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1、陕北石油开采废水回注污染防控技术标准编制说明陕北石油开采废水回注污染防控技术标准编制组 2023年十月目录1 工程背景12 标准编制的目的意义和编制原则23 编制工作过程34 标准中相关问题说明41 工程背景1.1 任务来源依据陕西省环保厅和陕西省技术质量监视局下达的标准编制任务。陕西省环境工程评估中心组织相关单位，开展陕北石油开采废水回注污染防控技术标准编制工作。1.2 编制依据1.2.1 主要法律依据中华人民共和国环境保护法中华人民共和国环境影响评价法中华人民共和国清洁生产促进法中华人民共和国森林法中华人民共和国草原法中华人民共和国土地治理法建设工程环境保护治理条例根本农田保护条例自然保护
2、区条例中华人民共和国水污染防控法水污染防控行动打算土壤污染防控行动打算1.2.2 主要技术依据GB 50253-2023 输油管道工程设计标准GB/T 31033-2023 石油自然气钻井井控技术标准10HJ/T 91-2023 地表水和污水监测技术标准-HJ 2041 2023 采油废水治理工程技术标准DB 61/308-2023 石油开采废水排放标准SY/T 5329-2023 碎屑岩油藏注水水质推举指标及分析方法SY/J 4039-2023 石油工程建设根本术语SY/T 0082-2023 石油自然气地面工程初步设计内容标准SH 3093-1999 石油化工企业卫生防护距离SY/T 64
3、26-2023 钻井井控技术规程SY 5270-2023高压注水管路配件设计技术规定GB/T 8923.1-2023 涂装前钢材外表锈蚀等级和除锈等级SY/T 0600-2023 油田水结垢趋势推想SY/T 5523-2023 油田水分析方法NACE RP 0775-2023 油、气田生产中腐蚀挂片的预备、安装、分析及试验数据的解释SY 6186-2023 石油自然气管道安全规程2 标准编制的目的意义和编制原则2.1 目的意义对陕北石油开采废水进展处理并回注是油田实现可持续开发和提高油田经济效益节约本钱的一个重要途径。标准石油开采废水回注污染防控是实现石油行业环境友好进展的重要抓手，也是避开石
4、油废水环境污染的根本要求。2.2 编制原则本标准编制主要遵循以下原则：1. 使我省陕北石油开采废水回注污染防控工作与国民经济进展、采油行业进展及生态建设的总体目标相适应。2. 使我省陕北石油开采废水回注污染防控工作与我省环保工作的进展趋势相适应。3. 结合我省环境保护工作重点，是标准在具有有用性的根底上更加具有前瞻性和可操作性。4. 使该标准针对我省的地域、自然条件和不同采油工程的特点， 对我省的石油开采废水污染防控工作具有指导意义。3 编制工作过程第一阶段：2023 年 6 月底完成，搜集、整理、调研国内有关石油开采废水回注污染防控工作的相关资料。资料收集包含，国内外、省内外、市、企业全部的
5、相关法律法规、技术标准、政策要求、标准、导则和相关论文文献和工程技术、环境现状等方面的资料。调研包含省市县环境保护治理部门的要求、需求，已经觉察把握的相关环境污染问题具体状况，采油废水回注涉及的环境敏感点状况等；还包括主要企业采油废水回注污染防控具体工作现状、将来打算打算和争论前沿等。其次阶段：2023 年 8 月底完成，完成标准“初稿”编制。第三阶段：2023 年 9 月底完成，组织内部争论审核。分别于 9月 1 日、9 月 13 日、9 月 28 日，先后三次召开内部争论审核会议，反复修改标准“初稿”。第四阶段：2023 年 10 月底完成，公开征求意见，进一步修改标准。第五阶段：完成标准
6、编制并公布。4 标准中相关问题说明4.1 适用范围本标准规定了陕北碎屑岩油田石油开采过程中产生的各类废水的收集、处理和回注过程中的污染防控原则和一般要求。本标准适用于陕北石油开采废水污染防控的全过程，可作为石油开采工程环境影响评价、环境保护设施设计与施工、建设工程竣工环境保护验收及建成后运行与治理的技术依据。4.2 标准性引用文件引用了与本标准亲热相关的法规、标准、标准。主要分为三类： 一是油田开采废水回注需要符合的水质要求；二是工程设计和工程建设中需要符合的一些技术要求；三是工程验收和运行治理中需要符合的一些重要的技术要求。现行的废水治理及工业企业环保类标准，是制定本标准的法律依据，其中有关
7、条文是本标准的技术根底，引用此类文件，使标准具有合法性和权威性。工程中关于工艺、设备、材料等方面的规定引用了现行的国家及部级标准和技术标准。4.3 术语和定义本标准在重点参考引用油田采出水处理设计标准GB50428和采油废水治理工程技术标准HJ2041中相关术语的根底上， 规定了石油开采废水回注污染防控技术标准所涉及到的有关术语及 定义。依据本标准的技术内容，给出了石油开采废水、石油开采废水处理、敏感区特别敏感区、一般敏感区、石油开承受材料等共 4 个术语，并进展了定义或解释。4.4 一般要求4.4.1 选址选线本标准从石油开采废水处理工程选址、回注管线选线、回注井选址和一般敏感区内总体要求四
8、个方面，结合相关法律、法规和技术政策，规定了石油开采废水回注过程选址选线的原则性要求。（1） 石油开采废水处理工程选址应符合采油废水治理工程技术标准HJ2041和石油自然气工程总图设计标准 SY/T0048的有关规定。（2） 回注井选址制止在特别敏感区内布设，优先利用已有井场布置。距居民饮用水供水井不小于 100m。不得建于河流最高水位以下，并满足防洪要求。回注井选择应考虑回注层位与供水意义含水层的空间构造关系和水力联系，防止回注层废水越流进入供水意义含水层。（3） 回注管线选线应避开特别敏感区、地质灾难泥石流、滑坡、流沙、溶洞等易发区和潜在漂移区。同时管线距居民饮用水供水井不小于 100m参
9、照分散式饮用水水源地环境保护指南，分散式水源井保护区范围为 30-50m，并在水井周边 100m 范围设立隔离防护设施，距大中型水库不小于250m参照饮用水水源保护区划分技术标准，河流型水源地一级保护区陆域距离河岸水平距离不得小于 50m，二级保护区陆域距离一级保护区边界不得小于 200m。穿越季节性积水地段，应先排水后挖沟，并按设计挖足深度并实行严格的防腐措施；穿越常年积水地段无法排水者应优先考虑低架铺设。（4） 注水井应符合以下规定：转注井应测井质量合格，要求其固井水泥返高不低于区域内有供水意义含水层；打井一开和二开固井水泥均返至地面；井筒推举使用型防腐阻垢材料；（5） 工程设计及施工要求
10、必需优化一般敏感区内的石油开采废水处理系统、回注管线和回注井的整体布局，把握占地范围和建设规模，降低地下水环境影响风险、削减自然生态系统扰动。4.4.2 工程设计施工要求本标准从石油开采废水收集、处理工程、回注管线工程和回注全过程五个方面，结合相关法律、法规、技术政策和油田生产实际，规定了石油开采废水回注工程设计施工的原则性要求。4.4.3 运行治理要求（1） 加强废水收集系统、水处理设施、集输管网的巡察、监测与维护，对污水集输管路、注水管路进出口压力、流量进展实时监测防止油田生产废水泄漏。（2） 污水运输车辆禁行饮用水源保护区内道路，防止污水运输车辆行驶过程中污水泄露污染水源保护区。（3）
11、做好注水井筒的防护与监测工作，防止井筒因磨损、腐蚀和断裂等缘由发生刺漏或管外窜槽污染地下水。（4） 做好注水管线内流量和压力的日常监测工作，准时反映注水管线是否泄漏。（5） 设立地下水水位、水质检查井，加强对注水开发区域地表水和地下水水质的监控，建议每月至少取样监测一次，防止回注过程对地表水和地下水造成污染；一旦觉察监测结果特别，马上停注。（6） 建立突发事故废水收集系统，事故废水应全部收集后承受石油开采废水处理系统进展集中处理。4.4.4 回注水水质标准本规定回注水水质标准主要参考碎屑岩油藏注水水质推举指标及分析方法SY/T 5329第四章规定执行，同时参考了长庆油田采出水回注技术指标试行和
12、延长油田股份油田注水水质标准，并结合陕北地区油田主要开发层位延安组和延长组 及其储层特征，确定了石油开采废水回注水水质的根本原则性要求， 规定了与地下水保护相关性最高的悬浮固体含量、含油量和平均腐蚀率三个把握指标限值和推举指标限值，便于统一应用和治理。4.5 工艺技术要求4.5.1 处理工程4.5.1.1 采出水处理可行工艺目前，采出水回注处理的主要工艺主要有以下 5 种：（1） 重力沉降处理工艺。重力沉降处理工艺主要有以下两种， 图 1 为成功油田传统的重力式除油流程。油站来水一次除油罐粗粒化罐缓冲罐外输泵斜板除油罐过滤回注油站来水一次除油罐斜板除油罐缓冲罐外输泵过滤回注图1 重力式混凝沉降
13、除油流程（2） 压力沉降处理工艺。压力沉降处理工艺主要有以下两种：油站来水一次除油罐二次除油罐缓冲罐外输泵压力滤罐回注油站来水自然除油罐混凝除油罐缓冲罐压力滤罐回注图 2 为自然除油混凝除油压力过滤流程，目前在国内各油田普遍承受。图 3 为传统的压力式除油流程。图2自然除油一混凝除油一压力过滤流程图3压力式粗粒化斜管除油流程（3） 沉降除油和气浮工艺。沉降除油和气浮工艺一般为：油站来水一次除油罐接收罐气浮选机缓冲罐过滤回注。（4） 水力旋流工艺。水力旋流工艺一般为：油站来水水力旋流器回注。承受该工艺的联合站来水经水力旋流处理后，水中含油可由500mg/L降至30mg/L以下，装置运转状况良好，
14、有少量污水事故性外排。（5） 深度处理工艺。深度处理工艺一般常用的工艺为油站来水一、二级沉降除油气浮混凝沉降过滤离子交换柱回用。该工艺在我国北方某些油田应用较多。地处陕北的长庆、延长油田位于鄂尔多斯盆地，油层包括三叠系和侏罗系两大含油层系。目前主要开发油层：延安组为延6、延8、延9与延10油层组；延长组主要为长2、长4+5、长6、长8油层组。从地层水来看，延安组地层水型为NaHCO 和Na SO 水型，其总矿化度为3249200 mg/L27200mg/L；延长组地层水型为CaCl2，其总矿化度为4000 mg/L94000mg/L。延长油田注入水质标准见表1。标准分级及注入层平均空气渗透率
15、10-3m2水质指标悬浮固体含量(mg/L)悬浮物颗粒直径中值(m)控制指标含油量(mg/L)平均腐蚀率(mm/a)硫酸盐复原菌(个/mL)腐生菌(个/mL)0.07610102铁细菌(个/mL)102总铁量(mg/L)0.5pH6.57.5辅助指标溶解氧(mg/L)0.05油层水、0.5清水硫化物(mg/L)清水 0、油层水2.0配伍性良好岩心损害率30侵蚀性CO (mg/L)2-1.01.0表 1 延长油田注水水质指标2023 年 3 月份起试行级1.0级 1.010级 1050级 50100级100235810223353581020延长油田污水处理站场分为固定站和橇装站两类，依据对采油
16、厂供给的资料和调研统计分析，目前延长油田固定站污水处理工艺大致分为重力沉降、气浮处理、微生物处理、水质改性处理等6类、橇装污水处理工艺大致分为气浮、过滤等5类。从污水处理工艺归纳来看，其主要处理工艺可以分除油、粗过滤、精超滤三个把握单元。对延长典型水处理工艺运行的稳定性与处理后水质指标进展了分析，所选点位见表2。表 2 水质稳定性评价站点采油厂设计规模实际处理(m3/d)量(m3/d)青化砭1200600甘谷驿1000600蟠龙18001600靖边1800600定边1200800吴起16501400永宁550430子北32001680处理工艺微生物膜过滤除油罐水质改性核桃壳纤维球隔油池均质罐气
17、浮池核桃壳石英砂纤维球PE除油罐喷射气浮核桃壳纤维球除油罐沉降罐油水分别器 纤维球PEU除油罐沉降罐缓冲罐二级气浮氮气核桃壳双滤料现改为石英砂除油罐气浮核桃壳纤维球PG-25除油罐旋流除油器卧式沉降罐多层滤料改性纤维球PE处理水源长 2主要长 6,局部长 2、长 4+5、措施废水长 2长 2延长组 延 7、延 8长 6长 2、长 6采 用 碎 屑 岩 油 藏 注 水 水 质 推 荐 指 标 及 分 析 方 法 SY/T5329-2023和油气田水分析方法SY/T5523-2023对各项水质指标进展分析，主要包括悬浮性固体SS、油含量、COD、Cr粘度、硫化物、矿化度及主要离子组成Ca2+、Mg
18、2+、OH-、HCO3-、CO 2-、SO 2-、Cl-、总铁含量和腐蚀速率等。分析采样点分别为：进 34水，主要处理装置出水，过滤器出水，注水泵进水，井口等。从油田污水处理工程阅历来看，对于油水密度差大于 0.05g/cm3 的污水处理，重力沉降工艺处理效果具有耐冲击性强、运行治理便利、出水水质稳定等特点。延长油田原油密度大多在 0.83g/cm3 0.87g/cm3，属于轻质原油，油水密度差较大，目前主力油田尚未开展三次采油。从重力沉降工艺处理效果来看，一次除油罐除油效果到达90以上，说明重力沉降工艺对处理延长油田污水处理效果好、适应性强，同时也能较好的适应目前油田生产运行工况实际。从气浮
19、处理效果来看，处理后含油量平均为18.09mg/L、悬浮固体含量平均为81.78mg/L，除油率为49.43，悬浮物去除率为27.71， 延长油田污水为高矿化度、偏酸性水质，仅有1个站场承受氮气作为气浮气源，其他均承受空气气源，从水质检测数据分析承受气浮工艺的污水站平均腐蚀率较高。与其他油田类似工程相比，气浮技术应用效果并不格外抱负。从水质改性技术处理效果、工艺流程、现场调研来看，其出水含油量除含油量平均为3.78mg/L1.0 mg/L8.40mg/L，悬浮固体含量平均为24.54mg/L1.00mg/L57.00mg/L，出水水质也没有到达设计 “3、2、2”注水水质标准。整个工艺运行过程
20、水质波动较大，水质沿程恶化明显，污水处理产生的污泥量也增加，但水质改性在加强运行治理、优化药剂体系后，有其优点。综合上述争论结果并结合国内污水处理技术的进呈现状，将已有工艺的优点凸显出来，尽量把握其缺陷，在优化药剂、加强治理的根底上，推举以下几种处理工艺：将水质改性技术的优点与絮凝沉降技术的优点结合起来，当污水日处理量超过300方、且处理水质差异不格外大时，宜选择建设固定站，污水处理流程适宜选择沉降、絮凝处理、过滤流程，其处理工艺为：来水污水pH调整剂pH=7.5除硫除铁剂无机絮凝剂 有机絮凝剂反响罐混合罐沉降罐一级过滤二级过滤外输回注。上述流程的根本特点在于：污水处理流程对污水量、无水水质的
21、变化特别是突然变化具有良好的容耐性；污水处理过程相对稳定，对操作人员的要求相对较低；污水的进水水质相对稳定，可实现自动化操作。缺点是：占地面积较大，污水处理过程会产生确定量的污泥， 且污泥排泥有确定的难度。当污水日处理量低于300方、污水池与注水井距离较近200米以内、地处在偏远地区不适宜建站的状况时，宜选择撬装站进展处理， 推举选用污水的沉降、旋流、过滤处理流程，具体为：来水复合处理药剂旋流反响罐一级过滤二级过滤外输回注。该类型属于撬装站，适合于在偏于地区不适宜建站的状况。该流程的优点在于：占地面积小、处理过程相对稳定；缺点是不能够有效把握污水的腐蚀、结垢等。基于上述争论工作，特提出采出水处
22、理推举工艺。4.5.1.2 油田作业废液可行处理工艺由于压裂返排液成分简洁，处理工艺简洁、本钱高，设备投资大。国内早期将压裂返排液作为油气田废液处理，返排液处理目的不同， 处理工艺也不一样。国内的压裂返排液处置的方式格外排、回注、回灌和回用4种。其中外排是将返排液处理到各项指标到达国家或地方要求的排放标准，目前的外排水质指标共有69项，达标后的水可直接排放到环境中，这个难度最大，本钱最高；回注和回罐在技术层面没有任何区分，回注是将返排液处理到油气田注水标准，回注标准指标只有7项，达标后的水直接注到储层，用于采油或采气；而回灌将处理后的水直接注到非油气储层，与采油采气无关，仅仅是找个吸水性较好的
23、地层，特地处置污水，这种方法曾在北美广泛应用；回用是将处理后的水用于下一次压裂液配制，可充分利用返排液中的有用成 分，这是最抱负的处置方式，但目前没有配制压裂液的水质标准，只有SY/T 6376-2023压裂液通用技术条件可参考。各大油气田压裂返排液的处理普遍是达标后回注。国外对压裂返排液回用技术争论起步早，技术较为成熟，如Barnett，Marcellus页岩气田的压裂返排液主要处置方式是回收重复利用，华北分公司、集团西南油气田公司及延长石油集团等单位对压裂返排液重复利用开展了相应争论，并取得了确定效果。国内外对油田压裂返排液处理的要求主要是达标排放和回注利 用。目前国内处理压裂废液的技术方
24、法主要有：1物理处理法。2 固化法。3吸附法。4气浮法。5化学处理法。6中和法。7 化学混凝法。8化学氧化法。9高级氧化法。10光催化氧化法。11生物法。12多种处理技术联合使用。鉴于压裂废液粘度高、絮体聚拢难度大、沉降慢的特征，酸化废液pH低、含铁硫高的属性，建议承受作业废液化学氧化+絮凝处理工艺，即首先对作业废液进展pH调整，使其在酸性条件下用化学氧化方式降低其粘度酸化废液除铁、除硫，继而在絮凝药剂的作用下实现悬浮物、油的有效去除，同时降低其结垢量与腐蚀速率。具体流程为：来水污水pH调整弱酸性 氧化剂无机絮凝剂有机絮凝剂反响罐混合罐沉降罐一级过滤二级过滤外输回注。处理后水回注时，要到达油田
25、回注水水质指标。4.5.2 管线工程（1） 鄂尔多斯盆地油田集输管道背景鄂尔多斯盆地内石油、自然气等资源丰富。盆地内的除了中石化大牛地气田和壳牌公司外，两大主要油气生产实体-长庆油田和延长石油油气产量在 2023 年已超过 5000 万吨。注水是目前鄂尔多斯盆地各油田开发所承受的最为广泛的开发措施，大量注水必定会产出大量的产出水。因此油区内就涉及大量的注水、采出液集输管网等，然而鄂尔多斯地面沟壑纵横，采出水矿化度度高，注水技术的广泛应用实现石油资源合理利用的同时却导致地面工程设备频频消灭结垢、腐蚀现象，这不仅大大缩短了注水管线的使用寿命，而且还给油井的正常生产造成了严峻影响。（2） 地面工艺流
26、程及管线特征陕北地区现已形成“单、短、简、小、串”地面工艺流程，它是一整套最简化最适用的地面工艺流程。“单”即单井单管(丛式井阀组双管)不加热密闭集输工艺单干管、小支线、井口阀组串管注水、活动洗井工艺等。“短”即短流程，“丛式井口接转站集中处理站” 二级布站。“简”即简化工艺、简化设备、简化操作。“小”即“小装置、小工艺、小设备、小设施、小仪表”。“串”即多口油水井、多座站共用一条管线完成集供输目的，即油井串油井、注水井串注水井、阀组串阀组、接转站串接转站等。鄂尔多斯盆地在役油田集输管道服役运行小于 5 年管道占46.39%；510 年管道占 32.02%，1015 年管道占 15.32%，超
27、过 15 年管道占 6.27%。分析觉察，大局部管道都是在 10 年内投用，这段时间正好是盆地油田大开发时期，管道使用寿命根本处于可控阶段。通过对近 5 年盆地内集输管道泄漏状况进展统计，腐蚀穿孔泄漏占 97.30%、第三方破坏泄漏占1.09%、盗油打眼泄漏占0.82%、地质灾难拉断泄漏占 0.78%，腐蚀穿孔是导致集输管道破漏的主要因素。鄂尔多斯盆地油田集输管道在投用前做了外防腐处理以及盆地 土壤枯燥，外腐蚀较轻，管道腐蚀以内腐蚀穿孔为主。统计管道腐蚀穿孔部位，主要发生在管体内中下部，局部管道发生在焊缝或焊缝四周，由内向外逐步腐蚀。通过统计出油管道、集油管道、输油管道、伴生气管道、采出水管道
28、和清水管道腐蚀穿孔状况觉察，含水较高的出油管道、采出水管道和清水管道腐蚀穿孔频次较高。总的来说，水管道的腐蚀穿孔频次高于油管道鄂尔多斯盆地油田集输油管道年平均腐蚀穿孔频次为 0.015 次/km，出油管道为0.018 次/km、集油管道为 0.014 次/km、输油管道腐蚀较轻，根本发生在服役时间超过 10 年的管道；采出水管道服役寿命比较短，更换周期应缩短；服役时间越长集输管道腐蚀穿孔频次越高；采出水管道腐蚀频次远远高于清水管。（3） 管材防护措施1） 耐蚀材料依据管线腐蚀的影响因素，选用抗腐蚀性强的管材可有效降低腐蚀，但特别管线的本钱较高，所以要兼顾防腐效果和开采本钱选择适宜的管线材料。如
29、低合金钢的价格是一般碳钢的1.5 倍左右，但其腐蚀效果优于一般碳钢 3 倍以上，这些特别材料在低渗透油井注水开采中具有宽阔的应用前景。2） 化学药剂目前，利用缓蚀剂来抑制油田注水过程中的金属腐蚀是较为简洁经济、实可行的方法之一，然而，由于注水管线腐蚀的简洁性与多样性，单纯加注缓蚀剂是远远不够的，常常需要将其与阻垢剂、杀菌剂配伍使用，才能取得令人满足的腐蚀效果。防腐阻垢剂价格一般比较低廉，所以可以广泛地应用到石油的开发和利用过程之中。但防腐阻垢剂的使用必需要结合油田注水管道的材料特质来使用，依据不同的管道涂料以及管道的厚度来配备适量的防腐阻垢剂，只有这样防腐阻垢剂才能够真正发挥其作用，所以在使用
30、时要依据实际状况来对症下药，不行以不加选择盲目地使用。3） 涂镀层涂镀层也是始终格外有效的油田管道防腐技术，国内常用的涂镀包括环氧粉末涂料、H87 环氧耐温涂料、型环氧改性聚氨酯防腐涂料、8701 环氧树脂涂料等。4） 承受环氧耐温涂料环氧耐温涂料是一种型的涂料，在油田注水管道中协作使用环氧耐温涂料是防止油田注水管道受到腐蚀的一种有效方法。环氧耐温涂料具备隔热和耐热的特性，还具备耐水和耐油的特性，所以在油田注水管道中使用一些环氧耐温涂料可以有效地削减水分对油田注水管道的腐蚀，防止石油中的一些化学元素与油田注水管道发生反响。5） 内衬复合管在油田采油的中后期承受注水技术开采的过程中，通常承受一般
31、碳钢/不锈钢复合管如20#碳钢/304 不锈钢作为注水管线，并承受污水净化回注和掺淡水混注等技术削减环境污染，但这种防腐技术只能延缓腐蚀的速度，并不能从根本上转变腐蚀的状况。实际上经过处理后的污水仍有含油和硫酸盐复原菌不达标等现象，导致注水管线和设备消灭腐蚀和结垢。所以，油田注水管线的防腐蚀措施重点是选择具有优良耐蚀性能的内衬材料。管道的内衬技术主要有：内衬塑料管、内衬不锈钢、内衬玻璃钢等。为了保证注水管线的耐蚀性和经济性要求，复合管内衬材料的选择必需考虑其在工况污水水质中的耐腐蚀性能。6） 高压柔性复合管使用柔性复合管的有两大有效，一是经济方面：与焊接钢管相比， 安装时间可缩短 30-60%
32、，安装本钱降低35-65%；质量轻，节约人力和安装设备的本钱；无需焊接、场地弯管、防腐涂层及探伤测试等费用；无需后期运行维护本钱；管线使用周期内本钱降到最低。二是技术方面：改善施工安全并削减对环境的破坏； 100%无腐蚀；超低摩擦系数，削减长距离压头损失；不结垢和结蜡，流通效率更高；连续长度长达数公里且接头较少；标准化简洁牢靠的连接系统；设计使用寿命更长，不少于 30 年；松软性能好，实际铺设过程中不受地形、地貌的限制，施工便利。7） 其他保障管道壁厚可依据 GB 503502023油气集输设计标准中油气管道直管段计算，选择原则为向上圆整至标准壁厚，腐蚀裕量依据较严峻腐蚀环境设计确定。4.6
33、石油开承受材料油田开发过程中所涉及的各种化学试剂和材料，包括钻井、采油、集输、油水处理等环节全部处理剂。依据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国水污染防控法、危急化学品名目2023 版、城镇排水与污水处理条例、中国履行斯德哥尔摩公约国家实施打算关于长期性污染物的描述以及国标中所规定的关于水污染物排放系列标准，如GB 31570-2023 石油炼制工业污染物排放标准、GB 31573-2023 无机化学工业污染物排放标准、GB 30484-2023 电池工业污染物排放标准、GB 16171-2023 炼焦化学工业污染物排放标准等可分为制止使用类和推举使用类。4.7 运行期污染防控注水和采出液
34、输送管道会因管线腐蚀、结垢、自然及人为等因素而发生污水泄漏，会造成生产中断、大面积污染、高压水损害等事故； 建构筑物直接占压及不符合安全距离占压的注水管道泄漏，会对居住人员及四周人员的生命、房屋等财产构成威逼；敏感水体区域发生泄漏，会因大面积泄漏造成严峻环境污染事故。为有效防控油田废水在回注过程中因管线泄漏等对环境造成污 染，通过管线选址、管线选材、管线运行治理、环境污染事故的应急启动、应急响应、管线更换和报废后期治理等一系列综合措施，可将有效预防污染事故的发生、降低事故所造成的危害程度。同时，为实行牢靠有效应急措施以及推断应对措施是否能有效阻挡污染，还需进呈现场检测和试验室应急检测、以及事后的跟踪验证检测。4.8 应急治理鄂尔多斯盆地内各类在役油气管道 30000 多条，长度 70000 多公里。加之地貌简洁，南部黄土高原，北部沙漠荒原，山大沟深、沟壑纵横、梁峁穿插，一旦集输管道发生泄漏，应急抢险施工难度增大。油区集输管网具有点多、线长、面广、分布区域高度分散的特点，同时与水系纵横穿插，环境敏感，生态脆弱，一旦集输管道泄漏期未准时预警，泄漏扩大造成地表水环境污染和地下水环境污染风险，应急抢险规模和投入本钱增大。环保法的实施，提升了法律制裁和舆论监视的力度，从法律和标准层面对油区管道安全治理和环境保护提出了更高的要求。4.9 标准实施规定了标准适用范围、执行日期和判定方法。