废弃油气井的环境损害与法律责任
⑴ 井控意识识别是什么
咨询记录 · 回答于2021-11-01
⑵ 各阶段环境影响与环境风险
由于CO2地质封存可能存在着泄漏风险，且对环境影响，以及产生的环境风险存在不确定性，因此，对CO2地质封存工程环境影响评价时，首先需要进行广泛的公众调查。随着CO2地质封存示范工程的陆续成功实施，不仅可以给人们带来宝贵的工程经验，更重要的是有利于增强公众对CO2地质封存的信心和支持。若CO2地质封存技术逐渐取得社会各界的普遍认可，便可通过立法的形式保证CO2地质封存技术的合法地位。同时，制定相关经济政策（如碳税）和环境政策，促进相关行业参与进来，共同积极推动CO2地质封存工程的大规模实施，以缓解全球气候变化问题。
针对CO2地质封存示范工程，分析和预测其潜在的危险、有害因素，特别是针对CO2地质封存过程中或闭场后可能发生的泄漏，所造成的人身安全与环境影响和损害程度，提出合理可行的防范、应急和减缓措施，以使事故发生率、损失规模和环境影响程度达到一个可接受的水平，或者说一个可以控制的水平，有利于我国建立CO2地质封存环境管理的技术方法体系。
CO2地质封存的环境影响与环境风险已引起了广泛的关注（Damen et al.，2003；Heinrich et al.，2003；Saripalli et al.，2003；Johnston et al.，2003；Deel et al.，2007；Solomon，2007；许志刚等，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；奥山康子，2010；刘兰翠等，2010；张森琦等，2010；Li et al.，2011；West et al.，2011）。根据国内外研究现状，可将CO2地质封存的环境影响与环境风险归纳为表7-1所示。CO2地质封存的环境影响与环境风险在每个阶段也各不相同。
（一）灌注过程的环境影响
在CO2灌注过程中，主要表现为对环境的影响。CO2灌注对环境的影响主要表现在对自然环境（植被和风景等）的破坏、噪声、大气环境、水环境和土壤环境的污染，以及钻井过程的废弃物与化学品产生等方面。
表7-1 CO2封存的环境影响与环境风险
（二）场地关闭及闭场后环境影响与环境风险
CO2地质封存场地关闭及关闭后主要表现为对环境所产生的风险，包括全球风险和局部风险，如图7-1所示。
图7-1 CO2地质封存过程的环境风险构成图
1.全球风险
目前，关于CO2地质封存的科学疑虑主要是将巨量的CO2封存到地下是否可行？是否会发生泄漏？封存年限多长？这些疑问的本质就是CO2封存能否起到减缓气候变化的作用。有种观点认为，即使每年的泄漏率为1％，100年后CO2的泄漏量将为封存量的37％，释放出的CO2可能引发显著的气候变化，从减缓气候变化的角度来看，这是不被接受的。
根据对目前CO2地质封存地点、自然系统、工程系统和模式的观测和分析，经过适当选址和管理，历经百年或千年保留在储层中的CO2有可能超过99％。随着时间的推移，泄漏的风险预计会减小（Metz et al.，2005）。未来封存的CO2泄漏程度更多地取决于封存场地的地质环境、技术水平和管理等诸多因素。
另外，由于甲烷（CH4）在深部地层中的天然存在，如果发生CO2泄漏，可能会伴随着CH4的泄漏（Quattrocchi et al.，2011）。如果灌注的CO2纯度较低，一些特定的伴随气体，如H2S、SO2和NO2等，将会随CO2一起泄漏出来，从而带来更多潜在的风险，特别是H2S是高毒害的易燃性气体，而且硫、氮等氧化物的大量排放是引起酸雨的主要元凶（Li et al.，2011）。因此，对于非纯CO2地质封存的泄漏需要专门的环境评价和风险管理。
（1）泄漏场景：根据IPCC 2005年报告，CO2地质封存潜在的风险环节主要表现为3种泄漏场景（表7-2），存在以下7种可能的泄漏途径（Metz et al.，2005）：
表7-2 泄漏场景及风险水平
1）CO2气体突破毛细管压力后，在盖层中甚至上覆地层中的泄漏；
2）通过断层的泄漏；
3）通过盖层中局部缺陷处的泄漏；
4）储层压力的增加及断层渗透率的增加导致的CO2泄漏；
5）通过没有封堵好的废弃井泄漏；
6）溶解到地下水中的CO2泄漏到储层外；
7）溶解到地下水中的CO2沿着倾斜的地层泄漏到地表。
对IPCC 2005年报告中指出的可能泄漏途径作进一步分析归纳，实际可能发生的泄漏途径主要有以下4类：
1）沿着灌注井或废弃井的泄漏；
2）沿着断层或裂缝的泄漏；
3）沿着储层的泄漏；
4）通过盖层孔隙的泄漏。
其中，1）和2）可以在短时间内发生；3）和4）的发生可能需要上万年的时间。因此，在环境评价场景设计时，必须考虑各种可能泄漏途径需要的时间尺度，而且必须同时考虑到与各个场景对应的浮力、温度、压力等圈闭要素。
（2）CO2地质封存的风险特征：国际风险管理委员会2008年报告指出，一般来说，泄漏风险随着CO2灌注的开始会逐渐增大，随灌注结束泄漏风险达到最大；场地封闭后，随着时间的推移，泄漏的风险将逐渐减少（图7-2）。
图7-2 CO2地质封存过程中的风险变化图
充分掌握CO2地质封存场地储盖层特征及其他方面的信息将有助于分析泄漏风险的大小，而监管工作的重点是CO2地质封存工程风险的最高处（Benson，2007）。风险状况对于不同的利益相关者各不相同，局部风险（环境、人体健康和财产权利问题）的管理完全不同于全球风险的管理。CO2从井孔或断层处的突然泄漏（这种类型的泄漏比较容易发现），对CO2地质封存场地附近的当地居民的健康及安全具有最高风险；但根据需要购买的地方排放许可证制度，对于投资者的最高金融风险可能会来自于缓慢而又长期的（更难以察觉地）泄漏责任。此外，风险状况不是一成不变的，这些均可以通过工程措施进行最大可能的有效防范与管理。尽管如此，日本福岛1号核电站事故给予全人类的教训说明，没有经受过巨大灾害的考验，风险对策或风险场景的确定，从根本上讲可能没有多少真实的意义。
2.局部风险
（1）CO2泄漏对人体健康及人身安全的影响：CO2的密度高于空气，纯度高的CO2气体会下沉，取代氧气，空气中CO2的浓度大于7％～10％时，将立刻危害到人们的生活和健康。
灌注井破裂或废弃油气井泄漏有可能造成CO2突然快速地释放。与这种释放有关的灾害主要影响发生地附近的居民、工人或前来控制井喷的人员。控制这种释放可能需要数小时乃至数天，与灌注的总量相比，所释放的CO2总量可能很小。根据石油和天然气行业的经验，采用工程和行政控制措施能定期对这类灾害进行有效的管理。如果发生快速、突然的泄漏，CO2在空气中的体积超过3％，将造成危险（Metz et al.，2005）。火山喷发导致大量的CO2释放就是很好的例证（Hollo-way，1997）。根据国际能源署（IEA）的统计，1986年发生在喀麦隆尼奥斯湖（Lake Nyos）湖底的火山喷发，使大量蓄积在湖底的CO2突然释放出来，导致方圆 25 km范围内的1700多人和大量的动物窒息死亡。1984年，同样发生在喀麦隆莫奴恩湖（Lake Monoun）地震释放出的CO2造成37人死亡。1979年，印度尼西亚迪恩火山（Dieng volcano）爆发，释放出20×104 t CO2，造成142人窒息。2006年4月，美国加利福尼亚州猛犸象山（Mammoth Mountain）的三名滑雪巡逻员在试图用篱笆隔离一个危险的火山口时，由于高浓度的CO2而死亡，而且，1 hm2的树木也由于CO2浓度过高而死亡（Holloway，1997）。
一般说来，从大规模排放源捕获的CO2中，往往还含有N2、H2O、O2和H2S等杂质气体，如果发生泄漏，导致的环境影响和健康危害要明显高于高纯度的CO2气体。
（2）CO2泄漏对地下水环境的污染：通过未被发现的断层、断裂和井孔发生泄漏，向上部扩散可能影响饮用含水层水质和生态系统。在灌注过程中，CO2的直接泄漏将导致CO2和深部咸水进入地下可饮用含水层，直接影响地下水水质。同时，CO2导致储层中咸水的pH值从近乎中性的6.5降到像醋一样酸的3.0（复旦大学温室气体研究中心，2006）。专家认为，这一变化导致液体溶解了 “大量的碳酸盐矿物质”（Li，2011），释放出的铁和锰等金属元素，以及有机物质也有可能进入到这种溶液中。
（3）CO2封存可能诱发地震：CO2注入储层的孔隙中将使地层压力增加，如果灌注压力超过地层压力，将可能诱发地层裂缝产生和断层移动（Li et al.，2005，2006；Rutqvist et al.，2007）。它将产生两方面的风险：一方面，由于高压所形成的破碎带和与之相联系的微地震将提高破碎带的泄漏率，从而为CO2泄漏提供通道；另一方面，高压导致断层活动，可能会诱发地震，从而产生更大的危害（李琦，2011）。
⑶ 油井寿命有多长
钻一口油气井投资很大，一般情况下，深井需要几千万元人民币，浅井也要一二百万元。如果再考虑建地面管线等工程，其投资更相当可观。但是，石油既然被称为“黑色金子”，所以回收期也很短。有些油井短短几个月就能收回全部成本，最长也不过五六年。因此，尽量延长油井的生产寿命是投资者和管理者的重要使命。
那么，油井寿命究竟能有多长呢？这是一个十分难回答的问题。油井寿命的长短不能通过计算或专家判断就能确定，甚至难以由人控制。如同人的寿命，据专家预测可达到120～150岁。实际受饮食、环境等影响，世界平均寿命仅75岁左右。油井也是一样，它的寿命主要受工程方面、地质方面、开发工艺水平和套管的管材等多方面的制约。如工程方面，其钻井完井过程中造成井下恶性事故，以至无法处理，造成油井中途夭折；地质方面，油层完全水淹或完全枯竭又不能做它用；管理方面，生产制度不合理，造成油气层水淹；开发工艺方面，油井生产制度控制不合理或者施工不当，致使套管发生严重损坏（腐蚀、错断、弯曲、挤毁），无法修复；管材方面，套管管材质量不合格，管材本身有气泡、孔洞或裂缝。以上种种原因都会造成油井寿命缩短而提前废弃。
但是，如果油藏先天条件较好且从钻井到开采各个环节控制合理，一口井可以生产十几年，二三十年甚至更长。然而，对于石油工作者来说，我们更着眼于一个油田的寿命。油田可以是一个含油气构造，也可以由若干含油气构造组成。即便是由一个构造形成的油气田，由于现代科学技术只能采出地下油气储量的30%～40%，油田也要不断新打或补充一部分更新井，或者采用更前沿技术将地下资源尽量多地开采出来。这样，一个油田的寿命可长达上百年。如中国陕西北部延长油矿是中国大陆发现和开发最早的油田，从1905年成立延长石油官厂至今已经有100年的历史，但它依然保持着相当的生产能力。
人有生老病死，油气井也不例外。当油气井无法修复或没有利用价值后，专业术语叫做报废井或废弃油气井。这些井必须经过专业处理。对存在边水或底水的报废油气井，为防止地下水窜通到其他井，造成油层水淹，应采用注水泥方法封住油层部位，其他部位用砂土等物填堵。对于已被各种资料证实既无水又无油、气的报废井，取出套管后用砂土或其他物质将井筒堵死即可。对尚有生产能力，但由于工程原因造成的报废井，应做到各层封死后，达到互相不窜通，再将井口封死，并在地面留有标志。
废弃油气井的封井
⑷ 急求：关于海洋环保方面的政策、法规、措施等内容
《中华人民共和国海洋环境保护法》http://www.legalinfo.gov.cn/zt/2004-06/10/content_105946.htm（中国普法网）
中华人民共和国海洋环境保护法部分释义：
第六章 防治海洋工程建设项目对海洋环境的污染损害
第四十七条 海洋工程建设项目必须符合海洋功能区划、海洋环境保护规划和国家有关环境保护标准，在可行性研究阶段，编报海洋环境影响报告书，由海洋行政主管部门核准，并报环境保护行政主管部门备案，接受环境保护行政主管部门监督。
海洋行政主管部门在核准海洋环境影响报告书之前，必须征求海事、渔业行政主管部门和军队环境保护部门的意见。
【释义】 本条是对海洋工程建设项目海洋环境保护的原则要求和海洋环境影响报告书编报审批程序的规定。
一、本条第一款是关于海洋工程建设项目必须符合海洋功能区划、海洋环境保护规划和国家有关环境保护标准的规定。本规定体现了海洋资源开发利用与环境保护相协调发展的原则，是防止海洋工程建设项目对海洋环境造成污染损害和影响海洋功能的合理开发利用，尤其是防止海洋工程建设项目损害、影响主导功能的开发利用的基本保证。关于海洋工程建设项目的定义和具体范围将由国务院作出规定。根据本款规定，海洋工程建设项目对海洋环境的影响应符合功能区不损害主导功能开发利用所需的环境条件。同时，要求工程建设项目还必须符合海洋环境保护规划和国家相关的保护标准。否则，海洋环境将会受污染损害，影响海洋资源的合理开发利用。本款规定海洋工程建设项目单位在可行性研究阶段必须编制海洋环境影响报告书，这是防止海洋工程建设项目污染损害海洋环境的有效措施，也是我国环境管理的基本制度。根据本款规定，环境影响报告书应报有审批权的海洋行政主管部门审核批准。海洋行政主管部门应将审核批准的海洋环境影响报告书，通知申报单位并报同级环境保护行政主管部门备案，接受环境保护行政主管部门的监督。
二、本条第二款是关于海洋环境影响报告书核准之前征求意见的规定。根据本款规定，海洋行政主管部门在审核批准海洋环境影响报告书之前，应该广泛听取各方面的意见，其中必须征求海事、渔业行政主管部门和军队环境保护部门的意见。
第四十八条 海洋工程建设项目的环境保护设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。环境保护设施未经海洋行政主管部门检查批准，建设项目不得试运行；环境保护设施未经海洋行政主管部门验收，或者经验收不合格的，建设项目不得投入生产或者使用。
拆除或者闲置环境保护设施，必须事先征求海洋行政主管部门的同意。
【释义】 本条是关于海洋工程建设项目环境保护设施执行“三同时”制度和投产使用前后验收与管理的规定。
一、本条第一款是关于环境保护设施执行“三同时”制度和投产前验收的规定。建设工程的环境保护设施与主体工程“同时设计、同时施工、同时投产使用”是一项行之有效的环境保护措施，和环境影响评价制度共同构成建设项目环境管理的两项基本制度。
(一)“环境保护设施”是指根据海洋工程建设项目环境影响评价报告书及其审核批准意见中所确定的各项环境保护措施建造的借以防治海洋环境污染和生态损害的工程设施、设备等。环境保护设施一般分为三种类型：一是防治海洋污染的装置、设备、监测手段和工程设施等；二是生产与环境保护两用的设施；三是保护自然资源和生态系统的设施。
(二)“同时设计”是指建设单位委托设计单位进行主体工程设计时，应同时将环境保护设施委托具备该专业设计能力与资格的设计单位设计。建设单位提交主体工程的设计任务书应有环境保护的内容，初步设计中应有环境保护篇章。环境保护设施设计单位根据环境保护的内容与要求，依照《设计规定》中的有关要求进行设计。环境保护设施和主体工程的设计可以由同一单位承担，也可以由两个设计单位分开设计，若由不同单位分开设计，则环境保护设施设计单位应主动与主体工程设计单位配合，以使环境保护设施设计与主体工程设计协调统一。
(三)“同时施工”是指建设单位在委托主体工程施工任务时，应同时委托环保设施施工任务，若主体工程施工单位不具备环保设施施工能力，可另委托具有建造环保设施能力单位施工。在施工阶段中，环保设施施工单位应按主体工程施工计划安排施工进度，并保证建设进度与资金落实。为确保工程环境保护设施按质按期完成，建设单位应及时向海洋行政主管部门书面报告环保工程进展情况，海洋行政主管部门根据施工进展及存在的问题提出意见。施工期间，建设单位与施工单位负责落实施工的环境污染防治措施。
(四)“同时投产使用”是指建设单位必须把环境保护设施与主体工程同时投入运行。同时投入运行包括建设项目建成竣工验收后的正式投产使用，试生产与试运行过程的同时投产使用，也包括设施投入使用后的正常运行。“同时投产使用”是执行三同时制度的关键环节。为保证“同时投产使用”严格实施，本款规定环境保护设施未经海洋行政主管部门检查批准，建设项目不得试运行；环境保护设施未经海洋行政主管部门验收，或者经验收不合格的，建设项目不得投入生产或者使用。这是执行“三同时”制度的关键环节，对违反本款规定的，按本法第八十三条规定进行处罚。
二、本条第二款是关于海洋工程建设项目在建成投产后不得随意拆除或闲置环境保护设施的规定。根据本款规定，确需拆除或闲置者，必须事先征求海洋行政主管部门的同意。环境保护设施只有保证在其闲置并不构成海洋环境污染和损害条件下，才可以允许闲置。如果环境保护设施损坏而不能修复，或超过使用期限，或实践证明设施在技术方面和使用效果上已不能满足环境保护要求，可以在保证新的、效果好的设施在预定期间内建成投产的前提下，向海洋行政主管部门申请，获得同意后才可以拆除。
第四十九条 海洋工程建设项目，不得使用含超标准放射性物质或者易溶出有毒有害物质的材料。
【释义】 本条是关于海洋工程建设项目材料不得含有超标准放射性物质或者易溶出有毒有害物质的禁止性条款。
本条规定体现了“必须采取一切措施保护海洋环境”的原则。根据本条规定，海洋工程建设单位在选用材料时必须实行“预防原则”，对可能含有超标放射性和易溶出有害有毒物质的材料进行检验，确保海洋工程建设项目所使用材料的放射性物质或有毒有害物质的含量符合国家相关规定。同时，应把检验结果报海洋行政主管部门备案并随时接受海洋行政主管部门的检查。违反本条规定者，按本法第八十四条规定处罚。
第五十条 海洋工程建设项目需要爆破作业时，必须采取有效措施，保护海洋资源。
海洋石油勘探开发及输油过程中，必须采取有效措施，避免溢油事故的发生。
【释义】 本条是关于为保护海洋资源，防止海底爆破作业和海洋石油勘探开发破坏和污染损害海洋资源和环境的规定。
一、本条第一款是关于防止海上爆破作业损害海洋资源的规定。“海上爆破”是指海洋工程建设、海洋环境整治和海洋调查活动必须采用爆破手段的作业行为。海上爆破对海洋资源的损害主要来自物理效应，表现为声、冲击波、爆破物沉降和沉积物翻动。本款所指的“海洋资源”主要指生物资源。海上爆破可能对海洋生物资源，尤其是渔业资源造成不同程度的损害，因此我国的《渔业法》也明确规定防止爆炸作业对渔业的损害。爆破作业者应掌握作业区海洋生物资源状况，确定主要保护目标。在选择爆破地点、方式、时间时，要避开生物聚集与回游的季节与路线，同时采取必要的措施，如设置明显的作业标志和信号，将爆破对海洋资源的危害降至最低程度。在制定爆破方案时，对其他资源的保护也应给予综合考虑。作业者必须将爆破方案报海洋行政主管部门备案。
二、本条第二款是关于海洋石油勘探开发和输油过程中避免发生溢油事故的规定。建设单位必须在技术和管理上采取有效措施，防止溢油事故的发生。技术改进是防止溢油事故的重要预防措施之一，例如采用先进钻井技术，可减少井喷事故的发生。在防止溢油事故的管理中，除了严格操作程序，明确岗位责任，强化防范意识外，海上石油开发单位必须编制溢油污染应急计划，配备与开发规模相适应的设备和器材。对违反本规定者，将按本法第八十五条规定进行处罚。
第五十一条 海洋石油钻井船、钻井平台和采油平台的含油污水和油性混合物，必须经过处理达标后排放；残油、废油必须予以回收，不得排放入海。经回收处理后排放的，其含油量不得超过国家规定的标准。
钻井所使用的油基泥浆和其他有毒复合泥浆不得排放入海。水基泥浆和无毒复合泥浆及钻屑的排放，必须符合国家有关规定。
【释义】 本条是关于海洋石油勘探开发过程中处置废弃物质的规定。
一、本条第一款是关于海洋石油勘探开发过程中排放含油污水和油性混合物以及处置残油、废油等废弃物质的规定。含油污水是指原油经油水分离器分离后产生的采出水，及机舱、机房和甲板含油污水。油性混合物通常是用棉纱、木屑等吸油材料清洁甲板污油或机器后产生的含油材料，以及含油泥浆、含油钻屑等任何含有油份的混合物。含油污水及油性混合物未经达标处理，不得直接向海洋排放。机舱、机房和甲板含油污水的排放，应符合国家《船舶污染物排放标准》。采油工业含油污水排放，应符合国家《海洋石油开发工业含油污水排放标准》。含油污水在排放前不得稀释或加入消油剂进行预处理。采油工业含油污水的排放，必须符合国标《海洋石油开发工业含油污水分析方法》的要求。海洋石油勘探开发过程中排放的含油污水要征收排污费，具体征收标准和办法由国务院规定。
二、本条第二款是关于海洋石油勘探开发过程中处置钻井泥浆及钻屑的规定。海洋石油勘探开发过程中使用的泥浆包括水基泥浆、油基泥浆和混合泥浆等，其海上处置方式分为两类。含油量超过10%(重量)的水基泥浆，禁止向海中排放。含油量低于10%(重量)的水基泥浆，回收确有困难、经海区主管部门批准，可以向海中排放，但要征收排污费。油基泥浆使用后禁止排放，要求回收处理。钻屑中的油含量超过15%(重量)时，禁止排放入海。含油量低于15%(重量)时，回收确有困难、经海区主管部门批准，可以向海中排放，但要征收排污费。油基泥浆和其他有毒复合泥浆不得排放入海。水基泥浆和无毒复合泥浆及钻屑的排放，必须符合国家有关规定。作业者应提交钻井泥浆和钻屑等样品到主管部门认可的实验室进行毒性检验。检验合格并符合国家有关规定，经批准后方可排放。主管部门必须提供海洋石油钻井泥浆毒性检验标准与分析方法。
第五十二条 海洋石油钻井船、钻井平台和采油平台及其有关海上设施，不得向海域处置含油的工业垃圾。处置其他工业垃圾，不得造成海洋环境污染。
【释义】 本条是关于海洋石油勘探开发作业过程中处置工业垃圾的规定。
一、含油工业垃圾是指海洋石油钻井船、钻井平台和采油平台及其海上设施在作业期间产生的含有油份的废弃物。其他工业垃圾主要指在海上油气田钻井平台、采油平台的安装、拆卸等作业过程中可能产生的废弃物，如一切塑料制品，包括用于包装的废塑料、合成缆绳、塑料袋等废弃物质，一切有毒化学制品以及其他一切有害物质。上述物质如弃置到海洋中以后，可能对海洋环境造成污染，因此须要求送陆地处理，禁止向海洋中处置。
二、按有关法规可以向海洋处置的，如钢筋混凝土等固体废弃物向海洋处置时应按照海洋倾废的有关规定执行。
第五十三条 海上试油时，应当确保油气充分燃烧，油和油性混合物不得排放入海。
【释义】 本条是关于海上试油的环境保护规定。
一、海上试油是测试油气产量的作业内容之一。作业者在试油过程中，必须采取有效措施确保油气充分燃烧。试油过程中产生的油和油性混合物不得排放入海，应采取有效措施回收。
二、海上试油前，作业者应通知海洋行政主管部门并接受海洋行政主管部门的现场监督。作业者应将试油时落入海中的原油量以及采取的相应措施等情况记录在“防污记录簿”中。
第五十四条 勘探开发海洋石油，必须按有关规定编制溢油应急计划，报国家海洋行政主管部门审查批准。
【释义】 本条是关于编制和审批溢油应急计划的规定。
一、作业者在从事海上钻井或油田投产前，应按规章制度编制溢油应急计划，充分评估可能产生的溢油风险，并配备应急设施、设备和制定应急措施，以便发生溢油事故后，能有效地组织人力、物力及时处理，将污染损害降到最低。国家海洋行政主管部门在1995年发布了《海洋石油勘探开发溢油应急计划编制与审批程序》，对海洋石油勘探开发溢油应急计划编制的内容与审批的程序进行了规定。
二、根据本条的要求，溢油应急计划应报国家海洋行政主管部门审查批准。审查批准后，企业或作业者应按照批准的溢油应急计划组织相应的人力物力实施。如果在作业过程中，作业规模、方式、方法等发生变化，作业者应重新向国家海洋行政主管部门报批溢油应急计划。
⑸ 总体开发方案（ODP）
一、及时开展现场工程项目调查与评价，为钻完井和海上工程设计提供设计依据
在可行性研究阶段提出了通过优化的油气田开发可行性方案，这个方案构成了ODP的基本框架，在总体开发方案研究阶段一般不会变，实际上也不允许有大变化。比如生产平台数量和位置、油气集输方式、建成的生产规模等。因为有些与此有关的工程项目需要在ODP立项后及时开展，而这些项目将要发生相当的费用。
（一）环境影响评价报告
环评报告是海洋油气田总体开发方案向国家申报时的必备文件。报告由经国家环保局认证的具有环境影响评价证书的部门撰写，其目的旨在查明油田海区的环境质量现状；预测油田开发各阶段所产生的废弃物对海洋环境的影响；分析发生事故性溢油的可能性及对海洋环境的可能影响；分析减缓不利影响措施的有效性和可行性，以便从环境保护角度论证开发项目的可行性，为油气田各开发阶段的环境保护和管理提供依据。这是一项专业性甚强而且工程量很大的工作，需要委托海洋系统知名单位承担。
通常评价范围限于海上结构物周围和海管周围几公里，需要发生近百万元的费用，周期要几个月。为了不影响ODP进度，有时这项工作在可行性研究阶段就已经开始，因此方案的框架是不容改变的。
（二）平台场址及海底管道路由的工程地质勘察
海上油气田ODP立项后，必须对平台场址、海底管道进行工程地质和工程物探调查。其目的是查明作业海区内海底地形、地貌形态，探明中浅地层结构、构造及潜在的各种灾难性地质现象，为桩基平台和海底管道路由提供工程设计、海管铺设、平台安装所需要的土质参数和设计资料。对于平台需要提供以平台为中心500～800m半径范围内与海上工程施工与平台安装有关的地质条件；对于路由区主要对海管中心线300～500m的条带状范围的水深、地貌及0～25m深度内的地层特征加以解释和分析。另外还要对作业海区内的环境参数进行调查。这项工作由于工程量大、周期长，因此费用较高。根据调查后得到的信息，除非万不得已不会对方案进行改变。
（三）海管登陆点与油气集输终端场址的工程地质勘察
半海半陆式的集输方式选择的登陆点和陆上终端，一般是在港口或有利于建设码头的区域，通过登陆点和终端场地的地形地貌、构造、场地地层、水文地质状况勘查，对工程地质做出评价，为陆上终端提供必要的设计参数。因为这项工作也要有一定的野外作业量，因此在立项后应立即进行。
二、专业紧密衔接与配合，提高总体开发方案的质量
油气田总体开发方案描述了油气资源从地下到地面直到形成商品的完整过程，各个专业之间的关系是很紧密的，在项目运行中不仅要考虑本专业的技术和经济问题，也要全面考虑与其他专业相互沟通，及时调整思路和方案，只有这样才能全面提高ODP质量。
a．选定的油气藏方案向钻完井和海上工程提供有关的设计参数，如井数、井位、层位、开采方式、建设规模、预测的生产指标、投产程序、开采过程中的调整等，给出开发方案的风险分析，提出实施要求。
b．钻完井及采油工艺以油藏方案为基础，充分考虑油藏对钻完井的实施要求，以采用先进技术和节省为准则优化钻井设计、选择完井方式、确定生产方式、计算生产井井口参数以及采用机械采油和人工注水的用电量、选择修井机类型等。向海上工程提供设计参数，并作出钻完井费用估算，提供给经济专业。
c．海上工程的概念设计主要是确认设计依据和基础资料，工艺系统（中心平台和井口平台）流程设计及物热平衡计算，公用系统（海水系统、淡水系统、发电机电力系统、消防救生系统、燃料系统、排放系统、通信系统、仪表控制及火灾探测系统等）流程设计及设施选型计算，海管工艺计算及结构设计，导管架、组块、生活模块、单点等海上工程结构设计，浮式生产储油装置主要尺度性能论证，单点形式论证及选择，陆地终端的初步设计并作出投资估算，提供给经济专业。
d．生产作业安排确定海上平台及陆上终端生产组织机构和人数，提供给工程设计，确定住房规模，描述各岗位工作职责，提出操作要点和安全管理要点等。
e．安全分析的主要内容是审查项目使用的各种规范是否具有权威性，对生产设施可能造成危害的因素、后果及对策进行研究，对生产设施生存条件及作业条件进行分析，提出安全保护系统、消防救生系统和救护医疗设施设置并予以说明（提供给工程设计人员进行平台布置），安全设施对人员的技术要求，最终要提出存在的问题和建议等。
f．项目设计必须遵循国家对海洋石油勘探开发的海洋环境保护法规、标准。ODP中的海洋环境保护主要描述污染源和主要污染物（钻井阶段、海底管线铺设阶段、平台就位/安装/调试阶段、生产阶段），对环境污染进行风险分析（溢油或溢气），并提出防范措施，提出控制与治理污染的初步方案，作出环境保护的投资估算，提供给经济评价。
g．经济评价主要审查和汇总各个专业提供的投资估算，清查有无漏项、重复或预算过高；确定开发期间的年度操作费；对于可形成商品部分的油气预测价格变化；研究货币比价和利率；研究勘探费用的分配和开发费用的回收方式等与经济评价有关的内容。根据逐年开发指标和操作费找出盈亏平衡点，确定经济开采年限和油气田的经济采收率，计算投资回收期和投资回报率，通过各种重要参数的敏感性分析研究方案的抗风险能力。
h．最后要编制出开发工程进度计划表。包括从基本设计开始直到平台投产各个实施阶段衔接的时间安排，包括海上设施（平台、管线、平台上部设施）的采办、建造、安装、调试及钻井、完井、平台投产等。定出关键的时间点，以保证油气田的准时投产。
三、进行方案全方位优化，降低开发投资
相对于项目实施阶段的投资预算和决算而言，ODP编制阶段对投资的预测称为估算。由于在总公司内部方案一旦经审查通过并决定实施，此ODP就有“法律”效应，在实施过程中方案不容随意修改，投资不容突破，所以技术上要考虑全面，投资估算要有相当的准确度，既不要由于投资估计过高而减低了项目的经济性，甚至使本来有效益的项目无法启动，也不能由于投资估计太低而使项目启动后无法操作。想方设法降低投资估算是油气田开发取得较高回报率的基础，因此每一个专业在自己的研究领域内不仅要考虑技术先进性、可行性和实用性，更重要的要考虑经济性。经验告诉我们，只有在每一环节都注意到节省投资，才能使整个项目获得最好的经济效益，因此在研究ODP时各个专业都必须不断进行技术和经济之间的平衡，反复优化方案。
（一）油藏方案
油藏方案是油气田开发的基础，在海上一个好的油藏方案，首先应当是地下资源尽量多采出，其次就是要为节省投资创造条件。海上油藏方案历来着重研究如何在较少井数情况下获得高产。井数少可使钻井投资少、平台结构规模小、采油设施装备少，使工程建设投资减少；油气田投产后操作费少；追求初期产量高可以提高投资回收率，缩短投资回收期，有效缩短开发年限。因此海上油气田开发的油藏方案应突破一些传统的观念。
1．立足于少井高产
海上已投产的油气田生产井井网密度都很小，单井控制储量都很大，已投产和正在建设的5个重质油油田平均每平方公里只有3.46口生产井（包括注水井），单井控制储量平均127.5×104t;23个轻质油油田统计井网密度只有1.35口/km2，单井控制储量平均146×104t;5个气田统计井网密度0.122口/km2、单井控制储量平均为43.8×108m3。
在如此的井网密度下设计的采油速度和实际的油田高峰年产量都远远大于陆上同类油气田。统计已投产和待投产的重质油油田平均采油速度2.09%，轻质油田采油速度平均6.12%，最高的达到13%以上。大气田的采气速度也很高，南海西部崖城13-1气田采气速度高达6%以上。少井高产的实现，除了得天独厚的地质条件外，重要的是对油气田开发某些问题观念的转变。
少井高速度是海上油气田的开发原则。对于采油速度与稳产期关系的理解也是在开发实践中不断改变着人们的认识的。南海东部20世纪90年代初期投产的几个高速开采油田，实际的采油速度都比方案设计的高。实践证明，高速开采并没有降低原油采收率，而使开发年限缩短、投资尽早回收，从而获得非常好的经济效益。到90年代中期，投产的油气田从编制开发方案开始，就将少井高产作为海上油气田的开发原则，基本改变了过去油气田开发始终追求“长期稳产高产”的开发方针。
2．一套井网开采多套油层，减少生产井数
多油层油田开发历来的做法是，针对储层的非均质性，采用多套井网细分开发层系。这当然是解决层间矛盾最好和最有效的办法，但另一方面势必要增加很多井数。海上油田基本上是采用一套井网开采多套油层，在开发程序和采油工艺上，想办法减缓由于一套井网带来的采收率损失。位于南海东部的惠州26-1油田用一套井网、20口开发井，分3个阶段（单层开采、分层系开采和跨层系混采阶段），利用补孔技术实现了含油井段长635m、9套储层的分采。经9年开采，采出程度为35.2%，其中主力层高达40%以上。位于渤海的绥中36-1重质油油田，也是用一套350m井距的反九点井网，合采了含油井段长达400m包括14油层组的两大套储层物性和流体特性均有较大差别的油藏。由于储层岩性疏松无法分阶段补孔，采用分3段防砂、每段之间用滑套控制，实现分3段开采，生产试验区7年采出程度达到102%。
油气田开发过程中的调整是改善开发效果不可缺少的重要手段。海上油气田在开发过程中由于条件所限不允许大批量补充钻井，原因之一是平台不能为调整井的钻井、投产预留出足够的空间，包括足够的井槽和扩容设备的安装场地，平台结构不能承受由于井数的增加带来的载荷太大增加；其二是钻井困难，因为调整井井位位于初期井网的生产井之间，而海上油气田钻井轨迹设计必须与初期井网同时进行，尽管如此，在实施调整井钻井作业时钻头在丛式井中间安全穿行也是相当困难的，钻井费用也会大大增加。因此，海上油气田要做到经济有效地开发，必须立足于一次井网。立足于一次井网不等于开发过程中不做任何调整。随着钻井和采油技术的不断发展，海上油气田的开发调整措施以在原井眼进行为主，主要是利用无价值生产井侧钻或平台上的预留井槽钻个别补充井。海上油气田非常重视一次井网的部署，基本思路是，在保证主力油层储量得到充分动用的前提下，尽量照顾非主力油层的开发，对于一次井网不好控制的地区和储层，要考虑为将来使用的措施创造条件。对于产量低的低效井，在井网优化过程中坚决去掉。厚度薄、储量丰度小的地区，一次井网不布井。
例如，渤海的重质油油田绥中36-1、锦州9-3、秦皇岛32-6等储量比较大的油田，在油田边部油层厚度小于15m的地区都没有布井，准备后期利用边部井向外侧钻水平井或大角度斜井增加动用储量。南海东部的惠州26-1油田共有独立的9套储层，开发方案设计15口采油井和5口注水井，初期动用5套主力储层，储量占74%。1991～1992年陆续投产，通过生产认识到油藏水驱能量充足，不需要注水，20口井全部为生产井。油田最高采油速度6%,5%以上的采油速度维持了将近4年。1996年油田含水上升到大约60%，利用高含水的老井眼侧钻了5口水平井，配合补孔进行开发层系的调整，在没有增加井口的情况下，使动用储量达到了100%，有效地改善了开发效果，采油速度始终稳定在4%左右。截止到2000年底，全油田采出程度达到39.48%、综合含水74.2%。
3．人工举升增大生产压差，提高采油速度
对于有自喷能力的井，过去的做法是尽量保持自喷。而海上油田开发采用机械采油，不仅仅是因为油井停喷，一个非常重要的原因是为了增大生产压差达到提高单井产量的目的。南海惠州油田群产能高、边水和底水的能量充足，但在制定开发方案时，为了达到单井高产，还是设计了气举采油（实施时为自喷、气举、泵抽并举），开发初期平均单井产油量达到300～400t/d。渤海的绥中36-1、锦州9-3、歧口18-1等油田，油井都具有一定的自喷能力，为了达到较高的采油速度，开发方案都设计为机械采油。
4．充分合理利用天然能量，节省投资
海上油田开发考虑尽量不使天然能量浪费掉。例如惠州油田群除利用边水、底水能量驱油外，还利用位于油藏上部的气藏作为气源进行气举采油；绥中36-1油田、秦皇岛32-6油田，利用位于东营组油藏上部的馆陶组水藏作为注水水源进行人工注水；平台产出的溶解气用于发电和其他平台自用；多余的产出气通过经济评价，有条件的可以作为商品销售（渤海歧口18-1油田群产出溶解气向天津市供应）。
5．油田的联合群体开发
油田联合群体开发使不能单独启动的小型油田创造了非常好的经济效益。在评价阶段，特别注意被评价油气田周围的小构造，可以建议优先勘探，或在开发过程中兼探，一旦有所发现，它们可以作为群体共用一套生产设施，将大大改善这些油气田的经济效益。比如惠州21-1油田，编制开发方案时按可采储量所做的经济评价结果属于边际油田，当时为了使其经济可行，除采用了高速开采、生产井合采的措施外，还将生产设施放置于油轮上以减少平台的体积与重量，就是这一点为联合开发创造了条件。在惠州21-1油田投入开发之后，在其周边又发现了惠州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外均无单独开采价值，但由于有惠州21-1现存的生产油轮、公用系统生产装置和管线等，使这些油田在投入非常少的情况下很快投入开发并很快收回投资。
（二）钻井、完井、采油工艺
钻完井和采油工艺设计是总体开发方案的第二项重要内容，也是估算投资的开始。海上油气田一般钻完井及采油工艺费用要占总投资的1/3～1/2，因此要在尽量满足油藏要求的前提下，千方百计地降低钻完井成本，促进设备器材国产化。降低成本有两个含义：一是降低初期的一次投资；另外还要考虑投产后的二次或多次投资，即考虑工程质量和设备寿命，因为海上油气田修井的费用要比陆地高得多。
钻井方面由于全部为定向井或水平井，因此设计上要优化钻井轨迹、优化井身结构，以节省管材和减少钻井难度，为优质快速创造条件。
完井方面主要是对需要特殊完井工艺的油气井进行专项研究，特殊完井工艺比正常的套管射孔完井技术上要复杂、费用上要增加，专项研究的目的是确定特殊完井工艺的必要性。由于海上油气井完井的任何措施必须在投产前全部完成，没有办法投产后补救，所以这种专项研究尤为重要。比如东方1-1气田，气体组分中含有CO2，编制ODP时对生产气井的防腐问题进行了专门研究，通过多种井下防腐方法对比研究，认为采用防腐管材及井下工具是惟一的方法。根据NACE（美国全国防腐工程师协会）制定的标准和日本 NKK公司的研究结果，确定6口井井下装置和流道部分采用Cr13合金钢，其余井采用1Y80材质，这样不同井不同对待比全部采用Cr13要节省很多费用。该气田气井测试时没有明显的出砂现象，但从岩石结构上看，在高速开采条件下可能出砂，为此进行了出砂预测研究，并请美国 AR-CO公司和英国EPS公司做了气井的出砂预测。结果表明，水平井下割缝管完井出砂的临界生产压差大约是常规井套管射孔的2倍，生产过程中生产井设计的生产压差远远小于临界压差，因此水平井产层部分采用裸眼加割缝管及盲管完井，有一定的防砂功能，这样使完井费节省了几百万美元。
采油工艺设计方面，既要考虑设备长期的实用性，也要考虑设备的寿命，因为采油是一个漫长的过程，即便在海上也要15～20年，所以要选择性能好、已经成熟的工艺技术，虽然一次投资较大，但后期投资小且能降低操作费，费用多些也不为过。
（三）海上工程概念设计
海上工程概念设计是开发项目中主要的投资对象，一个大项目的工程投资要占总投资的1/2～2/3，由于内容多、涉及的专业多，所以必须本着少花钱多办事和办好事的原则来优化每一项设计。要点是定准设计基础，选好设计参数，正确理解和使用规范，优化设计、减少设施，简化流程、优化布置，推进设备国产化。平台、FPSO和海管是海上油气田开发的3大主体工程，影响它们结构设计基础的首先是所处海域的环境条件，而环境条件是会随时间变化的，有一定的规律性也有一定的偶然性。如海况中的海流、波浪，气象中的风速等，都有不同年份（5年、10年，直到100年）的重现期，我们要从这些大量统计数据分析中，选好合适的设计参数，这对结构设计是很重要的。海上油气田通过多年开发实践认识到，像平台、海管这样的永久性装置，只要在生产期限内满足生产要求并保证安全就可以了，因此根据所处海域实际情况合理慎重选用设计参数，可以大量节省投资。当外界自然条件对这些永久性装置的定量影响确定之后，余下的就是根据油气田开发本身的参数来进一步优化结构设计了。概念设计要执行国家和中国海油企业有关的法律、法规，以及结构、机械设施、电气、仪表、消防、通讯等的国际标准、国家标准和企业标准。特别是环保和安全要严格按照国家的法律与法规执行，因为概念设计是基本设计的基础，项目的基本设计要通过国际或国内知名船级社的审核，油气田投产前要通过国家环保局和国家安全办公室审查，如果没有达到标准将需要进行整改，以致油气田无法按时投产，这将会在经济上造成不必要的损失。
在概念设计阶段除永久性结构物设计外，降低投资的途径主要是优化平台设施，包括集输方式的优化、总系统工程优化、公用系统优化、平台设施平面布置优化、工艺流程优化等。比如绥中36-1油田二期工程，在概念设计时对集输方式是采用全海式还是半海半陆式进行了反复优化。全海式对于绥中36-1油田，我们有试验区近5年开发的成功经验，半海半陆式对于离岸不算太远、储量规模几亿吨的大型重质油油田来说是有许多好处，但要涉及许多过去没有碰到的问题，像登陆点问题、终端问题、征地问题、码头改造问题、重质油的长输管线问题、近海岸线的排污问题以及与地方行政的关系等都必须重新研究。为此组织力量对多个问题同时开展研究，在确认了技术上可行之后，硬是在总体投资上做到与全海式大致相当，但从长远利益考虑节省了海上部分的操作费，总体经济效益要好于全海式。目前该油田已按半海半陆的集输方式于2000年底顺利投产。
海上油气田总体开发方案研究是一项系统工程，涉及多个专业、多个工种、多项高新技术，过程中需要多次平衡优化，目的是达到油气田的高效和高速开发。
⑹ 超标排放大气污染物要承担什么法律责任
《中华人民共和国大气污染防治法》第九十八条违反本法规定，以拒绝进入现场等方式拒不接受环境保护主管部门及其委托的环境监察机构或者其他负有大气环境保护监督管理职责的部门的监督检查，或者在接受监督检查时弄虚作假的。
由县级以上人民政府环境保护主管部门或者其他负有大气环境保护监督管理职责的部门责令改正，处二万元以上二十万元以下的罚款;构成违反治安管理行为的，由公安机关依法予以处罚。
第九十九条违反本法规定，有下列行为之一的，由县级以上人民政府环境保护主管部门责令改正或者限制生产、停产整治，并处十万元以上一百万元以下的罚款;情节严重的，报经有批准权的人民政府批准，责令停业、关闭：
(一)未依法取得排污许可证排放大气污染物的；
(二)超过大气污染物排放标准或者超过重点大气污染物排放总量控制指标排放大气污染物的；
(三)通过逃避监管的方式排放大气污染物的。
第一百条违反本法规定，有下列行为之一的，由县级以上人民政府环境保护主管部门责令改正，处二万元以上二十万元以下的罚款;拒不改正的，责令停产整治：
(一)侵占、损毁或者擅自移动、改变大气环境质量监测设施或者大气污染物排放自动监测设备的；
(二)未按照规定对所排放的工业废气和有毒有害大气污染物进行监测并保存原始监测记录的；
(三)未按照规定安装、使用大气污染物排放自动监测设备或者未按照规定与环境保护主管部门的监控设备联网，并保证监测设备正常运行的；
(四)重点排污单位不公开或者不如实公开自动监测数据的；
(五)未按照规定设置大气污染物排放口的。
(6)废弃油气井的环境损害与法律责任扩展阅读
《中华人民共和国大气污染防治法》第一百零二条违反本法规定，煤矿未按照规定建设配套煤炭洗选设施的，由县级以上人民政府能源主管部门责令改正，处十万元以上一百万元以下的罚款；拒不改正的，报经有批准权的人民政府批准，责令停业、关闭。
违反本法规定，开采含放射性和砷等有毒有害物质超过规定标准的煤炭的，由县级以上人民政府按照国务院规定的权限责令停业、关闭。
第一百零三条违反本法规定，有下列行为之一的，由县级以上地方人民政府市场监督管理部门责令改正，没收原材料、产品和违法所得，并处货值金额一倍以上三倍以下的罚款：
（一）销售不符合质量标准的煤炭、石油焦的；
（二）生产、销售挥发性有机物含量不符合质量标准或者要求的原材料和产品的；
（三）生产、销售不符合标准的机动车船和非道路移动机械用燃料、发动机油、氮氧化物还原剂、燃料和润滑油添加剂以及其他添加剂的；
（四）在禁燃区内销售高污染燃料的。
⑺ 辽宁省石油勘探开发环境保护条例(2016修正)
第一条为了防治石油勘探开发污染环境，维护生态安全，促进经济社会的可持续发展，根据国家有关法律、行政法规，结合本省实际，制定本条例。第二条在本省行政区域内从事陆上石油勘探开发活动，以及对石油勘探开发环境保护的监督管理，应当遵守本条例。
海洋石油勘探开发的环境保护管理，依照《中华人民共和国海洋石油勘探开发环境保护管理条例》的规定执行。第三条石油勘探开发应当坚持生态环境保护优先，实行生态环境损害赔偿制度。第四条石油勘探开发所在地的县级以上人民政府环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构依照职责分工，对本区域的石油勘探开发环境保护实施监督管理。
县级以上人民政府国土资源、交通、农业、水利、林业等有关部门按照各自职责，依法做好石油勘探开发环境保护的监督管理工作。第五条石油勘探开发所在地的县级以上人民政府应当将石油勘探开发的环境保护纳入生态环境保护总体规划，支持石油勘探开发单位采取有利于污染防治的措施。
石油勘探开发单位应当按照当地人民政府生态环境保护总体规划，制定生态环境保护具体方案，建立生态环境保护责任制，采用先进的勘探开发技术，实行清洁作业，防止石油勘探开发活动对环境和生态的污染、破坏。第六条任何单位和个人有义务保护石油勘探开发区域生态环境，有权对污染环境和破坏生态的石油勘探开发行为进行检举和控告。第七条新建、改建、扩建的石油勘探开发项目应当编制环境影响评价文件，依照建设项目审批权限的规定，报环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构审批；审批通过后，将相关材料报送当地环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构。第八条石油勘探开发项目的环境污染防治设施，应当与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。防治污染的设施需经环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构验收。验收不合格的，该石油勘探开发项目不得开工作业。第九条石油勘探开发单位在勘探开发作业前，应当向所在地市、县人民政府环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构申领污染物排放许可证。
石油勘探开发单位排放污染物，应当向县级以上人民政府环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构进行排污申报，按照核准的排放指标排放，并依照国家相关规定缴纳排污费。第十条石油勘探开发单位应当采取消音、隔音、防震等措施，防止和减轻物理探测作业产生的噪声和震动污染。在城市市区范围内作业的，应当符合国家规定的环境噪声排放标准。
禁止夜间在城市市区噪声敏感建筑物集中区域和自然保护区、重要养殖区从事产生噪声污染的作业。因生产工艺要求或者物理勘探等特殊需要必须连续作业的，石油勘探开发单位应当向县级以上人民政府环境保护或者辽河凌河保护区管理机构等有关部门提出申请，经同意方可作业，并公告附近单位和居民。上述部门接到申请后，应当在十个工作日内作出同意或者不同意的决定。第十一条石油勘探开发单位应当对作业产生的废水进行回收、处理或者综合利用，达标后方可回注，防止污染地下水质。未经处理达标的废水不得回注和外排。
禁止利用渗井、渗坑、裂隙和溶洞排放废水、废液；禁止利用无防渗漏措施的沟渠、坑塘等排放或者存贮废水、废液。第十二条石油勘探开发应当采用无毒泥浆作业，特殊情况需要使用有毒化学药剂等危险化学品的，石油勘探开发单位应当依照国家规定向有关行政管理部门申报。
石油勘探开发单位应当对钻井废弃泥浆进行回收利用或者无害化处理，并对处理后的钻井泥浆进行监测。第十三条石油勘探开发作业应当严格执行操作规范，防止或者减少落地油泥的产生。对落地的油泥应当在完成试油、修井作业后三日内清除。第十四条石油勘探开发作业产生的固体废物应当回收、处理。对暂时不利用或者不能利用的，应当建设符合国家标准的存贮场所。存贮的固体废物应当定期清理，防止污染环境。
产生的含有毒化学药剂的泥浆、含油岩屑、污油、油泥或者清罐浮渣、底泥等污染物，应当按照危险废物管理规定进行转移、贮存和处理。第十五条石油勘探开发单位应当对作业产生的天然气、油田伴生气及其他可燃性气体进行回收、处理或者综合利用。不具备回收利用条件需要向大气排放的，应当采取污染防治措施，并向所在地环境保护行政主管部门或者辽河凌河保护区管理机构申报。
在油气储存、运输过程中，应当减少烃类及其他气体排放。
⑻ 油气井的折旧年限如何确定
企业所得税法实施条例》第六十一条规定，从事开采石油、天然气等矿产资源的企业，在开始商业性生产前发生的费用和有关固定资产的折耗、折旧方法，由国务院财政、税务主管部门另行规定。
《财政部、国家税务总局关于开采油（气）资源企业费用和有关固定资产折耗摊销折旧税务处理问题的通知》（财税[2009]49号）第四条第（一）款规定，开发支出，是指油气企业为了取得已探明矿区中的油气而建造或更新井及相关设施活动所发生的各项支出。
第（二）款规定，油气企业在开始商业性生产之前发生的开发支出，可不分用途，全部累计作为开发资产的成本，自对应的油（气）田开始商业性生产月份的次月起，可不留残值，按直线法计提的折旧准予扣除，其最低折旧年限为8年。“
依据上述规定，油气井最低折旧年限为8年。 税收，是国民经济最为重要的调节器，随着经济的发展，税收法律愈发繁杂，税收调整愈发频繁，作为企业财务人员，掌握着企业的税收命脉，迫切需要综合的税务管理能力，加入税务经理专修班，掌握税务实务、税务筹划、税务稽查、税务行政复议，拓宽税务处理软技能，成为优秀的财会人。
⑼ 长江大学的油气井工程研究生复试严不严啊
长江大学考试都比较严
⑽ 我们国家对私自将油气井泥浆埋入地下会不会被判刑
你好！答案是：会的，一定会被判刑，赶紧停止作业。
法律规定： 无论是油基泥浆还是水基泥浆,里面都含有大量的化学药品,用来调控泥浆性质。因此不能就地掩埋,需要进行回收和无害化处理。
希望能帮到你，祝你生活愉快！望采纳，谢谢！