巴彦油田兴华区块（兴华1）产能建设项目

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巴彦油田兴华区块（兴华1）产能建设项目

更新时间	2025年01月09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：

****
****0800MA0Q4TL99T	闫睿昶
宋**	自治区市**区
八一乡鲁花东街3号石油大院

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：

**油田兴华区块（兴华1）产能建设项目	****

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	自治区市区狼山镇、图克镇
经度:107.42651 纬度: 40.87784	****环境局
	2023-02-04
巴环审〔2023〕2号	****0800MA0Q4TL99T001Y
2024-11-04	548287
41450	****
****0800MA0Q4TL99T	洁源**公司
911********508274F	****公司,****公司
911******43120XG,**0103MA0Q41EK8J	2024-10-12
2024-10-14	2024-10-14
2024-12-04	2025-01-02
	https://www.****.com/gs/detail/2?id=41204BiaJA

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：

项目环评及批复内容中，本项目共137口井，其中油井105口，注水井32口，部署在11个丛式井场和1个单井井场，联合站1座，联合站总占地面积181160.95m2。联合站设有储罐区、油工艺区、水工艺区、气工艺区、办公及辅助生产区、35kV变电站、装卸油区、候车区、火炬区共计10个功能区。集输管道93km。包括集油管线31km，调水管线19.5km，注水管线9.5km，高温采出液管线33km。产能104.25万吨/年。	项目建设过程中，由于产能预估不准确等因素影响，同时根据产能开发实际情况，部分油井出油量低于预期，因此项目在建设105口油井后，为保持原油总产量基本稳定，在兴华区块（兴华1）增加建设了3口油井，项目共建设了采油井108口，注水井26口，并配套建设了集输管线93.25km。包括集油管线31.25km，调水管线19.5km，注水管线9.5km，高温采出液管线33km。在幸福十社东南560m处、甘钦线旁联合站1座，联合站更名为联合站，联合站总占地面积180799.95m2。联合站建设有储罐区、油工艺区、水工艺区、气工艺区、办公及辅助生产区、35kV变电站、装卸油区、候车区、火炬区共计10个功能区。
项目建设过程中，由于产能预估不准确等因素影响，同时根据产能开发实际情况，部分油井出油量低于预期，因此项目在建设105口油井后，为保持原油总产量基本稳定，在兴华区块（兴华1）增加建设了3口油井，并配套建设了集输管线93.25km。

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：

钻井工程、管线铺设工程、采油工程、油气集输与处理及供电、通讯等辅助工程。	钻井工程、管线铺设工程、采油工程、油气集输与处理及供电、通讯等辅助工程。
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：

1.严格按照《报告书》要求，落实好各项大气污染防治措施。 (1)油气采集、集输过程采用“管线集输+集中拉油”的密闭输送；伴生气处理工艺区的油气集输、站场内处理设施均采用管线密闭输送，场界无组织排放非甲烷总烃排放执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中边界污染物控制要求，硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》(GB14553-93)中新改扩建项目二级标准要求。 (2)加热炉以处理后伴生气为燃料，加热炉烟气经14m排气筒排放，颗粒物、SO2、NOx排放执行《锅炉大气炉污染物排放标准》(GB13271-2014)表2标准。 (3)储油罐区储油罐设置大罐抽气装置，大罐抽气装置主要回收储油罐中挥发的非甲烷总烃，回收过程为密闭流程。联合站罐区油泥池、危废间均封闭建设，其中，油泥池配套废气收集处理装置，废气经“生物洗涤塔+除雾过滤器+活性炭吸附箱”处理后排放；危废间安装风机及可燃气体报警装置，排放口处设置活性炭吸附装置。以上装置区非甲烷总烃排放浓度执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)表A.1标准要求。 2.严格按照《报告书》要求，落实《报告书》提出的废水污染防治措施。 (1)采出水经联合站污水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)中规定的回注标准后，进入注水系统，全部回注现役油气藏，用于驱油，不外排。 (2)修井及洗井废水等井下作业废水全部由罐车拉运至联合站采出水处理系统处理达标后回注现役油气藏，不外排；废分子筛脱除废水由联合站采出水处理系统处理达标后回注现役油气藏，不外排。 (3)生活污水经化粪池****处理厂，废水排放执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)三级标准。 3.严格按照《报告书》要求，落实《报告书》提出的噪声污染防治措施。选用低噪声设备，同时加强作业机械管理和控制运行车辆车速等。运营期厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准。 4.严格按照《报告书》要求，落实《报告书》提出的固废污染防治措施。 (1)落地油、含油污泥、废机油、废油桶、废活性炭、废防渗膜、废过滤膜均属危险废物。其中，含油污泥、落地油泥油经油泥池暂存后，定期送交有资质单位处理；废机油和废油桶、废活性炭、废防渗膜、废过滤膜暂存于联合站危废暂存间后，定期送交有资质单位处理。油泥池和危废暂存间按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2001)及其修改单要求建设；废分子筛、废催化剂为一般固废，产生后不落地，直接由供货厂家回收。 (2)生活垃圾集中收集后委托环卫部门处理。 5.严格按照《报告书》要求，落实《报告书》提出的生态恢复措施。 (1)施工期，在地面管线施工过程中，分层开挖，分层回填，挖方全部用于临时占地恢复；地面施工避开大风暴雨天气，减少因施工扰动产生的水土流失。严格控制占地范围，合理规划占地布局；施工结束后及时清理现场，对临时占地全部恢复原有土地使用功能。 (2)运营期，在项目征地范围内、道路两侧、井场、联合站周围因地制宜实施全面绿化，种植适宜植被，补偿因工程占地所损失的植被，保护项目区内工程建设未扰动的农田和自然草地区域现状，维持该地区原有的生态系统结构，保持项目区生态平衡。生活垃圾严禁乱堆、乱扔，应放置在指定地点，集中处理，避免污染环境。 (3)油井服务期满后或无开采利用价值后，拆除井场的采油设备、设施，按照《废弃井封井处置规范》(Q/SH 0653-2015)规范进行封井，原设施占地全部恢复为原有地貌或种植与自然环境相协调的植被，全面恢复生态。	(1)油气采集、集输过程采用了“管线集输+集中拉油”的密闭输送工艺；伴生气处理工艺区的油气集输、站场内处理设施均采用管线密闭输送，经监测，场界无组织排放非甲烷总烃排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中边界污染物控制要求，硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》(GB14553-93)中新改扩建项目二级标准要求。 (2)加热炉以处理后伴生气为燃料，加热炉烟气经18m排气筒排放，经监测，颗粒物、SO2、NOx排放满足《锅炉大气炉污染物排放标准》(GB13271-2014)表2标准。 (3)储油罐区储油罐设置了大罐抽气装置，回收过程为密闭流程。联合站罐区油泥池、危废间均封闭建设，其中，油泥池配套了废气收集处理装置，与采出水处理区的废气经“生物洗涤塔+除雾过滤器+活性炭吸附箱”处理后排放；危废间安装了风机及可燃气体报警装置，排放口处设置活性炭吸附装置。经监测以上装置区站场内无组织排放非甲烷总烃满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)表1标准要求，站内无组织排放硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》（GB14553-93）中新改扩建项目二级标准，站场内有组织排放非甲烷总烃满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB37822-2019中有组织排放控制要求；备用加热炉废气排放满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2锅炉大气污染物排放限值。本项目施工期及运营期的大气污染物均采取合理措施，未对周围环境产生较大影响。 (1)采出水经联合站污水处理系统处理后达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2022)中规定的回注标准后，进入注水系统，全部回注现役油气藏，用于驱油，不外排。 (2)修井及洗井废水等井下作业废水全部由罐车拉运至联合站采出水处理系统，处理达标后回注现役油气藏；废分子筛脱除废水由联合站采出水处理系统处理达标后回注现役油气藏，不外排。 (3)生活污水经化粪池后运至**集团公司处理，经监测废水排放满足《污水综合排放标准》(GB8978-1996)三级标准。生产废水均得到合理处置，不外排；加强对地下水环境的保护，严格落实工程场地的防渗、防漏措施。施工期满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》)(GB12523-2011)施工场界噪声限值的要求，经监测，运营期厂界噪声排放满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区标准。 (1)项目产生的含油污泥、落地油泥油经油泥池暂存后，定期交有资质单位处理；废机油和废油桶、废活性炭、废防渗膜、废过滤膜暂存于联合站危废暂存间后，定期送交新蒙西****公司处理。油泥池和危废暂存间均按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2023)要求进行了建设；废分子筛、废催化剂为产生后不落地，直接由供货厂家进行了回收。 (2)生活垃圾集中收集后委托环卫部门处理。本项目固体废物均得到合理处置，不外排。 (1)项目施工期，地面管线施工过程中，全部进行了分层开挖，分层回填，挖方全部回用于临时占地的恢复；地面施工避开了大风暴雨天气，减少了因施工扰动产生的水土流失。项目严格控制占地范围，合理规划了占地布局；施工结束后及时对现场进行了清理，施工结束后临时占地全部恢复了原有土地的使用功能。 (2)运营期，在项目征地范围内、道路两侧、井场、联合站周围因地制宜实施全面绿化，种植了适宜植被，补偿因了工程占地所损失的植被，维持了该地区原有的生态系统结构，保持了项目区生态平衡。工作人员的生活垃圾严禁乱堆、乱扔，放置在了指定地点，集中处理，避免了污染环境。 (3)项目未涉及闭井期已落实各项目生态保护恢复措施
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：

落实并优化《报告书》提出的各项风险防范措施。加强应急预案演练，防止意外事故造成环境污染，建立健全各项环保设施运行台帐，加强对各项环保设施的日常运行维护及管理工作，杜绝污染事故，确保环境安全。并按照《报告书》提出的环境监测计划和监测方式，加强对环境各要素的跟踪监测，防止发生污染事故。按照国家排污许可有关规定，项目投运前办理排污许可手续。按规定程序实施竣工环境保护验收。项目运行过程中建立畅通的公众参与平台，将公众意见作为完善和强化建设项目环保措施的重要手段，保障公众依法有序行使环境保护知情权、参与权和监督权。	项目落实并优化了《报告书》提出的各项风险防范措施。未产生环境事故。项目已按照国家排污许可有关规定，项目投运前办理排污许可手续。本项目已建立公众参与平台，未收到周围群众的投诉。
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
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90	90	90	/
0.009	0.009	0.009	/
0.0693	0.069	0.069	/
0.0023	0.002	0.002	/
0.831	0.831	0.831	/

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

废水治理

生产废水执行《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中规定的回注标准。生活废水执行《污水综合排放标准》(GB 8978-1996)

采出水处理主工艺流程采用“调储+微生物反应+膜过滤”工艺。来水通过调储罐进行缓冲，浮油收集至油处理区地下污油罐回收，再利用空冷器将水温降至45℃，进入微生物反应罐内（微生物反应罐区设置了盖板沟）进一步除油，除油后的采出水通过微滤膜进行深度过滤，达到油≤10mg/L，悬浮物≤15mg/L，粒径中值≤5μm后进入注水罐。通过调水泵、注水泵回注现役油气藏。生活污水经收集后排至化粪池后运至******集团****公司处理。

经三相分离器分离的采出水进入联合站采出水处理系统，经监测处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2012)中规定的回注标准后，进入注水系统，全部回注现役油气藏，用于驱油，不外排。生活污水处理装置出水满足《污水综合排放标准》(GB8978-1996)三级标准。

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

废气治理

厂界无组织排放非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中边界污染物控制要求。站场内无组织排放非甲烷总烃执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)表1标准要求，站内无组织排放硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》（GB14553-93）中新改扩建项目二级标准，站场内有组织排放非甲烷总烃执行《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB37822-2019中有组织排放控制要求；备用加热炉废气排放执行《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2**锅炉大气污染物排放限值。

联合站储油罐安装大罐抽气装置；伴生气进入联合站“混合冷剂制冷”气处理工艺区处理；加热炉燃烧废气经18m排气筒排放；油泥池设置了固定顶棚封闭建设，并配套废气收集处理装置，废气收集装置包括生物洗涤塔、除雾过滤器以及活性炭吸附箱，废气通过管道收集，由废气收集处理装置风机将废气鼓入洗涤塔，再通过除雾过滤器、活性炭吸附箱处理后经17m高排气筒排放；危废间封闭建设，安装了风机及可燃气体报警装置，排放口处采用了活性炭吸附。伴生气“混合冷剂制冷”处理工艺区全程采用了密闭工艺。联合站设置了放空火炬，放空气体通过阻火器进入放空火炬进行了点燃放空。

(1)油气采集、集输过程采用了“管线集输+集中拉油”的密闭输送工艺；伴生气处理工艺区的油气集输、站场内处理设施均采用管线密闭输送，经监测，场界无组织排放非甲烷总烃排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)中边界污染物控制要求，硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》(GB14553-93)中新改扩建项目二级标准要求。 (2)加热炉以处理后伴生气为燃料，加热炉烟气经18m排气筒排放，经监测，颗粒物、SO2、NOx排放满足《锅炉大气炉污染物排放标准》(GB13271-2014)表2标准。 (3)储油罐区储油罐设置了大罐抽气装置，回收过程为密闭流程。联合站罐区油泥池、危废间均封闭建设，其中，油泥池配套了废气收集处理装置，与采出水处理区的废气经“生物洗涤塔+除雾过滤器+活性炭吸附箱”处理后排放；危废间安装了风机及可燃气体报警装置，排放口处设置活性炭吸附装置。经监测以上装置区站场内无组织排放非甲烷总烃满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)表1标准要求，站内无组织排放硫化氢执行《恶臭污染物排放标准》（GB14553-93）中新改扩建项目二级标准，站场内有组织排放非甲烷总烃满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB37822-2019中有组织排放控制要求；备用加热炉废气排放满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)表2**锅炉大气污染物排放限值。本项目施工期及运营期的大气污染物均采取合理措施，未对周围环境产生较大影响。

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

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。

项目选用了低噪声设备、减振、隔声。

经监测，运营期厂界噪声排放满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类区标准。

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

加强对地下水环境的保护，严格落实工程场地的防渗、防漏措施。

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，及时发现、修补坏损井，管线破坏、减少原油泄漏量。一旦发生油井出油异常，应及时查明原因，若是套管损坏，应及时采用水泥灌浆等措施封堵套管，防止含油污水泄漏污染地下水；对破坏管线、服役期满的管线要及时更换，防止原油对管线浅层地下水的污染。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，防治原油的泄漏，采出水处理系统具备一定的调节容量，避免机械故障下的事故排放；定期检查各种设备和巡查制度。一旦发生事故，立即启动应急预案和应急系统，把对地下水的影响降低到最小程度。

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

(1)落地油、含油污泥、废机油、废油桶、废活性炭、废防渗膜、废过滤膜均属危险废物。其中，含油污泥、落地油泥油经油泥池暂存后，定期送交有资质单位处理；废机油和废油桶、废活性炭、废防渗膜、废过滤膜暂存于联合站危废暂存间后，定期送交有资质单位处理。油泥池和危废暂存间按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2001)及其修改单要求建设；废分子筛、废催化剂为一般固废，产生后不落地，直接由供货厂家回收。

项目产生的含油污泥、落地油泥油经**联合站油泥池暂存后，定期送有资质单位处理；废机油和废油桶、废活性炭、废防渗膜、废过滤膜均暂存于联合站危废暂存间，定期交有**新蒙西****公司处理。油泥池和危废暂存间均按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2023)要求进行了建设；联合站产的废分子筛、废催化剂直接由供货厂家回收。

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

(1)施工期，在地面管线施工过程中，分层开挖，分层回填，挖方全部用于临时占地恢复；地面施工避开大风暴雨天气，减少因施工扰动产生的水土流失。严格控制占地范围，合理规划占地布局；施工结束后及时清理现场，对临时占地全部恢复原有土地使用功能。(2)运营期，在项目征地范围内、道路两侧、井场、联合站周围因地制宜实施全面绿化，种植适宜植被，补偿因工程占地所损失的植被，保护项目区内工程建设未扰动的农田和自然草地区域现状，维持该地区原有的生态系统结构，保持项目区生态平衡。生活垃圾严禁乱堆、乱扔，应放置在指定地点，集中处理，避免污染环境。

施工期，地面管线施工过程中，采取分层开挖，分层回填的方式，挖方全部回填，用于临时占地恢复；地面施工尽量避开了大风暴雨天气，减少因施工扰动产生的水土流失。项目施工过程中严格控制了占地范围，合理规划占地布局；施工结束后及时清理了现场，临时占地全部恢复成原有土地使用功能。项目运营期，在项目征地范围内、道路两侧、井场、联合站周围因地制宜的进行了绿化，种植适宜植被，补偿了因工程占地所损失的植被，保护项目区内工程建设并未扰动的田和自然草地区域现状，维持了该地区原有的生态系统结构，保持了项目区生态平衡。运营期，井场和联合站生活垃圾严禁乱堆、乱扔，放置在指定地点，集中处理，避免了对环境的污染。

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

落实并优化《报告书》提出的各项风险防范措施。加强应急预案演练，防止意外事故造成环境污染，建立健全各项环保设施运行台帐，加强对各项环保设施的日常运行维护及管理工作，杜绝污染事故，确保环境安全。并按照《报告书》提出的环境监测计划和监测方式，加强对环境各要素的跟踪监测，防止发生污染事故。

项目落实并优化了《报告书》提出的各项风险防范措施。未产生环境事故。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程