解放渠东油田综合调整地面工程环评报告

解放渠东油田综合调整地面工程环境影响报告书（-表6.5-2地下水环境质量现状监测结果一览表（mg/L，PH除外）测点名称评价指标pH高锰酸盐指数石油类砷汞六价铬挥发酚硫化物铅镉铜标准值5.5~6.58.5~9≤10≤0.5≤0.05≤0.001≤0.1≤0.01≤0.5≤0.1≤0.01≤1.51#监测值8.406.00.01L0.5L0.05L0.004L0.0003L0.005L1.0L0.1L0.05L标准指数-0.6达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标2#监测值7.265.20.01L0.5L0.05L0.004L0.0003L0.005L1.0L0.1L0.05L标准指数-0.52达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标3#监测值7.623.50.01L0.5L0.05L0.004L0.0003L0.005L1.0L0.1L0.05L标准指数-0.35达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标4#监测值7.781.800.01L0.5L0.05L0.004L0.0003L0.005L1.0L0.1L0.05L标准指数-0.18达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标5#监测值7.027.20.01L0.5L0.000070.004L0.0003L0.005L1.0L0.1L0.05L标准指数-0.72--0.07达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标续表6.5-2地下水环境质量现状监测结果一览表（mg/L，PH除外）测点名称评价指标锌铁锰氟化物氯化物亚硝酸盐氮硝酸盐氮硫酸盐溶解性总固体总硬度标准值≤5.0≤1.5≤1.0≤2.0≤350≤0.1≤30≤350≤2000≤5501#监测值0.05L0.03L0.01L0.742400.00.222971050384标准指数0.370.69-0.0070.850.530.70达标情况达标达标达标达标达标达标达标达标达标达标2#监测值0.05L0.03L-0.8117300.01.86227074502300标准指数0.414.94-0.066.493.734.18达标情况达标达标-达标超标达标达标超标超标超标3#监测值0.05L0.03L-0.261500.00.414471170407标准指数0.130.43-0.011.280.590.74达标情况达标达标-达标达标达标达标超标达标达标4#监测值0.05L0.03L-1.909450.00.5110203560868标准指数0.952.70-0.022.911.781.58达标情况达标达标-达标超标达标达标超标超标超标5#监测值0.05L0.03L-8.8669700.028.948704460010900标准指数4.4319.91-0.9613.9122.3019.82达标情况达标达标-超标超标达标达标超标超标超标6.6声环境现状监测与评价6.6.1声环境质量现状监测本项目与“桑塔木油田开发调整地面工程”、“轮古气田初步开发方案地面工程”共用一套监测方案，共布设13个声环境质量现状监测点，见图6.4-1。本项目利用其中2个监测点，见表6.6-1。表6.6-1本项目声环境质量现状监测点一览表监测点编号监测点名称监测点类型监测点坐标5#JF1-5-3井拟建厂址E84°26'45.92"，N41°15'23.74"6#3#集气站环境背景E84°26'6.84"，N41°17'59.31"本项目声环境质量现状监测因子为等效声级Leq。于2015年3月19日监测，昼夜各监测一次。按《声环境质量标准》(GB3096-2008)中有关规定进行。6.6.2声环境质量现状评价采用《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准进行评价。声环境现状监测统计评价结果见表6.6-2。表6.7-2声环境现状监测统计评价结果表单位：dB(A)监测点监测值标准值达标情况昼间夜间昼间夜间昼间夜间JF1-5-3井44.741.76555达标达标3#集气站45.344.8达标达标由上表可知，拟建项目所在区域声环境现状良好，昼、夜间噪声均可满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准要求。

7环境影响预测与评价7.1生态环境影响预测与评价7.1.1对生态环境影响的途径油田开发过程包括钻井工程、油田开采工程、井下作业工程、油气集输和处理工程、外输工程、道路工程及相应的配套设施建设工程。油田开发占地面积大，一般为网状布局，不可避免地会对周围生态环境造成不同程度的污染和破坏。生态环境影响类型（1）占地对地表土壤、植被影响钻井、运输、地面工程建设要侵占土地、破坏植被，改变原有生态系统结构和功能。施工期间工程建设对生态环境的影响属于高强度、低频率的局地性破坏。钻井施工、道路建设、管线铺设、电力设施施工作业本身要占用大面积的土地，机械、运输车辆碾压、人员践踏、材料占地、土体翻出埋放地表等活动占用的土地面积远远超过工程本身。这些占地属暂时性影响，使植被遭到破坏、被铲除，野生动物受惊吓和驱赶，破坏了原有生态环境的自然性。油田工程施工完成后，高强度的临时性占地和影响将消除，如井区安全防护距离以外（永久占地以外）可进行植被恢复重建，使被破坏的生态环境逐步恢复。而井场、场站、生产基地、道路等地面建设属永久性占地，将会在原来连续分布的生态环境中形成生态斑点，产生地表温度、水分等物理异常，以及干扰地面植被和野生动物繁殖、迁移和栖息，长久影响生态环境的类型和结构。（2）污染物排放对生态环境的影响油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节的工作内容多、工序差别大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源类型和源强也不同，其情形较为复杂。主要污染源集中在钻井工程、油田开采工程、井下作业工程、油气集输和处理工程，其污染源分布广、排放源强小，污染因子简单，具有影响的全方位性、综合性的特点，其对生态环境影响的途径和程度取决于水环境、空气环境、声环境被污染的程度和固废的产生量及处置方式。（3）系统重建油田开发工程在改变原有自然生态环境的同时，有可能再造一个兼原有生态环境与油田生态环境并存的、稳定的人工生态系统（绿化工程），较之原有生态环境更为适合人们的生产和生活活动，同时有利于当地及周边地区的发展，有利于人类生存环境的改善。生态环境影响因素环境影响因素识别实际上是对主体（开发建设项目）的识别，包括主要工程和辅助工程。对于本项目来讲，主要从油田开发工程（钻井、地面基本设施建设、配套设施建设等）、油田内部油气集输管道工程等诸多方面分析环境影响因素。（1）钻井本项目新开发的5口油井中，其中JF1-8-4、JF1-9-4和JF150已经完钻，并投产。完井后生产废水由罐车运至轮南生产废水蒸发池处理，生活污水由罐车清运至轮南生活污水蒸发池；废钻井泥浆和岩屑已运至轮南工业固废填埋池填埋处理，生活垃圾已运至轮南生活垃圾填埋池填埋，泥浆池和废水池就地填埋复垦。剩余2口井JF1-5-3和JF1-8-3已做单井钻井工程环境影响报告表，并已审批。其在钻井过程中，井场的平整、泥浆池的修建会产生土方；钻井过程中废物的排放、钻井机械的运输等施工活动均可对地表原生结构造成破坏，对生态环境带来不利影响。在井场选址过程中，应尽量选择动土作业量小的地段，场地平整所产生的土方随地势进行处置，尽可能填入低洼地带；钻井废弃物全部进入泥浆池内存放，后期运至轮南工业固废填埋池填埋处理；井场材料整齐堆放，严格管理，不得随地洒落，完井后全部回收外运；施工机械划定运行线路，不得随意开行便道，以减少对地表原生结构的破坏。各种措施的采用，可有效减轻钻井过程对生态环境的影响。（2）集输管道在油田内集输管道修建中的地沟挖掘、下管及填埋过程中，对生态环境的影响主要是对土地的占用、对原生地表及管沟开挖范围内土层结构的破坏。本项目新建各类管线8.4km，施工期结束后，这种影响将随即消失，受影响的地表将在一定时期内逐步恢复到原生状态。（3）电力线路在油田内电力线路铺设中，电网-单井线路施工时对生态环境的影响主要是对土地的占用及塔基开挖范围内原生地表的破坏。本项目新建电力线路1km，施工期结束后，对临时占地及时恢复原有功能，受影响的地表将在一定时期内逐步恢复到原生状态。井场内和计量站内电力施工时位于井场和站场的永久性占地范围内，不新增占地，影响较小。（4）地面构筑物的修建本项目新建采油井场5座及1座10kv配电室，地面构筑物修建过程中土方的产生及堆放、构筑物的占地为主要的站场建设生态环境影响因素。设计中已充分考虑了这部分影响，站场的选址尽可能选在地势较为平坦，且地表生物量较少的地段，最大限度减少土方量，减轻对地表植被的影响。生态环境影响因素见表7.1-1。表7.1-1生态环境影响因素工程活动主要影响钻井工程1.永久占地改变土地的使用功能。2.钻前施工过程对井场周围植被和土壤产生不利影响。开挖管沟1.工程扰动使土壤结构、组成及理化特性发生变化。2.开挖过程对周边植被造成破坏。3.土方处置不当加剧风蚀。电力线路1.永久占地改变土地的使用功能。2.开挖过程对周边植被造成破坏。站场建设1.永久占地改变土地的使用功能，使未利用土地得以利用。2.施工过程对四周植被和土壤产生不利影响。生态环境影响程度工程建设对生态环境影响程度主要指所造成的影响是否可逆和可恢复。（1）永久性占地区域井场、站场、构筑物等永久性占地对生态环境的影响是不可逆的，改变了土地原有的利用方式及土地利用价值。管道铺设占地区域的生态环境影响为临时性影响，在管道敷设完成后对其上部占地区域进行平整、恢复原貌，其生态影响可逐步得以恢复。（2）临时性占地区域施工完成后，当施工地的土壤质地及地形条件适于植被生长，在土壤保水能力较强、有水份保证的地段（如低洼地段），被破坏的土壤表层结构和植被可以很快得到自然恢复。但在自然环境水分条件较差的区域，生态环境自然恢复的速度十分缓慢。7.1.2土地利用类型变化分析改扩建后，本项目新增占地11.86hm2，其中永久占地1.27hm2，临时占地10.59hm2。项目工程区新增占地的土地利用类型情况见表7.1-1。表7.1-1项目主要工程新增占地情况统计表单位:hm2项目新增占地面积占地类型占地性质林地未利用地疏林地沙地采油井0.450.45永久占地单井集油管线0.390.39注水管线0.400.050.35配电室0.030.03小计1.270.051.22采油井5.005.00临时占地单井集油管线2.762.76注水管线2.830.352.48小计10.590.3510.24合计11.860.4011.46从占地类型看，本项目主要工程新增占地中，永久占地、临时占地均是占用沙地面积最大；其次为疏林地；本项目不占用耕地。油田在开发建设过程中，永久占地所占用的土地利用类型均变为了工矿和交通用地，临时占地在施工扰动结束后，将恢复成原地类。从评价区范围内土地利用现状看，区域内是以未利用地、林地和草地、工矿和交通用地为土地利用结构形式。由于本项目的建设是在已形成相对稳定的工矿扰动区域内进行建设，项目新增占地仅占评价区总面积的0.36%，故项目新增工矿和交通用地对整个评价区范围内土地利用结构带来的变化比较小。图7.1-1项目主要工程新增占地土地利用类型图7.1.3对土壤的影响分析施工期对土壤环境的影响分析（1）钻井作业对土壤环境的影响项目区新建井场占地主要土壤类型是风沙土。钻井作业对土壤的环境影响主要是泥浆池对周围土壤环境的影响。钻井废水和废泥浆都存放于井场泥浆池中，完井清场后废弃泥浆运至轮南工业固废填埋池填埋处理。由于泥浆池经过防渗处理，而且本项目采用无害化水基泥浆，正常情况下对土壤环境不会产生影响。通过其他油气田已完钻井井场周围土壤环境质量类比调查，井场周围土壤中有石油类污染物，但石油类污染物影响范围较小。距油井井口10m以外土壤中石油类污染物即未检出，且在5-50m范围内井场周围土壤中石油类污染物均不超标。研究表明，距离井场越远，土壤中石油类含量越小，受油井开发影响越小。（2）管道工程对土壤的影响集输管道工程是地埋管道敷设工程，最直接的环境影响是施工期开挖管沟及管道敷设临时占地对土壤结构、肥力、物理性质破坏的影响。本项目管道挖方全部用于管道敷设后的回填无弃方量。本项目新建单井集油管线4.1km，注水管线4.3km。管道建设期占地共计6.38hm2，其主要土壤类型为风沙土。单井管线同沟敷设，减少临时占地。整个过程是短暂的，施工期结束后，这种影响将随即消失，受影响的地表将在一定时期内逐步恢复到原生状态。图7.1-2项目主要工程新增占地土壤类型图运行期对土壤环境的影响落地原油是运行期油田开发区域土壤污染的主要物质。根据老油田的资料统计，每口井每年平均产生0.1t落地原油。根据油田开发方案，整个工艺采用全密闭流程。且井下作业必须带罐（车）操作，采用专用收集罐收集后，定期委托塔里木石油勘探开发指挥部沙漠运输公司，运至塔里木油田绿色环保站处理，进行资源化利用。运行中，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，减少或杜绝油井跑、冒、滴、漏，以及油泄漏事件的发生。落地油对土壤的影响也减至最小程度。因此，正常工况下项目运行期对区域土壤环境影响不大。7.1.4对植被的影响分析本项目钻井工程、集输管道、井场建设、电力设施施工是造成植被破坏的主要原因。工程占地对植被的影响及生物量损失油田开发过程中的占地包括井场、管线、电力设施等占地，对植被的影响主要表现在施工期，主要影响形式是对土地的占用以及施工阶段清场过程中对地表植被的清理及施工过程中的辗压。在油田开发过程土地被扰动，地表植被基本被毁。在投入运营后，其中有部分地表土地被永久占用，地表被各种构筑物或砾石覆盖。其余土地重新回到原来的自然状态，但地表植被及地表结构却发生了较大的变化。地表保护层被破坏后，其稳定性下降，并且地表植被已不复存在。本项目在油田开发过程中新增临时占地面积为10.59hm2，永久占地面积为1.27hm2。在油田开发初期的3～5年中，荒漠植被破坏后不易恢复，因而使得11.86hm2荒漠土地基本没有植物初级生产能力，生物损失量约为164.85t。而评价区植被总生物量45170.62t，项目建设造成生物量损失约占评价区生物量总量的0.36%，所占比例较小，对当地植被不会产生明显影响，且本项目不砍伐胡杨林，不会使评价区的生态功能发生较大变化。当临时性占地的植被得到初步恢复后，这种损失将会一定程度上减少。项目的开发建设对地表植被产生一定的扰动和破坏，但是这种影响会随着项目服务期满后逐步消减。同时，在建设过程中尽量避免对植株的根除破坏，对建筑用地上的植株给予迁移重栽，同时在此基础上避免对植株的损伤及减小植被生境的扰动，将能够使占地对植被的影响降至最小。人类活动对植被的影响项目开发建设过程中大量人员、机械进入荒漠区，使荒漠环境中人类活动频率大幅度增加。对植被的影响主要表现在人类和机械对植物的践踏、碾压和砍伐，使原生植被生境发生较大变化。荒漠区单位面积上人口密度的增加将导致工程开发范围内及边缘区域地表土壤被践踏、自然植被减少，使项目区域内局部地带荒漠化的可能性增加，从而形成次生荒漠化。但评价区植被分布不均匀，且本项目严禁砍伐胡杨等植被，因此，人类活动对该区域天然植被产生的不良影响非常有限。图7.1-3项目占用植被类型图7.1.5对野生动物影响分析在项目评价区，因石油开发建设活动早已开展，人类活动频繁，使得对人类活动敏感的野生动物早已离去，已难见大中型的野生动物，除了乌鸦、麻雀等一些常见鸟类、啮齿类动物和爬行类动物外，偶尔可见到塔里木兔的踪迹。钻井、井场构筑物建设、集输管道敷设过程中，由于机械设备的轰鸣惊扰，人群活动的增加，荒漠型鸟类和大型哺乳类动物种类将远离施工现场，使区域内单位面积上的动物种群数量下降，但此类影响对爬行类和小型啮齿类动物的干扰不大。一些伴人型鸟类如麻雀、乌鸦等，一般在离作业区30m以外远处活动，待无噪声干扰时较常见于人类生活区附近。因此，随着钻井、开发各个过程的变化，该区域内野生动物的种类和数量将发生一定的变化，原有的荒漠型鸟类和大型哺乳类将逐渐避开人类活动的干扰迁至其它区域，而常见的伴人型野生动物种类有所增加。地面建设工程后期，随着开发建设进入正常生产阶段，施工人员撤离作业区域，仅少量巡检人员在油田开发区域及管道区域定期活动，区域内的人为活动逐步减少，野生动物将逐步回归原有生境，主要的影响范围仅限于场站和生活基地等人员活动较多的区域。运行期道路行车主要是气田巡线的自备车辆，车流量很小，夜间无车行驶，一般情况下，野生动物会自行规避或适应，不会对野生动物产生明显影响。此外，为避免可能发生偷猎事件，对油气田的工作人员应进行必要管理教育，树立保护野生动物的意识。同时，在设计选线过程中，最大限度避免破坏野生动物的活动场所和生存环境，严格规定各类工作人员的活动范围。就整个区域而言，区域内野生动物种类和种群数量没有明显变化。7.1.6对荒漠生态景观变化的影响分析本项目开发过程中永久性占用荒漠生态景观面积为1.27hm2。井场等永久性地构筑物的建设，将占用的荒漠生态景观变为人工景观。区域内作为基质组成部分的荒漠生态景观中减少了1.27hm2。对于整个油田开发区来讲，占荒漠生态景观的比例极小，同时还增加了局部区域的异质性。项目评价区的基质为单一的荒漠生态景观。荒漠生态景观的稳定性较差，异质化程度低，生态体系的稳定性和必要的抵御干扰的柔韧性较差。油田设施的增加及永久性构筑物的作用，在一定程度上会增加区域的异质性；生态环境中的异质性越大，抵抗外界干扰的能力就越大。本项目地面基础设施建设完成后，井场、道路及各类集输管道处于正常运营状况，不再进一步对环境产生明显的干扰和影响，由于工程占地面积相对较小，评价区主要景观格局要素建设前后优势度变化不大，对景观格局影响较小，不会改变当地的景观生态环境结构。因而油田开发建设不会改变区域内荒漠景观生态系统的稳定性及完整性。7.1.7退役后对生态环境的影响预测与评价油田退役期的生态环境影响以生态恢复为主。井场经过清理后，永久性占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫被清理，随后根据周边区域的自然现状对其进行恢复，使井场恢复到相对自然的一种状态。油田设施退役后，人员撤离，区域内没有了人为的扰动，井场范围内的自然植被会逐渐得以恢复，有助于区域生态环境的改善。根据“谁造成破坏，谁负责治理”的原则，建设单位对退役后的项目区进行全面的生态恢复工作，并对油田服务期满前已采取的生态保护措施的有效性和实施效果进行检查，保留各类绿化、防洪工程、生态保护措施，油田开发区的整体环境状况会得到较大改观。7.1.8与生态功能区划的符合性分析根据《新疆生态功能区划》，本项目所在区域位于塔里木盆地-东疆荒漠生态区（II-8）—塔里木盆地北部荒漠-绿洲农业生态亚区（II-8-3）—塔里木河上中游乔灌草及胡杨林保护生态功能区（II-08-03-05）。该区提出了“加大保护力度，建设好国家级塔河生态功能保护区和世界最大的胡杨林自然保护区；在保护好生态环境的前提下，有规划的开发利用油气资源，对废弃物进行无害化处理，恢复被破坏的林草植被实施即地恢复，加强防洪“导流”工程，实现油气开发与荒漠生态环境保护的双赢”发展方向的要求。本项目与《新疆生态功能区划》相关要求符合性分析见表7.1-2。表7.1-2本项目与《新疆生态功能区划》符合性分析主导生态功能及要求本项目概况相符性在保护好生态环境的前提下，有规划的开发利用油气资源，对废弃物进行无害化处理，恢复被破坏的林草植被实施即地恢复，加强防洪“导流”工程，实现油气开发与荒漠生态环境保护的双赢中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司已编制完成《解放渠东油田综合调整方案》，并委托有资质单位编制完成了《解放渠东油田综合调整地面工程初步设计》，对油气资源开发利用进行了合理的规划；根据设计和环评要求，对各类废弃物进行了妥善的处置和处理；项目水土保持方案报告书已编制完成，中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司将依据水土保持方案提出的要求落实水保资金、各项水土保持措施和生态恢复措施，油田开发区的生态环境得到明显改善。符合综上，在严格落实水土保持方案以及设计、环评提出的生态保护措施的情况下，本项目建设符合《新疆生态功能区划》相关要求。7.2环境空气影响预测与评价7.2.1区域气候气象特征项目所在区域月平均最低气温-9.4℃，月平均最高气温可达29.1℃，年均气温11.5℃左右。区域年主导风向为N，频率19.51%，次主导风向为NE，频率为18.33%，区域年平均风速1.59m/s，全年静风频率48.99%。年平均气温的月变化见图7.2-1，风向频率玫瑰图见图7.2-2。-10-10-5051015202530123456789101112气温（℃）月份图7.2-1项目所在区域平均气温月变化图图7.2-2项目所在区域风向频率玫瑰图7.2.2环境空气影响分析根据工程分析内容，本工程废气污染源主要包括施工期管线开挖造成的施工扬尘，运行期油气集输、处理及外输过程中的烃类挥发，以及闭井后井场清理产生的扬尘。施工期扬尘影响分析本项目施工期内，在站场和管线等地面工程建设过程中产生扬尘，包括建筑物料飞扬及土壤被扰动后产生的尘土，以及运输车辆运输过程中产生的扬尘等，对环境空气会造成一定的影响。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，通过加强管理，可将影响降至较低水平。施工期扬尘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。运行期烃类无组织排放影响分析本项目原油集输、处理及外运均采用密闭流程，烃类气体的挥发很少，单个井口的烃类挥发量约0.06t/a，采用《大气污染物综合排放标准详解》2.0mg/m3的标准，根据《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008），通过SCREEN3估算模式对井口烃类无组织排放的影响进行估算，计算结果见表7.2-1。表7.2-1井口烃类无组织排放估算模式计算结果表距源中心下风向距离D/m井口烃类非甲烷总烃（质量标准2.0mg/m3）下风向预测质量浓度μg/m3质量浓度占标率%502.240.11942.660.131002.640.132002.310.123002.120.115001.970.1010000.990.0520000.390.02下风向最大质量浓度/(μg/m3)2.66下风向最大质量浓度处距源距离/m94由上表可知，烃类无组织排放最大占标率Pmax=0.13%，出现距离为下风向94m，最大占标率Pmax<10%。由于项目所在区域空气扩散条件良好，油田运行期烃类无组织排放对大气环境质量影响较小。闭井后扬尘影响分析闭井后井场清理产生一定的扬尘，与施工期扬尘污染类似，属于阶段性局部污染，随着井场清理工作结束，其影响也相应消失。7.3地表水环境影响分析塔里木河位于本项目南约7Km处，本项目不向塔里木河排污，也无工程穿越，对塔里木河无影响。解放渠东油田位于新疆维吾尔自治区轮台县塔克拉玛干沙漠北部边缘，项目区气候属于暖温带大陆性干燥气候，由于天山的屏蔽作用，北来的冷空气和水汽难以进入该地区，年平均降水量51.9mm，年平均蒸发能力2072mm，年平均相对湿度48%，由此可见，该区域年最大蒸发量远远大于最大降雨量，因天气变化而发生洪水的可能性极小。油田区域地势高于塔里木河河床，且油田在建设过程中，对所有井场统一垫高，高于当地最高洪水位线1m；对地势低洼处的井场还进行了麻袋装土护坡；按要求设置道路涵洞，保证排洪通畅，因此，桑塔木油田各井场及管线的正常运行不会受到洪水的影响。在油田生产过程中，尽管该区域发生洪水的可能性极小，但为防范因天气变化出现的融雪和暴雨引起的洪水，进一步规范生产运行中突遇融雪天和暴雨天的安全管理，提高对突发事件和自然灾害的反应能力，建设单位还应落实如下措施：（1）各单位应组织员工对自己所辖区域的公路涵洞、低洼油田公路、防洪堤坝、防渗段进行重点检查，做好记录，加强防洪防汛工作。（2）对低洼及凹型油田公路段进行清雪工作，预防化雪后冲刷公路造成道路中断，影响生产车辆通行。（3）公路涵洞要组织清障，清理杂物、疏通流道，并清除闸门池子上覆盖的积雪。（4）对融雪期、下雨天突发洪水，各单位应组织员工对洪水情况进行观察，将员工撤向高处，对被洪水围困的员工应及时进行救援，保证员工人身安全。同时向作业区值班领导和生产运行科值班室值班人员通报洪水最新情况，并做好记录。生产运行科值班室的值班人员接到通报后，应及时准确地做好记录，并及时上报科室、作业区领导和油田公司生产运行处值班室，并做好应急救援。（5）洪水过后各单位应积极进行自救，将洪水造成的损失降到最低点。同时将损失情况以书面形式报生产运行科值班室，由值班室汇总后报作业区值班领导及科室领导和油田公司生产运行处值班室。（6）各单位一时无法恢复的损失情况及问题应统计汇总后，报作业区生产运行科和相关科室，由作业区协调解决。7.4地下水环境影响分析本项目位于塔里木河北岸冲积平原。塔里木河北岸冲积平原北邻迪那河洪冲积扇、渭干河-库车河洪冲积扇及其它小型洪冲积扇、冲出锥组成的山前洪冲积倾斜平原的细土平原部分。1）含水层的分布及富水性本区第四系堆积厚度500m以上，其中300m以上为中上更新统冲积、湖积粉细砂、中细砂夹多层厚度不超过2m的粉土、粉质粘土薄层。地下水大部分属潜水，局部具承压水特征，地下水含水层主要有第四系潜水含水层和新第三系裂隙孔隙承压水层。潜水位埋深一般为3~5m，除河道两侧存在与塔河水质相近的1~3g/L的微咸水外，其它均为高矿化咸水。2）地下水的形成及动态本区地下水除受塔河河水、地面渠系水渗透补给外，还受到昆仑山山前倾斜平原地下水加上塔克拉玛干沙漠地表凝结成的地下水越过塔克拉玛干沙漠后的补给。地下水动态变化受塔河水位的控制，属水文型。地下水埋深常随塔里木河丰水期和枯水期的影响而变化。3）地下水水化学特征第四系潜水含水层沿塔河两侧有一淡化带，为冲淡型地下水，深度为30m~50m，淡化带宽2km~4km，矿化度沿河岸较低1g/L~3g/L，其它地区一般超过3g/L，水层较薄，水量不大，其化学组成为：SO4·Cl－Na·Ca型水。新第三系裂隙孔隙承压水含水层化学类型单一，由于漫长的地质历史时期内得不到循环交替，呈封闭性地下水，属高矿化封存水，水量中等，水质差，矿化度较高，一般为5~10g/L，局部大于50g/L，，其化学组成为：SO4·Cl－Na型水。区域水文地质见图7.4-1。本项目正常工况下，可能对地下水产生的影响有以下几个方面：（1）施工期废水影响分析本项目新开发的5口油井中，其中JF1-8-4、JF1-9-4和JF150已经完钻，并投产。剩余2口井JF1-5-3和JF1-8-3已做单井钻井工程环境影响报告表，不包含在本评价中。钻井过程中产生的钻井废水暂存在泥浆池、废水池中，泥浆池和废水池采用复合防渗，即“混凝土+HJHY-1环保防渗膜+混凝土”三层防渗；废酸化压裂液暂存在专用储罐内；生活污水储存在生活污水池中，采用HJHY-1环保防渗膜防渗。完井后生产废水由罐车运至轮南生产废水蒸发池处理，生活污水由罐车清运至轮南生活污水蒸发池；JF1-8-4、JF1-9-4和JF150钻井过程中产生的施工影响随着其钻井工程结束而消失。（1）采出水回注对地下水的影响分析根据解放渠东污水处理站的回注经验，将处理后的达标油田采出水回注到地下干层或废弃油层，回注深度可达到2000m，远远超出含水层的深度，一般不会影响地下水环境质量。（2）落地油对地下水影响分析本项目在钻井、试油、修井、洗井及采气等过程中都将产生落地原油。环评要求井下作业必须采用带罐进行，故因此产生的落地原油本项目所在地本项目所在地图7.4-1区域水文地质图

极少，单井落地原油量＜0.1t/a。针对原油对土壤表层污染及下渗情况，结合项目区干旱少雨，无大量降水淋滤作用的气候特点，该处落地石油类污染物将主要积聚在土壤表层，很难渗入地下水循环系统，因此不会影响地下水环境质量。（3）蒸发池下渗环境影响分析本项目现有2座蒸发池，容积分别为15000m3和3000m3，池底均采用防渗膜进行了防渗处理，渗透系数小于10-7cm/s。在注水系统事故状态或设备运转不正常状态下油田采出水先进入3000m3蒸发池，沉降后上层清水排入15000m3蒸发池。鉴于蒸发池已采取防渗措施，加之项目区地下水埋深较大，蒸发作用强烈，且该区域地下水开发利用价值较差，因此项目建设对地下水环境不会造成严重影响。项目运行生产过程中，各种环节都存在着事故的可能性，除危害工程本身安全外，同时可能会污染地下水环境。主要表现在钻井过程及井下作业过程中，因操作失误或处理措施不当而发生的井喷或井漏等工程事故；自然灾害引起的油田污染事故；输油管线、输气管线运行过程中，管线腐蚀穿孔，误操作及人为破坏等原因造成的管线破裂使原油泄漏；油田污水处理过程中因操作失误，仪表失灵等原因发生沉罐、缓冲罐冒罐等污染事故，使大量含油污水溢流。（1）井漏事故的泥浆对地下水的影响井漏事故对地下水的污染是钻井泥浆遗失于地下水含水层中，由于其含Ca、Na等离子，且pH、盐分都很多，将污染地下含水层水质。但是井喷事故发生概率较低，在做好事故应急预案，对井喷事故积极应对的情况下，对地下水环境不会造成严重影响。（2）井喷事故及输油管道原油外溢对地下水的影响井喷事故是以面源形式的原油渗漏污染地下水，管道泄漏是以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水。井喷事故为瞬时排放，管线泄漏则分为短期大量排放和长期少量排放两类。短期大量排放，一般能及时发现，并可通过一定方式加以控制，影响范围不大。而长期少量排放一般较难发现，对地下水可产生一定影响，人为破坏也可造成管线破裂，使大量原油漏出。但此类泄漏为非连续性行为，其影响仅限表层，污染物不易进入地下含水层。本项目周边居民生产、生活均不取用地下水，因此对地下水环境影响较小。（3）油水窜层对地下水的污染影响钻井过程中由于地层压力的变化、钻井液性质等原因有时会引起“油水窜层”现象，多发生在200m左右的油层分布区。由废弃的油井、套管被腐蚀破坏而污染到地下水的现象，在前期不会发生，待油田开发到中后期时，废弃的油井、套管被腐蚀破坏，将会对地下水有影响，但此时油气层压力减小，原油不会上升到油层之上100余米的含水层。7.5声环境影响预测与评价本项目噪声源包括施工期和闭井后井场清理的作业噪声，以及运行期的站场设备噪声。7.5.1施工期声环境影响分析本次评价施工期主要包括管道铺设过程，主要噪声源见表7.5-1。表7.5-1施工期主要噪声源统计表序号设备名称噪声强度（dB(A)）备注1推土机90-105间歇2挖掘机80-953电焊机90-1004运输车辆80-95通过类比分析可知，施工场地昼间50m以外均不超过建筑施工场界噪声限值75dB(A)，而在夜间则会超出限值55dB(A)。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。施工场地周边无居民点等敏感目标，施工期噪声对周围环境的影响属可接受范围。7.5.2生产运行期声环境影响分析井场和管线正常运营期时噪声很小，本项目新增噪声源主要是新建井场的机泵等设备运行及井下作业的噪声，噪声源强见表5.2-1，经距离衰减后，50m外可达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB412348-2008）3类标准限值。根据对已投产的油井现场调查结果，井场噪声很小，井场周边无声环境敏感点，本项目对周围声环境基本无影响。根据声环境现状监测结果，项目所在区域声环境质量良好，本项目建成后，区域声环境质量可以满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准。7.6固体废物影响分析7.6.1施工期固体废物影响分析本项目新开发的5口油井中，其中JF1-8-4、JF1-9-4和JF150已经完钻并投产。其废钻井泥浆和岩屑已运至轮南工业固废填埋池填埋处理，生活垃圾已运至轮南生活垃圾填埋池填埋。剩余2口井JF1-5-3和JF1-8-3已做单井钻井工程环境影响报告表，并已完成审批。本次环评不再分析其钻井期环境影响。7.6.2生产运行期固体废物影响分析本项目新增固体废物主要是新增5口油井产生的含油污泥和落地原油。根据《国家危险废物名录》，上述固体废物属于危险废物。本项目新增含油污泥量2.58t/a，由塔里木石油勘探开发指挥部沙漠运输公司负责清运至其下属的轮南油田绿色环保站集中处理。落地油总产生量约0.5t/a，全部回收。本项目开发建设期和生产运行期采取有效的工程措施和管理措施后，固体废物全部得到妥善处置。

8水土流失及水土保持方案8.1水土流失及防治概况8.1.1项目区水土流失现状轮台县水土保持规划于2000年编制，主要措施为平原区和塔河北岸建立胡杨林保护区。除此之外，全县人民在植树造林，保护胡杨林及生态环境建设等方面做了大量艰苦的工作，特别是在群巴克乡、策达雅乡、野云沟乡、塔拉克乡为了防风固沙，营造了大片林带，迪那河流域各乡利用河滩、岸地种植防护林带，为水土保持工作的开展奠定了良好的基础。（1）林草建设林草植被是防治水土流失和土地沙化的基本措施，是从根本上改善生态环境和农林牧生产条件及改善人类生存条件的重要措施。据资料统计，到1998年底，全县共有林地236894.8公顷，其中农防林及防风固沙林2536公顷，经济林果面积3851.2公顷。天然草地709445.2公顷，人工改良草地1333.3公顷。在轮台县境内建立了我国第一个胡杨林自然保护区，每年恢复残次林0.66万公顷，新增胡杨实生林地0.13万公顷。低产林分由每公顷12立方米提高到每公顷30-40立方米。胡杨郁闭度由0.2提高到0.3-0.4。轮台县林业局在塔河解放渠油田附近建立了我国第一个胡杨林生态公园，园内胡杨茂密，郁郁葱葱，幽静宜人，成了夏日避暑休息的胜地，为生态环境和水土保持建设产业化奠定了良好的基础。（2）农业节水及城区绿化轮台县气候干燥，河水时空分布极不平衡，山溪性河流控制能力差，水利工程年久老化，径流流径戈壁地带，渗漏严重。农田水利工程的重点是蓄水工程和修建防渗渠道。田间内部工程以推广节水和排水。截止到2011年，轮台县已防渗渠总长度：1766.34公里，其中：干渠294.96公里，支渠528.98公里，斗渠666.6公里，农渠575.5公里青年水库坝体加固工程已完成，恢复原设计库容360万立方米，并完成水库泵站改造及引水渠清淤，确保了水库春季抽水灌溉，为兴建轮台县水上公园，发展旅游事业，城市绿化，开辟水产基地打下基础。8.1.2水土流失容许值该工程沿线侵蚀类型主要为中度风力－中度水力侵蚀。本工程项目区主要位于塔里木河以北的洪冲击平原，确定项目区原生地貌土壤侵蚀模数为2600t/(km2.a)。根据《土壤侵蚀分类分级标准》（SL190-2007），本项目建设区在全国土壤侵蚀类型区（风蚀）划分中属“三北戈壁沙漠及沙地风沙区”，其土壤容许流失量为1000t/（km2.a）。8.1.3防治经验（1）施工过程中的临时防护措施施工过程中的临时防护措施是开发建设项目水土流失综合防治的重要组成部分。线性工程一般线路长、跨度大，在施工过程中将大量开挖、回填土石方。一旦遇降水和大风，极易产生严重的水土流失，甚至引发崩塌，滑坡、泥石流等灾害。为减轻施工过程中水土流失，避免引发不良地质灾害，确保安全、顺利施工，在施工过程中需及时布设较为有效的临时防护措施。较为成功的方法有对挖方土两侧采用草袋土临时拦挡；将表土剥离后分开临时堆放，用于后期土地整治。场地堆土、堆料四周采用草袋维护等。（2）工程措施①管道作业带改变原地表水文状态的防护措施：管道通过经过戈壁和石质地区时，因为管道体积和挖方松散系数原因，多出一部分管沟开挖土石方量，这部分渣量通常采用两种处理方法，一种方法是在管道作业带上采用间隔的条带弃渣，每个条带周边采用干砌石护坡，间隔处一般选在地势相对低洼地方，方便水流通过；第二种方法是将多出的渣量平铺在管道作业带上，可以有效减少风蚀，同时，考虑过水需要，每隔一段距离设置一过水通道。管道作业带上处理弃渣，可以有效减少工程占压地表面积，以及减少弃渣集中堆放所带来的运距增加问题。②管道作业带施工沉降后采取的补救措施：管道通过经过戈壁和石质地区时，基本上没有沉降。在穿越河流、冲沟时，可通过工程手段及将管线埋入稳定层加浇混凝土覆盖处理，管道的安全是比较可靠的；管道纵向起伏较大，通过在管道纵向尽可能少设弯头、弯管，在陡坡地段时应尽可能放低坡度，避免垂直敷设，同时加强清管可以有效避免低点积液。③集输管道经过地段为低山丘陵，为确保管道安全，不受外力破坏和环境条件的影响，均采用埋地敷设，管道应埋设于最大冻土深度以下且应有足够的埋设深度。在起伏的地段应尽量采取降坡措施采取弹性敷设。小型冲沟可采用沟埋方式，迪那河需采用穿越方式。（3）植物措施根据现场调研，项目管道沿线主要分布的植物群落以琵琶柴、假木贼、红柳、梭梭为主，伴生有骆驼刺、毛腊、三陵草等，沿线可采取植物措施对改善项目区生态环境具有重要作用，包括办公场所园林绿化，开挖、填方边坡植物护坡，临时占地植被恢复措施。在草种选择上，以乡土草种为主，同时兼顾种植保持水土效果好、经济价值高的草种。（4）预防保护措施加大宣传力度，在管道沿线制定标牌，加强对现有植被和治理成果的管护。“三同时”制度；尽量少扰动土地；加强施工组织管理，加强取、弃土（渣）场和临时用地恢复措施的监管；做到预防为主，防患于未然。合理安排施工进度，尽量避免在大风及降雨期间施工，施工期严格限制扰动面积，施工期末有条件地区路基两侧植被恢复，立交区绿化美化。8.2水土流失预测8.2.1损坏水土保持设施及土壤流失量水土保持设施是指具有防治水土流失功能的一切设施的总称，具体是指具有保水、保土、保肥、保护生态环境的一切工程和非工程的林草及自然植被生态设施等。以工程可行性研究报告为基础，结合野外调查，确定本项目建设损坏的水土保持设施为荒草，确定本项目损坏水土保持设施面积共计3.27hm2。可能造成水土流失的面积，即为扰动原地貌和损坏土地的面积3.27hm2。本项目设置的弃土（渣）场全部利用取土（料）场弃渣，因此弃渣水土流失量和取土（料）场水土流失量合并预测。如不采用有效的水土流失防治措施，预计本项目施工准备期、施工期和自然恢复期可能产生的水土流失总量为770.56t，其中，背景流失量为266.24t，新增水土流失量为504.32t。8.2.2水土流失危害预测根据项目区的地形地貌、水文气象条件及水土流失现状预测，本项目建设所产生的部分临时堆土，结构松散，抗蚀性差，施工过程中如果不采取适当的防治措施，在大风或大雨天气易产生扬尘或水力侵蚀。因此，工程建设时需采取适当的防治措施。表8.2-1水土流失量预测表分区预测单元预测时段土壤侵蚀背景值t/（km2·a）扰动后侵蚀模数t/（km2·a）侵蚀面积（hm2）侵蚀时间（a）背景流失量（t）预测流失量（t）新增流失量（t）荒漠区注水井防治区施工期260075001.01378.78227.25148.47自然恢复期26008000.3619.362.88-6.48注水管线防治区施工期260080001.853144.3444299.7自然恢复期260080001000解转站10KV配电室施工期260075000.1239.362717.64自然恢复期26008000.0210.520.16-0.36配电线路防治区施工期260075000.0533.911.257.35自然恢复期260010000.0110.260.1-0.16施工道路防治区施工期260080000.24318.7257.638.88自然恢复期26008000.0411.040.32-0.72合计266.24770.56504.328.3水土流失防治方案8.3.1水土流失防治目标本项目沿线经过区域降水量在100mm以下，项目区土壤侵蚀类型属风力和水力混合侵蚀，现状侵蚀强度以微度、轻度侵蚀、中度侵蚀为主。根据项目区降水量、土壤侵蚀强度、地形、灌溉条件及当地生产实践经验对标准值修正后得出本工程防治目标值。本工程采用的水土流失防治标准详见表8.3-1。表8.3-1水土流失防治标准一览表防治标准等级防治指标标准规定按降水量及灌溉条件修正按土壤侵蚀强度修正按地形修正设计水平年采用标准一级扰动土地整治率（%）9595水土流失总治理度（%）85-580土壤流失控制比0.70.7拦渣率（%）95-293林草植被恢复率（%）95——林草覆盖率（%）20——注：因降水量稀少，立地条件差，对林草植被恢复率及林草覆盖率不做定量要求。8.3.2防治责任范围本工程水土流失防治责任范围总面积4.91hm2，其中项目建设区面积3.27hm2，直接影响区面积1.64hm2。本工程防治责任范围见表9.3-2。表8.3-2本工程水土保持防治责任范围单位：hm2分区亚区项目建设区直接影响区防治责任范围注水工程注水井1.010.381.39注水管线1.850.222.07小计2.860.603.46供电工程解转站10kV配电室0.120.030.15配电线路0.050.580.63小计0.170.610.78道路工程0.240.430.67合计3.271.644.918.3.3水土流失防治分区根据水土流失防治分区划分的依据和原则，本工程分为注水工程、供电工程和道路工程等3个分区。分区结果详见表9.3-3。表8.3-3水土流失防治分区一览表单位：hm2行政区划分区亚区项目建设区直接影响区防治责任范围巴音郭楞蒙古自治州轮台县注水工程注水井1.010.381.39注水管线1.850.222.07供电工程解转站10kV配电室0.120.030.15配电线路0.050.580.63道路工程0.240.430.67合计3.271.644.918.3.4水土保持措施总体布局根据水土流失防治分区，在水土流失预测及分析评价主体工程中具有水土保持功能工程的基础上，把注水井防治区和注水管线防治区作为水土流失防治的重点区域。针对本工程施工建设活动引发水土流失的特点和造成危害的程度，采取有效的水土流失防治措施，把水土保持工程措施与植物措施、永久措施和临时性措施有机结合起来，并把主体工程中具有水土保持功能的工程纳入水土流失防治措施体系中，合理确定水土保持措施的总体布局，以形成完整、科学的水土保持防治体系。本工程水土流失综合防治体系由主体工程中已具备水土保持功能的措施和本方案新增的水土保持措施构成。8.3.5水土流失防治措施工程量为了有效地防止工程建设引起的水土流失，本方案在主体工程设计水土保持措施的基础上新增了部分的工程措施和临时措施。新增水土保持措施工程量汇总，见表9.3-4。表8.3-4本方案水土保持工程新增措施工程量汇总分区亚区措施名称单位数量备注注水工程注水井场地平整hm21.01砾石压盖100m2主体已列洒水m3600注水管线场地平整hm21.85编织袋填筑100m15彩条旗围栏100m100供电工程解转站10kV配电室场地平整hm20.12砾石压盖100m12洒水m3300配电线路砾石压盖100m5洒水m3400道路工程场地平整hm20.24砾石压盖100m4彩条旗围栏100m0.6洒水车洒水100m0.88.4水土保持监测8.4.1水土保持监测分区根据《水土保持监测技术规程》（SL277-2002）的规定，水土保持监测范围分区是根据水土流失的类型、成因以及影响水土流失的主导因素的相似性，在整个水土保持监测范围进行分区防治，各监测分区要突出反映不同区域水土流失特征的差异性、反映同一区域水土流失特征的相似性，要求同一区自然营力、人为扰动及水土流失类型、防治措施基本相同，而不同区之间则有较大差别。本项目水土保持监测分区与水土流失防治分区保持一致。8.4.2水土保持监测内容根据《水土保持监测技术规程》（SL277-2002）等有关技术规范，水土保持监测内容遵照“影响因素→水土流失→水土流失治理→治理效果”这个逻辑关系进行，结合本项目的实际情况，确定其水土保持监测内容为：水土流失影响因子、水土流失状况、水土流失危害、水土保持措施和水土保持效果等五个方面。8.4.3水土保持监测点位根据本项目特点、水土流失特征、水土流失防治分区及水土保持防治措施总体布局，参考水土流失预测结果，确定本项目水土保持监测重点区域为注水工程防治区。监测点位布设的原则和要求：1）要有较强的代表性，但不影响主体工程施工；2）尽量避免人为活动的干扰；3）交通方便，便于监测管理。8.5水土保持工程投资估算本项目水土保持估算总投资128.24万元，其中，主体已列投资0.07万元，方案新增128.17万元。总投资中，工程措施投资3.56万元，临时措施投资18.88万元，独立费用97.62万元（含水土保持监测费37.74万元，水土保持监理费14.00万元），基本预备费7.20万元，水土保持设施补偿费0.98万元。水土保持投资估算详见表8.5-1。表8.5-1水土保持投资估算总表单位：万元序号工程或费用名称建安工程费植物措施费设备费独立费用总计栽、种植费苗木、种子费主体已列方案新增合计一第一部分工程措施3.563.561注水井1.130.021.111.132注水管线2.042.042.043解转站10kV配电室0.270.270.274配电线路0.060.060.065道路工程0.060.050.010.06三第三部分临时措施18.8818.881注水井0.740.742注水管线17.1417.143解转站10kV配电室0.370.374配电线路0.490.495道路工程0.130.13一至三部分之和四独立费用97.6297.621建设管理费0.880.882水土保持监理费14143勘测设计费20204水土保持监测费37.7437.745水土保持设施竣工验收技术评估报告编制费2525一至四部分合计120.06五基本预备费7.20六水土保持设施补偿费0.98七水土保持工程总投资0.07128.17128.248.6效益分析根据《水土保持综合治理效益计算方法》（GB/T15774-1999）的规定，实施的水土保持措施的目的是为了控制因施工建设造成的新增水土流失，恢复项目区土地植被资源和生态环境，同时确保项目工程的安全生产运行，水土保持措施所产生的综合治理效益主要体现为生态效益、社会效益和经济效益3个方面。8.6.1生态效益通过实施水土保持方案设计的各项措施后，可以有效地控制工程建设期的人为水土流失，对保持和改善项目区生态环境具有较好的作用。本方案中各防治分区的水土保持防治措施实施后将有效控制施工期和试用期所产生的水土流失，具有良好的保水、保土效益。本方案水土保持措施一旦实施，能有效减少扰动土地面积，控制水土流失，产生较好的生态效益，具体表现在扰动土地整治率、水土流失总治理度、土壤流失控制比、拦渣率、林草植被恢复率和林草覆盖率等6个方面。本项目水土流失防治目标分析值表见8.6-1。表8.6-1水土流失防治目标分析值表评估指标目标值计算依据单位数量设计达到值计算结果扰动土地整治率95%水保措施面积+永久建筑物及硬化面积hm23.2098%达标扰动地表面积hm23.27水土流失总治理度80%水保措施面积hm23.1894%达标水土流失总面积hm23.38土壤流失控制比0.7项目区容许土壤侵蚀模数t/（km2·a）10001达标方案实施后土壤侵蚀模数t/（km2·a）1000拦渣率93%设计拦渣量104t0.05100%达标弃渣量104t0.05林草植被恢复率-林草植被面积hm2可恢复林草植被面积hm2-林草覆盖度-林草植被面积hm2项目建设区面积hm2-注：因降水量稀少，立地条件差，对林草植被恢复率及林草覆盖度不做定量要求。8.6.2社会效益水土保持方案实施后，形成工程措施和临时措施相结合的综合防治措施体系，人为造成的水土流失能够得到有效地控制和治理，其社会效益主要表现在以下几方面：1）防止径流对主体工程的危害主体设计时对主体工程采取了路基边坡防护和路基排水等工程，此外，本方案对设置的取弃土（料）场采取了土质排水沟、土地平整、削坡等措施，基本杜绝了本项目建设过程中降水和融雪水径流对主体工程的危害。2）严格限制扰动地表面积本项目结合地质和路段情况布设取弃土（料）场，予以集中取土（料），工程沿线利用取弃土（料）场弃渣，并采取相应的水土流失防治措施，对施工生产生活区及施工便道提出临时性防护措施，以减少对周围地貌、结皮、砾幕的扰动和破坏。3）保障工程安全生产项目区水土流失防治工程措施和临时措施的实施，形成了完整的防护工程体系，保证了项目的安全运行。4）保护项目区环境工程开挖土石方基本得到利用和治理，防止弃渣流失，并通过对开挖面实施治理防护，防止开挖面水土流失的隐患，同时减少对周边环境的影响。8.6.3经济效益本方案通过采取土地平整、回覆表土、排水工程、削坡等工程措施，栽植乔灌木、撒播草籽等植物措施以及渣面拍实、洒水、临时拦挡、限制性彩条旗等临时措施，维持土地的生产力，有效利用和保护土地资源。在保证主体工程安全的同时，有效保护了项目区的生态环境，促进经济的发展。

9社会环境影响评价9.1对项目直接影响区社会经济发展的宏观影响新疆是我国陆上石油天然气资源开发的重要战略区，本项目建设将稳定、增加新疆塔里木油田分公司的石油产出及输出量，还可以带动当地原油、天然气副产品加工利用和相关产业的发展。9.2对人民群众生活质量的影响分析本项目的开发建设对拉动新疆巴州轮台县的经济发展将起到重要作用，经济的发展有利于提高人民的生活水平，增加人民的收入，从而提高生活质量。

10环境风险本环境风险评价主要对原油集输过程中存在的事故风险因素进行识别，并针对可能发生的典型事故造成的环境影响进行预测、分析。10.1风险识别10.1.1物质危险性识别本项目采出的原油和伴生天然气，属于《危险化学品名录》（2015年版）中的危险化学品。原油原油闪点小于28℃，粘度15.73~21.54mPa.s，根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中可燃物质火灾危险性分类，属甲B类易燃、易爆物。其蒸气与空气形成爆炸混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸，与氧化剂能发生强烈反应，遇高热可分解出有毒烟雾。本工程原油含硫，但生产过程中不产生硫化氢。原油的理化性质、危害特性及防护措施见表10.1-1。天然气天然气主要成分是甲烷与其他低分子烷烃的混合物，是无色、无臭气体，属低毒性物质。天然气的主要危险性在于其易燃易爆特性，根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中可燃物质火灾危险性分类，天然气火灾危险等级为甲B类，容器或管道中的天然气泄漏在大气中，其浓度达到爆炸极限范围时，遇火源将发生燃烧或爆炸。管道输送天然气一般采用压力输送，当管道发生泄漏时，高压天然气扩散到空气中，体积急剧膨胀，有导致火灾爆炸事故的危险。天然气理化性质、危险危害特性及防护措施见表10.1-2。

表10.1-1原油理化性质、危险危害特性及防护措施一览表理化常数危险货物编号32004CAS号8030-30-6中文名称原油英文名称CrudeoU；Petrolemn别名石油外观与性状黑色的可燃性黏稠液体闪点<28凝固点溶解性不溶于水，溶于苯、乙醚、三氯甲烷、四氯化碳等有机溶剂。密度相对密度（水=1）0.84～0.86稳定性稳定爆炸极限1.1％～8.7％（体积）自燃温度280℃～主要用途主要用于生产汽油、航空煤油、柴油等发动机燃料以及液化气、石脑油、润滑油、石蜡、沥青、石油焦等，通过其馏分的高温热解，还用于生产乙烯、丙烯、丁烯等基本有机化工原料。危险特性危险性类别：第3.2类易燃液体。易燃，蒸气与空气能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与硝酸、浓硫酸、高锰酸钾、重铬酸盐等强氧化剂接触会剧烈反应，甚至发生燃烧爆炸。健康危害毒性：IV（轻度危害），属低毒类。侵入途径：吸入、食入、经皮吸收。健康危害：未见原油引起急慢性中毒的报道。原油在分馏、裂解和深加工过程中的产品和中间产品表现出不同的毒性。长期接触可引起皮肤损害。泄漏应急处理根据液体流动和蒸气扩散的影响区域划定警戒区，无关人员从侧风、上风向撤离至安全区。消除所有点火源。应急人员应佩戴正压式空气呼吸机，穿防火服，使用防爆等级达到要求的通讯工具。采取关闭阀门或堵漏等措施切断泄漏源。如果槽车或储罐发生泄漏，可通过倒罐转移尚未泄漏的液体。构筑围堤或挖坑收容泄漏物，防止流入河流、下水道、排洪沟等地方。收容的泄漏液用防爆泵转移至槽车或专用收集器内。用砂土吸收残液。防护措施工程控制：生产过程密闭，全面通风。呼吸系统防护：空气中浓度超标时，佩戴正压式空气呼吸机。眼睛防护：必要时，戴化学安全防护眼镜。身体防护：穿防静电工作服。手防护：戴橡胶手套。其它：工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。急救措施皮肤接触：脱去污染的衣着，用肥皂水及清水彻底冲洗。眼睛接触：立即提起眼睑，用流动清水冲洗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。注意保暖，呼吸困难时给输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸。就医。食入：误服者给充分漱口、饮水，就医。灭火方法消防人员须穿全身防火防毒服，佩戴空气呼吸器，在上风向灭火。喷水冷却燃烧罐和临近罐，直至灭火结束。处在火场中若发生异常变化或发出异常声音，须马上撤离。灭火剂：泡沫、干粉、砂土、二氧化碳。

表10.1-2天然气理化性质、危险危害特性及防护措施一览表理化性质危险货物编号21007（压缩气体）21008（液化气体）CAS号74-82-8中文名称天然气英文名称methane；Marshgas分子式CH4外观与性状无色无臭气体。分子量16.04蒸汽压53.32kPa/-168.8沸点-161.5闪点-188熔点-182.5溶解性微溶于水，溶于醇、乙醚。密度相对密度（水=1）0.42相对密度（空气=1）0.55稳定性稳定爆炸极限空气中5.3~15％（体积）自燃温度538主要用途用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。危险特性危险性类别：第2.1类易燃气体。燃烧（分解）产物：一氧化碳、二氧化碳。健康危害侵入途径：吸入。健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。资料急性毒性：LD50：无资料；LC50：无资料环境标准职业接触限值：MAC（mg/m3）：--；TWA（mg/m3）：25；STEL（mg/m3）：50泄漏应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿消防防护服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。防护措施呼吸系统防护：一般不需要特殊防护，但建议特殊情况下，佩带自正压呼吸机。眼睛防护：一般不需要特别防护，高浓度接触时可戴安全防护眼镜。身体防护：穿防静电工作服。手防护：戴一般作业防护手套。其它：工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。急救措施皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸。就医。灭火方法切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉。10.1.2生产过程危险性识别本项目单个井场均不设储油、储气装置，生产过程中的事故风险主要来自于井场、油气集输环节，可能造成的风险事故包括井喷、火灾、爆炸、油气泄漏等。根据各功能单元的生产设施和特征，逐一识别其危险性。油田开发采油过程中井下作业时，未按规范进行操作，或者未能正确安装井控装置，导致井喷事故。井喷事故的根本原因是井底压力不平衡，地层压力大于井底压力。发生井喷事故后，可能进一步引发火灾爆炸事故，包括井喷时井口的铁件或井内钻具与井架碰撞起火，在井场进行带电作业或使用明火操作，井口装置设备失灵和处置不当造成压井破坏地层，引起四周冒气着火。若发生火灾爆炸，井控难度更大，井喷失控的后果更严重。除井喷事故外，井口作业区还可能因油气泄漏造成火灾、爆炸事故。由于井口装置、管线等设备设施密封不严或因保温措施失效而冻堵以致应力开裂，造成油气泄漏，若油气积聚达到爆炸下限则可能引发火灾、爆炸事故。在生产过程中，井口设施及阀门由于腐蚀、密封不严等原因泄漏，遇明火、火花、雷电或静电将引起着火；切割或焊接管道或阀门时，安全措施不当、电气设备损坏或导线短路均有可能导致火灾事故的发生。据统计，塔里木盆地230多次井喷事故中（占完井总数的2.41‰），井喷失控又着火的井78口，占失控井的34%，从事故原因分析表明，多数井喷的发生是由于操作人员直接原因造成。原油集输原油、天然气集输过程中的风险事故因素主要为管线泄漏。生产过程中，由于管道或设备存在设计缺陷、材料缺陷、施工质量缺陷、长期使用磨损、人员误操作、第三方破坏等原因造成原油、天然气泄漏，遇火源有可能引发火灾、爆炸事故。10.1.3重大危险源识别根据《危险化学品重大危险源辨识标准》（GB18218-2009）和《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字[2004]56号）的要求，对本工程进行重大危险源辨识。辨识依据标准见表10.1-3，辨识结果见表10.1-4。表10.1-3危险物质临界量及危险单元的重大危险源辨识标准危险源临界量（t）危险物质原油5000天然气50长输管道输送有毒、可燃、易爆液体介质，输送距离大于等于200km且管道公称直径≥300mm的管道。站场名称主要设备设施危险化学品名称危险化学品临界量（t）危险化学品最大存在量（t）计算过程是否构成重大危险源井场采油井原油500015*15/5000+13/50=0.27＜1否*根据该地区井喷事故统计，井喷时原油释放量平均为15t，根据本项目初步设计说明书，气油比为870m3/t，因此，当原油释放量为15t的同时伴生气（天然气）释放量约为13050m3，天然气密度1.00kg/m表10.1-5输油管道重大危险源辨识表管道类型输送物质管道公称直径输送距离判别标准是否构成重大危险源单井集油管线原油80mm4.145km输送有毒、可燃、易爆液体，输送距离≥200km且管道公称直径≥300mm否通过重大危险源辨识，井场无储油、储气设施，集输管道不属于重大危险源，因此，本项目无重大危险源。10.2源项分析10.2.1最大可信事故及概率（1）单个井场发生井喷事故。井喷发生后，有两种可能，一是原油和伴生气大量外泄，污染环境；另一种可能是原油外泄后，由于其中的伴生气含量较高，短时内会挥发出大量可燃气体，遇明火容易起火，引燃原油发生火灾，一般为池火灾类型。井喷事故发生时会有大量的原油溢出，对周围环境造成直接污染，且泄漏的原油遇到明火可能发生火灾事故。根据塔里木地区油田开采的历史统计数据，井喷事故发生的概率为0.016%，井喷后发生火灾的事故概率为0.005%。（2）原油集输过程中管线及设备破裂造成原油泄漏，事故发生时会有大量的原油溢出，对周围环境造成直接污染，而且泄漏的油气遇到明火还可能产生火灾、爆炸事故。根据本项目特征，最大可信事故为新建单井集油管线发生全管径泄漏以及由此导致的火灾、爆炸。根据《环境风险评价实用技术、方法和案例》（2009年出版）表3.26，内径在50mm~150mm之间的管道，全管径泄漏的概率为2.60×10-7次/（m·a），本项目新建单井集油管线全长4.145km，发生全管径泄漏的概率为1.80×10-3次/a。10.2.2最大可信事故源强分析井喷事故源强分析根据该地区井喷事故统计，井喷时原油释放量平均为15t，伴生气释放量为13t，污染范围通常在150m~200m范围内。管道破裂事故源强分析根据调查数据，目前国内石油化工企业事故反应时间一般在10min~30min之间。最迟在30min内都能作出应急反应措施，包括切断通往事故源的物料管线，利用泵等进行事故源物料转移等。参考《环境风险评价实用技术、方法和案例》，本项目确定的事故应急反应时间为30min。根据单井产油量最大值7.1t/d，假设发生泄漏后30min内采取措施，原油泄漏量约为0.15t。根据原油中烃类挥发比例6%，烃类（主要为天然气）泄漏量为8.88kg（11.3m3）。10.3环境风险保护目标及评价等级、范围10.3.1环境风险保护目标本项目所在区域为荒漠地区，干旱少雨，评价范围内无地表水体。当物料发生泄漏时应保护区域内土壤和地下水环境质量不因本项目的风险事故而发生较大变化。项目区周围3km范围内没有固定的居民居住，如泄漏物料遇明火发生火灾或爆炸，仅对现场工作人员造成影响，因此应保护现场工作人员的人身安全，及时撤离，不因本项目的风险事故而遭受人身伤害。10.3.2环境风险评价等级及评价范围根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），本项目非重大危险源，且不在环境敏感地区，环境风险评价等级为二级，评价范围以新建井口为中心半径3km范围内，以及输油管线两侧200m范围内。10.4环境风险后果分析及评价10.4.1原油泄漏影响分析根据源项分析，风险事故在得到控制之前，输油管线的原油泄漏量约为0.15t。泄漏的原油漫流开来，渗入土壤，原油中挥发烃类扩散至周围大气中，对土壤、植被、环境空气造成不同程度的污染和破坏。对土壤的影响泄漏的原油进入土壤环境后，会影响土壤中的微生物生存，造成土壤盐碱化，破坏土壤结构，增加土壤中石油类污染物的含量。类比调查结果表明，原油泄漏事故发生后，在非渗透性的基岩及粘重土壤上污染面积较大，而疏松土质上影响范围较小；粘重土壤多为耕作土，原油覆于地表会使土壤透气性下降，降低土壤肥力。在泄漏事故发生的最初，原油在土壤中下渗至一定深度，随泄漏历时的延长，下渗深度增加不大，落地原油一般在土壤表层20cm以上深度内积聚。发生原油泄漏事故后，应及时采取相应措施，对原油进行清理，减轻对土壤的影响。对植被的影响土壤被油类污染后，对植被的影响方式非常复杂，既涉及接触毒性，又涉及间接有害效应。接触毒性主要是低沸点烃类物质对植物细胞的类脂膜结构的溶解作用，油品低沸点组分较易通过蒸发和淋滤从潮湿但排水良好土壤中的生物活性表层中清除掉，所以这些组分的影响是短期的。土壤中油类物质污染对植被的间接影响一般为植物根系中氧缺乏，这种缺氧条件可促使微生物产生对植物有害的化合物，同时微生物还会与植物竞争无机养分。油品组分也会改变土壤的物理结构，降低其储存水分和空气的能力。所有这些不利影响既可以立即表现出来，也可在污染油被生物降解时表现出来。中等规模的油品类泄漏，其生物降解一旦结束，上述不利影响就会消失，这是因为土壤的有机质和结合氮都有所增加的缘故。10.4.2天然气爆炸影响分析管道泄漏后可燃气体与空气混合达到爆炸极限，遇明火发生迅速、剧烈的化学反应，导致蒸气云爆炸。根据蒸气云爆炸计算模型，本项目天然气爆炸后果见表10.4-1。表10.4-1天然气爆炸后果计算计算参数计算结果天然气泄漏量/m3油田天然气低位热值/（kJ/m3）TNT当量/kg死亡半径/m重伤半径/m轻伤半径/m财产损失半径/m11.3389315.2551.956.8712.320.95由上表可知，天然气爆炸造成人员伤亡和财产损失发生在爆炸位置20m范围内。输油管道附近20m内无人常住，因此不会造成重大伤亡事故和财产重大损失。10.5风险管理及防范措施10.5.1井喷事故风险防范措施（1）设计、生产中采取有效预防措施，严格遵守井下作业的安全规定，在井口安装防喷器和控制装置，杜绝井喷的发生。（2）严格执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》，进一步加强井控工作，在日常管理中，完善管理制度，加强管理和监督：