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文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程环境影响报告书（简本）
文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程
环境影响报告书（简本）
中海油研究总院
二○一三年八月
1.1 评价任务由来
1.2 环境影响评价报告书编制依据
1.3 评价标准
1.4 工程主要环境问题
1.5 环境影响评价内容及评价重点
1.6 环境影响评价工作等级
1.7 评价范围
1.8 环境敏感区与环境保护目标
2 工程分析
2.1 工程概况
2.2 主要污染物
3 海洋功能区划及相关规划的符合性
4 海洋环境现状调查与评价结论
4.1 海水环境质量现状与评价
4.2 海洋沉积物环境现状与评价
4.3 海洋生态环境现状与评价
4.4 渔业资源现状调查
4.5 渔业生产状况
5 环境影响回顾性分析
5.1 油田生产状况回顾
5.2 评价海域环境质量回顾
6 环境影响预测与评价
6.1 工程对海洋水质的影响
6.2 工程对海洋底质的影响
6.3 对底栖生物的影响
6.4 对渔业资源的影响
7 溢油风险分析与评价
7.1 风险预测
7.2 风险防范对策措施
7.3 溢油事故应急处理措施
8 环境保护措施
8.1 污染防治措施
8.2 清洁生产情况
8.3 总量控制
8.4 生态保护对策措施
9 评价结论
1.1　评价任务由来
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群位于南海西部海域，包括文昌9-2气田、文昌9-3气田和文昌10-3油气田。文昌9-2气田距离海南省文昌市东海岸约，距广东省湛江市区约，距东海岛约；文昌9-3气田位于文昌9-2东南约处；文昌10-3油气田位于文昌9-2气田东偏北处。
　　文昌9-2气田所在海区水深一般在～，平均约，文昌9-3气田所在海区水深，文昌10-3油气田所在海区水深一般在～，平均约。
　　中海石油（中国）有限公司湛江分公司经工程可行性研究，决定对文昌9-2/9-3/10-3气田群进行开发。根据国家有关法规的要求，海上油气田开发建设单位在向有关政府部门提交文昌9-2/9-3/10-3气田群总体开发方案报告（ODP）的同时，必须提交环境影响报告书。为此，受建设单位中海石油（中国）有限公司湛江分公司的委托，由中海油研究总院承担并完成文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程环境影响评价工作。
1.2　环境影响评价报告书编制依据
　　本环境影响报告书主要以文昌9-2/9-3/10-3气田群总体开发方案（ODP）为依据，在各项专题研究的基础上，按照中华人民共和国有关环保法规的要求编制。
1.3　评价标准
1.3.1　污染物排放标准
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程位于中国南海西部海域，距离海南省文昌市东海岸最近约。根据《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB），文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程所在海域属于三级海域，应执行三级污染物排放标准。根据《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分级》（GB9），工程所在海区属于二级海区，应执行二级生物毒性容许值标准。
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程在油田开发和生产过程中所产生的相关污染物的处理与排放所执行的标准值见表1.3-1。
表1.3-1 污染物排放标准
1.3.2　环境质量标准
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程环境影响评价中所采用的环境质量标准详见表1.3-2。
表1.3-2环境质量标准
1.3.3　其他标准
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程环境影响评价中所采用的其它标准与规范，详见表1.3-3。
表1.3-3其它标准与规范
1.4　工程主要环境问题
　　在建设阶段，文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程钻完井过程将在新建的文昌9-2/9-3中心平台（以下简称WC9-2/9-3CEP平台）和文昌10-3水下井口处排放钻井液和钻屑等。
　　在正常生产阶段，将产生含油生产水、天然气发电机废气、生活污水、生活垃圾和生产垃圾等。此外，参加作业的人员和船舶将产生少量的机舱含油污水、生活污水、生活垃圾和生产垃圾等。
　　符合标准的钻井液和钻屑排海，超标钻井液和钻屑运回陆地处理。钻井液和钻屑的排海主要对开发工程周围海域的水质、底质及底栖生物产生一定的影响。
　　含油生产水经生产水处理系统处理达标后排海；生活污水经生活污水处理装置处理达标后排海。含油生产水的排海主要影响排放口局部海域的海水水质，造成海水中石油类浓度升高；生活污水的排海将造成排放口局部海域海水水质COD浓度升高。因此，含油生产水和生活污水的排海可能会对附近海域海水水质、海洋生态环境造成一定影响。
　　生活垃圾（除食品废弃物外）和生产垃圾运回陆地处理，不对海洋环境产生影响。食品废弃物经粉碎至颗粒直径小于后排海，对周围海域影响轻微。
　　事故性溢油是较严重的环境风险。一旦发生溢油，将对附近海洋生态环境和渔业资源造成较大损害。
1.5　环境影响评价内容及评价重点
1.5.1　评价内容
　　根据环境影响分析结果和有关技术规范的要求，确定本次环境影响评价的评价项目和评价内容主要为：海上建设阶段及正常生产过程中产生的各种污染物（钻井液、钻屑和含油生产水等）对海水水质、沉积物、海洋生态环境影响评价，以及潜在的溢油事故对海洋生态和渔业资源的影响评价。评价的工程内容主要包括新建WC9-2/9-3CEP平台、WC10-3水下井口、对现有工程的改造以及新铺设的3条海底管道和1条脐带缆。
1.5.2　评价重点
　　依据文昌9-2/9-3/10-3气田的特点，在对评价项目进行筛选的基础上，初步确定油田正常作业情况下，环境影响评价的评价重点：（1）施工期间钻井液和钻屑的排放对工程设施周围海域的海水水质、底质和底栖生物的影响范围及程度；（2）生产期间含油生产水的排放对工程周围海水水质、海洋生态和渔业资源影响范围及程度；（3）溢油风险分析与评价;（4）污染防治措施与清洁生产分析。
　　溢油风险事故情况下的评价重点：（1）溢油事故对工程设施周围海域的海洋生态环境、渔业资源、渔业生产以及自然保护区等环境敏感目标的潜在影响；（2）溢油事故防治措施及可行性分析。
1.6　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》（GB/T）（简称&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等级主要根据污水每天排放量或年产油量以及所处海域的生态敏感性来确定。
　　本项目位于鲐鱼产卵场内，属于生态环境敏感区；污水最大排放量为138.4m3/d（2022年），小于/d；产油当量最大为59.1&/a（2018年），小于100&/a。对比导则，本项目属于&位于生态敏感区、污水排放量m3/d，或年产原油100～20&104m3/a&的海洋工程项目。因此，根据导则规定，确定本油田开发工程的水质环境的评价等级为2级、沉积物环境的评价等级为3级、海洋生态环境的评价等级为1级。
　　鉴于本工程新建的WC9-2/9-3/10-3CEP平台为8腿导管架平台，导管架桩腿间距较大，透水性良好；并且工程设施位于离岸以外海域，周围环境开阔,远离陆上居民区。因此，本次评价对水文动力、地形地貌与冲淤环境的影响仅做简要分析。
　　鉴于本工程在建设、生产过程中存在潜在的溢油事故环境风险，参照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），确定本项目的风险评价等级为1级。
1.7　评价范围
　　根据《海洋工程环境影响评价技术导则》（GB）的要求，海水水质环境、海洋沉积物环境以及海洋生态环境的评价范围应能覆盖建设项目环境影响所及区域。
　　根据本工程各环境要素评价等级，并结合工程排污情况以及新建设施所在位置，确定以接入点、WC10-3水下系统、海洋石油116FPSO等设施外缘构成的矩形区域作为本项目正常作业下的环境影响评价范围。此评价范围边长约为&，面积约为2。
1.8　环境敏感区与环境保护目标
　　文昌9-2/9-3/10-3气田位于南海西部海域。油田所在海域周围的主要环境敏感目标为鱼类产卵场和自然保护区等。油田距离周围自然保护区均在130km以上，正常生产情况下不会产生影响；但是工程设施位于鲐鱼产卵场、金线鱼产卵场、黄鲷产卵场内，距离鲱鲤类产卵场较近，这些产卵场将作为重点保护目标。
2　工程分析
2.1　工程概况
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程采用全海式开发方案，主要依托WC8-3E、WC14-3、海洋石油116FPSO等设施进行开发。本工程新建一座文昌9-2/9-3中心平台（WC9-2/9-3CEP）、1套水下生产系统（WC10-3SWH）及2条混输管道（长约25km的WC10-3SWH至WC9-2/9-3CEP海底油气水混输管道、长约18.2km的WC9-2/9-3CEP至WC8-3WHPB油水混输管道）、1条干气输送管道（长约34km的WC9-2/9-3CEP至崖城-香港管道的干气输送管道）。文昌10-3油田生产的油气水经过水下WC10-3SWH至WC9-2/9-3CEP的海底管道输送至WC9-2/9-3CEP，与WC9-2/9-3CEP生产的油气水混合。混合后的油气水进入WC9-2/9-3CEP油气分离处理系统，分离出的凝析油和水混输通过WC8-3WHPB进入下游管道，并对WC8-3WHPB进行相应的改造，再经过WC8-3WHPA（现有）和WC14-3WHPA（现有），最终输送到FPSO（海洋石油116号、现有），在FPSO上处理合格的原油外输，处理达标后的含油生产水外排；经过WC9-2/9-3CEP处理后满足要求的干气通过海底管道接入崖城-香港输气管线给香港供气。
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群工程采用衰竭式开发方式，预测生产年限为20年，WC9-2/9-3CEP平台和WC10-3SWH设计寿命25年，管线设计寿命20年，计划于2016年9月投产；工程总投资约为4元人民币；项目初期计划开采13口生产井，预留3个井槽和2个接口；文昌9-2/9-3/10-3气田群天然气最大产量为6.6&108m3/a（2018年）；原油最大产量为20.0&/a（2018年）；生产水最大产量为4.8&/a（2022年）。
2.2　产污环节分析
2.21　海上建设阶段
　　海上施工阶段的主要工作内容主要包括钻完井、海底管线铺设及海上设施安装改造等。
　　海上导管架和平台等设施的安装与调试作业过程中，将有浮托船、吊装船、驳船、拖轮、供应船和值班船等施工船舶参加作业，这些船舶将产生少量的机舱含油污水、生活污水、生活垃圾和生产垃圾等。
　　海底管线采用铺管船进行铺设，直接将海底管线放置于海床上，不挖沟埋设，没有悬浮沙产生，但参加施工作业的船舶将产生一定量的船舶污染物等。
　　此外，参加钻井作业过程中的值班船和供应船等还将产生一定量的船舶污染物等。
2.2.2　生产阶段
　　在气田群生产运营期，产污环节主要是生产作业区、平台生活区及作业船舶等，主要污染物为含油生产水、机舱含油污水、生活污水、生活垃圾、生产垃圾及少量伴生天然气等。主要污染因子为石油类、COD等。
　　同时，生产阶段期间的值班船和供应船等将产生一定量的船舶污染物，其污染物种类同建设阶段所产生的船舶污染物种类。
2.3　海上施工和建设方案
　　海上建设过程主要工作包括WC9-2/9-3CEP平台导管架和平台组块的安装与调试、WC10-3水下生产系统海上安装与调试、新建海底管线和电缆的铺设、钻完井作业。
　　钻井/完井作业主要由模块钻机和供应船完成。
　　导管架：在青岛场地建造，滑移装船，滑移下水；驳运和下水推荐使用&海洋石油228&或同等规模能力的导管架下水驳船，由&华天龙&协助就位和打桩。
　　甲板组块：在青岛场地建造，滑移装船，吊装就位。因受起重船吊装能力限制，将甲板组块划分为东、西两块分别吊装就位，推荐使用&海洋石油225&或&海洋石油226&驳运甲板组块，由&蓝鲸号&分别将东、西甲板组块吊装就位。
　　水下井口安装采用深潜号或同等能力DSV船舶进行安装；
　　新建海底管线/电缆不挖沟埋设，海底管线采用S型铺管方法进行铺设，拟采用与海洋石油202能力相当的铺管船；脐带缆铺设船舶拟采用动力定位船，配备ROV。
3　海洋功能区划及相关规划的符合性
　　根据《全国海洋功能区划》（），本项目位于珠江口盆地油气资源勘探开发区，区域主要功能为矿产与能源开发、渔业、海洋保护，区域重点加强珠江口盆地油气资源勘探开发，加强渔业资源利用和养护，加强水产种质资源保护区建设，保护重要海洋生态系统和海域生态环境。因此，文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程符合《全国海洋功能区划（年）》的要求。
　　根据《产业结构调整指导目录》（2011年修正本），常规石油、天然气勘探与开采；原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设；油气伴生资源综合利用等均属国家鼓励投资建设的重点产业。本项目为天然气开采类，属国家产业政策中的鼓励类。本工程的建设符合国家产业政策的要求。
4　海洋环境现状调查与评价结论
　　国家海洋局南海环境监测中心分别在2011年6月和2012年10月对文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程周围海域进行了两次海洋环境质量现状调查，调查内容主要包括海水环境质量现状、沉积物环境质量现状、海洋生态环境质量现状。
　　此外，中国水产科学研究院南海水产研究所在2011年8月对文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程周围海域的渔业资源和渔业生产现状进行了现场调查。
4.1　海水环境质量现状与评价
　　根据2011年春、秋季两次现状调查，海域海水中pH、COD、石油类、总汞、砷、镉、铜、总铬、硫化物和挥发性酚等评价因子所有样品的单项标准指数均小于1，符合《海水水质标准》（GB）第一类海水水质标准（秋季调查铅、锌也符合一类海水水质标准）。
　　春季调查海水中溶解氧底层33%的站位超第一类海水水质标准，其他站位全部符合第二类海水水质标准；无机氮表层、10m、50m各有一个站位超第一类海水水质标准，100m和底层各有28.6%、43.3%的站位超标，其中100m水深超标部分中23.8%和4.8%的站位符合第二类和第三类水质标准，底层超标部分中40%和3.3%的样品符合第二类和第四类标准。活性磷酸盐100m层和底层各有19%和63%的样品超过第一类海水水质标准，其中14%和57%的站位符合第二（三）类海水标准（&/L），其它样品的含量均符合第四类海水水质标准（&45g/L）。锌、铅分别在表层站位中17%和13%超第一类海水水质标准，最大标准指数分别为1.04和1.10，符合第二类海水水质标准。
　　秋季调查中溶解氧100m层和底层普遍超标，但全部符合第三类海水标准；无机氮10m层和底层分别有2.9%和14.3%的站位超一类标准，但全部符合第二类海水标准。活性磷酸盐底层样品中22.9%样品符合第二、三类海水标准。
　　两次调查海域海水水质现状结果表明，除深层溶解氧、深层活性磷酸盐、深层无机氮、表层铅（春季）、表层锌（春季）外，所有调查因子均符合一类海水水质标准。调查海域水质总体良好。海水中溶解氧和活性磷酸盐的含量在水深较深处出现少量站位超标现象，主要是受水深变化影响，符合海水的自然属性，在南海海域较普遍。
4.2　海洋沉积物环境现状与评价
　　调查海域沉积物各评价因子中，有机碳、硫化物、总汞、砷、铜、铅、镉、锌、铬和石油类的单项标准指数均小于1，未出现超标现象，符合《海洋沉积物质量》（GB）中第一类海洋沉积物的质量标准。说明调查海区沉积物质量现状良好。
4.3　海洋生态环境现状与评价
4.3.1　叶绿素a及初级生产力
　　春季调查海区各站叶绿素含量变化为(0.01～8.28)mg/m3，平均为1.17mg/m3。秋季调查各站叶绿素含量变化为(0.07～0.62)mg/m3，平均为0.21mg/m3。
　　春季调查各站海洋初级生产力差异较明显，范围为(92.05～6359)mg&C/(m2&d)，平均为1140mg&C/(m2&d)，为高水平。秋季调查各站海洋初级生产力差异较明显，范围为(132～293)mg&C/(m2&d)，平均为203mg&C/(m2&d)，为中低水平。
4.3.2　浮游植物
　　春季调查海域共出现浮游植物67种，隶属于硅藻门、甲藻门和蓝藻门；浮游植物个体数量范围为（0.10～0.74）&105个/m3，平均为0.32105个/m3；优势种有刚毛根管藻、红海束毛藻、笔尖形根管藻、萎软几内亚藻、膜质半管藻、翼根管藻、细长翼根管藻、洛氏角毛藻和宽笔尖型根管藻共9种。
　　秋季调查海域共出现浮游植物92种，隶属于硅藻门、甲藻门和蓝藻门；浮游植物个体数量范围为（0.09～56.2）&104个/m3，平均为2.99&104个/m3；优势种有洛氏角毛藻、密聚角毛藻、主型透明辐秆藻、暹罗角毛藻等共4种。
　　两次调查结果表明，海区大部分浮游植物水环境清洁，多样性高，群落组成稳定。
4.3.3　浮游动物
　　春季调查共鉴定出279种；浮游动物生物量变化范围在（31.29～198.18）mg/m3之间，平均为94.57mg/m3；浮游动物个体数量的变化范围在（11.19～1160.87）ind/m3之间，平均为174.94ind/m3。
　　秋季调查共鉴定出341种；浮游动物生物量的变化范围在（31.29～198.18）mg/m3之间，平均为94.57mg/m3；浮游动物个体数量的变化范围在（11.19～1160.87）ind/m3之间，平均为174.94ind/m3。
　　两次调查结果表明，调查海区浮游动物种类丰富，种类多样性、均匀度和丰富度水平较高，浮游动物生存环境良好，群落处于稳定状态。
4.3.4　底栖生物
　　春季调查共获底栖生物124种；底栖生物生物量变化范围在（0～4.71）g/m2之间，平均为1.02g/m2；栖息密度变化范围在（0～40）ind/m2之间，平均为8.2个/m2。
　　秋季调查共获底栖生物149种；底栖生物生物量变化范围在（0～6.50）g/m2之间，平均为0.77g/m2；栖息密度变化范围在（0～20）个/m2之间，平均为6.59个/m2。
　　两次调查结果表明，调查海区底栖生物多样性好，生物种类较丰富，分布均匀，群落较稳定。
4.3.5　生物质量
　　春季调查和秋季调查测定的各项评价因子的单项标准指数值均小于1，各项污染因子均未超标，符合要求。说明调查海区底栖生物质量较好。
4.4　渔业资源现状调查
　　根据2011年现场调查，共获游泳动物163种，其中鱼类139种，头足类11种，甲壳类13种。调查共渔获游泳动物2343.65kg，总尾数194604尾。其中鱼类占总渔获量的89.22%，头足类占总渔获量的9.02%，甲壳类仅占总渔获量的1.76%，鱼类占绝对优势。
　　评价海域游泳动物的平均渔获率为260.41kg/h，平均渔获尾数21623ind/h，游泳动物的平均资源密度为3816.85kg/km2。评价海域面积为27782km2，按此计算本评价海域底拖网现存资源量为106041t。
4.5　渔业生产状况
　　根据2010年以来统计资料，油气田开发区沿海8市（海南省的海口、文昌、琼海、万宁、陵水、三亚及澄迈和广东省的湛江市）海水养殖面积为49426.32hm2；其中海水鱼类、虾蟹类、贝类及海藻类养殖面积分别为9573.62hm2、34633.7hm2、21945hm2和754hm2，分别占总养殖面积的13.79%、49.89%、31.61%和1.09%。海水养殖总产量为713179t，其中海水鱼类、虾蟹类、贝类和海藻类的养殖产量分别占养殖总产量的9.43%、26.13%、62.7%和1.38%。
　　据统计，2010年8市的海洋捕捞总产量为574591t。在各种捕捞方式中，以拖网、流刺网和围网作业方式的捕捞产量所占比例较大，分别占30.18%、27.02%和22.0%。从不同捕捞品种的产量看，鱼类所占比例最大，达442401t，占总捕捞产量的72.45%。
　　捕捞鱼类中大宗种类是二长笛鲷、金线鱼、带鱼、蓝园和蛇鲻。虾蟹类主要是毛虾、对虾和梭子蟹。
5　环境影响回顾性分析
5.1　油田生产状况回顾
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程依托文昌8-3东油田、文昌8-3油田、文昌14-3油田和&海洋石油号FPSO及崖城13-1天然气管线进行开发。
　　2009年1月～2013年3月，海洋石油116FPSO含油生产水最大排放量为262.37&/a（2012年），含油生产水最大排放浓度20mg/L（2010年4月、6月、10月），月均排放浓度在14mg/L～20mg/L之间，均低于《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB）中三级海域排放要求（生产水含油浓度一次容许值&65mg/L，月平均值&45mg/L），生产水处理系统装置运行良好；生活污水经处理后COD含量在112～438mg/L间，符合《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB）中的三级标准要求。
5.2　评价海域环境质量回顾
　　根据历次现状调查对比结果分析，海区各项水质因子较为稳定，未出现明显波动，底层贫氧和富营养化是海区普遍的现象。调查海域沉积物除铜、铅个别站位轻微超标外，石油类等其他因子含量处于较低水平；调查海域浮游动物和浮游植物的种类组成、优势种变化不大，多样性指数高，群落稳定；底栖生物变化较小，群落相对稳定，生态环境质量状况没有下降。说明油田的开发未对该海域水质和生态环境质量产生明显影响。
6　环境影响预测与评价
6.1　工程对海洋水质的影响
6.1.1　泥浆
　　根据数模预测结果，WC9-2/9-3CEP平台和WC10-3水下系统钻井液排放超一（二）类水质海域的最大包络面积分别为0.541km2和0.696km2，距排放点的最大距离分别为0.71km和0.89km，恢复到一（二）类水质所需最大时间为16.2h（停止排放后10.2h）。
6.1.2　钻屑
　　钻屑排放期间，WC9-2/9-3CEP平台和WC10-3水下系统超一(二)类水质海域的包络线面积最大约为0.288km2和0.257km2，离排放点的最大距离为0.49km和0.46km，恢复到一（二）类水质所需最大时间为4.7h和4.6h。
6.1.3　含油生产水
　　根据正常条件下含油生产水排放数模预测结果，海洋石油116FPSO周围含油生产水排放的石油类超一（二）类水质的最大影响面积约为0.408km2，超一（二）类水质的水域离排放点的最远距离约为0.703km。全年超一(二)类水质的最大外包络线影响面积为0.973km2，超三、四类水质的最大影响的范围距离FPSO最远仍不超过50m距离，面积不大于0.006km2。
6.2　工程对海洋底质的影响
　　钻井液和钻屑排入海后，在海水运动的作用下，会在海底一定的范围内形成聚集，其沉积及分布范围受排放量、海流、水深等因素的影响。
　　根据数值模拟结果，钻屑对海域环境的影响主要集中在排放点附近，钻屑覆盖厚度不小于的区域面积约为0.03km2和0.028km2，离平台的最大距离约为0.17km和0.16km。平台附近钻屑将覆盖一部分原海底，所覆盖区域的沉积物类型会有所变化。
6.3　对底栖生物的影响
　　根据预测结果，本工程钻屑覆盖厚度不小于的区域面积为0.028km2，离排放点最大距离约0.17km。由此可见，在平台周围170m以内，底栖生物将受到钻屑排放的明显影响，尤其是100m以内，大型底栖生物将难以生存；除活动能力很小的底栖鱼类外，钻屑的排放不会对工程海域活动能力较强的中上层鱼类及底层、近底层鱼类造成明显的危害。本次工程在钻井阶段排放的钻屑大部分可能沉积于平台周围150m范围内，因而其对底栖生物造成影响的覆盖范围是有限的，不会对油气田开发区周围的整个底栖生态系统稳定性和生物种类多样性造成明显危害；钻屑停止排放后，沉积区的底栖生态将会逐渐恢复。
6.4　对渔业资源的影响
　　本工程对渔业资源的影响主要是钻屑/泥浆排放的悬浮沙。悬浮沙主要是对鱼卵和仔稚鱼造成一定的伤害，对成鱼危害较小。悬浮性泥沙颗粒粘附在鱼卵的表面，妨碍鱼卵的呼吸，阻碍与水体之间氧与二氧化碳的充分交换，导致鱼卵大量死亡，对鱼卵和仔稚鱼造成一定的损害。同时，悬浮物超标还会改变鱼类的洄游和摄食行为，若在产卵季节施工将对产卵场的影响较大。
　　按照《建设项目对海洋生物资源影响评价技术规程》（SC/T）的要求计算，本工程因泥浆排放共造成鱼卵损失6.31&104粒，仔鱼损失共0.51&104尾，游泳生物损失406kg；因钻屑排放共造成底栖生物损失约0.531t，鱼卵损失51.2&104粒，仔鱼损失共4.22&104尾，游泳生物损失2.606t；因含油生产水排放共造成鱼卵损失260&104粒，造成仔鱼损失21.43&104尾，造成游泳生物损失11.93t。
7　溢油风险分析与评价
7.1　风险预测
　　在工程建设阶段，参加钻/完井作业的设备有钻井船、铺管船、浮吊船、供应船、值班船和直升飞机等。在此阶段可能发生的溢油事故包括井喷、输油软管破裂和船舶碰撞等。在生产阶段可能发生的事故包括平台火灾爆炸、储罐泄漏、海管/立管泄漏、地质性溢油事故、船舶碰撞等。
　　当海上发生溢油后，对165m3溢油量进行的溢油预测结果表明，溢油事故发生后最大扫海面积为184.74km3（NE、10.1m/s风况下），即可能造成劣四类海水水质的最大面积为184.74km3。由于溢油点距离鲐鱼产卵场、金线鱼产卵场、鲱鲤类产卵场、黄鲷产卵场较近，会对这些产卵场产生直接影响。建设单位仍需做好防护应急工作，防止溢油事故的发生。
7.2　风险防范对策措施
7.2.1　设计阶段防范措施
　　严格按照设计标准进行精心设计，正确应用设计规范和建造安装规范是工程各系统结构强度、稳性和抗疲劳程度的基本保证。为此，本工程的设计将严格执行国家有关法规、规范和标准以及遵循国际通用规范和标准，实施这些规范和标准可以保证工程设计、建造和安装质量，是确保安全生产的关键。
　　海底管道和立管的设计，将以国际上认可的规范和标准为依据，选用大于设计寿命的环境条件重现期。海底管道及立管外管的外防腐采取防腐涂层与阴极保护的联合保护方法，还留有一定的腐蚀裕量，在输送流体中加入缓蚀剂、杀菌剂进一步阻止海管腐蚀。作为应急措施，设置有应急安全阀，在紧急情况下可以进行紧急关断保护。
7.2.2　施工阶段事故防范措施
　　加强对高分辨率地震数据的研究，根据地震数据所显示的地质构造情况优化钻井轨迹设计，事先识别并避开延伸到海底或接近海底的地质断层或裂隙；
　　事先识别高压地层，根据地质构造情况合理设计套管程序，并制定有针对性的井控预案；
　　进一步优化钻完井作业和井控作业程序，在钻完井作业过程中备足泥浆材料，以便及时、有力地处理可能遇到的井涌和溢流事故；
　　在钻台、泥浆池和泥浆工艺室等场所设置通风系统和烃类气体探测器，自动探测可能聚集的烃类气体；
　　井口控制安全屏蔽由机械或液压控制的监测装置组成，用来控制井喷；
　　选择优质封隔器并及时更换损坏元件；
　　配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备；
　　对关键岗位的操作人员进行专业技术培训，坚持持证上岗，建立健全井控管理系统；
　　加强钻时观测，及时发现先兆，按正确的关井程序实行有效控制，并及时组织压井作业；
　　设置二氧化碳灭火系统；关键场所设手提灭火器；
　　制定严密的溢油应急计划，一旦发生井喷便采取相应的应急措施；
　　对于海底管道要严格按照设计要求进行施工，并在施工中保证焊接质量。管道铺设完成，要进行扫线?清管和试压。试压时一般取设计承受最大压力的1.25倍，试压时间在24h以上。
7.2.3　生产阶段事故防范措施
　　为确保生产阶段的安全生产，在设计中将针对各生产设施采取充分的安全防护措施；精心考虑各部分的合理布放，对危险区采用防火?防爆设备，并采取有效的隔离措施来降低危险程度；油气储运系统中的主要设备和管线均设置相应的压力、液位和温度报警系统与安全泄压保护装置，对易于发生泄漏的管路全部根据最大压力和最高温度设计，重要生产装置和单元均设置相应的应急关断系统。在生产工艺区装备火焰和气体探测器，以监测工艺流程中的火情和可燃气体浓度，发现异常及时报警。
　　考虑到海底管道现场作业的特殊困难和高额费用，设计时通常对海底管道留有较大的腐蚀裕量，降低海底管道由于材料缺陷和腐蚀原因引起烃类物质泄漏的风险。
　　作业者将制定相应的管线保护和检测程序，由值班船对管线沿途进行巡视，驱散在安全区范围内作业的渔船，对海底管道进行不定期局部检测和定期全面检测，确保海底管道的安全性。
　　湛江分公司每年定期对油田各条管线进行清管作业，以减少腐蚀等原因对管线的影响。
　　湛江分公司将按照有关管理要求，及时将海底管道路由信息反馈海事部门，申请发布航行通（警）告；并按照《海上固定平台安全规则》的要求在WC9-2/9-3CEP平台上设置助航标识灯、障碍灯、雾笛、平台标志牌等。
7.3　溢油事故应急处理措施
　　湛江分公司已制定《文昌油田溢油应急计划》，并已获得海区主管部门的批准，将修改应急计划把本项目纳入其中进行管理。应急计划主要内容包括了环境资源状况?溢油事故风险分析、应急联络程序?事故处理方案和溢油应急能力等，若发生溢油事故，将按照溢油应急计划规定的程序进行处理。
　　当新建WC9-2/9-3CEP平台附近发生溢油事故时，假设SSW风向、10.3m/s风况下，浮油以1.149km/h的漂移速度向东北方向漂移，若溢油应急设施和船舶从距离气田约43km和50km的南海奋进号FPSO和海洋石油116号FPSO出发，以平均巡航速度（12节）航行，人员动员和设备装船的时间需2.5h，围油栏布设时间需0.5h，那么当发生溢油后最晚2.4h和2.7h内工作船就可赶到浮油所处的位置并将浮油拦截住；而此时浮油最大漂移到距溢油点约3.1km海域。
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群离陆地较远，且所产的只是气体携带的少量凝析油，挥发性强，根据预测结果，油膜将在37小时内消失，抵岸可能性很小，基本可以保证在合理的时间内对小型溢油做出适当的反应。海况允许条件下，在油膜漂移至近岸敏感区前可实施有效拦截和回收。而对于中、大型溢油，可借助于区域性溢油应急联合组织其他成员的设备进行应急处理，可在24h内做出有效反应。
　　鉴于项目周边分布有多个鱼类产卵场，建议建设单位加强设备管理、严格操作规程、减少人为失误，从根本上将事故发生的概率降到最低，务必将防范事故发生的措施放在首要位置。
8　环境保护措施
8.1　污染防治措施
　　本项目在钻井过程中将采用无毒的水基钻井液。平台上设有钻井液循环处理系统，从井口返出的钻井液、钻屑通过平台上的振动筛进行分离处理后，钻井液返回钻井液池后循环使用。同时，对含油量超标的钻屑和钻井液全部运回陆地处理。
　　项目含油生产水进入海洋石油116FPSO处理，采用&大舱沉降、水力旋流器和脱气罐&三级处理流程，处理合格的生产水经流量计计量后达标排放。WC9-2/9-3CEP平台上设有开/闭式排放系统，用于收集设备及作业区甲板冲洗水、初期雨水以及带压装置可能泄放的液体或其它含油污水。
　　生活污水经WC9-2/9-3CEP平台上设置的生活污水处理装置处理达标后排海。机舱含油污水经船舶配备的处理装置处理达标后排海。生活垃圾中食品废弃物用食品粉碎机粉碎到粒径&后，间断排放；食品包装类生活垃圾和生产垃圾等分类装箱后，运回陆地处理交给有资质的单位进行处理。
　　作业过程中产生的机舱含油污水、生活污水和生活垃圾的排放与处理执行《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB）《船舶污染物排放标准》（GB）和《73/78防污公约》的相关要求。机舱含油污水经船舶上配备的处理装置处理达标后（机舱含油污水中石油类&15mg/L）排海；生活污水经生活污水处理装置处理至COD浓度低于500mg/L后达标排放；生活垃圾中的食品废弃物经粉碎至颗粒直径小于后方可排海；生活垃圾中的食品包装物类和生产垃圾等运回陆地处理/处置。
　　工程建设和生产过程中产生的生产垃圾，如废钢材、棉纱、木块、边角料、水泥以及废油、污油等废弃物，这些生产垃圾将全部分类回收至垃圾箱内，分类装箱运回陆地交给有资质的单位进行处理。
8.2　清洁生产情况
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群工程在建设阶段，选用了无毒或低毒的生产原料、通过物料的循环利用减少了污染物的排放量，用严格的环境安全管理以确保安全生产，避免污染环境的事故的发生，从而达到清洁生产的目的。在生产阶段，生产物流处理将采用自动化控制程度高的全密闭工艺流程，所选用的技术和设备均为在国内外先进和成熟的技术和设备。
　　油气田生产运行期间产生的含油生产水经现有海洋石油116FPSO上设置的生产水处理系统处理后，回收的污油打回生产流程，使之转化为产品，使污染物最大限度的资源化。
　　参考《石油天然气开采业-稠油开采清洁生产技术要求》（征求意见稿）中的清洁生产指标，本项目开发工程清洁生产可达到国内先进水平。
8.3　总量控制
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程含油生产水最高日产量为138.4m3/d（2022年），最高年产量为4.8&/a（2022年），本工程不设生产水处理系统，全部进入FPSO处理。叠加现有工程后海洋石油116FPSO含油生产水最高日排放量为10225m3/d（2016年），最大年排放量为357.8&/a（2016年），小于海洋石油116FPSO设计处理能力12000m3/d，小于《文昌19-1北/8-3东/13-6油田开发工程环境影响报告书》（国海环字[号）批复的总量，即生产水最大排放392&104m3/a（11200m3/d），石油类排放量176.4t/a。考虑到配产的波动性及后续开发潜力，建议本本项目投产后外排含油生产水的总量控制指标维持已批复的总量控制指标不变，即生产水最大排放392&104m3/a（11200m3/d），石油类排放量176.4t/a。
8.4　生态保护对策措施
　　为使油气开发的同时保护好海洋环境，作业者应积极采取有效措施，尽可能地减少对海洋渔业生态环境和渔业资源的损害，以达到海洋石油开发与海洋环境两者兼顾的目的。在建设阶段应该尽可能缩短铺管的作业时期，在生产阶段必须严格控制污染物的总排放量、污染物的排放浓度，减少对海洋环境影响的范围和程度。建设单位必须具备控制溢油的有效手段和措施。一旦溢油事故发生，应及时向水产主管部门通报情况，并立即采取一切措施将溢油控制在最小范围内。若需要采用化学消油剂处理溢油，应事先征得海洋主管部门的同意。
　　依据本工程对海洋生态和渔业资源等影响预测分析，本工程造成的渔业资源损失，应采取适当的生态恢复或补偿措施，如人工增殖放流、建设人工鱼礁等。生态补偿的具体措施建设单位应与渔业行政主管部门协商决定。
9　评价结论
　　文昌9-2/9-3/10-3气田群开发工程借助于文昌油田现有工程部分进行开发。新建1座中心平台（WC9-2/9-3CEP）、1套水下生产系统（WC10-3SWH）及2条混输管道、1条干气输送管道及1条脐带缆。工程投资约700.353&104元人民币，工程计划于2016年9月投产。
　　本工程为天然气开采类项目，它的开发建设在国家产业政策中属于&鼓励类&，符合国家产业政策。项目用海符合《全国海洋功能区划》（）。拟采用的主要生产工艺和设备符合清洁生产的要求；工程开发建设对于保障能源供给，促进地区经济的平稳较快发展具有积极的推进作用。
　　评价海域的海水、沉积物和生物环境质量现状较好，评价范围之内的敏感目标主要是鲐鱼产卵场、金线鱼产卵场、黄鲷产卵场，距离较近的还有鲱鲤类产卵场等。本工程项目在建设过程中主要污染物是钻完井作业产生的钻屑、泥浆，其对环境的影响属于短期、可恢复性。生产运行过程中所产生的主要污染物为含油生产水，最大产生量138.4m3/d，经处理达标后排放。其它污染物排放量相对较小，拟采取的清洁生产和污染防治措施得当，污染物排放后对周围环境（水质、底质及生态）的影响范围和程度较小。
　　工程的建设和生产对海洋生态和渔业资源会产生一定影响和损害，需要采取有效的保护或补偿措施。本工程存在一定的溢油风险，需要采取具有针对性的安全保护措施和切实有效的溢油应急防范对策措施。
　　在建设单位切实落实了各项污染防治对策措施、生态保护与补偿对策措施，切实落实风险事故应急对策措施和应急预案的前提下，从海洋环境保护角度考虑，工程建设可行。
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