长庆油田分公司长华石油合作开发项目概况(编辑修改稿)

长庆油田分公司长华石油合作开发项目概况(编辑修改稿)内容摘要：

环境科技咨询服务部 15 各环境要素评价范围 表 21 环境要素 评价范围 备注 环境空气 仅对排放的废气进行达标和影响分析 地表水 张瓜咀沟在开发区域内的河段，评价河段长 约 3km 本项目废水零排放 地下水 油区所在范围，重点为采出水回注井附近 声环境 各场站厂界外 1m及厂界外 200m范围内的居民点 生态环境 油区及油区边界向外延伸 1km，管线道路周边200m，个别评价因子根据生态环境完整性适当调整，评价区总面积约 风险 以华一集输站储罐区为中心周围 3km范围 长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部 22 万吨产能开发项目 榆林市环境科技咨询服务部 16 本项目污染物排放汇总见表 31。 项目污染物排放汇总 表 31 时段 要素 污染源 污染物产生量 排放去向 NO2 SO2 烟尘 烃类 运 行 期 大气污染物 油气集输 环境空气 车辆尾气 锅炉烟气 水污 染物 类型 产生量 主要污染物浓度（ mg/L） 排放去向 COD SS 石油类 油田采出水 94050m3/a 2020 240 300 经污水处理设施处理达标后回注油层 修井废水 1595m3/a 1000 2020 1000 洗井废水 7975m3/a 1000 2020 1000 生活污水 12759m3/a COD： 350mg/L；氨氮： 20mg/L 生活污水处理设备处理达标后用于场站绿化 固体 废物 类型 产生量 处置方式 落地油 ，回收处理回收率 100％，零排放 生活垃圾 106t/a 统一收集运输至环卫部门指定地点处置 含油污泥 危险固体废物，按照《危险废物贮存污染控制标准》等相关标准贮存、处置，清罐油泥作为调剖剂，采出水处理油泥全 部交有资质单位处理。 划 分 本次评价的环境保护目标按环境要素划分详见表 32。 主要 环境保护目标 表 表 32 环境要素 保护对象 相对厂界位置 保护内容 保护目标 环境空气 村庄 户数 人数 方位 最近距离（ m） 人群健康 《环境空气质量标 准》二级标准 冯地坑 18 96 SW 900 麻地渠 12 63 N 300 老庄渠 15 82 N 200 西涧 11 71 W 720 吴阳山 17 75 S 60 地表水 张瓜咀沟（季节性河流） 地表 水水质 地表水Ⅲ类标准 地下水 机井 地下水水质 地下水Ⅲ类标准 环境噪声 场站、道路、管线周边 200m范围内居民 人群健康 《声环境质量标准》 2类区标准 长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部 22 万吨产能开发项目 榆林市环境科技咨询服务部 17 施工期环境影响分析 本项目地面工程基本完成，故对不做施工期的环境影响分析与评价。 运营期环境影响 分析 ⑴ 地表水 项目建设对地表水环境产生影响的主要污染源为落地油。 由于井场修建围堰、排洪渠和档土梁等设施，可以防止井场内落地油流出井场。 因此，在正常运行期，落地油不会对地表水体 产生影响。 运行期主要场站及生活基地均设一套生活污水处理设备，处理达标后用于场站绿化，对地表水体影响小。 钻井废水进入防渗泥浆池中，不外排；油田采出水和生产作业废水经污水处理设施处理达标后，回注地层不外排，对地表水影响小。 ⑵ 地下水 运行期，正常生产状态下对地下水影响小，当管线腐蚀或自然灾害造成原油外泄，原油将通过包气带下渗入潜水层，使潜水层受到一定程度污染。 另外，采用注水驱油的方式采油，注水量 798m3/d。 由于区内承压水地下水资源较为丰富，可满足井田用水需求，注水水源井取水 位为白垩系洛河组，对利用第四系松散孔隙裂隙潜水的农业用水及生活用水影响小。 ⑶ 环境空气 项目的废气排放主要来源于运行期场站锅炉、加热炉烟气及采油和原油集输过程中无组织挥发的烃类气体。 加热炉采用伴生气为燃料，经 15m 高排气筒排放，废气中污染物浓度低，均符合排放标准。 因此，本项目运行期排放的废气对周围环境空气影响小。 ⑷ 声环境 运行期各场站机泵噪声级低，经预测厂界噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》 (GB123482020) 2 类标准，项 目实施不会改变区域原有声环境功能。 ⑸ 生态环境影响 本项目运营期对生态环境的影响主要体现在土壤、动物及植被、景观、水土流失等方面，但影响相对较小。 通过采取相应的生态保护与恢复措施后，该油区 长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部 22 万吨产能开发项目 榆林市环境科技咨询服务部 18 建设项目对生态环境的影响可以得到有效减缓，总体看来本项目对生态环境的影响小。 ⑹ 水土流失影响 本项目已基本建成，经过 23 年的恢复，植被基本恢复到施工前水平，工程所涉及区域土壤侵蚀将会有明显的改善。 运营期污染防治措施 ⑴ 地表水污染防治措施 油田采出水和作业废水经采出水水处理设施处理，处理达标后回注油层，不外排；与主要场站合建的生活基地设生活污水处理设施，其它井场设双瓮式漏斗环保厕所，生活污水经处理沉淀用于场站绿化，不外排。 ⑵ 地下水污染防治措施 生产期加强管理，一旦发生油井出油异常，应及时查明原因，若是套管损 坏，应及时更换或采用水泥灌浆等措施封堵套管，防止含油污水泄漏污染地下水。 ⑶ 环境空气污染防治措施 场站锅炉烟囱高度不低于 25m；加热炉采用伴生气作为燃料，设 15m 高烟囱，以减少 NO烟尘等污染物排放量和环境影响；原油集输系统采用全密闭集输流程减少烃类的无组织排放；加强监测管理，定期检查拉油脱水站及试验站油罐的密封状况，防止油罐底板泄漏。 ⑷ 噪声污染防治措施 设备选型尽可能选择低噪声设备；在场站周围栽种树木进行绿化，阻挡和吸收一定噪声；对各类机泵等设置泵房，从源头上进行控制。 ⑸ 固体废物污染防治措施 在井口设井控装置、修建污油回收池及石砌导油槽、井下作业带罐上岗对 落地油进行控制和回收，回收率 100 %；本产能开发项目运行期产生的油泥为。 其中，综合利用 ，剩余 t/a，这部分属危险固废，定期送定边县东港污油泥处理有限公司处理（待长庆油田公司的污油泥处置中心建成后油泥送该中心处置）。 油泥暂存按照《危险废物贮存污染控制标准》等相关标准进行贮存。 场站设置生活垃圾池，对生活垃圾统一收集后送环卫部门指定地点 长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部 22 万吨产能开发项目 榆林市环境科技咨询服务部 19 进行统一处置。 生态环境影响减缓、恢复措施 ⑴ 洗井和维修产生的含油污水运往依托联合站污水处理设施集中处理，不随地排放，避免对 土壤和作物造成影响； ⑵ 井下作业过程严格管理，携罐进场，及时回收井下作业过程中产生的落地油，将落地油的污染限制在井场范围内； ⑶ 闭井期场站拆除采油设备、井下打水泥塞封好井口、拆除井场围堰，挖松固化地面，并对井场土地进行平整、覆土、植被恢复。 恢复初期可撒播草籽，后期可种植乔、灌木，树种可选择油松、侧柏、杨树等。 水土保持措施 运行期的水土保持工作主要是对施工期的水土保持措施进行维护和保养，确保水保工程运行有效；植物生长正常。 清洁生产措施 采用大井组（ 815 口）、丛式井开发建设， 井场布局尽量和管网一致，可有效减少工程占地面积以及对周围生态环境的破坏；采取防止井漏的措施，可有效保护地下水 不受污染。 对输油管线，注水管线及井口设施定期检查、维修，减少或杜绝生产过程中的“跑、冒、滴、漏”现象发生；井场内修建污油回收池及防渗导油槽，用于收集修井作业时从井筒带出的原油，并用罐车定期回收；减少井场落地原油被地表径流携带进入周围水体造成污染。 优化原油集输布置，避开村庄和林地，降低生态影响；原油集输采用全密闭集输流程防止烃类的无组织排放。 主要场站所有的安全阀及事故紧急放空均采用密闭放空至站外 火炬系统燃烧，可避免伴生气直接进入大气造成污染。 环境风险评价结论 ⑴ 本次事故风险评价主要考虑场站储罐燃爆、管道泄漏和采油井套外返水事故； ⑵ 储罐区火灾的热辐射严重影响距离约为 ，无影响的损害距离；储罐爆炸的冲击波死亡半径距离为 ，财产损失半径 ，轻伤 长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部 22 万吨产能开发项目 榆林市环境科技咨询服务部 20 半径距离 ； 极端事故下，有风、 静风时 不同时刻 CO 最大落地浓度均小于半致死浓度，也未超过车间最高允许浓度。 但 CO 逸散范围较大， 30min 后可达。 漏油事故下， 5min 后 非甲烷 总烃在下风向的最高容许浓度高于其厂界无组织排放浓度限值，与厂界无组织排放浓度限值相比，最大超标 倍， 10min以后 非甲烷 总烃在下风向的最高容许浓度均低于其厂界无组织排放浓度限值。 同样非甲烷总烃逸散范围较大， 30min 后达。 因此，必须采取措施尽可能早发现泄漏事故并立即或至少在 5min 内采取切断源头等措施，以使对环境的影响降到最低。 ⑶ 管道泄漏事故影响：一般情况下，发生事故而泄漏于地表的原油数量有限，如果处理及时得当，对周围土壤环境 影响，可得到有限控制，若管道泄漏原油进入河道，泄漏事故发生后 30 min 事故得到控制，在不采取防护措施情况下，将造成油膜覆盖河流长度 ，对这段河流水质和水生生物产生不利影响。 ⑷ 套外返水时，含油污水会直接进入含水层，造成地下水污染，对于白垩系环河组承压水含水层，石油类污染物扩散超标范围 1 年不到 30m， 2 年不到 50m，10 年不到 200m， 20 年才可扩散到 350m， 370m 石油类浓度 ，低于《地表水环境质量标准》中 Ⅱ 类标准；白垩系洛河组承压水含水层，石油类 污染物下游方向扩散范围 1 年可达到 170m， 3 年可达到 490 m， 10 年将达到 1500m， 20 年扩散到接近 3000m，石油类浓度 ，此范围之外地下水不受影响。 风险防范措施 及要求 风险管理措施 ⑴ 严格执行国家的安全卫生标准规范及相关的法律法规，在油田地面开发建设的同时，对安全、防火、防爆、劳动保护等方面综合考虑； ⑵ 制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准； ⑶ 对施工单位及个人定期进行环保安全教育，增强职工的环保意识和安全意识； ⑷ 在施工过程、选材等环节严守质量关，加强技术工人的培训，提高操作水平； ⑸ 在作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程中 长庆油田分公司长华石油合作开发项目经理部 22 万吨产能开发项目 榆林市环境科技咨询服务部 21 严格监督检查，定期考核，从源头上解决安全隐患问题； ⑹ 风险管理是一个动态的、循环的过程，应对不断变化的风险进行评价，并对相应安全维护措施做出调整。 技术防范措施 储油罐区事故的防范措施 一旦原油储罐发生事故，环境风险主要是原油储罐泄漏原油及消防水对水体和土壤的污染，具体的防范措施如下： ⑴ 原油储罐发生原油泄漏，站控调度在接到报警后，立即通知调度中心下令停止向泄漏罐输送原油的操作，关闭进罐流程上的阀门，并迅速开启倒灌流程。 同时关闭防火堤的排水控制阀，用草包、砂土包封堵库区所有下水道及所有地下管沟，尽量将原油控制在防火堤内，防止原油外流。 筑建拦油堤，防止原油外溢到河流中。 同时回收表层原油，对于被污染的土壤及无法回收的原油，运送到有资质的单位处理。 ⑵ 在集输站罐区 设置事故围堰，对油罐事故状态下泄漏的原油进行收集，确保事故下原油不进入地表水体。 原油储罐发生火灾事故，立即进行扑火操作，将废油和消防废水收集到围堰内，待事故结束后，消防污水送至污水系统处理。 根据现场踏勘结果，本项目集输站罐区不设事故罐，评价要求集输站罐区设事故罐，就将泄漏罐的物料从围堰内导入事故罐。 集输站按一处事故设防，即在同一时间内，集输站内只有一处发生事故，事故废水收集池容积按最大事故处计，有效容积按《水体污染防控紧急措施设计导则》推荐的公式计算： V 总＝（ V1＋ V2－ V3） max 式中： V1— 收集 系统范围内发生事故时的泄漏物料量； V2— 发生事故的消防水量； V3— 发生事故时可以转输到其他储存或处理设施的物料量； （ V1＋ V2V3） max— 对收集系统范围内不同装置区或罐区分别计算 V1＋V2－ V3而取出的最大值，也即是最大事故处； 消防废水的最大量为一次灭火所用的最大消防水量，根据建设单位提供的资料，消防 水枪用水。