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1、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 建设项目概况11.3 选址、选线可行性与政策、规划相符性分析12 建设项目周围环境现状12.1 建设项目所在地的环境现状12.2 建设项目环境影响评级范围33 环境影响预测及拟采取的主要措施33.1 污染源分析及污染物排放情况33.2 环境保护目标分布情况43.3 环境影响分析53.5 拟采取的环境保护措施63.6 环境风险分析83.7 经济损益分析103.8 环境管理与环境监控计划104 公众参与134.1 公开环境信息情况134.2 公众意见征求144.3 公众参与的组织形式154.4 公众意见归纳分析154.5 结论与意见
2、185 环境影响评价结论196 联系方式196.1 建设单位名称及联系方式196.2 环评单位名称及联系方式201 建设项目概况1.1 建设项目的地点及相关背景 项目名称：长庆油田分公司第二采油厂马岭油田47.5万吨产能建设工程 建设单位：中国石油天然气股份有限公司中长庆油田分公司第二采油厂 建设地点：甘肃省庆阳市环县樊家川乡、木钵镇、曲子镇、八珠乡和庆城县翟家河乡等乡镇。 建设性质：新建、扩建（滚动开发） 行业类别：天然原油和天然气开采 B0710 相关背景长庆油田分公司第二采油厂（以下简称采油二厂）自2006年跨越250万吨产能大关， 5年来一直为长庆油田增储上产和投资的重点地区，是甘肃省
3、境内最大的石油生产基地。长庆油田目前油气当量突破4000万吨，成为中国第二大油气田。在此基础上，长庆油田分公司进一步加大油田储量勘探开发力度，计划目标到2015年，油气当量实现5000万吨向中国第一大油气田迈进。2012年采油二厂于马岭油田计划实施的47.5104t产能建设工程就是这一目标的重要组成部分。1.2 建设项目概况1.2.1 主要建设内容本项目产能建设工程项目组成如表1所示。表1 采油二厂马岭油田47.5万吨产建工程项目组成表序号位置数量（口）备 注一钻井工程油水井环305-环56293其中采油井170口、注水井123 木3440其中采油井31口、注水井9口里20029其中采油井23
4、口、注水井6口北三区20其中采油井13口、注水井7口南二区2其中采油井2口、注水井0口合计384其中采油井239口、注水井145 二油气集输工程站场环305-环56联合站1座（岭一联）转油脱水站1座（岭一转）增压点5座（岭3增岭7增）注水站2座岭一转为岭一拉改建站注水站与岭一联合建扩建原岭一拉合建注水站1座木34增压点1座（岭8增）里200撬装拉油注水站1座（里200拉）集输管线岭一联至环北首站30 km1685.0岭一转至岭一联6 km1405.0岭3增岭7增外输至岭一联合站24.8 km894岭8增至岭三转3.9894单井管线52.7 km603.5注水管线注水干线33 km8910注水支
5、线66.6km486三公用工程道路干线19.0 km路基宽度6.5m，路面宽度4.5m支线36.4km路基宽度4.5m，路面宽度3.5m进井场道路12.3km通信环305-环5630km8芯光缆72.7km6芯光缆供水环305-环56水源井15口单口水源井设计规模260m3/d总供水规模5200 m3/d木34水源井2口里200水源井1口北三区水源井1口南二区水源井1口合计水源井20口供电35KV变电所1座电力主线18km其余电力线50.3 km由环北35kV变供电线路杨环线接入四环保工程生活污水处理设施环305-环561套设在与岭一联合建的150人保障点内1.2.2 生产工艺 集输工艺油田开
6、发从地质调查到产品外输的主要工艺流程如图1所示：图1 油田开发集输工艺流程图增压站属小型站点，多建于井场附近。主要针对地理位置偏远、集输系统地势起伏较大的井组设计建设，通过采用增压站进行油气混输可降低井口回压，增加输送距离。转油脱水站是相对较大的油气集中处理站，主要功能有来油加热、油气分离、原油脱水、原油储存、计量、原油外运等。联合站是区块中最大油气集中处理站，主要功能有来油加热、油气分离、原油脱水、采出水处理、污水回注、原油储存、计量、原油外输等。 注水开发工艺本项目中注水工程采用“树枝状干管稳流阀组配水、活动洗井注水工艺流程”。按照注水介质不同，其工艺流程分别见图2和图3。图2 清水注水工
7、艺流程示意图图3 采出水注水工艺流程示意图1.2.3 生产规模本项目建设规模为建成47.5万吨产能规模，根据设计资料，各开发区块建设规模如表2所示：表2 47.5万吨产建工程建设规模详表序号开发区块名称区块开发面积（km2）建设规模（万吨/年）区块位置1环56-环30562.2736.5樊家川乡2木3415.674.0木钵镇3里2001.294.0八珠乡4北三区1.892.0曲子镇5南二区0.831.0翟家河乡合计81.9547.5-1.2.4 项目投资根据产能建设开发方案，该项目地面工程总投资为1.4595 亿元，其中环保投资2113.5万元，占总投资的14.5%，项目投资估算见表3。表3
8、采油二厂马岭油田47.5万吨产建工程投资估算 单位：万元序号工程类型项目名称投资估算1工程费用10470.6其中集输系统5945.05注水系统2021.66供电系统849.97道路系统1025.28通信部分628.642其他费用土地征购和青苗补偿及等1056.13环境保护污染防治、生态保护（含水土保持）2113.54预备费954.80 合计145951.3 选址、选线可行性与政策、规划相符性分析1.3.1 选址、选线可行性分析根据现状调查，区块范围内无自然保护区、风景名胜区及饮用水源保护区等特殊保护的敏感目标，区块不在当地城市规划范围内，且本项目距离规划的水源保护区均较远。资源开发工程具有特定
9、地域的特殊性、唯一性，如果更换油井位置，可能打不出油、油产量很低或为废井，所以从总体看，区块开发总体布局基本合理。1.3.2 政策与规划相符性分析本项目属产业结构调整指导目录（2011年本）中鼓励类项目，即“常规石油、天然气勘探与开采”，符合国家产业政策。项目的建设符合甘肃省国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、甘肃省矿产资源总体规划（2008-2015）、甘肃省环境保护“十二五”规划、庆阳市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、庆阳市环境保护“十二五”规划等有关规划要求。本项目属于陇东油区“十二五”发展规划具体实施的一部分，符合该规划要求，项目建设过程中拟采取的环境保护和管理措施符合中国
10、石油长庆油田分公司陇东油区“十二五”发展规划环境影响报告书（甘环函2011268号）中的相关要求。2 建设项目周围环境现状2.1 建设项目所在地的环境现状2.1.1 环境空气质量现状评价中对开发区域的SO2、NO2、TSP，及特征监测因子非甲烷总烃进行了现状监测，监测结果看，评价区采样点的SO2、NO2日均值和小时值、TSP日均值均符合环境空气质量标准（GB 3095-1996）二级标准限值要求；非甲烷总烃符合参考标准相应标准限值，总体环境空气质量良好。2.1.2 地表水环境质量现状评价过程中在安川河和马莲河等地表水体设置与本项目工程相关的监测断面5个。监测pH值、COD、氨氮、硫化物、石油类
11、、挥发酚共6项指标。根据监测结果，安川河两个断面COD超标，其余各项水质指标均符合地表水环境质量标准（GB3838-2002）III类水体标准限值；马莲河三个断面除COD和氨氮超标外，其余各水质指标均符合地表水环境质量标准（GB3838-2002）III类水体标准限值。COD和氨氮超标主要是受附近居民生活污水的排入、农药化肥使用以及人类活动影响，与石油开发相关性不明显。2.1.3 地下水环境质量现状评价中依托当地民用取水井和油田水源井对潜水和承压水水质进行了布点监测，监测项目包括：高锰酸盐指数、六价铬、石油类、总硬度、挥发酚、氨氮、氟化物、pH值。根据潜水水质监测结果：三个监测水井中分别出现了
12、高锰酸盐指数、总硬度、溶解性总固体和六价铬超标；其余测点监测项目均符合地下水质量标准（GB/T 14848-93）III类标准。根据承压水水质监测结果：部分水井高锰酸盐指数、总硬度、溶解性总固体出现超标，其余点位所测项目均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）III类标准。评价区两个水层总硬度、六价铬及溶解性总固体超标的主要原因与当地水文地质环境密切相关。评价中石油类标准参考地表水环境质量标准（GB3838-2002）III类水体标准限值。2.1.4 声环境质量现状评价过程中在环305-环56岭一联拟建地处，以及周边村庄樊家川乡马驿沟村薛塬组和道路设置了噪声监测点位共6个。根据监测结果
13、，各点位监测昼夜间噪声值均符合声环境质量标准（GB 3096-2008）2类标准，评价区内的声环境质量较好。2.1.5 土壤本地调查评价在项目涉及在环县樊家川乡马驿沟村采集1个土壤样品，通过对所采集土样进行分析显示，当地土壤呈碱性，其中所含的铅、锌、铬均符合土壤环境质量标准（GB 15618-1995）当中pH值7.5的二级标准限值。土壤中有机质含量较低，石油类含量与油田开发相关性不明显。2.2 建设项目环境影响评级范围本次评价中各环境要素的评价等级及评价范围见表4所示。表4 环境要素的评价等级及评价范围环境要素工作等级评价范围生态三级各区块及区块边界向外延伸1km，面积约为176.86km2
14、；以场站周围和道路、输油气管线沿线两侧各200m的范围为主。空气三级各区块，面积为81.95km2；以岭一联储罐区为中心，主导风向为长轴，长6km、宽5km的矩形区域，重点是区块范围。地表水三级马莲河评价河段自环县木钵镇断面至下游庆城县五里坡断面，长约61.2km，安川河评价河段为区块上游郝家集至下游马驿沟断面，长约5.7km。地下水三级为区块所在范围，面积81.95km2，重点为采出水回注井附近。声环境二级各场站厂界外1m及厂界外200m范围内的居民点。环境风险一级岭一联储罐区为中心周围5 km范围。3 环境影响预测及拟采取的主要措施3.1 污染源分析及污染物排放情况本产建工程施工和运行期污
15、染物类型、产生和排放量、排放浓度、处理方式、排放方式和途径见如表5所示。表5 马岭油田47.5万吨产建工程污染物排放汇总时段要素污染源污染物产生量排放去向NO2SO2烟尘烃类施工期大气污染物钻井废气28.8t32.26t30.72t环境空气车辆废气1.02kg/d0.75kg/d水污染物废水类型产生量主要污染物浓度（mg/L）排放去向CODSS石油类钻井废水11520m3300250070排入泥浆池试油废水47809560m3300040003000进入采出水处理系统生活污水3.0m3/dCOD：350mg/L；氨氮：20mg/L旱厕固体废物类型产生量处置方式废钻井泥浆13380.5t属一般工
16、业固废，在泥浆池无害化处置后填埋钻井岩屑51763.2t属一般工业固废，与废弃泥浆一起处置含油岩屑221.5t属二类一般工业固废，送西峰固废填埋场填埋落地油23.9119.5t属危险固废，回收处理，回收率100，排放量0生活垃圾80kg/d统一收集运输至环卫部门指定地点处置运行期大气污染物污染源污染物产生、排放量排放去向NO2SO2烟尘烃类油气集输-4.18104m3/a无组织环境空气车辆尾气1.02kg/d-0.75kg/d加热炉烟气4.32t/a-1.64t/a-水污染物类型产生量主要污染物浓度（mg/L）排放去向CODSS石油类油田采出水617m3/d1000240300经污水处理设施处
17、理达标后回注地层修井废水47809560m3/a100015001000洗井废水47807170 m3/a100015001000生活污水20.4m3/dCOD：350mg/L；氨氮：20mg/L生活污水处理设施处理达标后用于场站绿化固体废物类型产生量处置方式落地油23.9119.5tt/a属危险固废，回收处理，回收率100，排放量0生活垃圾13.6t/a统一收集运输至环卫部门指定地点处置含油污泥17.6t/a。其中，清罐油泥7.05t，采出水处理含油污泥10.55t。危险固体废物，按照危险废物贮存污染控制标准等相关标准贮存、处置，要求送陇东油田油泥处理站或综合利用。废滤料0.67 t/a废P
18、E烧结管和废纤维球由生产厂家回收。3.2 环境保护目标分布情况据现状调查，区块范围内无自然保护区、风景名胜区、水源保护区等需要特殊保护的环境敏感点，环境保护目标主要为村庄、河流及生态环境，具体环境保护目标见表6。表6 环境保护目标环境要素保护对象保护河段保护内容保护目标地表水马莲河环县环城镇至庆城县十里坪地表水水质地表水类标准（环县境内段）地表水类标准（自庆城县二十里铺至十里坪河段）安川河郝家集至马驿沟断面地表水类标准地下水机井、民井评价区范围内的村庄地下水水质地下水类标准环境空气评价区范围内的居民居民点相对场站见表1.4-3，相对道路和管线位置见表1.4-4人群健康环境空气质量标准二级标准环
19、境噪声场站、道路、管线周边200m范围内居民人群健康声环境质量标准2类区标准3.3 环境影响分析3.3.1 环境空气影响分析施工期环境空气影响主要来源于钻井机械（钻机、柴油机）、机动车等产生的废气，施工期钻井机械废气为流动性的短期污染源，随着施工结束，污染即消失。运行期环境空气影响主要来源于站场加热炉烟气及采油和原油集输过程中无组织挥发的烃类气体。项目运行期加热炉采用伴生气为燃料，废气中污染物浓度低，均符合排放标准。本项目施工期和运行期排放的废气对周围环境空气影响小。3.3.2 地表水施工期地表水环境影响主要来源于废钻井液、试油废水和施工人员生活污水。钻井废水排入防渗泥浆池中进行循环利用，钻井
20、结束后运至现有站场采出水处理系统处理达标后回注，不会对地表水产生影响。试油废水按照庆阳市环保局要求全部尽管收集，不会对地表水产生不良影响。由于施工场地分散，施工期生活污水产生量较小，难以集中收集处置，用于植被灌溉或场地洒水抑尘，对地表水环境基本无影响。3.3.3 地下水施工期地下水影响主要来源于钻井废水的侧向渗透和钻井泥浆的垂直渗透影响。通过预测，钻井废水对地下水产生污染范围和时间有限，对地下水影响小。施工期存放废泥浆、岩屑的排入泥浆池进行防渗处理，钻井结束后进行无害化处理后填埋，对地下水影响小。运行期正常生产状态下对地下水含水层段进行封隔，项目对地下水影响较小。事故状态下，泄漏于地表或土壤浅
21、层的原油和含油污水可能通过包气带下渗入潜水层，使潜水层受到一定程度污染；因油井固井质量问题或井管腐蚀穿孔甚至破裂等事故而泄漏的废水、废液将泄漏至井管外，在水头压力差的作用下窜入深层含水层，并在含水层中扩散迁移，污染地下水。3.3.4 声环境施工期钻井施工噪声对周围声环境会产生一定影响，随着钻井施工结束，影响立即消除。运行期各站场机泵噪声级低，经预测厂界噪声符合工业企业厂界环境噪声排放标准2类标准要求，敏感点噪声符合声环境质量标准2类标准要求，项目实施不会改变区域原有声环境功能，对敏感点影响小。3.3.5 生态环境影响施工期生态环境影响主要体现在土地利用、动物及植被、景观、水土流失等方面，其中对
22、土壤、水土流失及植被的影响相对较大。运行期生态环境影响主要体现在土壤、动物及植被、景观、水土流失等方面，但影响相对较小。通过采取相应的生态保护与恢复措施后，建设项目对生态环境的影响可以得到有效减缓，总体看来本项目对生态环境的影响小。3.5 拟采取的环境保护措施3.5.1 环境空气污染防治措施 施工期污染防治措施钻井过程中，采用低硫柴油和燃烧效率高的柴油机，减少柴油机燃料燃烧废气产生量，降低污染；运输车辆安装汽车尾气净化装置，及时对运输车辆进行维护和保养，使汽车燃料燃烧充分，降低汽车尾气排放量；运输车辆加盖篷布，对施工道路进行适量洒水，以降低扬尘。 运行期污染防治措施各站场加热炉采用伴生气作为燃
23、料，以减少NO2、烟尘等污染物排放量和环境影响，排气筒高度不低于8 m高；原油集输系统采用全密闭集输流程，以减少烃类的无组织排放。通过采取上述措施，项目运行期间大气污染物排放可满足大气污染物综合排放标准（GB 16297-1996）二级标准要求。3.5.2 地表水污染防治措施 施工期施工期钻井废水进入泥浆池循环利用，钻井结束后少量钻井废水排入防渗泥浆池中，自然蒸发，不外排；试油废水用罐车收集后，送采出水处理设施处理达标后，回注地下，不外排。施工场地设置旱厕，生活污水设临时收集池，经沉淀后用于场地附近植被灌溉，不外排。 运行期油田采出水和作业废水经拉油脱水站及依托集油站等采出水处理设施处理，处理
24、达标后回注地下，不外排；执勤点设小型生活污水处理设施，生活污水经处理用于植被灌溉，不外排。通过采取上述措施，回注水指标可达到碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法（SY/T 5329）A3指标要求。项目污废水零排放。3.5.3 地下水污染防治措施 施工期钻井过程，随时调整泥浆浓度，维护井壁，防止钻井废水漏失；严格按照操作规程施工，提高固井质量，避免因发生固井质量问题造成含油污水泄漏而引起地下水污染；环评要求油井、注水井水泥返至地面，截断井管外各水层之间的水力联系，从根本上解决地下水串层污染问题。 运行期生产期加强管理，一旦发生油井出油异常，应及时查明原因，若是井管损坏，应及时采用水泥灌浆等措施封
25、堵井管，防止含油污水泄漏污染地下水。3.5.4 噪声污染防治措施 施工期施工期间选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级；合理安排施工作业时间，严禁在夜间（22：0006：00）进行高噪声施工作业；为强噪声源周围的施工机械操作人员配备耳塞或耳罩等必要的劳动防护用品，做好劳动保护工作。 运行期设备选型尽可能选择低噪声设备；对各类机泵等设置泵房，从源头上进行控制。通过采取上述措施，项目施工期间可达到建筑施工场界环境噪声排放标准（GB 12523-2011）要求，运行期厂界噪声可达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2类区标准要求。3.5.5 固体废物污染防治措施
26、 施工期废泥浆、钻井岩屑在防渗泥浆池无害化处理后填埋，含油废泥浆、钻井岩屑送西峰工业固废处置场填埋；试油过程中产生的落地油，采取试油进罐的方式回收，落地油的回收率达到100%；施工场地生活垃圾统一收集，定期运往环卫部门制定地点处理处置；土方施工中，选择合理的施工方式，挖高填低，做到土方平衡。 运行期在井口设井控装置、修建污油回收池及石砌导油槽、井下作业带罐上岗对落地油进行控制和回收，回收率100%；运行期产生的油泥属危险固废，除作调剖剂综合利用部分外，其余均进行浓缩干化后送至陇东油田油泥处理站进行处置；站场设置生活垃圾池，对生活垃圾统一收集后送环卫部门指定地点进行统一处置。3.6 环境风险分析
27、3.6.1 环境风险分析预测本项目环境风险类型主要有： 钻井过程的井喷； 管道泄漏对水体、土壤的影响； 站场储罐发生泄漏，遇明火发生火灾爆炸事故对环境空气和水体造成污染； 采出水回注井套外返水事故对地下水环境的影响。 钻井过程的井喷井喷时，在有风条件下，下风向299.3 m处非甲烷总烃达到最大浓度值14.928mg/m3；平均风速条件下，在287.3m处非甲烷总烃达到最大浓度15.048 mg/m3。井喷事故的发生对当地环境空气质量将造成一定污染，并在一定范围内持续存在。 管道泄漏针对管道泄漏事故影响，一般情况下，发生事故而泄漏于地表的原油数量有限，如果处理及时得当，对周围土壤环境影响可得到有
28、限控制，若管道泄漏原油进入河道，泄漏事故发生后30 min事故得到控制，在不采取防护措施情况下，将造成油膜覆盖河流长度12.2km，对这段河流水质和水生生物产生不利影响。 站场储罐泄漏发生火灾爆炸岭一联内储罐区3000m3储罐如果发生火灾爆炸事故，起火爆炸会造成有害气体CO扩散，本评价预测了扩散10min、E稳定度、小风（u=1.2m/s）条件下最不利事故发生后5min、10min、30 min下风向轴线不同距离的污染物浓度，结果表明，静风时不同时刻CO最大落地浓度均小于半致死浓度。但事故发生10min内CO在下风向的最大落地浓度高于其车间最高容许浓度，事故发生对生产操作人员影响较为严重。在5
29、min、10min时刻非甲烷总烃在下风向的最高容许浓度均高于其厂界无组织排放浓度限值，与厂界无组织排放浓度限值相比，最大超标268倍。30min后，非甲烷总烃浓度已经降至达标范围，因此，必须采取措施尽可能早发现泄漏事故并立即或至少在10min内采取切断源头等措施，以使对环境的影响降到最低。 采出水回注井套外返水发生套外返水时，含油污水会直接进入含水层，造成地下水污染，对于白垩系环河组承压水含水层，石油类污染物扩散超标范围1年不到30m，2年不到50m，10年不到200m，20年才可扩散到350m，370m石油类浓度0.02mg/L，低于地表水环境质量标准中类标准；白垩系洛河组承压水含水层，石油
30、类污染物下游方向扩散范围1年可达到170 m，3年可达到490 m，10年将达到1500m，20年扩散到接近3000m，石油类浓度0.02mg/L，此范围之外地下水不受影响。3.6.2 风险防范措施针对环境风险预测结果，结合开发区域环境现状，评价从管理和技术角度分别提出了风险管理和技术防范措施。风险管理措施主要强调项目运行过程中对国家安全卫生标准规范的贯彻执行，对各项规章制度的完善，对施工和操作人员环保意识和安全意识的培养教育，此外还包括对施工、选材等环节的把关。报告中提出了风险管理操作流程供项目参考。技术防范措施中，评价分别针对井喷、井漏、储油罐风险事故、管线泄漏事故以及油水串层提出了相应的
31、预防和治理措施。通过认真落实报告中提出的风险管理和技术措施，加强风险防范意识，可将项目的环境风险水平降低到最小程度。3.6.3 风险应急预案根据环境风险分析的结果，对于本项目可能造成环境风险的突发性事故制定了应急预案纲要，见表7。表7 环境风险突发事故应急预案序号项目内容及要求1危险源情况详细说明危险源类型、数量、分布及其对环境的风险2应急计划区站场、管线段、井场3应急组织企业：成立公司应急指挥小组，由公司最高领导层担任小组长，负责现场全面指挥，专业救援队伍负责事故控制、救援和善后处理临近地区：地区指挥部负责企业附近地区全面指挥，救援，管制和疏散4应急状态分类应急响应程序规定环境风险事故的级别
32、及相应的应急状态分类，以此制定相应的应急响应程序。5应急设施设备与材料站场：防火灾、爆炸事故的应急设施、设备与材料，主要为消防器材、消防服等；防有毒有害物质外溢、扩散；中毒人员急救所用的一些药品、器材；设置事故应急池，以防液体化工原料扩散；配备必要的防毒面具。临界地区：烧伤、中毒人员急救所用的一些药品、器材。6应急通讯通告与交通规定应急状态下的通讯、通告方式和交通保障、管理等事项。可充分利用现代化的通信设施，如手机、固定电话、广播、电视等7应急环境监测及事故后评价由专业人员对环境分析事故现场进行应急监测，对事故性质、严重程度均所造成的环境危害后果进行评估，吸取经验教训避免再次发生事故，为指挥部
33、门提供决策依据。8应急防护措施消除泄漏措施及需使用器材事故现场：控制事故发展，防止扩大、蔓延及连锁反应；清除现场泄漏物，降低危害；相应的设施器材配备；临近地区：控制防火区域，控制和消除环境污染的措施及相应的设备。9应急剂量控制撤离组织计划医疗救护与保护公众健康事故现场：事故处理人员制定毒物的应急剂量、现场及临近装置人员的撤离组织计划和紧急救护方案；临近地区：制定受事故影响的临近地区内人员对毒物的应急剂量、公众的疏散组织计划和紧急救护方案。10应急状态中止恢复措施事故现场：规定应急状态终止秩序；事故现场善后处理，回复生产措施；临近地区：解除事故警戒，公众返回和善后回复措施。11人员培训与演习应急
34、计划制定后，平时安排事故出路人员进行相关知识培训并进行事故应急处理演习；对全厂工人进行安全卫生教育。12公众教育信息发布对站场附近地区公众开展环境风险事故预防教育、应急知识培训并定期发布相关信息。13记录和报告设应急事故专门记录，建立档案和报告制度，设专门部门负责管理。14附件准备并形成环境风险事故应急处理有关的附件材料。3.7 经济损益分析通过经济损益分析，本项目的环保工程经济效益系数较高，说明采取环保措施后的环境收益效果比较明显。虽然企业建设对环境保护产生一定程度的不利影响，但对环境污染影响和生态破坏损失在可接受程度和范围之内，在保证各项环境保护措施实施的情况下，项目的经济效益、社会效益和
35、环境效益将得到协调发展，因此从环境经济角度来看，本项目是合理可行的。3.8 环境管理与环境监控计划3.8.1 环境管理 环境管理体系采油二厂为长庆油田分公司直属部门，环境管理体系、制度与长庆油田分公司环境管理体系、制度基本一致。参照公司的安全环境管理机构设置情况，采油二厂建立了HSE管理组织机构，如图4所示。图4 长庆油田公司及采油二厂HSE组织结构框图 环境管理组织机构项目部设立质量安全环保科负责油区环保专业的技术综合管理；机关各业务部门按各自的环保管理职责负责分管业务范围内的环保管理。在施工期，项目经理部门设置环境总监，负责监督各项环保措施的落实及环保工程的检查和预验收，负责协调与环保、土
36、地等部门的关系，以及负责有关环保文件、技术资料的收集建档。由项目经理部委托工程监理单位，监督设计单位和施工单位具体落实环保措施的实施。在生产运行期，由采油二厂安全环保科统一负责本项目的环保管理工作，在区块内设置专职环保员，负责环保文件和技术资料的归档，协助有关环保部门进行环保工程的验收，负责运行期间的环境监测、事故防范和外部协调工作。 建设期的环境管理 建立和实施基建施工作业的QHSE管理体系； 对开发建设全过程实施环保措施和环保工程的监督和检查； 实施施工作业环境监督制度，以确保施工作业对土壤、生态环境造成的破坏降到最低程度，施工期环境管理内容包括：扬尘、挖方料坑、弃方堆置场、道路两侧植被情
37、况、施工人员生产和生活废水排放去向以及施工迹地恢复情况，发现问题及时向有关环境管理部门反映； 负责与有关环保主管部门的沟通、协调，组织工程建设的“三同时”验收工作。 运行期的环境管理 建立和实施油田开发作业的QHSE管理体系； 将政府和上级主管部门的环保法律法规、标准下发到各级机构、结合本厂生产和环保的实际情况，制定企业环保管理规章制度，并贯彻执行； 负责油田日常的环境保护管理工作，如生态恢复、环境监测和污水处理等； 协同有关部门制定防治污染事故的措施，定期进行环保安全检查； 强化基础工作，建立完整、规范、准确地环境基础资料、环境统计报表和环境保护技术档案； 编制应急计划； 对全体员工组织开展
38、环境保护培训。 环境规章管理制度长庆油田分公司各采油部门均已建立了基本的环境管理规章制度，包括主要作业场地环保管理制度、环境污染事故管理制度和环保检查制度。如果这些环保管理检查措施得到落实，可以使环境污染和破坏基本得到控制。3.8.2 环境监测计划本项目施工期、运行期间的污染源与环境监测计划见表8和表9。环评建议建设单位积极与环保局协调，跟踪监测石油开发对附近地表水的水质、水量，对地下水的水质和水位的影响。以利于区域水环境系统的长期有效管理，为分析石油开发对水环境的影响提供科学依据。表8 施工期环境监测计划监测类别监测项目监测点位置测点数监测频次场界噪声施工场界Leq(A)施工场界四周4每季一
39、次环境空气TSP施工场地上、下风向2每季一次表9 运行期环境监测计划类 别监测项目监测点位置监测点监测频率控制指标有组织排放废气加热炉烟尘、NOx排气筒联合站、（岭3增岭8增）增压点半年一次锅炉大气污染物排放标准燃气锅炉时段二类区标准无组织排放废气储罐非甲烷总烃岭一联上下风向各设1个点半年一次大气污染物综合排放标准无组织排放监控限值噪声厂界Leq(A)联合站、增压点厂界四周联合站、增压点各一组（4个）半年一次工业企业厂界环境噪声排放标准中2类标准周围村庄环境Leq(A)马驿沟村、郝集村、冉旗寨村、孟家寨村/半年一次声环境质量标准中2类标准地表水安川河COD、石油类、挥发酚等樊家川乡郝家集1个断
40、面半年一次地表水环境质量标准类标准樊家川乡马驿沟1个断面半年一次地表水环境质量标准类标准马莲河木钵镇、曲子镇2个断面半年一次地表水环境质量标准类标准马岭镇1个断面半年一次地表水环境质量标准类标准地下水民用井石油类、挥发酚等曲子镇冉旗寨村（潜水与承压水分别取一个点）2个点半年一次生活饮用水水源水质标准固体废物井场石油类、重金属等无害化处理点12个井场每年一次对泥浆无害化处理效率进行监测4 公众参与4.1 公开环境信息情况4.1.1 信息公开次数采油二厂于2012年4月15日和2012年9月8日两次向公众公示项目情况，并征求公众意见。4.1.2 环评内容公示采油二厂于2012年4月15日于开发区块
41、所涉乡镇张贴布告公示了拟建项目的产建规模、建设内容，并征求公众意见；2012年9月8日在陇东报上公示拟建项目建设规模、建设内容、主要环境影响及措施以及环评结论等内容，并征求公众意见，公示有效期10日。4.1.3 信息公开方式本次评价中的信息公开方式主要为两种，一为通过在当地张贴布告的形式向公众公示项目信息，二为通过登报的形式向公众公示项目信息。两次公示的照片及截图见图5。环评公示陇东报登报公示截图图5 两次公示情况4.2 公众意见征求4.2.1 公众意见征求形式本次评价中采用问卷调查的形式征求公众意见。4.2.2 公众意见征求次数进行一次问卷调查。在项目第二次公示期满后，于9月1819日进行了
42、对开发区域周边进行现场走访的形式，发放调查问卷。4.2.3 公众意见征求范围调查范围重点为受区块开发建设直接影响的场站、管道沿线及周边村庄，包括庆城县葛崾岘办事处和蔡家庙乡以及彭原乡附近受影响村庄，兼有各乡镇政府、乡卫生所、学校等有关部门。调查对象以当地的农民为主，调查过程认真听取和征询了上述村庄、单位公众对建设项目所持意见和态度。4.3 公众参与的组织形式本次公众参与的组织形式主要采取在工程周边现场走访的形式，对开发区域周边各方面、各阶层进行了公众参与情况调查，发放调查问卷；征求项目开发区域所涉乡镇政府及环境保护主管部门相关人员的意见。本次公众参与共计发放意见征询表120份，实际收回109份，被调查公众的结构组成如表10所示。表10 被调查公众结构组成表项目类别职业文化程度年 龄性 别农民干部工人教师学生个体小学初中高中（中专）大专及以上61男女公众人数（人）5213734302649221210653137336占总人数比例（）47.711.96.42.83.727.523.943.120.211.09.259.628.42.867.033.04.4 公众意见归纳分析4.4.1 公众意见归纳分析公众参与调查问卷样卷如表11所示。通过对公众意见进行归纳统计，本次公众反馈意见、要求与建议集中反映在以下方面： 对当地环境质量状况如何问题的认识当地公众的环
