西北油田分公司塔河油田AT9井区三叠系阿四段油藏西扩产能建设项目环境影响评价报告书.doc

1建设项目概况1.1项目的由来、性质、规模及必要性新疆地处祖国西北边陲，地域辽阔，资源丰富，战略位置十分重要。维护新疆的稳定对于全国的稳定与发展有着重大影响，搞好新疆的经济建设，是新疆繁荣稳定的基础。塔里木盆地是我国蕴藏石油天然气资源丰富的地区之一，也是我国石油工业的重要接替区之一。油田开发是新疆依托资源优势发展经济的战略重点，也是新疆整个国民经济和社会发展具有带动作用的支柱产业。2011年初，新疆维吾尔自治区人民政府与中国石油化工集团公司在北京签署战略合作框架协议，进一步推动中国石化在疆油气勘探开发、出疆天然气管道、煤制天然气等煤化工项目、炼油化工、油品销售和网络等方面的建设。自AT9井区发现三叠系阿四段油藏后，2010年6月编制了塔河油田AT9井区三叠系阿四段油藏滚动开发产能建设方案。方案实施过程中，在油藏西部部署的评价井AT9-7H井钻遇了油层8m，该井于2011年1月射开4618-4788m水平段投产，初期4.5mm油嘴，日产油41t，产量较高，证实油藏西部开发潜力较大。根据平均瞬时相位属性资料对储层的描述来看，河道砂可能向断层以西继续延伸，为了进一步评价AT9井区以西的河道砂体展布情况，2011年在断层以西先后部署了1口滚动井（AT1-17H）和2口油藏评价井（AT9-17H、AT9-22H），均钻遇阿四段油层。同时，下油组的开发井AT1-14X和AT1-15H井分别钻遇阿四段油层8.1m/2层和8.5m/2层。通过AT9西扩区与AT9井区钻井资料对比及地震属性资料的综合研究发现，AT9西扩区域钻遇的油层与AT9井区阿四段油层为同一套油层。目前AT9西扩区只有2口井投产，AT1-17H井于2011年9月射开4687-4853m水平段投产，初期日产液30.8t，日产油25.2t，含水18.1%，产量较高，AT9-22H井处于投产初期，4mm油嘴，油压17.5Mpa，日产油10t/d，日产气15000m3，不含水，气油比1450m3/t，表现为气藏特征，两口井的投产证实了该区块具有建产能的条件。由于该区地面条件限制，无法部署直井，因此方案中选择丛式井场部署斜井和水平井。通过此项目的开展，不仅为国家争取了宝贵的油气资源，而且为国家赢得了可观的税收，对改善国家能源结构，缓解能源紧张，促进经济社会可持续发展具有重要意义。1.2项目基本构成及投资1.2.1主要建设内容项目名称：塔河油田AT9井区三叠系阿四段油藏西扩产能建设工程建设性质：改扩建建设单位：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程总投资：24842万元（其中钻采工程17942万元，地面6900万元）建设地点：建设地点：项目区位于塔河油田东南部的塔里木河北岸，该区块西邻AT1区块、南邻AT2区块、北接YT2区块。中心地理坐标北纬41°0725.7，东经84°0458.2。项目区地理位置见图1建设内容：包括油藏工程、钻采工程以及地面工程。AT9西扩区三叠系阿四段油藏的含油面积为4.5km2，原油地质储量为161.5×104t，溶解气储量为3.24×108m3，采用注水方式开发，油井、注水井同时部署。设计总井数14口（油井10口，注水井4口），其中利用老井5口（油井4口，转注1口）；新钻井9口，其中油井6口（5H+1X），注水井3口（1H+2X），总进尺约4.47万m。设计单井产能上限：斜井17t/d，水平井25t/d；单井产能下限：斜井14.5t/d，水平井21.3t/d。新建总产能上限4.69万吨，下限3.98万吨。塔河油田AT9井区三叠系阿四段油藏西扩产能建设工程推荐方案部署新井主要参数见表1-1。表1-1 塔河油田AT9西扩井区新井主要参数表序号井名井型井别油层厚度m钻井进尺m单井产能设计t/d1AT1-19H水平井开发井7.54950252AT1-21H水平井开发井7.55245233AT9-20X斜井开发井74400174AT9-21H水平井开发井3.54900285AT9-22H水平井开发井10.55200256AT9-15H水平井开发井95030277AT1-18H斜井注水井7.04885-8AT1-20H水平井注水井7.05380-9AT9-23X斜井注水井3.54690-合计44680表1-2 AT9西扩井区井位部署表井名井位坐标所属行政区AT1-19H41°0656.2 84°0341.3轮台县AT9-21H41°0725.1 84°050.4轮台县AT1-20H41°0653.6 84°0342.1轮台县AT1-21H41°075.9 84°347.5轮台县AT9-15H41°0721.9 84°050.3轮台县AT9-22H41°082.9 84°0423.5轮台县AT9-20X41°0727.39 84°052.1轮台县AT9-23X41°0753.6 84°427.1轮台县AT1-18H41°0651.8 84°0344.0轮台县AT9西扩区建设工程组成内容见表1-3。表1-3 AT9西扩区建设工程组成内容表序号工程内容数量/规模备注1钻井工程设计总井数14口，井深介于4400m5380m之间油井10口，注水井4口，新钻井进尺4.47万m。利用老井5口（油井4口，转注1口），新钻井9口（油井6口，注水井3口）2集输工程站场计量站新建AT9-11H计量混输泵站1座管辖AT9-11H片区12口油井的集输及2口转注井注水集气站AT1集气站扩建新增加热炉2个、事故罐1个800kW水套加热炉，500m3事故罐阀组站新建10井式自动选井阀组站AT1-14X计量阀组站1座负责周边单井的计量工作，油气经阀组站计量后混输至AT1集气站低压系统注水站AT9-11H注水站1座与本次新建的AT9-11H混输泵站合建，管辖2口注水井，设计注水规模250m3/d。AT1注水站1座设在AT1集气站旁，管辖2口注水井，设计规模250m3/d。油气集输集输管线AT9-11H混输泵站至AT1集气站外输油管线7.5km219×6黄夹克无缝钢管AT9-11H混输泵站至AT1集气站燃料气管线7.5km 燃料气2PE管线AT1-14X计量阀组站至AT1集气站外输油管线3.0km219×6黄夹克无缝钢管AT1-14X计量阀组站至AT1集气站燃料气管线3.0km燃料气2PE管线AT9-15H、AT9-20X、AT9-21H、AT9-22H、AT9-23X至AT9-11H混输泵站5.8km连续增强复合管PN5.5MPa、DN80，30mm厚泡沫保温AT1-18H、AT1-19H、AT1-20H、AT1-21H至AT1-14X计量阀组站1.2km连续增强复合管PN5.5MPa、DN80，30mm厚泡沫保温供输水管线供水管线YT2计转站西侧注水干线末端至AT1-14X计量阀组站7.2kmDN200，PN2.5MPa，非金属，沿AT1区块主干道路敷设AT1-14X计量阀组站至AT1注水站2.8kmDN150，PN2.5MPa，非金属AT1-14X计量阀组站至AT9-11H注水站6.2kmDN100，PN2.5MPa，非金属单井注水管线AT1注水站至AT1-18H丛式井3kmDN80，PN2.5MPa，非金属；分别为AT1-18H、AT1-20H两口注水井注水AT9-11H注水站至AT9-18H、AT9-23X3.4kmDN50，PN2.5MPa，非金属道路井场路各单井道路与从就近道路引接5km修复道路，3.5m宽，砂砾石路面涵洞L0=2-4m3座混凝土桥其它包括给排水、消防、通信、热工与暖通等。1.2.2依托工程根据AT9西扩区与周围站场的相对位置，及已建站场的油气流向，确定AT9西扩区油气最终流向塔河一号联合站。在生产运行过程中，产生的含油污水经塔河油田一号联合站污水处理系统处理后用于回注油井；井下作业废水、固废经统一收集后送往塔河油田一号固废、废液处理场，以下就依托工程分述如下表：表1-4 塔河油田AT9西扩区依托工程汇总表序号依托工程依托工程内容1KZ1计转站产液量955t/d，外输气量40749m3/d。2AT1集气站低压部分外输液量为593t/d，外输气量3.×104 Nm3/d。3中质油、伴生气及凝析油外输管道KZ1至一号联中质油外输系统，273.1×6.4管道34.6km；KZ1至一号联轻烃站伴生气外输系统，323.9×6.4管道34.6km；AT1集气站至一号联轻烃站凝析油管道系统；AT1集气站至YT2计转站管段11.86km133×4.5；YT2计转站至一号联轻烃站14.5km168×5。4塔河油田一号联合站处理规模120×104t/a和150×104t/a装置两套。5塔河油田一号固废、废液处理场24个固废池KZ1计转站KZ1计转站于2007年11月2日建成投产，分为高压（凝析油）系统和低压（中质原油）系统两部分。KZ1计转站低压系统设计处理油量40×104t/a，处理气量20×104m3/d；目前KZ1计转站产液量955t/d，外输气量40749m3/d，其中产液量包括AT2和GP4低压流程的液量。余量完全可满足本项目初期日产油128.5t/d。AT1集气站低压部分AT1集气站低压部分：设计处理天然气20×104Nm3/d，处理液量22×104t/a。目前，AT1集气站低压部分平均外输液量为593t/d，外输气量3.×104 Nm3/d。AT1集气站低压部分分离出的原油通过外输泵进入AT集气站凝析油外输管线；油气可进入该站低压系统，油气分输至KZ1站的外输油、气管线去一号联。本次扩建后总处理液约1293t/d（1416m3/d），气量15´104Nm3/d。中质油、伴生气及凝析油外输管道KZ1至一号联中质油外输系统，273.1×6.4管道34.6km。KZ1至一号联轻烃站伴生气外输系统，323.9×6.4管道34.6km。AT1集气站至一号联轻烃站凝析油管道系统，AT1集气站至YT2计转站管段11.86km133×4.5，YT2计转站至一号联轻烃站14.5km168×5。塔河油田一号联合站(1)原油处理塔河油田一号联合站建成处理规模120×104t/a和150×104t/a装置两套。120×104t/a装置目前处理塔河油田1、2、3区和单井拉油的中质原油；150×104t/a装置目前处理4-1、4-2、4-3计转站及单井拉油的重质原油。塔河油田一号联合站目前原油实际处理能力为152.467×104t/a，剩余处理能力117×104t/a。本次调整区块新建产能15.18×104t/a，依托一号联合站完全可以接纳本项目原油处理。(2)轻烃回收装置建有轻烃回收装置一套，主要处理所辖区块油井产生的伴生气、站内原油处理、原油稳定、凝析油稳定等装置产生的不凝气等，轻烃回收装置采用原料气增压、分子筛脱水、膨胀机+DHX(重接触塔)+丙烷辅助制冷工艺，处理能力为80×104m3/d±20。本项目伴生气也最终输至塔河油田一号联合站进行轻烃回收。(3)凝析油稳定装置一号联合站内建有一套凝析油稳定处理装置，设计处理规模20×104t/a，最大处理能力为24×104t/a。采用正压闪蒸稳定工艺，该工艺利用凝析油气田的压力能，通过加热蒸馏将凝析油中的轻组分蒸去，降低凝析油的蒸气压。稳定后的凝析油管输至雅克拉集气处理站，通过外输管线输送至雅克拉装车站装车外运。(4)污水处理系统塔河油田AT9井区三叠系阿四段油藏西扩产能建设项目产生的含油污水依托塔河油田一号联合站污水处理系统进行处理。塔河油田一号联合站污水处理系统处理规模经过前后几次扩建后可达到15500m3/d，目前该站污水处理量为8200m3/d左右，尚有7300m3/d富裕能力，完全可以接纳本项目污水处理要求。污水处理工艺采用斜管除油器加核桃壳过滤除油工艺，处理后水质可达到碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法B1级标准要求，处理后的废水经过300m3缓冲罐进入外输泵房，全部用于废油井回注。塔河油田一号联合站污水处理系统工艺流程见图2。压力高效聚集除油器污水提升泵接受罐含油污水 装车单井注水储水罐核桃壳过滤器 外输至注水站图2 塔河油田一号联合站污水处理工艺流程塔河油田一号固废处理场塔河油田AT9井区三叠系阿四段油藏西扩产能建设项目产生井下作业废水及需外输处置的固废由西南局油田服务工程公司环保中心负责统一收集后送往塔河油田一号固废处理场。塔河油田一号固废处理场位于轮台县和库车县交界之处，处理塔河油田废液、洗井废液、压裂酸化液及含油废物等工业固体废物以及生活垃圾，占地235451m2，建筑面积68884 m2，绿地面积47090 m2。塔河油田一号固废处理场处理塔河油田废液、洗井废液、压裂酸化液及含油废物等工业固体废物以及生活垃圾。据调查，塔河油田一号固废处理场目前共建24个固废池（已掩埋10个），目前尚有3个5000m3空池、2个5000m3生活垃圾池（其中一个余量2500 m3）、2个5000 m3工业垃圾池（其中一个余量2500 m3）、1个12000 m3危废池、1个8000 m3危废池（余量7500m3）、1个5000m3脱硫剂池（余量2000m3）、4个5000m3泥浆池。本项目井下作业废水产生量（1443m3/a）及外输处置的固体废物产生量（4800t/a），依据塔河油田一号固废处理场剩余处置能力完全可以满足本项目固废、废液处置要求。图3 塔河油田一号固废、废液处理场平面布置图1.3选址方案塔河油田AT9井区三叠系阿四段西扩产能建设项目共部署14口井（油井10口，注水井4口），其中利用老井5口，新钻井9口，新建井共分三个井场，其中7口井（编号：AT9-20X、AT9-21H、AT9-15H/AT1-20H、AT1-18H、AT1-19H、AT1-21H）所在的两个井场为原有区块内已有井场，可合理利用部分设施，大大减少了占地面积。油气集输：充分考虑油井分布位置，分别于AT9区块及AT1区块新建AT9-11H混输泵站及AT1-14X计量阀组站；油气输送至AT1集气站低压系统，同时对AT1集气站低压系统进行扩建，在原有平整土地上进行扩建，减少开挖面积，敷设无缝钢管10.5km，燃料气管线10.5km，单井管线7km，管线采取绕行措施合理避让植被，从环境角度分析，选址基本合理。注水工程：新建2座注水站，考虑节约占地，一座与AT9-11H混输泵站合建，另一座设在AT1集气站，敷设非金属供水管线22.6km，管线采取绕行措施合理避让植被，从环境角度分析，选址基本合理。同时统筹考虑给排水、消防、供配电、通信和道路等配套工程，以及防洪、排涝、安全、节能和环境保护等综合因素，做到油气流向顺畅，总体布局合理。由于AT9、AT1区块井场分布位置附近靠近塔里木河，为防止油气泄漏污染河流，故站场考虑在地势较高处。1.4与法律、法规、规划相符性分析（1）符合国家产业政策根据产业结构调整指导目录(2011年本)，石油、天然气勘探及开采和原油、天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设是鼓励类建设项目。因此，本项目建设符合国家产业政策。（2）符合地方发展规划本项目在行政区划上隶属于巴音郭楞蒙古自治州，位于国土资源部批准的中石化股份有限公司西北分公司塔河油田勘探开发区域内，符合发展规划。新疆是石油天然气资源富集区，是中国在21世纪石油工业最大的战略接替区。中央政府制定了“稳定东部，发展西部”的战略方针，中国石油开发的重点向西部转移，加速了新疆地区的石油勘探开发力度。为了确保油气产量和进口稳步增长，新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展十二五规划中提出“加快塔里木、准噶尔和吐哈三大盆地油气资源勘探开发步伐，扩大开采规模，确保油气产量稳步增长”。巴音郭楞蒙古自治州“十二五”规划纲要中提出支持中石油、中石化加大油气资源勘探开发力度，落实中央加大油气资源在新疆就地加工比例政策，争取更多油气资源实现就地加工。以原油炼化为龙头，天然气化工为重点，做好下游产品精深加工，延伸产业链条。“十二五”末，实现原油产量700万吨、天然气300亿立方米，建成全国重要的油气生产基地和自治区重要的油气化工基地。轮台县“十二五”规划纲要中明确提出大力发展壮大石油石化产业。抢抓中央加大油气资源在新疆就地加工比例的政策机遇，按照“支持上游，介入中游，发展下游”的思路，抓好现有石油石化重大项目工程建设，争取更多油气资源留在本地加工。加大招商引资力度，吸引有实力的企业参与石油下游产品的加工利用，延伸产业链，促进石油化工、天然气化工、煤化工、盐化工、矿产加工的发展，形成上中下游协调发展的石化产业体系。积极促进350万吨重油改质、湖北宜化“3052”大化肥、博瑞放空天然气综合利用等一批重大石油化工项目及东辰100万吨煤制甲醇，河北毕氏集团100万吨聚氯乙烯、80万吨烧碱、川投集团10万吨丙烯等一批重大煤化工、盐化工项目建成投产。因此，本项目建设符合地方相关发展规划。2建设项目周围环境概况2.1项目所在地环境现状2.2.1环境空气根据环境空气质量现状监测结果，项目区SO2、NO2和TSP日均浓度均都达到了环境空气质量标准（GB3095-1996）及修改单中的二级标准要求；非甲烷总烃满足大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中周界外浓度最高点4.0mg/m3的标准限值，说明项目区环境质量状况良好。2.2.2水环境根据现状监测结果，评价区地表水石油类、pH、高锰酸盐指数、氰化物、氨氮等均能满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准要求。监测点的石油类和氰化物都远小于标准值，而石油类和氰化物是石油开发对地表水造成污染的特征污染因子，反映目前油田开发建设尚未造成油区地表水污染。根据监测结果，评价区地下水除总硬度超标外，其余各项污染指数均未超过地下水质量标准（GB/T14848-93）中的类标准。评价区域地下水未受到气田开发污染，地下水质量良好。2.2.3声环境本项目区各噪声监测点的噪声值满足声环境质量标准（GB3096-2008）的2类标准，声环境状况良好。2.2.4生态环境根据新疆生态功能区划，本项目处于塔里木盆地暖温荒漠及绿洲农业生态区，塔里木盆地西部、北部荒漠及绿洲农业生态亚区，库尔勒轮台城镇和石油基地建设生态功能区。主要生态服务功能为城市人居环境、工农业产品生产、油气资源；主要生态环境问题为水质污染、风沙危害、土壤盐碱化、洪水灾害、浮尘天气、盲目开荒、土壤环境污染；保护目标为保护城市环境、基本农田、荒漠植被、河流水质、土壤环境质量。评价区土壤类型主要为氯盐化草甸土，土壤表层有10-20厘米的腐殖质层，有机质含量较高，表层含盐量较高。评价区土壤的石油类背景值为300mg/kg，土壤Cr元素背景值表层为41.19 mg/kg，略低于全疆Cr元素背景值水平，没有受到油田开发的污染。评价区自然植被主要有3种植被类型，即荒漠植被、灌丛植被和森林植被；3个群系，即多枝柽柳群系、胡杨群系、芦苇群系。物群落类型的差异不大，胡杨群系、多枝柽柳群系成交替、镶嵌分布，群落边界不明显。评价区有保护植物6种，胡杨为国家级保护植物，胀果甘草、罗布麻为自治区级保护植物。其中，广泛分布的种类是胡杨和多枝柽柳，其他植物物种在样方中基本呈均匀分布，属多度小频率也小的类型。按中国动物地理区划分级标准，评价区域动物区系属古北界、蒙新区、西部荒漠亚区、塔里木盆地省、天山南麓平原州、塔里木河中游区。评价区主要栖息分布耐旱的荒漠动物，以爬行动物，鸟类和啮齿类动物为主。2.2环境影响评价范围（1）大气环境评价范围大气评价范围结合区块井位、站场部署位置，以ATI集气站、井场为中心，边长6km×8km矩形范围内开展。（2）水环境评价范围地表水环境：本次地下水评价范围为油田开发范围，适当向下游扩展1km范围。地下水环境：以各井场、站场周围外扩1km及新建管线、道路两侧各200m范围内，重点是新建钻井井场和集输管线穿越区。（3）声环境评价范围评价范围控制在各井场和站场场界外200m范围内，交通噪声评价范围在井场道路两侧100m范围内。（4）生态评价范围AT9西扩区三叠系阿四段油藏西扩产能建设区域位于塔里木盆地北缘，距离塔里木河平均约1km，距离胡杨林保护区约10.2km，评价范围为项目区，并向外扩展2km的区域，重点是新建钻井井场及新建道路、管线两侧500m以内的区域，面积约4.5km2。2.3环境敏感区域与环境保护目标根据现场调查，项目区评价范围内没有自然保护区、风景名胜区等敏感区。项目区远离人群居住地，评价范围内的环境敏感区域主要包括：塔里木河、胡杨林和柽柳群落等。主要的境保护目标见表2-1。表2-1 评价区主要环境保护敏感目标一览表序号环境要素环境保护目标工程与敏感目标的关系敏感点环境保护要求备注1生态环境井区内的植物（主要是胡杨、柽柳等）及野生动物永久占地面积3.53hm2，临时占地面积42.1hm2防止生态破坏和土壤污染，保护野生植物生态敏感脆弱区2环境空气评价区空气质量项目区符合环境空气质量标准中的二级标准2水环境项目区地下水 钻井井场区域的地下水防止污染地下水水质，水质保持在地下水质量标准（GB/T14848-93）中的类标准塔里木河区块临近河段长约7.5km防止井场落地原有及输油管线泄露或管理不当造成污染塔里木河；防止水土流失，不得阻塞排洪通道3环境风险塔里木河火灾爆炸AT1集气站西南侧400m；AT1-20H井东侧200m满足类水体功能要求胡 杨国家二级保护植物合理避让，减少砍伐胡杨数量其他植物油区所处区域植物保护所处区域内植物：例如柽柳等根据项目区环境现状和油田滚动开发的特点，排AT9区块油田开发的总体环境保护目标为：（1）保护工程开发区域内的土壤环境质量，使其土壤环境质量仍保持在土壤环境质量标准（GB15618-1995）中的二级标准以及土壤环境容量及其应用中有关矿物油的土壤临界含量：300mg/kg。（2）保护评价区内的土壤环境现状，防止因工程实施加剧评价区内的土地荒漠化程度。（3）保护评价区内胡杨林、柽柳等自然植被及其生存环境，采取必要措施，减少油田开发对区内植被的破坏。（4）保护评价区内的野生动物及其栖息环境，通过采取可行的预防及治理措施使野生动物所受到的不利影响降低到最低限度。（5）保护评价区内的地下水环境，采取有效措施杜绝和减轻油田开发过程中产生的废水和其它污染物排放对地下水造成污染。（6）保护好评价区内的空气环境质量，通过对工程施工期和运营期采取各项环保措施，将各类大气污染物排放及总烃的无组织泄漏控制在最低程度，使油田开发区大气环境质量仍保持在环境空气质量标准（GB3095-1996）中的二级标准，不因本工程的开发而劣变。（7）保护评价区内的声环境质量，使井场、站场等生产区场界噪声满足工业企业厂界环境排放噪声标准（GB12348-2008）3类标准。（8）控制评价区固体废弃物排放，采取安全的处置措施防止造成二次污染。根据以上环境控制目标的总体要求，针对工程所处地域的环境敏感因子，分别列出具体保护目标，详见表2-2。表2-2 污染物控制内容与控制目标控制对象控制内容控制目标废气烟尘、SO2、非甲烷总烃排放浓度和排放量达标排放，环境空气达到相应的质量标准要求废水pH、CODcr、SS、氨氮、石油类排放浓度和排放量达标排放，节约用水，含油废水经处理达标后回注井下噪声源柴油机装置区域边界噪声达标固体废物油泥、钻井岩屑、钻井泥浆不产生二次污染物生态临时占地、永久占地防止生态破坏和土壤污染，保护野生植物，尽可能减少工程占地，对胡杨、柽柳等自然植被进行合理避让3 建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果3.1 主要污染物排放概况3.1.1 大气污染物开发期开发期钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动，由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为烃类、CO、NO2、SO2等。项目建设期9口井柴油燃烧产生的SO2、NOx、CO、总烃量、烟尘分别约为11.8t、185.5、40.8t、69.2t和38.9t，钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。运营期生产运营期的大气污染源主要来自井场、站场、计量阀组间的加热炉以及油气集输、处理、外输中的烃类挥发。本项目新建AT9-11H计量混输泵站选用1台800kW水套加热炉，AT1集气站扩建选用2台800kW水套加热炉，AT1-14X计量阀组站选用1台600kW加热炉。全年用气量约为394.2×104m3，废气产生量约为4336.2×104m3，燃烧天然气产生SO2、NOx、烟尘、CO、和总烃的排放系数分别约为40kg/106m³天然气、530kg/106m3天然气、120kg/106m3天然气、639kg/106m3天然气、52.5kg/106m3天然气，则每年SO2、NOx、烟尘、CO、和总烃排放量分别约为0.15t、2.1 t、0.45t、2.55t、0.15t。塔河油田AT9西扩区油气集输系统均采用全过程密闭集输的工艺，集输部分烃类挥发损失很小，由国内外有关计算和油田实测数据看，采用密闭集输工艺，其烃类气体的损耗可控制在0.044以下，按照新增产能上线4.69×104t/a计算，则每年损失原油量最大为20.64t，按6%非甲烷总烃物质进入大气，则AT9西扩区每年约有1.24t的非甲烷总烃物质排入大气。3.1.2水污染物开发期开发期废水主要包括钻井废水、地面工程（计转站、集输管网、道路等）的建设废水以及生活污水。（a）钻井废水本项目共部署9口井，钻井总进尺约4.47×104m，则钻井废水产生量约为7175m³。钻井废水中的主要污染物为悬浮物、COD、石油类、挥发酚，其浓度分别约为1580mg/l、4500 mg/l、80 mg/l、0.15 mg/l，钻井期间悬浮物、COD、石油类、挥发酚排放量分别为11.33t、32.29t、0.57t、0.0001t。（b）地面工程建设产生的废水工程的实施会带来一定量的施工废水。施工废水主要含大量悬浮物以及一般无机盐类和酸碱，如果随意排放，会污染周边环境。鉴于施工废水主要含大量悬浮物，因此施工现场应设立沉淀池，施工废水均统一收集到沉淀池当中，经沉淀后将上清液循环使用，剩余废水基本可完全蒸发消耗，无外排废水。施工结束后，对沉淀池进行掩埋、填平，恢复施工迹地，由于本项目井场距离塔河较近，因此，要求沉淀池必须做防渗处理。（c）施工期生活污水油田开发期间，设置临时生活区，施工人员主要有钻井队施工人员、地面工程（计转站、集输管网、道路等）工程施工人员。钻井期间共用水3515m3，共产生生活污水约2812m3，主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等；类比其他油田，生活污水浓度COD约为350mg/l，BOD5约为170mg/l、氨氮约为6mg/l、SS约为24mg/l，排放量分别约为1.2t、0.6t、0.02t及0.09t。钻井期各井场生活污水集中收集沉降，自然蒸发处置，施工结束后，对集水池进行掩埋、填平，恢复施工迹地，由于本项目井场距离塔河较近，因此，要求集水池必须做防渗处理。运营期本工程运营期废水主要包括井下作业废水、油藏采出水和生活污水。（1）采油废水采油废水主要来源于油藏本身的底水、边水，且随着开采年限的增加呈逐渐增加上升状态。本项目至预测期末年产液含水率最高达94.1%，含油污水最高可达384m3/d(14.03×104m3/a)，一号联污水处理能力为15500m3/d，目前处理污水量为8200m3/d，完全能满足本项目含油污水的处理。油藏采出废水进入塔河油田一号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地下。（2）井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的，主要是通过酸化、压裂等工序，产生大量的酸化、压裂废水。据统计，单井每次酸化井作业废水产生量为100200m³，单井每次压裂井作业废水产生量为50200m³，每年单井的井下作业约为3次（包括酸化、压裂），则塔河油田AT9西扩区每年的井下作业总废水量为3670m³/a（9口井）。本项目井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后运至塔河油田一号固废、废液处理场处理。（3）生活污水本项目新建计量阀组站用水来自汽车拉水，根据塔河油田现有站场进行类比，每时段只有3人在站内值守，生活用水量及污水产生量极少，按照办公、辅助厂房、厕所等卫生设施用水每日1m3，全年用水为365m3/a，生活污水排放量按用水的80%计算，其排放量为292m3/a。主要污染物为COD、SS及氨氮，其浓度分别约为350mg/l、300mg/l及25mg/l，则COD、SS及氨氮的产生量分别约为0.10t/a、0.09t/a及0.001t/a。站内使用旱厕，与站外水泥化粪池连接。达到污水综合排放标准（GB8978-1996）二级标准后，放入防渗池，自然蒸发。3.1.3噪声AT9西扩区开发过程中的噪声源主要是钻井噪声、站场和计量阀组间构筑物施工机械噪声；运营期噪声源主要集中站场。噪声源为各类机泵、加热炉、柴油发电机、火炬等。开发期噪声排放情况见表3.2-6。表3.2-6 开发期单井噪声排放情况表时段位置设备名称数量噪声值dB（A）工作情况开发期井场柴油机2台95-105连续钻机1台98连续柴油发电机2台85-95间歇泥浆机1台90间歇压裂机1台100间歇站场构筑物施工机械-80-100间歇车辆-90-100间歇运营期噪声源主要集中计转站和计量阀组间。噪声源为各类机泵、加热炉、柴油发电机、火炬等。噪声排放情况见表3.2-11。表3.2-11 噪声排放情况序号位置时段噪声源声源强dB（A）1井场运营期机泵90-100加热炉9095井下作业（压裂、修井等）80-1202计转站计量阀组间运营期各类机泵90-1003.1.4固体废物开发期（a）钻井废泥浆钻井废弃泥浆是指钻井过程中无法利用或钻井完工后弃置于废液池内的泥浆，钻井泥浆的性质由使用的钻井泥浆决定，其产生量随着井深而改变。实际钻井过程中，可再利用的泥浆可基本回收，用于另一口井的钻井过程。根据项目已钻井经验值，本项目共建新井9口，单井产生的泥浆量约为290-350m3，最终废液池中废弃泥浆的总量一般为200240m3。钻井过程中产生的废弃泥浆最大总量约为2160m3。（b）钻井废岩屑本项目共建新井9口全部完钻后，岩屑总产生量约为3040m3。（c）生活垃圾施工期钻井以及地面工程建设生活垃圾共约为19.1t。施工期生活垃圾由西南局油田服务工程公司环保中心负责集中拉运至塔河油田一号固废、废液处理场处理。（d）地面工程弃渣量地面工程主要包括站场、集输管网以及道路工程。建设期开挖方直接用于平整场地、道路路基、管沟回填，剩余小部分的表层清废方则用于道路边坡填筑，无弃渣。运营期生产运营期的固体废弃物主要来自修井产生的油泥沙和油田工作人员产生的生活垃圾。（1）含油污泥AT9西扩区共有新钻油井6口，每年油泥（砂）产生总量约为0.06t/a。含油污泥经集中收集后拉运至塔河油田一号固废、废液处理场贮存。本项目AT1集气站扩建后有500m3的事故油罐，若发生事故，则在事故处理完毕后需进行清罐，清罐油泥属危险废物，尽管其量很小，也要集中收集后运往塔河油田一号固废、废液处理场处理。（2）生活垃圾运营期油区作业人员为3人，将产生生活垃圾约为0.5t/a。生活垃圾集中收集后运往塔河油田一号固废、废液处理场处理。3.2环境影响预测及评价3.2.1环境空气油气田开发建设工程对环境空气的影响主要来自于钻井过程中使用的柴油机、柴油发电机在运行过程中因柴油燃烧而产生燃烧烟气以及油田运输车辆排放的少量尾气和运输中产生的扬尘。根据类比同类钻井井场周围大气环境质量现场监测的数据表明，钻井井场周围大气质量良好。整个油田的开发周期是短暂的，钻井期污染属于阶段性局部污染，完钻后投入正常生产则无此项污染。从影响时间、范围和程度来看，钻井废气对周围大气环境质量影响是有限的。油气田运营期的大气污染源主要油气集输、计转站及油品外运过程中因烃类气体挥发泄漏损失，以及站场加热炉燃烧天然气排放的废气。设备燃料为天然气干气，属清洁能源，对环境空气影响小。塔河油田AT9西扩区周围无常住居民，受影响的人群主要是油气田工作人员。本项目5km范围内无集中居民区，井场作业对居民区空气环境影响不大。3.2.2水环境影响地表水：本项目产生的钻井废水、井下作业废水、含油污水和生活污水严禁排入外环境，尤其是地表水体，因此在正常情况下不会对地表水产生影响。地下水：工程开发过程中对现场实行严格的防渗措施，严格控制落地油的产生，生产过程中的产生的含油污水和井下作业废水经废弃钻井液不落地处理系统处理后统一拉运至塔河一号固废、废液处理站处理，以实现井场的清洁化生产，杜绝固废堆置产生的污染风险，在拉运之前，在井场设置防渗池，将固体废物暂存于防渗池内，正常工况不会对地下水产生较大的影响，但在风险事故时，对地下水环境有一定的影响。3.2.3声环境影响本项目的噪声源主要分为建设施工期噪声和生产运营期噪声两部分。建设施工期间管线敷设、部分地面工程及钻井施工过程中施工机械和车辆等是主要的噪声源。这些声源对环境的影响是暂时的，影响时间短。通过类比分析，施工期噪声对周围环境造成的影响属