锦州25-1油田w1井区开发项目环评报告书

锦州25-1油田W-1井区开发项目 1 1 1 2 3 4 4 7 9 10 11 11 133工程概况与工程分析 13 14 17 20 24 28 33 40 40 41 47 49 51 514区域自然环境概况 53 53 57 675环境现状调查与评价 75 75 76 76 77 77 776环境影响回顾性分析与评价 78 78 81 85 88 88 937环境影响预测与评价 94 94 104 105 105 107 114 115 116 1168环境风险评价 117 117 118 122 126 131 132 137 1579清洁生产与总量控制 159 159 159 162 16510环境保护对策措施及其合理性分析 166 166 169 171 178 17811环境经济损益分析 181 181 182 18412环境管理与监测计划 185 185 18813环境影响评价结论 190 190 191 193 194 196 198 200 202 204 2041.1工程项目概述锦州25-1油田W-1井区开发项目位于渤海中部海域，地理位置为东经120°55′~121°10′，北纬40°09′~40°21′，与陆地距离最近约×km，与葫芦岛市距离约×km，油田范围内平均水深×m。本项目投产后预计最高年产油量×104m3/a，最高年产气量×104m3/a。本项目预计投产时间为2024年6月，开发投资约×万元人民币。泥面以下水下生产系统JZ25-1WSPS包括新建泥面以下生产设施和1套钢圆筒防护结构，新建1条长约4.7km的JZ25-1WSPS至JZ25-1WHPB平台海底混输管道，新建1条长约4.7km的JZ25-1WHPB平台至JZ25-1WSPS脐带缆，新建1条长约4.7km的JZ25-1WHPB平台至JZ25-1WSPSJZ25-1WHPB平台进行适应性改造。新建JZ25-1WSPS生产物流通过新建海底混输管道输送到已建的JZ25-1WHPB平台，在JZ25-1WHPB平台经计量后与该平台物流一起输送至已建JZ25-1SCEPF平台进行油气分离，处理合格的原油通过已建管道输往绥中36-1终端；分离出的含油生产水经JZ25-1SCEPF平台生产水处理设施处理合格后，通过新建海底注水管道输送到新建JZ25-1WSPS回注地层；分离出的天然气外输至营口终端。新建JZ25-1WSPS的电力供应通过新建脐带缆引自已建JZ25-1WHPB平台。1.2环境影响评价过程受建设单位中海石油（中国）有限公司天津分公司的委托（详见附件1中海油研究总院有限责任公司（环评单位）承担了锦州25-1油田W-1井区开发项目的环境影响评价工作。建设单位在确定了本项目环境影响报告书编制单位后7个工作日内在中国海洋在线上开展了‚锦州25-1油田W-1井区开发项目环境影响评价公示‛第一次公示。环评单位接到任务委托书后开展了资料收集、以及相关法规和标准等与本项目有关文件的研究工作，收集的资料主要包括工程资料、相关法规和标准文件、已批复的依托设施相关环评文件等。通过对锦州25-1油田W-1井区开发项目的工程资料分析、相关法规和标准等文件研究、环境敏感目标和环境保护目标筛选等工作确定了本项目环境影响评价的评价内容、评价重点、评价工作等级和评价范围，并对本项目海洋环境功能区划及相关规划符合性进行了分析。本项目2020年春、秋季两次海洋环境质量现状调查与评价工作均由国家海洋局北海环境监测中心承担；本项目渔业资源调查与评价内容主要来源于辽宁省海洋水产科学研究院的2019年春、秋两季调查结果及有关科学研究成果；并开展了《锦州23-2/锦州25-1油田西1井区开发工程对辽东湾渤海湾莱州湾国家级水产种质资源保护区影响专题论证报告》的编制，已通过相关主管部门审查并获得农业农村部渔业渔政局的批复意见。根据本项目工程分析和环境现状调查与评价结果，开展了本项目的环境影响预测与评价工作。结合工程分析以及环境影响预测与评价结论，本项目开展了清洁生产分析、环境保护对策措施及其合理性分析、环境风险分析与评价、总量控制建议、环境管理与环境监测以及环境经济损益分析等专题研究。根据各专题研究结果，完成锦州25-1油田W-1井区开发项目环境影响报告书的编制。建设单位组织国内海洋工程类相关领域专家对本报告书开展了内审工作，根据专家内审意见对本报告书进行修改完善后形成征求意见稿，并开展第二次环境影响评价公示。建设单位向生态环境主管部门送审《锦州25-1油田W-1井区开发项目环境影响报告书》前，在‚中国自然资源报‛网站上开展了第三次公示，公示内容包括《锦州25-1油田W-1井区开发项目环境影响报告书》全文和‚锦州25-1油田W-1井区开发项目环境影响评价公众参与说明‛。本项目完成三次公示后，完善后的《锦州25-1油田W-1井区开发项目环境影响报告书》上报至生态环境1.3主要环境问题及环境影响锦州25-1油田W-1井区开发项目新建泥面以下水下生产系统位于辽东湾国家级水产种质资源保护区（实验区）内；新建海底混输管道、注水管道和脐带缆的部分路由段位于辽东湾国家级水产种质资源保护区（实验区）内；本项目新建泥面以下水下生产系统JZ25-1WSPS及新建管缆还位于中国对虾产卵场、银鲳产卵场、蓝点马鲛产卵场和小黄鱼产卵场内。本项目在正常作业情况下关注的主要环境问题和环境影响是钻完井期间排放的钻井液和钻屑、新建海底混输管道、注水管道和脐带缆挖沟埋设及钢圆筒防护结构安装挖泥时掀起的悬浮物排放对上述环境敏感目标及周围海域的海水水质、底质和海洋生态环境的影响范围及程度。本项目在环境风险事故情况下关注的主要环境问题和环境影响是溢油事故对工程设施周围海域的环境敏感目标、海洋生态环境、渔业资源等的潜在影响。1.4环境影响评价主要结论海海域）海洋生态红线区划定报告》管理要求相协调。本项目所在海域的海水水质、海洋沉积物和海洋生态环境现状基本稳定，评价范围内的环境敏感目标主要是辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区、辽东湾国家级水产种质资源保护生态红线区、蓝点马鲛、小黄鱼、银鲳和中国对虾产卵场以及黄姑鱼、毛虾和鳀鱼索饵场。本项目在建设阶段主要污染物包括钻完井作业产生的钻屑、钻井液、海底混输管道/脐带缆挖沟埋设和钢圆筒防护结构安装挖泥时产生的悬浮物，其对环境的影响属于短期、可恢复性。生产阶段所产生的主要污染物为含油生产水，含油生产水经处理后全部回注地层，其它污染物排放量相对较小，拟采取的清洁生产和污染防治措施得当，污染物排放后对周围环境（水质、底质及生态）的影响范围和程度较小。本项目的建设和生产对海洋生态和渔业资源会产生一定影响和损害，需要采取有效的保护或补偿措施。本项目存在溢油风险，将采取具有针对性的溢油防范措施和应急评价认为，在建设单位切实落实了各项环境保护对策措施、生态保护对策措施，切实落实环境风险防范对策措施和应急预案，本项目对周边的环境影响范围和影响程度是可以接受的。从环境保护角度考虑，本项目建设可行。2.1评价依据本环境影响报告书主要根据锦州25-1油田W-1井区开发项目的可研方案和基本设计方案，在各项专题研究的基础上，按照中华人民共和国有关环保法规的要求进行评价，评价依据如下。2.1.1法律依据2.1.2环境保护行政法规、政策、管理文件.中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例（国务院，1983.12.29）.中华人民共和国水上水下作业和活动通航安全管理规定（交通运输部，2021.9.1施行）.农业部关于做好‚十三五‛水生生物增殖放流工作的指导意见（农业部，2016.4.20实施）.农业部办公厅关于进一步规范水生生物增殖放流工作的通知（农业部，2017.7.10发布）.关于进一步加强水生生物资源保护严格环境影响评价管理的通知（环2019.12.13）.关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知（环境保护部，2012.7.3）海洋函[2022]27号）2.1.3其他依据.《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》.《辽宁省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二。三五年远景目标纲要》.《辽宁省海洋生态环境保护‚十四五‛规划》（2022.4.25）.《‚十四五‛现代能源体系规划》（20注：*由于行业适用性，部分内容参照使用的评价标准。2.1.4基础资料2.2评价标准2.2.1环境质量标准锦州25-1油田W-1井区开发项目位于《全国海洋功能区划（2011-202中的渤海中部海域。渤海中部海域是我国重要的海洋矿产资源利用区域，主要功能为矿产与能源开发、渔业、港口航运。本项目环境影响评价中所采用的环境质量标准见表2.2-1。海洋生态保护红线区内，执行所在功能区规定的相应标准。本项目春、秋两次现状调查评价中采用第一类海水水质标准的站位有×个，采用第二类海水水质标准的有×个，采用第三类海水水质标准的有×个，其它按不劣于现状评价的有×个；本次海洋沉积物现状调查与评价采用第一类海洋沉积物质量标准的站位有×个，采用第二类海洋沉积物质量标准的有×个，其它按不劣于现状评价的有×个。表2.2-1本项目采用的环境质量标准准中海油研究总院有限责任公司- - 2.2.2污染物排放标准本项目位于渤海中部海域，根据《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008本项目所在海域属于一级海域；根据《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分级》（GB18420.1-2009本项目所在海域属于一级海区。本项目在建设和生产过程中所产生的相关污染物的处置与排放标准见表2.2-2。表2.2-2本项目采用的污染物排放标准钻屑重晶石中Hg≤1mg/kg，Cd≤3mg/kg生物毒性≥30000mg/L钻屑/水圾//中海油研究总院有限责任公司BOD5≤50mg/L，SS≤150mg/L，耐热大肠菌群≤2500菌群≤1000个/L，活污水排放速率不超过相应≤12海里的海域/等/物/2.3环境敏感目标与环境保护目标2.3.1环境敏感目标本项目附近海域主要环境敏感目标有水产种质资源保护区、海洋特别保护区、自然保护区、海洋生态红线区和重要渔业水域等。本项目新建泥面以下水中海油研究总院有限责任公司下生产系统及部分管缆（约×km）位于辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区内；本项目位于蓝点马鲛、小黄鱼、银鲳和中国对虾产卵场内以及黄姑鱼索饵场、毛虾索饵场、鳀鱼索饵场内；与辽宁觉华岛国家级海洋公园和辽东湾国家级水产种质资源保护生态红线区最近距离均为×km，项目距其他海洋特别保护区、自然保护区和海洋生态红线区的距离均在×km以上。本油田正常开发生产作业情况下不会对这些环境敏感区造成明显不利影响，但需作为溢油风险评价关注对象。本项目附近主要主要环境敏感目标具体描述详见报告书“第4章区域自然2.3.2环境保护目标本项目在正常建设、生产情况下环境保护目标为环境影响评价范围内的海水水质、海洋沉积物质量和海洋生物质量以及辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区、辽东湾国家级水产种质资源保护生态红线区、蓝点马鲛、小黄鱼、银鲳和中国对虾产卵场等重要渔业水域等。溢油情况下的环境保护目标为工程周围海域海水水质、海洋渔业资源、海洋生态环境、辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区、产卵场及索饵场等。潜在事故性溢油对周围环境敏感目标的影响范围和程度详见报告书“第8章环境风险评价”。2.4评价内容根据环境影响识别和有关技术规范的要求，确定本次环境影响评价的评价内容主要为：建设阶段和正常生产过程中产生的各类污染物（主要是钻井液、钻屑、悬浮物等）对海水水质、沉积物和海洋生态环境影响评价，以及潜在的溢油风险事故对海水水质、海洋生态和渔业资源的影响评价。本次评价的工程内容主要包括：2.5评价重点根据本工程的特点，在对评价项目进行筛选的基础上，确定本次环境影响评价的评价重点包括：钻完井作业期间排放的非钻井油层水基钻井液和非钻井油层水基钻井液钻屑对周围海域的海水水质、底质和海洋生态环境的影响范围和程度；钢圆筒防护结构安装、海底管道和脐带缆挖沟铺设掀起的悬浮物排放对周围海域的海水水质、底质和海洋生态环境的影响范围及其程度；环境影响回顾性分析与评价；环境保护对策措施与清洁生产分析；本项目开发建设对辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区的影响分析；环境风险事故对工程设施周围海域的环境敏感目标、海洋生态环境、渔业资源以及渔业生产的潜在影响，以及环境风险事故防范对策和应急措施可行性2.6评价工作等级根据《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2014海洋工程建设项目的环境影响评价内容依照建设项目的具体类型及其对海洋环境可能产生的影响确定，见表2.6-1。表2.6-1海洋工程建设项目各单项环境影响评价内容容 ★★★☆☆★☆由表2.6-1可见，海洋水文动力环境、海洋地形地貌与冲淤环境的影响评价内容不是海洋油（气）开发及其附属工程的必选评价内容。鉴于本项目新建钢圆筒防护结构需要进行基槽开挖，按照建设项目类型和内容中的其他海洋工程：工程基础开挖，海洋地形地貌与冲淤环境作为本项目必选环境影响评价内容。本项目施工期钢圆筒防护结构安装完成后全部位于海床面以下，不改变原来海床的自然性状，不会对工程所在海域产生冲刷、淤积的情况，对水文动力和地形地貌与冲淤环境影响甚微；且本项目不涉及填海等对水文动力环境和地形地貌与冲淤环境产生明显影响的工程内容。因此，本次评价将对海洋水文动力环境和海洋地形地貌与冲淤环境影响进行简要分析。本项目投产后，最高新增年产油当量约×104t/a（2025年~2027年原油密度按0.8516t/m3计算，1255m3天然气折算为1t原油最高新增日产水量为m3/d（2034年产出水经处理后全部回注地层，无生产水排放。根据《海洋工程环本项目的工程规模未达到编制报告书的下限值。但根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（生态环境部令第16号，2020年11月30日发布）中‚五十四、海洋工程：新区块油气开发及其附属工程应编制环境影响报告书‛，本项目属于锦州25-1油田W-1新区块的开发，因此，本项目应编制环境影响报告书。本项目新建泥面以下水下生产系统、海底管道和脐带缆部分路由位于辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区内，同时，本项目新建工程设施位于部分渔业资源的产卵场等重要渔业水域内，所处海域较敏感，参照《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2014）对各单项海洋环境影响评价等级进行定级。确定本项目水质环境评价等级为2级、生态和生物资源环境评价等级为1级，沉积物环境评价等级为3级，见表2.6-2。表2.6-2各单项环境影响评价等级判据开发及其附 231332根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018环境风险评价级别划分为一级、二级、三级和简单分析。根据建设项目涉及的物质及工艺系统危险性和所在地的环境敏感性确定环境风险潜势（详见第8章环境风险评价8.2节按照确定环境风险评价工作等级，本项目风险潜势为III级别，确定本项目环境风险评价等级为二级。表2.6-3环境风险评价工作等级划分II一二三2.7评价范围范围需根据工程特点、所在海域环境特征及周边海洋环境敏感目标分布等确定，覆盖工程建设可能影响到的全部海域。根据本项目排污特点以及可能影响的海域范围，并结合本项目各环境要素评价等级，确定以本项目新建及依托主要工程设施周围×km构成的区域作为本项目正常作业下的环境影响评价范围，评价面积约为×km2；评价范围以本项目新建和依托设施向外扩展×km构成的区域。根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018环境风险评价范围应根据环境敏感目标分布情况、事故后果预测可能对环境产生危害的范围综合确定。因此，参考周边建设项目溢油漂移数值预测结果及本项目溢油应急响应时间，确定本项目海上风险事故状态下以JZ25-1WSPS平台为中心，半径×km（平均风况下油膜72h漂移距离）的范围为环境风险重点评价范围。考虑到本项目周边敏感目标分布情况，环境风险评价范围将适当扩大，扩展至沿岸海表2.7-1评价范围拐点坐标ABCD图2.7-1本项目评价范围图3工程概况与工程分析3.1建设项目基本情况3.1.1项目名称与建设性质国）有限公司天津分公司。本项目将新建1套泥面以下水下生产系统、新铺1开发，并对已建JZ25-1WHPB平台进行适应性改造。本项目属新建海洋油气开发工程，将依托锦州25-1油田、锦州25-的相关设施进行开发。3.1.2地理位置距离约×km，距葫芦岛市约×km，油田范围内平均水深×m。锦州25-1油田W-1井区地理位置见图3.1-1。图3.1-1锦州25-1油田W-1井区开发工程地理位置示意图3.1.3建设内容及规模建1套泥面以下水下生产系统JZ25-1WSPS包括新建泥面以下生产设施和1套钢圆筒防护结构，新建1条长约4.7km的JZ25-1WSPS至JZ25-1WHPB平台海新建1条长约4.7km的JZ25-1WHPB平台至JZ25-1WSPS注水管道。同时对已建JZ25-1WHPB平台进行适应性改造。本项目投产后预计最高年产油量×104m3/a（2025年~2027年最高年产气本项目主要建设内容见表3.1-1。表3.1-1本项目建设内容一览表序号中海油研究总院有限责任公司序号1构2脐带缆33.1.4项目基础数据项目开发规模锦州25-1油田W-1井区开发数据详见表3.1-2。表3.1-2锦州25-1油田W-1井区开发项目开发数据 生产物流特性本项目原油属于轻质、高含蜡、高凝原油，项目原油性质见表3.1-3。表3.1-3锦州25-1油田W-1井区开发项目原油性质/粘度mPa·s/锦州25-1油田W-1井区开发工程伴生气组分参考附近的锦州25-1油田天然气组分数据，见表3.1-4。表3.1-4锦州25-1油田W-1井区测录井天然气组分层位m对烷烷烷烷氮E3s21999.0~E3s21933.0~生产预测数据本项目投产后预计最高年产油量×104m3/a（2025~2027年最高年产气量×104m3/a（2028年最高年产水量×104m3/a（2034年最高年产液量×104m3/a（2029~2030年）。逐年生产预测数据见表3.1-5。表3.1-5锦州25-1油田W-1井区开发项目生产预测数据油水液气油水液气m3/dm3/dm3/d4m3/d4m3/a4m3/a4m3/a4m3/a中海油研究总院有限责任公司油水液气油水液气m3/dm3/dm3/d4m3/d4m3/a4m3/a4m3/a4m3/a3.2项目开发方案概述锦州25-1油田W-1井区开发项目新建1套泥面以下水下生产系统JZ25-1WSPS，JZ25-1WSPS产出的井口物流通过新建的海底混输管道输往JZ25-1WHPB平台，在JZ25-1WHPB平台经计量后与该平台物流一起通过已建的JZ25-1WHPB平台至JZ25-1SCEPF平台混输海管输送至JZ25-1SCEPF平台进行油气水分离。经过JZ25-1SCEPF平台上的段塞流捕集器和两级分离后，油处理成合格原油通过平台外输泵增压后经栈桥输送到JZ25-1SCEP平台，再通过JZ25-1SCEP平台至绥中36-1终端的外输海管输送到绥中36-1终端。天然气在JZ25-1SCEPF平台脱水处理后经栈桥输送到JZ25-1SCEP平台，通过JZ25-1SCEP平台至营口终端输气管道输送至营口终端；超出营口终端接收能力的气量（2024年-2026年）通过已建JZ25-1CEP平台至JZ20-2BOP平台输气管道和JZ20-2MNW平台至锦州20-2终端输气管道输往锦州20-2终端。产生的生产水在JZ25-1SCEPF平台处理成合格的注水水源后，经已建的JZ25-1SCEPF平台至JZ25-1WHPB平台注水海管与新建的注水管道全部回注到JZ25-1WHPB平台和JZ25-1WSPS注水井本项目总体开发方案示意见图3.2-2，本项目物流走向见图3.2-1。图3.2-1本项目物流走向示意图中海油研究总院有限责任公司图3.2-2锦州25-1油田W-1井区总体开发方案3.3新建工程设施概况本项目新建一套泥面以下水下生产系统，包括泥面以下水下生产设施和用于保护生产设施的钢圆筒防护结构，水下生产设施全部布设在钢圆筒防护结构中，并在泥面以下水下生产系统的海面设置助航标。新建1条长约4.7km的JZ25-1WSPS至JZ25-1WHPB平台海底混输管道，新建1条长约4.7km的平台至JZ25-1WSPS注水管道。同时对已建JZ25-1WHPB平台进行适应性改造。3.3.1新建泥面以下水下生产系统本项目新建钢圆筒防护结构包括钢圆筒、水下基盘、顶盖及开孔盖板，见图3.3-1。钢圆筒外径为×m，高度为×m；顶盖外径为×m，采用500mm厚钢壳混凝土结构；顶盖上布置×个开孔用于生产设施的维修，正常生产过程中开孔全部覆盖开孔盖板。新建泥面以下水下生产设施包括一个水下管汇、3颗生产井采油树和2颗注水井采油树。管汇布置在钢圆筒中部，尺寸为×m，具有双管环路通球功能。3颗生产采油树布置在管汇西侧，2颗注水采油树布置在管汇东侧，采油树尺寸为×m。水下生产管汇通过跨接管与采油树连接，注水海管、混输海管和水下生产管汇形成环路。水下管汇集成控制系统包括管汇集成水下控制模块（SCM）、水脐带缆水下终端（UTA）布置在管汇西北侧，通过动力飞线及电液飞线分别与采油树、管汇相关设备连接。JZ25-1WSPS泥面以下水下生产系统平面布置示意见图3.3-2。图3.3-1钢圆筒防护结构示意图中海油研究总院有限责任公司图3.3-2JZ25-1WSPS泥面以下水下生产系统平面布置及防护装置示意图3.3.2助航标本项目助航标采用灯浮标型式，拟在距离新建JZ25-1WSPS中心位置200米的东西两侧水域配布灯浮标各1座（见图3.3-3灯浮标包括浮体、灯器、太阳能供电系统、锚链、沉石等。浮体采用线性低密度聚乙烯材质的四季通用灯浮标；航标灯器为LED一体化灯器，太阳能供电；配布的灯浮标配置锚链长度为3节，链径38mm，沉石采用铸铁制作。本项目实际采用的助航标类型及规格等将以与相关政府主管部门协商确定的方案为准。中海油研究总院有限责任公司图3.3-3本项目助航标配布与工程位置示意图3.3.3新建JZ25-1WSPS至JZ25-1WHPB平台海底管道新建JZ25-1WSPS至JZ25-1WHPB平台海底混输管道采用双层保温海管，其截面示意见图3.3-4；新建JZ25-1WHPB平台至JZ25-1WSPS注水管道采用保温软管，其截面示意图见图3.3-5；海底管道设计参数见表3.3-1。图3.3-4新建双层保温管截面示意图中海油研究总院有限责任公司图3.3-5新建保温软管截面示意图表3.3-1本项目新建海底管道的设计参数×mm×mm×mm×oC×oC×MPa×MPa3.3.4新建JZ25-1WSPS至JZ25-1WHPB的海底脐带缆本项目新铺设1条长约4.7km的JZ25-1WHPB平台至JZ25-1WSPS的海底脐带缆，脐带缆包括独立的管线、控制电缆、电潜泵供电电缆和光缆，管线用于传送化学药剂和液压液的供应与循环，控制电缆用于为水下控制模块(SCM)等用户供电，光缆用于实现水下设备与上部控制系统的通讯。脐带缆中的管线、控制电缆、电潜泵供电电缆和光缆包括2根高压液压管线、2根低压液压管线、1根液压回流管线、1根甲醇注入管线、2根化学药剂注入管线、2根备用管线、中海油研究总院有限责任公司图3.3-6锦州25-1油田W-1井区新建脐带缆截面示意图3.4依托设施校核3.4.1依托设施概况JZ25-1WHPB和1座中心处理平台JZ25-1CEP。锦州25-1南油理平台JZ25-1SCEP。锦州25-1南油田II期于2015年投入试运行，建有3座井口平台JZ25-1SWHPC、JZ25-1SWHPD、JZ25-1SWHPE和1座中心处理平台JZ25-1SCEPF。其中JZ25-1SCEPJZ25-1SCEP4座平台通过栈桥两两相连。综上所述，锦州25-1/25-1南油田现有设施主要包括7座井口平台及相应的海底管道和海底电缆。锦州25-1/25-1南油田现有平台物流走向见图3.4-1。中海油研究总院有限责任公司图3.4-1锦州25-1/25-1南油田现有平台物流走向示意图锦州25-1油田W-1井区开发项目将依托锦州25-1/25-1南油田的相关设施进行开发，本项目的物流分离及处理主要依托JZ25-1SCEPF平台，处理合格的原油通过已建管道输送至绥中36-1终端，处理合格的气通过已建管道输送至营口终端，超出营口终端接收能力的气量输送至锦州20-2终端；并对JZ25-1WHPB平台进行适应性改造。本项目依托设施基本情况见表3.4-1。表3.4-1主要依托设施基本情况产水处理能力8640m3/d，天然气处理能力为110×104m3/d力8640m3/d。端中海油研究总院有限责任公司端丙烷、丁烷、液化气和轻油。天然气处理能力为150×104m3/d，凝析油稳定能力为465t/d。3.4.2依托设施能力校核JZ25-1SCEPF平台能力校核本项目投产后，所产物流均依托JZ25-1SCEPF平台进行处理。依托设施JZ25-1SCEPF平台设计处理能力及本项目投产后最大处理量详见表3.4-2。于JZ25-1SCEPF平台原油处理能力6960m3/d；JZ25-1SCEPF平台的最大处理液量为×m3/d，小于JZ25-1SCEPF平台生产分离器的处理能力14640m3/d；JZ25-1SCEPF平台需处理生产水量在2028年达到最大为×m3/d，JZ25-1SCEPF平台生产水系统设计处理能力为8640m3/d，可以满足处理需要；JZ25-1SCEPF平台需处理注水量在2028年达到最大为×m3/d，JZ25-1SCEPF平台注水系统设计处理能力为8640m3/d，可以满足处理需要。表3.4-2JZ25-1SCEPF平台设计处理能力及处理量表3.4-3本项目投产前后JZ25-1SCEPF平台处理量一览表略管道校核本项目投产后所产物流在JZ25-1WHPB平台经计量后与该平台物流一起通过已建的JZ25-1WHPB至JZ25-1SCEPF平台混输海管输送至JZ25-1SCEPF平台其中处理合格的原油经现有JZ25-1SCEP平台至绥中36-1终端输油管道输送到绥中36-1终端；处理合格的气经JZ25-1SCEP平台至营口终端输气管道输送到营口终端，2024年-2026年超出营口终端接收能力的气量通过已建输气管道输往锦州20-2终端。JZ25-1SCEPF平台处理合格的部分生产水通过JZ25-1SCEPF至JZ25-1WHPB平台注水管道及本项目新建注水管道回注本平台。本项目依托管道基本情况见表3.4-4。本项目依托管道校核情况见表3.4-5。根据校核结果，本项目投产后依托的海底管道压力和温度均未超过原设计值，已有管道在原设计寿命年限内均能够满足现设计条件，但在达到已有管道原设计寿命前需进行检测评估，以保证管道的使用安全。表3.4-4本项目依托管道基本情况12水83油4气5气6气7气表3.4-5本项目依托海底管道校核度(℃)(℃)终端校核本项目所产物流经依托设施JZ25-1SCEPF平台处理后，所产合格原油经现有JZ25-1SCEP平台至绥中36-1终端输油管道输送上岸。原油上岸后将直接进存能力为15万方）储罐。本项目接入后锦州部分最大储存量出现在2024年，满足《油田油气集输设计规范》（GB50350-2015）中的储存要求。因此，绥中36-1终端能够满足本项目原油接入的储存要求。b.营口终端本项目所产物流经依托设施JZ25-1SCEPF平台处理后，所产合格天然气经JZ25-1SCEP平台至营口终端输气管道输送上岸。本项目投产后，2024-2026年本项目气一部分输往营口终端一部分去往锦州20-2终端；其中输往营口终端的气量最大为×104m3/d，等于营口终端天然气设计处理能力110×104m3/d，剩余气量去往锦州20-2终端，2026年以后，本项目产气全部输往营口终端。因此，营口终端现有设施能够满足本项目接入要求，不需改造。c.锦州20-2终端锦州20-2终端于1992年8月建成投产，主要对来自锦州20-2凝析气田的高压混输油气进行处理，已建设施的天然气处理能力为150×104m3/d。经校核，本项目投产后，2024-2026年锦州25-1南油田区域最大×104m3/d气量需外输至锦州20-2终端，锦州20-2终端接收的最大气量为120×104m3/d，小于其天然气处理能力150×104m3/d。因此，本项目投产后，锦州20-2终端接收的天然气量未超出其处理能力。3.5生产工艺流程3.5.1新建JZ25-1WSPS工艺流程锦州25-1油田W-1井区开发工程新建一套泥面以下水下生产系统到管汇，利用井口压力通过新建海管输送到JZ25-1WHPB平台，在JZ25-1平台经计量后与该平台物流一起通过已建混输海管输送至JZ25-1SCEPF平台，利用JZ25-1SCEPF平台现有设施进行处理。JZ25-1SCEPF平台处理合格的含油生产水输送至JZ25-1WHPB平台，通过新建注水管道输送至水下生产系统D4井和D5井进行回注。锦州25-1油田W-1井区工艺流程示意见图3.5-1。以下主要对依托设施JZ25-1WHPB平台及JZ25-1SCEPF平台涉及的相关生产工艺流程进行介绍。3.5.2已建JZ25-1WHPB平台工艺流程生产工艺流程JZ25-1WHPB平台各井口所产物流在生产管汇汇合后利用电潜泵压力通过海底管道输送到JZ25-1SCEPF平台。需要计量的井流经测试加热器加热后进入测试分离器中进行油、气、水三相计量，计量后的流体与生产管汇的产液汇合，一起进入外输海管。本项目投产后，物流通过JZ25-1WHPB平台新增的多相流量计计量后通过海底管道输送到JZ25-1SCEPF平台。图3.5-2JZ25-1WHPB平台生产工艺流程图注水工艺流程JZ25-1WHPB平台上设有注水井，依托设施JZ25-1SCEPF平台上处理合格的生产水通过已建JZ25-1SCEPF平台至JZ25-1WHPB平台的海底注水管道输送至JZ25-1WHPB平台，由管汇将注水分配给各个注水井。平台上设置1台注水收球筒、3台注水泵和3台注水过滤器及注水管汇。注水水质达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）的要求，即含油量≤15mg/L，悬浮固体含量≤5mg/L，悬浮物颗粒直径中值≤3µm。本项目投产后，在JZ25-1WHPB平台上新增一个注水发球筒，与JZ25-1WHPB平台共用注水泵，注水水质要求一致。3.5.3已建JZ25-1SCEPF平台工艺流程计量后与该平台物流一起通过已建的JZ25-1WHPB平台至JZ25-1SCEPF平台混输海管输送至JZ25-1SCEPF平台进行处理。JZ25-1SCEPF平台接收并处理本项目、JZ25-1WHPB、JZ25-1SWHPD和JZ25-1SWHPE井口平台的物流以及JZ25-1SWHPC平台处理后的含水30%原油，JZ25-1SCEPF平台的主要工艺设备有段塞流捕集器、生产加热器和生产分离器，段塞流捕集器为气液两相分离器，生产分离器为油气水三相分离器。生产工艺流程已建井口平台及本项目所产物流进入JZ25-1SCEPF平台的段塞流捕集器进行气液分离，气相去往天然气处理系统，液相进入原油一级分离器进行油气水三相分离。分离出的气相进入天然气处理系统中压压缩机入口，分离出的水进入生产水处理系统，分离出的含水原油进入原油二级分离器进行脱水、脱气、稳定处理。原油二级分离器分离出的气进入天然气处理系统，分离出的水由生产水回掺泵输送至原油一级分离器入口管线，以实现热量回收，分离出的合格原油进入原油缓冲罐进一步脱气，经原油外输泵增压后先与原油一级分离器出口原油换热，然后通过栈桥经JZ25-1SWHPE平台和JZ25-1SWHPA平台输送到JZ25-1SCEP平台，再通过JZ25-1SCEP平台至绥中36-1终端的外输海管输送到绥中36-1终端。分离出的气经过各级压缩机增压后（段塞流捕集器气相去高压压缩机，一级分离器气相去中压压缩机，二级分离器气相去低压压缩机通过JZ25-1SCEPF平台原油处理系统见图3.5-3。中海油研究总院有限责任公司图3.5-3JZ25-1SCEPF平台生产工艺流程图生产水处理流程JZ25-1SCEPF平台生产水处理系统最大处理能力为8640m3/d，采用“斜板除油器+紧凑式浮选机+核桃壳过滤器”的三级处理流程。具体流程如下：从分离器分离出的生产水进入斜板除油器进行初步分离，水相进入浮选机对其中的油及悬浮固体进行进一步去除，油相则进入污油罐中，与经气浮选机、核桃壳过滤器处理后的污油一并由污油泵打回工艺系统。经浮选机处理后的生产水进入核桃壳过滤器中进行过滤，过滤后的生产水进入注水系统。JZ25-1SCEPF平台的生产水处理流程见图3.5-4。图3.5-4JZ25-1SCEPF平台生产水处理和注水处理流程图注水处理流程本项目注水水源来自JZ25-1SCEPF平台处理达标的生产水和水源井水。JZ25-1SCEPF平台的生产水经过生产水处理系统处理后和水源井水一起进入注JZ25-1SWHPD平台、JZ25-1SWHPB平台JZ25-1WHPB平台及本项目回注井进行回注。JZ25-1SCEPF平台注水系统见图3JZ25-1SCEPF平台的生产水和注水预测与平衡表见表3.5-1。表3.5-1JZ25-1SCEPF平台生产水和注水预测与平衡表 3.6工程施工方案3.6.1工程施工作业内容本项目建设阶段的施工作业内容主要包括钢圆筒防护结构安装及泥面以下水下生产设施安装、钻完井作业、海底管道和脐带缆的铺设、水下设备调试、助航标安装及依托设施的相关改造等。本项目工程施工作业计划见表3.6-1，其中，本项目钢圆筒防护结构安装挖泥、海底管道/脐带缆铺设作业期将避开辽东湾国家级水产种质资源保护区实验区特别保护期为4月25日~6月15日，作业表3.6-1本项目工程施工作业计划艘33.6.2钢圆筒防护结构及泥面以下水下生产设施安装本项目新建泥面以下钢圆筒防护结构，钢圆筒防护结构安装过程包括基槽开挖、钢圆筒水下振沉、钢圆筒筒内挖泥、安装水下基盘和顶盖安装及回填等。泥面以下水下生产设施安装包括水下管汇、采油树等设备安装。图3.6-1钢圆筒防护结构安装施工工序示意图基槽开挖本项目钢圆筒防护结构进行安装前，首先进行基槽开挖，钢圆筒外部沿径向开挖×m，开挖深度×m，边坡坡率设计为×。采用抓斗式挖泥船挖泥，3条自航淤泥运输驳船运泥至倾倒区卸泥。基槽底部和顶部形状为正方形，基槽底宽为×m，基槽顶宽为×m，基槽开挖量为4275m3。对于开挖边坡的控制采取阶梯式开挖方法，确保形成×的边坡。采用三条舱容2000m3的驳船进行泥沙的运输，抓斗船共需2天完成基槽开挖工作。开挖土方全部运输至营口疏浚物海洋倾倒区进行倾倒，建设单位在倾倒前将办理倾倒许可证。根据生态环境部发布的最新全国可继续使用倾倒区和暂停使用倾倒区名录，选择可继续使用的营口倾倒区作为抛泥区。营口疏浚物海洋倾倒区：以121°33′00″E、40°18′10″N为中心，半径1.0公里的圆形海域。本项目施工区中点距离倾倒区中点为44km。本项目钢圆筒防护结构与倾倒区位置关系示意图详见图3.6-3。图3.6-2基槽开挖俯视示意图图3.6-3钢圆筒防护结构与倾倒区位置关系示意钢圆筒水下振沉振沉锤组通过小车装船方式装至驳船，钢圆筒通过履带吊装至驳船，共同运输。使用浮吊船吊起振动锤组和钢圆筒防护结构至原始海床面开始振沉作业，当钢圆筒下部振沉至原始海床面以下×m（开挖面以下×m钢圆筒上沿距离海床钢圆筒筒内挖泥钢圆筒振沉完成后，进行钢圆筒内挖泥作业。由于进行了基槽开挖，钢圆筒内部泥面位于海床下×m的位置，钢圆筒内部需继续开挖的深度为×m，此时钢圆筒嵌固在海床面以下的深度为×m。抓斗开挖后筒壁淤泥受水流作用形成自然坍塌，抓斗进行扫浅。为避免抓斗碰撞钢圆筒造成损伤，底部靠近钢圆筒筒壁处用射流机流化，用抽泥泵抽排至泥驳船。采用抓斗式挖泥船挖泥，筒内开挖总方量2805m³,其中抓斗开挖方量1246m³,筒壁流化量1559m³,大约需要10天完成筒内开挖工作。3条舱容2000m3的驳船进方全部运输至营口疏浚物海洋倾倒区进行倾倒，建设单位在倾倒前需办理倾倒安装水下基盘钢圆筒内部开挖完成后，在底部安装水下基盘。基盘坐落在钢圆筒支撑点每个导向口上方设信号灯，基盘下放深度接近钢圆筒顶部时，派潜水员配合观察4个导向口位置，确保型钢腹板准确插入导向口，继续下放直至基盘坐落在钢圆筒临时支撑点上。钻完井作业和管汇安装基盘安装后进行钻完井作业并安装采油树。在完成隔水套管打入后，在安装管汇之前，通过灌浆将基盘固定到泥面。水泥浆从中间灌浆孔注入，最终返到钢圆筒和基盘泥浆挡板（300mm）的环空中（见图3.6-4在环空中见到泥浆图3.6-4灌浆示意图管汇吊装就位。在基盘上设置长短两个导向柱，在管汇上设置有喇叭口，先对接长导向柱，再对接短导向柱，完成管汇的定位安装。导向柱顶端设置信号灯，管汇对接口设置临时摄像头，通过牵引绳辅助管汇就位。水下管汇及采油树之间通过刚性跨接管连接，跨接管采用法兰连接；脐带缆水下终端，通过动力飞线及电液飞线分别与采油树、管汇相关设备连接完成。顶盖安装及回填顶盖嵌套在钢圆筒上，顶盖安装完毕后再安装开孔盖板。顶盖安装后钢圆筒外壁周围回填碎石，回填碎石量约为2500m3，采用反铲斗法和导管回填法进行施工。钢圆筒外回填碎石首先采用反铲斗法进行抛填，局部靠近钢圆筒的区域采用导管法补抛平整。导管法及反铲斗法均属于将回填物直接输送至回填区域，基本不会新产生悬浮物。由定位船上的挖掘机将运料船碎石放入导向管中回填。反铲斗法：定位船采用锚泊定位，运料船系靠定位船，由定位船上的挖掘机从运料船上挖掘碎石，挖掘机的长臂慢慢的放入水中，距离底面大概40cm~60cm时抛填。3.6.3钻完井作业本项目新建泥面以下水下生产系统共钻5口井，5口井采油树均位于钢圆筒防护结构内部，采用自升式钻井平台进行钻完井作业。本项目5口井总进尺×m，平均井深×m，最大井深×m，最大位垂比×。井身结构井为定向井，5口井井身结构见表3.6-2，实际井身结构需根据实际钻井情况进行调整。典型井型井身结构示意见图3.6-5~图3.6-6。表3.6-2本项目5口井井身结构图3.6-5锦州25-1油田W-1井区D1H井井身结构示意图图3.6-6锦州25-1油田W-1井区D4井井身结构示意图钻井液体系本项目16"井段将采用海水钻进，其他井段12-1/4"井段和8-1/2"井段采用水基钻井液体系。本项目不同井型采用的钻井液体系见表3.6-3和表3.6-4。表3.6-3锦州25-1油田W-1井区水平井钻井液体系推荐（D1H/D2H/D3H） 中海油研究总院有限责任公司表3.6-4锦州25-1油田W-1井区定向井钻井液体系推荐（D4/D5）3.6.4海底管道/海底脐带缆铺设本项目采用铺管船对海底管道/海底脐带缆进行铺设，海底管道/海底脐带缆均全程埋设。其中海底混输管道和脐带缆采用后挖沟、自然回填方式，海底混输管道埋深为1.5m，脐带缆埋深为2m；注水管道采用边铺边埋方式，注水管道埋深为2m。已建JZ25-1WHPB平台的立管和脐带缆护管需海上后安装（1根混输立管、1根注水立管和1根脐带缆护管布置在导管架外侧。混输管道膨胀弯与海底管道平管段、立管采用水下法兰连接；注水管道无膨胀弯，挠性管平管段与钢管立管采用水下法兰直接连接。管缆于泥面以下2m处穿越钢圆筒壁，水下管汇与管缆采用法兰连接形式。3.6.5助航标安装根据工程水域实际情况，助航标拟采用专用航标船作业方式进行。在陆地完成灯浮标标体、灯架、灯器、供电系统的组装调试工作。3.6.6依托设施改造本项目主要涉及到JZ25-1WHPB平台的适应性改造。依托设施改造过程中，新增甲醇罐及外扩甲板等施工拟采用浮吊船辅助作业，其他较轻设备安装可采用被改造平台吊机完成。依托设施JZ25-1WHPB平台涉及的主要改造内容包括：下层甲板西侧外扩甲板面积大小为20m×3.35m，布置应急置换加热器及应急置换泵。甲板北侧1、2腿之间外扩甲板面积大小为17m×6m，布置收球筒、甲醇罐、甲醇泵及多相流量计。甲板北侧3腿西侧外扩甲板面积大小为8.8m×4.5m，布置化学药剂注入撬及氮气储罐。甲板B2腿东北侧空余空间布置海缆接线箱，B3腿西北侧空余空间布置脐带缆上部终端（TUTA）。3轴西侧空余空间布置发球筒。甲板南侧外扩甲板面积大小为8m×4m，布置化学药剂注入撬。甲板东侧外扩甲板面积大小为26m×9m，布置电潜泵变频器间及FM200间。图3.6-7JZ25-1WHPB平台中层甲板改造布置图（改造部分为框图部分，下同）图3.6-8JZ25-1WHPB平台下层甲板改造布置图3.7建设阶段产污环节与环境影响分析本项目在建设阶段、生产阶段排放的污染物会对项目周围的海洋环境产生不利影响。本节将根据各工程阶段的作业内容，分析油田开发过程中可能产生污染物的环节及污染物的种类。本项目建设阶段的施工作业内容主要包括钢圆筒防护结构安装及泥面以下水下生产设施安装、钻完井作业、海底管道和脐带缆的铺设、水下设备调试、助航标安装及依托设施的相关改造等，以上施工作业各个过程中均有作业船舶产生船舶污染物。在钻完井作业过程中还将产生钻井液和钻屑；本项目新建海底管道/脐带缆钢圆筒防护结构安装基槽开挖和筒内挖泥过程挖起海底沉积物，产生悬浮物；依托平台改造过程中，将产生少量的平台生活污水、生活垃圾、生产垃圾。建设阶段的产污环节及污染物种类参见图3.7-1。图3.7-1建设阶段产污环节与污染物种类3.8生产阶段产污环节与环境影响分析在生产阶段，本项目的产污环节主要是依托设施JZ25-1SCEPF平台产生的含油生产水和依托设施JZ25-1SCEPF/JZ25-1WHPB平台产生的生产垃圾，新建钢圆筒防护结构和海底混输管道防腐用牺牲阳极中锌的释放等。在生产阶段，本项目依托JZ25-1WHPB平台生活楼，JZ25-1WHPB平台生活楼人数未增加，本项目不新增生活垃圾和生活污水。另外本项目的值班船将与周围附近已建平台共用一艘守护船，产生的船舶污染物种类与建设阶段相同。生产阶段产污环节及主要污染物种类参见图3.8-1。图3.8-1生产阶段产污环节与污染物种类3.9建设阶段污染源强核算本项目建设阶段产生的污染物主要包括钻屑、钻井液、钢圆筒基槽开挖和筒内挖泥和海底管道/脐带缆挖沟产生的悬浮物以及船舶含油污水、船舶生活污水及船舶垃圾等船舶污染物。3.9.1钻屑钻屑的排放量主要取决于井数和井身结构。锦州25-1油田W-1井区开发工程共计钻5口井。根据井身结构、钻井数量、井眼尺寸等数据，可估算本项目所产生的钻屑总量。本项目采用自升式钻井平台进行钻井作业，钻屑排放最大量为某口井钻井时最大排放速率。本项目5口井钻屑核算结果见表3.9-1，经核算，本项目钻屑最大排放速率为47.4m3/d。据核算，本项目5口井钻屑总量（堆体积）约为2706.3m3，其中非钻井油层钻屑量2323.4m3，钻井油层钻屑量382.9m3。表3.9-1本项目5口井钻屑量核算结果（堆体积）3.9.2钻井液本项目钻井采用水基钻井液体系，钻井液原则上要求循环使用，其排放环节主要有四个：外排钻屑粘附、固井置换、提钻携带以及钻井结束后的一次性本项目钻井液量核算见表3.9-2。经核算，钻井作业期间共产生水基钻井液约2488.5m3，其中非钻井油层水基钻井液约为1675.9m3，其中钻井油层水基钻井液约为812.5m3。本项目正常时段钻井作业中的非钻井油层水基钻井液排海，钻井油层水基钻井液全部运回陆地处置。本项目最高排放速率出现在每口井钻井结束后的一次性排放过程中，根据井筒体积、泥浆池体积以及钻井次数等因素核算，本项目最大一次性排放钻井液约611.8m3；排放速率为35m3/h。表3.9-2本项目5口井钻井液核算3.9.3悬浮物海底管道和脐带缆本项目新铺的海底混输管道和海底脐带缆均全程挖沟埋设，铺设海底混输管道、注水管道和脐带缆挖沟产生的悬浮物源强详见表3.9-3所示。表3.9-3本项目海底管道/脐带缆挖沟产生的悬浮物源强3/d322 ---本项目新铺海底混输管道长度为4.7km，埋设深度为1.5m，该管道外径约为336.6mm。挖沟截面按管沟上底宽5m，下底宽2m，平均挖沟速度按1.0km/d计算，则每天搅动的海底泥沙约为6428.1m3/d，搅动的海底沉积物总量共约32140.5m3。海底混输管道采用射流喷射式挖沟机进行挖沟作业，起沙率计算，则铺设海底混输管道挖沟搅起的悬浮物量约为4821.1m3。本项目新铺海底注水管道长度为4.7km，埋设深度为2m，该管道外径约为168.3mm。挖沟截面按管沟上底宽5m，下底宽2m，平均挖沟速度按2.0km/d计算，则每天搅动的海底泥沙约为14977.9m3/d，搅动的海底沉积物总量共约74899.5m3。海底混输管道采用喷射式挖沟机进行挖沟作业，起沙率按照15%计算，则铺设海底混输管道挖沟搅起的悬浮物量约为11233.4m3。本项目新铺海底脐带缆长度为4.7km，埋设深度为2m。挖沟截面按管沟上底宽2m，下底宽1m，平均挖沟速度按2km/d计算，则每天搅动的海底泥沙约为6619.2m3/d，搅动的海底沉积物总量共约33096.0m3。海底脐带缆采用射流喷射式挖沟机进行挖沟作业，起沙率按照15%计算，则铺设海底混输管道挖沟搅起的悬浮物量约为4964.4m3。本项目海底混输管道/脐带缆铺设共搅动海底沉积物约140126.0m3。所搅动的海底沉积物将有部分形成悬浮物，短时间内随海流扩散。如果起沙率按15%计算，泥沙湿容重1.7g/cm3计算，本项目铺设海底管道/脐带缆挖沟搅起的悬浮物量约为21018.9m3；铺设海底混输管道掀起的悬浮物源强约为19.0kg/s；铺设海底注水管道掀起的悬浮物源强约为44.2kg/s；铺设海底脐带缆掀起的悬浮物的源强约为19.5kg/s，详见表3.9-3。钢圆筒基槽开挖和筒内挖泥a.基槽开挖本项目钢圆筒防护结构进行安装前，首先进行基槽开挖，采用抓斗式挖泥口疏浚物海洋倾倒区进行倾倒，基槽开挖阶段产生的悬浮物源强为：疏浚挖泥作业悬浮物产生速率采用经验公式法计算时，按下式计算：2——疏浚作业悬浮物产生速率（t/hR——现场流速悬浮物临界例子累计百分比（%无实测资料时可取89.2%；T——挖泥船疏浚效率（m3/h根据设计资料，本项目为818m3/h；W0——悬浮物发生系数（t/m3无实测资料时可取38.0×10-3t/m3；R0——发生系数W0时的悬浮物粒径累计百分比（%无实测资料时可取80.2%。根据上述经验公式计算得基槽开挖悬浮物产生速率为34.6t/h（9.6kg/s）。抓斗式挖泥船悬浮物产生量一般为抓泥量的3%~5%2，按照5%考虑，则基槽开挖悬浮物产生量为213.8m3。装泥驳船满舱溢流泥沙源强：SQ=Q×K×ρ×PQ——挖泥船疏浚效率（818m3/hP——溢流水含泥率，一般在5%左右。则满舱溢流的悬浮物源强为：满舱溢流泥沙源强=818×1.075×1000×5%/3600=12.2kg/s。b.钢圆筒内挖泥钢圆筒内挖泥作业分以下作业流程：钢圆筒内部需开挖至海床面以下9.2m，由于进行了基槽开挖深度3m，则筒内挖泥的深度为6.2m。首先采用抓斗式挖泥船进行开挖，开挖总方量为1246m³,抓斗开挖后筒壁淤泥受水流作用形成自然坍塌，抓斗进行扫浅。为避免抓斗碰撞钢圆筒造成损伤，底部靠近钢圆筒筒壁处用射流机流化，用抽泥泵抽排至泥驳船，筒壁流化量1559m³。抓斗式挖泥船挖泥根据（a）节经验公式计算得抓斗式挖泥船钢圆筒筒内挖泥悬浮物产生速率为9.6kg/s，产生量为62.3m³,装泥驳船满舱溢流泥沙源强为12.2kg/s。射流机流化过程中悬浮物产生速率和产生量计算公式如下：产生速率=搅动沉积物的设备效率×沉积物密度×起沙率/86400(s)上述公式中，搅动沉积物的设备效率为200m3/d，本工程沉积物密度为1700kg/m3。起沙率的主要影响因素有沉积物的类型、沉积物的中值粒径、以及项目施工对沉积物的扰动程度。根据调查钢圆筒防护结构所在海域海底表层沉积物主要为粉质黏土沉积，保守考虑本工程起沙率15%进行核算，射流机流化过程中悬浮物产生速率为0.6kg/s，产生量为233.8m³;抽排泵抽排装泥驳船满舱溢流泥沙源强=151×1.075×1000×5%/3600=2.2kg/s。钢圆筒内挖泥过程中悬浮物产生量为296.1m³。3.9.4船舶污染物船舶污染物包括船舶含油污水、船舶生活污水以及废弃边角料、塑料、生活废弃物等船舶垃圾。根据参加作业船舶类型和数量、作业天数及作业人数，本项目海上建设阶段船舶污染物估算结果见表3.9-4。表3.9-4本项目建设阶段船舶污染物核算结果中海油研究总院有限责任公司业/脐带缆装3船舶含油污水钻井船、浮吊船、铺管/缆船等大型施工船舶产生的船舶含油污水产生量按（0.3~0.5）m3/（船·日）估算，本次计算取0.5m3/（船·日驳船、挖泥船、抛石船、抛石运输船、航标船、拖轮和生活支持船等一般工作船舶含油污水产生量按（3~5）m3/（船·月）估算，本次计算取5m3/（船·月）。据此估算出海上建设阶段船舶含油污水产生量总计约为545.8m3。船舶生活污水生活污水平均每人每天按0.35m3计算，估算海上建设阶段产生的生活污水总计约为23580.2m3。船舶垃圾建设阶段产生的生活垃圾主要是食品废弃物和食品包装物等。生活垃圾按1.5kg/（人·日）计算，其中食品废弃物按1kg/（人·日）计算，其它生活垃圾按建设阶段产生的生产垃圾主要包括废弃的零件、边角料、油棉纱和包装材料等，钻井期间按180t/年计算，钻井船、浮吊船、铺管/缆船等大型施工船舶按5t/年计算，驳船、挖泥船、抛石船、抛石运输船、航标船、拖轮和生活支持船等小型船舶0.5t/年计算，由此估算出本项目建设阶段生产垃圾总计约为11.0t。3.9.5建设阶段污染物源强汇总本项目建设阶段各种污染物源强汇总于表3.9-5。表3.9-5本项目建设阶段污染物汇总47.4m3/d/类///////3.10生产阶段污染源强核算本项目生产阶段产生的污染物主要包括少量含油生产水、生产垃圾、牺牲阳极锌释放、清管作业固体废物以及少量的船舶含油污水、船舶生活污水及船舶垃圾等船舶污染物。3.10.1含油生产水锦州25-1油田W-1井区开发工程井口物流主要依托JZ25-1SCEPF平台进行处理，根据JZ25-1SCEPF生产水处理能力校核（表3.5-1）可知，本项3.10.2生产垃圾本项目生产阶段将在依托平台产生生产垃圾，主要是废弃的零件、边角料、油棉纱和包装材料等。根据中国海洋石油集团有限公司海洋油气开发工程的多年统计资料，海上平台生产垃圾产生量按2.4t/（年˙万吨油当量）计算。根据本项目生产预测最高年增油当量约×104t/a，据此估算本项目生产垃圾新增产生量约为×t/a。生产垃圾全部运回陆地交由有资质单位进行处理。3.10.3牺牲阳极的锌释放本项目新建设施外防腐采取防腐涂层与阴极保护的联合保护方法，阴极保护材料采用铝基锌块作为牺牲阳极。新建泥面以下水下生产系统外防腐对象包括水下管汇、跨接管及钢圆筒防护结构；泥面以下钢圆筒防护结构外壁和顶盖外壁牺牲阳极块放置于顶盖侧面；钢圆筒外侧的阳极为阳极撬的形式安装；钢圆筒内部的牺牲阳极在钢圆筒内壁基盘上安装。钢圆筒顶盖的上、下表面和侧壁的牺牲阳极分别装在钢圆筒的上下表面。另外，设备孔盖上下表面也分别设置了牺牲阳极。海底混输管道埋设深度管顶距海床表面1.5m，泥面以下一体化钢圆筒防护结构全部布设在泥面以下，牺牲阳极中锌的质量含量约为2.5%~5.75%，锌含量按4.5%考虑。锌在发生原电池反应后，将以锌离子形态释放到海底沉积物环境中。新建海底管道阳极块每年释放到海底沉积物中的锌量最大约3.6kg/a，即释放到海底沉积物中的锌离子不超过1.1×10-4g/s；泥面以下水下生产系统及防护结构中阳极块每年释放到海底沉积物中的锌量最大约24.5kg/a，即释放到海底沉积物中的锌离子不超过7.8×10-4g/s（详见表3.10-1）。表3.10-1本项目泥面以下水下生产系统牺牲阳极的锌释放量单重量含量量kg/a中海油研究总院有限责任公司盖2.7×10-42.8×10-43.10.4船舶污染物本项目生产阶段不新增守护船，将与周围锦州25-1油田区域共用一艘守护船，将产生少量的船舶污染物。由于守护船产生的船舶污染物在锦州25-1油田开发工程的环境影响报告书中已核算，本项目不另行核算。3.10.5清管作业固体废物本项目具备通球条件的海管主要是海底混输管道，海底混输管道一般情况是每年清管通球4次。清管通球作业将产生少量的油泥等固体废物，该固体废物属于危险废物，全部收集后运回陆地交由有资质单位进行处理。3.10.6生产阶段污染物源强汇总本项目生产作业阶段的各种污染物源强汇总详见表3.10-2。---3.11本项目拟采取的环境保护对策措施3.11.1建设阶段锦州25-1油田W-1井区开发工程建设阶段产生的污染物主要包括钻井液和钻屑、钢圆筒基槽开挖和筒内挖泥、铺设海底混输管道和海底脐带缆时挖沟埋设掀起的悬浮物以及施工船舶产生的船舶污染物等。建设单位拟采取有效的环境保护对策措施，以使上述污染物的处理/处置符合国家、地方法规和标准的要本项目采用自升式钻井平台进行钻井作业，在钻井过程中全部采用水基钻井液。钻井结束后，非钻井油层水基钻井液循环利用后一次性排海。钻井油层水基钻井液、钻井油层水基钻井液钻屑及其它不能满足排放要求的钻井液及钻屑均收集后运回陆地处理，不排海。钻井过程中向海中排放的钻井液和钻屑，其生物毒性容许值达到《海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级第1部分：分许值不低于30000mg/L。同时，向海中排放的钻井液和钻屑中重金属含量还应符晶石中最大值：Hg≤1mg/kg、Cd≤3mg/kg）的要求。本项目海底混输管道和海底脐带缆的挖沟埋设作业期间采取的环境保护措施主要是：在铺设过程中，将采用先进的施工技术方案和挖沟设备，尽量减轻挖沟作业对海洋生物资源和海洋生态环境的影响。同时海底管道和海底脐带缆铺设时将尽量缩短海上铺设作业时间，以减缓铺设作业对海洋渔业资源和生态环境的影响。钢圆筒防护结构安装过程中将采用先进的施工技术方案，合理安排施工作业时间，尽量减轻作业对海洋生物资源和海洋生态环境的影响。船舶污染物的排放与处理执行《船舶水污染物排放控制标准》相关要求。船舶含油污水全部运回陆地交有资质单位处理；船舶生活污水处理达标后间断排放，严格执行船舶水污染物排放控制标准；食品废弃物在距最近陆地3海里至12海里（含）的海域，粉近陆地12海里以外的海域可排放，食品包装物等船舶垃圾运回陆地处理。3.11.2生产阶段本项目生产阶段产生的污染物主要包括含油生产水、生产垃圾、牺牲阳极锌释放、清管固废和船舶污染物等。建设单位将采取相应环境保护对策措施，以使上述污染物的排放和处置符合国家或地方法规和标准的要求。本项目所产井流全部混输至JZ25-1SCEPF平台，依托JZ25-1SCEPF平台进行处理，产生的生产水在JZ25-1SCEPF平台处理达到注水水质标准后全部回注地层，正常生产阶段无生产水排海。本项目对生产过程中产生的生产垃圾等固体废弃物禁止排海，将集中装箱运回陆地，并按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》规定的要求，对其中的危险废物交由有资质的单位进行处置。正常生产阶段作业船舶产生的船舶污染物（包括船舶含油污水、船舶生活污水和船舶垃圾）等的控制与治理方案同海上建设阶段。3.12环境影响因素识别别本项目的主要海洋环境影响因素，详见表3.12-1。由表3.12-1可见，本项目的主要不利影响是建设阶段非钻井油层水基钻井液和钻屑排放及钢圆筒防护结构安装挖泥、海底管道、海底脐带缆铺设挖沟时搅起的悬浮物对海水水质、底质和海洋生态的影响。另外，潜在的溢油风险事故将对海水水质、海洋生态以及海洋资源利用等产生不利影响。表3