塔里木油田塔中1号气田塔中ⅱ区zg43-h4等5口井采油气工程立项环境影响报告书.doc

'塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书目录前言I1总则11.1评价目的与评价原则11.2编制依据11.3评价等级与评价范围41.4评价标准71.5控制污染与环境保护的目标101.6评价因子确定121.7评价时段与评价重点122建设项目概况142.1拟建项目概况142.2依托工程情况403工程分析543.1钻井工程回顾543.2回顾钻井工程环境保护措施落实情况553.3拟建项目生产过程分析583.4拟建项目环境影响因素识别593.5拟建项目建设期环境影响因素分析633.6拟建项目运营期环境影响因素分析653.7运营期污染物排放情况汇总694区域环境概况704.1自然环境概况704.2社会环境概况735环境质量现状调查与评价755.1环境空气质量现状调查与评价755.2水环境质量现状调查与评价785.3生态环境现状调查与评价905.4声环境现状调查与评价956环境影响预测与评价976.1环境空气影响分析976.2声环境影响分析1086.3水环境影响评价1096.4固体废物环境影响分析1166.5生态环境影响评价1186.6退役期环境影响分析124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书7环境风险评价1257.1风险识别1257.1.2生产过程风险识别1277.2源项分析1367.3事故风险影响分析1377.4事故风险防范措施1397.5应急预案1437.6事故应急处置措施1488水土流失与水土保持1508.1水土流失现状调查与评价1508.2水土流失影响分析1528.3水土流失防治措施1538.4水土保持防治经验1558.5补充说明1579公众参与1589.1公众参与的意义1589.2公众参与的实施程序1599.3公众参与实施形式1599.4公众参与具体实施过程1609.5发放公众参与调查表1649.6调查结果统计与分析1689.7公众意见采纳情况说明1709.8公众参与的程序合法性、形式有效性、对象代表性、结果真实性1719.9公众参与调查结论17210污染物排放总量控制17410.1总量控制原则17410.2总量控制因子17410.3本工程污染物排放总量17410.4总量控制建议指标17410.5污染物总量分析17411环境保护措施及其经济、技术论证17611.1设计单位提出的环境保护措施17611.2建设期环境保护措施17711.3运营期环境保护措施17911.4生态环境恢复方案18111.5运行管理与风险防范措施18311.6服役期满后生态及环境保护措施18311.7环保投资18312清洁生产185 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书12.1推行清洁生产的意义18512.2清洁生产技术和措施分析18512.3清洁生产水平分析18712.4循环经济分析19012.5持续清洁生产19312.6建议19313环境经济损益分析19513.1经济效益分析19513.2社会效益分析19513.3环境损失分析19513.4环境经济损益分析结论19614环境管理与环境监测计划19714.1环境管理机构及管理体系19714.2环境监测计划20214.3环境保护行动计划20314.4环保验收管理20515结论20715.1工程概况20715.2环境质量现状评价结论20815.3环境影响评价结论20915.4其他评价结论21115.5综合评价结论21215.6建议212附件：附件1项目委托书附件2监测报告附件3民丰县环保局敏感点说明附件4危废经营许可证附件5公众参与调查统计表附件6相关环评批复附图：附图1项目地理位置图附图2项目行政区划图附图3项目评价范围图附图4单井工艺流程图附图5集气站工艺流程图附图6环境监测点位图 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书前言本工程包括塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，共5口井的采油气工程。本工程位于新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，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，沙丘相对高差一般在100m左右。气候干旱少雨，多风沙，属于典型的暖温带大陆性极端干旱的荒漠性气候。本工程地理坐标东经82°56′24″～83°15′21″，北纬39°19′38″～39°22′22″之间。东南向距且末县城约260km，西南向距民丰县城约260km，西北向距沙雅县约200km。沙漠公路穿越该区域，交通、通讯十分便利。本工程各井产能输入点均为塔中第三联合站。区块内主要生产设施有井场、油气集输管线、油田道路等，有油田生产人员维护、巡检，项目区域内无居民区等敏感环境保护目标。新建ZG43-H4到5号集气站管道，长2246m，同沟敷设5号集气站到ZG43-H4井燃料气管线；新建ZG431-H5到5号集气站管道，长1294m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H5井燃料气管线；新建ZG431-H6到5号集气站管道，长1136m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H6井燃料气管线；新建ZG441-H6到3号集气站管道，长786m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H6井燃料气管线；新建ZG441-H7到3号集气站管道，长3656m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H7井燃料气管线。各井场均安装井口设施、新建抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。本工程5口井均为生产井。单井设计井深5742m～6820m，平均单井完钻井深6230m，钻井总进尺3.1148×104m。ZG43-H4井产油量约为12t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H5井产油量约为30t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H6井产油量约为30t/d，产气量约为7.8×104m³/d；ZG441-H6井为产油量约为6t/d，产气量约为17IV 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书×104m³/d；ZG441-H7井产油量约为5t/d，产气量约为4.0×104m³/d。合计最大产气量2.93×105m3/d，产油量83t/d。本工程总投资2205.9万元，环保投资121.32万元，环保投资占总投资的比例为5.5%。根据《产业结构调整指导目录(2011年本)》(2013修正)(国家发展和改革委员会令第21号，2013.02.16)，常规石油勘探与开采属于鼓励类，本工程符合国家产业政策，有利于本地方的经济发展。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塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响评价工作。接到委托后，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《塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书》。本次评价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；运营期非甲烷总烃无组织挥发及加热炉废气、采油废水、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，并论证拟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。废气仅为油气集输过程中少量非甲烷总烃无组织排放及加热炉废气；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自然蒸发处理，不外排；单井落地原油、修井落地原油100%回收；含油污泥在塔里木油田塔中环保站建成前，依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。运行期“三废”排放量较少，各污染物指标满足“达标排放”IV 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书要求，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。环境影响评价的工作程序见下图。在本次环评工作中，得到了自治区环境保护厅、和田地区环境保护局、民丰县环境保护局、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。IV 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图1环境影响评价工作程序图IV 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书1总则1.1评价目的与评价原则1.1.1评价目的1)通过实地调查和现状监测，了解本工程开发区域的自然环境、社会环境和经济状况、自然资源及土地利用情况，掌握项目所在区域的环境质量和生态环境现状。2)通过工程分析，明确本工程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，预测和评价本工程建设期、运营期以及服役期满后对环境的影响程度，并提出应采取的污染防治和生态保护措施；分析论证建设期对自然资源的破坏程度。3)评述拟采取的环境保护措施的可行性、合理性及清洁生产水平，并针对存在的问题，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和建议。4)评价该项目对国家产业政策、区域总体发展规划、清洁生产、达标排放和污染物排放总量控制的符合性。通过上述评价，论证项目在环境方面的可行性，给出环境影响评价结论，为项目的设计、施工、验收及建成投产后的环境管理提供技术依据，为环境保护主管部门提供决策依据。1.1.2评价原则1)结合当地发展规划展开评价工作，评价工作坚持政策性、针对性、科学性和实用性原则，实事求是和客观公正地开展评价工作。2)严格执行国家和地方的有关环保法律、法规、标准和规范。3)贯彻“清洁生产”、“循环经济”、“节约用水”的原则；针对拟建项目存在的环境问题提出污染防治和生态保护补救措施及建议。4)尽量利用现有有效资料，避免重复工作，结合类比调查和现状监测进行评价。1.2编制依据1.2.1法律法规与条例1)《中华人民共和国环境保护法》(2015.01.01)；69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2)《中华人民共和国环境影响评价法》(2016.9.1)；3)《中华人民共和国水污染防治法》(2008.2.28)；4)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》(1996.10.29)；5)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》(2005.4.1，2015年4月24日修正实施)；6)《中华人民共和国大气污染防治法》(2016.1.1)；7)《中华人民共和国水土保持法》(2010.12.25)；8)《中华人民共和国清洁生产促进法》(2012.2.29)；9)《中华人民共和国矿产资源法》(1996.8.29)；10)《中华人民共和国防沙治沙法》(2002.1.1)；11)《中华人民共和国土地管理法》(2004.8.28)；12)《中华人民共和国循环经济促进法》(2008.8.29)；13)《全国生态环境保护纲要》(2000.11.18)；14)《中华人民共和国石油天然气管道保护法》(2010.6.25)；15)《建设项目环境保护管理条例》(国务院令第253号，1998.11.18)；16)《国务院关于加快发展循环经济的若干意见》(国发〔2005〕22号，2005.7.2)；17)《建设项目环境影响评价分类管理名录》(国家环境保护部第33令，2015.4)；18)《危险化学品安全管理条例》(国务院令第591号，2011.12.1)；19)《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，2012.7.3)；20)《建设项目环境影响评价文件分级审批规定》(环保部第5号令，2009.3.1)；21)《关于加强资源开发生态环境保护监管工作的意见》(国家环境保护总局，环发〔2004〕24号，2004.2.12)；22)《环境影响评价公众参与暂行办法》(环发〔2006〕28号，2006.2.14)；23)《废弃危险化学品污染环境防治办法》(国家环境保护总局令第27号，2005.8.18)；69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书24)《新疆维吾尔自治区环境保护条例》(修订本)(2012年2月1日)；25)《新疆维吾尔自治区野生植物保护条例》(2012年修改)；26)《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》(2015.3.1)；27)《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)；28)《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)；29)《新疆维吾尔自治区建设项目环境保护管理办法实施细则》(新疆维吾尔自治区环境保护局，新政发[2002]3号文)；30)《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)；31)《中国石油勘探与生产分公司环境保护管理规定》(油勘字〔2003〕90号，2003.10.8)；32)《产业结构调整指导目录(2011年本)》(2013修正)(国家发展和改革委员会令第21号，2013.02.16)；33)《石油和天然气开采行业清洁生产评价指标体系》(试行)；34)《新疆维吾尔自治区生态功能区划》；35)《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)；36)《中华人民共和国野生植物保护条例》(1997年1月1日)；37)《石油天然气开采业污染防治技术政策》(公告2012年第18号2012-03-07实施)。1.2.2环评有关技术规定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-地下水环境》(HJ610-2016)；4)《环境影响评价技术导则-地面水环境》(HJ/T2.3-93)；5)《环境影响评价技术导则-声环境》(HJ2.4-2009)；69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书6)《环境影响评价技术导则-生态影响》(HJ19-2011)；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)；9)《关于执行建设项目环评管理相关规定和加强公众参与工作的通知》(新环评价发[2012]500号)。1.2.3其他技术文件1)环评委托函，具体见附件1；2)《塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程内部集输单井站说明书》，中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司，2015年11月。1.3评价等级与评价范围1.3.1环境空气1)评价等级本工程的大气污染源主要来机械设备产生的废气以及施工过程产生的扬尘；正常运行期间为密闭输送，环境空气污染物排放主要为油气集输过程中的烃类挥发及加热炉排放废气等。油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油气田实测数据看，采用密闭集输工艺，其烃类气体的损耗可控制在0.2‰以下，按最大产油量为3.03×104t/a，因此烃类挥发量为6.1t/a。本工程采出液转液及处理均依托已建站场，且不需对依托站场进行任何改扩建工作。该项目大气污染源主要是无组织挥发的非甲烷总烃及加热炉排放的废气。非甲烷总烃以单井烃类挥发量1.22t/a计，单口井场面积40m×40m。加热炉排放的废气以单井加热炉废气计，则每台加热炉污染物的产生量为：烟气量约为298.5×104Nm3，烟尘：0.03t/a，SO2：0.009t/a，NOX：0.39t/a。根据《环境影响评价技术导则——大气环境》(HJ2.2-2008)中大气环境影响评价工作等级划分原则的规定，计算污染物的最大地面浓度占标率Pi(第i个污染物)，及第i个污染物的地面浓度达标准限值10%时所对应的最远距离D10%。其中Pi定义为：69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书式中：Pi——第i个污染物的最大地面浓度占标率，%；Ci——采用估算模式计算出的第i个污染物的最大地面浓度，mg/m3；Coi——第i个污染物的环境空气质量标准，mg/m3。评价工作等级按表1.3-1的分级判据进行划分。表1.3-1评价工作等级划分表评价工作等级评价工作分级判据一级Pmax≥80%，且D10%≥5km二级其他三级Pmax＜10%或D10%＜污染源距厂界最近距离表1.3-2预测结果列表污染源污染物Ci(mg/m3)C0i(mg/m3)Pi(%)井场(无组织排放)非甲烷总烃0.0924.5井场(有组织排放)烟尘6×10-40.90.07SO22×10-40.50.04NOX0.0080.253.25本项目所有预测因子Pmax＜10%，确定本项目大气评价等级为三级。2)评价范围根据《环境影响评价技术导则——大气环境》(HJ2.2-2008)的规定，并结合本工程特点，确定本次环境空气评价范围为整个井场开发范围。考虑井场开发对大气环境的区域影响，确定以单井边界为起点，外扩2.5km的范围为大气环境评价范围。大气评价范围见附图3。1.3.2地表水环境本工程新建集输管线均没有穿越任何地表水体。在油田正常开采及油气集输过程中，本工程产生的采出水，经塔中第三联合站污水处理站处理达标后存放于晒水池自然蒸发处理，不直接向外环境排放。本工程区域内无地表水，故无需对地表水环境进行评价。1.3.3地下水环境1)评价等级根据《环境影响评价技术导则69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书地下水环境》(HJ610-2016)，本工程属于Ⅰ类建设项目，工程所在地环境不敏感，因此本工程地下水评价等级为二级评价。2)评价范围根据本工程特点，确定本工程地下水环境评价范围为各单井开发区域内的地下水。1.3.4噪声1)评价等级开发建设的噪声影响仅在建设施工期较大，进入生产期后，整个开发建设区噪声源数量相对较少，主要集中在井场，且噪声影响范围内无固定人群居住，根据《环境影响评价技术导则-声环境》(HJ2.4-2009)的有关要求，确定本工程声环境评价等级为三级。2)评价范围评价范围为单井井场界外200m。1.3.5生态环境1)评价等级根据本工程的特点，其生态影响主要集中在井场及管线两侧，除井场及道路为永久占地外，其余受影响区域在施工结束采取恢复措施后，均可恢复。本工程临时占地7.29hm2，永久占地仅为2.18hm2，管道长度合计9.118km。根据《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ/T19—2011)中的规定，本工程工程占地＜2km2，管道长度＜50km；且影响区域生态敏感性属于一般区域，因此本工程的生态环境评价工作等级定为三级。2)评价范围本工程建设内容主要为井场、集输管线等，因此，生态环境评价范围为单井井场开发区域向外扩展500m范围、管线两侧200m范围。生态评价范围附图3。1.3.6环境风险1)评价等级69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书根据《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。环境风险评价工作等级划分依据见表1.3-4。表1.3-4评价工作级别划分方法剧毒危险性物质一般毒性危险物质可燃、易燃危险性物质爆炸危险性物质重大危险源一二一一非重大危险源二二二二环境敏感区一一一一依据《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)，本工程生产的石油属于易燃液体，且属23℃≤闪点≤61℃的物质，临界量为5000t。天然气属于易燃气体，临界量为50t，硫化氢属于有毒气体，临界量为5t。本工程石油、天然气、硫化氢均未超过临界量，未构成重大危险源。因此，本工程环境风险评价等级定为二级。2)评价范围评价范围为单井井场开发区域外延3km的范围，具体见附图3。评价工作等级和范围见表1.3-5。表1.3-5评价工作等级和范围序号环境要素工作等级评价范围1环境空气三级单井井场边界外延2.5km的范围2地表水环境--3地下水环境二级单井井场内地下水4声环境三级单井井场外200m5生态环境三级单井井场边界外延500m的范围、管线两侧200m6环境风险二级单井井场边界外延3km的范围1.4评价标准1.4.1环境质量标准1.4.1.1环境空气评价区环境空气质量功能区类别确定为二类区，因此环境空气质量现状评价执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)，详见表1.4-1。表1.4-1环境空气质量标准浓度限值污染物名称取值时间浓度限值(mg/m3)标准来源SO2日平均0.15《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准1小时平均0.50NO2日平均0.081小时平均0.2069 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表1.4-1环境空气质量标准浓度限值PM10日平均0.15《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准TSP日平均0.30非甲烷总烃环境质量参照执行《大气污染物综合排放标准详解》中2mg/m3，具体指标见表1.4-2。表1.4-2非甲烷总烃质量标准单位：mg/m3控制目标1小时平均标准来源非甲烷总烃2.0《大气污染物综合排放标准详解》硫化氢环境质量参照执行《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)表一居住区大气中有害物质的最高容许浓度(硫化氢：最高容许浓度0.01mg/m3)。1.4.1.2水环境评价区内无地表水体。评价区地下水执行《地下水质量标准》(GB/T14848-1993)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。地下水水质评价标准值见表1.4-3。表1.4-3地下水水质评价标准值监测项目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≤0.51.4.1.3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)。1.4.1.4土壤环境土壤中石油类选用“六五”国家《土壤环境含量研究》提出的建议标准(300mg/kg)，总铬采用旱地标准250mg/kg，其余指标执行《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)中的二级标准。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表1.4-4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》1.4.2污染物排放标准1.4.2.1废气本工程燃气加热炉废气排放执行《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)，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)。具体见表1.4-5。表1.4-5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)周界外浓度最高点硫化氢0.06《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SO2≤50《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)NOx≤200颗粒物≤201.4.2.2废水运营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放于晒水池自然蒸发处理，水质执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)，标准值见表1.4-6。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表1.4-6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。1.4.2.3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。运营期井场设施厂界噪声执行《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1.4-6、表1.4-7。表1.4-6建筑施工场界环境噪声排放标准昼间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1.4-7厂界噪声执行标准昼间dB(A)夜间dB(A)标准名称运营期6555《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的3类标准1.5控制污染与环境保护的目标1.5.1控制污染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，根据开发建设和运营中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)控制建设项目在开发建设过程中的各种施工活动，尽量减少对生态环境的破坏，做好植被恢复与水土保持工作，防止土壤荒漠化。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。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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1.5-1。表1.5-1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植被恢复等控制植被减少施工扬尘采取防风固沙措施控制扬尘移动燃油废气采用高质量的油品达标排放生产、生活废水集中处理后回用严禁外排生产、生活垃圾分类收集，及时清运避免二次污染噪声减少夜间施工GB12525-2011中有关规定地下水防止污染地下水GB/T14848-93中Ⅳ类标准工程运营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存放于晒水池处理达标后，存放于晒水池自然蒸发处理废气井站逸散烃类气体H2S经常检修，防止泄漏防止对人员及财产造成破坏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水土流失防风固沙，水土保持控制水土流失1.5.2环境保护目标据现场调查，项目区地处荒漠，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，主要为荒漠生态系统，主要环境保护目标如下(见表1.5-2)。1)环境空气保护目标：保护评价区范围内大气环境质量保持《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)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。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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破坏，防风固沙、防治污染等。保护工程开发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1.5-2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生态荒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)Ⅳ类标准。5环境风险生态系统井区内防止破坏油区荒漠生态系统井区工作人员井区内1.6评价因子确定根据项目的环境影响特点和当地环境状况，本工程评价因子见表1.6-1。表1.6-1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、硫化氢地下水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二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、非甲烷总烃、硫化氢地下水COD、氨氮、SS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评价时段与评价重点1.7.1评价时段根据井场开发项目实施的不同阶段和环境影响特点，以建设期和运营期两个时段的评价为重点。1.7.2评价重点69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书在评价区域环境质量现状调查的基础上，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。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2建设项目概况2.1拟建项目概况2.1.1基本情况2.1.1.1项目名称塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程2.1.1.2建设单位中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司2.1.1.3建设地点本工程包括塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，共5口井采油气工程。本工程位于新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，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，沙丘相对高差一般在100m左右。气候干旱少雨，多风沙，属于典型的暖温带大陆性极端干旱的荒漠性气候。本工程地理坐标东经82°56′24″～83°15′21″，北纬39°19′38″～39°22′22″之间。东南向距且末县城约260km，西南向距民丰县城约260km，西北向距沙雅县约200km。沙漠公路穿越该区域，交通、通讯十分便利。具体地理位置及行政区划见附图1、附图2。本工程各井产能输入点均为塔中第三联合站，所属区块及区块简介、与塔中第三联合站位置关系见下表。区块内主要生产设施有井场、油气集输管线、油田道路等，有油田生产人员维护、巡检，项目区域内无居民区等敏感环境保护目标。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书项目位置图2.1-1项目地理位置69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表2.1-1工程建设内容一览表序号名称所在区块地区与塔中第三联合站位置关系(方位，km)区块详细介绍1ZG43-H4井塔中I号气田塔中II区和田地区民丰县SE，19.2位于民丰县境内中古43井区，中古43井南东方向0.32km；该油藏内共3口井,日产液50.4t，日产油48.8t，日产气15.7万m³；该井坐标X:4354381.60，Y:14701074.902ZG431-H5井塔中I号气田塔中II区SE，24.6位于民丰县境内中古43井区中古431油藏单元，中古431井南东方向1.38km；区块内共5口井,日产液207t,日产油205.5t,日产气21.4万m³；该井坐标X:4358277.30，Y:14695076.803ZG431-H6井塔中I号气田塔中II区SE，23.6位于民丰县境内中古43井区中古431油藏单元，中古431井南东方向0.52km，ZG431-H2井北西方向0.18km。该油藏内共5口井,日产液207t,日产油205.5t,日产气21.4万m³。该井坐标X:4358392.80，Y:14693932.204ZG441-H6井塔中I号气田塔中II区SW，9.6位于民丰县境内中古441井区，中古441井北东方向约0.52km；区块共5口井,日产液118.1t，日产油79.7t，日产气18.6t；该井坐标X:4361810.10，Y:14668088.405ZG441-H7井塔中I号气田塔中II区SW，13.1位于民丰县境内中古441井区，ZG441-1H井南西方向1.63km；区块共5口井,日产液118.1t，日产油79.7t，日产气18.6万m³；该井坐标X:4358191.30，Y:14667264.6069 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2.1.1.4建设规模本工程包括5口井采油气工程，分别为ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，均为生产井。新建ZG43-H4到5号集气站管道，长2246m，同沟敷设5号集气站到ZG43-H4井燃料气管线，在ZG43-H4井安装井口设施、新建抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。新建ZG431-H5到5号集气站管道，长1294m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H5井燃料气管线，在ZG431-H5井安装井口设施、新建抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。新建ZG431-H6到5号集气站管道，长1136m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H6井燃料气管线，在ZG431-H6井安装井口设施、新建抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。新建ZG441-H6到3号集气站管道，长786m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H6井燃料气管线，在ZG441-H6井安装井口设施、新建抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。新建ZG441-H7到3号集气站管道，长3656m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H7井燃料气管线，在ZG441-H7井安装井口设施、新建抗硫真空加热炉一座(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。本工程5口井均为开发井。单井设计井深5742m～6820m，平均单井完钻井深6037m，钻井总进尺3.0189×104m。ZG43-H4井产油量约为12t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H5井产油量约为30t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H6井产油量约为30t/d，产气量约为7.8×104m³/d；ZG441-H6井为产油量约为6t/d，产气量约为17×104m³/d；ZG441-H7井产油量约为5t/d，产气量约为4.0×104m³/d。合计最大产气量2.93×105m3/d，产油量83t/d。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本工程整体布局见附图1。2.1.1.5工程投资本工程总投资2205.9万元，环保投资121.3万元，环保投资占总投资的比例为5.5%。表2.1-2工程投资一览表序号名称工程投资(万元)环保投资(万元)1ZG43-H4井462.325.432ZG431-H5井414.722.83ZG431-H6井406.822.374ZG441-H6井389.321.45ZG441-H7井532.829.30合计2205.9121.32.1.1.6工程组成本工程主要为地面工程，包括油气集输工程以及辅助工程等，产能输入点为塔中第三联合站。具体工程内容详见表2.1-3。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表2.1-3工程建设内容一览表序号名称单位工程量备注一油气集输工程1采油井口装置套5自喷采油2油气集输管线km9.118L245NS无缝钢管，DN80，PN10MPa3燃料气管线km9.11820#无缝钢管，DN40，与集输管线同沟敷设4抗硫真空加热炉座5PN42MPa，250kW5抗硫移动式计量分离器具5设计流量20×104m³/d6转角桩个317里程桩个938草方格㎡214274二配套工程1消防推车式磷酸铵盐干粉灭火器个10手提式磷酸铵盐干粉灭火器个40手提式二氧化碳灭火器个20消防器材间15灭火器材箱302供配电------3道路沙石道路km2.36m宽，砂石路面三依托工程1油气处理、污水处理依托塔中第三联合站2含油污泥塔里木油田塔中环保站建成前，依托轮南绿色环保站进行处理，待塔中环保站建成后，依托塔里木油田塔中环保站(环保部门认可且用危废处置资质)进行处理3施工期生活垃圾及生活污水池清出淤泥依托塔中1号公路67km处垃圾填埋场4油气集输依托5号集气站、3号集气站5燃料气依托依托5号集气站、3号集气站备注：本工程仅包括地面工程，钻井工程不属于本项目范畴。2.1.1.7工程占地本工程仅为地面工程，主要为井场、道路永久占地及集输管线临时占地。井场永久占地40×40m2/口，永久占地面积0.8hm2。井场道路全长2.3km，6m宽，永久占地面积1.38hm2。集输管线长约9.118km(同沟敷设燃料气管线约9.118km)，施工作业带宽为8m，临时占地面积7.29hm2。具体见表2.1-4。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表2.1-4工程占地情况序号工程内容工程量临时占地(hm2)永久占地(hm2)备注1采油井5口--0.8永久占地40×40m2/口、临时占地属钻井工程，不属于本工程2管线9.118km7.290临时占地宽为8m，包括油气集输管线和燃料气管线。燃料气管线和油气集输管线同沟敷设，不重复计算3井场道路2.3km--1.386m宽，砂石路面，临时占地属钻井工程，不属于本工程合计7.292.182.1.1.8定员单井站为无人值守站场。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三联合站统一进行管理。无新增定员。2.1.2油藏资源概况2.1.2.1勘探开发现状1)塔中Ⅰ号气田开发现状塔中Ⅰ号气田位于新疆沙雅县、且末和民丰县交界处，与外界有沙漠公路相通，区域内有塔中1号公路、2号公路的油田公路组成油田公路网，交通便利。塔中I号气田2007年开始产能建设，2010年投入整体开发。塔中Ⅰ号气田东部实施了塔中Ⅰ号气田开发试验区10亿m³试采地面建设工程，建成投产塔中第二联合站，5座集气站(其中4座与邻近单井合建)。集气支线42.9km，集气干线、支干线77.6km，燃料气管线88.8km。塔中第二联合站天然气处理规模300×104m3/d，凝析油处理规模300×104t/a。塔中Ⅰ号气田西部先后实施了塔中1号气田西部试采地面工程、中古8-中古43区块地面工程。已建成1座油气处理厂即塔中第三联合站，集气站4座(1、2、3、5号集气站)，天然气处理规模500×104m3/d、凝析油处理规模3000t/d，天然气外输规模30×108m3/a、凝析油外输规模180×104t/a。内部集输已建各集气站至塔中第三联合站的集气、集油干线。塔中Ⅱ区已建成1条PN11MPaDN300的西部试采集气干线，长度125km，输往塔中第二联合站，其中上游部分已改造为“中古8-中古43区块地面工程”69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书的高压集气干线，下游部分仍然维持试采用途，本工程单井可利用此干线。塔中西部Ⅱ区包含中古8(探明)、中古43(探明)，中古10(控制)，中古5(控制)，中古51(预测)，等5个井区，面积大，主要为中高含硫的凝析气藏，井型以水平井为主。总井数127口，其中新井68口(均为水平井)，老井利用59口；投产井井数110口，新钻井成功率85％，投产新井57口(均为水平井)，老井生产井53口；2016年达到峰值产量：天然气产量11.5×108m3/a，凝析油产量60.0×104t/a；累计新建产能天然气22.38×108m3，原油121.72×104t，其中新井累建天然气产能11.29×108m3，原油62.07×104t，老井累建天然气产能11.09×108m3，原油59.65×104t。稳产期8年(2017～2024年)，总井数164口，新钻开发井数156口，侧钻井数8口。每年新钻19-20口井弥补递减，侧钻井每年1口，稳产期累计新建产能天然气27.52×108m3，原油151.373×104t。塔中Ⅰ号气田Ⅱ区的天然气和凝析油进入塔三联和塔二联处理，互为备用，处理后的产品天然气通过已建外输管道输送进入西气东输系统，稳定后的凝析油通过已建外输管道输至轮南外运。2)各井区勘探开发现状见表2.1-6。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表2.1-6勘探开发现状序号名称勘探开发现状1ZG43-H4井中古43良里塔格组油藏单元累计完钻井4口(中古43、ZG43-H2、ZG43-1、塔中11)，良里塔格组油气显示井2口(中古43、ZG43-1)，获工业油气流井1口(ZG43-H2)。下面分别对中古43、ZG43-H2井进行简介：1)中古43井该井于2009年12月16日开钻，2010年3月13日钻至井深5334.09m发现良好油气显示完钻，层位：下奥陶统鹰山组(未穿)。本井在良里塔格组良三段见良好气测显示，井段4988.7m～4990.5m，TG：0.79↑94.93%，C1：0.04↑28.36%。本井奥陶系共测井解释II类储层10.0m/2层，III类储层20.5m/2层，其中良里塔格组解释II类差油气层5m/1层，III类储层4.5m/1层。鹰山组解释II类油气层5m/1层，III类储层16m/1层。完井后对奥陶系井段4980.08m～5334.09m试油，用6mm油嘴放喷求产，折日产气18823m3，折日产油18.72m3，测试结论：凝析气层。该井于2010年3月24日开始试采。截止到2014年12月31日，累计产油5.893×104t，累计产气1.33×108m3，累计产水0.766×104t，目前采用7mm油嘴，日产气7.097×104m3，日产油16t。2)ZG43-H2井该井于2014年10月22日开钻，10月22日钻至上奥陶统良里塔格组井深5719.76m完钻。本井在良里塔格组见气测82.14m/14层，井段5334m～5339.14m，TG：38.63↑99.76%，C1：6.01↑11.67%。本井在良里塔格组共解释II类油气层56m/9层，III类储层173.5m/15层。同年11月1日完井转入试油，试油井段4924.5m～5719.76m，酸压解堵后5mm油嘴求产，油压30.802MPa，日产油90.4m3，日产气53014m3，测试结论：挥发性油层。该井2014年11月23日开始试采。截止到2014年12月31日，累计产油0.267×104t，累计产气227×104t。目前采用7mm油嘴，日产气9.506×104m3，日产油104t。2014年中古43井区上奥陶统良里塔格组上交预测地质储量天然气207.02×108m3，凝析油4105×104t；可采储量天然气27.35×108m3，凝析油542.2×104t。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-6勘探开发现状2ZG431-H5井中古43井区中古431油气藏单元发现井为中古431井。目前已完钻井6口(中古431、中古432、ZG431-H1、ZG431-H2井、ZG431-H4井和ZG431-H3井)，现将单井钻井和开发简况分述如下：1)中古431井该井于2010年6月9日开钻，10月18日钻至下奥陶统鹰山组井深5461.00m，进入洞顶见良好油气显示，同日于井深5463.44m提前完钻，完钻层位为下奥陶统鹰山组(未穿)。11月2日裸眼完井转入试油，对井段5362.17m～5463.44m酸化后4mm油嘴求产，油压30.91～31.24MPa，套压20.75～20.97MPa，日产油85.39m3，日产气33047m～38787m3，测试结论：挥发性油气层。该井于2010年12月1日试采，到2012年11月20日因高含水关井，累计生产118d；初期采用5mm油嘴，日产气5.03×104m3，日产油81.00t；截止到2012年8月29日因高含水关井，累计产气460.73×104m3，累计产油0.77×104t，累计产水350t。2)中古432井该井于2010年7月17日开钻，10月7日钻至井深5605.00m，钻穿好储层发育段并发现良好油气显示提前完钻，完钻层位为下奥陶统鹰山组(未穿)。10月20日裸眼完井转入试油，对井段5131.85m～5520.00m酸化后5mm油嘴求产，油压22.167MPa，套压12.105MPa，日产油103.32m3，日产气8538m3，测试结论：油层。该井于2010年11月24日试采，初期采用4mm油嘴，日产气0.54×104m3，日产油39.00t；目前日产气0.05×104m3，日产油2.90t，日产水6.10t；截止到2014年10月24日，累计生产871d，累计产气174.38×104m3，累计产油1.06×104t，累计产水400.00t3)ZG431-H1井该井于2011年2月23日开钻，6月10日钻至井深5567.00m，由于井下复杂且斜井段见良好油气显示而提前完钻，完钻层位为下奥陶统鹰山组(未穿)。6月19日裸眼完井转入试油，对井段5350.01m～5567.0m酸化后用4mm油嘴求产，油压15.5MPa，套压9.3MPa，日产油54.18m3，日产气18467～22637m3，测试结论：油气层。该井2011年7月23日试采，至2012年10月31日接通知关井(期间有较长时间关井)，累计生产11d，初期采用4mm油嘴，日产气2.01×104m3，日产油11.28t；累计产气33.42×104m3，累计产油198.22t，累计产水80.99t。4)ZG431-H3井该井于2013年6月30日开钻，9月25日钻至斜深6441m(距设计井底差159m),发生H2S溢出和钻具断事故，在高伽马段反复划眼无法找回老井眼，从斜深5582m划出新井眼，钻至斜深6647.20m完钻。完钻层位：下奥陶统鹰山组。完钻后对裸眼段5038.00m～6647.20m分8段酸压改造，用5mm油嘴求产，油压27.8MPa，日产油87.7m3，日产气31444m3，测试结论：油气层。该井2014年9月30日试采，至2014年10月24日，累计生产25d，初期采用4mm油嘴，日产气2.50×104m3，日产油79.92t；累计产气63.92×104m3，累计产油0.20×104m3t，累计产水2.00t。3ZG431-H6井69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-6勘探开发现状3ZG431-H6井5)ZG431-H2井该井于2013年10月06日开钻，2014年1月12日钻至井深6760.00/5452.83(斜/垂)m完钻，完钻层位为下奥陶统鹰山组(未穿)。3月2日裸眼完井转入试油，对井段4999.9m～6760.0m酸化后用4mm油嘴求产，油压45.9MPa，套压7.6MPa，日产油77.8m3，日产气67204m3，测试结论：油层。用5mm油嘴求产，油压48.6MPa，套压6.0MPa，日产油125.4m3，日产气99642m3，测试结论：油层。该井2014年9月30日试采，至2014年10月24日，累计生产25d，初期采用5mm油嘴，日产气4.10×104m3，日产油123.28t；累计产气100.90×104m3，累计产油0.30×104m3t，累计产水2.89t。6)ZG431-H4井该井于2014年3月26日开钻，7月3日钻至井深6177.00/5421.99m(斜深/垂深)完钻，完钻层位为下奥陶统鹰山组(未穿)。7月27日裸眼完井转入试油，对井段4996.54m～6177.0m酸化后用4mm油嘴求产，油压29.97MPa，套压7.85MPa，日产油99.4m3，日产气22420m3，测试结论：油层。该井2014年10月4日试采，至2014年10月24日，累计生产18d，初期采用4mm油嘴，日产气1.00×104m3，日产油25.20t；累计产气44.21×104m3，累计产油0.15×104m3t，累计产水129.60t。4ZG441-H6井1)中古44井该井于2010年1月30日开钻，5月27日钻至下奥陶统鹰山组井深5858.50m放空并发生井漏，提前完钻转入试油，试油井段5603.96m～5858.90m，用6mm油嘴求产，油压2.63～2.726MPa，日产水89.91m3，测试结论为水层(含气)。因试油出水，7月25日自井深5432m开窗侧钻，8月21日钻至井深5731.30m见良好显示中途测试；10月5日钻至井深5861.50m发生井漏而提前完钻，完钻层位：下奥陶统鹰山组(未穿)，11月1日完井转入试油，试油井段5432.00m～5861.50m，用4mm油嘴求产，油压27.10～25.537MPa，折日产油32.40m3，日产气46425m3，试油结论为凝析气层。该井2011年5月27日开始试采，2011年6月1日因油压落零关井，生产4d，关井至2012年10月28日；2012年10月29日开始重新恢复生产，生产至2012年11月5日又因油压落零关井，累计生产12d，累计产气43.84×104m3，累计产油152.62t，累计产水158.07t。2)中古441井该井于2010年7月20日开钻，9月30日钻至井深5522m进入串珠顶见良好油气显示提前完钻，完钻层位为鹰山组(未穿)。10月12日裸眼完井转入试油，试油井段5414.38m～5522.00m，用5mm油嘴求产，油压41.44MPa，套压18.13MPa，日产油38.07m3，日产气134935m3，试油结论为凝析气层。该井2010年12月1日开始试采，生产至2014年2月21日因无产能关井，累计生产时间达到749d。初期采用4mm油嘴，日产气7.04×104m3，日产油24t；试采期间平均日产气5.96×104m3，平均日产油13.47t，平均日产水63t；累计产气4467.50×104m3，累计产油10087t，累计产水47184t。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-6勘探开发现状4ZG441-H6井3)中古44-H2C井该井于2011年3月26日开钻，7月7日钻至造斜点井深5320.00m开始进行水平井钻进，9月2日钻至井深5938m水平井完钻，完钻层位为鹰山组(未穿)，9月10日完井。同年9月22日，该井于井深5350m开窗侧钻，钻至井深6528m后加深钻进至6755m。2012年1月6日完钻，2月7日完井转试油，试油井段5350m～6755m，用4mm油嘴求产，油压39.50MPa，日产油37.62m3，日产气59670m3，试油结论为凝析气层。该井2012年4月9日开始试采，生产至2013年2月20日不出液关井，单井累计生产时间达到260d。初期采用5mm油嘴，日产气9.04×104m3，日产油49t，日产水5t；试采期间平均日产气5.96×104m3，平均日产油29.10t，平均日产水7.3t；累计产气1555.92×104m3，累计产油7823t，累计产水2003t。4)中古441-1H井该井于2013年6月19日开钻，8月21日钻至井深5575m(垂深5572.62m)导眼井完钻，完钻层位：鹰山组鹰二段。钻水泥塞至造斜点5220m开始水平井侧钻，9月4日钻至井深5274m发生井漏，于9月21日续钻至水平段井深5343m完钻，完钻层位：良里塔格组；完钻后对良里塔格组裸眼井段：5197.05m～5343.00m进行放喷测试，用6mm油嘴，油压46.821MPa,套压7.998MPa，日产油30.2m3，日产气219294m3，测试结论：凝析气层。该井2014年9月30日开始试采，生产至2015年1月26日，累计生产时间达到119d。目前采用4mm油嘴，日产气6.9×104m3，日产油11.00t；试采期间平均日产气6.5×104m3，平均日产油17.5t；累计产气776×104m3，累计产油2087。5)中古441-2H井该井于2013年6月23日开钻，9月5日钻至导眼段井深5561m完钻，完钻层位：鹰山组鹰二段；完钻后对良里塔格组、鹰山组井段：5259.81~5485.00m进行放喷测试，用5mm油嘴、63.500mm孔板放喷求产,油压49.913MPa，日产油41.8m3，日产气174606m3；测试结论:凝析气层(根据测、录井资料分析，该井主要产能贡献层为良里塔格组)。该井2014年9月30日开始试采，生产至2015年1月26日，累计生产时间达到119d。目前采用4mm油嘴，日产气7.3×104m3，日产油3.27t；试采期间平均日产气6.39×104m3，平均日产油9.3t；累计产气761×104m3，累计产油1102t。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-6勘探开发现状5ZG441-H7井中古441气藏单元良里塔格组凝析气藏发现井为ZG441-2H井，现将ZG441-2H、ZG441-1H、ZG441-H4井的勘探开发情况简述如下：1)ZG441-1H井该井于2013年6月19日开钻，8月21日钻至井深5575.00m(垂深5572.62m)导眼井完钻，完钻层位：鹰山组鹰二段。钻水泥塞至造斜点5220.00m开始水平井侧钻，9月4日钻至井深5274m发生井漏，于9月21日续钻至水平段井深5343.00m完钻，完钻层位：良里塔格组；完钻后对良里塔格组裸眼井段：5197.05m～5343.00m进行放喷测试，用6mm油嘴，油压46.821MPa，套压7.998MPa，日产油30.2m3，日产气219294m3，测试结论：凝析气层。该井2014年9月30日开始试采，截止2014年11月25日，单井累计生产时间达到57d。初期采用4mm油嘴，日产气5.93×104m3，日产油17.18t；累计产气401.58×104m3，累计产油1346.16t，累计产水10.64t。2)ZG441-2H井该井于2013年6月23日开钻，9月5日钻至导眼段井深5561.00m完钻，完钻层位：鹰山组鹰二段；完钻后对良里塔格组、鹰山组井段：5259.81m～5485.00m进行放喷测试，用5mm油嘴、63.5mm孔板放喷求产,油压49.913MPa，日产油41.8m3，日产气174606m3；测试结论:凝析气层。(根据测、录井资料分析，该井主要产能贡献层为良里塔格组)。该井2014年9月30日开始试采，截止2014年11月25日，单井累计生产时间达到57d。初期采用4mm油嘴，日产气4.94×104m3，日产油10.19t；试采期间平均日产气5.59×104m3，平均日产油14.30t；累计产气319.00×104m3，累计产油817.53t，累计产水5.05t。3)ZG441-H4井该井于2014年3月18日开钻，8月16日钻至井深6621.00/5421.52m(斜深/垂深)完钻，完钻层位：良三段；完钻后对良里塔格组井段：5374.18m～6621.00m进行放喷测试，用4mm油嘴放喷求产,油压39.957MPa，日产油34.6m3，日产气68076m3；测试结论:凝析气层。该井2014年10月26日开始试采，截止2014年11月25日，单井累计生产时间达到30d。初期采用5mm油嘴，日产气5.11×104m3，日产油28.4t；累计产气148.17×104m3，累计产油784.07t，累计产水9.53t。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2.1.2.2环境保护工作开展情况前期开展的环评工作主要是塔中1号气田西部试采地面工程、中古8-中古43区块地面工程、塔中I号气田II区开发调整方案。2010年开展塔中1号气田西部试采地面工程环境影响评价。评价内容包括：9口试采单井，设集气站1座(与中古14-1单井站合建)；集气站收集天然气由集气干线输送至塔中I号气田油气处理厂；集气干线设计输量150×104m3/d；集气干线110km，设4座干线阀室，2座支线阀室。评价单位为新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心，2011年10月，委托其编制了《塔中1号气田西部试采地面工程环境影响报告书》，2011年11月由新疆维吾尔自治区环保厅批复通过(新环评价函[2011]1095号文)。2012年3月进行试采。2013年6月，新疆环境监测总站编制《塔中1号气田西部试采地面工程竣工环境保护验收调查报告》，2014年8月，自治区环保厅以新环函[2014]672号文通过验收。2012年开展塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程环境影响评价，评价内容包括：钻生产井128口，集气站5座；油气处理厂1座(塔三联)；高压集气干线56.43km，中压集气干线56.43km，集油干线56.43km，高压集气支线11.98km，中压集气支线11.98km，集油支线11.98km，采气管线285.99km，燃料气管线323.80km；干线道路29.7km，支线道路258.9km，以及相关配套工程。评价单位为中国石油大学(华东)环境与安全技术中心，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)。2014年9月塔中第三联合站投产。目前竣工环境保护验收工作正在开展中。2016年开展塔中I号气田II区开发调整方案环境影响评价，评价内容包括：新钻井224口(直井8口，水平井216口)，总钻井进尺155.8×69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书104m；新建集气站2座(4号、6号集气站)，扩建1座(5号集气站)；新建集输管线239.9km，其中集气干线、集油干线合计70.9km，采集气支线169km；新建干线道路2.7km，支线道路95km，整修道路61km。评价单位为新疆天合环境技术咨询有限公司，2016年2月，编制完成《塔中I号气田II区开发调整方案环境影响报告书》，2016年3月由新疆维吾尔自治区环保厅批复通过(新环评价函[2016]294号文)。2.1.2.3地层特征表2.1-7工程地层特征一览表序号名称地层特征1ZG43-H4井新生界，中生界白垩系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、志留系和奥陶系，缺失中生界侏罗系、古生界泥盆系。2ZG431-H5井新生界，中生界白垩系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、志留系和奥陶系，缺失中生界侏罗系、古生界泥盆系、古生界中奥陶统。3ZG431-H6井新生界，中生界白垩系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、志留系和奥陶系，缺失中生界侏罗系、古生界泥盆系、古生界中奥陶统。4ZG441-H6井新生界，中生界白垩系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系，缺失中生界侏罗系、古生界中奥陶统。5ZG441-H7井新生界古近系，中生界白垩系、三叠系，古生界二叠系、石炭系、泥盆系、志留系和上奥陶统良里塔格组，缺失中生界侏罗系。2.1.2.4油气藏类型表2.1-8工程油气藏类型序号名称油气藏类型1ZG43-H4井中古43上奥陶统良里塔格组油气藏为礁(丘)滩型加岩溶型不规则层状构造岩性油气藏，没有统一的油水界面。驱动类型为弹性气驱，局部存在弹性水驱，其直接盖层为良一～良二段致密灰岩，间接盖层为桑塔木组泥岩。2ZG431-H5井中古43井区鹰山组油气藏整体为受岩溶控制的准层状碳酸盐岩凝析气藏，储集岩为碳酸盐岩，储集空间为岩溶孔洞、裂缝和洞穴，其直接盖层为良里塔格组良三段～良五段致密灰岩，间接盖层为巨厚桑塔木组泥岩；驱动类型以弹性气驱为主，局部存在弹性水驱。3ZG431-H6井4ZG441-H6井中古43井区鹰山组油气藏整体为受岩溶控制的准层状碳酸盐岩凝析气藏，储集岩为碳酸盐岩，储集空间为岩溶孔洞、裂缝和洞穴，其直接盖层为良里塔格组良三段～良五段致密灰岩；驱动类型为弹性驱动为主，局部存在弹性水驱。5ZG441-H7井ZG441-H7井所在的中古434油气藏上奥陶统油藏在宏观上为没有统一边水和底水、油气分布受储层控制的准层状碳酸盐岩岩溶礁滩型油藏，受多期油气充注和碳酸盐岩储层非均质性影响，局部井点靠近断裂测试初期表现为凝析气藏特征，但挥发油藏与凝析气藏没有截然界限。油藏的圈闭类型属非构造圈闭中的碳酸盐岩岩溶缝洞型圈闭，储集岩为碳酸盐岩，储集空间为裂缝、岩溶孔洞和洞穴，直接盖层为上奥陶统桑塔木组泥岩，驱动类型为弹性驱动。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2.1.2.5流体性质表2.1-9工程流体性质序号名称流体性质1ZG43-H4井1)地面凝析油性质：中古43井区良里塔格组地面原油密度分布在0.7973～0.8749g/cm3之间，平均0.828g/cm3(20℃)，原油粘度1.267～29.45mPa.s(50℃)，平均6.18mPa.s，凝固点-30～24℃，平均-1.06℃，含硫量0.002～0.36%，平均0.05%，含蜡量3～17.4%，平均8.3%，含胶质0.3～3.14%，平均1.286%，含沥青质0.06～5.64%，平均1.61%，属于“低密度、低粘度、低-中含硫、低胶质+沥青质、高含蜡”的原油，与塔中Ⅰ号气田其它油藏相比，含蜡量明显偏高。2)天然气性质：中古43井区良里塔格组天然气较重，平均相对密度0.709；甲烷含量平均为77.41％，干燥系数为0.886，非烃类含量较高，以二氧化碳和氮气为主，与整个塔中Ⅰ号气田天然气性质相近，通过对比判断，中古43井区天然气为油藏伴生气。另外，中古43井区上奥陶统良里塔格组天然气部分含H2S。硫化氢含量为15～2400mg/m3，考虑井区气源断裂发育及整个塔中I号气田上奥陶统H2S分布特征(同时考虑除硫剂影响)，中古43井区为低含H2S区域。3)地层水性质：中古43井区良里塔格组目前试油、试采均未见水，邻区塔中16井区地层水以CaCl2型为主，密度平均1.094g/cm3，总矿化度120000～143000mg/L，平均130900mg/L，氯离子平均含量80133mg/L。中古43井区及邻区共6口井录取了鹰山组地层水样品，氯离子含量(0.58×104～11.80×104)mg/l，总矿化度(0.97×104～19.68×104)mg/l，水型均为氯化钙型，与塔中区域地层水矿化度、水型一致。2ZG431-H5井1)地面原油性质：该井区油藏地面原油密度(0.8078～0.8661)g/cm3，平均值为0.8352g/cm3；50℃动力粘度(1.543～6.893)mPa·s，平均值3.539mPa·s；凝固点(-30～10)℃；含硫量(0.31～0.73)%，平均值0.56%；含蜡量(5.5～13.7)％，平均值7.87%；胶质+沥青质含量(1.348～7.95)%，平均值4.31%。总体属低粘度、低凝固点、低含硫、高含蜡、微含胶质+沥青质的轻质油。相对该井区的凝析气藏，其原油密度大，粘度相对较高，胶质+沥青质含量多。2)天然气性质：该井区天然气相对密度0.6408～0.9829，平均0.771；甲烷含量51.3%～87.5%，平均73.76%；乙烷以上含量3.71%～22.30%，平均11.56%，氮气含量0.54%～8.44%，平均值2.89%；二氧化碳含量范围1.78%～23.30%，平均值8.32%；总体上，该井区各油藏单元溶解气相对气藏单元来说，溶解气甲烷含量相对较低，而氮气和二氧化碳含量相对较高。3)地层水性质：中古43井区11口井32个地层水样品统计表明：中古43井区中中古43气藏单元地层水氯离子、总矿化度较低，密度也较低；其余油气藏单元该值相对较高。3ZG431-H6井69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-9工程流体性质4ZG441-H6井1)地面凝析油性质:该井区地面凝0.8205)g/cm3之间，平均0.8017g/cm3(20℃)，原油粘度(0.7022～2.0460)mPa.s(50℃)，平均1.3029mPa.s，凝固点(-18.00～12.00)℃，平均-4.207℃，含硫量0.06％析油密度分布在(0.7777%～0.58%，平均0.27%，含蜡量5.3％～12.6%，平均7.28%，胶质0～2.17%，平均0.721%，沥青质0～1.74%，平均0.13%，属于“低密度、低粘度、低含硫、低胶质+沥青质、高含蜡”的凝析油。2)天然气性质:该井区天然气较重，平均相对密度0.6944；甲烷含量平均为83％，干燥系数为0.909，均为湿气，非烃类含量较高，以二氧化碳和氮气为主。中古43井区H2S含量在(0.013～243.000)g/m3，平均35.844g/m3，根据井区气源断裂发育和塔中Ⅰ号气田西部下奥陶统H2S分布特征(同时考虑除硫剂影响)，预测ZG441-H6井属于中-高含H2S凝析气藏。3)地层水性质:中古43井区7口井录取了地层水样品，氯根含量(0.58×104～11.80×104)mg/L，总矿化度(0.97×104～19.68×104)mg/L，水型均为氯化钙型；与塔中区域地层水矿化度、水型一致。5ZG441-H7井1)地面凝析油性质:中古434油气藏地面原油密度分布在0.7973～0.8749g/cm3之间，平均0.828g/cm3(20℃)，原油粘度1.267～29.45mPa.s(50℃)，平均6.18mPa.s，凝固点-30～24℃，平均-1.06℃，含硫量0.002～0.36%，平均0.05%，含蜡量3～17.4%，平均8.3%，含胶质0.3～3.14%，平均1.286%，含沥青质0.06～5.64%，平均1.61%，属于“低密度、低粘度、低-中含硫、低胶质+沥青质、高含蜡”的原油，与塔中Ⅰ号气田其它油藏相比，含蜡量明显偏高。2)天然气性质：中古434油气藏天然气较重，平均相对密度0.709；甲烷含量平均为77.41％，干燥系数为0.886，非烃类含量较高，以二氧化碳和氮气为主，与整个塔中Ⅰ号气田天然气性质相近，通过对比判断，中古434油气藏天然气为油藏伴生气。中古434油气藏上奥陶统良里塔格组天然气部分含H2S。硫化氢含量为15～2400mg/m3，考虑气藏单元气源断裂发育及整个塔中I号气田上奥陶统H2S分布特征(同时考虑除硫剂影响)，整个上交储量范围为低含H2S区域。3)地层水性质：中古434油气藏良里塔格组目前试油、试采均未见水，邻区塔中16井区地层水以CaCl2型为主，密度平均1.094g/cm3，总矿化度120000～143000mg/L，平均130900mg/L，氯离子平均含量80133mg/L。2.1.3油藏开发方案2.1.3.1开发方案部署本工程包括5口井采油气工程，分别为ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，均为开发井。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书ZG43-H4井完钻井深5750m，采油方式为自喷采油，日产油量约为12t/d，日产气量约为5000m³/d。ZG431-H5井完钻井深5260m，采油方式为自喷采油，日产油量约为30t/d，日产气量约为5000m³/d；ZG431-H6井完钻井深6792m，采油方式为自喷采油，日产油量约为30t/d，日产气量约为7.8×104m³/d；ZG441-H6井完钻井深6710.85m，采油方式为自喷采油，日产油量约为6t/d，日产气量约为17×104m³/d；ZG441-H7井完钻井深5676.35m，采油方式为自喷采油，日产油量约为5t/d，日产气量约为4.0×104m³/d。各井基本数据见表2.1-10～2.1-14：表2.1-10ZG43-H4井基本数据表序号基本数据1井号ZG43-H4井别开发井井型水平井地理位置新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州民丰县境内，中古43井南东方向0.32km构造位置塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中10号构造带井口坐标X4357182.4补心海拔1096.75mY14687349补心高9m设计井深5742m设计层位上奥陶统良丽塔格组完钻井深5750m完钻层位O开钻日期2015.3.12完钻日期2015.5.24钻井完井日期2015.5.26表2.1-11ZG431-H5井基本数据表序号基本数据2井号ZG431-H5井别开发井井型斜井地理位置新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，中古431井南东方向1.38km构造位置塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中Ⅰ号气田中古43井区井口坐标X4358277.30补心海拔1095.7mY14695076.80补心高9m设计井深5729m设计层位良里塔格组鹰山组鹰二上亚段完钻井深5260m完钻层位O31开钻日期2014.12.25完钻日期2015.4.24钻井完井日期2015.4.24表2.1-12ZG431-H6井基本数据表序号基本数据3井号ZG431-H6井别开发井井型水平井地理位置新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，中古431井南东方向0.52km构造位置塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中Ⅰ号气田中古43井区井口坐标X4358392.80补心海拔1067.25mY14693932.20补心高9m设计井深6767m设计层位鹰山组鹰二上亚段69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书完钻井深6792m完钻层位O开钻日期2014.12.26完钻日期2015.4.19钻井完井日期2015.5.10表2.1-13ZG441-H6井基本数据表序号基本数据4井号ZG441-H6井别开发井井型水平井地理位置新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，中古441井北东方向约0.52km构造位置塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中Ⅰ号气田中古441井区井口坐标X4361810.1补心海拔1078.33mY14668088.4补心高9m设计井深6820m设计层位鹰山组鹰二段完钻井深6710.85m完钻层位O1y开钻日期2015.3.10完钻日期2015.8.20钻井完井日期2015.9.8表2.1-14ZG441-H7井基本数据表序号基本数据5井号ZG441-H7井别开发井井型水平井地理位置新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，ZG441-1H井南西方向1.63km构造位置塔里木盆地塔中隆起北斜坡塔中Ⅰ号气田中古43井区井口坐标X4358191.30补心海拔1103.53mY14667264.60补心高9m设计井深6426m设计层位上奥陶统良里塔格组完钻井深5676.35m完钻层位O开钻日期2015.3.9完钻日期2015.7.25钻井完井日期2015.7.302.1.3.2开发方式本工程包括ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7五口井，均为自喷采油。2.1.3.3主要参数本工程各个井产物组分参数见下表：表2.1-15主要参数序号项目ZG43-H4ZG431-H5ZG431-H6井ZG441-H6井ZG441-H7井1压力42MPa42MPa42MPa42MPa42MPa2产油量12t/d28t/d30t/d6t/d5t/d3产气量0.5×104m3/d0.5×104m3/d7.8×104m3/d17×104m³/d4×104m³/d4最大产液量12t/d28t/d58.9t/d18.8t/d41t/d5井口温度30℃30℃30℃30℃30℃6天然气含硫量-3500mg/m350500mg/m34400mg/m32100mg/m37采出液含水率0047.1%30%88.6%8原油含硫量0.413mg/m30.673mg/m30.457mg/m30.488mg/m30.303mg/m369 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书9采出水含硫量--硫化氢味硫化氢味--芳香味2.1.5地面工程2.1.5.1油气集输工程1)集输工艺本工程包括ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井5口井，各井均安装250kW抗硫真空加热炉1台。采气树设有地面安全截断阀，压力超高或超低时可自动截断。在抗硫真空加热炉出口节流阀后设有缓蚀剂的注入口，缓蚀剂注入管线来自其所属单井站的缓蚀剂注入橇。节流后的系统设有安全泄放阀，以保护下游管线和设备，同时井场设焚烧池，在含硫气体安全泄放时，点火焚烧，以保证安全。(1)ZG43-H4井：采出液经抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)加热节流后，采用抗硫移动式计量分离器进行计量，抗硫真空加热炉出口节流阀～出站压力10MPa，采用气液混输方式管输至5号集气站。经集输管网输至塔中第三联合站。ZG43-H4井加热炉燃料气来自5#集气站，经燃料气管线管输至该井场。(2)ZG431-H5、ZG431-H6井：采出液经抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)加热节流后，采用抗硫移动式计量分离器进行计量，抗硫真空加热炉出口节流阀～出站压力10MPa，采用气液混输方式管输至5号集气站。经集输管网输至塔中第三联合站。ZG431-H5、ZG431-H6井加热炉燃料气来自5#集气站，经燃料气管线管输至该井场。(3)ZG441-H6、ZG441-H7井：采出液经抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)加热节流后，采用抗硫移动式计量分离器进行计量，抗硫真空加热炉出口节流阀～出站压力10MPa，采用气液混输方式管输至3号集气站。经集输管网输至塔中第三联合站。ZG441-H6、ZG441-H7井加热炉燃料气来自3#集气站，经燃料气管线管输至该井场。本工程单井工艺流程图见附图4，平面布置见图2.1-2：69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图2.1-2单井平面布置图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表2.1-16集输工程主要工程量表序号井号名称单位工程量主要参数1ZG43-H4井线路ZG43-H4井至5号集气站油气集输管线km2.246L245NS无缝钢管，DN80，10MPa5号集气站至ZG43-H4井燃料气管线km2.24620#无缝钢管，DN40，1.6Mpa转角桩个7里程桩个23草方格㎡26952井场采油树座1抗硫真空加热炉座1PN42MPa，250kW抗硫移动式计量分离器具1设计流量20×104m³/d缓蚀剂泵房间1机柜间座1草方格㎡20946道路砂石道路km0.7草方格㎡84002ZG431-H5井线路ZG431-H5井至5号集气站油气集输管线km1.294L245NS无缝钢管，DN80，10MPa5号集气站至ZG431-H5井燃料气管线km1.29420#无缝钢管，DN40，1.6Mpa转角桩个4里程桩个13草方格㎡15528井场采油树座1抗硫真空加热炉座1PN42MPa，250kW抗硫移动式计量分离器具1设计流量20×104m³/d缓蚀剂泵房间1机柜间座1500kW草方格㎡20946道路砂石道路km0.4草方格㎡480069 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-16集输工程主要工程量表序号井号名称单位工程量主要参数3ZG431-H6井线路ZG431-H6井至5号集气站油气集输管线km1.136L245NS无缝钢管，DN80，10MPa5号集气站至ZG431-H6井燃料气管线km1.13620#无缝钢管，DN40，1.6Mpa转角桩个5里程桩个12草方格㎡13632井场采油树座1抗硫真空加热炉座1PN42MPa，250kW抗硫移动式计量分离器具1设计流量20×104m³/d缓蚀剂泵房间1机柜间座1草方格㎡20946道路砂石道路km0.4草方格㎡48004ZG441-H6井线路ZG441-H6井至3号集气站油气集输管线km0.786L245NS无缝钢管，DN80，10MPa3号集气站至ZG441-H6井燃料气管线km0.78620#无缝钢管，DN40，1.6Mpa转角桩个5里程桩个8草方格㎡9432井场采油树座1抗硫真空加热炉座1PN42MPa，250kW抗硫移动式计量分离器具1设计流量20×104m³/d缓蚀剂泵房间1机柜间座1草方格㎡20946道路砂石道路km0.4草方格㎡480069 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表2.1-16集输工程主要工程量表序号井号名称单位工程量主要参数5ZG441-H7井线路ZG441-H7井至3号集气站油气集输管线km3.656L245NS无缝钢管，DN80，10MPa3号集气站至ZG441-H7井燃料气管线km3.65620#无缝钢管，DN40，1.6Mpa转角桩个10里程桩个37草方格㎡16400井场采油树座1抗硫真空加热炉座1PN42MPa，250kW抗硫移动式计量分离器具1设计流量20×104m³/d缓蚀剂泵房间1机柜间座1草方格㎡20946道路砂石道路km0.4草方格㎡480069 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2)集输管线敷设新建采油井单井油气集输管线9.118km，燃料气管线9.118km。燃料气管线与油气集输管线同沟埋地敷设，管顶最小埋深1.2m。集输管道经过地段为沙漠，为确保管道安全，不受外力破坏和环境条件的影响，均采用埋地敷设，管道应埋设于最大冻土深度以下且应有足够的埋设深度。塔中地区最大冻土深度为1.15m，管道设计埋深1.2m。管沟开挖时，同沟部分沟底宽度1.20m，边坡比1:1.5；其余沟底宽度0.7m，边坡比1:1.5。回填土前，管沟内不得有悬空现象，清除管沟内的积水及杂物。回填时，严禁用片石或碎石回填。管线顶部用沙回填，回填应夯实，并做0.3m高管垄。管线每隔100m设置里程桩，转角处、交叉处、穿越处设置标志桩。施工作业带宽度8m。集输管道采用防腐层+保温层+保护层的结构。介质温度100℃以下非保温的地面碳钢管道及设备采用聚氨酯配套涂料，涂层结构为：环氧富锌底漆(2道，干膜厚≥80μm)+环氧云铁中间漆(2道，干膜厚≥100μm)+聚氨酯面漆(2道，干膜厚≥80μm)，涂层总干膜厚度≥260μm。介质温度在-45℃～150℃的地面保温管道及设备外壁防腐保温结构采用：防腐层＋保温层＋保护层。防腐层采用酚醛改性环氧底漆+酚醛改性环氧面漆，结构为2底2面，底漆总干膜厚度≥120μm，涂层总干膜厚度≥250μm。保温材料选用憎水型复合硅酸盐。保护层选用铝合金薄板，铝合金薄板的规格为：管道选用0.6mm厚，设备选用0.8mm厚。燃料气管线采用无缝钢管20#φ48×3.5mm，加强级煤沥青防腐。2.1.5.2辅助工程1)总图布置主要设置有井口区8m×8m、工艺装置区10m×10m、焚烧池8m×3m、机柜间4m×7m、缓蚀剂加注撬3m×4m。井口区位于井口；工艺装置区布置于井口区左侧30m处；机柜间布置于工艺装置区南侧、缓蚀剂加注撬布置于工艺装置区北侧，都与井口保持较远以免影响修井作业；焚烧池布置在单井场的最小频率风向的上风侧，距井场间距不小于40m。焚烧池仅在事故状态下使用，见图2.1-2。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2)供配电工程单井供电依托内部电网35kV或10kV架空电力线路，电源均取自塔中110kV变电站，分别沿井站道路架设，采用架空“T”接的方式引接至各井站。站外终端杆设杆上变电站，采用低压电缆直埋至撬装设备房。撬装设备内低压配电柜提供全站供电设备用电，均采用电缆直埋的方式。3)土建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)。集输管线上方草方格宽度12m(上风向7m,下风向5m)。站内管线、阀门基础采用钢筋混凝土基础。抗硫真空加热炉、缓蚀剂橇、机柜间基础的做法为：基础采用戈壁石换填，换填深度不小于600mm，戈壁石应与地坪平齐，每边超出撬外边缘不小于0.5m，戈壁石应分层夯实，每铺300mm厚就夯实一次，压实系数不小于0.95。4)消防单井站配置移动式灭火器材，各单井站配置情况见下表：表2.1-17集输工程主要工程量表序号名称型号单位数量备注1推车式磷酸铵盐干粉灭火器MFT/ABC50台22手提式磷酸铵盐干粉灭火器MFABC8具83手提式二氧化碳灭火器MT7具44消防器材间1.5m×0.9m×2.1m座3室外设置5灭火器材箱XMDDD-42个65)自控方案单井站采用RTU系统作为控制系统，负责完成井站场数据采集、监视、控制、报警与联锁等功能。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2.2依托工程情况本工程运营期生产的采出油气经集输管线输送到塔中第三联合站。经塔中第三联合站处理后，生产出净化油并会产生一部分采油废水。净化油、气分别经管道外输，采油污水依托塔中第三联合站污水处理站处理。联合站罐底油泥砂以及污水处理站罐底油泥砂在塔里木油田塔中环保站建成前，依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。2.2.1塔中第三联合站2.2.1.1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)。该站于2014年9月投产，位于塔中I号凝析气田ZG8-ZG43区块，沙漠公路67km处，站区占地面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。目前竣工环境保护验收工作正在开展中。2.2.1.2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。工艺流程如图2.2-2所示。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，2.5-3.5MPa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69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图2.2-2塔中第三联合站油气处理工艺流程图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书离出游离水，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。2.2.1.3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2.2-1。表2.2-1塔中第三联合站系统能力平衡分析表名称单位设计能力运行现状新增规模备注凝析油处理t/d3000170081满足气处理万m3/d50020029.8满足供水m3/d720500--满足污水处理站m3/d72055076.7满足综上所述，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。2.2.2塔中第三联合站污水处理站2.2.2.1概况塔中第三联合站污水处理站占地面积约2475m2，位于塔中第三联合站内，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。该污水处理站及晒水池均属于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。2.2.2.2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2.2-3：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。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书生活污水蒸发池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。图2.2-3塔中第三联合站污水处理工艺流程图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图2.2-4塔中第三联合站晒水池2.2.2.3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5口井产出液含水为76.7t/d，因此能够满足塔中第三联合站污水处理站处理能力。2.2.3塔里木油田塔中环保站2.2.3.1工程概况塔里木油田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10万m2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1万m2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。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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1万方含油污泥暂存池工程环境影响报告表的批复》(和地环建函〔2015〕92号)，具体内容见附件。目前塔中环保站1万m³暂存池已建成，尚未投入使用。2.2.3.2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3.5万m³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。其中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2万m³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→8000m3岩屑固废池→无害化处理站→堆放、铺设道路等含油污水→2000m3隔离沉降池→2万m3废池→无害化处理站→5万m3净化污水池→注水、回灌2)3000m³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→3000m3泥浆站→重复资源化利用69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图2.2-5塔中环保站总平面布置图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图2.2-6含油污泥资源回收站平面布置图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书3)含油污泥资源回收站1座，配套1万m³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。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2.2.3.3依托性分析本工程最多将产生6.9t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。2.2.4塔里木油田轮南绿色环保站本项目的含油污泥在塔中环保站建成前，运至塔里木油田轮南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，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1万m³，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275万元。工艺流程如下：69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。工艺流程简图见图2.2-7。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2.2-7绿色环保站处理流程简图绿色环保站年处理含油污泥1万m³，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，塔里木油田轮南绿色环保站优先接纳本项目的含油污泥，可以满足需求。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书绿色环保站绿色环保站装置图2.2-8绿色环保站现场照片2.2.5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100m，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。2.2.6油气集输依托工程2.2.6.13号、5号集气站3号、5号集气站位于中古43区，塔中1号公路南侧，其中3号集气站距塔中第三联合站南侧约9km，5号集气站距塔中第三联合站东侧约13.5km。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。3号集气站设计处理能力：气120万m³69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书/d,油500t/d，实际处理能力：气20万m³/d，油124.7t/d，本工程ZG441-H6、ZG441-H7共2口井采出液经管道集输至3号集气站，新增处理规模为：气21万m³/d,油11t/d，符合集气站处理能力。5号集气站设计处理能力：气120万m³/d,油500t/d，实际处理能力：气：30万m³/d，油231t/d，本工程ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6共3口井采出液经管道集输至5号集气站，新增处理规模为：气8.8万m³/d,油70t/d，符合集气站处理能力。集气站设置高、中压集气系统。高、中压集气系统分别设置1台轮换计量分离器，根据各单井来气压力的不同分别进入高、中压轮换分离计量器进行计量。高、中压生产分离器分离后的气相分别进入高、中压集气干线，高压液相调压后进入中压分离器，中压液相进入集油干线，最终输至塔中第三联合站。站内共设置高、中压轮换计量分离器各1台，高压生产分离器2台，中压生产分离器1台，并设清管发送装置，分别对高、中压集气干线和集油干线进行清管。在集气站气液分离气相出口设置设有缓蚀剂注入口，缓蚀剂注入管线来自其所属集气站的缓蚀剂注入橇。各采气管道进、出集气站管道均设有高低压报警、ESD紧急截断阀，在进站气体发生超压和低压、站内事故等情况下会报警并自动截断气源，超压情况下会自动泄压放空，以保护站内设备的安全。集气站平面布置见图2.2-9。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图2.2-9集气站平面布置图2.2.6.2集输管线塔中Ⅰ号Ⅱ区采用多井集气工艺、采气管线气液混输加集气管线气液分输的工艺方案。塔中Ⅱ区已建成1号、2号、3号、5号集气站配套的高、中压集气干线和中压集油干线。单井站通过采气管线混输就近接入单井站、集气站或塔三联，单井燃料气管线与单井采气管线同沟敷设。同沟敷设管道净空间距不小于500mm。1)已建单井站及单井采气支线本井区地面工程已完成27口单井及其采气支线(DN80采气支线81.06km，DN100采气支线10.94km，DN150采气支线11.45km)的建设。2)集气站、集气装置及集输干线本井区地面工程已完成内部集输4座集气站(1号、2号、3号、5号集气站)，配套的高、中压集输干线(高压集气干线20.4km，中压集气干线57.11km，集油干线61.54km)，联合站内的集气装置、清管接收装置及预处理装置的建设。本工程5口井采出液通过相邻已建单井及其集输支线、干线输送至塔中第三联合站。油气输送管线设计遵循就近、密闭输送原则，符合技术及经济要求，选线合理可行。3)塔中西部试采管道69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书塔中西部地区现已建有1条集气干线，起点位于气田最西端中古15-塔中45区块，管道穿过塔中I号气田西部主力区块中古43区块和中古8区块，终点于塔中第二联合站。该集气干线设计压力为11MPa，管径为Φ323.9，全线总长约125km。此外，塔中西部地区还已建1条燃料气干线与该集气干线从首站至中间清管站段同沟敷设，该燃料气干线设计压力为6.3MPa，管径为Φ114.3，全长约71km。2.2.7燃料气依托工程本工程中5口井加热炉所需燃料气均来自经塔中第三联合站处理后的干气，新建5号集气站至ZG43-H4井燃料气管线2.246km，新建5号集气站至ZG431-H5井燃料气管线1.294km，新建5号集气站至ZG431-H6井燃料气管线1.136km，新建3号集气站至ZG441-H6井燃料气管线0.786km，新建3号集气站至ZG441-H7井燃料气管线3.656km。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书3工程分析3.1钻井工程回顾本工程不包括钻井工程，仅对钻井工程进行回顾分析。本项目ZG431-H5、ZG431-H6井属于2012年开展的塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块开发建设工程项目(天然气18.0×108m3/a，凝析油80.9×104t/a)环境影响评价中的工程组成部分，该工程于2013年8月13号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)，ZG441-H7井已于2015年2月12日取得《关于对中古441-H7井钻井工程环境影响报告表的批复》(和地环建函字〔2015〕022号)，ZG441-H6井已于2015年2月12日取得《关于对中古441-H6井钻井工程环境影响报告表的批复》(和地环建函字〔2015〕023号)，ZG43-H4井已于2015年2月12日取得《关于对中古43-H4井钻井工程环境影响报告表的批复》(和地环建函字〔2015〕024号)，具体内容见附件。钻井过程主要包括钻前工程(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，钻井工艺过程见下图。图3.1-1钻井作业过程示意图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书3.2回顾钻井工程环境保护措施落实情况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燃烧产生的废气及施工扬尘；废水主要为钻井废水、压裂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发电机、柴油机等大型设备；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。本工程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3.2-1所示。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书表3.2-1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(1)认真落实废水、固体废物、柴油发电机噪声等环保措施的落实，确保钻井过程产生的废水，固体废物的妥善处置，以保护环境不受影响。(2)钻井过程中主要环境风险是可能发生的井喷、废水池溢流渗漏等事故，做好风险防范工作，防止对周围环境、居民人身安全造成的危害。(3)本项目完钻试井后，如在试井过程中发现油气资源可供开采，则安装采油树，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、单井试采环境影响评价，并报有审批权限的环保部门出具审批意见后方可开采。未进行以上工作时不得进行油气开采。(4)在钻井完毕办理交接手续时，接收方应对废水、固体废物、生态环境修复等处置作为重要的验收指标，未达到环保要求时不得进行交接，直至满足要求时方可进行交接。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。经现场踏勘，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；二开下部、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，建议本项目二开下部、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、石油类等采用罐车及时拉运至塔中第三联合站晒水池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就近垃圾填埋场填埋。污水池采用可降解防渗膜进行防渗处理。施工结束后，生活点撤离，污水池就地覆土掩埋。池底淤泥与生活垃圾及时清运，未对地下水环境造成影响。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书续表3.2-1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-ZG22-H4、ZG22-H5共2口井均采用三开井身结构，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生活垃圾-设置垃圾收集箱，集中收集后送至就近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，符合要求噪声柴油机安装消声器，柴油机、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。符合要求环境风险采取有效预防措施，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。油井设有事故放喷池，钻井过程中未发生井喷。钻井过程中未发生井喷、废水池渗漏等事故，符合要求69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书井场平整及周围草方格防渗泥浆水泥池图3.2-1现场照片(防渗泥浆池)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)二开下部、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，由于塔中环保站拟于2017年投产，要求钻井过程中二开下部、三开钻井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，对井口已采取加装采油树处理，未申请项目环境保护竣工验收，应及时申请项目竣工环境保护验收。3.3拟建项目生产过程分析拟建工程基本上可分为建设期、生产运营期和服役期满三个阶段。其中建设期的主要内容包括管线敷设、井场设备安装；生产运营期的主要内容包括采油、油气集输、油气处理，以及相应配套系统的生产运营等。3.3.1管线敷设管道施工初期，首先要对施工作业带进行清理和平整，进行布管、开挖管沟及焊接等施工作业。在场地清理过程中，施工带范围内的土壤、植被都将受到扰动和破坏，不过其造成的影响仅局限在施工带宽度的范围内。管道采用沟埋方式敷设。开挖后，将运到现场的管道进行焊接、补口、补伤，然后下到管沟内。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书在管沟开挖和覆土回填施工中，施工带范围内的土壤和植被都将受到扰动和破坏，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化特性等发生变化。管道线路施工产生的弃渣也将对生态环境产生一定的影响。弃渣主要由两部分组成，一是敷设管道本身置换的土石方；二是开挖造成土壤松散，回填后剩余的土石方等，若堆放不当，易引发水土流失。3.2.2井场设备安装井场安装采油井口装置如采油树、抗硫真空加热炉、抗硫移动式计量分离器等设备。3.3.2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。本工程中5口井均为自喷采油方式采油。3.3.3井下作业井下作业是进行采油生产的重要手段之一。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。3.3.4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。本工程运营期生产的采出液经密闭管道输送至集气站，管输至塔中第三联合站，采出液经过脱水、稳定处理后，通过管线外输。3.4拟建项目环境影响因素识别根据拟建项目工程内容和生产特点，其环境影响因素包括非污染生态影响和污染物排放对环境的影响两部分。在不同工艺和不同开发阶段，环境影响因素不尽相同。1)69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书在管道施工过程中开挖管沟、施工场地平整产生的生态环境影响，各种机械、车辆排放的废气、产生噪声，施工产生的固体废物及施工人员和车辆活动、排污等。2)在采油、油气集输和油气处理过程中，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、硫化氢及加热炉废气；主要废水污染源为采油废水。固体废物主要包括塔中第三联合站产生的含油泥沙。3)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。井下作业后洗井排出的污水含有各种废液或添加剂等。在注水和洗井施工中，会产生洗井污水；注水泵组会产生较强的噪声。在冲砂施工中，还将排放冲砂洗井液。拟建项目各生产过程环境影响因素识别详见表3.4-1，管道建设施工过程见图3.4-1，拟建项目主要环境影响因素见图3.4-2。表3.4-1环境影响因素识别表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、作业废水土壤生产运营期2、落地油土壤、地下水3、设备噪声声环境管线敷设1、油田建设施工、车辆碾压等土壤、植被和景观建设期2、排放设备、车辆尾气环境空气3、设备、车辆产生噪声声环境4、施工固体废物土壤井场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、硫化氢、加热炉废气环境空气生产运营期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69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书图3.4-1管道建设施工过程69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书营地生活污水钻井废水柴油机烟气施工扬尘施工噪声钻井生态破坏废弃钻井泥浆钻井岩屑污水或油品泄漏含油污水烃类气体井下作业落地油井喷加热炉废气施工噪声油气井烃类无组织挥发硫化氢油罐车生活污水烃类无组织挥发集气站设备噪声采油废水锅炉烟气生活污水油气处理站含油污水处理站加热炉烟气烃类无组织挥发油泥(砂)设备噪声设备噪声烃类无组织挥发产品储存生产运营期影响因素建设期影响因素事故影响因素工艺流程备注：红色线框内为依托工程。绿色线框内为钻井工程不属于本项目范畴。图3.4-2拟建项目环境影响因素示意图69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书3.5拟建项目建设期环境影响因素分析3.5.1非污染生态影响因素3.5.1.1工程临时占地和永久占地本工程仅为地面工程，主要为井场、道路永久占地及管线临时占地。井场永久占地40×40m2/口，永久占地面积0.8hm2。井场道路全长2.3km，6m宽，永久占地面积1.38hm2。永久占地共2.18hm2。管线长约9.118km(同沟敷设燃料气管线约9.118km)，施工作业带宽为8m，临时占地面积7.29hm2。施工结束后，临时占地可恢复原有使用功能。3.5.1.2地面工程施工作业在地面工程施工期间，场地平整以及管线敷设等活动将会产生一部分土方工程量，对地面植被可能造成一定程度的破坏，从而加剧水土流失。本工程新建管线9.118km(同沟敷设燃料气管线约9.118km)，经统计，工程土石方挖填总量为15.16万m3，其中土石方开挖7.98万m3，土石方回填量7.18万m3，弃方0.8万m3。废弃土方均为沙土，与施工作业带及周边土壤相同，废弃土方平整于管道沿线及管沟上方，工程土石方可达到平衡。项目土石方平衡见表3.5-1和图3.5-1所示。表3.5-1项目土石方平衡表(单位：万m3)分区开挖回填调入调出临时堆存数量来源数量去向数量去向管线区7.987.180.00　0.8沿线场地平整7.98管线作业带内合计7.987.180.00　0.8沿线场地平整7.98　临时堆放7.98填方7.18挖方7.987.987.18管线区7.98管线区7.18管线区7.98管线区0.80.8图3.5-1项目土石方平衡图(单位：万m3)69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书3.5.2建设期污染源分析3.5.2.1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。类比数据参见表3.5-2。表3.5-2某施工场界下风向TSP浓度实测值(mg/m3)防尘措施工地下风向距离(m)工地上风向(对照点)2050100150200250无1.3030.7220.4020.3110.2700.2100.204有(围金属板)0.8240.4260.2350.2210.2150.206建设期排放的大气污染物将随建设期的结束而逐渐消失。3.5.2.2废水污染源建设期废水污染源主要为施工人员生活污水。建设期工作人员一般为60人左右，用水量按每人每天35L计，井队生活用水量为2.1m3/d，生活污水产生量按用水量的80%计算，则施工人员生活污水产生量为1.68m3/d，每口井地面工程建设期按60d算，单井建设期生活污水产生量为100.8m3。5口井地面工程建设期共产生生活污水504m3。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，底泥清运至就近生活垃圾填埋场填埋。3.5.2.3固体废物建设期产生的主要固体废物为施工人员生活垃圾。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书以每人每天产生0.5kg的生活垃圾计算，每口井的施工人数约60人，每口井的建设周期为60d，单井产生生活垃圾1.8t，5口井建设期间产生的生活垃圾共计9t，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。拟建项目建设期污染物排放情况汇总于表3.5-3。表3.5-3拟建项目建设期污染物排放汇总类别序号污染源名称污染物组成单井排放系数拟建项目排放量去向及治理措施废气1柴油机废气SO2NOX烟尘--环境空气2施工扬尘TSP--环境空气废水1生活污水COD、氨氮、悬浮物等100.8m3504m3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就近的垃圾填埋场填埋固废1生活垃圾-1.8t9设置垃圾收集箱，集中收集后送至就近的生活垃圾填埋池填埋处理3.5.2.4噪声管道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、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见Error!Referencesourcenotfound.。由于管道属于线性工程，局部地段的施工周期较短，因此，施工产生的噪声只短时对局部环境造成影响。表3.5-4拟建项目建设期主要噪声设备表序号机械、车辆类型测点位置(m)噪声值(dB(A))1挖掘机5842推土机5863电焊机1874轮式装载车5905吊管机5816柴油发电机组1983.6拟建项目运营期环境影响因素分析拟建项目运营期对环境的影响主要体现在采油气生产、油气集输、油气处理和其它辅助设施生产过程中污染物的排放。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书3.6.1废气污染源拟建项目运营期废气污染源主要包括井场排放的烃类废气，以及油气集输过程中加热炉烟气。3.6.1.1加热炉烟气拟建项目建成后，油区内的油气集输采用密闭输送工艺。本工程在井场设置加热炉对节流后的油气进行加热，加热炉以天然气为原料。本工程共包括5口井，每口井均设置1台加热炉。每台加热炉燃气量约为600m³/d，则燃气量为21.9×104m³/a。5台加热炉燃气总量为10.95×105m³/a。本工程5台加热炉燃料气均为来自塔中第三联合站经处理后的天然气干气，含硫量均在20mg/m3以下。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)并参考石油行业相关环境统计方法，每燃烧104m3天然气产生烟气量约为13.63×104Nm3、烟尘1.40kg、SO20.4kg、NOX17.6kg。则每台加热炉污染物的产生量为烟气量约为298.5×104Nm3/a，烟尘：0.03t/a，SO2：0.009t/a，NOX：0.39t/a。本工程共包括5台加热炉，则污染物产生总量为1492×104Nm3，烟尘：0.15t/a，SO2：0.045t/a，NOX：1.95t/a。单台加热炉燃气消耗量及燃烧废气污染物排放情况见下表。表3.6-1单台加热炉燃气消耗量及燃烧废气污染物排放情况一览表名称燃气量(104Nm3/a)污染物产生量(t/a)产生浓度(mg/m3)排放方式加热炉21.9烟气量(104Nm3/a)298.5--经一根8m高排气筒排放烟尘0.0310SO20.0093NOX0.39130.7由上表可知，单台加热炉废气均能够满足《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(颗粒物20mg/m3、SO250mg/m3、NOX200mg/m3)。本工程共包括5口井，每口井均设置1台加热炉，每台加热炉产生的废气经过该加热炉设置的8m排气筒排放。3.6.1.2无组织排放烃类废气69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书本工程开发建设投产后，大气污染的主要来源是油气集输、处理及外输过程中的烃类无组织挥发，这些污染物将对工程区内空气环境质量产生一定影响。油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油气田实测数据看，采用密闭集输工艺，其烃类气体的损耗可控制在0.2‰以下，按最大产油量为3.03×104t/a，因此烃类挥发量为6.1t/a3.6.1.3无组织排放硫化氢本项目投产后各单井将会无组织挥发出少量的H2S，H2S通过无组织挥发的方式进入到周围环境中，根据类比调查，在油田含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。3.6.2废水污染源拟建项目运营期的废水污染源主要为：含油污水、井下作业废水。3.6.2.1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。油田开发初期，采出液中含水率相对油田开发后期较低，ZG43-H4、ZG431-H5采出液含水率为0，ZG431-H6井含水率为47.1%，ZG441-H6井含水率为30%、ZG441-H7井含水率为88.6%。但随着开采时间延长，采出液的含水率也会不断加大，根据开发指标预测，项目实施后第15年，ZG43-H4、ZG431-H5采出液含水率为0，ZG431-H6井含水率为50%、ZG441-H6井含水率为50%、ZG441-H7井含水率为90%，若年产液量保持不变，采出水量将达到2.8×104t/a。本工程采油废水进入塔中第三联合站污水处理站，经处理达标后存放于晒水池自然蒸发处理，无外排。3.6.2.2井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的，其中包括压井卤水、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。69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书本工程进入稳定生产运营后，井下作业频率按平均每年一次作业周期。依据油田的相关资料，每年每口井井下作业废水产生量为5m3～10m3。则本工程5口采油井井下作业废水最大年产生量为50m3。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，则每年产生量分别为0.1t/a、0.075t/a、0.004t/a。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。3.6.3固体废物拟建项目运营期产生的固体废物主要包括落地原油、塔中第三联合站和塔中第三联合站污水处理站产生的含油污泥。3.6.3.1落地原油落地原油主要产生于油井采油井口装置的阀门、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，本项目运行后共5口井，落地原油总的产生量约0.5t/a。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，塔里木油田塔中环保站建成前，依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。3.6.3.2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，新增含油泥砂约6.9t。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。3.6.4噪声运营期噪声污染源主要井场内的各类机泵等。噪声排放情况见表3.6-2。表3.6-2运营期噪声排放情况序号位置时段噪声源声源强dB(A)69 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报书1井场运营期分离器等60～703.7运营期污染物排放情况汇总3.7.1生态环境影响油田开发进入运营期后，对生态环境的影响主要体现在永久占地对生态环境的影响方面。本工程新增永久占地对生态环境影响进行汇总。表3.7-1生态影响情况项目本工程新增永久占地hm2永久占地增减量hm2主要处理措施井场0.8+0.8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。井场四周固沙措施采用草方格道路1.38+1.38合计2.18+2.183.7.2运营期污染物排放本项目运营期污染物产生以及排放汇总见表3.7-2。表3.7-2运营期污染物产生及排放情况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)6.1(最大)6.1+6.1环境空气硫化氢少量少量少量燃烧烟气废气量(104m3/a)14921492+1492经8m排气筒排放NOX(t/a)1.951.95+1.95SO2(t/a)0.0450.045+0.045烟尘(t/a)0.150.15+0.15废水采油废水废水量(104m3/a)2.8(最大)00经塔中第三联合站污水处理站处理达标后，存放于晒水池自然蒸发，不外排。井下作业废水废水量(m3/a)5000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。COD(t/a)0.00400SS(t/a)0.07500石油类(t/a)0.100固体废物油泥砂(t/a)6.9(最大)00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(t/a)0.50069 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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地理位置本工程包括塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，共5口井采油气工程，均位于和田地区民丰县境内。民丰县地处新疆维吾尔自治区南部，东与巴音郭楞蒙古自治州且末县接壤，西邻于田县，南接昆仑山同西藏自治区改则县相连，北处塔克拉玛干沙漠腹地与阿克苏地区沙雅县毗邻。县城距和田地区行署所在地317km，经沙漠公路距自治区首府乌鲁木齐市1193km。县境东西宽约130km，南北长约451km，总面积5.7万km2。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。本工程东南向距且末县城约260km，西南向距民丰县城约260km，西北向距沙雅县约200km。沙漠公路穿越该区域，距沙漠公路最近距离100m，交通、通讯十分便利。项目地理位置示意图见附图1。4.1.2地形与地貌民丰县地处昆仑山北麓，塔克拉玛干沙漠南缘。地势南高北低。地貌是由南部的昆仑山地、北部的冲积扇平原和沙漠三大地形单元构成。塔克拉玛干沙漠在西部和南部海拔高达1200m～1500m，在东部和北部则为800m～1000m。塔克拉玛干沙漠流动沙丘的面积很大，沙丘高度一般在100m～200m，最高达300m左右。沙丘类型复杂多样，复合型沙山和沙垄，塔型沙丘群，呈各种蜂窝状、羽毛状、鱼鳞状沙丘，变幻莫测。74 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图4.1-1区域地形地貌特征本区块地形地貌单一，位于塔克拉玛干大沙漠腹地，地表为复合型纵向沙垄，沙丘相对高差一般在100m左右。地貌特征见图4.1-1。4.1.3气候与气象民丰县属典型的温带荒漠性气候。由于县境地处塔里木盆地西北部受帕米尔高原和天山的屏障作用，阻挡了中亚、西伯利亚和北冰洋的冷空气和水汽来源。南面受昆仑山和青藏高原的阻挡，使低纬度的暖空气不易进入，水汽来源很少，形成大陆性沙漠气候，各季节气温变化大，年平均气温变化较稳定，年降水量30.5mm，年蒸发量2756mm，无霜期194天，全年日照2842.2h。本工程所在的塔克拉玛干沙漠，系暖温带干旱沙漠，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mm；而平均蒸发量高达2500-3400mm。塔克拉玛干沙漠塔中地区主要气象资料见表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/s2274 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表4.1-1塔中地区气象资料序号气象要素单位数值11年平均沙暴日d2513冻土深度cm624.1.3水文4.1.3.1地表水民丰县地表水年径流量5.798亿m³，境内有、其其汗河、叶亦克河、牙通古斯河、安迪尔河等五条河流，且河水季节性较强，夏季炎热，冰雪消融，洪水暴涨，泄洪量占全年的73％春秋水量减少，冬季干涸。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，逐渐在沙漠中乾涸。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。4.1.3.2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。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。4.1.4土壤、植被74 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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、塔克拉玛干荒漠。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，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民丰县民丰县地处新疆维吾尔自治区南部，东与巴音郭楞蒙古自治州且末县接壤，西邻于田县，南接昆仑山同西藏自治区改则县相连，北处塔克拉玛干沙漠腹地与阿克苏地区沙雅县毗邻。县城距和田地区行署所在地317km，经沙漠公路距自治区首府乌鲁木齐市1193km。县境东西宽约130km，南北长约451km，总面积5.7万km2。全县辖五乡一镇一牧场，34个行政村，一个街道办事处，3个居民委员会。2013年全县户籍数13142户，总人口38325人，其中农业人口26979人，城镇人口11346人。2013年全县实现地区生产总值67849万元，比上年增长11.2%。其中：第一产业增加值13484万元，增长5.5%，对经济增长的贡献率为11.6%，拉动GDP增长1.3个百分点；第二产业增加值11568万元，增长14.9%，对经济增长的贡献率为21.1%，拉动GDP增长2.4个百分点；第三产业增加值42797万元，增长12.4%，对经济增长的贡献率为67.3%，拉动GDP增长7.5个百分点。人均生产总值17703元(按户籍人口计算)，增长16.7%。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313亿元。总部位于新疆库尔勒市，作业区域及塔里木盆地及周边5地州20多个县市。74 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书塔里木盆地是中国最大的含油气沉积盆地，面积56万km2，盆地中部是世界第二大流动性沙漠，面积33.7万km2。据最新资源评价，塔里木盆地最终可探明油气资源总量为160亿t油当量，其中，石油80亿t、天然气10万亿m3，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6130万t，可采储量2036万t。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1.2亿t。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2840亿m3，可采储量2290亿m3。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5.2亿t、天然气地质储量7241亿m3，三级油气储量当量达到24.1亿t。已探明的天然气储量可以确保西气东输工程塔里木年输200亿m3、稳定供气20年以上。2005年，生产原油600万t、天然气57亿m3，油气产量当量首次突破1000万t；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800万t，天然气年产量将达到200亿m3，油气产量当量将突破2500万t。74 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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监测点位根据建项目工程概况，工艺过程，以及工程因素分析情况，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，由于均为沙漠腹地，本项目5口井与TZ11-10井周边环境相似，本次环评共布设2个环境空气监测点，委托新疆巴音郭楞蒙古自治州环境监测站对TZ11-10井场周围的环境空气质量现状进行监测。硫化氢监测数据引自于《塔中I号气田II区开发调整方案环境影响报告书》中2015年9月硫化氢监测数据。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1#TZ11-10井场上风向经度83°11′35″、纬度39°20′7″ZG43-H4位于该井西南约2km，ZG431-H5位于该井东侧约6km，ZG431-H6位于该井东侧约5km，ZG441-H6位于该井西侧约20km，ZG441-H7位于该井西侧约20km。2#TZ11-10井场下风向3#塔中第三联合站下风向1m、50m、100m--ZG43-H4位于该站东南约19km，ZG431-H5位于该站东南侧约24.5km，ZG431-H6位于该站东南侧约23.5km，ZG441-H6位于该站南侧约9.3km，ZG441-H7位于该站南侧约13km。5.1.1.2监测项目监测项目为SO2、NO2、PM10、TSP、非甲烷总烃、硫化氢。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3月9日～3月15日，连续监测7d。硫化氢监测时间为2015年9月19日～25日，各污染因子采样时间及频次具体见表5.1-2。89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表5.1-2采样时间及监测频率监测因子监测项目监测频次SO2NO2日均值连续监测7d，每天至少有20h采样时间小时值连续监测7d，每小时至少有45min采样时间PM10日均值连续监测7d，每天至少有20h的采样时间TSP日均值连续监测7d，每天应有24h的采样时间非甲烷总烃小时值连续监测7d，每天监测4次，每小时至少有45min采样时间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(a)各监测点环境空气质量现状监测结果(mg/m3)监测项目1#2#SO2日均值0.006～0.0090.005～0.009小时值≤0.012≤0.012NO2日均值0.014～0.0220.014～0.023小时值≤0.028≤0.026PM10日均值0.054～0.0880.059～0.088TSP日均值0.120～0.1810.132～0.185非甲烷总烃小时值1.4～1.941.5～1.94表5.1-3(b)硫化氢监测结果(mg/m3)监测点位H2S一次浓度范围(mg/m3)塔中第三联合站下风向1m未检出～0.004塔中第三联合站下风向50m未检出～0.006塔中第三联合站下风向100m未检出～0.0055.1.2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：89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书其中：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(a)环境空气质量现状评价结果监测项目1#2#P(SO2)日均值0.04～0.060.03～0.06小时值≤0.024≤0.024P(NO2)日均值0.175～0.2750.175～0.288小时值≤0.14≤0.13P(PM10)日均值0.36～0.590.39～0.59P(TSP)日均值0.4～0.60.44～0.62非甲烷总烃小时值0.7～0.970.75～0.97表5.1-4(b)H2S监测评价结果监测点位H2S一次浓度范围(mg/m3)最大浓度占标率超标率(%)达标情况塔中第三联合站下风向1m未检出～0.004400.00达标塔中第三联合站下风向50m未检出～0.006600.00达标塔中第三联合站下风向100m未检出～0.005500.00达标标准限值0.01mg/m3由监测及评价结果可知，各监测点所在区域环境空气中SO2小时浓度≤0.012mg/m3，标准指数值≤0.024，未超标；NO2小时浓度≤0.028，标准指数值≤0.14，未超标；SO2日均浓度在0.005mg/m3～0.009mg/m3之间，标准指数值在0.03～0.06之间，未超标；NO2日均浓度范围在0.014mg/m3～0.023mg/m3之间，标准指数值范围在0.175～0.288之间，未超标；PM10日均浓度范围在0.054mg/m3～0.088mg/m3之间，标准指数值范围在0.036～0.59之间，未超标；TSP日均浓度范围在0.120mg/m3～0.185mg/m3之间，标准指数值范围在0.4～0.62之间，未超标。非甲烷总烃浓度范围在1.4mg/m389 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书～1.94mg/m3之间，标准指数值范围在0.7～0.97之间，未超标。H2S未超标。由此可见，项目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。非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准详解》中2mg/m3。硫化氢环境质量满足《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)表一居住区大气中有害物质的最高容许浓度(硫化氢最高容许浓度0.01mg/m3)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20～200m3/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—89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书若羌坳陷带内，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。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10-20m，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1-10m，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500m389 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书/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1000-2000m3/d。(见图5.2-1)，是建设水源地最佳地段。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3-5m，最大深度15m，井深100-120m，8英寸管径单井涌水量达600-1000m3/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4-5g/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。2)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5×108m389 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书/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400m，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10～20cm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。3)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。89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书(2)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89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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，古近纪中新世盆地形成至新近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，第四纪末次冰期后(指古冰期)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，已延伸至盆地腹部项目所在地区，对这时期形成的风沙地经过河流冲刷破坏和搬运改造，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。据塔中地区石油钻探供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1250m～1100m，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。地下水补给水源经过长途径流，同时伴随水文地球化学演化作用，导致本区为不同程度的劣质地下水区。2)地下水类型及其富水性(1)地下水类型项目所在区域位于塔里木盆地中部的塔克拉玛干沙漠腹地，地下赋存有丰富的地下水资源。地下水类型主要为第四系松散岩类孔隙潜水。沙漠内第四系含水层主要为沙丘下伏的冲积、湖积、风积层，其岩性以粉砂、粉细砂为主。其厚度变化不一，一般南部(上游)含水层颗粒较粗，向北(下游)逐渐变细，这就形成了沙漠内含水层富水性大体由南向北变弱的规律。风蚀洼地或垄间洼地内，潜水位一般埋藏较浅，水位埋深多为1-5m。潜水含水层厚度大且分布面积广，使广大的沙漠区犹如一个巨大的地下水库。(2)含水层的富水性项目所在区域分布有近南北向延伸的高大砂垄，其下伏地层为中上更新统细砂粉砂层，水位埋深多在20m～80m，抽水降深在5.18m～20.10m之间，单井涌水量在497～1172m3/d之间。统一换算成井径273mm、降深5m时的单井涌水量多在436～664m3/d之间，含水层的富水性属中等富水。但在不同地段富水程度亦有差异。下更新统主要为粉砂地层，含水岩组分上、下两个含水段。上含水段深度多在200m～400m左右，抽水降深在3.5m～5.7m左右，单井涌水量在642～968m3/d，统一换算涌水量多在338.3～969.5m3/d之间，富水性总体上仍属中等富水范畴，但较中上更新统含水组的富水性明显要强些。(3)含水地层岩性结构及包气带水理性质89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书据区内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%，多夹有薄层状亚砂、亚粘土层，最大厚度不超过16m，一般为1m～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，形成各类风成的沙丘堆积。包气带地层岩性，主要是无层次的风积砂，结构松散，空隙率极高，据“沙漠公路环评”实测，0～25cm深度砂土孔隙率为55～57%；25～50cm深度砂土孔隙率为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0.2kg，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。项目区垅间洼地潜水位埋藏虽然很浅，但因砂土孔隙率大，毛细作用相对减弱，潜水表面蒸发相对较小。据砂土化学分析，盐份含量甚微，没有形成表面积盐作用，潜水蒸发量很小已得到证实。鉴于当地砂土基质松散，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。(4)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20-80m，地下水的径流速度慢，径流条件较差。据项目区地下水流场分析，等水位线疏展排列，水力坡度平缓(1-1.5‰左右)，水交替极为缓慢，渗透系数0.81～1.05m/d，自南向北略偏东径流，处于缓慢径流区。垅间砂地潜水埋深一般1m～5m，除潜水垂直蒸发消耗外，均通过地下径流向盆地北边界外缓慢排泄。项目所在区域潜水等水位线见图5.2-2。89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书项目区图5.2-2项目所在区域潜水等水位线图89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书88°86°84°82°80°78°项目区40°40°38°38°88°86°84°82°80°78°图例204153255km102510比例尺图5.2-3项目所在区域水文地质图(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89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本次评价共布设1个地下水水质监测点。记录监测点具体位置及地理坐标，所采样层位均为潜水层，地下水水质监测井为油田生产用水井，主要用于现场调配泥浆。引用《塔中I号气田II区开发调整方案环境影响报告书》2015年9月24-25日的地下水监测数据。具体见表5.2-1。表5.2-1地下水水质监测位置及时间序号监测位置地理坐标本工程井位与监测点相对位置关系1#TZ11-10井水井经度83°11′35″、纬度39°20′7″ZG43-H4位于该井西南约2km，ZG431-H5位于该井东侧约6km，ZG431-H6位于该井东侧约5km，ZG441-H6位于该井西侧约20km，ZG441-H7位于该井西侧约20km。2#塔三联水源井--ZG43-H4位于该站东南约19km，ZG431-H5位于该站东南侧约24.5km，ZG431-H6位于该站东南侧约23.5km，ZG441-H6位于该站南侧约9.3km，ZG441-H7位于该站南侧约13km。3#沙漠公路灌溉50号水井--引自《塔中I号气田II区开发调整方案环境影响报告书》4#地下水溢出的坑塘--5#地下水溢出的坑塘--5.2.2.2监测项目1#监测点位的监测项目为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。2#、3#、4#、5#监测点位的监测项目为pH、总硬度、挥发酚、CODcr、溶解性总固体、氯化物、硫酸盐、硝酸盐、氟化物、高锰酸盐指数、氨氮和石油类等20项。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。89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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5.2-4。表5.2-2地下水质监测结果(mg/L，pH、细菌总数值除外)取样地点检验项目(除pH外，单位：mg/L)1#pH值石油类高锰酸盐指数氟化物氨氮氰化物六价铬汞8.11<0.012.751.340.13<0.001<0.004<0.00004砷总硬度硫酸盐氯化物铅镉挥发酚总大肠菌群(个/升)0.00032.49×1032.76×1032.29×103<0.0025<0.0005<0.0003未检出89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表5.2-3地下水监测数据及结果序号污染物标准限值(mg/L)2#监测点3#监测点4#监测点5#监测点监测值Pi监测值Pi监测值Pi监测值Pi1pH5.5-97.160.087.370.197.260.137.280.142总硬度≤5501.72×1033.131.07×1031.952.48×1034.514.60×1038.363溶解性总固体≤20005.81×1032.914.40×1032.208.79×1034.402.47×10412.354硫酸盐≤3501.55×1034.438182.341.79×1035.113.54×10310.115氯化物≤3501.40×1034.001.36×1033.892.33×1036.666.02×10317.206挥发酚≤0.01<0.002-<0.002-<0.002-<0.002-7氟化物≤2.01.40.702.01.002.51.252.01.008氨氮≤0.50.070.140.040.080.050.100.050.109高锰酸盐指数≤100.600.060.630.062.520.252.750.2810硝酸盐氮≤302.840.092.610.09<0.08-0.700.0211亚硝酸盐氮≤0.10.0710.710.0050.05<0.001-<0.001-12氰化物≤0.1<0.002-<0.002-<0.002-<0.002-13铁≤1.50.080.05<0.03-0.100.070.100.0714锰≤1.00.060.060.020.020.090.090.030.0315铅≤0.1<0.01-<0.01-<0.01-<0.01-16镉≤0.01<0.001-<0.001-<0.001-<0.001-17砷≤0.05<0.0001-<0.0001-0.00040.010.00040.0118汞≤0.001<0.0001-<0.0001-<0.0001-<0.0001-19六价铬≤0.10.0080.080.0060.060.0070.070.0100.1020石油类≤0.5<0.05-<0.05-<0.05-<0.05-89 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表5.3-4地下水质评价结果取样地点1#检验项目pH值石油类高锰酸盐指数氟化物氨氮氰化物六价铬汞标准指数0.5550.020.2750.670.260.00010.00040超标倍数00000000检验项目砷总硬度硫酸盐氯化物铅镉挥发酚总大肠菌群(个/升)标准指数0.0064.537.886.540.000200/超标倍数03.536.885.54000/由表5.2-2、表5.2-3、表5.2-4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，为较差水质，不适宜直接饮用，经脱盐后可以作为生活、生产用水。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和田地区民丰县，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；主要环境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96 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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0.25～0.1mm的细砂粒为主，占各粒级组成的55～70%，次为0.1～0.05mm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。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<0.002mm0～250.064.7858.4431.982.170.3825～300.024.5667.1623.851.900.29现场照片5.3.2.2土壤环境质量现状1)土壤环境质量现状监测96 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书(1)采样点布设根据建项目工程概况，工艺过程，以及工程因素分析情况，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，由于均为沙漠腹地，本项目5口井与TZ11-10井周边环境相似，根据项目区域土壤类型的特点，委托新疆巴音郭楞蒙古自治州环境监测站对项目评价区内的土壤进行了监测，根据工程建设内容共布设1个土壤监测点，说明土壤中pH、铬、石油类等评价项目的状况。监测点位布设见表5.3-4以及附图6。表5.3-4土壤监测点位监测点监测点名称地理坐标1#TZ11-10井场经度83°11′35″、纬度39°20′7″(2)采样时间及分析项目采样时间为2015年10月15日。分析项目为pH、铬、石油类。(3)监测结果土壤环境质量现状监测结果见表5.3-5。2)土壤环境质量现状评价(1)评价标准采用《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)中三级(pH＞6.5)标准，其中总铬采用旱地标准250mg/kg，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。(2)评价方法对污染物的评价，采用单因子污染指数法。土壤中铬、石油类的污染指数见表5.3-6。表5.3-5土壤监测结果取样地点取样深度pH石油类(mg/kg)铬(mg/kg)1#TZ11-10井场0～20cm9.79<518.720～40cm9.82<522.496 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表5.3-6土壤中石油类和总铬的污染指数编号位置取样深度石油类Cr监测值(mg/kg)标准值(mg/kg)P1监测值(mg/kg)标准值(mg/kg)P11#TZ11-10井场表层0～20cm<53000.01618.72500.075深层20～40cm<53000.01622.42500.09(3)评价结果土壤监测结果表明：该区域土壤pH值均大于7，说明土壤呈碱性；土壤中重金属元素Cr含量相对较低，满足《土壤环境质量标准》(GB15618-1995)三级标准要求；土壤中石油类含量没有超过土壤中石油类最高允许含量(临界含量)300mg/kg。5.3.3植被现状调查与评价区域内除局部地段外，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。自塔中一号气田开发后，在油田开发区域内的绿化改善了区域小环境。在沙漠中造就了一个“人工绿洲”，在塔中前指综公寓周围形成了约小面积的绿洲，主要种植有沙拐枣、梭梭、柽柳等，有助于防风固沙。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。表5.3-7沙漠常见植物名录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Zygophyllumpterocarpum96 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表5.3-7沙漠常见植物名录中文名拉丁学名钠猪毛菜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5.3-7。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5.3-8评价区野生动物种类及遇见频度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++96 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表5.3-8评价区野生动物种类及遇见频度中文名拉丁学名居留特征遇见频度保护级别塔里木兔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，沙丘相对高差一般在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。项目区域及周边地区土地利用现状见附图7。5.4声环境现状调查与评价5.4.1监测点位根据建项目工程概况，工艺过程，以及工程因素分析情况，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，由于均为沙漠腹地，本项目5口井与TZ11-10井周边环境相似，为了解本工程的声环境质量现状，共布设1个监测点，委托新疆巴音郭楞蒙古自治州环境监测站对TZ11-10井场声环境质量进行监测，监测点具体位置见表5.4-1。96 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表5.4-1声环境现状监测点位布置站位编号测点位置监测项目监测时间1#TZ11-10井场LAeq2015年10月16日至10月17日按昼、夜两次分别进行监测5.4.2监测项目及监测时间2015年10月16日至10月17按昼、夜分别进行LAeq监测。5.4.3监测结果监测结果详见表5.4-2。表5.4-2项目声环境现状监测结果单位：dB(A)站位编号测点位置监测项目及结果评价标准dB(A)10月16日10月17日昼间夜间昼间夜间1#TZ11-10井场45.239.846.140.2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。96 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书6环境影响预测与评价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建设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运营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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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4.0311.2913.714.844.034.032.423.233.234.033.231.611.612.421.611.6133.07124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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(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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表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11.041.181.121.041.421.331.651.031.181.31.551.251.472.0520.83124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图6.1-2各月和全年的风速玫瑰图关于风速的分布：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124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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7.2119.4120.787.736.935.083.253.55.616.114.441.862.32.941.41.446.25124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图6.1-3污染系数玫瑰图表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)，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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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0.8910.212.338.220.4128.29021.8527.81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荒漠区，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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书6.1.2.3环境空气影响分析运营期本项目产生的大气污染物主要为油气生产、集输过程中的烃类无组织挥发，以及井场加热炉排放的废气。(1)污染源参数调查1)有组织排放源项目生产过程中废气排放参数详见表6.1-6。表6.1-6污染源参数调查清单废气来源高度(m)内径(m)风量(m3/h)出口温度(K)主要污染物排放速率(kg/h)加热炉废气80.52489323烟尘0.0034SO20.0014NOx0.044注：均以单根排气筒计。2)无组织排放源非甲烷总烃以单井烃类挥发量1.22t/a计，单口井场面积40m×40m。项目面源排放参数详见表6.1-7。表6.1-7面源参数调查清单面源名称面源参数m污染物源强kg/h长度宽度高度井场40405非甲烷总烃：0.14(2)大气环境影响预测与评价本项目大气环境影响评价为三级，根据HJ2.2-2008《环境影响评价技术导则大气环境》的要求，以导则中推荐的SCREEN3估算模式进行计算，直接将计算结果作为预测与分析的依据。①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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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加热炉废气面源烟尘SO2NOx非甲烷总烃最大落地浓度mg/m3占标率%最大落地浓度mg/m3占标率%最大落地浓度mg/m3占标率%最大落地浓度mg/m3占标率%下风向最大浓度6×10-40.072×10-40.040.0083.250.094.5最大落地浓度出现距离(m)137137137143由上表可知，各污染因子最大落地浓度占标率均小于10%，燃气加热炉废气排放达到《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)要求。无组织挥发产生的非甲烷总烃排放达到《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)要求。本项目投产后各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，各个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)。(3)废气达标性分析①项目生产过程中加热炉废气排放达标性详见表6.1-9。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表6.1-9有组织排放废气排气筒达标性分析污染源名称污染物排放参数执行标准达标性排放浓度(mg/m3)排放速率(kg/h)排放浓度(mg/m3)排放速率(kg/h)加热炉废气烟尘10.40.003420--达标SO230.00150--NOx130.70.044200--从上表中可以看出，项目加热炉废气污染物排放浓度均能达到《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)要求。②无组织排放废气油气采用密闭集输工艺，可最大限度地减少油气挥发排放。本项目处于沙漠腹地，周围没有居民区与其他环境敏感点，故废气对环境空气质量影响较小。非甲烷总烃可以达到《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中无组织排放监控浓度限值(4.0mg/m3)要求，硫化氢可以达到《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)要求。6.2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运营期噪声两部分。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；运营期主要为井场产生的噪声，对环境的影响周期较长，贯穿于整个生产期。6.2.1建设期声环境影响分析6.2.1.1地面工程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。表6.2-1为地面工程建设过程中主要施工机械在不同距离的噪声影响水平类比调查结果。表6.2-1施工主要机械噪声值及衰减情况表dB(A)124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书距离(m)强度102040801002004008001000挖掘机92807468626054484240推土机90787266605852464038混凝土搅拌机95837771656357514543混凝土翻斗车90787266605852464038柴油发电机100888276706862565048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。6.2.1.2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。6.2.2运营期声环境影响分析运营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。所以本工程实施后，井区内声环境质量能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准，各厂界噪声能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB412348-2008)3类标准。6.3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。6.3.1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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。正常情况下，不会对地下水产生影响。6.3.2运营期环境影响分析6.3.2.1正常工况下地下水环境影响分析1)生产废水本项目运营期间产生的废水主要包括采油废水和井下作业废水。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。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。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。6.3.2.2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；自然灾害引起的气田污染事故；输油管线、输气管线运行过程中，管线腐蚀穿孔，误操作及人为破坏等原因造成的管线破裂使凝析油泄漏；气田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)集输过程中的泄漏事故124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书油气集输过程中常见的事故有油气管线或设备因腐蚀穿孔、操作失误、自然灾害等原因而造成的凝析油、天然气的泄漏。事故发生时会有大量凝析油溢出。本项目区域无地表水体，不会直接污染水环境。自然灾害因素，如雷击、地震等自然灾害，也可引起油气集输及处理过程的油气泄漏事故，对气田地面工程、输油气管线带来一定的不利影响，会引起油、气泄漏，直接污染地表水环境。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：(1)下入的表层套管未封住含水层；(2)固井质量差；(3)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。3)泄漏事故对地下水的污染影响124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书管线泄漏事故会导致浅部隐蔽性污染源的产生，泄漏的油品下渗而可能导致地下水污染风险的发生。管线发生泄漏的原因有如下几种：误操作、机械故障、外力作用和腐蚀，这几种因素的产生都是人为的或人为操控程度很高，发生污染的危害程度也取决于操作人员的处置和控制。贮污设施的泄漏是由基座渗漏引起的，污染危害取决于防污工程质量，因此这类污染发生的可控性很高，故一般发生在局部，应以预防为主。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泄漏点周边土壤剖面1m以内，很难下渗到2m以外。本项目外输油管线的埋深不小于1.5m(管底)，即发生油品泄漏事故后的下渗透影响范围将限制在地下3.5m以内，而区域内的潜水水位埋深20m-80m，所以，泄漏事故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，不会造成地下水污染。6.3.2.3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)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)生活污水经处理合格后，夏季回用于绿化，冬季进入蒸发池蒸发。(3)采出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124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书油田在修井、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。4)事故状态下地下水影响预测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。综合考虑项目工程分析及风险评价内容，结合项目特点，确定项目事故状态下对地下水造成的影响主要为油气集输过程中的泄露。预测如下：(1)地下水溶质运移模型①情景设定地埋式油气集输管道的跑、冒、滴、漏，根据《油气长输管道工程施工及验收规范》(GB50369—2006)，管道建设标准高，正常工况下不会发生跑冒滴漏，本次考虑管道系统老化腐蚀造成跑冒滴漏现象，参考《给水排水管道工程施工及验收规范》(GB50286-2008)中管道水压试验要求的最大允许渗水量计算方法进行估算，污染源可概化为连续点源。②污染源强确定集输管道跑冒滴漏，参考允许渗水量计算，本项目管道直径40～80mm，压力10～16Mpa，估算管道泄漏量约为3.02m3/d。原油进入地下，形成LNAPL透镜体，随地下水流运移(但运移距离有限)，同时溶解在地下水中。以原油在水中存在形式的经验值进行计算，取浓度1200mg/L。③预测模型本项目为石油开采项目，地下水评价等级为二级，采用解析法进行预测。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本次预测评价按照地下水环境影响评价导则要求，分别采用一维稳定流动二维水动力弥散解析模式和一维稳定流动一维水动力弥散解析模式对孔隙潜水和孔隙裂隙承压水进行预测。选取地下水环境影响评价导则附录中的数值模型进行分析预测，模型如下：A.一维稳定流动一维水动力弥散问题一维半无限长多孔介质柱体，一端为定浓度边界式中：x—距注入点的距离，m；t—时间，d；C—t时刻点x处的示踪剂质量浓度，mg/L；C0—注入的示踪剂质量浓度，mg/L；u—水流速度，m/d；DL—纵向弥散系数，m2/d；erfc()—余误差函数。B.瞬时注入示踪剂——平面瞬时点源x,y—计算点处的位置坐标；模型参数含义见表6.3-1。表6.3-1模型参数含义表序号参数含义单位1x距渗漏点的距离m2t时间d3Ct时刻x处的特征因子浓度mg/L4Co特征因子初始浓度mg/L5u水流速度m/d6DL纵向弥散系数m2/d7DT横向y方向上的弥散系数m2/d8erfc()余误差函数9π圆周率④预测参数的选取124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书第四系浅层地下水类型为孔隙潜水—微承压水，含水层为第四系全新统与上更新统冲积中细砂、粉细砂层。所需参数如下：K—含水层的渗透系数，取收集的抽水试验值1.04m/d；n—孔隙度，根据经验值及相似地区试验结果，取0.4；I—水力梯度，根据等水位线图约为0.2‰；U—水流速度，U=KI/n=0.00052m/d；aL—弥散度，aL=10；DL—纵向弥散系数，DL=aL×U=0.0052m2/d。含水层岩性为砂岩、砾岩，根据搜集项目区范围内水井资料，确定孔隙裂隙含水层的水文地质参数如下：K—含水层的渗透系数，抽水试验值3.25m/d；n—孔隙度，根据经验值及相似地区试验结果，取0.4；I—水力梯度，根据搜集数据确定为3‰；U—水流速度，U=KI/n=0.02438m/d；aL—弥散度，aL=10；DL—纵向弥散系数，DL=aL×U=0.2438m2/d。纵向弥散度αL根据世界范围内所收集到的百余个水质模型中所计算出的孔隙介质的纵向弥散度αL及有关资料与参数作出的lgαL—lgLs图来确定。基准尺度Ls是指研究区大小的度量，一般用溶质运移到观测孔的最大距离表示。本项目从保守角度考虑Ls选1000m，则弥散度αL=10。⑤地下水环境影响预测结果地下水特征因子石油类超标标准限值参照《生活饮用水卫生标准》(GB5749－2006)。对于存在污染但污染不超标的浓度范围，限值为各检测指标的检出限。当预测结果小于最低检出限时则视同对地下水环境基本无影响。地下水环境质量预测时段分别计算100天、1000天和5000d时，从渗漏源至下游方向，地下水中主要特征因子指标的受影响范围。预测结果如下：油气集输管线连续泄漏情景下污染物运移距离随时间推移逐渐增大；在运行5000d后，污染物石油类在孔隙水中预测超标距离为3600m，影响距离为3690m。本项目位于沙漠腹地，该影响区域内无受影响目标。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本次输油管线泄漏预测评价未考虑土层及含水层吸附作用的影响。实际上，地表土层中含有各种离子、有机物和微生物，项目产生的污染源中污染物在通过覆盖层时，污染物在迁移过程中将发生吸附、过滤、离子交换、生物降解等作用而得到不同程度的净化。因此泄漏产生的污染可能小于上述结果。为了将项目运行期对地下水的影响尽可能地减小，本项目对物料运送、储存过程中各设施采取有效地防渗措施，对设备定期检修，将事故发生的概率降至最低，保护地下水环境不受污染。6.3.3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。本工程无需用水，因此本项目对当地水资源利用的影响较小。6.3.4水环境影响评价结论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。运营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。井喷及输油管道原油泄漏事故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，油田建设期和运营期对地下水环境的影响较小。6.4固体废物环境影响分析6.4.1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。本项目运营期产生的落地原油、油泥砂属危险废物。本项目对开发建设期和运营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。6.4.2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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本项目在建设期总计产生生活垃圾9t，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，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，对沙漠景观造成破坏，可能会被野生动物误食，严格管理塑料袋等生活垃圾，及时回收，不得随意丢弃，不会对环境产生影响。6.4.3运营期固体废物环境影响分析6.4.3.1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。按照单井落地原油产生量约0.10t/a计算，本项目运行后共5口油井，落地原油总的产生量约0.5t/a。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。地面工程完成后，本工程运营期各井场采出液经抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)加热节流后，采用抗硫移动式计量分离器进行计量，抗硫真空加热炉出口节流阀～出站压力10MPa，采用气液混输方式管输至集气站。经集输管网输至塔中第三联合站。集输管道均为密闭式，落地油基本不再产生，甚至为零。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，新增含油泥砂约6.9t。含油泥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。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书6.5生态环境影响评价本油田开发项目的主要建设工程包括：集输管线、井场、道路。除井场、道路为永久性占地外，其它均为临时性占地。该建设工程在施工期对生态环境影响较大，运行期一般影响较小。其对生态环境的影响主要表现为占用土地、改变土地利用性质、破坏植被，即打破了地表的原有平衡状态。若恢复治理措施不当，失去地表植被保护的土壤，在强风力的作用下可能发生风力侵蚀，造成表层土壤的丧失。6.5.1工程占地影响本工程主要工程活动占地情况见表2.1-4。由表2.1-4中可以看出，本工程施工活动预计总扰动面积9.47hm2,其中永久占地面积2.18hm2，临时占地面积7.29hm2。由于施工活动是分阶段进行的，在同一时刻，只有一小部分区域处在施工阶段，相对降低了潜在影响的规模和严重性。施工结束后，2.18hm2永久占地被永久性构筑物代替，这部分占地的土地利用类型将发生彻底的改变，永久占地使原先土壤-植被复合体构成的自然地表被各类人工构造物长期取代；7.29hm2临时占地伴随着永久性占地的工程建设而发生，也不可避免地对原有地表造成破坏，使原有土壤-植被自然体系受到影响或瓦解，在扰动结束后，临时占地影响区的土壤-植被体系的恢复能力与程度取决于临时占地影响程度的大小及原先的生态背景状况。施工活动和工程占地在井区范围内呈点线状分布，对土壤、植物、野生动物等各生态要素产生不同程度的影响，同时也对原有景观结构产生一定程度影响。由于临时占地的扰动、破坏，将增加土壤风蚀量。当油田转入正常运营期后，人群的活动范围缩小，受到破坏的临时占地逐渐地得到恢复，工程占地影响也会逐步减弱。6.5.2管线敷设对生态环境的影响6.5.2.1对土壤的影响本工程所在地以风沙土为主，很容易受风蚀，在地表被破坏后，风蚀率会急剧上升。6.5.2.2对植被的影响124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书根据管道建设的特点，对植被环境影响最大的是管道施工对地表植被的扰动和破坏。项目区域植被稀疏，地表大面积裸露，景观单调，绝大部分地段很少或根本无植物生长，为裸地。对地表植被影响较小。在管线施工过程中，开挖管沟区将底土翻出，使土体结构几乎完全改变。由于项目区域植被稀疏，地表大面积裸露，项目周围地表为沙漠，管道施工对项目区域植被影响较小。根据工程分析资料，施工作业期间的污染主要来自于扬尘及施工期废弃物。虽然在整个作业期间都有生活废水的产生，但因其量较少，作业期短，因而基本没有不良影响；从另一个角度分析，生活废水的排放对于荒漠植被的生长不但没有破坏性影响，反而有促进其生长发育的作用。因而在此只从扬尘、施工废弃物对植被的影响进行分析。1)扬尘对植被的影响结合工程区域具体情况分析：该区域多风、少雨、干旱、地形开阔的自然条件使得大气中扬尘易扩散，加之工程施工阶段污染源分散，项目区域植被稀疏，很少或根本无植物生长，因此在正常情况下扬尘浓度低，工期短，对植被影响不大。2)施工废弃物对植被的影响在管道工程中，管道防腐是不可缺少的一个重要工序，是防止事故发生的主要保护措施；在施工现场对管线进行防腐处理，不可避免地要有一些防腐材料散落在环境中，对土壤和植被产生一定的影响。其附着在植物体上会阻碍植物叶片呼吸及光合作用；施工废弃物、塑料袋、矿泉水瓶等生活垃圾的胡乱丢弃会造成白色污染而影响土壤，在大风季节塑料袋被吹挂在植物体上，这样不仅影响景观，亦影响植物的生长。但这种影响是有可能杜绝的，在施工中只要加强环保宣传，就会使这种影响降到最小程度甚至没有。6.5.3修井作业6.5.3.1落地原油对土壤环境的影响分析本油田开发过程中，在修井作业等过程中产生的落地原油是造成土壤环境污染的主要因素，运营期间因腐蚀等原因造成管线泄漏也将对土壤环境造成污染。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书通过其他已完钻井井场周围土壤环境质量类比调查，结果表明，距井场不同距离处土壤中石油类浓度明显高于井场外土壤石油类浓度，说明油气田开采对土壤存在石油类污染；而井场外10m至200m处土壤石油类浓度值较接近，且与区域土壤环境质量对照点石油类浓度也接近，因此油田开采对土壤的污染主要集中在井场内部。从井场内土壤不同剖面深度的石油类浓度分布来看，10cm深度的石油类浓度最高，是表层土壤石油类浓度的2倍，是对照点土壤中石油类浓度的4倍，说明油气田开采产生的落地油等污染物会向下渗透对深层土壤造成影响；30cm浓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。6.5.3.2井下作业对植被的影响井下作业对植被的影响主要在施工期的占地影响、散落在地表的极少石油类的影响。1)占地影响该井区经过了多年的勘探开发后，现已具备了一定的规模，占用了一定面积的土地，使其上的荒漠植被消失，整个自然环境中的植被覆盖度减少，地表永久性构筑物增多。永久占地和临时占地中主要是影响项目分布区的灌丛植被。本工程建设过程中共计9.47hm2土地被扰动，地表植被基本被毁。在投入运营后，其中有2.18hm2的地表被永久占用，地表被各种构筑物或砾石覆盖，地表植被及地表结构发生了大的变化：地表保护层被破坏，稳定性下降，防止水土流失的能力也随之下降，并且地表植被不复存在。2)石油类污染对植被的影响在油田开发过程中石油类对植被的污染途径主要有两种：一是落地油先污染土壤，改变其结构和性状，使生长其上的植被间接的受到影响；二是生产过程中不慎将原油溅落在植物体上，影响其生理功能，使植物生长发育受阻，严重时导致植物的死亡。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书根据对以往油田资料的分析及实地勘察，石油类在土壤中0cm～20cm土层中残留量最大，污染源对植被影响范围在50m左右，50m以外植物体内石油类含量接近背景值，植被生长良好。该区植物极为稀少，所以地表石油类污染不会使植被受到明显伤害。3)人类活动对植被的影响油田开发建设过程中大量人员、机械进入荒漠区，使荒漠环境中人类活动频率大幅度增加，对植被的影响主要表现在人类和机械对植物的践踏、碾压和砍伐，使原生植被生境发生较大变化。评价区植被密度极低，植被覆盖度小，生产区周围植被稀少，因此，人类活动对该区域植被产生的不良影响有限。6.5.4对动物的影响本项目所在区域周围地表为沙漠，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。6.5.5区域生态系统稳定性及完整性影响分析124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。本项目开发区的基质主要是荒漠生态景观，荒漠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6.5-1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1.5-3m/好3-5m/中5-9m/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124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表6.5-1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/分布从表6.5-1可以看出项目区生态完整性受本项目影响较小，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荒漠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，本项目永久占地面积2.18hm2，临时占地面积7.29hm2，占地基本为荒漠，地表植被稀疏，项目地表植被为本区域广布的荒漠植被，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。因此总体上看本项目建设对生态环境影响较小。6.5.6植物的生物量损失本工程区域植被稀少，全部为沙漠地带，植物的生物损失量极少。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书6.6退役期环境影响分析随着油田开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终井区将进入退役期。当油田开发接近尾声时，各种机械设备将停止使用，进驻其中的油田开发工作人员将陆续撤离油田区域，由此带来的大气污染物、生产废水、生活污水、噪声及固体废物等对环境的影响将会消失。退役期的环境影响以生态环境的恢复为主，同时封井和井场清理也会产生少量扬尘和建筑垃圾，会对周围的环境造成一定影响。油井停采后将进行一系列清理工作，包括地面设施拆除、地下截去至少1m的井筒并用水泥灌注封井、井场清理等。在这期间，将会产生少量扬尘和固体废物。在闭井施工操作中应注意采取降尘措施，文明施工，防止水泥等的洒落与飘散，同时在清理井场时防止飞灰、扬尘的产生，尽可能降低对周边大气环境的影响。另外，井场清理等工作还会产生部分废弃管线、废弃建筑残渣等固体废物，对这些废弃管线、残渣等进行集中清理收集，管线外运经清洗后可回收再利用，废弃建筑残渣外运至指定处理场填埋处理。固体废物的妥善处理，可以有效控制对区域环境的影响。井场经过清理后，永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫被清理，随后根据周边区域的自然现状对其进行恢复，使井场恢复到相对自然的一种状态。油田设施退役后，人员撤离，区域内没有人为扰动，井场范围内的自然植被会逐渐得以恢复，有助于区域生态环境的改善。124 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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，采油、油气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，可能导致发生油气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：——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油气、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。129 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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,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(℃)：-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。129 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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，事故主要发生在井下作业过程中，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)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；129 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2)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；3)井口未安装防喷器或防喷器的安装不符合要求；4)完井固井质量出现问题；5)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；6)施工组织不严密，井场布置不合理，违反安全管理规定；7)作业人员素质差，缺乏应急能力。本工程井下作业包括洗井、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、集输系统，特别是站场，容易发生油品泄漏，当井场或站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；129 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表7.1-1(a)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。乙二醇属低毒类，吸入中毒表现为反复发作性昏厥，并可有眼球震颤，淋巴细胞增多。国内未见相品急慢性中毒报道。遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。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。129 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表7.1-1(b)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6乙二醇液1.112.14197.85111.13.2～15.3可燃—丙A——5.9～13.4g/kg—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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书7.1.2.3管线在集输采出液过程中，输油气管线由于人为破坏、腐蚀穿孔、观测不及时等原因造成油气、含油污水泄漏，对环境产生较大危害。泄漏的油气遇到明火还可能发生火灾、爆炸等事故。造成管线泄漏的主要原因如下：1)机械失效(因材质失效和施工缺陷)导致管道破裂。2)外来力作用(地震、其他施工误断、人为破坏等)导致管道破裂。3)腐蚀穿孔导致管道溢油、气。本项目建设区域的地下水位高、土壤含盐量高存在对管线的外腐蚀。管线腐蚀一般发生在油田开发后期。本工程新建ZG43-H4到5号集气站管道2246m，同沟敷设5号集气站到ZG43-H4井燃料气管线；新建ZG431-H5到5号集气站管道1294m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H5井燃料气管线；新建ZG431-H6到5号集气站管道1136m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H6井燃料气管线；新建ZG441-H6到3号集气站管道786m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H6井燃料气管线；新建ZG441-H7到3号集气站管道3656m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H7井燃料气管线，集输管线采用L245NS无缝钢管、燃料气管线采用20#无缝钢管。管线顶部埋至冻土深度(1.2m)以下，地面设标志桩，因此本工程因管线导致的事故风险率相对较小。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，因油田开发区域周围均为荒漠区域，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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表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9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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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，各站场在多年的运行过程当中，均未发生过泄露、火灾、爆炸等风险事故。7.1.4.3管道集输事故风险类比调查管道集输是目前最经济最安全的运输方式，正被越来越多的油气运输所采用，但管道建设运行也存在一定的环境问题以及安全问题。美国及欧洲均属管道建设较早，且事故资料统计较为齐全的地区，以下是对其管道事故的相关统计分析。1)美国OPS(OfficeofPipelineSafety)是美国联邦政府指定的输油和输气管道管理部门，管道事故资料较详实。表7.1-4所列为1991-2009年美国陆上输气管道事故统计。表7.1-4美国输气管道事故统计年份长度事故数次伤亡数，人财产损失(美元)事故危害伤亡/(次·km·a)英里km死亡受伤199128529545912559011$11,054,6384.06×10-7199228307145554650314$10,020,9657.46×10-7199328504345872081116$17,582,2684.58×10-7199429343847223052015$41,386,3066.11×10-719952888464648404107$6,818,2503.67×10-719962853384591946215$10,947,0862.11×10-719972877454630685815$10,056,8852.23×10-7199829560647571972111$34,165,3243.50×10-719992900974668534228$16,526,8345.10×10-72000293716472677651516$15,206,3711.01×10-620012849144585126725$12,095,1652.28×10-720022971864782615714$15,878,9051.83×10-720032955234755858118$45,406,1722.34×10-720042969534778868302$10,573,3435.04×10-8200529478347439410605$190,703,9499.94×10-8200629371847268010733$31,024,3191.19×10-720072949384746448727$43,589,8482.18×10-720082972684783939405$111,992,0881.11×10-7200929884248092692011$43,988,3502.49×10-7平均值29170146943471.41.78.3$80,159,4593.36×10-7从统计结果可以看出，在1991年～2009年的19年里，美国输气管道共发生了1356次事故，年平均事故率约为71.4次，事故率平均为1.52×157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书10-4次/(km•a)，事故伤亡率平均为3.36×10-7/(次·km·a)。2)欧洲欧洲是天然气工业发展比较早，也是十分发达的地区，经过几十年的发展和建设，该地区的跨国管道已将许多欧洲国家相连，形成了密集复杂的天然气网络系统。从1982年开始，6家欧洲气体输送公司联合开展了收集所属公司管道事故的调查工作，并据此成立了一个专门组织——即欧洲输气管道事故数据组织(EGIG)。目前，EGIG已经涵盖了15家欧洲主要天然气管道运营单位，管道长度约13.5×104km(管道压力≥1.5MPa.包括DN100mm以下的管道)。这个数据库已经在世界各地的燃气管道安全分析中广泛应用，对提高管道安全发挥了作用。(1)事故率统计2011年12月，EGIG发布了“8thEGIGreport”，对1970年～2010年共41年间该组织范围内所辖的输气管道的事故进行统计分析。根据该报告，1970年～2010年间，共发生事故1249起。EGIG对不同时期管道事故率的统计见表7.1-5，1970-2010年间，总事故率为0.35/1000km·a，与1970-2007年间总事故率0.37/1000km·a相比进一步降低。近五年间(2006-2010年)事故率仅为0.16/1000km·a，大约是过去整个时期(1970-2010年)事故率的一半。可见，管道事故率正在逐年下降，这主要归功于输气管道的焊接技术、安全管理、自动控制等技术不断完善的结果。表7.1-5不同时段事故率统计统计时段时间间隔事故次数统计管道总长(km·a)事故率(1000km·a)1970-2007EGIG第7次报告，38年11733.15×1060.3721970-2010EGIG第8次报告，41年12493.55×1060.3511971-2010近40年以来12223.52×1060.3471981-2010近30年以来8603.01×1060.2861991-2010近20年以来4602.25×1060.2042001-2010近10年以来2071.24×1060.1672006-2010近5年以来1060.654×1060.162(2)事故原因统计157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书根据统计，欧洲输气管道事故主要原因为第三方破坏，约占事故总数的48.4%；其次是施工和材料缺陷，所占比例为16.7%；第三是腐蚀，占总数的16.1%，地基位移、其他原因和误操作分居第4～6位。前三项事故原因不仅是造成欧洲输气管道事故的主要因素(80%以上)，而且也是整个世界管道工业中事故率最高的三大因素。近年来，随着国内管道建设和技术发展，我国管道建设水平已与国际水平接近。类比欧洲管道，拟建工程管道事故率为0.35×10-3次/(km•a)。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。本工程新建集输管线9.118km，燃料气管线9.118km。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拟建工程集输管道重大危险源辨识管段名称管段长度(km)管径(mm)压力(MPa)采出液在线量(m3)采出液在线量(t)是否为重大危险源集输管道9.118801045<45否燃料气管线9.118401.611.4<11.4否本项目涉及的易燃易爆、有毒有害物质主要为原油及天然气，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，天然气储存量未超过50t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。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包括：1)油气管线破裂造成油气泄漏管线破裂泄漏油气会对空气环境、水环境及生态环境造成危害。2)井场设备油气泄漏及火灾爆炸157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本工程5口井均依托其他井场分离器、闪蒸罐对单井采出液进行一级、二级分离后进入高架罐。本工程依托的分离器、闪蒸罐、高架罐等设备因泄漏等可引起火灾或爆炸，造成人员伤亡、财产损失和环境污染。7.2.1.2最大可信事故概率1)道破裂事故发生概率《环境风险评价实用技术和方法》(胡二邦主编)一书中推荐了用于重大危险源定量风险评价的泄漏概率，见表7.2-1。表7.2-1用于重大危险源定量风险评价的泄漏概率表部件类型泄漏模式泄漏概率50mm＜内径≤200mm的管道泄漏孔径1mm2.00×10-5/(m·a)全管径泄漏2.60×10-7/(m·a)本项目集输管线长9.118km，管线规格为DN80。根据上表，本项目最大可信事故概率为2.37×10-3/a。7.2.2泄漏量确定7.2.2.1管道泄漏通过调查发现，目前国内石油化工企业事故反应时间一般在10～30分钟之间，最迟在30分钟内都能作出应急反应措施，包括切断通往事故源的物料管线，利用泵等进行事故源物料转移等。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。当发生管道泄露事故时，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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。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。工程区土壤母质由细沙、粉沙构成，渗透性较好，管线泄漏发生后，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，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0cm～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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。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。7.4.3管线事故风险预防措施1)施工阶段的事故防范措施(1)集输管线敷设前，应加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格产品。对焊接质量严格检验，防止焊接缺陷造成泄漏事故的发生。在施工过程中加强监理，确保施工质量。(2)在集输管线的敷设线路上设置永久性标志，包括里程桩、转角桩、交叉标志和警示牌等。(3)建立施工质量保证体系，提高施工检验人员水平，加强检验手段。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书(4)按施工验收规范进行水压及密闭性试验，排除更多的存在于焊缝和母材的缺陷。(5)选择有丰富经验的单位进行施工，并对其施工质量进行监理。2)运行阶段的事故防范措施(1)定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段及时更换，消除爆管的隐患。(2)加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。(3)定期检查管道安全保护系统，在发生泄漏事故时能够及时处理。(4)加大巡线频率，提高巡线有效性，加强《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的宣传力度，发现对管道安全有影响的行为，及时制止、采取相应措施并向上级报告。(5)按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止原油泄漏事故的发生。(6)配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。3)管理措施(1)在管道系统投产运行前，应制订出供正常、异常或紧急状态下的操作手册和维修手册，并对操作、维修人员进行培训，持证上岗。(2)制订应急操作规程，在规程中说明发生管道事故时应采取的操作步骤。(3)规定抢修进度，限制事故的影响，说明与人员有关的安全问题。(4)定期对管线进行巡视，加强管线和警戒标志的管理工作。(5)提高职工安全意识，识别事故发生前异常状态，并采取相应措施。(6)对重要的仪器设备有完善的检查项目和维护方法；按计划进行定期维护；有专门档案(包括维护记录档案)，文件齐全。4)油气泄漏事故防范措施(1)所有风险敏感目标区段的管道设计均要符合《输油管道工程设计规范》(GB50253-2003)的要求。(2)加强《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的宣传力度，普及原油管道输送知识，发现问题及时报告。(3)157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止原油泄漏事故的发生。(4)完善站场的环境保护工程，及时清除、处理各种污染物，保持安全设施的完好，杜绝火灾的发生。(5)按规定配置齐全各类消防设施，并定期进行检查，保持完好可用。(6)操作中必须使用防爆工具，严禁用铁器敲打管线、阀门、设备。(7)制定事故应急预案，配备适当的抢修、灭火及人员抢救设备。7.4.4硫化氢风险防范措施1)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“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”157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书状态。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。3)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。(8)制定事故应急预案，并定期进行演习。3)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。7.4.5洪水防范措施尽管该区域发生洪水的可能性极小，但为防止在油田生产过程因天气变化出现的融雪和暴雨发生安全事故，进一步规范生产运行中突遇融雪天和暴雨天的安全管理，提高对突发事件和自然灾害的反应能力，建立紧急情况下快速、有效的的应急处理机制，确保油田生产安全，塔里木油田特制订防洪防汛应急预案。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书1)各单位应组织员工对自己所辖区域的公路涵洞、低洼油田公路、重点上修井及措施井、防洪堤坝、防渗段进行重点检查，做好记录，加强防洪防汛工作。2)对低洼及凹型油田公路段进行清雪工作，预防化雪后冲刷公路造成道路中断，影响生产车辆通行。3)公路涵洞要组织清障，清理杂物、疏通流道，并清除闸门池子上覆盖的积雪。4)对融雪期、下雨天突发洪水，各单位应组织员工对洪水情况进行观察，将员工撤向高处，对被洪水围困的员工应及时进行救援，保证员工人身安全。同时向作业区值班领导和生产运行科值班室值班人员通报洪水最新情况，并做好记录。生产运行科值班室的值班人员接到通报后，应及时准确地做好记录，并及时上报科室、作业区领导和油田公司生产运行处值班室，并做好应急救援。5)洪水过后各单位应积极进行自救，将洪水造成的损失降到最低点。同时将损失情况以书面形式报生产运行科值班室，由值班室汇总后报作业区值班领导及科室领导和油田公司生产运行处值班室。6)各单位一时无法恢复的损失情况及问题应统计汇总后，报作业区生产运行科和相关科室，由作业区协调解决。7)抗洪防汛所需的物资由物资管理站储备提供。7.5应急预案2006年国家安全生产监督管理总局发布的《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》(AQ/T9002-2006)给出的应急预案定义为“针对可能发生的事故，为迅速、有序地开展应急行动而预先制定的行动方案。”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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图7.5-1总体应急预案框架157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图7.5-2专项应急预案框架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157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书发生环境事故时，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。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157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书井区应急救援预案、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管道事故应急措施管道事故风险不可能绝对避免，在预防事故的同时，为可能发生的事故制定应急措施，使事故造成的危害减至最小程度。1)按顺序停泵或关井在管道发生断裂、漏油事故时，按顺序停泵或关井。抢修队根据现场情况及时抢修，做好安全防范工作，把损失控制在最小范围内。2)回收泄漏原油首先限制地表污染的扩大。油受重力和地形的控制，会流向低洼地带，应尽量防止泄漏石油移动。在可能的情况下应进行筑堤，汇集在低洼坑中的地表油，用车及时进行收集，将严重污染的土壤集中处理。3)挖坑应急因地制宜地采取有效措施清除土壤油浸润体中的残油，减轻土壤污染。——挖坑撇油：在漏油点附近挖坑进行撇油。——挖沟截油：根据原油以漏油点为点源向下游迁移扩散为主的特点，在漏油点下游的10m～30m处，根据漏油量的大小挖2m～3m深的两条水平截油沟，一撇二排，以加速土壤油浸润体中残油的外泄，减小事故影响范围。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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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水土流失分区根据《新疆维吾尔自治区水土保持建设规划》和《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》，该区域要重点做好开发建设活动的监督管理工作，防止因生产建设活动造成新的水土流失。根据要求，要进一步加强对水土保持工作的领导，加大对水土保持事业的投入，加快防治步伐，严格按照开发项目必须编制水土保持方案的规定，搞好建设项目水土保持方案实施工作，控制人为活动造成新的水土流失。各级水行政主管部门及其水土保持监督管理机构要强化管理，对违反水土保持法律、法规的行为坚决依法查处。本工程地处天山南麓的荒漠地区，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，处在天山南麓的荒漠地区。区域内地势西北高、东南低，地势较平坦，地表多戈壁砾石。项目区属温带大陆性干燥气候，降水稀少，夏季炎热，冬季干冷，年温差和日温差较大，光照充足，热量丰富，蒸发强烈，风沙活动频繁。植被一般比较稀少、矮小，多属耐干旱、抗风沙、抗盐碱的荒漠植被。区域内土地利用类型单一，除一些油田开发基础设施外，多为荒漠。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。8.1.3水土流失成因分析评价范围内荒漠化严重，自然干旱、少雨、多风的恶劣气候是导致土地荒漠化的主要原因，具体原因包括风速、土壤、植被和人为因素。1)风力侵蚀157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书从项目区气候特征及下垫面情况分析，风力侵蚀是该区主要侵蚀方式。风力侵蚀需具备2个条件：风力大于起沙风速和裸露地表。项目区属多风地区，多年平均风速达1.95m/s，瞬间最大风速可达22m/s，大风主要出现在每年的春季。经现场踏勘可知，评价区域属于典型的荒漠生态系统，生态环境条件脆弱，极易受到风沙侵袭。根据资料，起沙风速平均在4m/s以上，盆地周边>4m/s，沙漠2-4m/s。项目开发区域大多为工业设施覆盖，该区域荒漠沙粒粒径大多<0.25mm，大风日数较多。因此，一定范围内存在着引发荒漠化及沙尘暴的自然条件，属于极强度风力侵蚀区。沙粒粒径与起动风速关系见表8.1-1。表8.1-1沙粒粒径与起动风速关系表沙粒粒径(mm)0.10-0.250.25-0.500.50-1.00＞1.00起动风速(m/s)5.47.59.09.52)土壤土壤干旱是荒漠化的基本条件。土壤水分是土壤组成物质的重要组成部分，是土壤形成的重要因素之一。土壤水分含量除影响植物生长外，还影响土壤粘结性和粘着性。土壤水分含量高时，植物生长良好，可降低风速，增强土壤粘着性和粘结性，以及抗风蚀能力。有关资料表明，荒漠土壤含水率多低于20g/kg，植被生长差。由于土壤质地偏轻，易破碎分散，成为风力侵蚀对象。3)人为因素由于人类活动越趋频繁，区域生态环境受到一定破坏，人口增长和经济发展使土地承受的压力过重，过度开垦、过度放牧、乱砍滥伐和水资源不合理利用等使土地严重退化，森林被毁，气候逐渐干燥，致使土地荒漠化加剧。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》)157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书和《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。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，地表为荒漠，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。建设期间，开挖管沟、油田公路路基填筑、机械作业、人员活动等都会加剧水土流失。油田开发过程中加剧水土流失的不良影响主要表现在以下几个方面。8.2.1勘探过程开发车辆对地表的大面积碾压，使所经过地段的植被和地表结构遭到不同程度的破坏，使风蚀荒漠化的过程加剧。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书8.2.2管道道路建设可能引起水土流失的因素较多，如破坏地表结构、砍伐植被、取弃土等。带来的环境问题是使具有稳定结皮的地表结构被破坏，使其失去原有的稳定性，引发流沙的重新分布；如遇起沙风，地表在没有保护的状态下极易被吹蚀，从而引起水土流失。油田各种管道的敷设均采用埋地弹性敷设，管沟开挖及各类施工机械碾压是整个项目建设影响较大的方面。管沟开挖弃土、弃渣一般向管道一侧临时堆起土垄，这为施工期内的水土流失提供物质来源。但因施工期短，该影响仅为暂时性的局部影响。堆土回填后风蚀量会有所减少，但地表仍为一疏松的地带，需要一个较长的恢复阶段。8.2.3运营期水土流失影响分析工程建成后，管线施工带土壤表面及自然植被的恢复还需一定的时间，管道沿线水土流失将会继续发生，但随着时间的延长，土壤结构的变化，地表植被的恢复及部分保护措施，水土流失范围和影响程度会逐渐减少和减轻。因此运营期就管道建设而言，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)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)157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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防治目标依据自治区人民政府关于全疆水土流失“三区”划分的公告，项目区属于自治区重点监督区，按照《开发建设项目水土流失防治标准》等级的划分应执行二级标准。为了有效地减少项目建设过程中造成的水土流失，为主体工程和水土保持工程设计、施工提供依据、保护项目区脆弱的生态环境。根据《开发建设项目水土保持方案技术规范》(GB50433-2008)及有关法规、条例，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9591195**站场9591195**管线9591195**综合目标9591195**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22.05hm2。8.3.3水土保持措施将本项目水土流失防治分区初步划分为2个分区：井场防治区、管线防治区。8.3.3.1井场防治区1)严格控制油田内单井的地面作业面积，尽量选取平坦地带，植被稀疏区域建立井场。2)井场道路用砾石铺垫，减少扬尘。3)157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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)工程主管部门积极主动，加强水土保护管理，对工作人员进行培训和教育，自觉保持水土，保护植被，不随意乱采乱挖沿线植被。6)在风沙较大的方向可以设置机械沙障，减少风沙侵蚀。8.3.3.2管线防治区1)管沟挖、填方作业应尽量做到互补平衡，以免造成弃土方堆积和过多借土。2)管沟回填应按层回填，以利施工带土壤和植被的尽早恢复。回填后应予以平整、压实，以免发生水土流失。3)管线经过的斜坡、土坎等地段，工程设计中应修筑护坡堡坎的方式来防止水土流失。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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书8.5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。157 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书9公众参与环境保护公众参与是指公民、法人和其他组织自觉自愿参与环境立法、执法、司法、守法等事务以及与环境相关的开发、利用、保护和改善等活动。国家环保部于2006年2月14日颁布了《环境影响评价公众参与暂行办法》(环发2006[28]号)，并于2006年3月18日起施行，按照该办法的规定，对环境可能造成重大影响、应当编制环境影响报告书的建设项目，环境影响评价过程中应进行公众参与调查。此外，为了进一步加大环境影响评价公众参与和政务信息公开力度，切实保障公众对环境保护的参与权、知情权和监督权，环保部先后颁布了《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)、《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)、《建设项目环境影响评价政府信息公开指南(试行)》(环办[2013]103号)和《关于推进环境保护公众参与的指导意见》(环办[2014]48号)等文件，并要求建设单位在环境影响评价过程中应进一步做好信息公开和征求公众意见等工作。为了广泛地征求有关部门的代表和群众的意见，加强建设项目与群众的沟通，提高公众参与的程度，反映群众的意见、要求和愿望，为项目的建设和环境保护决策提供参考依据，此项工作依据上述各项规章规范和《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)》开展此项公众意见调查工作。9.1公众参与的意义公众参与是项目建设方或者环境影响评价单位同公众之间的一种双向交流。通过公众参与，一方面可使项目影响区的公众及时了解项目建设和运行期间可能引起的潜在环境问题信息，使他们有机会通过正常渠道表达自己的意见或建议，了解公众最关心的问题、看法、意见和建议，集思广益，维护公众的切身利益。总之，环境影响评价过程中实施公众参与，可提高环评的有效性，增强项目环境影响评价的合理性和社会可接受性，确保环保措施的可行性、合理性，有利于最大限度发挥项目的综合和长远效益。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书9.2公众参与的实施程序1)第一次公示。接受委托后7日内，在新疆维吾尔自治区环保厅网站立即启动环境影响评价第一次公示。2)第二次公示。在报告书编制完成上报审批之前，采取在新疆维吾尔自治区环保厅网站进行公示。3)问卷调查。采用现场及项目所在县走访并发放“公众意见调查表”的方式，调查内容包括被调查人基本情况及被调查人对本工程环境影响方面的意见和看法等。4)调查结束后，通过对调查结果进行分类统计，真实地了解了建设项目区域各相关部门及公众对本工程的态度，对公众普遍关心和担心的问题进行归纳总结，与建设方进行交流，并反映在环评报告书中，提出相应的对策供设计单位和建设单位参考。公众参与调查程序见图9.2-1。反馈意见汇总项目决策与建设单位进行信息交流协商研究解决办法完善报告书发放公众意见征询表，征求受影响群众、团体意见走访各主管部门咨询项目选址合理性第一次公示搜集公众对工程意见第二次公示搜集公众对报告书意见图9.2-1公众参与实施程序9.3公众参与实施形式173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本工程环境影响评价过程中主要采取了网上公布工程和评价等有关信息、征求项目所在地主管部门意见、发放个人公众调查问卷和团体调查意见等形式。调查结束后，通过对调查结果进行分类统计，对公众普遍关心和担心的问题进行归纳总结，与建设方进行交流，并反映在环评报告书中，提出相应的对策供设计单位和建设单位参考。9.4公众参与具体实施过程9.4.1信息公开1)第一次公示2016年3月3日收到委托书，2016年3月7日在新疆环保厅网站上进行了第一次公示。第一次公示的主要内容包括：建设项目的名称及概要；建设单位的名称和联系方式；承担评价工作的环境影响评价机构的名称和联系方式；征求公众意见的主要事项；环境影响评价的工作程序和主要内容；公众提出意见的主要方式；公众参与程序和方案以及各阶段工作初步安排。新疆维吾尔自治区环保厅网站第一次公示截图见图9.4-1。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图9.4-1网络第一次公示截图173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书2)第二次公示2016年4月25日在新疆环保厅网站上进行了第二次公示。第二次公示的主要内容包括：建设项目情况简述；建设项目对环境可能造成影响的概述；预防和减轻不良环境影响的对策和措施的要点；环境影响报告书提出的环境影响评价结论的要点；公众查阅环境影响报告书的方式和期限；公众参与程序和方案以及各阶段工作初步安排；征求公众意见的范围和主要事项；征求公众意见的具体时间和形式；联系方式。第二次公示截图见图9.4-2173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书图9.4-2网络第二次公示截图173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书9.4.2公众意见调查过程1)发放调查表：环评项目组在进行网络第二次公示后于2016年5月在项目附近城镇、单位发放公众意见征询表，直接征求受访者的意见，并于2016年8月在项目所属的民丰县征求了民丰县人大代表及政协委员的意见，同时对受访者的口头意见进行整理。2)调查结束后，通过对回收的公众意见征询表中所列的调查结果进行分类统计，真实地了解了建设项目所在区域公众对本工程的态度和意见，对公众高度关注的问题进行归纳总结，与建设方进行交流，并反映在环评报告书中，提出相应的对策供设计单位和建设单位参考。9.5发放公众参与调查表9.5.1调查原则1)坚持公开、广泛和便利的原则，调查对象主要为距离塔三联井区较近城镇的人群和各企事业单位、环保部门的工作人员，向这些公众参与受访对象进行信息宣传，开展意见征询工作；2)被调查者自愿参与；3)整个调查过程实事求是，将项目概况和建设与营运期间可能产生的环境影响如实地向被调查者介绍。9.5.2调查表内容1)个人公众意见征询表公众意见征询表具有简单、通俗、明确、易懂和调查结果直观、可信的特点，比较适合用于调查直接受工程影响群众的意见。在调查之前，首先根据被调查对象所处地域、职业、专业知识背景的不同，依据《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)》的相关要求，设计公众意见征询表的具体内容。根据项目施工期和运行期可能造成的环境影响，调查表主要采用简洁易懂的选择题的形式供公众作答。公众意见征询表内容见表9.5-1。2)团体公众意见征询除了发放个人公众意见征询表外，公众参与过程中还特别重视环保管理部门的团体意见，并收到了民丰县环保局“关于中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司塔中地区相关项目环境影响报告敏感点的说明”173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书，说明中指出：塔中开发区域均位于沙漠腹地，所在区域为荒漠；项目所在区域无自然保护区、风景名胜区敏感区，除油田公司在油区工作人员外，没有固定集中的人群居住区。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书工程环境影响评价公众意见征询表姓名性别□男□女文化程度□小学□中学□大专及以上年龄民族联系电话您的职业□工人□农民□教师□公务员□医生□学生□自由职业者□其他联系地址公众调查问题调查结果1、您对本项目的了解程度如何？了解□略知□不了解□2、您对项目区所在地环境质量的看法？满意□一般□不满意□3、您认为本项目所在区域环境影响的程度如何？环境空气较小□一般□较大□水环境较小□一般□较大□声环境较小□一般□较大□生态环境较小□一般□较大□固废环境较小□一般□较大□4、您认为本项目环境风险控制措施是否可行？可行□一般□不可行□5、您认为本项目施工期的环境影响如何？较小□一般□较大□6、您认为本项目的开发建设是否必要？有必要□没必要□无所谓□7、您对本项目环境保护措施的建议有哪些？加强环保设计□加强环保管理□增加治理设施投资□加强生态保护□其他8、您对本项目建设最关心的问题？是否符合三同时要求□对环境的影响程度□环保措施及投资是否到位□环保管理是否完善□是否能促进当地经济的发展□其他9、您是否同意本项目的开发建设？同意□不同意□无所谓□10、您对建设项目环保工作的预期？三废达标排放□环保风险防控到位□尽可能降低对周围环境的影响□173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书工程简介：1、项目概况本工程包括塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，共5口井采油气工程。本工程位于新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，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，沙丘相对高差一般在100m左右。气候干旱少雨，多风沙，属于典型的暖温带大陆性极端干旱的荒漠性气候。东南向距且末县城约260km，西南向距民丰县城约260km，西北向距沙雅县约200km。沙漠公路穿越该区域，交通、通讯十分便利。本工程为地面工程，地面工程中又包括油气集输工程以及辅助工程等，产能输入点为塔中第三联合站。本工程5口井均为生产井。单井设计井深5450-7345m，平均单井完钻井深6230m，钻井总进尺3.1148×104m。ZG43-H4井产油量约为12t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H5井产油量约为30t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H6井产油量约为30t/d，产气量约为7.8×104m³/d；ZG441-H6井为产油量约为6t/d，产气量约为17×104m³/d；ZG441-H7井产油量约为5t/d，产气量约为4.0×104m³/d。合计最大产气量2.93×105m3/d，产油量83t/d。2、主要环境影响及可能产生的主要污染物施工期对环境的影响主要来自施工带清理、开挖管沟、场地平整等施工活动中施工机械、车辆、人员践踏等对土壤的扰动和植被的破坏，工程占地对土地利用类型以及对生态环境的影响。油气集输过程产生的污染物主要为挥发性烃类气体,以及各场站加热炉排放的烟气、含油污水、机泵和加热炉的噪声等。采油和油气集输过程会产生采油废水、生活污水、加热炉烟气、烃类气体、废油泥砂和噪声。3、拟采取的环保措施严禁随意砍伐、破坏施工区以外的作物和植被。严格控制和管理运输车辆及重型机械施工作业范围，不得随意行驶，尽可能减少对土壤的破坏。划定适宜的堆料场，施工应尽量避开植物生长季节，减少植物量的损失。及时清理施工现场，恢复原貌，植被破坏应在施工结束后的当年或来年予以恢复。运营期对各井场内的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。井下作业废水和采油废水由塔中第三联合站污水处理站处理达标后，存放于晒水池自然蒸发处理。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。产生的油泥(砂)委托有危险废物处理资质单位进行回收处理。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书9.6调查结果统计与分析9.6.1调查对象信息及结果统计在进行第二次公示之后，环评项目组进行了公众意见征询表发放工作，工程所在地地处沙漠腹地，附近没有固定的居民和村庄，且收到了民丰县环保局“关于中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司塔中地区相关项目环境影响报告敏感点说明”，说明中指出：塔中项目部所属开发区域均位于沙漠腹地，所在区域为荒漠；项目所在区域无自然保护区、风景名胜区敏感区，除油田公司在油区工作人员外，没有固定集中的人群居住区。环评项目组共走访了距离项目所在地相对最近的29位公众个人，并在项目所在的民丰县征询了16位县人大代表和政协委员的意见，共发放个人调查表45份，其中回收个人有效表45份，回收率为100%，回收团体调查意见1份。调查对象个人信息表见附件。工程调查结果统计百分比见表9.6-1以及表9.6-2。表9.6-1调查对象的构成情况表项目人数占有效问卷人数的百分比(%)性别男3577.78女1022.22年龄30岁以下1533.3330-40岁920.0040岁以上2146.67学历中学及以下511.11大专及以上4088.89职业公务员1431.12工人2555.56农民24.44自由职业者24.44其他24.44民族汉族3475.56维吾尔族920.00其他24.44173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书9.6-1公众意见调查统计结果汇总公众调查问题调查结果1、您对本项目的了解程度如何？了解[68.89%]略知[31.11%]不了解[0%]2、您对项目区所在地环境质量的看法？满意[75.56%]一般[24.44%]不满意[0%]3、您认为本项目所在区域环境影响的程度如何？环境空气较小[91.11%]一般[8.89%]较大[0%]水环境较小[84.44%]一般[15.56%]较大[0%]声环境较小[84.44%]一般[15.56%]较大[0%]生态环境较小[91.11%]一般[8.89%]较大[0%]固废环境较小[86.67%]一般[13.33%]较大[0%]4、您认为本项目环境风险控制措施是否可行？可行[95.56%]一般[4.44%]不可行[0%]5、您认为本项目施工期的环境影响如何？较小[86.67%]一般[13.33%]较大[0%]6、您认为本项目的开发建设是否必要？有必要[100%]没必要[0%]无所谓[0%]7、您对本项目环境保护措施的建议有哪些？加强环保设计[53.33%]加强环保管理[77.78%]增加治理设施投资[35.56%]加强生态保护[60%]8、您对本项目建设最关心的问题？是否符合三同时要求[71.11%]对环境的影响程度[88.89%]环保措施及投资是否到位[37.78%]环保管理是否完善[80%]是否能促进当地经济的发展[53.33%]9、您是否同意本项目的开发建设？同意[100%]不同意[0%]无所谓[0%]10、您对建设项目环保工作的预期？三废达标排放[77.78%]环保风险防控到位[73.33%]尽可能降低对周围环境的影响[77.78%]9.6.2调查结果分析1)受调查对象总共45名，其中汉族34名，维族2名，锡伯族1名，满族1名；男性占77.78%，女性占22.22%；调查者中30岁以下的有33.33%，40岁以上的有46.67%，30-40岁的有20%。调查者中，中学文化程度占11.11%，大专及以上有88.89%；所从事职业为公务员，工人，农民，自由职业者和其他，各占总数的31.12%，55.56%，4.44%，4.44%和4.44%。2)统计数据表明受访对象均不同程度地对工程有所了解，其中表示了解的人数为占比68.89%，表示略知的人数占比31.11%，没有群众不了解本工程。3)受访对象均对项目区所在地的环境质量表示满意或者一般，75.56%的人满意现在的环境质量，24.44%的人认为项目区所在地环境质量一般。4)173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本项目所在区域环境影响的程度一题分为5个方面，分别是环境空气、水环境、声环境、生态环境和固废环境。91.11%认为对环境空气影响较小，84.44%认为对水环境影响较小，84.44%认为对声环境影响较小，91.11%认为对生态环境影响较小，86.67%认为固体废物影响较小。由此看来，建设单位要继续保持对环境空气、水环境、声环境、生态环境的保护。5)95.56%的受访对象认为本项目环境风险控制措施可行。6)受访对象中，86.67%认为本项目施工期环境影响较小，13.33%认为一般，没有人选择施工期环境影响较大。7)全部受访对象认为本工程的建设是有必要的。8)对于本项目环境保护措施的建议，4个选项均有人选择，选项中人数较多的，是加强环保管理和生态保护。9)在是否符合三同时要求，对环境的影响的程度，环保措施及投资是否到位，环保管理是否完善以及是否能促进当地经济的发展5个方面，比例超过半数以上有是否符合三同时要求，对环境的影响的程度，环保管理是否完善和是否能促进当地经济的发展，其中所占比例最高的是对环境的影响的程度，为88.89%，说明项目对环境的影响程度成为他们最关心问题。10)受访对象全部同意本工程的建设，无人反对。11)对建设项目环保工作的预期，77.78%的受访对象选择三废达标排放，73.33%的人选择环保风险防控到位，77.78%的人选择尽可能降低对周围环境的影响。9.7公众意见采纳情况说明本次公众参与调查，公众提出的各种意见和建议，评价单位均进行了记录、归纳统计，并本着客观、务实的原则向建设单位、设计单位进行了报告。被调查人员能够积极参与调查，提出具体意见和建议，说明公众对环境问题的重视程度在日趋增加，这也达到了本次公众参与调查的目的，并提醒建设单位必须认真对待项目建设过程中存在的环境问题。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书项目建设单位中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司表示一定认真对待公众意见和建议，保证项目建设严格按照经批复的环境影响报告书和国家相关环保法律法规要求建设，采用先进的环保治理技术，加大环保投入，加强监管，切实落实环评提出的各项污染防治措施和对策，建设高质量的工程。同时，加强管理，定期检查环保设施的运行情况，严格按照国家标准控制污染源，做到达标排放。9.8公众参与的程序合法性、形式有效性、对象代表性、结果真实性1)程序合法性在编制本报告的过程中，建设单位严格按照《环境影响评价公众参与暂行办法》(环发〔2006〕28号)的有关要求，按程序开展了第一次公示、第二次公示、公众参与问卷调查；在报告的编制过程中，建设单位又根据《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)、《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)、《建设项目环境影响评价政府信息公开指南(试行)》(环办[2013]103号)和《关于推进环境保护公众参与的指导意见》(环办[2014]48号)等文件等法规性文件的内容要求，进行了网络第二次公示。(1)第一次公示2016年3月3日收到委托书，环评单位于2016年3月7日在新疆环保厅网站上进行了第一次公示，符合《环境影响评价公众参与暂行办法》对第一次公示的时间要求。(2)第二次公示在本环评报告报送新疆维吾尔自治区环保厅审批前，环评单位按照《环境影响评价公众参与暂行办法》的要求，环评单位于2016年4月25日在新疆环保厅网站第二次公示。综上所述，本工程环境影响评价的公众参与工作程序合法。2)形式有效性在报告编制的过程中，公众参与调查分别采取了发放公众意见征询表、团体公众意见调查及网站上进行网上公示征求公众意见，并且，环评人员能够事先和公众代表仔细告知项目建设情况，公众代表能够准确理解环评单位开展公众参与的目的。因此，公众参与结果能够较准确反映周边群众对项目建设的态度。综上所述，本次公众参与调查工作均是严格按照相关要求进行的，公示内容真实，形式有效。3)对象代表性173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本次公众意见的征询对象包括距离工程较近乡镇的居民，同时环评单位在民丰县环保局进行了团体意见的征询工作和征询民丰县人大代表、政协委员意见。共发放个人调查表45份，其中回收个人有效表45份，回收率为100%，回收团体意见1份。总体来看，无论是从接受调查者的数量还是受调查者人员成分比例均具有一定的代表性。由此可见本次公众意见征询工作覆盖面广，调查细致，接受调查的人员能够代表受影响人群，此次选取的调查对象样本具有较好的代表性。4)结果真实性在进行调查问卷的发放过程中，环评人员均向受访者介绍工程概况、环境影响及环保措施，在群众知情后填写公众意见征询表，并请参与人员填写真实姓名、地址、电话等个人信息。两次环评公示严格按照相关要求按时网上公布，公示内容真实准确，说明了工程概况、环境影响和环保措施，并且详细说明建设单位和环评单位的名称、地址、联系人及电话。综上所述，两次公示、调查表的发放均严格按照相关要求执行，公示内容准确反映建设项目相关信息，工作过程透明有效、调查结果真实可靠。9.9公众参与调查结论按照《环境影响评价公众参与暂行办法》(环发2006[28]号文)、《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)》，本次评价采取先后两次网上公示和发放公众参与调查表的方式进行了公众参与。在评价范围内，项目共发放个人公众参与调查表45份，有效回收个人问卷45份，回收率100%，受调查群众基本反映了项目周边群众的意见，具有代表性。通过调查意见统计，全部受访对象认可并同意项目的建设，没有群众反对本工程的建设，同时也要求建设单位加强建设项目环保管理，加强生态保护、增加治理设施及投资，尽力保护周边环境，防止环境污染，保持生态平衡。而环评单位也将公众意见向建设单位——塔里木油田分公司进行了及时反馈，建设单位表示将顺应民心，认真考虑和对待公众关切意见和建议，保证项目建设合法合规、达标排放。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书通过公众参与，公众帮助环评单位识别了建设项目评价区域内的主要环境问题和环境敏感目标，通过了解公众关切的环境问题，有助于环评报告制定具有针对性的环保措施。多数公众认同项目建设能够对该地区的经济发展起到促进作用。总体而言，当地公众对本项目的建设给予了肯定，同意项目建设。173 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书10污染物排放总量控制10.1总量控制原则对污染物排放总量进行控制的原则是：将给定区域内污染源的污染物排放负荷控制在一定数量之内，使环境质量可以达到规定的环境目标。污染物总量控制方案的确定，在考虑污染物种类、污染源影响范围、区域环境质量、环境功能以及环境管理要求等因素的基础上，结合项目实际条件和控制措施的经济技术可行性进行。10.2总量控制因子根据国家“十二五”总量控制水平，考虑本项目的排污特点，污染物排放总量控制因子如下：废气污染物：SO2、NOX。废水污染物：COD、氨氮。10.3本工程污染物排放总量由于拟建工程开发建设期集中于较短时间内，施工期间排放的污染物将随施工期的结束而消失，故不考虑对施工期间产生的污染物进行总量控制。项目正常运行期间，大气污染源主要为井场无组织挥发的烃类，以及加热炉废气。本项目在正常运行期间，油田采出水输送到塔中第三联合站污水处理站进行处理，处理达标后存放于晒水池自然蒸发，不外排。10.4总量控制建议指标本项目产生的油田采出水输送到塔中第三联合站污水处理站进行处理，处理达标后存放于晒水池自然蒸发，不外排。因此不对废水污染物进行总量控制。根据行业特点，运营期加热炉排放的废气主要为烟尘、SO2、NOX。“十二五”期间国家废气总量控制因子为SO2、NOX、VOCs。因此结合本项目排放特征，确定总量控制因子为大气污染因子：SO2、NOX、VOCs。10.5污染物总量分析项目营运过程中，加热炉废气排放的SO2、NOX175 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书产生量分别为0.045t/a、1.95t/a，外排环境量约分别为0.045t/a、1.95t/a。VOCs(以非甲烷总烃计)6.1t/a。项目污染物排放量情况见表10.5-1。表10.5-1项目污染物排放量情况单位：t/a类别污染物名称项目排放量废气SO20.045NOX1.95烃类6.1175 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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、建设期和运营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，减少油气挥发，降低空气污染、火灾爆炸和健康风险。3)站场内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)油水井场、站场设置安全警示牌，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)本工程位于正常油气生产区域，在工程施工时，应充分识别地上、地下油气水管线、电线等设施对作业安全的危害和影响，采取有效措施，防止像吊装设备碰触电线引发触电事故、挖断油气管线造成油气泄漏、火灾爆炸等事故的发生。7)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。8)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。9)194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。10)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。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自然蒸发，不外排。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)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。2)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。3)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。4)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。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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504m3。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。1)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。2)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)项目井井身结构为水平井、斜井，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)管线施工时，管线作业范围控制在8m内。管线开挖时，挖方的堆放应避开植被较密的地带，以便于施工结束后挖方的回填和减少对植被的影响。管线施工作业结束后，立即对现场进行回填平整，恢复地貌原状，并覆土压实，减少水土流失。5)194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书固定行车道路，严禁随意乱开便道。严禁破坏道路两侧植被，严禁在道路两侧取弃土。6)在道路边、油区，设置“保护生态环境、保护野生动植物”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运营期环境保护措施根据拟建工程运营期各章节的影响评价，本节将主要论述运行期环境保护措施及其经济技术可行性。11.3.1运营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)对各井场内的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。3)定期对集输管线、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。本工程运营期生产的采出油气经集输管线输送到塔中第三联合站。经塔中第三联合站处理后，生产出净化油并会产生一部分采油废水。净化油、气分别经管道外输，均采取密闭输送。根据油田开发在运营期对环境空气的影响分析结果，其影响在可接受范围内，没有污染物超标现象，SO2和NOx能够满足井场周围环境的要求。因此，所采取的环境空气防治措施基本可行。11.3.2运营期水环境保护措施本工程运营期废水主要为采油废水。1)采油废水运营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，存放于晒水池自然蒸发。本工程运营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自然蒸发，不外排。2)设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监控，防止对地下水造成污染。11.3.3运营期声环境保护措施1)194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。2)对噪声较大的设备设置消音设施。3)在运营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，运营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运营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)回收落地原油，以及原油处理、废水处理产生的油泥(砂)等中的油类物质，根据《石油天然气开采业污染防治技术政策》要求含油污泥资源化利用率应达到90%以上。本项目产生的全部油泥(砂)在塔里木油田塔中环保站建成前，依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，固体废物收集、贮存、处理处置设施按照标准要求采取防渗措施。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运营期生态保护措施1)在管线上方设置标志，以防附近的各类施工活动对管线的破坏。定期检查管线，如发生管线老化，接口断裂，及时更换管线。对于事故情况下造成的油外泄事故一要做好防火，二要及时控制扩散面积并回收外泄油。2)定时巡查井场、管线等，及时清理落地油，降低土壤污染。3)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。4)194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书井场、管线施工完毕，进行施工迹地的恢复和平整，井场周围及管道两侧设置草方格等生态恢复措施，井场周围设置围堤或井界沟。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井场永久占地40×40m2/口，井场道路全长2.3km，6m宽，永久占地面积1.38hm2，共占地2.18hm2。工程井场施工结束后，应对其占地内的土地进行平整、恢复其原貌。充分利用工程前收集的表土覆盖于井场临时占地恢复区表层，覆盖厚度应根据植被恢复类型和场地用途确定。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。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)。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。4)管线生态恢复本项目新建油气集输管线9.118km，新建燃料气管线9.118km。临时扰动占用土地共约9.47hm2。施工过程中应尽量选择非大风季节来施工，管廊上方自然恢复原貌。集输管线上方草方格宽度12m(上风向7m,下风向5m)。戈壁石铺设厚度10cm，压实度不得小于93%。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书在井场周围、道路两侧、管线两侧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%。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下图所示：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1ZG43-H4井草方格㎡562982ZG431-H5井草方格㎡412743ZG431-H6井草方格㎡393784ZG441-H6井草方格㎡351785ZG441-H7井草方格㎡42146合计草方格㎡214274本项目各项生态恢复具体投资见表11.4-2。表11.4-2生态恢复投资估算恢复对象生态恢复方案投资(万元)硬化面积(hm2)恢复面积(hm2)主要恢复措施永久占地井场占地恢复0.8/平整、覆土、进行地面硬化处理，防止侵蚀，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。26.5永久占地井场道路2.76/道路两侧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。8.2194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表11.4-2生态恢复投资估算恢复对象生态恢复方案投资(万元)硬化面积(hm2)恢复面积(hm2)主要恢复措施临时占地管线恢复/7.29施工结束后，回填管沟，覆土压实，管沟回填后多余土方应作为修路用土，不得随意丢弃。管线上方草方格宽度12m(上风向7m,下风向5m)。戈壁石铺设厚度10cm，压实度不得小于93%。21.6合计2.187.29/56.311.5运行管理与风险防范措施1)制定环境保护管理规定，建立并运行健康、安全与环境管理体系。2)加强油气田建设、勘探开发过程的环境监督管理。油气田建设过程应开展工程环境监理。3)在开发过程中，企业应加强油气井套管的检测和维护，防止油气泄漏污染地下水。4)油气田企业应建立环境保护人员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。5)油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。开展特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。11.6服役期满后生态及环境保护措施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)保证对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止其发生油水层窜层，产生二次污染。11.7环保投资194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本工程项目总投资2205.9万元，环保投资121.3万元，环保投资占总投资的比例为5.5%。环保投资主要用于水土保持、生态恢复、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11.6-1。表11.6-1工程环保投资估算阶段投资项目投资(×104元)备注施工期井场平整、覆土、进行地面硬化处理，井场四周固沙措施(草方格)26.5平整、覆土、进行地面硬化处理，防止侵蚀，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。回填管沟，覆土压实管线恢复21.6施工结束后，回填管沟，覆土压实，管沟回填后多余土方应作为修路用土，不得随意丢弃。管线上方草方格宽度12m(上风向7m,下风向5m)。戈壁石铺设厚度10cm，压实度不得小于93%。道路两侧设置草方格8.2道路两侧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。废弃施工材料以及生活垃圾清运9.8水土保持工程10环境监理、监测8.9运营期井场作业落地油回收7.8油泥砂处理11.7环境监测9.8服役期满后废弃管线、废弃建筑残渣，集中清理收集4恢复地貌3合计121.3194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书12清洁生产12.1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。本章对本工程的工艺技术先进性、原料利用水平、能源利用水平、水资源利用水平、“三废”排放水平方面进行清洁生产分析。12.2清洁生产技术和措施分析12.2.1运行期清洁生产工艺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。12.2.3油气集输及处理清洁生产工艺1)油气集输方式194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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，本工程运营期生产的采出液经抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)加热节流后，采用抗硫移动式计量分离器进行计量，抗硫真空加热炉出口节流阀～出站压力10MPa，采用气液混输方式管输至集气站。经集输管网输至塔中第三联合站。降低了油气的损耗，减少烃类物质的挥发量，从而节约了能源，降低了对大气环境的污染影响。对接触H2S介质的碳钢设备和管道焊接后进行热处理，以减少H2S的应力腐蚀。加热炉用气均用联合站处理后的天然气作为燃料，减少有害物质的排放。2)优化布局，减少建设用地对井场及站场按工艺流程进行优化组合，布置紧凑。在集油区将油、水、电、道路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。12.2.4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。12.2.5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。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。12.2.6清洁生产技术指标(1)钻井井场占地面积本工程部署总井数5口，新建采油井集输管线9.118km，。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。拟建工程新增永久占地面积2.18hm2，临时占地面积7.29hm2。(2)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，落地油基本不再产生，甚至为零。12.3清洁生产水平分析本项目清洁生产指标见表12.3-1。表12.3-1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194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表12.3-1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194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表12.3-1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1、洗井液，m3/井次乙类区：≤2.0乙类区：≤7.0乙类区：≤10.0一级与《石油天然气开采业污染防治技术政策》(公告2012年第18号2012-03-07实施)中清洁生产要求相符性分析：表12.3-2《石油天然气开采业污染防治技术政策》清洁生产要求相符性序号清洁生产要求本项目拟采取的措施1油气田建设应总体规划，优化布局，整体开发，减少占地和油气损失，实现油气和废物的集中收集、处理处置。该区块已于2012年开展塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43区块地面工程环境影响评价，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)。2016年2月编制完成《塔中I号气田II区开发调整方案环境影响报告书》，2016年3月由新疆维吾尔自治区环保厅批复通过(新环评价函[2016]294号文)。优化布局，油气通过管道集输至塔中第三联合站进行处理，符合油气和废物集中收集、处理处置。2油气田开发不得使用含有国际公约禁用化学物质的油气田化学剂，逐步淘汰微毒及以上油气田化学剂，鼓励使用无毒油气田化学剂。本项目仅为地面工程，不涉及化学剂，钻井工程时采用的钻井液均为水基泥浆。3在勘探开发过程中，应防止产生落地原油。其中井下作业过程中应配备泄油器、刮油器等。落地原油应及时回收，落地原油回收率应达到100%。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。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。4在油气勘探过程中，宜使用环保型炸药和可控震源，应采取防渗等措施预防燃料泄漏对环境的污染。本项目仅为地面工程，钻井工程已完钻，未发生井喷等环境风险事故。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书表12.3-2《石油天然气开采业污染防治技术政策》清洁生产要求相符性序号清洁生产要求本项目拟采取的措施5在钻井过程中，鼓励采用环境友好的钻井液体系；配备完善的固控设备，钻井液循环率达到95%以上；钻井过程产生的废水应回用。本项目钻井过程已结束，钻井过程中采用了环境友好的钻井液体系，钻井液循环使用，循环率达到95%。6在井下作业过程中，酸化液和压裂液宜集中配制，酸化残液、压裂残液和返排液应回收利用或进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率应达到100%。酸化、压裂作业和试油(气)过程应采取防喷、地面管线防刺、防漏、防溢等措施。本项目仅为地面工程，主要是洗井、修井等井下作业，产生的井下作业废水不落地、不外排，直接进入罐回收处理。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。7在开发过程中，适宜注水开采的油气田，应将采出水处理满足标准后回注；对于稠油注汽开采，鼓励采出水处理后回用于注汽锅炉。本项目采出液经塔中第三联合站处理后，产生的采油废水依托塔中第三联合站污水处理站进行处理，处理达标后存放于晒水池自然蒸发处理，水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)。8在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。新建3000m3及以上原油储罐应采用浮顶型式，新、改、扩建油气储罐应安装泄漏报警系统。新、改、扩建油气田油气集输损耗率不高于0.5%，2010年12月31日前建设的油气田油气集输损耗率不高于0.8%。采用管道集输，本项目不涉及原油储罐。9在天然气净化过程中，应采用两级及以上克劳斯或其他实用高效的硫回收技术，在回收硫资源的同时，控制二氧化硫排放。本项目产生的油气经管道输送至塔中第三联合站，联合站包括集气装置、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，有效回收硫资源。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。12.4循环经济分析194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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。12.4.1循环经济的模式12.4.1.1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。12.4.1.2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。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。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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，采出液经管道转输进行产品生产，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。12.4.2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。12.4.2.1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。12.4.2.2资源的回收利用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。12.4.2.3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HSE194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书培训，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。12.5持续清洁生产12.5.1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。12.5.2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。12.5.3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。12.5.4加强外部联系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。12.6建议12.6.1清洁生产建议本项目较好地考虑了清洁生产的要求，但为更好地、持续地进行清洁生产，结合本工程特点，提出以下建议。1)积极创新、改进工艺，进一步降低本项目采油耗新鲜水量和采油综合能耗。2)在建设期和运营期应严格执行“四到位”等节水制度。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书“四到位”：用水计划到位；节水目标到位；节水措施到位；管水制度到位。3)更新观念，寻求生产与环保之间协调统一的新途径。4)提高管理技巧，增强职工的主人翁意识和责任感。5)加强内部管理，减少生产过程中的跑、冒、滴、漏现象。6)加强人员培训，提高职工的清洁生产意识。7)确定管理目标，与地方有关部门协作，确保油田的安全运行。12.6.2循环经济建议1)建设循环经济型企业通过实行清洁生产审核，采用清洁生产技术，使单位产品能耗、物耗、水耗及污染物排放量达到国内或国际先进水平；提高工业用水复用率，创建废水“零排放”企业，通过能源、水的梯级利用和废物循环利用，形成工业生态链网，建立循环经济型企业。2)利用绿色GDP进行核算企业的国民生产总值计算应引入绿色GDP的概念，即在GDP中扣除由于经济增长造成自然资源消耗、生态破坏的直接经济损失，以及为恢复生态平衡、挽回资源损失而必须支付的经济投资。将绿色GDP用于生产企业的考核及决算，以全面反映经济增长和经济发展对资源环境的影响。3)加大循环经济宣传和教育进行循环经济和绿色消费宣传和科普教育，利用各种传播媒体和教育手段，在企业内普及和推广绿色消费，提高循环经济理念和绿色消费意识。总之，循环经济理念在本项目中的落实，有利于提高资源和能源的利用率，最大程度地减少废物排放，保护生态环境，实现经济效益、社会效益和环境效益的统一，实现经济的可持续发展。194 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书13环境经济损益分析项目的开发建设，除对国民经济的发展起着促进作用外，同时也在一定程度上影响着项目拟建地区环境的变化。进行环境影响经济损益分析的目的在于分析建设项目的社会、经济和环境损益，评价建设项目环境保护投资的合理性以及环境保护投资的效益，促进项目建设的社会、经济和环境效益的协调统一和可持续发展。13.1经济效益分析本工程项目总投资2205.9万元，其中环保投资121.3万元，环保投资占总投资的比例为5.5%。经过建设项目可行性研究报告分析，其在经济上可行。13.2社会效益分析本项目的实施可以支持国家的经济建设，缓解当前原油供应紧张、价格不断上涨的形势，同时，油田开发对当地工业和经济的发展具有明显的促进作用，能够带动一批相关工业、第三产业的发展，给当地经济发展注入新的活力。本项目的实施还补充和加快了油田基础设施的建设。因此本项目具有良好的社会效益。13.3环境损失分析本项目在建设过程中，由于井场、地面设施建设、敷设管线等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。环境损失包括直接损失和间接损失，直接损失指由于项目建设对土壤、地表植被及其生境破坏所造成的环境经济损失，即土地资源破坏的经济损失。间接损失指由土地资源损失而引起的生态问题，如生物多样性及地表植物初级生产力下降等造成的环境经济损失。本工程将扰动、影响荒漠生态景观，虽然该区域生态有效利用率低，但有着重要的生态学意义，对防风固沙有着重要的作用。根据《新疆维吾尔自治区生态损失研究》估算，新疆荒漠林生态功能的经济价值平均为50-60万元/km2，根据项目永久占地面积，计算得出生态经济损失预计1.3万元。结合本项目区域植被分布情况，其植被生态经济损失远远小于该预计值。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书13.4环境经济损益分析结论本项目经分析具有良好的经济效益和社会效益。在建设过程中，由于井场、地面设施建设、敷设管线等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。因而在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约121.3万元，环境保护投资占总投资的5.5%。工程回收部分钻井泥浆，不仅可以减少环境污染，而且还可以降低钻井成本，可节省一定资金。实施相应的环保措施后，不但能够起到保护环境的效果，同时节约经济开支，为企业带来双赢。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书14环境管理与环境监测计划14.1环境管理机构及管理体系14.1.1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14.1-1。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14.1-1塔里木油田公司环境管理机构设置14.1.2环境管理体系212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气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、运营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，下面分别就开发建设期和运营期进行论述。14.1.2.1施工期HSE管理体系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212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书(1)组织机构本项目施工期间的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；——212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书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；——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。14.1.2.2运营期HSE管理体系1)HSE方针和目标运营期管理遵循以下HSE方针。(1)遵守国家及地主政府颁布的各种适用的法律、法规、标准、准则和条款，同时满足上级主管单位对健康、安全和环境的有关要求。(2)项目运行期的全体员工首先通过教育、培训，不断提高环境意识，认识到健康、安全与环境问题的重要性，认识到石油开采对环境可能造成的影响；通过教育、培训，提高正确使用健康、安全和环境保护设施以及应急处理方面的能力。(3)将HSE管理体系作为石油开采、集输、处理各环节管理制度的重要组成部分，把环境保护管理工作贯穿于油田运营期管理的全过程中，使风险和环境影响降到最低限度。(4)有效地处理石油开采过程中产生的废水、废气和固体废物，尽最大努力减少对环境的污染。(5)按期检修各种设备、管道，应急反应程序齐备，尽量预防因泄漏产生的污染事故。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书(6)上级主管部门对油田运行期管理单位的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)组织机构本项目的HSE管理机构应实行逐级负责制，受中国石油塔里木油田分公司HSE管理委员会(设在质量安全环保处)的直接领导，采油厂HSE领导小组，下设HSE管理员一名。(2)职责——负责运营期间HSE管理措施的编制、实施和检查；——负责编写及修改作业区的HSE作业指导书，并进行全程监督；——对运营期间出现的环境问题加以分析；——监督生产现场对HSE管理措施的落实情况；——协助上级主管部门宣传贯彻国家和地方政府有关环境方面的法律、法规、条例及中国石油天然气股份有限公司的HSE方针；——配合上级主客部门组织全体人员进行环境教育和培训；——及时向上级主管部门汇报HSE管理现状，提出合理化建议，为环境审查和改进提供依据。HSE兼职管理员和全体人员的职责：——HSE兼职管理员和每位工作人员应清楚地意识到环境保护的重要性；——执行HSE管理规程、标准；——了解对环境的影响和可能发生的事故；——按规章制度操作，发现问题及时向上面汇报，并提出改进意见。3)培训为提高全体员工的HSE意识和能力，应对本工程全体管理及工作人员进行上岗培训，考核合格后方可投入工作，培训内容如下：(1)提高各级管理人员和全体员工的环境保护意识——学习国家和地方政府有关环境方面的法律、法规，地方政府有关法规、条例及中国石油天然气股份有限公司的有关规定；——了解塔里木油田分公司环境保护的目标和指标；——212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书认识到遵守环境方针与工作程序的重要性及违反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——熟悉有关HSE的各种规章制度和操作规程；——掌握各种HSE有关设施的使用、维护方法，按要求处理和处置废水、废气和固体废物等的方法；——掌握事故的预防和紧急处理方法。4)HSE管理体系文件的控制运行期HSE管理体系文件与开发建设期要求一样，并根据运行期的特点，进行相应补充。5)检查、审核和评审为了保证该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，塔里木油田公司HSE管理委员会(质量安全环保处)要进行不定期的检查和定期的HSE审核、评审。6)持续改进通过审核和评审，把HSE检查、考核与审计工作结合起来，通过审计，不断纠正不符合项，做到持续改进。14.2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14.2-1。表14.2-1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施工期大气在施工期按施工进展情况根据需要确定PM10施工现场委托监测生态临时占地范围施工现场运营期大气1次/a竣工验收后开始监测SO2井场周围委托监测NOXPM10TSP非甲烷总烃井场周围212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表14.2-1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运营期地下水1次/a竣工验收后开始监测pH、总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物、氨氮、氟化物、石油类、挥发酚周边水源井或坑塘委托监测噪声等效连续A声级井场周围生态临时占地地貌恢复情况、生态恢复情况井场周围土壤pH、石油类、铬井场周围14.3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、运营期，其中勘探期已经发生，故本章节对施工期和运行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14.3-1、14.3-2。表14.3-1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。对于拟永久使用的伴行道以及各场站等，建设完成后，应因地制宜的进行地表原始景观恢复。工程承包商施工期监理公司环境监察队和田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。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表14.3-1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。工程承包商施工期监理公司环境监察队和田地区环保局自治区环保厅纳入工程费用4水环境·建设规范的生活污水池，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，底泥清运至就近生活垃圾填埋场填埋。5水土流失·合理安排施工时间：挖、填方的施工应尽量避开大风季节，如不能避开大风季节，应将土方单侧堆放，并堆成梯形，尽量减小土方坡度，以减少风蚀引起的水土流失。·油田开发建设，在满足工程对土质要求的前提下，集中在政府指定的地点取土(石料)，尽量不在沟道取石方，以防改变排水流向，引发新的水土流失。取料应减小开挖深度及开挖坡度，做到既方便施工，又利于水土保持，取料后对形成的高陡边坡进行削坡。·管沟挖、填方作业应尽量做到互补平衡，以免造成土方堆积和过多借土。对于道路及地面建设产生的弃方不得随处堆放。·管线的埋设应尽量采用平埋方式，使地形不发生大的变化。在回填土时，要尽量压实。·严格按规划的施工范围进行施工作业，不得随意开辟施工便道和扩大取土范围，在地形平坦处，施工车辆不得随意驶离使道。施工后期，及时做好施工迹地的清理工作。做好施工后期的迹地恢复工作，包括土地平整，创造局部小环境以利于植被的恢复等。表14.3-2运营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·继续做好施工迹地的地表恢复工作，利用冬季融雪和夏季少量的降水使景观慢慢得以自然恢复。·培训巡线人员相关的水土保护知识，使之在保护沿线植被的同时，随时观察沿线的水土流失状况，以便能及时的采取补救措施。塔里木油田公司运行期自治区环保厅自治区环境监察总队和田地区环保局纳入工程费用2声环境·对厂界噪声进行定期监测(每年1-2次)，在噪声超标点位采取必要的隔声降噪措施。3大气环境·对井场大气进行定期监测(每年1-2次)。4水环境·统一运至塔中第三联合站污水处理站进行处理5景观保护·对项目区域内的环境保护和生态恢复措施的执行和落实情况进行监督212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书续表14.3-2运营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6管道保护·在施工结束、投入运行之前，要完成永久性标志的设置，并对易遭车辆碰撞破坏的局部管道采取防护措施，设置安全标志。·对管道设施定期巡查，及时维修保养。·制定事故应急预案，对安全运行的重大隐患和重大事故能够作出快速反应并及时处理。塔里木油田公司运行期自治区环保厅自治区环境监察总队和田地区环保局纳入工程费用7环境管理·建立环境管理体系和事故应急体系。·实施环境监测计划纳入运行期运行管理费用中14.4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”212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书原则，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14.4-1。表14.4-1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、井下作业废水处理达标后存放于晒水池自然蒸发，不外排。《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)废气井场烟尘经一根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)SO2NOX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》(GB16297-1996)中组织排放监控浓度限值(4.0mg/m3)噪声井场各类机泵，污水处理设备等的机械噪声设备基础减震，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、落地原油油泥砂、落地油运至运至塔里木油田塔中环保站等环保部门认可的有危废处理资质的企业处理。落地油由作业单位100%回收。处置率100%水土保持井场、道路、集输管线施工期水土保持防止水土流失生态恢复井场、道路、集输管线生态恢复尽量缩减作业带宽度，井场周围、管线两侧、道路两侧种植草方格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212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书15结论15.1工程概况本工程包括塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4、ZG431-H5、ZG431-H6、ZG441-H6、ZG441-H7井，共5口井采油气工程。工程位于新疆维吾尔自治区和田地区民丰县境内，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，沙丘相对高差一般在100m左右。气候干旱少雨，多风沙，属于典型的暖温带大陆性极端干旱的荒漠性气候。本工程地理坐标东经82°56′24″～83°15′21″，北纬39°19′38″～39°22′22″之间。东南向距且末县城约260km，西南向距民丰县城约260km，西北向距沙雅县约200km。沙漠公路穿越该区域，交通、通讯十分便利。本工程各井产能输入点均为塔中第三联合站，区块内主要生产设施有井场、油气集输管线、油田道路等，有油田生产人员维护、巡检，项目区域内无居民区等敏感环境保护目标。新建ZG43-H4到5号集气站管道，长2246m，同沟敷设5号集气站到ZG43-H4井燃料气管线；新建ZG431-H5到5号集气站管道，长1294m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H5井燃料气管线；新建ZG431-H6到5号集气站管道，长1136m，同沟敷设5号集气站到ZG431-H6井燃料气管线；新建ZG441-H6到3号集气站管道，长786m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H6井燃料气管线；新建ZG441-H7到3号集气站管道，长3656m，同沟敷设3号集气站到ZG441-H7井燃料气管线。各井场均安装井口设施、新建抗硫真空加热炉(PN42MPa，250kW)、抗硫移动式计量分离器(设计流量20×104m³/d)各一座,并新建配套土建、电气等公用工程。。本工程5口井均为生产井。单井设计井深5742-6820m，平均单井完钻井深6037m，钻井总进尺3.0189×104m。ZG43-H4井产油量约为12t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H5井产油量约为30t/d，产气量约为5000m³/d；ZG431-H6井产油量约为30t/d，产气量约为7.8×104m³/d；ZG441-H6井为产油量约为6t/d，产气量约为17212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书×104m³/d；ZG441-H7井产油量约为5t/d，产气量约为4.0×104m³/d。合计最大产气量2.93×105m3/d，产油量83t/d。本工程运营期生产的采出液经集输管线输送到塔中第三联合站。经塔中第三联合站处理后，生产出净化油气，净化油气经管道外输，净化油气生产过程中产生的采油污水依托塔中第三联合站污水处理站处理。联合站罐底油泥砂以及污水处理站罐底油泥砂在塔里木油田塔中环保站建成前，依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。本工程项目总投资2205.9万元，环保投资121.3万元，环保投资占总投资的比例为5.5%。15.2环境质量现状评价结论15.2.1生态环境质量现状根据《新疆生态功能区划》，项目所在区域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荒漠植物种类，群落结构比较简单。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。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。15.2.2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均满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准。非甲烷总烃环境质量满足大气污染物综合排放标准详解》中2mg/m3。硫化氢环境质量满足《工业企业设计卫生标准》(TJ36-79)表一居住区大气中有害物质的最高容许浓度(硫化氢最高容许浓度0.01mg/m3)。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书15.2.3水环境质量现状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。对项目所在区域地下水源井监测结果表明，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。15.2.4声环境质量现状类比已投产油井，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。所以本工程实施后，井区内声环境质量能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准。15.3环境影响评价结论15.3.1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，本项目永久占地面积2.18hm2，临时占地面积7.29hm2，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。15.3.2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。运营期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。加热炉废气通过8m排气筒排放，对项目所在地的环境空气质量影响很小。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书15.3.3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，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。运营期产生的采油废水经塔中第三联合站污水处理站处理达标后，存放于晒水池自然蒸发，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，不存在污染地下水的可能。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。15.3.4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、轮式装载车、电焊机、吊管机、柴油发电机组等。由于管道属于线性工程，局部地段的施工周期较短，因此，施工产生的噪声只短时对局部环境造成影响。本项目井区周围没有噪声敏感目标，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。而且施工过程为临时性的，噪声源为不固定源，对局部环境的影响是暂时的，可以为环境所接受。运营期噪声源主要集中在井场。预计本工程实施后，井区内声环境质量能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)中3类标准，各厂界噪声能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB412348-2008)3类标准。15.3.5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；生产运营期含油泥(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。由于本项目的油气处理依托塔中第三联合站，含油污水处理依托塔中第三联合站污水处理站，产生的油泥(砂)在塔里木油田塔中环保站建成前，依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。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。212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书15.4其他评价结论15.4.1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。15.4.2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。评价单位在与建设单位沟通后，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。15.4.3总量控制结论本项目产生的采油废水不外排，经塔中第三联合站污水处理站处理达标后存放于晒水池自然蒸发。本项目大气污染物包括集输过程中的烃类挥发、加热炉废气以及依托站场排放的大气污染物。本工程依托站场在环评阶段均已对站场满负荷运行情况的总量控制指标进行了建议，因此本项目环评不再对依托站场由于新增本工程处理量后增加的污染物进行总量控制指标建议。15.4.4清洁生产评价结论212 塔里木油田塔中Ⅰ号气田塔中Ⅱ区ZG43-H4等5口井采油气工程环境影响报告书本项目生产过程中，井下作业、采油、油气处理等作业的资源(新鲜水)和能源的消耗指标达到行业标准及相关要求。拟建工程生产工艺成熟、设备先进，污染物排放达到国家规定的排放标准，环境管理体系(HSE管理体系)健全，属于清洁生产企业，符合清洁生产要求。15.5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。本项目采用先进的工艺技术和设备。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。综上所述，本工程在建设过程中，不可避免地会对周围的环境产生一定的不利影响，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。15.6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)对油气集输管线等进行定期检查、维修，及时发现问题及时解决，防止油气跑、冒、滴、漏的发生。对于泄漏的落地原油应及时清理，彻底回收，严防污染扩大。4)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。212'