毕业设计曹妃甸油气田群安全评价报告.docx
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毕业设计曹妃甸油气田群安全评价报告
曹妃甸油气田群安全评价报告
1总则
1.1评价任务的由来
曹妃甸油气田群有部分伴生气无法得到有效利用，目前每天在曹妃甸11-6WHPD平台和FPSO上放空烧掉的天然气约40-60万方。
从2010年到2015年，曹妃甸11-6油田可外输气体量为0.73亿方/年到0.09亿方/年，从2016年起曹妃甸11-6油田群天然气存在缺口，缺口最大达0.7亿方/年，如没有天然气补充将只能利用柴油作为原料来发电；蓬莱19-3油田目前每天在FPSO上放空烧掉的天然气约40万方。
从2010年-2016年，蓬莱19-3油田可外输气体量为3.26亿方/年到0.32亿方/年，从2016年开始，蓬莱19-3油田发电气体短缺，缺口最大达1.71亿方/年，如没有天然气补充将只能利用柴油和原油作为原料来发电。
蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目方案是新建2条海底管线，将PL19-3和CFD11-6分别与渤南-龙口和渤西南天然气海管连通，初期将PL19-3和CFD11-6油田富余的天然气输送到渤西和龙口终端处理，供渤西、山东、天津等地的燃气市场；后期将利用渤南油田的气体返输给两个合作油田，补充其天然气的不足，从而真正实现渤海油田的联网，综合利用，最大程度提高产量，减少排放，合理分配。
根据国家的产业政策，本项目属于《产业结构调整指导目录》[（2008）年本]中的鼓励类。
按照《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》、《建设项目环境保护管理条例》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》、《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》的规定，需对蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目进行环境影响评价工作。
受中海石油（中国）有限公司天津分公司委托，中海石油环保服务有限公司承担了该项目环境影响评价工作，我们在认真研究工程可研报告和现状调查的基础上编制了《蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目环境影响报告书》。
1.2编制依据
1.2.1有关法律、法规及文件
《中华人民共和国环境保护法》（1989.12.26）；
《中华人民共和国海洋环境保护法》（1982.8.23）；
《中华人民共和国环境影响评价法》（2003.9.1）；
《中华人民共和国水污染防治法》（1996.5.15修订）；
《中华人民共和国大气污染防治法》（2000.4.29修订）；
《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1996.10.29修正）；
《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005.4.1修订）；
《中华人民共和国清洁生产促进法》（2003.1.1）；
《中华人民共和国节约能源法》（1998.1.1）；
《中华人民共和国土地管理法》（1998.8.29）；
《中华人民共和国水土保持法》（1991.6.29）；
《中华人民共和国野生动物保护法》（2004年8月28日）；
《中华人民共和国野生植物保护条例》（1997年1月1日执行）；
《建设项目环境保护管理条例》（国务院第253号令1998.11）；
《危险化学品安全管理条例》（国务院令第344号）；
《危险化学品安全管理条例（实施细则）》（2002）；
《国务院关于印发全国生态环境建设规划的通知》（国发[1998]36号）；
《石油天然气管道保护条例》（中华人民共和国国务院令第313号）；
《建设项目环境保护分类管理名录》（国家环保总局第14号令）；
《促进产业结构调整暂行规定》（国发[2005]40号）；
《关于加强建设项目环境影响评价分级审批的通知》（国环发[2004]164号（2004.12.2）；
《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（国环发[2005]152号2005.12.16）；
《环境影响评价公众参与暂行办法》（国环发2006[28号]2006.2.14）
《危险废物污染防治技术政策》（国环发[2001]199号2001.12.17）；
《危险废物转移联单管理办法》（国家环保总局第5号令）；
《关于贯彻落实<清洁生产促进法>的若干意见》（环发[2003]60号）；
《关于检查化工石化等新建项目环境风险的通知》（环办[2006]4号）；
《关于加强工业节水工作的意见》（国经贸资源[2000]1015号）；
《全国生态环境保护纲要》（国务院2000年11月26日）；
《渤海海域船舶排污设备铅封程序规定》（交通部海事局）；
《中华人民共和国水土保持法实施条例》（1993年8月1日）；
《河北省海洋功能区划》（2006年）
《山东省海洋功能区划》（2004年）
1.2.2环境影响评价技术导则与规范
《环境影响评价技术导则·总纲》（HJ/T2.1-93）；
《环境影响评价技术导则·大气环境》（HJ/T2.2-2008）；
《环境影响评价技术导则·地面水环境》（HJ/T2.3-93）；
《环境影响评价技术导则·声环境》（HJ/T2.4-1995）；
《环境影响评价技术导则·石油化工建设项目》（HJ/T89－2003，2003.1.6）；
《建设项目环境风险评价导则》（HJ/T169-2004，2004.12）；
《环境影响评价导则·非污染生态影响》（HJ/T19-1997）；
《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2004）；
《土壤环境监测技术规范》（HJ/T166-2004）；
《石油化工企业环境保护设计规范》（SH3024－95）；
《石油化工企业卫生防护距离》（SH3093－1999）；
《常用危险化学品的分类及标志》（GB13690―92）；
《常用危险化学品贮存通则》（GB15603―1995）；
《易燃易爆性商品储藏养护技术条件》（GB17914―1999）；
《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597―2001）；
《海洋监测规范》（GB17378-2007）；
《海洋调查规范》（GB12763-2007）。
1.2.3评价目的
本评价旨在查明建设项目评价范围内的环境质量现状，在全面分析建设项目施工期和营运期的主要污染因子的种类和数量的基础上，预测和评价建设项目对周围环境的影响范围和程度，阐明该项目的环境效益、经济效益和社会效益，提出相应的环境保护措施和建议，依据该海域的海洋功能区划和国家制定的有关法规及标准，提出相应的环境保护管理与监测计划，从环境保护角度论证该项目建设的合理性和可行性，为项目建设和报批提供科学依据。
1.3环境评价标准
1.3.1环境质量标准
蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目环境影响评价中所采用的环境质量标准见表1.3-1。
表1.3-1环境质量标准
环境要素
采用标准
等级
适用范围
水质
海水水质标准（GB3097-1997）
一类
海洋环境质量现状评价
渔业水质标准（GB11607-89）
海洋环境质量现状评价
生物
海洋生物质量*（GB18421-2001）
一类
海洋环境质量现状评价
底质
海洋沉积物质量（GB18668-2002）
一类
海洋环境质量现状评价
*GB18421中没涉及的项目采用全国海岸带和滩涂资源综合调查简明规程中相应标准。
1.3.2污染物排放标准
本项目海上建设阶段污染物的处理和排放执行的标准见表1.3-2。
表1.3-2污染物排放标准
污染物
采用标准
等级
标准值
石油类、生活污水、固体垃圾
海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）
一级
石油类一次容许值≤30mg/L，月平均值≤20mg/L
COD≤300mg/L
固体垃圾禁止排放或弃置入海
船舶机舱水
渤海海域船舶铅封程序规定
/
全部运回陆地处理
工业垃圾
船舶污染物排放标准（GB3552-83）
/
禁止投入海域
1.4评价因子筛选
根据本项目特点可知，本项目环境影响评价的重点评价因子为建设阶段铺设海底管道搅起的悬浮沙，以及运营阶段潜在的油气泄漏事故。
表1.4-1评价因子筛选
时段
环境要素
影响因子
工程内容及表征
影响程度
所在章节
施
工
期
生态
海洋生态
铺设海底管道挖沟对底栖生物破坏
++
渔业资源
铺管搅起的悬浮沙对渔业的影响
+
水环境
悬浮物
铺设海底管道挖沟产生的悬浮物
+
底质
悬浮物
铺管搅起的悬浮沙对底质的影响
+
事故
风险
海洋生态
海洋生物
原油泄漏进入海水影响水生生物环境
+++
注：
+表示环境要素所受影响程度为较小或轻微，进行简要的分析与影响预测；
++表示环境要素所受综合影响程度为中等，进行分析与影响预测；
+++环境要素所受影响程度为较大或较为敏感，进行重点分析与影响预测。
1.5评价内容与评价重点
1.5.1评价内容
1.5.1.1环境现状评价内容
（1）海洋环境水质、沉积物、经济生物质量调查与评价
（2）海洋生态调查与评价
（3）陆域大气、噪声、地下水环境现状调查与评价
1.5.1.2环境影响评价内容
（1）工程建设对海洋动力影响预测
（2）工程建设对海洋水环境影响预测
（3）工程建设对沉积环境影响预测
（4）工程建设对泥沙冲淤环境影响
（5）工程建设对大气、地下水、噪声环境的影响
（6）环境风险评价
1.5.2评价重点
本项目为一联网供气项目，工程内容比较简单，仅铺设2条海底输气管线将蓬莱19-3、曹妃甸11-6油田分别与渤南-龙口和渤西南天然气海管连通，初期将PL19-3和CFD11-6油田富余的天然气输送到渤西和龙口终端处理，供渤西、山东、天津等地的燃气市场；后期将渤南油田的气体返输给两个合作油田，补充其天然气的不足。
根据项目特点分析，本项目的评价重点为：
●铺设海底管线对海水环境、沉积物环境和海洋生态（含渔业资源）的影响；
●海底管线在运营期间存在破损而造成油气泄露的环境风险。
1.6评价范围
本项目是将已开发的蓬莱、曹妃甸油气田群富余天然气，通过新建海底输气管线输往渤西和龙口处理终端，并对终端和平台进行扩容改造，项目建设阶段产生的污染物主要为铺管掀起的海底悬浮沙，生产阶段不产生污染物。
根据铺设海底管线工程经验，悬浮沙超一类范围一般不超过管道两侧各4km，因此铺设海管和正常生产评价范围为海底管线两侧各4km海域。
1.7评价工作等级
铺设海底管道将会对路由区海水水质､海底沉积物和海洋生物产生一定的影响，根据《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB/T19485-2004）中评价等级的划分，本项目水质环境影响评价等级为一级，沉积物环境影响评价工作等级一级，生态环境评价工作等级为一级。
本项目气输管线存在因材料缺陷､腐蚀､第三方破坏等因素导致泄漏的风险，根据《建设项目环境风险评价技术导则.》（HJ/T169-2004），环境风险评价工作等级确定为一级。
2工程概况
2.1建设项目概况
2.1.1项目基本情况
项目名称：
蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目
项目性质：
为降低当前蓬莱和曹妃甸油田的天然气的排放，并解决未来蓬莱19-3和曹妃甸11-6天然气短缺问题，在充分利用现有管网的输送能力基础上，建设蓬莱19-3和曹妃甸11-6天然气外输管线。
工程建设性质属于新建海底管线项目。
项目投资：
5217万元。
建设单位：
中海石油（中国）有限公司天津分公司
生产天数：
本工程预计在2010年12月供气投产，年生产运营350天。
2.1.2工程建设方案
蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目新建2条海底管线，一条海管从蓬莱19-3至渤南-龙口管线预留的水下三通，长约39km，管径12＂，设计压力7040kPaA，最大输气量为3.26亿方/年；另一条从CFD11-6至渤西南管线预留的水下三通，长约18km，管径12＂，设计压力11000kPaA，最大输气量为0.73亿方/年。
海底管线主要功能：
初期将PL19-3油田富余的天然气通过渤南—龙口管线输送到龙口终端处理；将CFD11-6油田富余的天然气通过渤西南管线输送到渤西终端处理，处理合格后供渤西、山东、天津等地的燃气市场；后期通过渤西南管线和渤南—龙口管线进行天然气返输，补充PL19-3和CFD11-6油田天然气的不足。
2.1.3工程地理位置
蓬莱、曹妃甸天然气外输利用项目位于渤海西南部，外输管线覆盖范围包括蓬莱19-3油田和曹妃甸11-6二个油田，工程地理坐标见表2.1-1，具体地理位置见图2.1-1。
管线路由见图2.2-1。
表2.1-1工程地理坐标
工程名称
起止点
起止点坐标
工程所在海域水深（m）
北向（北纬）
东向（东经）
蓬莱19-3天然气外输管线
CFD11-6WHPD平台
38 43’33.3”N
118 50’27.46”E
23.4-28
预留12”水下三通
38 34’30.522”N
118 49’12.287”E
曹妃甸11-6天然气外输管线
蓬莱19-3RUP平台
38 23’27.16”N
120 06’40.04”E
22-25
新增12”水下三通
38 12’39.530”N
119 44’11.407”E
曹妃甸11-6平台
水下三通
图2.1-1工程地理位置图
新建曹妃甸11-6天然气管线
新建蓬莱19-3天然气管线
图2.1-2管线路由图
2.2建设项目工程组成
本项目包括管线工程、公用设施改造工程、环保工程和依托工程等。
工程组成见表2.1-2。
表2.1-2工程组成
编号
工程类别
工程项目
单位
工程量
备注
1
管线工程
蓬莱19-3天然气外输管线
km
39km
D323.85×12.7（mm）
2
曹妃甸11-6天然气外输管线
km
18km
D323.85×14.3（mm）
3
公用工程改造
供电系统
套
2
海上、陆上工程各1套
4
给排水系统
套
5
5
供热系统
套
5
6
自控系统
套
5
7
消防系统
套
5
8
绿化
M2
8500
绿化系数15%
9
环保工程
生活污水处理系统
套
5
10
生产污水处理系统
套
1
11
大罐抽气系统
套
3
12
钻屑泥浆处理系统
套
4
13
固体废物回收系统
套
5
14
依托工程
危险固废接收单位
个
1
15
生产污水深度处理单位
个
1
16
蓬莱19-3RUP平台工艺系统、公用工程和仪控系统
17
曹妃甸11-6平台工艺系统、公用工程和仪控系统
18
渤西处理终端
19
龙口终端
20
渤西南输气管线
21
渤南至龙口输气管线
22
防腐工程
海底管线防腐
套
2
2.3管线输送气源分析
2.3.1管线输送气源现状
本工程管线前期外输送气主要来源于曹妃甸油田群和蓬莱油田群，曹妃甸油田群包括曹妃甸11-1油田、曹妃甸11-2油田、曹妃甸11-3/5油田以及曹妃甸11-6/12-1S油田，油田分布情况见图2.3-1；蓬莱油田群包括WHPA/B/C/C/E/F五个井口平台，一个RUP平台，两个FPSO，蓬莱油田群分布情况见图2.3-2，目前两个油田群产生的天然气或回注地层或放空烧掉；后期反输气来源于渤南油田群，主要油气田包括BN二期油田、BZ28-1油田、BZ13-1油田气源现状见表2.3-1。
表2.3-1气源现状
油田群名称
主要油田或设施
天然气产生现状
天然气去向
备注
曹妃甸油田群
曹妃甸11-1油田、曹妃甸11-2油田、曹妃甸11-3/5油田、及曹妃甸11-6/12-1S油田一个FPSO
可外输气量0.17-0.73亿方/年
油田注气
在曹妃甸11-6的WHPD和FPSO放空烧掉，约45~60万方/天
2016年后，油田需要天然气反输，反输量最大为0.67亿方/年，反输气源来自渤南油田群
曹妃甸油田群
WHPA/B/C/C/E/F五个井口平台，一个RUP平台，两个FPSO
可外输气体量为0.32-3.26亿方/年
作为发电机燃料油田自用
每天在FPSO上放空烧掉的天然气约40万方/天
2016年后，油田需要天然气反输，反输量最大为1.71亿方/年，反输气源来自渤南油田群
渤南油田群
BN二期油田、BZ28-1油田、BZ13-1油田
可外输气体量为0.57-8.79亿方/年
渤南自耗
外输至龙口终端或者渤西终端
2016年后为曹妃甸油田提供反输气
图2.3-1曹妃甸油田群开发示意图
图2.3-2蓬莱油田群开发示意图
2.3.2油藏供气方案
本工程油藏供气方案见表2.3-2。
表2.3-2高方案不压产的供气量和需求量
单位：
亿方/年
时间
天然气来源
油田内部消耗量
天然气外输
渤南油田
曹妃甸
油田
蓬莱油田
总计
渤南
自耗
科麦奇
需气量
康菲
需气量
埕北
需气量
总计
总计
2010
8.79
0.17
3.20
12.17
0.90
0.04
0.94
11.23
2011
7.69
0.62
3.26
11.57
1.00
0.05
1.05
10.51
2012
8.03
0.73
2.85
11.61
1.00
0.07
1.07
10.55
2013
7.59
0.40
2.05
10.05
1.00
0.08
1.08
8.96
2014
7.02
0.18
1.40
8.59
1.00
0.09
1.09
7.50
2015
7.24
0.40
0.89
8.53
1.00
0.10
1.10
7.43
2016
5.90
0.32
6.22
1.00
0.16
0.10
1.26
4.96
2017
6.29
6.29
1.00
0.25
0.03
0.11
1.39
4.91
2018
6.81
6.81
1.00
0.33
0.41
0.11
1.84
4.97
2019
6.31
6.31
1.00
0.39
0.83
0.11
2.32
3.99
2020
4.53
4.53
1.00
0.42
0.99
0.11
2.52
2.01
2021
3.91
3.91
0.77
0.44
1.13
0.11
2.44
1.47
2022
3.53
3.53
0.77
0.43
1.27
0.11
2.58
0.94
2023
2.92
2.92
0.77
0.46
1.40
0.11
2.74
0.18
2024
2.38
2.38
0.66
0.53
1.51
0.11
2.81
-0.43
2025
1.02
1.02
0.66
0.67
1.61
0.11
3.05
-2.03
2026
0.57
0.57
0.66
0.29
1.71
0.11
2.77
-2.19
合计
90.53
2.51
13.98
107.01
15.19
4.37
10.89
1.59
32.04
74.97
注：
渤南油田主要为：
的天然气通过已建渤西南管线和渤南—龙口管线集输，曹妃甸油田作业者为科麦奇，蓬莱油田作业者为康菲。
2.3.3管线输送天然气性质
本工程管线输送天然气组份见表2.3-3。
表2.3-3天然气气体组分表
输气管线
蓬莱19-3天然气外输管线
曹妃甸11-6天然气外输管线
输气时段
前期外输气
后期反输气
前期外输气
后期反输气
主要成份
蓬莱19-3
BZ28-1
CFD11-6
CFD18-2
BN二期
BZ13-1
H2S
0
0
0.00002
0
0
CO2
10.29
4.816
2
3.232
3.994012
5.57
N2
0.47
0.203
0.42
0.932
0.807497
0.55
C1
82.64
84.641
88.22
80.104
79.62033
78.62
C2
4.74
5.836
5.29
8.88
8.889778
8.91
C3
0.87
2.268
2.31
3.762
3.533201
3.06
iC4
0.28
0.457
0.61
0.54
0.54
0.54
nC4
0.29
1.04
0.67
1.18
1.114815
0.98
iC5
0.11
0.287
0.21
0.35
0.366296
0.4
nC5
0.07
0.393
0.04
0.472
0.487644
0.52
C6
0.24
0.059
0
0.55
0.647777
0.85
C6+
0
0
0.12
0
0
0
H2O
0
0
0.0005
0.14
0.14
0.14
合计
100
100
99.8905
100.142
100.141
100.14
2.4输气管线建设规模
蓬莱19-3天然气外输管线：
起点为蓬莱19-3RUP平台，终端点为渤南-龙口管线预留的水下三通，管线长39km，管径12＂，设计压力7040kPaA，最大输气量为3.26亿方/年。
曹妃甸11-6天然气外输管线：
起点为曹妃甸11-6WHPD平台，终端点为渤西南管线预留水下三通，管线长约8km，管径12＂，设计压力11000kPaA，最大输气量为0.73亿方/年。
2.5输气管道施工方案
2.5.1结构设计
本工程海底输气管道使用单层管型式，为了维持管道在海底的稳定性，需要混凝土配重。
管道截面示意图如图2.5-1所示。
图2.5-1单层管截面示意图
2.5.2管道工艺设计
本工程海底输油管线工艺设计参数见表2.5-1。
表2.5-1海管设计参数
海管
CFD11-6到水下三通
PL19-3到水下三通
管径
12”
12”
外径
323.85mm
323.85mm
壁厚
14.3mm
12.7mm
长度
18km
39km
腐蚀裕量
6mm
3mm
最大操作压力
10000kPaA
5500KPaA
最大操作温度
50℃
57℃
设计压力
11000kPaA
7040kPaA
设计温度
65℃
65℃
材料
API5LX70ERW
API5LX65ERW
混凝土厚度
40mm
40mm
混凝土密度
2950kg/m3
2950kg/m3
2.5.3施工方法
（1）陆上预制组装
海
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