风城油田重32井区开发建设工程环境影响报告书简本.docx

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1、风城油田重32井区2015年开发建设工程环境影响报告书（简本）建设单位：中国石油新建油田分公司开发公司环评单位:新疆维吾尔自治区环境保护技术咨询中心证书编号：国环评证甲字第4004号2015年5月1建设项目概况错误!未定义书签。1.1 建设地点错误!未定义书签。1.2 项目性质、建设内容及规模错误!未定义书签。1.3 工程投资错误!未定义书签。1.4 区块开发现状及依托工程错误!未定义书签。2建设项目周围环境现状错误!未定义书签。2.1 自然环境概况错误!未定义书签。2.2 社会经济环境概况错误!未定义书签。2.3 环境质量现状错误!未定义书签。2.4 环境保护目标错误!未定义书签。3环境影响

2、预测及拟采取的主要措施错误!未定义书签。3.1 污染物排放情况错误!未定义书签。3.2 环境影响预测及评价错误!未定义书签。3.3 环境保护措施错误!未定义书签。3.4 环境风险评价错误!未定义书签。3.5 环境监测计划及环境管理制度错误!未定义书签。4.公众参与错误!未定义书签。4.1 公开环境信息的次数、内容、方式等错误!未定义书签。4.2 公众参与调查结论错误!未定义书签。5环境影响评价结论错误!未定义书签。6联系方式错误!未定义书签。6.1 建设单位的名称和联系方式错误!未定义书签。6.2 环境影响评价机构的名称和联系方式错误!未定义书签。1建设项目概况1.1建设地点本工程位于新疆维吾

3、尔自治区克拉玛依市乌尔禾区境内。克拉玛依地处准喝尔盆地西缘，西北抵加依尔山前山山脚，南依天山北麓，东濒古尔班通古特沙漠。克拉玛依市东北与和布克赛尔蒙古自治县相邻；东南与沙湾县相接;西部与托里县和乌苏市毗连；南边奎屯市把独山子区隔开，使这个区成为克拉玛依市的一个重要组成部分。风城油田位于准喝尔盆地西北缘北端，距克拉玛依市约120km,行政隶属新疆克拉玛依市。北以哈拉阿拉特山为界，东与夏子街接壤，西邻乌尔禾区，地理位置处于东经85。47，19855623,北纬46。07,06-46。1020，217国道由规划区穿过，交通较为方便，建有较完善的地面系统。风城油田重32井区位于准喝尔盆地西北缘风城油田

4、西部，距克拉玛依市约120kmo该区西南邻乌尔禾乡，东南与重1井断块毗邻。地面海拔335m376m,平均350m。217国道从油田东部通过，交通运输较为方便。风城油田重32井区2015年开发建设工程位于重32井区中东部及中北部，实施区域位于217国道以北，西南距风城1号稠油联合站约2.0km,东南距风城2号稠油联合站约5.8km,项目区中心地理坐标：46o9,58.26N,85o43,54.3,E,地理位置详见见图1,区域位置图见图2。L2项目性质、建设内容及规模（1）主体工程风城油田重32井区常规开发区实施的31口油井（开发控制井10口，直井3口，水平井18口）和SAGD开发区实施的17对水

5、平井及相关配套工程。常规开发工程包含31口油井（开发控制井10口，直井3口，水平井18口）、2座14井式集油计量配汽管汇、集油管线（D168）3.0km,配套建设注汽管道（D114）2km,单井注采（D76D89）合一伴热管线7.5km,阀池（含闸阀DN1501个+DN501个）2座；SAGD开发工程包含17组双水平井井场、3座8井式集油计量管汇、集油管道（D219D273）共计9.0km,单井管道（Dl14）5.0km,配套建设注汽管道（Dl14）7.0km,锅炉改造（需对已建4座湿蒸汽锅炉进行改造，改为过热锅炉）。（2）依托工程常规开发依托风城1号稠油联合站（2012年完成风城1号稠油联合

6、站改扩建工程，扩建后原油处理能力为200l04ta,采出水处理能力3OOOOm3d,除氧及软化水处理能力40000m3d,目前原油处理富裕量IOIXlO4也，本次工程新增原油处理量2.36xl04ta）；SAGD开发采出液处理依托SAGD高温密闭处理试验站（2014年底风城油田SAGD高温密闭试验站完善工程（管网改造和增加换热设备）建设完成，试验站换热能力为60xl04ta,进行预处理后进入风城1号稠油联合站继续处理,目前原油处理富裕量25.8xl04ta,本次工程新增原油处理量9.90乂1（）4出）：风城油田SAGD循环预热采出液处理依托风城1号集中换热站的蒸汽分离器进行汽液分离后，去600

7、0mSAGD循环预热采出液试验站；注气：常规开发共计3口直井（1口油井，2口观察井）、18口水平井，实施区位于4-4、6-5、8-7、10-8号接转注汽站周边，目前4座接转站富裕汽量可满足新增产能井注汽需求，故该区注汽系统依托已建注汽系统。SAGD开发共计17对水平井组，根据注汽要求，SAGD注汽为过热蒸汽，实施区位于4-4、6-5、重32井区1、2号注汽站，目前4座接转（注汽）站富裕汽量可满足新增产能井注汽需求，由于4座接转（注汽）站已建锅炉为湿蒸汽锅炉，故需改造4座湿蒸汽锅炉（燃料用量及蒸汽量不变，加装球形分离器等设备，将湿蒸汽锅炉改为过热蒸汽锅炉），满足SAGD进组注汽需求。软化水处理系

8、统钠离子交换器再生时排放的高含盐水排至排至风城油田高含盐水排放池自然蒸发（位于2号站东南13.5公里夏子街洼地，该处无规划油田，洼地面积约85X104n2,自然地形高程396.0m左右），生活污水排至防渗的干化池蒸发处理；工程平面布置图及井位平面布置图见图3.1-2,项目组成情况见表3.1-2o（3）公用工程包括供配电工程、通风、道路、通信工程、仪表自动化工程等。主要工程量见表1。表1项目组成表序号项目举模备注1主体工程井场工程常规井31口开发控制井10口，直井3口（1口油井，2口观察井），水平井18口SAGD采油（注汽）井17对双水平井2原油集输工程常规开发集油计量配汽管汇站2座14井式集油

9、管道3.0kmD168单井注采合一伴热管线7.5km(D76D89)SAGD开发集油计量管汇站（配套称重计量橇）3座8井式多通阀集油管线9.0kmD219D273单井管线5.0kmD1143配套工程常规开发注汽工程高压注汽管道2.0km1)1144控制工程阀池2座5SAGD开发注汽工程高压注汽管道7.0kmD1146原油处理常规井原油200104t，a风城1号稠油联合站原油处理能力200104ta目前原油处理富裕量101104ta,本次工程新增原油处理量2.36xl04ta.7SAGD循环预热采出液100Om3/d托风城1号集中换热站的蒸汽分离器进行汽液分离后，去6000m3dSAGD循环预热

10、采出液试验站。8SAGD正产生产采出液60104t/aSAGD采出液高温密闭脱水试验站（2014年工程中进行扩能）原油处理富裕量258xl0”a,本次工程新增原油处理量9.90104ta9污水处理站含油污水3.0104m3d风城1号稠油联合站合建10注汽力依托已建注气系统改造4台锅炉改造4座湿蒸汽锅炉为过热蒸汽锅炉11高含盐水处理工程高含盐水排放池高含盐水收集后由外输泵输送至风城油田高含盐水排放池，排放池坝长度分别为36Om及350m,最大坝高3.0m,其中400.0m高程以下面积约91104m2o按照此面积计算，区域内年最大蒸发量为109x10%?,最大治漏量为29104m12公用工程供电依

11、托重32井区供电依托重32箱式智能变电站（主变容量5MVA）和重32简易智能变电站（主变容量2.5MVA）,两座简易变最大供电能力7400kW,截至到2008年底重32井区运行负荷为4000kW,2009年已实施新增负荷1878kW,目前重32井区负荷为5878kW,可见重32井区现有两座简易变电所同时运行时基本能满足油区供电需要。本工程新增用电负荷约403.1W,重32一线和重采三线可完全满足本次新增负荷的用电需求。13通风泵房采用机械通风与自然通风相结合的通风方式,正常通风次数8次h,事故通风16次h,采用上下排风方式，其中上排1/3,下排2/3,通风设备选用DBT35-11型低噪声防爆轴

12、流风机，并与房间内的气体报警装置连锁。为满足中心值班室、各接转站值班室及仪控室夏季空气调节需求，分别设柜式空调和壁挂式空调。14道路巡井道路4.0km为满足巡井和生产维护需要，需建道路与油田公路相连，新建简易道路4.00km9路面宽度6m,道肩宽1.0m,采用砂石路面。15自动化目前风城油田重32井区的抽油井采用常规人工巡井生产方式；计量站多为标准化橇装站，内含双容积计量装置，配有压力变送甥、液位变送器（含液位开关）、温度变送器及气体流量计等仪表，现场实现就地站控自动选井计量模式，数据未实现上传功能。本次方案中，新建计量橇、管汇橇及配水橇仍采用新疆油田标准化设计，并配多通阀控制箱、RTU控制箱

13、实现就地站控的自动选井计量模式。1.2.1钻采工程本次开发部署如下：在重32井区中北部、中东部共部署新井65口，其中观察井2口，控制井10口，直井1口，水平井52口（含SAGDI7对34111）,建产能12.26xl（0其中吞吐开发集油区（常规开发）建设产能井31口（含控制井10口），新建产能2.36x10%SAGD开发集油区实施34口水平井（17对井组），新建产能9.90x10%本次开发总钻井进尺为3.5x10、。直井、观察井钻井工期预计为5d,水平井钻井工期预计为10d,SAGD双水平井井组钻井工期预计为25d。钻机是推广新技术，提高钻井速度，缩短钻井周期的基本保证。根据风城油田钻井特点

14、选用ZJ20系列钻机，要求配备三级以上固控系统，以便控制和维护钻井液性能。1.2.1.1 井身结构（1）直井、SAGD观察井一开：采用38LOmm钻头钻至井深60m,下入273.1mm表层套管，固井水泥返至地面。二开：采用241.3mm钻头钻至完钻井深，下入177.8mm油层套管，固井水泥返至地面。（2）水平井一开：采用444.5mm钻头钻至井深3560m,下入339.7mm表层套管，水泥浆返至地面。二开：采用中311.2mm钻头钻至靶窗A点，下入中244.5mm技术套管，水泥浆返至地面。三开：采用中215.9mm钻头钻至完钻井深，悬挂中177.8mm筛管。（3） SAGD水平井一开：采用中

15、444.5mm钻头钻至井深60m,下入中339.7mm表层套管，水泥浆返至地面。二开：采用311.2mm钻头钻至靶窗A点，下入中244.5mm技术套管，水泥浆返至地面。三开：采用215.9mm钻头钻至完钻井深，悬挂177.8mm筛管。381.Omm5头6Om*j273.1mm表层套管&OnQmm拈头XSSoTnd_177.8mm油层套管550r1水泥浆返至地面d水泥浆返至地面图2直井井身结构示意图图3定向井井身结构示意图1.2.1.2 钻井液(1)直井、控制井钻井液一开钻井液钻井液体系：坂土CMC钻井液体系。二开钻井液钻井完井液体系：聚合物钻井完井体系。(2)水平井钻井液、完井液一开钻井液钻井

16、液体系：坂土-CMC钻井液体系；二开钻井液钻井完井液体系：聚磺钻井液体系；三开钻井液钻井完井液体系：聚磺钻井液体系。直井一开和二开主要使用坂土-CMC钻井液体系和聚合物钻井完井液体系，二开使用密度为1.071.20g/Cm3。水平井一开使用坂土-CMC钻井液体系，二开及三开使用聚磺钻井完井液体系，二开使用密度为1.05-1.20gcm3,三开使用密度为LO7L3Og/Cm3。1.2.1.3 固井(1)常规直井、观察井固完井方案一开：273.Imm表层套管下入深度60m,采用加砂水泥常规固井，水泥浆返至地面。二开：177.8mm油层套管下入完钻井深，采用G级加砂抗高温水泥及预应力固井，水泥浆返至

17、地面(定向井井斜角小于30时采用预应力固井，大于30时不采用预应力固井)。(2)常规水平井固完井方案一开：339.7mm表层套管下入井深60m,采用加砂水泥常规固井，水泥浆返至地面。二开：244.5mm技术套管下入A点，采用G级加砂抗高温水泥双胶塞有控固井，水泥浆返至地面。三开：中177.8mm油层尾管下入AB点，尾管与技套重叠30m,水平段下入筛管和悬挂器，顶部坐封膨胀尾管悬挂器或者耐热封隔器完井。(3)SAGD水平井固完井方窠一开：339.7mm表层套管下入深度180m,采用加砂水泥、内管注水泥固井，水泥浆返至地面。二开：244.5mm技术套管下入A点，采用G级加砂抗高温水泥双胶塞有控固井

18、水泥浆返至地面。三开：中177.8mm油层尾管下入AB点，尾管与技套重叠30m,水平段下入筛管和悬挂器，顶部坐封膨胀尾管悬挂器或者耐热封隔器完井。1.2.2原油集输工程（1）常规集输常规集输仍采用三级布站流程，即：采油井场一多通阀集油计量配汽管汇站T接转站T风城1号稠油联合站。（2）SAGD开发原油集输采用级布站方式，充分考虑SAGD不同生产阶段的采出液集输要求，原油集输流程见下图。SAGD开发包括循环预热和正常生产两个阶段；循环预热阶段采油井和注汽井均长管注汽，短管排液；SAGD生产阶段注汽井长、短管同时注汽，生产并采用短管采油。SAGD循环预热采出液具有携蒸汽量大、温度高的特点，集输工艺

19、采用“井场计量管汇处理站”的二级布站流程、双线集输工艺。1.2.2.2 集输流程简述本项目布井区域属重32井区（已经历连续7年开发），区内已建成集输干线、计量站、联合站等地面设施。常规开发集输工艺采用三级布站流程，即：采油井场T多通阀集油计量配汽管汇站T接转站T风城1号稠油联合站。SAGD开发包括循环预热和正常生产两个阶段；SAGD开发集输工艺采用“井场计量管汇处理站”的二级布站流程、双线集输工艺。常规开采接入3座新建标准化计量站计量后，采出液经重32接转站转液后，管输进入风城1号稠油联合处理站，经风城1号稠油联合处理站处理系统处理后，净化油经管道外输，含油污水在联合处理站污水处理系统处理；风

20、城1号稠油联合处理站罐底油泥砂及污水处理站罐底油泥砂均委托博达生态环保有限公司进行处理；SAGD开发循环预热采出液依托风城1号集中换热站的蒸汽分离器进行汽液分离后，去6000m3dSAGD循环预热采出液试验站进行油水分离，净化油经管道外输，含油污水再输至风城1号联合处理站污水处理系统处理；循环预热采出液试验站及污水处理站罐底油泥砂均委托博达生态环保有限公司进行处理。SAGD正常采出液处理依托SAGD高温密闭处理试验站（2014年底风城油田SAGD高温密闭试验站完善工程（管网改造和增加换热设备）建设完成，试验站换热能力为60104ta,进行预处理后进入风城1号稠油联合站继续处理，目前原油处理富裕

21、量25.8xl04ta,本次工程新增原油处理量9.90xl04ta）进行油水分离，净化油经管道外输，含油污水再输至风城1号联合处理站污水处理系统处理；循环预热采出液试验站及污水处理站罐底油泥砂均委托博达生态环保有限公司进行处理。1.2.2.3 主要工程量风城油田重32井区2015年开发建常规开发集输系统主要工程量详表2：表2常规开发集输系统主要工程量表序号费用名称数量单位I5型抽油机及井口（含机杆泵）增加油套联通自动放套气装置1座26型抽油机及井口（含机杆泵）增加油套联通自动放套气装置18座314井式集油计量配汽管汇站2座4集油线D168x5（复合硅酸盐瓦=85）3km5单井注采合一DN767

22、伴热D323（复合硅酸盐瓦=85）0.5km6单井注采合一DN898伴热D32x3（复合硅酸盐瓦=85）7km7阀池（含闸阀DN1501个+DN501个）2座风城油田重32井区SAGD开发集输系统主要工程量详表3：表3工艺部分主要工程量表序号费用名称数量单位1SAGD注汽井场工艺安装17座2SAGD采油井场（不含机、杆、泵）17座38井式多通阀管汇站（含多通阀管汇、称重计量仪、自动取样装置、蒸汽流量计）3座4单井管道D114*5（硅酸盐保温瓦85mm埋地）5km5集油管道D219*6（硅酸盐保温瓦85mm埋地）5km6集油管道D273*7（硅酸盐保温瓦85mm埋地）4km1.2.3注气系统1.

23、2.3.1 注汽系统流程油区注汽依托已建注汽系统，常规注汽流程框图。1.2.3.2 注汽系统（1）锅炉改造为满足SAGD双水平井注汽需求，根据核算，需对已建4座湿蒸汽锅炉进行改造，改为过热锅炉。（2）注汽管网吞吐开发：最大工作压力为8MPa,注汽管线管材规格选用D114x8无缝钢管20G,注汽管线采用低支架架空敷设，架空高度0.50m,采用保温型支架，管道保温采用憎水型复合硅酸盐管壳，保温厚度6=16Omm,保温管道外保护层采用=0.5mm镀锌铁皮。SAGD开发：最大工作压力为8MPa,注汽干线管道采用Dl14X8无缝钢管,管材材质为20G。新建注汽管线采用低支架架空敷设，架空高度0.50m,

24、采用保温型支架，管道保温采用2层憎水型复合硅酸盐瓦，每层保温厚度为=80mm,分层错缝保温，保温管道外保护层采用=0.5mm镀锌铁皮。注汽管线热补偿以补偿器补偿为主，自然补偿为辅，补偿器采用方形补偿器，补偿器及管线拐弯处均使用不小于5D的成品带直管段弯管或成品弯头。（3）主要工程量注汽系统工程量情况详将表4o表4集油区热工部分主要工程量表常规开发部分1无缝钢管DNl14*820G（复合硅酸盐瓦=160mm=0.5mm镀锌铁皮）km22高温高压截止阀J65Y32DNlOO个4SAGD开发部分I锅炉改造座42无缝钢管DN114*820G（复合硅酸盐瓦=160mm=0.5mm镀锌铁皮）km73高温高

25、压截止阀J65Y-32DNlOO个201.2.4配套工程1.2.4.1 供配电重32井区供电依托重32箱式智能变电站（主变容量5MVA）和重32简易智能变电站（主变容量2.5MVA）,两座简易变最大供电能力7400kW,截至到2008年底重32井区运行负荷为4000kW,2009年已实施新增负荷1878kW,目前重32井区负荷为5878kW,可见重32井区现有两座简易变电所同时运行时基本能满足油区供电需要，但当其中一台主变故障时将难以保证油区供电的需要。本次新建区块附近己建有两条IOkV架空线路，1条是重32简易智能变IOkV出线重32一线（LGJ-95/20）,该线路最大供电能力为1600k

26、W（CT变比为100/5）,目前所带负荷约90OkW；1条是重32箱式智能变IOkV出线重采三线（LGJ-95/20）,该线路最大供电能力为2400kW（CT变比为150/5）o本工程新增用电负荷约403.IkW,剩余供电能力为1522kW,本次新增占剩余供电能力的26.48%,重32一线和重采三线可完全满足本次新增负荷的用电需求。1.2.4.2 通风泵房采用机械通风与自然通风相结合的通风方式，正常通风次数8次h,事故通风16次h,采用上下排风方式，其中上排1/3,下排2/3,通风设备选用DBT35-11型低噪声防爆轴流风机，并与房间内的气体报警装置连锁。为满足中心值班室、各接转站值班室及仪控

27、室夏季空气调节需求，分别设柜式空调和壁挂式空调。1.2.4.3 道路工程为满足巡井和生产维护需要，需建道路与油田公路相连，新建简易道路4.00km,路面宽度6m,道肩宽LOm,采用砂石路面。1.2.4.4 通信该井区生产方式为人工巡井模式。巡井通信为公共无线移动通信。本次工程依托现有通信网络设施即可满足通信需求。1.2.4.5 自动化仪表系统（1）现状目前风城油田重32井区的抽油井采用常规人工巡井生产方式；计量站多为标准化橇装站，内含双容积计量装置，配有压力变送器、液位变送器（含液位开关）、温度变送器及气体流量计等仪表，现场实现就地站控自动选井计量模式，数据未实现上传功能。（2）仪表方案本次方

28、案中，新建计量橇、管汇橇及配水橇仍采用新疆油田标准化设计，并配多通阀控制箱、RTU控制箱，实现就地站控的自动选井计量模式。1.3 工程投资风城油田重32井区2015年开发建设投资17193.2万元(钻井投资9040万元、地面工程投资8153.2万元)。1.4 区块开发现状及依托工程1.4.1 重32井区域开发现状风城油田位于准喝尔盆地西北缘北端，距克拉玛依市约130km,行政隶属新疆克拉玛依市。北以哈拉阿拉特山为界，东与夏子街接壤，西邻乌尔禾区，地理位置处于东经85。4719855623,北纬46。07,0646。1020，217国道由规划区穿过，交通较为方便，建有较完善的地面系统。风城油田重

29、32井区位于准喝尔盆地西北缘风城油田西部，距克拉玛依市约120kmo该区西南邻乌尔禾乡，东南与重1井断块毗邻。重32井区经历了2007012年五年产能建设，累计投产开发井837口，其中直井594口,水平井243口,累计建产能84.74x平%动用含油面积lo&kn?,动用地质储量2581.5xl04t0截至目前，累计注汽2004x10%产液1849x10%,产油329xl04t,采注比0.92,油汽比0.164,采水率75.8%,动用储量采出程度12.7%o其中2013年产油50.6xl()4t,油汽比0.126。2011年9月，开辟了J3q3层9个井组的小井距汽驱先导试验区，2013年8月开辟

30、了J3q22-3层8个井组VHSD试验区，2014年5月在J3q22-3、J3q3层各开辟了1个井组水平井原井网HHSD试验区，截至2014年7月，累积产油329万吨。风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划区域属于准喝尔盆地温带干旱荒漠与绿洲生态功能区，准喝尔盆地北部灌木、半灌木荒漠沙漠化控制生态亚区，开发规划区内主要是荒漠戈壁景观，已开发的区块内已建成的井场永久性占地范围内进行砾石铺垫处理，井场道路地面均进行了硬化处理，此范围内的永久占地上的植被已完全清除。油区主干道路已铺设沥青，探临路铺盖砾石硬化，车辆基本沿道路行驶，零星有施工作业车辆乱开便道。1.4.2 现状开发环境影响回顾分析1.5 .

31、2.1回顾性分析(1)生态环境影响回顾植被破坏情况已建成的井场永久性占地范围内进行砾石铺垫处理，井场道路地面均进行了硬化处理，此范围内的永久占地上的植被已完全清除。油区主干道路己铺设沥青，探临路铺盖砾石硬化，车辆基本沿道路行驶，零星有施工作业车辆乱开便道。评价区已开发区块扰动区域保持原有地貌，临时占地主要是修建道路、敷设管线、井场施工时占用的土地。极端的干旱和强烈蒸发，项目区植被恢复缓慢,经过长期的风蚀已形成砾幕结构，在零星低洼地生长有梭梭、猪毛菜等植物。永久占地影响回顾永久占地是指井场、站场和道路占地。根据现场调查情况，风城油田的道路地面均进行了硬化处理，井场永久性占地范围内进行砾石铺垫处理

32、站场有护栏围护。临时占地植被恢复情况临时占地主要是修建道路、敷设管线、井场施工时占用的土地。风城油田超稠油油藏全生命周期开发规划区域属于准喝尔盆地温带干旱荒漠与绿洲生态功能区，准喝尔盆地北部灌木、半灌木荒漠沙漠化控制生态亚区，开发规划区内主要是荒漠戈壁景观。(2)环境空气影响回顾主要大气污染源井区污染源主要废气污染源来自注汽站锅炉排放的NO2、SO2、TSP以及原油开采集输中挥发的非甲烷总烧。主要污染物排放1)注汽锅炉风城油田绝大多数注汽锅炉以净化处理后的天然气为燃料，天然气中不含硫，燃烧烟气中的污染物主要为NOX和TSP,完全燃烧后烟气符合锅炉大气污染物排放标准(GB13271-2014)

33、表1标准后排放。2)油气集输过程燃类挥发风城稠油自2011年后，采用过热蒸汽开发，注入地层的蒸汽品质高，油井采出液温度高(100120C)；目前现场运行的原油接转流程为开式流程，实际上形成油井高温采出液在接转站内2X100m3缓冲罐常压闪蒸分离，造成一定蒸汽的浪费和伴生气的无组织排放，既污染了环境又影响了油区工作人员和附近居民的生活、健康。当接转站采用开式进罐流程时，造成油品蒸发，随着液相温度的升高，液相的闪蒸量也随之增大，当来液温度为120C时，单座接转注汽站每天会闪蒸出29吨汽(气)体，闪蒸气体里携带少量轻烽组分，烧类气体泄漏率以0.05%计算,轻燃为0.13吨；每天造成一定的油气损耗及热

34、能的浪费。3)已采取的环境减缓措施采用高效注汽锅炉，使用经过净化处理的天然气，使锅炉大气污染物排放达到国家规定的排放标准；在工艺上采用密闭集输工艺流程，集油、计量、集输等全部进行密闭处理；采用拱顶罐进行储油和转油，有效减少了非甲烷总燃挥发量，合理调度油罐储油能力，减少油罐之间的传输工作和油罐大呼吸次数。(3)声环境影响回顾正钻井声环境影响回顾性评价钻井机械噪声源主要为井场作业的钻机、柴油发电机、泥浆泵等。根据对正钻井的噪声进行类比调查，表明正钻井厂界噪声超标，昼间距钻机50m处噪声值可达标，夜间200m处噪声值略有超标。本项目油井周边200m范围内没有居民和其它噪声敏感点，受影响的主要为井场作

35、业的工作人员，因此钻井噪声没有造成扰民现象。完钻井声环境影响回顾评价井场噪声主要来自各种抽油机机泵产生的噪声，根据对生产井的噪声类比调查结果表明，生产井场界噪声一般在3743dB（八）之间，场界均能满足相应的声环境质量标准，已完钻井生产后不存在噪声扰民现象。(4)水环境影响回顾钻井期水环境影响回顾性评价钻井期间产生的废水主要为钻井废水，包括:1）机械冷却废水：包括柴油机冷却水、泵拉杆冲洗水、水刹车排出水等;2）冲洗废水：包括冲振动筛用水、冲洗钻台和钻具用水、清洗设备用水、泥浆罐定期清洗废水；3）钻井液流失废水：主要是废钻井液中的澄清液、起下钻钻井液的流失、钻井液循环系统漏失产生的废水；4）其他

36、废水：包括固井等作业产生的废水、井口返排水等。钻井废水是钻井液等物质被水高倍稀释的产物，其组成、性质及危害与钻井液类型、处理剂的组成有关，主要污染物有悬浮物、石油类、CoD等。钻井废水均排入各井场废泥浆池中晾晒自然蒸发。5）生活污水生活污水主要污染物为COD、BOD5、氨氮、SS等。由于施工现场分散，生活污水呈面源排放，均散排于施工现场周围。据现场考察，油田比较规范的钻井队均设置了可移动旱厕，生活污水和粪便均排入移动旱厕内，钻井结束后均及时填埋，不会对环境造成污染。目前已开发油井建设期间产生的污水均采取了较为合理的处置措施，无遗留问题。运行期水环境影响回顾性评价1）主要污染物排放A采油废水油田

37、开发过程中的采油废水主要来源于注蒸汽凝结水、油藏本身的底水和边水。开采原油在1号、2号稠油处理站进行油水分离，分离出的原油由管线送往克石化，而产生的采油废水则在1号、2号稠油处理站配套的污水处理站处理后全部用于注水和注汽，不排入外环境。B注汽站含盐废水注汽站产生的含盐废水为燃气注汽锅炉排污水。根据目前油田开发情况，含盐水含盐量较高，其它污染物很少，其PH值为69,CoDCr浓度约40mgL,废水中Cr浓度小于600mgLl号稠油处理站软化水站总产生含盐废水400m34排入高含盐水排放池，排放池选址位于2号站东南13.5km处的洼地。C生活污水生活废水主要来自站内的工作人员日常生活废水，稠油处理

38、站内生活废水经化粪池处理后排入防渗干化蒸发池自然蒸发。2）已采取环保措施油田开发采油废水经联合站采油污水处理系统处理后全部回用于蒸汽回注开采，1号稠油联合站采出水处理规模30000m3心2号稠油联合站采出水处理规模40000m3d（一期建设规模30000m3/d、二期规模IO（XX）nWd）。污水处理站处理工艺采用“离子调整旋流反应法处理技术”重力除油+旋流反应+混凝沉降+压力过滤，该技术是以油田常用的重力流程为基础，对流程作了局部调整，配以高效水处理药剂，达到水质净化与稳定的目的。处理后的净化水含油2mgL,悬浮物02mgL。根据由新疆维吾尔自治区环境监测总站编制的新疆油田分公司风城油田重3

39、2井区2008年及2009年开发项目竣工环境保护调查验收报告中对1号联合处理站处理后废水的监测资料：表5生产废水监测结果监测点位监测时间监测结果（均为日均值）单位：mg/L（pH除外）PH悬浮物总有机碳氨氮挥发酚硫化物石油类1号特稠油联合站污水处理设施进第一天8.21855881882.110.9511.072.03X10第二天8.20935441852.151.161.122.16IO3出第一天8.2155041482.070.710.0210.7第二天8.1555261462.070.8399,99.0121.182.8127.0499.9999.99由监测结果可知：1号特稠油联合站污水处

40、理设施对悬浮物、硫化物、石油类主要污染物去除作用明显，去除率均大于99%。回用蒸汽注采的废水中pH、悬浮物、硫化物、石油类最大日均浓度均可满足稠油油田采出水用于蒸汽发生器给水处理设计规范（SYr0097-2000）用水水质要求。（5）固体废弃物影响回顾钻井期固体废物影响回顾性评价1）钻井期间固体废物产生情况风城油田在钻井过程中采用坂土浆钻井液、聚合物钻井液等，钻井液中不含铭等有毒有害物质。钻井泥浆90%以上进行回收利用，完井后，泥浆池中的废弃物送风城油田废弃钻井液集中无害化处理站集中固化，并对井场进行整理、平整、压实。管线施工弃土：主要来自于两部分，一是埋地敷设管线本身置换的土方；二是开挖造成

41、土壤松散，回填后剩余的土方。弃土在管线施工结束后被平撒在管廊上，并实施压实平整，不产生集中弃土。生活垃圾：钻井期间生活垃圾集中堆放后定期送往克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场。2）钻井期固体废物处置措施及遗留问题风城油田在开发过程中产生的固体废物均得到了有效的处置：经现场调查,井场周围钻井期间的泥浆池均已平整，干化后拉运至环保部门指定的风城作业区固体废物排放点存放；已开发区域内无生活垃圾乱丢弃现象；管线开挖期间产生的多余土方均平撒在管廊上，并实施压实平整。目前已开发油井钻井期间产生的固体废物均采取了合理的处置措施，无遗留问题。采油期固体废物影响回顾性评价1）采油期间固体废物产生情况目前油井采

42、油期间，固体废物主要有站内的工作人员日常生活垃圾、落地原油和含油污泥。落地原油：落地原油主要产生于油井采油树的阀门、法兰等处正常及事故状态下的泄漏、管线破损以及井下作业产生的落地原油，落地原油分为单井落地油和修井落地油两类。含油污泥：稠油开采的油泥（砂）产生量为每口井25ta2）采油期固体废物处置措施及遗留问题落地原油处置措施：落地原油100%进行回收，采油期间最终没有落地油遗留于环境中。修井采用清洁生产工艺后（厚塑料布铺垫井场），可使落地油全部得到回收，不向外环境排放落地原油。油泥处置措施产生的油泥（砂）定期清运至地区环保部门认可的有危废处理资质的单位代为处置。生活垃圾处置措施：生活垃圾在场

43、站内集中堆放，定期送往克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场处理。风城油出超稠油油藏区域油井开发至今采油期间产生的固体废物均得到了有效的处置：落地原油采用清洁生产工艺后（厚塑料布铺垫井场），可使落地油全部得到回收，现场调查中油井周围基本无油污痕迹；含油污泥交由博达生物科技有限公司代为妥善处置；各场站内配有生活垃圾集中堆放的垃圾箱，生活垃圾统一收集后由专用车辆定期送往克拉玛依市乌尔禾区生活垃圾卫生填埋场处理。风城油田超稠油油藏区开发油井运行至今固体废物均得到了有效的处理，现场踏勘未发现其它遗留问题。（6）现状污染源调查（1）大气环境天然气注气站完全燃烧后烟气符合锅炉大气污染物排放标准（GB1327

44、1-2014）表1标准；燃煤锅炉注汽站烟气排放满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001）中的II时段二类区标准；烟囱高度不得低于45m；符合新建锅炉房烟囱周围半径200m距离内有建筑物时，其烟囱应高出最高建筑物3m以上的要求，无其它环境问题。（2）水环境生活废水经化粪池处理后排入防渗干化蒸发池自然蒸发；采出水经联合站采油污水处理系统处理后全部回用于蒸汽回注，不排放，目前含盐废水全部进入蒸发池和排放池，目前排放池尚有一定的容量。无其它环境问题。（3）固体废物风城油田超稠油油藏区开发油井运行至今固体废物均得到了有效的处理，现场踏勘未发现其它遗留问题。（4）生态风城油出超稠油油藏全生命周

45、期开发规划区域属于准喝尔盆地温带干旱荒漠与绿洲生态功能区，准喝尔盆地北部灌木、半灌木荒漠沙漠化控制生态亚区，开发规划区内主要是荒漠戈壁景观，已开发的区块内已建成的井场永久性占地范围内进行砾石铺垫处理，井场道路地面均进行了硬化处理，此范围内的永久占地上的植被已完全清除。油区主干道路已铺设沥青，探临路铺盖砾石硬化，车辆基本沿道路行驶，零星有施工作业车辆乱开便道。1.4.3依托工程1.4.3.1 风城1、2号稠油联合处理站（1）风城1、2号稠油联合站工程建设规模常规原油处理规模根据地质预测数据，风城油田常规产油量在2016年达到峰值273.4万吨，由于每年分月产油量的波动范围较大（62%157%）,按1.3的波动系数，2016年10月常规原油峰值约为355.4万吨，除去1号站已建的200万吨规模，2号站需要常规处理能力为155.4万吨，因此设计规模确定为150万吨。配套采出水、软化水处理系统配套进行设计。电气、仪表等系统按整体400万吨进行设计。2015年SAGD开发产能区块循环预热阶段采出液依托6000m3d的SAGD循环预热采出液预处理站（2014年处理