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复兴区块兴页L1001号开发井组（兴页L1001-6-2HF、兴页L1001-6-3HF）

审批

重庆-重庆-忠县

发布时间： 2026年09月08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：

****
915********951438R	汪鹏
葛佳菲	市区
市区新**鹤凤大道6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：

**区块兴页L1001号开发井组（兴页L1001-6-2HF、兴页L1001-6-3HF）	****

2021版本:008-陆地天然气开采	B0721-B0721-陆地天然气开采
	市三汇镇
经度:107.**65270 纬度: 30.**82795	****环境局
	2023-12-26
渝(忠) 环准〔2023〕017号	915********951438R011X
2025-10-16	10000
209.5	****
915********951438R	油田**公司
914********217550L	******公司
****0105MA5U3A4B22	2025-10-13
2025-10-14	2026-09-07
2026-08-05	2026-09-01
	https://gongshi.****.com/h5public-detail?id=529989

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：

扩建	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：

区块兴页L1001号开发井组建设内容为扩建兴页L1001平台，新增钻井14口，目的层主要为凉高山组，包括兴页L1001-2HF井~兴页L1001-15HF，水平段总长为27880米。建设完成后设计处理天然气规模为80×104m3/d，处理凝析油规模80m3/d。其兴页L1001集气站设计处理天然气规模10×104m3/d，处理凝析油规模10m3/d。新增处理天然气规模70×104m3/d，处理凝析油规模70m3/d，单井产气规模5×104m3/d，处理凝析油规模5m3/d。	依托兴页L1001已台、集气站、废水站，暂未扩台，新钻井2口（兴页L1001-6-2HF、兴页L1001-6-3HF），目的层主要为凉高山组，兴页L1001-6-2HF水平段长度2316m、兴页L1001-6-3HF水平段长度2000m。**兴页L1001-6-2HF井、兴页L1001-6-3HF日产量均约2.8×104m3/d、副产品凝析油规模为46m3/d，产水量10m3/d。
项目分阶段实施，分阶段验收。

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：

井口加热节流、计量、生产分离、三相分离、脱水脱烃	井口加热节流、计量、生产分离、三相分离、脱水脱烃
节流压力调整

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：

废水：钻前工程、地面工程施工废水：施工废水经沉淀处理后回用。场地雨水：用于压裂液配制。钻井废水：钻井废水经处理后回用于配制钻井液或者冲洗设备。洗井废水：单井洗井后产生的废水回用于本井压裂液配制。压裂返排液：压裂返排液在废水池、配液罐暂存，经“混凝沉淀+杀菌”处理工艺处理后，优先回用于本平台压裂工序，不能回用时拉运至其他平台压裂工序或拉运至涪**处理站处理，不外排。试压废水：用清洁水为介质进行试压，经沉淀后回用场地洒水。生活污水：钻前工程施工人员租住附近民房，不设施工营地，生活污水利用当地旱厕收集后农肥；钻井工程、储层改造工程阶段、地面工程利用井场及生活区环保水厂处置，不外排。废气：施工扬尘、施工机械和运输车辆尾气：施工时间短，且施工量较小，废气产生量较少，无组织排放。钻井工程设备废气：采用当地电网供电，当地电网电力不能满足施工需要或停电时，采用柴油机和发电机组作为动力钻进。压裂施工燃油废气：项目采用柴油发电机组作为动力进行压裂，无组织排放。测试放喷废气：引至放喷池后点火燃烧。噪声：钻前工程、压裂工艺仅昼间施工。柴油机和发电机自带设备机房；在钻井过程中平稳操作，避免产生非正常的噪声；泥浆泵、振动筛等采用橡胶基础减震固废：土石方：场地挖填平衡。岩屑、水基岩屑、油基岩屑：岩屑：用于井场铺垫或修建井间道路。水基岩屑：水基岩屑经脱水后收集在水基岩屑暂存区存放，定期拉运至海螺水泥厂进行水泥窑协同处置。油基岩屑：钢槽罐收集后交由**公司等具有资质。剩余水基泥浆：由一般工业固废进行管理。剩余油基泥浆：最后一口井剩余油基钻井液储存于储备罐内，用于其他钻井工程。废油：由井队回收处置。废化工料桶：应交相应资质的单位处置或厂家回收。压裂返排液絮凝沉淀污泥：压裂返排液处理污泥按要求进行属性鉴定，未明确管理属性前，按照危险废物进行管理，由有资质的单位回收处理。废防渗材料：按照危险废物进行管理，收集后交由有资质单位处置。生活垃圾：生活垃圾定点收集后，由环卫部门统一清运处置。分区防渗：重点防渗区：主要包括钻井基础区、泥浆储备罐区、泥浆循环系统区、动力设备区、清洁化生产装置区、油基岩屑暂存区、废水池、油罐区、放喷池等。压裂阶段的设备布置在设备区，为重点防渗区。一般防渗区：重点防渗区以外的井场区域、水基岩屑暂存区运营期：废水：产出水：废水池内暂存，定期装车外运优先回用于其他平台压裂工序，无法回用的采用罐车运送至涪处理站进行集中处理达标后排放。井下作业废水：废水池内暂存，定期装车外运优先回用于其他平台压裂工序，无法回用的采用罐车运送至涪处理站进行集中处理达标后排放。废气：油罐呼吸废气：无组织排放。凝析油装车废气：无组织排放。工艺逃逸废气：无组织排放。放空废气：井口、加热炉高压放空至放喷池燃烧放空；工艺设备及站内外输管线经过放空分液罐撬分液后通过15m高放空立管放空；维修、事故超高压放空通过15m高放空立管放空。水套炉加热废气：水套加热炉采用的燃气为平台自产的不含硫页岩气，燃烧后的废气经15m高排气筒排放。噪声：分离设备等采用减振等降噪措施，管道采用柔性连接的设计，同时将压缩机布置在站场中部，采取基础减振等措施减小压缩机对周围声环境的影响固废：危险废物：在集气站内设置危险废物贮存点，面积为20m2，废分子筛、检修清管废渣、废润滑油、落地油等收集后交由资质单位统一处置。油罐油泥清理后立即交由有相应危险废物处置资质的单位进行处置，不在现场暂存。生活垃圾：定期由环卫部门统一清运处置。分区防渗：重点防渗区：危险废物贮存点、油罐区、设备区；废水池、应急池防渗要求：等效粘土层≥6m，k≤1×10-7cm/s。一般防渗区：该项目的一般防渗区主要为油品装车区。防渗要求，等效粘土层1.5m，k≤1×10-7cm/s。	施工阶段：废水：钻前工程、地面工程施工废水：施工废水经沉淀处理后回用。场地雨水：已回用于平台压裂工序压裂液配制。钻井废水：钻井废水经清洁化生产平台处理后回用于同平台配制钻井液。洗井废水：工艺优化，无需进行洗井作业，不产生洗井废水。压裂返排液：压裂返排液在废水池、配液罐暂存，经“混凝沉淀+杀菌”处理工艺处理后，回用于至涪页10井压裂工序，无外排。试压废水：用清洁水为介质进行试压，经沉淀后回用场地洒水。生活污水：钻前工程、地面工程施工人员租赁当地民房，**环卫处置设施。钻井工程、储层改造工程，平台和生活区各设置环保厕所1处，共计设置1座环保厕所收集，处理厂处理。废气：施工扬尘、施工机械和运输车辆尾气：施工时间短，且施工量较小，废气产生量较少，无组织排放。钻井工程设备废气：主要采用网电供能，钻井期间偶尔出现过停电现象，启用了备用柴油发电机，但频率较低，有少量燃油废气，经自带的排气筒排放。压裂施工燃油废气：主要采用网电供能，压裂期间偶尔出现过停电现象，启用了备用柴油发电机，但频率较低，有少量燃油废气，经自带的排气筒排放。测试放喷废气：引至放喷池后点火燃烧。噪声：钻前工程、压裂工艺仅昼间施工。柴油机和发电机自带设备机房；在钻井过程中平稳操作，避免产生非正常的噪声；泥浆泵、振动筛等采用橡胶基础减震。固废：土石方：场地挖填平衡。岩屑：用于井场铺垫及修建井间道路。水基岩屑：水基岩屑经脱水后收集在水基岩屑暂存区存放，兴页L1001-6-2井水基岩屑定期拉运至海螺水泥厂、弘龙水泥厂处理处置，兴页L1001-6-3井水基岩屑定期拉运至新希望水泥厂、海螺水泥厂处置。油基岩屑：钢槽罐收集后交由**公司至公司处置。剩余水基泥浆：剩余水基泥浆无继续使用价值，定期拉运至海螺水泥厂处理处置。剩余油基泥浆：转运至用于片区其他钻井使用。废油：钻由井队回收后用于配制同平台油基钻井。废化工料桶：钻井工程废化工料桶交厂家回收，储层改造工程使用在线配液，不产生化工料桶。压裂返排液絮凝沉淀污泥：验收阶段压裂结束后，压裂返排液絮凝沉淀污泥量较少暂时无法清理，纳入后续工程按照环评要求处理。废防渗材料：未沾染废矿物油，作为一般工业固体废物处置。生活垃圾：钻前工程、地面工程生活区租赁当地民房，**环卫处置设施。钻井工程、储层改造工程收集后分别处理厂、处理厂处理。分区防渗：重点防渗区：主要包括钻井基础区、泥浆储备罐区、泥浆循环系统区、动力设备区、清洁化生产装置区、油基岩屑暂存区、废水池、油罐区、放喷池等。压裂阶段的设备布置在设备区，为重点防渗区。一般防渗区：重点防渗区以外的井场区域、水基岩屑暂存区。运营期：废水：产出水：验收阶段，产出水产生量较少，在放喷池内随着天然气燃烧产生的热辐射不断蒸发，无剩余产出水可外运。后期如需外运产出水，优先回用于地区其他井时，采用“混凝沉淀+杀菌”处理工艺后压裂液化利用，不能利用时由罐车直接外运至涪处理站处理后达标排放，现场不外排。井下作业废水：暂未进行井下作业，暂未产生井下作业废水，后期若产生，则经废水池内暂存，定期装车外运优先回用于地区其他平台压裂工序，无法回用的采用罐车运送至涪**处理站进行集中处理达标后排放。废气：油罐呼吸废气：配备储罐分液包等油气回收设备，油罐呼吸废气经油气回收系统回收，无废气排放。凝析油装车废气：管道收集，经8m立管排放。工艺逃逸废气：无组织排放。放空废气：维修、事故超高压放空去放喷池燃烧放空，与环评阶段相比不降低处理效率；井口、加热炉高压放空废气至放喷池燃烧后放喷；两相分离器及站内外输管线放空废气经放空分液罐撬分液后经15m放空立管排放，三相闪蒸分离器等低压放空经低压放空总管经15m放空立管排放，与环评阶段保持一致。水套炉加热废气：水套加热炉采用的燃气为平台自产的不含硫页岩气，燃烧后的废气经15m高排气筒排放。噪声：分离设备等采用减振等降噪措施，管道采用柔性连接的设计，同时将压缩机布置在站场中部，采取基础减振等措施减小压缩机对周围声环境的影响。固废：废分子筛、检修清管废渣、废润滑油、落地油等危险废物验收阶段实际暂未产生，后期若产生经涪页10平台危废贮存库贮存，交由资质单位处理处置。废水池沉淀污泥、油罐清理的油泥验收阶段实际暂未产生，后期若产生按照环评要求立即交由**公司处置，不在场内暂存。分区防渗：暂未废水池、应急池，后期废水池、应急池建成后另行验收，不在本次验收范围内。重点防渗区：油罐区、设备区。一般防渗区：油品装车区，防渗要求满足等效粘土层1.5m，k≤1×10-7cm/s
不产生洗井废水，污染减轻；废防渗材料未沾染废矿物油；维修、事故超高压放空废气、井口、加热炉高压放空废气经放喷池燃烧后放喷，未降低处理效果；油罐呼吸废气、凝析油装车废气，优于环评阶段；试运营期间，危废实际暂未产生，后期若产生经涪页10平台危废贮存库贮存，交由资质单位处理处置

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：

无	无
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）

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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

1	依托中石化涪****处理厂	《页岩气开采水污染物排放标准》（DB50/ 1806-2025）	依托中石化涪****处理厂	/
2	废水池	/	依托已建废水池	/

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

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

基础减震

《工业企业厂界环境噪声排放标准》 GB12348-2008)2类标准

已落实

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

重点防渗区：危险废物贮存点、油罐区、设备区；废水池、**应急池防渗要求：等效粘土层≥6m，k≤1×10-7cm/s。一般防渗区：该项目的一般防渗区主要为油品装车区。防渗要求，等效粘土层1.5m，k≤1×10-7cm/s。

暂未**废水池、应急池，后期废水池、应急池建成后另行验收，不在本次验收范围内。重点防渗区：油罐区、设备区。一般防渗区：油品装车区，防渗要求满足等效粘土层1.5m，k≤1×10-7cm/s

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

危险废物暂存点暂存，交由资质单位处置

废分子筛、检修清管废渣、废润滑油、落地油等危险废物验收阶段实际暂未产生，后期若产生经涪页10平台危废贮存库贮存，交由资质单位处理处置。废水池沉淀污泥、油罐清理的油泥验收阶段实际暂未产生，后期若产生按照环评要求立即交由******公司处置，不在场内暂存。

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

（1）生态环境影响减缓与避免措施 ①充分利用区域内地形地貌，尽可能减少占地面积。在满足施工条件下，严格控制临时施工作业带，临时占地应避开植被良好区以及容易引起水土流失的地段，尽量减少对植被的破坏；同时根据地形减少挖方、填方量，做到工程土石方平衡。施工期应避开雨天与大风天气，减少水土流失量。 ②井场表面铺一层碎石有效地防止雨水冲刷、场地周边围修临时排水沟，排水沟建设费用已纳入总投资，投资少，技术经济上合理可行。 ③在钻前工程开挖时，尽可能将表土、底土和适于植物生长的土壤进行保护堆存，及时堆放在就近表土堆存区，作为井场复垦时所需的复垦土源；施工完毕后应尽快清理施工现场，对可以进行植被恢复的场地覆盖表土，做到及时对场地绿化。表土四周采用土袋进行砌护，堆土表面采用密目网进行遮盖。 ④制定严格的施工操作规范，建立施工期生态环境监理制度，严禁施工车辆随意开辟施工便道。 ⑤各施工场地平整时，要求在各开挖面采取临时拦挡措施。挖方及时回填，不能立即回填的，在指定场所集中堆放，并做好临时防护措施。 ⑥对因项目建设过程中形成的裸露地表，应及时采取绿化措施，选择适宜当地生长的乔灌木及草本品种。 ⑦做好施工的组织安排工作，减轻损失。应根据当地农业活动特点组织施工，减轻对农业生产破坏造成的损失。施工期应选择在一季作物生长期间完成，尽量不占用作物的生产时间。（2）施工迹地恢复 ①施工迹地恢复要求竣工后及时拆除工棚、材料堆放等临时设施，并进行迹地恢复。其上覆土30cm，种植区域常见植物。对施工期临时占用的耕地，应严格按照占多少还多少的原则，予以全部还耕；对施工区形成的裸地要及时采取工程措施，可绿化的土地要全部进行绿化。场地内建筑物垃圾、生活垃圾清扫干净后，施工单位方可退场，防止工程弃渣挤占植被生存空间。 ②临时占地复垦规划对本工程施工过程中的施工场地、材料堆存区、堆土区等临时占用的耕地，在施工期根据占用面积给予影响人口相应的补偿，施工结束后进行土地恢复、农业复垦，及时归还农户耕种；对临时占用的林地，采取对林地上的林木进行一次性补偿，待施工结束后再进行林地恢复。土地复垦工作应遵循“谁破坏，谁复垦”的原则，建设单位需严格按照《土地复垦条例》（国务院令第592号）的要求，编制项目土地复垦方案，进行土地复垦，使其恢复到可供利用状态，并优先用于农业。（3）林地**保护措施施工过程中严格控制施工区域，禁止随意扩大施工占地面积及破坏施工区域相邻的森林**；加强对施工人员的宣传力度，禁止破坏施工占地范围外的森林**。（4）退役期生态环境影响减缓与避免措施 ①对拆除后的废水池、放喷池表面覆土回填，种植普通杂草绿化恢复生态。 ②按照《矿山生态环境保护与恢复治理技术规范（试行）》（HJ651—2013）、《矿山生态环境保护与恢复治理方案（规划）编制规范（试行）》（HJ 652—2013）要求。对地表设施进行拆除，并对迹地进行土地整治或复耕，恢复至原土地利用类型。

（1）生态环境影响减缓与避免措施 ①充分利用区域内地形地貌，未新增占地；同时根据地形减少挖方、填方量，做到工程土石方平衡。施工期避开雨天与大风天气，减少水土流失量。②井场表面铺设碎石防止雨水冲刷，井场四周设置有雨水排水沟，场外雨水沿雨水沟排入附近溪沟，场内雨水经收集后进入废水池暂存回用。③本次验收工程暂未扩建井场，钻前工程仅涉及依托井场已占地范围内施工，未产生表土。④制定严格的施工操作规范，建立施工期生态环境监理制度，严禁施工车辆随意开辟施工便道。⑤施工场地平整时，要求在各开挖面采取临时拦挡措施。挖方及时回填，不能立即回填的，在指定场所集中堆放，并做好临时防护措施。⑥本次验收工程暂未扩建井场，本次验收工程实施未形成新的裸露地表。⑦做好施工的组织安排工作，减轻损失。根据当地农业活动特点组织施工，减轻对农业生产破坏造成的损失。施工过程中临时占用依托井场进场道路、废水池等，因后期运营需要暂未恢复、复垦。（2）施工迹地恢复 ①施工迹地恢复要求竣工后及时拆除工棚、材料堆放等临时设施，依托占地因后续开发暂未恢复。场地内建筑物垃圾、生活垃圾清扫干净，工程弃渣未挤占植被生存空间。 ②临时占地复垦规划依托占地因后续开发暂未恢复，纳入兴页L1001井场退役恢复内容。（3）林地**保护措施施工过程中严格控制施工区域，未随意扩大施工占地面积及破坏施工区域相邻的森林**；加强对施工人员的宣传力度，禁止破坏施工占地范围外的森林**。

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

施工期钻遇地层中可能为含硫气层，钻井施工中应严格按照《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》、《页岩气钻井井控安全技术规范》（AQ/T2076—2020）、《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T 31033-2014）执行。防H2S的安全措施应符合《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》（SY/T 5087-2017）、《含硫化氢油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》（SY/T6616-2005）、《硫化氢环境人身防护规范》（SY/T 6277-2017）的要求。井下作业应按《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）、《井下作业安全规程》（SY/T5727-2020）和《硫化氢环境井下作业场所作业安全规范》（SY/T6610-2017）等标准、规范的要求进行施工作业。井控还应按照《钻井井控技术规范》（Q/ SY02552-2018）要求。修井及封堵作业过程应符合《常规修井作业规程第9部分：换井口装置》（SY/T5587.9-2021）、《常规修井作业规程第 3 部分压井、替喷、诱喷》（SY/T5587.3-2024）和《常规修井作业规程第 14 部分：注塞、钻塞》（SY/T 5587.14-2013）等标准规范的要求。压裂测试作业应按《天然气井试井技术规范》（SY/T 5440-2019）、《高压油气井测试工艺技术规程》（SY/T 6581-2012）和《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》（SY/T5225-2019）等标准规范的要求进行。试气前应进行井筒完整性评价。建议测试前应疏散井场和放喷口周边的居民，并在井场周围设置警戒线。放喷测试应在白天进行，现场工作人员应佩戴正压式空气呼吸器和便携式硫化氢和二氧化硫监测报警仪。运营期（1）废水转运风险防范措施：废水外运应建****政府、生态环境局等相关部门的联络机制，保障信息畅通。（2）凝析油是具有高闪点和低蒸气压的特点。然而，在运输过程中仍可能面临泄漏、火灾和爆炸、环境污染以及运输设备的机械故障等风险。项目凝析油运距较长，主要跨越高滩河、御**、渠江、**江、涪江、沱江等河流，跨越上述河流时应谨慎通过为了确保安全，需要采取一系列防范措施。（3）环境风险防范措施 ①严格按照《QSY 1858-2015页岩气地面工程设计规范》、《NBT 14006-2015 页岩气气田集输工程设计规范》、《气田集输设计规范》(GB50349-2015)、《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》（SY6503-2016）等等相关行业规范进行设计、施工、检验和作业。保证材料、设备质量和施工质量。 ②集气站应按照规范要求设置井口地面安全截断系统，井口设置高、低压安全截断阀，进出站管线上设紧急截断阀。同时应采用先进的截断阀系统，将截断反应时间和截断时间控制在最小，减小风险事故的页岩气泄漏量。 ③集气站应安装避雷和防静电设施，保证报警设施完好无损，并定期检查接地电阻和避雷设施，以确保其完好性。场站应安装可燃气体报警仪，并定期检查报警系统工作是否正确，通过自动控制系统进行监控、报警。 ④集气站应配备相应的风险防范和应急设施、物资，如放空管、灭火器、消防设施、警示标志、逃生门、风向标等。站场周围设置明显的安全警示标志，并告知附近居民可能性危险、危害及安全注意事项。站场围墙上应设置醒目的禁止燃放烟花爆竹、禁止吸烟、明火等标识、标语。 ⑤集气站定期人工巡查，发现问题及时进行维护、保养、更换，防止法兰阀门泄漏、管线腐蚀泄漏、设备机体泄漏。 ⑥利用现有废水池前应对废水池的结构安全、防渗系统进行检查，确保安全。各废水池应设置液位自动监控、报警系统，加强平时管理，保证池体液有1m的空余容积，水位达到池体1m之前应组织外运。并定期开展池体防渗系统和结构安全的检查、维护。 ⑦加强油罐等罐类的维护保养，避免油类泄漏事件的发生；加强油类运输车辆的维护，确保车辆和连接管道处于良好状态；加强员工风险防范意识教育，严格按操作规程操作。在油类转运时，应对油罐及连接管道等进行严格检查，确保在不存在隐患的情况下进行转运。站场、管道发生泄漏事故、燃烧、爆炸事故应及时组织撤离周边500m的居民，撤离路线应根据站场风向标，事故发生点的风向，沿发生事故时的上风向、侧风向方向进行撤离。通过高音喇叭、广播、电话、入户及时通知周边各户居民，保证全部及时撤离。疏散通道主要为农村道路、乡村公路。

施工期：钻井施工中严格按照《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》、《石油天然气钻井作业健康、安全与环境管理导则》、《页岩气钻井井控安全技术规范》（AQ/T2076—2020）、《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T 31033-2014）执行。防H2S的安全措施应符合《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》（SY/T 5087-2017）、《含硫化氢油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》（SY/T6616-2005）、《硫化氢环境人身防护规范》（SY/T 6277-2017）的要求。井下作业按《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007）、《井下作业安全规程》（SY/T5727-2020）和《硫化氢环境井下作业场所作业安全规范》（SY/T6610-2017）等标准、规范的要求进行施工作业。井控按照《钻井井控技术规范》（Q/ SY02552-2018）要求。修井及封堵作业过程符合《常规修井作业规程第9部分：换井口装置》（SY/T5587.9-2021）、《常规修井作业规程第 3 部分压井、替喷、诱喷》（SY/T5587.3-2024）和《常规修井作业规程第 14 部分：注塞、钻塞》（SY/T 5587.14-2013）等标准规范的要求。压裂测试作业按《天然气井试井技术规范》（SY/T 5440-2019）、《高压油气井测试工艺技术规程》（SY/T 6581-2012）和《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》（SY/T5225-2019）等标准规范的要求进行。试气**行井筒完整性评价。建议测试前应疏散井场和放喷口周边的居民，并在井场周围设置警戒线。放喷测试在白天进行，现场工作人员应佩戴正压式空气呼吸器和便携式硫化氢和二氧化硫监测报警仪。运营期：（1）废水转运风险防范措施：废水外运建立了****县政府、生态环境局等相关部门的联络机制，保障信息畅通。（2）凝析油是具有高闪点和低蒸气压的特点。然而，在运输过程中仍可能面临泄漏、火灾和爆炸、环境污染以及运输设备的机械故障等风险。项目凝析油运距较长，主要跨越高滩河、御**、渠江、**江、涪江、沱江等河流，跨越上述河流时谨慎通过为了确保安全，采取一系列防范措施。（3）环境风险防范措施 ①严格按照《QSY 1858-2015页岩气地面工程设计规范》、《NBT 14006-2015 页岩气气田集输工程设计规范》、《气田集输设计规范》(GB50349-2015)、《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》（SY6503-2016）等等相关行业规范进行设计、施工、检验和作业。保证材料、设备质量和施工质量。 ②集气站应按照规范要求设置井口地面安全截断系统，井口设置高、低压安全截断阀，进出站管线上设紧急截断阀。同时应采用先进的截断阀系统，将截断反应时间和截断时间控制在最小，减小风险事故的页岩气泄漏量。 ③集气站应安装避雷和防静电设施，保证报警设施完好无损，并定期检查接地电阻和避雷设施，以确保其完好性。场站应安装可燃气体报警仪，并定期检查报警系统工作是否正确，通过自动控制系统进行监控、报警。 ④集气站应配备相应的风险防范和应急设施、物资，如放空管、灭火器、消防设施、警示标志、逃生门、风向标等。站场周围设置明显的安全警示标志，并告知附近居民可能性危险、危害及安全注意事项。站场围墙上应设置醒目的禁止燃放烟花爆竹、禁止吸烟、明火等标识、标语。 ⑤集气站定期人工巡查，发现问题及时进行维护、保养、更换，防止法兰阀门泄漏、管线腐蚀泄漏、设备机体泄漏。 ⑥利用现有废水池前应对废水池的结构安全、防渗系统进行检查，确保安全。各废水池应设置液位自动监控、报警系统，加强平时管理，保证池体液有1m的空余容积，水位达到池体1m之前应组织外运。并定期开展池体防渗系统和结构安全的检查、维护。 ⑦站场、管道发生泄漏事故、燃烧、爆炸事故应及时组织撤离周边500m的居民，撤离路线应根据站场风向标，事故发生点的风向，沿发生事故时的上风向、侧风向方向进行撤离。通过高音喇叭、广播、电话、入户及时通知周边各户居民，保证全部及时撤离。疏散通道主要为农村道路、乡村公路

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程