塔中区块2021年产能建设项目（一期）环评报告

建设项目环境影响报告表中国石油天然气股份有限公司中华人民共和国生态环境部制—2—建设项目名称塔中区块2021年产能建设项目(一期)建设项目代码无建设单位联系人联系方式建设地点新疆维吾尔自治区和田地区民丰县及巴州地区且末县境内，塔中区块内地理坐标(北纬：**度**分**.***秒；东经：**度**分**.***秒)建设项目行业类别五、石油和天然气开采业078陆地天然气开采0721用地(用海)面积2)/长度(km)102072m2/8.31km建设性质新建(迁建)改建技术改造建设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□重大变动项目项目审批(核准/备案)部门无项目审批(核准/备案)文号无总投资(万元)3000环保投资200环保投资占比(%)6.67是否开工建设否是：专项评价设置情况专项设置情况：地下水、环境风险。设置理由：本项目为陆地天然气开采项目，属于《建设项目环境影响评价分类管理名录(2021年版)》(部令第16号)中的“陆地天然气开采”中的“其他”。根据《建设项目环境影响报告表编制技术指南》(生态影响类)(试行)表1专项评价设置原则表，本项目设置地下水、风险专项评价。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—3—其他符合性分析1三线一单符合性分析表1本项目“三线一单”符合性分析一览表性疆维吾尔自治线一态环境分区管控方案》—4—其他符合性分析续表1本项目“三线一单”符合性分析一览表性郭楞蒙古自治态环境分区管2生的废水主要为采出水和井—5—其他符合性分析续表1本项目“三线一单”符合性分析一览表性线一单”方案》优先保护单元、重点管控单元和一般管控单元等三个管控类别。优先保护类单元37个。主要包括生态保护红线区和生态保护红线区以外的饮用水水源保护区、水源涵养区、防风固沙区、十地沙化防控区、水十流失防控区等一般生态空间管控区。生态保护红线区执行生态保护红线管理办法的有关要求；一般生态空间管控区应以生态环境保护优先为原则，开发建设活动应严格执行相关法律、法规要求，严守生态环境质量底线，确保生态功能不降低；重点管控单元79个。主要包括城镇建成区、工业园区和开发强度大、污染物排放强度高的工业聚集区等。要着力优化空间布局，不断提升资源利用效率，有针对性地加强污染物排放管控和环境风险防控，解决生态环境质量不达标、生态环境风险高等问题；一般管控单元共9个。主要包括优先保护单元和重点管控单元之外的其它区域。一般管控单元以沙漠、荒漠、戈壁、一般农业生产等为主的管控单元，主要落实生态环境保护基本要求，推动区域环境质量持续改善2环境功能区划本项目位于塔中区块，属于油气勘探开发区域，区域环境空气质量功能属于《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二类区；项目周边及沿线无地表水体；区域地下水为咸水，属于《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅳ类区；项目区域以工业生产(油气开采)为主要功能，区域声环境属于《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区。3产业政策符合性分析本项目为天然气开采项目，属于“常规石油、天然气勘探与开采”项目，结合《产业结构调整指导目录(2019年本)》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第29号)，本项为鼓励类产业。—6—其他符合性分析4规划符合性分析本项目属于塔里木油田分公司油气勘探开发项目，符合《新疆维吾尔自治区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》、《新疆维吾尔自治区矿产资源勘查开发“十三五”规划》、《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》(环办环评函[2019]910号)、《陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范》(DZ/T0317-2018)、《转发<关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价的通知>的通知》(新环环评发[2020]142号)、《新疆维吾尔自治区环境保护“十三五”规划》、《巴音郭楞蒙古自治州“十三五”环境保护规划》。本项目与上述相关文件的符合性分析结果参见下表。表2相关文件符合性分析一览表对区域生态环境造成影响—7—其他符合性分析续表2相关文件符合性分析一览表性一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的7-2018)—8—其他符合性分析续表2相关文件符合性分析一览表然气置。—9—地理位置北距离塔中镇***km。本项目地理位置见图1。图1本项目地理位置—10—项目组成及规模一、项目由来塔里木盆地是世界上最大的内陆盆地之一，总面积56×104km2，石油资源储量约为107.6×108t，天然气资源储量约为8.39×1012m3。塔里木盆地中部是有着“死亡之海”之称的塔克拉玛干沙漠，面积33.7万km2，是世界上最大的流动性沙漠。塔中油气田地处塔克拉玛干沙漠腹地，主要包括塔中4油田、塔中16油田、塔中10油田、塔中6凝析气田、塔中Ⅰ号气田，具体日常运行管理由塔里木油田分公司二级单位塔中油气开发部负责。为了维持区域生产能力，稳定整体开发效益，根据开发产能建设安排，塔里木油田分公司拟投资3000万元实施“塔中区块2021年产能建设项目(一期)”。二、项目概况1建设内容及规模本项目主要建设内容包括①新钻井1口(TZ4-23-H2井)；②新建采气场4座(中寒2井、TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井、TZ4-23-H2井)；③新建中寒2井至3号集气站采气管线4.83km，燃料气管线430m；④新建TZ4-22-H1井至5号阀组采气管线966m,燃料气管线1000m；⑤新建TZ4-23-H1井至3号阀组采气管线760m。⑥新建TZ4-23-H2井至4号阀组采气管线320m；⑦配套建设自控、通信、电气、消防、结构、防腐等辅助系统设施。本项目建成后产气规模50.9×104m3/d，产液规模48t/d。本项目实施后，中寒2井采出液通过新建采气管线输送至3号集气站；TZ4-22-H1井采出液通过新建采气管线输送至5号阀组；TZ4-23-H1井采出液通过新建采气管线输送至3号阀组；TZ4-23-H2井采出液通过新建采气管线输送至4号阀组。2项目基本情况及经济技术指标项目基本情况见表3，主要经济技术指标见表4。表3项目基本情况一览表产气规模50.9×104m3/d，产液规模48t/d—11—项目组成及规模续表3项目基本情况一览表钻井井至5号阀组采气管线966m,燃料气管线1km(与集输管线同沟敷设)；新建废气废水—12—项目组成及规模表4本项目主要技术经济指标一览表序号1新井口12座434t/d56789人%%%%3油气物性本项目采出液为油气混合物，油气分离后为天然气、凝析油及采出水。(1)天然气采出液中天然气特性参数见表5。表5本项目天然气特性参数指标一览表N25(2)凝析油采出液中凝析油平均密度0.733g/cm3，含蜡量低，平均含蜡量为2.48%。(3)采出水采出水密度为1.05～1.07g/cm3，氯根5.1～6.2×104mg/L，钙离子0.44～0.69×104mg/L，总矿化度8.4～10.3×104mg/L，地层水水型为氯化钙型。燃料气组分见表6。表6燃料气组分一览表45N2—13—项目组成及规模4主要设备设施本项目油气集输过程涉及的主要设备见表7。表7本项目主要设备一览表序号井场1座1中寒2井县2利旧座13-座14套15-台16台1县7利旧座18-座19座1座1利旧座1-座1座1-套1座1新建座1-座1座11县2县345县6县—14—项目组成及规模5钻井工程5.1钻井基本数据及井身结构本项目新钻1口井，井场平面布置见图9。本项目中新钻井基本数据见表9。表8TZ4-23-H2井基本数据一览表序号井号井型1钻井采用塔标Ⅰ二开井身结构。一开311.2mm钻头钻至800m左右，下入244.5mm套管，封固上部疏松地层；二开215.9mm钻头钻至完钻井深，下入177.8mm套管，封固靶点A，水平段采用139.7mm筛管完井,井身结构图见图2。图2井身结构图5.2钻井液体系设计一开膨润土聚合物体系，密度1.08～1.15g/cm3；二开KCl-聚合物/KCl-聚磺体系，密度1.15～1.28g/cm3。转磺点：造斜前转磺。—15—项目组成及规模5.3固井方案一开一次上返固井，采用常规密度水泥浆；二开(水平井)套管+筛管选择性固井，采用低密度领浆+常规密度尾浆；二开(直井、水力压裂试验水平井)一次上返固井，采用低密度领浆+常规密度韧性尾浆。5.4钻机选型水平井选择ZJ80钻机。另外，井钻井作业过程中，配套齐全辅助设备、救生消防装5.5钻井期原辅材料钻井期原辅材料消耗主要为钻井工程中钻井液调配、钻井、固井等工艺消耗的水、水泥、防塌润滑剂以及降失水剂等，消耗的能源主要为柴油。钻井工程原辅材料中的水由罐车拉运至井场贮存在水罐中，作为能源的柴油由罐车运输进场暂存于柴油储罐内，其他材料均为袋装，由汽车拉运进场，堆存于场内原辅材料存放区内。本项目部署新井1口，钻井工程原材料消耗见表9。表9钻井工程原材料消耗一览表序号1柴油t燃料2水m3—3t4t5t液pH值6t液pH值7t—16—项目组成及规模续表9钻井工程原材料消耗一览表序号8t9tttttttttttt塌剂t调节泥浆pH值tt漏剂t—17—项目组成及规模6公辅工程6.1供电工程塔中区块建有完善的电力系统，目前布署110kV变电站3座(110kV沙油变、110kV塔三变、110kV明珠变)，本项目电源就近“T”接自10kV架空线路，井场设低压配电柜。6.2通信工程井场设置RTU机柜，新建网络高清一体化枪式摄像机。RTU数据和视频信息通过光缆沿工艺管沟同沟敷设上传至集气站/阀组RTU间新建工业以太网交换机上；通过在集气站/阀组间已建成通信光缆将生产数据和视频监控信息上传至前指生产管理中心油气井监控系统和视频监控系统，实现远程集中监控。压力检测信号包括油压、套压、回压、加热炉出口压力、炉体压力等，温度检测信号包括油温、回温、套温、炉体温度、出口温度等。6.3供热本项目在中寒2、TZ4-22-H1井各新建1座315kW的燃气加热炉，TZ4-23-H1井、TZ4-23-H2井使用电伴热/电磁加热撬，负责将油气混合物加热后外输。每天有效运行时间为16h，年有效运行时间为4800h，本项目天然气年消耗量总计***万m3。6.4给排水程设施工营地施工人员生活污水托塔三联生活污水处理装置处理，管线施工时间较短，不设施工营地，施工人员生活污水依托塔一联、塔三联生活污水处理装置处理。6.5防腐及保温工程集输管线采用埋地敷设，外防腐采用外涂层，保温采用自限式电伴热带+保温层；埋地钢质管道、弯头、管件采用底漆+带隔离纸型特加强级聚乙烯胶粘带进行防腐，胶带缠绕后的整体厚度应≥1.4mm。7依托工程本项目新建TZ4-22-H1井集输管线接入5号阀组；新建TZ4-23-H1井集输管线接入3号阀组。新建TZ4-23-H2井集输管线接入4号阀组。—18—项目组成及规模阀组主要功能包括气举井单井配气、单井来液油气计量等。单井采出液量输至阀组计量后，输至塔一联合站处理。本项目依托各阀组内计量阀组空余接头，与新建集输管线连接后可将采出液输送至塔一联合站处理。各阀组空余接头连接情况见表10。表10计量阀组内空余接头连接情况序号新建井号新建井口数计量阀组空余接头可依托性1TZ4-23-H1井13号阀组4可依托2TZ4-23-H2井14号阀组4可依托3TZ4-22-H1井15号阀组3可依托根据上表可知，各阀组均有空余接头，本项目实施后可以接入，依托可行。7.23号集气站本项目新建中寒2井至3号集气站采气管线，建成后中寒2井的采出液通过新建集输管线集输至3号集气站。(1)3号集气站概况3号集气站集气系统采用气液分输工艺，在站内设置高、中压集气系统。高、中压集气系统各设置1台轮换计量分离器，根据各单井来气压力的不同分别进入高、中压轮换分离计量器进行计量。分离后的气相经加热炉加热后，分别进入高、中压集气干线输送至联合站进行处理。平面布置见图3。图33号集气站平面布置图(2)依托可行性现3号集气站天然气集输、凝析油处理能力规模见表11。表113号集气站天然气集输和凝析油处理能力规模表可依托可依托据上表可知，中寒2井实施后天然气、凝析油可依托3号集气站接收处理，依托可行。—19—项目组成及规模7.3塔中一号联合站本项目实施后且末县境内的工程(TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井、TZ4-23-H2井)运营期(1)塔一联概况塔一联于1997年6月建成投产，是一座集油、气、水、电于一体的综合处理厂，主要功能包括原油油水分离、天然气脱水脱烃、气举井供气、污水处理回注、淡化水处理及供给。站内包括三套油气处理系统：油气水处理装置、伴生气处理系统、天然气处理系统。塔一联总工艺流程图见图4。图4塔一联工艺流程图(2)生产工艺①油气处理系统1997年6月投产，主要承担塔中油水处理和生活淡水处理任务。井口来液通过油、气、水的三相分离，其中分离合格的原油外输至轮南，污水进入污水处理系统，伴生气进入天然气处理系统。该装置由原油处理系统、采出水处理及注水系统、自动化系统、消防系统、供配电系统和淡化水处理系统6部分构成。设计原油生产规模250×104t/a。②伴生气处理系统1998年9月19日投产，主要负责油田伴生气的处理和气举井的供气任务。设计处理能力120×104m3/d，采用分子筛脱水、丙烷制冷脱烃工艺。该装置由压缩、干燥、分馏、制冷、热油等五个生产单元组成。③天然气处理系统2007年4月投产，主要负责塔中6凝析气田凝析气处理，设计天然气处理能力86×104m3/d，凝析油处理能力2.3×104t/a。主要由集气装置、脱水脱烃装置及乙二醇再生装置构成。—20—项目组成及规模(3)采出水处理①采出水处理系统塔一联目前运行的采出水处理系统于2011年6月投产运行，采用“压力除油+SSF过滤”的采出水处理工艺，设计处理规模为5000m3/d，目前运行规模3600m3/d，主要接收塔中4油田采出水、水平一和塔中16油田部分采出水。采出水处理后1200～1300m3/d用于塔中4油田地质注水，剩余采出水进行减排回注或蒸发处理。图5塔一联采出水处理工艺流程图(4)依托可行性现塔中一号联合站处理天然气、凝析油富余能力规模见表12。表12塔中一号联合站处理规模表可依托可依托可依托根据上表可知，本项目实施后，天然气、凝析油、采出水可依托塔中一号联合站处理，依托可行。7.4塔三联合站本项目实施后民丰县境内的工程(中寒2井)施工期施工人员生活污水，运营期的采出水和井下作业废水依托塔中三号联合站处理，中寒2井产气量35×104Nm3/d，凝析油产量7.6t/d,产液量17t/d。(1)塔中三号联合站概况塔中第三联合站已于2014年9月建成投产，目前试运行中，主要采用MDEA溶液脱硫、丙烷制冷脱水、CPS硫磺回收以及燃料气气提的工艺方案，对原料气、凝析油分别进行处理，以达到外输及排放要求。厂内主体工艺装置包括原料气增压站、脱硫装置、脱水脱烃装置、凝析油处理装置、硫磺回收装置及辅助生产设施。—21—项目组成及规模(2)工艺流程根据进料组成和产品气要求，塔三联主要进行脱硫、脱水和脱烃处理。自集气站来的压力为7.6MPa(g)含硫天然气进入脱硫装置(压力衰减后，经原料气增压站增压到7.6MPa(g)进入脱硫装置)，脱除H2S和大部分CO2后，进入脱水脱烃装置脱除天然气中的水和重烃，三相分离器出来的气相进入燃料气系统，轻油进入凝析油处理装置的凝析油缓冲罐，与脱除H2S后的凝析油掺混外输。产品气在7.1MPa(g)压力下外输至现有塔二联外输首站。液相进入凝析油缓冲罐，在3.0MPa.g分离出的闪蒸气三级入口；分离出的含水凝析油调压至1.6MPa.g进入凝析油预加热器，加热至50℃的含水凝析油混合后进入凝析油三相分离器，分离出的闪蒸气进入闪蒸气压缩机组二级入口；分离出的凝析油调压至0.35MPa.g进入凝析气提塔。塔底采用燃料气气提的方式脱去凝析油中绝大部分的H2S；塔底凝析油与自脱水脱烃来的轻油混合进入凝析油输送罐，最后由泵外输。来自凝析油塔顶的0.35MPa.g闪蒸气送至闪蒸气压缩机的一级入口；增压后的闪蒸气经空冷器冷却至40℃后出站送至脱硫装置原料气中。凝析油三相分离器分离出的含硫气田水调压至0.2MPa.g后进入气田水缓冲罐缓冲，再进入气田水气提塔，塔底采用燃料气气提。气田水中所含H2S绝大部分被携带出塔顶，塔顶酸气去硫磺回收装置；塔底气田水(不含H2S)经气田水转输泵增压至1MPa.g后进入污水处理装置。脱硫装置的酸气进入硫磺回收装置，回收硫磺后，液体硫磺输送至硫磺成型及装车设施，经成型包装后外运，尾气经焚烧设施焚烧后排放。塔三联总工艺流程图见图6。图6塔三联工艺流程图—22—项目组成及规模(3)依托可行性现塔中三号联合站处理天然气、凝析油、采出水富余能力规模见表13。表13塔中三号联合站处理规模表可依托可依托可依托根据上表可知，本项目实施后，天然气、凝析油、采出水可依托现塔中三号联合站处理，依托可行。7.5塔中钻试修废弃物环保处理站本项目TZ4-23-H2井钻井期酸化压裂废水、磺化泥浆岩屑，项目营运期井下作业废水均需依托塔中钻试修环保站处理。塔中钻试修废弃物环保处理站位于民丰县北部，塔里木盆地内，是为周边区域油田钻试修过程中产生的固废及废液而建设的，设施的中心坐标为北纬39°21′53.44"，东经82°57′33.17"。于2016年11月7日取得新疆维吾尔自治区环境保护厅批复(新环函[2016]1626号)，于2017年6月建成。环保站处理工艺简介如下：(1)钻井聚磺泥浆体系固废处理设计固废处理能力120m3/d，采用高温氧化处理技术对钻井聚磺泥浆体系固废进行无害化处置，即通过高温氧化窑内的高温环境(850℃以上)使钻井固废中的有机质等有毒有害物质氧化、分解，彻底破坏其毒害性，从而达到无害化处理的目的，处理后的固体废物可满足新疆维吾尔自治区地方标准：《油气田钻井固体废弃物综合利用污染控制要求》(DB65/T3997-2017)表1综合利用污染限值，用于铺设服务油田生产的各种内部道路、铺垫井场、固废封场覆土及自然坑洼填充材料等。主要工艺流程包括备料、物料预烘、高温氧化、烟气净化及飞灰固化等工序。具体流程见图2-7。(2)酸化压裂废水无害化处理工艺简述塔中钻试修废弃物环保处理站(简称“环保站”)钻试修废水处理规模300m3/d，环保站钻试修废水处理工艺简介如下：采取均质除油+絮凝沉淀+过滤工艺对废水进行净化处理，即主要通过物理分离作用，将废水中的油类物质、悬浮物、SRB菌等去除，从而达到水质净化的目的，处置后的废水可满足中国石油天然气股份有限公司企业标准《生产回注水质指标及推荐方法》(Q/SY0149-2011)的生产回注水质指标要求，用于油田油层回注用水。—23—项目组成及规模废水处理工艺主要包括预处理(均质除油)、破乳絮凝、固液分离、过滤、回注等工序，具体流程见图7。图7塔中钻试修废弃物环保站钻试修聚磺泥浆固废处理工艺流程图图8塔中钻试修废弃物环保站钻试修废水处理工艺流程图(3)依托可行性塔中钻试修废弃物环保处理站运行负荷见表14。表14塔中钻试修废弃物环保处理站运行负荷统计表序号12本项目实施期间，钻井废弃物可依托塔中钻试修废弃物环保处理站处理。塔中钻试修废弃物环保处理站主要服务于塔中区块钻井工程磺化泥浆及其岩屑处理，钻试修废水处理。工艺经过论证，处理能力已考虑油气田开发阶段性特点，能够处理本项目钻试修废弃物。—24—项目组成及规模7.6塔中固废填埋场本项目中寒2井相关工程产生的固体废物拉运至一号公路68公里处固废填埋场，TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井、TZ4-23-H2井相关的工程产生的固体废物拉运至民丰方向3公里处固废填埋场。(1)塔中固废填埋场概况塔中油气田区域内主要分布有三座固废填埋场，分别为民丰方向3公里处固废填埋场、一号公路1.5公里处固废填埋场及一号公路68公里处固废填埋场。其中民丰方向3公里处固废填埋场主要接收塔一联及附近钻井产生的一般工业固废及生活垃圾，一号公路1.5公里处固废填埋场主要接收塔二联及附近钻井产生的一般工业固废及生活垃圾，一号公路68公里处固废填埋场主要接收塔三联及附近钻井产生的一般工业固废及生活垃圾。(2)依托可行性塔中固废填埋场填埋富余能力规模见表15。表15塔中固废填埋场填埋富余能力规模表序号1埋场业垃圾积为2500m3根据上表可知，本项目实施后固体废物可依托现塔中固废填埋场处理，依托可行。项目与依托工程的相对位置图见图9。—25—项目组成及规模图9项目与依托工程相对位置图总平面及现场布置图10工程分布图—26——27—总平面及现场布置图11钻井期井场平面布置示意图—28—总平面及现场布置图12井场平面布置简图—29—施工方案一、施工期工艺流程本项目施工期包括的钻井工程、井场工程和管线工程。钻井工程包含新井1口，钻井完井周期为***天，井深***m，采用ZJ80钻机。钻井作业主要分为钻前工程(道路建设、井场建设、设备搬运及安装)、钻井工程(钻井、录井、测井等)和测试防喷三部分，其施工流程及排污节点见图11。图11钻(完)井工艺流程图1.1钻前工程钻前工程主要为在钻井井位确定后建设进场道路和井场建设。(1)道路建设本项目需修建井场道路，井场砂石路路基宽度为5m。根据选定路线，由推土机推平后，再铺垫还原土压实，在井场周边及道路两侧设草方格进行防风固沙。(2)井场建设根据井场平面布置图，首先对井场进行初步平整，然后先浇水浸透地层，再由挖掘机进行应急池、放喷池等池体开挖作业，并利用应急池、放喷池的挖方进行填方作业，对场地进行平整。(3)设备搬运及安装井场修建完成后，由各作业车辆将各类设备逐步运至井场并按照井场平面布置所示位置进行安装，通过检查满足钻井要求时开始进行钻井工程。钻前工程施工过程中废气污染源主要为运输车辆进出场区产生的扬尘，进出车辆采取减速慢行、物料苫盖措施；废水污染源主要为施工人员盥洗废水，排入生活污水池后，定期拉运至塔三联合站生活污水处理设施处理；噪声污染源主要为推土机、挖掘机等施工机械噪声，采取选用低噪声设备、距离衰减措施。—30—施工方案1.2钻井工程本项目钻井使用的钻机为电钻机，主要采用柴油发电机供电，通过钻机、转盘、钻杆、带动钻头切削地层，同时泥浆由泥浆泵经钻杆向井内注入井筒冲刷井底，利用其粘性将切削下的岩屑不断地带至地面，整个过程循环进行，使井不断加深，直至目的层。钻井中途需要停钻，以便起下钻具更换钻头、下套管、固井、替换钻井液和检修设备。在钻井过程中根据地层特性要求配制钻井液(泥浆)体系。钻井至设计井深中段开始进行录井(主要工作是记录钻井过程中的所有地质参数)，主要包括钻时录井、气测录井、钻井液录井、岩屑录井、岩心录井和压力录井，其中岩屑录井是获取井下地层岩石样品的重要手段。录井时，要随钻井进尺每隔1米左右从返出的钻井液中捞一包砂样，洗净晒干，进行岩性观察描述，并挑选出相对应地层的岩样。由于砂样中混有上部地层的岩屑，工作人员通常会根据砂样中不同岩样的百分含量和最新出现的岩屑成分来确定岩性，并用钻时快慢区分砂岩、泥岩等。若是发现钻时快，砂岩岩屑多而且呈棕褐色，有油味，可能显示钻遇油气层，而钻遇非含油气砂岩层时则多是白色、灰白色砂岩岩屑。测试放喷：当钻至目的层后，对油气进行测试，用酸化压裂液清洗裂隙，改善地层近井地带渗透率，使含油层的油气资源通过裂隙采出。钻井工程施工过程中废弃物主要包括：①废气污染源主要为柴油发电机运行过程中产生的废气，选用合格环保的燃料；②废水污染源主要为酸化压裂废水和生活污水，酸化压裂废水在井场加烧碱中和后收集至酸液罐后送至塔中钻试修废弃物环保处理站处理；生活污水排入生活污水池定期拉运至塔三联站生活污水处理装置处理；③噪声污染源主要为柴油发电机、泥浆泵及钻机噪声，采取为柴油发电机安装减振基础，泥浆泵、钻机安装减振基础，加装减振垫片的措施；④固体废物主要为泥浆、岩屑、废机油(HW08)、生活垃圾；钻井泥浆返排液经“振动筛+除砂器+除泥器+离心分离”分离出岩屑、泥浆，泥浆回用；膨润土体系钻井岩屑进入岩屑池，干化后综合利用。聚磺体系钻井岩屑在井口经岩屑分离装置处理后，清运至塔中钻试修废弃物环保处理站处理；废机油(HW08)在危废暂存间暂存，定期由有危险废物处理资质的单位接收妥善处置；生活垃圾集中收集，定期送至塔中固废填埋场处理。1.3测试放喷测试放喷前安装井口放喷专用管线、各种计量设备、油气两相分离设备，原油回收罐等。如有油气资源，则产出液经油气分离器分离后，原油进入原油罐，天然气经管线引至放喷池点燃，依据具体情况设定放喷时间，一般为1～2天时间。油气经井口装置节流、—31—施工方案降压，进入油气计量分离器，分离后的液相(包括油和水)通过管线输送至原油储罐，再由油罐车拉走；天然气通过管线输送至放空管。油气井在测试放喷过程中会发生结蜡、砂卡、井下落物、套管损坏等故障，需要及时进行修理和排除。测试放喷期间若油气产量较大且产量稳定，则测试放喷结束后立即关井，按照环保法律法规等相关要求再对区块开发、地面工程建设或单井开采开展相应环境影响评价工作后，结合区块开发规划，再适时进行滚动开发；若测试放喷期间油气产量较小或产量衰减较快，则由勘查单位分析相关数据，判断是否需侧钻或对其进行关井。测试放喷期间主要环境影响因素是放喷时天然气燃烧产生的废气和放喷气流噪声，放空时间短，对环境的影响随放喷结束而消失。1.4钻后工程测试完井后，要换装井口装置，有油(气)时井口需换装采油(气)树，同时用铁质保护罩保护井口装置，其余设施将拆除、搬迁。钻井液材料将全部进行回收，不得遗弃在井场；钻井过程中产生的废弃物进行清理。施工单位负责做到工完、料净、场地清。2井场工程井场工程施工期内容主要为井场设备安装,首先需对占地进行场地平整，设置施工车辆临时停放场地，将新增加热炉、电伴热和电磁加热撬、RTU间、加药撬等采气设备拉运至井场，进行安装调试。该过程废气污染源主要为施工车辆尾气，设备运输和装卸时产生的扬尘，通过洒水抑尘减少扬尘产生量；噪声污染源为施工机械产生的噪声，通过选取低噪声设备、加强设备维护保养降低噪声；固体废物主要为生活垃圾、设备废弃包装、水泥基础等，收集后送至塔中固废填埋场站妥善处置。3管线工程管线工程施工方案内容主要为集输管线建设，包括施工准备、管沟开挖及下管、管道连接与试压、连头、收尾工序等。管线工程施工阶段工艺流程见图12。图12管线工程施工阶段工艺流程图—32—施工方案(1)施工准备施工前需对场地进行平整，设置施工车辆临时停放场地。施工期间可依托已有道路进行作业，沿设计的管线走向设置宽度约12m的作业带并取管沟一侧作为挖方存放点，在合适地点设置车辆临时停放场地。(2)管沟开挖及下管沿管线设计路线进行开挖管沟，并根据现场情况适当调整，保证新铺设管线与已建输送管线及天然气输送管线保持一定距离：距离地下现有原油天然气管线水平距离≥5m，距离外输管线水平距离≥2m。管沟底宽0.8m，沟深1.6m，管沟边坡比为1:1.5，开挖过程中对并对电(光)缆采取角钢围裹的保护措施；与管线交叉时，两管线之间净距不小于0.3m，并设置废旧轮胎等方法将管线隔离。开挖到设计深度位置，并对管沟底进行夯实、铺小颗粒原土、下管。本项目所有线路管道均采用外防腐+保温层保护方案，集输管道补口和热煨弯管防腐保温结构为：带配套底漆的敷设加交联聚乙烯热收缩带方式。管线连接完毕后，将管线分段吊装至管沟内。管线下沟后，管道与沟底表面贴实且放置在管沟中心位置，最小管顶埋深本项目管线穿越砂石路面时，采用大开挖的施工方式，管道施工示意图见图13～14。图13一般地段管道施工方式断面示意图图14管线与已建管线穿越示意图—33—施工方案(3)管道连接与试压输气管线采用焊接组装。焊接完成后的对管道采用压缩空气进行吹扫，保持管道内清洁。管线经过连接、防腐补口，进行注水试压。输气管线试压介质采用洁净水，管线试压水排出后进入下一段管线循环使用，试压结束后用于泼洒抑尘。(4)井场配套设备安装及连头将配套设备拉运至井场，并完成安装工作。管线施工完成后在井场将管线与采气树阀门连接，并安装辅助设施。(5)收尾工作收尾工作包括管沟回填、场地平整和临时场地恢复。管线连接成功并检验合格后进行管沟回填。对管沟实施土方回填，回填时分二次回填，回填土应与管沟自然土相似，首先距管壁300mm范围先用较小粒径的原土进行小回填，最大回填粒径不超过10mm，然后采用原土进行回填，管顶距自然地坪不小于1.2m且管沟回填土高出自然地面300mm，沿管线铺设方向形成垄，作为自管道上方土层自然沉降富裕量，且可以作为巡视管线的地表标志，剩余土方用于场地平整和临时施工场地土地恢复。管沟回填后，在管线沿线设置管道标识、里程桩、转角桩、标志桩、警示牌和警示带等标识,管道两侧设草方格。施工过程中废气污染源为施工扬尘、焊接废气和施工车辆尾气，土方开挖和倾卸时产生的扬尘，通过控制倾卸高度减少扬尘产生量；废水污染源主要为试压废水，由管内排出后循环使用，试压结束后泼洒抑尘；噪声污染源为施工机械产生的噪声，通过选取低噪声设备、加强设备维护保养降低噪声；固体废物为管沟开挖产生的土方，施工结束后用于回填管沟及场地平整；管道焊接及管道吹扫产生的废渣拉运至塔中固废填埋场。—34—其他二、营运期工艺流程(1)采气工艺本项目在井场新建采气树、计量分离器等生产设施。油气通过节流装置节流后，通过新建的采气管线输送至就近的阀组及集气站。井口来采出液经节流后去采气管道，采气树上设有地面安全截断阀，该阀在压力超高或超低时可自动关闭，具备远传接口，可实现远程关井(该阀由采气树自带)。井口来采出液经油嘴后，当采出液温度满足设计要求无需加热时就可经计量后，通过新建采气管线输送到相应的阀组/集气站；当采出液温度太低，粘稠度太大，输送困难时就需进入加热炉、电伴热/电磁加热撬加热后，通过新建采气管线输送到相应的阀组、集气站。井口加热炉用燃料气采用返输干气，井场设置有RTU控制器，井口采集数据通过RTU控制器无线传输至集气站、处理厂集中监控。工艺流程见图15。单井采气期间废气主要为加热炉烟气和井场内采气树阀门、泵类泄露形成的挥发性有机废气，加热炉燃烧净化后的天然气，烟气通过烟囱排放，油气采取管道密闭输送，通过加强检修和维护从源头减少阀门、泵类等泄露挥发；废水污染源主要为采出水、井下作业废水，采出水随采出液一起进入塔中联合站处理达标后回注地层，井下作业废水送塔中钻试修废弃物环保处理站处理；噪声污染源主要为采气树、加热炉、计量分离撬噪声，采取基础减振措施；固废污染源主要为油泥(砂)，油泥(砂)定期由有危废处置资质单位接收处置，生活垃圾收集后运至塔中固废填埋场处理。(2)集输工艺本项目实施后，中寒2井采出液在井场经二级节流后进入加热节流撬，通过加热节流撬三级节流后进行加药，后通过新建采气管线输送至塔中3号集气站，最终输送至塔三联合站处理；TZ4-22-H1井采出液在井场经二级节流后进入加热炉，加热后再加药通过新建采气管线输送至5号阀组，最终输送至塔一联合站处理；TZ4-23-H1井采出液在井场经二级节流后—35—其他进入加热炉，加热后再加药通过新建采气管线输送至3号阀组，最终输送至塔一联合站处理。本项目新建中寒2井至ZG441-H5燃料气管线，新建TZ4-22-H1井燃料气管线T接至塔一联至塔中6号集气站燃料气管线。燃料气管线采用管道输送，输送工程中无污染物的产生和排放。集输过程中管道密闭输送，无废气、废水、噪声、固体废物产生。(3)修井作业工艺流程在气井投入生产后，气井中的套管可能会出现堵塞、内径变小等各种状况，这会导致有些生产工具无法通过套管下入气井内，从而导致气井无法正常生产。在这种情况下就需要进行修井作业，也即是进行修复气井套管的作业。在修井作业中需要利用钻具对套管进行磨铣，以解除套管堵塞，从而保证生产工具能够通过套管下入气井内。修井作业噪声污染源主要为修井钻具设备运行过程中产生的噪声，采取基础减振的降噪措施；废水污染源主要为修井产生的井下作业废水，直接排入回收罐中，加碱中和后拉运至塔中钻试修废弃物环保处理站妥善处置；固体废物主要为修井过程中产生的油泥(砂)，定期由有危废处置资质单位接收处置。三、闭井期工艺流程随着天然气开采的不断进行，其储量逐渐下降，最终井区将进入闭井期。首先采用清水清洗注水通道，然后将固化堵剂和水泥浆从井口平推挤入地层并充满井筒、后凝固化，完成封层和封井。由于清洗后井筒中仍存在被油污、垢体和泥沙堵塞的区域，使固化堵剂和水泥浆无法进入这些区域，但是由于固化堵剂具有优良的胶结性能，且在凝固的过程中存在膨胀性，使该区域的堵塞物被挤压得更结实且能与固化堵剂胶合在一起，完成井筒的封固，使得地层的水在此井筒中无法形成窜流，达到了封井的目的。封井结束后，对井场地面建筑和机械设备进行拆除，对永久占地进行复垦，恢复原有植被和生态景观。闭井期废气污染源主要为施工扬尘，采取洒水抑尘的措施；噪声污染源主要为车辆噪声，要求合理安排作业时间，控制车辆速度等措施；固体废物主要为闭井过程中产生的废弃建筑垃圾等，废弃建筑垃圾等收集后统一清运至塔中固废填埋场站妥善处置。—36—生态环境现状1生态环境1.1主体功能区划本项目位于巴音郭楞蒙古自治州且末县西北部以及和田地区民丰县北部，不在新疆维吾尔自治区主体功能区规划划定的禁止开发区。项目所在区域规划目标为∶"针对阿尔泰山、塔里木盆地、准噶尔盆地等地的矿产资源富集区域的开发，要在科学规划的基础上，以点状开发方式有序进行，其开发强度控制在规划目标之内，尽可能减少对生态环境的扰动和破坏，同时加强对矿产开发区迹地的生态修复"。本项目主要建设井场工程和管线工程主要目的是满足塔中区块产能开发的需要，开发强度不会超过区域规划目标。项目施工过程中严格控制施工占地，井场工程和管线工程建设完成后，采取措施及时恢复临时占地，尽可能减少对区域生态环境的影响。综上所述，项目未处于主体功能区划中的禁止开发区，与区域主体功能区划目标相协调。1.2生态功能区划参照《新疆生态功能区划》(原新疆维吾尔自治区环境保护局2003年9月),本项目主要生态服务功能、生态敏感因子、主要生态问题和主要保护目标见表16和图16。表16工程区生态功能区划功能方向功能区沙源敏感由表15可知，工程位于“塔克拉玛干东部流动沙漠景观与油田开发生态功能区”，主要服务功能为“沙漠景观、风沙源地、油气资源”，主要发展方向为“加强沙漠油气资源勘探开发，适度开发地下水进行油田区和公路绿化，发展沙漠探险旅游”。本项目为油气资源勘探开发项目，符合区域主体发展方向。—37—生态环境现状2生态环境调查与评价2.1生态环境调查与评价所在区域属干旱区典型的沙生动、植物分布区。该区动植物区系属古北界、中亚亚界、蒙新区、西部荒漠亚区、塔克拉玛干荒漠省。土壤类型分布均为风沙土，地表土壤成土母质主要为风积物，无发育层次，只有干沙层和湿沙层之分。流动性风沙土养份含量极低，盐分含量轻微，组成以细沙颗粒为主，确定生态环境现状调查范围为井场边界及管线两侧外延200m范围。2.2植被现状调查区域内除局部地段外，地表基本无植被生长。植物物种的分布和水文条件直接有关，沙漠边缘分布有一年生草本植物和依靠水平根系吸收水分的植物，地下水位较深的地区，分布深根型多年生植物，沙漠腹地绝大部分为连绵的流动沙丘，极端干旱的气候和稀疏的植被使得该区域的生物种类贫乏，仅在一些高大沙丘间低地、地下水位较高的地段生长有芦苇、柽柳等植物群落，但区域内除局部地段外，绝大部分地段很少或根本无植物生长，为裸地。项目占地范围内井场、管线经过地段植被覆盖度低。2.3土壤现状调查与评价项目所在区域气候极端干旱，植被极为稀疏，土壤发育较差，类型较为简单，广大地区为风沙土所覆盖。这种土壤是在风成沙性母质上发育起来的，质地较粗，物理性粘粒很少。因风蚀风积作用的交替进行，使土壤发育处于不断的复幼状况下，加之植被稀疏生物作用微弱，有机物质积累很少，成土过程十分微弱，剖面层次分化不明显，因此风沙土在很大程度上只具有风积沙沉积物岩性特征而缺乏其它的诊断层和诊断特征。风沙土可分为流动风沙土、半固定风沙土和固定风沙土三个亚类。本区域土壤类型以流动风沙土为主。2.4动物现状调查与评价区域动物种群数量较少，多为荒漠鸟类、爬行类和啮齿类动物，塔克拉玛干沙漠及其边缘地带共分布有野生脊椎动物34种，其中爬行类5种，哺乳动物14种，鸟类15种，这些动物能够在沙漠环境中相对独立生存，沙漠中物种区系成分基本为中亚类型。通过对区域动物的实地调查和有关调查资料的查询，项目所在区本项目所处区域无大型野生动物活动，区域内主要有鸟类及啮齿类动物活动。代表种有沙鼠、跳鼠、蜥蜴类等，无珍稀、濒危物种分布，生态结构比较简单。2.5生态敏感区调查本项目距离生态保护红线(拟定)最近距离为78.8km；本项目施工区域、占地区域及道—38—生态环境现状路周边无自然保护区、世界文化和自然遗产地等特殊生态敏感区，亦无风景名胜区、森林公园、地质公园、重要湿地等重要生态敏感区。2.6主要生态问题调查根据《新疆生态功能区划》(原新疆维吾尔自治区环境保护局2003年9月)，本项目以及油田设施、石油开发区环境污染”。结合现场踏勘，本项目评价范围内未发现生态问题。—39—生态环境现状图16生态功能区划图生态环境现状图17土地利用类型图(且末县)—40—生态环境现状图18土地利用类型图(民丰县)—41—生态环境现状图19土壤类型分布图(且末县)—42—生态环境现状图20土壤类型分布图(民丰县)—43—生态环境现状图21植被类型分布图(且末县)—44—生态环境现状图22植被类型分布图(民丰县)—45——46—生态环境现状3环境质量现状监测与评价3.1环境空气质量现状评价3.1.1基本污染物环境质量现状数据本次评价收集巴州库尔勒市监测站2020年的监测数据作为基本污染物环境空气质量现状数据，并对各污染物的年评价指标进行环境质量现状评价，现状评价结果见表17所示。表17区域环境空气质量现状评价一览表污染物年评价指标评价标准3)现状浓度3)占标率(%)达标情况PM2.5超标PM10超标SO28达标NO2达标CO达标达标由表17可知，参照《环境影响评价技术导则·大气环境》(HJ2.2-2018)中6.4.1项目所在区域达标判断规定：“城市环境空气质量达标情况评价指标为SO2、NO2、PM10、PM2.5、CO、O3，六项污染物全部达标即为城市环境空气质量达标”可知，本项目所在区域属于不达标区。根据《关于在南疆四地州深度贫困地区实施<环境影响评价技术导则大气环境（HJ2.2-2018）>差别化政策有关事宜的复函》（环办环评函[2019]590号）以及《关于将巴音郭楞蒙古自治州吐鲁番市哈密市纳入执行<环境影响评价技术导则大气环境（HJ2.2-2018）>差别化政策范围的复函（环办环评函[2020]）341号》对和田地区、巴音郭楞蒙古自治州实行环境影响评价差别化政策，可不进行颗粒物区域消减。3.1.2其他污染物环境质量现状数据为进一步为说明工程区环境空气质量，根据《环境影响评价技术导则·大气环境》(HJ2.2-2008)要求，结合所在区域地形特点、当地气象特征以及周边环境保护目标分布，本次评价引用《塔中含油污泥生物修复工程环境影响报告书》中TZ401-H3井监测点监测数据。监测点距离本项目东南6.2km，能够反映工程区域环境质量现状。(1)监测点数量及监测因子引用1个监测点，监测因子包括非甲烷总烃、H2S。监测点位于本项目东南6.2km处。—47—生态环境现状(2)补充监测时间及频率监测时间：非甲烷总烃、H2S检测时间为2019年3月23日～2019年3月29日，非16:00、22:00。(3)监测及分析方法各监测因子检测方法及检出限表见表18。表18环境空气各监测因子分析方法及检出限一览表序号12(4)评价标准非甲烷总烃浓度执行《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值，H2S浓度执行《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)附录D其他污染物空气质量浓度参考限值10μg/m3。(5)评价方法采用最大占标百分比进行环境空气质量现状评价，计算公式为：Pi式中：Pi——i评价因子最大占标百分比(%)；(6)其他污染物环境质量现状评价根据引用监测数据，其他污染物环境质量现状评价结果见表19。表19监测项目浓度变化范围统计结果一览表监测点名称1小时平均污染物评价标准/3)监测浓度范围/3)最大浓度占标率/%超标率/%达标情况H2S0达标非甲烷总烃20000达标由表19可知，引用监测点非甲烷总烃1小时平均浓度满足大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值要求。监测点位H2S1小时平均浓度满足《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)附录D其他污染物空气质量浓度参考限值10μg/m3。3.2地下水质量现状监测及评价—48—生态环境现状本次评价期间，引用《塔中Ⅰ号气田Ⅲ区开发调整方案环境影响报告书》编制期间开展的区域地下水监测数据，其监测点与本项目处于同一水文地质单元，其监测数据在一定程度上能够反映本项目所在区域环境质量现状。3.2.1监测点位及因子(1)引用监测点位布设本项目引用监测点位及监测因子见表20。表20监测点位及监测因子一览表序号称方位离(km)纬度区含水层1类潜水含水层年7月21日23(2)监测时间及频率监测时间为2021年7月21日，监测1天，采样1次。(3)监测及分析方法采样按照《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)执行，监测分析方法按照《地下水环境监测技术规范》(HJ164-2020)、《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)、《环境水质监测质量保证手册》(第二版)有关标准和规范执行。3.2.3地下水质量现状评价监测期间区域地下水中监测因子除硫酸根、氯离子、氟化物、钠离子、溶解性总固体、总硬度外，均满足《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅳ类标准要求；石油类满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅳ类标准要求。硫酸盐、氯化物、氟化物、钠、溶解性总固体、总硬度等因子超标与区域水文地质条件有关，区域潜水蒸发量大、补给量小，造成潜水中上述因子日积月累浓度逐渐升高。—49—生态环境现状3.3声环境现状监测与评价(1)监测点布设为说明项目区声环境质量状况，本次引用《塔中4油田CⅡ油组开发方案地面工程环境影响报告表》编制期间对TZ4-22-H2井开展的声环境质量监测数据。该监测点距离本项目1.2km，与本项目位置相近且同属油田区域，在一定程度上能够反映本项目区域声环境质量现状。表21声环境现状监测点位及监测因子一览表1TZ4-22-H2井井场1(2)监测时间及频率22:00，夜间监测时段为22:00～次日06:00，每次监测1分钟。(3)监测方法按照《声环境质量标准》(GB3096-2008)中规定的方法进行。(4)评价标准执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准。(5)评价结果监测及评价结果见表22。表22声环境现状监测结果单位：dB(A)位置昼间评价评价TZ4-22-H2井井场达标达标由表22的监测结果可以看出，区域声环境质量监测值满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准限值。3.4土壤环境现状监测与评价3.4.1土壤环境现状监测本次评价期间，引用《塔中4油田CⅡ油组开发方案地面工程环境影响报告表》、《塔中I号气田I+II区开发调整方案环境影响报告书》编制期间开展的区域土壤监测数据，—50—生态环境现状其监测点与本项目土壤类型相同，均为荒漠风沙土，监测期间生产状况相同，其监测数据在一定程度上能够反映本项目所在区域土壤环境质量现状。3.4.1监测点及监测因子（1）引用监测点位布设本项目引用监测点位及监测因子见表23。表23监测点位及监测因子一览表序号间1占地范围NW2021年1月2NE20213(2)监测时间及频率(3)采样方法采集表层样0.2m。(4)监测及分析方法土壤监测方法参照《土壤环境监测技术规范》(HJ/T166-2004)、《建设用地土壤污染—51—生态环境现状状况调查技术导则》（HJ25.1-2019）、《建设用地土壤污染风险管控和修复监测技术导则》（HJ25.2-2019）要求进行。分析方法参照《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)中有关要求进行。3.4.2土壤环境质量现状评价(1)评价方法：采用标准指数法，其计算公式为：Pi=Ci/Si式中：Pi—土壤中污染物i的单因子污染指数；Ci—监测点位土壤中污染物i的实测浓度，单位与Si一致；Si—污染物i的标准值或参考值。(2)评价标准建设用地的监测点执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准》(GB36600-2018)表1、表2第二类用地筛选值。(3)土壤环境现状监测结果与评价本项目所在区域土壤环境现状监测及评价结果见表24、表25。表24土壤现状监测及评价结果一览表单位：mg/kg(pH值除外)序号项目TZ4-22-H2井场内监测值标准值标准指数1pH 2镉653汞4砷605铜180006铅8007六价铬5.78镍9009石油烃(C10-C40)4500四氯化碳2.8氯仿0.9氯甲烷1,1-二氯乙烷9—52—生态环境现状续表24土壤现状监测及评价结果一览表单位：mg/kg(pH值除外)序号项目TZ4-22-H2井场内监测值标准值标准指数1,2-二氯乙烷51,1-二氯乙烯66顺-1,2二氯乙烯596反-1,2二氯乙烯二氯甲烷6161,2-二氯丙烷51,1,1,2-四氯乙烷1,1,2,2-四氯乙烷6.8四氯乙烯1,1,1,-三氯乙烷8401,1,2-三氯乙烷2.8三氯乙烯2.81,2,3-三氯丙烷0.5氯乙烯0.43苯4氯苯2701,2-二氯苯5601,4-二氯苯苯乙烯间二甲苯+对二甲苯570邻二甲苯640硝基苯苯胺2602-氯酚225640苯并[a]蒽41苯并[a]芘42苯并[b]荧蒽—53—项有的有境染生破问与目关原环污和态坏题续表24土壤现状监测及评价结果一览表单位：mg/kg(pH值除外)序号项目TZ4-22-H2井场内监测值标准值标准指数43苯并[k]荧蒽44䓛45二苯并[a,h]蒽46茚[1,2,3-cd]并芘47萘表25土壤现状监测及评价结果一览表单位：mg/kg(pH值除外)项目标准值监测值标准指数监测值标准指数石油烃（C10-C40）4500--由上表分析可知，区域占地范围内各土壤监测点监测值均满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)中第二类用地筛选值限值。—54—项有的有境染生破问与目关原环污和态坏题本次评价将中寒2井、TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井作为在建工程进行分析；3号集气站、3号阀组、4号阀组、5号阀组、塔中一号联合站、塔三联合站、塔中钻试修废弃物环保处理站、塔中固废填埋场作为依托工程分析。上述工程环评及验收情况见表26。表26上述工程环评及验收情况一览表序号批准验收1中寒2井号2H1井局3H1井局号4场气田中古8-中原新疆维吾尔自治区环境保护厅原新疆维吾尔自治区环境保护厅号5护局护局6站原新疆维吾尔自治区环境保护厅[2016]1在建工程在建工程主要为中寒2井、TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井，其中中寒2井目前正在进行钻井作业，TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井已完成钻探，目前正在组织验收—55—项有的有境染生破问与目关原环污和态坏题1.1基本情况表27在建工程基本情况一览表单位名称中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司地点新疆维吾尔自治区和田地区民丰县及巴州地区且末县境内，塔中区块内工程主体工程各井建设内容一致，各建设钻井平台、应急池(1座，300m3)、放喷池(2座，300m3/座)等设施，撬装设施包括发电机房、泥浆罐(11个，50m3/座)、泥浆泵、柴油罐等公用工程供电系统钻机动力、生活、办公等用电以及测试放喷期井场设备均由柴油发电机供电供水钻井生产用水和生活用水由水罐车拉运至井场和营地供热钻井泥浆罐保温采用电伴热，生活区供暖采用电采暖，试油期井场设备伴热方式为电伴热工程环保工程(1)废气治理：钻井废气主要为施工扬尘，采取进出车辆采取减速慢行、物料苫盖的措施；(2)废水治理:废水包括钻井废水、压裂废水及生活污水。钻井废水连同钻井泥浆、钻井岩屑在井口采用“振动筛+除砂器+除泥器+离心分离”工艺分离出岩屑和泥浆，其中泥浆和钻井废水进入泥浆罐循环使用，膨润土泥浆钻井岩屑排入岩屑池，干化后综合利用，聚磺体系泥浆钻井岩屑经不落地收集系统收集后清运至塔中钻试修废弃物环保处理站；酸化压裂废水采用专用废液收集罐收集后拉运至塔中钻试修废弃物环保处理站处理；生活污水排入生活污水池(采用环保防渗膜+水泥压边防渗)，定期拉运至塔一联合站、塔三联合站生活污水处理装置处置；(3)噪声治理：采取选用低噪设备、基础减振的降噪措施；(4)固废治理：钻井过程中产生的固废主要为岩屑、废机油和生活垃圾。钻井期岩屑随泥浆一同进入不落地系统，分离后的液相回用于钻井液配制，分离后的固相经检测合格后，用于铺垫油区内的井场、道路等；废机油收集后在井场的危废暂存间存放点暂存，完井后将由井队联系有危险废物处置资质的单位回收处理；生活垃圾在垃圾收集箱暂存，将由井队定期清理运送至塔中垃圾填埋场填埋劳动定员劳动定员60人工作制度采用四班三运转工作制，每班8小时1.2在建工程污染源及治理措施表28在建工程污染源及治理措施一览表类别废气连续—56—与项关的原有环境污染和生态破坏问题续表28在建工程污染源及治理措施一览表类别废水钻机连续站利用1.3污染源调查与评价根据《中寒2井钻井工程环境影响报告表》、《TZ4-22-H1井钻井工程环境影响报告表》、《TZ4-23-H1钻井工程环境影响报告表》，结合物料衡算和类比同类型井场及站场，各污染源均可达标排放。在建工程污染源及治理措施情况见表29。表29在建工程主要污染源及治理措施一览表类别编号排放量浓度浓度速率时间废气1放喷废气NOx2布—57—与项目有关的原有环境污染和生态破坏问题续表29在建工程主要污染源及治理措施一览表类别编号称产生废水1氨氮氨氮2类别编号噪声122钻机13类别编号固废1钻井岩屑善处置234据调查目前中寒2井目前正在进行钻探，TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井目前正在组织验收，现场调查过程中暂未发现中寒2井、TZ4-22-H1井、TZ4-23-H1井井场环境问题。—58—生态环境保护目标本项目大气评价范围内无自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的区域以及村庄、学校、医院等敏感点，因此不设置环境空气保护目标；将地下水评价范围内潜水含水层作为地下水保护目标；工程200m范围内不涉及学校、医院、居住区等，不设置声环境保护目标；根据《环境影响评价技术导则土壤环境(试行)》(HJ964-2018)，将井场占地外50m和管线两侧200m范围内的土壤作为土壤环境保护目标；本项目生态评价范围内不存在自然保护区、世界文化和自然遗产地等特殊生态敏感区，亦不存在风景名胜区、森林公园等重要生态敏感区及其它特别需要保护的对象，将生态环境影响评价范围内植被和动物作为生态环境保护目标，保护目的为不对区域生态环境产生明显影响；将区域大气环境和区域潜水含水层分别作为环境空气风险保护目标和地下水风险保护目标。环境保护目标见表30至33。表30地下水环境保护目标一览表备注方位表31土壤环境保护目标一览表方位表32生态环境保护目标一览表表33环境风险保护目标一览表类别序号100类别序号1—59—评价标准(1)环境质量标准环境空气：PM10、PM2.5、SO2、NO2、CO、O3执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)及其修改单(生态环境部公告2018年第29号)二级标准；非甲烷总烃参照执行《大气污染物综合排放标准详解》中2.0mg/m3的浓度限值；H2S浓度执行《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.2-2018)附录D其他污染物空气质量浓度参考限值10μg/m3的标准；地下水：执行《地下水质量标准》(GB/T14848-2017)Ⅳ类标准，石油类参照执行《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅳ类标准；声环境：执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类区标准。土壤：占地范围内土壤执行《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准(试行)》(GB36600-2018)中第二类用地土壤污染风险筛选值。(2)污染物排放标准加热炉烟气执行《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污染物排放限值；井场场界无组织排放非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中边界污染物控制要求，H2S执行《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)中表1二级新扩改建项目标准。废水：各生产井采出液混输至塔中三号联合站、塔中一号联合站采出水处理设施处理，满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)后回注于地层；井下作业废水采用专用废水回收罐收集后运至塔中钻试修废弃物环保处理站，满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)回注于地层。噪声：施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)中相应限值；运营期井场场边界执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的2类标准。上述各标准的标准值见表32至表33。(3)控制标准废气控制要求：废气排放控制要求执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中5.7节要求。废水集输和处理系统排放控制要求：废水集输和处理系统排放控制要求执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中5.4节要求。固体废物：固体废物：一般工业固体废物贮存执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)；危险废物贮存执行《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及其修改单(环境保护部公告2013年第36号)。—60—评价标准表34环境质量标准一览表标准3单NO234平均3色无—NTU无——铁锰铜锌—61—评价标准续表34环境质量标准一览表环境要素标准铝氨氮钠汞砷镉铅苯昼间表35建设用地土壤污染风险筛选值一览表序号选值标准1砷2镉34铜—62—评价标准续表35建设用地土壤污染风险筛选值一览表序号选值标准5铅6汞7镍89955苯4—63—评价标准续表35建设用地土壤污染风险筛选值一览表序号标准䓛萘表36污染物排放标准一览表类别标准来源废气烟气1级昼间昼间—64—其他根据国家现行总量控制因子及“十四五”总量控制要求，考虑本项目的排污特点，污染物排放总量控制因子如下：废气污染物：S02、NOx、和VOCs废水污染物：COD、NH3-N本项目在正常运行期间，采出水随油气混合物输送至塔中一号联合站、塔中三号联合站处理，处理后进行回注；井下作业废水采用专用废水回收罐收集后运至塔中钻试修废弃物环保处理站处理，无废水外排，因此建议不对废水污染物进行总量控制。加热炉烟气排放参照执行《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值，根据《排污许可证申请与核发技术规范锅炉》(HJ953-2018)，废气污染物排放总量采用经验公式(以燃料低位发热量为依据)进行核算：本项目涉及2台315kW真空加热炉，燃气组分见表6。单座井场加热炉天然气耗量为***万m3/a，根据经验公式估算法计算其污染物排放情况如下：=***Nm3/m3SO2排放量：E年许可=CixVixRixδix10-5NOx排放量：E年许可=CixVixRix10-5按照经验公式估算法，2座井场SO2排放量***t/a，NOx排放量为***t/a。根据《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)，挥发性有机物(VOCs)是参与大气光化学反应的有机化合物，或者根据有关规定确定的有机化合物，本标准采用非甲烷总烃作为VOCs排放控制项目。根据计算，项目运营期VOCs(即非甲烷总烃)排放量估算为***t/a。综上所述，本项目总量控制指标为：SO2***t/a，NOX***t/a，VOCS***t/a，COD***0t/a，氨氮***t/a。—65—施工期生态环境影析1、施工期生态影响分析1.1、生态影响分析(1)项目占地影响分析本项目实施后，新建井场4座，新建输气管线及燃料气管共6条，共***km(其中TZ4-22-H1井燃料气管线1km和集输管线同沟敷设)，工程占地面积***hm2(永久占地面积***hm2，临时占地面积***hm2)。项目占地类型全部为裸地，地表植被覆盖度低，工程布局无环境限制性因素，布局合理。①临时占地的影响本项目临时占地约***hm2，主要为施工作业带占地及管道临时占地。工程临时占地会使土地的利用形式发生临时性改变，暂时影响这些土地的原有功能。②永久占地的影响本项目永久占地为井场占地，占地面积为1.44hm2，占地类型主要为沙漠。其建设使土地利用功能发生变化，使土地使用功能永久地转变为人工建筑，改变了其自然结构与功能特点。本项目仅涉及新建4座井场，且井场单元占地面积较小，因此本项目永久占地对周边区域的现有土地利用状况影响小。(2)对土壤环境影响根据现场踏勘结果，结合本项目土壤类型统计数据，本项目主要土壤类型为主要为荒漠风沙土。类比油田区已建和在建的工程对土壤的影响，可知工程对土壤质量的影响主要为人为扰动、车辆行驶和机械施工、各种废弃物污染影响。①人为扰动对土壤的影响施工过程中，不可避免地要对土壤进行人为扰动，主要是钻井工程井场各类池体的开挖、管道大面积开挖和填埋土层，翻动土壤层次并破坏土壤结构。②车辆行驶和机械施工对土壤的影响在施工中，车辆行驶和机械作业时机械设备的碾压、施工人员的践踏等都会对土壤的紧实度产生影响。机械碾压使土壤紧实度增高，地表水入渗减少，土壤团粒结构遭到破坏，土壤养分流失，不利于植物生长。各种车辆在沙漠上行驶将使经过的沙粒变紧实，严重的经过多次碾压后植物很难再生长，甚至退化为裸地。井场和管道的施工场地存在这种影响。(3)对植被的影响分析根据项目建设的特点，对植被环境影响最大的是管道施工对地表扰动和破坏。在管道—66—施工期生态环境影析施工过程中，开挖管沟区将底土翻出，扰动土壤。管沟开挖区域内的植被全部被破坏，其管道两侧的植被则受到不同程度的破坏和影响。本项目对植被的破坏主要在于施工期对新钻井场和施工作业带内地表植被的铲除和碾压，土方开挖及临时堆场对地表植被的压埋，设备、车辆、施工机械及施工人员在施工期碾压、践踏植被等。本项目占地面积***hm2(永久占地面积***hm2，临时占地***hm2)，本项目井场和管线施工区域均为沙漠。永久占地和临时用地都会导致生物量损失。生物量损失按下式计算：Y＝Si•Wi式中，Y——永久性生物量损失，t；Si——占地面积，hm2；Wi——单位面积生物量，t/hm2。本项目井场和管线穿越施工区域为沙漠，平均生物量***t/hm2。将造成***t永久植被损失和***t临时植被损失。新增植被损失主要来自临时占地，因此加强施工管理，管线施工时注意避让，认真做好施工结束后的迹地恢复工作，工程建设对植被的环境影响是可以接受的。(4)对野生动物的影响分析施工机械噪声和人员活动将影响野生动物的正常生活。因油气开发建设活动早已开展，人类活动频繁，动物种类较少，主要为伴人动物，如麻雀、啮齿类动物。施工活动可能影响到这些动物生息繁衍的区域，迫使一些对人类活动影响敏感的动物逃离或迁移。项目占地面积相对较小，就整个区域而言施工对野生动物产生的影响较小。(5)水土流失影响分析本项目建设过程中人为活动造成水土流失的原因主要是破坏地面表层结构以及大风季节临时堆土对周边环境带来的影响，可能造成的水土流失危害主要有一下几个方面：①扩大侵蚀面积，加剧水土流失。本项目地处内陆地沙漠地区，风沙较大，空气干燥，加上地表植被覆盖度较低，项目建设过程中对原地貌的扰动大大降低了项目占地范围内的土壤抗侵蚀能力，若在施工过程中不加以治理和防护，遇大风天气