长庆油田分公司第八采油厂 26万吨产能建设工程环评报告

ZS(YA)-2019-010长庆油田分公司第八采油厂26万吨产能建设工程长庆油田分公司第八采油厂司月I 1.1编制依据 181.2评价原则 221.3评价因子与评价标准 221.4评价工作等级和评价范围 281.5评价重点与评价时段 35境保护目标 351.7相关规划及环境功能区划 382工程概况 402.1建设单位概况 402.2地理位置与交通 402.3油藏地质特征 40 44 2.626万吨产建工程开发方案 592.7本项目实施前后工程变化情况 783工程分析 793.1施工期 793.2运行期 953.3退役期 108措施 1083.5本项目污染物排放量及三本账 1093.6事故风险分析 111 4环境现状调查与评价 1134.1自然环境概况 1134.2生态环境概况 1234.3环境现状质量调查与评价 1264.4环境敏感目标调查 1504.5区域污染源调查 1515施工期环境影响分析 1525.1施工过程及内容 1525.2施工期环境影响分析 1535.3施工期环保措施要求 1696运行期环境影响评价 1836.1大气影响预测与评价 1836.2地表水环境 1906.3地下水环境 1946.4声环境影响预测与评价 2066.5固体废物 2096.6生态环境影响预测与评价 2106.7土壤环境影响预测与评价 2126.8对敏感目标的影响 2167运行期环境保护措施及可行性分析 2187.1大气环境保护措施及可行性分析 2187.2地表水 2197.3地下水 2227.4声环境保护措施及可行性分析 2297.5固体废物 2307.6生态环境保护措施及可行性分析 2317.7土壤环境保护措施及可行性分析 236行性 2397.9闭井期环境影响及污染防治措施 2407.10项目环保投入估算 2418环境风险评价 2438.1风险调查 2438.2环境风险潜势初判 2438.3环境风险识别 2458.4环境风险分析 2498.5风险防范措施及应急要求 2528.6评价结论与建议 2649环境经济损益分析 2669.1经济效益分析 2669.2社会效益分析 2669.3环境经济损益分析 26610环境管理与监测计划 26910.1现有环境管理制度 26910.2本次产建开发环境管理要求 27210.3污染物排放清单 273 610.5环保设施(措施)清单 27711结论 280 11.2环境质量现状 28011.3污染物排放情况及环境保护措施 28111.4主要环境影响 28311.5公众意见采纳情况 28611.6环境经济损益分析 28611.7环境管理与监测计划 287 11.9要求与建议 287I图；图；图；白垩系地下水流场图；图；本项目与明长城遗址石涝池堡的位置关系图；议9、《长庆油田分公司第八采油厂(定边区域)突发事件总体应急预案》备案确认书2km008年，探明储量14014×104t，可采储量2646.48×104t，开发层系主要以三叠系特低渗透油藏为主，开发层位有三叠系长1、长2、长4+5、长6、长8根据长庆油田分公司的统一部署安排，第八采油厂2019年制定了2019~2021年26×104t/a产能开发方案(以下简称“开发方案”)，在定边王盘山油区进行产能开发，地程建设按26×104t/a产能规模建设，建设内容包括采油、油井计量、集油、集气、程等。工程总投资5.6亿元。设项目特点(1)本工程建设性质为改扩建，涉及三个新开发区块。项目建设内容多，工艺过(2)本工程是典型的生态与污染并重型建设项目。生态环境影响既体现在建设期3对土壤、生态景观等生态环境的影响；污染影响建设期主要有施工废水、废气、噪声、三、评价过程简介发”，应编制(1)产业政策相符性分析本项目属《产业结构调整指导目录(2011年本)》(2013年修正)中鼓励类项目，即“常规石油、天然气勘探与开采，以及原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和王盘山油区属于姬塬油田的一部分，根据国家能源局《中国石油2019年油气田开(2)相关规划相容性分析4划规划要求(摘录)情况性1共和国会发年规量；加强陆上和海上油气勘探开天然气、煤层气、页岩油(气)石油滚动开发2发展“十三平。加强勘探实现石油增储稳产。巩固发展鄂尔多斯、塔里木和准噶尔盆地等西部石油生产区实现石油产量7000万吨以上。鄂尔多斯盆地深化安塞、靖安、西峰等老区精细挖潜，推进姬塬、华庆、西峰-合水、镇北的超低渗资源规模动用，探索长7致密油工业化开发技术，加强鄂南地区古生界探索。署位于鄂尔多00万吨目标的部分3民经济展第十三稳油。加强陕北老油区扩边精细勘探，加快富县、宜君、旬邑、彬长等新油区勘探开发，加大推广二次三次采油新技术，提高原油采收率发的块4民经济和十三五油气采收率。重点开发靖安油油田区采收率新技术5。积极协调推进我国首个亿吨于姬源油田稳定产能6(2016~2020) (1)矿产资源勘查开发方向：鼓励开采石油、油资陕北煤炭国家能源基地建强石油、天然气、煤炭等能源矿多斯盆地一级构石油产能开发项目7规划采、运输和炼化的控和督促整改力度，最大限度减少因安全事本次评价从危险物质和生产设施识别确定环境风险要求建设单位加强监管，最大限度减少因安全事故引发的次生环境污染事件推进油田伴生气回收利用……生气进行回重点抓好饮用水源地、化工企业、工业园区、陕北原油管道、陕南尾矿库等领域的环境风输管道采用环境措施5划规划要求(摘录)情况性规划固体废物处理处置，防止污染土壤和地下水。严控危险废物源头，提高危险废物安含油污泥及8十三五”环规划健全环境突发事件预防预警和应急处置体系，强化预案管理和应急演练。健全市内环境应急机构，增设应急物资储备库，实施环境应急分级响应，建立健全突发环境事件现场指挥与协调制度，完善突发环境事件信息报告和公开机制。加强环境隐患排查整治，要进一步强化石油开采、运输和炼化的监管，逐个确定环境风险点，加大巡查和远程监控力度，最大限度减少因安全事故引发的次生环境污染事件。本次评价从危险物质和生产设施识别确定环境风险要求建设单位加强监管，最大限度减少因安全事故引发的次生环境污染事件力开展石油勘探开采加工、煤化工、盐化工等陕北能源化工基地典型工业行业特征水污本项目属于石油勘探开采，采用本次评价提出的污染防治措施，废水不外排，不会对地表水体产生符合性分析(1)与《石油天然气开采业污染防治技术政策》相符性分析石油天然气开采业污染防治技术政策技术政策符合情况分析1化处理处置率达到100%；②遏制重大、杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的发提出了严格、可行的污染防治措施，在严格执行2①石油天然气开采要坚持油气开发与环境①井区开发总体布局基本合理，评价在施工期和运行期提出了严格、可行的污染防治和生态保护产总体达到国内先进水平，多方面发展了“减量染防治和生态保护措施。3在环境敏感区进行石油天然气勘探、开采论证，并严格执行环境影响评价文件的要评价对本项目的环境影响进行了充分的论证，建4建设单位在项目开发前编制了跨度三年的整体设65油气田开发不得使用含有国际公约禁用化本项目在钻井过程中使用的化学试剂均属于无毒67达到95%以上；钻井过程产生的废水应回本项目拟采用环境友好的钻井液，钻井泥浆基本为无毒性泥浆，广泛应用于长庆油田，目前同井8裂残液和返排液应回收利用或进行无害化酸化液和压裂液采取集中配制，残液和返排液进行无害化处置，压裂放喷返排入罐率可达到层。9采出水处理满足标准后回注。本项目采出水处理达到《长庆油田采出水回注技Q本项目油气集输采取密闭集输，最大限度的减少态保护油气田建设宜布置丛式井组，采用多分支产生和占地。分燃烧，伴生气回收利用率应达到80%以本项目伴生气回收用作加热炉燃料，富余气量输围应设置围堤或井界沟；井场设计，井场周围设置围堤体程。油田采出水在生产过程中经处理达标后回注油立钻井井场设置地上收集罐，对废钻井泥浆岩屑集泥处置。本项目井下作业时采用“铺设作业、带罐上岗”的模式，落地油的回收率达到100%；含油污泥属于危险固废，其中清罐油泥、采出水处理系统污的新技术本项目产生的废弃钻井液、井下作业废液及含油应无害化处置技术。7与风险防范八厂已建立了完善的环境管理体系。建设单位拟采取有效的油气井套管的检测和维护可有效防止油气泄漏污染地下水。建设单位已建立了完善的环境保护人员培训制油气田企业应对勘探开发过程进行环境风定期进行演练。应开展特征污染物监测工建设单位已建立了完善的环境污染事故发生应急预案、消除事故隐患的措施及应急处理办法，并(2)与《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》符合性分析陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范规范符合情况分析环境1管序。评价要求区块内井场按照省市清洁文明井场标站场内整洁美观。项目站场生产、运输、储存2完善，道路平整规范，标识清晰、线路示意图牌等标牌，标牌符合GB/T13306污物按照《中华人民共和国水污染环境防治①大型站场按生产区、管理区、生活区等功能分区，并建立管理机构，制订管理制度，运行②矿区地面道路、供水、供电、卫生、环保等基础上核实配套完善，标识清晰、标牌统一。在生产区设置操作提示牌、说明牌、线路示意图等标牌。但部分道路未及时按标准化道路进③执行各类废弃物管理制度。固体废物分类存3资源开发方式8陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范规范符合情况分析4①产建项目采用从式井开发模式，减少占地、②根据区域环境特点及油层特点，选择先进的。③采油八厂编制生态恢复治理方案，边开采，进行生态恢复治理。5规定的限制和淘汰的技术工艺及装备。④油气开发全过程应采取措施防止地下水污⑤既有项目应根据开发动态情况及时调整开①本产建工程开发油层为超低渗透油层，针对推广使用定向井储层改造技术、压裂新技术、压裂优化方案、支撑剂优选方案等新技术。未使用国家②本产建项目的场站、道路等涉及永久占地的③钻井过程选用水基环境友好型钻井液，集成质安全钻井。在井场设置移动泥浆罐，对钻井废水、钻井泥浆，回收重复利用后，对废渣、④项目开发全过程均采用了地下水污染防治措施，详见地下水章节，评价要求建立动态监测⑤采油八厂每年的产建方案及钻采方案均根据求6护7①应按照矿山地质环境保护与土地复垦方案进行地质环境治理和土地复垦。具体要求如区专用道路等生态环境保护与恢复符合HJ651余用地、功能废弃地等，应及时按TD/T1036建立了危险化学品管理制度。、生态保护8物产生和占地。占地。9陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范规范符合情况分析9项目采用回收套管气，增压点、接转站伴生气到95%以上，满足要求，不能利用的伴生气燃③评价提出地下水监测计划，加强对油气田地下水水质的监控，防止回注过程对地下水造成求建设单位积极配合属地政府环境保护部门的本项目按照减量化、资源化、再利用的原则，对油田伴生气进行回收利用，对井场落地油进出水进行处理后回注油层水驱采油。透油藏不低于90%，低渗-特低渗油藏不低于增压点、接转站伴生气分离，对伴生气进行回出水应清洁处理后循环利用；不能循环利用全部回收。④油气开采过程中产生的含油污①对开采过程中产生的“三废”进行合理处理，②对石油开采过程中分离的采出水进行处理③对石油开采过程中产生的落地油全部进行回④对站场清罐油泥首先作为调剖剂综合利用，减排水耗，减少“三废”排放。要求建设单位建立全过程核算体系，通过采取度时要求建设单位健全节能监测体系，对主要耗能陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范规范符合情况分析系统实施定期节能监测。排①油气生产过程中应采取有效的污染防治措总量低于国家和地方环保主管部门下达的总在开发过程中全面实施清洁生产，从源头减少污染物的产生。如利用清洁燃料，使用先进炉的符合性性划规划要求(摘录)情况性1政策先进技术，淘汰落后生产工艺、设备备2环境保护用国家禁止的或者已和设备均为应当建设清洁井场，做到场地卫生，在井场四周设置符合规定雨水出口和防洪渠道，在井场内渗漏的油污回收池和排污池陕北油气开采设石油开采单位应当建立脱水设施，对原油进应当进行处理，达到国家或者省规定的排放标准行脱水，采出水油层、天然气开发中产生的伴生气或省规定的排放标准合利用或排放新、扩建项目二级水名胜区等范围内3城市规划区、生态防护区、试验区、自然保城市饮用水水源一、二级保护区、革命圣地遗址、风景名胜区等具有特殊保护价值的地不得新建各类有污染的项目项目站场、井场等建设内容不在城市规划区、生态防护区、试验区、自然保护区、一二级水源保护区内4性有机作方案格控制新增污染物排放量。重点地区要严格限制石化、化工、包装印刷、工业涂装等高VOCs排放建设项目。现原油的开集输，有效减少VOCs排放。5治霾 (尘)打赢蓝天保方案 供热站，新增供暖全部使用天然气、电、可再生能源供暖(包括地热供暖、生物质能清洁供暖、太阳能供暖、工业余热供暖等),离的于燃气锅炉燃划规划要求(摘录)情况性优先采取分布式清洁能源集中供暖，居住建件的，可接入市政集中供暖。6于开展油弃物集中从2018年起油气开采过程中产生的废弃泥浆岩屑、压裂返排液等各类废弃物必须实施和生态破坏，鼓励油气开发企业开展先进工井场废泥浆、井场统一收集后公司定边废弃物进行处理。压裂作业废水等依托废水处理站处理回注油层用于水驱在榆林市境内从事油气资源开发的单位必须切实履行环保主题责任，改进油气开采生产方式，推行清洁生产，要认真制定油气开采物集中处理方案，强化末端治理。进石油开采用清洁生产废弃物进行。油气开发业主单位要建立健全污染环境防治责任制度，采取油气开采废弃物防扬散、防流失、防渗漏或者其他防止污染环境的收集贮存。配备地上废弃屑地上移动式备废水地上收收集，集中处油气开发业主单位应对油气开采废弃物加以利用，对不能综合利用的，必须委托有处理处置能力单位进行规范化集中处置，转移过程中实施联单转移制度，严禁就地固化掩埋、眼睛随意堆放抛撒。场落地油进行不能及含油污泥中处置单位处7榆林市油(气)开物处置环保油(气)开发企业应提高清洁生产水平，改进油(气)开采工艺，减少钻井泥浆、压裂液中有害物质成分，降低废弃钻井泥浆及压裂废水的危险特性及产生量，提高资源循环本产建项目采用清洁生产采用环境友好型钻井泥浆泥浆循环系统，提高循环油(气)井场要在钻井前配备废弃钻井泥浆岩屑地上移动式收集设施，对钻井过程中废弃钻井泥浆岩屑进行不落地收集，收集设施配备废弃钻井泥地上移动收集设安东环保科技有限公司定边废弃物处理站”油(气)井场要在压裂及其它井下作业前配备废水地上收集罐，对压裂废水及其它废水压裂及其他井水进行地上统一收集后依托油区作理站处理达标后废弃钻井泥浆岩屑须在油(气)井完井后3天内，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统一运至油(气)开采废弃物集中处置场泥浆岩屑按期交单位处置。划规划要求(摘录)情况性油(气)井下作业废水须在井下作业完成后3天内，由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移至油(气)开采废弃物集中处置场所处拉运至作业处理站进行处理。符合性分析失。保护对策区生态服务功能重要性或敏感性特征及保护对策区亚区还林还草，控制水土流失(5)与《陕西省主体功能区划》的符合性分析展方向见表态功能区-其他区域。体生态功能区划护和发展方向区(1)生态保护红线符合性区域进行“多规合一”符合性控制线检测。检名称线名称建设区，建议与国土部门对接企业外部制线///划治导线////施廊道控制线(电力类)/施廊道控制线(长输管线类)对接施廊道控制线(交通类)////线(电力类)和文物保护单位；对基础设施廊道(电力类、长输管线类和交通类)应进本项目为区域开发项目，榆林市一张图检测范围为整个区块范围。本次环评要求，环境影响评价工作，确保单项工程不涉及生态红线。照，对照结果显示(附件3)，拟建增压站选址不涉及生态红线。(2)环境质量底线、资源利用上线符合性(3)环境准入负面清单目位置关系1保护区农田占地不占用永久田2园定边县森林公园3遗迹/范围内不涉及文遗迹4水源称源地源地护区水库保护区移民区水源地源地护区护区源地源地源地护区源地(1)总体布局合理性分析名胜区、森林公园等环境敏感区。明长城遗址(石涝池堡)位于本项目池335与姬131站、管线、道路)未布设在长城遗址附近，也未穿越。(2)站场选址合理性分析境条件分析增镇水桃湾庄，与现有井场有井场东侧，位于梁(1)占地类型为其它草地，项目地四周为山体、未(2)四周500m范围内无居民点增镇陈高庄，与现有井场合(1)占地类型为其它草地，项目地四周为冲沟、未(2)最近敏感点为北向320m处陈高庄分散居民(3)西北侧120m为学三转增镇杨高山村，与现有井场现有井场北侧，位于梁(1)占地类型为未利用地，项目地四周为山体、未(2)四周500m范围内无居民点增镇刘湾村新庄子组，与现地(1)占地类型为其它草地，项目地四周为山体、未(2)四周500m范围内无居民点(3)井场布置合理性分析(4)管线和道路选线合理性分析境影响特征敏感目标、森林公园等敏感目标目标越，施工期及正常运行期不会对河流产生影响送，正常情况下对空气环境影响小规范》(GB50183-2015)的要求；降低环境风险事故状态下对敏感目标的影响。政策及地方环境管理要求。区块开发范围内无自然保护区、水源保护区、城镇规划区、五、关注的主要环境问题及影响题：的可行性及可靠性，防止对当地土壤造成污染。六、报告主要结论指导目录(2011年本)(2013年修正)》中鼓励类项目，符合国家产业政策。项目的、致谢1.1.1评价任务依据1.1.2相关法律法规1.1.3部门相关规章国务院《大气污染防治行动计划》(国发[2013]37号)，2013.9.10；国务院《水污染防治行动计划》(国发[2015]17号)，2015.4.2；(4)国务院《土壤污染防治行动计划》(国发[2016]31号)，2016.5.28；(5)国务院《地质灾害防治条例》(国发[2003]394号)，2003.11.24；(6)国务院《土地复垦条例》(国令第592号)，2011.3.5；(7)国务院《关于加强环境保护重点工作的意见》(国发[2011]35号)，2011.10.17；016.1.1；012.7.3；009.4.27；009.10.27；号)，2015.1.8；230的通知》(陕环发[2016]42号)，2016.9.28；陕西省环境保护厅《关于印发<陕西省固体废物污染防治专项整治行动方案>13.1.1；3；发[2017]69号)，2017.5.18；(33)榆林市环境保护局《榆林市油(气)开采废弃物处置环保暂行管理办法》(榆[2015]170号)，2015.5.19；(34)榆林市环境保护局《关于开展油气开采废弃物集中处置的通知》(榆政环发(榆政环发[2018]74号)，2018.4.27；1.1.4相关规划依据《陕西省矿产资源总体规划》(2016~2020年)，2017.9.29；11.1.5相关技术规范J(7)《环境影响评价技术导则-土壤环境(试行)(HJ964-2018)》；BB1.1.6项目文件依据2(7)“长庆油田分公司第八采油厂突发环境事件应急预案(定边区域)”及其备案文(1)依法评价(2)科学评价(3)突出重点评价因子与评价标准1.3.1环境影响识别与评价因子筛选环境影响因素识别3表建设阶段要环境影响因子水气期建设设备噪声声设备噪声设备噪声业NOx(压裂、试油)废水工营地设备噪声井喷(事故情环境期井场(井下作业)NOx烃类气体环境及巡检NOx等声期管道道建设工程影响环境要素的程度及性质识别(1)工程影响环境要素程度识别(2)工程影响环境要素性质识别4施工期运行期气水气水废气钻井废油、水基钻井岩屑及泥浆等施工车辆、钻机等噪声井喷套加热炉、无挥烃类业废、生污水油废垃机泵噪声储罐泄漏、装置爆炸等气素不利影响气√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√√因子根据工程特点及其环境影响特征，通过工程分析，确定本次评价的评价因子见表因子因子价因子水因子价因子水因子总固体、铁、锰、挥发酚、耗氧量(CODMn)、硝酸盐、亚硝酸盐、氨氮、化物、汞、砷、六价铬、镉、铅、石油类和总大肠菌群等价因子境因子价因子因子砷、镉、铬(六价)、铜、铅、汞、镍、四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二5因子K]荧蒽、䓛、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘、石油烃价因子污染预测评价因子、植被类型、土壤、生态系统等价因子1.3.2评价标准(1)环境质量标准6标准名称及级(类)别子单位数值》(GB3095-2012)修改单24小时平均gmPM1024小时平均24小时平均NO224小时平均0NOx24小时平均024小时平均mg/m34放标准详解》.030min平均(GB3838-2002)Ⅲ类标准pH值6~9mg/L5酚005物(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准pH6.5~8.5mg/L≤0.50≤20.0盐≤1.00发性酚类≤0.002物≤0.05砷≤0.01汞≤0.001≤0.05≤450铅≤0.01≤1.0≤250镉≤0.005铁≤0.3锰体≤1000≤3.0≤0.05＊群Uml≤3.0(GB3096-2008)中2类标准≤60≤50境质量建设用地土壤污染 风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)第二类用地砷mg/kg镉铬(六价)铜铅7标准名称标准名称及级(类)别子单位数值汞镍.8955.8乙烯.83苯40二甲苯02-氯酚256a蒽a芘k䓛ahcd]芘萘500《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类标准。(2)污染物排放标准8类别标准名称及级(类)别单位数值(2014.7.1前已建成投产或环评文件已锅炉)准》(GB13271-2014)mgm0100NOx400 文准》(GB13271-2014)mgm00NOx200加热炉(在用加热炉后执行)(DB61/1226-2018)表3其它燃气mgm00NOx150放度限值(周界外浓mgm0(Q/SYCQ3675-2016)，＜20MPa0006.5~9.0生利用绿地灌溉水GBT5499-2010)6.0~9.0gL0BOD5gL0gL/境噪声排放标GB348-2008)2类区标准00境噪声排放标GB11)05业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)及修改单《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及修改单1.4评价工作等级和评价范围1.4.1评价工作等级(1)生态环境本项目产建工程占地(包括临时占地和永久占地)面积为1.1491km2＜2km2，管线响9工作性工程占地(水域)范围面积≥20km20km面积2km2~20km2或长度50km~100km面积≤2km2m敏感区感区情况km(2)环境空气HJAERSCREEN考虑地形的条件下，将本项目拟建的较大规模的学21增一体化增压装置加热炉(功率300kW)及其无组织逸散非甲烷总烃以及井场无组织逸散非甲烷总烃作为预测对象，对其大气污染物Cmax和Pmax进行计算，计算结果见表1.4-2。按照评价工作等级判定原则，本项目环境空气评价工作级数CmaxPiD10%m/h)HNOX3698.95/351/302/NOX3698.95351302NOX3698.95351302NOX3698.95351302NOX3698.953513023m0m，H=5m/场m5m，H=1.5m5/表工作Pmax≥10%1%≤Pmax＜10%Pmax＜1%情况Pmax95%＜10%，等级(3)地表水(4)地下水F”和“41、石油、天然气、成品油管线(不据境敏感程度目一一二一二三二三三感性分析kmdIL(m)压含水层8压含水层4水含水层55层仅在涧地中有分布，无统一稳定的含水层，无供水意义；区域主要含水层为承压水， (净化后出售)，均不在开发区块范围，其中孟咀村机井距离开发工程边界最近距离确定和周边水源井的关系土梁峁区，直接影响第四系松散层裂隙孔隙含梁峁区，直接影响第四系松散层裂隙孔隙含座井场，井场位于黄土梁峁上，与沟谷内的孟咀村民土梁峁区敷设，直接影响第四系松散层裂隙土梁峁区敷设，直接影响第四系松散层裂隙土梁峁区敷设，直接影响第四系松散层裂隙土梁峁区敷设，直接影响第四系松散层裂隙土梁峁区敷设，直接影响第四系松散层裂隙(5)声环境噪声值没有明显增加，受影响的人口变化不大。按“导则”(HJ2.4-2009)要求，判定声素等级区环境敏感目标噪声级增量影响人口数量变化等级判据0类2类等级等级判定(6)环境风险(7)土壤环境依据《环境影响评价技术导则土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，当同一建设项目站场位置(如输油站、泵站、阀室、加油站、维修场所等)参照6.2.2分段判定评价等建设项目周边土地利用类型主要有草地(04)中的其它草地(043)，林地(03)中的其的工业用地(0601)，因此环境敏感程度为“不敏感”。环环境影响评价工作等级为“二级”。目大中小大中小大中小///1.4.2评价范围(1)生态环境(2)环境空气(3)地表水(4)地下水的确定此本次区域调查评价范围为整个矿权开发范围。的确定(5)声环境(6)土壤调查范围件和环1.4.3评价工作等级及范围汇总素等级范围气m范围险/评价重点与评价时段1.5.1评价重点(1)项目生态和环境风险环境影响评价；(2)项目地下水环境影响评价；(3)项目作业废水、采出水依托处置措施可行性论证；(4)项目对土壤的影响，关注固废暂存及最终处理工艺的可行性及可靠性。1.5.2评价时段主要环境保护目标置水质(GB3838-2002)质响环和功能水区范围内的分散式饮用水源井(作业区饮用水源井、孟咀村水源质(GB/T14848-2017)Ⅲ类标准，受影响系裂隙和白隙裂置等评价感保护目标详见图(GB3095-2012)中二级标准道路200m范(GB3096-2008)中2类标准及围内环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)地筛选值照“占一补一”原则进行施工范围和建设工程边草地和林地1.6.1大气环境保护目标 村庄(自然村) 相对场站位置距离站距离(m)138NE71224E3249041366539S6244771288NW939NW584NW4S12918E8NNW1924NW4NW131036S00S5S2424NW5W14村庄(自然村)相对场站位置距离站距离(m)36729749S05725E24NE141.6.2地表水环境保护目标B1.6.3地下水环境保护目标存的雨水或者外购。化后饮用)、孟咀村机井(净化后出售)，民用水井均不在开发区块范围内，均不在本次本项目地下水环境保护目标为评价范围内第四系孔隙水和白垩系孔隙裂隙水水质。1.6.4声环境保护目标m相对输油气管线位置距离气管线15E0212S324N4N8~200524N6S1.7相关规划及环境功能区划1.7.1相关规划划相关规划概要(摘录)1体规划6~2020年)②矿产资源勘查勘探开发预期布局：围绕鄂尔多斯盆地油气和陕北煤炭国家2资源规划6~2020年)①矿产资源勘查开发种类调控：鼓励开采石油、天然气、岩盐矿产，在符合3“十三五”环境年减少18%，挥发②规划固体废物处理处置，防止污染土壤和地下水。严控危险废物源头，提⑥重点抓好饮用水源地、化工企业、工业园区、陕北原油管道、陕南尾矿库4“十三五”规划①实现国内石油产量基本稳定。巩固发展鄂尔多斯等西部石油生产基地，增②坚持石油节约利用：推进石油行业能效提升，优化基础设施、产能建设项目等用能工艺，选用高效节能设备，切实加强节能管理。努力提高原油商品率，采取增加伴生气回收、油气混输技术、伴生气凝液回收技术等措施极强田伴生气回收利用。③除了建设环保防控体系外，还应推进产业结构优化升级，以提高能效、降低资源和能源消耗为重点，努力形成“低投入、低消耗、低排放、高效率”的④强化源头控制，加大污染治理力度。实施工艺改进、生产环节和废水废液从源头减少挥发性有机物的泄漏事故。加强锅炉污染治理，确保稳定达标排放。推进清洁生产，开展综合利用。加大环保投入和科研开发，加强环保监1.7.2环境功能区划(1)环境空气(2)地表水环境根据现场调查，本项目涉及石涝川河，系洛河源头之一(头道川上游)，发源于樊(3)地下水环境。(4)声环境(5)生态环境素气区范围内的居民标准》二类功能区-石涝川河类功能区裂隙孔隙水和白垩系孔隙裂隙水类功能区2类功能区区风沙区02工程概况2.1建设单位概况立织架构，管理上实行厂部、作业区(联合站)、班站三级管理。2.2地理位置与交通樊(学)公路、定(边)~樊(学)公路以及乡村道路，交通比较方便。2.3油藏地质特征2.3.1油藏地质构造度小于1°，每千米坡降6m~7m。成藏因素主要受沉积相带的变化及储层岩性、物性控该区构造主要为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的低幅鼻状隆起，鼻状隆起轴线近于东西向，宽度近3km~5km。鼻隆构造与砂体配合，有系1，孔隙度(%)渗透率(10-3μm2)9.7~22.322.78~22569.58~18.190.10~油藏特征统随着油藏深度的增加，地层压力增大、油层温度升高。各储层平均原始地层压力为15.93~19MPa，平均地层温度为64~79.98℃。油藏类型三叠系中特低渗岩性油藏的油层分布主要受三角洲前缘水下分流河道砂体控制，三叠系中超低渗油藏受岩性和构造双重控制，为以岩性为主的构造~岩性油藏，原始驱动类型为弹性弱水压驱动~弹性溶解气驱。侏罗系油藏同样受岩性和构造双重控制，是以构造为主的岩性~构造油藏，油藏。2.3.3油藏埋深与油层厚度度平均井深(m)平均油层有效厚度(m)5.0~15.02340m2450m2650m2720m22.3.4油藏流体性质油区各层位地层原油粘度在1.15~2.5mPa.s，气油比43.1~98.6m3/t，地层原油密度0.733~0.779g/cm3，天然气相对密度1.0126~1.159。层系点点地层气油比(g/cm3)(mPa.s)(℃)(℃)(m3/t)系8457.3~5.917~18360.852~0.867.4~5.322.5~17.6~0.852~0.867.4~5.322.5~17.6~85~96.88457.3~5.917~1836阳离子(mg/l)阴离子(mg/l)HNa++K+Mg2+Ba2++Sr2+OHCO3-值系482.4723573.460.350445.9153Cl44810.6.9931.4030.1.0007Cl2160.47990276.66.07Cl.13.84.259846769.7/0.01Cl质3分析项目%HC2H6C3H8ic4H10nC4H10ic5H12nC5H12iC6H14nC6H14iC7H16nC7H16H2N2气界压力Kpa温侏罗系75329952.48395.74577123515.44761.3321166694.82356.534423.494.0876.4542.3.5油田开采技术参数33系注水注水注水2.3.6采出水配伍性2.4现有工程概况2.4.1开发建设历程万吨。纪52.4.2开发范围及区块布局第八采油厂定边王盘山油区矿权总面积173.4km2，包括樊学、定边2个作业区。油表2.4-2王盘山油区矿权拐点坐标12851业23351333754120671467154120697567594130875630634130890730164120699802844120723902302.4.3现有工程内容及产能规模格口/口/口/座1座4学三转、学五转座3学三脱座5站座mDN76~133线mDN40~120座2点座/水处理套5学一联采出水处理站采用“一级除油+一级混凝+一级过滤”级沉降除油”工艺处套一体化处理装置6格座22.4.4现有油气集输系统2.4.5组织机构和劳动定员劳动定员约660人。2.5现有工程环境保护概况2.5.1环保手续履行情况限2011年-2013年)，以上环评报告书均对该区域产能开发情况进行了环境影响评价。竣工环保验收。复批复1探局低效储量合环境影响报告书复[2007]701号2015]709号2管线工程表函9号2014]17号3环函7复批复记表[2010]144号014]2号4表函[2008]054号2014]19号5学1~10增环境影响登记表函[2009]364号014]1号6学11~14增环境影响登记表定政环建审字(2010)第137号、定政环建审字(2011)第014]1号7定政环建审字(2010)第137号2014]14号8定政环建审字(2011)第072号2014]14号9定政环建审字(2011)第073号2014]19号影响登记表定政环建审字(2011)第077号2014]15号理站环境影定政环函[2012]54号复[2014]18号分公司第八采油厂报告书2013]63号分公司第八采油厂登记表[2015]142号号分公司第八采油厂2016]67号2017]78号分公司第八采油厂区苗33-20污油泥暂目环境影响报告表2016]68号2017]79号公司第八采油厂[2016]103号/线项目环境影响报[2016]357号月影响报告表[2016]356号月响报告表2018]4号站及配套工程项目环境影响报告书(学[2018]107号8复批复2.5.2现有工程环保措施落实情况-49-置源或污环评要求污染防治设施防治措施况运行情况制罐类封、密闭集输系统封、密闭集输系统行烟气烧装置m排气筒炬燃烧装置排放路率较低井道路存在污染制一体化生活污水处理一体化生活设施行行水联合站处理罐车拉运至联合站采出水处理系统，理达标后回注行水质达标已建“一级除油”采、学三采、学五转采出水处理系统采用“一级除油”达制泵将高噪声泵设置在泵场外绿化行制渠场外行收系统业时设防渗布行系统系统行屑置行收集池收集池行站理水污泥池，送有行注水树土地、恢复植路围两侧保措施现状保措施现状是油箱油池是系统是理设施是保措施现状保措施现状泵房噪声防治措施(吸声材料)振是井场井场是防渗布泥浆罐是是-52-2.5.2现有工程污染源分析废气(1)加热炉烟气种类NOXmgm4.7~7.4mgm/mgm/mgm/种类2019.7.14NOXmgm2.5~3.6技司mgm2.6~3.56~34(GB13271-2014)2014.7.1前0(GB13271-2014)2014.7.1后0(DB61/1226-2018)表3其它燃气锅炉名称炉数量加热炉功率(KW)类型总用气量(m3/h)1400230320435261071081920-53-名称炉数量加热炉功率(KW)类型总用气量(m3/h)2222022020222222221101222204030，结合本次现有工程产a-54-点位范围mgm值mgm度率源烷427.7500司第八采油厂定边生产区建设项目竣工环境保护验收调查报日26.750027.500027.0000烷450027.250027.250028.5000烷.84~1.3342500月14日~7月15日.71~1.332500.86~1.6340.750029.2500学增烷.98~1.60440.000.93~1.5325005000.89~1.305000烷429.2500.85~1.265000.99~1.51750027.5000。况况mgm(104m3/a)mgm)098280.5伴生气筒高度≥8m095995NOx//取汽车/废水(1)采出水出水通常在联合站、集中处理站等站场被分离出来。采出水中的污染物主要为石油类、-55-联采出水处理站采出水处理设施出口水质的监测结果(见附件)，以及本次评价委托西采9。表2.5-8各站场采出水处理站出水监测结果(单位：mg/L)站采出水处理系统出口7.9系统出口8-7.2-6415-7.17-66系统出口46-5.54-6748-5.52-69系统出口0.3-30.647-520.2-30.745-51系统出口-6143-66QSYCQ16回注标准是是(×104m3/a)(mg/L)(t/a)向(t/a)2.02油层00000(2)井下作业废水现有工程运行期的井下作业废水主要包括压裂废液、酸化废液和洗井、修井废液均量为100m3/d(全年产能约30万吨)，高峰期作业废水产生量约为120m3/d。废水量(m3/a)浓度(mg/L)产生量(t/a)去向排放量(t/a).75由集中处理站(学一联)采出水处理设施处层000(3)生活污水-56-(m3/a)(mg/L)(t/a)施及排放去向(t/a)洒水000噪声增压站、学10-3井场及学三注等五个井场和厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的2类标准要求。现有工程厂界噪声达标表2.5-12现有工程主要噪声源统计表(单位:dB(A))井场4台声源1台/2台声源炉1台/2台声源2台/3台声源炉1台声源炉1台声源3台声源辆1.04.63.9-57-0.0.4固体废物含油污泥来自采出原油带到地面的固体颗粒(砂岩、石灰岩等含油层的细小岩屑、根据资料调查，污水处理系统产生的污泥含油量约为4%~11%，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%。县东港污油泥处理有限责任公司。综上，现有工程废气、废水、噪声污染源均实现达标排放，固废均得到合理处置。2.5.3现有工程三废排放量类8280.508280.5104m3/a090095505NOx006.8016.80100-58-0000泥007.87.802.5.4现有工程存在的问题及以新带老措施存在的主要环保问题评价提出的“以新带老”措施1部分井场套管气未进行回完善现有工程密闭集输工艺及伴生气回收2部分井场及道路的临时占尽快采取工程措施和植被绿化措施，应在下一个绿化季前完成全部绿化恢复措施，土流失治理3部分进站道路未建设排水得到有效降4部分站场的进站道路未铺对未铺设砂石路面的进站道路进行修整，2.626万吨产建工程开发方案2.6.1项目基本情况建设性质：老油藏滚动开发(7个)，新开发油藏(3个)西安长庆科技工程有限责任公司称1油藏2发3发4发5发6油藏7发8发9油藏发2.6.2开发规模部署产能(104t)采油井(口)注水井(口)14772266344855663677666部署产能(104t)采油井(口)注水井(口)8349056550192021(口)(口)能(104t)(口)(口)能(104t)(口)(口)能(104t)133812313923池34池33584626253137263292792929285172419姬胡353382519272612.6.3项目组成数量(口)备注程向井向井向井向井向井向井向井向井向井向井油气集输工程一体化集成353区场/20m3/d)改造为学23/数量(口)备注增(240m3/d)原址更换三项分离器1台(800m3/d)，/Φ48×3.5，3.24km，处处线m公用工程m井场道路7.5km9km区现有系统制气经放空火炬燃烧后排放站场隔声、减振桶“以新带老”被恢复水处理托学一脱采出水处理系统处置措施暂存点学二脱、学三脱、学五转，新学一注、学二注、学三注、学三转注水站水敷设2.6.4产建工程地面设施采油井(套)注水井(套)(个)压点 集输油管线(km)管线(km)10KV电(km)光缆(km)道路(km)Φ76×4×4770060660090129615761583666008508430.02806513255510145.834表场置时间文号1樊学乡(镇)王盘山村2樊学乡(镇)王盘山村3樊学乡(镇)王盘山村4樊学乡(镇)王盘山村5樊学(镇)刘湾村6樊学(镇)刘湾村7樊学乡(镇)王盘山村8樊学乡(镇)王盘山村9樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学(镇)刘湾村樊学(镇)刘湾村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)孟咀村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村场置时间文号樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)王盘山村樊学乡(镇)刘湾村樊学乡(镇)刘湾村樊学乡(镇)刘湾村樊学乡(镇)孟咀村2.6.5工程总体布局及工程占地.5.1工程总体布局(1)涧1学19增压站管输进入学二脱水站脱水，净化油经学二接转站外输系统与三叠系含水油(2)学26(3)涧1266个，含水油经学20增压站管输进入学五转脱水，净化油外输至学一联合站，涧126(4)池335(5)学3油(6)姬113-胡353(7)元166(8)姬131学井场来油输送至学二接转站)，含水油依托现有学12增压站三叠系增压系统管输进入(9)学22(10)池335加密6.5.2工程占地增压点等的施工场所临时占地。施工结束后，临时占地经过2~3年后可恢复原有使用功1水井井场.402新建增压点(座)43集输管线(km)/4(km)46井场道路永久占地宽m计道路1.454.055/343.28/2.6.6油气集输与处理.6.1集输系统7。表脱水层位/转输层位系脱水净化油与三叠系含水油混输系脱水净化油与三叠系含水油混输系脱水净化油与三叠系含水油混输站(个)去向76井场→学8增(现有与侏罗系混输)→学二脱(脱水)→学二转(净化井场→学18增扩(现有)→学五转(脱水)→学一联；4井场→学16增(现有)→学五转(脱水)→学一联；5井场→学24增(新建)→学一转(含水油)→学一联(脱水)；6井场→学20增(新建)→学五转(脱水)→学一联；6井场→学7增(现有)→学三脱(脱水)→学三转(净化油)→学一联；3井场→学12增(改造为双层系分输)→学二转(含水油)→学一联(脱5井场→学22增(新建)→学一脱(与侏罗系混合脱水)→学一转(净化长4+55井场→学23增(阳47-62输油点改造)→学一联(脱水)；6.6.2新建站场(1)站场情况概述40m3/d40m3/d40m3/d(2)油气处理工艺井站外井场采油井口采油井口站外井场采油井口采油井口投产作作业箱撬装站场单元总机关及收球装置橇装增压集成装置(3)站场设备及平面布置图序号(标准化模块)1化集成集成装置240m3/dCTEC-OG-MF-240/40or25120m3/dCTEC-OG-MF-120/4012球加药一体化集成装置1330m3事故油箱/145m3水箱及循环水泵安装区4m2152.0m×3.4m16/改造站场(1)学12增(2)学23增一联合站处理，由于井场来油量的增加，也为了实现数字化无人值守便于管理，将阳(3)学一脱使用要求，本次对该三相分离器进行原址更换，工艺流程不变，学一脱接收学22增来加热泵原址更换三项分离器1台(800m3/d)，总机关预留空地内增加来.6.4标准化井场AXm1防护堤2门32.2m3-91.8m34污水池防渗2m3-48m35集油槽67集箱.5管线工程本项目新建(包括更换)单井管线、集油管线、集气管线总长度95.2km，其中站m送介质m1×44.02.222×44.03×44.04×44.05×44.06×44.04.9623.831Φ48×3.5.5送介质m1×44.02×44.03×44.025.24×44.0.45×44.06×44.07×44.08×44.04.89×44.0×44.0(1)敷设方式梁峁阶地管沟挖深(m)管顶埋深(m)(2)管沟断面：管沟断面设计见表2.6-16。型梁峁阶地边坡坡度(高：宽)加宽度(m)开挖≥0.5≥0.7/(3)管道转向(4)穿(跨)越工程表2.6-17主要管线穿(跨)越工程穿(跨)越穿(跨)越方式穿(跨)越对象穿(跨)越宽度/数量(m/次)线越通冲沟越穿越跨越川河线穿越跨越川河线越通冲沟跨越跨越线穿越川河越线跨越越跨越路越20/1跨越穿越20/1路越20/1线架跨越线越线越线越通冲沟穿(跨)越穿(跨)越方式穿(跨)越对象穿(跨)越宽度/数量(m/次)/跨越沟/跨越川河穿越深度(支座)措施护穿越刷线≥0.5m钢筋混连续覆盖不同的地形情况做好施流跨越面以下设100mm厚C15素层(5)管道防腐与保温外防腐、硬质聚氨酯泡沫塑料黄夹克结构保温，注水干线采用整体挤涂式内防腐工艺，(6)管道材质6.6.6伴生气回收利用方案水水三相分离，分离后的净化原油(含水率≤0.5%)通过输油管道外输，含油污水经处理约95%。然气开采业污染防治技术政策》中规定的伴生气回收利用率达到80%以2.6.7公辅工程供热工程炉规格炉类型时间1240m3/d置台12240m3/d置台13置台14240m3/d置台15置台供电工程通信工程频上传。新建站场、井场架空敷设12芯光缆就近接入附近站场实现话音、生产及视频数根据开发方案，增压点通信系统设多业务传输设备(PDH光端机)，电视接收设备 (卫星电视接收机)、语音业务(电话)等。站外敷设6蕊光缆，纳入长庆通信网。井场通信设视频服务器(带摄像头)，井场扬声器等。消防工程本项目新建及改造增压站均为五级站场，根据《石油天然气工程设计防火规范》增压点(5座)粉灭火器C辆5粉灭火器具二氧化碳灭火器T具.6.7.5道路工程评价区拟建各站场可依托的主干道路有闫铁公路和贯穿各区块的油田专用道路均道路建设标准支线度(m)度(m)52.6.8依托工程及可行性分析.6.8.1采出水处理脱(1)采出水回注水质标准》(Q/SYCQ3675-2016)，本产建中值≤10μm。(2)依托站场采出水处理工艺流程级除油+一级混凝+一级过滤”(3)采出水处理能力依托可行性的8年底处理项目最大新增0016.95是“一级除油+一级混凝+一级过滤”是“一级沉降除油”是“一级沉降除油”0是“一级沉降除油”01是“一级沉降除油”出水中pH、石油类、SS浓度均能满足《长庆油田采出水回注技术指标》(Q/SYCQ3675-2016)标准要求。.6.8.2作业废水处理(1)依托作业废水处理站情况(2)依托能力校核，本项目完全可以依托该作业废水处理站处置作业废水。(3)处理措施可行性分析分公司第九采油厂吴317-31作业废水处理站工艺相同。根据《吴317-31作业废水处理站建设项目竣工环境保护验收监测报告》，处理后的作业废水中石油类浓度为mgLSS~32mg/L，出水浓度均可满足《长庆油田采出水回注技术指标》(Q/SYCQ3675-2016)主要控制指标要求，出水回注油层，故该作业废水处理站建成后可为本项目提供依托。.6.8.3供注水工程(1)供水工程(2)注水工程(3)注水工艺流程。注水工艺流程见图(4)注水能力依托可行性8年底注水水能项目最大新增量0016.959是3是4是04是1是是注3是0是是危废暂存m。资.6.8.5集输能力校核理能力输能力 m3/d(m3/d)(m3/d)理液量(m3/d)输规模(m3/d) m3/d(m3/d)(m3/d)))脱06转60是脱0转0217.3是脱转.8是转497.8转0348.5是联2003596.7联8004.6是2.6.9工作制度和劳动定员2.6.10投资估算根据产建方案及同类工程投资类比调查核实，26万吨产建地面工程建设总投资为2.7本项目实施前后工程变化情况。表2.7-1本项目实施前后油田建设变化情况发前实际情况1产能规模(万吨/a)+262采油井(口)+3123注水井(口)60+884联合站(座)1105接转站(座)4106增压点(座)57采出水处理系统(座)5508集输油管线(km)231.93+91.933工程分析3.1施工期3.1.1主要建设内容施工。钻井施工包括采油井、注水井，线路工程包括集输管线、单井管线、集气管线、3.1.2工艺流程及产污环节分析工艺流程、场地清理工便道、补伤、防腐覆土回填(1)钻井作业钻井是确定地下油气构造、以及进行采油生产的手段，一般包括钻前准备、钻井、固井和完井四个阶段。根据目的不同，钻井一般又可分为钻探井、试采井和生产井等。气物性，以便确定开发方案；钻生产井的目的是在有开发价值的含油构造上进行作业，A、钻井：用足够的压力把钻头压到井底岩石上，使钻头牙齿吃入岩石中并旋转以B、泥浆循环：在钻柱转动的同时，泥浆泵不断地工作，流经钻柱内孔和钻头喷咀D本次开发井型主要为丛式定向井，每个井场布井4~8口。采油井、注水井井身结高(m)一开岩层≥30m4.55.93~5m返至地面钻井液钻井液性质(g/cm3)FV(s)FL(mL)K(mm)HPV(mPas)P(Pa)切力(Pa)土1.03~1.0435~50合物1.01~1.0328~337~82~35合物1.01~1.0230~337~82~4合物1.01~1.0230~3507~83~61~20.5~1相聚1.01~1.0332~35<8.07.5~93~62~51~3相聚1.02~1.0432~35<8.07.5~93~62~51~3相聚1.03~1.0535~60<8.08~96~152~51~3(2)井下作业井下作业一般在油井投产前和投产后进行，施工期的井下作业内容主要包括射孔、吸(3)地面工程路、冲沟的穿跨越等基础工作后，按照施工规范，将运到现场的管道进行焊接、补口、路穿越按照公路等级分为顶管和大开挖穿越。顶管施工工艺见图3.1-3，公路穿越施工②站场新建(改造)施工时，首先清理场地，然后新建(改造)构建筑物，最后安场地平面布置图产污环节分析①钻井过程产污环节有：钻井过程中产生的废弃泥浆、岩屑；钻井机械冲洗污水、物置体质水、试油废水束而消失机烟气气泥浆、钻井岩屑下水物置体质起爆炸、火灾态植被束而消失设备、车辆尾气气设备、车辆噪声体废物、生活垃圾水体原有土地利用功能植被热水热水车辆废气地表破坏钻机、车辆废气钻井废水废钻井泥浆岩屑、落地油烃类气体挥发缓冲罐输出含油污水处理车辆废气地表破坏钻机、车辆废气钻井废水废钻井泥浆岩屑、落地油烃类气体挥发缓冲罐输出含油污水处理地质调查井落地原油废液跑冒滴漏试油废水落地原油废液跑冒滴漏试油废水作业噪声噪声、扬尘植被破坏水土流失地面设施建设烃类气体挥发落地油采油烃类气体挥发落地油(水驱)量烃类气体挥发加热炉烟烃类气体挥发加热炉烟烃类气体含油污水加热炉烟气烃类气体含油污水水图3.1-7产建工程开发过程产污环节及环境影响因素示意图(虚线内为依托工程)3.1.3影响因素分析原辅材料消耗根据工程类比调查，施工期钻井作业的主要生产设备情况见表3.1-4，每口钻井主1ZJ50L部12JJ315/45-D套13提升系统台1YC350台1DG350台1台14台15泵台26PZ12V190BBL-3台27台2台18螺杆台29下灰罐个2储备罐个3个2个5防喷器FH35-35台1防喷器FZ35-35台1汇YG-35JG/S3-35套1KQP6407+远控台套1控制箱套1套1NCJ-227台1NJ-861台1台1LW台1台1套1YM台1仪表数仪表套1仪表套1置套1称消耗量(t)一级%一级NH4-HPAN/A/7/55/称消耗量(t)堵漏剂//9.0/灰漂珠/RC-800RC-800HZ称物质组成及性质土性土)、天然漂白土(酸性土或酸性白土)。膨润土具有强的吸湿性和膨胀性，可吸附8~15的掺和物具有可塑性和黏结性；具有表面活性的酸性漂白土(活性白土、天然漂白土-酸性白土)能吸附有色离子。反应结合而成。碳酸钠是一种强碱盐，溶于水后发生水解反应(碳酸钠水解会产生碳酸氢钠HYPERLINK"/view/1731.h