油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书.pdf
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1、油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书目录第一章 概述.11.1 建设项目特点.11.2 环境影响评价工作过程.21.3 分析判定相关情况.41.4 关注的主要环境问题及环境影响.221.5 环境影响评价的主要结论.23第二章总则.242.1 编制依据.242.2 评价目的、评价方法与评价重点.312.3 评价因子识别与选取.332.4 环境功能区划与评价标准.352.5 评价工作等级与评价范围.382.6 环境保护目标.40第三章现有工程及在建工程概况.433.1 建设单位概况.433.3 现有工程概况及污染物排放情况.623.4 在建工程概况及污染物排放情况.1173.5
2、 现有、在建工程污染物排放汇总.1193.6 跟踪监测情况分析.1193.7 排污许可巾请及执行情况.1203.8 应急预案备案情况.1213.9 环境管理制度落实情况.1213.10 存在的环保问题及整改措施.122第四章 建设项目概况及工程分析.1244.1 项目基本情况.1244.2 工程概况.1244.3 工艺流程及产污环节.1564.4 污染因素分析及拟采取的防治措施.166I油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书4.5 清河采油厂东营市境内污染物排放情况汇总.1844.6 清洁生产分析.1864.7 污染物排放总量控制分析.197第五章现状环境影响调查与评价.19
3、85.1 自然环境概况.1985.2 环境空气质量现状调查与评价.2045.3 地表水环境质量现状调查与评价.2105.4 地下水环境质量现状调查与评价.2115.5 土壤环境质量现状调查与评价.2195.6 声环境质量现状调查与评价.2345.7 生态环境质量现状调查与评价.237第六章环境影响预测与评价.2566.1 环境空气影响分析.2566.2 地表水环境影响分析.2646.3 地下水环境影响分析.2706.4 土壤环境影响分析.2906.5 声环境影响分析.3086.6 固体废物境影响分析.3176.7 生态境影响分析.3226.8 环境风险评价.344第七章环境保护措施及经济技术论
4、证.3807.1 施工期环保措施及其技术、经济论证.3807.2 运营期环保措施及其技术、经济论证.3847.3 闭井期环保措施.3887.4 环保措施汇总.392第八章 环境影响经济损益分析.3968.1 社会效益分析.3968.2 环境损益分析.396第九章 环境管理与环境监测计划.3999.1 环境保护管理计划.399II油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书9.2 环境监测规划.4019.3 信息公开.405第十章评价结论与建议.40810.1 结论.40810.2 总结论.41510.3“三同时”竣工验收一览表.41510.4 建议.417附件附件1环评委托书附件2
5、关于提供资料真实性的承诺函附件3标准批复附件4危废协议附件5危废转移联单附件6固定污染源排污登记表附件7现有项目环评文件附件8伴生气检测报告附件9注汽锅炉环评及验收批复附件10专家评审意见附件H修改说明附件12专家签名表附件13复核签字表il l油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书第一章概述1.1 项目背景(1)项目背景中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司清河采油厂(简称“清河采油厂“)厂 址位于山东省寿光市羊口镇,工区面积U38.6k m2,地跨东营区、广饶县、寿光市7 个乡镇、3个经济开发区、2个农场、28个自然村。清河采油厂现有基层单位10个,机关科室13个,机关直
6、属3个,员工1500多人。清河采油厂在东营市境内清河采 油厂主要分布于广饶县大码头镇、东营经济技术开发区、黄河三角洲农业高新技术产 业示范区等地,划归管理二区、管理三区运营。截止目前,清河采油厂在东营区域有 油水井936 口,开井430 口,开井率45.94%,日产油量558.23日产液量6496.53 平均单井日产油量1.33年产油量17.39x l()4t,年产液量197.81x10%共有水井44 口,开井48 口,日注水4851m3。东营市境内现有接转站7座,注水站4座,活动注 汽锅炉1台,污水处理站2座(1座在停工改造),油泥砂贮存池1座(位于北块 站)。2020年8月5日中国石油化工
7、股份有限公司胜利油田分公司清河采油厂(东 营区)取得了固定污染源排污登记表,登记编号:W,证书有效期自2020年8月5日至2025年8月4日止。目前,为充分挖掘 油田剩余油潜力,提高储量动用程度,提升 油田 东营区块开发水平,拟对东营区境内的井网进行加密部署,清河采油厂拟实施本项 目。(2)拟建工程本项目总部署12 口油井,其中,北部油区部署油井8 口,面120区部署油井4 口。根据油藏工程方案,部署12 口井标定产能平均为2.o t/d,累计采油G.nx io 配套建设集油管线5.8k m,掺水管线1.0k m,并建设供配电设施、消防设施等。本工 程新建12 口井井身结构为定向井、水平井或侧
8、钻井,采用套管射孔完井方式,采用 酸化、压裂、绕防、预填充、高充热采等方式投产。各区块采出液采用管输方式输送 到站场。工程总投资3751万元,环保投资约360万元,占总投资9.6%。本项目投产后油气集输和处理依托现有项目接转站、注水站、活动注汽锅炉、污 水处理系统、油泥砂贮存池1座(位于北块站)和油气集输系统。本项目的建设符合国家、行业颁布的相关产业政策、法规、规范,项目的建设可 1油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书以把埋藏在地下的财富变为今日社会和经济发展急需的宝贵资源,支持社会发展和 国家建设,减少国家原油进口、节约外汇,同时,该区块的开发也能够带动相关产业 的发展,
9、对促进区域社会和经济发展等有积极意义。1.2 环境影响评价工作过程(1)环境影响评价过程根据建设项目环境影响评价分类管理名录(2021年版),本项目属于五、石油和天然气开采业中第7条“陆地石油开采、东营市属于水土流失重点预防区和 重点治理区,故本项目应编制环境影响报告书。为此,清河采油厂委托核工业北京地 质研究院开展本项目的环境影响评价工作(委托书见附件1)。评价单位接受委托后,立即按照项目类型确定了项目负责人并成立了项目组,根 据建设项目环境影响评价技术导则 总纲(HJ2.1-2016)要求的工作程序(见图 1.2-1)开展工作。2油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书依据
10、相关规定确定环境影响评价文件类型第一阶段1研究相关技术文件和其他有关文件2进行初步工程分析3开展初步的环境现状调查1环境影响识别和评价因子筛选2明确评价重点和环境保护目标3确定工作等级、评价范围和评价标准制定工作方案第二阶段环境现状调查 监测与评价建设项目 工程分析1各环境要素环境影响预测与评价 2各专题环境影响分析与评价第三阶段1提出环境保护措施,进行技术经济论证2给出污染物排放清单3给出建设项目环境影响评价结论编制环境影响报告书图1.2环境影响评价工作程序项目组相关评价人员首先进行了现场踏勘,在研究相关技术文件和其他相关文 件的基础上,进行了初步工程分析和环境现状调查;根据环境影响识别结果
11、、环境保 护目标分布情况和确定的工作等级、评价范围及评价标准,制定了工作方案。根据工 作方案,项目组在工程分析、环境现状调查与评价的基础上,开展了各环境要素和各 3油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书专题的环境影响分析与评价工作,据此提出了环境保护措施和环境管理要求。对本工 程拟采取的环境保护措施进行了技术经济论证,给出污染物排放清单。在以上工作的 基础上,给出建设项目环境影响评价结论,完成了本项目环境影响报告书的编制。(2)公众参与评价单位接受委托后于2022年H月3日在核工业北京地质研究院网站(公示 链接为:h ttp:/w w w.briugeia.co m/no t
12、icesdeta il _ 211312.h tml/)进行 了 第一次信息公示。环境影响报告书征求意见稿完成后,评价单位于2022年H月16日在核工业北京地 质研究院网站(公示链接为:w w w.briugeia.co m/no ticesdeta il _ 211553.h tml)进行了第 二次网络公示,并在黄三角早报进行了两次报纸公示、张贴公示(杨宅村、高港村),具体见公众参与说明部分。通过两次网站公示、两次报纸公司和现场公示,环评单位与建设单位均未收到团 体及个人对本项目建设的意见。1.3 分析判定相关情况1.3.1 政策符合性分析1.3.1.1 产业政策符合性分析本项目为产能建设工
13、程,属于产业结构调整指导目录(2019年版)(发展 改革委令2019第29号)规定的“第一类 鼓励类 七、石油、天然气1、常规石油、天然气勘探与开采”,符合国家产业政策。1.3.1.2 土地利用符合性分析拟建项目为陆地石油开采项目,不属于限制用地项目目录(2012年本)和 禁止用地项目目录(2012年本)(国土资发201298号)中的禁止、限制用地 项目。1.3.1.3 石油天然气开采业污染防治技术政策(2012年3月7日)符 合性分析根据石油天然气开采业污染防治技术政策(2012年3月7日),分析拟建 项目的符合性,详见表1.3-1。4油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书
14、表L3-1与石油天然气开采业污染防治技术政策(2012年3月7日)符合性分析一览表文件要求项目情况符合情况一、总则符合(三)到2015年末,行业新、改、扩建项 目均采用清洁生产工艺和技术,工业废水回 用率达到90%以上,工业固体废物资源化及 无害化处理处置率达到100%。要遏制重大、杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的 发生。要逐步实现对行业排放的石油类污染 物进行总量控制。拟采用清洁生产工艺和技术,生产 废水回用率达到100%,固体废物 资源化及无害化处理处置率达到 100%o符合(四)石油天然气开采要坚持油气开发与环 境保护并举,油气田整体开发与优化布局相 结合,污染防治与生态保护并重。大
15、力推行 清洁生产,发展循环经济,强化末端治理,注重环境风险防范,因地制宜进行生态恢复 与建设,实现绿色发展。拟开展污染防治与生态保护的措 施。拟推行清洁生产,发展循环经 济,强化末端治理,注重环境风险 防范,因地制宜进行生态恢复与建 设,实现绿色发展。符合(五)在环境敏感区进行石油天然气勘探、开采的,要在开发前对生态、环境影响进行 充分论证,并严格执行环境影响评价文件的 要求,积极采取缓解生态、环境破坏的措施。项目不在环境敏感区。在开发前对 生态、环境影响进行了充分论证,并拟严格执行环境影响评价文件 的要求,积极采取了缓解生态、环 境破坏的措施。符合二、清洁生产符合(一)油气田建设应总体规划,
16、优化布局,整体开发,减少占地和油气损失,实现油气 和废物的集中收集、处理处置。本项目符合油气田总体规划。符合(二)油气田开发不得使用含有国际公约禁 用化学物质的油气田化学剂,逐步淘汰微毒 及以上油气田化学剂,鼓励使用无毒油气田 化学剂。拟使用环保型无毒无害的化学剂(钻井液等)。符合(三)在勘探开发过程中,应防止产生落地 原油。其中井下作业过程中应配备泄油器、刮油器等。落地原油应及时回收,落地原油 回收率应达到100%。原油不落地,拟通过防渗膜收集。井下作业过程中拟配备泄油器、刮 油器等。符合(四)在油气勘探过程中,宜使用环保型炸 药和可控震源,应采取防渗等措施预防燃料 泄漏对环境的污染。勘探期
17、未对环境造成污染。符合(五)在钻井过程中,鼓励采用环境友好的 钻井液体系;配备完善的固控设备,钻井液 循环率达到95%以上;钻井过程产生的废水 应回用。拟使用聚合物润滑防塌钻井液体 系;拟配备完善的固控设备,钻井 液循环率达到95%以上;钻井过程 产生的废水回用。符合(六)在井下作业过程中,酸化液和压裂液 宜集中配制,酸化残液、压裂残液和返排液 应回收利用或进行无害化处置,压裂放喷返 排入罐率应达到100%。酸化、压裂作业和 试油(气)过程应采取防喷、地面管线防刺、防漏、防溢等措施。酸化废液经现场中和后拉运到现 有废液池内暂存和絮凝沉降处理 后,上清液进南块接转站污水处理 系统处理达标后回注;
18、下层固体废 物暂存在油泥砂贮存池内,委托有 资质的单位拉运处理。压裂废液由 罐车拉运至清河采油厂井下作业 废液处理站进行处理,处理达标后 回注地层,用于油田注水开发,无符合5油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书外排。(七)在开发过程中,适宜注水开采的油气 田,应将采出水处理满足标准后回注;对于 稠油注汽开采,鼓励采出水处理后回用于注 汽锅炉。采出水经污水处理系统处理达标 后回注。符合(八)在油气集输过程中,应采用密闭流程,减少煌类气体排放。新建3000m3及以上原 油储罐应采用浮顶型式,新、改、扩建油气 储罐应安装泄漏报警系统。新、改、扩建油 气田油气集输损耗率不高于0.5
19、%,2010年 12月31日前建设的油气田油气集输损耗率 不高于0.8%。本项目油气损耗率低,为0.3%,不 高于0.5%。符合(九)在天然气净化过程中,应采用两级及 以上克劳斯或其他实用高效的硫回收技术,在回收硫资源的同时,控制二氧化硫排放。区块天然气含硫量低,用于加热炉 用气。符合三、生态保护符合(一)油气田建设宜布置丛式井组,采用多 分支井、水平井、小孔钻井、空气钻井等钻 井技术,以减少废物产生和占地。布置丛式井组,减少了废物产生和 占地。符合(二)在油气勘探过程中,应根据工区测线 布设,合理规划行车线路和爆炸点,避让环 境敏感区和环境敏感时间。对爆点地表应立 即进行恢复。已根据工区测线
20、布设,合理规划了 行车线路和爆炸点,避让了环境敏 感区和环境敏感时间。对爆点地表 应立即进行了恢复。符合(三)在测井过程中,鼓励应用核磁共振测 井技术,减少生态破坏;运输测井放射源车 辆应加装定位系统。应用了核磁共振测井技术,减少了 生态破坏;运输测井放射源车辆应 加装了定位系统。符合(四)在开发过程中,伴生气应回收利用,减少温室气体排放,不具备回收利用条件 的,应充分燃烧,伴生气回收利用率应达到 80%以上;站场放空天然气应充分燃烧。燃 烧放空设施应避开鸟类迁徙通道。伴生气设油套联通套管气回收装 置。符合(五)在油气开发过程中,应采取措施减轻 生态影响并及时用适地植物进行植被恢复。井场周围应
21、设置围堤或井界沟。应设立地下 水水质监测井,加强对油气田地下水水质的 监控,防止回注过程对地下水造成污染。井场周围设置了井界沟。符合(六)位于湿地自然保护区和鸟类迁徙通道 上的油田、油井,若有较大的生态影响,应 将电线、采油管线地下敷设o在油田作业区,应采取措施,保护零散自然湿地。拟建项目不涉及湿地自然保护区 和鸟类迁徙通道。符合(七)油气田退役前应进行环境影响后评 价,油气田企业应按照后评价要求进行生态 恢复。退役前拟进行环境影响后评价,建 设单位将按照后评价要求进行生 态恢复。符合四、污染治理符合(一)在钻井和井下作业过程中,鼓励污油、污水进入生产流程循环利用,未进入生产流 程的污油、污水
22、应采用固液分离、废水处理 一体化装置等处理后达标外排。在油气开发 过程中,未回注的油气田采出水宜采用混凝污水全部进入集输流程经污水处 理系统处理后回注,不外排。符合6油田2023年东营区域第一批零散井调整项目环境影响报告书气浮和生化处理相结合的方式。(二)在天然气净化过程中,鼓励采用二氧 化硫尾气处理技术,提高去除效率。不涉及天然气净化。符合(三)固体废物收集、贮存、处理处置设施 应按照标准要求采取防渗措施。试油(气)后应立即封闭废弃钻井液贮池。固体废物收集、贮存、处理处置设 施拟按照标准要求采取防渗措施。符合(四)应回收落地原油,以及原油处理、废 水处理产生的油泥(砂)等中的油类物质,含油污
23、泥资源化利用率应达到90%以上,残 余固体废物应按照国家危险废物名录(2016年8月1日)和危险废物鉴别标准 识别,根据识别结果资源化利用或无害化处 置。拟建项目原油不落地。原油处理、废水处理产生的油泥(砂)等中的 油类物质,含油污泥资源化利用率 达到100%(委托有资质的单位回 收利用)。符合(五)对受到油污染的土壤宜采取生物或物 化方法进行修复。土壤未受到油污染。符合五、鼓励研发的新技术符合(一)环境友好的油田化学剂、酸化液、压 裂液、钻井液,酸化、压裂替代技术,钻井 废物的随钻处理技术,提高天然气净化厂硫 回收率技术。使用环保型的油田化学剂、钻井 液。符合(二)二氧化碳驱采油技术,低渗透
24、地层的 注水处理技术。不涉及。符合(三)废弃钻井液、井下作业废液及含油污 泥资源化利用和无害化处置技术,石油污染 物的快速降解技术,受污染土壤、地下水的 修复技术。废弃钻井液、井下作业废液及含油 污泥采用资源化利用和无害化处 置技术。符合六、运行管理与风险防范符合(一)油气田企业应制定环境保护管理规 定,建立并运行健康、安全与环境管理体系。制定了环境保护管理规定,建立并 运行了健康、安全与环境管理体 系。符合(二)加强油气田建设、勘探开发过程的环 境监督管理。油气田建设过程应开展工程环 境监理。加强了油气田建设、勘探开发过程 的环境监督管理。符合(三)在开发过程中,企业应加强油气井套 管的检测
25、和维护,防止油气泄漏污染地下 水。设置监测工艺,加强油气井套管的 检测和维护,防止油气泄漏污染地 下水。符合(四)油气田企业应建立环境保护人员培训 制度,环境监测人员、统计人员、污染治理 设施操作人员应经培训合格后上岗。建立了环境保护人员培训制度,环 境监测人员、统计人员、污染治理 设施操作人员应经培训合格后上 LLJ 冈。符合(五)油气田企业应对勘探开发过程进行环 境风险因素识别,制定突发环境事件应急预 案并定期进行演练。应开展特征污染物监测 工作,采取环境风险防范和应急措施,防止 发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。对勘探开发过程进行环境风险因 素识别,制定突发环境事件应急预 案并定期演练
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