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萨北开发区北部过渡带外扩区二期产能建设工程

审批

黑龙江-大庆-萨尔图区

发布时间： 2025年06月20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：

****
912********675409L	韩凤臣
单翀	省市
省市**拥军村

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：

萨北开发区北部过渡带外扩区二期产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区市**区
经度:125.07688 纬度: 46.74116	****环境局
	2021-12-14
庆环审〔2021〕161号	****
2020-12-31	58501
1264.8	****
912********675409L	******公司
912********3796827	省**公司
****0607MA18Y66M6D	2023-12-12

2024-10-14	2024-11-08
	http://dqyt.****.cn/

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：

新钻160口井，共形成10座平台井场和6座独立井场。基建油井120口（含代用井6口），配套建设20台抽油机。单井集油掺水管道46.72km、站间集油掺水热洗管道20.22km。3座集油注配间。基建注水井52口（含代用井6口），注水管道6.4km。1座注水泵房、3座撬装式集油注配间。供水管道8km。天然气管道2.67km，道路9.57km，配套建设数字化工程。萨北52号转油站**3台燃气锅炉（1台2.5MW掺水炉、2台2.0MW热洗炉）。项目建成后产能7.16×104t/ a 。	新钻井114口，形成8座平台井场和3座独立井场。基建油水井126口，其中油井92口（含9口代用井），注水井34口（含3口代用井），目前产能约5×104t/a，形成丛式井平台井场10座、与一期油水井形成丛式井平台3座，单井井场9座；配套集油注配间2座、北十九注水站外北侧注水泵房1座，集油掺水管道72.1km；注水管线5.958km；供水管道4.9km；萨北52号站转油站至北五转油放水站间天然气输气管道3.129km；平台变压器7套、电站8台，6kV产能线路9km；通井路4.89km等。萨北52号转油站内2台加热炉、1台“三合一”装置、1台外输泵、1台热洗泵，北III-1**处理站内更换2台外输泵，同时对第四作业区综合楼进行原址重建。
由于项目调整，少钻46口井，少建5座井场；少射孔46口井；少压裂15口井；少建油井28口，由于井位和井别调整，单井集油掺水管道增加21.14km，集油注配间少建1座，站间集油掺水热洗管道减少15.7km；由于油水井数量减少46口，少建1座集油注配间；由于油井数量减少，少建一台掺水热洗炉；少建18口注水井；由于注水井减少18口，少建0.442km注水管道；由于油水井数量减少46口，少建1座集油注配间；由于集油注配间少建1座，注水管道减少2.1km，利用已有钢过桥1座，未钢过桥；由于油水井数量减少46口，道路长度减少4.68km；由于路由调整，天然气管道增加0.459km；由于油水井数量减少46口，减少46套压力变送器及控制模块；由于油水井数量减少46口，平台变压器减少7套，电站减少8台，6kV线路减少4.7km；钻井全部采用电网供电未使用柴油发电机，未产生柴油机烟气；由于站址搬迁，废压裂液处理站处理；由于未在现场配制钻井液，未产生KOH包装袋；由于井数减少且井位调整，不占用基本农田和一般耕地，永久占地减少5.5385hm2；由于井数减少且井位调整，不占用基本农田和一般耕地，临时占地减少0.857hm2；井场未设置柴油罐，相应风险防范措施减少；由于含油污泥处理标准改变，含油污泥最终委托**进行处置。

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：

采用“双管掺水、热洗分开”集油工艺	采用“双管掺水、热洗分开”集油工艺
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：

（一）生态环境保护措施。加强施工管理，施工活动控制在占地范围内。埋设管线时，根据管径的大小做到尽量窄控，采取平埋方式，以便尽快恢复植被。施工过程中不打乱土层，分层开挖，分层回填。加强管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围之外的植被。加强井场管理及设备养护，防止原油、含油污水以及各种废液的跑冒滴漏。井场予以平整、压实，以免发生水土流失。施工结束后，及时恢复临时占地表土及植被。路基边坡采用种草护坡固土等防风治沙措施。（二）水环境保护措施。施工期，钻井污水拉运**公司泥浆无害化处理Ⅱ站处理，压裂返排液拉运至北Ⅱ-1处理站处理，以上废水处理后均满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注油层。试压废水**处理站处理后，进入北Ⅲ-1处理站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注油层。生活污水就近排入已建计量间、北五联合站内已建防渗旱厕，定期清掏用作农家肥。运行期，油井作业污水由井口回收装置返回集输系统不外排，水井洗井、作业污水经密闭罐车拉**处理站初步处理后最终进入北Ⅲ-1处理站处理，转油放水站分离出的含油污水分别处理站处理站处理后分别经北Ⅲ-1处理站和处理站处理，北Ⅱ-1脱水站分离出的含油污水经北Ⅱ-1处理站处理，以上废水处理后满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注油层。油井清防蜡废水进入集输系统，不外排。运营期无新增生活污水。污水集中接收场站要建设监控装置，并接入市局监控平台，污水拉运过程要建立台账，并接受视频监管。（三）地下水和土壤污染防治措施。地下水实施分区防控，柴油储罐区、钻井液材料房采取重点防渗，防渗层铺设2mm度聚乙烯（HDPE）土工膜，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防参区防渗要求。临时防渗旱厕、钻井井场泥浆接收罐车区域地面、循环泵区域地面采取一般防渗，防渗层铺设1.5mm度聚乙烯（HDPE）土工膜，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般防参区防渗要求。集油管道采取重点防渗，管道采用无缝钢管，连接方式应采用焊接，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）重点防渗区防渗要求。萨北52号转油站内三合一装置区域、泵防采取一般防渗，泵房防渗层采用100mmC25P6抗渗混凝土，三合一装置区域防渗层采用表土进行夯实，表土结构层下铺设厚1.5mm度聚乙烯（HDPE）土工膜。防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般防参区防渗要求。井场地面、集油注配间采取简单防渗，地面夯实。防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中简单防渗区的要求。作业时必须保证含油污泥不落地，具备条件的井场应铺设防渗布并设置钢制污油回收槽，暂不具备条件的井场应铺设防渗布。保留防渗工程施工期影像资料备查。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，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水和土壤监测制度。根据厂区布置、地下水流向和保护目标，合理设置地下水跟踪监测井和土壤跟踪监测点，严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现土壤和地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利影响。（四）大气环境保护措施。施工期，设置围挡，严禁敞开式作业，对堆放、装卸、运输、搅拌易产生扬尘的污染源采取遮盖、洒水、封闭等控制措施，使用预拌砂浆，避开大风天气作业，加快施工进度，缩短工期，施工场界颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996）中表2无组织排放监控浓度限值标准要求。运行期，萨北52号转油站内3台加热炉，加热炉以天然气为燃料，产生的烟气通过12m高烟囱排放，SO2、 NOx 、颗粒物等污染物浓度满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014）表2燃气锅炉标准限值要求。依托工程转油站、放水站和脱水站内加热炉以天然气为燃料，SO2、 NOx 、颗粒物等污染物浓度满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014）限值要求。井口安装密封垫，集输管道采用密闭管道。加强井下作业管理，落地油全部回收。定期对设备和管道维修保养，保证油气处理设施的平稳运行，减少烃类气体挥发。井场无组织排入非甲烷总烃满足《大气污染物综合排放标准》(GB16397-1996）中无组织排放监控浓度限值要求。厂区内执行《挥发性有机物无组织排放控制标准》( GB 37822-2019）排放限值要求。（五）声环境保护措施。施工期，合理安排施工时间，避免大量高噪声设备同时施工，避免夜间施工。合理布置施工现场，尽量将高噪声机械布置远离环境敏感点一侧。选用低噪声的施工机械，注意施工设备进行维护和保养，施工场界噪声应满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011）要求。运行期，选用低噪声的生产设备，在各类机泵下方安装减震基础，注意对设备进行维护和保养，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。（六）固体废物环境保护措施。施工期，废弃泥浆、钻井岩屑、废射孔液拉运公司泥浆无害化处理Ⅱ站处理，废纯碱、膨润土、水泥等包装袋及破损的废防渗布运至填埋场填埋处理。废氢氧化钾包装袋（HW49）属于危险废物，委托有资质单位处理。焊渣拉运至填埋场填埋处理。拆除的外输泵由采油三厂财务资产部回收。生活垃圾清运至**公司处理。建筑垃圾拉运至区建筑垃圾收纳场处理。运行期，含油污泥、落地油属于危险废物（HW08)，**处理站处理，公司**处理站处理。处理后的脱油泥，每一批次均需进行检测，满足《油田含油污泥综合利用污染控制标准》(DB23/T1413-2010）农用污染控制指标要求后，用作油田垫井场和通井路或经鉴定不属于危险废物的按一般工业固废处置、利用；农用时，还应满足《农用污泥污染物控制标准》（GB4284-2018）。含油废弃防渗布属于危险废物（HW49），委托有资质单位处理。（七）环境风险防控措施。施工过程中加强管理，保证施工质量，使用地下水保护双层套管，保证固井质量，钻井时安装防喷器，防止井喷事故的发生。管道接头采用一次成型涂料新技术并采用技术上成熟可靠的强制电流阴极保护法。进行水压试验，排除焊缝和母材的缺陷，增加管道的安全性。采用先进的生产工艺、设备和管理体系，降低工程的环境影响和环境风险。施工过程中加强管理，保证施工质量，加强集油管线监控，定期检测防腐及腐蚀情况，及时维修或更新。建立应急管理组织机构，在开工建设前应制定突发环境事件应急预案并到建设项目所在地生态环境主管部门备案。加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，防止污染事故发生。	（一）生态环境保护措施。经调查，本项目钻井施工时加强了管理，均在临时占地内进行，行车路线及施工人员行为规范，未发生践踏、碾压施工区范围外的植被；施工过程中做到保护土地，不打乱土层，先挖表土层（30cm 左右）单独堆放；然后挖心、底土层另外堆放。复原时先填心、底土，后平覆表土。定期对井场进行巡检，投运至今未发生跑冒滴漏现象；对井场进行了平整压实，施工结束后对临时占地进行了植被恢复。（二）水环境保护措施。经调查，本项目钻井期生活污水排入井场设置的临时防渗旱厕，定期清淘外运堆肥，施工结束后已进行了卫生填埋处理。钻井污水拉运公司泥浆无害化处理Ⅱ站进行了处理，压裂返排液拉运至采油三处理站处理站）进行了处理，处理后的废水均进行了回注。经调查，本项目施工人员生活污水就近排入附近已建计量间及场站内防渗旱厕，定期清掏外运处理；敷设管道时产生的试压废水由罐车拉运处理站处理后，进入北Ⅲ-1处理站处理达标后回注油层；经调查，本项目试运行至今尚未进行井下作业，后期作业产生的作业污水和洗井废水用罐车拉运处理站初步处理后最终进入北Ⅲ-1处理站处理后回注油层，未外排。本项目分离出的含油污水分别处理站处理站处理后分别经北Ⅲ-1处理站和处理站处理，北Ⅱ-1脱水站分离出的含油污水经北Ⅱ-1处理站处理后回注油层，未外排。油井清防蜡废水进入集输系统，不外排。运营期无新增生活污水。污水集中接收场站建设了监控装置，污水拉运过程建立了台账。（三）地下水和土壤污染防治措施。经调查，本项目实施了分区防渗，对钻井液材料房进行重点防渗，采用地面碾压平整并铺设2mm厚防渗土工布进行防渗；对临时防渗旱厕、钻井井场泥浆接收罐车区域地面、循环泵区域地面进行一般防渗，铺设1.5mm度聚乙烯（HDPE）土工膜，对井场其他区域采用地面碾压平整的简单防渗措施。本项目在射孔和压裂作业时在井场铺设了防渗布。在钻井过程中对采取的防渗设施定期进行检查，未发生破损渗漏现象。管道采用无缝钢管、焊接连接，防渗性能满足重点防渗区要求。场站泵房内采用防渗混凝土进行浇注面层并刷防油水涂料，防渗性能能够达到一般防渗区要求。三合一装置区域采用黏土夯实，防渗性能能够达到一般防渗区要求。井场地面、集油注配间采取地面平整夯实等措施进行简单防渗。经调查，项目投运至今未进行油水井作业，如进行作业则在作业区域内设置玻璃钢围堰并铺设防渗布，对产生的作业污油污水全部回收处理，对产生的落地油100%回收。经调查，建设单位对单井集油管道每三年，外输油管道每年进行一次管道完整性评价，定期对管道腐蚀情况及壁厚进行检测，发现问题及时处理，防止泄漏事故的发生；同时场站设置监控系统，对管道及井口的压力进行实时监控，当发生泄漏事故时可通过压力变化及时发现，然后采取维抢修及回收落地油和被污染的土壤等措施控制事故对周围环境造成的影响。经调查，建设单位目前建立了完善的地下水和土壤监测制度，并合理设置了地下水和土壤监测点，以加强周边地下水和土壤的监控。一旦出现土壤和地下水污染，建设单位能够立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。（四）大气环境保护措施。经调查，本项目施工期间进行了洒水抑尘并设置了围档，表土及建材堆放设置了挡风板并上覆遮盖材料，运输车辆均加盖了防尘布，施工场界颗粒物无组织排放监控浓度符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中表2无组织排放监控浓度限值标准要求。经调查，本项目油气集输采用密闭流程，**油田特征污染物非甲烷总烃挥发量降至最低；本项目依托萨北52号转油站场的2台加热炉和各场站原有加热炉均以天然气为燃料，根据本次验收监测结果，加热炉燃烧烟气中各污染物排放浓度均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）要求，井场及依托场站厂界非甲烷总烃浓度均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）要求，厂区内无组织排放的非甲烷总烃浓度满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）要求。（五）声环境保护措施。经调查，本工程施工采用了低噪声设备，加强了设备的维护和保养，对施工驻地进行了围护隔声，未在夜间施工，未发生噪声扰民现象。经调查，本项目井场电机、掺水泵、热洗泵等发声设备选用了低噪声设备，并进行了基础减震。运行单位对各井场的设备定期进行维护保养，确保其正常稳定运行。根据本次验收监测结果，本项目井场和依托站场厂界噪声均可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。（六）固体废物环境保护措施。经调查，本项目产生的废弃钻井液、钻井岩屑和废射孔液由罐车拉运**公司泥浆无害化处理Ⅱ站进行了处理；废膨润土、纯碱水泥等包装袋及破损的废防渗布运至填埋场进行了填埋处理；本项目钻井使用的KOH溶液预先在厂内配制好后再运至施工现场，未产生废KOH包装袋。经调查，本项目施工产生的生活垃圾统一收集，送公司焚烧处理；施工产生的焊渣拉运至填埋场进行了填埋处理。拆除的外输泵工程产生的废旧设备统一拉运至采油三厂资产库回收。经调查，本项目试运行至今尚未清理过含油污泥（砂），未进行井下作业，后期站场清罐产生的含油污泥和作业产生的落地油采用专用罐车收集处理站减量化处理后委托进行处置；后期作业产生的废防渗布委托处理。（七）环境风险防控措施。经调查，本项目使用地地下水保护双层套管并进行了固井，并对固井质量进行了检测，钻井时安装了井口防喷器，经调查，本项目管道连接采用焊接方式，并按要求进行了防腐处理，管道采用了强制电流阴极保护法及内外防腐等措施，投产行**试压。采用先进的生产工艺和HSE管理体系，定期对道进行巡检，并定期进行管道完整性评价，降低工程的环境风险；建设单位已建立了应急管理组织机构，编制环境突发事件专项应急预案，加强风险防控预警体系建设，并定期组织相关人员开展应急演练，防止污染事故发生，应急预案已进行了备案。
钻井期未使用柴油机，未产生柴油机烟气，未设置柴油储罐；由于站址搬迁，废压裂液**处理站处理；由于未在现场配制钻井液，未产生KOH包装袋；生活垃圾送公司处理；含油污泥委托**进行处置；

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
4577.9	4577.9	4577.9	/
0.747	0.747	0.747	/
2.533	2.533	2.533	/
0.286	0.286	0.286	/
70.88	70.88	70.88	/

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

1	北II-1****处理站	《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ 0639-2015）	****处理站	对处理前和处理后水样进行了监测
2	北III-1****处理站	《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ 0639-2015）	****处理站	对处理前和处理后水样进行了监测
3	****处理站	《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ 0639-2015）	依****处理站	对处理前和处理后水样进行了监测

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

油气集输均采用了密闭流程，场站**及现有加热炉均采用了清洁能源（天然气）为燃料

《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）；《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB 37822-2019）；《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）

油气集输均采用了密闭流程，场站**及现有加热炉均采用了清洁能源（天然气）为燃料

对井场、场站厂界，井场、场站厂区内的非甲烷总烃进行了监测，对**和已建加热炉进行了监测

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

井场电机、场站机泵等发声设备选用了低噪声设备，场站扩建的机泵均布置于室内，并进行了基础减震。运行单位对各类发声设备定期进行维护保养，确保其正常稳定运行。

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

对4个站场和2个井场的厂界噪声进行了监测

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

地下水实施分区防控，合理设置地下水跟踪监测井

按照要求进行了地下水分区防控并设置了地下水跟踪监测井

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

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

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

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程