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2020年齐家地区古93井区高台子油层开发产能建设工程

审批

黑龙江-大庆-让胡路区

发布时间： 2026年04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	王洪卫
高石	省市
****采油厂

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：

2020年齐家地区古93井区**子油层开发产能建设工程

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**区喇嘛甸镇境内
经度:124.71045 纬度: 46.58401	****环境局
	2020-03-24
庆环审〔2020〕42号	****
2024-11-21	25539.78
173.5	****
912********675409L	******公司
912********3796827	******公司
****0607MA18Y66M6D	2025-02-19

2026-03-10	2026-04-07
	http://dqyt.****.cn/dq/hbys/list_one_hjpj.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：

本项目新钻39口油井，代用井2口，配套油井井口设施41套，采用电加热集中拉油工艺，集中拉油点1座（建设8座80m3密闭储油装置），单井电加热集油管道7.5km，井口电加热器9台；本项目征用通往井区的当地乡村水泥路1条，长度为0.85km（路面宽4m、路基宽6.5m）；宽3.5m的拉油点砂石井排路，其路基宽4.5m，长度为9.6km；低洼地通井路为4m宽的土路，长度2.8km；**耕地内通井路为3.5m宽的进井通道，长度为4.65km；预计建成产能3.38×104t/a。	本项目实际新钻39口油井，代用井2口，配套油井井口设施41套，采用电加热集中拉油工艺，集中拉油点1座，40m3九合一多功能储罐5座，平台井高架污油罐2座，较环评阶段8座80m3密闭储油装置减少1座，实际建成产能1.3×104t，实际建设集油管道4.44km，井口电加热器4台，实际宽6.5m的水泥井排路10.15km；土路通井路2.24km，**砂石通井路3.326km。其他建设内容与环评阶段一致。
由于地质原因实际建成产能比环评阶段减少2.08×104t，由于实际井位发生变化，实际建设集油管道较环评阶段减少3.06km，井口电加热器较环评阶段减少5台，较环评阶段井排路多0.55km；砂石通井路较环评阶段少1.88km

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：

卸油点、联合站、泥浆处理装置、**处理站、**处理站、含油污泥站等依托现有工程。	卸油点、联合站、泥浆处理装置、**处理站、**处理站、含油污泥站等依托现有工程。
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）做好生态保护工作。加强施工管理，施工活动控制在占地范围内，临时占地剥离表层熟土。施工结束后，恢复临时占地表土及植被。管道建设结束后，回填开挖的管沟，路基采取护坡、养护措施，进行表土回覆、场地清理平整并恢复植被。对废水、固体废物进行严格管理，统一处理或回收，不得随意抛撒，防止污染土壤。井场夯实，回收落地油时减少土壤剥离量。（二）落实水污染防治措施。施工期的试压废水、泥浆处理装置产生废水，以及运行期的作业污水、洗井污水，拉运**处理站处理，废压裂液拉运处理站，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SY DQ0639-2015）中限值后回注油层，不外排。（三）落实大气污染防治措施。施工期，施工场界颗粒物无组织排放监控浓度限值应符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）要求。运行期，加热炉采用天然气为燃料，烟气满足《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)中表1在用燃气锅炉要求。无组织排放的非甲烷总烃，满足《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中无组织排放监控浓度限值，各井场及站场内非甲烷总烃浓度能够满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)附录A中厂区内非甲烷总烃无组织排放限值。（四）落实噪声污染防治措施。施工期，强化噪声控制管理，尽量选用低噪声的施工机械，避免多个高噪声设备同时施工。合理安排施工时段和运输时间，施工场界噪声应符合《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)要求。运行期，场站噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准要求。（五）落实固体废物处理处置措施。废钻井液、岩屑**油田公司公司采油九厂废弃泥浆无害化处理装置处理后，用于铺设通井路；钻井产生的防渗布和废包装袋属于一般固体废物，送填埋场处理；含油污泥（HW08）处理站处理；氢氧化钾和过硫酸钾包装袋（HW49）、含油防渗布（HW49）属于危险废物，须委托资质单位处理。（六）落实地下水和土壤防治措施。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，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。根据重点污染防治区平面布置、地下水流向和环境保护目标，合理设置地下水和土壤监测点，严格落实地下水和土壤监测计划。一旦出现地下水污染，立即采取应急措施，减少对水体和土壤的不利环境影响。	（1）生态保护措施经调查，本项目占地已严格控制占地面积，施工过程中已尽量保护土地，不打乱土层，先挖表土层（30cm左右）单独堆放，然后挖心、底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表土，施工作业现场已平整，已改善土壤及植被恢复条件，并在施工结束后及时进行复耕和植被恢复，并已将施工时剥离的表土用于土地恢复。经现场调查，本项目油井作业范围控制在井场的永久占地范围内进行，同时在作业时铺设防渗布，落地油及油泥运处理站暂存后送中蓝**公司处理。（2）废水处理措施经调查，施工井场钻井废水进入井场钢制泥浆槽暂存，与废弃泥浆、岩屑一并由施工单位采油九厂废弃泥浆无害化处理装置处理；施工人员产生生活污水排入施工营地暂设的旱厕，并在施工结束清掏后进行卫生填埋处理，不外排；本项目使用试压，管线产生的试压废水由罐车拉运处理站处理后回注，不外排。运营期采出液分离的含油污水实际管输处理站处理后，回注地下。本项目作业废水由罐车拉运处理站处理，处理后水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）“含油量≤8.0mg/L、悬浮固体含量≤3.0mg/L”标准后回注地下，不外排。（3）废气处理措施根据现场调查及建设单位提供的资料，施工过程中采取洒水抑尘措施，施工厂界颗粒物满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）要求；拉油点加热炉采用天然气为燃料，烟气能够达到《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中锅炉（燃气锅炉）标准。采油井和场站均采用密闭集输的方式运输采出液，根据本次监测结果，依托场站厂区内满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)排放限值10mg/m3；井场和依托场站厂界浓度能够满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）5.9中规定要求。（4）噪声处理措施经调查，已合理安排施工进度和施工时间，调整同时作业的施工机械数量，并严格限定施工范围，选用噪音低的设备，钻井期对钻井井场进行合理布局，施工期物料及设备等运输车辆已选择合理时间和路线，避免夜间拉运，并绕避村屯路线，施工场界噪声应符合《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)要求。运行期井场抽油机运行产生噪声，采用固定设备设置减震基础，根据本次监测结果，井场和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）中2类标准限值。（5）固体废物处理措施经调查，钻井期废弃钻井液、钻井岩屑和射孔液暂存于井场钢制泥浆槽中，**油田公司公司采油九厂15万m3/a钻井废弃泥浆无害化处理装置处理，不外排。压裂返排液由罐车拉运处理站进行处理，经调查，施工期处理站处理能力满足要求，拉运记录见附件5。钻井期废弃包装袋由施工单位统一收集，送大公司处理；生活垃圾拉运至处理场处理。项目施工期间KOH和过硫酸钾不在现场配制，均由厂家配制溶液，罐车拉运至井场，因此不产生废弃KOH包装袋和过硫酸钾包装袋。根据现场调查，项目作业落地油送处理站暂存后送中蓝**公司处理。项目油井作业期间产生的含油废弃防渗布（HW08），统一委托处置。（6）地下水和土壤防渗措施根据施工期现场调查，本项目钻井施工未发现对周围地下水造成污染的情况。钻井工程实施井场地下水环境分区防渗措施：本工程柴油储罐区属于重点防渗区，铺垫人工防渗层，其防渗层的防渗性能为1.0×10-7cm/s的黏土层的防渗性能，井场内钢制泥浆槽及防渗旱厕为一般防渗区域，采用人工防渗布铺设；钻井套管使用双层套管技术，保证固井质量，确保安全封闭此深度内的潜水层和承压水层；并定期对油井的套管情况进行检测，发现异常情况及时处理，防止污染地下水。井场地面采取压实处理，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中简单防渗区防渗技术要求。运行期井场作业时铺设防渗布，防止作业过程中跑、冒、滴、漏产生的油水污染环境。具体见下图作业现场防渗图。集中拉油点多功能储罐采用不锈钢材质，防腐等级为加强级，均加高放置，防渗性能满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区要求。根据本次监测结果，土壤跟踪监测点各项监测因子均能满足《土壤环境质量建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）第二类用地筛选值标准，油田特征因子石油烃（C10-C40）未检出。环评时期地下水监测井（新打地下水现状监测水井1#和新打地下水现状监测水井2#），已建监测井位于耕地内，已遭人为破坏，不能满足监测条件，因此同一水文地质单元的其他地下水井进行监测，区块内监测点位地下水承压水、潜水水质均能满足《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准限值要求，项目开发的特征污染物石油类满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅰ类限值要求。已建立完善的地下水和土壤监测制度。结合油田运行期环境污染的特点，按照《**2025年环境自行监测方案》开展日常监测。
**处理站不再处理含油污泥，仅暂存后送中蓝**公司进行处置；实际一般固废运至大**公司

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：

（七）加强环境风险防范。采用先进的生产工艺、设备和管理体系，降低工程的环境影响和环境风险。加强维护管理，建立应急管理组织机构，健全完善突发环境事件应急预案，加强风险防控预警体系建设，定期开展应急演练，防止污染事故发生。	（7）风险防范措施通过现场调查和企业提供资料，施工期间未发生井喷、泥浆泄漏事故。施工期间为预防套管发生泄漏，保护地下水环境不受到污染，使用双层套管。通过地面施工期调查，管**防腐等级采用加强级，采用焊接连接方式，管道设计壁厚的腐蚀余量不应小于2mm后采用管道内防腐，能够保证管道职工质量，并严格执行安装前的质量检验。
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）

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0.067	0.067	0.067	/
0.19	0.19	0.19	/
0.038	0.038	0.038	/
18.4	18.4	18.4	/

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）“含油≤8mg/L、悬浮固体含量≤3mg/L、颗粒直径中值≤2”标准

依托

悬浮固体含量1~3mg/L，含油量3.76~5.09mg/L，颗粒直径中值1.31~1.41mg/L

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

**集中拉油点

《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2**燃气锅炉的浓度限值

颗粒物浓度3.6~12.0mg/m3，二氧化硫浓度9~19mg/m3，氮氧化物浓度31~48mg/m3

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