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第九采油厂2023年产能建设工程榆林油区

审批

陕西-榆林-定边县

发布时间： 2025年03月07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********83808X4	卢俊
杨浩伟	省市**县
****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：

**油厂2023年产能建设工程油区

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**县姬塬镇
经度:107.3058 纬度: 37.01506	****服务局
	2023-07-07
榆政审批生态发〔2023〕100号	****
2024-03-24	670
35.5	****
916********83808X4	博厚**公司
916********1130082	华**公司
****0291MA0Q45FQ4H	2024-06-23

2025-02-06	2025-03-04
	http://www.**.com/yyxw/**122.html

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：

1.0×104t/a	0t/a
采油井减少4口，产能总规模减少1万吨/年。

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：

1、采油采油是借助油层的自身压力或使用机械方式，使原油从地下储油层产出的工艺过程。本项目开发油藏部分天然能量不足，地层压力较低，为保持油层压力，达到稳产目的，采用向油层注水的方式，驱替原油，即采用水驱采油的方法。 2、油气集输油气集输就是将油井中采出的原油和伴生气，通过油气混输管线或拉运至下游站场进行计量和油、气、水分离，分离出的伴生气经轻烃回收装置回收**油田生产用燃料或综合利用，**油田采出水处理达标后作为回注水回注油层，处理后的原油经脱水计量后，经管线外输。 3、运行期措施作业运行期根据生产情况对油水井进行不定期的措施作业，措施作业包括压裂改造、修井、解堵等，其主要作业环节基本相同，污染物主要是起管柱过程散落的少量的落地油、刮削作业过程产生的含油污泥、烃类气体挥发，以及洗井环节产生的洗井废水，压裂改造作业的污染物主要是压裂返排液。	运行期措施作业运行期根据生产情况对注水井进行不定期的措施作业，措施作业包括压裂改造、修井、解堵等，其主要作业环节基本相同，污染物主要是烃类气体挥发，以及洗井环节产生的洗井废水，压裂改造作业的污染物主要是压裂返排液。
采油井取消建设，不涉及采油井的生产工艺和油气集输

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：

废气（1）伴生气回收利用措施：本产建项目原油全部密闭管输。井场采取定压阀回收套管气，根据调查，**油厂已启动“油厂原油稳定及伴生气综合利用工程”，该项目已履行环保手续。该工程在区域耿55处理站，已于2023年3月4日完成自主竣工环境保护验收。根据工程分析，2022年底区域伴生气量1.385×104m3/d，2023年产建新增伴生气0.137×104m3/d（约49.9万m3/a），项目建成后总计伴生气量为1.522×104m3/d，本产建项目预计2024年3月建成，处理站处理。（2）无组织烃类逸散防治措施：①原油、伴生气汇集、处理、输送全过程采用密闭工艺流程；②采出水、作业废水采用密闭管道集输，接入和排出口采取与环境空气隔离的措施；③采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等，烃类机泵采用无泄漏屏蔽泵；④加强井下作业和油井生产管理，减少烃类散失，修井作业前，做好油井的压力监测，并准备应急措施；⑤石油开发中产生的伴生气，应当利用，不得随意排放；不具备回收条件确需排放的，应当经过充分燃烧或者采取其他污染防治措施，达到国家或者地方规定的标准。⑥其他排放控制要求：加强采油井、回注井井口密闭性，原油、伴生气、采出水均采用管道密闭输送；油田伴生气作为燃料或输至轻烃装置综合利用设施回收利用。加强油气计量器具管理维护，降低计量误差，减少损耗；优化操作规程，减少操作环节，合理安排储运作业。定期检查储油设施的密封状态及底部，防止储油设施底板泄漏。井场井口集油槽（导油沟）和污油回收池（事故池）等用于汇集事故状态下污油污水，严禁另做他用，事故结束后应及时清理污水污油，严禁在井场内长期储存。废水（1）采出水处理措施：本项目新增采出水送姬六联采出水处理系统处理，处理达标后回注。采出水处理达到《长庆油田采出水回注技术指标》（Q/SY CQ 3675-2016），全部回注区块开发油层。本项目区块注水井最大注水压力＜20MPa，故悬浮固体含量须≤80mg/L，含油量须≤80mg/L。处理率和回注率均达到100%。（2）措施返排液：本项处理站，产生的作业措施返排液主要依处理站和庞23-25处理站进行处理。处理达标后回注油层。噪声（1）井场、站场噪声控制措施：①采油机采用电力驱动。②改扩建站场合理安排设备布局，针对站场周边居民点分布情况调整设备布局，使主要噪声源远离居民分布一侧；③设备选型尽可能选择低噪声设备，并采取基础减振措施；④姬三联污泥减量化装置尽量选择昼间作业。（2）交通噪声控制措施：运行期交通噪声主要是油区作业车辆对周围环境的影响，具体防治措施有：油区拉运车辆尽量安排在白天进行，加强安全教育及管理，减少车辆鸣笛，严格限制车速、加强巡查，树立文明驾驶的习惯和安全意识。固废（1）落地油的控制及回收：①设置井控装置，在钻井过程中及完井后，严格执行井控技术规定和井口装置试压要求。②根据标准化井场设计，井口设置有防渗集油槽，井场内设置防渗污油回收池，集油槽与污油回收池相连，保证井口泄漏原油全部收集，并定期用罐车运往污油泥暂存点暂存后委托有资质单位处置。 ③井下作业：井下作业时采用“密闭清洗，钢制箱体平台，高分子轻体钻等清洁生产工艺”，并采用“铺设作业、带罐上岗”的模式，实现“井液不出井筒，落地原油全部回收”。④加强管理，对井口装置、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。（2）含油污泥的回收与处置：运行期含油污泥主要来自3个环节：原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业。本项目不站场和采出水、措施作业废水处理设施。现有站场清理作业前，罐区内部、水处理装置区和井场地面均预先铺设高分子土工膜防止油泥落地，避免危废散落造成作业场地内的土壤和地下水污染。油泥清出装置后直接装入防渗袋内运至污油泥暂存点或直接交有资质单位清运。为解决刘峁塬油区污泥减量处理问题，减轻含油污泥对沉降除油罐的冲击及水处理系统的影响，本次在姬三联配套建设移动式污泥减量化装置1套，负责姬六联等主要站场的污泥减量，移动式污泥减量化装置设置规模为10m3/h，处理过程中不用二次加药，可在站场间流动处理。此外，按照标准化井场建设要求，各采油井场内均建有污油回收池，用于井场运行期含油污泥的暂存，作业结束后及时进行污油清理和回收，将含油污泥运送至项目依托的污油泥暂存点暂存，定期交有资质单位进行处置。（3）废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶等：项目运行期其他固废主要包括设备维护及修井作业产生的废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶，均属于《国家危险废物名录（2021年版）》中HW08和HW49类危险废物，分类收集后送至现有污油泥暂存点单独暂存，定期交有资质单位处置。（4）危废暂存、运输及处置措施和要求：①危险废物暂存及处置措施：危险废物应实行减量化、化和无害化，即首先通过清洁生产减少废弃物的产生，在无法减量化的情况下优先进行废物化利用，最终对不可利用废物进行无害化处置。②本项目在实行减量化、化后产生的危险废物相对较少，均依托现有污油泥暂存点暂存，最终定期交由有资质单位安全处置。根据现场调查及收集资料，本次**采油厂2处暂存设施（庞23-25油泥暂存点、峁67-44油泥暂存点），可满足本项目施工期和运行期危险废物的暂存。③危险废物运输污染防治措施：危险废物转移过程应按严格《危险废物转移管理办法》（2021年11月30日生态环境部、部、交通运输部令第23号公布）执行，报批危险废物转移计划，填制转运联单；转运前应检查危险废物转移联单，核对品名、数量和标志；含油污泥在转运前应检查盛装容器、转运设备的稳定性、严密性，确保运输途中不会破裂、倾倒、溢流；转运车辆均需装配GPS定位仪，车辆应根据《道路运输危险废物车辆标志》（GB13392-2005）设置明显标志。建设单位应合理规划原料运输路线，禁止经过水源保护等敏感目标；运输人员应进行专项的业务培训（包括事故应急处理措施），转运过程中应设专人看护，运输车辆采用厢式货车；运输车辆的车厢、底板必须平坦完好，周围栏板必须牢固，防止在运输过程中渗漏、溢出、扬散；建设单位应根据《危险废物经营单位编制应急预案指南》制定原料运输的事故应急处理预案，一旦发生事故，及时采取相应措施进行处理。（5）废光伏组件：井场运营期产生的废光伏板组件为一般废物，报废后由厂家回收处置。环境风险（1）井喷的防范措施：①井位布设远离居民点、河流，钻井期严格执行《钻井井控技术规范》；②钻井或修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，防止井喷事故发生；③在钻进或循环时，如果泥浆液面快速上升，要停泵，在一条阻流管线打井的情况下立即关井，然后慢慢关闭阻流器；④起下钻时，当发现井内液体流出而钻杆在井内时，应立即接上回压阀或管内防喷器并关井。若发现流出而钻铤正位于防喷器处时，立即接上回压阀或管内防喷器，用多效万能防喷器关井；在突发井内液体大量流出的情况下，应将井内钻具下过钻铤，在钻杆处关闭全密封闸板，若未下过钻铤，则可用万能防喷器关井；⑤在准备顶部压井用加重泥浆期间，应泵入泥浆以压缩井内伴生气和降低压力；⑥如果在关井期间压力超过极限时，应该通过全密闭闸板防喷器下面的紧急压井管线和紧急阻流管线在采用最大许可阻流器压力下进行循环；⑦在油井周围预设土堤以防止井喷发生时原油任意流淌，并采取措施回收原油。（2）输油管线泄漏风险防范措施：①在集输过程中，严格控制输送油气的性质，定期清管，排除管内的积水和污物，以减轻管线内的腐蚀；②定期测量管线的内外腐蚀情况，对管壁严重减薄段，及时更换，避免发生管线泄漏事故；③在有条件的地方安装自动控制装置，时刻检测管线的压力变化情况，对管线泄漏事故及时发现，及时处理；④定期检查管线安全保护系统（如安全阀等），使管线在超压时能够得到安全处理，将危害影响范围减小到最低程度；⑤加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管线安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并及时向上级汇报。⑥在穿越点的标志不仅清楚、明确，并且其设置应能从不同方向，不同角度均可看清。⑦在运行期，建设单位应加强与当地相关规划管理的沟通，协助规划部门做好管道、场站周边的规划。按《中华人民国石油天然气管道保护法》的要求，中心线两侧各五米地域范围内，禁止种植根系深达管道埋设部位可能损坏管道防腐层的深根植物；禁止取土、采石、用火、堆放重物、排放腐蚀性物质、使用机械工具进行挖掘施工；禁止修渠、修晒场、养殖场、建温室、建家畜棚圈、建房以及修建其他建筑物、构筑物。在穿**中心线两侧各五百米地域范围内，禁止挖砂、挖泥、采石等。	废气（1）伴生气回收利用措施：本项目实际建设过程中取消了采油井的建设，配套的出油管线取消建设，不涉及伴生气的回收利用。（2）无组织烃类逸散防治措施：采油井取消建设，配套的出油管线取消建设，不涉及原油、伴生气的收集，以及采出水的收集和处理等废水（1）采出水处理措施：本项目取消了采油井的建设，运营期不新增采出水。（2）措施返排液：注水井在修井和洗井过程中产生的作业废水，采取罐车拉运**处理站。处理达标后回注油层。噪声（1）井场、站场噪声控制措施：①采油井取消建设，不涉及采油机。②改扩建站场合理安排设备布局，且站场周围无居民点分布。③姬三联污泥减量化装置为撬装设备，现场仅进行管道的连接施工。（2）交通噪声控制措施：油区拉运车辆白天拉运，作业区开展安全教育，对拉运人员进行教育培训，限制车速，并安排专人进行巡查。固废（1）落地油的控制及回收：本项目环评阶段涉及的4口采油井取消建设，的注水井位于原井场内，原井场设置有污油池，注水井在修井和洗井过程中产生的落地油集中收集后送至现有庞23-25危废贮存点，定期交有资质单位处置。（2）含油污泥的回收与处置：本项目环评阶段涉及的4口采油井取消建设，的注水井位于原井场内，原井场设置有污油池，注水井在修井和洗井过程中产生的含油污泥集中收集后送至现有峁67-44危废贮存点，定期交有资质单位处置；污泥减量化装置产生的含油污泥送至现有庞23-25危废贮存点，定期交有资质单位处置；（3）废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶等：设备维护及修井作业产生的废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶，分类收集后送至现有峁67-44危废贮存点，定期交有资质单位处置。2024年委托海螺环保科技有限责任（原****公司）处置含油废弃物。（4）危废暂存、运输及处置措施和要求：姬三联污泥减量化装置处理后的污油泥，通过装袋拉运至庞23-25危废贮存点，统一交有资质单位处置；油厂2024年委托海螺环保科技有限责任（原******公司）处置含油污泥。（5）废光伏组件：光伏组件取消建设环境风险（1）井喷的防范措施：①江43-38注水井在原江40-39井场内建设，钻井期严格执行了《钻井井控技术规范》。②钻井过程中在井口安装防喷装置，防止事故的发生。③在钻井和泥浆循环过程中，通过控制泥浆泵来控制泥浆罐内液面。 ④起下钻过程中，控制钻杆，防止液体流出泥浆罐。⑤顶部压井用加重泥浆期间，通过泵入泥浆的方式压缩井内伴生气和降低压力。⑥在关井期间，未出现压力超过极限的情况；⑦本项目仅建设注水井1口，不建设采油井，不涉及原油回收。（2）输油管线泄漏风险防范措施：本项目环评阶段涉及的4口采油井取消建设，配套的江93-07至姬23转的出油管线取消建设，项目不涉及输油管线泄露风险防范措施。
采油井取消建设，采油井配套的环保设施取消建设

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：

（1）井场工程：改扩建井场4座，采油井4口（江54-33井场2口、江93-07井场2口，开采层位为长8），注水井3口（刘40-39井场2口、庞34-38井场1口，回注层位为长8），均为定向井。新增产能1.0×104t/a。（2）管线工程：L245N-Ф60×5.0出油管线1.9km（江93-07井场至姬23转）。（3）供电工程：电源就近接入附近已建电网系统，“T”接或延伸已建刘峁塬变1111#线路。**电站1座。（4）通信工程：井场架空12芯光缆就近接入附近站场，实现数据、视频图像上传。（5）消防：刘峁塬油区消防戒****中队；站场、井场等火灾危险场所配置一定数量移动式灭火器；（6）线路标示桩、标识带：出油管线：设置穿跨越桩及交叉桩；集输管道靠近人口集中居住区、工业建设地段等需加强管道安全保护的地方可设置标识带。	（1）井场工程：在江40-39井场扩建注水井1口（新江43-38注水井），其他采油井、注水井取消建设。未新增产能。（2）管线工程：因江93-07采油井取消建设，因此江93-07井场至姬23转的1.9km的出油管线取消建设（3）供电工程：采油井取消建设，注水井在原有的井场内建设，****电站（4）通信工程：采油井取消建设，注水井在原有的井场内建设，不新增通信工程（5）消防：采油井取消建设，注水井在原有的井场内建设，依托现有进场的消防设施；（6）线路标示桩、标识带：江93-07井场至姬23转的出油管线取消建设，因此不涉及线路标示桩和标识带。
（1）井场工程：改扩建井场减少3座，采油井减少4口，注水井减少2口，产能减少1×104t/a。（2）管线工程：出油管线取消建设（3）供电工程：井场取消建设，配套的供电工程取消（4）通信工程：井场取消建设，配套的通信工程取消（5）消防：注水井场的消防依托现有井场的消防设施（6）线路标示桩、标识带：出油管线取消建设

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

基础混凝土减震、

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

污泥提升泵采用基础混凝土减震措施。

2024年6月30日、7月1日，监测单位在姬三联厂界四周（东、南、西、北）各设置1个监测点厂界

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

源头控制措施（1）采油井和回注井的建设、运行管理 ①采油井和回注井的建设要严格照《油气井诱喷作业规程》（SY/T5789-93）的要求进行固井作业，按照国家和地方环境保护要求，严格回收处理废弃钻井液及各类废弃物； ②采油井和回注井在第四系与白垩系井段建设时，要严格依据设计进行钻井液配置，预防地下水质受到污染； ③钻井一开揭穿第四系与白垩系，下表套外用水泥封固后，要对封井质量进行检查，防止后期下部层段建设钻井液对第四系与白垩系地下水造成污染； ④加强回注井的固井质量及运行管理，确保回注水水质合格； ⑤在采油井和回注井投入使用后，一是建立回注系统操作规程，记录注水量、水质、泵压变化情况，定期开展动态分析；二是对采油井和回注井每周进行一次巡检，每年定期开展带罐检修工作； ⑥按照地下水环境监测计划定期对采油井和回注井下游附近的居民水井进行地下水取样监测，建立台账、及时对比分析水质变化；（2）废水收集及回用措施 ①钻井废水井场设置废水收集罐暂存，经沉淀后用于配置泥浆。钻井结束后，由作业废水处理系统处理达标后回注油层。严格操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏。 ②油田生产废水 A油田生产废水包括采出水、措施返排液（修井、洗井废水）等，其特点是含油量高，并含有一定量的泥沙； B采出水在集输站、联合站内油水分离后进入采出水处理设施处理；整套采出水处理设施采用地上密闭罐体装置，杜绝污水“跑、冒、滴、漏”。措施返排液全部通****处理站进行处理； C生产废水经采出水处理设施处理后达到相应指标，全部回注区块开发油层。要求生产废水处理率和回注率均达到100%，且必须回注开发油层，严禁回注其他层位，严禁采出水外排； D严禁以渗坑储存等形式处置含油污水； E优化水**配置，节约和保护水**，提高水**利用效率和效益，制定节水方案，生产废水回注率要求达到100%，使有限的水**得到合理利用； ③生活污水处理项目建设阶段，井场、站场及集输管线建设所产生的生活污水量少且污染负荷轻，施工人员生活污水排入临时防渗旱厕或者经沉淀收集后用于场地内泼洒抑尘，同时在施工现场设置移动式环保厕所，用于农田施肥，不外排；项目运营后，生活污水经胡六联保障点生活污水处理设施处理达标后，用于站内绿化，不外排。（3）防止固废淋溶水下渗污染地下水的措施 ①钻井泥浆、岩屑钻井过程中采用泥浆不落地处理工艺，产生的废弃泥浆在现场进行固液分离，待钻井结束后，由防渗漏、防抛洒、防扬尘的运输车辆统****集团）******公司处置。含油岩屑交******公司处置。 ②落地油 A油井建成采取试油进罐的方式，减少落地油的产生量；试油时井场铺设高分子土工膜，及时回收落地油，确保回收率达到100%； B试油时产生的含油污水要求进罐，送集输站采出水处理系统处理达标后回注油层，严禁外排； C运行期修井作业往往会有部分原油散落在油井周围成为落地油，要按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油； D对落地油必须严格按照清洁生产的原则，在源头上加以控制，使之“不落地”； E按标准化井场建设标准建设井场，井场内建设雨水蒸发池、污油池及导排设施，确保井场雨水与污油不出井场。（4）集输管线的运行管理 ①管线敷设前，加强对管材和焊接质量的检查，管线焊接完成后对所有对接焊缝进行100%的射线探伤和超声波探伤，严禁使用不合格管材。穿越道路管线应加厚管壁，提高管线强度，防止因质量缺陷造成泄漏事故的发生；建设完成后要按规定进行试压； ②管线尽可能沿道路布设，以便于维护和事故处理。管线敷设深度应在冻土层以下，一般要求为1.2～1.5m； ③当管线经过坡地、陡坎、易坍塌、易冲刷等不良地段时，为了保护管线的安全和环境，应采取挡土墙、坡面防护、滑坡错落整治、拦石网工程等相应的环保及水土保护措施； ④建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，确保施工质量。在施工过程中，加强监理，发现缺陷及时正确修补并做好记录； ⑤在管线敷设线路上设置永久性标志，包括历程桩、转角庄、交叉标志和警示牌等，提醒人们不要在管线两侧20～50m范围内活动。二、分区防渗措施依据《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013），根据生活生产装置和设施的性质、包气带岩性结构、污染控制难易程度及其地下水环境风险，以及拟采取的防渗处理方案，将井场地面设施的防渗措施分为三个级别，即重点防渗区、一般防渗区和简单防渗区。针对不同的污染防治区制定了如下相应的防渗措施与要求。

本项目不新增劳动定员，不新增生活污水。由于采油井取消建设，****油田采出水，注水井修井和洗井过程中产生的修井废水、洗井废水拉运****处理站处理达标后回注，不外排。污泥减量化装置分离出的滤液进入姬三联采出水处理系统处理达标后回注，不外排，验收阶段通过查阅姬三联采出水处理装置的日常监测报告可知，姬三联采出水出水水质可满足回注要求。本项目运行期定期对注水井进行检查，杜绝井场的跑冒滴漏现象。按照建设单位提供资料，注水井均通过水泥将套管与地层之间进行封闭，上有封隔器完全隔绝采出水回注过程中与非注水层和地下含水层的联系，阻止回注水对非注水层和地下含水层的污染；井底构筑水泥塞，阻止注水向下部地层的渗入；仅井体底部的钢质封闭管壁设置了射孔段作为回注水排出钢管之外的通道，项目不同层位的采出水通过不同深度的注水井进行回注，确保“同层回注”；地面部分，井口高出地面，还设置控制加压装置，防止了对近地表的地下潜水与地表水的污染。因此，回注地层的采出水，在正常状况下不可能跨越抗压强度较高的钢管与水泥阻挡层而涌入非注水层，不会对地下水水质产生影响。注水井下表套外用水泥封固后，对封井质量进行检查。加强注水井的运行管理，确保回注水水质合格：一是建立回注系统操作规程，记录注水量、水质、泵压变化情况，定期开展动态分析；二是对注水井定期进行巡检，每年定期开展带罐检修工作。

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）落地油的控制及回收：①设置井控装置，在钻井过程中及完井后，严格执行井控技术规定和井口装置试压要求。②根据标准化井场设计，井口设置有防渗集油槽，井场内设置防渗污油回收池，集油槽与污油回收池相连，保证井口泄漏原油全部收集，并定期用罐车运往污油泥暂存点暂存后委托有资质单位处置。 ③井下作业：井下作业时采用“密闭清洗，钢制箱体平台，高分子轻体钻等清洁生产工艺”，并采用“铺设作业、带罐上岗”的模式，实现“井液不出井筒，落地原油全部回收”。④加强管理，对井口装置、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。（2）含油污泥的回收与处置：运行期含油污泥主要来自3个环节：原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业。本项目不**站场和采出水、措施作业废水处理设施。现有站场清理作业前，罐区内部、水处理装置区和井场地面均预先铺设高分子土工膜防止油泥落地，避免危废散落造成作业场地内的土壤和地下水污染。油泥清出装置后直接装入防渗袋内运至污油泥暂存点或直接交有资质单位清运。为解决刘峁塬油区污泥减量处理问题，减轻含油污泥对沉降除油罐的冲击及水处理系统的影响，本次在姬三联配套建设移动式污泥减量化装置1套，负责姬六联等主要站场的污泥减量，移动式污泥减量化装置设置规模为10m3/h，处理过程中不用二次加药，可在站场间流动处理。此外，按照标准化井场建设要求，各采油井场内均建有污油回收池，用于井场运行期含油污泥的暂存，作业结束后及时进行污油清理和回收，将含油污泥运送至项目依托的污油泥暂存点暂存，定期交有资质单位进行处置。（3）废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶等：项目运行期其他固废主要包括设备维护及修井作业产生的废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶，均属于《国家危险废物名录（2021年版）》中HW08和HW49类危险废物，分类收集后送至现有污油泥暂存点单独暂存，定期交有资质单位处置。（4）危废暂存、运输及处置措施和要求：①危险废物暂存及处置措施：危险废物应实行减量化、**化和无害化，即首先通过清洁生产减少废弃物的产生，在无法减量化的情况下优先进行废物**化利用，最终对不可利用废物进行无害化处置。②本项目在实行减量化、**化后产生的危险废物相对较少，均依托现有污油泥暂存点暂存，最终定期交由有资质单位安全处置。根据现场调查及收集资料，本次****采油厂2处暂存设施（庞23-25油泥暂存点、峁67-44油泥暂存点），可满足本项目施工期和运行期危险废物的暂存。③危险废物运输污染防治措施：危险废物转移过程应按严格《危险废物转移管理办法》（2021年11月30日生态环境部、**部、交通运输部令第23号公布）执行，报批危险废物转移计划，填制转运联单；转运前应检查危险废物转移联单，核对品名、数量和标志；含油污泥在转运前应检查盛装容器、转运设备的稳定性、严密性，确保运输途中不会破裂、倾倒、溢流；转运车辆均需装配GPS定位仪，车辆应根据《道路运输危险废物车辆标志》（GB13392-2005）设置明显标志。建设单位应合理规划原料运输路线，禁止经过水源保护等敏感目标；运输人员应进行专项的业务培训（包括事故应急处理措施），转运过程中应设专人看护，运输车辆采用厢式货车；运输车辆的车厢、底板必须平坦完好，周围栏板必须牢固，防止在运输过程中渗漏、溢出、扬散；建设单位应根据《危险废物经营单位编制应急预案指南》制定原料运输的事故应急处理预案，一旦发生事故，及时采取相应措施进行处理。（5）废光伏组件：井场运营期产生的废光伏板组件为一般废物，报废后由厂家回收处置。

（1）落地油的控制及回收：本项目环评阶段涉及的4口采油井取消建设，**的注水井位于原井场内，原井场设置有污油池，注水井在修井和洗井过程中产生的落地油集中收集后送至现有庞23-25危废贮存点，定期交有资质单位处置。（2）含油污泥的回收与处置：本项目环评阶段涉及的4口采油井取消建设，**的注水井位于原井场内，原井场设置有污油池，注水井在修井和洗井过程中产生的含油污泥集中收集后送至现有峁67-44危废贮存点，定期交有资质单位处置；污泥减量化装置产生的含油污泥送至现有庞23-25危废贮存点，定期交有资质单位处置；（3）废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶等：设备维护及修井作业产生的废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶，分类收集后送至现有峁67-44危废贮存点，定期交有资质单位处置。2024年委托**海螺环保科技有限责任（原******公司）处置含油废弃物。（4）危废暂存、运输及处置措施和要求：姬三联污泥减量化装置处理后的污油泥，通过装袋拉运至庞23-25危废贮存点，统一交有资质单位处置；****油厂2024年委托**海螺环保科技有限责任（原******公司）处置含油污泥。（5）废光伏组件：光伏组件取消建设

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）井场的生态保护措施：①井下作业时采用“密闭清洗，钢制箱体平台，高分子轻体钻等清洁生产工艺”，并采用“铺设作业、带罐上岗”作业模式，实现“井液不出井筒，落地原油全部回收”；②洗井和修井产生的含油污水由罐车运往附近站场污水处理装置集中处理，不得随地排放，避免对土壤和水体造成影响； ③对井场防渗污油池中的油泥，委托有资质的单位及时清理，并进行安全处置； ④及时回收井下作业过程中产生的落地油，将落地油的污染限制在井场范围内。（2）站场生态保护措施：①对各种设备、管线、阀门定期进行检查，防止跑、冒、滴、漏，及时巡检管线，一旦发生事故应及时采取相应的补救措施，尽量减小影响和损失；②污染源及环境保护设施应加强管理，保证达标排放；③加强对绿化植物的管理和维护，减少运行初期因植被未恢复而造成的水土流失；④本项目事故条件下将对生态环境造成较大的影响，因此须对事故风险严加防范和控制。发生油气泄漏等突发性时间，应当采取紧急措施，防止污染面积扩大；落地污油等应当尽快予以清除，并对受污染的土壤进行处理。（3）管线生态保护措施：①在管线上方设置各种标志，以防各类施工活动对管线的破坏，特别是穿越长城地段、穿越河流地段的管线，必须设立明显的警示标识。②建设单位应加强各种防护工程的维护、保养与管理，加强对道路和输油管线沿线生态环境的监测与评估，及时发现滑坡、坍塌、泥石流等隐患，提前采取防治措施。③加强宣传教育，提高输油管线沿线居民的环保意识，加强对绿化工程的管理与抚育，防虫、防火，禁止在输油管线沿线附近取土，以避免造成输油管线破坏、导致原油泄漏污染事件。④加强管线巡检力度，对腐蚀、老化的管线及时更换，降低泄漏事故的发生概率。⑤对于输油管线原油泄漏造成的土壤污染，根据土壤类型可采取不同的措施，灰棕漠土由于土壤渗透性强，易渗漏，污染面积一般较小，但污染深度较大，易于控制和收集，应将污染土层挖出后集中处理，并及时覆土恢复。

（1）井场的生态保护措施：本项目仅建设注水井1口，不涉及井下作业。现有采油井井下作业时采用“密闭清洗，钢制箱体平台，高分子轻体钻等清洁生产工艺”，并采用“铺设作业、带罐上岗”作业模式。建设单位已签订危险废物处置协议。（2）站场生态保护措施：本次站场改扩建内容仅在姬三联站内新增污泥减量一体化集成装置1套，运营期设备的维护和保养由原有站场的运维人员进行，对设备、阀门等进行定期检查，防止泄露。本次改扩建内容不涉及绿化及生态恢复等工程内容。（3）管线生态保护措施：本项目环评阶段涉及的4口采油井均取消建设，配套的江93-07至姬23转的出油管线取消建设，后期不再建设，管线取消后，本项目不再涉及管线生态保护措施。

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）井喷的防范措施：①井位布设远离居民点、河流，钻井期严格执行《钻井井控技术规范》；②钻井或修井时，在井口上安装防喷器和控制装置，防止井喷事故发生；③在钻进或循环时，如果泥浆液面快速上升，要停泵，在一条阻流管线打井的情况下立即关井，然后慢慢关闭阻流器；④起下钻时，当发现井内液体流出而钻杆在井内时，应立即接上回压阀或管内防喷器并关井。若发现流出而钻铤正位于防喷器处时，立即接上回压阀或管内防喷器，用多效万能防喷器关井；在突发井内液体大量流出的情况下，应将井内钻具下过钻铤，在钻杆处关闭全密封闸板，若未下过钻铤，则可用万能防喷器关井；⑤在准备顶部压井用加重泥浆期间，应泵入泥浆以压缩井内伴生气和降低压力；⑥如果在关井期间压力超过极限时，应该通过全密闭闸板防喷器下面的紧急压井管线和紧急阻流管线在采用最大许可阻流器压力下进行循环；⑦在油井周围预设土堤以防止井喷发生时原油任意流淌，并采取措施回收原油。（2）输油管线泄漏风险防范措施：①在集输过程中，严格控制输送油气的性质，定期清管，排除管内的积水和污物，以减轻管线内的腐蚀；②定期测量管线的内外腐蚀情况，对管壁严重减薄段，及时更换，避免发生管线泄漏事故；③在有条件的地方安装自动控制装置，时刻检测管线的压力变化情况，对管线泄漏事故及时发现，及时处理；④定期检查管线安全保护系统（如安全阀等），使管线在超压时能够得到安全处理，将危害影响范围减小到最低程度；⑤加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管线安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并及时向上级汇报。⑥在穿越点的标志不仅清楚、明确，并且其设置应能从不同方向，不同角度均可看清。⑦在运行期，建设单位应加强与当地相关规划管理的沟通，协助规划部门做好管道、场站周边的规划。按《中华人民**国石油天然气管道保护法》的要求，****中心线两侧各五米地域范围内，禁止种植根系深达管道埋设部位可能损坏管道防腐层的深根植物；禁止取土、采石、用火、堆放重物、排放腐蚀性物质、使用机械工具进行挖掘施工；禁止修渠、修晒场、****养殖场、建温室、建家畜棚圈、建房以及修建其他建筑物、构筑物。在穿****中心线两侧各五百米地域范围内，禁止挖砂、挖泥、采石等。

（1）井喷的防范措施：①江43-38注水井在原江40-39井场内建设，钻井期严格执行了《钻井井控技术规范》。②钻井过程中在井口安装防喷装置，防止事故的发生。③在钻井和泥浆循环过程中，通过控制泥浆泵来控制泥浆罐内液面。 ④起下钻过程中，控制钻杆，防止液体流出泥浆罐。⑤顶部压井用加重泥浆期间，通过泵入泥浆的方式压缩井内伴生气和降低压力。⑥在关井期间，未出现压力超过极限的情况；⑦本项目仅建设注水井1口，不建设采油井，不涉及原油回收。（2）输油管线泄漏风险防范措施：本项目环评阶段涉及的4口采油井取消建设，配套的江93-07至姬23转的出油管线取消建设，项目不涉及输油管线泄露风险防范措施。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程