1、 I 目目 录录 1 概述概述 . 1 1.1 项目建设背景 . 1 1.2 评价工作过程 . 1 1.3 相关情况的分析判定 . 2 1.3.1 产业政策符合性分析 . 2 1.3.2 相关规划符合性分析 . 3 1.3.3 相关法规、政策、规范等相符性分析 . 4 1.3.4 与环境功能区划及其他规划的相符性分析 . 9 1.3.5 与陇东油区“十三五”发展规划环评及审查意见相符性分析 . 12 1.3.6 项目与“三线一单”的符合性分析 . 13 1.3.7 选址选线合理性分析 . 14 1.4 建设工程特点 . 15 1.5 关注的主要环境问题及环境影响 . 16 1.6 主要结论 .
2、 16 2 总则总则 . 17 2.1 编制依据 . 17 2.1.1 评价任务依据 . 17 2.1.2 法律依据 . 17 2.1.3 法规依据 . 17 2.1.4 部门规章依据 . 18 2.1.5 地方性法规 . 19 2.1.6 环保政策 . 19 2.1.7 相关规划 . 19 2.1.8 评价技术规范 . 20 2.2 评价目的及原则 . 21 2.2.1 评价目的 . 21 2.2.2 评价原则 . 21 2.3 环境功能区划及评价标准 . 21 2.3.1 环境功能区划 . 21 II 2.3.2 评价标准 . 22 2.4 环境影响识别与评价因子筛选 . 26 2.4.1
3、 项目影响环境要素识别 . 26 2.4.2 评价因子筛选 . 28 2.5 评价工作等级及评价范围 . 28 2.5.1 大气环境 . 28 2.5.2 生态环境 . 29 2.5.3 地表水 . 30 2.5.4 地下水 . 30 2.5.5 声环境 . 32 2.5.6 土壤环境 . 33 2.5.7 风险 . 35 2.5.8 小结 . 35 2.6 评价时段与评价重点 . 35 2.6.1 评价时段 . 35 2.6.2 评价重点 . 35 2.7 主要环境保护目标 . 36 2.7.1 污染控制目标 . 36 2.7.2 环境保护目标 . 36 3 工程概况工程概况 . 41 3.
4、1 基本情况 . 41 3.2 地理位置与交通 . 41 3.3 项目组成 . 41 3.4 管线工程 . 43 3.4.1 管线穿跨越情况 . 43 3.4.2 管道敷设 . 44 3.4.3 临时工程 . 45 3.4.4 管线水工保护 . 45 3.4.5 管道清管与试压 . 46 3.4.6 焊接无损检测 . 46 3.4.7 管道防腐保温 . 47 3.5 主要生产设备 . 47 III 3.6 总平面布置 . 47 3.7 工程占地及土石方平衡 . 48 3.8 拆除工程 . 48 3.9 依托工程 . 48 3.10 公用工程 . 49 3.11 劳动定员和工作制度 . 50 3
5、.12 工程投资 . 50 4 工程分析工程分析 . 51 4.1 施工期工艺过程及产污环节分析 . 51 4.1.1 拟建撬装站工程 . 51 4.1.2 管线敷设作业 . 51 4.1.3 施工期主要污染工序 . 53 4.2 运营期工艺过程及产污环节分析 . 55 4.2.1 运营期主要工艺流程 . 55 4.2.2 运营期主要污染工序 . 55 4.3 生态影响因素分析 . 57 4.4 污染物排放情况汇总 . 58 4.5 清洁生产分析 . 58 5 区域概况及环境现状调查区域概况及环境现状调查 . 60 5.1 自然环境概况 . 60 5.1.1 地形、地貌 . 60 5.1.2
6、地质构造 . 61 5.1.3 气候气象 . 64 5.1.4 地表水 . 64 5.1.5 土壤 . 65 5.1.6 动植物 . 66 5.2 环境质量现状 . 66 5.2.1 环境空气现状监测与评价 . 67 5.2.2 声环境现状监测与评价 . 68 5.2.3 地表水现状监测与评价 . 69 IV 5.2.4 土壤环境现状调查与评价 . 70 5.3 区域环境敏感目标 . 77 5.3.1 集中式饮用水源地保护区 . 77 5.3.2 白龙江引水工程 . 77 5.3.3 其它分散饮水工程 . 78 5.4 区域工业污染源 . 78 6 施工期环境影响及环保对策措施施工期环境影响及
7、环保对策措施 . 79 6.1 施工期环境影响分析 . 79 6.1.1 施工期废气环境影响 . 79 6.1.2 施工期水环境影响 . 79 6.1.3 施工期声环境影响 . 80 6.1.4 施工期固废影响 . 81 6.1.5 管道穿跨越影响分析 . 81 6.2 施工期环保对策措施 . 82 6.2.1 废气污染防治措施 . 82 6.2.2 废水污染防治措施 . 83 6.2.3 噪声控制措施 . 84 6.2.4 固体废物污染防治措施 . 84 6.2.5 生态保护措施 . 85 6.3 小结 . 86 7 运行期环境影响及环保对策措施运行期环境影响及环保对策措施 . 88 7.1
8、 运行期环境影响分析 . 88 7.1.1 环境空气影响评价 . 88 7.1.2 地表水环境影响分析 . 91 7.1.3 声环境影响预测与评价 . 91 7.1.4 固体废物环境影响分析 . 93 7.1.5 对水源地环境影响分析 . 94 7.2 运行期环境措施及可行性论证 . 94 7.2.1 环境空气污染防治措施 . 94 7.2.2 水污染防治措施 . 95 7.2.3 噪声控制措施 . 95 V 7.2.4 固体废物贮存和处置措施 . 95 7.3 环保投资估算 . 96 8 地下水环境影响评价地下水环境影响评价 . 97 8.1 总则 . 97 8.1.1 评价等级与评价范围
9、. 97 8.1.2 调查评价范围 . 97 8.1.3 地下水环境保护目标 . 98 8.2 地下水环境影响识别 . 99 8.2.1 施工期地下水环境影响识别 . 99 8.2.2 运行期地下水环境影响识别 . 99 8.2.3 服务期满地下水环境影响识别 . 99 8.2.4 评价因子筛选 . 99 8.3 自然地理及地质概况 . 100 8.4 环境水文地质条件 . 102 8.5 地下水环境现状监测与评价 . 110 8.6 地下水数学模型建立 . 120 8.7 施工期地下水环境影响预测及评价 . 123 8.8 运行期地下水环境影响预测及评价 . 124 8.9 地下水环境保护目
10、标影响分析 . 126 8.10 地下水环境保护措施与对策 . 128 9 土壤环境影响评价土壤环境影响评价 . 136 9.1 评价工作等级及评价范围 . 136 9.1.1 影响识别 . 136 9.1.2 评价工作等级判定 . 137 9.1.3 调查评价范围及敏感目标 . 138 9.2 土壤环境影响预测与评价 . 138 9.2.1 土壤性质和土壤肥力影响分析 . 138 9.2.2 土壤污染影响分析 . 140 9.2.3 生态影响型土壤环境影响分析 . 144 9.3 土壤环境保护措施 . 146 VI 9.3.1 土壤污染防治措施 . 146 9.3.2 土壤生态环境保护措施
11、. 148 9.4 结论 . 148 10 生态环境影响评价生态环境影响评价 . 150 10.1 生态环境调查与评价 . 150 10.1.1 生态环境现状调查方法 . 150 10.1.2 生态环境功能区划及生态系统现状 . 151 10.1.3 土地利用现状. 152 10.1.4 土壤类型 . 153 10.1.5 植被资源现状. 154 10.1.6 动物资源现状. 155 10.1.7 土壤侵蚀现状. 156 10.1.8 农业生产现状. 157 10.1.9 区域存在的生态环境问题 . 157 10.2 生态环境影响评价 . 157 10.2.1 施工期生态环境影响分析 . 15
12、7 10.2.2 运行期生态环境影响分析 . 163 10.3 生态环境保护与恢复措施 . 163 10.3.1 工程替代方案与优化措施 . 163 10.3.2 施工期生态环境保护措施 . 163 10.3.3 运行期生态环境保护措施 . 166 11 环境风险评价环境风险评价 . 167 11.1 风险调查 . 167 11.1.1 风险源调查 . 167 11.1.2 环境敏感目标. 167 11.2 环境风险潜势初判 . 167 11.2.1 评价工作等级与范围 . 167 11.2.2 评价工作等级确定 . 168 11.3 环境风险识别 . 168 11.3.1 物质危险性识别.
13、168 11.3.2 生产系统危险性识别 . 173 VII 11.3.3 危险物质向环境转移途径识别 . 173 11.3.4 风险识别结果. 173 11.4 风险事故情形分析 . 174 11.4.1 风险事故情形设定 . 174 11.4.2 源项分析 . 175 11.5 环境风险分析 . 176 11.5.1 站场风险事故后果分析 . 176 11.5.2 输油管道泄漏事故影响分析 . 177 11.5.3 供气管线泄漏对环境空气的影响 . 179 11.6 风险防范措施与应急预案 . 179 11.6.1 风险管理措施. 180 11.6.2 企业现有风险防范措施 . 180 1
14、1.6.3 技术防范措施. 182 11.6.4 应急预案 . 185 11.6.5 突发环境事故应急措施 . 186 11.7 结论 . 190 12 环境经济损益分析环境经济损益分析 . 191 12.1 经济效益分析 . 191 12.2 社会效益分析 . 191 12.3 环境效益分析 . 191 12.3.1 环境代价 . 191 12.3.2 环境系数 . 192 12.4 结论 . 192 13 环境管理与监测计划环境管理与监测计划 . 193 13.1 环境管理要求 . 193 13.2 污染物排放清单 . 194 13.2.1 污染物排放管理. 194 13.2.2 排污口管
15、理 . 196 13.2.3 信息公开 . 196 13.3 环境管理制度 . 197 13.3.1 环境管理现状. 197 VIII 13.3.2 各级 QHSE 组织的责任 . 197 13.3.3 环境管理制度. 198 13.3.4 组织机构 . 199 13.3.5 环境管理计划. 199 13.4 环境监测计划 . 200 13.5 环境保护建议及要求 . 201 14 结论结论 . 202 14.1 建设项目概况 . 202 14.2 产业政策及规划相符性 . 202 14.3 环境质量现状 . 202 14.3.1 环境敏感目标. 202 14.3.2 环境质量现状. 202
16、14.4 污染物排放情况及环境保护措施 . 203 14.4.1 大气 . 203 14.4.2 水环境 . 203 14.4.3 噪声 . 203 14.4.4 固体废弃物 . 204 14.5 主要环境影响 . 204 14.5.1 大气环境的影响. 204 14.5.2 地表水环境的影响 . 205 14.5.3 地下水环境的影响 . 205 14.5.4 声环境的影响. 205 14.5.5 固体废物环境影响 . 206 14.5.6 生态环境的影响. 206 14.6 清洁生产 . 206 14.7 环境影响经济损益 . 207 14.8 环境管理与监测计划 . 207 14.9 公
17、众意见采纳情况 . 207 14.10 总结论 . 207 14.11 要求与建议 . 208 IX 1 1 概述概述 1.1 项目建设背景项目建设背景 长庆油田分公司第十一采油厂（以下简称“第十一采油厂”或“建设单位”）隶属于中国石油天然气股份有限公司，主要负责甘肃省境内庆城县、镇原县及环县西南区域内的油田开发、生产组织、技术管理、原油集输、安全环保等工作，其管理的镇北油田是鄂尔多斯盆地中生界多油层发育区之一，总面积4807.5km2，是多层系复合的亿吨级含油富集区。多年来，第十一采油厂采用“勘探中有开发，开发中有勘探”的滚动开发模式， 在重点井区突破的同时， 在开发中继续深化新层系和新井区
18、的勘探工作。 截止2020年底，第十一采油厂累计部署产能363.2万吨（均已开展过环境影响评价）。 随着近年来原油产量攀升，现有的拉油模式已不能满足正常的油田生产需求，产输矛盾日益增加，且拉油过程存在存在转运方式慢、运输成本高、事故风险大的问题，油田伴生气也无法得到有效利用，管道外输是解决油田产输矛盾和安全隐患的有效办法，同时根据 关于长庆油田管道隐患治理提升工程可行性研究报告的批复（油勘2021158号）文件可知，中国石油长庆油田分公司要求各厂（处）按照轻重缓急、优先治理的原则，确认2021年隐患治理工作量，在此基础上，本次长庆油田分公司第十一采油厂拟对镇原油田集输系统进一步完善： 在现有演
19、196拉油点新建撬装站一座，并新建演196镇44增输油管线一条。 拟建镇八转309国道输油管线一条。 新建镇八转镇九转供气管线一条，输送介质为伴生气。 本项目总投资总投资 339 万元，不新增永久占地。 1.2 评价工作过程评价工作过程 根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环境影响评价法、建设项目环境保护管理条例（国务院第 682 号令）、建设项目环境影响评价分类管理名录（生态环境保护部令第 16 号，2021 年 1 月 1 日实施）以及相关环境保护管理的规定，根据甘肃省人民政府关于划定省级水土流失重点预防区和重点治理区的公告（甘政发201659 号），项目所在地环县演武乡、镇原马渠
20、乡均属于水土流失重点治理区，所以本项目属于分类管理名录中“五、石油和天然气开采业”中“7 陆地石油开采 0711”中的“涉及环境敏感区的（含内部集输管线建设）”类别，应编制环境影响报告书。为此，中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第十一采油厂产建项目组于 2 2021 年 6 月 30 日委托我单位承担该项目环境评价工作（见附件 1）。 接到委托后，我单位及时组织有关专业人员赴现场进行踏勘、收集，听取了建设单位对项目概况、工程内容的介绍，踏勘了场区及外围现场，收集了项目所在地区的区域基础资料。在此基础上，对项目所涉及的重点保护目标、重点污染环节进行了筛选，并按照相关导则要求，对项目评价因子
21、、评价等级进行确定，据此开展环境影响工作。经过资料收集、整理和模式计算、分析，编制了长庆油田分公司第十一采油厂镇原油区安全隐患治理工程环境影响报告书。评价工作程序见图 1.2-1。 图图 1.2-1 项目环境影响评价工作程序图项目环境影响评价工作程序图 1.3 相关情况的分析判定相关情况的分析判定 1.3.1 产业政策符合性产业政策符合性分析分析 本项目建设内容属产业结构调整指导目录（2019 年本）鼓励类中“七、石油、 3 天然气1、常规石油、天然气勘探与开采；3、原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管线输送设施、网络建设和液化天然气加注设施建设”，符合国家产业政策。 1.3.2 相关规
22、划符合性分析相关规划符合性分析 项目与国家和省地相关规划的相容性分析见表 1.3.2-1。通过对比，本项目的实施符合相关规划要求。 表表 1.3.2-1 项目建设与相关规划的相容性项目建设与相关规划的相容性 序号 相关规划 规划要求（摘录） 规划符合情况分析 1 甘肃省矿产资源总体规划（2016-2020 年） 陇东地区以油气、 煤炭开发为重点， 促进资源转换，打造以石化、 煤化工为核心的陇东产业群， 建设能源综合利用示范基地， 提高资源经济效益和环境效益。 本项目属于石油开发辅助类项目，开发区域位于陇东地区，符合规划要求。 2 甘肃省土地利用总体规划（2006-2020） 为保证长庆油田、华
23、亭、靖远煤矿、白银有色金属等工业的发展，规划期内安排独立工矿用地 0.42万公顷（6.25 万亩）。以农业为主，农、林、牧、工矿、城市建设全面发展，建成陇东粮、果、菜、畜产品生产、加工基地，石油开采、冶炼和煤炭生产基地。 本项目属于长庆油田石油开发辅助类项目，符合规划要求。 甘肃省土地利用总体规划（2006-2020） 调整完善方案 “附件 6 甘肃省重点建设项目用地列表”“石油、天然气项目”：长庆油田公司石油天然气勘探开发 本项目属于长庆油田石油开发辅助类项目，符合规划要求。 3 庆阳市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二三五年远景目标纲要 推动石油石化基地建设。 全力支持长庆油田、 华北
24、油田、玉门油田、辽河油田、中石化华北油气分公司等加大开发力度， 稳步推进常规油开采， 开展页岩油等非常规油勘探开发，确保到 2025 年原油产量达到 1000 万吨以上，力争达到 2000 万吨。 本项目属于长庆油田石油开发辅助类项目，是实现本纲要的重要组成部分，符合纲要要求。 4 庆阳市矿产资源总体规（2016-2020） 镇原县、庆城县、环县、合水县等部分地区，优势矿产为石油、 天然气资源。 开发利用的总体布局是：鼓励开采的矿种为石油、 天然气矿产。 禁止开采对生态环境、重大基础设施、城市建设、自然名胜景观、 重要历史文物及地质遗迹等有直接影响和破坏作用的矿产。 本项目为石油开发辅助类项目
25、，属于鼓励类。符合规划要求。同时项目区域不在 规划规定禁止开采范 围内，符合规划要求。 5 甘肃省“十三五”能源发展规划 我省处于丝绸之路经济带黄金段，能源资源丰富，陆上综合性能源战略通道优势明显， 深入推进丝绸之路经济带建设， 深化与丝绸之路沿线国家及相邻省区的能源合作， 将为我省充分利用得天独厚的区位优势条件，加强省内石油储备、石油炼化，扩大通道输送能力， 改善互联互通条件， 提供重大战略机遇； “十三五”时期，陇东地区要以建设国家大型能源基地为重点， 加强煤炭、 油气资源调查和勘查力度，加快石油、天然气、风能资源开发，拓展煤电、石油等特色产业链，突出石油化工、煤电冶一体化发展， 布局建设
26、一批循环经济型煤电化、 石化产业聚集区。 本项目为石油开采辅助类项目，符合规划加快天然气开发的要求。 6 甘肃省“十三五”循环经济发展规2020 年工业固废综合利用率75%， 工业用水重复利用率90%。 本项目运行期不产生用水，符合要求。 4 划 1.3.3 相关法规、政策、规范等相符性分析相关法规、政策、规范等相符性分析 1.3.3.1 与甘肃省石油勘探开发生态环境保护条例相符性分析 甘肃省石油勘探开发生态环境保护条例 中关于石油勘探开发相关条款的内容摘录见表 1.3.3-1。通过对比，本项目现有工程运行管理和实施过程中拟采取的措施要求符合该条例中相关条款的规定。 表表 1.3.3-1 项目
27、与项目与甘肃省石油勘探开发生态环境保护条例的相符性分析甘肃省石油勘探开发生态环境保护条例的相符性分析 序号 条例摘要 符合情况分析 1 第五条、石油勘探开发单位应当防止环境污染和生态破坏，建立健全生态环境保护责任制，明确单位负责人和相关人员的责任，对造成的生态环境损害依法承担治理、修复和赔偿责任。 第十一采油厂已建立了 HSE 管理组织机构，并对基层组织 HSE 权利和责任作出了明确规定。符合条例规定。 2 第七条、石油勘探开发单位应当编制石油勘探开发利用规划，并依法开展环境影响评价。 长庆油田分公司组织编制了陇东油区“十四五”发展规划，并按规定开展了规划环评编制工作，目前上述工作正同步开展。
28、符合条例规定。 3 第十一条、严禁通过暗管、渗井、渗坑、灌注或者篡改、伪造监测数据，或者不正常运行防治污染设施等逃避监管的方式违法排放污染物。 本项目仅新建撬装站和管线，运行期无废水产生。符合条例规定。 4 第十七条、石油勘探开发单位应当建设采出水处理设施，经处理达标后回注采油层或者综合利用，不得污染地下水。 本项目仅新建撬装站和管线，运行期无废水产生。符合条例规定。 5 第十八条、石油勘探开发单位应当加强生态环境监测能力建设。石油勘探开发排污单位，应当按照国家有关规定和监测规范进行污染物监测， 安装使用监测设备,保证监测设备正常运行,保存原始监测记录。 本项目针对项目特点和工程分布制定了运行
29、期环境现状和污染源监测方案，项目投运后将定期组织环境监测。符合条例规定。 6 第十九条、石油勘探开发单位应当建立和完善油区地下水监测网络，加强对地下水水质、水量的监控，定期将监控结果向市(州)生态环境主管部门报告 长庆油田自 2010 年开始在陇东油田布置地下水监测网络，对地下水水质进行监测。并根据历年产建工程部署对地下水监测网络进行调整完善。符合条例规定。 7 第二十二条、石油勘探开发单位应当加强建设和生产过程中各环节土壤污染防治管理，对生产活动影响区域内特征污染物定期进行监测。 本项目制定了运行期土壤环境现状监测计划，针对站场选址及周边土壤环境敏感目标进行石油烃定期监测。符合条例规定。 8
30、 第二十三条、石油勘探开发单位应当对产生噪声的设备和装置采取消音、隔音、防振等有效措施。 本项目撬装设备采取基础减振措施。符合条例规定。 9 第二十六条、石油勘探开发单位应当制定突发环境事件应急预案，按照规定报生态环境主管部门及其派出机构和有关部门备案，并定期开展应急演练。石油勘探开发单位应当完善应急救援物资储备，定期开展隐患排查与整治，加强油气集输管线和贮存设备的巡查，定期检测、维修，采取有效的防腐、防裂等措施，防止渗漏、溢流事故发生。运输原油或者化学药第十一采油厂已制定完整的突发环境事件应急预案， 并按规定报生态环境主管部门备案。各生产单位结合各自特点定期开展应急演练。各作业区设置应急物资
31、储备库，对集输管线和撬装站定期开展巡查巡线， 检测维修。符合条例规定。 5 剂应当采取封闭措施，防止泄漏。 10 第二十九条、禁止在划定的饮用水水源保护区、自然保护区、风景名胜区等法律法规禁止勘探开发的区域内进行石油勘探开发。已经建成的设施、设备应当关闭、拆除，清除场地污染，实施生态环境恢复。 本项目拟改造的拉油点、新建管线工程选址选线均不在饮用水源地、自然保护区、风景名胜区等环境敏感区范围内。 符合条例规定。 1.3.3.2 与关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知相符性分析 关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知（环办环评函 2019910 号）中就规划环评、环评“
32、放管服”、生态环境保护措施、事中事后监管等内容提出了要求，其中涉及石油开发的要求摘录如下。根据对比，本项目现有工程运行管理和实施过程中拟采取的措施要求符合通知中相关要求。 表表 1.3.3-2 项目与关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知的相符性项目与关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知的相符性 序号 通知要求 符合情况分析 1 （一）各有关单位；编制油气开发相关专项规划，应当依法同步编制规划环境影响报告书，报送生态环境主管部门依法召集审查。 长庆油田分公司组织编制了陇东油区“十四五”发展规划，并按规定开展了规划环评编制工作，目前上述工作正同步开展。符合通知要求。 2
33、 （十一）施工期应当尽量减少施工占地、缩短施工时间、选择合理施工方式、落实环境敏感区管控要求以及其他生态环境保护措施，降低生态环境影响。 本项目管线分段施工，且不设施工营地，减少了工程占地。项目施工结束后通过实施植被和生态恢复措施，可降低对生态环境的影响。工程选址选线远离居民集中区，施工过程采用低噪设备，可有效避免噪声影响。以上内容符合通知要求。 3 （十二）陆地油气长输管道项目，原则上应当单独编制环评文件。油气长输管道及油气田内部集输管道应当优先避让环境敏感区，并从穿越位置、穿越方式、施工场地设置、管线工艺设计、环境风险防范等方面进行深入论证。高度关注项目安全事故带来的环境风险，尽量远离沿线
34、居民。 项目所有管线工程均为内部集输管线，不涉及环境敏感区，并远离居民集中区。符合通知要求。 4 （十四）油气企业应当加强风险防控，按规定编制突发环境事件应急预案，报所在地生态环境主管部门备案。 第十一采油厂已制定完整的突发环境事件应急预案， 并按规定报生态环境主管部门备案。各生产单位结合各自特点定期开展应急演练。运行期对集输管线和撬装站设施定期开展巡查巡线，检测维修。符合通知规定。 1.3.3.3 与石油天然气开采业污染防治技术政策相符性分析 为合理开发石油天然气资源，防止环境污染和生态破坏，加强环境风险防范，促进石油天然气开采业技术进步，原环境保护部于 2012 年 3 月发布了石油天然气
35、开采业污染防治技术政策（公告 2012 年第 18 号）。该技术政策中关于“清洁生产”、“生态保护”、“污染治理”、“鼓励研发的新技术”、“运行管理和风险 防范”提出了要求，本项目与该技术政策相符性分析见表 1.3.3-1。 6 表表 1.3.3-3 本项目与本项目与“污染防治技术政策污染防治技术政策”的”的相符性分析相符性分析 石油天然气开采业污染防治技术政策 技术政策符合情况分析 一、总则 1 到 2015 年末，行业新、改、扩建项目均采用清洁生产工艺和技术，工业废水回用率达到 90%以上，工业固体废物资源化及无害化处理处置率达到 100%；遏制重大、杜绝特别重大环境污染和生态破坏事故的发
36、生。 本项目施工期生产废水的综合回用率90%， 运行期不产生废水；施工期和运行期的固体废物资源化及无害化处理处置率达到 100%；建设单位建立了完整的环境管理体系，评价也提出了严格、可行的污染防治措施，在严格执行的情况下可以避免重大事故的发生。 2 石油天然气开采要坚持油气开发与环境保护并举，油气田整体开发与优化布局相结合，污染防治与生态保护并重。大力推行清洁生产，发展循环经济，强化末端治理，注重环境风险防范，因地制宜进行生态恢复与建设，实现绿色发展。 评价在施工期和运行期提出了严格、可行的污染防治和生态保护措施， 建设单位确保严格执行；本项目清洁生产总体达到国内先进水平，多方面发展了“减量化
37、、再使用、再循环”的循环经济， 拟采取成熟有效的污染防治和生态保护措施。 二、清洁生产 3 油气田建设应总体规划，优化布局，整体开发，减少占地和油气损失，实现油气和废物的集中收集、处理处置。 拟建撬装站利用原有拉油点占地，且布局采取优化设计，不新增占地，并有效减少油气损失，实现了油气和废物的集中收集、处理处置。 4 在油气集输过程中，应采用密闭流程，减少烃类气体排放。 本次新建三条管线，完善了密闭集输系统，减少了烃类气体的排放。 三、生态保护 5 在油气开发过程中，应采取措施减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复；井场周围应设置围堤或井界沟；应设立地下水水质监测井，加强对油气田地下水水质的监
38、控，防止回注过程对地下水造成污染。 建设项目拟采取减轻生态影响并及时用适地植物进行植被恢复；站场布局采取优化设计，尽量减少了占地和油气损失，实现油气和废物的集中收集、处理处置。 四、污染治理 6 在钻井和井下作业过程中，鼓励污油、污水进入生产流程循环利用，未进入生产流程的污油、污水应采用固液分离、废水处理一体化装置等处理后达标外排。在油气开发过程中，未回注的油气田采出水宜采用混凝气浮和生化处理相结合的方式。 本项目生产过程不产生废水。 五、运行管理与风险防范 7 油气田企业应制定环境保护管理规定，建立并运行健康、安全与环境管理体系。 已建立了完善的环境管理体系。 8 油气田企业应建立环境保护人
39、员培训制度，环境监测人员、统计人员、污染治理设施操作人员应经培训合格后上岗。 建设单位已建立了完善的环境保护人员培训制度，所有人员均培训后上岗。 9 油气田企业应对勘探开发过程进行环境风险因素识别，制定突发环境事件应急预案并定期进行演练。应开展特征污染物监测工作，采取环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故。 建设单位已建立了完善的环境污染事故发生应急预案、消除事故隐患的措施及应急处理办法，并定期演练。 通过上表可知，本项目实际采取的各项技术措施基本实现了石油天然气开采业污染防治技术政策的规定要求。 1.3.3.4 与陇东油区石油勘探开发环境保护工作指南（修订）相符性分析
40、 为进一步规范和加强陇东油区勘探开发过程中的污染防治和环境管理， 保证油区生态环境安全，推动和谐模范油区建设。依据甘肃省石油勘探开发生态环境保护条例 7 及国家相关环保法律、法规，结合近年来庆阳市油田环境管理工作实际，2018 年 8 月庆阳市环境保护局修订了陇东油区石油勘探开发环境保护工作指南（修订）指南。本项目拟采取的污染防治措施与该工作指南的相符性分析见表 1.3.3-4。 表表 1.3.3-4 项目建设与陇东油区石油勘探开发环境保护工作指南（项目建设与陇东油区石油勘探开发环境保护工作指南（修订）的符合性分析修订）的符合性分析 一、站场、集输管线环保要求 1 管线作业要严格控制在施工带内
41、，表层30cm的熟土要单独堆放用于施工结束后的植被恢复。输油管线防腐要采用环氧粉末等作外防腐，并深埋(管顶埋深最大冻土层深度以下)管线，采用阴极保护，减缓输油管线的腐蚀。 管线作业严格控制在施工带内， 表层30cm 的熟土要单独堆放用于施工结束后的植被恢复。 本项目管道外防腐采用硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层结构， 其中防腐层采用环氧粉末普通级结构， 并深埋 （管顶距地面 1.1m以下）管道，采用阴极保护，减缓输油管道的腐蚀。 2 管线穿(跨)越河流的施工作业应尽量选在枯水期进行，并在两端顺河砌坝(石砌或混凝土浇筑)、 按照输油管线规范对长输管线或穿越敏感区的管线加装截断阀，建设应急物资库，禁止
42、将施工固废遗留在河道内。 管线穿 （跨） 越河流的施工作业应尽量选在枯水期进行， 并在两端顺河砌坝（石砌或混凝土浇筑），对长输管道或穿越敏感区的管道加装截断阀，建设有应急物资库。 3 管线高边坡护坡工程应采用水泥浆砌石和工程护坡措施，坡面上方修建截、排水及消能设施。 管线高边坡护坡工程采用工程护坡措施。 4 施工结束后对破坏地表要及时恢复植被，长距离上下坡管线及护坡顶端上方要修筑跌水墙(混凝土或灰土浇筑)，敷设线路上应设置永久标志。 施工结束后对破坏地表及时恢复植被，敷设线路上设置永久标志。 二、风险事故预防处理措施 1 石油勘探开发单位对输油管线、回注井等定期进行检查维护，规范开展检漏工作，
43、发现破损应立即停止使用并进行修复，定期开展环境隐患排查工作，建立问题清单，落实销号管理制度。 企业制定环境风险应急预案， 单井环境风险纳入应急预案统一采取预防措施。 2 大型管线及联合站外输管线应采用先进的漏失报警定位技术，污水、污油、原油等运输应采用密封车辆，线路应尽量避开环境敏感区，严格控制车速，并随车携带吸油毡等。 根据以上对比分析，本项目在设计、施工和运行过程中能够满足陇东油区 石油勘探开发环境管理工作指南（修订）中相关环境保护的要求。 1.3.3.5 与陇东能源基地开发规划相符性分析 陇东能源基地开发规划规划期为 2012-2020 年。本项目与该规划的相符性分析见表 1.3.3-5
44、。 表表 1.3.3-5 项目与项目与陇东能源基地开发规划陇东能源基地开发规划的相符性分析的相符性分析 陇东能源基地开发规划（2012-2020 年） 规划符合情况分析 一、发展定位和思路 1 发展定位：建设国家重要的能源生产基地、西北地区重要的石油炼化基地、传统能源和新能源综合利用示范基地 总体思路：基础先行、有序开发，市场主导、政策引领，统筹兼顾、符合规划要求 8 转输并举，突出特色、清洁高效，区域联动、和谐发展 二、发展目标 1 建设目标：建设成国家重要的能源生产基地、西北地区重要的石油炼化基地、传统能源和新能源综合利用示范基地。 符合规划要求 2 不断优化能源开发布局， 石油开采以西峰
45、、 华庆、镇泾油田为重点，资深加工以主要水源地、交通枢纽和重要工业园区为依托，形成规模合理、分布集中、重点突出、特色鲜明的资源深加工综合利用体系，。 本项目属于镇泾油田，符合规划要求 三、总体布局 1 产业布局：到 2020 年形成“二主导、三支撑”能源产业格局，其中，煤炭开采、石油开采是陇东能源开发的主导产业。庆阳市重点开发石油煤炭资源，发展石油、煤炭、煤电、石化、煤化、新能源“六大产业”。 符合规划要求 2 区域布局：陇东能源开发的区域布局为：开发四大煤田，开发一个油田富集区，打造两天煤电带，建设四大产业聚集区。一个油气富集区：指横贯庆阳东北西南并延伸至平凉泾川北部的油气区，主要包括华池庆
46、城、镇北马玲、西峰合水、镇原泾川等油田，宁中北、马玲煤层气田。 本项目位于镇原县，属于油气富集区，符合规划要求 四、重点任务 1 加快能源开发基础设施建设。油气外送工程：加快陇东石油管线建设， 提高石油管输率， 重点建设白豹油田西峰油田庆阳炼油厂、庆阳咸阳原油管线和成品油管线。 本项目为配套的撬装站输油、气管线的建设，有利于完善输油管网，提高管输率，符合规划要求 综上所述，本项目建设符合陇东能源基地开发规划（2012-2020 年）的相关要求。 1.3.3.6 项目与陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范的相符性 陆上石油天然气开采业绿色矿山建设规范（DZ/T 0317-2018）（以下简称“绿
47、色矿山建设规范”）是由原国土资源部提出的推荐标准，规定了陆上石油和天然气开采行业绿色矿山矿区环境、 资源开发方式、 资源综合利用、 节能减排、 科技创新与信息化、企业管理与企业形象方面的要求。适用于陆上油气开采业新建、改扩建和生产矿山的绿色矿山建设。 本项目建设单位根据绿色矿山建设规范内容要求， 结合建设单位实际生产情况和规划创建目标，对绿色矿山建设规范中关于开发和环境保护的相关内容进行相符性分析，见表 1.3.3-6。 表表 1.3.3-6 项目与绿色矿山建设规范的相符性分项目与绿色矿山建设规范的相符性分析析 类别 项目 规范内容 生产情况及规划目标 矿区环境 矿容矿貌 矿区按生产区、管理区
48、、生活区等功能分区， 各功能区符合 GB 50187 的规定， 建立管理机构，制订管理制度，运行有序、管理规范。 第十一采油厂下设作业区、井区，实行分级管理、 分区域管理。 站场平面布置符合 GB50187规定。符合规范内容。 矿区地面道路、供水、供电、卫生、环保等基础配套设施完善，道路平整规范，标识清晰、标牌统一。在生产区设置操作提开发作业范围内有完善的辅助和公用工程配套。 站场视觉形象符合中石油集团公司规范要求，站场生产区设置操作提示牌、说明牌、线 9 示牌、说明牌、线路示意图牌等标牌，标牌符合 GB/T 13306 的规定。 路示意图牌等标牌，标牌符合 GB/T 13306 的规定。符合
49、规范内容。 矿区油气生产、储运过程安全有序，按照AQ 2012 安全规程执行；在需警示安全的区域设置安全标志,，警示标志设置符合GB 14161、SY 6355 的规定。 对油气生产、储运全过程需进行远程管理，符合 Q2012 安全规程；站内需警示安全的区域设置安全标志,，警示标志设置符合 GB14161、SY6355 的规定。符合规范内容。 矿区绿化 因地制宜绿化矿区，绿化应与周边自然环境和景观相协调，绿化植物搭配合理。矿区绿化覆盖率应达到 100%。 管线临时占地在施工结束后全部进行植被恢复， 井、 站场可绿化面积 100%进行植被恢复。矿区各类工程的绿化覆盖率达到 100%。符合规范内容
50、。 绿色开发 集约节约利用土地资源，土地利用符合用地指标政策。合理确定站址、场址、管网、路网建设占地规模。 战场采用撬装化设计， 并利用原有拉油点厂址不新增占地；降低了工程占地面积。符合规范内容。 资源开发方式 矿区生态环境保护 应制定突发环境事件应急预案，配备相应的应急物资。 第十一采油厂、作业区、站场制定相应级别应急预案，定期演练；以作业区为单位设置应急物资储备库， 应急物资配备率、 完好率95%。符合规范内容。 节能减排 污物减排 油气生产过程中应采取有效的污染防治措施，全面实施清洁生产，从源头减少污染物的产生。 油气生产过程中应采取有效的污染防治措施，全面实施清洁生产，从源头减少污染物
