陆上石油天然气开发业的大气排放、废水和废弃物排放标准

陆上石油天然气开发业的大气排放、废水和废弃物排放标准
参数	指导值
钻井液和钻屑	在油气田钻井作业中，钻井液的主要功能是从井筒中取出钻屑（岩屑）和控制地层压力。其他重要功能包括密封渗透性地层、维持井筒稳定、冷却和润滑钻头以及将液压能量传递给钻井工具和钻头。一般而言，从井筒中取出的钻屑和废钻井液油气钻井作业产生的最大废弃物来源。钻井液体系多种多样，但是一般而言，都属于以下两类钻井液体系中的一类：水基钻井液体系（WBDF）：连续相，也就是固体（或液体）的悬浮介质是水或能与水混合的液体。WBDF 有许多变种，包括胶体、盐聚合物、盐乙二醇和硅酸盐钻井液；非水钻井液（NADF）：连续相，也就是固体（或液体）的悬浮介质是不能与水混合的油基、矿物油基或合成基液体。此外，也有基于柴油的钻井液，但使用包含柴油的体系作为液相的主要成分不被认为是值得提倡的好做法。一般情况下，大多数钻井液中使用的固体介质都是用于调节比重的重晶石（硫酸钡），以膨润土作为增稠剂。此外，钻井液还包括许多化学添加剂，具体取决于井下地层情况。钻井液送入井下，循环返回地面后，通过地面设施中的固体控制系统使钻井液与钻屑相分离，这样钻井液可重新循环回到井下，留下钻屑等待处置。钻屑中包括一定的残留钻井液。钻屑的产生量取决于井的深度和井段的直径。钻井液的流变性能或钻井液的密度无法再维持时，或钻井结束后，需要将钻井液置换出来。置换出来的废钻井液放入容器内，回收再利用或进行处置（NADF 钻井液一般要挥发再利用）。应评估可行的钻井液和钻屑处理及处置方案，并包括在钻井方案内。方案可由以下一项或多项处理方法构成：钻井液和钻屑的混合物注入专门的处置井内；注入井的环状空间内；储存在专用的储罐内或带衬里的排放坑内，然后进行处理、回收和/或最终的处理和处置；在现场或异地进行生物或物理处理，使钻井液和钻屑无危险化，然后使用既定的方法进行在最终处置前，例如在内部热脱附装置中通过热脱附操作分离出 NADF 重新利用、生物修复、土地耕作或使用水泥和/或混凝土进行固体化。应确定无危险固体钻屑的最终处理路线，可包括用作道路建设材料、建筑填充材料，或通过填埋的方法进行处置，包括在适当的情况下用作填埋的覆盖层和封顶盖层。如用于土地耕作，则应证明不会改变下层土壤的化学、生物和物理性，对水资源不会造成影响；供应商回收废钻井液，处理后再利用。考虑通过以下方式来最大限度减少钻井液和钻屑的量：使用高效固体控制设备，减少钻井液的净化补充需求，最大限度减少钻屑中的钻井液残留量；在可行的情况下，使用小井眼多层井和连续油管钻井技术，减少钻井液的用量和钻屑产生量。废钻井液的污染防控措施包括：仔细选择钻井液体系，最大限度减少与钻屑排放物中残留化学添加剂有关的环境危害；考虑技术要求、化学添加剂的浓度、毒性、生物利用度和生物蓄积潜力，仔细选择钻井液添加剂；监测和最大限度降低配置钻井液所用重晶石的重金属杂质的浓度（主要是汞和镉）。本指南关于地面储存或排水坑的建造和管理措施也应适用于钻屑和废钻井液排放坑。钻井排放坑应尽快封闭，不应晚于钻井作业结束后 12 个月。如果钻井作业结束后，就地掩埋钻井废弃物（混合—掩埋—覆盖处置法），则应满足以下最低要求：坑内掩埋物尽可能干燥；如有必要，废弃应与适当数量的下层土壤混合（一般是按体积计算，三份下层土壤与一份废弃物混合）；混合物上方至少堆放一米厚的清洁的下层土壤；不应使用表层土壤，但是应在下层土壤上方覆盖表层土壤，以完全复原坑区。应对坑内废弃物进行分析，计算出最大的生命周期负荷。可能需要进行基于风险的评估，以证明未超过国际公认的化学品接触限值。
出砂	在油气处理过程中，从地层液体中分离油藏出砂。出砂可能沾染了烃类，但是根据地点、深度和油藏特点的不同，油含量可能有巨大的差异。完井时应以从根源上减少出砂为目标，采取有效的井下控砂措施。
采出水	采出水开采烃类时，油气藏中的水（地层水）也会被采出地面。采出水可能是陆上油气工业管理和处置量最大的废弃产品之一。采出水是由无机化合物（可溶性盐、微量金属、悬浮颗粒）和有机化合物（分散及可溶性烃类、有机酸）组成的复杂的混合物，许多情况下还包含在烃类开采过程中添加的化学添加剂（例如防垢剂和防腐剂）。应评估各种可行的采出水管理和处置方案，并纳入生产设计。主要的处置方案可能包括回注油藏以提高原油的采收率，以及注入钻至适合的地下接收地层的专用处置井。如果采出水的化学性质合适，可考虑其他可能的用途，例如灌溉、粉尘控制或其他工业用途。采出水排放至地表水域或土地应该是不得已的方法，只有在没有其他方法的时候才能使用。采出水应处理达到本指南第 2.1 部分表 1 所列的标准。采出水处理技术的方法取决于所选择的最终处置方案和现场的具体情况。可考虑的技术可包括组合采用重力和（或）机械分离和化学处理，为了达到回注或排放要求，可能需采用由多种技术序贯构成的多级处理系统。应提供足够的处理系统储备能力以确保连续运行和（或）提供替代的处置方法。要减少采出水的处置量，应考虑以下措施：在完井作业中对井进行适足的管理，以最大限度减少水的采出量；对水采出量高的井进行重新完井，以最大限度减少水的采出量；采用井下流体分离技术（在可能的情况下）以及堵水手段（在技术上和经济上可行的情况下）；关闭水采出量高的井；如果对采出水采取地面处理方法，则为了最大限度减少与采出水中化学添加剂残留有关的环境危害，应考虑化学添加剂的使用量、毒性、生物利用度和生物蓄积潜力，慎重选择开采用的化学添加剂。对于采出水，也可采用向蒸发塘中排放的方法进行处置。本指南关于地面储存或排水坑的建造和管理措施也应适用于采出水蒸发塘。如向地表水域或土地排放：总烃含量：10 mg/L pH：6～9 生化需氧量：25 mg/L 化学需氧量：125 mg/L 总固体悬浮物：35 mg/L 酚类：0.5 mg/L 硫化物：1 mg/L 重金属（总量）a ：5 mg/L 氯化物：600 mg/L（平均），1 200 mg/L（最高）
水压试验用水	对设备和管道进行水压试验时，需要使用水进行压力试验，以探测漏点，核实设备和管道的完整性。为了防止内部腐蚀或确定漏点，可能会加入化学添加剂（防腐剂、除氧剂和染料）。进行管道试验时，在新建管道的不同部分安装测试管汇时，应避开河岸带和湿地。水压试验的取水不应对自然水体的水位或流速带来负面影响，并且测试用水的取水速度（或取水量）不应超过水源来水量（或流量）的 10%。取水时，应在取水点采取必要的防腐措施和拦鱼控制设施。水压试验完成后，测试用水的处置方法包括注入处置井（如有可用的处置井）、排入地表水体或土地表面。如果没有可用的处置井，必须向地表水或土地表面排放，则应考虑下列污染防控措施：最大限度缩短测试用水在设备或管道内的停留时间，从而减少化学品需求；如果必须使用化学品，则从浓度、毒性、生物可降解性、生物利用度和生物蓄积潜力的角度出发，仔细选择化学添加剂；使用公认的测试方法，进行必要的毒性测试。可能有必要设置蓄水池，让水的毒性自然消解。蓄水池应符合本指南中关于地表储存或排水坑的指导意见；使用相同的水压试验用水进行多次试验；使用和排放前应监测水压试验用水的质量，并处理达到本指南第 2.1 部分表 1 所列的排放标准；如果必须向地表水体排放大量经过化学处理的水压试验用水，则应对在排放点上游和下游的受体水域进行监测。可能有必要在排放后对承受水体进行化学分析，以证明环境质量没有恶化；如果向水体排放，则选择适当的排放点时，应考虑测试用水的数量和成分以及承受水体的来水量或流量，以确保在规定的混合区之外，水质不会受到负面影响；对排放水流使用缓流池或能量消散设施（例如保护性堆石护坡、挡板、油布）；采用沉积控制方法（例如淤泥栅栏、沙袋或草捆）来防止排放对水生生物、水质和水用户的潜在影响，例如沉积物增加和水质下降；如果向土地排放，选择可防止承受土地被淹没、土壤流失或农业能力降低的排放场所。应避免直接排放至耕地和紧靠社区/公共取水口上游的土地；运行清管器清洗管道过程中排放的水和预试验用水应收集在贮水池内，应在测试水质后再排放，以确保符合本指南第 2.1 部分表 1 所列的排放条件。如向地表水域或土地排放，参考本表中的采出水参数
完井和修井流体	完井和修井流体（包括完井液及修井液）一般可能包括盐水、酸、甲醇和乙醇按一定比例配成的液体，以及其他化学体系。这些液体用于清洁井筒和提高烃类产量，或用于维持井下压力。这些液体使用后，可能会包含污染物，包括固体物质、油和化学添加剂。应在考虑体系、毒性、生物利用度和生物蓄积潜力的前提下，选择化学体系。应对这些液体评估可行的处置方案。处置方案可由以下一项或多项处理方法构成：如果采用封闭体系，则收集液体，然后运往原供应商处进行回收利用；注入专用处置井（如有）；与采出水合并处理和处置。废酸应先中和，然后再进行处理和处置；根据废弃物管理计划，在现场或异地获认可的设施进行生物或物理处理。天然放射性物质根据油田的油藏特点，天然放射性物质（NORM）可能以结垢或污泥的形式在工艺管道和生产容器内沉淀下来。如果存在 NORM，则应制订 NORM 管理方案，以便按正确的规程进行处理。如果出于职业健康原因（第 1.2 部分）必须去除 NORM，则处置方法可包括：在弃井作业时封入废料罐；注入深井或盐穴；注入井的环状空间或装入容器密封后作填埋处置。应对污泥、结垢或受 NORM 影响的设备进行处理、加工或隔离，以使未来人类可能接触处理后废弃物的接触量是在国际公认的风险限制以内。应采用公认的行业处置做法。如废弃物送往外部进行处置，则该等设施必须持有接收该等废弃物的许可证。如向地表水域或土地排放：总烃含量：10 mg/L pH：6～9
雨水排水	雨水径流应使用可将油脂浓度处理至 10 mg/L 的油水分析系统进行处理
冷却水	废水排放不应导致初始混合及稀释区边缘的温度增加超过 3 摄氏度。如未定义混合区，则为距离排放点 100 米处
污水	根据《通用 EHS 指南》的指导意见进行处理，包括排放要求
大气排放物	陆上油气作业的主要大气排放物来源（连续或非连续来源）包括：生产电热的燃烧源以及压缩机、泵和往复式发动机（锅炉、透平机等发动机）；以及烃类燃烧和放空产生的排放；以及无组织排放物。这些来源的主要污染物包括氮氧化物、硫氧化物、一氧化碳和颗粒物。其他污染物可能包括：硫化氢（H2S）；挥发性有机化合物（VOC）；甲烷和乙烷；苯、乙苯、甲苯和二甲苯（BTEX）；甘醇；以及多环芳烃（PAH）。对一切造成严重温室气体（GHG）排放（每年超过 100 000 吨CO2当量）的设施和辅助作业，应根据国际通行的方法和报告程序，每年定量测算总排放量。应作出一切合理的尝试，以最大限度提高能源效率，从设施的设计入手最大限度降低能耗。总体目标应该是减少大气排放物，以及评估具有成本效益、技术上可行的减排方法。有关温室气体管理和节能的其他建议，参见《通用 EHS 指南》。在设施的设计和运营规划阶段，应运用基线大气质量评估和大气扩散模型，确定相关污染物的潜在地面环境大气浓度，从而估算对大气质量的影响，详见《通用 EHS 指南》。应通过这些评估，确保人类健康和环境不会受到负面的影响。废气为了生产热电、进行注水作业或对外输送油气，透平机、锅炉、压缩机、泵和其他发动机燃烧气体或液体燃料而产生的废气排放可能是陆上油气设施最重要的大气排放物来源。在所有设备的选型和采购中均应考虑大气排放指标。对于容量不超过 50 兆瓦时热功率（MWth）的小型燃烧源，排放管理方面的指导，包括废气的大气排放标准，见《通用 EHS 指南》。容量超过 50 MWth 之燃烧源的排放，参见《热电 EHS 指南》。放空和燃烧对于石油生产中随原油采出地面的伴生气，陆上油气设施有时候采取放空或在大气中燃烧的方式加以处理。这种做法目前被广泛认为是浪费宝贵的资源，同时也是重要的温室气体排放来源。但是，燃烧或放空也是陆上油气设施采用的重要安全措施，用于在发生紧急事件、发动机故障或设备故障或油气处理厂发生其他不正常情况时安全处置天然气和其他烃类。陆上作业考虑燃烧和放空方法时，应遵循全球减少天然气燃烧及放空自愿标准（世界银行集团“全球减少天然气燃烧伙伴计划”（GCFR计划 1 ）的一部分）。该标准提供如何消除或减少天然气燃烧及放空的指导意见。伴生气连续放空目前不被认为是值得提倡的做法，应予避免。伴生气流应送入高效率的火炬系统进行燃烧处理，如果有可行的替代方案，应避免连续燃烧天然气。在采用燃烧方案之前，应尽可能评估天然气的替代利用方案，并纳入生产设计。替代方法可包括利用天然气来满足现场的能源需求、将天然气输送至附近的设施或进入市场销售、天然气回注以保持油藏压力、利用气举法提高采收率或用作仪表用气。应详细记录替代方案评估结果。如目前没有可行的替代方案，则应评估最大限度减少燃烧量的措施，并应将燃烧视作临时性解决方案，而以消除伴生气的连续燃烧作为首选目标。如果燃烧是必不可少的，则应证明通过实施最佳做法和新技术来持续改进燃烧。应考虑对天然气燃烧采取以下防控措施：最大限度实施从来源上减少天然气的措施；采用高效率的火焰头，优化燃烧嘴的尺寸和数量；控制和优化火炬燃料/空气的流动速度，确保为火炬燃料流提供正确比例的助燃气流，从而最大限度提高火炬的燃烧效率；在不影响安全的前提下采取措施，最大限度减少吹扫和试采的火炬燃烧放空，这些措施包括安装吹扫气减少装置、安装火炬气回收装置、使用惰性吹扫气、尽可能采用软体阀技术以及安装节气试采装置；确保有足够的出口速度以最大限度减少试采井喷的风险，并采取防风措施；使用可靠的试采点火系统；尽可能安装高完整性的仪表压力探测系统，以减少过压事件，避免或减少需要火炬燃烧放空的情况；采用适当的液体分离系统，最大限度减少火炬气流中的液体携带和夹带量；最大限度减少火焰上窜和（或）火焰漂移；操作火炬以控制臭味和可见烟雾的排放（无可见的黑烟）；火炬与当地社区和员工（包括员工宿舍）保持安全的距离；实施燃烧器维护和更换计划，确保火炬持续发挥最高效率；火炬气计量。如发生紧急事件或设备故障，或油气处理厂发生不正常情况时，多余气体不应放空，而应该送往高效率的火炬气系统。根据现场的具体情况，如果不可能将气流燃烧放空或没有火炬气系统，例如气流中的烃含量不足以支持燃烧，或气体因压力不足而无法进入火炬系统，则可能有必要进行紧急放空。在考虑设立紧急气体放空设施之前，应完整记录对排除气体火炬燃烧系统的论证过程。为了最大限度减少因设备故障和油气处理厂发生不正常情况而进行燃烧放空的事件，油气处理厂应达到高可靠性（＞95%），并制订备用设备规范和油气处理厂的停产操作规范。应在初步调试投产阶段估算新设施的火炬燃烧气量，以便制订固定的火炬燃烧气量控制目标。应记录和报告所有火炬燃烧放空事件中的气体燃烧量。无组织排放在陆上油气设施中，无组织排放可能与冷喷口、管道和油管、阀门、连接、法兰、盘根、开口管线、泵密封、压缩机密封、泄压阀、储罐或以露天坑/隔离装置的泄露及烃类装卸作业有关。在设施的设计、运行和维护中，应考虑和实施控制和减少无组织排放的方法。选择阀门、法兰、接头、密封和盘根时，应考虑安全性和适用性要求及其密封能力，以减少气体泄露和无组织排放。此外，应实施泄漏探测和维修计划。必要时，对烃类装卸作业应安装蒸汽控制装置。罐顶应安装泄压阀，避免使用开放式排气口。必要时，对油轮的烃类装卸作业应安装蒸汽控制装置。蒸汽处理系统包括不同的装置，例如碳吸附、制冷、热氧化和贫油吸收装置。有关防控储罐无组织排放的其他指导意见，参见《原油及石油产品终端 EHS 指南》。油气井测试在实际可行及可能的情况下，应避免在油气井测试过程中对所生产的烃类进行燃烧处理，特别是如果井场靠近当地社区或位于环境敏感区域内。应在考虑挥发性烃类储运安全的前提下，评估各种可行的方案，回收油气井测试中所采出液态烃，送往油气处理设施或采取其他处置方案。应书面充分记录对所采出烃类处置方案的评估过程。如果燃烧是测试所采出液态烃的唯一处置方法，则应最大限度减少测试中采出的烃类，并且油气井的测试时间应尽可能缩短。应选择配有适当燃烧促进系统的测试火炬燃烧头，最大限度减少不完全燃烧、黑烟和坠尘。应记录烃类的燃烧量。排放浓度参见《通用 EHS 指南》，并且，硫化氢（H2S）标准状态下：5 mg/m3