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桩西采油厂2023-2024年产能建设工程（一期）

审批

山东-东营-河口区

发布时间： 2026年05月07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********731329X	姜涛
陈学汉	省市**区
省市**仙河镇汉江路15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：

****油厂2023-2024年产能建设工程（一期）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市区开发区、区
经度:118.****7778 纬度: 38.021722	****环境局
	2023-02-14
东环审〔2023〕21号	****
2026-02-10	84180.13
2759.3	****
913********731329X	******公司
****0502MA3CNWFT9G	******公司
****0502MA3CNWFT9G	2026-01-15
2026-01-16	2026-07-16
2026-03-31	2026-04-28
	http://slof.****.com/slof/

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：

部署油水井138口（其中油井92口，注水井46口），钻井总进尺479591m。项目依托81座已建井场，5座井场。开发方式为注水开发。电加热炉29台（其中45kW电加热炉9台；50kW电加热炉12台；80kW电加热炉6台；100kW电加热炉1台；400kW电加热炉1台）。电加热多功能罐6台（其中4台80m3电加热多功能罐；2台40m3电加热多功能罐）。84台14型游梁式抽油机；1台12型游梁式抽油机；7台700型高原抽油机。井场集油阀组29座。Φ76×7mm单井出油钢管线6.86km；Φ89×4mm单井出油钢管线3.24km；Φ89×8mm单井出油钢管线4.7km；Φ114×5mm单井出油钢管线5.3km。Φ89×4.5mm掺水管线4.0km；Φ40×3.5mm掺水管线2.75km。Φ68×12mm配水流程及高压注水钢管线28.6km；Φ68×9.5mm配水流程及高压注水钢管线3.1km；Φ114×9mm配水流程及高压注水钢管线3.85km；Φ89×15mm配水流程及高压注水钢管线0.9km；**25MPa注水井口装置22套；32MPa注水井口装置24套。并配套建设自控系统、供电、通信、消防等系统。项目建成投产后，最大产油能力13.46×104t/a（开发第1年），最大产液量20.81×105t/a（开发第8年）。	实际共实施了51口井，全部为油井（包括39口新钻井、7口侧钻井、5口探井转开发井），51口井部署在36座井场（包括29座老井井场、7座井场）；配套了单井集油管线11.21km、单井掺水管线3.03km；建设了电加热装置/电加热炉3台、空气源热泵7台、电加热多功能罐2台；并配套建设了通信、电力等系统。本期工程油井实际年产液量为64.40×104m3，年产油量为4.79×104t。
本项目分期建设，本次为一期工程验收，因此井数减少，相应管道数量、产能规模均小于原环评。

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、掺水、注水等流程	油气集输、掺水等流程
本次一期工程不涉及注水井，因此无注水流程。

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。按照《省扬尘污染防治管理办法》政府令第248号)有关要求，做好扬尘污染防治和管理工作。井口加强密封，安装套管气回收装置，回收套管气进入集油管线，采出液密闭集输，拉油井采用顶部浸没式装载方式，且出料管口距离罐底高度小于200mm。厂界非甲烷总烃达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》(DB37/2801.7-2019)表2限值标准要求。该项目钻井期应合理设计车辆运输方案、路线，采用洒水、降尘等措施，减少扬尘污染。各项措施应符合《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。 (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、施工作业废液、酸化处理站预处理，再进入长堤接转站采出水处理系统进行处理后达到《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SYT5329-2012)中推荐水质标准后回注地层，不外排；管线试压废水收集后进桩1、长堤、桩82、桩74、桩106污水站、桩西**油田注水开发，不外排。生活污水采用移动厕所内，施工结束后均及时拉运至指定地点处理，不外排。运营期采出水、井下作业废液经桩1、长堤、桩82、桩74、桩106接转站、桩西联合站采出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》(SYT5329-2012)中推荐油田注水开发，不外排；闭井期管线清理等过程中产生的清洗废水，拉运处理站，经站内采出液处理系统处理达标后回注地层。 (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无毒无害水基泥浆，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穿层污染。项目投产后一年内按照《重点监管单位土壤污染隐患排查指南（试行）》要求，开展土壤污染隐患排查。按照《地下水环境监测技术规范》(HJ 164-2020)、《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南(试行)》(HJ 1209-2021)要求，规范布设、建设土壤监测点位和地下水监测井，编制土壤和地下水监测方案，按要求开展自行监测。 (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。本项目压裂废液属于一般固废，将压裂废**处理站处理后，再经长堤接转站采出水处油田注水开发，不外排。水基钻井泥浆和岩屑为一般固废，依法规范处置；废弃油基钻井泥浆、落地油、清罐底泥、浮油、浮渣、污泥、废过滤吸附介质、废沾油防渗材料、清管废渣、废润滑油、废油桶、废油漆桶、生产工艺中废含油手套劳保用品属于危险废物，委托有资质单位处理，执行转移联单制度，防止流失、遗撒。贮存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)、《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及其修改单要求进行设置。严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号)和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》(HJ 1259-2022)建立一般工业固体废物和危险废物管理台账。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；选用低噪声设备，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。运营期间加强井下作业噪声控制，井下作业期间采取噪声控制措施，尽量避免夜间施工。运营期厂界噪声应满足《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，钻井期应采用网电钻机。 (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。营运期应做好伴生气成分检测工作，监控硫化氢，如发现伴生气含有硫化氢，应做好井口脱硫工作，落实应急防控措施。**政府令（第346号）《省安全生产行政责任制规定》文件要求，你公司应在新项目建成运行前，按照程序完成环保设施安全风险评估工作。 (七)生态环境保护。项目部分井场占地涉及建设用地和盐碱荒地，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，尽量减少占地的面积，根据《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应尽快恢复。	（一）废气污染防治。一期工程施工期间，在场地清理时采用洒水降尘措施减少周边扬尘；加强了施工管理，缩短了钻井及作业施工周期，减少了钻井、作业等设备产生的废气。运营期油井井口安装油套连通套管气回收装置；一期工程3口油井拉油生产，其他油井采出液均密闭管输；拉油井采用顶部浸没式装载方式，且出料管口距离罐底高度小于200mm；根据验收期间监测数据，厂界非甲烷总烃浓度满足《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》(DB37/ 2801.7-2019)表2标准中企业边界污染物控制要求，各项措施应符合《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB 39728-2020)相关标准要求。（二）废水污染防治。一期工程钻井施工采用“泥浆不落地”工艺，施工结束后钻井固废（废弃泥浆+岩屑）委托专业单位处置，钻井固废处理过程分离出的液相已由钻井固废处理单位合规处置，钻井现场未产生钻井废水；本期工程产生的酸化废液均收集至现场废液罐中，由罐**处理站进行预处理，再进入了处理站，最终处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中对应储层空气渗透率水质标准后已全部回注地层，用于油田注水开发，未外排；本期工程施工期产生的作业废液依托接转站、处理站处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中对应储层空气渗透率水质标准后回注地层，用于油田注水开发，未外排；本期工程清管试压用水为，主要污染物为少量悬浮物，施工结束后全部用于施工场地洒水降尘；运营期采出水依托桩西联合站、桩1、桩82、**处理站处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中对应储层空气渗透率水质标准后回注地层，用于油田注水开发，未外排；验收期间未进行井下作业，后期若产生井下作业废液，依托接转站、处理站处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中对应储层空气渗透率水质标准后回注地层，用于油田注水开发，不外排。本期工程桩古斜631井已退役，管线清理等过程中产生的清洗废水，经集输流程进入桩西联合站，经站内采出水处理系统处理达标后回注地层。（三）地下水和土壤污染防治。施工期和运营期的钻井、作业井场参照《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。项目钻井时使用了无毒无害水基泥浆，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穿层污染。油厂每年都按照《重点监管单位土壤污染隐患排查指南(试行)》要求开展土壤污染隐患排查，并按照《地下水环境监测技术规范》(HJ 164-2020)、《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南(试行)》(HJ 1209-2021)要求，设置了土壤监测点位和地下水监测井，制定了土壤和地下水监测方案，并按要求开展自行监测。 (四)固废污染防治。严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。本期工程产生压裂废液为一般固废，已全处理站油厂)处理后，进入长堤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，未外排。水基钻井泥浆和岩屑为一般固废，已全部委托、奥友**公司、**公司、胜海石油**公司等专业单位处理；本期工程正常运营期间产生的落地油、浮油、浮渣、污泥、清罐底泥均随产随清，委托有资质单位处置；废防渗材料、废手套、废含油棉布、废润滑油采油厂危废暂存间，最终委托有资质单位处置；油厂已与公司、市**公司等有资质的危险废物处置单位签订危险废物处置合同，可根据需要将产生的危险废物委托处置。油厂在危险废物转移过程中严格执行可转移联单制度，防止流失、遗撒。油厂危废暂存间设置符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2023)相关要求。企业严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南(试行)》(生态环境部公告2021年第82号)和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》(HJ 1259-2022)建立了一般工业固体废物和危险废物管理台账。落实了《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。本期工程在施工期合理布置了钻井井场，并采用低噪声设备，加强了生产管理和设备维护，除非连续作业需求以外均未开展夜间施工。运营期未开展井下作业，下一步开展井下作业时将强化噪声控制措施，尽量避免夜间施工。本期工程运营期厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)2类标准要求。本期工程不存在距离居民区较近的井场，且全部使用网电钻机。 (六)环境风险防控。施工期间、验收调查期间未发生井喷事故；本期工程管道加强了防腐，敷设线路设置了永久性标志，运行期间未发生泄漏事故；油厂已制定突发环境事件应急预案并在主管部门完成备案，配备了应急物资，定期进行应急演练；本期工程管道附近没有居民区等敏感区段，满足《省石油天然气管道保护条例》（省**委员会公告第42号）相关要求。运营期定期对油井伴生气成分开展检测，监控硫化氢，目前本期工程50口在运行油井井口伴生气均未检出硫化氢。本期工程未配套建设重要环保设施。 (七)生态环境保护。本期工程未占用生态敏感区域，永久占地、临时占地均已根据《中华人民国土地管理法》(2020年1月1日)办理相关用地手续。施工中破坏的植被已在施工结束后恢复。
钻井废水去向由环评设计的罐**处理站处理，改为钻井施工采用“泥浆不落地”工艺，施工结束后钻井固废委托专业单位处置，钻井固废处理过程分离出的液相已由钻井固废处理单位合规处置，钻井现场未产生钻井废水；作业废液去向由环评设计的罐处理站处理，改为进入联合站、接转站采出水处理系统处理达标后回注；试压废水去向由环评设计的经接转站、桩西联合站采出水处理系统处理达标后回注地层，改为用于洒水降尘，因管线试压用水为，不会对生态环境产生不利影响。

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巡检要求，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、电线杆等地面设施拆除；按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T 6646-2017)进行封井；集油管线清管后，规范处置。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。	企业落实了报告书中提出的巡检要求，定期巡井、巡线，并配套视频监控；油田连通装置以及依托的各站采出水处理系统均正常运行。桩古斜631已按照《废弃井及长停井处置指南》（SY/T 6646-2017)进行封井；配套集油管线清管后，已规范处置。桩古斜631井场还有1口注水井，因此井场未退役，仍正常生产。企业制定了地下水、土壤监测计划，定期开展地下水、土壤监测，监测方案符合报告书要求。
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
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0	0	0	0	0
0	0	0	0	0
13050.0865	0	0	13050.086	0	/
0.3915	0	0	0.392	0	/
6.264	0	24.4578	6.264	0	/
0.5873	0	0	0.587	0	/
112.0687	0.259	0	112.328	0.259	/

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

井下作业废液、采出水经接转站、桩西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及分析方法》(SY/T5329-2012)中推荐水质标准后回注地层，用于油田开发，不外排。

《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）

采出水依托桩西联合站、桩1、桩82、****处理站处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中对应储层空气渗透率水质标准后回注地层，用于油田注水开发，未外排；验收期间未进行井下作业，后期产生的井下作业废液，依托接转站、****处理站处理满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T 5329-2022）中对应储层空气渗透率水质标准后回注地层，用于油田注水开发，不外排

达标

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

井口安装油套连通套管气回收装置92套；采用顶部浸没式装载方式，且出料管口距离罐底高度小于200mm

《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/ 2801.7-2019）

井口安装油套连通套管气回收装置；拉油井采用顶部浸没式装载方式，且出料管口距离罐底高度小于200mm。

达标

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

选用低噪声设备，加强设备维修保养，设减振基础等措施

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）中的2类区排放限值

本期工程选择了低噪声设备，抽油机采取了底座加固、旋转设备加注润滑油等措施，能够有效降低采油噪声对周边环境的影响

达标

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

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/T 50934-2013)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无毒无害水基泥浆，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穿层污染。项目投产后一年内按照《重点监管单位土壤污染隐患排查指南（试行）》要求，开展土壤污染隐患排查。按照《地下水环境监测技术规范》(HJ 164-2020)、《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南(试行)》(HJ 1209-2021)要求，规范布设、建设土壤监测点位和地下水监测井，编制土壤和地下水监测方案，按要求开展自行监测。

施工期和运营期的钻井、作业井场参照《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。项目钻井时使用了无毒无害水基泥浆，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穿层污染。 ****油厂每年都按照《重点监管单位土壤污染隐患排查指南(试行)》要求开展土壤污染隐患排查，并按照《地下水环境监测技术规范》(HJ 164-2020)、《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南(试行)》(HJ 1209-2021)要求，设置了土壤监测点位和地下水监测井，制定了土壤和地下水监测方案，并按要求开展自行监测。

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

严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目压裂废液属于一般固废，将压裂废****处理站处理后，再经长堤接转站采出水处****油田注水开发，不外排。水基钻井泥浆和岩屑为一般固废，依法规范处置；废弃油基钻井泥浆、落地油、清罐底泥、浮油、浮渣、污泥、废过滤吸附介质、废沾油防渗材料、清管废渣、废润滑油、废油桶、废油漆桶、生产工艺中废含油手套劳保用品属于危险废物，委托有资质单位处理，执行转移联单制度，防止流失、遗撒。贮存场所应按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》(GB18599-2020)、《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2001)及其修改单要求进行设置。严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南（试行）》（生态环境部公告2021年第82号)和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》(HJ 1259-2022)建立一般工业固体废物和危险废物管理台账。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。

严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。本期工程产生压裂废液为一般固废，已全****处理站****油厂)处理后，进入长堤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，未外排。水基钻井泥浆和岩屑为一般固废，已全部委托****、**奥友****公司、******公司、**胜海石油****公司等专业单位处理；本期工程正常运营期间产生的落地油、浮油、浮渣、污泥、清罐底泥均随产随清，委托有资质单位处置；废防渗材料、废手套、废含油棉布、废润滑油****采油厂危废暂存间，最终委托有资质单位处置；****油厂已与****公司、**市****公司等有资质的危险废物处置单位签订危险废物处置合同，可根据需要将产生的危险废物委托处置。 ****油厂在危险废物转移过程中严格执行可转移联单制度，防止流失、遗撒。 ****油厂危废暂存间设置符合《危险废物贮存污染控制标准》(GB 18597-2023)相关要求。企业严格按照《一般工业固体废物管理台账制定指南(试行)》(生态环境部公告2021年第82号)和《危险废物管理计划和管理台账制定技术导则》(HJ 1259-2022)建立了一般工业固体废物和危险废物管理台账。落实了《****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。

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**井场占地涉及建设用地和盐碱荒地，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，尽量减少占地的面积，根据《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应尽快恢复。

本期工程未占用生态敏感区域，永久占地、临时占地均已根据《中华人民**国土地管理法》(2020年1月1日)办理相关用地手续。施工中破坏的植被已在施工结束后恢复。

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。营运期应做好伴生气成分检测工作，监控硫化氢，如发现伴生气含有硫化氢，应做好井口脱硫工作，落实应急防控措施。****政府令（第346号）《**省安全生产行政责任制规定》文件要求，你公司应在新项目建成运行前，按照程序完成环保设施安全风险评估工作。

施工期间、验收调查期间未发生井喷事故；本期工程**管道加强了防腐，敷设线路设置了永久性标志，运行期间未发生泄漏事故；****油厂已制定突发环境事件应急预案并在主管部门完成备案，配备了应急物资，定期进行应急演练；本期工程**管道附近没有居民区等敏感区段，满足《**省石油天然气管道保护条例》（**省****委员会公告第42号）相关要求。运营期定期对油井伴生气成分开展检测，监控硫化氢，目前本期工程50口在运行油井井口伴生气均未检出硫化氢。本期工程未配套建设重要环保设施。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程