整理蓬莱193油田明珠轮单点系泊改造无人采油M平台项目环境影响评价.docx

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整理蓬莱193油田明珠轮单点系泊改造无人采油M平台项目环境影响评价

2（6）环境影响评价结论的科学性。

（2）可能造成轻度环境影响的建设项目，编制环境影响报告表，对产生的环境影响进行分析或者专项评价；

4C.环境影响报告书

52.环境影响报告表的内容

6价值=支付意愿=市场价格×消费量+消费者剩余

71）规划实施对环境可能造成影响的分析、预测和评估。

主要包括资源环境承载能力分析、不良环境影响的分析和预测以及与相关规划的环境协调性分析。

（1）规划环境影响评价的分析、预测和评估内容。

9（3）环境影响技术评估。

10内涵资产定价法基于这样一种理论，即人们赋予环境的价值可以从他们购买的具有环境属性的商品的价格中推断出来。

11（3）公众对规划实施所产生的环境影响的意见；总论

11.1评价任务由来与评价目的

11.1.1任务由来

蓬莱19-3油田是中国海洋石油总公司与康菲石油中国有限公司在渤海11/05区块发现的一个油田，预计原油储量为6×108t。

分两个阶段投入开发生产。

油田第一期于2002年12月31日投产，第二期于2006年起分阶段投产。

蓬莱19-3油田开发工程包括6座平台、1座单点系泊系统、1艘FPSO、15条海底管道、13条海底电缆。

2009年8月，随着新浮式储油轮（蓬勃号）的投产，明珠号浮式储油轮退出，留下1座单点系泊系统、一条输油管线和电缆管线。

为了充分利用现有的设备，达到油田的设计生产能力，蓬莱19-3油田计划将明珠轮撤离后的单点系泊改造成无人采油平台。

改造过程为在单点系泊上部安装无人平台模块，其它设备包括海底管线等均无变动。

根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、国务院第253号令《建设项目环境保护管理条例》和《山东省环境保护条例》以及《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》的有关规定，对新建、扩建和改建的项目必须进行环境影响评价，通过对项目周围环境现状的调查和预测项目建成后对环境的影响范围和程度，提出控制污染的措施，以满足国家和地区的环境保护要求，实现经济效益、社会效益和环境效益的协调统一。

受康菲石油中国有限公司的委托，中海石油环保服务有限公司承担本工程环境影响评价工作。

环评单位接受委托后，根据工程特点和该海域环境质量的目标控制要求，对本工程可能带来的环境影响进行了科学评价，提出切实可行的环境保护措施和对策，编制了《蓬莱19-3油田明珠轮单点系泊改造无人采油M平台项目环境影响报告书》。

11.1.2评价目的

本评价从环境保护、可持续发展和严格控制新污染源的角度出发，以科学求实的态度，根据本工程特点和该海域环境质量的目标控制要求，查明工程项目评价范围内的环境质量现状，分析工程产生的污染物的种类及数量，预测评价其对周围环境的影响范围和程度及突发性事故的危害和应急措施，对本工程可能带来的环境影响进行科学评价，提出切实可行的环境保护措施和对策，从环境保护角度论述工程的合理性和可行性，力争把工程所带来的不利影响降至最低程度，为环境管理提供科学依据，以期达到社会、经济和环境效益的统一。

11.2报告编制依据

11.2.1国家法律、法规依据

（1）中华人民共和国环境保护法，1989年12月；

（2）中华人民共和国海洋环境保护法，1999年12月；

（3）中华人民共和国环境影响评价法，2002年10月；

（4）中华人民共和国海域使用管理法，2002年1月；

（5）中华人民共和国渔业法，2004年8月；

（6）中华人民共和国海上安全交通法，1984年1月

（7）中华人民共和国清洁生产促进法，2002年6月；

（8）中华人民共和国水污染防治法，1996年5月；

（9）中华人民共和国固体废物污染环境防治法，2004年12月。

11.2.2全国性环境保护条例、规章

（1）中华人民共和国水污染防治法实施细则，国务院令第284号，2000年3月；

（2）中华人民共和国防止船舶污染海域管理条例，1983年12月；

（3）建设项目环境保护管理条例，国务院令第253号，1998年11月；

（4）关于贯彻落实（清洁生产促进法）的若干意见，环发[2003]60号文；

（5）73/78防污公约（MAPPOL73/78），国际海事协商组织；

（6）建设项目环境保护分类管理名录，中华人民共和国环境保护部令第2号

，2008年9月；

（7）《海洋自然保护区管理办法》（国家海洋局，1995.5.29起施行）；

（8）《海上交通安全法》（中华人民共和国主席令第七号公布，1984.1.1起施行）；

（9）《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》（国务院，1983.12.29起施行）；

（10）《中华人民共和国防止船舶污染海域管理条例》（国务院，1983.12.29起施行）；

（11）《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例实施办法》（国家海洋局，1990.9.20起施行）

（12）《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》（国务院第475号令，2006年11月1日起施行）；；

（13）《全国海洋功能区划》（国家海洋局，2002年8月）；

（14）船舶污染物排放执行《渤海海域船舶排污设备铅封程序规定》（中华人民共和国交通部，2003.6.1起施行）；

（15）中国水生生物资源护养行动纲要，国务院国发[2006]9号，2006年2月；

（16）环境影响评价公众参与暂行办法，国家环境保护总局文件环发〔2006〕28号，2006年3月18日起施行。

11.2.3地方性法规

（1）山东省海洋环境保护条例，2004年9月23日山东省第十届人民代表大会常务委员会第十次会议通过，2004年12月1日起施行；

（2）山东省环境保护“十一五”规划，2006年；

（3）山东省海域使用管理规定，山东省人大常委会公告第10号，自2004年1月1日起施行；

（4）山东省生态环境建设与保护规划纲要，2003年；

（5）山东省建设项目环境保护管理条例，1987年3月；

（6）山东省环境保护条例，1996年12月14日，省八届人大常委会第25次会议通过，2006年4月5日修订。

11.2.4相关规划

（1）《全国海洋功能区划》，2002年；

（2）《山东省海洋功能区划》，山东省人民政府，2004年4月；

11.2.5技术规范

（1）《海洋工程环境影响评价技术导则》，GB/T19485-2004；

（2）《环境影响评价技术导则》，HJ/T2.1-2.3-93；

（3）《环境影响评价技术导则-非污染生态影响》，HJ/T19-97；

（4）《建设项目环境风险评价技术导则》，HJ/T169-2004；

（5）《海洋调查规范》，GB12763；

（6）《海洋监测规范》，GB17378；

（7）《海洋生物质量监测技术规程》，国家海洋局2002年4月；

（8）《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》，SC/T9110-2007。

11.3环境影响评价和环境质量标准

11.3.1环境质量标准

《全国海洋功能区划》的“重点海域的主要功能”一节中指出：

渤海中部海域主要功能为矿产资源利用和渔业资源利用，重点功能区有渤中34-2、渤中34-4、渤中13-1、渤中42-7、渤中28-1、渤中26-2、渤中25-1和蓬莱19-3等油气区等油气区。

工程所处海域依据功能顺序应首先保证油田的勘采，油气区应执行《海水水质标准》中的四类标准，本次评价，考虑工程区周边海域为渔业资源利用区，《海水水质标准》拟执行一类标准。

相应的海洋沉积物质量评价应执行《海洋沉积物质量》中的一类标准。

海洋生物质量评价执行《海洋生物质量》（GB18421-2001）中的一类标准，GB18421中没涉及的项目采用《全国海岸和滩涂资源综合调查简明规程》中相应标准。

具体标准采用情况详见表1.3-1。

表1.3-1环境质量标准标准

标准类别

采用标准

等级

范围

环境质量标准

海水水质

《海水水质标准》（GB3097—1997）

一类

环境质量现状和影响预测评价

海洋生物

海洋生物质量（GB18421-2001）

一类

环境质量现状和影响预测评价

海洋底质

海洋沉积物质量（GB18668-2002）

一类

环境质量现状和影响预测评价

11.3.2污染物排放标准

对于蓬莱19-3油田明珠号FPSO单点导管架改造工程，生产过程中所产生的相关污染物的处理和排放所执行的标准列于表1.3-1和表1.3-2。

表1.3-1污染物排放标准

污染物

采用标准

等级

污染因子

标准值

适用对象

工业及生活垃圾

渤海海域船舶铅封程序规定；

船舶污染物排放标准（GB3552-83）；

73/78防污公约

运回陆地处理

禁止投入海域

海上施工、生产作业船舶污染物的排放

船舶

机舱含油水

船舶生活污水

《船舶污染物排放标准》（GB3552－1983）

处理达标后排海

施工过程生活污水的排放

生活污水

海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）

一级

COD≤300mg/L

“蓬勃号”FPSO生活污水排放

“蓬勃号”FPSO生产污水

海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）

一级

石油类≤

20mg/L（月平均）

≤330mg/L（一次容许值）

21天设备检修期间，生产水排海

海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级（GB18420.1-2001）

二级

石油类≥10000mg/L

泥浆、钻屑

海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级（GB18420.1-2001）

二级

≥20000mg/L

海上钻完井作

业过程中排放

的泥浆、钻屑

海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）

一级

油层钻屑泥浆不得排放

禁止排放非水基钻井液钻屑

Hg≤1mg/kg

Cd≤3mg/kg

船舶污染物排放执行《渤海海域船舶铅封程序规定》和《船舶污染物排放标准》（GB3552-83），根据《渤海海域船舶铅封程序规定》船舶含油污水禁止排入海域；船舶生活污水排放执行《船舶污染物排放标准》（GB3552-83），最高排放浓度值见表1.3-2。

表1.3-2船舶生活污水最高排放浓度值

项目

内河

沿海

距最近陆地4海里以内

距最近陆地4～12海里

生化需氧量

不大于50

悬浮物

不大于150

无明显悬浮物固体

大肠菌群

不大于250个/100亳升

不大于1000个/100亳升

11.4环境影响要素识别和评价因子筛选

11.4.1环境影响要素识别

本报告主要对工程施工阶段和生产阶段进行分析评价。

本工程建设过程中施工、油气生产、油田废弃各个阶段所排放的污染物主要是生产废水、生活污水、冲洗废水等。

工程建设对海洋环境的影响统计见表1.4-1。

（1）导管架、第一口井钻完井施工过程中产生的泥浆钻屑扩散在一定时间内影响一定范围内的海水水质；

（2）施工人员产生的生活污水可能会对环境造成一定的影响；

（3）生产期间含油污水非正常排放可能对海洋环境造成一定的影响；

（4）突发性溢油是一种潜在的、对海洋环境威胁很大的污染源。

11.4.2评价因子筛选

根据表1.4.1的识别结果确定本次环境影响评价因子如下：

（1）环境质量现状评价因子

海水水质现状评价因子：

pH、DO、COD、石油类、无机氮、挥发酚、活性磷酸盐、铜、铅、锌、镉、铬、汞，共13项因子。

沉积物质量现状评价因子：

有机碳、石油类、硫化物、铜、铅、锌、镉、汞、总铬，共9项因子。

生物质量现状评价因子：

石油类、铜、镉、铅。

海洋生态现状评价因子：

叶绿素a含量、浮游生物（浮游植物、浮游动物）和底栖生物。

表1.4-1环境影响要素识别

阶段

污染物

主要污染因子

排放方式

影响对象

影响程度

施工阶段

机舱含油污水

石油烃

运回陆地处理

—

无

生活污水

COD、BOD5、

大肠菌群、SS

处理达标间断排放

海水

小

生活垃圾

食品废弃物、

包装物

运回陆地处理

—

无

工业垃圾

边角料、油渣、

油棉纱等

运回陆地处理

—

无

钻完井作业悬浮沙

悬浮沙

连续排放

海水、生物

中

生产阶段

含油污水

石油烃

非正常工况，处理达标排放

—

中

生活污水

COD、BOD5、大肠菌群、SS

处理达标间断排放

海水

小

生活垃圾

食品废弃物、

包装物

运回陆地处理

—

无

工业垃圾

边角料、油渣、

油棉纱等

运回陆地处理

—

无

初期雨水

石油烃

进入油气集输流程

—

无

表1.4-2评价因子一览表

评价

时段

环境影响要素

评价因子

工程内容

及其表征

影响程度与分析评价深度

建设

阶段

海水

悬浮物

导管架安装、钻完井

沉积物

悬浮物

导管架安装、钻完井

海洋生态

浮游生物

导管架安装、钻完井

底栖生物

导管架安装、钻完井

鱼类及其它水生生物

导管架安装、钻完井

养殖生物

导管架安装、钻完井

生产

阶段

海水

石油类

生产污水维修期间排放

海洋水文动力

局部海流流向和流速

导管架安装

海水

原油

事故溢油

+++

＋表示环境影响要素和评价因子所受到的影响程度为较小或轻微，需要进行简要的分析与影响预测；

＋＋表示环境影响要素和评价因子所受到的影响程度为中等，需要进行常规影响分析与影响预测；

＋＋＋环境影响要素和评价因子所受到的影响程度为较大或敏感，需要进行重点的影响分析与影响预测。

（2）环境影响预测因子

第一口井钻完井排放的泥浆钻屑、发生事故时的海面溢油。

11.5环境影响评价范围与评价重点

11.5.1评价范围

根据以往同类海洋油田开发工程项目污染物的数值预测经验，在正常情况下，泥浆、钻屑和悬浮沙等污染物的最大扩散半径不会超过4km，含油生产污水的影响半径不超过2.5km。

在此将本项目在2009年秋季现状调查海域作为本次的评价范围。

事故性溢油的影响范围取决于溢油漂移的距离和应急处理效果，根据同类工程溢油漂移数值预测和研究结果，本次评价确定以强风条件下溢油在48小时内漂移扩散所影响的区域，和/或溢油所到达环境保护敏感目标的区域（主要包括庙岛列岛、莱州湾及龙口至蓬莱沿海等）为评价范围。

11.5.2评价工作重点

根据评价海域功能区划，评价工作重点分四种情况。

（1）施工作业情况下的评价重点：

•悬浮物对海水水质的影响程度和范围。

（2）正常作业情况下的评价重点：

•固体废弃物处置和清洁生产措施；

（3）非正常作业情况下的评价重点：

•含油污水对海水水质、生态的影响分析；

•非正常作业的预防措施。

（4）溢油事故风险评价重点：

•溢油对周围评价区域内渔业资源、旅游区、盐场、自然保护区等敏感目标的影响；

•溢油事故风险分析及防治对策。

11.6污染控制目标

鉴于本工程位于渤海内海海域，工程环境污染控制目标分述如下

（1）含油污水：

油田正常生产情况下，生产水经处理合格后，回注地层。

每年有21天的设备检修时间，生产水处理达标后排海，必须符合《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）的要求，即含油浓度月平均值不得大于20mg/L，一次容许值不得超过30mg/L，同时还应符合“海洋石油勘探开发污染物生物毒性分级”中二级标准的要求，即生物毒性容许值不低于10000mg/L（GB18420.1-2001）；作业船舶所产生的机舱含油污水禁止在海上排放，需全部运回陆地处理。

（2）生活污水：

处理后排放的生活污水必须符合《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）的要求，即COD≤300mg/L。

粪便须经消毒和粉碎处理。

（4）垃圾：

除食品废弃物外，其它一切生产和生活垃圾将全部回收运回陆地处理。

（5）钻井泥浆和钻屑：

除表层钻屑和平台第一口井产生的水基泥浆钻屑排放外，其余经处理后全部回注。

油层钻屑泥浆不得排放，非水基钻井液钻屑禁止排放。

（6）采取切实可行的防范措施避免或减少油气泄漏事故的发生。

11.7环境保护目标

本工程正常作业情况下的环境保护目标为工程周围海域的海水水质，沉积物质量和生物质量。

主要依据《海水水质标准》（GB3097-1997）的要求，所排放的污染物确保不影响邻近功能区的水质。

溢油情况下的环境保护目标为工程周围海域的渔业资源和生态环境，以及环境保护敏感目标（主要包括庙岛列岛、莱州湾及龙口至蓬莱沿海等）。

11.8环境影响评价工作等级

根据《海洋工程环境影响评价技术导则》，海洋油（气）开发及其附属工程建设项目的环境影响评价工作等级主要根据污水排放量或年产油量以及所处海域的生态敏感性来确定。

PL19-3M平台开发工程投入生产运营后，最大产油量为40.62×104m3/a；最高生产水产量为3132m3/d，主要污染因子为石油烃，处理后回注地层。

根据《海洋工程环境影响评价技术导则》GB/T19485-2004（简称“导则”）中有关海洋环境影响评价工作等级的划分标准，本开发工程的水质环境影响评价工作等级应为二级，生态评价工作等级为二级。

本项目在钻井作业第一口井、导管架施工过程中对所在海区的海底沉积物环境将在短时间内造成一定影响，根据“导则”的评价工作等级的划分标准，确定本项目沉积物环境影响评价工作等级为二级。

鉴于油田工程所处海域环境较为敏感，且油田建设、生产过程中存在潜在溢油事故的环境风险，参照《建设项目环境风险评价技术导则》，确定本项目的风险评价等级为一级。

由于本油田开发工程位于水深28m的海域，所建平台为在已有四腿透水式导管架结构的基础上增加两腿，不会改变油田海域的水文动力环境，因此水动力环境评价等级为三级。

表1.8-1评价等级

工程类型

工程规模

工程所在海域和生态环境类型

评价等级

水动力环境

水质环境

沉积物环境

生态环境

风险

海洋油（气）开发及其附属工程建设项目

污水排放量3132（m3/d），

年产油量40.62万吨/年

海湾、河口海域或生态环境敏感区

12工程概况

12.1油田地理位置

蓬莱19-3油田位于渤海海域的中南部，11/05合同区，东经120°01′～120°08′，北纬38°17′～38°27′，西北距塘沽约216km，东南距蓬莱市约80km。

油田范围内平均水深27～33m。

PL19-3油田的地理位置参见图2.1-1。

图2.1-1PL19-3油田地理位置图

12.2PL19-3油田概况

蓬莱19-3油田开发工程主要包括1座24井槽的卫星井口平台（WHPA）和4座40井槽的卫星井口平台（WHPB~WHPE）、１座立管公用平台，1座单点系泊系统及1艘30万吨级浮式生产储油轮（FPSO）以及相应的海底管道及电缆（见表2.2-1）。

其中WHPB平台与立管公用平台用栈桥连接，组成中心平台群（井口平台WHPB和RUP），各井口平台生产的油、气、水三相流体，将分别通过油田间海底管线汇集到立管公用平台，然后通过两条海底管道输至FPSO进行分离、处理和储存。

表2.2-1PL19-3海底管道及电缆一览表

路径

管道/电缆

长度（km）

管线外径及壁厚

材质

RUP平台~“蓬勃号”FPSO

混输管道

3.1

762.0×23.83mm

API5LX-65

混输管道

762.0×23.83mm

API5LX-65

注水管道

762.0×20.6mm

API5LX-65

柴油管道

114.3×12.7mm

API5LX-65

天然气管道

323.9×12.7mm

API5LX-65

电缆

WHPA平台~WHPC平台

混输管道

406.4×15.9mm

API5LX-65

注水管道

219×9.53mm

API5LX-65

电缆

WHPC平台~RUP平台

混输管道

3.3

609.6×20.6mm

API5LX-65

注水管道

406.4×12.7mm

API5LX-65

气体燃料管线

168×12.7mm

API5LX-65

电缆

WHPD平台~RUP平台

混输管道

3.7

609.6×20.6mm

API5LX-65

注水管道

323.9×11.1mm

API5LX-65

电缆

WHPE平台~RUP平台

混输管道

2.1

609.6×20.6mm

API5LX-65

注水管道

323.9×11.1mm

API5LX-65

电缆

原明珠号单点~WHPA平台

混输管道

2.5

406.4×15.9mm

API5LX-65

注水管道

219×9.53mm

API5LX-65

电缆

井口平台上的主要设备有电潜泵、生产管汇、注水管汇、外输泵和发球阀等，井口平台定员为105人。

井口平台WHPB为中心平台群的中心模块平台，住房模块平台定员为140人，平台间用栈桥连接。

主要设备有：

钻井设备、电站、生产管汇、收球阀、发球阀、和注水系统等。

30万吨级FPSO具有双层壳体结构，在16个油舱中可储存原油约29.6×104m3，FPSO系统包括发电、配电装置和其他辅助设备，如仪表气装置和消防水设施等。

其中，发电装置主要由两台通用公司生产的5型透平发电机组成。

定员为140人。

各井口平台（WHPA/B/C/D/E）的生产物流不经处理直接通过海底混输管线送至立管公用平台，然后再经FPSO进行处理。

来自各平台的物流在FPSO上进行油、气、水三相分离，分离出的原油经加热、再脱水、冷却后进入工艺舱继续沉降，达标后进入货油舱储存；分离出的天然气用作发电机组的主要燃料；分离出的生产水经处理合格后送回各井口平台回注地层。

12.3WHPM平台开发方案概述

2009年8月，随着新浮式储油轮（蓬勃号）的投产，明珠号浮式储油轮退出，留下1座单点系泊系统、一条输油管线和电缆管线。

为了充分利用已有海上设施，本工程依托所在海域现有海上设施（PL19-3油田设施：

井口平台、FPSO、系泊系统和海底管道及其它与联合开发有关的设施），将PL19-3油田明珠号油轮需废弃的单点系泊塔导管架改造成无人采油平台（WHPM），设计钻定向井9口，其中生产井6口，注水井3口。

主要工程内容包括：

（1）改造明珠号单点导管架为无人采油平台；

（2）明珠号单点上部模块适应性改造；

（3）钻完井工程。

工程设计井网和井距为：

3区北2口生产井，1口注水井，井距大约为300米，考虑D20在内，注采井数比1：

3；8区有5口井，其中3口生产井，2口注水井，考虑D42、D48在内，注采井数比1：

2.5，井距约为400~450米。

根据工程方案，本项目设计的开发区域为蓬莱19-3油田的8区和3区北角，目前8区有一口探井和一口开发井，3区（北块）已有16口开发井。

本工程采用

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