(石油)大庆油田南二三区评审后修改稿

第一章总那么PAGE4PAGE121第一章总那么一、工程由来扩建工程——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于大庆油田萨尔图油田南部开发区的南二、三区西部，地理位置见图1-1，井网开发面积28.41km2。该工程开采的油层为萨＋葡Ⅱ组油层和葡一组油层。萨＋葡Ⅱ组油层地质储量8671.64×104t，1964年开始开发，1989年进行一次加密调整，根据油田稳产的需要，决定进行二次加密井的建设。另外，根据大庆油田“九五〞、“十五〞期间稳产形势的需要，决定在该区内葡一组油层采用三次采油方式开采，建设聚驱井。根据?中华人民共和国环境保护法?和中华人民共和国国务院第253号令?建设工程环境保护管理条例?的有关规定，建设单位委托大庆市环境保护科学研究所进行扩建工程——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程的环境影响评价工作。评价单位编制完成了环境影响评价大纲并通过审批后，以此作为该工程环境影响报告书的编制依据。二、编制依据(一)?中华人民共和国环境保护法?，1989.12；(二)?中华人民共和国固体废物污染环境防治法?，1996.4；(三)?中华人民共和国大气污染防治法?，2000.4；(四)?中华人民共和国水污染防治法?，1984.5.11；(五)?中华人民共和国环境噪声污染防治法?，1996.10.29；(六)中华人民共和国国务院第253号令?建设工程环境保护管理条例?，1998.11；图1-1工程地理位置图

(七)?环境影响评价技术导那么?(HJ)/T2.1～2.3－93及?声环境影响评价技术导那么?(声环境)(HJ)/T(2.4－95)；(八)黑龙江省环境保护条例，1994.12.3；(九)黑龙江省工业污染防治条例，1996.11.3；(十)与采油二厂签订的环境影响评价合同；(十一)?大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价工作大纲?及审批意见,见附件；(十二)?南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价任务委托书?；(十三)?大庆市地表水环境质量功能区划分?庆政办发2000年20号；(十四)?城市区域环境噪声标准适用区划分?庆政办发2023年28号；(十五)?大庆市环境空气质量功能区划分?庆政办发1999年37号。三、评价等级(一)地下水该工程在石油勘探、开采、运输、贮存等过程中均可能引起地下水污染，污染途径为：1、封存在井场的废钻井液、跑冒滴漏的废酸化液、压裂液、废油等经雨水淋溶、渗透污染地下水；2、废液池、污油池、水泡子、排水干渠内废水、废液渗透污染地下水；3、钻井、采油、注水、酸化、压裂、洗井等作业时井下泄漏的废液对潜水层及承压水层的直接污染。根据该工程特点以及工程周围环境现状，确定该工程地下水评价等级为三级。(二)大气该工程所排大气污染物有钻井、采油、油气集输过程中烃类气体放空和挥发，中转站内加热锅炉烟气排放、钻井机械与各种车辆的尾气等。总烃为该工程的特征污染物。该工程所在地为平原地形，根据该工程特点与?环境影响评价技术导那么大气环境?的规定，确定该工程大气评价等级为三级。(三)噪声该工程所在地为油田开发区，周围居民较少，区域内环境噪声执行国家?城市区域环境噪声标准?GB3096－93的2类标准，扩建后，工程所在地噪声级增加不明显，受影响的人数较少，根据?环境影响评价技术导那么声环境?的规定，评价等级确定为三级。(四)生态本工程井网开发面积为28.41km2，该工程所在地土壤类型为黑钙土和草甸土，开发区内以自然草原生态为主，并有人工生态(农田、林地)及水域等生态系统。该工程对生态环境的危害主要是建设期对植被的破坏和整个开发过程排放的各种废物对土壤、地下水、植被的污染。根据该工程建设期和运行期可能造成的生物群落变化及水和土壤的性质变化，确定生态环境影响评价的等级为三级。四、评价范围根据该工程特点及地下水、大气、噪声的评价工作等级，确定该工程评价范围为工程所在地区以及四周边界向外延伸1km的范围，具体见图1-1。五、评价内容及重点(一)评价内容1、对建设工程及周围地区的环境现状进行广泛调查，对该地区的环境现状进行系统评价；2、通过系统的工程分析，找出钻井、采油、油气集输过程中主要污染源，预测源强，并对工程可能发生的事故风险进行辨识；3、对该工程的建设、运行期可能对环境造成的影响进行预测分析，说明该工程污染物排放以及事故发生时对周围环境可能发生的影响；4、对重点污染源提出可行的污染防治及清洁生产措施，对各类事故风险提出预防及补救措施，使该工程的扩建对周围环境的不利影响降至最低；5、为该工程建设期和运行期的环境管理提供科学依据。(二)评价重点根据油田开发产生的污染物(石油类)污染环境的特点，将生态环境作为评价的重点，土壤与地下水环境次之，大气环境和噪声环境等只作一般性分析。六、污染控制及保护目标由于该工程所在地区为油田的老开发区，建设区内居民较少，用地主要为农田、林地、草地和少量城镇用地，根据该工程特点及周围环境现状，确定本工程污染控制和保护目标为：1、依照“以新带老〞“清洁生产〞原那么，控制工程污染物排放总量，将其对各环境的影响降至最低限度；2、控制落地原油和各类废水废液排放，保护地下水和土壤环境；3、控制地表植被破坏，减少污染物排放，保护工程开发范围内的生态环境。4、控制烃类气体排放，保护大气环境；七、评价方法本评价的环境影响评价技术路线见图1-2。图1－2环境影响评价技术路线图1－2环境影响评价技术路线批准否接受委托现场踏勘、收集资料编制环评工作大纲现场调查与监测环境质量现状评价环境影响预测评价建设工程环境影响建设工程综合防治对策及环境损益分析环境影响报告书工程污染分析开发工艺市环保局环境法规环境标准本次评价环境质量现状评价采用单因子污染指数法；环境影响预测局部地下水污染预测与烃类气体污染预测采用数学模型预测法，土壤环境、大气环境与噪声环境影响预测采用相似条件类比法。八、评价标准(一)环境质量标准1、地下水该工程地下水水质执行国家?地下水质量标准?GB/T14848-93，具体见表1-1。表1-1地下水环境质量标准单位：mg/l〔pH值、色度除外〕工程序号类别标准值工程Ⅳ类1pH5.5－6.5，8.5－92色(度)≤253总硬度(以CaCO3，计)(mg/L)≤5504硫酸盐(mg/L)≤3505氰化物(mg/L)≤0.16硝酸盐(以N计)(mg/L)≤307挥发性酚类(以苯酚计)(mg/L)≤0.01注：Ⅳ类以农业和工业用水要求为依据。除适用于农业和局部工业用水外，适当处理后可作为生活饮用水。2、地表水该工程地表水环境质量标准执行国家?地表水环境质量标准?GB3838-2023中的规定，具体见表1-2。表1-2地表水环境质量标准单位：mg/l〔pH值除外〕工程序号类别标准值工程ⅢⅣ1pH值6-92硫酸盐≤250--3氰化物≤0.2≤0.24总磷≤0.05≤0.15CODmn≤20≤306DO≥5≥37挥发酚≤0.005≤0.018石油类≤0.05≤0.5注：Ⅲ类主要适用于集中式生活饮用水地表水源地二级保护区、鱼虾类越冬场、洄游通道、水产养殖区等渔业水域及游泳区。Ⅳ类主要适用于一般工业用水区及人体非直接接触的娱乐用水区。3、大气该工程大气环境质量标准执行国家?环境空气质量标准?GB3095－1996中环境质量二级标准，总烃参考以色列标准，具体见表1-3。表1-3大气质量标准单位：mg/m3污染物名称取值时间浓度限值TSP日平均0.30SO2日平均1小时平均0.150.50NO2日平均1小时平均0.120.24总烃*日平均1小时平均25注：*总烃为以色列标准。4、噪声环境该工程所在区域内环境噪声执行国家?城市区域环境噪声标准?GB3096－93的2类标准，具体见表1-4。表1-4城市区域环境噪声标准单位:dB(A)5、土壤该工程土壤环境质量执行国家?土壤环境质量标准?GB15618－1995中的二级标准，具体见表1-5。表1-5土壤环境质量标准单位：mg/kg工程二级pH<6.5pH:6.5-7.5pH>7.5镉0.300.300.60汞0.300.501.0砷旱地403025铜农田等50100100铅250300350镍405060注：1、重金属〔铬主要是三价〕和砷均按元素量计，适用于阳离子交换量>5cmol〔+〕/kg的土壤，假设≤5cmol〔+〕/kg，其标准值为表内数值的半数。2、二级标准为保障农业生产，维持身体健康的土壤限制值。主要适用于一般农田蔬菜地、茶园、果园、牧场等土壤，土壤质量根本上对植物和环境不造成危害和污染。(二)污染物排放标准1、放空污水排放标准该工程设备维护过程中放空的含油污水执行国家?污水综合排放标准?GB8978-1996中的二级排放标准，石油类标准限值为10mg/l。2、废气排放标准该工程中转站、联合站等地的加热炉与采暖锅炉烟气执行国家?锅炉大气污染物排放标准?GB13271-2001中的规定，具体见表1-6。表1-6燃烧废气烟尘、二氧化硫和氮氧化物最高允许排放浓度和烟气黑度限值锅炉类别适用区域烟尘排放浓度〔mg/m3〕烟气黑度〔林格曼黑度，级〕SO2排放浓度〔mg/m3〕NOX排放浓度〔mg/m3〕Ⅰ时段Ⅱ时段Ⅰ时段Ⅱ时段Ⅰ时段Ⅱ时段燃气锅炉全部区域50501100100/400注：Ⅰ时段：2000年12月31日前建成使用的锅炉；Ⅱ时段：2001年1月1日起建成使用的锅炉〔含Ⅰ时段立项未建成或未运行使用的锅炉和建成使用锅炉中需要扩建、改造的锅炉〕。3、噪声〔1〕运行期该工程运行期间区域内执行?工业企业厂界噪声标准?GB12348－1990的Ⅱ类标准，见表1-7。表1-7工业企业厂界噪声标准单位:dB(A)〔2〕生产场所该工程井场、联合站、中转站等地设备噪声应执行国家?工业企业噪声控制设计标准?GBJ87-85中的规定，见表1-8。表1-8工业企业厂区内各类地点噪声标准单位：dB(A)地点类别噪声限制值生产车间及作业现场〔工人每天连续接触噪声8小时〕90高噪声车间设备的值班室、观察室、休息室(室内背景噪声级)无电话通讯要求时75有电话通讯要求时704、固体废弃物该工程固体废弃物的排放和处置执行?中华人民共和国固体废物污染环境防治法?中的有关规定。第二章工程概况第二章工程概况一、地理位置扩建工程——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于萨尔图油田南部开发区南二、三区西部。北起南一区三排、南一路以南，南至南三区三排、南三路以北，西邻西部油水过渡带、西一路以东，东侧根本上以萨大路为界。具体地理位置见图1-1。二、油田资源该工程二次加密井的开采层为萨＋葡Ⅱ组油层，含油面积为26.61km2，油层中部深度为800－1095m，地质储量为11937×104t；聚合物井的开采层位为葡Ⅰ1－4组油层，含油面积为26.8km2，油层中部深度为810－1055m，地质储量为3972.22×104t。该工程各开采油层原油物性见表2-1。表2-1地面原油物性表层位密度(g/cm3)粘度(50℃mpa.s)凝固点(℃)含硫量(%)含蜡量(%)蜡溶点(℃)原始油气比(m3/t)萨葡Ⅱ组0.8724.5928.860.0729.949.143.6葡Ⅰ1－40.865525.2930.830.0631.7249.143.6三、油田开发现状该工程二次加密井开采的萨＋葡Ⅱ组油层，1964年开始投入开发，1990年采用两套井网对萨＋葡Ⅱ组差油层各采用一套井网进行一次加密调整，截止1998年12月，全区注水井开井214口，采油井开井489口，日产液量18321t，日产油量3740t,综合含水79.6%。该工程聚合物井开采的葡一组油层也是于1964年开始开发建设，1988年以后陆续钻了更新井及调整井，从而使开采葡一组油层的原行列井网极不规那么。截至1999年4月份，南二、三区西部开采葡一组油层的井共有95口，其中注水井30口，采油井65口，日产油量975t,综合含水85.8%。综上所述，该工程开始建设前，南二、三区西部共有油水井798口，其中，油井554口，水井244口。根据新布油水井的分布情况，本工程使用原有的脱水站3座，聚合物放水站1座，中转站15座，增压集气站1座，聚合物污水处理站2座，35/6KV变电所4座，另外，该地区已建有较完善的道路与排水系统，排水系统涉及到区内的43#泡、44#泡、杨树林泡与中央排水干渠。四、油田开发规模该工程二次加密井、聚驱井及基建更新井的建设情况见表2-2。表2-2工程开发规模油井〔口〕注水〔聚合物〕井〔口〕缓冲井〔口〕井数合计〔口〕二次加密井34923233614聚驱井187*152*--339基建更新井18--9总计53739233962注：*聚驱井油井包括新井153口，老井利用34口；注入井包括新井140口，老井利用7口，油井转注5口。由上表可见，该工程二次加密与聚驱井共建设油、水〔聚合物〕井962口，其中，油井537口，注入井392口，缓冲井33口。该工程利用老井46口，需新钻井916口。五、进度安排该工程二次加密井从2000年开始建设，到2023年分4年建完；聚合物井从2001年开始建设，到2023年分2年建完，该工程目前正在建设中。二次加密井和聚合物井开发建设的具体进度安排见表2-3。表2-3工程工程分年实施情况表时间(年)二次加密井(含更新井)(口)聚合物井(含老井利用井)(口)合计(口)总井数油井注水井缓注井总井数油井注入井总体设计614349232333391871529532000533912253200115292519194109853462023239136911214578673842023170827810170六、开发指标预测该工程建成初期开发指标预测见表2-4。表2-4工程开发指标预测二次加密井聚驱井基建更新井油井单井产油〔t/d〕4.59-1020单井产液〔t/d〕10.0110-11540综合含水率〔%〕55.092.050注入井单井注水量〔m3/d〕80.0210130-200注入干粉总量〔t/a〕--1.17×104--聚合物注入浓度〔mg/l〕--1000--注水压力〔MPa〕14.014.014.0七、地面工程规划方案该工程地面工程主要由油井、计量站、中转站、联合站及管网、道路等组成，该工程建设用地为原有的油田开发区，以上工程建设比较完备，因此该工程许多原油的集输工程使用原有工程，根据需要新建与改、扩建的工程见表2-5。表2-5地面工程新、扩、改建工程量汇总表序号工程名称单位数量备注水驱聚驱一、原油集输系统〔套〕1井场装置座3831872计量站座23173新建中转站座34南2-16为二者合建4扩改建水驱中转站座85新建脱水站座16新建聚合物放水站座17集输油管道km289.4226.8二、油田气系统1增压站扩改建座12各种集输气管道km9.0三、注水〔注入〕系统1注水井口2731522单井配水间座2733注入站座84新建注水站座25注水管道km93.9138.3母液管道km14.8四、供水及污水处理系统1新建含油污水处理及深度处理站座12聚合物含油污水处理站座13污水管道km5.014.14供水管道km4.5五、电力系统1新建变电站座22变电所增容及改造座33各种配电装置套383116六、道路系统1维修井排路Km6.062维修水泡子井通井路Km4.103新建水泡子井通井路Km5.94维修各种进站路Km3.9七、排水系统工程1排水工程项1八、公用工程1、给排水工程该工程生产与生活用水由南水源提供。该工程所在地地面排水系统根本完善，该工程所在地有43号泡、44号泡、杨树林泡，泡内均建油水井，做排干处理，由泡内排出的污水与生活、生产污水皆排入中央排水干渠，中央排水干渠内污水经安肇新河最终汇入松花江。2、电力工程该工程新增供电负荷33725kw(抽油负荷10866kw、转油负荷3179kw、注水负荷15600kw、注入负荷2280kw、水处理负荷1800kw)，拟新建变电站2座，增容及改造变电所3座。3、道路系统该工程建设区域道路系统已经完善配套，已建成萨大路、西一路、西干路、南一路、南二路、南三路等油田主干路，由局路管公司负责管理及维护，路况较好，另外，还建有南1-5、南2-1、南3-1等井排路，由采油二厂管理维护，除南1-5排路路况较差外，其余排路路况均能满足生产要求。该工程建设过程中拟对一些路况不好的道路进行维修，并新建一些进站路等。第三章工程及工程污染源分析第三章工程及工程污染源分析一、工艺流程与产污分析该工程生产工艺包括地质勘探、钻井工程、地面工程建设、井下作业、采油、油气集输、储运等工艺过程。该工程各工序的具体情况及产污情况具体分析如下：〔一〕地质勘探与钻井工程钻井前要通过地质勘探，借助于重力、磁力、电流、地震等手段，了解地下岩层的性质与构造，以确定钻井的井位。油井是油、气、水流向井口的通道，也是测取生产数据的窗口，改造油层的增产措施也要通过油井来完成。油井是由钻穿地层的孔眼和套管柱、套管柱和井壁之间的水泥环所组成，在套管柱内下有油管柱，套管柱顶部靠地面装有井口装置。该工程油井从开钻到完井交付生产要经过的工艺程序一般是：钻井——下套管柱——注水泥固井——测井——射穿油层〔井底完成〕——下油管柱、装井口装置——诱导油流——试油——投产。在钻井过程中会破坏地表植被，排放废钻井液、机械冲洗废水、跑冒滴漏的各种废工作液与油料等污染物，另外，钻井操作过程中机械噪声较高。〔二〕地面工程建设地面工程的建设主要包括了计量站、中转站、联合站等油田地面工程，以及供排水、供电、道路、通信等辅助工程的建设与输油管、注水、注聚管线的铺设。地面工程的建设对周围环境的影响主要是对地表植被的破坏以及永久占地，另外，管线的铺设还会改变地表形态，改变地表径流，对整体环境产生分割作用。〔三〕井下作业该工程在钻井过程与采油过程中对油水井的维护过程都要涉及到一些井下作业和施工，主要包括射孔、试油、压裂、酸化、洗井、清蜡、清砂、修井等工艺。井下作业过程中排放的污染物种类较多，如：跑冒滴漏的各种工作液、原油与含油污水，操作过程中溢流的井内原油与含油污水，刺洗油管时会排放含油污水，作业后洗井和注水井定期洗井产生的洗井废水、操作噪声。〔四〕采油该工程采用机械法采油方式，二次加密井采用的是注水开采的方法，聚合物井是化学驱采油的一种，注入的聚合物主要成分为聚丙烯酰胺，浓度为1000mg/l。该工程二次加密井注水采用单干管单井配水流程；聚合物井注水采用集中配置、分散注入流程，注水站和母液管道采用一管多站流程。采油过程可能造成的污染主要有套损井泄漏的原油与注入水的泄漏对土壤和地下水的影响，以及油井井口挥发的烃类气体。〔五〕油气别离、集输、储运该工程油气集输程序是油井中产出的原油和伴生气〔主要是天然气〕进入计量站进行别离、计量后，进入中转站进行油气别离与一局部油水别离，别离出的伴生气〔主要是天然气〕主要作为油田生产用燃料，处理后的原油进入联合站，进行油水别离与原油稳定，联合站脱水后的原油输送到炼油厂，别离出的含油污水与含聚废水处理后作为回注用水。该工程二次加密井与聚合物井皆采用密闭的流程；二次加密井均采用中转站放水回掺、双管掺水、不上固定热洗集油流程；聚合物井采用双管出油、不加热集油流程，但对产量低的井仍需掺水、不上固定热洗集油流程；该工程一般含油污水处理采用两级沉降、一级压力过滤的流程；含油污水深度处理采用二级双向过滤处理工艺；含聚污水采用两级除油两级过滤压力式流程。该工程油气集输、储运过程主要污染源有放空挥发的烃类气体、加热炉烟气、含油污泥、跑冒滴漏的原油与含油污水、设备噪声等。〔六〕聚驱工程特殊工艺该工程油田开发工程一局部为聚驱井，所谓聚驱就是聚合物驱油，是将聚合物溶液代替水注入油层的一种驱油方式。聚驱井钻井、管线铺设、采油、井下作业等过程与水驱工程相同，只是注入系统与采出水处理工艺有所差异。该工程聚驱工程配注工艺为集中配置分散注入流程，具体见图3-2。该工程采出的含聚污水采用两级除油两级过滤压力式流程。具体如下：集水罐集水罐缓冲罐二次沉降罐一次沉降罐泵输二次过滤一次过滤过滤泵净化水该工程聚驱工程，建设与运行期间污染源主要有：配制站熟化罐、转输泵、外输泵维修清洗时母液和废水的排放；配制站母液管线穿孔、溶解罐、熟化罐、母液储罐的泄漏产生聚合物母液的排放；井口放空、放溢流时聚合物溶液的排放；注入井管线穿孔时聚合物溶液的排放。以及各种配注站、注入站的设备噪声。该工程油田开发工艺过程及主要污染物排放情况见图3-1。废钻井液废钻井液钻井废水钻机、车辆废气地表破坏地质调查钻井井下作业噪声落地原油废液跑冒滴漏采油〔水驱与聚驱〕地面设施建设噪声植被破坏计量转油油泥烃类气体挥发加热炉烟气缓冲罐加热电脱水烃类气体含油污水、污泥含油污水处理烃类气体噪声注水车辆排气噪声岩屑、落地原油作业噪声烃类气体泄漏含油污水、落地原油含油污水、油泥、油渣烃类气体放空含油污水油泥联合站加热炉烟气烃类气体挥发油输出图3-1油田开采污染物排放流程示意图低矿化度清水来水低矿化度清水来水清水储罐供水泵聚合物分散装置外输螺杆泵螺杆转输泵熟化罐∞οΟ过滤器储罐外输管线清水流量计量计量静态混合器注聚合物井注入泵储罐图3-2聚合物集中配置分散注入流程二、工程污染源分析由前面分析可知，油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节工作内容多、工序差异大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源的类型与源强也不同，其情形十分复杂。该工程主要污染来自钻井工程、地面工程、油水井维护过程，主要污染物是石油及其伴生物，如落地原油、烃类气体、含油污水等，此外，还有废钻井液、废工作液、钻井岩屑、加热炉烟气、设备噪声等。根据油田开发工艺特点，对该工程主要污染源分析如下：〔一〕钻井工程1、废钻井液废钻井液主要来源于钻井过程中与完井后替出的井内的钻井液。根据统计资料，钻井过程中单井用钻井液的总用量为120-150m3/口，废弃的钻井液量为80-100m3/口，产生的废钻井液大局部会被清运到指定地点集中固化，不能清运的全部封存在井场的废钻井液池中，进行固化处理。该工程共钻井916口，那么该工程建成后，产生的废钻井液总量为7.3-9.2×104m3。废钻井液是钻井过程中产生的一种液态细腻胶状物，失水后变成固态物，主要成分是粘土、CMC〔羧甲基纤维素〕、重晶石和少量烧碱等，根据?油气田开发建设与环境影响?中的数据，大庆地区废钻井液中各种污染物含量及物理性质见表3-1。表3-1废钻井液各污染物含量及物理性质工程名称含量工程名称含量重金属元素〔mg/kg〕Cu41.2硫化物，S2-,mg/kg0.102Pb42.4有机物〔mg/kg〕总烃95.3Cd0.124芳烃15.9Cr45.1酚0.901Ni22.2理化性质pH值10.5Hg0.0102总盐量,g/kg0.22As11.358总碱度,mmol/kg84.972、钻井机械冲洗废水钻井过程中需要对钻井机械定期进行冲洗，产生的机械冲洗废水包括：冲洗钻井平台、钻具、振动筛、钻井泵的废水，泥浆罐定期清洗废水，冲洗钻井岩屑的废水，井口返排水。根据经验，每口井在作业期间排放污水量约为30m3，该工程共方案安排962口油水井，其中46口为老井利用与转注井，因此实际钻井916口，因此，钻井期间该工程大约排放冲洗废水27480m3。钻井机械冲洗废水经井场上的地面管沟排到废水池中，局部可以用于配制钻井液或冲洗钻台，完井后，钻井废水封存于井场的废水池中，自然蒸发和渗漏。冲洗废水中含钻井液高倍稀释的产物与油类物质，组成有以下几个特征：〔1〕偏碱性，pH值大多数在8～9.0之间；〔2〕悬浮物含量高，在钻井液中含有大量的粘土和钻井液加重剂，同时钻井液在循环过程中还携带了一些钻井岩屑，这些固体颗粒很容易进入钻井废水。另外，钻井废水都是从地面流进废水池，还携带了一些地面的泥砂和表层土；〔3〕有机、无机污染物含量高，在钻井液中含有各种有机、无机的钻井液添加剂，有CMC、PAM、SMC、磺化酚醛树脂，以及——主塌剂、防卡、降失水剂等。3、钻井岩屑该工程井深约1200m左右，那么每口井产生岩屑的量约为20-30m3，该工程共新钻井916口，那么该工程共产生岩屑1.8-2.7×104m3，岩屑多用于铺垫井场。根据?油田工业环境保护?，钻屑中含0.8%-7.5%的石油，15%的普通无机物〔KCCB、Ca〔OH〕2、Na2CO3〕和37%的加重剂。由于有些钻屑来自于深层岩层，因此，可能含有有毒有害的特色重金属。4、钻机废气该工程井深约1200m左右，按每米进尺耗柴油20kg/m计，那么每口井平均耗油24t，该工程规划钻井916口，那么钻井共消耗柴油2.2×104t，根据?油气田开发建设与环境影响?中的排放系数，该工程钻机废气中污染物的排放量见表3-2。表3-2钻机废气排放量估算表工程总烃SO2NOXCO排放系数〔kg/t柴油〕7.69012.347723.17617.2455单井排放量〔t〕0.1850.0560.5560.174总排放量〔t〕169.4651.30509.30159.385、钻井噪声钻井过程中会用到一些高噪声的机械设备，主要设备的噪声见表3-3。表3-3钻井机械噪声具体发生源噪声值钻井用大型柴油机90-105大型钻井泵70-85钻井大型柴油发电机组80-90〔二〕地面工程油田开发地面工程运行期间排放的污染源主要有：1、含油废水的跑冒滴漏和放空采油废水是随着原油从地层开采出来的，废水中不仅携带有原油，而且还在高温高压的地层中溶进了大量的盐类和气体，具有较高的矿化度。另外，在原油脱水过程中，需要添加各种化学添加剂进行破乳、脱蜡，因此，废水中还含有大量的高分子有机物质。正常情况下该工程采油废水是经处理后回注，不外排。该工程一般含油污水处理采用两级沉降、一级压力过滤的流程；含油污水深度处理采用二级双向过滤处理工艺。但有时由于设备的维修、维护以及管线穿孔和设备损坏等原因会造成含油污水的跑冒滴漏。这局部含油污水进入环境，会对地表水环境、土壤环境和地下水环境造成影响。该工程含油污水的回注率为99.5%，该工程由于设备维修、跑冒滴漏等原因进入环境的含油污水的量约为污水总量0.5%，那么该工程二次加密井〔含更新井〕与聚合物井在2023年高产时与2023年稳产时含油污水的排放量分别为：3.88万t/a和4.11万t/a，具体见表3-4。表3-4含油废水排放量计算表1999年现状2023年新增〔新建井最高产能时〕2023年新增二次加密井聚合物井合计二次加密井聚合物井合计油井数〔口〕554350187537350187537年产油量〔104t/a〕172.1042.58111.66154.2428.9730.8859.77采油废水〔104t/a〕748.2552.04723.22775.2690.32731.20821.42排放量〔104t/a〕3.740.263.623.880.453.664.11含油污水中，主要污染物为石油类，处理后的含油污水的浓度约为10mg/l。跑冒滴漏的含油污水有些未经过处理，处理前含油污水的石油浓度较高，范围较大为100-5000mg/l。2、放空、挥发、泄漏的烃类气体在油田开发过程中许多烃类气体会随着原油一起被抽出油井，这些烃类气体主要成分为C1-C5的烃类物质，这是油田开发的特征大气污染物。在中转站维修期间或由于平安等原因〔超压时〕，局部烃类气体会被放空，另外，在原油开采与集输的过程中也会挥发、泄漏烃类气体，烃类气体挥发、放空的部位主要有：油井、计量站、中转站、联合站、油气管线等。该工程开发的萨＋葡Ⅱ组油层与葡Ⅰ1－4组油层的原始油气比皆为43.6m3/t，即采出1t的原油要产生43.6m3的伴生气体。该工程油气集输采用的是密闭流程，伴生气损失可降到0.3%〔占产油量〕，那么该工程扩建前后有机气体的排放情况见表3-5。表3-5工程扩建前后工艺废气排放情况分类1999年现状2023年新建井2023年新建井油气比〔m3/t〕43.6原油产量〔104t/a〕172.10153.5459.07伴生气总产量〔104m3/a〕7503.566694.342575.45烃类气体排放量〔t/a〕516346061772烃类气体排放量〔104m3/a〕6786052333、锅炉烟气该工程锅炉烟气主要来源于油气集输过程中的加热炉、锅炉等，加热炉与锅炉均以伴生气〔主要是天然气〕为燃料，废气中主要污染物为烟尘、SO2、NOX、CO，其中NOX的排放量最大。该工程位于萨尔图油田，采用低温不加热集输技术，吨油耗气量按6-7m3计，那么扩建前后锅炉烟气中各种污染物的排放量见表3-6。表3-6锅炉烟气排放情况分类排放系数1999年现状2023年新建井2023年新建井燃烧气体量〔104m3/a〕--1204.71074.5413.7排放烟气量〔104m3/a〕10.5325m3/m3气12688.5011317.174357.30烟尘〔t/a〕5.2736〔kg/104m3〕6.365.662.18SO2〔t/a〕9.4687〔kg/104m3〕11.4110.173.92NOX〔t/a〕30.9635〔kg/104m3〕37.3033.2712.81CO〔t/a〕12.1288〔kg/104m3〕14.6113.035.024、设备噪声该工程中转站、联合站等地设有大量泵、电机、风机、空压机、抽油机、加热炉和排气放空口等高噪声设备。根据类比调查噪声源源强见表3-7。表3-7地面工程各种噪声源源强单位：dB〔A〕噪声源名称等效声级dB(A)单位部位联合站注水泵房95-100输油泵房90-100污水泵房85-90锅炉房75-80中转站输油泵房85-905、含油污泥含油污泥来自原油采出液带到地面的固体颗粒〔砂岩、石灰岩等含油层的细小岩屑、粘土或淤泥〕和容器内物质的反响生成物。在采油废水的处理和原油脱水过程中，各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。根据?含油污泥的处理和利用?中统计的数据，目前，国内各大油田产生99%的含油污泥的量占废水量的3.3%，据此计算，该工程扩建前后含油污泥排放量见表3-8。表3-8扩建前后该工程含油污泥排放量1999年现状2023年新增〔新建井最高产能时〕2023年新增二次加密井聚合物井合计二次加密井聚合物井合计油井数〔口〕554349187536349187536采油废水〔104t/a〕748.2552.04723.22775.2690.32731.20821.42含油污泥〔104m3/a〕24.691.6923.8725.562.9124.1327.04由上表可知，该工程扩建前含油污泥的产生量为24.69万m3/a，扩建后，2023年增加了25.56万m3/a，2023年增加了27.04万m3/a。含油污泥中主要污染物为石油类、泥砂以及其他有害成分，如：酚、砷、汞、硫等，含水率约为99%左右，根据资料调查，含油污泥中含油量约占干固体质量的15%，污水处理站产生的污泥含油量约为12%-24%，原油处理压力容器和大罐中所清出的污泥含油量较高为25%-30%，含油污泥的含油浓度在104-105mg/l之间。该工程产生的所有含油污泥回收做无害化处理，经过除油、离心别离等工序，将油、水回收，剩余的残渣可到达农用标准。〔三〕油水井维护为了保证正常运行，油田需对油水井进行定期维护，主要包括压裂、酸化、洗井、清蜡、清砂、修井等井下作业。油水井维护过程中可能产生如下污染源：1、落地原油和含油污水的排放在油井维护过程中，由于各种维护作业，井口可能会溢流原油，起降油管时会滴漏原油，造成落地原油的排放。油井产生落地原油的量与单井产量与作业频率密切相关，根据大庆老油区的资料统计，油井投产后平均每口油井每年产落地原油的量约为0.5-1.0t/a·口，该工程落地原油回收率为90-95%，外运到指定地点回收废油。那么该工程扩建后到2023年，落地原油的排放量约为40t/a，具体见表3-9表3-9落地原油排放量计算表1999年现状2023年新建井2023年新建井油井数量〔口〕554536536落地原油产生量〔t/a〕277-554268-536268-536落地原油排放量〔t/a〕27.7-55.426.8-53.626.8-53.6平均落地原油排放量〔t/a〕424040油水井维护过程中落地原油和含油污水的主要污染是石油的污染，污染集中在井场周围影响范围在100m以内。2、洗井污水洗井污水主要来自井下作业及注水井的定期洗井，一般洗井的周期为180天，强度为15-30m3/h，每次洗井时间为4-6h，每口井洗井时用水量约为120-150m3/口·次，那么该工程扩建前年排洗井废水量为3.29×104m3/a，扩建后新增洗井废水量为5.29×104m3/a。该工程拟配备密闭循环洗井装置，该装置采用除油、沉降、过滤的工艺现场处理洗井废水，处理后的清水循环洗井，采取以上措施后洗井废水不外排。洗井水主要携带了井底的污染物，主要有以下特征：〔1〕悬浮物含量高，井底大量的悬浮固体和泥砂随洗井水返排出来，含有泥砂、含盐、含碱、有机物和一些重金属离子；〔2〕洗井废水的色度较深，一般都是黑褐色。大庆地区洗井废水的成分见表3-10。表3-10洗井废水成分表单位：mg/l分类工程浓度分类工程浓度理化指标pH7.86重金属Cu0.064总盐量490Pb0.060总碱度425.5Cd0.0005有机污染物总烃5.78Cr0.049芳烃1.16Ni0.001酚0.183Hg0.0021硫化物S2-1.30As0.1323、其他各种作业废水、废液的排放油水井维护工艺有很多，可能产生的污染有：注水井的放溢流废水、井口溢流和放喷、作业污水以及废工作液的跑冒滴漏等。冬季为防止管道冻裂时可能进行注水井的放溢流，操作时每小时最多放水7m3/h，污水中石油含量约10mg/l。油水井作业时井口溢流和放喷，会产生含油废水、废液，建设单位拟配备井口溢流油水收集装置回收这局部废水、废液，以上装置2023年全部安装到位。为减少作业污水的排放，建设单位配备了作业污水回收装置，收集作业污水经过加热、缓冲沉降处理后返回井口，进入油水集输系统，不外排。油水井维护工艺有很多，按不同工艺要求会使用到性质不同的工作液，这些工作液的排放以及由于设备老化、设备接口不严、操作失误等原因造成的设备、管线内各种工作液的跑冒滴漏都会对环境造成影响。跑冒滴漏的废工作液成分复杂，含有废油、酸、碱、腐蚀性物质、地层水等污染物。〔四〕聚驱工程该工程建设包括了聚合物驱油的339口井，其中，油井187口，注入井152口。聚驱井建设工程的工艺流程与注水驱油井的工艺流程根本相同，产生的污染物主要是配注系统和含聚采出水输送、处理系统产生的含聚废水、母液和机泵设备的噪声。该工程聚驱井注入的是聚丙烯酰胺〔PAM〕，浓度为1000mg/l，单井注聚210m3/d，那么单井注聚的量约为210kg/d，该工程建设的聚驱井2023年采出液中开始出现聚合物，浓度约为6.9mg/l，4年后浓度到达最大值642.8mg/l。该工程所用聚丙烯酰胺〔PAM〕本身无毒性，也不会燃烧、爆炸，对动植物无害，使用过程中可能造成的危害主要来自产品中含有的聚丙烯酰胺单体。根据产品质量检测，油田所用的聚合物为食品级聚合物，单体含量非常低，因此在油田使用过程中其环境平安性能够得到保证。根据经验，该工程配注系统机泵的噪声值约为90-95dB(A)。三、污染源总结分析由前面分析可知，油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节工作内容多、工序差异大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源的类型与源强也不同，其情形十分复杂。按照污染物形态分类，该工程主要污染源总结如下：1、废水污染源表3-11油田开发水污染源总结污染源产生或排放工序及装置主要污染物备注钻井机械冲洗废水钻井工序：冲洗各种钻井设备石油类、SS、钻井液添加剂〔铁铬盐、褐煤、磺化酚醛〕、可溶性金属、高分子处理剂自然蒸发渗透洗井废水钻井、油水井维护工序：作业洗井与注水井定期洗井石油类、SS、泥浆溶入物〔K2CrO7、三氯甲苯〕、酸化液混入物〔HCl、H2SO4、HNO3等〕密闭循环洗井含油污水地面工程运行期间：联合站、污水处理站等地罐内残存水排放，管线与设备跑冒滴漏油水井维护过程中：放溢流石油类、COD、破乳剂、腐生菌、可溶性矿物质、有机质排入地表水体2、废气污染源表3-12油田开发大气污染源总结污染源产生或排放工序及装置主要污染物备注烃类气体地面工程运行期间：维修与事故放空、储罐呼吸、管线与设备挥发、落地原油挥发甲烷烃、非甲烷烃〔乙烷、丙烷、丁烷、戊烷〕、少量C6～C14的烷烃、不饱和烃〔乙烯、丙烯、丁烯、炔烃〕、其他〔H2、N2、CO2、H2S等〕主要为无组织挥发、泄漏燃料燃烧废气钻井机械尾气、锅炉烟气烟尘、SO2、NOX、CO、烃类达标排放3、废物污染源表3-13油田开发废物污染源总结污染源产生或排放工序及装置主要污染物备注废钻井液、钻井岩屑钻井工程粘土、CMC〔羧甲基纤维素〕、重晶石和少量烧碱、重金属元素等全部固化落地原油钻井、油水井维护工序废油集中处理，回收废油含油污泥地面工程运行期间：原油沉降别离出的油砂、污水处理站污泥、油罐底泥石油类、泥砂、其他〔酚、砷、汞、硫等〕无害化处理作业废水、废液油水井维护酸、碱、腐蚀性物质、地层水、石油类、聚丙烯酰胺等井口溢流收集处理、作业污水回收4、噪声污染源该工程油田开发过程中主要的噪声源为：〔1〕钻井、压裂、酸化、修井等作业噪声，影响时间较短，但声级较高。〔2〕转油站、联合站等地的设备噪声，发声设备有各种泵、电机、风机、空压机、抽油机、加热炉和排气放空口等。第四章工程所在地环境质量现状第四章工程所在地环境质量现状一、地理位置扩建工程——大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密，聚驱井产能建设工程，位于萨尔图油田南部开发区南二、三区西部，大庆市红岗区的北部，大庆主要交通干线萨大路位于工程东侧，具体见图1-1。二、自然环境该工程所在地位于松嫩平原中部，地质结构上属于松辽盆地的一局部，位于盆地中央，地势较为平坦，地面坡度较小，平均海拔高程在140～150m，全区地势由南向北逐渐升高，所在地区内没有自然河流，区内零星的分布着一些水泡子，其中较大的一个是工程东南侧的杨树林泡。该工程地处北温带大陆性季风气候区，受蒙古内陆冷空气和海洋暖流季风的影响，总的特点是：冬季寒冷有雪；春秋季风多。全年无霜期较短。雨热同季，有利于农作物和牧草生长。据«大庆年鉴»记载，2000年平均气温8.1ºC，年日照时数2212小时，平均无霜期限229天，夏季平均气温23.8℃，气温日差在农作物生长发育期内可达10°C以上。该工程所在地含水层系统为第四系潜水含水层以及第四系和第三系承压水含水层。潜水含水层的岩性为冲湖相沉积细粉砂，其底板埋深一般在5.0-30.0之间，其厚度由东向西增厚。该层为农业旱季主要开采层、其下部的第四系承压含水层由细砂、砂砾石组成，颗粒粗大，富水性好。第三系承压含水层和第四系砂砾石含水层之间，水力联系较为密切，可视为同一含水层系。该工程所在地土壤类型属草甸土和黑钙土，是油田开发区，油田建设用地与民用建筑占面积较大，另外，还分布着耕地、草地、林地、水面等。该工程自然植被以草本植物占绝对优势，农作物以玉米为主，兼种蔬菜，林木以杨树和柳树为主，草地以碱草为主，低洼积水地区生长芦苇、茅草等。三、社会环境该工程所在地位于大庆萨尔图油田南部，归大庆石油管理局第二采油厂管辖，行政区划属黑龙江省大庆市红岗区。工程所在区内无县以上城镇，工程东南侧分布着解放南村与朝阳北村，紧靠工程南部边缘有图强村，是红岗区和采油二厂机关所在地，工程所在地居民大多数为油田矿区职工及家属，少数为农民。该工程所在地区内交通方便，萨大路位于工程东侧，还有以南二路、南三路为主的油田开发公路交通网。四、环境质量现状评价为了解该工程所在地环境质量现状，本次评价分别对该工程地下水、地表水、大气、声环境与土壤环境进行了实地监测，采用单因子污染指数评价法，用现状监测数据对照相应的环境质量标准评价工程所在地环境质量现状。〔一〕地下水环境质量现状评价1、地下水现状监测〔1〕监测布点为了解该工程所在地地下水环境质量现状，本次评价于2023年8月27日对工程地下水环境进行了监测，在工程所在地及周围1km范围内布设了四个采样点，1#与4#采样点位于潜水层，2#与3#采样点位于承压水层，4个采样点的位置见表4-1与图4-1。表4-1地下水采样点布设表采样点1234位置南2-4中转站南2-13中转站人造理石厂南2-3中转站层位潜水层承压水层承压水层潜水层〔2〕监测工程与分析方法根据油田开发建设所排污染物以及污染物的毒性，确定该工程地下水监测工程为：pH值、色度、总硬度、硫酸盐、氰化物、硝酸盐、挥发酚、石油类共8项。各污染物的测定方法见表4-2。表4-2地下水环境现状监测工程测定方法序号工程测定方法方法来源1pH玻璃电极法GB/T7489-19872色度稀释倍数法GB11903-19893总硬度EDTA滴定法GB/T7477-19874硫酸盐分光光度法?水和废水监测分析方法〔第三版〕?5氰化物异烟酸-吡唑啉酮比色法GB7486-19876硝酸盐酚二磺酸分光光度法GB7480-19877挥发酚4-氨基安替比林分光光度法GB7490-19878石油类红外光度法GB/T16488-1996〔3〕监测结果该工程地下水监测结果见表4-3。表4-3地下水监测结果单位：mg/l〔pH值与色度除外〕监测点分析工程1、南2-4中转站2、南2-13中转站3、人造理石厂4、南2-3中转站pH7.657.467.867.38色度2222总硬度188306138299硫酸盐18.521.320.017.9氰化物0.0020.0020.0020.002硝酸盐3.801.040.911.08挥发酚未检出未检出未检出未检出石油类0.020.020.020.022、地下水环境质量现状评价〔1〕评价标准采用国家?地下水质量标准?GB/T14848-93中的Ⅳ类标准，见表1-1。该标准中不含石油类指标，因此，参考执行国家?地表水环境质量标准?GB3838-2023中的Ⅲ类标准〔≤0.05mg/l〕。〔2〕评价方法除色度外，其他指标采用单因子污染指数法，计算公式如下：Pi=Ci/Si〔4-1〕式中：Pi为i污染物的单项污染指数Ci为i污染物的监测浓度〔mg/l〕Si为i污染物的标准值〔mg/l〕pH值的单项污染指数按下式计算：Pi=〔pHi-7.0〕/〔pHoimax-7.0〕〔3〕评价结果由表4-3，该工程各地下水监测点的色度均为2度，满足国家?地下水质量标准?GB/T14848-93中的Ⅳ类标准。其他指标的单因子污染指数见表4-4。表4-4地下水单因子污染指数列表监测点分析工程1234全区pH0.330.230.430.190.30总硬度0.340.560.250.540.42硫酸盐0.050.060.060.050.06氰化物0.020.020.020.020.02硝酸盐0.130.030.030.040.06石油类0.400.400.400.400.40由上表可见，该工程所在地潜层与承压水层的地下水各项的单因子污染指数均小于1，水质满足国家?地下水质量标准?GB/T14848-93Ⅳ类标准。〔二〕地表水环境质量现状评价油田开发运行过程中，会排放一些含油污水与污油，作业过程中还会跑冒滴漏各种工作液，这些污染物排放在井场，会随地表径流进入周围的地表水中。该工程所在地没有天然河流，仅分布着几个季节性的水泡子，其中，杨树林泡最大，为了了解该工程所在地地表水的环境质量现状，本评价对杨树林泡内的水质进行了监测，对照国家?地表水环境质量标准?GB3838-2023进行评价。1、监测工程与分析方法该工程地表水监测工程为：pH值、硫酸盐、氰化物、磷酸盐、CODmn、DO、挥发酚、石油类共8项。各种污染物的分析方法见表4-5，与地下水监测指标相同的参见表4-2。表4-5地表水局部监测工程的分析方法序号工程测定方法方法来源1磷酸盐分光光度法?水和废水监测分析方法〔第三版〕?2CODmn酸性高锰酸钾法GB11892-19893DO碘量法GB/T7489-19872、监测结果分析杨树林泡的水质监测结果与标准的比照见表4-6。表4-6杨树林泡地表水监测结果单位：mg/l监测点分析工程杨树林泡监测结果国家?地表水环境质量标准?GB3838-2023ⅢⅣpH9.626-9硫酸盐17.7≤250--氰化物0.002≤0.2≤0.2磷酸盐0.028≤0.05≤0.1CODmn12.12≤20≤30DO8.20≥5≥3挥发酚未检出≤0.005≤0.01石油类0.14≤0.05≤0.5由上表可见，该工程除pH值外，该工程其他水质指标都能满足国家?地表水环境质量标准?GB3838-2023中Ⅳ类水体要求，石油类指标不满足Ⅲ类水体要求，为标准值的2.8倍。可见，杨树林泡主要污染为石油类的污染，水质根本满足Ⅳ类水体要求，水质一般，可以用做工业用水和人体非直接接触的娱乐用水。〔三〕大气环境质量现状评价1、大气环境质量现状监测〔1〕监测布点为了解工程所在地大气环境质量现状，根据油田开发与居民区分布情况，在该工程评价区内布设了3个采样点，监测点位置见表4-7与图4-1。表4-7大气监测点位置表编号位置1采油二厂招待所2南二联站外3南2－4中转站外〔2〕监测工程与分析方法根据该工程大气污染物排放的特点，确定大气环境质量监测工程为：总烃、TSP、SO2、NO2共4项。各污染物的测定方法见表4-8。表4-8大气环境现状监测工程及方法序号工程测定方法方法来源1总烃气相色普法GB/T15263-19942TSP重量法GB/T15432-19953SO2甲醛吸收-副玫瑰苯胺分光光度法GB/T15262-19944NO2盐酸奈乙二胺比色法GB/T8969-1988〔3〕监测时间及频次该工程大气环境质量监测频次与时间见表4-9。表4-9大气监测时间及频次监测工程监测时间〔2023年8月27日—2023年8月31日〕NO26:00～7:00，10:00～11:0014:00～15:00，18:00～18:00每日4次，监测5天SO2同上同上总烃同上每日4次TSP8月27日10：00～22：008月28日-8月31日6：00～18：00每日12小时，监测5天〔4〕监测结果该工程各种监测工程浓度值的统计见表4-10。表4-10大气环境质量现状监测结果监测点监测工程一次浓度日均浓度五日均值〔mg/m3〕样品数浓度范围〔mg/m3〕超标率%个数浓度范围〔mg/m3〕超标率%1总烃171.9-2.8042.1-2.71002.3SO2200.015-0.028050.018-0.02300.020NO2200.013-0.042050.024-0.03500.029TSP50.153-0.216050.153-0.21600.1802总烃121.9-2.9031.9-2.4672.2SO2200.014-0.027050.018-0.02300.019NO2200.008-0.094050.035-0.04000.037TSP50.098-0.219050.098-0.21900.1753总烃91.9-2.2022.1-2.21002.2SO2200.014-0.027050.017-0.02100.020NO2200.013-0.043050.022-0.04000.033TSP50.148-0.212050.148-0.21200.188注：*总烃为以色列标准。2、大气环境质量现状评价〔1〕评价标准该工程大气环境质量评价标准执行国家?环境空气质量标准?GB3095－1996中环境质量二级标准，总烃参考以色列标准，具体见表1-3。〔2〕评价方法采用单因子污染指数法，计算公式如下：Pi=Ci/Coi〔4-2〕式中：Pi为i污染物的单项污染指数Ci为i污染物的监测浓度〔mg/m3〕Coi为i污染物的标准值〔mg/m3〕〔3〕评价结果及分析该工程单因子污染指数见表4-11。表4-11大气单因子污染指数列表监测点污染物123全区总烃01.12SO30.13NO20.240.310.280.28TSP0.600.580.630.60由上表可见，该工程所在地各种大气污染物中只有总烃浓度超过标准要求，区域内首要污染物为总烃，TSP次之，再其次是NO2与SO2。该工程所在地区为油田开发区，在采油、油气集输等过程中会挥发、放空烃类气体，因此，总烃浓度较高，超过标准1.12倍；该工程所在地TSP的来源主要为地面扬尘。〔四〕噪声环境质量现状评价为了解该工程所在地噪声环境质量现状，本次评价对代表性区域进行了实地监测。1、监测布点为了解评价区内居住噪声环境现状、交通噪声现状与井场噪声，在工程评价区内设3个监测点。监测点位置见表4-12与图4-2。表4-12噪声监测点点位采样点位置备注1解放南村居住区噪声2萨大路西交通噪声3杨树林泡西井场噪声2、监测工程24小时连续等效A声级。3、监测结果与分析该工程噪声监测的结果见表4-13。表4-13噪声监测数据表单位：dB〔A〕编号主要声源监测值标准值昼间夜间昼间夜间1交通57.046.560502日常生活与交通61.948.760503井场设备58.545.36050由上表可见，2#监测点〔解放南村〕昼间噪声值超过国家?城市区域环境噪声标准?GB3096－93的2类标准1.9dB〔A〕，这主要是受到解放南村北侧与东侧的南二路与萨大路的交通噪声的影响，其他两个监测点均符合2类标准要求。〔五〕土壤环境质量现状评价1、土壤环境质量现状监测〔1〕监测布点1〕土壤背景监测为确定土壤背景值，在大庆高新开发区内没有进行油田开发的土地设1个采样点，作为开发前的土壤背景值。2〕环境质量现状采用功能区布点与网格布点相结合的方法，以22km2为一个采样单元，在该工程井网开发区内布7个监测点〔1#-7#〕。该工程土壤监测点的位置、周边情况说明见表4-14，具体位置见图4-3。表4-14土壤监测点位置及周边状况编号点位土壤属性周边情况清洁对照大庆高新开发区黑钙土有花草1南2-4中转站西1km碱土有小树林2西一路西150m黑钙土有草甸子3四十四号泡南砂土有油井4南2-4中转站东1km黑钙土有野草5西一路东100m黑钙土草甸子6二厂鸡场南20m碱土不远处有垃圾场7解放南村〔萨大路东〕黑钙土有野草〔2〕监测工程与分析方法该工程土壤环境质量监测工程为：铜、铅、镉、镍、汞、砷、石油类共7项。各种污染物测定方法见表4-15。表4-15土壤环境现状监测工程及方法序号工程测定方法方法来源1铜火焰原子吸收分光光度法GB/T17138-19972铅石墨炉原子吸收分光光度法GB/T17141-19973镉同上同上4镍火焰原子吸收分光光度法GB/T155555.9-19955汞原子荧光法?土壤元素近代分析方法?6砷同上同上7石油类红外光度法GB/T16488-1996地下水监测点地表水监测点大气监测点图4-1地下水、地表水、大气监测布点图噪声监测点图4-2噪声监测点布设图图4-3土壤采样点布设图〔3〕取样深度该工程土壤监测点的取样深度为20cm。〔4〕监测结果与分析该工程各监测点的污染物浓度见表4-16。表4-16土壤环境质量监测结果单位：mg/kg编号铜铅镉镍汞砷石油类1〔背景值〕10.4314.390.056318.150.01396.2518.0212.3814.670.065820.320.01687.625183.8312.6915.390.058218.170.01415.87583.5412.0916.680.062619.050.01386.37582.8513.0913.920.064421.490.01467.750157.5611.8515.170.060318.160.01436.12579.0713.3416.470.068819.880.01678.50093.8811.7415.090.060819.080.01637.87574.4全区平均值12.4515.340.063019.450.01527.16107.82、土壤环境质量现状评价该工程所在地土壤环境中各种污染物的浓度的统计结果分析见表4-17。表4-17土壤环境质量监测结果分析单位：mg/kg编号铜铅镉镍汞砷石油类全区平均值12.4515.340.063019.450.01527.16107.8实测背景值10.4314.390.056318.150.01396.2518.0?土壤环境质量标准?*1003500.600601.025--注：*由以往监测结果显示，南二、三区土壤背景值中pH值的范围为7.8-9.6，高于7.5，略显碱性，因此选用?土壤环境质量标准?中土壤环境pH>7.5时的标准限值。由上表可见，该工程土壤环境中金属类污染物均不超过国家?土壤环境质量标准?GB15618－1995中的二级标准，浓度略高于未进行油田开发的清洁地区的土壤环境背景值，区内土壤环境的主要污染物是石油类，浓度约为背景值的6倍，明显高于未开发区域。第五章环境影响评价及环保对策第五章环境影响评价及环保对策一、钻井工程环境影响评价及环保对策〔一〕环境影响评价由前面工程污染源分析可知，该工程钻井过程主要污染为废弃钻井液、钻井岩屑、设备冲洗废水、柴油机械废气与钻井噪声等。钻井工程对周围环境的影响具体分析如下：1、废弃钻井液的环境影响钻井过程中废弃钻井液成分比较复杂，主要污染物为pH、总碱度、总盐量、金属离子、有机物等。废钻井液全部固化，主要影响土壤和地下水环境。该工程所在地主要土壤类型属草甸土和黑钙土，本评价根据对大庆地区黑钙土、草甸土进行的废钻井液淋渗模拟试验结果，分析该工程废钻井液对土壤环境的影响，实验结果见表5-1。表5-1废钻井液对土壤理化性质的影响mg/kg〔干重〕类别深度*比较PH总碱度**总盐量***CuPbCdCrNiHgAs黑钙土0～10钻井液8.8635.980.08332.43636.3570.10745.56624.0760.017411.801对照8.068.060.07113.86416.8980.09034.75320.5540.02078.62910～30钻井液8.7430.20.07627.86229.7460.06245.87024.4480.01689.640对照8.077.830.06213.90716.6520.07534.36220.4520.01748.63330～70钻井液8.2515.80.06918.62717.3250.05237.53422.0620.01728.522对照8.057.780.06313.50216.5860.06434.01120.1920.00938.55670～120钻井液8.049.010.05313.43416.2830.05636.39721.7890.01358.853对照8.037.820.05213.51016.5730.06234.10220.1630.01018.497草甸土0～10钻井液8.9427.200.10230.09134.8920.07242.32822.1770.012410.268对照8.455.830.08413.09816.9280.05833.47616.2290.01818.21010～30钻井液8.7719.300.09823.41131.2570.06342.26720.2030.01319.603对照8.566.010.08313.42716.6220.05232.91618.7220.01238.10930～70钻井液8.2011.090.08014.32617.8620.05439.21118.2420.00607.852对照8.175.800.07712.61216.0320.04632.26616.8930.00778.08570～120钻井液8.147.800.06813.23716.0930.04736.04217.0250.00737.267对照8.125.750.06512.70316.1320.04332.24716.7640.00837.456注；*深度单位〔cm〕；**总碱度单位〔mmol/kg〕；***总盐量单位〔g/kg〕由表5-1可见，该工程所在地的主要两类土壤中，钻井液中pH、总碱度、总盐量三项理化指标均有向下淋渗析趋势，其中总碱度较明显，向下可淋渗70～120cm左右，以下根本为对照值，钻井液中各金属元素可淋渗70cm。另外，有研究说明，钻井液石油类有机物下渗程度不大，一般都在0～10cm左右，而其以下都在土壤背景值范围内，但接近钻井液层的土壤酚类含量偏高。由以上分析，废钻井液向下影响的深度约为1m左右，渗透最深为120cm(总碱度)，可见，废钻井液对土壤环境的影响主要集中在土壤上层，对深层土壤影响较小。该工程所在地地下水埋深约4-6m，废钻井液对地下水环境的影响较小。通过对大豆和玉米种植实验说明，钻井液对植物生长与营养成分的影响与土壤中钻井液的含量有关，钻井液浓度在30%以下时，未对作物生长、发育状况产生不良影响。但金属铜和砷会在作物子粒中富集。2、钻井岩屑的环境影响该工程油田建设时期共排放钻井岩屑大约2.3×104m3，这局部钻井岩屑多用来铺垫井场。钻井岩屑有时含有重金属，井场上的钻井岩屑经雨水淋溶后可能对土壤、地下水环境造成影响。由于各种重金属在土壤中下渗距离约为1m左右，因此，钻井岩屑对地下水环境影响较小，主要影响井场周围表层土壤。3、设备冲洗废水根据经验，一般每一口井在钻井作业期间排放污水的量约为30m3，该工程钻井期间共排放设备冲洗废水27480m3。设备冲洗废水中主要污染物质为石油类物质以及稀释后的钻井液，排到泥浆池后通过渗透主要影响土壤环境，当处理不当时也会进入地表水体。设备冲洗废水中钻井液与原油的浓度都较低，对周围环境及植物生长不会产生大的影响，但石油类物质会在植物体内富集。4、柴油机械废气该工程钻井过程中会使用到许多大型柴油机设备，这些机械排放的废气中主要污染物为NOX、总烃、CO等，该工程钻井期间总共排放的NOX、总烃、CO的量分别为509.30t、169.46t、159.38t。该工程所在地地势平坦，较为开阔，且井场多位于油田开发区中，周围没有密集的建筑物与居民区，大气污染物利于扩散，且钻井完成后，不再影响大气环境，因此该工程钻井柴油机械废气对周围环境影响不大。5、钻井噪声该工程钻井过程中设备噪声属于暂时性污染源，噪声值较高，最高可达105dB(A)，高于国家?工业企业噪声控制设计标准?GBJ87-85中的规定生产车间和作业场所噪声限制值〔90dB(A)〕，为了保护作业工人的身体健康，建议工人采取必要的防护措施保护听力，如：佩带耳罩、耳塞等。该工程所在地区多为油田用地、农田、草地等非居住用地，因此，该工程钻井噪声对周围环境的影响不大。〔二〕环保对策为减少该工程钻井过程中对周围环境的影响，建议该工程钻井过程中采取以下措施：〔1〕合理布置井场,挖好井场四周的界沟,选择适宜的搬迁路线,合理布置钻井设备,减少井场占地面积。〔2〕在易下渗的土壤〔沙土〕上钻井时，采取防渗和井场铺设木板和水泥地面的措施减少对深层土壤环境的污染。〔3〕目前该工程井队已配备废油回收罐,应将井场所有设备被更换的润滑油,清洗零部件排放的油料,以及所有能收集的油类,全部存放在回收罐内,集中处理,不允许随便丢弃，提高落地原油的回收率。〔4〕提高钻井液的循环使用率，提高污水回用率，加强井控装置的管理,减少钻井事故的发生，加强井场环境管理,尽量减少油品和污水的跑、冒、滴、漏现象的发生。〔5〕加强巡回检查,防止施工中油品的跑冒滴漏等现象的发生。〔6〕泥浆池采取适当的防渗措施，钻井完成后，废泥浆池进行固化，泥浆池内填土厚度不小于50cm，撤离井场后恢复井场植被。〔7〕避开植物生长期，选择冬季施工。〔8〕钻井施工人员佩戴耳罩、耳塞等保护听力。二、地面工程环境影响评价与环保对策〔一〕环境影响评价根据前面工程污染源分析，地面工程运行期排放的污染物主要有：含油污泥、含油污水、污油、烃类气体、锅炉烟气、设备噪声等。1、含油污泥的环境影响由前面工程分析可知，该工程新增油水井含油污泥的排放量，2023年为25.56万m3/a，2023年为27.04万m3/a。含油污泥中主要污染物为石油类、泥砂以及其他有害成分，如：酚、砷、汞、硫等，含油浓度很高在104-105mg/l之间，相当于原油中石油含量，其对环境的影响与落地原油类似。排入环境后，石油类物质会污染0-20cm土壤表层，使根系位于该层的草本植物的生长受到影响。该工程拟对含油污泥做无害化处理，处理后油水回收，残渣到达农用标准，对周围环境的影响大大降低。2、含油污水的影响正常状态下，该工程含油污水不外排，只有在设备维修等非正常状态下少量排放与发生跑冒滴漏事故时含油污水才会进入环境，一般情况下，排放的含油污水是经过污水处理站处理的。该工程2023年高产时与2023年稳产时异常状态下含油污水的跑冒滴漏的量分别为：3.88万t/a和4.11万t/a。处理后的含油污水中石油浓度较低，约为10mg/l，满足大庆地区排放地表水的标准〔10mg/l〕。而泄漏的污水那么可能包括未经处理的含油污水，石油浓度较高，范围为100-5000mg/l。本次评价根据对大庆地区黑钙土、草甸土室内液淋渗模拟试验的结果，分析落地原油与含油污水中的原油在土壤中的迁移、降解规律。该试验取不同类型土壤，按发生层次将土壤装进直径10cm、长70cm的塑料管中，淋入不同浓度的含油污水，淋滤60天后，在0～10cm、10～20cm、20～40cm、40～70cm四层取土样进行含油量测定，实验结果如表5-2、5-3。表5-2黑钙土土柱石油淋滤实验结果处理方式土壤层净化率%0~10cm10~20cm20~40cm40~70cm含油量mg/kg原油残留率%含油量mg/kg原油残留率%含油量mg/kg原油残留率%含油量mg/kg原油残留率%清水淋滤100.57108.83111.8110.12100mg/kg油水淋滤301.2385.9114.012.2102.83085.16011.9500mg/kg油水淋滤1023.1479.3197.677.6110.550103.42013.11000mg/kg油水淋滤1952.0479.6226.205.0142.832.7126.42012.7加10g油清水淋滤9032.2796.0305.212.8102.36086.4201.2加15g油清水淋滤13270.0494.4164.370.4148.330.693.5005.6加20g油清水淋滤15247.6681.41863.29.4198.460.9110.3408.3表5-3草甸土土柱石油淋滤实验结果处理方式土壤层净化率%0~10cm10~20cm20~40cm40~70cm含油量mg/kg原油残留率%含油量mg/kg原油残留率%含油量mg/kg原油残留率%含油量mg/kg原油残留率%清水淋滤105.31124.86115.83128.00100mg/kg油水淋滤265.6774.0138.516.3132.620.1126.50019.6500mg/kg油水淋滤903.0973.7215.658.4116.430.076.63017.91000mg/kg油水淋滤1860.3881.0135.475.190.070.084.40013.9加10g油清水淋滤8225.6393.7367.532.991.120.068.1503.4加15g油清水淋滤12072.1292.0228.960.8307.0由以上实验结果可见，石油类物质在土壤中移动的规律如下：〔1〕原油主要残留在土壤外表，0～10cm土层最低残留率为73.7%，最高可达96%，20cm以下土层含油量很小；〔2〕含油污水进入土壤后