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玉门油田2024年合道长8、侏罗系原油产能建设项目

审批

甘肃-庆阳-环县

发布时间： 2025年09月16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：

****
****1022MA74DE213L	谭修中
何兵	省市**
省市**城南新区加气站旁

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：

**油田2024年合道长8、侏罗系原油产能建设项目

2021版本:007-陆地石油开采	B07-B07-石油和天然气开采业
	省市木钵镇、演、车道镇及虎洞镇以及**县殷家城乡
经度:106.**46200 纬度: 36.**53720	****环境局
	2025-03-11
庆环规划发〔2025〕30号	****
	52190.82
52190.82	****
****1022MA74DE213L	创诚**公司
****1002MA724B0G4C	******公司
****0100MA71WF4F42	2025-05-30

2025-08-18	2025-09-15
	https://www.****.com/gs/list/2

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（滚动开发）	改扩建（滚动开发）
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：

部署产能 9.4万t/a	部署产能 9.4万t/a
无

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：

施工期主要有钻前工程、钻井、井下作业、道路及地面井场建设等。钻井一般包括钻前准备、钻进、录井（取心）、测井、固井以及井口安装等工程活动；井下作业主要包括射孔、压裂、试油等工艺；地面工程主要包括给排水、供电、道路、通信等辅助工程。钻井方式以丛式井组为主，通过井组优化，井间距4±0.5 m，井型主要为丛式定向井和水平井。施工期的井下作业内容主要包括射孔、压裂、酸化、试油等。运行期为采油、油气集输、油气处理时段，包括井下作业过程。采油采用向油层注水的方式，驱替原油，即采用水驱采油的方法进行开采。油气集输涉及的主要站场类型包括增压机组、集中脱水拉油点、接转注站。运行期的井下作业主要包括压裂、酸化、洗井、修井、清蜡、除砂等。洗井、修井、清蜡和除砂作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等所采取的工艺措施。修井时一般需要将油管全部拔出，以便更换损坏的油管和机具；采油井清蜡采用热水清洗；注水井洗井采用活动洗井车密闭洗井。	本项目施工工程主要包括钻前准备、钻进、录井（取心）、测井、固井以及井口安装等过程；根据项目需要建设了给排水、供电、道路、通信等工程；井下作业主要包括射孔、压裂、试油等过程。钻井方式以丛式井组为主，通过井组优化，井间距4±0.5 m，井型主要为丛式定向井和水平井。施工期的井下作业内容主要包括射孔、压裂、酸化、试油等。运行期为采油、油气集输、油气处理时段，包括井下作业过程。采油采用水驱采油的方法进行开采。油气集输涉及的主要站场类型包括增压机组、集中脱水拉油点、接转注站。井下作业主要包括压裂、酸化、洗井、修井、清蜡、除砂等。采油井清蜡采用热水清洗；注水井洗井采用活动洗井车密闭洗井。
环庆809、环庆825井场实际不设燃气加热炉，变更为电伴热带加热。

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：施工期废气主要为钻井柴油机废气、汽车尾气和施工扬尘。钻井设备采用低能耗、高效率的柴油机、柴油发电机，选用优质柴油，运输车辆进行维护和保养。施工期间采取加盖篷布、洒水抑尘等防尘措施。运营期废气主要为井（站）场开采和集输过程中挥发、泄漏的少量烃类气体，发电机烟气及加热炉烟气。原油集输系统采用全密闭集输流程，减少烃类的无组织排放，多余伴**处理站回收；站场加热炉采用伴生气作为燃料，加热炉燃烧烟气通过不低于8m高排气筒排放；电站燃料为伴生气，烟气达标排放。废水：施工期废水主要包括钻井废水、试油废水、压裂返排液和生活污水。钻井废水排入移动式泥浆罐中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后废弃泥浆经压滤后处理站处理，处理达标后回注，不外排；试油废水全部收集进罐，工程结束后运处理站，达标后回注油层，不外排；压裂返排液优先在井场内进行循环利用，压裂作业结束后，无法利用的压裂返排液安排罐车运处理站处理；在主要施工场地设置旱厕，粪便由周边农民清掏用于农田施肥，生活杂排水用于站场绿化或降尘，不外排。运油田采出水、措施返排液和生活污水。油田采出水依托井区现有的采出水处理系统处理达标后回注油层，不外排；修井、洗井等措施返排液用罐车处理站进行处理，处理达标后回注，不外排。噪声：施工期主要噪声源为钻机、柴油机、柴油发电机、泥浆泵、推土机、装载机、焊机等。合理布置施工场地，施工车辆通行路线尽量避免通过村民居住点等敏感目标，施工机械尽量选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级，合理安排施工作业时间。运行期的噪声源主要为站场的各种泵类和井场抽油机。通过采取站场输油泵等高噪声设备设置在泵房内，设备选型选择低噪声设备，采用基础减振，泵房内壁安装吸声板等措施。固废：施工期产生的固废主要为废弃钻井泥浆，钻井岩屑，落地油，废防渗布、废润滑油及其包装桶，废弃包装袋，建筑垃圾和生活垃圾。钻井过程中采用移动式泥浆罐，尽量提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量，对废弃泥浆经压滤后与一般岩屑综合利用或一并拉运至有处置能力的单位处置；含油岩屑交由有资质单位处理处置；试油过程中的落地油全部收集到储罐中，试油结束后运往附近站场回收处理；井场压裂、试油作业产生的废防渗布、废润滑油及其包装桶经有资质单位回收后处置，钻井添加剂产生的废弃包装袋收集后定**公司回收处置；碎砖、水泥等建筑材料可回填于场地基础处理或道路铺设，管道切割废料可回收利用；施工营地设置集中的生活垃圾堆放点，生活垃圾统一收集后送当地环卫部门指定地点集中处置。运行期产生的固体废物有落地油、含油污泥、废滤料、废防渗布、废润滑油及其包装桶、生活垃圾。采用“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，落地油达到100%回收；含油污泥在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位处理；废滤料更换时直接由更换厂家带走交有资质单位安全处置；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，在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位处理；生活垃圾集中收集送至环卫部门指定地点统一处置。	废气：施工期废气主要为钻井柴油机废气、汽车尾气和施工扬尘。根据调查，本项目钻井设备采用低能耗、高效率的柴油机、柴油发电机，选用优质柴油，运输车辆进行维护和保养。施工期间采取加盖篷布、洒水抑尘等防尘措施。运营期废气主要为井（站）场开采和集输过程中挥发、泄漏的少量烃类气体，发电机烟气及加热炉烟气。根据调查，本项目原油集输系统采用全密闭集输流程，减少烃类的无组织排放，多余伴**处理站回收；站场加热炉采用伴生气作为燃料，加热炉燃烧烟气通过不低于8m高排气筒排放；电站燃料为伴生气，烟气达标排放。废水：施工期废水主要包括钻井废水、试油废水、压裂返排液和生活污水。根据调查，钻井废水排入移动式泥浆罐中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后废弃泥浆经压滤后处理站处理，处理达标后回注，不外排；试油废水全部收集进罐，工程结束后运往环54处理站，处理达标后回注油层，不外排；压裂返排液优先在井场内进行循环利用，压裂作业结束后，无法利用的压裂返排液安排罐车运至还54处理站处理；在主要施工场地设置旱厕，粪便由周边农民清掏用于农田施肥，生活杂排水用于站场绿化或降尘，不外排。运油田采出水、措施返排液和生活污水。油田采出水依托井区现有的采出水处理系统处理达标后回注油层，不外排；修井、洗井等措施返排液用罐车拉运至环54处理站进行处理，处理达标后回注，不外排。噪声：施工期主要噪声源为钻机、柴油机、柴油发电机、泥浆泵、推土机、装载机、焊机等。主要防治措施为合理布置施工场地，施工车辆通行路线尽量避免通过村民居住点等敏感目标，施工机械尽量选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级，合理安排施工作业时间。运行期的噪声源主要为站场的各种泵类和井场抽油机。通过采取站场输油泵等高噪声设备设置在泵房内，设备选型选择低噪声设备，采用基础减振，泵房内壁安装吸声板等措施，项目运行期对声环境影响不大。固废：施工期产生的固废主要为废弃钻井泥浆，钻井岩屑，落地油，废防渗布、废润滑油及其包装桶，废弃包装袋，建筑垃圾和生活垃圾。钻井过程中采用移动式泥浆罐，尽量提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量，对废弃泥浆经压滤后与一般岩屑一并综合利用（甘公司制砖）；含油岩屑交由有资质单位处理（金圣洁**公司）处置；试油过程中的落地油全部收集到储罐中，试油结束后运往附近站场回收处理；井场压裂、试油作业产生的废防渗布、废润滑油及其包装桶经有资质单位（金圣洁**公司）回收后处置，钻井添加剂产生的废弃包装袋收集后定公司回收处置；碎砖、水泥等建筑材料可回填于场地基础处理或道路铺设，管道切割废料可回收利用；施工营地设置集中的生活垃圾堆放点，生活垃圾统一收集后送当地环卫部门指定地点集中处置。运行期产生的固体废物有落地油、含油污泥、废滤料、废防渗布、废润滑油及其包装桶、生活垃圾。采用“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，落地油达到100%回收；含油污泥在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场（环庆205）暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位（金圣洁**公司）处理；废滤料更换时直接由更换厂家带走交有资质单位安全处置；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，在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场（环庆205）暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位（金圣洁****公司）处理；生活垃圾集中收集送至环卫部门指定地点统一处置。
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：

施工过程中加强管理，对项目和管线占地以及临时占地区，严格按照设计施工方案开挖，严格控制施工范围，减少地表扰动范围，土方施工过程中做到分层开挖、分层堆放、分层回填，对管线、井场等临时占地及时进行平整和生态恢复。加强地下水监控体系建设，构建地下水污染防治体系。完善油田企业泄露检测与修复监测体系，持续实施管道隐患治理，强化环境风险防控措施即管理体系的运行效率，有效防控环境风险。落实生态环境恢复治理方案要求，完善企业环境风险应急机制，修编突发环境事件应急预案，按规定报生态环境主管部门备案。	本项目的生态保护措施得到了有效落实。目前，本工程区域植被基本得到恢复，井场及井区道路绿化措施已落实，项目所在地自然植被恢复良好，项目区生态环境质量、生态系统结构和功能未出现明显下降。加强地下水监控体系建设，构建地下水污染防治体系。****油田企业泄露检测与修复监测体系，持续实施管道隐患治理，强化环境风险防控措施即管理体系的运行效率，有效防控环境风险。本工程未单独编制突发环境事件应急预案，纳入现有应急预案管理体系。
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）

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0.07	0	0.07	0.07	/
0.62	12.779	0.62	0.62	/
0.06	0	0.06	0.06	/
2.783	0	2.783	2.783	/

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	施工期钻井废水排入移动式泥浆罐中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后废弃泥浆经压滤后****处理站处理，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）	钻井废水排入移动式泥浆罐中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后废弃泥浆经压滤后****处理站处理，处理达标后回注，不外排	对虎1转采出水处理系统出水口水质悬浮固体、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率进行检测，满足回注水质指标要求
2	施工期试油废水全部收集进罐，工程结束后运****处理站，达标后回注	《碎岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY-T5329-2022）	试油废水全部收集进罐，工程结束后运往环54****处理站，达标后回注，不外排	对环庆54****处理站出水水质悬浮固体、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率进行检测，满足相关标准限值要求
3	施工期压裂返排液优先在井场内进行循环利用，压裂作业结束后，无法利用的压裂返排液安排罐车运****处理站处理	《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）	压裂返排液优先在井场内进行循环利用，压裂作业结束后，无法利用的压裂返排液安排罐车运至环54****处理站处理，不外排	对环庆54****处理站出水水质悬浮固体、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率进行检测，满足相关标准限值要求
4	****油田采出水依托井区现有的采出水处理系统处理达标后回注油层	《碎岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY-T5329-2022）	油田采出水依托井区现有的采出水处理系统处理达标后回注油层，不外排	对虎1转采出水处理系统出水口水质悬浮固体、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率进行检测，满足回注水质指标要求
5	运行期修井、洗井等措施返排液用罐车****处理站进行处理，处理达标后回注	《碎岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY-T5329-2022）	修井、洗井等措施返排液用罐车拉运至环54****处理站进行处理，处理达标后回注，不外排	对环庆54****处理站出水水质悬浮固体、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率进行检测，满足回注水质指标要求
6	施工期主要施工场地设置防渗旱厕，粪便由周边农民清掏用于农田施肥，生活杂排水用于站场绿化或降尘，不外排	/	施工期主要施工场地设置了防渗旱厕，周边农民清掏，生活杂排水用于站场绿化或降尘，不外排	无
7	运营期生活污水依托现有生活保障点处生活污水处理装置处理达标后，用于站内绿化	/	运营期生活污水依托现有生活保障点处生活污水处理装置处理达标后，用于站内绿化	无

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

1	项目建设过程中采用低能耗、高效率的柴油机、柴油发电机，外购的燃油中污染物指标符合国家标准且含硫量低	《非道路柴油移动机械排气烟度限值及测量方法》（GB36886-2018）、《重型柴油车污染物排放限值及测量方法（中国第六阶段》GB17691-2018、《非道路移动机械用柴油机排气污染物排放限值及测量方法》（中国第三，四阶段）（GB20891-2014）及2020年修改单	本项目施工过程中采用符合国家标准的低能耗、高效率柴油机和柴油发电机；使****加油站，柴油规格符合国家标准。施工单位定期对柴油机进行维护保养，确保施工机械用柴油机满足相关限值要求	无
2	运输车辆加盖篷布，对施工道路进行洒水抑尘，以降低扬尘	《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）	运输车辆加盖篷布，施工现场、运输道路定期进行洒水抑尘	无
3	加强对运输车辆的保养及维护，保证发动机正常运行，使汽车燃料充分燃烧，合理设计施工站场进出口道路，保证车辆能够迅速地进出而减少怠速时间，减少汽车尾气的排放量	/	施工期施工单位定期对运输车辆进行维护保养；施工道路按标准设计并实施，保证了车辆的顺**行	无
4	油气密闭集输，多余伴****处理站回收	《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）	油气密闭集输，多余伴****处理站回收	共设4个无组织排放废气非甲烷总烃监测点：虎1转、典型增压点（环庆97）及典型井场2座（环庆825、环庆96），满足标准限制要求
5	发电机采用清洁能源石油伴生气为燃料，烟气达标排放	《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）	发电机采用清洁能源石油伴生气为燃料，烟气达标排放	对虎1转、环1联各的1**电站排气筒有组织废气进行了采样监测，颗粒物、SO2、NOx、烟气黑度（林格曼黑度）均满足标准限值
6	加热炉均使用清洁燃料伴生气作为燃料，加热炉燃烧烟气通过不低于8m高排气筒排放	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	加热炉采用清洁燃料伴生气，烟气经≥8m 高排气筒排放	对环庆12-10增加热炉排气筒烟气进行了监测，颗粒物、SO2、NOx、烟气黑度（林格曼黑度）均满足、标准要求

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

1	合理布置施工场地，施工车辆通行路线尽量避免通过村民居住点等敏感目标，施工机械尽量选用低噪声机械设备或自带隔声、消声的设备，降低设备声级，合理安排施工作业时间	《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB2523-2011）	合理安排站场设备布局，合理安排井场平面布置；设备选型选择低噪声设备；运输车辆安排在上午7:00～12:00 和下午 14:00～22:00 之间，夜间禁止运输；严格限制车速、加强巡查	无
2	运行期采取站场输油泵等高噪声设备设置在泵房内，设备选型选择低噪声设备，采用基础减振，泵房内壁安装吸声板等措施	《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）	运行期采取站场输油泵等高噪声设备设置在泵房内，设备选型选择低噪声设备，采用基础减振，泵房内壁安装吸声板等措施	共布设2个典型站场（虎1转、环庆809）的四周厂界监测点位，其昼、夜间厂界噪声均达标排放

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）钻井通过地下含水层时，应采取含水层封堵措施，防止地下水“串层”，合理选择注水井开采点位、层位，严禁取用浅层地下水和具有供水意义的承压水作为注水水源。（2）废水全部收集回用，不外排。钻井废水排入移动式泥浆罐中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后废弃泥浆经压滤后**处理站处理，处理达标后回注；试油废水全部收集进罐，工程结束后运处理站，达标后回注；压裂返排液优先在井场内进行循环利用，压裂作业结束后，无法利用的压裂返排液安排罐车运处理站处理；采出水依托井区现有的采出水处理系统处理达标后回注油层；修井、洗井等措施返排液用罐车**处理站进行处理，处理达标后回注。（3）防止固废淋溶水下渗污染地下水措施：废弃泥浆在移动式泥浆罐中暂存，钻井作业结束后不含油泥浆、岩屑综合利用或交由有处置能力单位处置，含油岩屑拉运至有资质单位处理，落地油确保回收率达到100%。	源头控制：（1）钻井通过地下含水层时，采取含水层封堵措施，防止地下水“串层”，严禁取用浅层地下水和具有供水意义的承压水作为注水水源。（2）废水全部收集回用，不外排。钻井废水排入移动式泥浆罐中用于配制泥浆，循环使用，钻井结束后废弃泥浆经压滤后**处理站处理，处理达标后回注；试油废水全部收集进罐，工程结束后运往环54处理站，达标后回注；压裂返排液优先在井场内进行循环利用，压裂作业结束后，无法利用的压裂返排液安排罐车运至环54处理站处理；采出水依托井区现有的采出水处理系统处理达标后回注油层；修井、洗井等措施返排液用罐车拉运至环54处理站进行处理，处理达标后回注。（3）防止固废淋溶水下渗污染地下水：废弃泥浆在移动式泥浆罐中暂存，钻井作业结束后不含油泥浆、岩屑综合利用或交由有处理能力的单位（甘公司制砖）利用，含油岩屑拉运至有资质单位（金圣洁****公司）处理，落地油确保回收率达到100%。
2	分区防渗措施：将**的井场和增压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。	本项目采取了分区防控措施：重点防渗区主要包括钻井场地钻井泥浆收集罐区、含油污水池、事故油罐、卸油罐区、污油回收装置、事故池+雨水池等区域。防渗要求满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T 50934-2013）；一般防渗区包括井场的集水沟、站场的药品间、化验室、注水泵房、集油收球一体化装置、气液分离集成装置、原油接转一体化装置等区域，等效黏土防渗层Mb≥1.5m，K≤110-7cm/s；简单防渗区主要包括站场和保障点的综合楼、值班室、配电室、绿化带等区域，采用普通混凝土硬化，地基按民用建筑要求处理。
3	地下水环境跟踪监测措施：建立地下水环境跟踪监测点，定期监测、识别事故并及时采取措施。	制定了监测计划，定期监测、识别事故并及时采取措施。

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

钻井过程中采用移动式泥浆罐，尽量提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量，对废弃泥浆经压滤后与一般岩屑综合利用或一并拉运至有处置能力的单位处置；含油岩屑交由有资质单位处理处置；试油过程中的落地油全部收集到储罐中，试油结束后运往附近站场回收处理；井场压裂、试油作业产生的废防渗布、废润滑油及其包装桶经有资质单位回收后处置，钻井添加剂产生的废弃包装袋收集后定****公司回收处置；碎砖、水泥等建筑材料可回填于场地基础处理或道路铺设，管道切割废料可回收利用；采用“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，落地油达到100%回收；含油污泥在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位处理；废滤料更换时直接由更换厂家带走交有资质单位安全处置；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，在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位处理；生活垃圾集中收集送至环卫部门指定地点统一处置。

钻井过程中采用移动式泥浆罐，尽量提高泥浆的重复利用率，减少废弃泥浆产生量，对废弃泥浆经压滤后与一般岩屑综合利用或一并拉运至有处置能力的单位处置；含油岩屑交由有资质单位（**金圣洁****公司）处理处置；试油过程中的落地油全部收集到储罐中，试油结束后运往附近站场回收处理；井场压裂、试油作业产生的废防渗布、废润滑油及其包装桶经有资质单位（**金圣洁****公司）回收后处置，钻井添加剂产生的废弃包装袋收集后定****公司回收处置；碎砖、水泥等建筑材料可回填于场地基础处理或道路铺设，管道切割废料可回收利用；采用“铺设作业、带罐上岗”的作业模式，落地油达到100%回收；含油污泥在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场（环庆205）暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位（**金圣洁****公司）处理；废滤料更换时直接由更换厂家带走交有资质单位安全处置；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，在各井区临时贮存点暂存后，依托现有危废贮存场（环庆205）暂存，后集中定期送往有危废处置资质单位（**金圣洁****公司）处理；生活垃圾集中收集送至环卫部门指定地点统一处置。

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

施工过程中加强管理，对项目和管线占地以及临时占地区，严格按照设计施工方案开挖，严格控制施工范围，减少地表扰动范围，土方施工过程中做到分层开挖、分层堆放、分层回填，对管线、井场等临时占地及时进行平整和生态恢复。

由现场调查结果可知，本项目的生态保护措施得到了有效落实。目前，本工程区域植被基本得到恢复，井场及井区道路绿化措施已落实，项目所在地自然植被恢复良好，项目区生态环境质量、生态系统结构和功能未出现明显下降。

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

完善油田企业泄露检测与修复监测体系，持续实施管道隐患治理，强化环境风险防控措施即管理体系的运行效率，有效防控环境风险。落实生态环境恢复治理方案要求，完善企业环境风险应急机制，修编突发环境事件应急预案，按规定报生态环境主管部门备案。严格落实应急预案中的各项风险防范措施，定期排查环境安全隐患，配备应急物资，组织应急演练，有效防控环境风险。

****公司规章制度健全，明确了各个要害部位、重点岗位的管理责任，建立了一整套安全生产管理规定、安全生产操作规程和各种设备的运行操作规范。本工程未单独编制突发环境事件应急预案，纳入现有应急预案管理体系。重要工作岗位的人员都要持证上岗，并定期进行安全检查、培训和应急预案演练，发现问题及时整改，消除事故隐患

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程