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大庆榆树林油田树14、升48区块产能建设工程项目

审批

黑龙江-绥化-肇东市

发布时间： 2026年07月09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********979349M	刘雪峰
何降斌	省市**市
省市**市昌武镇

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：

****油田树14、升48区块产能建设工程项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	省市**市昌五镇
经度:125.494850 纬度: 45.956200	****环境局
	2023-12-29
绥环审〔2023〕132号	****
2025-11-05	12035.6
561.59	****
912********979349M	******公司
912********3796827	******公司
912********422152M	2025-09-22

2026-06-10	2026-07-08
	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：

钻井工程：新钻井60口，总进尺133538m；对新钻的60口井进行射孔作业；对37口油井进行压裂作业。地面建设工程：基建油井72口（新钻井60口、代用井12口），构成15座多井丛式平台、6口单井平台，其中升48区块18口油井（5座多井丛式平台）采用环状掺水集油工艺，单井集油掺水管道5.5km、站间回油管道4.5km、站间掺水管道4.5km，1座5环式集油阀组间，东14转油站更换两台10m3/h外输泵；树14区块54口油井（10座多井丛式平台、6口单井平台）采用环状掺水集油工艺，单井集油掺水管道24.34km、站间回油管道7.7km、站间掺水管道12.8km，1座标准化5环式集油阀组间、1座撬装5环式集油阀组间，树127转油站1台15m3/h，扬程350m外输泵。电站22座，10kV供电线路18.1km；**砂石井排路11km，耕地大平台砂石路1.1km，耕地井通道土路7.5km，集油阀组间土路0.4km。建成产能5.78×104t/a。	钻井工程：新钻井30口，总进尺66769m；对新钻的30口井进行射孔作业。地面建设工程：基建油井41口（新钻井30口、代用井11口），对37口油井进行压裂及射孔作业；41口井构成8座多井丛式平台、13口单井平台，其中抽油机井33口，采用环状掺水集油工艺，产液经集油阀组间输至树127转油站；提捞井8口；油井采用数字化建设。站外5井式橇装集油阀组间2座、巡井工具间2座；硬质聚氨酯泡沫保温集油掺水管道39.13km，其中φ168×5管道7.4km，φ114×4.5管道7.4km，φ89×4.5管道4.76km，φ76×4.5管道11.98km，φ60×3.5管道7.59km。电站22座、10kV架空电力线路13.7km。6.5米宽路基，3.5米宽路面砂石井排路2.62km；3.5米宽路基，3米宽路面砂石通井路4.73km，**3.5米宽通井土路4.37km。实际建成产能2.5×104t/a。
由于开发方案优化，少钻30口井，少射孔30口井，少基建31口油井，建成产能减少3.28×104t/a；少建集油掺水管道20.21km；少建外输泵3台，多建混输泵1台；少建5环式集油阀组间1座，多建巡井工具间2座；少建10kV供电线路4.4km，少建8.28km道路

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：

密闭集输流程	密闭集输流程，8口油井采油方式变化为提捞井
本工程41口油井，其中抽油机井33口，提捞井8口。33口抽油机井油气集输及处理采用全密闭流程，降低了油气损耗率；加强井口密封并设紧急截断阀，最大限度的减少了油气集输过程中烃类的排放，对管线、阀门和站场设备进行定期检查，可及时发现并防止管线连接处、阀门的跑、冒、滴、漏。产液经集油阀组间输至树127转油站。根据调查，33口抽油机井实际原油年产量2.33×104t/a，无组织挥发的烃类气体量约为33.03t/a。提捞井8口，根据调查，提捞井实际原油年产量0.17×104t/a。提捞井捞油、转运及后续卸油过程中伴生气全部挥发，区域气油比22m3/t，伴生气中甲烷相对体积71%，伴生气密度按0.81kg/m3，核算本工程非甲烷总烃产生量为11.25t/a。因此无组织挥发的烃类气体量约为33.03+11.25=44.28t/a，与环评时期相比减少37.65t/a。实际开采过程未新增污染物种类，无组织排放的非甲烷总烃量没有增加，满足环评总量控制要求。

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：

废气治理：施工期对进出场地的运输道路洒水抑尘，施工运输车辆采取密闭措施或加盖防尘布；采取施工场地围护，加强施工管理，降低施工扬尘对周围环境产生的影响。依托站场采用清洁能源天然气作为燃料，加热炉烟气通过不低于 8m 烟囱外排；抽油机井油气集输采用密闭集输。加强对管道的检查和维护，控制烃类气体的无组织挥发。废水治理：钻井阶段设防渗生活污水池1个/井场，容积2.5~4.7m3不等。生活污水进入施工营地设置的污水池，施工结束清掏后进行卫生填埋处理（用石灰消毒后覆土平整）；钻井污水进入井场可移动撬装废弃钻井液无害化处理装置处理后，用罐车运至东16**处理站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注现役油层。压裂返排液由罐车拉运**处理站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）限值要求后回注现役油层。施工期，施工人员生活污水进入周边东14转油站、树127转油站周边计量间等已建防渗旱厕，防渗旱厕定期清掏。管道试压废水由罐车拉运至东16**处理站处理，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤5mg/L、悬浮固体含量≤1mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤1μm要求后，回注地下开采油层。油井作业污水由罐车拉运至东16**处理站，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤5mg/L、悬浮固体含量≤1mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤1μm要求后，回注地下开采油层。运营期72口油井采出液最终进入榆二联合站进行脱水处理，其脱出的含油污水由管线输送至东16**处理站，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）中含油量≤5mg/L、悬浮固体含量≤1mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤1μm要求后，回注地下开采油层。噪声治理：合理安排施工进度，减少施工时间，避免大量高噪声设备同时施工；施工期选用低噪声设备；定期对施工设备进行保养维护，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度，除钻井外，其它施工严格禁止夜间进行。合理布置施工现场；降低设备噪声运输车辆选择避开居民区的路线，尽量不鸣笛。井场电机、抽油机等发声设备尽可能选用低噪声设备；并采用减振等降噪措施；注意对设备的维护保养，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度。固废处置：生活垃圾集中收集，委托环卫部门处理。废弃钻井液、钻井岩屑进入井场撬装废弃钻井液无害化处理装置处理，产出物为泥饼和水，处理后的水进入东16**处理站处理后回注现役油层，产生的泥饼直接拉走（不设晾晒场地），用于油田修路或铺垫井场。废弃防渗布、一般固废包装袋及管道施工废料统一收集后拉运至填埋场处置。废氢氧化钾、过硫酸钾包装袋委托有资质的单位处理（由于产生时间较短，并且能够及时拉运处理，因此不需要设置危废暂存间）。落地油及含油污泥统一收集后拉运至市**公司处理，处理后泥渣含油量满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准限值（石油类≤3000mg/kg）。含油废弃防渗布统一收集后，直接委托有资质单位进行处置。地下水污染防治：柴油罐区做重点防渗处理，场地夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s；撬装废弃钻井液无害化处理装置、生活污水池做一般防渗处理，底部及四周夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。井场地面属于简单防渗区，采取地面压实，防渗层性能满足地下水导则中关于简单防渗区一般地面硬化防渗技术要求；的集油掺水管道划分为重点防渗区。运营期油井作业永久占地内划分为重点防渗防区。地下集油掺水管道选用无缝钢管，设计壁厚的腐蚀余量大于2mm或采用管道内防腐，管道的外防腐等级采用加强级，管道的连接方式采用焊接，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。运营期油井作业时，井场永久占地内铺设2.0mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中重点防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s。	废气治理：经调查，施工期已对进出场地的运输道路洒水抑尘，施工运输车辆已采取加盖防尘布措施；已采取施工场地围护，已加强施工管理，降低施工扬尘对周围环境产生的影响。经调查，依托站场采用清洁能源天然气作为燃料，加热炉烟气通过不低于 8m 烟囱外排；33口抽油机井油气集输采用密闭集输；8口油井采油方式由管线集输变为提捞采油，但开采过程未新增污染物种类，无组织排放的非甲烷总烃量没有增加。加强对管道的检查和维护，控制烃类气体的无组织挥发。废水治理：经调查，钻井阶段已建设防渗生活污水池1个/井场，生活污水进入施工营地设置的污水池，施工结束清掏后进行卫生填埋处理（用石灰消毒后覆土平整）；钻井污水已进入井场可移动撬装废弃钻井液无害化处理装置处理后，用罐车运至东16**处理站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）、《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准要求回注油层，不外排。经调查，压裂返排液已由罐车拉运**处理站处理，最终回注现役油层。经调查，施工期施工人员生活污水已进入树127转油站周边计量间等已建防渗旱厕，防渗旱厕定期清掏。经调查，管道试压废水已由罐车运至东16处理站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）、《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准要求回注油层，不外排。经调查，本项目试运行至今尚未进行过修井作业，后期作业产生作业污水由罐车运至东16**处理站处理，满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）、《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准要求回注油层，不外排。经调查，运营期33口油井采出液最终进入榆二联合站进行脱水处理，其脱出的含油污水由管线输送至东16**处理站。1口捞油井定期用提捞车将油井产液提捞至油罐车内拉运到东16卸油站，管输至东16转油站进行处理，其脱出的含油污水由管线输送至东16处理站。7口捞油井定期用提捞车将油井产液提捞至油罐车内拉运到树8卸油站，管输至树8转油站进行接转，采出液最终进入榆二联合站进行脱水处理，其脱出的含油污水由管线输送至东16处理站。所有油井产出含油污水最终均进入东16处理站处理，出水水质满足《油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）、《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准要求回注油层，不外排。噪声治理：经调查，施工期已合理安排施工进度，减少施工时间，避免大量高噪声设备同时施工；已选用低噪声设备；已定期对施工设备进行保养维护，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度，已合理布置施工现场；运输车辆已避开居民区的路线。经调查，井场电机、抽油机、提捞车机泵等发声设备已选用低噪声设备；并采用减振等降噪措施；已对设备的维护保养，保证设备保持在最佳运行状态，降低噪声源强度。固废处置：经调查，生活垃圾统一收集后拉运至肇**发电厂处理。经调查，废弃钻井液、钻井岩屑已进入井场撬装废弃钻井液无害化处理装置处理，产出物为泥饼和水，处理后的水进入东16处理站处理后回注现役油层，产生的泥饼直接拉走（不设晾晒场地），用于油田修路或铺垫井场。经调查，废弃防渗布、属一般固废的包装袋及管道施工废料已采油厂填埋场处理。经调查，本项目钻井使用的KOH溶液及压裂使用的过硫酸钾溶液均预先在厂内配制好后再运至施工现场，未产生废KOH和废过硫酸钾包装袋。经调查，本项目试运行至今尚未进行过清淤作业，后期清淤产生的含油污泥统一收集后拉运至衍生**公司处理；本项目试运行至今尚未进行过修井作业，后期作业产生的落地油和含油废防渗布委托衍生**公司拉运处理。地下水污染防治：经调查，钻井阶段，本项目柴油罐区已做重点防渗处理，场地夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s；撬装废弃钻井液无害化处理装置、生活污水池已做一般防渗处理，底部及四周夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。经调查，本项目进行了分区防渗。井场地面属于简单防渗区，已采取地面压实，防渗层性能满足地下水导则中关于简单防渗区一般地面硬化防渗技术要求；的集油掺水管道及运营期油井作业永久占地内划分为重点防渗防区。地下集油掺水管道已选用无缝钢管，设计壁厚的腐蚀余量大于2mm、管道的外防腐等级采用加强级、管道的连接方式采用焊接，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。运营期油井作业时，井场永久占地内铺设2.0mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中重点防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s。
废气治理：8口油井采油方式变化为提捞井，其余无变化。噪声治理：8口油井采油方式变化为提捞井致使噪声设备变化，其余无变化。固废处置：生活垃圾统处置方式变化。本项目钻井使用的KOH溶液及压裂使用的过硫酸钾溶液均预先在厂内配制好后再运至施工现场，未产生废KOH和废过硫酸钾包装袋。本项目试运行至今尚未进行过清淤作业，后期清淤产生的含油污泥统一收集后拉运至衍生公司处理；本项目试运行至今尚未进行过修井作业，后期作业产生的落地油和含油废防渗布委托衍生****公司拉运处理。

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：

地下水跟踪监测：布设3口地下水跟踪监测水井，定期对地下水水质进行监测：背景监测点李荣屯李家地下水井（125.484134°，45.930774°）；跟踪监测点：6号平台下游20m处**水井（125.490845°，45.977802°）；幸福村周家地下水井（125.465122°，46.105182°）。生态恢复：施工结束后及时清理施工现场，对临时占用的耕地进行复垦。临时占地先挖表土层，单独堆放，底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表土，以便尽快恢复植被；永久占地按“占一补一”的原则进行生态补偿，应尽量减少占地面积，并规范行车路线及施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物。	地下水跟踪监测：经调查，本项目已布设3口地下水跟踪监测水井，定期对地下水水质进行监测，监测井分别为：背景监测点李荣屯李家地下水井（125.484134°，45.930774°）；跟踪监测点：3号平台下游200m处**水井（125.500603°，45.980205°）；幸福村周家地下水井（125.465122°，46.105182°）。生态恢复：经调查，施工结束后已及时清理施工现场，已对临时占用的耕地进行复垦。临时占地先挖表土层，已单独堆放，底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表土，以便尽快恢复植被；永久占地已按“占一补一”的原则进行生态补偿，已减少占地面积，并规范行车路线及施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物。
地下水跟踪监测：由于地面构筑物阻碍，第二口监测井的位置变化，较原定位置向东移动200m。

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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44.28	44.28	44.28	/

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

东16****处理站

《**油田地面工程建设设计规定》（Q/SYDQ0639-2015）

生产废水（试压废水、油田采出液、作****处理站处理达标后回注，不外排

含油量≤1.66mg/L、悬浮固体含量=1.0mg/L、悬浮物颗粒直径中值≤0.707μm

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

1	密闭集输	《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）、《挥发性有机物无组织排放控制标准》（GB37822-2019）	输送管线为密闭集输	厂界无组织排放的非甲烷总烃浓度0.61-1.81mg/m3
2	树127转油站	《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）	采出液经树127转油站进行油气水分离	加热炉烟气中SO2折算浓度最大值为28mg/m3，NOx折算浓度最大值为78mg/m3，颗粒物折算浓度最大值为18.5mg/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

低噪声设备、隔声减震

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）

井场及场站选用低噪声设备，机泵位于泵房内

厂界昼间最大噪声49.5dB(A)、厂界夜间最大噪声45.3dB(A)

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

柴油罐区做重点防渗处理，场地夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s；撬装废弃钻井液无害化处理装置、生活污水池做一般防渗处理，底部及四周夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。井场地面属于简单防渗区，采取地面压实，防渗层性能满足地下水导则中关于简单防渗区一般地面硬化防渗技术要求；**的集油掺水管道划分为重点防渗区。运营期油井作业永久占地内划分为重点防渗防区。地下集油掺水管道选用无缝钢管，设计壁厚的腐蚀余量大于2mm或采用管道内防腐，管道的外防腐等级采用加强级，管道的连接方式采用焊接，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。运营期油井作业时，井场永久占地内铺设2.0mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中重点防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s。布设3口地下水跟踪监测水井，定期对地下水水质进行监测：背景监测点李荣屯李家地下水井（125.484134°，45.930774°）；跟踪监测点：6号平台下游20m处**水井（125.490845°，45.977802°）；幸福村周家地下水井（125.465122°，46.105182°）。

经调查，钻井阶段，本项目柴油罐区已做重点防渗处理，场地夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s；撬装废弃钻井液无害化处理装置、生活污水池已做一般防渗处理，底部及四周夯实，铺设人工材料防渗层，防渗性能等效黏土防渗层Mb≥1.5m、K≤1.0×10-7cm/s。经调查，本项目进行了分区防渗。井场地面属于简单防渗区，已采取地面压实，防渗层性能满足地下水导则中关于简单防渗区一般地面硬化防渗技术要求；**的集油掺水管道及运营期油井作业永久占地内划分为重点防渗防区。地下集油掺水管道已选用无缝钢管，设计壁厚的腐蚀余量大于2mm、管道的外防腐等级采用加强级、管道的连接方式采用焊接，满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）中重点防渗区的要求：等效黏土防渗层Mb≥6m、K≤1.0×10-7cm/s。运营期油井作业时，井场永久占地内铺设2.0mm厚防渗土工布（渗透系数为1.0×10-13cm/s），满足《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016）表7中重点防渗区的防渗技术要求：等效黏土防渗层Mb≥6.0m、K≤1.0×10-7cm/s。经调查，本项目已布设3口地下水跟踪监测水井，定期对地下水水质进行监测，监测井分别为：背景监测点李荣屯李家地下水井（125.484134°，45.930774°）；跟踪监测点：3号平台下游200m处**水井（125.500603°，45.980205°）；幸福村周家地下水井（125.465122°，46.105182°）。

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

生活垃圾集中收集，委托环卫部门处理。废弃钻井液、钻井岩屑进入井场撬装废弃钻井液无害化处理装置处理，产出物为泥饼和水，处理后的水进入东16****处理站处理后回注现役油层，产生的泥饼直接拉走（不设晾晒场地），用于油田修路或铺垫井场。废弃防渗布、一般固废包装袋及管道施工废料统一收集后拉运至****填埋场处置。废氢氧化钾、过硫酸钾包装袋委托有资质的单位处理（由于产生时间较短，并且能够及时拉运处理，因此不需要设置危废暂存间）。落地油及含油污泥统一收集后拉运至**市****公司处理，处理后泥渣含油量满足《油田含油污泥处置与利用污染控制要求》（DB23/T3104-2022）标准限值（石油类≤3000mg/kg）。含油废弃防渗布统一收集后，直接委托有资质单位进行处置。

经调查，生活垃圾统一收集后拉运至肇****发电厂处理。经调查，废弃钻井液、钻井岩屑已进入井场撬装废弃钻井液无害化处理装置处理，产出物为泥饼和水，处理后的水进入东16****处理站处理后回注现役油层，产生的泥饼直接拉走（不设晾晒场地），用于油田修路或铺垫井场。经调查，废弃防渗布、属一般固废的包装袋及管道施工废料已****采油厂****填埋场处理。经调查，本项目钻井使用的KOH溶液及压裂使用的过硫酸钾溶液均预先在厂内配制好后再运至施工现场，未产生废KOH和废过硫酸钾包装袋。经调查，本项目试运行至今尚未进行过清淤作业，后期清淤产生的含油污泥统一收集后拉运至**衍生****公司处理；本项目试运行至今尚未进行过修井作业，后期作业产生的落地油和含油废防渗布委托**衍生****公司拉运处理。

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

施工结束后及时清理施工现场，对临时占用的耕地进行复垦。临时占地先挖表土层，单独堆放，底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表土，以便尽快恢复植被；永久占地按“占一补一”的原则进行生态补偿，应尽量减少占地面积，并规范行车路线及施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物。

经调查，施工结束后已及时清理施工现场，已对临时占用的耕地进行复垦。临时占地先挖表土层，已单独堆放，底土层另外堆放，复原时先填心、底土，后平覆表土，以便尽快恢复植被；永久占地已按“占一补一”的原则进行生态补偿，已减少占地面积，并规范行车路线及施工人员行为，严禁随意践踏、碾压施工区范围外的植被，不准乱挖、乱采野生植物。

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

避免井喷，泄漏等事故发生，因发生事故或者其他突发性事件，造成严重环境污染危害时，必须立即采取措施，启动应急预案，及时通报可能受到危害的单位和居民，****环境局和有关部门报告，接受调查处理。

钻井井喷事故风险防范措施根据企业提供资料，为防止井喷，在钻井过程中采取了以下措施：（1）地质设计提供了准确的底层孔隙压力资料，合理设计井身结构，正确地预测油、气层的位置；（2）严格按钻井操作规程操作，在井口安装防喷器和控制装置；（3）使用的泥浆参数符合钻井地质技术的规定要求；（4）在钻开油层前加重泥浆的密度，使泥浆的液柱压力大于地层压力3MPa～5MPa，井场的重泥浆储备量必须是井筒容积的1.5～2倍，并且还储备足够的泥浆加重剂；（5）当出现溢流时，要及时安装防喷器等井控装置或配重泥浆压井，预防井喷。本项目钻井期间未发生井喷等风险事故。油气管线泄漏的防范及处理措施根据企业提供资料，****为防止油气管线泄漏采取了以下措施：（1）每日对辖区管线进行巡检，一旦发现管线支撑物基础风蚀或不稳，及时更换；加强管线保养、一旦锈蚀应及时进行处理，有穿孔风险及时更换；（2）集输油管线外进行了防腐，保温采用聚氨酯硬酯泡沫塑料，外用黄夹克皮做防水层，管道接头采用一次成型涂料新技术，采用强制电流阴极保护；（3）********环境保护部门建立安全环境保护管理工作考核细则，实行量化考核，每季度进行考核排名加强对员工的培训，****油田相关应急预案进行演练，所有操作人员持证上岗，防止员工误操作导致的管线水击等事故发生；（4）在管线上方立标志桩、转角桩、里程桩等标志，防止其他施工造成油气管线的破坏。井下作业事故风险防范措施本项目目前未进行井下作业，建设单位拟采取的风险防范措施如下：（1）为预防作业时井喷，对于地层压力较高的油井作业，在作业前先调节注采比，降低井底压力后再进行作业；（2）施工准备过程在管、杆桥下设污油收集设施；拆卸井口采油后，要安装简易控制器，并将井口溢流油水控制器、作业废水进站装置与井口连接完好后，通电调试；（3）作业前打开生产阀门、套管放空阀门，观察溢流量大小。如果溢流量较大，采取**或泥浆进行压井；起下抽油杆、管柱过程要注意井口变化，井口溢流较小时，将污水排入污水回收装置，溢流较大时，立即停止操作，迅速关闭封井器；采取**或泥浆压井；（4）打开套管闸门，启动作业废水进站装置和油水收集器，使废水废液由套管排出经作业废水进站装置回站；（5）在压井、冲沙、刮蜡、验串、套铣施工有溢流时，下单流阀，套管出口接到作业废水进站装置；（6）压井、冲沙、刮蜡、验串、套铣前，认真检查水龙带有无破皮、断丝、油壬丝扣完好状态，水泥车井口管线试打压4.0Mpa 检验密封性；作业时随时注意进出口排量压力，防止井喷，观察拉力计悬重变化，防止沙堵蹩泵。遇阻憋压时，要立即将管柱上提，防止管线爆裂；（7）冲沙过程中井口要做好简易控制器，出口水龙带连接到罐车，然后将污水拉运到东16****处理站处理。场站事故风险防范措施为了消除事故隐患，****处理站可能发生的各种事故风险因素，****在站场总体布局、工艺设计、设备选型、施工单位选择、监督管理等方面，采取了大量行之有效的防范措施，具体如下：（1）站内每小时巡检1 次，及时发现并处理容器、罐体、管线和阀门的泄漏、穿孔问题，避免出现大量油水泄漏；（2）站内机泵、开关阀门等平稳操作，避免系统压力超高放空；（3）定期维护保养容器、设备和站内管线；（4）火灾的风险防范措施如下： ①油气处理场站大部分区域均为爆炸性气体危险环境作业场所，爆炸危险区域内所用的设备、电器、自控仪表采用防爆型，符合相应的防爆等级； ②站内对可能散发原油蒸气或可燃气体泄漏并聚集的厂房或封闭作业场所，设排风系统和可燃气体检测与自动报警装置； ③为防止系统憋压或误操作造成密闭设备的超压破坏或爆炸，所有压力容器及油罐均设有安全阀、呼吸阀等泄压设施。站场可燃气体设备的安全阀出口泄放管接至火炬系统或其它安全泄放设施； ④生产设备集中布置，主要布置在站内边缘部位； ⑤站内架空输油管线、油罐均设防雷、防静电接地装置；对生产场所超过安全电压的电气设备均采取保护接零或接地措施； ⑥场站内设置半固定式消防系统和移动式泡沫灭火器，并设环形消防车道，以便于消防车通行和险情急救； ⑦站场内的防雷接地设施及报警装置定期校验，保证安全设施可靠有效； ⑧****消防队救火。站内设有灭火器、消防锹、消防桶，消防钩、消防斧、防火砂等。

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程