龙12区块剩余井位产能建设工程

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龙12区块剩余井位产能建设工程

更新时间	2024年11月25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********675409L	李化钊
杨白书	省市
省市**区创业庄

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：

龙12区块剩余井位产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市县敖伯乡境内
经度:124.34672 纬度: 46.33097	****环境局
	2021-07-05
庆环审〔2021〕72号	****
2023-03-16	8340
438.1	****
912********675409L	******公司
912********3796827	******公司
912********422152M	2023-12-21

2024-10-12	2024-11-08
	http://dqyt.**.cn/dq/hbys/202410/b283c6a0506497d9e**7431aef.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

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：

①钻井工程：共新钻油水井25口，其中油井19口、水井6口，形成4座平台。新钻井平均完钻井深1800m，总进尺45000m。 ②原油集输：基建油井21口，其中新钻井19口，代用井2口，均采用集肤电加热集油工艺，就近挂接至已建集油干线，经龙三转油站输送至龙一联脱水站处理。配套电加热集油管道1.05km、井口电加热器6台。 ③注水系统：基建注水井6口，均为新钻井，采用单干管单井配水工艺，配套建设注水管道3.02km，就近接入龙三注水系统。 ④供配电系统：本工程新增各类用电负荷由龙一联变电所提供。**电站8座、10kV供电线路2.2km，电力电缆1.55km，高压并联电容器组5套、电力防护套筒25套。 ⑤道路系统：道路3.35km，其中沥青砼井排路1.8km（路基6.5m、路面4.0m），低洼地大平台砂石路0.05km（路基4.5m、路面3.5m），耕地大平台砂石路0.6km（路基3.5m、路面3.0m），低洼地通井土路0.75km（路基4.0m），耕地井通道0.15km（路基3.5m）。建成产能1.5×104t/a。	①钻井工程：共新钻油水井25口，其中油井19口、水井6口，形成4座平台。新钻井平均完钻井深1800m，总进尺45000m。 ②原油集输：基建油井13口，其中新钻井11口，代用井2口，均采用集肤电加热集油工艺，就近挂接至已建集油干线，经龙三转油站输送至龙一联脱水站处理。配套电加热集油管道0.75km、井口电加热器5台。 ③注水系统：基建注水井5口，均为新钻井，采用单干管单井配水工艺，配套建设注水管道3.35km，就近接入龙三注水系统。 ④供配电系统：本工程新增各类用电负荷由龙一联变电所提供。**电站8座、10kV供电线路2.2km，电力电缆1.55km，高压并联电容器组5套、电力防护套筒25套。 ⑤道路系统：道路3.35km，其中沥青砼井排路1.8km（路基6.5m、路面4.0m），低洼地大平台砂石路0.05km（路基4.5m、路面3.5m），耕地大平台砂石路0.6km（路基3.5m、路面3.0m），低洼地通井土路0.75km（路基4.0m），耕地井通道0.15km（路基3.5m）。建成产能0.6×104t/a。
减少压裂8口油井、减少基建8口油井、减少管线0.3km，井口电加热器1台、减少基建1口注水井，减少高压配水阀组1套

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：

油井产液密闭集输经转油站处理后得到的原油外输。	油井产液密闭集输经转油站处理后得到的原油外输。
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）做好生态保护工作。加强施工管理，钻井施工缩短临时占地时间，施工活动控制在占地范围内，施工完毕后立即恢复临时占地。施工过程中不打乱土层、分层开挖，分层回填。尽量避开植被分布区，不破坏地表植被。加强管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围之外的植被。施工结束后，恢复临时占地表土及植被。（二）落实大气污染防治措施。施工期，施工场地设置围挡，定时洒水抑尘，合理规划运输路线，运输车辆采取篷布遮盖措施。及时进行施工场地的清理，清除积土、堆物。施工场界颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996）中表2无组织排放监控浓度限值标准要求。运行期，依托场站加热炉以天然气为燃料，燃烧烟气通过20m高排气筒排放，颗粒物、SO2、NOx浓度及烟气黑度满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014）表2燃气锅炉标准要求。原油集输采用密闭流程，加强对设备和管道的检查和维护，加强井下作业管理，提高落地油回收率，减少烃类气体挥发。井场及依托场站厂界非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准》(GB16397-1996）中无组织排放监控浓度限值要求，依托场站2023年1月1日起执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020）中的相关标准要求。依托场站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排放限值要求。（三）落实水污染防治措施。施工期，生活污水排入临时旱厕，定期清掏作外运堆肥，施工结束后卫生填埋处理。钻井污水拉运至废钻井液无害化处理装置处理，产生的废水拉运至龙一联含油污水站处理。压裂返排液拉运至处理站处理。管线试压废水由罐车拉运处理站处理。运行期，油井采出液分离出的含油污水由管线输送处理站，作业污水由罐车拉运处理站，处理站处理达标后回注油层。油井清防蜡废水进入集油系统，经管线输送处理站处理达标后回注油层。要建设拉运视频监控装置，并接入市局监控平台，废水拉运前向我局申报，明确拉运量、拉运时间，并接受视频监管。（四）落实地下水和土壤防治措施。地下水实施分区防控，柴油罐区、钻井液材料房、泥浆循环罐区采取重点防渗，地面碾压平整并铺设2mm厚防渗土工布。地下集油、注水管道采取重点防渗，管道的外防腐等级采用特加强级，管道的连接方式采用焊接。防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区要求。施工期临时旱厕及井场其他区域、油井井场采取一般防渗，采用1.5m厚黏土防渗层，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）一般防渗区防渗性能要求。运行期油水井井场地面采取简单防渗，进行地面平整压实，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》简单防渗区要求。建立完善的地下水和土壤监测制度。在井场铺设防渗布，落地油不得污染土壤。设置地下水跟踪监测井和土壤跟踪监测点，严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现土壤和地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。（五）落实噪声污染防治措施。施工期，合理安排施工时间，避免大量高噪声设备同时施工。选用低噪声的施工机械，注意施工设备的维护和保养。合理选择运输路线。施工场界噪声应满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011）要求。运行期，选用低噪声的生产设备，在各类机泵下方安装减震基础，注意对设备的维护保养。厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准。（六）落实固体废物污染防治措施。施工期，废KOH包装袋，过硫酸钾废包装袋（HW49）属于危险废物，委托有资质的单位处理。废钻井液、钻井岩屑、废射孔液拉运至废弃钻井泥浆无害化处理装置处理，泥饼满足《废弃钻井液处理规范》（DB23/T693-2000）油田道路。施工废料等属于一般工业固体废物，采油厂填埋场处理。生活垃圾收集后运填埋场处理。运行期，含油污泥、落地油属于危险废物（HW08)，油厂**处理站进行处理，满足《油田含油污泥综合利用污染控制标准》(DB23/T1413-2010）后用于垫井场和通井路。含油废弃防渗布（HW49）属于危险废物，暂存在采油九厂危险废物规范化储存库，委托有资质的单位处理。	（一）经调查，本项目施工活动均在临时占地内进行，行车路线及施工人员行为规范，未发生践踏、碾压施工区范围外的植被；施工过程中做到保护土地，不打乱土层，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，后平覆表土；对永久占用耕地按"占一补一"的原则及相关规定缴纳土地补偿费，专款用于占地的恢复及补偿。（二）（1）经调查，本项目施工期间进行了洒水抑尘，表土及建材堆放设置了挡风板并上覆遮盖材料，运输车辆均加盖了防尘布，施工场界颗粒物无组织排放监控浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2无组织排放监控浓度限值标准要求。（2）经调查，本项目油气集输采用密闭流程，油田特征污染物非甲烷总烃挥发量降至最低；本项目依托站场加热炉均以天然气为燃料，燃烧烟气通过20m高排气筒排放，根据本次验收监测结果，加热炉燃烧烟气中各污染物排放浓度均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）要求，井场及依托场站厂界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）要求，厂区内无组织排放的非甲烷总烃浓度满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）要求。（三）（1）经调查，本项目施工人员生活污水排入临时旱厕防渗旱厕，定期清掏作外运堆肥，施工结束后卫生填埋处理；钻井污水拉运至废钻井液无害化处理装置处理，产生的废水拉运至龙一联含油污水站处理。压裂返排液拉运至处理站处理。管线试压废水由罐车拉运处理站处理。运行期，油井采出液分离出的含油污水由管线输送处理站处理达标后回注油层。油井清防蜡废水进入集油系统，经管线输送处理站处理达标后回注油层。（2）经调查，本项目试运行至今尚未进行井下作业，后期作业产生的作业污水和油井清防蜡废水用罐车拉运处理站处理后回注油层，不外排。（四）（1）经调查，本项目实施了分区防渗，柴油罐区、钻井液材料房、泥浆循环罐区采取重点防渗，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区要求。施工期临时旱厕及井场其他区域、油井井场采取一般防渗，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）一般防渗区防渗性能要求。运行期井场地面进行了夯实处理，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》简单防渗区要求；管道采用无缝钢管、焊接连接，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》重点防渗区要求。运行期井场作业铺设防渗布，防止落地油污染土壤。（2）经调查，建设单位目前建立了完善的地下水和土壤监测制度，并合理设置了地下水和土壤监测点，以加强周边地下水和土壤的监控。一旦出现土壤和地下水污染，建设单位能够立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。（五）（1）经调查，本工程施工采用了低噪声设备，加强了设备的维护和保养，对施工驻地进行了围护隔声，未发生噪声扰民现象。（2）经调查，本项目井场电机等发声设备选用了低噪声设备，并进行了基础减震。运行单位对各井场的设备定期进行维护保养，确保其正常稳定运行。根据本次验收监测结果，本项目井场和依托站场厂界噪声均可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。（六）（1）经调查，本项目废钻井液、钻井岩屑、废射孔液拉运至废弃钻井泥浆无害化处理装置处理，泥饼满足《废弃钻井液处理规范》（DB23/T693-2000）油田道路。施工废料等属于一般工业固体废物，采油厂填埋场处理。生活垃圾收集后运填埋场处理；本项目使用的KOH溶液、过硫酸钾溶液预先在厂内配制好后再运至施工现场，未产生废KOH、废过硫酸钾包装袋。（2）经调查，本项目试运行至今尚未清理过含油污泥（砂），后期站场清罐产生的含油污泥采用专用采油厂处理站暂存后委托处理；本项目试运行至今尚未进行井下作业，后期作业产生的落地油采用专用采油厂处理站暂存后委托处理；本项目试运行至今尚未进行井下作业，后期作业产生的废防渗布，暂存在采油九厂危险废物规范化储存库，委托**处理。
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：

加强环境风险防控。采用先进的生产工艺、设备和管理体系，降低工程的环境影响和环境风险。加强集油管线监控定期检测防腐及腐蚀情况，及时维修或更新。建立应急管理组织机构，在开工建设前应制定突发环境事件应急预案并到生态环境主管部门备案。加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，防止污染事故发生。	经调查，本项目采用先进的生产工艺和HSE管理体系，降低工程的环境风险；建设单位已编制环境突发事件专项应急预案，建立应急管理组织机构，加强风险防控预警体系建设，并定期组织相关人员开展应急演练，防止污染事故发生。
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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5、环境保护对策措施落实情况

依托工程