中原油田分公司文卫采油厂2023年度老区产能恢复（山东区域）

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中原油田分公司文卫采油厂2023年度老区产能恢复（山东区域）

更新时间	2024年12月24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：

****
914********176285H	张庆生
张玉慧	省市**区
省**原路277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：

**公司油厂2023年度老区产能恢复（区域）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市省市古云镇、大张家镇
经度:115.228 纬度: 35.4937	****服务局
	2023-12-11
聊行审投资〔2021〕91号	****
2024-12-17	20489.5
430	****
914********176285H	********总站
**900F**0587U	********总站
**900F**0587U	2024-08-10

2024-11-26	2024-12-23
	https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=427138

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：

共部署33口油水井，其中油井27口（15口为新钻油井，12口为侧钻油井），水井4口（2口为新钻井，2口为侧钻井），新钻探井2口。项目建成投产后预计最大产油量6.14×104 t/a（第1年），最大产液量16.413×104 t/a（第6年），最大产气量473.92×104 m3/a（第1年）。最大注水量23.043×104 t/a（第5年）。	实际建设24口油井，1注水井（油井转注水井），共计建设25口井。第一年最大产油量3.9860×104 t/a，最大产液量10.2103×104 t/a，最大注水量6.2243×104 t/a。
**24口油井（14口开发井、10口侧钻井）、1口水井（油井转注水井），共计建设25口井，与环评设计相比减少8口。根据建设方提供资料，新钻油井根据生产及地质情况可“油”转“注”或者“注”转“油”，新增油井可根据实际生产情况调整为注水井。产油规模减少，由6.14×104 t/a减少为3.9860×104 t/a，注水规模减小，由23.043×104 t/a减少为6.2243×104 t/a。实际产油规模为设计规模的64.92%，注水规模为设计规模的27.01%。

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：

本项目共部署33口井，其中新钻井19口，侧钻井14口，侧钻井在原有井眼基础上进行开窗，新钻井17口采用二开井深结构。二开井深结构，一开下入Φ339.7mm表层套管，水泥浆反至地面；二开下入Φ139.7mm油层套管，水泥浆返至地面。2口采用三开井深结构。三开井深结构，一开采用Φ444.5 mm钻头钻至井深350 m，下Φ339.7mm表层套管封地表松软地层；二开采用Φ311.2 mm钻头钻至井深2200 m，下Φ244.5 mm表层套管，缩短二开裸眼的长度，保证二开井眼的安全、快速钻进。三开采用Φ215.9 mm钻头钻至完钻井深，下Φ139.7 mm油层套管。其余为侧钻井，在现有的井筒内开窗，在原井一开、二开以下的基础上开窗侧钻，开窗后下入Φ139.7×101.6mm套管，水泥浆返至地面。	本项目新钻井15口（1口转注水井），其**53-17、卫53-14、卫53-16、卫53-25、卫22-111、卫22-112、卫22-平1、明372-1、卫360-94、卫360-95、卫360-98、明6-1、明6-2为定向井二开井身结构，云12-3为定向井三开井身结构。其余10口井采取侧钻井方式，在现有的井筒内开窗，在原井一开、二开以下的基础上开窗侧钻，开窗后下入Φ139.7×101.6mm套管，水泥浆返至地面。
实际采用定向钻和侧钻钻井工艺，和设计钻井工艺一致。

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：

钻井废水和钻井固废采用泥浆不落地工艺，委托第三方进行处置；废润滑油回收利用；油泥砂暂存于危废暂存间，定期交有资质的单位处置；注水残渣回注地层；作业废水、管道清管试压废水、采出**处理站、处理站**处理站；油井安装套管气回收装置。	钻井固废和钻井废水采取泥浆不落地处理工艺，收集后暂存于井场泥浆储罐中，交聚公司进行了综合利用；废润滑油，一中转站油气处理系统或自行利用，不外排；油泥砂暂存至明二中转站危废贮存间，油田公司处置；注水残渣作为调剖剂回注，驱动原油开采；作业废水、管道清管试压废水、采处理站、**处理站处理达标后回注地层；油井安装套管气回收装置。
环保措施与环评一致，无变动。

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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0.073	0.073	/
1.02	1.02	/
0.092	0.092	/
2.095	2.095	/

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

依托明一污水站、明二污水站

《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）

依托明一污水站、明二污水站

溶解氧≤0.10mg/L，硫化物≤2.0mg/L，悬浮固体≤5.0mg/L，含油≤15.0mg/L，SRB≤25个/mL，TGB≤n×100，IB≤n×100

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

油套连通套管气回收装置

《挥发性有机物排放标准第 7 部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）和《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）

每口采油井口安装1套油套连通套管气回收装置

本次验收抽测6口井，开展井场无组织废气非甲烷总烃监测

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

网电钻机，柴油发电机减震基础设置橡胶垫；运营期加强设备维护

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）中2类

使用网电钻机，柴油发电机减震基础设置橡胶垫；运营期加强设备维护

验收期间对采油、采气、注水井场厂界噪声进行了抽测，抽测原则与废气相同

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

生产单位必须做好构筑物、管线的防渗设计、施工和维护工作，坚决避免跑、冒、滴、漏现象的发生，发现问题及时汇报解决。同时，严格按照施工规范施工，保证施工质量；严格落实各项环保及防渗措施，并加强管理，可有效控制渗漏环节，防止影响地下水。涉及废水回注的，应当论证回注的环境可行性，采取切实可行的地下水污染防治和监控措施，不得回注与油气开采无关的废水，严禁造成地下水污染

本项目运营期产生的采出水和采气污水依托明一污水站、明二污水站。采出液经集油管线输送至现有的计量站，通过现有的集油干线分别输送至明一联合站、明二联合站进行油气水分离、处理，处理合格的原油输送至柳屯油库，统一外售，分离出的采出水通过明一污水站和明二污水站进行了处理达标回注；泥浆池内敷设防渗膜（渗透系数≤1.0×10 -7 cm/s）；危废暂存间采取防渗措施

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

钻井固废：钻井固废临时贮存于泥浆池中，池内铺设厚度大于 0.5mm 的防渗膜（渗透系数≤10 - 7 cm/s），待完井后对其采用就地固化后覆土填埋的方式处理；施工废料：部分回收利用，剩余废料由施工单位清运回收；生活垃圾：****油田后勤服务项目部统一处理；生活垃圾：****油田后勤服务项目部统一处理；废矿物油：收集后进入明一联油气处理系统，无外排；注水残渣：拉运至卫 8 计量配水间作为调剖剂回注，无外排

钻井固废采用泥浆不落地处理工艺；注水残渣进行了调剖回注、****油田后勤服务项目部统一处理；危险废物油泥砂存放于明二中转站危废暂存间内，定期交有危险废物处****油田****公司进行了处理；废沾油防渗材料，由井下作业施工单位回收后委托有资质单位进行处理，无外排；废****一中转站油气处理系统或自行利用，不外排。

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

合理制定施工计划，严格施工现场管理，减少对生态环境的扰动；制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实

对于井场、道路等永久占地，进行了合理规划，严格控制占地面积。实施“工厂化”作业，采用丛式井钻井工艺，一个井场可以向不同方向钻多口水平井，大大减少了井场数量，较好地解决了占地多和地表植被破坏面积大的问题。利用老井井场，减少永久占地面积。按照标准井场布置，严格控制占地面积。施工按设计标准规定，严格控制施工作业带面积，在管线敷设时，沿道路纵向平行布设，减少土壤扰动和地表植被破坏，减少裸地和土方暴露面积。施工作业利用原有道路，沿已有车辙行驶，施工机械在划定范围内活动，未在道路、站场以外的地方行驶和作业，保持路外植被不被破坏。严格管理运输车辆，沿道路行驶，未出现随意辗压，破坏农田植被情况。建筑材料均堆放在施工场地内，无乱堆乱放，乱占农田和林地现象。施工结束后及时进行回填，恢复植被或复耕。

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

风险防范措施及应急预案

施工期采取的风险防范措施有：（1）钻进中配备专人观察记录泥浆出口管，监测泥浆液面、泥浆密度、黏度等情况。（2）控制下钻速度，分段循环，下钻到底先顶通水眼，形成循环再提高排量，未出现蹩漏地层中断循环，造成井喷事故。（3）钻开油气层前，按设计储备足够的泥浆和一定量的加重材料、处理剂。（4）修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，无井喷事故发生。（5）一开钻井泥浆主要成分为膨润土和碳酸钠，不含有毒有害物质，二开施工时，表层套管已完成固井，钻井泥浆未在表层套管范围内漏失，未污染具有使用功能的地下水。运营期建设单位采取的事故防范措施主要有：（1）集输管线采用质量较好的材质，安装泄漏气体检测设施。（2）外输管线采用扩口连接环氧粉末内防腐，管线局部加保护套管，套管防腐采用特加强防腐沥青。（3）加强自动控制系统的管理和控制，严格控制压力平衡，定期对设备、管道、阀门等进行检查和维修。（4）管线敷设线路设置永久性标志，制定巡线制度，并设置专门巡线工，定时对管道进行巡视

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程