首页 /2023年芳481-州17区块加密与注采系统调整产能建设工程项目

2023年芳481-州17区块加密与注采系统调整产能建设工程项目

审批

黑龙江-大庆-肇州县

发布时间： 2026年04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：

****
912********6497473	王健
牛磊	省市
区子镇

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：

2023年芳481-州17区块加密与注采系统调整产能建设工程项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**县双发乡、新福乡境内
经度:125.227464 纬度: 45.744939	****环境局
	2022-12-26
庆环审〔2022〕193号	****
2021-05-13	2753.21
207.85	****
912********6497473	省**公司
****0603MA1C1ADT2T	省吉**公司
****0607MACKCAXMX9	2025-03-01

2025-10-16	2025-11-13
	http://www.****.cn/NewsDetail.aspx?ID=931

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：

本次产能基建油水井61口，其中油井45口（形成13座丛式平台井、1口独立井）、水井16口（转注井），配套安装抽油机、采油树井口设备及采油动力用电配套设施、注水井口设施。建成后预计产能2.04×104t/a。单井集油掺水管道9.39km（Φ60×3.5-4.61km、Φ76×4.5-4.78km）、电加热集油管道2.53km（Φ60×3.5），更换肇一联合站-宋二联合合站部分外输油管道4.78km（Φ168×7），掺水流量自动控制装置2套。单井注水管道5.75km（Ф48×6），管道材质采用防腐钢管，管道埋深2.5m，管道铺设涉及钢顶穿跨越9处乡道。 3.5m宽砂石通井路3.3km，4m宽通井土路0.06m，3.5m宽进井路（耕地）0.47km。	本次产能实际基建了油水井61口，其中油井45口（形成13座丛式平台井、1口独立井）、水井16口（转注井），配套安装抽油机、采油树井口设备及采油动力用电配套设施、注水井口设施。建成后预计产能2.04×104t/a（折算全年）。实际了单井集油掺水管道13.06km（Φ60×3.5-6.44km、Φ76×4.5-6.62km）、电加热集油管道2.39km（Φ60×3.5），更换了肇一联合站-宋二联合合站部分外输油管道4.78km（Φ168×7），了掺水流量自动控制装置2套。了单井注水管道6.2km（Ф48×6），管道材质采用了防腐钢管，管道埋深2.5m，管道铺设涉及钢顶穿跨越9处乡道。了3.5m宽砂石通井路3.3km，4m宽通井土路0.06m，3.5m宽进井路（耕地）0.47km。
单井集油掺水管道增加了3.67km，电加热集油管道减少了0.14km，单井注水管道增加了0.45km，主要原因实际踏勘管线走向变化，未新增环境保护目标，不属于重大变动

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：

本项目原油集输采用单管环状掺水集油工艺。本次产能45口油井均分布在肇4、肇5、肇6转油站及肇一联合站周围，搭接已建集油系统，其中32口油井采用了单管环状掺水集油工艺、13口油井采用了电加热集油工艺。	本项目原油集输采用了单管环状掺水集油工艺。本次产能45口油井均分布在肇4、肇5、肇6转油站及肇一联合站周围，搭接已建集油系统，其中32口油井采用了单管环状掺水集油工艺、13口油井采用了电加热集油工艺。
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：

（1）井场等施工现场洒水消尘，表土及建材堆放上覆遮盖材料，施工运输车辆采取密闭措施或加盖防尘布。 45口油井产液分别依托肇4转油站、肇5转油站、肇6转油站、肇一联合站、宋二联合站，其中肇一联合站新增1台0.58MW外输炉，上述涉及场站加热装置采用**油田伴生气），产生的燃烧废气经8-25m高烟囱外排。井场井口安装密封垫，油气集输过程采用密闭措施，大量减少挥发性有机气体的无组织挥发。 1座撬装废弃钻井泥浆处理装置，临时占地面积10000m2，处理规模为：日处理能力为500m3/d。用于处理本项目钻井时期的废弃水基泥浆、钻井岩屑、钻井污水。（2）施工期管道试压废水、拆除设备和清管器清洗废水、转注井洗井废水由罐车拉运**处理站处理，出水水质满足《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、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。施工人员生活污水进入周边肇4-4计量间、肇5-1计量间、肇6-6计量间等已建防渗旱厕，本项目施工现场距离周边集油阀组间距离约为0-1km，施工人员步行或乘施工车辆进入附近集油阀组间防渗旱厕，防渗旱厕定期清掏。油水井作业污水、水井洗井污水由罐车拉运**处理站处理，出水水质满足《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、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。运营期依托的肇4转油站、肇5转油站、肇6转油站、肇一联合站、宋二联合站，均无新增劳动定员，无新增生活污水。运营期45口油井采出液最终进入肇一联、宋二联脱水站处理，其脱出的含油污水由管道输送至肇一联、**处理站，出水水质满足《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、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。（3）合理安排施工进度，避免大量高噪声设备同时施工；施工期选用低噪声设备，距离本项目较近的敏感目标为赵文华屯（肇51-33转注井北侧50m）、小场子（肇一联合站至宋二联合站外输油管道东侧140m）附近施工时应设置2m高移动式隔声屏障（隔声量大于20dB（A））；定期对施工设备进行保养维护，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度，运输车辆选择避开居民区的路线。抽油机、外输泵、加热炉尽可能选用低噪声设备；并采用减振、隔声等降噪措施；注意对设备的维护保养，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度。（4）管道施工废料产生量4.2t，属于一般固废，**油厂填埋场处理。设备拆除产生的建筑垃圾10.5m3，送市政指定地点填埋。拆除机泵、油井树等设备（蒸汽冲洗后不含油）约21t，拉运到资产回收库。落地油及含油污泥统一采油厂处理站减量化处理后，油田公司处理站处理，处理后泥渣含油量满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准限值（石油类≤3000mg/kg）。（5）施工期作业带清理、管沟开挖、道路的建设对土壤造成扰动和植被的破坏，项目施工期均在临时占地内进行施工，并且施工结束后及时清理施工现场，对临时占用的18.449hm2耕地进行复垦，1.567hm2草地进行播撒草籽。（6）参照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），本项目进行分区防渗：其中本项目的集油管道、注水管道、外输油管道划分为重点防渗区，更换5台外输泵、运营期油水井作业、水井洗井永久占地内划分为一般防渗防区，油水井井场地面、外输炉地面为简单防渗区。地下集油掺水、注水、外输油管道选用无缝钢管，设计壁厚的腐蚀余量大于2mm或采用管道内防腐，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，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。油水井井场、外输炉地面采取地面平整夯实，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般地面硬化的要求。油水井作业、水井洗井时，井场永久占地内铺设1.5mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中一般防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。依托2口村屯地下水井、1口地下水井作为跟踪监测井，定期对地下水进行跟踪监测：在本项目区域上游杨树林水井（E125.256328，N45.768241）依托1个潜水背景值监测水井，在区域内3#平台下游10m处1口跟踪监测水井（E125.227339，N45.744893）、区域下游东万福屯水井（E125.191183，N45.729011）依托1口潜水跟踪监测水井，定期对地下水进行跟踪监测。	（1）井场等施工现场洒水消尘，表土及建材堆放上覆遮盖了材料，施工运输车辆采取了密闭措施或加盖防尘布。 45口油井产液分别依托肇4转油站、肇5转油站、肇6转油站、肇一联合站、宋二联合站，其中肇一联合站新增了1台0.58MW外输炉，上述涉及场站加热装置均采用了**油田伴生气），产生的燃烧废气经8-25m高烟囱外排。井场井口安装了密封垫，油气集输过程采用了密闭措施，大量减少了挥发性有机气体的无组织挥发。（2）施工期管道试压废水、拆除设备和清管器清洗废水、转注井洗井废水由罐车拉运处理站处理，出水水质满足《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、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。施工人员生活污水进入周边肇4-4计量间、肇5-1计量间、肇6-6计量间等已建防渗旱厕，防渗旱厕定期清掏。油水井作业污水、水井洗井污水由罐车拉运**处理站处理，出水水质满足《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、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。运营期依托的肇4转油站、肇5转油站、肇6转油站、肇一联合站、宋二联合站，均无新增劳动定员，无新增生活污水。运营期45口油井采出液最终进入肇一联、宋二联脱水站处理，其脱出的含油污水由管道输送至肇一联、**处理站，出水水质满足《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、悬浮物颗粒直径中值≤2μm要求后，回注地下开采油层。（3）施工期：合理安排了施工进度，避免了大量高噪声设备同时施工；施工期选用了低噪声设备，距离本项目较近的敏感目标为肇51-33转注井北侧50m赵文华屯、肇一联合站至宋二联合站外输油管道东侧140m小场子附近施工时设置了2m高移动式隔声屏障（隔声量大于20dB（A））；定期对施工设备进行了保养维护，保证了设备保持在最佳运行状态，降低了噪声源强度，运输车辆避开了居民区的路线。运营期：抽油机、外输泵、加热炉选用了低噪声设备；并采用了减振、隔声等降噪措施；对设备的维护保养，保证了设备保持在最佳运行状态，降低了噪声源强度。（4）管道施工废料属于一般固废，**油厂填埋场处理。设备拆除产生的建筑垃圾送市政指定地点填埋。拆除机泵、油井树等设备（蒸汽冲洗后不含油）拉运到资产回收库。施工人员产生的生活垃圾分类收集后，拉运填埋场填埋处理。落地油及含油污泥统一采油厂处理站减量化处理后，油田公司处理站处理，处理后泥渣含油量满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准限值（石油类≤3000mg/kg）。（5）施工期作业带清理、管沟开挖、道路的建设对土壤造成扰动和植被的破坏，项目施工期均在临时占地内进行施工，并且施工结束后及时清理施工现场，对临时占用的18.449hm2耕地进行了复垦，1.567hm2草地进行了播撒草籽。（6）按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），本项目进行了分区防渗：其中本项目的集油管道、注水管道、外输油管道划分为重点防渗区，更换5台外输泵、运营期油水井作业、水井洗井永久占地内划分为一般防渗防区，油水井井场地面、外输炉地面为简单防渗区。地下集油掺水、注水、外输油管道选用了无缝钢管，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，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。油水井井场、外输炉地面采取了地面平整夯实，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般地面硬化的要求。油水井作业、水井洗井时，井场永久占地内铺设1.5mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中一般防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。依托2口村屯地下水井、建设1口地下水井作为跟踪监测井，定期对地下水进行跟踪监测：在本项目区域上游杨树林水井（E125.256328，N45.768241）依托1个潜水背景值监测水井，在区域内3#平台下游10m处建设1口跟踪监测水井（E125.227339，N45.744893）、区域下游东万福屯水井（E125.191183，N45.729011）依托1口潜水跟踪监测水井，定期对地下水进行跟踪监测。
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：

无	无
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
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	6.9266	0	0	/
0	0	0	0	/
28.92	0	28.92	28.92	/

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

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）和《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

依托

****处理站处理后满足《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）和《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，回注油层

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

肇4转油站、肇5转油站、肇6转油站、肇一联合站、宋二联合站

《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）

依托

根据验收监测数据可知：依托场站均满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）**燃气锅炉标准限值的要求

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

基础减振

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准

本项目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，保障油水井正常稳定运行。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，井场厂界噪声经距离衰减后可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准限值要求，依托场站厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准限值要求。

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

地下水实施分区防控，输油管道采取重点防渗措施。地下集油管道采用无缝钢管，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特加强级；管道的连接方式应采用焊接。防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)中重点防渗区防渗要求。油井作业时采取一般防渗措施，地面铺设1.5 mm厚防渗土工布进行防渗处理，渗透系数为1.0×10-13cm/s，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(HJ610-2016)中一般防渗区的要求。油水井场采取简单防渗，地面进行平整夯实处理，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》(H610-2016)中简单防渗区防渗要求。作业时必须保证含油污泥不落地，具备条件的井场应铺设防渗布并设置钢制污油回收槽，暂不具备条件的井场应铺设防渗布。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，防止污染地下水和土壤。建立完善的地下水和土壤监测制度。设置3口潜水跟踪监测井:即在地下水流向上游依托杨树林水井设置背景监测井，地下水流向下游依托东万福屯水井及**1口跟踪监测井设置为跟踪监测井，定期进行监测，发现问题及时处置。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。

（1）按照《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），本项目进行了分区防渗：其中本项目**的集油管道、注水管道、外输油管道划分为重点防渗区，更换5台外输泵、运营期油水井作业、水井洗井永久占地内划分为一般防渗防区，油水井井场地面、外输炉地面为简单防渗区。地下集油掺水、注水、外输油管道选用了无缝钢管，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，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。油水井井场、外输炉地面采取了地面平整夯实，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中一般地面硬化的要求。油水井作业、水井洗井时，井场永久占地内铺设1.5mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中一般防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。依托2口村屯地下水井、建设1口地下水井作为跟踪监测井，定期对地下水进行跟踪监测：在本项目区域上游杨树林水井（E125.256328，N45.768241）依托1个潜水背景值监测水井，在区域内3#平台下游10m处建设1口跟踪监测水井（E125.227339，N45.744893）、区域下游东万福屯水井（E125.191183，N45.729011）依托1口潜水跟踪监测水井，定期对地下水进行跟踪监测。

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

施工期，管道施工过程中产生的废焊条和废防腐材料废料属于一般工业固体废物，执行《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)要求，****油厂****填埋场。废旧设备送****财务资产库回收，生活垃圾收集后及时拉运****填埋场填埋处理。运营期，落地油及含油污泥属于危险废物(HW08)，拉运****处理站进行减量化处理，处理后污泥委托****进行无害化处理，处理后的泥渣满足《油田含油污泥处置与利用污荣控制要求》(DB23/3104-2022)要求后，****油田作业区城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****填埋场、****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)，****油厂三矿危废暂存间，定期委托有资质单位处理。

管道施工废料属于一般固废，****油厂****填埋场处理。设备拆除产生的建筑垃圾送市政指定地点填埋。拆除机泵、油井树等设备（蒸汽冲洗后不含油）拉运到****资产回收库。施工人员产生的生活垃圾分类收集后，拉运****填埋场填埋处理。落地油及含油污泥统一****采油厂****处理站减量化处理后，委托****处理，处理后泥渣含油量满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/3104-2022）标准限值（石油类≤3000mg/kg）。含油废弃防渗布统一收集后，****油厂三矿危废暂存间后，委托有资质单位进行处置。

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

施工期，加强管理，规范施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围之外的植被。埋设管线时，尽量窄控，采取平埋方式进行，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。施工结束后及时恢复被破坏的地表形态和植被。运营期，严格控制油井作业占地，普通井下作业不新征临时占地。作业时严格执行环保措施，控制污染物的外排量，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。

（1）施工期作业带清理、管沟开挖、道路的建设对土壤造成扰动和植被的破坏，项目施工期均在临时占地内进行施工，并且施工结束后及时清理施工现场，对临时占用的18.738hm2耕地进行了复垦，1.587hm2草地进行了播撒草籽。（2）严格执行了《土地复垦规定》，凡受到施工车辆、机械破坏的地方都要及时进行了修整，恢复原貌。（3）经调查，本项目施工期结束后，建设单位已对临时占地进行了平整。当地农民已对耕地进行了复耕，与周围无差异。（4****施工队伍的环境教育，规范了施工人员行为。教育职工爱护环境，保护施工场所周围的植被，没有砍伐、破坏施工区以外的植被。（1）根据调查，本项目油水井尚未进行作业，待油水井作业时，尽量在永久占地内进行施工，减少临时占地面积。（2）加强了对井下作业队伍的管理，严格执行占地标准，规范行车路线，严禁随意碾压耕地。作业结束后清理井场污油，并要对井场场地进行平整，禁止落地油洒落。（3）临时占地：先挖表土层，单独堆放，底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表土，以便尽快恢复植被。永久占地：按照“占多少，垦多少”的原则，进行耕地补偿，土地复垦。应尽量减少占地面积，并规范行车路线及施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物。

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

加强管理，保证施工质量。制定防火、防爆。防油水泄漏措施。制定操作规程、操作手册，并对操作、维修人员进行培训，持证上岗，避免重大污染事故的发生。定期检测集油管线防腐及腐蚀情况，及时维修或更新。在开工建设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。

（1）****已建立较完善的应急预案体系，预案为《****环境突发事件专项应急预案》，****油田****公司****办公室进行了备案，并在2021年9****环境局进行备案，备案编号230621-2021-013-L，《****环境突发事件专项应急预案》根据环境突发事件的发生过程、性质和机理，将****环境突发事件主要风险分为五类，分别为：原油泄漏污染、污水泄漏污染、给排水系统泄漏污染、天然气泄漏污染和施工时发生井喷造成污油、污水排放污染。适用范围为****所发生的一级（Ⅰ级）环境突发事件的应急救援工作，作为指导****所属各单位相关应急预案编制依据。各项应急预案针对不同的事故采取相应的措施，合理有效。并有计划的制定应急演练计划，进行记录。（2）加强对管线和油井的监测、检查和管理，采取积极的防范措施，防止泄漏等风险事故的发生。具有完善HSE管理体系，停电、泄漏、火灾、爆炸事故的应急响应预案切实可行并定期演练，确保了在事故发生时能够严格执行，工程投产至今未来发生过任何环境污染事故；联合站等依托场站定期开展安全环保教育，定期开展各类型应急演练，并形成记录，提高职工的安全环保意识，识别事故发生前的异常状态，并采取相应的措施。（3）依托的转油站、联合站已根据其日常管理工作等安全环保行为建立相应档案。（4）****生产部门和环保部门建立安全环保管理工作考核细则，实行量化考核，每季度进行考核排名。 ****定期组织人****油田生产安全宣传教育活动，****村委会建立了良好的**关系

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程