克拉玛依油田白25井区开发建设工程环境影响报告书简本.doc

《克拉玛依油田白25井区开发建设工程环境影响报告书简本.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《克拉玛依油田白25井区开发建设工程环境影响报告书简本.doc（35页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、克拉玛依油田白25井区2015年开发建设工程环 境 影 响 报 告 书（简本）建设单位:中国石油新疆油田分公司环评单位:新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心证书编号:国环评证甲字第4004号目 录1建设项目概况11.1白25井区勘探开发现状11.2建设地点11.3项目性质、建设规模31.4主要建设内容31.5工程投资91.4区块开发现状及依托工程92建设项目周围环境现状102.1自然环境概况102.2社会经济环境概况112.3环境质量现状123工程分析143.1环境影响因素分析143.2开发期污染源分析及污染物排放153.3运营期污染源163.4闭井期污染源分析173.5非污染生态影响183.

2、6事故状况下污染源分析194环境影响分析及环境保护措施204.1环境影响分析204.2环境保护措施224.3环境风险评价284.4环境监测计划及环境管理制度285.公众参与305.1公开环境信息的次数、内容、方式等304.2公众参与调查结论316环境影响评价结论327联系方式337.1建设单位的名称和联系方式337.2环境影响评价机构的名称和联系方式331建设项目概况1.1白25井区勘探开发现状为落实白25井区三叠系下克拉玛依组油藏规模及二叠系上乌尔禾组的含油气性，2013年6月，部署了2口评价井（白251井和白252井）。其中白251井于2013年9月完钻，完钻井深2946m，完钻层位二叠系

3、风城组。该井2014年4月3日在二叠系上乌尔禾组28562836m井段试油；试油期间压力平稳，含水稳定，试油效果较好，34天累产油802.37m3，累产水343.71m3。白252井于2014年7月完钻，完钻井深 3016 m，完钻层位二叠系夏子街组，待钻。该井2014年8月16日在上乌尔禾组2938.0m2935.0m、2952.0m2945.0m井段试油。从而发现了白25井区上乌尔禾组油藏。为进一步落实白25井区二叠系上乌尔禾组和三叠系下克拉玛依组油藏规模及产能，2014年5月，部署了3口评价井（白253、白254、白255井）。目前3口井均已完钻，其中白253、白254井上乌尔禾组待试，

4、白255井于2014年8月在上乌尔禾组2718.0m2700.0m试油，压裂5.0mm油嘴，日产油73.78t，日产气11720m3，试油结论为油层。试油24天，累产油1214.17 m3，试油效果好。为提高控制程度，落实白25井区白251、白255井断块上乌尔禾组油藏平面、纵向上油层的分布规律；落实其产能分布及控制因素；同时补取开发方案编制所需的各项资料，为油藏整体开发部署提供依据，2014年9月部署6口开发控制井（B2501B25056），目前均待钻。截至2014年10月底，白25井区共部署评价井5口，开发控制井6口。目前评价井均已完钻，开发控制井待钻，含油面积内共试油8井8层，均获工业油

5、流。1.2建设地点克拉玛依油田白25井区位于克拉玛依市以东约26km处，行政区划隶属白碱滩区，距白碱滩区约9km，属采油二厂管辖。其西侧紧邻已开发的五3东区二叠系上乌尔禾组油藏。属于克拉玛依油田分区中的五区，井区内地势较为平坦，地面平均海拔270m；奎北铁路、石西油田公路和高压线路经过该区，交通电力方便。该区具备较好的地面开发条件。坐标范围N453514.53 453711.51，E851056.27851219.92。地理位置见图1-1、图1-2。图1-1 项目区地理位置图图1-2 项目在克拉玛依油田分区的位置示意1.3项目性质、建设规模项目性质：新建白25井区上乌尔禾组油藏采用200m井距

6、反九点井网部署，共部署开发井243口，其中采油井184口（老井利用4口），注水井59口（老井利用2口），新建产能44.64104t。1.4主要建设内容白25井区分白251、白255、检乌17、检乌8共4个断块。共计划布置243口开发井，其中采油井184口（老井利用4口），注水井59口（老井利用2口），单井设计产能3-9t/d，平均井深2946m，新建产能44.64104t，钻井进尺68.25104m；新建计量站19座，每座站内含11井式多通阀橇1座，计量橇1座；中心值班室2座；单井出油管线（DN50 PN3.5MPa）92.8km，集油支线（DN150 PN3.5MPa）16.4km；单井注水

7、管线（DN80 PN25MPa）26.64km，注水支线（DN80 PN25MPa）14.17km，注水干线（DN100 PN25MPa）17.76km；新建1座20104m3/d天然气增压站；新建35kV线路20km，新建35kV变电所1座，利用油区伴生气建设1座燃气发电站（装机容量2500kW）；新建三级沥青路17.8km，简易砂石路5.4km。详见表1-1项目组成情况一览表。图1-3白25井区上乌尔禾组油藏部署图，图1-4白25井区油气集输管网规划图，1-5白25井区注水系统规划图。表1-1 项目组成情况一览表项目建设内容备注主体工程钻井工程采油井数184口（老井利用4口）单井设计产能3

8、-9t/d，平均井深2946m，新建产能44.64104t，分4年实施。本次钻井采用二开方式，设计井深2946m。选用ZJ40系列钻机，配备三级固控净化设备，安装2FZ35-35MPa双闸板防喷器、YG-35节流/压井管汇，FKQ5606控制装置，YFQ-1200液气分离器注水井59口（老井利用2口）分年实施地面集输工程，采用三级布站集输流程，即：井口计量站转油站处理站的集输工艺。新建标准化采油井场180座（老井利用不考虑井口装置）配置14型节能抽油机（37kW），配套井口电加热器（20kW）、保温盒（内设压力、温度检测仪表）。同时设置热洗清蜡接口及安全标示牌。新建标准化计量站19座新建标准化

9、计量站19座，每座站内含11井式多通阀橇1座，计量橇1座，橇内设置压力、温度、液量、气量等计量仪表； 转油站依托五3东转油，本次新增设备。新建气液两相分离器2台，1用1备，单台规格为20007000，停留时间1015min。新建转输泵1台，排量48m3/h，排压1.6MPa，电机功率30kW。集输管网新建单井出油管线92.8km，采用DN50 PN3.5MPa耐温90柔性复合管；新建DN150PN3.5MPa集油支线16.4km，DN200 PN3.5MPa集油干线19.3km；采用耐温70玻璃钢管。管线均保温，埋至冻土深度以下敷设。集油支、干线地面设标志桩。注水工程（采用单干管多井配水流程）

10、新建注水井口59座新建注水井口59座，注水井口设保温盒，压力表装在保温盒内。新建6井式25MPa配水橇14座，其中新建配水橇与计量站合建。注水管网新建DN50 PN25MPa单井注水管线26.64km，DN80 PN25MPa注水支线14.17km ，DN100 PN25MPa注水干17.76km，均采用玻璃钢管，管线埋地敷设，管顶埋深-1.8m，设标志桩。天然气转输及处理新建1座20104m3/d天然气增压站转油站进行气液分离后，分离出的伴生气通过搭接在三坪镇二级配气站克75低温集气处理站输气管线输至克75集气处理站。本次工程考虑在原53#增压站处新建1座20104m3/d天然气增压站（原5

11、3#增压站于2010年停止使用，其设备于2013年拆除），湿气经压缩机增压后，注入乙二醇防冻，由已建输气管道输至克75低温集气处理站进行集中处理。2015年气量低，产生的伴生气优先用于新建的燃气发电站使用，余气由CNG回收装置回收。环保工程采出水处理依托51#稀油处理站污水处理系统油泥等危废处理油泥（砂）、清罐底泥等危险废物依托有资质的克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司处置。泥浆池各单井钻井井场设置1座防渗泥浆池，废弃泥浆固化处理后覆土，恢复自然原貌。供配电工程计划2016年在白25井区附近新建1座35kV变电所，主变容量为26.3MVA。新建35kV输电线路20km，导线采用LGJ185型

12、。10kV出线10回，前期建设6回，预留2回，2回供联合站，2回供集油区。油区采用树干式配电方式，新建2条10kV线路，干线采用LGJ95，支线采用LGJ70导线。2015年新增负荷0.57MW，拟采用燃气发电站向油区供电，利用油区伴生气建设1座燃气发电站，发电装机容量2500kW，配套建设1座10/0.4kV升压变电站，主变容量为2630kVA。2016年拟新增35kV变电所及输变电线路建成后，燃气发电站将不再使用。通信工程本次工程在中心值班点设置中国移动大灵通通信终端，2座中心站共设置2台，满足生产语音通信需求。中心值班室新建中心值班室2座，按油田公司标准化建设（包含工具房、会议室、值班室

13、、更衣室、厨房等）。道路新建油田道路采用沥青路面，路面宽6m，总计17.8km。新建计量站道路，按油田四级道路建设，采用砂石路面，路面宽4m, 总计5.4km。依托工程转油站本工程新建产能依托五3东转油站转输至51#稀油处理站处理，转油站已建设施不能满足新增产能需求，需进行扩建，新增主要设备为分离器和转输泵。原油处理本工程原油处理依托51#稀油处理站进行处理，51#稀油处理站设计能力70104t/a，目前处理量29.2104t/a，主要负责采油二厂西油区各区块油气处理的任务。是集原油、污水处理一体的处理站。原油处理站处理后的净化油转至701泵站外输。根据产能预测表，本工程最大产能年2018年产

14、能31.03104t/a，依托的51#稀油处理站设计能力可以满足本工程需求。污水处理本工程污水处理依托51#稀油处理站污水处理系统处理。51#联合处理站污水处理系统设计规模2104m3/d，采用“离子调整旋流反应法处理技术”，工艺流程为“重力除油混凝沉降过滤”，目前实际日处理污水量约8000m3/d，白25井区未来10年新增污水量最大值约176m3/d，51#站采出净化水优先回用采油二厂103#、53#注水站，剩余水量由采油一厂205#、502#注水站回用。注水站本工程注水站依托53#转油注水站。该站设计注水能力为2880m3/d，设计压力18MPa，设有2台高压离心泵（DFj120-1501

15、2），目前日注水量为1800m3/d。由于该站所带注水量低，离心泵截流损失大，单耗高，目前已编制完成采油二厂53站注水系统调整改造方案，该方案在实施过程中，该方案考虑新建1座注水泵房，内设3台柱塞泵（Q =30m3/h，P=25.6MPa，电机功率280kW），运行在18MPa以下，该方案实施后总注水能力达4300m3/d。本次工程不涉及该注水站改造内容。输气管道天然气转输依托已建集输管道克75集气处理站克75集气处理站于1993年建成，距离53#增压站约12km。2009年改造后采用增压、注乙二醇防冻、J-T阀节流制冷、低温分离脱水脱烃工艺。该站设计增压规模20104Nm3/d（最大能力30

16、104Nm3/d），设计脱水脱烃规模40104Nm3/d，目前处理量13104Nm3/d，还有27104Nm3/d的余量。供配气工程新建锅炉燃气由六东区二级配气站供气，锅炉燃气进口压力范围为0.2-0.4MPa。需新建六东区二级配气站16#注汽站配气干线2.4km，配气支线1.7km。油泥等危废处理油泥（砂）、清罐底泥等危险废物依托有资质的克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司处置，处理协议见附件。图1-3白25井区上乌尔禾组油藏部署图图1-4 白25井区油气集输管网规划图图1-5 白25井区注水系统规划图1.5工程投资白25井区乌尔禾组油藏区2015年建设工程投资137335.5万元（钻井投资

17、106470万元、地面工程投资30865.5万元）。1.4区块开发现状及依托工程2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地形地貌克拉玛依地处我国第二大沙漠古尔班通古特沙漠的西北缘的冲积扇前倾平原地带，总的地貌特征比较单一，多为开阔平坦的单一戈壁滩。全市呈南北长、东西窄的斜长条状，总土地面积约9200km。中心城区位于山脉与盆地之间的漫坡上，北有加依尔山，南北走向，由构造剥蚀低山及丘陵地形组成，海拔高度600800m；南部独山子山海拔高度为1283m；东南面是茫茫戈壁滩，一直伸展到盆地中部的沙漠区；中部、东部地势开阔平坦，向准噶尔盆地中心倾斜。大部分地区在海拔270500m之间，整个市

18、域地势呈西北高，东南低，南北向和东西向坡度为2%。工程区域地形平坦，平均地面海拔270m左右，为准噶尔盆地西部扎依尔山前冲洪积扇区与玛纳斯河下游湖湘沉积的交接地带。2.1.2地质构造白25井区构造位置位于西北缘克乌断阶带下盘前缘斜坡带，上乌尔禾组顶、底面构造均为向东倾的单斜，地层倾角610，具有西高东低的特点。工区内部发育北东走向断裂2条，北西走向断裂4条，近南北走向断裂1条，近东西走向断裂1条。受各断裂切割，白25井区可划分为白251、白255、检乌17、检乌8井四个断块，其中北东走向的256井西断裂控制了白25井区白251、白255、检乌17井断块上乌尔禾组油气成藏，检乌8井北断裂和检乌8

19、井南断裂控制了检乌8井断块的油气成藏。2.1.3水文（1）地表水克拉玛依市境内有三大水系，分别是天山北麓中段水系的白杨河下游、克拉苏河、达尔布图河、玛纳斯河下游；艾比湖水系的奎屯河独山子段；阿尔泰山南麓诸河水系的额尔齐斯河调水工程。境内地表水主要有5条河流，6座水库、2个湖泊。本工程所在区域无地表水系。（2）地下水工程区地处准葛尔盆地西缘，西北部及西部扎依尔山、成吉思汗山山地无长年性地表径流，山前低山丘陵区松散层孔隙水仅靠少量雨洪水渗入补给及山区基岩裂隙水补给，并通过向下游径流进入工程区。依据本区水文地质钻探资料，并在收集分析已有地质勘察资料的基础上，形成以下初步结果，调查区表层覆盖第四纪松散

20、沉积物，含水层分布变化规律可概化为：一是夹于粘性土之间的粉细砂层，埋藏深度一般大于20m，厚度多为35m，该含水层可概化为局部具有微承压性的潜水含水层，其埋藏深度、厚度自西北向东南缓慢加深、增厚。二是直接覆盖于基岩之上的砂砾石层，为承压含水层，埋藏深度一般大于80m，自西北向东南埋藏深度逐渐加大，厚度总体呈缓慢变薄至间灭。根据相关抽水试验结果，降深10m时单井涌水量为25m3/h，评价其富水性较弱。2.1.4气候工程所在白碱滩区气候属典型的大陆性荒漠气候，干燥少雨，年平均降水量为102.6mm，6-8月时有暴雨，年平均蒸发量3445.5mm。年平均温差与日温差较大，夏季酷热，冬季严寒，年平均气

21、温为8.4，历年极端最高气温为42.9，极端最低气温-35.9。平均无霜期190天，平均冰冻深度为163.4cm，最大可达197cm。春秋季多风，平均年大风日76天，风力最大可达12级以上。2.2社会经济环境概况根据克拉玛依市2013年国民经济和社会发展统计公报，2013年全市实现地区生产总值810亿元，按可比价计算，比上年增长6.0%。其中，第一产业增加值4.6亿元，增长5.4%；第二产业增加值713.4亿元，增长5.4%；第三产业增加值92亿元，增长11.0%。三次产业结构比例为：0.57：88.07：11.36。（4）教育和科学技术根据克拉玛依市2013年国民经济和社会发展统计公报，20

22、13年全市年末共有大中专院校2所，普通中学17所，普通小学29所，幼儿园38所，聋哑学校1所。小学生入学率、巩固率为100%；初中入学率为100%，毕业合格率达到98%以上；高中毕业会考合格率达94.05%。普通高考民汉综合上线率99.2%。教师学历合格率、义务教育巩固率、高中教育普及率等教育教学指标，都名列全疆各地、州（市）前茅。在全市中小学中，已有自治区级示范性高中3所，自治区级“德育示范学校”8所。市级示范学校15所、规范化学校20所。2.3环境质量现状2.3.1大气环境评价区域环境空气质量中NO2、SO2、TSP、PM10 等监测因子均符合环境空气质量标准（GB30952012）二级标

23、准；H2S满足工业企业设计卫生标准（TJ36-79）居住区大气中有害物质的一次最高允许浓度限值；非甲烷总烃满足大气污染物综合排放标准详解中的一次浓度限值（4.0mg/m3）要求，项目区环境空气质量较好。2.3.2地下水环境通过本次水质监测分析资料和收集以往水质分析结果可知，调查区地下水水质极差，属高矿化度的咸水-盐水-卤水，为天然劣质水分布区，不能用于生活、工业和农业供水；地下水对混凝土具有强腐蚀性，在干湿交替条件下对钢筋混凝土中的钢筋具有中等腐蚀性，对钢结构物和铝结构物均具有强腐蚀性。2.3.3声环境根据噪声监测结果可以看出，油田区边界昼间、夜间声环境现状满足声环境质量标准（GB3096-2

24、008）中3类标准要求；靠近交通道路两侧满足声环境质量标准（GB3096-2008）中4a类标准要求，项目所在区域声环境质量良好。2.3.4生态环境根据全国生态功能区划，项目区属于生态调节功能区，防风固沙功能区，准噶尔盆地西缘荒漠、绿洲防风固沙三级功能区。根据新疆生态功能区划，评价区域属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区，准噶尔盆地西部荒漠及绿洲农业生态亚区，克拉玛依石油工业基地环境保护生态功能区。根据现场调查及资料收集，本次油区所在评价区域2km范围不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区域。评价区主要生态系统类型为荒漠生态系统。评价区域位于冲洪积倾斜平原，地表发育零星植被，主要植

25、被类型梭梭、盐生假木贼、猪毛菜、柽柳，盖度约为5%。荒漠区野生动物种类及分布均很少，生态环境现状差，且十分脆弱。该区域水土流失以风力侵蚀为主，风蚀主要发生在春季。因此，决定了评价区域主要表现为贯穿全年的风蚀作用过程。3工程分析3.1环境影响因素分析项目建设可分为开发期、生产运营期和服役期满三个阶段。开发建设期环境影响的特点是持续时间较短，对地表的破坏性强，在地面建设结束后，可在一定时期消失；但如果污染防治和生态保护措施不当，可能持续很长时间，并且不可逆转，例如对生态环境的破坏。生产运营期环境影响持续时间长，并随着产能规模的增加而加大，贯穿于整个运营期。服役期满后，如果封井和井场处置等措施得当，

26、环境影响将很小；反之若出现封井不严，可能导致地下残余油水外溢等事故发生，产生局部环境污染。本项目包括钻井、地面工程建设、采油、油气集输等施工作业内容，基本属于开发建设期和生产运营期的建设活动。其环境影响因素主要来源于油井及与其相关的钻井、采油、井下作业、油气集输等各工艺过程，影响结果包括非污染生态影响，以及排放的污染物质导致的环境污染，详见表3-1。表3-1 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备注钻井排放废弃钻井泥浆、岩屑土壤、地下水开发期排放污水土壤、地下水设备、车辆产生噪声声环境排放车辆、设备尾气环境空气井喷爆炸、火灾等土壤、水、环境空气及生态环境事故管线敷设油

27、田建设施工、车辆碾压等土壤、植被开发期排放设备、车辆尾气环境空气设备、车辆产生噪声声环境施工固体废物土壤道路建设占用土地土壤、植被开发期油气集输排放含油废水地下水非正常排放废气环境空气生产期产生设备噪声声环境油气泄漏、含油污水泄漏土壤、地下水事故井下作业产生作业废水土壤、地表水开发期生产期产生作业废气环境空气产生设备噪声声环境油田开发过程污染物排放流程见图3-1。 钻 井 钻井废水钻井泥浆钻井岩屑油井 烃类气体井下作业 含油污水落地油 烃类气体 噪 声 计量站 （集气站） 处理站 燃烧烟气 烃类气体 噪 声 外输 柴油机、发电机排气井队生活污水噪 声生活垃圾噪 声污水处理系统 含油污水 污泥烃

28、类气体占用土地 井场 站场 管线 道路建设 土壤扰动 破坏地表植被 影响野生动物 噪 声 图3-1 油田开发过程污染物排放流程3.2开发期污染源分析及污染物排放钻井阶段排放的主要污染物为：钻井岩屑、废弃钻井泥浆及钻井废水、钻井噪声、井队工作人员的生活污水和生活垃圾等，平整场地和堆放设备破坏地表土壤、植被等。本工程开发期各种污染物汇总见表3-2。表3-2 开发期污染物产生情况汇总项目工程污染源污染物产生量（完钻后）主要处理措施及排放去向废气井场开发期钻井废气CO221.02t环境空气NO21012.08t烃类375.73tSO211.28t燃气电站电站废气烟尘180.58kg/a氮氧化物612.

29、9kg /a废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物7.7104m与废气泥浆及岩屑一同在井场泥浆池中固化后，上层覆土60cm填埋处理。生活污水SS、COD、BOD51.93104m井场设移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后填埋。固体废物井场钻井废弃泥浆/50511.81m在井场泥浆池中固化后，上层覆土60cm填埋处理钻井岩屑/14146.53m施工土方/6900m施工结束后回填管廊之上，实施压实平整水土保持措施生活垃圾/120.87t集中收集统一拉运至白碱滩区生活垃圾填埋场进行填埋处理。噪声井场柴油发电机/100105声环境钻机/100105泥浆泵/95100站场管

30、道构筑物施工机械/80-105声环境3.3运营期污染源运营期对环境的影响主要体现在采油、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：（1）大气：估算本工程烃类挥发量为178.56t/a。（2）水环境：工程最大采出水量为176m/d（64240m/a），采出水进入已建51号稀油处理站的污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。废压裂液（4509.0m/a）、废酸化液（1674m/a）、洗井废水（2441.7m/a）收集后拉至51号稀油处理站进行处理。（3）固废：主要为落地原油和含油污泥；落地原油产生量18.4t/a，含油污泥最大产生量76.56t/a。（4）噪声：本工程噪声源主要为各类

31、机泵、抽油机和运输车辆。噪声源强在65-120dB(A)之间，但油区位于戈壁荒滩且周边无固定居民生活及环境敏感目标，对周围声环境的影响较小。（5）运营期污染物排放情况汇总本项目运营期污染物汇总见表3-2。表4.2-9 本项目运营期产排污情况汇总项目工程污染源污染物产生量排放量拟处理措施及排放去向废气采油及集输无组织挥发烃类178.56t/a178.56t/a环境空气燃气电站（过渡性工程）烟尘180.58kg/a180.58kg/a氮氧化物612.9kg /a612.9kg /a废水井场井下作业废压裂液SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物4509m/a0酸化压裂液采用专用废液收集罐收集后运至51

32、号稀油处理站进行处理井下作业废酸化液1674m/a0井下作业洗井废水2441.7m/a0洗井废水拉运至51号稀油处理站进行处理采出水64240m/a0经51号稀油处理站污水处理系统处理后回注地层固体废物井场油泥（砂）/76.56t/a0由采油二厂委托克拉玛依市博达生物环保科技有限责任公司进行回收处理落地油/18.4t/a0作业单位100%回收噪声井场机泵/90100采取隔声减振措施井下作业（压裂、修井等）噪声80120增压站压缩机噪声9095各类机泵噪声90-100转输站分离器噪声95105各类机泵噪声90-1003.4闭井期污染源分析闭井期的环境影响主要为油田停采后将进行一系列清理工作，包括

33、地面设施拆除、封井、井场清理等，将会产生少量扬尘、地表废弃建筑、不可移动的废弃设施、废弃管线等固体废物。在闭井施工操作中应注意采取降尘措施，同时，将产生的固体废物集中进行收集，外运至固体废物填埋场处理。随着油田开采的不断进行，其储量将逐渐下降，最终进入退役期。当油田开发接近尾声时，各种机械设备将停止使用，进驻其中的开发工作人员装陆续撤离油田区域，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。闭井期的环境影响以环境的恢复为主，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。3.5非污染生态影响非污染生态影响主要体现在井场、站场、道路、管

34、线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。针对本项目建设内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算。见表4.2-10。经核算，新增永久占地面积42.715hm，临时占地面积431.65hm。表4.2-10 占地面积表序号工程内容占地面积（hm）说明永久临时总占地1采油井场（184口井）22.08165.6187.68单井永久占地3040m，施工占地10090m2注水井场（59口井）5.3153.158.41单井永久占地3030m，施工占地10090m3计量站（19座），0.8931.712.603单座永久占地470m2，施工占地900m24配水橇（14座）0.175

35、0.350.525单座永久占地125m，施工占地250m25集油管线/128.5128.5单井出油管线92.8km，集油支线16.4km，集油干线19.3km.作业带宽度10m6注水管线/58.5758.75单井注水管线26.64 km，注水支线14.17km ，注水干17.76km，作业带宽度10m7天然气增压站/利用原53号增压站所在地835变电所（26.3MVA）0.090.250.343030m，扰动范围外扩10m9燃气发电站（2500kW）0.210.330.54永久占地2090m2，施工占地各外扩10m10架空线路0.0370.040.07735kV线路长20km，10kV架空线路

36、53km道路13.9223.237.12三级沥青路长17.8km，路面宽度4m，路基宽6m，扰动范围界外各2m；简易砂石路5.4kmn合计42.715431.65474.3653.6事故状况下污染源分析油田开发与生产过程中，从钻井到油气集输等各个环节可能都会因工程设计、人为或自然因素等原因造成不同性质的工程污染事故，就白25井区开发建设而言，可能发生的事故主要有井喷、井漏、输油管线及贮罐泄漏等事故，不论是何种事故都会使环境受到污染和破坏。（1）井喷事故井喷主要是在油田钻井和井下作业中发生的事故。井喷随油藏地层压力的不同，发生的概率和强度也有所不同。发生井喷事故时，原油携带泥浆和岩屑一同冲出井口

37、，高压油气流从井口喷出高达数十米，很容易发生火灾。（2）井漏井漏是在钻井过程中钻井液漏入地层的现象，是钻井过程中最为复杂的事故，通常是由于钻井液比重过大或因不能及时下技术套管所致。漏层的类型、井漏的严重程度，因漏失层位各不相同，变化很大。一旦发生井漏，使大量的钻井液漏失，除造成经济损失外，还可能对地下水层和油层造成一定的污染和危害。（3）管道泄漏由于腐蚀、误操作等原因，可导致输油管道破裂，造成环境污染。（4）其它污染事故在油气集输过程中，各类储罐均可能出现泄漏事故。这包括采出液、原油、轻烃和原油脱出水等的钢制储罐及原油脱出水的沉降罐、缓冲罐等因设备故障或误操作发生的泄漏。4环境影响分析及环境保

38、护措施4.1环境影响分析4.1.1生态环境影响本项目在油田开发过程中总占地面积为474.365hm2新增永久占地面积42.715hm2，临时占地面积431.65hm2。在油田开发初期的35年中，荒漠植被破坏后不易恢复，生物损失量约为355.77t/a。当临时性占地的植被得到初步恢复后，这种损失将会逐渐减少。由于本项目区周边有油区已经开发，周围人为干扰活动频繁，野生动物出没极少，因而极少动物出入油田区域，故该项目对动物区域性生境不产生明显影响。油田开发过程中，施工迹地植被将消失而形成裸地。但施工区域与周围植被没有明显的隔离，临时占地一般在3-5年或更长时间内将向原生植被群落演替。在整个油田开发过

39、程中，临时占地和永久占地的影响范围较小，建设项目对该区域生态系统稳定性及完整性的影响不大。、4.1.2大气环境影响分析本项目在开发过程中的大气污染源主要是油气集输、处理机外输过程中的少量烃类气体挥发，这些污染物主要以无组织的形式排放。厂界外NMCH浓度均小于大气污染物综合排放标准(GB16297-1996)中新污染源无组织排放监控点浓度限值。另外，由于项目区周边无环境敏感保护目标，区域扩散条件良好，因此，油田开发后对环境敏感点的大气环境质量影响很小。同时，井区内NMCH可以实现达标排放。因此，油田开发后对大气环境质量影响很小。4.1.3水环境影响分析建设期产生的钻井废水全部排入各井场防渗的泥浆

40、池中进行蒸发处置；生活污水和粪便均排入防渗旱厕内，钻井结束后填埋；钻井采用了套管，并采取固井措施，有效防止了钻井液漏失污染地下水；正常情况下不会对地下水环境产生影响。运营期的采出水和井下作业废水，运往已建51#集中处理站的污水处理系统处理；本工程注水水源为处理后的油田采出水，回注目地层为开采后的油层。管道的选材可有效防止管线腐蚀穿孔，降低管道泄漏等事故的发生；项目产生的落地原油及时回收。正常情况下本工程运营不会对地下水环境产生不良影响。事故状态下对地下水的污染主要为井喷、管道泄漏、井漏、油水串层等事故。井喷事故是以面源形式的原油渗漏污染地下水，管道泄漏是以点源形式污染地下水，其污染迁移途径为地

41、表以下的包气带和含水层。井漏事故对水环境的污染是钻井泥浆遗失于地下水含水层中，造成地下含水层水质污染。事故情况下对地下水的影响较大，因此应尽可能避免事故的发生和做好应急措施。4.1.4噪声环境影响分析本项目在生产运行过程中，油区内已有井昼间及夜间噪声均符合声环境质量标准（GB3096-2008）中3类标准限值（65dB(A)）要求，本项目油区位于荒漠地区，周边200m范围内无固定居民居住，故在钻井期和运行期间不会产生扰民现象。另外，本项目对井场抽油机泵设施加装变频，有效使设备在各种工况下达到最佳状态，降低噪声影响。4.1.5固体废物影响分析本项目可能对环境造成影响的主要固体废物包括钻井废弃物（

42、钻井废弃泥浆和钻井岩屑）。本项目实施总井数为243口（采油井184口，注水井59口）在钻井过程中，采用无害化水基泥浆，泥浆循环使用，钻井期间共产生废弃泥浆50511.81m，岩屑产生量为14146.53m，施工土方6900m。钻井废弃物在井场防渗泥浆池中固化后，上层覆土60cm填埋处理，各填埋处理设施均进行了防渗处理，可以有效防止对地下水和周边土壤环境的污染。井场泥浆池覆土压实、平整，并恢复自然原貌，有利植被的恢复。钻井废弃物所采用的固化后上层覆土60cm的填埋处理措施可以有效地防止对环境的影响。产生的油泥委托克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行回收处理（委托协议见附件），单井落地原油由作

43、业单位100%回收，采取以上措施后，运营期固体废物不会对周围环境产生影响。4.1.6环境风险分析4.2环境保护措施4.2.1生态环境保护措施（一）开发期生态环境保护措施（1）对油田区域内的永久性占地（井场、站场、道路、集输管线等）合理规划，严格控制占地面积，尽量选择在植被稀少的区域布点。采油井井场永久占地不大于3040m，注水井井场永久占地不大于3030m。井场施工占地不大于10090m。场站建设扰动范围不得超过界外10m。集油管线施工临时占地宽度不得超过10m。注水管线施工临时占地宽度不得超过10m。道路施工临时占地宽度不得超过8m。（2）埋设各类油、气、水管线时，以尽量避开植被密集区为原则

44、；管沟开挖，尽可能做到土壤的分层堆放，分类回填，特别是表层土壤应分层堆放，在施工完毕后回铺于地表，减轻对土壤的破坏，以利于植被的恢复和生长。严格控制工程施工临时占地，根据管径的大小尽可能少占地。（3）泥浆池防渗处理井场泥浆池必须首先将池底和池体用粘土压实，然后再进行防渗，防止砾石将防渗膜刺破使泥浆池中污染物泄漏，对土壤环境和地下水产生影响。钻井完成后，泥浆池做到掩埋、填平、覆土、压实；覆土层大于0.6m。（4）无道路区作业车辆“一”字型行驶道路和集输管道施工时，注意保护原始地表与天然植被，划定施工活动范围，严格控制和管理车辆及重型机械的运行范围，所有车辆采用“一”字型作业法，避免并行开辟新路，

45、以减少风蚀沙化活动的范围。（5）管道沿已有道路平行建设管线敷设施工宽度应控制在设计标准范围内，并尽量沿已有道路纵向平行布设。在满足有关安全规范的基础上，减少占用土地。道路选线过程中应尽量利用原有道路，避让灌丛等敏感区段。（6）严禁施工人员进行非石油生产的其它活动，如：狩猎、采集动植物、砍柴等。车辆在有野生动物的地区行驶时，禁鸣喇叭。（二）运营期生态环境保护措施本项目严格遵守国家和地方有关野生动植物保护、水土保持等法律法规。主要采取以下生态保护措施，这些措施对于减少植被破坏，减缓水土流失起到了一定的积极作用。（1）禁止巡井时车辆在井场附近乱开便道，减少井场检修时车辆对地表的影响范围，避免更多的区域受干扰，促进植被的自然恢复。一切作业尽量利用原有公路，按原有车