受理公示：玉科区块产能建设项目

              受理公示

序号	项目名称	建设地点	建设单位	环境影响评价机构	项目概况	公众反馈意见的 联系方式
1	玉科区块产能建设项目	新疆巴音郭楞蒙古自治州尉犁县境内	中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司	河北省众联能源环保科技有限公司	项目总投资630万元，占地面积36800m2，新建玉科7井场1座，在井场内新建加热炉、管道式分离器、电控信一体橇等设备；新建玉科7井场至玉科401H井管线4.3km；配套建设电力、自控、通信、土建、防腐等工程。本项目建成后产油20t/d，产气20×104m3/d。	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 联系人：商佳俭    联系方式：0996-2173741 环评单位：河北省众联能源环保科技有限公司 联系人：刘倩   联系方式：181****6882

 

 

 

 

 

 

1 概述

1.1 项目由来

塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，总面积56万km²，塔里木盆地石油地质资源量120.65亿吨、天然气地质资源量14.78万亿m³，油气当量238.95亿t，盆地油气探明率低，勘探前景十分广阔。富满油田作为塔北-塔中大油气区的主力区块，2025年预计建成产油400万t/a、产气1.46亿m³/a的规模，稳产7年，主要涵盖区块有跃满、富源、玉科、哈得、富源II、鹿场、果勒、果勒西、果勒东等。

为了满足富满油田玉科区块产能开发的需要，增大整体开发效益，中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司拟投资630万元在新疆巴音郭楞蒙古自治州尉犁县富满油田玉科区块内实施“玉科区块产能建设项目”，主要建设内容为：①新建玉科7井场1座，在井场内新建加热炉、管道式分离器、电控信一体橇等设备；②新建玉科7井场至玉科401H井管线4.3km；③配套建设电力、自控、通信、土建、防腐等工程。本项目建成后产油20t/d，产气20×10⁴m³/d。

1.2 环境影响评价工作过程

本工程属于油气开采项目，位于新疆巴音郭楞蒙古自治州尉犁县，根据《新疆维吾尔自治区水土保持规划(2018-2030年)》和《关于印发新疆维吾尔自治区级水土流失重点预防区和重点治理区复核划分成果的通知》(新水水保[2019]4号)，项目所在区域属于塔里木河流域水土流失重点治理区范围。根据《中华人民共和国环境影响评价法(2018年12月29日修正)》、《建设项目环境影响评价分类管理名录(2021年版)》(部令第16号)，本项目属于分类管理名录“五 石油和天然气开采业07 7陆地石油开采0711”中的“涉及环境敏感区的(含内部集输管道建设)”，应编制环境影响报告书。

为此，塔里木油田分公司于2022年3月22日委托河北省众联能源环保科技有限公司开展本工程的环境影响评价工作。接受委托后，评价单位组织有关专业人员踏勘了项目现场，收集了区域自然环境概况、环境质量、污染源等资料，与建设单位和设计单位沟通了环保治理方案，随即开展环境影响报告书编制工作。在环评报告编制期间，建设单位于2022年3月28日在丝路楼兰网进行项目第一次环境影响评价信息公示，并开展项目区域环境质量现状监测工作。在上述工作基础上，评价单位完成了环境影响报告书征求意见稿，随后塔里木油田分公司按照《环境影响评价公众参与办法》(部令第4号)要求，于2022年4月29日至5月15日在丝路楼兰网对本工程环评信息进行了第二次公示，在此期间分别于2022年5月10日、2022年5月12日在巴州日报(刊号：CN65-0015)对本工程环评信息进行了公示。根据塔里木油田分公司提供的玉科区块产能建设项目公众参与说明书，本项目公示期间未收到反馈意见。在以上工作的基础上，评价单位按照《建设项目环境影响评价技术导则》的要求和各级生态环境主管部门的意见，编制完成了本工程环境影响报告书。

1.3 分析判定相关情况

(1)产业政策符合性判定

本工程为石油开采项目，属于“常规石油、天然气勘探与开采”项目，结合《产业结构调整指导目录(2019年本)》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第29号)，本工程属于第一类“鼓励类”第七条“石油、天然气”第一款“常规石油、天然气勘探与开采”，为鼓励类产业，符合国家当前产业政策要求。

(2)规划符合性判定

本工程属于塔里木油田分公司油气开采项目，符合《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》、《巴音郭楞蒙古自治州国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》等。本工程位于富满油田玉科区块，主要建设井场、管道等，本工程施工过程中严格控制施工占地，井场建设和管道敷设完成后，采取措施及时恢复临时占地，尽可能减少对区域生态环境的影响；营运期采取完善相应的污染防治措施，污染物均可达标排放，符合《新疆维吾尔自治区主体功能区规划》相关要求。

(3)“三线一单”符合性判定

本工程东北距生态保护红线最近距离约10.7km，建设内容均不在生态保护红线范围内，项目采出液经站内管道式分离器分离后液相输送至哈一联合站处理，天然气由玉科油气回收站回收处理；本工程已提出持续改善、防风固沙、生态修复的要求，项目实施后建设单位应不断强化大气污染源防治措施，改善区域环境空气质量。本工程在正常状况下不会造成土壤环境质量超标，不会增加土壤环境风险；水资源消耗、土地资源、能源消耗等均不超过自治区下达的总量和强度控制目标；满足生态环境准入清单中空间布局约束、污染物排放管控、环境风险管控及资源利用效率的相关要求，符合《新疆维吾尔自治区“三线一单”生态环境分区管控方案》（新政发[2021]18号）、《新疆维吾尔自治区七大片区“三线一单”生态环境分区管控要求》(新环环评发[2021]162号)及《巴音郭楞蒙古自治州“三线一单”生态环境分区管控方案》(巴政办发[2021]32号)相关要求。

(4)评价工作等级

根据环境影响评价技术导则规定并结合项目特点，经判定，本次环境影响评价工作大气环境影响评价工作等级为二级、地表水环境影响评价工作等级为三级B、地下水环境影响评价工作等级为二级、声环境影响评价等级为二级、土壤环境影响评价等级为二级、生态环境影响评价等级为三级、环境风险影响评价等级为简单分析。

1.4 关注的主要环境问题及环境影响

本评价重点关注项目实施后污染物对区域环境空气、地表水、地下水、土壤、生态的环境影响是否可接受，环境风险是否可防控，环保措施是否可行。

(1)本工程加热炉及燃气发电机采用天然气作为燃料，采出液采取密闭集输工艺。加热炉烟气排放满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)表2新建燃气锅炉大气污染物排放浓度限值，其中氮氧化物满足《关于开展自治区2021年度夏秋季大气污染防治“冬病夏治”工作的通知》(新环大气发[2021]142号)中燃气锅炉氮氧化物排放浓度限值；燃气发电机废气排放满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2排放限值；井场无组织废气中非甲烷总烃可满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中边界污染物控制要求，硫化氢可满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-1993)表1新扩改建项目二级标准，项目实施对当地大气环境造成的影响可接受。

(2)本工程废水主要为采出水、井下作业废水、燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理，工程无废水排入地表水体，不会对周围地表水环境造成影响。

(3)本工程在做好源头控制措施、完善分区防渗措施、地下水污染监控措施和地下水污染应急处置的前提下，对地下水环境影响可以接受。

(4)本工程选用低噪声设备，采取基础减振等措施，井场场界噪声值满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准限值要求。

(5)本工程采取严格的源头控制、过程防控措施，同时制定跟踪监测计划、建立跟踪监测制度，预测结果表明对土壤环境的影响可接受。

(6)本工程运营期产生的废润滑油、落地油、废防渗材料,均属于危险废物，分别采取桶装形式收集后，委托库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置，可避免对周围环境产生影响。

(7)本工程所在区域未见大型野生动物出没，管道敷设完成后及时对管沟进行回填，在采取相应措施后施工过程对生态环境造成的影响可经2～3年后自然恢复。项目的实施对生态环境影响是可以接受的。

(8)本工程涉及的风险物质主要包括原油、天然气、硫化氢，在采取相应的风险防控措施后，环境风险可防控。

1.5 主要结论

综合分析，本工程属于现有油田区块内的改扩建项目，符合国家及地方当前产业政策要求，选址和建设内容可满足国家和地方有关环境保护法律法规要求，满足“三线一单”的相关要求；项目通过采取完善的污染防治措施及生态恢复措施，污染物可达标排放，项目实施后环境影响可接受、环境风险可防控。根据塔里木油田分公司提供的玉科区块产能建设项目公众参与说明书，本项目公示期间未收到反馈意见。为此，本评价从环保角度认为本工程建设可行。

本次评价工作得到了各级生态环境主管部门、塔里木油田分公司等诸多单位的大力支持和帮助，在此一并致谢！

2.3 环境影响要素和评价因子

2.3.1 环境影响要素识别

根据本工程主要污染源污染因子及区域环境特征，对项目实施后的主要环境影响要素进行识别，结果见表2.3-1。

表2.3-1          环境影响要素识别结果一览表

注：1、表中“+”表示正效益，“-”表示负效益；

2、表中数字表示影响的相对程度，“1”表示影响较小，“2”表示影响中等，“3”表示影响较大；

3、表中“D”表示短期影响，“C”表示长期影响。

由表2.3-1可知，本工程的建设对环境的影响是多方面的，存在短期或长期的负面影响。施工期主要表现在对自然环境要素中的环境空气、声环境、土壤环境、生态环境要素中的物种、生物群落、生态系统等产生一定程度的负面影响；营运期对环境的影响是长期的，最主要的是对自然环境中的环境空气、声环境等产生不同程度的直接的负面影响；闭井期对环境的影响体现在对环境空气及声环境的短期影响和对生态环境要素中的植被和防沙治沙利好影响。

2.3.2 评价因子

根据环境影响因素识别结果，结合区域环境质量现状,以及本工程特点和污染物排放特征，确定工程评价因子见表2.3-2。

表2.3-2            本工程评价因子一览表

2.4 评价等级和评价范围

2.4.1 评价等级

2.4.1.1 大气环境影响评价工作等级

本评价依据《环境影响评价技术导则 大气环境》(HJ2.2-2018)中“5.3 评价等级判定”，选择项目污染源正常排放的主要污染物及排放参数，采用估算模型分别计算项目污染源的最大环境影响，然后按评价工作分级判据进行分级。

(1)P_max及D_10%的确定

根据项目污染源初步调查结果，分别计算项目排放主要污染物的最大地面空气质量浓度占标率P_i(第i个污染物，简称“最大浓度占标率”)，及第i个污染物的地面空气质量浓度达到标准值的10%时对应的最远距离D_10%。其中P_i定义公式：

 

式中：P_i——第i个污染物的最大地面空气质量浓度占标率，%；

ρ_i——采用估算模型计算出的第i个污染物的最大1h地面空气质量浓度，μg/m³；

ρ_oi——第i个污染物的环境空气质量浓度标准，μg/m³。

其中：P_i——如污染物数i大于1，取P值中最大者P_max；

D_10%——项目排放的污染物地面空气质量浓度达到标准值的10%时所对应的最远距离。

(2)城市农村选项确定

根据《环境影响评价技术导则 大气环境》(HJ 2.2-2018)附录B中模型计算设置说明：当项目周边3km半径范围内一半以上面积属于城市建成区或者规划区时，选择城市，否则选择农村。本工程井场周边3km半径范围内均无城市建成区和规划区，因此，估算模式农村或城市的计算选项为“农村”。

本工程井场周边3km范围内的用地布局详见图2.4-1。

(3)模型参数和污染源及其预测结果

本工程估算模式参数取值见表2.4-1；废气污染源参数见表2.4-2，坐标以井场中心为原点(0,0)；相关污染物预测及计算结果见表2.4-3。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

表2.4-1            估算模型参数一览表

表2.4-2        主要废气污染源参数一览表(面源)

表2.4-3     主要废气污染源参数一览表(点源，100%负荷)

表2.4-3          P_max及D_10%预测及计算结果一览表

(4)评价工作等级判定

根据上述计算结果，本工程外排废气污染物1%＜P_max=6.35%＜10%，根据《环境影响评价技术导则·大气环境》(HJ 2.2-2018)中评价工作分级判据，本工程大气环境影响评价工作等级为二级评价。

2.4.1.2 地表水环境影响评价工作等级

本工程废水主要为采出水、井下作业废水、燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达标后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理，不外排。根据《环境影响评价技术导则·地表水环境》(HJ2.3-2018)地表水环境影响评价工作分级判据要求，本工程地表水环境影响评价工作等级为三级B。

2.4.1.3 地下水环境影响评价工作等级

(1)建设项目地下水环境影响评价行业分类

根据《环境影响评价技术导则·地下水环境》(HJ610-2016)附录A，本工程行业类别属于“F石油、天然气”中的“37、石油开采”，地下水环境影响评价项目类别为Ⅰ类。

(2)地下水环境敏感程度

根据《环境影响评价技术导则·地下水环境》(HJ610-2016)，建设项目的地下水环境敏感程度分级原则见表2.4-6。

表2.4-6          地下水环境敏感程度分级表

本工程不在集中式饮用水水源(包括已建成在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源)准保护区；亦不在除集中式饮用水水源以外的国家或地方政府设定的与地下水环境相关的其它保护区，如热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区。同时亦不涉及集中式饮用水水源(包括已建成在用、备用、应急水源，在建和规划的饮用水水源)准保护区以外的补给径流区；不涉及未划定准保护区的集中式饮用水水源，其保护区以外的补给径流区；不涉及分散式饮用水水源地；不涉及特殊地下水资源(如矿泉水、温泉等)保护区以外的分布区等其他未列入上述敏感分级的环境敏感区。因此，本工程地下水环境敏感程度分级为不敏感。

(3)评价工作等级判定

地下水评价工作等级划分依据见表2.4-7。

表2.4-7       地下水评价工作等级划分依据一览表

本工程为地下水环境影响评价Ⅰ类项目、环境敏感程度为不敏感，根据表2.4-7判定结果，确定本工程地下水环境影响评价工作等级为二级。

2.4.1.4 声环境影响评价工作等级

(1)声环境功能区类别

本工程位于玉科区块，项目区域工业居住混杂，区域声环境属于《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区。

(2)敏感目标噪声级增高量和受噪声影响人口数量

本项目井场及管线周围200m范围内无声环境敏感目标。

(3)评价工作等级判定

综合以上分析，按照《环境影响评价技术导则 声环境》(HJ2.4-2021)中声环境影响评价等级划分原则，确定本工程声环境影响评价工作等级为二级。

2.4.1.5 土壤环境影响评价工作等级

(1)建设项目类别

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)附表A.1，项目属于“采矿业”中的“石油开采”，项目类别为Ⅰ类。

(2)影响类型

根据导则，本工程主要通过垂直入渗的形式对土壤造成影响，不属于会造成土壤酸化、盐化、碱化的生态影响型项目，土壤环境的影响类型为“污染影响型”。

(3)占地规模

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)中“建设项目占地规模分为大型(≥50hm²)、中型(5～50hm²)和小型(≤5hm²)”，本工程永久占地面积约0.24hm²，占地规模为小型。

(4)建设项目敏感程度

本工程新建井场周边及管线200m范围内不存在耕地、园地、牧草地、饮用水水源地或村庄、学校等敏感点及其他土壤环境敏感目标，土壤环境敏感程度为“不敏感”。

(5)评价工作等级判定

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，土壤环境影响评价工作等级划分见表2.4-8。

表2.4-8         评 价 工 作 等 级 分 级 表 

本工程类别为Ⅰ类、占地规模为小型、环境敏感程度为不敏感，综合以上分析结果，本工程土壤环境影响评价工作等级为二级。

2.4.1.6 生态影响评价工作等级

(1)本项目不涉及国家公园、自然保护区、自然公园等自然保护地、世界自然遗产、生态保护红线及重要生境等。

(2)本项目不属于水文要素影响型项目。

(3)本项目土壤影响范围内(井场及管线两侧200m范围内)不涉及天然林、公益林、湿地等生态保护目标。

(4)本项目占地规模为0.0024km²，占地规模＜20km²。

综上分析，根据《环境影响评价技术导则 生态影响》(HJ19-2022)划分依据，确定本项目生态影响评价等级为三级。

2.4.1.7 环境风险评价工作等级

(1)环境风险潜势初判

①P的分级确定

a、建设项目Q值确定

本工程存在多种危险物质，则按式(1-1)计算物质总质量与其临界量比值(Q)：  

Q=     +     +    …  

式中：q₁,q₂…q_n 每种危险物质的最大存在总量，t；

         Q₁，Q₂…Q_n 每种危险物质的临界量,t。

当Q<1 时，该项目环境风险潜势为Ⅰ；

当Q≧1时，将Q值划分为：(1)1≤Q<10；(2)10≤Q<100；(3)Q≧100。

本工程拟建集输管道长度为4.3km，设计压力10.5MPa，管径为DN80，集输管道输送介质中主要为原油、天然气。经计算，集输管线天然气最大存在量为2.64t，硫化氢含量为0.00005t，原油质量为1.2t。具体计算结果见下表。

表2.4-10            建设项目Q值确定表

根据上表，本工程Q值最大为0.264482，即Q<1，故风险潜势为Ⅰ。

(2)评价工作等级判定

《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018)中环境风险评价工作级别划分的判据见表2.4-22。

表2.4-22      环境风险评价工作级别划分一览表

本工程环境风险潜势为Ⅰ，根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ 169-2018)环境风险评价工作级别划分的判据，确定本工程环境风险评价工作级别为简单分析。

2.4.2 评价范围

根据本工程各环境要素确定的评价等级、污染源排放情形，结合区域自然环境特征，按导则中评价范围确定的相关规定，各环境要素评价范围见表2.4-23及附图13。

表2.4-23       各环境要素评价范围一览表

2.5 评价内容和评价重点

2.5.1 评价内容

根据本工程特点及周围环境特征，将本次评价工作内容列于表2.5-1。

表2.5-1         评 价 内 容 一 览 表

2.5.2 评价重点

结合项目的排污特征及周围环境现状，确定本工程评价重点为工程分析、大气环境影响评价、地下水影响评价、土壤环境影响评价、生态环境影响评价、环境风险分析和环保措施可行性论证。

综上所述，本工程符合《新疆维吾尔自治区“三线一单”生态环境分区管控方案》、新疆维吾尔自治区总体管控要求、新疆维吾尔自治区七大片区“三线一单”生态环境分区管控要求、《巴音郭楞蒙古自治州“三线一单”生态环境分区管控方案》、巴音郭楞蒙古自治州总体管控要求、尉犁县一般管控单元管控要求，本项目与“巴音郭楞蒙古自治州环境管控单元分类”见附图12。

2.7.4 环境功能区划

本工程位于富满油田玉科区块，属于油气勘探开发区域，区域环境空气质量功能属于《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二类区；项目周边无地表水体；区域尚无地下水功能区划，根据《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)地下水质量分类规定，地下水以工农业用水为主，属于《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅲ类区；项目区域工业居住混杂，区域声环境属于《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区。

2.7.5 生态功能区划

参照《新疆生态功能区划》(原新疆维吾尔自治区环境保护局2003年9月),本工程主要生态服务功能、生态敏感因子、主要生态问题和主要保护目标见表2.7-9和附图3。

表2.7-9             工程区生态功能区划

由表2.7-9可知，本项目位于“塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区”，主要服务功能为“沙漠化控制、土壤保持、生物多样性维护、农畜产品生产”，适宜发展方向为加大保护力度，建设好国家级塔河生态功能保护区和世界最大的胡杨林自然保护区。

本工程属于油气开采项目，主要是油气管道敷设和井场设备安装，对生态环境的影响主要体现在施工期，施工期具有临时性、短暂性特点，施工结束后，管沟回填，区域生态采取自然恢复措施及完善的防沙治沙及水土保持措施，不会对沙漠化扩大、土壤盐渍化造成影响。

本工程的建设实施与区域生态环境功能相符，对区域生态环境影响是可接受的。本工程废气达标排放、产生的固废妥善处置，可确保油气开发与生态环境保护的双赢，与区域发展方向相符。

 

2.8 环境保护目标

本工程评价区域内无自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的区域以及学校、医院等敏感点，因此不再设置环境空气保护目标，对环境空气的保护目的为不改变区域环境空气功能区质量；本项目周边无地表水体，且项目不外排废水，不设置地表水保护目标；将地下水评价范围内潜水含水层作为地下水保护目标；项目周边200m范围内无声环境敏感点，因此不再设置声环境保护目标；根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，将井场占地范围外200m及管线两侧200m范围内的土壤作为土壤环境保护目标；将生态环境影响评价范围内植被、动物、塔里木河流域水土流失重点治理区作为生态环境保护目标，保护目的为不对区域生态环境及水土保持产生明显影响；将区域大气环境及区域潜水含水层分别作为环境空气风险保护及地下水风险保护目标。环境保护目标见表2.8-1至2.8-7。

表2.8-3           地下水环境保护目标一览表

表2.8-5             土壤环境保护目标一览表

表2.8-6          生态环境保护目标一览表

 

表2.8-7             环境风险保护目标一览表

3 建设项目工程分析

塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，总面积56万km²，塔里木盆地石油地质资源量120.65亿吨、天然气地质资源量14.78万亿m³，油气当量238.95亿t，盆地油气探明率低，勘探前景十分广阔。富满油田作为塔北-塔中大油气区的主力区块，2025年预计建成产油400×10⁴t/a、产气400×10⁴Nm³/d的规模，稳产7年，主要涵盖区块有跃满、富源、玉科、哈得、富源II、鹿场、果勒、果勒西、西部空白区、果勒东、东部空白区等。

为了满足富满油田玉科区块产能开发的需要，中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司在新疆巴音郭楞蒙古自治州尉犁县境内实施“玉科区块产能建设项目”，主要建设内容为：①新建玉科7井场1座，在井场内新建加热炉、管道式分离器、电控信一体橇等设备；②新建玉科7井场至玉科401H井管线4.3km；③配套建设电力、自控、通信、土建、防腐等工程。本项目建成后产油20t/d，产气20×10⁴m³/d。

本工程实施后，玉科7井场采出液自喷由新建管线输送至玉科401H井后由站内油气计量分离器分离后，原油管输到哈一联合站处理，天然气由玉科油气回收站回收处理；玉科7井产生的井下作业废水依托轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；玉科7井产生的燃料气分液包废水依托哈一联合站采出水处理系统处理。

综上，本次将玉科7井钻井工程作为在建工程进行介绍，将玉科401H井、哈一联合站、轮南油田钻试修废弃物环保处理站作为依托工程进行分析。本次评价工程分析章节结构见表3-1，本项目与依托工程相对位置关系图见附图14。

表3-1           工程分析内容结构一览表

3.1 区块开发现状及环境影响回顾

3.1.1 区块开发现状

玉科区块西部位于新疆维吾尔自治区沙雅县、库车市境内，东部位于尉犁县境内，塔里木河以南，东经83°49′19″～84°11′00″，北纬40°52′32″～40°59′57″。构造上位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起哈得逊鼻状隆起东翼，是轮南低凸起向南倾入北部坳陷的斜坡部位。目前，玉科区块共部署产能井31口，其中在玉科2断裂带布设油井10口，采用衰竭式开发+注水开发，后转机采生产；在玉科3、4、5断裂带布设气井21口，采用衰竭式开发，截至2021年底，玉科区块年平均产油量约1l.87万吨，年平均产气量约18470亿立方米。

3.1.2 环保手续履行情况

玉科区块环评手续情况如表3.1-1所示。

表3.1-1      玉科区块开发现状环保手续履行情况一览表

3.1.3 环境影响评价回顾

本次评价结合《哈拉哈塘油田外围区块地面骨架工程竣工环境保护验收报告书》及本次现场踏勘情况，对玉科区块生态环境、大气环境、水环境、声环境、固体废物及环境风险等情况进行回顾性评价。

3.1.3.1 生态环境影响回顾评价

生态环境的主要影响为土地的永久/临时征用以及原有植被的破坏。项目区内对已建成的井场永久性占地范围内进行了平整硬化处理，临时占地已平整。油区道路总体规范，但部分地段有车辆乱碾乱轧的痕迹。

从植被类型来看，项目的建设对油田区域内的原有植被类型未造成影响，各类植被的占地面积基本无变化；从土地利用类型来看，项目的建设使油田区域内的荒漠大量减少，建设用地面积略有增加。总体来说，项目区依旧是荒漠景观，人类干扰加强，多样性增加。油田开发区域基本保持原有的荒漠生态系统，部分地区受人类活动的影响。

3.1.3.2 水环境影响回顾评价

根据本次调查情况，玉科区块已有钻井工程废水包括钻井废水、压裂废水及生活污水。钻井废水连同钻井泥浆、钻井岩屑进入不落地系统进行固液分离，分离后的液体回用于钻井液配备，不对外排放；压裂废水采用专用废液收集罐收集后拉运至塔河南岸钻试修废弃物环保处理站处理；生活污水排入生活污水池(采用环保防渗膜防渗)暂存，由罐车定期拉运至当地污水处理厂处理。运营期各种生产废水和生活污水均能得到有效的处理，可有效防范对地下水的影响。

根据总体开发方案，油田采用全密闭工艺流程，整个开采过程中具有严格的技术规程和防范措施，故在正常生产情况下，试油、洗井、采油、油气处理和集输等对地下水环境不会产生不利影响。在实施油气开发的过程中区域基本落实了环评中提出的水环境污染防治措施，采取的污水处理设施等各项环保设施基本起到了相应的污染防治效果，采取的水污染防治措施基本有效。

3.1.3.3 大气环境影响回顾评价

根据本次调查情况，玉科区块钻井废气主要为施工扬尘和放喷废气，施工扬尘采取车辆减速慢行、加盖苫布等措施；放喷持续时间较短，随着放喷作业结束，对环境影响将消失。

根据验收期间进行的污染源监测数据，监测期间各监测点加热炉/循环炉烟气中烟尘、SO₂、NO_X排放浓度及烟气黑度均满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求；各监测点厂界无组织非甲烷总烃排放浓度满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中相应限值，H₂S排放浓度满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)二级标准。井场无组织挥发的废气随着距离的延长可以得到较好的扩散，对环境的影响是可以接受的。

区域在施工期和运营期对大气环境的影响在影响时间和影响范围上各不相同，施工期为暂时性小范围影响，随施工的结束而消失，运营期为持续的长期影响，但各项废气污染物均可以得到较好扩散，对大气中污染物浓度贡献值较小，并不会使区域环境空气质量发生显著改变，且油田区地域空旷，项目的建设对区域大气环境的影响可以保持在环境可接受的范围之内。

3.1.3.4 声环境影响回顾评价

根据本次调查情况，玉科区块钻井噪声污染源主要为泥浆泵噪声、钻机噪声和放喷气流噪声，采取选用增加隔震垫、弹性材料等减震措施；运输、平整场地、管沟开挖及回填、建筑物修建、井下作业等过程中，施工机械的强噪声源会导致作业现场周围噪声超出《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)标准要求，但是由于油井均分布在空旷地带，加上井下作业周期较短，声源具有不固定性和不稳定性，在施工时，对高噪声设备设置临时屏蔽设施，则其对周围环境的影响是可以接受的。

区域生产期产生的噪声基本处于区域本底噪声水平范围内，对周边声环境质量的影响很小，区块所在地为空旷地带，对声强的增加不敏感，因此区域现有井场、站场等运行噪声对周围环境的影响较小，不会导致所在区域声环境质量超出相应功能区要求。

根据《哈拉哈塘油田外围区块地面骨架工程竣工环境保护验收调查报告》编制期间对井场、站场噪声开展的污染源监测数据，场界噪声满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类标准要求。区块声环境质量较好，区块开发对声环境的影响较小。

3.1.3.5 固体废物环境影响回顾评价

根据本次调查情况，玉科区块固废主要是钻井岩屑、钻井泥浆废弃物、含油废物和生活垃圾等。通过分类收集和处理，可使其对周围环境的影响降至最小。

区块各井场及站场在选址、建设、处置和运行管理中严格执行塔里木油田分公司各项要求，严格落实《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2001)和《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)中的相关要求，开发建设过程中所产生的各种固体废物均可以得到有效的处理，对环境所造成的影响可以接受。

3.1.3.6 土壤环境影响回顾

根据油气田开发建设的特点分析，区块开发建设对土壤环境的影响主要是地面建设施工如井场、道路、管线等占用土地和造成地表破坏。工程占地改变了原有土壤结构和性质，使表层土内有机质含量降低，并且使土壤的富集过程受阻，土壤生产力下降。在进行地面构筑物施工时，将对施工范围内的土壤表层进行干扰和破坏，土壤表层结构、肥力将受到影响，尤其是在敷设管线时，对地表的开挖将对开挖范围内土壤剖面造成破坏，填埋时不能完全保证恢复原状，土壤正常发育将受到影响，土壤易沙化风蚀。

此外，营运期过程中，来自井场、站场产生的污染物对土壤环境可能产生一定的影响，如废水和固废进入土壤造成土壤的污染，但这些影响主要是发生在事故条件下，如单井管线爆管泄漏致使污油进入土壤。另外各类机械设备也可能出现跑、冒、漏油等故障，对外环境造成油污染。这些污染主要呈点片状分布，在横向上以发生源为中心向四周扩散，距漏油点越远，土壤中含油量越少，从土壤环境污染现状调查可知，在纵向上石油的渗透力随土质有很大的差别，质地越粗，下渗力越强。进入土壤的油污一般富集在土层表面40cm以内，积存于表层会影响表层土壤通透性，影响土壤养分的释放，降低土壤动物及微生物的活性，使土壤的综合肥力下降，最终影响植物根系的呼吸作业和吸收作用。

根据现场调查及收集相关资料，哈得油气开发部主要采取了以下措施防治土壤污染：

(1)“大气沉降”途径阻断措施

各井站场油气集输基本全部实现了密闭集输工艺，选用先进的生产工艺及设备，在正常生产情况下尽可能地减少无组织废气逸散排放。

(2)“地面漫流”途径阻断措施

①采出水在联合站处理后，直接回注单井或者经污水外输泵外输至哈四联合站。

②重点罐区设置了围堰、地面硬化等措施。

(3)“垂直入渗”途径阻断措施

①站场内储罐区、原辅料存储区、加热装置区等区域均采取了防渗措施，油气密闭集输；场地内设备运行正常，场地内裸露土壤未发现明显颜色异常、油渍等污染痕迹，且无异常气味。

②对管线刺漏造成的土壤污染进行了及时清运，减少扩散范围，降低土壤污染风险。

③区块产生的油泥（砂）、清管废渣等危险废物均第一时间转运至库车畅源生态环保科技有限责任公司接收并进行达标处理。通过采取上述措施，大大降低了危险废物暂存对土壤的污染风险。

根据区块历年的土壤监测数据及本次评价土壤环境质量现状监测数据为依据，区域土壤环境质量保持稳定，土壤中的石油烃和重金属的含量并未因区块的开发建设而明显增加。

3.1.3.7 环境风险回顾评价

玉科区块隶属于塔里木油田分公司哈得油气开发部管理，哈得油气开发部于2022年2月对《塔里木油田公司开发事业部哈得作业区突发环境事件应急预案》进行了修编并取得备案证，备案编号为652924-2022-0026。区块采取了有效的环境风险防范和应急措施，建立了应急管理体系，开展了应急培训和应急演练，具备处置突发环境事件的能力，应急物资储备充足，应急保障措施完善。

3.1.3.8 环境管理回顾

按照油田公司QHSE管理制度体系建设要求，建立了玉科区块QHSE制度管理体系，并将各项环境管理制度作为QHSE制度管理体系重要建设内容，制定了建设项目“三同时”管理、污染防治设施运行管理、污染源监测管理、排污口标识标牌规范管理、危险废物全过程管理等环境管理制度，基本建立了源头预防、事中管理、事后考核的环境管理制度体系。

(1)环保设施运行记录

评价期调查发现，早期勘探开发阶段环保设施运行记录不规范、不完整，随着国家和自治区环境保护法律法规和政策的调整与规范，油田废气、废水、固体废及危险废物污染防治设施运行记录较为规范、完整。

(2)排污口规范化管理及排污许可手续

2016年11月10日国务院发布《控制污染物排放许可制实施方案》规定：落实按证排污责任。纳入排污许可管理的所有企事业单位必须按期持证排污、按证排污，不得无证排污。《固定污染源排污许可分类管理名录(2019年版)》于2019年12月20日发布实施(以下简称《名录》)，《名录》第七条规定：本名录以外的企业事业单位和其他生产经营者，有以下情形之一的，视同本名录规定的重点管理行业，应当申请排污许可证：本项目玉科区块隶属于哈得油气开发部管理，塔里木油田公司哈得油气开发部按照法律法规规定申领排污许可证工作，于2020年3月9日取得新疆巴音郭楞蒙古自治州尉犁县固定污染源排污登记回执(登记编号:9165280071554911XG025Q)。

根据《排污口规范化整治技术要求(试行)》、《<环境保护图形标志>实施细则》、《环境保护图形标志》、《排污单位自行监测技术指南 总则》(HJ819-2017)，哈得油气开发部应进一步建立完善自行监测制度及排污口规范化管理制度。

(3)档案管理

随着国家、自治区环境管理要求的提高，哈得油气开发部围绕QHSE制度体系，逐步健全了环境保护法律法规汇编、建设项目环境管理、污染防治设施运行管理、固体废弃物处置利用管理、环境安全隐患治理与风险管控、环境管理依法合规情况检查与整改等环境管理档案。根据《环境保护档案管理规范 环境监察》、《排污单位环境管理台账及排污许可证执行报告技术规范 总则》，哈得油气开发部建立并完善环境管理文件和档案管理制度，明确责任部门、人员、流程、形式、权限及各类环境管理档案及保存要求等，确保企业环境管理规章制度和操作规程编制、使用、评审、修订符合有关要求。

3.1.4 存在环保问题及整改措施

根据验收调查报告及本次现场调查情况，区块具体存在的问题如下：

①油气无组织排放量较大；

②部分井场内遗留有钻井废弃物未清理。

整改方案：目前存在的问题已纳入哈得油气开发部2021年度～2025年度整改计划中，已落实到具体的责任部门，并明确了资金来源。整改方案如下：

①根据《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)、《挥发性有机物无组织排放控制标准》，哈得油气开发部正在实施VOCs物料转移和输送无组织排放控制要求，挥发性有机液体装载要求完善相关管理。

②按照《塔里木油田公司哈得油气开发部历史遗留磺化固废治理方案》，哈得油气开发部正在进行对历史遗留废弃物进行治理。

3.2 在建工程

在建工程主要包括玉科7井钻井工程，目前，玉科7井已钻探完成，正在组织开展验收工作。在建工程手续履行情况见表3.2-1所示。

表3.2-1      在建工程环评及验收情况一览表

3.2.1 基本情况

表3.2-1         在建工程基本情况一览表

3.2.2 主要建构筑物

在建工程主要建构筑物见表3.2-2。

表3.2-2      在建工程主要建构筑物一览表

3.2.3 工艺流程及产排污节点

钻井作业采用电钻机，通过钻机、转盘、钻杆、带动钻头切削地层，同时泥浆由泥浆泵经钻杆向井内注入井筒冲刷井底，利用其粘性将切削下的岩屑不断地带至地面，整个过程重复进行，使井不断加深，直至目的井深。钻井中途需要停钻，以便起下钻具更换钻头、下套管、固井、替换钻井液(增加钻井液配料)和检修设备。工程施工期若为冬季，为防止泥浆罐内泥浆结冰冻结，需对泥浆罐进行保温，工程施工期泥浆罐保温采用柴油或天然气锅炉伴热。

钻井结束后，需进行测试放喷，测试放喷前安装井口放喷专用管线、各种计量设备、油气两相分离设备，原油回收罐等。如有油气资源，则产出液经油气分离器分离后，原油进入原油罐，天然气经管线引至放喷池点燃，放喷时间一般为1～2天时间。

在建工程废气污染源主要为施工扬尘和放喷废气，施工扬尘采取车辆减速慢行、加盖苫布等措施；放喷持续时间较短，随着放喷作业结束，对环境影响将消失。废水污染源主要为射孔、酸化压裂作业产生的酸化压裂废水和生活污水，酸化压裂废水在井场加烧碱中和后拉运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理，生活污水排入生活污水池，拉运至当地的污水处理厂妥善处置；噪声污染源主要为泥浆泵噪声、钻机噪声、柴油发电机噪声和放喷气流噪声，采取安装消声器、基础减振等措施；固体废物主要为岩屑、泥浆、含油废物及生活垃圾，岩屑用于铺垫井场；其中磺化水基泥浆废弃物在现场进行固液分离后，液相回用于钻井液配制，固相拉运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；含油废物收集后在井场的危险废物暂存间暂存，定期由有危废处置资质单位接收处置；生活垃圾在垃圾收集箱暂存，由井队委托第三方机构定期清理运送至哈得区块垃圾填埋场填埋处理。

3.3 拟建工程

3.3.1 基本概况

项目基本情况见表3.4-1。

表3.4-1           本工程基本情况一览表

续表3.4-1           本工程基本情况一览表

3.4.2 油藏特性

(1)原油特性

玉科区块原油性质具有“轻质、低黏度、低含硫、高含蜡、少胶质+沥青质”的特点。具体参数见表3.4-3。

表3.4-3           原油特性参数指标一览表

系/层位	原油密度(g/cm3)	黏度(mPa·s)	凝固点(℃)	析蜡点(℃)	含蜡量(%)	含硫量(%)	胶质+沥青质
奥陶系/一间房组	0.7957～0.8154	1.559～2.379	-4～10	18～45	0.06～0.31	11.4～14	0.02～0.40

(2)天然气特性

玉科区块天然气具有重烃组分较高的原油溶解气特征。区块天然气组分表见表3.4-3。

表3.4-3                天然气组分一览表

(3)采出水特性

玉科区块地层水水型为CaCl₂型，地层水密度1.0116～1.1641g/cm³；氯根64800～139000mg/L；总矿化度119900～178300mg/L。

本工程开发前期采出水水量较小，随着开采年限的增长水量逐渐增加。

3.4.3 主要技术经济指标

本工程主要技术经济指标见表3.4-4。

表3.4-4       本工程主要技术经济指标一览表

3.4.4 工程组成

本工程由站场工程、管道工程及公辅工程等内容组成。本工程组成一览表见3.4-6，本工程涉及的主要设备见表3.4-7。

表3.4-6         工程组成一览表

表3.4-7        本工程主要设备一览表

3.4.4.1 站场工程

本工程新建玉科7井场1座，井场平面布置图见图3.4-1。

 

3.4.4.2 管道工程

本工程新建玉科7井场至玉科401H井集输管线1条为4.3km，集输管道情况见表3.4-8，管线设计路由见附图4。

表3.4-8                 集输管道一览表

3.4.4.3 公辅工程

(1)供电工程

本项目所在区域由于油田供电线路未建，井场电源由一台100kW燃气发电机提供,电控信一体化橇及井场各用电设备均由燃气发电机供电,本项目燃气发电机天然气用量情况见表3.3-8。。

表3.3-8        本项目燃气发电机天然气用量情况一览表

(2)给排水

①给水工程

施工期：主要包括生活用水和试压用水。生活用水由罐车拉至生活区，试压用水由水罐车拉至各管道施工场地。

营运期：项目营运期主要用水为后期井下作业用水，由哈得作业区公寓拉至井场。

②排水工程

施工期：废水主要为管线试压废水及生活污水，管线试压废水属于清净废水，试压完成后用于区域抑尘；生活污水排入生活污水池(采用撬装组合型钢板池)，定期拉运至哈得作业区公寓生活污水处理设施处理。

营运期：采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集后送至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理。

(3)防腐工程

本项目集输管线采用柔性复合高压输送管，不做外防腐，但在钢制转换接头处采用外防腐，防腐层涂料选用无溶剂液体环氧涂料，干膜厚度≥600μm。

(4)供热

本项目单井采用井口加热集输工艺，加热对象为采出液，通过加热炉加热至65℃后外输，本项目井场加热炉年使用时间4800h，燃料气年消耗量17.8万m³。天然气组分见表3.3-7，天然气用量情况见表3.3-8。

表3.3-7           燃料气组分一览表

表3.3-8        本项目燃料气用量情况一览表

注：加热炉实际24h运行，运行负荷根据采出液温度自动控制，折合满负荷日运行16h。

3.4.4.4 闭井

随着油气开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终井区将进入闭井期。

闭井期建议建设单位参照《废弃井及长停井处置指南》(SY/T6646-2017)、《油气田开发生产井报废规定》(Q/SY36-2007)、《废弃井封井回填技术指南(试行)》(环办土壤函[2020]72号)、《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》(环办环评函[2019]910号)以及《地下水管理条例》(国务院令第748号)等进行报废井申请审批、报废井弃井作业、暂停井保护作业及长停井监控等。

3.4.5 工艺流程及排污节点分析

油气田开发建设过程中对环境的影响主要分为地面工程以及气田生产期的输气过程。

3.4.5.1施工期工艺流程及排污节点分析

本工程施工期分为地面工程和管线工程，工艺流程及排污节点分述如下：

3.4.5.1.1 地面工程

本工程地面工程主要为新建井场及配套设备安装，对占地进行场地平整，设置施工车辆临时停放场地，将采油树、加热节流橇、电控信一体橇、管道式分离器等设备拉运至场地，进行安装调试。地面工程施工结束后，对施工场地临时占地进行平整恢复。

地面工程废气污染源主要为施工车辆尾气，设备运输和装卸时产生的扬尘，通过洒水抑尘减少扬尘产生量；噪声污染源为施工机械产生的噪声，通过选取低噪声设备、加强设备维护保养降低噪声；废水污染源为生活污水，排入生活污水池(采用撬装组合型钢板池)，定期拉运至哈得作业区公寓生活污水处理设施处理；固体废物主要为生活垃圾，收集后统一清运至哈得区块垃圾填埋场处理。

3.4.5.1.2 管道工程

管道主要施工内容包括施工准备、管沟开挖及下管、管道连接与试压、连头、配套设备安装、收尾工序等。

(1)施工准备

施工前需对场地进行平整，设置施工车辆临时停放场地。施工期间可依托已有道路进行作业，沿设计的管道走向设置宽度约8m的作业带并取管沟一侧作为挖方存放点，在合适地点设置车辆临时停放场地。

(2)管沟开挖及下管

沿管道设计路线进行开挖管沟，并根据现场情况适当调整，保证新铺设管道与已建输送管道及天然气管道保持一定距离：距离地下现有原油天然气管道水平距离≥5m，距离外输管道水平距离≥2m。管沟底宽0.8m，沟深1.2m，管沟边坡比为1:1.5，开挖过程中对管沟区挖方单侧堆放，以机械开挖为主，人工为辅。管道与电(光)缆交叉时，净距不小于0.5m，并对电(光)缆采取角钢围裹的保护措施；与管道交叉时，两管道之间净距不小于0.3m。开挖到设计深度位置，并对管沟底进行夯实、铺小颗粒原土、下管。本工程集输管道采用柔性复合高压输送管，管线连接完毕后，将管线分段吊装至管沟内。管线下沟后，管道与沟底表面贴实且放置在管沟中心位置。

 

 

 

 

 

 

图3.3-3    一般地段管道施工方式断面示意图

 

 

 

 

图3.3-4     管线与已建管线穿越示意图

(4)管道连接与试压

管道进行连接、接口防腐等后，进行注水试压。集输管道试压介质采用中性洁净水，管道试压分段进行，集输管道试压水由排出后进入下一段管道循环使用，试压结束后用于区域泼洒抑尘。

(5)站场配套设备安装及连头

将配套设备和站场新增设备拉运至站场，并完成安装工作。管道施工完成后在站场将管道与配套阀门连接，并安装RTU室等辅助设施；采出的油气混合物通过新建集输管道输送至井场，管道与站内阀组连接。

(6)收尾工作

收尾工作包括管沟回填、场地平整和临时场地恢复。管道连接成功并检验合格后进行管沟回填。对管沟实施土方回填，回填时分二次回填，回填土应与管沟自然土相似，首先距管壁300mm范围先用较小粒径的原土进行小回填，最大回填粒径不超过10mm，然后采用原土进行大回填，管顶距自然地坪不小于1.2m且管沟回填土高出自然地面300mm，沿管道铺设方向形成垄，作为自管道上方土层自然沉降富余量，且可以作为巡视管道的地表标志，剩余土方用于场地平整和临时施工场地土地恢复。第一次回填采用人工回填，第二次回填可采用机械回填，机械回填时，严禁施工机械碾压管道。管沟回填后，在管道沿线设置管道标识、里程桩、转角桩、标志桩、警示牌和警示带等标识。

施工阶段工艺流程见图3.3-18。

 

 

 

 

图3.4-18     施工阶段工艺流程图

施工过程中废气污染源为施工扬尘、施工机械及运输车辆尾气，土方开挖和倾卸时产生的扬尘，通过控制倾卸高度减少扬尘产生量；噪声污染源为施工机械产生的噪声，通过选取低噪声设备、加强设备维护保养降低噪声；废水污染源主要为试压废水、生活污水，试压废水由管内排出后循环使用，试压结束后用于区域洒水降尘；生活污水排入生活污水池(采用撬装组合型钢板池)，定期拉运至哈得作业区公寓生活污水处理设施处理；固体废物主要来源于管道包装材料、弃土弃渣，以及施工人员生活垃圾，弃土弃渣施工结束后用于回填管沟及场地平整，废包装材料及施工人员生活垃圾收集后运至哈得区块垃圾填埋场处理。

施工期污染源及环境影响减缓措施情况见表3.4-22。

表3.4-22      施工期污染源及减缓措施情况汇总一览表

3.4.7.2 运营期

(1)油气开采工艺

本工程采用自喷采油方式，井口出液(20～48MPa，40℃)通过油嘴套节流(5.5MPa以下，25～30℃)后经井场内管道式分离器气液分离后，一部分天然气输送给加热炉及燃气发电机使用，另一部分通过新建集输管线油气混输至玉科401井场，在玉科401井场内经气液分离后，原油输送至哈一联合站处理，天然气输送至玉科油气回收站处理；为减少采出液粘滞性，井场设置加热炉对采出液进行加热；设置加药橇，根据生产需要加清防蜡剂。本项目工艺流程见图3.4-22。

 

 

油井开采一定年限后，需进行修井作业，周期大概为2～3年1次。营运期依据单井产能情况，当产量下降，判断是井孔地层堵塞，则需进行修井等井下作业。在油井投入生产后，油井中的套管可能会出现堵塞、内径变小等各种状况，这会导致有些生产工具无法通过套管下入油井内，从而导致油井无法正常生产。在这种情况下就需要进行修井作业，也即是进行修复油井套管的作业。在修井作业中需要利用钻具对套管进行磨铣，以解除套管堵塞，从而保证生产工具能够通过套管下入油井内。

单井油气开采期间废气污染源主要为井场采油树阀门泄漏形成的无组织挥发性有机废气、加热炉烟气、燃气发电机废气，油气采取管道密闭输送，通过加强检修和维护从源头减少阀门等泄漏挥发，加热炉及燃气发电机燃用清洁能源天然气；废水污染源主要为采出水、井下作业废水、燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达标后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理；噪声污染源主要为采油树、加热炉、燃气发电机、泵类产生的噪声，采取基础减振措施；固体废物主要为开采过程产生的废润滑油、落地油、废防渗材料，其中废润滑油、落地油、废防渗材料属于危险废物，分别桶装收集后委托库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置。

本工程营运期污染源及治理措施一览表见表3.4-23。

表3.4-23     本工程营运期污染源及治理措施一览表

3.4.7.3 闭井期

随着石油开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终井区将进入闭井期。

首先采用清水清洗注水通道，然后将固化堵剂和水泥浆从井口平推挤入地层并充满井筒、后凝固化，完成封层和封井。由于清洗后井筒中仍存在被油污、垢体和泥沙堵塞的区域，使固化堵剂和水泥浆无法进入这些区域，但是由于固化堵剂具有优良的胶结性能，且在凝固的过程中存在膨胀性，使该区域的堵塞物被挤压得更结实且能与固化堵剂胶合在一起，完成井筒的封固，使得地层的水在此井筒中无法形成窜流，达到了封井的目的。

完成封井后，拆除井口装置，地下截去一定深度的表层套管；将永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫清理，清除各种固体废物。然后根据周边区域的自然现状对其进行恢复，使井场恢复到相对自然的一种状态。保证对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止发生油水窜层，成为污染地下水的通道。

闭井期废气污染源主要为施工扬尘，采取洒水抑尘的措施；噪声污染源主要为车辆噪声，要求合理安排作业时间，控制车辆速度等措施；固体废物主要为闭井过程中产生的废弃管道、废弃建筑残渣等，废弃管道、废弃建筑残渣等收集后送哈得区块垃圾填埋场处理。

3.4.9 营运期污染源及其防治措施

3.4.9.1 废气污染源及其治理措施

结合《排污许可证申请与核发技术规范 石化工业》(HJ853-2017)、《污染源源强核算技术指南 准则》(HJ884—2018)、《污染源源强核算技术指南 锅炉》(HJ 991—2018)和《排污许可证申请与核发技术规范 锅炉》(HJ953—2019)等要求对源强进行核算，本工程实施后废气污染源及其治理措施见表3.4-24。

表3.4-24      本工程废气污染源及其治理措施一览表

3.4.9.2 废水污染源及其治理措施

废水主要为采出水、井下作业废水及燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达标后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理。本工程营运期井场废水产生情况见表3.4-30。

表3.4-30      本工程营运期废水产生情况一览表

3.4.9.3 噪声污染源及其治理措施

本工程实施后，井场噪声污染源治理措施情况见表3.4-31。

表3.4-31         营运期井场噪声污染源强一览表

本工程产噪设备主要为采油树、加热炉、燃气发电机、泵类等设备噪声，噪声值为85～100dB(A)。项目选用低噪声设备、采取基础减振降噪，控制噪声对周围环境的影响，降噪效果约15dB(A)。

3.4.9.4 固体废物及其治理措施

本工程营运期产生的固体废物主要为井场产生的废润滑油、落地油、废防渗材料。根据《国家危险废物名录(2021年版)》(部令第15号)和《危险废物环境管理指南 陆上石油天然气开采》(生态环境部公告 2021年第74号)，废润滑油(HW08 900-214-08)、落地油(HW08 071-001-08)、废防渗材料(HW08 900-249-08)均属于危险废物，分别桶装收集后由库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置。危险废物处理处置情况见表3.4-32。

表3.4-32  本工程营运期危险废物产生、处置及防治措施情况一览表

3.4.10 闭井期污染源及其防治措施

闭井期废气污染源主要为施工扬尘，采取洒水抑尘的措施；噪声污染源主要为车辆噪声，要求合理安排作业时间，控制车辆速度等措施；固废污染源主要为废弃管道、废弃建筑残渣等，废弃管道、废弃建筑残渣均属于一般工业固体废物，收集后送哈得区块垃圾填埋场妥善处理。

3.4.11 非正常排放

非正常生产排放包括开车、停车、设备检修、工艺设备运转异常等非正常工况的污染物排放，如工艺设备和环保设施不能正常运行时污染物的排放等。

本项目属于原油开采项目，若井口压力过高，采出液无法通过管道输送时，经放空火炬点燃放空。本工程非正常排放见表3.4-33。

表3.4-33     本工程非正常排放情况一览表

3.5 依托工程

本项目依托工程包含玉科401H井、哈一联合站、玉科油气回收站、轮南油田钻试修废弃物环保处理站，依托工程手续履行情况见表3.5-1所示。

表3.5-1           工程环评及验收情况一览表

3.5.1 玉科401H井

本工程玉科7井采出液输送至玉科401H井油气分离，原油集输至哈一联合站处理，天然气由玉科油气回收站回收处置。

表3.2-1          玉科401H井主要设备一览表

玉科401H井为采油井，现状正在进行生产，井场采出液依靠地层压力自喷出经站内加热炉加热后输送至油气计量分离器分离后，原油最终管输到哈一联合站处理，天然气由玉科油气回收站回收处理，由于玉科401H井本次仅将玉科7井来液进行油气分离，目前，玉科401H井油气计量分离器余量充足，可依托。

3.5.2 哈一联合站

(3)依托可行性

目前，哈一联合站轻质油处理能力为150×10⁴t/a，采出水处理能力5000m³/d。原油及采出水处理系统能力校核与适应性分析见表3.4-1。

表3.4-1 哈一联合站原油及采出水处理能力校核与适应性分析表

3.5.3 玉科油气回收站

（3）依托可行性

玉科油气回收站依托可行性见表3.5-3。

表3.5-3    玉科油气回收站依托可行性一览表

综上可知，玉科油气回收站富余处理能力可以满足本项目处理要求，本项目天然气依托现有玉科油气回收站处理可行。

3.5.4 轮南油田钻试修废弃物环保处理站

（3）依托可行性

轮南油田钻试修废弃物环保处理站运行负荷见表3.5-3。

表3.5-3    轮南油田钻试修废弃物环保处理站运行负荷统计表

综上可知，轮南油田钻试修废弃物环保处理站富余处理能力可以满足本项目处理要求，依托现有轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理可行。

 

 

4 环境现状调查与评价

4.1 自然环境概况

4.1.1 地理位置

尉犁，又名“罗布淖尔”，源于“罗布泊”而得名。尉犁县位于天山南麓，塔里木盆地东北缘，地处新疆维吾尔自治区东南部，地理坐标东经84°02′50″～89°58′50″，北纬40°10′33″～41°39′47″。东邻若羌县，南依塔克拉玛干沙漠与且末县相望，西与阿克苏地区的沙雅、库车市交界，北与轮台县、库尔勒市、博湖县、和硕县和吐鲁番地区的吐鲁番市、托克逊县、鄯善县接壤。东西长502km，南北宽165km，总面积59760km²。

本工程位于巴音郭楞蒙古自治州尉犁县西部塔里木河以南，距离项目最近的村庄为解放渠村，位于玉科7井场东北侧约43.5km。区域以油气开采为主，现状占地为未利用地，工程选址区域周边及邻近区域无其它居民区、村庄等环境敏感点。

项目地理位置见附图1，地面工程路由及周边关系见附图4。

4.3 环境质量现状监测与评价

4.3.1 环境空气质量现状评价

4.3.1.1 基本污染物环境质量现状评价

本次评价收集了2020年1月1日至2020年12月31日期间巴州例行监测点的监测数据作为基本污染物环境空气质量现状数据，并对各污染物的年评价指标进行环境质量现状评价，现状评价结果见表4.3-1所示。

表4.3-1     巴州环境空气质量现状评价一览表

工程所在区域PM₁₀年均浓度值超过《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及修改单(环境保护部公告2018年第29号)中二级标准要求，即工程所在区域为不达标区。

根据《关于将巴音郭楞蒙古自治州 吐鲁番市 哈密市 纳入执行<环境影响评价技术导则大气环境(HJ2.2-2018)>差别化政策范围的复函》(环办环评函[2020]341号)要求，对巴州实行环境影响评价差别化政策，可不进行颗粒物区域削减。本项目实施后建设单位应不断强化大气污染源防治措施，改善区域环境空气质量。

4.3.1.2 其他污染物环境质量现状评价

(1)监测点基本信息

按照《环境影响评价技术导则·大气环境》(HJ2.2-2018)要求，结合厂址所在区域地形特点以及当地气象特征，本次评价设置1个大气环境质量现状补充监测点，监测点位基本信息见表4.3-2，具体监测点位置见附图6。

表4.3-2          监测点位基本信息一览表  

注：以厂址中心位置为坐标原点。

(2)监测时间及频率

本次监测时间为2022年4月10日～2022年4月16日；其中，H₂S、非甲烷总烃1小时浓度每天采样4次，每次采样45分钟。

(4)其他污染物环境质量现状评价

根据本次监测数据，其他污染物环境质量现状评价结果见表4.3-4。

表4.3-4     其他污染物环境质量现状评价表

根据监测结果，硫化氢1小时平均浓度满足《环境影响评价技术导则 大气环境》(HJ2.2-2018)附录D其他污染物空气质量浓度参考限值；非甲烷总烃1小时平均浓度满足《大气污染物综合排放标准详解》中的2.0mg/m³的标准。

4.3.2 地下水环境现状监测

根据《哈拉哈塘新区地下水环境调查服务项目地下水环境影响评价报告》，本工程建设区域位于塔河南岸评价区，地下水为松散岩类孔隙水，含水层主要以单一结构的潜水含水层为主，无承压水。本次评价委托新疆广宇众联环境监测有限公司进行5个潜水质量现状监测。

4.3.2.1 地下水质量现状监测

4.3.2.1.1 监测点位及因子

地下水具体监测点位及因子见表4.3-8，监测点具体位置见附图6。

表4.3-8      地下水监测点及监测因子一览表

4.3.2.1.2 监测时间及频率

本次监测时间为2022年4月11日，监测1天，采样1次。

由表4.3-10分析可知，监测期间区域地下水中石油类满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类标准要求。潜水监测点中除总硬度、溶解性总固体、锰、氟化物、氯化物外，其余监测因子均满足《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准要求。总硬度、溶解性总固体、锰、氟化物、氯化物超标与区域水文地质条件有关，区域潜水蒸发量大、补给量小，潜水中上述因子日积月累浓度逐渐升高。

4.3.3 声环境现状监测与评价

4.3.3.1 声环境质量现状监测

(1)监测点布设

根据项目位置情况和周围敏感点关系，在玉科7井场布设1个声环境监测点。具体布置情况见表4.3-16和附图6。

表4.3-16       声环境监测布置情况一览表

编号	监测点名称	监测点位(个)	监测因子
1	玉科7井场	1	LAeq，T

由表4.3-17分析可知，满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类标准要求。

4.3.5 土壤环境现状监测与评价

4.3.5.1 土壤环境质量现状监测

(1)监测点位

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，本工程不属于会造成土壤酸化、盐化、碱化的生态影响型项目，属于污染影响型项目。根据项目位置和《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)布点要求，在占地范围内设置3个柱状样，1个表层样，站场外设置2个表层样。

(2)监测项目

各监测点主要监测因子见表4.3-18。

表4.3-18      监测点位及监测因子一览表

由表4.3-21可知，各土壤监测点监测值均满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)中第二类用地筛选值限值。

4.3.5.3 土壤环境现状调查评价

评价区土壤类型主要以荒漠风沙土为主，荒漠风沙土形成于漠境生物气候带，属典型大陆气候，植被以旱生、超旱生灌木、半灌木为主，覆盖率小于20%。

5 环境影响预测与评价

5.1 施工期环境影响分析

本工程施工内容主要包括站场工程：场地平整、设备安装、废弃物清理和场地恢复等，管道工程：管沟开挖、设备安装、覆土回填等。不同的施工阶段，除有一定量的施工机械进驻现场外，还伴有一定量物料运输作业，从而产生施工扬尘、施工废水、施工噪声和一定量的固体废物。此外，物料运输也将对运输路线两侧一定范围内大气、声环境产生不利影响；施工过程中除永久占地外，为了施工方便还将有一部分临时占地，集输管道地下敷设，在生态影响方面表现为临时占用土地，破坏占地区域植被，扰动占地区域周边或两侧生态环境。

5.1.1.2施工废气污染防治措施

(1)施工扬尘污染防治措施

为有效控制施工期间的扬尘影响，结合建设单位实际情况，本评价要求建设单位严格执行《新疆维吾尔自治区重污染天气应急预案》(新政办发[2017]108号)相关文件要求，同时结合《建筑工程施工现场扬尘污染防治标准》等采取的抑尘措施，对工程施工提出以下扬尘控制要求。通过采取以下抑尘措施后，可较大限度的降低施工扬尘对周围环境的影响。

5.1.2 施工噪声影响分析

5.1.2.1 施工期噪声源及影响预测

采取以上措施后，施工噪声不会对区域声环境产生明显影响。且施工噪声影响是短期的、暂时的，运输车辆噪声具有局部路段特性，噪声影响将随着各项施工的结束而消除，不会对周围声环境产生明显影响。

5.1.3 施工期固体废物影响分析

本工程主要包括地面工程和管道工程等，施工期固体废物主要包括施工土方、施工废料及生活垃圾等。

综上所述，按照本评价提出的防范措施妥善处置施工期产生的固体废物，不会对周围环境产生明显影响。

5.1.4 施工废水影响分析

5.1.4.1 施工期废水环境影响分析

项目施工期废水主要有站场工程与管道工程施工时产生的管道试压废水和少量生活污水等。

(1)管道试压废水

本工程管道分段试压，一般采用无腐蚀性的清洁水，试压水由管道排出由罐收集后，进入下一段管道循环使用，试压结束后用于区域洒水降尘。

(2)生活污水

施工期产生的生活污水水量小、水质简单，施工期预计1个月，生活污水共计产生量为30m³，排入生活污水池(采用撬装组合型钢板池)暂存，定期送往哈得作业区公寓生活污水处理设施处理，禁止运输途中随意倾倒。

本工程施工期间无废水直接外排，在严格执行环境保护措施的前提下，项目施工期废水不会对周围水环境产生明显影响。

5.2 营运期环境影响评价

5.2.1 大气环境影响评价

5.2.1.1 常规气象资料分析

由表5.2-9预测结果可知，本工程实施后，玉科7井场无组织排放非甲烷总烃四周场界浓度贡献值为15.44～38.31μg/m³，满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中相应限值；无组织排放H₂S四周场界浓度贡献值为0.18～0.44μg/m³，满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93) 表1新扩改建厂界二级标准值。

5.2.1.5 大气环境防护距离

根据《环境影响评价技术导则·大气环境》(HJ2.2-2018)“8.8.5 大气环境防护距离确定”相关要求，需要采用进一步预测模式计算大气环境防护距离， 本工程大气环境影响评价等级为二级，不再计算大气环境防护距离。

5.2.1.6 非正常排放影响分析

5.2.1.6.1 污染源强

非正常生产排放包括开车、停车、设备检修、工艺设备运转异常等非正常工况的污染物排放，如工艺设备和环保设施不能正常运行时污染物的排放等。

本工程属于石油开采过程，若井口压力过高，出液无法通过管道输送时，经放空火炬点燃放空。本次评价将单井井口压力异常情况作为非正常排放考虑，源强情况见表5.2-10。

表5.2-10        非正常工况下污染物排放一览表

5.2.1.6.2 影响分析

非正常工况条件下外排废气持续时间较短，采用估算模式计算最大占标率，计算结果见表5.2-11。

表5.2-11      非正常排放预测及计算结果一览表  单位：μg/m³

由表5.2-11计算结果表明，非正常工况条件下，非甲烷总烃最大落地浓度为111.9202µg/m³，占标率为5.60%；PM₁₀最大落地浓度为3.3609µg/m³，占标率为0.75%；SO₂最大落地浓度为2128.5µg/m³，占标率为425.70%；NO₂最大落地浓度为3024.5341µg/m³，占标率为1512.27%。

由以上分析可知，本工程非正常排放对环境空气影响较大，建议做好定期巡检工作，确保井场远传数据系统处于正常工作状态，减少非正常排放的发生。

5.2.1.7 污染物排放量核算

(1)有组织排放量核算

本项目有组织排放量核算情况见表5.2-12。

表5.2-12         大气污染物有组织排放量核算表

(2)无组织排放量核算

项目无组织排放量核算情况见表5.2-13。

表5.2-13      大气污染物无组织排放量核算表

(3)项目大气污染物排放量核算

项目大气污染物排放量核算情况见表5.2-14。

表5.2-14           大气污染物年排放量核算表

5.2.1.8 评价结论

工程位于环境质量不达标区，正常排放下污染物浓度贡献值的最大浓度占标率为6.35%，均小于10%，污染物的贡献浓度较低，且出现距离较近，影响范围较小；无组织废气对井场四周无组织贡献浓度均满足相应标准要求。本工程大气环境影响评价等级为二级，不再计算大气环境防护距离。非正常排放对环境空气影响较大，在做好定期巡检工作，确保井场远传数据系统处于正常工作状态，能够减少非正常排放的发生。项目实施后大气环境影响可以接受。

5.2.2 地表水环境影响评价

按照《环境影响评价技术导则·地表水环境》(HJ2.3-2018)中表1水污染影响型建设项目评价等级判定，判定本工程地表水环境评价等级为三级B。

5.2.2.1 水污染控制和水环境影响减缓措施有效性评价

本工程营运期产生的废水主要有采出水、井下作业废水以及燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达标后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理。

5.2.2.2 依托污水处理设施的环境可行性评价

(1)哈一联合站采出水处理单元

本工程建成投运后，采出水随采出液经管道输送最终进入哈一联合站处理。工艺流程为：含油污水→接收罐→污水提升泵→污水除油器→双滤料过滤器→注水罐→外输注水站。处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准后回注地层。处理后净化污水经高压注水泵增压，通过注水系统回注，可保持油层压力，使油藏有较强的驱动力，以提高油藏的开采速度和采收率。

哈一联合站碎屑岩采出水处理单元设计处理规模5000m³/d，实际处理量3770m³/d，富余处理能力为1230m³/d。本工程预计进入哈一联合站采出水量0.704m³/d，哈一联合站采出水处理单元满足本工程采出水及燃料气分液包废水处理需求，依托处理设施可行。

(2)轮南油田钻试修废弃物环保处理站概况

轮南油田钻试修废弃物环保处理站建设有钻试修废水处理装置，采用“均质除油+絮凝沉淀+过滤”工艺对废水进行净化处理，即主要通过物理分离作用，将废水中的油类物质、悬浮物、SRB菌等去除，从而达到水质净化的目的，处理规模为500m³/d，富余量195m³/d，本工程井下作业废水为0.05m³/d，轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理能力可满足本工程需求，依托处理设施可行。

综上，本工程废水不外排，均合理妥善处置，本工程实施对地表水环境可接受。

表5.2-16      地表水环境影响评价自查表

5.2.3 地下水环境影响评价

本工程地下水环境影响评价等级为二级，根据《环境影响评价技术导则 地下水环境》(HJ610-2016)的相关要求，采用解析法分析预测工程建设对地下水环境的影响，从而有针对性的提出地下水保护和污染防治措施，防止区域地下水污染。

5.2.3.1 区域水文地质条件概况

(1)地下水的赋存条件及分布特征

区域地处塔克拉玛干沙漠北缘，塔里木河冲积泛滥平原区。根据相关资料研究表明，塔里木河是一条在先成平原上河道多变迁的游荡性河流，河流改道频繁，使得现塔里木河以南冲积泛滥平原的大片区域留下许多羽状分布的干枯河道。一般来讲，不同的古河道由于过水流量的不同，含水层岩性有一定的差异，地下水的赋水性也不相同。但从整体上看，与河间地相比，沿古河道沉积物颗粒相对较粗，地下水的径流条件相对较好，其地下水的富水性也相对较好。与此同时，矿化度较低的河水的淡化作用，在高矿化水化学背景中，形成了以干枯河道为轴线的浅层淡化水体带。

因气候环境的差异，使塔河所携带的沉积物中包含透水性能好的砂土及透水性能差的粉质粘土或粘土不稳定层，粉质粘土或粘土一般呈薄层状或透镜体状。在塔河中段的第四系松散沉积层，以松散粉砂、细砂为主，夹薄层透镜体状粉质粘土、粘土，地下水类型为第四系松散岩类孔隙潜水。

(2)含水层的分布及富水性

区域地下水类型主要为松散岩类孔隙水，以潜水为主。在评价区塔里木河南岸的冲积泛滥平原区和古河道内广泛分布，冲积泛滥平原区潜水含水层组成含水层的岩性主要为冲积细砂、粉细砂，夹粉质粘土、粘土透镜体，地下水位埋深一般1～5m，在评价区南侧区域地下水埋深多大于5m。受塔里木河径流以及洪流期补给，地下水越是靠近塔里木河流域地下水富水性越好，涌水量为100～1000m³/d，富水等级中等；距离塔里木河流域较远的地段，受地下水补给源相对匮乏，地下水富水性相对较差，涌水量多在小于100m³/d。组成古河道潜水含水层的地层岩性为细砂、粉细砂，地下水位埋深3～10m，富水程度小到中等。

(3)地下水的补给、径流、排泄条件

在塔里木河以南地区，大气降水量稀少。虽降水过程短，但多以暴雨形式集中降落，且分布不均。在塔河南岸冲积泛滥平原区，地下水位埋深一般1～5m，地下水可以直接得到降水的补给，在其他地区，因地下水位埋深较大，降水只能形成一定深度的半饱和砂地水份，对沙漠地下水的补给作用很微弱。塔河是塔河冲洪积泛滥平原区地下水的主要补给来源，它以沿途渗漏方式补给地下水。此外，地下径流的侧向补给以及洪水泛滥都直接、间接地补给地下水。

评价区内含水层是单一结构的潜水含水层，含水层岩性为细砂、粉砂、粉细砂，颗粒较细，渗透性差，径流不够通畅，因而地下水径流条件较差。区域地下水的水力坡度约为0.28‰。地下水主要通过潜水蒸发、植物蒸腾、油区的人工开采等方式排泄，最终排泄至塔里木河中，塔里木河又一直向东排泄到排泄最低点—台特玛湖。

从区域潜水等水位线来看，北部地段和南部地段之间，实际存在一条动态的汇水边界，该边界位置有可能随着塔河径流量的变化而移动。塔河径流量存在周期性变化，某些年份为丰水年时，塔河径流量会变大，某些年份为平水年和枯水年时，塔河径流量会随之变小。当丰水年份塔河径流量变大时，塔河对塔南沙漠区的地下水补给量有所增加，区域地下水的补、径、排条件变好。当枯水年份塔河径流量变小时，塔河对塔南沙漠区的地下水补给量有所减少，区域地下水的补、径、排条件变差。

区域内地下水径流方向总体上是由西向东，由两侧向塔里木河径流，但在局部地段地下水的流向并不一致。塔河冲洪积泛滥平原区内地下水径流速度非常缓慢，以浅层潜水为主的地下水在强烈的蒸发蒸腾作用下浓缩，形成了一个水化学类型以Cl•SO₄—Na型为主的高矿化背景地下水。评价区地下水的径流方向从西北向东南与区域内地下水的径流方向基本一致。

(4)地下水水化学特征

评价区属典型的内陆干旱气候，干燥炎热、降水稀少、蒸发强烈、光照充足，夏季干热、冬季干冷，春季干旱多风，昼夜温差大，日照时间长。区域内地下水水化学背景是Cl-SO₄-Na型高矿化半咸水-咸水。受塔里木河的影响，形成了塔河南岸一定范围内河水泛滥区及古河道分布地段的是地下淡水与淡化水带，这些地区内的水化学特征与区域地下水水化学背景的Cl-SO₄-Na型咸水不同。

塔河南岸冲积及河水泛滥区地下水矿化度与距离塔里木河相对位置相关联，距离塔河近的地段地下水矿化度1-3g/L，与塔河河水水质成分相近，但浅层潜水的化学类型和组分稍有变化，地下水的HCO₃^-占阴离子摩尔总量的百分比明显增高；Na⁺所占的百分比相应有所降低，而Ca²⁺、Mg²⁺的摩尔百分比则有所增高，地下水化学类型为Cl-SO₄-Na-Mg型及Cl-SO₄-Na-Ca型水；古河道及淡化带地下水的矿化度一般小于5g/L，水化学类型一般为Cl-SO₄-HCO₃-Na型或HCO₃^- Cl-Na型。而距离塔里木河较远的地段，受强烈蒸发蒸腾作用，地下水矿化多大于10g/L，地下水类型多为Cl-SO₄-Na型半咸水-咸水。

5.2.3.2 评价区水文地质条件

(1)地下水的赋存条件及分布特征

评价区位于塔河洪泛冲积平原，在钻探深度内是以单一结构的潜水含水层为主的沙漠平原区，含水层岩性为细砂、粉砂、粉细砂。项目区域水文地质图见附图10。

 

(2)含水层的分布及富水性

评价区地下水类型主要为松散岩类孔隙水，以潜水为主，潜水位埋深约4.67～11.63m，钻孔揭露的含水层厚度约20.0～32.33m，含水层岩性为第四系细砂；换算涌水量为57.84～447.48m³/d，水量中等-贫乏；渗透系数0.74～3.41m/d，影响半径29.04～108.17m。

(3)地下水的补给、径流、排泄条件

评价区位于塔河洪泛冲洪积平原，地下水的补给来源主要是塔里木河的渗漏补给，其次在靠近塔河南岸地段有部分渠系渗漏补给、田间灌溉水的渗漏补给、水库水的渗漏补给。因塔克拉玛干沙漠气候异常干燥，因而降水入渗补给微乎其微，可忽略不计。评价区内也仅仅在沿塔河南岸地段，潜水的补给来源充分，补给条件较好；而向南远离塔河的地段，因缺少充足的补给来源，补给条件较差。

评价区地下水的径流方向是从西北向东南。评价区内含水层是单一结构的潜水含水层，含水层岩性为细砂、粉砂、粉细砂，颗粒较细，渗透性差，径流不够通畅，因而地下水径流条件较差，地下水的水力坡度约0.28‰。

地下水主要通过潜水蒸发、植物蒸腾、油区的人工开采等方式排泄，最终排泄至塔里木河中，塔里木河又一直向东排泄到排泄最低点—台特玛湖。

(4)地下水水化学特征

项目区地下水主要受塔里木河水渗透及洪水泛滥补给为主，洪水及枯水季节对地下水影响较大。地下水排泄主要以蒸发和植物蒸腾方式排泄。区内地下水埋藏相对较深，埋深为4.90～6.10m，水位标高为965.58～965.75m，属潜水类型，该区地下水矿化度较高。

5.2.3.3 地下水环境影响评价

本工程地下水环境影响评价等级为二级，因此，本次评价采用解析模型预测污染物在含水层中扩散并进行影响评价。

5.2.3.3.1 正常状况

(1)废水

本工程运营期间废水主要包括采出水、井下作业废水以及燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达标后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理。集输管道采用柔性复合高压输送管，密闭性好正常情况下不会对地下水产生污染影响。

(2)含油废物

运营过程中产生的废润滑油、落地油等含油废物转移到下层的量很少。根据《采油废水中石油类污染物在土壤中的迁移规律研究》(岳战林等，2009)，土壤中油类物质基本上不随土壤水上下移动，毛细管作用也不活跃。石油对土壤的污染仅限于20cm表层，只有极少量的石油类最多可下渗到20cm。由于油田气候干旱少雨，无地表径流，无大量降水的淋滤作用，即无迁移油类物质从地表到地下水的动力条件。含油废物一旦产生须及时、彻底进行回收，在措施落实、管理到位的前提下，可最大限度减少含油废物量，故含油废物对开发区域地下水的影响可接受。

(3)集输管道

本工程正常状况下，集输管道采用柔性复合高压输送管，采取严格的防渗措施，不会对区域地下水环境产生污染影响。

5.2.3.3.2 非正常状况

井场管道与法兰连接处泄漏事故对地下水的影响，一般泄漏于土体中的原油可以同时向表面溢出和向地下渗透，并选择疏松位置运移。如果有足够多的原油泄漏到疏松的土体中，就有可能下渗至潜水带并在潜水带顶面扩展而形成“油饼”。

通常管道泄漏产生的污染物以点源形式通过土壤表层下渗进入地下含水层。因而管道泄漏事故对地下水环境的影响程度主要取决于采出液的物理性质、泄漏量、泄漏方式、多孔介质特征及地下水位埋深等因素。

本工程非正常状况下，采油树管线与法兰连接处破损泄漏，如不及时修复，原油可能下渗对地下水造成影响。本次评价对非正常状况下采油树管线与法兰连接处泄漏情景运用解析模型进行预测，以评价对下水环境的影响。

5.2.3.3.3 预测因子筛选

本工程地下水污染物主要为石油类，本评价选取特征污染物石油类作为代表性污染物进行预测，石油类参照《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ类标准。各评价因子检出限及评价标准见表5.2-17。

表5.2-17      评价因子及评价标准一览表

5.2.3.3.4 预测源强

根据油田实际操作经验，考虑非正常状况下，管线连接和法兰连接处泄漏，发生1小时后发现并关闭阀门，则采出液渗漏量1m³。

5.2.3.3.5 预测模型

非正常状况下，污染物运移通常可概化为两个相互衔接的过程：①污染物由地表垂直向下穿过包气带进入潜水含水层的过程；②污染物进入潜水含水层后，随地下水流进行迁移的过程。本工程所在区域地下水埋深4.90～6.10m，本次预测考虑泄漏原油1‰进入潜水含水层，则石油类进入地下水的量为0.8154kg。然后污染物在潜水含水层中随着水流不断扩散，根据本工程非正常状况下污染源排放形式与排放规律，本次模型可概化为一维稳定流动二维水动力弥散问题的瞬时注入污染物—平面瞬时点源的预测模型，其主要假设条件为：

a.假定含水层等厚，均质，并在平面无限分布，含水层的厚度、宽度和长度比可忽略；

b.假定定量的定浓度的污水，在极短时间内注入整个含水层的厚度范围；

c.污水的注入对含水层内的天然流场不产生影响。

根据《环境影响评价技术导则•地下水环境》(HJ610-2016)，一维稳定流动二维水动力弥散问题的瞬时注入示踪剂—平面瞬时点源的预测模型为：

 

式中：

x，y—计算点处的位置坐标；

t—时间，d；

C(x,y,t)—t时刻点x,y处的污染物浓度，mg/L；

M—含水层厚度，m；评价区域潜水含水层平均厚度取34m；

m_M—点源瞬时注入污染物的质量，kg。

u—地下水流速度，m/d；渗透系数取0.99m/d，水力坡度I为0.28‰。因此地下水的渗透流速u=K×I/n=0.99m/d×0.28‰/0.32=0.0009m/d；

n_e—有效孔隙度，无量纲，取0.32；

D_L—纵向弥散系数，m²/d；根据水文地质调查，取0.12m²/d；

D_T—横向y方向的弥散系数，m²/d；横向弥散系数D_T=0.012m²/d；

π—圆周率。

5.2.3.3.6 预测模型

在非正常状况下，污染物进入含水层后，在水动力弥散作用下，瞬时注入的污染物将产生呈椭圆形的污染晕，污染晕中污染物的浓度由中心向四周逐渐降低。随着水动力弥散作用的进行，污染晕将不断沿水流方向运移，污染晕的范围也会发生变化。本次预测在研究污染晕运移时，选取石油类的检出下限值等值线作为影响范围，取《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中的Ⅲ类标准值等值线作为石油类的超标范围，预测污染晕的运移距离和影响范围。预测结果见表5.2-19。

表5.2-19  事故状况下石油类在潜水含水层中运移情况一览表

综上分析可知，在非正常状况下，由预测结果可以看出，石油类污染物泄漏100d后污染超标范围为237m²，影响范围为171.7m²，污染物最大贡献浓度为2.8mg/L，叠加背景值后的浓度为2.81mg/L，污染物最大迁移距离为38m，超标范围未出场界；石油类污染物泄漏365d后污染超标范围为52m²，影响范围为28.5m²，污染物最大贡献浓度为0.76mg/L，叠加背景值后的浓度为0.77mg/L，污染物最大迁移距离为12m，超标范围未出场界；石油类污染物泄漏1000d后石油类污染晕影响范围消失。

本工程在假定情景预测期限内，污染物的泄漏将会对泄漏点附近的地下水环境产生一定影响，但超标范围未出场界，并且在企业做好源头控制措施、完善分区防渗措施、管道刺漏防范措施的前提下，本项目对地下水环境影响可以接受。以上假定非正常情况下管线连接和法兰处泄漏情形，均可由总控室发现压力异常，从而切断阀门，由巡线职工及时赶往泄漏发生地点，组织相关人员进行清污，可以从源头上可以得到控制。

5.2.3.4 地下水环境保护措施与对策

地下水环境保护措施与对策应符合《中华人民共和国水污染防治法》和《中华人民共和国环境影响评价法》的相关规定，按照“源头控制、分区防控、污染监控、应急响应”，重点突出饮用水水质安全的原则确定。

(1)源头控制措施

①对集输管道、阀门严格检查，有质量问题的及时更换，管道、阀门都应采用优质耐腐蚀材料制成的产品。集输管道采用地下敷设，对工艺要求必须地下走管的管道、阀门设专用防渗管沟，管沟上设活动观察顶盖，以便出现泄漏问题及时观察、解决，将污染物跑、冒、滴、漏降至最低限度。

②对井场内防渗措施的性能定期进行检查，便于发现油品的跑、冒、滴、漏，将污染降至最低限度。

③输送原油的介质可根据具体条件和重要性确定密封型式。

(2)分区防控措施

为防止污染地下水，针对工程工艺特点，严格执行《环境影响评价技术导则 地下水环境》(HJ610–2016)“11.2.2 分区防控措施”和《石油化工工程防渗技术规范》(GB/T50934–2013)“4.0.4 石油化工储运工程区的典型污染防治分区”相关要求，本评价确定防渗要求见表5.2-20及图5.2-4至图5.2-5。

表5.2-20          分区防渗要求一览表

 

 

 

 

 

 

 

图5.2-4         玉科7井场分区防渗示意图

 

(3)管道刺漏防范措施

①新建井场设置现场检测仪表，并由RTU箱中的控制系统实现井场内的生产运行管理和控制，并与所属的联合站SCADA管理系统通信，上传井场的重要生产运行数据，接收上位系统的控制指令，设置现场监控系统，随时通过监控系统观察井场内生产情况。

②在管道上方设置标志，以防附近的各类施工活动对管道的破坏。减轻管道的内外腐蚀，定期检测管道的内外腐蚀情况，并配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。

③利用管道的压力、流量监控系统，发现异常立即排查，若是出现问题，立即派人现场核查，如有突发事情启动应急预案。

④一旦管道发生泄漏事故，井场内设置有流量控制仪及压力变送器，当检测到压力降速率超过0.15MPa/min时，由SCADA系统发出指令，远程自动关闭阀门。

(4)地下水环境监测与管理

根据本工程特点建立和完善区域地下水环境监测制度和环境管理体系，制定完善的监测计划，环境监测工作可委托当地有资质的环境监测机构承担。根据《环境影响评价技术导则•地下水环境》(HJ610-2016)及《地下水环境监测技术规范》(HJ164-2020)的要求、地下水流向、项目的平面布置特征及地下水监测布点原则，本工程地下水监测计划见表5.2-21。

表5.2-21          地下水监测点布控一览表

(5)应急响应

①应急预案在制定全作业区环保管理体制的基础上，制定专门的地下水污染事故的应急措施，并与其它应急预案相协调。地下水应急预案包括以下内容：

a地下水环境保护目标的确定,采取的紧急处置措施和潜在污染可能性评估；

b特大事故应急抢险组织状况和人员、装备情况，平常的训练和演习。

②应急处置

一旦发现地下水发生异常情况，必须按照应急预案马上采取紧急措施：

a当确定发生地下水异常情况时，按照制定的地下水应急预案，在第一时间内尽快上报主管领导，通知当地生态环境保护主管部门，密切关注地下水水质变化情况；

b组织专业队伍对事故现场进行调查、监测，查找环境事故发生地点、分析事故原因，切断污染源，阻隔地下水流，防止事故的扩散、蔓延及连锁反应，尽量缩小地下水污染事故对人和财产的影响；

c对事故后果进行评估，并制定防止类似事件发生的措施。

5.2.3.5 地下水环境评价结论

(1)环境水文地质现状

①环境水文地质现状

评价区位于塔河洪泛冲积平原，在钻探深度内是以单一结构的潜水含水层为主的沙漠平原区，含水层岩性为细砂、粉砂、粉细砂。塔河是塔河冲洪积泛滥平原区地下水的主要补给来源，它以沿途渗漏方式补给地下水。此外，地下径流的侧向补给以及洪水泛滥都直接、间接地补给地下水，以垂直蒸发和植物垂直蒸腾方式排泄。地下水化学类型为Cl·SO₄-Na·Mg型水，水质差，为半咸水-咸水。

②地下水环境现状

监测期间区域地下水中石油类满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类标准要求。潜水监测点中除总硬度、溶解性总固体、锰、氟化物、氯化物外，其余监测因子均满足《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准要求。总硬度、溶解性总固体、锰、氟化物、氯化物超标与区域水文地质条件有关，区域潜水蒸发量大、补给量小，潜水中上述因子日积月累浓度逐渐升高。

(2)地下水环境影响

正常状况下，污染源从源头上可以得到控制，采取了防渗措施；非正常状况下，管线与法兰连接处发生泄漏，根据环境影响预测结果，在假定情景预测期限内，污染物的泄漏将会对泄漏点附近的地下水环境产生一定影响。但建设单位在做好源头控制措施、完善分区防渗措施的前提下，本工程对地下水环境影响可以接受。

(3)地下水环境污染防控措施

本工程依据“源头控制、分区防控、污染监控、应急响应”原则，采取严格的地下水环境污染防控措施。

①通过加强管道内的压力、流量传感器检修维护，保障发生管道阀门连接处泄漏及时切断阀门，减少泄漏量；加强日常巡检监管工作，出现泄漏情况能及时发现；加强法兰、阀门连接处腐蚀情况记录管理，避免因老化、腐蚀导致泄漏情况发生。

②严格执行《环境影响评价技术导则 地下水环境》(HJ610–2016)“11.2.2 分区防控措施”相关要求进行分区防渗。防渗措施的设计使用年限不应低于本工程主体工程的设计使用年限。

③建立和完善本工程的地下水环境监测制度和环境管理体系，对集输管道、阀门定期进行严格检测，有质量问题的及时更换，管道、阀门都应采用优质耐腐蚀材料制成的产品。

④在制定全作业区环保管理体制的基础上，制订针对地下水污染事故的应急措施，并应与其它应急预案相协调。

(4)地下水环境影响评价结论

综上所述，在做好源头控制措施、完善分区防渗措施、地下水污染监控措施和地下水污染应急处置的前提下，本工程对地下水环境影响可以接受。

5.2.4 声环境影响评价

本工程拟建各类管道均埋设在地下，埋深大于1.2m，油气集输不会对周围声环境产生影响；本工程产噪设备主要包括井场采油树、加热炉、燃气发电机、泵类等设备。

5.2.4.1 预测模式

a)应根据声源声功率级或参考位置处的声压级、户外声传播衰减，计算预测点的声级：

式中：—预测点处声压级，dB；

      —由点声源产生的声功率级(A计权或倍频带)，dB；

—指向性校正，它描述点声源的等效连续声压级与产生声功率级L_w的全向点声源在规定方向的声级的偏差程度，dB；

      —几何发散引起的衰减，dB；

      —大气吸收引起的衰减，dB；

          —地面效应引起的衰减，dB；

—障碍物屏蔽引起的衰减，dB；

—其他多方面效应引起的衰减，dB。

式中：—预测点处声压级，dB；

      —参考位置r₀处的声压级，dB；

—指向性校正，它描述点声源的等效连续声压级与产生声功率级L_w的全向点声源在规定方向的声级的偏差程度，dB；

      —几何发散引起的衰减，dB；

      —大气吸收引起的衰减，dB；

          —地面效应引起的衰减，dB；

—障碍物屏蔽引起的衰减，dB；

—其他多方面效应引起的衰减，dB。

b)预测点的A声级L_A(r)可按下式计算：

式中：—距声源r处的A声级，dB(A)；

      —预测点(r)处，第i倍频带声压级，dB；

△L_i—第i倍频带的A计权网络修正值，dB；

c)在只考虑几何发散衰减时按下式计算：

式中：—距声源r处的A声级，dB(A)；

      —参考位置r₀处的A声级，dB(A)；

A_div—几何发散引起的衰减，dB；

d)工业企业噪声计算

设第i个室外声源在预测点产生的A声级为L_Ai，在T时间内该声源工作时间为t_i；第j个等效室外声源在预测点产生的A声级为L_Aj，在T时间内该声源工作时间为t_j，则拟建工程声源对预测点产生的贡献值(L_eqg)为：

式中：L_eqg—建设项目声源在预测点产生的噪声贡献值，dB；

T—用于计算等效声级的时间，s；

N—室外声源个数；

t_i—在T时间内i声源工作时间，s；

M—等效室外声源个数；

t_j—在T时间内j声源工作时间，s。

e)噪声预测值计算

式中：L_eq—预测点的噪声预测值，dB；

L_eqg—建设项目声源在预测点产生的噪声贡献值；

      L_eqb—预测点的背景噪声值，dB。

f)噪声预测点位

本评价预测工程噪声源对四周场界噪声贡献值，并给出场界噪声最大值的位置。

5.2.4.2 噪声源参数的确定

按照噪声预测模式，结合噪声源到各预测点距离，通过计算，本项目各噪声源对井场四周场界的贡献声级值见表5.2-22。

表5.2-22           井站场噪声源参数一览表

5.2.4.3 预测结果及评价

按照噪声预测模式，结合噪声源到各预测点距离，通过计算，本工程各噪声源对四周场界的贡献声级值见表5.2-23。

表5.2-23         井站场噪声预测结果一览表       单位：dB(A)

由表5.2-23可知，玉科7井噪声源对厂界的噪声贡献值区间范围昼间、夜间为48.1～49.1dB(A)，满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类区昼间、夜间标准要求。

综上，本工程实施后不会对周边声环境产生明显影响。

5.2.5 固体废物影响分析

本工程营运期产生的固体废物主要为站场产生的废润滑油、落地油及废防渗材料。

根据《国家危险废物名录(2021年版)》(部令第15号)、《危险废物环境管理指南 陆上石油天然气开采》(生态环境部公告 2021年第74号)，废润滑油(HW08 900-214-08)、落地油(HW08 071-001-08)及废防渗材料(HW08 900-249-08)均属于危险废物，分别桶装收集后库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置。

根据《建设项目危险废物环境影响评价指南》，本工程危险废物类别、主要成份及污染防治措施见表5.2-24。

表5.2-24  危险废物产生、处置及防治措施情况一览表

(1)危险废物收集及贮存

本工程建成运行后，油田公司应按照《危险废物收集 贮存 运输技术规范》(HJ2025-2012)相关要求对危险废物进行收集。

收集危险废物的硬质桶应按要求设置明显的表明危险废物相关信息的标签，标签信息应填写完整翔实。具体要求如下：

a．危险废物标签规格颜色说明：规格：正方形，40×40cm；底色：醒目的橘黄色；字体：黑体字；字体颜色：黑色。

b．危险废物类别：按危险废物种类选择，危险废物类别如图5.2-11所示。

(2)运输过程的环境影响分析

①内部运输

本工程产生的危险废物经密闭容器收集后通过道路就近运至站场内危废暂存间。危险废物的运输需满足《危险废物收集 贮存 运输技术规范》(HJ 2025-2012)的要求。危险废物内部转运作业应采用专用的工具，内部转运需填写《危险废物厂内转运记录表》，并且在转运结束后对路线进行检查和清理，确保无危险废物遗失在站内运输线路上。正常状况下危险废物产生散落、泄漏的可能性较小，不会对周围环境产生明显影响。若万一发生散落或泄漏，应及时对散落物进行收集、清理，避免对周围环境产生污染影响。

②外部运输

本工程产生的危险废物桶装收集后由库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置，危险废物运输过程由塔里木油田分公司哈得油气开发部委托库车畅源生态环保科技有限责任公司进行运输，运输过程中全部采用密闭容器收集储存，转运结束后及时对转运路线进行检查和清理，确保无危险废物散落或泄漏在转运路线上。危险废物运输过程符合《危险废物收集、贮存、运输技术规范》(HJ2025-2012)中的相关要求。

(3)委托处置的环境影响分析

本工程产生的危险废物由塔里木油田分公司哈得油气开发部委托库车畅源生态环保科技有限责任公司运输及处置。库车畅源生态环保科技有限责任公司位于库车市，目前已取得危险废物经营许可证(6528260024)，核准经营危险废物类别为HW08，处置能力为50万t/a，处置余量充足。本工程将危险废物委托库车畅源生态环保科技有限责任公司处理可行，委托其处置不会对产生其他额外环境影响。

(4)减缓环境影响的其他措施要求

根据《危险废物转移管理办法》、《危险废物产生单位管理计划制定指南》、《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及《危险废物收集 贮存 运输技术规范》(HJ2025-2012)中的相关要求，本评价要求：

1)危险废物转移过程应采取防扬散、防流失、防渗漏措施，不得擅自倾倒、堆放、丢弃、遗撒；制定危险废物突发环境事件的防范措施和应急预案，发生危险废物突发环境事件时，采取有效措施消除或者减轻对环境的污染危害；制定危险废物管理计划，结合自身的实际情况，与生产记录相衔接，建立危险废物管理台账记录，如实记载产生危险废物的种类、数量、流向、贮存、利用处置等信息，并填写、运行危险废物转移联单。

2)建设单位在借鉴同行业发展水平和经验的基础上，提出减少危险废物产生量和危害性的计划，明确改进原料、工艺、技术、管理等方面的具体措施。

3)危险废物内部转运作业应满足如下要求：综合考虑站内的实际情况确定转运路线，尽量避开办公区和生活区；危险废物内部转运作业应采用专用的工具，内部转运填写《危险废物厂内转运记录表》；危险废物内部转运结束后，应对转运路线进行检查和清理，确保无危险废物遗失在转运路线上，并对转运工具进行清洗。

综合以上分析，本工程产生的固体废物全部妥善处置或综合利用，在落实本工程提出的控制措施的情况下不会对周围环境造成二次污染。

5.2.6 生态环境影响评价

由于各类管道营运期密闭运行，正常状态下不会对生态环境产生影响。营运期管道所经地区地表植被将逐渐恢复正常生长。据类比调查分析，管道完工后2至3年内，地下敷设管道的区域，地表植被恢复较好，景观破坏程度很低。虽然管道沿线近侧不能再种植深根植物，但根据现场调查，受工程影响的陆生植被均属一般常见种，其生长范围广，适应性强，不存在因局部植被生境破坏而导致植物种群消失或灭绝，因此对植物生长影响不大。管道工程完工后，随着植被的恢复，动物的生存环境得以复原，部分暂时离开的动物将回到原来的栖息地，由管道施工造成的对动物活动的影响消失。

项目营运期井场及管道对生态环境的影响主要表现在对野生动物、植被等的影响，生态系统完整性影响以及生态景观影响。

(1)野生动物的影响分析

运营期油田开发建设相比施工期而言不再新增用地，占地对野生动物的影响不再增加，对野生动物的影响主要是由于植被的减少或污染破坏引起动物食物来源减少。随着油田建设，区域野生动物的种类和数量发生一定的变化，原有的荒漠型鸟类和大型哺乳类动物将逐渐避开人类活动的干扰迁至其它区域，而常见的伴人动物如麻雀、乌鸦等一般在井站场50m以外处进行活动，多出现在噪声干扰较少处及人类生活区附近，有人群活动的地方动物数量有所增加

运营期道路行车主要是油田巡线的自备车辆，车流量很小，夜间无车行驶，一般情况下，野生动物会自行规避或适应，不会对野生动物产生明显影响。应在道路周边设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，并从管理上对工作人员加强宣传教育，切实提高保护生态环境的意识，车辆行驶过程中不得鸣笛惊吓野生动物同时应加强野生动物保护，对进行野生动物保护法的宣传教育，严禁惊扰、猎杀野生动物。

(2)植被影响分析

营运期由于占地活动的结束，工程基本不会对植被产生影响，临时占地的植被开始自然恢复，开始发生向原生植被群落演替，并逐渐得到恢复，但事故状态如管道泄漏或火灾均会致使泄漏或火灾处局部范围内植被死亡。但事故造成的植被破坏是小范围的，对荒漠地带植被的影响是可接受的。

(3)生态系统完整性影响评价

生态系统完整性是资源管理和环境保护中一个重要的概念。生态系统完整性是生态系统在特定地理区域的最优化状态，在这种状态下，生态系统具备区域自然生境所应包含的全部生物多样性和生态学进程，其结构和功能没有受到人类活动胁迫的损害，本地物种处在能够持续繁衍的种群水平。它主要反映生态系统在外来干扰下维持自然状态、稳定性和自组织能力的程度。评价生态系统完整性对于保护敏感自然生态系统免受人类干扰的影响有着重要的意义。

本工程开发区的基质主要是荒漠生态景观，荒漠生态景观稳定性较差，异质化程度低，生态体系的稳定性和必要的抵御干扰的柔韧性差。在油田开发如井场和管道等建设中，新设施的增加及永久性构筑物的作用，不但不会使区域内异质化程度降低，反而在一定程度上会增加区域的异质性。区域的异质性越大，抵抗外界干扰的能力就越大。因而油田开发建设不会改变区域内景观生态的稳定性及完整性。但如现状所述，目前由于油田开发活动降低了区域生态系统的完整性和稳定性，需通过控制破坏影响范围，并做好生态恢复和后期管理，才能控制生态进一步恶化。

综上所述，项目区生态完整性受本工程影响较小，项目区生态完整性变化主要受区域自然环境变化影响。油田开发加大了评价区人为干扰的力度，同时也加剧局部区域有自然荒漠生态系统向人工生态系统演替的趋势，但是由于项目占地面积有限，区域生态系统仍保持开放、物质循环和能量流动。因此对于评价区生态系统的完整性影响较小，其生态稳定性及其结构与功能也不会受到明显影响。且本项目不在国家公园、自然保护区、世界自然遗产、重要生境、自然公园、生态保护红线等生态敏感区内，因此不会对生态敏感区产生影响。

5.2.7 土壤环境影响评价

5.2.7.1 环境影响识别

5.2.7.1.1 项目类型

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)附表A.1，本工程属于“采矿业”中的“石油开采项目”，项目类别为Ⅰ类。

5.2.7.1.2 影响类型及途径

本项目不涉及在土壤中使用酸性、碱性、盐类物质，不会造成区域地下水水位上升导致土壤盐化，也不会造成土壤酸化、碱化。因此，本工程土壤影响类型为污染影响型。

拟建工程施工期主要为管沟开挖、场地平整及设备安装，主要污染物为施工期扬尘，不涉及土壤污染影响。营运期外排废气中主要为非甲烷总烃、硫化氢、颗粒物、NO_X、SO₂等，这两种废气污染物均达标排放；废水主要为采出水、井下作业废水以及燃料气分液包废水，未向外环境排放污水，不会造成废水地面漫流影响；非正常状况单井集输管道连接处破裂泄漏下渗造成油类污染土壤，可能通过垂直入渗的形式对土壤造成影响。影响类型见表5.2-25。

表5.2-25           建设项目影响类型表

(3)影响源及影响因子

本工程输送介质为采出液(原油和伴生气)，管道连接处破裂时，采出液中的石油烃可能会下渗到土壤中，造成一定的影响。因此本评价选取石油烃作为代表性污染物进行预测。本工程土壤环境影响源及影响因子识别结果参见表5.2-26。

表5.2-26     土壤环境影响源及影响因子识别表

5.2.7.2 现状调查与评价

5.2.7.2.1 调查范围

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，土壤现状调查范围为井场外扩200m范围内、管道两侧外扩200m范围内。

5.2.7.2.2 敏感目标

本项目各井场边界外扩200m范围内及管道两侧外扩200m范围内无土壤保护目标。

5.2.7.2.3 土地利用类型调查

(1)土地利用现状

根据现场调查结果，拟建项目井场及管线占地现状均为未利用地，分布有少量的荒漠植被。

(2)土地利用历史

根据调查，拟建项目井场及管线占地现状为荒漠。

(3)土地利用规划

本项目所在区域属于玉科区块，以油气田开采为主，区域无相关土地利用规划。

5.2.7.2.4 土壤类型调查

根据《中国土壤分类与代码》(GB/T17296-2009)中的土壤分类，土壤评价范围内土壤类型为荒漠风沙土。项目区域土壤类型分布见附图11。

5.2.7.2.5 影响源调查

本工程所在区域为油气开采为主要功能的区域，本工程对土壤环境的影响途径为垂直入渗型。调查评价范围内与本工程产生同种特征因子或造成相同土壤环境影响后果的影响源主要为玉科区块井场、阀组、计转站等生产运行中采出液、石油含有石油类污染因子的潜在污染源。根据土壤监测结果可知，土壤满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)中第二类用地土壤污染风险筛选值。

5.2.7.3 环境影响预测与评价

5.2.7.3.1 土壤预测情景

本工程实施后，由于严格按照要求采取防渗措施，在正常工况下不会发生油品渗漏进入土壤。因此，垂直入渗造成土壤污染主要为非正常泄漏工况，根据企业的实际情况分析，可能出现采油树管道连接和阀门处出现破损造成油品泄漏、井下作业废水发生泄漏等情况，建设单位及时采取措施，不可能任由油品漫流渗漏，任其渗入土壤。因此，仅在地表积油底部非可视部位发生小面积渗漏时，才可能有少量物料通过漏点，逐渐渗入土壤。

综合考虑本工程物料特性及土壤特征，本次评价为事故状况下，采油树管道连接和阀门处出现破损泄漏的石油烃对土壤垂直入渗的污染。

5.2.7.3.2 垂直入渗土壤预测模型

根据《环境影响评价技术导则 土壤环境(试行)》(HJ964-2018)附录E中预测方法对本工程垂直入渗对区域土壤环境影响进行预测，预测公式如下：

(1)一维非饱和溶质垂向运移控制方程：

 

 

式中：c--污染物介质中的浓度，mg/L；

      D--弥散系数，m²/d；

      q--渗流速度，m/d；

      z--沿z轴的距离，m；

      t--时间变量，d；

     θ-土壤含水率，%。

(2)初始条件

 

(3)边界条件

第一类Dirichlet边界条件：

①连续点源：

 

②非连续点源：

第二类Neumann零梯度边界条件：

 

5.2.7.3.3 预测参数选取

根据现场土壤采样及水文地质调查结果，预测模型参数取值见表5.2-29。

表5.2-29          垂直入渗预测模型参数一览表

根据工程分析，结合项目特点，本评价选取采油树管道连接和阀门处出现破损造成油品泄漏，油品中的石油烃对土壤环境的影响。

表5.2-30                    土壤预测源强表

5.2.7.3.4 土壤污染预测结果

(1)石油烃预测结果

管道连接和阀门处出现破损泄漏，泄漏油品中石油烃以点源形式垂直进入土壤环境。初始浓度设定为815400mg/L，预测时段按项目运行期10950天(30年)考虑。预测时间节点分别为，T1：1年，T2：5年，T3：10年，T4：20年，T5：30年。

在不同水平年石油烃沿土壤迁移模拟结果如图5.2-14所示。

 

 

 

 

 

 

 

 

图5.2-14   石油烃在不同水平年沿土壤垂向迁移情况

由图5.2-14土壤模拟结果可知，石油烃在土壤中随时间不断向下迁移，同一点位的数值随时间在增加，浓度随深度增加在降低，入渗1a后，污染深度为5cm；入渗5a后，污染深度为12cm；入渗10a后，污染深度为18cm；入渗20a后，污染深度为26cm；入渗30a后，污染深度为33cm。

5.2.7.4 结论与建议

本工程各土壤监测点各监测因子监测值均低于《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)。同时根据土壤垂直入渗预测结果可知石油烃在土壤中随时间不断向下迁移，石油烃主要积聚在土壤表层40cm以内，其污染也主要限于地表，土壤底部石油烃浓度未检出。因此，本工程需采取土壤污染防治措施按照“源头控制、过程防控、跟踪监测、应急响应”相结合的原则，并定期开展土壤跟踪监测，从土壤环境影响的角度，项目建设可行。

5.2.7.5 土壤污染防治措施

(1)源头控制

在工艺、设备、集输等方面尽可能地采取泄漏控制措施，从源头最大限度降低采油树管道连接和阀门处出现破损、井下作业废水泄漏等发生的可能性和泄漏量，使本工程建设产生的污染物对土壤影响降至最低，一旦出现泄漏等即可由区域内的各种配套措施进行收集、处置。

1)通过加强管道内的压力、流量传感器检修维护，保障发生管道泄漏及时切断阀门，减少泄漏量；加强日常巡检监管工作，出现泄漏情况能及时发现，一旦产生落地油及时、彻底进行回收清理；加强法兰、阀门连接处腐蚀情况记录管理，避免因老化、腐蚀导致泄漏情况发生。

2)定期派人检查各井口及井场，是否有采出液、井下作业废水或物料泄漏的现象发生。

3)本工程选用耐腐蚀性能好、抗老化性能、耐热性能好、抗冻性能好、耐磨性能好的管材作为集输管道，可有效的防止管线腐蚀穿孔，降低管道环境风险事故的发生。对管道定期检修，将事故发生的概率降至最低，有效保护土壤和地下水环境不受污染。

4)如果发生采油树管道连接和阀门处破损、井下作业废水泄漏，建设单位应立即采取切断措施并及时组织专门力量进行污染物的清除工作，在最短的时间内清除地面及地下的石油类物质，委托具有相应HW08危废处理资质单位对污染土壤进行转运处置，因而，石油类污染物进入土壤和地下潜水的可能性较小。

(2)过程防控措施

参照执行《石油化工工程防渗技术规范》(GB/T50934–2013)“4.0.4 石油化工储运工程区的典型污染防治分区”相关要求进行分区防渗，防渗措施的设计使用年限不应低于拟建工程主体工程的设计使用年限。集输管线定期进行壁厚检测，出现异常及时进行更换。考虑到原油发生泄漏时，主要集中在地下0.5m位置，清理作业时，应将污染的土壤收集在桶中，委托有资质单位接收处置，清理作业完成后，及时恢复迹地。

(3)跟踪监测

根据项目特点及相关要求，制定监测计划，详情见表5.2-31。

表5.2-31      土壤跟踪监测点位布设情况一览表

(4)土壤环境影响评价结论

综上所述，通过采取源头控制、过程防控措施，从土壤环境影响的角度，本工程建设可行。

5.2.8 环境风险评价

环境风险评价是分析和预测建设项目对环境存在的潜在危险、有害因素，针对建设项目建设和运行期间可能发生的突发性事件或事故，引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏所造成的对环境影响和损害程度，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，以使建设项目事故率、事故损失和事故造成的环境影响达到可接受水平。

5.2.8.1 风险调查

本工程环境风险潜势为Ⅰ，根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ 169-2018)环境风险评价工作级别划分的判据，确定本工程环境风险评价工作级别为简单分析。

5.2.8.1.1 建设项目风险源调查

本工程风险源调查情况见表5.2-33。

表5.2-33       本工程风险源调查概况一览表

5.2.8.1.2 环境敏感目标调查

本工程环境风险敏感目标调查结果见表5.2-34。

表5.2-34         建设项目环境敏感特征表

5.2.8.2 环境风险识别

根据导则规定，风险识别包括物质危险性识别、生产系统危险性识别等内容。

5.2.8.2.1 物质危险性识别

本工程涉及的风险物质主要为天然气(以甲烷计)、原油以及H₂S，天然气(以甲烷计)、原油以及H₂S存在于设备及工艺管道内。

危险物质危险性见表5.2-35。

表5.2-35             物质危险性一览表

5.2.8.2.2 生产系统危险性识别

根据本工程工艺流程及平面布置功能分区，并结合物质危险性识别，确定危险单元为单井集输管道。生产系统危险性识别结果见表5.2-36。

表5.2-36      生产系统危险性识别结果一览表

根据表5.2-36识别结果，确定集输管道为重点风险源。

5.2.8.2.3 环境风险类型及危害分析

根据物质及生产系统危险性识别结果，本工程单井集输管道可能发生泄漏，进而引发火灾，火灾事故下产生一氧化碳等有毒有害物质引发中毒、次生污染，单井集输管道泄漏可能造成地表水体、土壤及地下水污染。

5.2.8.2.4 风险识别结果

本工程物质及生产系统危险性识别结果见表5.2-37。

表5.2-37             环境风险识别表

5.2.8.3 风险事故情形分析

5.2.8.3.1 大气环境风险分析

在管道压力下，加压集输管线油品泄漏时，油品从裂口流出后遇明火燃烧，发生火灾爆炸事故，燃烧产生的次生CO引发周围人员CO中毒事件。一旦管道发生泄漏事故，井场内设置有流量控制仪及压力变送器，当检测到压力下降速率超过0.15MPa/min时，由SCADA系统发出指令，远程自动关闭阀门。井场配备巡检人员，通过每天巡检及压力表可第一发现泄漏事故，立即采取泄漏事故处置措施，不会对周边大气环境产生明显影响。

5.2.8.3.2 地表水环境风险分析

本工程在发生安全生产事故造成油品泄漏主要集中在站场区域范围，加之泄漏油品量较少且基本上能够及时地完全回收，且项目周边无地表水，因此在事故下造成油品泄漏不会对区域地表河流造成污染。

5.2.8.3.3 地下水、土壤环境风险影响分析

本工程建成投产后，正常状态下无废水直接外排；非正常状态下，油品中的石油类在下渗过程中易受包气带的吸附作用影响，不易迁移至含水层，但在防渗措施老化破损油品泄漏的情况下，石油类在下渗过程受包气带的吸附作用以后，也会不可避免的对地下水水质产生一定的影响，但影响范围很小，本评价要求建设单位加强环境管理，定期对管线进行检查，避免因管材质量缺陷、管道腐蚀老化破损造成油品泄漏。对于地下水、土壤环境风险分析，本评价已在地下水环境影响评价一节给出相应的泄漏预测，同时提出了相应的污染防治措施。地下水防控措施：为防止废水下渗污染地下水，本评价要求企业采取的措施详见“地下水环境保护措施与对策”小节，不再赘述。

5.2.8.4 环境风险防范措施及应急要求

各种事故都可以采取必要的预防措施，以减少事故的发生或使事故造成的危害降低到最低限度。结合本工程特点，采取以下风险防范措施。

5.2.8.4.1 施工阶段的事故防范措施

①管道敷设前，应加强对管材质量的检查，严禁使用不合格产品。在施工过程中加强监理，确保施工质量。

②建立施工质量保证体系，提高施工检验人员水平，加强检验手段。

③按施工验收规范进行水压及密闭试验，排除更多的存在于母材的缺陷。

④选择有丰富经验的单位进行施工，并对其施工质量进行监理。

5.2.8.4.2 管道刺漏防范措施

①在管线上方设置标志，以防附近的各类施工活动对管线的破坏。减轻管道的内外腐蚀，定期检测管道的内外腐蚀情况，并配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。

②利用管线的压力、流量监控系统，发现异常立即排查，若是出现问题，立即派人现场核查，如有突发事情启动应急预案。

③一旦管道发生泄漏事故，站场或阀室内设置有流量控制仪及压力变送器，当检测到压力下降速率超过0.15MPa/min时，由SCADA系统发出指令，远程自动关闭阀门。

5.2.8.4.3 运行阶段的事故防范措施

①定期对管线进行超声波检查，对壁厚低于规定要求的管段及时更换，消除爆管和泄漏的隐患。

②利用管线的压力、流量监控系统，发现异常立即排查，若出现问题，立即派人现场核查，如有突发事情启动应急预案。

③在管线上方设置标志，以防附近的各类施工活动对管线的破坏。定期检查管线，并配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。

④建立台账，做好相关信息记录。管道刺漏事件记录台账须详细记录历次管道刺漏情况，包括刺漏位置、管道规格、刺漏性质等信息。发生管道刺漏后，将严重污染的土壤集中收集，送有资质的处置单位集中处理。

⑤加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡。

⑥配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。

5.2.8.4.4 井下作业事故风险预防措施

①设计、生产中采取有效预防措施，严格遵守井下作业的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置。

②井场设置明显的禁止烟火标志；井场电器设备、照明灯具符合防火防爆的安全要求，井场安装探照灯，以备井喷时钻台照明。

③按消防规定配备泡沫灭火器、干粉灭火器、消防铁锹和其它消防器材。

④井下作业之前，在井场周围划分高压区和低压区，高压泵、高压汇管、井口装置等高压设备均布置于高压区内，施工过程中，高压区无关人员全部撤离，并设置安全警戒岗。

⑤每一次井下作业施工前，必须对高压汇管进行试压，试压压力大于施工压力5MPa，施工后必须探伤，更换不符合要求的汇管。

5.2.8.4.5 H₂S气体泄漏风险防范措施

①井场人员巡检时应携带硫化氢监测仪，第1级预警阈值应设置为15mg/m³（或10ppm），第2级报警阈值应设置为30mg/m³（或20ppm），进入巡检区域应注意是否有报警信号。

②井场应配备硫化氢监测仪和正压式空气呼吸器，以备作业人员在检修和抢险作业时携带。

③在井场的作业人员上岗前都应接受H₂S危害及人身防护措施的培训，经考核合格后方能持证上岗。

④制定施工方案，确保其符合所有相应规范和公认的做法。在进行井下作业之前，作业公司、承包公司、专业服务公司、以及其他相关代表宜一起讨论有关井下的数据和资料。

⑤作业人员宜至少每周进行一次预防井喷演练，确保井控设备能正常运行，作业队人员明确自己的紧急行动责任同时达到训练作业人员的目的。

⑥操作时宜按要求配备基本人员，采用必要的设备进行安全施工。现场应配置呼吸保护设备且基本人员能迅速而方便的取用。采用适当的硫化氢检测设备实时监测空气状况。

⑦所有产出气都应以确保人身安全的方式排放或燃烧，严格执行“禁止吸烟”的规定。

⑧在修井过程中，如排液、拆卸井口和管道、循环修井液、起泵和起封隔器以及酸化后抽汲等，宜采取特殊预防措施，避免硫化氢聚集气释放造成危险。所有修井作业人员宜进行有关硫化氢的潜在危险性以及遇硫化氢时应采取的防护措施等培训。如果在修井作业过程中硫化氢浓度有可能达到有害浓度，宜使用硫化氢监测仪或检测仪。呼吸保护设备应位于作业人员能迅速容易地取用的地方。在无风或风力较弱的情况下，可使用机械通风设备将气体按规定方向排出。在低洼作业区，硫化氢或二氧化硫极易在该区域沉降，容易达到有害浓度，在这些区域作业时宜特别小心，并做好防护措施。

5.2.8.4.6 环境风险应急处置措施

(1)管道事故应急措施

管道事故风险不可能绝对避免，在预防事故的同时，为可能发生的事故制定应急措施，使事故造成的危害减至最小程度。

①按顺序关井

在管道发生断裂、漏油事故时，按顺序关井。抢修队根据现场情况及时抢修，做好环境污染防范工作，把损失控制在最小范围内。

②回收泄漏采出液

首先限制地表污染的扩大。油受重力和地形的控制，会流向低洼地带，应尽量防止泄漏石油移动。在可能的情况下应进行筑堤，汇集在低洼坑中的地表油，用车及时进行收集；将严重污染的土壤集中收集，由有危废处置资质的公司接收处置处理。

(2)火灾事故应急措施

①发生火灾时，事故现场工作人员立即通知断电，油田停产，并拉响警报。启动突发环境事件应急预案，同时迅速安排抢险人员到达事故现场。

②安全保障组设置警戒区域，撤离事故区域全部人员，封锁通往现场的各个路口，禁止无关人员和车辆进入，防止因火灾而造成不必要的损失和伤亡。

③根据风险评价结果，如发生火灾，附近工作人员应紧急撤离至安全地带，防止火灾燃烧产生的有害物质对人体造成伤害。

④当火灾事故得到有效控制，在确保人员安全的情况下，及时控制消防冷却水次生污染的蔓延。

(3)管道刺漏事故应急措施

本工程根据以往经验，现场巡检过程中发现压力表压力不正常后，通过检测判定管道是否发生泄漏，针对管道刺漏事件，采取以下措施：

a.切断污染源：经与生产调度中心取得联系后，关闭管道泄漏点最近两侧阀门；

b.堵漏：根据泄漏段的实际情况，采用适当的材料和技术手段进行堵漏，并在作业期间设专人监护；

c.事故现场处理：堵漏作业完成后，对泄漏段管道进行彻底排查和检验，确保无泄漏产生；

d.后期处理：恢复管道泄漏区域地表地貌，对泄漏部分有针对性的加强检测及现场巡检。对泄漏的油品回收，若油品泄漏在不能及时地完全回收的情况下，可能在地表结成油饼，将油饼集中收集，由有危废处置资质的公司接收处置处理。

5.2.8.5 突发环境事件应急预案

对于重大或不可接受的风险(主要是物料严重泄漏、火灾爆炸造成重大人员伤害等)，制定应急响应方案，建立应急反应体系，当事故一旦发生时可迅速加以控制，使危害和损失降低到尽可能低的程度。定期按照应急预案内容进行应急演练，应急物资配备齐全，出现风险事故时能够及时应对。

塔里木油田分公司编制有《塔里木油田公司开发事业部哈得作业区突发环境事件应急预案》(备案编号：652924-2022-0026)，定期按照应急预案内容进行应急演练，应急物资配备齐全，出现风险事故时能够及时应对。应将本次区块建设内容突发环境事件应急预案纳入塔里木油田分公司哈得作业区现有突发环境事件应急预案中，对现有突发环境事件应急预案进行必要的完善和补充。

5.2.8.6 环境风险评价结论与建议

(1)项目危险因素

本工程涉及的主要危险物质原油(采出液)、硫化氢、天然气(以甲烷计)等贮存于管道内。上述危险物质在贮存或使用过程中可能会发生泄漏、伴生火灾等风险事故，对环境造成一定的影响。

(2)环境敏感性及事故环境影响

本工程区域以油气开发为主，风险源评价范围内无敏感目标存在。本工程实施后的环境风险主要为原油泄漏，遇火源不完全燃烧会产生一定量的一氧化碳有害气体进入大气；另外，油类物质可能污染土壤并渗流至地下水，对区域地下水和土壤环境造成污染影响。

(3)环境风险防范措施和应急预案

应将本次建设内容突发环境事件应急预案纳入塔里木油田分公司哈得油气开发部现有突发环境事件应急预案中，对现有突发环境事件应急预案进行必要的完善和补充。

(4)环境风险评价结论与建议

综上，本工程环境风险是可防控的。

根据建设项目环境风险可能影响的范围与程度，本次评价建议加强日常环境管理及认真落实环境风险预防措施和应急预案，可将环境风险概率降到最低。本工程环境风险防范措施“三同时”验收一览表见表5.2-45，环境风险自查表见表5.2-46。

表5.2-45    环境风险防范措施“三同时”验收一览表

表5.2-46           建设项目环境风险简单分析内容表

6 环境保护措施及其可行性论证

6.1 环境空气保护措施可行性论证

6.1.1施工期环境保护措施

6.1.1.1 施工扬尘

(1)各井场场地平整时，禁止利用挖掘机进行抛洒土石方作业，定期洒水，作业面要保持一定湿度；

(2)用标识带或者围栏，标识出井场建设的井场布置，并禁止在井场外作业；

(3)在管道作业带内施工作业，为了控制扬尘，限制井场场地内的车速小于20km/h。

以上扬尘防治措施，简单可行，具有可操作性，施工扬尘影响能够减缓到可以接受的程度，以上抑尘措施是可行的。

6.1.1.2 机械设备和车辆废气

施工前期加强设备和运输车辆的检修和维护，保证设备正常稳定运行，燃用合格的燃料，设备和车辆不超负荷运行，从而从源头减少设备和车辆废气对环境的影响，措施是可行的。

6.1.2运营期环境空气保护措施

6.1.2.1 有组织废气

本工程新建加热炉烟气中污染物包括颗粒物、SO₂和NO_X，其中颗粒物产生浓度为20mg/m³、SO₂产生浓度为44mg/m³，满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)表2新建燃气锅炉大气污染物排放浓度限值(颗粒物≤20mg/m³)；NO_X产生浓度不满足现行排放要求，为使NO_x达标排放，采取低氮燃烧技术减少NO_x产生。

NO_x主要是空气中N₂与O₂在高温下反应生成的，在燃烧过程中影响NO_x生成的主要因素为燃烧温度，氧气浓度和烟气在高温区的停留时间。NO_x控制技术分为燃料控制、燃烧过程控制及末端控制，燃烧过程控制即低氮燃烧技术，是目前应用最广泛的措施，是通过改变燃烧条件来控制燃烧关键参数，以抑制NO_x生成或破坏已生成的NO_x为目的，从而减少NO_x排放的技术，主要围绕如何降低燃烧温度，减少热力型NO_x生成开展。

本工程加热炉以净化后的天然气为燃料，并采用低氮燃烧技术。根据同类型加热炉监测结果类比可知，烟气中污染物排放能够满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)表2新建燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；同时NO_X排放能够满足《关于开展自治区2021年度夏秋季大气污染防治“冬病夏治”工作的通知》(新环大气发[2021]142号)中燃气锅炉氮氧化物排放浓度限值(NO_X≤50mg/m³)。

6.1.2.2 无组织废气

项目运营期严格执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中5.7节要求。

(1)油井采出的井产物进行汇集、处理、输送的全过程采用密闭工艺流程，容易泄漏的关键危险部位采用先进设备和材料，严格控制天然气、油品泄漏对大气环境影响；

(2)本工程定期巡检，确保集输系统安全运行；各装置的安全阀及事故紧急放空、采样等气体均采用密闭管线输至火炬系统，燃烧后排放；

(3)工程定期巡检，加强设备管理，减少跑、冒、滴、漏，确保集输系统安全运行；

(4)提高对风险事故的防范意识，在不良地质地段做好工程防护措施。

类比《哈拉哈塘油田外围区块地面骨架工程竣工环境保护验收报告书》编制期间对YueM7-2X井污染源开展的监测数据。监测数据见表6.1-1。

表6.1-1        污染物排放情况汇总一览表

根据类比YueM7-2X井监测数据，井场无组织废气可达标排放，因此本项目采取的环境空气污染防治措施可行。

6.1.3闭井期环境空气保护措施

闭井期废气主要是施工过程中产生的扬尘，要求闭井期作业时，采取洒水抑尘的降尘措施，同时要求严禁在大风天气进行作业。

6.2 废水治理措施可行性论证

6.2.1 施工期水环境污染防治措施

项目施工期水环境污染源为管道试压废水和少量生活污水。

(1)管道试压废水

本工程管道分段试压，一般采用无腐蚀性的清洁水，试压水由管道排出由罐收集后，进入下一段管道循环使用，试压结束后用于区域洒水降尘。

(2)生活污水

施工期产生的生活污水水量小、水质简单，施工期预计1个月，生活污水共计产生量为30m³，排入生活污水池(采用撬装组合型钢板池)暂存，定期送往哈得作业区公寓生活污水处理设施处理，禁止运输途中随意倾倒。

6.2.2 运营期水环境污染防治措施

项目运营期水环境污染源为采出水、井下作业废水以及燃料气分液包废水。

(1)采出水及燃料气分液包废水

本工程采出水随采出液一起进入哈一联合站处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)标准后回注地层。要求日常加强油气开采和集输过程的动态监测，油气集输过程中避免事故泄漏污染土壤和地下水。

目前哈一联合站碎屑岩采出水处理单元设计处理规模5000m³/d，实际处理量3770m³/d，富余处理能力为1230m³/d。本工程预计进入哈一联合站采出水量0.704m³/d，哈一联合站采出水处理单元满足本工程采出水及燃料气分液包废水处理需求。

(2)井下作业废水

井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理，轮南油田钻试修废弃物环保处理站废水富余处理能力195m³/d，本工程实施后，预计井下作业废水产生量为0.05m³/d，富余量可以满足本工程井下作业废水处理需求。

综上，营运期采取的废水处置措施可行。

6.2.3 闭井期水环境污染防治措施

闭井期无废水污染物产生，要求在闭井作业过程中参照《废弃井及长停井处置指南》(SY/T6646-2017)、《油气田开发生产井报废规定》(Q/SY36-2007)、《废弃井封井回填技术指南(试行)》(环办土壤函[2020]72号)、《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》(环办环评函[2019]910号)以及《地下水管理条例》(中华人民共和国国务院令第748号)等要求进行施工作业，首先进行井场进行环境风险评估，根据评估等级分别采用不同的固井、封井方式，确保固井、封井措施的有效性，避免发生油水串层。

6.3 噪声防治措施可行性论证

6.3.1施工期噪声防治措施

施工期主要包括站场工程和管道工程。

6.3.1.1 站场工程及管道工程

(1)合理安排施工

①根据《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)确定工程施工场界，合理科学地布局施工现场，施工生产生活区远离环境敏感点。

②施工运输车辆在过村庄和学校时控制车速、禁鸣，加强车辆维护，来减轻噪声对周围声环境的影响。

(2)采取噪声控制措施

施工单位应尽量选用低噪声、低振动的施工机械设备和带有消声、隔音的附属设备，减少对周围声环境的影响。加强施工机械的保养维护，使其处于良好的运行状态。做好宣传工作，倡导科学管理和文明施工。

6.3.2运营期噪声防治措施

(1)提高工艺过程的自动化水平，尽量减少操作人员在噪声源的停留时间。

(2)对噪声较大的设备设置消音设施和隔声设备。

(3)在运营期时给机泵等设备加减振垫，对各种机械设备定期保养。

类比《哈拉哈塘油田外围区块地面骨架工程竣工环境保护验收报告书》编制期间开展的污染源监测数据。监测数据见表6.3-1。

表6.3-1        污染物排放情况汇总一览表

根据噪声预测结果并类比井场场界噪声监测，运营期井场场界噪声不会对周围声环境产生明显影响。

6.3.3闭井期噪声防治措施

闭井期噪声主要为车辆噪声等，合理控制车速，通过村庄时避免鸣笛。

6.4 固体废物处理措施可行性论证

6.4.1 施工期固体废物处置措施

6.4.1.1 施工土方及废料处置措施

本工程施工土方全部用于管沟和井场回填；施工废料首先考虑回收利用，不可回收利用部分拉运至哈得区块垃圾填埋场处理。

6.4.1.2 生活垃圾处理措施

施工期生活垃圾定期清运至哈得区块垃圾填埋场处理。哈得区块垃圾填埋场内生活垃圾填埋池现有富余能力可满足本工程施工期生活垃圾填埋需求，因此生活垃圾处置措施可行。

6.4.2运营期固体废物处置措施

6.4.2.1 运营期固体废物产生及处置情况

本工程营运期产生的固体废物主要为井场产生的废润滑油、落地油、废防渗材料。根据《国家危险废物名录(2021年版)》(部令第15号)、《危险废物环境管理指南 陆上石油天然气开采》(生态环境部公告 2021年第74号)，废润滑油(HW08 900-214-08)、落地油(HW08 071-001-08)及废防渗材料(HW08 900-249-08)均属于危险废物，分别桶装收集后由库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置。本工程危险废物产生情况及危险特性见表6.4-1。

表6.4-1       本程危险废物情况一览表

6.4.2.2 危险废物处置措施可行性分析

(1)危险废物贮存

区域站场现有危废暂存间已根据《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及修改单(环保部公告2013年第36号)的相关要求，设立危险废物警示标志，由专人进行管理并做好了危险废物排放量及处置记录；危废暂存间的地面和四周围挡均进行防渗处理，保证防渗层渗透系数小于1×10^-10cm/s，同时设置泄漏液体的收集装置。因此，危险废物在危废暂存间贮存措施可行。

(2)危险废物运输

①内部运输

本工程产生的危险废物经密闭容器收集后通过道路就近运至站场内危废暂存间。危险废物的运输需满足《危险废物收集 贮存 运输技术规范》(HJ 2025-2012)的要求。危险废物内部转运作业应采用专用的工具，内部转运需填写《危险废物厂内转运记录表》，并且在转运结束后对路线进行检查和清理，确保无危险废物遗失在站内运输线路上。正常状况下危险废物产生散落、泄漏的可能性较小，不会对周围环境产生明显影响。若万一发生散落或泄漏，应及时对散落物进行收集、清理，避免对周围环境产生污染影响。

②外部运输

本工程产生的危险废物桶装收集后由库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置，危险废物运输过程由塔里木油田分公司哈得油气开发部委托库车畅源生态环保科技有限责任公司进行运输，运输过程中全部采用密闭容器收集储存，转运结束后及时对转运路线进行检查和清理，确保无危险废物散落或泄漏在转运路线上。危险废物运输过程符合《危险废物收集、贮存、运输技术规范》(HJ2025-2012)中的相关要求。

(3)委托处置

本工程危险废物全部委托库车畅源生态环保科技有限责任公司进行处置，库车畅源生态环保科技有限责任公司处理资质及处置类别涵盖了本工程HW08危险废物，处置能力能够满足项目要求，目前库车畅源生态环保科技有限责任公司已建设完成并投入运行，设计处置能力50万t/a，尚有较大处理余量。因此，本工程危险废物全部委托库车畅源生态环保科技有限责任公司接收处置可行。

(4)减缓环境影响的其他措施要求

根据《危险废物转移管理办法》、《危险废物产生单位管理计划制定指南》、《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及《危险废物收集 贮存 运输技术规范》(HJ2025-2012)中的相关要求，本评价要求：

1)危险废物转移过程应采取防扬散、防流失、防渗漏措施，不得擅自倾倒、堆放、丢弃、遗撒；制定危险废物突发环境事件的防范措施和应急预案，发生危险废物突发环境事件时，采取有效措施消除或者减轻对环境的污染危害；制定危险废物管理计划，结合自身的实际情况，与生产记录相衔接，建立危险废物管理台账记录，如实记载产生危险废物的种类、数量、流向、贮存、利用处置等信息，并填写、运行危险废物转移联单。

2)建设单位在借鉴同行业发展水平和经验的基础上，提出减少危险废物产生量和危害性的计划，明确改进原料、工艺、技术、管理等方面的具体措施。

3)危险废物内部转运作业应满足如下要求：综合考虑站内的实际情况确定转运路线，尽量避开办公区和生活区；危险废物内部转运作业应采用专用的工具，内部转运填写《危险废物厂内转运记录表》；危险废物内部转运结束后，应对转运路线进行检查和清理，确保无危险废物遗失在转运路线上，并对转运工具进行清洗。

综合以上分析，本工程产生的固体废物全部妥善处置或综合利用，在落实本工程提出的控制措施的情况下不会对周围环境造成二次污染。

6.4.3闭井期固体废物处置措施

本工程闭井期固体废物主要为废弃管道、废弃建筑垃圾等，废弃管道、废弃建筑垃圾均属于一般工业固体废物，收集后送哈得区块垃圾填埋场妥善处理。哈得区块垃圾填埋场现有富余能力可接收一般固废，因此废弃管道、废弃建筑垃圾处置措施可行。

6.5 生态保护措施可行性论证

6.5.1施工期生态环境保护措施

6.5.1.1 永久占地生态环境保护措施

①严格遵守国家和地方有关动植物保护和防治水土流失等环境保护法律法规，最大限度的减少占地产生的不利影响，减少对土壤的扰动、植被破坏，减少水土流失。

②严格按照有关规定办理建设用地审批手续，贯彻“优化设计、动态设计”的设计理念，避免大填大挖，减少后期次生灾害的发生，充分体现“最大限度的保护，最小程度的破坏，最大限度的恢复”的原则。施工在开挖地表、平整土地时，临时堆土必须进行拦挡，施工完毕，应尽快整理施工现场。

6.5.1.2 临时占地施工生态保护工程措施

①选线过程中，尽量避开植被较丰富的区域，最大限度避免破坏野生动物的活动场所和生存环境。

②施工中要做到分段施工，随挖、随运、随铺、随压，不留疏松地面，提高施工效率，尽可能缩短施工工期。

③确保生产设施正常运行，避免强噪声惊扰野生动物。

④加强野生动物保护，对施工人员进行野生动物保护法的宣传教育，严禁施工人员惊扰、猎杀野生动物。在道路周边设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌。

⑤充分利用区域现有道路，施工机械和车辆应严格按照规定路线行驶，禁止随意开辟道路，防止扩大土壤和植被的破坏范围。施工期间，施工车辆临时停放尽可能利用现有空地，并严格控制施工作业带，采用拉设彩条方式限定运输车辆行驶范围，严禁人为破坏作业带以外区域植被，施工结束后进行场地恢复。

⑥应严格控制站场占地面积，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(主要来源于商品料场)等，以防风蚀；站场平整、覆土、进行地面硬化处理。

⑦管道施工作业宽度应控制在8m以内，合理规划工程占地，严格控制工程占地面积，对规划占地范围外的区域严禁机械及车辆进入、占用，禁止乱轧乱碾，避免破坏自然植被，造成土地松动。

6.5.1.3 新疆塔里木胡杨国家级自然保护区生态保护措施

(1)严格控制施工作业带宽度，控制人为活动范围，减少对原生地表的破坏；

(2)施工过程中产生的固体废物应妥善收集处置，严禁向各类保护区内堆放任何物料、固体废物等；

(3)做好各类管道的选线工作，优化施工线路，避让各类保护区地带；同时做好施工期和运行期的生态保护，项目建成后，及时恢复临时占地。

6.5.1.4 土壤影响减缓措施

①周密策划，精心施工，努力维护原生环境的完整性

管道施工应严格限定作业范围，审慎确定作业线，不宜随意改线和重复施工。土体构型是土壤和植被稳定的基础。施工作业时，应采取两条管道间相向单侧堆放，以减少临时占地影响范围，并按层回填，回填时应尽量注意恢复原有密实度，或留足适宜的堆积层，防止因降水、泄漏流造成地表下陷。

管道竣工后的土地复垦，应按照《土地复垦质量控制标准》（TD/T 1036-2013），对因施工直接造成的土地破坏和施工期间污染造成的土地破坏进行复垦有关工作。

②改进施工方法，采取积极措施，努力防止各种环境危害

重视地形条件，尽量按地形走向、起伏施工，减少挖填作用，在主要风害段适当采用固沙措施，防止风蚀活动。

6.5.1.5 植被影响减缓措施

①合理选择管线走向，应避开植被茂盛的区段，尽量避免砍伐野生植物；制定严格的施工操作规程，禁止在施工场地外乱碾乱压随意行车的现象发生，设立专门的环保负责人对工程施工进行环保监督。

②当发生泄漏事故时及时处理，防止污染面积进一步扩大，对于被污染的土壤及时清理，受到污染的植物尽量抢救，因污染而死亡的植物全部清除，避免给其他植物带来危害。

③在植物生长季节施工时，做好洒水降尘工作，减少扬尘对动、植物的影响。

6.5.1.6 野生动物影响减缓措施

①加强野生动物的保护，保护野生动物的栖息环境：在施工临时占地范围内遇到鸟巢、兽窝等不得破坏，避让施工，严禁捕猎和采挖珍稀动、植物。

②对施工人员进行法治教育，特别是野生动物保护法的宣传，加强对野生动物的保护。如遇到野生动物幼崽要倍加爱护，不得伤害；遇到受伤的野生保护动物，要及时与野生动物保护部门联系进行救治。

③严禁猎杀野生动物，若有猎杀野生保护动物者应报有关部门严加处理。在管道周边设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，从管理上对工作人员加强宣传教育。

6.5.1.7 工程和施工人员环境教育

在工程管理和施工人员进场前进行环境教育。环境教育的主要内容包括：

——开展《中华人民共和国环境保护法(2014年修订)》、《中华人民共和国大气污染防治法(2018年修正)》、《中华人民共和国水污染防治法(2017年修订)》、《中华人民共和国环境噪声污染防治法(2018年修订)》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法(2020年修订)》、《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《建设项目环境保护管理条例》(国务院令第682号)《中华人民共和国野生植物保护条例(2018年修正)》等相关法律法规的宣传和教育。

——印制油田区及周边分布的国家重点保护野生动物以及具有重要生态功能的本土植物的野外鉴定手册，并分发到工作人员手中。手册中配以彩色图片和简洁的文字说明，突出对于这些物种的保护方法和保护的重要性。

——对项目工作人员和施工人员开展相关动植物辨认和生态保护措施方面的短期培训工作，通过培训详细介绍如何最大限度减少自然植被的丧失；如何在干旱地区及时开展植被恢复；以及施工作业中对于环境保护的一些注意事项等。

6.5.2 营运期生态恢复措施

本工程实施后，营运期生态恢复措施以保持和维持施工期结束时采取的措施为主，同时需处理施工期遗留问题。

(1)在管道上方设置标志，以防附近的各类施工活动对管道的破坏。定期检查管道，如发生管道老化，接口断裂，及时更换管道。对于事故情况下造成的油外泄事故一要做好防火，二要及时控制扩散面积并回收外泄油。

(2)及时做好井场清理平整工作，岩屑池做到掩埋、填平、覆土、压实。

(3)井场及管道施工完毕，进行施工迹地的恢复和平整，管道两侧植被在自然状态下逐渐得到恢复。

6.5.3 生态保护工程的技术和经济可行性

本工程开发期要严格遵守国家和地方有关野生动物保护、水土保持法、防沙治沙等法律法规。主要采取以下生态保护措施，这些措施对于减少地表破坏，减缓水土流失起到了一定的积极作用。

(1)对油田内的永久性占地合理规划，严格控制占地面积。

(2)按设计标准规定，严格控制施工作业带(开挖)面积，以减少地表破坏。

(3)勘探作业尽量利用原有道路，沿已有车辙行驶。

(4)施工机械不得在道路、井场以外的行驶和作业，保持地表不被扰动。

在采取以上措施后，类比本区域已开发工程所采取的环保措施可知，项目的生态保护措施是可行的。

6.5.4 生态环境保护与恢复治理

(1)生态环境保护与恢复治理的一般要求

根据《矿山生态环境保护与恢复治理技术规范(试行)》(HJ651-2013)、《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》（DZ/T 0317-2018）的相关要求，进行生态环境保护与恢复治理：采取有效预防和保护措施，避免或减轻矿产资源开发活动造成的生态破坏和环境污染。坚持“预防为主、防治结合、过程控制”的原则，将生态环境保护与恢复治理贯穿开采的全过程。

(2)井场生态恢复

工程施工结束后，应对临时占地进行平整，恢复原有地貌。充分利用工程施工前期收集的表土覆盖于井场表层，覆盖厚度根据植被恢复类型和场地用途确定。施工结束初期，对井场永久占地范围内部分占地进行地表硬化，以减少侵蚀量。临时占地范围不具备植被恢复条件的，应采用砂石等材料覆盖临时占地面积，以防止侵蚀加剧。工程施工结束后临时占地内植被通过植物生长季节和气象条件等因素自然恢复。恢复后的植被覆盖度不应低于区域范围内同类型土地植被覆盖度，植被类型应与原有类型相似、并与周边自然景观协调，不得使用外来有害物种进行井场植被恢复。

(3)管道生态恢复

本项目施工过程中应注意保护土壤成分和结构。在施工结束后，回填管沟，覆土压实，管沟回填后多余土方应作为铺垫井场用土，不得随意丢弃。施工结束后应对临时占地内地貌进行恢复，尽可能保持植物原有的生存环境，以利于植被恢复。

6.6 闭井期环境保护措施

6.6.1 闭井期环境空气保护措施

(1)闭井期废气主要是施工过程中产生的扬尘，要求闭井期作业时，采取洒水抑尘的降尘措施，同时要求严禁在大风天气进行作业。

(2)运输车辆使用符合国家标准的油品。

(3)闭井期封井施工过程中，应加强施工质量管理，避免出现封井不严等非正常工况的烃类泄漏。

6.6.2 闭井期水环境污染防治措施

闭井期无废水污染物产生，要求在闭井作业过程中，严格按照《废弃井封井回填技术指南(试行)》(环办土壤函[2020]72号)要求进行施工作业，首先进行井场进行环境风险评估，根据评估等级分别采用不同的固井、封井方式，确保固井、封井措施的有效性，避免发生油水串层。

6.6.3 闭井期噪声防治措施

(1)选用低噪声机械和车辆。

(2)加强设备检查维修，保证其正常运行。

(3)加强运输车辆管理，合理规划运输路线，禁止运输车辆随意高声鸣笛。

6.6.4 闭井期固体废物处置措施

(1)地面设施拆除、井场清理等工作中会产生废弃建筑残渣，应集中清理收集。废弃建筑残渣等收集后送哈得区块垃圾填埋场妥善处理。

(2)对完成采油的废弃井应封堵，拆除井口装置，截去地下1m内管头，最后清理场地，清除各种固体废弃物，自然植被区域自然恢复。

(3)运输过程中，运输车辆均加盖篷布，以防止行驶过程中固体废物的散落。

6.6.5 闭井期生态恢复措施

油田单井进行开采后期，油气储量逐渐下降，最终井区进入闭井期。后期按照要求对井口进行封堵，并对井场生态恢复至原貌。采取的生态恢复措施如下：

(1)各种机动车辆固定线路，禁止随意开路。

(2)闭井后要拆除井架、井台，并对井场土地进行平整，清除地面上残留的污染物如原油等。

(3)经治理的井口装置及相应设施应做到不漏油、不漏气、不漏电，井场无油污、无垃圾。

(4)凡需排污油、污水，必须配备足够容量的容器，收集排出的污油、污水等，施工场地要铺设防渗地膜，确保排出物不污染井场、不渗入地下。

(5)拆卸、迁移场站设备，对受影响已清除污染物区域进行换土(拉运并填埋具有原来特性的土质)，恢复原有生态机能。

(6)在对原有设备拆卸、转移过程产生一定扬尘，故需洒水降尘措施，同时闭井工作避开大风等恶劣天气，避免对周围空气环境造成污染。

(7)设备排出的废水、固体废物采用车辆拉运至临近环保站和固废填埋场处理，避免对周围环境造成影响。

(8)保证对废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止发生油水串层成为污染地下水的通道。

 

 

7 环境影响经济损益分析

项目的开发建设，除对国民经济的发展起着促进作用外，同时也在一定程度上影响着项目地区环境的变化。进行环境影响经济损益分析的目的在于分析建设项目的社会、经济和环境损益，评价建设项目环境保护投资的合理性以及环境保护投资的效益，促进项目建设的社会、经济和环境效益的协调统一和可持续发展。

7.1 经济效益分析

本工程投资630万元，环保投资40万元，环保投资占总投资的比例为6.3%。由于涉及国家能源商业机密，故对项目本身的经济效益在本环评报告中不作描述。

7.2 社会效益分析

本工程的实施可以支持国家的经济建设，缓解当前原油供应紧张、与时俱进的形势，同时，油田开发对当地工业和经济的发展具有明显的促进作用，能够带动一批相关工业、第三产业的发展，给当地经济发展注入新的活力。本工程的实施还补充和加快了油田基础设施的建设。

因此本工程具有良好的社会效益。

7.3 环境措施效益分析

本工程在设计中充分考虑了生态环境保护的要求，严格执行各项生态环境保护标准。同时还针对在生产运行过程中产生的“三废”，从实际出发采取多种相应的治理措施。由此看来，本工程采取的环保措施保护了环境，但未产生明显的经济效益。

7.3.1 环保措施的环境效益

(1)废气

本工程采取管道密闭输送，加强阀门、机泵的检修与维护，从源头减少烃类气体的挥发量，通过采取相关治理措施后有效减少了废气中污染物的排放量，减少对大气的污染，且污染物均能达标排放，对周围环境的影响较小。

(2)废水

本工程运营期废水包括采出水、井下作业废水以及燃料气分液包废水，采出水随采出液一起进入哈一联合站处理达标后回注地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集，酸碱中和后运至轮南油田钻试修废弃物环保处理站处理；燃料气分液包废水定期拉运至哈一联合站采出水处理系统处理。

(3)固体废弃物

本工程运营期产生的废润滑油、落地油、废防渗材料均属于危险废物，分别采取桶装形式收集后，委托有危废处置资质的单位接收处置，可避免对周围环境产生影响。

(4)噪声

通过采取选用低噪声设备、隔音、减振等措施，减低了噪声污染。

(5)生态保护措施

在施工期间，采取严格控制地表扰动范围，严格控制乙方单位在施工作业中的占地。

本工程各项环保措施通过充分有效的实施，可以使污染物的排放在生产过程中得到有效的控制。本工程选用先进、成熟、可靠、具有节能和环保效果的技术，使各种污染物在排放前得以尽可能大的削减。在生产过程中充分、有效地利用了资源，减少各种资源的损失，大大降低其对周围环境的影响。

7.3.2 环境损失分析

本工程在建设过程中，由于站场工程建设、敷设管道等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。环境损失包括直接损失和间接损失，直接损失指由于项目建设对土壤、地表植被及其生境破坏所造成的环境经济损失，即土地资源破坏的经济损失。间接损失指由土地资源损失而引起的生态问题，如生物多样性及地表植物初级生产力下降等造成的环境经济损失。

本工程将扰动、影响荒漠生态景观，虽然该区域生态有效利用率低，但有着重要的生态学意义，对防风固沙有着重要的作用。

7.3.3 环保措施的经济效益

本工程通过采用多种环保措施，具有重要的环境效益，而且在保证环境效益的前提下，一些设施的经济效益也很可观。

7.4 环境经济损益分析结论

本工程经分析具有良好的经济效益和社会效益。

在建设过程中，由于地面设施建设、敷设管道等都需要占用一定量的土地，并因此带来一定的环境损失。因而在油田开发过程中，需要投入必要的资金用于污染防治和恢复地貌等，经估算该项目环境保护投资约40万元，环境保护投资占总投资的6.3%。实施相应的环保措施后，不但能够起到保护环境的效果，同时节约经济开支，为企业带来双赢。

 

 

 

8 环境管理与监测计划

8.1 环境管理

管理是对人类生产、生活和社会活动实行控制性的影响，使外界事物按照人们的决策和计划方向进行和发展。随着我国环保法规的完善及严格执法，环境污染问题将极大地影响着企业的生存与发展。因此，环境管理应作为企业管理工作中的重要组成部分，企业应积极并主动地预防和治理，提高全体职工的环境意识，避免因管理不善而造成的环境污染风险。

8.1.1 管理机构及职责

8.1.1.1 环境管理机构

本工程日常环境管理工作纳入塔里木油田分公司哈得油气开发部现有QHSE管理体系。塔里木油田分公司建立了三级环境保护管理机构，形成了管理网络，油田分公司QHSE管理委员会及其办公室为一级管理职能机构，各单位QHSE管理委员会及其办公室为二级管理职能机构，基层单位QHSE管理小组及办公室为三级管理机构。油田所属各单位及一切进入塔里木油田公司市场作业与服务的单位，必须建立健全环境保护管理职能机构，设置专(兼)职环保工作人员，有效开展工作。企业各单位及下属各基层单位的行政正职分别是本企业、单位、基层单位环境保护第一负责人，负责建立其QHSE管理委员会及办公室，领导环境保护工作。

8.1.1.2 环境管理制度

按照油田公司QHSE管理制度体系建设要求，建立了哈得油气开发部QHSE制度管理体系，并将各项环境管理制度作为QHSE制度管理体系重要建设内容，制定了建设项目“三同时”管理、污染防治设施运行管理、污染源监测管理、排污口标识标牌规范管理、危险废物全过程管理等环境管理制度，基本建立了源头预防、事中管理、事后考核的环境管理制度体系。

8.1.1.3 环境管理职责

哈得油气开发部QHSE管理委员会办公室(质量安全环保科)是生态环境保护的归口管理部门，主要职责是：

(1)贯彻落实国家、地方、集团公司、油田公司环境保护相关法律法规、制度、标准和规划，制修订环境保护规章制度；

(2)分解落实油田公司下达的环境保护目标和指标，监督各单位环境保护目标和指标完成情况并进行考核；

(3)监督、检查开发部生产运行、建设项目施工、试修井作业过程中环保管理情况；

(4)组织环保隐患排查与治理，组织制定突发环境事件应急预案，参与环境事件应急演练、应急处置、事件调查；

(5)组织开展环境风险评估、环境隐患排查与治理；

(6)组织开展排污许可办理、污染源普查、环境信息统计工作；

(7)组织开展建设项目环境影响评价、竣工环境保护验收；

(8)配合政府生态环境部门和上级生态环境部门的检查。

8.1.2 排污口规范化管理

根据《排污口规范化整治技术要求(试行)》、《<环境保护图形标志>实施细则》、《环境保护图形标志》、《排污单位自行监测技术指南 总则》(HJ819-2017)，应进一步建立完善自行监测制度及排污口规范化管理制度，便于污染源的监督管理和常规监测工作的进行。排污口(源)环境保护图形标志见下图。

图8.1-1  排放口(源)环境保护图形标志

8.1.3 环境管理计划

为了最大限度地减轻施工期作业活动对沿线生态环境的不利影响，减少营运期事故的发生，确保管道安全运行，建立科学有效的环境管理体制，落实各项环保和安全措施显得尤为重要。根据QHSE管理体系及清洁生产的要求，结合区域环境特征，分施工期和营运期提出本工程的环境管理计划。各个阶段环境管理/监理的内容、实施部门及监督机构见表8.1-1。

表8.1-1        本工程环境管理和监督计划

续表8.1-1     本工程环境管理和监督计划

8.1.4 环境监理

8.1.4.1 环境监理目的

根据《新疆维吾尔自治区煤炭石油天然气开发环境保护条例》，“煤炭、石油、天然气开发项目实行环境监理”。

环境监理的目的是根据国家有关建设项目环境管理的法律法规、标准、建设项目环境影响评价文件及其批复的要求、建设项目工程技术资料，协助和指导建设单位全面落实环境影响报告书及批复中提出的营运期环境保护措施及风险防范措施，有效落实建设项目“三同时”制度；监督施工单位全面落实环境影响报告书及批复中提出的各项施工期环境保护措施；为建设单位提供环保技术咨询服务，为环保设施“三同时”验收提供依据。

8.1.4.2 环境监理实施机构

煤炭、石油、天然气开发项目实行环境监理，其大气、水体、固体废物等污染防治设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。环境监理机构由总监理工程师、监理工程师和监理员三级组成。其中总监理工程师1名，监理工程师1名，监理员2～3名。

8.1.4.3 环境监理时段

环境监理为全过程监理，分3个阶段进行，即设计阶段、施工阶段和试运行阶段。

8.1.4.3.1 设计阶段

设计阶段的工作内容包括收集环境保护相关文件如环评文件、环评批复，并以此为基础对初步设计、施工图设计的工程内容进行复核。主要关注的内容包括工程变化尤其是涉及环境敏感区的工程内容变化情况；项目初步设计、施工图设计中落实环境保护要求的情况；以及项目的施工组织设计、环保工程工艺路线选择，设计方案及环保设施的设计内容等。

8.1.4.3.2 施工阶段

环境监理施工阶段分为2个阶段，分别为施工准备阶段和施工阶段。

(1)施工准备阶段

参加项目设计交底，了解项目设计要点及设计变更情况；对施工组织设计(方案)中环保相关内容是否满足环评及其批复文件要求进行审核；组织召开首次环境监理工地会议，建立沟通网络和工作关系，明确施工期环境监理的关注点与监理要求；结合工作需要编制《环境监理实施细则》。

(2)施工阶段

收集相关施工资料，一般包括施工组织设计(方案)、施工进度计划、相关环保设施合格证和施工方案及图纸、施工扬尘控制方案等。采取巡视、旁站等环境监理方式对施工期污染防治措施、本工程建设内容、配套环保设施、生态保护措施、环境管理制度、环境敏感目标等与环评及批复文件的符合性进行监理。

8.1.4.3.3 试运行阶段

收集相关试运行资料，一般包括设备运行台账、生产记录、监测报告、突发环境事件应急预案等。对主体工程和环保设施的试运行情况，环境管理制度、突发环境事件应急预案的执行情况等开展监理工作，编制试运行阶段环境监理工作报告和环境监理工作总结报告。督促建设单位在具备竣工环保验收条件的情况下尽快开展竣工环保验收监测或调查工作。

8.1.5 开展环境影响后评价工作相关要求

根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境影响后评价管理办法(试行)》、《关于进一步加强和规范油气田开发项目环境保护管理工作的通知》、《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》、《关于加强建设项目环境影响后评价管理的通知》要求，油气田开发业主单位对区域内通过环境影响评价审批并通过环境保护设施竣工验收、且稳定运行满5年的建设项目，须组织开展环境影响后评价工作。

目前哈得油气开发部已于2021年完成环境影响后评价工作。本项目实施后，应纳入哈得油气开发部所辖的玉科区块，在5年内开展环境影响后评价工作，对项目实际产生的环境影响以及污染防治、生态保护和风险防范措施的有效性进行跟踪监测和验证评价，对存在问题提出补救方案或者改进措施，不断完善和提高建设项目环境影响评价的有效性，切实落实各项环境保护措施接受生态环境部门的监督检查。

8.2 企业环境信息公开

8.2.1 公开内容

(1)基础信息

企业名称：中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司

法人代表：杨学文

生产地址：新疆巴音郭楞蒙古自治州尉犁县境内

主要产品及规模：①新建玉科7井场1座，在井场内新建加热炉、管道式分离器、电控信一体橇等设备；②新建玉科7井场至玉科401H井管线4.3km；③配套建设电力、自控、通信、土建、防腐等工程。

(2)排污信息

本工程拟采取的环境保护措施、排放的污染物种类、排放浓度见表3.3-23。

本工程污染物排放标准见表2.6-4。

本工程污染物排放量情况见表3.3-24、表3.3-30至表3.3-32。

本工程污染物总量控制指标情况见“3.3.15 污染物总量控制分析”章节。

(3)环境风险防范措施

本工程环境风险防范措施见塔里木油田分公司哈得油气开发部现行突发环境风险应急预案。

(4)环境监测计划

本工程环境监测计划见表8.4-1。

8.2.2 公开方式及时间要求

公示方式：通过公司网站、信息公开平台或当地报刊等便于公众知晓的方式公开。

公开时间要求：环境信息有新生成或者发生变更情形的，应当自环境信息生成或者变更之日起三十日内予以公开。法律、法规另有规定的，从其规定。

8.3 污染物排放清单

本工程污染物排放清单见表8.3-1。