2017年卫星油田老区改造项目环境影响报告表

III类项目敏感一一二较敏感一二三不敏感二三三本项目为“F石油、天然气中41、石油、天然气、成品油管线（不含城市天然气管线）”，属于II类项目，根据现场对评价区地下水情况的调查可知，本项目更换管段附近敏感点涉及东侧50m的西山屯和400m的三广村等村屯，地下水井均为村屯居民自打水井，供居民生活用水及农田灌溉使用，每个村屯均不构成集中式饮用水水源地（集中式饮用水源指进入输水管网送到用户的且具有一定供水规模（供水人口一般不小于1000人）的现用、备用和规划的地下水饮用水水源），管段未占用集中式水源和分散式饮用水水源地，无热水、矿泉水、温泉等特殊地下水资源保护区，未在饮用水源补给径流区内，依据水文地质勘查资料，地下水流向由北向南，由此判定，评价区域地下水环境敏感程度为不敏感，因此本项目地下水环境影响评价工作等级为三级。（4）本工程对地下水的影响分析本项目施工期产生的生活污水和试压废水通过采取相应的措施后，不会对地下水环境产生影响；项目更换管段管径为Φ60×3.5，钢顶管径为DN250、DN400，管顶埋深-1.0m，浅层潜水水位埋深一般为2～5m，因此敷设管段不会触及地下水。更换管线后管线正常运行不会产生泄漏，不会对地下水产生污染。地下水环境保护措施在管道施工期应加强作业管理，原有管线清扫及试压均采取全线整体操作，避免原油及试压废水遗落地面，施工辅料做好防雨防渗工作，施工废料及时收集外运处理，避免在现场堆积，在降水的淋滤作用下产生的浸出液进入地下含水层。小结通过上述分析可知，本项目施工期产生的生活污水和试压废水通过采取相应的措施后，不会对地下水环境产生影响，项目施工过程中产生的辅料、废料等在降水的淋滤作用下产生的浸出液对地下水的影响很小，但由于项目施工期较短，这种影响在施工期结束时即消失。更换管线后管线正常运行不会产生泄漏，不会对地下水产生污染。三、声环境影响分析项目施工过程采取机械和人工开挖组合方式，施工过程中施工机械主要有电焊机、挖土机、装载机以及运输车辆等，噪声源强为75-87dB（A）。施工噪声可近似视为点声源处理，其衰减模式如下：Lp=Lpo－20lg（r/ro）式中：Lp——距声源r米处的施工噪声预测值，dB（A）；Lpo——距声源ro米处的参考声级，dB（A）；ro——Lpo噪声的测点距离（5m或1m），m。类比同类机械噪声源在不考虑任何声屏障情况下，各声源在某一时刻的传播可以按点声源分析其影响范围和影响程度，设备噪声随距离衰减值见表7-5。表7-5单台设备随距离衰减噪声值设备名称5m10m20m30m40m80m150m200m电焊机7367615755494341挖土机84787268.5666256.553.9装载机75696359.5575347.544.9运输车辆66605450484240.436.5项目夜间不施工，根据表7-5结果显示，项目单台设备运行时，随着距离的增加，噪声的衰减，GB12523-2011）本项目施工500m范围内最近敏感点为3-3#间4环集油管道东侧50m的西山屯，项目施工时产生的噪声对其将造成一定影响，随着施工结束这部分影响也将消失。。通过采取以上防治措施，可以降低施工噪声对周围敏感目标及声环境的影响，这种影响在施工期结束时即消失。四、固体废物环境影响分析根据工程分析，施工过程中同时，项目进行原管线清扫后，将产生的扫线原油，推送至联合站，不外排；施工期更换的集油管线不拆除，清管后封堵直埋。因此本项目施工期主要产生的固体废弃物为更换下来的场站及井场设备和施工人员产生的生活垃圾。项目原有管线管壁的含油物总量为17.53m3，根据《国家危险废物名录》（环境保护部令39号），属于HW08废矿物油与含矿物油废物，危险编号为251-001-08清洗矿物油储存、输送设施过程中产生的油/水和烃/水混合物，执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001），扫线后推送至卫一联；原有管线为清扫过的无油钢管，属于一般固废，执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB

18599-2001），不拆除、两端封堵后直埋；产生的边角废料运送至市政指定地点填埋；施工人员产生的不得将建筑垃圾混入生活垃圾；更换下来的场站及井场设备由庆新油田财务资产部回收；施工人员生活垃圾排放量按0.2kg/人·d计算，施工人员10人，排放量约为0.002t/d。施工人员产生的暂时堆存，施工完毕后集中运往当地环卫部门指定地点处置。通过采取以上措施本项目产生的固体废物不会对区域环境产生不良影响。五、生态环境影响分析由工程分析可知，施工期对生态的影响主要是管线直埋及施工机械等临时占地会破坏地表植被和影响区域景观。本工程涉及集油管线6200m，新增临时占地约为49600m2，占地类型为耕地，施工时应尽可能减少施工范围内的植被损毁量等，管段敷设完成后恢复49600m2的地表植被。为减轻施工期对生态环境的影响，本项目采取的保护措施为：1、严格限制项目施工临时占地面积，施工设备设置在临时用地范围内；2、项目管沟开挖产生的土方分层堆放，表层土单独存留，用于回填恢复表土；3、施工过程中强化管理、规范作业，提高施工人员的环境保护意识，禁止踩踏项目用地范围外植被；4、施工现场与外界相联系的道路要固定，严禁就近新开便道破坏植被；5、施工时具体量化土壤恢复数量及措施，包括临时土地进行平整。本项目临时占地主要为管线施工，管线施工的工期约20天，施工结束后及时对项目临时占地进行清理、平整，恢复原有地面，将施工对生态的影响降至最低，且施工期的影响是暂时的，随着施工期的结束而消失。运营期环境影响分析一、大气污染源及污染物分析1、烃类气体烃类气体主要来自卫1转、卫一联站内油气处理设备及管线的无组织挥发，卫1转油站年处理油量约为11.2×104t，卫一联合站年处理油量约为22.1×104t，采用密闭集输烃类气体损失量一般按原油产量的0.01%计算，则无组织排放的烃类气体排放量为33.3t/a，其主要污染物为非甲烷总烃，根据大庆油田烃类气体组成成分，非甲烷总烃挥发量为29.97t/a，为面源形式排放（区域长10km、宽9.5km）。经Screen3估算模式预测，预测结果见表7-6。表7-6烃类气体Screen3估算模式计算结果序号下风向距离(m)总烃非甲烷总烃占标率(%)预测浓度(mg/m3)占标率(%)预测浓度(mg/m3)1100.040.00086930.040.000782421000.040.00087030.040.000783332000.040.00087150.040.000784342200.040.00087170.040.000784553000.040.00087260.040.000785364000.040.00087370.040.000786375000.040.00087480.040.000787486000.040.0008760.040.000788497000.040.00087710.040.0007894108000.040.00087820.040.0007904119000.040.00087930.040.00079141210000.040.00088050.040.00079241311000.040.00088160.040.00079341412000.040.00088270.040.00079441513000.040.00088380.040.00079541614000.040.00088490.040.00079651715000.040.00088610.040.00079751816000.040.00088720.040.00079851917000.040.00088830.040.00079952018000.040.00088940.040.00080052119000.040.00089050.040.00080152220000.040.00089170.040.00080252321000.040.00089280.040.00080352422000.040.00089390.040.00080452523000.040.0008950.040.00080552624000.040.00089610.040.00080652725000.040.00089720.040.0008075最大浓度475080.070.0013540.060.001219烃类气体最大落地浓度0.001354mg/m³，能够满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中无组织排放限值，即≤4.0mg/m³，且在项目西北侧220m处落地浓度为0.0008717mg/m³。烃类气体的无组织排放对西北侧的建设四村产生的影响较小。2、燃气废气卫1转、卫一联等场站产生的燃烧烟气，燃料为天燃气，废气经排气筒排入大气。《安达市庆新油田开发有限责任公司2015年卫星油田产能建设地面工程环境影响报告书》于2017年3月通过了绥化市环境保护局环保验收，根据验收监测结果表明，卫星油田现有场站加热装置的燃气废气污染物颗粒物浓度9mg/m3、SO2浓度18mg/m3、NO2浓度70mg/m3，采暖炉均能满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中在用燃气锅炉标准限值，加热炉均能满足《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）二类区加热炉标准；卫1转及卫一联等场站采暖炉烟囱高度8m、满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中“4.5燃油、燃气锅炉烟囱不低于8m”的要求，加热炉烟囱高度为18m、满足《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078-1996）中“4.6.1各种工业炉窑烟囱（或排气筒）最低允许高度为15m”的要求。卫一联与卫1转相距5000m，改造前后燃气量不变，现有燃气污染物排放情况见表5-2。根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）中推荐的Screen3估算模式按点源进行预测，预测结果见表7-7。表7-7（a）卫1转燃气废气Screen3估算模式计算结果序号下风向距离(m)颗粒物SO2NO2占标率(%)预测浓度(mg/m3)占标率(%)预测浓度(mg/m3)占标率(%)预测浓度(mg/m3)11000000021000.070.00063030.250.0012451.540.00370332000.090.00080730.320.0015941.980.00474343000.090.00085440.340.0016872.090.00501953200.10.00086030.340.0016992.110.00505464000.090.00083370.330.0016472.040.00489875000.090.00080120.320.0015821.960.00470786000.080.00075020.30.0014821.840.00440797000.080.00069320.270.0013691.70.004073108000.080.00067720.270.0013371.660.003978119000.070.00065090.260.0012851.590.0038241210000.070.00064270.250.0012691.570.0037761311000.070.00061650.240.0012181.510.0036221412000.070.00058780.230.0011611.440.0034531513000.060.00055830.220.0011031.370.003281614000.060.00052920.210.0010451.30.0031091715000.060.00050110.20.00098971.230.002944最大浓度3200.10.00086030.340.0016992.110.005054由上表可知，卫1转燃气废气污染物最大距离为320m，该处范围内为耕地，颗粒物最大落地浓度为0.0008603mg/m3（占标率0.1%）、SO2浓度为0.001699mg/m3（占标率0.34%）、NO2浓度为0.005054mg/m3（占标率2.11%），对区域内敏感点的贡献值较小，对周围大气环境影响较小。表7-7（b）卫一联燃气废气Screen3估算模式计算结果序号下风向距离(m)颗粒物SO2NO2占标率(%)预测浓度(mg/m3)占标率(%)预测浓度(mg/m3)占标率(%)预测浓度(mg/m3)11000000021000.080.00071960.280.0014141.760.00422632000.140.0012240.480.00240630.00718943000.140.0012740.50.0025043.120.00748353140.140.0012790.50.0025133.130.00750964000.140.0012640.50.0024843.090.00742275000.140.0012160.480.002392.980.00714286000.120.0011220.440.0022062.750.00659197000.120.001070.420.0021032.620.006284108000.110.0010280.40.0020212.520.006039119000.110.00099520.390.0019562.440.0058441210000.110.00097420.380.0019142.380.005721311000.10.00092920.370.0018262.270.0054561412000.10.00088160.350.0017332.160.0051771513000.090.0008340.330.0016392.040.0048981614000.090.00081040.320.0015921.980.0047591715000.090.00078720.310.0015471.930.004622最大浓度3140.140.0012790.50.0025133.130.007509由上表可知，卫一联燃气废气污染物最大距离为314m，该处范围内为耕地，颗粒物最大落地浓度为0.001279mg/m3（占标率0.14%）、SO2浓度为0.002513mg/m3（占标率0.5%）、NO2浓度为0.007509mg/m3（占标率3.13%），对区域内敏感点的贡献值较小，对周围大气环境影响较小。二、废水项目改造前后废水主要有卫1转油站、卫一联合站从地下采出液中分离出的含油污水及员工的生活污水，改造前后场站无新增定员。根据现场调查，卫1转油站及卫一联合站产生的含油污水约7921.2t/a，经卫一联合站含油污水深度处理站处理后回注地下。卫一联含油污水深度处理站污水处理能力实际处理量为3924m3/d，负荷率87.2%，站内采用“两级沉降+两级过滤”的主处理工艺流程，设计出水水质指标“含油量≤8.0mg/L、悬浮固体含量≤3.0mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤2.0μm”，全部供卫一注水站回注。卫1转油站工作人员6人，卫一联合站有工作人员23人，根据现场调查，卫1转站内生活用水量为87.6t/a，排水系数取0.8，生活污水量为70.08t/a，排入站内已建防渗旱厕，定期清掏用作农家肥；卫一联站内生活用水量为335.8t/a，排水系数取0.8，生活污水量为268.64t/a，排入站内已建防渗旱厕，定期清掏用作农家肥。三、噪声本工程噪声源主要是抽油机、转油站、联合站的各类机泵。转油站及联合站的机泵均安装在砖混结构泵房内，机泵的源强在85-88dB(A)，均安装减震基础，可降噪5dB(A)，泵房设隔声门窗；注水泵安装在砖混结构配水间内，源强在90-95dB(A)，注水泵安装减震基础，可降噪5dB(A)；抽油机安装在井场，源强在65-75dB(A)，配套转减震基础，可降噪5dB(A)。噪声预测应考虑声源叠加和距离衰减，计算模式如下：噪声叠加模式：式中：L——叠加后总声压级[dB(A)]；Li——各声源的噪声值[dB(A)]；n——声源个数。噪声随距离衰减模式：L2=L1-20lgr2/r1式中：L2——距声源r2处声源值[dB(A)]；L1——距声源r1处声源值[dB(A)]；r2、r1——与声源的距离（m）。根据《环境噪声控制工程》（高等教育出版社），370mm砖混结构隔声量为25dB(A)左右，本项目噪声预测情况见表7-8。表7-8本项目噪声预测一览表单位：dB(A)名称源强降噪措施房屋结构与厂界最近距离厂界最大贡献值抽油机65-75基础减震——20m43.97外输泵、掺水泵、卸油泵85-88370mm砖混结构10m38注水泵90-9510m45由上表可知，本项目噪声源经基础减震、墙体隔声及距离衰减后，厂界噪声能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准，昼间≤60dB(A)，夜间≤50dB(A)，区域200m范围内无村屯等敏感点；结合验收监测结果可知，厂界昼间噪声最大值为53.9dB(A)，夜间噪声最大值43.3dB(A)，均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。因此项目运行对周围声环境影响较小，不会发生噪声扰民问题。四、固体废物1、含油污泥根据企业实际运行情况可知，场站及井场运营过程中产生的落地油及含油污泥量约为13.0815t/a，运至大庆油田有限责任公司第七采油厂葡萄花含油污泥处理站。大庆油田有限责任公司第七采油厂葡萄花含油污泥处理站距离本项目约26km，位于采油七厂葡北9#站西侧，采用含油污泥调质-离心处理技术工艺，设计规模为5m3/h（年运行150天，每天24小时，年最大处理量18000m3），目前负荷率约70%。主要通过预处理、调质、离心分离等工序将含油污泥进行深度处理，从而使污泥达到《油田含油污泥综合利用污染控制标准》（DB23/T1413-2010）标准要求。经过处理后的污泥含油小于2%，含水小于40%，可以用于铺路、垫场地等。2、生活垃圾卫1转油站工作人员6人，卫一联合站有工作人员23人，根据现场调查，生活垃圾排放量按0.2kg/人·d计算，生活垃圾产生量约为2.117t/a。环境风险分析本项目在建设和生产运行过程中涉及的物料主要为原油，不储存油水混合物，主要环境风险是施工期时的管道泄漏及运营期管道泄漏、火灾和爆炸，对区域内的环境空气、土壤植被、地下水和地表水体有潜在危害性，通过对以上风险的分析提出减少环境风险的方法和对策，以达到最大限度地降低风险、控制环境污染，防止企业人员伤害、财产损失的目的。施工期1、风险识别项目管线在庆新所管辖的油田区域内铺设，附近建有输油、输水、供水、供气、电缆线路，因此在施工前期，应探明地下管线走向和埋深，防止在施工机械开挖过程中造成泄露，产生环境风险。2、源项分析本项目施工期管道事故主要为项目附近各类管道受外部影响产生的破裂，管道事故按破裂大小可分为三类：针孔/裂纹（损坏处的直径≤20mm）、穿孔（损坏处的直径>20mm，但小于管道的半径）、断裂（损坏处的直径>管道的半径），受外部影响时相应事故发生概率为0.073×10-3/km·a、0.073×10-3/km·a、0.073×10-3/km·a，因此，本项目施工期管道事故发生的概率为0.336×10-3/km·a。3、防范措施1）施工单位应到相应部门获取本项目管道铺设区域其他各类管网（输油、输水管网等）地下布局图，施工前对施工区域管线进行详细勘查，落实各类管线的走向及分布情况，避免施工过程中对其它输油、输水管线发生碰撞；2）建立地企联动机制，施工过程中如发生与现有输油、输水发生碰撞，施工机械破坏现有管网造成原油、含油污水、气泄漏，应立即联系安达市政府、庆新油田安全环保部及消防部门进行处理，关闭泄漏点出阀门、严禁烟火等措施；3）设立施工期应急组织机构、人员；4）根据施工过程中破坏管网类别（如输油、输水等）及产生的污染物种类制定并采取相应的应急措施进行处理；5）补充施工过程中，地下隐蔽工程需保留影像资料存档备查。4、风险管理1）在施工过程中，加强监理，确保焊接和涂层等施工质量。2）建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，加强检验手段。3）制定严格的规章制度，发现缺陷，及时正确修补并做好记录。4）选择有丰富经验的单位进行施工，并有优秀的第三方对其施工质量进行强有力的监督，减少施工误操作。5）提高管道的防腐等级即严格按照操作规范施工，从源头杜绝因管道防腐质量不合格而造成的管道腐蚀，保证管道安全平稳运行。6）加强设计单位相互间的配合，做好衔接、交叉部分的协调，减少设计误操作，使总体设计质量为优。7）进入施工区域，施工人员不得吸烟和携带火种，施工严格执行动火审批制度，彻底杜绝安全隐患，全部施工过程必须使用防爆工具。根据动火现场的情况，准备足够数量的消防器材，必要时备用消防车现场监护。8）按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2015）相关规定进行建设控制防护距离，降低风险隐患。5、结论项目原有管线吹扫后应监测管线内含氧量低于可燃值后进行施工，根据动火现场的情况准备足够数量的消防器材，必要时备用消防车现场监护。如发生输油、含油污水管线破损泄漏现象应立即关闭破坏管网附近阀门，对泄漏的原油和含油污水进行清理外运处理；如发生供气管线泄漏，立即通知相关部门，关闭最近燃气阀门，施工场地严禁烟火，泄漏管网经修复后，进行测试，合格后恢复使用功能。发生管线碰撞产生环境风险时应急组织机构应通知受影响的附近居民。通过采取上述措施，并结合庆新油田开发有限责任公司《环境突发事件专项应急预案》、《油气集输突发事件专项应急预案》、《突发事件总体应急预案》等预案内容，本项目管线施工过程中产生的环境风险将降至最低，对周围环境影响较小。运营期1、风险识别1）风险物质及危险特性识别本工程生产运行过程中涉及的物料主要是原油，具有易燃、易爆的性质。物料的危险性分析如下：原油密度为0.8701t/m3，低发热值10000kcal/kg，比热0.5kcal/kg·℃，凝固点33.5℃，含蜡量22.38%，为低毒性物质。原油的危险特性见表7-9。表7-9原油危险特性物料名称爆炸极限（V%）闪点（℃）自燃温度（℃）火灾危险性分类原油1.1~8.7-6.67~32.22350甲类可燃液体原油火灾爆炸危险性主要表现在以下几方面：（1）属易燃液体；（2）原油的油蒸汽和空气混合达到一定浓度时，遇火即能爆炸；（3）易蒸发，原油蒸发主要有静止蒸发和流动蒸发两种。原油容器内压力每降低0.1MPa，一般有0.8～10m3油蒸气析出。蒸发出的油蒸气，由于密度比较大、不易扩散，往往在储存处或作业场地空间地面弥漫飘荡，在低洼处积聚不散，这就大大增加了火灾爆炸危险程度；（4）容易产生静电。在易燃液体中石油产品的电阻率一般在1012Ω·cm左右。电阻率越高，电导率越小，积累电荷的能力越强。因此，石油产品在泵送、灌装、装卸、运输等作业中，流动摩擦、喷射、冲击、过滤都会产生静电。当能量达到或大于油品蒸气最小引燃能量时，就可能点燃可燃性混合气，引起爆炸或燃烧；（5）容易受热膨胀、沸溢。原油受热膨胀，蒸气压升高,会造成储存容器鼓凸现象。相反，高温油品在储存中冷却，又会造成油品收缩而使储油容器产生负压，使容器被大气压瘪而损坏。含水油品着火受热还会发生沸溢，燃烧的油品大量外溢，甚至从罐中喷出，引燃其它物品而造成重大火灾和人身伤亡事故。2）风险事故类型本工程中可能存在的风险事故类型包括泄露、火灾、爆炸。（1）原油泄漏原油泄漏主要多发生在管线焊口、阀门的破损处及密封件失效处。本工程发生油品泄漏事故的原因主要有以下几方面：a）失误产生的偶发事故①管道焊接不严，检测有误，造成泄漏；②管道防腐涂层质量差，造成管道腐蚀；③管材或连接缺陷，造成管道断裂，油气泄漏；④操作失误引发的憋压等造成的风险事故；⑤设备故障、机械失灵、老化造成的泄漏；⑥动力故障引发的事故，如停电造成的阀门无法关闭、通讯线路中断无法传递控制指令等导致事故发生；⑦在管道近旁或上方进行其它生产活动时的挖掘，造成管道破裂；⑧其它选线不当或设计有误导致的事故风险。b）人为蓄意破坏造成的事故破坏分子在管道上钻孔盗油、盗窃管道附属设施的部件等，均可引起管道破坏。c）自然风险因素是由于自然界发生异常，如洪水、地震对集输系统产生破坏作用，或由于自然环境条件恶劣，如土壤盐渍化造成管道腐蚀等威胁管道安全。（2）火灾、爆炸正常生产过程中，原油和伴生气在生产过程中工艺密闭，不具备发生火灾、爆炸的条件。但在异常情况下，由于设备或管道的阀门、法兰连接处破裂、泄漏、操作失误等情况下，可导致大量可燃物质释放，在空气中形成爆炸性气体，一旦遇有点火源即可引发火灾、爆炸事故。作业场所中点火源可能存在的主要形式有：明火、电火花、静电、雷电、摩擦火花等。（3）其他伤害大庆地区冬季寒冷，输油管道采取的防腐保温措施由于自然因素或是管理不当而失效，容易造成管道冻堵，产生凝管伤害。本工程事故状态下对环境影响情况见表7-10。表7-10事故状态环境影响一览表事故类型污染物性质影响因素影响位置影响危害泄漏油品石油类事故状态土壤事故发生地的耕地、草地等污染土壤，影响农作物生长生物对动植物造成危害地下水污染埋深较浅的地下水火灾爆炸————事故发生地的耕地、草地等对事故发生地的耕地、草地、农作物等造成毁灭性灾害2、源项分析根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T-2004）的定义，最大可信事故是指在所有预测概率不为零的事故中，对环境（或健康）危害最严重的重大事故。而重大事故是指导致有毒有害物质泄漏的火灾、爆炸和有毒有害物质泄漏事故，给公众带来危害，对环境造成严重污染。本工程更换管线6200m，埋设条件较好，但一旦发生泄漏也会引起火灾、爆炸事故，将对环境空气、土壤植被、地下水和地表水体造成污染。项目各种事故发生的概率见表7-11。表7-11事故发生概率（10-3/km·a）序号事故原因针孔/裂纹穿孔断裂总计1外部影响0.0730.1680.0950.3362带压开孔0.020.02——0.043腐蚀0.0880.01——0.0984施工缺陷和材料缺陷0.0730.0440.010.1275地震0.010.020.020.0506其他0.0440.010.010.0647合计0.3080.2720.1350.715由表7-11可见，管道事故发生的概率为0.715×10-3/km·a，其中针孔/裂纹发生的概率最高，穿孔次之，断裂最少。从事故原因分析，外部影响造成的事故概率最大（0.336×10-3/km·a），大多数属于穿孔；其次是因施工缺陷和材料缺陷而引发的事故，事故发生概率为0.127×10-3/km·a；因腐蚀而引发事故的概率为0.098×10-3/km·a，且很少能引起穿孔或断裂；由于地移动而造成的事故通常是形成穿孔或断裂，发生概率为0.05×10-3/km·a。事故概率的发生与管道壁厚、直径以及施工质量有很大关系。下表7-12给出管道外部干扰与管道性能之间的关系。表7-12外部干扰与管道性能之间的关系项目事故频率（10-3/km·a）针孔/裂纹穿孔断裂管道壁厚≤5mm0.1910.3970.2315~10mm0.0290.1760.04410~15mm0.010.03——管道直径≤0.1m0.2290.3710.320.125~0.25m0.080.350.110.3~0.4m0.070.150.050.45~0.55m0.010.020.02从以上表可以得出以下结论：1）随管道直径、壁厚的增加，外部干扰造成的事故明显减少。2）近年来，采用经过改进的施工标准和严格的检测方法，由于施工缺陷和材料缺陷所造成的事故有所减少。因此，必须对本项目涉及隐患管道进行改造，通过采取更换管线、增设保护套管的方式，从根本上减少管道穿孔等事故的发生，进而降低事故对环境空气、土壤植被、地下水和地表水体的污染风险。根据类比调查及设计人员提供的资料，在管道发生泄漏等事故时，管内压力减小，计量间阀门可以在10min内响应并关闭。原油泄漏速度按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）中有关液体的泄漏公式进行计算，具体见下式：式中：Q0——液体泄漏速度，kg/s；Cd——液体泄漏系数，取值0.6-0.64；A——泄漏口面积，m2，泄漏孔径为20mm（裂口形状圆形）；ρ——液体的密度，取值879kg/m3；P——容器内介质压力，1.6×106Pa；P0——环境压力，1.01×105Pa；g——重力加速度，取值9.8m/s2；h——泄漏口上液位高度，取值0.153m。根据以上计算，管线泄漏速度为9.67kg/s，事故发生后10min制止了泄漏事故，则泄漏量为5.802t。这部分泄漏的原油经过沉积生物降解、挥发后，实际泄漏量为10~15%，即0.8703t。3、风险评价1）事故状态下对大气环境影响原油泄漏事故会直接对大气环境带来影响，如不及时处理，对空气环境的影响相对较大，原油中的轻组分烃类，会挥发进入大气，若事故处理不及时，则烃类挥发的时间会较长。如果一次泄漏的量很大，会形成的局部空气环境的严重污染，这时大气中非甲烷总烃的浓度要高于正常情况的数倍之多。如果引发了火灾，则原油燃烧形成的黑烟会对周围环境造成较重的大气污染。由于本地区所处地势平坦，扩散条件好，一次性事故形成的局部大气污染在一定的气象条件下聚集成高浓度的可能性较小，对周围大气环境的影响不会太严重。2）事故状态下对地下水环境影响在管道运行期间，如发生管道泄漏，含油污水就可能会渗透到含水层中，造成地下水环境污染。资料研究结果表明：石油类污染物在一般土壤中绝大部分集中在0～10cm及10～30cm层位中，主要积聚在土壤表层80cm以内，一般很难下渗至2m以下。该地区主要土质紧实干硬，在1m深度左右已形成一层钙积层，不会对潜水含水层造成影响。而承压含水层一般都有隔水顶板，与潜水层相互隔离，其透水性很差，因此也不会对承压水层产生影响。油田发生事故产生的原油泄漏，只要及时发现及时处理，一般不会对地下水造成影响。为保护地下水环境，本工程管沟开挖前要充分做好地下管线排查，防止穿越施工过程中对地下其它油水管线造成破坏污染地下水和土壤，并相应做好穿越施工应急处理措施。同时，在运营期要加强巡视，关注管线压力的变化，结合已制定的应急预案，降低含油污水对地下水的污染。3）对土壤环境的影响原油泄漏渗入土壤孔隙，会降低土壤的通透性，抑制土壤中酶活性，使土壤生物减少。一般而言，原油集中于土壤表层0～30cm的范围内，使得根系分布于此深度的植物不能生长。石油类对土壤的污染，可使土地肥力下降，改变土壤的理化性质，影响局部区域土壤正常的结构和功能。4）对生态环境的影响该项目油田开发区的生态系统主要是耕地生态系统，项目事故性原油的大规模泄漏可影响地面植被的生态环境，危害植物生长。其危害最显著的表现为植物，原油黏附于枝叶，阻止植物进行光合作用，可使植物枯萎死亡；在土壤中粘附于植物根系，可阻止植物吸收水分和矿物质而死亡。所以，原油泄漏可引起原生植被生态系统退化，次生植被生态系统的演替。4、风险管理1）工艺防范措施（1）现有管道沿线设置标志桩，标明管道的主要参数、联系单位和电话；（2）注意减少施工临时占地；（3）按规定进行设备维修、保养，及时更换易损及老化部件，防止原油泄漏事故的发生。2）运行期管理措施（1）制定严密的操作规程，操作规程是安全生产的保证。所有操作人员必须熟悉规程并遵照执行。领导部门应定期检查操作人员对规程的掌握与执行情况，对不合格者进行处理，并可定期进行安全操作演习。对操作规程的不完善部分，经正常程序进行修订；（2）定期巡线是预先或及时发现管道发生事故的有效措施。巡线可以发现管道的少量泄漏，也可观察地面的异常变动（如塌方、洪水冲刷等）。此外巡线还可以预见沿线可能发生的土方施工对管道的侵害，对靠近管道的土方施工单位进行安全警示，以防破坏管道。对恶意破坏管道者要及时制止并报告警方。巡线人员应掌握沿线的各种技术特征（如土壤腐蚀性、管道壁厚、地震断裂带位置、管道穿跨越位置以及其他地质灾害地带等），以便根据情况进行观察，对条件严峻的地带应加密巡线次数；（3）定期进行清管和管内检测。清管可清除管内的机械杂质，除了可提高管道的输送效率，还能减少内腐蚀。利用智能清管器定期对管道进行检测，可以及时发现管道的变形与腐蚀状况，对了解管道状况并作必要的修补提供依据；（4）充分发动和依靠大同区政府及人民群众加强对管道的保护。除以管道管理部门进行日常的巡查监护外，另一个非常重要手段是，向大同区政府（县、乡镇、村）宣传贯彻《管道保护条例》，对沿线人民群众进行保护国家经济大动脉—输油管道的重要意义的宣传，打击不法分子对管道的破坏。管道管理部门要与沿线群众联网对管道进行保护，对人民群众作保护管道的一般性知识的宣传，当发现管道出现意外现象和征兆时，能及时通知管道管理部门，以便及时进行处理，这样能大大减少第三方破坏的频率，提升管道的安全性。（5）定期检测管道的内外腐蚀及防腐层破损情况，及时更换或维修；（6）依托管线压力监控系统进行监控，可及时发现油、水管线泄漏情况，如发现压力表数值异常，应紧急关闭阀门，进行事故排查，确定泄漏点，并尽早处理。（7）如发生泄漏，应立即启动预案，负责抢险抢修组的堵漏人员佩带空气呼吸器（或滤毒罐式防毒面具）、穿防静电工作服进入现场堵漏，采用合适的材料和技术手段堵住泄漏处，通常采用临时堵漏管卡进行堵漏，进入现场的各支救援队伍要尽快按照各自的职责和任务开展救援工作。抢险抢修人员2~3人一组，集体行动，相互照应，就地取土筑堤堵截泄漏油品或引流到安全地点，收集泄漏油品，送指定收集地点。5、应急预案安达市庆新油田开发有限责任公司依据《中华人民共和国突发事件应对法》，结合依据国家、集团公司和大庆油田有限责任公司的相关文件，建立了《生产场所突发火灾、爆炸事件专项应急预案》、《环境突发事件专项应急预案》、《油气集输突发事件专项应急预案》、《突发事件总体应急预案》等预案内容，应急预案的详细内容见附件。本项目为卫星油田老区改造项目，改造内容分为井场及场站改造和集油管线更换2大类，通过对《环境突发事件综合应急预案》的分析可知，本项目符合该预案的适用范围。该应急预案主要由风险分析与事件分级、组织机构及职责、预防与预警、应急响应、应急保障组成，预案体系完善；预案内应急组织机构健全，各机构管理职责明确，救援器材到位，事故后期处置合理，可以满足事故预防、应急处理和抢险救援的要求。项目营运期可能发生的原油、含油污水泄漏和火灾、爆炸等事故均在该应急预案中得到了提早部署和预防。根据调查，庆新油田针对本应急预案每年均有实际演练（或训练），演练（或训练）以报警、报告程序、现场应急处置、紧急疏散等熟悉应急响应和某项应急功能的单项演练，演练频次每年5次以上；演练（或训练）以多个应急小组之间或某些外部应急组织之间相互协调进行的演练与厂级预案全部或部分功能的综合演练，演练频次每年3次以上。根据演练（或训练）情况，质量安全环保部负责组织对演练（或训练）进行评估及总结，及时修订环境应急预案。通过上述信息可知，庆新油田已经建立了较完善的突发环境事件应急预案体系，且实际演练情况较好，可以满足本项目的需要。要求建设单位应加强员工的环保教育和培训，坚持演练并通过演练逐渐完善应急预案内容，避免重大污染事故的发生。6、环境风险评价结论通过对本工程的环境风险分析可知，本工程的主要环境风险是施工期时的管道泄漏及运营期管道泄漏、火灾和爆炸，对区域内的环境空气、土壤植被、地下水和地表水体有潜在危害性。在工程采取一系列风险防范措施和应急措施后，可以控制和降低工程发生事故情况下对周围环境的影响。环境保护设施投资本项目建成后环保投资约18.25万元，占总投资比例为2.01%，这部分投资是十分必要的，也是经济可行的。表7-13环保投资估算序号项目设施估算（万元）1施工期废气治理洒水设备、车辆运输遮盖物0.32固体废物生活垃圾和废边角料统一收集、定期清运0.23临时占地补偿临时占地面积49600m217.75总计18.25项目建设产业政策符合性及项目建设合理性分析1、产业政策根据《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013年修正版），本项目属于鼓励类“七、石油、天然气”中“5、油气田提高采收率技术、安全生产保障技术、生态环境恢复与污染防治工程技术开发利用”，因此，该项目建设符合国家的产业政策。2、建设合理性项目在场站、井场内更换设备，更换管线沿途无水源地保护区、军事、不良工程地质段、名胜古迹、文物保护区和自然保护区等环境敏感区。根据现场调查，项目更换的3-3#间集油管道2014和2015年穿孔频繁，存在较大隐患，如果发生泄漏，将会对环境空气、土壤植被、地下水造成污染，会严重危及公众安全，造成环境破坏；拟更换的井场及场站设备最早于2002年投产、运行年限过长，出现了无法满足现有负荷、达不到相应负荷、故障率高、设备老化或防害措施薄弱等现象，不能满足现有生产要求或影响平稳生产造成安全隐患。本项目对管线进行更换、对场站和井场设备进行改造后，降低了渗漏、设备负荷低、老化故障或防害措施薄弱等造成的安全隐患，将提高集油管线运输的安全性、可靠性，保障了油田生产及生活的正常平稳进行。针对施工扬尘、施工废水、噪声、固体废物等，本项目提出了相应的环保措施，在本报告表所述的环保措施得以全面落实的前提下，本项目建设从环境保护的分析是可行的。八、建设项目拟采用的防治措施及预期治理效果内容类型排放源（编号）污染物名称防治措施预期治理效果大气污染物施工场地施工扬尘洒水抑尘满足（GB16297-1996）颗粒物无组织排放限值：≤1.0mg/m3焊接烟尘水污染物管道试压、试漏、清洗废水SS罐车拉运至卫一联污水处理站处理后回注地下不外排含油污水石油类管线集输至卫一联污水处理站处理后回注地下不外排施工期生活污水COD、BOD5、NH3-N、SS施工人员去附近场站或村屯已建旱厕如厕不外排运营期生活污水去场站已建旱厕如厕不外排固体废物施工场地扫线原油推送至卫一联处理不外排生活垃圾委托环卫部门定期清运生活垃圾填埋场场站及井场生活垃圾委托环卫部门定期清运含油污泥运至大庆油田有限责任公司第七采油厂葡萄花含油污泥处理站不外排噪声施工过程中施工机械主要有电焊机、装载机、挖土机等以及运输车辆，这些机械运行时产生的噪声源强为75-87dB（A）。施工过程中，尽量缩短施工时间，施工设备尽量选择低噪声设备，按规程操作机械设备，并加强机械设备的定期检修和保养，以降低机械的非正常噪声；车辆限速，经过村屯时严禁随意鸣笛。采取上述措施后，满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）中标准，昼间≤70dB（A），夜间≤55dB（A）。其他生态保护措施及预期效果：本项目井场及场站改造均在井场及场站永久占地范围内进行，管道施工临时占地49600m2，占地类型为耕地（玉米）。本项目土方分层开挖堆填，表层土单独存留，用于回填恢复表土；施工设备设置在项目临时用地范围内，施工人员规范作业，禁止踩踏项目用地范围外植被；管道敷设结束后，及时对项目临时占地进行清理、平整，恢复原有地面和绿化。项目施工期共30d，其中管线施工20d，通过采取以上措施减轻了施工期对生态环境的影响，这些影响是暂时的，随着施工期的结束而消失。

九、结论与建议评价结论一、工程概况本项目为2017年庆新油田老油田调整改造工程，投资908.7万元人民币，对集输、注水、电力及机采4个系统共计13小项进行改造，主要分为井场及场站改造和管线更换2大类。项目属于国家鼓励类项目，项目建设符合国家产业政策。二、环境质量现状结论项目所在地区的空气质量满足《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准；项目所在区域声环境满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）2类标准，附近村屯满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）1类标准。三、环境影响分析及污染防治措施结论施工期对周围环境的影响主要是施工扬尘、施工废水、施工噪声、施工固废和对生态环境的影响。项目应选择低噪声设备、严格控制施工作业临时占地、不得践踏施工场地以外的土地、施工结束后及时恢复原有地面等措施，以降低施工期对周围环境的影响。由于施工期的影响具有一定的时段性，当施工结束后施工期的影响即消失。本项目对现有场站、井场及管线进行改造，主要为设备更换，更换前后工艺流程、产污