建设项目概况(共33页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上1.建设项目概况1.1项目建设背景及建设地点1.1.1建设背景长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部（简称长华项目部）是由中国华油集团公司和中国石油长庆油田分公司合作从事油气勘探与开发的非法人实体。根据双方于2001年12月5日签署的油气资源合作勘探开发合同，长华项目部于2002年4月23日正式成立，具体负责姬黄32合作区块的勘探开发工作，区块面积139.7平方公里。项目部共设有6部1室（即产建项目部、采油管理部、财务经营部、安全环保部、开发技术部、生产运行部和综合办公室），下辖 8个基层队、站，包括4个采油队、2个集输站、1个小车队、1个经警队。项目部有员工443

2、人，其中位于一线生产人员305人。到2012年12月底，长华项目部共建成油水井386口，其中油井319口，注水井67口，原油产能达到22万吨/年，同时集输站、增压点、集输管线、生活基地、道路、给排水、消防、供水、通信等配套系统工程均已建成。根据地方环境保护部门的要求，依据中国人民共和国环境影响评价法等相关法律法规，长华项目部现对22万吨产能开发项目进行环境影响评价。根据现场踏勘结果，本项目主体工程均已建成，故本次评价属补办环评。根据中国人民共和国环境影响评价法和建设项目环境保护分类管理名录等有关规定，产能开发项目应编制环境影响报告书。2012年7月15日，受长庆油田分公司长华石油合作开发项目经

3、理部委托延安市环境科学研究所和榆林环境咨询技术服务部共同承担该项目的环境影响评价工作。1.1.2本项目建设地点长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部22万吨产能开发项目主要开发区域位于定边县冯地坑乡和白湾子镇，个别井场位于红柳沟镇。定边县西与宁夏盐池县接壤、西南与甘肃环县、华池县相邻，东南与吴起县比邻，东接靖边县，北接内蒙鄂托克前旗。油田主要公路有：青银高速、国道G307（延安-定边），省道S303（定边-吴旗）和油区道路及乡村道路，交通比较方便。项目开发区域地理位置见图1-1。1.2项目主要建设内容1.2.1建设内容根据建设单位提供的资料，长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部于2004

4、年开始对合作开发区进行石油开采，合作开发的主要区块位于定边县冯地坑乡和白湾子镇。到2012年12月底，共有油水井386口，其中油井319口，注水井67口，年产原油22万吨。本工程项目组成见表1-1，本工程主要站场状况见表1-2。项目组成表表1-1分类工程内容单位数量一、钻井工程采油井装置套319注水井装置套67水源井口10二、油气集输工程站场井场个65增压点座3计量/转输站座10简易增压点座15集输站座2区队部座3管线油气集输管线（含注水管线）km288.792三、公用工程道路井场道路km182电力工程由地方供电局所属的变电站供电通信部分全部采用无线通讯四、环保工程油田采出水处理站座2主要站场

5、一览表表1-2场站名称设计规模/输油能力采出水处理能力m3/d华一集输站600t/d800华二集输站600t/d1000华一增压点100t/d华二增压点100t/d华三增压点150t/d1.2.2 工程占地工程占地主要为站场、井场、道路等，占地情况见表1-3。工程占地情况表表1-3序号项目数量占地面积（m2）备注1井场65个86710含油井、注水井、水源井，以及与井场合建的拉油注水站点，平均占地按2亩计2增压站3座20010平均每个占地按10亩计3集输站2座61364平均每个占地按23亩计4简易增压点15座20010平均每个占地按2亩计4新办公基地1座17342按26亩计5老办公基地1座120

6、06按18亩计6道路182km道路宽度按6m计7区队部1座2668按4亩计，其他2个区队部与新、老基地合建8合计1.2.3 油气集输系统本项目油气集输系统已基本建成，形成了以集输站为中心，增压点为骨架，实现了油区集输系统的全密闭，对部分偏远井组无法管道集输的，采取油罐车运输。原油管输量为20.9万吨/年，占总产能的95%；油罐车运输量为1.1万吨，占总产能的5%。合作开发区已建集输站2座（华一集输站、华二集输站），增压站3座，简易增压点15座。混合液管输到集输站经油气分离和脱水后，原油统一集中输往长庆采油五厂姬塬输油站。各站点集输现状图见图1-2。 油气处理工艺长华石油合作开发项目经理部油气处

7、理经增压点、集输站进行处理。增压点属小型站点，多建于井场旁，主要针对偏远、地势起伏变化大的井组采用增压点油气混输，以降低井口回压，增加输送距离，增压点工艺流程见图1-3。图1-3 增压点工艺流程图集输站是作为较大区块油气集中处理站，主要功能有井组或增压点来油经收球、加热、分离、原油脱水、原油储存、计量、原油外输、污水处理、污水回注等。集输站工艺流程见图1-4。图1-4 集输站工艺流程图 伴生气回收利用油田伴生气主要综合利用于锅炉和加热炉燃料，剩余部分供给宁夏神瑞工贸有限公司经轻烃回收站脱水脱硫清除杂质等工艺处理后，用专用车辆拉走作为化工原料综合利用。轻烃回收站和输气管道由宁夏神瑞工贸有限公司建

8、设和维护。1.2.4 供水工程根据建设单位提供的资料，本项目有水源井10口，依靠油区撬注式注水站给注水井注水。1.2.5 注水工程本项目设2座撬装注水站，分别位于华一和华二集输站内，注水规模分别为382.43m3/d和771.19m3/d。注水采用“树枝状干管稳流阀组配水、活动洗井注水工艺流程”。注水工艺流程见图1-5和图1-6。图1-5 清水注水工艺流程示意图图1-6 污水注水工艺流程示意图1.2.6采出水处理工程 采出水处理方案根据保护环境的要求和油田开发的需要，为减少油区开采、生产过程对环境的污染及资源浪费，同时避免油田采出水对河流、土壤的污染，本项目采出水经处理达标后，就地回注油层，不

9、外排。 水质指标 原水水质：原水来自集输站溢流沉降罐或三相分离器，主要指标如下：SS含量200mg/L，石油类150mg/L 净化水质指标：执行长庆油田采出水回注技术推荐指标长庆开2008第05号：SS含量10mg/L，石油类20mg/L 采出水处理工艺流程采出水处理的目的主要是去除水中的悬浮物和油粒，以保证回注通道的通畅，避免堵塞地层孔隙。华一集输站和华二集输站各设一套采出水处理系统。本工程采用“两级除油+精细过滤”工艺，工艺流程框图如图1-7。图1-7 采出水处理工艺流程框图 处理设备简述 自然除油罐自然除油罐主要是利用油水密度差对污水中的浮油和悬浮物进行分离沉降，有效水力停留时间为8h。

10、进液含油量150-500mg/L，悬浮物固体含量100-300mg/L；出水含油量80-110mg/L，悬浮物固体含量100mg/L。 调节罐调节罐的作用主要为均质调节，罐容按处理水量的8h计算。 旋流反应器利用紊流搅拌的作用将污水中的乳化油和悬浮物凝聚成较大颗粒。反应罐前要分别投加水质改性剂、絮凝剂、助凝剂、药剂间隔时间为10s。 侧向流斜板除油器旋流反应器生产的絮体，在侧向流斜板除油器全部沉淀去除，有效水力停留时间0.6h。进液含油量100mg/L，悬浮物固体含量150mg/L；出水含油量30mg/L，悬浮物固体含量30 mg/L。 含油污水处理装置该设备主要由油水分离器、改性纤维球过滤器

11、、PE管式过滤器组合而成，PE管式过滤器为表层过滤，其去除悬浮物机理是机械筛除，过滤液体通过烧结管上1m微孔，大于1m的悬浮物及石油类全部被截留去除，从而能够保证水质达标。油水分离器和改性纤维球过滤器为PE管式过滤器的预处理过滤器，其对悬浮物和石油类物质去除效果好，能有效减轻PE管式过滤器的负荷。进液含油量30mg/L，悬浮物固体含量30mg/L；出水含油量5mg/L，悬浮物固体含量1 mg/L。 污泥处置 污泥来源：污泥主要来自油罐、水罐排污产生的泥渣。污泥量每万吨产能为5吨（含水按70%计算）。 处理工艺：主要采用减量化脱水处理，脱水采用“机械压滤”工艺，脱水后的污泥交定边县东港污油泥处理

12、有限公司进行处理。根据陕西省环境保护厅陕环函2010766号“陕西省环境保护厅关于进一步规范油泥、泥浆等危险废物无害化处置工作的通知”，从2013年起，各石油、天然气企业生产过程中产生的油泥、泥浆等危险废物一律自行处置，各石油、天然气企业的油泥、泥浆等危险废物处置项目建成前，要依据固废法有关规定，在明确产生危险废物企业主体责任的基础上，允许按照就地就近的原则，对产生的油泥、泥浆等危险废物进行自行处置或委托有处置能力的单位代为处置。据建设单位提供的资料，长庆油田公司的污油泥处置中心目前正在建设，相关手续正在办理。在长庆油田公司的污油泥处置中心建成前，本项目产生的污油泥送定边县东港污油泥处理有限公

13、司处理，待长庆油田公司的污油泥处置中心建成后，送去该中心处置。 生活污水生活基地设置一体化生活污水处理设施，处理达标后用于绿化或植被灌溉；集输站生活污水送生活基地一体化生活污水处理设施处理后综合利用；增压点人员少，设双瓮漏斗式环保厕所，生活污水采用收集池沉淀处理后用于站场绿化。各站场生活污水不外排。1.2.7 道路工程贯穿油区的采油井区专用道路多条均可依托，进井场简易道路可依托各乡村简易公路。根据项目产能开发布署，本项目共修建井场道路182km。道路工程主要技术指标见表1-4。道路建设标准及采用技术指标表1-4道 路 建 设 标 准井场简易道路路面宽度(m)4.5路基宽度(m)6.5路面结构类

14、型沥青碎石极限最小圆曲线半径（m）15一般最小圆曲线半径（m）30不设超高的最小圆曲线半径（m）150凸形竖曲线半径（m）极限最小值100一般最小值凹形竖曲线半径（m）极限最小值100一般最小值停车视距（m）20会车视距（m）40最大纵坡（）91.2.8 组织机构和劳动定员长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部指挥中心位于定边县冯地坑乡，下设六部一室、4个采油队、2个集输站，共有员工443人，其中位于一线生产人员305人。1.2.9 环境保护概况 环境影响评价依据地方环境保护部门的要求，本项目单井和站均作了环境影响登记表。 环保措施落实情况 主要环保设施落实及运行情况根据项目单井和场站环境影

15、响登记表，并结合现场实际调查，项目主要环保设施落实及运行情况见表1-5。项目主要环保设施落实及运行情况表1-5类别污染源环评要求的环保设施落实情况运行情况废气老基地伴生气锅炉1台，烟囱高度15m落实稳定运行新基地伴生气锅炉1台，烟囱高度25m落实稳定运行集输站伴生气锅炉1台，烟囱高度15m落实稳定运行废水油田采出水、洗井修井废水立式除油（或旋流分离）+核桃壳过滤+改性纤维球过滤落实稳定运行站场事故废水设事故罐或围堰落实正常运行站场事故污油污油箱落实正常运行井场废水集水沟、集油槽、雨水蒸发池、污油回收池落实正常运行基地生活污水设生化污水处理装置2套（新、老基地各一套）落实正常运行噪声喂油泵等各类

16、泵减震、隔声设置落实稳定运行固废生活垃圾生活垃圾收集桶，定期外运落实正常运行含油污泥含油污泥防渗收集池，定期送有资质单位处理落实正常运行落地油落地油回收处理系统、落地油防渗收集池落实正常运行由表5可看出，该项目的各项环境保护措施已基本落实，井场建设有雨水收集池、污油回收池，各集输站建设了污水处理回注设施，生活垃圾集中收集，委托定边县环卫部门进行收集集中填埋，管线和道路已做水土保持工作，道路硬化和绿化基本完成，固体废弃物按要求全部处理，且处理办法符合要求，因此本项目的环境保护措施已基本落实。1.2.10 投资估算根据项目开发方案，地面工程项目总投资为2.68亿元，其中环保投资2335万元，占总投

17、资的8.71%，工程投资估算见表1-6。项目投资估算表1-6 单位：万元序号项目投资估算1油气集输86002注水系统20003电气部分10004给排水部分8005通信系统3006道路工程12007矿建92008数字化10009其他费用131510环保投资108911预备费29612总投资26800专心-专注-专业1.3产业政策及相关规划相符性分析1.3.1产业政策相符性本项目属产业结构调整指导目录（2011年本）中鼓励类项目，即“七、石油、天然气 1、常规石油、天然气勘探与开采”，符合国家产业政策。1.3.2相关规划相符性本项目与国家和地方相关规划的相容性分析见表1-7。项目建设与相关规划的相

18、容性表1-7序号相关规划规划要求（摘录）规划符合情况分析1中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量本产能开发项目规模22104t/a，有利于提高原油产量2陕西省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要石油、天然气产能分别达到4700万吨和300亿立方米，油气当量达到5000万吨，建成全国第一油气大省。有利于规划目标的实现3陕西省矿产资源总体规划（2008-2015）鼓励开采石油，重点加大陕北石油、天然气的开采力度，到2020年，石油年开采量4000万吨。符合规划的相关要求4陕西省煤炭石油天然气开发环境保护条例实行清洁生产，不得采用国家

19、禁止的或者已淘汰的技术和设备；石油开采单位应当建设清洁井场，做到场地平整、清洁卫生，在井场四周设置符合规定的挡水墙、雨水出口和防洪渠道，在井场内设置防渗漏的油污回收池和排污池；石油开采单位应当建立脱水设施，对原油进行脱水。脱出的废水可以回注；需要排放的，应当进行处理，达到国家或者省规定的排放标准；煤炭、石油、天然气开发中产生的伴生气或者其他有毒有害气体，应当综合利用，不得随意排放；需要排放的，应当进行处理，达到国家或者省规定的排放标准；禁止在一、二级水源保护区、自然保护区、风景名胜区新、扩建项目。符合条例要求5陕西省加强陕北地区环境保护的若干意见城市规划区、生态防护区、试验区、自然保护区内不得

20、开采煤、气、油、盐；城市饮用水水源一、二级保护区、革命圣地遗址、风景名胜区等具有特殊保护价值的地区，不得新建各类有污染的项目；长庆、延长石油集团公司要制订分年度污染治理规划，加大投入，重点实施原油管输符合意见要求6陕北石油开发环境保护技术政策采用先进技术，淘汰落后生产工艺、设备，开展清洁生产活动，既要发展陕北石油工业，又要保护当地生态环境，走可持续发展的道路。同时政策对原油钻井、开采、脱水和废水处理环境生态建设提出了具体要求。符合技术政策要求续表1-7序号相关规划规划要求（摘录）规划符合情况分析7榆林市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要积极推广应用注水、注气等二次、三次采油新工艺和新技术，

21、提高采收率，加大资源勘探力度，开拓新油区，稳定增加原油产量；到2015年，石油、天然气产量分别达到1500万吨和200亿立方米；加大煤炭、石油、天然气、岩盐等矿产资源勘查力度，规范商业性勘探，提高资源保障程度。符合规划要求8定边县国民经济和社会发展第十二个五年规划以石油、天然气、盐化工为支柱产业，坚持可持续发展原则的前提下，加大石油工业投入力度，不断提高科技含量，加快资源勘探开发步伐，积极支持延长集团的发展，抓好石油产能建设，建设以200万吨原油净化厂及石油伴生气利用等项目为主的石油产业基地。围绕油气资源开发，发展集钻、采、炼、化工一体化的油气产业。定边石油钻采公司统筹规划、注采结合，实行原油

22、集输、废水回注、伴生气利用等，树立循环经济先进典型。符合规划要求9定边县县城总体规划（20082025）产业发展规划：立足县域油气资源和盐矿资源，发展采掘业的基础，延伸产业链，大力发展资源加工转化产业，做强做大石化、盐化工业，使石油化工、盐化工成为县域经济发展的主导产业和支柱产业；依托长庆、延长两大石油集团，瞄准宁夏宁东、内蒙古上海庙两大能源重化工基地对能源化工设备的需求，积极发展装备制造业，努力形成工业经济发展的后发优势。产业布局：南部山区是县域石油资源的集中分布区和石油开采区集镇性质： 红柳沟、姬塬、冯地坑乡、樊学乡等乡镇以商贸服务业和石油钻采服务为主。环境保护规划：废水处理达标率100%

23、，环境噪声达标率85%，固体废物处理率100%符合规划要求由表7可知，本项目符合国家和地方的相关规划要求。1.4布局合理性分析1.4.1 项目总体布局合理性分析资源开发工程具有特定地域的特殊性、唯一性，如果更换油井位置，可能打不出油、油产量很低或为废井，所以从总体看，井区开发总体布局基本合理。井区开发要严格按照开发方案划定区域进行，认真落实环评提出的环境保护措施，不在自然保护区、风景名胜区、水源保护区等特殊保护区域规定禁止开采的范围部署产建工程。1.4.2 场站选址合理性分析本项目地面工程包括井场65个，输油管线（含注水管线）288.792km，井场道路162km，集输站2座和生活基地2座，本

24、评价仅对主要站场作选址可行性分析，见表1-8。项目主要站场选址可性行分析表1-8项目方案描述环境条件分析华一集输站位于吴阳山村的黄土台塬上，占地约23亩占地类型为旱地最近敏感点为场站南界约60m处的吴阳山村的2户居民（7人），该2户居民距储罐区的距离约为150m，大于储罐火灾、爆炸无影响距离华二集输站位于老庄渠村的黄土台塬上，占地约23亩占地类型为旱地距厂界200m范围内无环境敏感点老基地位于孙塬村的黄土台塬上，占地约18亩占地类型为旱地最近敏感点为场站西南界约80m处的小卖部（3人）新基地位于麻地渠村的黄土台塬上，占地约26亩占地类型为旱地最近敏感点为场站北界约300m处的麻地渠村（15户，

25、82人）本项目开发采取总体方案设计、总体布局，合理确定站场及线路（油、水、电线路）位置和走向，最大限度地减少站场数量，降低地面工程建设投资。油区内的格局是以油区集输站为中心，增压点为骨架，充分考虑了油田建设的环保综合效应。在土地征借、使用上，尽量少占用农田和林地；从井网部署、井场组合、场站选址等方面，优化部署方案。井区利用丛式井技术，并在建设中按照标准化井场设计规范进行了建设，有效地减少了占地。站场选址基本合理。1.4.3 井场布置合理性分析 根据现场调查和卫星遥感解译，工程井场布置远离居民点等环境敏感目标，大多数井场布置在梁峁和黄土台塬区，占地类型主要以山旱地和草地为主，评价认为本项目井场布

26、置基本合理。本次评价对本项目的井场选址提出以下要求： 远离居民点等环境保护目标，按照石油天然气钻井井控技术规范规定井位布设应距离最近村庄100m以上。 布置在沟谷区的井场，不得建于河流最高水位以下，要满足防洪要求。 采用丛式井，控制井场占地范围。 尽量占用荒草地，少占耕地。1.4.4 管线和道路选线合理性分析本项目已建成2条主干管线（华一外输管线和华二外输管线），原油主干管线选线的合理性进行分析，详见表1-9。主干管线选线分析表1-9分段管线方案描述方案分析华一外输管线管线出华一集输站，经丁山、马庄、李高卯至姬塬输油站，管线长12.4km沿途顶管穿越通村公路1次，沿线敏感点距离管道两侧最近距离

27、为50m；华二外输管线管线出华二集输站，经冯地坑村、冯崾岘村至姬塬输油站，管线长11km沿途顶管穿越通村公路1次，沿线敏感点距离管道两侧最近距离为100m；管线铺设工程中，施工便道布局与管线布局一致，经管线方案选线分析，同样施工便道布局基本合理，且占地均为临时占地，管线铺设完毕后，施工便道全部进行生态恢复，对生态环境影响小。总体看，集输系统的优化主要采用优化布站理论和管网优化理论，依托井组密闭增压技术、集输半径界定技术，最大限度的实现油田地面系统的最优化布局。合理优化管线、道路选线方案，尽量减少管线的长度。道路建设尽量利用已有系统，减少对评价区植被的破坏和水土流失。评价认为，从环境保护角度看，

28、本项目布局合理；场站、管线、场站道路选址、选线可行。2.建设项目周围环境现状2.1 环境现状2.1.1环境空气现状评价区TSP、SO2、NO2监测指标均符合环境空气质量标准二级标准要求，非甲烷总烃满足参考标准要求。非甲烷总烃符合大气污染物综合排放标准详解给出的小时浓度限值。2.1.2地表水环境评价区地表水水质监测项目除石油类外均满足地表水环境质量标准类标准，石油类最大超标量为20%，超标率为17%，超标原因与评价区运输车辆的跑、冒、滴、漏有关。2.1.3地下水环境现状评价区地下水水质监测项目除总硬度和溶解性总固体超标外，其余监测项目均满足GB/T14848-93地下水质量标准类标准，总硬度和溶

29、解性总固体最大超标倍数分别为3.84和1.94，超标与当地地质环境有关。2.1.4噪声环境现状本项目主要场站的厂界噪声监测、环境噪声监测及油区主要道路交通噪声监测结果表明各监测点昼夜噪声值均符合声环境噪声标准2类区标准值，评价区声环境质量良好。2.2环境影响评价范围按照评价工作等级和项目拟建地环境特征，各环境要素评价范围见表2-1。各环境要素评价范围表2-1环境要素评价范围备注环境空气仅对排放的废气进行达标和影响分析地表水张瓜咀沟在开发区域内的河段，评价河段长约3km本项目废水零排放地下水油区所在范围，重点为采出水回注井附近-声环境各场站厂界外1m及厂界外200m范围内的居民点-生态环境油区及

30、油区边界向外延伸1km，管线道路周边200m，个别评价因子根据生态环境完整性适当调整，评价区总面积约146.84hm2-风险以华一集输站储罐区为中心周围3km范围-3.建设项目环境影响预测及措施3.1项目污染物排放本项目污染物排放汇总见表3-1。项目污染物排放汇总表3-1时段要素污染源污染物产生量排放去向NO2SO2烟尘烃类运行期大气污染物油气集输-19.71t/a无组织环境空气车辆尾气1.02kg/d-0.75kg/d锅炉烟气10.08t/a-1.21t/a-水污染物类型产生量主要污染物浓度（mg/L）排放去向CODSS石油类油田采出水94050m3/a2000240300经污水处理设施处理

31、达标后回注油层修井废水1595m3/a100020001000洗井废水7975m3/a100020001000生活污水12759m3/aCOD：350mg/L；氨氮：20mg/L生活污水处理设备处理达标后用于场站绿化固体废物类型产生量处置方式落地油95.7t/a属危险固废，回收处理回收率100，零排放生活垃圾106t/a统一收集运输至环卫部门指定地点处置含油污泥141.9t/a危险固体废物，按照危险废物贮存污染控制标准等相关标准贮存、处置，清罐油泥作为调剖剂，采出水处理油泥全部交有资质单位处理。3.2环境保护目标划分本次评价的环境保护目标按环境要素划分详见表3-2。主要环境保护目标表表3-2环

32、境要素保护对象相对厂界位置保护内容保护目标环境空气村庄户数人数方位最近距离（m）人群健康环境空气质量标准二级标准冯地坑1896SW900麻地渠1263N300老庄渠1582N200西涧1171W720吴阳山1775S60地表水张瓜咀沟（季节性河流）地表水水质地表水类标准地下水机井地下水水质地下水类标准环境噪声场站、道路、管线周边200m范围内居民人群健康声环境质量标准2类区标准3.3项目环境影响及预测3.3.1施工期环境影响分析本项目地面工程基本完成，故对不做施工期的环境影响分析与评价。3.3.2运营期环境影响分析 地表水项目建设对地表水环境产生影响的主要污染源为落地油。由于井场修建围堰、排洪

33、渠和档土梁等设施，可以防止井场内落地油流出井场。因此，在正常运行期，落地油不会对地表水体产生影响。运行期主要场站及生活基地均设一套生活污水处理设备，处理达标后用于场站绿化，对地表水体影响小。钻井废水进入防渗泥浆池中，不外排；油田采出水和生产作业废水经污水处理设施处理达标后，回注地层不外排，对地表水影响小。 地下水运行期，正常生产状态下对地下水影响小，当管线腐蚀或自然灾害造成原油外泄，原油将通过包气带下渗入潜水层，使潜水层受到一定程度污染。另外，采用注水驱油的方式采油，注水量798m3/d。由于区内承压水地下水资源较为丰富，可满足井田用水需求，注水水源井取水位为白垩系洛河组，对利用第四系松散孔隙

34、裂隙潜水的农业用水及生活用水影响小。 环境空气项目的废气排放主要来源于运行期场站锅炉、加热炉烟气及采油和原油集输过程中无组织挥发的烃类气体。加热炉采用伴生气为燃料，经15m高排气筒排放，废气中污染物浓度低，均符合排放标准。因此，本项目运行期排放的废气对周围环境空气影响小。 声环境运行期各场站机泵噪声级低，经预测厂界噪声均符合工业企业厂界环境噪声排放标准(GB12348-2008) 2 类标准，项目实施不会改变区域原有声环境功能。 生态环境影响本项目运营期对生态环境的影响主要体现在土壤、动物及植被、景观、水土流失等方面，但影响相对较小。通过采取相应的生态保护与恢复措施后，该油区建设项目对生态环境

35、的影响可以得到有效减缓，总体看来本项目对生态环境的影响小。 水土流失影响本项目已基本建成，经过2-3年的恢复，植被基本恢复到施工前水平，工程所涉及区域土壤侵蚀将会有明显的改善。3.4污染防治措施及效果3.4.1 运营期污染防治措施 地表水污染防治措施油田采出水和作业废水经采出水水处理设施处理，处理达标后回注油层，不外排；与主要场站合建的生活基地设生活污水处理设施，其它井场设双瓮式漏斗环保厕所，生活污水经处理沉淀用于场站绿化，不外排。 地下水污染防治措施生产期加强管理，一旦发生油井出油异常，应及时查明原因，若是套管损坏，应及时更换或采用水泥灌浆等措施封堵套管，防止含油污水泄漏污染地下水。 环境空

36、气污染防治措施场站锅炉烟囱高度不低于25m；加热炉采用伴生气作为燃料，设15m高烟囱，以减少NO2、烟尘等污染物排放量和环境影响；原油集输系统采用全密闭集输流程减少烃类的无组织排放；加强监测管理，定期检查拉油脱水站及试验站油罐的密封状况，防止油罐底板泄漏。 噪声污染防治措施设备选型尽可能选择低噪声设备；在场站周围栽种树木进行绿化，阻挡和吸收一定噪声；对各类机泵等设置泵房，从源头上进行控制。 固体废物污染防治措施在井口设井控装置、修建污油回收池及石砌导油槽、井下作业带罐上岗对落地油进行控制和回收，回收率100 %；本产能开发项目运行期产生的油泥为141.9t/a。其中，综合利用56.2t/a，剩

37、余85.7 t/a，这部分属危险固废，定期送定边县东港污油泥处理有限公司处理（待长庆油田公司的污油泥处置中心建成后油泥送该中心处置）。油泥暂存按照危险废物贮存污染控制标准等相关标准进行贮存。场站设置生活垃圾池，对生活垃圾统一收集后送环卫部门指定地点进行统一处置。3.4.2 生态环境影响减缓、恢复措施 洗井和维修产生的含油污水运往依托联合站污水处理设施集中处理，不随地排放，避免对土壤和作物造成影响； 井下作业过程严格管理，携罐进场，及时回收井下作业过程中产生的落地油，将落地油的污染限制在井场范围内； 闭井期场站拆除采油设备、井下打水泥塞封好井口、拆除井场围堰，挖松固化地面，并对井场土地进行平整、

38、覆土、植被恢复。恢复初期可撒播草籽，后期可种植乔、灌木，树种可选择油松、侧柏、杨树等。3.4.3 水土保持措施运行期的水土保持工作主要是对施工期的水土保持措施进行维护和保养，确保水保工程运行有效；植物生长正常。3.4.4 清洁生产措施采用大井组（8-15口）、丛式井开发建设，井场布局尽量和管网一致，可有效减少工程占地面积以及对周围生态环境的破坏；采取防止井漏的措施，可有效保护地下水不受污染。 对输油管线，注水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；井场内修建污油回收池及防渗导油槽，用于收集修井作业时从井筒带出的原油，并用罐车定期回收；减少井场落地原油被地

39、表径流携带进入周围水体造成污染。优化原油集输布置，避开村庄和林地，降低生态影响；原油集输采用全密闭集输流程防止烃类的无组织排放。主要场站所有的安全阀及事故紧急放空均采用密闭放空至站外火炬系统燃烧，可避免伴生气直接进入大气造成污染。3.5环境风险评价3.5.1 环境风险评价结论 本次事故风险评价主要考虑场站储罐燃爆、管道泄漏和采油井套外返水事故； 储罐区火灾的热辐射严重影响距离约为17.55m，无影响的损害距离79.50m；储罐爆炸的冲击波死亡半径距离为2.84m，财产损失半径4.48m，轻伤半径距离15.49m；极端事故下，有风、静风时不同时刻CO最大落地浓度均小于半致死浓度，也未超过车间最高

40、允许浓度。但CO逸散范围较大，30min后可达4.1km。漏油事故下，5min后非甲烷总烃在下风向的最高容许浓度高于其厂界无组织排放浓度限值，与厂界无组织排放浓度限值相比，最大超标11.08倍，10min以后非甲烷总烃在下风向的最高容许浓度均低于其厂界无组织排放浓度限值。同样非甲烷总烃逸散范围较大，30min后达4.3km。因此，必须采取措施尽可能早发现泄漏事故并立即或至少在5min内采取切断源头等措施，以使对环境的影响降到最低。 管道泄漏事故影响：一般情况下，发生事故而泄漏于地表的原油数量有限，如果处理及时得当，对周围土壤环境影响，可得到有限控制，若管道泄漏原油进入河道，泄漏事故发生后30

41、min事故得到控制，在不采取防护措施情况下，将造成油膜覆盖河流长度3.66km，对这段河流水质和水生生物产生不利影响。 套外返水时，含油污水会直接进入含水层，造成地下水污染，对于白垩系环河组承压水含水层，石油类污染物扩散超标范围1年不到30m，2年不到50m，10年不到200m，20年才可扩散到350m，370m石油类浓度0.02mg/L，低于地表水环境质量标准中类标准；白垩系洛河组承压水含水层，石油类污染物下游方向扩散范围1年可达到170m，3年可达到490 m，10年将达到1500m，20年扩散到接近3000m，石油类浓度0.002mg/L，此范围之外地下水不受影响。3.5.2 风险防范措

42、施及要求3.5.2.1 风险管理措施 严格执行国家的安全卫生标准规范及相关的法律法规，在油田地面开发建设的同时，对安全、防火、防爆、劳动保护等方面综合考虑； 制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准； 对施工单位及个人定期进行环保安全教育，增强职工的环保意识和安全意识； 在施工过程、选材等环节严守质量关，加强技术工人的培训，提高操作水平； 在作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程中严格监督检查，定期考核，从源头上解决安全隐患问题； 风险管理是一个动态的、循环的过程，应对不断变化的风险进行评价

43、，并对相应安全维护措施做出调整。3.5.2.2 技术防范措施3.5.2.2.1 储油罐区事故的防范措施一旦原油储罐发生事故，环境风险主要是原油储罐泄漏原油及消防水对水体和土壤的污染，具体的防范措施如下： 原油储罐发生原油泄漏，站控调度在接到报警后，立即通知调度中心下令停止向泄漏罐输送原油的操作，关闭进罐流程上的阀门，并迅速开启倒灌流程。同时关闭防火堤的排水控制阀，用草包、砂土包封堵库区所有下水道及所有地下管沟，尽量将原油控制在防火堤内，防止原油外流。筑建拦油堤，防止原油外溢到河流中。同时回收表层原油，对于被污染的土壤及无法回收的原油，运送到有资质的单位处理。 在集输站罐区设置事故围堰，对油罐事

44、故状态下泄漏的原油进行收集，确保事故下原油不进入地表水体。原油储罐发生火灾事故，立即进行扑火操作，将废油和消防废水收集到围堰内，待事故结束后，消防污水送至污水系统处理。根据现场踏勘结果，本项目集输站罐区不设事故罐，评价要求集输站罐区设事故罐，就将泄漏罐的物料从围堰内导入事故罐。集输站按一处事故设防，即在同一时间内，集输站内只有一处发生事故，事故废水收集池容积按最大事故处计，有效容积按水体污染防控紧急措施设计导则推荐的公式计算：V总（V1V2V3）max式中：V1收集系统范围内发生事故时的泄漏物料量； V2发生事故的消防水量； V3发生事故时可以转输到其他储存或处理设施的物料量； （V1V2-V3）max对收集系统范围内不同装置区或罐区分别计算V1V2V3而取出的最大值，也即是最大事故处；消防废水的最大量为一次灭火所用的最大消防水量，根据建设单位提供的资料，消防水枪用水量取40L/s，在6h火灾延续时间内，总用水量为864m3。华一和华二集输站均设4具1000m3的储罐，单罐最大容积为722.5t