渤南油田义37块沙三段老区产能建设工程

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渤南油田义37块沙三段老区产能建设工程

更新时间	2024年08月12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：

****
913********842941N	孙**
朱立胜	省市**区
市区****

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：

渤南油田义37块沙三段老区产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B711-B711-陆地石油开采
	省市区街道东北方向，G340国道北侧
经度:118.62579 纬度: 37.91354	****环境局
	2018-11-15
东环建审〔2018〕5180号	****
2024-03-22	12250
513	****
913********842941N	******公司
****0502MA3CNWFT9G	******公司
****0502MA3CNWFT9G	2024-01-20
2024-01-21	2024-10-21
2024-07-09	2024-08-05
	http://slof.****.com/slof

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：

**	**
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：

本项目4座从式井井场，其中1座9井式井场、1座6井式井场、1座5井式井场、1座3井式井场，共部署33口井，其中，油井23口（新钻油井15口、利用老油井8口）、注水井7口（新钻注水井5口、利用老注水井2口）、注气井3口（均为新钻井），总进尺8.4×104m。在2#井场集中拉油站1座：包括8座40m3高架罐（燃气）；2台200kW燃气水套加热炉，1备1用；1台200kW管道电加热器备用；2台Φ2200×7000 Pw1.6MPa 三相分离器，1用1备；2台Φ1200mm H=6750mm Pw1.6MPa天然气分离器，1用1备；2台Q=5m3/h H=60m污水提升泵；1座DN150 H=15m放空火炬；1座Φ1200×8000mm火炬分液罐；1座40m3埋地玻璃钢罐；1座100m3液态CO2储罐；伴生气处理装置1套（包括干燥机等）；撬装CO2注入装置1**办公室、休息室等构建筑物。1#井场装200kW管道电加热器1台备用、撬装CO2注入装置2套；3#井场装100kW管道电加热器1台备用；4#井场装100kW管道电加热器1台备用；其余老井场各装30kW管道电加热器1台。在义37已建注水泵房空余位置，8m3/h P=40MPa N=132kW注水泵2台，1备1用，已建注水泵作为备用泵。义37-4井处12井式集油阀组1套。油井安装700型皮带抽油机23台，配套油套连通套管气回收装置23套；DN80集油管线2.64km，DN65集油管线3.52km，DN50集油管线0.8km，Φ60×5mm集油管线1.26km，Φ76×5mm集气管线0.3km，Φ49×8mm高压注气管线1.3km，Φ76×14mm注水管线2km，Φ68×12mm注水管线2.5km；4m宽进场道路5250m；并配套消防、供配电等设施。	项目实际部署了11口井（9口油井和2口水井），位于2座井场；了单井集油管线10.67km，了150kW水套加热炉4台，以及多功能罐4座和高架罐2座；了采油井口装置9套，注水井口装置2套；**了两相分离装置1台和计量装置1台（已停用），建设了集油阀组2套；建设了橇装板房作为值班室；另外配套供配电、自控、通信等工程。
1）环评阶段部署33口井，其中，油井23口、注水井7口、注气井3口；实际上部署11口井，其中，油井9口，注水井2口，较环评阶段减少了22口井，钻井进尺减少了43162m；2）环评阶段，23台700型皮带抽油机；实际上建设了游梁式抽油机9台；3）环评阶段40m3燃气高架罐8座，2台200kW水套加热炉；实际上，建设了4台150kw加热炉，建设了40m3高架罐2座和40m3多功能罐4座，利用同井场加热炉进行加热，自身不进行加热；4）环评阶段，DN80集油管线2.64km，DN65集油管线3.52km，DN50集油管线0.8km，Φ60×5mm集油管线1.26km；实际上建设了DN50集油管线0.4km；5）环评阶段，建设1处集油阀组；实际上，建设了2处集油阀组；6）环评阶段，建设管道电加热器12处，污水提升泵2台，天然气分离器2台，放空火炬1座，火炬分液罐1座；实际未建设；7）环评阶段，建设三相分离器2台；实际建设了气包2台；8）环评阶段，建设了注气工程、注水工程、伴生气处理工程等相应配套设施；实际未建设；9）环评阶段，建设进井路5.25km；实际建设了0.4km

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：

CO2驱开发和注水开发	注水开发
根据实际生产需求，取消CO2驱开发

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：

废气：原材料运输、堆放要求遮盖；及时清理场地上弃渣料，采取覆盖、洒水抑尘；加强施工管理，尽可能缩短施工周期；水套加热炉和高架罐燃用伴生气，水套加热炉排气筒高度不得低于8米，废气达到《省锅炉大气污染物排放标准》（DB37/ 2374-2013）表2中燃气锅炉大气污染物排放浓度限值标准要求，同时满足《政府关于印发市打赢蓝天保卫战作战方案（2018-2020年）的通知》（东政发[2018]13号）的相关要求；高架罐排气筒高度不得低于15米，废气达到《**保护厅监督局关于批准发布〈省南水北调沿线水污染物综合排放标准〉等7项标准修改单的通知》（鲁质监标发[2016]46号）表2中“一般控制区”大气污染物排放浓度限值要求，同时满足《**政府关于印发市打赢蓝天保卫战作战方案（2018-2020年）的通知》（东政发[2018]13号）的相关要求。废水：施工期产生的废水包括钻井废水、施工作业废液、管道试压废水及生活污水。其中，本项目钻井废水进入“随钻随治”设备处理后，经过固液分离后，得到的液相临时储存于井场废液罐内，通过罐车拉运至埕东废液站进行处理，无外排；施工作业废**处理站处理，再经埕东联合站污水处理系统处理达标后回注地层，用于油田注水开发，不外排；管道试压废水经收集运至接转站处理，不外排；施工人员的生活污水排入移动式旱厕，由当地农民掏挖清运作农肥，不直接排入区域环境中。井下作业废液和火炬分液罐废水拉运至接转站，然后经其污水处理系统处理后回注地层，用于油田注水开发，无外排；采油污水就近依托接转站的污水处理系统处理达到注水水质指标后回注，用于油田注水开发，无外排。固废：钻井固废在钻井过程中，使用泥浆不落地工艺，尽可能地循环使用泥浆，钻井固废全部委托**公司综合利用；建筑垃圾用作站场的铺设；施工废料部分回收利用，剩余废料由施工单位清运至建筑垃圾转运站，由当地环卫部门统一处理；生活垃圾贮存在施工场地临设垃圾桶内，由施工单位拉运至生活垃圾中转站后，由当地环卫部门统一处理；定向钻穿越产生的废弃泥浆在泥浆循环罐中循环使用，剩余部分委托有资质单位处理，严禁将废弃泥浆置于河道范围内。本项目运营期的固体废物主要为油泥砂和生活垃圾，油泥砂为危险废物，暂存在接转站油泥砂贮存场，最终委托有危废处理资质的单位拉运处置；生活垃圾集中收集后，由环卫部门清运。噪声：合理布置井位，井位选择应尽量避开居民区等声环境敏感目标，泵类设置减震底座，选用低噪声设备，加强维修保养。生态：对临时占地进行生态恢复。	废气：原材料运输、堆放采取遮盖；清理场地上弃渣料，采取覆盖、洒水抑尘；严格遵守施工管理，有效缩短施工周期。新油井安装了油套连通套管气回收装置，减少了非甲烷总烃无组织挥发；水套加热炉废气通过8m排气筒排放。废水：钻井废水由由钻井单位委托奥友公司处理；施工期生活污水依托施工场地临时环保厕所，定期由当地农民清掏用作农肥；管线试压废水经简单沉淀后用于施工现场洒水降尘。采出水和井下作业废液依托联合站处理，由联合站内采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中推荐水质标准后回注地层，用于油田其他区块注水开发。固废：本项目钻井均采用“泥浆不落地”工艺，分离出的钻井固废由奥友**公司进行处置和综合利用；施工废料尽量进行了回收利用，不能利用部分由当地环卫部门进行了清运处理，施工现场已恢复平整，无乱堆乱放现象；施工人员生活垃圾收集后由环卫部门统一处置，不存在乱堆乱扔现象。本项目验收调查期间，暂没有产生落地油和清罐底泥。目前该区域的落地油和清罐底泥随产随清，委托****公司无害化处理。噪声：井位已尽量避开居民区等声环境敏感目标，泵类设置减震底座，选用低噪声设备，增加维修保养生态：临时占地已进行生态恢复
环评阶段，管道试压废水由**接转站处理，实际上，经简单沉淀后用于施工现场洒水降尘。

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）

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1.32	0.0704	1.39	0.07	/
4.204	0.6778	4.882	0.678	/
0.177	0.0422	0.219	0.042	/
0	0	0	0	/

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

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

油套连通装置

《挥发性有机物排放标准第7部分:其他行业》（DB37/ 2801.7-2019）（2.0mg/m3）

已建

已检测

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

底座加固、旋转设备加注润滑油等措施

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）2类标准

已建

已检测

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

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

钻井现场应设置泥浆池，池内铺设厚度大于0.5mm、防渗系数小于1×10-7cm/s的防渗膜，废弃泥浆和钻井废弃岩屑，临时贮存于泥浆池中，完井后采用就地固化、泥浆不落地或异地固化后覆土填埋处置措施。油泥砂属于危险废物必须委托有资质的单位处置，临时贮存需满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2001）及修改单的要求；施工废料部分可回收利用，剩余废料依托当地环卫部门清运。定向钻泥浆在泥浆循环罐中循环使用，剩余部分委托有资质单位处理，严禁将废弃泥浆置于河道范围内

经调查，本项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井现场不需要设置泥浆池，液相（钻井废水）随钻井固废一起由**奥友****公司进行处置和综合利用，处置后的液相交由孤岛废液站进行了综合利用，处置后的固相交由**港恒逸土方项目进行了综合利用；验收调查期间未产生落地油和清罐底泥，后期产生的落地油和清罐底泥随产随清，不设暂存，委托******公司无害化处理。

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

严格落实生态保护红线要求，合理规划钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，减少永久占地面积。控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能缩小施工作业带宽度，以减少对地表的碾压。提高工程施工效率，减少工程在时间与空间上的累积与拥挤效应。妥善处理处置施工期间产生的各类污染物，防止其对生态环境造成污染影响，施工完成后及时清理现场做好生态恢复工作。

严格落实了生态保护红线要求，合理地规划了钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，合理布局井场，尽量减少了永久占地面积；控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，已尽可能缩小施工作业带宽度，以减少对地表的碾压；提高了工程施工效率，减少了工程在时间与空间上的累积与拥挤效应。已妥善处理处置施工期间产生的各类污染物，防止其对生态环境造成污染影响，施工完成后已及时清理现场，临时占地已恢复其原有功能，生态已逐渐恢复。

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

环境风险防控。釆取对井喷、伴生气、高架罐、管道破裂或穿孔导致泄漏防控措施。油井临近干渠、斗渠的井场四周应设置围堰，同时井场四周加高，避免原油泄漏污染干渠、斗渠。制定环境风险预案，配备必要的应急设备、应急物资，并定期演练，切实有效预防风险事故的发生、减轻事故危害。

采取了对井喷、伴生气、高架罐、管道破裂或穿孔导致泄漏防控措施。制定了突发环境事件应急预案，配备了必要的应急设备、应急物资，并定期演练，可以切实有效预防风险事故的发生、减轻事故危害。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程