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渤南油田义123块、义184块、义193块产能建设工程（二期）
项目详情
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400-688-2000
1、建设项目基本信息
企业基本信息
| **** | 建设单位代码类型：|
| 913********731206W | 建设单位法人：魏新辉 |
| 王高斌 | 建设单位所在行政区划：**省**市**区 |
| **省**市****采油厂 |
建设项目基本信息
| 渤南油田义123块、义184块、义193块产能建设工程（二期） | 项目代码：|
| 建设性质： | |
| 2018版本:132-石油、页岩油开采 | 行业类别（国民经济代码）：B0711-B0711-陆地石油开采 |
| 建设地点： | **省**市**区 **省**市**区**首站东侧、北侧一带 |
| 经度:118.5807 纬度: 37.91915 | ****机关：****环境局 |
| 环评批复时间： | 2020-02-11 |
| 东环建审〔2020〕5010号 | 本工程排污许可证编号：**** |
| 2020-07-16 | 项目实际总投资(万元)：16572.5 |
| 311.9 | 运营单位名称：**** |
| 913********731206W | 验收监测(调查)报告编制机构名称：******公司 |
| 913********733454G | 验收监测单位：******公司 |
| 913********733454G | 竣工时间：2025-05-13 |
| 调试结束时间： | |
| 2025-10-20 | 验收报告公开结束时间：2025-12-05 |
| 验收报告公开载体： | http:/slof.****.com |
2、工程变动信息
项目性质
| ** | 实际建设情况：** |
| 无 | 是否属于重大变动：|
规模
| 部署油气井48口（其中油井32口，注气井16口），**井场9座（其中：丛式井场7座，两井式井场2座），共安装32台700型皮带抽油机，配套油套连通套管气回收装置32套；注气井安装35MPa井口注气装置16套，撬装式CO2注入装置16套；**50m3液态CO2储罐7座，伴生气压缩机5台，干燥机5台，RTU控制系统32套，**Φ76×4mm集油干线3.3km，DN65单井集油管线3.4km，DN80单井集油管线2.2km，Φ48×3.5mm天然气管线0.32km，Φ48×7mm注气管线0.3km，Φ68×10mm高压回注管线0.3km，DN80伴生气集气管线0.3km，80kW加热炉2台，50kW加热炉7台；另外配套建设消防、供配电、自控及道路等工程。待项目投产后，最大产油量11.27×104t/a（第1年），最大产液量18.96×104t/a（第1年） | 实际建设情况：****油厂的实际生产需求，本项目进行分期验收工作，一期工程共新钻油井37口，钻井总进尺153533.06m，分布于10座**井场；**电加热装置5台、集油阀组5座、计量装置5套；**Φ76×4mm集油管线5.5km，Φ89×4mm集油管线3.55km，Φ114×4mm集油管线3.14km，另外配套建设供电、自控、通信等设施。年产油量8.2×104t，年产液量13.8×104t，一期工程产油量能达到环评设计年产油量的72.76%，产液量能达到环评设计年产液量的72.78%。 本次验收为二期验收工作，本期工程共新钻油井10口，钻井总进尺40537m，分布于6座井场，其中**2座井场，依托4座老井场（其中2座井场在一期工程时期建设）；**40kW电磁加热装置1台、集油阀组1座、计量装置1套；**Φ76×4mm集油管线0.957km，另外配套建设供电、自控、通信等设施。项目目前年产油量1.66×104t，年产液量3.13×104t，本期工程产油量能达到环评设计年产油量的14.73%，产液量能达到环评设计年产液量的16.51%。 项目合计新钻油井47口，钻井总进尺194070.06m，分布于14座井场，其中**12座井场，依托2座老井场；**电加热装置6台、集油阀组6座、计量装置6套；**Φ76×4mm集油管线6.457km，Φ89×4mm集油管线3.55km，Φ114×4mm集油管线3.14km，另外配套建设供电、自控、通信等设施。年产油量9.86×104t，年产液量16.93×104t，合计产油量能达到环评设计年产油量的87.49%，产液量能达到环评设计年产液量的89.29% |
| 由于地下油藏具有隐蔽性，实际根据含油储层位置、厚度、工程施工难度等调整了井位、井场、井别和钻井进尺。项目总井数减少1口（不涉及注气井的建设），**井场数增加3座，总钻井进尺减少3839.94m，产油减少1.41×104t/a；产液减少2.03×104t/a | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| 本项目义123块采用天然能量开发，义184、义193块采用注CO2开发 | 实际建设情况：采用天然能量、注水开发 |
| 根据实际油藏、地层能量及生产状况，项目实际未实施注CO2开发，选择了合适的开采方式 | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| 钻井废水、施工作业废****处理站处理；管道试压废水收集后拉运至**首站进行处理；生活污水排入临时旱厕，由当地农民清掏用作农肥；项目油泥砂及废沾油防渗材料均依托**首站油泥砂贮存场集中贮存，贮存时油泥砂及废沾油防渗材料做到分类、分区存放，定期委托相关有资质的危险废物处置单位进行处置 | 实际建设情况：钻井废水部分依托孤五联合站采出水处理系统处理，****处理站进行处理后，进入埕东联合站采出水处理系统处理，均处理达****油田注水开发，未外排。施工作业废液、管道试压废水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理，处理达****油田注水开发，未外排。施工现场设置环保厕所，统一处理，未外排；****油厂目前仅有埕东联油泥砂贮存场，只用于贮存突发环境事件时产生的危险废物。本项目运营过程中产生的危险废物不集中贮存，委托****、****公司处理。作业过程采用船型围堰等环保措施防治污染土壤和地下水，无废沾油防渗材料产生 |
| 根据井位分布及实际生产****处理站场，均依托采出水处理系统处理达标后回注未对环境造成不利影响；施工现场设置环保厕所代替旱厕减少了对环境的影响。施工作业废液改为由**首站、渤三联合站采出水处理系统处理，钻井废水根据泥浆处理单位的实际情况增加孤五联合站作为依托站场，管道试压废水根据井位分布情况增加渤三联合站作为依托站场，施工现场设置环保厕所代替旱厕；作业时使用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，产生的油泥砂委托有资质的****公司无害化处置，减少了贮存环节，对环境有利 | 是否属于重大变动：|
其他
| 按照国家和地方有关规定设置规范的污染物排放口、采样孔口和采样监测平台。输油管道必须严格按照《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）要求进行施工，进一步优化管线路由，避让居民区、医院、学校等敏感目标。闭井期油井架、水泥台、电线杆等地面设施拆除；采用水泥将全井段封固；清理场地固废，恢复土地使用功能，降低土壤环境影响 | 实际建设情况：项目本期工程不涉及有组织污染物排放；②本项目**管线沿路敷，设合理设置路由，依据《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）要求进行了施工；③本项目尚未到闭井期，闭井期严格按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T 6646-2017）、《油气田开采废弃井永久性封井处置作业规程》（GB/T 43672-2024）等规范对井场进行规范化的处置和管理 |
| 无变动 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
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| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 25220.72 | 0 | 0 | 0 | 0 | 25220.72 | 0 | / |
| 4.89 | 0 | 0 | 0 | 0 | 4.89 | 0 | / |
| 10.94 | 0 | 0 | 0 | 0 | 10.94 | 0 | / |
| 1.34 | 0 | 0 | 0 | 0 | 1.34 | 0 | / |
| 183.54 | 0.0481 | 0 | 0 | 0 | 183.588 | 0.048 | / |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
表2 大气污染治理设施
| 1 | 套管气回收装置 | 非甲烷总烃《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）中挥发性有机物厂界监控点浓度限值（2.0mg/m3）要求；硫化氢执行《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 | 油井井口各安装1套油套连通套管气回收装置 | 正常营运期间厂界各监控点非甲烷总烃最高浓度为1.54mg/m3，硫化氢均未检出 |
表3 噪声治理设施
| 1 | 低噪声设备 | 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类区排放限值（昼间60dBA），夜间50dB（A）） | 低噪声设备 | 井场的厂界昼间噪声范围为49.2dB（A）～53.9dB（A）、夜间噪声范围为47.3dB（A）～49.3dB（A） |
表4 地下水污染治理设施
表5 固废治理设施
| 1 | 环评：1）钻井固废；采用“泥浆不落地工艺”（即：随钻随治工艺）进行处理。****钻井队固控设备（振动筛、除砂器、除泥器、离心机）分离的液相通过固液分离设备进行二次固液分离，然后利用干化设备对分离出的固相进行处理，得到钻井固废委托有资质单位处理；2）压裂废液：****处理站进行处理，之后进埕东联合站污水处理系统进一步处理，****油田注水开发，无外排；3）施工废料：部分回收利用，剩余废料拉运至市政部门指定地点，由环卫部门清运；4）全部收集后拉运至市政部门指定地点，由环卫部门统一处置；油泥砂、废沾油防渗材料：集中暂存于**首站油泥砂贮存场，最终委托有危废处理资质的单位进行无害化处置。批复：按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB 18599-2001）及修改单要求设置泥浆池，废弃泥浆和钻井废弃岩屑，临时贮存于泥浆池中，完井后采用“泥浆不落地”处置措施，委托专业单位综合利用。废压裂废****处理站处理后，再经埕东联合站污水处理系统处理达标后回注地层，用于油田注水开发，不得外排。油泥砂、废沾油防渗材料属于危险废物必须委托有资质的单位处置，临时贮存须满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2001）及修改单的要求 | 环评：1）钻井固废；项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，**奥友****公司将治理合格的固相用于东部油区土石方工程施工，******公司将治理合格的固相用于******公司的场地地基土方工程、胜发管理区义34分布式发电工程中场区填土及交由**县磊泰****公司综合利用；2）压裂废液：本期工程不涉及；3）施工废料：可回收利用的施工废料已回收利用，不可利用的已拉运至城市管理主管部门指定地点；4）生活垃圾已收集拉运至环卫部门指定地点，最终由环卫部门统一进行处理，作业时使用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，产生的油泥砂委托有资质的****公司无害化处置。批复：①项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，**奥友****公司将治理合格的固相用于东部油区土石方工程施工，******公司将治理合格的固相用于******公司的场地地基土方工程、胜发管理区义34分布式发电工程中场区填土及交由**县磊泰****公司综合利用，满足《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599-2020）的要求； ②本期工程不涉及压裂； ③井下作业采用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，油泥砂委托****公司处置，经调查，****公司满足本项目油泥砂的处置需求 |
表6 生态保护设施
| 1 | 环评：1）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；2）制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实。批复：严格落实生态保护红线要求，合理规划钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，减少永久占地面积。控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能缩小施工作业带宽度，以减少对地表的碾压。提高工程施工效率，减少工程在时间与空间上的累积与拥挤效应。妥善处理处置施工期间产生的各类污染物，防止其对生态环境造成污染影响，施工完成后及时清理现场做好生态恢复工作 | 环评：1）本项目施工期间合理制定了施工计划并严格执行，对生态环境的扰动较小； 2）项目施工完毕后及时进行了生态恢复，植被恢复良好。批复：①根据《**省国土空间规划（2021-2035年）》（鲁政发[2023]12号）、《**市国土空间总体规划（2021-2035年）》（2023年11月2日）等，本项目所在位置不涉及划定的生态保护红线区域，距离本项目最近的生态保护红线为黄河三角洲生物多样性维护生态保护红线（370********474），位于项目义183-斜1井场东北侧5230m，符合生态保护红线管控要求； ②项目在施工期严格按照要求设计施工，对施工人员进行教育，尽量减少对地表的碾压。经现场调查，施工完成后，对施工场地进行了清理，现场临时占地植被恢复情况较好。严格控制施工占用土地及施工作业带面积，提高工程施工效率，减少工程在时间与空间上的累积与拥挤效应。凡受到施工车辆、机械破坏的地方都已及时修整，恢复原貌，被破坏的植被现均已恢复。妥善处理处置施工期间产生的各类污染物，防止其对生态环境造成污染影响。采取以上措施，本项目对生态影响较小 |
表7 风险设施
| 1 | 环评：风险防范措施及应急预案。批复：采取对井喷、伴生气、管道破裂或穿孔导致泄漏防控措施。制定环境风险预案，配备必要的应急设备、应急物资，并定期演练，切实有效预防风险事故的发生、减轻事故危害 | 环评：****油厂制定了《****突发环境事件应急预案》，备案编号370503-2024-074-M。同时配备了应急设备、应急物资，并定期进行了演练。批复：****油厂针对井喷、伴生气、管道破裂或穿孔导致泄漏等环境风险事故采取了必要的防控措施，制定了《****突发环境事件应急预案》，备案编号370503-2024-074-M同时配备了应急设备、应急物资，并定期进行了演练 |
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 环评：1）钻井固废；采用“泥浆不落地工艺”（即：随钻随治工艺）进行处理。****钻井队固控设备（振动筛、除砂器、除泥器、离心机）分离的液相通过固液分离设备进行二次固液分离，然后利用干化设备对分离出的固相进行处理，得到钻井固废委托有资质单位处理；2）压裂废液：****处理站进行处理，之后进埕东联合站污水处理系统进一步处理，****油田注水开发，无外排；3）施工废料：部分回收利用，剩余废料拉运至市政部门指定地点，由环卫部门清运；4）全部收集后拉运至市政部门指定地点，由环卫部门统一处置；1）钻井废水：钻井废水排入泥浆不落地装置，并尽可能实现循环利用，剩余部分临时储存于井场废液罐内，通过罐车****处理站进行处理，之后进入埕东联合站污水处理系统，处理达标后回注地层，用于油田注水开发；2）施工作业废液：由罐车****处理站，再经埕东联合站污水处理系统处理达标后用于注水开发，无外排；3）管道试压废水：收集后由罐车拉运至**首站污水处理系统处理，不外排；4）生活污水：排入临时旱厕，定期由当地农民清掏用作农肥，不直接外排于区域环境；油泥砂、废沾油防渗材料：集中暂存于**首站油泥砂贮存场，最终委托有危废处理资质的单位进行无害化处置；1）采油污水：依托**首站污水处理系统处理达标后，****油田注水开发，无外排；2）井下作业废液：通过罐车拉运送至**首站污水处理系统处理达标后用于注水开发，不外排。 批复：施工期间产生的钻井废水、作业废****处理站处理后，再经埕东联合站的污水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》（SY/T 5329-2012）中推荐水质标准后回注地层，用于油田注水开发，不得外排。管道试压废水收集后送至**首站处理。生活污水采用旱厕，清掏用做农肥。运营期的采油污水、作业废液和闭井期的清管废水送至**首站的污水处理系统处理后全部回注地层，不得外排；按照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB 18599-2001）及修改单要求设置泥浆池，废弃泥浆和钻井废弃岩屑，临时贮存于泥浆池中，完井后采用“泥浆不落地”处置措施，委托专业单位综合利用。废压裂废****处理站处理后，再经埕东联合站污水处理系统处理达标后回注地层，用于油田注水开发，不得外排。油泥砂、废沾油防渗材料属于危险废物必须委托有资质的单位处置，临时贮存须满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB 18597-2001）及修改单的要求 | 验收阶段落实情况：环评：1）钻井固废；项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，**奥友****公司将治理合格的固相用于东部油区土石方工程施工，******公司将治理合格的固相用于******公司的场地地基土方工程、胜发管理区义34分布式发电工程中场区填土及交由**县磊泰****公司综合利用；2）压裂废液：本期工程不涉及；3）施工废料：可回收利用的施工废料已回收利用，不可利用的已拉运至城市管理主管部门指定地点；4）生活垃圾已收集拉运至环卫部门指定地点，最终由环卫部门统一进行处理 1）钻井废水：项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，其中义193-斜30井钻井废水依托孤五联合站采出水处理系统处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，其余9口井分离出的钻井废水由罐****处理站进行处理，后进入埕东联合站采出水处理系统处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，****油田注水开发，未外排；2）施工作业废液：依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理，****油田注水开发，无外排；3）管道试压废水：项目试压废水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统进行处理，达标后用于注水开发，无外排；4）生活污水：项目施工场地设置环保厕所，生活污水由环保厕所定期处置，无外排；作业时使用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，产生的油泥砂委托有资质的****公司无害化处置 1）采出水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后回注，无外排；2）井下作业废液依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后回注，无外排。批复：作业时使用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，产生的油泥砂委托有资质的****公司无害化处置 1）采出水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后回注，无外排；2）井下作业废液依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后回注，无外排 ①项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，其中义193-斜30井钻井废水依托孤五联合站采出水处理系统处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，其余9口井分离出的钻井废水由罐****处理站进行处理，后进入埕东联合站采出水处理系统处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，****油田注水开发，未外排； ②项目管道试压废水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统进行处理，达标后用于注水开发，无外排； ③项目施工场地设置环保厕所，生活污水由环保厕所定期处置，无外排； ④项目产生的井下作业废液，依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达****油田注水开发，不外排；项目运营期的采出水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后用于注水开发，无外排；项目未到闭井期，未产生清管废水。作业时使用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，产生的油泥砂委托有资质的****公司无害化处置 1）采出水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后回注，无外排；2）井下作业废液依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后回注，无外排 ①项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，其中义193-斜30井钻井废水依托孤五联合站采出水处理系统处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，其余9口井分离出的钻井废水由罐****处理站进行处理，后进入埕东联合站采出水处理系统处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中水质主要控制指标后回注地层，****油田注水开发，未外排； ②项目管道试压废水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统进行处理，达标后用于注水开发，无外排； ③项目施工场地设置环保厕所，生活污水由环保厕所定期处置，无外排； ④项目产生的井下作业废液，依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达****油田注水开发，不外排；项目运营期的采出水依托**首站、渤三联合站采出水处理系统处理达标后用于注水开发，无外排；项目未到闭井期，未产生清管废水 ①项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井泥浆循环利用，完井后交由**奥友****公司、******公司拉运处置，**奥友****公司将治理合格的固相用于东部油区土石方工程施工，******公司将治理合格的固相用于******公司的场地地基土方工程、胜发管理区义34分布式发电工程中场区填土及交由**县磊泰****公司综合利用，满足《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599-2020）的要求； ②本期工程不涉及压裂； ③井下作业采用船型围堰，不产生废沾油防渗材料，油泥砂委托****公司处置，经调查，****公司满足本项目油泥砂的处置需求 |
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环保搬迁
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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区域削减
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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生态恢复、补偿或管理
| 环评：1）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；2）制定合理、可行的生态恢复计划，并按计划落实。 批复：严格落实生态保护红线要求，合理规划钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，减少永久占地面积。控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，尽可能缩小施工作业带宽度，以减少对地表的碾压。提高工程施工效率，减少工程在时间与空间上的累积与拥挤效应。妥善处理处置施工期间产生的各类污染物，防止其对生态环境造成污染影响，施工完成后及时清理现场做好生态恢复工作 | 验收阶段落实情况：环评：1）本项目施工期间合理制定了施工计划并严格执行，对生态环境的扰动较小； 2）项目施工完毕后及时进行了生态恢复，植被恢复良好。 批复：①根据《**省国土空间规划（2021-2035年）》（鲁政发[2023]12号）、《**市国土空间总体规划（2021-2035年）》（2023年11月2日）等，本项目所在位置不涉及划定的生态保护红线区域，距离本项目最近的生态保护红线为黄河三角洲生物多样性维护生态保护红线（370********474），位于项目义183-斜1井场东北侧5230m，符合生态保护红线管控要求； ②项目在施工期严格按照要求设计施工，对施工人员进行教育，尽量减少对地表的碾压。经现场调查，施工完成后，对施工场地进行了清理，现场临时占地植被恢复情况较好。严格控制施工占用土地及施工作业带面积，提高工程施工效率，减少工程在时间与空间上的累积与拥挤效应。凡受到施工车辆、机械破坏的地方都已及时修整，恢复原貌，被破坏的植被现均已恢复。妥善处理处置施工期间产生的各类污染物，防止其对生态环境造成污染影响。采取以上措施，本项目对生态影响较小 |
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功能置换
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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其他
| 环评：委托有关部门或设备生产厂家，对有关人员进行操作技能培训，培训合格后上岗；制定环境管理制度与监测计划，委托有资质的单位定期进行监测，建立健全设备运行记录。批复：按照国家和地方有关规定设置规范的污染物排放口、采样孔口和采样监测平台。输油管道必须严格按照《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）要求进行施工，进一步优化管线路由，避让居民区、医院、学校等敏感目标。闭井期油井架、水泥台、电线杆等地面设施拆除；采用水泥将全井段封固；清理场地固废，恢复土地使用功能，降低土壤环境影响 | 验收阶段落实情况：环评：****油厂定期委托有关部门或设备生产厂家，对有关人员进行了操作技能培训，员工培训合格后上岗；****油厂制定了环境管理制度与监测计划，委托有资质单位定期进行监测，且建立健全了设备运行记录。批复：项目本期工程不涉及有组织污染物排放；②本项目**管线沿路敷，设合理设置路由，依据《输油管道工程设计规范》（GB50253-2014）要求进行了施工；③本项目尚未到闭井期，闭井期严格按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T 6646-2017）、《油气田开采废弃井永久性封井处置作业规程》（GB/T 43672-2024）等规范对井场进行规范化的处置和管理 |
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6、工程建设对项目周边环境的影响
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7、验收结论
| 1 | 未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建设或落实环境保护设施，或者环境保护设施未能与主体工程同时投产使用 |
| 2 | 污染物排放不符合国家和地方相关标准、环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定或者主要污染物总量指标控制要求 |
| 3 | 环境影响报告书（表）经批准后，该建设项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动，建设单位未重新报批环境影响报告书（表）或环境影响报告书（表）未经批准 |
| 4 | 建设过程中造成重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态破坏未恢复 |
| 5 | 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或不按证排污 |
| 6 | 分期建设、分期投入生产或者使用的建设项目，其环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足主体工程需要 |
| 7 | 建设单位因该建设项目违反国家和地方环境保护法律法规受到处罚，被责令改正，尚未改正完成 |
| 8 | 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大缺项、遗漏，或者验收结论不明确、不合理 |
| 9 | 其他环境保护法律法规规章等规定不得通过环境保护验收 |
| 不存在上述情况 | |
| 验收结论 | 合格 |
温馨提示
1.该项目指提供国家及各省发改委、环保局、规划局、住建委等部门进行的项目审批信息及进展，属于前期项目。
2.根据该项目的描述，可依据自身条件进行选择和跟进，避免错过。
3.即使该项目已建设完毕或暂缓建设，也可继续跟踪，项目可能还有其他相关后续工程与服务。
400-688-2000
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