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史136等区块产能建设项目（2024年度）

审批

山东-东营-东营区

发布时间： 2025年04月27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：

****
913********7311937	曹小朋
卢丽丽	省市**区
**路4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：

史136等区块产能建设项目（2024年度）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区及区、**县、农高区
经度:118.40882 纬度: 37.31212	****环境局
	2021-07-23
东环审〔2021〕31号	****
2020-07-17	7557
1170.1	****
913********7311937	******公司
913********733454G	******公司
913********733454G	2024-10-20

2025-01-22	2025-04-22
	http：//slof.****.com

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：

本项目环评设计111口井（92口油井、19口注水井），其中新钻井62口（其中水井19口，油井43口），侧钻油井49口，钻井总进尺为294576.6m，分别位于48座老井场及10座井场内。采油井口装置92套，注水井口装置19套，40m3电加热高架罐6座，50kW电加热炉10台。Φ89×6mm单井集油管线20098m，Φ89×4.5mm单井集油管线5400m，Φ114×7mm单井集油管线8036m，Φ114×7mm注水管线1418m，Φ48×3.5mm掺水管线5600m，另外配套建设供电、自控、消防等设施。项目建成投产后草20区块油井采用注汽开发，王161区块、官104区块油井采用自然能量开发方式，其他区块采用注水开发。年最大产油量16.47×104t/a（第1年），最大产液量131.46×104t/a（第8年）。整改内容包括：官7接转站、官114接转站采出水处理工艺改造为就地脱水处理，官114接转站就地分水为低含水原油管输至官7接转站处理为净化原油，官7接转站脱水后的净化原油管输至河68就地分水平台，依托原有输油管线管输至郝现联合站，牛35接转站至牛25联合站输油管线φ800mm×4200m，牛35接转站含水油管输至牛25联合站处理。调整原油外输流向，史南联脱水工艺采用“预分水+电磁复合脉冲撬块”方式，设计电磁复合脉冲撬块处理能力500m3/d，处理**总厂。	本期工程新钻井11口（其中油井8口，水井3口），侧钻井3口（均为油井），依托6座老井场、1座井场，采油井口装置11套，注水井井口装置3套，40m3电加热高架罐5座，45kW电加热炉1台、60kW电加热炉1台；Φ89×6mm单井集油管线870m，Φ68mm注水管线260m，水循环加热管线60m。另外配套自控、通信、供配电等工程。本期工程验收调查期间，年产油量1.10×104t，年产液量7.66×104t。整改内容为：史南联合站电磁复合脉冲撬块一套，史南联站内脱水工艺改造为预分水+电磁复合脉冲橇块+外输；史南联合站就地处理的净化油输送至纯梁末站，**Φ159×8净化油外输线180m。
****油厂实际生产需要，以及油田产能建设项目“单井建设周期短，整体建设周期长”的特点，本项目采取分期验收的形式。本期工程钻井工程完成量为环评总设计的12.47%；官114接转站、官7接转站、牛35接转站均暂未改造完成，史南联合站集输系统改造完成。

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：

有杆举升工艺	有杆举升工艺
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：

按照《省扬尘污染防治管理办法》政府令第248号）有关要求，做好扬尘污染防治和管理工作。项目配套加热炉、多功能罐均为电加热。运营期油气集输过程必须采用密闭工艺，油井口安装套管气回收装置，回收套管气送入集油干线；拉油需采用浸没式装车，减少非甲烷总烃的无组织挥发。厂界VOCs达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2018）表2中厂界监控点标准要求。该项目钻井期应合理设计车辆运输方案、路线，采用洒水、降尘等措施，减少扬尘污染。各项措施应符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）相关标准要求。施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，施工期钻井废水随钻井固废由第三方拉运处置。管道试压废水、清管废水处理站进行处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐水质标准后回注地层，不外排。运营期井下作业废水、采出水、反冲洗回收水拉运或管输进入附近联合站，经联合站内采出水处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T5329-2012）中推荐水质标准后回注地层，不外排。生活污水采用临时旱厕，清掏用作农肥。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。加强防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施应及时修复和加固，确保防渗设施牢全。该项目钻井时应使用无毒无害水基泥浆，表层套管、油层套管固井水泥均返至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施防止造成不同层系地下水的穿层污染。合理布局钻井现场；选择低噪声设备，施工过程加强生产管理和设备维护，非连续作业需求以外应避免夜间施工。运行期间加强修井作业噪声控制，修井作业期间采取噪声控制措施，尽量避免夜间施工，确保厂界噪声达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。距离居民区较近的井场，钻井期采用网电钻机。严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目压裂废液由罐**处理站进行处理，处理达标后回注地层，用于油田注水开发；钻井泥浆为一般固废，委托第三方规范处置。油泥砂、废沾油防渗材料属于危险废物，暂存于危废暂存场所，定期委托有资质单位处理，执行转移联单制度，防止流失、扩散。危险废物贮存场所应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单要求进行设置，落实《办公室关于印发市危险废物“一企一档"管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求。	施工单位制定了合理化管理制度，施工现场设置了围挡、大风天停止作业等措施，有效降低了施工扬尘对项目周围环境空气的不利影响，满足《省扬尘污染防治管理办法》政府令第248号）有关要求。项目配套加热炉、多功能罐均为电加热。本项目油气集输过程采用密闭工艺，油井安装了油套连通套管气回收装置，套管内伴生气进入集油干线。拉油采用了浸没式装车，减少了非甲烷总烃的无组织挥发。厂界非甲烷总烃满足《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》(DB37/2801.7-2019)表2厂界监控浓度限值(2.0mg/m3)。钻井期合理设计了车辆运输路线，采取了控制施工作业面积、洒水降尘、遮盖土堆和建筑材料，各项措施满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)相关标准要求。经调查，施工期本期工程钻井过程中采用了“泥浆不落地”集中处置工艺，废弃泥浆（包括钻井废水和钻井固废）拉运至天正公司、胜利油田众安公司、市**公司、市**公司、**公司进行无害化处置。压滤后的液相（钻井废水）收集后管输至区镇排污管网或交由公司、油厂永北废液站、公司、博处理厂处置，未外排。施工作业处理站，然后经王岗采出水站处理达标后回注地层，用于油田注水开发；本项目未对现有管线进行清洗，未产生清管废水；管道试压废水经沉淀后洒水降尘；根据《环境影响评价技术导则陆地石油天然气开发建设项目》（HJ349-2023）压裂返排液属于水环境污染物，此次验收，作为水环境污染物验收。压裂返排液运至王岗废液站处理系统进行处理，达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，未外排；生活污水排入环保厕所，定期清运，未外排。运营期采出水、井下作业废水依托附近采出水处理系统处理达标后回注地层，用于油田注水开发，未外排。本项目施工过程中严格按照《石油化工工程防渗技术规范》(GB/T50934-2013)要求，根据“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取了分区防渗措施。施工单位加强了防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施及时修复和加固，确保了防渗设施牢全。项目钻井期使用了无毒无害水基泥浆、表层套管、油层套管固井水泥均返高至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量，未造成不同层系地下水的穿层污染。**油厂已建立完善的环境管理系统，已按要求开展土壤污染隐患排查及地下水和土壤的自行监测。本项目施工期钻井采用网电钻机，同时加强了设备的检查、维护和保养工作，减少了对周边环境的影响；钻井期噪声满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)要求。运营期采用了低噪声设备，并采取了基础减振、加强设备保养与维护，使设备处于最佳运行状态，减少了对周边的影响，修井时选用低噪声的修井机，厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。压裂返排液属于水环境污染物，此次验收，作为水环境污染物验收。本期工程采用了“泥浆不落地”工艺，废弃泥浆（包括钻井废水和钻井固废）一同拉运至天正公司、胜利油田众安公司、市**公司、市**公司、**公司进行集中处置。将治理合格的固相用于山公司、市**公司、市**公司、天龙**公司、**公司综合利用。油泥砂随产随清，委托无害化处置，废沾油防渗材料委托**公司，执行了转移联单制度，防止流失、扩散。贮存场所按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）、危险废物执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）要求进行设置。严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号）和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》（HJ1259-2022）建立了一般工业固体废物和危险废物管理台账。落实了《办公室关于印发市危险废物“一企一档"管理实施方案的通知》（东政办字［2018〕109号）的要求。
本期工程管道试压废水处置方式发生变化；**脱水撬不产生反冲洗废水及废滤料；项目注汽工序由依托变为委托注汽服务进行，此过程产生的污染物不属于本项目；危险废物不再暂存，随产随清。

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）

0	0	0	0
0	0	0	0
0	0	0	0
0	0	0	0
0	0	0	0
12868.4	0	12868.4	0	/
4.035	0	4.035	0	/
8.9403	0	8.94	0	/
2.1066	0	2.107	0	/
262.922	2.266	265.188	2.266	/

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

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）、《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）

已建设

本期工程井场正常营运期间厂界各监控点非甲烷总烃最高浓度为1.49mg/m3，满足《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）中非甲烷总烃无组织排放监控浓度限值（2.0mg/m3）；本期工程井场正常营运期间厂界各监控点硫化氢均未检出，满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-1993）中新扩改建项目厂界二级标准（0.06mg/m3）要求。

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

低噪声设备

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值

已建设

项目井场的厂界昼间噪声范围为44.2dB（A）～52.8dB（A）、夜间噪声范围为42.0dB（A）～48.9dB（A），能够满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）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

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

严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目压裂废液由罐****处理站进行处理，处理达标后回注地层，用于油田注水开发；钻井泥浆为一般固废，委托第三方规范处置。油泥砂、废沾油防渗材料属于危险废物，暂存于危废暂存场所，定期委托有资质单位处理，执行转移联单制度，防止流失、扩散。危险废物贮存场所应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单要求进行设置，落实《****办公室关于印发**市危险废物“一企一档"管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求。

严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。压裂返排液属于水环境污染物，此次验收，作为水环境污染物验收。本期工程采用了“泥浆不落地”工艺，废弃泥浆（包括钻井废水和钻井固废）一同拉运至天正****公司、胜利油田众安****公司、**市****公司、**市****公司、******公司进行集中处置。将治理合格的固相用于山****公司、**市****公司、**市****公司、**天龙****公司、******公司综合利用。油泥砂随产随清，委托****无害化处置，废沾油防渗材料委托******公司，执行了转移联单制度，防止流失、扩散。贮存场所按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）、危险废物执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2023）要求进行设置。严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号）和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》（HJ1259-2022）建立了一般工业固体废物和危险废物管理台账。落实了《****办公室关于印发**市危险废物“一企一档"管理实施方案的通知》（东政办字［2018〕109号）的要求。

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

严格控制了行车路线，减少了植被破坏，控制了施工范围；按照生态恢复计划进行了生态恢复

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

钻井中采取有效措施预防井喷；管线加强防腐，敷设线路应设置永久性标志。严格落实报告书提出的环境风险防范措施，制定突发环境事件应急预案，****政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接，配备必要的应急设备，并定期演练，切实加强事故应急处理及防范能力。根据《**省石油天然气管道保护条例》，规范理地石油天然气管道与居民区的距离，并在敏感区段设置永久性安全警示标志或者标识。

经调查，本项目采取了有效的井控措施，钻井期无井喷事故发生；管线加强了防腐，加强了管线监测和管理工作，敷设线路应设置了永久性标志桩。降低了****采油厂针对井喷、管线泄露等环境风险事故采取了必要的防控措施。制定了环境风险预案，于2024年11月5****环境局****分局备案，备案编号为：370502-2024-152-M；于2024年11月26****环境局****分局备案，备案编号为：370505-2024-1252-M；于2024年11月5****环境局****分局备案，备案编号为：370523-2024-209-M；于2024年11月6****环境局黄河三角洲****示范区分局备案，备案编号为：370565-2024-022-L。配备了必要的应急设备、应急物资，定期开展培训演练，并记录存档。根据《**省石油天然气管道保护条例》（2019年3月1日）中安全距离的要求，埋地石油管道与居民区的安全距离不得少于15米，本项目周围无居民区，满足安全距离。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程