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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62 建设项目所在区环境现状72.1 建设项目所在地的环境现状72.2 建设项目环境影响评级范围83 环境影响预测及拟采取的主要措施93.1 污染源分析及污染物排放情况93.2 环境保护目标分布情况103.3 环境影响分析103.4 对水源地环境影响分析123.5 拟采取的环境保护措施123.6 环境风险分析143.7 经济损益分析163.8 环境管理与环境监控计划174 公众参与194.1 公开环境信息情况194.2 公众意见征求204.3 公众参与的组织形式204.
2、4 公众意见归纳分析204.5 结论与意见245 环境影响评价结论266 联系方式276.1 建设单位名称及联系方式276.2 环评单位名称及联系方式271 建设项目概况1.1 建设项目的地点及相关背景（1）项目名称：长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部42.8万吨产能建设工程（2）建设单位：中国石油天然气股份有限责任公司长庆油田分公司超低渗透油藏第一项目部（3）建设地点：庆阳市合水县店子乡、肖咀乡、吉岘乡、太莪乡、固城乡、西华池镇、板桥乡，庆阳市宁县九岘乡和南义乡。（4）建设性质：扩建（滚动开发）、新建（5）建设投资：1.8亿元（6）行业类别：天然原油和天然气开采 B0710（7）相关背景2
3、012年初，长庆油田实现油气当量4000万吨，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，计划目标为到2015年，油气当量实现5000万吨向中国第一大油气田迈进。为达到这一目标，长庆油田分公司超低渗透第一项目部按照中国石油长庆油田分公司的统一安排，提出了合水油田42.8104t产能建设工程实施方案。本产建工程各开发区块地理位置与交通情况见附图。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 超一42.8万吨产能建设工程项目组成表分类项目名称数量备注 一、钻井工程油水井板105区钻井总数50口，其中采油井20口，注水井30口井深1800m庄2
4、11区钻井总数47口，其中采油井19口，注水井28口井深1700m庄230区钻井总数110口，其中采油井44口，注水井66口井深1750m庄179区钻井总数37口，其中采油井21口，注水井16口井深1800m庄147区钻井总数13口，其中采油井5口，注水井8口井深1750m庄149区钻井总数18口，其中采油井11口，注水井7口井深1100m宁41区钻井总数21口，其中采油井16个，注水井5个井深1100m宁27区钻井总数19口，其中采油井13个，注水井6个井深1100m庄245区钻井总数14口，其中采油井10口，注水井4口井深1100m宁平1 区钻井总数14口，其中采油井7口，注水井7口井深1
5、750m合计钻井总数343口，其中采油井166口，注水井177口二、油气集输工程站场板105区新建井场20个，新建增压点2座（庄22增、庄23增）/庄211区新建井场21个，水源井3口庄230区新建井场60个，新建增压点3座（庄20增、庄25增、庄28增），新建庄七注水站1座，水源井6口庄179区新建井场20个，新建庄五接转注水站（含卸油台1座、生活基地），水源井2口庄147区新建井场7个庄149区新建井场3个，单井拉油至庄二联/宁41区新建井场4个，单井拉油至庄五转/宁27区新建井场4个，单井拉油至庄五转，新建撬装注水站1座（与宁27井场合建），水源井1口庄245区新建井场3个，单井拉油至庄
6、五转，新建撬装注水站1座（与庄100-3井场合建），水源井1口宁平1区新建井场10个，单井拉油至庄一联，新建撬装注水站1座（与庄平1井场合建），水源井1口系统完善为完善现有宁51区产建系统，新建宁1拉油脱水站1座；配合庄211区周边侏罗系开发，新建庄三接卸油台集输管线板105区894-15km，单井管线603.5-36.7km/庄211区单井管线603.5-24.5km/庄230区1566-9km，894-18km，单井管线603.5-66.7km/庄179区1144.5-12.6km，单井管线603.5-28.5km庄147区单井管线603.5-9.1km庄149区单井拉油至庄二联宁41区单
7、井管线603.5-6.6km宁27区单井拉油至庄五转庄245区单井拉油至庄五转宁平1区单井拉油至庄一联系统完善完善庄211-庄230区伴生气回收，新建庄四转至庄一联输气管线一条，894-10.2km，注水管线板105区36.7km与集油输气管线同沟埋设178.1km庄211区24.5km庄230区66.7km庄179区29.3km庄147区14.8km庄149区5.6km宁41区6.6km宁27区1.2km庄245区3.3km宁平1区5.7km 三、公用工程道路板105区支线1.0km，进井场道路12.5km/庄211区进井场道路12km庄230区支线2.0km，进井场道路36.5km庄179
8、区干线0.8km，进井场道路16.8km庄147区进井场道路2.4km庄149区进井场道路1.0km宁41区进井场道路2.2km宁27区进井场道路1.3km庄245区进井场道路1.2km宁平1区进井场道路4.7km/通信板105区光纤收发器2对、视频监控服务22套，6芯电缆15km/庄211区视频监控服务22套庄230区纤收发器3对、视频监控服务63套，6芯电缆27km庄179区纤收发器1对、视频监控服务21套，6芯电缆12.6km庄147区视频监控服务7套庄149区视频监控服务3套宁41区视频监控服务4套宁27区视频监控服务4套庄245区视频监控服务3套宁平1区视频监控服务10套供电板105
9、区柱上变电22台，10kv电力线24.6km/庄211区柱上变电21台，10kv电力线23.8km庄230区柱上变电63台，10kv电力线49.5km庄179区柱上变电21台，10kv电力线23.6km庄147区柱上变电7台，10kv电力线8.5km庄149区柱上变电3台，10kv电力线5km宁41区柱上变电4台，10kv电力线6km宁27区柱上变电4台，10kv电力线4km/庄245区柱上变电3台，10kv电力线3km宁平1区柱上变电10台，10kv电力线8km/四、环保工程污水处理庄五接转注水站采出水处理设施2套（长8及侏罗系各一套）生活污水处理设施1套/宁1拉油脱水站采出水处理设施1套（
10、侏罗系）生活污水处理设施1套/1.2.2 生产工艺（1）集输工艺油田开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。接转站注水站、拉油注水站是本项目主要油气集中处理站，主要功能有来油加热、油气分离、原油脱水、原油储存、注水、计量、原油外运等。（2）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 清水注水工艺流程示意图图3 采出水注水工
11、艺流程示意图1.2.3 生产规模本项目建设规模为建成42.8万吨产能规模，根据设计资料，各开发区块建设规模如表2所示：表2 42.8万吨产能建设工程地面建设规模一览表项目单位总规模分井区（场站）建设规模备注井区（场站）名称建设规模产建规模104t/a42.8板105区6.0庄211区6.5庄230区15.6庄147区1.6庄149区1.0庄179区6.0宁41区1.5宁27区1.2庄245区0.9宁平1 区2.5原油处理能力104t/a10庄五接转注水站长85侏罗系5采出水处理能力m3/d500庄五接转注水站400其中侏罗系200宁1拉油脱水站100侏罗系注水能力m3/d3500庄五接转注水站
12、400清水400采出水宁27撬装注水站200清水庄245撬装注水站200清水宁平1200清水宁1拉油脱水站100采出水庄七注2000清水1.2.4 项目投资根据超低渗透油藏第一项目部产建初设方案提供的资料，42.8万吨产建工程总投资为1.8亿元，其中环保投资2650.7万元，占总投资的14.72%。工程投资估算见表3。表3 42.8万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14191.8其中：油气集输8512.5注水系统3858.8供水系统665.8供电系统325.6道路工程503.5通信工程325.62环境保护污染防治、生态保护、水土保持2650.73预备费115
13、7.5合计180001.3 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，本产能建设工程各井区均不在城镇规划范围内，井区范围内无自然保护区、风景名胜区等特殊保护的敏感目标，但项目的庄230区块西部、庄147区、庄149区均位于瓦岗川水源地（已撤销，但具有供水功能）的汇水面积内，庄245区位于城北河水源地汇水面积内，项目的建设运行会对这两个水源地供水安全带来一定的威胁，但在井区开发过程中按照严格按照开发方案划定区域进行，认真落实本评价提出的环境保护措施和风险防范措施，不在饮用水源保护区以及矿产资源总体规划规定禁止开采其他范围内布设采油设施，在采取适当保护措施
14、后，对水源地的影响可降低到可接受的程度，由于资源开发工程的地域具有特殊性和唯一性，如果更换油井位置，可能出现打不出油、油产量很低或为废井的现象，因此从总体看，井区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）、甘肃省循环经济总体规划、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、环县矿产资源总体规划等有关规划要求。本项目属于陇东油区“十二五”发展
15、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 建设项目所在区环境现状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区内3个大气监测点，监测项目为SO2、NO2、TSP和非甲烷总烃。评价区内各测点SO2和 NO2小时浓度与日均浓度均符合GB3095-1996环境空气质量标准二级标准；TSP日均值符合GB3095-1996环境空气质量标准二级标准；评价区环境空气中非甲烷总烃小时均值符合大气污染物综合排放标准详解要求。总体看，评价区环境空气质
16、量较好。2.1.2 地表水环境质量现状本次对地表水设6个监测断面，涉及了瓦岗川、固城川、城北河和平道川。结果表明：固城川两个断面和瓦岗川支流的COD和氨氮全部超标，超标率均为100%。固城川COD的最大超标倍数为0.445，氨氮最大超标倍数为0.55。瓦岗川支流COD的最大超标倍数为0.185，氨氮最大超标倍数为0.40。平道川和瓦岗川的各项监测指标均符合地表水环境质量标准类标准。总体看，固城川和瓦岗川支流受到轻微污染，平道川和瓦岗川地表水环境质量较好。有关断面氨氮、COD超标主要由于附近居民生活污水的排入、农药化肥的使用以及人类活动有关。油田开发特征污染物石油类、挥发酚均符合相应标准。2.1
17、.3 地下水环境质量现状本次对地下水设置潜水监测点3个、洛河组承压水监测点3个。潜水测点均在开发区块内及其附近民用水井中取样。监测结果表明各测点监测项目均符合地下水质量标准（GB/T 14848-93）III类标准。 承压水监测取油田注水开发的洛河组水源层。监测结果表明各测点监测项目均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）III类标准。 2.1.4 声环境质量现状本项目包含10个区块，分布于九个乡镇，涉及范围较大，但因工程内容相近，噪声影响基本一致，故本次噪声现状监测选择在有代表性的庄179区庄五转拟建地厂界噪声4个、庄230拟建庄23增压点厂界噪声4个、合水县吉岘乡新城子环境噪声、宁
18、县九岘乡马付洼环境噪声和庄230区道路交通噪声，共11个监测点。监测结果表明，厂界噪声和环境噪声值均符合声环境噪声标准2类区标准值，评价区声环境质量良好。油区道路为评价区内主要的交通路线，车流量较小，道路噪声符合声环境质量标准（GB3096-2008）2类标准。2.1.5 土壤本地调查现状监测的表明，评价区土壤有机质1.201.44，按照全国土壤养分六级分级标准，属“缺乏”级别。但与石油开发相关性不明显；评价区土壤中铬、铅、锌均符合土壤环境质量标准（GB15618-1995）中当pH值6.57.5时的二级标准限值。；土壤石油类均满足最高允许含量建议标准（“六五”国家土壤环境含量研究提出的建议标
19、准300mg/kg），且调查中也没有发现石油类对附近农作物生长有显著影响。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环境三级井区边界外延1km，面积371.91km2区域；以站场周围和道路、输油气管线沿线两侧各200m的范围为主。环境空气三级以庄五接转注水站、各增压点和拉油点加热炉排气筒为中心，半径2.5km范围为主，兼顾整个井区。地表水三级开发区内的固城川河、瓦岗川河、城北河及平道川及其下游3km河段。地下水二级除考虑开发井区外，并重点关注城北河及瓦岗川水源地径流补给区声环境二级各站场厂界
20、外1m及厂界外200m范围内的居民点。环境风险二级庄五接转注水站储罐区为中心，半径3 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 超一42.8万吨产能建设工程污染物产生量及排放状况汇总工程时段要素污染源污染物产生量治理措施及排放去向NOxSO2烟尘烃类超一项目部42.8万吨产建工程施工期大气污染物钻井废气25.73t28.81t27.44t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）治理措施及排放去向CODS
21、S石油类钻井废水10290m3300250070排入泥浆池试油废水6640m3300040003000进入污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3273.9t属一般工业固废，在泥浆池无害化处置后填埋钻井岩屑32687.9t属一般工业固废，与废弃泥浆一起处置含油岩屑196.1t属二类一般工业固废，送西峰固废填埋场填埋落地油16.683t属危险固废，回收处理，回收率100，排放量0t。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、排放量治理措施及排放去向NOxSO2烟尘烃类油气集
22、输-44300m3/a无组织环境空气车辆尾气0.34kg/d-0.25kg/d加热炉烟气5.21t/a1.97t/a0.78t/a-水污染物类型产生量主要污染物浓度（mg/L）治理措施及排放去向CODSS石油类油田采出水657.17m3/d1000240300经污水处理设施处理达标后回注地层修井废水686013720m3/a100015001000洗井废水686010290m3/a100015001000生活污水8.6 m3/dCOD：350mg/L；氨氮：20mg/L生活污水处理设备处理达标后用于站场绿化固体废物类型产生量处置方式落地油34.3171.5t/a属危险固废，回收处理回收率100
23、，排放量0t/a。生活垃圾19t/a统一收集运输至环卫部门指定地点处置含油污泥9.8t/a危险固体废物，在长庆油田分公司陇东油田油泥处理站建成前，按照危险废物贮存污染控制标准等相关标准贮存于污泥池内，建成后送至长庆油田分公司陇东油田油泥处理站统一处理。废滤料8t/6a全部厂家回收3.2 环境保护目标分布情况据现状调查，井区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。评价区周边的敏感目标包括合水县固城川（包括香水、新村和徐阳沟水源地保护区）、宁县城北河水源地保护区以及子午岭自然保护区，瓦岗川水源地保护区虽已撤销，按照当地环保部门要求以及供水实际，瓦岗川水源地保护区一级、
24、二级保护区仍列为保护目标。除上述水源地保护区外，井区环境保护目标还包括村庄、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相对位置保护内容保护目标地表水平道川河从宁平1井区北部穿过地表水水质地表水类标准城北河从庄245井区中间穿过从宁41井区北部穿过从庄179井区东部穿过合水川从庄211井区东部穿过瓦岗川庄211井区东南部246m庄230井区西北部350m庄149区井区北部2km地下水潜水层民井、机井评价区范围内的村庄地下水水质地下水类标准承压层环河、洛河组环境空气评价区范围内的居民居民点相对站场见表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
25、准二级标准环境噪声站场、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
26、使用，钻井结束后无害化固化处置，不外排，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收集进罐、集中处理，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
27、浅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
28、对土壤、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。3.4 对水源地环境影响分析本项目开发的1个区块位于城北河流域，3个井区位于瓦岗川流域，但均不在划定的集中式饮用水水源地准保护区一级及二级保护范围内，属环境较敏感区。产建工程的施工和运行可能不同程度对瓦岗川上游地表水体造成直接或间接的不良影响，从近三年的地表水监测数据可以看出，油田开采活动对地表水环境的影响虽处于可控范围，但考虑到超低渗透油藏第一项目部所辖主要井区
29、位于环境较敏感区域内，且评价井区目前均已形成一定的产建规模，评价针对正常情况和事故状态下对瓦岗川水源地的影响分析，从管理、勘探和施工期、运行期、闭井期、工程技术等不同时期和角度提出了相应的环境保护措施。项目认真采纳并严格执行上述措施将本项目对水源地的影响降到最低程度。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
30、防治措施各站场加热炉采用伴生气作为燃料，以减少NO2、SO2、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，钻井结束后无害化固化处置，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本项目新建接转站、拉油站采出
31、水处理设施处理达标后回注油层，不外排；与主要站场合建的保障点设生活污水处理设施，其它井场设旱厕，生活污水经处理沉淀用于站场绿化，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标准及分析方法（SY/T 5329-2012）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，防止钻井废水漏失及注水回注井出现问题；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；油井套管水泥返至洛河组，截断套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
32、异常，应及时查明原因，若是套管损坏，应及时更换或采用水泥灌浆等措施封堵套管，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；为高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；同时在站场周围栽种树木进行绿化，阻挡和吸收一定噪声。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
33、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 施工期废泥浆、钻井岩屑在防渗泥浆池无害化处理后填埋；含油岩屑送西峰固废填埋场填埋，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，落地油的回收率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%；运行期本项目产生的油泥为9.8t/a，属危险固废，综合利用或送陇东油田油泥处理站处置；站场
34、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3.6.1 环境风险分析预测本项目环境最大可信事故及类型包括： 钻井过程发生井喷； 管道原油泄漏对水体、土壤的事故风险；伴生气输气管道破裂引起的火灾爆炸； 站场储罐泄漏，遇明火发生火灾爆炸事故对环境空气和水体造成污染。 钻井过程的井喷发生井喷事故时，根据预测结果，在下风向2000m范围内，有风和平均风速条件下，非甲烷总烃浓度出现由低增高再降低的规律，但非甲烷总烃浓度均符合厂界无组织排放浓度。这一地区主要为低渗透和超低渗透油藏，具有低丰度、低压、低产的“三低”特点，所以本地区发生井喷事故的可能性小，且事故后果
35、对环境空气的影响也较小。 站场储罐泄漏发生火灾爆炸本次评价选择宁1拉油脱水站和庄5转储油箱进行风险预测。极端事故下，静风条件下，事故发生5min下风向0100m超过半致死浓度值。其他气象条件不同时刻下，CO浓度均不超过半致死浓度值，但在评价范围内小风情况下，CO下风向浓度扩散最大超标距离为900m，在静风情况下，CO下风向浓度扩散最大超标距离为500m。 管道泄漏管道泄漏事故影响：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
36、.2km，对这段河流水质和水生生物产生不利影响。 采出水回注井套外返水套外返水时，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，因含水层渗透性较差，弥散系数较小，石油类污染物扩散超标距离为：1年小于15m，2年小于20m，3年和4年小于25 m，5年小于30m；对于白垩系洛河组承压水含水层，因含水层渗透性较好，弥散系数较大，石油类污染物扩散超标距离为：1年小于50m，2年小于70m，3年和4年小于100 m，5年小于110m，此距离之外石油类浓度均低于地表水环境质量标准中类标准，对地下水影响较小。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
37、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、储油箱风险事故、管线泄漏事故以及油水串层提出了相应的预防和治理措施。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
38、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
39、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
40、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临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
41、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 环境管理超低渗透第一项目部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
42、置情况，超低渗透第四项目部建立了HSE管理组织机构，如图4所示。长庆油田公司HSE管理委员会各职能处室各油田HSE管理委员会超低渗透油藏第一项目部HSE管理小组HSE监督员各站、队主任（站长、队长）全 体 员 工图4 长庆油田公司及超低渗透油藏第一项目部HSE组织结构框图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
43、场界噪声施工场界Leq（A）施工场界四周4每季一次环境空气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庄五转站场加热炉NOx、烟尘、SO2接转站排气筒1个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接转站上下风向各设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废水油田采出水处理系统SS、石油类系统出水口庄五转污水站系统出口1个点半年一次碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法标准噪声厂界Leq(A)接转站、增压点厂界四周接转站、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
