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塔河油田YQ9-AT1井区2024年产能建设项目

审批

新疆-巴音郭楞蒙古自治州-轮台县

发布时间： 2026年11月10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：

****
916********248144Q	王世洁
何长江	维吾尔自治区市**区
**市区**南路466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：

**油田YQ9-AT1井区2024年产能建设项目

2021版本:007-陆地石油开采	B0711-B0711-陆地石油开采
	维吾尔自治区巴音郭楞县维吾尔自治区巴音郭楞县
经度:83.918889 纬度: 41.308056	****生态环境厅
	2024-04-22
新环审〔2024〕92号	****
2025-09-09	24192.65
1010.8	****
916********248144Q	**集团**公司
****0100MA7769P889	**集团**公司
****0100MA7769P889	2025-12-30

2026-03-04	2026-04-01
	https://www.****.com/gs/detail/2?id=60304G985u

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：

部署11口井，其中新钻井4口、老井侧钻井7口。新钻油井3口，新钻气井1口。总占地约25.25hm2，其中永久占地2.7hm2、临时占地22.55hm2	本项目实际已建成新井4口。老井侧钻井6口。TH12256CH已在《**油田西部2021年产能建设项目（二期）竣工环境保护验收调查报告》中验收。根据实地调查，本项目占地面积20.94hm2，其中永久占地面积2.7hm2，主要为井场及进场道路占地；临时占地面积18.24hm2。
根据实际生产情况，与环评设计对照，实际部署新井数量减少1口（TH12256CH井已在其他项目中验收），因此占地面积减少。

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：

（1）采油（气）采油（气）就是借助油层的自身压力或者抽油泵等工艺方法，使原油从地下储油层中产出的工艺过程。一般来说依靠油层自身压力进行采油的方法称为自喷采油法，而需要用抽油泵等方法进行采油的则叫机械采油法。在原油开采中为了保持油层的压力，达到稳产的目的，往往需要向油层注入一定的介质，用以驱替原油。根据注入介质的不同，常见有水驱采油和蒸汽驱采油。根据油气藏目前生产情况、油藏原油性质和配产情况，选择采油方式为：初期自喷开采，当油层压力下降，油井停喷或需要提液时根据部署井不同掺稀比采用有杆泵或电泵、注水开采等。（2）井下作业井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，一般包括酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂、清蜡等一系列工艺过程。酸化、压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量；洗井、修井、除砂和清蜡作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。（3）掺稀工艺掺稀工艺主要过程为油井采出液从井下提升到地面后，与通过管线泵输至井口的稀油混合，通过管线输送至接转站，在接转站气液分离处理后，进入油气处理系统。本项目掺稀所需的稀油来自一号联、二号联和三号联，稀油的原油物性：原油密度0.8988g/cm3、粘度21.7m2/s（30℃），掺稀比约为2~4。（4）油气集输本项目单井输油采用加热集输流程，油气**油田一号、二号、三号和四号联合站。单井采出液就近进入已建计转站，通过计转站最终输往区内联合站进行处理。井场管线均采用埋地敷设方式。侧钻老井利旧原有集输管线和燃料气管线。	（1）采油（气）采油（气）就是借助油层的自身压力或者抽油泵等工艺方法，使原油从地下储油层中产出的工艺过程。一般来说依靠油层自身压力进行采油的方法称为自喷采油法，而需要用抽油泵等方法进行采油的则叫机械采油法。在原油开采中为了保持油层的压力，达到稳产的目的，往往需要向油层注入一定的介质，用以驱替原油。根据注入介质的不同，常见有水驱采油和蒸汽驱采油。根据油气藏目前生产情况、油藏原油性质和配产情况，选择采油方式为：初期自喷开采，当油层压力下降，油井停喷或需要提液时根据部署井不同掺稀比采用有杆泵或电泵、注水开采等。（2）井下作业井下作业是进行采油生产的重要手段之一。一般在采油井投产前及投产以后进行，一般包括酸化、压裂、下泵、试油、洗井、修井、除砂、清蜡等一系列工艺过程。酸化、压裂作业是用不同的化学和物理方法对低渗透的油层进行处理，进一步提高原油产量；洗井、修井、除砂和清蜡作业均是在采油井使用一段时间后，因腐蚀、结垢、机具磨损和损坏等而采取的工艺措施。（3）掺稀工艺掺稀工艺主要过程为油井采出液从井下提升到地面后，与通过管线泵输至井口的稀油混合，通过管线输送至接转站，在接转站气液分离处理后，进入油气处理系统。本项目掺稀所需的稀油来自一号联、二号联和三号联，稀油的原油物性：原油密度0.8988g/cm3、粘度21.7m2/s（30℃），掺稀比约为2~4。（4）油气集输本项目单井输油采用加热集输流程，油气**油田一号、二号、三号和四号联合站。单井采出液就近进入已建计转站，通过计转站最终输往区内联合站进行处理。井场管线均采用埋地敷设方式。侧钻老井利旧原有集输管线和燃料气管线。
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：

严格落实水污染防治措施。本项目施工期管线试压废水用于施工洒水降尘；施工期生活污水**处理站处理后，用于生活区、井场及通井路降尘。运营期采出水经处理达到《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》（SY/T5329-2022）标准后回注油层，严禁外排；井下作业废水采用专用油田绿色环保站集中处理。严格落实废气污染防治措施。运营期采用技术质量可靠的设备、仪表控制、阀门等；定期对设备、阀门等进行巡检，防止跑、冒、滴、漏现象的发生；加热炉烟气排放须符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）中燃气锅炉大气污染物排放浓度限值要求，烟气排放高度不得低于8米；加强非甲烷总烃无组织排放例行监测，确保非甲烷总烃无组织排放满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）中企业边界无组织排放监控限值要求；硫化氢无组织排放须符合《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中新扩改建设项目二级标准。项目投入运营后应严格按照《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）要求，持续加强油气储存、转移、输送、排放、使用、泄漏、收集处理等控制措施。落实声环境保护措施。运营期选用低噪声设备，采取定期保养机械设备、高噪声设备降噪处理等措施，确保厂界须符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声环境功能区环境噪声排放限值要求。加强固体废物分类管理。本项目产生的危险废物须交由具有相应危废处置资质和能力的单位处置。危险废物的收集、贮存、运输须符合《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）、《危险废物收集贮存运输技术规范》（HJ2025-2012）和《危险废物转移管理办法》等要求，同时将相关资料存档备查。其他一般工业固废应优先回收利用，其贮存、填埋须按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）要求管理。	施工期管线试压废水，全部用于施工区域洒水降尘，无废水外排或随意排放现象。施工期生活污水已配套建**处理站，处理站集中处理达标后，全部用于生活区、井场及通井路洒水降尘。运营期采出水已建成完善的处理回注系统，采出水经处理后，各项水质指标均严格符合《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，处理达标后的采出水全部回注油层，全程做到闭环管控，未发生任何形式的外排行为。井下作业废水已落实专用密封储罐收集措施，作业过程中产生的废水均通过专用储罐规范收集，收集完成油田绿色环保站进行集中处理。 1.已严格落实废气污染防治措施，运营期选用技术质量可靠的设备、仪表及阀门。 2.建立设备、阀门定期巡检机制，常态化开展巡检工作，有效防范跑、冒、滴、漏现象发生。 3.加热炉烟气排放浓度符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）燃气锅炉限值要求，YQ9-1井加热炉排气筒高度10米，其余均为8米。 4.验收监测期间各井场非甲烷总烃无组织排放浓度满足《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）无组织监控限值要求。 5.硫化氢无组织排放符合《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）新扩改建设项目二级标准。6.项目运营后，已按《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB39728-2020）要求，持续强化油气储存、转移、输送、排放、使用、泄漏防控及收集处理等全流程污染控制措施。已落实声环境保护措施，运营期选用低噪声设备，常态化开展机械设备定期保养，并对高噪声设备实施降噪处理，厂界环境噪声排放浓度符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声环境功能区限值要求。本项目产生的危险废物交由具有相应危废处置资质和能力的单位处置，均已签订相应处置协议，危险废物的收集、贮存、运输等均符合相应标准要求，相关资料已存档备查。其他一般工业固废优先开展回收利用，其贮存、填埋环节严格按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020) 要求规范管理。
无

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

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

低氮燃烧

《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）

加热炉安装了低氮燃烧

加热炉烟气排放浓度符合《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）**燃气锅炉限值要求，YQ9-1井加热炉排气筒高度10米，其余均为8米。

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

选用低噪声设备

《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类

选用低噪声设备

厂界环境噪声排放浓度符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类声环境功能区限值要求。

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

本项目产生的危险废物须交由具有相应危废处置资质和能力的单位处置

本项目产生的危险废物交由具有相应危废处置资质和能力的单位处置，均已签订相应处置协议，危险废物的收集、贮存、运输等均符合相应标准要求，相关资料已存档备查。其他一般工业固废优先开展回收利用，其贮存、填埋环节严格按照《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020) 要求规范管理。

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

施工期优化井场、道路和管线选址选线，严格控制占地面积；占地及补偿应按照地方有关工程征地及补偿要求进行，由相关部门许可后方可开工建设；施****油田道路，尽可能减少道路临时占地，降低对地表和植被的破坏，施工机械在不得在道路以外行驶和作业，保持地表不被扰动，不得随意取弃土；管线施工时应根据地形条件，尽量按地形走向、起伏施工，减少挖填作业量；采取必要的防沙治沙措施，防止土地沙漠化。施工结束后，及时对临时占地区域进行平整、恢复原貌。 ①加强管理，确保各项环保措施落实。对井场永久占地覆以砾石，以减少风蚀量。 ②在道路边、油田区，设置“保护生态环境、保护野生动植物”等警示牌，并从管理上对作业人员加强宣传教育，切实增强保护生态环境的意识。 ③加强对管线、设备的管理和检查，及时发现问题，及时解决，防止泄漏事故的发生；对泄漏的落地油应及时清理，彻底回收，防止污染扩大蔓延。 ④在管线上方设置各种标志，防止各类施工活动对管线的破坏。 ⑤为保护管道不受深根系植被的破坏，在对集输管道的日常巡查中，应将管道上覆土壤中会对管道构成破坏的深根系植被及时清理，确保管道的安全运行。 ⑥管道维修二次开挖回填时，应尽量按原有土壤层次进行回填。 ⑦本项目事故状态下对生态环境影响较大，因此必须对事故风险严加防范和控制。加强日常生产监督管理和安全运行检查工作，制**全生产操作规程，加强职工安全意识教育和安全生产技术培训。一旦发现事故，及时采取相应补救措施，尽量减少影响和损失。

已落实施工前已完成井场、道路及管线的选址选线优化工作，组织专业技术团队结合地形地貌、生态敏感区分布等因素进行多方案比选，最终确定的路线及场地严格控制了占地面积，实际占地规模未超出环评范围，有效降低了对周边生态环境的整体扰动。已按照地方有关规定办理了征地手续，所有占地手续合法合规。施工****油田道路作为主要运输及作业通道，未新增临时道路占地。严格管控施工机械行驶及作业范围，所有机械均在指定道路及作业区内操作，未发生道路以外区域行驶、作业行为。取弃土作业严格执行规划方案，设置指定取土场和弃土堆放点，做到规范堆放、及时防护，未出现随意取弃土现象，有效减少了对地表植被的破坏。管线施工过程中严格遵循 “随地形走向、顺地势起伏”的施工原则，施工前对沿线地形进行详细勘查，优化施工工艺，针对性减少挖填作业量。实际施工中采用小型机械分段施工，避免大规模土方开挖，挖填土方做到就近平衡利用，最大限度降低了对地形地貌的改变。施工结束后，第一时间组织专业队伍对临时占地区域开展恢复工作。已完成全部临时占地的场地平整，清除施工痕迹，按照“原貌恢复”原则，对原植被覆盖区域补种原生植物，对农田区域恢复耕作条件，对荒地区域整理地形后恢复其自然状态。目前临时占地区域平整工作已全部完成，原貌恢复质量符合相关标准，通过现场核查验收。已落实 ①已建立健全环保措施落实专项管理机制，通过日常巡查等方式，确保各项环保措施全面落地执行。针对井场永久占地，已按规范完成砾石覆盖工作，覆盖范围全面覆盖永久占地边界，铺设平整、压实到位，有效降低了地表风蚀强度。 ②已完成在道路边、油田区警示牌设置工作：在主要道路两侧、油田作业区边界、生态敏感区域周边等关键位置，统一安装“保护生态环境、保护野生动植物”等警示标识牌，标识牌材质坚固、字迹清晰、安装规范。同时对作业人员加强宣传教育，增强了保护生态环境的意识，施工及运营期间未发生违规破坏生态环境的行为。 ③建立了管线、设备常态化管理及检查机制，及时发现问题，及时解决，防止泄漏事故的发生。同时，制定泄漏事故应急处置预案，配备应急抢险物资（吸油毡、回收桶、围油栏等），组织应急演练，提升应急处置能力。运营至今，未发生重大管线设备泄漏事故。 ④已在管线上方及周边区域规范设置保护标志：根据管线走向、埋深及重要节点，合理布设警示桩、标识牌、里程桩等保护标志。 ⑤已将集输管道深根系植被清理纳入日常巡查内容，对巡查发现的深根系植被，采用人工清理的方式及时移除，确保管道安全运行。截至目前，管道沿线深根系植被清理及时、彻底，未出现因植被根系生长导致的管道破损风险。 ⑥管道维修二次开挖回填时，按原有土壤层次进行回填。 ⑦已建立完善的事故风险防范体系。加强了日常生产监督管理和安全运行检查工作，制定了安全生产操作规程，定期组织职工进行安全意识教育和安全生产技术培训。制定完善的事故应急救援预案，明确应急组织机构、应急响应流程、补救措施等内容，配备充足的应急救援物资和设备，每年定期组织应急演练，提升应急处置能力。

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

5、环境保护对策措施落实情况

依托工程