-1- -1- -1- -3- -4- -4- -6- -6- -12- -13- -14- -20- -25- -26- -27-3.建設項目工程分析 -37- -37- -41- -60- -74- -85-4.環境現狀調查與評價 -86- -86- -87- -89- -93- -94- -100- -110- -110- -117- -130- -133- -134- -140- -148-6.環境保護措施及其可行性論證 -163- -163- -164- -167- -168- -171- -173- -178- -179- -181-7.環境影響經濟損益分析 -183- -183- -183- -183- -185- -186- -186- -192- -194- -196-9.環境影響評價結論與建議 -198- -198- -204-）；）；發框架部署及水平井開發試驗工程環境影響報告表的批復（克環保函[2018]142）；）；）；）；）；附件4、中國石油新疆油田分公司采油一廠清潔生產審核評估報告的審查意見）；）；）；）；）；）；）；）；便利，具備較好的地面開發條件。本次工程紅172井區實施內容位于“一張圖”井區石炭系油藏開發地面工程方案，本工程計劃在紅172井區共部署水平井9-2-南京圖1.2-1環境影響評價工作程序圖），開采，原油、天然氣、液化天然氣、成品油的儲運和管道輸送設施及網絡建設”第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》、《自治區國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》和《新疆維吾爾自治區第三輪礦產資中確定的國家和自治區層面的禁止開發區域，所進行的石油天然氣開發符合“全國重要的能源基地”定位。因此本項目的建設符合《新疆洲農業生態區、準噶爾盆地西部荒漠及綠洲農業生態亞區、大拐-小拐農業開發水耗、電耗較小，符合國家產業政策和環保政對以上環境影響所采取的環境保護及風險防范措《產業結構調整指導目錄》（2019年本）中“石油、天然氣勘探及開采”鼓勵類-4-南京本項目采取了行之有效的環境保護措施，總體布局合理，在堅持“三同時”放標準，環境管理體系（HSE管理體系）健全，屬于清潔生產企業，各工序的）；（2）《中華人民共和國環境影響評價法》（13屆人大第7次會議，2018）；（3）《中華人民共和國大氣污染防治法》（13屆人大第6次會議，2018）；（4）《中華人民共和國水污染防治法》（2017年第二次修正，2018年1）；）；（6）《中華人民共和國固體廢物污染環境防治法》（全國人民代表大會常）；）；）；）；（10）《中華人民共和國清潔生產促進法》（全國人大常委會，2012年7）；）；）；（13）《中華人民共和國土地管理法實施條例》（國務院令653號，2014）；）；）；（16）《中華人民共和國野生植物保護條例》（國務院令第687號，2017）；）；）；）；）；（23）《產業結構調整指導目錄（2019年本）》（中華人民共和國國家發）；（24）《關于進一步加強環境影響評價管理防范環境風險的通知》（環發）；（25）《關于切實加強風險防范嚴格環境影響評價管理的通知》（環發）；）；）；（29）《揮發性有機物（VOCs）污染防治技術政策》（2013年第31號，）；）；），）；）；）；），）；（36）《國務院關于印發水污染防治行動計劃的通知》（國發〔2015〕17）；）；）；）；2.1.2地方法律、法規及文件）；）；（4）《新疆維吾爾自治區人民政府辦公廳轉發貫徹落實<全國生態環境保護綱要>實施意見的通知》（自治區人民政府辦公廳，新政辦〔2001〕147號，（17）《新疆維吾爾自治區大氣污染防治條例》（13屆人大第7次會議，（19）《新疆維吾爾自治區煤炭石油天然氣開發環境保護條例（2018年修）；）；（21）《新疆維吾爾自治區危險廢物污染環境防治辦法》（11屆人大第9）；）；）；）；（25）《關于含油污泥處置有關事宜的通知》（新環辦發〔2018〕20號，）；）；（27）《關于加強建設項目環境影響后評價管理的通知》（新環環評發）；）；2.1.3技術標準及規范）；）；）；）；）；）；）；）；（10）《建設項目危險廢物環境影響評價指南》（環境保護部公告2017年）；）；）；（13）《石油和天然氣開采行業清潔生產評價體系指標（試行）》（2009）；）；）；）；）；（19）《陸上石油天然氣開采含油污泥資源化綜合利用及污染控制技術要）；）；2.1.4委托書及相關技術資料（2）《紅山嘴油田紅831井區石炭系油藏開發地（1）通過實地調查與現狀監測，了解項目區的自然環境、社會環境和經濟（2）通過工程分析，明確本工程施工期、運行期和閉井期主要污染源、污（3）對油田開發過程中擬采取的環境保護措施進行論證，提出油田開發建（4）評價本工程對國家產業政策、區域總體發展規劃、城市功能區劃、環（5）分析本工程可能存在的事故隱患，預測風險事故可能產生的環境影響2.3環境影響識別與評價因子篩選表2.3-1環境影響因素識別一覽表環境因素影響因素施工期運營期退役期廢氣廢水廢物振動廢氣廢水廢物風險事故廢氣廢物車輛廢氣施工揚塵生活污水棄土棄方建筑垃圾施工車輛無組織揮發烴類采出水、井下作業廢水油泥設備運轉管線泄漏構筑物拆卸揚塵拆卸后的建筑垃圾環境空氣〇+〇+〇++〇+〇+++地下水〇〇〇〇〇〇〇〇〇+〇〇聲環境〇〇〇〇+〇〇〇+++〇〇土壤+++++〇+++〇++++植被++++〇+〇+〇++++動物++〇+++〇+〇+++注：〇為無影響，+為短期不利影響，++為長期不利影響。表2.3-2環境影響評價因子篩選表環境要素現狀評價因子影響評價因子環境空氣SO2、NO2、PM10、PM2.5、NMHC、O3、CO、H2SNMHC、SO2、NOx地下水pH、水溫、總硬度、溶解性總固體、耗氧量、氨氮、亞硝酸鹽氮、揮發酚、氰化物、六價鉻、硝酸鹽氮、硫酸鹽、氯化物、氟化物、汞、砷、鉛、鎘、鐵、錳、石油類、總大腸菌群、苯、鎳、鉀、鈉、鈣、鎂、水溫石油類Leq[dB（A）]Leq[dB（A）]土壤砷、鎘、鉻、銅、鉛、汞、鎳、四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯乙烷、1,2-二氯乙烷、1,1-二氯乙烯、順-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、聚乙烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、間二甲苯+對二甲苯、鄰二甲苯、硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a]芘、苯并[b]熒蒽、苯并[k]熒蒽、?、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘、石油烴石油烴、pH固體廢物/油（泥）砂、清罐含油污泥生態環境調查評價區域土地利用類型、植被類型、野生動物種類及分布、土壤類型、生態景觀（1）分析油田開發建設對土地利用結構的影響2）分析油田開發建設可能造成的植被破壞影響3）分析油田開發建設對評價區域野生動物的影響4）分析油田開發建設對生態景觀的影響5）分析油田開發建設對土壤環境質量的影響。環境風險/（1）對油田鉆井期可能發生的風險事故進行分析2）結合當地的氣象條件，對運營期間油氣管道、井壁破裂、儲罐泄漏等可能發生的油氣泄漏事故進行預測分析。本項目所在區域內地下水按照《地下水質量標準》（GB/T14848-2017）的項目位于石油氣探礦區范圍內，根據《聲環境功能區劃分技術規范》建設用地范圍內土壤環境質量執行《土壤環境質量建設用地土壤污染風險管控標準（試行）》（GB36600-2018）中第二類用地篩選值標準，建設用地范表2.4-1環境空氣質量標準評價因子平均時段二級標準濃度限值(μg/m3）標準來源SO2年平均60《環境空氣質量標準》（GB3095-2012）及其修改單24小時平均1小時平均500NO2年平均4024小時平均1小時平均200CO24小時平均4mg/m31小時平均10mg/m3O3日最大8小時平均1小時平均200PM10年平均7024小時平均評價因子平均時段二級標準濃度限值(μg/m3）標準來源PM2.5年平均3524小時平均75非甲烷總烴小時平均2.0mg/Nm3參照《＜大氣污染物綜合排放標準>詳解》（GB16297-1996）《地表水環境質量標準》（GB3838-表2.4-2地下水質量標準單位：除pH外，mg/L序號監測項目V標準限值序號監測項目V標準限值標準來源1pHpH>9.0碳酸氫根-《地下水質量標（GB/T14848-2017表水環境質量標V類標準2水溫-汞>0.0023溶解性總固體>2000鐵>2.04總硬度>650錳>1.55氨氮>1.5鉛>0.16耗氧量>10鉀-7氟化物>2.0鈣-8亞硝酸鹽氮>4.820鈉-9氯化物>35021鎂-硝酸鹽氮>3022硫酸鹽>350揮發酚>0.0123石油類≤1.0碳酸根----），標準（試行）》（GB36600-2018）中第二類用地篩選值標準，占地范圍外土壤環境質量執行《土壤環境質量農用地土壤污染風險管控標準（試行）》（GB15618-2018）中表1風險篩選值。具體標準值見表2.4表2.4-3建設用地土壤污染風險管控標準（單位：mg/kg，pH無量綱）序號污染物項目第二類用地篩選值管控值重金屬和無機物1鉻（六價）5.7782鎘65序號污染物項目第二類用地篩選值管控值380025005砷60①6汞387鎳9002000揮發性有機物8四氯化碳2.8369氯仿0.9氯甲烷371,1-二氯乙烷91,2-二氯乙烷5211,1-二氯乙烯66200順-1,2-二氯乙烯5962000反-1,2-二氯乙烯54二氯甲烷61620001,2-二氯丙烷5476.85020四氯乙烯5321840840221,1,2-三氯乙烷2.823三氯乙烯2.820241,2,3-三氯丙烷0.5525氯乙烯0.434.326苯44027氯苯270281,2-二氯苯560560291,4-二氯苯20200302828031苯乙烯3233間二甲苯+對二甲苯57057034領二甲苯640640半揮發性有機物35硝基苯7676036苯胺260663372-氯酚2256450038苯并[a]蒽39苯并[a]芘40苯并[b]熒蒽41苯并[k]熒蒽序號污染物項目第二類用地篩選值管控值42?1290043二苯并[a,h]蒽44茚并[1,2,3-cd]芘45萘70700其他項目46石油烴8264500表2.4-4農用地土壤污染風險篩選值（基本項目單位：mg/kg，pH無量綱）序號污染物項目風險篩選值pH≤5.55.5＜pH≤6.56.5＜pH≤7.5pH＞7.51鎘水田0.30.40.60.8其他0.30.30.30.62汞水田0.50.50.6其他2.43.43砷水田30302520其他404030254鉛水田240其他70905鉻水田250250300350其他2002506銅水田200200其他50507鎳60708鋅200200250300工業大氣污染物排放標準》（GB39728-2020）中企業邊界污染物控制要求，企業廠區內無組織排放的非甲烷總烴執行《揮發性有機物）；表2.4-5大氣污染物排放標準值污染物項目最高允許排放濃度（mg/m3）標準來源NMHC企業邊界污染物控制濃度4.0GB39728-2020企業廠區內VOCs無組織排放監控濃度GB37822-2019NOx放空火炬燃燒煙氣GB16297-1996無組織排放監控濃度限值SO20.4應當經處理并符合《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》（SY/T5329）注水水質推薦指標及分析方法》（SY/T5329-2012）中表2.4-6碎屑巖油藏注水水質推薦指標注入層平均空氣滲透率，μ2m≤0.01>0.01~≤0.05>0.05~≤0.5>0.5~≤>1.5控制指標懸浮固體含量，mg/L≤10.0≤30.0懸浮物顆粒直徑中值，含油量，mg/L≤15.0≤30.0≤50.0平均腐蝕率，mm/a≤0.076硫酸鹽還原菌（SRB，個/M1）鐵細菌（IB），個/mLn×102n×102n×103n×104n×104腐生菌（TGB個/mLn×102n×102n×103n×104n×104注：①1＜n＜10；②清水水質指標中去掉含油量。施工期執行《建筑施工場界環境噪聲排放標準》（GB12523-2011）；運行期執行《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB12348-2008）中3類標準，噪表2.4-7環境噪聲排放標準標準來源類別晝間夜間《建筑施工場界環境噪聲排放標準》（GB12523-2011）/7055《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB12348-2008）6555工業固體廢物貯存和填埋污染控制標準》（GB18599-2020）；危險廢物鑒別執），存污染控制標準》（GB18597-2001，2013年修訂）、危險廢氣田含油污泥綜合利用污染控制要求》（DB65/2.5評價等級和評價范圍2.5.1環境空氣評價等級和評價范圍本項目廢氣排放源主要為油田非甲烷總烴的無組織排放和拉油點火炬放空價技術導則-大氣環境》（HJ2.2-2018）附錄A推薦的估算模型AEPi=Ci/C0iC0i——第i個污染物的環境空氣質量濃度標準，μg/m3。一般選用表2.5-1大氣環境評價工作等級分級判據評價工作等級評價工作等級分級判據一級Pmax≥10%二級1%≤Pmax＜10%-20-南京三級Pmax＜1%表2.5-2估算模型參數表參數取值城市/農村選項城市/農村農村人口數（城市選項時）/最高環境溫度/℃27.5最低環境溫度/℃土地利用類型鹽堿地區域濕度條件干是否考慮地形考慮地形是否地形數據分辨率/m90m是否考慮岸線熏煙考慮岸線熏煙是否海岸線距離/km/海岸線方向/°/表2.5-3估算模式計算結果表源污染物最大濃度值3）評價等級油氣集輸NMHC7.17170.358585IIINMHC10.8852160.544III紅172天然氣NMHC4.85520.24276III拉油點火炬SO20.358190.071638IIINOx1.193970.477588III2.5.2地下水環境評價等級和評價范圍本工程屬于石油天然氣開采，按照《環境影響評價技術導則-地下水環境》-21-南京敏感程度分級表（表2.5-4）和《建設項目環境影響評價分類管理名錄》（2021源地，無特殊地下水資源保護區，地下水環表2.5-4地下水環境敏感程度分級表敏感程度地下水環境敏感特征敏感集中式飲用水水源（包括已建成的在用、備用、應急水源，在建和規劃的飲用水水源）準保護區；除集中式飲用水水源以外的國家或地方政府設定的與地下水環境相關的其他保護區，如熱水、礦泉水、溫泉等特殊地下水資源保護區。較敏感集中式飲用水水源（包括已建成的在用、備用、應急水源，在建和規劃的飲用水水源）準保護區以外的補給徑流區；未劃定準保護區的集中式飲用水水源，其保護區以外的補給徑流區；分散式飲用水水源地；特殊地下水資源（如礦泉水、溫泉等）保護區以外的分布區等其他未列入上述敏感分級的環境敏感區。不敏感上述地區之外的其他地區。），表2.5-5評價區地下水環境影響評價工作等級劃分項環境敏感程度I類項目II類項目III類項目敏感一一二較敏感一二三不敏感三三根據《環境影響評價技術導則地下水》（HJ610-2016）查表法，地下水二2.5.3地表水環境評價等級和評價范圍），-22-南京2.5.4聲環境評價等級和評價范圍施工期內機械噪聲、生產運行期站場機泵噪聲類標準，且噪聲源周圍200m沒有固定集中的人群活動。依據《環境影響評價技本次環評聲環境評價范圍為開發區域邊界向外擴200m作為評價范圍。2.5.5環境風險評價等級和評價范圍表2.5-6環境敏感程度（E）分級環境要素大氣地表水地下水判斷依據5km范圍內人數＜1萬環境敏感目標地表水功能敏感性包氣帶防污性能地下水功能敏感性E3F3D2G3大氣環境敏感程度地表水環境敏感程度地下水環境敏感程度E3E3E2表2.5-7建設項目環境風險潛勢劃分環境敏感程度（E）危險物質及工藝系統危險性（P）極高危害（P1）高度危害（P2）中度危害（P3）輕度危害（P4）環境高度敏感區（E1）ⅣⅢⅢ環境中度敏感區（E2）ⅣⅢⅢⅡ環境低度敏感區（E3）ⅢⅢⅡⅠ-23-南京環境敏感程度（E）危險物質及工藝系統危險性（P）極高危害（P1）高度危害（P2）中度危害（P3）輕度危害（P4）注：Ⅳ+為極高環境風險表2.5-8評價工作等級劃分環境風險潛勢Ⅳ+、ⅣⅢⅡⅠ評價工作等級一二三簡單分析aa是相對于詳細評價工作內容而言，在描述危險物質、環境影響途徑、環境危害后果、風險防范措施等方面給出定性的說明。見附錄A。2.5.6生態環境評價等級和評價范圍根據《環境影響評價技術導則生態影響》（HJ19-2011），本項目用地與瑪表2.5-9生態評價等級判定影響區域生態敏感性工程占地（含水域）范圍面積≥20km2或長度≥100km面積2~20km2或長度50~100km面積≤2km2或長度≤50km特殊生態敏感區一級一級一級重要生態敏感區一級二級三級一般區域二級三級三級2.5.7土壤環境評價等級和評價范圍-24-南京井區北側830m分布有耕地，東南280m有森林公園，土壤敏感程度為敏感；紅表2.5-10污染影響型敏感程度分級表敏感程度判別依據敏感建設項目周邊存在耕地、園地、牧草地、飲用水水源地或居民區、學校、醫院、療養院、養老院等土壤環境敏感目標的較敏感建設項目周邊存在其他土壤環境敏感目標的不敏感其他情況表2.5-11污染影響型占地類型劃分表類型大型小型規模5hm2~50hm2表2.5-12污染影響型評價工作等級劃分表敏感程度評價工作等級Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類大中小大中小大中小敏感一級一級一級二級二級二級三級三級二級較敏感一級一級二級二級二級三級三級三級-不敏感一級二級二級二級三級三級三級--注：“—”表示可不開展土壤環境影響評價工作2.6評價內容及評價重點-25-南京2.7控制污染與環境保護目標（2）保證項目建成后，廢氣達標排放，廢水達標回注，固體廢物得到合理（3）保證評價區域空氣質量、地下水質量基本維持現有水平；將工程對生-26-南京評價區內環境空氣保護目標為油田工作生活水環境質量不因本項目的建設而產生不利影響，評價區內聲環境保護目標主要為油區的工作人員。保護油田區域噪聲符合表2.7-1環境敏感目標一覽表環境要素環境保護目標環境保護目標說明與項目區的關系大氣環境瑪依格勒森林公園保護森林公園環境空氣質量現狀紅172井區東側180m、紅831井區東南側280m地下水項目區地下水確保地下水不受污染項目區土壤環境克拉瑪依大農業耕地紅831井區西北830m瑪依格勒森林公園森林公園的土壤環境紅172井區東側180m、紅831井區東南側280m生態環境土壤臨時占地3~5年可基本恢復到自然狀態井場區占地野生動物荒漠植被水土保持防止因工程建設加劇水土流失項目所在區域瑪依格勒森林公園保護自然生態紅172井區東側180m、紅831井區東南側280m克拉瑪依大農業耕地紅831井區西北830m-27-南京2.8相關法規、政策符合性分析2.8.1與國家產業政策符合性分析根據《產業結構調整指導目錄（2019年本）》的有關規定，本項目屬于第2.8.2與《石油天然氣開采業污染防治技術政策》符合性分析本項目與《石油天然氣開采業污染防治技術政策》的相關要求相符性見表表2.8-1與《石油天然氣開采業污染防治技術政策》相符性分析一覽表序號要求本項目相符性1到2015年末，行業新、改、擴建項目均采用清潔生產工藝和技術，工業廢水回用率達到90%以上，工業固體廢物資源化及無害化處理處置率達到100%。要遏制重大、杜絕特別重大環境污染和生態破壞事故的發生。要逐步實現對行業排放的石油類污染物進行總量控制。項目鉆井廢水循環利用，采出水經紅山嘴聯合站撬裝污水處理系統處理后回注地層，工業廢水回用率大于90%；鉆井泥漿經“鉆井泥漿不落地技術”處理后循環使用，落地油100%回收。本環評對項目可能產生的環境風險進行了分析，并提出了相應的風險防范措施和應急預案。符合2油氣田開發不得使用含有國際公約禁用化學物質的油氣田化學劑，逐步淘汰微毒及以上油氣田化學劑，鼓勵使用無毒油氣田化學劑。本項目使用的油氣田化學劑均為無毒，環境友好的化學劑，無含有國際公約禁用化學物質的油氣田化學劑。符合3在勘探開發過程中，應防止產生落地原油。其中井下作業過程中應配備泄油器、刮油器等。落地原油應及時回收，落地原油回收率應達到井下作業過程中配備了泄油器、刮油器等設備井下作業時帶罐，落地油100%符合4在鉆井過程中，鼓勵采用環境友好的鉆井液體系；配備完善的固控設備，鉆井液循環率達到95%以上；鉆井過程產生的廢水應回用。本項目使用無害化水基泥漿，鉆井液體系為環保水基泥漿，未添加磺化物，為環境友好的鉆井液，采用“鉆井泥漿不落地技術”，鉆井液循環使用，鉆井廢水全部回用。符合5在井下作業過程中，酸化液和壓裂液宜集中配制，酸化殘液、壓裂殘液和返排液應回收利用或進行無害化處置，壓裂放噴返排入罐率應達本項目井下作業過程中，嚴格按照中國石油新疆油田分公司開發公司環境保護規定的要求，帶罐作業，100%回收。采出廢水經紅山嘴聯合站處理達標后符合-28-南京回注油藏，嚴禁直接外排。6在鉆井和井下作業過程中，鼓勵污油、污水進入生產流程循環利用。本項目采用鉆井泥漿不落地技術，無鉆井廢水排放，運營期廢水經紅山嘴聯合站撬裝污水處理系統處理達標后，全部回注油藏；落地油100%回收，定期交由有相應危險廢物處理資質的單位處置。符合7應回收落地原油，以及原油處理、廢水處理產生的油泥（砂）等中的油類物質，含油污泥資源化利用率應達到90%以上，殘余固體廢物應按照《國家危險廢物名錄》和危險廢物鑒別標準識別，根據識別結果資源化利用或無害化處置。將落地油100%進行回收，定期交由有相應危險廢物處理資質的單位處置。符合8油氣田企業應制定環境保護管理規定，建立并運行健康、安全與環境管理體系。中國石油新疆油田分公司開發公司目前已建立了完善的健康、安全與環境管理體系（QHSE管理體系）。符合9加強油氣田建設、勘探開發過程的環境監督管理。油氣田建設過程應開展工程環境監理。環評要求項目開展工程環境監理，并擬定了開發期環境監理計劃。符合2.8.3與《新疆維吾爾自治區煤炭石油天然氣開發環境保護條例》符表2.8-2與《新疆維吾爾自治區煤炭石油天然氣開發環境保護條例》相符性分析一覽表序號要求本項目相符性1禁止在水源涵養區、地下水源、飲用水源、自然保護區、風景名勝區、森林公園、重要濕地及人群密集區等生態敏感區域內進行煤炭、石油、天然氣開發。項目用地不屬于水源涵養區、地下水源、飲用水源、自然保護區、風景名勝區、重要濕地及人群密集區等敏感區域，距離瑪依格勒森林公園公園最近距離180m，未占用森林公園。符合2煤炭、石油、天然氣開發項目實行環境監理，其大氣、水體、固體廢物等污染防治設施與主體工程同時設計、同時施工、同時投產使用。環評要求項目開展工程環境監理，并擬定了環境監理計劃，要求項目嚴格執行“三同時”制度。符合3石油開發單位應當建設清潔井場，做到場地平整、清潔衛生，在井場內實施無污染作業，并根據需要在井場四周設置符合規定的擋水墻、雨水出口和防洪渠道。散落油和油水混合液等含油污染物嚴格落實中石油SHEQ管理措施，平整井場；工程所在地屬于大陸性干旱氣候，降水量遠小于蒸發量，未設置擋水墻、防洪渠道。事故狀態下產生的落地油集中收符合-29-南京應當回收處理，不得掩埋集后交由有相應處理資質的單位進行回收、處置。4煤炭、石油、天然氣開發單位應當制定生態保護和恢復治理方案，并予以實施。生態保護和恢復治理方案內容應當向社會公布，接受社會監督。環評要求建設單位制定生態保護和恢復治理方案，開展生態環境恢復治理工作。符合5煤炭、石油、天然氣開發單位應當使用禁止使用國家和自治區明令淘汰的技術、工藝和設備。項目使用先進技術、工藝和設備，實行清潔生產。未使用國家和自治區明令淘汰的技術、工藝和設備，較好地考慮了清潔生產的要求，屬于清潔生產先進企業。符合6石油、天然氣開發單位鉆井和井下作業應當使用無毒、低毒鉆井液。對已使用的有毒鉆井液應當回收利用并做無害化處置，防止污染環境。對鉆井作業產生的污水應當進行回收，經處理達標后方可回注。未經處理達標的污水不得回注或者外排。對鉆井作業產生的污油、廢礦物油應當回收處理。使用無害化水基泥漿，采用泥漿不落地工藝，無鉆井廢水外排，井下作業廢水經紅山嘴聯合站處理達回收，定期交由有相應危險廢物處理資質的單位處置。符合7石油、天然氣開發單位應當采取保護性措施，防止油井套管破損、氣井泄漏，污染地下水體。本項目采用下套管注水泥固井完井方式進行水泥固井，保證表層套管封固質量完好；按設計規定實施，確保施工質量；同時嚴格要求套管下入深度等措施，可以有效控制鉆井液在含水層中的漏失，并防止油氣泄漏污染地下水。符合8煤炭、石油、天然氣開發單位實施下列活動的，應當恢復地表形態和植被：（一）建設工程臨時占地破壞腐殖質層、剝離土石的二）震裂、壓占等造成土地破壞的三）占用土地作為臨時道路的四）油氣井、站、中轉站、聯合站等地面裝置設施關閉或者廢棄的。環評要求鉆井結束后，應對臨時占地內的土地進行平整，自然恢復原有地貌，充分利用前期收集的表土覆蓋于井場表層，臨時占地范圍不具備植被恢復條件的，應采用礫石等材料覆蓋臨時占地面積，以防止侵蝕加劇。符合表2.8-3與進一步加強石油天然氣行業環境影響評價管理相符性分析一覽表序號要求本項目相符性1油氣開采項目（含新開發和滾動開發項目）原則上應當以區塊為單位開展環評（以下簡稱區塊環評一般包括區塊設備、管道和電纜及其更換工程、棄置工程及配套工程等。本次以紅172、紅831區塊為單位進行評價，包括擬建開發井及配套集輸管線、供配電等地面工程。符合2項目環評應當深入評價項目建設、運營帶來的環境影響和環境風險，提出有效的生態環境保護和環境風險防范措施。項目環境影響及風險評價詳見后文“環境影響分析”章節與環境風險評價。符合3依托其他防治設施的或者委托第三方處置的，應當論證其可行性和有效性。本項目依托工程及其可行性分析詳見3.2.7小節。符合4涉及廢水回注的，應當論證回注的環境可行性，采取切實可行的地下水污染防治和監控措施，不得回注與油氣開采無關的廢水，嚴禁造成地下水污染。本項目運營期采出廢水經紅山嘴聯合站撬裝污水處理系統處理達標后用于回注油藏，依托可行性詳見3.2.7小節。本項目采取了地下水污染防治和監控措施，防止造成地下水污染，詳見報告第6章環保措施章節。符合6油氣開采產生的廢棄油基泥漿、含油鉆屑及其他固體廢物，應當遵循減量化、資源化、無害化原則，按照國家和地方有關固體廢物的管理規定進行處置。本項目鉆井無油基泥漿；運營期含油污泥委托有資質的單位進行處置。符合7施工期應當盡量減少施工占地、縮短施工時間、選擇合理施工方式、落實環境敏感區管控要求以及其他生態環境保護措施，降低生態環境影響。施工期嚴格控制占地面積，施工單位在占地范圍內施工，嚴格控制和管理運輸車輛及重型機械施工作業范圍。具體詳見環境保護措施章節。符合8油氣企業應當切實落實生態環境保護主體責任，進一步健全生態環境保護管理體系和制度，充分發揮企業內部生態環境保護部門作用，健全健康、安全與退役等環節生態環境保護措施。建設單位設置安全環保科室及人員，建有HSE管理體系，監督落實建設、運營及退役期各項生態環境保護措施。符合2.8.5與《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》排放標準》（GB39728-2020）中表2.8-4本項目與《陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》的相符性分析序號陸上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準中要求本項目是否相符1油氣田采出水、原油穩定裝置污水、天然氣凝液及其產品儲罐排水、原油儲罐排水應采用密閉管道集輸，接入口和排出口采取與環境空氣隔離的措施。本項目紅172井區采用管道密閉集輸，紅831井區三口評價井轉產能井井口至拉油站采用管道集輸，經計量輸至紅山嘴聯合站轉輸，最終進入采油一廠稀油處理站。相符2在氣田內將氣井采出的井產物進行匯集、處理、輸送的全過程應采用密閉工藝流程相符3油氣集中處理站、涉及凝析油或天然氣凝液的天然氣處理廠、儲油庫邊界非甲烷總經濃度不應超過4.0mg/m3。在采取密閉集輸，加強運營期管理等措施情況下，廠界非甲烷總烴可滿足標準限值。相符劃定1323個環境管控單元，分為優先保護單元、重表2.8-5管控要求相符性分析序號管控要求本項目相符性1石油、天然氣開發單位應當使用先進技術、工藝和設備，實行清潔生產。禁止使用國家和自治區明令淘汰的技術、工藝和設備。本項目采用先進技術、工藝及設備，實行清潔生產，生產運營單位采油一廠已通過第三輪清潔生產審核。未使用國家和自治區符合淘汰的技術、工藝及設備。2石油開發單位應當建設清潔井場，做到場地平整、清潔衛生，在井場內實施無污染作業，并根據需要在井場四周設置符合規定的擋水墻、雨水出口和防洪渠道。散落油和油水混合液等含油污染物應當回收處理，不得掩埋。本項目井場均進行了場地平整，固體廢物分類收集，統一清運，采用泥漿不落地工藝，散落油和油水混合液回收處理，清潔衛生。項目區屬于大陸性干旱氣候，降水量遠小于蒸發量，不需要設置擋水墻、防洪渠道。符合3石油、天然氣開發單位應當定期對油氣輸送管線和油氣儲存設施進行巡查、檢測、防護，防止油氣管線或溢流、泄漏，造成環境污染。生產運行單位定期對本項目輸送管線及油氣儲存設施進行巡檢。符合4石油、天然氣開發單位鉆井和井下作業應當使用無毒、低毒鉆井液。對已使用的有毒鉆井液應當回收利用并做無害化處置，防止污染環境。對鉆井作業產生的污水應當進行回收，經處理達標后方可回注。未經處理達標的污水不得回注或者外排。對鉆井作業產生的污油、廢礦物油應當回收處理。本項目使用無害化水基泥漿，采用泥漿不落地工藝，鉆井作業不產生鉆井廢水。鉆井作業產生的落地原油100%回收處理。符合5石油、天然氣開發單位應當采取保護性措施，防止油井套管破損、氣井泄漏，污染地下水體。本項目采用下套管注水泥固井完井方式進行水泥固井，保證表層套管封固質量完好；按設計規定實施，確保施工質量；同時嚴格要求套管下入深度等措施，可以有效控制鉆井液在含水層中的漏失，并防止油氣泄漏污染地下水。符合6運輸石油、天然氣以及酸液、堿液、鉆井液和其他有毒有害物品，應當采取防范措施，防止滲漏、泄漏、溢流和散落。本項目運輸石油、鉆井液等采用專用罐車進行拉運，本環評已提出相應運輸風險防范措施，詳見風險專項第5.1小節。符合7石油、天然氣開發過程中產生的伴生氣、有毒有害氣體或者可燃性氣體應當進行回收利用；不具備回收利用條件的，應當經過充分燃燒或者采取其他防治措施，達到國家或者自治區規定的排放標準后排放。本項目紅172井區產生伴生氣經天然氣回收撬裝裝置回收利用。紅831井區伴生氣經充分燃燒后達標排放。符合克拉瑪依市共劃定環境管控單元49個（不含），護紅線管理相關規定進行管控;一般生態空間管控區應以生態環境保護優先為原表2.8-8項目與克拉瑪依環境管控要求相符性一覽表序號管控要求本項目是否相符1克拉瑪依市總體管控要求區位特點-資源稟賦石油和天然氣是克拉瑪依的主要礦產資源，區域石油和天然氣儲量大、油層淺、質地優良。圍繞油氣資源，目前已形成了較為完整的油氣產業體系。本項目新疆油田公司石油、天然氣開采成部分。相符2空間布局約束禁止在居民區、學校、醫療和養老機構等周邊新建土壤環境重點監管行業企業周邊不涉及居民區、構等相符禁止任何單位和個人在基本農田保護區內建窯、建房、建墳、周邊不涉及基本農田相符挖砂、采石、采礦、取土、堆放固體廢棄物或者進行其他破壞基本農田的活動；禁止任何單位和個人占用基本農田發展林果業和挖塘養魚3污染物排放管控重點加強對石油開采、石油石化等廢水排放量大的行業進行提標改造，采取綜合利用、技術改造、污染治理等措施對重點工業廢水污染源實施綜合治理。運營期井下作業廢水、采出水經紅聯站處理達標后回注油藏相符嚴禁向沙漠、灘涂、鹽堿地、沼澤地等非法排污、傾倒有毒有害物質。加強對油氣田等礦產資源開采活動影響區域內未利用地的環境監管，發現土壤污染問題的，及時督促有關企業采取防治措施。嚴格按照《一般工業固體廢物貯存和填埋污染控制標準》（GB18599-2020）和《危險廢物貯存污染控制標準》（GB18597-2001，2013年修訂）的要求管理、處置固廢；按照征地范圍控制擾動范圍。相符4克拉瑪依區管控要求空間布局約束一切開發建設活動應符合國家、自治區主體功能區規劃、自治區和各地頒布實施的生態環境功能區劃、國民經濟發展規劃、產業發展規劃、城鄉總體規劃、土地利用規劃等相關規劃及重點生態功能區負面清單要求，符合區域或產業規劃環評要求。項目建設符合國家、自治區各項功能區劃，符合生態環境準入清單相符5污染物排放管控落實污染物總量控制制度，根據區域環境質量改善目標，削減污染物排放總量。加強農業面源污染治理，嚴格控制化肥農藥施加量，逐步削減農業面源污染物排放量。本項目非甲烷總烴為無組織排放不設置總量控制指標；集中拉油點設置總量控制指標。相符6資源利用效率到2020年，工業固體廢物綜合利用率持續提高。鉆井期巖屑交由第三方公司處置后綜合利用；運營期隔油池污油、天然氣回收裝置油泥回收再利用相符五”期間主要建產區塊分別分布在采油一廠、重油公司和準東采油廠轄區，本項3.建設項目工程分析3.1工程開發現狀與環境影響回顧紅831井區位于準噶爾盆地西北緣紅山嘴油田東北部，距克拉瑪依市東南25km處；隸屬于新疆維吾爾自治區克拉瑪依市3.1.2井區開發現狀表3.1-1現有工程組成表序號工程項目建設內容備注1主體工程鉆井工程紅h18008、h18010、紅172、金龍115、JLh1619、紅019、紅018），日產液量106.3m現狀產能約38.5t/d-紅831HX83002、紅831-X、紅832、紅833），目前均為試油階段地面集輸工程紅10口井采用單井拉油方式生產，另外1口水平壓裂井（JLHW137）進入紅153井區密閉集輸系統生產JLHW137集輸依托紅153井區計量站紅831尚未建設地面集輸系統-2公用工程供水工程注水采用紅山嘴聯合站污水處理系統處理后的凈化水-供配電工程依托小拐35kV變電站供電，建有輸電線路和桿架式變電站-道路工程油區道路就近與油區已建道路相連接-3依托原油轉輸及處理紅172和紅831采出液均經紅山嘴聯合站氣液分離后，液相轉輸至采油一廠稀油處理站處理、-序號工程項目建設內容備注工程氣相進入采油一廠天然氣處理站處理污水處理紅172和紅831采出水處理依托紅山嘴聯合站污水處理系統處理后回注油藏-原油伴生氣伴生天然氣由采油一廠天然氣處理站處理-計量站紅172井區現有JLHW137井依托紅153井區3#橇3.1.3.1環保手續履行情況紅172井斷塊、紅831井區石炭系油藏20表3.1-2現有項目環保手續履行情況統計表序號建設項目名稱主要工程內容環評批復單位批復文號環評審批時間環境保護竣工驗收情況環評批復內容已實施工程內容1中國石油新疆油田分公司金龍10井區石炭系油藏開發建設工程新建產能21.36×104t/a，部署座，轉油站1座及配套工藝管線等井8口，配套集輸管線等。原新疆維吾爾自治區環境保護廳新環函[2015]456號2015年5月4日2018年12月通過第一批工程自主驗收2中國石油新疆油田分公司金龍10井區紅172井斷塊石炭系油藏開發框架部署及水平井開發試驗工程新建產能4.65×104t/a，部署水平井7口（JLHW130、JLHW132、JLHW133、JLHW136、JLHW137、JLHW142、JLHW161），新建集中拉油站1座，配套建設單井管線、道路等JLHW137配套單井管線原克拉瑪依市環境保護局克環保函[2018]142號2018年7月正在組織驗收3紅山嘴油田紅83井區石炭系油藏勘探工程834、HX83001、HX83002）紅835、紅834、HX83001、HX83002克拉瑪依市生態環境局克環函[2021]51號2021年4月23日4中國石油新疆油田分公司紅山嘴油田紅83井區石炭系油藏評價井工程建設3口評價井（紅831-X、紅831-X、紅832、紅833克拉瑪依市環境保護局克環保函[2018]233號2018年112020年12月通過第一批工程自主驗收3.1.3.2環境影響回顧織排放。根據《中國石油新疆油田分公司金龍10井上石油天然氣開采工業大氣污染物排放標準》（GB39728-2020）中非甲烷總烴①采出水：采出水經紅山嘴聯合站撬裝污水處理裝置-40-南京聲均滿足《工業企業廠界環境噪聲排放標準》（GB12348-2008）中3類標準要體廢物綜合利用污染控制要求》（DB65/T3997-20依托的紅山嘴聯合站產生的含油污泥委托克拉瑪依博達生態環保科技有限責任3.2.1工程基本情況3.2.1.1項目名稱和性質3.2.1.3建設規模及組成-41-南京表3.2-1項目建設內容一覽表名稱建設內容建設規模及建設內容主體工程一、鉆井工程鉆井紅172井區新鉆采油井9口；井型均為三開水平井；設計總進尺3.67×104m紅831井區3口評價井轉產能井，3口井的鉆井工程已履行環境影響評價不在本次評價范圍內井口地面設施鉆井液循環設施設置在每座井場靠近井口位置，控制鉆井液注入和循環使用地面安全閥防止突發事故，在管道爆裂或其他情況下控制鉆井液注入井口控制面板設置在每座井場井口，控制地面各安全閥門，防止突發事故防噴裝置設置在每座井場井口，用于防止地下承壓水和深層油氣噴出；每口井防噴裝置包括：雙閘板防噴器2套、環形防噴器1套、單閘板防噴器1套，詳見井控設備表儲存裝置發電機柴油罐（1個）、各類罐體罐基礎和應急放噴池（1個，容積300m3）二、地面工程地面工程井場新建井口裝置12座（紅172井區9座、紅831井區3座均采用14型立式抽油機，功率為37kW站場計量站紅172井區新建12井式多通閥撬1座天然氣撬裝回收站紅172井區新建2套3×104m3天然氣撬裝回收裝置拉油點紅831建設集中拉油點1座，包括8井式一體化計量裝置1座、生產分離器撬1座、60m3儲油罐4座，火炬1座（分離伴生氣燃燒放空）集輸管線新建單井出油管線3.7km；新建集油支線1.2km輔助工程進場道路依托井區現有砂石道路公用工程供電用電依托小拐35kV變電站；擬建工程采用架空線路，新建10kV架空線路1.5km，6kV架空線路0.2km；桿式變電站8座供水本次工程依托紅山嘴聯合站水系統，注水水源為紅山嘴聯合站提供的采出凈化水供暖項目冬季不施工，不涉及供熱；運營期井口采用電加熱環保工程廢氣施工期柴油發電機廢氣產生量較少，屬無組織排放運營油氣集輸廢氣產生量較少，屬無組織排放密閉集輸、處理，少量烴類無組織揮發-42-南京期氣回收紅831拉油點天然氣放空天然氣完全燃燒放空，H=8m廢水施工期鉆井廢水經“鉆井泥漿不落地技術”處理后循環使用，不外排運營期井下作業廢水作業單位自帶回收罐（50m3，雙層防滲鋼制撬裝罐）回收作業廢水，拉運至紅山嘴聯合站橇裝污水處理系統處理達標后采出水經紅山嘴聯合站橇裝污水處理系統處理達標后回注噪聲施工期設備、鉆井機械噪聲在施工期產生的機械噪聲，通過距離衰減和隔聲等設施達標排放運營期機械噪聲選用低噪聲設備，安裝基礎減振墊固廢施工期鉆井巖屑、泥漿鉆井液及攜帶巖屑經“不落地技術”處理后循環使用，剩余泥漿回收再利用；巖屑暫存于儲罐。水基鉆井泥漿經不落地收集系統處理，產生的鉆井固體廢物（巖屑）經檢測，符合《油氣田鉆井固體廢物綜合利用污染控制要求》（DB65/T3997-2017），用于通井路修路、鋪墊井場運營期油泥（砂）委托有資質的單位處理落地油本項目井下作業時帶罐（50m3，雙層防滲鋼制撬裝罐）作業，落地油100%回收生態生態恢復施工結束后井場周邊平整場地，自然恢復依托工程施工期克拉瑪依市生活垃圾填埋場一期工程位于克拉瑪依市城區西北側，距城區邊緣約1km，有效庫容108×104m3。二期位于石西公路20km處（奎北鐵路以南），有效庫容223.6×104m3，使用年限約為10年。克拉瑪依市第二污水處理廠一期污水設計處理能力5×104m3/d，二期污水設計處理能力10×104m3/d，目前一期為停運改造狀態，僅二期運行，現實際處理量約為7.8×104m3/d，余量2.2×104m3/d。運營期2021年年底前紅172井區、紅831井區采出液均依托紅山嘴聯合站（老站）進行轉輸，最終輸入采油一廠稀油處理站處理；采出水依托紅山嘴聯合站橇裝污水處理裝置處理達標后回注油藏。2021年年底，新建紅山嘴油田原油處理站（在建）預計投產運行，屆時紅172井區、紅831井區采出液、采出水均依托新建紅山嘴油田原油處理站進行處理。紅山嘴聯合站（老站）紅山嘴聯合站原油輸送系統設計轉液能力為150×104m3/a，目前實際轉液量80×104m3/a。紅聯站橇裝污水處理裝置設計處理能力2500m3/d，目前實際采出水處理量在1733m3/d。2021年年底前本工程紅172井區采出液管線集輸至紅山嘴聯合站后進行轉輸、紅831井區采出液罐車拉運至紅山嘴聯合站后進行轉輸。采出水經紅山嘴聯合站橇裝污水處理裝置-43-南京處理。采油一廠稀油處理站采油一廠稀油處理站位于克拉瑪依市金龍鎮，原油處理能力75×104t/a。主要管轄一廠的二中區、二西l區、二西2區、二中西區、五l區、四1區、紅山嘴稀油、中拐及小拐地區的原油處理。目前實際處理量約42×104t/a，富余量為33×104t/a，可滿足本項目新建產能6.21×104t的處理需求。本工程紅172井區采出液管線集輸至紅山嘴聯合站后進行轉輸、紅831井區采出液罐車拉運至紅山嘴聯合站后進行轉輸。采出水經紅山嘴聯合站橇裝污水處理裝置處理。新建紅山嘴油田原油處理站（在新建紅山嘴油田原油處理站非常規采出液一段熱化學脫水處理規模200×104t/a（液量），二段電化學脫水處理規模100×104t/a（油量返排液處理采用“高級氧化+混凝沉降+過濾”工藝，設計處理規模3500m3/d。該站目前正在建設，預計2021年年底投產運行，設計采出液、采出水處理能力可滿足本項目需求。克拉瑪依博達生態環保科技有限責任公司運營期油泥砂委托克拉瑪依博達生態環保科技有限責任公司處置。該公司含油污泥處置廠主要從事油田污泥的回收處置，具備處置HW08廢物的資質（危廢經營許可證編號6502040047，有效期限2017年9月至2022年9月主要以處理含油污泥為主，設計處理規模為52×104t/a。項目總投資6881.5萬元，其中鉆井投資4404萬元，地面工程投資2477.53.2.2油氣資源概況表3.2-2紅172井區油藏地面原油性質表地面原油密度(g/cm3)50℃粘度含蠟(%)凝固點(℃)初餾點(℃)范圍平均范圍平均范圍平均范圍平均范圍平均0.805~0.8640.8352.63~25.199.354.09~17.368.517.0~30.0表3.2-3紅831井區石炭系油藏原油性質表密度(g/cm3)原油粘度(mPa·s)含蠟(%)凝固點(℃)初餾點(℃)30℃40℃50℃0.86265.045.327.66.9-44-南京3.2.2.2伴生氣物性表3.2-4紅172井區油藏天然氣性質表相對密度烴組分(%)二氧化碳(%)氮(%)丙烷異丁烷正丁烷異戊烷正戊烷0.70281.826.533.300.580.640.040.0704.402表3.2-5紅831井區石炭系油藏伴生氣物性相對密度烴組分(%)二氧化碳(%)氮(%)丙烷異丁烷正丁烷異戊烷正戊烷異己烷0.65187.205.392.360.770.790.250.400.020.052.813.2.2.3地層水性質紅172井區地層水物性詳見表3.2-6。表3.2-6紅172井區油藏地層水性質表密度(g/cm3）礦化度(mg/L)氯離子含量(mg/L)水型平均范圍平均范圍平均12281.96~21291.2417356.247125.70~13117.6110391.10CaCl2表3.2-7紅831井區石炭系油藏地層水物性密度(g/cm3）礦化度mg/L水型pH10701.6CaCl26-45-南京表3.2-8紅172開發部署表新鉆井號井位坐標單井產能建產能(104t)設計井深(m)JLHW131****3.7133855JLHW134****4253JLHW135****4287LHW140****77.52.5583950JLHW141****4118JLHW143****4292JLHW150****50.03768JLHW151****4008JLHW152****4168表3.2-9紅831井區開發部署表井號坐標井型井深（m）設計產能（t/d）新建產能（104t）HX83001****斜井3000200.6HX83002****斜井3000紅831-X****定向井30820.2263.2.3.2開發指標預測表3.2-10紅172井區開發預測指標一覽表年度采油井數(口)年產油量(104t)年產氣量(108m3)年產水量(104t)年產液量(104t)含水率(%)氣油比202190.023570.6024.58148.85202295.480.117836.65148.85202393.840.082485.08148.85202492.880.061864.03148.85202592.220.047633.3923.88148.85202690.037162.7425.62148.85202790.029350.972.3328.73148.85202890.023480.932.0231.85148.85202990.890.019020.9034.96148.85203090.720.015400.8838.08148.85203190.580.012480.8240.50148.85203290.470.010110.7843.27148.85203390.380.008190.8147.08148.85203490.310.006630.8851.23148.85203590.250.0053755.38148.85-46-南京表3.2-11紅831井區開發預測指標一覽表年度井數年產油(104t)年產液(104t)年產氣(104m3)綜合含水(%)累計產油(104t)累計產液(104t)130.180.2623.58300.180.26230.470.7861.387400.65330.310.5541.129430.96430.240.4831.258502.07530.200.4525.944562.52630.170.4422.831602.95730.160.4520.548653.40830.4618.493693.86930.130.5116.8297524.3730.5915.4823.9630.5214.244792.235.4830.100.5313.1042.33630.090.5812.0562.426.5830.080.5611.0912.5一開：采用444.5mm鉆頭鉆至井深500m，下入339.7mm表層套管，水泥），），-47-南京圖3.2-3井身結構示意圖表3.2-12主要設備一覽表序號名稱型號載荷功率(kW)1鉆機ZJ-70D45002井架JJ450/45-K45003提升系統絞車JC70天車TC-4504500游動滑車YC-4504500大鉤DG4504500水龍頭SL45045004頂部驅動裝置DQ70BS4500三開安裝5轉盤ZP375開口直徑952.5mm6循環系統配置鉆井泵F1600HL鉆井液罐13000×3000×2500總容量：400m3-48-南京攪拌器NJ-7.57鉆機動力系統柴油機1#CAT3512(B)4臺8發電機組發電機1#MAGNETEC689SR44004臺MCC房9鉆機控制系統自動壓風機2V-6.5/126.5m3/min電動壓風機2V-6.5/126.5m3/min氣源凈化裝置剎車系統輔助剎車系統振動篩1#2.22臺處理量210m3/h振動篩2#除砂器除泥器離心機LW450X945-N2臺，處理量40m3/hLW600X200-N井控系統雙閘板防噴器2FZ35-35節流管匯JG-35壓井管匯YG-35控制裝置FKQ3204三開或環形防噴器FH35-35單閘板防噴器FZ35-70雙閘板防噴器2FZ35-70節流管匯JG-70壓井管匯YG-70控制裝置FKQ5606司鉆控制臺節流控制箱液氣分離器YFQ-12001套（處理量≥240m3/h）除氣器ZCQ1/4儀器儀表鉆井參數儀八參數儀測斜儀自浮式測斜儀便攜式H2S檢測儀≥1套液壓大鉗Q10Y-M-49-南京圖3.2-4井場平面布置示意圖采油樹及出油管線露地部分采取保溫措施，設置管線（4）防砂工藝：正常生產壓差下油井不會出砂，前期不采取防砂措施在生產后期若發現出砂，采用管內防砂工藝結合定期沖3.2.4.3地面集輸工程表3.2-13部署井接入系統情況一覽表序號計量站剩余空頭數（個）接入井數接入井號備注1紅153井區3#橇64JLHW150、JLHW151、JLHW140JLHW1312紅172井區新建1#計量站5JLHW141、JLHW152、JLHW143JLHW134、JLHW135表3.2-14新建計量站設備一覽表序號名稱單位數量1一體化自動選井計量裝置（12井式）座126井式恒流配水裝置（16Mpa）座13干粉滅火器具44消防砂箱個1圖3.2-5新建計量站平面布置圖新建DN150PN3.5MPa集油支線1.2km，集油管線采用耐溫7料內襯玻璃鋼復合管，保溫層采用30mm厚聚氨酯泡沫做保溫層，防護層采用2mm厚高密度聚乙烯。埋至凍土深度以下，集油管圖3.2-6紅172集輸分布示意圖表3.2-14集中拉油點儲油罐數量統計表井號產液量儲油罐數量儲存時間HX83001、HX83002、831-X95m3/d4座57.6h圖3.2-7集中拉油點平面布置圖表3.2-15拉油點設備一覽表序號名稱單位數量1生產分離器座12拉油罐基礎座1360m3拉油罐座44防護坡座15放空火炬座16自動化選井計量裝置座1分離出的干氣通過壓縮機增壓至25MPa后，通過管線外輸，橇裝天然氣回收裝表3.2-16橇裝天然氣處理裝置主要設備表序號名稱設備參數數量備注1分離器Φ1600×56002臺/2壓縮機額定功率200kW電動壓縮機3分子篩脫水撬處理能力3×104m3/d2座/4乙烷制冷撬制冷壓縮機功率為100kW2座機組內設置制冷壓縮機、分離器、空冷器、蒸發器等5低溫分離器撬Φ900×34002座/6混烴儲罐撬50m3混烴儲罐4座/7污油罐撬罐容積5m32座/8火炬及放空系統/包括火炬、除液器、除液器凝液泵及放空總管圖3.2-8單套天然氣撬裝站平面布置圖排水：本項目生活污水排放系數均按0.8計，鉆井期生活污水排放量為483.8m3；井場設防滲污水收集池，鉆井結束后生活污水清運至克拉瑪依市第二表3.2-17供配電工程量表序號項目名稱單位工程量16kV架空線路km0.2210kV架空線路km3柱上真空斷路器套14故障在線監測裝置套25桿架式變電站（160kVA）座26桿架式變電站（80kVA）座67井口配電箱只8井口無功電容補償箱套9電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV4×35+1×16km3.3電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV5×10km0.2電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV5×6km0.7電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV3×4km0.7電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV5×16km0.1電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV3×35+1×16km0.1電力電纜ZA-YJV22-0.6/1kV3×6km0.1運營期：2021年年底前紅172井區和紅831井區采出液（其中2021年年底后新建紅山嘴油田原油處理站（目前在建）預計投產運行，屆時紅圖3.2-11（a）依托工程關系圖（依托老站）圖3.2-11（b）依托工程關系圖（依托新站）紅聯站轉液能力為1920m3/d，目前轉液量950m3/d，本次新增采出液量3.2.7.2采油一廠稀油處理站紅山嘴聯合站約29km。該站建于2001年，經過多次擴建，目前原油處理能力（2×500m3經輸油泵（2×80m3/h）轉入相變爐加熱后進入二段沉降罐，進行二次脫水，二段出口原油含水要求<2%，原油進入凈化油罐格（含水<0.5%）后外交。二段分離出的熱水去卸油臺回3.2.7.3新建紅山嘴油田原油處理站老區、金龍-中拐油田、車排子油田、紅山嘴新區）的原油、天然氣、采出水處套，采用聚結除油-壓力式反應沉降工藝，處理規模為1300m3/d；新建壓裂液采出水處理設施，采用高級氧化+混凝沉3.2.7.4運營期含油污泥處置克拉瑪依博達生態環保科技有限責任公司含油污泥處置廠主要從事油田污），本項目運營期排放危險廢物為油泥（砂危廢代碼為HW），底水平防滲面積約21.5×104m2，側壁防滲面積約6.0×104m2，總防滲面積約4m2。3.2.7.7運營期主要依托工程環保手續履行情況表3.2-18運營期依托工程環保手續履行情況序號依托工程項目名稱/建設單位環評手續情況驗收手續情況1紅山嘴聯合站（老站）金龍10井區2015年產能建設依托工程采油一廠稀油處理站、紅山嘴聯合站擴建工程原克拉瑪依市環境保護局審批，文號克環保函〔2016〕8號2017年11月23日通過自主驗收2采油一廠稀油處理站3依托計量站紅山嘴油田紅153井區二疊系夏子街組油藏開發建設工程過原新疆環境保護廳審批，文號新環函〔2016〕1015號日通過自主驗收4含油污泥處置克拉瑪依博達生態環保科技有限責任公司2007年4月原克拉瑪依市環境保護局通過審批，文號克環保函〔2007〕28號文2007年11月通過克拉瑪依市環保局組織的竣工環保驗收5紅山嘴油田原油處理站（新采油一廠紅山嘴油田原油處理站建設工程過克拉瑪依市生態環境局審批，文號克環函〔2020〕141號文在建3.3.1.1施工期工藝流程圖3.3-1鉆井施工作業流程及產污節點圖水泥就是在地面上將水泥漿通過套管柱注入到井眼與套管柱之間的環形空間中場，然后進行儲罐、泵撬等固定安裝。安裝完畢，3.3.1.2運營期工藝流程中產出的工藝過程。一般來說依靠油層自身壓力進行采油的方法稱為自噴采油紅172井區分離來氣進入新建的撬裝天然氣處理裝置兩相分離器進行初步縮機增壓至25MPa后，通過管線外輸，分離出的混烴暫存在混烴儲罐橇中，定圖3.3-2天然氣回收工藝流程圖3.3.2環境影響因素分析圖3.3-3油田開發過程污染物排放流程3.3.3工程污染源分析3.3.3.1施工期生態影響及污染源分析使用功能。永久占地主要為井場井口、計量站表3.3-1工程占地一覽表序號2其中（m2）用地類型備注永久1采油井場990001080088200鹽堿地單座井場永久占地面積為30m×40m；臨時占地100m×110m-30m×40m；3口評價井已計算占地，本次不重復計算2集輸管線39200039200長度4.9km，施工作業帶寬度8m3計量站200020000單座占地40m×50m4拉油點500050000占地50m×100m5天然氣撬裝站30002000施工期臨時性占地為場站邊界外擴10m，撬裝天然氣處理裝置永久占地40×50m6輸電線路83636800-7合計14903619836129200/QCnHm=5.55×m/235QCO=3.24×m/235QNOx=14.95×m/235表3.3-2鉆井施工期間柴油機煙氣污染物產生量污染物總排放量（t）NOx32.1SO20.01CO6.95烴類氣體水，根據設計資料一次用水大約80m3，因管道中含有泥沙、雜質等，故試壓廢