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现河采油厂2023-2025年第三批产能建设及配套项目（一期）

审批

山东-东营-广饶县

发布时间： 2026年05月29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********7311937	魏勇舟
卢丽丽	省市**区
**路4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2023-2025年第三批产能建设及配套项目（一期）

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市县、农高区、**开发区
经度:118.437800 纬度: 37.248210	****环境局
	2023-12-18
东环审〔2023〕94号	****
2025-12-31	15630
865.5	****
913********7311937	******公司
913********733454G	******公司
913********733454G	2026-01-16

2026-03-30	2026-05-25
	http：//slof.****.com

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：

①油水井及配套设施项目共部署125口井位，其中油井109口（其中新钻油井106口，探井转油井1口，水井转油井2口），水井16口（其中新钻水井12口，油井转水井4口），钻井总进尺为322405m，分别位于21座老井场及8座井场内。油井口装置109套，水井口装置16套，井场40m3气电两用高架罐17座，井场50kW气电两用加热炉5台，100kW气电两用加热炉3台，200kW气电两用加热炉2台。单井集油管线2.86km，集油干线12.95km，注水管线13.51km，掺水管线1.08km另外配套建设供电、自控、消防等设施。在JC20就地分水设施1套；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，分水后低含水油管输至官136-斜10井场的集油罐后，由罐车拉运至草南联合站。 ②更新管线工程项目拟更新JC14、JC50～JC55、JC57中8口现有油井单井集油管线0.24km；更新JC56中1口现有油井集油管线1.2km；JC30～JC39中10口现有油井更新集油管线5.72km；王542-2站到王岗联合站区域更新集油管线11.51km；王102-斜102计量站至王102-101计量站更新集油管线0.5km。JC40～JC49中10口水井更新注水管线3.945km；通61-148配水间更新注水管线0.38km；通61-35配水间更新注水管线0.2km。 ③站场改造工程项目拟在2#注汽站2000m3/d软化水处理设备一套，采用“过滤+离子交换”工艺，供水管线1.6km，反冲洗管线0.3km，2#接转站供水管线0.2km连接到2#注汽站供水管线；在草南联合站供水计量阀组3套，供水管线1.2km，草南85平台0.2km供水管线向南敷设连接到草南联合站供水管线；草13-85计量站掺水管线0.3km，集油管线4.29km，更换10井式集油阀组1座。	①油水井及配套设施项目（一期）共建设62口油水井，其中油井46口（其中新钻井及侧钻井共43口，探井转油井3口），新钻水井16口（其中新钻水井12口，油井转水井4口），钻井总进尺为138490.93m，分别位于28座老井场及5座井场内。油井口装置46套，水井口装置16套，井场40m3电加热高架罐11座，电加热多功能罐8座，井场100kW燃气加热炉1台。单井集油管线2.3km，集油干线7.1km，注水管线5.22km，另外配套建设供电、自控、消防等设施。 ②更新管线工程项目（一期）为王542-2站到王岗联合站区域更新集油管线11.51km。 ③站场改造工程项目（一期）在2#注汽站2000m3/d软化水处理设备一套，采用“过滤+离子交换”工艺，供水管线1.3km，反冲洗管线0.3km，2#接转站供水管线0.2km连接到2#注汽站供水管线；在草南联合站供水计量阀组3套，供水管线1.2km，草南85平台0.2km供水管线向南敷设连接到草南联合站供水管线；草13-85计量站掺水管线0.3km，集油管线3.52km，更换10井式集油阀组1座。
本工程实际建设较环评阶段相比新钻油水井减少63口，钻井总进尺减少183914.07m。井场总数量未发生变化，其中依托老井场增加7座，新钻井井场减少3座。抽油机数量减少了64台，井口装置数量减少了63套；高架罐数量减少6座，电多功能罐增加8座，单井集油管线长度减少0.56km，集油干线长度减少5.85km，减少了定向钻穿越；单拉井数量增加2口，管输井数量减少66口；加热炉数量减少了9台；注水管线长度减少了8.29km；未建设JC20就地分水设施，2#注气站供水管线减少了0.15km，草13-85计量站集油管线长度减少0.77km。项目（一期）产油量占比21.47%，产液量占比40.34%；总进尺占环评设计43.0%，其中项目油井数量占环评设计42.2%，项目水井数量占环评设计100%；井场占环评设计62.5%；建设抽油机数量占环评设计41.3%，增加1台自喷井口装置；单井集油管线长度占环评设计80.4%，单井集油干线长度占环评设计54.8%；注水管线长度占环评设计38.6%。

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：

有杆泵举升工艺	有杆泵举升工艺
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：

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。该项目施工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。运营期油气集输过程必须采用密闭工艺，油井口安装套管气回收装置，回收套管气送入集油干线。气电两用加热炉气源为井口伴生气，不足部分为电能，加热炉配套低氮燃烧器或低氮燃烧器，废气经8m高排气筒排放，废气满足《锅炉大气污染物排放标准》(DB37/2374-2018)表2中“重点控制区”标准限值。气电两用高架罐气源为井口伴生气，配套低氮燃烧器或低氮燃烧器，废气经15m高排气筒排放，废气二氧化硫、氮氧化物及颗粒物满足《区域性大气污染物综合排放标准》(DB37/2376-2019)表1“重点控制区”标准限值。厂界VOCs达到《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》(DB37/2801.7-2018)表2中厂界监控点标准要求，硫化氢满足《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)表1厂界标准值。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。施工期钻井采用“泥浆不落地”工艺，施工期施工作业废液、管道试压废水拉处理站进行处理，油田注水开发，不外排；清管废水依托处理站进行处理，油田注水开发，不外排，钻井废水、压裂返排处理站进行处理，进入王岗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技术要求及分析方法》(SY/T 5329-2022)中推荐水质标准后回注地层，不外排。运营期采出水随采出液进入集输流程，进入依托的联合站，经联合站内采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY/T 5329-2022)中推荐水质标准后回注地层，不外排；井下作业废液拉运至依托的联合站，经联合站内采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY/T 5329-2022)中推荐水质标准后回注地层，不外排；一体化水处理装置产生的反冲洗废水进入三相分离器，经过一体化水处理撬处理达标后，用于油田注水开发，不外排；生活污水采用临时环保厕所，定期清运，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。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。定期开展土壤隐患排查，按照《工业企业土壤和地下水自行监测技术指南(试行)》(HJ1209-2021)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。严格落实固体废物分类处置和综合利用措施。本项目采用“泥浆不落地”工艺处理，水基泥浆和钻井岩屑、定向钻废弃泥浆均为一般固废，依法规范处置，拆除的废旧采油厂资产库。浮油、浮渣、污泥、废沾油防渗材料、落地油、清管废渣、清罐底泥、废滤渣、废润滑油、废油桶、废含油手套及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》(GB18597-2023)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》(HJ1259-2022)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。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)报告书中提出的相应标准要求。距离居民区较近的井场，钻井期采用网电钻机。项目部分**井场及临时占地涉及基本农田。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，尽量减少占地的面积。施工结束后应对临时占地进行土地复垦，恢复地貌。	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），采取了控制施工作业面积、洒水降尘、遮盖土堆和建筑材料、控制车辆装载量并采取密闭措施、施工现场设置围挡、四级及以上大风天停止作业等措施，施工扬尘未对项目周围环境空气造成不利影响；钻井过程中部分井场使用了网电钻机，减少了施工废气的产生。在施工过程中施工单位采用了符合国家标准的燃油与合格的设备、车辆，并加强了施工车辆和非道路移动机械的管理和维修保养。施工单位通过采用规范焊接施工、低毒无毒焊条等措施降低了焊接烟尘的环境影响。本项目施工现场均在野外，有利于废气的扩散，同时废气污染源具有间歇性和流动性，未对局部地区的大气环境造成不利影响，随着施工的结束，目前该影响已消失；经调查，经调查，本项目部分油井原油集输、处理、外输流程均采用密闭流程的措施，同时油井均设置油套连通装置，回收的伴生气随采出液进入联合站处理，减少了伴生气的无组织挥发；部分油井采用罐车拉运的方式集输，井口安装了油套连通装置，电加热高架罐安装了呼吸阀，集输企业委托了具备油气运输资质的专业机构，制定了合理的运输路线，项目装油过程中采用了顶部浸没式发油方式，顶部浸没式灌装鹤管出口距离罐底高度小于200mm，同时控制液体流速，6-9月11-16时不进行装油作业。通过采取以上措施后，有效减少了无组织挥发，并可防止产生静电和液体冒顶溢流。卸油时采用了密闭卸油，并确保卸油管线的连接处、阀门等无泄漏，尽可能减少了油品泄漏和油气外溢；JC51台100kw水套加热炉，采用井场过滤器过滤后的伴生气作为燃料，加装低氮燃烧器，燃烧烟气经1根15m高排气筒排放；验收监测期间井场非甲烷总烃最大排放浓度为1.36mg/m3，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厂界监控点浓度限值（2.0mg/m3），硫化氢未检出，满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-1993）中硫化氢无组织排放厂界浓度限值（0.06mg/m3）；验收监测期间，JC5燃气水套加热炉二氧化硫均为未检出，氮氧化物最大排放浓度为64mg/m3，颗粒物最大排放浓度为4.8mg/m3，烟气黑度均小于1，均满足《锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2018）表2中重点控制区污染物排放准要求（二氧化硫：50mg/m3，氮氧化物：100mg/m3，颗粒物：10mg/m3，烟气黑度＜1）。经调查，施工期施工作业废水收**处理站处理，经处理站处理达标后回注地层，用于油田注水开发；清管废水依托王岗联合站、草南联合站、郝现联合站，经站内采出水站处理达标后回注地层，用于油田注水开发，未外排；压裂返排处理站，处理站处理达标后回注地层，用于油田注水开发；钻井废水同钻井固废采用“泥浆不落地工艺”收集后一起拉运至天正公司、市新鲁**公司、胜利油田众安公司、**公司、市**公司、**公司、市**公司进行无害化处置。压滤后的液相钻井队回用、部处理厂、部分场地暂存、部分排入市政管网、部分排入区镇排污管网、部分由公司、中石大达新（****公司、**公司进行处置，未外排；本项目在施工现场设置移动式环保厕所，生活污水排入环保厕所，不直接外排；与建设单位核实，运营期井下作业废液依托王岗、郝现、草南联合站采出水处理系统处理，经联合站内采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中推荐水质标准后回注地层，不外排；采出水依托王岗、郝现草南、联合站采出水处理系统处理，经联合站内采出水处理系统处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）中推荐水质标准后回注地层，不外排。项目（一期）不产生反冲洗废水；经核实，项目（一期）不涉及闭井期，未产生清洗废水。采油厂已按照“源头控制、分区防治、污染监控、应急响应”的原则进行了地下水污染防治。已参照《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了分区防渗措施。加强了防渗设施的日常维护，对出现的破损的防渗设施做到了及时修复和加固，确保防渗设施牢全。钻井期使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，未造成不同层系地下水的穿层污染。严格落实了固体废物分类处置和综合利用措施。根据调查，本项目采用“泥浆不落地”工艺，钻井废水同钻井固废收集后一起拉运至天正**公司、市新鲁**公司、胜利油田众安公司、**公司、市**公司、**公司、市**公司进行集中处置，将治理合格的固相部分暂存在治理单位场地、中**公司、市**公司、山公司、工程队、养殖场、永园区、市区一村**社、物流东土地平整项目、****公司、惠泰**公司、市**公司、惠泰**公司综合利用；建筑垃圾和施工废料部分回收利用，剩余部分拉运至管理区垃圾暂存点，由环卫部门统一处理；定向钻废弃泥浆属于膨润土，危害小，工程完毕后剩余废弃泥浆，采取干化后覆土填埋恢复植被的处置措施；废旧管道清管后两端封堵，留埋在原处，不挖出；生活垃圾集中收集后拉运至管理区垃圾暂存点，由环卫部门统一处理；落地油主要为采油井场涉油阀门和法兰渗漏、集输管线穿刺及井下作业过程中非正常原因导致原油散落地面形成的油土混合物，随产随清，不作临时暂存，委托有资质单位公司处置；运营期联合站的油罐、沉降罐等都会产生清罐底泥，经与建设单位核实，本项目清罐底泥随产随清，不作临时暂存，委托有资质单位公司处置；运营期联合站采出水处理系统会产生少量的浮油、浮渣、污泥，经与建设单位核实，本项目清罐底泥随产随清，不作临时暂存，委托有资质单位公司处置；运营期设备维护过程会产生少量的废润滑油，经与建设单位核实，本项目废润滑油分区暂存在管理区危废暂存间，委托有资质单位******公司处置；油厂对设备进行维护保养、井下作业过程中会产生少量废弃的废含油手套及劳保用品。运营期废弃的废含油手套及劳保用品产生量较少分区暂存在管理区危废暂存间，委托有资质单位****公司处置；设备进行维护保养的过程中会产生少量的废油漆桶等废包装材料，经与建设单位核实，本项目废油漆桶分区暂存在管理区危废暂存间，委托有资质单位****公司处置；运营期井下作业采用船型围堰，不产生废防渗材料。本项目自进入调试期至验收调查期间，落地油、清罐底泥、浮油、浮渣、污泥、废润滑油、废油漆桶和和废含油手套及劳保用品均未产生。贮存场所按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）和危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）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》（HJ1259-2022）建立一般工业固体废物和危险废物管理台账的危险废物处置措施。落实了《市危险废物管理条例》（2025年5月1日）的要求。建设单位合理布局钻井现场，在设备选型时采用了低噪声设备，加强设备的检查、维护和保养工作，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，钻井过程中使用了网电钻机，噪声达到《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2025）要求。运营期选用了低噪声设备、采用了减震底座；并且运营期间通过加强设备维护，使其保持在良好运营状态，对油井进行作业时，选用网电修井机；制定修井作业施工计划时，严格执行了相关规定。验收监测期间，井场厂界昼间噪声为47dB（A）～52dB（A）、夜间噪声范围为44dB（A）～49dB（A），噪声均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准限值（昼间60dB（A）、夜间50dB（A））要求；敏感点昼间噪声为47~51dB（A），夜间噪声为47~48dB（A），噪声均满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中2类标准限值（昼间60dB（A）、夜间50dB（A））要求从现场调查结果来看，施工期和运营期的噪声均得到了合理控制，对周边居民影响不大。本项目占地主要包括井场、道路的建设及管线敷设占地。实际总占地面积136660m2，永久占地面积34500m2、临时占地面积102160m2。其中永久占地包括进井路、井场占地，占地类型为耕地、荒地；临时占地包括井场临时占地、管线工程占地及通井道路占地，占地类型主要为耕地及荒地。对生态系统的影响主要是钻井施工期、管线敷设临时占地带来的影响。永久占地将改变土地利用性质，但本项目新增永久占地面积较小，对周围生态环境影响不大。建设单位合理规划了钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，利用现有设施，避让了生态敏感区域，施工中破坏的植被已在施工结束后恢复。
实际井下作业使用船型围堰，不产生废防渗材料，项目（一期）未**一体化水处理撬，不产生废滤料。施工期间未产生危险废物，根据实际建设情况，危险废物产生量小于环评预估量，本项目（一期）危险废物数量较环评阶段应有所减少。

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/T6646-2017)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。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。	经验收调查并与建设单位核实，建设单位已严格落实了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。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，并设立标志牌。妥善处置了施工期间产生的各类污染物，未其对生态环境造成污染影响，施工完成后及时清理了现场做好生态恢复工作。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。合理设置了地下水监测井。严格落实了报告书环境管理及监测计划。
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
12868	17.76	12885.76	17.76	/
4.035	0.0003	4.035	0	/
7.0352	0.0712	7.106	0.071	/
2.1066	0.0005	2.107	0.001	/
199.059	0.4482	199.507	0.448	/

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

油套联通套管气回收装置、低氮燃烧器

《挥发性有机物排放标准第7部分：其他行业》（DB37/2801.7-2019）、《锅炉大气污染物排放标准》（DB37/2374-2018）

已建设

已监测

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

低噪音设备

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB 12348-2008）

已建设

已监测

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

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

项目部分**井场及临时占地涉基本农田。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，尽量减少占地面积。施工结束后应对临时占地进行土地复垦，恢复地貌

本项目部分井场涉及占用基本农田，建设单位已根据《中华人民**国土地管理法》办理相关用地手续。施工单位合理规划了钻井、井下作业、管线敷设、道路布局，减少了永久占地面积。施工现场控制施工车辆、机械及施工人员活动范围，减少了对地表的碾压。本期工程施工期各类污染物均妥善处理，未对生态环境造成明显影响。施工现场周围生态已基本恢复

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，你公司应对环保设施和项目开展安全风险辨识管理，健全内部管理责任制度，严格依据标准规范建设环保设施和项目，在新项目建成运行前，按照程序完成重点环保设施安全风险评估工作，落实安全相关要求，向有关行业主管部门报告建设项目相关情况。

经调查，本项目采取了有效的井控措施，钻井期无井喷事故发生；管道加强了防腐，加强了管线监测和管理工作，加强了巡线，降低了管线泄漏风险。采油厂根据《**省石油天然气管道保护条例》，埋地输油管线未经过居民区等敏感地段。营运期制定年度监测计划，定期对伴生气成分进行检测，监控硫化氢，落实了应急防控措施。****已编制突发环境事件应急预案，并于2024年11月5****环境局****分局备案，备案编号为：370523-209-L；2024年11月10****环境局****开发区分局备案，备案编号为：370505-2024-125-M，2024年11月6****环境局黄河三角洲****开发区分局备案，备案编号为370565-2024-022-L。突发环境污染事件应急预案体系包括：含组织机构及职责、预防与预警、信息报告程序、应急处置、应急物资与装备保障等；现场处置方案中包含管道泄漏等环境风险事故的应急处置措施。同时根据应急预案内容配备了应急设备、应急物资，并定期进行演练。

5、环境保护对策措施落实情况

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