吉林油田乾安采油厂脱水系统密闭工艺改造工程（2022年）环评报告书

1、建设项目环境影响报告表（污染影响类）项目名称：吉林油田乾安采油厂脱水系统密闭工艺改造工程（2022年） 建设单位（盖章）：中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司乾安采油厂 编制日期： 2022年6月 中华人民共和国生态环境部制目录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc105405363 一、建设项目基本情况 PAGEREF _Toc105405363 h 1 HYPERLINK l _Toc105405364 二、建设项目工程分析 PAGEREF _Toc105405364 h 10 HYPERLINK l _Toc105405366 三、区域环境质量现状、环境保

2、护目标及评价标准 PAGEREF _Toc105405366 h 25 HYPERLINK l _Toc105405368 四、主要环境影响和保护措施 PAGEREF _Toc105405368 h 32 HYPERLINK l _Toc105405369 五、环境保护措施监督检查清单 PAGEREF _Toc105405369 h 42 HYPERLINK l _Toc105405370 六、结论 PAGEREF _Toc105405370 h 44 HYPERLINK l _Toc105405371 附表 PAGEREF _Toc105405371 h 45 HYPERLINK l _To

3、c105405372 建设项目污染物排放量汇总表 PAGEREF _Toc105405372 h 45一、建设项目基本情况建设项目名称吉林油田乾安采油厂脱水系统密闭工艺改造工程（2022年）项目代码建设单位联系人张万和联系方设地点 吉林省（自治区）松原市 乾安 县（区） 乡（街道） （具体地址）地理坐标（ 124 度 20 分 5.00 秒， 45 度 3 分 19.09 秒）（ 124 度 9 分 40.30 秒， 44 度 56 分 32.64 秒）国民经济行业类别石油开采/B0711建设项目行业类别五、0711陆地石油开采建设性质新建（迁建）改建扩建技术改造建设

4、项目申报情形首次申报项目 不予批准后再次申报项目超五年重新审核项目 重大变动重新报批项目项目审批（核准/备案）部门（选填）/项目审批（核准/备案）文号（选填）/总投资（万元）761.15环保投资（万元）2.0环保投资占比（%）0.26施工工期3.0是否开工建设否是：用地（用海）面积（m2）/专项评价设置情况无规划情况无规划环境影响评价情况无规划及规划环境影响评价符合性分析无其他符合性分析1、产业政策符合性判定本项目为吉林油田乾安采油厂脱水系统密闭工艺改造工程（2022年），主要为乾安联合站和让11联合站共改造3台新型高频电脱水器，并为让11联合站站内新建地上管线，是油田开发工程的重要部分，属于

5、国家重点鼓励发展的产业，并被列入产业结构调整指导目录（2019年本）规定的第一类鼓励类中石油、天然气类，项目符合国家产业政策。2、“三线一单”符合性判定据吉林省人民政府关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见（吉政函2020101号）及中共松原市委松原市人民政府印发关于实施“三线一单”生态环境分区管控的意见的通知中对建设项目的总体准入要求的相关规定，本项目与管控意见要求的符合性分析详见下表。本项目与“三线一单”符合性分析一览表管控领域环境准入及管控要求本项目情况符合性空间布局约束禁止新建、扩建产业结构调整指导目录（现行）明确的淘汰类项目和引入市场准入负面清单（现行）禁止准入类事项，引入项目应

6、符合园区规划、规划环境影响评价和区域产业准入负面清单要求。列入产业结构调整指导目录淘汰类的现状企业，应制定调整计划。生态环境治理措施不符合现行生态环境保护要求、资源能源消耗高、涉及大量排放区域超标污染物或持续发生生态环境投诉的现有企业，应制定整治计划。在调整、整治过渡期内，应严格控制相关企业生产规模，禁止新增产生环境污染的产能和产品。本项目为乾安采油厂内部站场改造工程，符合产业政策，不属于两高项目，符合土地利用规划。符合强化产业政策在产业转移过程中的引导和约束作用，严格控制在生态脆弱或环境敏感地区建设“两高”行业项目。严格高能耗、高物耗、高水耗和产能过剩、低水平重复建设项目，以及涉及危险化学品

7、、重金属和其他具有重大环境风险建设项目的审批和备案。老工业城市和资源型城市在防止污染转移的基础上，应积极承接有利于延伸产业链、提高技术水平、促进资源综合利用、充分吸纳就业的产业，因地制宜发展优势特色产业。严格控制钢铁、焦化、电解铝、水泥和平板玻璃等行业新增产能，列入去产能的钢铁企业退出时须一并退出配套的烧结、球团、焦炉、高炉等设备。严格控制尿素、磷铵、电石、烧碱、聚氯乙烯、纯碱、黄磷等过剩行业新增产能，符合政策要求的先进工艺改造提升项目应实行等量或减量或等量置换。重大项目原则上应布局在优化开发区和重点开发区，并符合城乡规划和土地利用总体规划。化工石化、有色冶炼、制浆造纸等可能引发环境风险的项目

8、，以及涉及高VOCs排放的建设项目，在符合国家产业政策和清洁生产水平要求、满足污染物排放标准以及污染物排放总量控制指标前提下，应当在依法设立、基础设施齐全并具备有效规划、规划环境影响评价的产业园区内布设。进一步优化全省化工产业布局，提供化工行业本质安全和绿色发展水平，引领化工园区从规范化发展到高质量发展，促进化工产业转型升级。污染物排放管控落实主要污染物总量控制和排污许可制度。新建、改建、扩建重点行业建设项目实行主要污染物排放减量或等量置换。严格涉VOCs建设项目环境影响评价，逐步推进区域内VOCs排放等量或倍量削减替代。本项目为乾安采油厂内部站场改造工程，本项目无新增污染物总量控制指标，各项

9、污染物可达标排放。符合空气质量未达标地区新建项目涉及的二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、挥发性有机物（VOCs）排放全面执行大气污染物特别排放限值。推行秸秆全量化处置，持续推进秸秆肥料化、饲料化、能源化、基料化和原料化，逐步形成秸秆综合利用的长效机制。推动城镇污水处理厂扩容工程和提标改造。超负荷、满负荷运行的污水处理厂要及时实施扩容，出水排入超标水域的污水处理厂要因地制宜提高出水标准。新建、改建、扩建规模化畜禽养殖场（小区）要实施雨污分流和粪便污水资源化利用。环境风险防控到2025年，城镇人口密集区现有不符合防护距离要求的危险化学品生产企业应就地改造达标、搬迁进入规范化工园区或关闭退出，企业安全和环

10、境风险大幅降低。本项目不涉及与人口密集区的防护距离。符合加快完成饮用水水源保护区划界立标、隔离防护等规范化建设，拆除、关闭保护区内排污口和违法建设项目，完善风险防控与应急能力建设和相关管理措施，保证饮用水水源水质达标和水源安全。资源利用要求推动园区串联用水，分质用水、一水多用和循环利用，提高水资源利用率，建设节水型园区。造纸、化工、粮食深加工等重点行业应推广实施节水改造和污水深度处理。鼓励钢铁、纺织印染、造纸、石油石化、化工、制革等高耗水企业废水深度处理回用。本项目均在站场内部建设，不新增占地，符合对黑土地的保护政策。项目不位于高污染燃料禁燃区内。符合按照吉林省黑土地保护条例实施黑土地保护，加

11、大黑土区水土流失治理力度，发展保护性耕作，促进黑土地可持续发展。严格控制新增耗煤项目的审批、核准、备案，对未实施煤炭消费等量或减量替代的耗煤项目一律不予审批、核准、备案。新上燃煤发电项目并网前应当完成全部煤炭替代量。各地划定的高污染燃料禁燃区内，禁止燃用、销售高污染燃料，禁止新建、改建、扩建任何燃用高污染燃料的设施。与各管控单元管控要求的符合性分析本项目为乾安采油厂内部站场改造工程，共涉及乾安县农业畜禽高排放区及乾安县防风固沙重要区2个环境管控单元。本项目不占用生态保护红线。项目与吉林省“三线一单”各管控单元生态环境准入要求的符合性分析详见下表。吉林省“三线一单”管控单元生态环境准入清单符合性

12、环境管控单元编码环境管控单元名称管控单元分类管控类型管控要求本项目情况符合性ZH22072320008乾安县农业畜禽高排放区2-重点管控污染物排放管控现有规模化畜禽养殖场（小区）配套建设粪便污水贮存、处理、利用设施。散养密集区要实行畜禽粪便污水分户收集、集中处理利用。本项目不属于养殖。符合环境风险防控严格管理涉及易导致环境风险的有毒有害和易燃易爆物质的生产、使用、排放、贮运等新建、改扩建项目。本项目为乾安采油厂内部站场改造工程，更换电脱水设备，提高脱水效率，减少污染物排放，减少资源消耗，减少环境风险事故发生，属于具有技术改造项目 对环境有一定正效益，所以不违背。符合ZH22072310012乾

13、安县防风固沙重要区1-优先保护空间布局约束1原则上按限制开发区域的要求进行管理。避免开发建设活动损害生态服务功能和生态产品质量。2禁止发展高耗水工业。3在国家沙化土地封禁保护区内，禁止砍伐、樵采、开垦、放牧、采药、狩猎、勘探、开矿和滥用水资源等一切破坏植被的活动；禁止安置居民。4原则上不再新建各类产业园区，严禁随意扩大现有产业园区范围。5区内现有不符合布局要求的，限期退出或关停。对已造成的污染或损害，应限期治理。本项目为乾安采油厂内部站场改造工程，不新增占地，未损坏生态服务功能和生态产品质量。不是高耗水工业。符合松原市管控意见符合性分析根据“中共松原市委松原市人民政府印发关于实施“三线一单”生

14、态环境分区管控的意见的通知”中要求，详见下表。项目与松原市“三线一单”的相符性序号文件要求本项目相符性空间布局要求严格落实中华人民共和国自然保护区条例（2017年修订）水产种质资源保护区管理暂行办法（2016年修正本）饮用水水源休护区污染防治管理规定吉林省城镇饮用水水源保护条例国家湿地公园管理办法湿地保护管理规程中华人民共和国草原法吉林省湿地保护条例关于特别是作为水禽栖息地的国际重要湿地公约要求。水土保持功能区禁止在二十度以上陡坡地开垦种质农作物。禁止在崩塌、滑坡危险区和泥石流易发区从事取土、把少、米石等可能道展水土流失的活动。防风固沙极重要和重要区禁止开垦、开发植物保护带；禁止在水土流失重点

15、预防区和重点治理区铲草皮、挖树等。盐责化极敏感和敏感区禁止发展高耗水工业。针对盐责化极敏感和敏感占比较大的区城，原则上不再新建各类产业园区，严禁随意扩大现右产业园区范围。区内现有不符合布局要求的，限期退出或关停。对已造成的污染或损害，应限期治理。禁止生物多样性维护生态功能区的大规模水电开发和林纸一体化产业发展。禁止各种损害栖息地的经济社会活动和生产方式，如无序米矿、毁林开若、湿地和草地开垦等。禁止滥捕、乱采、乱猎等行为，加强外来入侵物种管理。禁止砍伐、樵采、开垦、放牧、采药、狩猎、勘探、开矿和滥用水资源等一切破坏植被的活动（商品林和县级公益林除外）。本项目为乾安采油厂内部站场改造工程，在原有站

16、场内进行改造，不涉及新增占地，符合产业政策，符合管理要求。满足要求综上所述，本项目符合“三线一单”控制要求。3、其他符合性分析根据关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理通知（环办环评函2019910号），应分析本项目与该文件中相关内容的相符性，详见下表。本项目与关于进一步加强天然气行业环境影响评价管理通知（环办环评函2019910号）规定的相符性分析序号相关规定本项目的相符性1（八）涉及废水回注的，应当论证回注的环境可行性，采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，不得回注与油气开采无关的废水，严禁造成地下水污染。在相关行业污染控制标准发布前，回注的开采废水应当经处理并符合碎屑岩油藏注水水

17、质推荐指标及分析方法（SY/T5329）等相关标准要求后回注，同步采取切实可行措施防治污染。回注目的层应当为地质构造封闭地层，一般应当回注到现役油气藏或枯竭废弃油气藏。相关部门及油气企业应当加强采出水等污水回注的研究，重点关注回注井井位合理性、过程控制有效性、风险防控系统性等，提出从源头到末端的全过程生态环境保护及风险防控措施、监控要求。建设项目环评文件中应当包含钻井液、压裂液中重金属等有毒有害物质的相关信息，涉及商业秘密、技术秘密等情形的除外。相符让11联合站内管线新建产生的试压废水及电脱水装置清罐产生的废水排入让11联合站污水处理系统内，达标后回注。本次管线试压废水及清罐废水产生量较小，可

18、依托让11联合站污水处理装置。乾安联合站内电脱水装置清罐产生的废水排入乾安联合站污水处理系统内，达标后回注。本次清罐废水产生量较小，可依托乾安联合站污水处理装置。本项目电脱水装置在运行期间内部采用高频聚结装置，由于本项目运营后不新增产能，仅脱水装置的处理能力增加，已知乾安联合站进站液量约11500m3/d，本项目投产后，可保证装置出口油中含水0.5%，则脱水后废水产生量为10982.5m3/d（329.5104m3/a），相比改造前废水量增加208.1m3/d（6.2104m3/a）。让11联合站进站液量约91m3/d，本项目投产后，可保证装置出口油中含水0.5%，则脱水后废水产生量为86.9

19、m3/d（2.6104m3/a），相比改造前废水量增加9.5m3/d（0.28104m3/a）。脱水后在装置下部水处理区域延流场的切线方向布置水处理聚结模块，保证水质达标，产生废水排入各自联合站污水处理系统内达标后回注地下不外排。2（九）油气开采产生的废弃油基泥浆、含油钻屑及其他固体废物，应当遵循减量化、资源化、无害化原则，按照国家和地方有关固体废物的管理规定进行处置。鼓励企业自建含油污泥集中式处理和综合利用设施，提高废弃油基泥浆和含油钻屑及其处理产物的综合利用率。油气开采项目产生的危险废物，应当按照建设项目危险废物环境影响评价指南要求评价。相关部门及油气企业应当加强固体废物处置的研究，重点关

20、注固体废物产生类型、主要污染因子及潜在环境影响，分别提出减量化的源头控制措施、资源化的利用路径、无害化的处理要求，促进固体废物合理利用和妥善处置。相符本项目因更换电脱水系统拆卸原有的设备由厂家回收；电脱水装置改造的清罐油泥属于危险废物，由有资质的单位统一处理；拆卸下的壳体经检测后利用。运行期产生的清罐油泥属于危险废物，由有资质的单位统一处理。3（十）陆地油气开采项目的建设单位应当对挥发性有机物液体储存和装载损失、废水液面逸散、设备与管线组件泄漏、非正常工况等挥发性有机物无组织排放源进行有效管控，通过采取设备密闭、废气有效收集及配套高效末端处理设施等措施，有效控制挥发性有机物和恶臭气体无组织排放

21、。涉及高含硫天然气开采的，应当强化钻井、输送、净化等环节环境风险防范措施。含硫气田回注采出水，应当采取有效措施减少废水处理站和回注井场硫化氢的无组织排放。高含硫天然气净化厂应当采用先进高效硫磺回收工艺，减少二氧化硫排放。井场加热炉、锅炉、压缩机等排放大气污染物的设备，应当优先使用清洁燃料，废气排放应当满足国家和地方大气污染物排放标准要求。相符本项目乾安联合站及让11联合站电脱水装置更新后将采取密闭装置，有效控制挥发性气体的无组织排放；本项目新建的管线进行了防腐处理，并将定期检查更换设备密封垫，最大限度的减少油气泄露和溢出；本项目电脱水装置改造后将降低加热温度，有效减少加热炉烟气的排放量。4（十

22、一）施工期应当尽量减少施工占地、缩短施工时间、选择合理施工方式、落实环境敏感区管控要求以及其他生态环境保护措施，降低生态环境影响。钻井和压裂设备应当优先使用网电、高标准清洁燃油，减少废气排放。选用低噪声设备，避免噪声扰民。施工结束后，应当及时落实环评提出的生态保护措施。相符本项目为站内改造，无新增永久占地，临时占地均在联合站永久占地内，建设单位在施工安排上已压缩施工占地，缩短施工时间；对周围环境敏感目标应严格执行本报告中提出的污染防治措施，减少对环境敏感目标的影响。5（十四）油气企业应当加强风险防控，按规定编制突发环境事件应急预案，报所在地生态环境主管部门备案。海洋油气勘探开发溢油应急计划报相

23、关海域生态环境监督管理局备案。相符乾安联合站及让11联合站均已按照相关法律规定编制突发环境事件应急预案并备案。二、建设项目工程分析建设内容一、地理位置本项目位于吉林省松原市乾安县境内，其中电脱水改造项目位于乾安联合站内，站内管线新建项目以及电脱水改造项目位于让11联合站内。二、项目组成及规模1、建设内容：本项目主要分为油气集输系统及新建管线。油气集输系统：乾安联合站将1#电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。让11联合站将2台电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。新建管线：让11联合站新建2#1000m

24、3沉降罐去500m3缓冲罐管线10m（D2196）；新建伴热管线20m（D483.5）。项目组成及建设内容见下表。本项目工程组成一览表序号工程类别工程名称规模及建设内容1主体工程油气集输乾安联合站将1#电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。让11联合站将2台电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。管线让11联合站新建2#1000m3沉降罐去500m3缓冲罐管线10m（D2196）。让11联合站新建伴热管线20m（D483.5）。2公用工程供配电工程依托站内供配电给水站内深度处理水和站内地下水排水施工期生活

25、污水排入防渗旱厕，定期清掏；管线试压废水及电脱水装置清罐废水进入联合站内污水处理装置中达标后回注地下。3环保工程废气治理管道施工表土及建材堆放设置挡板、上覆遮盖材料，施工运输车辆采取密闭措施或加盖防尘布。本项目电脱水装置改造后可有效减少加热炉烟气量的排放。污水治理管线新建的试压废水及清罐废水排入联合站内污水处理站达标处理后回注地下；生活污水排入防渗旱厕，定期清掏固体废物电脱水装置设备拆卸由厂家处理；破乳剂的罐体由厂家回收；施工期生活垃圾由环卫统一处理。运行期脱水器定期清罐油泥属于危险废物，由有资质的单位统一处理。4依托工程污水处理系统乾安联合站污水处理系统设计处理规模4000m3/d，目前实际

26、污水量为3200m3/d，剩余处理能力800m3/d，本项目新增208.1m3/d，剩余处理量能够满足生产需求。让11联合站污水处理系统水处理总规模为3600m/d，目前实际处理量2606m/d，剩余处理能力994m3/d。本项目新增9.5 m3/d，剩余处理量能够满足生产需求。脱水炉本项目电脱水装置本身无加热环节，需依托站内脱水炉对原油加热至一定温度，运营期乾安联合站天然气使用量减少23104m3/a，让11联合站天然气使用量减少11.68104m3/a，可满足运营期的使用量。供配电依托站内供配电工程2、主要原辅材料本项目所用原辅料天然气、破乳剂均较改造前少，不新增原辅助料。本项目主要原辅料

27、主要来自本项目运行后，脱水温度降低，电脱水装置节省的天然气及破乳剂，原辅材料及来源见下表。本项目原辅材料及能源年耗量情况一览表工期产生部位原辅料及能源单位原有年消耗量预计年消耗量年变化量运行期乾安联合站电脱水装置天然气万m3684.2661.2-23破乳剂t287.4232.65-54.75让11联合站电脱水装置天然气万m3208.9197.22-11.68破乳剂t652.8616.3-36.5天然气：乾安联合站原有电脱水装置脱水温度65，平均年使用天然气量为684.2104m3，本工程更新后脱水温度降低至55后，年减少天然气消耗23104m3/a。让11联合站原有电脱水装置脱水温度65-70

28、，平均年使用天然气量为208.9104m3，本工程更新后使用电脱后脱水温度降低至55-60后，年减少天然气消耗11.68104m3/a。破乳剂：乾安联合站年减少破乳剂消耗54.75t。让11联合站年减少破乳剂消耗36.5t。3、用水情况分析（1）施工期1）给水本项目用水主要为施工人员的生活用水、电脱水装置清罐用水以及管线试压用水。施工期人员20人，生活用水30L/人天，施工时间90d，用水量为54m3/施工期；根据建设单位提供资料，电脱水器体积为142.43m3，清罐用水按照罐体容积的1.2倍计，3座罐体共需水512.75m3/施工期；根据建设单位提供资料，D219管线10m，体积为1.5m3

29、，D48管线20m，体积为0.145m3，本项目试压用水量3.29m3。本项目用水由站内水井提供，可以满足本项目用水需求。2）排水本项目生活污水按用水80%计，水量为43.2m3/施工期，排入防渗旱厕内，定期清淘不外排；清罐采用高压水射流法进行罐体的冲洗，按用水量80%计，水量为410.2m3/施工期，排入各自联合站内污水处理装置中达标后回注地下；管线试压废水的成分主要为含有悬浮物的废水，排入联合站内污水处理装置中达标后回注地下。（2）运行期本项目电脱水装置在运行期间内部采用高频聚结装置，由于本项目运营后不新增产能，仅脱水装置的处理能力增加，已知乾安联合站进站液量约11500m3/d，本项目投

30、产后，可保证装置出口油中含水0.5%，则脱水后废水产生量为10982.5m3/d（329.5104m3/a），相比改造前废水量增加208.1m3/d（6.2104m3/a）。让11联合站进站液量约91m3/d，本项目投产后，可保证装置出口油中含水0.5%，则脱水后废水产生量为86.9m3/d（2.6104m3/a），相比改造前废水量增加9.5m3/d（0.28104m3/a）。脱水后在装置下部水处理区域延流场的切线方向布置水处理聚结模块，保证水质达标，产生废水排入各自联合站污水处理系统内达标后回注地下不外排。4、工程占地情况（1）永久占地本工程占地均在联合站内永久占地内，不新增永久占地。（2）

31、临时占地本项目施工人员食宿均在联合站内，不设置施工营地，在施工结束后进行场地清理；本工程所用原辅材料包括管材等，均在当地采购，材料的数量和质量完全可以满足本工程的需要，故本项目施工现场不进行混凝土搅拌；施工机械不在施工现场长期存放，不单独设置临时施工场地，不新增临时占地；取、弃土场设置情况：本工程新建管线为地上管线，无土方产生。5、总投资及资金来源本项目总投资761.15万元人民币，其中环保投资2.0万元，全部为企业自筹。6、劳动制度及工作人员本项目施工期施工人员20人，施工期为90d。运行期无需新增站内员工。7、厂区平面布置本项目涉及让11联合站站内管线改造及2台电脱水装置的改造、乾安联合站

32、1台电脱水装置的改造。乾安联合站距离最近居民区前鞠字井80m，距离最近地表水体为鞠字泡，位于站外西侧300m。让11联合站距离最近居民区2300m，管线及设备改造均位于站内，不新增占地。本项目改造设备具体位置见附图2-1及附图2-2。工艺流程和产排污环节1电脱水器改造工程（1）工程概况乾安联合站将1#电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。让11联合站将2台电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。本项目电脱水装置改造的主要工程量见下表。本项目电脱水装置改造主要工程量序号主要工程量单位数量1360014000

33、电脱壳体经检测利旧，内部及外部改造，电极模块86组，高频聚结脱水一体化电源，高压绝缘、吊挂及固定连接件，高频引电装置，自动放水装置等台32电脱水器罐体清洗台3高频聚结脱水装置采用高频脉冲供电技术，并可根据装置内部不同区域含水原油击穿伏秒特性变化，在装置中部区域设置低压窄脉冲电场聚结大水滴，上部区域设置高频高压脉冲电场深度脱除小水滴，同时通过调整脉冲电场频率和占空比（脉冲时间），使脉冲电场时间小于原油在电极间形成短路击穿的时间，在击穿形成前关闭脉冲输出，即可在装置不同含水区域加较高的电场又可避免形成短路击穿现象，从而建立稳定的脱水电场。在装置下部水处理区域延流场的切线方向布置水处理聚结模块，保证

34、水质达标。（2）施工期工艺流程说明本项目电脱水器改造工程壳体利旧，内部采用高频聚结装置，施工期主要包括电脱水器罐体的清洗以及电脱水器旧装置的拆卸以及新设备的安装。施工过程中产生噪声及施工扬尘、焊接烟气、汽车尾气等废气，施工人员产生的生活污水排入站内防渗旱厕内，定期清淘做农肥，拆除的设备约0.75t由厂家回收，罐体清洗产生的废水排入各自联合站内污水处理站内处理达标后回注地下；清罐油泥属于危险废物，本工程3台罐体内产生的油泥附着厚度按0.5cm计，产生油泥量约0.18t，由有资质的单位统一处理。施工活动集中在各自联合站站内。施工期工艺过程如下图：电脱水器改造施工期建设流程及产污节点图（3）运营期工

35、艺流程说明本项目只是将传统电脱水装置改为脉冲供电脱水，工艺流程不发生变化，只是提高了脱水效率。联合站外来液汇入站内后经电脱水装置，采用高频脉冲供电技术，将脱水后原油外输，脱出来的水分经电脱水装置的水处理区域处理后进入联合站污水处理装置中。电脱水装置运行期间，需依托站内加热炉将原液加热至55-60，天然气燃烧后将产生废气通过烟囱排出；原液在脱水过程中需投加原油破乳剂（无毒，无腐蚀性），使用后的破乳剂的罐体厂家回收。电脱水器改造运行期建设流程及产污节点图2、站内管线工程（1）工程概况让11联合站完善站内部分流程，需新建管线如下表。本项目让11联合站管线主要工程量统计一览表序号管线长度（m）管线规格

36、备注12#1000m3沉降罐去500m3缓冲罐管线10D2196带压开孔2处、DN200有导流孔阀门2处2伴热管线20D483.5/（2）施工期工艺流程说明本项目新建管线为地上管线。一般程序为：测量定线，施工作业带清理，清除障碍物，平整工作带，钢管防腐绝缘，防腐钢管运输，布管、组装焊接，无损探伤，补口及防腐检漏，分段试压，站间连接，通球扫线，阴极保护，工程验收。施工作业带清理本项目新建管线位于站内，且新建管线为地上管线，故只需清理地面上障碍物即可。清管对管线进行清管，清除管线中管壁粘附的杂质等。清管采用清管球（器）进行，清管次数不应少于两次。常用清管器分为普通型和智能型。普通型清管器可分为球形

37、（清管球）和圆柱形。球形包括清管橡胶球等；圆柱形包括直板型、碟形、直碟混合型、直板测径、碟碗测径、直板钢刷、碟碗钢刷和软质泡沫球等。智能型清管器可分为管道腐蚀、变形（测径）、裂纹检测器。a）管径小于DN100的管段、道清管宜选用球型清管器；b）管道清管，宜选用直碟混合型（直板型）清管器；c）测径采用测径清管器；d）无内涂层的管道宜采用钢刷清管器，有内涂层的管道宜采用尼龙清管器；e）管道上水、排水宜采用直板型清管器；f）标段、站间测径宜采用智能型清管器；g）深度扫水宜使用泡沫清管器。本项目管线清管介质选用清洁水，由让11联合站提供，介质为清洁热水。管线的清管废水运输至让11联合站污水系统处理达标

38、后回注辖区地下油层。焊接、检验清管完成后，与做好保温防腐的新管线焊接。管道焊接作为管道施工中的重要一环，其焊接质量的高低，对管道建设施工和管道建成以后的运行安全都有至关重要的影响，因此合理选择焊接方案至关重要。考虑到沿线地形、地貌和沿途气候等外界环境因素，同时也考虑到管道直径、壁厚和材质等因素，管道焊接采用半自动焊和手工下向焊相结合的焊接方式。开阔地区采用半自动焊接，对于局部困难地段，不适于半自动焊的山区地段，以及沟底碰死口和返修焊接部位现场环焊缝全部焊道采用手工电弧焊下向焊方式。具体焊接方式可由建设单位根据自身的经验进行选用。本项目用电弧焊条和半自动焊药芯焊丝由焊接工艺评定确定，选用烟气量小

39、的环保焊条。试压管道安装完毕后，应按设计要求对管道系统先进行压力试验。按试验的目的可分为检查管道力学性能的强度试验、检查管道连接质量的严密性试验、检查管道系统真空保持性能的真空试验和基于防火安全考虑而进行的渗漏试验等。除真空管道系统和有防火要求的管道系统外，多数管道只做强度试验和严密性试验。管道系统的强度试验与严密性试验，一般采用水压试验，如因设计结构或其他原因，不能采用水压试验时，可采用气压试验。本项目新建的管线试压介质选用清洁水。试压的程序、步骤、方法a）连接。将试压设备与试压的管道系统相连，试压用的各类阀门、压力表安装在试压系统中，在系统的最高点安装放气阀、在系统的最低点安装泄水阀。b）

40、灌水。打开系统最高点的放气阀，关闭系统最低点的泄水阀，向系统灌水。试压用水应使用纯净水，当对奥氏体不锈钢管道或对连有奥氏体不锈钢管道或设备的管道进行试验时，水中氯离子含量不得超过2510-6（ppm）。待排气阀连续不断地向外排水时，关闭放气阀。c）检查。系统充水完毕后，不要急于升压，而应先检查一下系统有无渗水漏水现象。d）升压。充水检查无异常，可升压，升压用手动试压泵（或电动试压泵），升压过程应缓慢、平稳，先把压力升到试验压力的一半，对管道系统进行一次全面的检查，若有问题，应泄压修理，严禁带压修复。若无异常，则继续升压，待升压至试验压力的3/4时，再作一次全面检查，无异常时再继续升压到试验压力

41、，一般分23次升到试验压力。e）持压。当压力达到试验压力后，稳压10min，再将压力降至设计压力，停压30min，以压力不降、无渗漏为合格。f）试压后的工作。试压结束后，应及时拆除盲板、膨胀节限位设施，排尽系统中的积水。本项目管线试压介质采用洁净水，由站内供水，管线的试压废水排入让11联合站污水处理站内，最终处理达标后回注辖区地下油层。干燥管道排水之后要进行管道内表面干燥，采用空气干燥法。防腐地上管线外防腐采用交联氟碳涂料面漆及环氧底漆。结构为：底漆-底漆-面漆-面漆。管线保温材料采用硬质超细玻璃棉管壳，防水材料采用镀锌铁皮。 结构：防腐层-超细玻璃棉管壳-镀锌铁皮。管道建设的施工过程见下图。

42、 测量定线 作业线路场地清理 验收、投运 清管废水扬尘、噪声焊接烟气 防腐废气 开挖及排水 试压废水 扬尘、噪声 清管焊接试压干燥防腐管道建设施工过程及产污节点图与项目有关的原有环境污染问题1、现有工程履行环境影响评价、竣工环境保护验收、排污许可手续等情况中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司乾安采油厂（松原地区）排污许可证编号为9122070071717338XU022U，有效期限为2020.6.13至2023.6.12。排污许可证本项目站内涉及环评及验收情况如下。本项目涉及的区块验收及环评情况表一览表项目名称环评批复时间环评批复文号竣工验收情况排污许可履行情况吉林油田公司乾安采油厂已开发

43、油田产能建设工程2015年2月吉环审字201528号已自主验收已填报乾安采油厂排污许可乾安采油厂采油3队让11站污水系统密闭工程2019年7月松环建字201945号已自主验收2、本项目联合站排污现状及达标分析现有工程产生的污染物主要为加热炉燃烧烟气、非甲烷总烃、生产废水、生活污水、含油污泥、生活垃圾和噪声等。（1）废气1）加热炉烟气根据现场调查，本项目现有工程依托加热炉燃料为天然气，乾安联合站全年燃气量约为684.2104m3/a，烟气量约为9568.83104m3/a，排气筒高度10m。吉林油田公司乾安采油厂已开发油田产能建设工程竣工环境保护验收调查报告中乾安联合站加热炉烟气2021.1.5

44、的实测数据，颗粒物浓度为10.1mg/m3，NOx浓度为154.5mg/m3，SO2浓度为18.8mg/m3。让11联合站全年燃气量约为208.9104m3/a，烟气量约为2921.55104m3/a，排气筒高度10m。吉林油田公司乾安采油厂两井油田让10区块2014年产能建设工程竣工环境保护验收调查报告中让11联合站加热炉烟气2019.10.30的实测数据，颗粒物浓度为15.76mg/m3，NOx浓度为181.18mg/m3，SO2浓度为3mg/m3，得出加热炉烟气污染物的排放情况详见下表。本项目涉及站场现有加热炉烟气中污染物排放统计表加热炉台数燃气量（万m3/a）烟气量（万m3/a）主要污

45、染物排放情况排放浓度mg/m3排放量t/aTSPNOXSO2TSPNOXSO2乾安联合站8台684.29568.8310.1154.518.80.96614.781.8让11联合站4台208.92921.5515.76181.1830.465.290.09合计893.112490.3825.86335.6821.81.42620.071.89由上表可知，加热炉烟气中各类污染物的排放浓度均能满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）中在用锅炉标准要求，颗粒物产生量为1.426t/a、NOx产生量为20.07t/a、SO2产生量为1.89t/a。经调查，联合站内现有加热炉排气筒高度10

46、m，满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）中“燃油、燃气烟囱不低于8米”排放标准要求，对环境空气影响较小。2）油气集输过程中挥发烃类气体油气集输过程烃类气体挥发主要来自采油井场、计量间、联合站、中转站、集输系统等。根据大气挥发性有机物源排放清单编制技术指南附录B中“挥发性有机物各类源排放系数的推荐值”，石油开采过程产生的挥发性有机物量约为开采原油量的1.4175。本项目乾安联合站及让11联合站产能为57万t/a，涉及站内非甲烷总烃挥发量约为807.975t/a。现有工程大气污染物排放情况汇总见下表。现有工程大气污染物排放统计表污染源污染物排放量 (t/a)备 注颗粒物NOxSO

47、2挥发烃类加热炉1.42620.071.89直接排放油气集输807.975合计1.42620.071.89807.975直接排放（2）废水本项目现有工程废水产生源主要包括采油废水、井下作业废水（修井和洗井废水）、污水处理站反冲洗水和站场生活污水等。生产废水统一进入联合站中污水处理系统，处理达标后回注地下。1）生产废水根据现场调查及资料，乾安联合站污水处理量为219104m3/a，让11联合站污水处理量为51.1104m3/a，两座联合站污水处理量共270.1104m3/a。2）站场生活污水据调查，各站场总职工人数251人，生活污水产生量3012m3/a。生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨

48、氮、SS等。现有废水产生及排放量见下表。现有废水产生及排放情况表污染源废水量（万m3/a）污染物浓度（mg/L）污染物产生量（t/a）排放去向COD石油类SS氨氮COD石油类SS氨氮生产废水270.1473012001500-0.0120.0030.004-污水处理系统处理达标后回注生活污水0.3012300-250250.0000009-0.00000070.00000007排入防渗旱厕，定期清掏，不外排合计270.4012-0.01200090.0030.00400070.00000007-（3）固体废物现有工程涉及区块固体废弃物主要来自油泥（砂）、废滤料及人员的生活垃圾等。1）油泥主要是

49、乾安采油厂涉及联合站的污水处理系统产生的油泥，根据吉林油田提供的资料，污水处理系统产生的油泥量为1.82.6t/104t采出液，平均油泥产生量2.2t/104t采出液。本项目涉及乾安联合站现有采出液共346104t/a让11联合站现有采出液共27.3104t/a，则油泥产生量分别为761.2t/a及60.06t/a，共计约821.26t/a。定期送至乾安县晟铭环保科技有限公司处理。2）废滤料主要是现有联合站污水处理系统定期更换下来的废核桃壳和纤维球滤料，每年更换的滤料约为2.0t，该滤料送乾安县晟铭环保科技有限公司处理。乾安县晟铭环保科技有限公司于2016 年3 月9 日取得危险废物经营许可证

50、，危险废经营许可证编号为2207230073。目前乾安联合站与让11联合站的油泥委托该公司处理。本项目施工期清罐油泥属于危险废物，代码为HW08071-001-08，属于乾安县晟铭环保科技有限公司业务范围内，可满足处理需要。3）生活垃圾本项目依托工程生活垃圾产生量约为37.65t/a，由环卫部门送往附近垃圾填埋点处理。现有固体废物排放情况见下表。现有固体废物排放情况一览表单位：t/a污染物产生量（t/a）排放量（t/a）主要成份排放去向备注油泥（砂）821.260油泥（砂）送至乾安县晟铭环保科技有限公司处理危废编号HW08废滤料2t/3-5年0废核桃壳和废纤维球滤料危废编号HW49生活垃圾37

51、.6537.65-集中填埋处理-（4）噪声现有区块噪声来源主要为站场加热炉、泵类等机械噪声。详见下表。现有主要噪声设备一览表声源位置设备名称声源强度dB（A）测点距离（m）现有站场加热炉75801掺水泵851注水泵971外输泵951（5）污染物排放总量现有工程各类污染物排放总量情况详见下表。现有工程污染物排放总量情况统计表类别名称产生量处理量排放量备注废气废气量（104m3/a）12490.38012490.38SO2（t/a）1.8901.89NOx（t/a）20.07020.07颗粒物（t/a）1.42601.426非甲烷总烃（t/a）807.9750807.975废水生产废水（m3/a）

52、270.1104270.11040处理回注生活污水（m3/a）301230120防渗旱厕收集噪声外输泵dB（A）9595注水泵dB（A）9797加热炉dB（A）75807580掺水泵dB（A）8585固废油泥（砂）821.26821.260危废HW08送有资质单位进行处理生活垃圾（t/a）37.6537.650交由环卫部门集中填埋处理废滤料（t/a）2t/3-5年2.00送至有资质单位处理3、与本项目有关的主要环境问题及整改措施主要环境问题：1、乾安联合站建有2台电脱水器，其中2019年改造新型电脱水器1台，目前处理能力为35m3/h，1台电脱水器实际处理能力为10m/h，目前进站油量60.4

53、2m3/h，无法满足处理能力需求；后期致密油进站后油量进一步增加，更不满足生产需求。2、让11联合站建有2台电脱水器，2台电脱水器实际处理量为10m/h，目前进站油量17.08m3/h，电脱水器处理能力不能达到设计处理能力，且电脱水器出口油量不合格进入后端热沉降罐，热沉降罐沉降后进入净化罐进行外输，经常造成让11站外输含水。3、让11联合站1#沉降罐需要清罐，但让11站2#沉降罐溢流出口直接进入3#净化罐，暂时不具备备用1#沉降罐的条件。整改措施：1、乾安联合站将1#电脱水器（360014000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。2、让11联合站将2台电脱水器（360014

54、000mm）改造成高频聚结装置，壳体经检测后利用，原流程不变。3、让11联合站新建2#1000m3沉降罐去500m3缓冲罐管线10m（D2196）；新建伴热管线20m（D483.5）。三、区域环境质量现状、环境保护目标及评价标准区域环境质量现状1、环境空气根据环境影响评价技术导则-大气环境（HJ2.2-2018）中相关要求，本次评价环境空气常规因子采用吉林省生态环境厅发布的吉林省2021年生态环境状况公报中松原市2021年环境空气质量监测数据，详见下表。松原市2021年环境空气质量现状评价表行政区域污染物年评价指标现状浓度（g/m3）标准值（g/m3）占标率达标情况松原市SO2年平均质量浓度6

55、6010.00%达标区NO2年平均质量浓度184045.00%PM10年平均质量浓度437061.43%PM2.5年平均质量浓度233565.71%CO24小时平均第95百分位数1.0 mg/m34mg/m325.00%O3日最大8小时平均第90百分位数12316076.88%由上表可知，松原市2021年常规监测因子年均浓度均满足环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准的要求，项目所在区域为环境空气达标区。2、声环境根据建设项目环境影响报告表编制技术指南（污染影响类）（试行），厂界外周边50米范围内存在声环境保护目标的建设项目，应监测保护目标声环境质量现状并评价达标情况。各点位应监测

56、昼夜间噪声，监测时间不少于1天，项目夜间不生产则仅监测昼间噪声。本项目改扩建站场位于前鞠字井西侧80m，故未监测噪声。3、地表水本项目施工期生活及生产废水不外排，运行期不新增生活及生产废水。本项目乾安联合站距鞠字泡300m，为了解项目区域内地表水环境现状，本次对鞠字泡进行现状监测。根据关于征求吉林省西部地区雨洪资源综合利用河湖连通供水工程环境影响评价执行标准的函及复函，乾安县鞠字泡水功能区划为类水体。（1）监测点布设根据现有资料收集，为了解区域内地表水断面现状，引用吉林油田乾安采油厂脱水系统密闭工艺改造工程（一期）环境影响报告表中鞠字泡监测数据，监测时间2021.3.1，监测单位吉林省正真检测

57、有限公司，详见下表及附图。地表水监测点位布设情况一览表序号点位名称相对关系备注W1鞠字泡西侧300m了解项目水质情况（2）分析项目及分析方法分析项目为pH、COD、氨氮、石油类及挥发酚共计5项。分析方法按国家有关规定进行。（3）监测单位监测频次采样一次。（4）评价方法采用标准指数法对地表水进行现状评价，并结合污染源调查结果，分析污染原因。标准指数计算公式：Pi=Ci/C0i式中：Pi第i种污染物的单因子污染指数；Ci第i种污染物的实测浓度（mg/L）；C0i第i种污染物的评价标准（mg/L）。pH的标准指数计算式：SpH=7.0pHj7.0pHsd pHj7.0SpH=pHj7.0pHs7.0

58、 pHj7.0式中：pHjpH实侧值；pHS水质标准中规定的pH值上限；pHSd水质标准中规定的pH值下限。（5）评价标准执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类标准。（6）监测结果及评价结果地表水监测结果及评价结果一览表序号pHCOD氨氮挥发酚石油类W1监测结果7.62180.613NDND评价结果69301.50.010.5标准值/0.60.41/由现状监测结果表可知：本项目所在区域鞠字泡各污染物标准指数均小于1，满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类标准要求。4、地下水环境运行期对地下水环境产生影响主要是管线发生腐蚀或断裂及脱水设备发生泄漏，原油或含油污水泄漏后

59、可能对地下水造成不利影响。根据建设项目环境影响报告表编制技术指南（污染影响类）（试行），本项目站内管线工程在运行期非正常情况下发生泄漏对地下水造成影响，需开展现状调查作为背景值。（1）监测点布设根据拟建项目特点，若发生管线泄漏事件，将会对项目所在地下游地下水环境产生主要影响，引用吉林油田乾安采油厂脱水系统密闭工艺改造工程（一期）环境影响报告表中小率村监测数据，监测时间2021.3.1，监测单位吉林省正真检测有限公司，具体监测点位布设见下表。地下水监测点布设一览表采样点位置监测层位与本项目位置关系U1小率村（E124951.65N44580.21）潜水乾安联合站下游（2）监测项目K+、Na+、C

60、a2+、Mg2+、CO32-、HCO3-、SO42-、Cl-、pH、氨氮、硝酸盐、亚硝酸盐、耗氧量、溶解性总固体、总硬度、挥发性酚类、石油类共17项，同时记录井深、地下水水位及监测井位置。（3）监测时间吉林省正真检测有限公司：监测时间为2021年3月1日。（4）监测与评价结果评价区地下水监测结果见下表。评价区域地下水质量监测结果 单位（mg/L）监测点pH氨氮硝酸盐亚硝酸盐耗氧量U17.710.3132.33ND1.09监测点溶解性总固体总硬度挥发酚石油类井深U1278101NDND14通过对工程所在地地下水水质八大离子浓度监测及评价结果分析，地下水化学类型详见下表。评价区域内地下水八大离子浓