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长庆油田分公司第二采油厂2023年产能建设工程超前实施井场

审批

甘肃-庆阳-西峰区

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********04199XC	张祺
李海方	省市**县
省市**县人民路

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年产能建设工程超前实施井场

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区县、县、、**区
经度:107.6827 纬度: 36.09969	****环境局
	2023-08-07
庆环规划发〔2023〕40号	无
	41000
2850	****
916********04199XC	博厚**公司
916********1130082	新康环保**公司
****0800MA71DM95XW	2024-11-10

2025-02-06	2025-03-04
	http://www.**.com/meitibaodao/**121.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：

扩建	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：

36×104t/a	30.75×104t/a
井场减少10座，采油井减少91口，较环评阶段产能减少了5.25万吨/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：

本项目原油主要通过管线集输，采用单管不加热密闭集输流程，个别集输系统未完善的井区采用井组拉油方式集输。	本项目原油主要通过管线集输，采用单管不加热密闭集输流程，个别集输系统未完善的井区采用井组拉油方式集输。
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）采出水本项目采出水全部通过现有采出水处理系统处理，达到《陇东油田采出水处理水质指标及分析方法》（Q/SY CQ 08011-2022）相应回注水质标准后回注油层，不外排。（2）措施返排液本项目**处理站，运行期新增措施返采油厂现有处理站、午24-11处理站等9处理站处理，处理达标后通处理站所辖注水井回注油层。（3）伴生气回收利用措施本项目井场主要采用管道密闭集输，除部分井区位置偏远、地面集输系统不完善采取而拉油方式外，其余井区油井全部采用输油管线密闭集输；井口采取定压阀回收套管气；站场采用油气分输或混输工艺等措施确保流程密闭，可减少集输过程中的烃类气体无组织排放。本项目采油井口安装定压阀回收套管气；采取管输的井场，伴生气在下游站场进行气液分离，站场加热炉或直接利用该伴生气湿气，或先输往下游轻烃厂/混烃厂处理后，再将干气返回站场做燃料使用，富余的伴生气干气外售处置。站场进口处设置紧急截断阀，输油、输气干线设置紧急切断系统，一旦发生事故，紧急切断油、气源，从而最大限度地减少油气集输过程中烃类气体的排放量。（4）硫化氢污染防治措施根据设计资料，伴生气中硫化氢主要在里429井区检出。根据设计，里429井区井场原油全部输往依托站场岭二十转，其站内目前设置有脱硫橇对伴生气进行脱硫净化，主要装置为脱硫塔，具体工艺流程为：天然气通过分布器进入吸收塔，与脱硫液充分混合除去硫化氢后，利用站场现有输送系统集输至下游。脱硫富液在压力作用下通过喷射器进入再生塔，与喷射器吸入的空气及鼓风机鼓入的空气混合发生氧化再生反应，脱硫富液被还原成贫液，并生成硫磺单质，贫液和硫进入贫液槽，并通过贫液循环泵进入吸收塔循环使用。分离出的硫磺进行储存。（5）扬尘控制井场道路：井场道路运行期的主要运行车辆为巡检车辆，该部分车辆运输频度较小，在采取限速行驶的情况下，对影响范围内的村民住户实际影响较小，但在井场进行修井、洗井等作业期间，由于工程车辆进出频度增加，扬尘影响相对明显，因此，在洗井、修井等作业期间应对井场道路采取洒水降尘等措施，并合理安排洒水频次、洒水量，以及洒水方式，确保措施有效。进站场道路:运行期需要进出拉油站场的车辆较井场道路较多，工程设计采用泥结碎石路面，该类路面水稳性比井场道路有较大改善，扬尘得到较大程度的抑制，但在连续干旱的天气条件下，也容易起尘。对于该类道路，首先应当采取车辆限速措施，在车辆运行频繁的干旱季节增加洒水降尘措施，加强道路的日常养护，防止路面产生沉陷、松散、车辙、坑洞等病害。（6）井站场无组织烃类逸散防治措施井组拉油点卸油作业采取底部载入式作业方式，减少拉油井场拉油罐装卸油作业无组织烃类气体排放。油田采出水和措施返排液处理装置均采用密闭管线集输，接入口和排出口采取与环境空气隔离措施。泄漏排放管控的设备与管线组件种类按GB 37822执行，对泵、阀门、法兰等易发生泄漏的设备与管线组件定期检查密封性，防止或减少跑、冒、滴、漏现象，通过源头控制无组织排放。废气收集系统的输送管道应密闭。废气收集处理系统应与生产装置或设施同步运行。（7）井场、站场噪声控制措施井场、站场选址应尽可能远离居民点；井场采油机采用电力驱动，合理布置井场、站场平面布置。站场应合理安排设备布局，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；设备选型尽可能选择低噪声设备，并采取基础减振措施；加强拟建站场站外绿化，通过树木、草坪的遮挡和反射起到一定的降噪作用。（8）交通噪声控制措施油区运输车辆尽量安排在上午7:00～12:00和下午14:00～22:00之间，严禁夜间运输；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。（9）落地油的控制及回收设置井控装置，在钻井过程中及完井后，严格井控技术规定和井口装置试压要求。根据标准化井场设计，井口设置集油槽，井场内设置含油污水池，集油槽与含油污水池相连，保证井口泄漏原油全部收集，井场内临时暂存在含油污水池内，再及时由专业车辆运往危废暂存点暂存后委托有资质单位处置。井下作业：井下作业过程按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油、含油污泥等危险废物，并委托有资质单位处置。建议采用“绿色修井技术及配套设备”，以原油不出井筒为目的，达到“三不沾油”，即井场不沾油、设备不沾油、操作工人身上不沾油。加强管理，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。（10）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：依托站场的原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业。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防渗布防止油泥落地，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含油危废暂存点或直接交有资质单位清运。另外，拉油点储罐也需定期清罐，一般一年两次，施工队伍进行，清罐油泥直接由罐车运至可依托的危废暂存点暂存，拉油点内不暂存，最终交危废资质单位处置。含油污泥属危险固体废物，在采油、原油脱水、油田采出水处理及措施返排液处理过程中各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。在含油污泥的处理中，长庆油田积极推行减量化和化的做法，对采出水处理系统产生的油泥经浓缩干化后送至有资质的单位进行处置。此外，按照标准化井场建设要求，各采油井场内均建有含油污泥池，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危废暂存点暂存，定期运送至有资质单位进行处置。（11）废滤料及其他固体废物的处置项目依托的采出水处理系统的滤料平均两年更换一次，产生的废滤料属于危险废物。更换前，系统停止供水，罐内采出水排空口将废滤料卸出，直接装入防渗袋交有资质单位清运处置，暂时无法接收时，送现有危废暂存点暂存，定期委托有资质单位处置。项目不生活保障点等设施，运行期其他固废主要为设备维护及修井作业产生的废防渗布、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类危险废物，收集后送至现有危废暂存点依托暂存，定期交有资质单位处置，防治措施可行。（12）危废暂存、运输及处置措施和要求危险废物暂存及处置措施：本项目在实行减量化、化后产生的危险废物相对较少，均依托现有危废点暂存，定期交由有资质单位安全处置。危险废物运输污染防治措施：①危险废物转移过程应按严格《危险废物转移管理办法》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；②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；③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）设置明显标志。④建设单位应合理规划原料运输路线，禁止经过水源保护区、自然保护区等敏感目标；⑤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；⑥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。日常管理要求：要求企业履行申报的登记制度、建立危废台账管理制度，及时登记各种危废的产生、转移、处置情况。应按照当地危险废物转移联单申报程序进行申报转移，****管理部门批准后才可实施，禁止私自处置危险废物。对危险废物的转移运输要实行《危险废物转移管理办法》，实行五联单制度，运出单位及当地环保部门、运输单位、接受单位及当地环保部门进行跟踪联单。	（1）采出水本项目采出水通过现有的采出水处理系统处理，达到《陇东油田采出水处理水质指标及分析方法》（Q/SY CQ 08011-2022）相应回注水质标准后回注油层，不外排。（2）措施返排液本项目**处理站，运行期新增措施返采油厂现有处理站、午24-11处理站等9处理站处理，处理达标后通处理站所辖注水井回注油层。（3）伴生气回收利用措施本项目井场主要采用管道密闭集输，除陇页1区，悦217区，木65区，陇页7区，白马中—板19区中的9口井采取拉油方式外，其余井区油井全部采用输油管线密闭集输；井口采取定压阀回收套管气；本项目采油井口安装定压阀回收套管气，采取管输的井场，伴生气在下游站场进行气液分离，产生的伴生气用于站场加热炉使用。各站场进口处设置有紧急截断阀，输油、输气干线设置紧急切断系统，一旦发生事故，可紧急切断油、气源。（5）硫化氢污染防治措施本次里429井区建设采油井2口，产生的原油全部输往岭二十转，依托岭二十转现有的脱硫撬对硫化氢进行净化。（6）扬尘控制目前尚未涉及井场的修井和洗井作业。拉运油的车辆限速行驶，作业区加强道路的养护和洒水降尘。（7）井站场无组织烃类逸散防治措施井组拉油点卸油作业采取底部载入式作业方式.**油田采出水和措施返排液处理装置均采用密闭管线集输，接入口和排出口采取与环境空气隔离的措施。建设单位以作业区为单位安排专人对设备与管线进行检查，防止泄露或跑冒滴漏情况的发生。伴生气收集、处理系统采用管道密闭传输。已对南梁集油站、岭一联、悦联站完成了VOC治理，每座站内大罐抽气装置1套，设计规模3000m3/d，对站内的储油罐罐顶呼吸阀等进行改造，配套建设罐区集气管网，并增设管道阻火器、压变等设施。（8）井场、站场噪声控制措施井场、拉油点选址时按照设计文件进行选址，远离了居民点。井场采油机采用电力驱动，井场布局合理。拉油点布局合理。设备选择低噪声设备，泵机等基础采用钢筋混凝土结构。井场，拉油点厂址周围均进行了绿化，主要栽种松树和播撒草籽。（9）交通噪声控制措施油区的运输车辆安排在昼间，夜间不运输。**油厂及各作业区加强施工人员的安全教育，要求作业人员通过居民集中区时尽量减少鸣笛。车辆运输过程中限速行驶。（10）落地油的控制及回收井口安装井控装置；井口处设置集油槽，井场内设置含油污水池，集油槽与含油污水池相连。井口集油槽采用砖混水泥砂浆结构，含油污水池采用砖混结构。油厂井下作业严格按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式及时回收落地油、含油污泥等危险废物，并委托有资质单位处置。目前尚不涉及修井，洗井等井下作业。油厂每个年度委托有资质单位处置含油污泥等危险废物。油厂以作业区的形式对项目进行管理，作业区安排专人对井口，管线等进行巡视检查，发现问题，及时解决。（11）含油污泥的回收与处置运行期的含油污泥为所依托站场的原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业，均为依托工程，待产生后由清理单位或运行单位对产生的含油污泥进行收集，拉运至危废暂存点，最终委托有资质单位进行处置。油厂2024年委托处置。（12）废滤料及其他固体废物的处置项目依托的采出水处理系统更换的废滤料属于危险废物，目前尚未进行更换，建设单位2024年已和高晨工业危**公司签订危废处置协议，待产生后委托其进行处置。（13）危废暂存、运输及处置措施和要求本项目产生的危险废物依托现有的危废点暂存，暂存后交有资质单位进行处置。油厂2024年委托高晨工业危****公司处置。 ①危废转移过程中，建设单位严格按照《危险废物转移管理办法》执行，填报危险废物转移联单。②含油污泥采用防渗袋收集，在转运前对盛装容器进行检查，确保运输过程中不会泄露。③危废转移车辆配备GPS定位仪。④经调查，拉油罐车和危废拉运路线均不穿越水源保护区、自然保护区及其他特殊需要保护的敏感区域.⑤运输车辆采用厢式货车，底板平坦，周围设置栏板，并设置顶盖，防止运输过程中的遗撒。⑥建设单位制定了应急处置预案，一旦发生事故，及时采取处置措施。建设单位按照要求，建立了危废台账管理制度，及时登记各种危废的产生、转移、处置情况。并进行了危废转移联单的申报登记，危废转移过程中实施五联单制度。
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：

（1）井场工程：共部署产能36×104t/a，拟建采油井565口、注水井67口，涉及井场124座（93座，扩建31座）（2）站场工程：悦83-1拉油点，1箱式（40m3）；合66拉油点，2箱式（40m3）；西311拉油点；陇36拉油点；镇609扩拉油点，2箱式（40m3）；板73-4拉油点，2箱式（40m3）；西176-2拉油点，4箱式（40m3）；西377-78拉油点；85-19扩拉油点，2箱式（40m3）。（3）集输工程：出油管线180.3km、注水管线77.5km （4）道路工程：道路24.79km	（1）井场工程：10座井场取消建设，83座井场，扩建31座井场，共114座井场。共建设采油井474口，注水井67口。产能为30.75×104t/a （2）站场工程：悦83-1拉油点，1箱式（30m3）；合66拉油点，4箱式（40m3）；西311拉油点取消建设；陇36拉油点取消建设；镇609扩拉油点，4箱式（40m3）；板73-4拉油点，6箱式（30m3）；西176-2拉油点，6箱式（30m3）；西377-78拉油点取消建设；85-19扩拉油点，2箱式（30m3）。（3）集输工程：出油管线实际总长度168.332km，注水管线总长度73.161km，出油管线共计77条，注水管线共计25条。（4）道路工程：道路19.876km
（1）井场工程：井场减少10座，采油井减少91口，较环评阶段产能减少了5.25万吨/年。（2）站场工程：悦83-1拉油点，拉油点规模减少了10m3；合66拉油点，拉油点规模增加了80m3；西311拉油点取消建设；陇36拉油点取消建设；镇609扩拉油点，拉油点规模增加了40m3；板73-4拉油点，拉油点规模增加了100m3；西176-2拉油点，拉油点规模增加了20m3；西377-78拉油点取消建设；**85-19扩拉油点，拉油点规模减小了20m3。（3）集输工程：出油管线总长度减少11.968km。注水管线总长度减少4.339km。（4）道路工程：道路总长度减少4.914km

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

本项目**井场主要采用管道密闭集输，除部分井区位置偏远、地面集输系统不完善采取而拉油方式外，其余井区油井全部采用输油管线密闭集输；井口采取定压阀回收套管气。

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》（GB39728-2020）排放浓度限值要求，拉油点内储油罐附近非甲烷总烃满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）排放限值要求。无组织废气硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）厂界标准值。

**井场主要采用管道密闭集输，除陇页1区，悦217区，木65区，陇页7区，白马中—板19区中的9口井采取拉油方式外，其余井区油井全部采用输油管线密闭集输；井口采取定压阀回收套管气

**新康环保****公司于2024年12月10日-12月15日对本项目拉油点、典型井场无组织进行了监测

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

（1）井场、站场选址应尽可能远离居民点；（2）**井场采油机采用电力驱动。（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）加强拟建站场站外绿化，通过树木、草坪的遮挡和反射起到一定的降噪作用。

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

（1）井场、拉油点选址时按照设计文件进行选址，远离了居民点。（2）井场采油机采用电力驱动。（3）设备选择低噪声设备，泵机等基础采用钢筋混凝土结构。（4）**井场，拉油点厂址周围均进行了绿化，主要栽种松树和播撒草籽

**新康环保****公司于2024年12月10-2024年12月15日日对部分井场、拉油点厂界四周噪声及敏感点噪声。

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）源头控制措施 1）采油井和回注井的建设、运行管理和关闭要求 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根据现场调查，河谷区的地下水埋深较浅，对于分布于河谷区的井场在施工期易对地下水造成污染，当地下水作为周围村民的饮用水水源时，在河谷区布置井场将可能危害周围人群健康，因此从环境保护和维护人群健康的角度，评价建议井场在具体布设时应尽量避开河谷地区；③水源地保护区及生态环境主管部门划定的禁采区域内禁止建设油水井及地面工程设施；④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；⑤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；⑥加强回注井的固井质量及运行管理，确保回注水水质合格；⑦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；⑧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；⑨采油井和回注井关闭时，要对其进行套内、套外和井口处理，利用水泥等防渗材料对采油井和回注井从井口到井底的所有空间进行永久性封堵，封井后要进行定位，在井口位置做永久标示，注明井号，指示风险，围栏圈闭保护，严禁在上面建任何建筑物，并要求周边建筑物必须有一定的安全距离，并建账存档，便于以后调档查阅；⑩针对距离李小渠水源地二级保护区边界较近的板23井区内的井场和管线，评价要求位于饮用水源地上游汇水区的工程按照“特殊区域”标准要求进行建设，并加强风险防范措施管控要求，落实油田泄漏的“三防四责”的责任体系，加强井口及地面污油污水的管理，井场外侧修建排洪渠，保证井场周围雨水畅通，不蓄积等措施，避免雨污水泄漏到地表水体和地下水，最大限度的降低对水源保护区的影响，采取以上措施后，可以满足相应的环保要求。 2）废水收集及回用措施钻井废水：井场建设防渗泥浆收集罐，钻井架底座表面有通向泥浆收集罐的导流槽，钻井废水全部排入泥浆收集罐；按规范设计泥浆收集罐容积，保证钻井废水及废弃泥浆不产生溢流现象，做到废水不外排；做好泥浆收集罐的防漏、防渗处理。油田生产废水：①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；②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****处理站进行处理；③生产废水经采出水处理设施处理后达到《陇东油田采出水处理水质指标及分析方法》（Q/SY CQ 08011-2022）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；④严禁以渗坑储存等形式处置含油污水；⑤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；生活污水处理:项目建设阶段，井场、站场及采油管线建设所产生的生活污水量少且污染负荷轻，建设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，同时在建设现场设置移动式环保厕所，用于农田施肥，不外排；项目运行期，根据产建工程开发方案，本项目不新增生活保障点，**拉油站场日常安排1人值守，**井场、管线等巡检人员由各作业区统一调配。各拉油站场设置防渗旱厕1座，定期清掏外运肥田，少量盥洗水用于场地洒水抑尘，不外排。 3)防止固废淋溶水下渗污染地下水的措施钻井泥浆、岩屑:钻井过程中产生的废弃泥浆、岩屑在防渗泥浆收集罐中暂存，钻井作业结束后委托第三方处置厂集中处置。落地油:①油井建成采取试油进罐的方式，减少落地油的产生量；试油时井场铺设防渗布，及时回收落地油，确保回收率达到100%；②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；③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；④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，使之尽量“不落地”；⑤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）采油管线的运行管理和关闭要求在采油管线投入使用前，对采油管线采取防腐措施，并在施工结束后检查采油管线密闭性。在采油管线投入使用后，一是建立采油管线管理和维护细则，详细记录油压、水压和输入输出油（水）量；二是对采油管线定期进行人工巡查；三是采用分布式光纤监测系统对采油管线进行完整性监测；四是遇到采油管线破裂发生原油或者采出水泄漏的情况，必须及时采取相应措施，并评估对地下水环境及水源地和居民供水井的影响程度。针对距离环境敏感区较近的采油管线，如板23井区内**靠近李小渠水源地保护区的采油管线，应适当增加人工巡查次数，并加强风险防范措施管控要求，落实油田泄漏的“三防四责”的责任体系，避免管线泄漏污染地下水，进而影响到水源地水质。采油管线关闭拆除前，对输油管线内残留的原油和采出水回注管线内残留的回注污水要回收处理。（2）分区防渗措施根据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、站场、拉油点等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， ①重点防渗区重点防渗区可采用天然材料防渗结构、刚性防渗结构和复合防渗结构中的其中一种。天然材料防渗结构的天然材料防渗层饱和渗透系数不应大于1.0×10-7cm/s，厚度不应小于6.0m；刚性防渗结构应采用水泥基渗透结晶型抗渗混凝土（厚度不宜小于150mm）+水泥基渗透结晶型防渗涂层（厚度不小于0.8mm）的结构型式，防渗结构层的渗透系数不应大于1.0×10-10cm/s；复合防渗结构应采用土工膜（厚度不小于1.5mm）+抗渗混凝土（厚度不宜小于100mm）的结构型式，抗渗混凝土的渗透系数不应大于1.0×10-6cm/s。不管采取何种防渗型式，确保防渗性能应与6m厚的粘土层等效（粘土渗透系数1.0×10-7cm/s），且应与所接触的污染物或物料相兼容，采用的防渗材料及施工工艺应符合健康、安全、环保的要求。防渗设计应保证在设计使用年限内不会对包气带及地下水造成污染。当达到设计使用年限时，应对防渗层进行检验和鉴定，合格后方可继续使用。当污染物具有腐蚀性时，防渗材料应具有耐腐蚀性或者采取抗腐蚀措施。重点防渗区的水池和水沟应满足以下条件：①水池结构厚度不应小于250mm；②混凝土的抗渗等级不应低于P8，且水池的内表面应涂刷水泥基渗透结晶型或喷涂聚脲等防水涂料，或在混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂；③水泥基渗透结晶型防水涂料厚度不应小于1.0mm，喷涂脲醛防水涂料厚度不应小于1.5mm；④当混凝土内掺加水泥基渗透结晶型防水剂时，掺量宜为胶凝材料总量的1%～2%。在涂刷防水材料之前水池应进行蓄水试验。重点防渗区地面四周应设置一定高度的围堰，围堰的具体高度应根据装置区可能泄漏物质的量确定，要保证能容纳下可能泄漏的物质。所有混凝土结构的接缝要采用HDPE防漏设计。 ②一般防渗区一般污染防治区主要指地下水污染风险比较低的区域，主要包括井场的集水沟、增压站的集油收球一体化装置、气液分离集成装置、站场的药品间、化验室、气液分离装置等地带，这些地带一旦出现污染物的跑、冒、滴、漏等情况，可以及时发现并采取措施，不会对地下水环境产生严重污染。一般污染防治区可采用天然材料防渗结构、刚性防渗结构和柔性防渗结构中的其中一种。天然材料防渗结构的天然材料防渗层饱和渗透系数不应大于1.0×10-7cm/s，厚度不应小于1.5m；刚性防渗结构抗渗混凝土渗透系数不应大于1.0×10-8cm/s，厚度不应小于100mm；柔性防渗结构土工膜厚度不应小于1.5mm。不管采取何种防渗型式，确保防渗性能应与1.5m厚的粘土层等效（粘土渗透系数1.0×10-7cm/s），且应与可能所接触的污染物或物料相兼容，采用的防渗材料及施工工艺应符合健康、安全、环保的要求。防渗设计应保证在设计使用年限内不会对包气带及地下水造成污染。当达到设计使用年限时，应对防渗层进行检验和鉴定，合格后方可继续使用。一般防渗区的水池和水沟应满足以下条件：①水池结构厚度不应小于250mm；②混凝土的抗渗等级不应低于P8。同时一般污染防治区地面四周应设置高度不低于150mm的围堰，围堰的具体高度应根据装置区可能泄漏物质的量确定，要保证能容纳整个装置区可能泄漏的物质。所有混凝土结构的接缝要采用HDPE防漏设计。 ③简单防渗区简单防渗区主要是指站场的综合楼、值班室、配电室等地带，地基按民用建筑要求处理即可。

（1）本项目正常状况下，井场、站场和采油管线等不会对地下水水质环境造成污染。在非正常状况下，在选择的预测情境下，如采出水回注井渗漏、拉油点储罐渗漏、采油管线泄露等，地下水水质有局部受到一定污染的可能，但在采取积极防治、及时采取地下水监测、应急响应、地下水污染修复和治理等措施下，可将污染限制在较小范围，并最终基本不会影响到区内的地下水环境。 1）井场、站场地下水污染防治措施 ①井场污油池采用砖砌、水泥砂浆抹面结构，导油槽、污油池进行防渗处理；②井场雨水池采用砖砌、水泥砂浆抹面结构，雨水导排渠进行防渗处理；③地下管道及设施的固化和密封，采用防腐蚀和防爆材料。 2）钻井施工过程地下水防治措施 ①钻井作业过程中，从钻开表面黄土层起，直到钻开基岩30m以上，采用无毒无害的**泥浆，避免了钻井液对浅层地下水的污染。②按照操作规范进行下套管、固井作业，在井筒内形成水泥保护层、表层套管、水泥保护层、油层套管等多层保护措施防止地下水污染或串层。③严格按照操作程序，减少钻井液的跑冒滴漏，老井钻井液用于新井钻井，减少了废钻井液产生量；钻井废水在井场固液分离，去向分两部分，溢流上清液排入井场泥浆罐中用于配制泥浆，在井场内部循环使用，不能利用的压滤等废****处理站点处理后回注，不外排。④钻井过程中产生的废弃泥浆、岩屑通过板框压滤处置后拉运至有资质单位处置。⑤设备底部整体铺设两层**度聚乙烯防渗膜。钻井废水：钻井废水实际为钻井泥浆上清液，泥浆按照一般工业固废处置，上清液作为钻井废水循环使用。钻井废水全部暂存于施工现场的废液收集罐，井下作业完成后及时由防渗漏、防溢流的运输车辆统一转移****处理站进行处置，不外排。根据建设单位提供的资料，本项目共拉运8562m3钻****处理站。试油废水：试油废水全部收集进罐，工程结束后运****处理站，处理达标后通过回注井注入油层，不外排。根据建设单位提供的资料，本项目共拉运14220m3试****处理站。压裂返排液：施工期压裂返排液全部收集进罐，施工结束后运****处理站依托处置，处理达标后通过回注井注入油层，不外排。根据建设单位提供的资料，本项目共拉运52140m3钻****处理站。管道试压废水：本项目管道试压分段进行，污水排放量较小，试压后产生的试压废水按照生态环境部门管理要求，收集后罐车拉运****处理站处理达标后回注油层，不外排。施工生活污水：施工期间在施工场地设置移动式环保厕所，粪便定期清运作为附近村庄农家肥使用，少量盥洗类生活污水用于站场洒水抑尘。施工期生活污水不排放。 3）运营过程地下水防治措施 ①钻井完成后在井眼中下入套管，并在套管及井壁之间注入水泥浆阻断地下水地下水串层；井底构筑水泥塞，阻止注水向下部地层渗入；②注水井的回注层位为开发油层；③注水井安装压力表，实时监控注水井运行状态；④水源井取水层位为深度850米左右的洛河组地下水；⑤本次产建工程没有在水源地保护区内进行开发活动；

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设置井控装置，在钻井过程中及完井后，严格井控技术规定和井口装置试压要求。根据标准化井场设计，井口设置集油槽，井场内设置含油污水池，集油槽与含油污水池相连，保证井口泄漏原油全部收集，井场内临时暂存在含油污水池内，再及时由专业车辆运往危废暂存点暂存后委托有资质单位处置。井下作业过程按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，及时回收落地油、含油污泥等危险废物，并委托有资质单位处置。建议采用“绿色修井技术及配套设备”，以原油不出井筒为目的，达到“三不沾油”，即井场不沾油、设备不沾油、操作工人身上不沾油。加强管理，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。 (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：依托站场的原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业。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防渗布防止油泥落地，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含油危废暂存点或直接交有资质单位清运。另外，拉油点储罐也需定期清罐，一般一年两次，****施工队伍进行，清罐油泥直接由罐车运至可依托的危废暂存点暂存，拉油点内不暂存，最终交危废资质单位处置。含油污泥属危险固体废物，在采油、原油脱水、油田采出水处理及措施返排液处理过程中各种处理容器和构筑物均会产生含油污泥。在含油污泥的处理中，长庆油田积极推行减量化和**化的做法，对采出水处理系统产生的油泥经浓缩干化后送至有资质的单位进行处置。此外，按照标准化井场建设要求，各采油井场内均建有含油污泥池，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危废暂存点暂存，定期运送至有资质单位进行处置。 (3)废滤料及其他固体废物的处置项目依托的采出水处理系统的滤料平均两年更换一次，产生的废滤料属于危险废物。更换前，系统停止供水，罐内采出水排空口将废滤料卸出，直接装入防渗袋交有资质单位清运处置，暂时无法接收时，送现有危废暂存点暂存，定期委托有资质单位处置。项目不**生活保障点等设施，运行期其他固废主要为设备维护及修井作业产生的废防渗布、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类危险废物，收集后送至现有危废暂存点依托暂存，定期交有资质单位处置，防治措施可行。 (4)危废暂存、运输及处置措施和要求本项目在实行减量化、**化后产生的危险废物相对较少，均依托现有危废点暂存，定期交由有资质单位安全处置。①危险废物转移过程应按严格《危险废物转移管理办法》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；②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；③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）设置明显标志。④ 建设单位应合理规划原料运输路线，禁止经过水源保护区、自然保护区等敏感目标；⑤ 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；⑥ 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。日常管理要求:要求企业履行申报的登记制度、建立危废台账管理制度，及时登记各种危废的产生、转移、处置情况。应按照当地危险废物转移联单申报程序进行申报转移，****管理部门批准后才可实施，禁止私自处置危险废物。对危险废物的转移运输要实行《危险废物转移管理办法》，实行五联单制度，运出单位及当地环保部门、运输单位、接受单位及当地环保部门进行跟踪联单。

(1)落地油的控制及回收井口安装井控装置；井口处设置集油槽，井场内设置含油污水池，集油槽与含油污水池相连。井口集油槽采用砖混水泥砂浆结构，含油污水池采用砖混结构。****油厂井下作业严格按照“铺设作业、带罐上岗”的作业模式及时回收落地油、含油污泥等危险废物，并委托有资质单位处置。目前尚不涉及修井，洗井等井下作业。****油厂每个年度委托有资质单位处置含油污泥等危险废物。****油厂以作业区的形式对项目进行管理，作业区安排专人对井口，管线等进行巡视检查，发现问题，及时解决。 (2)含油污泥的回收与处置运行期的含油污泥为所依托站场的原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业，均为依托工程，待产生后由清理单位或运行单位对产生的含油污泥进行收集，拉运至危废暂存点，最终委托有资质单位进行处置。****油厂2024年委托****处置。 (3)废滤料及其他固体废物的处置项目依托的采出水处理系统更换的废滤料属于危险废物，目前尚未进行更换，建设单位2024年已和**高晨工业危****公司签订危废处置协议，待产生后委托其进行处置。 (4)危废暂存、运输及处置措施和要求本项目产生的危险废物依托现有的危废点暂存，暂存后交有资质单位进行处置。****油厂2024年委托**高晨工业危****公司处置。 ①危废转移过程中，建设单位严格按照《危险废物转移管理办法》执行，填报危险废物转移联单。②含油污泥采用防渗袋收集，在转运前对盛装容器进行检查，确保运输过程中不会泄露。③危废转移车辆配备GPS定位仪。④经调查，拉油罐车和危废拉运路线均不穿越水源保护区、自然保护区及其他特殊需要保护的敏感区域. ⑤运输车辆采用厢式货车，底板平坦，周围设置栏板，并设置顶盖，防止运输过程中的遗撒。⑥建设单位制定了应急处置预案，一旦发生事故，及时采取处置措施。建设单位按照要求，建立了危废台账管理制度，及时登记各种危废的产生、转移、处置情况。并进行了危废转移联单的申报登记，危废转移过程中实施五联单制度。

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井下作业按照“铺设作业、带罐上岗”作业漠视，及时回收落地油；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；加强对偏远拉油井场的管理，杜绝跑冒滴漏，对拉油装卸平台采取地面硬化和防渗措施，防止落地油进入土壤环境；对井场防渗污油池中的油泥，委托有资质的单位及时清理，并进行安全处理。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；污染源及环境保护设施应加强管理，保证达标排放；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；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。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。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。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。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。 (4)道路生态保护措施对道路尚未硬化易产生扬尘的路段，采取洒水抑尘、设限速标示等措施，减少道路的无组织扬尘产生量，以保护道路两侧生态环境；主要道路设置截排水沟，减轻对道路路基的冲刷，减少水土流失量；定期对路基边坡进行维护，提高其防护能留，防止土壤受到侵蚀。 (5)闭井期生态环境保护措施井场生态保护措施:①闭井期油井退役或报废后，应当在半年内将打开的油气层和井口封闭；井场应拆除采油设备、封好井口、拆除井场围墙，挖松固化地面，并对井场土地进行平整、覆土和植被恢复；②井场植被恢复初期可撒播草籽，后期可种植乔、灌木，树种可选择杨树等当地适生植物；③在采油设备拆除过程中产生的落地油，应统一运往指定地点回收、处置，防止污染周围土壤环境；④保留各类绿化、防洪设工程、生态保护设施，****开发区生态环境功能不变，生态环境质量不低于目前现状；⑤梁峁顶防护体系，以种植灌草为主防风固土，控制梁峁及其附近土壤侵蚀；⑥峁缘线防护体系，以沟头防护体系为主，拦截梁峁坡防护体系的剩余径流，分割水势，防止溯源侵蚀。站场生态保护措施:①闭井期站场应在闭井期后12个月内予以拆除，同时挖松固化地面，并对站场土地进行平整、覆土和植被恢复，18个月内达到土地使用功能；②与水土保持工程措施相结合，设置截排水沟，防止水土流失。管线生态保护措施:闭井期管线的回收会破坏原地表植被以及管线沿线的土壤结构，应当妥善处理管道中残存的少量原油，回收表层的设备并在地表铺撒碎石。道路生态保护措施:①对井场道路的永久占地要进行生态恢复，恢复原有植被和生态景观，****开发区与区域生态景观和谐一致；②油区进场道路，在征求当地群众意见后，可作为当地农业生产使用的，不必恢复；否则要恢复地表植被覆盖。

(1)井场的生态保护措施井场设置有污油池，井下作业按照“铺设作业、带罐上岗”作业模式，及时回收落地油；截至验收阶段，尚未对本次**的井场进行修井和洗井；运营期交由作业区负责井场、站场等的巡检工作，作业区安排专人对站场、井场、管线等进行巡检，防止跑冒滴漏情况发生，同时井场内设置视频监控装置，一旦发现事故，及时处置，减少对生态环境影响。对井场防渗污油池中的油泥，委托有资质的单位及时清理，并进行安全处理。及时回收井下作业过程中产生的落地油，依托就近的危废暂存点进行临时储存，委托有资质的单位及时清理，并进行安全处理。 (2)站场生态保护措施拉油点和井场合建，定期对各种设备、管线、阀门定期进行检查，及时更换或维修有问题的设备、管线、阀门。定期对管线、井场、站场周围绿化进行巡视，对存在植被恢复稀疏或死亡的灌木及时进行补种。运营期交由作业区负责井场、站场等的巡检工作，作业区安排专人对站场、井场、管线等进行巡检，防止跑冒滴漏情况发生，同时井场内设置视频监控装置，一旦发现事故，及时处置，减少对生态环境影响。 (3)管线生态保护措施管线作业带上设置警示牌，管道中心线两侧5m范围内为管道保护区域，请勿取土、瓦塘、修渠、建养殖水场、堆放大宗物资、采石、盖房、垒家畜圈、修筑其他建筑物或种植深根作物。50m范围内禁止爆破、开山。作业区安排的人员定期对管线进行巡线，****油厂制定了突发环境事件应急预案，遇问题及时进行处理，避免集输管道发生破裂漏气、火灾爆炸事故，对周围环境带来的危害。作业区安排人员对管线进行巡线，查看管线是否存在跑冒滴漏、管线上是否存在深根植被等；****油厂制定了突发环境事件应急预案，针对管线泄漏造成的土壤污染，将污染土层挖出后集中处理，并及时覆土恢复。 (4)道路生态保护措施对进入井场的道路及时洒水降尘，并及时修整进场道路，防止浮土厚，过车扬尘大的情况发生。主要道路设施排水沟和种植松树，减轻对道路路基的冲刷，减少水土流失量；定期对道路进行巡视，及时修复进场道路。 (5)闭井期生态环境保护措施本项目暂不涉及闭井期

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）井站场风险防范措施与设施 ①平面布局科学合理，平面布置中尽量将火灾危险性相近的设施集中布置，并保持规定的防火距离；将站场的明火点控制到最少，并布置在站场边缘部位；有油气散发的场所布置在有明火或散发火花地点的当地全年最小频率风向的上风侧。②在可能发生原油泄漏或油气积聚的场所应按照《石油化工企业可燃气体检测报警设计规范》（SH 3063-94）的要求设置可燃气体报警装置。③管道与地面建构筑物的最小间距符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）等规范要求。④拉油站场储罐四周设置围堰，并设置有导排渠通往污油池，且污油池容积应于拉油站场储罐容积相匹配；站场四周设置雨水导排渠，与雨水池相连，确保初期雨水不出站。⑤站内配置足够的消防沙、灭火器，以及视频监控设备。⑥位于优先保护单元的井场，按照《长庆油田陇东油区清洁文明井场设施建设标准》（Q/SY CQ 08010-2019）“特殊区域”井场建设标准进行建设。（2）管线泄漏的防治 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在穿跨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。（3）运输车辆风险防范措施运输车辆管理措施：①按照《道路货物运输及站场管理规定》中有关车辆管理的规定，维护、检测、使用和管理专用车辆，确保专用车辆技术状况良好；严厉禁止报废车、自行改装车参与运营；定期对罐体、车辆进行安全检查，及时排除隐患，确保罐车不带病上路；②运输车辆必需配备应急处理器材、安全防护设施设备和专用车辆标志，例如配备专用灭火器、铁钎等灭火器材；必须配备具有行驶记录功能的卫星定位装置况；加装避电杆，行驶过程中确保避电杆接触地面；③运输罐车应当到具备道路危险货物运输车辆维修资质的企业进行维修；④适时清洗油罐沉积物，清洗油罐时严格按清罐安全要求，以防发生中毒和爆炸事故。装卸油作业管理措施：①装罐前，油罐车接好有效静电接地线，装油高度必须符合规定要求，不得超装，高温季节要留有一定的安全空容量，以防在运送过程中溢油。装油完毕后，撤除静电接地线。②卸油前，接好静电接地线，各项准备工作检查无误后方可卸油，流速控制在规定范围以内，能自流卸油的不泵送卸油，卸油完毕，排空管内余油，关闭阀门，撤除静电接地线，收整并归位设备，办妥交接手续。③雷雨期间要暂停进行油品的装卸作业，在装卸过程中，严禁擦洗罐车物品、按喇叭、修车等，对器具要轻拿轻放。④严禁使用化纤、塑料、丝绸等容易产生静电的制品擦拭罐体及机器设备；⑤油罐加油孔应密封严密，放油阀门、放油管应无渗漏，油罐通气孔应畅通，油泵进油滤网应经常清洗，送油胶管用完后应立即装上两端接头盖，不得有脏物进入。运输作业管理措施：①严格遵守交通规则，自觉维护交通秩序，文明驾驶、礼貌行车，切实做到“三先、五慢、七不超”；②运输车辆在行驶过程时，必须严格遵守交通、消防、治安等法规，根据道路的实际状况控制车速，保持与前车的安全距离，严禁违章超车，随意停车，并尽量避免紧急制动，确保行车安全；③油罐车严禁烟火和动用明火。在运输过程中，运输人员不得吸烟和动用明火，无关人员不得搭车，确保按规定的线路、速度行驶，停放，禁止在公共场所、人员密集的场所和易散发火花的地点停留；④合理安排罐车运输路线，严格遵守有关部门关于危险货物运输线路、时间、速度方面的有关规定，并遵守有关部门关于剧毒、爆炸危险品道路运输车辆在重大节假日通行高速公路的相关规定，****中心、居民集中居住区等；⑤当罐车发生故障时及时靠右停车，打开警示灯，车辆前后设立警示标志，请求救援，避免车辆失控造成风险；⑥罐车发生风险事故后，罐车司机或车辆****管理部门汇报，及时处理。在确保安全的情况下，在事故现场设立警示标志，排除周边明火，检查罐体、阀门等有无破损，采取措施尽量使原油不出罐，罐体发生破裂后，在泄漏区域设置围堰，及时调用罐车进行倒罐清理，防止原油进一步扩散；⑦加强罐车司机技能及安全培训，避免人为因素造成的风险事故。

（1）站场、井场 1）本项目共涉及井场114座，其中**83座，扩建31座，**6座拉油点，拉油点和井场合建。根据调查，井场按照《长庆油田陇东油区清洁文明井场设施建设标准》（Q/SY CQ 08010-2019）“特殊区域”井场建设标准进行建设。钻井岩屑和废弃泥浆做到“泥浆不落地”的要求；井场周围修建高0.6m砖混围墙，同时配套建设导油槽、污油污水回收池、雨水蒸发池。 2）根据调查，井场平面布局科学合理，**井场和现有井场内部设有毒有害气体泄漏监控预警系统及紧急切断阀门，可燃气体报警装置和禁火标识，站内生产区域地面全部硬化处理，配备消防水罐、消防器材，安全生产制度上墙。 3）根据调查，井位的布设符合《钻前工程及井场布置技术要求》（SY/T5466-2013）要求，井口安装有防喷装置；在井场内设置防渗漏、容积满足要求的污油池和集油槽等；油管与套管之间设置封隔器，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；井下作业时“铺设作业、带罐上岗”，做到原油“不落地”。（2）管线工程 1）严格按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2015）、《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）和《油气集输设计规范》（GB50350-2005）进行选线，尽可能沿道路布设；管线穿越点设置有明显的标识牌。管线严格按照设计文件要求进行防腐保温。 2）推行数字化建设，管线采用泄漏在线监测技术分区域分段控制，并定期维护监控设备，确保正常运行。 3）定期巡线，发现对管道安全有影响的行为采取相应措施并及时向上级汇报。 4）管线作业带上设置警示牌，提醒人群避免在管线两侧5m内建设大型工程以及取土、打井和种植根深植物。（3）运输作业管理措施 1）严格遵守交通规则，自觉维护交通秩序，文明驾驶、礼貌行车，切实做到“三先、五慢、七不超”。 2）运输车辆在行驶过程时，必须严格遵守交通、消防、治安等法规，根据道路的实际状况控制车速，保持与前车的安全距离，严禁违章超车，随意停车，并尽量避免紧急制动，确保行车安全。 3）在运输过程中，运输人员不得吸烟和动用明火，无关人员不得搭车，确保按规定的线路、速度行驶，停放，禁止在公共场所、人员密集场所和易散发火花地点停留。 4）合理安排油罐车及化学用品运输车辆的运输路线，严格遵守有关部门关于危险货物运输线路、时间、速度方面的有关规定，并遵守有关部门关于剧毒、爆炸危险品道路运输车辆在重大节假日通行高速公路的相关规定，****中心、居民集中居住区等。 5）当油罐车和化学品运输车辆发生故障时及时靠右停车，打开警示灯，车辆前后设立警示标志，请求救援，避免车辆失控造成风险。 6）油罐车和化学品运输车辆发生风险事故后，司机或车辆****管理部门汇报，及时处理。在确保安全的情况下，在事故现场设立警示标志，排除周边明火，检查罐体、阀门等有无破损，采取措施尽量使油不出罐，罐体发生破裂后，在泄漏区域设置围堰，及时调用罐车进行倒罐清理，防止污水进一步扩散。 7）加强司机技能及安全培训，避免人为因素造成的风险事故。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程