油田油气开发工程环境影响报告书

开发工程》环境影响报告书简本（编制单位：1.1项目由来新庙油田位于吉林省松原市境内，距前郭县县城20km。该区自五十年代开始先后做过重力、磁力普查和地震连片普查等工作，1990年开始进行重点勘探，在主体部位加密地震测网，并进行高分辨处理，在基本搞清了构造面貌基础上，1991年再次钻探井16口，其中有7口井获工业油流，从而发现了新庙油田。庙3合作区位于新庙油田的西部，合作区面积81.1km21997年12月，中国石油天然气集团公司与澳大利亚环球石油公司签订了石油合同，决定对吉林庙3油田进行开发。2000年10月，美国微生物总公司、中国石油天然气集团公司和澳大利亚环球石油公司签定了合同修改协议，环球石油公司将其90%的参与权益比例转让给美国微生物总公司。2001年12月20日，中国石油天然气集团公司、美国微生物总公司、MI能源公司和澳大利亚环球石油公司签订了《吉林省庙3油田开发和生产石油合同修改协议》，美国微生物总公司将其在上述石油合同下的全部权益、权利和义务转让给MI能源公司。国家对外贸易经济合作部以外经贸资-函〔2002〕487号文于2002年5月对合同修改协议进行了批复，同意对庙3油田合作区块的开发。根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》（中华人民共和国国务院令<第253号>）的有关规定，MI能源公司委托中国石油集团工程设计有限责任公司承担“庙3油田油气开发项目”(以下简称“本项目”)的环境影响评价工作，协作单位为吉林省环境科学研究院。评价单位通过对现场勘察和调查，以及对相关工程资料和区域环境资料的分析，根据国家、吉林省有关环境保护政策法规，按照环评技术导则，编制完成了本环境影响报告书。1.2编制依据1.环评工作委托书，MI能源公司，2005.10.10。建设项目工程资料(1)庙3油田总体开发方案，MI能源公司吉林项目部，2005.10；(2)庙3合作区块总体开发方案（油藏工程），中国石油吉林油田公司勘探开发研究院，2005.10；(3)庙3区块开发方案(钻井工程部分)，吉林石油集团公司钻井工艺研究院，2005.9；(4)庙3油田总体开发方案(地面工程部分)，中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司，2005.9；(5)新庙油田庙3区块开发方案(采油工程部分)，吉林油田分公司采油工艺研究院，2005.10；(6)庙3开发方案（经济评价部分），吉林油田分公司勘探开发研究院，2005.10。1.2.3(1)中华人民共和国环境影响评价法，2003.9.1；(2)建设项目环境保护管理条例，中华人民共和国国务院令第[253]号，1998.11.29；(3)建设项目环境保护分类管理名录(14号令)，国家环境保护总局，2003.1.1；(4)中华人民共和国环境保护法，1989.12.26；(5)中华人民共和国水污染防治法，1996.5.15；(6)中华人民共和国大气污染防治法，2000.4.29；(7)中华人民共和国环境噪声污染防治法，1996.10.29；(8)中华人民共和国固体废物污染环境防治法，2005.4.1；(9)中华人民共和国野生动物保护法及陆生野生动物保护实施条例，1989.3.1；(10)中华人民共和国野生植物保护条例，1997.1.1；(11)国家经济贸易委员会,国家环境保护总局等部委，国经贸资源[2000]1015号文，关于加强工业节水工作的意见，；(12)吉林省环境保护条例，1991.7.20；(13)吉林省生态建设总体规划纲要；(14)饮用水水源地保护区污染防治管理规定，国家环保局、卫生部，建设部、水利部、地矿部，1989.7.10；(15)吉林省基本农田保护条例，1997.9.26修订；(16)吉林省矿产资源勘查开采管理条例，1997.12.19；(17)吉林省农业环境保护管理条例，1994.6.11；(18)吉林省水土保持条例，1997.11.14修订；(19)吉林省土地管理条例，2002.8.2修订；(20)吉林省西部地区生态环境保护于建设若干规定，2003.5.23；(21)吉林省国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要，2006年2月12日省十届人大四次会议通过；(22)关于印发《中国石油勘探与生产分公司环境保护管理规定》的通知，中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司，油勘字[2003]90号文，2003.10.8。1.2.4(1)HJ/T2.1-93，环境影响评价技术导则――总纲，1993.9；(2)HJ/T2.2-93，环境影响评价技术导则――大气环境，1993.9；(3)HJ/T2.3-93，环境影响评价技术导则――地面水环境，1993.9；(4)HJ/T2.4-1995，环境影响评价技术导则――声环境，1995.11；(5)HJ/T19-1997，环境影响评价技术导则――非污染生态影响，1998.6；(6)HJ/T169-2004，建设项目环境风险评价技术导则，2004.12。建设项目环境影响评价收费标准国家计委、国家环境保护总局关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知（计价格〔2002〕125号），2002.1.31。1.3环境影响评价工作总则评价类别及评价目的本项目为石油年产能在20×104t以上的建设项目，按照国家环境保护总局第14号令《建设项目环境保护分类管理名录》的要求，需编制环境影响报告书。本项目环评工作的主要目的如下：(1)掌握评价区环境质量现状，评价本项目环境影响的范围和程度；(2)提出本项目应采取的污染防治、生态保护和水土保持措施，以达到最大限度地减缓不利环境影响的作用；(3)从环境保护的角度论证庙3油田项目建设的可行性，为政府决策部门、环境管理部门以及项目的设计、环境管理和污染防治提供科学依据。评价工作指导思想及基本原则（1）严格执行国家、吉林省有关环保法律、法规、标准、规范，结合松原市社会经济发展规划、环境保护规划开展评价工作；（2）贯彻可持续发展方针和清洁生产、总量控制、达标排放的原则；（3）贯彻科学性、实用性和针对性的原则开展评价工作；（4）充分利用已有的适用资料，在满足环评工作需要的前提下，环境现状调查工作力求精简，“缺什么，补什么”。评价时段根据本项目实施的不同阶段和环境影响特点，以建设期和运营期两个时段的评价为重点。单项环境影响评价工作等级依据本项目工程特点和所在区域环境特征，按照《环境影响评价技术导则》HJ/T19-1997、HJ/T2.2-93、HJ/T2.4-1995、HJ/T2.3-93以及《建设项目环境风险评价技术导则》HJ/T169-2004的规定，确定各单项环境影响评价工作等级见表1-1。表1-1 单项环境影响评价工作等级序号环境要素工作等级1非污染生态2级2环境空气三级3声三级4地表水三级5环境风险一级评价范围根据本项目环境影响因素、项目建设区域的环境现状调查，以及国家和地方有关环保标准、规定所列控制指标，确定本项目的评价因子如表1-2所示。评价范围确定如下：(1)空气环境根据大气环境影响评价工作等级和年主导风向，本次大气环境影响评价范围确定为：油田开发区域约81.1km2的范围，重点评价放水站、接转站附近16km2的范围（主导风向与垂直于主导风向边长4km的方形区域范围）。(2)地表水环境合作开发区临近区域第二松花江松原段水域、松花江干流水域总长共39km。(3)地下水环境地下水环境评价范围为庙3油田开发区域的地下水源。(4)生态环境生态环境评价范围为整个油田开发区域并外扩1km的范围，以站场、道路、管线所在地并外扩300m的范围为重点。(5)声环境以各站场、井场为中心，半径200m以内的范围，重点为放水站、接转站的厂界噪声，以及油区内距离井场较近的居民点，主要有新庙镇、老马圈、黑岗子、哈拉黑岗子、平凤乡、三棵树等。评价工作重点在工程分析、生态环境（以农业生态环境保护、土壤和植被为主）现状与影响评价的基础上，以农业生态保护与污染防治措施可行性评价为重点。即根据本项目油田开发的特点，在进行详尽工程分析的基础上对施工建设期的各种环境影响及其污染防治措施进行重点评价；同时项目对所在地的农业生态系统和自然生态系统可能产生的影响将进行重点评价。环境功能区划和评价标准本项目所在区域的环境功能区划如下：(1)空气环境按照HJ14-1996《环境空气质量功能区划分原则与技术方法》，评价区域环境空气质量功能区类别为二类区。(2)地表水根据《吉林省地表水功能区》(DB22/388-2004)的分类，松花江农林-石桥段为松原市过渡区，水体功能类别为Ⅳ类；松花江大桥-农林段为松原市排污控制区；其它为Ⅲ类功能区。(3)地下水质量分类评价区地下水用于生活饮用及工、农业用水，按照GB/T14848-93《地下水质量标准》的分类，其质量类别属于Ⅲ类。(4)声环境参照GB3096-93《城市区域环境噪声标准》，评价区域居住区的声环境功能类别属1类区。(5)土壤生态功能区划项目所在区域位于吉林省西部地区，主要为农田、草地，确定土壤环境为Ⅱ类功能区（一般耕作土壤）。控制污染与生态破坏及保护环境的目标本项目建设应符合清洁生产的原则，采取先进可靠的工艺技术和环保措施，保证本项目污染物实现达标排放，并使固体废物得到合理利用及无害化处置，使主要污染物排放总量符合国家和地方总量控制的要求。评价区地表水、地下水、空气环境质量应符合表1-3所列标准要求；生态和土壤与相邻区域比较不发生重大改变；最大限度减少农业生态环境破坏和水土流失。本项目的重点环境保护目标见表1-10。2建设项目概况2.1基本情况项目名称及性质项目名称：庙3油田油气开发工程。项目性质：新建。项目建设地点庙3油田位于吉林省松原市境内新庙油田的西部，距前郭县县城20km。建设规模及项目投资根据庙3油田总体方案，一期工程共部署开发井418口，建产能22.22×104t。地面建设工程主要包括站场以及配套的原油集输系统和相关配套、辅助生产设施等。2.4油田总体开发方案开发原则庙3区块为低孔、特低渗透率油藏，低渗透油田一般边底水都不活跃，再加上储层渗流阻力大，传导能力差，依靠天然能量开发，油田投产后，油井产量迅速递减，地层压力大幅度下降，一次采收率低。油藏在开发中应遵循以下几个方面的原则：（1）按照“少投入、多产出“的原则，采用先进的工艺技术，降低成本，提高采收率。（2）在油田开发工程中应按照整体部署分批实施的原则，采取先肥后瘦的原则，选取经济效益好的区块优先开发，提高开发井的成功率，减少低效井。（3）采取超前注水开发方式，保持地层能量，尽可能获得较高的采油速度，以利于提高油田的采收率和最终的经济效益。（4)开发部署上，合理划分开发层系，灵活井排距的布井原则，便于后期调整。（5）钻采工艺上，采用经济有效、可靠、管理方便的成熟工艺技术。（6)原则上油井采用整体开发压裂方案，最大限度地发挥油井产能；水井根据井网方式、储层特点适当采取小规模压裂，达到水井的最佳注水效果。（7）地面建设统一规划、分期实施。采用先进、节能、高效合一的工艺流程。开发方式庙3区块和大多数低渗透油藏类似，油田天然能量比较小，根据已投产井动态分析和数值模拟研究，衰竭开采效果差，必须补充能量开发。采取早期注水有效控制地层压力下降，减小渗透率伤害是低渗透油田开发的有效开发方式。因此庙3区块也应坚持超前注水保持地层压力。油田开发方案及指标本项目合作开发期15年，其中建设期3年，生产期12年。通过技术和经济两个方面的综合研究，确定新庙油田庙3合作区采用井网系统为菱形反九点开发方案。2.5钻采工程该油田为低渗透油田，天然能量低，油井采用抽油机抽油方式生产，人工注水补充地层能量。根据该区的地理地面条件，采用直、斜两种钻井方式开发。固井套管设计时按抗挤安全系数选择套管的钢级、壁厚，油层段套管按采油工艺的要求。油井采用压裂投产，早期注水，采油方式选机械采油。2.6地面建设工程总体布局.1总体布局原则（1）严格遵守国家法律、法规，贯彻国家建设方针和建设程序。（2）根据庙3区块的油藏构造形态，生产井分布情况及自然地形特点，合理确定厂、站的布局。（3）充分利用荒地、盐碱滩、空地，不占或少占耕地。（4）根据该地区的主导风向、最大风频、最小风频，合理确定场、站的平面布置。（5）根据场、站布局及油田主干道路走向，合理确定油、气、水管道及各种线路走廊的走向和位置。采出水处理庙3油田的采出水经处理后全部回注油层。根据油气集输总体方案，新建油井采出液全部输至庙3放水站脱水。在庙3放水站建简易脱水系统，由于该站集油系统脱下来的污水量较小，因此采出水处理系统采用全自动一体化撬装含油污水处理装置处理合格后，做为庙3注水站注水水源，不足部分由清水补充，以满足区块注水要求。2.7辅助工程给排水及消防工程庙3区块依托新木采油厂，没有后勤基地和集中生活区。各生产站队的供排水都比较分散，无法形成集中供排水系统，接转站和放水站生活供水均与生产供水结合，就地取地下水作为水源。新建接转站和放水站站内按规定在指定位置配备移动灭火器材，确保安全生产。道路工程本区块东南方向距前郭县县城20km，有长白铁路、公路从油田南部通过，整个油区外部交通便利，给油田产能建设提供了可靠的外部环境。庙3区块地势较好，对区内道路修建没有大的影响，基本都处在旱地内。由于近几年来油区所建道路均采用水泥混凝土路面，它的使用寿命长，维护费用少。所以本次规划油区道路均采用水泥混凝土路面，该区块规划道路总长1.6km。3环境影响因素分析3.1工艺过程油田开发是一项包含多种工艺技术的系统工程，包括勘探、钻井、测井、井下作业、采油、原油集输和供水、供电、道路、通讯等系统配套设施。其主要工艺过程如下：钻井钻井是油田开发的主要工艺过程之一，也是确定地下含油构造、进行采油生产的唯一手段。钻井一般分为钻探井和钻生产井，通过钻探井可以更深入地了解地下构造，并通过对岩心进行分析，以确定储油层及含油面积大小，储量的多少，开采价值的有无等；对于有开采价值的含油构造，确定油田规模并投入开发，此时要钻生产井，以进行采油生产。测井测井就是在钻井过程中及钻井完成以后，使用放射性元素确定含油层位，检查固井质量并确定射孔层位。井下作业井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，主要包括射孔、酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂、清蜡等一系列工艺过程。在钻井、测井后要进行射孔，将射孔枪下入井管中油层部位，用射孔弹或射孔液将井管射成蜂窝状孔，使原油流入井管并用抽油泵采出。酸化、压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量；洗井、修井、除砂和清蜡作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。采油采油就是借助油层的自身压力或者抽油泵等工艺方法，使原油从地下储油层中产出的工艺过程。一般来说依靠油层自身压力进行采油的方法称为自喷采油法，而需要用抽油泵等方法进行采油的则叫机械采油法。在原油开采中为了保持油层的压力，达到稳产的目的，往往需要向油层注入一定的介质，用以驱替原油。根据注入介质的不同，常见有水驱采油和蒸汽驱采油。庙3油田开发采用水驱采油的方法。原油集输原油集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。这一过程从油井井口开始，将油井生产出来的原油和伴生的天然气产品，在油田上进行集中和必要的处理或初加工，使之成为合格的原油后，再送往长距离输油管线的首站外输，或者送往矿场油库经其它运输方式送到炼油厂或转运码头。3.2环境影响因素分析本项目可分为开发建设期、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短，破坏性强，在本项目建设结束后，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，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、油品集输及处理、注水等施工作业内容，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钻井、采油、井下作业、原油储运等各工艺过程，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。非污染生态影响因素分析非污染生态影响主要体现在站场、道路、管线建设阶段，如占用土地、工程施工对地表植被的影响、土壤扰动等。.1占地占用土地包括临时占地和永久占地，将暂时或永久改变土地原有使用功能。临时占地包括管线施工便道、放水站和接转站施工场所等的临时占地，施工结束后临时占地可恢复原有使用功能。永久占地包括采油井场、放水站和接转站等的永久征地。占地类型主要为农田、草地。.2地面工程施工作业地面工程施工作业包括放水站和接转站场地平整、道路修建以及管线敷设等，施工作业直接破坏了地面植被，造成了土壤扰动，容易导致水土流失。庙3油田所在区域地势平坦，站场和道路建设不需要大量开挖土方，少量土方均全部回填或平整场地。污染源分析.5非正常工况及事故时“三废”排放（1）输油管线破裂：因管线腐蚀穿孔造成原油泄漏，其泄漏量与发现时间有直接关系，但由于管线压力变化异常比较容易发现，一般不会超过1小时，通过采取停止采油和关闭阀门等措施抢修，可避免原油的损失和造成的污染。（2）套外返水：如果固井质量不好，或者生产后期由于表层套管腐蚀或者固井水泥老化等原因，可能导致水泥环破裂及脱落，最终造成套外返水，对地下水和土壤造成影响。（3）注水管线破裂：回注水外溢会对土壤和农田造成局部污染。4区域环境概况4.1自然环境概况地理位置前郭县位于吉林省松原市境内，地处吉林省西北部松辽平原的腹地，西侧为乾安县和大安市，东与扶余县接壤，南部与农安县和长岭县相邻，北部隔松花江与黑龙江省相望。拟建项目区位于前郭县北部，油田开发区面积81.1km24.1.2地貌前郭县东西长130km，南北宽85km，可分为河谷阶地、湖积低地和台地地貌类型。河谷阶地又可分为河漫滩地、一、二级阶地、低洼地和古河道，本项目则位于松花江的河漫滩地和一级阶地上。气候气象本区属中温带半干旱或半湿润大陆季风气候，主要特点是春季干燥多风，风向以南偏西为主；夏季酷热少雨；秋季温和凉爽；冬季漫长而寒冷，四季变化明显。水文特征.1地表水区内地表水主要为第二松花江和嫩江，本工程主要位于两河交汇处。.2地下水地下水的形成与分布严格受构造、地形地貌和岩性等控制。区域地下水类型可分为：■大安组裂隙孔隙承压水■泰康组裂隙孔隙承压水■第四系孔隙承压水■第四系潜水土壤和植被.1土壤区域土壤类型共有9大土类，即黑土、黑钙土、草甸土、风沙土、冲积土、泥炭土、水稻土、盐土和碱土。.2植被评价区内的植被类型比较简单，主要为玉米、水稻；北部有面积不大的湿地，以芦苇和杂类草为主；区内分布的天然草地比较零散，面积均不大；农田之间分布有人工农田防护林。野生动植物资源评价区内主要为农区，野生动物种类和数量均不丰富，无国家重点保护动物种类。4.3区域发展规划本项目属于石油天然气资源开发，符合国家产业政策；规划年产原油22.22×104t，对扩大本地区原油产能将起重要作用，同时能把资源优势转化为经济优势，积极执行“三同时”制度，因此本项目的建设是符合地方社会经济发展规划和环境保护规划的。5环境空气现状评价与影响预测评价5.1环境空气质量现状调查与评价环境空气质量现状监测根据油田开发特点及当地主导风向的特征，在评价区内布设了4个环境空气监测点。.2评价方法利用单项污染指数法进行评价区域环境空气质量现状评价，计算公式为：式中：Pi—污染物i的单项污染指数；Ci—污染物i的实测浓度，mg/m3；Coi—污染物i的评价标准，mg/m3。.3环境空气质量现状评价结果根据监测结果计算各污染物的单项污染指数，各污染物以日均值为标准的单项污染指数均小于1。评价区域的环境空气质量良好，环境空气质量满足《环境空气质量标准》(GB3095－1996)中二级标准值和《大气污染物综合排放标准》(GB16297－1996)中污染源无组织排放监控浓度限值的规定。5.2环境空气影响预测评价钻井时柴油机排放的大气污染物对环境空气的影响钻井时钻机使用柴油发电机带动，柴油机燃烧柴油时排放的废气中的主要污染物是SO2、TSP等。钻机生产时要排放一定的空气污染物，但对周围环境空气的影响持续时间较短，且局限于井场周围较小范围内，随着钻井工作的结束，钻井柴油机排放的废气对环境空气的影响会逐渐消失。放水站和接转站加热炉排放的烟气对环境空气的影响放水站和接转站建在平原地区，加热炉作为污染点源，采用高斯模式进行预测。加热炉的排气筒高度为15m，出口内径为0.5m，预测因子为SO2。有风时（距地面10m高平均风速≥1.5m/s以排气筒地面位置为原点，下风向地面任意点（x，y）小于24h取样时间的浓度C（mg/Nm3）可按下式计算：式中：—单位时间排放量，mg/s；—该点与通过排气筒的平均风向轴线在水平面上的垂直距离，m；—排气筒有效高度，m；—排气筒出口处的平均风速，m/s；—水平、铅直方向的扩散参数，m；—混合层厚度，m；—烟筒几何高度，m；—烟气抬升高度，m。最大地面浓度及其距排气筒的距离式中：—最大地面浓度，mg/m3；—一次最大浓度处距排气筒距离，m；—单位时间排放量，mg/s；—排气筒出口处平均风速，m/s；—30min取样时间的横向稀释系数；—分别为横向和垂直扩散参数回归指数。经预测，运行期各类稳定度时放水站和接转站加热炉在燃气和燃油条件下，预测SO2最大落地浓度贡献值最大为0.0014mg/m3，与现状浓度(0.018mg/m3-0.024mg/m3)叠加后满足二级标准(0.15mg/m3)要求，对环境贡献很小。油气集输过程中挥发损失的烃类气体对环境空气的影响油田在生产运行期已建成比较完善的密闭集输系统，预计生产运行期整个油区在油气集输过程中挥发的烃类气体较小，主要的烃类气体挥发场所为放水站及接转站，按无组织源预测，从表中预测结果可以看出，在各类稳定度下放水站和接转站站外各个距离内非甲烷总烃贡献值最大为1.04mg/m3，与现状值(1.05mg/m3～1.15mg/m3)叠加后满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中对新污染源无组织排放监控浓度限值(周界外浓度最高点：4.0mg/m3)要求。综上所述，庙3区块在开发施工期和生产运行期对空气环境的影响程度较小，范围有限，对区块内空气环境质量不会产生大的影响。.3闭井期对空气环境影响分析闭井时期随着油气产量的急剧下降，排入环境空气中的废气将逐渐减少，并随着油井的全部关闭影响将逐渐消失；各类工程车辆和运输车辆为流动的线源，污染物扩散较快，将随着各井的拆除而移动，对环境的影响是暂时的。在各油井完全关闭后，该地区的空气环境将可恢复到未开发前的状态。6地表水环境现状评价与影响预测分析6.1地表水环境质量现状调查与评价监测断面布设根据工程所处的地理位置、井位分布及评价区内地表水体情况，选择在第二松花江上布设4个监测断面，分别为W1—溪浪河断面，位于“二松”松原市污水汇入处；W2—石桥屯断面，位于“二松”本工程所在地中游；W3—泔水缸断面，位于“二松”本工程所在地下游；W4—刘园子断面，位于松花江干流工程所在地下游。评价方法采用单项水质参数评价模式－标准指数法。评价结果“二松”和松花江干流水质各项指标均在标准范围之内。从评价结果中可以看出，水质中石油类评价指数范围为0.08-0.90之间，均不超标，说明在与本区邻近的油田老区以及本区块现存的油井，在生产过程中产生的石油类对“二松”和松花江干流水体没有明显影响。6.2地表水环境影响分析开发施工期地表水环境影响分析油田开发在施工期产生的废水主要为钻井废水和施工人员的生活污水。钻井废水是油田开发初期在油（水）井钻进过程中冲洗钻井设备和检修等排放的废水，随泥浆排入泥浆池内自然蒸发，正常情况下不会对地表水产生影响。生产运行期地表水环境影响分析可见油田开发中生产废水全部经放水站处理后回注地下油层，不外排；生活污水经小型装置处理达标后冬季贮存夏季绿化，对环境基本没有影响。位于国堤内的23口油井在丰水年份的24h最大降雨时，有可能出现落地油随暴雨径流汇入松花江的不利情况。因此本评价将预测24小时最大降雨时，未回收的落地油通过地表径流进入地表水体——松花江后对其水质的影响。.2地表水环境影响预测预测因子：根据油田开发的污染特性，本次地表水评价预测因子为石油类。预测范围：考虑到降雨径流可能汇入的去向，以及油井分布与水体的关系，选择评价区东部松花江扶余江段作为本次地表水评价的预测范围，W2（石桥断面）～W3（泔水缸断面）～W4（刘园子断面），总长度约39km。预测模式由于暴雨条件下雨量大，污染物在较短的时间里汇入松花江水体，为了正确选取预测模式对地表水环境进行预测与分析，本评价首先应用混合过程段的长度公式计算松花江水体的混合过程段长度，公式如下：式中：—混合过程段长度，m；—河道宽度，m；—x方向上河流中断面平均流速，m/s；—平均水深，m；—重力加速度，m/s2；—排放口到岸边的距离，m；—河流比降，m/m。本公式应用的各水文参数见表6-6。经计算可知，“二松”混合过程段长度约为279.3km，由于污水在进入“二松”泔水缸断面的长度为13.5式中：C—预测断面污染物浓度，mg/L；x，y—迪卡尔坐标系的坐标，m；—上游污染物浓度，mg/L；—污染物排放浓度，mg/L；—污染物排放量，m3/s；—衰减系数，1/d；—横向混合系数，m3/s；采用泰勒（Taylor）方法计算：预测结果分析①“二松”水质石油类预测预测最大降雨集中在24h之内对现有水环境质量的影响，本区在遭遇24h最大降雨时，对“二松”现有水质有较大影响。当23口油井全部落地油（约3.45t）随降雨径流汇”二松”时，泔水缸断面石油类浓度将达到0.105mg/L，超标1.1倍，贡献值为0.061mg/L；考虑土壤降解作用后，泔水缸断面石油类浓度达到0.082mg/L，贡献值为0.038mg/L，石油类浓度超标0.64倍。②松花江干流水质石油类预测预测最大降雨集中在24h之内对现有水环境质量的影响。在24h最大降雨时，对松花江干流水质有一定影响。当23口油的全部落地油随降雨径流汇入“二松”并进入松花江干流后，刘园子断面水质石油类将达到0.055mg/L，超标0.1倍，贡献值为0.01mg/L；考虑土壤降解作用后，刘园子断面水质石油类达到0.053mg/L，超标0.06倍，贡献值为0.008mg/L。由于松花江水环境敏感，关系到下游的用水安全，因此产生的落地油要及时回收，尤其是在开发期雨水较多的夏季。同时必须强化环境管理，采取在井场四周设立围堰，国堤内的井场进行部分硬化；在江面设置必要的栏油围网和船只；洪水来临前关闭油井等措施，杜绝落地油在雨季来临时随地表径流流入水体，造成地表水污染。7地下水环境现状评价与影响预测评价7.2地下水环境质量现状评价地下下水环境质量现状监测(1)监测点布设：本次监测点共布设8个点，其中第四系潜水3个和第四系承压水5个。(2)监测项目：根据油田开发排放的特征污染物及地下水水质特征，确定监测项目为PH值、NH3－N、NO2－N、NO3－N、高锰酸盐指数、F－、石油类、Cl－、挥发酚等共计9项。分析方法采用国家标准规定进行。(3)监测时间及频率：监测时间为2006年1月(平水期)进行一次性监测。(4)监测结果：水质监测结果表明，评价区地下水基本上处于中性，总的看，承压水中组份含量相对小，潜水中相对大，表明承压水条件好于潜水。地下水环境质量现状评价(1)评价方法：采用单项指数法进行地下水环境质量现状评价。(2)评价因子：与监测项目相同。(3)评价标准：采用《地下水质量标准》（GB/T14848－93）中Ⅲ类，石油类采用《地表水环境质量标准》（GB3838－2002）中Ⅲ类。地下水的质量现状表明，除氨氮和个别F－以外，其余各项质量符合地下水质量Ⅲ类标准。其中氨氮超标表明了区内地下水，特别是第四系潜水和第四系承压水已经受到了生活有机类和农田用化肥的污染，村屯内的生活污水是主要的污染源；而第三系承压水中氨氮超标主要是由于原生环境所决定，即微生物分解有机质的原生环境引起超标；而F－超标则是由于局部高氟原生环境决定的。7.3地下水环境影响预测评价油田开发对地下水环境影响预测评价.1正常生产情况下地下水环境影响预测与评价■废弃泥浆对地下水环境影响分析整个工程钻井的废弃泥浆呈点状分布。完井后泥浆就地进行无害化处理，处理后进行覆土并恢复植被。对本区承压水不会产生影响，而对潜水的影响仅仅表现为地下水中Ca2+、Mg2+含量有所增加，水质并不会遭受明显污染。■落地油对地下水环境影响评价试油产生的落地油，呈点状散布。落地油对潜水水质影响很弱。只要对落地油采取有效的回收措施，落地油对本区潜水不会产生明显影响。第四系承压水由于顶部在10m以上厚的粘性土隔水层，分布稳定，不会受落地油的污染影响。第三系承压水又有泥岩隔水顶板，更不会受落地油的污染影响。■钻井废水对地下水环境影响预测与评价本项目钻井工程井身结构设计采用2层套管，采用先进的工艺技术、优质材料，提高固井完井质量，严把质量关，可保护地下水环境不受钻井工程的影响。钻井过程产生的废水是产生时间短、不连续排放的废水，钻井废水收集在井场内的泥浆池中，泥浆池要求做好防渗处理，完钻后与废弃钻井泥浆进行固化处理，不外排。采取上述的钻井工艺和污染防治措施，在正常生产情况下钻井废水不会对地下水产生影响。.2事故状态下对地下水环境影响预测事故状态下油田开发对地下水的环境影响主要是采出的含油水在管道断裂事故时，原油泄漏后对地下水的影响；采油井套外返水事故时，串透含水层污染承压水。套外返水事故的主要原因在于固井质量不好、油井表层套管腐蚀或者固井水泥老化等，可能导致水泥环破裂及脱落，最终造成套外返水，对地下水和土壤环境造成影响。为防止注水井和采油井可能出现的套外返水，本评价对事故状态下可能产生的地下水污染作为风险状态下的污染予以预测与评价。预测模式采用地下水对流扩散模式，预测地下水的污染程度和影响范围。C（x，t）=0x≥0，t=0C（x，t）=Cox=0，t>0C（x，t）=0x=∞，t>0其解析解为：式中：—预测地下水中石油类污染浓度（mg/L）；—地下水石油类污染源强浓度（mg/L）；—弥散系数（m2/d）；—预测时段（a）；—地下水实际渗流速度（m/d）；x—预测点到污染源距离（m）。③预测结果回注水套外返水事故连续发生时，按5年、10年返水情况作了预测。回注水返水事故风险分析预测结果表明，第四系承压水因其渗透性能良好，弥散系数大，套外返水的影响和范围相对大，第四系潜水次之；第三系承压水其渗透途径相对复杂，渗透阻力相对大，其影响及范围相对小。三种地下水污染范围在连续返水情况下，逐渐加大。若在油田开发中及时发现可能的套外返水事故，并采取有效的防治措施时，石油类污染地下水的影响就转化为不连续的排放污染，并呈自然指数函数形式衰减，从而其污染影响变小，局限于小范围内。庙3合作区由于采取了严格的固井措施，发生套外返水的概率很小。目前本区块已完钻的探井由于严格按操作规程进行施工、固井质量好，封堵严密，未发生套外返水和管道断裂事故。对部署的开发井仍需严格按照操作规范钻井并采取有效的措施，杜绝套外返水事故的发生。.3油田开发对二龙水源地和长山水源地的环境影响预测与评价评价区东南部为二龙水源地准保护区范围，即二龙水源水位降落漏斗区边缘部位(见图7-1)，因此油田开发活动对二龙水源是比较敏感的，不允许有石油泄漏和套外返水等事故的发生。(1)对二龙水源地影响分析二龙水源地是开采第三系承压水的大型集中供水水源，供应松原市生活用水，多年开采至今地下水水质未受到污染，水量未衰减。环境影响预测分析表明，油田开发回注水达到回注水质标准要求后回注于开采的油层，并不是回注于水层，同时井身结构采取两层套管、单层水泥环的结构，可确保安全封闭地下水层，因此正常生产情况下油田开发不会对第三系和第四系承压水水质造成污染影响。对水源可能产生影响的情况为事故状态下的套外返水。在发生连续排放的套返事故时，新庙镇——炮手窝棚一线以东南部位的套返事故连续发生10年以上时，则有可能出现石油类污染地下水，并进入二龙水源地水位降落漏斗区的情况。从本工程规划的井位分布图中可以看出，区块南部一些井位距二龙水源地二级保护区在3.7km以上，而且分布在准保护区（水位降落漏斗区）外300m以上(见图7-1)，正常生产情况下一般不会对水源地构成威胁。在连续套返事故情况下，石油类污染物在第三系承压水中10年的运移距离为1214m，在第四系承压水中为1600m，对二龙水源地二级保护区一般也不会造成影响，但对该水源的水位降落漏斗区将会造成一定程度污染。因此，邻近漏斗区的井位，在钻井施工时必须注意提高其固井质量，保证不发生套返事故，若有险情，则要及时采取措施，以避免对二龙水源地产生不利影响。这些井在施工固井时水泥套管必须下伸至水层以下，并上返至地表井口，使水泥套管全部包裹井管，并且在施工时严格固井质量；在生产期间，应随时对下游的水源井水质进行监测，发现问题及时采取应急措施。(2)对长山水源地影响分析长山水源地是混合开采第四系承压水——第三系泰康组承压水的中大型集中供水水源，多年开采形成水位降落漏斗，但地下水水质未受污染，水量未衰减。环境影响预测分析表明，在连续套返事故10年的污染地下水情况下，不会对长山水源地有影响，但有可能出现石油类污染物进入长山水源地水位降落漏斗边缘区的情况。从图7-1井位分布图中可以看出，在距长山水源地水位降落漏斗区较近的井在施工过程中必须提高固井质量（措施同上），杜绝套返事故的发生以保证长山水源地的安全。8生态环境现状评价与影响评价8.1生态环境质量现状评价评价区内各类土壤养分中有机质含量在草甸土和冲积土较为适中，碱土和风沙土中的有机质含量普遍偏低。总的来看，本区土壤除K元素比较丰富外，N、P元素均缺乏，有机质含量适中。.2土壤环境质量评价2、土壤环境质量现状评价(1)评价标准采用GB15618－1995《土壤环境质量标准》和土壤背景值作为对照标准。其中农田和草地土壤采用上述两个标准评价，井场附近土壤只采用背景值标准对照进行评价。(2)评价方法对照标准利用单项污染指数法进行评价，单项污染指数法评价公式如下：式中：Pi—土壤中i种污染物污染指数；Ci—土壤中i种污染物污染实测值(mg/kg)；Si—土壤中i种污染物污染物评价标准(mg/kg)。(4)评价结果评价可以看出，油区内农田土壤中Cu、Pb、As、Cd等污染物均在二级标准限值内，土壤环境质量良好。总的看，评价区内农田和草地土壤各种污染物与土壤标准相比均不超标，且与背景土壤差异不明显。草地生态系统评价.1草地分布评价区内的草地在西部、北部和中部均有分布，但面积都不大，呈零星斑块分布。.2草地植被群落及生物量评价区北部国堤内的湿地植被主要可分为3种群落类型，即塔头苔草沼泽群落、芦苇－菖蒲沼泽群落和杂草湿草甸群落。林地生态系统评价区内没有天然林，分布的人工林均为农田防护林，没有成片的林地。本区的农田防护林属于“三北”防护林体系，经过多年建设，已经具有一定规模，并已经形成林网，对于保护农田发挥着重要作用。农业生态系统现状评价.2农业生产条件分析农业气候本区≥10℃农业生产投入本区农业经济较发达，农业生产资料的投入较高。本区农业生产的单位耕地投入与对照区（前郭县平均值）比较，在所有统计的项目中均高于对照区。总的看，本区农业生产投入较高，因此粮食产量特别是玉米和水稻的产量较高。现状土地利用结构评价评价中利用美国陆地资源卫星2005年9月的卫星遥感TM和ETM数据进行解译，并结合现场调查和收集相关资料进行评价区内土地利用结构的现状评价。.1土地利用现状结构卫星遥感数据解译结果表明，土地利用结构大体可分8种类型，耕地—是评价区内的最主要用地类型。8.1.8区域植被生产力评价这一分析与现存植被基本相符，人工植被生物量较高，主要是人工投入较大，生长状态良好，因此基本处在Ⅰ级和Ⅱ级的水平。天然植被中各种类型均遭不同程度干扰，人为破坏加上气候条件恶化，生物量水平较低。本地区50年来生态环境不断恶化，反映在绿色植物上即生物量不断下降，原来处于Ⅰ、Ⅱ级水平的植物群落不断演变成目前Ⅳ和Ⅴ级的水平。因此总体上看，本区除人工植被稍好外，天然植被都在向逆向演替发展，除人为破坏干扰等原因外，气候亦是关键因素。8.2生态环境影响评价油田开发对土壤影响预测与分析.1预测因子油田开发建设对土壤的污染主要是石油类的污染，故本评价将主要预测因子确定为石油类污染物。.3土壤环境容量预测土壤环境容量是指单位时间内允许土壤中石油污染物输入和输出之间的差值。（1）计算模式式中：Cs—土壤石油临界含量，mg/kg；Cp—土壤中石油平均含量，mg/kg；Csp—土壤石油环境容量，g/hm2·a；Cb—背景土壤石油平均含量，mg/kg；P—土壤石油净化率，%；K—土壤石油净化率的衰减系数，%；T—预测年限，a；M—土壤表层(0～20cm)的重量，kg/hm2；E—土壤石油蒸发系数；A—土壤石油环境输入量，g/hm2·a；Ci—第i年末土壤中石油浓度，mg/kg。.4土壤污染预测（1）石油污染土壤深度预测石油污染深度预测采用类比分析并结合本区块井场附近土壤实测结果的方式进行。石油对土壤表层虽有污染能力，但对深层土壤，特别是1m以下的土壤影响不大。（2）土壤石油浓度预测预测采用环境容量计算公式，即：式中各参数物理意义同表8-23。经计算表明，油田开发的石油污染主要集中在开发施工期，这种污染仅限于在每个井场范围内，油区内的其他区域土壤很少受石油类污染的影响；进入生产运行期后，不再有落地油排放到土壤中，由于土壤自净作用，石油类污染物含量将逐渐下降，第10年基本恢复背景土壤石油浓度。本区块油田开发生产过程中落地原油虽然对区内土壤会产生一定污染，但不会超过土壤的临界含量（300mg/kg）。随着闭井期的到来，石油产量逐渐下降，落地油也逐渐减少，以至消失，残留在土壤中的落地油在土壤净化作用下将逐渐被分解，土壤最终将恢复原来性状。以上的土壤石油浓度预测是在生产运行期间，落地油得到全部回收的条件下预测的结果。如果落地油不能得到全部回收，将会使井场附近的土壤石油类浓度大大增加，因此要求在生产运行期，严格清洁生产要求，对落地油的回收必须做到100％。油田开发对土壤侵蚀的影响分析本区块的开发将对区内土壤产生扰动，如站场建设、道路建设、集输管线开挖等工程都将对附近的土壤产生扰动。土壤受扰动后，地表植被破坏、土壤变得松散，春季和夏季易发生风蚀和水蚀。生产运行期后占地面积大大减少，主要是井场、井间道路这些不可恢复的面积仍可发生土壤侵蚀，但土壤侵蚀量将会明显减少。由此可见，油田开发造成本区植被破坏对土壤的侵蚀在开发施工期间表现的比较明显，进入正常生产期后则明显减轻，但仍较开发前有所增加。油田开发对农业生态影响分析油田开发生产活动对农业生态环境的影响主要包括占地对当地农业经济的影响，油田开发产生的落地油和废弃泥浆对农作物的产量及品质的影响，集输管线施工后复垦对农作物产量的影响等因素。.1占地对农业经济的影响分析由于本次开发范围位于前郭县的主要农业区，油田地面建设占用的基本农田较多，除了少量的井场分布于草地外，绝大部分井场位于基本农田内，因此油田开发对基本农田的占用将不可避免。虽然临时占用的农田中将有很大一部分在生产期会得到植被恢复，但恢复后的农田的产量将会受到影响。.2固体废弃物对农作物的产量及品质的影响分析废弃泥浆对农作物产量有一定的影响，而对产品质量的影响不明显，因此废弃泥浆对农作物的影响也是局部的。在吉林油田普遍采用泥浆无害化处理后，废弃泥浆对农作物的影响程度将大大降低。落地原油对农作物的影响分析泥浆和洗井废水浸泡的土壤中，土壤石油对玉米产量的影响不是主要原因，而可能是由于土壤板结、透气性差所致。经对庙3区块土壤石油浓度预测表明在开发施工期和进入生产期以后的浓度大大低于实验中800mg/kg的浓度，不会对农作物产生明显的影响。8.2.5油田开发对植被生物量的影响分析由于本工程造成的天然植被和农田植被的生物量损失很小，因此，这种损失基本不会对本区生态系统的整体功能发挥和区域生态环境质量产生明显的影响。景观生态综合评价.1景观空间结构分析景观格局的变化在于外界的干扰作用，这些干扰作用往往是综合性的，它包括自然环境、多种生物及人类社会之间的复杂相互作用。本开发工程是以人类干扰为主的景观变化结构，这种新的景观格局带有强烈的人的主观臆断，而从景观生态学结构与功能相匹配的观点出发，结构是否合理也决定了景观功能状况的优劣。通过对庙3区块2005年9月的TM卫片影像解译和现场调查，分析了评价区内各种景观类型的变化情况。我们采用了传统生态学中计算植被重要值的方法决定某一拼块类型在景观中的优势，也叫优势度值。它由3种参数计算而出，即密度（Rd）、频率（Rf）和景观比例（Lp）。优势度数学表达式如下：由于目前庙3区块尚未大规模开发，当项目全部建成后，评价区内各类景观与目前的景观相比将会有较大的变化，虽然油田的景观拼块密度增加，但景观比例较低，说明这类景观拼块十分分散、破碎，而且连通性差，且不具备动态控制能力，对生态调控作用很少，因此尚构不成对生态环境起决定作用的景观模地。体现了油田开发占地面积的绝对值比较小，但十分分散、影响范围较大的特点。8.2.7闭井期生态环境影响分析油田闭井期并非所有油水井都同时关闭，而是将那些产能低或者无续采价值的油井陆续关闭，直到将所有井关闭，油田运行结束。闭井后，一般地下设施需要拔出，将地面部分如采油井架、水泥台、电线杆等拆除，井间支路废弃等等。对废弃的井场、道路应采取生态恢复措施，使开发区块恢复到原来的自然景观。8.3生态减缓措施与水土保持方案本区为前郭县主要农业区，土地资源宝贵，油田的开发和建设占用的农业用地，特别是基本农田，将会给当地农业生态环境带来负面的影响，使区域的景观脆弱性和不稳定性都有所提高。但由于自然资源分布的特殊性，在本区进行油田开发又不可避免，为此有必要采取生态减缓措施，以保证本区农业生态环境不致明显恶化。生态减缓措施略。水土保持与绿化方案略。9固体废物污染环境影响分析9.2固体废物环境影响分析钻井泥浆产生的废弃泥浆利用泥浆无害化处理技术进行处理。落地原油落地油主要来自开发施工期新井完钻过程的试油过程，以及非正常生产情况下的泄漏等。对于试油过程中产生的落地油，采取试油进罐的方式，在修井过程中，采用厚塑料布覆盖井场地面，避免落地油直接进入土壤，可使落地油的回收率达到100％。另外，还应加强管理，提倡文明作业，提高修井效率，减少修井次数，延长修井周期。对于非正常生产情况下的事故泄漏，要在设计施工和生产过程加强QHSE管理体系的建设，提高事故防范措施和事故应急措施的能力，提高全体职工的安全意识，加强油区居民的法律意识，使风险事故的发生率降至最低，对事故情况下产生的落地油及时回收处理。对落地油土，吉林油田现已普遍采用回收油土，然后进行油土分离的技术。钻井岩屑钻井过程中产生的钻井岩屑所含污染物的量很低，一般不会对环境产生不利的影响，对环境不会造成危害。油泥（砂）对于放水站废水处理系统产生的油泥，送油土分离站进行处理。回收原油，废水经污水处理系统处理后循环使用，沉淀的泥沙在做好填埋坑防渗处理后填埋处理。废滤料放水站污水处理系统定期更换下来的废核桃壳和改性纤维球滤料，应送至原生产厂再生利用，不得随意丢弃。生活垃圾本工程新增人员不多，生活垃圾产生量较小，生产现场的生活垃圾应有集中堆放点，定期用车就近送到新庙镇或松原市垃圾场填埋，不得任意在油区内排放。综上所述，庙3油田所产生的固体废物均可以得到合理处置和综合利用，对环境的影响较小。10声环境现状评价与影响预测评价10.1声环境质量现状评价.1监测点布设在评价区内的新庙镇、黑岗子、平凤乡、老马圈、白衣哈等5个村镇分别布设1个环境噪声监测点，共布设5个环境噪声监测点。环境噪声现状监.3评价结果各监测点的昼夜环境噪声均不超标，且明显低于标准值，均在1类标准之内。10.2声环境影响预测评价10.2.2预测模式距离衰减公式：LPA=LPB-20lg式中：LPA—预测点距声源A处的声压级，dB(A)；LPB—声源B处的声压级，dB(A)；ra—预测点距声源A处的距离，m；rb—测点距声源B处的距离，m；Ae—环境衰减值，dB(A)。Ae取值受地面吸收、空气温度、物体阻挡的屏蔽等环境因素影响。本噪声预测时裸露声源Ae取5，室内声源Ae取17。多声源理论叠加公式：LP＝10lg()式中：LP—n个声源叠加后的总声源级，dB(A)；Li—第个声源对某点的声压级，dB(A)；n—声源个数。10.2.3预测结果及评价.1施工期噪声环境影响预测评价施工期对环境的噪声影响主要为钻井噪声和交通噪声。预测表明钻机产生的噪声在450m以外可满足昼夜标准要求，但在450m内夜间将会出现不同程度的超标。因此，在开发施工期间位于上述村屯附近的钻机噪声在夜间有可能对村屯内的居民造成污染，450m范围内其影响程度在1～33(2)车辆噪声影响分析油田开发施工时各种工程车辆较多，运输和工程车辆的单车噪声可达70～82dB(A)，平均在75dB(A)左右。所以车辆在夜间经过村屯时，应严禁鸣笛，并减少夜间行车次数等，以降低车辆噪声对居民的影响。但随着开发施工期的结束，运输和工程车辆将逐渐减少，其噪声危害程度亦会大大降低。.2生产运行期噪声环境的影响预测评价放水站和接转站运行噪声较大的是注水泵和加热炉，预测符合《工业企业厂界噪声标准》（GB12348—90）中的1类标准，不会对周围环境造成明显影响。.3闭井期噪声对环境的影响分析伴随着油田的逐年开发，地下原油将逐渐枯竭，服务年限的到来，各油井将相继关闭或转为注水井。油井的关闭对环境的噪声影响主要为交通噪声和施工噪声，但影响是暂时的，随着闭井期的结束，井场和站场将逐步恢复到未开发前的原有声学环境。11清洁生产分析根据庙3油田的开发建设特征，以及原材料利用、工程污染源和污染物排放分析，按照清洁生产审计要求，对本项目工艺技术情况、节能与废物综合利用等环节进行清洁生产分析；通过对本项目能耗、物耗、污染物排放等指标对比，分析本项目是否符合“清洁生产”原则。11.1工艺技术清洁生产分析根据本区块的油藏地质特征，在庙3油田的钻井、井下作业、采油及油气集输过程的工艺设计中，采用了较先进的生产设备和技术，为实施清洁生产提供了有力的物质保证，具体反映在：钻井过程清洁生产井下作业过程的清洁生产采油及油气集输过程的清洁生产11.2清洁生产技术指标对比分析庙3油田的能耗指标与吉林油田其它区块以及国内部分油田的对比见表11-1，本项目作业过程污染物排放量和其它油田的对比情况见表11-2。从上述表中数据可见，本项目能耗指标、污染物排放水平接近或低于各油田平均水平，可以认为庙3油田基本符合清洁生产的要求。12环境风险评价根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)的技术规定，确定本项目的环境风险评价级别为一级，因此本项目环境风险评价的内容包括风险识别、源项分析，并对事故影响进行定量预测分析，说明影响范围和程度，提出防范和应急措施。12.1风险识别危险物质本项目属于石油天然气开采行业，原油最大产能为22.22万t/a，伴生天然气全部用作加热炉燃料。其中原油属于低毒性物质，天然气属于易燃物质。原油生产过程无组织挥发产生的烃类物质属低毒性物质，主要有麻醉、刺激和窒息性作用，通常通过呼吸剂皮肤接触吸收进入人体。天然气主要成分为甲烷，《常用危险化学品的分类及标志》(GB13690-92)将甲烷划分为第2.1类易燃气体。本项目天然气中主要成分为甲烷甲烷的有关性质如下：风险类型通过对吉林油田分公司的事故调查以及其它油田的类比资料分析可知，油田开发的环境风险事故与油藏情况、开发工艺、管理水平密切相关。开发初期，事故以井喷为主，主要发生在钻井、井下作业、完井等过程中，事故成因一般是地下压力过大；油田开发中后期，原油和污水泄漏是主要风险事故，事故成因是腐蚀、设备老化、检修不及时、操作失误等。对于庙3油田而言，潜在的事故风险类型以及事故成因主要体现在以下几个方面：.1井喷.2井下作业物料泄漏.3伴生气泄漏.4原油和污水泄漏风险事故类比调查.1吉林油田各个开发区块事故调查庙3油田周围及邻近地区多为吉林油田已开发区块，为了确定庙3油田在开发、运营过程中可能出现的风险情况，本次评价对吉林油田各区块多年事故状况进行了调查，由事故调查结果可以看出，吉林油田各区块曾经发生的风险事故主要是井喷和输油管线泄漏。井喷多发生在油田开发初期的钻井、作业过程中，事故成因一般是地下油气压力过大，作业中观测不及时以及操作失误；原油泄漏则发生在油田开发中后期，主要是由于输油管线经长期腐蚀并疏于检查所致。无论是井喷还是原油泄漏，都会导致一定范围的突发性污染，还可能造成火灾以及爆炸，极大危害设备以及土壤、地表水、植被、农作物等。与庙3油田邻近的吉林油田开发40多年来，已经完钻的探井和生产井近万口，只发生过上述几次风险事故，可见井喷和管线原油泄漏事故发生的概率极低。只要观测及时，防止事故措施得当，完全可以避免事故的发生。12.2源项和风险事故环境影响分析本项目属于石油天然气开采行业，根据上述风险识别，本项目可能的风险事故包括原油、天然气泄漏、火灾和含油污水泄漏等，其对环境的影响分析如下：对环境空气的影响原油或伴生气泄漏会直接对环境空气造成影响。原油泄漏造成的环境空气污染程度，取决于原油成分、泄漏量、覆盖面积、气温以及持续时间等。原油泄漏量越多、覆盖面积越大、气温越高以及持续时间越长，造成的烃类气体污染越重，反之，则污染不明显。对地表水的影响原油或含油污水泄漏对地表水环境的影响一般有两种途径，一种是泄漏后直接进入水体(主要是指雨季)；另一种是原油或含油污水泄漏于地表，由降雨形成的地表径流将落地油或受污染的土壤一起带入水体造成污染。管道泄漏量依管道输油量大小而定，庙3油田各井间输油管道输油量较小，由于原油泄漏量较小、松花江水量较大，原油不会对松花江水体造成明显影响。对地下水的影响见本报告第7章地下水专章。对生态环境的影响原油泄漏对生态系统的影响显著，主要表现为对土壤和植物的危害。泄漏的原油对植物的危害表现为阻断植物的光合作用，使植物枯萎、死亡。因土壤污染造成土壤理化性质的不利改变，也会影响植物的生长，严重时，同样可能导致植物的死亡。由工程分析可知，采出水经处理后石油类浓度较小，因此含油污水泄露事故不会对植物产生严重影响。12.3环境风险防范措施与应急预案由于环境风险事故会对局部环境造成严重危害，因此必须采取必要的预防措施，避免事故发生或最大程度地降低事故造成的危害。对于人为因素引起的事故，可以通过提高作业人员技术素质、加强责任心教育以及采取技术手段和管理手段加以避免；而对于自然因素导致的事故，主要靠采取各种措施，配备必要设备来预防。环境风险防范措施略。应急预案根据国家环保局(90)环管字057号文的要求，通过对污染事故的风险评价，有关部门单位应制定防止重大环境事件发生的工作计划、消除事故隐患的措施及应急处理办法。有重大环境事件隐患的单位还应建立紧急救援组织，确定重大事故管理和应急计划，一旦发生重大事故，能有效地组织救援。对于重大或不可接受的风险（主要是原油和含有污水严重泄漏、火灾、爆炸），建议结合QHSE管理体系，制定应急响应方案，建立应急反应体系，当事件一旦发生时可迅速加以控制，使危害和损失降到尽可能低的程度。综上所述，只要在设计、施工和生产过程中加强事故防范措施和事故应急措施的建设和管理，提高全体职工的安全意识，加强油区居民的法律意识，可使风险事故的发生概率降至最低，同时即使发生事故可使事故危害降到最小程度。13环境保护措施分析13.1施工期污染防治措施油田开发的影响主要集中在施工期，由于钻井以及地面配套站场、管网道路的建设，产生钻井泥浆、钻井污水、钻井烟气、岩屑以及噪声、对地表植被的破坏等对区域环境的影响比较显著。针对上述环境影响，本项目将采取以下施工期污染防治措施：废水污染防治措施1、在限定的井场范围内修筑废泥浆池，保证钻井废水全部流入废泥浆池中，杜绝钻井废水的流失。2、施工完成后，尽快回填泥浆池，及时平整场地，恢复地貌，并且在井场周围设围堰，防止地表径流将井场土壤中的落地原油带入水体。噪声防治措施1、钻机噪声对周围环境有一定影响，但持续时间短，随钻井的结束而结束。可采取对钻机和柴油机安装消声器，并将柴油机组安装在活动板房内，可降低噪声20～30dB(A)左右。在距离村屯450m内钻井时，在钻井井场四周设置移动声屏障，可使井场噪声降低15-20dB(A)2、采油区道路规划尽量避开村屯和居民点，减轻交通噪声的影响。3、油田设计中选择井位时应尽量远离村屯居民，同时钻井施工应统筹合理安排时间，避免夜间施工。地下水污染防治措施1、严格执行国家和地方政府关于饮用水水源地保护区污染防治管理的有关规定，按照规划方案在开发范围内布井，严禁超出开发范围在水源保护区内布井和进行其他石油开采活动。2、使用无毒化学泥浆、选用无毒水基菁胶压裂液、井口防喷器、井口自封器，防止油套环形空间液体外溢。3、保证钻井、洗井期间的施工质量，做好泥浆池和井场的防渗处理。油井严格按操作规程进行施工，保证固井质量，固井合格率达100%。固完井后打井口帽20～30m，防后期套外返水。4、钻井时表层套管应下到地下水层以下。对于新庙镇－炮手窝棚一线以东南距离水源漏斗边界1600m以内的井位、距离长山水源地漏斗边界1600m以内的井位，在钻井施工时必须注意提高其固井质量，保证不发生套返事故，若有险情则要及时采取措施。该范围内的井在施工固井时水泥套管必须下伸至水层以下至少30m，即套管下深至250m左右，水泥上返至地面井口，使水泥套管全部包裹井管，并且在施工时严格固井质量，防止发生套外返水事故。5、加强井场的环境管理工作，杜绝各种废水、废油就地倾倒。尤其在评价区拐点坐标中的C－D－E－F－G－C范围内的所有井，均应采取防止发生套外返水事故的防治措施，并且在施工和生产过程中加强管理，避免钻井废水和井下作业废水的排放，最大限度地减少落地油、废弃泥浆等废物的排放，减少对地下水污染的各个环节，以确保二龙水源地和长山水源地的安全。6、在油田开发期和生产期间，对油田区域内地下水下游的水源井水质进行监测，以掌握地下水变化情况，发现问题及时采取应急措施。固体废弃物治理措施.1钻井泥浆1、提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆的排放。本项目钻井工程泥浆的重复利用率达到60%以上，同时为减少泥浆的产生量，建议配备泥浆罐车，将完钻后的剩余泥浆运至下一口井继续使用，可进一步提高泥浆的利用率，减少排放。2、采用先进的钻井泥浆体系，增加钻井液的无害化和环境可接收性。庙3油田采用钻井液体系为聚合物钻井液体系，具有不分散、添加剂无毒无害、生物降解性良好等特点，是一种具有环境可接受性的新型钻井泥浆，使用该种泥浆，可大大降低泥浆对环境的有害影响。3、对泥浆池采取防渗措施，以及拆毁泥浆池后彻底清理残留在池底的泥浆，防止对周围的土壤污染。4、采用固化填埋方法，合理处置钻井泥浆，避免废弃钻井泥浆对环境的影响。.2落地油治理措施对落地油，吉林油田现已普遍采用回收油土，然后进行油土分离的技术。本工艺操作简单，回收效果好，运行费用低，本项目的落地油拟将采用此法进行回收处理，处理地点可设在放水站。但是油土分离技术也存在一定的问题，主要是分离后的含油废水和含油土壤的后续处理问题。建议油土分离站设备和工艺均应标准化，并纳入放水站的处理工艺和流程，其中油土分离后的废水可通过管道进入放水站的含油污水处理系统进一步达标处理；含少量原油的废土由于不属于危险固体废物，可定点深度填埋处理，填埋场应作好防渗处理。生态和土壤污染防治措施1、对油区内的永久性占地合理规划，控制占地面积。按设计标准规定，严格控制施工作业带面积，钻井井场用地面积和公路管线敷设施工宽度控制在设计标准范围内。2、要严格控制永久占地，临时占地使用后要及时恢复，并尽可能清除残留的污染物，复土回填要保持土壤的基本层次，泥浆池要保证覆土1m以上。3、对散落在井场周围的落地油、废弃泥浆、岩屑等污染物要及时回收，以减轻对土壤和农作物及植被的影响；并在井场四周设置围堰，防止污水、污油的外溢及地表径流将残余污染物带入周围环境。4、应尽量减少占用和破坏植被，把破坏和影响严格控制在征地范围内，各种机动车辆固定线路，禁止随意开路，践踏和破坏植被，对破坏和占用的植被及时恢复。5、管沟回填土后，恢复原来的地貌，注意保护耕植层，弃土用于平整井场，防止水土流失。6、油田开发过程中的突发事件如原油和含油污水的泄漏将对土壤和生态环境造成严重影响。因此必须采取有效的预防和应急处理措施，加强监督管理，在事故发生时将事故危害降至最低。13.2运行期污染防治措施废水污染防治措施.1作业废水作业废水均在作业现场进废水罐车，运至放水站集中处理。.2采油废水在庙3放水站建设含油污水处理站，处理本项目产生的采油污水，污水经处理达到回注标准后，回注井下。.3站场生活污水处理庙3油田的生活污水主要来自放水站和接转站等处，本项目总定员143人，设计在岗人数49人，生活废水排放量合计为4.9m3/d，排放量很少，本项目开发方案拟经过氧化塘进行处理。考虑到氧化塘建设费用高，管理及运行复杂，主要是在东北地区半年基本处于不能运行状态，因此本报告书建议生活污水经小型污水处理装置处理后达一级标准排放，处理装置可采用“化学一步法生活污水处理装置废气污染防治措施1、油气集输和处理采用密闭集输流程，油气集输损耗率小于0.2%，减少了烃类物质的排放。2、放水站和接转站加热炉的燃料以油田伴生气为主要燃料，不足部分以原油为燃料，烟气达标排放。3、采油井的井口加强密封性，经常检查井口密封垫，以减少油气泄漏。噪声污染防治措施和建议噪声污染防治措施主要包括：站内选用低噪声设备，泵房值班室、仪表值班室采用隔音门窗等。例如加热炉和各种机泵的噪声主要在室内，可采用隔声和消声措施。注水泵采取设隔声值班室及吸声墙的措施，加热炉噪声中高频设隔声壁，低频采用多孔喷口烧嘴、消声罩、进风减声箱等，同时风机安装消声器。落地原油防治措施抽油井口，采用双密封调心井口盘根盒，回收盒和光杆密封器组合的多功能安全环保防喷井口；井下应用泄油器，减少作业过程中原油污染地面；井口应用油杆刮油器，在修井作业从井内起出抽油杆的过程中，将抽油杆外壁上的原油和工作液刮到油管内，防止油污带到地面。修井作业过程中，利用厚塑料布覆盖井场地面，避免落地油直接进入土壤，落地油回收率可达100%。对于非正常生产情况下的原油泄漏事故，要在设计施工和生产过程中加强QHSE管理体系的建设，提高全体职工的安全意识，加强油区居民的法律意识，使风险事故的发生率降至最低。对事故情况下产生的落地油及时回收并送油土分离站处理。13.3闭井期污染防治措施油田服务期满后，闭井时的污染防治措施主要是生态恢复，即拆除各站场的地面建筑和机械设备，对油田的永久占地进行复垦，恢复原有的植被和生态景观。13.4国堤内工程污染防治措施根据井位布置图，本项目有23口油井分布于第二松花江的国堤内，最近的井场距离河道3.8km以上，“二松”河槽宽度在洪水期可达2000～3000m，因此即使在洪水期井场也距离河道较远。另外由于“二松”上游丰满水库的控制，多年来“二松”已经难以在本区发生较大洪水。但是在连续暴雨条件下，国堤内井场所在地区可能出现洪涝灾害。为了防止国堤内工程对松花江造成污染，提出污染防治措施如下：1、避免在雨季进行钻井和作业施工，完钻后及时对泥浆池进行固化处理。2、落地油及时回收，杜绝落地油在雨季来临时随地表径流流入水体，造成地表水污染。3、井场周围设置围堰，井场进行硬化，硬化面积为3m×6m（单井）和3m4、对23口油井和6口注水井的抽油机基础和电机进行加高，以提高油水井的防洪能力。5、特大洪水来临前关闭油井。6、需要时在江面设置必要的栏油围网和收油船只。14污染物排放总量控制分析14.1总量控制因子总量控制的原则是：(1)核算项目污染物的产生量、污染治理设施削减量和排放量；(2)结合污染物种类及其可能影响的范围，考虑工程的实际情况、控制措施的技术先进性和经济可行性，制定和实施总量控制方案；(3)在工程污染源达标排放的前提下，以排放到外环境的污染物的量作为总量控制建议值，为地方环境保护行政主管部门对项目实施环境管理以及制定区域总量控制规划提供依据。按照国家和地方对污染物排放总量控制的要求，本项目污染物总量控制因子确定为：(1)废气污染物：烟尘和SO2；(2)废水污染物：CODCr。14.3总量控制指标建议本项目实施后，将在积极推行清洁生产的同时，采取有效的污染防治措施，站场加热炉以净化后的伴生气为燃料，其烟气污染物浓度低于排放标准限值；采油废水经处理后全部回注不外排。同时评价区域环境空气质量较好，按环境空气质量二级标准浓度要求计算，区域SO2和TSP的环境容量较大，而且本区域没有其它大的工业污染源，本项目污染物排放量相对较小，剩余的环境容量相较大。综上所述，本次评价提出建议值作为本项目实施后运营期的总量控制指标，供地方环境保护行政主管部门对本项目实施环境管理以及下达污染物排放总量控制指标时参考。15环境管理和环境监测（略）16环境影响经济损益分析本项目具有较好的经济效益。同时项目的开发建设符合我国“发展西部，稳定东部”的石油工业发展战略，对促进当地社会与经济的发展也有一定的作用，具有良好的社会效益。本项目的环保措施投资能满足工程建设对环境保护的要求，减缓了本项目对环境的影响。综上所述，本项目的建设符合社会效益、经济效益和环境效益统一的原则。17公众参与分析本项目公众参与按照国家环保总局环发[2006]28号文《环境影响评价公众参与暂行办法》执行，参与方式包括发放调查表格、在当地媒体进行公示等，从多方面了解公众对本项目建设的意见和要求。18评价结论本项目属于石油天然气资源开发，规划年产原油22.22万吨，对扩大本地区原油产能将起重要作用，同时能把资源优势转化为经济优势，因此本项目的建设是符合国家产业政策、符合地方社会经济发展规划的。本项目的建设贯彻“清洁生产”原则，在建设期、运营期和退役期均采取相应的污染防治、生态保护措施。只要本项目严格执行“三同时”制度，切实落实本报告书中提出的各项环保措施，项目建成后对环境的影响符合相应功能区划和标准要求，能够实现污染物达标排放。因此，本项目的建设从环境保护角度分析是可行的。建设项目环境影响报告表（试行）项目名称:北京海奥汽车维修有限公司汽车维修厂建设单位(盖章):北京海奥汽车维修有限公司编制日期2002年12月25日国家环境保护总局制环境影响评价资格证书(彩色原件缩印1/3)建设项目基本情况项目名称北京海奥汽车维修有限公司汽车维修厂建设单位北京海奥汽车维修有限公司法人代表王敬歧联系人李宏郭丽丽通讯地址北京市朝阳区三间房西村508号联系电话传真邮政编码100024建设地点北京市朝阳区三间房西村508号立项审批部门√北京市工商行政管理局√批准文号建设性质新建□改扩建□技改□行业类别及代码占地面积(平方米)5328绿化面积(平方米)600总投资(万元)550其中：环保投资(万元)210环保投资占总投资比例38%评价经费(万元)1.0预期投产日期2003.2工程内容及规模：1、项目背景北京海奥汽车维修有限公司是朝阳区三间房西村委员会和李宏先生共同投资建立，此公司双方以股份合作制联合经营，将为用户提供汽车的专业维修、保养等服务。公司环境整洁、规范，具备一流的维修设施，引进了先进的电脑检测设备，聘请了国内知名的专业维修技术人员和管理人员，以适应公司恪守的“用户满意，就是我们的工作目标”的宗旨。由于项目的建设和使用将对局部环境产生一定的影响，根据国家有关规定，必须开展该项目的环境影响评价，对项目的不利影响提出对策措施，以保证项目建设和环境保护的协调发展。为此，北京海奥汽车维修有限公司委托清华大学环境影响评价室对该项建设进行建设项目环境影响报告表的编写。2、项目概况2.1地理位置北京海奥汽车维修有限公司项目位于北京市朝阳区三间房西村508号，朝阳路东段，临近北京市CBD商务区，交通便利。具体地理位置见附图1。该项目西侧毗邻东五环路，北为管庄医院，南临朝阳法院双桥法庭，隔马路为北京市生物制品研究所，东为北京卷烟厂。项目周围用地现状见附图2。2.2建设内容北京海奥汽车维修有限公司位于朝阳区三间房地区，占地面积8亩，约为5328m2，扩建总投资550万元人民币。该项目的主要建设内容如下表所示，厂内平面布置见附图3。表1项目建设内容分类生产用地办公用地生活用地名称废旧车间钣金车间机修车间烤漆房办公室接待室会议室保安室警