长庆油田分公司长华石油合作开发项目概况共33页文档

长庆油⽥分公司长华⽯油合作开发项⽬概况共33页⽂档
1.建设项⽬概况
1.1项⽬建设背景及建设地点
1.1.1建设背景
长庆油⽥分公司长华⽯油合作开发项⽬经理部（简称长华项⽬部）是由中国华油集团公司和中国⽯油长庆油⽥分公司合作从事油⽓勘探与开发的⾮法⼈实体。

根据双⽅于2001年12⽉5⽇签署的《油⽓资源合作勘探开发合同》，长华项⽬部于2002年4⽉23⽇正式成⽴，具体负责姬黄32合作区块的勘探开发⼯作，区块⾯积139.7平⽅公⾥。

项⽬部共设有6部1室（即产建项⽬部、采油管理部、财务经营部、安全环保部、开发技术部、⽣产运⾏部和综合办公室），下辖 8个基层队、站，包括4个采油队、2个集输站、1个⼩车队、1个经警队。

项⽬部有员⼯443⼈，其中位于⼀线⽣产⼈员305⼈。

到2019年12⽉底，长华项⽬部共建成油⽔井386⼝，其中油井319⼝，注⽔井67⼝，原油产能达到22万吨/年，同时集输站、增压点、集输管线、⽣活基地、道路、给排⽔、消防、供⽔、通信等配套系统⼯程均已建成。

根据地⽅环境保护部门的要求，依据《中国⼈民共和国环境影响评价法》等相关法律法规，长华项⽬部现对22万吨产能开发项⽬进⾏环境影响评价。

根据现场踏勘结果，本项⽬主体⼯程均已建成，故本次评价属补办环评。

根据《中国⼈民共和国环境影响评价法》和《建设项⽬环境保护分类管理名录》等有关规定，产能开发项⽬应编制环境影响报告书。

2012年7⽉15⽇，受长庆油⽥分公司长华⽯油合作开发项⽬经理部委托延安市环境科学研究所和榆林环境咨询技术服务部共同承担该项⽬的环境影响评价⼯作。

1.1.2本项⽬建设地点
长庆油⽥分公司长华⽯油合作开发项⽬经理部22万吨产能开发项⽬主要开发区域位于定边县冯地坑乡和⽩湾⼦镇，个别井场位于红柳沟镇。

定边县西与宁夏盐池县接壤、西南与⽢肃环县、华池县相邻，东南与吴起县⽐邻，东接靖边县，北接内蒙鄂托克前旗。

油⽥主要公路有：青银⾼速、国道G307（延安-定边），省道S303（定边-吴旗）和油区道路及乡村道路，交通⽐较⽅便。

项⽬开发区域地理位置见图1-1。

1.2项⽬主要建设内容
1.2.1建设内容
根据建设单位提供的资料，长庆油⽥分公司长华⽯油合作开发项⽬经理部于2019年开始对合作开发区进⾏⽯油开采，合作开发的主要区块位于定边县冯地坑乡和⽩湾⼦镇。

到2019年12⽉底，共有油⽔井386⼝，其中油井319⼝，注⽔井67⼝，年产原油22万吨。

本⼯程项⽬组成见表1-1，本⼯程主要站场状况见表1-2。

项⽬组成表
1.2.2 ⼯程占地
⼯程占地主要为站场、井场、道路等，占地情况见表1-3。

⼯程占地情况表
1.2.3 油⽓集输系统
本项⽬油⽓集输系统已基本建成，形成了以集输站为中⼼，增压点为⾻架，实现了油区集输系统的全密闭，对部分偏远井组⽆法管道集输的，采取油罐车运输。

原油管输量为20.9万吨/年，占总产能的95%；油罐车运输量为1.1万吨，占总产能的5%。

合作开发区已建集输站2座（华⼀集输站、华⼆集输站），增压站3座，简易增压点15座。

混合液管输到集输站经油⽓分离和脱⽔后，原油统⼀集中输往长庆采油五⼚姬塬输油站。

各站点集输现状图见图1-2。

⑴油⽓处理⼯艺
长华⽯油合作开发项⽬经理部油⽓处理经增压点、集输站进⾏处理。

增压点属⼩型站点，多建于井场旁，主要针对偏远、地势起伏变化⼤的井组采⽤增压点油⽓混输，以降低井⼝回压，增加输送距离，增压点⼯艺流程见图1-3。

图1-3 增压点⼯艺流程图
集输站是作为较⼤区块油⽓集中处理站，主要功能有井组或增压点来油经收球、加热、分离、原油脱⽔、原油储存、计量、原油外输、污⽔处理、污⽔回注等。

集输站⼯艺流程见图1-4。

图1-4 集输站⼯艺流程图
⑵伴⽣⽓回收利⽤
油⽥伴⽣⽓主要综合利⽤于锅炉和加热炉燃料，剩余部分供给宁夏神瑞⼯贸××公司经轻烃回收站脱⽔脱硫清除杂质等⼯艺处理后，⽤专⽤车辆拉⾛作为化⼯原料综合利⽤。

轻烃回收站和输⽓管道由宁夏神瑞⼯贸××公司建设和维护。

1.2.4 供⽔⼯程
根据建设单位提供的资料，本项⽬有⽔源井10⼝，依靠油区撬注式注⽔站给注⽔井注⽔。

1.2.5 注⽔⼯程
本项⽬设2座撬装注⽔站，分别位于华⼀和华⼆集输站内，注⽔规模分别为382.43m3/d和771.19m3/d。

注⽔采⽤“树枝状⼲管稳流阀组配⽔、活动洗井注⽔⼯艺流程”。

注⽔⼯艺流程见图1-5和图1-6。

图1-5 清⽔注⽔⼯艺流程⽰意图
图1-6 污⽔注⽔⼯艺流程⽰意图
1.2.6采出⽔处理⼯程
⑴采出⽔处理⽅案
根据保护环境的要求和油⽥开发的需要，为减少油区开采、⽣产过程对环境的污染及资源浪费，同时避免油⽥采出⽔对河流、⼟壤的污染，本项⽬采出⽔经处理达标后，就地回注油层，不外排。

⑵⽔质指标
①原⽔⽔质：原⽔来⾃集输站溢流沉降罐或三相分离器，主要指标如下：SS含量≤200mg/L，⽯油类≤150mg/L
②净化⽔质指标：执⾏《长庆油⽥采出⽔回注技术推荐指标》｛长庆开[2019]第05号｝：SS含量≤10mg/L，⽯油类≤20mg/L ⑶采出⽔处理⼯艺流程
采出⽔处理的⽬的主要是去除⽔中的悬浮物和油粒，以保证回注通道的通畅，避免堵塞地层孔隙。

华⼀集输站和华⼆集输站各设⼀套采出⽔处理系统。

本⼯程采⽤“两级除油+精细过滤”⼯艺，⼯艺流程框图如图1-7。

杀菌剂
助凝剂絮凝剂
除铁及pH 调节剂
图1-7 采出⽔处理⼯艺流程框图
⑷处理设备简述①⾃然除油罐
⾃然除油罐主要是利⽤油⽔密度差对污⽔中的浮油和悬浮物进⾏分离沉降，有效⽔⼒停留时间为8h 。

进液含油量≤150-500mg/L ，悬浮物固体含量≤100-300mg/L ；出⽔含油量≤80-110mg/L ，悬浮物固体含量≤100mg/L 。

②调节罐
调节罐的作⽤主要为均质调节，罐容按处理⽔量的8h 计算。

③旋流反应器
利⽤紊流搅拌的作⽤将污⽔中的乳化油和悬浮物凝聚成较⼤颗粒。

反应罐前要分别投加⽔质改性剂、絮凝剂、助凝剂、药剂间隔时间为10s 。

④侧向流斜板除油器
旋流反应器⽣产的絮体，在侧向流斜板除油器全部沉淀去除，有效⽔⼒停留时间0.6h 。

进液含油量≤100mg/L ，悬浮物固体含量≤150mg/L ；出⽔含油量≤30mg/L ，悬浮物固体含量≤30 mg/L 。

⑤含油污⽔处理装置
该设备主要由油⽔分离器、改性纤维球过滤器、PE 管式过滤器组合⽽成，PE 管式过滤器为表层过滤，其去除悬浮物机理是机械筛除，过滤液体通过烧结管上1µm微孔，⼤于1µm的悬浮物及⽯油类全部被截留去除，从⽽能够保证⽔质达标。

油⽔分离器和改性纤维球过滤器为PE 管式过滤器的预处理过滤器，其对悬浮
物和⽯油类物质去除效果好，能有效减轻PE管式过滤器的负荷。

进液含油量≤30mg/L，悬浮物固体含量≤30mg/L；
出⽔含油量≤5mg/L，悬浮物固体含量≤1 mg/L。

⑸污泥处置
①污泥来源：污泥主要来⾃油罐、⽔罐排污产⽣的泥渣。

污泥量每万吨产能为5吨（含⽔按70%计算）。

②处理⼯艺：主要采⽤减量化脱⽔处理，脱⽔采⽤“机械压滤”⼯艺，脱⽔后的污泥交定边县东港污油泥处理××公司进⾏处理。

根据陕西省环境保护厅陕环函〔2019〕766号“陕西省环境保护厅关于进⼀步规范油泥、泥浆等危险废物⽆害化处置⼯作的通知”，从2019年起，各⽯油、天然⽓企业⽣产过程中产⽣的油泥、泥浆等危险废物⼀律⾃⾏处置，各⽯油、天然⽓企业的油泥、泥浆等危险废物处置项⽬建成前，要依据《固废法》有关规定，在明确产⽣危险废物企业主体责任的基础上，允许按照就地就近的原则，对产⽣的油泥、泥浆等危险废物进⾏⾃⾏处置或委托有处置能⼒的单位代为处置。

据建设单位提供的资料，长庆油⽥公司的污油泥处置中⼼⽬前正在建设，相关⼿续正在办理。

在长庆油⽥公司的污油泥处置中⼼建成前，本项⽬产⽣的污油泥送定边县东港污油泥处理××公司处理，待长庆油⽥公司的污油泥处置中⼼建成后，送去该中⼼处置。

⑹⽣活污⽔
⽣活基地设置⼀体化⽣活污⽔处理设施，处理达标后⽤于绿化或植被灌溉；集输站⽣活污⽔送⽣活基地⼀体化⽣活污⽔处理设施处理后综合利⽤；增压点⼈员少，设双瓮漏⽃式环保厕所，⽣活污⽔采⽤收集池沉淀处理后⽤于站场绿化。

各站场⽣活污⽔不外排。

1.2.7 道路⼯程
贯穿油区的采油井区专⽤道路多条均可依托，进井场简易道路可依托各乡村简易公路。

根据项⽬产能开发布署，本项⽬共修建井场道路182km。

道路⼯程主要技术指标见表1-4。

道路建设标准及采⽤技术指标
1.2.8 组织机构和劳动定员
长庆油⽥分公司长华⽯油合作开发项⽬经理部指挥中⼼位于定边县冯地坑乡，下设六部⼀室、4个采油队、2个集输站，共有员⼯443⼈，其中位于⼀线⽣产⼈员305⼈。

1.2.9 环境保护概况
⑴环境影响评价
依据地⽅环境保护部门的要求，本项⽬单井和站均作了环境影响登记表。

⑵环保措施落实情况
①主要环保设施落实及运⾏情况
根据项⽬单井和场站环境影响登记表，并结合现场实际调查，项⽬主要环保设施落实及运⾏情况见表1-5。

项⽬主要环保设施落实及运⾏情况
集池、污油回收池，各集输站建设了污⽔处理回注设施，⽣活垃圾集中收集，委托定边县环卫部门进⾏收集集中填埋，管线和道路已做⽔⼟保持⼯作，道路硬化和绿化基本完成，固体废弃物按要求全部处理，且处理办法符合要求，因此本项⽬的环境保护措施已基本落实。

1.2.10 投资估算
根据项⽬开发⽅案，地⾯⼯程项⽬总投资为2.68亿元，其中环保投资2335万元，占总投资的8.71%，⼯程投资估算见表1-6。

项⽬投资估算
1.3产业政策及相关规划相符性分析
1.3.1产业政策相符性
本项⽬属《产业结构调整指导⽬录（2019年本）》中⿎励类项⽬，即“七、⽯油、天然⽓ 1、常规⽯油、天然⽓勘探与开采”，符合国家产业政策。

1.3.2相关规划相符性
本项⽬与国家和地⽅相关规划的相容性分析见表1-7。

项⽬建设与相关规划的相容性
1.4布局合理性分析
1.4.1 项⽬总体布局合理性分析
资源开发⼯程具有特定地域的特殊性、唯⼀性，如果更换油井位置，可能打不出油、油产量很低或为废井，所以从总体看，井区开发总体布局基本合理。

井区开发要严格按照开发⽅案划定区域进⾏，认真落实环评提出的环境保护措施，不在⾃然保护区、风景名胜区、⽔源保护区等特殊保护区域规定禁⽌开采的范围部署产建⼯程。

1.4.2 场站选址合理性分析
本项⽬地⾯⼯程包括井场65个，输油管线（含注⽔管线）288.792km，井场道路162km，集输站2座和⽣活基地2座，本评价仅对主要站场作选址可⾏性分析，见表1-8。

项⽬主要站场选址可性⾏分析
表1-8
本项⽬开发采取总体⽅案设计、总体布局，合理确定站场及线路（油、⽔、电线路）位置和⾛向，最⼤限度地减少站场数量，降低地⾯⼯程建设投资。

油区内的格局是以油区集输站为中⼼，增压点为⾻架，充分考虑了油⽥建设的环保综合效应。

在⼟地征借、使⽤上，尽量少占⽤农⽥和林地；从井⽹部署、井场组合、场站选址等⽅⾯，优化部署⽅案。

井区利⽤丛式井技术，并在建设中按照标准化井场设计规范进⾏了建设，有效地减少了占地。

站场选址基本合理。

1.4.3 井场布置合理性分析
根据现场调查和卫星遥感解译，⼯程井场布置远离居民点等环境敏感⽬标，⼤多数井场布置在梁峁和黄⼟台塬区，占地类型主要以⼭旱地和草地为主，评价认为本项⽬井场布置基本合理。

本次评价对本项⽬的井场选址提出以下要求：
⑴远离居民点等环境保护⽬标，按照《⽯油天然⽓钻井井控技术规范》规定井位布设应距离最近村庄100m以上。

⑵布置在沟⾕区的井场，不得建于河流最⾼⽔位以下，要满⾜防洪要求。

⑶采⽤丛式井，控制井场占地范围。

⑷尽量占⽤荒草地，少占耕地。

1.4.4 管线和道路选线合理性分析
本项⽬已建成2条主⼲管线（华⼀外输管线和华⼆外输管线），原油主⼲管线选线的合理性进⾏分析，详见表1-9。

主⼲管线选线分析
表1-9
管线铺设⼯程中，施⼯便道布局与管线布局⼀致，经管线⽅案选线分析，同样施⼯便道布局基本合理，且占地均为临时占地，管线铺设完毕后，施⼯便道全部进⾏⽣态恢复，对⽣态环境影响⼩。

总体看，集输系统的优化主要采⽤优化布站理论和管⽹优化理论，依托井组密闭增压技术、集输半径界定技术，最⼤限度的实现油⽥地⾯系统的最优化布局。

合理优化管线、道路选线⽅案，尽量减少管线的长度。

道路建设尽量利⽤已有系统，减少对评价区植被的破坏和⽔⼟流失。

评价认为，从环境保护⾓度看，本项⽬布局合理；场站、管线、场站道路选址、选线可⾏。

2.建设项⽬周围环境现状2.1 环境现状
2.1.1环境空⽓现状
评价区TSP、SO
2、NO
2
监测指标均符合《环境空⽓质量标准》⼆级标准要求，
⾮甲烷总烃满⾜参考标准要求。

⾮甲烷总烃符合⼤⽓污染物综合排放标准》详解给出的⼩时浓度限值。

2.1.2地表⽔环境
评价区地表⽔⽔质监测项⽬除⽯油类外均满⾜《地表⽔环境质量标准》Ⅲ类标准，⽯油类最⼤超标量为20%，超标率为17%，超标原因与评价区运输车辆的跑、冒、滴、漏有关。

2.1.3地下⽔环境现状
评价区地下⽔⽔质监测项⽬除总硬度和溶解性总固体超标外，其余监测项⽬均满⾜GB/T14848-93《地下⽔质量标准》Ⅲ类标准，总硬度和溶解性总固体最⼤超标倍数分别为3.84和1.94，超标与当地地质环境有关。

2.1.4噪声环境现状
本项⽬主要场站的⼚界噪声监测、环境噪声监测及油区主要道路交通噪声监测结果表明各监测点昼夜噪声值均符合《声环境噪声标准》2类区标准值，评价区声环境质量良好。

2.2环境影响评价范围
按照评价⼯作等级和项⽬拟建地环境特征，各环境要素评价范围见表2-1。

各环境要素评价范围表2-1
3.建设项⽬环境影响预测及措施
3.1项⽬污染物排放
本项⽬污染物排放汇总见表3-1。

项⽬污染物排放汇总
3.2环境保护⽬标划分
本次评价的环境保护⽬标按环境要素划分详见表3-2。

主要环境保护⽬标表
3.3项⽬环境影响及预测
3.3.1施⼯期环境影响分析
本项⽬地⾯⼯程基本完成，故对不做施⼯期的环境影响分析与评价。

3.3.2运营期环境影响分析
⑴地表⽔
项⽬建设对地表⽔环境产⽣影响的主要污染源为落地油。

由于井场修建围堰、排洪渠和档⼟梁等设施，可以防⽌井场内落地油流出井场。

因此，在正常运⾏期，落地油不会对地表⽔体产⽣影响。

运⾏期主要场站及⽣活基地均设⼀套⽣活污⽔处理设备，处理达标后⽤于场站绿化，对地表⽔体影响⼩。

钻井废⽔进⼊防渗泥浆池中，不外排；油⽥采出⽔和⽣产作业废⽔经污⽔处理设施处理达标后，回注地层不外排，对地表⽔影响⼩。

⑵地下⽔
运⾏期，正常⽣产状态下对地下⽔影响⼩，当管线腐蚀或⾃然灾害造成原油外泄，原油将通过包⽓带下渗⼊潜⽔层，使潜⽔层受到⼀定程度污染。

另外，采⽤注⽔驱油的⽅式采油，注⽔量798m3/d。

由于区内承压⽔地下⽔资源较为丰富，可满⾜井⽥⽤⽔需求，注⽔⽔源井取⽔位为⽩垩系洛河组，对利⽤第四系松散孔隙裂隙潜⽔的农业⽤⽔及⽣活⽤⽔影响⼩。

⑶环境空⽓
项⽬的废⽓排放主要来源于运⾏期场站锅炉、加热炉烟⽓及采油和原油集输过程中⽆组织挥发的烃类⽓体。

加热炉采⽤伴⽣⽓为燃料，经15m⾼排⽓筒排放，废⽓中污染物浓度低，均符合排放标准。

因此，本项⽬运⾏期排放的废⽓对周围环境空⽓影响⼩。

⑷声环境
运⾏期各场站机泵噪声级低，经预测⼚界噪声均符合《⼯业企业⼚界环境噪声排放标准》(GB12348-2019) 2 类标准，项⽬实施不会改变区域原有声环境功能。

⑸⽣态环境影响
本项⽬运营期对⽣态环境的影响主要体现在⼟壤、动物及植被、景观、⽔⼟流失等⽅⾯，但影响相对较⼩。

通过采取相应的⽣态保护与恢复措施后，该油区
建设项⽬对⽣态环境的影响可以得到有效减缓，总体看来本项⽬对⽣态环境的影响⼩。

⑹⽔⼟流失影响
本项⽬已基本建成，经过2-3年的恢复，植被基本恢复到施⼯前⽔平，⼯程所涉及区域⼟壤侵蚀将会有明显的改善。

3.4污染防治措施及效果
3.4.1 运营期污染防治措施
⑴地表⽔污染防治措施
油⽥采出⽔和作业废⽔经采出⽔⽔处理设施处理，处理达标后回注油层，不外排；与主要场站合建的⽣活基地设⽣活污⽔处理设施，其它井场设双瓮式漏⽃环保厕所，⽣活污⽔经处理沉淀⽤于场站绿化，不外排。

⑵地下⽔污染防治措施
⽣产期加强管理，⼀旦发⽣油井出油异常，应及时查明原因，若是套管损坏，应及时更换或采⽤⽔泥灌浆等措施封堵套管，防⽌含油污⽔泄漏污染地下⽔。

⑶环境空⽓污染防治措施
场站锅炉烟囱⾼度不低于25m；加热炉采⽤伴⽣⽓作为燃料，设15m⾼烟囱，以减少NO
、烟尘等污染物排放量和环境影响；原油集输系统采⽤全密闭集输流
2
程减少烃类的⽆组织排放；加强监测管理，定期检查拉油脱⽔站及试验站油罐的密封状况，防⽌油罐底板泄漏。

⑷噪声污染防治措施
设备选型尽可能选择低噪声设备；在场站周围栽种树⽊进⾏绿化，阻挡和吸收⼀定噪声；对各类机泵等设置泵房，从源头上进⾏控制。

⑸固体废物污染防治措施
在井⼝设井控装置、修建污油回收池及⽯砌导油槽、井下作业带罐上岗对落地油进⾏控制和回收，回收率100 %；本产能开发项⽬运⾏期产⽣的油泥为141.9t/a。

其中，综合利⽤56.2t/a，剩余85.7 t/a，这部分属危险固废，定期送定边县东港污油泥处理××公司处理（待长庆油⽥公司的污油泥处置中⼼建成后油泥送该中⼼处置）。

油泥暂存按照《危险废物贮存污染控制标准》等相关标准进⾏贮存。

场站设置⽣活垃圾池，对⽣活垃圾统⼀收集后送环卫部门指定地点
进⾏统⼀处置。

3.4.2 ⽣态环境影响减缓、恢复措施
⑴洗井和维修产⽣的含油污⽔运往依托联合站污⽔处理设施集中处理，不随地排放，避免对⼟壤和作物造成影响；
⑵井下作业过程严格管理，携罐进场，及时回收井下作业过程中产⽣的落地油，将落地油的污染限制在井场范围内；
⑶闭井期场站拆除采油设备、井下打⽔泥塞封好井⼝、拆除井场围堰，挖松固化地⾯，并对井场⼟地进⾏平整、覆⼟、植被恢复。

恢复初期可撒播草籽，后期可种植乔、灌⽊，树种可选择油松、侧柏、杨树等。

3.4.3 ⽔⼟保持措施
运⾏期的⽔⼟保持⼯作主要是对施⼯期的⽔⼟保持措施进⾏维护和保养，确保⽔保⼯程运⾏有效；植物⽣长正常。

3.4.4 清洁⽣产措施
采⽤⼤井组（8-15⼝）、丛式井开发建设，井场布局尽量和管⽹⼀致，可有效减少⼯程占地⾯积以及对周围⽣态环境的破坏；采取防⽌井漏的措施，可有效保护地下⽔不受污染。

对输油管线，注⽔管线及井⼝设施定期检查、维修，减少或杜绝⽣产过程中的“跑、冒、滴、漏”现象发⽣；井场内修建污油回收池及防渗导油槽，⽤于收集修井作业时从井筒带出的原油，并⽤罐车定期回收；减少井场落地原油被地表径流携带进⼊周围⽔体造成污染。

优化原油集输布置，避开村庄和林地，降低⽣态影响；原油集输采⽤全密闭集输流程防⽌烃类的⽆组织排放。

主要场站所有的安全阀及事故紧急放空均采⽤密闭放空⾄站外⽕炬系统燃烧，可避免伴⽣⽓直接进⼊⼤⽓造成污染。

3.5环境风险评价
3.5.1 环境风险评价结论
⑴本次事故风险评价主要考虑场站储罐燃爆、管道泄漏和采油井套外返⽔事故；
⑵储罐区⽕灾的热辐射严重影响距离约为17.55m，⽆影响的损害距离
79.50m；储罐爆炸的冲击波死亡半径距离为2.84m，财产损失半径4.48m，轻伤
半径距离15.49m；
极端事故下，有风、静风时不同时刻CO最⼤落地浓度均⼩于半致死浓度，也未超过车间最⾼允许浓度。

但CO逸散范围较⼤，30min后可达4.1km。

漏油事故下，5min后⾮甲烷总烃在下风向的最⾼容许浓度⾼于其⼚界⽆组织排放浓度限值，与⼚界⽆组织排放浓度限值相⽐，最⼤超标11.08倍，10min 以后⾮甲烷总烃在下风向的最⾼容许浓度均低于其⼚界⽆组织排放浓度限值。

同样⾮甲烷总烃逸散范围较⼤，30min后达4.3km。

因此，必须采取措施尽可能早发现泄漏事故并⽴即或⾄少在5min内采取切断源头等措施，以使对环境的影响降到最低。

⑶管道泄漏事故影响：⼀般情况下，发⽣事故⽽泄漏于地表的原油数量有限，如果处理及时得当，对周围⼟壤环境影响，可得到有限控制，若管道泄漏原油进⼊河道，泄漏事故发⽣后30 min事故得到控制，在不采取防护措施情况下，将造成油膜覆盖河流长度3.66km，对这段河流⽔质和⽔⽣⽣物产⽣不利影响。

⑷套外返⽔时，含油污⽔会直接进⼊含⽔层，造成地下⽔污染，对于⽩垩系环河组承压⽔含⽔层，⽯油类污染物扩散超标范围1年不到30m，2年不到50m，10年不到200m，20年才可扩散到350m，370m⽯油类浓度0.02mg/L，低于《地表⽔环境质量标准》中Ⅱ类标准；⽩垩系洛河组承压⽔含⽔层，⽯油类污染物下游⽅向扩散范围1年可达到170m，3年可达到490 m，10年将达到1500m，20年扩散到接近3000m，⽯油类浓度0.002mg/L，此范围之外地下⽔不受影响。

3.5.2 风险防范措施及要求
3.5.2.1 风险管理措施
⑴严格执⾏国家的安全卫⽣标准规范及相关的法律法规，在油⽥地⾯开发建设的同时，对安全、防⽕、防爆、劳动保护等⽅⾯综合考虑；
⑵制定安全⽣产⽅针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规程，建⽴健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准；
⑶对施⼯单位及个⼈定期进⾏环保安全教育，增强职⼯的环保意识和安全意识；
⑷在施⼯过程、选材等环节严守质量关，加强技术⼯⼈的培训，提⾼操作⽔平；
⑸在作业前进⾏隐患分析评估，制定切实可⾏的措施计划，在作业过程中。