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1、目录1建设项目概况31.1项目背景31.2建设地点31.3建设内容及规模41.4工艺流程41.4.1钻井41.4.2测井41.4.3井下作业61.4.4采油61.4.5原油集输71.4.6换热站工艺流程81.4.7注汽站工艺流程81.4.8 SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比81.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析91.5.1产业政策符合性分析91.5.2规划符合性分析101.5.3厂址合理性分析101.6工程投资102建设项目周围环境现状112.1自然环境概况112.1.1地理位置112.1.2地形地貌112.1.3地质构造112.1.4水文122.1.5气候122.2社会经济环境概况1
2、22.3区域环境质量现状132.3.1大气环境132.3.2地表水环境132.3.3地下水环境132.3.4声环境132.3.5生态环境142.4环境影响评价范围及环境敏感区143环境影响预测及拟采取的主要措施153.1污染物排放情况153.1.1开发期污染源153.1.2运营期污染源163.1.3生态影响193.2环境影响预测及评价203.3环境保护措施223.3.1生态环境保护措施223.3.2废气污染防治措施223.3.3废水污染防治措施223.3.4噪声污染防治措施233.3.5固体废物污染防治措施233.4环境风险评价233.4.1重大危险源辨识233.4.2最大可信事故243.4.
3、3稠油集输管道泄漏环境影响分析243.4.4注汽管线泄漏环境影响分析253.4.5环境风险管理措施与对策建议253.4.6风险评价结论283.5环境经济损益分析283.6环境监测计划及环境管理制度294公众参与334.1公众参与目的和意义334.2调查方法和原则334.3公众调查334.3.1第一次公众调查334.3.2第二次公众调查344.4信息公开384.4.1第一次信息公开384.4.2第二次信息公开394.5公众参与调查的结果404.5.1公众参与调查表的调查结果404.5.2政府部门的访问结果414.6公众参与调查结果的采纳情况424.6.1公众意见反馈424.6.2政府部门的意见反
4、馈424.7小结425环境影响评价结论436联系方式456.1建设单位的名称和联系方式456.2环境影响评价机构的名称和联系方式451建设项目概况1.1项目背景风城油田位于准噶尔盆地西北缘，距克拉玛依市约90km，地面为白垩系风蚀雅丹地貌发育，地面海拔296m376m，平均350m。217国道从油田中部通过，交通运输较为方便，地面开发条件较好。目前，风城油田已开发建设了重32、重43、重检3井区，在重32、重37井区开展了SAGD先导试验。2011年2月，中国石油天然气股份有限公司通过了新疆风城油田侏罗系超稠油油藏全生命周期开发方案，遵循全生命周期开发方案，风城油田于2011年在重18西区已完
5、成50104t产能建设，2012年在重18北区、重32井区、重1井区已完成97104t产能建设，取得良好的开发效果。至此，风城油田稠油区块共建成各类管汇站184座，原油接转站35座（其中：重32井区15座、重18井区19座，重检3井区1座），注汽站36座（其中：重32井区12座、重18井区16座，重检3井区1座，重18SAGD试验区1座，重32SAGD试验区2座，重1SAGD试验区1座，重37SAGD试验区1座，重32燃煤锅炉注汽站2座），集中换热站1座。风城油田重45井区油层物性较差、原油粘度高，常规开采方式不能满足采油要求，为探索SAGD开发在重45井区开发的可行性，掌握该类油藏SAGD开
6、发的开采条件，摸索操作管理经验，中国石油新疆油田分公司拟在重45井区进行SAGD开发试验工程，从而为高粘度超稠油油藏（10104mPa.s）SAGD大规模开发积累经验，做好技术准备工作。本项目属采掘类建设项目，本项目的建设将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建设地点风城油田位于准噶尔盆地西北缘北端，位于克拉玛依区东北约85km处，行政区划隶属新疆克拉玛依市。该区北以哈拉阿拉特山为界，东与夏子街油田接壤，西邻乌尔禾镇。该地区属大陆干旱气候，温差较大，降雨量少，蒸发量大。地面海拔280530m，平均约380m，由于风化作用，地形起伏较大，残
7、丘断壁四处可见，冲沟纵横，成了有“风成城”之称的风蚀地貌。217国道从油区中部通过，交通便利。本项目位于217国道南侧、毗邻乌夏公路，距正在建设的风城2号稠油联合站约1.5km，距已建的风城1号稠油联合站8.0km，距2013年风城油田产能实施区2.5km，位于风城油田全生命周期开发规划中2015年产能实施目标区域内，地理坐标为E854831.24，N460736.61。本项目地理位置见图1。1.3建设内容及规模本项目实施部署5对SAGD井组（包括SAGD采油井、注汽井各5口）和7口观察井，配套建设注汽、供排水、供配气、供配电、仪表、通信系统等工程内容。建设规模为在生产阶段第4年达到最大产油量
8、5.31104t/a，最大产液量33.93104t/a，最大注汽量26.04104t/a，其集输系统规模按产液33.93104t/a设计。本项目主要工程内容见表1。1.4工艺流程油田开发是一项包含多种工艺技术的系统工程，包括勘探、钻井、测井、井下作业、采油、原油集输和供水、供电、通讯等系统配套项目。1.4.1钻井钻井是油田开发的主要工艺过程之一，也是确定地下含油构造、进行采油生产的唯一手段。钻井一般分为钻探井和钻生产井，通过钻探井可以更深入地了解地下构造，并通过对岩心进行分析，以确定储油层及含油面积大小，储量的多少，开采价值的有无等；对于有开采价值的含油构造，确定油田规模并投入开发，此时要钻生
9、产井，以进行采油生产。本项目拟部署SAGD双水平井5井组，其中600m水平段4井组，800m水平段1井组，SAGD试验区控制井（观察井）7口，总井数17口。1.4.2测井测井就是在钻井过程中及钻井完成以后，利用测量地层电阻、自然电位、声波、声幅及放射性等方式确定含油层位，检查固井质量并确定射孔层位等。表1 本项目主要工程内容一览表序号项目规模备注1主体工程钻采工程SAGD井组5对采油井、注汽井各5口观察井7口2原油集输工程8井式多通阀管汇站2座单井管道1.30kmD114*5，硅酸盐保温瓦85mm地面集油支线管道0.35kmD219*6，硅酸盐保温瓦85mm 埋地集油干线管道3.6kmD325
10、*8，硅酸盐保温瓦85mm 埋地接转站1座3油田注汽工程燃气注汽站1座222.5/14-型标准化SAGD注汽站燃气注汽锅炉2台22.5t/h注汽锅炉注汽管线3.3kmD13313注汽管网4配套工程供排水工程供水管线2.0km重43井区注汽站至重45井区注汽站的软化水管线铸铁排水管200mDN2005供配气工程供气管线2kmD1685/20 （3PE加强级防腐）6供配电工程10kV单回架空线路4km3LGJ-95，集油区10kV单回架空线路2km3LGJ-70，集油区0.4kV架空线路5km4LGJ-50，集油区杆架式变电站3座S11-M 10/0.4kV 125kVA，集油区落地式变电站1座S
11、11-M 10/0.4kV 630kVA，222.5t/h接转注汽站电力电缆2230m222.5t/h接转注汽站杆架式变电站1座S11-M 10/0.4kV 160kVA，换热接转站电力电缆700m换热接转站7通信工程光缆3.1km风城特二联到重18-2注气站新建一条8芯埋地光缆，长约1.6km；重18-2注气站到重45井区注气站新建一条8芯埋地光缆，长约1.5km。8道路0.5km路基宽4.0m9依托工程原油处理依托风城2号稠油联合站150104t/a风城2号稠油联合站1期工程预计2013年底投产，处理能力为150104t/a，2期工程预计2014年底投产，处理能力为250104t/a循环预
12、热采出液处理依托博达公司6000m3/d本工程增加2座加药橇采出水处理依托风城2号稠油联合站污水处理系统5.0104m3/d一期设计规模4.0104m3/d，二期设计规模1.0104m3/d供水系统风城2号稠油联合站软化水处理系统50000m3/d一期规模为4.0104m/d，二期规模为1.0104m/d供电依托重1简易变电站2800kW目前所带负荷约800kW配气系统风城简配站50104Nm3/d目前尚有10104Nm3/d的富余配气能力1.4.3井下作业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、清蜡等一系
13、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。酸化、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、除砂和清蜡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。1.4.4采油采油就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
14、原油。根据注入介质的不同，常见有水驱采油和蒸汽驱采油。对于稠油油藏来说蒸汽是一种有效的驱动流体，可提高原油温度、降低原油的粘度。本项目为SAGD开发试验工程，其工作原理为：经软化水装置处理后的软化水加热为过热蒸汽，注入到注汽井，蒸汽从注汽管柱尾端进入油层与套管的环形空间，由于蒸汽密度小，向油层超覆，形成蒸汽驱进入采油井，而加热后易于流动的原油及冷凝水在重力作用下流入井筒被方便地采出。本项目SAGD开发包括循环预热和正常生产两个阶段；循环预热阶段采油井和注汽井均长管注汽，短管排液；SAGD生产阶段注汽井长、短管同时注汽，生产井采用短管采油。如图2所示。油水分离原油采出水软化水装置含盐水高温含水原
15、油称重式计量器采油井口注汽井口过热蒸汽 图2 SAGD注采系统流程示意图1.4.5原油集输原油集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。这一过程从油井井口开始，将油井生产出来的原油和伴生的天然气产品，在油田上进行集中和必要的处理或初加工，使之成为合格的原油后，再送往长距离输油管线的首站外输，或者送往矿场油库经其它运输方式送到炼油厂或转运码头。本项目集输采用三级布站方式。根据含水特稠油流变性实验结果，集输温度应大于90。循环预热采出液集输流程：井场计量管汇换热接转站博达公司污油处理池；正常生产采出液集输流程：井场计量管汇换热接转站风城2号稠油联合站。本项目循环预热采出液集输流程见
16、图3，正常生产阶段采出液集输流程见图4。图3 重45试验区SAGD循环预热采出液集输流程示意图图4 重45试验区SAGD生产阶段采出液集输流程示意图1.4.6换热站工艺流程SAGD计量管汇站来液进站区蒸汽分离器（0.24MPa、126），分离后蒸汽进换热器（水冷换热器+空冷换热器组合），换热后的高温水（95）进常压缓冲罐，携带的不溶气经捕液器除液后去站外放散管放空，冷却水经泵提升后进集输管道；蒸汽分离器分离后的采出液（0.24MPa、126）经泵提升后进集输管道外输。换热接转站设事故罐流程，满足事故状态下，安全运行。1.4.7注汽站工艺流程本项目注汽站内设2台22.5t/h、14MPa过热注汽
17、锅炉，过热注汽锅炉工作原理为锅炉辐射段产出75%80%湿蒸汽，经过汽水分离器分离后达到99%干度的蒸汽进入蒸汽过热器被加热为过热蒸汽（过热度3040），过热蒸汽与汽水分离器分离出的饱和水在汽水掺混器内进行掺混，掺混后能够使分离凝结水全部汽化并具有需要的过热度（35 ），保证井口蒸汽干度95%。本项目注汽站工艺流程：来自2号稠油联合站提供的软化水进入注汽站，由柱塞泵直接打入过热注汽锅炉，过热注汽锅炉产生的高压高热蒸汽经注汽管网去各注汽井。1.4.8 SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比见表2。表2 超稠油SAGD开采工艺与常规开采工艺的对比SAGD开采工艺常规
18、开采布井方式本工程SAGD开采采用双水平井（分为注汽井和生产井）。井深300m，水平段600m常规开采使用直井或单水平井。直井井深450m，单水平井总进尺650m（水平段180m）采油对象适用于原油粘度10000200000mPa.s适用于原油粘度10000井场采油井配8m冲程8型立式抽油机井场根据下泵深度的不同，分别设置5型（直井）、6型抽油机（水平井）。井口设有主管及副管，主管用于采油及注汽，副管用于井底测试及注汽。计量8井式大孔径多通阀管汇橇和大容量的SAGD称重计量装置14井式多通阀橇生产时序循环预热阶段和SAGD生产阶段只有生产阶段循环预热阶段采油井和注汽井均长管注汽，短管排液，循环
19、预热130150d；SAGD生产阶段注汽井长、短管同时注汽，生产井采用短管采油单井蒸汽注入时间为23周，在此期间保持比较高的蒸汽注入速度。注完蒸汽后闷井35d，然后投入采油生产，此后这些井可产油几个月甚至一年，这一过程被定作是一个采油生产周期注采参数循环预热阶段：注汽井和生产井井底注汽压力3.54.0MPa，日注汽量范围6080t，时间7080d。生产阶段：注汽井井底注汽压力4.04.5MPa直井：注汽速度130t/d，焖井时间35d，水平井注汽速度130t/d，焖井时间35d。蒸汽平均9.5MPa采出液处理SAGD循环预热采出液 采用“净水剂+正相破乳剂（絮凝剂辅助）”的药剂体系；SAGD开
20、发正常生产阶段采出液处理采用“预脱水剂+正相破乳剂” 的药剂体系常规开发原油处理采用“正相+反相破乳剂” 的药剂体系1.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析1.5.1产业政策符合性分析产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）中对石油、天然气行业鼓励类包括“常规石油、天然气勘探与开采；原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设”。本项目属产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）鼓励类，符合国家产业政策。1.5.2规划符合性分析本项目符合新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、新疆石油和化学工业发展第十二个五年规划、克拉玛依市国民经济和社
21、会发展第十二个五年规划纲要、新疆风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划等相关规划。1.5.3厂址合理性分析本项目拟建场地及其近场区未见明显不良地质构造，区域构造稳定；拟建场地距正在建设的风城2号稠油联合站约1.5km，便于稠油输送及处理；项目选址符合风城油田区的规划，交通便利，同时不会影响油田其它设施的正常生产，便于供电、供水、供热等工程的接入，地质条件良好，适宜建厂，下风向无环境敏感点，项目选址合理。1.6工程投资本项目总投资为10320.33万元，其中，环保投资247.6万元。2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地理位置本项目位于217国道南侧、毗邻乌夏公路，距正在建设的风城2
22、号稠油联合站约1.5km，距已建的风城1号稠油联合站8.0km，距2013年风城油田产能实施区2.5km，位于风城油田全生命周期开发规划中2015年产能实施目标区域内，地理坐标为E854831.24，N460736.61。本项目位置见图1。2.1.2地形地貌本项目西邻乌尔禾世界魔鬼城，地貌属剥蚀残丘间的冲洪积平原，地势略有起伏，地表长有稀疏的荒漠植被，场地周边出露的白垩系下统吐谷鲁群地层，经风蚀作用形成塔柱状残丘群，为呈典型的雅丹地貌特征。2.1.3地质构造乌尔禾地区位于准噶尔凹陷西北部，西准噶尔褶皱带与准噶尔地块的交界部位。距本项目场地较近的断裂有两条：克-乌断裂及达尔布特断裂。克-乌断裂带
23、位于准噶尔盆地西北缘褶皱山系与盆地交接处，靠盆地一侧，为隐伏逆掩断裂带，空间展布方向大致为北东向，在平面上的展布形态为典型的逆掩断裂带形状，由北至南，可分为三条次级断裂带，呈三个凸向盆地的弧形弯曲，分别为乌尔禾-夏子街断裂带、克拉玛依-乌尔禾断裂带、红山嘴-车排子断裂带。在垂直剖面上，克-乌断裂带的主要断裂为上陡下缓的“铲状”，滑脱构造。克-乌断裂带自第四化纪以来，没有新构造活动的迹象，不属于活动断裂，也不具备发生6级以上地震的构造条件。达尔布特断裂西南起自石奶闸，呈北东5560延伸，经坎土克、卡拉休卡地区铬矿，过白杨河水库后，向北弯曲渐呈75延伸，并逐步隐伏。该断裂带全长320km，活动的最
24、新时代为全新世。该断裂以石奶闸、白杨河为界分为三大段，具备发生66.9级地震的构造条件，白杨河以东，哈拉阿拉特山北侧的东段，活动性渐弱，可能发生的最大地震不会大于6.5级。本项目拟建场地及其近场区未见明显不良地质构造，区域构造稳定。2.1.4水文本项目选址区域内及周围5km范围内无地表水体。距离油田开发区域9.5km左右的地表水属于白杨河下游水系，每年4-9月灌溉期，由白杨河水库下泄水流至艾里克湖（放水量约3000104m3/a）。白杨河发源于乌肯拉嘎尔山，最后流入艾里克湖，全长170km，流域面积6256km2，年径流量1.24108m3，最大流量600m3/s。油田开发建设地点位于乌尔禾区
25、风城油田。乌尔禾地区地下水属第四纪地层潜水，潜水埋深一般在2025m之间，含水层岩性主要为砾石层，地下水静储量约为2亿m3。在乌尔禾地区有一个较大的新第三系地层承压水，其面积为565km2，地下水静储量15亿m3，日补给量4.34.7万m3。地下水补给源以地表水渗漏为主，其次是地下潜流和大气降水。几十年来，由于地表河流引水量的增加及人工水库的建设，造成该区域地表水入渗补给地下水量的减少，潜水位从60年代后下降了5.07.0m。2.1.5气候克拉玛依市乌尔禾区地处荒漠区，深居欧亚大陆腹地，远离海洋。高山阻隔，海洋季风的湿润水汽很难到达本地上空。冬夏两季时间漫长，春秋季时间短。春季气温回升快，却极
26、不稳定，常有倒春寒发生。秋季受冷空气影响，气温下降迅速。气温年变化大，日变化剧烈。全年平均气温8.4，一月最冷，平均-16.7，七月最热，平均27.4，年温差44。当地日照时间长，光照充足，年平均日照时数2716.4h，历年平均蒸发量3445.2mm，是降水量的36倍。2.2社会经济环境概况根据克拉玛依市2012年国民经济和社会发展统计公报，2012年年末，全市总人口（不含辖区内兵团人口）为375789人，其中户籍人口285837人，暂住人口为89952人。男性人口205331人，占54.6%，女性人口170458人，占45.4%。各区人口数分别为：独山子区84170人，克拉玛依区235372
27、人，白碱滩区51553人，乌尔禾区4694人。在户籍人口中，少数民族72144人, 占25.2%，汉族213693人，占74.8%；人口自然增长率为4.77。根据克拉玛依市2012年国民经济和社会发展统计公报，2012年全市实现地区生产总值810亿元（现价，下同），按可比价计算，比上年增长6.0%。其中，第一产业增加值4.6亿元，增长5.4%；第二产业增加值713.4亿元，增长5.4%；第三产业增加值92亿元，增长11.0%。三次产业结构比例为：0.57：88.07：11.36。2.3区域环境质量现状2.3.1大气环境各监测点NO2、SO2、TSP、PM10均符合环境空气质量标准（GB3095
28、-2012）二级标准，非甲烷总烃满足大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中的周界外最高点浓度限值。2.3.2地表水环境白杨河上游水质所有监测指标污染指数均小于1，说明水质满足地表水环境质量标准（GB38382002）中的III类水质标准，水质较好；白杨河下游水质所有监测指标污染指数均小于1，说明水质也满足地表水环境质量标准（GB38382002）中的III类水质标准，与上游水质指标相对比，监测数据数值变化不大，水质相对稳定；艾里克湖水质除硫酸盐和氟化物2项污染指数大于1，分别超标0.168倍和0.30倍，其余检测项目均满足地表水环境质量标准（GB38382002）中的III类水质
29、标准，硫酸盐和氟化物超标原因是由于艾里克湖水该项指标天然背景值较高所导致；风城高库水质所有监测指标污染指数均小于1，说明水质满足地表水环境质量标准（GB38382002）中的III类水质标准，水质较好。2.3.3地下水环境项目区地下水3个点位监测指标单因子污染指数均小于1，满足地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准的要求，并且重金属类、石油类等大部分污染物都未检出，说明区域地下水水质较好，油田项目的开发未对区域地下水水质造成严重影响。2.3.4声环境项目区四周各监测点环境噪声水平达到声环境质量标准（GB3096-2008）的3类标准值。2.3.5生态环境根据现场调查及资料收集，本项目
30、评价区域内无自然保护区、风景名胜区、基本农田、重点公益林等生态敏感区，整个评价区域以荒漠景观为主，区域水系不发育，地表发育零星植被。主要植被类型梭梭、盐生假木贼、猪毛菜、柽柳，盖度约为5%。评价区野生动物种类及分布均很少，生态环境现状总体较差，环境的功能具有一定的稳定性，有一定的承受干扰的能力及生态完整性。2.4环境影响评价范围及环境敏感区（1）生态环境及环境敏感区生态环境评价范围以油田开发区域边界向外扩展1km范围内，评价范围内无生态环境敏感点。魔鬼城旅游区位于本项目西侧约3.5km。（2）水环境及环境敏感区以废水渗入地下与地下水发生水力、水质联系，经稀释扩散后，地下水水质可能达标的范围为地
31、下水环境评价范围。（3）大气环境及环境敏感区根据环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2008）的规定和表1.3-9估算结果，同时考虑项目建设性质，确定本次大气环境评价范围以注汽站锅炉排气筒中心，半径2.5km的圆形区域。大气环境评价范围内无大气环境敏感点。（4）声环境及环境敏感区声环境评价范围为井场、接转站、注汽站厂界外100m，评价范围内无声环境敏感点。（5）风险评价及环境敏感区根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）确定本项目的环境风险评价工作等级为二级，评价范围确定为各功能单元风险源为中心半径3km的区域。3环境影响预测及拟采取的主要措施3.1污染物排放情况3
32、.1.1开发期污染源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，平整场地和堆放设备破坏地表土壤、植被等。（1）废气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、NO2、SO2等。本项目钻井期间共向大气中排放烃类7.46t，NO220.10t，CO4.38t，SO21.28t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。（2）固体废弃物本项目设计井口全部完钻后岩屑产生量为2102.48m。本项目钻井废弃泥浆的产生总量为3044.87m。钻井期在井场周围集中设置
33、一小型临时的泥浆池，用于存放钻井泥浆，钻井过程中采用坂土浆钻井液、聚合物钻井液等，钻井液中不含铬等有毒有害物质。完井后，废弃泥浆和岩屑运至风城油田废弃钻井液集中无害化处理站固化后回填泥浆池，并进行整理、平整、压实。（3）生活垃圾钻井阶段整个油田开发工程共产生生活垃圾3.2t。生活垃圾集中堆放后及时送往克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场填埋。（4）废水本项目整个钻井期间，钻井总数17口，总进尺1.76104m，钻井废水总产生量为1865.6m3。据类比资料分析，废水中各污染物的含量分别为：SS 1626.0mg/L、COD6764.71mg/L、石油类25.78mg/L、挥发酚1.16mg/L
34、。钻井废水均排入各井场防渗的泥浆池中自然蒸发。本项目钻井期按水平井组平均完井周期25d，观察井平均完井周期5d，钻井人数一般约为20人，每人每天用水量100L计，生活污水按用水量的80%计算，则本项目钻井期生活污水排放总量为256m3。类比其他油田，生活污水浓度COD为350mg/l，BOD5为170mg/l、氨氮为6mg/l、SS为24mg/l。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，油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。（5）噪声钻井过程中的噪声源主要是钻机（柴油机联动机组）、泥浆泵
35、和柴油发电机，其声功率级分别为：钻机：100110dB（A）；泥浆泵：95100dB（A）；柴油发电机：100105dB（A）。噪声随着施工的结束而消失。3.1.2运营期污染源3.1.2.1废水污染源情况（1）采出水油田开发过程中的采出水主要来源于注蒸汽凝结水、油藏本身的底水和边水。本项目预计有效生产12年，采出液的含水率在84.35%88.56%之间，采出水最大年产生量为29.1104t/a（970t/d，第5年），最小年产生量为2.97104t/a（99t/d，第12年），累积采出水产生量为244.56104t。本项目正常生产采出液处理依托风城2号稠油联合站。软化水处理系统钠离子交换器再生
36、时将排放高含盐水，水温20，含盐量为1010425104mg/L，本项目高含盐水废水量为20m3/d，高含盐水排入高含盐水排放池蒸发。（2）锅炉排水注汽站的生产排水主要为注汽锅炉启停及事故时的排放水，一次排水量约25m3，水温较高，注汽锅炉排放水排入污水回收罐后，由液下泵直接输送至附近的集油管线内。（3）井下作业废水本项目采用蒸汽吞吐采油工艺，不需要进行除蜡、酸化、压裂作业，正常工况下，主要是修井过程产生少量作业废水（每口井约5-10m3）。新疆油田一般每年修井一次，本项目新建SAGD井组5对，每年可产生修井废水约100m3。修井废水进罐后全部送至2号稠油联合站污水处理系统处理后用于注汽锅炉用
37、水。（4）生活污水油区采用无人值守，有人巡检方式，基本无生活污水产生。注汽站工作人员，生活污水排放量约1.84m3/d，生活污水排至防渗干化池蒸发。3.1.2.2废气污染源情况（1）锅炉烟气本项目新建222.5/14-型标准化SAGD注汽站1座，注汽站内设2台22.5t/h、14MPa过热注汽锅炉，过热注汽锅炉以锅炉以净化处理后的天然气为燃料，天然气组分详见表2.1-13。本项目注汽站最大用气量为7.28104Nm3/d（2184104Nm3/a），燃烧烟气中的污染物主要为NOx、烟尘、SO2，完全燃烧后烟气排入空气环境。根据石油行业相关环境统计计算方法，燃烧天然气产生的烟气量、NOX、烟尘、
38、SO2的排放系数分别是：136259.17Nm3/104m3天然气、1843.24kg/106m3天然气、302kg/106m3天然气、100kg/106m3天然气，则本项目注汽站过热注汽锅炉烟气量、NOX、烟尘、SO2排放量分别为：2.98108Nm3/a、40.26t/a，6.60t/a，2.2t/a。（2）油气集输过程烃类废气油气集输过程中因挥发泄露损失，有烃类气体无组织逸散排放。风城油田属于稠油区，油气集输过程烃类气体泄漏率可控制在0.5以内。本项目预计有效生产12年，最大年产油量5.31104t/a（第4年），最小年产油量0.42104t/a（第12年），累积产油量39.57104t
39、，由此计算烃类气体无组织排放量最大为26.6t/a，最小为2.1t/a，累积烃类气体无组织排放量为197.9t。3.1.2.3固体废物污染源情况（1）落地原油落地原油主要产生于油井采油树的阀门、法兰等处，检修或事故状态下的泄漏、管线破损以及井下作业产生的落地原油。单井落地油约为0.1t/a，本项目新增油井10口，单井落地油总量为1.0t/a；按每年每口井修井作业1次，每次产生的落地油以0.5t计算，修井落地油总量为5t/a；本项目落地原油产生总量为6t/a。落地原油100%进行回收，运行期间最终没有落地油遗留于环境中。修井采用清洁生产工艺后（厚塑料布铺垫井场），可使落地油全部得到回收，不向外环
40、境排放落地原油。（2）油泥(砂)根据类比调查，稠油开采的油泥(砂)产生量为3-4.4t/万t采出液，本项目预计有效生产12年，采出液产生量最大为34.29104t/a（第5年），采出液产生量最小为3.39104t/a（第12年），累积采出液产生量为284.13104t，由此计算含油污泥产生量最大为150.88t/a，最小为14.92t/a，累积产生量为1250.17t。含油污泥定期清运至有油泥(砂)处理资质的单位进行处理。（3）生活垃圾本项目劳动定员23人，按平均每人每天生活垃圾1kg计算，生活垃圾产生量为6.9t/a。生活垃圾在场站内集中堆放，定期送往克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场处理
41、。克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场位于乌尔禾镇西南方向7km，设计处理能力为30t/d，库容量为240万m3，使用期限30年，实际填埋处理48万m3，完全能够满足本项目产生的生活垃圾。3.1.2.4噪声源情况本项目主要噪声源是注汽站的机泵、锅炉等，噪声级为85100dB(A)，见表3。表3 本项目主要噪声源一览表序号位置噪声源声源强dB（A）1井场机泵90-100井下作业80-1202注汽站给水泵8522.5t/h锅炉鼓风机90.3100.6气泵89.795.23.1.2.5运营期污染物排放情况汇总综上所述，本项目各种运营期污染物汇总见表4。表4 运营期污染物排放汇总项目产生工段污染源主要
42、污染物及排放量排放去向大气污染物注汽站锅炉燃气燃烧烟气NOX40.26t/a大气环境烟尘6.6t/aSO22.2t/a油气集输无组织排放烃类26.6t/a水污染物风城2号稠油联合站采出水石油类等最大970m3/d（29.1万t/a）2号稠油联合站污水处理系统处理后回用于注汽锅炉用水风城2号稠油联合站软化水处理系统含盐废水COD、悬浮物等20m3/d（6000t/a）排入高含盐水排放池锅炉排水25m3/一次输送至附近的集油管线内注汽站生活污水COD、NH3-N 等1.84m3/d（552t/a）生活污水排至防渗干化池井场井下作业废水石油类等100m3进罐后全部送至2号稠油联合站污水处理系统处理后
43、用于注汽锅炉用水固体废物井场落地原油石油类等6t/a全部回收，不外排风城2号稠油处理站油泥(砂)-150.88t/a定期清运至有油泥(砂)处理资质的单位进行处理处理站生活垃圾-6.9t/a生活垃圾集中收集后乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场填埋噪声井场机泵-90-100dB(A)声环境井下作业-80-120dB(A)注汽站给水泵-85dB(A)22.5t/h锅炉鼓风机-90.3-100.6dB(A)气泵-89.7-95.2dB(A)3.1.3生态影响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，将暂时或永久改变土地原有使用功能。临时
44、占地包括管线、站场和计量接转站施工场所等的临时占地，施工结束后临时占地可恢复原有使用功能。永久占地包括采油井场、注汽站和计量接转站等的永久占地。本项目永久性占地面积为3.646hm2，临时占地面积13.68hm2，工程占地类型均为荒漠戈壁，详见表5。地面工程施工作业包括采油井场、注汽站和换热接转站场地平整、以及管线敷设等，施工作业直接破坏了地面植被，造成土壤扰动，容易导致水土流失。表5 本项目占地一览表序号建设项目面积(m2)备注永久占地临时占地1钻井井场256036000每组双水平井临时占地3000（5060m），永久占地2020m；观察井临时占地3000（5060m），永久占地108m2站
45、场换热接转站160020001座，4040m/座，扰动范围10m注汽站480032001座，6080m/座，扰动范围10m3管线原油集输管线单井管线260010400长度1.3km，临时占地宽度8.0m，永久占地宽度2.0m计集油支线管线7002800长度0.35km，临时占地宽度8.0m，永久占地宽度2.0m计集油干线管线720028800长度3.6km，临时占地宽度8.0m，永久占地宽度2.0m计注汽管线660026400长度3.3km，临时占地宽度8.0m，永久占地宽度2.0m计供水管线400012000长度2.0km，临时占地宽度6.0m，永久占地宽度2.0m计铸铁排水管4001200长度0.2km，临时占地宽度6.0m，永久占地宽度
