首页 /克拉玛依油田二中区克下组油藏开发调整建设工程（第二批）

克拉玛依油田二中区克下组油藏开发调整建设工程（第二批）

审批

新疆-克拉玛依-克拉玛依区

发布时间： 2025年12月24日

项目详情

下文中****为隐藏内容，仅对千里马会员开放，如需查看完整内容请或拨打咨询热线： 400-688-2000

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：

********公司）
916********597998M	杨琨
孙王辉	维吾尔自治区市**区
**市迎宾路66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：

****油田二中区克下组油藏开发调整建设工程（第二批）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	维吾尔自治区区维吾尔自治区****区
经度:84.962500 纬度: 45.590278	****生态环境厅
	2023-06-07
新环审〔2023〕109号	****
2020-07-22	69108.9
7327	****油田分公司采油一厂
916********597998M	******公司
916********723299E	******公司
916********723299E	2025-07-25

2025-11-25	2025-12-22
	https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=487315

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
无变动

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：

（1）钻井工程在二中区二三结合区新钻195口井（其中采油井105口、注水井90口），平均单井进尺789m，合计钻井进尺15.39×104m；地面占用区新钻6口采油井，单井进尺为1600m～1900m，合计进尺1.06×104m；更新补钻1口井，钻井进尺为700m；均采用二开井身结构、非磺化水基钻井液；二期不涉及钻井工程。（2）储层改造储层改造主要包括射孔、压裂，压裂液用量为60600m3 （3）油气集输工程（二期不涉及）一期：二中区采油井场112座，注水井场转采油井场1座，利旧采油井场6座；采用25MPa DN50不加热采油井场，64座井场内设螺杆泵，配套建设电机（功率15kW和22kW）、保温盒（内设防爆电加热器）和安全标示牌；1座井场设置4型抽油机、电机、保温盒（内设300W防爆电加热器）、安全标识牌；11座计量站，每座计量站内设置1座12井式一体化选井计量装置；井口至计量站的单井采油管线50.52km，管径为DN50 2.5MPa、管材为柔性复合管（Ⅱ型），埋地不保温敷设；计量站至集油干线的集油支线6.4km，管径为DN100 2.5MPa、管材为热塑性塑料内衬玻璃钢复合管，埋地不保温敷设；新**处理站的集油干线8.8km，其中管径为DN150 2.5MPa的集油干线3.7km、管径为DN200 2.5MPa的集油干线4.4km、DN250 2.5MPa的集油干线0.7km，管材为热塑性塑料内衬玻璃钢复合管，埋地不保温敷设。（4）注入工程一期：注入井场90座，井口设有保温盒、井口压力显示仪表等，二期不涉及；母液站/注入站至井口的单井注入管线147.8km，选用DN50 16MPa热塑性塑料内衬玻璃钢管道；采用埋地不保温敷设；二期不建单井注入管线；配注站1座，仅建设水驱阶段设施及配套设施，围墙一期全部建成，预留二期建设用地；建设内容主要为综合办公楼、复配水泵房、配电间、储水罐、采暖橇、排污池、停车场，占地尺寸为12365m2；注入站2座，分别为1号注入站和2号注入站，其中1号注入站与配注站合建，占地不重复计算，2号注入站占地尺寸为2925m2；配注站至2号注入站的高压水管线2.3km，选用DN150 16MPa热塑性塑料内衬玻璃钢管道；205注水站至配注站高压水管线3.5km；均采用埋地不保温敷设；二期不涉及；处理站至配注站的输水管线5km，管径DN200，采用玻璃钢管（5**处理站原油处理系统：处理站一段沉降罐旁1套原油密闭脱水系统，采用“一段聚结三相分离+二段热电化学”处理工艺，设计处理规模为20×104t/a；现有热化学沉降脱水处理系统停用，本次不拆除；采出水处理系统：在站内已建采出水处理系统北侧空地处1座1200m3/d常规采出水处理系统及配套设施，采用“气浮+过滤”处理工艺；1座2400m3/d二元采出水处理系统，采用“重力除油+曝气+气浮+过滤”处理工艺；外输计量交接系统：一期建成，**外输计量间1座，设有刮板流量计2台、外输泵2台、过滤器2台、过滤消气器2台、自动取样器、在线含水分析仪1台、5m3埋地污油罐1座、污油泵1座	（1）钻井工程新钻采油井54口、注水井50口，采用二开井身结构、非磺化水基钻井液；地面占用区新钻6口采油井，单井进尺为495m～3258m，合计进尺6.6860×104m；更新补钻1口井。（2）储层改造 31口井进行了射孔压裂作业，压裂液用量为12002.4m3，根据实际油井情况，部分油井进行压裂作业。（3）油气集输工程（二期不涉及）一期：采油井井场54座（不加热采油井场）、注水井井场50座；注水井场转采油井场1座，利旧采油井场6座；井场配套建设有抽油机、保温盒等设施；6座计量站，每座计量站内设12井式一体化选井计量装置；单井采油管线26.231km，管径为DN50 2.5MPa、管材为柔性复合管（Ⅱ型），埋地不保温敷设；集油支线长度为1.610km，管径为DN100；集油干线长度为5.4km，其中管径DN200集油干线的长度3.2km、管径DN150集油干线的长度2.2km；管材为热塑性塑料内衬玻璃钢复合管，埋地不保温敷设。（4）注入工程一期：注入井场50座，井口设有保温盒、井口压力显示仪表等；单井注入管线53.009km，管材DN50 16MPa热塑性塑料内衬玻璃钢管道；2号注入站，占地面积6678.08m2；高压水管线3.1km，为配注站至2号注入站；输水管线3.56km，处理站至配注站。（5**处理站原油处理系统：1套原油密闭脱水系统，处理工艺为“一段聚结三相分离+二段热电化学”，设计处理规模为20×104t/a；现有热化学沉降脱水处理系统改为沉降除油罐；采出水处理系统：1套二元采出水处理系统，处理规模为2400m3/d，处理工艺为：重力除油+曝气+气浮+生物处理+过滤；1套常规采出水处理系统，处理规模为1200m3/d，处理工艺为：重力除油+曝气+气浮+过滤；外输计量交接系统：建设外输泵房1座、提升泵房1座
①增加2座计量站；②4口油井及配套工程尚未实施；③现有热化学沉降脱水处理工艺改为沉降除油工艺。

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：

油气集输采用不加热密闭集输工艺，集输工艺采用"**处理站"和"处理站"两种集输工艺，具体工艺流程如下:井口采出物通过单井采油管线管输至计量站，在计量站内完成计量后通过集油干支线管处理站处理;井口采出物通过单井采油管线、集油干线直接管**处理站处理。	油气集输采用密闭集输工艺，集输工艺采用“井口→计量站→稀油处理站”，具体工艺流程如下：井口采出物通过单井采油管线管输至计量站，在计量站内完成计量后通过集油干支线管****处理站处理。
无变动

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）严格落实废气污染防治措施。施工期对设备进行定期保养维护，使用优质油品，保证设备正常运转，减少燃油非正常消耗，运输车辆减速行驶，井场洒水降尘。运营期，厂界非甲烷总烃无组织排放浓度须满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中相应的排放控制要求；硫化氢和氨无组织排放须达到《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）表1新扩改建二级标准值；颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2限值要求。项目投入运营后应严格按照《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）要求，持续加强油气储存、转移、输送、排放、使用、泄漏、收集处理等控制措施。（二）严格落实水污染防治措施。施工期废压裂液排至收集罐，集中收集并送至51#联合处理站采出水处理系统，处理达标后回注地层，不外排；管道试压水回用于场地降尘用水。运营期装置排污水、反冲洗废水，通过管线输送至二元采出水处理系统进行处理，出水水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中的有关标准后，2023~2025年全部回注地层，2026年后全部用于配注站配液。井下作业废水和井下作业废液收集至专用储罐，由罐车拉运至51#联合处理站采出水处理系统处理，出水水质达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）相关标注后回注地层，不外排。锅炉排污水及软化废水，排至污水储罐，****园区污水处理厂进一步处理。（三）落实声环境保护措施。采用隔声、基础减振等措施，确保厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声环境功能区环境噪声排放限值要求。（四）加强固体废物分类管理。本项目产生的危险废物最终须交由具有相应危废处置资质的单位处置，其收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001，2013年修改）《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）《危险废物转移管理办法》等要求。	（一）1、施工期不设生活营地，施工人员住宿区，施工过程车辆选用合格油品。 2、根据验收监测结果，井场、处理站厂界非甲烷总烃满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）标准要求，硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）标准限值要求。 3、项目运营过程中严格落实《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中要求，未发生油气泄漏等相关事故。（二）1、油区内产生的洗井废水、压裂返排液，经罐车拉运油田原油处理站的水处理系统处理，处理后符合《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准后回注。 2、管道试压水采用，试压结束后用于洒水降尘。 3、施工过程钻井泥浆采用“钻井泥浆不落地技术”，**公司回收。 4、装置排污水、反冲洗废水输送至二元采出水处理系统处理，根据验收监测结果，二元采出水处理系统注水口水质满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中Ⅲ类要求 5、锅炉排污水及软化废水，排至污水储罐，**园区污水处理厂进一步处理。（三）井场机械设备定期进行检查、保养和维护，确保设备正常运转。根据验收监测结果，井场、计量站、注入站、稀油处理站满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准。（四）1、井下带罐作业，修井作业时井场铺垫防渗土工膜，委托处置。 2、岩屑暂存于岩屑储罐，交由盛洁**公司处置。 3、处理站产生的含油污泥委托**处置
无变动

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：

（一）加强项目环境风险防范。严格落实《报告书》提出的各项环境风险防范措施。制定完善的环保规章制度，做好环境应急预案的编制、评估和备案等工作，并加强应急演练。做好防井喷、固井措施，强化设备的日常维修保养，完善各井场的环境保护工程，加大环境风险排查力度，加强对项目周边地下水、土壤等的监测，对环境污染隐患做到及早发现、及时处理。（二）开展工程环境监理。在施工招标文件、施工合同和工程监理合同文件中明确环保条款和责任。编制和报备施工期环境监理实施方案，定期提交监理报告，并将环境监理情况纳入项目竣工环保验收范围。同时，将工程“以新带老”措施的落实情况一并纳入项目竣工环保验收中进行考核。（三）工程服役期满后，应拆除地面设施、清理井场、采取安全措施处置报废井地下管线，确保对各类废弃井采取的固井、封井措施有效可行，防止次生风险和污染。	1、钻井期间**集团公司井控管理相关规定，从钻井至验收调查期间未发生井喷和泄漏等环境风险事故。 2、生产油田分公司采油一厂编制了《公司采油一厂突发环境事件专项应急预案》，于2023年10月19生态环境局**分局备案，备案证编号为：650203-2023-041-MT。建立了环境管理机构；施工合同和工程监理招标文件中有环保条款和责任；开展了施工期环境管理工作。未到服役期，不涉及固废、封井阶段。
未到服役期，不涉及固废、封井阶段。

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	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/
0	0	0	0	0	0	0	/
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

序号设施名称执行标准实际建设情况监测情况达标情况

****处理站**两座采出水处理系统

《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）

****处理站**两座采出水处理系统

根据验收检测监测及自行检测结果可知：****处理站**二元处理系统回注水水质中各因子满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）表1中储层空气渗透率〔0.05，0.5〕μm2要求。

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

《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）

井场、站场、稀油处理站所在区域上风向及下风向无组织非甲烷总烃最高浓度均满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中非甲烷总烃无组织排放监控浓度限值4.0mg/m3的要求。硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）厂界标准值0.06mg/m3的要求；稀油处理站厂界内非甲烷总烃排放满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）附录A表A.1规定限值。

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

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

采油井、****处理站厂界四周昼间、夜间噪声值均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准要求。井场周围200m范围内无声环境敏感目标。

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

加强固体废物分类管理。本项目产生的危险废物最终须交由具有相应危废处置资质的单位处置，其收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001，2013年修改）《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）《危险废物转移管理办法》等要求。

1、井下带罐作业，修井作业时井场铺垫防渗土工膜，委托****处置。 2、岩屑暂存于岩屑储罐，交由**盛洁****公司处置。 3、****处理站产生的含油污泥委托****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）避让：钻井井场、计量站、配注站、注入站等选址时，单井采油管线、集油干支线、单井注入管线、二元母液管线、二元高压水管线选线时应避开植被密集区域，尤其要避开梭梭生长区域；施工过程中尽量避免破坏野生植物，最大限度避免破坏野生动物的活动场所和生存环境。（2）合理规划井场、计量站、配注站、注入站等永久占地面积；严格控制单井采油管线、集油干支线、单井注入管线、二元母液管线、二元高压水管线、巡检道路施工作业带宽度，以减少工程占地；其中单井采油管线和单井注入管线不得超过8m，集油支线不得超过10m，集油干线不得超过12m，二元母液管线不得超过12m，二元高压水管线不得超过12m，巡检道路不得超过7m。施工过程中可做到在施工作业带宽度内活动。（3）施工期对占用区域可利用的表土进行剥离，单独堆存，并加强表土堆存防护及管理，确保能有效回用。施工过程中严格规定车辆和各类工作人员的活动范围，使之限于在施工区范围内活动，不随意踩踏砍伐野生植被，尽量不侵扰野生动物的栖息地。

1、经调查，单口采油井井场永久占地60×80m，平台井每增加一口宽度增加10m；道路建设占地宽度为7m。单井管线施工作业宽度12m、平台井作业带宽度12.5m、17m、18m，集油支线作业宽度10m，高压水管线、集油干线作业宽度12m。 2、埋设管线避开植被密集区，管沟开挖分层堆放，分类回填。管线敷设弃土用于管沟回填。 3、管线施工做到挖填平衡，不产生集中弃土。

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

加强项目环境风险防范。严格落实《报告书》提出的各项环境风险防范措施。制定完善的环保规章制度，做好环境应急预案的编制、评估和备案等工作，并加强应急演练。做好防井喷、固井措施，强化设备的日常维修保养，完善各井场的环境保护工程，加大环境风险排查力度，加强对项目周边地下水、土壤等的监测，对环境污染隐患做到及早发现、及时处理。

1、钻井期间****集团公司井控管理相关规定，从钻井至验收调查期间未发生井喷和泄漏等环境风险事故。 2、生产****油田分公司采油一厂编制了《****公司采油一厂突发环境事件专项应急预案》，于2023年10月19****生态环境局****分局备案，备案证编号为：650203-2023-041-MT。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程