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1、3 工程分析3.1钻井工程回顾钻井过程主要包括钻前工程(井场平整、道路建设、岩屑池、放喷池、钻井平台等建设)、设备搬运及安装、钻井(固井、录井)、油气测试、完井搬迁及污染物治理等，钻井工艺过程见下图。图3.1-1 钻井作业过程示意图3.1.1 井身结构TZ472、TZ11-9、TZ11-10、TZ11-12、TZ167、TZ127、TZ129共7口井井型全部采用直井，TZ422-S1H井采用水平井。本工程TZ472、TZ11-9、TZ11-10、TZ11-12、TZ167、TZ127、TZ129共7口井采用二开井身结构钻井，井身结构示意见图3.1-2。TZ422-S1H采用三开井身结构钻井，井
2、身结构示意见图3.1-3。表3.1-1 TZ472井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开 1200311.2244.5古近系底 01200 01200 二开 5000215.9177.8奥陶系桑塔组0499805000 备注设计井深预测以补心海拔1052.86m起算（实测地面海拔 1045.36m，补心高7.5m），开钻后的各层位深度以平完井场后的复测海拔和补心高度重新计算值为准。表3.1-2 TZ11-9井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m
3、水泥封固段 m 一开 0800 311.2244.5古近系 0800 0800 二开 8004515 215.9 177.8奥陶系04513 04515 备注按补心海拔1078.12m（补心高9.5m）考虑井深，现场应根据实际地面海拔及补心高度进行校核。表3.1-3 TZ11-10井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开 800 311.2244.5古近系 0800 0800 二开 4530215.9177.8奥陶系04528 04528 备注设计井深预测以实测地面海拔1071.22m加预测补心高9.5m计算，
4、开钻后的各层位深度以平完井场后的复测海拔和补心高度重新计算值为准。表3.1-4 TZ11-12井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开 800 311.2244.5古近系 0800 0800 二开 4570215.9177.8奥陶系04568 04570 备注井深预测以设计补心海拔1115.24m起算（实测地面海拔1105.74m，设计补心高9.5m），开钻后的各层位深度以平完井场后的复测海拔和钻机实际补心高重新计算值为准。表3.1-5 TZ167井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm
5、 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开 01000 406.4 273.05 古近系 01000 01000 二开 10004200 241.3 177.8志留系底04198 04200 备注层位深度预测从预测补心海拔1119.56m起算（含预测补心高10.5m），开钻后的各层位深度以平完井场后的复测海拔和补心高度重新计算值为准。表3.1-6 TZ422-S1H井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开 0800 406.4 273.05 古近系 0800 0800 二开 8003630 2
6、41.3 200.03 石炭系生屑灰岩顶 03628 03630 三开 36304820 171.5 127（备用） 石炭系 31304818 31304820 备注按补心海拔1111.15m（补心高10.5m）考虑井深，现场应根据实际地面海拔及补心高度进行校核。表3.1-7 TZ127井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开800 311.2244.5第三系0800 0800 二开4420 215.9177.8奥陶系桑塔木组0441804420备注井深预测以设计补心海拔1093.07m起算（实测地面海拔108
7、4.07m，设计补心高9m），开钻后的各层位深度以平完井场后的复测海拔和钻机实际补心高重新计算值为准。表3.1-8 TZ129井身结构设计数据表开钻 次序井段 m钻头尺寸 mm套管尺寸 mm 套管下入 地层层位 套管下入井段 m 水泥封固段 m 一开 0800 311.2 244.5古近系 0800 0800 二开 8004460 215.9 177.8奥陶系桑塔组04458 04460 备注设计井深预测以设计补心海拔1131.59 起算（补心高 9.5m），开钻后的各层位深度以平完井场后的复测海拔和补心高度重新计算值为准。图3.1-2 井身结构（三开，TZ422-S1H井）示意图图3.1-3
8、 井身结构（二开，TZ11-9井）示意图3.1.2 钻井液TZ472、TZ11-9、TZ11-10、TZ11-12、TZ167、TZ127、TZ129共7口井采用二开井身结构钻井，TZ422-S1H采用三开井身结构钻井，所采用钻井液主要参数如下：1) 一开钻井液采用膨润土-聚合物体系。钻井液密度1.1g/cm31.15g/cm3，粘度60s100s。2) 二开上部井段钻井液(1) 钻井完井液体系：聚合物钻井液体系配方提示：膨润土(35%)+烧碱(0.10.2%)+大分子聚合物(0.30.8%)+中分子聚合物(0.40.6%)+小分子聚合物(0.40.6%)+润滑剂(0.51%)+清洁剂(0.2
9、0.4%)+乳化石蜡(12%)(2) 钻井液性能要求：二开上部井段钻井液性能要求见表3.1-9表3.1-9 二开钻井液性能设计表密度(g/cm3)漏斗粘度(s)API失水(ml)泥饼(mm)pH塑性粘度(mPa s)动切力(Pa)静切力(Pa)膨润土含量(g/l)1.101.24060100.5895175161-3/3-1230503) 二开下部井段钻井液(1) 钻井完井液体系：KCL-聚磺体系配方提示：膨润土(35%)+烧碱(0.10.2%)+大分子聚合物(0.050.3%)+磺化酚醛树脂(35%)+磺化褐煤树脂(24%)+防塌剂 (35%)+润滑剂(15%)+氯化钾(710%)+加重剂(
10、2) 钻井液性能要求：二开下部井段钻井液性能要求见表3.1-10。表3.1-10 二开钻井液性能设计表密度(g/cm3)漏斗粘度(s)API失水(ml)泥饼(mm)pH塑性粘度(mPa s)动切力(Pa)静切力(Pa)膨润土含量(g/l)1.101.28406080.58.5105205161-5/4-1530504) 三开井段钻井液(1) 钻井完井液体系：磺化防塌体系配方提示：膨润土(34.5%)+烧碱(0.20.5%)+磺化酚醛树脂(35%)+磺化褐煤树脂(24%)+防塌剂 (35%)+润滑剂(35%)+油保材料（按需）(67%)+除硫剂(13%)+加重剂(2) 钻井液性能要求：三开井段钻
11、井液性能要求见表3.1-11。表3.1-11 二开钻井液性能设计表密度(g/cm3)漏斗粘度(s)API失水(ml)泥饼(mm)pH塑性粘度(mPa s)动切力(Pa)静切力(Pa)膨润土含量(g/l)1.081.27456050.59.55205162-5/5-153045本工程钻井所使用钻井液均为水基泥浆，产生的钻井废水和废弃泥浆均为一般固体废弃物。3.1.3 钻井工艺简介本项目常规钻阶段使用的钻机为电钻机，通过钻机、转盘，带动钻杆切削地层，同时由泥浆泵经钻杆向井内注入井筒冲刷井底，将切削下的岩屑不断地带至地面，整个过程循环进行，使井不断加深，直至目的井深。钻井中途需要停钻，以便起下钻具更
12、换钻头、下套管、固井、替换洗井液和检修设备。固井是在已钻成的井筒内下入套管，然后在套管与井壁之间环空内注入水泥浆将套管和地层固结在一起的工艺过程，可防止复杂情况以保证安全继续钻进下一段井筒。钻井作业为24小时连续作业，钻井期间主要的环境影响因素是柴油发电机组运行时产生的废气，钻进、起下钻和固井作业等产生的废水，井场各机械设备运转时产生的噪声，以及钻井岩屑等固体废物。3.1.4 试井当钻井目的层后，对油气应进行完井测试，如钻孔在目的层有裂隙，则不需进行射孔、压裂等工作。钻孔在目的层未遇裂隙，则需进行射孔，用射孔枪打开产层，然后酸清洗井筒裂隙，用降阻缓速酸酸目的层。试井前先安装井口防喷专用管线、各
13、种计量设备、油气两相分离设备，原油回收罐等。产出液经两相分离器分离后，原油进入原油罐回收，天然气经过管线引至放喷池点火，依据具体情况设定时间。完井测试期间主要环境影响因素是清洗井筒时反排的洗井废水以及射孔压裂后反排的压裂废水，测试放喷时天然气产生的燃烧废气和防喷气流噪声。3.1.5 完井测试完井后，要换装井口装置，井口需换装采油树，同时修建防护墙保护井口装置，其余设施将拆除、搬迁。钻井液材料将全部进行回收，不得遗弃在井场；钻井过程中产生的各类废水、废渣将进行清理处理。3.2 回顾钻井工程环境保护措施落实情况钻井过程中的污染源主要来自钻井设备和钻井施工现场。废气主要来自大功率柴油机燃烧产生的废气
14、及施工扬尘；废水主要为钻井废水和施工营地生活污水；噪声设备主要包括钻井井场内的发电机、柴油机等大型设备；固体废物主要有钻井岩屑、钻井泥浆和施工人员生活垃圾。此外，钻井队员和相关施工车辆活动会对施工范围内的土壤、植被的生态环境造成一定影响。本工程对钻井工程已采取的环境保护措施落实情况进行调查，汇总情况如表3.2-1所示。根据调查，钻井工程采取的环境保护措施基本达到预期设计要求，效果良好。图3.1-4 防渗泥浆水泥池表3.2-1 钻井工程已采取的环保措施类别序号污染源名称污染物组成已采取的环保措施效果废气1柴油机废气SO2NOX烟尘环境空气钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而逐渐消失。2施
15、工扬尘TSP环境空气废水1钻井废水悬浮物、石油类、COD等一开、二开上部井段钻井废水随钻井泥浆全部暂存于井场防渗泥浆水泥池，自然干化后填埋处理；二开下部井段、三开井段钻井废水随钻井泥浆暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中综合环保站建成后进行处理。由于钻井井场泥浆水泥池池全部采取防渗措施，泥浆池的钻井废水等含油污水未发生渗漏，未对地下水造成影响，符合要求2生活污水COD、氨氮、悬浮物等生活污水池中的污水自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至就近垃圾填埋场填埋。池底淤泥与生活垃圾及时清运，未对地下水环境造成影响，符合要求固废1废弃钻井泥浆-TZ472、TZ11-9、TZ11-10、
16、TZ11-12、TZ167、TZ127、TZ129共7口井采用二开井身结构，TZ422-S1H采用三开井身结构，一开、二开上部井段均采用膨润土-聚合物体系钻井液，二开下部采用KCL-聚磺体系钻井液，三开井段采用磺化体系钻井液，一开及二开上部钻井泥浆及岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，自然干化后填埋处理；二开下部及、三开钻井泥浆及岩屑暂存于井场防渗泥浆水泥池，待塔中综合环保站建成后进行处理。由于钻井井场泥浆水泥池全部采取防渗措施，未发生渗漏，未对地下水造成影响，符合要求2钻井岩屑-3生活垃圾-设置垃圾收集箱，集中收集后送至就近生活垃圾填埋池填埋处理及时清运，符合要求噪声柴油机安装消声器，柴油机、发电
17、机、泥浆泵、钻机安装减振基础，加装减震垫片符合要求生态控制井场占地面积，减少扰动面积。施工结束后，及时对现场回填平整，清除残留的废弃物，符合要求环境风险采取有效预防措施，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。严格遵守钻井的安全规定，钻井过程中未发生井喷、废水池渗漏等事故，符合要求3.3 拟建项目生产过程分析拟建工程基本上可分为建设期、生产运营期和服役期满三个阶段。其中建设期的主要内容包括管线敷设、井场设备安装；生产运营期的主要内容包括采油、油气集输、油气处理，以及相应配套系统的生产运营等。3.3.1管线敷设管道施工初期，首先要对施工作业带进行清理和平整，进行布管、开挖管沟及焊接等施工作业
18、。在场地清理过程中，施工带范围内的土壤、植被都将受到扰动和破坏，不过其造成的影响仅局限在施工带宽度的范围内。管道采用沟埋方式敷设。开挖后，将运到现场的管道进行焊接、补口、补伤，然后下到管沟内。在管沟开挖和覆土回填施工中，施工带范围内的土壤和植被都将受到扰动和破坏，开挖管沟造成的土体扰动将使土壤的结构、组成及理化特性等发生变化。管道线路施工产生的弃渣也将对生态环境产生一定的影响。弃渣主要由两部分组成，一是敷设管道本身置换的土石方；二是开挖造成土壤松散，回填后剩余的土石方等，若堆放不当，易引发水土流失。3.2.2 井场设备安装井场安装采油井口装置如采油树、抽油机，并安装闪蒸罐、高架罐等设备。3.3
19、.2 采油采油是借助油层的自身压力或者抽油泵等工艺方法，使原油从地下储油层中产出的工艺过程。一般来说依靠油层自身压力进行采油的方法称为自喷采油法，而需要用抽油泵等方法进行采油的则叫机械采油法。在原油开采中为了保持油层的压力，达到稳产的目的，往往需要向油层注入一定的介质，用以驱替原油。气举采油原理是依靠从地面注入井内的高压气体与油层产生流体在井筒中的混合，利用气体的膨胀使井筒中的混合液密度降低，将流入到井内的原油举升到地面的一种采油方式。 TZ472、TZ422-S1H、TZ127、TZ129井为气举采油，TZ11-9、TZ11-10、TZ11-12、TZ167井均为抽油机。3.3.3 井下作业
20、 井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，主要包括射孔、酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂等一系列工艺过程。 在钻井、测井后要进行射孔，将射孔枪下入井管中油层部位，用射孔弹或射孔液将井管射成蜂窝状孔，使原油流入井管并用抽油泵采出。压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量；洗井、修井、除砂作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。3.3.4 油气集输油气集输就是把油气生产的油气收集、输送和处理成合格油气的过程。本工程运营期生产的采出液分别经油罐车（TZ472、TZ11-9、TZ11-10
21、、TZ11-12、TZ127、TZ129井）、TZ161转油站（TZ167井）以及TZ5#阀组（TZ422-S1H井）转输至塔中第一联合站，采出液经过脱水、稳定处理后，通过管线外输。3.4 拟建项目环境影响因素识别根据拟建项目工程内容和生产特点，其环境影响因素包括非污染生态影响和污染物排放对环境的影响两部分。在不同工艺和不同开发阶段，环境影响因素不尽相同。1) 在管道施工过程中开挖管沟、施工场地平整产生的生态环境影响，各种机械、车辆排放的废气、产生噪声，施工产生的固体废物及施工人员和车辆活动、排污等。2) 在采油、油气集输和油气处理过程中，主要废气污染源为采出液贮存过程产生无组织挥发烃类气体；
22、主要废水污染源为采油废水。固体废物主要包括塔中第一联合站产生的含油泥沙。3) 井下作业包括修井、压裂、酸化、热油清蜡、冲砂等多种工艺。由于其工艺复杂、施工类型多，故其形成的污染源也较为复杂。在压裂施工中，会产生返排出井管的大量压裂液；地面高压泵组会产生噪声和振动。井下作业后洗井排出的污水含有各种废液或添加剂等。在注水和洗井施工中，会产生洗井污水；注水泵组会产生较强的噪声。在冲砂施工中，还将排放冲砂洗井液。拟建项目各生产过程环境影响因素识别详见表3.4-1，管道建设施工过程见图3.4-1，拟建项目主要环境影响因素见图3.4-2。表3.4-1 环境影响因素识别表建设活动主要环境影响因素环境影响因素
23、主要受体阶段井下作业1、作业废水土壤、地表水生产运营期2、落地油土壤、地下水3、设备噪声声环境管线敷设1、油田建设施工、车辆碾压等土壤、植被和景观建设期2、排放设备、车辆尾气环境空气3、设备、车辆产生噪声声环境4、施工固体废物土壤井场1、占用土地，破坏原有土地使用功能土壤、植被建设期2、施工人员和车辆活动采油气油气集输油气处理1、含油废水地下水、地表水、土壤事故或非正常2、无组织挥发烃类气体环境空气生产运营期3、含油污泥土壤4、设备噪声声环境5、油品泄漏、含油污水泄漏土壤、地表水、地下水事故图01 管道建设施工过程营地生活污水钻井废水柴油机烟气施工噪声钻井生态破坏废弃钻井泥浆钻井岩屑污水或油品
24、泄漏含油污水烃类气体井下作业落地油井 喷施工噪声油气井烃类无组织挥发油罐车生活污水烃类无组织挥发计转站设备噪声采油废水锅炉烟气生活污水油气处理站含油污水处理站加热炉烟气烃类无组织挥发油泥(砂)设备噪声设备噪声烃类无组织挥发产品储存生产运营期影响因素建设期影响因素事故影响因 素工艺流程备注：红色线框内为依托工程，除 TZ167井、TZ422-S1H井外其他各井均通过油罐车拉运至塔中第一联合站。绿色线框内为钻井工程，不属于本项目范畴。图3.4-2 拟建项目环境影响因素示意图3.5 拟建项目建设期环境影响因素分析3.5.1 非污染生态影响因素3.5.1.1 工程临时占地和永久占地本工程仅为地面工程，
25、主要为井场永久占地及管线临时占地。井场永久占地4040m2/口，永久占地面积1.28 hm2。管线长约14.85km（同沟敷设气举管线约7km），施工作业带宽为8m，临时占地面积11.88hm2。施工结束后，临时占地可恢复原有使用功能。3.5.1.2 地面工程施工作业在地面工程施工期间，场地平整以及管线敷设等活动将会产生一部分土方工程量，对地面植被可能造成一定程度的破坏，从而加剧水土流失。本工程新建管线14.85km（同沟敷设气举管线约7km），经统计，工程土石方挖填总量为5.54万m3，其中土石方开挖7.98万m3，土石方回填量7.98万m3，工程无弃方，土石方平衡。项目土石方平衡见表3.5
26、-1和图3.5-1所示。表3.5-1 项目土石方平衡表（单位：万m3）分区开挖回填调入调出临时堆存数量来源数量去向数量去向管线区7.987.980.000.007.98管线作业带内合计7.987.980.000.007.98图3.5-1 项目土石方平衡图（单位：万m3）3.5.2 建设期污染源分析3.5.2.1 废气污染源建设期废气污染源主要是施工过程中将产生少量扬尘、施工车辆运输产生的扬尘。另外，施工机械(柴油机)和车辆还将排放一定量废气。施工扬尘主要来自：土方的开挖、堆放、回填，施工建筑材料的装卸、运输、堆放等以及施工车辆运输产生的扬尘。通过类比调查，在一般地段，无任何防尘措施的情况下，施
27、工现场对周围环境的污染约在150m范围内，TSP最大污染浓度是对照点的6.39倍。而在有防尘措施(围金属板)的情况下，污染范围为50m以内区域，最高污染浓度是对照点的4.04倍，最大污染浓度较无防尘措施降低了0.479mg/m3。类比数据参见表3.5-2。表3.5-2 某施工场界下风向TSP浓度实测值(mg/m3)防尘措施工地下风向距离(m)工地上风向(对照点)2050100150200250无1.3030.7220.4020.3110.2700.2100.204有(围金属板)0.8240.4260.2350.2210.2150.206建设期排放的大气污染物将随建设期的结束而逐渐消失。3.5.
28、2.2 废水污染源建设期废水污染源主要为施工人员生活污水。建设期工作人员一般为60人左右，用水量按每人每天35L计，井队生活用水量为2.1m3/d，生活污水产生量按用水量的80%计算，则施工人员生活污水产生量为1.68m3/d，每口井地面工程建设期按60d算，单井建设期生活污水产生量为100.8m3。8口井地面工程建设期共产生生活污水806.4 m3。建有规范的生活污水池，污水池防渗采用“环保防渗膜”防渗，生活污水排至生活污水池自然蒸发，底泥清运至就近生活垃圾填埋场填埋。3.5.2.3 固体废物建设期产生的主要固体废物为施工人员生活垃圾。以每人每天产生0.5kg的生活垃圾计算，每口井的施工人数
29、约60人，每口井的建设周期为60d，单井产生生活垃圾1.8t，8口井建设期间产生的生活垃圾共计14.4t，集中收集后运往塔中1号公路67km处生活垃圾填埋池填埋处理。拟建项目建设期污染物排放情况汇总于表3.5-3。表3.5-3 拟建项目建设期污染物排放汇总类别序号污染源名称污染物组成单井排放系数拟建项目排放量去向及治理措施废气1柴油机废气SO2NOX烟尘-环境空气2施工扬尘TSP-环境空气废水1生活污水COD、氨氮、悬浮物等100.8m3806.4m3生活污水池中的污水自然蒸发，池底清出的淤泥与井场和生活区的生活垃圾一起清运至就近的垃圾填埋场填埋。固废1生活垃圾-1.8t14.4设置垃圾收集箱
30、，集中收集后送至就近的生活垃圾填埋池填埋处理3.5.2.4 噪声管道建设施工中使用的机械、设备和运输车辆主要有：挖掘机、推土机、轮式装载车、电焊机、吊管机、柴油发电机组等。以上各种施工机械及车辆的噪声情况参见Error! Reference source not found.。由于管道属于线性工程，局部地段的施工周期较短，因此，施工产生的噪声只短时对局部环境造成影响。表3.5-4 拟建项目建设期主要噪声设备表序号机械、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吊管机5816柴油发电机组1983.6 拟建项目运营期环境影响因素分析拟建项
31、目运营期对环境的影响主要体现在采油气生产、油气集输、油气处理和其它辅助设施生产过程中污染物的排放。3.6.1 废气污染源拟建项目运营期废气污染源主要包括井场排放的烃类废气。本工程开发建设投产后，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无组织挥发，这些污染物将对工程区内空气环境质量产生一定影响。根据对国内同类企业原油、储油罐的大、小呼吸过程损失量的类比调查，确定了油品在储运过程中蒸发损耗的烃类气体排放系数，见表3.6-1。拟建工程原油损耗可控制在0.044以内，按照最大产液量13.14104t/a计算，烃类挥发量为0.58t/a。表3.6-1 油品储运过程蒸发损耗系数项目大呼吸储油罐
32、(kg/t)小呼吸储油罐(kg/m2d)原油0.00440.0043汽油0.07750.00483.6.2 废水污染源拟建项目运营期的废水污染源主要为：含油污水、井下作业废水。3.6.2.1 含油污水(油田采出水)采出水是从井口采出液中分离出的废水，主要包括油层本身所含的底水、边水和驱采油时的注水，其中的污染物主要包括石油类和表面活性剂。油田开发初期，采出液中含水率相对油田开发后期较低，预测含水率为40%。但随着开采时间延长，采出液的含水率也会不断加大，根据开发指标预测，项目实施后第15年，采出液含水率将达到90%，若年产液量保持不变，采出水量将达到11.8104t/a。本工程采油废水进入塔中
33、第一联合站污水处理站，经处理达标后回注油层，无外排。3.6.2.2 井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的，其中包括压井卤水、废压裂液、冲砂洗井液等，一般情况下不落地和外排，直接进入罐回收处理。洗井废水携带井底的污染物，主要含有石油类、SS、钻井液添加剂、酸、碱和有机污染物等。本工程进入稳定生产运营后，井下作业频率按平均每年一次作业周期。依据油田的相关资料，每年每口井井下作业废水产生量为5m310m3。则本工程8口采油井井下作业废水最大年产生量为80m3。井下作业废水中主要污染物有石油类、SS和COD，浓度分别为2000mg/L、1500mg/L、80mg/L，则每年产生量分别为0.16t/
34、a、0.12t/a、0.0064t/a。这部分废液直接进罐回收后，统一由罐车拉运至塔中第一联合站污水处理站集中处理。3.6.3 固体废物拟建项目运营期产生的固体废物主要包括落地原油、塔中第一联合站和塔中第一联合站污水处理站产生的含油污泥。3.6.3.1 落地原油落地原油主要产生于油井采油井口装置的阀门、法兰等处正常及事故状态下的泄露、管线破损以及井下作业产生的落地原油。单井落地原油产生量约0.10t/a，本项目运行后共8口井，落地原油总的产生量约0.8t/a。塔里木油田公司环境保护管理制度规定，不允许产生落地油。经现场调查，塔里木油田公司在落地油处理中采取了得力的措施，井下作业必须带罐(车)操
35、作，落地油全部被回收，最终由塔里木油田绿色环保站等环保部门认可的有危废处理资质的企业进行处理。3.6.3.2 含油泥砂含油泥砂是采油过程中随原油带出的，在塔中第一联合站一部分沉降在原油罐底部，一部分随原油脱出的水进入塔中第一联合站污水处理站。根据类比调查，含油泥砂产生量约为1.2t/104t采出液。根据本工程预测开发指标，新增含油泥砂约15.8t。含油泥砂委托塔里木油田绿色环保站等环保部门认可的有危废处理资质的企业进行回收处理。3.6.4 噪声运营期噪声污染源主要井场内的各类机泵等。噪声排放情况见表3.6-2。表3.6-2 运营期噪声排放情况序号位置时段噪声源声源强dB(A)1井场运营期分离器
36、等60703.7 运营期污染物排放情况汇总3.7.1 生态环境影响油田开发进入运营期后，对生态环境的影响主要体现在永久占地对生态环境的影响方面。本工程新增永久占地对生态环境影响进行汇总。表3.7-1 生态影响情况项目本工程新增永久占地hm2永久占地增减量hm2主要处理措施井场1.28+1.28控制井场占地面积，尽量减少扰动面积。永久占地的地表应压实并覆盖砾石、碎石等，以防风蚀。井场四周固沙措施采用草方格合计1.28+1.283.7.2 运营期污染物排放本项目运营期污染物产生以及排放汇总见表3.7-2。表3.7-2 运营期污染物产生及排放情况项目污染源污染物本项目产生量本项目排放量排放增减量主要处理措施及排放去向废气无组织挥发烃类(t/a)0.58(最大)0.58+0.58环境空气废水采油废水废水量(104m3/a)11.8(最大)00经塔中第一联合站污水处理站处理达标后，回注油层，不外排。井下作业废水废水量(m3/a)8000主要污染物为：SS、COD、石油类等。由专用废液收集罐收集后运至塔中第一联合站污水处理站处理。COD(t/a)0.006400SS(t/a)0.1200石油类(t/a)0.1600固体废物油泥砂(t/a)15.8(最大)00委托塔里木油田绿色环保站等环保部门认可的有危废处理资质的企业回收处理落地油(t/a)0.800
