(石油)大庆油田南二三区评审后修改稿

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1、第一章 总则一、项目由来扩建项目大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于大庆油田萨尔图油田南部开发区的南二、三区西部，地理位置见图1-1，井网开发面积28.41km2。该项目开采的油层为萨葡组油层和葡一组油层。萨葡组油层地质储量8671.64104t，1964年开始开发，1989年进行一次加密调整，根据油田稳产的需要，决定进行二次加密井的建设。另外，根据大庆油田“九五”、“十五”期间稳产形势的需要，决定在该区内葡一组油层采用三次采油方式开采，建设聚驱井。根据中华人民共和国环境保护法和中华人民共和国国务院第253号令建设项目环境保护管理条例的有关规定，建设单位委托大庆

2、市环境保护科学研究所进行扩建项目大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程的环境影响评价工作。评价单位编制完成了环境影响评价大纲并通过审批后，以此作为该项目环境影响报告书的编制依据。二、编制依据(一)中华人民共和国环境保护法，1989.12；(二)中华人民共和国固体废物污染环境防治法，1996.4；(三)中华人民共和国大气污染防治法，2000.4；(四)中华人民共和国水污染防治法，1984.5.11；(五)中华人民共和国环境噪声污染防治法，1996.10.29；(六)中华人民共和国国务院第253号令建设项目环境保护管理条例，1998.11；图1-1 项目地理位置图(七)环境

3、影响评价技术导则(HJ)/T2.12.393及声环境影响评价技术导则(声环境)(HJ)/T(2.495)；(八)黑龙江省环境保护条例，1994.12.3；(九)黑龙江省工业污染防治条例，1996.11.3；(十)与采油二厂签订的环境影响评价合同；(十一)大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价工作大纲及审批意见,见附件；(十二)南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价任务委托书；(十三)大庆市地表水环境质量功能区划分庆政办发2000年20号；(十四)城市区域环境噪声标准适用区划分庆政办发2002年28号；(十五)大庆市环境空气质量功能区划分庆政办

4、发1999年37号。三、评价等级(一)地下水该项目在石油勘探、开采、运输、贮存等过程中均可能引起地下水污染，污染途径为：1、封存在井场的废钻井液、跑冒滴漏的废酸化液、压裂液、废油等经雨水淋溶、渗透污染地下水；2、废液池、污油池、水泡子、排水干渠内废水、废液渗透污染地下水；3、钻井、采油、注水、酸化、压裂、洗井等作业时井下泄漏的废液对潜水层及承压水层的直接污染。根据该项目特点以及项目周围环境现状，确定该项目地下水评价等级为三级。(二)大气该项目所排大气污染物有钻井、采油、油气集输过程中烃类气体放空和挥发，中转站内加热锅炉烟气排放、钻井机械与各种车辆的尾气等。总烃为该项目的特征污染物。该项目所在地

5、为平原地形，根据该项目特点与环境影响评价技术导则 大气环境的规定，确定该项目大气评价等级为三级。(三)噪声该项目所在地为油田开发区，周围居民较少，区域内环境噪声执行国家城市区域环境噪声标准GB309693的2类标准，扩建后，项目所在地噪声级增加不明显，受影响的人数较少，根据环境影响评价技术导则 声环境的规定，评价等级确定为三级。(四)生态本项目井网开发面积为28.41km2，该项目所在地土壤类型为黑钙土和草甸土，开发区内以自然草原生态为主，并有人工生态(农田、林地)及水域等生态系统。该项目对生态环境的危害主要是建设期对植被的破坏和整个开发过程排放的各种废物对土壤、地下水、植被的污染。根据该项目

6、建设期和运行期可能造成的生物群落变化及水和土壤的性质变化，确定生态环境影响评价的等级为三级。四、评价范围根据该项目特点及地下水、大气、噪声的评价工作等级，确定该项目评价范围为项目所在地区以及四周边界向外延伸1km的范围，具体见图1-1。五、评价内容及重点(一)评价内容1、对建设项目及周围地区的环境现状进行广泛调查，对该地区的环境现状进行系统评价；2、通过系统的工程分析，找出钻井、采油、油气集输过程中主要污染源，预测源强，并对项目可能发生的事故风险进行辨识；3、对该项目的建设、运行期可能对环境造成的影响进行预测分析，阐明该项目污染物排放以及事故发生时对周围环境可能发生的影响；4、对重点污染源提出

7、可行的污染防治及清洁生产措施，对各类事故风险提出预防及补救措施，使该项目的扩建对周围环境的不利影响降至最低；5、为该项目建设期和运行期的环境管理提供科学依据。(二)评价重点根据油田开发产生的污染物(石油类)污染环境的特点，将生态环境作为评价的重点，土壤与地下水环境次之，大气环境和噪声环境等只作一般性分析。六、污染控制及保护目标由于该项目所在地区为油田的老开发区，建设区内居民较少，用地主要为农田、林地、草地和少量城镇用地，根据该项目特点及周围环境现状，确定本项目污染控制和保护目标为：1、依照“以新带老”“清洁生产”原则，控制项目污染物排放总量，将其对各环境的影响降至最低限度； 2、控制落地原油和

8、各类废水废液排放，保护地下水和土壤环境；3、控制地表植被破坏，减少污染物排放，保护项目开发范围内的生态环境。4、控制烃类气体排放，保护大气环境； 七、评价方法本评价的环境影响评价技术路线见图1-2。图12 环境影响评价技术路线批准否接受委托现场踏勘、收集资料编制环评工作大纲现场调查与监测环境质量现状评价环境影响预测评价建设项目环境影响建设项目综合防治对策及环境损益分析环境影响报告书工程污染分析开发工艺市环保局环境法规环境标准环境管理、监控计划与事故处理建议本次评价环境质量现状评价采用单因子污染指数法；环境影响预测部分地下水污染预测与烃类气体污染预测采用数学模型预测法，土壤环境、大气环境与噪声环

9、境影响预测采用相似条件类比法。八、评价标准(一)环境质量标准1、地下水该项目地下水水质执行国家地下水质量标准GB/T14848-93，具体见表1-1。表1-1 地下水环境质量标准 单位：mg/l（pH值、色度除外）项目序号 类别 标准值项目类1pH5.56.5，8.592色(度)253总硬度(以CaCO3，计)(mg/L)5504硫酸盐(mg/L)3505氰化物(mg/L)0.16硝酸盐(以N计)(mg/L)307挥发性酚类(以苯酚计)(mg/L)0.01注：类以农业和工业用水要求为依据。除适用于农业和部分工业用水外，适当处理后可作为生活饮用水。2、地表水该项目地表水环境质量标准执行国家地表水

10、环境质量标准GB3838-2002中的规定，具体见表1-2。表1-2 地表水环境质量标准 单位：mg/l（pH值除外）项目序号 类别标准值项目1pH值6-92硫酸盐250-3氰化物0.20.24总磷0.050.15CODmn20306DO537挥发酚0.0050.018石油类0.050.5注：类主要适用于集中式生活饮用水地表水源地二级保护区、鱼虾类越冬场、洄游通道、水产养殖区等渔业水域及游泳区。类主要适用于一般工业用水区及人体非直接接触的娱乐用水区。3、大气该项目大气环境质量标准执行国家环境空气质量标准GB30951996中环境质量二级标准，总烃参考以色列标准，具体见表1-3。表1-3 大气质

11、量标准 单位：mg/m3污染物名称取值时间浓度限值TSP日平均0.30SO2日平均1小时平均0.150.50NO2日平均1小时平均0.120.24总烃*日平均1小时平均25注：*总烃为以色列标准。4、噪声环境该项目所在区域内环境噪声执行国家城市区域环境噪声标准GB309693的2类标准，具体见表1-4。表1-4 城市区域环境噪声标准 单位:dB(A)类别昼间夜间适 用 区 域2类6050适用于居住、商业、工业混杂区5、土壤该项目土壤环境质量执行国家土壤环境质量标准GB156181995中的二级标准，具体见表1-5。表1-5 土壤环境质量标准 单位：mg/kg项目二级pH7.5镉0.300.30

12、0.60汞0.300.501.0砷旱地403025铜农田等50100100铅250300350镍405060注：1、重金属（铬主要是三价）和砷均按元素量计，适用于阳离子交换量5cmol（+）/kg的土壤，若5cmol（+）/kg，其标准值为表内数值的半数。2、二级标准为保障农业生产，维持身体健康的土壤限制值。主要适用于一般农田蔬菜地、茶园、果园、牧场等土壤，土壤质量基本上对植物和环境不造成危害和污染。(二)污染物排放标准1、放空污水排放标准该项目设备维护过程中放空的含油污水执行国家污水综合排放标准GB8978-1996中的二级排放标准，石油类标准限值为10mg/l。2、废气排放标准该项目中转站

13、、联合站等地的加热炉与采暖锅炉烟气执行国家锅炉大气污染物排放标准GB13271-2001中的规定，具体见表1-6。表1-6 燃烧废气烟尘、二氧化硫和氮氧化物最高允许排放浓度和烟气黑度限值锅炉类别适用区域烟尘排放浓度（mg/m3）烟气黑度（林格曼黑度，级）SO2排放浓度（mg/m3）NOX排放浓度（mg/m3）时段时段时段时段时段时段燃气锅炉全部区域50501100100/400注：时段：2000年12月31日前建成使用的锅炉；时段：2001年1月1日起建成使用的锅炉（含时段立项未建成或未运行使用的锅炉和建成使用锅炉中需要扩建、改造的锅炉）。3、噪声（1）运行期该项目运行期间区域内执行工业企业厂

14、界噪声标准GB123481990的类标准，见表1-7。表1-7 工业企业厂界噪声标准 单位:dB(A)类别昼间夜间适 用 区 域类6050适用于居住、商业、工业混杂区（2）生产场所该项目井场、联合站、中转站等地设备噪声应执行国家工业企业噪声控制设计规范GBJ87-85中的规定，见表1-8。表1-8 工业企业厂区内各类地点噪声标准 单位：dB(A)地点类别噪声限制值生产车间及作业现场（工人每天连续接触噪声8小时）90高噪声车间设备的值班室、观察室、休息室(室内背景噪声级)无电话通讯要求时75有电话通讯要求时704、固体废弃物该项目固体废弃物的排放和处置执行中华人民共和国固体废物污染环境防治法中的

15、有关规定。第二章 工程概况一、地理位置扩建项目大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于萨尔图油田南部开发区南二、三区西部。北起南一区三排、南一路以南，南至南三区三排、南三路以北，西邻西部油水过渡带、西一路以东，东侧基本上以萨大路为界。具体地理位置见图1-1。二、油田资源该项目二次加密井的开采层为萨葡组油层，含油面积为26.61km2，油层中部深度为8001095m，地质储量为11937104t；聚合物井的开采层位为葡14组油层，含油面积为26.8km2，油层中部深度为8101055m，地质储量为3972.22104t。该项目各开采油层原油物性见表2-1。表2-1 地

16、面原油物性表层位密度(g/cm3)粘度(50mpa.s)凝固点()含硫量(%)含蜡量(%)蜡溶点()原始油气比(m3/t)萨葡组0.8724.5928.860.0729.949.143.6葡140.865525.2930.830.0631.7249.143.6三、油田开发现状该项目二次加密井开采的萨葡组油层，1964年开始投入开发，1990年采用两套井网对萨葡组差油层各采用一套井网进行一次加密调整，截止1998年12月，全区注水井开井214口，采油井开井489口，日产液量18321t，日产油量3740t,综合含水79.6%。该项目聚合物井开采的葡一组油层也是于1964年开始开发建设，1988年

17、以后陆续钻了更新井及调整井，从而使开采葡一组油层的原行列井网极不规则。截至1999年4月份，南二、三区西部开采葡一组油层的井共有95口，其中注水井30口，采油井65口，日产油量975t,综合含水85.8%。综上所述，该项目开始建设前，南二、三区西部共有油水井798口，其中，油井554口，水井244口。根据新布油水井的分布情况，本项目使用原有的脱水站3座，聚合物放水站1座，中转站15座，增压集气站1座，聚合物污水处理站2座，35/6KV变电所4座，另外，该地区已建有较完善的道路与排水系统，排水系统涉及到区内的43#泡、44#泡、杨树林泡与中央排水干渠。四、油田开发规模该项目二次加密井、聚驱井及基

18、建更新井的建设情况见表2-2。表2-2 项目开发规模油井（口）注水（聚合物）井（口）缓冲井（口）井数合计（口）二次加密井34923233614聚驱井187*152*-339基建更新井18-9总计53739233962注：*聚驱井油井包括新井153口，老井利用34口；注入井包括新井140口，老井利用7口，油井转注5口。由上表可见，该项目二次加密与聚驱井共建设油、水（聚合物）井962口，其中，油井537口，注入井392口，缓冲井33口。该项目利用老井46口，需新钻井916口。五、进度安排该项目二次加密井从2000年开始建设，到2003年分4年建完；聚合物井从2001年开始建设，到2002年分2年建

19、完，该项目目前正在建设中。二次加密井和聚合物井开发建设的具体进度安排见表2-3。表2-3 项目工程分年实施情况表时间(年)二次加密井(含更新井)(口)聚合物井(含老井利用井)(口)合计(口)总井数油井注水井缓注井总井数油井注入井总体设计6143492323333918715295320005339122-53200115292519194109853462002239136911214578673842003170827810-170六、开发指标预测该项目建成初期开发指标预测见表2-4。表2-4 项目开发指标预测二次加密井聚驱井基建更新井油井单井产油（t/d）4.59-1020单井产液（t/d

20、）10.0110-11540综合含水率（%）55.092.050注入井单井注水量（m3/d）80.0210130-200注入干粉总量（t/a）-1.17104-聚合物注入浓度（mg/l）-1000-注水压力（MPa）14.014.014.0七、地面工程规划方案该项目地面工程主要由油井、计量站、中转站、联合站及管网、道路等组成，该项目建设用地为原有的油田开发区，以上工程建设比较完备，因此该项目许多原油的集输工程使用原有工程，根据需要新建与改、扩建的工程见表2-5。表2-5 地面工程新、扩、改建工程量汇总表序号项目名称单位数量备注水驱聚驱一、原油集输系统（套）1井场装置座3831872计量站座23

21、173新建中转站座34南2-16为二者合建4扩改建水驱中转站座85新建脱水站座16新建聚合物放水站座17集输油管道km289.4226.8二、油田气系统1增压站扩改建座12各种集输气管道km9.0三、注水（注入）系统1注水井口2731522单井配水间座2733注入站座84新建注水站座25注水管道km93.9138.3母液管道km14.8四、供水及污水处理系统1新建含油污水处理及深度处理站座12聚合物含油污水处理站座13污水管道km5.014.14供水管道km4.5五、电力系统1新建变电站座22变电所增容及改造座33各种配电装置套383116六、道路系统1维修井排路Km6.062维修水泡子井通井

22、路Km4.103新建水泡子井通井路Km5.94维修各种进站路Km3.9七、排水系统工程1排水工程项1八、公用工程1、给排水工程该项目生产与生活用水由南水源提供。该项目所在地地面排水系统基本完善，该项目所在地有43号泡、44号泡、杨树林泡，泡内均建油水井，做排干处理，由泡内排出的污水与生活、生产污水皆排入中央排水干渠，中央排水干渠内污水经安肇新河最终汇入松花江。2、电力工程该项目新增供电负荷33725kw(抽油负荷10866kw、转油负荷3179kw、注水负荷15600kw、注入负荷2280kw、水处理负荷1800kw)，拟新建变电站2座，增容及改造变电所3座。3、道路系统该项目建设区域道路系统

23、已经完善配套，已建成萨大路、西一路、西干路、南一路、南二路、南三路等油田主干路，由局路管公司负责管理及维护，路况较好，另外，还建有南1-5、南2-1、南3-1等井排路，由采油二厂管理维护，除南1-5排路路况较差外，其余排路路况均能满足生产要求。该项目建设过程中拟对一些路况不好的道路进行维修，并新建一些进站路等。第三章 工程及工程污染源分析一、工艺流程与产污分析该项目生产工艺包括地质勘探、钻井工程、地面工程建设、井下作业、采油、油气集输、储运等工艺过程。该项目各工序的具体情况及产污情况具体分析如下：（一）地质勘探与钻井工程钻井前要通过地质勘探，借助于重力、磁力、电流、地震等手段，了解地下岩层的性

24、质与构造，以确定钻井的井位。油井是油、气、水流向井口的通道，也是测取生产数据的窗口，改造油层的增产措施也要通过油井来完成。油井是由钻穿地层的孔眼和套管柱、套管柱和井壁之间的水泥环所组成，在套管柱内下有油管柱，套管柱顶部靠地面装有井口装置。该项目油井从开钻到完井交付生产要经过的工艺程序一般是：钻井下套管柱注水泥固井测井射穿油层（井底完成）下油管柱、装井口装置诱导油流试油投产。在钻井过程中会破坏地表植被，排放废钻井液、机械冲洗废水、跑冒滴漏的各种废工作液与油料等污染物，另外，钻井操作过程中机械噪声较高。（二）地面工程建设地面工程的建设主要包括了计量站、中转站、联合站等油田地面工程，以及供排水、供电

25、、道路、通信等辅助工程的建设与输油管、注水、注聚管线的铺设。地面工程的建设对周围环境的影响主要是对地表植被的破坏以及永久占地，另外，管线的铺设还会改变地表形态，改变地表径流，对整体环境产生分割作用。（三）井下作业该项目在钻井过程与采油过程中对油水井的维护过程都要涉及到一些井下作业和施工，主要包括射孔、试油、压裂、酸化、洗井、清蜡、清砂、修井等工艺。井下作业过程中排放的污染物种类较多，如：跑冒滴漏的各种工作液、原油与含油污水，操作过程中溢流的井内原油与含油污水，刺洗油管时会排放含油污水，作业后洗井和注水井定期洗井产生的洗井废水、操作噪声。（四）采油该项目采用机械法采油方式，二次加密井采用的是注水

26、开采的方法，聚合物井是化学驱采油的一种，注入的聚合物主要成分为聚丙烯酰胺，浓度为1000mg/l。该项目二次加密井注水采用单干管单井配水流程；聚合物井注水采用集中配置、分散注入流程，注水站和母液管道采用一管多站流程。采油过程可能造成的污染主要有套损井泄漏的原油与注入水的泄漏对土壤和地下水的影响，以及油井井口挥发的烃类气体。（五）油气分离、集输、储运该项目油气集输程序是油井中产出的原油和伴生气（主要是天然气）进入计量站进行分离、计量后，进入中转站进行油气分离与一部分油水分离，分离出的伴生气（主要是天然气）主要作为油田生产用燃料，处理后的原油进入联合站，进行油水分离与原油稳定，联合站脱水后的原油输

27、送到炼油厂，分离出的含油污水与含聚废水处理后作为回注用水。该项目二次加密井与聚合物井皆采用密闭的流程；二次加密井均采用中转站放水回掺、双管掺水、不上固定热洗集油流程；聚合物井采用双管出油、不加热集油流程，但对产量低的井仍需掺水、不上固定热洗集油流程；该项目一般含油污水处理采用两级沉降、一级压力过滤的流程；含油污水深度处理采用二级双向过滤处理工艺；含聚污水采用两级除油两级过滤压力式流程。该项目油气集输、储运过程主要污染源有放空挥发的烃类气体、加热炉烟气、含油污泥、跑冒滴漏的原油与含油污水、设备噪声等。（六）聚驱工程特殊工艺该项目油田开发工程一部分为聚驱井，所谓聚驱就是聚合物驱油，是将聚合物溶液代

28、替水注入油层的一种驱油方式。聚驱井钻井、管线铺设、采油、井下作业等过程与水驱工程相同，只是注入系统与采出水处理工艺有所差别。该项目聚驱工程配注工艺为集中配置分散注入流程，具体见图3-2。该项目采出的含聚污水采用两级除油两级过滤压力式流程。具体如下：集水罐缓冲罐二次沉降罐一次沉降罐泵输二次过滤一次过滤过滤泵净化水该项目聚驱工程，建设与运行期间污染源主要有：配制站熟化罐、转输泵、外输泵维修清洗时母液和废水的排放；配制站母液管线穿孔、溶解罐、熟化罐、母液储罐的泄漏产生聚合物母液的排放；井口放空、放溢流时聚合物溶液的排放；注入井管线穿孔时聚合物溶液的排放。以及各种配注站、注入站的设备噪声。该项目油田开

29、发工艺过程及主要污染物排放情况见图3-1。废钻井液钻井废水钻机、车辆废气地表破坏地质调查钻 井井下作业噪声落地原油废液跑冒滴漏采 油（水驱与聚驱）地面设施建设噪声植被破坏计 量转 油油泥烃类气体挥发加热炉烟气缓冲罐加热电脱水烃类气体含油污水、污泥含油污水处理烃类气体噪声注水车辆排气噪声岩屑、落地原油作业噪声烃类气体泄漏含油污水、落地原油含油污水、油泥、油渣烃类气体放空含油污水油泥联合站加热炉烟气烃类气体挥发油输出图3-1 油田开采污染物排放流程示意图低矿化度清水来水清水储罐供水泵聚合物分散装置外输螺杆泵螺杆转输泵熟化罐过滤器储罐外输管线清水流量计量计量静态混合器注聚合物井注入泵储罐图3-2 聚

30、合物集中配置分散注入流程二、工程污染源分析由前面分析可知，油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节工作内容多、工序差别大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源的类型与源强也不同，其情形十分复杂。该项目主要污染来自钻井工程、地面工程、油水井维护过程，主要污染物是石油及其伴生物，如落地原油、烃类气体、含油污水等，此外，还有废钻井液、废工作液、钻井岩屑、加热炉烟气、设备噪声等。根据油田开发工艺特点，对该项目主要污染源分析如下：（一）钻井工程1、废钻井液废钻井液主要来源于钻井过程中与完井后替出的井内的钻井液。根据统计资料，钻井过程中单井用钻井液的总用量为120-150m3/口，废弃的钻井液量为8

31、0-100m3/口，产生的废钻井液大部分会被清运到指定地点集中固化，不能清运的全部封存在井场的废钻井液池中，进行固化处理。该项目共钻井916口，则该项目建成后，产生的废钻井液总量为7.3-9.2104m3。废钻井液是钻井过程中产生的一种液态细腻胶状物，失水后变成固态物，主要成分是粘土、CMC（羧甲基纤维素）、重晶石和少量烧碱等，根据油气田开发建设与环境影响中的数据，大庆地区废钻井液中各种污染物含量及物理性质见表3-1。表3-1 废钻井液各污染物含量及物理性质项目名称含量项目名称含量重金属元素（mg/kg）Cu41.2硫化物，S2-,mg/kg0.102Pb42.4有机物（mg/kg）总烃95.

32、3Cd0.124芳烃15.9Cr45.1酚0.901Ni22.2理化性质pH值10.5Hg0.0102总盐量,g/kg0.22As11.358总碱度,mmol/kg84.972、钻井机械冲洗废水钻井过程中需要对钻井机械定期进行冲洗，产生的机械冲洗废水包括：冲洗钻井平台、钻具、振动筛、钻井泵的废水，泥浆罐定期清洗废水，冲洗钻井岩屑的废水，井口返排水。根据经验，每口井在作业期间排放污水量约为30m3，该项目共计划安排962口油水井，其中46口为老井利用与转注井，因此实际钻井916口，因此，钻井期间该项目大约排放冲洗废水27480m3。钻井机械冲洗废水经井场上的地面管沟排到废水池中，部分可以用于配制

33、钻井液或冲洗钻台，完井后，钻井废水封存于井场的废水池中，自然蒸发和渗漏。冲洗废水中含钻井液高倍稀释的产物与油类物质，组成有以下几个特征：（1）偏碱性，pH值大多数在89.0之间；（2）悬浮物含量高，在钻井液中含有大量的粘土和钻井液加重剂，同时钻井液在循环过程中还携带了一些钻井岩屑，这些固体颗粒很容易进入钻井废水。另外，钻井废水都是从地面流进废水池，还携带了一些地面的泥砂和表层土；（3）有机、无机污染物含量高，在钻井液中含有各种有机、无机的钻井液添加剂，有CMC、PAM、SMC、磺化酚醛树脂，以及主塌剂、防卡、降失水剂等。3、钻井岩屑该项目井深约1200m左右，则每口井产生岩屑的量约为20-30

34、m3，该项目共新钻井916口，则该项目共产生岩屑1.8-2.7104m3，岩屑多用于铺垫井场。根据油田工业环境保护，钻屑中含0.8%-7.5%的石油，15%的普通无机物（KCCB、Ca（OH）2、Na2CO3）和37%的加重剂。由于有些钻屑来自于深层岩层，因此，可能含有有毒有害的特色重金属。4、钻机废气该项目井深约1200m左右，按每米进尺耗柴油20kg/m计，则每口井平均耗油24t，该项目规划钻井916口，则钻井共消耗柴油2.2104t，根据油气田开发建设与环境影响中的排放系数，该项目钻机废气中污染物的排放量见表3-2。表3-2 钻机废气排放量估算表项目总烃SO2NOXCO排放系数（kg/t

35、柴油）7.69012.347723.17617.2455单井排放量（t）0.1850.0560.5560.174总排放量（t）169.4651.30509.30159.385、钻井噪声钻井过程中会用到一些高噪声的机械设备，主要设备的噪声见表3-3。表3-3 钻井机械噪声具体发生源噪声值钻井用大型柴油机90-105大型钻井泵70-85钻井大型柴油发电机组80-90（二）地面工程油田开发地面工程运行期间排放的污染源主要有：1、含油废水的跑冒滴漏和放空采油废水是随着原油从地层开采出来的，废水中不仅携带有原油，而且还在高温高压的地层中溶进了大量的盐类和气体，具有较高的矿化度。另外，在原油脱水过程中，需

36、要添加各种化学添加剂进行破乳、脱蜡，因此，废水中还含有大量的高分子有机物质。正常情况下该项目采油废水是经处理后回注，不外排。该项目一般含油污水处理采用两级沉降、一级压力过滤的流程；含油污水深度处理采用二级双向过滤处理工艺。但有时由于设备的维修、维护以及管线穿孔和设备损坏等原因会造成含油污水的跑冒滴漏。这部分含油污水进入环境，会对地表水环境、土壤环境和地下水环境造成影响。该项目含油污水的回注率为99.5%，该项目由于设备维修、跑冒滴漏等原因进入环境的含油污水的量约为污水总量0.5%，则该项目二次加密井（含更新井）与聚合物井在2004年高产时与2008年稳产时含油污水的排放量分别为：3.88万t/

37、a和4.11万t/a，具体见表3-4。表3-4 含油废水排放量计算表 1999年现状2004年新增（新建井最高产能时）2008年新增二次加密井聚合物井合计二次加密井聚合物井合计油井数（口）554350187537350187537年产油量（104t/a）172.1042.58111.66154.2428.9730.8859.77采油废水（104t/a）748.2552.04723.22775.2690.32731.20821.42排放量（104t/a）3.740.263.623.880.453.664.11含油污水中，主要污染物为石油类，处理后的含油污水的浓度约为10mg/l。跑冒滴漏的含油污

38、水有些未经过处理，处理前含油污水的石油浓度较高，范围较大为100-5000mg/l。2、放空、挥发、泄漏的烃类气体在油田开发过程中许多烃类气体会随着原油一起被抽出油井，这些烃类气体主要成分为C1-C5的烃类物质，这是油田开发的特征大气污染物。在中转站维修期间或由于安全等原因（超压时），部分烃类气体会被放空，另外，在原油开采与集输的过程中也会挥发、泄漏烃类气体，烃类气体挥发、放空的部位主要有：油井、计量站、中转站、联合站、油气管线等。该项目开发的萨葡组油层与葡14组油层的原始油气比皆为43.6m3/t，即采出1t的原油要产生43.6m3的伴生气体。该项目油气集输采用的是密闭流程，伴生气损失可降到

39、0.3%（占产油量），则该项目扩建前后有机气体的排放情况见表3-5。表3-5 项目扩建前后工艺废气排放情况分类1999年现状2004年新建井2008年新建井油气比（m3/t）43.6原油产量（104t/a）172.10153.5459.07伴生气总产量（104m3/a）7503.566694.342575.45烃类气体排放量（t/a）516346061772烃类气体排放量（104m3/a）6786052333、锅炉烟气该项目锅炉烟气主要来源于油气集输过程中的加热炉、锅炉等，加热炉与锅炉均以伴生气（主要是天然气）为燃料，废气中主要污染物为烟尘、SO2、NOX、CO，其中NOX的排放量最大。该项目

40、位于萨尔图油田，采用低温不加热集输技术，吨油耗气量按6-7m3计，则扩建前后锅炉烟气中各种污染物的排放量见表3-6。表3-6 锅炉烟气排放情况分类排放系数1999年现状2004年新建井2008年新建井燃烧气体量（104m3/a）-1204.71074.5413.7排放烟气量（104m3/a）10.5325m3/m3气12688.5011317.174357.30烟尘（t/a）5.2736（kg/104m3）6.365.662.18SO2（t/a）9.4687（kg/104m3）11.4110.173.92NOX（t/a）30.9635（kg/104m3）37.3033.2712.81CO（t/

41、a）12.1288（kg/104m3）14.6113.035.024、设备噪声该项目中转站、联合站等地设有大量泵、电机、风机、空压机、抽油机、加热炉和排气放空口等高噪声设备。根据类比调查噪声源源强见表3-7。表3-7 地面工程各种噪声源源强 单位：dB（A）噪声源名称等效声级dB(A)单位部位联合站注水泵房95-100输油泵房90-100污水泵房85-90锅炉房75-80中转站输油泵房85-905、含油污泥含油污泥来自原油采出液带到地面的固体颗粒（砂岩、石灰岩等含油层的细小岩屑、粘土或淤泥）和容器内物质的反应生成物。在采油废水的处理和原油脱水过程中，各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。根据含

42、油污泥的处理和利用中统计的数据，目前，国内各大油田产生99%的含油污泥的量占废水量的3.3%，据此计算，该项目扩建前后含油污泥排放量见表3-8。表3-8 扩建前后该项目含油污泥排放量1999年现状2004年新增（新建井最高产能时）2008年新增二次加密井聚合物井合计二次加密井聚合物井合计油井数（口）554349187536349187536采油废水（104t/a）748.2552.04723.22775.2690.32731.20821.42含油污泥（104m3/a）24.691.6923.8725.562.9124.1327.04由上表可知，该项目扩建前含油污泥的产生量为24.69万m3/a

43、，扩建后，2004年增加了25.56万m3/a，2008年增加了27.04万m3/a。含油污泥中主要污染物为石油类、泥砂以及其他有害成分，如：酚、砷、汞、硫等，含水率约为99%左右，根据资料调查，含油污泥中含油量约占干固体质量的15%，污水处理站产生的污泥含油量约为12%-24%，原油处理压力容器和大罐中所清出的污泥含油量较高为25%-30%，含油污泥的含油浓度在104-105mg/l之间。该项目产生的所有含油污泥回收做无害化处理，经过除油、离心分离等工序，将油、水回收，剩余的残渣可达到农用标准。（三）油水井维护为了保证正常运行，油田需对油水井进行定期维护，主要包括压裂、酸化、洗井、清蜡、清砂

44、、修井等井下作业。油水井维护过程中可能产生如下污染源：1、落地原油和含油污水的排放在油井维护过程中，由于各种维护作业，井口可能会溢流原油，起降油管时会滴漏原油，造成落地原油的排放。油井产生落地原油的量与单井产量与作业频率密切相关，根据大庆老油区的资料统计，油井投产后平均每口油井每年产落地原油的量约为0.5-1.0t/a口，该项目落地原油回收率为90-95%，外运到指定地点回收废油。则该项目扩建后到2008年，落地原油的排放量约为40t/a，具体见表3-9表3-9 落地原油排放量计算表1999年现状2004年新建井2008年新建井油井数量（口）554536536落地原油产生量（t/a）277-5

45、54268-536268-536落地原油排放量（t/a）27.7-55.426.8-53.626.8-53.6平均落地原油排放量（t/a）424040油水井维护过程中落地原油和含油污水的主要污染是石油的污染，污染集中在井场周围影响范围在100m以内。2、洗井污水洗井污水主要来自井下作业及注水井的定期洗井，一般洗井的周期为180天，强度为15-30m3/h，每次洗井时间为4-6h，每口井洗井时用水量约为120-150m3/口次，则该项目扩建前年排洗井废水量为3.29104m3/a，扩建后新增洗井废水量为5.29104m3/a。该项目拟配备密闭循环洗井装置，该装置采用除油、沉降、过滤的工艺现场处理

46、洗井废水，处理后的清水循环洗井，采取以上措施后洗井废水不外排。洗井水主要携带了井底的污染物，主要有以下特征：（1）悬浮物含量高，井底大量的悬浮固体和泥砂随洗井水返排出来，含有泥砂、含盐、含碱、有机物和一些重金属离子；（2）洗井废水的色度较深，一般都是黑褐色。大庆地区洗井废水的成分见表3-10。表3-10 洗井废水成分表 单位：mg/l分类项目浓度分类项目浓度理化指标pH7.86重金属Cu0.064总盐量490Pb0.060总碱度425.5Cd0.0005有机污染物总烃5.78Cr0.049芳烃1.16Ni0.001酚0.183Hg0.0021硫化物S2-1.30As0.1323、其他各种作业废

47、水、废液的排放油水井维护工艺有很多，可能产生的污染有：注水井的放溢流废水、井口溢流和放喷、作业污水以及废工作液的跑冒滴漏等。冬季为防止管道冻裂时可能进行注水井的放溢流，操作时每小时最多放水7m3/h，污水中石油含量约10mg/l。油水井作业时井口溢流和放喷，会产生含油废水、废液，建设单位拟配备井口溢流油水收集装置回收这部分废水、废液，以上装置2003年全部安装到位。为减少作业污水的排放，建设单位配备了作业污水回收装置，收集作业污水经过加热、缓冲沉降处理后返回井口，进入油水集输系统，不外排。油水井维护工艺有很多，按不同工艺要求会使用到性质不同的工作液，这些工作液的排放以及由于设备老化、设备接口不

48、严、操作失误等原因造成的设备、管线内各种工作液的跑冒滴漏都会对环境造成影响。跑冒滴漏的废工作液成分复杂，含有废油、酸、碱、腐蚀性物质、地层水等污染物。（四）聚驱工程该项目建设包括了聚合物驱油的339口井，其中，油井187口，注入井152口。聚驱井建设工程的工艺流程与注水驱油井的工艺流程基本相同，产生的污染物主要是配注系统和含聚采出水输送、处理系统产生的含聚废水、母液和机泵设备的噪声。该项目聚驱井注入的是聚丙烯酰胺（PAM），浓度为1000mg/l，单井注聚210m3/d，则单井注聚的量约为210kg/d，该项目建设的聚驱井2002年采出液中开始出现聚合物，浓度约为6.9mg/l，4年后浓度达到

49、最大值642.8mg/l。该项目所用聚丙烯酰胺（PAM）本身无毒性，也不会燃烧、爆炸，对动植物无害，使用过程中可能造成的危害主要来自产品中含有的聚丙烯酰胺单体。根据产品质量检测，油田所用的聚合物为食品级聚合物，单体含量非常低，因此在油田使用过程中其环境安全性能够得到保证。根据经验，该项目配注系统机泵的噪声值约为90-95dB(A)。三、污染源总结分析由前面分析可知，油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节工作内容多、工序差别大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源的类型与源强也不同，其情形十分复杂。按照污染物形态分类，该项目主要污染源总结如下：1、废水污染源表3-11 油田开发水污染源总

50、结污染源产生或排放工序及装置主要污染物备注钻井机械冲洗废水钻井工序：冲洗各种钻井设备石油类、SS、钻井液添加剂（铁铬盐、褐煤、磺化酚醛）、可溶性金属、高分子处理剂自然蒸发渗透洗井废水钻井、油水井维护工序：作业洗井与注水井定期洗井石油类、SS、泥浆溶入物（K2CrO7、三氯甲苯）、酸化液混入物（HCl、H2SO4、HNO3等）密闭循环洗井含油污水地面工程运行期间：联合站、污水处理站等地罐内残存水排放，管线与设备跑冒滴漏油水井维护过程中：放溢流石油类、COD、破乳剂、腐生菌、可溶性矿物质、有机质排入地表水体2、废气污染源表3-12 油田开发大气污染源总结污染源产生或排放工序及装置主要污染物备注烃类

51、气体地面工程运行期间：维修与事故放空、储罐呼吸、管线与设备挥发、落地原油挥发甲烷烃、非甲烷烃（乙烷、丙烷、丁烷、戊烷）、少量C6C14的烷烃、不饱和烃（乙烯、丙烯、丁烯、炔烃）、其他（H2、N2、CO2、H2S等）主要为无组织挥发、泄漏燃料燃烧废气钻井机械尾气、锅炉烟气烟尘、SO2、NOX、CO、烃类达标排放3、废物污染源表3-13 油田开发废物污染源总结污染源产生或排放工序及装置主要污染物备注废钻井液、钻井岩屑钻井工程粘土、CMC（羧甲基纤维素）、重晶石和少量烧碱、重金属元素等全部固化落地原油钻井、油水井维护工序废油集中处理，回收废油含油污泥地面工程运行期间：原油沉降分离出的油砂、污水处理站

52、污泥、油罐底泥石油类、泥砂、其他（酚、砷、汞、硫等）无害化处理作业废水、废液油水井维护酸、碱、腐蚀性物质、地层水、石油类、聚丙烯酰胺等井口溢流收集处理、作业污水回收4、噪声污染源该项目油田开发过程中主要的噪声源为：（1）钻井、压裂、酸化、修井等作业噪声，影响时间较短，但声级较高。（2）转油站、联合站等地的设备噪声，发声设备有各种泵、电机、风机、空压机、抽油机、加热炉和排气放空口等。第四章 项目所在地环境质量现状一、地理位置扩建项目大庆油田有限责任公司南二、三区西部二次加密，聚驱井产能建设工程，位于萨尔图油田南部开发区南二、三区西部，大庆市红岗区的北部，大庆主要交通干线萨大路位于项目东侧，具体见

53、图1-1。二、自然环境该项目所在地位于松嫩平原中部，地质结构上属于松辽盆地的一部分，位于盆地中央，地势较为平坦，地面坡度较小，平均海拔高程在140150m，全区地势由南向北逐渐升高，所在地区内没有自然河流，区内零星的分布着一些水泡子，其中较大的一个是项目东南侧的杨树林泡。该项目地处北温带大陆性季风气候区，受蒙古内陆冷空气和海洋暖流季风的影响，总的特点是：冬季寒冷有雪；春秋季风多。全年无霜期较短。雨热同季，有利于农作物和牧草生长。据大庆年鉴记载，2000年平均气温8.1C，年日照时数2212小时，平均无霜期限229天，夏季平均气温23.8，气温日差在农作物生长发育期内可达10C以上。该项目所在地

54、含水层系统为第四系潜水含水层以及第四系和第三系承压水含水层。潜水含水层的岩性为冲湖相沉积细粉砂，其底板埋深一般在5.0-30.0之间，其厚度由东向西增厚。该层为农业旱季主要开采层、其下部的第四系承压含水层由细砂、砂砾石组成，颗粒粗大，富水性好。第三系承压含水层和第四系砂砾石含水层之间，水力联系较为密切，可视为同一含水层系。该项目所在地土壤类型属草甸土和黑钙土，是油田开发区，油田建设用地与民用建筑占面积较大，另外，还分布着耕地、草地、林地、水面等。该项目自然植被以草本植物占绝对优势，农作物以玉米为主，兼种蔬菜，林木以杨树和柳树为主，草地以碱草为主，低洼积水地区生长芦苇、茅草等。三、社会环境该项目

55、所在地位于大庆萨尔图油田南部，归大庆石油管理局第二采油厂管辖，行政区划属黑龙江省大庆市红岗区。项目所在区内无县以上城镇，项目东南侧分布着解放南村与朝阳北村，紧靠项目南部边缘有图强村，是红岗区和采油二厂机关所在地，项目所在地居民大多数为油田矿区职工及家属，少数为农民。该项目所在地区内交通方便，萨大路位于项目东侧，还有以南二路、南三路为主的油田开发公路交通网。四、环境质量现状评价为了解该项目所在地环境质量现状，本次评价分别对该项目地下水、地表水、大气、声环境与土壤环境进行了实地监测，采用单因子污染指数评价法，用现状监测数据对照相应的环境质量标准评价项目所在地环境质量现状。（一）地下水环境质量现状评

56、价1、地下水现状监测（1）监测布点为了解该项目所在地地下水环境质量现状，本次评价于2002年8月27日对项目地下水环境进行了监测，在项目所在地及周围1km范围内布设了四个采样点，1#与4#采样点位于潜水层，2#与3#采样点位于承压水层，4个采样点的位置见表4-1与图4-1。表4-1 地下水采样点布设表采样点1234位置南2-4中转站南2-13中转站人造理石厂南2-3中转站层位潜水层承压水层承压水层潜水层（2）监测项目与分析方法根据油田开发建设所排污染物以及污染物的毒性，确定该项目地下水监测项目为：pH值、色度、总硬度、硫酸盐、氰化物、硝酸盐、挥发酚、石油类共8项。各污染物的测定方法见表4-2。表4-2 地下水环境现状监测项目测定方法序号项目测定方法方法来源1pH玻璃电极法GB/T7489-19872色度稀释倍数法GB11903-19893总硬度EDTA滴定法GB/T7477-19874硫酸盐分光光度法水和废水监测分析方法（第三版）5氰化物异烟酸-吡唑啉酮比色法GB7486-19876硝酸盐酚二磺酸分光光度法GB7480-19877挥发酚4-氨基安替比林分光光度法GB7490-1