吉兰泰油田吉华2浅层区块产能建设项目

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吉兰泰油田吉华2浅层区块产能建设项目

更新时间	2024年09月02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：

****
****2921MA0Q3TUH65	闫睿昶
宋**	自治区**
自治区敖伦**宾馆

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：

****油田吉华2浅层区块产能建设项目

2021版本:007-陆地石油开采	B711-B711-陆地石油开采
	自治区** 敖伦布拉格镇
经度:106.163**11111 纬度: 40.**4444	****环境局
	2023-07-12
阿环审〔2023〕9号	****
2024-02-06	12249.82
1100	****
****2921MA0Q3TUH65	洁源**公司
911********508274F	******公司
911********43120XG	2024-02-02
2024-02-28	2024-05-28
2024-07-30	2024-08-27
	**建设项目环境信息公示平台

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：

主要为15口井，其中采油井13口、注气井2口；共设置2个丛式井场，其中吉华2-11X井丛场设置11口油井、2口注气井，吉华2-14X井丛场设置2口油井；集油管线1.09km，注气支线1.4km；在吉兰泰联合站2座20000m3原油储罐和1座5000m3原油储罐，1套采出水处理撬、**1座回收水池及1座废液暂存池	主要为15口井，其中采油井13口、注气井2口；共设置2个丛式井场，其中吉华2-11X井丛场设置11口油井、2口注气井，吉华2-14X井丛场设置2口油井；集油管线1.09km，注气支线1.4km；在吉兰泰联合站2座20000m3原油储罐和1座5000m3原油储罐，1套采出水处理撬、**1座回收水池及1座废液暂存池
无变动

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：

采油、注气→油气集输→联合站油气处理	采油、注气→油气集输→联合站油气处理
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：

（1）废气：原油采出液密闭集输管道输送，井口密封并设截断阀；储油罐安装大罐抽气装置；废液暂存池和回收水池采用固定井盖密闭。（2）废水：依托联合站现有采出水处理系统及本次采出水处理系统，处理达标后回注现役油藏层位；吉兰泰联合站内水处理装置1套，Q=20m3/h，与现有采出水处理系统（电磁脉冲除油装置+沉降罐+污水过滤器）并联。（3）噪声：选用低噪声设备，设备定期维护保养。（4）固废：含油污泥、废防渗膜、事故落地油暂存于吉兰泰联合站危险废物暂存间内，定期交由有资质单位处置；生活垃圾交由环卫部门处置。（5）生态:施工结束后，应及时清理作业现场，恢复地表地貌，并开展生态恢复。	（1）废气：原油采出液密闭集输管道输送，井口密封并设截断阀；储油罐安装大罐抽气装置；废液暂存池和回收水池采用固定井盖密闭。（2）废水：依托联合站现有采出水处理系统及本次采出水处理系统，处理达标后回注现役油藏层位；吉兰泰联合站内300m3缓冲罐1座、Q=20m3/h撬装含油污水处理装置2套（并联，电催化氧化+气浮）、80m3卧式沉降罐1座；站内采出水经缓冲罐（） +撬装含油污水处理装置（）+电磁脉冲除油装置（现有）+沉降罐（**1座、现有1座，并联关系）+污水过滤器。（3）噪声：选用低噪声设备，设备定期维护保养。（4）固废：含油污泥、废防渗膜、事故落地油暂存于吉兰泰联合站危险废物暂存间内，定期交由有资质单位处置；生活垃圾交由环卫部门处置。（5）生态：已对作业现场进行了清理，地表地貌进行了恢复并开展了生态恢复。
环评批复1套Q=20m3/h采出水处理撬，与现有采出水处理系统（电磁脉冲除油装置+沉降罐+污水过滤器）并联；实际300m3缓冲罐1座、Q=20m3/h撬装含油污水处理装置2套（并联，电催化氧化+气浮）、80m3卧式沉降罐1座；站内采出水经缓冲罐（） +撬装含油污水处理装置（）+电磁脉冲除油装置（现有）+沉降罐（**1座、现有1座，并联）+污水过滤器。该项目采出水处理方式较环评阶段发生变化，处理方式较环评阶段进行了强化，对污染物去向效率提高；且能满足废水处理量的要求。

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：

严格落实《报告书》中提出的环境风险防范措施。加强员工教育和培训，提高环境风险隐患防范意识，完善突发事故环境事件应急预案并定期进行演练，防止发生由突发性油气泄漏、井喷等事故产生的环境事故。	已落实报告书中提出的环境风险防范措施。定期对员工进行教育和培训；已针对突发环境事件应急预案进行了更新并备案；按照要求进行定期演练。
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
0	0	0
0	0	0
0	0	0
0	0	0
2677.056	0	2677.056	/
0.107	0.424	0.107	/
1.152	3.9665	1.152	/
0.064	0.2968	0.064	/
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

****处理站

《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T5329-2022）标准（注入层平均空气渗透率＞0.01～≤0.05um2）

缓冲罐 +撬装含油污水处理装置+电磁脉冲除油装置+沉降罐+污水过滤器

检测结果表明：吉兰泰联合站采出水处理系统出水满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）“注入层平均空气渗透率〉0.01～≤0.05um2”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

1	井场废气治理	厂区内非甲烷总烃执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A.1要求；厂界非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB3972-2020）要求	原油采出液密闭集输管道输送，井口密封并设截断阀	检测结果表明：井场内非甲烷总烃满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）标准；井场厂界非甲烷总烃满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）标准
2	联合站废气治理设施	厂区内非甲烷总烃执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A.1要求；厂界非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB3972-2020）要求；加热炉废气执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）标准	1、储罐废气：大罐抽气设施；2、废液暂存池、回收水池：固定井盖密闭；3、所依托加热炉：低氮燃烧器	检测结果标明：联合站内非甲烷总烃满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）标准；联合站厂界非甲烷总烃满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）标准；加热炉各污染物排放均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）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

噪声治理设施

联合站及井场噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类功能区标准

选用低噪声设备，对设备采用减振基础；定期对设备进行保养、维护

检测结果表明：联合站及井场厂界噪声值均满足《工业企业场界环境噪声排放标准》（GB-12348-2008）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

严格落实《报告书》中提出的地下水及土壤污染防治要求。施工期及运营期应根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）、《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）相应要求，对泥浆不落地工艺区、放喷池、应急池、井口、柴油罐区等区域采取有效防渗措施，并定期对管线进行巡查，坚决杜绝“跑、冒、滴、漏”等事故的发生。同时根据《地下水环境监测技术规范》（HJ164-2020）、《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）和《环境影响评价技术导则土壤环境（试行）》（HJ964-2018）的要求，布设地下水监测点、土壤污染跟踪监测点，建立地下、土壤污染监控及预警体系，完善监测制度并定期开展监测。

1、施工期①钻井作业采用无毒无害的水基泥浆；②钻井过程中采用“泥浆不落地”工艺钻井；同时严格操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏；③试油时在井场铺设**度聚乙烯防渗膜，渗透系数≤10-10cm/s，及时回收含油污泥，油泥100%回收。2、运营期①采出水和其它生产废水经过处理后进行同层回注，回注率达到100%。 ②使用新型防腐管材，减轻对管线的腐蚀速率。 ③井下作业按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油、含油污泥等。 ④采用使用撞击式泄油器、提杆式泄油器、提管式泄油器，可实现“三不沾油”，即“井场不沾油、设备不沾油、操作工人身上不沾油”； ⑤定期检查输油管线。对井口装置、集油管线等易发生泄漏的部位进行巡回检查，减少或杜绝油井跑冒滴漏，以及原油泄漏事件的发生。 ⑥采用高质量的输送管线和先进的监控手段，防止原油泄漏。3、根据地下水及土壤检测报告，结果表明：项目所在区域地下水中总硬度、硫酸盐、溶解性总固体、氯化物、氟化物超过《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准，其余指标满足《地下水环境质量标准》Ⅲ类标准；超标因子系当地地质原因所致。区域土壤环境质量满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）表1及表2第二类用地标准、《土壤环境质量农用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB15618-2018）表1标准。

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

严格落实《报告书》中提出的固体废物污染防治措施。施工期产生的油层岩屑，运营期及封井期产生含油污泥、废防渗膜、事故落地油及可能受污染的土壤均需按照《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）要求收集，分类、分区依托暂存于满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023****油田吉兰泰联合站危废暂存间内，委托有资质单位处理。钻井泥浆、钻井岩屑经固液分离后的固相废弃物需运送至符合《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020****填埋场填埋处理，不得随意丢弃。施工期土石方挖、填方需确保平衡，不可随意设置弃土场。运营过程中应切实加强对需要转移危险废物按照相关规定办理危险废物转移联单，未经批准，不得进行转移。各种固体废弃物的收集、暂存、转运、处置及综合利用过程的管理（有台账），采取有效、可靠的防范措施，防止产生二次污染。

1、施工期产生的废弃泥浆、岩屑等均采用了 “泥浆不落地工艺”进行了分离及处理，钻井废弃泥浆及岩****填埋场填埋；施工过程产生的土石方先临时堆放在井场边沿，并用篷布进行了苫盖；施工结束后，所有开发土石方均进行了回填用于生态恢复，未产生弃方；施工人员生活垃圾集中收集后，均交由当地环卫部门进行了处置。2、运营期产生的落地油、含油污泥、废防渗膜均属于危险废物，收集后暂存于吉兰泰联合站危废暂存间，定期交**新蒙西****公司处置。

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

严格落实《报告书》中提出的生态恢复与保护措施。该项目位于生态脆弱地区，项目在建设及运营过程中应加强生态环境保护，严格控制施工车辆、机械、施工人员等活动范围，不得随意扰动施工范围以外的区域。项目施工期结束后，应及时清理作业现场，恢复地表地貌，并开展生态恢复。油、水井进入封井期后，应对退役油、水井进行永久封井，集输管线退役，确保不发生井喷造成环境事故。项目服务期满后，应及时拆除采油设备、站场、井场围墙的构筑物，并对人为扰动区域以乡土物种进行生态恢复，最终形成稳定的、与周围相适应的生态环境。

1、施工过程中严格控制了施工车辆、机械、施工人员等活动范围，未随意扰动施工范围以外的区域。2、施工期结束后，已及时清理了作业现场，目前地表地貌已恢复，并开展了生态恢复。

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

严格落实《报告书》中提出的环境风险防范措施。加强员工教育和培训，提高环境风险隐患防范意识，完善突发事故环境事件应急预案并定期进行演练，防止发生由突发性油气泄漏、井喷等事故产生的环境事故。

1、已落实各项环境风险防范和应急措施，防止发生由突发性油气泄漏产生的环境事故； 2、已修订突发环境事件应急预案（备案编号：152921-2024-016-M），并组织人员定期演练。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程