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河口油区2023年产能建设工程（一期工程）

审批

山东-东营-河口区

发布时间： 2026年03月30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：

****
913********975203x	邵国林
陈鹏	省市**区
**路89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：

**油区2023年产能建设工程（一期工程）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**区
经度:118.63679 纬度: 37.96019	**环境局**分局
	2023-06-29
东环河分建审〔2023〕42号	无
	2659
81.8	********公司
913********6772770	******公司
****0502MA3NQ8F10K	****公司,****公司
**0502MA3NQ8F10K,**0502MA3CA3Y61N	2025-12-30
2025-12-30	2026-05-30
2026-03-01	2026-03-30
	http://slof.****.com/slof/csr/

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：

项目共部署52口井（油井41口、注水井11口），全部为新钻井。其中胜发管理区新钻油井24口；胜龙管理区新钻油井5口、水井1口；胜渤项目部新钻油井12口、水井10口。本项目实施后，产能开发建设工程最大产油能力7.77×104t/a（第1年），最大产液量25.15×104t/a（第15年），最大产气量166.89×104m3/a（第1年）。管线工程：胜发管理区集油管线2.55km，其中沿原路由更新义和庄区块大43-320计量站至大43-327计量站集油管线1.5km，沿途采用定向钻深穿200m穿越义三路。胜龙管理区集油管线2.9km、掺水管线2.5km、注水管线3km。胜渤项目部集油管线0.5km、注水管线2.85km。站场建设工程：（1）在大43-327计量站内就地分水设施1套：三相分离器1座、DN125旋流分离计量装置1台、DN150篮式过滤器1套，改建完成后实现在大43-327站就地分水，分出采出水经原有掺水加热炉升温后返输至大43-320站进行掺水，实现320站至327站掺水循环利用，减少掺水过程中新鲜水用量。（2）在56#注水站4套注水泵、1套12井式撬装配水阀组、4套篮式过滤器等。（3）在9#井场就地分水设施1套；井口电磁加热器2台，三相分离器撬φ2200×7200 1台，一体化水处理撬1套，60m3注水罐1座；10m3回收水罐1座；实现采出液在站场内就地分水后回注，分水后低含水油由拉油车拉运至渤三联合站。危废暂存间：在义34-24井场内一座10m×3m的危废暂存间，分隔成4间。	建设了1口油井，分布在1座井场；配套建设电力及自控系统。一期工程共部署1口井，为胜发管理区新钻油井。管线工程：胜发管理区了集油管线1.54km，其中沿原路由更新义和庄区块大43-320计量站至大43-327计量站集油管线1.5km，沿途采用定向钻深穿200m穿越义三路、4#井场内单井管线0.1km。站场建设工程：（1）在大43-327计量站内了就地分水设施1套：了三相分离器1座、了DN125旋流分离计量装置1台、DN150篮式过滤器1套。（2）在56#注水站了2套注水泵、1套8井式撬装配水阀组。危废暂存间：在义34-24井场内了一座10m×3m的危废暂存间，分隔成4间。
根据油区开发情况，本项目分期建设，分期验收

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：

采油、油气集输、油水处理等过程。另外，还包括油井的井下作业等辅助流程	采油、油气集输、油水处理等过程。另外，还包括油井的井下作业等辅助流程
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：

（一）废气污染防治。钻井期按照《省扬尘污染防治管理办法》政府令第248号）有关要求，采用洒水、降尘等措施，做好扬尘污染防治和管理工作，并合理设计车辆运输方案、路线，做好非道路移动机械尾气管控，确保各项措施符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）相关标准要求。运营期油气集输过程采用密闭工艺，管输油井口安装套管气回收装置，回收套管气送入集输管线，减少VOCs的无组织挥发，厂界VOCs须达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）厂界监控浓度限值标准要求。（二）废水污染防治。施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，钻井废水随钻井固废统一由第三方单位拉运处理，施工作业废水、管道试压废水**油田处理站处理，旧设备冲洗污水、清管废水收集后拉运至义二注水站站内采出水处理系统进行处理，处理后均达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中推荐水质标准后，用于油田注水开发，不外排。施工现场设置移动式环保厕所，生活污水排入移动式环保厕所，定期清运，不外排。运营期井下作业采用船型围堰、带罐作业，井下作油田采出水处理系统进行处理，采出水处理依托孤北21集输站、渤三联合站、义34接转站的采出水处理系统和9#井场的一体化水处理撬进行处理，9#井场反冲洗废水经过一体化水处理撬处理，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）中推荐水质标准后，用于油田注水开发，不外排。项目不新增劳动定员，不新增生活污水。（三）地下水和土壤污染防治。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。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。该项目钻井时应使用水基泥浆，套管固井水泥均返高至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施防止造成不同层系地下水的串层污染。（四）固废污染防治。严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目钻井泥浆为一般固废，规范处置。暂存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）要求进行设置。施工固废、建筑垃圾尽可能回收利用，不能利用的拉运至环卫部门指定地点堆放，由环卫部门处理；**采油厂回收，走资产报废程序；定向钻废弃泥浆交由第三方单位拉走处置；清管废油泥和废劳保用品属于危险废物，全部委托有资质单位处理；生活垃圾暂存于施工场地设置的临时垃圾桶内，由施工单位负责拉运至施工现场附近采油管理区生活场所内的垃圾桶内，委托当地环卫部门统一处理。运营期落地油、浮油、浮渣和污泥、清罐底泥、废过滤吸附介质、废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品、沾油防渗材料属于危险废物，落地油、浮油、浮渣和污泥、清罐底泥、废过滤吸附介质随产随清，委托有资质机构无害化处置，不作暂存；废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品、沾油防渗材料等收集拉运至危废暂存间暂存，委托有资质机构无害化处置，临时贮存场所应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求设置。落实《**办公室关于印发市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求。（五）噪声污染防治。合理布局钻井现场；选择低噪声设备，施工过程加强生产管理和设备维护，非连续作业需求以外应避免夜间施工。运行期间加强修井作业噪声控制，修井作业期间采取噪声控制措施，尽量避免夜间施工，确保厂界噪声达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求。距离居民区较近的井场，钻井期采用网电钻机。（六）环境风险防控。钻井中采取有效措施预防井喷；管线加强防腐，敷设线路应设置永久性标志。严格落实报告书提出的环境风险防范措施，制定突发环境事件应急预案，**政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接，配备必要的应急设备，并定期演练，切实加强事故应急处理及防范能力。根据《省石油天然气管道保护条例》，规范埋地石油天然气管道与居民区的距离，并在敏感区段设置永久性安全警示标志或者标识。（七）生态环境保护。项目部分井场占地涉及基本农田，建设单位应合理规划钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，尽可能避让生态敏感区域，减少占用基本农田及其他永久占地的面积，确实无法避让的需根据《基本农田保护条例》及《中华人民**国土地管理法》办理相关用地手续。在取得基本农田行政主管部门同意前不得施工。（八）污染物总量控制。项目建成后，项目新增VOCs排放量控制在1.41吨/年以内。在项目发生实际排污行为之前，按照经批准的环境影响评价文件认真梳理并确认各项环境保护措施落实后，申请排污许可证，落实排污许可证执行报告制度。（九）强化环境信息公开与公众参与机制。按照《建设项目环境影响评价信息公开机制方案》要求，落实建设项目环评信息公开主体责任，在建设和投入生产或使用后，及时公开相关环境信息。加强与周围公众的沟通，及时解决公众提出的环境问题，满足公众合理的环境诉求。	（1）本项目在管线敷设、钻井施工、车辆运输等施工活动中产生了少量施工扬尘。经调查，施工单位在施工中制定了合理化管理制度，严格执行了《省扬尘污染防治管理办法》（2018年1月24日）、《市建设领域扬尘污染防治工作方案》（2017年3月24日），采取了控制施工作业面积、洒水降尘、遮盖土堆和建筑材料、施工现场设置了围挡、大风天停止作业等措施。根据调查，施工扬尘未对项目周围环境空气造成不利影响；（2）一期工程未建设多功能罐。（3）本项目原油集输过程中采用密闭工艺流程，新钻油**联通套管气回收装置，回收套管气送入集油干线。验收监测期间，本项目井场、站场厂界非甲烷总经满足《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019)表2厂界监控浓度限值（2.0mg/m3）；硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-1993)厂界监控浓度限值标准要求（0.06mg/m3）。各项措施均符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)相关标准要求。一期工程钻井废水随钻井固废以“钻井废弃泥浆”形式委托处理。经分离出的钻井废水拉管输至孤五联合站处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）油田注水开发，无外排。井下作业废液、采出水依托义34接转站采出水处理系统进行处理，油田注水开发，不外排；施工作业废液经义34接转站采出水处理系统处理达标后回注地层，用于油田注水开发，无外排；管道试压废水经沉淀后用于洒水；生活污水排入临时移动环保厕所，定期清运；旧设备冲洗废水进集输流程依托义二注水站进行处理，处理达标后回注地层，用于油田注水开发；清管废水依托义二注水站采出水处理系统处理达标后回注地层，用于油田注水开发。本项目按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。对重点污染防治区、一般污染防治区等采取了分区防渗措施。加强了防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施及时进行了修复和加固，确保防渗设施牢全。本项目钻井时采用了无毒无害水基泥浆，表层套管、油层套管固井水泥均返高至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施没有造成不同层系地下水的穿层污染，满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求。施工期：本项目按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599-2020）要求，钻井现场采用“泥浆不落地”形式进行收集，设置泥浆罐，废弃泥浆和钻井废弃岩屑临时贮存在泥浆罐中，完井后由**拉运处置，综合利用；一期工程调试生产期间未清罐，后期清罐产生的油泥砂，委托公司进行无害化处置；本项目调试生产期间未产生落地油、浮油、浮渣和污泥，后期清罐产生的落地油、浮油、浮渣和污泥，委托公司进行无害化处置；项目调试生产期间未产生废沾油防渗材料、废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品，后期产生的废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品收集至义34-24 危废暂存点，最终委托有资质单位处理。建设单位按照《办公室关于印发市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求建立了危险废物管理档案。建设单位在设备选型时采用了低噪声设备，合理疏导施工区的车辆，减少了汽车会车时的鸣笛噪声，合理规划了生产时间，未在夜间进行高噪声作业（需连续钻井的除外），高噪声设备未同时施工，同时加强设备的检查、维护和保养工作。目前施工已完成，施工影响结束，根据调查，施工期间未收到举报、投诉。验收监测期间，厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008)2类标准要求。本项目钻井过程中采取了有效措施预防井喷；管线加强防腐，敷设线路设置了水久性标志。严格落实了报告书提出的环境风险防范措施，制定了突发环境事件应急预案，**政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接，配备必要的应急设备，并定期进行了演练，切实加强了事故应急处理及防范能力。规范了埋地石油天然气管道与居民区的距离，项目未穿越敏感区，满足《省石油天然气管道保护条例》；建设单位合理规划了钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，尽可能避让了生态敏感区域，减少了占用基本农田及其他永久占地的面积，确实无法避让的已根据《基本农田保护条例》及《中华人民**国土地管理法》办理相关用地手续。施工中破坏的植被在施工结束后及时进行了恢复。本项目建成后，一期工程项目VOCs排放量在0.02798吨/年以内。在项目发生实际排污行为之前，已申请排污许可证，落实了排污许可证执行报告制度。
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：

落实报告书中提出的检修，废气治理设施、污水处理系统故障等非正常工况下的环保措施。闭井期油井架、水泥台等地面设施拆除，按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T6646-2017）进行封井，集油管线清管后，原地封堵。清理场地固废，恢复土地使用功能，降低土壤环境影响。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、固体废物堆放场，并设立标志牌。严格落实报告书提出的油井停运、管线泄漏等非正常工况下的环保措施。合理进行地下水监测。严格落实报告书环境管理及监测计划。按规定开展环保设施安全风险评估。你公司应严格遵守环保法律法规的要求，持续改进污染防治措施，今后如有更严格的环保要求、更严格的排放标准，你单位必须严格执行。	已落实报告书中提出的检修，废气治理设施故障等非正常工况下的环保措施，项目污水处理系统未建设。项目目前未到闭井期。后期进入闭井期将油井架、水泥台、电线杆等地面设施拆除；按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T6646-2017）、油气井开采废弃井永久性封井处置作业规程（GB/T 43672-2024）进行封井；集油管线清管后，原地封堵。清理场地固废，恢复土地使用功能，降低土壤环境影响。已按照国家和地方有关规定设置了规范的污染物排放口、采样孔口和采样监测平台、固体废物堆放场，并设立了标志牌。严格落实了报告书提出的油井停运、管线泄漏等非正常工况下的环保措施。合理进行了地下水监测。严格落实了报告书环境管理及监测计划。****中心严格遵守了环保法律法规的要求，持续改进污染防治措施，今后如有更严格的环保要求、更严格的排放标准，执行更严格要求与排放标准。
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）

0	0	0	0
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0	0	0	0
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0	0	0	0
0	0	0	0	/
1.5812	0	1.581	0	/
4.5952	0	4.595	0	/
0.4589	0	0.459	0	/
10.1224	0.0079	10.13	0.008	/

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

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

油套联通装置

《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/ 2801.7-2019）、《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-1993）

在采油****联通套管气回收装置以保证井口密封，可有效降低无组织废气的挥发量

已检测

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

选用了低噪声设备、采用了减震底座等措施

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）2类区标准

已建设

已检测

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

地下水和土壤污染防治。按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。参照《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）要求，对重点污染防治区、一般污染防治区等采取分区防渗措施。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。该项目钻井时应使用水基泥浆，套管固井水泥均返高至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施防止造成不同层系地下水的串层污染。

本项目按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行地下水污染防治。对重点污染防治区、一般污染防治区等采取了分区防渗措施。加强了防渗设施的日常维护，对出现破损的防渗设施及时进行了修复和加固，确保防渗设施牢**全。本项目钻井时采用了无毒无害水基泥浆，表层套管、油层套管固井水泥均返高至地面，严格按照操作规程施工、提高固井质量等措施没有造成不同层系地下水的穿层污染，满足《石油化工工程防渗技术规范》（GB/T50934-2013）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

严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目钻井泥浆为一般固废，规范处置。暂存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）要求进行设置。施工固废、建筑垃圾尽可能回收利用，不能利用的拉运至环卫部门指定地点堆放，由环卫部门处理；****采油厂回收，走资产报废程序；定向钻废弃泥浆交由第三方单位拉走处置；清管废油泥和废劳保用品属于危险废物，全部委托有资质单位处理；生活垃圾暂存于施工场地设置的临时垃圾桶内，由施工单位负责拉运至施工现场附近采油管理区生活场所内的垃圾桶内，委托当地环卫部门统一处理。运营期落地油、浮油、浮渣和污泥、清罐底泥、废过滤吸附介质、废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品、沾油防渗材料属于危险废物，落地油、浮油、浮渣和污泥、清罐底泥、废过滤吸附介质随产随清，委托有资质机构无害化处置，不作暂存；废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品、沾油防渗材料等收集拉运至**危废暂存间暂存，委托有资质机构无害化处置，临时贮存场所应按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求设置。落实《****办公室关于印发**市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求。

施工期：本项目按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB 18599-2020）要求，钻井现场采用“泥浆不落地”形式进行收集，设置泥浆罐，废弃泥浆和钻井废弃岩屑临时贮存在泥浆罐中，完井后由****拉运处置，综合利用；一期工程调试生产期间未清罐，后期清罐产生的油泥砂，委托****公司进行无害化处置；本项目调试生产期间未产生落地油、浮油、浮渣和污泥，后期清罐产生的落地油、浮油、浮渣和污泥，委托****公司进行无害化处置；项目调试生产期间未产生废沾油防渗材料、废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品，后期产生的废润滑油、废变压器油、废润滑油桶、废油漆桶、废劳保用品收集至义34-24 危废暂存点，最终委托有资质单位处理。建设单位按照《****办公室关于印发**市危险废物“一企一档”管理实施方案的通知》（东政办字〔2018〕109号）的要求建立了危险废物管理档案。

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

项目部分井场占地涉及基本农田，建设单位应合理规划钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，尽可能避让生态敏感区域，减少占用基本农田及其他永久占地的面积，确实无法避让的需根据《基本农田保护条例》及《中华人民**国土地管理法》办理相关用地手续。在取得基本农田行政主管部门同意前不得施工。

建设单位合理规划了钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，尽量利用现有设施，尽可能避让了生态敏感区域，减少了占用基本农田及其他永久占地的面积，确实无法避让的已根据《基本农田保护条例》及《中华人民**国土地管理法》办理相关用地手续。施工中破坏的植被在施工结束后及时进行了恢复。

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

钻井中采取有效措施预防井喷；管线加强防腐，敷设线路应设置永久性标志。严格落实报告书提出的环境风险防范措施，制定突发环境事件应急预案，****政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接，配备必要的应急设备，并定期演练，切实加强事故应急处理及防范能力。根据《**省石油天然气管道保护条例》，规范埋地石油天然气管道与居民区的距离，并在敏感区段设置永久性安全警示标志或者标识。

本项目钻井过程中采取了有效措施预防井喷；管线加强防腐，敷设线路设置了水久性标志。严格落实了报告书提出的环境风险防范措施，制定了突发环境事件应急预案，****政府和相关部门以及周边企业的应急预案相衔接，配备必要的应急设备，并定期进行了演练，切实加强了事故应急处理及防范能力。规范了埋地石油天然气管道与居民区的距离，项目未穿越敏感区，满足《**省石油天然气管道保护条例》

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程