周7增迁建及附属配套工程竣工环境保护验收监测报告表

周7增迁建及附属配套工程竣工环境保护验收监测报告表表一建设项目名称周7增迁建及附属配套工程建设单位名称长庆油田分公司第九采油厂产能建设项目组建设项目性质新建改扩建技改迁建■建设地点延安市吴起县五谷城镇桐寨村主要产品名称/设计生产能力处理规模为120m3/d，外输至周二转，配套外输油、输气管线各1.2km，配套集油管线7.9km实际生产能力处理规模为120m3/d，外输至周二转，配套外输油、输气管线各1.2km，配套集油管线7.9km建设项目环评时间2019年9月10日开工建设时间2019年9月11日调试时间2019年10月10日验收现场监测时间/环评报告表审批部门延安市生态环境局吴起分局环评报告表编制单位重庆九天环境影响评价有限公司环保设施设计单位西安长庆科技工程有限责任公司环保设施施工单位/投资总概算100万元环保投资总概算17.1万元比例17.1%实际总概算105万元环保投资17.7万元比例16.9%验收监测依据（1）《中华人民共和国环境影响评价法》，2018年12月29日；（2）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》，2016年11月7日；（3）《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》，国环规环评[2017]4号，2017年11月22日；（4）《建设项目竣工环境保护验收技术指南-污染影响类》（生态环境部公告2018年第9号）；（5）《建设项目竣工环境保护验收技术规范-石油天然气开采》HJ612-2011；（6）《周7增迁建及附属配套工程环境影响报告表》，重庆九天环境影响评价，2019年8月。（7）延安市生态环境局吴起分局关于《周7增迁建及附属配套工程环境影响报告表》的批复（吴环批复[2019]68号），2019年9月10日。（8）长庆油田分公司第九采油厂提供的其他资料。验收监测评价标准、标号、级别、限值验收监测原则上采用项目环境影响评价时所采用的标准，对已经修订的采用现行有效的新标准。标准具体见下表。表1-1污染物排放标准类别标准名称及级(类)别评价因子标准值单位数值工业固废《一般工业固体废弃物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599－2001）及其修改单《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及其修改单表二工程建设内容：1、地理位置与交通本项目位于延安市吴起县五谷城镇桐寨村，新周7增在新403-4井场预留空地内建设，地理坐标为N37.176868°，E108.396362°。项目东侧依傍山体，南侧毗邻山沟，西侧为川地，北侧为油区道路，交通较为便利。2、平面布置周7增压点为五级站场，站场平面布置分为：油气混输一体化集成装置区、集油收球加药一体化集成装置区、30m3事故油箱区、外输阀组安装区、外输流量计安装区、污油回收装置安装区、电控一体化集成装置区、5m3水箱及循环水泵安装区等8部分。实际建设新增伴生气压缩机及气液分离器区，总平面布置见附图。3、工程概况2019年7月，长庆油田分公司第九采油厂产能建设项目组委托重庆九天环境影响评价对该项目进行了环境影响评价，并编写了环境影响报告表。2019年9月10日，延安市生态环境局吴起分局以吴环批复[2019]68号对该项目环境影响报告表予以审批，同意项目建设。该项目于2019年9月11日开工建设，于2019年10月10日建设完成，2019年10月受长庆油田分公司第九采油厂产能建设项目组委托，我公司承担该项目竣工环境保护验收监测工作。本次验收范围为环评报告及批复文件要求周7增压机组站场配套的固废环境保护措施和运行效果。4、项目建设内容及规模本工程具体建设内容为：将原周7增内集输设施迁移至新周7增，对原有单井和外输管线进行改造，以适应新周7增输送功能，并新建7条单井出油管线，总长度为7.9km；新建1条外输管线（接原有管线）1.2km；新建1条伴生气管线（接原有管线）1.2km。经调查，周7增站场建设内容变更情况为：①原周7增2具38m3缓冲罐实际未迁建，该设备已拆除并按采油厂规定走报废程序。项目集输流程为加热、增压后外输，工艺与环评时期未发生变化，因此，不属于重大变更；②新建伴生气压缩机1台、气液分离器1台，伴生气加压后外输；新建伴生气压缩机仅新增噪声排放，选用低噪声设备、设减振基础，经现场监测，周7增厂界噪声可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中2类标准要求，对环境影响变化不大，因此，不属于重大变更。其余配套管线、环保设施等与环评时期一致。项目主要建设内容及其较环评时期变更情况具体见下表。表2-1主要建设内容一览表项目名称项目组成环评时期建设内容实际建设内容原周7增建设内容周7增建设内容周7增建设内容变更情况主体工程原油处理集油收球加药一体化集成装置1座、120m3/d油气混输一体化集成装置1座、30m3事故油箱1具、38m3缓冲罐2具、外输流量计1台、外输阀组1套、电控一体化集成装置1座、5m3水箱1具、循环水泵1台项目工艺流程不变，更换1具5m3水箱，其他建设内容不变集油收球加药一体化集成装置1座、120m3/d油气混输一体化集成装置1座、30m3事故油箱1具、外输流量计1台、外输阀组1套、电控一体化集成装置1座、5m3水箱1具、循环水泵1台2具38m3缓冲罐实际未建设，其余与环评一致单井出油管线畔194-101至原周7增出油管线规格为L245N-Φ60×4，长度为0.98km新建畔194-101至周7增出油管线1.6km，管线管径不变新建畔194-101至周7增出油管线1.6km，管线管径不变与环评一致新391至原周7增出油管线规格为L245N-Φ60×4，长度为0.5km新建新391至周7增出油管线0.9km，管线管径不变新建新391至周7增出油管线0.9km，管线管径不变与环评一致新403至周8增出油管线规格为L245N-Φ60×4，长度为0.45km新建新403至周7增出油管线1.2km，管线管径不变新建新403至周7增出油管线1.2km，管线管径不变与环评一致新391-9至原周7增出油管线规格为L245N-Φ60×4，长度为1.8km新建新391-9至周7增出油管线1.8km，管线管径不变新建新391-9至周7增出油管线1.8km，管线管径不变与环评一致畔199-102至原周7增出油管线规格为L245N-Φ60×4，长度为1.25km新建畔199-102接新403至周7增出油管线0.2km，管线管径不变新建畔199-102接新403至周7增出油管线0.2km，管线管径不变与环评一致畔202-97至原周7增出油管线规格为L245N-Φ60×4，长度为2.08km新建畔202-97至周7增出油管线2.0km，管线管径不变新建畔202-97至周7增出油管线2.0km，管线管径不变与环评一致畔202-99接畔202-97至原周7增出油管线，管线规格为L245N-Φ60×4，长度为0.3km新建畔202-99接畔202-97至周7增出油管线0.2km，管线管径不变新建畔202-99接畔202-97至周7增出油管线0.2km，管线管径不变与环评一致原油外输管线外输管线规格为L245N-Φ76×4，长度为4.1km新增外输管线1.2km，管线规格L245N-Φ76×4.5，接周8增外输管线新增外输管线1.2km，管线规格L245N-Φ76×4.5，接周8增外输管线与环评一致伴生气管线伴生气管线规格为L245N-Φ60×4，长度为4.1km新增伴生气管线1.2km，管线规格为L245N-Φ60×4，接周8增伴生气管线新增伴生气管线1.2km，管线规格为L245N-Φ60×4，接周8增伴生气管线，新建压缩机及气液分离器1台，伴生气加压后外输新增压缩机及气液分离器1台，其余与环评一致辅助工程值班室1座，占地面积130m2建设内容不变依托井场值班室与环评一致辅助生产站内管线、配电室等建设内容不变站内管线、配电室等与环评一致消防不设消防给水，配置移动式灭火器材，2个灭火器箱，4具手提式干粉灭火器，1具推车式干粉灭火器新增6具手提式干粉灭火器，其他建设内容不变设有2座灭火器箱，内设灭火器与环评一致操作场地/占地面积220m2，方砖铺砌，高出地坪0.05m操作场地方砖铺砌，高出地坪0.05m与环评一致依托工程雨水池/雨水池容积10m3依托井场相关设施与环评一致污泥池/污泥池容积2m3公用工程供水水车拉运不变水车拉运与环评一致排水设卫生防渗旱厕，定期清掏用于绿化，站内建设一体化集成装置排污管线至井场30m3事故油箱建设内容不变依托井场旱厕，站内建设一体化集成装置排污管线至30m3事故油箱与环评一致供电依托井区10KV供电线路，站外设10/0.4KV变电站1座不变依托井区供电设施，站内设电控设施与环评一致供热系统水套炉（200KW）1台，供站场生产生活使用，采用伴生气作为燃料不变水套炉（200KW）1台，供站场生产生活使用，采用伴生气作为燃料与环评一致环保工程废气水套炉废气经10m高排气筒排放；伴生气作为水套炉及生产保障点燃料综合利用；采用密闭集输工艺200kw水套炉经10m高排气筒排放；伴生气作为水套炉及生产保障点燃料综合利用；采用密闭集输工艺200kw水套炉经10m高排气筒排放；伴生气用作燃料，多余部分外输；密闭集输工艺与环评一致废水站内设防渗卫生旱厕，生活污水用于绿化不变依托井场旱厕，生活污水用于绿化与环评一致输油泵等设备基础加设防渗措施，站内地面采取硬化处理不变集输区采取防渗措施，站内地面硬化处理与环评一致固废站内设垃圾桶，收集后送往吴起县生活垃圾填埋场统一处置；含油污泥、废渣由专用容器收集，收集后委托有资质单位安全处置含油污泥、废渣临时储存于井场内的污油池，委托有资质单位安全处置；其他建设内容不变含油污泥、废渣临时储存于井场内的污油池，委托有资质单位安全处置与环评一致噪声泵类设备露天放置，采取基础减振等措施；加强管理选用低噪声设备，隔声罩、基础减振选用低噪声设备，基础减振与环评一致事故处理区建设30m3事故油箱1具不变站场设有30m3事故油箱1具与环评一致绿化站内绿化面积100m2新场址不新增绿化面积新场址不新增绿化面积与环评一致环境风险站内不设消防冷却水系统，站内火灾危险场所配置灭火器具等不变不设消防水系统，设有2座灭火器箱与环评一致5、生产工艺及主要设备油井采出物（含水含气原油）经井组出油管线自压至增压点，然后进入集油收球加药一体化集成装置经收球加药后，最后进入油气混输一体化集成装置进行加热、加压、计量、外输，最终外输至周二转；加热炉燃料为伴生气。项目较环评时期新增伴生气压缩机1台，2台分离缓冲罐实际未进行迁建。项目主要设备见下表。表2-2项目主要设备表序号设备名称环评时期实际建设规格型号数量备注规格型号数量备注1集油收球加药一体化集成装置CTEC-CO-RO/RB-10/801座迁建CTEC-CO-RO/RB-10/801座迁建2油气混输一体化集成装置CTEC-OG-MF-120/251座迁建CTEC-OG-MF-120/251座迁建3外输管线Φ76×4.51.2km新建Φ76×4.51.2km新建4伴生气管线Φ60×41.2km新建Φ60×41.2km新建5单井管线Φ60×4新增单井出油管线7条，总长度7.9km新建/利旧Φ60×4新增单井出油管线7条，总长度7.9km新建/利旧6输油泵/2台迁建/2台迁建7事故油箱30m31具迁建30m31具迁建8缓冲罐38m32具迁建实际按采油厂规定走报废程序，未迁建9外输阀组2.5-801套迁建2.5-801套迁建10外输流量计2.5-65Ⅱ/251台迁建2.5-65Ⅱ/251台迁建11循环水泵IGR25-160（F）Q=2.8~5.2m3/h，H=33m1台迁建IGR25-160（F）Q=2.8~5.2m3/h，H=33m1台迁建12补水泵ISG25-160（F）Q=2.8~5.2m3/h，H=33m1台迁建ISG25-160（F）Q=2.8~5.2m3/h，H=33m1台迁建13灭火器箱MFX82个迁建MFX82个迁建14手提式干粉灭火器MFZ/ABC84具迁建MFZ/ABC84具迁建15推车式干粉灭火器MFTZ/ABC201具迁建MFTZ/ABC201具迁建16投光灯塔/2座新建/2座新建17风叶式风向标/1座迁建/1座迁建18水箱5m31具新建5m31具新建19水套加热炉200kw1台迁建200kw1台迁建20伴生气压缩机///ZWF-0.5(1-3)-15型1台较环评时期新增21伴生气分液器////1台6、管线工程（1）周7增配套出油管线走向项目新建出油管线分别为畔194-101至周7增出油管线1.6km，新391至周7增出油管线0.9km，新403至周7增出油管线1.2km，新391-9至周7增出油管线1.8km，畔199-102接新403至周7增出油管线0.2km，畔202-97至周7增出油管线2.0km，畔202-99接畔202-97至周7增出油管线0.2km，合计新建出油管线7.9km。项目单井出油管线主要沿油田井场道路、山峁铺设。（2）周7增配套外输和伴生气管线走向项目新周7增至周二转集油和伴生气管线同沟敷设，均为1.2km，设计压力4.0MPa。管线经周7增东侧出站，沿山沟向西南方向敷设接入周8增至周二转的外输管线和伴生气管线。（3）管沟工程参数及施工作业方式①施工作业带宽度4m，管沟边坡比为1:0.5。②管道下沟前平整沟底，清除沟中的杂物，对施工图中要求素土夯实和灰土夯实的管沟应进行夯实度检查。③管道在下沟前要认真检查管道，如有折弯或压瘪等缺陷，应割除更换，管道在下沟过程中避免损坏防腐层。④严禁憋管下沟，管道下沟后应与沟底相吻合，管道应紧贴沟底，在不受外力的情况下妥善就位，不得悬空。⑤管道下沟检查合格后回填，回填时应防止损坏防腐层，回填后的沟顶部分必须高出原地面0.3m，且呈弧形，并做好排水，严禁地表水在管沟附近汇集。⑥黄土地段的管沟回填应将管沟两侧各5m范围内的溶陷洞穴回填夯实，夯实系数不得低于0.9。⑦对于5°以上黄土斜坡地段的管沟均要求夯实回填，按照黄土段管沟断面及斜坡水工保护图，并结合沿途具体情况进行水工保护。⑧输油管道出土端、弯头、弯管两侧非嵌固段及绝缘固定支墩处，回填土必须分层夯实，夯实系数不得小于0.9。⑨黄土段管沟回填时，先用小于3mm的细土回填至管顶0.3m，然后再用原土回填，原土中碎砖，石块最大粒径不得超过250mm，不得含有木材，树枝等有机物。（4）管线焊接本项目以半自动焊接方式为主，局部困难路段可采用手工电弧焊进行焊接施工。焊缝外观检查合格后，要求对各类焊缝进行无损探伤，超声波探伤率为100%。（5）管线转向管道在改变方向或适应地形变化时，采用弹性敷设或加弯头，并优先采用弹性敷设，弹性弯曲的曲率半径不小于管线外直径的1000倍。（6）管线试压管道完成对接后，需对管线进行试压检测，试压作业包括两个方面：管道严密性试验和管道强度试验。输油管道的吹扫试压应按《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2006）中相关规定执行。输油管道试压一般用清洁水作试压介质，试压管段的高差不应超过30m，试压充水时宜加入隔离球，以防止空气存于管内，隔离球在试压后取出。试压合格后，应将管段内积水清扫干净。清扫出的污物应排放到规定区域。清扫以不再排出游离水为合格。水压试验应符合《液体石油管道压力试验》（GB/T16805-2009）的有关规定。（7）管线防腐保温管线防腐层采用环氧煤加强级沥青漆，其干膜厚度≥5.5mm；需保温的管线采用聚氨酯泡沫塑料黄夹克结构保温层，厚度为30mm；管线保护层采用聚乙烯塑料层，厚度2.0mm。防腐保温层端面采用防水帽密封防水。（8）管线穿跨越工程本项目管线穿越油区道路，均采用大开挖施工方式。管线工程穿越处均设套管保护，具体穿跨越情况见下表。表2-3穿越情况一览表序号名称方式宽度（m）1带套管穿越砂石路大开挖穿越8m（6处）7、劳动定员与工作制度项目劳动定员3人，实行3班倒工作制，年工作天数为365天。原辅材料消耗及水平衡：1、原辅材料消耗情况项目增压站运行过程中，原辅材料消耗情况详见下表。表2-4主要原辅材料消耗情况一览表序号名称用量备注1水220.825m3/a水罐车定期拉运2伴生气19.72×104m3/a燃用项目装置分离的伴生气3电36500kW·h依托井区10KV供电线路2、给水加热炉供水采用水车拉运，配备1座5m3水箱，值班室用桶装水。项目劳动定员3人，用水量按照35L/(人天)计，则生活用水量为0.105m3/d；加热炉补水量为0.1m3/d；加药用水量为0.2m3/d。项目总用水量为0.605m3/d。3、排水项目设置旱厕一座，定期清掏用于绿化；站区职工产生的生活污水0.084m3/d，生活污水用于站区内洒水降尘及绿化。4、供电依托井区10KV供电线路，站外设10/0.4KV变电站1座。5、采暖站内生产供热、生活采暖由1台200KW水套炉提供，燃料为原油伴生气，加热炉总用气量为19.72×104m3/a。区块地层气油比为56.54m3/t，周7增日处理原油量120m3/d（原油密度0.833t/m3，日处理99.96t），可产生伴生气5651.74m3/d（206.29×104m³/a），多余伴生气经管线输送至周二转。主要工艺流程及产污环节（附处理工艺流程图，标出产污节点）图2-1增压点集输工艺流程及产污环节图工艺流程：项目油气混输一体化集成装置主要由总机关模块、收球筒模块、气液分离缓冲模块、工艺吹扫箱模块、输油泵模块、加热炉模块、外输阀组模块、循环泵模块、热工水箱模块组成。油井采出物（含水含气原油）经井组收油管线输送至增压点，经装置收球加药后，至本站集油收球加药一体化集成装置的气液分离缓冲罐内进行油气分离，分离的伴生气供油气混输一体化集成装置自带的加热炉使用，剩余气体与分离后的原油经加热炉加热、装置加压后，分别通过伴生气管线、外输油管线输送至周二转。油气混输一体化集成装置设置有水箱和循环水泵实现加热、加药、装置补水及事故油箱保温功能。周7增压点内设置30m3的事故油箱1具，接收站外管线吹扫来油和油气混输一体化集成装置回流来油。井组吹扫：井组吹扫来油（气）进站，由集油收球加药一体化集成装置切换至吹扫管线，进入事故油箱。站内吹扫：由集油收球加药一体化集成装置的吹扫留头进行吹扫，经各设备旁通后，进入事故油箱。生产过程中产生的含油污泥和废渣暂存于井场内的污油池。表三主要污染源、污染物处理和排放一、施工期采取的环保措施本项目于2019年10月10日完工调试运行，经现场勘查无施工期遗留的固废等问题。二、运营期采取的环保措施1、固体废物本项目在运行过程中，产生的固体废物主要为生活垃圾、收球区的清管废渣、分离缓冲罐和事故油箱产生含油污泥等。站内设有1座2m3地埋式无泄漏污油回收装置，清管废渣收集后交资质单位处理。分离缓冲罐和事故油箱定期清理沉积的污油泥定期清理，产生的污油泥交资质单位处理。第九采油厂已与资质单位签订协议，并执行危废转移联单制度（处置协议见附件）。生活垃圾由定期集中收运后运至当地生活垃圾收集点。图3-1地埋式无泄漏防爆污油回收装置2、环境管理（1）建设项目“三同时”制度的落实情况周7增迁建及附属配套工程建设项目主要污染防治设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产使用，基本落实了“三同时”制度要求。（2）三、环保投资项目实际总投资105万，增加原因为新增压缩机及气液分离器1台，因此，较环评时期增加5万元。项目实际环保投资17.7万元，增加原因为新增设备降噪费用，因此，较环评时期增加0.6万元。其余与环评时期一致，实际环保投资占实际总投资的16.9%。表3-1项目环评阶段及实际环保投资对比表分期污染类别治理项目环评时期实际建设污染防治措施/设施费用落实情况费用施工期废气施工扬尘、尾气、焊接烟气采用围挡、洒水、遮盖措施，避开雨季施工，加强施工区管理；加强施工机械和车辆运行管理与维护保养1.0采用了围挡、洒水、遮盖措施；施工机械和车辆定期维护保养。经现场调查，施工期废气环境影响已经基本消失1.0废水施工废水、试压废水施工废水经沉淀处理后回用；试压废水经注水站处理达标回注0.8施工废水经沉淀处理后回用，试压废水经注水站处理达标回注。施工期无废水外排0.8生活污水依托井场旱厕，生活污水用于场地洒水降尘/依托井场旱厕，生活污水用于场地洒水降尘，无生活污水外排/固废建筑垃圾集中收集后能回收利用的采取回收利用，不能利用的送当地建筑垃圾填埋场处理0.2收集后统一送建筑垃圾处置场处理0.2生活垃圾设垃圾收集装置，收集后送当地环卫部门指定地点统一处置0.1收集后送当地生活垃圾收集点0.1焊渣收集后由施工单位清运至建筑垃圾处理场处置0.1收集后统一送建筑垃圾处置场处理0.1清除罐体、管道污油交由有资质的专业队伍拆除，污油清理送有资质单位处置1.0交由有资质的专业队伍拆除，污油清理送资质单位处置1.0生态生态恢复临时占地恢复植被10.0经现场调查，施工期管沟已全部回填，场地已经平整，临时占地已恢复植被或原有用地类型10.0运营期废气加热炉烟气烟气经排气筒排放，排气筒高度≥8m/加热炉配套10m高排气筒/非甲烷总烃加强管理，采用密闭集输工艺/站场设管理人员，采用了密闭集输工艺/废水生活污水站内设有防渗旱厕，生活污水用于绿化0.1站内设有旱厕，生活污水用于绿化0.1噪声选用低噪声设备，隔声罩、基础减振1.2选用低噪声设备，基础减振1.2//基础减振0.6固废交由有危险废物处置资质单位进行清理处置0.3与资质单位签有协议，定期交其处理0.3清管废渣0.20.2生活垃圾统一收集后送吴起县生活垃圾填埋场统一处置0.1收集后送当地生活垃圾收集点0.1风险环境风险站内火灾危险场所配置灭火器具，设置事故池2.0站场配有消防箱（内设灭火器），设有1具30m3事故油箱2.0合计17.117.7表四建设项目环境影响报告表主要结论及审批部门审批决定：<一>建设项目环境影响报告表主要结论一.项目基本情况本项目位于延安市吴起县五谷城镇桐寨村，新周7增主要对原油进行油气分离后，加热计量外输至周二转，设计规模为120m3/d，设计压力2.5MPa。本工程具体建设内容为：将原周7增内全部集输设施迁移至新周7增，对原有单井和外输管线进行改造，以适应新周7增输送功能，并新建7条单井出油管线，总长度为7.9km；新建1条外输管线（接原有管线）1.2km；新建1条伴生气管线（接原有管线）1.2km。二.项目分析判断相关情况增压点主要功能为原油升温、含水油外输等，根据中华人民共和国国家发展和改革委员会2013年第21号令《国家发展改革委关于修订<产业结构调整指导目录（2011本）>有关条款的决定》中鼓励类“第七条原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设”，本项目属于鼓励类，符合国家产业政策，符合国家和地方的相关规划要求，符合“三线一单”，从环境角度分析，增压站选址、管线选线合理可行。三环境影响分析1.施工期（1）固体废物施工期固体废物主要包括焊接管道产生的焊渣、生活垃圾、开挖土石方、建筑垃圾及原周7增拆除前、原有管道拆除前清理产生的污油等。焊渣经收集后由施工单位清运至建筑垃圾处理场处置；站区设置有垃圾收集装置，集中收集后送当地环卫部门指定地点统一处置，不外排；建筑垃圾集中收集后能回收利用的采取回收利用，不能利用的送当地建筑垃圾填埋场处理；各类罐体、管道交由有资质的专业队伍拆除，污油清理后送有资质单位安全处置。综上所述，项目施工期产生的固体废物可得到有效处理，对环境影响很小。2.营运期（1）固体废物影响分析本项目在运营过程中，产生的固体废物主要为生活垃圾、清管废渣、含油污泥等。项目生活垃圾主要为职工日常值班产生，生活垃圾收集后送吴起县生活垃圾填埋场统一处置；项目清管收球产生清管废渣属危险废物（HW08），废渣收集后交有危险废物处置资质单位进行处理；分离缓冲罐和事故油箱产生的含油污泥量属危险废物（HW08），由有危废处置资质单位进行清理处置。通过采取上述措施，运营期污染对环境影响可接受。四.评价结论与要求1.评价结论综上所述，本项目属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》（修正）中的鼓励类项目，符合国家产业政策和相关技术政策的要求，环境选址、选线合理；对于项目产生的“三废”，在认真落实本次环评提出的各项污染防治措施的前提下，项目建设对环境影响较小，项目运营期环境风险水平可接受。因此从满足环境质量目标要求分析，本项目的建设可行。2.要求与建议（1）合理安排施工时间，有效控制施工噪声，避免施工噪声对附近居民生活环境的影响，施工噪声必须符合《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）的要求。（2）可以考虑在站场周围空地处增加绿化工程建设，并注意乔、灌、草的搭配，增强景观舒适度，使人工景观与自然景观错落有致。（3）建设单位完善企业环境风险应急机制，加强巡查、监视力度，强化风险管理，及时修订作业区的环境风险应急预案，定期进行预案演练，补充并完善应急预案，并储备足够的应急抢险物质和器材。（4）制定完善的环境管理制度，防止发生风险事故。<二>环评批复：延安市生态环境局吴起分局关于《周7增迁建及附属配套工程环境影响报告表》的批复（吴环批复[2019])68号）主要内容如下：一、项目基本情况项目位于市吴起县五谷城镇桐寨村，新周7增主要对原油进行油气分离后，加热计量外输至周二转，设计规模为120m3/d，设计压力2.5MPa。主要建设内容：将原周7增内全部集输设施迁移至新周7增，对原有单井和外输管线进行改造，以适应新周7增输送功能，并新建7条单井出油管线，总长度为7.9km；新建1条外输管线（接原有管线）1.2km；新建l条伴生气管线（接原有管线）1.2km。项目总投资100万元，其中环保投资17.1万元，环保投资占总投资比例为17.1%。该工程建设符合国家产业政策，选址可行。项目在落实“三同时”制度及本环评报告表所提出的各项污染防治和生态保护措施后，对周围环境不会产生显著影响，从环保角度分析，我分局同意你厂按照本环评报告表中所列建设项目的性质、规模、地点、提出的环境保护措施和下述要求进行建设。二、项目建设中应重点做好以下工作1.建设单位要严格按照环评要求进行“三同时”建设，加强施工期的环境管理，避免扬尘、噪声、废水、固废对周围环境产生不利影响，认真落实各项生态保护措施和生态恢复措施，做好水土保持工作。2.施工期生产废水经沉淀池沉淀后综合回用，不得外排；生活污水用于场地洒水降尘，不得外排；生活垃圾统一收集，定期清运；高噪声设备应合理安排施工时间，有效控制施工噪声，选用低噪声设备，降低对周边环境的影响。3.管线穿跨越地段适当位置设锚固墩、里程桩、转角桩等警示标志；罐区地面做防渗处理，并设置围堪；严格施工期管理，严格控制管线施工作业带宽度，施工结束后临时占地必须全部进行生态恢复。4.项目建成后应加强环保管理，站场人员生活污水用于场地降尘，不得外排；生活垃圾统一收集后交环卫部门，不得随意掩埋倾倒；增压泵等高噪音设备应采取减振、隔音措施，有效控制噪声排放；加热炉烟气排放应达到《锅炉大气污染物排放标准》（DB61/1226--2018）相关限值要求。5.项目运营期产生的含油油泥、清管废渣为危险废物，严禁随意填埋和乱倒，应交由有资质单位处理，做好台账记录，危险废物贮存、运输严格按照《危险废物转移联单管理办法》、《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）等相关规定执行。6.加强环境风险防范，建立巡线制度，防止管线泄漏污染环境，站场应建设及配备应急防范设施，制定环境风险应急预案，应急预案经专家评估后报环保部门备案，并定期进行演练。7.项目运行后建设单位应按照监测计划开展自行监测。三、项目建成后，建设单位必须按照规定及时组织自主验收和申请环保（固废）专项验收，验收合格后，方可正式投入运行。四、环境影响报告表经批准后，项目的性质、规模、工艺、地点或者防治污染、防止生态破坏的措施发生重大变动的，应当重新报批该项目的环境影响报告表。五、建设单位和环评单位对环境影响报告表内容的真实、可靠性负责。本项目环评批复文件有效期为5年，自批复之日起计算。如超过5年方决定工程开工建设的，环境影响报告表应当报我局重新审核。六、按照《建设项目环境保护事中事后监督管理办法（试行）》的要求，吴起县环境监察大队负责该项目的事中事后监督管理。<三>、环评报告及批复提出的环保措施落实情况表4-1项目环评要求落实情况分期环保竣工验收清单验收标准落实情况污染类别治理项目污染防治措施/设施施工期固废建筑垃圾集中收集后能回收利用的采取回收利用，不能利用的送当地建筑垃圾填埋场处理合理处置收集后统一送建筑垃圾处置场处理生活垃圾设垃圾收集装置，收集后送当地环卫部门指定地点统一处置合理处置收集后送当地生活垃圾收集点焊渣收集后由施工单位清运至建筑垃圾处理场处置合理处置收集后统一送建筑垃圾处置场处理清除罐体、管道污油交由有资质的专业队伍拆除，污油清理送有资质单位处置安全处置交由有资质的专业队伍拆除，污油清理送资质单位处置运营期固废交由有危险废物处置资质单位进行清理处置《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）与资质单位签有协议，定期交其处理清管废渣生活垃圾统一收集后送吴起县生活垃圾填埋场统一处置《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》（GB18599-2001）收集后送当地生活垃圾收集点表4-2项目环评