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文昌9-7油田和文昌19-1油田二期开发项目
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：|
| 914********913938N | 建设单位法人：李茂 |
| 高云伟 | 建设单位所在行政区划：**省**市**区 |
| **省**市**区南调路22号信箱 |
建设项目基本信息
| **9-7油田和**19-1油田二期开发项目 | 项目代码：|
| 建设性质： | |
| 2021版本:150-海洋矿产**勘探开发及其附属工程 | 行业类别（国民经济代码）：B0712-B0712-海洋石油开采 |
| 建设地点： | **省省直辖**市 |
| 经度:112.****744 纬度: 19.****476 | ****机关：中华人民**国生态环境部 |
| 环评批复时间： | 2023-08-17 |
| 环审〔2023〕88号 | 本工程排污许可证编号：无 |
| 项目实际总投资(万元)： | 440255 |
| 8627.79 | 运营单位名称：**** |
| 914********913938N | 验收监测(调查)报告编制机构名称：海油环境****公司 |
| ****0114MA01Q7HP1A | 验收监测单位：珠江流域******管理局生****研究中心 |
| 121********079830P | 竣工时间：2025-04-09 |
| 2025-05-03 | 调试结束时间：|
| 2026-05-25 | 验收报告公开结束时间：2026-06-24 |
| 验收报告公开载体： | **建设项目环境信息公示平台 |
2、工程变动信息
项目性质
| 本项目建设内容属于海洋油（气）开发 | 实际建设情况：本项目建设内容属于海洋油（气）开发 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
规模
| 在**9-7油田**1座钻采平台（WC9-7 DPP平台），先期钻采油井15口、注气井7口、采气井2口，预留井15口；在**19-1油田二期**1座钻采平台（WC19-1 DPPA平台），并通过**67米栈桥与WC19-1WHPA平台相连，先期钻采油井13口，预留井11口；在WC14-3 WHPA平台利用老井侧钻采气井1口，作为**9-7油田的注气气源。新铺设海底管道3条、海底电缆1条，其中在WC9-7 DPP与WC14-3WHPA平台间铺设海底混输管道、海底电缆各1条，长度均约为14千米；在WC9-7DPP与WC19-1DPPA平台间铺设海底混输管道1条，长度约为45.7千米；在WC9-7 DPP与WC9-2/9-3CEP平台间铺设海底输气管道1条，长度约为11.6千米。同时对依托的WC14-3 WHPA、WC19-1 WHPA、WC9-2/9-3CEP 平台进行适应性改造。 | 实际建设情况：**9-7油田**1座钻采平台WC9-7 DPP平台，截至2026年2月底已钻21口井；**19-1****油田群现有设施进行开发，**1座钻采平台WC19-1 DPPA平台，截至2026年2月底已钻15口井；利用已建WC14-3 WHPA平台老井侧钻1口井； 铺设3条海底管道和1条海底电缆： 1.**WC9-7 DPP至WC19-1 DPPA平台的海底混输管道（12/16"，45.7km）； 2.**WC14-3 WHPA至WC9-7 DPP平台的海底混输管道（16"，14.5km）； 3.**WC9-7 DPP至WC9-2/9-3 CEP平台的海底输气管道（8"，11.6km）； 4.**WC9-7 DPP至WC14-3 WHPA平台海底电缆（14.475km）。 |
| WC9-7 DPP 平台产能预测，大产气年份为 2036 年，年产气量 3.34 ×108m3，对比环评增加 23.7%，WC19-1 DPPA 平台产能预测，最大产油年份为 2026 年，年产油量 69.87×104m3，对比环评增加 10.15%，最大产气年份为 2027 年，年产气量 0.36×108m3，对比环评增加 9.09%，均小于 30%；WC19-1 DPPA 平台截至 2025 年 11 月底已钻 14 口井，对比环评报告多钻 1 口生产井，新钻井 数量增加 7.69%。新钻井数量增加小于 30%；WC14-3 WHPA 至 WC9-7 DPP 平 台的海底混输管道（16"，14.5km），长度增加 3.57%，原油或油水混合集输干 管长度增加小于 10%，WC9-7 DPPWC14-3 WHPA 平台海底电缆（15.5km），长 度增加 10.71%，管缆总长度增加 2.34%，其他管缆总长度增加小于 30%。综上，生产规模的变化不属于重大变动。 | 是否属于重大变动：|
生产工艺
| 1、WC9-7DPP平台 WC9-7 DPP 高压井物流进入高压生产分离器进行气液分离，分离出的液相进入低压分离器，分离出的气相进入湿气压缩机；WC14-3 WHPA 及上游平台脱除游离水的物流经**海管进入 WC9-7 DPP 平台段塞流捕集器，分离出的液相与 WC9-7 DPP 平台低压井物流和高压生产分离器分离出的液相一起进入低压分离器，低压分离器分离出的液相经脱气罐进一步脱气后通过**海管外输至WC19-1 DPPA 平台；低压生产分离器分离出的气相经低压压缩机增压后，与高压压缩机和段塞流捕集器分离出气相一起经湿气压缩机增压后进入三甘醇脱水系统，经处理合格的天然气部分用于注气开发，部分用于气举开采，部分用于透平发电，其余部分通过**海管经已建 WC9-2/3CEP 平台外输销售；分离出生产水的经生产水处理系统处理达标后在 WC9-7 DPP 平台排海。 凝液回注系统用于接收和处理低压压缩机、湿气压缩机和注气压缩机在增压冷却条件下产生的液化析出。凝液经凝液外输泵增压后输送至注气压缩机，作为气源注气开发（由于温度和压力的变化，在注气过程中转变成气态），提高油藏采收率。 2、WC19-1DPPA平台 WC19-1 DPPA 平台所产物流经多相流量计计量后，与 WC19-1 WHPA/WHPB/WHPC 平台来液汇合后进入生产分离器进行油气水分离，分离出的含水50%的原油与WC9-7 DPP 平台来液汇合后经 WC19-1 WHPA平台输往 HYSY116FPSO 进一步处理；分离出生产水的经生产水处理系统处理达标后在 WC19-1DPPA 平台排海；分离出的气部分用于透平发电，剩余部分输往 HYSY116 FPSO。 | 实际建设情况：1、WC9-7DPP平台 WC9-7 DPP平台高压井物流进入高压生产分离器进行气液分离，分离出的液相进入低压分离器，分离出的气相进入湿气压缩机；WC14-3 WHPA平台及上游平台脱除游离水的物流经**海管进入WC9-7 DPP平台段塞流捕集器，分离出的液相与WC9-7 DPP平台低压井物流和高压生产分离器分离出的液相一起进入低压分离器，低压分离器分离出的液相经脱气罐进一步脱气后通过**海管外输至WC19-1 DPPA平台；低压生产分离器分离出的气相经低压压缩机增压后，与高压压缩机和段塞流捕集器分离出气相一起经湿气压缩机增压后进入三甘醇脱水系统，经处理合格的天然气部分用于注气开发，部分用于气举开采，部分用于透平发电，其余部分通过**海管经WC9-2/9-3 CEP平台外输销售；分离出的生产水经生产水处理系统处理达标后在WC9-7 DPP平台排海。 凝液回注系统用于接收和处理低压压缩机、湿气压缩机和注气压缩机在增压冷却条件下产生的液化析出。凝液经凝液外输泵增压后输送至注气压缩机，作为气源注气开发（由于温度和压力的变化，在注气过程中转变成气态），提高油藏采收率。 2、WC19-1DPPA平台 WC19-1 DPPA平台产物流经多相流量计后，与WC19-1 WHPA/WHPB/WHPC平台来液汇合后进入生产分离器进行油气水分离，分离出的含水50%的原油与WC9-7 DPP平台来液汇合后经WC19-1 WHPA平台输往HYSY116 FPSO进一步处理；分离出生产水的经生产水处理系统处理达标后在WC19-1 DPPA平台排海；分离出的气部分用于透平发电，剩余部分输往HYSY116 FPSO。 |
| 管道结构、开采方式未发生变化。WC9-7 DPP平台在后期设计阶段对井身结构进行了优化，表层套管下入深度均有所增加，钻井液和钻屑排海量未增加。海底管道输送物料的种类及管道施工方式未发生变化。因此，本次生产工艺变化不属于重大变动。 | 是否属于重大变动：|
环保设施或环保措施
| 1、钻井液/钻屑排放口位于水下60m处。试压水采用海水，海管试压完成后排放。本项目处理达标后的生产水水下60m排放。 2、WC9-7 DPP平台配置的溢油应急设备包括：充气式橡胶围油栏600米、充气式围油栏集装箱3套、围油栏动力站1套、船用喷洒装置1套、围油栏拖头2套、充吸气机1套、浮动油囊2套、高压蒸汽清洗机1套、浮式收油机1套、轻便型喷洒装置1套、溢油分散剂4桶、吸油棉6箱、木屑200包。 WC19-1 DPPA平台配置的溢油应急设备包括：溢油分散剂4桶、轻便型喷洒装置1套、吸油棉6箱、木屑200包。 海底电缆铺设施工作业应避开蓝圆鲹和深水金线鱼等 主要经济鱼类的产卵盛期（4 至 6 月），最大限度减轻 对海洋生态环境和渔业**的影响。 | 实际建设情况：1、与环评一致。钻井液/钻屑排放口位于水下60m处。试压水采用海水，海管试压完成后排放。本项目处理达标后的生产水水下60m排放。 2、与环评一致。WC9-7 DPP平台配置的溢油应急设备包括：充气式橡胶围油栏600米、充气式围油栏集装箱3套、围油栏动力站1套、船用喷洒装置1套、围油栏拖头2套、充吸气机1套、浮动油囊2套、高压蒸汽清洗机1套、浮式收油机1套、轻便型喷洒装置1套、溢油分散剂4桶、吸油棉6箱、木屑200包。 WC19-1 DPPA平台配置的溢油应急设备包括：溢油分散剂4桶、轻便型喷洒装置1套、吸油棉6箱、木屑200包。 ** WC9-7 DPP 至 WC14-3 WHPA 平台海底电缆（2024 年 10 月），后挖沟（2025 年 7 月），已避开特别保护期。 |
| 无 | 是否属于重大变动：|
其他
| （1）本项目建设阶段产生的污染物主要包括钻完井产生的钻屑、钻井液，以及参加施工的船舶和人员所产生的船舶含油污水、生活污水、生活垃圾和生产垃圾等船舶污染物。生产阶段产生的污染物主要是生产水、生活污水、温排水、生活垃圾、生产垃圾、发电机废气以及少量的船舶含油污水、船舶生活污水及船舶垃圾等船舶污染物。 （2）环评报告书中废水排放情况为：依托设施HYSY116 FPSO生产水14751m3/d（最大预测量）经生产水处理系统处理达标后排海；WC9-7 DPP平台生产水2354m3/d（最大）经生产水处理系统处理达标后排海，生活污水22995m3/a处理达标后排海，温排水3840m3/h直接排放；WC19-1 DPPA平台22233m3/d（最大）经生产水处理系统处理达标后排海，生活污水18396m3/a处理达标后排海，温排水2600m3/h直接排放；守护船船舶含油污水60m3/a石油类，船舶生活污水2300m3/aCOD等。 环评报告书中废气排放情况为：WC9-7 DPP平台发电机废气NOx：1.82t/d（700.8t/a）经排烟管排放；WC19-1 DPPA平台发电机废气NOx：0.75t/d（273.75t/a）经排烟管排放。 （3）WC9-7 DPP平台先期计划钻井24口，预留15口。初期钻24口井产生的钻屑总量约为17056m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量8485m3（堆体积），合成基钻井液钻屑量8571m3（堆体积）；包含预留井槽产生的钻屑总量约为33743m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量16276m3（堆体积），合成基钻井液钻屑量17467m3（堆体积）；最大排放速率为98m3/d，水下60m排放。 WC19-1 DPPA平台先期计划钻井13口，预留11口。初期钻13口井产生的钻屑总量约为10308m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量6040m3（堆体积），合成基钻井液钻屑量4268m3（堆体积）；包含预留井槽产生的钻屑总量约为19088m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量11365m3（堆体积），合成基钻井液钻屑量7723m3（堆体积）；最大排放速率为110m3/d，水下60m排放。 WC14-3 WHPA平台老井侧钻1口。产生的钻屑总量约为123m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量112m3（堆体积），钻井油层水基钻井液钻屑量11m3（堆体积）；最大排放速率为18m3/d。 （4）本项目不涉及。 | 实际建设情况：（1）本项目未新增污染物种类，与环评一致。 （2）依托设施HYSY116 FPSO生产水14751m3/d（最大预测量）经生产水处理系统处理达标后排海。 WC9-7 DPP平台生产废水2384m3/d（最大）对比环评阶段增加1.27%，经生产水处理系统处理达标后排海，生活污水48.4m3/d（最大值，折算17666m3/a）处理达标后排海，温排水3840m3/h直接排放。 WC19-1 DPPA平台生产废水20602m3/d（最大）对比环评阶段有所减少，经生产水处理系统处理达标后排海，生活污水40.2m3/d（最大值，折算14673m3/a）处理达标后排海，温排水700m3/h直接排放。 守护船船舶含油污水60m3/a石油类，船舶生活污水2300m3/a。 WC9-7 DPP平台发电机组NOx最大产生量约为1.89t/d，较环评阶段增加3.85%；折算年度最大排放总量为689.85t/a，较环评阶段有所减少，废气经排烟管排放。WC19-1 DPPA平台发电机组NOx最大产生量约为0.49t/d，折算年度最大排放总量为178.85t/a，较环评阶段有所减少，废气经排烟管排放。 WC9-7 DPP平台每日最大生产水外排量及废气排放量的增加比例均小于10%，生活污水及温排水排放量较环评阶段均有所降低。 （3）截至2026年2月底，WC9-7 DPP平台已钻21口井，非钻井油层水基钻井液钻屑6570.73m3，合成基钻井液钻屑3726.21m3，WC9-7 DPP平台非钻井油层水基钻井液3151m3，WC9-7 DPP平台合成基钻井液3950m3，钻屑最大排放速率为91.02m3/d，水下60m排放；截至2026年2月底WC19-1 DPPA平台已钻15口井，非钻井油层水基钻井液钻屑3512m3，合成基钻井液钻屑4455m3，水基钻井液产生量3518.5m3，最大排放速率为101m3/d，水下60m排放； WC14-3 WHPA平台老井侧钻1口。产生的钻屑总量约为71m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量61m3（堆体积），钻井油层水基钻井液钻屑量10m3（堆体积），非钻井油层水基钻井液量200m3，钻井油层水基钻井液量175m3，钻屑最大排放速率为17m3/d； 钻井液和钻屑排海总量小于环评总量，入海钻屑、钻井液最大排放速率未增大10%及以上或排放总量未增加30%及以上。 （4）不涉及陆岸生产设施。 |
| （1）本项目未新增污染物种类，与环评一致。 （2）依托设施HYSY116 FPSO生产水14751m3/d（最大预测量）经生产水处理系统处理达标后排海。 WC9-7 DPP平台生产废水2384m3/d（最大）对比环评阶段增加1.27%，经生产水处理系统处理达标后排海，生活污水48.4m3/d（最大值，折算17666m3/a）处理达标后排海，温排水3840m3/h直接排放。 WC19-1 DPPA平台生产废水20602m3/d（最大）对比环评阶段有所减少，经生产水处理系统处理达标后排海，生活污水40.2m3/d（最大值，折算14673m3/a）处理达标后排海，温排水700m3/h直接排放。 守护船船舶含油污水60m3/a石油类，船舶生活污水2300m3/a。 WC9-7 DPP平台发电机组NOx最大产生量约为1.89t/d，较环评阶段增加3.85%；折算年度最大排放总量为689.85t/a，较环评阶段有所减少，废气经排烟管排放。WC19-1 DPPA平台发电机组NOx最大产生量约为0.49t/d，折算年度最大排放总量为178.85t/a，较环评阶段有所减少，废气经排烟管排放。 WC9-7 DPP平台每日最大生产水外排量及废气排放量的增加比例均小于10%，生活污水及温排水排放量较环评阶段均有所降低。 （3）截至2026年2月底，WC9-7 DPP平台已钻21口井，非钻井油层水基钻井液钻屑6570.73m3，合成基钻井液钻屑3726.21m3，WC9-7 DPP平台非钻井油层水基钻井液3151m3，WC9-7 DPP平台合成基钻井液3950m3，钻屑最大排放速率为91.02m3/d，水下60m排放；截至2026年2月底WC19-1 DPPA平台已钻15口井，非钻井油层水基钻井液钻屑3512m3，合成基钻井液钻屑4455m3，水基钻井液产生量3518.5m3，最大排放速率为101m3/d，水下60m排放； WC14-3 WHPA平台老井侧钻1口。产生的钻屑总量约为71m3（堆体积），其中非钻井油层水基钻井液钻屑量61m3（堆体积），钻井油层水基钻井液钻屑量10m3（堆体积），非钻井油层水基钻井液量200m3，钻井油层水基钻井液量175m3，钻屑最大排放速率为17m3/d； 钻井液和钻屑排海总量小于环评总量，入海钻屑、钻井液最大排放速率未增大10%及以上或排放总量未增加30%及以上。 （4）不涉及陆岸生产设施。 | 是否属于重大变动：|
3、污染物排放量
| 0 | 2.25 | 901.5391 | 0 | 0 | 2.25 | 2.25 | |
| 0 | 1.39 | 20.7 | 0 | 0 | 1.39 | 1.39 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
| 0 | 78.5 | 403.9 | 0 | 0 | 78.5 | 78.5 | |
| 0 | 8769.93 | 8976 | 0 | 0 | 8769.93 | 8769.93 | / |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
| 0 | 861.2 | 974.55 | 0 | 0 | 861.2 | 861.2 | / |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
| 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | / |
4、环境保护设施落实情况
表1 水污染治理设施
| 1 | WC9-7DPP平台生产水处理系统 | 《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）》三级-石油类≤45mg/L（月平均）石油类≤65mg/L（一次容许值） | 平台生产水系统的设计处理规模为3600m3/d，采用“水力旋流器+立式旋流气浮装置”的处理流程 | 4.15~14.9mg/L | |
| 2 | WC9-7DPP平台生活污水处理系统 | 《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）》-三级-COD≤500mg/L | 平台设置1套电解式生活污水处理装置，设计处理能力为75.6m3/d | 53~87 | |
| 3 | WC19-1DPPA平台生产水处理系统 | 《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）》-三级-石油类≤45mg/L（月平均）石油类≤65mg/L（一次容许值） | 平台设置1套生产水系统，设计处理规模为48000m3/d，采用“水力旋流器+立式旋流气浮装置”的处理流程 | 10.0~18.1mg/L | |
| 4 | WC19-1DPPA平台生活污水处理系统 | 《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值（GB4914-2008）》-三级-COD≤500mg/L | 平台设置1套电解式生活污水处理装置，设计处理能力为60.5m3/d | 20~31 |
表2 大气污染治理设施
| 1 | WC9-7DPP平台火炬系统 | 无 | 平台设置放空管汇、火炬分液罐（含加热器）、火炬分液泵、火炬气回收装置、点火盘、火炬筒及火炬头等 | 无 | |
| 2 | WC19-1DPPA平台火炬系统 | 无 | 平台设置1套放空管汇、火炬分液罐（含加热器）、火炬分液泵、火炬气回收装置、点火盘、火炬筒及火炬头等 | 无 |
表3 噪声治理设施
表4 地下水污染治理设施
表5 固废治理设施
| 1 | 运营期各类生产垃圾、生活垃圾(处理合格的食品废弃物除外)应分类收集后运回陆地处理。 | 生产过程中产生的生活垃圾中的食品废弃物经粉碎至颗粒直径小于25mm后排海；其他生活垃圾和生产垃圾将集中装箱运回陆地，并按照《中华人民**国固体废物污染环境防治法》的要求进行回收利用或处置。危险废物陆上处理需按照《危险废物转移管理办法》等规定的要求，交有资质的单位处理处置。本项目建设单位已与危废处置单位签订了危险废物处理合同。 |
表6 生态保护设施
| 1 | 切实落实生态环境保护措施。符合排放要求的钻井液和钻屑应在海面60米以下排放，并严格控制排放速率。海底电缆铺设施工作业应避开蓝圆参和深水金线鱼等主要经济鱼类的产卵盛期(4至6月)，最大限度减轻对海洋生态环境和渔业**的影响。 | 已落实。1.**WC9-7 DPP至WC19-1 DPPA平台的海底混输管道（2024年7月1日至2024年9月14日）； 2.**WC14-3 WHPA至WC9-7 DPP平台的海底混输管道（2024年10月14日至2025年3月16日）； 3.**WC9-7 DPP至WC9-2/9-3 CEP平台的海底输气管道（2024年9月14日至2024年9月21日）； 4.**WC9-7 DPP至WC14-3 WHPA平台海底电缆（2024年10月5日至2024你那10月8日），后挖沟（2025年7月23日至2025年7月26日），已避开特别保护期；施工期已严格控制钻井液和钻屑的排放速率在海面60米以下排放。 |
表7 风险设施
| 1 | 切实落实环境风险防范措施。****油田群溢油应急计划，将本项目纳入其中并报我部珠江流域******管理局(以下简称珠江**局)备案。发生溢油事故时，应当立即启动溢油应急计划，采取有效措施减轻事故对海洋生态环境特别是敏感目标的影响，按照规定立即报告珠江**局，并视情况及时通报**省渔业、海事部门和中国海警局直属第四局。 | 已落实。已将本项目纳入《**油田群溢油应急预案》（****，2024年9月）并在珠江流域局已备案。WC9-7 DPP平台和WC19-1 DPPA平台均已按照环评以及应急预案要求配备溢油应急设备和物资，油田未发生溢油事故。 |
5、环境保护对策措施落实情况
依托工程
| 1、生产水部分依托HYSY116 FPSO处理达标排海。 2、为适应本项目的接入，对已建WC19-1 WHPA平台、已建WC14-3 WHPA平台、WC9-2/9-3 CEP平台和HYSY116 FPSO进行适应性改造。 | 验收阶段落实情况：已落实。1、HYSY116FPSO的生产水系统于2023年12月验收合格，HYSY116 FPSO的生产水经“生产水舱+水力旋流器+一级气浮装置+二级气浮装置+脱气罐”与“一级气浮装置+二级气浮装置”****运行处理后，生产水满足《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）三级标准（石油类≤45mg/L）后排海，处理能力为18000m3/d。满足环评及批复要求。 2、1）WC19-1 WHPA平台改造 WC19-1 WHPA平台上层甲板东南角处拆除至WC14-3 WHPA平台的海底电缆直流输电设备，新增WC19-1 WHPA平台至WC19-1 DPPA平台中层甲板的栈桥；将已有的柴油罐、柴油泵、柴油滤器、淡水罐和淡水泵等拆除，在**WC19-1 DPPA平台统一考虑。 2）WC14-3 WHPA平台改造 WC14-3 WHPA平台在上层甲板北侧新增16m×3m甲板，拆除原修井机设备设施，布置新增的钻机设备；在中层甲板北侧新增22.8m×6m的甲板布置新增钻机房间设施，西侧布置新增救生艇，井口区南侧布置新增流量计，更换应急发电机及应急柴油罐；在下层甲板北侧新增24.5m×2.5m的甲板布置新增的清管球接收器和甲醇罐，新增立管和护管均位于2B轴，两台电动消防泵原地替换升级。利用已有A3M井槽侧钻1口气井，为**9-7油田提供注气气源。 3）WC9-2/9-3 CEP平台改造 WC9-2/9-3 CEP平台在下层甲板4轴以东的通道处布置新增的收球筒，在新增收球筒东侧新增2m×15.2m的甲板作为新的逃生通道。 4）HYSY116 FPSO改造 HYSY116 FPSO在中质油系统一级分离器前增加加热器；在中质油系统二级分离器前增加旋风分离器。 |
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环保搬迁
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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区域削减
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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生态恢复、补偿或管理
| 1、加强铺管作业管理，严格按照设计要求施工，采取有效措施避免海底管道悬空。加强海底管道巡检，定期进行全面检测和清管作业，防止管道因腐蚀或外力破坏等原因造成泄漏。 2、切实落实生态环境保护措施。符合排放要求的钻井液和钻屑应在海面60米以下排放，并严格控制排放速率。海底电缆铺设施工作业应避开蓝圆鲹和深水金线鱼等主要经济鱼类的产卵盛期（4至6月），最大限度减轻对海洋生态环境和渔业**的影响。 3、建设单位需与相关主管部门协商，对本项目造成的海洋生物**损失采取适当的生态恢复或补偿措施，如人工增殖放流、渔业**养护与管理、人工渔礁以及进行渔业**和生态环境监测等，使渔业**得到尽快恢复和可持续利用等，其经费应纳入本项目的环保投资预算。 | 验收阶段落实情况：已落实。在海底电缆铺设过程中，采用先进的施工技术方案，以减轻或避免铺缆作业对海洋生物**及海洋生态环境的影响，并缩短海上铺设作业时长。海底管道电缆挖沟工程于2024年7月至2025年3月及2025年7月实施，期间避开特别保护期，从而减缓铺设作业对周边海域海洋渔业**与生态环境的影响。 2025年8月完成了《**9-7油田和**19-1油田二期开发项目、**油田群WC13-2-B24H等13口调整井项目及**区域伴生气综合利用及调整井项目渔业**补偿增殖放流实施方案》，并通过专家评审，已于2025年10月完成渔业**补偿增殖放流。 |
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功能置换
| 无 | 验收阶段落实情况：无 |
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其他
| 1、污染物的处理和排放应符合国家有关规定和标准。合成基钻井液、含油量超过8%的水基钻井液和钻屑应运回陆地交由有资质的单位处理。运营期各类生产垃圾、生活垃圾（处理合格的食品废弃物除外）应分类收集后运回陆地处理，含油生产水、生活污水经处理达标后排海。各类船舶产生的垃圾、含油污水及生活污水应严格执行《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）。 2、严格执行作业规程和安全规程，加强随钻监测，配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统。加强地质性溢油风险管理。提高注气井的管理水平严格按照设计注入压力和注入量作业，建立动态监测系统，根据监测结果及时调整注入压力和注入量，确保注采平衡。 3、切实落实环境风险防范措施。****油田群溢油应急计划，将本项目纳入其中并报我部珠江流域******管理局（以下简称珠江**局）备案。发生溢油事故时，应当立即启动溢油应急计划，采取有效措施减轻事故对海洋生态环境特别是敏感目标的影响，并按照规定立即报告珠江**局，并视情况及时通报**省渔业、海事部门和中国海警局直属第四局。 4、钻井过程中向海中排放的符合排放标准的钻井液/钻屑，其生物毒性容许值达到《海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分级》（GB18420.1-2009）标准中二级标准的要求，即钻井液的生物毒性容许值不低于20000mg/L。同时，向海中排放的符合排放标准的钻井液/钻屑中的含油量和重晶石中重金属含量还应符合《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）三级排放标准（含油量≤8%，重晶石中最大值：Hg≤1mg/kg、Cd≤3mg/kg）的要求。 5、建设阶段作业船舶将产生一定量的船舶污染物，包括船舶含油污水、船舶垃圾等。船舶污染物的排放与处理执行《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）相关要求。船舶产生的污染物在接收、转运过程中应严格按照相关要求和规定开展，采取分类、密闭等措施。含油危险固体废物运回陆地交由有资质的单位处理，运输过程中应全程采取密闭措施，防止运输过程中发生逸散和泄漏等情况。 6、海上建设阶段将产生一定量的生产垃圾，如废钢材、棉纱、木块、边角料、水泥以及废油、污油等废弃物，这些生产垃圾将全部分类回收至垃圾箱内，分类装箱运回陆地，危险废物交由有资质的单位进行处理。 7、生产阶段产生的生活污水其主要污染因子为化学需氧量（COD），按照《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》（GB4914-2008）三级标准的规定，本项目所处海域生活污水排海要求COD≤500mg/L，并且在排海出口设置流量计量装置。 8、生产过程中产生的生活垃圾中的食品废弃物经粉碎至颗粒直径小于25mm后排海；其他生活垃圾和生产垃圾将集中装箱运回陆地，并按照《中华人民**国固体废物污染环境防治法》的要求进行回收利用或处置。危险废物陆上处理需按照《危险废物转移管理办法》等规定的要求，交有资质的单位处理处置。 9、1）严格限制工程施工区域在其用海范围内，划定施工作业海域范围，禁止非施工船舶驶入，避免任意扩大施工范围，以减小施工作业对底栖生物和渔业**的影响范围； 2）优化施工方案，加强科学管理，在保证施工质量的前提下尽可能缩短作业时间，以减轻海管铺设作业对海洋生态**的影响程度； 3）施工应尽量避免恶劣天气，保障施工安全并尽量避免悬浮物剧烈扩散； 4）建设单位制定了严格的环境保护及管理制度，并设专人、专岗进行监督和管理。 10、建设单位应加强设备管理、严格操作规程、减少人为失误，从根本上将环境风险事故发生概率降到最低，务必将防范事故发生的措施放在首要位置。 11、建设单位必须具备控制溢油的有效手段和措施。一旦溢油事故发生，应及时向主管部门通报情况，并立即采取一切措施将溢油控制在最小范围内。若需要采用化学消油剂处理溢油，应事先征得相关主管部门同意。 | 验收阶段落实情况：已落实。 1、钻井作业优先使用水基钻井液，依据相关检测报告，排放的钻井液和钻屑符合标准。其他钻井液和钻屑、船舶含油污水、生活污水经处理达标后排海；生产垃圾、生活垃圾已分类收集运回陆地处理；各类船舶产生的垃圾、含油污水及生活污水已严格执行《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）。 2、配备安全有效的防喷设备和良好的压井材料及井控设备，建立健全井控管理系统，并对平台人员进行作业规程和安全规程的培训，注气井已建立动态监测系统，确保注采平衡。 3、已将本项目纳入《**油田群溢油应急预案》（****，2024年9月）并在珠江流域局已备案。WC9-7 DPP平台和WC19-1 DPPA平台均已按照环评以及应急预案要求配备溢油应急设备和物资，油田未发生溢油事故。 4、根据检测报告，排放的钻屑钻井液指标均符合相关标准。 5、参加施工作业的船舶所产生的船舶污染物严格按照《船舶水污染物排放控制标准》（GB3552-2018）要求，船舶含油污水和生活污水经处理达标后排海，生活垃圾中食品废弃物按照排放标准要求处理达标后排海，食品包装物及生产垃圾全部运回陆地处理。 6、平台上已设置垃圾分类回收箱，生产垃圾统一送陆地有资质单位进行处理。 7、**WC19-1 DPPA平台设有80人生活楼，生活污水产生量为50.4m3/d，设置1套电解式生活污水处理装置，设计处理能力为60.5m3/d；**WC9-7 DPP平台定员为120人，生活污水产生量为63m3/d，设置1套电解式生活污水处理装置，设计处理能力为75.6m3/d，根据收集到的生活污水检测报告COD含量均小于500mg/L，能够满足生活污水处理要求，并且在排**设置流量计。 8、建设单位已签订了一般废弃物、危险废物处理合同，相关资质证书和合同文件。 9、1）工程船及相关浮吊船、驳船、拖轮、值班船和供应船产生的含油污水、生活污水不排海，生活污水经生活污水处理装置处理后，与含油污水一起回收到污油舱，定期统一送回陆地有资质处理单位进行处理； 2）工程船及相关浮吊船、驳船、拖轮、值班船和供应船产生的生活垃圾和生产垃圾，在作业现场定点分类存放、定期转运返回陆地有资质单位进行处理； 3）对工程船及相关浮吊船、驳船、拖轮、值班船和供应船周边海面监控巡查，确保周边海面未出现油膜、油带、垃圾等。 10、已对平台人员进行了作业规程和安全规程的培训，制定了严格的环境保护及管理制度，并设专人、专岗进行监督和管理。 11、已制定了《**油田群溢油应急预案》（****，2024年9月版）并在珠江流域局已备案。WC9-7 DPP平台和WC19-1 DPPA平台均配备溢油应急设备和物资，油田未发生溢油事故。 |
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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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