大宛齐油田产能建设项目环境影响报告书简本

PAGEPAGE2大宛齐油田产能建设项目环境影响报告书（简本）新疆天地源环保科技发展有限公司2015年1月目录TOC\o"1-2"\h\z\u1、建设项目概况 21.1建设项目基本情况 21.2开发方案和总体布局 01.3主体工程 02、建设项目周围环境现状 82.1生态环境现状 82.2环境空气质量现状调查 102.3地表水环境现状调查与评价 102.4地下水环境质量现状调查与评价 112.5声环境质量现状评价 113、建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果 123.1工程分析 123.2环境影响预测及分析 213.3环境保护措施 264、公众参与 334.1公众共参调查方式 334.2公众个体调查 334.3调查结论 334.4公众参与可行性分析 334.5公众参与小结 345、总体结论 366、联系方式 371、建设项目概况1.1建设项目基本情况1.1.1项目名称大宛齐油田产能建设项目1.2.2项目性质改扩建1.1.3建设单位中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司塔西南勘探开发公司。1.1.4建设地点大宛齐油田位于北纬41°42′-47′，东经81°27′-32′，行政上属于新疆维吾尔自治区阿克苏地区的拜城县辖区，在新疆综合自然区划上属天山南坡山区拜城盆地。东距县城30km，西距阿克苏市120km，南距却勒塔克山20km，北距天山山脉30km，南面9km处有省级东西走向道路。地理位置见图2.1-4。1.1.5开发规模及组成大宛齐油田本次共部署井网井400口，其中油井208口，水井192口，新建产能7.32×104t，分5年实施，每年计划钻井80口。油井分布于老区内部加密井156口（油井63口，水井93口）；老油区边部调整加密井126口（油井61口，水井65口）；在探明含油面积外围（373×104t储量）钻滚动井118口，（油井84口，水井34口）。本工程新建油田气压缩机2台、一体化配水阀组24座、道路4.23km；合建污水处理站1座、注水站1座，设计规模为3300m3/d。脱水站新建污水泵2台；同时新建配套工艺管线及供配电等系统配套工程。各主体工程的总体建设见表2.1-1。大宛齐油田产能建设项目环境影响报告书PAGEPAGE4表1.1-1大宛齐建设工程项目组成项目工程名称数量备注（规模、主要设施设备）主体工程钻井采油油井208水井192油转注井80原油集输油井井场安装208单井面积50*50m集油管道33.2kmPN55~200。油井计量185套为靠近已建计量阀组的新建油井（23口）新建计量阀组配套油气密闭计量装置3座，集油干线均利用已建站间管线的剩余能力就近挂接；为新建油井设置固定软件量油仪185套脱水站1油气分离器（φ2200*5800）改造、新建污水泵IS125-100-250B等。转油站改建105、109转油站，新建油气分离器Ф1200×6994及配套设施污水处理工程缓冲沉降罐2座1000m3净化水罐2座500m3一体化过滤装置2套500m3一体化收油装置1座50m3其他附属装置缓蚀、阻垢剂装置、混凝剂装置、助滤剂装置、回收水泵等。注水工程（注水井192+80）离心泵2套D120-150×5离心泵(附电机450kW)。配水阀组24套高压玻璃钢管90.66kmDN40~DN1006.3MPa。消防系统污水站消防系统恒压供水装置（消防、给水两用）Q=120m3/h，H=60m，N=45KW。联合站消防系统泡沫产生器PC16。供配电电源部分35kv、线路30km。变电部分主变1×4000kVA35/10、电力变压器S11-50/3550kVA、隔离开关GW4-40.5/630A、跌开式熔断器RW5-35/1003A、避雷器HY5WZ2-54/13、35kV六氟化硫断路器LW34A-40.5(Ⅱ)1600A、配电所部分(采用橇装结构)。站外线路5km10kV电力线路、0.4kV电力线路混凝土杆。污水站部分电缆、电站、照明等。自控抽油机井设备防爆压力变送器24VDC供电，防爆无线载荷传感器、井口RTUGPRS通信网络上传、综合电量变送器、防爆无线角位移传感器等各一套螺杆泵井设备防爆压力变送器24VDC供电，4~20mA输出、24VDC电源箱5A、防爆无线转速传感器、综合电量变送器、井口RTUGPRS通信网络上传、铠装对绞屏蔽控制电缆2×2×1.5各一套污水站设备单法兰液位变送器、射频导纳界面仪、PLC控制系统、不间断电源2KVA30min、电磁流量计、压力变送、器、温度变送器。通讯井场SCADA数据传输167套巡线、巡井通信防爆无线对讲机10套道路4.23km6m/7.5m砂石路供暖、通风拆除现有2台然气锅炉供暖，新建2台2T燃气锅炉依托工程脱水站大宛齐油田已建脱水站1座，始建于1995年，先后于2008年、2010年进行扩了改建。当进站液量达到3414t/d（2017年）时，原油沉降时间8.5h，在最大液量情况下仍满足原油沉降时间要求。生活污水池改扩建后生活污水排放依托现有污水沉淀池1*500m3，处理后用于站场绿化（环评要求建设集成式化粪池）防洪工程联合站北侧约20m防洪坝供水由大宛齐油田南侧水源井提供最大供水能力1440m3/dPAGEPAGE331.1.6投资估算大宛齐油田整体开发方案总投资为34140.3万元，其中：环保投资2231.77万元。1.2开发方案和总体布局1.2.1开发方案大宛齐油田本次共部署井网井400口，油井208口，水井192口，新建产能7.32×104t，分5年实施，每年计划钻井80口。油井分布于老区内部加密井156口（油井63口，水井93口）；老油区边部调整加密井126口（油井61口，水井65口）；在探明含油面积外围（373×104t储量）钻滚动井118口，（油井84口，水井34口）。1.2.2总体布局本项目原油集输采用一级布站、二级布站和三级布站相结合的方式，即油井产物经计量阀组汇集进入转油站，通过泵增压输至联合站处理。1.3主体工程本项目主体工程包括：钻井工程、原油集输工程、油、水处理工程、注水工程、联合站平面布置工程及相应的配套工程。1.3.1钻井工程根据开发方案，大宛齐油田本次共部署井网井400口，油井208口，水井192口，新建产能7.32×104t，分5年实施，2013-2017年每年计划钻井80口。油井分布于老区内部加密井156口（油井63口，水井93口）；老油区边部调整加密井126口（油井61口，水井65口）；在探明含油面积外围（373×104t储量）钻滚动井118口，（油井84口，水井34口）。直井钻井深度为800m，总钻井进尺32×104m，预计完井周期为10d。（1）井网与布井方式采用50m×70m井距反五点井网部署，计划钻井总数400口。设计直井单井产能1.4t/d。直井设计平均完钻井深800m，钻井总进尺32×104m。根据对油藏的认识及落实程度，大宛齐油田开发布井遵循以下原则：a为降低开发风险，采取整体部署，分批实施的原则，优先动用有效厚度大、原油粘度较小的区域。b采用直井开发。c为了充分利用储量资源，选择采用50m×70m反五点井网部署开发井。d对于在本次开发部署井网上的六2试验区老井，因关井多年无法利用，建议封井打新井。e为进一步了解该区石炭系储层变化及流体性质，部署控制井加深至下一层系。（2）井身结构大宛齐油田井区开发直井采用二开完井井身结构，具体见图3.1-5。①直井井身结构一开：采用Φ381.0mm钻头钻至井深300m，下入273.1mm表层套管，采用常规固井，水泥浆返至地面，封隔上部松散易塌地层，并为井口控制和后续安全钻井创造条件。二开：采用241.3mm钻头钻至设计完钻井深800m下入177.8mm油层套管，采用高密度G级加砂水泥和地锚预应力有控固井工艺固井，水泥浆返至地面。1.3.2原油集输工程站外集油系统站外集油系统根据分年度新建油井208口的方案，新建集油管道33.2km，油井计量采用固定软件量油仪185套，为已建计量阀组增设油气密闭计量装置4座，主要工程量汇总详见表2.4-3。（1）集油管线部署根据《大宛齐油田整体开发方案（地面工程）》今后五年分年度规划新建油井208口油井等相关内容.（2）油井计量建设方案新建油井计量部分采用计量阀组配套油气密闭计量装置、部分采用固定软件量油仪，以及已建计量阀组计量由橇装油罐改建油气密闭计量装置的建设方案。本方案新建油井部分采用单井单管、部分采用多井串接树状单管流程，新建集油管线33.2km，新建计量阀组配套油气密闭计量装置3座，集油干线均利用已建站间管线的剩余能力就近挂接；为新建油井设置固定软件量油仪185套。为已建4号、6号、7号以及109-22号计量阀组计量由橇装油罐改建油气密闭计量装置4座，且已建5号以及10号计量阀组就近利用2013年新建计量阀组配套油气密闭计量装置，解决了已建计量阀组伴生气就地放空，造成能源浪费的问题。本方案为新建及已建的单井实现了密闭计量，计量阀组均设置遮雨棚；新建计量阀组配套油气密闭计量装置采用标准化设计，10井式3座。新建计量阀组、集油管线。脱水站（1）油气分离器本次将2#两相分离器增设电动调节1套，恢复其正常生产。（2）沉降脱水本次地面总体建设规划在污水处理工程中新建污水处理站1座，脱水站需配套增设增污水外输系统。输至污水站的最大量为130m3/h（2017年），最小量为96m3/h（2013年）；本站距污水处理站160m左右，则选择排量Q=86～173m3/h、扬程H=60～15m，配防爆电机功率30kW的污水泵2台，新建污水泵厂房布置在脱水站南侧。（3）处理规模根据可研模拟计算得出脱水站大罐挥发的气量，确定油气回收装置的处理规模为1000m3/d；新建1套油气回收装置及其配套设施，包括集成压缩机、主电机、联轴器、润滑油站、润滑油空冷器、检测仪表、正压防爆PLC柜和MCC柜以及主机变频柜等，均集成在同一个撬体上，实现对大罐挥发出的天然气进行回收。1.3.3油、水处理工程油处理工程大宛齐油田已建联合站大宛齐油田已建联合站1座，始建于1995年。（1）脱水站主要设备目前，脱水站主要已建设备情况及运行现状见表1.3-1，其中2#两相分离器因无液位调节系统，现场未运行；主要设施运行负荷较低，有剩余能力。表1.3-1油处理工程已建设施情况及能力核实表序号名称规格及参数单位数量设计规模目前处理量最大处理量最大负荷率11#两相分离器ф2200×6600台128m35.5m311.1m390%22#两相分离器ф2200×5800台124.6m3无调节3500m3原油沉降脱水罐座1储存最短时间5.5d储存最短时间4d41000m3原油沉降脱水罐座151000m3原油沉降脱水罐兼净化油罐座1最小沉降时间11h最小沉降时间8.5h，6500m3净化油罐座171000m3净化油罐座1（2）脱水站工艺流程生产流程：油井来液经进站阀组进入生产汇管，然后进油气分离器进行气液两相分离，分离出的含水原油进原油沉降罐进行沉降，原油含水＜0.5%后进入储罐储存，然后自压进入装车鹤管装车拉运至泽普石化；沉降出的污水自压进入站外污水蒸发池；分离出的伴生气经计量、调压，然后直接供站内生产、生活用气，剩余部分放空燃烧。事故流程：站内由于其它原因原油暂时不能装车外运时，合格原油进入原油储罐储存，事故排除后，油罐内的原油装车拉运至泽普石化。主要工艺流程如下：图1.3-1联合站原油处理流程图（3）大宛齐油田凝析油输送在克拉苏气田大北区块地面建设工程中对大宛齐油田凝析油系统进行改造，将储罐内凝析油经管道输送至大北天然气处理厂凝析油稳定装置处理后装车外运。（4）依托可行性脱水站站内气液分离，当来液处理量达到3414t/d时，运行1台两相分离器液相停留时间约5min，满足分离时间1～3min，以及维修需要。脱水站站内净化油储罐总容量2500m3（500m3+1000m3+1000m3），当进站原油储量达到14.35×104t/a（2014年）时，净化原油储存天数为4d；脱水站储罐总容量满足本项目的要求。脱水站站内原油沉降脱水罐总容量1500m3（500m3+1000m3），当进站液量达到3414t/d（2017年）时，原油沉降时间8.5h，在最大液量情况下仍满足原油沉降时间要求，达到原油沉降脱水效果。但由于本项目建设规划新建污水处理站1座，采用缓冲罐沉降工艺，脱水站沉降出的污水靠自压无法进入缓冲罐。联合站改造工程（1）油气分离器本次将2#两相分离器增设电动调节1套，恢复其正常生产。（2）沉降脱水本项目新建污水处理站1座，脱水站需配套增设污水外输系统。输至污水站的最大量为130m3/h（2018年），最小量为96m3/h；本站距污水处理站160m左右，则选择排量Q=86～173m3/h、扬程H=60～15m，配防爆电机功率30kW的污水泵2台，新建污水泵厂房布置在脱水站南侧。（3）处理规模污水处理工程原有工程建设现状大宛齐油田原有污水处理工艺流程为“油井采出液→气液分离器→油罐沉降→隔油池→污水池→回灌”。大宛齐油田尚未全面注水开发，含油污水主要用于回灌，且原油密度低(0.786g/cm3-0.802g/cm3)，重力分离效果好，污水处理工艺以隔油、蒸发为主。目前大宛齐油田采出水量为2000m3/d。联合站内的油井采出液经大罐沉降后，含油污水排至隔油池，隔油后进污水蒸发池，污水部分蒸发，部分注水或回灌。蒸发池尺寸见表1.3-2。表1.3-2污水蒸发池尺寸表序号名称及尺寸单位数量备注110000m3污水蒸发池100m×100m×1m座1附隔油池1座220000m3污水蒸发池100m×100m×2m座1停用350000m3污水蒸发池100m×100m×5m座141000m3隔油池座1新建污水处理工程（1）站址选择及平面布置本工程推荐方案将联合站总平面布置进行调整，在拆除原油外运系统区域新建污水处理站1座。通过对联合站总平面布置的调整，实现厂房设备布置紧凑，工艺流程顺畅，物流流向合理，各种工艺管线、电力线路进出方便；控制值班室集中管理，各功能站统一监控。1.3.4注水工程原有注水工程目前大宛齐油田还未进行全面注水开发，日注水量110m3/d，日回灌量1890m3/d。建有注水站1座、5井式配水阀组1座、注水井5口、回灌井11口。注水系统采用单干管多井配水流程，洗井采用活动洗井方式。注水站位于50000m3污水蒸发池北部，设有6台注水泵(Q=400m3/d)，10000m3以及50000m3污水蒸发池处均设有2台喂水泵。管道均地上安装，保温，采用20#无缝钢管。注水站主要设备见表1.3-3。表1.3-3注水站已建主要设备表序号名称规格及型号单位数量备注1喂水泵SLS80Q=61m3/hP=45mN=15kW台22喂水泵CAZ50-160Q=25m3/hP=46mN=5.5kW台23注水泵QCZS400/7Q=400m3/dP=7.0MPaN=75kW台6电机YB2-280S-25井式配水阀组位于在DW105-80井场，配水阀组单井配水管线上分别设置压力监测仪表及流量调节仪表，注水流量实施就地计量调节，设置远程测控终端（RTU），对单井注水压力、流量数据实施采集、处理，上传至大宛齐联合站控制系统，集中显示及监控。配水阀组的配电由就近油井变压器提供。注水站至5井式配水阀组注水管线为20#无缝钢管（ф76×4.5）1.6km，5井式配水阀组至注水井口单井注水管线为20#无缝钢管（ф42×3）0.7km，注水管线设计压力为10MPa。管道埋深1.3米，管线弹性敷设，管线用环氧煤沥青做特加强级防腐处理。注水井口采油树型号为KY14/65PN14MPa，设有油压、套压表。单井注水管设有切断阀，井口管道地上保温，设有钢平台。新建注水管网部分（1）注水开发方案根据大宛齐油田开发指标预测表，大宛齐油田2014年至2027年新建注水井192口，油井转注井80口，总计272口。单井注水量：9～14m3/d，单井注水压力：1.7～3.5MPa。注水水质：含油量≤10mg/l，悬浮固体含量≤5mg/l，悬浮固体颗粒直径中值≤3µm。大宛齐油田开发指标预测表见表1.3-4。表1.3-4大宛齐油田开发指标预测表年份全区新钻井老区老井转注井数（口）开井数（口）产液量（104t/a）产油量（104t/a）产水量（104t/a）含水（%）注水量(104m3/a)油井（口）注水井（口）注水井总数注水井中排液井油井（含当年排液井）水井2014443821293176698.513.884.786.039.3201543391818368124110.014.395.787.057.7201645371633421193116.314.0102.388.089.72017433920477228121.813.5108.388.9104.62018433924514263124.612.9111.789.6111.9注水规模按最大注水量确定，为3300m3/d。本工程因注水规模小，注水站配套设施一次建成，并与污水站合建，注水泵根据逐年注水量分期建设。（2）注水参数a注水管网设计压力：6.3MPa；b注水站设计压力：7MPa；c洗井方式：活动洗井。站址选择及平面布置为节省投资，注水站与污水站合建，充分依托污水站设施且便于运行管理。（3）注水系统目前各油田常用的注水流程有单干管多井配水流程和单干管单井配水流程2种流程。2、建设项目周围环境现状2.1生态环境现状2.1.1评价单元划分本次评价油、水井场480口，新建污水处理站、变电站、集油管线33.2km，站外道路12.83km。根据本项目的环境特征，结合工程特点将沿线生态单元划分如下表2.1-1。表2.1-1生态单元划分序号区段工程内容土壤类型植被类型土地利用类型1联合站以北油田区域井场安装；单井管线；转油站，部分站外油田道路等灰棕漠土柽驼绒藜、木地肤、琵琶柴，盐生假木贼、木碱蓬、绢蒿、刺毛碱蓬、针茅、冰草、合头草、独行菜、狗尾草、芨芨草、芥菜，植被覆盖度10%。戈壁2联合站及周围区域联合站地面工程：污水处理及注水系统、站内道路等灰棕漠土乔灌木、人工绿化植被，包括人工草坪、狗尾草、小麦等。联合站内绿化覆盖率20%左右。戈壁3联合站以南大宛齐油田道路工程南段灰棕漠土部分路段有棉田农田2.1.2土地利用现状调查及评价根据新疆土地利用／土地覆盖地图数据6大类25小类的统计，项目区的主要土地类型为未利用地中的戈壁。在植被稀疏的地区，荒漠过程增强，部分裸岩地壳被风蚀或被风沙埋没。项目区域及周边地区土地利用现状见图3.3-1。2.1.3土壤现状调查及评价该工程位于塔里木盆地的边缘，属戈壁地带。风蚀积沙现象普遍。在风的作用下，土壤向荒漠化方向发展，最终在风蚀的作用下形成风沙土。该区域土地利用方式主要是戈壁。分布区的气候条件是夏季热而少雨，冬季冷而少雪，温度年变化、日变化大。年均温7－9℃，≥10℃积温一般在3300－4100℃，1月均温-16－-10℃，7月均温24－28℃，年降水量多在100mm以下。成土母质主要有两大类：在山前平原上为砂砾质洪积物或洪积－冲积物；在低山和剥蚀残丘上为花岗岩、片麻岩及其它古老变质岩。植物贫乏，多为耐旱的深根、肉质灌木或小灌木，主要种类有合头草、尖叶园爪爪、盐生假木贼、琵琶柴等。项目区主要分布为灰棕漠土。其成土过程表现为石灰的表聚作用、石膏和易溶性盐的聚积、残积粘化和铁质化作用。地表为一片黑色砾漠，表层为发育良好的灰色或浅灰色多孔状结皮，厚1—2cm；其下为褐棕色或浅紧实层，厚3—15cm，粘化明显，多呈块状或团块状结构；再下为石膏与盐分聚积层。腐殖质累积极不明显，表层有机质含量＜0.5％，胡敏酸与富里酸比值为2-4；表层或亚表层石灰含量达7-9％，向下急剧减少；石膏聚积层的石膏含量可达20％以上，盐分含量达1％以上，以硫酸盐为主。土壤呈碱性或强碱性反应，pH值8.0-9.5；交换量不超过10毫克当量；粘粒硅铁铝率3-3.4，粘土矿物以水云母为主。2.1.4植被环境现状调查及评价（1）评价区植被分布情况评价范围内常见种和优势种主要有：合头草、尖叶盐爪爪、琵琶柴等，评价区域内未发现有保护植物分布。沿线主要植被名录见表2.1-2。表2.1-2沿线主要植被名录植物名称学名优势种保护植物资源植物合头草SympegmaregeliiBunge√尖叶盐爪爪Kalidiumcuspidatum√琵琶柴Reaumuriasoongonica√猪毛菜SalsolacollinaPall√盐生假木贼Anabasissalsa木碱蓬Chenopodiaceae绢蒿Compositae刺毛碱蓬Suaedaacuminata针茅StipacapillataLinn冰草Agropyroncristatum小蓬Nanophytonrinaceum独行菜L.apetalum狗尾草Setairaviridis（2）遥感调查根据现场踏勘结合遥感影像，进行评价区植被类型解译工作，得到评价区内植被分布类型见图3.3-2，各种植被类型的统计数据见表2.1-3。表2.1-3评价区植被类型统计数据植被类型评价区面积（ha）百分比站场人工绿化作物151.5%半灌木、矮半灌木荒漠4.20.21%禾草、杂类草盐生草甸27.21.36%总计2000100.00%根据表2.1-3可知，评价区总面积2000约ha，有植被总面积46.4ha。评价区范围内植被类型较为单一，半灌木、矮半灌木荒漠占整个评价区植被覆盖面积的0.21%，半灌木、矮半灌木为区域优势植被类型，其余植被类型在评价区分布面积很小。2.1.5小结大宛齐建设工程地处天山南麓，塔里木盆地北部边缘。项目区域为典型的戈壁生态系统，根据《新疆生态功能区划》，项目区属于天山南坡中段前山盆地天然气、煤炭资源开发与水土流失敏感生态功能区，植被以戈壁植被为主，油田区域内除受油田开发影响外，其它人为干扰较小，油田区域以外基本保持原自然荒漠生态环境。根据现场和资料收集，项目区无自然保护区、风景名胜区、水源保护区等敏感目标。2.2环境空气质量现状调查本次环评委托阿克苏地区监测站于2013年10月15日对大宛齐油田环境空气进行监测，监测结果说明本项目区的环境空气质量现状。大宛齐油田建设工程在大宛齐油田生活区（坐标北纬41°42′46″，东经81°29′42″）及联合站西北部边界外1000m处，坐标北纬41°42′53″，东经81°82′54″）布设大气常规因子监测点。在油田生活区布设H2S、非甲烷总烃特征因子监测点。从监测结果可以看出，测结果均未超标。项目区整体空气环境质量相对良好。2.3地表水环境现状调查与评价大宛齐油田位于北纬41°42′~47′，东经81°27′~32′，行政上属于新疆维吾尔自治区阿克苏地区的拜城县辖区，在新疆综合自然区划上属天山南坡山区拜城盆地。东距县城30km，西距阿克苏市120km，南距却勒塔克山20km，北距天山山脉30km，南面9km处有省级东西走向道路。项目区域周边南侧为木扎尔特河，根据《中国新疆水环境功能区划》，木扎尔特河主要水体功能为灌溉，水质目标为=3\*ROMANIII类。由监测数据可知，地表水各项监测因子均符合《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）III类标准，地表水环境质量良好。2.4地下水环境质量现状调查与评价大宛齐油田所在区域地下水主要以木扎尔特河水渗透、塔里木河水侧向渗透及洪水泛滥补给为主，以天山山脉水源补给的孔隙水为辅。潜水水位3-6m之间，矿化度较高，水质较差。地下水的流动方向与地层倾斜方向一致，由西北向东南缓慢流动。地下水水位及水质随地表水丰枯期变化而相应改变。本次评价委托阿克苏地区环境监测站于2013年11月对大宛齐油田建设工程进行了下水监测，监测结果说明本项目区的地下水环境质量现状。由表4.6-2可以看出深层地下水监测点地下水监测指标均能够满足《地下水质量标准》（GB/T14848-93）的Ⅲ类标准，反映出目前油田开发尚未对深层地下水造成污染。2.5声环境质量现状评价本次环评委托阿克苏地区环境监测站于2013年11月对大宛齐油田建设工程声环境进行监测，监测结果说明本项目区的声环境质量现状。评价范围为联合站附件井场、厂界外100米范围内。由表4.5-1和表4.5-2可知，大宛齐油田建设工程项目所在区域内声环境质量良好。3、建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果3.1工程分析项目建设可分为施工期、生产运营期和服役期满三个阶段。开发建设期环境影响的特点是持续时间短，对地表的破坏性强，在项目建设结束后，可在一定时期消失；但如果污染防治和生态保护措施不当，可能持续很长时间，并且不可逆转，例如对生态环境的破坏。生产运营期环境影响持续时间长，并随着产能规模的增加而加大，贯穿于整个运营期。服役期满后，如果封井和井场处置等措施得当，环境影响将很小；反之若出现封井不严，可能导致地下残余油水外溢等事故发生，产生局部环境污染。本项目包括钻井、地面工程建设、油气集输等施工作业内容，基本属于开发建设期和生产运营期的建设活动。其环境影响因素主要来源于油气集输等各工艺过程，影响结果包括生态影响，以及排放的污染物质导致的环境污染。3.1.1施工期污染源分析及污染物排放施工期废气污染物开发期钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动，由于燃料燃烧将向大气中排放废气，其中主要的污染物为烃类、CO、NOX、SO2、烃类等。每个井队配备钻井柴油机2台，发电柴油机2台，柴油消耗量平均2t/d，预计直井完井周期为4000d，整个钻井期间共耗柴油8000t。根据《油田开发环境影响评价文集》，柴油机每马力小时耗柴油175g，产生CO2.4g、NOX10.99g、烃类4.08g。据此，柴油机运转过程中排入大气中的CO、NOX和总烃量可用下式计算：式中：m—柴油机消耗柴油量t。我国从2003年1月1日起采用新的柴油标准，规定柴油中硫的含量不大于0.035%。在此按柴油中硫含量为0.035%估算，燃烧1t柴油产生的SO2为2.8t。因此，本项目钻井期间共消耗柴油8000t，钻井期间共向大气中排放烃类186.5t，NOX502.4t，CO109.4t，SO22.8t。钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。本项目建设施工期的大气污染源主要是在井场平面安装、管线敷设、道路建设、站内系统建设等施工机械和作业车辆尾气和施工扬尘，排放的大气污染物随着地面工程建设完工而消失其排放量相对较少。施工期废水排放情况本项目施工期废水主要包括施工废水和施工期生活污水。（1）施工废水钻井废水由冲洗钻台、钻具、地面、设备用水及下钻时泥浆流失物、泥浆循环系统渗透物组成。根据类比调查，钻井废水中主要污染物浓度见表3.1-1。表3.1-1钻井废水水质表污染物SSCOD石油类挥发酚硫化物浓度（mg/L）2000～25003000～400060～700.1～0.20.2～0.3根据《第一次全国污染源普查方案》环境统计结果，每百米进尺排放生产废水11.28m³。大宛齐油田共部署400口井，总进尺32×104m，则钻井废水产生量为36096m³。本项目土建施工期废水主要为地面建设、井场安装消耗用水；土建工程的开挖作业面泥浆水，场地及施工及机械冲洗水。其中泥浆水和冲洗废水经过简易沉淀池沉淀后循环使用，对环境不会带来明显影响。以及管道试压废水，管道工程清管、试压一般采用无腐蚀性的清洁水进行分段试压，可重复利用，试压用水重复利用率可达50%以上。（2）生活污水施工期生活污水主要来自站场地面设施建设、管线敷设和井厂平面安装（井场平面安装分年度建设）。井队在井人数一般为20人～26人，站内地面工程、道路及配套建设及站外管线敷设按40人、每人每天排除生活污水按80L计，则单井的生活污水最大产生量为2.08t/d，站内建设及站外地面工程生活污水产量为3.2t/d。施工期按60d计算，则施工期污水总产生量为：累计油水井建设+站内外地面工程共产生的生活污水，累计总量为1190.4t生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等，类比其它油田，生活污水浓度COD为350mg/l，BOD5为170mg/l、氨氮为6mg/l、SS为24mg/l。生活污水量少，且较分散，各井场生活污水集中收集沉降处理，自然蒸发、绿化。施工期固体废弃物排放情况（1）钻井部分钻井阶段排放的主要污染物为：钻井岩屑、废弃钻井泥浆及钻井废水、钻井噪声、井队工作人员的生活污水和生活垃圾、设备渗油等。①固体废物排放量分析——钻井岩屑钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而破碎成岩屑，并经泥浆携带至地面，进入泥浆池中。本项目钻井400口，钻井岩屑按照最深的二开井身结构估算，可进入泥浆池中的单井岩屑可用下式计算：W=1/4×л×D2×h式中：W－钻井岩屑排放量，m³；D—井的直径，m；h－井深，m。表3.1-2单井钻井岩屑估算表类型结构D井眼直径（m）h深度（m）W岩屑量（m³）直井一开0.38130034.19二开0.24150022.79合计/80056.98计算可知，一口井的最大钻井岩屑56.98m³，400口直井最大钻井岩屑22972m³，工程设计井口全部完钻后，进入泥浆池中的岩屑为22792m³。——钻井废弃泥浆钻井泥浆的排放量随井的深度而增加，其排放量计算采用《油田开发环境影响评价文集》中的经验公式：式中：V－排到地面上的泥浆量（m3）D－井眼的平均直径（m）h－井深（m）计算得知：直井单井最大排放废弃泥浆量约为139.17m3，本项目废弃泥浆总产生量为55668m³。（2）施工队生活垃圾工程建设阶段，将有一部分人驻留在井口，井场人员按20～26人计算，平均每口井的平面安装周期按10天算，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，则整个油田开施工期间按滚动开发产生的生活垃圾累计量为104t。管道敷设、站场其他系统建设人员按40人计算，施工期按60d计算，则施工期固废产生量为1.2t。生活垃圾收集由联合站进行清运，统一运至大宛齐油田固废处理场处置。（3）地面工程施工弃土根据《大宛齐油田地面建设工程水土保持方案报告书》本工程土石方开挖量合计为140.84万m3，填方合计140.84万m3，工程无借方，不产生永久弃渣，工程建设不设置料场和专用渣场。施工期噪声排放情况本项目建设过程中的噪声源主要是构筑物施工机械噪声。噪声排放情况见表3.1-3。表3.1-3施工机械噪声测试值序号机械、车辆类型测点位置(m)噪声值(dB(A))1挖掘机5842推土机5863电焊机1874轮式装载车5905起重机5816冲击式钻机1877柴油发电机组19施工期污染物排放情况汇总综上所述，本工程各种污染物汇总见表3.1-4。表3.1-4施工期污染物排放情况汇总项目工程污染源污染物产生量（完钻后）主要处理措施及排放去向废气井场开发期钻井废气CO109.7t环境空气NOX502.4t烃类186.5tSO22.8t废水井场钻井废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物36096m³全部进入井场泥浆池，在泥浆池中自然蒸发，再进行干化或固化处理后填埋生活污水SS、COD、BOD51190.4m³生活污水集中收集沉降处理，自然蒸发、绿化。固体废物井场钻井废弃泥浆/22792m³钻井岩屑/55668m³施工土方/140.84×104m³回填生活垃圾/105.2t由联合站进行清运，统一运至大宛齐油田固废处理场处理。噪声井场dB（A）柴油发电机/100～105声环境钻机/100～105泥浆泵/95～100站场dB（A）构筑物施工机械/80-1053.1.2运营期污染源分析及污染物排放运营期废气排放情况本次地面工程运营期的大气污染源主要是新增的油气集输、处理的烃类挥发及外输过程中火炬放空燃烧污染物。（1）油气集输、处理过程中的烃类挥发大宛齐油田油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，由国内外有关计算和油田实测数据看，采用密闭集输工艺，其原油损耗可控制在0.044％以下，根据《大宛齐整体开发方案（地面工程）》原有401口油井产能222942t/a，烃类挥发量98.10t/a。年均单井产能预测值1.8t/d，则原油新增最大产量136656t/a，大宛齐油田新增烃类挥发量为60.13t/a。（2）火炬放空本项目区为低含硫的产能开发区，根据油田开发经验和设计单位的反馈，本项目2017年预测伴生气最大气量富余约为24028m³/d，根据《大宛齐整体开发方案（地面工程）》将富余伴生气部分销售给拜城石油公司以及博瑞公司，估算约有10%伴生气通过各个井场地火及联合站火炬燃烧放空，按油气物性估算，排放NO2约为18.33kg/d、CO27.9kg/d。（3）本次联合站拟拆除原有2台供热燃气锅炉，新建2台2t的燃气锅炉供热。根据《环境保护实用数据手册》相关数据。燃烧1Nm3天然气燃烧产生的烟气量为10.5Nm3。2台锅炉按7200m3/d的耗气量计算，则燃气锅炉污染物排放量为：SO20.17t/a、NO241.8t/a、烟尘6.85t/a。运营期废水排放情况本工程运营期废水主要油藏采出水和生活污水。（1）油藏采出水大宛齐油田油藏采出水主要来源于油藏本身的底水、边水，随着开采年限的增加呈逐渐上升状态。采出液在大宛齐油田联合站经脱水处理，排出油藏采出水。根据开发方案，大宛齐油田2017年采出水最大量为3059m3/d、91.77×104m3/a。油藏采出废水进入大宛齐联合站污水处理系统处理，经处理达标后回注地下。根据油藏采出水处理前水质见表3.1-5。表3.1-5原水水质指标项目数值项目数值含油量(mg/L）328相对密度1.1112悬浮固体含量(mg/L)30.5K++Na+(mg/L)51176.18粒径中值(m)16.764Ca2+(mg/L)7800.21平均腐蚀率(mm/a)0.0032S2-(mg/L)0.04SRB，(个/ml)2.5Cl-(mg/L)99875.41TGB，(个/ml)70SO42-(mg/L)1180.11铁细菌，(个/ml)70HCO3-(mg/L)151.16溶解氧，(mg/L)0水型氯化钙Fe2+，(mg/L)14.1总矿化度(mg/L）161650.53Fe3+，(mg/L)pH值6.2表3.1-6大宛齐油田水量平衡表年份采出水量m3/d注水量m3/d大北气田采出水量m3/d补充水量m3/d富余水量m3/d2014232110771500139420152622158115001191201628042458150049620172968286415002542018305930671500142（2）井下作业废水井下作业废水的产生是临时性的。主要是通过洗井工序，产生大量的洗井作业废水。根据《第一次全国污染源普查方案》环境统计结果，大宛齐油田每井次产生洗井废水76.04m³。共部署油井400口，每2年进行1次，则本项目每年的井下作业废水量最大为1.52×104m³/a（400口井），井下作业废水中产生的SS为30.4t/a，COD为39.52t/a，石油类为3.04t/a，挥发酚为3.04kg/a，硫化物为4.56kg/a。根据类比调查，井下作业废水中主要污染物的浓度见表3.1-7。表3.1-7井下作业废水水质污染物SSCOD石油类挥发酚硫化物浓度（mg/L）1000～2000160～2600<2000.1～0.20.2～0.3本项目井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后运至大宛齐油田固废、液废处理场贮存。（3）生活污水本次大宛齐油田生产运营期原有57人，新增劳动定员10人，按每人每天排出生活污水80L计，生活污水最大产生量为292t/a。生活污水经室外检查井汇集排至生活区沉淀池，环评要求建设集成式化粪池，污水处理后，经提升用来绿化、道路浇洒，处理后出水水质指标达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级的要求。运营期固体废弃物排放情况（1）油泥（砂）油泥（砂）是被原油及其他有机物污染了的泥、砂、水的混合物，属危险废物。油泥（砂）属危险废物。根据类比调查，油田开采的油泥(砂)产生量为1.5-2.2t/万t采出液，以大宛齐油田2018年最大采出液124.61×104t计算，油泥(砂)最大产生量为274.14t/a。本项目产生的油泥砂运至大宛齐油田固废、液废处理场暂时贮存（25m×50m×3m）。（2）生活垃圾大宛齐油田生活基地原有57人，新增定员10人，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，每年新产生的生活垃圾最多为1.83t/a。生活垃圾收集外运至大宛齐油田垃圾填埋场处置（规模2×25m×50m×3m已做防渗膜）。运营期噪声排放情况（1）大宛齐油田工程运营期噪声污染源主要包括：各类机泵等。站场噪声源设备均安置于室内，值班室与泵房隔墙独立设置，并对隔离墙体进行了减噪处理。办公室与噪声源设备间相距20m以上。噪声排放情况见表3.1-8。表3.1-8运营期噪声排放情况序号位置时段噪声源声源强dB（A）备注1井场运营期机泵70-852站场运营期输油泵房70-85房屋减噪污水提升泵房95房屋减噪燃气锅炉83（2）大宛齐油田道路南段，运营期车辆噪声源强营运期大宛齐油田道路南段（2.2km）噪声污染源主要为车辆在道路行驶产生的噪声。噪声源来自以下几个方面：①在道路上行驶的机动车辆噪声源为非稳态源。营运后，车辆的发动机、冷却系统、传动系统等部件均会产生噪声。另外，行驶中引起的气流湍动、排气系统、轮胎与路面的磨擦等也会产生噪声。②由于道路路面平整度等原因而使高速行驶的汽车产生整车噪声。③营运期交通量的增大会提高公路沿线昼夜的交通噪声。第i型车车辆在参照点（7.5m处）的平均辐射噪声级（dB），Loi应参考（JTGB03-2006）下式计算：式中：Vi－该车型车辆的平均行驶速度，km/h。大宛齐油田道路南段设计车速30km/h。营运期道路交通噪声将对两侧区域带来不同程度的噪声干扰，各类车型车速按平均速25km/h计算。营运期道路交通噪声源强详见表3.1-9所示。表3.1-9拟建项目各特征年交通噪声源强（dB）车型201420202028昼间夜间昼间夜间昼间夜间大宛齐油田道路南段小型车63.963.963.963.963.963.9中型车69.669.669.669.669.669.6大型车76.676.676.676.676.6.5运营期污染物汇总综上所述，本工程各种运营期污染物汇总见表3.1-10。表3.1-10运营期污染物排放情况汇总项目工程污染源污染物现有产生量现有排放量本项目产生量本项目排放量建成后总排放量主要处理措施及排放去向废气采油及集输燃烧烟气废气量（×104m3/a）41584158226822684158环境空气NOX（t/a）76.6376.6341.8041.8076.63烟尘（t/a）12.5512.556.856.8512.55无组织挥发烃类（t/a）10.5910.5960.1360.1370.72废水井场井下废水SS、COD、石油类、挥发酚、硫化物（×104m3/a）1.5201.5200采用专用废液收集罐收集后运至大宛齐油田固废、液废处理场贮存。采出水废水量（×104m3/a）112.53091.7700富余水在联合站分离后，通过联合站的含油污水处理系统处理后回注生活区生活污水（m3/d）1664.4029200大宛齐生活基地集中处理，处理后用于绿化、洒水。固体废物集中处理站油泥（砂）（t/a）2600274.1400运至大宛齐油田固废、液废处理场贮存。生活区生活垃圾（t/a）10.401.8300统一运至大宛齐油田固废、液废处理场处置3.1.3生态影响生态影响主要体现在站内系统、道路、管线建设阶段，如占用土地、施工对地表植被的影响、土壤扰动等。针对本次工程内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算。见表3.1-11。经核算，本次大宛齐油田新增永久占地面积109.76ha，临时占地面积285.05ha。表3.1-11占地面积表序号工程内容占地面积（ha）备注永久临时1新增井场100156油、水井400口，占地50×50m，扰动范围30m配电工程0.010.01扰动范围10m消防工程0.010.01扰动范围10m2集油管道33.233.2km，扰动范围10m注水管道90.6690.66km，扰动范围10m道路9.625.1312.83km，路基宽度7.5m，扰动范围4m5污水处理系统及注水站0.120.043500m3，扰动范围5m合计109.76285.053.2环境影响预测及分析3.2.1生态环境影响分析针对本次工程内容的占地情况，分别从永久占地和临时占地两方面进行核算。见表5.1-1。经核算，本项目永久占地面积109.76hm2，临时占地面积285.05hm2。表3.2-1占地面积表类型序号工程内容占地面积（hm2）占用土地利用类型占用植被类型占用土壤类型永久占地1井场400口井场100戈壁裸岩地低覆盖度草地以合头草为主，伴生尖叶盐爪爪、琵琶柴等，局部有盐生假木贼，植被有枯死状态，植被覆盖度15%。灰棕漠土2站场污水处理系统0.12戈壁裸岩地低覆盖度草地选址区域以基本无植被分布灰棕漠土变电站、消防0.02戈壁裸岩地低覆盖度草地以合头草为主，伴生尖叶盐爪爪、琵琶柴等，局部有盐生假木贼，植被有枯死状态，植被覆盖度10%。灰棕漠土3道路道路9.62站内道路：戈壁裸岩地低覆盖度草。站外系统占地：戈壁、部分田地站内道路同井场特征相同灰棕漠土小计109.76临时占地1井场400口井场156戈壁裸岩地低覆盖度草地以合头草为主，伴生尖叶盐爪爪、琵琶柴等，局部有盐生假木贼，植被有枯死状态，植被覆盖度15%。灰棕漠土2站场污水处理系统0.04戈壁裸岩地低覆盖度草地选址区域以基本无植被分布灰棕漠土变电站、消防0.02戈壁裸岩地低覆盖度草地以合头草为主，伴生尖叶盐爪爪、琵琶柴等，局部有盐生假木贼，植被有枯死状态，植被覆盖度10%。灰棕漠土3管线集输管线33.2戈壁裸岩地低覆盖度草地与井区植被特征对应灰棕漠土注水管道-戈壁裸岩地低覆盖度草地与井区植被特征对应灰棕漠土4道路道路5.13站内道路：戈壁裸岩地低覆盖度草地。站外系统道路：戈壁、部分田地站内道路同站场特征相同灰棕漠土小计285.05合计390.6（2）占地影响分析永久占地使原先土壤－植被复合体构成的自然地表被各类人工构造物长期取代；临时占地伴随着永久性占地的工程建设而发生，也不可避免地对原有地表造成破坏，使原有土壤－植被自然体系受到影响或瓦解，在扰动结束后，临时占地影响区的土壤-植被体系的恢复能力与程度取决于临时占地影响程度的大小及原先的生态背景状况。本工程永久占地和临时占地分别为109.76hm2和285.05hm2施工活动和工程占地在油区范围内并呈点线状分布，对土壤、植物、野生动物等各生态要素产生不同程度的影响，同时也对原有景观结构和生态系统产生一定程度影响。3.2.2环境空气影响分析施工期环境空气影响分析本项目在施工期对环境空气的影响主要来自管线敷设、道路建设和地面工程建设过程中可能产生扬尘，如细小的建筑材料的飞扬或土壤被扰动后导致的尘土飞扬和车辆尾气排放与施工设备无组织废气。本项目施工期内，在站场、管线和道路等地面工程建设过程中产生的扬尘，如细小建筑物料（如水泥、沙土等）的飞扬，及其土壤被扰动后导致的尘土，施工运输车辆排放的少量尾气和运输中产生的扬尘等，对环境空气会造成一定的影响。但由于施工的扬尘一般比重较大，易于沉降，其影响将限制在较小的范围内，而且要加强管理，可将影响降至较低水平。开发期污染属于阶段性局部污染，随着工程结束，其影响也相应消失。钻井作业柴油机烟气排放集中在钻井施工期的短暂时段，且平均日排放量不大，加之评价区范围内2.5km内无集中固定人群，地域辽阔扩散条件较好。类比新疆油田其它相似钻井井场，场界外各项污染物浓度均小于《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中新污染源无组织排放监控点浓度限值。钻井作业柴油机烟气排放及总烃挥发对周围环境影响较小。运营期环境空气影响分析本项目原油实现管道密闭集输，因此，本项目运营期大气污染源主要包括井场、站场无组织挥发的烃类。（1）烃类无组织排放类比分析大宛齐油田正常生产期间，大气污染主要来自集输、外输过程中的烃类挥发。类比塔河9区内距贮油罐、采油井不同距离空气中非甲烷总烃浓度（表3.2-2），分析说明无组织排放的非甲烷总烃对空气环境的影响范围和程度。表3.2-2贮油罐及生产井非甲烷总烃现场监测结果mg/Nm3污染原监测点距污染源距离（m）非甲烷总烃浓度（mg/m3）贮油罐107.5306.55017.110016.11502.73003.1生产井AN152.5102.3202.2302.0502.1注：监测结果摘自《塔里木盆地塔河油田9区三叠系油藏开发建设工程环境影响报告书》从表5.2-1可看出，贮油系统非甲烷总烃的无组织排放浓度有一个峰值，在距污染源50m范围时浓度达到17.1mg/m3，在50m至100m范围内的浓度处于较高范围，150m以外非甲烷总烃的浓度均低于《大气污染物综合排放标准》中无组织排放周界外限值4.0mg/m3。非甲烷总烃的无组织排放量较小，均在排放周界外限值4.0mg/m3以下，对空气环境质量影响较小。（2）伴生气火炬放空本项目伴生气火炬放空排放污染物量为约为NO212.5kg/d、CO17.1kg/d。排放量很小，类比一般天然气燃烧浓度值，本项目火炬放空对周围环境影响较小。（3）大气环境影响预测分析本项目在运行过程中会存在无组织排放，项目运营期无组织排放90.10t/a，周围地势平坦，周围空旷，故在正常运行状态下对周围的空气环境影响较小，可以达到无组织排放物新污染源大气污染物排放限值。表3.2-3Screen3初步预测结果序号距离(m)NHMC（mg/m3）序号距离(m)NHMC（mg/m3）110.06711514000.081921000.06831615000.082932000.06861716000.083943000.06981817000.084854000.07101918000.085865000.07222019000.086776000.07342120000.087687000.07452221000.088598000.07562322000.0893109000.07572423000.07971110000.07782524000.07081211000.07882625000.06531312000.07991413000.0809根据Screen3初步预测结果显示（见表3.2-3预测结果），本项目无组织非甲烷总烃最大落地浓度为0.0893mg/m3，距离2200m。项目运营期无组织排放对周围环境空气影响较小。3.2.3水环境影响分析施工期水环境影响分析最近的地表水体为油区南5km季节性河流木扎尔特河支流。本项目施工期不涉及地表水系，不会对地表水环境产生影响。施工期产生的生活废水经沉降池沉降用于站区绿化。运营期水环境影响分析（1）油田开采对地表水环境影响分析运营期产生的废水主要生活污水。井下作业废水、油藏采出水送至联合站处理后回注地下。生活污水采用单立管伸顶透气排水系统。污水经室外检查井汇集排至生活区污水池（500m3），目前为沉淀后，用于站区绿化。环评要求建设集成式化粪池，污水处理达标后，再经清水池内的提升泵提升保障厂区绿化及浇洒用水。正常运行状态下不会对地表水产生影响。（2）油田开采对地下水的环境影响大宛齐油田地处拜城盆地中心地带，地下水资源受地面木扎尔特河以及农业灌溉的渗透，比较丰富。根据大宛齐相关岩土工程勘察报告，该处地下水水位埋深较深一般大于50m。评价区范围内无地下水水源保护地分布。A落地原油对地下水的影响油田开发初期，因试油、采油等过程中产生的落地原油，转移到下层的量很少。根据油田的研究资料，土壤中原油基本上不随土壤水上下移动，毛细管作用也不活跃。石油对土壤的污染仅限于20cm表层，只有极少量的落地油最多可下渗到20cm。由于油田气候干旱少雨，无地表径流，无大量降水的淋滤作用，即无迁移原油从地表到地下水的动力条件。随着油田开发的深入，要求带罐作业，基本可以杜绝落地原油对地下水的污染。在正常生产情况下，测井、洗井、采油作业、原油处理和原油集输等对地下水均不会产生较大影响。B含油污水对地下水的影响油田采出液脱油污水是主要的废水污染源，含油污水由大宛齐联合站内的污水处理系统处理，处理达到标准后，回注油田。蒸发池位于联合站西侧池底进行了防渗处理。大宛齐联合站有3座污水蒸发池，总面积为3.5×104m2。年平均蒸发量为1538.5mm，年平均降雨量为95.6mm，3座污水蒸发池蒸发水量约为138m3/d。自建成以来，池内液面保持平稳，未有明显上升，该池能够有效地使废水进行自然蒸发。由于蒸发采取了防渗措施，正常情况下对区域地下水基本无影响。3.2.4声环境影响分析施工期声环境影响分析通过类比分析可知，运输、平整场地、管沟开挖及回填、建筑物修建等过程中，昼间施工场50m以外均不超过建筑施工场界噪声限值，而在夜间则会超标，施工期的这些噪声源均为暂时性的，只在短时期对局部环境和施工人员造成影响，待施工结束后这种影响也随之消失。施工期噪声对周围环境造成的影响属可接受范围。运营期声环境影响分析项目开发建设及运营中的噪声对环境有一定影响，油田区域属于可接受范围，大宛齐油田道路南段运营期对路段两侧敏感目标均有一定的影响，根据预测结果可知，近期敏感路段左夜间超标0.5dB；敏感路段右中期、远期超标2~3dB。3.3环境保护措施3.3.1施工期环境保护措施生态保护措施在工程可研及已建工程采取的生态环境影响减缓措施的基础上，根据本项目对生态环境可能产生的不利影响，评价提出如下防范措施。（1）减少占地、生物量损失及土壤扰动措施严格按照设计要求，控制井场、站场、管线和支干路临时占地面积，井场控制占地50×50m，扰动范围在站场边界外扩10m范围，站场控制在站场边界外扩10m范围，支干路扰动范围控制在4m范围，管道施工作业带宽度控制在8m范围。严格控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽量减小便道占地和对地表植被的影响，临时便道应严格控制宽度，并应指定车辆的行驶路线，尽量减小便道占地和对地表植被的影响。项目在选址、选线时，尽量少占或不占用植被生长较好的区域。尤其是在植被较好的区域，管线、站场工程应尽量避开植被覆盖较高的区域，尽可能选择地表无植被处，在具体的施工建设中，应尽量避免破坏地表覆盖植被管道选线时尽量顺直，尽可能与已建成的公路平行。管道开挖时严格按照设计路线施工，严禁乱挖、多挖；对于施工挖出的土方，应原地回填并做表面压实处理。施工过程中，注意地貌的恢复。表土分层堆放，分层覆土。尽量避免在大风天气下取土；做好取土场周围的生态环境保护工作，尽量减少整个施工期间因风蚀和水蚀而可能产生的水土流失。对于施工挖出的土方，应原地回填并做表面填压是处理。从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护生态环境的意识和自觉性；强化对职工的行为管理，建立严格的生态保护制度。在道路边和油区，设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌。防止捕猎野生动物、滥采天然植被的情况发生。（2）排洪防洪措施对井场、站场采取有效防洪措施。防洪标准按超百年一遇。站场高度应高出设计洪水位0.5m以上，站场标高取高于周围平均自然地坪约1.5m-2.0m，站场边坡采用C20砼预制块护坡。增强施工人员对洪水危害的重视程度，规范施工行为等。加强施工建设的管理工作，对施工机械、车辆和人员践踏、碾压应严格管理；加强对施工人员的教育工作，不得随意在荒漠上开道，要严格行驶在已开辟的道路上。（3）穿越河流及道路工程措施支干路在具体选线中，应尽量避免穿越季节性河流，不可避免时，在穿越处应设置桥涵。严禁将挖弃的土方和建筑垃圾堆放在穿越的洪沟内。管道施工穿越道路时，尽可能的缩短施工时间。道路施工开始前，先与当地林业管理部门取得联系，协调有关施工场地、临时便道等问题，尽量减少对施工区周围的土壤和植被的破坏。道路建设中施工噪声是短期行为，主要是夜间干扰施工沿线居民休息，强噪声施机械（装载机、振捣器等）夜间（24:00~8:00）停止施工作业。在道路工程中合理安排施工活动，尽量缩短工期，减少施工噪声影响时间。避免强噪声施工机械在同一区域内同时使用。为了保护好居民的生活环境，在施工现场采取相应的噪声防治措施，在村庄（大桥乡哈尼喀村）采取搭建临时声屏障措施，以减小施工对居民的噪声影响。大气污染防治措施（1）地面工程施工避免在春季大风天气进行，且道路和井场均应进行地面覆盖处理。所有道路均应沿道路行驶，以减少扬尘污染。（2）采用高品质的柴油、添加柴油助燃剂。（3）加强施工管理，限制施工段车速。（4）粉状材料如水泥、石灰等应罐装或袋装，禁止散装运输，严禁运输途中扬尘、散落，堆放应有篷布遮盖。运至拌和场应尽快与粘土混合，减少堆放时间。堆放时应采取防风防雨措施，必要时设立围拦，并定时洒水防止扬尘。土、砂、石料运输禁止超载，装料高度不得超过车厢板，并加盖篷布。（5）在耕地集中路段进行路基施工时，应经常洒水降尘，减少扬尘对道路两侧农作物的影响。出入施工便道及未铺装的道路应经常洒水，以减少粉尘污染。水污染防治措施本次评价提出，应采取节水措施，从源头上节水降污。具体可采取措施如下：（1）以井队为单位，积累资料，分析研究在各种气候、各类施工作业多件下的合理用水量，以此为定额，在保证正常作业的情况下，控制新水用量；（2）动力设备、水刹车等冷却水使用循环水，安装了泥浆泵冷却水循环系统、振动筛的污水循环系统；减少用新水直接冲洗设备，并尽量采用擦洗的方法清洗设备。（3）道路施工中，设临时沉淀池，将悬浮物质沉淀。沉淀的底泥泥浆定时清运至弃渣场，上清液再利用（如用于施工场地的洒水降尘），禁止将未经处理的施工废水直接排入附近水体。施工废水尽量循环回用，以有效控制施工废水超标排放造成当地水质污染影响问题。噪声污染防治措施（1）井场选择应尽量远离居民区；在距离村庄较近时对泥浆泵、柴油机做好减振基础和设置隔声罩，减少噪声传播，合理安排施工时间，避免形成污染影响。在不能对声源采取有效措施情况下，对可能受噪声影响的居民采取临时搬迁、发放噪声个人防护器材、解释说明、经济补偿等措施，消除污染影响。（2）钻井场柴油机装设消声装置。（3）噪声大的设备应布置在井场主导风的下风向，办公用房或工作人员临时休息用房布置在井场主导风的上风侧。（4）人员、车辆进出井场尽量不安排在附近村民休息之后。（5）施工便道尽量远离村庄，施工设备特别是高噪声设备减少夜间使用。（6）在施工过程中应给施工人员配备用于减缓噪声干扰的专用耳套。固废污染防治措施本项目工程可研提出施工中废弃的建设原材料作到定时检查，定时清理回收，并拉运至环保部门指定地点集中堆放或掩埋；生活垃圾经收集清运，统一运至大宛齐油田固废、液废处理场处理。本项目含油危险废物最终运往塔里木石油勘探开发指挥部沙漠运输公司塔里木油田绿色环保站处置。该环保站位于巴州轮台县轮南镇，沙运司塔里木油田绿色环保站为中石油塔里木油田分公司英买力潜山油藏地面工程项目之一。危险废物经营方式：收集、处置和利用。经营危险废物类别：废矿物油HW08，废物代码071-001-08、071-002-08、251-001-08、251-003-08、251-005-08、251-007-08、251-008-08、251-009-08、251-010-08、900-201-08、900-209-08、900-210-08、900-249-08，废物行业来源天然原油和天然气开采、精炼石油产品制造和其他非特定行业。油/水、烃/水混合物或乳化液HW09，废物代码900-007-09废物行业来源非特定行业。经营规模：15000m3/年本次评价进一步提出如下固废污染防治措施：（1）油管泄油。使用撞击式泄油器、提杆式泄油器、提管式泄油器（如分体式套管摩擦提管泄油器和剪切式管控泄油器），解决包括抽油杆砂卡和断脱等不利情况在内的油管泄油问题，保证油管内的原油全部泄入井筒，而不落地。（2）油管和抽油杆外壁刮油回流。使用方便、耐用的油管刮油器和抽油杆刮油器，将营和杆壁上附着原油刮净，并使原油经装置直接回流返回套管，避免将原油带至地面。上述技术措施及设备在实际应用中，对控制落地原油的产生取得了很好的效果。建议建设单位应结合实际情况，对施工单位提出这一技术要求。（3）加强管理，对井口装置、集油管线等易发生泄露的部位进行巡回检查杜绝油井跑、冒、滴、漏，以及原油泄露事件的发生。（4）在作业季节的安排上，应尽量避开雨季，尤其是在丰水年份。3.3.2运行期环境保护措施生态恢复措施本次评价提出，工程施工结束后应采取如下生态恢复措施：（1）立即对施工现场进行回填平整。并尽可能覆土压实，基本程序是回填—平整—覆土—压实。工程回填物应首先考虑弃土、弃石和弃渣，并力求做到“挖填补平”。对未回填的弃土应运走用于其它井场或道路的建设。（2）平整施工迹地。对管沟回填后多余的土严禁大量集中弃置，应均匀分散在管线中心两侧，并使管沟与周围自然地表形成平滑过度，不得形成汇水环境，防止水土流失。管线所经地段的原始地表存在的局部凹地，若有集水的可能，需采用管沟多余土或借土填高，以防地表水汇集。对敷设在较平坦地段的管道，应在地貌恢复后使管沟与附近地表自然过渡，回填土与周围地表坡向保持一致。（3）尽快进行生态恢复。选择乡土物种。管线附近区域不宜选用深根植物进行恢复。（4）有效回收清管作业时排放的残渣，集中收集，统一运至大宛齐油田固废、液废填埋场，避免对土壤环境造成污染。（5）管道维修二次开挖回填时，尽量按原有土壤层次进行回填，以使植被得到有效恢复。（6）定期检查井场防洪抗洪建筑或设施是否正常，有无损坏。如果出现问题，应及时予以维护。大气污染防治措施本次评价进一步提出如下措施：（1）同步建设计转站伴生气回收管线，以确保伴生气的回收，加强伴生气的回收；（2）采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵；（3）保证生产操作平稳，减少油气放空和安全阀跳起；（4）站场内油泵房、计量间、罐区等处均设有可燃气体检测仪，检测浓度报警后可及时进行维护修理，可有效地控制伴生气的泄漏。水污染防治措施本次评价提出，运行期应采取的水污染防治措施如下：（1）运行期产生的采出水随采出液一同输送至联合站，经污水处理系统处理后回注地层。（2）生活基地生活污水安装处理能力为4m3/h集成式化粪池后，水质达到《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准，夏季用于绿化和道路洒水绿化，冬季送生活污水蒸发池，不外排。营运期间主要为职工产生的生活污水。改扩建后本项目工作人员共计67人，人均用水量以100L/人.d计，排水系数以0.80计，则生活污水排放量约5.36m3/d（1