石油开采行业生态环境保护技术指南(试行)

石油开采行业生态环境保护技术指南(试行)本指南适用于中华人民共和国境内陆上常规石油、天然气、非常规油气（页岩气、致密气、煤层气、稠油、油砂）开采及海洋油气开采全生命周期的生态环境保护技术管理，涵盖勘探、钻井、完井、开采、集输、废弃闭井全环节，作为行业企业污染防控、生态修复、环境监管的技术依据。2总体技术要求2.1石油开采项目生态环境保护须符合《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国海洋环境保护法》等法律法规要求，执行《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》(GB39731-2020)、《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》(GB4914-2008)、《石油天然气开采业污染防治技术政策》等标准规范，严格落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单管控要求。2.2行业污染防控与生态修复约束性指标：2025年，全行业钻井固体废物资源化利用率不低于90%，陆上油气采出水回用率不低于85%，海洋油气生产废水回用率不低于70%，甲烷排放强度较2020年下降15%以上，单位油气开采综合能耗较2020年下降10%以上；2030年，钻井固体废物资源化利用率不低于95%，采出水回用率不低于90%，甲烷排放强度较2020年下降30%以上，单位油气开采综合能耗较2020年下降15%以上，可再生能源占生产用能比例不低于20%。3各环节生态环境保护技术要求3.1勘探阶段3.1.1地震勘探测线布设优先避让生态保护红线区、永久基本农田集中区、饮用水水源保护区、野生动物核心栖息地，确需穿越的须编制专项生态保护方案，报属地生态环境主管部门审批后实施。3.1.2推广节点式地震勘探、可控震源勘探技术，减少炸药震源使用频次，测线清障宽度严格控制：平原区≤1.5m，灌木林区≤1m，山地林区严禁砍伐胸径≥10cm的成熟乔木，作业面扰动范围控制在测线两侧0.5m以内。3.1.3炸药震源作业的残爆雷管、剩余炸药100%回收交由资质单位处置，严禁就地掩埋或丢弃；震源车产生的废机油、废旧铅酸电池分类收集、密闭储存，回收率100%，严禁随意倾倒。3.1.4勘探临时占地复垦率须达到100%：耕地复垦后土壤耕作层厚度≥30cm，土壤肥力达到原有水平的90%以上，符合《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准》(GB15618)要求；林草地修复采用土著物种，植被覆盖率不低于周边原生植被的90%，土著物种占比不低于80%，生态恢复周期不超过2年。3.2钻井与完井阶段3.2.1井场选址优先避让环境敏感区，优化井场布局：常规单井井场占地≤20000㎡，页岩气水平井井场占地≤40000㎡，丛式井组每新增1口井的占地增量不超过10%，井场周边500m范围内有居民区的须设置隔声屏障，作业边界噪声昼间≤60dB(A)、夜间≤50dB(A)，确需夜间作业的须办理夜间施工许可并公示周边居民。3.2.2推广使用环保型水基钻井液，其生物毒性EC50≥30000mg/L、28d生物降解率≥70%，禁止使用含有毒有害添加剂的钻井液；确因地质条件需使用油基钻井液的，须建立全密闭循环系统，油基钻井液循环利用率≥99%，油基岩屑回收率100%，不得外排。3.2.3钻井固体废物分类处置：水基岩屑优先资源化利用，可作为井场道路铺垫材料、建筑基材、固化土原料，资源化利用率≥95%，无法利用的经固化稳定化处理后，满足《危险废物填埋污染控制标准》要求方可进入合规填埋场处置；油基岩屑属于危险废物，须采用热解析技术处置，处理后残渣含油率≤0.3%，符合豁免管理要求后方可资源化利用，热解析产生的油气全部回收利用，废气排放非甲烷总烃≤120mg/m³、颗粒物≤10mg/m³，符合GB39731-2020要求。3.2.4钻井废水全收集、全处理，采用“混凝沉淀+超滤+反渗透”工艺处理后全部回用，用于钻井液配制、场地洒水、压裂配液，回用率100%，严禁外排；确需外排的须处理至GB39731-2020排放限值要求，COD≤60mg/L、石油类≤5mg/L、氨氮≤8mg/L。3.2.5固井作业严格落实地下水防控要求：表层套管下入深度须低于当地饮用水含水层底板50m以上，固井水泥返高至地面，生产层段固井水泥返高高于产层顶界100m以上，固井完成后须开展试压检测，试压压力≥10MPa，稳压30min压降≤0.5MPa为合格，防止钻井液、油气串层污染地下水。3.2.6完井压裂作业推广使用可降解压裂液体系，减阻剂28d生物降解率≥80%，禁止添加烷基酚聚氧乙烯醚类、重金属类有毒添加剂；压裂返排液采用“氧化+混凝+膜过滤”工艺处理，回用率≥95%，剩余无法回用的须处理达标后回注至非饮用水储层，回注井须落实双层套管、固井隔离要求，定期开展井身完整性检测，每年不少于1次。3.3开采生产阶段3.3.1采出水分类处理回用：常规油气采出水采用“重力除油+气浮+多级过滤+杀菌”工艺处理，符合《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》(SY/T5329)要求后回注地层，回用率≥90%；稠油热采采出水经“除硬+除硅+反渗透”工艺处理后作为注汽锅炉给水，矿化度≤2000mg/L、硬度≤0.03mmol/L，符合《稠油开采注汽锅炉水质》要求，回用率≥95%；严禁采出水外排，确需外排的须处理至GB39731-2020排放限值要求。3.3.2大气污染与甲烷排放管控：①油气集输采用全密闭集输工艺，联合站、计量接转站储罐全部采用内浮顶罐，安装油气回收装置，回收效率≥95%，储罐呼吸阀排放非甲烷总烃≤20mg/m³、甲烷≤100mg/m³；②抽油机采用带机械密封的盘根装置，盘根泄漏率≤0.5‰，全面开展LDAR（泄漏检测与修复）工作，每年检测不少于2次，动密封点、静密封点泄漏率均≤0.05%，检测覆盖率100%；③加热炉、注汽锅炉采用低氮燃烧技术，安装烟气在线监测装置，氮氧化物排放≤50mg/m³、颗粒物≤10mg/m³、二氧化硫≤35mg/m³，符合《锅炉大气污染物排放标准》要求；④推广放空天然气回收技术，常规油气田放空天然气回收率≥98%，非常规油气田试采阶段放空天然气回收率≥90%，禁止无理由放空燃烧天然气。3.3.3土壤与地下水污染防控：井场、联合站、污油池、储油罐区等重点区域须采取防渗措施，重点污染防治区防渗层渗透系数≤1×10^-10cm/s，一般区域防渗层渗透系数≤1×10^-7cm/s；建立土壤与地下水监测井网，每1k㎡区块布设不少于1个监测井，浅层地下水监测井深度≥20m，深层监测井深度高于开采层顶界10m以上，每季度监测1次，监测指标包括pH、COD、石油类、总硬度、溶解性总固体等，发现超标立即开展溯源与风险管控。3.3.4作业区生态保护：开采作业严格控制地面扰动范围，集输管线优先采用埋地敷设，平原区埋深≥1.2m，冻土区埋深≥冻土层以下0.5m；穿越林地的管线施工避开植被生长旺季，施工后3个月内完成植被恢复；草原区作业严格划定车辆行驶路径，碾压草原面积不超过作业区总面积的5%；西北荒漠区作业采用耐旱土著物种（梭梭、沙棘等）开展植被恢复，存活率≥80%，水土流失控制率≥95%。3.3.5低碳开采技术应用：推广二氧化碳驱油与封存（CCUS）技术，二氧化碳封存率≥95%，每年开展不少于2次封存场地泄漏监测；推广井场光伏发电、风电配套储能技术，2025年可再生能源占生产用能比例≥10%，2030年≥20%。3.4集输与储运阶段3.4.1集输管线优先采用高钢级耐腐蚀管材，安装腐蚀在线监测装置，每2年开展1次外腐蚀检测，每5年开展1次内检测，管线泄漏率≤0.01次/公里·年；穿越饮用水水源保护区、生态保护红线区的管线采用双层管材，安装分布式光纤泄漏监测系统，泄漏响应时间≤10s，在敏感区边界外≥50m处设置应急截断阀。3.4.2原油库、天然气储配站安装可燃气体报警装置，报警阈值≤爆炸下限的25%，油气回收装置正常运行率100%；油品装卸采用密闭鹤管，密闭率100%，装卸过程油气收集率≥98%。3.4.3长输管线每10km设置1个视频监控点，每季度开展1次人工巡线，严禁在管线保护范围内建设构筑物、开挖取土，防止管线破坏泄漏。3.5闭井与生态修复阶段3.5.1废弃井严格落实三级封井工艺：生产层封井段长度≥50m，中层封井段长度≥30m，表层套管封井段长度≥30m，封井采用高强度油井水泥，水泥强度≥35MPa，封井完成后开展试压检测，试压压力≥10MPa，稳压30min压降≤0.5MPa为合格，封井后井口设置永久性标识，定期开展巡查，每年不少于1次，巡查周期不少于10年。3.5.2闭井后所有污油、固体废物全部清运处置，处置率100%；井场临时占地修复：耕地修复后符合GB15618要求，耕作层厚度≥30cm，粮食作物产出达标率100%；林草地修复植被覆盖率不低于周边原生植被的95%，土著物种占比≥90%，生态系统功能恢复周期≤3年；地下水监测井保留不少于3年，每年监测1次，确认无污染后方可封闭。4专项领域生态环境保护技术要求4.1非常规油气开采4.1.1页岩气、致密气开采推广“井工厂”作业模式，单个井场布井不少于6口，较单井开发减少占地40%以上；压裂返排液全循环利用，回用率100%，禁止外排；钻井岩屑全部资源化利用，用于制砖、道路铺垫等，资源化利用率≥98%。4.1.2煤层气开采排采水采用“脱气+预处理+反渗透”工艺处理，回用率≥80%，确需外排的须处理至COD≤50mg/L、氨氮≤5mg/L、石油类≤3mg/L，符合地表水环境质量Ⅲ类标准要求；排采产生的煤粉全部收集处置，严禁排入地表水体。4.1.3稠油、油砂开采推广SAGD（蒸汽辅助重力泄油）、原位改质等技术，减少地面开采扰动，油砂开采临时占地复垦率100%，生态恢复周期≤5年。4.2海洋油气开采4.2.1海洋钻井作业推广环保型水基钻井液，排放浓度符合GB4914-2008要求，石油类≤10mg/L；钻屑排放含油率≤1%，油基钻井液、油基岩屑全部运回陆地处置，严禁排放入海。4.2.2海上试油采用密闭试油工艺，原油回收率100%，禁止向海洋排放原油、残油、废油；生产废水处理达标后排放，COD≤50mg/L、石油类≤3mg/L；生活污水处理达标后排放，总磷≤0.5mg/L、氨氮≤5mg/L；生活垃圾、生产固体废物全部运回陆地处置，严禁入海。4.2.3海上油气平台退役拆除须符合《海洋石油勘探开发废弃处置管理规定》，水下残留物高度不超过海床面1m，拆除后周边海域水质符合《海水水质标准》二类要求，每年开展1次海洋生态监测，监测周期不少于3年。5生态环境风险防控技术要求5.1企业须建立“五级”风险防控体系：一级为井场围堰、单井应急池（容量≥50m³），二级为站场防火堤、联合站事故池（容量不低于最大单罐储量的10%），三级为输油管线截断阀、区域应急池，四级为流域河道拦截装置，五级为敏感区周边应急物资储备站，确保事故状态下污染物全截留、不外溢。5.2建立风险在线监测系统，涵盖油气浓度监测、管线泄漏监测、地下水水质监测、海洋水文水质监测，监测数据实时接入属地生态环境主管部门监控平台，数据传输率≥95%，异常响应时间≤5min。5.3油气田区块应急物资储备须满足：不少于2套拦油索、3台吸油毡回收装置、10t符合环保要求的消油剂、100m³应急储液罐，应急队伍24h待命，一般事故应急响应时间≤1h，处置完成时间≤24h；较大及以上事故响应时间≤30min，处置完成时间≤72h。6监督管理技术要求6.1油气开采企业须建立全生命周期生态环境保