塔河油田西部奥陶系油藏2022年第四期产建方案

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塔河油田西部奥陶系油藏2022年第四期产建方案

更新时间	2024年08月06日
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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：

****
916********248144Q	王世洁
方永国	维吾尔自治区市**区
**南路466号

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：

**油田西部奥陶系油藏2022年第四期产建方案

2021版本:007-陆地石油开采	B7-B7-石油和天然气开采业
	维吾尔自治区地区**市
经度: 纬度:	****环境局
	2023-01-19
阿地环审〔2023〕69号	****
2023-05-23	2798.31
123	****
916********248144Q	水清清环境**公司
916********187205N	水清清环境**公司
916********187205N	2023-12-10

2024-04-22	2024-05-20
	https://www.****.com/gs/detail/2?id=408024FZnC

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

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：

①5座井场（TH122117X井场、TH122118井场、TH122119井场、TH122120井场、TH123147井场）及油气混输管线，每座井场安装400kW加热炉各1台；8井式计量、8井式掺稀阀组各1套。②TH122117X井至TH122103阀组生产管线、掺稀管线、燃料气管线各3019m（同沟敷设）；TH122118井至TH122103阀组生产管线、掺稀管线、燃料气管线各2177m（同沟敷设）；TH122119井至TH122103阀组生产管线、掺稀管线、燃料气管线各2071m（同沟敷设）；TH122120井至TH122103阀组生产管线、掺稀管线、燃料气管线各2080m（同沟敷设）；**TH123147井至12-14计转站生产管线、掺稀管线、燃料气管线各2437m（同沟敷设）③配套建设土建、通信、电气、自控等。项目建成后年产油3.0万吨、年产气量120万m3	①5座井场（TH122117X井场、TH122118井场、TH122119井场、TH122120井场、TH123147井场）及油气混输管线，每座井场安装400kW加热炉各1台；TH122103阀组8井式计量、8井式掺稀阀组各1套。②**单井生产管线、掺稀管线、燃料气管线各12.019km（同沟敷设）③配套建设土建、通信、电气、自控等。新增产油2.92万吨/年
无

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：

根据油气藏目前生产情况、油藏原油性质和配产情况，12区选择采油方式为：初期自喷开采，当油层压力下降，油井停喷或需要提液时根据部署井不同掺稀比采用有杆泵或电泵、注水采油等。本项目建设性质为改扩建，新部署油井5口，油气集输系统采用三级布站方式，即：单井——计量阀组间——计转站——联合站。井口不设置脱硫设施，单井原油就近进入已建站场，****油田四号联合站进行油气水处理。	根据油气藏目前生产情况、油藏原油性质和配产情况，12区选择采油方式为：初期自喷开采，当油层压力下降，油井停喷或需要提液时根据部署井不同掺稀比采用有杆泵或电泵、注水采油等。本项目建设性质为改扩建，新部署油井5口，油气集输系统采用三级布站方式，即：单井——计量阀组间——计转站——联合站。井口不设置脱硫设施，单井原油就近进入已建站场，****油田四号联合站进行油气水处理。
无

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：

（一）严格落实废气污染防治措施。项目运营期废气主要为井场加热炉烟气、井场无组织废气。井场设置可燃气体检测报警仪和硫化氢检测报警仪、消防器材、警戒标语标牌，加强密闭管道、阀门检修和维护。井场加热炉烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）表2燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；厂界无组织排放的烃类气体非甲烷总烃应满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中企业边界污染物控制要求，硫化氢应满足《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-93）中新扩改建项目二级标准。（二）严格落实各项废水污染防治措施。项目运营期不新增劳动定员，无新增生活废水；运营期生产废水主要为采出水、井下作业废水，采出水经四号联合站采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准后回注地层；井下作油田绿色环保站妥善处置。（三）落实防渗措施，防止地下水污染。厂区一般防渗区、简单防渗区均须按设计采取相应防渗措施，避免污染地下水；本项目须在运营期建立地下水环境监测管理体系，设置地下水监控井，定期开展监测，发现异常应及时采取相应措施。（四）落实噪声污染防治措施。选择低噪声生产设备，并对主要噪声源进行减振等降噪措施。厂界噪声须符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准要求。（五）严格落实固体废物分类处置措施。项目营运期产生的固体废物主要为落地油、废防渗材料，根据《国家危险废物名录（2021年版）》，均属于HW08类危险废物，收集后委托有危废处置资质单位接收处置。项目危险废物收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）《危险废物收集贮存运输技术规范》和《维吾尔自治区危险废物转移管理暂行规定》的相关要求。	3.2.1废水根据施工资料，站场施工单位具备相关资质，严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的相关规定做好地面防渗，采取了切实可行的措施，防止区域土壤及地下水污染；运营期各**油田四号联合站处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中的有关标准后回注油层。井下作业废水包括修井、洗井等井下作业产生的废水，井下作业过程中，作业单位自带回收罐回收作业废水，油田工作站作业废液处理系统处理，事故状态下，建设单位采取密闭油罐车收集的方式，收集油气水混合物，油田工作站作业废液处理系统进行处理。 3.2.2废气施工期对大气环境的影响随项目施工期结束而结束，施工期采取洒水抑尘、车辆严格按照规定路线行驶、运输车辆苫盖篷布等措施降低了施工期的大气污染；运营期各井加热炉燃料气均为净化脱硫后的返输天然气，加热炉烟气主要污染物为颗粒物、SO2、NOx，经15m高排气筒排放；油气计量及集输采用全密闭流程，井场建设井控装置，定期对管线及密封点检查维护，确保设备稳定运行。 3.2.3噪声施工期主要噪声源为站场、管线建设中的施工机械、车辆噪声。对环境的影响是暂时的，影响时间较短，施工噪声随着施工结束而消失；运营期噪声源主要为井口装置、井场设施及阀组撬等设备运行时产生的噪声，采取基础减振、对机械设备定期保养等措施降低噪声影响。 3.2.4固体废物施工焊接及吹扫废渣收集后委托周填埋场合规处置。生活垃圾定点收集，定期由库集团公司负责拉运处置；运营期的固体废物主要为油泥（砂）、废防渗材料、清管废渣，根据统计，截至验收监测期间，工程运营时间较短，尚未产生上述固体废物；已与签订了处置协议，后期产生的油泥（砂）、废防渗材料和清管废渣均委托进行处置。 3.2.5生态环境保护根据验收调查，本项目在施工和运营期间基本落实了环评报告及批复中提出的各项生态环境保护措施。本项目环评阶段工程永久占地面积和临时占地面积分别为2.25hm2和9.43hm2，实际永久占地面积和临时占地面积分别为2.25hm2和9.43hm2。施工期全程设置水土保持监测，定期监测水土流水量；**油田公司标准、规范化建设，施工结束后临时占地均恢复原有使用功能。
无

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：

落实各项环境风险防范措施。做好环境应急预案的编制、评估和备案等工作，定期开展事故环境风险应急演练，严格落实各项应急管理措施和风险防范措施。	根据采油和油气集输的特点和经验，从环境保护角度出发，2021年12月，**采油二厂制定（修编）并颁布了《采油二厂突发环境事件应急预案》，并于2021年12月24**保护局备案完成，备案编号：652923-2021-195-L；各单位负责人按照突发环境事件应急预案的要求，定期组织职工开展应急演练和培训，增强企业职工的环境保护意识和自身素质。
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）

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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

项目运营期不新增劳动定员，无新增生活废水；运营期生产废水主要为采出水、井下作业废水，采出水经四号联合站采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）标准后回注地层；井下作****油田绿色环保站妥善处置。

《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）

根据施工资料，站场施工单位具备相关资质，严格按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）的相关规定做好地面防渗，采取了切实可行的措施，防止区域土壤及地下水污染；运营期各****油田四号联合站处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中的有关标准后回注油层。井下作业废水包括修井、洗井等井下作业产生的废水，井下作业过程中，作业单位自带回收罐回收作业废水，****油田****工作站作业废液处理系统处理，事故状态下，建设单位采取密闭油罐车收集的方式，收集油气水混合物，****油田****工作站作业废液处理系统进行处理。

验收监测期间，**油田四号联合站污水处理系统排口回注水中悬浮固体含量、含油量监测结果均满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中标准要求。

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

1	井场加热炉烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）表2**燃气锅炉大气污染物排放浓度限值；	《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）表2**燃气锅炉大气污染物排放浓度限值	运营期各井加热炉燃料气均为净化脱硫后的返输天然气，加热炉烟气主要污染物为颗粒物、SO2、NOx，经15m高排气筒排放	验收监测期间：各井场加热炉有组织排放废气二氧化硫、氮氧化物、颗粒物监测结果均符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中表2**锅炉大气污染物排放浓度限值。
2	油气计量及集输采用全密闭流程，井场建设井控装置，定期对管线及密封点检查维护，确保设备稳定运行。	非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728—2020）中企业边界污染物控制要求；硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表1二级新扩改建项目标准。	油气计量及集输采用全密闭流程，井场建设井控装置，定期对管线及密封点检查维护，确保设备稳定运行。	验收监测期间，场界无组织排放非甲烷总烃监测结果满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728—2020）中企业边界污染物控制要求；硫化氢监测结果满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表1二级新扩改建项目标准。

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

落实噪声污染防治措施。选择低噪声生产设备，并对主要噪声源进行减振等降噪措施。厂界噪声须符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准要求。

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准

施工期主要噪声源为站场、管线建设中的施工机械、车辆噪声。对环境的影响是暂时的，影响时间较短，施工噪声随着施工结束而消失；运营期噪声源主要为井口装置、井场设施及阀组撬等设备运行时产生的噪声，采取基础减振、对机械设备定期保养等措施降低噪声影响。

验收监测期间：井场厂界噪声监测结果满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准限值要求。

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

项目营运期产生的固体废物主要为落地油、废防渗材料，根据《国家危险废物名录（2021年版）》，均属于HW08类危险废物，收集后委托有危废处置资质单位接收处置。项目危险废物收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）《危险废物收集贮存运输技术规范》和《**维吾尔自治区危险废物转移管理暂行规定》的相关要求。

采油二厂建立了地下水环境监控体系，****油田12区内科学、合理地设置地下水监控井，建立完善的监测制度，委托有资质的第三方检测定期对区块内的地下水进行检测，****公司规定及时建立档案，****油厂安全环保部门汇报，并向公众公开。

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

运营期的固体废物主要为油泥（砂）、废防渗材料、清管废渣，根据统计，截至验收监测期间，工程运营时间较短，尚未产生上述固体废物；****已与****签订了处置协议，后期产生的油泥（砂）、废防渗材料和清管废渣均委托****进行处置。

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

根据验收调查，本项目在施工和运营期间基本落实了环评报告及批复中提出的各项生态环境保护措施。本项目环评阶段工程永久占地面积和临时占地面积分别为2.25hm2和9.43hm2，实际永久占地面积和临时占地面积分别为2.25hm2和9.43hm2。施工期全程设置水土保持监测，定期监测水土流水量；****油田公司标准、规范化建设，施工结束后临时占地均恢复原有使用功能。

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

落实各项环境风险防范措施。做好环境应急预案的编制、评估和备案等工作，定期开展事故环境风险应急演练，严格落实各项应急管理措施和风险防范措施。

根据采油和油气集输的特点和经验，从环境保护角度出发，2021年12月，****采油二厂制定（修编）并颁布了《****采油二厂突发环境事件应急预案》，并于2021年12月24****保护局备案完成，备案编号：652923-2021-195-L；各单位负责人按照突发环境事件应急预案的要求，定期组织职工开展应急演练和培训，增强企业职工的环境保护意识和自身素质。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程