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

1、 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

2、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。100m 3/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15.510.826.

3、3变更后3.72.330.2压裂返排液9.97.3试油废水0.80.6酸化压裂废水1.91.2钻井废水1.60.9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（974.2 m3/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

4、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

5、灯影组 地下水 水质威43井压裂返排 液酸化压裂 废水Na+、K +27671mg/l503 mg/l262 mg/l9396 mg/l5470 mg/l4132 mg/l4478 mg/l4514 mg/lCa2+2107220mg/l197 mg/l410 mg/l382 mg/l306 mg/l345 mg/l379 mg/lMg2+74725 mg/l20.3 mg/l46 mg/l38.7 mg/l34 mg/l38 mg/l39 mg/lBa2+104346mg/l259 mg/l223 mg/l100 mg/l118 mg/l126 mg/lC46863885 mg/l10000

6、167213030 mg/l150001400018000SO42HCO3-667158 mg/l129 mg/l694 mg/l568 mg/l679 mg/l685 mg/l705 mg/lCO32OH-H2S0.006 mg/l0.034 mg/l0.022 mg/lI-/6Br-102pH7.56.788.457.52 mg/l8.76 mg/lSS8 mg/l36 mg/l4 mg/l15 mg/l40 mg/l35 mg/l48 mg/l颗粒直径含油量0.04 mg/l4.19 mg/l2.01 mg/l0.41 mg/l3.23 mg/l1.55 mg/l3.45 mg/l根据水

7、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/

8、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-

9、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1CI-0.2 gm 时V 25K 0.2 gm时15悬浮物颗粒直径中值， gm0.2 gW 时V 10k8含油，mg/lV 30注：K-渗透率本项目污

10、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0.034484.196.788.76出水0.0252.0去除率26%52%絮凝反应池0.020201.520%58.3%25%沉淀池0.0181010%50%过滤池1.313%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5030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

11、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

12、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

13、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23g/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

14、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，mL1

15、000 v L工业企业大气污染源构成类别InmAv 24008024700470350380250190 4530260290110B0.010.015 20.0210.036C1.851.791.77D0.780.570.840.76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1200.001736.13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

16、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。

17、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

18、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

19、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。