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太北开裁发区太 16-25 等井区补充布井产能建设工程项目

审批

黑龙江-大庆-大同区

发布时间： 2025年11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：

****
912********675409L	姜**
蔡斯佳	省市
省**中心村6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：

太北开裁发区太 16-25 等井区补充布井产能建设工程项目	****

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区市**区境内
经度:124.82292 纬度: 46.17382	****环境局
	2023-10-13
庆环审〔2023〕123号	912********675409L003Y
2024-12-12	13290.8
849.9	****
912********675409L	环润**公司
****0607MA1BXLDE3R	环润**公司
****0607MA1BXLDE3R	2024-10-23
2025-04-16	2025-05-30
2025-10-30	2025-11-26
	http://dqyt.****.cn/dq/hbys/202510/9474f63bd17143ad96b5c264eea095d5.shtml

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：

该项目新钻油水井 37 口，其中油井 34 口、水井 3 口。基建油水井 40 口，其中包括本次新钻井 37 口，代用井 3 口。 7 井式装阀组间 1 座。单井集油掺水管道 27.73km，站间集油掺水管道 2.63km，注水管道 3.936km。 6kV 产能线路 3.18km，线路无功补偿装置 5 套，配套井场柱上变 14 座，**电站 2 套通井路及进计量间路 3.93km。建成后产能 2.24x10ta。	新钻油水井 37 口，其中油井 34 口、水井 3 口，包括钻井成套设备搬运、安装、调试、钻前准备、钻进、录井、测井、固井、完井、压裂等；地面工：包括基建油水井 40 口，其中含本次新钻井 37 口，代用井 3 口； 7 井式撬装阀组间1 座，单井集油掺水管道 27.33km，站间集油掺水管道 2.63km；注水井井口6 套，数字化配水阀组 6 套，注水管道 DN50-1.81km、DN65-4.1km，道路穿越5 处； 6kV 产能线路 2.98km，线路无功补偿装置 5 套，配套井场柱上变 14 座，**电站 2 套；通井路及进计量间路 3.86km，其中 3m 宽砂石通道 0.19km，3.5m宽进井土路 3.62km，进计量间 4m 宽土路 0.05km；并为**油井设置数据采及控制仪表进行数字化建设；本项目建成后年产能为 1.91×104t
采出液含水率增加，实际建成产能减少 0.33×104t/a。实际建设时由于路线优化，单井集油掺水管道减少 0.4km，站间集油掺水管道减少 0.08km，注水管道 DN50 增加 0.033km，DN65 增加 0.164km，6kV 产能线路减少 0.2km，进井土路减少 0.07km。

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：

基建油井采出液由集输管道进入已建集油间内，已建依托的转油站（太北一转油站、太北三转油站、太北四转油站）接纳集油阀组间来液，经油气分、计量后进入脱水站（太一联合站脱水站）。**油田伴生气作为转油站加热炉燃料加以利用。已建依托脱水站接纳转油站来液，进行油水分离处理，产生的含**处理站（太一联合站污水处理系统）处理达标后输至注水站回注地下油层，用于注水驱油。	基建油井采出液由集输管道进入已建集油间内，已建依托的转油站（太北一转油站、太北三转油站、太北四转油站）接纳集油阀组间来液，经油气分、计量后进入脱水站（太一联合站脱水站）。**油田伴生气作为转油站加热炉燃料加以利用。已建依托脱水站接纳转油站来液，进行油水分离处理，产生的含**处理站（太一联合站污水处理系统）处理达标后输至注水站回注地下油层，用于注水驱油。
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)生态保护措施。施工期，加强施工管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被。埋设管线尽量窄控，采取乎埋方式进行，以便尽快恢复植被。施工过程不打乱土层，分层开挖，分层回填。按要求进行表土剥离与利用，施工结束后及时平整场地，恢复被破坏的地表形态。运营期，严格控制油水井作业占地，普通井下作业不新征临时占地。作业时严格执行环保措施，保证“工完料净场地清”，作业后无落地油遗留井场，污泥回收后做无害化处理。 (二)水环境保护措施。施工期，钻井废水与废钻井液、钻井岩屑、废射孔**油田集团公司处理，产生采油厂杏十二联合站处理。管线试压废水拉运至太一联合站处理。压裂返排液拉运至杏十三-1I 废压裂液处理装置处理。以上废水处理后均应满足《油田地面工程建设设计规定》(Q/SYDQ0639-2015)限值要求后回注油层。生活污水依托现有小队点生活污水处理系统，定期拉运至市公司处理厂处理。运行期，油井采出液分离出的含油污水管输至太一联合站处理，作业废水、洗井废水拉运至太一联合站处理。以上废水处理后均应满足《油田地面工程建设设计规定》(O/SYDO0639-2015)限值要求后回注油层。拉运污水集中接收场站要建设监控装置，**环境局监控平台，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，施工期，柴油罐区、钻井作业区、压裂作业区、KOH 材料房发电机房采取重点防渗，铺设 2mm 度聚乙烯(HDPE)膜构筑防渗层，防渗性能应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)中重点防渗区防要求。钻井液材料房、其他材料房采取一般防渗，铺设 1.5m厚黏土构筑防渗层，防渗性能应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)中一般防渗区防渗要求。井场其他区域地面应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)简单防渗区防要求。运营期，集油管道、注水管道、作业期间井场地71面采取重点防渗管道采用无缝钢管、管道设计壁厚的腐蚀余量约为 2mm、采用管道内防腐，管道的外防腐等级应采用加强级，管道的连接方式应采用焊接。作业期间井场永久占地范围内铺设 2mm 度聚乙烯(HDPE)膜构筑防渗层，防渗性能应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)中重点防渗区防渗要求井场其他区域地面应满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)简单防渗区防渗要求。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，防止污染地下水和士壤。建立完善的地下水和土壤监测制度。设置 4 口跟踪监测井定期进行监测，发现问题及时处理。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环境影响。 (四)大气环境保护措施。施工期，土方开挖应采取遮盖围挡、洒水等防尘措施。合理规划道路运输路线，运料车辆采取遮盖措施，以防物料洒落在地，形成二次扬尘。施工场界颗粒物应满足《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。运营期，原油集输采用密闭流程，加强对设备和管道的检查和维护，加强井下作业管理，提高落地油回收率，减少烃类气体挥发。井场无组织排放非甲烷总烃应满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)限值要求 (五)声环境保护措施。施工期，井场合理布局，高噪声机械布置远离环境敏感点一侧。柴油发电机、泥浆泵安装消声器和减振基础,设备均安装在活动板房内。注意对设备的维护和保养合理操作，保证施工机械保持在最佳状态，降低噪声源强度。距离村屯较近位置施工阶段采取人工开挖、设置声屏障等措施。合理规划运输路线。合理安排施工进度，减少施工时间，调整同时作业的施工机械数量，降低对周围环境的影响。施工期场界噪声应满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)要求。运营期，选用低噪声设备，噪声值较高的设备采用减振，隔声等降噪措施。井场噪声应满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2 类标准要求。 (六)固体废物污染防治措施。施工期，钻井废水与废钻井液、钻井岩屑、废射孔**油田集团公司处理，产生的泥饼应满足《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)要求后综合利用。废纯碱、膨润土等72包装袋、施工废料及非含油废防渗布属于一般工业固体废物，油厂杏北油田工业固废处置场处理。KOH 包装袋(HW49)属于危险废物，委托有资质单位处置。生活垃圾拉运至城控**发电厂处置。运营期，落地油及含油污泥属于危险废物(HW08)，拉运至杏 V-Ⅱ处理站减量化处理后，委托处理，处理后的泥渣满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》(DB23/T3104-2022)标准要求后，油田作业区域内用于通井路和井场建设、筑路和铺路、作业场地地面覆盖、围堰等材料的活动;油田作业区域外用于物流仓储用地、工业厂区道路与交通设施用地以及危险废物填埋、**填埋场封场等材料的活动。作业产生的含油废防渗布属于危险废物(HW08)，委托有资质单位处理。 (七)环境风险防控措施。加强管理，保证施工质量。钻井时安装防喷器，防止井喷事故发生。柴油罐周围设置围堰。定期检测管线防腐及腐蚀情况，及时维修或更新。在生产运营前应制定突发环境事件应急预案并到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，提高突发事件的应急处理能力。	钻井泥浆采用无毒无害的水基泥浆，产生的钻井废水与与废钻井液、岩屑一并由罐**油田集团公司处理。管线试压废水拉运至太一联合站处理。压裂返排液拉运至杏十三-I 废压裂液处理装置处。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)限值要求后回注了油层。废**油田集团公司，与其处理废钻井液产生的压滤水一起，送到到杏十二联合站污水处理系统，满足《油田地面工程建设设计规定》（ Q/SYDQ0639-2015 ）中 “ 含油量≤8mg/L、悬浮固体含量≤3mg/L、粒径中值≤2μm”规定后回注了地下油层。钻井施工期场地采取了分区防渗：柴油罐区、钻井液罐区、发电机、钢制泥浆槽、钻井泵、钻台为重点防渗，采用地面碾压平整并铺设 2mm 厚防渗土工布进行防渗，渗透系数为 1.0×10-10cm/s；钻井液材料房、其他材料房为一般防渗，采用 1.5m 厚黏土防渗层，渗透系数为1.0×10-7cm/s；施工井场其他区域为简单防渗，采用地面碾压平整。井场防渗见附图 4。钻井工程施工时采用了地下水保护双层套管和水泥固井等有效措施对各水层进行了封闭，泥浆池池底铺设防渗布。油井采出液分离出的含油污水管输**处理站处理，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（“含油量≤10mg/L、悬浮固体含量≤5mg/L、粒径中值≤2μm”），回注油层。集油掺水管线、注水管线采用无缝钢管，管道设计采用管道内防腐，管道的外防腐等级采用特加强级，管道的连接方式采用焊接。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。作业污水及洗井污水由罐车拉运**处理站处理达标后回注油层，不外排。污水拉运过程建立了台账，并接受视频监管。已建立污水拉运台账。管线按沿道路走向设计、施工，避免了施工活动对土地和地表植被的扰动；合理控制了施工作业带宽度，在施工过程中定期洒水抑尘。施工进度进行了科学规划，及时开挖及回填，且未在大风天气进行施工作业；污染物随施工期结束而消失，经对本项目周围村屯的走访调查，施工期没有发生环境污染事件。本项目采取油气密闭集输工艺，采油井口安装了密封垫，有效地降低了非甲烷总烃气体的挥发量。通过对各场站、井场非无组织挥发的甲烷总烃监测，可以满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中5.9企业边界污染物控制要求；厂站内厂房外监控点的监测结果可以满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A标准限值。针对距离较近的敏感目标太11-斜18 井西侧110m 的宋家围子、7号北侧150 m 的长青村、太116-斜3 东南侧的东围子，4 号平台集输管线南侧160m 的吴长胜，在施工阶段，采取了人工开挖，钻井井场施工场地设置声屏障等措施，降低噪声对周边敏感点的影响。井场电机和场站机泵均选用了低噪声设备且设置了减振基础，井场工作人员每天对油水井进行巡查，保障抽油机井正常稳定运行。依托的各场站工作人员每两个月对设备进行维护保养，保障设备正常稳定运行，场站机泵均集中布置在泵房内，并且加装了隔声门窗，根据本次验收监测结果，本项目各场站厂界噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准限值。宋家围子、长青村、吴长胜村等环境敏感点噪声满足1类标准。废钻井液、钻井岩屑，废油田集团公司处理，处理后的水转运到杏十二联合站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中“含油量≤8mg/L、悬浮固体含量≤3mg/L、颗粒直径中值≤2μm”规定后回注油层，产生的泥饼满足《废弃钻井液处理规范》（DB23/T693-2000）及《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）中I类场标准后用于铺垫井场及通井路；目前未产生含油污泥、落地油及油砂，若产生由罐车拉运**处理站减量化处理后，送处置，泥渣满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准（石油类≤3000mg/kg）后用于铺路和垫井场。道路施工过程中，严格控制了施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能地减少了对原有植被和土壤的破坏。施工中严格贯彻了“无捷径”原则，规范车辆行驶路线，未发现在道路、井场以外的地方行驶和作业，无碾压和破坏地表植被现象。对输油、掺水管道采取了防腐措施，有效防止了管道泄漏对植被、土壤造成影响；管道施工时，采取了保护原始地表与天然植被措施，划定了施工活动范围，严格控制和管理车辆及重型机械的运行范围，所有车辆采用“一”字型作业法，走同一车辙，无开辟新路行为；本项目运行期间未进行油水井作业，无落地油、含油防渗布等污染物产生，对周围生态环境无影响。建设单位已经建立了油水井作业环保管理制度，可以做到井下作业不新征临时占地，作业时严格执行环保措施，保证“工完料净场地清”，作业后无落地油遗留井场，污泥回收后做无害化处理，处理后油水实现化回收。钻井施工期，施工场地对地下水实施了分区防控，施工期，柴油罐区、钻井液罐区、KOH材料房、发电机房、钢制泥浆槽、钻井泵、钻台采取了重点防渗，铺设了2mm厚防渗土工布构筑防渗层，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区防渗要求。钻井液材料房、其他材料房采取了一般防渗措施，铺设了1.5m厚黏土构筑防渗层，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般防渗区防渗要求。井场其他区域地面满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）简单防渗区防渗要求。钻井公司在钻进过程中，设计实施了严密的井控方案，未发生井喷事故。柴油罐周围设置围堰，无油品泄漏事件发生。**油厂已编制《环境突发事件专项应急预案》（备案号为230605-2023-014-LT），配备了应急物资，同时，建立了厂-作业区-班组（站场）的三级应急预案体系，预案识别了井下作业施工、油气采出及集输过程的可能存在的环境风险，明确了具体的环境风险防范措施。预案确定了每月定期组织人员进行应急演练与培训，对事故应急预案进行补充完善，使其更加合理有效。岗位工人每天对各管线和设备按照规定进行检测维修，本项目运行以来未发生过因设备运行不良导致的环境事故。膨润土、纯碱、重晶石粉废包装袋、废防渗布、施工废料由施工单位统一收集后拉运至采油七厂工业固废处置场处理；KOH包装袋(HW49)属于危险废物，委托****公司处置。
固体废物拉运处置单位变更

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：

项目总占地面积为 55.73055hm2，其中永久占地面积为 6.67755hm2，临时占地面积为 49.053hm2。	实际占地 55.85255hm2，其中永久占地 6.67755hm2，临时占地 49.175hm2
临时占地面积增加 0.122 hm2。

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	0	0	0	/
0	28.271	0	0	/
0	0	0	0	/
29.435	0	29.435	29.435	/

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

含油污水、作业污水、洗井污水

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）

油井采出液分离出的含油污水管输****处理站处理后回注，不外排。

污水站出水中含油量为5.34~5.46mg/L、是浮固体含量为2~3mg/L，颗粒直径中值为1.65~1.71μm

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

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

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

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