产气量2×104m3/d。主要工程内容为井口工艺安装和配套公用工程建设、试采作业。本工程试采期油气混合物通过井口油嘴一级节流至12MPa后进入加热炉加热至50℃，出加热炉后通过角式双作用节流截止阀二级节流后进入抗硫闪蒸罐，液相经抗硫闪蒸罐分离后进入抗硫高架罐，经密闭装车系统装入油罐车拉运；在ZG30井安装3万方抗硫天然气压缩机一台对天然气进行收集送联合站净化处理。本工程项目总投资500万元，其中环保投资12.9万元，环保投资占总投资的比例为2.6%。12.2环境质量现状评价结论12.2.1生态环境质量现状根据《新疆生态功能区划》，属于塔里木盆地暖温荒漠及绿洲农业生态区，塔里木盆地中部塔克拉玛干流动沙漠生态亚区，塔克拉玛干东部流动沙漠景观与油田开发生态功能区。据现场调查及资料收集，本项目评价区域内无自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、饮用水水源保护区、基本农田等生态敏感区。油田开发区植物种类主要为沙漠植物种类，群落结构比较简单，整个区域植被覆盖度在5%～10%之间。根据现场调查及全疆土壤类型图，井区分布土壤类型主要为风沙土。136 中古30井试采工程环境影响报告书塔克拉玛干沙漠及其边缘地带共分布有野生脊椎动物34种，其中爬行类5种，哺乳动物14种，鸟类15种。该区域严酷的气候条件，野生动物分布种类少，没有区域特有种。根据新疆土地利用/土地覆盖地图数据6大类25小类的统计，总体上项目区为未利用地。12.2.2环境空气质量现状评价区域内环境空气质量总体较好，SO2、NO2、PM10、TSP、非甲烷总烃均未超标。12.2.3水环境质量现状项目区域没有地表水体。对项目所在区域地下水源井监测结果表明，该区域地下水中氟化物、总硬度、硫酸盐、氯化物超标，结合现场调查分析，与当地水文地质条件有关，属于原生性的超标。12.2.4声环境质量现状声环境现状监测显示，井场区声环境质量能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准。12.3环境影响评价结论12.3.1生态影响评价结论本项目建设区域没有自然保护区、风景名胜区、基本农田等生态环境敏感目标，项目对生态环境的影响主要来自施工期占地的影响，本项目临时占地面积2.81hm2，占地类型为未利用地。由于项目占地面积有限，区域生态系统仍保持开放、物质循环和能量流动。因此对于评价区生态系统的完整性影响较小，其生态稳定性及其结构与功能也不会受到明显影响。项目周围地表为沙漠，主要地貌类型为复合性新月型沙丘、沙垄，几乎无植被，由工程造成的生物量损失较小，不会造成区域的生物多样性下降。由于本区域的野生动物种类少，且现有油田设施已运营多年，已经少有大型野生动物在本区域出现，拟建项目对野生动物的影响较小。因此总体上看本项目建设对生态环境影响较小。12.3.2环境空气影响结论根据工程分析，本项目建设期废气排放主要是施工扬尘、机械、车辆废气，属于阶段性局部污染，工程结束后，其影响也相应消失。试采期136 中古30井试采工程环境影响报告书的大气污染源主要是油气集输处理及外输过程中的烃类挥发，以及加热炉废气。试采期加热炉废气通过8m排气筒排放，烃类挥发对项目所在地的环境空气质量影响很小。根据油田开发在试采期对环境空气的影响分析结果，试采期加热炉采用塔三联净化天然气，废气中NO2均可以满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值。废气对环境空气质量影响较小。12.3.3水环境影响评价结论项目评价范围内无天然地表水体。建设期员工生活污水排至生活污水池自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至塔中1号公路67km处垃圾填埋场填埋。试采期产生的采油废水由塔中第三联合站污水处理站处理达标后，存储于联合站晒水池，不外排，不会对地下水环境产生影响。落地油100%进行及时回收，不会污染地下水。事故情况对地下水的影响概率不大，若及时采取有效措施治理污染，不会造成地下水污染。12.3.4声环境影响评价结论项目建设施工中使用的机械、设备和运输车辆主要有：挖掘机、推土机、电焊机、柴油发电机组等。井区周围没有声敏感目标，建设期噪声主要对现场施工人员产生影响，不产生噪声扰民现象。试采期噪声源主要井场的加热炉，预计本工程实施期间井场周界噪声能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB412348-2008)3类标准。12.3.5固体废物影响评价结论本项目可能对环境造成影响的主要固体废物包括建设期生活垃圾；生产试采期含油泥(砂)。建设期施工人员产生的生活垃圾集中收集后运往塔中1号公路67km处生活垃圾填埋池填埋处理。含油泥砂在塔里木油田塔中环保站建成前，委托轮南塔里木油田绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。136 中古30井试采工程环境影响报告书综合以上分析，本项目在开发建设过程中所产生的各种固体废物均可以得到有效的处理，对环境所造成的影响可以接受。12.4其他评价结论12.4.1环境风险分析评价结论本油田在开发运行过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生油气泄漏及井喷事故。一旦发生上述风险事故，应及时采取应急措施，尽可能减少对外环境的危害和影响。根据以上分析，在严格管理且制订相应风险防范措施的基础上，可将本项目的环境风险控制在可接受的范围之内。但是，即使该建设工程发生风险事故的可能性很小，建设单位也不能因此而忽视安全生产，而是要严格遵守油田开发建设、生产过程中的有关安全规定和环境管理要求，防止发生风险事故。12.4.2公众参与结论本项目公参严格执行《环境影响评价公众参与暂行办法》(国家环保总局2006年2月14日，环发2006[28号])、《新疆维吾尔自治区建设项目环境影响评价公众参与管理规定(试行)》(新环评价发[2013]488号)的规定，本次评价采取先后两次网上、现场公告公示和发放公众参与调查表的方式进行了公众参与。被调查公众均持有支持或可接受意见，无人反对。建设单位表示将采纳公众提出的环保措施意见，保证项目合规合法建设、达标排放。12.5综合评价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，符合国家的相关政策，有利于本地方的经济发展。本项目建设期的施工活动会对临时占地范围内的土壤、植被等造成扰动和破坏，但在落实本报告提出的保护措施基础上，从整个区域来讲，其影响是局部的，是可以接受的。本项目试采期时，采取措施后能做到达标排放。综上所述，本工程在建设、试采136 中古30井试采工程环境影响报告书过程中，不可避免地会对周围的环境产生一定的不利影响。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，在认真落实本报告中提出的各项保护措施以及环境管理措施的前提下，可使本工程对环境造成的不利影响降到最低限度，使工程开发活动与环境保护协调发展。从环境保护角度考虑，本工程的建设是可行的。12.6建议1)工程施工前，建设单位和施工单位应充分征求项目所在地相关主管部门的意见与建议，在所有开工手续合法的条件下开工。2)施工期，定期向相关部门和环保管理部门汇报工程进度和生态防护与恢复情况，主动接受和配合监督检查，建立健全环境管理责任制。3)在严格实施各项环境保护措施的基础上，大力加强对员工的宣传教育，提高所有工程参与者的生态环保意识，减少区域生态环境的影响。136 目次前言1总则11.1评价目的11.2编制依据11.3评价标准31.4污染控制和环境保护目标61.5评价工作等级和评价范围71.6评价因子81.7评价内容和评价重点82建设项目概况92.1基本情况92.2工程内容92.3土建112.4工程占地122.5试采期122.6定员122.7建设现状122.8依托工程概况133工程分析233.1钻井工程回顾分析233.2拟建工程环境影响因素分析294区域环境概况374.1自然环境概况374.2社会环境概况405环境质量现状调查与评价425.1环境空气质量现状调查与评价425.2水环境质量现状调查与评价445.3生态环境现状调查与评价54 5.4声环境现状调查与评价586环境影响预测评价596.1环境空气影响分析596.2水环境影响评价686.3生态环境影响评价726.4声环境影响分析756.5固体废物环境影响分析767环境风险评价787.1风险识别787.2源项分析877.3事故风险影响分析877.4事故风险防范措施897.5应急预案947.6事故应急处置措施988水土流失与水土保持998.1水土流失现状调查与评价998.2水土流失影响分析1008.3水土流失防治措施1008.4水土保持防治经验1028.5草方格的治沙效果分析1048.6补充说明1079清洁生产1089.1推行清洁生产的意义1089.2清洁生产技术和措施分析1089.3清洁生产水平分析1119.4循环经济分析1139.5持续清洁生产11510环境管理与环境监测计划11610.1环境管理机构及管理体系11610.2环境监测计划119 10.3环境保护行动计划11910.4环保验收管理12011环境保护措施及其经济、技术论证12211.1设计单位提出的环境保护措施12211.2建设期环境保护措施12311.3试采期环境保护措施12511.4生态环境恢复方案12711.5环保投资12812结论13012.1工程概况13012.2环境质量现状评价结论13012.3环境影响评价结论13112.4其他评价结论13312.5综合评价结论13312.6建议134附图：附图1评价范围示意图附图2地理位置示意图附图3工艺流程图附图4平面布置图附图5监测布点示意图附图6中古30井土地利用现状图附件：附件1项目委托书附件2沙雅县环保局敏感点说明附件3危废经营许可证附件4相关环评批复 前言塔里木油田中古30井试采工程是由中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司投资建设，该工程总投资500万元，其中环保投资12.9万元。本工程位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区沙雅县境内，距离轮南大约300公里，处于沙漠无人区，距塔中Ⅰ号公路1.7km。本工程地处塔克拉玛干沙漠腹地，地表被黄沙覆盖，主要地貌为沙丘及沙丘间洼地。气候干旱少雨，多风沙，属于典型的暖温带大陆性干旱气候。2015年5月20日新疆维吾尔自治区阿克苏地区环境保护局出具了《关于对中古30井钻井工程环境影响报告表的批复》(阿地环函字[2015]225号)对中冶京诚(秦皇岛)工程技术有限公司编制的《中古30井钻井工程环境影响报告表》进行了批复。2015年5月23日该井开钻，同年11月17日钻至设计井深6600.0m完钻，层位为奥陶系一间房组，12月11日完井。本项目为中古30井试采工程，设计井深6600m，目的层为奥陶系良里塔格组。日产油量30m3/d，日产气量2×104m3/d。主要工程内容为井口工艺安装和配套公用工程建设、试采作业。依据《中华人民共和国环境影响评价法》、国家建设项目环境影响评价制度及国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司委托北京中油建设项目劳动安全卫生预评价有限公司承担了该工程环境影响评价工作。承接后，项目组根据本工程的设计方案，先后开展了现场踏勘、搜集有关资料和公众意见、现场监测等工作。在上述工作基础上编制完成了《中古30井试采工程环境影响报告书》。在本次评价中关注的主要环境问题有：完钻油气井钻井期已采取的环境保护措施；试采期 非甲烷总烃无组织挥发、加热炉废气、井下作业废水、含油污泥、落地油、井场永久占地等对周围环境的影响。针对该项目特点，本项目关注的主要环境问题为项目产生的废气、废水、固体废物、噪声、风险以及生态破坏对周围环境的影响，并论证采取的防范措施及处理处置方式的可行性。本报告书的主要结论为：本项目的建设符合国家相关产业政策。油品运输及处理采用密闭流程，可减少非甲烷总烃的无组织排放，加热炉使用的燃料气为闪蒸罐分离的低压天然气，可减少天然气排放；单井落地原油、修井落地原油100%回收；产生的油泥(砂)在塔里木油田塔中环保站建成前，委托轮南塔里木油田绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，由塔中环保站(环保部门认可且有危废处置资质)进行处理。运行期“三废”排放量较少，各污染物指标满足“达标排放”要求，工程建成后不会改变当地的环境功能。工程在运行过程中还存在一定的环境风险，但其影响和风险是可以接受的。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，在认真落实本报告中提出的各项生态保护措施以及环境管理措施的前提下，可使本工程对环境造成的不利影响降到最低限度，使工程开发活动与环境保护协调发展。从环境保护角度考虑，本工程的建设是可行的。在本次环评工作中，得到了自治区环境保护厅、阿克苏地区环境保护局、沙雅县环境保护局、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司的支持和协助，在此一并深表感谢。 附图1评价范围示意图 附图2地理位置示意图 附图5监测布点示意图 附图6中古30井土地利用现状图 '