1、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（SH302495）；石油化工企业卫生防护距离（SH30931999）；常用危险化学品的分类及标志（GB1369092）；常用危险化学品贮存通则（GB156031995）；易燃易爆性商品储藏养护技术条件（GB179141999）；危险废物贮存污染控制标准（GB185972001）；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
2、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
3、现状评价渔业水质标准（GB11607-89）生物海洋生物质量*（GB18421-2001）底质海洋沉积物质量（GB18668-2002）*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/LCOD300mg/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
4、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铺管搅起的悬浮沙对底质的影响事故风险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
5、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
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
7、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/T 169-2004），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
8、：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7040 kPaA，最大输气量为3.26亿方/年；
9、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11000 kPaA，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
10、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CFD11-6 WHPD平台384333.3”N1185027.46”E23.4-28预留12”水下三通3430.522”N4912.287”E曹妃甸11-6天然气外输管线蓬莱19-3 RUP平台2327.16”N1200640.04”E22-25新增12”水下三通1239.530”N1194411.407”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
11、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km39 kmD323.8512.7（mm）218km14.3（mm）3公用工程改造供电系统套海上、陆上工程各1套4给排水系统5供热系统6自控系统7消防系统8绿化M28500绿化系数15%9环保工程生活污水处理系统10生产污水处理系统11大罐抽气系统12钻屑泥浆处理系统13固体废物回收系统14依托工程危险固废接收单位个15生产污水深度处理单位16蓬莱19-3 RUP平台工艺系统、公用工程和仪控系统17曹妃甸11-6平
12、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、B
13、Z28-1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4560万方/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
14、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埕北20108.790.173.2012.1
15、70.900.040.9411.2320117.690.623.2611.571.000.051.0510.5120128.030.732.8511.610.071.0710.5520137.590.402.0510.050.081.088.9620147.020.181.408.590.091.097.5020157.240.898.530.101.107.4320165.900.326.220.161.264.9620176.290.250.030.111.394.9120186.810.330.411.844.9720196.310.390.832.323.9920204.530.420
16、.992.522.0120213.910.770.441.132.441.4720223.530.431.272.5820232.920.462.7420242.380.660.531.512.81-0.4320251.020.671.613.05-2.0320260.570.291.712.77-2.19合计90.532.5113.98107.0115.194.3710.891.5932.0474.97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
17、 天然气气体组分表输气管线曹妃甸11-6 天然气外输管线输气时段前期外输气后期反输气主要成份蓬莱19-3BZ28-1CFD11-6CFD18-2BN二期BZ13-1H2S0.00002CO210.294.8163.2323.9940125.57N20.470.2030.9320.8074970.55C182.6484.64188.2280.10479.6203378.62C24.745.8365.298.888.8897788.91C30.872.2682.313.7623.5332013.06iC40.280.4570.610.54nC41.041.181.1148150.98iC50.28
18、70.210.350.3662960.4nC50.3930.4720.4876440.52C60.240.0590.6477770.85C6+0.12H2O0.00050.1410099.8905100.142100.141100.142.4 输气管线建设规模蓬莱19-3天然气外输管线：起点为蓬莱19-3 RUP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7040 kPaA，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11-6 WHPD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11000 kPaA，最
19、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CFD 11-6到水下三通PL 19-3到水下三通管径12”外径323.85mm壁厚14.3mm12.7mm长度18 km腐蚀裕量6mm3mm最大操作压力10000kPaA5500 KPaA最大操作温度50 57 设计压力11000kPaA7040 kPaA设计温度65材料API 5L X 70 ERWAPI 5L X 65 ERW混凝土厚度40 mm混凝土密度2950kg/m32.5.3 施工方法（1）陆上预制组装海
