火烧山油田H2油藏南部开发建设工程.doc

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1、目录1建设项目概况21.1项目背景21.2建设地点31.3建设内容及规模31.4主要环境影响因素41.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析51.6工程投资52建设项目周围环境现状62.1自然环境概况62.2社会经济环境概况82.3区域环境质量现状82.4环境影响评价等级、范围及环境保护目标93环境影响预测及拟采取的主要措施113.1污染物排放情况113.2环境影响预测及评价143.3环境保护措施163.4环境经济损益分析173.5环境监测计划及环境管理制度174公众参与214.1公众参与目的和意义214.2调查方法和原则214.3公众调查224.4信息公开244.5公众参与调查的结果254.6

2、公众参与调查结果的采纳及意见反馈284.7小结285环境影响评价结论296联系方式316.1建设单位的名称和联系方式316.2环境影响评价机构的名称和联系方式311建设项目概况1.1项目背景火烧山油田H2油藏属准东采油厂火烧山作业区管辖，火烧山油田行政隶属新疆维吾尔自治区昌吉回族自治州吉木萨尔县管辖，地处准噶尔盆地古尔班通古特沙漠以东50km。工区地表为丘陵荒漠，植被很少，平均地面海拔590600m，西南低东北高，无地表水系。目前油区内单井生产均采用密闭集输的生产方式，产出液通过计量站集中输送至火烧山联合处理站处理。火烧山油田H2油藏区块2012年钻井21口，其中三开井13口，二开井7口，定向

3、井1口。2013年完钻直井3口，水平井1口。2014年完钻4口直井，单井产能4t，新建产能0.48104t。根据火烧山油田H2油藏南部水平井开发地面建设工程方案，火烧山油田H2油藏南部整体部署直井5口（注水井）、水平井8口（采油井），新建产能1.44104t。本项目布井区域属火烧山油田开发老区，为加密布井开发，区内已建成集输干线、计量站、联合站等地面设施。油气集输采用二级布站密闭集输工艺，井口采用加热集输工艺。其中，8口油井就近接入已建计量站，分别为火1号、27号、29号、33号、35号、42号和43号计量站，5口注水井接入已运行注水站，分别为火10号、26号、27号、28号和33号注水站。本

4、次开发采取注水水驱油开发，采出液通过计量站集中输送至火烧山联合处理站，经原油处理系统处理后，原油外输，产生的含油污水经联合站内污水处理系统处理达标后回注地层；含油泥砂均委托博达生态环保有限公司进行处理。本报告仅对火烧山油田H2油藏南部井区2015年开发建设工程（注水直井5口、采油水平井8口及相应的地面配套工程）进行环境影响评价。本工程属采掘类建设项目。项目钻井、管线敷设占地等将对油田区域生态环境造成影响，采油生产废水、生活污水排放对地下水环境造成影响，原油集输过程中无组织挥发的烃类对大气环境造成影响，钻井过程中废弃泥浆、岩屑对环境也会产生影响。原油资源开发是国家经济发展的支柱行业，火烧山油田H

5、2油藏南部井区2015年开发建设工程属于产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）中“石油、天然气勘探及开采”鼓励类项目，同时，符合新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要，本项目的投产可在一定程度上支持国家和地方经济建设。1.2建设地点火烧山油田H2油藏属准东采油厂火烧山作业区管辖，火烧山油田行政隶属新疆维吾尔自治区昌吉回族自治州吉木萨尔县管辖，地处准噶尔盆地古尔班通古特沙漠以东50km，卡拉麦里山南麓，南距吉木萨尔县城100km，西南距乌鲁木齐市210km，距阜康市120km。工程区位于火烧山油田H2油藏南部，中心地理坐标为E 89 136.73、N 445559.1

6、1区域位置见图1。1.3建设内容及规模（1）采油、注水井2015年，本工程在在H2油藏南部未动用区采用直井+水平井开发方式，整体部署13口井，其中水平采油井8口，直井注水井5口，单井设计产能6.0t/d，新建产能1.44104t。新建水平井采油井口8座。油井采用10型节能抽油机（电机功率22kW），为保证集输温度，井口设20kW水浴炉，燃料采用火烧山联合站返输的天然气。井口设保温盒，配0.15kW电加热器，压力表置于保温盒内。设置清蜡和热洗接口，同时设置安全标志牌。火烧山油田2015年在H2油藏南部部署注水井5口，依托16MPa系统注水，预计新增水量107m3/d。采用标准化注水井口（通注09

7、104），井口设保温盒，保温盒内设防冻压力表。（2）集输管线新建DN50 PN3.5MPa井口管线3.62km，井口管线采用耐温90非金属管材。保温层采用30mm硬质聚氨酯泡沫塑料，防护层采用2mm高密度聚乙烯塑料。管线埋至冻土深度以下敷设，地面设标志桩。（3）注水管线新建DN50 PN16MPa单井注水管线2.69km，注水管线采用非金属管材，管线埋至冻土深度以下敷设，管线地面做标识桩。（4）配套工程配套建设道路、供配电、仪表、通信系统等工程内容。本项目主要工程内容见表1。表1 本工程主要工程内容一览表序号项目名称单位工程量备 注主体工程1钻井工程采油井座8井型：水平井平均井深：1817m，

8、总钻井进尺：14536m2注水井座5井型：直井平均井深：1700m，总钻井进尺：8500m3油气集输工程采油井口座8水平井、10型机（22kW）、保温4单井水浴炉橇座820kW5井口出油管线DN50 PN3.5MPakm3.62耐温90，非金属、保温6注水工程注水井口座57单井注水管线DN50 PN16MPakm2.69非金属管材配套工程8供配电10kV架空线路km0.890.4kV架空线路km0.810杆架式变电站（50kVA）座611电容补偿箱只612井口配电箱只613电力电缆ZB-YJV22-0.6/1kV 416km0.514电力电缆ZB-YJV22-0.6/1kV 24km0.515

9、供热20kW水浴炉座8燃料采用火烧山联合站返输的天然气。16保温盒，配0.15kW电加热器只817供水m3/d4800清水用量2400 m3/d，采出水回用量2400 m3/d18排水m3/d39排水主要为采出水，进入已建火烧山联合处理站的污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。19消防依托火烧山联合站依托工程20油气计量8口新井依托现有计量站21原油处理依托火烧山联合站进行原油处理22伴生气处理依托火烧山联合站天然气处理系统处理23污水处理依托火烧山联合站污水处理系统处理24注水依托火烧山联合站注水泵1.4主要环境影响因素施工期环境影响因素主要体现在钻井、管线、站场施工活动中。废气主要来自大

10、功率柴油机、发电机组燃烧产生的废气、管线施工产生的扬尘和施工车辆尾气等；废水主要为钻井废水和施工营地生活污水；噪声设备主要包括钻井井场内的发电机、柴油机等大型设备；固体废物主要有钻井岩屑、废弃钻井泥浆。此外，钻井队员和相关施工活动会对施工范围内的荒漠生态环境造成一定影响。生产运行期环境影响因素主要体现在油气集输过程中无组织泄漏烃类气体；主要废水污染源为采出水、井下作业废水；固体废物主要为开采过程中油泥砂和落地原油。1.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析1.5.1产业政策符合性分析产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）中对石油、天然气行业鼓励类包括“常规石油、天然气勘探与开采；原

11、油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设”。本项目属产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）鼓励类，符合国家产业政策。1.5.2规划符合性分析项目建设区域为准噶尔盆地腹部古尔班通古特沙漠腹地，周边无水源涵养区、地下水源、饮用水源、自然保护区、风景名胜区、森林公园、重要湿地及人群密集区等生态敏感区域 ；同时企业也制定了相应的污染防治措施，项目的建设符合新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例要求。1.5.3选址合理性分析本工程的选址、选线符合国家的相关法律法规，符合国家的产业政策和相关规划，项目建成后所在区域的环境功能不会发生改变，对环境的影响属可接受的范围

12、，项目的选址、选线从环保角度认为可行。1.6工程投资本工程建设投资6907.3万元，其中钻井投资6256万元，地面工程投资651.3万元。项目环保投资218.9万元，约占总投资的3.17。2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地理位置吉木萨尔为蒙语，意为沙砾滩河。吉木萨尔县位于天山山脉东段北麓，准噶尔盆地东南缘，地处东经88308930，北纬43304530之间，东同奇台县为邻，西与阜康市接壤，北越卡拉麦里山和富蕴相连，南以博格达山分水岭同吐鲁番市、乌鲁木齐县为界。县城西距自治区首府乌鲁木齐市165km，距昌吉回族自治州首府昌吉市200km，东距哈密市550km，吐乌大高等级公路、

13、国道216线及省道303线贯穿全境，交通便利。县域总面积8848km2。本项目地处准噶尔盆地古尔班通古特沙漠以东50km，卡拉麦里山南麓，行政区划隶属于昌吉州吉木萨尔县管辖，南距吉木萨尔县城100km，西南距乌鲁木齐市210km，距阜康市120km。工程区中心地理坐标为N445559.42，E890144.94。2.1.2地形地貌依据区域地质构造，准东地区北部为残山丘陵区，主要由古生界和中生界组成。古生界为老褶皱山地，山顶被夷平比较开阔平坦，地形并不陡峻，海拔约500900m，相对高差不大于100m。区内季节性沟谷较发育，沟谷多呈宽阔的“U”型谷，发育级洪积阶地，多为基座阶地，最高一级阶地高出

14、河床3050m。中生界褶皱变动轻微，地层倾斜平缓，受地壳抬升大面积隆起，在水流和风的侵蚀作用下，形成类似于“雅丹”的低山丘陵地貌。南部为洪积、风积、盐渍地平原区，地形平坦，主要由洪积戈壁、风成沙和盐渍土层组成的广阔的平原区，海拔500550m，相对高差50m，沟谷不发育。本项目地表为丘陵荒漠，植被很少，平均地面海拔590600m，西南低东北高。2.1.3水文条件（1）地表水吉木萨尔县内共有河流8条，河流由西向东依次是二工河、西大龙口河、新地沟河、水溪沟河、渭户沟河、小龙口河、东大龙口河、吾塘沟河。8条河流均发源于天山北坡，流域独立。河流流向由南向北与山脉走向大体垂直，源头高程一般在3000mm

15、以上，出山口高程在1100m以下，河流长一般不超过50km，河流坡度36.1-102，各河最终汇入平原绿洲为人类所利用。河流源头多接冰川，以山区降水量为主要补给源，河流径流具有明显的季节性变化。区内8条河流，多年平均年径流量均在1.0108m3以下；年径流量在1.0108m3-0.5108m3之间的河流有2条，为东大龙口河、西大龙口河，二河多年平均实测年径流量分别为0.6413108m3和0.6909108m3；年径流量在0.5108m3-0.1108m3之间的河流有6条，分别为新地沟河0.2550108m3、小龙口河0.1220108m3、吾塘沟河0.2524108m3、二工河0.16091

16、08m3等；东大龙口河、西大龙口河二河实测年径流量占全县河流实测径流量的55.78%，其余六条河流流量占全县河流实测径流量的44.22%。工程区周围无常年地表径流。（2）地下水吉木萨尔县高山区是地下水的总发源地和补给区，中山带是地下水迳流、补给区，低山丘陵是地下水补给、迳流、排泄的交替带，戈壁砾石带是地下水的补给、迳流区，细土平原是地下水迳流、排泄区，沙漠地带是以蒸发为主的地下水排泄区，卡拉麦里山前平原区是地下水的补给、迳流区。由于地势、地貌、地层、地质构造的分布从南到北有明显的地带性，所以地下水的分布也由南向北呈东西向带状分布，并且有不同类型的地下水贮存。高山带以冻结水为主，中山带是构造基岩

17、裂隙水，低山丘陵带为碎屑岩层间裂隙孔隙水，山间盆地及河床砂卵石层主要含潜水，山前戈壁带为孔隙潜水，细土平原和卡拉麦里山前平原为潜水和承压自流水，沙漠区为潜水及承压水。本项目所在区域地下水类型主要为第四系松散岩类孔隙水，属潜水型。含水层岩性以粉细砂为主，地下水埋藏较深，矿化度较高，潜水主要接受降水入渗补给，补给水源不足，水位年变化幅度在0.51.0m之间。该区域含水层颗粒细小，透水性差，水交替弱，地下水迳流条件差。2.1.4气候气象工程区地处欧亚大陆腹地，新疆天山北麓准格尔盆地南缘，远离海洋气候属于中温带大陆半荒漠干旱性气候。其特点是：四季分明，夏季炎热干燥，冬季寒冷漫长，春季温度变化剧烈，冷空

18、气活动频繁，秋季多晴朗但降温迅速，降水量年际变化大，年内分配不均匀，光照充足，气候干燥，热量丰富，气温年较差大、日较差大。2.2社会经济环境概况2013年吉木萨尔县实现地区生产总值65.3亿元，同比增长（下同）35；全社会固定资产投资248亿元，增长34%；公共财政预算收入9.42亿元，增长35；社会消费品零售总额9.9亿元，增长17；农民人均纯收入达到12918元，较上年增加2063元。2.3区域环境质量现状（1）环境空气工程区两个监测点位中3项常规污染因子的所有监测数据均满足环境空气质量标准（GB3095-2012）中的二级标准要求。特征污染因子非甲烷总烃小时值浓度满足大气污染物综合排放标

19、准（GB16297-1996）要求；H2S小时值浓度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。（2）地下水火烧山油田H2井区附近无天然地表水体。火烧山宾馆和火烧山联合站地下水监测点的各监测项目单因子指数均小于1，说明该区块地下水水质可以满足地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准要求，地下水中石油类污染物未检出。（3）声环境工程区域内背景噪声监测点昼间、夜间噪声强度均达到声环境质量标准(GB 30962008)中3类标准限值要求，该区域声环境质量良好。（4）生态环境根据全国生态功能区划，工程区属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区准噶尔盆地东

20、部灌木荒漠野生动物保护生态亚区将军戈壁硅化木及卡拉麦里有蹄类动物保护生态功能区。根据对比可知，火烧山油田H2井区不在卡拉麦里山有蹄类野生动物自然保护区范围内，距离保护区实验区最近距离约3.89km，距离缓冲区最近距离约23.7km，距离核心区最近距离约41.83km。2.4环境影响评价等级、范围及环境保护目标2.4.1大气环境评价等级及范围本工程大气环境影响评价等级为三级，根据建设项目所在位置及工程规模，大气预测范围综合考虑到评价等级、自然环境条件、环境敏感因素、主导风向、人群密集程度等因素，确定评价范围为油田开发区域各边界向外扩展2.5km范围。2.4.2水环境评价等级及范围本工程地下水环境

21、影响评价等级为三级，评价范围主要为油田开发范围。2.4.3生态环境评价等级及范围项目区新增永久占地面积3.0hm2，临时占地面积13.61hm2。项目区无自然保护区、风景名胜区和水源保护区等敏感和重要生态保护区，为一般区域，根据环境影响技术评价技术导则生态影响（H19-2011）的有关要求，本项目生态环境影响评价工作等级确定为三级。项目开发区域外1-2km，重点是集输管线两侧各200m带状区域。2.4.4声环境评价等级及范围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敏感点，根据环境影响评价技术导则-声环境（HJ2.4

22、-2009）的有关要求，确定本项目声环境评价等级为三级。噪声评价范围为井场厂界外200m。2.4.5环境风险评价等级及范围本工程涉及的易燃易爆、有毒有害物质主要为原油（闪点在60120之间），根据项目组成和危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009），在生产过程中原油储存量未超过5000t的临界量，不构成重大危险源。根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）规定，核定环境风险评价等级为二级。评价范围为井场周围3km，输油管线两侧200m的范围。2.4.6环境保护目标现场环境踏勘结果表明，本工程所在区域为沙漠荒地，附近没有自然保护区、风景旅游区、文物古迹等特殊敏感目标，

23、没有固定集中的人群活动区、天然地表水体。保护环境目标见表2。表2 拟建项目保护环境目标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大气火烧山油田生活区，约90人HHW2009西3.1km满足GB3095-1996环境空气质量标准二级标准2声环境-井场、站场200m范围内无敏感点满足GB3096-2008声环境质量标准3类标准3生态卡拉麦里有蹄类野生动物自然保护区（实验区）自然保护区火烧山联合站北3.09kmHHW2015北3.89km减少占地、防止生态破坏和土壤污染4环境风险火烧山油田生活区，约90人HHW2009西3.1km影响范围内生活区环境空气保护3环境影响预测及

24、拟采取的主要措施3.1污染物排放情况3.1.1开发期污染源分析及污染物排放3.1.1.1钻井部分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。（1）固体废弃物排放量分析钻井岩屑钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而破碎成岩屑，并经泥浆携带至地面，进入泥浆池中。本工程钻井13口，钻井岩屑按照最深的二开井身结构估算，单井最大钻井岩屑120.36m3，工程设计井口全部完钻后，进入泥浆池中的岩屑为1599m3。钻井废弃泥浆钻井泥浆的排放量随井的深度而增加，其排放量按油田开发环境影响评价文集中的经验公式计

25、算得知：单井最大排放的废弃泥浆量约为220.14m3，本项目废弃泥浆的产生总量为2816.69m3。施工土方管线施工土方主要由于埋地敷设管线开挖造成。经类比计算，本项目共产生施工土方量为1153.75m3。施工土方在管线施工结束后回填在管廊上，并实施压实平整水土保持措施。本工程不产生集中弃土。施工队生活垃圾井场开发建设阶段，将有一部分人驻留在钻井、生产及建筑营地，常住井场人员按20人计算，平均每口井的钻井周期为40d，每人每天产生生活垃圾0.50kg，平均单井产生生活垃圾0.40t，则工程目建设开发期间产生的生活垃圾为5.20t。（2）水污染物排放量分析钻井废水钻井废水由冲洗钻台、钻具、地面、

26、设备用水及下钻时泥浆流失物、泥浆循环系统渗透物组成。根据第一次全国污染源普查方案环境统计结果，每百米进尺排放生产废水11.28m3。本工程共新钻井23口井，总进尺23000m，则钻井废水产生量为26000m3。生活污水单井钻井场一般人员为20人，每人每天用水量约100L，排水量按用水量的80%计算，钻井周期按40天计算，则钻井期间产生生活污水832m3。（3）大气污染物排放量分析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、NOX、SO2等。根据火烧山油田作业区钻井的实际情况，平均钻井周期为40天，单井耗柴油约80t（含硫量以0.035

27、%计），柴油消耗量约为1040t，本工程总井数13口，则整个钻井期间向大气中排放烃类24.247t，NO265.312t，CO14.263t，SO2 0.728t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。（4）噪声钻井过程中的噪声源主要是发电机、钻机和各类泵的噪声，噪声值为95105 dB（A）之间。3.1.1.2地面工程每个井区的开发建设，需要在开发区域进行必要的道路施工、管道施工等建设，这样势必会造成建设地地面扰动，施工破坏了植被生长，客观上加剧水土流失，从而可能导致开发区域生态环境劣化。3.1.2运营期污染源3.1.2.1运营期废气污染物本次工程生产运营期的大气污染源主要是油气

28、集输过程中的烃类挥发。油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油田实测数据看，采用密闭集输工艺，其原油损耗可控制在0.04以下，按照原油最大产量1.44104t计算，烃类挥发量为5.76t/a。3.1.2.2运营期废水排放情况本工程运营期废水主要包括井下作业废水、采出水和生活污水。（1）采出水本工程采出水随着开采年限的增加呈逐渐上升趋势。根据开发方案，本建设项目新增产水量14300m/a，采出水进入已建火烧山联合处理站的污水处理系统处理，经处理达标后回注地层。（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，产生一定的酸化

29、、压裂作业废水。根据第一次全国污染源普查方案环境统计结果，低渗透油井废压裂液产生量为50.1m3/井次，废酸化液产生量为18.6m3/井次，洗井工业废水产生量为27.13m3/井次。每2年单井的井下作业约为1次（包括酸化、压裂、洗井），本项目新钻油井8口，每年的井下作业废液废水量见表3。 表3 井下作业污染物指标统计序号污染物指标产生量排放量主要处理措施及排放去向1废压裂液200.4m3/a0酸化压裂液采用专用废液收集罐收集后运往火烧山联合处理站进行处理2废酸化液74.4m3/a03洗井废水108.5m3/a0拉运至火烧山联合处理站进行处理（3）生活污水本次开发井区距离火烧山油田生活区较近，不

30、需新增生活区，因此运营期生活污水可依托火烧山油田生活区排水系统。油田区以巡检为主，生活污水排放量小，可就地蒸发。3.1.2.3运营期固体废弃物排放情况（1）油泥（砂）油泥（砂）是被原油及其它有机物污染了的泥、砂、水的混合物，属危险废物。根据类比调查，油田开采的油泥（砂）产生量为1.5-2.2t/万t采出液，以最大采出液1.63万t计算，油泥（砂）最大产生量为3.59t/a。（2）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漏、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0.1t/a计算，本工程运行后共8口油井，落地油总产生量约0.8t/a。根据新疆油

31、田公司环境保护管理制度规定，不允许产生落地油。因此，本项目井下作业时带罐作业，落地油100%回收。（3）生活垃圾油田区以巡检为主，生活垃圾量小，可忽略不计。3.1.2.4运营期噪声排放情况运营期噪声污染源主要包括井场抽油机泵等，噪声值为65120 dB（A）之间。3.2环境影响预测及评价（1）生态环境影响分析本工程新增永久占地面积3.0hm2，临时占地面积13.61hm2，占地面积较小，不会对区域土地利用格局产生大的影响。施工活动和工程占地在井区油气集输范围内呈点、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和生态系统产生一定程度影响。本工程新井HHW2

32、015距离卡拉麦里山有蹄类自然保护区实验区南边界3.8km。项目区附近主要分布有鹅喉羚，但不是鹅喉羚的主要分布区，项目区其它保护动物还有：沙狐为自治区三类保护动物。项目开发对保护区动物有一定的影响，但这些动物活动范围广，而且不是保护动物（鹅喉羚）的主要分布区，所以项目的开发对保护区内的保护动物影响是有限的。（2）大气环境影响分析本工程施工期废气主要包括钻井施工活动中大功率柴油机和发电机燃烧产生的废气、管线施工产生的扬尘，以及施工车辆尾气等。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

33、。本项目在生产工艺中采用全密封流程，由于环境敏感点距离本项目较远，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。（3）噪声环境影响分析工程位于油田生产区，区域内无其它工业企业及人群分布，建设期的施工活动为短期行为，噪声影响范围只局限在施工场地周围一定区域，不会产生噪声扰民问题；生产期产生的噪声影响范围有限，生产油井对周围声环境影响较小，基本为原始的自然声环境状态；计量站对厂界噪声贡献不大，对周围声环境影响轻微；该区域为油田生产区，所在地为空旷地带，周围无人群等敏感点，因此本工程运行噪声对周围环

34、境的影响较小，不会导致所在区域声环境质量超出相应功能区要求，也不会产生扰民现象。（4）水环境影响分析火烧山H2井区产生的含油污水，主要污染物为石油类、COD、BOD5、氨氮等，生产的含油污水进入火烧山联合站污水处理系统集中处理，处理达标后的污水回注地层，不对地下水环境产生影响。本工程在开发期和运营期，只要建设方严格按照拟定的环保措施进行，对生产和生活废水进行妥善处置，水污染影响很小。（5）固体废物影响分析固体废物在处置和运行管理中严格落实危险废物贮存污染控制标准（GB 18597-2001）和一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599-2001）中的相关要求，则本工程在开发建设过

35、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。（6）环境风险分析本工程在开发过程中，由于人为因素或自然因素的影响，可能导致发生原油泄漏事故，甚至发生火灾等给环境带来严重污染。通过分析，本工程发生环境风险事故的最大可信事故为集输管线泄漏及火灾。集输管线油品泄漏后漫流面积分别为134.97m2，影响范围内的植被、土壤、大气将受到不同程度的影响，需采取相应措施进行恢复。事故状态下原油泄漏,烃类组分挥发进入大气，会造成大气环境污染，危害人民群众健康和生命，若引起火灾事故，将对大气环境、周围人群、生态环境造成严重的危害。本工程区周围3.0km内无固定人口居住，因而不会对人造成

36、危害。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，可将本工程的环境风险控制在可接受的范围之内。 3.3环境保护措施（1）本工程油气集输从油井口至计量站到火烧山联合处理站采用全密闭流程，极大地减少了烃类气体的挥发量。（2）在有油气可能散发、泄漏的场所均设置有可燃气体监测报警器及压力检测器，及时发现有害气体泄漏情况，便于及时处理。（3）本工程建设期废水主要为钻井废水和生活污水，钻井废水在钻井作业期间排入井场泥浆池，自然干化后填埋处理。（4）生产运营期废水主要包括采油废水、井下作业废。采油废水集中后运至火烧山联合处理站污水处理系统集中处理，处理达到注水水质要求后，用于注水，不外排。（5）

37、井下作业过程中，产生的井下作业废水通过集输管道输送至火烧山联合处理站污水处理系统集中处理。（6）钻井期间产生的废弃泥浆、钻井岩屑等固体废物，在泥浆池进行自然干化，然后作填埋处理。（7）本项目运营期，含油污泥、清罐油泥依托火烧山联合处理站的污泥干化池处理。经过浓缩后干化，委托克拉玛依市博达生态环保科技有限责任公司进行回收处理，将废油泥和油砂做为生产原料。（8）本工程的噪声源主要以井场的钻井设备，在运营期，该工程的噪声源主要以站场的各类机泵噪声为主。本工程在设备选型上选取低噪声型设备；转油泵采用变频器控制，通过变频器控制系统进行调节，调整设备输入功率，可有效使各类泵机在各种工况下达到最佳状态，减少

38、不必要的噪声产生。3.4环境经济损益分析该项目建设符合国家产业政策要求，同时具备原油资源可靠。产品市场前景良好和产品价格竞争能力较强的行业优势，加上该项目具有良好的外部条件和采用可靠的工艺技术，可以确保项目实施后的经济效益、社会效益和环境效益良好。3.5环境监测计划及环境管理制度3.5.1施工期环境管理为确保各项环保措施的落实，最大限度地减轻施工作业对环境的影响，本项目在施工期间要实施HSE管理。施工期HSE管理主要工作是施工现场环境监察，主要任务为：（1）宣传国家和地方有关环境方面的法律、法规；负责制定拟建管道施工作业的环境保护规定，并根据施工中各工段的作业特点分别制定相应的环境保护要求；（

39、2）落实环评报告书及施工设计中的环保措施，如保护农业生态环境、防止水土流失等；（3）及时发现施工中新出现的环境问题，提出改善措施；（4）记录施工中环境工作状况，建立环保档案，为竣工验收提供基础性资料；负责协调与项目所在地环保、水利、土地、交通等部门的关系；负责有关环保文件、技术资料的收集建档；（5）制定发生事故的应急计划，监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收。本项目施工期环境管理监督内容见表4。表4 施工期环境管理内容重点地段重点管理内容目的钻井弃渣是否按规定堆放在指定弃渣场；地下水位的变化；对地下水采取的保护措施是否合理。减少地下水流失、污染支线管道1施工作业场地设置是否合理，施工

40、、运输车辆是否按指定路线行驶；2施工人员是否超越施工作业带施工；3施工人员是否超越施工活动范围；4垃圾、废物是否有指定地点堆放，是否及时清理；5施工结束后临时用地是否彻底恢复。减少土壤和植被的破坏。支线管道沿线植被1减少管道穿越对植被造成的损坏；2是否超越施工作业带施工；3施工是否利用现有便道。保护植被，减少损失。3.5.2营运期环境管理为确保各项环保措施的落实，最大限度地减轻施工作业对环境的影响，本项目在运营期管理的主要内容是：（1）定期进行环保安全检查和召开有关会议，对领导和职工特别是兼职环保人员进行环保安全方面的培训；（2）制订完备的岗位责任制，明确规定各类人员的职责，有关环保职责及安全

41、、事故预防措施应纳入岗位责任制中；（3）制定各种可能发生事故的应急计划，定期进行演练；配备各种必要的维护、抢修器材和设备，保证在发生事故时能及时到位；（4）主管环保的人员应参加生产调度和管理工作会议，针对生产运行中存在的环境污染问题，向主管领导和生产部门提出建议和技术处理措施。环境管理工作重点是：环境管理除了应抓好日常站场各项环保设施的运行和维护工作之外，工作重点应针对管道破裂、油气泄漏着火爆炸事故排放、着火爆炸等重大事故的预防和处理。重大环境污染事故不同于一般的环境污染，它没有固定的排放方式和排放途径，具有发生突然、危害严重等特点。为此，必须制订相应的应急预案。（1）正常工况的环境管理制订必

42、要的规章制度和操作规程，主要包括：生产过程中安全操作规程；设备检修过程中安全操作规程；正常运行过程中安全操作规程；各种特殊作业（危险区域用火、进入设备场地等）中的安全操作规程；不同岗位的规程和管理制度，如输油操作岗位、计量操作岗位、自动控制操作岗位、油库罐区工作岗位及巡线、抢维修岗位等；环境保护管理规程。员工的培训培训工作包括上岗前培训和上岗后的定期培训，培训的方式可采用理论培训和现场演练两种方式，培训的内容包括基础培训、技能培训和应急培训三部分。加强环保设备的管理建立环保设备台帐，制定主要环保设备的操作规程及安排专门操作人员，建立重点处理设备的环保运行记录等。落实管理制度除加强环保设备的基础

43、管理外，还需狠抓各项管理制度的落实，制定相应考核制度，以提高各部门对环境保护的责任感。（2）事故风险的预防与管理对事故隐患进行监护对事故隐患进行监护，掌握事故隐患的发展状态，积极采取有效措施，防止事故发生。根据国内外油田开发过程中相关设施操作事故统计和分析，工程运行风险主要来自第三方破坏、管道腐蚀和误操作。对以上已确认的重大事故隐患，应本着治理与监护运行的原则进行处理。在目前技术、财力等方面能够解决的，要通过技术改造或治理，尽快消除事故隐患，防止事故发生；对目前消除事故隐患有困难的，应从管理和技术两方面对其采取严格的现场监护措施，在管理上要加强制度的落实，严格执行操作规程，加强巡回检查和制定事

44、故预案。制定事故应急预案建立应急系统首先根据本工程性质、国内外油田开发事故统计与分析，制定突发事故的应急预案；建立起由治安、消防、卫生、交通、邮电、环保、工程抢险等部门参加的重大恶性污染事故救援指挥中心，救援指挥中心的任务是掌握了解事故现状，向上级报告事故动态，制定抢险救援的实施方案，组织救援力量，并指挥具体实施。一旦接到事故报告便可全方位开展救援和处置工作。其次是利用已有通讯设备，建立重大恶性事故快速报告系统，保证在事故发生后，在最短的时间内，报告事故救援指挥中心，使抢救措施迅速实施。强化专业人员培训和建立安全信息数据库有计划、分期分批对环保人员进行培训，聘请专家讲课，收看国内外事故录象资料

45、，吸收这些事件中预防措施和救援方案的经验，学习借鉴此类事故发生后的救助方案。经常进行人员训练和实践演习，锻炼指挥队伍，以提高他们对事故的防范和处理能力。建立安全信息数据库或信息软件，使安全工程技术人员能及时查询到所需的安全信息数据，用于日常管理和事故处置工作。3.5.3监测计划（1）施工期表5 钻井作业环境监测计划监测内容监测地点监测项目监测时间或频率生态环境及水土保持现场井场、管线、道路占地、井场防渗等施工结束后进行控制性监视，每年调查两季井场土壤现场石油类、重金属施工结束后进行控制性监视钻井事故时现场大气、地表水、地下水、土壤等即时（2）营运期 生态调查：检查生态恢复及水土保持措施落实情况，每年一次。 地下水环境：在区域内确定1个地下水监测点位设置观测井，每年进行2次采样监测，监测项目为pH、石油类、硫化物、挥发酚等4项。 大气监测：项目作业区常年主导风向上风向及下风向各布设1个点位，一年2次，采用24小时连续采样，采样7天。监测项目为非甲烷总烃、SO2、NO2、PM10、TSP五项。（3）油田服役后期生态环境调查：检查服役结束的井场是否按照要求恢复，封固的废井是否有安全保护措施，管线所经过的地域植被、农田恢复情况。4公众参与4.1公众参与的目的通过公众参与使得项目影响区的公众充分了解工程的建设情况及可能产生的环境问题，表达他们对工程建设的意愿