2.陕北石油开采废水回注污染防控技术规范(编制说明).-陕西省环保厅
《陕北石油开采废水回注污染防控技术规范》编制说明（征求意见稿）《陕北石油开采废水回注污染防控技术规范》编制组二○一七年十月目录1项目背景 (1)2规范编制的目的意义和编制原则 (2)3编制工作过程 (3)4规范中相关问题说明 (4)1项目背景1.1任务来源根据陕西省环保厅和陕西省技术质量监督局下达的标准编制任务。
陕西省环境工程评估中心组织相关单位，开展陕北石油开采废水回注污染防控技术规范编制工作。
1.2编制依据1.2.1主要法律依据《中华人民共和国环境保护法》《中华人民共和国环境影响评价法》《中华人民共和国清洁生产促进法》《中华人民共和国森林法》《中华人民共和国草原法》《中华人民共和国土地管理法》《建设项目环境保护管理条例》《基本农田保护条例》《自然保护区条例》《中华人民共和国水污染防控法》《水污染防控行动计划》《土壤污染防控行动计划》1.2.2主要技术依据GB 50253-2014 输油管道工程设计规范GB/T 31033-2014 石油天然气钻井井控技术规范HJ/T 91-2002 地表水和污水监测技术规范HJ 2041-2014 采油废水治理工程技术规范DB 61/308-2003 石油开采废水排放标准SY/T 5329-2012 碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法SY/J 4039-2003 石油工程建设基本术语SY/T 0082-2006 石油天然气地面工程初步设计内容规范SH 3093-1999 石油化工企业卫生防护距离SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程SY 5270-2000 高压注水管路配件设计技术规定GB/T 8923.1-2011 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级SY/T 0600-2009 油田水结垢趋势预测SY/T 5523-2016 油田水分析方法NACE RP 0775-2005 油、气田生产中腐蚀挂片的准备、安装、分析及实验数据的解释SY 6186-2007 石油天然气管道安全规程2规范编制的目的意义和编制原则2.1目的意义对陕北石油开采废水进行处理并回注是油田实现可持续开发和提高油田经济效益节约成本的一个重要途径。
规范石油开采废水回注污染防控是实现石油行业环境友好发展的重要抓手，也是避免石油废水环境污染的基本要求。
2.2编制原则本规范编制主要遵循以下原则：1.使我省陕北石油开采废水回注污染防控工作与国民经济发展、采油行业发展及生态建设的总体目标相适应。
2.使我省陕北石油开采废水回注污染防控工作与我省环保工作的发展趋势相适应。
3.结合我省环境保护工作重点，是规范在具有实用性的基础上更加具有前瞻性和可操作性。
4.使该规范针对我省的地域、自然条件和不同采油工程的特点，对我省的石油开采废水污染防控工作具有指导意义。
3编制工作过程第一阶段：2017年6月底完成，搜集、整理、调研国内有关石油开采废水回注污染防控工作的相关资料。
资料收集包含，国内外、省内外、市、企业全部的相关法律法规、技术规范、政策要求、标准、导则和相关论文文献和工程技术、环境现状等方面的资料。
调研包含省市县环境保护管理部门的要求、需求，已经发现掌握的相关环境污染问题具体情况，采油废水回注涉及的环境敏感点情况等；还包括主要企业采油废水回注污染防控具体工作现状、未来计划打算和研究前沿等。
第二阶段：2017年8月底完成，完成规范“初稿”编制。
第三阶段：2017年9月底完成，组织内部讨论审核。
分别于9月1日、9月13日、9月28日，先后三次召开内部讨论审核会议，反复修改规范“初稿”。
第四阶段：2017年10月底完成，公开征求意见，进一步修改规范。
第五阶段：完成规范编制并发布。
4规范中相关问题说明4.1适用范围本规范规定了陕北碎屑岩油田石油开采过程中产生的各类废水的收集、处理和回注过程中的污染防控原则和一般要求。
本规范适用于陕北石油开采废水污染防控的全过程，可作为石油开采项目环境影响评价、环境保护设施设计与施工、建设项目竣工环境保护验收及建成后运行与管理的技术依据。
4.2规范性引用文件引用了与本规范密切相关的法规、规范、标准。
主要分为三类：一是油田开采废水回注需要符合的水质要求；二是工程设计和工程建设中需要符合的一些技术要求；三是工程验收和运行管理中需要符合的一些重要的技术要求。
现行的废水治理及工业企业环保类标准，是制定本标准的法律依据，其中有关条文是本规范的技术基础，引用此类文件，使规范具有合法性和权威性。
工程中关于工艺、设备、材料等方面的规定引用了现行的国家及部级标准和技术规范。
4.3术语和定义本规范在重点参考引用《油田采出水处理设计规范》（GB50428）和《采油废水治理工程技术规范》（HJ2041）中相关术语的基础上，规定了石油开采废水回注污染防控技术规范所涉及到的有关术语及定义。
根据本规范的技术内容，给出了石油开采废水、石油开采废水处理、敏感区（特殊敏感区、一般敏感区）、石油开采用材料等共4个术语，并进行了定义或解释。
4.4一般要求4.4.1 选址选线本规范从石油开采废水处理工程选址、回注管线选线、回注井选址和一般敏感区内总体要求四个方面，结合相关法律、法规和技术政策，规定了石油开采废水回注过程选址选线的原则性要求。
（1）石油开采废水处理工程选址应符合采油废水治理工程技术规范（HJ2041）和石油天然气工程总图设计规范（SY/T0048）的有关规定。
（2）回注井选址禁止在特殊敏感区内布设，优先利用已有井场布置。
距居民饮用水供水井不小于100m。
不得建于河流最高水位以下，并满足防洪要求。
回注井选择应考虑回注层位与供水意义含水层的空间结构关系和水力联系，防止回注层废水越流进入供水意义含水层。
（3）回注管线选线应避开特殊敏感区、地质灾害（泥石流、滑坡、流沙、溶洞等）易发区和潜在淹没区。
同时管线距居民饮用水供水井不小于100m（参照《分散式饮用水水源地环境保护指南》，分散式水源井保护区范围为30-50m，并在水井周边100m范围设立隔离防护设施），距大中型水库不小于250m（参照《饮用水水源保护区划分技术规范》，河流型水源地一级保护区陆域距离河岸水平距离不得小于50m，二级保护区陆域距离一级保护区边界不得小于200m）。
穿越季节性积水地段，应先排水后挖沟，并按设计挖足深度并采取严格的防腐措施；穿越常年积水地段（无法排水者）应优先考虑低架铺设。
（4）注水井应符合下列规定：转注井应测井质量合格，要求其固井水泥返高不低于区域内有供水意义含水层；新打井一开和二开固井水泥均返至地面；井筒推荐使用新型防腐阻垢材料；（5）工程设计及施工要求必须优化一般敏感区内的石油开采废水处理系统、回注管线和回注井的整体布局，控制占地范围和建设规模，降低地下水环境影响风险、减少自然生态系统扰动。
4.4.2工程设计施工要求本规范从石油开采废水收集、处理工程、回注管线工程和回注全过程五个方面，结合相关法律、法规、技术政策和油田生产实际，规定了石油开采废水回注工程设计施工的原则性要求。
4.4.3运行管理要求（1）加强废水收集系统、水处理设施、集输管网的巡视、监测与维护，对污水集输管路、注水管路进出口压力、流量进行实时监测防止油田生产废水泄漏。
（2）污水运输车辆禁行饮用水源保护区内道路，防止污水运输车辆行驶过程中污水泄露污染水源保护区。
（3）做好注水井筒的防护与监测工作，防止井筒因磨损、腐蚀和断裂等原因发生刺漏或管外窜槽污染地下水。
（4）做好注水管线内流量和压力的日常监测工作，及时反映注水管线是否泄漏。
（5）设立地下水水位、水质检查井，加强对注水开发区域地表水和地下水水质的监控，建议每月至少取样监测一次，防止回注过程对地表水和地下水造成污染；一旦发现监测结果异常，立即停注。
（6）建立突发事故废水收集系统，事故废水应全部收集后采用石油开采废水处理系统进行集中处理。
4.4.4回注水水质标准本规定回注水水质标准主要参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》（SY/T 5329）第四章规定执行，同时参考了《长庆油田采出水回注技术指标（试行）》和《延长油田股份有限公司油田注水水质标准》，并结合陕北地区油田主要开发层位（延安组和延长组）及其储层特征，确定了石油开采废水回注水水质的基本原则性要求，规定了与地下水保护相关性最高的悬浮固体含量、含油量和平均腐蚀率三个控制指标限值和推荐指标限值，便于统一应用和管理。
4.5工艺技术要求4.5.1 处理工程4.5.1.1采出水处理可行工艺目前，采出水回注处理的主要工艺主要有以下5种：（1）重力沉降处理工艺。
重力沉降处理工艺主要有以下两种，图1为胜利油田传统的重力式除油流程。
①油站来水→一次除油罐→粗粒化罐→缓冲罐→外输泵→斜板除油罐→过滤→回注②油站来水→一次除油罐→斜板除油罐→缓冲罐→外输泵→过滤→回注图1 重力式混凝沉降除油流程（2）压力沉降处理工艺。
压力沉降处理工艺主要有以下两种：①油站来水→一次除油罐→二次除油罐→缓冲罐→外输泵→压力滤罐→回注②油站来水→自然除油罐→混凝除油罐→缓冲罐→压力滤罐→回注图2为自然除油—混凝除油—压力过滤流程，目前在国内各油田普遍采用。
图3为传统的压力式除油流程。
图2 自然除油一混凝除油一压力过滤流程图3 压力式粗粒化斜管除油流程（3）沉降除油和气浮工艺。
沉降除油和气浮工艺一般为：油站来水→一次除油罐（接收罐）→气浮选机→缓冲罐→过滤→回注。
（4）水力旋流工艺。
水力旋流工艺一般为：油站来水→水力旋流器→回注。
采用该工艺的联合站来水经水力旋流处理后，水中含油可由500mg/L降至30mg/L以下，装置运转状况良好，有少量污水事故性外排。
（5）深度处理工艺。
深度处理工艺一般常用的工艺为油站来水→一、二级沉降除油→气浮→混凝沉降→过滤→离子交换柱→回用。
该工艺在我国北方某些油田应用较多。
地处陕北的长庆、延长油田位于鄂尔多斯盆地，油层包括三叠系和侏罗系两大含油层系。
目前主要开发油层：延安组为延6、延8、延9与延10油层组；延长组主要为长2、长4+5、长6、长8油层组。
从地层水来看，延安组地层水型为NaHCO3和Na2SO4水型，其总矿化度为9200 mg/L～27200mg/L；延长组地层水型为CaCl2，其总矿化度为4000 mg/L～94000mg/L。
延长油田注入水质标准见表1。
延长油田污水处理站场分为固定站和橇装站两类，根据对采油厂提供的资料和调研统计分析，目前延长油田固定站污水处理工艺大致分为重力沉降、气浮处理、微生物处理、水质改性处理等6类、橇装污水处理工艺大致分为气浮、过滤等5类。
从污水处理工艺归纳来看，其主要处理工艺可以分除油、粗过滤、精（超）滤三个控制单元。
对延长典型水处理工艺运行的稳定性与处理后水质指标进行了分析，所选点位见表2。
石油开采对地下水的污染及防治对策
石油开采对地下水的污染及防治对策1. 引言1.1 石油开采对地下水的污染及防治对策石油开采是一项重要的工业活动，它也带来了对地下水资源的污染问题。
地下水作为人类生活和工业生产中重要的水源之一，受到石油开采活动的影响，可能导致其受到污染。
石油开采对地下水的污染主要来自以下几个方面：石油开采过程中使用的化学物质和有害物质可能会渗入地下水中，导致地下水的质量下降；石油开采活动会改变地下水的流动方向和速度，导致地下水的补给源减少，进而影响地下水资源的稳定性；石油开采过程中可能发生意外事故，如油漏事件，造成地下水受到直接污染。
为了有效防止石油开采对地下水的污染，我们可以采取以下一些措施：加强对石油开采过程中化学品和有害物质的监管，确保它们不会对地下水造成污染；优化石油开采工艺，减少对地下水的影响；建立地下水监测系统，及时发现并处理地下水污染问题。
通过以上措施的实施，我们可以有效减少石油开采对地下水的污染，并保护好地下水资源，确保人类生活和工业生产的可持续发展。
2. 正文2.1 石油开采对地下水的污染石油开采对地下水的污染是一个长期存在并且日益严重的问题。
在石油开采过程中，地下水受到污染的主要原因包括：1. 地下水位降低：石油开采过程中需要大量地下水用于冲洗井眼和其他工作，导致地下水位下降，使得地下水的水质受到影响。
2. 地表污染渗入地下水：石油开采过程中产生的废水和废弃物可能会渗入地下水中，含有石油和有害物质，造成地下水受到污染。
3. 化学品泄漏：在石油开采过程中使用的化学品，如破碎液、注水液等可能会泄漏至地下水中，引起地下水的污染。
1. 精准施工：减少地下水的开采量，避免地下水位下降。
2. 控制污染源：对石油开采过程中的废水和废弃物进行妥善处理，避免对地下水造成污染。
3. 使用环保化学品：选择对地下水污染影响小的化学品，减少地下水受到污染的可能性。
通过有效的污染防治措施和监测评估工作，可以减少石油开采对地下水的污染，保护地下水资源的健康与可持续发展。
陕西省人民政府关于印发《陕西省水污染防治工作方案》的通知-陕政发〔2015〕60号
陕西省人民政府关于印发《陕西省水污染防治工作方案》的通知正文：----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------陕西省人民政府关于印发《陕西省水污染防治工作方案》的通知陕政发〔2015〕60号各设区市人民政府，省人民政府各工作部门、各直属机构：现将《陕西省水污染防治工作方案》印发给你们，请认真贯彻执行。
陕西省人民政府2015年12月30日陕西省水污染防治工作方案水环境质量好坏，事关百姓饮水安全和身体健康，事关我省能否全面够格步入小康社会。
当前，我省面临水资源缺乏、时空分布不均、局部水污染严重、水循环利用不足等严峻形势，为切实加大水污染防治力度，全力保障全省经济社会发展水质目标需求和水环境安全，根据国务院《水污染防治行动计划》，结合我省实际，制订本工作方案。
总体要求：全面贯彻落实党的十八大以来中央关于生态文明建设和绿色发展系列部署要求，突出保护优先、绿色发展、循环发展，以提高水环境质量为核心，按照“南防北控、中部提升、节水循环、优化空间、底线保障”原则，充分发挥法制规范、市场调节、科技支撑、标准导向作用，全面推进依法治水、系统治水、创新治水、全民治水，形成“政府统领、企业施治、市场驱动、公众参与”的水污染防治新机制，让三秦大地水更清，为全面建成小康社会提供持久动力。
工作目标：到2020年，全省水环境质量得到阶段性改善，污染严重水体大幅减少，饮用水安全保障水平持续提升，地下水超采受到严格控制。
到2030年，全省水环境质量总体改善，渭河水生态系统功能全面恢复。
主要指标：--控制指标：到2020年，汉江、丹江、嘉陵江等长江流域地表水水质优良（达到或优于Ⅲ类）比例达到100%。
《石油炼制工业污染物排放标准》(二次征求意见稿)编制说明
《石油炼制工业污染物排放标准》(二次征求意见稿)编制说明第一篇范文：《关于规范煤制燃料示范工作的指导意见》(第二次征求意见稿).doc关于规范煤制燃料示范工作的指导意见（第二次征求意见稿）为贯彻落实中央财经领导小组第6次会议和国家能源委员会第1次会议精神，推动能源生产和消费革命，探索煤炭资源清洁高效利用的有效途径，规范煤制燃料示范工作和示范项目建设，现提出如下意见：一、指导思想和基本原则（一）指导思想。
“十三五”期间，煤制燃料产业的首要任务是围绕能效、环保、节水及技术装备自主化等内容开展产业化升级示范。
要深入贯彻落实党的十八大及十八届二中、三中、四中全会精神，以科学发展观为指导，在全面总结已建示范项目经验和问题的基础上，统筹规划、科学布局、严格准入，稳步推进煤制燃料示范项目建设，依托示范项目不断完善国内自主技术，加快转变煤炭利用方式，增强国内油气保障能力，为能源革命提供坚强支撑。
（二）基本原则。
1.坚持“量水而行”，在水资源许可的条件下开展示范项目建设。
2.坚持最严格环保标准，示范项目执行能源、化工领域现行最严格的环保标准或更高的环保要求。
3.坚持节能高效，示范项目应在现有水平上，通过优化流程、创新工艺、技术集成等途径大幅降低资源消耗和提高能源转化效率。
4.坚持科学布局，统筹考虑资源条件、环境容量、生态安全、交通运输、产品市场等因素科学合理布局示范项目。
5.坚持自主创新，重点示范自主知识产权的煤炭加工转化技术和装备，以示范项目为载体推动其产业化、定型化和标准化。
二、示范项目设立（三）煤制燃料是指以煤炭为主要原料，通过物理、化学方法进行加工转化，生产汽油、煤油、柴油、航煤、石脑油、成品油调和组分、液化石油气、天然气等液体或气体燃料的行业。
煤制油、煤制天然气以及联产多种燃料的煤炭综合利用项目均是煤制燃料行业的组成部分。
（四）国家能源发展规划等规划是指导煤制燃料行业健康、持续发展的重要依据。
国家发展改革委、国家能源局会同省级发展改革委、能源主管部门根据技术发展、产业升级和结构调整的需要，遴选、确定煤制燃料示范项目（简称示范项目），优先列入规划并推动实施。
陕西省环境保护厅关于进一步加强石油天然气开采行业污油泥利用处置环境管理的通知
陕西省环境保护厅关于进一步加强石油天然气开采行业污油泥利用处置环境管理的通知文章属性•【制定机关】陕西省环境保护厅•【公布日期】2018.10.16•【字号】陕环固管函〔2018〕384号•【施行日期】2018.10.16•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境保护其他规定正文陕西省环境保护厅关于进一步加强石油天然气开采行业污油泥利用处置环境管理的通知陕环固管函〔2018〕384号各设区市环保局，韩城市环保局，杨凌示范区、西咸新区环保局，神木市、府谷县环保局，省内各石油天然气开采集团公司：陕西省环境保护厅于2018年8月6日至8月10日在榆林、延安两市对石油开采行业污油泥自行处置情况进行了调查，发现我省石油开采行业污油泥自行处置及污油泥污染环境防治尚存在一系列问题。
例如，石油开采行业企业履行环保主体责任不到位；自建污油泥处置设施能力薄弱，处置量远小于产生量；绝大部分污油泥自行处置项目技术工艺落后，不能满足污油泥无害化处置要求；各污油泥处置企业内部管理不到位等。
为进一步加强我省石油天然气开采行业污油泥利用处置环境管理，特别是自行利用处置管理，经研究，现就有关工作要求通知如下。
一、严格落实产废企业的主体责任石油天然气开采单位应当严格落实《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》和《陕西省固体废物污染环境防治条例》中规定的“谁产生，谁负责”的主体责任，对其产生污油泥的收集、运输、贮存、利用处置全过程污染防治负责。
污油泥处置企业对其自己收集、运输、贮存、利用处置污油泥过程中的污染防治负责。
对造成的环境损害，应当承担法律责任。
为其提供污油泥的石油天然气开采单位应当承担民事连带赔偿责任和相应的刑事责任。
石油天然气开采单位自行利用处置污油泥的，其利用处置的设施、技术工艺应当符合包括《陕西省危险废物处置利用设施建设规划》（陕环办发﹝2018﹞22号）、环评、环保验收、达标排放、危险废物贮存、转移等环境保护要求；委托第三方利用处置的，污油泥产生单位应当对第三方利用处置污油泥的设施设备、技术工艺进行核实确认，不得将污油泥等危险废物交由不具备污油泥利用处置资质或者能力的单位利用处置。
陕西省环境保护厅办公室关于进一步加强危险废物规范化管理工作的通知
陕西省环境保护厅办公室关于进一步加强危险废物规范化管理工作的通知文章属性•【制定机关】陕西省环境保护厅•【公布日期】2012.10.17•【字号】陕环办发[2012]144号•【施行日期】2012.10.17•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】正文陕西省环境保护厅办公室关于进一步加强危险废物规范化管理工作的通知（陕环办发〔2012〕144号）各设区市环保局，杨凌示范区环保局、西咸新区规划土地环保局，韩城市环保局：“十二五”期间，环保部把危险废物规范化管理工作纳入各级政府环境保护目标责任，每年进行考核。
为实现到2015年全省危险废物规范化管理全面达标的目标，按照《“十二五”全国危险废物规范化管理督查考核工作方案》和《危险废物规范化管理指标体系》（环办〔2011〕48号）的要求，结合我省2011年开展危险废物规范化管理工作的实际情况，现就进一步加强我省危险废物规范化管理工作提出如下意见，请抓好贯彻实施。
一、强化责任落实（一）各级环保部门要切实落实危险废物管理职责，把危险废物规范化管理工作作为加强危险废物污染防治工作的重要抓手，纳入环境保护日常监督管理工作常抓常议，明确责任，强化措施，确保危险废物规范化管理工作取得实效。
（二）要把危险废物规范化管理抽查合格率列入地方政府环境保护目标责任考核指标，每年进行一次考核。
对危险废物规范合格率低于60%的地区，省厅将予以通报批评，并暂停有关评比创建活动，暂停涉及产生危险废物的建设项目环评审批。
（三）要把危险废物规范化管理列入企业环境保护目标责任。
对危险废物规范化管理考核综合评估不达标的企业取消年度评优资格。
对其在新、改、扩建设项目、污染治理资金使用、上市公司环保核查等方面实施暂缓审批。
二、加强源头管理（四）严格执行《固体废物污染环境防治法》和《环境影响评价法》。
落实《关于加强建设项目固体废物环境监理工作的通知》（陕环函〔2012〕704号），产生危险废物的建设项目环境影响评价文件中要合理分析危险废物的产生环节、种类、危害特性、产生量、利用或处置方式，科学预测其环境影响，并对危险废物的贮存、利用、处置及监测和污染防治措施提出具体要求。
陕西省环境保护厅关于我省国控重点污染源数据传输有效率考核情况的通报-陕环函[2014]49号
![陕西省环境保护厅关于我省国控重点污染源数据传输有效率考核情况的通报-陕环函[2014]49号](https://360docs-1393072327.cos.ap-beijing.myqcloud.com/74df4bf75ff7ba0d4a7302768e9951e79b896935.webp)
陕西省环境保护厅关于我省国控重点污染源数据传输有效率考核情况的通报正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 陕西省环境保护厅关于我省国控重点污染源数据传输有效率考核情况的通报（陕环函〔2014〕49号）各设区市环保局，杨凌示范区环保局，韩城市环保局：按照《国务院办公厅关于转发环境保护部“十二五”主要污染物总量减排考核办法的通知》的要求，国家环保部对全国重点污染源自动监控数据传输有效率于2013年12月份进行了试考核，于2014年1月1日开始正式考核，现将我省前阶段考核中存在的问题通报如下：一、全省污染源自动监控数据传输有效率考核工作进展情况2013年我省国控企业362家（不含重金属企业65家），纳入国家污染源自动监控数据传输有效率考核的企业304家，其中有78家企业因设备故障、未验收等问题不符合考核条件暂缓考核，实际考核226家企业。
通过2013年12月份国家环境保护部组织试考核调整之后，目前我省12个市（区）已完成与省和国家监控数据的正常交换。
宝鸡、安康、商洛、杨凌4个市（区）组织得力，能够及时解决企业存在的问题，考核成绩提高较快。
各市（区）纳入国家考核的企业数见附表1。
二、各市（区）传输有效率统计情况省监控平台对2014年1月1日至10日各市（区）的传输有效率进行了统计，详见附表2。
三、存在问题（一）部分市（区）环保部门对考核工作不重视，责任心不强。
渭南市、西安市问题较为突出，省执法局多次到两市环保局、监控平台、企业现场端检查督促，但相关部门对存在问题一拖再拖，相互推诿，有些问题至今没有得到解决。
暴露出对辖区企业自动监控设备运行监管不力，工作落实不到位，责任心不强等问题。
陕西省环境保护厅办公室关于印发《陕西省建设项目主要污染物排放总量指标替代和交易程序》的通知
陕西省环境保护厅办公室关于印发《陕西省建设项目主要污染物排放总量指标替代和交易程序》的通知文章属性•【制定机关】陕西省环境保护厅•【公布日期】2014.03.11•【字号】陕环办发[2014]23号•【施行日期】2014.03.11•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】失效•【主题分类】正文陕西省环境保护厅办公室关于印发《陕西省建设项目主要污染物排放总量指标替代和交易程序》的通知（陕环办发〔2014〕23号）各设区市环保局、杨凌示范区环保局，韩城市环保局：为加强我省建设项目主要污染物排放总量指标管理，规范建设项目总量指标替代和排污权交易程序，省环保厅制定了《陕西省建设项目主要污染物排放总量指标替代和交易程序》，现印发你们，请遵照执行。
陕西省环境保护厅办公室2014年3月11日陕西省建设项目主要污染物排放总量指标替代和交易程序第一条本程序适用于省级环境保护行政主管部门受理的主要污染物总量指标（简称“总量指标”）替代和交易业务：（一）环保部和省环境保护厅审批的建设项目需总量指标的；（二）本省辖区内跨区域（流域）交易总量指标的；（三）总装机容量30万千瓦以上燃煤发电企业需申请总量指标的；（四）需省级环境保护行政主管部门出让储备总量指标的。
第二条申报总量指标的企业必须遵守各项环境法规制度，无环境违法行为。
凡被列入县级以上重点污染整治区域、环保信用不良、实施挂牌督办的企业，完成整改前不予办理总量指标替代或交易。
第三条建设项目所需的总量指标，按照总量指标替代原则，优先使用建设单位实施污染治理或结构调整后消减的排放量。
总量指标按规定的比例要求进行削减替代，替代方案按照国家有关规定及《陕西省建设项目主要污染物排放总量指标管理暂行办法》执行。
若替代总量指标不足的，需通过交易的方式获得总量指标。
第四条排污单位向省环境保护厅申请替代解决建设项目总量指标，应提交如下材料：（一）建设单位申请替代总量指标文件并明确联系人与联系方式；（二）建设项目的立项文件，环境影响评估机构出具的评估意见或总量指标计算说明书；（三）项目建设单位已有项目实施减排的相关材料；（四）法律、法规、规章等规定需要提交的其他材料。
生态环境部办公厅关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知
生态环境部办公厅关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知文章属性•【制定机关】生态环境部•【公布日期】2019.12.13•【文号】环办环评函〔2019〕910号•【施行日期】2019.12.13•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境影响评价正文关于进一步加强石油天然气行业环境影响评价管理的通知环办环评函〔2019〕910号各省、自治区、直辖市生态环境厅（局），新疆生产建设兵团生态环境局，中国石油天然气集团有限公司，中国石油化工集团有限公司，中国海洋石油集团有限公司，陕西延长石油（集团）有限责任公司：为贯彻习近平生态文明思想，落实习近平总书记关于油气勘探开发的重要批示精神，推进石油天然气开发与生态环境保护相协调，深化石油天然气行业环评“放管服”改革，助力打好污染防治攻坚战，现就进一步加强石油天然气行业环评管理工作通知如下。
一、推进规划环境影响评价（一）各有关单位编制油气发展规划等综合规划或指导性专项规划，应当依法同步编制环境影响篇章或说明；编制油气开发相关专项规划，应当依法同步编制规划环境影响报告书，报送生态环境主管部门依法召集审查。
规划环评结论和审查意见，应当作为规划审批决策和相关项目环评的重要依据，规划环评资料和成果可与项目环评共享，项目环评可结合实际简化。
（二）油气企业在编制内部相关油气开发专项规划时，鼓励同步编制规划环境影响报告书，重点就规划实施的累积性、长期性环境影响进行分析，提出预防和减轻不良环境影响的对策措施，自行组织专家论证，相关成果向省级生态环境主管部门通报。
涉及海洋油气开发的，应当通报生态环境部及其相应流域海域生态环境监督管理局。
（三）规划环评应当结合油气开发区域的资源环境特征、主体功能区规划、自然保护地、生态保护红线管控等要求，切实维护生态系统完整性和稳定性，明确禁止开发区域和规划实施的资源环境制约因素，提出油气资源开发布局、规模、开发方式、建设时序等优化建议，合理确定开发方案，明确预防和减轻不良环境影响的对策措施。
陕西省环境保护厅关于印发《陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程》的通知
陕西省环境保护厅关于印发《陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程》的通知文章属性•【制定机关】陕西省环境保护厅•【公布日期】2010.06.18•【字号】陕环发[2010]38号•【施行日期】2010.06.18•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】环境保护综合规定正文陕西省环境保护厅关于印发《陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程》的通知（陕环发〔2010〕38号）各设区市环保局、杨凌示范区环保局，厅机关各处室、各直属单位：根据2010年第1次厅务会会议纪要，现将《陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程》印发你们，请遵照执行。
二○一○年六月十八日陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程一、建设项目管理遵循的总体原则（一）强化责任意识，提高办事效率。
以科学发展观为统领，以加快建设资源节约型、环境友好型社会和建设生态文明为目标，以保护环境、维护群众切身利益为工作的出发点和落脚点，忠于职守，创新思维，提高效率，增强做好建设项目环境管理的责任感和使命感。
（二）建立分工负责齐抓共管机制，严格行政审批程序。
建设项目审批实行环评处牵头，其他部门分工负责、齐抓共管的监督制约机制。
完善建设项目行政许可受理、信息公开、保密管理、技术评估、环评审批、环境监理、“三同时”监督检查、试生产核查、验收调查监测、验收审批等各环节的责任、时效，按时办结许可事项。
（三）省厅审批的建设项目及环保部委托省厅审批的建设项目的环境保护管理需遵守本规程。
二、强化分类分级的环评审批机制（一）强化技术评估。
所有编制报告书的建设项目和对环境影响较大的编制报告表的建设项目必须进行环境影响技术评估。
省环境工程评估中心对建设项目的环保可行性严格把关，评估中心在项目报告审查中，应对建设项目与法律、法规、产业政策、城市发展总体规划、土地利用规划、环境保护规划等的符合性，选址、选线、厂区布局的合理性，与重要敏感环境保护目标关系，对各环境要素的影响范围、程度；污染防治与生态保护修复措施、环境风险控制措施的技术经济可行性等给出明确结论性意见，并对评估结论负责。
陕西省环境保护厅办公室关于印发《陕北油气田开采清洁文明井场验收标准》的通知
陕西省环境保护厅办公室关于印发《陕北油气田开采清洁文明井场验收标准》的通知文章属性•【制定机关】陕西省环境保护厅•【公布日期】2016.04.25•【字号】陕环办发〔2016〕31号•【施行日期】2016.04.25•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】石油及石油工业正文陕西省环境保护厅办公室关于印发《陕北油气田开采清洁文明井场验收标准》的通知陕环办发〔2016〕31号延安、榆林市环保局，长庆油田分公司、延长石油集团、中石化华北分公司、长北天然气合作开发项目经理部：现将《陕北油气田开采清洁文明井场验收标准》印发你们，请遵照执行。
陕西省环境保护厅办公室2016年4月25日陕北油气田开采清洁文明井场验收标准为了进一步推进和规范陕北油气开采清洁文明井场验收工作，根据《陕西省煤炭石油天然气开发环境保护条例》和有关法律法规的规定，结合陕北油气开采现状，制定本标准。
一、钻探井场（一）钻井作业的泥浆池和泥浆槽必须采取防渗漏、防外溢措施。
泥浆上清液应循环使用或处理达标后回注油层。
钻井泥浆应当交由有资质单位处置，岩屑及其他废弃物要进行无害化处理。
（二）钻井作业必须采取防止污油外泄和渗漏等有效措施，污油要及时回收，废弃污油泥应当交由有资质单位处置。
（三）试油（气）作业必须采取防喷、导流等有效措施。
试油(气)完成后，应在60 日内完成泥浆处置、岩屑固化及善后处理。
二、生产井场（一）采油井场1.井场四周必须修建挡水墙，大门或通行处应设有砖石拱形挡水设施，保证场外雨水不进场，场内雨水不出场。
2.井场要平整清洁，建有雨水收集池。
雨水收集池应参照当地最大暴雨量设计容积（最大暴雨量×井场面积）。
3.油井盘根处要安装集油槽，导油槽、污油回收池必须采取防渗漏措施，上沿口高出地面0.1米。
污油回收池应加盖或设置护栏，且容积应不小于该井场日最大产液量（超过50吨的，可控制在50立方米）。
4.修井及其他作业应采取防渗措施，产生的含油污水必须排入污油回收池，并及时清运、集中处理。