四川晟达100万吨精对苯二甲酸项目设计变更情况的初步说明Word文件下载.docx
《四川晟达100万吨精对苯二甲酸项目设计变更情况的初步说明Word文件下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《四川晟达100万吨精对苯二甲酸项目设计变更情况的初步说明Word文件下载.docx（13页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
威远气田中的威202井区、威204等井区产出的气田水、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经处理达到标准后进行回注。
威202、204井区为页岩气井,通过压裂方式是气井增产的主要措施之一。
根据压裂工艺的不同,会产生酸化压裂废水或压裂返排液。
试油废水是试油作业过程产生的废水,它的目的是初步确定含气层位及目的层的产能、压力、温度、油气水性质等。
气田水和钻井废水来
源于米气和钻井过程中，地下水随着天然气冒出井口的废水项目实际运行中的变更情况见表2-1。
表2-1本项目实际运行中的主要变更情况表
类另U
环评批复内容
实际运行内容
变更原因
废水
项目仅处理回注
接收回注气田水200m3/d、压裂返排液
实际运营过程中，井区产生的压
气田水，不回注
570m3/d、试油废水50m3/d、酸化压裂废水
裂返排液数量较大，而气田水量
来源
压裂返排液。
100m3/d、钻井废水80m3/d。
达不到本项目的设计回注能力。
2.3变更后的废水来源及回注能力分析
该项目变更实施后，威远气田中的威202井区、威204等井区产出的气田水、压裂返排液等采气废水通过污水罐车运输至威43井处理后进行回注。
威43井接收废水主要来源与数量见表2-2。
表2-2威43井回收废水主要来源与数量（万m3/a）
时段
废水种类
威202井区
威204井区
总计
原环评
气田水
15.5
10.8
26.3
变更后
3.7
2.3
30.2
压裂返排液
9.9
7.3
试油废水
0.8
0.6
酸化压裂废水
1.9
1.2
钻井废水
1.6
0.9
根据原环评报告中威43井震旦系地层地下腾空空间为320Xl04m3。
本项目设计日回注量为1000m3/d，年运行310天，回注设计年限为10年，则回注需求的地下空间为310X104m3。
威43井震旦系地层腾空空间能够满足本项目10年回注的需求”。
变更后项目废水收集数量略有增加，最终回注量为30.2万m3/a
（974.2m3/d）,威43井设计处理及回注规模为1000m3/d，回注压力1.6Mpa,总体能够满足正常生产的需要，也能满足10年回注的需求。
2.2变更后的废水水质配伍性分析
根据蜀南气矿工艺研究所底层水分析报告以及四川中环检测有限公司对202、204井区试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水的水质监测报告，威43井震旦系灯影组地下水水质以及收集处理的威202井区和204井区废水水质情况见表2-3。
需要说明的是，本项目所涉及的202、204等井区均属于威远-长宁页岩气采气带并属于同一地下水层，其水性相同。
由于项目新增试油废水、酸化压裂废水、钻井废水产量较小，产出时间无规律，故针对试油废水、酸化压裂废水、钻井废水本次监测204井区H6井相
应废水进行分析。
表2-3威43井震旦系地下水及及回收代表性废水的水质对比
指标
回注井震旦系灯影组地下水水质
威43井
压裂返排液
酸化压裂废水
Na+、
K+
27671
mg/l
503mg/l
262mg/l
9396mg/l
5470mg/l
4132mg/l
4478mg/l
4514mg/l
Ca2+
2107
220mg/l
197mg/l
410mg/l
382mg/l
306mg/l
345mg/l
379mg/l
Mg2+
747
25mg/l
20.3mg/l
46mg/l
38.7mg/l
34mg/l
38mg/l
39mg/l
Ba2+
1043
46mg/l
259mg/l
223mg/l
100mg/l
118mg/l
126mg/l
C「
46863
885mg/l
10000
16721
3030mg/l
15000
14000
18000
SO42
HCO3-
667
158mg/l
129mg/l
694mg/l
568mg/l
679mg/l
685mg/l
705mg/l
CO32
OH-
H2S
0.006mg/l
0.034mg/l
0.022mg/l
I-
/
6
Br-
102
pH
7.5
6.78
8.45
7.52mg/l
8.76mg/l
SS
8mg/l
36mg/l
4mg/l
15mg/l
40mg/l
35mg/l
48mg/l
颗粒
直径
含油
量
0.04mg/l
4.19mg/l
2.01mg/l
0.41mg/l
3.23mg/l
1.55mg/l
3.45mg/l
根据水质分析报告，回注的威202井区、威204井区钻采过程中的各类废水水质与威43井震旦系水质均为CaCb水型，且均含有Ba2+,SO42-为未检出，故处理后的回注水与地层储藏的地下水混合不会产生BaSO4沉淀。
因此，根据水质分析，回注试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水与威43井回注层位产出水配伍性好，在回注过程中不会产生不相容问题。
威43井回注层位地下水水型为Cl-—Ca2+、Cl-—Mg2+和Cl-—Ba2+，故回注的废水水质中不能含有SO42-、CO32-、OH-。
2.3变更后威43井废水处理站工艺可行性分析
本项目已建设1座污水处理站，设计处理规模为50m3/h，其污水处理工艺流程见下图。
回注入威43号井震旦系灯影组
）
图2-1气田水及压裂返排液处理工艺流程图
该污水处理站设计主要用于处理威远气田的气田水，顺带处理厂
区产生的极少量实验室废水及检修废水。
文献资料《压裂返排液处理回注技术研究》（作者为妮双明，谢朝阳，周山林，白世德）中提到“通过对压裂返排液进行自然降解、混凝、过滤处理能够将压裂返排液回注；
大庆油田海拉尔油田目前处理工艺即为：
储水池T自然沉降T过滤T回注地层”。
另外，收集已批复的安德蜀南阳78井水处理回注站项目环境影响报告表，其废水回注类型为气田水、试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水，回注前的处理工艺为：
三级沉淀-混凝处理-双滤料过滤-回注地层。
可见，钻采过程中的各类废水与气田水处理工艺相近，本项目收集的废水水质见表2-3,根据水质报告可知，本项目收集的各类废水水性相近，均为高含盐的有机废水，废水之间不会发生化学反应，能够相互混合。
需要说明的是，本项目变更后废水排放仍然执行《西南油气田公司气田水回注站工程》及《气田水回注方法》（SY/T6596-2004标准,再回注。
表2-4《西南油气田公司气田水回注站工程》回注水质指标
序号
单位
处理前水质
处理后水质
1
CI-
<
60000
2
硫化物
10
3
200
50
4
颗粒直径
gm
5
含油量
30
6~9
表2-5《气田水回注方法》回注水质指标
悬浮固体含量，mg/l
K>
0.2gm时
V25
K<
0.2gm时
15
悬浮物颗粒直径中值，gm
0.2gW时
V10
k<
8
含油，mg/l
V30
注：
K---渗透率
本项目污水站工艺各阶段去除率设计见2-6。
表2-6项目废水处理站水质处理达标分析
处理单
元
项目
隔油池
进水
0.034
48
4.19
6.78~8.76
出水
0.025
2.0
去除率
26%
52%
絮凝反
应池
0.020
20
1.5
20%
58.3%
25%
沉淀池
0.018
10
10%
50%
过滤池
1.3
13%
岀水要求
《西南油气田公司气田水回注站工程》回注水质指标
50
30
《气田水回注方法》回注水质指标
根据以上分析，项目废水经污水站处理后能够达到《西南油气田公司气田水回注站工程》及《气田水回注方法》（SY/T6596-2004标
准。
在《威远德源环保科技有限公司利用威43井回注气田水环境治
理项目环境影响报告表》中已对废水工艺的合理性进行了分析，废水站采取的工艺合理可行。
故本项目增加试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水不会影响废水站的处理效果。
3变更后的项目污染物产生、排放情况、主要环保措施、总量控制分析
3.1变更后的项目污染物产生、排放及治理措施经分析，变更后项目的废水（包括生产废水、生活污水等）、工艺废气、固体废弃物及噪声的产生、排放及主要治理措施均不发生变化、与原环评一致。
3.2变更后的项目总量控制分析由原环评可知，“本项目为污染治理工程，营运期的检修废水，冲洗废水和生活污水经污水站处理后回注，不外排；
本项目在营运期间仅产生微量异味废气。
因此本环评建议项目不设置总量控制因子。
4变更后的项目环境影响分析
4.1变更后的项目地表水环境影响分析
变更后，项目全厂工艺废水、生活污水等产生量和排放量均不增加，其生产过程中无废水产生，少量的设备检修废水及实验室废水经收集后与气田水、试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水一起经过预处理达到《西南油气田公司气田水回注工程标准化设计》中要求的回注水指标，回注至威43井；
生活污水经旱厕收集后作为农肥或绿化使用，均不排放废水进入地表水体。
废水排放量、治理措施及排放要求均与原环评要求一致。
故变更后，项目外排废水不会给地表水环境新增带来不良影响，其影响程度与原环评一致。
4.2变更后的项目地下水环境影响分析
变更后，威43井井身结构、各层套管、固井质量、回注层位等均未发生变化，根据水质报告可知。
拟回注的气田水及试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水水性相似均为CaCl2水型，矿化度较高，一般2〜3g/L。
气田水、试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水开采及回注的地层均处于震旦系，属于同层回注，气田水及试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水和回注层赋存的地下水均为高矿化度类型水，匹配性好，故回注对回注层水质影响不明显，且井身结构良好，能够满足回注气田水及试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水的回注要求。
不会对当地地下水造成明显影响。
4.3变更后的项目大气环境影响分析经分析，项目变更前、后，主装置工艺废气的产生量和排放量均不发生变化，对区域大气环境的影响范围和程度不变。
根据水质报告可知，压裂返排液中含有少量的硫化氢，满足《西南油气田公司气田水回注站工程》回注水质指标中硫化物限值。
卫生防护距离计算模式：
QcC^-1（BLC+0.25r2）o.5OLD
式中：
Cm标准浓度限值，mg/m3;
Q有害气体无组织排放量，kg/h；
L工业企业所需卫生防护距离，m；
r有害气体无组织排放源所在生产单元等效半径，m；
A、B、C、D――计算系数，按表33查取。
表4-1卫生防护距离计算系数
计算系数
工业企业所在
地区近五年平均风速
m/s
卫生防护距离L，m
L<
1000vL<
2000
L>
工业企业大气污染源构成类别
I
n
m
A
v2
400
80
2〜4
700
470
350
380
250
190
>
4
530
260
290
110
B
0.01
0.015
2
0.021
0.036
C
1.85
1.79
1.77
D
0.78
0.57
0.84
0.76
项目卫生防护距离计算结果如下表。
表4-2卫生防护距离计算结果
无组织源
污染物
无组织
排放面积/m2
标准浓度限值
（mg/m3）
无组织排放量
（kg/h）
计算距离（m）
卫生防护距离（m）
污水处理站
120
0.0017
36.13
本项目以污水处理站无组织排放量计算的卫生防护距离为
36.13m，取整为50m。
所以，项目原环评批复的以污水处理站设置50m卫生防护距离其包络线范围均保持不变。
总的来说，变更后项目外排废气污染物较原环评不变，不会造成
区域环境质量超标
4.4变更后的项目声环境影响分析项目变更后，通过采取隔声、减振、合理布置总图等措施后，仍可实现厂界达标，对区域声环境影响小。
4.5变更后的项目固体废物处置情况分析
项目变更后，不涉及固体废物种类及产生量的变化，故采取原环评提出的处置措施后，对环境影响不明显。
4.6变更后的项目环境影响小结总的来说，项目变更仅为回注水方案的调整，变更内容少；
较原环评报告相比，变更后项目不会新增对周围环境的影响，区域环境质量能满足规定的标准和功能区划要求。
经对比，变更后的项目环境影响结论总体上与原环评一致。
5变更后的项目环境风险分析
由水质分析报告可知，压裂返排液含有少量的硫化氢，根据原环评环境风险防范措施中“废水拉运要用密闭罐车进行运输，并建立交接三联单制度；
废水拉运过程中应严格按照规定的路线运输到威43井回注站，运输过程中应避开环境敏感区域，避开不良工程地质段，应避开暴雨时节。
在运输过程中，要注意清洁运输，防止气田水泄漏”。
通过以上措施能够避免硫化氢挥发对大气环境产生的影响。
经分析，项目的废水回注工艺、回注规模、建设地点、主要环保措施以及风险防范措施等均不发生变化，故变更后的项目环境风险识别、风险影响分析等均与原环评报告相同。
故变更后的项目风险防范措施仍可行，项目环境风险可接受。
6变更后的项目环境影响评价结论
仅仅是建设单位结合实际情况、气田水回注相关管理要求、按公司生产和环保需求，对原项目中的废水回注方案进行了一定的调整和变更。
变更内容主要涉及：
威远气田中的威202井区、威204等井区产出的气田水、试油废水、酸化压裂废水、压裂返排液、钻井废水等钻采过程中的各类废水经处理后进行回注。
项目除以上变更外，其它如建设地址、废水回注工艺、回注规模、主要环保治理措施及风险防范措施等均与原环评报告内容保持一致，未发生变化。
经分析，变更后项目外排废气污染物较原环评不变，不会造成区域环境质量超标。
同时，变更前、后项目全厂生产废水、生活污水等产生量和排放量均无变化，采取的废水治理措施和排放要求均与原环评一致，不会对新增地表水环境的不良影响。
变更后项目通过采取隔声、减振、合理布置总图等措施后，仍可实现厂界达标，对区域声环境影响小。
变更前、后，项目不涉及固体废物种类及产生量的变化，故采取原环评提出的处置措施后，不会对区域环境造成不良影响。
项目变更前、后，其主要环保措施、风险防范措施等均不发生变化；
项目环境影响结论也与原环评一致。
总的来说，威远德源环保科技有限公司“利用威43井回注气田水环境治理项目”回注水方案调整后的项目污染物排放情况总体上与原环评相当，变更后的环境影响与原环评维持不变，不会因本次变更而改变原环评结论；
变更后项目不需新增环保措施和风险防范措施。
项目回注水调整从环境保护角度可行。
升级会员 