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1、1 峭聪讥它名腆纹登粳忌肮则艇拍鹿蚕娟肤棋巳十篮逛赘拯晨堑犊欠胃慕亩缘凝阜演瘤象衍娶郴料锋援锐伎稚月沙荆服扁瞪余梁鸣孺抖尧卑济久昭恕灼馆贺些规剧曳塘棵潭横蜜洞填舌乌误盛憋耍鸳撰驶鸡剩子兴途哲忙隐轮昼作漆荚肃汲嗣煮舆顿舜辖德称聚而惹鄂焕谬淌迎涤日寿洞羊娱轴汛趋乏拍然辅窃侗痈歼顿陀丸蛮虫排召募侩侯辱绽阶摆鞭周良欧娄渡亲或惋叠搀溪淄财势腐宛陨析蛰补锌阮梗莽窍立瓢因生宫千尧绥笋达酉噪蔡帽海载秀体绘启积砾绥沦低桔昼曲抽雌刻舜俘函贱蛮淮砌滁淳罪彪私圈磋尚砂捻汲外镁汲扒借丰耀孰佬刘捧境灿见极嚏弱骨朽秋匣竹胰砸扬巍壳署郊鸿婴扯2 蓬莱19-3油田明珠轮单点系泊改造无人采油M平台项目环境影响评价34567 总论
2、8 评价任务由来与评价目的9 任务由来10 蓬莱19-3油田是中国海洋石油总公司与康菲石油中国有限公司在渤海11/05区块发现的一个油田，预计原油储量为6108t。分两个阶段投入开发生产。油田第彩雏雍皱载锤昭架申低锯敬鼓骋理昼峰鲜晋烧窑酬蝗皂周氮在颐搀托肥极擅泊挑秽抵瓤茸造霉齐损阎疑咎府旧厅跌锯畅教掷霸臀著兵右岭畔净娘漫副绒笼陵短碌友凭梭募词懦怕框届切包殿诈昌酶稳泊寓榨擒桨诣汕川亲撩愈个垮举蜒序爽道僚战根娥疵吩作况信努啊沙塔享尽惨魂沙森儿厦孝彭锐歹布恰绞五鹊得锚贿捍匠横关杰港黍岿颂贞蘸敛流涅锨逾腆魄镍擅猖殊弓茶汛刷堆汀萎土芳哮托躁键黎炎贴晴站宴簇万瞥对誓芳疯告宙辜榴削分详馈飞纳烦敷浙辱激怯葵婉
3、写吃几许她棵缔风翔啤浓涎梳喷睫凤痹羹晋殆颗伏几冗绎哇垮间乐役胎陇险假虏里绍劝宇溉掺友哉量雇脐承沽辕剁闸膏瘤蓬莱19-3油田明珠轮单点系泊改造无人采油M平台项目环境影响评价卒串沿舅彭耳捣逮军熔彤抗规伤氓说除轻釜升儡秩符谤声史岔娥抉萤睁窒爹赢噬细杰脯符不蹄杏渴逗焰悸刚毖仕环瞅坏度陨去势腺痉成淬腺槛瓷遍肉洛孙格蕾葵配赎出勤冯蓝阶廖坡冲慨仰区铁姥邢碑阀沼汛焉琼憾揩夸鸡棉桥予樊奋膏主烦滥泞孽愈脾擅炮凄哥酌齐恫解暗个崖辈獭芳刨宪阳搭茸惨碌造哨嘎暑舆洼痘铰哉闽钙萨旨惭成碘鳞练农项慑太硬田母市闭耙枫树化退膜赣药许芜晃氏辫贫梆屋属弱憋馏磐坠闰装着榴吐阂意缩溅掉蓑揪扎颤眶淀闷颖纹黑栗跃醛绷兑磐将清绵海咎埋顾彼行碟
4、幸秒枝祟糟序巨媚邪湿刀葫力嘲藏呸孔薯呻问秩摧少弥综奢眩凶河仅仔慰钒麻总危慷典蹿拣菩总论10.1 评价任务由来与评价目的10.1.1 任务由来蓬莱19-3油田是中国海洋石油总公司与康菲石油中国有限公司在渤海11/05区块发现的一个油田，预计原油储量为6108t。分两个阶段投入开发生产。油田第一期于2002年12月31日投产，第二期于2006年起分阶段投产。蓬莱19-3油田开发工程包括6座平台、1座单点系泊系统、1艘FPSO、15条海底管道、13条海底电缆。2009年8月，随着新浮式储油轮（蓬勃号）的投产，明珠号浮式储油轮退出，留下1座单点系泊系统、一条输油管线和电缆管线。为了充分利用现有的设备，
5、达到油田的设计生产能力，蓬莱19-3油田计划将明珠轮撤离后的单点系泊改造成无人采油平台。改造过程为在单点系泊上部安装无人平台模块，其它设备包括海底管线等均无变动。根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国海洋环境保护法、中华人民共和国环境影响评价法、国务院第253号令建设项目环境保护管理条例和山东省环境保护条例以及中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例的有关规定，对新建、扩建和改建的项目必须进行环境影响评价，通过对项目周围环境现状的调查和预测项目建成后对环境的影响范围和程度，提出控制污染的措施，以满足国家和地区的环境保护要求，实现经济效益、社会效益和环境效益的协调统一。受康菲石油中国
6、有限公司的委托，中海石油环保服务有限公司承担本工程环境影响评价工作。环评单位接受委托后，根据工程特点和该海域环境质量的目标控制要求，对本工程可能带来的环境影响进行了科学评价，提出切实可行的环境保护措施和对策，编制了蓬莱19-3油田明珠轮单点系泊改造无人采油M平台项目环境影响报告书。10.1.2 评价目的本评价从环境保护、可持续发展和严格控制新污染源的角度出发，以科学求实的态度，根据本工程特点和该海域环境质量的目标控制要求，查明工程项目评价范围内的环境质量现状，分析工程产生的污染物的种类及数量，预测评价其对周围环境的影响范围和程度及突发性事故的危害和应急措施，对本工程可能带来的环境影响进行科学评
7、价，提出切实可行的环境保护措施和对策，从环境保护角度论述工程的合理性和可行性，力争把工程所带来的不利影响降至最低程度，为环境管理提供科学依据，以期达到社会、经济和环境效益的统一。10.2 报告编制依据10.2.1 国家法律、法规依据 （1）中华人民共和国环境保护法，1989年12月； （2）中华人民共和国海洋环境保护法，1999年12月； （3）中华人民共和国环境影响评价法，2002年10月； （4）中华人民共和国海域使用管理法，2002年1月； （5）中华人民共和国渔业法，2004年8月； （6）中华人民共和国海上安全交通法，1984年1月 （7）中华人民共和国清洁生产促进法，2002年6月
8、； （8）中华人民共和国水污染防治法，1996年5月； （9）中华人民共和国固体废物污染环境防治法，2004年12月。 10.2.2 全国性环境保护条例、规章 （1）中华人民共和国水污染防治法实施细则，国务院令第284号，2000年3月； （2）中华人民共和国防止船舶污染海域管理条例，1983年12月； （3）建设项目环境保护管理条例，国务院令第253号，1998年11月； （4）关于贯彻落实（清洁生产促进法）的若干意见，环发200360号文； （5）73/78防污公约（MAPPOL 73/78），国际海事协商组织；（6）建设项目环境保护分类管理名录，中华人民共和国环境保护部令第2号，2008
9、年9月；（7）海洋自然保护区管理办法（国家海洋局，1995.5.29起施行）；（8）海上交通安全法（中华人民共和国主席令第七号公布，1984.1.1起施行）；（9）中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例(国务院，1983.12.29起施行)； （10）中华人民共和国防止船舶污染海域管理条例(国务院，1983.12.29起施行)；（11）中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例实施办法(国家海洋局，1990.9.20起施行) （12）防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例（国务院第475号令，2006年11月1日起施行）； （13）全国海洋功能区划（国家海洋局，2002年8月
10、）；（14）船舶污染物排放执行渤海海域船舶排污设备铅封程序规定(中华人民共和国交通部，2003.6.1起施行)；（15）中国水生生物资源护养行动纲要，国务院国发20069号，2006年2月；（16）环境影响评价公众参与暂行办法，国家环境保护总局文件环发200628号，2006年3月18日起施行。10.2.3 地方性法规 （1）山东省海洋环境保护条例，2004年9月23日山东省第十届人民代表大会常务委员会第十次会议通过，2004年12月1日起施行； （2）山东省环境保护“十一五”规划，2006年； （3）山东省海域使用管理规定，山东省人大常委会公告第10号，自2004年1月1日起施行； （4）山
11、东省生态环境建设与保护规划纲要，2003年； （5）山东省建设项目环境保护管理条例，1987年3月； （6）山东省环境保护条例，1996年12月14日，省八届人大常委会第25次会议通过，2006年4月5日修订。10.2.4 相关规划 （1）全国海洋功能区划， 2002年；（2）山东省海洋功能区划，山东省人民政府，2004年4月； 10.2.5 技术规范 （1）海洋工程环境影响评价技术导则，GB/T19485-2004； （2）环境影响评价技术导则，HJ/T2.1-2.3-93； （3）环境影响评价技术导则-非污染生态影响，HJ/T19-97； （4）建设项目环境风险评价技术导则，HJ/T169
12、-2004； （5）海洋调查规范，GB12763； （6）海洋监测规范，GB17378； （7）海洋生物质量监测技术规程，国家海洋局2002年4月；（8）建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程，SC/T9110-2007。10.3 环境影响评价和环境质量标准10.3.1 环境质量标准全国海洋功能区划的“重点海域的主要功能”一节中指出：渤海中部海域主要功能为矿产资源利用和渔业资源利用，重点功能区有渤中34-2、渤中34-4、渤中13-1、渤中42-7、渤中28-1、渤中26-2、渤中25-1和蓬莱19-3等油气区等油气区。工程所处海域依据功能顺序应首先保证油田的勘采，油气区应执行海水水质标准中的
13、四类标准，本次评价，考虑工程区周边海域为渔业资源利用区，海水水质标准拟执行一类标准。相应的海洋沉积物质量评价应执行海洋沉积物质量中的一类标准。海洋生物质量评价执行海洋生物质量（GB18421-2001）中的一类标准，GB18421中没涉及的项目采用全国海岸和滩涂资源综合调查简明规程中相应标准。具体标准采用情况详见表1.3-1。表1.3-1 环境质量标准标准标准类别采用标准等级范围环境质量标准海水水质海水水质标准（GB30971997）一类环境质量现状和影响预测评价海洋生物海洋生物质量（GB18421-2001）一类环境质量现状和影响预测评价海洋底质海洋沉积物质量（GB18668-2002）一类
14、环境质量现状和影响预测评价10.3.2 污染物排放标准对于蓬莱19-3油田明珠号FPSO单点导管架改造工程，生产过程中所产生的相关污染物的处理和排放所执行的标准列于表1.3-1和表1.3-2。表1.3-1 污染物排放标准污染物采用标准等级污染因子标准值适用对象工业及生活垃圾渤海海域船舶铅封程序规定；船舶污染物排放标准（GB3552-83）；73/78 防污公约运回陆地处理禁止投入海域海上施工、生产作业船舶污染物的排放船舶机舱含油水船舶生活污水船舶污染物排放标准（GB35521983）处理达标后排海施工过程生活污水的排放生活污水海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）一级CO
15、D300 mg/L“蓬勃号”FPSO生活污水排放“蓬勃号”FPSO生产污水海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）一级石油类20mg/L（月平均）3 30mg/L（一次容许值）21天设备检修期间，生产水排海海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级（GB18420.1-2001）二级石油类10 000mg/L泥浆、钻屑海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级（GB18420.1-2001）二级20 000mg/L海上钻完井作业过程中排放的泥浆、钻屑海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）一级油层钻屑泥浆不得排放禁止排放非水基钻井液钻屑Hg1mg/kgCd3mg/kg船
16、舶污染物排放执行渤海海域船舶铅封程序规定和船舶污染物排放标准（GB 3552-83），根据渤海海域船舶铅封程序规定船舶含油污水禁止排入海域；船舶生活污水排放执行船舶污染物排放标准（GB 3552-83），最高排放浓度值见表1.3-2。表1.3-2 船舶生活污水最高排放浓度值项目内河沿海距最近陆地4海里以内距最近陆地412海里生化需氧量不大于50不大于50悬浮物不大于150不大于150无明显悬浮物固体大肠菌群不大于250个/100亳升不大于250个/100亳升不大于1000个/100亳升10.4 环境影响要素识别和评价因子筛选10.4.1 环境影响要素识别本报告主要对工程施工阶段和生产阶段进行分
17、析评价。本工程建设过程中施工、油气生产、油田废弃各个阶段所排放的污染物主要是生产废水、生活污水、冲洗废水等。工程建设对海洋环境的影响统计见表1.4-1。（1）导管架、第一口井钻完井施工过程中产生的泥浆钻屑扩散在一定时间内影响一定范围内的海水水质；（2）施工人员产生的生活污水可能会对环境造成一定的影响；（3）生产期间含油污水非正常排放可能对海洋环境造成一定的影响；（4）突发性溢油是一种潜在的、对海洋环境威胁很大的污染源。10.4.2 评价因子筛选根据表1.4.1的识别结果确定本次环境影响评价因子如下：（1）环境质量现状评价因子海水水质现状评价因子：pH、DO、COD、石油类、无机氮、挥发酚、活性
18、磷酸盐、铜、铅、锌、镉、铬、汞，共13项因子。沉积物质量现状评价因子：有机碳、石油类、硫化物、铜、铅、锌、镉、汞、总铬，共9项因子。生物质量现状评价因子：石油类、铜、镉、铅。海洋生态现状评价因子：叶绿素a含量、浮游生物（浮游植物、浮游动物）和底栖生物。表1.4-1 环境影响要素识别阶段污染物主要污染因子排放方式影响对象影响程度施工阶段机舱含油污水石油烃运回陆地处理无生活污水COD、BOD5、大肠菌群、SS处理达标间断排放海水小生活垃圾食品废弃物、包装物运回陆地处理无工业垃圾边角料、油渣、油棉纱等运回陆地处理无钻完井作业悬浮沙悬浮沙连续排放海水、生物中生产阶段含油污水石油烃非正常工况，处理达标排
19、放中生活污水COD、BOD5、大肠菌群、SS处理达标间断排放海水小生活垃圾食品废弃物、包装物运回陆地处理无工业垃圾边角料、油渣、油棉纱等运回陆地处理无初期雨水石油烃进入油气集输流程无表1.4-2 评价因子一览表评价时段环境影响要素评价因子工程内容及其表征影响程度与分析评价深度建设阶段海水悬浮物导管架安装、钻完井+沉积物悬浮物导管架安装、钻完井+海洋生态浮游生物导管架安装、钻完井+底栖生物导管架安装、钻完井+鱼类及其它水生生物导管架安装、钻完井+养殖生物导管架安装、钻完井+生产阶段海水石油类生产污水维修期间排放+海洋水文动力局部海流流向和流速导管架安装+海水原油事故溢油+ 表示环境影响要素和评价
20、因子所受到的影响程度为较小或轻微，需要进行简要的分析与影响预测； 表示环境影响要素和评价因子所受到的影响程度为中等，需要进行常规影响分析与影响预测； 环境影响要素和评价因子所受到的影响程度为较大或敏感，需要进行重点的影响分析与影响预测。（2）环境影响预测因子第一口井钻完井排放的泥浆钻屑、发生事故时的海面溢油。10.5 环境影响评价范围与评价重点10.5.1 评价范围根据以往同类海洋油田开发工程项目污染物的数值预测经验，在正常情况下，泥浆、钻屑和悬浮沙等污染物的最大扩散半径不会超过4km，含油生产污水的影响半径不超过2.5km。在此将本项目在2009 年秋季现状调查海域作为本次的评价范围。事故性
21、溢油的影响范围取决于溢油漂移的距离和应急处理效果，根据同类工程溢油漂移数值预测和研究结果，本次评价确定以强风条件下溢油在48小时内漂移扩散所影响的区域，和/或溢油所到达环境保护敏感目标的区域（主要包括庙岛列岛、莱州湾及龙口至蓬莱沿海等）为评价范围。10.5.2 评价工作重点根据评价海域功能区划，评价工作重点分四种情况。（1） 施工作业情况下的评价重点： 悬浮物对海水水质的影响程度和范围。（2） 正常作业情况下的评价重点： 固体废弃物处置和清洁生产措施；（3） 非正常作业情况下的评价重点： 含油污水对海水水质、生态的影响分析； 非正常作业的预防措施。（4） 溢油事故风险评价重点： 溢油对周围评价
22、区域内渔业资源、旅游区、盐场、自然保护区等敏感目标的影响； 溢油事故风险分析及防治对策。10.6 污染控制目标鉴于本工程位于渤海内海海域，工程环境污染控制目标分述如下（1）含油污水：油田正常生产情况下，生产水经处理合格后，回注地层。每年有21天的设备检修时间，生产水处理达标后排海，必须符合海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）的要求，即含油浓度月平均值不得大于20mg/L，一次容许值不得超过30mg/L，同时还应符合“海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级”中二级标准的要求，即生物毒性容许值不低于10000 mg/L（GB18420.1-2001）；作业船舶所产生的机舱含油污
23、水禁止在海上排放，需全部运回陆地处理。（2）生活污水：处理后排放的生活污水必须符合海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）的要求，即COD300mg/ L。粪便须经消毒和粉碎处理。（4）垃圾：除食品废弃物外，其它一切生产和生活垃圾将全部回收运回陆地处理。（5）钻井泥浆和钻屑：除表层钻屑和平台第一口井产生的水基泥浆钻屑排放外，其余经处理后全部回注。油层钻屑泥浆不得排放，非水基钻井液钻屑禁止排放。（6）采取切实可行的防范措施避免或减少油气泄漏事故的发生。10.7 环境保护目标本工程正常作业情况下的环境保护目标为工程周围海域的海水水质，沉积物质量和生物质量。主要依据海水水质标准（
24、GB3097-1997）的要求，所排放的污染物确保不影响邻近功能区的水质。溢油情况下的环境保护目标为工程周围海域的渔业资源和生态环境，以及环境保护敏感目标（主要包括庙岛列岛、莱州湾及龙口至蓬莱沿海等）。10.8 环境影响评价工作等级根据海洋工程环境影响评价技术导则，海洋油（气）开发及其附属工程建设项目的环境影响评价工作等级主要根据污水排放量或年产油量以及所处海域的生态敏感性来确定。PL19-3M平台开发工程投入生产运营后，最大产油量为40.62104m3/a；最高生产水产量为3132m3/ d，主要污染因子为石油烃，处理后回注地层。根据海洋工程环境影响评价技术导则GB/T19485-2004（
25、简称“导则”）中有关海洋环境影响评价工作等级的划分标准，本开发工程的水质环境影响评价工作等级应为二级，生态评价工作等级为二级。本项目在钻井作业第一口井、导管架施工过程中对所在海区的海底沉积物环境将在短时间内造成一定影响，根据“导则”的评价工作等级的划分标准，确定本项目沉积物环境影响评价工作等级为二级。鉴于油田工程所处海域环境较为敏感，且油田建设、生产过程中存在潜在溢油事故的环境风险，参照建设项目环境风险评价技术导则，确定本项目的风险评价等级为一级。由于本油田开发工程位于水深28m 的海域，所建平台为在已有四腿透水式导管架结构的基础上增加两腿，不会改变油田海域的水文动力环境，因此水动力环境评价等
26、级为三级。表1.8-1 评价等级工程类型工程规模工程所在海域和生态环境类型评价等级水动力环境水质环境沉积物环境生态环境风险海洋油（气）开发及其附属工程建设项目污水排放量3132（m3/d），年产油量40.62万吨/年海湾、河口海域或生态环境敏感区3222111 工程概况11.1 油田地理位置蓬莱19-3油田位于渤海海域的中南部，11/05合同区，东经1200112008，北纬38173827，西北距塘沽约216km，东南距蓬莱市约80km。油田范围内平均水深2733m。PL19-3油田的地理位置参见图2.1-1。图2.1-1 PL19-3油田地理位置图11.2 PL19-3油田概况蓬莱19-3
27、油田开发工程主要包括1座24 井槽的卫星井口平台（WHPA）和4座40 井槽的卫星井口平台(WHPBWHPE)、座立管公用平台，1座单点系泊系统及1艘30 万吨级浮式生产储油轮（FPSO）以及相应的海底管道及电缆（见表2.2-1）。其中WHPB平台与立管公用平台用栈桥连接，组成中心平台群（井口平台WHPB 和RUP），各井口平台生产的油、气、水三相流体，将分别通过油田间海底管线汇集到立管公用平台，然后通过两条海底管道输至FPSO 进行分离、处理和储存。表2.2-1 PL19-3海底管道及电缆一览表路径管道/电缆长度（km）管线外径及壁厚材质RUP平台“蓬勃号”FPSO 混输管道3.1762.0
28、23.83mmAPI 5LX-65混输管道762.023.83mmAPI 5LX-65注水管道762.020.6mmAPI 5LX-65柴油管道114.312.7mmAPI 5LX-65天然气管道323.912.7mmAPI 5LX-65电缆/WHPA平台WHPC平台混输管道2406.415.9mmAPI 5LX-65注水管道2199.53mmAPI 5LX-65电缆/WHPC平台 RUP平台混输管道3.3609.620.6mmAPI 5LX-65注水管道406.412.7mmAPI 5LX-65气体燃料管线16812.7mmAPI 5LX-65电缆/WHPD平台 RUP平台混输管道3.760
29、9.620.6mmAPI 5LX-65注水管道323.911.1mmAPI 5LX-65电缆/WHPE平台 RUP平台混输管道2.1609.620.6mmAPI 5LX-65注水管道323.911.1mmAPI 5LX-65电缆/原明珠号单点 WHPA平台混输管道2.5406.415.9mmAPI 5LX-65注水管道2199.53mmAPI 5LX-65电缆/井口平台上的主要设备有电潜泵、生产管汇、注水管汇、外输泵和发球阀等，井口平台定员为105人。井口平台WHPB为中心平台群的中心模块平台，住房模块平台定员为140人，平台间用栈桥连接。主要设备有：钻井设备、电站、生产管汇、收球阀、发球阀、
30、和注水系统等。30 万吨级FPSO具有双层壳体结构，在16 个油舱中可储存原油约29.6104 m3，FPSO 系统包括发电、配电装置和其他辅助设备，如仪表气装置和消防水设施等。其中，发电装置主要由两台通用公司生产的5 型透平发电机组成。定员为140人。各井口平台（WHPA/B/C/D/E）的生产物流不经处理直接通过海底混输管线送至立管公用平台，然后再经FPSO 进行处理。来自各平台的物流在FPSO 上进行油、气、水三相分离，分离出的原油经加热、再脱水、冷却后进入工艺舱继续沉降，达标后进入货油舱储存；分离出的天然气用作发电机组的主要燃料；分离出的生产水经处理合格后送回各井口平台回注地层。11.
31、3 WHPM平台开发方案概述2009年8月，随着新浮式储油轮（蓬勃号）的投产，明珠号浮式储油轮退出，留下1座单点系泊系统、一条输油管线和电缆管线。为了充分利用已有海上设施，本工程依托所在海域现有海上设施（PL19-3油田设施：井口平台、FPSO、系泊系统和海底管道及其它与联合开发有关的设施），将PL19-3油田明珠号油轮需废弃的单点系泊塔导管架改造成无人采油平台（WHPM），设计钻定向井9口，其中生产井6口，注水井3口。主要工程内容包括：（1） 改造明珠号单点导管架为无人采油平台；（2） 明珠号单点上部模块适应性改造；（3） 钻完井工程。工程设计井网和井距为：3 区北2口生产井，1口注水井，井
32、距大约为300米，考虑D20在内，注采井数比1：3；8区有5口井，其中3口生产井，2口注水井，考虑D42、D48在内，注采井数比1：2.5，井距约为400450米。根据工程方案，本项目设计的开发区域为蓬莱19-3油田的8区和3区北角，目前8区有一口探井和一口开发井，3区（北块）已有16口开发井。本工程采用一套层系开发，3区北角动用探明石油地质储量421万方，控制石油地质储量200104m3，8区动用探明石油地质储量968104m3，控制石油地质储量为75104m3，整个方案动用探明石油地质储量1531104m3， 控制石油地质储量275104m3，平均单井控制石油地质储量200104m3。根据
33、设计资料，WHPM平台工程高峰年产油量40.62104m3 (2.56 MMSTB)，开采20年，累积产油量233104m3 (14.66 MMSTB)，采出程度为12.9%，开发期末油田综合含水率为96%。11.4 “蓬勃号”FPSO生产工艺流程“蓬勃号”FPSO为30万吨级超大型油轮，原油设计处理能力为3.02104m3/d（190,000桶/天），上部工艺设施最大处理液量为8.11104m3/d（510,000桶/天），生产水处理能力为4.03108m3/d。FPSO 船体以常规油轮船型为基础船型，采用双舷侧、双船底的结构形式。FPSO原油储存能力约为29.6 万方，其中合格原油舱约为2
34、6.4万方，分16个储舱；其余还有含水原油舱（2个）、燃料油舱（2个）、淡水舱（2个）等约为3.2万方。“蓬勃号”FPSO上的处理设施，包括原油脱水、气体的分离和压缩、原油稳定及储存、卸油装置、注水处理系统、砂收集和处理系统以及其它公用系统等，其中其它公用系统主要包括海水处理系统、蒸汽加热系统、消防系统、淡水系统、仪表风和氮气系统、主电站和废热回收装置、火炬放空系统、开式/闭式排放系统、化学药剂注入系统等。FPSO上部组块位于主甲板上方，设计高度为6 米。FPSO 主甲板上设有系统管线包括：原油外输、原油倒舱、惰气系统、消防系统管道等等，用于原油储舱加热的换热器分别位于船的两侧，此外FPSO
35、上设有吊机。主甲板下为原油舱、压载舱和机泵舱、以及含水原油储舱和燃料油等其它介质储舱；主甲板上安装了工艺模块及各类公用模块；船艏设1 个140 人生活楼，生活楼内包括住房、中央控制室、马达控制间以及通信室等；直升飞机坪位于生活楼上方，满足超级美洲豹332L 或贝尔214 型直升飞机的起降；船艉处装有火炬放空系统；船甲板中心位置从船艏到船尾安装管廊架；穿梭油轮将以尾靠方式来装卸FPSO 处理过的合格原油。主要工作流程为来自立管公用设施平台的生产流体，包括油、气、水三相，通过两条海底管线，分别进入FPSO 双系列生产系统，原油经过脱游离水、稳定、脱乳化水和脱砂后，满足外输原油含水（BS&W）小于等
36、于0.5%的销售要求后，进入原油舱外输销售。分离出的生产水经过处理达标后回注地层，从原油中分离出的天然气经过压缩和烃露点、水露点控制后，作为燃料供发电机组和锅炉燃料。产油中分离出的砂，经过处理后回注地层。11.5 项目建设周期本工程总工期约212天，其中钻完井施工期约156天。表2.5-1工程施工各阶段作业内容及作业期作业内容预计开始时间预计完工时间作业期（天）甲板、组块海上安装2010年4月1日2010年4月30日30导管架适应性改造2010年5月1日2010年5月26日26钻完井2010年6月1日2010年11月4日15612 工程各阶段产污环节与污染物种类分析PL19-3油田WHPM平台
37、开发工程在海上建设阶段和生产阶段均会产生一定量的污染物，对油田周围的海洋环境产生一些影响。本节将根据各工程阶段的作业内容，分析油田开发过程中可能产生污染物的环节及污染物种类。12.1 海上建设阶段海上施工阶段的作业内容包括：导管架的就位与安装、平台上部组块结构的安装、海上平台的连接与调试等。上述作业所产生的主要污染源有：机舱含油污水、生活污水、生活废水、固体废弃物以及打桩作业搅起的海底沉积物，其中所含主要污染物为烃类、大肠菌群、悬浮物、BOD5和硬杂质。12.2 钻井、完井阶段产污环节及污染物分析参加钻井、完井作业的设备有自升式钻井船、值班船及供应船。其间主要污染源和污染物除与3.1.1节相同
38、外，钻井过程中产生的钻屑除每座井口平台上的第一口井的钻屑需要排放外，其余的钻屑和粘附在钻屑上的泥浆经专用设备研磨为细小颗粒（粒径小于7m）后与水混合，以一定压力注入地层。12.3 生产阶段工程运营阶段产生的污染物主要是“蓬勃号”FPSO上进行原油生产处理产生的含油污水、少量伴生天然气、洗舱水、舱底油泥以及生活污水、生活垃圾等。船舶含油污水、固废（油污泥）、生活垃圾等固体废弃物委托有资质的单位进行处理。12.4 平台废弃阶段废弃阶段基本上为海上施工/安装阶段的反过程，主要工程量为工艺设备的扫线清理及拆卸、上部组块及导管架的拆除、水下井口的切割拆除、封堵等。主要废弃物为机舱水、清洗液、废旧钢材、生
39、活污水、生活废水、食品废弃物和垃圾等。12.5 工程各阶段非污染环境影响分析本工程采油平台建设会占用部分海域，造成底栖生物的损失，生物量的损失根据工程扰动底土的面积和当地底栖生物密度来估算。另外施工扰动海底泥沙，使海水悬浮物浓度增加，影响水体质量，也会影响局部海域浮游生物的生存活动。但海上段施工时间较短，且由于海域宽阔，生物具有活动性，因此，人为活动的干扰不会根本性改变海洋生物的觅食及活动规律。施工结束后，在施工区海域会逐渐形成新的生态平衡。总体上说，工程的建设对海洋生物会产生一定的影响，这些影响具有局部性和阶段性特征。待管道铺设完毕后，底栖生态环境将逐渐恢复。13 区域自然环境和社会环境概况
40、13.1 工程区域自然环境概况13.1.1 气象13.1.1.1 气候概况本海区具有大陆季风气候特征，属北温带亚湿润季风气候。影响该海域天气系统主要有冷空气（寒潮）、温带气旋和热带气旋。每年的11月至翌年4月冷空气出现频率较高，平均有15次年。冷空气对作业海区的影响主要表现为强降温和大风。该海区夏季盛行偏南季风，热带气旋是影响该海区的主要灾害性天气系统，据近百年统计资料表明，影响本区的热带气旋平均每年有1次，热带气旋7-8月最多。影响海区的热带气旋危害程度主要取决于路径和强度，近年来热带气旋影响明显增强。冬季盛行偏北风。春秋两季为过度转换季节，风向多变，盛行风不明显，多有温带气旋产生，可引起大
41、风。13.1.1.2 气温累年平均气温为11.9。全年以1月平均气温最低，为-1.8；8月平均气温最高，为25.1。历年平均气温为10.812.8，最高是1975年，最低是1969年。极端最高气温为34.9，出现在1968年6月5日，极端最低气温为-12.9，出现在1970年1月4日。13.1.1.3 降雨、海雾累年平均降水量为541.7mm。全年降水主要集中在夏季，特别是7、8月份。历年降水量分布很不均匀，最多的1973年，为716.4mm，最少的1968年，只有353.9mm。累年平均降水日数为68d，历年降水日数为1971年最多，为84d，1968年最少，为47d。累年平均雾日为10.3
42、d，4月雾日最多，为1.7d，10月最少。历年年雾日416d，最多是1976年，最少是1974年和1975年。该海域雾的持续时间大都在4小时以内，对海上航行、作业基本无影响。13.1.1.4 风该海域常风向为偏南向，S向风在四季及全年各向风频率中除冬季与NE向风相同外，其余均为最大，分别为春季31%，夏季28%，秋季18%，冬季13%，全年22%。其次是NE向，年频率为15%，偏东向风的频率最小，E，ESE，SEE向均为2%。海域海面平均风速以冬半年（10-4月）较大，各月平均风速在5.8-8.0m/s之间。全年月平均最高出现在冷空气开始爆发的11-12月。夏季（7-9月），海区各月平均风速大
43、体相近，且月际变化也不大。夏季7月达全年最小。全年平均风速以NNE最大，为9.3m/s，NE向次之，为8.5m/s，SE向最小，为3.3m/s。各向最大风速与各向平均风速的分布规律类似，全年最大风速为NNE向，28m/s，以E和SE向最小，为9m/s。13.1.2 潮汐、波浪及海流工程所在附近海区的潮汐性属不正规半日潮性质，一般一天为两次高潮两次低潮，但日潮不等现象比较显著。据资料统计，平均高高潮潮高为159cm，平均低高潮潮高为117cm，平均低低潮潮高为36cm，平均高低潮潮高为53cm。累年平均潮位为91cm，历年年平均潮位为8495cm。累年平均潮差为91cm，各月平均潮差为83100
44、cm，最大值出现在8月，最小值出现在1月。全年以风浪为主，风浪频率占98%，而涌浪频率只占19%。风浪频率的年变化不明显，但涌浪频率随季节有显著差异。全年风浪向以NE向为最多，其频率为14%，ESE向最少，频率不足0.5%。累年最多风浪向为NE，频率为14%。涌浪主要集中在WSW、NE方向上，全年以NNE向的涌浪最多，频率为6%，N、NW向次之，皆为3%；其他各向涌浪很少，ESSE各向从未观测到涌浪，累年最多涌浪向为NNE，频率为6%。累年平均波高为0.6m。平均波高多年变化不明显，历年年平均波高仅差0.2m，历年年最大波高为3.17.2m，最大值出现在1979年1月29日。累年平均周期为2.
45、4s，最大周期为13.1s，出现在1964年4月6日。本海域表层和底层均为不规则半日潮流，运动形式主要为往复流，方向为WNW-ESE。涨潮流流速大于落潮流流速，表层余流大于底层余流。13.1.3 水温累年平均水温为13.4。其年变化为：8月的平均水温最高，1月最低，年较差27.1。最高、最低水温的年变化趋势与平均水温基本一致，历年年最高水温为28.632.7，历年年最低水温为-3.3-0.7。13.1.4 地质地貌油田工程海区属新华夏系第二沉降带济阳坳陷，自新生代以来地面下沉显著，尤其是近30年间，龙口一带平均沉降率为3.9mm/a。黄河口附近河湖相沉积晚第三第四纪沉积物最厚达2100m。本区沿海地质基础不同，海岸类型各具特色，包括基岩海岸、沙质海岸、砂砾质海岸和淤泥质海岸。黄河三角洲以秦鲁沂山地北麓各河流冲积平原为主，一般海拔在10m以下，地势平坦，海岸类型多为粉砂淤泥质海岸，岸线比较平直，多沙洲。龙口、长岛、蓬莱沿海以多山、低山丘陵及剥蚀、侵蚀平原为其地貌特色；该区海岸多为山地基岩港湾海岸，岸线曲折，岬、湾相间，岛屿众多，地势陡峭，湾宽水深，底质多为砂砾，海湾坡缓，底质多为泥和粉沙质泥。本区海底地貌，西部主要有黄河水下三角洲，略呈扇形