1、I克 拉 玛 依 油 田 六 2 区 齐 古 组 油 藏 2015 年 开 发 建 设 工 程环 境 影 响 报 告 书（简 本 ）建设单位:中国石油新疆油田分公司环评单位:新疆天合环境技术咨询有限公司证书编号:国环评证甲字第 4004 号II目 录1 建设项目概况 .11.1 建设地点 .11.2 项目性质、建设规模 .21.3 主要建设内容 .21.4 工程投资 .71.5 区块开发现状及依托工程 .72 建设项目周围环境现状 .122.1 自然环境概况 .122.2 社会经济环境概况 .132.3 环境质量现状 .142.4 环境保护目标 .153 工程分析 .193.1 环境影响因素分
2、析 .193.2 开发期污染源分析及污染物排放 .203.3 运营期污染源 .213.4 闭井期污染源分析 .223.5 非污染生态影响 .233.6 事故状况下污染源分析 .233.7“三本帐”分析 .244 环境影响分析及环境保护措施 .254.1 环境影响分析 .254.2 环境保护措施 .284.3 环境监测计划及环境管理制度 .345.公众参与 .365.1 公开环境信息的次数、内容、方式等 .365.2 公众参与调查结论 .366 环境影响评价结论 .377 联系方式 .387.1 建设单位的名称和联系方式 .387.2 环境影响评价机构的名称和联系方式 .3811 建设项目概况1
3、.1 建设地点克拉玛依油田六 2区齐古组稠油油藏位于克拉玛依油田六区，距克拉玛依市 35km，东与九区相邻，南与六 1 区相邻。地表为第四纪戈壁砾石，地面海拔292-298m。井区内水、路、电、通讯等设施齐全，具备良好的地面开发条件。坐标范围：N454251.58“454228.90“，E 85954.14“851021.96“。地理位置见图 1-1、图 1-2。2图 1-1 项目区地理位置图图 1-2 项目在克拉玛依油田分区的位置示意1.2 项目性质、建设规模项目性质：滚动开发六 2区部署开发产能井 30 口，单井设计产能 2.0t/d，年生产时间 220d，新建产能 1.32104t。平均
4、完钻井深 300m，钻井进尺 0.9104m。1.3 主要建设内容六 2区部署开发产能井 30 口，单井设计产能 2.0t/d，年生产时间 220d，新建产能 1.32104t。平均完钻井深 300m，钻井进尺 0.9104m。新建 3 座 123井式多通阀集油配汽管汇点；新建接转站 1 座；单井出油管线（20G 钢管）3.6km，管汇集油支线（20 号钢管）0.75km；集油支干线（20 号钢管）0.1 km；新建注汽管线 1.4km，注汽管道工作压力按 10.0MPa 设计、采用 D11410的无缝钢管（20G）；新建油区道路 0.5km。详见表 1-1 项目组成情况一览表。图 1-3 六
5、 2 井区 2015 年新钻井位部署图，图 1-4 六 2 井区 2015 年建设工程油气集输管网规划图。表 1-1 项目组成情况一览表项目 建设内容 备注钻井工程 新钻油井 30 口新钻直井 30 口，选用 ZJ10 系列钻机及配套设备，钻井采用二开方式，设计井深 300m。新建标准化采油井场 30 座新建采油井口装置 30 座，采用 3 型抽油机，单井设计产能2.0t/d。新建多通阀集油配汽管汇点 3 座新建 3 座 12 井式多通阀集油配汽管汇点，设置 2 套称重式计量装置新建接转站 1 座 站内设螺杆泵 2 台（1.8MPa、3551m3/h、55kW） 、100m3缓冲罐 2 座。地
6、面集输系统，采用三级布站集输流程，即：井口多通阀集油配汽管汇站计量接转站61#集输处理站的流程。集输管网新建单井注采合一管道 3.6km（D767/20G 钢管）；单井伴热管道 3.63km（D323/20 号钢管）；单井计量管线0.3km（D764/20 号钢管）；管汇集油支线0.75km（D1144/20 号钢管）； 接转站集油支线0.1km（D1685/20 号钢管）。管线均做保温、防腐，埋至冻土深度以下敷设。主主体工程注汽系统注汽管线 新建注汽管线 1.4km（D11410/20G 无缝钢管） ，管道采用低支架架空敷设供水工程 2015 年六 2西区实施新井注汽依托已建设的 9#注汽站
7、，软化水供水系统依托已建供系统排水工程 本方案未新增排水点，依托已建排水系统，供配电工程 新增负荷依托已建 6kv 架空线路。设杆架式变电站消防 每个管汇点配 8kg 手提式移动式灭火器 2 具，接转站配 25kg推车式灭火器 2 具，8kg 手提式移动式灭火器 4 具通信工程 依托公用移动通信网（中国移动/中国联通/ 中国电信）和已有通信网络设施，自控工程 本次工程对计量接转站 1 座、管汇橇 3 座、称重式计量橇 2座及转油泵、储油罐等工艺流程设施进行自动化设计。配套工程道路 新建油区道路 0.5km，采油简易砂石路面，道路宽 4m。4采出水处理 依托重油公司六九区污水处理站注汽站锅炉烟气
8、排气筒 注汽站内锅炉燃烧烟气通过高 10m 的烟囱高空排放。油泥等危废处理 油泥（砂）、清罐底泥等危险废物依托有资质的克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司处置。环保工程泥浆池各单井钻井井场设置 1 座防渗泥浆池（约 300m3）废弃泥浆固化处理后覆土，恢复自然原貌。原油处理依托 61#集输处理站，设计原油处理规模 55104t/a，原油脱水采用两段大罐热化学沉降脱水工艺。2013 年该站实际处理油量 25.61104t/a，2013 年处理液量 268.32104t/a，综合含水 90.45%，一段沉降温度 5055，二段沉降脱水温度 8090。原油处理流程为：油区来油24000m 3 一段沉
9、降罐21000m 3 缓冲罐 提升泵 21500kW 蒸汽掺热器22000m 3 二段沉降脱水罐4 座净化油（2000m 3 净化油罐 2 座，1000m 3 净化油罐 2 座）原油外输泵外输。污水处理依托重油公司六九区污水处理站，该站设计处理规模为4.2104m3/d，目前实际处理污水量约 2.7104m3/d。污水处理采用“高效水质净化与稳定”技术，工艺流程为“ 重力除油混凝沉降过滤”三段式处理流程。处理后的稠油污水一部分用于注汽锅炉回注稠油油田，另一部分回注采油二厂，剩余部分达标排放。注汽站锅炉软化水依托 6 号注汽站清水软化水处理装置。供水清水供给依托第二、三净化水厂 D630 管线注
10、汽工程 井注汽依托已建的 9#注汽站，从就近管网引接。依托工程油泥等危废处理 油泥（砂）、清罐底泥等危险废物依托有资质的克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司处置，处理协议见附件。5图 1-3 白 25 井区上乌尔禾组油藏部署图6图 1-4 白 25 井区油气集输管网规划图71.4 工程投资六 2 井区乌尔禾组油藏区 2015 年建设工程投资 4010.35 万元（钻井投资2536 万元、地面工程投资 1474.35 万元）。1.5 区块开发现状及依托工程1.5.1 六 2 井区开发现状六 2区 齐 古 组 稠 油 油 藏 位 于 克 拉 玛 依 油 田 六 区 西 北 部 ， 距 克 拉 玛
11、依 市 以 东 约35km， 东 与 九 区 相 邻 ， 南 与 七 区 相 邻 ， 地 面 上 与 六 区 克 下 组 油 藏 重 叠 。 区 块 北部 浅 丘 起 伏 并 发 育 中 小 型 冲 沟 ， 中 南 部 地 势 平 坦 ， 地 表 为 第 四 纪 戈 壁 砾 石 ， 地面 海 拔 292-298m。 地 面 已 有 克 拉 玛 依 组 油 井 350 多 口 ， 水 、 电 及 通 讯 设 施 齐 全 ，具 备 良 好 的 地 面 开 发 条 件 。2012 年 8 月重油开发公司编制完成克拉玛依油田六 2 区、九 2 西区齐古组油藏地质油藏工程方案，将六 2区、九 2西区齐古
12、组油藏进行了整体部署，优先动用原油粘度低、有效厚度较大的九 2西区和六 2区东部区域，采用50m70m 井距反九点井网部署产能井 415 口，新建产能 20.383104t，钻井进尺12.885104m。并于 2013 年完成了克 拉 玛 依 油 田 六 2区 、 九 2西 区 齐 古 组 油藏 建 设 工 程 环 境 影 响 报 告 书 。本次建设工程是对六 2区西部未动用区域进行优化部署，其建设井不在克拉玛依油田六 2 区、九 2 西区齐古组油藏工程方案的 415 口产能井范围内。截至 2014 年 10 月，其中六 2区完钻 226 口直井和 3 口水平井；动用面积2.0km2，动用储量
13、 519.5104t，新建产能 10.208104t。投产新井 124 口，累积注汽 24.7720104t，累积产油 1.8814104t，单井日产油 1.9t/d，含水81。克拉玛依油田前期未开展规划环评工作，新疆油田分公司于 2013 年开展了“克拉玛依油田环境影响后评价”工作。回顾评价工作范围主要为克拉玛依油田所属的采油一厂、采油二厂、黑油山公司、重油开发公司、新港作业分公司、采气一厂内的采油（气）井、注水井、油田地面建设工程以及污水处理等环保设施。中国石油新疆油田分公司克拉玛依油田环境影响后评价报告书8于 2014 年 7 月取得新疆维吾尔自治区环境保护厅的审查意见。1.5.2 现状
14、开发环境影响回顾分析（一）现状污染源调查（1）废气油田生产过程中产生的大气污染物主要是原油集输过程中无组织挥发和注汽站锅炉产生的燃烧烟气，其主要污染物为非甲烷总烃、H 2S、烟尘、NOx 和SO2。燃烧烟气六 2 区现有 3 座注汽站，共 3 台 22.5t/h 燃气锅炉。燃料采用天然气，燃料气中含硫量为 4.07mg/m3，工程生产过程中大气污染源及污染物排放情况见表4.1-1。表 4.1-1 现有工程燃烧烟气及污染物排放情况污染源 燃气量（Nm 3/d） 烟气量（m 3/h）排放高度（m）污染物排放 NOx 烟尘 SO2排放浓度mg/m3 91.9 19.2 0.3393 台 22.5t/
15、h 锅炉 1.05105 64627.5 10排放量 t/a 47.51 9.93 0.34 锅炉大气污染物综合排放标准 （GB13271-2014）中时段标准 标准限值 200 20 50无组织挥发烃类烃类气体的挥发损失存在于油田生产全过程的各个节点上，主要节点为井场、61#集输处理站。从国内外有关资料和类比国内其它油田的运行数据来看，稠油开发油田总损失率可控制在 0.04以下，按照现有总产能 12.089104t/a计算，本工程烃类无组织挥发量约为 4.836t/a。（2）废水废水主要包括采出水、井下作业废水、生活污水。采 出 水根据六 2区产量统计，六 2区年平均采出水 42300t/a。采出水输送到六、九区污水处理站，同其它区块的采出水一起处理。处理后的净化水部分达到
