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1、国环评证甲字甲字第4004号中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司阿克莫木气田开发地面工程环境影响报告书简本中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司二一五年六月 新疆乌鲁木齐目 录1.建设项目概况11.1项目特点11.2项目位置21.3项目建设内容41.4项目产业政策相符性41.5能源规划协调性分析51.6区域发展规划协调性分析52.建设项目周围环境现状62.1项目所在地的环境现状62.2建设项目环境影响评价范围83.项目环境影响预测及环保措施113.1项目主要环境影响因素分析113.2区域环境保护目标213.3环境影响预测与评价233.4环境保护措施263.5环境风险分析293.6清洁
2、生产评价293.7环境经济损益分析303.8社会环境影响分析313.9环境监测计划334.环境影响评价结论345.联系方式351. 建设项目概况1.1 项目特点阿克莫木气田位于新疆维吾尔自治区克孜勒苏柯尔克孜自治州乌恰县境内，塔里木盆地西南坳陷喀什凹陷乌恰构造带阿克莫木背斜，西距乌恰县约8km，南距乌恰县喀什市309省级公路约5km，交通运输十分便利。阿克气田于2003年开发建设，随着下游地方用气量的逐年增加，进行了多次改扩建设，现有完钻井7口（AK1、AK1-1、AK1-2、AK101、AK4、AK401和AK5井），天然气处理站1座、集气脱水站1座、输气首站2座、输气末站3座、城市门站2座
3、，建设阿克喀什输气管道1条，阿克阿图什输气管道1条，阿克乌恰县输气管道2条（含AK4井乌恰临时管道），满足当地“二市四县”的城镇燃气需求。已建阿克天然气处理站设计规模为90104Nm3/d，四级站场；已建集气脱水站设计规模40104Nm3/d，五级站场。目前这些站场已无法满足气田新增产能的处理要求，需新建油气处理厂。阿克气田总部署井数14口(生产井10口，备用井1口，观察井2口、注汽井1口)，本工程新部署7口气井(生产井6口、备用井1口)。建成天然气产能规模10108m3/a，日产天然气300104m3/a，稳产13年；利用备用井和部分生产井调峰，冬季达到454104m3/d生产规模，稳产12
4、年。阿克莫木气田地面工程主要由站场工程、管道工程、道路工程、供水工程和输电线路等5部分组成。站场工程包括新建1座天然气处理厂处理规模为300104m3/d（年运行330d）、单井站7座、集气站1座、综合公寓1座、蒸发池1座。采气支线长度8.46m，注汽管线长度2.50km，集气管道13.2km；气田内部主干道路（三级）18.6km，支线道路（四级）3.6km。阿克莫木气田地面工程总占地面积为106.58hm2，其中永久占地28.65hm2，临时占地77.93hm2。本工程占地均为荒草地，占地范围属克州乌恰县行政管辖范围。本项目为石油天然气勘探及开采工程，属于产业结构调整指导目录（2011本）（
5、2013年修正）鼓励类，符合国家产业政策，也符合自治区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要。本项目的投产可在一定程度上支持国家和地方经济建设，提高区域整体开发效益，带动地区经济的发展和人民生活水平的提高，具有明显的社会经济效益。1.2 项目位置阿克莫木气田构造位于塔里木盆地西南坳陷喀什凹陷乌恰构造带阿克背斜。地理位置位于新疆维吾尔自治区克孜勒苏柯尔克孜自治州乌恰县境内，行政隶属乌恰县管辖。气田开发建设区域位于东经75157530、北纬39403950之间，西距乌恰县约8km，南距乌恰县-喀什市省级公路约5km，交通运输十分便利。区域位置见图1。图1 项目地理位置示意图1.3 项目建设内容1.3
6、.1 项目名称和性质项目名称：中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司阿克莫木气田开发地面工程。项目性质：滚动开发，改扩建。1.3.2 建设项目概况阿克气田总部署井数14口(生产井10口，备用井1口，观察井2口、注汽井1口)。其中：本工程新部署7口气井(生产井6口、备用井1口)。建成天然气产能规模10108m3/a，日产天然气300104m3/a，稳产13年；利用备用井和部分生产井调峰，冬季达到454104m3/d生产规模，稳产12年。工程实施后气田集气维持现有老井的集气方案不变，采用辐射+枝状组合式管网中压集气工艺（即井口加热节流+中压集气）。确定气田总集输规模为454104m3/d，本工
7、程新建集气管道建设规模为150104m3/d。阿克气田目前已建有40104m3/d的集气脱水站1座，90104m3/d的天然气处理厂1座，气田总处理能力为130104m3/d。本工程新建1座天然气处理厂处理规模为300104m3/d。操作弹性60%120%年运行330d。新建的天然气处理厂建成后，目前90104m3/d的天然气处理厂停运。1.3.3 投资估算本工程建产期总投资187772万元，其中：建设投资181406万元、建设期利息2714万元、流动资金3652万元。建设投资中钻井工程投资74722万元、采气工程投资14505万元、地面工程投资92179万元。环保投资5132.44万元，占总
8、投资的2.7%。1.4 项目产业政策相符性石油天然气开发是当前国民经济的重要基础产业和支柱产业，根据产业结构调整指导目录（2011本）（2013年修正），将“石油、天然气勘探及开采”列入“鼓励类”项目。可知，石油天然气开发属于国家重点鼓励发展的产业，本项目的建设符合国家的相关政策。1.5 能源规划协调性分析根据能源发展“十二五”规划（国发【2013】2号），将加快常规油气勘探开发作为“主要任务”，将推进塔里木盆地等陆上油气生产基地稳产或增产作为主要目标。本项目的建设符合能源发展“十二五”规划的要求。根据国家能源中长期发展规划纲要（2004-2020），“要大力调整和优化能源结构，坚持以煤炭为主
9、体、电力为中心、油气和新能源全面发展的战略”，本项目开发天然气资源，符合国家能源发展战略的要求。新疆维吾尔自治区能源发展“十二五”规划提出：“重点加强新疆油田、塔里木油田、吐哈油田等区域的勘探力度，继续加大油气勘探投入，“十二五”期间新增石油探明地质储量6亿吨，天然气探明地质储量6500亿立方米。本项目符合规划的要求。1.6 区域发展规划协调性分析新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要提出，加快塔里木、准噶尔和吐哈三大盆地油气资源勘探开发步伐，扩大开采规模，确保油气产量稳步增长。到2015年，原油产量达到3300万吨，天然气450亿立方米，油气当量超过6500万吨；原油加工能力3
10、800万吨，石油储备库容1300万立方米。本项目将促进新疆地区天然气资源的勘探开发，必将形成带动新疆经济和社会发展新的增长点。对于促进新疆地区的经济发展，保持边疆民族团结和社会稳定等方面，具有特别重要的意义。本项目的开发建设，能够为地区经济的发展提供清洁能源和资源，有助于地区经济的发展和相关规划的落实，所以，阿克莫木气田开发地面工程符合区域发展规划的要求，与总体规划具有很强的协调性。综合以上分析，本项目的规划建设是合理的。2. 建设项目周围环境现状2.1 项目所在地的环境现状2.1.1 自然环境概况阿克莫木气田（简称阿克气田）位于乌恰盆地内，东经75157530，北纬39403950之间。气田
11、紧靠南天山南麓，地表高差较大，地形北高南低，地面海拔在20002600m之间。与项目区关系密切的地貌类型主要有冲洪积倾斜平原和河谷平原。阿克莫木气田区域以北为典型的高山半湿润寒温带气候，气田区为乌恰盆地及北部边缘的低山丘陵。拟建工程处年平均日照时数为2799.3小时，秋季日照百分率最高，一月份为最冷月，平均气温为-15.6-7.20C，七月份为最热月，平均气温为7.424.00；多年平均无霜期为135天，年平均降雨量156.8mm，年平均蒸发量1449mm；年平均降雪量为190.1mm，北部山区地表水出山后入渗和当地的降水入渗是项目区的地下水补给来源之一。拟建场地所在区域地表水较发育。厂区东部
12、为乌瑞克河，西部有库孜洪河。乌瑞克河是克孜勒苏河流域的一条左三级支流，河流多年平均径流量为0.63亿方，多年平均流量为2.01 m3/s，河水的补给来源，主要是夏秋季的降水和春末的融雪水处，同时也有地下水的补给作用，河水枯水期的最小流量和丰水期流量中的一部分，都是接受河流两侧地下水补给的结果。阿克莫木气田位于喀什凹陷北缘乌恰构造带阿克莫木构造。喀什凹陷位于塔里木盆地西端，是盆地西南坳陷的一个二级构造单元。阿克莫木气田地处天山南脉的乌恰阿图什年轻短轴皱褶山区，塔里木板块的最西端，北部为具有陆棚陆坡的东阿赖-迈丹他乌稳定陆缘，南部为具有岛弧带的昆盖山活动陆缘，中部为广布巨厚中、新生界的塔里木地台。
13、由于北边哈萨克斯坦板块及南边印度板块旁遮普突刺的相对运动，致使塔里木板块在乌恰县出露最窄，褶皱断裂构造复杂。拟建工程所在的乌恰地区，盆地的农田面积仅有2万多亩，农灌用水及生活用水总需水量为0.13亿m/a。河水径流量约0.8亿m/a，地下水天然资源近0.2亿m/a，两种水资源都能满足实际需求量。盆地内地下水位埋深小于50m，含水层厚50100m以上，透水性较好，水质一般较好，只是乌恰以西水质较差。含水量最丰富的地段位于中部，100m深度内，大致分两个含水段，45m以上为第一个含水段，含水层为较纯净的砂卵石层，单井出水量大于5000m/d，水质较好，矿化度为小于1g/L或1g/L左右；45m以下
14、，为第二个含水段，由含亚砂土砂砾石层组成，单井涌水量30005000 m/d，水质较差，为1.5g/L的微咸水。项目区的地表土壤主要有棕漠土和石质土，土壤母质主要由残积物、冲积物、洪积物和灌溉淤积物组成。管道沿线主要是棕漠土。项目区属于低山丘陵区，地表植被总体表现为低矮而稀疏，且分布十分不均匀，由低矮、稀疏植被所形成的生物保护层不健全且功能微弱。项目所属区域植被属新疆塔里木荒漠亚地带，平原地带性植被以旱生的灌木为主，其次是小灌木与半灌木，一般植被群落较为简单，生长稀疏，呈荒漠植被带景观，灌木群落主要为琵琶柴、合头草、盐爪爪，小半灌木假木贼、猪毛菜等，植被覆盖度为510。项目区位于低山丘陵区，区
15、域内主要栖息分布着一些耐旱型野生动物，如子午沙鼠、密点麻蜥和沙百灵等。由于项目区北接天山山区，南接绿洲盆地，有较好的植被和食物来源，现场勘查时偶尔可预见鹅喉羚、鸢、红隼等保护动物，但由于项目区地处干旱荒漠区，动物生境较差，所以动物的数量和密度相对较低。根据现场和资料收集，项目区不涉及自然保护区、风景名胜区、水源保护区等，无环境敏感目标。2.1.2 区域环境质量现状（1）环境空气阿克莫木气田评价区域内SO2、NO2、TSP和PM10在监测期内均为未出现超标情况，满足环境空气质量标准（GB 3095-1996）中的二级标准的要求；特征污染物非甲烷总烃在监测期没有超过大气污染物综合排放标准（GB 1
16、62971996）中新污染源无组织排放监控浓度限值4.0mg/m3作为环境质量标准限值要求。说明该区域环境空气质量较好。（2）地表水评价区域内乌瑞克河的水质状况良好，在监测的31项离子中只有总氮和悬浮物超过地表水环境质量标准（GB3838-2002）和地表水资源质量标准SL63-94的III类标准。通过分析，监测点总氮和悬浮物超标的主要原因可能是受上游来水的影响，生活污水或动物粪便等，通过地表径流进入地表水体可使总氮超标，矿场及路面产生的扬尘进入水体可引起悬浮物超标。（3）地下水评价区各地下水监测点处的20项监测因子，大部分符合地下水质量标准（GB/T14848-93）中的类标准；硫酸盐、TD
17、S和Cl-出现小幅度超标现象，超标项标准指数分布在1.051.97之间，这三种因子为干旱区常见的超标因子，超标原因与当地的气象、水文地质条件有关。评价区属于半干旱气候区，气候的季节性变化、年变化对地下水的形成和溶滤过程影响很大，在强烈的蒸发作用下，地下水岩分浓缩，致使区内地下水的盐分较高，故出现硫酸盐、TDS和Cl-等离子的超标现象。另外，黑孜苇乡一处泉水点出现F-和氨氮超标，超标倍数为均0.2，氟超标是受地质地貌条件，地质背景、气候条件、水文地质条件共同控制形成的，碱性的地球化学环境是地下水中F-含量超标的主要原因；水中的氨氮一般来源于污水中含氮有机物的初始污染，结合取样点的环境特征，黑孜苇
18、乡一处泉水点处的水为泉水，其氨氮超标的原因可能是该泉水在径流途中受到生活污水或农业面源污染的影响，导致所取水样中出现氨氮超标的现象。（4）声环境项目区昼、夜噪声均满足声环境质量标准相应标准，项目所在区域内声环境质量良好。（5）生态环境阿克气田位于新疆维吾尔自治区克州乌恰县境内，拟建项目位于天山山脉西段南麓低山丘陵区，克孜勒苏河上游区。根据新疆生态功能区划，项目区属于天山南坡西段荒漠草原水土流失敏感生态功能区。气田区域为荒漠戈壁，基本处于未开发状态，主要为荒漠生态系统。总体来看评价区域景观单一，植被盖度约5-10%，有部分野生动物活动。2.2 建设项目环境影响评价范围2.2.1 大气评价范围根据
19、环境影响评价技术导则-大气环境（HJ2.2-2008）的规定和表1.6-2估算结果，同时考虑项目建设性质，确定本次环境空气评价范围为气田开采区，集气站、天然气处理厂为中心5km5km的矩形区域，外输气管线两侧200m范围。环境空气评价范围见图2。2.2.2 生态评价范围天然气开发工程具有分布面积广的特点。但是因为各站场相距较远，且基本呈点状、线状分布，故其对环境影响仅限于站场及内部集输管线较近的范围。本生态评价范围为整个气田区（7km13km），评价范围总面积约91km2。生态评价范围见图2。2.2.3 地表水评价范围本项目地表水环境评价范围为：阿克气田范围内的地表水体乌瑞克河。2.2.4 地
20、下水评价范围本项目地下水环境评价范围为：本工程至本工程所在区域地下水流向的下游方向5km内的区域（约40km2）。2.2.5 声评价范围评价范围为集气站、天然气处理厂周围300m，外输管线两侧100m范围。2.2.6 环境风险评价范围评价范围确定为天然气处理厂厂界外半径5km范围，气田内单井站、集气站等站场场界外半径3km范围，集输管道沿线200m的带状区域。风险评价范围见图2。图2 大气、生态和环境风险评价范围图3. 项目环境影响预测及环保措施3.1 项目主要环境影响因素分析阿克气田在开发建设过程中对环境的影响主要分为钻井过程、地面工程建设以及气田生产期的采气和油气集输过程。气田开发不同阶段
21、和工艺过程其环境影响因素不同，可概括为两类，一是非生态影响因素，二是环境污染因素。生态因素主要来自各种占地、人为活动导致的景观变化、土地类型的改变，以及直接影响野生动物的栖息环境使相对完整的栖息地破碎化和岛屿化，连通程度下降，对物种的扩散和迁徙产生阻碍和限制等。环境污染源包括水、气、固体废弃物和声污染。气田开发期的主要污染源来自钻井过程中。钻井除产生废弃的泥浆、岩屑、钻井废水对环境可能造成污染外，噪声和振动及占地对地表植被的破坏也应引起关注。生产运营期的污染源主要是采气及井下作业及站场运营，产生的污染物主要是无组织会发的烃类气体和可能泄露的凝析油，除此之外，油气集输过程中的站场和辅助配套工程也
22、是气田生产运营期的主要污染源，其产生的污染物主要有烃类气体、含油废水及燃烧烟气等，同时还有噪声污染。气田开发过程污染源构成及排放情况见图3。钻 井钻井废水钻井泥浆钻井岩屑气井烃类气体加热炉烟气井下作业含油污水落地油烃类气体噪 声集气站烃类气体油气处理厂燃烧烟气烃类气体噪 声产品储运烃类气体清管站废渣噪 声柴油机、发电机排气井队生活污水噪 声生活垃圾含油污水噪 声生活污水污水处理场含油污水生活污水生活垃圾污泥图3 主要工艺流程及产污环节图3.1.1 开发期污染源分析及污染物排放本次新钻井7口，钻井阶段排放的主要污染物为：钻井岩屑、废弃钻井泥浆及钻井废水、钻井噪声、井队工作人员的生活污水和生活垃圾
23、等，平整场地和堆放设备破坏地表土壤、植被等。污染物的排放仅发生在钻井期内，钻井作业一旦结束，污染物的排放即告结束。（1）废水钻井过程中产生的废水主要包括钻井废水和生活污水。废水产生量随钻井周期、钻井深度和难度而异。钻井废水钻井废水由冲洗钻台、钻具、地面、设备用水及起下钻时的泥浆流失物、泥浆循环系统的渗透物等组成。钻井废水是钻井液等物质被水高倍稀释的产物，其组成、性质及危害与钻井液的类型有关，其中主要污染物有悬浮物、COD、石油类等。根据塔里木油田公司统计年报，钻井废水排放系数为16.05m3/100m进尺。本工程新钻井7口，钻井总进尺2.52104m，则新钻井废水产生量为4044.6m3，平均
24、每口井产生钻井废水量为577.8m3。据类比资料分析，废水中各污染物的含量分别为：SS 1967.46mg/L、COD 9855mg/L、石油类31.19mg/L、挥发酚1.4mg/L。各污染物的产生量为SS7.96t、CODcr 39.86t、石油类0.13t、挥发酚0.006t。生活污水根据工程钻井方案，井区平均钻井周期为183天。现场调查钻井人数一般约为55人，按每人每天用水量80L计算，则生活用水最大量为4.4m3/d，则总用水量为5635m3，排放量排80%计，则生活排水最大量为3.52m3/d，则总排水量为4508m3，具体见表1。生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等
25、；类比其他气田，生活污水浓度COD为350mg/l，BOD5为170 mg/l、氨氮为6mg/l、SS为24mg/l，各污染物的产生量为COD 1.58t 、BOD5 0078t、氨氮 0.03t、SS 0.11t。表1 钻井期间产生的生活污水排放统计表井区新钻井数（口）钻井天数（d）排放量（m3/d、）单井排放量（m3）总排放量（m3）1阿克气田井区71833.52644.164508合计74508由于施工现场分散，生活污水呈面源排放，均散排于施工现场周围。据现场考察，气田比较规范的钻井队均设置了可移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后均及时填埋，不会对环境造成污染（2）废气开
26、发期钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动，由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为烃类、CO、NO2、SO2等。根据本项目的实际情况，每个井队配备钻井柴油机2台，发电柴油机2台，柴油消耗量平均2t/d，柴油消耗量约为366t/单井；根据油田开发环境影响评价文集，柴油机每马力小时耗柴油175g，产生CO 2.4g、NO210.99g、烃类4.08g。据此，柴油机运转过程中排入大气中的CO、NO2和总烃量可用下式计算：式中：m 柴油机消耗柴油量。柴油中硫含量为0.035%估算，燃烧1t柴油产生的SO2为0.7kg。因此，本工程建设区钻井7口，钻井平均周期183天，钻井期间共向大气中排放烃类
27、59.73t，NO2160.89t，CO35.13t，SO21.79t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。（3）固体废弃物钻井废弃泥浆钻井废弃泥浆是指钻井过程中无法利用或钻井完工后弃置于废液池内的泥浆，钻井泥浆的性质由使用的钻井泥浆决定，其产生量随着井深而改变。实际钻井过程中，泥浆的回用率可达到70，钻井结束后，可再利用的泥浆全部回收用于另一口井的钻井过程。本次环评现场踏勘了解到，最终单井废液池中废弃泥浆的总量一般为200240m3。本项目钻井7口，则废弃泥浆的产生最高总量为1680m3，采用钻井废弃物不落地达标处理技术进行处理，不建废液池，处理后废弃物铺垫井场。钻井岩屑钻井过
28、程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而破碎成岩屑，并经泥浆携带至地面，进入岩屑池中。本工程开发区钻井7口，工程钻井总进尺为2.52104m ，进入岩屑池中的岩屑可用下式计算：W=1/4D250h式中：W废弃钻井泥浆排放量，m3；D井的直径，m，取0.26m；h井深，m，取3593m。计算可知，单井岩屑产生量约为95.4 m3，工程设计7个井口全部完钻后，岩屑总产生量约为667.8m3，采用钻井废弃物不落地达标处理技术进行处理，不建废液池，处理后废弃物铺垫井场。生活垃圾井场开发建设阶段，常住井场人员按55人计算，平均钻井周期为183天，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，单井开发建设期产生生活垃圾为5.
29、03t，7口井钻井过程生活垃圾共计35.21t，集中收集，定期清运至乌恰县垃圾填埋场填埋。（4）噪声钻井过程中的噪声源主要是钻井、泥浆泵。噪声排放情况见表2。表2 噪声排放情况位置噪声源声源强dB（A）备注井场钻机100-110泥浆泵95-100固井作业噪声9095dB （5）开发期污染物排放情况汇总表3 钻井期污染物排放情况汇总项目工程污染源污染物产生量主要处理措施及排放去向废气井场开发期无组织废气场地扬尘-车辆尾气-废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物4044.6m采用钻井废弃物不落地达标处理技术进行处理，不建废液池。生活污水SS、COD、BOD54508m排入移动旱厕内，
30、钻井结束后均及时填埋固体废物井场钻井废弃泥浆/1680m采用钻井废弃物不落地达标处理技术进行处理，不建废液池，处理后废弃物铺垫井场。钻井岩屑/667.8m生活垃圾/35.21清运至乌恰县生活垃圾填埋场噪声井场钻机/100-105声环境泥浆泵/95-100站场、管道构筑物施工机械/80-105声环境3.1.2 运营期污染源分析及污染物排放气田生产过程主要包括采气和油气集输，是气田开发中的主要时段。在此过程中，将产生一定量的气田采出水、无组织挥发烃类、压缩机及加热炉燃烧烟气、清管杂质、落地油和各类机泵产生的噪声及少量的生活的污水（1）运营期废水排放情况气田生产过程中产生的废水主要包括气田采出水、井
31、下作业废水、集气站及天然气处理厂内产生的含油废水及生活污水等气田采出水气田采出水主要来源于气藏本身的底水、边水，且随着开采年限的增加呈逐渐增加上升状态。根据开发方案预测，阿克气田为干气，气田开发前期气田水水量较小，以后逐年增加，到2038年最大，为102.32m3/d。气液混输至新建天然气处理厂集气装置，气液分离后至污水处理装置进行重力沉降除油后，转输至生产废水蒸发池蒸发处理，不外排。站场生产污水各井场、集气站的站内排水为不定期的设备和场地冲洗水（排水量见表4），间歇排放，水中主要含凝析油、缓蚀剂、机械杂质等。井场、集气站场地冲洗废水，排放量约为48m3/a，仅含有泥沙类机械杂质，不收集、就地
32、散排；井场、集气站检修时产生的少量生产污水，排放量约为10m3/a，直接收集在检修污水罐车内，运至新建天然气处理厂统一处理。表4 气田内部集输站场排水量表站场名称排水量（m3/a）排水规律排水来源备注井场282次/年，每次2.0m3设备、场地冲洗共7座202次/年，每次2.0m3计量分离器检修污水计量井场共5座集气站42次/年，每次2.0m3设备、场地冲洗共1座62次/年，每次3.0m3设备检修污水新建天然气处理厂生产污水主要为工艺装置区场地冲洗及设备检修期的检修污水、锅炉房排出污水等，排水量见5。新建天然气处理厂场地冲洗废水，排放量约为40.2m3/a，仅含有泥沙类机械杂质，不收集、就地散排
33、；检修污水，排放量约为437.5 m3/a，包括工艺装置排出的含油污水，以及化验室和空氮站的排出污水，主要含油、醇等污染物，收集后在新建天然气处理厂污水处理系统处理，外排至蒸发池蒸发。表5 天然气处理厂污水量统计表 类别名称污水来源排水规律污水量污水水质正常污水检修污水集气装置场地冲洗水-间歇，2次/年5.0m3/a含固体杂质-设备检修污水间歇，2次/年10.0 m3/a含凝析油净化气外输装置场地冲洗水-间歇，2次/年5.0 m3/d含固体杂质分析化验室化验用水-间歇3.0 m3/d含油、缓蚀剂及机械杂质脱水脱烃装置场地冲洗水-间歇3.0 m3/d含固体杂质-装置检修污水间歇，2次/年240.
34、0 m3/a含乙二醇、烃类乙二醇再生及注醇装置场地冲洗水-间歇2.0 m3/d含固体杂质-装置检修污水间歇，1次/年80.0 m3/a含乙二醇火炬及放空系统场地冲洗水-间歇0.2 m3/d含固体杂质-装置检修污水间歇，1次/年7.5 m3/a含固体杂质、油空压机生产污水-间歇2.5 m3/d含固体杂质空氮站洗手池排水-间歇0.5m3/d含固体杂质罐区拖布池排水-间歇1.0 m3/d含固体杂质、油油储罐切水-间歇0.5 m3/d-装置检修污水间歇，1次/2年130.0 m3/a含油，1500mg/l供热站热水锅炉房排污水-间歇排污1.5m3/d无杂质循环水合计-检修污水间歇437.5 m3/a设
35、备、场地冲洗间歇40.2 m3/d生活污水井场和集气站无人值守，生活污水主要来自于新建天然气处理厂和综合公寓。生活污水排放量见表6。表6 生活污水排放量估算表排污点日排水量(m3/d)水质排放规律综合公寓生活污水19.2含氨、氮、COD、BOD和SS等连续排水200人计，用水量24 m3/d天然气处理厂生活污水2.2含氨、氮、COD、BOD和SS等连续排水处理厂生活用水定额取50L/人班（人数按55人计）合计21.4生活污水经排水管收集后（其中厨房污水先进入隔油池），进化粪池消化处理后，再经一体化污水处理设备处理，达到污水综合排放二级标准后，春夏季用于公寓绿化，绿化后剩余污水及冬季不能用于绿化
36、的全部污水进入生活污水蒸发池。根据表3.2-8的统计，最高日公寓污水排放量为21.4m3（7062m3/a），生活污水处理规模确定为3.0m3/h。生活污水蒸发池有效容积为5000m3，池深2.0m，水深高度1.0m，在综合公寓北侧约3.5km处。生活污水处理工艺采用生物接触氧化法。经排水管道收集的生活污水（其中厨房污水先经隔油池），经化粪池消化（厌氧）处理，拦截掉绝大部分的悬浮物和沉淀物，再进入污水提升池进行水量和水质调节，然后通过污水提升泵进入一体化污水处理设备处理。该设备主要以生物接触氧化为主体处理工艺，集污水处理和污泥消化于一体，处理效率高，抗冲击负荷强，运行维护费用低，污泥量非常少。
37、其最终出水水质达到国家污水综合排放标准（GB8978-1996）中二级标准要求后，进入净水池，再加压送至生活污水蒸发池蒸发。井下作业废水井下各种作业需要水压洗井，产生废水是临时性的。根据类比调查，单井每次修井排放废液约为45m3。废液中主要含有酸、盐类和有机物，井下作业废水采用专用废液收集罐收集后运至蒸发池蒸发，不外排。酸化、压裂过程会产生一定量的压裂返排水，主要含各种酸类物资。根据现场调查，单井酸化压裂返排液约在500m3，采用专用废液收集罐收集后运至蒸发池蒸发，不外排。（2）运营期废气燃料废气燃烧烟气来源为井场加热炉等排放烟气，主要污染源见表7。表7 主要污染源序号位置废气来源规格型号数量
38、(套)燃料消耗备注1井口加热炉500KW PN25MPa250KW PN25MPa23155.232104 m3/a燃料为天然气 2天然气处理厂导热油加热炉9.0MW31900.8104 m3/a燃料为天然气2开1备火炬DN2001事故状态3燃气电站燃气轮机5MW，撬装式11742.4104 m3/a3各单井站场火炬DN2004事故状态合计143798.432本工程井口加热炉、天然气处理厂导热油加热炉和燃气电站燃气轮机，其燃料气均为天然气，天然气总用气量约为3798.432104 m3/a。根据石油行业相关环境统计计算方法，燃烧天然气产生的NO2、烟尘、CO的排放系数分别是：630kg/106
39、m3天然气、240kg/106m3天然气、272kg/106m3天然气，则本项目燃烧烟气排放NO2、烟尘、CO排放分别为：23.93 t/a，9.12 t/a，10.33t/a。烃类挥发工程建设区区油气集输及处理采用密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油气田实测数据看，采用密闭集输工艺，其烃类气体的损耗可控制在0.2以下，本工程建成区天然气产能规模10.07108m3/a，因此烃类气体的损失为2.01105m3/a。井场和集输气管道烃类挥发损失很小。事故状态下火炬放空本项目伴生气除满足井场加热站、生活区用气所需外，剩余天然气全部外输。在天然处理厂设立
40、放空火炬1具，规格DN20020000，高度为15m；在各单井站火炬1具，DN200，高度为15m。本项目建设放空筒只作为应急情况下的放空，事故状态下天然气最大放空量为300104m3/d，根据油气田天然气成分，天然气中不含硫化氢，放空燃烧废气主要产生废气污染物一氧化碳、氮氧化物和烃类，其产生量分别为816 kg/d，1890 kg/d，720 kg/d。（3）运营期固体废弃物排放情况气田生产过程中的产生的固体废物主要是清管杂质和污泥。清管站的废渣运营期产生的固体废弃物主要来自于集输管线的清管作业。集输管线清管每年2-4次，根据类比调查，一般每公里管线产生的清管废渣量平均约为1.15kg，本工
41、程新建各类集输管线总长24.16km，每次废渣量约27.784kg，产生量最多约为0.11t/a。清管废渣的主要成分为SS和氧化铁等，属于危险废物，依托当地有危险废物处置单位进行安全处置。污泥新建天然气处理厂内污水处理装置定期产生一定量的油泥和污泥，产生量约为50t/a。产生的油泥属于国家危险废物名录所列的废矿物油类，其危险废物编号为HW08。气田运营过程中产生的含油污泥集中堆置，设防渗贮存池，定期清运至轮南塔里木油田绿色环保站处理。生活垃圾气田生活区定员200人，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，日产生活垃圾约100kg/d（33t/a），清运至乌恰县垃圾场填埋处置。（4）运营期污染物排放
42、“三本帐”汇总本工程运营期污染物排放“三本帐”汇总见表8。表8 运营期污染物排放排放“三本帐”汇总表项目工程污染源污染物原有现有排放量增减量主要处理措施及排放去向废气采集、集输处理无组织挥发烃类0.93105m3/a2.01105m3/a-0.93105m3/a环境空气井场、集气站、综合公寓、天然气处理厂燃烧烟气CO4.77 t/a10.33t/a-4.77 t/a烟尘4.21 t/a9.12t/a-4.21 t/aNOX11.04t/a23.93t/a-11.04t/a废水井场井下废水修井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物45 m3/次45 m3/次0井下作业废水采用专用废液收集罐收集
43、后运至蒸发池蒸发，不外排酸化压裂废水酸类物质500 m3/井500 m3/井0采用专用废液收集罐收集后运至蒸发池蒸发，不外排天然气处理厂气田采出水水量47.22 m3/d102.32m3/d（最大）-47.22 m3/d天然气处理厂分离的采出水进入污水处理装置处理后，全部输送至蒸发池蒸发处理天然气处理厂、综合公寓生活污水SS、COD、BOD53.21m3/d21.4m3/d-3.21m3/d进入综合公寓生活污水处理统一处置后，夏季绿化，冬季进入污水蒸发池。井场、集气站、天然气处理厂检修污水凝析油和机械杂质4.62 m3/a10 m3/a-4.62 m3/a收集在检修污水罐车内，运至新建天然气处
44、理厂统一处理设备和场地冲洗水凝析油、缓蚀剂、机械杂质9.28 m3/a40.2 m3/a-9.28 m3/a仅含有泥沙类机械杂质，不收集、就地散排固体废物天然气处理厂油泥（砂）属危险废物23.07 t/a50t/a-23.07 t/a气田运营过程中产生的含油污泥集中堆置，定期清运至轮南塔里木油田绿色环保站处理。集输管线清管废渣属危险废物0.05t/a0.11t/a-0.05t/a依托当地有危险废物处置单位进行安全处置。综合公寓和天然气处理厂生活垃圾一般固废15.23 t/a33t/a -15.23 t/a统一运至乌恰县垃圾填埋场噪声井场机泵/90-100井下作业（压裂、修井等）/80-120集气站加热炉/90-95各类机泵/90-100火炬/100-110天然气处理厂分离器/95-105各类机泵/90-100加热炉/90-95火炬/100-1103.1.3 生态影响本项目区非污染生态影响主要体现在站场、管线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。占用土地包括临时占地和永久占地，将暂时
