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1、陆梁集中处理站改扩建工程环 境 影 响 报 告 书（简本）建设单位：中国石油新疆油田分公司编制日期：二一五年四月目 录1建设项目概况11.1建设项目的地点及相关背景11.2项目基本情况11.3工程概况21.4工艺流程简述61.5产业政策符合性分析91.6与规划符合性分析102建设项目周围环境现状12.1区域自然环境概况12.2项目区环境质量概况12.3建设项目环境影响评价等级和评价范围23环境影响预测及拟采取的主要措施与效果13.1环境敏感点分布13.2施工期环境影响评价13.3运营期环境影响预测33.4拟采取主要措施与效果63.5风险评价93.6环境经济损益分析93.7环境管理与监测计划11
2、4公众参与124.1公众参与目的124.2调查方法和内容124.3调查结果和建议154.4公众参与的结论155环境影响评价结论166联系方式171建设项目概况1.1建设项目的地点及相关背景（1）项目建设地点陆梁油田地处新疆准噶尔盆地腹部地区北端，位于古尔班通古特沙漠的西北边缘，在石西油田正北方向60km，距石南油田以北约30km，夏子街油田东南85km，行政区隶属新疆维吾尔自治区塔城地区和布克赛尔蒙古自治县管辖。陆梁集中处理站属于陆梁油田作业区地面建设工程，地处陆梁油田主力产油区的南面，距油田东西向主干道以北150m。该处理站于2001年11月全面建成投产,是一座高效集油、气、水集中处理，油田
3、注水和站区采暖与一体的综合性站库。（2）相关背景伴随陆梁油田滚动开发，陆梁集中处理站目前存在以下3个问题：（1）根据油田作业区产液量预测，来液量含水率均超过一段沉降罐设计处理能力，现有原油处理系统不能满足生产需求。（2）老化油采用回掺方式处置，由于所含成分复杂，进入现有污水处理系统及原油处理系统后造成了不同程度的影响，使污水处理站出水和经处理系统后原油不达标。（3）陆梁集中处理站污水处理系统设置2个反应罐，清罐检修时单罐运行负荷大，造成出水水质不能稳定达标。为解决上述问题，新疆油田分公司陆梁油田作业区拟投资2886.56万元，在陆梁集中处理站现有装置的基础上进行改扩建。1.2项目基本情况1.2
4、.1项目名称陆梁集中处理站改扩建工程。1.2.2建设单位中国石油新疆油田分公司。1.2.3建设性质本项目为改扩建项目。1.2.4投资建设规模改扩建规模详见表1-1。表1.2-1 改扩建规模一览表项 目建设内容原油系统在两相分离器后增加300015600卧式三相分离器3座，脱除来液中游离水使来液进入一段沉降罐前含水率降至47%，降低一段沉降罐处理液量，从而增加水层停留时间，以满足油、水后续处理要求；增加自动相变掺热装置，将蒸汽掺热量与出液温度做联锁控制，以稳定沉降罐温度老化油处理系统按照陆梁油田作业区提供数据，老化油量共计3172m3/a。改扩建工程采用离心脱水工艺，利旧60m3缓冲罐1座、破乳
5、剂加药橇1座以及5m3/h提升泵1台，500kW蒸汽加热器1台，对老化原油进行脱水、除泥处理。污水处理系统改扩建工程污水处理站增加一座250m3反应罐，配套增设净化剂、助凝剂加药橇两套及管网、阀门等，以满足系统正常生产运行的需求，避免出现水质波动，出水水质不达标的现象1.3工程概况1.3.1项目组成本项目组成包括主体工程和配套工程。主体工程包括原油处理系统改造、老化油处理系统改造、水处理系统扩建等；配套工程包括给排水、供电、通信、道路等。本工程在陆梁集中处理站现有基础上进行改扩建，给排水、供电、道路等工程依托现有设施。本工程组成见表1.3-1。表1.3-1 项目组成表工程类别单项工程名称工程内
6、容工程规模主体工程原油系统在两相分离器后增加300015600卧式三相分离器3座，脱除来液中游离水使来液进入一段沉降罐前含水率降至47%，降低一段沉降罐处理液量，从而增加水层停留时间，以满足油、水后续处理要求；增加自动相变掺热装置，将蒸汽掺热量与出液温度做联锁控制，以稳定沉降罐温度改扩建完成后原油处理规模仍120104t/a，技术工艺参数原油来液含水由65%上升至90%老化油处理系统按照陆梁油田作业区提供数据，老化油量共计3172m3/a。改扩建工程采用离心脱水工艺，利旧60m3缓冲罐1座、破乳剂加药橇1座以及5m3/h提升泵1台，500kW蒸汽加热器1台，对老化原油进行脱水、除泥处理。改扩建
7、完成后老化油系统的处理能力为： 3.5m3/h（其中含水量在30-40%）污水处理系统改扩建工程污水处理站增加一座250m3反应罐，配套增设净化剂、助凝剂加药橇两套及管网、阀门等，以满足系统正常生产运行的需求，避免出现水质波动，出水水质不达标的现象改扩建完成后污水处理站处理能力仍为10000m/d，工艺及进出水水质与现有均一致，满足检修期间备用要求，保证水质稳定达标辅助工程给水工程用水依托已建给水系统，陆梁油田已建水源井11口，陆梁集中处理站建有完善给排水系统，生产给水由站外水源井供给，水源来水进1000m3原水罐，经管道入各生产用水点排水工程含油污水及其他生产废水依托集中处理站内已建污水处理
8、站，设计处理能力为10000m/d，污水经处理后可达回注标准要求，回注地层供电工程改扩建工程供电依托现有集中处理站内变配电设施，其中老化油处理系统需新建一座10/0.4kV杆架式变电站供热工程生产及生活用热依托现有集中处理站内锅炉房内燃气锅炉，改扩建完成后热负荷降低，燃气量减小，现有锅炉吨位能满足改扩建项目需求依托工程公用工程改扩建工程给排水、供电、供热均依托现有集中处理站内公用工程设施道路、通信改扩建工程道路、通信等均依托现有设施1.3.2现有工程问题及整改方案（1）原油处理系统存在问题作业区来液量及来液含水率都已超过一段沉降罐设计量，为保证一段沉降罐出水含油合格，两座一段沉降罐同时使用，当
9、清罐检修时，单罐无法满足要求。根据作业区提供的产量预测，2022年最高处理液量将达到15810t/d，含水高达91.2%，两座2000m3一段沉降罐将更不能满足沉降脱水要求；在高含水期，一段加热负荷过大，且有效利用率低。由于井区来液不均匀，且二段沉降罐蒸汽掺热器没有自动调节功能，很容易造成二段掺热蒸汽量过大，在二段罐内造成原油乳化和罐顶冒蒸汽现象（2）老化油系统存在问题陆梁集中处理站目前老化油处理工艺分离效果差，由于已建事故池内的污水及污油所含成分复杂，进入已建污水处理系统及原油处理系统后对处理系统造成了不同程度的影响，使已建处理系统出水及交油不达标难以满足要求。（3）水处理系统存在问题陆梁采
10、出水系统采用的是“重力除油+旋流反应+沉降过滤”的采出水处理流程，两座反应罐是该流程中的核心设备，每半年检修一次，当反应罐清罐检修时，单座罐运行负荷过大，反应罐出口悬浮物及含油均不满足设计指标，影响采出水系统后段单元的水质处理，出水水质不达标。上述问题均在本次改扩建中予以解决。1.3.3公用工程（1）供排水系统本工程年新鲜水用量1080m/a（3.6m3/d），用水主要为离心机反洗用水（10m3/300h，300h反洗一次，核算为0.8m/d）、新建分离器操作间拖洗用水（1m3/d）以及加药橇配药用水（1.8m3/d）。改扩建工程用水依托已建给水系统。本次改扩建工程废水产生量为432m/a（1
11、.44m3/d），其中老化油离心机反洗废水0.64m/d，离心机反洗水不外排，自压流入罐中暂存再通过泵回掺系统；操作间拖洗废水0.8m/d，经DN200的HDPE双壁波纹排水管线就近自流排至站区已建排水系统，入污水处理站处理后回注地层。原油含水经油水分离后含油污水产生量为9500m/d，经DN200的HDPE双壁波纹排水管线就近自流排至站区已建排水系统，入污水处理站处理后回注地层。改扩建项目用排水情况见图3.2-5。0.81.0操作间拖洗（-0.2）新鲜水1.8加药撬配药（-1.8）9500原油含水0.640.8回掺系统离心机反洗（-0.16）3.6入厂区污水处理站图3.2-5 改扩建项目用排
12、水平衡图 单位：m/d（2）供电系统改扩建工程年耗电量为22.47104kW.h，其中原油处理系统年耗电0.97104kW.h，老化油处理系统年耗电力16.5104kW.h，水处理系统扩建新增年耗电5.0104kW.h。老化油处理系统供电电源就近引自陆井一线，新建一座10/0.4kV杆架式变电站；原油处理部分三相分离器操作间新增1只防爆配电箱；采出水处理部分已建加药间配电室配电柜11AA1、11AA2为改造预留备用回路，作为新增加药橇的电源，配电电缆沿已建电缆沟敷设；反应罐操作间扩建新增负荷电源引自反应罐操作间已建防爆配电箱备用回路。（3）供热系统陆梁集中处理站站区内建有锅炉房1座，锅炉房内设
13、有汽水换热间。锅炉间内现有4台WNS6-1.25-Q型全自动燃气蒸汽锅炉，总供热能力为7600kW。集中处理站运营过程中主要生产用热节点为原油处理系统和老化油处理系统。原油处理系统改造主要用热设备为相变掺热装置，由现有锅炉燃烧天然气提供蒸汽，原油处理系统改造后加热前脱出大部分游离水，根据产量预测，原油加热负荷由原来的6940kW降低为5416kW（折合天然气11700Nm3/d），年耗天然气351104Nm3；老化油处理系统原油加热负荷260kW（折合天然气560Nm3/d），年耗天然气5.6104Nm3。改扩建完成后原油处理系统和老化油处理系统生产用热负荷为5676kw，现有锅炉房供热能力能
14、满足改扩建后生产用热需求。因此改扩建工程生产用热由现有锅炉房提供，年燃天然气量为356.6104 Nm3/a。（4）消防系统根据石油天然气工程设计防火规范及建筑灭火器配置设计规范，新建装置区在已建消防系统保护范围内，可配置移动式灭火装置，三相分离器操作间设4具MF/ABC8型手提式干粉灭火器，反应罐操作间设2具MF/ABC8型手提式干粉灭火器，老化油装置区设2具MF/ABC8型手提式干粉灭火器。（5）防腐建构筑物基础及设备基础四周及垫层顶部均做防腐，防腐做法为：刷冷底子油二道，沥青稀胶泥两遍厚度500m；地面保温管道外壁采用无溶剂环氧防腐涂料，涂敷二道，防腐层干膜厚度250m，地面不保温管道外
15、壁：二道环氧富锌底漆（80m）-二道环氧云铁中间漆（120m）-二道交联氟碳涂料（70m），防腐层干膜厚度270m。1.4工艺流程简述（1）改扩建原油处理工艺油区来液（2022、0.35MPa）先进4台已建两相分离器进行气液分离，分离出的伴生气去天然气处理站，分出含水原油进入新建三相分离器（2022、0.25MPa）。三相分离器分出的含水原油（含水47%）经蒸汽掺热升温至30后进一段原油沉降脱水罐进行沉降脱水；一段沉降罐出低含水原油（含水20%）在经二段掺热装置掺蒸汽升温至50后进二段原油沉降罐，二段沉降罐脱出的净化原油（含水0.5%）靠液位差去净化原油储罐（4548）外输；三相分离器分出分离
16、出的伴生气去天然气处理站；三相分离器脱出的游离水（1500ppm）去新建2000m3除油缓冲罐除油后去水处理系统，当脱除的游离水指标不合格或事故状态下，采出水可先进缓冲罐，以减小对后端水处理系统的冲击。一段沉降罐出水进入污水处理系统，二段原油沉降罐脱出的污水进入卸油罐，由卸油泵提升入一段沉降罐进口。针对陆梁集中处理站掺热装置掺蒸汽量为手动阀门控制，井区来液不均时，造成二段沉降罐掺蒸汽量过剩，二段沉降罐原油乳化和冒蒸汽，因此对二段掺蒸汽装置进行更换。加药、卸油及其他工艺流程不变。事故工况原油入备用净化油罐暂存，场站内共6个净化油罐其中包括备用罐，待事故解决后，暂存净化油罐内原油回输至一段沉降罐重
17、新沉降处理。改造后流程框图，如下图1.4-1所示。图1.4-1 陆梁集中处理站改扩建后原油处理流程框图原油处理系统改扩建完成后主要为新增三相分离器；配套在三相分离器后端设1座事故罐；来液在进入一段沉降罐之前先脱出游离水，降低锅炉热负荷，因此在二段沉降罐前增设1台3000kW自动相变掺热装置。改造后处理原油技术指标具体见表3.2-10。从表3.2-10计算结果看，增加三相分离器后，一段沉降罐单罐运行时（清罐检修），油、水停留时间都完全可以满足要求。原油处理规模仍为120104t/a，工艺参数原油来液含水率提高至90%。（2）改造老化油处理工艺陆梁处理站老化油的主要来源包括含油污水经污水沉降罐、除
18、油罐、浮选罐等形成的数量可观的污油；污水回收池内的污油；原油沉降罐内的油水过渡层；钻井、作业及原油输送过程中形成的油水乳状液以及落地油。老化油因其乳化的稳定性难于破乳，利用一般原油脱水工艺，往往达不到脱水目的。老化油进入脱水装置会在油水界面处形成大量絮状物，降低脱水效率，影响原油处理系统的正常运行。因此，改扩建工程对老化油进行离心脱水处理，以保障已建原油处理系统的安全运行和平衡生产。按照陆梁油田作业区提供数据，陆梁处理站老化油量为1818m3/a，石南处理站老化油量为1354m3/a，共计3172m3/a。装置在夏季24小时连续运行，老化油日处理量定为80m3/d，因此系统的处理能力为：3.5
19、m3/h（其中含水量在3040%）。陆梁处理站污油池内老化油经已建提升泵提升后进入已建60m3缓冲罐，由提升泵提升至0.10.2MPa，通过500kW蒸汽掺热装置将老化原油加热至5090，同时加入破乳剂、絮凝剂，进入三相离心机进行离心脱水处理，脱出的净化油进入橇内的卧式储油罐，储油罐内的净化油经泵提升计量后流入厂内已建净化油罐内；污水流入卧式储水罐，经污水泵提升计量后去污水处去一段沉降罐或去污泥沉降池；离心机分离出来的泥、砂，经螺旋输送机输至污泥斗内，待污泥储存一定量装车外运，流程框图见图1.4-2。图1.4-2 陆梁集中处理站老化油处理流程框图（3）改扩建污水处理工艺根据产水量预测，对采出水
20、处理单元进行校核，除反应罐外，各主要单元均有一定富余，可以满足到2017年的处理需求，但反应罐已满负荷运行，无备用，检修期间，单罐运行负荷过大会造成出水水质不达标，本工程增加一座同规模反应罐，配套增设净水剂、助凝剂加药橇两套及管网、阀门等，以满足系统正常生产运行的需求。改扩建工程污水处理系统工艺流程不发生调整，主要为增加一座250m3反应罐，配套增设净化剂、助凝剂加药橇两套及管网、阀门等，以满足系统正常生产运行的需求，避免出现水质波动，出水水质不达标的现象。改扩建完成后污水处理站处理能力仍为10000m/d，工艺及进出水水质与现有均一致，满足检修期间备用要求，保证水质稳定达标。污水处理工艺流程
21、见图1.4-3。22000m3调储罐3250m3反应罐2300m3过滤缓冲罐污泥沉降池两级过滤器21000m3混凝沉降罐注水系统原油系统来水离心脱水污泥存储池图1.4-3 污水处理系统工艺流程图1.5产业政策符合性分析本工程属于油田地面集输系统中集中处理站改扩建项目。改扩建工程内容主要包括原油处理系统改造、老化油处理系统改造、污水处理系统扩建三方面。油气资源开发是国家经济发展的支柱行业，新疆油田分公司陆梁油田作业区“陆梁集中处理站改扩建工程”属于产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）中“石油、天然气勘探及开采”鼓励类项目，同时，符合新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展“十二五”规划
22、纲要。本工程的实施响应了塔城地区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要中的资源环境目标：“资源利用效率明显提高，工业单位产品能耗达到国家限额标准或国内先进水平，有效控制单位国内生产总值能源消耗”。本项目的建设可以有效地增加塔城地区油气区资源利用率，符合本地区的区域发展规划。1.6与规划符合性分析本工程的实施响应了塔城地区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要中的资源环境目标：“资源利用效率明显提高，工业单位产品能耗达到国家限额标准或国内先进水平，有效控制单位国内生产总值能源消耗”。本项目的建设可以有效地增加塔城地区油气区资源利用率，符合本地区的区域发展规划。改扩建项目选址区域属于已划定的油田工
23、业区，符合地方政府的规划。2建设项目周围环境现状2.1区域自然环境概况陆梁油田集中处理站地处陆梁油田主力产油区的南面，距油田东西向主干道以北150m。中心坐标东经865559，北纬455219。陆梁集中处理站周边50km范围内无固定人群居住地。陆梁油田属大陆性沙漠型气候，夏季干热，冬季寒冷温差大，降水稀少，蒸发量大，气候干燥。陆梁油田作业区所在区域为浅度的沙漠地貌，即半固定沙丘和沙梁。地表植被稀少，地貌类型单一，地形起伏较大，地面海拔一般为460m515m。沙丘呈长垄状，以南北走向为主，地势呈北高南低，沙梁高度一般为150m30m，沙梁宽度一般20m100m不等。陆梁油田作业区开发建设地区无地
24、表水资源。陆梁油田所在区域的地下水为第三系碎屑岩类孔隙水和第四系松散岩类孔隙水。第三系碎屑岩类孔隙水的承压含水层顶板埋深在50m100m之间，单井涌水量100m3/d1000m3/d，地下水矿化度一般为3g/L10g/L，属半咸水，水化学类型为ClSO4-Na或ClSO4-NaCa型水，是本区主要的开采目的层。第四系松散岩类孔隙水主要为冲积 洪积层地下水，可见到少量水。2.2项目区环境质量概况（1）环境空气质量经现场调查及监测可以看出，拟建项目所在区域各项监测因子均不超标，该区域环境空气质量良好。（2）地下水环境质量陆水3和陆水10、陆水11水源井监测项目中溶解性总固体、硫酸盐、氯化物3项指标
25、监测值均出现超标现象，其主要原因为：评价区域位于准噶尔盆地腹部，地势较低，是新疆北部地区地下水的排泄区。地下水在流动过程中将地层中的矿物质元素溶解并携带流动到该区域，使得区域浅层地下水化学类型为Cl-Na型和ClSO4-Na型，地下水属于劣质矿化度较高的咸水或微咸水，其监测项目溶解性总固体、硫酸盐、氯化物超出地下水质量标准类标准限值，该水无生活饮用价值，只可作为工业用水。（3）声环境质量经现场调查及监测可以看出，项目区域声环境监测值除南厂界不达标以外，其余厂界噪声均达到相关标准。南厂界夜间监测值超出超标值0.8dB（A），一方面为集中处理南侧天然气处理系统和污水处理系统设备噪声影响，另一方面受
26、场站西南侧克比克公司生产噪声影响。2.3建设项目环境影响评价等级和评价范围2.3.1大气环境影响评价工作等级和评价范围厂区锅炉废气对周边环境的影响主要来自二氧化氮，占标率为8.83%；无组织非甲烷总烃的最大地面浓度占标率8.72%，根据环境影响评价技术导则-大气环境（HJ2.2-2008）的要求，本项目大气环境影响评价工作等级定为三级。根据环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2008），环境空气评价范围的直径或边长一般不应小于5km。本次环境空气评价取以装卸区为中心、半径为2.5km的圆形区域为评价范围。2.3.2水环境影响评价等级和评价范围（1）地表水环境改扩建项目废水经厂内污水处理
27、站处理后，可达陆梁油田注水水质标准（Q/SYXJ0064-2003）中相关标准后经管线全部回注地层，不向外环境排放，故不会对地表水造成影响。因此，在本次评价工作中，不对地表水进行评价。（2）地下水环境项目用新鲜水取自油田作业区水源井，废水经处理后全部回注地层，污水回注地层与地下水处于不同层系，与含水层之间有隔水层阻隔，极难同浅层地下水发生联系；生产运营过程中废水跑冒滴漏可能污染所在区域地下水。按照环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ610-2011）中有关建设项目分类的规定，本项目应属于类项目。对照“地下水导则”中表6的分级判定原则，确定本项目地下水环境影响评价等级为三级。地下水环境：评价区
28、边缘水源井外扩500m范围。2.3.3声环境影响评价工作等级和评价范围本项目噪声源可分为短期噪声源和持久噪声源两类。短期噪声源主要为施工期噪声，持久噪声源为运营期压缩机和机泵噪声。本项目所在功能区适用于声环境质量标准（GB3096-2008）规定的3类标准区，且噪声源周围没有固定集中的人群活动区，依据环境影响评价技术导则 声环境相关规定，本项目的声环境影响评价工作等级定为三级。本次噪声环境影响评价范围为集中处理站场界外扩200m范围内。3环境影响预测及拟采取的主要措施与效果3.1环境敏感点分布根据现场调查，项目区评价范围内没有自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感区。除油区工作人员外、没有固
29、定人群居住，仅有油田作业区公寓内的工作人员，距离集中处理站3700m。根据项目周围的环境特点确定本项目环境保护目标为：（1）水环境：回注水水质可达陆梁油田注水水质标准（Q/SYXJ0064-2003）要求，确保项目所在区域的地下水质不受本项目的影响。（2）大气环境：在施工和运营过程中采取各项环境保护措施，将各种大气污染物排放控制在最低程度，保护厂址周围环境空气质量不受本项目排放大气污染物的影响。（3）声环境：确保厂区周围声环境满足工业企业厂界环境噪声标准（GB12348-2008）3类标准。（4）生态：防止评价区生态破坏和土壤污染，保护油田区内的野生动、植物及其生境不因本项目的建设而受到影响。
30、最大限度地减少地表土壤扰动和植被破坏。（5）水土保持：减少施工风蚀等造成水土流失，保护固定、半固定沙地，防止风蚀加剧。3.2施工期环境影响评价（1）施工扬尘施工阶段，需频繁使用机动车辆运输建筑原材料、施工设备、器材及建筑垃圾，排出的机动车尾气主要污染物是烃类、一氧化碳、氮氧化物等，同时车辆运行、装卸建筑材料时将产生扬尘。施工期间，严格执行前面章节提出扬尘控制措施，根据类比调查在一般情况下，距离施工现场150m处污染物颗粒物、一氧化碳等均能满足国家环境空气质量二级标准要求。改扩建项目位于陆梁集中处理站现有场站内建设，污染范围多集中在厂址内及周围区域，当时施工结束后，该影响将随之消失。由于施工场地
31、远离居民区，因此不会对周围区域的居民生活环境产生明显影响。（2）施工废水施工期废水主要为工地建筑工人产生的生活污水和工程废水。施工期间生活污水和工程废水依托陆梁集中处理站现有污水处理站对其处置，不能随意排放。（3）施工噪声在不考虑建筑物噪声衰减的情况下，厂区施工过程中各类噪声设备在不同距离的噪声预测结果见表3.2-1。根据表中可以看出，在不考虑设备施工噪声叠加情况下预测，厂区施工噪声在126m之外达到建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）中昼间标准限值，夜间在150m之外可达到限值。在距334m之外昼间可以达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类，夜间
32、在150m之外可达到3类标准。由于厂址施工场界外500m范围内无居民住宅区。因此，施工噪声不会产生扰民现象。表3.2-1 施工噪声设备不同距离预测结果施工阶段施工设备影响范围（m）昼间夜间土石方挖掘机1480推土机、破路机17100装载机、冲击式钻机28125打桩打桩机126-结构搅拌机2070振捣机50150卡车50150自卸机2070标准限值70dB（A）55dB（A）GB12523-2011（4）施工固体废物施工期会产生建筑垃圾、生活垃圾等固体废物。施工中要特别注意尽量避开雨天和大风天气施工，所产生的固体废弃物要妥善存放，避免对周边环境造成影响。改扩建工程建筑垃圾主要包括砂石、石块、碎砖
33、瓦、废木料、废金属、废钢筋等杂物，收集后堆放于指定地点，由施工方统一清运。施工单位应该集中收集施工过程中产生的生活垃圾，及时清运到固定垃圾收集点，集中后拉运到陆梁垃圾填埋场进行填埋处理。（5）生态影响分析施工时严格按照设计在指定区域范围内进行土建的开挖、建设工作，尽可能减少对地表的扰动和破坏，将因施工造成的水土流失影响降至最低。根据建设地地质与地貌类型、各施工段工程情况，采取相应的具体的工程措施和生物措施，控制水土流失。在建设施工的同时，大力保护和恢复周围指标，加强站区绿化，调节小气候和美化环境。3.3运营期环境影响预测3.3.1大气污染物本项目废气排放均符合国家相应标准，无超标现象，对该区域
34、环境空气不会造成不利影响。燃气锅炉排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘符合国家锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）中新建燃气锅炉大气污染物排放标准限值要求，对周围环境造成的影响较小。由于项目设备采用密封性能耗的各类机、泵、阀门，以及生产工艺中采用密封流程，使无组织烃类的挥发量降至最低。项目改扩建完成后原油处理能力不变，参照新疆油田分公司陆梁油田作业区环境影响后评价报告书委托克拉玛依市环境科研监测中心站对陆梁集中处理站周围无组织排放的非甲烷总烃监测结果，陆梁集中处理站厂界监测浓度达到大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中无组织排放非甲烷烃监控浓度限值的要求。集中处理站非甲烷
35、总烃无组织挥发对周围环境空气的影响在环境可接受范围之内。3.3.2水污染物（1）运营期地表水环境影响分析改扩建项目废水经厂内污水处理站处理后，使出水水质达到：悬浮物3mg/L，含油10mg/L，悬浮物粒径中值3m，可达陆梁油田注水水质标准（Q/SYXJ0064-2003）后经管线全部回注地层，不向外环境排放，故不会对地表水造成影响。（2）运营期地下水环境影响分析（1）污染源分析根据工程分析，项目可能存在的地下水污染源包括甲醇罐区、二甲醚罐区、污水处理区，其中甲醇储存量3797t，二甲醚储存量212t，污水处理量76m3/d。（2）地下水污染情景及途径含油废水等污水经污水处理站处置后全部回注地层
36、，污水回注地层与地下水处于不同层系，与含水层之间有隔水层阻隔，极难同浅层地下水发生联系。回注井在钻井过程中在油层上下隔层安装管外封隔器，封隔水淹层，在水泥浆中加入增塑剂，提高水泥石抗冲击韧性，防水泥石射孔开裂水窜。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，可以确保井壁不会发生侧漏，有效隔离含水层与井内回注水的交换，有效保护地下水层。因此油田注水不会对地下水产生影响。根据改扩建项目的特点，陆梁集中处理站的污水处理装置出现泄漏时将会对地下水造成一定的影响。污水处理装置泄漏产生的污染物以点源形式通过土壤表层下渗进入地下含水层。根据新疆油田分公司陆梁作业区环境影
37、响后评价报告书，所在区域的土壤类型为石膏灰棕漠土，其土壤渗透系数为0.370.43m/d。处理系统中所容纳的为含油污水，不同土层对石油类均有吸附能力。石油类污染物主要集中在表层，随着时间的推移，包气带土壤对石油类物质的吸附将趋向饱和，吸附能力将逐渐降低。一般来讲，土壤表层020cm的滞留石油类物质的含量至少是下层（1m以下）石油类物质含量的35倍；且石油类多在地表1m以内积聚，1m以下土壤中含油量甚少。所以发生泄漏后含油污水将迅速沿土壤中的砾石层下渗，甚至可以到达石膏层，但影响地下水的可能性不大。改扩建项目所有处理装置及储罐均采用密闭工艺，因此发生泄漏的几率并不高。即使在事故发生后，由于石油类
38、物质的密度比水低，少量的石油类物质会漂浮在污水的表面，渗入到土壤中的污水中的石油类物质对地下潜水层造成的影响较小。当事故发生时，主管单位立即采取措施进行对污染物的控制工作，通过转移污水等方法在最短的时间内减少含油污水下渗的总量，因而，石油类污染物进入地下潜水的可能性较小。总之，做好安全监测及处理泄漏事故的应急方案是减少污染物排放、保护土壤和地下水环境的最佳方法。只要加强管理，确保项目产生的废水不会渗入地下污染地下水，项目建成后不会对该地区地下水环境产生明显污染影响。3.3.3噪声污染源改扩建完成陆梁集中处理站噪声源为锅炉、各类机泵（注水泵、混输泵、真空泵、污水泵等）、空压机等，噪声源强在751
39、10dB（A）之间。各监测点噪声预测结果见表3.3-1。表3.3-1 各监测点噪声预测 单位：dB（A）时间昼 间夜 间预测点名称背景值贡献值预测值达标情况背景值贡献值预测值达标情况东边界（1#）57.122.8657.1达3类54.722.8654.7达3类南边界（2#）58.626.9758.6达3类55.826.9755.81不达3类西边界（3#）48.824.1048.81达3类44.424.1044.04达3类北边界（4#）47.831.1247.89达3类44.831.1244.98达3类厂界噪声贡献值可以达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中3类标准要求。
40、南厂界夜间预测值超出超标值0.81dB（A），一方面为集中处理南侧天然气处理系统和污水处理系统设备噪声影响，另一方面受场站西南侧克比克公司生产噪声影响。3.3.4固体废物项目职工生活垃圾由清洁人员定期运走，送至指定地点集中处置；废催化剂每三年更换一次，由供应商北京理工大学负责回收再生利用。污水处理站产生的污泥列入危险废物管理范畴，交由有资质的单位进行处理。炉渣外售作为建材；废弃导热油售予润滑油加工厂。3.4拟采取主要措施与效果3.4.1大气污染防治措施改扩建项目废气主要为锅炉燃烧天然气烟气和烃类的无组织挥发。（1）燃烧天然气废气生产运行期锅炉采用天然气为燃料，作为一种清洁燃料，产生的大气污染物
41、得到了较大幅度的减少，可最大限度地降低对区域大气环境的污染。加强对燃气设备燃烧废气的环境管理，采用高效的燃烧设施，提高燃烧效率，定期监测烟气的排放量及主要污染物浓度。燃气锅炉排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘符合国家锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）中新建燃气锅炉大气污染物排放标准限值要求。（2）油气集输过程烃类无组织排放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。对站场的设备、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。站场设置可燃气体检测仪，可随时发现天然
42、气泄漏并及时处理。在陆梁集中处理站内设置火炬系统，工程开停车及事故状态下排放的废气排入装置区外的火炬系统进行焚烧处理，减轻对环境的危害。由于项目设备采用密封性能耗的各类机、泵、阀门，以及生产工艺中采用密封流程，使无组织烃类的挥发量降至最低。项目改扩建完成后原油处理能力不变，参照新疆油田分公司陆梁油田作业区环境影响后评价报告书委托克拉玛依市环境科研监测中心站对陆梁集中处理站周围无组织排放的非甲烷总烃监测结果，陆梁集中处理站厂界监测浓度达到大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中无组织排放非甲烷烃监控浓度限值的要求。集中处理站非甲烷总烃无组织挥发对周围环境空气的影响在环境可接受范围之内
43、。因此，本项目采取的燃天然气废气和无组织排放非甲烷总烃的治理措施可行。3.4.2废水排放及治理改扩建项目废水污染源主要为采油废水以及其他废水。含油污水根据陆梁油田作业区采出水水量进行预测，采出水量均值为9500m3/d；改扩建工程拖地、擦洗设备、离心机反洗、操作间拖洗排放的污水量约1.44m3/d，主要污染物为悬浮物等，经污水处理站处理后全部回注地层。改扩建工程废水产生量为9501.44m/d，进污水处理站处理，改扩建后污水处理站处理能力为10000 m/d，可接纳改扩建后废水产生量。本工程污水处理系统增加一座250m3反应罐，以满足系统正常生产运行的需求；改扩建完成后污水处理站处理能力仍为1
44、0000m/d，工艺及进出水水质与现有均一致，满足检修期间备用要求，保证水质稳定达标。陆梁集中处理站污水处理工艺以新疆油田“离子调整旋流反应法处理技术”为基础，采用重力除油、旋流反应、混凝沉降、过滤流程，污水处理工艺流程见图3.2-4。原油系统来水（T50），含油量1000mg/L，悬浮物300mg/L）进入2座2000m3调储罐进行水量、水质调节，使得来水经初步沉降后可除去大部分浮油和大颗粒悬浮物，保证出水含油小于150mg/L，悬浮物含量小于150mg/L。污水经调储罐除油后经提升进入反应沉降单元。这一单元由3座250m3反应罐和2座1000m3混凝沉降罐组成，在反应单元按一定顺序和时间间
45、隔连续加入3种药剂，污水经过化学反应后经1000m3混凝沉降罐沉降，再经两级过滤处理，使出水水质达到：悬浮物3mg/L，含油10mg/L，悬浮物粒径中值3m，可达陆梁油田注水水质标准（Q/SYXJ0064-2003）要求，净化水经投加次氯酸钠杀菌剂后直接进入注水泵进口用于油田注水。污水处理站能去除污水中97.90%的石油类物质，能够去除98.71%的悬浮固体物质，同时大量去除三种细菌的数量。含油废水经处理后可达陆梁油田注水水质标准（Q/SYXJ0064-2003），全部用于回注地层。综上所述，本项目废水治理措施可行。3.4.3噪声改扩建项目噪声源为锅炉、各类机泵（注水泵、混输泵、真空泵、污水泵
46、等）、空压机等，噪声源强在75110dB（A）之间。建设单位应采取以下噪声治理措施：（1）选用低噪声设备。（2）采取降噪措施，对产生机械噪声的机加工设备安装减振基础，可降噪515dB（A）；在噪声传播途径上采取措施加以控制，如采用厂房隔声措施，隔声效果可达1520dB（A）左右。（3）合理布置产噪设施在厂内的位置，通过距离衰减，减小其对厂界声环境的影响。经采取上述控制措施后，噪声源强可降低2035dB（A）左右，此外还有距离衰减，可进一步降低噪声影响，厂界噪声贡献值可以达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中3类标准要求。因此本项目噪声防治措施可行。3.4.4固体废物的排放及治理改扩建项目固体废物主要为处理采出液过程中产生的含油污泥和污水处理系统产生的含油污泥以及设备检修产生的污油，其中含油污泥根据国家危险废物名录属于HW08废矿物油。改扩建项目固体废物主要为处理采出液过程中产生的含油污泥和污水处理系统产生的含油污泥以及设备检修产生的污油，其中含油污泥根据国家危险废物名录属于HW08废矿物油，站场内妥善收集后交由克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司定期拉运处置；定期回收去老化油缓冲罐，进入老化油
