黑龙江油田南二三区环境影响报告书.doc

第一章 总则
一、项目由来
扩建项目——某油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于某油田萨尔图油田南部开发区的南二、三区西部，地理位置见图1-1，井网开发面积28.41km2。该项目开采的油层为萨＋葡Ⅱ组油层和葡一组油层。
萨＋葡Ⅱ组油层地质储量8671.64×104t，1964年开始开发，1989年进行一次加密调整，根据油田稳产的需要，决定进行二次加密井的建设。另外，根据某油田“九五”、“十五”期间稳产形势的需要，决定在该区内葡一组油层采用三次采油方式开采，建设聚驱井。
根据《中华人民共和国环境保护法》和中华人民共和国国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》的有关规定，建设单位委托某市环境保护科学研究所进行扩建项目——某油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程的环境影响评价工作。评价单位编制完成了环境影响评价大纲并通过审批后，以此作为该项目环境影响报告书的编制依据。
二、编制依据
(一)《中华人民共和国环境保护法》，1989.12；
(二)《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，1996.4；
(三)《中华人民共和国大气污染防治法》，2000.4；
(四)《中华人民共和国水污染防治法》，1984.5.11；
(五)《中华人民共和国环境噪声污染防治法》，1996.10.29；
(六)中华人民共和国国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》，1998.11；

图1-1 项目地理位置图
(七)《环境影响评价技术导则》(HJ)/T2.1～2.3－93及《声环境影响评价技术导则》(声环境)(HJ)/T(2.4－95)；
(八)黑龙江省环境保护条例，1994.12.3；
(九)黑龙江省工业污染防治条例，1996.11.3；
(十)与采油二厂签订的环境影响评价合同；
(十一)《某油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价工作大纲》及审批意见,见附件；
(十二)《南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程环境影响评价任务委托书》；
(十三)《某市地表水环境质量功能区划分》庆政办发2000年20号；
(十四)《城市区域环境噪声标准适用区划分》庆政办发2002年28号；
(十五)《某市环境空气质量功能区划分》庆政办发1999年37号。
三、评价等级
(一)地下水
该项目在石油勘探、开采、运输、贮存等过程中均可能引起地下水污染，污染途径为：1、封存在井场的废钻井液、跑冒滴漏的废酸化液、压裂液、废油等经雨水淋溶、渗透污染地下水；2、废液池、污油池、水泡子、排水干渠内废水、废液渗透污染地下水；3、钻井、采油、注水、酸化、压裂、洗井等作业时井下泄漏的废液对潜水层及承压水层的直接污染。
根据该项目特点以及项目周围环境现状，确定该项目地下水评价等级为三级。
(二)大气
该项目所排大气污染物有钻井、采油、油气集输过程中烃类气体放空和挥发，中转站内加热锅炉烟气排放、钻井机械与各种车辆的尾气等。总烃为该项目的特征污染物。该项目所在地为平原地形，根据该项目特点与《环境影响评价技术导则 大气环境》的规定，确定该项目大气评价等级为三级。
(三)噪声
该项目所在地为油田开发区，周围居民较少，区域内环境噪声执行国家《城市区域环境噪声标准》GB3096－93的2类标准，扩建后，项目所在地噪声级增加不明显，受影响的人数较少，根据《环境影响评价技术导则 声环境》的规定，评价等级确定为三级。
(四)生态
本项目井网开发面积为28.41km2，该项目所在地土壤类型为黑钙土和草甸土，开发区内以自然草原生态为主，并有人工生态(农田、林地)及水域等生态系统。该项目对生态环境的危害主要是建设期对植被的破坏和整个开发过程排放的各种废物对土壤、地下水、植被的污染。
根据该项目建设期和运行期可能造成的生物群落变化及水和土壤的性质变化，确定生态环境影响评价的等级为三级。
四、评价范围
根据该项目特点及地下水、大气、噪声的评价工作等级，确定该项目评价范围为项目所在地区以及四周边界向外延伸1km的范围，具体见图1-1。
五、评价内容及重点
(一)评价内容
1、对建设项目及周围地区的环境现状进行广泛调查，对该地区的环境现状进行系统评价；
2、通过系统的工程分析，找出钻井、采油、油气集输过程中主要污染源，预测源强，并对项目可能发生的事故风险进行辨识；
3、对该项目的建设、运行期可能对环境造成的影响进行预测分析，阐明该项目污染物排放以及事故发生时对周围环境可能发生的影响；
4、对重点污染源提出可行的污染防治及清洁生产措施，对各类事故风险提出预防及补救措施，使该项目的扩建对周围环境的不利影响降至最低；
5、为该项目建设期和运行期的环境管理提供科学依据。
(二)评价重点
根据油田开发产生的污染物(石油类)污染环境的特点，将生态环境作为评价的重点，土壤与地下水环境次之，大气环境和噪声环境等只作一般性分析。
六、污染控制及保护目标
由于该项目所在地区为油田的老开发区，建设区内居民较少，用地主要为农田、林地、草地和少量城镇用地，根据该项目特点及周围环境现状，确定本项目污染控制和保护目标为：
1、依照“以新带老”“清洁生产”原则，控制项目污染物排放总量，将其对各环境的影响降至最低限度；
2、控制落地原油和各类废水废液排放，保护地下水和土壤环境；
3、控制地表植被破坏，减少污染物排放，保护项目开发范围内的生态环境。
4、控制烃类气体排放，保护大气环境；
七、评价方法
本评价的环境影响评价技术路线见图1-2。

图1－2 环境影响评价技术路线
批准
否
接受委托
现场踏勘、收集资料
编制环评工作大纲
现场调查与监测
环境质量现状评价
环境影响预测
评价建设项目环境影响
建设项目综合防治对策及环境损益分析
环境影响报告书
工程污染分析
开发工艺
市环保局
环境法规
环境标准
环境管理、监控计划
与事故处理建议

本次评价环境质量现状评价采用单因子污染指数法；环境影响预测部分地下水污染预测与烃类气体污染预测采用数学模型预测法，土壤环境、大气环境与噪声环境影响预测采用相似条件类比法。
八、评价标准
(一)环境质量标准
1、地下水
该项目地下水水质执行国家《地下水质量标准》GB/T14848-93，具体见表1-1。
表1-1 地下水环境质量标准 单位：mg/l（pH值、色度除外）
项目序号
类别
标准值
项目
Ⅳ类
1
pH
5.5－6.5，8.5－9
2
色(度)
≤25
3
总硬度(以CaCO3，计)(mg/L)
≤550
4
硫酸盐(mg/L)
≤350
5
氰化物(mg/L)
≤0.1
6
硝酸盐(以N计)(mg/L)
≤30
7
挥发性酚类(以苯酚计)(mg/L)
≤0.01
注：Ⅳ类以农业和工业用水要求为依据。除适用于农业和部分工业用水外，适当处理后可作为生活饮用水。
2、地表水
该项目地表水环境质量标准执行国家《地表水环境质量标准》GB3838-2002中的规定，具体见表1-2。

表1-2 地表水环境质量标准 单位：mg/l（pH值除外）
项目序号
类别
标准值
项目
Ⅲ
Ⅳ
1
pH值
6-9
2
硫酸盐
≤250
--
3
氰化物
≤0.2
≤0.2
4
总磷
≤0.05
≤0.1
5
CODmn
≤20
≤30
6
DO
≥5
≥3
7
挥发酚
≤0.005
≤0.01
8
石油类
≤0.05
≤0.5
注：Ⅲ类主要适用于集中式生活饮用水地表水源地二级保护区、鱼虾类越冬场、洄游通道、水产养殖区等渔业水域及游泳区。Ⅳ类主要适用于一般工业用水区及人体非直接接触的娱乐用水区。
3、大气
该项目大气环境质量标准执行国家《环境空气质量标准》GB3095－1996中环境质量二级标准，总烃参考以色列标准，具体见表1-3。
表1-3 大气质量标准 单位：mg/m3
污染物名称
取值时间
浓度限值
TSP
日平均
0.30
SO2
日平均
1小时平均
0.15
0.50
NO2
日平均
1小时平均
0.12
0.24
总烃*
日平均
1小时平均
2
5
注：*总烃为以色列标准。
4、噪声环境
该项目所在区域内环境噪声执行国家《城市区域环境噪声标准》GB3096－93的2类标准，具体见表1-4。
表1-4 城市区域环境噪声标准 单位:dB(A)
类别
昼间
夜间
适 用 区 域
2类
60
50
适用于居住、商业、工业混杂区
5、土壤
该项目土壤环境质量执行国家《土壤环境质量标准》GB15618－1995中的二级标准，具体见表1-5。
表1-5 土壤环境质量标准 单位：mg/kg
项目
二级
pH<6.5
pH:6.5-7.5
pH>7.5
镉
0.30
0.30
0.60
汞
0.30
0.50
1.0
砷旱地
40
30
25
铜农田等
50
100
100
铅
250
300
350
镍
40
50
60
注：1、重金属（铬主要是三价）和砷均按元素量计，适用于阳离子交换量>5cmol（+）/kg的土壤，若≤5cmol（+）/kg，其标准值为表内数值的半数。
2、二级标准为保障农业生产，维持身体健康的土壤限制值。主要适用于一般农田蔬菜地、茶园、果园、牧场等土壤，土壤质量基本上对植物和环境不造成危害和污染。
(二)污染物排放标准
1、放空污水排放标准
该项目设备维护过程中放空的含油污水执行国家《污水综合排放标准》GB8978-1996中的二级排放标准，石油类标准限值为10mg/l。
2、废气排放标准
该项目中转站、联合站等地的加热炉与采暖锅炉烟气执行国家《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001中的规定，具体见表1-6。
表1-6 燃烧废气烟尘、二氧化硫和氮氧化物最高允许排放浓度和烟气黑度限值
锅炉类别
适用区域
烟尘排放浓度（mg/m3）
烟气黑度
（林格曼黑度，级）
SO2排放浓度（mg/m3）
NOX排放浓度（mg/m3）
Ⅰ时段
Ⅱ时段
Ⅰ时段
Ⅱ时段
Ⅰ时段
Ⅱ时段
燃气锅炉
全部区域
50
50
1
100
100
/
400
注：Ⅰ时段：2000年12月31日前建成使用的锅炉；Ⅱ时段：2001年1月1日起建成使用的锅炉（含Ⅰ时段立项未建成或未运行使用的锅炉和建成使用锅炉中需要扩建、改造的锅炉）。
3、噪声
（1）运行期
该项目运行期间区域内执行《工业企业厂界噪声标准》GB12348－1990的Ⅱ类标准，见表1-7。
表1-7 工业企业厂界噪声标准 单位:dB(A)
类别
昼间
夜间
适 用 区 域
Ⅱ类
60
50
适用于居住、商业、工业混杂区
（2）生产场所
该项目井场、联合站、中转站等地设备噪声应执行国家《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85中的规定，见表1-8。
表1-8 工业企业厂区内各类地点噪声标准 单位：dB(A)
地点类别
噪声限制值
生产车间及作业现场（工人每天连续接触噪声8小时）
90
高噪声车间设备的值班室、观察室、休息室(室内背景噪声级)
无电话通讯要求时
75
有电话通讯要求时
70
4、固体废弃物
该项目固体废弃物的排放和处置执行《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》中的有关规定。

第二章 工程概况
一、地理位置
扩建项目——某油田有限责任公司南二、三区西部二次加密、聚驱井产能建设工程，位于萨尔图油田南部开发区南二、三区西部。北起南一区三排、南一路以南，南至南三区三排、南三路以北，西邻西部油水过渡带、西一路以东，东侧基本上以萨大路为界。具体地理位置见图1-1。
二、油田资源
该项目二次加密井的开采层为萨＋葡Ⅱ组油层，含油面积为26.61km2，油层中部深度为800－1095m，地质储量为11937×104t；聚合物井的开采层位为葡Ⅰ1－4组油层，含油面积为26.8km2，油层中部深度为810－1055m，地质储量为3972.22×104t。
该项目各开采油层原油物性见表2-1。
表2-1 地面原油物性表
层位
密度(g/cm3)
粘度(50℃mpa.s)
凝固点(℃)
含硫量(%)
含蜡量(%)
蜡溶点(℃)
原始油气比(m3/t)
萨葡Ⅱ组
0.87
24.59
28.86
0.07
29.9
49.1
43.6
葡Ⅰ1－4
0.8655
25.29
30.83
0.06
31.72
49.1
43.6
三、油田开发现状
该项目二次加密井开采的萨＋葡Ⅱ组油层，1964年开始投入开发，1990年采用两套井网对萨＋葡Ⅱ组差油层各采用一套井网进行一次加密调整，截止1998年12月，全区注水井开井214口，采油井开井489口，日产液量18321t，日产油量3740t,综合含水79.6%。
该项目聚合物井开采的葡一组油层也是于1964年开始开发建设，1988年以后陆续钻了更新井及调整井，从而使开采葡一组油层的原行列井网极不规则。截至1999年4月份，南二、三区西部开采葡一组油层的井共有95口，其中注水井30口，采油井65口，日产油量975t,综合含水85.8%。
综上所述，该项目开始建设前，南二、三区西部共有油水井798口，其中，油井554口，水井244口。根据新布油水井的分布情况，本项目使用原有的脱水站3座，聚合物放水站1座，中转站15座，增压集气站1座，聚合物污水处理站2座，35/6KV变电所4座，另外，该地区已建有较完善的道路与排水系统，排水系统涉及到区内的43#泡、44#泡、杨树林泡与中央排水干渠。
四、油田开发规模
该项目二次加密井、聚驱井及基建更新井的建设情况见表2-2。
表2-2 项目开发规模

油井（口）
注水（聚合物）井（口）
缓冲井（口）
井数合计（口）
二次加密井
349
232
33
614
聚驱井
187*
152*
--
339
基建更新井
1
8
--
9
总计
537
392
33
962
注：*聚驱井油井包括新井153口，老井利用34口；注入井包括新井140口，老井利用7口，油井转注5口。
由上表可见，该项目二次加密与聚驱井共建设油、水（聚合物）井962口，其中，油井537口，注入井392口，缓冲井33口。该项目利用老井46口，需新钻井916口。
五、进度安排
该项目二次加密井从2000年开始建设，到2003年分4年建完；聚合物井从2001年开始建设，到2002年分2年建完，该项目目前正在建设中。
二次加密井和聚合物井开发建设的具体进度安排见表2-3。
表2-3 项目工程分年实施情况表
时间
(年)
二次加密井(含更新井)
(口)
聚合物井(含老井利用井)
(口)
合计
(口)
总井数
油井
注水井
缓注井
总井数
油井
注入井
总体设计
614
349
232
33
339
187
152
953
2000
53
39
12
2
--
--
--
53
2001
152
92
51
9
194
109
85
346
2002
239
136
91
12
145
78
67
384
2003
170
82
78
10
--
--
--
170
六、开发指标预测
该项目建成初期开发指标预测见表2-4。
表2-4 项目开发指标预测

二次加密井
聚驱井
基建更新井
油
井
单井产油（t/d）
4.5
9-10
20
单井产液（t/d）
10.0
110-115
40
综合含水率（%）
55.0
92.0
50
注
入
井
单井注水量（m3/d）
80.0
210
130-200
注入干粉总量（t/a）
--
1.17×104
--
聚合物注入浓度（mg/l）
--
1000
--
注水压力（MPa）
14.0
14.0
14.0
七、地面工程规划方案
该项目地面工程主要由油井、计量站、中转站、联合站及管网、道路等组成，该项目建设用地为原有的油田开发区，以上工程建设比较完备，因此该项目许多原油的集输工程使用原有工程，根据需要新建与改、扩建的工程见表2-5。
表2-5 地面工程新、扩、改建工程量汇总表
序号
项目名称
单位
数量
备注
水驱
聚驱
一、原油集输系统（套）
1
井场装置
座
383
187

2
计量站
座
23
17

3
新建中转站
座
3
4
南2-16为二者合建
4
扩改建水驱中转站
座
8

5
新建脱水站
座
1

6
新建聚合物放水站
座

1

7
集输油管道
km
289.4
226.8

二、油田气系统
1
增压站扩改建
座
1

2
各种集输气管道
km
9.0

三、注水（注入）系统
1
注水井
口
273
152

2
单井配水间
座
273

3
注入站
座

8

4
新建注水站
座
2

5
注水管道
km
93.9
138.3

母液管道
km

14.8

四、供水及污水处理系统
1
新建含油污水处理及深度处理站
座
1

2
聚合物含油污水处理站
座

1

3
污水管道
km
5.0
14.1

4
供水管道
km

4.5

五、电力系统
1
新建变电站
座
2

2
变电所增容及改造
座
3

3
各种配电装置
套
383
116

六、道路系统
1
维修井排路
Km
6.06

2
维修水泡子井通井路
Km
4.10

3
新建水泡子井通井路
Km
5.9

4
维修各种进站路
Km
3.9

七、排水系统工程
1
排水工程
项
1

八、公用工程
1、给排水工程
该项目生产与生活用水由南水源提供。该项目所在地地面排水系统基本完善，该项目所在地有43号泡、44号泡、杨树林泡，泡内均建油水井，做排干处理，由泡内排出的污水与生活、生产污水皆排入中央排水干渠，中央排水干渠内污水经安肇新河最终汇入松花江。
2、电力工程
该项目新增供电负荷33725kw(抽油负荷10866kw、转油负荷3179kw、注水负荷15600kw、注入负荷2280kw、水处理负荷1800kw)，拟新建变电站2座，增容及改造变电所3座。
3、道路系统
该项目建设区域道路系统已经完善配套，已建成萨大路、西一路、西干路、南一路、南二路、南三路等油田主干路，由局路管公司负责管理及维护，路况较好，另外，还建有南1-5、南2-1、南3-1等井排路，由采油二厂管理维护，除南1-5排路路况较差外，其余排路路况均能满足生产要求。
该项目建设过程中拟对一些路况不好的道路进行维修，并新建一些进站路等。

第三章 工程及工程污染源分析
一、工艺流程与产污分析
该项目生产工艺包括地质勘探、钻井工程、地面工程建设、井下作业、采油、油气集输、储运等工艺过程。该项目各工序的具体情况及产污情况具体分析如下：
（一）地质勘探与钻井工程
钻井前要通过地质勘探，借助于重力、磁力、电流、地震等手段，了解地下岩层的性质与构造，以确定钻井的井位。
油井是油、气、水流向井口的通道，也是测取生产数据的窗口，改造油层的增产措施也要通过油井来完成。油井是由钻穿地层的孔眼和套管柱、套管柱和井壁之间的水泥环所组成，在套管柱内下有油管柱，套管柱顶部靠地面装有井口装置。
该项目油井从开钻到完井交付生产要经过的工艺程序一般是：钻井——下套管柱——注水泥固井——测井——射穿油层（井底完成）——下油管柱、装井口装置——诱导油流——试油——投产。
在钻井过程中会破坏地表植被，排放废钻井液、机械冲洗废水、跑冒滴漏的各种废工作液与油料等污染物，另外，钻井操作过程中机械噪声较高。
（二）地面工程建设
地面工程的建设主要包括了计量站、中转站、联合站等油田地面工程，以及供排水、供电、道路、通信等辅助工程的建设与输油管、注水、注聚管线的铺设。
地面工程的建设对周围环境的影响主要是对地表植被的破坏以及永久占地，另外，管线的铺设还会改变地表形态，改变地表径流，对整体环境产生分割作用。
（三）井下作业
该项目在钻井过程与采油过程中对油水井的维护过程都要涉及到一些井下作业和施工，主要包括射孔、试油、压裂、酸化、洗井、清蜡、清砂、修井等工艺。
井下作业过程中排放的污染物种类较多，如：跑冒滴漏的各种工作液、原油与含油污水，操作过程中溢流的井内原油与含油污水，刺洗油管时会排放含油污水，作业后洗井和注水井定期洗井产生的洗井废水、操作噪声。
（四）采油
该项目采用机械法采油方式，二次加密井采用的是注水开采的方法，聚合物井是化学驱采油的一种，注入的聚合物主要成分为聚丙烯酰胺，浓度为1000mg/l。
该项目二次加密井注水采用单干管单井配水流程；聚合物井注水采用集中配置、分散注入流程，注水站和母液管道采用一管多站流程。
采油过程可能造成的污染主要有套损井泄漏的原油与注入水的泄漏对土壤和地下水的影响，以及油井井口挥发的烃类气体。
（五）油气分离、集输、储运
该项目油气集输程序是油井中产出的原油和伴生气（主要是天然气）进入计量站进行分离、计量后，进入中转站进行油气分离与一部分油水分离，分离出的伴生气（主要是天然气）主要作为油田生产用燃料，处理后的原油进入联合站，进行油水分离与原油稳定，联合站脱水后的原油输送到炼油厂，分离出的含油污水与含聚废水处理后作为回注用水。
该项目二次加密井与聚合物井皆采用密闭的流程；二次加密井均采用中转站放水回掺、双管掺水、不上固定热洗集油流程；聚合物井采用双管出油、不加热集油流程，但对产量低的井仍需掺水、不上固定热洗集油流程；该项目一般含油污水处理采用两级沉降、一级压力过滤的流程；含油污水深度处理采用二级双向过滤处理工艺；含聚污水采用两级除油两级过滤压力式流程。
该项目油气集输、储运过程主要污染源有放空挥发的烃类气体、加热炉烟气、含油污泥、跑冒滴漏的原油与含油污水、设备噪声等。
（六）聚驱工程特殊工艺
该项目油田开发工程一部分为聚驱井，所谓聚驱就是聚合物驱油，是将聚合物溶液代替水注入油层的一种驱油方式。聚驱井钻井、管线铺设、采油、井下作业等过程与水驱工程相同，只是注入系统与采出水处理工艺有所差别。
该项目聚驱工程配注工艺为集中配置分散注入流程，具体见图3-2。
该项目采出的含聚污水采用两级除油两级过滤压力式流程。具体如下：
集水罐
缓冲罐
二次沉降罐
一次沉降罐
泵输
二次过滤
一次过滤
过滤泵
净化水

该项目聚驱工程，建设与运行期间污染源主要有：配制站熟化罐、转输泵、外输泵维修清洗时母液和废水的排放；配制站母液管线穿孔、溶解罐、熟化罐、母液储罐的泄漏产生聚合物母液的排放；井口放空、放溢流时聚合物溶液的排放；注入井管线穿孔时聚合物溶液的排放。以及各种配注站、注入站的设备噪声。
该项目油田开发工艺过程及主要污染物排放情况见图3-1。

废钻井液
钻井废水
钻机、车辆废气
地表破坏
地质调查
钻 井
井下作业
噪声
落地原油
废液跑冒滴漏
采 油
（水驱与聚驱）
地面设施建设
噪声
植被破坏
计 量
转 油
油泥
烃类气体挥发
加热炉烟气
缓冲罐
加热
电脱水
烃类气体
含油污水、污泥
含油
污水处理
烃类气体
噪声

注水
车辆排气
噪声
岩屑、落地原油
作业噪声
烃类气体泄漏
含油污水、落地原油
含油污水、
油泥、油渣
烃类气体放空
含油污水
油泥
联合站
加热炉烟气
烃类气体挥发
油输出

图3-1 油田开采污染物排放流程示意图

低矿化度清水来水
清水
储罐
供水泵
聚合物分散装置
外输螺杆泵
螺杆转输泵
熟化罐
∞
ο
Ο
过滤器
储罐
外输管线
清水
流量
计量
计量
静态
混合器
注聚合
物井
注入泵
储罐

图3-2 聚合物集中配置分散注入流程
二、工程污染源分析
由前面分析可知，油田开发是一个复杂的系统工程，由于各环节工作内容多、工序差别大、施工情况多样、设备配置不同，所形成的污染源的类型与源强也不同，其情形十分复杂。
该项目主要污染来自钻井工程、地面工程、油水井维护过程，主要污染物是石油及其伴生物，如落地原油、烃类气体、含油污水等，此外，还有废钻井液、废工作液、钻井岩屑、加热炉烟气、设备噪声等。
根据油田开发工艺特点，对该项目主要污染源分析如下：
（一）钻井工程
1、废钻井液
废钻井液主要来源于钻井过程中与完井后替出的井内的钻井液。
根据统计资料，钻井过程中单井用钻井液的总用量为120-150m3/口，废弃的钻井液量为80-100m3/口，产生的废钻井液大部分会被清运到指定地点集中固化，不能清运的全部封存在井场的废钻井液池中，进行固化处理。该项目共钻井916口，则该项目建成后，产生的废钻井液总量为7.3-9.2×104m3。
废钻井液是钻井过程中产生的一种液态细腻胶状物，失水后变成固态物，主要成分是粘土、CMC（羧甲基纤维素）、重晶石和少量烧碱等，根据《油气田开发建设与环境影响》中的数据，某地区废钻井液中各种污染物含量及物理性质见表3-1。
表3-1 废钻井液各污染物含量及物理性质
项目名称
含量
项目名称
含量
重金属元素（mg/kg）
Cu
41.2
硫化物，S2-,mg/kg
0.102
Pb
42.4
有机物（mg/kg）
总烃
95.3
Cd
0.124
芳烃
15.9
Cr
45.1
酚
0.901
Ni
22.2
理化性质
pH值
10.5
Hg
0.0102
总盐量,g/kg
0.22
As
11.358
总碱度,mmol/kg
84.97
2、钻井机械冲洗废水
钻井过程中需要对钻井机械定期进行冲洗，产生的机械冲洗废水包括：冲洗钻井平台、钻具、振动筛、钻井泵的废水，泥浆罐定期清洗废水，冲洗钻井岩屑的废水，井口返排水。
根据经验，每口井在作业期间排放污水量约为30m3，该项目共计划安排962口油水井，其中46口为老井利用与转注井，因此实际钻井916口，因此，钻井期间该项目大约排放冲洗废水27480m3。
钻井机械冲洗废水经井场上的地面管沟排到废水池中，部分可以用于配制钻井液或冲洗钻台，完井后，钻井废水封存于井场的废水池中，自然蒸发和渗漏。
冲洗废水中含钻井液高倍稀释的产物与油类物质，组成有以下几个特征：
（1）偏碱性，pH值大多数在8～9.0之间；
（2）悬浮物含量高，在钻井液中含有大量的粘土和钻井液加重剂，同时钻井液在循环过程中还携带了一些钻井岩屑，这些固体颗粒很容易进入钻井废水。另外，钻井废水都是从地面流进废水池，还携带了一些地面的泥砂和表层土；
（3）有机、无机污染物含量高，在钻井液中含有各种有机、无机的钻井液添加剂，有CMC、PAM、SMC、磺化酚醛树脂，以及——主塌剂、防卡、降失水剂等。
3、钻井岩屑
该项目井深约1200m左右，则每口井产生岩屑的量约为20-30m3，该项目共新钻井916口，则该项目共产生岩屑1.8-2.7×104m3，岩屑多用于铺垫井场。
根据《油田工业环境保护》，钻屑中含0.8%-7.5%的石油，15%的普通无机物（KCCB、Ca（OH）2、Na2CO3）和37%的加重剂。由于有些钻屑来自于深层岩层，因此，可能含有有毒有害的特色重金属。
4、钻机废气
该项目井深约1200m左右，按每米进尺耗柴油20kg/m计，则每口井平均耗油24t，该项目规划钻井916口，则钻井共消耗柴油2.2×104t，根据《油气田开发建设与环境影响》中的排放系数，该项目钻机废气中污染物的排放量见表3-2。
表3-2 钻机废气排放量估算表
项目
总烃
SO2
NOX
CO
排放系数（kg/t柴油）
7.6901
2.3477
23.1761
7.2455
单井排放量（t）
0.185
0.056
0.556
0.174
总排放量（t）
169.46
51.30
509.30
159.38
5、钻井噪声
钻井过程中会用到一些高噪声的机械设备，主要设备的噪声见表3-3。
表3-3 钻井机械噪声
具体发生源
噪声值
钻井用大型柴油机
90-105
大型钻井泵
70-85
钻井大型柴油发电机组
80-90
（二）地面工程
油田开发地面工程运行期间排放的污染源主要有：
1、含油废水的跑冒滴漏和放空
采油废水是随着原油从地层开采出来的，废水中不仅携带有原油，而且还在高温高压的地层中溶进了大量的盐类和气体，具有较高的矿化度。另外，在原油脱水过程中，需要添加各种化学添加剂进行破乳、脱蜡，因此，废水中还含有大量的高分子有机物质。正常情况下该项目采油废水是经处理后回注，不外排。该项目一般含油污水处理采用两级沉降、一级压力过滤的流程；含油污水深度处理采用二级双向过滤处理工艺。
但有时由于设备的维修、维护以及管线穿孔和设备损坏等原因会造成含油污水的跑冒滴漏。这部分含油污水进入环境，会对地表水环境、土壤环境和地下水环境造成影响。
该项目含油污水的回注率为99.5%，该项目由于设备维修、跑冒滴漏等原因进入环境的含油污水的量约为污水总量0.5%，则该项目二次加密井（含更新井）与聚合物井在2004年高产时与2008年稳产时含油污水的排放量分别为：3.88万t/a和4.11万t/a，具体见表3-4。
表3-4 含油废水排放量计算表

1999年现状
2004年新增（新建井最高产能时）
2008年新增
二次加密井
聚合物井
合计
二次加密井
聚合物井
合计
油井数（口）
554
350
187
537
350
187
537
年产油量（104t/a）
172.10
42.58
111.66
154.24
28.97
30.88
59.77
采油废水（104t/a）
748.25
52.04
723.22
775.26
90.32
731.20
821.42
排放量（104t/a）
3.74
0.26
3.62
3.88
0.45
3.66
4.11
含油污水中，主要污染物为石油类，处理后的含油污水的浓度约为10mg/l。跑冒滴漏的含油污水有些未经过处理，处理前含油污水的石油浓度较高，范围较大为100-5000mg/l。
2、放空、挥发、泄漏的烃类气体
在油田开发过程中许多烃类气体会随着原油一起被抽出油井，这些烃类气体主要成分为C1-C5的烃类物质，这是油田开发的特征大气污染物。
在中转站维修期间或由于安全等原因（超压时），部分烃类气体会被放空，另外，在原油开采与集输的过程中也会挥发、泄漏烃类气体，烃类气体挥发、放空的部位主要有：油井、计量站、中转站、联合站、油气管线等。
该项目开发的萨＋葡Ⅱ组油层与葡Ⅰ1－4组油层的原始油气比皆为43.6m3/t，即采出1t的原油要产生43.6m3的伴生气体。该项目油气集输采用的是密闭流程，伴生气损失可降到0.3%（占产油量），则该项目扩建前后有机气体的排放情况见表3-5。
表3-5 项目扩建前后工艺废气排放情况
分类
1999年现状
2004年新建井
2008年新建井
油气比（m3/t）
43.6
原油产量（104t/a）
172.10
153.54
59.07
伴生气总产量（104m3/a）
7503.56
6694.34
2575.45
烃类气体排放量（t/a）
5163
4606
1772
烃类气体排放量（104m3/a）
678
605
233
3、锅炉烟气
该项目锅炉烟气主要来源于油气集输过程中的加热炉、锅炉等，加热炉与锅炉均以伴生气（主要是天然气）为燃料，废气中主要污染物为烟尘、SO2、NOX、CO，其中NOX的排放量最大。
该项目位于萨尔图油田，采用低温不加热集输技术，吨油耗气量按6-7m3计，则扩建前后锅炉烟气中各种污染物的排放量见表3-6。
表3-6 锅炉烟气排放情况
分类
排放系数
1999年现状
2004年新建井
2008年新建井
燃烧气体量（104m3/a）
--
1204.7
1074.5
413.7
排放烟气量（104m3/a）
10.5325m3/m3气
12688.50
11317.17
4357.30
烟尘（t/a）
5.2736（kg/104m3）
6.36
5.66
2.18
SO2（t/a）
9.4687（kg/104m3）
11.41
10.17
3.92
NOX（t/a）
30.9635（kg/104m3）
37.30
33.27
12.81
CO（t/a）
12.1288（kg/104m3）
14.61
13.03
5.02
4、设备噪声
该项目中转站、联合站等地设有大量泵、电机、风机、空压机、抽油机、加热炉和排气放空口等高噪声设备。根据类比调查噪声源源强见表3-7。
表3-7 地面工程各种噪声源源强 单位：dB（A）
噪声源名称
等效声级
dB(A)
单位
部位
联合站
注水泵房
95-100
输油泵房
90-100
污水泵房
85-90
锅炉房
75-80
中转站
输油泵房
85-90
5、含油污泥
含油污泥来自原油采出液带到地面的固体颗粒（砂岩、石灰岩等含油层的细小岩屑、粘土或淤泥）和容器内物质的反应生成物。
在采油废水的处理和原油脱水过程中，各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。
根据《含油污泥的处理和利用》中统计的数据，目前，国内各大油田产生99%的含油污泥的量占废水量的3.3%，据此计算，该项目扩建前后含油污泥排放量见表3-8。
表3-8 扩建前后该项目含油污泥排放量

1999年现状
2004年新增（新建井最高产能时）
2008年新增
二次加密井
聚合物井
合计
二次加密井
聚合物井
合计
油井数（口）
554
349
187
536
349
187
536
采油废水（104t/a）
748.25
52.04
723.22
775.26
90