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长庆油田分公司第一采气厂2021年鄂尔多斯区域新增产能建设项目

审批

内蒙古-鄂尔多斯-乌审旗

发布时间： 2024年11月29日

项目详情

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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：

****
916********782204D	王冰
张双伟	省市**区
芸辉路8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：

**公司第一采气厂2021年区域新增产能建设项目

2021版本:008-陆地天然气开采	B0721-B0721-陆地天然气开采
	自治区市陶勒盖镇、嘎鲁图镇、苏力德苏木、无定河镇境内
经度:108.**9714 纬度: 38.**2373	****环境局
	2022-04-01
鄂环审字〔2022〕151号	无
	57231.01
4263.71	****
916********782204D	市则渊**公司
911********46604XL	华**公司
****0291MA0Q45FQ4H	2024-08-12
2024-08-12	2024-11-12
2024-11-04	2024-11-29
	http://ordoszyjs.com/#/InformationDisclosure

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：

对现有东三区块进行扩建（区块面积及产能均进行扩建），本次扩建项目部署新增产能5.99×108m3/a，投产后东三区块天然气产能由现有7.0×108m3/a增至12.99×108m3/a	本项目对原有东三区块进行扩建（区块面积及产能均进行扩建），部署新增产能5.99×108m3/a，投产后东三区块天然气产能由原有7.0×108m3/a增至12.99×108m3/a。
无

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：

本次工程建设的井场包括苏里格气田上古气井和下古气井，上古气井单井在井下进行节流，井口不加热、不注醇，经高低压紧急截断阀后接入采气管线；采气管线直接接入集气站；经集气站气液分**处理厂，外输压力4.0MPa；下古气井单井集气工艺较上古气井增加注醇工艺。气井主要利用区块现有技术系统，依托现有集气站，集气工艺：截断准备→注醇（下古）→气液分离→压缩机增压→外输计量。	本次工程建设的井场包括苏里格气田上古气井和下古气井，上古气井单井在井下进行节流，井口不加热、不注醇，经高低压紧急截断阀后接入采气管线；采气管线直接接入集气站；经集气站气液分**处理厂，外输压力4.0MPa；下古气井单井集气工艺较上古气井增加注醇工艺。气井主要利用区块现有技术系统，依托现有集气站，集气工艺：截断准备→注醇（下古）→气液分离→压缩机增压→外输计量。
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：

施工期废气施工机械废气：1）运输车辆匀速行驶，避免急加速和紧急制动情况发生，减少燃油消耗量。2）设备应进行定期保养，使设备运转良好。3）采用节能环保型柴油发电机，并适当提高排气筒高度（6 m以上），减少污染物排放对环境空气的影响。试气废气：井眼加装井下压力感应装置，遇有气体逸出时将自动报警并转入压井状态，且试气阶段进行的天然气放喷试验时间短暂，因此项目试气阶段天然气燃烧排放废气对周边环境影响较小。施工扬尘：1）施工场地每天定期洒水4～5次，防止浮尘产生，有风日加大洒水量及洒水次数。2）运输车辆进入厂区应低速或限速行驶，减少产尘量。3）运输土石方时应使用密闭车辆，所有来往施工场地的多尘物料应用苫布覆盖，避免露天堆放。4）施工区域设置彩钢围挡。5）管沟施工开挖出的表土单独堆放于施工带内，用于施工结束后的植被恢复，开挖出的深层土堆放于作业带堆土侧用于施工结束后管沟回填及土地平整。土石方临时堆放时须使用苫布覆盖，避免露天堆放，施工结束后立即回填或用于土地平整，将土石方堆放产生的扬尘降至最低。6）减少露天堆放，如确需露天堆放的应加以覆盖。7）开挖的土石方应及时遮盖，施工结束后及时用于临时占地的土地平整，减少扬尘影响。焊接烟尘：1）使用产尘量较少的焊接方法。2）制定合理的施工计划，减少焊条用量。3）设置施工围挡，采用围挡降尘措施。运营期废气井场无组织逸散废气，通过加强设备气密性，减少无组织逸散。施工期废水 ①施工期生活污水井场、**施工队设置移动环保厕所，生活污水暂存至生活污水暂存池内，定期清理后，处理厂处理，不会对环境造成影响。 ②钻井废水项目钻井废水呈碱性，主要污染物为COD、SS、石油类等，钻井废水采用“混合收集、破胶脱稳压滤”或“大罐循环、沉淀固液分离+随钻随拉运”等泥浆不落地工艺处理，钻井废水装入4个50m3废液储罐，经处理后回用于配置钻井泥浆，钻井结束后拉运至下一个井场回用，不外排。钻井结束后废弃钻井液运往送当地有资质公司处置。 ③废压裂液本项目钻井工程产生的压裂液暂存于罐内，全部送当地有资质公司处置。 ④放空废液本次项目产生放空废液，收集到各个井场的1个10m3铁质放喷废液罐内，与压裂返排液体一并由罐车定期送当地有资质公司处置。 ⑤试压废水本项目注醇管道用水进行试压，天然气管道使用压缩空气试压。试压将产生管道试压水，管道工程试压一般采用无腐蚀性的清洁水进行分段试压（约6km试压一次），试压后收集至可移动储液池中重复利用。试压废水产生量61.21m3，管道试压水主要污染物为悬浮物（≤70mg/L），试压完毕后，在移动储液池中沉淀后就地用于绿化。气井气田采出水（包括含醇污水）经相应集气站站内地埋式采出水罐暂存，用罐车定期运至第二净化厂、处理厂的采出水处理系统进行处理。管线本项目管线正常工况下运营期不排放废水。施工期固废废弃钻井泥浆：钻井泥浆通过井底排砂管线排出，进入泥浆不落地系统，经固液分离及再生处理后95%的泥浆循环使用或用于下一口井。钻井任务结束后无法再利用的泥浆外运送当地有资质公司处置。钻井岩屑：经岩屑收集传输系统收集暂存于岩屑储存罐内，定期送当地有资质公司处置。废机油：由钻井施工场地内的PE桶集中收集后，暂存于施工井场内的1座临时危废暂存间（10m3）内，定期交由有资质的单位收集处理；该区域地面均进行防渗，渗透系数≦1.0×10-10cm/s。暂存过程中严格按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001环境保护部公告2013年第36号文关于发布《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）修改单的公告进行暂存及转运。废防渗材料（危废代码：900-249-08）：其中未沾染废矿物油的废防渗材料为一般固废，收集后外售综合利用。沾染废矿物油的废防渗材料属于其中“废物类别：HW08废矿物油与含矿物油废物，废物代码：900-249-08其他生产、销售、使用过程中产生的废矿物油及沾染矿物油的废弃包装物”，危险特性为毒性、易燃性，经收集后由有资质单位现场进行拉运处置。施工期生活垃圾：生活垃圾集中收集后暂存于生活垃圾桶，每施工队居住地，倒入当地生活垃圾桶。施工垃圾：施工垃圾集中存放，其中废金属、边施工队收集并运走，作为废品外售；防采气厂就近危废暂存间暂存，由有资质单位统一回收处置；其他施工垃圾集中收集，采气厂一般固废暂存间暂存，**填埋场填埋处理。气井本项目气井正常工况下运营期不产生固体废物。管线天然气管线管径300mm以上管线需要清管，本项目需要清管的管线长度2.45km，产生的清管废渣暂存于已建1#清管站的排污储罐内，定期送至有资质单位进行处置。完井后对井场、管线等临时占地进行植被恢复，恢复面积854621.4m2。施工期噪声 1）合理安排施工时间：制定施工计划时，应尽可能避免大量高噪声设备同时施工。本项目夜间不施工，夜间不会对外环境造成影响。 2）降低设备声级：设备选用上尽量采用低噪声设备，如以液压机械代替燃油机械等；固定机械设备与挖土、运土机械，如挖土机、推土机等，可通过排气管消音器和隔离发动机振动部件的方法降低噪声；对动力机械设备和运输车辆进行定期的维修、养护。 3）距离本项目敏感点施工时，在施工作业带两侧须设置隔声板，避开该户居民休息时间施工。运营期噪声本项目仅建设管线、气井，不涉及泵房等噪声源，因此本项目正常工况下运营期不产生噪声。	（1）生态环境本工程新增占地主要为天然气井场及配套管道，占地总面积为706800m2，其中临时占地面积为671043.2m2，永久占地面积为35756.8m2。占地类型主要为沙地和天然牧草地。管沟开挖采取“分层开挖，原序回填”的措施，施工结束后进行植被恢复。井场临时占地插播沙柳网格，行株距为1m×1m，并播撒柠条、苜蓿、沙打旺等草籽10kg/亩；管线临时占地插播草方格1m×1m，撒柠条、苜蓿、沙打旺等草籽10kg/亩。植被恢复面积共计671043.2m2，临时占地植被恢复效果不低于周边环境，植被盖度达到了46%。（2）水环境施工期钻井废水采用泥浆不落地工艺，部分回用于钻井工程，剩余部分送恒盛公司、大坤**公司、**公司处理；井场设置移动式环保厕所，生活污水集中收集后罐车处理厂处理。管线试压采用试压，试压完毕后在移动储液池中沉淀用于管线临时占地绿化洒水；管道、道路施工人员依托附近居民或生活保障点生活设施，不设施工营地，无生活废水产生。运营期井场和管线无生活废水产生。井场气田采出水（包括含醇污水）经相应集气站站内地埋式采出水罐暂存，用罐车定期运至第二净化厂、**处理厂的采出水处理系统进行处理。管线运营期无生产废水产生。监测结果表明：项目5口地下水监测井各项监测因子均满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准限值要求，特征污染因子石油类未检出。（3）环境空气施工期井场柴油发电机采用环保型设备，选用优质轻柴油；试气放空过程中的天然气通过放喷燃烧罐燃烧排放；施工扬尘：合理规划运输路线、运输车辆和堆存的土方苫盖、洒水抑尘等。施工区进行围挡，并定时洒水、车辆运输时覆盖帆布运输。运营期项目基本无废气产生。监测结果表明，靖79-6井场厂界外无组织非甲烷总烃最大排放浓度为1.93mg/m3，G12-8井场厂界外无组织非甲烷总烃最大排放浓度为1.82mg/m3，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》（GB 39728-2020）中非甲烷总烃排放控制要求。靖79-6井场厂界外无组织硫化氢最大排放浓度为0.011mg/m3，G12-8井场厂界外无组织硫化氢最大排放浓度为0.012mg/m3，厂界硫化氢满足《《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）恶臭无污染物厂界标准值。（4）声环境施工期选用低噪声设备和封闭隔声间，采用基础减振等隔声降噪措施，柴油发电机排气口设置消音器。项目运营期基本无噪声产生，对周围环境的影响较小。（5）固体废物施工期钻井泥浆经泥浆不落地工艺处理后全部循环利用，钻井结束后剩余无法利用的送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处理；分离出的岩屑收集至固渣储存箱中，定期送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处理；废机油采用密封油桶收集，暂存于危废暂存间内，最终交市**公司、市鼎势**公司处置；生活垃圾经收处理厂处置。建筑垃圾中可回收利用的尽量回收，不可利用的填埋场填埋。运营期井场为无人看守，项目不新增劳动定员，因此无生活垃圾产生。运营期产生的固废主要为清管废渣、废铅蓄电池，目前暂未产生。清管废渣产生后暂存于已建1#清管站的储罐内，定期送至市****公司进行处置。气井井场自控系统定期更换产生的废蓄电池拆卸后不进行暂存，直接送有资质单位处置。
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：

本次拟建工程主要包括15条天然气管线，总长47.21km（其中陕28-02-50至北18集气站内蒙段、陕28-02-55至北18集气站内蒙段同沟铺设）；9条注醇管线，总长27km（其中陕28-16-32至中9集气站管线、陕28-16-33H2至中9集气站管线、陕28-16-31（下古）至中9集气站管线同沟铺设）；共计新增钻井93口，其中已确定坐标钻井43口（直井14口、水平井29口），部署井场10座（井场2座、扩建井场8座）；未确定坐标钻井50口，水平井25口，直井25口，预计井场10座（均为井场），同时配套建设通信、自控工程等配套工程。	本项目建设内容主要包括：10条天然气管线，总长31.05km（其中陕28-02-50至北18集气站内蒙段、陕28-02-55至北18集气站内蒙段同沟铺设）；9条注醇管线，总长26.47km（其中陕28-16-32至中9集气站管线、陕28-16-33H2至中9集气站管线、陕28-16-31（下古）至中9集气站管线同沟铺设）；钻井62口，其中已确定坐标钻井26口（直井14口、水平井12口），部署井场6座（井场2座、扩建井场4座）；通过‘天然气开发项目环境管理审查表’备案钻井36口（水平井6口，直井30口），井场10座（均为井场），同时配套建设通信、自控工程等配套工程。
主要变动内容如下：项目采气井减少建设31口；输气管线减少建设5条，长度减少16.16km；注醇管线长度减少0.53km。****建设部分不再建设。

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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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

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

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

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	①施工期生活污水井场、**施工队设置移动环保厕所，生活污水暂存至生活污水暂存池内，定期清理后，处理厂处理，不会对环境造成影响。 ②钻井废水项目钻井废水呈碱性，主要污染物为COD、SS、石油类等，钻井废水采用“混合收集、破胶脱稳压滤”或“大罐循环、沉淀固液分离+随钻随拉运”等泥浆不落地工艺处理，钻井废水装入4个50m3废液储罐，经处理后回用于配置钻井泥浆，钻井结束后拉运至下一个井场回用，不外排。钻井结束后废弃钻井液运往送当地有资质公司处置。 ③废压裂液本项目钻井工程产生的压裂液暂存于罐内，全部送当地有资质公司处置。 ④放空废液本次项目产生放空废液，收集到各个井场的1个10m3铁质放喷废液罐内，与压裂返排液体一并由罐车定期送当地有资质**公司处置。 ⑤试压废水本项目注醇管道用水进行试压，天然气管道使用压缩空气试压。试压将产生管道试压水，管道工程试压一般采用无腐蚀性的清洁水进行分段试压（约6km试压一次），试压后收集至可移动储液池中重复利用。试压废水产生量61.21m3，管道试压水主要污染物为悬浮物（≤70mg/L），试压完毕后，在移动储液池中沉淀后就地用于绿化。	①施工期生活污水施工设置移动式环保厕所，生活污水暂存于污水罐内拉运**处理厂处置，不外排；管线施工人员生活起居依托附近乡镇。 ②钻井废水项目钻井废水呈碱性，主要污染物为COD、SS、石油类等，钻井废水采用“混合收集、破胶脱稳压滤”和“大罐循环、沉淀固液分离+随钻随拉运”等泥浆不落地工艺处理后装入废液储罐，经处理后回用于配置钻井泥浆，钻井结束后拉运至下一个井场回用，不外排。钻井结束后废弃钻井液运往送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处置。 ③废压裂液本项目试气产生的压裂液暂存于罐内，全部送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处置。 ④放空废液项目产生的放空废液，收集到各个井场的放喷废液罐内，与压裂返排液体一并由罐车定期送恒盛**公司、大坤**公司、****公司处置。 ⑤试压废水项目注醇管道用水进行试压，天然气管道使用压缩空气试压。试压产生管道试压水收集至可移动储液池中重复利用，试压完毕后，在移动储液池中沉淀后就地用于绿化。
2	气田采出水（包括含醇污水）经相应集气站站内地埋式采出水罐暂存，用罐车定期运至第二净化厂、****处理厂的采出水处理系统进行处理。	气田采出水（包括含醇污水）经相应集气站站内地埋式采出水罐暂存，用罐车定期运至第二净化厂、****处理厂的采出水处理系统进行处理。
3	本项目管线正常工况下运营期不排放废水。	管线运营期不产生废水。
4	严格落实各项水污染防治措施。钻井废水经收集后用于配置钻井泥浆，钻井结束后存放于可拆卸储液池内，拉运至有资质的气田废弃物处置单位处理。钻井施工人员生活污水暂存于生活污水暂存罐，定**处理厂处理。气田水排入集气站地埋式玻璃钢污水罐，定期拉至第二净化厂、处理厂处理。建设单位应按照《市天然气开采**钻井井场土壤环境监测工作指导意见(试行)》(鄂环发〔2020〕40号)的要求，每个井场在施工前、钻井完成后，开展土壤监测。切实落实地下水和土壤污染防治措施。结合区域地下水分布现状和水文地质条件采取分区防渗措施，并建立完善的地下水监测制度，确保不会对区域地下水和土壤造成污染。	严格落实了各项水污染防治措施。钻井废水采取泥浆不落地工艺处理，部分用于钻井循环利用，剩余部分送恒盛公司、大坤**公司、**公司处理。项目试气产生的压裂液暂存于罐内，全部送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处置。施工人员生活污水集中收集至生活污水暂存罐，经罐车送处理厂处理，不外排。本项目运营期产生的天然气采出液排入集气站地埋式玻璃钢污水罐，定期拉至第二净化厂、处理厂处理，处理后废水满足中国石油天然气行业标准《气田水注入技术要求》（SY/T6596-2016）以及《气田水回注技术规范》（Q/SY01004—2016）中相关标准要求最终通过回注井回注地层，不外排。本项目施工期各个装置和设施的性质及防渗要求，将项目场区防渗措施分为三个级别，并对应三个防治区，即简单防渗区、一般防渗区、重点防渗区。根据《市天然气开采**钻井井场土壤环境监测工作指导意见(试行)》(鄂环发〔2020〕40号)的要求，针对本工程可能发生的土壤污染途径，按照“源头控制、过程防控、跟踪监测”相结合的原则采取土壤污染防治措施。按照监测计划规范设置了地下水和土壤跟踪监测点。

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	废弃钻井泥浆：钻井泥浆通过井底排砂管线排出，进入泥浆不落地系统，经固液分离及再生处理后95%的泥浆循环使用或用于下一口井。钻井任务结束后无法再利用的泥浆外运送当地有资质**公司处置。钻井岩屑：经岩屑收集传输系统收集暂存于岩屑储存罐内，定期送当地有资质公司处置。废机油：由钻井施工场地内的PE桶集中收集后，暂存于施工井场内的1座临时危废暂存间（10m3）内，定期交由有资质的单位收集处理；该区域地面均进行防渗，渗透系数≦1.0×10-10cm/s。暂存过程中严格按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001环境保护部公告2013年第36号文关于发布《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）修改单的公告进行暂存及转运。废防渗材料（危废代码：900-249-08）：其中未沾染废矿物油的废防渗材料为一般固废，收集后外售综合利用。沾染废矿物油的废防渗材料属于其中“废物类别：HW08废矿物油与含矿物油废物，废物代码：900-249-08其他生产、销售、使用过程中产生的废矿物油及沾染矿物油的废弃包装物”，危险特性为毒性、易燃性，经收集后由有资质单位现场进行拉运处置。施工期生活垃圾：生活垃圾集中收集后暂存于生活垃圾桶，每施工队居住地，倒入当地生活垃圾桶。施工垃圾：施工垃圾集中存放，其中废金属、边施工队收集并运走，作为废品外售；防采气厂就近危废暂存间暂存，由有资质单位统一回收处置；其他施工垃圾集中收集，采气厂一般固废暂存间暂存，**填埋场填埋处理。	废弃钻井泥浆：钻井泥浆通过井底排砂管线进入泥浆不落地系统，经固液分离及再生处理后95%的泥浆循环使用或用于下一口井。钻井任务结束后无法再利用的泥浆外运送恒盛公司、大坤**公司、**公司处置。钻井岩屑：经岩屑收集传输系统收集暂存于岩屑储存罐内，定期送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处置。废机油：由钻井施工场地内的PE桶集中收集后，暂存于施工井场内的1座临时危废暂存间（10m3）内，定期交由市**公司、市鼎势**公司处理；该区域底部铺设2mm厚HDPE膜，四周设置围堰，渗透系数≦1.0×10-10cm/s。暂存过程中严格按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求进行暂存及转运。废防渗材料：其中未沾染废矿物油的废防渗材料为一般固废，收集后外售综合利用。沾染废矿物油的废防渗材料属于其中危险废物，经收集后由市**公司、市鼎势**公司现场进行拉运处置。施工期生活垃圾：生活垃圾集中收集后暂存于生活垃圾桶，生活垃圾在现场分类堆放，施工结束后统一运送处理厂进行处置。施工垃圾：施工垃圾集中存放，其中废金属、边施工队收集并运走，作为废品外售；防腐涂料桶经收集至危废暂存间后由市**公司、市鼎势**公司现场进行拉运处置；其他施工垃圾集中收集，定期**填埋场处理。
2	本项目气井正常工况下运营期不产生固体废物。	井场运营期不产生固体废物。
3	天然气管线管径300mm以上管线需要清管，本项目需要清管的管线长度2.45km，产生的清管废渣暂存于已建1#清管站的排污储罐内，定期送至有资质单位进行处置。	天然气管线管径300mm以上管线需要清管，本项目需要清管的管线长度2.64km，产生的清管废渣暂存于已建1#清管站的排污储罐内，定期送至市**公司进行处置。验收阶段暂未产生。
4	严格落实《报告书》和《技术评估报告》提出的固废污染防治措施。根据国家和地方的有关规定，按照“减量化、**化、无害化”原则，对固体废物进行分类收集、处理和处置，确保不造成二次污染。各类固废严格按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2001)及其修改单、《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB 18599-2020)的要求，分类做好存贮和安全处置工作。一般固体废物应立足于综合利用，危险废物委托有资质单位处置。	严格落实了《报告书》和《技术评估报告》提出的固废污染防治措施。施工期钻井泥浆经泥浆不落地工艺处理后全部循环利用，钻井结束后剩余无法利用的送恒盛公司、大坤**公司、**公司处理；分离出的岩屑收集至固渣储存箱中，定期送恒盛**公司、大坤**公司、**公司处理；废机油采用密封油桶收集，暂存于临时危废暂存间内，最终交由市**公司、市鼎势**公司处置。临时危废储存箱外围设置围堰，地面及围堰均采用人工防渗措施（2mm厚的HDPE防渗膜）。施工人员生活垃圾集中收集定期处理厂统一处理。施工废料主要为建筑垃圾，填埋场进行处置。运营期产生的固废主要为清管废渣、废铅蓄电池，目前暂未产生。清管废渣产生后暂存于已建1#清管站的储罐内，定期送至市****公司进行处置。气井井场自控系统定期更换产生的废蓄电池拆卸后不进行暂存，直接送有资质单位处置。

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

1	完井后对井场、管线等临时占地进行植被恢复，恢复面积854621.4m2。	施工结束后，临时占地覆土平整进行恢复植被，主要种植沙打旺、芨芨草、紫花苜蓿和沙柳等植被，恢复面积671043.2m2。
2	认真落实《报告书》和《技术评估报告》提出的生态保护和恢复措施。选址选线须避让区域内环境敏感目标；采取有效的防风治沙措施；控制井场作业范围；尽量减少临时占地和永久占地；临时占地在施工结束后，要及时将土回填，平整地面，并进行植被恢复；井场施工结束后，对井场周边进行植被恢复；管道施工过程中，控制施工作业带，管线开挖时将表层土、底层土分开堆放，在施工结束后分层回填，将土地平整、覆土后，对临时占地进行植被恢复。运营期加强井场、管线植被恢复措施的抚育工作，并定期采取补种措施。落实闭井后生态恢复措施。建设单位应制定详细的生态恢复计划。	认真落实了《报告书》和《技术评估报告》提出的生态保护和恢复措施。施工过程中，对剥离表土和建筑物开挖基础临时堆土采取苫盖措施，管线及道路施工过程中严格控制施工作业带，挖掘时将表层土、底层土分开堆放，施工结束后分层回填。在施工结束后，对井场及管线临时占地进行植被恢复，种植草方格尺寸1m×1m，再撒草籽10kg/亩按土壤湿度情况进行洒水养护，植被种类主要为沙打旺、沙柳、柠条等；部分井场临时占地采用种植樟子松、柳树、侧柏等进行植被恢复。临时占地植被恢复治理率100％，一般在2-3年内基本可恢复原有土地利用功能。建设单位定期对管线进行巡检，制定了详细的生态植被恢复措施和计划，确保植被覆盖度不低于周边环境。

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	天然气管线：（1）推行数字化建设，并定期维护监控设备，确保正常运行；（2）落实管线巡护制度，极端天气加强巡护力量与频次；（3）定期开展隐患排查，尤其加强特殊时段的隐患排查，消除潜在风险；（4）相关单位与管道、管线沿线施工单位建立安全管护沟通机制，防止误操作；（5）加强管线、场站设施腐蚀监测，预防腐蚀泄漏。（6）加大宣传，设立有奖举报机制，遏制偷盗破坏；（7）加强对员工的安全教育，严格遵守操作规程，定期开展突发环境事件应急处置措施及区域性预案演练；（8）加强应急队伍建设和环保应急器材配备、保养及更换，保证应急力量及物资完好。（9）在距离居民较近区域建议加厚管壁，降低事故发生概率。注醇管线： ①从源头控制注醇管线的泄漏风险。评价要求建设单位设计注醇管线时充分考虑注醇管线的泄漏风险，完善在线压力监控系统，提高压力监控敏感度，完善运行管理监测制度，建立注醇压力参数日志，提升自动化控制水平，以提高事故应急反应速度。 ②针对甲醇泄漏风险，在各下古集气站配置一定数量的应急抢险设备和材料。	天然气管线：（1）推行数字化建设，定期维护监控设备；（2）落实管线巡护制度，极端天气加强巡护频次；（3）定期开展隐患排查，尤其加强特殊时段的隐患排查，消除潜在风险；（4）相关单位与管道、管线沿线施工单位建立安全管护沟通机制，防止误操作；（5）加强管线、场站设施腐蚀监测，预防腐蚀泄漏。（6）加大宣传，设立有奖举报机制，遏制偷盗破坏；（7）加强对员工的安全教育，严格遵守操作规程，定期开展突发环境事件应急处置措施及区域性预案演练；（8）加强应急队伍建设和环保应急器材配备、保养及更换，保证应急力量及物资完好。注醇管线： ①从源头控制注醇管线的泄漏风险。建设单位充分考虑注醇管线的泄漏风险，完善在线压力监控系统，提高压力监控敏感度，完善运行管理监测制度，建立注醇压力参数日志，提升自动化控制水平，以提高事故应急反应速度。 ②针对甲醇泄漏风险，在各下古集气站配置一定数量的应急抢险设备和材料。
2	本项目在天然气管线两端均设有泄压装置，当出现管道泄漏情况，根据管道内气流走向，尽快关闭泄漏管道上下游截断阀门，倒换工艺流程，对泄漏的天然气管线进行放空泄压，将管线内的天然气泄压至最近的火炬燃烧。	依托区块原有集气站，项目在天然气管线两端均设有泄压装置，当出现管道泄漏情况，根据管道内气流走向，尽快关闭泄漏管道上下游截断阀门，倒换工艺流程，对泄漏的天然气管线进行放空泄压，将管线内的天然气泄压至最近的集气站火炬燃烧。
3	注醇管线采用压力、流量的双重检测，依托位于作业区区部的监控设备，出现异常后（压力波动超过1MPa，流量差异大于1%）马上停止输送。	注醇管线采用压力、流量的双重检测，依托位于作业区区部原有的监控设备，出现异常后（压力波动超过1MPa，流量差异大于1%）马上停止输送。
4	强化环境风险防范。制定环境风险应急预案，落实环境风险事故防范措施，提高事故风险防范和污染控制能力。	**编制有《**境内作业区突发环境事件应急预案》，2024年6月20日该生态环境局分局备案。备案编号为：**。建立了维护保养、定期检测及管线巡检制度，管线由由专人巡检，每月最低巡检一次。管线带设置了警示标识。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程