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第六采油厂2023年胡尖山油田产能建设项目

审批

陕西-榆林-定边县

发布时间： 2025年08月21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********1892343	南小东
黄发勇	省市**县
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**油田产能建设项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市县郝滩镇、边镇、杨井镇、砖井镇、安边镇
经度:108.**27621 纬度: 37.**51243	****服务局
	2023-03-23
榆政审批生态发〔2023〕40号	无
	6300
630.95	****
916********1892343	博厚**公司
916********1130082	****
****0800MA71DM95XW	2025-05-15

2025-07-25	2025-08-21
	http://www.**.com/yyxw/**044.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：

共部署产能9×104t/a，拟建采油井124口、注水井43口，涉及**井场40座	27座井场取消建设，**13座井场。共建设采油井31口，注水井7口。产能为2.172×104t/a
井场减少27座，采油井减少93口，注水井减少了36口，较环评阶段产能减少了6.828×104t/a

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	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
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）联合站、增压点加热炉燃用处理后的伴生气，加热炉配套低氮燃烧器，废气处理达标后经不低于8m的排气筒排放；保障点热水炉燃用伴生气，配套低氮燃烧器，废气处理达标后经不低于8m的排气筒排放（2）胡六联侏罗系采出水处理系统，设计规模为1500m3/d（一期600m3/d），采用“沉降除油+气浮过滤”工艺，1000m3沉降除油罐2具，60m3缓冲水罐2具，400m3净化水罐1具，污水污泥池1座；胡六联保障点1m3/h一体化生活污水处理系统一套。新15、郝170、茂10区块采出水送胡六联采出水处理系统处理，处理达标后回注。（3）①联合站、注水站泵类采用室内隔声、基础减振等措施②增压机组泵类采用隔声罩、基础减振等措施。	（1）联合站，增压点，保障点均取消建设，配套的加热炉及排气筒取消建设（2）胡六联取消建设，配套的采出水处理系统取消建设（3）联合站，注水站，增压点均取消建设，运营期不涉及此项噪声
实际建设阶段根据产能部署规划，对产建内容进行了调整，取消了胡六联合站，胡104增，105增的建设，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：

站场工程：（1）在郝170区块胡六联合站一座，设计处理规模为30万t/a，围墙内占地面积20900m2。（2）在新15区块胡104增压装置1座，处理规模240m3/d （3）在茂10区块胡105增压装置1座，处理规模120m3/d。（4）在胡六联征地范围内建设伴生气处理装置1套，建设规模1.5×104m3/d，操作弹性为80~120%，年工作时间8000h （5）在胡六联站内清污分注站一座，注水能力1500m3/d，采出水回注规模1000m3/d。（6）在胡六联附近120人保障点一座，作为前线职工生活、倒班的食宿点。拟建用地为矩形南北长77.5m、东西长77m，占地面积为5967.5m2（合8.95亩）。（7）在胡六联至胡四联外输**泵站一座，设外输泵2台：H:600m，Q:80m3/h；（8）安191-1混输泵撬、苏20-9混输泵撬、郝145-1混输泵撬、安297-1混输泵撬、郝39-931混输泵撬、新129混输泵撬改扩建站场工程：（1）胡四联：更换外输泵2台H:600m，Q:80m3/h （2）对长二转进行密闭集输工艺改造：拆除200m3净化罐，新增2具450m3/d三相分离器，1具两室缓冲罐，配套连接相应流程管线；1座10**机关（长6）；新增成垢装置1套管线工程：（1）胡六联外输管线输至胡四联进入集输系统，规格为无缝钢管L245-140×5.0-24.7km （2）胡104增至胡六联集油管线1条，管线规格L245N-Φ76×5-2.56km，设计压力4.0MPa。（3）胡105增至胡六联集油管线1条，管线规格L245N-Φ76×5-5.6km，设计压力4.0MPam。（4）出油管线共计121.8km，规格L245N-Φ60×5.0 （5）胡一注至胡六联供水管线一条，长33.6km。（6）注水干线20km（10km、钢管L245N-89×12；10km钢管L245N-76×9）（7）胡六联至胡104增供气管线2.56km，规格L245N-Φ48×3.5，与集输管线同沟敷设；胡六联至胡105增供气管线5.6km，规格L245N-Φ48×3.5，与集输管线同沟敷设。道路工程：（1）井场进场道路4.1km （2）胡104增进站道路：道路起点接地方路，利用地方土路展线，终于胡104增，路线全长0.1km，采用支道标准，路面宽度3.5m，天然砂砾路面（3）胡105增进站道路：道路起点接地方水泥路，利用地方土路展线，终于胡105增，路线全长1.3km，采用支道标准，路面宽度3.5m，天然砂砾路面（4）胡六联进站道路：道路起点接地方砂石路，利用地方土路和风电道路展线，终于胡六联，路线全长1.2km，采用主干道标准，路面宽度4.5m，沥青碎石路面配套工程：（1）供电：郝170、新15与茂10区块胡六联35kV变电站1座，主变容量2×8MVA，电源分别引自地方郝滩110kV变电站、油田袁庄35kV变电站，导线采用JL/G1A-150，线路长度8km、28km （2）通信工程：胡六联安装生产网及办公网设备，胡六联外界光缆依托胡六拉至胡四联已建光缆接入长庆通信网。104增、105增24信光缆接入胡六联。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。（3）供注水工程：A8区：部署注水井12口，依托长八转系统（4）供注水工程：新15、郝170、茂10：部署注水井31口，清污分注站1座，与胡六联合建。设计规模1500m3/d，采出水回注规模1000m3/d，分期建设。郝滩区域无水源，就近从胡一注输送水源，满足**水源需求。（5）新能源：在油气田井场、保障点等设置分布式光伏发电，为井场、站场等用电单元进行供电。本次共安装分布式光伏1326.4kWp（井场1240kWp、保障点86.4kWp），项目建成后，每年可为电网提供清洁电能159.17×104kWh。依托工程：（1）郝170区块内有13个井场分别依托郝20-66及胡六拉最终拉运至胡六联。（2）A8区块注水依托胡四联、胡五联、长二转、胡二十二转、胡二十四转。（3）A8区块注水依托胡四联、胡五联、长二转、胡二十二转、胡二十四转。（4）依托砖井安125-86、郝71-148、胡平300-3、胡70-38污油泥暂存点后交有资质单位拉运处置.	站场工程：（1）胡六联合站取消建设。（2）新15区块胡104增压装置取消建设（3）茂10区块胡105增压装置取消建设。（4）胡六联征地范围内建设的伴生气处理装置取消建设。（5）胡六联站内清污分注站取消建设。（6）胡六联附近120人保障点取消建设。（7）胡六联至胡四联**泵站取消建设；（8）安191-1混输泵撬、苏20-9混输泵撬、郝145-1混输泵撬、安297-1混输泵撬、郝39-931混输泵撬、新129混输泵撬取消建设。改扩建站场工程：（1）胡四联：更换外输泵取消实施；（2）长二转密闭集输工艺改造取消建设；管线工程：（1）胡六联外输管线输至胡四联的管线取消建设。（2）胡104增至胡六联集油管线取消建设。（3）胡105增至胡六联集油管线取消建设。（4）出油管线22.93km，规格φ605。（5）胡一注至胡六联供水管线取消建设。（6）注水管线5.8km，规格：柔性复合管塑料高压输送管RF-S-I-65-25MPa （7）胡六联至胡104增供气管线取消建设，胡六联至胡105增供气管线取消建设。道路工程：（1）进场进场道路3.93km （2）胡104增进站道路取消建设。（3）胡105增进站道路取消建设。（4）胡六联进站道路取消建设。配套工程：（1）供电：郝170、新15与茂10区块胡六联35kV变电站取消建设。（2）通信工程：胡六联、104增、105增的通信光缆取消建设，井场架空光缆就近接入井场。（3）供注水工程：A8区，部署注水井3口，依托长八转系统。（4）供注水工程：新15区块，茂10区块建设内容取消建设。郝170区块部署注水井4口，取消清污分注站。（5）新能源：在油气田井场、保障点等设置分布式光伏发电取消建设。依托工程：（1）郝170区块内井场就近接入郝197-43井和郝171井组，最终接入现有的原油集输管网。（2）A8区块注水依托胡四联、胡五联、长二转、胡二十二转、胡二十四转。郝170区块依托胡六脱对采出水进行回注。（3）A8区块注水依托胡四联、胡五联、长二转、胡二十二转、胡二十四转。郝170***油田采出水进行处理。（4）因产能进行了调整，部分井场取消了建设，因此本工程依托的为污油泥暂存点为郝71-148、胡70-38污油泥暂存点，暂存后交有资质的单位处置。
因胡六联合站,胡104增，胡105增，部分井场因产能部署调整，取消建设，因此配套的管线工程，道路工程以及配套工程取消建设。

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

1	采出水依托现有采出水处理系统处理达标后回注，不外排。	《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）表1限值要求	油田采出水通过现有站场内采出水处理系统处理达标后回注，不外排。本次依托的采出水处理设施主要有胡二十二接转站、胡四联、胡五联、胡二十四转、长二转、胡六脱采出水处理设施，以上站场采出水处理工艺均采用“沉降除油+气浮+过滤”工艺。	依托的各站场均有日常监测
2	依****处理站处理达标后回注	《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）表1限值要求	本项目措施返**采油厂现有安149-010处理站、胡处理站处理，处理达标后通**处理站所辖注水井回注油层。	依托的各站场均有日常监测

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

管线密闭集输

《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）

（1****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。（2）建设单位安排以作业区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。（3）废气收集系统的输送管道密闭传输。废气收集处理系统与生产装置和设施同步运行。（4）本次**井场全部采用密闭集输工艺，不涉及拉油点。

委托****于2025年6月25日-6月26日对本项目井场（郝152-311、郝171-921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

远离居民点，井场布局合理，周围绿化隔声

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准

井场噪声控制措施 1）井场选址时按照设计文件进行选址，远离了居民点，本项目建设的13座井场周围200m范围内无环境敏感点。 2）本次**井场采油机采用电力驱动，井场布局合理。 3）**井场厂址周围均进行了绿化，主要是栽种旱柳、槐树和播撒草籽。交通噪声控制措施（1）油区的运输车辆安排在昼间，夜间不运输。（2）施工单位加强施工人员的安全教育，通过居民集中区时减少鸣笛。（3）车辆运输过程中限速行驶。

委托****于2025年6月25日-2025年6月26日对郝152-311、郝171-921井场厂界四周噪声进行了监测

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

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，采用无毒无害逆境钻进，预防地下水质受到污染； ④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； ⑤加强回注井的固井质量及运行管理，确保回注水水质合格； ⑥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； ⑦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； ⑧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。 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 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”。措施返排液全部通****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；（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一运至专业位处置。含油岩屑交有资质单位处置。（2）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；试油时井场铺设高分子土工膜，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“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、集输管线的运行管理和关闭要求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。在集输管线投入使用前，对集输管线采取防腐措施，防腐等级应采用特加强级别，并在施工结束后检查集输管线密闭性。在集输管线投入使用后，一是建立集输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；二是对集输管线定期进行人工巡查；三是采用分布式光纤监测系统对集输管线进行完整性监测；四是遇到集输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。集输管线关闭拆除前，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。分区防渗措施： 1、污染防治区划分依据《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、站场、增压装置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，重点防渗区：等效黏土防渗层Mb≥6.0m，K≤110-7cm/s；或执行《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）一般防渗区：等效黏土防渗层Mb≥1.5m，K≤110-7cm/s；或执行《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）简单防渗区：一般地面硬化

（1）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。（2）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； 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，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。井口集油槽及含油污水池应按照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）要求做好重点防渗，防渗系数为等效黏土防渗层Mb≥6.0m，K≤1×10-7cm/s，或执行《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）要求。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”。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：原油储罐清罐、采出水处理系统排泥和措施作业，浮渣来自于采出水处理系统气浮装置，产生后与采出水处理系统的油泥一并处置。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。项目**胡六联采出水处理系统的滤料平均两年更换一次。更换前，系统停止供水，罐内采出水排空口将废滤料卸出，直接装入编织袋交有资质单位处置。含油污泥属危险废物，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，“减量化”即是采取密闭冲氮气清罐，热力循环，热水清泥等措施降低含油污泥量；“**化”即是将清罐油泥收集后进行处置，对采出水处理系统产生的油泥收集后交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类危险废物，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。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4处暂存设施（安125-86油泥暂存点、郝71-148油泥暂存点、胡平300-3油泥暂存点、胡70-38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。本项目危险废物最终委托有资质单位统一处置，****油厂已与******公司签订危废处置合同。 ②危险废物运输污染防治措施危险废物转移过程应按严格《危险废物转移联单管理办法》（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）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。 ③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《危险废物转移联单管理办法》，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。综上，本项目产生的落地油、含油污泥等危险废物经收集后暂存于依托的危废暂存点，定期运送有资质单位安全处置，降低了环境危害，并使**得到充分回收利用，评价认为污染防治措施可行。 ④环境风险应急预案本项目应编制危险废物环境风险应急预案，并纳入《****油厂突发环境事件应急预案》整体内容中。（5）生活垃圾：项目**胡六联生活保障点产生的生活垃圾产生量约为14.89t/a，经垃圾桶收集后送环卫部门指定地点进行处置，处置措施可行。（6）废光伏组件：井场及保障点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：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。井口集油槽和井场污油回收池采用钢制结构。****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。修井，洗井等井下作业铺设防渗膜，产生的含油污泥委托有资质的单位处置（2025年委托**海螺****公司处置）。****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：本项目实际建设阶段取消了胡六联合站的建设，配套的储油罐取消建设，因此运营期不涉及**储油罐的清罐。实际建设过程中取消了胡六联合站的建设，不涉及环评阶段的采出水处理的滤料。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，拉运至污油泥暂存点，最终委托有资质单位进行处置。（2025年委托**海螺****公司处置）。本次**的井场均参照标准化井场的建设要求完成了标准化井场的建设，采油井场内建设污油回收池。（3）废高分子土工膜、废润滑油及其包装桶等：项目运行期在洗井修井过程中产生的含油废高分子土工膜属于危险废物，产生后由修井，****油厂的污油泥暂存点进行暂存，最终委托有资质单位进行处置（2025年委托**海螺****公司处置）。（4）危废暂存、运输及处置措施和要求：①本项目产生的危险废物依托现有的危废点暂存，因产能进行了调整，部分井场取消了建设，因此本工程依托的为污油泥暂存点为郝71-148、胡70-38污油泥暂存点，最终委托有资质单位进行处置。（2025年委托**海螺****公司处置）。②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。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。危废转移车辆配备GPS定位仪。经调查，危废拉运路线均不穿越水源保护区、自然保护区及其他需要特殊保护的敏感区域.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。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。③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。④建设单位已于2022年12月编制完成了《****突发环境事件应急预案》，并于2022年12月13****环境局**分局进行了备案，备案编号：****。（5）生活垃圾：胡六联合站取消建设，配套的120人保障点取消建设，本次**的井场均依托现有员工，不新增定员，因此不涉及生活垃圾的收集和处置。（6）废光伏组件：环评阶段要求的井场光伏发电取消建设，因此本次验收阶段不涉及废光伏组件的产生和处置。

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）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。（4）道路生态保护措施：①加快对道路两侧的绿化，布设道路防护林，提高植被覆盖率，尽早恢复生态环境，造林后应立即封禁，禁止采伐道路沿线两侧栽植的乔、灌木。使道路两侧宜绿化区域有效覆盖面积不低于98%。②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；③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；④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。

（1）井场的生态保护措施：①井场设置有污油回收池，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，后期产生的修井和洗井废水****处理站进行处理。②运营期交由作业区负责井场的巡检工作，作业区安排专人对井场、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对井场防渗污油回收池中的油泥，委托有资质的单位及时清理，并进行安全处理。④及时回收井下作业过程中产生的落地油，依托就近的污油泥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：本项目环评阶段提出建设胡六联合站1座、增压站2座（胡104增、胡105增），实际取消建设，不涉及站场建设内容。（3）管线生态保护措施：①管线作业带上设置警示牌，实际建设的管线未穿越明长城遗址和河流。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。②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，避免管道发生破裂漏气、火灾爆炸事故，对周围环境带来的危害。③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。④****油厂定期进行管线巡查，对腐蚀、老化的管线及时进行更换。⑤****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：①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。②主要道路设排水沟和种植旱柳、槐树等苗木，减轻对道路路基的冲刷，减少水土流失量；③定期对道路进行巡视，及时修复进场道路。

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、井漏的防范措施钻井过程中及时对钻探情况进行监测，一旦发现异常，立即停钻采取相应措施，严防井漏事故的发生。对井漏的处理根据漏失程度的不同，采取相应的方法处理。 3、井场的防范措施（1）井口安装防喷器，且加强防喷器的日常检查：防喷器组合、压力、尺寸达标与否；防喷器主体固定牢固、安装方向正确与否，存在偏磨现象与否；各套管连接处紧固性与密封性检查；螺栓连接紧固与否；液控管线流程、密封性达标与否；手动操作杆安装、固定达标与否。并认真填写检查结果记录表，针对出现的问题需要全面地进行整改。（2）加强修井作业人员的安全教育，强化修井作业人员的安全意识；加强修井作业人员的技能培训，强化抢喷错也应急演练工作的开展。例如佩戴正压呼吸器，消防器材的使用，井控知识的学习，安装防喷器、开关防喷器、安装防喷总成的练习，井喷现场有害气体浓度的测试。（3）提高井控工作的成效，切实做好井控工作组织与协调。（4）井下作业时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。（5）加强各站场采出水处理系统的运行管理，确保回注水水质合格。（6）加强回注井日常运行管理。建立回注井资料台帐，录取回注井回注油套压、泵压、排量、累计回注量、回注水质、化学剂加注、环空保护等相关资料。（7）对采出水回注井油套管的腐蚀情况定期检测，持续监测井口套压值及井筒环空压力分布情况，判断回注井套管泄漏情况。当注水量和注水压力发生突变时必须及时进行注水管柱密封检查，必要时进行工程测井，检测套管和管外水泥环状况，发现套损、管外串槽等情况时必须修复后方可注水。注水井管柱检查周期一般不超过3年。（8）注采出水合注井、分注井每季度洗井一次，注**合注井每半年洗井一次。（9）根据评价要求的地下水监测计划，对监测点位进行水质监测，建立台账，根据水质变化情况分析是否受到回注井的污染，如果受到污染，应立即启动应急处置方案。 4、站场风险防范措施（1）原油储罐按规范要求设防火堤，堤内容积应不小于最大一个储罐容量，将泄漏油品限制在防火堤内，全部截留和回收。罐区进料、出料管道应设截断阀。（2）防火堤内应设置集水设施。连接集水设施的雨水排放管道应从防火堤内设计地面以下通出堤外，并应设置安全可靠的截油排水装置，平时处于关闭状态。（3）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。（4）安装火灾设备检测仪表、消防自控设施。（5）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。（6）防火堤应采取防渗措施，保证密实性；应采用非燃烧材料建造，并应能承受所容纳油品的静压力，且不应泄漏。（7）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。 5、输油管线泄漏风险防范措施（1）施工期事故防范措施 ①严格按照《输油管线工程设计规范》（GB50253-2014）的要求进行设计； ②集油管线敷设前，加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格管材。跨越道路段管线应加厚管壁，提高管线强度，防止因质量缺陷造成泄漏事故的发生； ③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； ④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； ⑤管线穿越活动断裂带时，应确定断层走向，使管线与断层保持合理交角，使埋地管线在断层错位作用下单纯受拉，增加管线抵抗断层位移和保持管身结构完整的能力； ⑥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； ⑦贯彻《中华人民**国石油天然气管线保护法》，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。 ⑧尽量减少与河流、公路、铁路等大型建构筑物的交叉。线路尽量避开人口密集场所，避开保护区。 ⑨根据《输气管道工程设计规范》(GB50251-2015)的要求，输气管道通过的地区，应按沿线居民户数和建筑物的密集程度，划分为四个地区等级，并依据地区等级作出相应的管道设计。 ⑩对管道沿线人口密集、房屋距管道较近等敏感地区，提高设计系数，增加管道壁厚，以增强管道抵抗外部可能造成破坏的能力。（2）运行期事故防范措施 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。（3）管线穿越风险防范措施管道穿越不同特殊地段，设计采用不同的敷设方式，保证管道安全。管道穿越河流、沟渠等，加大管道埋深。

（1）站场、井场 1）本项目共涉及井场13座，全部为**井场，不涉及站场建设。根据调查，井场按照《陕北油气开采清洁文明井场验收标准》和《**市油气田开采清洁文明井场建设标准（暂行）》（榆政环发[2017]69号）的建设标准进行建设。钻井岩屑和废弃泥浆做到“泥浆不落地”的要求；井场周围修建有砖混围墙，同时配套建设集油槽、污油回收池、雨水蒸发池和雨水收集渠。 2）根据调查，井场平面布局科学合理，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，现有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回收池和集油槽等；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）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。 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）合理安排危废和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