油气终端登陆管线的地下水环境影响评价

邓兵杰 闫文娟 陈袁袁

(中海石油环保服务(天津)有限公司)

0 引 言

油气终端是指建造在陆地上的处理海上油气田(群)开采出来的油、气、水或其混合物的油气初加工厂。作为海洋石油开发重要配套设施，为了便于接收海上油气，多选址于滨海区域，以油气管线连接海上油田群的生产物流。

油气登陆管线途经的滨海地区由于地势低缓，是水分盐分的汇集区，加之滨海滩涂复杂的土壤环境和地下水环境，其物理因素、化学因素和生物因素均可导致油气管道发生腐蚀。一旦发生油品泄漏污染地下水，随着地下水的流向迁移，不可避免出现石油类对近岸海洋环境造成影响，且地下水污染具有隐蔽性和难逆转性的特点，地下水流速缓慢，自然循环更新周期长，一旦污染就难以修复[1]。加之滨海地区地下水、地表水以及海水之间的水力联系密切，海陆相互作用研究已成为目前地学研究领域的热点问题；滨海地区地下水环境一旦被污染，将对滨海地下水环境保护和污染修复造成严峻的挑战[2-3]。

针对建设项目的地下水环境影响预测评价，能预先评估可能造成的地下水污染的程度、范围和迁移规律，对污染预防和修复具有重要意义。

本文选定HJ 610—2016《环境影响评价技术导则 地下水环境》[4]实施以来，某新建油气终端厂的地下水环境影响评价为例，针对油气混输登陆管线发生原油泄漏的状况，开展地下水环境影响分析。

1 工程概况

某终端厂拟建于雷州半岛某工业园区内。项目登陆油气混输管道为双层保温钢管，内管16″，外管20″，采用API(美国石油协会)5L X65 HFW(高频电阻焊)管线，保温层厚度50 mm，设置3LPE(三层聚乙烯复合结构)外防腐涂层。管道采用直埋方式敷设，埋深1.2 m，总长900 m，输送的原油密度为844 kg/m3。在油气终端的近厂区域有3个拐点，原油登陆管线示意见图1。

图1 原油登陆管线示意

2 区域概况

终端场地位于海积平台上，东部为火山台地(海蚀阶地)及少量现代河流沉积地貌。

2.1 地形地貌

区内总体地势为东高西低略向北部湾倾斜的趋势，自然标高在0～20 m，海岸线走向呈北西向。发育有海积和海蚀阶地、砂堤砂地和海漫滩，局部有海汊相隔。

2.1.1 构造特征

本区在区域新构造位置上，处于中新生代雷琼断陷盆地中部。区内断裂发育，且继承性活动明显；区内盆地(凹陷)众多，且断块差异运动显著。区内绝大部分地区地表被第四纪火山岩风化土及松散沉积物覆盖，断裂构造形迹出露少，仅在火山口和局部海岸带或陆地冲沟内有零星出露。区内的基底断裂发育，主要有北东向、北西向和东西向三组断裂，形成网状的构造格架。

2.1.2 地层岩性

调查评价区地表未见第三系地层，但在深孔中有揭露。本区第四系覆盖全区地表，且发育较全。采用两分法把第四系划分为更新统和全新统，并根据区内岩性、岩相特征和成因、地貌等资料，进一步划分出六个地层组，即更新世湛江组、石茆岭组、徐闻组；全新世北海组、新寮组、曲界组。

2.2 水文地质条件

根据调查评价区地层建造特征，火山活动规律，含水层岩性特征，地下水赋存条件及水动力特征，将区内地下水划分为松散岩类孔隙水和火山岩类孔洞(隙)裂隙水两大类。根据赋存特征，又可将松散岩类孔隙水划分为浅层潜水-微承压水和中深层承压水。

依据水文地质勘探成果和收集的相关勘探资料可知，浅层潜水-微承压水下部存在粉质黏土层，其分布连续稳定，厚度大于5.0 m，是区内浅层和中、深层地下水之间良好的隔水层；深层承压水指埋深30 m以下的松散岩类孔隙水，其水量丰富，是区内生活饮用水的主要开采层，开采深度在200 m左右；区域水文地质剖面见图2。

图2 水文地质剖面

因区内没有工业和农业开采地下水的问题，而生活饮用水开采量相对十分有限，因此中深层承压水水动力场基本处于天然状态。

从地下水环境影响评价工作的目的出发，该项目地下水研究目标含水层为火山岩类孔洞(隙)裂隙潜水、松散岩类孔隙潜水和松散岩类微承压水。

2.3 地下水补径排特征

2.3.1 火山岩类孔洞(隙)裂隙水

项目区域大气降雨为火山岩类孔洞(隙)裂隙潜水的唯一补给来源。

2.3.2 松散岩类孔隙水

在调查评价区西南部北海组地层沉积区，上部的松散岩类孔隙潜水和下部的火山岩类孔洞(隙)裂隙潜水水力联系密切，两者之间虽然有粉质黏土存在，但在咸淡水分界线附近该层逐渐歼灭，而在咸水分布区内，该层粉质黏土因冲蚀等作用亦不连续。因此该区的松散岩类孔隙潜水既接受养殖、晒盐水体的垂直入渗补给，又接受东北侧火山岩类孔洞(隙)裂隙潜水的侧向径流补给。

受区内地形地貌和玄武岩底板形态控制，区内火山岩和松散岩类潜水由东北向西南方向径流，最终排入北部湾海水。

3 地下水污染预测

3.1 工况分析

海洋油气登陆管线作为海上油气生产物流进入油气终端的输送末端，多有埋深高程和压力的变化，此段管道铺设受终端厂区地理位置制约，常在较短距离内发生较多拐点，因此会有更多焊缝产生，导致腐蚀概率增加。这些点位相对容易发生泄漏，造成非正常状况下的地下水潜在污染因素。

本油气终端的登陆管道在近厂区域有3个拐点，假定2#拐点发生泄漏，原油密度为844 kg/m3。

输油管道渗漏量采用中国石油天然气集团有限公司王新等的估算方法进行计算[5]。

上游站场到泄漏点压力损失计算：

(1)

式中：Ps为压力损失，Pa；Pup为上游站场压力，Pa；Pdown为下游站场压力，Pa；l1为上游站场距渗漏点距离，m；l2为下游站场距渗漏点距离，m；ρl为输送介质密度，kg/m3；g为重力加速度，取值9.8；Hup为上游站场相对下游站场高程差，m。计算所需参数见表1。

表1 管道计算相关参数

泄漏点处管道内压计算：

Pl=Pup-Ps+ρlg(Hup-Hx)

(2)

式中：Pl为泄漏点处压力，Pa；Hx为泄漏点相对下游站场高程差，m。

本次计算中Hx=0。

泄漏点泄漏速率计算：

(3)

(4)

式中：qs为关阀前油品泄漏速率，kg/s；Cd为泄漏系数，取值0.65；Ah为泄漏孔的横截面积，m2；Pa为外部环境压力，取值101 325 Pa。

计算中取泄漏孔径为0.002 m。

通过计算，qs为0.09 kg/s。

3.2 预测模型

结合该区域的地形地貌特征、水文地质条件，此状况下管道发生漏油对该区域地下水流场没有明显的影响，评价区内含水层的基本参数(如渗透系数、有效孔隙度等)不变，依据HJ 610—2016《环境影响评价技术导则 地下水环境》的要求，地下水环境影响预测采用一维稳定流二维平面连续点源模型，公式[4]如下：

(5)

(6)

式中：x，y为计算点处的位置坐标；t为时间，d；C(x，y，t)为t时刻点x，y处的示踪剂质量浓度，mg/L；M为承压含水层的厚度，m；mt为单位时间注入示踪剂的质量，kg/d；u为水流速度，m/d；n为有效孔隙度，量纲为1；DL为纵向x方向的弥散系数，m2/d；DT为横向y方向的弥散系数，m2/d；π为圆周率；K0(β)为第二类零阶修正贝塞尔函数；W(u2t/4DL，β)为第一类越流系数井函数。

3.3 计算参数

地质介质中溶质运移主要受渗透系数在空间上变化的制约，即地质介质的结构影响。这一空间变化影响地下水流速，从而影响到溶质的对流与弥散。通常空隙介质中的弥散度随着溶质运移距离的增加而加大，这种现象为水动力弥散尺度效应[6]。水动力弥散系数取经验值0.5 m2/d。

本场地地下水实际流速计算公式如下：

U=K·I/n

(7)

式中：U为地下水实际流速，m/d；K为渗透系数，m/d；I为水力坡度；n为有效孔隙度。

本评价中收集及实测的水文地质参数见表2。

表2 地下水实际流速计算参数

3.4 预测结果

以石油类为污染物，其标准参照GB 3838—2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类水体规定限值，标准限值为0.05 mg/L，检出下限为0.01 mg/L。预测在非正常状况情景下，石油类在地下水中的迁移过程，明确石油类运移至海岸线时间和超标的时间。

陆管拐点2#位于厂区边界，距离南侧海岸线300 m。当陆管拐点2#油气渗漏污染地下水时，100 d内地下水中石油类污染纵向(x方向)扩散距离为52 m，1 000 d内地下水中石油类污染纵向(x方向)扩散距离为170 m，第2 944 d地下水中石油类污染物扩散至海岸线，出现检出浓度，第3 291 d海岸线污染物出现超标现象。登陆管线泄漏原油在地下水中不同时间运移预测结果见图3。

图3 登陆管线泄漏原油在地下水中不同时间运移预测结果

4 结束语

通过对滨海油气终端油气登陆管线所经地区地形地貌、地层岩性、地质构造等水文地质条件的调查和综合分析，针对海洋油气终端中的原油登陆管线泄漏情景，结合HJ 610—2016《环境影响评价技术导则 地下水环境》的相关要求，进行了地下水环境影响分析。重点分析了石油类在地下水中运移至海岸线和超标的时间，对滨海地区地下水环境管理和污染预防具有重要指示意义，亦为滨海地区地下水环境影响评价的开展提供了良好的实践案例。