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长庆油田页岩油开发分公司西十转返排液处理站等工程建设项目
项目详情
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400-688-2000
1、建设项目基本信息
企业基本信息
| **** | 建设单位代码类型：|
| ****1021MA71PC9X7E | 建设单位法人：马立军 |
| 高国雄 | 建设单位所在行政区划：**省**市**县 |
| **省****基地****社区育材路7号51栋01号 |
建设项目基本信息
| ********处理站等工程建设项目 | 项目代码：|
| 建设性质： | |
| 2021版本:007-陆地石油开采 | 行业类别（国民经济代码）：B0711-B0711-陆地石油开采 |
| 建设地点： | **省**市**县 **县三十里铺镇，**县王咀子乡 |
| 经度:107.758545 纬度: 36.09420 | ****机关：****环境局 |
| 环评批复时间： | 2025-11-10 |
| 庆环规划发〔2025〕103号 | 本工程排污许可证编号：**** |
| 2025-05-25 | 项目实际总投资(万元)：1500 |
| 169.5 | 运营单位名称：**** |
| ****1021MA71PC9X7E | 验收监测(调查)报告编制机构名称：****研究院****公司） |
| 916********841220K | 验收监测单位：******公司 |
| 916********271923F | 竣工时间：2026-02-01 |
| 2026-02-01 | 调试结束时间：2026-03-01 |
| 2026-05-08 | 验收报告公开结束时间：2026-06-04 |
| 验收报告公开载体： | https://www.****.com/2026/0508/905933.shtml |
2、工程变动信息
项目性质
| 改扩建 | 实际建设情况：改扩建 |
| 与环评文件及批复要求一致，未变动 | 是否属于重大变动：|
规模
| ①在蔡38-1平台******处理站1座，处理规模1000m3/d，配套建设1****处理站至西十转的输水管线，长度530m； ②在蔡38-1平台**卸油台1座，设计规模500m3/d，配套建设1条卸油台至西十转的输油管线和一条供气管线，管线长度530m，与输水管线同沟敷设； ③在华H105平台内**危废贮存点1座，有效容积150m3。 ④在华H90平台内建设岭67增脱水系统； ⑤更换华H26至岭34增输油管线1条，长度2.8km，管径为D76mm，设计压力4.0MPa。 | 实际建设情况：①在蔡38-1平台******处理站1座，处理规模1000m3/d，配套建设1****处理站至西十转的输水管线，长度530m； ②在蔡38-1平台**卸油台1座，设计规模500m3/d，配套建设1条卸油台至西十转的输油管线和一条供气管线，管线长度530m，与输水管线同沟敷设； ③在华H90平台内建设岭67增脱水系统； ④更换华H26至岭34增输油管线1条，长度2.8km，管径为D76mm，设计压力4.0MPa。 |
| 环评要求在华H105平台内**危废贮存点1座，有效容积150m3；该工程未建，不在本次验收范围内，后期该工程建成后补充验收。 | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| ****处理站1座、卸油台1座、岭67增新增脱水系统1套，****处理站采取“预处理+混凝沉降+过滤+固相脱水”组合工艺，处理达标后回注油层。 | 实际建设情况：****处理站1座、卸油台1座、岭67增新增脱水系统1套，****处理站采取“预处理+混凝沉降+过滤+固相脱水”组合工艺，处理达标后回注油层。 |
| 与环评文件及批复要求一致，未变动 | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| 废气：加热炉和热洗清蜡装置采用伴生气作为燃料，烟气处理达到《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)后经不低于8m高的排气筒排放;储油箱、原油储罐、污油箱、卸水箱等均加盖密闭，污泥装袋密封，确保厂区废气排放满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)要求，厂界无组织废气排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)标准限值要求； 废水：措施返排液、过滤装置反冲洗水等采用“预处理+混凝沉降+过滤+固相脱水”工艺对废水进行处理，确保满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2022)后回注油层，不外排； 噪声：优化厂区平面布置，优先选用低噪设备，高噪声设备设置隔声或减震等设施，确保厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准要求； 固废：污油暂存于站内的污油箱，含油污泥、废滤料、废矿物油等危险废物收集暂存于危废贮存点，定期委托有资质单位安全处置。 | 实际建设情况：废气：加热炉和热洗清蜡装置采用伴生气作为燃料，烟气处理达到《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)后经不低于8m高的排气筒排放;储油箱、原油储罐、污油箱、卸水箱等均加盖密闭，污泥装袋密封，确保厂区废气排放满足《挥发性有机物无组织排放控制标准》(GB37822-2019)要求，厂界无组织废气排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》(GB39728-2020)标准限值要求； 废水：措施返排液、过滤装置反冲洗水等采用“预处理+混凝沉降+过滤+固相脱水”工艺对废水进行处理，确保满足《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》(SY/T5329-2022)后回注油层，不外排； 噪声：优化厂区平面布置，优先选用低噪设备，高噪声设备设置隔声或减震等设施，确保厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)2类标准要求； 固废：污油暂存于站内的污油箱，含油污泥、废滤料、废矿物油等危险废物收集暂存于危废贮存点，定期委托有资质单位安全处置。 |
| 与环评文件及批复要求一致，未变动 | 是否属于重大变动：|
其他
| 落实土壤、地下水污染防治措施。污泥池、污泥贮存点、储油箱及危废贮存点等区域进行重点防渗。装置区、卸车场地、水箱、泵区等区域进行一般防渗，门房等其他区域进行简单防渗； 强化各项环境风险防范措施。修编突发环境事件应急预案，将本项目相关工程****公司突发环境事件应急预案修编工作，并定期进行演练，并严格****公司应急预案中提出的各项风险防范措施，定期排查事故隐患，配备应急物资，组织应急演练，有效防控环境风险。 | 实际建设情况：落实土壤、地下水污染防治措施。污泥池、污泥贮存点、储油箱及危废贮存点等区域进行重点防渗。装置区、卸车场地、水箱、泵区等区域进行一般防渗，门房等其他区域进行简单防渗； 强化各项环境风险防范措施。修编突发环境事件应急预案，将本项目相关工程****公司突发环境事件应急预案修编工作，并定期进行演练，并严格****公司应急预案中提出的各项风险防范措施，定期排查事故隐患，配备应急物资，组织应急演练，有效防控环境风险。 |
| 与环评文件及批复要求一致，未变动 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
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| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
| 0.319 | 0.0872 | 0 | 0 | 0 | 0.406 | 0.087 | / |
| 3.609 | 2.1335 | 0 | 0 | 0 | 5.742 | 2.134 | / |
| 0.454 | 0.1789 | 0 | 0 | 0 | 0.633 | 0.179 | / |
| 2.7142 | 1.6804 | 0 | 0 | 0 | 4.395 | 1.68 | / |
4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
| 1 | 预处理+混凝沉降+过滤+固相脱水 ”组合工艺 | 《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）Ⅴ级标准 | 预处理+混凝沉降+过滤+固相脱水 ”组合工艺 | ****处理站废水浓度满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY-T5329-2022)中相关要求 |
表2 大气污染治理设施
| 1 | 卸油台加热炉及热洗清蜡装置加热炉使用清洁燃料伴生气作为燃料，燃烧烟气通过8m高排气筒排放；集输全部采用管线集输，各站场采用密闭生产工艺。 | 《锅炉大气污染物排放标准》 （GB 13271-2014），《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020） | 卸油台加热炉及热洗清蜡装置加热炉使用清洁燃料伴生气作为燃料，燃烧烟气通过8m高排气筒排放；集输全部采用管线集输，各站场采用密闭生产工艺。 | 卸油台加热炉和岭67增脱水系统热洗清蜡装置烟气中颗粒物、SO2、NOX和林格曼黑度排放浓度均能够满足《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表2中**燃气锅炉的限值要求；****处理站、卸油台和岭67增脱水系统项目厂界上风向和下风向非甲烷总烃排放浓度值满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020****处理站边界污染物控制要求 |
表3 噪声治理设施
| 1 | 选用低噪设备，高噪声设备设置隔声或减震等设施 | 《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准 | 选用低噪设备，高噪声设备设置隔声或减震等设施 | ****处理站、卸油台和岭67增脱水系统项目厂界的昼间、夜间噪声监测值均满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB 12348-2008)中2类标准限值要求 |
表4 地下水污染治理设施
| 1 | 污泥池、污泥贮存点、储油箱及危废贮存点等区域进行重点防渗。装置区、卸车场地、水箱、泵区等区域进行一般防渗，门房等其他区域进行简单防渗。 | 污泥池、污泥贮存点、储油箱及危废贮存点等区域进行重点防渗。装置区、卸车场地、水箱、泵区等区域进行一般防渗，门房等其他区域进行简单防渗。 |
表5 固废治理设施
| 1 | 做好固体废物分类处置。污油暂存于站内的污油箱，含油污泥、废滤料、废矿物油等危险废物收集暂存于危废贮存点，定期委托有资质单位安全处置。 危废贮存点严格按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2023)的要求设计，做好防风、防雨、防晒、防渗漏，防止二次污染。危险废物暂存、转移、运输必须执行相关规章制度，规范建立危险废物转运台账。 | 做好固体废物分类处置。污油暂存于站内的污油箱，含油污泥、废滤料、废矿物油等危险废物收集暂存于危废贮存点，定期委托有资质单位安全处置。 危废贮存点严格按照《危险废物贮存污染控制标准》(GB18597-2023)的要求设计，做好防风、防雨、防晒、防渗漏，防止二次污染。危险废物暂存、转移、运输必须执行相关规章制度，规范建立危险废物转运台账。 |
表6 生态保护设施
| 1 | 本项目各站场选址均为为已有的平台工矿用地。由于永久占地面积相对较小，对整个评价区域的土地利用方式的影响较轻微 | 本项目各站场选址均为为已有的平台工矿用地。由于永久占地面积相对较小，对整个评价区域的土地利用方式的影响较轻微 |
表7 风险设施
| 1 | 强化各项环境风险防范措施。修编突发环境事件应急预案，将本项目相关工程****公司突发环境事件应急预案修编工作，并定期进行演练，并严格****公司应急预案中提出的各项风险防范措施，定期排查事故隐患，配备应急物资，组织应急演练，有效防控环境风险。 | 场建设风险防范设施，管线穿跨越处设置明显标志，落实环境风险防范措施；根据本项目建设内容对现有风险应急预案进行修编，并定期组织演练，防止管线泄漏污染土壤和地下水。 |
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 本项目处理达标后的措施返排液，依托西十转现有的13口回注井进行回注；项目卸油台产生的污油或含水油拉均运至华H44卸油台至卸油台处理；岭67增脱水系统脱除的采出水经华H90平台～西251-84****处理站输水管线输送至西251-84****处理站处理达标后回注油层。 | 验收阶段落实情况：本项目处理达标后的措施返排液，依托西十转现有的13口回注井进行回注；项目卸油台产生的污油或含水油拉均运至华H44卸油台至卸油台处理；岭67增脱水系统脱除的采出水经华H90平台～西251-84****处理站输水管线输送至西251-84****处理站处理达标后回注油层。 |
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环保搬迁
| 不涉及 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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区域削减
| 不涉及 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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生态恢复、补偿或管理
| 不涉及 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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功能置换
| 不涉及 | 验收阶段落实情况：不涉及 |
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其他
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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6、工程建设对项目周边环境的影响
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7、验收结论
| 1 | 未按环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定要求建设或落实环境保护设施，或者环境保护设施未能与主体工程同时投产使用 |
| 2 | 污染物排放不符合国家和地方相关标准、环境影响报告书（表）及其审批部门审批决定或者主要污染物总量指标控制要求 |
| 3 | 环境影响报告书（表）经批准后，该建设项目的性质、规模、地点、采用的生产工艺或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动，建设单位未重新报批环境影响报告书（表）或环境影响报告书（表）未经批准 |
| 4 | 建设过程中造成重大环境污染未治理完成，或者造成重大生态破坏未恢复 |
| 5 | 纳入排污许可管理的建设项目，无证排污或不按证排污 |
| 6 | 分期建设、分期投入生产或者使用的建设项目，其环境保护设施防治环境污染和生态破坏的能力不能满足主体工程需要 |
| 7 | 建设单位因该建设项目违反国家和地方环境保护法律法规受到处罚，被责令改正，尚未改正完成 |
| 8 | 验收报告的基础资料数据明显不实，内容存在重大缺项、遗漏，或者验收结论不明确、不合理 |
| 9 | 其他环境保护法律法规规章等规定不得通过环境保护验收 |
| 不存在上述情况 | |
| 验收结论 | 合格 |
温馨提示
1.该项目指提供国家及各省发改委、环保局、规划局、住建委等部门进行的项目审批信息及进展，属于前期项目。
2.根据该项目的描述，可依据自身条件进行选择和跟进，避免错过。
3.即使该项目已建设完毕或暂缓建设，也可继续跟踪，项目可能还有其他相关后续工程与服务。
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