宋芳屯油田芳135区块产能建设工程

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宋芳屯油田芳135区块产能建设工程

更新时间	2024年06月18日
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关键信息	建设工程
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1、建设项目基本信息

企业基本信息

建设单位名称：建设单位代码类型：建设单位机构代码：建设单位法人：建设单位联系人：建设单位所在行政区划：建设单位详细地址：

****
912********6497473	王健
牛磊	省市**县
省市**县新福乡保产村

建设项目基本信息

项目名称：项目代码：项目类型：建设性质：行业类别（分类管理名录）：行业类别（国民经济代码）：工程性质：建设地点：中心坐标： ****机关：环评文件类型：环评批复时间：环评审批文号：本工程排污许可证编号：排污许可批准时间：项目实际总投资(万元)：项目实际环保投资(万元)：运营单位名称：运营单位组织机构代码：验收监测(调查)报告编制机构名称：验收监测(调查)报告编制机构代码：验收监测单位：验收监测单位组织机构代码：竣工时间：调试起始时间：调试结束时间：验收报告公开起始时间：验收报告公开结束时间：验收报告公开形式：验收报告公开载体：

****油田芳135区块产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B711-B711-陆地石油开采
	省市县县境内
经度:125.15580 纬度: 45.88650	**市
	2017-06-21
庆环审〔2017〕137号	****
	63961.5
243	****
912********6497473	******公司
916********981025F	******公司
912********448623P	2023-06-20

2023-12-26	2024-01-23
	http://dqyt.****.cn/dq/hbys/list_one_hjpj.shtml

2、工程变动信息

项目性质

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

改扩建	改扩建
无变动

规模

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

钻井工程包括新钻油水井80口，其中油井62口，注水井18口，平均完钻井深 1570m，总进尺125600m，丛式井场20座，每座井场布设2-6口井，独立井井场5座，每座井场布设1口井，总计井场25座。地面工程包括油井井口装置69套，注水井井口装置24套，合计各类油水井井口装置93套，集油阀组间1座，扩改建转油站3座，扩建注水站1座、扩建注配间1座、配水间2座、扩建配水间5座，扩改建污水站2座，以及配套建设油水管道、电力、道路等系统工程，建成产能55500t/a	钻井工程包括新钻油水井80口，其中油井62口，注水井18口，平均完钻井深 1570m，总进尺125600m，丛式井场20座，每座井场布设2-6口井，独立井井场5座，每座井场布设1口井，总计井场25座。地面工程包括油井井口装置69套，注水井井口装置24套，合计各类油水井井口装置93套，集油阀组间1座，扩改建转油站3座，扩建注水站1座、扩建注配间1座、配水间2座、扩建配水间5座，扩改建污水站2座，以及配套建设油水管道、电力、道路等系统工程，建成实际产能43400t/a
实际比预测少1.21×104t/a，不属于重大变动

生产工艺

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

钻井工艺包括：钻前准备、钻进、钻进辅助作业、固井、完井。其中钻进辅助作业包括测井、录井。运营期本项目基建油井采出液由集输管道进入已建集油间内，已建依托的转油站接纳集油阀组间来液，经油气水分离后，净化油外输，**油田伴生气作为转油站加热炉燃料加以利用，产生的含**处理站处理后回注地下，用于注水驱油。	钻井工艺包括：钻前准备、钻进、钻进辅助作业、固井、完井。其中钻进辅助作业包括测井、录井。运营期本项目基建油井采出液由集输管道进入已建集油间内，已建依托的转油站接纳集油阀组间来液，经油气水分离后，净化油外输，**油田伴生气作为转油站加热炉燃料加以利用，产生的含**处理站处理后回注地下，用于注水驱油。
无变动

环保设施或环保措施

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

钻井工程：（一）加强施工期间的环境管理工作，防止施工期废水、扬尘、固体废物和噪声对周围环境产生不利影响。防止施工噪声扰民，严格执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）的要求。（二）加强施工期和运行期间的生态环境管理，防止水土流失，严控施工占地范围，工程结束后及时对临时占地进行生态恢复，对永久占地进行生态补偿。（三）钻井采用水基泥浆，废钻井泥浆和岩屑按照《废弃钻井液处理规范》（DB23/T693-2000）要求进行固化，固化点选**监督中心（389）许可。（四）固体废弃物按照“化、减量化、无害化”处置原则，合理安全处置。（五）增强环境风险防范意识，制定环境风险应急预案，加强环境风险管理。（六）建立环保组织机构，制定可行的规章制度和规范的环保档案，加强建设期和运营期的环境管理，把环境保护工作落到实处。地面工程：（一）加强施工期间的环境管理工作，防止施工期废水、扬尘、固体废物和噪声对周围环境产生不利影响。防止施工噪声扰民，严格执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）的要求。（二）加强施工期和运行期间的生态环境管理，防止水土流失，严控施工占地范围，工程结束后及时对临时占地进行生态恢复，对永久占地进行生态补偿。（三）加强运行期间废水处理措施，作业污水、洗井污水回收后进**处理站，处理达标后回注。（四）落实地下水污染防治措施，对井场、作业罐区、泥浆池等采取有效的防渗措施。设置地下水监测井，建立完善的地下水监测制度，加强周边地下水水质监控，确保达到《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中III类标准要求。（五）加强废气的污染防治，加热炉采用天然气作为燃料，排放大气污染物满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）在用锅炉标准要求。原油生产及储运过程要采取有效的措施，控制烃类气体排放，无组织排放的非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2的无组织排放监控浓度限值。（六）加强噪声污染防治，对噪声设备采取有效措施，确保厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准要求。（七）按照“化、减量化、无害化”的原则，对固体废物进行分类收集和处置。落地油及油泥（砂）属于危险废物（HW08），集中送****处理站处理。（八）增强环境风险防范意识，制定环境风险应急预案，加强环境风险管理。（九）建立环保组织机构，制定可行的规章制度和规范的环保档案，加强建设期和运营期的环境管理，把环境保护工作落到实处。	水环境保护措施：施工期，①钻井期生活污水排入钻井场设置的防渗旱厕中，完钻后对临时旱厕进行了清掏用作农家堆肥，并进行了卫生填埋（用石灰消毒），施工场地已进行覆土平整。地面建设期生活污水已排入项目周边场站或作业区内生活污水收集装置，定期**处理厂处理； ②钻井废水进入井场钢制泥浆槽，已由罐车拉运至泥浆固化点（县王家炉东北侧750m）同本项目废弃泥浆进行统一固化处理； ③试压废水已由罐车收集后拉运**处理站、处理站、处理站处理达标后回注地下，没有外排； ④钻井期地面铺设了防渗布，钻井期对钢制泥浆槽采取了铺设2mm防渗布进行了防渗，废弃泥浆集中固化点采用了可降解的人工材料构筑了防渗层，根据验收阶段对区域土壤及地下水的监测结果显示，本项目建设未对周边地下水及土壤产生明显影响。运营期，①油田采出水处理站、处理站、处理站处理达标后回注油层，没有外排； ②本项目油水井目前未进行过作业，作业时均铺设防渗布，产生的污水通过污油污水回收装置回收后，由罐车拉运处理站、处理站、处理站处理达标后回注油层，不外排。③本项目油水井目前未进行过洗井，洗井时，油井采用密闭洗井方式，洗井水内循环进入集输系统，不外排。注水井洗井产生的洗井污水通过污油污水回收装置回收后，由罐车拉运处理站、处理站、处理站处理达标后回注，不外排； ④本项目扩建站场各操作间内均设置了水泥地面防渗，本项目油水井目前未进行过作业，作业时作业区域铺设防渗布，防止落地油污染周围土壤，作业结束后落地油100%回收，处理站减量化处理后再委托处理，运行期间定期对管线进行巡线，防止产生管线泄露污染土壤及地下水；本项目已设3口地下水跟踪监测井，定期对地下水进行跟踪监测。大气环境环保措施：施工期，①本项目对施工场地每天3次进行了洒水抑尘，表土及建材堆放均设置了挡板、上覆遮盖材料，钻井期各种粉性物料均设置在密闭材料房内； ②施工运输车辆均加盖了防尘布。施工车辆均为环保合格车辆，尾气均为达标排放。施工期产生的各种废气已在完工后消失。运营期，①本项目原油生产及储运过程全部集输过程为密闭工艺，有效地降低了非甲烷总烃气体的挥发量。验收监测结果表明，井场、依托场站、改扩建场站厂界无组织排放的非甲烷总烃浓度均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）5.9中规定要求，依托场站、改扩建场站无组织排放的非甲烷总烃厂区内满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）附录A 中VOCs 无组织排放限值要求； ②本项目依托场站加热炉燃料采用清洁燃料天然气，锅炉烟气均通过高于8m的烟囱高空排放。验收监测结果表明，宋II-1转油站的1.5MW掺水加热炉排放的烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2中燃气锅炉标准，其它场站内加热炉排放的烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表1中在用燃气锅炉标准。声环境环保措施：施工期，①本项目施工过程选用了低噪声设备并对设备定期保养，钻井施工期采取了围护隔声； ②施工期间合理布局，施工期间设备均正常运行，运输车辆均避开村屯进行了运输，同时施工周期较短，现场施工设备均已撤离，施工噪声已在完工后消失。运营期，经调查，油井井场抽油机均安装了减振基础，依托场站各类机泵均布置在泵房内，泵房均安装了隔声门窗，且场站内机泵均已安装了减震基础。验收监测结果表明，井场噪声经衰减后，在井场占地20m外能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。改扩建场站噪声厂界满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。固体废物防治措施：施工期，①废钻井液、钻井岩屑、废射孔液进入井场钢制泥浆槽，已由罐车拉运至泥浆固化点（县王家炉东北侧750m）进行统一固化处理。固化后已对固化点覆土30cm，目前固化点植被已恢复； ②非含油防渗布已由施工单位回收重复利用，纯碱、膨润土包装袋已由施工单位回收后外售综合利用，现场无遗留。本项目施工期间KOH溶液由厂家配制，由罐车拉运至施工现场，未产生废弃KOH包装袋包装袋； ③生活垃圾按指定地点堆放，施工结束后已统一填埋场处理，现场无遗留； ④拆除的废采油厂资产库回收再利用。场站改造时产生的建筑垃圾已统一收集后运至市建筑垃圾消纳场处理。施**采油厂填埋场进行填埋处理，现场无遗留。运营期，①经调查，本项目落地油、场站设备清淤产生的油泥均拉运处理站减量化处理后再委托处理； ②废滤料属于危险废物，定期由**公司处置； ③油井作业期间产生的含油废防渗布委托**公司统一拉运处理。生态环境保护措施：施工期，①通过严格的管理，施工人员没有随意践踏、碾压施工区范围之外的植被，并且井场作业均在征地范围内，未破坏范围外地表； ②本项目泥浆坑原为自然土坑，钻井泥浆固化前在泥浆坑铺设了防渗布，钻井时采用毒性极小的水基钻井泥浆，有效的减小了对土壤的污染。建设单位在泥浆固化后对坑内地面进行了平整且覆土均超过30cm，目前泥浆固化点植被已自然恢复； ③为保护土地，施工过程中没有打乱土层，采取先挖表土层（30cm左右）单独堆放，然后挖心、底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表士，以便尽快恢复土地原貌； ④建设单位已对占用的基本农田进行了生态补偿； ⑤为恢复被破坏的地表形态，施工结束后对临时占地进行了整平翻松，改善土壤及植被恢复条件，验收调查期间，，临时占用的基本农田已由当地农民进行了复耕，农作物长势良好，临时占用的草地已恢复至与周围植被无差异； ⑥施工期间对占地内表土进行了剥离，剥离的表土已用于被损毁土地的复垦。运营期，①运营期，严格控制油井作业占地，普通井下作业不新征临时占地； ②本项目油水井目前未进行过作业，油井作业时，作业区域铺设防渗布，防止落地油污染周围土壤； ③油水井作业时，作业区域铺设防渗布，落地油全**处理站处理； ④油水井作业时，在井场周围堆筑临时围堰，预防作业污水或污泥流入外环境。环境风险防范措施：环境管理，①本项目由负责，****油田采油厂，油厂已经建立HSE管理体系和相应的管理机构。HSE管理体系针对废水、废气、噪声、固废排放管理和能源消耗、化学品使用、各类跑冒滴漏等方面制定了运行控制程序和相应的管理制度，各作业区都制定了更为细化的针对性的作业指导书。HSE组织机构包括如下：**油厂厂长下属厂副职领导，宣传部）、油田管理部、生产运行部、管理部、计划规划部、财务资产部、人事部、企管法规部、质量安全环保部、技术发展部、审计监察部、物资管理部、工团、稳定中心。环境管理机构基本设置如下：在公司设HSE委员会，下设HSE办公室，采油厂设HSE管理小组。油厂HSE办公室设2名兼职环保人员，作业区配2名环保兼职人员，在各站场设兼职HSE现场监督员，并逐级落实岗位责任制，项目运行以来未发生过环境污染事故。风险防范，①本项目油水井隶属于，****油田油厂，**油厂已针对生产过程中可能发生的井喷、火灾、油水泄漏等风险事故制定了完善的应急预案，下属各作业区也已制定了风险应急预案与上级单位联动性较强，各小队均制定了应急处置卡，并配备了防渗布、铁锹、镐等应急工具，小队定期组织工作人员进行应急演练，加强了人员对应急预案的熟练度； ②本项目工作人员每天对油水井进行巡查，保障了油水井的正常运行；场站工作人员每天对设备进行巡查保养，确保设备正常运行；工作人员每周对集输管线进行巡线检查，确保管线的密闭性。项目运行以来未发生过环境污染事故。
由于省含油污泥处理标准的更新，含油污泥处理站减量化处理后再委托**进一步处理，使特征污染物石油类小于等于3‰，含油污泥处理标准较环评阶段更加严格，不增加对环境的影响，不属于重点变动。实际实际钻井过程中使用的KOH溶液由厂家配制，由罐车拉运至施工现场，没有产生废弃KOH包装袋。膨润土、纯碱、重晶石粉等一般固废包装袋已由施工单位回收后外售综合利用，该变化没有增加对环境的影响，不属于重点变动。非含油防渗布已由施工单位回收重复利用，该变化没有增加对环境的影响，不属于重点变动。

其他

环评文件及批复要求：实际建设情况：变动情况及原因：是否属于重大变动：是否重新报批环境影响报告书(表)文件：

无	无
无

3、污染物排放量

污染物现有工程（已建成的）本工程（本期建设的）总体工程总体工程（现有工程+本工程）排放方式实际排放量实际排放量许可排放量 “以新带老”削减量区域平衡替代本工程削减量实际排放总量排放增减量废水水量（万吨/年） COD（吨/年）氨氮（吨/年）总磷（吨/年）总氮（吨/年）废气气量（万立方米/年）二氧化硫（吨/年）氮氧化物（吨/年）颗粒物（吨/年）挥发性有机物（吨/年）

0	0	0
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0	0	0	/
0.117	0.117	0.117	/
0.717	0.717	0.717	/
0.083	0.083	0.083	/
0.443	0.443	0.443	/

4、环境保护设施落实情况

表1 水污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

含油污水依****处理站、****处理站、****处理站处理

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求

含油污水依****处理站、****处理站、****处理站处理

在本次验收调查监测期间，****处理站、****处理站出水水质满足《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求，即“含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L”标准。****处理站出水水质满足《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求，即“含油量≤8mg/L、悬浮固体含量≤3mg/L”标准。

表2 大气污染治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

	油气集输均采用了密闭流程	《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）5.9中规定要求及《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）附录A 中VOCs 无组织排放限值要求	油气集输均采用了密闭流程	本次验收调查监测期间，**井场、依托场站、改扩建场站厂界无组织排放的非甲烷总烃浓度均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）5.9中规定要求。依托场站、改扩建场站无组织排放的非甲烷总烃厂区内满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）附录A 中VOCs 无组织排放限值要求。
	依托场站中的加热炉均使用清洁燃料天然气	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	依托场站中的加热炉均使用清洁燃料天然气	宋II-1转油站的1.5MW掺水加热炉排放的烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2中燃气锅炉标准，其它场站内加热炉排放的烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表1中在用燃气锅炉标准，且烟囱高度均符合标准要求。

表3 噪声治理设施

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

本项目井场电机等发声设备均选用了低噪声设备；本项目涉及的场站机泵等设备置集中布置于室内，并加装了隔声门窗

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准

本项目井场电机等发声设备均选用了低噪声设备；本项目涉及的场站机泵等设备置集中布置于室内，并加装了隔声门窗

本次验收调查监测期间，井场噪声经衰减后，在井场占地20m外能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。改扩建场站噪声厂界满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。

表4 地下水污染治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

落实地下水污染防治措施，对井场、作业罐区、泥浆池等采取有效的防渗措施。设置地下水监测井，建立完善的地下水监测制度，加强周边地下水水质监控，确保达到《地下水质量标准》（GB/T14848-1993）中III类标准要求。

本项目扩建站场各操作间内均设置了水泥地面防渗，本项目油水井目前未进行过作业，作业时作业区域铺设防渗布，防止落地油污染周围土壤，作业结束后落地油100%回收，****处理站减量化处理后再委托****处理，运行期间定期对管线进行巡线，防止产生管线泄露污染土壤及地下水；本项目已设3口地下水跟踪监测井，定期对地下水进行跟踪监测。

表5 固废治理设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

钻井采用水基泥浆，废钻井泥浆和岩屑按照《废弃钻井液处理规范》（DB23/T693-2000）要求进行固化，固化点选****监督中心（****389）许可。固体废弃物按照“**化、减量化、无害化”处置原则，合理安全处置。按照“**化、减量化、无害化”的原则，对固体废物进行分类收集和处置。落地油及油泥（砂）属于危险废物（HW08），集中送****处理站处理。

废钻井液、钻井岩屑、废射孔液进入井场钢制泥浆槽，已由罐车拉运至泥浆固化点（**县王家炉东北侧750m）进行统一固化处理。固化后已对固化点覆土30cm，目前固化点植被已恢复。非含油防渗布已由施工单位回收重复利用，纯碱、膨润土包装袋已由施工单位回收后外售综合利用，现场无遗留。本项目施工期间KOH溶液由厂家配制，由罐车拉运至施工现场，未产生废弃KOH包装袋包装袋。生活垃圾按指定地点堆放，施工结束后已统一****填埋场处理，现场无遗留。拆除的废****采油厂资产库回收再利用。场站改造时产生的建筑垃圾已统一收集后运至**市建筑垃圾消纳场处理。施****采油厂****填埋场进行填埋处理，现场无遗留。经调查，本项目落地油、场站设备清淤产生的油泥均拉运****处理站减量化处理后再委托****处理。废滤料属于危险废物，定期由******公司处置。油井作业期间产生的含油废防渗布委托******公司统一拉运处理。

表6 生态保护设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

加强施工期和运行期间的生态环境管理，防止水土流失，严控施工占地范围，工程结束后及时对临时占地进行生态恢复，对永久占地进行生态补偿。

①通过严格的管理，施工人员没有随意践踏、碾压施工区范围之外的植被，并且井场作业均在征地范围内，未破坏范围外地表； ②本项目泥浆坑原为自然土坑，钻井泥浆固化前在泥浆坑铺设了防渗布，钻井时采用毒性极小的水基钻井泥浆，有效的减小了对土壤的污染。建设单位在泥浆固化后对坑内地面进行了平整且覆土均超过30cm，目前泥浆固化点植被已自然恢复； ③为保护土地**，施工过程中没有打乱土层，采取先挖表土层（30cm左右）单独堆放，然后挖心、底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表士，以便尽快恢复土地原貌； ④建设单位已对占用的基本农田进行了生态补偿； ⑤为恢复被破坏的地表形态，施工结束后对临时占地进行了整平翻松，改善土壤及植被恢复条件，验收调查期间，，临时占用的基本农田已由当地农民进行了复耕，农作物长势良好，临时占用的草地已恢复至与周围植被无差异； ⑥施工期间对占地内表土进行了剥离，剥离的表土已用于被损毁土地的复垦。

表7 风险设施

序号环评文件及批复要求验收阶段落实情况是否落实环评文件及批复要求

增强环境风险防范意识，制定环境风险应急预案，加强环境风险管理。

本项目油水井隶属于****，********油田****油厂，****油厂已针对生产过程中可能发生的井喷、火灾、油水泄漏等风险事故制定了完善的应急预案，下属各作业区也已制定了风险应急预案与上级单位联动性较强，各小队均制定了应急处置卡，并配备了防渗布、铁锹、镐等应急工具，小队定期组织工作人员进行应急演练，加强了人员对应急预案的熟练度。本项目工作人员每天对油水井进行巡查，保障了油水井的正常运行；场站工作人员每天对设备进行巡查保养，确保设备正常运行；工作人员每周对集输管线进行巡线检查，确保管线的密闭性。项目运行以来未发生过环境污染事故。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程