平北黄岩油气田群调整井项目（第一批）环评报告

项目名称：平北黄岩油气田群调整井项目(第一批)建设单位：中海石油(中国)有限公司上海分公司1建设项目名称平北黄岩油气田群调整井项目(第一批)项目代码无建设地点中国东海海域建设项目行业类别用地(用海)面积(m²)/长度(km)井，不新增用海面积建设性质□新建(迁建)□改建□技术改造建设项目申报情形☑首次申报项目□不予批准后再次申报项目口超五年重新审核项目口重大变动重新报批项目备案)部门(选填)/备案)文号(选填)/总投资(万元)环保投资(万元)环保投资占比施工工期12个月是否开工建设况“表1专项评价设置原则表”的涉及项目类别，本项目属于石油和天然气开无规划环境影响无无平北黄岩油气田群开发工程位于东海大陆架上，分两期开发建设。其中平北黄岩油气田群(一期)开发工程包括1座中心平台、5座井口平台，2013年11月取得环评批复(号),2015年投产。平北黄岩油气田群(二期)依托一期设施进行开发，包括2座井口平台。2014年9月取得2环评批复(号),2016年9月投产。随着开采年限增加，为了使油气田持续高产稳产，建设单位计划新增8口调整井，其中利用预留井槽新钻4口(A平台2口、B平台2口)、利用老井侧钻4口(A平台3口、A平台1口).此外，对A平台现有生产分离器进行适应性改造，更换管口等内构件，增大天然气处理能力。本次调整井新增钻屑排放(不排海),根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》(2021年版)要(1)与《全国海洋功能区划(2011-2020年)》符合性分析平北黄岩油气田群位于全国海洋功能区划中的东海我国重要的海洋矿产与能源利用和海洋渔业资源利用区域。区域重点加强油气资源和浅海砂矿资源勘探开发，建设东海油气资源开采基地，加强传统渔业资源区的恢复与合理利用，重点加强上升流区、鱼类产卵场、索饵场等重要海洋生态系统保护与管理。加强海洋环境监测，防治溢油等海洋环境灾害和突发事件发生。维护重要国际航运水道和海底管线设施安全。(2)与《浙江省海洋功能区划(2011-2020年)》符合性分析平北黄岩油气田群位于浙江省海洋功能区划范围之功能区较远(200km以上),施工期和运营期均不会对浙江省海洋功能区产生不利影响。(3)与《浙江省海洋生态红线》符合性分析平北黄岩油气田群位于浙江省海洋生态红线范围之生态红线较远(200km以上),施工期和运营期均不会对浙江省海洋生态红线(4)与《全国海洋主体功能区规划》符合性分析3资源勘探开发工程，符合全国海洋主体功能区规划对于资源勘探开发区“选择油气资源开采前景较好的海域，稳妥开展勘探、开采工作”要求。(5)与《浙江省海洋主体功能区规划》符合性分析(6)与产业政策的符合性“常规石油、天然气勘探与开采”,属于国家产业政策鼓励类项目。(7)与《全国海洋生态环境保护规划(2017年-2020年)》符合性分析全国海洋生态环境保护规划提出：坚持绿色发展预防海洋生态破坏和环境污染。本次调整井施工阶段钻屑排放对海洋环境有短暂局部影响，钻完井结束后海洋环境将较快恢复。生产阶段，生活污水和含油生产水处理达标后排海，污染物产生量均未超过原环评核算值，没有增加对环境的影响，符合全国海洋生态环境保护规划的相关要求。4平北黄岩油气田群位于上海市东南方向约km的东海大陆架上，距大陆岸线约组成模平北黄岩油气田群分两期建设，其中平北黄岩油气田群(一期)开发工程包括1CEP)、5座井口平台及配套海底管线，依托已投产的中心平台程依托平北黄岩油气田群(一期)开发工程建设，包括A平台和B平台B)2座井口平台及配套海底管线。平北黄岩油气田群一期及二期开发工程设施一期1座中心平台CEP,设置油气分离系统、天然气脱水系统和生产水处理系统，原油处理能力水处理能力5座井口平台(),其中,天然气处理能力多条平台间海底管道电缆，以及,天然气处理能力水处理能力CEP平台至平台二期2座井口平台(B):A原油处理能力天然气处理能力,水处理能力B原油处理能力,天然气处理能力水处理能力平台混输管道、1条A到B平台海底电缆平台综合平台|DPP:6腿钻井生产综合平台，1998年投产，设有20中心平台CEP:8腿导管架结构中心平台，2005年投产，活污水处理系统等。原油处理能力,天然气处理能力,水处理能力陆上终端5罐区、污水处理区及行政管理区。海底管线原油外输管道天然气外输管道油气水处理系统各平台均设置生产分离器等油气水处理系统CEP为中心处理平台，设置油气水处理增压系统，将周处理后的湿天然气和含水2%的凝析油通过海底管道输送至A平台后，与的物流，进段塞流捕集器进行气液两相分离，分离出的气脱水后输往CEP平台中转后外输至宁波终端；分离出的油经过分离器处理合格后输往DPP平台中转外输至岱山终端。各平台含油生产水处理均采用“生产水缓冲罐+然后经一级、二级聚结过滤器处理后达标排放。冲，从罐顶溢流口排海。6本次共实施8口调整井，其中4口为利用平台预留井槽，4口为侧钻。平台利用预留井槽井数(口)侧钻井数(口)井别A/A2B2/此外，对A平台现有生产分离器进行适应性改管线改造，将测试分离器和生产分离器并联使用，平台井名是否1是2是3是4是5否6否7否8否本次调整井钻井作业采用油基钻井液(密度g/cm³,粘度sec/qt),钻井结束后收集运回陆地交有资质单位回收，不排海本次调整井投产后，3座平台产能预测如下。表2.4a调整井投产前后A产能预测表(日产量)日产量，(油、水：m²/d,气：10*m³/d)7气日产量，(油、水：m³/d,气：10*m²/d)表2.4c调整井投产前后B产能预测表(日产量)日产量(油、水：m³/d,气：10⁴m³/d)由表可知，本次调整井投产后日最大产油量为m³/d(2023年),日最大产气量为m³/d(2023年),日最大产水量为m³/d(2030年);A日最大产油量为m³/d(2022年),日最大产气量为m³/d(2022年),日最大产水量为m³/d(2027年);B日最大产油量为m³/d(2022年),日最大产气量为m³/d(2023年),日最大产水量为m³/d(2030年)8表2.4dCEP平台产能预测表(日产量)日产量(油、水：m³/d,气：10*m³/d)根据平黄油气田群各平台产能预测，本次调整井投产后各平台产能校核如下：平台处理能力油m²/d气10*m³/d水m²/d改造后符合要求CEP平台接收各平台处理后的物流，进段塞流捕集器进行气液两相分时间设计压力力(kPaA)度(℃)2016年2014年2005年2014年油海底管道1998年|由表可知，本次调整井投产后，所在3座平台油、气、水的产生量均未超过本平台设计处理能力；依托的CEP及海底管道均符合要求。9总平面及现场方案老井生产管柱，清洁井筒处理井筒中残留污油，返出含油污水回收至生锁并回收水下采油树、下入隔水管及水下防喷新井开钻依次进行一开、二开、三开等作业，下套管固井(或裸眼完井)完井。涉及生产设施的新建及改造。因此，调整井本次调整井钻完井作业时间总计390天，施工人数约120人。施工天数(天)施工人数(人)预计开钻时间22022年8月22022年10月22022年4月22022年8月22022年6月22022年10月22022年4月22022年6月无生态本项目离岸较远(约290km),不在《浙江省海洋功能区划线》范围内。根据全国海洋功能区划，本项目所在海域位于东海陆架海域，为我国重要的海洋矿产与能源利用和海洋渔业资源利用区域。其海洋环境保护要求为：水质执行不劣于现状海水水质标准；沉积物执行不劣于现状海洋沉积物质量标准；海洋生物质量执行不劣本次现状调查资料引自《2021年秋季海洋生态环境质量现状调查与评价专题报告》,调查单位为,采样时间为2021年8月26日~9月6日，布设49个常规调查站位，调查内容包括水质、沉积物状况和生物生态；生物质量站位23个；另在HY1-1CEP及其附近布设加密水质调查站位5个。(2)海水水质选择pH、CODMn、DO、无机氮(硝酸盐氮、亚硝酸盐氮、氨氮之和)、活性磷酸盐、铜、铅、锌、镉、铬、总汞、砷、石油类、硫化物、挥发酚作为评价因调查海区海水除了活性磷酸盐外其它各项因子均达到《海水水质标准》(GB1997)中一类海水水质标准要求。活性磷酸盐：调查海域海水中活性磷酸盐10m层08、S10-11、S14、S17-18、S20、S29-30、S32、S35、S38-48站位，磷酸盐均达到第二类海水水质标准。其他层次及站位活性磷酸盐达到一类海水水质标准。本次调查海水中pH、溶解氧、CODn、石油类、硫化物、挥发酚、汞、砷、铬、铜、镉、铅、锌等均符合第一类海水水质标准；活性磷酸盐超第一类海水水类海水水质标准；加密监测站位石油类与化学需氧量均符合第一类海水水质标准。沉积物质量评价因子包括有机碳、硫化物、石油类、铜、铅各项监测指标均符合第一类海洋沉积物质量标准。1)叶绿素a和初级生产力调查海域表层叶绿素a值的变化范围为ug/L,平均μg/L;10m层叶绿素a值的变化范围为ug/L,平均ug/L;50m层叶绿素a值的变化范围平均μg/L。各站叶绿素a含量较低.海洋初级生产力范围为mg·C/(m²·d),平均为mg:C/(m²·d),海区初级生产力为一般水平。2)浮游植物本次调查共鉴定出浮游植物4门101种，各站位浮游植物细胞数量较多，平面分布差异较大，各站位浮游植物细胞数量波动范围在cell/m³之间，平均值为浮游植物多样性指数(H)变化范围在0.06~2.44之间，平均值化范围在0.02~0.52之间，平均值0.12;丰富度指数(d)变化范围在0.本次调查共鉴定出浮游动物11类119种。浮游动物生物量平均值为mg/m³,各站位生物量波动范围在mg/m³之间；浮游动物总个体密度平均数量为个/m³,各站位数量波动范围在个/m³之间，浮游动物个体密度呈斑块状分布。浮游动物多样性指数(H')平均4.26,各站位波动范围在2.48~4.83之间；均匀度(J)指数平均值0.89,各站位波动范围在0.49~0.98之间；丰富度指数(d)平均值4.19,各站位波动范围在2.12~13.37之间。总体来看，各站位落均匀度良好，表明调查海区群落结构稳定，水本次调查共鉴定出底栖生物9门102种。平均生物量为g/m?,范围为g/m²。平均个体密度个/m²,变化范围为个/m²。底栖生物群落种类多样性指数(H')平均为2.50,变化范围为1.00~4.17;均匀度(J')指数平均为0.96,变化范围为0.72~1.00;丰富度指数(d)平均为1.08,变化范围为物多样性较好，各种类间个体分布匀均，结构稳5)生物质量本次调查共对23个站位的鱼类、甲壳类中石油烃、铜、铅、锌、镉和其中，鱼类、甲壳类生物体内污染物含量的评价标查简明规程》中规定的生物质量标准，石油烃含本次渔业资源调查资料引自《东海海域(区域一)秋季渔业资源及渔业生产现状调查与评价报告书》,调查单位为调查时间为2020年11月4日～11月27日。共设6个断面，24个站1)鱼类资源状况本次调查鱼类共有37种，隶属10目、35科、35属，其中类平均重量和尾数资源密度分别为kg/km²和尾/km²本次调查鱼类优势渔获物共有6种。其中七星底灯鱼为第一优势种，其相对重要性指数为7096,出现率为70.83%。其次为带鱼，相对重要性指数为6786,出现率为100%。2)甲壳类资源状况本次调查甲壳类有7种，隶属1目、3科、5属。甲壳类平别为kg/km?和尾/km²。甲壳类优势渔获物共有3种。其中大管鞭虾为第一优势种，其相对重要性指数为373)头足类资源状况本次调查头足类有13种，隶属3目、7科、9属。其中以枪平均重量和尾数资源密度分别为kg/km²和|尾/km²。本次调查头足类优势渔获物共有4种。多钩钩腕乌贼为第一为6221,出现率62.5%。其次为太平洋褶柔鱼，相对重要性指数1676,出现率54.17%。本次调查垂直采样共获得鱼卵和仔稚鱼20种，隶属于9目17科，另有1种未能鉴定。鱼卵共计4种以上，带鱼科和短鳄齿鱼科为鱼卵优势种，合计占鱼卵总数量的41.2%;仔稚鱼共计20种，数量最多的是发光鲷，占总数的37.5%。鱼卵出现站位数较少，出现率仅29.2%。丰度平均值为■粒/m³;仔稚鱼丰度平均■尾/m³,出现站位数要多于鱼卵出现站位，出现率为70.8%。的原有环境污染和生态问题投产时间东海平湖油气田开发工程环境影响报告书新建DPP平台、岱山终端、1998年程环境影响报告书台平2005年发工程环境影响报告书新建CEP平台、A平台、C平台、宁波终端及相应管线(一期)开发工程平台及相应管线(二期)开发工程BB平台及相应管线(2)环保设施运行情况根据2021年生产水、生活污水监测报表数据可知：各平台生产水经处理后石油类含≤45mg/L);生活污水经处理后COD含量符合《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008)中的三级标准(≤500mg/L),环保设施运行情况良好，生活污水和生产时间B平台月均监测值mg/I月均监测值mg/I月均监测2021年1月2021年2月2021年3月2021年4月2021年5月2021年6月2021年7月2021年8月2021年9月2021年10月2021年11月2021年12月时间B平台月均监测月均监测月均监测2021年1月2021年2月2021年3月2021年4月2021年5月2021年6月2021年7月2021年8月2021年9月2021年10月2021年11月2021年12月生态保护目标本项目距离保护区、海洋生态红线区等敏感目标较远，参考《技术导则(GB/T19485-2014)》中海洋生态环境影响三级评价范围无自然保护区、海洋特别保护区、水产种质资源保护区和海洋生周围主要环境敏感目标为海域附近的渔业三场一通道。本项鳗的越冬场内，最近的绿鳍马面鲀索饵场位于工程以北约km,其余距离均在km以上。道东海带鱼越冬场东海海鳗越冬场绿鳍马面鲀索饵场方位及距离(km)12月~翌年3月12月~翌年3月10月~11月12月~翌年3月3月~5月绿鳍马面鲀越冬场绿鳍马面鲀产卵场该区域是我能区分类及量应不劣于洋生态红线》划定范围之外，位于《全国海洋功能区划》中国重要的油气资源分布区，主要功能为矿产与能源开发、渔《海水水质标准》(GB3097-1997)《海洋沉积物质量》(GB18668-2002)的东海陆架海域，质量和海洋生物质海水水质海洋生物质量贝类(双壳类)软体类(除双壳类以外)、甲壳类和鱼类(重金属)软体类(除双壳类以外)、甲壳类和鱼类(石油烃)人为造成的海水温升夏季不超过当时当地1℃,其他季节不超过2℃人为造成的海水温升不超过当时当地4℃同时不超出该海域正常变动范围的同时不超出该海域正常变动范化学需氧量(COD)总汞砷锌镉铅铜总铬项目1汞(×10⁶)≤2镉(×10⁶)≤3铅(×10-6)≤4锌(x10⁶)≤5铜(×10⁶)≤6铬(×10⁶)≤7砷(×10⁶)≤8有机碳(×10-2)≤9硫化物(×10⁶)≤石油类(×10⁶)<软体类中贝类(双壳类)生物体内污染物质含量的评价标准采18421-2001)规定的第一类标准值，其他类(甲壳类、软体类和鱼类)生物体内污染物质(Hg、Cu、Zn、Pb和Cd)含量评价标准采用《全国海岸带和海涂资源综合调查简明规中规定的生物质量标准，鱼类、软体类体内石油烃类含量的评价标准采用《第二次全国海表3.6c生物体污染物评价标准(×10⁶湿重)//贝类甲壳类/22//2/(2)污染物排放和控制标准2008),所在海域属于三级海域；根据《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分方案》(交海发〔2018〕168号),所在海域位于控制区管控范围之外。本项目所采用的污含油生产水性分级(GB18420.1-2009)二级生产阶段排放的度限值(GB4914-2008)三级(一次容许值)钻屑性分级(GB18420.1-2009)二级钻井阶段排放的钻屑度限值(GB4914-2008)三级度限值(GB4914-2008)三级钻井阶段及生产阶段生活污水的生产度限值(GB4914-2008)三级度限值(GB4914-2008)三级除颗粒直径<25mm的食品废弃物以外；其他生活垃圾禁止含油/石油类<15mg/I水船舶生活/与最近陆地间距离>12海里的海域，船速不低于4节，且船速下的最大允许排放速率。放船舶/施塑料、废弃食用油、生活废弃物17在距最近陆地3海里以内(含)以外的海域可以排放。船舶大气物方案(交海发[2018]168号)/染物的排放应满足《船舶大气污染物排放控制区实施方案(交海发[2018]168号)》的要求/无施工期生态环境影响调整井施工阶段产生的污染物主要为钻井液、钻屑等，此外还有施工人员产生的仅对生产分离器进行适应性改造，更换管口等内构件，不新增其他本次调整井项目钻井采用油基钻井液体系。单口井钻井液使用量约m³,本次8口调整井共计使用油基钻井液约m³。钻井期间，从井口返出的钻井液和钻屑通过振动筛以及离心机等设备进行分离处理后，钻井液返回泥浆池，分离出的钻屑检测合格后达标排海；钻完井结束后，油基钻井液运回陆地交有资质单位进(2)钻屑据建设单位核算，油基钻井液钻屑产生总量约m³;钻井期间返出的钻井液和钻屑通过振动筛及离心机等设备分离处理，分离出的钻屑检测合格后达标排海；检测不合格的钻屑，经油基泥浆钻屑优化处理设备进一步处理、检测合格后井名钻井时间(天)放量(m³)放量(m³)速率(m³/d)000000000/年5月，见附件)钻屑样品的检测结果，通过振动筛以及离心机等设备处理后的钻屑含油率最大为%,满足《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008)海上施工阶段产生的生活垃圾主要是食品废弃物和食品包装物等，根据海洋石油开发的多年统计资料，生活垃圾按1.5kg/(人·日)计算，其中食品废弃物按1.0kg(人·日)计算。生活污水按0.35m³/(人·日)计算。本项目调整井施工天数为390天，作业人数为120人，生活垃圾产生量约70.2t,其中食品废弃物约46.8t;生活污水约16380m³。本次调整井使用钻井船进行钻完井作业，生产垃圾产生量按0.5t/天计算，生产垃圾产生量约195t本次调整井废气主要来自于施工船只及机械排放的柴油机尾气，主要污染物NO₂、SO₂、CO、烟尘等，此类废气为间歇排放，随着施工结束而结束。本次调整井钻井需2艘钻井船及配套4艘支持船，产生一定的机舱含油污水，按照每船每天0.5m³计，总共约1170m³。施工期污染物排放及污染防治措施汇总见下钻屑处理后经检验合格达标排海钻井期间循环使用，钻完井结束后运回陆地交有资质单位进行处理，不排海生活污水按《船舶水污染物排放控制标准》(GB3552-2018)相关要求排海钻完井阶段，生活垃圾除食品废弃物粉碎后排水处理达标后排放；生产垃圾运回陆地处理；机舱含油污水按《船舶水污染物排放控制标准》(GB3552-2018)相关要求排海。油基钻井液运回陆地不排海。钻屑排放虽为短期行为，但瞬间排放速率较大，对海水水质、海底沉积物和生物生态有一定影响。本次调整井钻屑排放的水质影响分析类比《平北黄岩油环境影响报告书》中钻屑排放预测结果。本次调整井与类比对象处于同一海域，水深及水动力条件一致，具有可比性。类比环境条件如下。本项目工程名称一批)/平北黄岩油气田群(二期)同一海域14863m³,钻屑平均排放速率钻屑排放量4600m³,钻屑平均排放速率最大为19.29m²/d(钻屑比重按1.9g/cm³计，合本项目小于类比结论本项目与类比对象为同一海域，水深、水文动力、位置一致，钻屑排放方式一致，且本项目排放源强均不超过类比对象，因此具有可比性，类比结果合理。根据《平北黄岩油气田群(二期)环境影响报告书》,钻要在钻井附近水域内，超一(二)类水质海域的最大外包络线面积为0.277km²,离排放点的最大距离为0.43km,恢复到一类水质所需最长时间为3.8域面积为0.025km²,超四类水质海域面积为0.005km²。钻屑覆盖厚度不小于2cm的区域面积为0.11km²,离排放点最大距离约为0.22km。面积(km²)面积(km²)面积(km²)距离(km)质时间(h)表层(海面以下中层 因此，本项目钻屑排放过程中，悬浮泥沙增量超过10mg/L的影响面积和距排放点最大距离将不超过0.43km,钻屑停止排放后，可在3.8h内恢复到一类水质物生态造成的损害。根据《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》2007),结合现状调查鱼卵仔稚鱼及游泳生物密度、影响(10+粒)(10⁴尾)515 持续性损失量(钻井307天，16个周期)因此，本次调整井钻完井期间钻屑排放所造成的鱼卵损失量不超过应偿为一次性损害额的3倍”,本次调整井施工阶段悬浮物扩散造成的生物资源损害属鱼卵、仔稚鱼的经济价值应折算成鱼苗进行计算，其经济价值按下式计算：式中：M—鱼卵、仔稚鱼经济损失金额(元);W—鱼卵、仔稚鱼损失量(个，尾);P—鱼卵和仔稚鱼折算为鱼苗的换算比例，鱼卵生长到商品鱼苗按1%成活率计仔稚鱼生长到商品鱼苗按5%成活率计算，单位为百分比(%);E—成活鱼苗的商品式中：M—第i类渔业生物资源的经济损失额(元);W—第i类渔业生物资源的损失量(kg);E—生物资源的商品价格。生物资源(包括渔业格按当地海洋捕捞产值与产量均值的比值计算，按15元/k经计算可知，本次调整井造成生物资源损失金额不超过万元。运营期生态环境影响分析运营期主要污染物为含油生产水、生活污水、生活垃圾、因子为石油类、COD等。本次调整井投产后，除在A平台对生产分离器进行适应性改造、更换管口等内构件外，不新增其他生产设施和生活设施。含油生产水最大排放量未超过原环评生产水的预测源强，处理达标后排放入海；平台定员不变，运营期生活污水、生活垃圾产生量不变，没有新增对海洋环境的线环境分析本项目属于新钻调整井作业，在已建油气田的现有平台施工期生态环境保护(1)钻井液、钻屑本次调整井钻井采用油基钻井液体系。钻井期间，从井口返出的钻井液2008)三级标准和《海洋石油勘探开发污染物生物毒性》(GB18420-2009)二级标准后排海。参考《KQT-WHPA8H钻屑检测报告》钻屑样品的检测结果，通过振动筛及离心机处理后的钻屑含油率最大为%,可达标排海。检测不合格的配备的油基泥浆钻屑优化处理设备进一步处理、检测合格后在原作业平台达标排海。(2)生活污水和生活垃圾施工人员的生活污水经生活污水处理装置处理达标后排垃圾的排放与处理执行《船舶水污染物排放控制标准》(GB3552-垃圾中食品废弃物用食品粉碎机粉碎到粒径<25mm后间断排放，其他运回陆地处理。(3)船舶机舱含油污水施工船舶机舱含油污水经船舶含油污水处理装置处理达标后排海。2018)的规定，所有参加海上施工作业的船舶都按要求配备油水分离器，机舱含油污水(4)生产垃圾施工期产生的生产垃圾经收集后全部运回陆地委托有资质单位进行处理，并按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》规定的要求进行回收利用或处置。(5)废气施工期废气主要来自于施工船只及机械排放的柴油机尾气，主要污染物NO₂、S本项目位于《船舶大气污染物排放控制区实施方案(交海发[201制区之外，施工船舶应满足《2020年全球船用燃油限硫令实施方案》(海事局公告2019年第20号)相关规定：自2020年1月1日起，国际航行船舶进入中华人民共和国管辖水域应当使用硫含量不超过0.50%m/m的燃油。调整井施工期间钻屑排放引起的悬浮沙会对海洋生物造成一定的影响。本项目处于东海带鱼和东海海鳗的越冬场内，钻井过程率，减少悬浮沙扩散的影响面积，最大限度地减少对海洋生物的影施工期应采取防范措施，针对可能出现的不同风险类型，制施，减少风险事故发生的概率、降低溢油事故后对环境造成的影(1)制定严格的井喷预防措施。强化井控方案及应急处理预案，配备安全有效的(2)充分考虑钻井设备的各自保护措施并提供防火防爆保护，提供充分的消防设备，预防钻井船及平台火灾和爆炸。(3)避免燃油舱破损引起的燃料油泄漏。加强工作船舶操作人员的日常安全防范值班瞭望，保证无其他无关船舶干扰以保证(4)预防地质性溢油。关注地层压力稳定，关注对应的井控措施，从根本上杜绝(5)预防油基泥浆泄漏。检查泥浆池及管线阀门的密封性，确保密封完好，并由控，发现异常及时汇报、启动井控程序和相关应(6)在预防为主的基础上，充分利用现有的溢油应急处理能力和措施，降低海上溢油的环境污染程度。完井作业溢油应急计划》,溢油应急计划内容包括调整井钻完井作业期间，主要风险的运营期生态环境保护本次调整井投产后，运营期产生的主要污染物为含油生产底污水、生活垃圾、生产垃圾)、生活污水、生产垃圾以及生活垃圾等。项目运营期产生的含油生产水经生产水处理设施处理达标后排海。生产水最大产生量未超过相关设施的处理能力，对海洋环境的影响程度均未超过原环评核算其余污染物，包括船舶污染物(船舶舱底污水、生活垃圾、生产垃圾)、针对运营期油气泄漏等风险，建设单位已于2018年修编了《平北黄岩油气田群(一期)溢油应急计划》《平北黄岩油气田群(二期)溢油应急计划》,并在国家海洋局东海分局备案(备案文件见附件)。上述溢油应急计划内容包括生产运营阶段的溢油风险分划可以实现开发生产期间发生溢油事故时能目前建设单位正在对《平北黄岩油气田群(一期)溢油应急计划》《平北黄岩油气本次调整井投产后，纳入平北黄岩油气田群(一期、二期)现有跟踪监测计划中监测含油生产水中的石油类和生活污水中的化学需氧量(COD)值；监测频率和方法按照《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008)和相关管理要求执行。依托平北黄岩油气田群(一期、二期)现有跟踪监测计划，对所在海域的相关平台周边的海水水质、沉积物、海洋生物生态(包括叶绿素a、浮生物、生物质量)进行跟踪监测。本项目环保投资约万元，明细如下。投资123溢油应急设备海洋生态损失补偿费用4检测费内容陆生生态////水生生态钻屑经检验合格、生活污水经生活污标后排海；排海。发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008)三级标准物生物毒性》(GB18420-度限值》(GB4914-2008)三级标准。准》(GB3552-2018)。处理达标后排海。境////////声环境////振动//////固体废物食品废弃物粉碎后圾及生产垃圾运回陆地处理。食品废弃物粉碎后运回陆地处理。三级标准电磁环境////井平台火灾和爆损引起的燃料油溢油，预防油基泥浆泄漏等。《西湖凹陷区块调整井钻完井作业溢油应急计划》田群(一期)溢油期)溢油应急计划》环境监测//纳入平北黄岩油气田群(一期、二期)现有跟踪监测计划。/////本项目在平北黄岩油气田群现有平台新钻调整井，新增钻屑排放(油基钻井液运回陆地不排海),根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》(2021年版)要求，需编制环境影响报告本项目为海洋油气勘探开采工程，属于《产业结构调整指导目录(2019年本)》中的“鼓励类”,符合《全国海洋主体功能区规划》和《全国海洋功能区划(2011～2020年)》相关要求；洋生态红线较远，施工期和运营期均不会对其产生不利影响。本项目处于东海带鱼和东海海鳗本项目施工期生活垃圾中的食品废弃物粉碎后排海，其他生活垃圾及生产垃圾运回陆地处经检验合格后排海，且影响范围不超过原环评核算值。施工期对海洋环境影响较小，且工期较附表编制单位和编制人员情况表项目编号建设项目名称平北黄岩油气田群调整井项目(第一批)建设项目类别环境影响评价文件类型单位名称(盖章)中海石油(中国)有限公司上海分公司统一社会信用代码法定代表人(签章)主要负责人(签字)刘建忠直接负责的主管人员(签字)张瑞环、项靖宁单位名称(盖章)海油环境科技(北京)有限公司统一社会信用代码1.编制主持人姓名职业资格证书管理号信用编号张生光2.主要编制人员姓名信用编号张生光建设项目基本情况、建设内容、生态环境现状、保护目标及评价标准、生态环境影响分析、主要生态环境保护措施、生态环境保护措施监督检查清单、结论、附图、附件、附录附图2地理位置图附图3平北黄岩油气田群海上设施布局示意图附表1水质调查结果平北黄岩油气田群调整井项目(第一批)环境风险专项评价本项目为海洋油气开发，涉及的危险物质主要为油类(凝析油、燃料油)和天然气。根据建设单位提供资料，本项目调整井涉及3座平台的设施、管汇、储罐等油类最大在线量约为m²,天然气最大在线量约为Sm²,均远小于《建设项目环境风险评价导则》(HJ169-2018)其中对应的临界值，危险物质数量与临界量的比值Q小于1,由此可判2.1物质危险性识别标识中文名：天然气UN编号：1971外观与性状：无色无臭易燃易爆气体沸点(℃):-161.49相对密度：(水=1)0.45(液化)饱和蒸气压(kPa)53.32(-168.8℃)临界压力(MPa):4.59临界温度(℃:)-82.3稳定性：稳定聚合危害：不聚合危险性类别：第2.1类易燃气体引燃温度(℃):482~632闪点(℃):-188最小点火能(MJ):0.28最大爆炸压力(kPa):680燃烧热(MJ/mol):889.5火灾危险类别：甲B燃烧(分解)产物：CO、CO₂、水危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物、遇灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容性质工作场所最高容许浓度MAC:300(mg/m³)危害健康危害：当空气中浓度过高时，使空气中氧气含量明显降低，急性中毒：当空气中浓度达到20~30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、急救吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停泄漏迅速撤离泄漏污染区人员至安全处，并立即隔离，严格限制出入呼吸器，穿一般消防防护服。合理通风，禁止泄漏物进入受限制的空间(如下水道),以避免发生爆炸。切断气源，喷洒雾状水稀释，抽排(室内)或强力通风(室外)。如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至空旷地方，或装设适当喷头烧掉。也可将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善处理，修复储运于阴凉、通风仓间内。仓温不宜超过30℃。原理或中、热源与央企、压缩空气、卤素(氟、氯、溴)等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。开关设在仓外。配备相应品种和数量的想放弃才。罐储时要有防火防爆技术措施。露天储罐夏天要有降温措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。运输按规定路线行驶。勿在居民区和人口内容标识中文名称凝析油外观与气味已烷、庚烷、辛烷等不溶于水相对密度水=1空气=1引燃温度(℃):/险性极易燃，其蒸气与空气混合能形成爆炸性混合物。遇热源与明火有燃烧爆炸的危险。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源会着火回燃。强氧化剂、卤素本品有麻醉作用。急性中毒：头晕、头疼、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下、尿失禁、意识丧失甚至呼吸停止侵入途径吸入2.2油气泄漏风险识别(1)井喷/井涌(2)火灾/爆炸(3)船舶碰撞燃料油泄漏(4)供应船输油软管破裂(5)油基钻井液泄漏(1)井喷/井涌(2)平台管线或设备泄漏泄漏入海。(3)海底管道破裂后管线的实际最大输送压力和最大输送温度未超过管线的最大允许操作压力和最大允许操(4)船舶燃料油泄漏(5)地质性溢油风险事故2.3危险物质向环境转移的途径识别危险物质包括油类(原油、柴油)和天然气，向环境转移的途径主要通过水体污染(海水污染),环境风险类型为危险物质泄漏，具体分析见下表。危险物质油类(原油、柴油、凝析油)易燃易爆、有毒有害物质泄漏水体(海水)天然气易燃易爆、有毒有害物质泄漏水体(海水)、大气归纳整理了挪威科学工业研究基金会(SINTEF)、挪威船级社(DetNorskeVeritas)等机构(1)井喷或井涌井别井涌次/(井·a)(2)平台火灾爆炸本项目涉及3座平台、油气处理区3处。由此估算生产运营期间，项目依托设施火灾事故发生频率为1.20×10²次/a。本项目钻井期钻台和泥浆池区为敞开区，自然通风不易形成(3)船舶碰撞生碰撞。参考《风险评估数据指南》(2010),船舶与平台等油田设施发生碰撞的概率见下。碰撞频率(世界范围)本油田船舶我国海上实施调整井作业起至今30余年未发生过施工船舶碰撞导致的溢油事故。综上分析生重大损伤不一定会引起溢油事故，因此，船舶碰撞引发溢油事故的概率低一个数量级(4)海底管道泄漏挪威船级社(DetNorskeVeritas,DNV)等的统计数据，海底管道(开阔海域)事故概率如●输送处理后的油气，钢管管径>24英寸：1.4本项目依托的输油管线共计5条，总长度约580km,涉及管道均输送处理后的油气且管径小于24英寸。经计算后本项目涉及海底混输管道发生溢油的概率为2.96×10²次/a。由于本项目在现有平台上实施调整井，均依托现有平台间海底管线，不新增其他设施设备、不新建海底管线，运营期不新增海底管道泄漏的风险。因此海底管道破裂/断裂引起的溢油事故不属于本工程新增的环境风险。(5)平台含油储罐泄漏平台上的储罐通常分为常压储罐和带压储罐，常压容器主要有柴油罐、化学药剂罐、开式排放罐等；带压储罐主要有分离器、闭式排放罐等。通常容器泄漏可进行自动关断，通过及时收集和清理泄漏现场，可避免泄漏物入海。本项目所涉及3座平台上主要存在的含油储罐主要为6台生产分离器、8个柴油储罐，则计算可知本项目运营期发生含油储罐泄漏的概率为3.06×10⁴次/a。罐类别事故类型常压罐固定顶罐破裂(次/罐-年)带压罐(6)油基钻井液事故排放本项目使用油基钻井液作业时，所有排海口均挂牌封闭(单个泥浆池约100m³,钻井船配置多个)。钻井结束后油基钻井液运回陆地，钻屑经处理、检测合格后达标排放。除遇极端天气或者极其严重的管理事故，正常工况下不会出现油基钻井液超标排放。该风险仅存在于钻井期间，在严格遵循作业守则的前提下油基钻井液排放的可能性极低。3.2溢油事故溢油量估计(1)井喷/井涌本项目在正常生产作业过程中发生井涌或井喷的概率较小。修井作业中，由于修井液比重失调、防喷措施不当及其他误操作等，可能引发井喷事故。井喷事故溢油量一般难以估计。(2)船舶碰撞(3)平台储罐、设施泄漏(4)海底管道泄漏的混输管道计算生产阶段可能的海管溢油量。根据《平北黄岩油气田群(二期)开发工程环境影响报告书》核算结果，至平台的|的|混输管道的管道容积、油气比，并综合考虑泄漏尺寸和应急反应时间，确定溢油量为100m³。3.3风险分析小结1井喷/井涌高2原油/凝析油高3燃料油高4原油/凝析油高5原油/凝析油、燃料油中6钻井液、未处理达标的含油钻屑中7地质性溢油中本项目存在井喷/井涌的风险，由于平北黄岩油气田群在生产生船舶碰撞导致溢油的概率很小(低于3.9×10⁷次/a)。根据《建设项目环境风险评价技术《平北黄岩油气田群(一期)开发工程环境影响报告书》《平北黄岩油气田群(二期)开发工程环境影响报告书》均已经分析了井喷、火灾和爆炸、(船舶)燃料油泄漏、海底管油气田群(一期)开发工程环境影响报告书》选取cEP至|-DPP平台油气混输管道在CEP平台附近发生断裂，溢油量为150m³;《平北黄岩油气田群(二期)开发工程生断裂，溢油量为100m³。4.环境风险事故影响分析结合原《平北黄岩油气田群(一期)开发工程环境影响报告书》《平北黄岩油气田群(二期)开发工程环境影响报告书》中的事故类型、概率分析及溢油量、预测情景模式及相关预根据《平北黄岩油气田群(二期)开发工程环境影响报告书》,事故情景为|至A混输管线在A平台附近发生断裂，溢油量为100m³。大消失时间约30h,最大漂移距离39.08km,最大扫海面积277.2km²;极值风速条件下，油膜最大消失时间约19h,最大漂移距离62.76km,最大扫海面积419.8km²。距离(km)及方位1东海带鱼越冬场即刻抵达2东海海鳗越冬场即刻抵达3绿鳍马面鲀索饵场10/南风4绿鳍马面鲀越冬场5绿鳍马面鲀产卵场6东海带鱼国家级水产种质资源保护区(核心区、实验区)7东海带鱼国家级水产种质资源保护5.1宝云亭气田地质性溢油风险分析宝云亭油气层主要分布在平湖组的,古隆区和反向断槽区气藏剖面图如下。北北东向断裂(平湖次级断层FBX)为控制西湖凹陷的边界断裂，分布于宝云亭地区西纵观宝云亭地区，断层活动普遍持续至花港组时期，仅北东向断层等持续至布在平均渗透率集中分布在平均5.2孔雀亭气田地质性溢油风险分析孔雀亭气田距宝云亭气田约km,区域构造上位于东海陆架盆地西湖凹陷西斜坡平湖较短，断开层位多从基底断至始新统中上部(或渐新统)。模孔以及胶结物微孔。平湖组储层孔隙度在之间，大部分样点孔隙度为|右，渗透率在之间，平湖组油气层主要为中低孔、中低渗储层，且随着埋深的浅层气(含可疑浅层气)、气层(含可疑气层)与地震剖面亮点进行标定对比，开展气层6.1宝云亭气田浅层气风险分析根据已钻井气测录井和测井解释结果，宝云亭各井含油气显示集中在平湖组地层),浅层无显示。基于研究区现有三维地震资料对浅层无测录井井段范围内的浅层气进行了排查。过平台的地震剖面显示以上平台及设计开发井周边地震反射同相轴振幅分布均匀，无明显相变，未见明显强亮点或气云区。临近平台的断层中，最浅的断层断至龙通过对过各个评价井的地震剖面分析，各个目标区断层均仅综上分析认为现有三维地震资料从海底至埋深m的地层中未发现与浅层气相关的未发现疑似气层异常反射。现有资料认为宝云6.2孔雀亭气田浅层气风险分析 B平台4口探井在深度范围内无录井、测井资料，因此受录井、测井地震剖面显示井区仅上倾方向的F1断层断至浅层(龙井组下段),其沟通地层未在海拔深度附近钻遇一套强振幅异常地A平台和B平台含油气显示主要集中在花港组和平湖组地层，浅A平台井区仅F1断层断至浅层(龙井组下段),其沟通地层未见明显亮点综上分析，本次6口设计井钻(1)若海面冒气泡、有微小气流：继续循环，观察气泡/气流是否正在增加；针对气泡(2)若有较大气流出现：以尽可能快的速度泵入压井液压住气流。浅层气位于相对较深的位置时，注水泥塞封井，在浅层气顶部，提前下入导管，安装分流器(转喷器);浅层如钻进时已建立闭路井口，隔水导管上部安装分流器(转喷器),预接放喷管线，在钻(1)一旦发现钻遇浅层气，均应立即停钻大排量循环观察。(2)如果发现气流增加，应适当提高钻井液密度，直至气流得到有效控制才能继续钻(3)如果发现溢流、井涌，立即按浅层气关井程序关井并分流放喷，根据气流的变化7.1风险防范措施●在生产工艺区装备火焰和气体探测器，以监测工艺流程中的火情和可燃气体浓度，●所有