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1、大宛齐油田产能建设项目环境影响报告书（简本）新疆天地源环保科技发展有限公司2015年1月目 录1、建设项目概况21.1建设项目基本情况21.2开发方案和总体布局01.3主体工程02、建设项目周围环境现状82.1生态环境现状82.2环境空气质量现状调查102.3地表水环境现状调查与评价102.4地下水环境质量现状调查与评价112.5声环境质量现状评价113、建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果123.1工程分析123.2环境影响预测及分析213.3环境保护措施264、公众参与334.1公众共参调查方式334.2公众个体调查334.3调查结论334.4公众参与可行性分析334.5公众参与小
2、结345、总体结论366、联系方式371、建设项目概况1.1建设项目基本情况1.1.1项目名称大宛齐油田产能建设项目1.2.2项目性质改扩建1.1.3建设单位中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司塔西南勘探开发公司。1.1.4建设地点大宛齐油田位于北纬4142-47，东经8127-32，行政上属于新疆维吾尔自治区阿克苏地区的拜城县辖区，在新疆综合自然区划上属天山南坡山区拜城盆地。东距县城30km，西距阿克苏市120km，南距却勒塔克山20km，北距天山山脉30km，南面9km处有省级东西走向道路。地理位置见图2.1-4。1.1.5开发规模及组成大宛齐油田本次共部署井网井400口，其中油井2
3、08口，水井192口，新建产能7.32104t，分5年实施，每年计划钻井80口。油井分布于老区内部加密井156口（油井63口，水井93口）；老油区边部调整加密井126口（油井61口，水井65口）；在探明含油面积外围（373104t储量）钻滚动井118口，（油井84口，水井34口）。本工程新建油田气压缩机2台、一体化配水阀组24座、道路4.23km；合建污水处理站1座、注水站1座，设计规模为3300m3/d。脱水站新建污水泵2台；同时新建配套工艺管线及供配电等系统配套工程。各主体工程的总体建设见表2.1-1。表1.1-1 大宛齐建设工程项目组成项目工程名称数量备注（规模、主要设施设备）主体工程钻
4、井采油油井208水井192油转注井80原油集输油井井场安装208单井面积50*50m集油管道33.2kmPN55200。油井计量185套为靠近已建计量阀组的新建油井（23 口）新建计量阀组配套油气密闭计量装置3 座，集油干线均利用已建站间管线的剩余能力就近挂接；为新建油井设置固定软件量油仪185 套脱水站1油气分离器（2200*5800）改造、新建污水泵IS125-100-250B等。转油站改建105、109转油站，新建油气分离器12006994及配套设施污水处理工程缓冲沉降罐2座1000 m3净化水罐2座500m3一体化过滤装置2套500m3一体化收油装置1座50 m3其他附属装置缓蚀、阻垢
5、剂装置、混凝剂装置、助滤剂装置、回收水泵等。注水工程（注水井192+80）离心泵2套D120-1505离心泵(附电机450kW)。配水阀组24套高压玻璃钢管90.66kmDN40DN100 6.3MPa。消防系统污水站消防系统恒压供水装置（消防、给水两用）Q=120 m3/h， H=60m，N=45KW。联合站消防系统泡沫产生器 PC16。供配电电源部分35kv、线路30km。变电部分主变 14000kVA 35/10、电力变压器 S11-50/35 50kVA、隔离开关 GW4-40.5/630A、跌开式熔断器 RW5-35/100 3A、避雷器 HY5WZ2-54/13、35kV六氟化硫断
6、路器 LW34A-40.5() 1600A、配电所部分(采用橇装结构) 。站外线路5km10kV电力线路、0.4kV电力线路 混凝土杆。污水站部分电缆、电站、照明等。自控抽油机井设备防爆压力变送器24VDC供电，防爆无线载荷传感器、井口RTU GPRS通信网络上传、综合电量变送器、防爆无线角位移传感器等各一套螺杆泵井设备防爆压力变送器24VDC供电，420mA输出、24VDC电源箱 5A、防爆无线转速传感器、综合电量变送器、井口RTU GPRS通信网络上传、铠装对绞屏蔽控制电缆 221.5各一套污水站设备单法兰液位变送器、射频导纳界面仪、PLC控制系统、不间断电源 2KVA 30min、电磁流
7、量计、压力变送、器、温度变送器。通讯井场SCADA数据传输167套巡线、巡井通信防爆无线对讲机10套道路4.23km6m/7.5m砂石路供暖、通风拆除现有2台然气锅炉供暖，新建2台2T燃气锅炉依托工程脱水站大宛齐油田已建脱水站1座，始建于1995年，先后于2008年、2010年进行扩了改建。当进站液量达到3414t/d（2017年）时，原油沉降时间8.5h，在最大液量情况下仍满足原油沉降时间要求。生活污水池改扩建后生活污水排放依托现有污水沉淀池1*500m3，处理后用于站场绿化（环评要求建设集成式化粪池）防洪工程联合站北侧约20m防洪坝供水由大宛齐油田南侧水源井提供最大供水能力1440m3/d
8、1.1.6 投资估算大宛齐油田整体开发方案总投资为34140.3万元，其中：环保投资2231.77万元。1.2开发方案和总体布局1.2.1开发方案大宛齐油田本次共部署井网井400口，油井208口，水井192口，新建产能7.32104t，分5年实施，每年计划钻井80口。油井分布于老区内部加密井156口（油井63口，水井93口）；老油区边部调整加密井126口（油井61口，水井65口）；在探明含油面积外围（373104t储量）钻滚动井118口，（油井84口，水井34口）。1.2.2总体布局本项目原油集输采用一级布站、二级布站和三级布站相结合的方式，即油井产物经计量阀组汇集进入转油站，通过泵增压输至联
9、合站处理。1.3主体工程本项目主体工程包括：钻井工程、原油集输工程、油、水处理工程、注水工程、联合站平面布置工程及相应的配套工程。1.3.1钻井工程根据开发方案，大宛齐油田本次共部署井网井400口，油井208口，水井192口，新建产能7.32104t，分5年实施，2013-2017年每年计划钻井80口。油井分布于老区内部加密井156口（油井63口，水井93口）；老油区边部调整加密井126口（油井61口，水井65口）；在探明含油面积外围（373104t储量）钻滚动井118口，（油井84口，水井34口）。直井钻井深度为800m，总钻井进尺32104m，预计完井周期为10d。（1）井网与布井方式采用
10、50m70m井距反五点井网部署，计划钻井总数400口。设计直井单井产能1.4t/d。直井设计平均完钻井深800m，钻井总进尺32104m。根据对油藏的认识及落实程度，大宛齐油田开发布井遵循以下原则：a 为降低开发风险，采取整体部署，分批实施的原则，优先动用有效厚度大、原油粘度较小的区域。b 采用直井开发。c 为了充分利用储量资源，选择采用50m70m反五点井网部署开发井。d 对于在本次开发部署井网上的六2试验区老井，因关井多年无法利用，建议封井打新井。e 为进一步了解该区石炭系储层变化及流体性质，部署控制井加深至下一层系。（2）井身结构大宛齐油田井区开发直井采用二开完井井身结构，具体见图3.1
11、-5。 直井井身结构一开：采用381.0mm钻头钻至井深300m，下入F273.1mm表层套管，采用常规固井，水泥浆返至地面，封隔上部松散易塌地层，并为井口控制和后续安全钻井创造条件。二开：采用F241.3mm钻头钻至设计完钻井深800m下入F177.8mm油层套管，采用高密度G级加砂水泥和地锚预应力有控固井工艺固井，水泥浆返至地面。1.3.2 原油集输工程1.3.2.1站外集油系统站外集油系统根据分年度新建油井208口的方案，新建集油管道33.2km，油井计量采用固定软件量油仪185套，为已建计量阀组增设油气密闭计量装置4座，主要工程量汇总详见表2.4-3。（1） 集油管线部署根据大宛齐油田
12、整体开发方案（地面工程）今后五年分年度规划新建油井208口油井等相关内容.（2）油井计量建设方案新建油井计量部分采用计量阀组配套油气密闭计量装置、部分采用固定软件量油仪，以及已建计量阀组计量由橇装油罐改建油气密闭计量装置的建设方案。本方案新建油井部分采用单井单管、部分采用多井串接树状单管流程，新建集油管线33.2 km，新建计量阀组配套油气密闭计量装置3 座，集油干线均利用已建站间管线的剩余能力就近挂接；为新建油井设置固定软件量油仪185 套。为已建4 号、6 号、7 号以及109-22 号计量阀组计量由橇装油罐改建油气密闭计量装置 4 座，且已建5 号以及10 号计量阀组就近利用2013年新
13、建计量阀组配套油气密闭计量装置，解决了已建计量阀组伴生气就地放空，造成能源浪费的问题。本方案为新建及已建的单井实现了密闭计量，计量阀组均设置遮雨棚；新建计量阀组配套油气密闭计量装置采用标准化设计，10 井式3 座。新建计量阀组、集油管线。1.3.2.2 脱水站（1）油气分离器本次将2#两相分离器增设电动调节1套，恢复其正常生产。（2） 沉降脱水本次地面总体建设规划在污水处理工程中新建污水处理站1座，脱水站需配套增设增污水外输系统。输至污水站的最大量为130m3/h（2017年），最小量为96m3/h（2013年）；本站距污水处理站160m左右，则选择排量Q=86173m3/h、扬程H=6015
14、m， 配防爆电机功率30kW的污水泵2台，新建污水泵厂房布置在脱水站南侧。（3）处理规模根据可研模拟计算得出脱水站大罐挥发的气量，确定油气回收装置的处理规模为1000m3/d；新建1 套油气回收装置及其配套设施，包括集成压缩机、主电机、联轴器、润滑油站、润滑油空冷器、检测仪表、正压防爆PLC 柜和MCC 柜以及主机变频柜等，均集成在同一个撬体上，实现对大罐挥发出的天然气进行回收。1.3.3油、水处理工程1.3.3.1油处理工程大宛齐油田已建联合站大宛齐油田已建联合站1座，始建于1995年。（1）脱水站主要设备目前，脱水站主要已建设备情况及运行现状见表1.3-1，其中2#两相分离器因无液位调节系
15、统，现场未运行；主要设施运行负荷较低，有剩余能力。表1.3-1 油处理工程已建设施情况及能力核实表序号名称规格及参数单位数 量设计规模目前 处理量最大 处理量最大 负荷率11#两相分离器22006600台128 m35.5 m311.1 m390%22#两相分离器22005800台124.6 m3无调节3500m3原油沉降脱水罐座1储存最短时间5.5d储存最短时间4d41000m3原油沉降脱水罐座151000m3原油沉降脱水罐兼净化油罐座1最小沉降时间11h最小沉降时间8.5h，6500m3净化油罐座171000m3净化油罐座1（2）脱水站工艺流程生产流程：油井来液经进站阀组进入生产汇管，然后
16、进油气分离器进行气液两相分离，分离出的含水原油进原油沉降罐进行沉降，原油含水0.5%后进入储罐储存，然后自压进入装车鹤管装车拉运至泽普石化；沉降出的污水自压进入站外污水蒸发池；分离出的伴生气经计量、调压，然后直接供站内生产、生活用气，剩余部分放空燃烧。事故流程：站内由于其它原因原油暂时不能装车外运时，合格原油进入原油储罐储存，事故排除后，油罐内的原油装车拉运至泽普石化。主要工艺流程如下：图1.3-1 联合站原油处理流程图（3）大宛齐油田凝析油输送在克拉苏气田大北区块地面建设工程中对大宛齐油田凝析油系统进行改造，将储罐内凝析油经管道输送至大北天然气处理厂凝析油稳定装置处理后装车外运。（4）依托可
17、行性脱水站站内气液分离，当来液处理量达到3414t/d时，运行1台两相分离器液相停留时间约5min，满足分离时间13min，以及维修需要。脱水站站内净化油储罐总容量2500m3（500m3+1000m3+1000m3），当进站原油储量达到14.35104t/a（2014年）时，净化原油储存天数为4d；脱水站储罐总容量满足本项目的要求。脱水站站内原油沉降脱水罐总容量1500m3（500 m3+1000 m3），当进站液量达到3414t/d（2017年）时，原油沉降时间8.5h，在最大液量情况下仍满足原油沉降时间要求，达到原油沉降脱水效果。但由于本项目建设规划新建污水处理站1座，采用缓冲罐沉降工艺
18、，脱水站沉降出的污水靠自压无法进入缓冲罐。联合站改造工程（1）油气分离器本次将2#两相分离器增设电动调节1套，恢复其正常生产。（2）沉降脱水本项目新建污水处理站1座，脱水站需配套增设污水外输系统。输至污水站的最大量为130m3/h（2018年），最小量为96m3/h；本站距污水处理站160m左右，则选择排量Q=86173m3/h、扬程H=6015m，配防爆电机功率30kW的污水泵2台，新建污水泵厂房布置在脱水站南侧。（3）处理规模根据可研模拟计算得出联合站大罐挥发的气量，确定油气回收装置的处理规模为1000m3/d；新建1套油气回收装置及其配套设施，包括集成压缩机、主电机、联轴器、润滑油站、润
19、滑油空冷器、检测仪表、正压防爆PLC柜和MCC柜以及主机变频柜等，均集成在同一个撬体上，实现对大罐挥发出的天然气进行回收。1.3.3.2污水处理工程原有工程建设现状大宛齐油田原有污水处理工艺流程为 “油井采出液气液分离器油罐沉降隔油池污水池回灌”。大宛齐油田尚未全面注水开发，含油污水主要用于回灌，且原油密度低(0.786g/cm3-0.802g/cm3)，重力分离效果好，污水处理工艺以隔油、蒸发为主。目前大宛齐油田采出水量为2000m3/d。联合站内的油井采出液经大罐沉降后，含油污水排至隔油池，隔油后进污水蒸发池，污水部分蒸发，部分注水或回灌。蒸发池尺寸见表1.3-2。表1.3-2 污水蒸发池
20、尺寸表序号名称及尺寸单位数量备 注110000m3污水蒸发池 100m100m1m座1附隔油池1座220000m3污水蒸发池100m100m2m座1停用350000m3污水蒸发池 100m100m5m座141000m3隔油池座1新建污水处理工程（1）站址选择及平面布置本工程推荐方案将联合站总平面布置进行调整，在拆除原油外运系统区域新建污水处理站1座。通过对联合站总平面布置的调整，实现厂房设备布置紧凑，工艺流程顺畅，物流流向合理，各种工艺管线、电力线路进出方便；控制值班室集中管理，各功能站统一监控。1.3.4注水工程1.3.4.1原有注水工程目前大宛齐油田还未进行全面注水开发，日注水量110m3
21、/d，日回灌量1890 m3/d。建有注水站1座、5井式配水阀组1座、注水井5口、回灌井11口。注水系统采用单干管多井配水流程，洗井采用活动洗井方式。注水站位于50000m3污水蒸发池北部，设有6台注水泵(Q=400m3/d)，10000m3以及50000m3污水蒸发池处均设有2台喂水泵。管道均地上安装，保温，采用20#无缝钢管。注水站主要设备见表1.3-3。表1.3-3 注水站已建主要设备表序号名称规格及型号单位数量备 注1喂水泵SLS80 Q=61m3/h P=45m N=15kW台22喂水泵CAZ50-160 Q=25m3/h P=46m N=5.5kW台23注水泵QCZS400/7Q=
22、400m3/d P=7.0MPa N=75kW台6电机YB2-280S-25井式配水阀组位于在DW105-80井场，配水阀组单井配水管线上分别设置压力监测仪表及流量调节仪表，注水流量实施就地计量调节，设置远程测控终端（RTU），对单井注水压力、流量数据实施采集、处理，上传至大宛齐联合站控制系统，集中显示及监控。配水阀组的配电由就近油井变压器提供。注水站至5井式配水阀组注水管线为20#无缝钢管（764.5）1.6km，5井式配水阀组至注水井口单井注水管线为20#无缝钢管（423）0.7km，注水管线设计压力为10MPa。管道埋深1.3米，管线弹性敷设，管线用环氧煤沥青做特加强级防腐处理。注水井口
23、采油树型号为KY14/65 PN14MPa，设有油压、套压表。单井注水管设有切断阀，井口管道地上保温，设有钢平台。1.3.4.2新建注水管网部分（1）注水开发方案根据大宛齐油田开发指标预测表，大宛齐油田2014年至2027年新建注水井192口，油井转注井80口，总计272口。单井注水量：914m3/d，单井注水压力：1.73.5MPa。注水水质：含油量10mg/l，悬浮固体含量5mg/l，悬浮固体颗粒直径中值3m。大宛齐油田开发指标预测表见表1.3-4。表1.3-4 大宛齐油田开发指标预测表年份全区新钻井老区老井转注井数（口）开井数（口）产液量（104t/a）产油量（104t/a）产水量（10
24、4t/a）含水（%）注水量(104m3/a)油井（口）注水井（口）注水井总数注水井中排液井油井（含当年排液井）水井2014443821293176698.513.884.786.039.3201543391818368124110.014.395.787.057.7201645371633421193116.314.0102.388.089.72017433920477228121.813.5108.388.9104.62018433924514263124.612.9111.789.6111.9注水规模按最大注水量确定，为3300m3/d。本工程因注水规模小，注水站配套设施一次建成，并与污水
25、站合建，注水泵根据逐年注水量分期建设。（2）注水参数a 注水管网设计压力：6.3MPa；b 注水站设计压力：7MPa；c 洗井方式：活动洗井。2.5.4.3站址选择及平面布置为节省投资，注水站与污水站合建，充分依托污水站设施且便于运行管理。（3）注水系统目前各油田常用的注水流程有单干管多井配水流程和单干管单井配水流程2种流程。2、建设项目周围环境现状2.1生态环境现状2.1.1评价单元划分本次评价油、水井场480口，新建污水处理站、变电站、集油管线33.2km，站外道路12.83km。根据本项目的环境特征，结合工程特点将沿线生态单元划分如下表2.1-1。表2.1-1 生态单元划分序号区段工程内
26、容土壤类型植被类型土地利用类型1联合站以北油田区域井场安装；单井管线；转油站，部分站外油田道路等 灰棕漠土柽驼绒藜、木地肤、琵琶柴，盐生假木贼、木碱蓬、绢蒿、刺毛碱蓬、针茅、冰草、合头草、独行菜、狗尾草、芨芨草、芥菜，植被覆盖度10%。戈壁2联合站及周围区域联合站地面工程：污水处理及注水系统、站内道路等灰棕漠土乔灌木、人工绿化植被，包括人工草坪、狗尾草、小麦等。联合站内绿化覆盖率20%左右。戈壁3联合站以南大宛齐油田道路工程南段灰棕漠土部分路段有棉田农田2.1.2土地利用现状调查及评价根据新疆土地利用土地覆盖地图数据6大类25小类的统计，项目区的主要土地类型为未利用地中的戈壁。在植被稀疏的地区
27、，荒漠过程增强，部分裸岩地壳被风蚀或被风沙埋没。项目区域及周边地区土地利用现状见图3.3-1。2.1.3土壤现状调查及评价该工程位于塔里木盆地的边缘，属戈壁地带。风蚀积沙现象普遍。在风的作用下，土壤向荒漠化方向发展，最终在风蚀的作用下形成风沙土。该区域土地利用方式主要是戈壁。分布区的气候条件是夏季热而少雨，冬季冷而少雪，温度年变化、日变化大。年均温79，10积温一般在33004100，1月均温-16-10，7月均温2428，年降水量多在100mm以下。成土母质主要有两大类：在山前平原上为砂砾质洪积物或洪积冲积物；在低山和剥蚀残丘上为花岗岩、片麻岩及其它古老变质岩。植物贫乏，多为耐旱的深根、肉质
28、灌木或小灌木，主要种类有合头草、尖叶园爪爪、盐生假木贼、琵琶柴等。 项目区主要分布为灰棕漠土。其成土过程表现为石灰的表聚作用、石膏和易溶性盐的聚积、残积粘化和铁质化作用。地表为一片黑色砾漠，表层为发育良好的灰色或浅灰色多孔状结皮，厚12cm；其下为褐棕色或浅紧实层，厚315cm，粘化明显，多呈块状或团块状结构；再下为石膏与盐分聚积层。腐殖质累积极不明显，表层有机质含量0.5，胡敏酸与富里酸比值为2-4；表层或亚表层石灰含量达7-9，向下急剧减少；石膏聚积层的石膏含量可达20以上，盐分含量达1以上，以硫酸盐为主。土壤呈碱性或强碱性反应，pH值8.0-9.5；交换量不超过10毫克当量；粘粒硅铁铝率
29、3-3.4，粘土矿物以水云母为主。2.1.4植被环境现状调查及评价（1）评价区植被分布情况评价范围内常见种和优势种主要有：合头草、尖叶盐爪爪、琵琶柴等，评价区域内未发现有保护植物分布。沿线主要植被名录见表2.1-2。表2.1-2 沿线主要植被名录植物名称学名优势种保护植物资源植物合头草Sympegma regelii Bunge尖叶盐爪爪Kalidium cuspidatum琵琶柴Reaumuria soongonica猪毛菜Salsola collina Pall盐生假木贼Anabasissalsa木碱蓬Chenopodiaceae绢蒿Compositae刺毛碱蓬Suaeda acumina
30、ta针茅Stipa capillata Linn冰草Agropyron cristatum小蓬Nanophyton rinaceum独行菜L. apetalum狗尾草Setaira viridis（2）遥感调查根据现场踏勘结合遥感影像，进行评价区植被类型解译工作，得到评价区内植被分布类型见图3.3-2，各种植被类型的统计数据见表2.1-3。表2.1-3 评价区植被类型统计数据植被类型评价区面积（ha）百分比站场人工绿化作物151.5%半灌木、矮半灌木荒漠4.20.21%禾草、杂类草盐生草甸27.21.36%总计2000100.00%根据表2.1-3可知，评价区总面积2000约ha，有植被总面积
31、46.4ha。评价区范围内植被类型较为单一，半灌木、矮半灌木荒漠占整个评价区植被覆盖面积的0.21%，半灌木、矮半灌木为区域优势植被类型，其余植被类型在评价区分布面积很小。2.1.5小结大宛齐建设工程地处天山南麓，塔里木盆地北部边缘。项目区域为典型的戈壁生态系统，根据新疆生态功能区划，项目区属于天山南坡中段前山盆地天然气、煤炭资源开发与水土流失敏感生态功能区，植被以戈壁植被为主，油田区域内除受油田开发影响外，其它人为干扰较小，油田区域以外基本保持原自然荒漠生态环境。根据现场和资料收集，项目区无自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感目标。2.2环境空气质量现状调查本次环评委托阿克苏地区监测站于
32、2013年10月15日对大宛齐油田环境空气进行监测，监测结果说明本项目区的环境空气质量现状。大宛齐油田建设工程在大宛齐油田生活区（坐标北纬414246，东经812942）及联合站西北部边界外1000m处，坐标北纬414253，东经818254）布设大气常规因子监测点。在油田生活区布设H2S、非甲烷总烃特征因子监测点。从监测结果可以看出，测结果均未超标。项目区整体空气环境质量相对良好。2.3地表水环境现状调查与评价大宛齐油田位于北纬414247，东经812732，行政上属于新疆维吾尔自治区阿克苏地区的拜城县辖区，在新疆综合自然区划上属天山南坡山区拜城盆地。东距县城30km，西距阿克苏市120km
33、，南距却勒塔克山20km，北距天山山脉30km，南面9km处有省级东西走向道路。项目区域周边南侧为木扎尔特河，根据中国新疆水环境功能区划，木扎尔特河主要水体功能为灌溉，水质目标为III类。由监测数据可知，地表水各项监测因子均符合地表水环境质量标准（GB3838-2002）III类标准，地表水环境质量良好。2.4地下水环境质量现状调查与评价大宛齐油田所在区域地下水主要以木扎尔特河水渗透、塔里木河水侧向渗透及洪水泛滥补给为主，以天山山脉水源补给的孔隙水为辅。潜水水位3-6m之间，矿化度较高，水质较差。地下水的流动方向与地层倾斜方向一致，由西北向东南缓慢流动。地下水水位及水质随地表水丰枯期变化而相应
34、改变。本次评价委托阿克苏地区环境监测站于2013年11月对大宛齐油田建设工程进行了下水监测，监测结果说明本项目区的地下水环境质量现状。由表4.6-2可以看出深层地下水监测点地下水监测指标均能够满足地下水质量标准（GB/T14848-93）的类标准，反映出目前油田开发尚未对深层地下水造成污染。2.5声环境质量现状评价本次环评委托阿克苏地区环境监测站于2013年11月对大宛齐油田建设工程声环境进行监测，监测结果说明本项目区的声环境质量现状。评价范围为联合站附件井场、厂界外100米范围内。由表4.5-1和表4.5-2可知，大宛齐油田建设工程项目所在区域内声环境质量良好。3、建设项目环境影响预测及拟采
35、取的主要措施与效果3.1工程分析项目建设可分为施工期、生产运营期和服役期满三个阶段。开发建设期环境影响的特点是持续时间短，对地表的破坏性强，在项目建设结束后，可在一定时期消失；但如果污染防治和生态保护措施不当，可能持续很长时间，并且不可逆转，例如对生态环境的破坏。生产运营期环境影响持续时间长，并随着产能规模的增加而加大，贯穿于整个运营期。服役期满后，如果封井和井场处置等措施得当，环境影响将很小；反之若出现封井不严，可能导致地下残余油水外溢等事故发生，产生局部环境污染。本项目包括钻井、地面工程建设、油气集输等施工作业内容，基本属于开发建设期和生产运营期的建设活动。其环境影响因素主要来源于油气集输
36、等各工艺过程，影响结果包括生态影响，以及排放的污染物质导致的环境污染。3.1.1 施工期污染源分析及污染物排放3.1.1.1施工期废气污染物开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、NOX、SO2、烃类等。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，预计直井完井周期为4000d，整个钻井期间共耗柴油8000t。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、NOX10.99g、烃类4.08g。据此，柴油机运转过程中排入大气中的CO、NOX和总烃量可用下式计算：式中：m柴油机消
37、耗柴油量t。我国从2003年1月1日起采用新的柴油标准，规定柴油中硫的含量不大于0.035%。在此按柴油中硫含量为0.035%估算，燃烧1t柴油产生的SO2为2.8t。因此，本项目钻井期间共消耗柴油8000t，钻井期间共向大气中排放烃类186.5t，NOX 502.4t，CO 109.4t，SO2 2.8t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。本项目建设施工期的大气污染源主要是在井场平面安装、管线敷设、道路建设、站内系统建设等施工机械和作业车辆尾气和施工扬尘，排放的大气污染物随着地面工程建设完工而消失其排放量相对较少。3.1.1.2 施工期废水排放情况本项目施工期废水主要包括施工
38、废水和施工期生活污水。（1）施工废水钻井废水由冲洗钻台、钻具、地面、设备用水及下钻时泥浆流失物、泥浆循环系统渗透物组成。根据类比调查，钻井废水中主要污染物浓度见表3.1-1。表3.1-1 钻井废水水质表污染物SSCOD石油类挥发酚硫化物浓度（mg/L）200025003000400060700.10.20.20.3根据第一次全国污染源普查方案环境统计结果，每百米进尺排放生产废水11.28m。大宛齐油田共部署400口井，总进尺32104m，则钻井废水产生量为36096m。本项目土建施工期废水主要为地面建设、井场安装消耗用水；土建工程的开挖作业面泥浆水，场地及施工及机械冲洗水。其中泥浆水和冲洗废水
39、经过简易沉淀池沉淀后循环使用，对环境不会带来明显影响。以及管道试压废水，管道工程清管、试压一般采用无腐蚀性的清洁水进行分段试压，可重复利用，试压用水重复利用率可达50%以上。（2）生活污水施工期生活污水主要来自站场地面设施建设、管线敷设和井厂平面安装（井场平面安装分年度建设）。井队在井人数一般为20人26人，站内地面工程、道路及配套建设及站外管线敷设按40人、每人每天排除生活污水按80L计，则单井的生活污水最大产生量为2.08t/d，站内建设及站外地面工程生活污水产量为3.2t/d。施工期按60d计算，则施工期污水总产生量为：累计油水井建设+站内外地面工程共产生的生活污水，累计总量为1190.
40、4t生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等，类比其它油田，生活污水浓度COD为350mg/l，BOD5为170 mg/l、氨氮为6mg/l、SS为24mg/l。生活污水量少，且较分散，各井场生活污水集中收集沉降处理，自然蒸发、绿化。3.1.1.3 施工期固体废弃物排放情况（1）钻井部分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、设备渗油等。 固体废物排放量分析钻井岩屑钻井过程中，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，进入泥浆池中。本项目钻井400口，钻井岩屑按照最深的二开井身结构估算，可进入泥浆池中的单
41、井岩屑可用下式计算：W=1/4D2h式中：W钻井岩屑排放量，m；D井的直径，m；h井深，m。表3.1-2 单井钻井岩屑估算表类型结构D井眼直径（m）h深度（m）W岩屑量（m）直井一开0.38130034.19二开0.24150022.79合计/80056.98计算可知，一口井的最大钻井岩屑56.98m，400口直井最大钻井岩屑22972m，工程设计井口全部完钻后，进入泥浆池中的岩屑为22792m。钻井废弃泥浆钻井泥浆的排放量随井的深度而增加，其排放量计算采用油田开发环境影响评价文集中的经验公式：式中：V排到地面上的泥浆量（m3） D井眼的平均直径（m） h井深（m）计算得知：直井单井最大排放废
42、弃泥浆量约为139.17m3，本项目废弃泥浆总产生量为55668m。（2）施工队生活垃圾工程建设阶段，将有一部分人驻留在井口，井场人员按2026人计算，平均每口井的平面安装周期按10天算，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，则整个油田开施工期间按滚动开发产生的生活垃圾累计量为104t。管道敷设、站场其他系统建设人员按40人计算，施工期按60d计算，则施工期固废产生量为1.2t。生活垃圾收集由联合站进行清运，统一运至大宛齐油田固废处理场处置。（3）地面工程施工弃土根据大宛齐油田地面建设工程水土保持方案报告书本工程土石方开挖量合计为140.84万m3，填方合计140.84万m3，工程无借方，不产生
43、永久弃渣，工程建设不设置料场和专用渣场。3.1.1.4 施工期噪声排放情况本项目建设过程中的噪声源主要是构筑物施工机械噪声。噪声排放情况见表3.1-3。表3.1-3 施工机械噪声测试值序号机械、车辆类型测点位置(m)噪声值(dB(A)1挖掘机5842推土机5863电焊机1874轮式装载车5905起重机5816冲击式钻机1877柴油发电机组1983.1.1.5 施工期污染物排放情况汇总综上所述，本工程各种污染物汇总见表3.1-4。表3.1-4 施工期污染物排放情况汇总项目工程污染源污染物产生量（完钻后）主要处理措施及排放去向废气井场开发期钻井废气CO109.7t环境空气NOX502.4t烃类186.5tSO22.8t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物36096m全部进入井场泥浆池，在泥浆池中自然蒸发，再进行干化或固化处理后填埋生活污水SS、COD、BOD51190.4m生活污水集中收集沉降处理，自然蒸发、绿化。固体废物井场钻井废弃泥浆/22792m进入泥浆池钻井岩屑/55668m施工土方/140.84104m回填生活垃圾/105.2t由联合站进行清运，统一运至大宛齐油田固废处理场处理。噪声井场dB（
