中国石油油田分公司克拉美丽气田开发调整建设工程环境影响报告书.doc

目录1建设项目概况11.1项目背景11.2建设地点11.3建设内容及规模11.4主要环境影响因素21.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析21.5.1产业政策符合性分析21.5.2规划符合性分析21.5.3选址合理性分析31.6工程投资32建设项目周围环境现状42.1自然环境概况42.1.1地理位置42.1.2地形地貌42.1.3气候气象42.1.4水文42.2社会经济环境概况52.3区域环境质量现状52.3.1大气环境52.3.2地表水环境62.3.3地下水环境62.3.4声环境62.3.5生态环境62.4环境影响评价等级、范围及环境保护目标62.4.1大气环境评价等级及范围62.4.2水环境评价等级及范围72.4.3生态环境评价等级及范围72.4.4声环境评价等级及范围72.4.5环境风险评价等级及范围72.4.6环境保护目标73环境影响预测及拟采取的主要措施93.1污染物排放情况93.1.1开发期污染源93.1.2运营期污染源103.2环境影响预测及评价123.3环境保护措施143.3.1生态环境保护措施143.3.2大气污染防治措施163.3.3水污染防治措施163.3.4噪声污染防治措施173.3.5固体废物污染防治措施173.4环境风险评价173.4.1重大危险源辨识173.4.2最大可信事故183.4.3环境风险影响分析183.4.4环境风险可接受水平分析203.4.5事故风险防范措施203.4.6环境风险应急预案233.4.7小结293.5环境经济损益分析303.6环境监测计划及环境管理制度303.6.1钻井作业的环境管理303.6.2地面工程建设的环境管理303.6.3营运期环境管理313.6.4监测计划324公众参与344.1公众参与目的和意义344.2调查方法和原则344.3公众调查354.3.1第一次公众调查354.3.2第二次公众调查364.4信息公开384.4.1第一次信息公开384.4.2第二次信息公开384.5公众参与调查的结果384.6公众参与调查结果的采纳及意见反馈414.7小结415环境影响评价结论436联系方式456.1建设单位的名称和联系方式456.2环境影响评价机构的名称和联系方式45- 46 -1建设项目概况1.1项目背景克拉美丽气田是新疆油田公司发现的第一个具有千亿方储量规模的大型气田，气田2008年底投入开发，2010年初编制完成了克拉美丽气田开发方案。气田在开发过程中表现出储量动用程度低，气井出水严重，产能递减快等问题，现有采输处理工艺不能满足气田生产需求。针对气田开发过程中出现的问题，为实现气田的科学、高效开发，2012年2013年新疆油田公司、勘探开发研究院、CPE新疆设计院在气田开发方案的基础上，立项开展克拉美丽气田开发调整方案研究，以实现克拉美丽气田9.0108m3产能稳产目标，2013年12月底完成了克拉美丽气田滴西14、滴西17、滴西18井区开发调整方案的研究工作，同时补充外围区块滚动开发部署方案，以提高气田稳产接替的能力。本工程属采掘类建设项目，本工程的建设将提高区域整体开发效益，带动地区经济的发展和人民生活水平的提高，具有明显的社会经济效益。1.2建设地点克拉美丽气田位于新疆维吾尔自治区阿勒泰地区福海县境内，古尔班通古特沙漠内，北距福海县城约200km，地理位置示意图见图1。1.3建设内容及规模根据克拉美丽气田开发调整方案，克拉美丽气田已开发气藏及外围滚动区块共设计井数108口（含7口排水采气井），其中新建采气井口48座（已开发气藏14座，外围滚动区块34座），改建采气井口13座（已开发气藏12座，外围滚动区块1座）。改扩建集气站3座（滴西14集气站、滴西17集气站、滴西18集气站）和天然气处理站2座（克拉美丽天然气处理站和滴西10集气处理站）。新建集气管线352.06km，其中集气干线35.5km，单井集气支线316.56km，集气干线分别为：滴西17集气站克拉美丽天然气处理厂D2737.1/L415集气管道6.65km、新建滴西18集气站克拉美丽天然气处理厂D2195.2/L415低压集气管道6.85km、新建滴西10集气处理站克拉美丽天然气处理厂D1688/20#集气管道22km。新建单井道路161.3km。对克拉美丽生活基地进行扩建，其中扩建公寓4157.3m2，职工文体活动室1010.50m2。1.4主要环境影响因素施工期环境影响因素主要体现在钻井、管线、站场施工活动中。废气主要来自大功率柴油机、发电机组燃烧产生的废气、管线施工产生的扬尘和施工车辆尾气等；废水主要为钻井废水和施工营地生活污水；噪声设备主要包括钻井井场内的发电机、柴油机等大型设备；固体废物主要有钻井岩屑、废弃钻井泥浆。此外，钻井队员和相关施工活动会对施工范围内的荒漠生态环境造成一定影响。生产运行期环境影响因素主要体现在采气、天然气集输和处理过程中。气田生产过程中油气集输、处理及外运过程中大气污染物主要是无组织泄漏烃类气体和导热炉、各井场加热炉等产生的燃烧烟气。主要废水污染源为采出水；固体废物主要为清管产生的固体废物，天然气处理站内储罐和污水处理装置产生一定量的油泥和污泥。1.5产业政策、厂址及总图布置合理性分析1.5.1产业政策符合性分析产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）中对石油、天然气行业鼓励类包括“常规石油、天然气勘探与开采；原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设”。本项目属产业结构调整指导目录（2011年本）（2013修正）鼓励类，符合国家产业政策。1.5.2规划符合性分析本项目符合能源发展“十二五”规划、新疆维吾尔自治区能源发展“十二五”规划、新疆维吾尔自治区国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要、新疆石油和化学工业发展第十二个五年规划、阿勒泰地区国民经济和社会发展“十二五”规划纲要等相关规划。1.5.3选址合理性分析本工程的选址、选线符合国家的相关法律法规，符合国家的产业政策和相关规划，项目建成后所在区域的环境功能不会发生改变，对环境的影响属可接受的范围，项目的选址、选线从环保角度认为可行。1.6工程投资本工程总投资为人民币324092万元，环保投资5835万元，约占总投资的1.8。2建设项目周围环境现状2.1自然环境概况2.1.1地理位置克拉美丽气田位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部的滴西凸起西端，石西和彩南油田之间，行政隶属新疆维吾尔自治区福海县管辖，南距彩南油田30km，东距五彩湾气田约50km，距彩-石输气管线直线距离约8km。2.1.2地形地貌克拉美丽气田属于古尔班通古特沙漠滴南凸起的西段，滴南凸起东抵克拉美丽山前，西连石西凸起，南临东道海子凹陷，北接滴水泉凹陷，区域构造位置十分有利。该区地表被第四系沙漠覆盖，在风力的作用下，形成了西北-东南走向、高10m50m不等的树枝状沙垄、蜂窝状沙丘及新月形沙丘等大沙垄带。地貌类型单一，地形起伏不平，平均海拔695m。在构造单元上属于准噶尔盆地中部，新构造运动特征以缓慢沉降为主。前第四系地层中中生界及新、老第三系均为陆相沉积，发育完整。第四系地层下部以洪积、湖相沉积为主，上部以风积成因为主。主要地层为中细砂，岩（土）层主要特征描述如下：中细砂，土黄色，干-稍湿，松散-中密状态，上部有植物根系，勘察期间揭露最大厚度7m（未揭穿）。勘察深度0.51.5m范围内中细砂相对松散，以下呈中密状。2.1.3气候气象克拉美丽气田位于准噶尔盆地东部的古尔班通古特沙漠腹地，属于大陆北温带干旱、半干旱性气候，具有典型的荒漠大陆性气候特征，即冬季寒冷，夏季炎热，干旱少雨，日照充足，春秋季气温变化快，日较差和年较差可达-3535，蒸发量大，风沙日多。2.1.4水文本工程开发区域地处古尔班通古特沙漠腹地，气田区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。滴西14井区以西约6km处有引额济乌水渠通过。本工程开发区域埋藏有两种类型的地下水，即第三系碎屑岩类孔隙-裂隙水和第四系松散岩类孔隙水。第三系碎屑岩类孔隙裂隙水广泛分布于准噶尔盆地广大地区，为主要的生产用水开采水源。其含水层岩性主要是砂岩和泥质砂岩，承压水顶板埋深在50100m以下，矿化度310g/L，水化学类型主要以Cl-Na型和Cl-SO4-Na型为主；富水性极不均匀，单井涌水量90500m3/d。第四系松散岩地层沉积厚度数十米至上百米不等，含水层为一套冲积-湖积的双层结构，上部为潜水，下部为承压水，含水层岩性以粗砂为主，承压含水顶板埋深多60m，潜水位埋深较大（1050m），矿化度10g/l，水化学类型主要以Cl-Na型和Cl-SO4-Na型为主。2.2社会经济环境概况2013年福海县全年实现县域生产总值（GDP）318080万元，同比增长11.4%。分产业看，第一产业增加值121100万元，增长19.7%；第二产业增加值103990万元，增长16.2%；第三产业增加值92990万元，增长8.4%。三次产业比例为38.1：32.7：29.2。按常住人口计算，人均生产总值40428元，增长12.1%。2.3区域环境质量现状2.3.1大气环境环境空气质量现状监测结果表明：NO2、SO2、TSP、PM10等监测因子均符合环境空气质量标准（GB30951996）二级标准和国家环保总局关于修改单的通知(环发20001号)；非甲烷总烃满足大气污染物综合排放标准详解中的一次浓度限值（2.0mg/m3）要求；项目区环境空气质量较好。2.3.2地表水环境本工程开发区域地处古尔班通古特沙漠腹地，气田区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。对引额济乌水渠水质监测结果表明，各监测指标均满足地表水环境质量标准（GB 3838-2002）类标准要求，总体水质较好。2.3.3地下水环境对克拉美丽气田生活基地水源井水质监测结果表明：总硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐超过地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准外，其余指标均满足地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准，总硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐超标倍数分别为0.07、1.78、0.35、1.98，硬度、氯化物、氟化物、硫酸盐超标与当地水文地质条件有关，其天然背景值较高。2.3.4声环境各噪声监测点位均满足声环境质量标准（GB3096-2008）3类区标准限值，说明项目所在区域背景声环境质量现状较好。2.3.5生态环境本工程位于古尔班通古特沙漠腹地，气候干旱，植被稀疏，地貌景观单一，根据新疆生态功能区划，项目区属于准噶尔盆地温性荒漠与绿洲农业生态区，准噶尔盆地中部固定、半固定沙漠生态亚区，古尔班通古特沙漠化敏感及植被保护生态功能区。本工程所在区域属北方植物界、新疆荒漠区、北疆荒漠亚区、准噶尔荒漠省、准噶尔荒漠亚省、古尔班通古特洲，由于单一的地貌类型及严酷的气候特征，该区域内植被类型少而单一，在沙垄上分布着白梭梭、苦艾蒿形成的荒漠，在窝状沙丘上多分布着沙拐枣-白梭梭荒漠。根据中国动物地理区划分级标准，本工程所在区属古北界、中亚亚界、蒙新区、西部荒漠亚区、准噶尔盆地小区，野生动物的栖息生境单一。2.4环境影响评价等级、范围及环境保护目标2.4.1大气环境评价等级及范围本工程大气环境影响评价等级为三级，评价范围为气田开采区，集气站、天然气处理厂为中心5km5km的矩形区域，管线两侧200m范围。2.4.2水环境评价等级及范围本工程地下水环境影响评价等级为三级，评价范围主要为气田开发范围。2.4.3生态环境评价等级及范围生态影响评价等级为二级，生态环境影响评价爱范围为气田开发范围区及边界外扩2km范围内，重点关注各井场、站场周围500m区域和管道、道路两侧各500m区域。2.4.4声环境评价等级及范围声环境评价等级为三级，评价范围为井场、集气站、天然气处理站、生活基地厂界外200m。2.4.5环境风险评价等级及范围本工程主要功能单元包括井场、集气站、天然气处理站、集输管线等，其中项目所涉及的主要危险性物质主要是天然气、凝析油（轻油），结合本工程气田开发的特点，本工程单井站、集气站、天然气处理厂均未未构成重大危险源，气田集输管道、外输管道均构成重大危险源。根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）确定本工程的环境风险评价工作等级为二级。天然气处理厂、气田内单井站、集气站等站场的环境风险评价范围设定为场界外半径3km范围；天然气集输管道评价范围设定为管道沿线200m的带状区域。2.4.6环境保护目标主要的环境保护目标见表1。表1 环境保护目标序号保护目标名称环境功能区划保护要求1环境空气、生活基地二类防止对大气环境造成污染2地表水引额济乌工程水渠防止对其水质产生影响3地下水类不对地下水水质产生影响4生态环境古尔班通古特沙漠化敏感及植物保护生态功能区防治生态破坏和土壤污染，保护野生植物3环境影响预测及拟采取的主要措施3.1污染物排放情况3.1.1开发期污染源（1）废气施工期废气主要包括钻井施工活动中大功率柴油机和发电机燃烧产生的废气、管线施工产生的扬尘，以及施工车辆尾气等。本工程新钻48口井，钻井期间共向大气中排放烃类255.1t，NO2 687.2t，CO 150.1t，SO2 43.7t，钻井期间排放的大气污染物将随钻井工程的结束而消失。管线施工过程中将产生少量扬尘，主要来自于土方的开挖、堆放、回填，施工建筑材料的装卸、运输、堆放和混凝土拌合等以及施工车辆运输产生的扬尘。（2）废水施工期废水主要包括钻井废水、施工人员生活污水、管道试压废水。根据克拉美丽气田现有钻井情况，平均单井钻井废水产生量约为500m3。拟建项目共计新钻气井48口，钻井废水产生量共计约为24000m3。上述钻井废水随钻井泥浆全部排入防渗泥浆池自然蒸发，不外排。钻井人数一般约为55人，按每人每天用水量50L计算，则生活用水最大量为2.75m3/d，按污水产生量为用水量的80%计，单井生活污水产生量为251m3，则总产生量为11546m3，其中主要的污染物为COD、BOD5、SS、氨氮等。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。据现场调查，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。管道试压介质为洁净水。试压最大用水量约为3000m3。水中的主要污染物为悬浮物。试压废水应尽可能重复利用，试压结束后，可作为绿化用水。（3）固体废物施工期主要固体废物包括废弃泥浆、钻屑和施工废料。钻井废弃泥浆是钻井过程中无法利用或钻井完工后弃置泥浆池内的泥浆，钻井废弃泥浆的性质由使用的钻井泥浆决定，其产生量随钻井的深度而增加，单井排放的废弃泥浆量约为475m3，本工程新钻井48口，因此钻井期间共产生废泥浆量为22800m3。钻井废弃泥浆经导流槽排入井场内废泥浆池内。本工程钻井48口，每口井钻井期内产生的岩屑量为502m3，本工程48口钻井共计产生岩屑24096m3，钻井岩屑首先堆存在井场内岩屑小平台，待钻井结束后就地填埋。施工废料主要包括管线焊接作业中产生的废焊条、防腐作业中产生的废防腐材料等，产生量约为5t-10t，由施工队伍收集后送环保部门指定的垃圾场处置。钻井期间，常住井场人员按55人计算，平均钻井周期为114天，平均每人每天产生生活垃圾0.5kg，单井开发建设期产生生活垃圾为3.135t，整个钻井过程生活垃圾共计150.48t，生活垃圾堆放在指定地点，定期清运至石西油田固废处理场填埋，不会对周围环境产生影响。（4）噪声钻井过程中的噪声源主要是发电机、钻机和各类泵的噪声。（5）工程新增临时占地和永久占地本工程集气站、天然气处理站扩建占地和生活基地扩建在原规划占地范围内，不新增占地，拟建项目占地包括临时占地和永久占地，将暂时或永久破坏土地原有使用功能。其中：1）临时占地约为327.464ha，包括内部集输管网和输气干线、集气区道路、井场施工场所等临时占地。施工结束后，临时占地可恢复原有使用功能。2）永久占地约为75.585ha，包括新建采气井场、集气区道路。3.1.2运营期污染源3.1.2.1废气污染物（1）燃烧烟气主要为克拉美丽天然气处理站导热炉、生活基地燃气锅炉、滴西14及18集气站加热炉、井口加热炉等使用天然气作燃料燃烧产生的废气，总用气量约为1583.2104m3/a，（2）烃类挥发1）凝析油罐克拉美丽天然气处理站内设置2座1000m3内浮顶式凝析油储罐，滴西10集气处理站设100m3内浮顶罐2座。储罐非甲烷总烃无组织排放量约为12.8t/a。2）集输过程中烃类挥发油气集输及处理采用全密闭流程，井口密封并设紧急截断阀，可有效减少烃类气体的挥发量，非甲烷烃挥发量最大为14.6t/a。本工程实施后克拉美丽气田非甲烷烃挥发量为27.4t/a。3.1.2.2废水排放情况本工程运营期废水主要包括采出水、井下作业废水和生活污水。（1）采出水根据气田开发调整方案整体开发指标预测，克拉美丽气田采出水最大产生量为3.5万m3/a，采出水经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。（2）作业废水（废液）井下作业废水的产生是临时性的，主要是通过酸化、压裂等工序，产生大量的酸化、压裂作业废水。每年的井下作业废水量约为3000m/a。本工程井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。（3）生活污水克拉美丽作业区现有员工145名，本次调整工程需新增定员162名，共计定员307人，生活污水产生量约24.6m3/d，生活污水经地埋式一体化污水处理装置处理后排入新建5000m3蒸发场，夏季用于绿化，冬季储存。3.1.2.3固体废弃物排放情况（1）清管产生的固体废物，根据管网的实际情况约每年清管2-4次，每次产生清管废渣约30-50kg，清管固体废物由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。（2）天然气处理站内储罐和污水处理装置产生一定量的油泥和污泥，产生量为4t/a，由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。（3）本工程实施后，克拉美丽气田定员307人，生活垃圾产生量为112t/a，生活垃圾定期清运至石西油田固废处理场填埋。3.1.2.4运营期噪声排放情况运行期间的噪声源主要来自各站场。各站场产生噪声的设备主要有分离器、汇管、调压阀、节流装置、压缩机、火炬放空系统等。3.1.2.5运营期污染物排放情况汇总综上所述，本工程各种运营期污染物汇总见表2。表2 运营期污染物排放情况汇总污染因素污染物现有工程本工程“以新代老”削减量调整后总量排放增减量备注废气烟气量（104 m3/a）252753098.758583.7519790-5485NOx（t/a）37.934.6512.8829.7-8.23烟尘（t/a）7.590.932.585.94-1.65生产废水采出水（m3/a）1300022000035000+22000一体化橇装微生物处理装置处理后送蒸发池蒸发作业废水（废液）m/a3999.9320007199.9+3200生活污水生活污水（m3/a）4234474508979+4745生活污水蒸发场，冬储夏灌固废含油污泥（t/a）2.81.204+1.2克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理生活垃圾（t/a）52.959.10112+59.1统一运至石西油田固废处理场填埋3.2环境影响预测及评价（1）生态环境影响分析本工程新增永久占地面积75.585hm2，临时占地面积327.464hm2。本工程实施后克拉美丽气田地面设施永久占地132.495 hm2，占地不会对区域土地利用格局产生大的影响。施工活动和工程占地在井区油气集输范围内呈点、线状分布，对土壤、植物、野生动物等各生态要素产生不同程度的影响，同时也对原有景观结构和生态系统产生一定程度影响。（2）大气环境影响分析项目在开发期和运行期对大气环境的影响在影响时间和影响范围上各不相同，开发期是暂时性小范围影响，随施工的结束而消失，运行时期为持续的长期影响，但各废气污染物均可以得到较好扩散，对大气污染物浓度贡献值小，并不会使区域环境空气质量发生显著改变，且项目区地域空旷，无居民区，地面各类站场150m卫生防护距离可以保障，项目的建设对区域大气环境的影响可以保持在环境可接受的范围之内。（3）噪声环境影响分析施工期的噪声源均是暂时的，只在短时期对局部环境造成影响，待施工结束后这种影响也随之消失，施工期噪声对周围环境造成的影响属可接受范围。本工程集气站和天然气处理厂昼夜厂界噪声均能满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB 12348-2008）中的3类区标准（昼间65dB(A)，夜间55dB(A)）。非正常工况下的偶发放空噪声对周围声环境会造成短暂的不利影响，但由于项目区无居民居住，故不会造成扰民。（4）水环境影响分析本工程地处沙漠腹地，气田开发区域内地表水资源匮乏，无天然地表水体。仅在滴西14井区西侧有引额济乌水渠经过。本工程开发建设及运营期废水均能得到妥善处置，只要废水不排入引额供水工程输水渠，不会对地表水环境造成影响。本工程运营期废水主要包括采出水、生活基地生活污水和采出水。采出水、作业废水（废液）经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。生活污水经地埋式一体化污水处理装置处理后排入新建5000m3蒸发场，夏季用于绿化，冬季储存。本工程在开发期和运营期，只要建设方严格按照拟定的环保措施进行，不会对地下水产生影响。（5）固体废物影响分析固体废物在处置和运行管理中严格落实危险废物贮存污染控制标准（GB 18597-2001）和一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599-2001）中的相关要求，则本工程在开发建设过程中所产生的各种固体废物均可以得到有效的处理，对环境所造成的影响可以接受。3.3环境保护措施3.3.1生态环境保护措施（1）野生植物保护措施：设计选线过程中，尽量避开植被较丰富的区域，最大限度避免破坏野生植物；施工过程中严格规定各类工作人员的活动范围，使之限于在各工区和生活区范围内活动，最大限度减少对野生植物生存环境的破坏；加强管理，确保各环保设施正常运行，确保名项环保措施落实到位，避免各种污染物对土壤环境的影响，以避免影响到其上部生长的野生植被；加强对施工人员和职工的教育，强化保护野生植物的观念，不得随意砍伐野生植物，不得将野生植物作为薪柴使用；强化风险意识，制订切实可行的风险防范与应急预案，最大限度降低风险概率，避免事故泄漏和火灾爆炸事故可能对野生植物的生命及生存环境产生威胁。（2）野生动物保护措施：设计选线过程中，尽量避开植被较丰富的区域，最大限度避免破坏野生动物的活动场所和生存环境；施工过程中严格规定各类工作人员的活动范围，使之限于在各工区和生活区范围内活动，尽量不侵扰野生动物的栖息地。加强管理，确保各生产设施的正常运行，避免强噪声环境的出现，避免对野和动物的惊扰。强对施工人员和职工的教育，强化保护野生动物的观念，不随意捕猎。强化日常管理，确保各种废弃物得以妥善的处理，对于蒸发池和废物处理场采用铁丝围栏加以防护，避免野生动物陷入而危及生命。强化风险意识，制订切实可行的风险防范与应急预案，最大限度降低风险概率，避免事故泄漏和火灾爆炸事故可能对野生动物的生命及生存环境的威胁。生活污水蒸发池、生产废水蒸发池周围设防护围栏，防止野生动物进入。下表列出了本工程的生态恢复和补偿实施计划。该计划贯穿工程的全过程，包括工程前期设计阶段、施工建设期、运行期和气田服役后期，涉及生态环境保护、生态恢复和补偿以及水土流失防治措施等方面内容。表3 本工程生态保护措施和恢复计划序号阶段影响因素生态恢复与补偿措施1设计期站场选址与管道选线站场选址及油气集输管线的选线在满足气田气井布置及正常生产的情况下，尽量避开植被密集区。尽可能远离各环境保护目标，尽可能利用现有道路，减少对地表及植被的破坏。2生态环境保护预防生态破坏，站场、管线均应尽量布置在植被稀少的荒漠区。对气田区内的永久性占地合理规划，严格控制占地面积。单井式钻井平台面积不超过100120m，管线作业带宽度不超过4m，道路扰动宽度不超过道路两侧各4m。按设计标准规定，严格控制施工作业带面积，气田区内集输管线尽可能与道路纵向平行布设，以避免施工中大量扰动地表，减少地表植被破坏，减少裸地和土方的暴露面积，同时便于运行期的日常管理。在设计阶段，对生态环境保护措施进一步明确和细化。3开发期生态环境保护现场施工作业机具在施工中严格管理，划定活动范围，不得在道路、井场意外的地方行驶和作业，保持路外植被不被破坏。站场施工建设前，严格规定临时占地的范围。施工作业结束后，施工单位应负责及时清理现场，使之尽快恢复原状，将使工期对生态环境的影响降低到最低程度。施工产生的弃土，应合理规划，合理利用。对于开挖管道产生的弃土，平填在管垄处，弃土不集中产生。严禁施工人员猎捕野生动物4生态恢复与补偿措施对于占用土地按照相关规定，给予适当的费用补偿。对于拟永久使用的伴行道路以及各站场等，建设完成后，应因地制宜的进行植被恢复。植被恢复主要靠自然恢复的方式进行，在站场周边和厂区内尽可能的进行绿化。5水土保持措施合理安排施工时间：挖填方施工施工尽量避开大风季节；并将土方单侧堆放成梯形，尽量减小土方坡度，以减少风蚀引起的水土流失。易产生风蚀和沙地活化的区域实施草方格固沙。严格按规划的施工范围进行作业，不得随意开辟施工便道和扩大取土范围，在地形平坦处，施工车辆不得随意驶离车道。完钻或管道施工结束后，立即对施工现场进行回填平整，形成新的合适坡度，并覆土压实，工程回填物首先考虑弃土、弃石和弃渣，并力求做到挖填平衡。施工后期，及时做好施工场地清理工作，包括土地平整，创造局部小环境以利于植被的恢复等。为了保证生态恢复工程的成功，因地制宜的选择恢复植被种类。6运营期生态环境保护在道路边、气田区设置保护环境的宣传警示牌，从管理上对作业人员加强宣传教育，切实提高保护气田区生态环境的意识。施工结束后，完成永久性标志、安全标志设置。利用有限的水资源，对站场周边进行绿化。7水土保持做好气田的水土保持工作，对公路沿线路基及管线两侧区域内禁止放牧，必要的施工动土需请求相关部门的批准。8服役后期生态环境保护措施服役后期，完成采气的废弃井，应封堵内外井眼，拆除井口装置，截去地下1m管头，清理场地，清除、填埋各种固体废物，恢复地貌。保留各类绿化、防洪工程、生态保护设施，使气田开发区域生态环境功能不变。废水蒸发池、固体废物填埋场等及时清理，覆土填埋、压实，并设立警示标志。保证对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止发生油水串层，成为污染地下水的通道。3.3.2大气污染防治措施（1）所有的加热炉用气均用天然气作为燃料，从而减少有害物质的排放。（2）项目采用密闭集输工艺，容易泄漏的关键危险部位采用先进设备和材料，站场和阀室以及沿线设可燃气体浓度检测系统、设ESD系统，严格控制天然气泄漏对大气环境影响；（3）清管作业和分离器检修废气：采用加强管理措施，减少天然气的泄漏量，对于清管作业及站场异常排放的天然气，使用火炬燃烧后排放。（4）超压火炬燃烧废气：天然气若发生超压放空时，为防止事故和减少非甲烷总烃的排放量，对放空的天然气采用点火燃烧（有自动点火系统）。3.3.3水污染防治措施（1）钻井废水随钻井泥浆全部排入防渗泥浆池自然蒸发，不外排。（2）施工期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。（3）气田采出水经一体化橇装微生物处理装置处理，处理后的净化水外排至排放池自然蒸发。（4）本工程井下作业废水严禁直接外排，采用专用废液收集罐收集后经一体化橇装微生物处理装置处理后蒸发处理。（5）生活污水经一体化地埋式生活污水处理装置处理后夏季用于绿化，冬季储存。3.3.4噪声污染防治措施（1）对噪声强度较大的设备进行减噪处理。 （2）将机泵等布置在房间内，进行隔声、减振。 （3）本工程各站场均采用自动化控制，实现站场的无人值守，定期巡检。3.3.5固体废物污染防治措施（1）提高泥浆的循环利用率，减少废弃钻井泥浆的产生量。采用泥浆循环系统，配备固控设备（振动筛、除砂器），并要求其开动率为100%。通过固液分离、除砂、沉降、加药处理，在满足泥浆性能的前提下，最大限度地提高泥浆循环使用率。（2）在限定的井场范围内修筑废液池，岩屑和废弃泥浆排入井场内经防渗处理后的泥浆池中，完井后，废弃泥浆和岩屑干化填埋。（3）生活垃圾堆放在指定地点，定期清运至石西油田固废处理场填埋。（4）施工废料由施工队伍收集后送环保部门指定的垃圾场处置。（5）清管固体废物即时由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。（6）油泥定期由汽车拉运至克拉玛依博达生态环保科技有限责任公司进行无害化处理。3.4环境风险评价3.4.1重大危险源辨识本工程主要功能单元包括单井站、集气站、天然气处理厂、集输管线等，其中项目所涉及的主要危险性物质包括有天然气、凝析油（轻油）等。本工程单井站、集气站、天然气处理厂均未未构成重大危险源，气田集输管道、外输管道均构成重大危险源。3.4.2最大可信事故项目可能发生的风险事故类型主要包括井场事故风险、集气站事故风险、天然气处理站事故风险、输气管道事故风险。本工程的最大可信事故为管线泄露。3.4.3环境风险影响分析3.4.3.1输气管道火灾爆炸后果分析天然气外输管道如发生外力作用导致管道断裂，喷射火入射热辐射通量造成损失的影响范围达120m；蒸汽云爆炸死亡半径22.53m。本工程所在区域除作业区职工外，无居住人口分布，人口分布稀少，在极端情况下发生管道泄漏爆炸事故，可能会致人死亡及财产损失。3.4.3.2风险事故对大气环境影响分析（1）油气外输管道断裂后果分析若油气外输管道发生极端的100%破裂，管道内天然气瞬时泄漏速率最大可达13068kg/s，其中甲烷泄漏量约12596kg/s，假设泄漏事件持续100秒。由于甲烷对人基本无毒，且甲烷密度比空气轻，泄漏后会快速扩散，因此在管道断裂发生大量泄漏时，主要的产生的安全隐患是在空气中短时间内大量聚集，当达到爆炸极限时遇明火会发生爆炸的危险。1）在静风条件下、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向0400米范围内会造成爆炸危险区域，最长持续时间达到12分钟。2）在风速1.5m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向704000米范围内会造成爆炸危险区域，最长持续时间达到12分钟。3）在风速2.9m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向804000米范围内会造成爆炸危险区域，最长持续时间达到9分钟。（2）凝析油储罐燃烧烟气次生CO后果分析本工程天然气处理厂单座1000m3凝析油储罐发生火灾事故后，凝析油燃烧污染物CO释放速率为0.364kg/s，假设一次火灾持续时间1小时，其预测结果如下：1）在各种气象条件下，事故点下风向均不会出现CO半致死浓度或伤害浓度，因此凝析油储罐发生火灾是排放的CO污染物不会对区域人员造成生命和健康危害，仅会造成短期内环境空气质量超标。2）在静风条件下、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向300米范围内会造成CO超标区域，火灾结束后浓度超标最长持续时间为5分钟。3）在风速1.5m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向1800米范围内会造成CO超标区域，火灾结束后浓度超标最长持续时间为5分钟。4）在风速2.9m/s、各类稳定度条件下，距泄漏点下风向1400米范围内会造成CO超标区域，火灾结束后CO浓度随即降低至标准以下。（3）井喷事故后果分析假设气田产量最大的单井发生井喷事故，天然气释放速率约为5.79m3/s（3.3kg/s，气藏天然气平均密度0.57kg/m3），甲烷含量按91.8%计算，井喷泄漏速率为3.03kg/s。假设井喷事故后4个小时得到有效处理，根据预测结果在各种气象条件下，井喷事故时，井口下风向影响范围内均不会造成甲烷的危险爆炸区域。3.4.3.3风险事故对水环境影响分析克拉美丽气田位于古尔班通古特沙漠腹地，项目所涉区域无天然地表水系，距离最近的地表水系为项目区6.0km以外的“引额济克”干渠，本工程地面站场工程、输气管线工程及井场均与地表水无直接水力联系，因此，本工程发生风险事故时，对水环境的主要影响为对地下水环境的影响。井喷和管线泄露发生后，产生的油气进入土壤环境中，开始下渗，将有可能进一步导致对地下水环境的污染。一般情况下凝析油的泄漏不会直接影响到深层地下水，而是通过土壤渗透影响浅层地下水。井喷事故后，石油类污染物主要聚积在土壤表层1m以内，很难渗入到2m以下，对地下水体直接影响不大。输油管道破裂后，污染物以点源形式渗漏污染地下水，污染迁移途径为地表以下的包气带和含水层，然后随地下水流动而污染地下水，但由于发生凝析油管线泄漏时管线的压力变化明显比较容易发现，可及时采取必要的处理措施，使造成的污染控制在局部环境而不会造成大面积的区域性污染。3.4.3.4风险事故对生态环境影响分析油品泄漏对土壤环境的影响是比较显著的。泄漏的油品可直接进入土壤，渗入土壤孔隙，使土壤透气性和呼吸作用减弱，从而使土壤质地、结构发生改变，影响到土地功能，进而影响荒漠植被的生长，并可影响局部的生态环境。本工程生产凝析油对土壤的污染仅限于洒落的地区，而且主要对表层0cm20cm土层构成污染。油品泄漏对植物的影响也较显著。泄漏油品粘附于植物体将阻断植物的光合作用，使植物枯萎、死亡，土壤污染造成的土壤理化性状变化往往也会影响植物生长，严重时可导致植物死亡。含油污水中油浓度不高时（几十毫克/升）时，对植物的影响不显著，但浓度较高时（几百毫克/升以上）可影响植物生长。因此，油品泄漏事故对植物造成的影响一般比较显著，但仅限于直接有泄漏油覆盖地区。本工程建设区域的