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西南石油局油田工程服务公司
环 保 工 作 汇 报
四川〃绵阳 二○一一年十一月
西南石油局油田工程服务公司环保工作汇报
油服公司自2002年起开展环保工程业务，最初只承担川西地区的钻井废弃物转运存放，在塔河油田回收污油、清运生活垃圾。2003年开始转运、处理川西地区的钻井废弃物，在塔河油田除了清运生活垃圾外还回收处理落地油。2004年在川西集中转运处理钻井废弃物的同时，开始在野外开展现场钻井废弃物处理（含历史废弃物）和井场复耕，塔河油田也开始进行野外废弃物处理。2005年，油服公司在川西地区又增加了采出水、压裂返排液的处理。环保工程业务工区也不断增加，除川西地区、塔河油田外，还增加了川东北工区、鄂尔多斯工区。截止2010年底，油服公司又新增油泥沙处理、废弃泥浆回注、采油废水处理等环保工程业务；环保业务工区涉及四川、新疆、内蒙、甘肃、陕西、重庆、广西、贵州、伊朗等地；2010年的年度货币工作量已经超过1.5亿元。截至2010年12月31日，油服公司已累计回收处理污油258,000余方、生活垃圾1700余点次、钻井废弃物（含泥浆、岩屑、废水、历史废弃物）2,506,000余方、采气废水205,000余方，完成废弃物处理总井口数近1600口，为集团公司石油天然气勘探开发的环境保护工作做出了重要贡献。其中的一些重点环保工程业务如龙深1井和川科1井的钻井废弃物处理、普光后河水体异常抢险治理等，不仅锻炼了我们的环保工程队伍，还进一步提升了我公司素质过硬，敢打硬仗，能打硬仗的队伍形象，获得了各方的高度评价。
一、公司环保基本情况
（一）环保基础设施与装备
截至“十一五”末，油服公司已经拥有和营运着一批基本配套的环保基础设施和装备，包括两个环保中心，即川西工区西南环保中心和新疆工区西南环保中心，运营着6个环保处理基地即袁家固化厂、袁家废水处理站、大邑固废处理场、东泰固化土填埋场、426基地、钻井液回收及酸液配送中心废水处理站，3个专业环保中心实验室，2个现场实验室（川东北和伊朗），大型废弃物处理及转运设备如废水处理装臵、陶瓷真空过滤设备、板框压滤机、泥浆及污水转运槽车、挖掘机、装载机、垃圾清运车、污油回收机具、污油处理系统、油管清洗设备、泥浆回注设备、野营房等共计90余台套。
（二）环保专业员工队伍
油服公司目前从事环保工作的基层单位有川西和新疆2个环保中心、川东北前线指挥部、伊朗项目部，员工总数（含临时用工）200余人。公司班子历来高度重视人才队伍建设，先后引进、锻炼、培养了一批环保专业人才，涵盖了油田（应
用）化学、环境科学、环境工程、生物工程、化工检测、机械设计等专业，环保队伍平均年龄较低，文化程度和整体业务素质较高，队伍充满朝气与活力。队伍中工程管理和技术人员基本上拥有环保工程师证、环保技术人员岗位培训合格证，主要从业人员均拥有HSE证、硫化氢证及特种作业证。
（三）队伍管理
按照建立现代企业制度，规范公司管理和运行的要求，油田工程服务公司适时通过了ISO9001:2000质量管理体系认证、ISO14001:2004环境管理体系、GB/T28001-2001职业健康安全管理体系及HSE管理体系认证，并以2010年最新QHSE管理体文件和一套较为完整的油服公司环境保护管理制度（见附件一）来规范、指导各项环保工程服务及生产活动。在公司班子的关心和指导下，公司各基层环保工程服务单位根据管理体系的要求，结合自身特点，建立了各种生产经营管理制度、操作规范、作业手册，制定了符合实际的岗位职责，以岗定责，强化管理，确保生产经营活动的正常进行。多年来，在追求最大限度地不发生事故、不损害人身健康、不破坏环境的QHSE目标的过程中，实现了经济效益与社会效益，经济效益与环境效益的同步提升，迄今未发生一起上报重大安全、环保责任事件。获得了上级领导、业主方、地方政府、兄弟单位以及工区老百姓的认可和好评。
按照规范市场秩序，建设标准化队伍，提升竞争力和形象的发展思路，我公司通过审核并获得了国家环保部颁发的环境污染治理设施（乙级）运营资质证书、四川省环境污染防治工程工艺设计等级（甲级）确认证书、集团公司颁发的石油工程队伍（环保类）甲级资质证书，并两次荣获石油工程金牌队（2006年、2008年）称号。
（四）工程技术
油服公司一贯重视科技进步，强化技术创新，并于“十一五”期间提出了科技兴企战略，成立了工程技术研究，建立了实验室，配备了必要的实验设备，为技术人员从事环保技术、工艺、设备的研发提供了一定的基础条件。几年来，在公司领导的关心和大力支持下，通过自主创新、合作开发、技术引进与革新等方式，我公司先后开展了钻井废弃泥浆固化暨无害化处理技术、钻井废弃泥浆固液分离技、钻井废水达标处理技术、采油（气）废水达标处理技术等多项技术的研究，并取得一定成功，申请并获得3环保专利授权，为公司环保工程业务的顺利完成和环保产业的快速发展做出了积极贡献。值得一提的是，我公司在2006年还承担和完成了《中国石油化工集团公司油气田环境污染防治队伍资质认证标准》及《评审细则》编制工作，2010年完成了《中国石油化工集团公司石油工程队伍单位资质等级标准》配套的《油气田环境污染防治单位资质等级评审细则》的修订。通过承担《标准》及《评审细则》的制修订工作，既锻炼了环保工程技术人员的能力，还提高了我公司承揽本行业环保工程业务的发言权，提升了我公司在集团公司范围内环保产业方面的影响力。
二、泥浆站运行情况
（一）川西泥浆中转站
2011年7月5日开工建设，主体建设项目于2011年8月5日完成。场站建设规模为占地面积约4950 m，配臵泥浆泥浆储存罐40座、加药循环罐2座，最大储存量为3000m，配臵专用泥浆转运车辆。川西泥浆中转站已于2011年8月获得了当地环保部门的试运行批复，并始投入运行。
川西泥浆中转站设分管领导1人，配臵站长1人，技术主管1人，操作工（兼实验员）6人，机修工1人，资料员1人，门卫1人，共计12人。配臵人员中，分管领导、站长和技术主管具有多年环保工程服务经验，了解川西区块钻井泥浆性能，操作工则以相关专业大中专毕业生为主体，熟悉泥浆实验仪器和设备使用操作，能有效满足川西泥浆中转站的运行与管理。
川西泥浆中转站试运行以来，截止2011年11月24日库内存储了重浆949 m，清浆1188 m，共计回收可用泥浆
23295 m，向井场配送泥浆876 m，并参与了新8-1H井及孝深1井的突击抢险工作，发挥了川西地区泥浆中转、应急抢险的作用，获得了业主方的一致好评。
（二）川东泥浆中转站
川东泥浆中转站是从事元坝油气田井场应急抢险泥浆调配与泥浆循环再利用工程的场站，具有4498立方的泥浆储备能力，且配备较先进的自动化配浆系统的项目工程。下设三个分站：
1、元坝应急泥浆站，位于苍溪县元坝镇，拥有32个泥浆储罐（扩建），约2300方设计罐容。
2、通江应急泥浆站，位于巴中市通江县，拥有18个泥浆储罐，约1200方设计罐容；
3、老观应急泥浆临时站，位于南充市阆中市老观镇，拥有24个泥浆储罐，大约1300方罐容（待新建）。
自2011年5月油服川东北应急泥浆站成立以来，西南油服迅速组织精兵强将，建立了一只45人的泥浆站运行队伍，该队伍中本科学历4人，大专学历6人，中专学历35人，建立健全完整队伍，其中主要管理人员与技术力量由西北石油局塔河油田泥浆循环再利用分队抽调组成，拥有5年以上泥浆循环再利用业务经验。
目前本站配有泥浆运输车辆15辆，其中北奔罐车10辆 3
3（12方），自卸罐车5辆（14-17方），具有8吨自卸吊1辆；生产指挥车3辆。
泥浆站先后开展了元坝站、老观和通江站的泥浆回收和转运工作，积极承担相关的泥浆转运、回收、发送等任务。先后为元坝油气田、川东三口井发送泥浆872.3方，转运泥浆1260.5方，回收泥浆2830.2方（详见明细表），期间参与了西南、南方公司多次井漏的抢险任务，服务质量、工作效率得到各单位的一致好评。
三、存在的问题及建议
（一）固化土最终处臵未形成长效机制
固化土外运工作一直是困扰西南环保中心正常生产的重大问题，在西南油气分公司相关部门、川西采气厂、工程监督中心的支持和协调下，袁家固废场固化土统一运至东泰固化土填埋场堆放填埋。
目前袁家固废场固化土外运项目都要汇报、请示有关领导和部门，并且资金到位相当困难，未能像正常生产一样常态化，一定程度上制约了西南环保中心的正常生产。
建议：将固化土外运处臵费用列入生产成本，形成长效机制。
（二）泥浆站存在的问题
1、川西泥浆中转站问题
（1）配送任务少，定额不明确
川西泥浆中转站运行近三个月来，泥浆中转效率低下，目前场站的泥浆回收量为3295 m，但向井队配送的泥浆仅为876 m，进多出少，导致泥浆库容量不足，影响了下一步生产的顺利开展。
（2）川西泥浆中转站目前没有明确的结算方式，包括泥浆运输、重浆维护、设备保养等费用都有待明确定额。
2、川东泥浆站问题
（1）元坝项目部、川东工区每年钻井量少，泥浆周转量少，钻井周期长，回收和循环利用的效率低。再加之井与井之间路程较远，山路崎岖，运输困难，过路过桥费多，道路通行条件差，运输成本高，所以泥浆使用单位不愿使用回收再利用泥浆。
（2）由于元坝油气田泥浆周转效率太低，但元坝应急泥浆站承担了整个工区应急抢险（元坝、通南巴、老观）的功能，所以日常投入仍然在持续（人员工资、车辆折旧、泥浆维护等），故存在一定亏损。
（3）车辆行驶的道路条件、路况差、油耗高，车辆的修理困难（配件少）、长途救援，绕行等因素，运输成本较其他区域高。
（4）由于管理办法未出台，目前油服泥浆站服务的施工
33单位（泥浆发送和泥浆转运、回收），包括西南、南方的各家单位都没有和泥浆站签订服务合同，包括应急抢险拉运泥浆的费用及合同没有明确。
建议：
（1）在钻井招投标过程中，将钻井应急储备重浆的全部费用扣除出来，由元坝项目部进行统一管理。
（2）项目部按照单井储备浆总费用的75-80%（比例可以根据实际情况进行调整）测算支付于西南油服公司，以维持元坝应急泥浆站的基本运行。如果钻井招投标的数量有限，总费用的75-80%无法满足元坝应急泥浆站的日常运行，可以适当提高费用比例，或建议将钻后治理部分费用支付给西南油服公司。（泥浆回收再利用后，势必降低钻后泥浆的总量，减少排放和固化费用。）
（3）井队免费使用元坝应急泥浆站的储备泥浆，元坝应急泥浆站免费按照接近和符合设计要求、设计量的泥浆发送到井队，提供储备重浆。井队在钻井过程中对储备重浆处理和日常维护。
（4）回收井队合格泥浆（符合局分公司制定相关的回收标准）井队需支付泥浆运输费，同时泥浆量不得超出泥浆站提供的部分。
（5）项目部将剩余的20-25%左右钻井应急泥浆储备资
金进行灵活掌控，循环再利用泥浆可能不能完全满足井队所需泥浆的技术指标，井队、泥浆公司可以通过材料添加的方式自行对储备泥浆进行调制和维护，其间产生的实际费用经现场监督、确认方案后，元坝项目部可在剩余的20-25%钻井储备重浆资金进行结算。
（6）对于高价值密度较低的泥浆（井浆），如泥浆站有库容，可以和井队协商，回收到泥浆站维护保养和储存，用于下一口井的施工。井队、泥浆服务方按照合同支付相关的维护、运输费用。
（7）如果每年储备重浆费循环再利用无法满足泥浆站的正常运行，建议在专项应急抢险费用来维持泥浆站的正常运行，元坝应急泥浆站在完成泥浆回收再利用工作的同时还承担了工区的应急抢险任务。
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