长庆油田陇东油区油田开发项目环境准入条件初探

摘 要：陇东油区是长庆油田的主产区之一，自70年代开发以来，已有40多年的历史，油田的开发建设在促进地方经济增长的同时，带来的环境压力与日俱增，环境保护工作面临前所未有的挑战。本文在总结油田开发项目环境影响技术评估工作经验的基础上，根据工程特点，结合区域环境特征和工程建设的主要环境影响，从选址布局、生产工艺、污染防治等方面提出油田开发项目的环境准入建议，以期为陇东油区油田开发项目环境保护标准化管理提供有益参考。

关键词：长庆油田；环境准入；条件

陇东油区自70年代开发至今，已建成马岭、西峰、华庆、环江、镇北、合水等14个油田，是长庆油田原油主产区之一。油田开发建设在带动当地经济快速增长的同时，造成的环境污染和生态破坏日渐显现。随着油田产能的不断扩增，自然保护区、水源保护区、居民点油井布设密度呈逐年增长趋势，油田开发带来的环境压力与日俱增，如何守住生态红线，平衡和化解油田开发与环境保护的矛盾，以环境准入优化经济发展，实现经济发展与环境保护双赢，成为环保工作面临的新的严峻挑战。

本文初步提出油田开发环境准入建议，以期从环保管理角度，促进环保标准化管理进程；从企业管理角度，约束其合理规划、科学布局，注重经济效益的同时高度重视环保风险。

1 长庆油田陇东油区基本情况

长庆油田成立于1970年，总部位于西安市，是中国石油地区分公司之一，主营鄂尔多斯盆地油气及伴生资源的勘探开发、生产储运和销售等业务。截止“十二五”末，长庆油田生产原油2505万吨，天然气395亿方，油气当量5652万吨。

陇东油区是长庆油田的发祥地，占长庆油田总资源量的38%。长庆油田陇东油区横跨庆阳、平凉两市，面积约5万km2，辖设7个原油开发（集输）单位。主要分布于庆阳市五县一区（庆城、华池、镇原、环县、合水以及西峰区）。截止2015年底，陇东油区共有油水井15697口，已建成联合站24座，接转站71座，增压点184座，输油管道790.4km，原油产量达到900×104吨/年。

2 陇东油区油田开发项目主要环境影响

油田开发具有点多、面广的特点，主要环境影响包括生态影响和污染两个方面。

2.1 生态和土壤环境影响

陇东油区生态系统主要有农田、草地、林地、水域、村镇等5种生态系统类型，其中以农田、草地生态系统为主。油田开发项目不同阶段对生态和土壤环境的影响略有不同，施工期主要为施工占地对土地利用类型的改变，施工挖、填方对表层土壤的剥离、对土层的扰乱及对土壤肥力和性质的破坏；钻井过程中产生的岩屑、废弃泥浆处置不当对土壤的污染等。运营期主要影响为落地原油管控不严对土壤的污染；场站噪声、进出场道路阻隔等对区域动、植物的影响等。土壤污染、土壤肥力下降导致农作物减产，农业生态系统受到影响。

2.2 大氣环境影响

油田开发项目大气环境影响源主要包括钻井期间柴油机燃料燃烧废气、车辆尾气、施工扬尘等。运营期场站加热炉烟气、采油、储油和原油集输过程中无组织排放的烃类气体，以及进出场站道路、油气运输道路扬尘等。陇东油区位于黄土高原腹地，除纵横其中的河流外，几乎全被黄土沉积所覆盖。黄土层疏松的环境特征导致该区域扬尘污染突出。

2.3 水环境影响

油田开发项目废水污染源主要有施工期钻井废水、试油废水、施工生活污水、压裂反排液等；运营期的修井、洗井等作业废水、油田采出水和场站人员生活污水。正常情况下，各类废水合理处置，不会对水环境产生影响。但在采油、采出水回注等环节由于井壁破损或腐蚀导致“套外返水”、原油管道破裂等事故情况下，特别是穿跨越河流段输油管线如发生破裂，则会造成原油、含油废水等的泄漏，导致水环境污染。根据统计，陇东油区涉及1个市级水源地保护区、11个县级水源地保护区和3条主干河流及其支流，油田开发建设与水环境保护矛盾突出。

2.4 噪声环境影响

施工噪声源主要包括施工使用的钻机、柴油机、泥浆泵、挖掘机、推土机、砼搅拌机等，声源强度约85-105dB（A）。运营期噪声主要来自接转站、注水站、增压点及井场工作运营时产生的噪声，声源强度约73-95dB（A）。根据陇东油区油田开发项目环评文件的噪声影响分析，在采取相应噪声防治措施的情况下，工程施工厂界、运营期各站场、井场厂界噪声均可满足相应噪声排放标准，对周边环境影响较小。

2.5 固体废物影响

施工期固体废物包括废弃钻井泥浆、钻井岩屑、落地油和生活垃圾。运营期固体废物主要有落地油、油泥、采出水处理产生的废滤料和生活垃圾等。根据《国家危险废物名录》分类，固废中含油钻井岩屑、落地油、油泥和费滤料属于危险废物，具有易燃性和毒性的危险特性。废弃钻井泥浆、岩屑中含有大量有机和无机污染物。上述固体废物如不安全合理处置，则会对地表水、地下水和土壤产生严重污染和危害。

3 陇东油区油田开发项目环境准入建议

陇东油区油田开发项目建设除了须符合国家相关产业政策、法律法规、条例等总体要求外，应从选址与空间布局、生产原辅材料及工艺先进性、各项环保措施及风险防范措施等方面符合环境准入的要求。

3.1 选址与空间布局

①划分禁采、限采区域。自然保护区、饮用水水源保护区、风景名胜区等依法设立的各级、各类自然文化资源保护区域、全国主体功能区划中划定的禁止开发区，以及划定的生态红线区域内，严禁规划建设井场、站场、管线、道路等任何工程内容，现有工程应限期拆除并恢复。饮用水水源保护区补给径流区内油田开发工程应提高污染和风险防控等级。

②合理划定大气环境防护距离。根据井场、增压站、拉油点、联合站等各类井（站）场无组织烃类源强大小，分类、合理确定大气环境防护距离。防护距离范围内不得规划居住、教育、医疗等功能用地。现状有居住区、学校、医院等敏感保护目标的，应限期完成搬迁。

3.2 生产原辅材料及工艺先进性

①选用环境友好的钻井、修井、洗井及封井工艺。

②钻井过程中选取水基钻井液体系，在钻近有供水意义的含水层时，严禁采用向孔内投放粘土块代替泥浆护壁。提高完井井口装置的稳定性与先进性。加强钻井、封井过程质量控制，确保井身、固井、封井质量，避免井漏、井喷、油水串层、固井水泥环腐蚀、套管腐蚀等非正常情况下造成环境污染。

3.3 生态保护、污染防治及环境风险防范措施

①建立农业生态补偿机制，开展农业生态补偿框架顶层设计。对工程建设占地及排污造成的农业植被破坏和農作物减产，应制定农业生态补偿工作方案，建立实物、技术、货币或政策等多元化农业生态补偿途径。

②建设标准化井场，提高油区进出场道路、油气运输道路路面等级。井场地面进行水泥固化，井场内须建设足够容积的污油污水回收池和雨水蒸发池，井口建设集油槽连通污油污水回收池，做到污染雨水不出井场。油区进出场道路、油气运输道路应修建泥结石路面或沥青路面，减轻区域扬尘污染。

③采出水处理达标后100%回注油层。回注水质须满足《碎屑岩油藏注水水质及推荐指标》（SY/T5329-2012）相应注入层空气渗透率标准。试油及洗、修井等作业废水集中处理达标后回注，严禁外排、偷排。安装回注水水质和水量监控系统。记录污水处理、回注信息，建立台账。

④按照“减量化、资源化、无害化”原则对固体废物进行处理处置，拓宽固体废物减量化、资源化利用途径。项目配套建设的危险废物贮存场所和一般工业固体废物贮存、处置场所应符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597）、《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB 18599）要求。钻井、洗净、修井、试油等环节应在井场铺设防渗布，及时回收落地油，防止污染土壤和地下水。

⑤制定环境风险应急预案，强化环境风险防范措施。输油管线跨越河流、冲沟时，必须设置明显标志，穿越河流管线实施套管保护，两端加装自动、手动控制阀，两岸设置收集池，储备凝油剂、拦油带、吸油棒、吸油毡、草袋、沙袋等拦截、捕捞器材物品，确保泄漏原油得到及时控制。严防各类事故发生造成环境污染。

⑥加强环境监测。建立油区地表水及地下水动态监测方案，对各井区附近地表水体及有供水意义的潜水和承压水布设长期的地表水监测断面和地下水监测网络，并与当地环境保护部门联网。严禁在民用井附近布设水源井及油井，不得取具有供水意义的含水层用于油田开发，确保饮用水源不受影响。按照《企业事业单位环境信息公开办法》相关规定向社会公开环境信息。

3.4 其他

①超前谋划陇东油区规划环评工作，提高规划环评质量，充分发挥规划环评指导和约束建设项目环评的作用。

②规划环评及项目环评应开展跟踪评价及后评价，全面开展陇东油区环境质量评估。针对规划及建设项目环评阶段的不足提出优化和改进建议，及时解决环境隐患和历史遗留问题。

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