关于2021年12月3日拟对建设项目环境影响评价文件作出审批意见的公示

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[发布时间:2021-12-03 16:12:20] [来源:行政审批处] [点击量:] [关闭]


根据建设项目环境影响评价审批程序的有关规定,经审议,我厅拟对2建设项目环境影响报告书作出批复决定。为保证此次审议工作的严肃性和公正性,现将建设项目环境影响报告书的基本情况予以公示。公示期为2021123-2021129日(共5个工作日)。

        话:028-8058909080589089

        址:成都市科园南路88A2座四川省生态环境厅行政审批处

听证告知:依据《中华人民共和国行政许可法》,自公示起五日内申请人、利害关系人可对以下拟作出的建设项目环境影响评价文件批复决定要求听证。

拟批准的建设项目

序号

项目

名称

建设

地点

建设

单位

环境影响

评价机构

项目

概况

报告书提出的主要环境影响及预防或者减轻不良环境影响的对策和措施

1. 

川西气田产能建设项目环境影响报告书(重新报批)

四川省成都市彭州市

中国石油化工股份有限公司西南油气分公司(彭州气田(海相)开发项目部)

河南油田工程咨询股份有限公司

川西气田位于四川盆地彭州-大邑地区油气勘查区块,为加快该区块天然气开发,中国石油化工股份有限公司西南油气分公司(彭州气田(海相)开发项目部)拟实施川西气田产能建设项目,项目主要涉及成都市彭州市丽春镇、隆丰镇、葛仙山镇等区域,开发区块面积约152km2,气藏开发采用丛式井组布井、分段酸压大斜度井方案,为含硫天然气开采;地面集输采用分散脱硫、集中脱水方案;项目建成后形成30×108m3/a净化天然气的产能规模,副产硫磺24t/a

20189该项目环境影响报告书经原四川省环境保护厅《关于川西气田产能建设项目环境影响报告书的批复》(川环审批〔2018124号)批复截至20219月底,彭州3#~6#钻井平台共16口井的钻前工程(包括清水池、放喷池等)均已完成;彭州3#~6#钻井平台共10口井(其中3#钻井平台2口井、4#钻井平台3口井、5#钻井平台3口井、6#钻井平台2口井)均已完成钻井工程(目前仅保留采气树,其他设施均已完成拆除);彭州5#钻井平台的2口井(彭州5-1D、彭州5-3D)目前在钻,6#钻井平台的2口井(彭州6-1D、彭州6-3D)在钻、2口井(彭州6-5D、彭州6-6D)尚未开钻。地面集输工程、生产管理中心均尚未开工建设。

在实施程中,因探明储量减少、含气面积减少等问题,导致开发方案、产能规模和部分环保措施有所调整,主要调整内容为:(一)净化天然气的产能规模30×108m3/a调减为17.68×108m3/a副产硫磺的规模由24t/a调减为13.94t/a。(二)钻采工程中钻井平台由6(彭州3#~8#)调减为4个(彭州3#~6#);彭州5#6#钻井平台在钻和未开钻的6口井的三开由水基钻井液钻井调整为油基钻井液钻井井深6507~7360m调整为6416~8373m。(三)地面集输工程中脱硫站6座调减为4座;采用分散脱硫、集中脱水调整为分散脱硫、分散水;彭州5#6#平台的硫磺回收工艺由采用非常规克劳斯分流+直接氧化调整为非常规克劳斯分流+加氢还原;彭州3#~6#平台的硫磺回收单元和脱水单元产生的尾气由焚烧炉焚烧+有机胺吸收工艺处理调整为焚烧炉焚烧+碱液吸收工艺处理。

根据《关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知》(环办环评函2019910)、《污染影响类建设项目重大变动清单(试行)》(环办环评函2020688)的相关要求,该项目调整属于重大变动,应重新报批环境影响评价文件。

调整后项目包括钻采工程、地面集输工程、生产管理中心。

工程主要建设内容包括建设4个钻井平台(彭州3#~6#),部署钻井共16口,其中利旧鸭深11口(经四川省环境保护厅以川环审批2014620号和川环审批201751号文批复同意,目前仅保留采气树,其他设施均已完成拆除)各井场分别设置钻井、衬管完井和酸化改造设备,采气树配套泥浆循环不落地系统(含振动筛、除砂除泥设备、离心机、搅拌罐、压滤机等石油钻井固控设备,泥浆循环罐4×40m3、泥浆储备罐2×40m3、废水收集罐2×40m3、废渣收集罐2×40m3、集污罐1×40m3等)、压裂液罐(40×30m3)、柴油罐(2×25t清水池(500 m3)和放喷池(除彭州6#钻井平台为3×300m3外,其余钻井平台均为2×300m3)等。项目设计井深6416~8373m井型为大斜度井,采用常规钻井工艺,单井钻井周期256~310天,24小时连续作业,采用导管+三开井身结构,导管段、一开+二开段均采用水基钻井液钻井,三开段采用油基钻井液钻井。钻至目的层后,进行酸压增产工艺,测试求产。

地面集输工程主要建设内容包括在彭州3#~6#4座平台分别设置1座脱硫站,采用复合溶剂法脱硫、非常规克劳斯分流+直接氧化/加氢还原硫磺回收工艺回收硫磺,各平台主要包括天然气脱硫装置(处理规模为55~290m3/d)、天然气脱水装置(采用TEG(三甘醇)工艺)、硫磺回收装置、尾气处理装置、溶剂再生装置、液硫池(1000m3、循环冷却水系统、火炬、采出水预处理系统、危险废物暂存间、初期雨水收集池(彭州3#平台和彭州4#平台均为1×150m3彭州5#平台为1×250m3彭州6#平台为1×300m3)、雨水监控兼事故池等;在彭州6#平台内除建设上述脱硫站外,新建集输站1座,主要包括气田水综合利用装置、硫磺成型装置(处理规模为160t/d)及仓库、化验室、供水工程(在人民渠建设取水泵站1座,取水规模为250m3/h,同步建设供水管道总长约5km等公用工程及辅助生产设施。净化气集气管线新建总长约4.5km设计压力6.3MPa材质为无缝钢管顶管方式穿越公路1处,同沟铺设污水、供水管道,进站道路建设总长约8.8km、路基宽5.0m

调整后生产管理中心包括办公、职工公寓、食堂等设施,建筑面积8750m2(位置调整,选址由天彭大道456号调整至牡丹新城)。

调整后项目占地56.06hm2,其中永久占地43.33hm2,临时占地12.73hm2较调整前项目总占地减少52.02hm2,其中永久占地减少30.13hm2,临时占地减少21.89hm2;调整前后占地类型未发生调整,主要包括耕地、林地等。

项目总投资750100万元,其中环保投资65950万元,约占总投资的8.79%

一、主要污染防治措

(一)钻井工程主要环境保护措施

1)大气污染防治措施

钻井动力使用网电;停电情况下使用柴油发电机采用轻质柴油燃烧废气自带的消烟除尘装置处理后达标排放;在钻井过程中,对基础油、柴油油基泥浆和油基岩屑的暂存和储运采用密闭罐,控制和减少挥发性有机物排放;测试放喷的天然气由专用管线引至放喷池点火燃烧

2)水污染防治措施

水基钻井液钻进过程中,从井底排出的钻井液及岩屑混合物经振动筛分离后,钻井液(筛下物)由泥浆循环罐收集并经除砂、除泥处理后部分循环回用(约90%),不能回用的钻井液(约10%)与岩屑(筛上物)经泥浆不落地工艺(化学破稳+压滤)处理后,滤液部分(约80%)回用于钻井液配置,剩余不能回用的用密闭罐车运至袁家环保处理站预处理后交区域内回注站回注;压裂返排液用密闭罐车运至袁家环保处理站预处理后交区域内回注站回注。

袁家环保处理站(2018年德阳市环境保护局德环审批〔201887号批复同意20206月已完成竣工环境保护验收)位于德阳市旌阳区黄许镇江林村2组,总设计处理规模800m3/d,其中钻井废水和压裂返排液预处理系统规模为300m3/d,采用隔油+混凝沉淀+二级沉淀+分离过滤处理工艺,废水达到回注标准后拉运至回注站进行回注袁家环保处理站目前富余量为137m3/d,可妥善处置本区块作业废水量29m3/d本项目依托的回注井站主要有孝蓬101井、什邡50井、马蓬33井、新场15井回注站,目前剩余回注能力共450m3/d,剩余回注空间超过91.35m3,可满足本项目不可回用钻井废水(2784m3)和压裂返排液(3000m3)的回注需求。

方井雨水井场初期雨水通过集污池收集后用于配置钻井液生活污水经改进型生态厕所处理后由罐车运至当地生活污水处理厂处理。

3)固体废物污染防治措施

油基钻井液钻进过程中,从井底排出的钻井液及岩屑混合物经筛分、离心回收钻井液后循环回用,剩余的油基岩屑交有相应危险废物处置资质的单位处置;废矿物油部分回用于井场钻井综合利用,无法回用的交有相应危险废物处理资质的单位处置;废水基泥浆和水基岩屑外运制烧结砖或制水泥综合利用;废包装材料交生产厂家回收利用;生活垃圾送当地环卫部门统一清运处理。

4)噪声污染防治措施

采取隔声、减振、消声等措施,控制钻井设备、泥浆泵、振动筛等设备噪声,采取选用低噪声设备、合理安排施工时间、加强施工期管理合理布局、测试放喷临时撤离等措施,控制和减小项目对周围居民等声环境敏感点的影响。

5)地下水污染防控措施

通过采取在导管段使用普通高坂含钻井液钻井,安装套管阻隔井筒与浅层地下水水力联系等措施,可控制和减缓项目对浅层地下水的影响;将井场内的泥浆不落地及泥浆循环系统区、油罐区及围堰、方井区、放喷池、集污池、废油桶贮存区、柴油发电机房、重浆罐区等区域设置为重点防渗区,采取防渗混凝土、防渗膜等防渗措施(渗透系数≤1.0×10-7cm/s,等效防渗黏土层厚度≥6.0m)。采取泥浆不落地工艺,防止地下水环境污染。设置地下水监测井,定期对地下水水质进行监测,并制定地下水污染应急预案,确保饮用水安全。

6)钻井期环境风险防范措施

项目钻井期存在的主要环境风险为井漏和井喷失控、废水泄漏、废油泄漏等。项目采取的主要环境风险防范措施如下:

钻井期按照相关规范要求采取防井喷、井漏措施,设置闸板防喷器、环形防喷器等井控装置,井口装置采用HH级的高抗硫材质。设置地面硫化氢检测报警仪和便携监测仪,强化钻井过程中的套管保护及固井质量,并配备防火防爆、点火系统等防护措施,发生井喷时按要求实施井口点火。

设置报警系统,覆盖井喷事故时硫化氢毒性终点浓度影响范围,并为该范围内的居民点设置应急疏散通道及应急安置点。

加强油类物质储存管理,油罐区设置围堰,防止油类物质泄漏。

加强污水运输车辆的管理,防止运输过程发生事故导致废水泄漏,污染环境;及时转运废水,加强废水罐的维护保养,避免由于腐蚀等造成废水泄漏污染环境。

加强环境风险事故防范,严格执行突发环境污染事故报告制度,落实突发环境事件应急预案。做好应急机构建设、人员配备、培训及设施配置,定期进行应急演练、评估和完善。环境风险事故应急预案应纳入当地政府预案体系。

(二)地面集输工程污染防治措施

1.施工期环境保护措施

管线试压废水经过滤后用于施工过程洒水抑尘;施工人员生活污水利用既有设施处理,生活垃圾交由当地环卫部门统一清运处理;通过采取洒水降尘、封闭运输、合理安排施工时间等措施控制和减小施工扬尘、噪声对周围环境的影响;管沟开挖采取分层开挖的方式,弃土采取分层堆放和分层回填的方式;在施工结束后采取相应的水土保持及生态保护、植被恢复措施,控制和减小水土流失,保护生态环境。

2.运营期环境保护措施

1)废气处理措施

项目各脱硫站锅炉以净化天然气为燃料,采用低氮燃烧器,烟气由排气筒达标排放;硫磺回收单元和脱水单元产生的尾气均送焚烧炉采用焚烧+碱液吸收工艺处理后由排气筒达标排放;溶剂再生塔产生的尾气返回硫磺回收工段综合利用;各设备检修和事故工况排放的天然气通过放空系统密闭引至放空火炬燃烧排放。生产管理中心食堂油烟经高效油烟净化设备处理后达标排放。报告书确定分别在彭州3#平台、彭州4#平台、彭州5#平台、彭州6#平台装置区边界外设置100m卫生防护距离,控制和减小无组织排放废气对周围环境的影响,此范围内现无居民分布。

2)废水处理措施

项目各脱硫站的锅炉、余热锅炉排污水,纯水制备系统反冲洗废水,初期雨水,循环排污水、装置冲洗水、凝结水经反渗透工艺处理后清液达《城市污水再生利用 城市杂用水水质》(GB/T18920-2020标准后回用,浓水送气田水综合利用装置处理;气田采出水经预处理(采用负压气提+化学脱硫+混凝沉淀工艺)后,硫磺回收单元尾气处理系统产生的碱洗废水、检修废水一并送气田水综合利用装置(采用均质+澄清软化+电解氧化+高级氧化+斜管沉淀+过滤器+微滤膜+高压反渗透)深度处理后回用作循环冷却水补水,高压反渗透浓水经MVR蒸发系统处理,蒸发产水进入循环水系统回用平台的生活污水经地埋式一体化污水处理设备处理达到《城市污水再生利用 城市杂用水水质》(GB/T18920-2020标准后,用于绿化和道路降尘;生产管理中心产生的生活污水(食堂废水经隔油预处理)通过市政管网排入彭州市第一污水处理厂处理达到《四川省岷江、沱江流域水污染物排放标准》(DB51/ 2311-2016相应标准后排入六支渠,汇入青白江。

3)固体废物处置措施

MVR蒸馏残渣和浓缩液、气田采出水预处理产生的污泥暂按危险废物管理,项目投运后须对其进行危险废物鉴定,如鉴定后属于危险废物则交由相应资质单位处理,如不属于危险废物,可满足相关综合利用要求后资源化利用供水工程中净水处理系统产生的污泥、气田水综合利用装置产生的污泥经脱水后用于制烧结砖和制水泥综合利用;脱硫废催化剂、硫磺回收废催化剂、直接氧化废催化剂、脱硫产生的废瓷球、废离子交换树脂交由生产厂家回收利用;有机溶剂过滤产生的废滤芯废活性炭、加氢还原废催化剂、废有机溶剂、废矿物油、废铅蓄电池危险废物,交由具有危险废物处理资质的单位处理;生活垃圾交由当地环卫部门统一清运处理。

4)噪声防治措施

工程噪声源主要为压缩机、机泵、空冷风机等设备,通过采取选用低噪声设备、合理总图布置、隔声、消声、减振等措施,可实现厂界噪声达标。

(5)地下水污染防控措施

项目将井站内的井口区脱硫装置区、危废暂存间、MVR蒸馏残渣暂存间污泥脱水污泥暂存间、污水池、初期雨水收集雨水监控兼事故池等区域设置为重点防渗区,采取防渗混凝土、防渗膜等防渗措施(渗透系数≤1.0×10-7cm/s,等效防渗黏土层厚度≥6.0m),防止地下水环境污染。设置地下水跟踪监测点,定期对地下水水质进行监测,并制定地下水污染应急预案,确保饮用水安全。

6)环境风险防范措施

项目采取的主要环境风险防范措施如下:

采取联锁保护措施,设置DCS自动控制系统、有毒气体与可燃气体检测与报警系统,发生事故时自动切断泄漏气源。在各平台均设放空火炬,放空火炬均设长明火。进出站管线设置截断阀,管道管材采取防腐措施,并设置腐蚀监测系统,建立和落实维护保养和巡线检查制度。

各脱硫站采取严格的腐蚀防范措施,并通过综合性的腐蚀监测手段对系统设备和管线腐蚀情况进行监测。

通过在各脱硫站的脱硫装置区设置围堰和初期雨水收集池,并在各脱硫站分别均设置事故废水收集系统及雨水监控兼事故池(彭州3#平台1400m3、彭州4#平台1400m3、彭州5#平台2000m3、彭州6#平台4500m3),并对其采取防渗措施杜绝事故废水直接外排。

设置社区报警系统,覆盖各脱硫站主要塔器破裂时硫化氢毒性终点浓度影响范围,并为该范围内的居民点设置应急疏散通道及应急安置点。

加强环境风险事故防范,严格执行突发环境污染事故报告制度,落实突发环境应急预案,建立企业与政府、相关单位间的环境风险应急体系,定期进行培训和演练。做好应急机构建设、人员配备、培训及设施配置,定期进行应急演练、评估和完善。环境风险事故应急预案应纳入当地政府预案体系。

3.退役期环境保护措施

对不具有工业开发价值的气井和停止采气进入退役期的气井井口及时进行封堵,井场进行迹地恢复,建筑垃圾送当地建设部门指定的建渣场处置。

以上污染防治措施在经济、技术上可行,可实现达标排放;环境风险防范措施可靠,可有效控制环境风险的发生及影响。

二、公众参与情况

建设单位按照《环境影响评价公众参与办法》要求,通过网上公示、登报公示、张贴公告等形式对环评信息进行了公开,征求公众意见,在信息公开期间,未收到反对意见。

序号

项目

名称

建设

地点

建设

单位

环境影响

评价机构

项目

概况

报告书提出的主要环境影响及预防或者减轻不良环境影响的对策和措施

2. 

高石18井区产能建设工程(一期)环境影响报告书

四川省资阳市安岳县

中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司蜀南气矿

中材地质工程勘查研究院有限公司

高石18井区区块位于四川省资阳市安岳县、重庆市潼南区境内,属于川渝四川盆地中部安岳-潼南地区石油天然气页岩气矿权范围。该区块内现部署13口天然气井(均已完钻,其中高石18井、高石118井、高石127井、高石128井、高石129井位于重庆市潼南区,高石20井、高石119井、高石120井、高石122井、高石124井、高石125井、高石126井、高石132井位于资阳市安岳县)、1条8km集输管线,天然气生产规模0.8×108m3/a。上述工程均已履行了相应的环评手续。

为加快该区域气田开发,中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司蜀南气矿拟实施高石18井区产能建设工程(一期)(以下简称“项目”)。项目位于资阳市安岳县,开采层位为震旦系灯影组,为低含硫天然气(硫化氢含量0~0.69%);地面采气集输采用气液混输方案;项目建成后将实现3.3×108m3/a原料气建产规模,通过新建支管与原主管联通,依托周边天然气净化厂净化原料气。项目包括钻井工程、采气工程及地面集输工程。

钻井工程主要建设内容为新建2个丛式钻井井场(高石018-1井、高石018-2井)共新增4口井。各井场分别设置钻井、完井设备,配套钻井泥浆配制系统、钻井泥浆循环利用系统(含振动筛、除砂除泥除气设备等)、泥浆循环不落地随钻处理系统、柴油罐、放喷池、集酸坑、应急池等。项目井型为水平井,垂直井深约6500m,水平井段长度约1000m,采用常规钻井工艺,单井钻井周期约为150天,24小时连续作业,采用“导管+四开”井身结构,导管段采用清水钻井液钻井,一开~三开井段采用水基钻井液钻井,四开井段采用油基钻井液钻井,钻至目的层后,进行固井、洗井、射孔、酸化和测试放喷求产。

采气工程主要建设内容为新建6座采气站(高石119井、高石120井、高石125井、高石132井、高石018-1井、高石018-2井),各采气站分别设置水套炉加热器橇、气液分离计量橇、化学药剂加注橇、放空分液罐、放空火炬、化学品及危废暂存间等。

地面集输工程主要建设内容为新建高石120集气站场(集气规模100×104m3/d,与高石120井采气站合建),设置化学药剂加注橇、清管收球装置、气液分离计量撬、放空分液罐、放空火炬、气田水罐(2×50m3)、化学品及危废暂存间等;新建采气管线25.4km、集输干线14km、燃料气管线32.2km(其中30.2km为同沟敷设),设计压力分别为9.3MPa、9.9MPa和4.0MPa,材质为无缝钢管。管线以开挖方式穿越小型河流及沟渠共16处。对依托的南1集气站(设计能力600×104m3/d)进行技术改造,增设进站阀组、清管收发球装置等。

项目占地约47.11hm2,其中永久占地约2.58hm2(其中永久基本农田2.315hm2),临时占地约44.53hm2(其中永久基本农田27.34hm2),占地类型主要为耕地。

项目总投资14.0亿元,其中环保投资2231万元,约占总投资的1.59%。

三、主要污染防治措

(一)钻井工程

1.钻前工程污染防治措施

在各井场建设阶段,施工人员生活污水利用既有旱厕处理后用作农肥,施工废水经沉淀处理后回用;生活垃圾由当地环卫部门统一清运处理;通过优化施工临时工程设置、妥善保存开挖及表土堆存、控制施工范围、洒水降尘、合理安排施工时间、优化施工场地布设、选用低噪声设备等措施,控制和减小施工扬尘、噪声对周围环境的影响。

2.钻井阶段污染防治措施

(1)大气污染防治措施

钻井动力使用网电;停电情况下使用备用柴油发电机,采用轻质柴油且燃烧废气经自带的消烟除尘装置处理后达标排放;在钻井过程中,对基础油、柴油、油基泥浆和油基岩屑的暂存和储运采用密闭罐,控制和减少挥发性有机物排放;测试放喷和事故放喷的天然气由专用管线引至放喷池点火燃烧。

(2)水污染防治措施

清水钻及水基钻井废水部分回用于水基钻井液配置,不能回用的部分用密闭罐车运至镇1井、镇2井、寺47井处理后回注。

冲洗废水经沉淀后循环利用,方井雨水、井场初期雨水经隔油、沉淀处理后回用于配置水基钻井液,完井钻井废水、洗井废水、冲洗废水、方井雨水和经过中和预处理的酸化废水用密闭罐车运至镇1井、镇2井和寺47井处理后回注;生活污水经生态厕所处理后由罐车运至当地生活污水处理厂处理。

本项目依托的镇1井、镇2井(均已经原隆昌县环境保护局批复并完成验收)和寺47井(已经泸州市合江生态环境局批复并完成验收),目前剩余回注能力共610m3/d,剩余总回注容量266.6万m3,可满足本区块及高石1井区区块钻(完)井废水和气田水(最大日排放量266.5m3/d,30年总排放量29.73万m3)的回注需求。

(3)固体废物污染防治措施

废水基钻井泥浆和钻井岩屑外运制烧结砖或制水泥综合利用;废包装材料送生产厂家回收;油基钻井固废、废矿物油、废油桶等危险废物交有相应危险废物处理资质的单位处置;生活垃圾送当地环卫部门统一清运处理。

(4)噪声污染防治措施

钻井使用网电并采取减振、消声等措施,控制钻井设备、泥浆泵、振动筛等设备噪声,采取选用低噪声设备、合理安排施工时间、加强施工期管理等措施,控制和减小项目对周围居民等声环境敏感点的影响。

(5)地下水污染防控措施

根据报告书分析,通过采取在导管段使用清水钻井液钻井、安装套管阻隔井筒与浅层地下水水力联系等措施,可控制和减缓项目对浅层地下水的影响;将井场内的方井区、钻井基础区域、泥浆储备罐区、清洁化操作平台(含危险废物暂存区)、油水罐区、应急池、放喷池、集酸坑等设置为重点防渗区,采取防渗混凝土、防渗膜等防渗措施(渗透系数≤1.0×10-7cm/s,等效防渗黏土层厚度≥6.0m)。采取泥浆不落地工艺,防止地下水环境污染。设置地下水监测点,定期对地下水水质进行监测,并制定地下水污染应急预案,确保饮用水安全。

(6)钻井期环境风险防范措施

项目存在的主要环境风险为废水泄漏、井漏和井喷失控、废油泄漏等,采取设置柴油罐和废水罐围堰,设置防喷器等井控装置,严格执行井控技术标准和规范,设置硫化氢监测报警系统,加强污染物储运过程管理,保证废水罐足够的富余容量等环境风险防范措施,并制定环境风险应急预案,控制和降低环境风险。

(二)采气及集输管线工程

1.施工期污染防治措施

管线试压废水经过滤后用于施工过程洒水抑尘;施工人员生活污水依托既有设施处理,生活垃圾交由当地环卫部门统一清运处理;施工废料综合利用。通过采取洒水降尘、封闭运输、合理安排施工时间等措施控制和减小施工扬尘、噪声对周围环境的影响;严格控制管道施工作业带宽度;管道穿越河流采取枯水期开挖方式施工、避开雨季施工等措施减小对水环境的影响;管沟开挖采取分层开挖的方式,弃土采取分层堆放和分层回填的方式;采取植被恢复等生态保护措施,保护生态环境。

2.运营期污染防治措施

(1)大气污染防治措施

各站场和集气站清管作业、设备检修及事故排放的原料气由放空管点火燃烧后排放;集气站闪蒸气经胺液吸收装置脱硫处理达标后通过放散管排放;水套加热炉燃用净化天然气,废气由排气筒达标排放。

(2)水污染防治措施

集气站和各站场检修和事故放空时产生的检修废水,集气站分离出的气田水均定期由罐车外运至镇1井、镇2井和寺47井处理后回注;集气站生活污水经生态厕所处理后用于农肥。

(3)固体废物污染防治措施

分离器分离废渣、检修废渣、清管废渣、气田水罐沉渣外运制烧结砖或制水泥综合利用;废油、废油桶、废缓蚀剂及抑制剂桶、废脱硫剂桶、闪蒸气吸收废液等属于危险废物,交有相应危险废物处理资质的单位处置;生活垃圾送当地环卫部门统一清运处理。

(4)噪声污染防治措施

项目噪声源主要为水套炉、节流阀、分离器等,采取选用低噪声设备、合理总图布置、减振等措施,可实现厂界噪声达标。

(5)地下水污染防控措施

各井站内的井口区、气田水储罐区、化学品暂存区和危废暂存区设置为重点防渗区,采取防渗混凝土等防渗措施(渗透系数≤1.0×10-7cm/s,等效防渗黏土层厚度≥6.0m),防止地下水环境污染。设置地下水跟踪监测井,定期对地下水水质进行监测,并制定地下水污染应急预案,确保饮用水安全。

(6)环境风险防范措施

项目存在的主要环境风险为天然气和硫化氢泄漏、爆炸,废水的事故排放等。项目采取的主要环境风险防范措施如下:

①采取工艺联锁保护措施,设置自动控制系统,各井口设置井口紧急安全切断阀,发生事故时自动切断泄漏气源。集输站和各站场均设置火炬放空系统(集气站设长明火炬)、硫化氢泄漏报警装置。进出站管线设置截断阀,管道管材采取防腐措施,建立和落实维护保养和巡线检查制度。

②集气站气田水罐设置外溢报警器,废水罐区设置防渗围堰,防止泄漏废水外溢。  

③加强污水运输车辆的管理,防止运输过程发生事故导致废水泄漏,污染环境;及时转运废水,加强废水罐的维护保养,避免由于腐蚀等造成废水泄漏污染环境。

④制定环境风险应急预案,建立企业与政府、相关单位间的环境风险应急体系,定期进行培训和演练。发生事故时实施紧急撤离,及时切断事故污染源,监控污染物浓度扩散范围,地下水污染防堵等应急措施,控制和降低环境风险。

3.退役期环境保护措施

对不具有工业开发价值的气井和停止采气进入退役期的气井井口及时进行封堵,井场进行迹地恢复,建筑垃圾送当地指定的建渣场处置。

以上污染防治措施在经济、技术上可行,可实现达标排放;环境风险防范措施可靠,可有效控制环境风险的发生及影响。

四、公众参与情况

建设单位按照《环境影响评价公众参与办法》要求,通过网上公示、登报公示、张贴公告等形式对环评信息进行了公开,征求公众意见,在信息公开期间,未收到反对意见。

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