羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书

PAGE羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书（报批稿）（国环评证甲字第1701号）2017年4月羊草气田升81-1井产能建设工程目录目录TOC\o"1-2"\h\z\u概述 11总论 31.1编制依据 31.2评价目的及原则 61.3评价标准 71.4污染控制和环境保护目标 111.5评价时段 121.6评价工作等级 121.7评价范围 151.8评价工作内容及重点 162区域自然环境概况 172.1自然环境概况 172.2产业政策 193建设项目概况 203.1项目概况 203.2开发方案 213.3其它开发参数 223.4钻井工程方案 223.5地面工程建设方案 233.6主要技术经济指标 244工程分析 254.1依托工程概况 254.2建设项目工程分析 285清洁生产与循环经济分析 395.1工艺技术选择合理性分析 395.2清洁生产措施 395.3循环经济分析 405.4本工程清洁生产水平分析及改进措施 416环境质量现状调查与评价 426.1环境空气现状调查与评价 426.2地下水环境质量现状评价 446.3声环境质量现状评价 546.4生态环境质量现状调查与评价 557环境影响预测与评价 617.1环境空气影响预测与评价 617.2地下水环境影响评价 657.3声环境影响分析 687.4固体废物环境影响分析 707.5生态环境影响评价 738环境风险评价 798.1风险识别 798.2源项分析 868.3环境风险分析 868.4风险防范措施 918.5应急预案 948.6结论 989环境保护措施论证分析 999.1污染防治措施 999.2竣工验收一览表 10310管理体系及环境监控 10510.1HSE管理体系的建立和运行 10510.2环境监控 10710.3环境监控建议 11011环境影响经济损益分析 11111.1经济效益分析 11111.2环境损失费估算 11111.3环保投资估算 11111.4环境经济损益分析结论 11212环境可行性论证分析 11312.1建设项目环境可行性分析 11312.2建设项目选址合理性分析 11413评价结论 11513.1工程概况 11513.2环境质量现状 11513.3主要环境影响 11613.4公众意见采纳 11713.5环境影响经济损益分析 11813.6环境管理与监测计划 11813.7建议 11913.8综合结论 119附表1：建设项目环境保护审批登记表 附件2：立项计划 附件3：现状监测数据 羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书概述PAGE第119页共127页概述（1）项目的特点羊草气田升81-1井产能建设工程位于黑龙江省安达市羊草镇境内，附近的村屯有安乐村、六搓房、火烧窝棚等。本工程基建升81-1气井1口，气井产气量1.5×104m3/d，扩建集气站1座，配套敷设集气管线0.7km，维修道路0.2km，工程总占地约1.86hm2，其中永久占地0.26hm2，临时占地1.6hm2，占地类型为耕地，（2）环评的工作过程根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》以及《建设项目环境影响评价资质管理办法》的规定，受大庆油田有限责任公司安全环保部的委托，大庆油田工程有限公司承担了该项目的环境影响评价工作。接受委托后，项目负责人对项目的勘探开发设计方案、地面工程建设方案进行了详细分析，并组织项目组人员对开发区域进行多次实地考察，结合气田开发的生产工艺，分析了项目的类型、性质、建设规模及所在区域的社会、经济、环境状况，按照国家环保部关于环境影响评价深度和广度的要求，编制完成了《羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书》。（3）关注的主要环境问题本项目为原油天然气勘探开采项目，环境影响主要来源于钻井、天然气集输、管道和道路施工等各工艺过程，主要环境问题包括污染物排放造成的环境影响和施工期临时占地对周围生态环境影响以及天然气开发中的环境风险。本工程未在自然保护区、风景名胜区等环境敏感区域内，项目主要环境敏感保护目标为评价范围内的生态环境和村屯（主要包括火烧窝棚、安乐村、万兴屯、六搓房等）。（4）报告书的主要结论根据《产业结构调整指导目录》（国家发展和改革委员会第36号令2016年3月25日），石油、天然气勘探及开采属于鼓励类项目，本工程符合国家产业政策。①环境空气影响：预测结果中烟气中NO2的占标率最大，最大占标率为2.62%，最大落地浓度为0.00525mg/m3，最大落地浓度较低，工程对周围空气环境的影响很小。②地下水环境影响：本工程在落实了相应环境保护措施的情况下，正常开发建设对地下水环境影响较小。③声环境影响：扩建集气站噪声可以满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准的要求，对周围声环境影响较小。④固体废弃物环境影响：本工程产生的固体废弃物主要有废弃泥浆、岩屑、少量的清管杂质等污染物，产生量少，对环境危害小，只要采取合理的废物回收、处置方案，对环境影响较小。⑤生态环境影响：项目建设破坏植被1.86hm2，永久占地0.26hm2，临时占地1.6hm2，占地类型为耕地。本工程不可避免会改变原有的生态环境，但通过采取对临时占地进行平整及植被恢复等生态环境保护措施，对生态环境的影响较小，在生态上是可行的。本工程的主要环境风险是井喷、泄漏和火灾爆炸，对区域的生态环境和空气环境有潜在危害性。在工程采取一系列风险防范措施和应急措施后，可以控制和降低工程发生事故情况下对周围环境的影响。大庆油田有限责任公司采气分公司安全环保部对本工程环境保护工作进行全过程监控，对环境保护措施强制推行，以加强设计和施工阶段的环境管理，控制各阶段的环境污染和生态破坏。羊草气田升81-1井产能建设工程正常生产情况下对环境影响较小，在相应的污染防治措施、生态保护措施及事故风险防范和应急措施得以切实有效实施的前提下，能够确保区域环境不受污染，从环保角度分析，本项目是可行的。羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书1、总论1总论1.1编制依据1.1.1环境保护相关法律（1）《中华人民共和国环境保护法》（中华人民共和国主席令第九号，2015.01.01）；（2）《中华人民共和国环境影响评价法》（中华人民共和国主席令第48号，2016.09.01）；（3）《中华人民共和国大气污染防治法》（中华人民共和国主席令第31号，2016.01.01）（4）《中华人民共和国水污染防治法》（中华人民共和国主席令第87号，2008.06.01）；（5）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（中华人民共和国主席令第77号，1997.03.01）；（6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（中华人民共和国主席令第57号，2016.11.7）；（7）《中华人民共和国清洁生产促进法》（中华人民共和国主席令第54号，2012.07.01）；（8）《中华人民共和国水土保持法》（中华人民共和国主席令第39号，2011.03.01）；（9）《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（中华人民共和国主席令第30号，2010.10.01）。1.1.2环境保护相关法规（1）《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）；（2）《中华人民共和国水污染防治法实施细则》（中华人民共和国国务院令第284号）；（3）《中华人民共和国基本农田保护条例》（中华人民共和国国务院令第588号）；（4）《中华人民共和国土地复垦条例》（中华人民共和国国务院令第592号）；（5）《中华人民共和国森林法实施条例》（中华人民共和国国务院令第666号）；（6）《中华人民共和国土地管理法实施条例》（中华人民共和国国务院令第588号）；（7）《中华人民共和国水土保持法实施条例》（中华人民共和国国务院令第588号）；（8）《黑龙江省环境保护条例》（2015.04.17）；（9）《黑龙江省防沙治沙条例》（2008.12.01）；（10）《黑龙江省石油天然气勘探开发环境保护条例》（2015.04.17）；（11）《黑龙江省土地管理条例》（2015.04.17）；1.1.3环境保护相关部门规章及规范性文件（1）《建设项目环境影响评价分类管理名录》（环境保护部令第33号）；（2）《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发〔2013〕37号）；（3）《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》（国发〔2015〕17号）；（4）《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》（国发〔2016〕31号）；（5）《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》（国发〔2012〕35号）；（6）《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发〔2006〕28号）；（7）《环境保护公众参与办法》（环境保护部令第35号）；（8）《产业结构调整指导目录》（2016修正）（国家发展和改革委员会第36号令）（2016年3月25日）；（9）《国家危险废物名录》（环境保护部令第39号）；（10）《全国主体功能区规划》（国发〔2010〕46号）；（11）《石油天然气开采业污染防治技术政策》（环保部公告2012年第18号）；（12）《危险废物污染防治技术政策》(环发[2001]199号)；（13）《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》(环发[2012]77号)；（14）《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》(环发[2012]98号)；（15）《关于发布<一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准>（GB18599-2001）等3项国家污染物控制标准修改单的公告》（环境保护部公告2013年第36号）；（16）《关于印发《全国生态功能区划（修编版）》的公告》（环境保护部公告2015年第61号）；（17）《黑龙江省水污染防治工作方案》（黑政发[2016]3号）；

（18）《黑龙江省大气污染防治专项行动方案（2016-2018年）》（黑政发〔2016〕8号）

（19）《黑龙江省土壤污染防治实施方案》（黑政发[2016]46号）。1.1.4技术依据（1）《建设项目环境影响评价技术导则总纲》（HJ2.1-2016）；（2）《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）；（3）《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）；（4）《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）；（5）《环境影响评价技术导则生态影响》（HJ19-2011）；（6）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）；（7）《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）；（8）《清洁生产技术要求石油天然气开采业稠油开采》（2002）；（9）《一般工业废物处置、贮存场污染控制标准》（GB18599-2001）（10）《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）；（11）《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）；（12）《油田道路工程设计规定》（Q/SYDQ0638-2008）；（13）《油田油气集输设计规范》（GB50350-2015）。1.1.5其它相关依据及支持性文件（1）《羊草气田升81-1井产能建设地面工程方案》2016.12；（2）《羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响评价委托书》大庆油田有限责任公司安全环保部。1.2评价目的及原则1.2.1评价目的（1）对该建设项目的工程内容和工艺路线进行分析，明确污染源和可能产生的污染因素，明确污染物的排放源强；（2）对建设项目所在地的自然环境和环境质量进行现状调查，查清项目拟建项目所在地区的环境质量现状，得到当地的环境质量现状的结论及存在的主要环境制约因素；（3）分析、预测、评价气田开发对评价区域内大气环境、水环境、声环境、生态环境和环境风险可能造成的影响程度和范围；（4）对气田开发过程中拟采取的环保措施进行论证，提出“以新带老”污染防治措施及生态保护对策与建议；（5）从环境保护和环境风险角度论证气田开发建设工程的可行性，并从设计、生产、管理和环境污染防治等方面提出环境保护和减缓措施，最大限度降低气田开发对环境的不利影响，确保经济、社会和环境的可持续发展。1.2.2评价原则（1）严格执行国家和地方有关环保法律、法规、标准和规范，结合地方经济、社会和环境发展规划以及生态建设等开展评价；（2）贯彻可持续发展方针，坚持“清洁生产、达标排放、总量控制”和“以新带老”的原则；（3）采用类比和模拟预测相结合的方法分析本工程可能产生的环境影响，并提出环保措施的建议；（45）在环境影响评价过程中配合建设单位开展公众参与，充分考虑社会各方面利益和意见。1.3评价标准1.3.1质量标准（1）环境空气执行《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准，具体标准值见表1.3-2。表1.3-2空气环境质量标准污染物名称平均时间二级标准备注二氧化氮NO224小时平均80μg/Nm3《环境空气质量标准》（GB3095-2012）1小时平均200μg/Nm3总悬浮颗粒物TSP24小时平均300μg/Nm3二氧化硫SO224小时平均150μg/Nm31小时平均500μg/Nm3PM2.524小时平均75μg/Nm3非甲烷总烃1小时平均浓度限值2.0mg/m3非甲烷总烃采用《大气污染物综合排放标准》详解中，数值按照2.0mg/m3（标准状态）计算。（2）区域噪声执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）1类、2类标准。表1.3-3声环境质量标准[dB（A）]类别适用区域昼间夜间1类乡村区域55452类居住、商业、工业混杂区6050（3）土壤评价执行《土壤环境质量标准》（GB15618-1995）中的二级标准。由于石油类和挥发酚无标准值，评价标准采用《大庆油田开发建设对土壤环境影响研究》课题研究结果的背景值加2倍标准差（石油类浓度≤70.40mg/kg，挥发酚浓度≤0.048mg/kg）。表1.3-4《土壤环境质量标准》二级单位：mg/kg（pH除外）pHPbCrHgAs＞7.5≤350≤250≤1.0≤256.5～7.5≤300≤200≤0.5≤30＜6.5≤250≤150≤0.3≤40（4）《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）III类。表1.3-5地下水质量标准III类序号项目单位标准值1pH6.5-8.52总硬度mg/L≤4503高锰酸盐指数mg/L≤3.04石油类mg/L≤0.055氨氮mg/L≤0.26氟化物mg/L≤1.07挥发酚mg/L≤0.0028硝酸盐氮mg/L≤209亚硝酸盐mg/L≤0.0210细菌总数个/L≤10011总大肠菌个/L≤3.012溶解性总固体mg/L≤100013氯化物mg/L≤25014硫酸根mg/L≤25015铁mg/L≤0.316汞μg/L≤117砷μg/L≤5018锰mg/L≤0.119镉mg/L≤0.0120六价铬mg/L≤0.0521总氰化物mg/L≤0.0522铅mg/L≤0.05注：石油类参照《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅰ类标准执行。1.3.2排放标准（1）《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）1类、2类标准。表1.3-6厂界噪声评价标准[dB（A）]标准类别适用范围昼间夜间1类乡村区域55452类居住、商业、工业混杂及商业中心区6050（2）《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）。表1.3-7建筑施工场界噪声限值[dB（A）]昼间夜间7055（3）非甲烷总烃排放标准采用《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2（新污染源大气污染物排放限值）周界外浓度最高点的浓度值4.0mg/m3。（4）加热炉执行《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）1997年后二级，具体指标见表1.3-8。表1.3-8工业炉窑大气污染物排放标准炉窑类别烟尘（mg/m3）烟气黑度（林格曼黑度，级）非金属（燃气）加热炉2001注：本工程烟囱高度没有达到15m，烟尘排放浓度标准减半，即100mg/m31.3.3其他标准（1）含油污泥处理执行《油田含油污泥综合利用污染控制标准》（DB23/T1413-2010）。表1.3-9油田含油污泥综合利用污染控制指标序号项目污染控制指标mg/kg（垫井场、通井路）1石油类≤200002As/3Hg≤0.84Cr/5Cu≤1506Zn≤6007Ni≤1508Pb≤3759Cd≤310pH值≥611含水率≤40%（2）泥浆固化执行表1.4-13废弃钻井液处理规范序号项目指标1常温抗压强度（72h）≥0.7（不硬结）MPa2pH值6~93化学需氧量（CODCr）≤150mg/L4总铬（Cr）≤5mg/L5六价铬（Cr6+）≤0.1mg/L6石油类≤10mg/L7全盐量≤2000mg/L（3）产生的含油污水处理达到注水水质标准后回注地下，注水水质标准采用《大庆油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015），具体标准值见表1.4-4。表1.4-14注水水质控制指标序号项目指标1含油量≤8.0mg/L2悬浮固体≤3.0mg/L3悬浮物颗粒直径中值≤2.0m1.4污染控制和环境保护目标1.4.1污染控制建设项目在施工期和运行期应制定有针对性的有效的污染控制措施，污染物应达标排放，尽可能减轻或避免对地下水、土壤、植被等环境的破坏，避免造成大面积的水土流失，保持区域内整体生态环境的稳定。1.4.2环境保护目标本工程环境保护目标详见表1.4-1及图1.4-1。表1.4-1环境保护目标一览表序号保护要素保护目标范围/位置环境特征保护级别1.1环境空气火烧窝棚拟建井西南1.9km约300人《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级安乐村拟建井东0.7km约500人万兴屯拟建井东北2.3km约400人六搓房拟建井西北0.7km约350人罗合屯拟建井西北2.3km约410人1.2地下水地下水环境拟建气井下游0.5km，东、南、西外扩0.25km的区域/《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）III类1.3生态环境土壤、草地气田开发区域外延1km范围内的生态环境。油田开发区内及周围土壤、草地等生态系统土壤保护级别二类；草地生态系统不受到破坏。1.4环境风险：空气火烧窝棚拟建井西南1.9km约300人《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级安乐村拟建井东0.7km约500人万兴屯拟建井东北2.3km约400人六搓房拟建井西北0.7km约350人罗罗合屯拟建井西北2.3km约410人洪回窝棚拟建井东2.75km约480人周家屯拟建井南2.55km约510人1.5评价时段施工期和运行期，闭井期单独履行环评手续。1.6评价工作等级根据《建设项目环境影响评价技术导则

总纲》（HJ2.1-2016）、《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）、《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）、

《环境影响评价技术导则声环境》（HJ2.4-2009）、《环境影响评价技术导则

生态影响》（HJ

19-2011）、《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)和《环境影响评价技术导则－陆地石油天然气开发建设项目》（HJ/T349-2007）等，分别确定本项目各单项的环境影响评价等级。1.6.1空气环境根据对本项目的性质和环境要素分析可知，本工程大气污染物主要为扩建集气站加热炉新增负荷后额外排放的燃烧烟气，其污染源参数见表1.6-1。表1.6-1点源参数调查清单点源名称排气筒高度排气筒内径烟气流量烟气出口温度年排放小时数排放工况评价因子源强SO2NO2烟尘排气筒8m0.3m175.0万m3/a2107920h连续0.002t/a0.134t/a0.050t/a依据《环境影响评价技术导则-大气环境》，采用估算模式计算本工程的最大地面浓度占标率Pi和地面浓度达标限值10%时所对应的最远距离D10%。《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2008）中评价等级的划分原则见表1.6-3，通过估算模式计算得本工程主要污染因子的最大浓度占标率P见表1.6-2。表1.6-2估算模式计算结果污染因子最大地面浓度（mg/m3）占标率P（%）SO27.83E-050.02NO25.25E-032.62烟尘1.96E-030.22表1.6-3大气评价工作级别划分评价工作等级评价工作分级判据一级Pmax≥80%，且D10%≥5km二级其它三级Pmax<10%或D10%<污染源距厂界最近距离由表1.6-2可知，本工程各种污染物的预测值都比较小，预测结果中烟气中NO2的占标率最大，最大占标率为2.62%，排放污染物的最大占标率不足10%，根据《环境影响评价技术导则-大气环境》（HJ2.2-2008）中评价等级的划分原则（见表1.5-2），本工程空气环境评价等级为三级。1.6.2声环境该地区未对声环境功能区进行划分，根据《声环境质量标准》（GB3096-2008），村庄按1类标准执行，其余地区按2类标准执行。本工程噪声源主要为运行期扩建集气站的加热炉、水泵、热水泵产生的持续性噪声源和钻井过程中产生的间断性噪声源两大类。工程建设前后评价范围内敏感目标噪声级增高量低于5dB（A），距噪声敏感点最近距离700m，受噪声影响人口数量增加较少，因此，声环境评价等级为二级。1.6.3生态环境根据《环境影响评价技术导则-生态影响》（HJ19-2011）中关于评价等级的规定，具体见表1.6-4。该项目占地范围为1.86hm2，影响区域生态敏感性为一般区域，主要地类为基本农田，因此，该项目的生态评价等级确定为三级。表1.6-4生态影响评价工作级别划分判据表影响区域生态敏感性工程占地（水域）范围面积≥20km2或长度≥100km面积2-20km2或长度50-100km面积≤2km2或长度≤50km特殊生态敏感区一级一级一级重要生态敏感区一级二级三级一般区域二级三级三级1.6.4地下水环境划分依据（1）项目类别根据地下水导则附录A中地下水环境影响评价行业分类表中规定，本项目属于“F石油、天然气”中“38、天然气、页岩气开采（含净化）”，地下水环境影响评价项目类别为=2\*ROMANII类项目。（2）地下水环境敏感程度本工程位于黑龙江省安达市羊草镇，地下水总体径流方向是由南向北（评价范围西侧由西南向东北，北侧由东南向西北），气井评价范围内没有特殊地下水资源保护区分布区等其他未列入的环境敏感区，没有集中式饮用水水源，也不在集中式饮用水水源准保护区和未划定准保护区的集中式饮用水水源保护区以外的补给径流区，依据表1.6-5的地下水环境敏感程度分级原则，本项目所在地区地下水环境敏感程度为不敏感。表1.6-5地下水环境敏感程度分级表敏感程度地下水环境敏感特征敏感集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源）准保护区；除集中式饮用水水源以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。较敏感集中式饮用水水源（包括已建成的在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源）准保护区以外的补给径流区；未划定准保护区的集中式饮用水水源，其保护区以外的补给径流区；分散式饮用水水源地；特殊地下水资源（如矿泉水、温泉等）保护区以外的分布区等其他未列入上述敏感分级的环境敏感区。一不敏感上述地区之外的其它地区。“环境敏感区”是指《建设项目环境影响评价分类管理名录》中所界定的涉及地下水的环境敏感区。地下水评价工作等级依据表1.6-6的评价工作等级划分原则，本项目为=2\*ROMANII类项目，地下水环境敏感程度为不敏感，地下水评价工作等级为三级。表1.6-6评价工作级分级表项目类别环境敏感程度I类项目Ⅱ类项目Ⅲ类项目敏感一一二较敏感一二三不敏感二三三1.6.5环境风险本工程涉及的主要危险物质为天然气，根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）中的判断依据见表1.6-7，天然气属易燃气体，临界量为50t，本工程扩建的集气站规模为15×104m3/d，在1标准大气压下，密度按0.58kg/m3计，其最大有效容积为7064m3，在充满天然气的情况下，容器内天然气的质量为表1.6-7重大危险源辨识表序号危险物质环境危害临界量（t）实际量（t）重大危险源1天然气易燃易爆504.09否2甲醇易燃易爆5002否表1.6-8环境风险评价工作级别（一、二级）项目剧毒危险性物质一般毒性危险物质可燃、易燃危险性物质爆炸危险性物质重大危险源一二一一非重大危险源二二二二1.7评价范围空气环境：分别以扩建集气站和拟建气井为中心半径为2.5km的圆形区域，空气环境评价范围示意图见图1.4-1。声环境：拟建井场、集气管线、扩建集气站周围200m范围内的声环境，声环境评价范围示意图见图1.4-1。生态环境：气田开发建设区域及周围外延1km范围内的生态环境，生态环境评价范围示意图见图1.4-1。环境风险：分别以扩建集气站和拟建气井为中心，半径为3km的区域，环境风险评价范围示意图见图1.4-1。地下水环境：根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中公式计算法来确定本工程的地下水评价范围：潜水含水层：L＝α×K×I×T/n=2×10×1.73×10-3×5000/0.4=432.5m。白垩系明水组含水层：L＝α×K×I×T/n=2×11.73×1.19×10-3×5000/0.335=416.7m。潜层水流向与承压水流向大致一致，即由南向北，所以本工程的地下水评价范围为拟建气井下游500m，东、南、西外扩250m的区域。地下水评价范围示意图见图1.4-2。1.8评价工作内容及重点根据评价区域的环境特征及气田开发建设项目的具体特点，在工程分析的基础上，以生态环境影响评价、地下水环境影响评价、环境风险评价及工程污染防治措施评价为重点，同时进行项目大气环境影响评价、环境影响经济损益分析、环境管理及监测计划等项目的评价与分析，在评价过程中力求工业污染防治与生态环境保护并重，提出相应的污染防治措施和生态保护措施及建议。羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书2、区域自然环境概况2区域自然环境概况2.1自然环境概况2.1.1地理位置羊草气田升81-1井产能建设工程位于黑龙江省安达市羊草镇境内，拟建井坐标为46°17'6.70"北，125°25'26.01"东。井区附近主要的村屯包括安乐村、六搓房、火烧窝棚、罗合屯等。工程开发地理位置见图2.1-1。2.1.2地形、地貌本井区所在安达市位于松嫩平原，无天然山脉、丘陵，地形基本为松嫩平原东部的低平原。地势走向大致为东南高，西北低，坡降为千分之一到千分之二。地貌单元为剥蚀堆积台地区，地势平坦，海拔高度为160m至180m。2.1.3气候气象该地区属于温带大陆性季风气候区。气候特点是冬季寒冷、干燥而漫长，夏季温热湿润而短暂，雨热同季，春季风大，升温较快，秋季晴朗，降温快。一年中寒暑温差大，年平均气温4.8℃，年平均降水量443.5mm，年平均相对湿度65%。常年主导风向为西风，夏季多西南风，年平均风速2.1m2.1.4水文地质地层岩性本工程的区域地层岩性分别为白垩系四方台组（K2S）、明水组（K2m），第四系(Q)。①白垩系四方台组（K2S）开发区域内四方台组地层广泛分布，发育良好。地层厚度一般为54.0-80m。从沉积组合规律和空间分布特征将该组地层分为上、中、下三部分。下部地层分布较稳定，上部为厚层泥岩，下部为2个砂岩层组合体，在构造盆地边缘，地层相变为杂色泥岩与灰绿色薄层砂岩互层。该段地层与下伏地层白垩系嫩江组（K1n5）呈不整合接触关系。中部地层分布也比较稳定，上部为厚度较大、分布较稳定的杂色泥岩段，泥岩质纯，成岩性好；下部为3个单层组合的灰绿色砂岩及含砾砂岩层组。上部地层分布稳定，上部为棕红色泥岩，底部为单层中粗砂岩及含砾砂岩层。②白垩系明水组（K2m）开发区域内明水组地层广泛分布，发育良好。地层厚度一般为158.0-164.0m。岩性为灰绿色黏土质粉细砂岩，粉砂黏土岩及含砾中粗砂岩互层。本组地层与下伏地层为不整合接触。③第四系(Q)开发区域广泛分布，其厚度一般18.0-22.0m。岩性：上部为粉质黏土、细砂，下部为粉质黏土，底部为砂砾石。地层结构及特征拟建工程的区域地层结构及特征如下内容，地质剖面见图2.1-2。①粉质黏土：黄褐色，硬塑-坚硬，渗透性差，为微透水层，无摇振反应，稍有光泽，干强度、韧性中等。k=0.1-0.25m/d；层顶高程163.40-164.50，层厚：2.60-5.50m。②细砂：黄色，湿，稍密-中密，局部含粉砂，冲积成因；主要矿物成分为石英、长石，含少量云母等暗色矿物，级配不良，渗透性较好，为中等透水层。；k=5-10m/d，孔隙度建议值25-50%；层顶高程158.60-160.80，层厚：1.10-3.40m。2.1.5土壤类型与植被分布地区内主要土壤类型有黑钙土、草甸土、盐土、碱土等。该区域按自然区划属于半干旱草原区，由于气候干旱，土壤沙化严重，草甸植被退化，使得该区域的生态环境较为脆弱。地区内地表原生植被很少，草甸上的植物有羊草、车前子、碱蓬、剪刀股等；区域内无原始森林，林地为人工种植的防护林，主要为杨树，居民点周围种植有榆树、柳树、松树等绿化树种。地表植被由于人类不断对自然进行利用和改造，毁草种地，从而使自然生态系统逐步转化为人工农业生态系统，种植的品种有玉米、大豆、小麦、高粱、谷子等粮食作物。2.1.6野生动物分布区域内野生动物种类和数量均较少，伴随人类生存的农田小型鼠类、麻雀、家燕等种群数量较多，使陆生动物区系具有典型农田动物群色彩。2.2产业政策根据国家发展和改革委员会第36号令（2016年3月25日）《产业结构调整指导目录（2011年本）》修正，石油、天然气勘探及开采属于鼓励类项目。本工程属于石油天然开采产能建设项目，符合国家产业政策。羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书3、建设项目概况3建设项目概况3.1项目概况项目名称：羊草气田升81-1井产能建设工程。建设性质：改扩建。工程规模：本工程基建气井1口（升81-1气井），产气量1.5×104m3/d，同时建设集输、供电、道路等系统工程。占地面积：总占地约1.86hm2，其中永久占地0.26hm2，临时占地1.6hm2。工程总投资：715.6万元。表3.1-1本工程项目组成表序号项目名称单位数量备注一主体工程（一）钻井工程（1）新钻井口1（二）采气井场及采气管道新建1防盗井口房个1新建2水泥井口放空池个1新建3无缝钢管km0.7新建，Φ60×6、10MPa4恒功率电热带km0.7新建，THBBD-30/3J5井场的设备和器材套1新建，主要包括节流阀、截止阀、双金属温度计、高压压力表、井口紧急切断装置等（三）升81集气站1进站阀组套1新建2生产阀组套1新建3生产分离器台1新建，Φ800×40004甲醇储罐台1新建，Φ1500×46005柱塞计量泵台2新建，Q=10～120L/h6放空火炬座1新建，DN1507放空分液罐座1新建，Φ1000×39968加热炉台1利旧，SC-2-P-Q-400/16/1.6-Q9热水泵台1利旧，DFP50-200/210热水泵台1利旧，DFP50-235/2二辅助工程（一）供电工程1低压电力电缆km0.4新建（二）道路工程1升81-1井通井路km0.2维修三环保工程1耕地补偿及复耕hm21.62卧式储罐座1利旧，10m3，用于储存气田采出水310m3卧式储罐装车口处1新建，便于收集后外运4废弃泥浆及岩屑固化口1钻井泥浆、岩屑进入防渗泥浆池进行固化，固化后指标满足《废弃钻井液处理规范》（DB23/T693-2000）的要求5清管杂质处理/少量拉运至采油八厂含油污泥处理站处理6地下水跟踪监测口1定期监测水质，及时发现问题四可依托工程1升一联含油污水处理站座1设计能力2400m3/d，处理能力62.5%，依托已建2采油八厂含油污泥回收处理站座1设计能力2.16×104，处理能力85%，依托已建五临时工程1活动板房座13.2开发方案本工程基建的升81-1气井，产气量1.5×104m3/d。井口参数及开发指标预测见表3.2表3.2-1羊草气田升81-1井井口参数表井号配产104关井压力MPa预计开井压力MPa初期产水m3/d温度℃稳产年限年升81-11.5123表3.2-2羊草气田升81-1井产气量预测单位：104井号2017201820192020202120222023202420252026升81-1.1表3.2-3羊草气田升81-1井产水量预测单位：m3/d井号2017201820192020202120222023202420252026升81-0.23.3其它开发参数从开发预测资料可知，气井气中CH4含量为91.45%，CO2含量为0.36%，气井气组成见表3.3-1，水质资料见表3.3-2。表3.3-1气井气组分表单位：V%井号密度（g/cm3）C1C2C3iC4CO2N2H2S升81-10.599191.451.12--0.366.141未检出表3.3-2产出水物理性质总矿化度mg/LPH值氯离子mg/L4258.997.232449.483.4钻井工程方案本工程基建气井1口（升81-1，直井），完钻井深为1200m左右。本工程井位分布情况见图3.4-1。泥浆固化泥浆固化初选地点图3.4-1拟建工程平面布置图（比例尺1:35000）3.5地面工程建设方案3.5.1集输工程采气井场本工程的采气井场主要包括井口安全设施、井口减压设施和监测设施三部分，设置1座井口房；另外，在井口预留甲醇注入接口，井场附近设井口放空池1座；井口安全设施：安装井口安全自动保护装置。当采气管道的压力过高、过低或发生火灾时，自动关断井口气。井口减压设施：在井口保护装置的出口，安装一个手动的角式节流阀，通过调节该阀门，来控制井口气进入采气管道的压力。井口监测设施：采气井口需要监测的内容是井口气的压力和温度。监测方式采用就地压力表和就地温度计，并预留测试用智能压力计的接口。采气管道本次基建升81-1井距升81集气站约200m，升81-1井与升81集气站间有宽约100m林带，拟敷设管道向南绕过林地。采气管道材质采用20号无缝钢管，埋地敷设，管顶标高为-1.8m，长度约0.7km。3.5.2集气站扩建本次基建升81-1井利用升81集气站站址及部分工艺设备，集气站仍按单井集气站设计。建设规模本次升81集气站的设计规模为1.5×104m3/d。工艺流程本次基建升81-1井采用简易井场、高压集气，电伴热防冻的集气工艺。集气站内采用加热、节流降压、分离、计量的常规工艺。处理后天然气经已建集气管道输送至北干线。工艺原理流程见附图。图3.5-1扩建后集气站工艺流程图3.5.3供水及水处理系统规划将该排水储罐罐体利旧，配套新建罐车装车口1处。3.5.4供配电系统本次改造对已建低压配电柜进行更新，对部分低压电力电缆进行更新。3.5.5道路工程本次新建的升81-1井可就近挂接于现有井排路上，通井路长度为200m，通井路标准为路面宽3.5m的沥青砼结构，路基宽4.5m。3.6主要技术经济指标表3.6-1主要技术经济指标序号名称单位数量1建设规模×1041.52占地面积hm21.862.1永久占地hm20.262.2临时占地hm21.63估算投资万元715.64电104kW·h/a143.765天然气10442.96污水m3/a337甲醇t/a0.2羊草气田升81-1井产能建设工程环境影响报告书4、清洁生产与循环经济分析 4工程分析 4.1依托工程概况本工程建设气井1口，该气井产气进入扩建的升81集气站，升81集气站气井气通过已建集气管道外输至北干线，最终输送至升平调压计量站。本工程产生的少量采出水送至升一联含油污水处理站处理后回注。运行期产生的少量的清管杂质，拉运至采油八厂含油污泥处理站进行处理。4.1.1依托工程可依托性分析本次产能的现有工程为扩建的升81集气站；依托工程为采油八厂含油污泥处理站和升一联含油污水处理站。升81集气站于1987年11月投产，初期建设规模15×104m3/d。采气系统采用电伴热的防冻工艺，站内采用加热、节流降压、分离、计量工艺流程。站内自建站以来无甲醇加注系统，放空为直接排放至集气站旁放空池。2011年因升81井井口套管漏气，实施工程报废。目前集气站已停产，站内工作人员5人在岗，站内主要工艺设备中，除加热炉运行状态良好，可以利旧，目前用于员工冬季采暖；其他设备如分离器及管道、阀门等运行时间长，腐蚀老化严重，无法利旧。升一联污水处理站设计规模2400m3/d，采用“除油缓冲-气浮除油-两级过滤”的主处理工艺，目前处理污水量为1500m3/d，负荷率为62.5%。已建含油污水深度处理站处理后出水水质为8、3、2标准（水中含油≤8mg/l，悬浮物≤3mg/l，粒径中值≤2μm）。本工程新增0.1m3/d的气田采出水，升一联污水处理站运行期产生的少量的清管杂质，拉运至采油八厂含油污泥处理站进行处理。采油八厂含油污泥回收处理站总设计处理规模5m3/h，每年工作180天，每天24小时连续运行，年处理量为2.16×1044.1.2依托工程三废排放情况本报告主要统计扩建升81集气站产生的污染物情况，该站排放的主要污染物为燃烧烟气、生活污水和噪声等。废气升81集气站设有1台加热炉，燃料为天然气，主要用于值班人员冬季取暖，产生的烟气较为清洁能够达到《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078-1996)要求。运行期加热炉的排放烟气情况见表。表4.1-1升81工程大气污染物排放情况（调整前）名称污染源名称数量（台）烟囱高度（m）污染物排放情况（t/a）SO2NO2烟尘升81集气站加热炉180.00030.0160.00废水升81集气站产生的水污染物主要为场站工作人员产生的生活污水，产生情况详见表4.1-2。表4.1-2升81集气站水污染物产生情况名称主要污染源主要污染物产生量治理措施升81集气站生活污水COD、氨氮58.4t/a生活污水进入化粪池后，定期清掏。固废升81集气站配置定员6人，产生的生活垃圾按每人每天产生0.5kg计，共计1.1t/a，通过收集，送垃圾场集中处置。具体情况详见表4.1-3。表4.1-3升81集气站固体废弃物产生情况名称主要污染源主要污染物产生量治理措施升81集气站生活垃圾废菜、果壳等2.5kg/d物业部门定期拉运噪声升81集气站噪声污染源主要为站内加热炉、管道泵等，声源强度见表4.1-4。表4.1-4依托工程主要声源强度表噪声源发声源声源强度dB(A)升81集气站加热炉60~75现有工程各类污染物排放总量情况详见表4.1-5。表4.1-5现有工程污染物排放情况统计表类别名称产生量削减量排放量浓度废气废气量128.7万m3/a0128.7万m3/a/NOx0.016t/a00.016t/a24.1mg/m3烟尘0.006t/a00.006t/a9mg/m3SO20.0003t/a00.0003t/a0.35mg/m34.1.3污染防治设施实际运行效果（1）污水升81集气站产生的水污染物为集气站工作人员产生的生活污水，生活污水进入化粪池后定期清掏。（2）废气升81集气站产生的大气污染物主要来自站内加热设备产生的燃烧烟气。燃烧烟气经排气筒排入大气，由于采用清洁能源天然气作燃料，污染物排放浓度较低，可以做到达标排放。（3）固体废物升81集气站固废主要为工作人员产生的生活垃圾，统一收集后，由物业部门定期拉运。（4）噪声治理措施对加热炉、各种泵类等设备采取了减振降噪设施、隔声门窗等措施，厂界和值班室噪声达标。综上所述，现有工程的升81集气站污水、废气、固体废物、噪声得到有效处理，不存在环境问题。4.1.4依托工程环评及验收情况本工程扩建的站场升81集气站于1987年11月投产，建设时间较早，没有开展环境影响评价工作；依托的场站是升一联含油污水处理站。升一联合站在改造工程2009年进行环境影响评价（安环发【2010】14号），并于2012年完成该项目的环境保护竣工验收工作（绥环函【2012】75号）。宋芳屯含油污泥处理站于2012年进行环境影响评价（庆环建字【2012】227号），于2012年完成该项目的环境保护竣工验收工作（庆环验【2014】40号）。采油八厂含油污泥处理站（宋芳屯含油污泥处理站）在《永乐油田加密区块产能建设工程》中进行了环境影响评价，2014年8月8日大庆市环保局批准了该项目的环境保护竣工验收，批复号为庆环验【2014】40号。4.2建设项目工程分析4.2.1施工期钻井工程（1）钻井工程工艺本次产能建设工程基建一口气井，完钻井深1200m左右。钻井工艺主要包括：钻前准备工作、钻进二个阶段。钻前准备工作主要包括：定井位、修钻前道路、平井场、打基础和安装，主要是立井架和安装钻井设备。钻进主要包括：钻进、洗井、接单根、起下钻和固井。钻进主要是利用钻头高效率地破碎岩石，钻头上面连接钻柱，钻柱把地面动力传给钻头；洗井主要是利用钻井液将钻进进程中产生的岩屑洗出至地面；接单根是指随着井不断加深钻杆也要随之加长，每次接入一根钻杆称之为接单根；起下钻主要为了更换磨损的钻头；固井主要是为了保护井眼，避免串层，将套管下入井中，并在井眼与套管之间灌注水泥浆，封闭住地层。固井可有效保护地下水含水层不受破坏。工艺流程及产污环节见下图：完井废钻井泥浆钻前准备修钻前道路平整井场扬尘钻井设备搬迁安装钻井噪声扬尘噪声钻井污水噪声废气岩屑图4.2-1钻井期工艺流程及产污环节示意图（2）原辅材料及公用工程消耗情况表4.2-1钻井期间原辅材料及公用工程一览表原辅材料名称成分单井用量（t）合计（t）钻井液水、碳酸钙、纯碱、重晶石粉等120柴油烃类2525生产用水Ca、Mg2+2727生活用水Ca、Mg2+44水泥CaO、MgO3737（3）钻井过程中保护地下水层的措施首先是采用无毒无害的水基泥浆，同时有两层套管保护和固井措施保障，因此钻井过程中基本上不会发生地下水污染的现象。1）地下水保护套管根据气田开发的生产实际，保证钻孔固井质量是保护气田地下水的有效措施，钻井过程中使用双层套管，表层套管和气层套管固井水泥浆均返至井口，确保安全封闭此深度内的潜水层和承压水层，同时封固地表疏松地层，为井口控制和后续完井采用预应力固井创造条件，尽可能缩短水泥胶的稠化时间，以减少对地层水的污染；表套固井禁止使用带毒性的水泥外加剂。2）固井措施钻井过程中的固井主要作用是加固井壁，同时也有分隔地层的作用，使各个不相联通的地层分隔开来，保持其原有的循环运移通道。集输工程（1）采气井场采气井场主要包括井口安全设施、井口减压设施和监测设施三部分。另外，为防止井口冻堵，在井口预留甲醇注入接口；在井场附近设井口放空池1座。（2）采气管道本工程新建集气管道0.7km，采气管道采用埋地敷设，管顶标高为-1.8m。（3）集气站本次基建升81-1井采用简易井场、高压集气，电伴热防冻的集气工艺。集气站内采用加热、节流降压、分离、计量的常规工艺。处理后天然气经已建集气管道输送至北干线。道路部分本次新建的升81-1井可就近挂接于现有井排路上，通井路长度为200m，通井路标准为路面宽3.5m的沥青砼结构，路基宽4.5m。场地布置及土地利用（1）井场布置扩建集气站及拟建气井远离人口稠密区，站场和气井井场周边500m范围内大部分为耕地和林地，井场工艺流程和安装方案采用典型井场设计。井场布置严格执行国家、地方现行标准和规范，满足《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）和《油气集输设计规范》GB50350-2005的有关要求。单井井场面积为30m×20m，采气井场设放空坑规格为5m×3m×2m，放空坑与井口房距离大于40m，放空坑周围设护栏，井场平面布置见图4.2-2（2）集气站布置升81集气站已建生产区1968.75m2，生活区2925m2。本次新建升81-1井工艺设备在生产区东南侧由东至西分别为进站阀组区，生产阀组区及分离器区，已建加热炉位置不变，拟建集气站的平面布置见图4.2-3。北北图4.2-3扩建后集气站平面布置图（3）土地利用本项目占地主要由井场、道路的建设以及管道敷设等方面组成。其中，管道敷设占地为临时占地，道路为永久占地，占地类型为耕地。主要工程占地情况详见表4.2-2。表4.2-2主要工程占地情况一览表序号建设项目永久占地（m2）临时占地（m2）1站场————1.1气井60090002管道——70003道路2000——小计260016000总计18600（4）工程取弃土情况本工程取土主要用于建设井场和道路的垫高或筑高，取土总量6480m3，本工程取土均来自外购，不开辟取土场，本工程不产生弃土，取土情况详见表4.2-3表4.2-3工程取土情况一览表序号类别取土量（m3）备注或说明1井场300井场填筑高度0.5m2道路3500填筑高度0.5m合计3800环境影响因素及产污环节分析本工程施工期主要包括钻井、场站建设、道路建设等施工活动，不同施工活动所带来的环境影响各不相同，见图4.2-4。钻井钻井钻井泥浆钻井废水噪声、振动地表植被破坏钻机、车辆排气岩屑地表破坏噪声车辆排气扬尘生活污水生活垃圾生活污水生活垃圾地面建设图图4.2-4施工期产污环节示意图（1）环境影响因素分析1）钻井钻井过程对周围环境产生的污染及危害主要分钻前准备和钻进过程两个阶段。钻前准备阶段产生的污染及危害主要是重型车辆沿途产生的噪声、碾压植被以及物料拉运过程中产生扬尘等污染。钻进过程产生的污染及危害主要有钻井液、岩屑、柴油机排出的烟气及钻机振动产生的噪声污染。此外，钻井营地还将产生部分生活污水和生活垃圾。2）地面建设地面建设内容包括天然气集输、道路及场站建设等工程。在井场、道路、场站建设以及集输管线挖沟敷设等过程都会对地表植被造成破坏，此外还会产生扬尘、噪声、生活污水、生活垃圾等污染物。（2）产污环节分析1）废水施工期产生的废水主要为钻井废水和生活污水。钻井队一般在井人数为10人，钻井期按10天计算；地面建设期施工人员大约为25人，工程施工期约30天。钻井废水主要来自钻井过程中冲洗钻台、钻具和设备等产生的废水，主要含有泥浆和岩屑等。钻井废水的产生量随井深变化，本工程1口气井完钻井深1200m左右，每钻进1m平均将排放钻井废水0.02m3，共计24m钻井队一般在井人数为10人，每人每天用水40L，生活污水按用水量的80%计算，则每个井队每天产生生活污水0.32m3，类比已开发油田其它区块钻井周期，钻井期按10天计算，本工程钻井期生活污水共产生3.2m3。地面建设期施工人员大约为25人，每人每天用水40L，施工期间生活用水量为1m3/d，生活污水按用水量的80%计算，则地面建设期间每天产生生活污水0.8m3。地面建设施工期约30天，则本工程地面建设期累计产生生活污水24m3表4.3-4施工期水污染物产生量表序号种类产生量（m3）主要污染物1钻井期生活污水3.2COD、NH3-N2地面建设期生活污水243钻井废水24悬浮物2）废气施工期产生的废气主要有钻机使用的柴油机、发电机运转时产生的燃烧烟气。其主要污染因子为SO2、NOx、烟尘，废气产生量与井深及需钻井的数量有关，本工程只钻1口井，井深为1200m左右，柴油机产生的废气较少。工程施工期较短，周围地貌较平坦、开阔，有利于污染物的扩散，随着施工结束，其废气也随之停排，对环境影响有限。废气产生及排放情况见表4.2-5。表4.2-5施工期大气污染物排放统计表序号污染物排放总量（t）说明1SO20.0563柴油中硫含量约为0.035%（大庆实测数据），单井消耗柴油约24t。2NOx0.5563烟尘0.1744烟气量29.6×103）固体废弃物施工期产生的固体废弃物主要有废钻井液、钻井岩屑和生活垃圾等。=1\*GB3①废钻井液废钻井液是指钻井完工后弃置于泥浆池内的泥浆和废水，其性质由使用的钻井液决定，其排放量随井深而变。据统计，单井每1000m进尺钻井液使用量最大约为100t，本工程完钻井深约1200m左右，钻井过程中需要进行无害化固化处理的废弃泥浆量约为120t。②生活垃圾钻井期间井队在井人数一般为10人，钻井期10天，每人产生生活垃圾0.5kg/d计，则每口井钻井期间产生生活垃圾50kg。地面建设期间施工人员一般为25人，施工期30天，地面建设期间生活垃圾产生量为0.75t。③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，岩屑经泥浆循环携带至井口，在地面经振动筛分离出来，完井后与废钻井液一起进行固化处理。钻井岩屑的产生量为单井1000m进尺岩屑产生量最大约为24m3，则本工程钻井岩屑的产生总量约28.8m3固体废弃物产生及排放情况详见表4.2-6。表4.2-6施工期固体废物排放量统计表序号种类产生量主要污染物1钻井废弃泥浆120t泥浆2钻井岩屑28.8m/3生活垃圾钻井期0.05t细菌、微生物地面建设期0.75t4）噪声施工期产生的噪声主要有钻井、施工车辆等运行噪声。具体排放情况见表4.2-7。表4.2-7施工期主要噪声源统计表阶段噪声源噪声值dB（A）施工期钻井钻机90-108搅拌机80-95压风机85-100振动筛80-98泥浆泵90-100柴油发电机90-102地面建设各类施工机械75～924.2.2运行期工艺过程本次基建升81-1井采用简易井场、高压集气工艺。升81-1井来气进入升81集气站处理后，经已建集气管道输送至北干线。升81集气站采用加热、节流降压、分离、计量的常规工艺。产污环节分析1、正常工况气田在开发建设过程中的污染源，以气田开发过程中形成的污染源及天然气集输中的污染源为主体，同时还包括机动车辆污染源及人为生活污染源等。运行期产污环节示意图见图4.2-5。气井作业时，机械噪声气井作业时，少量烃类挥发气井井场气井作业时，机械噪声气井作业时，少量烃类挥发气井井场气田采出水生活污水火炬放空气田采出水生活污水火炬放空清管杂质生活垃圾噪声集气站清管杂质生活垃圾噪声集气站加热炉烟气加热炉烟气升平调压计量站已建外输管道升平调压计量站已建外输管道图4.2-5图4.2-5运行期产污环节示意图（1）废水本工程运行期产生的污水主要为气田采出水，该部分水主要是从工艺设备分离出来的，主要含有少量溶解性矿物质和悬浮物等杂质。气井采出水约为0.1m3/d，污水靠余压直接进入污水储罐，定期用污水罐车运至升一联含油污水处理站处理后回注。（2）大气污染物本工程的正常工况下的大气污染物主要为加热炉的排放烟气。加热炉的排放烟气来自于扩建集气站加热炉额外产生的燃烧烟气，为点源排放。其污染源参数见表4.2-8。其中，烟尘、NO2排放浓度参考“大庆油田有限责任公司采气分公司徐深1集气站竣工验收监测报告”中数据；SO2排放浓度根据天然气中硫化氢浓度计算得出，天然气中硫化氢浓度数据类比“石油工业原油及石油产品质量监督检验中心”对大庆油田有限责任公司采气分公司徐深9-1井的检测报告数据。表4.2-8本工程运行期大气污染物排放情况一览表名称污染源名称功率烟囱高度（m）烟气量Nm3/h污染物排放情况（kg/h）SO2NO2烟尘集气站加热炉0.4MW87020.00020.0170.006（3）噪声本工程运行期的噪声源主要是扩建集气站的加热炉和各种泵，主要声源强度见表4.2-7。表4.2-7本工程运行期主要声源强度统计表噪声源发声源声源强度dB(A)集气站加热炉、水泵、热水泵60~852、非正常工况本工程的非正常工况主要是指气井作业、管线清管和火炬放空。气井作业频率不等，1~2年一次或5~6年一次，作业前进行压井，作业时产生少量废气、噪声等；另外，集气站维修和管线清管时会产生少量清管杂质，集中收集后，送至采油八厂含油污泥处理站进行处理；火炬放空是指非正常工况下，集气站的天然气经过放空火炬的自动点火装置点燃，然后废气经过30m高的火炬进行放空，火炬放空量为15×104m3/d。4.2.3拟采取的环境保护措施（1）污水升81集气站产生的水污染物主要为气田采出水，气田采出水储罐内暂存，定期有罐车拉运至升一联含油污水处理站处理后回注（2）废气扩建集气站产生的大气污染物主要来自站内加热设备产生的燃烧烟气。燃烧烟气经排气筒排入大气，由于采用清洁能源天然气作燃料，污染物排放浓度较低，可以做到达标排放。（3）固体废物固废主要为集气站维修和管线清管时会产生少量清管杂质，集中收集后，送至采油八厂含油污泥处理站进行处理。（4）噪声治理措施对加热炉、各种泵类等设备采取了减振降噪设施、隔声门窗等措施，厂界和值班室噪声达标。（5）生态环境影响减缓措施1）气井作业、维护要严格执行占地标准，规范行车路线，完工后及时清理和平整井场；要提高施工效率，减少工程在空间和时间上对生态环境的影响；2）进行开挖作业时分层开挖，将所占农田的耕作层土壤用于新开垦耕地、劣质地或其它耕地的土壤改良；3）进行回填时按原土层回填平埋，工程结束后，对临时占地应恢复地表植被；4）教育和规范施工人员和油田职工行为，严禁随意践踏、碾压和破坏施工区以外的耕地等植被。4.2.4污染物排放情况统计由于本项目施工期产生的各种污染物随施工活动的结束而消失，因此本次评价只对该项目运行期污染物排放情况进行核定。具体见表4.2-9。表4.2-9项目污染物排放情况一览