中国石油油田分公司克拉美丽气田开发调整建设工程环境影响报告书

PAGE -PAGE46-目录1建设项目概况 11.1项目背景 11.2建设地点 11.3建设内容及规模 11.4主要环境影响因素 21.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析 21.5.1产业政策符合性分析 21.5.2规划符合性分析 21.5.3选址合理性分析 31.6工程投资 32建设项目周围环境现状 42.1自然环境概况 42.1.1地理位置 42.1.2地形地貌 42.1.3气候气象 42.1.4水文 42.2社会经济环境概况 52.3区域环境质量现状 52.3.1大气环境 52.3.2地表水环境 62.3.3地下水环境 62.3.4声环境 62.3.5生态环境 62.4环境影响评价等级、范围及环境保护目标 62.4.1大气环境评价等级及范围 62.4.2水环境评价等级及范围 72.4.3生态环境评价等级及范围 72.4.4声环境评价等级及范围 72.4.5环境风险评价等级及范围 72.4.6环境保护目标 73环境影响预测及拟采取的主要措施 93.1污染物排放情况 93.1.1开发期污染源 93.1.2运营期污染源 103.2环境影响预测及评价 123.3环境保护措施 143.3.1生态环境保护措施 143.3.2大气污染防治措施 163.3.3水污染防治措施 163.3.4噪声污染防治措施 173.3.5固体废物污染防治措施 173.4环境风险评价 173.4.1重大危险源辨识 173.4.2最大可信事故 183.4.3环境风险影响分析 183.4.4环境风险可接受水平分析 203.4.5事故风险防范措施 203.4.6环境风险应急预案 233.4.7小结 293.5环境经济损益分析 303.6环境监测计划及环境管理制度 303.6.1钻井作业的环境管理 303.6.2地面工程建设的环境管理 303.6.3营运期环境管理 313.6.4监测计划 324公众参与 344.1公众参与目的和意义 344.2调查方法和原则 344.3公众调查 354.3.1第一次公众调查 354.3.2第二次公众调查 364.4信息公开 384.4.1第一次信息公开 384.4.2第二次信息公开 384.5公众参与调查的结果 384.6公众参与调查结果的采纳及意见反馈 414.7小结 415环境影响评价结论 436联系方式 456.1建设单位的名称和联系方式 456.2环境影响评价机构的名称和联系方式 451建设项目概况1.1项目背景克拉美丽气田是新疆油田公司发现的第一个具有千亿方储量规模的大型气田，气田2008年底投入开发，2010年初编制完成了克拉美丽气田开发方案。气田在开发过程中表现出储量动用程度低，气井出水严重，产能递减快等问题，现有采输处理工艺不能满足气田生产需求。针对气田开发过程中出现的问题，为实现气田的科学、高效开发，2012年～2013年新疆油田公司、勘探开发研究院、CPE新疆设计院在气田开发方案的基础上，立项开展克拉美丽气田开发调整方案研究，以实现克拉美丽气田9.0×108m本工程属采掘类建设项目，本工程的建设将提高区域整体开发效益，带动地区经济的发展和人民生活水平的提高，具有明显的社会经济效益。1.2建设地点克拉美丽气田位于新疆维吾尔自治区阿勒泰地区福海县境内，古尔班通古特沙漠内，北距福海县城约200km，地理位置示意图见图1。1.3建设内容及规模根据克拉美丽气田开发调整方案，克拉美丽气田已开发气藏及外围滚动区块共设计井数108口（含7口排水采气井），其中新建采气井口48座（已开发气藏14座，外围滚动区块34座），改建采气井口13座（已开发气藏12座，外围滚动区块1座）。改扩建集气站3座（滴西14集气站、滴西17集气站、滴西18集气站）和天然气处理站2座（克拉美丽天然气处理站和滴西10集气处理站）。新建集气管线352.06km，其中集气干线35.5km，单井集气支线316.56km，集气干线分别为：滴西17集气站→克拉美丽天然气处理厂D273×7.1/L415集气管道6.65km、新建滴西18集气站→克拉美丽天然气处理厂D219×5.2/L415低压集气管道6.85km、新建滴西10集气处理站→克拉美丽天然气处理厂D168×8/20#集气管道22km。新建单井道路161.3km。对克拉美丽生活基地进行扩建，其中扩建公寓4157.3m2，1.4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采气、天然气集输和处理过程中。气田生产过程中油气集输、处理及外运过程中大气污染物主要是无组织泄漏烃类气体和导热炉、各井场加热炉等产生的燃烧烟气。主要废水污染源为采出水；固体废物主要为清管产生的固体废物，天然气处理站内储罐和污水处理装置产生一定量的油泥和污泥。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规划符合性分析本项目符合《能源发展“十二五”规划》、《新疆维吾尔自治区能源发展“十二五”规划》、《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《新疆石油和化学工业发展第十二个五年规划》、《阿勒泰地区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要》等相关规划。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，项目的选址、选线从环保角度认为可行。1.6工程投资本工程总投资为人民币324092万元，环保投资5835万元，约占总投资的1.8％。2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地理位置克拉美丽气田位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部的滴西凸起西端，石西和彩南油田之间，行政隶属新疆维吾尔自治区福海县管辖，南距彩南油田30km，东距五彩湾气田约50km，距彩-石输气管线直线距离约8km。2.1.2地形地貌克拉美丽气田属于古尔班通古特沙漠滴南凸起的西段，滴南凸起东抵克拉美丽山前，西连石西凸起，南临东道海子凹陷，北接滴水泉凹陷，区域构造位置十分有利。该区地表被第四系沙漠覆盖，在风力的作用下，形成了西北-东南走向、高10m～50m不等的树枝状沙垄、蜂窝状沙丘及新月形沙丘等大沙垄带。地貌类型单一，地形起伏不平，平均海拔695m。在构造单元上属于准噶尔盆地中部，新构造运动特征以缓慢沉降为主。前第四系地层中中生界及新、老第三系均为陆相沉积，发育完整。第四系地层下部以洪积、湖相沉积为主，上部以风积成因为主。主要地层为中细砂，岩（土）层主要特征描述如下：中细砂，土黄色，干-稍湿，松散-中密状态，上部有植物根系，勘察期间揭露最大厚度7m（未揭穿）。勘察深度0.5～1.5m范围内中细砂相对松散，以下呈中密状。2.1.3气候气象克拉美丽气田位于准噶尔盆地东部的古尔班通古特沙漠腹地，属于大陆北温带干旱、半干旱性气候，具有典型的荒漠大陆性气候特征，即冬季寒冷，夏季炎热，干旱少雨，日照充足，春秋季气温变化快，日较差和年较差可达-35℃～352.1.4水文本工程开发区域地处古尔班通古特沙漠腹地，气田区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。滴西14井区以西约6km处有引额济乌水渠通过。本工程开发区域埋藏有两种类型的地下水，即第三系碎屑岩类孔隙-裂隙水和第四系松散岩类孔隙水。第三系碎屑岩类孔隙—裂隙水广泛分布于准噶尔盆地广大地区，为主要的生产用水开采水源。其含水层岩性主要是砂岩和泥质砂岩，承压水顶板埋深在50～100m以下，矿化度3～10g/L，水化学类型主要以Cl-Na型和Cl-SO4-Na型为主；富水性极不均匀，单井涌水量90～500m3/d。第四系松散岩地层沉积厚度数十米至上百米不等，含水层为一套冲积-湖积的双层结构，上部为潜水，下部为承压水，含水层岩性以粗砂为主，承压含水顶板埋深多＞60m，潜水位埋深较大（10～50m），矿化度＞10g/l，水化学类型主要以Cl-Na型和Cl-SO4-Na型为主。2.2社会经济环境概况2013年福海县全年实现县域生产总值（GDP）318080万元，同比增长11.4%。分产业看，第一产业增加值121100万元，增长19.7%；第二产业增加值103990万元，增长16.2%；第三产业增加值92990万元，增长8.4%。三次产业比例为38.1：32.7：29.2。按常住人口计算，人均生产总值40428元，增长12.1%。2.3区域环境质量现状2.3.1大气环境环境空气质量现状监测结果表明：NO2、SO2、TSP、PM10等监测因子均符合《环境空气质量标准》（GB3095－1996）二级标准和国家环保总局《关于<环境空气质量标准>修改单的通知》(环发[2000]1号)；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（2.0mg/m3）要求；项目区环境空气质量较好。2.3.2地表水环境本工程开发区域地处古尔班通古特沙漠腹地，气田区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。对引额济乌水渠水质监测结果表明，各监测指标均满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准要求，总体水质较好。2.3.3地下水环境对克拉美丽气田生活基地水源井水质监测结果表明：总硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐超过《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准外，其余指标均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准，总硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐超标倍数分别为0.07、1.78、0.35、1.98，硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐超标与当地水文地质条件有关，其天然背景值较高。2.3.4声环境各噪声监测点位均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类区标准限值，说明项目所在区域背景声环境质量现状较好。2.3.5生态环境本工程位于古尔班通古特沙漠腹地，气候干旱，植被稀疏，地貌景观单一，根据《新疆生态功能区划》，项目区属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区，准噶尔盆地中部固定、半固定沙漠生态亚区，古尔班通古特沙漠化敏感及植被保护生态功能区。本工程所在区域属北方植物界、新疆荒漠区、北疆荒漠亚区、准噶尔荒漠省、准噶尔荒漠亚省、古尔班通古特洲，由于单一的地貌类型及严酷的气候特征，该区域内植被类型少而单一，在沙垄上分布着白梭梭、苦艾蒿形成的荒漠，在窝状沙丘上多分布着沙拐枣-白梭梭荒漠。根据中国动物地理区划分级标准，本工程所在区属古北界、中亚亚界、蒙新区、西部荒漠亚区、准噶尔盆地小区，野生动物的栖息生境单一。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，评价范围为气田开采区，集气站、天然气处理厂为中心5km×5km的矩形区域，管线两侧200m范围。2.4.2水环境评价等级及范围本工程地下水环境影响评价等级为三级，评价范围主要为气田开发范围。2.4.3生态环境评价等级及范围生态影响评价等级为二级，生态环境影响评价爱范围为气田开发范围区及边界外扩2km范围内，重点关注各井场、站场周围500m区域和管道、道路两侧各500m区域。2.4.4声环境评价等级及范围声环境评价等级为三级，评价范围为井场、集气站、天然气处理站、生活基地厂界外200m。2.4.5环境风险评价等级及范围本工程主要功能单元包括井场、集气站、天然气处理站、集输管线等，其中项目所涉及的主要危险性物质主要是天然气、凝析油（轻油），结合本工程气田开发的特点，本工程单井站、集气站、天然气处理厂均未未构成重大危险源，气田集输管道、外输管道均构成重大危险源。根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）确定本工程的环境风险评价工作等级为二级。天然气处理厂、气田内单井站、集气站等站场的环境风险评价范围设定为场界外半径3km范围；天然气集输管道评价范围设定为管道沿线200m的带状区域。2.4.6环境保护目标主要的环境保护目标见表1。表1环境保护目标序号保护目标名称环境功能区划保护要求1环境空气、生活基地二类2地表水引额济乌工程水渠3地下水Ⅲ类4生态环境古尔班通古特沙漠化敏感及植物保护生态功能区3环境影响预测及拟采取的主要措施3.1污染物排放情况3.1.1开发期污染源（1）废气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。本工程新钻48口井，钻井期间共向大气中排放烃类255.1t，NO2687.2t，CO150.1t，SO243.7t，钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。管线施工过程中将产生少量扬尘，主要来自于土方的开挖、堆放、回填，施工建筑材料的装卸、运输、堆放和混凝土拌合等以及施工车辆运输产生的扬尘。（2）废水施工期废水主要包括钻井废水、施工人员生活污水、管道试压废水。根据克拉美丽气田现有钻井情况，平均单井钻井废水产生量约为500m3。拟建项目共计新钻气井48口，钻井废水产生量共计约为2钻井人数一般约为55人，按每人每天用水量50L计算，则生活用水最大量为2.75m3/d，按污水产生量为用水量的80%计，单井生活污水产生量为251m3，则总产生量为11546m3管道试压介质为洁净水。试压最大用水量约为3000m3。（3）固体废物施工期主要固体废物包括废弃泥浆、钻屑和施工废料。钻井废弃泥浆是钻井过程中无法利用或钻井完工后弃置泥浆池内的泥浆，钻井废弃泥浆的性质由使用的钻井泥浆决定，其产生量随钻井的深度而增加，单井排放的废弃泥浆量约为475m3，本工程新钻井48口，因此钻井期间共产生废泥浆量为22800本工程钻井48口，每口井钻井期内产生的岩屑量为502m3，本工程48口钻井共计产生岩屑24施工废料主要包括管线焊接作业中产生的废焊条、防腐作业中产生的废防腐材料等，产生量约为5t-10t，由施工队伍收集后送环保部门指定的垃圾场处置。钻井期间，常住井场人员按55人计算，平均钻井周期为114天，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，单井开发建设期产生生活垃圾为3.135t，整个钻井过程生活垃圾共计150.48t，生活垃圾堆放在指定地点，定期清运至石西油田固废处理场填埋，不会对周围环境产生影响。（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。（5）工程新增临时占地和永久占地本工程集气站、天然气处理站扩建占地和生活基地扩建在原规划占地范围内，不新增占地，拟建项目占地包括临时占地和永久占地，将暂时或永久破坏土地原有使用功能。其中：1）临时占地约为327.464ha，包括内部集输管网和输气干线、集气区道路、井场施工场所等临时占地。施工结束后，临时占地可恢复原有使用功能。2）永久占地约为75.5853.1.2运营期污染源废气污染物（1）燃烧烟气主要为克拉美丽天然气处理站导热炉、生活基地燃气锅炉、滴西14及18集气站加热炉、井口加热炉等使用天然气作燃料燃烧产生的废气，总用气量约为1583.2×104m（2）烃类挥发1）凝析油罐克拉美丽天然气处理站内设置2座1000m3内浮顶式凝析油储罐，滴西10集气处理站设100m3内浮顶罐2座。储罐非甲烷总烃无组织排放量约为2）集输过程中烃类挥发油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，非甲烷烃挥发量最大为14.6t/a。本工程实施后克拉美丽气田非甲烷烃挥发量为27.4t/a。废水排放情况本工程运营期废水主要包括采出水、井下作业废水和生活污水。（1）采出水根据气田开发调整方案整体开发指标预测，克拉美丽气田采出水最大产生量为3.5万m3/a，采出水经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。（2）作业废水（废液）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，产生大量的酸化、压裂作业废水。每年的井下作业废水量约为3000m³/a。本工程井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理（3）生活污水克拉美丽作业区现有员工145名，本次调整工程需新增定员162名，共计定员307人，生活污水产生量约24.6m3/d，生活污水经地埋式一体化污水处理装置处理后排入新建5000m固体废弃物排放情况（1）清管产生的固体废物，根据管网的实际情况约每年清管2-4次，每次产生清管废渣约30-50kg，清管固体废物由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。（2）天然气处理站内储罐和污水处理装置产生一定量的油泥和污泥，产生量为4t/a，由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。（3）本工程实施后，克拉美丽气田定员307人，生活垃圾产生量为112t/a，生活垃圾定期清运至石西油田固废处理场填埋。运营期噪声排放情况运行期间的噪声源主要来自各站场。各站场产生噪声的设备主要有分离器、汇管、调压阀、节流装置、压缩机、火炬放空系统等。运营期污染物排放情况汇总综上所述，本工程各种运营期污染物汇总见表2。表2运营期污染物排放情况汇总污染因素污染物现有工程本工程“以新代老”削减量调整后总量排放增减量备注废气烟气量（104m252753098.758583.7519790-5485NOx（t/a）37.934.6512.8829.7-8.23烟尘（t/a）7.590.932.585.94-1.65生产废水采出水（m3/a）1300022000035000+22000一体化橇装微生物处理装置处理后送蒸发池蒸发作业废水（废液）m³/a3999.9320007199.9+3200生活污水生活污水（m3/a）4234474508979+4745生活污水蒸发场，冬储夏灌固废含油污泥（t/a）2.81.204+1.2克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理生活垃圾（t/a）52.959.10112+59.1统一运至石西油田固废处理场填埋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75.585hm2，临时占地面积327.464hm2。本工程实施后克拉美丽气田地面设施永久占地132.495hm2，占地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。（2）大气环境影响分析项目在开发期和运行期对大气环境的影响在影响时间和影响范围上各不相同，开发期是暂时性小范围影响，随施工的结束而消失，运行时期为持续的长期影响，但各废气污染物均可以得到较好扩散，对大气污染物浓度贡献值小，并不会使区域环境空气质量发生显著改变，且项目区地域空旷，无居民区，地面各类站场150m卫生防护距离可以保障，项目的建设对区域大气环境的影响可以保持在环境可接受的范围之内。（3）噪声环境影响分析施工期的噪声源均是暂时的，只在短时期对局部环境造成影响，待施工结束后这种影响也随之消失，施工期噪声对周围环境造成的影响属可接受范围。本工程集气站和天然气处理厂昼夜厂界噪声均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的3类区标准（昼间65dB(A)，夜间55dB(A)）。非正常工况下的偶发放空噪声对周围声环境会造成短暂的不利影响，但由于项目区无居民居住，故不会造成扰民。（4）水环境影响分析本工程地处沙漠腹地，气田开发区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。仅在滴西14井区西侧有引额济乌水渠经过。本工程开发建设及运营期废水均能得到妥善处置，只要废水不排入引额供水工程输水渠，不会对地表水环境造成影响。本工程运营期废水主要包括采出水、生活基地生活污水和采出水。采出水、作业废水（废液）经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。生活污水经地埋式一体化污水处理装置处理后排入新建5000m3蒸发场，夏季用于绿化，冬季储存。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，不会对地下水产生影响（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》（GB18597-2001）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。3.3环境保护措施3.3.1生态环境保护措施（1）野生植物保护措施：①设计选线过程中，尽量避开植被较丰富的区域，最大限度避免破坏野生植物；②施工过程中严格规定各类工作人员的活动范围，使之限于在各工区和生活区范围内活动，最大限度减少对野生植物生存环境的破坏；③加强管理，确保各环保设施正常运行，确保名项环保措施落实到位，避免各种污染物对土壤环境的影响，以避免影响到其上部生长的野生植被；④加强对施工人员和职工的教育，强化保护野生植物的观念，不得随意砍伐野生植物，不得将野生植物作为薪柴使用；⑤强化风险意识，制订切实可行的风险防范与应急预案，最大限度降低风险概率，避免事故泄漏和火灾爆炸事故可能对野生植物的生命及生存环境产生威胁。（2）野生动物保护措施：①设计选线过程中，尽量避开植被较丰富的区域，最大限度避免破坏野生动物的活动场所和生存环境；②施工过程中严格规定各类工作人员的活动范围，使之限于在各工区和生活区范围内活动，尽量不侵扰野生动物的栖息地。③加强管理，确保各生产设施的正常运行，避免强噪声环境的出现，避免对野和动物的惊扰。④强对施工人员和职工的教育，强化保护野生动物的观念，不随意捕猎。=5\*GB3⑤强化日常管理，确保各种废弃物得以妥善的处理，对于蒸发池和废物处理场采用铁丝围栏加以防护，避免野生动物陷入而危及生命。=6\*GB3⑥强化风险意识，制订切实可行的风险防范与应急预案，最大限度降低风险概率，避免事故泄漏和火灾爆炸事故可能对野生动物的生命及生存环境的威胁。⑦生活污水蒸发池、生产废水蒸发池周围设防护围栏，防止野生动物进入。下表列出了本工程的生态恢复和补偿实施计划。该计划贯穿工程的全过程，包括工程前期设计阶段、施工建设期、运行期和气田服役后期，涉及生态环境保护、生态恢复和补偿以及水土流失防治措施等方面内容。表3本工程生态保护措施和恢复计划序号阶段影响因素生态恢复与补偿措施1站场选址及油气集输管线的选线在满足气田气井布置及正常生产的情况下，尽量避开植被密集区。尽可能远离各环境保护目标，尽可能利用现有道路，减少对地表及植被的破坏。2生态环境保护预防生态破坏，站场、管线均应尽量布置在植被稀少的荒漠区。对气田区内的永久性占地合理规划，严格控制占地面积。单井式钻井平台面积不超过100×120m，管线作业带宽度不超过4m，道路扰动宽度不超过道路两侧各4m按设计标准规定，严格控制施工作业带面积，气田区内集输管线尽可能与道路纵向平行布设，以避免施工中大量扰动地表，减少地表植被破坏，减少裸地和土方的暴露面积，同时便于运行期的日常管理。在设计阶段，对生态环境保护措施进一步明确和细化。3开发期生态环境保护现场施工作业机具在施工中严格管理，划定活动范围，不得在道路、井场意外的地方行驶和作业，保持路外植被不被破坏。站场施工建设前，严格规定临时占地的范围。施工作业结束后，施工单位应负责及时清理现场，使之尽快恢复原状，将使工期对生态环境的影响降低到最低程度。施工产生的弃土，应合理规划，合理利用。对于开挖管道产生的弃土，平填在管垄处，弃土不集中产生。严禁施工人员猎捕野生动物4生态恢复与补偿措施对于占用土地按照相关规定，给予适当的费用补偿。对于拟永久使用的伴行道路以及各站场等，建设完成后，应因地制宜的进行植被恢复。植被恢复主要靠自然恢复的方式进行，在站场周边和厂区内尽可能的进行绿化。5水土保持措施合理安排施工时间：挖填方施工施工尽量避开大风季节；并将土方单侧堆放成梯形，尽量减小土方坡度，以减少风蚀引起的水土流失。易产生风蚀和沙地活化的区域实施草方格固沙。严格按规划的施工范围进行作业，不得随意开辟施工便道和扩大取土范围，在地形平坦处，施工车辆不得随意驶离车道。完钻或管道施工结束后，立即对施工现场进行回填平整，形成新的合适坡度，并覆土压实，工程回填物首先考虑弃土、弃石和弃渣，并力求做到挖填平衡。施工后期，及时做好施工场地清理工作，包括土地平整，创造局部小环境以利于植被的恢复等。为了保证生态恢复工程的成功，因地制宜的选择恢复植被种类。6运营期生态环境保护在道路边、气田区设置保护环境的宣传警示牌，从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护气田区生态环境的意识。施工结束后，完成永久性标志、安全标志设置。利用有限的水资源，对站场周边进行绿化。7水土保持做好气田的水土保持工作，对公路沿线路基及管线两侧区域内禁止放牧，必要的施工动土需请求相关部门的批准。8服役后期生态环境保护措施服役后期，完成采气的废弃井，应封堵内外井眼，拆除井口装置，截去地下1m管头，清理场地，清除、填埋各种固体废物，恢复地貌。保留各类绿化、防洪工程、生态保护设施，使气田开发区域生态环境功能不变。废水蒸发池、固体废物填埋场等及时清理，覆土填埋、压实，并设立警示标志。保证对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止发生油水串层，成为污染地下水的通道。3.3.2大气污染防治措施（1）所有的加热炉用气均用天然气作为燃料，从而减少有害物质的排放。（2）项目采用密闭集输工艺，容易泄漏的关键危险部位采用先进设备和材料，站场和阀室以及沿线设可燃气体浓度检测系统、设ESD系统，严格控制天然气泄漏对大气环境影响；（3）清管作业和分离器检修废气：采用加强管理措施，减少天然气的泄漏量，对于清管作业及站场异常排放的天然气，使用火炬燃烧后排放。（4）超压火炬燃烧废气：天然气若发生超压放空时，为防止事故和减少非甲烷总烃的排放量，对放空的天然气采用点火燃烧（有自动点火系统）。3.3.3水污染防治措施（1）钻井废水随钻井泥浆全部排入防渗泥浆池自然蒸发，不外排。（2）施工期生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后均及时填埋，不会对环境造成污染。（3）气田采出水经一体化橇装微生物处理装置处理，处理后的净化水外排至排放池自然蒸发。（4）本工程井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。（5）生活污水经一体化地埋式生活污水处理装置处理后夏季用于绿化，冬季储存。3.3.4噪声污染防治措施（1）对噪声强度较大的设备进行减噪处理。（2）将机泵等布置在房间内，进行隔声、减振。（3）本工程各站场均采用自动化控制，实现站场的无人值守，定期巡检。3.3.5固体废物污染防治措施（1）提高泥浆的循环利用率，减少废弃钻井泥浆的产生量。采用泥浆循环系统，配备固控设备（振动筛、除砂器），并要求其开动率为100%。通过固液分离、除砂、沉降、加药处理，在满足泥浆性能的前提下，最大限度地提高泥浆循环使用率。（2）在限定的井场范围内修筑废液池，岩屑和废弃泥浆排入井场内经防渗处理后的泥浆池中，完井后，废弃泥浆和岩屑干化填埋。（3）生活垃圾堆放在指定地点，定期清运至石西油田固废处理场填埋。（4）施工废料由施工队伍收集后送环保部门指定的垃圾场处置。（5）清管固体废物即时由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。（6）油泥定期由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。3.4环境风险评价3.4.1重大危险源辨识本工程主要功能单元包括单井站、集气站、天然气处理厂、集输管线等，其中项目所涉及的主要危险性物质包括有天然气、凝析油（轻油）等。本工程单井站、集气站、天然气处理厂均未未构成重大危险源，气田集输管道、外输管道均构成重大危险源。3.4.2最大可信事故项目可能发生的风险事故类型主要包括井场事故风险、集气站事故风险、天然气处理站事故风险、输气管道事故风险。本工程的最大可信事故为管线泄露。3.4.3环境风险影响分析输气管道火灾爆炸后果分析天然气外输管道如发生外力作用导致管道断裂，喷射火入射热辐射通量造成损失的影响范围达120m；蒸汽云爆炸死亡半径22.53m。本工程所在区域除作业区职工外，无居住人口分布，人口分布稀少，在极端情况下发生管道泄漏爆炸事故，可能会致人死亡及财产损失。风险事故对大气环境影响分析（1）油气外输管道断裂后果分析若油气外输管道发生极端的100%破裂，管道内天然气瞬时泄漏速率最大可达13068kg/s，其中甲烷泄漏量约12596kg/s，假设泄漏事件持续100秒。由于甲烷对人基本无毒，且甲烷密度比空气轻，泄漏后会快速扩散，因此在管道断裂发生大量泄漏时，主要的产生的安全隐患是在空气中短时间内大量聚集，当达到爆炸极限时遇明火会发生爆炸的危险。1）在静风条件下、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向0~400米范围内会造成爆炸危险区域，最长持续时间达到12分钟。2）在风速1.5m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向70~4000米范围内会造成爆炸危险区域，最长持续时间达到12分钟。3）在风速2.9m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向80~4000米范围内会造成爆炸危险区域，最长持续时间达到9分钟。（2）凝析油储罐燃烧烟气次生CO后果分析本工程天然气处理厂单座1000m3凝析油储罐发生火灾事故后，凝析油燃烧污染物CO释放速率为0.364kg1）在各种气象条件下，事故点下风向均不会出现CO半致死浓度或伤害浓度，因此凝析油储罐发生火灾是排放的CO污染物不会对区域人员造成生命和健康危害，仅会造成短期内环境空气质量超标。2）在静风条件下、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向300米范围内会造成CO超标区域，火灾结束后浓度超标最长持续时间为5分钟。3）在风速1.5m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向1800米范围内会造成CO超标区域，火灾结束后浓度超标最长持续时间为5分钟。4）在风速2.9m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向1400米范围内会造成CO超标区域，火灾结束后CO浓度随即降低至标准以下。（3）井喷事故后果分析假设气田产量最大的单井发生井喷事故，天然气释放速率约为5.79m3/s（3.3kg/s，气藏天然气平均密度0.57kg/m3），甲烷含量按91.8%计算，井喷泄漏速率为3.03kg/s。假设井喷事故后4个小时得到有效处理，根据预测结果风险事故对水环境影响分析克拉美丽气田位于古尔班通古特沙漠腹地，项目所涉区域无天然地表水系，距离最近的地表水系为项目区6.0km以外的“引额济克”干渠，本工程地面站场工程、输气管线工程及井场均与地表水无直接水力联系，因此，本工程发生风险事故时，对水环境的主要影响为对地下水环境的影响。井喷和管线泄露发生后，产生的油气进入土壤环境中，开始下渗，将有可能进一步导致对地下水环境的污染。一般情况下凝析油的泄漏不会直接影响到深层地下水，而是通过土壤渗透影响浅层地下水。井喷事故后，石油类污染物主要聚积在土壤表层1m以内，很难渗入到2m以下，对地下水体直接影响不大。输油管道破裂后，污染物以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水，但由于发生凝析油管线泄漏时管线的压力变化明显比较容易发现，可及时采取必要的处理措施，使造成的污染控制在局部环境而不会造成大面积的区域性污染。风险事故对生态环境影响分析油品泄漏对土壤环境的影响是比较显著的。泄漏的油品可直接进入土壤，渗入土壤孔隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，从而使土壤质地、结构发生改变，影响到土地功能，进而影响荒漠植被的生长，并可影响局部的生态环境。本工程生产凝析油对土壤的污染仅限于洒落的地区，而且主要对表层0cm～20cm土层构成污染。油品泄漏对植物的影响也较显著。泄漏油品粘附于植物体将阻断植物的光合作用，使植物枯萎、死亡，土壤污染造成的土壤理化性状变化往往也会影响植物生长，严重时可导致植物死亡。含油污水中油浓度不高时（几十毫克/升）时，对植物的影响不显著，但浓度较高时（几百毫克/升以上）可影响植物生长。因此，油品泄漏事故对植物造成的影响一般比较显著，但仅限于直接有泄漏油覆盖地区。本工程建设区域的生态环境十分脆弱，植被盖度多数地段都较低，凝析油或含油污水泄漏事故对生态环境的影响可能导致生态环境的恶化，所以必须引起高度重视。3.4.4环境风险可接受水平分析由于本工程涉及物料主要属于易燃易爆物质，其毒性较低，加之气田开发区域无人口聚居区，根据计算本工程事故风险值为1.96×10-6。属于可接受程度范围内。虽然本工程风险值较低，但在管理上仍不可掉以轻心，应确保落实并加强各项风险防范措施，定期检测和实时监控，力争通过系统地管理、合理的风险防范措施以及积极有效的应急预案，使得项目风险发生概率降低，重特大事故坚决杜绝，一般事故得到有效控制。3.4.5事故风险防范措施3.4.5（1）设计、生产中采取有效预防措施，严格遵守钻井、井下作业的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。（2）抓好井场建设，根据气候特点，做好井场的防护规划，严格按照设计施工，并制订严格的井场岗位责任制，有效防范雨季事故的发生。（3）使用的泥浆参数必须符合钻井地质技术的规定要求。泥浆比重和粘度要经常进行检查，罐内每周不得少于一次，在危险的油气层中钻进时每30分钟检查一次。（4）在钻开油气层前必须加重泥浆的密度，使泥浆的液柱压力大于地层压力约3MPa～5MPa，井场的重泥浆储备量必须为井筒容积的1.5～2倍，并且还应储备足够量的泥浆加重剂。（5）井控操作实行持证上岗，各岗位的钻井人员有明确的分工，并且应经过井控专业培训。在油气层中钻进，每班进行一次防喷操作演习。（6）井场设置明显的禁止烟火标志；井场钻井设备及电器设备、照明灯具符合防火防爆的安全要求，井场安装探照灯，以备井喷时钻台照明。（7）定时清除柴油机排气管内的积炭，以防井喷时排气管迸出火星引起着火，排气管出口与井口相距不少于15m。（8）按消防规定配备泡沫灭火器、干粉灭火器、消防铁锹和其它消防器材。（9）柴油储罐设置在井场主导风向上风向，与井口的距离不得小于50m。在井架上、井场路口等处设置风向标，以便发生事故时人员能迅速向上风向疏散。（10）井下作业之前，在井场周围划分高压区和低压区，高压泵、高压汇管、井口装置等高压设备均布置于高压区内，施工过程中，高压区无关人员全部撤离，并设置安全警戒岗。（11）每一次井下作业施工前，必须对高压汇管进行试压，试压压力大于施工压力5MPa，施工后必须探伤，更换不符合要求的汇管。（12）钻井井位的确定尽可能避开冲蚀沟、河床等洪水危险性大的区域。（1）严格按照管道施工、验收等规范进行设计、施工和验收。（2）集输管线敷设前，应加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格产品。对焊接质量严格检验，防止焊接缺陷造成泄漏事故的发生。（3）在集输管线的敷设线路上应设置永久性标志，包括里程桩、转角桩、交叉标志和警示牌等。（4）按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止油气泄漏事故的发生。（5）加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。（6）完善各站场的环境保护工程，及时清除、处理各种污染物，保持安全设施的完好，杜绝火灾的发生。（7）在集输系统运行期间，严格控制输送油气的性质，定期清管，排除管内的积水和污物，以减轻管道内腐蚀；定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段应及时更换，消除爆管的隐患；定期对集输管线上的安全保护设施，如截断阀、安全阀、放空系统等进行检查，使管道在超压时能够得到安全处理，在管道破裂时能够及时截断上下游管段，以减少事故时油气的释放量，使危害影响范围减小到最低程度。（8）定期对管线进行巡视，加强管线和警戒标志的管理工作。（9）严禁在管线两侧各50m范围内修筑工程，在管线上方及近旁严禁动土开挖和修建超过管道负荷的建筑物。（10）加强对集输管线沿线重点敏感地段的环保管理，定期进行环境监测。（11）启动火炬、放喷池等放空系统。（12）发生管道泄漏或断裂等安全事故时，应第一时间疏散管道两侧至少100m范围内的人群。（13）本工程各集气站均设置有防空火炬，在集输系统检修或事故放空时，采用低压防空火炬排放的方式，火炬采用外传火、高空电点火两种点火方式，两套点火系统互为备用。单井站在井场设置放喷池，在正常生产前试气时、检修或正常时发生超压的非正常工况时进行放空。3.4.5（1）平面布局科学合理：平面布置中尽量将火灾危险性相近的设施集中布置，并保持规定的防火距离；将全场内的明火点控制到最少，并布置在油气生产区场地边缘部位；有油气散发的场所布置在有明火或散发火花地点的当地全年最小频率风向的上风侧。（2）在建、构筑物区域内设置接地装置，必要时可加装消雷器。工艺设备、塔、架等设置防静电接地装置；变压器等采用避雷器作为防雷保护。（3）按规定配置齐全各类消防设施，并定期进行检查，保持完好可用。（4）在可能产生易燃易爆介质泄漏的地方，设置可燃气体检测报警器，以便及时发现事故隐患。（5）优化站场自动化控制系统和紧急停车连锁系统，采用电脑自动监测和报警机制，根据压力变化对事故风险迅速做出判断，并及时报告并采取合法程序进行事故控制。（1）加强各级干部、职工的风险意识和环境意识教育，增强安全、环保意识。建立健全各种规章制度、规程，使制度落实到实处，严格遵守，杜绝违章作业。（2）对生产操作的工人必须培训经考核后上岗，使其了解工艺过程，熟悉操作规程，对各种情况能进行正确判断，并严格遵守开、停工规程。（3）经常对职工进行爱岗教育，使职工安心本职工作，遵守劳动纪律，避免因责任心不强、操作中疏忽大意、擅离职守等原因造成的事故。（4）对事故易发部位、易泄漏地点，除本岗工人及时检查外，应设安全员巡检。对本工程具有较大危险因素的重点部位（如：井控装置、集油管线、储罐等）进行必要的定期巡检。（5）施工、设备、材料应按规章进行认真的检查、验收。设计、工艺、管理三部门通力合作，严防不合格设备、材料蒙混过关。（6）提高自动化水平，保证各系统在优化和安全状态下进行操作。（7）对各种典型的事故要注意研究，充分吸取教训，并注意在技术措施上的改进和防范，尽可能减少人为的繁琐操作过程。3.4.6环境风险应急预案基本内容应包括应急组织、应急设施（设备器材）、应急通讯联络、应急监测、应急安全保卫、应急撤离措施、应急救援、应急状态终止、事故后果评价、应急报告等。建立与评价区域环境保护应急预案的关联机制从可操作性出发，以油气处理厂为重点，涵盖所有危险区域，再依据危险源各自的特性进行有层次、有针对性地逐一分别进行应急预案的制定。应急计划区主要包括：（1）油气处理站、集气站油气分离计量设施；（2）开发区域集输管道沿线；（3）单井站；（4）项目配套自建的污染防治措施。制定应急救援领导小组。根据风险事故的分级建立相应的应急预案。根据消防部门、安监局和环保局的要求，在气田区块内的油气处理厂、集气站均建有配套消防系统，并配备一定数量的应急设施、设备与器材。主要包括：（1）火灾、爆炸事故应急设施、设备，主要为消防管网、消防水储水系统和其他消防器材；（2）防油气泄漏、外溢、扩散，主要是气体监测报警仪、水幕、喷淋设备、呼吸器等；（3）防油品泄漏、外溢、扩散的设备，主要是收油设备、倒油设备；（4）设立必要的医疗救护体系，对突发事件下受伤人员及时进行必要的救治。报警通讯联络方式一旦发现泄漏或火灾爆炸事故后，岗位人员立即报告当班调度，组织工艺处理措施；及时报告气田区块应急领导小组，安排相关人员进行自救，事故污染物引导进入事故缓冲池或收油罐；同时拨打119报警电话和120急救电话，向消防支队、消防站、地方医院报警，并说明具体位置和现场情况，上述单位进入现场救护时应配备好自身护具，并根据报警情况，选择好救护路线（上风向进入现场）。调度接警后，通知气田区块各应急领导小组成员，各级应急指挥领导、成员接到报告后，立即赶赴现场按照各自的职责分工和应急处理程序进行应急处理。克拉美丽气田应急领导小组应向项目所在地政府、行政上级政府和环保局同步通报事故发生情况及相应处理结果，建立公共应急报警网络，严密监控各项事故污染物的污染情况，必要时采取适当措施截流、人员撤离，坚决杜绝事故环境污染范围的扩大，程度的加深。应急控制措施（预案）（1）井喷应急措施和程序1）生产现场发生井喷，控制系统失灵，有失控危险时，基层单位应急机构第一责任人下令执行应急行动，并迅速报上级单位应急办公室。2）基层作业单位根据井喷物和井喷速度，迅速疏散现场无关人员，隔离易燃易爆物或迅速把易燃易爆物转移到井喷范围以外。3）迅速划分出井喷控制区，在控制区以内杜绝各种火种，非防爆电路迅速切断电源。4）收集和分析井喷情况，召集有关专家制定具体方案，组织人员迅速抢修井控系统，或增加井控装置。5）发生井喷时，要及时通知消防队，迅速组织消防力量到现场保障；一旦井喷着火，及时实施消防灭火行动。6）基层单位与现场领导制定措施和方案，迅速启动井控设施，做关井处理。7）需要上级救援时，应迅速上报，提出具体项目，及时与上级单位应急办公室值班员联系。8）发生井喷时，迅速挖好污水池，储存井口喷出液，严格控制不能外溢。9）井喷被控制后，调集收油设备、设施进行清除污染处理，并组织对受污染的水体进行监测。（1）天然气泄漏应急措施1）发现罐、管线、阀门、法兰等泄漏，应立即佩戴安全防护装备对泄漏点进行紧固或带压非焊堵漏，并立即切断天然气来源。监护人员用公用风或蒸汽对周围吹扫以降低天然气的局部浓度，加大扩散速度。容器内部有压力时，对于容器和其连接的进出口管线、接口和第一道阀以内，不得进行修理、焊接、紧固，特殊情况需要带压紧固等必须由使用单位经现场评价后制定检修方案和应急方案，现场请示应急指挥小组并落实好安全措施后，方可作业。2）一旦天然气发生泄漏时，立即启动真空火炬放空燃烧系统，充分燃烧后外排。3）泄漏事故发生时，在岗人员必须佩戴正压呼吸器及安全防护装备，划定危险区域，根据风向掌握污染物流动方向，无关人员严禁停留在警戒区停留。事故抢救和救护车辆合理选定安全位置。4）若泄漏量很大，工艺操作人员迅速切断天然气泄漏点，不能切断的要采取停车工艺处理。无法实现人员控制的，除紧急处理人员外，其他无关人员应紧急疏散、逃离，并立即在安全区域对窒息人员进行抢救。5）事故发生后，应根据现场实际状况和风向划定警戒区域，用警戒绳圈定，并由安全环保科指定人员负责把守，对警戒线附近非甲烷总烃浓度随时进行检测，浓度必须小于4.0mg/m3，根据浓度的变化随时增大警戒范围。禁止无关人员和车辆进入危险区域，警戒线内人员必须都佩戴安全防护用具。6）严重泄漏事故岗位人员应立即向厂调度及消防队、气防站、急救中心等部门报警求救，向毗邻单位提出安全防范要求。同时通知临近事故点人员进行必要的防护和撤离。7）发生泄漏事故后，立即用装置内的高音喇叭通知现场在岗人员，紧急疏散时，由安全环保科指挥，相关装置安全管理人员带队向上风向有序撤离到警戒区以外。8）根据环境空气中NMHC污染因子监测数据采取处理措施，泄漏严重危及周边居民时，由地方公安分局组织对附近居民进行紧急疏散。9）在应急处理过程中发现人员伤害或中毒，急救中心未来之前，由岗位人员或气防站救援人员用担架将伤者抬到安全区域，针对不同伤情进行采用胸压挤压法等进行救治，在救治过程中，在急救中心未到之前不可以放弃，救治直到交付医务人员为止。在急救中心到来之后，一切救护听从医务人员的指挥。（1）火灾爆炸应急措施和程序1）一旦现场发生初起火灾后，立即切断一切火源，岗位人员报火警（119），并及时向生产调度报告，生产调度报告应急小组指挥部领导，并向泄漏或下风向毗邻单位提出安全防范要求。2）火灾爆炸发生后，工艺操作人员佩戴好护具后迅速切断燃烧物料输送源或迅速隔离现场其他易燃物料单元，不能切断的要采取倒料及排放火炬等工艺处理，现场无关人员立即撤离至安全区，划定危险区域。3）设置警戒区域，封锁通往现场的各个路口，禁止无关人员和车辆进入，防止因火灾或爆炸而造成不必要的损失和伤亡。4）岗位人员根据火灾情况，立即打开事故点周围储罐消防喷淋及消防栓，对邻近储罐进行冷却处理，防止相邻罐发生爆炸。5）在专业消防队到达之前，参加现场救火人员要服从现场最高安全负责人的统一指挥，各司其责，迅速启动固定消防设施或使用消防器材灭火；在专业消防队到达后，服从消防队的统一指挥。6）在消防人员的配合下保护和冷却相邻罐组，同时进行转、倒油等工艺处理。进入现场的人员必须佩带或使用安全防护装备和穿好防火服。7）着火储罐向外倒送物料时，严禁形成负压将罐外火焰吸入罐内引起爆炸。8）当储罐排放阀或管道泄漏点猛烈排气，并伴有刺耳哨音，罐体震动，火焰发白时即为爆炸前兆，现场所有人员必须立即撤离。9）岗位人员立即关闭事故储罐防护围堤内外排水阀，防止泄漏物料直接排入罐堤外排入明沟。对储罐防护围堤内外排水阀截流住的高浓度物料需要对其进行截流、回收送污水事故缓冲池，并进入污水处理系统处理达标后方能外排。10）在气田消防力量不足时，应由气田应急指挥中心办公室向周边政府消防队求助，并及时做好受伤人员入院前救助，组织车辆护送受伤人员到附近医院，进行救治。应急环境监测与评估本工程事故发生后，应急指挥领导小组应迅速组织监测部门对事故现场以及周围环境进行连续不间断监测，对事故的性质、参数以及各类污染物质的扩散程度进行评估，为指挥部门提供决策依据。事故应急程序关闭突发事故结束后，由事故应急指挥领导小组协同地方政府相关部门迅速成立事故调查小组，根据事故现场的实际情况，结合环境监测部门的监测结果，适时宣布关闭事故应急救援程序。（1）只有危险完全消除，生命、财产完全脱险，应急行动已没有必要时，才可以解除应急状态。应急状态的解除令由应急指挥部下达。（2）各级应急办公室接受和下达的各种应急指令，必须认真记录在案，归档保存。（3）现场应急状态解除后，由灾害受损鉴定组组织调查事故损失情况，要求有关部门负责事故现场的善后处理及邻近区域解除事故警戒和善后恢复措施：由事故救灾抢修施工组组织现场的抢修施工，由调度组组织开工恢复工作。气田应制定事故后恢复正常工作和生活的措施，并组织实施。0事故调查与后评价事故结束后，组织评价单位和有关专家进行事故调查。主要调查内容包括：发生事故的单位、时间、地点、事故原因、事故损失情况、应急抢险预案实施效果、事故环境影响范围、程度及可接受性评价分析，并根据结果提出事故经验总结、应急预案修改方案、环境恢复措施及建议等。将调查内容上报新疆油田公司及地方有关环保部门和群众代表，组织有关专家进行讨论、审核，审核通过后事故应急程序关闭，否则应根据环境受损情况提出相应的环境修复措施和限期治理方案。突发事故结束后3个月内，组织有关地方环保局和环评单位对事故后环境影响进行后评价，调查环境修复措施落实情况及事故发生环境遗留问题，并把评价结论对外发布信息。1应急培训与公众教育从项目气田开发整体考虑，上至高层管理人员下至普通岗位员工，必须定期组织安全环保培训，经培训合格，才能正式持证上岗，对于关键岗位应选派熟悉应急预案的有经验技术人员负责。事故应急处置训练内容应当包括事故发生时的工艺技术处置和扑救、安全防护救助措施、环境保护应急处置方法等。事故发生时，气田安全环保部门工作人员和富有事故处置经验的人员，要轮流值班，监视事故现场及其处置作业，直至事故结束。应根据应急反应方案定期（每季度一次）进行事故应急预案演练，检查和提高应急指挥的水平和队员的反应能力，及时发现组织、器材及人员等方面的问题，及时作出改进，以保证应急反应的有效进行。定期对消防人员和气防人员进行模拟演练，以检查和提高队伍应急能力，保证应急预案的有效性实施。3.4.7小结根据本工程建设内容，工程可能涉及的危险物质包括：凝析油、天然气。项目可能发生的风险事故类型主要包括井场事故风险、凝析油储罐泄漏、气管道事故风险。环境风险最大可信事故为管线泄漏事故。油气泄漏事故会直接对大气环境带来影响。天然气泄漏较凝析油泄漏影响更直接。天然气泄漏时局部大气中甲烷烃浓度在不利气象条件下可迅速达到爆炸极限，若遇明火，引发的爆炸火灾事故可造成区域内的人员死亡，根据预测计算结果工程风险值为1.96×10-6；项目所涉区域无地表水系，距离最近的地表水系为项目区6.0km以外的“引额济乌”干渠，本工程地面站场工程、输气管线工程及井场均与地表水无直接水力联系，因此，本工程发生风险事故时，对水环境的主要影响为对地下水环境的影响，根据分析可知，油气泄漏一般会在很短的时间内发现，采取紧急措施的前提下不会对地下水水质产生影。总体而言，本工程环境风险程度属于可接受程度范围内。项目在制定严格的事故风险防范措施及应急计划后，可将事故发生概率减少到最低，减小事故造成的损失，在可接受范围之内。3.5环境经济损益分析该项目建设符合国家产业政策要求，同时具备油气资源可靠。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。3.6环境监测计划及环境管理制度3.6.1钻井作业的环境管理（1）钻前工程：在修建井场公路时，严格控制施工影响范围；井场应设污水处理系统，包括污水沟、污水池和污水处理设备，且污水沟和污水池应进行防渗漏、防垮塌处理。（2）设备器材搬迁：制定合适的工作计划和车辆加油计划，减少沿线行驶次数和油料泄漏机会，定期检查所有车辆的泄漏情况，被污染的土壤要清除，并进行适当处理，不得向车外乱扔废弃物。（3）钻井施工：1）封闭式井场管理，制定“钻井工程防治污染规定”，所有污染物不能出井场规定的范围；钻井过程中，严格控制用水量，节约用水；要严格实施清污分流，杜绝跑、冒、滴、漏常流水现象的发生。2）钻井材料和油料要集中管理，减少散失或漏失，对被污染的土壤应及时妥善处理，将其清除、回收；为将钻井废弃物减至最低限度，应采用有利于环境的三级废物处理方法：调整钻井工艺或使用合适的钻井液，使钻井过程产生的废弃物最少；将已经降至最低限度的钻井废弃物尽可能地循环再利用；通过合适的方式处理不能再循环利用的钻井废弃物；防止井喷、油料泄漏、污水池垮塌，避免发生污染事故；采取有效措施，减轻噪声污染。施工完成后，做到井场整洁、无杂物；剩余污水、污泥应妥善处理。3.6.2地面工程建设的环境管理在合理选择施工队伍的基础上，加强对管道、道路沿线施工的环境管理工作，监督管道沿线各项环保措施的落实情况。（1）合理选线，划定并尽量缩小施工作业范围，严禁超界施工。（2）管道开挖作业执行“分层开挖、分层堆放、分层回填”措施。（3）运输车辆按固定线路行驶，尽可能不破坏原有地表植被和土层，严格禁止施工作业区域以外的其他活动；施工结束后，凡受到施工车辆、机械破坏的地方都要及时修整，使之尽快恢复原貌。3.6.3营运期环境管理3.6.3（1）搞好环境监测，掌握污染现状定时定点监测站场环境，以便及时掌握环境状况的第一手资料，促进环境管理的深入和污染治理的落实，消除发生污染事故的隐患。废水管理应按“总体规划”原则，在生产过程中，油田采出水处理达标后自然蒸发；生活污水经处理后冬储夏灌，确保“清污分流”。废气污染源的控制是重点加强对站场导油炉、加热炉、燃气锅炉等大气污染源及油气集输过程中无组织排放源的管理，以加强管理作为控制手段，减轻环境污染，达到污染物排放控制和环境保护目标。（2）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。（3）落实管理制度除加强环保设备的基础管理外，尚需狠抓制度的落实，制定环保经济责任制考核制度，以提高各部门对环境保护的责任感。日常工作的管理与调配，应明确机构，有专人负责与协调。要求做好废弃物的处理、场地的清理等每日例行的环保工作。3.6（1）对事故隐患进行监护对污染事故隐患进行监护，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。对各类重大事故隐患，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故预案。（2）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，收看国内外事故录像和资料，吸收这些事件中预防措施和救援方案的制定经验，学习借鉴此类事故发生后的救助方案。平时要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及时查询所需的安全信息数据，用于日常管理和事故处置工作。（3）加强风险管理由于本工程在运行过程中，不确定潜在事故因素多且无法预测，因此有必要制定相应的风险对策，不断改进识别到的不利影响因素，从而将工程运行期各类风险水平控制在合理的、可接收的范围内，以达到减少事故发生、经济合理地保证安全运行管理技术的目的。3.6.4地面工程环境监测计划见表4，钻井作业环境监测计划见表5。表4地面工程环境监督、监测计划事故监测事故场地根据事故性质、事故影响的大小，视具体情况监测气、水等。报建设单位和自治区环保局自治区环境监测站阿勒泰地区环保局表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钻井废水现场pH、COD、石油类、SS施工结束后进行控制性监视井场土壤现场石油类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、土壤等即时运行期的监测计