a建设项目竣工环境保护验收调查报告.doc

《a建设项目竣工环境保护验收调查报告.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《a建设项目竣工环境保护验收调查报告.doc（108页珍藏版）》请在三一文库上搜索。

1、东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目竣工环境保护验收调查报告 目 录前 言- 7 -第一章 综 述- 8 -1.1编制依据- 8 -1.1.1法律、法规- 8 -1.1.2部门规章及规范性文件- 8 -1.1.3标准、规范- 9 -1.1.4环境影响报告书及其批复文件- 9 -1.1.5验收调查文件- 10 -1.2调查目的及原则- 10 -1.2.1调查目的- 10 -1.2.2调查原则- 10 -1.3调查方法- 10 -1.4调查范围、因子和验收执行标准- 11 -1.4.1调查范围- 11 -1.4.2调查因子- 11 -1.4.3 验收执行标准- 12 -1.5环境保护目标

2、- 14 -1.6调查重点- 14 -1.7调查工作程序- 14 -第二章 工程概况及变更影响调查- 14 -2.1工程建设过程- 14 -2.2工程概况及变更情况调查- 14 -2.2.1项目名称、性质及规模- 14 -2.2.2工程总投资- 14 -2.2.3工程变动情况- 14 -2.3工程分析- 14 -2.3.1工艺分析- 14 -2.4主要污染源及其达标排放情况调查- 23 -2.5环境保护投资调查- 27 -2.6环境概况- 28 -2.6.1自然环境概况- 28 -2.6.2社会环境概况- 30 -第三章 环境影响报告书回顾及审批文件回顾- 32 -3.1环境影响报告书结论-

3、32 -3.1.1工程分析结论- 32 -3.1.2环境现状及影响预测分析结论- 33 -3.1.3环境风险分析结论- 36 -3.1.4综合评价结论- 36 -3.2环评提出的环保措施及建议- 36 -3.3环境影响报告书评审意见- 38 -第四章 环境保护措施落实情况调查- 40 -第五章 建设过程环境影响调查- 44 -5.1施工期环境影响调查- 44 -5.1.1施工期主要废水污染源调查- 44 -5.1.2施工期主要废气污染源调查- 45 -5.1.3施工期噪声污染源调查- 45 -5.1.4施工期固体废物调查- 45 -5.2公众对施工期环境影响的反馈意见- 46 -第六章 生态影

4、响调查- 47 -6.1自然环境概况- 47 -6.1.1气候与气象- 47 -6.1.2河流与水文- 47 -6.1.3地质条件- 47 -6.2土壤生态系统- 48 -6.2.1土壤现状- 48 -6.2.2项目建成前土壤生态现状- 48 -6.2.3项目建成后验收阶段土壤生态系统状况- 49 -6.3农业生态系统影响调查- 50 -6.3.1区域农业生态系统状况- 50 -6.3.2项目建设对区域农业生态系统影响调查- 51 -6.4对草地生态系统的影响调查- 52 -6.5施工期对区域野生动物影响调查- 53 -6.6管线施工的生态环境影响调查- 53 -6.7调查结果分析- 54 -

5、6.8生态保护措施及对策建议- 54 -第七章 声环境影响调查- 56 -7.1噪声源调查- 56 -7.1.1施工期噪声源回顾调查- 56 -7.1.2运营期噪声源调查- 56 -7.2噪声影响调查- 56 -7.2.1施工期噪声影响调查- 56 -7.2.2运行期噪声影响调查- 56 -7.3声环境质量变化情况- 58 -7.4声环境保护措施调查- 58 -7.4.1施工期噪声污染防治措施- 58 -7.4.2运营期噪声污染防治措施- 59 -7.5声环境影响调查结论- 59 -第八章 水环境影响调查- 60 -8.1项目区域水环境概况- 60 -8.1.1地表水环境概况- 60 -8.1

6、.2地下水环境概况- 60 -8.2水环境调查与分析- 61 -8.2.1调查内容- 61 -8.2.2项目建成前环评时期地下水环境现状监测- 61 -8.2.3项目建成后验收时期地下水环境质量状况- 62 -8.3水环境质量变化情况- 63 -8.4水环境防护措施调查- 63 -8.4.1施工期污染防治措施- 63 -8.4.2运行期污染防治措施- 63 -8.5水环境影响调查结论- 64 -第九章 环境空气影响调查- 66 -9.1大气污染源调查- 66 -9.1.1施工期大气污染源回顾调查- 66 -9.1.2运行期大气污染源回顾调查- 66 -9.2环境空气影响调查与分析- 66 -9

7、.2.1项目建成前环评阶段环境空气质量状况- 66 -9.2.2项目建成后验收阶段环境空气质量及污染源排放情况调查- 67 -9.3环境空气质量变化情况- 75 -9.4环境空气环境保护措施调查- 75 -9.4.1施工期污染防治措施调查- 75 -9.4.2运行期污染防治措施调查- 75 -9.5环境空气影响调查结论- 76 -第十章 固体废物影响调查- 77 -10.1固体废物污染源回顾调查- 77 -10.1.1施工期固体废物污染源- 77 -10.1.2运行期固体废物污染源- 77 -10.2固体废物污染防治措施调查- 77 -10.2.1废弃泥浆、钻井岩屑及生活垃圾处理措施- 77

8、-10.3固体废物环境影响调查结论- 77 -第十一章 社会环境影响调查- 79 -11.1影响地区社会经济概况- 79 -11.2征地拆迁安置影响调查- 80 -11.3社会影响调查结论- 80 -第十二章 清洁生产调查- 81 -12.1清洁生产措施调查- 81 -12.1.1资源开发调查- 81 -12.1.2清洁原材料及清洁产品- 81 -12.1.3生产工艺及自动化- 81 -12.1.4节能措施- 82 -12.1.5废弃物处理/处置- 83 -12.1.6生产管理- 83 -12.2清洁生产水平分析- 84 -12.3清洁生产小结- 84 -第十三章 污染物排放总量控制调查- 8

9、5 -13.1污染物排放总量控制原则- 85 -13.2环评阶段污染物排放总量控制方案- 85 -13.3总量控制指标符合性分析- 85 -第十四章 环境风险事故防范及应急措施调查- 86 -14.1环境风险因素调查- 86 -14.1.1本项目风险事故分析- 86 -14.1.2发生风险事故的主要因素- 87 -14.1.3本项目环境风险事故调查及影响调查- 89 -14.2环境风险管理措施检查- 89 -14.3事故防范及处理措施检查- 90 -14.3.1设计、生产中采取的预防措施- 90 -14.4事故应急计划- 93 -14.4.1应急预案- 94 -14.4.2应急管理机构及职责-

10、 94 -14.4.3应急演练- 95 -14.5结论与建议- 95 -第十五章 环境管理与环境监测计划落实情况调查- 96 -15.1建设项目HSE管理体系的建立和执行情况- 96 -15.1.1 HSE管理内容- 96 -15.1.2 组织机构- 96 -15.1.3 HSE管理员的职责- 96 -15.2环境管理实施情况调查- 97 -15.2.1 施工期环境管理实施情况调查- 97 -15.2.2运营期环境管理实施情况调查- 97 -15.2.3检查和审核及持续改进- 97 -15.3环境监测情况调查- 97 -15.3.1环境监测计划- 97 -15.3.2监测内容- 97 -15.

11、4 环境保护“三同时”制度落实情况- 98 -15.5 结论- 98 -第十六章 公众意见调查- 99 -16.1调查目的- 99 -16.2调查方法和调查内容- 99 -16.2.1调查方法- 99 -16.2.2调查内容- 100 -16.3调查结果统计与分析- 100 -16.4小结- 102 -第十七章 调查结论与建议- 103 -17.1工程概况- 103 -17.2生态影响调查结论- 103 -17.3声环境影响调查结论- 103 -17.4水环境影响调查结论- 103 -17.5环境空气影响调查结论- 104 -17.6固体废物影响调查结论- 104 -17.7社会环境影响调查结

12、论- 104 -17.8清洁生产调查结论- 104 -17.9总量控制指标调查结论- 105 -17.10风险事故防范及应急措施调查- 105 -17.11环境管理与监测情况调查- 105 -17.12公众意见调查结论- 105 -17.13主要环境问题及补救措施与建议- 105 -17.14综合调查结论- 106 -附图：附图1：项目地理位置及环评时期监测点位图；附图2：本项目验收调查监测点位图；附图3：本项目井位分布及集输管线图；附图4：本项目集气站平面图；附图5：本项目集气处理站平面图；附图6：现场照片1；附图7：现场照片2；附件：附件1：建设项目竣工环境保护“三同时”验收登记表；附件2

13、：关于东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书的批复（吉环审字2014203号，2014.12.16）；附件3：前郭县环保局备案编号220721-2015-005-L东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目突发环境事件应急预案备案登记表；附件4：前郭县环保局东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目主要污染物总量控制指标确认书（2014.9.19）；附件5：泥浆池无害化处理土壤检验报告；附件6：占地补偿协议书及确认单；附件7：公众意见调查表。附件8：吉林省中实检测有限公司提供的监测报告；前 言松南气田登娄库组气藏产能建设项目地理上处于吉林省前郭县查干花镇，位于长春

14、市西北约170km。区域构造位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起带哈尔金构造，周边为大老爷府气田、双坨子气田及大情字井气田。主力气层为登娄库组、砂组。气藏埋藏深度3365m3670m。本项目现已建设完成10座气井、1座集气站扩建、1座集气处理站扩建。2014年9月，吉林省兴环环境技术服务有限公司承担本项目的环境影响评价工作。2014年11月，吉林省兴环环境技术服务有限公司编制完成了东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书。同年12月，吉林省环境保护厅以吉环审字2014203号关于东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书的批复予以批复。东北油气分公司松南气田登

15、娄库组气藏产能建设项目于2015年3月开工，2015年6月完工，工期为3个月，现已全部建成运营。根据中华人民共和国环境保护法及建设项目竣工环境保护验收管理办法（国家环保总局第13号令）等有关规定，按照环境保护设施与主体工程同时设计、同时施工、同时建成投产使用的“三同时”制度的要求，需查清工程在施工过程中对环境影响报告书和工程设计文件所提出的环境保护措施和建议的落实情况，调查分析该项目在建设和试运营期间对环境已造成的实际影响及可能存在的潜在影响，以便采取有效的环境保护补救和减缓措施，全面做好环境保护工作，为工程竣工环境保护验收提供依据，中国石油化工股份有限公司东北油气分公司已向吉林省环保厅申请该

16、项目竣工环境保护验收，并委托吉林省中实环保工程开发有限公司对该项目进行竣工环境保护验收调查工作。吉林省中实环保工程开发有限公司接受委托后，在中国石油化工股份有限公司东北油气分公司的大力支持下，对工程周围环境敏感点的分布情况、工程环保执行情况、生态恢复情况、环境影响等方面进行了重点调查，研阅了工程设计资料及竣工有关资料，并于2015年7月进行现场监测，组织专业技术人员在现场调查、现状监测和类比分析的基础上，编制了完成了东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目竣工环境保护验收调查报告。在报告的编制过程中，得到了吉林省环境保护厅、松原市环境保护局的大力支持，在此一并表示感谢！- 8 -第一章

17、综 述1.1编制依据1.1.1法律、法规1.中华人民共和国环境保护法（2014.4.25通过）；2.中华人民共和国环境影响评价法（2002.10.28通过）；3.中华人民共和国大气污染防治法（第二次修正）（2000.4.29通过）；4.中华人民共和国环境噪声污染防治法（1996.10.29通过）；5.中华人民共和国水污染防治法（第二次修正）（2008.2.28通过）；6.中华人民共和国固体废物污染环境防治法（第一次修正）（2004.12.23通过）；7.中华人民共和国水土保持法（2010.12.25通过）；8.中华人民共和国土地管理法（第二次修正）（2004.8.28）；9.中华人民共和国农业

18、法（第一次修正）（2002.12.28通过）10.中华人民共和国森林法（第一次修正）（1998.4.29）；11.中华人民共和国自然保护区条例（1994.10.9通过）；12.建设项目环境保护管理条例（1998.11.29通过）；13.基本农田保护条例（1998.12.27通过）；14.危险化学品安全管理条例（2002.3.15通过）；15.中华人民共和国水土保持法实施条例（1993.8.1通过）。1.1.2部门规章及规范性文件1.石油天然气管道保护条例（中华人民共和国国务院令第313号，2001.8.2实施）；2.建设项目竣工环境保护验收管理办法（国家环境保护总局，2002.2.1）；3.关

19、于建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知（国家环境保护总局环法200038号，2000.2.22）；4.国家环境保护总局建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类（HJ/T394-2007，2008年2月1日）；5.建设项目环境保护设计规定（国家计委、国务院环境保护委员会国环字87第2号，1987.3.20）；6.关于印发（环境保护部 环发2009150号，2009.12.27）；7. 企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试行）(环发2015第4号)；8.吉林省环境保护条例（2010年1月12日吉林省第九届人民代表大会常务委员会）；9.环境保护部关于废止、修改部分环保部门

20、规章和规范性文件的决定（环境保护部令第16号，2010.12.22）；10.关于公布现行有效的国家环保部门规章目录的公告（环境保护部公告2010年第96号，2010.12.21）；11.国务院关于印发水污染防治行动计划的通知国发201517号。1.1.3标准、规范1.建设项目竣工环境保护验收技术规范 石油天然气开采（HJ612-2011）；2.环境影响技术评价导则 总纲（HJ2.1-2011）；3.环境影响技术评价导则 大气环境（HJ/T2.2-2008）；4.环境影响技术评价导则 地面水环境（HJ/T2.3-93）；5.环境影响技术评价导则 声环境（HJ/T2.4-2009）；6.环境影响技

21、术评价导则 生态影响（HJ19-2011）；7.吉林省地表水功能区（DB22/388-2004）；8. 吉林省西部地区生态环境保护与建设若干规定（2003.6）；9. 石油化工企业环境保护设计规范（SH3024-1995）；10.石油天然气安全规程（国家安监总局，AQ2012-2007，2007.04.01实施）；11.油气集输设计规范（GB50350-2005）。12.建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类（HJ/T394-2007）1.1.4环境影响报告书及其批复文件1.东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书（吉林省兴环环境技术服务有限公司，2014.11）；2.

22、关于东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书的批复（吉环审字2014203号，2014.12.16），见附件3所示。1.1.5验收调查文件验收调查委托书，见附件2所示。1.2调查目的及原则1.2.1调查目的1.调查工程在施工、运营和管理等方面落实环评文件、工程设计所提环保措施的情况，以及对各级环保行政主管部门批复要求的落实情况；2.调查本工程已采取的生态保护、水土保持与污染控制措施，并通过对项目所在区域环境现状监测与调查结果的评价，分析各项措施实施的有效性。针对该工程已产生的实际环境问题及可能存在的潜在环境影响，提出切实可行的补救措施和应急措施，对已实施的尚不完善的措施提出

23、改进意见和建议；3.通过公众意见调查，了解公众对该工程施工期及试营运期环境保护工作的意见，查清项目对工程影响范围内的居民工作和生活的影响情况，并针对公众的合理要求提出解决建议；4.根据调查结果，客观、公正地从技术上论证该项目是否符合竣工环境保护验收条件。1.2.2调查原则本次环境保护验收调查坚持以下原则：1.认真贯彻国家与地方有关环境保护法律、法规及规定的原则；2.坚持污染防治与生态保护并重的原则；3.坚持客观、公正、科学、实用的原则；4.坚持充分利用已有资料，并与实地调查、现场监测相结合的原则；5.坚持对工程建设前期、施工期、试营运期全过程调查，突出重点、兼顾一般的原则。1.3调查方法1.本

24、次调查原则上采用建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知和建设项目竣工环境保护验收技术规范 石油天然气开采（HJ/612-2011）中的要求执行，并参照环境影响评价技术导则（HJ/T2.12.4、HJ19）规定的方法；2.环境现状调查与分析采取资料调研、现场调查与现状监测相结合的方法，并充分利用3S等先进科技手段和方法；3.环境保护措施有效性分析采用改进已有措施与提出补救措施相结合的方法。1.4调查范围、因子和验收执行标准1.4.1调查范围本次验收调查范围与东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书（报批稿）中评价范围一致。具体调查范围如下：1.土壤、生态环境为气田

25、开发区块及周边1km范围内的农业生态环境现状、植被现状、野生动物资源现状；2.声环境各气井及站场附近200m范围。3.地下水环境各气井及站场周边可能受本工程开发影响的区域。4.环境空气以加密区块、气井井场中心为原点，3km为半径的圆形区域作为环境空气范围。5.公众意见为气田开发区块周边村屯。1.4.2调查因子1.生态环境生态环境选择工程永久占地、临时占地、复垦土地等对农业经济、植被等的影响；废弃泥浆对农作物的影响等因素及水土流失等作为调查因子。2.声环境等效连续A声级LAeq。3.地下水环境调查因子为pH、石油类、挥发酚、高锰酸盐指数、总硬度、氨氮。4.环境空气根据气田开发建设大气污染物的排放

26、特征及工程所在区域的环境空气质量现状，环境空气调查因子确定为非甲烷总烃。5.土壤根据气田开发的污染特点，土壤调查因子确定为石油类、挥发酚、pH共计三项。1.4.3 验收执行标准本次验收调查执行的环境标准及指标原则上采用环境影响评价文件中经环境保护行政主管部门确认的环境保护标准与污染防治设施的相关指标作为验收调查标准，如有已修订新颁布的环境保护标准则用其作为验收调查的标准。1.声环境厂界噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中3类标准，各村屯声环境质量执行声环境质量标准（GB3096-2008）中1类标准。表1-1 声环境执行标准 单位：dB（A）声环境功能区类别标准值

27、标准来源昼间夜间3类6555GB12348-20081类5545GB3096-20082.水环境本工程为气田加密井，无新增生活污水。本工程气田产生的生产废水采用集输方式输送至松原采油厂污水处理站处理后回注，根据对本区块井区的油层地质条件，应执行碎屑岩油藏注水水质及推荐指标（SY/T5329-2012）中表1标准中0.05-0.5标准。表1-2 回注水评价标准注入层平均空气渗透率（m2）悬浮物固体含量（mg/L）含油量（mg/L）0.05-0.55.015.0地下水执行地下水质量标准（GB/T14848-93）中的类标准，不足项采用生活饮用水卫生标准（GB5749-2006）中表A.1中的标准，

28、详见表1-3。表1-3 地下水评价标准序号污染物名称评价标准（mg/L）标准来源1石油类0.3GB5749-20062挥发酚0.002GB/T14848-93 类3pH6.5-8.54高锰酸盐指数3.05总硬度4506氨氮0.23. 环境空气无组织排放的非甲烷总烃参照大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）中的新污染源无组织排放监控浓度限值，见表1-4；环境空气质量执行环境空气质量标准（GB3095-1996）中的二级标准；井场燃气加热锅炉、集气处理站真空加热燃气锅炉排放烟气中的烟尘、SO2、NOX、林格曼黑度执行锅炉大气污染物排放标准（GB13271-20014）表2标准。表1-4

29、 大气污染物排放标准 单位：mg/m3污染物名称执行标准（mg/m3）标准来源非甲烷总烃周界外浓度最高点：4.0大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）表1-5 环境空气质量标准 单位：mg/m3污染物名称1小时平均日平均标准来源SO20.500.15GB3095-1996(二级)NO20.120.08PM10-0.15非甲烷总烃-2.0（短期浓度限值）大气污染物综合排放标准详解表1-6 燃气锅炉大气污染物排放标准 单位：mg/m3锅炉类别污染物最高允许排放浓度标准来源燃气锅炉颗粒物20锅炉大气污染物排放标准（GB13271-20014）中表2新建锅炉大气污染物排放浓度限值SO250

30、NOX200林格曼黑度14、土壤评价区土壤采用土壤环境质量标准（GB15618-1995）中的二级标准。针对标准暂时没有规定的石油类、挥发酚等因子，采用项目区域以外的土壤背景值作为评价标准。表1-7 土壤环境质量评价标准 单位：mg/kg级别一级二级三级pH自然背景7.56.5石油类验收时土壤背景值：36.82挥发酚验收时土壤背景值：0.121.5环境保护目标以保护开发区域环境质量和居民人体健康为环境保护目标，确保所在区域环境质量在工程开发中及工程开发后满足相应的环境标准，见表1-8。表1-8 本项目环境保护目标一览表序号环境要素保护目标保护等级1环境空气区域环境空气及附近村屯符合GB3095

31、1996二级标准2地下水评价区内村屯地下水满足GH/T1484893中的类标准3声环境区域附近村屯符合GB3096-2008中1类区标准要求各井场场界噪声符合GB3096-2008中3类区标准要求4地表水查干花泡符合GB38382002中类5生态环境评价区内农田、土壤控制水土流失，生态环境有所改善1.6调查重点在气田开发建设和正常运行管理过程中，对环境影响报告书及批复中所提到的环保措施的落实情况，施工期对生态环境的影响及生态重建情况，废弃泥浆等固体废物处理情况，含油污水等各种污水和锅炉废气的处理和排放情况，环境保护管理制度建立及执行情况等是本次调查的重点。1.7调查工作程序见图1-1.准备阶段

32、初步调査阶段编制实施方案阶段详细调査阶段编制调査报告阶段图1-1验收调査工作程序图- 60 -第二章 工程概况及变更影响调查2.1工程建设过程吉林省兴环环境技术服务有限公司于2014年11月编制完成了东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目环境影响报告书，2014年12月16日，吉林省环境保护厅以吉环审字2014203号文予以批复。该工程于2015年3月开工建设，2015年6月竣工。环保设施设计单位为中石化石油工程设计有限公司，项目施工中请当地环保部门进行了现场监督。2.2工程概况及变更情况调查2.2.1项目名称、性质及规模项目名称：东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目建设性质

33、：改扩建建设地点：吉林省前郭县查干花镇建设规模：本项目计划建设气井10口，扩建集气站1座、集气处理站1座，项目产能年产气0.95108m3/a。2.2.2工程总投资工程建设实际总投资52664万元。2.2.3工程变动情况（1）环评时规模本项目环评时计划建成气井10口，投产后年产天然气0.95108m3/a，扩建集气站1座，集气处理站1座。（2）实际建设情况环评阶段与实际建设情况对比分析见表2-1、2-2。表2-1 本项目气井实际建设情况表序号地区井号设计水平段长度（m）井别占地备注1前郭县查干花镇境内腰登平11200气井旱田与环评时期一致2腰登平21000气井旱田3腰登平31200气井旱田4腰

34、登平41475气井旱田5腰登平5964气井草地6腰登平6804气井旱田7腰登平71000气井草地8腰登平81400气井草地9腰登平91200气井草地10腰登平10880气井草地表2-2 东北油气分公司松南气田登娄库组气藏产能建设项目工程量变化情况一览表分类环评阶段工程内容实际建设情况产能0.95108m3/a1.0108m3/a气井计划建成气井10口共10口实际建设气井10口管线单井集气管线12.3km12.5km集气站扩建集气站1座，新增计量分离器和生产分离器，增加集气站处理能力30104 m3/d1座扩建集气站1座，新增计量分离器和生产分离器，增加集气站处理能力30104 m3/d集气处理

35、站扩建集气处理站1座，新增计量分离器、生产分离器及聚结过滤分离器，增加集气处理站处理能力78104 m3/d1座扩建集气处理站1座，新增计量分离器、生产分离器及聚结过滤分离器，增加集气处理站处理能力78104 m3/d道路新修井间支路0.054km新修井间支路0.055km占地临时占地41.03hm2临时占地40.25hm2永久占地1.675hm2永久占地1.65hm2由于环评是在本项目可行性研究阶段，所以实际设计阶段有一些变更，但主要建设内容没有发生变化，变更情况主要是：单井集气管线增加了0.2km；新修井间支路增加了0.001km；临时占地增加了0.22；永久占地减少了0.025hm2，总

36、体来看该项目的实际工程建设规模和内容与环评内容没有明显变化。2.3工程分析2.3.1工艺分析1、钻井工艺本项目钻井方案设计为水平井，平均井深4777m，平均完钻垂深3550m，水平段长804m1475m，平均1103m。2、井下作业按照工艺设计要求，利用一套地面和井下设备、工具，对气井采取各种井下技术措施，达到提高注采量，改善气井技术状况，提高采气速度和最终采收率的目的。这一系列井下施工工艺技术称为井下作业。3、完井工艺本工程具有开发层位多、层间非均质性强的基本特点，为有效封隔各个层段、消除层间干扰，为分层开采、分层改造提供技术基础，在完井方式上采用下套管射孔完井方式，为压裂改造及后期作业创造

37、条件。4、采气工艺根据气田井区气藏特点及技术条件，采气树选用DN250/DN65接口的采气装置，固定于井口上。气井开发工程工艺流程图及产排污环节，详见图2-1。图2-1 气井开发工程工艺流程图及主要产排污环节5、地面工程根据现场踏查，本项目共10口气井，其中集气站附近的4口气井生产的天然气先进入集气站，然后通过管线输送至集气处理站，集气处理站附近的6口气井生产的天然气直接进入集气处理站。集气站、集气处理站分离出的废水均通过管线输送至松原采油厂污水处理站。集气系统根据此区块地形图及地势，兼顾各开发井位置，本次集输周边新钻的10口产气井，并扩建集气站及集气处理站。本项目气井生产的天然气是在集气站、

38、集气处理站进行气水分离，分离出的废水通过集输管道排入松原采油厂污水处理站处理。单井井场及单井采气管线（1）井场新建采气井10口，井场均为单独建设，并配备一台小型加热炉。井场周围设置刺铁丝围栏，并设置简易推拉大门。各单井井场设置压力表、温度计等就地显示仪表。（2）采气管线集输10口新钻气井，单井管线长度为12.5km。本次单井采气管线采用605 20#无缝钢管，设计压力均为10MPa，埋地管线采用30mm厚的泡沫黄夹克保温，避免埋深处平均低温对天然气输送温度的影响，地面管线采用40mm厚离心玻璃棉保温，避免气温的影响。6、扩建集气站（1）集气站工艺流程现有集气站位于松南气田南部，于2009年11

39、月投产，集气站内主要设置计量分离器，对井口来气进行气液分离和计量后外输至集气处理站。工艺流程如下：松原采油厂污水处理站集气站主要负责井口来气分离及计量，站内采用一对一计量方式，主要流程为加热节流井场来气进计量分离器分离并计量后，气、液分输至集气处理站集中处理。事故状态下站内各部分安全阀、手动放空阀通过放空支线汇入放空总管至放空系统放空。本次集气站需新增加计量分离器和生产分离器。新建分离器按照油气集输设计规范（GB50350-2005）中分离器选型计算进行计算。本项目集气站平面布置详见图2-3。本项目扩建的位置图2-3 本项目扩建集气站平面布置示意图7、扩建集气处理站集气处理站位于松南气田北部，

40、集气及天然气处理合建。气井来气计量后与集气站来气进入集气处理站进行脱碳及脱水处理后外输，设计集气规模为220104m3/d，集气处理站主要工艺流程如下。松原采油厂污水处理站（1）集气处理站工艺流程6口气井来气轮换进计量分离器计量后经聚结过滤器过滤后进天然气处理区，轮空气井来气及集气站来气进生产分离器进行气液分离后经聚结过滤器过滤后进天然气处理，分离器分出污水输至松原采油厂污水处理站处理达标后，回注地下不外排。本项目平面布置详见图2-4。本次集气处理站需新增加计量分离器、生产分离器及聚结过滤分离器。本次扩建集气处理站位置图2-4 本项目扩建集气处理站平面布置示意图8、松原采油厂污水处理站情况松原

41、采油厂污水处理站生产工艺有石油开采、油气处理、污水处理、处理水回注等，本次涉及主要是污水处理工艺，现松原采油厂污水处理站规模为3500m3/d，目前实际处理能力为2200m3/d，富余1300m3/d处理能力，本次登娄库组气藏污水规模0.6m3/d，由此可见污水处理能力可满足新井投产要求。现松原采油厂污水处理站采用微生物反应法（MMRB），即膜处理法，主要原理是利用微生物反应池控制合适的温度，培养细菌，用细菌吞噬油污的处理方法进行污水处理，然后利用膜过滤，处理后水质达到油田回注水水质标准后回注地下。其污水处理工艺详见下图。微生物池反应池松原采油厂污水处理站处理流程2.4主要污染源及其达标排放情

42、况调查1、废气污染源（1）施工期废气污染源本项目施工期产生的大气污染物主要有：钻井时柴油机排放的烟气，建设过程中产生的扬尘以及各种车辆排气等，废气中主要污染物为非甲烷总烃、NOX、SO2、TSP和CO等。施工场地周围建筑材料和工程废土产生的大量扬尘、来往车辆行车的灰尘以及清理平整场地中产生的尘土。施工期已经结束，以上废气均得到了合理处理，该污染源已经不存在。（2）运营期废气污染源根据调查，本项目气田井区将扩建集气站生产系统，同时还有新增气井井场的烃类气体挥发和集气站烃类气体挥发等。井场和集气站气体的紧急放空属于应急状态下的气体排放，不定期、不定量。1）本项目锅炉烟气排放气井烟气本项目10口气井

43、每口气井配一台加热炉，共有10台，共燃烧天然气产生的烟气量约为236.87万m3/a。集气处理站锅炉烟气根据调查，本项目扩建集气处理站，新增处理能力需要集气处理站增加燃烧天然气产生的烟气量约为728.6万m3/a。详见表2-3。表2-3 本项目废气污染物排放情况排放点位燃气量烟气量主要污染物排放量（t/a）m3/d万m3/am3/d万m3/aSO2TSPNOX10台气井加热炉68322.567177.8236.870.0020.0580.31本项目集气处理站2102.7369.3922078.7728.60.0060.0980.96合计965.470.0080.1561.272）烃类气体挥发井场烃类气体挥发采气井场烃类气体的挥发量约为2.48t/108m3，烃类气体中主要成分为甲烷。本项目全部采气井场烃类气体的挥发量约为2.4t/a，具体见表2-4。表2-4 本气田采气井场烃类气体挥发量统计气田名称气井数量（个）年产能(