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1、 一、工程概况1.1 工程地点及背景克拉玛依油田七西区克拉玛依组油藏调整开发建设工程位于准噶尔盆地西北缘克拉玛依油田，距白碱滩区约2km，距克拉玛依市约25km，属克拉玛依油田采油二厂管辖，行政区划隶属于克拉玛依市。地理坐标东经850450.52 85833.30，北纬453842.68 454049.86。本次开发区域位于七西区东南角，地理坐标850521.54 85833.30，北纬453842.68 454016.09，开发面积为625.58hm2。七西区克拉玛依组油藏于1959年63井试油发现后，投入试采开发，1966年全面投产、投注开发。截止2013年12月，克上组共有油井30口，开
2、井40井次，水井21口，开井14井次。日产液601t，日产油73t，综合含水87.9%，日注水平590m3，注采比0.93，采油速度0.19%，采出程度27.1%；克下组共有油井26口，开井33井次，水井16口，开井12井次。日产液294t，日产油59t，综合含水79.9%，日注水平334m3，注采比0.93，采油速度0.25%，采出程度30.4%。1.2 工程基本情况工程名称：克拉玛依油田七西区克拉玛依组油藏2015年调整开发建设工程建设性质：扩建建设单位：新疆油田开发公司建设规模：钻井工程：七西区克上组2015年共部署新井70口，其中采油井49口，注水井21口, 老井利用13口，单井设计产
3、能3.5t，新建产能5.15104t；七西区克下组共部署新井37口，其中采油井26口，注水井11口，老井利用15口，单井设计产能4.0t，新建产能3.12104t。集输系统：新建标准化计量站6座（通集09163），每座站内设11井式多通阀管汇撬1座，计量撬1座。在拟建的1#、2#计量站分别增加一座11井式多通阀管汇橇（通集09141）；新建井口出油管线25.35km，新建集油支线1.7km。注水系统：新建6井式20MPa配水橇5座，其中3#、5#、6#与新建计量站合建，7310、7321旁各扩建1座配水橇；新建注水管线16.0km；新建注水支线1.12km，注水干线1.02km。供配电系统：七
4、西区供电依托已建首站变、白碱滩变两座变电所。新建17座杆架式变电站向49口井供电，80kVA（6座）、50kVA（11座）；另外调整6座已建杆架式变电站向16口井供电，调整这6座杆架式变电站变压器容量。剩余井依托已建七西区线、五三一线、71#站线座杆架式变电站。道路系统：新建油田主干道至新建计量站的支线道路3.194km。自控系统：本次项目新建井、计量站、配水橇均实施自动化数据传输。工程投资：项目建设总投资28064万元，其中：工程钻井费用为21310万元。地面工程投资为7754万元。本工程新增占地情况详见表1.2-2。表1.2-2 工程占地情况工程内容工程量临时占地（hm2）永久占地（hm2
5、）备 注采油井75口369临时占地60m80m，永久占地30m40m注水井32口15.363.84临时占地60m80m，永久占地30m40m橇装标准计量站6座1.20.15临时占地50m40m，永久占地25m10m配水橇5座0.40.05扩建2座，和计量站合建3座。临时占地50m40m，永久占地25m10m注水管线16.0km12.80管线临时占地8m注水干线1.02km0.816注水支线1.12km0.8960单井出油管线25.35km20.280集油支线1.47km1.1760简易砂石路3.194km2.561.916临时占地：宽8m；永久占地：宽6m合计91.48814.9561.2.1
6、 钻采工程根据克拉玛依油田七西区克拉玛依组油藏2015年产能建设方案总体要求，本次方案克上组油藏部署调整井70口，其中油井49口，注水井21口，老井利用13口，钻井进尺10.15104m。定向井39口，其中油井30口，水井9口；克下组油藏部署调整井37口，其中油井26口，水井11口，老井利用15口，钻井进尺5.55104m。定向井15口，其中油井12口，水井3口。克上组直井设计井深为1450m，定向井设计井深1498.81m；克下组直井设计井深1500m，定向井设计井深1539.53m。钻井周期平均约为14天，井身结构均为二开。钻进采用套管、尾管射孔完井。1.2.2 地面工程七西区克拉玛依组油
7、藏采用三级布站常温集输工艺。计量方式分两种：接入已建计量站的单井气液采用手动选井计量工艺，单井气液由两相流计量装置计量；接入新建撬装计量站单井气液采用自动选井工艺，单井气液由计量模块计量，计量后的气液进计量站出站管线与其他井气液汇集，自压输至71#转油站，在转油站进行油气分离，油经泵升压进81#原油处理站。1.2.3 辅助工程七西区供电依托已建首站变、白碱滩变两座变电所。新建17座杆架式变电站向49口井供电，80kVA（6座）、50kVA（11座）；另外调整6座已建杆架式变电站向16口井供电，调整这6座杆架式变电站变压器容量。剩余井依托已建七西区线、五三一线、71#站线座杆架式变电站。新建油田
8、主干道至新建计量站的支线道路3.194km。自控系统：本次项目新建井、计量站、配水橇均实施自动化数据传输。1.2.4 依托工程本项目采出原油81联合站处理；本项目施工期产生的废弃泥浆排入废液池固化填埋处理。运营期产生的井下废水采用专用废液收集罐收集后运至81号污水处理场处理。含油污水经81号污水处理系统处理后回注地层，含油泥（砂）由博达生态环保有限公司处理。根据目前依托工程的年处理量，完全可以满足拟建工程的原油、油泥（砂）处理。二 建设工程周围环境现状2.1 建设工程所在地的环境现状2.1.1 生态环境质量现状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（II），准噶尔盆
9、地西部荒漠及绿洲农业生态亚区（II2），克拉玛依石油工业基地环境保护生态功能区。区域内的油气资源丰富，油田勘探开发工作已开展多年，主要的生态环境问题是工业污染，土地盐渍化和沼泽化、风沙危害。保护目标是保护荒漠植被。据现场调查及资料收集，本项目评价区域内无自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、饮用水水源保护区、基本农田等生态敏感区。整个评价区域以荒漠景观为主，生态系统主要是荒漠生态系统，土地利用类型为以未利用地为主，其次还有少量的灌木林地、人工林带、城镇用地和盐碱地等。主要植被类型为长穗柽柳群系，总盖度为5-15%左右。评价区野生动物种类及分布均很少，目前油田开发区主要以伴人种动物为主。
10、生态环境现状总体较差，环境的功能具有一定的稳定性，以及一定的承受干扰的能力及生态完整性。2.1.2 大气环境质量现状评价区域内SO2、NO2、PM10和非甲烷总烃4项污染物指标均低于GB3095-1996中二级标准限值。2.1.3 水环境质量现状评价区地表水白碱滩水库所有的监测指标均达到地表水环境质量标准（GB3838-2002）的类区标准。水质良好。2.1.4 声环境质量现状根据现状调查结果，项目区范围内居住人群距离井场较远（200m以上），本项目施工和运营主要影响的人群为油田的工作人员。监测结果表明：评价区域声环境质量符合声环境质量标准（GB3096-2008）中3类标准的要求，厂界噪声监
11、测中各个监测点的噪声均满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中的3类标准的要求，声环境质量良好。2.2 建设项目环境影响评价范围本项目的评价范围以油田勘探地面建设范围为准，包括钻探区、输油输气管线、道路及相关站场建设区等，各环境因子的评价范围如下。空气环境评价范围：根据大气环境影响评价的工作等级和环境影响评价技术导则，按评价范围的直径或边长不小于2.5km的原则，评价范围以站场、井场为中心，以2.5km为边长的区域。地下水环境评价范围：油田开发区域内的地下水。地表水环境评价范围：克拉玛依油田七西区周围5k范围内无地表水体。声环境评价范围：井场边界外100m范围内；站场边界
12、外1m。生态环境评价范围：油田开发区域向外扩1km的范围。根据环境风险评价等级，本工程的环境风险评价范围是以井场、站场为源点，半径3km的区域，以及管道沿线两侧各200m的范围内。三 环境影响预测及拟采取的主要措施与效果3.1 建设项目的主要污染物概况3.1.1 大气污染源及污染物排放本工施工期的大气污染源主要是钻井柴油机产生的燃料燃烧烟气、施工作业车辆尾气、施工营地取暖锅炉烟气和炊烟等，主要污染物为烟尘、SO2和NOx等。油田开发建设投产后，在正常工况下大气污染的主要来源是油气集输、处理及外输过程中的烃类挥发。拟建项目大气污染物排放情况见表3.1-1。表3.1-1 大气污染物排放情况 时段废
13、气名称消耗量污染物项目烃类CONOxSO2施工期柴油机废气2782t排放量(t)63.0437.08169.81.95运营期管道集输烃类挥发排放量(t/a)36.39/3.1.2 水污染源及污染物排放本工程的水污染物主要包括钻井废水、井下作业废水、采油废水和生活污水等。其中，施工期废水主要为钻井废水和钻井队的生活污水；生产运营期废水主要包括井下作业废水、含油废水等，闭井期无废水排放。拟建工程废水产生量及污染物产生情况见表3.1-2。表3.1-2 工程废水排放量统计废水名称来源废水产生量去向施工期钻井废水1.41104m3废液池固化填埋生活污水2309.06m化粪池自然蒸发生产运营期采油废水13
14、.28104m3/a处理后回注井下作业废水750m3/a运至81号污水处理站3.1.3 噪声源及源强分析本项目在施工期的噪声源主要为井场钻机、发电机、泥浆泵和柴油机等，噪声源集中在钻井井场，各噪声源声压级一般在90100dB(A)，其中钻井过程产生的噪声最大，可达105 dB(A)，经过加隔声罩处理后，可降至8085B(A)。在生产运营期本工程的噪声源主要是连续稳态噪声源和流动噪声源。前者以站场和井场的各类泵机噪声为主，后者主要是机动车辆等造成的噪声。项目区噪声源主要集中在井场及站场，噪声源主要为机泵、分离器等。详见表3.1-3。表3.1-3 油田开发的主要噪声源及源强统计表时段地点设备名称噪
15、声值（dB(A)）工作情况施工期井场柴油机95105连续钻机98连续柴油发电机8595间歇泥浆机90间歇压裂车100间歇车辆90100间歇运营期站场各类机泵8095连续3.1.4 固体废物来源及污染特征分析本项目各阶段的主要固体废弃物有：勘探开发期产生的钻井废弃泥浆、岩屑及施工队生活垃圾；生产运营期产生的落地原油和含油污泥。详见表3.1-4。表3.1-4 固体废物排放情况时期污染物种类产生量去向施工期钻井岩屑6092.58m3置于废液池中，固化填埋废弃钻井泥浆20430.58m3置于废液池中，固化填埋钻井队生活垃圾17.44t统一运至塔河油田1号固废、液废处理场运营期含油泥砂38.625t/a
16、塔河油田污油泥处理站3.2 评价范围内的环境保护目标项目区地处荒漠，无人群居住地，主要为荒漠生态系统，主要环境保护目标如下：（1）水环境保护目标：防止石油开采对地下水造成污染，确保井区范围内的地下水水质保持地下水质量标准的类标准。（2）大气环境目标：保护评价区范围内大气环境质量保持环境空气质量标准（GB3095-1996）的二级标准，保护距离项目区约2km处的白碱滩区不因此次油田开发受到影响。（3）生态保护目标：保护评价区的生态环境，最大限度地减缓项目实施对土壤的扰动和植被破坏，预防水土流失和沙漠化，重点保护项目区内的少量的梭梭植被。（4）声环境保护油田区域噪声符合 声环境质量标准（GB309
17、62008）中 3 类标准。3.3 环境影响及其预测评价结果3.3.1 生态影响预测由于油田开发导致区域内植被覆盖度降低，同时人类活动的加剧也降低了自然生物的生存空间，使物种的抗阻能力减弱，从而加剧了区域景观的不稳定性，使油田开发区域连通度增加，破碎度加大，将对生态系统产生一定程度影响。该项目对区内生态环境的影响包括对土壤、植被、野生动物、生态系统及景观的影响。拟建项目新增永久占地面积14.956hm2，临时占地面积91.488hm2。施工活动和工程占地在井区油气集输范围内并呈点、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。3
18、.3.2 大气环境影响分析（1）本项目生产运行期油区内行驶车辆产生的污染物源强较小且污染源流动性较强，项目所处地较为空旷，环境容量较大，加之项目所在地风速较大，有利于污染物的扩散稀释，因此本项目车辆尾气产生的影响较小。（2）钻井作业柴油机烟气排放集中在钻井施工期的短暂时段，而且平均日排放量不大，加之评价区范围内基本无集中固定人群，地域辽阔扩散条件较好。钻井作业柴油机烟气排放及总烃挥发对周围环境影响较小。（3）项目区非甲烷总烃的无组织排放量较小，均在排放周界外限值2.0mg/m3以下，对空气环境质量影响较小。3.3.3 水环境影响分析3.3.3.1 地表水环境影响本项目油气集输管线及注水管线均不
19、穿越白碱滩水库，并距离白碱滩水库 7km 以上，因而对白碱难水库水质没有明显影响。运营期正常工况下，供排水管道、原油外输管线均不排污，不会对地表水环境产生不利影响。3.3.3.2 地下水环境影响（1）本项目施工期产生的钻井废水在钻井作业期间排入井场防渗废液池内，固化后填埋处理；生活污水集中在临时生活区的化粪池内进行干化处理后，不外排。本项目施工期正常情况下对项目区范围内的地下水环境影响较小。（2）本项目运营期产生13.28104m3/a采油废水进入81号联合站的污水处理系统处理，经处理达标后回注地下。废液作业废水750m3/a，采用专用废液收集罐收集后运至81号污水处理站集中处理。3.3.4
20、声环境影响预测与评价本项目位于油田生产区，所在地主要为为空旷地带，距离周围居民点较远（2km），施工期的施工活动为短期行为，噪声影响范围只局限在施工场地周围一定区域，不会产生噪声扰民问题；运营期产生的噪声影响范围有限，根据监测数据生产油井对周围声环境影响较小，不会产生扰民现象。3.3.5 固体废物环境影响评价及措施钻井废弃泥浆、岩屑存放在井场防渗废泥浆池内，钻井结束后直接进行固化填埋处理，处理后平整井场，恢复自然原貌。各填埋处理设施均进行防渗处理，可以有效防止对地下水和周边土壤环境的污染。因此，可有效地防止钻井废弃泥浆和岩屑对环境的影响；钻井期施工队产生的生活垃圾集中收集后统一运至克拉玛依垃圾
21、场处理。本项目产生的含油污泥集中收集后由博达生态环保有限公司统一处理。因此，本项目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。3.4 拟采取的主要环保措施3.4.1 生态环境影响减缓措施3.4.1.1 井场施工期生态保护措施（1）对油田区域内的永久性占地(井场、站场、道路、集输管线等)合理规划，严格控制占地面积，尽量选择在植被稀少的区域布点。采油井井场永久占地 3040m。井场施工占地6080m。场站建设扰动范围不得超过界外 10m。集油管线施工临时占地宽度不得超过 8m。注水管线施工临时占地宽度不得超过 8m。道路施工临时占地宽度不得超过 8m。（2
22、）埋设各类油、气、水管线时，以尽量避开植被密集区为原则；管沟开挖，尽可能做到土壤的分层堆放，分类回填，特别是表层土壤应分层堆放，在施工完毕后回铺于地表，减轻对土壤的破坏，以利于植被的恢复和生长。严格控制工程施工临时占地，根据管径的大小尽可能少占地。（3）泥浆池防渗处理为保护区域地下水资源，井场泥浆池采用水泥砌筑方式进行防渗。钻井完成后，泥浆池做到掩埋、填平、覆土、压实；覆土层大于 0.6m。（4）无道路区作业车辆“一”字型行驶道路和集输管道施工时，注意保护原始地表与天然植被，划定施工活动范围，严格控制和管理车辆及重型机械的运行范围，所有车辆采用“一”字型作业法，避免并行开辟新路，以减少风蚀沙化
23、活动的范围。（5）管道沿已有道路平行建设管线敷设施工宽度应控制在设计标准范围内，并尽量沿已有道路纵向平行布设。在满足有关安全规范的基础上，减少占用土地。道路选线过程中应尽量利用原有道路，避让梭梭灌丛等敏感区段。油气输送管线同沟敷设，减少占地。（6） 严禁施工人员进行非石油生产的其它活动，如：狩猎、采集动植物、砍柴等。车辆在有野生动物的地区行驶时，禁鸣喇叭。（7）荒漠植物 合理选择管线走向，应避开植被茂盛的区段；管线敷设尽量取直，考虑管线距离最短。在梭梭茂密的地方，限制开挖宽度，采用人工开挖方式。重点保护油区内的梭梭灌丛。管线施工应严格限定施工范围，确定作业路线，不得随意改线。管线施工范围应严格
24、限制在8m范围内。施工机械和车辆应严格按规定在设计场地及便道上作业和行驶，防止扩大对土壤和植被的破坏范围。在保证顺利施工的前提下，应尽可能缩小施工作业宽度，以减少临时占地影响，将施工期对环境不利影响降到最低限度。注意施工后的地表修复，管道回填时，应注意尽量恢复原有紧实度，或留足适宜的堆积层，防止因降水、汇流造成地表下陷形成积水洼地，造成局部地表返盐使土壤肥力下降。管道回填后应注意恢复原有地表的平整度。计转站建设选址尽量少占植被茂密的地块，严格控制占地面积，以减少占地和保护野生植物。（8）此次开发约有7口井和0.81km的管线分布在人工林带内，本环评报告建议在勘探期时尽量避开林带，开发期时尽可能
25、避免砍树，如确需砍树的根据相关规定办理手续后才可砍树或移栽。3.4.1.2管线施工期生态保护措施（1）项目充分利用现有油田道路，减少对地表和植被的破坏；施工中，管线作业范围控制在8m内。管线采用埋地敷设，埋设深度为管顶1.5m。管线开挖时，挖方的堆放应避开植被较密的地带，以便于施工结束后挖方的回填和减少对植被的影响。燃料气管线、掺稀管线与单井采油管线同沟敷设。（2）根据地形条件，尽量按地形走向、起伏施工，减少挖填作业量。（3）管线施工作业结束后，立即对现场进行回填平整，恢复地貌原状，并覆土压实，减少水土流失。（4）对管沟回填后多余的土严禁大量集中弃置，应均匀分散在管线中心两侧，并使管沟与周围自
26、然地表形成平滑过度，不得形成汇水环境，防止水土流失。管线所经地段的原始地表存在局部凹地时，若有集水的可能，需采用管沟多余土或借土填高以防地表水汇集。对敷设在较平坦地段的管道，应在地貌恢复后使管沟与附近地表自然过渡，回填土与周围地表坡向保持一致，严禁在管沟两侧有集水环境存在。（5）在施工过程中，应加强施工人员的管理，禁止施工人员对野外植被滥砍滥伐，破坏沿线地区的生态环境。（6）禁止施工人员对野生动物尤其是珍稀动物的滥捕滥杀，作好野生动物的保护工作。3.4.1.3 运营期生态保护措施本项目严格遵守国家和地方有关野生动植物保护、水土保持等法律法规。主要采取以下生态保护措施，这些措施对于减少植被破坏，
27、减缓水土流失起到了一定的积极作用。（1）提高拉运人员技术素质、加强责任心，贯彻安全驾驶机动车辆的行为规定，严格遵守交通法规，杜绝疲劳驾车等行为，减少对道路两侧植被的破坏。一切作业尽量利用原有公路，按原有车辙行驶，若无原有公路，要严格执行先修道路后施工的原则。不得随意开设便道，杜绝车辆乱碾乱轧的情况发生。（2）加强环境保护宣传工作，提高环保意识，特别是注意对野生动物和自然植被的保护。严禁在施工场地外砍伐植被，严禁捕杀任何野生动物，并在施工现场设置宣传牌，通过宣传和严格的检查管理措施，达到保护生态环境的目的。（3）在道路边、油田区，设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，并从管理上对作业人员
28、加强宣传教育，切实提高保护生态环境的意识。（4）永久占地地面硬化由于油田开发区域内自然条件的限制，植被的自然恢复极其困难，因而对于地面工程建设扰动的地表要进行地面硬化处理，井场及场站地表进行水泥硬化处理，以减少风蚀量。3.4.1.4 闭井期生态环保措施（1）及时、彻底清除采油设备及井场的各类构建设施，平整场地，恢复生态；（2）选择能适应自然条件，在油田服役后期能自然生长的植被种类进行恢复；（3）及时清理作业现场，做到“工完、料尽、场地情”；（4）将各类绿化、防洪固沙工程等移交当地政府；（5）按照中华人民共和国土地管理法及其实施条例等的有关规定，依法办理征地手续，并对土地资源、荒漠林草地植物的损
29、失给予相应的经济补偿。3.4.1.5生态恢复与治理方案该项目建设过程中，钻井、集输管线及地面工程等建设将会侵占土地，破坏原有的植被覆盖层，扰动地表，建设过程中也必然会产生大量的施工创面。这些施工创面大多表面无植被覆盖，导致出现次生裸地以及水土流失现象。根据矿山生态保护与恢复治理技术规范（试行）（HJ651-2013,环境保护部）的规定，该项目建设完成后，应进行生态恢复与治理。施工创面的生态恢复主要为创面的稳定和植被的恢复，采取人工措施恢复施工创面原有的植被群落，或栽种新的植被形成群落。1、生态恢复目标通过对施工创面实施综合植被恢复，使施工创面恢复稳定，在施工创面植被恢复实施效果稳定后，油田工程
30、区施工创面植被覆盖度要达到76%以上，使油田开发区域的生态环境与周边自然环境相适应。2、生态恢复原则自然恢复与人工恢复想结合原则该项目中的管线施工长度较长，全线采取人工恢复不现实，故管线的恢复可采取自然植被与人工植被相结合的措施。在水土流失较严重的区域可采取人工恢复，一般区域只需自然恢复即可。人工植被恢复可选择适应性强，根系发达，固土能力强的乡土植被。井区道路建设施工结束后，临时占应及时恢复，与原有地貌和景观协调。工程措施与生物措施想结合的原则工程区域部分施工创面处于基本稳定、欠稳定和不稳定的状态，单一的生物措施无法达到创面稳定、植被恢复的目的。首先应采取工程措施进行创面稳定，进行生态恢复时，
31、应结合创面的立地条件，采取工程防护与植被防护相结合的措施。该项目井场在钻井完成后，井周围3040m区域要进行地面硬化的工程措施进行恢复，井场的生态恢复可采取工程措施与生物措施相结合的恢复措施。3、生态恢复方案（1）勘探生态恢复油田勘探爆破、勘察活动结束后，对勘探活动造成的地标土壤破坏进行平整，对地表植被进行恢复，恢复其原有功能。（2）井场、站场生态功能本项目钻井107口，永久占地12.84hm2，临时占地51.36hm2。工程结束后，对井场的51.36 hm2临时占地内的土地进行土地平整，恢复地貌。本项目新建6座计量站，5座配水橇（其中3座与计量站合建，2座单独建设），站场临时占地1.6 hm
32、2,永久占地0.2 hm2。工程结束后，对占场1.6 hm2的临时占地内的土地进行土地平整，恢复地貌。施工结束初期，对井场永久占地范围内地表进行硬化，以减少侵蚀量。本项目临时占地不具备绿化条件，应采用砂石等材料覆盖临时占地面积，以防止侵蚀加剧。（3）废弃池生态恢复本项目钻井107口，废弃池池底和池体用粘土压实。然后用土工膜进行防渗。本项目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。施工结束后，废弃泥浆和岩屑固化处理，对泥浆池进行掩埋、填平、覆土、压实。（5）管线生态恢复本项目建设单井出油和集油支线共计26.82km，注水管线、注水支线和注水干线共计18.14k
33、m，临时占地35.968hm2,管线施工宽度控制在8m之内。施工过程中注意保护土壤成分和结构，分层开挖，分层回填管沟，覆土压实，管沟多余土方应作为修路用途，不得随意丢弃。（5）道路生态恢复本项目新建道路3.194km，永久占地1.916hm2，临时占地2.56hm2。开挖路基及取弃土场应根据道路施工进度有序进行，必要时设置排水沟等相应保护措施。工程结束后，取弃土场及时回填、平整、夯实。表7.1-1 本项目生态恢复具体投资恢复对象生态恢复方案投资（万元）硬化面积（hm2）恢复面积（hm2）主要恢复措施永久占地井场占地恢复15.12/平整、覆土，进行地面硬化处理，防止侵蚀40站场占地恢复0.2/5
34、0道路占地恢复1.916/10临时占地井场占地恢复/25.94土地进行平整，恢复地貌，井场、站场砾石覆盖，以防止侵蚀加剧37.45站场占地恢复/1.650道路占地恢复/2.56施工结束分层回填管沟，覆土压实，管沟多余土方应作为修路用途，不得随意丢弃。40管线占地恢复/35.968工程结束后，取弃土场及时回填、平整、夯实50合计14.95691.4883003.4.2 水环境影响减缓措施3.4.2.1 施工期水环境保护措施（1）钻井作业中水基无毒钻井液。钻井时采用双层套管技术，采用下套管注水泥固井完井方式进行了水泥固井，对潜水所在的第四系地层进行了固封处理，防治油层窜层污染地下水。（2）钻井工程
35、产生的钻井废水排入井场防渗的泥浆池，固化后填埋处理。（3）钻井井场采用泥浆循环系统、泥浆泵冷却水喷淋循环系统、钻井污水循环回收罐等环保设施，最大限度减少废水污染物排放量。（4）生活污水量少，且较分散，各井场生活污水集中收集沉淀处理。由于克拉玛依地区气候干旱，年蒸发量远大于年降水量，因此少量生活污水绝大部分依靠自然蒸发消解。（5）合理利用清水，在保证正常作业的情况下，控制清水用量。3.4.2.2 运营期水环境保护措施本工程运营期废水主要包括井下作业废水、采出水。（1）井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的。井下作业过程中，作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集。井下作业废水拉运至81号联
36、合站进行处理。（2）采出水本项目采出水经采油二厂81号联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地层，不向外环境排放。3.4.2.3 退役期水环境保护措施（1）对废弃油井，应封堵内外井眼，拆除井口装置，截去地下1m管头；（2）保证对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止发生油水串层及跑冒油，污染地下水资源。3.4.3 大气环境影响减缓措施3.4.3.1 施工期大气环境保护措施（1）钻井过程大气污染防治措施 钻井期大气污染主要为钻井场柴油机燃油产生的废气，可以通过采用高质量设备，减少污染物影响。 钻井期间定期对柴油机、柴油发电机等设备进行维护，并且采用高品质的柴油、添加柴油助燃剂等措施，在很
37、大程度上可降低柴油燃烧污染物的排放，减轻对大气环境的影响，使其污染物达标排放。 钻进中发现地层有可燃或有害气体，应立即采取有效措施防止井涌井喷，并把可能产生的气体引入燃烧装置烧掉。 若钻遇硫化氢，硫化氢安全与防护工作必须严格按照相关标准、规范与规定执行。 井场内严禁燃烧可能产生严重烟雾或刺鼻臭味的材料。 井场应采用密闭下料系统，防止粉尘污染井场环境。钻井过程中，加强深井钻具的管理，严格执行钻具检查和倒换使用制度，及时发现钻具事故隐患，避免发生因钻具不合格导致井喷事故。（2）地面施工大气污染防治措施地面施工过程中对于扬尘，针对产生的原因不同，应采取相应的控制措施。 在井区建设初期，为防止因交通运
38、输量的增加产生扬尘污染，首先应合理规划、选择最短的工区道路运输路线，尽量利用油田现有公路网络；其次是对使用频繁的道路路面进行洒水处理，支线道路及通往各井场道路按沙石路面处理，以减少路面沙尘的扬起和对公路两旁土地的扰动；运输车辆进入施工区域，应以中、低速行驶（速度小于 40km/h） 。 井场设备的放置进行合理优化，尽可能少占土地，对工作区域外的场地严禁车辆和人员进入、占用，避免破坏植被和造成土地松动；作业场地保持一定湿度，进出车辆严格限速，装卸器材文明作业，防止沙尘飞扬。 集输管线尽可能沿公路走向，这样可避免施工运输对土地的扰动；在保证施工、安全的前提下，管沟开挖深度控制 1.5m 以内，避免
39、因施工破坏土地可能带来的土地荒漠化和水土流失，及时开挖，及时回填，防止土方风化失水而起沙，土方应放置背风一侧，尽量平摊，从管沟挖土往地面送土时，施工人员应该低抛；如有风时，为防止沙土受风移动，应人为在上风向设置沙障。3.4.3.2 运营期大气环境保护措施本项目运营期的废气排放源主要为井口、管线接口、阀门、场站等处产生的无组织挥发烃类。针对以上污染源，油田采取了以下大气污染治理措施：（1）采用了技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵。（2）在油气集输过程中，为减轻集输过程中烃类的损失，油田开发采用密闭集输流程，非甲烷总烃无组织排放达到大气污染物综合排放标准（GB16297
40、1996） 中无组织排放监控浓度限值。 一旦发生泄漏， 紧急切断油、气源，实施关井，从而最大限度地减少油气集输过程中烃类及油的排放量。（3）对各站场的设备、阀门等进行定期的检查、检修，以防止跑、冒、滴、漏的发生。定期对油气集输管线进行巡检，以便及时发现问题，消除事故隐患，防止油气泄漏进入大气环境。3.4.4 噪声环境影响减缓措施3.4.4.1开发期噪声环境减缓措施（1）泥浆泵、柴油机做好减振基础和设置隔声罩，减少噪声传播，合理安排施工时间，避免形成污染影响。在不能对声源采取有效措施情况下，对可能受噪声影响的油田工作人员发放噪声个人防护器材，消除噪声污染影响。（2）钻井场柴油机装设消声装置。（3
41、）高噪声施工设备减少夜间使用。3.4.4.2运营期噪声环境影响减缓措施（1）尽量选用低噪声设备。（2）对噪声强度较大的设备进行减噪处理，根据各种设备类型所产生噪声的特性，采用不同的控制手段。（3）尽量将发声源集中统一布置，采用吸声、隔声、减振等措施。（4）切合实际地提高工艺过程自动化水平，本项目各站场均采用自动化控制，实现站场的无人值守，定期巡检。3.4.5 固体废弃物环境影响减缓措施3.4.5.1 施工期固废污染防治措施（1）提高泥浆的循环利用率，减少废弃钻井泥浆产生量应提高泥浆的循环利用率，减少固废产生量，不能回用的废弃泥浆与岩屑在钻井期间存放在防渗泥浆池中固化后，上层覆土 60cm 填埋
42、处理 避免二次污染。在丰水年雨季，完井的泥浆池应及时填埋，恢复地貌避免废物流失。妥善存放泥浆材料等化学品，不得失散在井场。废弃包装袋等应及时加以回收。（2）其它固体废物污染防治措施井下作业时按照“铺设作业，带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油等废物，在油管管桥下等部位铺塑料布，防止原油落地，同时辅以人工收油方式，减少进入环境的落地油数量。3.4.5.2 运营期固废污染防治措施（1） 加强监督力度， 最大限度控制落地油产生。 井下作业时应带罐操作，且在作业井场地面铺设防渗膜，使落地油回收率达到 100%。（2）本项目产生的含油污泥属于危险废物，统一由博达生态环保有限公司进行回收处理。（3）生活垃
43、圾收集外运至克拉玛依生活垃圾场填埋。3.4.5.3 退役期固废污染防治措施服役后期，各井场完成封井措施后，清理场地，清除、填埋各种固体废物。3.5 环境风险防范措施及应急预案3.5.1 风险防护措施各种事故无论是人为因素，还是自然因素所致，都可以采取必要的预防措施，以减少事故的发生或使事故造成的危害降低到最低限度。对于人为因素引起的事故可以通过提高人员技术素质、加强责任心以及采取技术手段和管理手段等方法来避免；而对于自然因素引起的事故则主要靠采取相应措施来预防。3.5.1.1油气集输事故风险预防措施（1）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
44、焊接缺陷造成泄漏事故的发生。（2）为减轻管线的内外腐蚀，外部采用防腐涂层，涂层为沥青布结构；内壁可在井场和处理站定期注入防腐缓蚀剂。每年定期用超声波检测仪，测量12次管线的内外防腐情况，若管壁厚度减薄，应及时更换管段。（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）管线穿越活动断裂带时，应确定断层走向，使管道与断层有一个理想的交角，使埋地管线在断层错位作用下单纯受拉，从而增强管线抵抗断层位移和保持管身结构完整的能力。（5）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。（6）完善各站场的环境保护工程，及时清除、处理各种污染物
45、，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，应加强管线和警戒标志的管理工作。3.5.1.2风险事故应急处理措施（1）管道事故应急措施管道事故风险不可能绝对避免，这就要求我们在预防事故的同时，为可能发生的事故制
46、定应急措施，使事故造成的危害减至最小程度。 按顺序停泵或关井在管道发生断裂、漏油事故时，按顺序停泵或关井。抢修队根据现场情况及时抢修，做好安全防范工作，把损失控制在最小范围内。 回收泄漏原油首先限制地表污染的扩大。油受重力和地形的控制，会流向低洼地带，应尽量防止泄漏石油移动。在可能的情况下应进行筑堤，汇集在低洼坑中的地表油，用车及时进行收集，将严重污染的土壤集中处理。3.5.2 事故污染应急预案对于重大或不可接受的风险（主要是物料严重泄漏、火灾爆炸造成重大人员伤害等），应制定应急响应方案，建立应急反应体系。当事件一旦发生时可迅速加以控制，使危害和损失降低到尽可能低的程度。（1）应急计划区应急计划区：新钻油井、新建的井口出油管线及储油罐；环境保护目标：油井、出油管线及储油罐。
