廢棄油氣井的環境損害與法律責任

⑴ 井控意識識別是什麼

咨詢記錄 · 回答於2021-11-01

⑵ 各階段環境影響與環境風險

由於CO₂地質封存可能存在著泄漏風險，且對環境影響，以及產生的環境風險存在不確定性，因此，對CO₂地質封存工程環境影響評價時，首先需要進行廣泛的公眾調查。隨著CO₂地質封存示範工程的陸續成功實施，不僅可以給人們帶來寶貴的工程經驗，更重要的是有利於增強公眾對CO₂地質封存的信心和支持。若CO₂地質封存技術逐漸取得社會各界的普遍認可，便可通過立法的形式保證CO₂地質封存技術的合法地位。同時，制定相關經濟政策（如碳稅）和環境政策，促進相關行業參與進來，共同積極推動CO₂地質封存工程的大規模實施，以緩解全球氣候變化問題。

針對CO₂地質封存示範工程，分析和預測其潛在的危險、有害因素，特別是針對CO₂地質封存過程中或閉場後可能發生的泄漏，所造成的人身安全與環境影響和損害程度，提出合理可行的防範、應急和減緩措施，以使事故發生率、損失規模和環境影響程度達到一個可接受的水平，或者說一個可以控制的水平，有利於我國建立CO₂地質封存環境管理的技術方法體系。

CO₂地質封存的環境影響與環境風險已引起了廣泛的關注（Damen et al.，2003；Heinrich et al.，2003；Saripalli et al.，2003；Johnston et al.，2003；Deel et al.，2007；Solomon，2007；許志剛等，2008；Babel et al.，2009；Bouc et al.，2009；Stenhouse et al.，2009；Duncan et al.，2009； Hill et al.，2009；田中敦子等，2009；Wright和Sawford，2009；Koornneef et al.，2010；奧山康子，2010；劉蘭翠等，2010；張森琦等，2010；Li et al.，2011；West et al.，2011）。根據國內外研究現狀，可將CO₂地質封存的環境影響與環境風險歸納為表7-1所示。CO₂地質封存的環境影響與環境風險在每個階段也各不相同。

（一）灌注過程的環境影響

在CO₂灌注過程中，主要表現為對環境的影響。CO₂灌注對環境的影響主要表現在對自然環境（植被和風景等）的破壞、雜訊、大氣環境、水環境和土壤環境的污染，以及鑽井過程的廢棄物與化學品產生等方面。

表7-1 CO₂封存的環境影響與環境風險

（二）場地關閉及閉場後環境影響與環境風險

CO₂地質封存場地關閉及關閉後主要表現為對環境所產生的風險，包括全球風險和局部風險，如圖7-1所示。

圖7-1 CO₂地質封存過程的環境風險構成圖

1.全球風險

目前，關於CO₂地質封存的科學疑慮主要是將巨量的CO₂封存到地下是否可行？是否會發生泄漏？封存年限多長？這些疑問的本質就是CO₂封存能否起到減緩氣候變化的作用。有種觀點認為，即使每年的泄漏率為1％，100年後CO₂的泄漏量將為封存量的37％，釋放出的CO₂可能引發顯著的氣候變化，從減緩氣候變化的角度來看，這是不被接受的。

根據對目前CO₂地質封存地點、自然系統、工程系統和模式的觀測和分析，經過適當選址和管理，歷經百年或千年保留在儲層中的CO₂有可能超過99％。隨著時間的推移，泄漏的風險預計會減小（Metz et al.，2005）。未來封存的CO₂泄漏程度更多地取決於封存場地的地質環境、技術水平和管理等諸多因素。

另外，由於甲烷（CH₄）在深部地層中的天然存在，如果發生CO₂泄漏，可能會伴隨著CH₄的泄漏（Quattrocchi et al.，2011）。如果灌注的CO₂純度較低，一些特定的伴隨氣體，如H₂S、SO₂和NO₂等，將會隨CO₂一起泄漏出來，從而帶來更多潛在的風險，特別是H₂S是高毒害的易燃性氣體，而且硫、氮等氧化物的大量排放是引起酸雨的主要元兇（Li et al.，2011）。因此，對於非純CO₂地質封存的泄漏需要專門的環境評價和風險管理。

（1）泄漏場景：根據IPCC 2005年報告，CO₂地質封存潛在的風險環節主要表現為3種泄漏場景（表7-2），存在以下7種可能的泄漏途徑（Metz et al.，2005）：

表7-2 泄漏場景及風險水平

1）CO₂氣體突破毛細管壓力後，在蓋層中甚至上覆地層中的泄漏；

2）通過斷層的泄漏；

3）通過蓋層中局部缺陷處的泄漏；

4）儲層壓力的增加及斷層滲透率的增加導致的CO₂泄漏；

5）通過沒有封堵好的廢棄井泄漏；

6）溶解到地下水中的CO₂泄漏到儲層外；

7）溶解到地下水中的CO₂沿著傾斜的地層泄漏到地表。

對IPCC 2005年報告中指出的可能泄漏途徑作進一步分析歸納，實際可能發生的泄漏途徑主要有以下4類：

1）沿著灌注井或廢棄井的泄漏；

2）沿著斷層或裂縫的泄漏；

3）沿著儲層的泄漏；

4）通過蓋層孔隙的泄漏。

其中，1）和2）可以在短時間內發生；3）和4）的發生可能需要上萬年的時間。因此，在環境評價場景設計時，必須考慮各種可能泄漏途徑需要的時間尺度，而且必須同時考慮到與各個場景對應的浮力、溫度、壓力等圈閉要素。

（2）CO₂地質封存的風險特徵：國際風險管理委員會2008年報告指出，一般來說，泄漏風險隨著CO₂灌注的開始會逐漸增大，隨灌注結束泄漏風險達到最大；場地封閉後，隨著時間的推移，泄漏的風險將逐漸減少（圖7-2）。

圖7-2 CO₂地質封存過程中的風險變化圖

充分掌握CO₂地質封存場地儲蓋層特徵及其他方面的信息將有助於分析泄漏風險的大小，而監管工作的重點是CO₂地質封存工程風險的最高處（Benson，2007）。風險狀況對於不同的利益相關者各不相同，局部風險（環境、人體健康和財產權利問題）的管理完全不同於全球風險的管理。CO₂從井孔或斷層處的突然泄漏（這種類型的泄漏比較容易發現），對CO₂地質封存場地附近的當地居民的健康及安全具有最高風險；但根據需要購買的地方排放許可證制度，對於投資者的最高金融風險可能會來自於緩慢而又長期的（更難以察覺地）泄漏責任。此外，風險狀況不是一成不變的，這些均可以通過工程措施進行最大可能的有效防範與管理。盡管如此，日本福島1號核電站事故給予全人類的教訓說明，沒有經受過巨大災害的考驗，風險對策或風險場景的確定，從根本上講可能沒有多少真實的意義。

2.局部風險

（1）CO₂泄漏對人體健康及人身安全的影響：CO₂的密度高於空氣，純度高的CO₂氣體會下沉，取代氧氣，空氣中CO₂的濃度大於7％～10％時，將立刻危害到人們的生活和健康。

灌注井破裂或廢棄油氣井泄漏有可能造成CO₂突然快速地釋放。與這種釋放有關的災害主要影響發生地附近的居民、工人或前來控制井噴的人員。控制這種釋放可能需要數小時乃至數天，與灌注的總量相比，所釋放的CO₂總量可能很小。根據石油和天然氣行業的經驗，採用工程和行政控制措施能定期對這類災害進行有效的管理。如果發生快速、突然的泄漏，CO₂在空氣中的體積超過3％，將造成危險（Metz et al.，2005）。火山噴發導致大量的CO₂釋放就是很好的例證（Hollo-way，1997）。根據國際能源署（IEA）的統計，1986年發生在喀麥隆尼奧斯湖（Lake Nyos）湖底的火山噴發，使大量蓄積在湖底的CO₂突然釋放出來，導致方圓 25 km范圍內的1700多人和大量的動物窒息死亡。1984年，同樣發生在喀麥隆莫奴恩湖（Lake Monoun）地震釋放出的CO₂造成37人死亡。1979年，印度尼西亞迪恩火山（Dieng volcano）爆發，釋放出20×10⁴ t CO₂，造成142人窒息。2006年4月，美國加利福尼亞州猛獁象山（Mammoth Mountain）的三名滑雪巡邏員在試圖用籬笆隔離一個危險的火山口時，由於高濃度的CO₂而死亡，而且，1 hm²的樹木也由於CO₂濃度過高而死亡（Holloway，1997）。

一般說來，從大規模排放源捕獲的CO₂中，往往還含有N2、H₂O、O2和H₂S等雜質氣體，如果發生泄漏，導致的環境影響和健康危害要明顯高於高純度的CO₂氣體。

（2）CO₂泄漏對地下水環境的污染：通過未被發現的斷層、斷裂和井孔發生泄漏，向上部擴散可能影響飲用含水層水質和生態系統。在灌注過程中，CO₂的直接泄漏將導致CO₂和深部鹹水進入地下可飲用含水層，直接影響地下水水質。同時，CO₂導致儲層中鹹水的pH值從近乎中性的6.5降到像醋一樣酸的3.0（復旦大學溫室氣體研究中心，2006）。專家認為，這一變化導致液體溶解了 「大量的碳酸鹽礦物質」（Li，2011），釋放出的鐵和錳等金屬元素，以及有機物質也有可能進入到這種溶液中。

（3）CO₂封存可能誘發地震：CO₂注入儲層的孔隙中將使地層壓力增加，如果灌注壓力超過地層壓力，將可能誘發地層裂縫產生和斷層移動（Li et al.，2005，2006；Rutqvist et al.，2007）。它將產生兩方面的風險：一方面，由於高壓所形成的破碎帶和與之相聯系的微地震將提高破碎帶的泄漏率，從而為CO₂泄漏提供通道；另一方面，高壓導致斷層活動，可能會誘發地震，從而產生更大的危害（李琦，2011）。

⑶ 油井壽命有多長

鑽一口油氣井投資很大，一般情況下，深井需要幾千萬元人民幣，淺井也要一二百萬元。如果再考慮建地面管線等工程，其投資更相當可觀。但是，石油既然被稱為「黑色金子」，所以回收期也很短。有些油井短短幾個月就能收回全部成本，最長也不過五六年。因此，盡量延長油井的生產壽命是投資者和管理者的重要使命。

那麼，油井壽命究竟能有多長呢？這是一個十分難回答的問題。油井壽命的長短不能通過計算或專家判斷就能確定，甚至難以由人控制。如同人的壽命，據專家預測可達到120～150歲。實際受飲食、環境等影響，世界平均壽命僅75歲左右。油井也是一樣，它的壽命主要受工程方面、地質方面、開發工藝水平和套管的管材等多方面的制約。如工程方面，其鑽井完井過程中造成井下惡性事故，以至無法處理，造成油井中途夭折；地質方面，油層完全水淹或完全枯竭又不能做它用；管理方面，生產制度不合理，造成油氣層水淹；開發工藝方面，油井生產制度控制不合理或者施工不當，致使套管發生嚴重損壞（腐蝕、錯斷、彎曲、擠毀），無法修復；管材方面，套管管材質量不合格，管材本身有氣泡、孔洞或裂縫。以上種種原因都會造成油井壽命縮短而提前廢棄。

但是，如果油藏先天條件較好且從鑽井到開采各個環節控制合理，一口井可以生產十幾年，二三十年甚至更長。然而，對於石油工作者來說，我們更著眼於一個油田的壽命。油田可以是一個含油氣構造，也可以由若干含油氣構造組成。即便是由一個構造形成的油氣田，由於現代科學技術只能采出地下油氣儲量的30%～40%，油田也要不斷新打或補充一部分更新井，或者採用更前沿技術將地下資源盡量多地開采出來。這樣，一個油田的壽命可長達上百年。如中國陝西北部延長油礦是中國大陸發現和開發最早的油田，從1905年成立延長石油官廠至今已經有100年的歷史，但它依然保持著相當的生產能力。

人有生老病死，油氣井也不例外。當油氣井無法修復或沒有利用價值後，專業術語叫做報廢井或廢棄油氣井。這些井必須經過專業處理。對存在邊水或底水的報廢油氣井，為防止地下水竄通到其他井，造成油層水淹，應採用注水泥方法封住油層部位，其他部位用砂土等物填堵。對於已被各種資料證實既無水又無油、氣的報廢井，取出套管後用砂土或其他物質將井筒堵死即可。對尚有生產能力，但由於工程原因造成的報廢井，應做到各層封死後，達到互相不竄通，再將井口封死，並在地面留有標志。

廢棄油氣井的封井

⑷ 急求：關於海洋環保方面的政策、法規、措施等內容

《中華人民共和國海洋環境保護法》http://www.legalinfo.gov.cn/zt/2004-06/10/content_105946.htm（中國普法網）

中華人民共和國海洋環境保護法部分釋義：

第六章 防治海洋工程建設項目對海洋環境的污染損害

第四十七條 海洋工程建設項目必須符合海洋功能區劃、海洋環境保護規劃和國家有關環境保護標准，在可行性研究階段，編報海洋環境影響報告書，由海洋行政主管部門核准，並報環境保護行政主管部門備案，接受環境保護行政主管部門監督。
海洋行政主管部門在核准海洋環境影響報告書之前，必須徵求海事、漁業行政主管部門和軍隊環境保護部門的意見。
【釋義】 本條是對海洋工程建設項目海洋環境保護的原則要求和海洋環境影響報告書編報審批程序的規定。
一、本條第一款是關於海洋工程建設項目必須符合海洋功能區劃、海洋環境保護規劃和國家有關環境保護標準的規定。本規定體現了海洋資源開發利用與環境保護相協調發展的原則，是防止海洋工程建設項目對海洋環境造成污染損害和影響海洋功能的合理開發利用，尤其是防止海洋工程建設項目損害、影響主導功能的開發利用的基本保證。關於海洋工程建設項目的定義和具體范圍將由國務院作出規定。根據本款規定，海洋工程建設項目對海洋環境的影響應符合功能區不損害主導功能開發利用所需的環境條件。同時，要求工程建設項目還必須符合海洋環境保護規劃和國家相關的保護標准。否則，海洋環境將會受污染損害，影響海洋資源的合理開發利用。本款規定海洋工程建設項目單位在可行性研究階段必須編制海洋環境影響報告書，這是防止海洋工程建設項目污染損害海洋環境的有效措施，也是我國環境管理的基本制度。根據本款規定，環境影響報告書應報有審批權的海洋行政主管部門審核批准。海洋行政主管部門應將審核批準的海洋環境影響報告書，通知申報單位並報同級環境保護行政主管部門備案，接受環境保護行政主管部門的監督。
二、本條第二款是關於海洋環境影響報告書核准之前徵求意見的規定。根據本款規定，海洋行政主管部門在審核批准海洋環境影響報告書之前，應該廣泛聽取各方面的意見，其中必須徵求海事、漁業行政主管部門和軍隊環境保護部門的意見。
第四十八條 海洋工程建設項目的環境保護設施，必須與主體工程同時設計、同時施工、同時投產使用。環境保護設施未經海洋行政主管部門檢查批准，建設項目不得試運行；環境保護設施未經海洋行政主管部門驗收，或者經驗收不合格的，建設項目不得投入生產或者使用。
拆除或者閑置環境保護設施，必須事先徵求海洋行政主管部門的同意。
【釋義】 本條是關於海洋工程建設項目環境保護設施執行「三同時」制度和投產使用前後驗收與管理的規定。
一、本條第一款是關於環境保護設施執行「三同時」制度和投產前驗收的規定。建設工程的環境保護設施與主體工程「同時設計、同時施工、同時投產使用」是一項行之有效的環境保護措施，和環境影響評價制度共同構成建設項目環境管理的兩項基本制度。
(一)「環境保護設施」是指根據海洋工程建設項目環境影響評價報告書及其審核批准意見中所確定的各項環境保護措施建造的藉以防治海洋環境污染和生態損害的工程設施、設備等。環境保護設施一般分為三種類型：一是防治海洋污染的裝置、設備、監測手段和工程設施等；二是生產與環境保護兩用的設施；三是保護自然資源和生態系統的設施。
(二)「同時設計」是指建設單位委託設計單位進行主體工程設計時，應同時將環境保護設施委託具備該專業設計能力與資格的設計單位設計。建設單位提交主體工程的設計任務書應有環境保護的內容，初步設計中應有環境保護篇章。環境保護設施設計單位根據環境保護的內容與要求，依照《設計規定》中的有關要求進行設計。環境保護設施和主體工程的設計可以由同一單位承擔，也可以由兩個設計單位分開設計，若由不同單位分開設計，則環境保護設施設計單位應主動與主體工程設計單位配合，以使環境保護設施設計與主體工程設計協調統一。
(三)「同時施工」是指建設單位在委託主體工程施工任務時，應同時委託環保設施施工任務，若主體工程施工單位不具備環保設施施工能力，可另委託具有建造環保設施能力單位施工。在施工階段中，環保設施施工單位應按主體工程施工計劃安排施工進度，並保證建設進度與資金落實。為確保工程環境保護設施按質按期完成，建設單位應及時向海洋行政主管部門書面報告環保工程進展情況，海洋行政主管部門根據施工進展及存在的問題提出意見。施工期間，建設單位與施工單位負責落實施工的環境污染防治措施。
(四)「同時投產使用」是指建設單位必須把環境保護設施與主體工程同時投入運行。同時投入運行包括建設項目建成竣工驗收後的正式投產使用，試生產與試運行過程的同時投產使用，也包括設施投入使用後的正常運行。「同時投產使用」是執行三同時制度的關鍵環節。為保證「同時投產使用」嚴格實施，本款規定環境保護設施未經海洋行政主管部門檢查批准，建設項目不得試運行；環境保護設施未經海洋行政主管部門驗收，或者經驗收不合格的，建設項目不得投入生產或者使用。這是執行「三同時」制度的關鍵環節，對違反本款規定的，按本法第八十三條規定進行處罰。
二、本條第二款是關於海洋工程建設項目在建成投產後不得隨意拆除或閑置環境保護設施的規定。根據本款規定，確需拆除或閑置者，必須事先徵求海洋行政主管部門的同意。環境保護設施只有保證在其閑置並不構成海洋環境污染和損害條件下，才可以允許閑置。如果環境保護設施損壞而不能修復，或超過使用期限，或實踐證明設施在技術方面和使用效果上已不能滿足環境保護要求，可以在保證新的、效果好的設施在預定期間內建成投產的前提下，向海洋行政主管部門申請，獲得同意後才可以拆除。
第四十九條 海洋工程建設項目，不得使用含超標准放射性物質或者易溶出有毒有害物質的材料。
【釋義】 本條是關於海洋工程建設項目材料不得含有超標准放射性物質或者易溶出有毒有害物質的禁止性條款。
本條規定體現了「必須採取一切措施保護海洋環境」的原則。根據本條規定，海洋工程建設單位在選用材料時必須實行「預防原則」，對可能含有超標放射性和易溶出有害有毒物質的材料進行檢驗，確保海洋工程建設項目所使用材料的放射性物質或有毒有害物質的含量符合國家相關規定。同時，應把檢驗結果報海洋行政主管部門備案並隨時接受海洋行政主管部門的檢查。違反本條規定者，按本法第八十四條規定處罰。
第五十條 海洋工程建設項目需要爆破作業時，必須採取有效措施，保護海洋資源。
海洋石油勘探開發及輸油過程中，必須採取有效措施，避免溢油事故的發生。
【釋義】 本條是關於為保護海洋資源，防止海底爆破作業和海洋石油勘探開發破壞和污染損害海洋資源和環境的規定。
一、本條第一款是關於防止海上爆破作業損害海洋資源的規定。「海上爆破」是指海洋工程建設、海洋環境整治和海洋調查活動必須採用爆破手段的作業行為。海上爆破對海洋資源的損害主要來自物理效應，表現為聲、沖擊波、爆破物沉降和沉積物翻動。本款所指的「海洋資源」主要指生物資源。海上爆破可能對海洋生物資源，尤其是漁業資源造成不同程度的損害，因此我國的《漁業法》也明確規定防止爆炸作業對漁業的損害。爆破作業者應掌握作業區海洋生物資源狀況，確定主要保護目標。在選擇爆破地點、方式、時間時，要避開生物聚集與回遊的季節與路線，同時採取必要的措施，如設置明顯的作業標志和信號，將爆破對海洋資源的危害降至最低程度。在制定爆破方案時，對其他資源的保護也應給予綜合考慮。作業者必須將爆破方案報海洋行政主管部門備案。
二、本條第二款是關於海洋石油勘探開發和輸油過程中避免發生溢油事故的規定。建設單位必須在技術和管理上採取有效措施，防止溢油事故的發生。技術改進是防止溢油事故的重要預防措施之一，例如採用先進鑽井技術，可減少井噴事故的發生。在防止溢油事故的管理中，除了嚴格操作程序，明確崗位責任，強化防範意識外，海上石油開發單位必須編制溢油污染應急計劃，配備與開發規模相適應的設備和器材。對違反本規定者，將按本法第八十五條規定進行處罰。
第五十一條 海洋石油鑽井船、鑽井平台和採油平台的含油污水和油性混合物，必須經過處理達標後排放；殘油、廢油必須予以回收，不得排放入海。經回收處理後排放的，其含油量不得超過國家規定的標准。
鑽井所使用的油基泥漿和其他有毒復合泥漿不得排放入海。水基泥漿和無毒復合泥漿及鑽屑的排放，必須符合國家有關規定。
【釋義】 本條是關於海洋石油勘探開發過程中處置廢棄物質的規定。
一、本條第一款是關於海洋石油勘探開發過程中排放含油污水和油性混合物以及處置殘油、廢油等廢棄物質的規定。含油污水是指原油經油水分離器分離後產生的采出水，及機艙、機房和甲板含油污水。油性混合物通常是用棉紗、木屑等吸油材料清潔甲板污油或機器後產生的含油材料，以及含油泥漿、含油鑽屑等任何含有油份的混合物。含油污水及油性混合物未經達標處理，不得直接向海洋排放。機艙、機房和甲板含油污水的排放，應符合國家《船舶污染物排放標准》。採油工業含油污水排放，應符合國家《海洋石油開發工業含油污水排放標准》。含油污水在排放前不得稀釋或加入消油劑進行預處理。採油工業含油污水的排放，必須符合國標《海洋石油開發工業含油污水分析方法》的要求。海洋石油勘探開發過程中排放的含油污水要徵收排污費，具體徵收標准和辦法由國務院規定。
二、本條第二款是關於海洋石油勘探開發過程中處置鑽井泥漿及鑽屑的規定。海洋石油勘探開發過程中使用的泥漿包括水基泥漿、油基泥漿和混合泥漿等，其海上處置方式分為兩類。含油量超過10%(重量)的水基泥漿，禁止向海中排放。含油量低於10%(重量)的水基泥漿，回收確有困難、經海區主管部門批准，可以向海中排放，但要徵收排污費。油基泥漿使用後禁止排放，要求回收處理。鑽屑中的油含量超過15%(重量)時，禁止排放入海。含油量低於15%(重量)時，回收確有困難、經海區主管部門批准，可以向海中排放，但要徵收排污費。油基泥漿和其他有毒復合泥漿不得排放入海。水基泥漿和無毒復合泥漿及鑽屑的排放，必須符合國家有關規定。作業者應提交鑽井泥漿和鑽屑等樣品到主管部門認可的實驗室進行毒性檢驗。檢驗合格並符合國家有關規定，經批准後方可排放。主管部門必須提供海洋石油鑽井泥漿毒性檢驗標准與分析方法。
第五十二條 海洋石油鑽井船、鑽井平台和採油平台及其有關海上設施，不得向海域處置含油的工業垃圾。處置其他工業垃圾，不得造成海洋環境污染。
【釋義】 本條是關於海洋石油勘探開發作業過程中處置工業垃圾的規定。
一、含油工業垃圾是指海洋石油鑽井船、鑽井平台和採油平台及其海上設施在作業期間產生的含有油份的廢棄物。其他工業垃圾主要指在海上油氣田鑽井平台、採油平台的安裝、拆卸等作業過程中可能產生的廢棄物，如一切塑料製品，包括用於包裝的廢塑料、合成纜繩、塑料袋等廢棄物質，一切有毒化學製品以及其他一切有害物質。上述物質如棄置到海洋中以後，可能對海洋環境造成污染，因此須要求送陸地處理，禁止向海洋中處置。
二、按有關法規可以向海洋處置的，如鋼筋混凝土等固體廢棄物向海洋處置時應按照海洋傾廢的有關規定執行。
第五十三條 海上試油時，應當確保油氣充分燃燒，油和油性混合物不得排放入海。
【釋義】 本條是關於海上試油的環境保護規定。
一、海上試油是測試油氣產量的作業內容之一。作業者在試油過程中，必須採取有效措施確保油氣充分燃燒。試油過程中產生的油和油性混合物不得排放入海，應採取有效措施回收。
二、海上試油前，作業者應通知海洋行政主管部門並接受海洋行政主管部門的現場監督。作業者應將試油時落入海中的原油量以及採取的相應措施等情況記錄在「防污記錄簿」中。
第五十四條 勘探開發海洋石油，必須按有關規定編制溢油應急計劃，報國家海洋行政主管部門審查批准。
【釋義】 本條是關於編制和審批溢油應急計劃的規定。
一、作業者在從事海上鑽井或油田投產前，應按規章制度編制溢油應急計劃，充分評估可能產生的溢油風險，並配備應急設施、設備和制定應急措施，以便發生溢油事故後，能有效地組織人力、物力及時處理，將污染損害降到最低。國家海洋行政主管部門在1995年發布了《海洋石油勘探開發溢油應急計劃編制與審批程序》，對海洋石油勘探開發溢油應急計劃編制的內容與審批的程序進行了規定。
二、根據本條的要求，溢油應急計劃應報國家海洋行政主管部門審查批准。審查批准後，企業或作業者應按照批準的溢油應急計劃組織相應的人力物力實施。如果在作業過程中，作業規模、方式、方法等發生變化，作業者應重新向國家海洋行政主管部門報批溢油應急計劃。

⑸ 　總體開發方案（ODP）

一、及時開展現場工程項目調查與評價，為鑽完井和海上工程設計提供設計依據

在可行性研究階段提出了通過優化的油氣田開發可行性方案，這個方案構成了ODP的基本框架，在總體開發方案研究階段一般不會變，實際上也不允許有大變化。比如生產平台數量和位置、油氣集輸方式、建成的生產規模等。因為有些與此有關的工程項目需要在ODP立項後及時開展，而這些項目將要發生相當的費用。

（一）環境影響評價報告

環評報告是海洋油氣田總體開發方案向國家申報時的必備文件。報告由經國家環保局認證的具有環境影響評價證書的部門撰寫，其目的旨在查明油田海區的環境質量現狀；預測油田開發各階段所產生的廢棄物對海洋環境的影響；分析發生事故性溢油的可能性及對海洋環境的可能影響；分析減緩不利影響措施的有效性和可行性，以便從環境保護角度論證開發項目的可行性，為油氣田各開發階段的環境保護和管理提供依據。這是一項專業性甚強而且工程量很大的工作，需要委託海洋系統知名單位承擔。

通常評價范圍限於海上結構物周圍和海管周圍幾公里，需要發生近百萬元的費用，周期要幾個月。為了不影響ODP進度，有時這項工作在可行性研究階段就已經開始，因此方案的框架是不容改變的。

（二）平台場址及海底管道路由的工程地質勘察

海上油氣田ODP立項後，必須對平台場址、海底管道進行工程地質和工程物探調查。其目的是查明作業海區內海底地形、地貌形態，探明中淺地層結構、構造及潛在的各種災難性地質現象，為樁基平台和海底管道路由提供工程設計、海管鋪設、平台安裝所需要的土質參數和設計資料。對於平台需要提供以平台為中心500～800m半徑范圍內與海上工程施工與平台安裝有關的地質條件；對於路由區主要對海管中心線300～500m的條帶狀范圍的水深、地貌及0～25m深度內的地層特徵加以解釋和分析。另外還要對作業海區內的環境參數進行調查。這項工作由於工程量大、周期長，因此費用較高。根據調查後得到的信息，除非萬不得已不會對方案進行改變。

（三）海管登陸點與油氣集輸終端場址的工程地質勘察

半海半陸式的集輸方式選擇的登陸點和陸上終端，一般是在港口或有利於建設碼頭的區域，通過登陸點和終端場地的地形地貌、構造、場地地層、水文地質狀況勘查，對工程地質做出評價，為陸上終端提供必要的設計參數。因為這項工作也要有一定的野外作業量，因此在立項後應立即進行。

二、專業緊密銜接與配合，提高總體開發方案的質量

油氣田總體開發方案描述了油氣資源從地下到地面直到形成商品的完整過程，各個專業之間的關系是很緊密的，在項目運行中不僅要考慮本專業的技術和經濟問題，也要全面考慮與其他專業相互溝通，及時調整思路和方案，只有這樣才能全面提高ODP質量。

a．選定的油氣藏方案向鑽完井和海上工程提供有關的設計參數，如井數、井位、層位、開采方式、建設規模、預測的生產指標、投產程序、開采過程中的調整等，給出開發方案的風險分析，提出實施要求。

b．鑽完井及採油工藝以油藏方案為基礎，充分考慮油藏對鑽完井的實施要求，以採用先進技術和節省為准則優化鑽井設計、選擇完井方式、確定生產方式、計算生產井井口參數以及採用機械採油和人工注水的用電量、選擇修井機類型等。向海上工程提供設計參數，並作出鑽完井費用估算，提供給經濟專業。

c．海上工程的概念設計主要是確認設計依據和基礎資料，工藝系統（中心平台和井口平台）流程設計及物熱平衡計算，公用系統（海水系統、淡水系統、發電機電力系統、消防救生系統、燃料系統、排放系統、通信系統、儀表控制及火災探測系統等）流程設計及設施選型計算，海管工藝計算及結構設計，導管架、組塊、生活模塊、單點等海上工程結構設計，浮式生產儲油裝置主要尺度性能論證，單點形式論證及選擇，陸地終端的初步設計並作出投資估算，提供給經濟專業。

d．生產作業安排確定海上平台及陸上終端生產組織機構和人數，提供給工程設計，確定住房規模，描述各崗位工作職責，提出操作要點和安全管理要點等。

e．安全分析的主要內容是審查項目使用的各種規范是否具有權威性，對生產設施可能造成危害的因素、後果及對策進行研究，對生產設施生存條件及作業條件進行分析，提出安全保護系統、消防救生系統和救護醫療設施設置並予以說明（提供給工程設計人員進行平檯布置），安全設施對人員的技術要求，最終要提出存在的問題和建議等。

f．項目設計必須遵循國家對海洋石油勘探開發的海洋環境保護法規、標准。ODP中的海洋環境保護主要描述污染源和主要污染物（鑽井階段、海底管線鋪設階段、平台就位/安裝/調試階段、生產階段），對環境污染進行風險分析（溢油或溢氣），並提出防範措施，提出控制與治理污染的初步方案，作出環境保護的投資估算，提供給經濟評價。

g．經濟評價主要審查和匯總各個專業提供的投資估算，清查有無漏項、重復或預算過高；確定開發期間的年度操作費；對於可形成商品部分的油氣預測價格變化；研究貨幣比價和利率；研究勘探費用的分配和開發費用的回收方式等與經濟評價有關的內容。根據逐年開發指標和操作費找出盈虧平衡點，確定經濟開采年限和油氣田的經濟採收率，計算投資回收期和投資回報率，通過各種重要參數的敏感性分析研究方案的抗風險能力。

h．最後要編制出開發工程進度計劃表。包括從基本設計開始直到平台投產各個實施階段銜接的時間安排，包括海上設施（平台、管線、平台上部設施）的采辦、建造、安裝、調試及鑽井、完井、平台投產等。定出關鍵的時間點，以保證油氣田的准時投產。

三、進行方案全方位優化，降低開發投資

相對於項目實施階段的投資預算和決算而言，ODP編制階段對投資的預測稱為估算。由於在總公司內部方案一旦經審查通過並決定實施，此ODP就有「法律」效應，在實施過程中方案不容隨意修改，投資不容突破，所以技術上要考慮全面，投資估算要有相當的准確度，既不要由於投資估計過高而減低了項目的經濟性，甚至使本來有效益的項目無法啟動，也不能由於投資估計太低而使項目啟動後無法操作。想方設法降低投資估算是油氣田開發取得較高回報率的基礎，因此每一個專業在自己的研究領域內不僅要考慮技術先進性、可行性和實用性，更重要的要考慮經濟性。經驗告訴我們，只有在每一環節都注意到節省投資，才能使整個項目獲得最好的經濟效益，因此在研究ODP時各個專業都必須不斷進行技術和經濟之間的平衡，反復優化方案。

（一）油藏方案

油藏方案是油氣田開發的基礎，在海上一個好的油藏方案，首先應當是地下資源盡量多采出，其次就是要為節省投資創造條件。海上油藏方案歷來著重研究如何在較少井數情況下獲得高產。井數少可使鑽井投資少、平台結構規模小、採油設施裝備少，使工程建設投資減少；油氣田投產後操作費少；追求初期產量高可以提高投資回收率，縮短投資回收期，有效縮短開發年限。因此海上油氣田開發的油藏方案應突破一些傳統的觀念。

1．立足於少井高產

海上已投產的油氣田生產井井網密度都很小，單井控制儲量都很大，已投產和正在建設的5個重質油油田平均每平方公里只有3.46口生產井（包括注水井），單井控制儲量平均127.5×10⁴t;23個輕質油油田統計井網密度只有1.35口/km²，單井控制儲量平均146×10⁴t;5個氣田統計井網密度0.122口/km²、單井控制儲量平均為43.8×10⁸m³。

在如此的井網密度下設計的採油速度和實際的油田高峰年產量都遠遠大於陸上同類油氣田。統計已投產和待投產的重質油油田平均採油速度2.09%，輕質油田採油速度平均6.12%，最高的達到13%以上。大氣田的采氣速度也很高，南海西部崖城13-1氣田采氣速度高達6%以上。少井高產的實現，除了得天獨厚的地質條件外，重要的是對油氣田開發某些問題觀念的轉變。

少井高速度是海上油氣田的開發原則。對於採油速度與穩產期關系的理解也是在開發實踐中不斷改變著人們的認識的。南海東部20世紀90年代初期投產的幾個高速開採油田，實際的採油速度都比方案設計的高。實踐證明，高速開采並沒有降低原油採收率，而使開發年限縮短、投資盡早回收，從而獲得非常好的經濟效益。到90年代中期，投產的油氣田從編制開發方案開始，就將少井高產作為海上油氣田的開發原則，基本改變了過去油氣田開發始終追求「長期穩產高產」的開發方針。

2．一套井網開采多套油層，減少生產井數

多油層油田開發歷來的做法是，針對儲層的非均質性，採用多套井網細分開發層系。這當然是解決層間矛盾最好和最有效的辦法，但另一方面勢必要增加很多井數。海上油田基本上是採用一套井網開采多套油層，在開發程序和採油工藝上，想辦法減緩由於一套井網帶來的採收率損失。位於南海東部的惠州26-1油田用一套井網、20口開發井，分3個階段（單層開采、分層系開采和跨層系混采階段），利用補孔技術實現了含油井段長635m、9套儲層的分采。經9年開采，采出程度為35.2%，其中主力層高達40%以上。位於渤海的綏中36-1重質油油田，也是用一套350m井距的反九點井網，合採了含油井段長達400m包括14油層組的兩大套儲層物性和流體特性均有較大差別的油藏。由於儲層岩性疏鬆無法分階段補孔，採用分3段防砂、每段之間用滑套控制，實現分3段開采，生產試驗區7年采出程度達到102%。

油氣田開發過程中的調整是改善開發效果不可缺少的重要手段。海上油氣田在開發過程中由於條件所限不允許大批量補充鑽井，原因之一是平台不能為調整井的鑽井、投產預留出足夠的空間，包括足夠的井槽和擴容設備的安裝場地，平台結構不能承受由於井數的增加帶來的載荷太大增加；其二是鑽井困難，因為調整井井位位於初期井網的生產井之間，而海上油氣田鑽井軌跡設計必須與初期井網同時進行，盡管如此，在實施調整井鑽井作業時鑽頭在叢式井中間安全穿行也是相當困難的，鑽井費用也會大大增加。因此，海上油氣田要做到經濟有效地開發，必須立足於一次井網。立足於一次井網不等於開發過程中不做任何調整。隨著鑽井和採油技術的不斷發展，海上油氣田的開發調整措施以在原井眼進行為主，主要是利用無價值生產井側鑽或平台上的預留井槽鑽個別補充井。海上油氣田非常重視一次井網的部署，基本思路是，在保證主力油層儲量得到充分動用的前提下，盡量照顧非主力油層的開發，對於一次井網不好控制的地區和儲層，要考慮為將來使用的措施創造條件。對於產量低的低效井，在井網優化過程中堅決去掉。厚度薄、儲量豐度小的地區，一次井網不布井。

例如，渤海的重質油油田綏中36-1、錦州9-3、秦皇島32-6等儲量比較大的油田，在油田邊部油層厚度小於15m的地區都沒有布井，准備後期利用邊部井向外側鑽水平井或大角度斜井增加動用儲量。南海東部的惠州26-1油田共有獨立的9套儲層，開發方案設計15口採油井和5口注水井，初期動用5套主力儲層，儲量佔74%。1991～1992年陸續投產，通過生產認識到油藏水驅能量充足，不需要注水，20口井全部為生產井。油田最高採油速度6%,5%以上的採油速度維持了將近4年。1996年油田含水上升到大約60%，利用高含水的老井眼側鑽了5口水平井，配合補孔進行開發層系的調整，在沒有增加井口的情況下，使動用儲量達到了100%，有效地改善了開發效果，採油速度始終穩定在4%左右。截止到2000年底，全油田采出程度達到39.48%、綜合含水74.2%。

3．人工舉升增大生產壓差，提高採油速度

對於有自噴能力的井，過去的做法是盡量保持自噴。而海上油田開發採用機械採油，不僅僅是因為油井停噴，一個非常重要的原因是為了增大生產壓差達到提高單井產量的目的。南海惠州油田群產能高、邊水和底水的能量充足，但在制定開發方案時，為了達到單井高產，還是設計了氣舉採油（實施時為自噴、氣舉、泵抽並舉），開發初期平均單井產油量達到300～400t/d。渤海的綏中36-1、錦州9-3、歧口18-1等油田，油井都具有一定的自噴能力，為了達到較高的採油速度，開發方案都設計為機械採油。

4．充分合理利用天然能量，節省投資

海上油田開發考慮盡量不使天然能量浪費掉。例如惠州油田群除利用邊水、底水能量驅油外，還利用位於油藏上部的氣藏作為氣源進行氣舉採油；綏中36-1油田、秦皇島32-6油田，利用位於東營組油藏上部的館陶組水藏作為注水水源進行人工注水；平台產出的溶解氣用於發電和其他平台自用；多餘的產出氣通過經濟評價，有條件的可以作為商品銷售（渤海歧口18-1油田群產出溶解氣向天津市供應）。

5．油田的聯合群體開發

油田聯合群體開發使不能單獨啟動的小型油田創造了非常好的經濟效益。在評價階段，特別注意被評價油氣田周圍的小構造，可以建議優先勘探，或在開發過程中兼探，一旦有所發現，它們可以作為群體共用一套生產設施，將大大改善這些油氣田的經濟效益。比如惠州21-1油田，編制開發方案時按可采儲量所做的經濟評價結果屬於邊際油田，當時為了使其經濟可行，除採用了高速開采、生產井合採的措施外，還將生產設施放置於油輪上以減少平台的體積與重量，就是這一點為聯合開發創造了條件。在惠州21-1油田投入開發之後，在其周邊又發現了惠州26-1、惠州32-2、惠州32-3、惠州32-5、惠州26-1北油田，其中除惠州26-1外均無單獨開采價值，但由於有惠州21-1現存的生產油輪、公用系統生產裝置和管線等，使這些油田在投入非常少的情況下很快投入開發並很快收回投資。

（二）鑽井、完井、採油工藝

鑽完井和採油工藝設計是總體開發方案的第二項重要內容，也是估算投資的開始。海上油氣田一般鑽完井及採油工藝費用要佔總投資的1/3～1/2，因此要在盡量滿足油藏要求的前提下，千方百計地降低鑽完井成本，促進設備器材國產化。降低成本有兩個含義：一是降低初期的一次投資；另外還要考慮投產後的二次或多次投資，即考慮工程質量和設備壽命，因為海上油氣田修井的費用要比陸地高得多。

鑽井方面由於全部為定向井或水平井，因此設計上要優化鑽井軌跡、優化井身結構，以節省管材和減少鑽井難度，為優質快速創造條件。

完井方面主要是對需要特殊完井工藝的油氣井進行專項研究，特殊完井工藝比正常的套管射孔完井技術上要復雜、費用上要增加，專項研究的目的是確定特殊完井工藝的必要性。由於海上油氣井完井的任何措施必須在投產前全部完成，沒有辦法投產後補救，所以這種專項研究尤為重要。比如東方1-1氣田，氣體組分中含有CO₂，編制ODP時對生產氣井的防腐問題進行了專門研究，通過多種井下防腐方法對比研究，認為採用防腐管材及井下工具是惟一的方法。根據NACE（美國全國防腐工程師協會）制定的標准和日本 NKK公司的研究結果，確定6口井井下裝置和流道部分採用Cr13合金鋼，其餘井採用1Y80材質，這樣不同井不同對待比全部採用Cr13要節省很多費用。該氣田氣井測試時沒有明顯的出砂現象，但從岩石結構上看，在高速開采條件下可能出砂，為此進行了出砂預測研究，並請美國 AR-CO公司和英國EPS公司做了氣井的出砂預測。結果表明，水平井下割縫管完井出砂的臨界生產壓差大約是常規井套管射孔的2倍，生產過程中生產井設計的生產壓差遠遠小於臨界壓差，因此水平井產層部分採用裸眼加割縫管及盲管完井，有一定的防砂功能，這樣使完井費節省了幾百萬美元。

採油工藝設計方面，既要考慮設備長期的實用性，也要考慮設備的壽命，因為採油是一個漫長的過程，即便在海上也要15～20年，所以要選擇性能好、已經成熟的工藝技術，雖然一次投資較大，但後期投資小且能降低操作費，費用多些也不為過。

（三）海上工程概念設計

海上工程概念設計是開發項目中主要的投資對象，一個大項目的工程投資要佔總投資的1/2～2/3，由於內容多、涉及的專業多，所以必須本著少花錢多辦事和辦好事的原則來優化每一項設計。要點是定準設計基礎，選好設計參數，正確理解和使用規范，優化設計、減少設施，簡化流程、優化布置，推進設備國產化。平台、FPSO和海管是海上油氣田開發的3大主體工程，影響它們結構設計基礎的首先是所處海域的環境條件，而環境條件是會隨時間變化的，有一定的規律性也有一定的偶然性。如海況中的海流、波浪，氣象中的風速等，都有不同年份（5年、10年，直到100年）的重現期，我們要從這些大量統計數據分析中，選好合適的設計參數，這對結構設計是很重要的。海上油氣田通過多年開發實踐認識到，像平台、海管這樣的永久性裝置，只要在生產期限內滿足生產要求並保證安全就可以了，因此根據所處海域實際情況合理慎重選用設計參數，可以大量節省投資。當外界自然條件對這些永久性裝置的定量影響確定之後，餘下的就是根據油氣田開發本身的參數來進一步優化結構設計了。概念設計要執行國家和中國海油企業有關的法律、法規，以及結構、機械設施、電氣、儀表、消防、通訊等的國際標准、國家標准和企業標准。特別是環保和安全要嚴格按照國家的法律與法規執行，因為概念設計是基本設計的基礎，項目的基本設計要通過國際或國內知名船級社的審核，油氣田投產前要通過國家環保局和國家安全辦公室審查，如果沒有達到標准將需要進行整改，以致油氣田無法按時投產，這將會在經濟上造成不必要的損失。

在概念設計階段除永久性結構物設計外，降低投資的途徑主要是優化平台設施，包括集輸方式的優化、總系統工程優化、公用系統優化、平台設施平面布置優化、工藝流程優化等。比如綏中36-1油田二期工程，在概念設計時對集輸方式是採用全海式還是半海半陸式進行了反復優化。全海式對於綏中36-1油田，我們有試驗區近5年開發的成功經驗，半海半陸式對於離岸不算太遠、儲量規模幾億噸的大型重質油油田來說是有許多好處，但要涉及許多過去沒有碰到的問題，像登陸點問題、終端問題、征地問題、碼頭改造問題、重質油的長輸管線問題、近海岸線的排污問題以及與地方行政的關系等都必須重新研究。為此組織力量對多個問題同時開展研究，在確認了技術上可行之後，硬是在總體投資上做到與全海式大致相當，但從長遠利益考慮節省了海上部分的操作費，總體經濟效益要好於全海式。目前該油田已按半海半陸的集輸方式於2000年底順利投產。

海上油氣田總體開發方案研究是一項系統工程，涉及多個專業、多個工種、多項高新技術，過程中需要多次平衡優化，目的是達到油氣田的高效和高速開發。

⑹ 超標排放大氣污染物要承擔什麼法律責任

《中華人民共和國大氣污染防治法》第九十八條違反本法規定，以拒絕進入現場等方式拒不接受環境保護主管部門及其委託的環境監察機構或者其他負有大氣環境保護監督管理職責的部門的監督檢查，或者在接受監督檢查時弄虛作假的。

由縣級以上人民政府環境保護主管部門或者其他負有大氣環境保護監督管理職責的部門責令改正，處二萬元以上二十萬元以下的罰款;構成違反治安管理行為的，由公安機關依法予以處罰。

第九十九條違反本法規定，有下列行為之一的，由縣級以上人民政府環境保護主管部門責令改正或者限制生產、停產整治，並處十萬元以上一百萬元以下的罰款;情節嚴重的，報經有批准權的人民政府批准，責令停業、關閉：

(一)未依法取得排污許可證排放大氣污染物的；

(二)超過大氣污染物排放標准或者超過重點大氣污染物排放總量控制指標排放大氣污染物的；

(三)通過逃避監管的方式排放大氣污染物的。

第一百條違反本法規定，有下列行為之一的，由縣級以上人民政府環境保護主管部門責令改正，處二萬元以上二十萬元以下的罰款;拒不改正的，責令停產整治：

(一)侵佔、損毀或者擅自移動、改變大氣環境質量監測設施或者大氣污染物排放自動監測設備的；

(二)未按照規定對所排放的工業廢氣和有毒有害大氣污染物進行監測並保存原始監測記錄的；

(三)未按照規定安裝、使用大氣污染物排放自動監測設備或者未按照規定與環境保護主管部門的監控設備聯網，並保證監測設備正常運行的；

(四)重點排污單位不公開或者不如實公開自動監測數據的；

(五)未按照規定設置大氣污染物排放口的。

(6)廢棄油氣井的環境損害與法律責任擴展閱讀

《中華人民共和國大氣污染防治法》第一百零二條違反本法規定，煤礦未按照規定建設配套煤炭洗選設施的，由縣級以上人民政府能源主管部門責令改正，處十萬元以上一百萬元以下的罰款；拒不改正的，報經有批准權的人民政府批准，責令停業、關閉。

違反本法規定，開采含放射性和砷等有毒有害物質超過規定標準的煤炭的，由縣級以上人民政府按照國務院規定的許可權責令停業、關閉。

第一百零三條違反本法規定，有下列行為之一的，由縣級以上地方人民政府市場監督管理部門責令改正，沒收原材料、產品和違法所得，並處貨值金額一倍以上三倍以下的罰款：

（一）銷售不符合質量標準的煤炭、石油焦的；

（二）生產、銷售揮發性有機物含量不符合質量標准或者要求的原材料和產品的；

（三）生產、銷售不符合標準的機動車船和非道路移動機械用燃料、發動機油、氮氧化物還原劑、燃料和潤滑油添加劑以及其他添加劑的；

（四）在禁燃區內銷售高污染燃料的。

⑺ 遼寧省石油勘探開發環境保護條例(2016修正)

第一條為了防治石油勘探開發污染環境，維護生態安全，促進經濟社會的可持續發展，根據國家有關法律、行政法規，結合本省實際，制定本條例。第二條在本省行政區域內從事陸上石油勘探開發活動，以及對石油勘探開發環境保護的監督管理，應當遵守本條例。

海洋石油勘探開發的環境保護管理，依照《中華人民共和國海洋石油勘探開發環境保護管理條例》的規定執行。第三條石油勘探開發應當堅持生態環境保護優先，實行生態環境損害賠償制度。第四條石油勘探開發所在地的縣級以上人民政府環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構依照職責分工，對本區域的石油勘探開發環境保護實施監督管理。

縣級以上人民政府國土資源、交通、農業、水利、林業等有關部門按照各自職責，依法做好石油勘探開發環境保護的監督管理工作。第五條石油勘探開發所在地的縣級以上人民政府應當將石油勘探開發的環境保護納入生態環境保護總體規劃，支持石油勘探開發單位採取有利於污染防治的措施。

石油勘探開發單位應當按照當地人民政府生態環境保護總體規劃，制定生態環境保護具體方案，建立生態環境保護責任制，採用先進的勘探開發技術，實行清潔作業，防止石油勘探開發活動對環境和生態的污染、破壞。第六條任何單位和個人有義務保護石油勘探開發區域生態環境，有權對污染環境和破壞生態的石油勘探開發行為進行檢舉和控告。第七條新建、改建、擴建的石油勘探開發項目應當編制環境影響評價文件，依照建設項目審批許可權的規定，報環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構審批；審批通過後，將相關材料報送當地環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構。第八條石油勘探開發項目的環境污染防治設施，應當與主體工程同時設計、同時施工、同時投產使用。防治污染的設施需經環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構驗收。驗收不合格的，該石油勘探開發項目不得開工作業。第九條石油勘探開發單位在勘探開發作業前，應當向所在地市、縣人民政府環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構申領污染物排放許可證。

石油勘探開發單位排放污染物，應當向縣級以上人民政府環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構進行排污申報，按照核準的排放指標排放，並依照國家相關規定繳納排污費。第十條石油勘探開發單位應當採取消音、隔音、防震等措施，防止和減輕物理探測作業產生的雜訊和震動污染。在城市市區范圍內作業的，應當符合國家規定的環境雜訊排放標准。

禁止夜間在城市市區雜訊敏感建築物集中區域和自然保護區、重要養殖區從事產生雜訊污染的作業。因生產工藝要求或者物理勘探等特殊需要必須連續作業的，石油勘探開發單位應當向縣級以上人民政府環境保護或者遼河凌河保護區管理機構等有關部門提出申請，經同意方可作業，並公告附近單位和居民。上述部門接到申請後，應當在十個工作日內作出同意或者不同意的決定。第十一條石油勘探開發單位應當對作業產生的廢水進行回收、處理或者綜合利用，達標後方可回注，防止污染地下水質。未經處理達標的廢水不得回注和外排。

禁止利用滲井、滲坑、裂隙和溶洞排放廢水、廢液；禁止利用無防滲漏措施的溝渠、坑塘等排放或者存貯廢水、廢液。第十二條石油勘探開發應當採用無毒泥漿作業，特殊情況需要使用有毒化學葯劑等危險化學品的，石油勘探開發單位應當依照國家規定向有關行政管理部門申報。

石油勘探開發單位應當對鑽井廢棄泥漿進行回收利用或者無害化處理，並對處理後的鑽井泥漿進行監測。第十三條石油勘探開發作業應當嚴格執行操作規范，防止或者減少落地油泥的產生。對落地的油泥應當在完成試油、修井作業後三日內清除。第十四條石油勘探開發作業產生的固體廢物應當回收、處理。對暫時不利用或者不能利用的，應當建設符合國家標準的存貯場所。存貯的固體廢物應當定期清理，防止污染環境。

產生的含有毒化學葯劑的泥漿、含油岩屑、污油、油泥或者清罐浮渣、底泥等污染物，應當按照危險廢物管理規定進行轉移、貯存和處理。第十五條石油勘探開發單位應當對作業產生的天然氣、油田伴生氣及其他可燃性氣體進行回收、處理或者綜合利用。不具備回收利用條件需要向大氣排放的，應當採取污染防治措施，並向所在地環境保護行政主管部門或者遼河凌河保護區管理機構申報。

在油氣儲存、運輸過程中，應當減少烴類及其他氣體排放。

⑻ 油氣井的折舊年限如何確定

企業所得稅法實施條例》第六十一條規定，從事開採石油、天然氣等礦產資源的企業，在開始商業性生產前發生的費用和有關固定資產的折耗、折舊方法，由國務院財政、稅務主管部門另行規定。
《財政部、國家稅務總局關於開採油（氣）資源企業費用和有關固定資產折耗攤銷折舊稅務處理問題的通知》（財稅[2009]49號）第四條第（一）款規定，開發支出，是指油氣企業為了取得已探明礦區中的油氣而建造或更新井及相關設施活動所發生的各項支出。
第（二）款規定，油氣企業在開始商業性生產之前發生的開發支出，可不分用途，全部累計作為開發資產的成本，自對應的油（氣）田開始商業性生產月份的次月起，可不留殘值，按直線法計提的折舊准予扣除，其最低折舊年限為8年。「
依據上述規定，油氣井最低折舊年限為8年。 稅收，是國民經濟最為重要的調節器，隨著經濟的發展，稅收法律愈發繁雜，稅收調整愈發頻繁，作為企業財務人員，掌握著企業的稅收命脈，迫切需要綜合的稅務管理能力，加入稅務經理專修班，掌握稅務實務、稅務籌劃、稅務稽查、稅務行政復議，拓寬稅務處理軟技能，成為優秀的財會人。

⑼ 長江大學的油氣井工程研究生復試嚴不嚴啊

長江大學考試都比較嚴

⑽ 我們國家對私自將油氣井泥漿埋入地下會不會被判刑

你好！答案是：會的，一定會被判刑，趕緊停止作業。
法律規定： 無論是油基泥漿還是水基泥漿,裡面都含有大量的化學葯品,用來調控泥漿性質。因此不能就地掩埋,需要進行回收和無害化處理。
希望能幫到你，祝你生活愉快！望採納，謝謝！