建设项目环境影响报告表

(公示本)项目名称:泸205井测试放空气回收利用工程建设单位(盖章):四川页岩气勘探开发有限责任公司编制日期:2020年3月国家环境保护部制《建设项目环境影响报告表》编制说明《建设项目环境影响报告表》由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制.
1.
项目名称——指项目立项批复时的名称,应不超过30个字(两个英文字段作一个汉字).
2.
建设地点——指项目所在地详细地址,公路、铁路应填写起止地点.
3.
行业类别——按国标填写.
4.
总投资——指项目投资总额.
5.
主要环境保护目标——指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等,应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等.
6.
结论与建议——给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论,确定污染防治措施的有效性,说明本项目对环境造成的影响,给出建设项目环境可行性的明确结论.
同时提出减少环境影响的其他建议.
7.
预审意见——由行业主管部门填写答复意见,无主管部门项目,可不填.
8.
审批意见——由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复.
1建设项目基本情况表1项目名称泸205井测试放空气回收利用工程建设单位四川页岩气勘探开发有限责任公司法人代表李跃纲联系人穆军联系电话028-86018940邮政编码610051通讯地址成都市成华区府青路一段5号建设地点四川省内江隆昌市胡家镇**立项审批部门四川页岩气勘探开发有限责任公司批准文号川页计经[2020]1号建设性质新建改扩建技改行业类别及代码B1120石油和天然气开采专业及辅助性活动占地面积(m2)5500(临时占地)绿化面积(m2)/总投资(万元)2195.
36其中:环保投资(万元)79.
9环保投资占总投资比例(%)3.
64评价经费(万元)/预期投产日期/工程内容及规模:1.
1项目由来及建设必要性页岩气属清洁、低碳、高效的非常规天然气资源,加快页岩气开发对保障我国能源供应、缓解天然气供应压力、调整能源结构、推进减排,以及促进经济增长具有重要的战略意义.
为了评价川中地区龙马溪组页岩储层品质、含气性、水平井产能及工程适应性,进一步落实深层页岩气资源潜力,奠定四川页岩气公司持续上产、稳产资源基础,2018年11月,四川页岩气勘探开发有限责任公司在泸州区块万凹东向斜部署了一口勘探评价井泸205井,目前钻井工程已结束,正在实施储层改造压裂测试,展示出良好的勘探开发潜力,通过试采测试可以尽早认识泸州区块深层页岩气藏开发特征,摸清区块页岩气资源情况.
为了满足泸205井试采测试需要,同时为了更有效的利用清洁能源页岩气,四川页岩气勘探开发有限责任公司计划在泸205井进行试采测试后,对试2采气进行回收利用,就近输送进入集输管网供应下游天然气市场,亦对年度产量任务的完成具有积极意义.
2020年1月,四川页岩气勘探开发有限责任公司以川页计经[2020]1号文件,批复泸205井测试放空气回收利用工程初步设计.
本次测试放空气回收利用工程的主要工程内容为泸205井试采期(试采期预计为5年,实际时间可能根据试采测试情况有所调整)地面服务工程即新建泸205井站场1座,建设内容包括规模为20*104m3/d的地面集输工艺设备,并配套建设防腐、自控、给排水消防、供配电等配套工程.
本项目仅为泸205井站及站内集输关系及相关配套工程建设,不涉及站外集输管线建设.
由于地质地层勘探的复杂性和不确定性,建设单位将根据试采测试结果决定下步实施计划.
若泸205井测试求产结果良好,建设单位将根据整体开发规划进行后续丛式井组或其他形式的开采开发规划,届时后续开采开发项目将另行立项和开展环评;若测试求产未达到工业开采条件,则建设单位可能会在试采测试后封井,项目结束.
根据《中华人民共和国环境影响评价法》、《中华人民共和国环境保护法》、《建设项目环境保护管理条例》和《建设项目环境影响评价分类管理名录》的有关规定,该项目应编制环境影响报告表.
受四川页岩气勘探开发有限责任公司委托,我公司承担了该项目的环境影响评价工作.
接受委托后,我公司立即组织评价人员进行现场踏勘,收集有关基础资料,并根据国家有关法律法规文件和环境影响评价技术导则,编制完成了《泸205井测试放空气回收利用工程环境影响报告表》,特此呈报,敬请审查!
1.
2评价等级本项目位于声环境功能区划为2类区,建设前后评价范围内敏感目标噪声级增高不超过3dB(A),受噪声影响人口数量变化不大,根据《环境影响评价技术导声环境》(HJ2.
4-2009)要求,声环境评价等级为二级.
根据分析,试采期本项目正常工况下无废气排放,仅施工期产生少量施工扬尘、机械尾气等,按《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ2.
2-2018)要求,大气环境评价等级为三级.
本项目生产过程中无污废水直接外排,根据《环境影响评价技3术导则地表水环境》(HJ2.
3-2018)要求,地表水评价等级为三级B.
本项目属于页岩气地面集输工程,根据《环境影响评价技术导则土壤环境(试行)》(HJ964-2018),本项目为IV类项目,不开展土壤环境评价.
本项目属于页岩气地面集输工程,并编制环境影响报告表,根据《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016),本项目为IV类项目,不开展地下水环境评价.
经计算,本项目环境风险潜势划分为I,根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018),对项目环境风险进行简单分析.
本项目临时占地面积为5500m2,项目所在区域属于一般区域,根据《环境影响评价技术导则生态影响》(HJ19-2011),生态环境评价等级为三级.
1.
3项目基本情况项目名称:泸205井测试放空气回收利用工程;建设单位:四川页岩气勘探开发有限责任公司;项目投资:2195.
36万元;建设性质:新建;建设地点:四川省内江隆昌市胡家镇**建设内容:新建泸205井无人值守(前期临时有人值守、后期无人值守)单井站站场1座,设计输量20*104m3/d.
配套建设防腐、自控、给排水消防、供配电等配套工程.
泸205井来气经节流、降压、除砂、分离后经分子筛冷脱水撬脱水后,再经调压计量后经出站阀输送至集气管线.
本项目地理位置详见附图1.
3-1.
1.
4气质组分泸205井目前尚未完钻,气质报告参考同井区泸203井,根据泸203井区采出页岩气气质资料显示,页岩气烃类组成以甲烷为主,未检测出丁烷及更重烃类组分.
以下为泸203井区评价井气质分析报告:4表1.
4-1泸203井区评价井气质分析报告****1.
5项目组成及建设规模1.
5.
1项目组成本工程项目组成见表1.
5-1.
表1.
5-1项目组成一览表分类工程内容及建设规模可能产生的主要环境影响施工期试采期主体工程站场工程新建泸205井站集输设施,井站设计配产规模为20*104m3/d,建设内容包括井口区、工艺装置区(含高压除砂橇、单井分离橇、分子筛浅冷脱水橇(2套)、调压计量撬和出站阀组撬)、仪表风撬、仪控棚、站外放空区、污水池(利用钻井工程已建集液池)及临时值守区(设值班室、高架水箱和2m3化粪池,前6个月有人值守、之后无人值守),站外设置1根DN100H=10m的放空立管试压废水、施工噪声、废包装材料等固废、施工人员生活污水及生活垃圾临时值守期生活污水、生活垃圾、分离废水、放空废气、噪声站场内管线共计298m,工艺区管线露空安装,井口至工艺区、工艺区至放空区管道考虑地上敷设环境风险附属工程给排水泸205井站前期有人值守,设置临时生活区,生产生活用水采用罐车拉运送水;生活污水经站内化粪池处理后用于站内绿化或周边农田农肥使用,不外排/供配电从井站附近的地方供电所辖属10kV架空线路引入,站外设杆式变电站1座/自动控制新建1套PLC系统/通信新建SADA数据传输系统、工业电视监控系统、语音对讲等/消防泸205井站按五级场站要求配置一定数量的灭火器具/临时工程临时值守区井站外部道路一侧,值班房1座、高架水箱1座、2m3化粪池1座临时值守人员生活污水、生活垃圾环保工程污水池依托本项目钻井工程已建集液池/废水危废暂存点依托本项目钻井工程已建危废暂存点危险废物51.
5.
2建设规模本工程即在泸205井井场内新建泸205井站地面工程,站场占地为临时占地,占地面积约5500m2.
(1)建设规模根据泸205井试采方案,泸205井平均配产规模为14*104m3/d,考虑初期规模较高,逐月递减,定产规模设计为20*104m3/d.
因此泸205井站建设规模确定为20*104m3/d.
(2)设计压力泸205井站井口一级节流前70MPa,除砂器二级节流前26MPa;二级节流后至调压计量撬调压器前为8.
5MPa;调压计量撬调压器后至出站阀组为4.
0MPa;放空阀及排污阀后4.
0MPa.
(3)设计温度-20~70℃.
(4)设计功能①井口超压、失压报警及安全截断;②节流降压、除砂、单井连续分离、脱水、调压计量;③站内超压安全放散;④事故情况下出站紧急截断;⑤站内水合物抑制剂临时加注;⑥站内设备及管道检修时天然气的放散;⑦预留增压口;⑧仪表供风.
(5)站场功能区划分站场为标准化橇装设置,设置有井口模块、高压除砂橇、单井分离橇、分子筛浅冷脱水橇(2套)、调压计量撬、放空模块、监控阀室.
(6)站场工艺天然气经井口针阀一级节流降压至20MPa以下,进入高压除砂橇,除砂并节流降压至8.
0MPa以下,通过气液两相流量计撬后进入单井分离橇(单井6分离橇上预留增压口为后期增压提供条件),出单井分离橇后进入分子筛冷脱水撬,脱水处理后进入调压计量撬,采用孔板流量计精确计量后进入调压计量撬经一级调压,调至4.
0MPa,再经二级调压,调至1.
1MPa(根据集气管线可接入最大压力确定)以下,经出站阀输送至集气管线.
单井分离橇上预留增压口,为后期降压减产需增压提供条件.
站场出站设置出站阀组橇,阀门选用全通径气动球阀,不设清管装置.
为防止启停工况节流时形成水合物,在一级节流和二级节流前增加水合物抑制剂加注口.
井口设置高、低压安全截断阀,井下安全纳入地面控制系统,出站管线上设有紧急截断阀,可在紧急事故工况下截断.
(7)外输管网情况泸205井位于隆昌市胡家镇,周边可依托的天然气管网为蜀南气矿泸州作业区集输管网.
根据泸205井周边管网及市场现状分析,泸205井周边气田产量较低,自产气不能满足周边市场需求,用气缺口需由输气处大管网下载补充,基于泸205井的定位和充分利用已建集输管网设施集输产气原则,泸205井外输天然气可就近集输至周边管网就地销售.
根据周边管网、井站及市场情况,从地理位置分布来看,距离泸205井较近且可以满足外输条件的为已建的张邓线.
接入张邓线后可以往张配站方向输送,供隆昌、内江方向用户;也可以通过张集站往张安线供荣昌、重庆方向的用户;也可以往张牛线,供自贡、宜宾方向用户.
本项目接入张邓线的集气管线已另行立项并开展环评,不在本项目的建设及评价内容中.
泸205井周边集输管网布置情况见图1.
5-1.
****图1.
5-1泸205井周边集输管网布置图1.
5.
3泸205井钻井工程实施情况泸205井是四川页岩气勘探开发有限责任公司在泸州区块万凹东向斜部署的一口勘探评价井,已于2018年6月编制了《泸205井钻井工程环境影响7报告表》并取得隆昌市环保局下发的环评批复(隆环建(2018)44号),目前钻前及钻井施工已结束,正在实施储层改造压裂测试,见下图.
泸205井钻井工程项目组成:包含钻探项目的钻前、钻井和储层改造测试工程三部分:钻前工程包括新建100m*55m井场,新建500m3集液池、70m3放喷坑(配套20m3集酸池一个)、井场公路等主体工程以及钻井办公、生活区活动板房、钻井设备基础,给排水、供配电等辅助工程.
钻井工程主要包括利用钻前工程构筑的井场以及设备基础实施水基泥浆钻井、套管固井、目的层取芯作业,以及完钻后钻井设备离场拆除等.
储层改造测试工程为在钻井设备搬迁撤离后在井场内对井下3707m水平井段实施水力压裂.
****泸205井钻井工程设计及环评阶段平面布局见图1.
5-2.
根据现场调查,截至现场踏勘时,除井场已接入网电,柴油发电机改为备用外,工程已实施的建设内容与设计及环评阶段内容基本无变化.
81.
5.
4本项目与泸205井钻井工程的关联及依托情况本次测试放空气回收利用工程的主要工程内容为泸205井试采期地面服务工程即在泸205井井场内新建泸205井站地面工程,站场占地为临时占地,占地面积约5500m2.
本项目与泸205井钻井工程(以下简称"钻井工程")的关联与依托情况如下:(1)钻井工程结束、钻井及压裂设备搬迁撤场后,实施本项目建设;(2)本项目泸205井站及临时值守区在钻井工程平台内建设;(3)本项目站外放空区占地位于钻井工程占地范围内,位于站场及钻井平台外西南侧15m处;(4)本项目污水池依托钻井工程已建的500m3集液池,位于站场及钻井平台外西侧;(5)本项目危废暂存点依托钻井工程已建危废暂存点,不另行建设;(6)本项目施工过程依托钻井工程已建生活区,不单独设置施工营地(施工生活区);(7)本项目依托钻井工程已建井场道路,不新建施工道路.
1.
6站场配套工程1.
6.
1管道焊接及检查泸20井站站内管道共计298m,工艺区管线露空安装,井口至工艺区、工艺区至放空区管道考虑地上敷设.
(5)焊接站内管道焊接严格执行《石油天然气金属管道焊接工艺评定》(SY/T0452-2012)、《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》(GB50540-20092012年版)的要求.
为了保证焊接质量,管道焊接推荐采用氩弧焊打底,手工电弧焊填充盖面.
(2)检验站内管道组焊接完毕后应进行100%外观质量检验,外观质量检验按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》(GB50540-20092012年版)执行.
焊9缝的无损探伤必须在外观质量检验合格后进行.
站内工艺管道所有焊缝进行100%的超声波探伤检查,并进行100%X射线探伤复查,均达到Ⅱ级为合格,且不允许有根部未焊透、未熔合缺陷.
1.
6.
2吹扫、试压、置换(1)吹扫设备及管道组装完毕,经焊缝质量检验合格后,应对各压力系统进行吹扫.
吹扫介质为压缩空气,要求吹扫气体在管道中的流速应大于20m/s,吹扫压力不得超过容器和管道的设计压力,当吹出的气体无铁锈、尘土、石块、水等脏物时为合格.
吹扫合格后应及时封堵.
(2)试压强度试压:介质采用洁净水,强度试验压力为设计压力的1.
5倍,稳压时间为4h,管道目测无变形、无渗漏,压降小于或等于试验压力的1%为合格.
严密性试压:介质采用洁净水,试验压力为设计压力,稳压时间24h,无泄漏为合格.
管道试压要求明细见表1.
6-1.
表1.
6-1试压要求明细表系统试压名称设计压力(MPa)强度试压严密性试压试验压力(Mpa)时间(h)试压介质试验压力(Mpa)时间(h)试压介质井口针阀后~除砂撬26394洁净水2624洁净水除砂撬~调压计量撬8.
512.
754洁净水8.
524洁净水调压计量撬~出站管线4.
06.
04洁净水4.
024洁净水放空管线4.
06.
04洁净水4.
024洁净水排污管线4.
06.
04洁净水4.
024洁净水升压步骤升压阶段间隔30min,升压速度不大于0.
1Mpa/min—合格标准管道目测无变形、无渗漏,压降小于或等于试验压力的1%压降小于或等于试验压力的1%(3)置换10工程竣工后,试运投产前必须先用氮气置换管道、设备内的空气.
置换时应控制气体流速不大于5m/s,取样含氧量不超过2%为置换合格,并符合《天然气管道运行规范》(SY/T5922-2012)的相关技术要求.
1.
6.
3防腐(1)露空部分防腐站内地面管道和设备外防腐用环氧富锌底漆(干膜厚度≥60μm)+环氧云铁中间漆(干膜厚度≥100μm)+氟碳面漆(干膜厚度≥80μm),涂层总干膜厚度应≥240μm,面漆颜色应符合《油气田地面管线和设备涂色规范》(SY/T0043-2006)的要求.

(2)埋地部分防腐站内公称直径DN≥50的埋地管道采用三层PE加强级防腐,其余管道采用无溶剂液体环氧+聚乙烯胶粘带特加强级防腐层,防腐层总厚度≥2.
0mm.
埋地阀体、三通等不规则异型件,采用现场操作方便,防水、防腐等综合性能优异的粘弹体防腐层.
站场内埋地管道出入地面上下各100mm管段采用站场内相同结构、相同材料的防腐层防腐,并在管段防腐层表面用铝箔胶带进行防护.
外层铝箔胶带厚度≥0.
6mm,铝箔缠带的施工采用螺旋缠绕方式,螺旋缠绕搭接宽度55%,一次完成双层胶带的施工.
注意,为防止雨水的浸入,缠绕施工沿管道从下向上进行.
1.
6.
4自动控制泸205井站新建PLC系统1套,对工艺过程进行监视、控制,数据远传至昌8井站(区域中心站)、泸州作业区及蜀南气矿、西南油气田分公司等进行监控.
1.
6.
5通信泸205井站新建SADA数据传输系统、工业电视监控系统、语音对讲等.
为满足泸205井SCADA数据传输要求,泸205井站租用1条15M运营商的数字电路至昌8井中心站作为泸205井站的SCADA数据和站场图像传输的通信电路.
11泸205井SCADA数据传输至昌8井站控系统,数据与昌8井数据汇集后再利用昌8井已建通信电路上传至泸州作业区,再逐级上传.
1.
6.
6供配电泸205井站电源拟从井站附近的地方供电所辖属10kV架空线路引接,线路长度约0.
3杆公里,站外设杆式变电站1座.
1.
6.
7给排水泸205井站前期有人值守,设置临时生活区,生产生活用水采用罐车拉运送水,在站内设置高架储水罐(容积2m3)一座,罐车水源经车辆自带泵提升至高架储水罐,储水罐出水供站内生产生活用水,最高日用水量1.
12m3/d,最大时用水量1.
2m3/h,供水压力不小于0.
2Mpa.
前期生活污水经站内化粪池(容积6m3)处理后用于站内绿化或周边农田农肥使用,不外排;生产污水采用管道排至站内污水池(依托钻井工程已建的集液池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理;施工人员主要为当地居民,施工期给排水依托居民房自有设施.
1.
6.
8消防根据《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)有关规定,本站为五级站,站内不设置消防给水系统.
站内配置一定数量的移动式灭火器材,以扑灭初起火灾.
1.
7主要工艺设备选型1.
7.
1除砂器泸205井站除砂器选用P26MpaDN250的高压除砂橇,除砂器采用过滤除砂的方式,可实现在线除砂,在线排砂,在线反冲洗等功能,对粒径≥0.
1mm的石英砂、陶粒脱除率≥99.
9%,固体颗粒物总脱除率≥99%,除砂器出口天然气携砂量低于30g/h.
1.
7.
2气液分离器根据泸205井站的处理量大小,泸205井站选用P8.
5MpaDN600的立式气液分离器1台.
121.
7.
3脱水装置本工程选用2套10*104m3/d分子筛脱水装置.
脱水装置主要设备包含原料气过滤分离器、原料气聚结分离器、脱水塔、分子筛粉尘过滤器、再生气/冷吹气换热器、再生气加热器、再生气空冷器、再生气分离器等.
1.
7.
4放空设施泸205井站站外放空区设置DN100H=10m放空立管1套,新建放空立管具有现场手动和远程自动点火功能,以实现事故工况下站内设备、管道及站外管道放空功能.
1.
7.
5抑制剂加注撬本工程与同批次进行试采的其他井站(泸203井区)共用一套抑制剂加注橇.
在启停工况时会形成水合物,可采用加注水合物抑制剂(乙二醇)的方式来防止.
为防止水合物形成,在一级节流和二级节流前增加水合物抑制剂加注口,供抑制剂加注橇为其加注.
1.
7.
6仪表风系统泸205井站设置仪表风橇作为动力气源.
泸205井站用气点为井安系统、出站切断阀及分离器排污切断阀.
1.
7.
7阀门井口安全设置:井口气动截断阀、井口安全截断阀具备在超压或失压情况下自动快速切断功能,地面组设置井口控制盘.
站内一般截断阀门选用密封性能好,操作轻便的球阀或平板闸阀.
进出站截断阀采用具备紧急截断功能的气动球阀.
手动放空管线上放空阀采用节流截止放空阀,同时具有节流与截止作用.

排污阀采用阀套式排污阀.
安全阀选用弹簧式安全阀.
1.
7.
8调压计量撬原料气由分子筛浅冷脱水撬处理后进入调压计量撬,经孔板流量计精确计量后,进入调压计量装置,分两级调压,一级调至4.
0Mpa,二级调至≤1.
1Mpa,13调压器带超压切断,然后进入集输管道.
1.
8站场平面布置泸205井站主要功能区包括:井口区、工艺装置区(含高压除砂橇、单井分离橇、分子筛浅冷脱水橇(2套)、调压计量撬和出站阀组撬)、仪表风撬、仪控棚、站外放空区、污水池(利用钻井工程已建集液池)及临时值守区(含值班室、高架水箱和2m3化粪池).
根据工艺出线及钻前硬化场地分布情况,将工艺装置区布置在站场东南侧(钻井平台后场);井口区位于站场东北角(钻井平台中央);仪表风撬和仪控棚布置在站场西北角(钻井平台西侧中部);利用钻井工程已建集液池作为站场的污水池,位于站场及钻井平台外西侧.

站外放空区位于站场及钻井平台西南侧15m处,放空立管与井口区及其他工艺设备保证足够的安全间距,放空区50m范围内无各类设施和民房,放空区选址位于旱地.
泸205井站依托钻井工程场地进行布置,不考虑道路铺装.
站内设置4m宽大门及1.
5m宽逃生门各一樘,在紧急情况下方便人员及时撤离现场.
主大门及逃生门处各设置风向标1座.
泸205井站临时值守区包含:值班房1座、高架水箱1座、2m3化粪池1座,布置于井站外部道路一侧,便于后期搬运且不影响井站内正常生产.
泸205井站总平面布置详见附图1.
8-1.
1.
9劳动定员本项目新建泸205井站按前期临时有人值守、后期无人值守站场设计,值守期约6个月,临时值守人员为4人,设置临时生活区(值班房、高架水箱供水站、化粪池).
本项目仅针对泸205井试采期进行,试采期预计为5年,即本项目服务期预计为5年,实际时间可能根据试采测试情况有所调整.
1.
10施工组织1.
10.
1施工计划项目预计2020年4月开工建设,建设工期约15天,每日平均施工人数约10人.
141.
10.
2施工营地(施工生活区)本项目不单独设置施工营地(施工生活区),施工人员生活依托泸205井钻井工程已建生活区.
1.
10.
3施工道路本项目依托泸205井钻井工程已建井场道路,不新建施工道路.
1.
11土石方平衡本项目在泸205井场内新建泸205站场地面工程,仅进行井口模块、工艺装置区、仪表风撬、临时值守区及站外放空区主要设备、阀门等的安装,及站场内部管线敷设,土石方开挖量很小,且挖方可全部回填,无弃方产生.
1.
12工程占地本工程占地面积为5500m2,为临时占地,所占地均在泸205井钻井工程占地范围内进行,井场内平场、硬化等均已完成,项目不占用耕地、林地、草地等,不会对项目所在地造成植被破坏.
项目所在区域土地利用现状示意图见附图1.
12-1.
1.
13工程经济技术指标本项目主要技术指标见表1.
13-1.
表1.
13-1本项目主要技术指标序号工程内容单位数量备注1占地面积m25500临时占地2生产及输气规模104m3/d203设计压力Mpa704分子筛脱水撬处理规模104m3/d202套,每套处理规模10*104m3/d5服务期年5(预计)实际时间可能根据试采测试情况有所调整6工程总投资万元2195.
367环保投资万元79.
915与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题:1.
14与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题1.
14.
1原钻井工程污染防治措施及措施有效性本项目在泸205井井场内新建泸205井测试放空气回收利用工程即泸205站场地面工程.
2018年11月,建设单位在四川省内江隆昌市胡家镇**投资建设了泸205井,所勘探天然气属页岩气,不含硫化氢.
根据调查,该井钻井工程项目已完成了环境影响评价,并取得了环评批复(隆环建(2018)44号),目前钻井工程已结束,正在实施储层改造压裂测试.
经现场踏勘及走访调查,泸205井钻井工程主要污染防治措施及整改措施如下:(5)废水根据调查,泸205井钻井施工期按环评及批复要求采取了钻井废水收集、处置、不外排措施:废水和洗井废水经清洁生产"不落地"随钻处理系统处理后回用于钻井液调配用水;不能回用钻井废水经处理后用于配置压裂液.
本项目钻井废水得到了合理的处理,符合环保要求,根据现场调查未见施工废水乱排现象.
生活污水按措施要求处理后用于农肥,未外排,施工期未发生生活污水乱排造成的地表水污染现象,本项目周边未见钻井作业废水外排环境污染影响.
泸205井钻井工程全井段采用套管和水泥固井措施,使得钻井泥浆在与地层相对隔绝的井筒内循环,避免钻井泥浆污染地下水环境.
钻探井钻孔小,地下水进入井筒量小,钻井时表层套管下到地下水层,固井时水泥套管应上返至地表井口,地下水渗入井筒的途径被阻隔,进入量更少,对地下水漏失影响很小.
钻具区、"不落地"处理工艺区、材料堆场、岩屑转运场地等均按照重点防控区进行防控,严格落实防渗措施,可有效防止跑冒滴漏污废水、固废渗出液进入地下水环境,污染地下水.
场外集液池采用水泥砂浆+水泥基渗透结晶型防渗层修建,进行全池体防腐防渗处理,放喷坑三面墙结构,采用耐火砖构筑,在坑内涂刷水泥基渗透结晶型防渗材料防渗;集酸池采用砖砌结构,"三油两布"防酸、防腐、防渗处理.
根据现场调查,钻井工程严格按照环评报告要求16进行了分区防渗,经走访,项目周边未造成明显的地下水污染现象.
(2)废气由于建设单位将供电设备由柴油发电机组改成了网电,施工至今未发生停电启用柴油发电机的状况,故钻前和钻井施工期间产生的大气污染物仅为施工扬尘、空气钻粉尘.
通过洒水抑尘等措施后对周边环境影响很小,施工期采取的大气污染防治措施有效,施工作业导致的大气污染得到有效控制,根据走访调查,施工至今未接到附近居民关于施工扬尘等环境空气污染扰民的环保投诉.

(3)噪声钻前工程施工噪声主要为施工设备噪声,如挖掘机、推土机、运输汽车等突发性噪声,声源强度为80~90dB,由于施工时间短,施工强度小,同时钻前施工仅昼间作业,并通过避开周边农户休息时间段作业方式,减小施工噪声对周围居民的影响,根据现场调查,未见钻前施工噪声扰民环保投诉.
钻井作业噪声主要来源于柴油机、发电机组、钻机、钻井泵等连续机械噪声,且声源噪声级较大,为24h连续作业,对周边居民声环境有一定程度的影响.
根据调查,钻井施工过程中按环评文件要求采取了噪声防治措施:改用网电供电;对于机械振动产生的噪声,在振动源上加衬了弹性垫料,并涂以阻尼涂料,减少振动的传递;尽量采用了低噪声设备,最大程度的减缓对当地农户声环境的不利影响;同时结合项目居民外出务工较多,居民房屋闲置率较高的实际情况,钻井施工队伍采用临时租用周边居民住房作为钻井队生活用房方式降低钻井施工噪声对居民声环境的影响,钻井施工单位与当地居民友好协商,取得居民的谅解,施工至今未出现居民噪声扰民环保投诉.
(4)固体废物钻前工程施工场地内实现土石方平衡,无土石方弃方量.
钻井过程中水基泥浆和岩屑进入清洁化操作平台通过固化罐实时固化及无害化处理后转运至暂存区中,定期外运进行资源化利用或者交给有资质单位处理;油基钻井液储存于储备罐内,采用带搅拌装置的泥浆罐回收和转运至区块其他钻井井场利用;油基岩屑经油基岩屑收集罐收集后交由具有相应资质的危废处理单位进行妥善处置.
钻井工程施工由于采取"不落地"随钻处理水基钻17井固废,钻井泥浆、岩屑等固废得到及时、有效的收集处理.
根据调查,井场内按要求设置了固废堆场(水基和油基分区存放),钻探工程施工作业产生的固体废物均得到合理的处理与处置,项目现场未发现固废随意堆放等情况.

(5)风险事故防范及应急措施调查钻井中应严格按照《石油与天然气钻井井控技术规程》(SY/T6426-2005)、等行业相关规范和《钻井设计》的要求进行工程控制,钻井中按行业相关规范要求设置了应急放喷和点火系统,并按要求配备了井喷失控后的应急点火系统和专业执行人员和负责人,按照石油天然气行业规范对施工作业全过程开展了环境风险因素识别、应急处置措施配置、编制环境风险应急预案、预案演练等,钻探施工至今未发生污染物泄漏等环境风险事故.
(6)泸205井钻井工程环境影响调查及整改措施建议截止到2020年1月,根据现场调查情况,泸205井钻井工程采取的各项环保措施有效、可行,施工环境影响控制在当地环境可接受的范围内,至今未发现钻探作业环境污染现象和环境污染事故环保投诉,泸205井钻井工程无整改措施建议,但鉴于其施工作业未全部施工结束(目前为储层改造压裂测试作业阶段),待压裂施工完成后,建议业主单位严格按照环评文件要求,及时开展泸205井钻井工程竣工环境保护验收.
1.
14.
2主要环境问题经现场走访调查,泸205井钻井工程期间已采取合理的污染防治措施和生态保护措施,没有发生明显的环境污染问题,根据现场走访调查,现场不存在环境遗留问题,未发现环境纠纷和环保投诉事件.
18建设项目所在地自然环境社会环境简况表2自然环境简况(地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等):2.
1地理位置隆昌市,四川省直辖县级市,内江市代管.
位于四川省东南部、内江市的南端.
位于东经105°02~105°26、北纬29°11~29°32之间.
幅员面积794.
41km2.
东邻重庆市荣昌县,南接泸州市泸县,西连自贡市富顺县和大安区北与内江市东兴区相邻.
隆昌处于成渝两大都市中部,距成都市210km、重庆市138km;位于内江、自贡、宜宾、泸州和永川五个中等城市中间,距内江37km、自贡81km、宜宾124km、泸州60km、永川83km,素有"川南门户"之称.
重庆直辖后,隆昌即成为四川"东大门",处在成渝经济带中经济较为发达的区域,辐射面广,在川渝区域经济中处于十分重要的位置.
泸205井测试放空气回收利用工程位于四川省隆昌市胡家镇**,本项目地理位置详见附图1.
4-1.
2.
2地形地貌隆昌市属川东平行岭谷区华蓥山山脉向西南延伸的低山丘陵体系.
整个地势东北较高,西南较低;最高海拔665.
8m,最低海拔290m.
以丘陵地貌为主,其地貌大致可分为低山、低丘和浅丘三个类型.
低山区主要由油房山、云顶山和圣灯山组成,约占幅员总面积的15%;低丘区主要分布于西北部的黄家、双凤、迎祥、界市一带,约占幅员总面积的29%;浅丘区主要分布于隆昌中部,从东至西贯穿全境,约占幅员总面积的56%.
地势呈西北高东南低.
城市西部有利用周围丘陵筑坝而形成的古宇湖(上世纪70年代人工修建),最高水位350.
55m,最低水位348.
00m;西南为圣灯山,主峰海拔高为563m;隆昌河由北向南流经城市,河流蜿蜒曲折,东、西两岸为阶地分布.
2.
3水文地质评价区为红层丘陵区,根据地下水赋存条件、水理性质及水力特征可知,评价区地下水类型主要为第四系孔隙水、红层砂泥岩风化裂隙孔隙水、须家河组砂岩裂隙层间水和自流井组碳酸岩盐岩溶水,评价区内含水岩组为侏罗系自19流井组和沙溪庙组岩层,岩性为一套巨厚的红色砂、泥岩加薄层灰岩、泥灰岩.
区内地下水在地形限定的范围内就地补给,区内降雨充沛,水系发育、水库塘堰广布、灌溉渠系纵横交织,为地下水的补给创造了有利的条件.
评价区内地下水补给项主要由大气降水、农田灌溉水和堰塘水三部分组成.
2.
4地表水系隆昌地处大清河与濑溪河的分水岭上,属长江流域沱江水系,境内无大江大河,只有数条小溪河.
其中,集雨面积在100km2以上的有3条,分别是隆昌河、渔箭河和龙市河;集雨面积在6km2以上的有5条,分别是黄土桥河、埤木河、观音河、陈家老屋基河和钱家溪河.
本项目南侧约850m为隆昌河地表水体,与本项目高差-10m,属III类地表水体,区域上游500m至下游5km无集中饮用水源地分布,项目区域水系见附图2.
4-1.
2.
5气候、气象隆昌市属亚热带湿润季风气候,气候较温和,四级变化较明显.
最高气温为45℃,最低气温-2.
5℃,多年平均气温为17.
2℃.
多年平均降雨量1055.
4mm,年最大降雨量为1560mm,一年中降雨量分布不均,5-9月为雨季,其降雨量占全年雨量的65%.
雨季和霜期时候大雾弥漫,能见度低,每隔3-5年出现春旱伏旱,春旱20天左右,伏旱一般达50天.
2.
6动植物资源隆昌市气候温和,雨量充沛,适宜多种林木生长.
区域内海拔高度相差不大,地形多为丘陵、低山,森林植被种类、群落组成以及群落动态特征,随土壤理化性质差异呈较明显的地带变化,并在相应范围内,有相对的稳定性,其森林植被主要有针叶林、阔叶林、竹林、灌木林等.
动物资源主要有各种家畜、家禽及部分野生动物.
野生动物,由于区域内荒山林较少,难于栖息繁殖,主要有麻雀、斑鸠、乌梢蛇、青蛙、黄鳝、泥鳅等常见野生动物.
根据调查,本项目评价区域内未发现珍稀濒危及国家重点保护的野生植物,未发现珍稀濒危及国家和四川省重点保护的野生动物,也未发现野生动物20栖息地.
2.
7自然保护区、风景名胜区和文物古迹隆昌市有古宇湖省级风景名胜区和隆昌石牌坊景区、云顶古寨等名胜古迹.
根据调查,本项目站场周边3km范围内无自然保护区、风景名胜区,或需特殊保护的文物古迹及人文景点等敏感目标.
21环境质量状况表3建设项目所在地区域环境质量现状及主要环境问题(环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环境等):3.
1环境空气本项目位于内江隆昌市胡家镇**,因此,本区域环境空气质量达标情况将采用内江隆昌市的环境状况公报数据进行分析.
根据《2018年内江市生态环境状况公报》(内江市生态环境局,2019年5月发布),其中隆昌市环境空气质量状况见表3.
1-1.
表3.
1-1区域空气质量现状评价表地点评价因子平均时段百分位现状浓度μg/m3标准限值μg/m3占标率%达标情况隆昌市SO2年平均浓度第100166026.
7达标NO2214052.
5达标PM107270102.
9不达标PM2.
55335151.
4不达标CO百分位上日平均质量浓度第951.
5mg/m34mg/m337.
5达标O3百分位上8h平均质量浓度第9013116081.
9达标注:环境空气质量标准执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准.
根据上表可知,2018年隆昌市环境空气质量监测结果中SO2、NO2、CO和O3能满足《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中二级标准要求,但PM10、PM2.
5不能满足二级标准要求.
项目所在隆昌市为不达标区.
根据内江市人民政府于2017年4月发布的《内江市"十三五"生态建设与环境保护规划》,到2020年,城市空气质量达标天数比例达75.
4%,PM2.
5年均浓度控制到47.
2μg/m3;要求以"大气污染防治行动计划"为指导,以城市建成区为重点区域,实行"控煤、减排、压尘、治车"等综合措施,力争到2020年实现PM2.
5、PM10浓度明显下降,内江中心城区和三县城空气质量优良率持续提升.
深化川南地区(自贡、泸州、内江、宜宾)大气污染联防联控,建立常态化区域协作机制,完善重污染天气区域联合预警机制.
落实《内江市重污染天气环境污染防治应急预案》各项工作措施.
22内江市人民政府于2018年9月制定了《内江市大气环境质量限期达标规划》,确保环境空气质量限期达标.
本项目属于清洁能源的回收再利用项目,有利于环境空气质量的改善,不违背该达标规划.
3.
2地表水环境(1)监测断面:由于本项目正常工况下无污废水外排,故本次环评引用2018年4月24日~4月26日四川炯测环保科技有限公司对距离本项目最近的地表水体的水环境质量现状监测结果,用于了解项目所在地地表水环境质量现状情况.
在泸205井南侧约850m的隆昌河地表水体设1个监测断面,监测断面位置见附图3.
2-1.
(2)监测因子:pH、COD、BOD5、氨氮、氯化物、硫化物、石油类、硫酸盐.
(3)监测频率及时间:连续监测3天,每天取样1次监测,监测时间为2018年4月24日~4月26日.
(4)评价方法与标准采用单项污染指数法进行评价,评价标准为《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中Ⅲ类水域标准,其公式如下:(pH除外)式中:Si,j——污染指数Ci,j——评价因子i在j点的实测浓度值,mg/L;Csi——评价因子i的评价标准限值,mg/L;pH值评价模式:pHj≥7.
0pHj<7.
0式中:SpH——pH值的单项污染指数;Ssd——地表水水质标准中规定的pH值下限;23Ssu——地表水水质标准中规定的pH值上限;pHj——在j监测点处实测pH值;(5)监测与评价结果监测数据统计情况级评价结果见表3.
2-1.
表3.
2-1地表水环境监测及评价结果单位:mg/L(pH无量纲)****由表3.
2-1可知,由于隆昌河属于农村灌溉、渔业水体,受农村面源影响以及河道养鱼影响,监测点面BOD5超标,最大超标倍数5.
2,COD超标,最大超标倍数2.
3,氨氮最大超标倍数6.
2,除此之外监测断面各项监测因子指标监测值满足《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类水域水质标准要求.
由于本项目不外排废水,亦无需取用隆昌河水,监测的隆昌河地表水体BOD5、COD、氨氮等指标超标对本项目不构成限制性环境因素.
3.
3声环境(1)监测布点:为了解区域声环境质量状况,本次环评引用2018年4月25日~4月26日四川炯测环保科技有限公司对泸205井所在地声环境质量现状的监测结果进行分析.
在泸205井东侧边界处和东侧居民点处各布设1个共计2个监测点,监测点位置见附图3.
2-1.
(2)监测因子:昼夜等效连续A声级.
(3)监测时间及频次:2018年4月25日~26日,每个监测点监测2天,每天昼间和夜间各监测一次.
(4)监测及评价结果声环境质量执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类标准(即昼间60dB、夜间50dB),监测及评价结果见表3.
3-1.
表3.
3-1环境噪声监测结果单位:dB(A)监测点监测时间(昼间/夜间)昼间夜间监测值是否达标监测值是否达标N1(井场东边界处)4月25日52.
1达标42.
3达标4月26日52.
5达标42.
5达标24N2(井场东侧居民点处)4月25日53.
8达标43.
4达标4月26日53.
2达标43.
7达标由表3.
3-1可知,各监测点昼、夜间噪声值均满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区标准要求,区域声环境质量较好.
3.
4生态环境本项目评价区域主要为农业生态系统,区域总体较为平坦,少量次生林地分布在区内的小山丘沟谷地带,农作物主要包括水稻、小麦、豆类、红薯等.

评价区域没有特别生态系统或生境等生态敏感保护目标.
生态系统较稳定,承受干扰的能力较强,目前受人类活动影响明显,生态系统单一,结构简单,环境异质性差.
区域以人工生境为主,易于恢复,评价区域无自然保护区,风景名胜区,文物古迹等.
区域内未见大型野生哺乳动物,现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等,区域内未见珍稀濒危保护野生动物分布.
主要环境保护目标(列出名单及保护级别):3.
5主要环境保护目标(1)生态环境保护目标项目不涉及自然保护区、风景名胜区、森林公园等生态敏感区,不涉及四川省生态保护红线.
项目位于农村地区,站场周边主要为旱地、农田、灌草地等.
根据现场踏勘及查阅资料,评价区内未见珍稀保护植物和名木古树,植被以农作物和自然杂草为主.
调查期间项目周边未见有国家级两栖类、爬行类、兽类等野生重点保护动物,也未发现其栖息地分布.
本项目主要生态保护目标为站场周边500m范围内的农林生态系统.
(2)地表水环境保护目标项目所在地500m范围内无大型河流、水库等地表水体,最近的地表水体为井场南约距离850m,高差-10m为隆昌河,水体功能为灌溉、渔业用水,执行Ⅲ类水域水质标准.
本项目所在河段上游500m至下游5km不涉及地表水饮用水源保护区.
(3)声环境保护目标25声环境评价范围内无集中居民区、医院、学校等对噪声敏感的建筑物或区域,评价范围声环境保护目标以站场周边200m范围内的分散居民点为主.
(4)环境空气保护目标项目区为农村地区,环境容量大,项目所在区域属于环境空气二类区,环境空气保护目标主要为站场周边500m重点评价范围内分散居民点.
(5)环境风险保护目标站场周边3km的城镇、学校、医院等人口相对密集的场所、地表水体等.
各环境保护目标统计见表3.
5-1,项目周边环境保护目标分布见附图3.
5-1,环境风险保护目标见附图3.
5-2.
26表3.
5-1评价范围内环境保护目标统计表序号名称坐标位置(m)环境敏感特性影响因素XY方位与站场高差与站场距离与放空区距离一、声环境11#居民****NE+1~+5100~262175~334分散居民17户56人,1~2F砖瓦房施工噪声、试采期噪声22#居民****N-1~+3152~292202~358分散居民7户26人,1~2F砖瓦房33#居民****W-1~+5103~24592~258分散居民11户42人,1~2F砖瓦房二、环境空气11#居民****NE+1~+5100~262175~334分散居民17户56人,1~2F砖瓦房施工扬尘、放空燃烧废气22#居民****N-1~+3152~292202~358分散居民7户26人,1~2F砖瓦房施工扬尘、材料运输道路扬尘、放空燃烧废气33#居民****W-1~+5103~24592~258分散居民11户42人,1~2F砖瓦房44#居民****W+3~+12280~450248~490分散居民28户92人,1~3F砖瓦房55#居民****SW-5~-10270~427239~424分散居民15户54人,1~3F砖瓦房施工扬尘、放空燃烧废气66#居民****E-3~+5320~508373~596分散居民10户35人,1~2F砖房77#居民****N+5~+15341~532419~569分散居民13户44人,1~3F砖房三、地表水1隆昌河站场南侧,与站场最近距离850m,与井场高差-10m渔业、灌溉用水,无饮用水功能废水、固废四、生态环境1土壤及植被项目占地外延500m范围内属农林生态系统,受人类活动影响强烈,植被以旱作农作物为主,土壤以黄壤为主,无珍稀保护植物项目在原钻井工程占地范围内进行,不新占用耕地,不造成周边植被及动物的破坏注:①X、Y坐标为WGS84坐标系UTM投影,下同;②表中高差数值前"-"表示低于站场,"+"表示高于站场高程.

27续表3.
5-2评价范围内环境保护目标统计表序号名称方位及距离(m)环境敏感特性影响因素五、环境风险1隆昌河井场南侧,与井场最近距离850m,与井场高差-10m渔业、灌溉用水,无饮用水功能环境风险事故受纳水体2分散居民点站场周边100~500m同心村、泡桐村分散居民101户,349人可燃气体泄漏等大气环境风险3站场周边500~1500m同心村、泡桐村、新乐村、德星村分散居民1300户,4500人4站场周边1500~3000m泡桐村、新乐村、德星村、新建村、肖家桥村、洪家村、六一村、圣光村分散居民2200户,9000人5学校NE,2.
4km四川电信希望小学,小学6个班,在校师生约220人6W,2.
2km付家小学,小学6个班,在校师生约210人28评价适用标准表4环境质量标准4.
1环境质量标准根据本项目所在地的环境功能区划,本次评价采用的环境质量标准如下:4.
1.
1环境空气质量标准项目区环境空气质量执行《环境空气质量标准》(GB3095-2012)中的二级标准.
标准值详见表4.
1-1.
表4.
1-1环境空气质量标准(摘录)单位:mg/m3污染物名称取值时间浓度限值标准来源SO2年平均0.
06《环境空气质量标准》(GB3095-2012)二级标准NO2年平均0.
04PM10年平均0.
07PM2.
5年平均0.
035CO24小时平均4O3日最大8小时平均0.
164.
1.
2地表水环境质量标准项目所在区域地表水环境质量执行《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中Ⅲ类水域水质标准,标准值见表4.
1-2.
表4.
1-2地表水环境质量标准限值(摘录)单位:mg/L监测因子pH(无量纲)CODBOD5NH3-N石油类硫化物硫酸盐氯化物Ⅲ类标准6~9≤20≤4≤1.
0≤0.
05≤0.
2≤250≤2504.
1.
3声环境质量标准项目区声环境质量执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)2类功能区标准,标准限值见表4.
1-3.
表4.
1-3声环境质量标准单位:dB(A)评价标准功能区类别昼间值夜间值声环境质量标准(GB3096-2008)2类605029污染物排放标准4.
2污染物排放标准4.
2.
1废水本项目施工期施工人员生活污水依托泸205井钻井工程已建的生活区,生活污水经已建的旱厕收集后农用,不外排;试压废水沉淀后就近排入站外沟渠.
试采期产生的污废水主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分离、脱水产生的气田水以及临时值守期值守人员产生的生活污水,气田水在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理;前期临时值守人员生活污水量经站内设置的化粪池处理后用作农肥,不外排.
本项目无废水外排,无废水外排环境标准.
4.
2.
2废气施工期废气排放执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中的相关标准,标准值见表4.
2-1.
表4.
2-1大气污染物综合排放标准(摘录)污染物最高允许排放浓度(mg/m3)最高允许排放速率(kg/h)排气筒高度(m)无组织排放监控浓度限值监控点浓度(mg/m3)NOx240不作要求界外浓度最高点0.
12SO25500.
40颗粒物1201.
04.
2.
3噪声施工场界噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011),试采期厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类标准.
标准值见表4.
2-2.
表4.
2-2噪声排放标准单位:dB(A)类别昼间夜间时段GB12523-2011限值7055施工期GB12348-2008中2类6050试采期304.
2.
4固体废物《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)(2013修订版);《危险废物贮存污染控制标准》(GB1859-2001)(2013修订版).
总量控制指标本项目施工期产生的污染物为暂时性的,施工结束后各种污染源可以消除;试采期间对试采气的集输均在全密闭的撬装设备和管道内进行,正常工况下无污染物外排.
根据国家总量控制的要求,结合本项目产排污特点,本评价建议本项目不核定总量指标.
31建设项目工程分析表55.
1与产业政策、规划符合性及选址合理性分析5.
1.
1与产业政策符合性本项目为天然气集输工程,根据《产业结构调整指导目录(2019年本)》,本工程属于第一类"鼓励类"第七条"石油类、天然气"第三款"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和液化天然气加注设施建设",符合国家有关产业政策.
5.
1.
2与规划及相关文件符合性(1)与四川省主体功能区规划的符合性根据《四川省主体功能区规划》(2013年4月),内江市隆昌市属于川南地区,该区域是省级层面的重点开发区域,其主体功能定位是:成渝经济区重要的经济带,国家重要的资源深加工和现代制造业基地,成渝经济区重要的特大城市集群,川滇黔渝结合部综合交通枢纽,四川沿江和南向对外开放门户,长江上游生态屏障建设示范区.
根据《四川省主体功能区规划》中有关能源开发布局有关内容,本项目为页岩气开发配套的地面工程,项目建设地不属于禁止开发区域,产品页岩气为清洁能源,项目建设成后不仅可以缓减川渝地区用气紧张的局面,而且还可以降低二氧化硫、氮氧化物排放量,改善环境质量,因此项目满足《四川省主体功能区规划》的要求.
(2)与《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(国办发〔2014〕31号)的符合性《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》中"总体战略"项提出绿色低碳战略,着力优化能源结构,把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向;坚持发展非化石能源与化石能源高效清洁利用并举,逐步降低煤炭消费比重,提高天然气消费比重.
该行动计划中"主要任务"项提出重点突破页岩气和煤层气开发.
本工程页岩气钻井配套集输工程,属于页岩气开发配套设施,符合该行动计划.
(3)与《页岩气发展规划(2016-2020年)》的符合性32根据《页岩气发展规划》,"十三五"期间实现以下规划目标:完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术,突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术;在政策支持到位和市场开拓顺利情况下,2020年力争实现页岩气产量300亿立方米.
"十三五"提出的重点任务中包括完善基础设施及市场:根据页岩气产能建设和全国天然气管网建设及规划情况,支持页岩气接入管网或就近利用.
在四川盆地等页岩气主产区,积极推进页岩气外输管道建设;在页岩气产量较低地区、骨干管网不发达地区,建设压缩天然气(CNG)和小型液化天然气(LNG)利用装置,提高页岩气利用率.
本工程位于四川省内江市隆昌市,为页岩气开发配套地面工程,项目建设符合"十三五"页岩气发展规划的相关要求.
(4)与《四川省"十三五"能源发展规划》的符合性分析根据《四川省"十三五"能源发展规划》,到2020年页岩气产量达到100亿立方米.
本工程位于四川省内江市隆昌市,属于页岩气开采配套的集输工程,为实现页岩气的发展目标意义重大,因此,项目建设符合该规划.
(5)与"三线一单"的符合性分析本项目所在区域属于农村区域,周边不涉及自然保护区、风景名胜区、森林公园、饮用水源保护区等环境敏感区,拟建项目不在四川省划定的生态保护红线及内江市生态保护红线范围内;项目试采期不外排废水、废气,对区域环境质量影响小;项目总体工程量小,不属于区域环境准入负面清单禁止或限制建设项目.
故拟建项目是符合区域"三线一单"总体要求.
(6)与城镇规划符合性分析本项目站场工程在泸205井钻井工程井场内进行建设,所在区域属于隆昌市农村地区,为《隆昌城市总体规划(2015-2030)》规划范围内的村落范围,不属于规划中划定的禁止建设区,且泸205井钻井工程选址已取得隆昌市住房和城乡规划建设局规划选址的批复(见),故项目选址符合当地规划要求.
5.
1.
3选址合理性分析本项目站场工程在泸205井钻井工程井场内进行建设,井场周边500m范33围内无风景名胜区、自然保护区、生态公益林等保护林地以及文物保护单位等环境敏感保护目标,本项目站场及管线占地不涉及饮用水源保护区.
本项目站场工程在现有井场上建设,不新增占地,站场内硬化、平场等均已完成,项目实施不会造成所在地周边植被破坏.
综上分析,本项目总体选址环境不敏感,无重大环境制约,从环境保护角度分析,项目选址合理可行.
5.
2工艺流程简述(图示)本次测试放空气回收利用工程的主要工程内容为泸205井试采期地面服务工程即新建泸205井站场.
根据项目的工程特点,建设项目的环境影响因素可分为施工期和试采期两个阶段.
工程施工期的主要工程活动包括站场内各工艺模块及站内管道的建设,试采期主要工程活动为站场对泸205井试采气的除砂、分离、脱水、调压计量后出站输送至集气管线就近集输至周边管网就地销售.

5.
2.
1施工期工艺流程及产污节点本项目将新建泸205井站的集输设施.
站场建设一般包括:厂区平整、基础开挖、主体及配套工程建设等.
其中泸205井站为依托泸205井钻井工程场地布设工艺设备,主要设置井口装置区、高压除砂橇、单井分离橇、分子筛浅冷脱水橇(2套)、调压计量撬、出站阀组撬、监控阀室、站外放空区及临时生活区(值班房、高架水箱、化粪池)等,仅站外放空区及临时生活区的化粪池涉及少量厂区平整及基础开挖等土建工程.
主要施工工艺流程及产污环节见图5.
2-1.
主要施工节点介绍:(1)站场建设本项目站场建设主要包括设施设备的安装和调试及站场内管线的敷设,依托泸205井钻井工程场地布设工艺设备,仅站外放空区及临时生活区化粪池涉及少量厂区平整及基础开挖等土建工程.
设施设备主要为井口模块的节流降压装置,工艺装置区的高压除砂橇、单井分离橇、分子筛浅冷脱水橇、调压计量撬、出站阀组撬,监控阀室区的仪表风撬、仪控棚,站外放空区的防空立管,以及临时生活区布置值班房、高架水箱、化粪池等.
(2)管道焊接与焊缝检查34****图5.
2-1主要施工工艺流程及产污环节示意图①管道焊接为了保证焊接质量,本项目管道焊接推荐采用氩弧焊打底,手工电弧焊填充盖面.
②焊缝检查站内管道组焊接完毕后应进行100%外观质量检验,外观质量检验按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》(GB50540-20092012年版)执行.
焊缝的无损探伤必须在外观质量检验合格后进行.
站内工艺管道所有焊缝进行100%的超声波探伤检查,并进行100%X射线探伤复查,均达到Ⅱ级为合格,且不允许有根部未焊透、未熔合缺陷.
(3)吹扫、试压和置换站场内管道运营前应进行吹扫、试压和对管道内的空气进行置换.
试压设备和管线50m范围内在升压过程中为试压禁区,试压时应对试压禁区内的人员进行疏散并设专人看守.
①吹扫设备及管道组装完毕,经焊缝质量检验合格后,应对各压力系统进行吹扫.
吹扫介质为压缩空气,要求吹扫气体在管道中的流速应大于20m/s,吹扫压力不得超过容器和管道的设计压力,当吹出的气体无铁锈、尘土、石块、水等脏物时为合格.
吹扫合格后应及时封堵.
②试压本项目需对新建管道进行试压,包括强度试压和严密性试压,试压介质均为洁净水,试压要求明细详见表1.
7-1.
③置换工程竣工后,试运投产前必须先用氮气置换管道、设备内的空气.
置换时应控制气体流速不大于5m/s,取样含氧量不超过2%为置换合格,并符合《天然气管道运行规范》(SY/T5922-2012)的相关技术要求.
35(4)防腐站内地面管道和设备外防腐用环氧富锌底漆(干膜厚度≥60μm)+环氧云铁中间漆(干膜厚度≥100μm)+氟碳面漆(干膜厚度≥80μm);站内埋地管道采用三层PE加强级防腐,其余管道采用无溶剂液体环氧+聚乙烯胶粘带特加强级防腐层,防腐层总厚度≥2.
0mm.
埋地阀体、三通等不规则异型件,采用现场操作方便,防水、防腐等综合性能优异的粘弹体防腐层.
5.
2.
2试采期工艺流程及产污节点(1)泸205井站泸205井所采页岩气经井口针阀一级节流降压至20MPa以下,进入高压除砂橇,除砂并节流降压至8.
0MPa以下,通过气液两相流量计撬后进入单井分离橇(单井分离橇上预留增压口为后期增压提供条件),出单井分离橇后进入分子筛冷脱水撬,脱水处理后进入调压计量撬,采用孔板流量计精确计量后进入调压计量撬经一级调压,调至4.
0MPa,再经二级调压,调至1.
1MPa(根据集气管线可接入最大压力确定)以下,经出站阀输送至集气管线.
泸205井站工艺流程及产污环节示意图见图5.
2-2.
(2)分子筛脱水撬泸205井站设2套处理规模为10*104m3/d的分子筛浅冷脱水撬.
分子筛浅冷脱水撬主要功能为脱水,进入装置的原料气首先经过原料气过滤分离器脱****图5.
2-2泸205井站工艺流程及产污环节示意图除固体杂质和大部分液滴,再进入原料气聚结分离器对微小粒径液滴进行聚结分离,分离出的液体汇至装置内的排污总管闭排,气体进入到分子筛脱水塔进行吸附脱水.
分子筛脱水采用一塔吸附脱水、一塔再生的双塔流程.
分子筛浅冷脱水撬工艺流程如下:吸附过程:经两级分离后的原料气通过再生气流量调节阀进入分子筛脱水塔的顶部,自上而下在分子筛脱水塔内完成吸附脱水过程.
出分子筛脱水塔的天然气进入分子筛粉尘过滤器,除去从分子筛中带出的粉尘,保证5μm以上杂质的脱除率为99.
9%.
脱除粉尘后的干气去外输.
为避免污染分子筛,在其36床层顶部覆盖200mm厚的活性炭层.
再生过程:分子筛再生采用湿气再生工艺,并采用与原料气吸附脱水相反的介质流动方向,自下而上吹扫分子筛床层.
再生气取自两级分离后的原料气,通过再生气/冷吹气换热器、再生气加热器(电加热)加热到240℃后,从分子筛脱水塔的底部进入,对床层中饱和分子筛进行加热再生,再生后的再生湿气经过再生气/冷吹气换热器、再生气空冷器冷却至40℃后进入再生气分离器进行气、液分离,分离后的气体利用分子筛塔原料气入口的再生气流量调节阀形成的再生气取气点与返回点的压差,使再生气返回到分子筛脱水塔的入口,液体进入排污总管.
冷吹过程:再生结束后由于分子筛温度高对水吸附能力下降,需要对分子筛脱水塔床层进行冷吹降温.
冷吹天然气流通管路与再生过程相同,但此时再生气电加热器停止加热.
分子筛脱水塔一个操作周期内吸附时间约8h,加热再生约4h,冷吹时间约4h.
两塔吸附大致时间分配见表5.
2-1.
表5.
2-1吸附塔时间分配表吸附塔0~4h4~8h8~12h12~16hT-101A吸附吸附加热冷却T-101B加热冷却吸附吸附分子筛脱水撬工艺流程及产污环节示意图见图5.
2-3.
****图5.
2-3分子筛脱水撬工艺流程及产污环节示意图5.
3施工期主要污染源及污染物5.
3.
1废水施工期产生的废水主要有站场内管道及设备试压废水和施工人员生活污水.
(1)站场内管道及设备试压废水:本项目全线管道及设备均采用清水试压,试压清洁水选择城镇自来水管网就近接入.
根据项目初设,本项目站内设备及管道试压废水共计约2m3,试压废水较清洁,主要污染物为SS,包括机械杂质和泥沙等,沉淀后就近排入站外沟渠,对地表水环境影响小.
废渣废活性炭、废分子筛废活性炭、废分子筛37(2)生活污水:施工人员在施工过程中会产生少量的生活污水,生活污水以每人100L/d计,考虑每天施工人员为10人,产污系数为0.
8,因此,生活污水产生量约0.
8m3/d,主要污染物为COD、BOD、NH3-N.
施工人员的食宿主要依托泸205井钻井工程已建的生活区,生活污水经已建的旱厕收集后农用,不外排.
5.
3.
2废气施工期产生的废气主要为施工扬尘、少量施工机具尾气和焊接烟尘.
(1)施工扬尘:施工扬尘主要来自于车辆运输、设备安装、管道敷设时将产生扬尘,本项目施工期较短,且不进行大量的土石方开挖,在加强管理的情况下,开挖过程产生的扬尘较少.
(2)机具尾气和焊接烟尘:在站场建设过程,会使用工程机械和运输车辆,其工作时排放的尾气主要污染物是CmHn、CO、NOx等;站内管道焊接会产生少量焊接烟尘.
由于本项目施工期较短,站场建设及站内管道焊接工程量均较小,不使用重污染机械,产生的废气量较小.
5.
3.
3噪声噪声源主要来自施工作业机械,如电焊机、运输车辆、切割机等,其强度在83~93dB(A)之间;本项目主要施工机械噪声源强见表5.
3-1.
表5.
3-1施工期主要施工机具噪声源强序号机械设备名称噪声源强dB(A)1吊管机862电焊机833切割机934载重汽车885.
3.
4固体废物施工期产生的固体废物主要是生活垃圾、施工废料以及吹扫过程中产生的废渣.
(1)生活垃圾施工期每人每天产生生活垃圾0.
5kg计,考虑每天施工人员10人,则生38活垃圾产生量5kg/d,定点集中收集后,交由当地的环卫部门统一处置.
(2)施工废料本项目管道运至施工现场前,已进行了相应的防腐处理;因此,施工废料主要包括废包装材料、废焊条和废金属等.
本项目施工过程中产生的施工废料量约40kg,收集后由施工单位回收利用.
(3)吹扫废渣本项目施工期站场内设备及管道吹扫会产生少量的吹扫废渣,主要成分为石块、尘土和铁锈,产生量约为1kg,经收集后在站场绿化带内填埋处理.
5.
3.
5生态环境本工程是在泸205井钻井工程井场占地范围内新建地面工程,站场占地范围内已完成地表清理和平场工作,项目的实施不新占耕地、林地等,不新增对周边植被、农作物等的破坏.
站场内管道主要露空敷设,施工过程中土石方开挖量很小,且无弃方产生,造成水土流失影响较小.
5.
4试采期主要污染源及污染物5.
4.
1废气在正常生产情况下,由于天然气密闭输送,站场工艺设备亦为高压密闭作业,管道沿线及站场设备没有泄漏.
试采期正常情况下仅事故或检修情况下产生的放空废气.
试采期正常情况下仅事故或检修情况下产生的放空废气.

项目设备检修、系统超压或事故时,为保证检修过程中的安全,需对装置及站内管道内残留的天然气进行放空.
泸205井站将利用站外新建的10m高放空立管进行放空,放空气从放空立管底部进入,然后进行点火燃烧排放,由于泸州区块所产天然气中不含H2S,燃烧后主要生成CO2和水,且检修和事故放空时间短,频率低,放空量较小,加之当地扩散条件较好,因此产生的废气不会对当地大气环境造成明显不利影响.
5.
4.
2废水试采期本项目产生的污废水主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分离、脱水产生的气田水以及临时值守期值守人员产生的生活污水.
(1)气田水39试采期泸205井站无生产废水产生,主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分离、脱水产生的气田水.
根据泸205井压裂液用量及返排率,结合区块内其他评价井试采期间的气田水返排规律,试采测试初期(约45天)本项目分离、脱水产生的气田水量约25m3/d,随着试采逐渐稳定,项目分离的气田水产生量将逐渐减小,试采稳定期分离、脱水产生的气田水量约3m3/d,在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理.
(2)生活污水本项目泸205井站前期临时值守期临时值守人员为4人,人均生活用水量按100L/d计,则生活用水量约0.
4m3/d,产污系数取0.
85,则生活污水量为0.
34m3/d(临时值守期约6个月,值守期生活污水产生总量为0.
061t),经站内设置的化粪池处理后用作农肥,不外排.
5.
4.
3噪声试采期本项目噪声主要来源于站场气液分离器、汇气装置、脱水装置、调压计量撬等的设备噪声和检修、事故时所产生的放空噪声.
主要噪声源强见表5.
4-2.
表5.
4-2试采期站场主要设备噪声源强单位:dB(A)序号设备名称噪声源强备注1调压系统65~70连续2气液分离器60~65连续3汇气装置65~75连续4脱水装置65~70连续5放空系统90~105突发噪声,放空频率为1~2次/a,持续时间短5.
4.
4固体废物试采期本项目产生的固体废弃物主要为高压除砂撬和分子筛脱水撬内过滤分离器产生的滤渣以及分子筛脱水撬更换分子筛和活性炭后产生的废分子筛和废活性炭,此外还有站场临时值班员工产生的生活垃圾.
本项目未设清管装置,因此无清管废渣产生.
40(1)过滤废渣泸205井产气先要经过过滤分离器进行分离,经分子筛脱水塔脱水的天然气进入分子筛粉尘过滤器,除去从分子筛中带出的粉尘.
过滤产生的滤渣为天然气中的固体杂质和管道及各装置区内的机械杂质以及从分子筛中带出的粉尘,主要成分为废铁屑和分子筛铝硅氧化物尘屑等,属一般工业固体废物,根据类比调查,泸205井站过滤废渣产生量约30kg/a,站内集中收集,达到一定量后作为一般工业固废外运至专业渣场处置.
(2)废分子筛和废活性炭分子筛脱水塔分子筛床层顶部覆盖有20cm厚的活性炭层,吸附脱水后,会产生废的活性炭和废分子筛,活性炭需半年更换一次,平均每年产生量约40kg,分子筛三年更换一次,平均每年产生量约0.
7t.
根据环境保护部令第39号《国家危险废物名录》(2016年8月1日实施),本项目更换的废活性炭和废分子筛属于危险废物"HW06废有机溶剂与含有机溶剂废物",在站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由危废专用容器收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理.
(3)废油本项目泸205井站设备检修、保养将会产生一定量的废油,产生量约为0.
08m3/a,根据环境保护部令第39号《国家危险废物名录》(2016年8月1日实施),本项目设备检修、保养产生的废油属于危险废物"HW08废矿物油与含矿物油废物",于站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由废油桶收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理.
(4)生活垃圾本项目泸205井站前期临时值守期临时值守人员为4人,生活垃圾产生量人均约0.
5kg/d,则泸205井站生活垃圾产生量为2kg/d(临时值守期约6个月,值守期生活垃圾产生总量为0.
36t),站内收集后由当地环卫部门统一收运处理.
41主要污染物产生及预计排放情况表6内容类型排放源(编号)污染物名称处理前产生浓度及产生量排放浓度及排放量大气污染物施工期施工过程扬尘少量少量施工机械机具尾气和焊接烟尘少量少量试采期事故检修废气通过站外10m高放空立管燃烧后排放水污染物施工期生活污水COD、BOD5、SS、氨氮等0.
8m3/d,不设施工营地,施工人员产生的生活废水依托泸205井钻井工程已建旱厕收集后做农肥用,不外排试压废水SS2m3,沉淀后选择合理地点外排沟渠试采期分离脱水产生的气田水COD、SS、石油类、Cl-25m3/d(试采测试初期)/3m3/d(试采测试稳定期),在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理生活污水COD、BOD5、SS、氨氮等0.
34m3/d(临时值守期生活污水产生总量为0.
061t),经站内设置的化粪池处理后用作农肥固体废弃物施工期施工废料废焊条、废包装材料、废金属40kg,收集后由施工单位回收利用吹扫废渣铁锈、石块和尘土1kg,经收集后在站场绿化带内填埋处理生活垃圾5kg/d,依托当地民用垃圾收集设施收集后与当地居民垃圾一同送往当地环卫系统处置处理,无施工生活垃圾产生试采期过滤废渣30kg/a,集中收集后作为一般工业固废外运至专业渣场处置废活性炭、废分子筛40kg/a、0.
7t/a,在站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由危废专用容器收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理废油0.
08m3/a,于站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由废油桶收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理生活垃圾2kg/d(临时值守期生活垃圾产生总量为0.
36t),站内收集后由当地环卫部门统一收运处理噪声施工期施工噪声施工噪声在83~93dB,各类噪声是间断性的,且仅在昼间施工,持续时间短,施工噪声对环境的影响小,待施工结束后,噪声影响随之消失试采期设备噪声场界噪声可达标,不扰民放空噪声尽量避免夜间和午休时间,并在事故放空时及时通知附近群众,与居民及时沟通,取得周边居民的谅解42主要生态影响、保护措施及预测期效果(不够时可增加篇幅):6.
1对土地利用的影响本项目在泸205井钻井工程井场内新建泸205井地面工程,占地范围内地表清理、平场等工作均已完成.
根据土地利用现状统计,本项目周边土地利用类型以耕地为主,少量林地.
本项目实施不新占耕地、林地等,不会对项目所在地土地资源和利用现状产生影响.
6.
2对植被资源的影响本项目施工过程不会新增对周边植被的砍伐和破坏,但施工期施工扬尘及废弃物可能对周边植被造成一定影响.
工程开发建设中的扬尘是对植被生长产生影响的因素之一,扬尘产生的颗粒物质在植物地上器官(叶、茎、花和果实)沉降将对植物产生直接影响.
沉降物在植物表面的扬尘以干粉尘、泥膜等形式累积,植物表面上的沉降物覆盖层阻塞气孔,导致气体交换减少,叶片温度升高,光合作用下降,叶片黄化干缩,植物的干物质生产受到影响.
一般情况下,大范围内很低浓度的颗粒物慢性沉降不至于对自然生态系统产生不利影响,只有当颗粒物的沉降速率很高时才会造成生态问题.
但对植物的伤害程度还取决于周围的环境及地形.
结合工程区域具体情况分析:该区域雨量充沛、地形开阔的自然条件使得大气中扬尘易扩散,且易被冲刷,加之工程施工周期短,施工扬尘产生量小,对植被影响很小.
项目施工废弃物、塑料袋、矿泉水瓶等生活垃圾的胡乱丢弃会造成白色污染而影响土壤,在大风季节塑料袋被吹挂在植物体上,这样不仅影响景观,亦影响植物的生长.
但这种影响是有可能杜绝的,在施工中只要加强环保宣传和纪律管理,就会使这种影响降到最小程度甚至消失.
6.
3对野生动物的影响本项目评价区域主要为农业生态系统,现有的野生动物多为一些常见的鸟类、啮齿类等.
本项目施工期不破坏周边植被,不改变周边土地利用类型,因此不会对野生动物栖息环境造成较大影响,但在施工中的各项活动如施工材料运输、堆放,固体废物及生活垃圾堆放,以及施工人员活动等,均可能对野生43动物的活动产生干扰;且工程施工期间,施工噪声可能对野生动物造成干扰和惊吓,影响其正常活动和觅食等.
本项目施工期很短,施工工程量较小,施工期对固体废物定点收集,及时处置;在施工中只要加强环保宣传和纪律管理,并及时恢复施工迹地,可有效降低对当地野生动物的干扰.
而且,与植物不同,动物易于躲避干扰,就近寻找相同生境定居.
因此,工程建设对野生动物影响很小.
6.
4对景观的影响本项目评价范围内以农业生态系统为主.
项目周边呈现农田生态系统与森林生态系统交错分布,农林复合生态系统占主体的景观格局.
森林植被以亚热带针叶林、亚热带常绿(落叶)阔叶混交林和亚热带竹林为主,栽培植被以一年两熟或三熟水旱轮作及常绿果树园、经济林为主.
本项目在建设期施工期不新增周边植被的破坏,不会造成周边显著的植被破口.
从景观尺度来看,该区域景观类型数保持不变,但局部的景观格局发生了变化,这种影响将长时间存在.
本项目临时占地仅5500m2,且都在泸205井钻井工程井场范围内进行,施工结束后,将及时清理施工迹地.
因此,本项目对当地景观影响较小.
6.
5小结本工程施工占地不改变项目所在地及周边原有土地属性,不新增植被的砍伐和破坏,不会对当地野生动物栖息地造成较大干扰,项目不涉及珍稀濒危野生动物分布区,也没有涉及野生动物的通道、栖息地等敏感区,对野生动物多样性影响非常小.
随着施工结束后的迹地清理和恢复,工程对生态环境的影响将逐渐减弱.
总体上看,工程建设对生态环境影响较小.
6.
6服务期满生态环境影响分析页岩气勘探开发属典型"地下决定地上"型项目,若试采测试已达到勘探目的决定结束试采测试后,建设单位将根据试采测试结果决定下步实施计划.
若泸205井测试求产结果良好,建设单位将根据整体开发规划进行后续丛式井组或其他形式的开采开发规划,届时后续开采开发项目将另行立项和开展环评;若测试求产未达到工业开采条件,则建设单位可能会在试采测试后封井,项目结束.
若实施封井,则站场实施生态恢复作业.
通过站场设施拆迁,设备基础、44构建筑将拆除,场地土地平整和生态恢复,污水池等填方区填方处置后,站场占地除井口保留井安装置外,场地实施复耕复种生态恢复作业,封井作业后现场无"三废"、噪声排放.
闭井后本项目对生态环境影响因素将不再存在,无废气、废水、废渣等污染物产生和排放影响生态环境.
对井场公路,结合本项目测试定产情况,若将进入后续开采开发规划,则完善道路永久占地手续和实施道路边坡修整和硬化作业;若完井测试情况不佳,井场将封井封场处理,则需按照临时占地恢复要求,对井场公路实施复耕复种,同时应广泛征询周边居民对井场公路恢复或保留的意见,尽可能的方便周边居民出行,以便构筑和谐企民关系.
45环境影响分析表77.
1施工期环境影响分析7.
1.
1大气环境影响施工期产生的废气主要为施工扬尘以及少量施工机具尾气和焊接烟尘.

(1)施工扬尘本工程的扬尘(粉尘)主要产生于两个部分:站场的地面工程设备安装、管道敷设和车辆运输过程产生的扬尘(粉尘).
施工期间产生的扬尘(粉尘)污染主要取决于施工作业方式、材料的堆放以及风力等因素,其中受风力的影响因素最大,随着风速的增大,施工扬尘(粉尘)的污染程度和超标范围也将随之增强和扩大.
施工期产生的扬尘(粉尘)为无组织面源排放,根据类似工程的实际现场调查:在大风情况下施工现场下风向1m处扬尘浓度可达3mg/m3以上,25m处为1.
53mg/m3,下风向60m范围内TSP浓度超标.
但由于本项目施工过程较短,不涉及大量的土石方开挖、堆放,扬尘污染是短时的,影响较小.
在采取合理化管理、土堆和建筑材料遮盖、大风天停止作业等措施后,施工扬尘对周围保护目标的影响会大为降低.
汽车施工阶段运输过程中,也会产生扬尘污染.
扬尘量、粒径大小等与多种因素有关,如路面状况、车辆行驶速度、载重量、天气情况等.
其中风速、风向等天气状况直接影响扬尘的传输方向和距离.
由于汽车运输过程中产生的扬尘时间短、扬尘落地快、影响范围主要集中在运输道路两侧,故汽车运输扬尘对周边的环境空气影响程度和范围较小,影响时间也较短.
施工期运输车辆不要装载过满,并采取密闭或遮盖措施,可大大减少运输扬尘对周围环境空气的影响.
综上所述,施工期扬尘对环境空气影响很小,属可接受范围.
(2)机具尾气和焊接烟尘在站场建设过程,会使用工程机械和运输车辆,其工作时排放的尾气主要污染物是CmHn、CO、NOx等;站内管道焊接会产生少量焊接烟尘.
由于本项目施工期较短,站场建设及站内管道焊接工程量均较小,不会用到产生重大污46染的施工机械,产生的废气量较小,且项目施工现场位于开阔地带,有利于废气扩散,因此对大气环境的影响较轻.
总的来说,采取积极的大气污染防治措施后,工程施工对周边环境空气影响较小,可接受.
7.
1.
2地表水环境影响项目设备及管道采用清水试压,试压废水沉淀后就近排入站外沟渠,施工单位须做好废水的排放的管理与疏导工作.
本项目施工期产生的生活污水依托泸205井钻井工程已建的旱厕收集后做农肥用,不外排.
在采取以上措施后,施工期废水不会对地表水环境造成明显影响,环境可以接受.
7.
1.
3声环境影响本工程施工过程中采用的机械和运输工具使用时产生高噪声,容易对附近声环境造成影响,因此评价对施工噪声对环境的影响进行预测分析.
根据工程初步设计对拟建工程提出的工程实施方案,结合国内目前常用的筑路机械,表5.
3-1列出了工程施工机械噪声值.
工程施工机械种类多,且施工机械的共同特点是噪声值高,对施工现场附近有影响,且难以采取吸声、隔声等措施来控制其对环境的影响.
预测模式如下:施工噪声源可近似视为点声源,根据点声源噪声衰减模式,可计算出各施工设备不同距离的噪声值.
点声源衰减模式如下:式中:LP——距声源r(m)处声压级,dB(A);LPO——距声源ro(m)处声压级,dB(A).
利用公式对施工机械噪声的污染范围(作业点至噪声值达到标准的距离)进行预测,施工机械在不同距离处噪声影响见表7.
1-1.
47表7.
1-1施工机械噪声影响范围预测结果单位:dB(A)距离(m)噪声源10205070100150200吊管机80.
074.
066.
063.
160.
056.
554.
0电焊机63.
057.
049.
046.
143.
039.
537.
0切割机73.
067.
059.
056.
153.
049.
547.
0载重汽车82.
076.
068.
065.
162.
058.
556.
0本工程仅昼间施工,根据预测结果可知(考虑了地面、植被、建筑隔声等因素的吸隔声降噪),施工易引起附近昼间120m范围内噪声超过《声环境质量标准》2类声功能区标准;昼间40m范围内噪声超过《建筑施工场界环境噪声排放标准》.
根据现场调查,本项目站场周边300m范围内有3处居民点,施工过程影响预测见表7.
1-2.
表7.
1-2施工噪声对保护目标影响预测单位:dB(A)环境保护目标距场界最近距离/方位噪声贡献值本底值叠加值备注昼间昼间1#居民点(17户,56人)100m/NE59.
353.
860.
4仅昼间施工2#居民点(7户,26人)152m/N55.
157.
53#居民点(11户,42人)103m/W58.
960.
1根据预测结果,本项目施工期在1#、3#距离项目施工场界较近处居民点噪声预测值略超过《声环境质量标准》(GB3096-2008)中2类区昼间标准值,最大超标值为0.
1~0.
4dB(A),其余居民点处噪声预测值均满足GB3096-2008中2类区昼间标准值.
环评要求施工过程中:①合理安排施工时间,禁止夜间施工,因施工工艺需要必须进行夜间施工时,须办理夜间施工手续并公告周围群众;②噪声较大机械应尽量远离敏感目标,加快施工进度,尽量减少对敏感目标的影响时间;③选用低噪设备,加强施工机械维修、保养,确保其处于最佳工作状态.
总的来说,施工噪声对周边居民有一定程度的影响,但由于施工周期短,且不在夜间施工,通过采取以上噪声防治措施,可最大限度地减少施工噪声对48周围环境的影响,施工对站场周边各声环境敏感目标的影响可接受.
7.
1.
4固体废物环境影响施工期产生的固体废物主要是生活垃圾、施工废料以及吹扫过程中产生的废渣.
本项目施工队伍租用当地民房,施工人员的生活垃圾依托当地民用垃圾收集设施收集后与当地居民垃圾一同送往当地环卫系统处置处理,无施工生活垃圾产生.
施工废料主要包括废包装材料、废焊条和废金属等,收集后由施工单位回收利用.
吹扫废渣主要成分为石块、尘土和铁锈,经收集后在站场绿化带内填埋处理.
通过采取上述污染防治措施,施工期固体废物均能实现清洁处理和处置,不会造成二次污染.
7.
2试采期环境影响分析7.
2.
1大气环境影响在正常生产情况下,由于天然气密闭输送,站场工艺设备亦为高压密闭作业,管道沿线及站场设备没有泄漏.
试采期正常情况下仅事故或检修情况下产生的放空废气.
试采期正常情况下仅事故或检修情况下产生的放空废气.

项目设备检修、系统超压或事故时,为保证检修过程中的安全,需对装置及站内管道内残留的天然气进行放空.
泸205井站将利用站外新建的10m高放空立管进行放空,放空气从放空立管底部进入,然后进行点火燃烧排放,由于泸州区块所产天然气中不含H2S,燃烧后主要生成CO2和水,且检修和事故放空时间短,频率低,放空量较小,加之当地扩散条件较好,因此产生的废气不会对当地大气环境造成明显不利影响.
7.
2.
2地表水环境影响试采期本项目产生的污废水主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分离、脱水产生的气田水以及临时值守期值守人员产生的生活污水.
试采期泸205井站无生产废水产生,主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分49离、脱水产生的气田水,随着试采测试逐渐稳定,项目分离的气田水产生量将逐渐减小,在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理.
本项目前期临时值守期生活污水经站内设置的化粪池处理后用作农肥,不外排.
7.
2.
3声环境影响项目站场正常运行期间的噪声源主要有气液分离器、脱水装置、节流阀等装置,这些装置因节流或流速改变造成部件的机械振动而产生一定噪声,建设单位通过合理布局、使用低噪声设备、隔声减振等措施,能有效达到降噪效果.
根据类比同类型的站场可知,其噪声值较低≤65dB(A).
在检修或事故状态时,需将装置内的天然气进行放空,放空产生高压气流噪声约105dB(A).
在不考虑空气吸收、声波反射,而只考虑声能随距离衰减的情况下,其噪声衰减公式如下:Lm=L0-20logr/r0式中:Lm—距离声源为r米处预测受声点噪声预测值[dB(A)];L0—距离声源为r0米处声源的总声级值[dB(A)];r—预测受声点距离声源的预测距离(m).
据此可从理论上计算出,项目噪声随距离衰减情况详见表7.
2-1.
表7.
2-1项目噪声随距离衰减情况表单位:dB(A)距声源(m)562030405060708090100贡献值51.
049.
4339.
035.
533.
031.
029.
428.
126.
925.
925.
0由表7.
2-1预测结果可以看出,项目正常运行时距设备区6m内即可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类标准.
因此,本项目正常运行时站场均可做到噪声厂界达标,不会发生噪声扰民影响.
站场在检修或事故放空情况下,将产生放空噪声,其源强可达105dB,放空噪声不同距离的贡献值见表7.
2-2.
50表7.
2-2放空噪声影响范围预测结果距声源(m)50100150200300400500贡献值(dB(A))71656158545149《声环境质量标准》(GB3096-2008)中的2类标准达标距离:昼间165m,夜间440m.
根据预测结果可以看出,不考虑噪声在传播过程中山体、建筑阻隔等作用情况下,放空噪声在2类区昼间达标距离为165m,夜间达标距离为440m.
即昼间165m、夜间440m范围内容易出现噪声超标,会对站场周边此范围内的散居居民点产生一定的影响.
但放空噪声一年出现1~2次,每次持续时间1~5min,即放空频率低、时间短,属于偶发噪声,不属于正常工况下的噪声,一旦放空结束,噪声对环境的影响立即消失,故不会对该范围内的居民生活造成长期影响.
通过加强生产期间的安全管理,加强设备的维护,降低事故发生的几率,从而减少因检修放空产生噪声的次数;放空作业应尽量避免夜间和午休时间,并在事故放空时及时通知附近群众,与居民及时沟通,取得周边居民的谅解,以降低放空噪声对周边居民的影响.
综上所述,试采期本项目厂界噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中2类标准要求,不会对周边声环境造成明显不利影响.
7.
2.
4固体废物环境影响试采期本项目产生的固体废弃物主要为高压除砂撬和分子筛脱水撬内过滤分离器产生的滤渣以及分子筛脱水撬更换分子筛和活性炭后产生的废分子筛和废活性炭,此外还有站场临时值班员工产生的生活垃圾.
本项目未设清管装置,因此无清管废渣产生.
泸205井站产生的过滤废渣于站内集中收集,达到一定量后作为一般工业固废外运至专业渣场处置.
分子筛脱水撬产生的废活性炭和废分子筛属于危险废物,在站内危废暂存点由危废专用容器收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理.
本项目设备检修、保养产生的废油为危险废物,于站内泸205井钻井工程51已建危废暂存点由废油桶收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理.
前期临时值守期产生的生活垃圾于站内收集后由当地环卫部门统一收运处理.
通过采取上述措施,试采期本项目固体废物均能实现清洁处理和处置,不会造成二次污染.
7.
3环境风险分析7.
3.
1环境风险环境风险评价的目的是分析和预测建设项目存在的潜在危险、有害因素,建设项目建设和运行期间可能发生的突发性事件或事故(一般不包括人为破坏及自然灾害),引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏,污水池也存在垮塌或外溢的风险,所造成的人身安全与环境影响和损害程度,提出合理可行的防范、应急与减缓措施,以将风险性和危害程度降至最低.
根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2018)所提供的方法,根据项目涉及的物质及工艺系统危险性和所在地的环境敏感性确定环境风险潜势,按环境风险潜势确定评价等级.
风险评价工作级别按下表:表7.
3-1风险评价工作级别环境风险潜势Ⅳ、Ⅳ+ⅢⅡⅠ评价工作等级一二三简单分析aa:是相对于详细评价工作内容而言,在描述危险物质、环境影响途径、环境危害后果、风险防范措施等方面给出定性的说明.
根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2018)附录C规定:Q=q1/Q1+q2/Q2+…+qn/Qn…公式A1)式中:q1,q2,…,qn------每种危险物质的最大存在总量,t;Q1,Q2,…Qn-----每种危险物质的临界量,t.
当Q<1时,将项目环境风险潜势为Ⅰ;当Q≥1时,将Q值划分为:①1≤Q<10;②10≤Q<100;③Q≥100.
本项目为页岩气开发配套的地面工程项目,页岩气主要成分为甲烷等,所52涉及的易燃易爆、有毒有害物质为甲烷.
根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018)附录B,甲烷的危险物质临界量为10t.
本项目无外输管线,仅站场内井口模块至各工艺单元的输气管线,长度较短,仅约298m,甲烷最大在线量详见表7.
3-2.
表7.
3-2本项目各危险单元危险物质最大在线量统计表危险单元长度(m)设计压力(MPa)管道直径(mm)甲烷最大在线量q1(t)站场内输气管线248.
5168.
30.
0291654.
0114.
30.
043282688.
90.
028804.
060.
30.
00614.
026.
90.
000合计298//0.
105根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2018)附录B规定,本项目涉及的重点关注的危险物质及临界量见下表:表7.
3-3危险物质的量及危险源辨识结果序号物料名称临界量t项目涉及最大量(t)qn/QnQ1甲烷100.
1050.
01050.
0105本项目Q=0.
0105<1,该项目环境风险潜势为Ⅰ,评价工作等级为简单分析.
7.
3.
2环境风险敏感目标参考风险评价技术导则,将站场周边3km的区域作为评价范围;工程现场无废水排放,故本次评价就工程周围地表水及主要环境敏感目标进行调查,并作为风险情况下的敏感保护目标.
53表7.
3-4环境风险敏感目标特征表站场周边500m范围内序号敏感目标名称相对方位最近距离(m)属性人口数11#居民点NE100分散居民点约17户,56人22#居民点N152分散居民点约7户,26人33#居民点W103分散居民点约11户,42人44#居民点W270分散居民点约28户,92人55#居民点SW280分散居民点约15户,54人66#居民点E341分散居民点约10户,35人77#居民点N320分散居民点约13户,44人站场周边3km范围内序号敏感目标名称相对方位距离(km)属性人口数1隆昌河S0.
85事故收纳水体/2四川电信希望小学NE2.
4学校师生约220人3付家小学W2.
2师生约210人7.
3.
3环境风险识别(1)物质危险性识别本工程输送物质为页岩气,不含硫化氢和液态烃,主要成分为甲烷,故不存在天然气泄漏导致的硫化氢中毒风险.
可能对环境造成危害的物质为甲烷(CH4).
根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018),甲烷属于危险物质,查导则附录H可知,其大气毒性重点浓度-1为260000mg/m3,大气毒性重点浓度-2为150000mg/m3,甲烷的物质特性见下表.
表7.
3-1CH4物理化学特性表标识中文名甲烷英文名Methane化学式CH4分子量16.
04ICSC编号0291IMDG规则页码2156CAS号74-82-8RTECS号PA1490000UN编号1971危险货物编号21007EC编号601-001-00-4理化性外观与性状无色无臭气体.
溶解性微溶于水,溶于乙醇、乙醚.
主要用途用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造.
54质熔点(℃)-182.
5相对密度(水=1)0.
42/-164℃沸点(℃)-161.
5相对密度(空气=1)0.
55饱和蒸汽压(kpa)53.
32(-168.
8℃)临界温度(℃)-82.
6临界压力(Mpa)4.
59燃烧热(KJ/mol)889.
5最小引燃能量(mJ)0.
28毒性及健康危害接触限值中国MAC未制定标准前苏联MAC300mg/m3美国TWAACGIH窒息性气体美国STEL未制定标准侵入途径吸入健康危害1、当空气中甲烷浓度达25-30%时,可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精细动作障碍等;2、当空气中甲烷浓度更高时,可能使人出现窒息、昏迷等.
燃烧爆炸危险性燃烧性易燃建规火险等级甲闪点(℃)-188爆炸下限(v%)5自然温度(℃)538爆炸上限(v%)15危险特性1、甲烷与空气混合能形成爆炸性混合物,当在爆炸极限范围内遇明火、高热能时引起燃烧爆炸.
2、甲烷与氟、氯等能发生剧烈的化学反应.
3、甲烷若遇高热,容器内压增大,有开裂和爆炸的危险.
稳定性稳定聚合危害不会出现聚合危害禁忌物强氧化剂,如氟、氯等灭火方法1、立即切断气源.
2、若不能立即切断气源,则不允许熄灭正在燃烧的气体.
3、喷水冷却容器,如果可能应将容器从火场移至空旷处.
4、采用雾状水、泡沫灭火器和二氧化碳灭火器等.
包装储运危险性类别第2.
1类(UN类别)易燃气体危险货物包装标志4包装储运储运注意事项1、储存于阴凉、通风的储存间内,且储存间内温度不宜超过30℃,储存间内的照明、通风设施应采用防爆型,开关设置于储存间外.
2、罐储时,要有防火防爆措施,若为露天储罐夏季应有降温措施.
3、储存间和储罐附近应配备相应品种和数量的消防器材.
4、远离火种、热源,禁止使用易产生火花的机械设备和工具.
5、防止阳光直射.
6、与氧气、压缩空气、卤素(氟、氯、溴)等分开存放,切忌混储混运.
7、验收时应注意品名,注意验瓶日期,先进储存的先发用.
8、搬运时轻装轻卸,防止钢瓶及破损.
急救皮肤接触若有冻伤,就医治疗.
吸入1、迅速脱离现场至空气新鲜处.
2、注意保暖,呼吸困难时给输氧.
3、呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按压术,并就医治疗.
55防护措施工程控制全面通风.
呼吸系统防护一般不需要特殊防护,高浓度环境中,可佩带供气式呼吸器.
眼睛防护一般不需要特殊防护,高浓度接触时可戴安全防护眼镜.
手防护一般不需要特殊防护,高浓度接触可戴防护手套.
其它1、工作现场严禁吸烟;2、避免长期反复接触;3、进入罐区或其它高浓度区作业时须有人监护.
泄漏处理1、切断气源,喷雾状水稀释、降温,抽排(室内)或强力通风(室外).
2、切断火源,迅速撤离泄漏污染区人员至上风处,并隔离直至气体散尽.
3、应急处理人员应戴自给式呼吸器,穿一般消防防护服.
4、如有可能,应将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉;也可以将漏气的容器移至空旷处,注意通风.
5、漏气容器不能再用,且要经过技术处理以清除可能剩下的气休.
污水池暂存的气田水影响环境的主要成分是有机物类、无机盐类,不含重金属及其他有毒物质,不含易燃、易爆、有毒物质,呈碱性.
(2)生产系统危险性识别本工程井站所采天然气不含硫化氢,本项目可能产生的主要环境风险源为发生的天然气泄漏而诱发火灾或爆炸事故.
①输气管道因管材、制造工艺、安装、腐蚀等因素的影响,可能发生天然气泄漏.
如果泄漏的天然气遇火,将产生喷射火焰,发生火灾甚至爆炸事故,从而引起热辐射和爆炸伤害.
②检修时违规动火造成火灾或爆炸事故.
管道集输工程危害最大的事故为天然气泄漏,其可能引发系列环境风险事故,引起天然气泄漏的主要原因见表7.
3-2.
表7.
3-2输气管道及设备引发天然气泄漏的原因序号类别可能引发天然气泄漏的原因可能性后果1钢管因素钢管母材质量不合格形成砂眼、裂缝,甚至爆管2焊缝因素焊缝焊接时严重错边焊缝裂口、爆管等3焊缝未焊透4焊接材料不符合要求5未按焊接规程操作6腐蚀因素防腐措施不当,出现外腐蚀穿孔腐蚀减少管壁厚度,形成砂眼、裂纹,爆管7输送气质超标,出现内腐蚀穿孔8密封因素法兰、阀门、盘根等漏气漏气易于引发火灾56③污水池因滑坡、暴雨等自然灾害造成暂存的气田水渗漏或溢出.
(3)环境风险类型及危害分析根据导则,环境风险类型通常包括危险物质泄漏,以及火灾、爆炸等引发的伴生/次生污染排放.
本项目危险物质为甲烷,其环境风险类型主要为泄漏事故.
在泄漏事故发生时,甲烷将直接进入大气环境,在高浓度时会导致人体因缺氧窒息而引起中毒.
污水池泄漏对环境的影响一般有两种途径:一种是泄漏后直接进入地表;另一种是泄漏于地表,由降雨形成的地表径流污染地表水和浅层地下水.
污水池周边200m范围内未见泥石流、岩溶、滑坡、崩塌等严重危害管道施工、运营的不良地质作用,工程地质条件良好.
管线沿线地质构造简单,地表稳定.

7.
3.
4环境风险事故危害分析7.
3.
4.
1天然气泄漏事故(1)事故后果分析由于甲烷摩尔质量低于空气,属于轻质气体,随着时间的推移,扩散到空气中的甲烷会逐渐上浮,形成蒸气云团,如遇到明火,存在火灾爆炸风险.

(2)泄漏源强分析本工程管道试采期输送的页岩气不含硫化氢,站场内全长约298m,设计输气能力为20*104m3/d.
发生事故状况时,天然气泄漏速率根据《建设项目环境风险评价导则》(HJ/T1692018)推荐公式:式中:——气体泄漏速度,kg/s;P——容器压力,Pa;k——气体的绝热指数(热容比);Cd——气体泄漏参数;裂口为圆形时取1.
00,三角形取0.
95,长方形取0.
90;A——裂口面积,m2;M——分子量;57R——气体常数,8.
314J/(mol·k);TG——气体温度,K;Y——流出系数,由于,气体流动属于临界流,故Y=1.
0.
根据川渝地区天然气输送管道发生穿孔泄漏的统计情况,出现腐蚀穿孔的地方多是圆形孔,故Cd取1.
00;根据已有的腐蚀穿孔泄漏事故情况统计,腐蚀穿孔多在1~5mm之间,更大的腐蚀穿孔泄漏发生概率极低,发生概率在10-5左右,小于石油天然气行业可接受水平数量级,故本风险专题着重对小孔径泄漏事故进行预测分析.
天然气属于多原子气体,故k取4/3;计算天然气泄漏量,计算结果见表7.
3-3.
表7.
3-3天然气泄漏量估计序号裂口尺寸(mm)裂口面积(m2)CH4泄漏速率(kg/s)12mm3.
14*10-60.
02223mm7.
07*10-60.
04935mm1.
96*10-50.
136410mm7.
85*10-50.
581在293K、101325Pa下扩散,按照甲烷最大泄漏速率0.
581kg/s计,输气时管段内的储存量约为0.
105t,评价取甲烷最大泄露量为管道内储存量,按照10mm的裂口尺寸,计算管道内甲烷量全部泄漏所需时间约3.
01min.
(3)天然气泄漏爆炸及燃烧灭火次/伴生影响发生天然气泄漏实施燃烧以及发生爆炸事故时,对事故的进行灭火会产生灭火消防废水,本工程输送天然气不含硫化氢,其成分主要为甲烷,其燃烧后产污主要为CO2和水蒸气.
因此,天然气燃烧及爆炸后灭火产生的消防废水中主要污染物为燃烧周边植物产生的残渣以及天然气燃烧后溶入的极少量碳水化合物,灭火产的消防废水成分简单,就近进入雨水排放系统对周边环境的影响不大.
7.
3.
4.
2污水池事故本项目污水池主要环境风险为大雨天可能导致污水池中暂存的气田水发生外泄、溢流引起水体污染,该废水中pH值高、可溶性盐含量高、含石油类,58影响土壤的结构,危害植物生长.
污水所含的其他有机处理剂使水体的COD增高,影响水生生物的生长.
事故发生时可能直接对地势低于集液池的农田造成污染,破坏农作物和影响土壤质量.
针对工程废水外溢或泄漏的风险,建设单位在污水池选址时避开了不良地质或岩土松散的地段,防止钻井过程中因滑坡、暴雨等自然灾害导致钻井废水渗漏或溢出、垮塌污染附近农田土壤、作物、地下水等.
污水池建设按重点防渗区要求进行了防渗处理,并在井站周围设置了清污分流系统、在污水池周围设置了挡水墙,防止雨水进入废水池.
为了防止污水池中的废水渗漏或外溢污染地表水及浅层地下水,建设单位将对池内废水及时清运;在暴雨季节,对污水池加盖篷布或架设雨篷,并定期对污水池进行维护;加强对污水池巡查,防止场地内废水溢出污染环境.
可大大降低废水发生外溢的几率.
在采取上述措施并加强管理的基础上,工程废水外溢或泄漏的风险在可接受水平.
7.
3.
5环境风险防范措施7.
3.
5.
1已经采取的环境风险防范措施引发输气管道出现事故的最主要原因是腐蚀,其次是材料缺陷及人工缺陷,排在第三的是外部干扰.
因此,主体工程在设计阶段已经提出了风险削减措施.
(1)防腐措施根据各防腐层的性能及本工程环境条件,结合线路特点对防腐层性能的要求,从技术经济、安全可靠、维护管理等因素综合分析,本工程站内地面管道和设备外防腐用环氧富锌底漆(干膜厚度≥60μm)+环氧云铁中间漆(干膜厚度≥100μm)+氟碳面漆(干膜厚度≥80μm),涂层总干膜厚度≥240μm;站内公称直径DN≥50的埋地管道采用三层PE加强级防腐,其余管道采用无溶剂液体环氧+聚乙烯胶粘带特加强级防腐层,防腐层总厚度≥2.
0mm.
埋地阀体、三通等不规则异型件,采用现场操作方便,防水、防腐等综合性能优异的粘弹体防腐层.
(2)施工保证59本项目站内管道组焊接完毕后应进行100%外观质量检验,外观质量检验按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》(GB50540-20092012年版)执行.
焊缝的无损探伤必须在外观质量检验合格后进行.
站内工艺管道所有焊缝进行100%的超声波探伤检查,并进行100%X射线探伤复查,均达到Ⅱ级为合格,且不允许有未焊透、未熔合缺陷.
(3)设置完善的安全截断系统,实现事故状态下的安全连锁保护.
井口设置了高低压安全截断系统,在检测压力超高或超低状况下均可自动切断气源.
(4)站场内的设备设施均按照相关规范进行防爆、防雷、防静电设计.
7.
3.
5.
2应进一步加强的风险管理和风险防范措施(1)在站场周围设置明显的安全警示标志,并告知附近居民可能性危险、危害及安全注意事项.
(2)掌握附近居民分布情况及有效的联系方式,并与站场周边的居民和当地村委会建立联络沟通机制,完善应急监控能力.
(3)定期对站场及管线进行巡检,检查设备及管线有无漏点,确保其设备完好,无泄漏发生.
(4)污水池内废水及时清运,在暴雨季节,对污水池加盖防水篷布或架设雨篷,加强对污水池巡查,防止场地内废水溢出污染环境.
7.
3.
6应急预案针对本项目,主要是站场泄漏事故,制定应急预案.
本次评价仅提出原则性、关键性的要求,建设单位应在试采期编制具体、完善的应急预案,应急预案主要内容见下表.
60表7.
3-4应急预案内容序号项目内容及要求1应急计划区安全预评价制定的应急计划区及本项目环境保护目标2应急组织机构、人员地区应急组织机构、人员3预案分级响应条件规定预案的级别及分级响应程序4应急救援保障应急设施,设备与器材等5报警、通讯联络方式规定应急状态下的报警通讯方式、通知方式和交通保障、管制6应急环境监测、抢险、救援及控制措施由专业队伍负责对事故现场进行侦察监测,对事故性质、参数与后果进行评估,为指挥部门提供决策依据7应急检测、防护措施、清除泄漏措施和器材事故现场、邻近区域、控制防火区域,控制和清除污染措施及设备8人员紧急撤离、疏散,应急剂量控制、撤离计划事故现场、工厂邻近区、受事故影响的区域人员及公众对毒物应急剂量控制规定,撤离组织计划及救护,医疗救护公众健康9事故应急救援关闭程序与恢复措施规定应急状态终止程序;事故现场善后处理,恢复措施;邻近区域解除事故警戒及善后恢复措施10应急培训计划应急计划制定后,平时安排人员培训与演练11公众教育和信息对站场邻近地区开展公众教育、培训和发布有关信息7.
3.
6.
1应急计划区建设单位应根据本工程的安全预评价制定应急计划区,评价要求将本报告提出的环境敏感点纳入应急计划区.
7.
3.
6.
2应急组织结构建设单位对项目站场应急组织结构进行明确划分,分别成立事故抢修指挥小组、技术组、调度组、安全、消防组、抢险组、作业组、物资供应和后勤保障组.
对各小组的职责进行规定.
同时确定事故抢修组织体系,采取分级处理原则.
根据事故的严重程度和现场能够处理的能力,本级能够处理的在处理以后再向上一级汇报,本级不能处理的必须立即向上一级汇报.
7.
3.
6.
3应急设施可燃性气体检测仪、管道泄漏探测仪、安全帽、防毒面具、抢险机具、防爆排风扇、抢险棉絮等,评价参照国内同业单位的配置提出原则性要求,运营单位根据实际需要数量进行配置.
617.
3.
6.
4应急响应(1)应急响应流程突发事件应急响应流程图见下图.
应急响应的过程分为接警、判断响应级别、应急启动、控制及救援行动、扩大应急、应急终止和后期处置等步骤.

图7.
3-1应急响应流程图(2)通讯联系方式①报告方式:通常方式有捎口信、固定电话、移动电话、传真和网络.
作业区向上级报告,除非特别紧急的情况采用电话报告外,其它一律书面报告(电传).
作业区向当地乡镇、县、市级政府及其职能部门报告事故时,采用先电62话告之,后附书面报告.
作业区向村社报告事故时,采用电话或口头报告形式.
②报警方式:作业区确认事故后,对社会公众报警的方式为:电告当地市、县、镇人民政府和所属村社;电告110、119;电告社会团体或企事业单位;用高音喇叭通知社会居民或采用口信,一传十,十传百的方式;借助天然气救险车的扩音设备,巡回告之用高音喇叭通知社会居民或采用口信,一传十,十传百的方式.
借助天然气救险车的扩音设备,巡回告之.
7.
3.
6.
5应急处理措施(1)应急反应险情发生后,应急指挥启动应急预案;应急指挥组立即形成,由应急指挥组组长统一发布应急指挥命令;生产抢修组负责现场流程的切换,协调、配合抢险单位实施应急抢险工作,以及在应急情况下现场人员的疏散;HSE监护组负责现场可燃气体的检测,安全警戒线的设置,并配合相关单位实施应急救援;通讯联络组负责建立抢险单位、救援单位及地方政府有关部门的联络;后勤保障组负责抢险物资组织,后勤、车辆的保障;二级应急指挥组完成一级应急指挥组交于的任务.
(2)事故现场警戒区的设立警戒区的划定:根据站场及管道系统事故影响,结合事故现场可燃气体浓度检测结果划定警戒区.
事故现场隔离措施:HSE监护组在事故现场设置警戒线、警示标志,专人配合进行警戒,防止无关人员和机动车辆进入警戒区;HSE监护组负责检测事故现场周围天然气浓度,确认安全后,方可允许抢险车辆进入警戒区;所有进入警戒区的车辆必须配带好防火帽.
所有抢修车辆、发电机、电焊机等抢修工具必须停放在上风口,距事故点50m以外,未经允许不准发动;进入警戒区的抢修人员必须佩戴个人防护用品,熟悉撤离路线;在未确认事故现场抢修部位天然气浓度低于爆炸下限20%LEL时,严禁在警戒区域内使用非防爆工具和能够产生火花的电动工具.
(3)现场检测、监测与人员的防护HSE监护组负责对现场天然气浓度进行检测和监测工作;现场检测工作63指进入事故现场前,检测人员对甲烷浓度、可燃气体浓度的检测.
现场监测工作指应急抢修过程中检测人员对甲烷浓度、可燃气体浓度的检测;应急救援人员进入事故现场前,HSE监护组应首先对事故现场进行气体检测,确认事故现场检测合格后,应急救援人员方可进入事故现场;检测人员应携带必要的检测仪器对事故现场进行可燃气体检测工作;检测人员必须熟悉检测仪器的使用方法,具备必要的检测专业知识;检测人员必须穿戴防静电劳保服、佩带安全帽、防护镜,必要时应佩带空气呼吸器;检测人员必须熟悉异常情况下的应急措施和逃生路线;实施现场检测时,检测人员不得单独进入事故现场进行检测,要与外界保持通信联络;HSE监护组在整个应急抢修过程中,应对事故现场实时监测.
监测人员应根据现场情况合理布置现场可燃气体监测点,确定具体数量和位置;现场监测过程中,监测人员一旦发现异常情况,应立即向现场人员发出警告,同时报告现场管理单位负责人.
(4)异常情况下抢险人员的撤离HSE监护组负责事故抢修现场异常情况的监测,包括甲烷超过毒性浓度终点值、可燃气体浓度超过报警值、可燃气体浓度达到爆炸范围、现场发生火灾、现场发生爆炸等;异常情况下,HSE监护组及时向现场人员发出警报,生产抢修组立即组织现场抢修人员安全撤离;抢险人员接到警报后,立即按照既定撤离路线组织撤离;撤离应根据实际情况,本着"先人员、后机具、设备"的原则进行;到达安全区域集合地点后,站场负责清点人数,发现人员失踪,向应急救援指挥部报告.
(5)事故扩大后的应急措施根据现场情况应立即扩大警戒范围,根据现场情况组织疏散危险区范围内群众,消灭火源,保证安全;立即组织现场应急救援人员撤离危险区;及时组织对事故扩大原因进行分析,采取果断措施控制事态进一步发展;针对现场情况,迅速制定进一步的应急救援方案;报请项目部调集更多救援队伍,赶赴现场进行支援.
站场发生异常情况(大面积泄漏、火灾、爆炸):①实行全站ESD紧急关断,生产系统闭式放空,同时即向应急指挥汇报起火部位、情况;②应急指挥64下令启动应急预案,在站控室向现场下达应急指令;③通讯联络组迅速打电话报警,向公司值班人员、公司调度汇报现场情况,并联系抢险单位实施紧急抢险工作,同时向有关地方政府机构通报情况,请求救援;④生产抢修组人员立即切断生产现场电源,并对现场流程切断情况进行确认;⑤后勤保障组负责组织相关的应急抢险物资;⑥若现场情况无法控制,现场抢修组组织现场人员进行撤离.
7.
3.
6.
6应急监测应急监测的项目:甲烷.
监测地点:出现事故地点;监测要求:主导风向结合敏感点进行布设.
7.
3.
6.
7事故后恢复程序当恢复生产后,善后工作由现场人员负责具体落实,主要包括以下内容:对现场进行清理,撤除所有的机具设备;恢复地貌、植被;疏通河道、交通;根据事故破坏情况,进行评估,按照相关法律,进行赔偿;做好各项记录,进行归档整理.
7.
3.
6.
8应急培训与演练应急培训和演练是培养和提高各岗位操作人员以及其他人员的日常应急处理能力的重要手段.
应急预案应明确规定以下内容:(1)演练及考核计划:演练计划包括应急预案类型、演练时间、演练内容、参加人员、考核方式等要求.
(2)演练记录:演练记录包括应急预案类型、演练时间、演练人员名单、演练过程、考核结果、存在问题等项内容.
演练记录存档备查.
(3)演练内容和形式:强化应急器材、医疗急救等方面的演练;采用答卷方式对操作人员进行应急预案教育;按照事故应急预案,以岗位为单位进行实战模拟演练;和地方消防、医疗等单位举行较大规模的实战模拟演练;采取各种形式(如电视、电影、宣传手册等)对工程周边的民众进行应急知识宣传.
(4)总结:演练结束后应就演练过程与应急预案的要求进行对比,可采取自我评估或第三方评估的方式对预案实施过程中存在的问题进行评估,根据65评估结果对应急预案进行修改、完善.
7.
3.
7风险评价结论本项目正常情况下天然气处于密闭状态,无泄漏的情况;事故状态时输送的天然气由于管道局部腐蚀造成天然气泄漏引起燃烧、爆炸的事故概率较小,但事故对环境产生的影响较大(主要表现为破坏植被、破坏生态、危害环境).
由于本工程无外输管线,站场内管线较短,一旦发生事故可以马上采取措施,将其对环境的影响控制在最小程度,不会对周边居民和当地环境造成重大不良影响.
施工期在确保对施工人员、设备的严格管理,落实环评要求的基础上,可将发生风险事故的几率和影响控制在最小.
在采取上述风险防范措施和应急控制措施后,其发生事故的概率将大幅降低,产生的环境风险处于可接受水平.
本项目环境风险简单分析内容见表7.
3-5.
表7.
3-5本项目环境风险简单分析内容表建设项目名称泸205井测试放空气回收利用工程建设地点四川省内江隆昌市胡家镇**地理坐标东经105.
236058333°,北纬29.
275713125°主要危险物质及分布主要危险物质为甲烷,主要分布在工艺设备和管道内环境影响途径及危害后果页岩气泄漏、燃烧、爆炸,可能引起缺氧窒息、燃烧热辐射或者爆炸冲击等风险防范措施要求设置完善的安全截断系统、设置可燃气体报警系统、站场内的设备设施均按照相关规范进行防爆、防雷、防静电设计,站场周围设置明显的安全警示标志,并告知附近居民可能性危险、危害及安全注意事项,定期检查设备及管线有无漏点,确保其设备完好,无泄漏发生填表说明/7.
4服务期满环境影响分析本项目仅针对泸205井试采期间进行,试采期预计为5年,即本项目服务期预计为5年,实际时间可能根据试采测试情况有所调整.
页岩气试采测试接近尾声时,各种设备将停止使用,页岩气试采测试放空气回收利用带来的气田水、噪声等污染因素全部消失.
由于地质地层勘探的复杂性和不确定性,建设单位将根据试采测试结果决定下步实施计划.
若泸205井测试求产结果良好,建设单位将根据整体开发规66划进行后续丛式井组或其他形式的开采开发规划,届时后续开采开发项目将另行立项和开展环评;若测试求产未达到工业开采条件,则建设单位可能会在试采测试后封井,项目结束.
若试采测试后封井,则退役期主要是进行生态环境的恢复,同时封井和井场清理也会产生少量的扬尘和建筑垃圾,会对周围的环境造成一定的影响.

试采测试停止后将进行一系列清理工作,包括地面设施拆除、地下截去至少1m的井筒并用水泥灌注封井、井场清理等.
在这期间,将会产生少量扬尘和固体废物.
在闭井施工操作中注意降尘措施,文明施工,防止水泥等的洒落与飘散,同时在清理井场时防止飞灰、扬尘的产生,尽可能降低对周边大气环境的影响.
另外,井场清理等工作还会产生部分废弃管线、废弃建筑残渣等固体废物,对这些废弃管线、废弃建筑残渣等进行集中清理收集,管线回收再利用,废弃建筑残渣外运至指定建筑垃圾填埋场处置,可有效控制对区域环境的影响.
站场内的各工艺撬装设备拆除后转运至其他需要的项目使用.
站场经过清理后,占地范围内的水泥平台或砂砾石铺垫被清理,随后根据周边区域的自然现状对其进行恢复,使井场恢复到相对自然的一种状态,站场范围内的自然植被会逐渐得以恢复,有助于区域生态环境的改善.
67拟采取的防治措施及预期治理效果表8内容项目排放源污染物名称防治措施预期治理效果大气污染物施工期设备安装、运输、管道敷设施工扬尘规范管理,避免大风天气作业;根据天气以及施工场地起尘情况进行洒水抑尘对环境影响小机具尾气和焊接烟尘施工期较短,不使用重污染的施工机械,产生的废气量较小,且项目施工现场位于开阔地带,有利于废气自然扩散对环境影响小试采期事故检修废气通过站外10m高放空立管燃烧后排放达标排放水污染物施工期施工人员生活污水依托泸205井钻井工程已建的旱厕收集后做农肥用,不外排综合利用设备及管道试压试压废水沉淀后选择合理地点外排沟渠对环境影响小试采期分离、脱水气田水在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理对环境影响小临时值守人员生活污水经站内设置的化粪池处理后用作农肥,不外排综合利用固体废物施工期站场施工施工废料收集后由施工单位回收利用资源化、无害化吹扫吹扫废渣经收集后在站场绿化带内填埋处理无害化处理施工人员生活垃圾依托当地民用垃圾收集设施收集后与当地居民垃圾一同送往当地环卫系统处置无害化处理试采期过滤废渣集中收集后作为一般工业固废外运至专业渣场处置无害化处理废活性炭、废分子筛在站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由危废专用容器收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理无害化处理废油于站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由废油桶收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理无害化处理生活垃圾站内统一收集后由当地环卫部门统一收运处理无害化处理噪声施工期施工过程合理安排施工时间,夜间及午休时间不施工;运输车辆经过沿线有敏感点的路段时减速、禁鸣对环境影响小试采期设备噪声选用先进、低噪音设备等,正常试采期间站场场界噪声达标达标排放放空噪声尽量避免夜间和午休时间,并在事故放空时及时通知附近群众,与居民及时沟通,取得周边居民的谅解,以降低放空噪声对周边居民的影响影响可接受其他环境风险风险防范措施设置完善的安全截断系统、设置可燃气体报警系统、站场内的设备设施均按照相关规范进行防爆、防雷、防静电设计,避免或将环境风险影响降至68内容项目排放源污染物名称防治措施预期治理效果站场周围设置明显的安全警示标志,并告知附近居民可能性危险、危害及安全注意事项,定期检查设备及管线有无漏点,确保其设备完好,无泄漏发生最低风险应急预案按照相关规范要求制定环境风险应急预案,并定期组织应急预案演生态保护措施及预期效果:8.
1生态保护措施8.
1.
1施工期本项目在泸205井钻井工程井场内新建泸205井地面工程,占地范围内地表清理、平场等工作均已完成,本项目实施不新占耕地、林地等,不会对项目所在地土地资源和利用现状产生影响,不新增周边植被的破坏和砍伐,也不会破坏周边野生动物栖息地.
项目施工期应优化施工作业程序:严禁夜间作业,避免灯光、噪声对夜间动物活动的惊扰;避免大风天气作业,降低施工扬尘对周边植被的影响.
加强野生动植物保护宣传和保护力度,施工过程中张贴动植物保护告示或设置警示牌:禁止施工人员破坏作业区外林、灌、草,禁止干扰施工作业带(区)外的生态环境;禁止干扰野生动物及其生境,如追逐、惊吓、捕杀、掏窝、拔巢.

虽然经调查未发现评价范围有珍稀濒危野生动植物分布,但不表示就已绝迹,尤其野生动物活动范围大、听觉嗅觉灵敏、警觉性强,且多在夜间或晨昏活动.
因此,建议建设单位制定野生动植物保护方案,施工过程中一旦发现应立即按照野生动植物保护方案采取保护措施.
本项目施工结束后,应立即进行迹地清理,修复景观,尽量使施工期生态影响降低到最小.
8.
1.
2试采期本项目施工活动停止后站场及周边将逐步恢复到施工前的自然状态,试采期不排污,因此不需采取额外的生态保护措施.
69污染物防治措施及预期治理效果:8.
2大气污染防治措施本项目站场内管道采取严格的防腐措施,并定期检查和维护,相关设备加强监控、巡查和管理,采用高质量的阀门和设备,正常输气情况下,安全性良好,无废气产生;仅设备检修、系统超压或事故时,需对装置及站内管道内残留的天然气进行燃烧放空,由于泸州区块所产天然气中不含H2S,燃烧后主要生成CO2和水,且检修和事故放空时间短,频率低,放空量较小,加之当地扩散条件较好,因此产生的废气自然扩散后不会对当地大气环境造成明显不利影响.
项目施工期的大气污染物主要为施工扬尘和施工机械尾气及少量的焊接烟尘,针对施工期的大气污染物排放特征,本项目施工时应采取以下污染防治措施:(1)对使用频繁的道路路面进行洒水处理,以减少路面沙尘的扬起,运输车辆进入施工区域,应低速行驶;加强进出场区道路的维护,避免运输道路的损坏造成运输车辆颠簸,从而产生扬尘.
(2)在施工现场进行合理化管理,统一堆放材料,设置专门库房堆放水泥,尽量减少搬运环节,搬运时轻举轻放,防止包装袋破裂.
(3)对于易产生扬尘的施工环节尽量避免在大风干燥季节实施;车辆装卸应尽量降低操作高度,粉粒物料严禁抛洒;细颗粒散装建筑材料应储存于库房内或密闭存放,运输采用密闭式罐车运输.
(4)保持运输车辆完好,不过满装载,及时清扫散落在路面上的泥土和建筑材料.
(5)施工场区不宜使用油耗高、效率低、废气排放严重的施工机械,对燃油设备要合理配置,加强管理,对工程运输车辆要求尾气达标排放.
采取以上措施,施工期产生的扬尘和施工机械尾气对环境影响将得到有效控制,不会改变区域环境功能.
708.
3水污染防治措施8.
3.
1施工期项目施工期的污废水主要包括管道试压水和施工人员产生的少量生活污水,拟采取以下污染防治措施:(1)本工程施工人员的食宿主要依托泸205井钻井工程已建的生活区,生活污水经已建的旱厕收集后农用,不外排.
(2)本项目管道试压采用的是无腐蚀性的清洁水进行试压,其污染物主要为少量SS,通过设置适度规模的简易沉淀池,沉淀后就近排入站外沟渠.
施工单位应做好废水排放的管理与疏导工作.
(3)管理措施开展施工场所和施工驻地的环境保护教育,让施工人员理解水资源保护的重要性,应制定合理的施工程序,高效组织施工作业,加强施工管理和工程监理工作,严格检查施工机械,施工材料不能堆放在地表水体附近,并应备有临时遮挡的帆布.
通过科学合理、高效严格的施工管理,有助于减少施工期对周边地表水环境的影响.
采取以上措施,工程施工对地表水环境的影响能得到有效控制,影响较小.
8.
3.
2试采期试采期间本项目产生的污废水主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分离、脱水产生的气田水以及临时值守期值守人员产生的生活污水.
前期临时值守期生活污水经站内设置的化粪池处理后用作农肥,不外排.
试采期站场无生产废水产生,主要为单井分离撬和分子筛脱水撬分离、脱水产生的气田水,随着试采测试逐渐稳定,项目分离的气田水产生量将逐渐减小,在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理.
(1)现场废水贮存措施合理性分析试采测试初期(约45天)本项目分离、脱水产生的气田水量约25m3/d,随着试采逐渐稳定,项目分离的气田水产生量将逐渐减小,试采稳定期分离、脱水产生的气田水量约3m3/d,在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项71目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理.
泸205井钻井工程已建的集液池容积500m3,位于站场及钻井平台外西侧,采用10cmC30混凝土面层+水泥基渗透结晶型防水剂防渗处理.
污水池(钻井工程集液池)容积能满足试采测试初期本项目正常工况下约20天的废水量,贮存时间较为充裕,现场贮存容积可以满足正常试采期生产废水的临时贮存要求,且集液池进行了防渗处理,现场贮存期间可以有效的防止气田水的渗漏污染影响.
因此本项目依托钻井工程已建的集液池作为本项目的污水池进行现场废水临时贮存合理可行.
(2)废水回注可行性分析①威43井概况:威43井位于威远县新场镇丰田村,北纬29°36′21.
04″东经104°29′01.
26″,位于本项目西北侧直线距离约82km处.
《利用威43井回注气田水环境治理项目环境影响报告表》及《利用威43井回注气田水环境治理项目回注水方案调整环境影响补充报告》已分别经威远县环境保护局批复(威环审批〔2015〕49号、威环审批〔2016〕107号),并通过了威远县环境保护局组织的竣工环保验收(威环验函〔2016〕5号、威环验[2016]49号).
利用威43井回注威远气田威202、威204等井区气田水、试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水等钻井、采气废水,其回注层位震旦系灯影组,设计回注空间320万m3,设计回注年限10年,设计回注规模为1000m3/d,设计回注压力为1.
6MPa,现累积回注量约60.
0*104m3(截止2019年4月),剩余回注能力约为260*104m3.
②水质要求:威43井为一口通过环保验收并正式投入运行的回注井,其接收的原水为各钻井产生的气田水、试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液及钻井废水等,废水原水主要通过密闭罐车运输,采用"斜管处理器、混凝处理器、隔膜压滤机、卧螺式离心机"的废水及污泥处理工艺,投入运行以来,运行稳定,未发生环境污染事故.
从水质要求来看,本工程分离脱水产生的气田水属于威43井接收的原水之一,运至威43井处理后回注可行.
③接纳能力:气田水属于威43井处理回注接收的原水之一,试测试初期(约45天)本项目分离、脱水产生的气田水量约25m3/d,随着试采逐渐稳定,72项目分离的气田水产生量将逐渐减小,试采稳定期分离、脱水产生的气田水量约3m3/d,现威43井剩余回注空间约260万m3,可满足本工程气田水的回注要求.
本项目废水产生量较小,在威43井处理回注站正常工况范围内,不会造成威43井回注站的冲击负荷.
目前威43井回注水量主要以压裂返排液为主,常规气气田水水量少,且现场因来水量较小,常因无水回注而停泵或低流量回注,本项目废水回注不会造成威43井回注站超负荷运行.
从管理以及处理能力的角度分析,本项目废水采用密闭罐车运至威43井处理后回注措施合理可行.
④运输方式及线路合理性:泸205井分离、脱水产生的气田水通过罐车方式公路运输约106km到达威43井,运输线路沿线均不涉及饮用水源等敏感水体,运输线路走向合理;密闭罐车运输避免了转运途中废水的"跑、冒、滴、漏";通过对罐车GPS定位跟踪、压裂返排液外运三联单管理等环保管理制度的落实,本项目压裂返排液外运线路及运输方式是合理的;同时本项目业主单位与专业运输公司签订转运合同,废水转运由专业公司负责实施,降低环境风险发生概率.
⑤环境管理要求:在压裂返排液转运过程中严格执行三联单管理制度;压裂返排液的转运按照废物转运联单管理制度执行.
运输路线的选择须避开饮用水源保护区等重要水体,运输过程中应当严格根据已经选定的转运路线进行转运,不得擅自更改运输路线,从而增加环境风险.
对运输参与人员进行环境保护教育培训,提升应对泄漏等风险事故的应对能力,将可能造成的环境影响降到最低.
通过上述措施,本项目施工和运营过程中无废水外排当地环境,对当地地表水环境无影响,废水处理措施可行.
(3)废水转运措施建设单位针对废水转运应采取如下管理措施:①废水承运单位在开展运输工作之前,应对运输人员进行相关安全环保知识培训,废水运输车辆、装卸工具必须符合安全环保要求,装卸和运输废水过程中不得溢出和渗漏.
严禁任意倾倒、排放或向第三方转移废水.
73②废水承运人员进入井站装卸废水,必须遵守公司的有关安全环保管理规定,并服从井站值班人员的管理,不得擅自进入工艺装置区和操作站场设备设施.
③废水车辆运输严格执行签认制度.
签认单复印件报属地管理单位安全部门和承运单位备查,保存期不得少于二年.
④废水转运时采取罐车密闭输送,尽量避免在雨天和大雾天转运.
⑤建设单位应当加强对废水承运单位的监管和沟通,督促其严格监管废水转运车辆,以防废水承运人员半途随意倾倒废水造成环境污染.
⑥转运过程做好转运台账,严格实施交接清单制度.
通过上述措施,本项目施工过程中无废水外排当地环境,对当地地表水环境无影响,废水处理措施可行.
此外,鉴于四川页岩气勘探开发有限责任公司后期存在在区块内实施其他回注井的可能性,考虑到运输的经济性以及四川页岩气勘探开发有限责任公司的统一规划,若后期区块有其他合法并符合环保要求的回注井,也可根据四川页岩气勘探开发有限责任公司的统一规划实施回注,但必须确保接纳本工程废水的回注井符合环保要求、具备接纳能力且具有环境可行的运输线路.

8.
3噪声污染防治措施8.
3.
1施工期(1)合理布局施工机械,合理安排施工强度,作好施工组织设计,尽可能将施工机械远离周围的敏感点.
(2)选用符合国家标准的低噪声设备,并加强对设备的维修保养,避免由于设备非正常工作而产生高噪声污染.
(3)合理安排施工时间,禁止夜间(22:00-次日6:00)施工,若因特殊状况需要连续施工的,应向环保部门申请,批准后才能根据规定夜间施工.

(4)项目区域内的部分现有道路将在项目施工期用于运输施工物资,应注意合理安排施工物料的运输时间.
在途经附近居民点和学校路段,应减速慢行、禁止鸣笛.
(5)施工过程与周围居民做好沟通工作,减少对敏感地点的影响,防止74发生噪声扰民现象.
(6)在施工招投标时,将减低环境噪声污染的措施列为施工组织设计内容,并在合同中予以明确.
施工操作人员及现场施工人员,按劳动卫生标准控制工作时间,并做好自身防护工作,如配戴耳塞等.
采取上述噪声防治措施后,能最大限度减小施工噪声对区域环境的影响.

8.
3.
2试采期对试采期主要产噪设备气液分离器、脱水装置、节流阀等装置在设备选型时尽可能选用低噪声设备;对机械设备进行定期维护保养.
总的来说,严格采取以上噪声污染防治措施后,本项目对环境的影响可接受.
8.
4固体废物污染防治措施8.
4.
1施工期项目施工期固体废物主要包括施工废料、施工人员的生活垃圾以及吹扫过程产生的废渣等.
针对施工期固体废物,应采取以下积极有效的处置措施:(1)施工期吹扫产生的少量废渣经收集后在站场绿化带内填埋处理.
(2)施工结束后,应对施工场地内产生的施工废料进行集中收集,废焊条、废包装材料、废金属收集后回收利用,禁止乱堆乱放,禁止随意倾倒.

(3)及时清扫施工道路积尘和散落的弃渣,维护沿线村落环境卫生.
(4)施工人员办公生活区设置生活垃圾集中收集点,对生活垃圾进行集中收集,交由当地的环卫部门统一处置,禁止生活垃圾乱丢乱弃.
采取以上措施后,施工期产生的固体废物均得到妥善处置,对环境影响小.
8.
4.
2试采期试采期间本项目产生的固体废弃物主要为高压除砂撬和分子筛脱水撬内过滤分离器产生的滤渣以及分子筛脱水撬更换分子筛和活性炭后产生的废分子筛和废活性炭,此外还有站场临时值班员工产生的生活垃圾.
本项目未设清管装置,因此无清管废渣产生.
针对试采期各类固体废物,采取以下积极有效的处置措施:(1)过滤废渣于站内集中收集,达到一定量后作为一般工业固废外运至75专业渣场处置.
(2)分子筛脱水撬产生的废活性炭和废分子筛属于危险废物,在站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由危废专用容器收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理.
(3)设备检修、保养产生的废油为危险废物,于站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由废油桶收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理.
(4)前期临时值守期产生的生活垃圾于站内收集后由当地环卫部门统一收运处理.
通过采取上述措施,试采期本项目固体废物均能实现清洁处理和处置,不会造成二次污染.
8.
5环保投资估算本项目总投资2195.
36万元,环保投资为79.
9万元,占总投资的3.
64%.
该部分投资主要用于施工场地生态恢复和环境风险防范应急预案等.
环保投资情况见表8.
5-1.
表8.
5-1环保设施(措施)及投资估算一览表时期类型项目治理措施环保投资施工期大气施工扬尘、机具尾气避免大风天气作业;根据天气以及施工场地起尘情况进行洒水抑尘0.
2废水试压废水简易沉淀池沉淀后就近排入站外沟渠1生活污水依托泸205井钻井工程已建的旱厕收集后农用0.
5固废施工废料根据固体废物特性进行分类收集,收集后回收利用0.
5吹扫废渣收集后在站场绿化带内填埋处理0.
2生活垃圾定点集中收集后,交由当地的环卫部门统一处置1.
0噪声施工机械合理安排施工时间,夜间不施工;运输车辆经过沿线有敏感点的路段时减速、禁鸣纳入主体工程投资生态保护迹地清理、生态恢复清理施工场地,施工废料回收利用,站场占地及周边绿化5.
0营运期废气事故紧急切断设施截断阀纳入主体工程投资事故检修废气通过站外10m高放空立管燃烧后排放纳入主体76时期类型项目治理措施环保投资工程投资废水气田水在泸205井钻井工程已建的集液池(作为本项目的污水池)内暂存,定期采用罐车外运至威43井回注处理2.
0临时值守人员生活污水建2m3化粪池,站内收集处理后用作农肥2.
0固废过滤废渣站内集中收集后作为一般工业固废外运至专业渣场处置2.
0分子筛脱水撬废活性炭和废分子筛在站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由危废专用容器收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理5.
0设备检修、保养废油于站内泸205井钻井工程已建危废暂存点由废油桶收集后,委托有相应危险废物处理资质的单位定期收运处理1.
0临时值守人员生活垃圾站内统一收集后由当地环卫部门统一收运处理1.
0环境风险警示标志、应急预案设置明显的安全警示标志,加强站场周边宣传教育,编制环境风险应急预案25.
0合计/79.
98.
6环境管理与监测计划8.
6.
1环境管理(1)施工期环境管理为最大限度的减少施工对自然生态环境和农业生态环境的破坏,必须制定严格的管理体制,严格执行各项管理措施,在施工中应在满足施工人员健康、确保施工安全进行的前提下,通过环境管理把施工期对环境的影响降到最低.

业主单位应设专人负责施工作业进行,其职责在于监督施工单位在施工过程中的履行合同,同时监督施工单位落实环境保护措施情况.
施工单位也应设HSE管理人员负责落实环境管理制度.
业主单位和施工单位应协作在施工前制定环境保护方案,限制施工区域植被、动物等的人为破坏,同时应在施工前对施工人员进行环境保护培训.