宋芳屯等油田杏山工区芳481区块扶余油层产能建设工程

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宋芳屯等油田杏山工区芳481区块扶余油层产能建设工程

更新时间	2024年12月19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	王健
牛磊	省市
省**采油厂

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：

**油田杏山工区芳481区块油层产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市县省市县境内
经度:125.**0061 纬度: 45.**9205	****环境局
	2020-08-28
庆环承诺审〔2020〕54号	****
2021-05-13	53153.31
364.39	****
912********675409L	******公司
912********3796827	******公司
912********422152M	2024-08-30

2024-10-22	2024-11-19
	****油田网站

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：

钻井工程：本工程新钻井46口，均为油井，设计井深2038m~2206m，总进尺约为97612m，分布在13座平台（单井平台1座、丛式井平台12座）。工程包括钻前准备、钻进、钻进辅助作业（测井、录井）、固井、射孔及完井。地面工程：本项目规划基建油井53口，其中新井49口（本项目新钻5口水平井，其余44口直斜井在《**油田芳481**开发区块钻井工程》中评价），代用井4口。水平井总进尺16000m。预测初期直井单井日产油2.16t，初期水平井单井日产油8.3t，建成产能4.35×104t/a。配套建设单井及站间集油掺水管道15.9km；水平井放喷期采用单井拉油措施，基建50m3油井返排液预处理一体化集成装置5套。配套建设道路及电力工程。	钻井工程：经调查，新钻井37口，均为油井，设计井深2038m~2206m，总进尺约为81274m，分布在11座平台（单井平台1座、丛式井平台10座）。地面工程：经调查，本项目基建油井42口（37口直斜井，5口水平井），其中30口油井采用单管环状掺水集油流程、12口油井采用电加热集油流程。充分依托已建集油系统能力，就近搭接至已建阀组间。水平井总进尺14909m。实际产能2.04×104t/a。配套建设单井及站间集油掺水管道20.23km；水平井放喷期采用单井拉油措施，基建50m3油井返排液预处理一体化集成装置5套。配套建设道路及电力工程。
钻探井减少

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：

**油井采用单管环状掺水集油工艺，产液就近进入集油阀组间；其中1油井产液进入肇 7 转油站，油井产液进入徐三联转油脱水站和宋Ⅱ-3转油站，本项目水平井放喷期采用拉油方式，拉运至区域内已建拉油点肇 2 卸油点。肇 7 转油站和宋Ⅱ-3 转油站来液进入本站含水油缓冲罐，经计量、缓冲、增压后分别外输至徐三联脱水站及宋二联脱水站进行脱水处理，含油污水分别输至徐三联污水站及宋二联污水站处理后回注。	**油井采用单管环状掺水集油工艺，产液就近进入集油阀组间；其中1油井产液进入肇 7 转油站，油井产液进入徐三联转油脱水站和宋Ⅱ-3转油站，本项目水平井放喷期采用拉油方式，拉运至区域内已建拉油点肇 2 卸油点。肇 7 转油站和宋Ⅱ-3 转油站来液进入本站含水油缓冲罐，经计量、缓冲、增压后分别外输至徐三联脱水站及宋二联脱水站进行脱水处理，含油污水分别输至徐三联污水站及宋二联污水站处理后回注。
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：

废水（1）生活污水排放至井场移动防渗旱厕，定期清掏外运堆肥。（2）钻井废水进入井场泥浆罐车中沉淀澄清，沉淀物与废弃泥浆、岩屑完井后一同由罐车收集，部分随钻处理，另部分由罐车及时将废弃钻井泥**处理站处理，泥浆罐车位于井场内，确保本工程产生的废弃钻井液不落地。固体废物（1）废弃泥浆和岩屑处理：本工程在钻井过程中产生的废弃泥浆排入泥浆罐车，部分随钻处理，另部分由罐车及时将废弃钻井泥处理站处理。（2）废射孔液：本工程施工期射孔液主要成分为泥浆及无机盐类废水，排入泥浆罐，施工结束后随废弃泥浆一并处置，处理后的废水进入系统回注，处理后的泥饼用来垫高井场。（3）包装袋、废防渗布：本工程固废为防渗布和泥浆添加剂包装袋，生活垃圾主要来自钻井人员。包装袋主要为膨润土、纯碱、重晶石粉使用后的废弃袋，其中膨润土、纯碱、重晶石粉等废包装袋为一般工业固废，采油厂填埋场填埋处理。（4）生活垃圾：生活垃圾**填埋场场卫生填埋。（5）废弃KOH包装袋：送有处理资质的单位处理。	废水（1）经调查，生活污水排放至井场移动防渗旱厕，定期清掏外运堆肥。（2）经调查，钻井废水暂存于井场泥浆罐车中，部分随钻处理，另部分由罐车及时将废弃钻井泥**处理站处理。施工期未发生地表水环境污染事件。固体废物（1）经调查，本工程在钻井过程中产生的废弃泥浆排入泥浆罐车，部分随钻处理，另部分由罐车及时将废弃钻井泥处理站处理。（2）经调查，废射孔液排入泥浆罐，施工结束后随废弃泥浆一并处置，处理后的废水进入系统回注，处理后的泥饼用来垫高井场。（3）经调查，包装袋主要为膨润土、纯碱、重晶石粉使用后的废弃袋，其中膨润土、纯碱、重晶石粉等废包装袋为一般工业固废，采油厂填埋场填埋处理。（4）经调查，生活垃圾**填埋场场卫生填埋。（5）经调查，本项目钻井使用的KOH、过硫酸钾溶液预先在厂内配制好后再运至施工现场，未产生废氢氧化钾包装袋、废过硫酸钾包装袋。
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：

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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0	0	0.0036	0	0	0	0	/
0	0	0.0164	0	0	0	0	/
0	0	0.0024	0	0	0	0	/
0	0	28.92	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

宋二联污水站

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）

依托

根****处理站日常检测运行数据表明，在验收调查期间，污水处理设施出水水质满足《**油田地面工程设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中“含油≤20mg/L、悬浮固体含量≤20mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤5μm”****油田油藏聚驱注水水质标准要求。

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	肇 7 转油站	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	依托	由监测结果看出，依托肇 7 转油站已建加热炉废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）表1在用燃气锅炉的浓度限值。
2	徐三联合站	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	依托	由监测结果看出，依托徐三联合站已建加热炉废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）表1在用燃气锅炉的浓度限值。
3	宋二联脱水站	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	依托	由监测结果看出，依托宋二联脱水站已建加热炉废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）表1在用燃气锅炉的浓度限值。

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

减震基础

《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)

站内机泵均设置减震基础，并安置在具有隔声门窗室内；抽油机安装减震基础

由监测结果可知：本项目依托各场站及**平台井场厂界昼间、夜间噪声均可以达到《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

（1）井场防渗措施井场地面属于一般污染防治区，根据规范要求，一般污染防治区防渗层的防渗系数不能低于1.5m厚渗透系数为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能。（2）管线防渗措施集油及注水管线位于均埋于地面下，属于重点污染防治区，根据规范要求，采取以下防渗措施： ①管线均采用钢制防腐管线，管线内、外防腐需满足《油田油气集输设计规范》（GB50350-2015）要求。定期对管道腐蚀情况及壁厚进行检测，发现问题及时处理，防止泄漏事故的发生。 ②管道连接方式应采用焊接； ③提高自动化水平，对管道及井口的压力进行实时监控，当发生泄漏事故时可通过压力变化及时发现，然后采取维抢修及回收落地油和被污染的土壤等措施控制事故对周围环境造成的影响，进一步防止污染地下水。

（1）经调查，油水井井场采用粘土填注夯实。建设单位定期对油水井的套管情况进行检测，发现异常情况及时处理；目前未对油水井进行作业，如进行作则在作业区域内设置玻璃钢围堰并铺设防渗布，对产生的作业污油污水全部回收处理，在作业结束后对井场进行清理并验收。（2）经调查，场站基层用粘土夯筑后采用防渗混凝土进行浇注面层并刷防油水涂料，防渗性能能够达到一般防渗区要求。（3）经调查，地下集油管道采用无缝钢管并采用管道内防腐；管道的连接方式采用焊接；同时建设单位定期对管道腐蚀情况及壁厚进行检测，发现问题及时处理，防止泄漏事故的发生；同时场站设置监控系统，对管道及井口的压力进行实时监控，当发生泄漏事故时可通过压力变化及时发现，然后采取维抢修及回收落地油和被污染的土壤等措施控制事故对周围环境造成的影响。（4）根据验收期间地下水现状监测数据，项目运行至今未对地下水环境产生影响。

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

含油泥（砂****采油厂****处理站处理，废防渗布送有资质单位处理。

经调查，目前本工程运行至今，暂未产生含油污泥、含油泥（砂）、落地油，****油厂****处理站减量化处理后委托****处理。废****采油厂三矿危险废物暂存间暂存，委托****谷****公司进行处置。

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

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

①****施工队伍，施工单位应持有劳动行政部门颁发的压力管道安装许可证，以确保管道施工质量； ②防腐管道在下沟、回填前必须进行防腐层检测，如防腐层破损，不能下沟； ③对工程中使用的设备及附件应严格进行施工安装前的质量检验，检验合格后方可进行施工安装； ④管线敷设线路应设置永久性标志，提醒人们在管线两侧 20-50m 范围内活动可能造成伤害。对于特殊地段（如：人口密度大、管道周围其他设备设施多等）应适当增加管道标志桩或警示牌设置密度； ⑤在土壤腐蚀严重地区采用抗腐蚀的非金属管线，有计划用非金属管线逐步替换金属管线，减少由于设施因素引发油水大量泄漏事故的可能性； ⑥系统定期维修保养，及时更换老化管线、设备； ⑦定时对采油井和管线进行巡查，并加强夜间巡查，及时发现管线、阀门、设备的渗漏、穿孔问题； ⑧按时校验注水系统压力表，保证压力表完好准确。生产时密切关注系统压力变化，一旦系统压力有大的降低，要及时报告，找到管线泄漏点，及时处理，避免污水大量泄漏。

（1）经调查，工程采取密闭集输工艺，同时在生产过程中严格执行各项安全生产制度，采取了相应防雷、防静电、防火、防爆等安全防护措施。（2）经调查，工程采用了双层套管并进行固井防止套损。（3）经调查，本工程投产至今未进行油水井作业，强进行则按照环评规定的风险防范措施执行。（4）经调查，本工程定期进行了清管、管内检测，定期测量管线的内外防腐情况，目前未发现管壁厚度减薄的情况，投产至今未发生泄漏等风险事故。（5）经调查，本工程制定了正常、异常或紧急状态下的操作手册和维修手册，并对操作、维修人员进行培训，持证上岗。（6）根据巡线记录得知，工作人员每日巡线1次。（7）依托的场站设置了防渗事故池等，配备了防渗布、围油栏、铁锹、镐等装备，定期巡检，目前未发生油水泄漏情况。（8****油厂已建立较完善的应急预案体系，综合性预案为《****环境突发事件专项应急预案》，于2023年6月15****生态环境局完成备案，备案编号230621-2023-010-L。本项目油井及集输管线均在已有区块建设，因此原有应急预案已满足应急要求。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程