扶余采油厂腐蚀管线调改工程环评报告公示

　扶余采油厂腐蚀管线调改工程

　环境影响报告表 （ 报批版 ）

　 委托单位：中国石油天然气股份有限公司 吉林油田分公司 扶余采油厂 编制单位：吉林省师泽环保科技有限公司 2020 年 年 6 月 月

　建设项目环境影响报告表

　项目名称：程 扶余采油厂腐蚀管线调改工程 建设单位（盖章）：

　中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司 扶余采油厂

　 二 编制日期：二 0 二零 年 六月 月

　 修改清单 修改意见 所处位置 1 结合管线沿线居民生活饮用水调查结果，复核地下水环境敏感性及评价工作等级，据此完善相应评价内容。细化环境保护目标，注明最近管线工程。复核位于雅达虹工业园区内声环境功能区。给出石油烃评价标准。核准与调整后的二龙、新村水源保护区距离。

　P37、60、61；P38；P41；P42；P23-25 2 复核土石方平衡，复核是否有弃土。核准施工人数及施工期。

　P9；P10 3 复核管线防腐、保温等是否在现场进行，若为现场进行则应细化其产污分析及影响分析内容，并提出有效的污染防治措施。细化泥浆池设置情况，明确泥浆收集及外运方式，细化泥浆池恢复措施。明确是否涉及树木砍伐。充实草地影响分析内容，细化临时占地生态恢复措施。

　P5；P49、54、66；P69、70、72 4 给出环境风险保护目标，完善管线发生泄漏事故对居民及地下水影响分析内容，完善相应的风险防范措施。

　P78、81、82 5 进一步明确与松花江银鲴鱼水产种质资源保护区关系，充实对其影响分析内容。

　P70 6 完善环保投资和环境监测计划。规范附图。

　P73、74、87、附图

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　 建设项目基本情况 项目名称 扶余采油厂腐蚀管线调改工程 建设单位 中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司扶余采油厂 法人代表 张坤 联系人 程国庆 通讯地址 吉林省松原市吉林油田公司扶余采油厂 联系电话 13843868976 传真 —

　邮政编码 138000 建设地点 吉林省松原市境内 立项审批部门

　批准文号 —

　建设性质 新建□

　 改扩建□

　 技改√ 行业类别及代码 管道工程建筑 E4852 占地面积（m 2 ）

　临时占地 永久占地 绿化面积（m 2 ）

　- 220740 0 总投资(万元) 1303.72 环保投资 （万元）

　58.5 环保投资占总投资比例% 4.49 投产日期 2020 年 7 月 年生产天数（d）

　- 一、项目背景 扶余油田位于吉林省松原市境内，区内地势比较平坦，地面海拔高度在135～150m 之间，均为耕地或城区所覆盖；区内公路交通与内河航运均较便利。1959 年 9 月，扶 27 井在扶余油层获 0.599t/d 的工业油流，之后进行了局部开发试验，1970 年投入全面开发。目前扶余油田地面系统建有集中处理站 3 座，分别为扶余采油厂中心处理站（西区）、中区联合站和东区联合站。

　由于扶余采油厂部分集油及注水管线运行时间较长，存在漏失隐患，且所在地周围村屯较多，人口逐渐增多，地面集输钢制管线一旦腐蚀漏失将对周围环境产生一定影响，为了避免管线泄漏污染环境，本次扶余采油厂投资 1303.72 万元对具有漏失隐患的管线进行更新，共计更新管线 71 条，其中掺水支干线 1 条，集油支干线 12 条，注水支干线 58 条，共计 43.97km，均在原有管线旁敷设，原有管线不取出。

　本项目运营期无废气产生和排放，不涉及大气环境评价等级判定。根据《环境影响评价技术导则 地表水环境》（HJ2.3-2018），本项目施工期和运营期均无废水外排，因此确定地表水评价等级为三级 B。根据《环境影响评价技术导则

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　 地下水环境》（HJ610-2016），本项目为地下水评价Ⅱ类项目，周围地下水环境不敏感，因此确定项目地下水评价等级为三级。根据《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ19-2011），本项目评价范围内有松原松花江银鲴国家级水产种质资源保护区，属于重要生态敏感区，本项目更新管线 43.97km，生态评价等级为三级。本项目位于声环境功能区 1 类区，声环境评价等级为二级。根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018），以本项目更新的管线容积计算原油的最大存在量，进而计算出项目风险物质总量与临界量比值 Q＜1，判定项目环境风险潜势为Ⅰ，因此确定做环境风险简单分析。根据《环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）》（HJ964-2018），项目为土壤环境污染型 III 类项目，占地规模为小型，项目周边紧邻耕地，土壤环境敏感，因此确定项目土壤环境评价等级为三级。

　本项目不属于《产业结构调整指导目录（2019 年本）》规定的淘汰类与鼓励类，项目符合国家产业政策，选址、选线合理；项目建设不可避免将对区域内环境空气、声环境、水环境、土壤环境等造成一定程度的污染或干扰，对当地生态环境也将产生一定的负面影响。在实施本环评中所提出的污染防治措施和风险防范措施后，可使各项污染物达标排放；采取一系列生态减缓措施后，对区域自然生态和农业生态环境影响可降至最低。本项目对存在泄漏隐患的管线进行更新，可有效降低环境风险，对区域地表水环境、地下水环境和土壤环境保护有一定积极意义。从环境保护角度来看，本项目建设是可行的。

　根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境影响评价分类管理名录》及其修改单的有关规定，受中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司扶余采油厂的委托，吉林省师泽环保科技有限公司承担了本项目的环境影响评价工作。根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（环境保护部令第 44 号）及其修改单（生态环境部令第 1 号），本项目属于四十一、石油和天然气开采业中 132、石油、页岩油开采中的其他，需编制环境影响报告表。经现场调查和分析，编制了本项目的环境影响报告表。在报告表编制过程中，得到了各级生态环境部门及建设单位的大力支持和协助，在此谨表谢意！

　二、编制依据 1 、法律法规及编制依据

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　 （1）《中华人民共和国环境保护法》（2015.1.1）； （2）《中华人民共和国环境影响评价法》（2018.12.29）； （3）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（2018.12.29）； （4）《中华人民共和国水污染防治法》（2018.1.1）； （5）《中华人民共和国大气污染防治法》（2018.10.26）； （6）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2016.11.7）； （7）《中华人民共和国土壤污染防治法》（2019.1.1）； （8）《中华人民共和国土地管理法》（2020.1.1）； （9）《中华人民共和国水土保持法》（2011.3.1）； （10）《中华人民共和国清洁生产促进法》（2012.7.1）； （11）《中华人民共和国防洪法》（2016.9.1）； （12）《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第 682 号，2017.10.1）； （13）《建设项目环境影响评价分类管理名录》（环境保护部令第 44 号，2017.9.1）； （14）《关于修改<建设项目环境影响评价分类管理名录>部分内容的决定》（生态环境部第 1 号令，2018.4.28）； （15）《国务院关于印发大气污染防治行动计划的通知》 （国发[2013]37号）； （16）《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》（国发[2015]17 号）； （17）《国务院关于印发土壤污染防治行动计划的通知》（国发〔2016〕31号）； （18）《基本农田保护条例》（2011.1.8）； （19）《石油天然气开采业污染防治技术政策》 （环保部2012年第18号令）； （20）《吉林省环境保护条例》（2001.1.12）； （21）《吉林省大气污染防治条例》（2016.5.27）； （22）《吉林省土地管理条例》（2002.9.1）； （23）《吉林省水土保持条例》（2014.3.1）； （24）《吉林省环境保护“十三五”规划》（吉政办发[2017]7 号）； （25）《吉林省人民政府关于印发吉林省落实大气污染防治行动计划实施细则的通知》（吉政发[2013]31 号）；

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　 （26）《关于印发吉林省清洁空气行动计划（2016-2020 年）的通知》（吉政发[2016]23 号）； （27）《关于印发吉林省清洁水体行动计划(2016-2020 年)的通知》（吉政发[2016]22 号）； （28）《吉林省人民政府关于印发吉林省清洁土壤行动计划的通知》（吉政发[2016]40 号）； （29）《吉林省环境保护厅关于印发〈落实〈吉林省落实大气污染防治行动计划实施细则〉实施方案〉的通知》(吉林省环境保护厅吉环办字[2014]40 号)。

　（30）《松原市人民政府办公室关于印发松原市环境保护“十三五”规划的通知》（松政办发[2018]24 号）； （31）《松原市人民政府关于印发松原市落实大气污染防治行动计划实施方案的通知》（松政发[2014]28 号）； （32）《松原市人民政府关于印发松原市清洁水体行动实施方案的通知》 （松政发[2016]42 号）。

　2 、技术标准及规范 （1）《建设项目环境影响评价技术导则 总纲》（HJ2.1-2016）； （2）《环境影响评价技术导则 地表水环境》（HJ2.3-2018）； （3）《环境影响评价技术导则 地下水环境》（HJ610-2016）； （4）《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2018）； （5）《环境影响评价技术导则 声环境》（HJ2.4-2009）； （6）《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ19-2011）； （7）《环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）》（HJ964-2018）； （8）《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）； （9）《吉林省地表水功能区》（DB22/388-2004）； （10）《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）； （11）《油气集输设计规范》（GB50350-2005）。

　3 、项目文件及资料 （1）吉林省师泽环保科技有限公司与中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司扶余采油厂签订的关于本项目环境影响评价技术咨询合同书；

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　 （2）《扶余采油厂腐蚀管线调改工程实施方案》； （3）建设单位提供的其他资料。

　三、工程概况 1 、项目名称、性质及建设地点 项目名称：扶余采油厂腐蚀管线调改工程 建设性质：技改 建设地点：吉林省松原市境内 项目地理位置见附图 1，现场照片见附图 2，本项目与周围环境敏感点关系见图 3。

　2 、改造项目内容及规模 本项目拟对扶余采油厂部分集输系统及注水系统管线进行改造。更新集油支干线 12 条，合计 12.96km；掺水支干线 1 条，3.0km；更新注水管线 58 条，合计 28.01km。

　管线防腐、防水及保温工程在管线出厂前已完成，不在现场进行，本次集油管线工程在原有管线旁开挖植入更新管线，废弃管线扫线后就地掩埋。

　本项目组成见下表。

　表1

　 本项目组成一览表 工程类别 项目名称 建设内容 主体工程 集输系统 更新集油支干线 12.96km，采用无缝钢管，埋深-2.0m，无缝钢管 DN80 支干线 0.6km，无缝钢管 DN100 支干线 9.86km，无缝钢管 DN200 支干线 2.5km；更新掺水支干线 3.0km，采用无缝钢管 DN65，埋深-2.0m 注水系统 更新注水管线 28.01km，采用无缝钢管，埋深-2.0m，φ114x9无缝钢管 7.7km，φ89x7 无缝钢管 3.66km，φ48x5 无缝钢管16.65km 防腐 外防腐采用环氧粉末聚乙烯复合结构。管线补口采用一道无溶剂环氧底漆-热收缩带，δ底漆≥150μm。弯头、弯管外防腐采用一道无溶剂环氧底漆-热收缩带，δ底漆≥150μm 防水 防水材料采用聚乙烯专用料和聚烯烃热缩防水帽 保温 保温材料采用硬质聚氨酯泡沫塑料 辅助工程 穿越工程 穿越水泥路 14 处，越柏油路 12 处，采用顶管方式施工；穿越油田土路 47 处，采用大开挖方式施工；穿越大广高速 2处，在已建涵洞内顶管穿越；穿越大广高速引桥 1 处，穿越三桥引桥 1 处，采用定向钻方式施工 沿线路设置标志桩、指示牌。

　公用工程 给水 施工期管线工程施工场地用水由罐车拉运，施工人员用水为外购桶装水 排水 施工期管线试压废水水、扫线废水通过管线进入所属联合站

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　 现有污水处理装置处理后回注地下，施工人员生活废水排入防渗旱厕，定期运作农家肥 供电 施工现场用电来自移动柴油发电车 环保工程 施工期 废气治理 施工场地洒水抑尘，运输过程加盖苫布 固废治理 施工废料和生活垃圾统一收集，送至垃圾填埋场统一填埋；穿越工程废弃泥浆委托吉林省油田管理局农工商企业总公司新立钻井泥浆集中处理站处理 生态恢复 尽量减少临时占地，不得践踏碾压施工场界外的土地，施工开挖土层分层堆放、分层回填，恢复其使用功能 具体管线更新情况等参数见下表。

　表2

　 集输系统更新管线起点、终点及管线长度一览表 序号 名称 起始点 规格 长度（km）

　穿越情况 1 E1 回油支干线 E1—E2 DN100 0.26 土路 2 条 2 8#回油支干线 8#—7# DN80 0.30 土路 2 条，水泥路1 条 3 D9 回油支干线 D7—D9 DN100 1.00 土路 3 条 4 D9 回油支干线 D6—D9 DN100 1.00 土路 2 条 5 CP12 回油支干线 CP12—中 15 站 DN100 1.00 过柏油路 1 条 6 13#回油支干线 13#—11#井组 DN80 0.30 土路 1 处，柏油路1 处 7 22 井组回油支干线 22 井组—24 井组 DN100 0.20 土路 2 处 8 24#回油支干线 24#—12# DN100 0.50 土路 3 处 9 25#回油支干线 25#—13# DN100 3.00 柏油路 1 处，水泥路 1 处 10 25#掺水支干线 25#—13# DN65 3.00 11 26#井组回油支干线 26#井组—16 队队部阀间 DN100 1.80 土路 7 处，省道 1处，大广高速1处，利用已建穿路涵管 12 2#井组回油支干线 2#井组—5#井组 DN100 1.10 土路 2 处，水泥路1 处 13 16 队队部阀间回油支干线 16 队队部阀间—9 队泵站 DN200 2.50 土路 3 处 合计 / / / 15.96 /

　表3

　 注水系统更新管线起点、终点及管线长度一览表 序号 井号 带入情况 更新 管径 长度（km）

　穿越情况 1 西+21-5.1 B5 井组 φ48x5 0.3

　2 西+3-8.2 3-8 井组 φ48x5 0.2

　3 西 17-025 B4 井组 φ48x5 1.8 土路 1 处

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　 4 西+19-3.1 B5 井组 φ48x5 0.4

　5 西+21-04.1 B5 井组 φ48x5 0.3

　6 西+24-13 D3 井组 φ48x5 0.1 水泥路 1 处 7 东+9-7.2 东 5#井组 φ48x5 0.8 土路 1 处 8 FB14-11 1#井组 φ48x5 0.4 穿大广高速 1 处，利用已建穿路涵管 9 东+60-015 10#井组 φ48x5 0.2

　10 东 68-17 12#井组 φ48x5 0.5 穿水泥路 2 处 11 东 76-12.1 12#井组 φ48x5 0.3

　12 东 78-16.2 13#井组 φ48x5 0.5

　13 中东 1-01 中东 1-2.1 φ48x5 0.2

　14 西 28-3 C16 井组 φ48x5 0.15 穿三桥引桥 1 处 15 西探 39-1 C16 井组 φ48x5 0.2

　16 西+10-02.2 C8 井组 φ48x5 0.35 穿柏油路 1 处 17 西 19-23.1 A13 井组 φ48x5 0.2 穿土路 2 处 18 西 43-29 39-28 配水间 φ48x5 1.2 穿水泥路 1 处 19 中+5-4 10#井组 φ48x5 0.3 穿土路 2 处 20 中 7-04.1 中 8#井组 φ48x5 0.4

　21 东+34-020 1#井组 φ48x5 0.3 穿土路 1 处 22 东+34-27 26#井组 φ48x5 0.4 穿柏油路 2 处 23 东 42-18 6#井组 φ48x5 0.8 穿土路 2 处 24 东+40-018 4#井组 φ48x5 0.5

　25 东+40-25 7#井组 φ48x5 0.7 穿土路 1 处，穿柏油路 1 处，与集输系统管线同一穿越点 26 15-10至15-7注水支干线 / φ114x9 0.25 土路 2 处 DN 2#至 1#注水支干线 / φ89x7 0.8 土路 2 处，水泥路 1处 28 D7 至 D9 注水支干线 / φ89x7 1 与集输系统管线同沟敷设 29 D6 至 D9 注水支干线 / φ89x7 1 与集输系统管线同沟敷设 30 1#注水支干线 / φ89x7 0.2

　31 21#井组注水支干线 / φ114x9 0.1 柏油路 1 处，土路 1处 32 6#井组阀池至 8#井组阀池注水支干线 / φ114x9 0.2 柏油路 1 处，土路 3处 33 8#阀池子至 8#注水支 / φ89x7 0.06 砖路 1 处

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　 干线 34 18#阀池子至 19#注水支干线 / φ89x7 0.6 穿水泥路 1 处，柏油路 1 处 35 1 号间阀池至 20 井组注水支干线 / φ114x9 1.5 水泥路 2 处 36 5 井组至 9-29 阀池子注水支干线 / φ114x9 1.2 穿水泥路 1 处 37 24#至 12#注水支干线 / φ114x9 0.3 与集输系统管线同沟敷设 38 25#至 13#注水支干线 / φ114x9 0.08 与集输系统管线同沟敷设 39 水间房后 120 米至 C9水间注水支干线 / φ114x9 0.12 土路 1 处 40 26#井组至 6#注水阀池注水支干线 / φ114x9 1.8 与集输系统同沟敷设，同一穿越点 41 15#井组至 16#井组注水支干线 / φ114x9 0.5 穿土路 2 处 42 西 25-14.1 A17 井组 φ48x5 0.7 土路 1 处 43 东 17-8.2 东 5#井组 φ48x5 0.6

　44 东 9-4.1 东 10#井组 φ48x5 0.3

　45 东+9-5.2 东 10#井组 φ48x5 0.3 穿柏油路 1 处 46 东 21-31.1 5#井组 φ48x5 0.3

　47 东 19-31 5#井组 φ48x5 0.2 土路 1 处 48 东中+11-10.1 7#井组 φ48x5 0.35

　49 东中 11-8.1 7#井组 φ48x5 0.1 水泥路 1 处 50 东中 15-6.2 1#井组 φ48x5 0.3 土路 2 处 51 东+30-22 24#井组 φ48x5 0.35 土路 1 处 52 东 3-36.2 27#井组 φ48x5 0.55 穿越大广引桥 1 处，利用已建穿路涵管 53 东+24-28 23#井组 φ48x5 0.4 土路 1 次 54 东 4-30 5#井组 φ48x5 0.4

　55 东 10-30.4 12#井组 φ48x5 0.3

　56 2#注水支干线 / φ114x9 0.65 水泥路 1 处 57 22#注水支干线（40-9阀池一侧）

　/ φ114x9 0.2 柏油路 1 处 58 11#注水支干线 / φ114x9 0.8 土路 1 处，水泥路 1处 合计 / / 28.01 / 3 、公用工程 （1）给水 本项目用水为施工人员的生活用水、废弃集油管线的扫线用水和施工完成后

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　 的试压用水。管线工程施工人员用水为外购桶装水，扫线用水和试压用水由罐车从附近场站拉运至施工地点。

　（2）排水 集输系统管线扫线废水和试压废水通过管线输送到扶余采油厂联合站污水处理系统达标处理后回注地下，注水系统管线扫线废水和试压废水通过罐车拉运至扶余采油厂联合站污水处理系统达标处理后回注地下。施工人员生活污水均排入防渗旱厕，定期清掏用作农家肥。

　（3）供电 施工现场用电由移动柴油发电车供给。

　（4）供暖 施工期不涉及供暖问题。

　4 、项目占地情况 况 本项目集输系统更新管线 15.96km，其中 25#掺水支干线与 25#回油支干线同沟敷设，更新管线长度 3.0km；注水系统更新管线 28.01km，其中 4.18km 与集输系统管线同沟敷设。管线临时占地按 36.79km 计，为减少施工占地，管线拟采用机械挖沟方式，施工临时占地按 6.0m 宽计，则本项目临时占地总面积约为220740m 2 。本项目施工便道利用现有道路，不新增临时施工便道，穿越工程施工场地利用管道敷设时占用的临时用地。本项目不涉及永久占地。本项目管线走向见图 3。

　本项目占地情况见下表。

　表4

　 本项目临时占地情况 类型 占地面积（m 2 ）

　占地类型（m 2 ）

　耕地（旱地）

　其他土地（裸土地）

　草地 工况仓储用地 交通运输用地 管线开挖 220740 179340 8400 24900 5400 2700 5 、土石方平衡 本项目土建工程主要包括更新 15.96km 集油管线，注水管线 28.01km，其中3km 掺水支干线与回油支干线同沟敷设，4.18km 注水系统管线与集输系统管线同沟敷设，总计项目工程管线地面总长 36.79km。本项目管线工程总挖方量为11.04 万 m 3 ，总填方量 10.84 万 m 3 ， 本项目占用交通运输用地主要为油田土路，

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　 工矿仓储用地主要为企业院内裸露部分，不对硬化地面进行开挖，因此无弃土，经土石方纵向调配，工程挖方和填方基本平衡，多余土方用于施工作业带地面平整等，无弃土产生，本项目土石方平衡详见下表。

　表5

　 管线土方挖填方平衡表 工程名称 挖方量 （万 m 3 ）

　填方量 （万 m 3 ）

　多余土方量 （万 m 3 ）

　处理方式 管线开挖 11.04 10.84 0.20 用于埋管后的覆土回填，多余土方用于施工作业带场地平整 6 、“ 三场” 设置 （1）取、弃土场 根据土石方平衡，本项目挖方产生的弃土均用于施工场地平整，因此无需设置取土场、弃土场。

　（2）施工场 项目管线工程施工作业带宽度为 6m，管线敷设完成后，地面覆土恢复原有使用功能。项目施工营地设置于施工场附近场站内，不在施工现场单设施工营地。

　7 、总投资 本项目总投资约为 1303.72 万元，全部由企业自筹。环保投资为 58.5 万元，占总投资的 4.49%。

　8 、劳动定员

　本项目施工人员 60 人。运行期管线维护由扶余采油厂工作人员负责，不增设管理人员。

　9 、项目实施进度

　本工程的实施时间计划为 3 个月，预计施工开始时间为 2020 年 10 月。

　与本项目有关的原有污染情况及主要 环境问题：

　一 、扶余采油厂油田管线现状 扶余采油厂生产区域位于城乡结合带，人口密集，活动频繁，特别是近十年以来城市规模迅速扩大，新增房屋、厂矿企业等不断增多，油田部分生产区域变成了环境比较敏感的区域。

　油田管线因腐蚀老化发生管线泄漏的可能性逐渐增加。2004 年整体改造，所有的地面工程建设均通过了环境影响评价，确认当时地面设施建设满足环保法律法规要求。但目前很多新建设施侵占油田生产设施安全防护范围。2006 年完

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　 成地面集输系统整体调改，新建集输管线 1243km，之后随着产能建设不断调整改造。截止目前 2006 年以前投产运行 10 年以上的集输管线 1102.78km，注水管线 612km。注水系统 2007 年以后进行局部调整改造。2011 年以来扶余采油厂管线漏失隐患不断增加，虽然不断对具有漏失风险的管线进行局部更新和修复，但由于投入资金有限及特殊的地理环境，情况仍日趋严重。本次工程更新管线主要为 2004 年前投入使用的管线。

　表6

　 2006 年以前投产注水管线情况表 管线类型 管径 主要投产时间 管线材质 管线数量（条）

　管线长度（km）

　注水干线 DN250、DN200 2006 年之前 无缝钢管 11 61 配水间支干线 DN100 2006 年之前 无缝钢管 212 101 水井管线 DN50 2006 年之前 无缝钢管 1300 450 合计 1523 612

　表7

　 2006 年以前投产集输钢制管线情况表 管线类型 φ48×3.5 φ60×4 φ76×4 φ89×4 φ114×4 φ159×5 φ219×5 φ273×5 合计 管线长度（km）

　185.4 6?6 30.26 90.8 100.12 36.7 ?8.2 4.3 1102.78 扶余采油厂地下生产管网分布在松原市宁江区 25 个村屯之间。目前在城区、村屯、工业园区内的油管线 103.46km；水管线 41.02km，存在管线因腐蚀老化、占压、误挖掘、外力因素破坏等造成漏失的风险。

　表8

　 压覆区集油管线现状调查表 区域 DN50 DN65 DN80 DN100 DN150 DN?00 合计 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长?（m) 条数 长度（m) 条数 长度（km) 村屯压?区 330 ?9448 14 789 7 7510 1 800 0 0 0 0 352 28.547 城区压覆区 29 3061 5 413 5 1000 5 4311 1 3000 0 0 45 11.785

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　 园区压覆区 301 44133 9 1456 5 3360 6 4350 4 4330 3 5500 328 63.129 合

　计 660 66642 28 2658 17 11870 12 9461 5 73?0 3 5500 7?5 103.461

　表9

　 压覆区注水管线现状调查表 区域 DN5? DN80 DN100 DN150 DN200 合计 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长度（m) 条数 长度（km) 村屯压覆区 110 5215 0 0 4 3569 0 0 0 0 114 8.784 城区压覆区 19 2143 0 0 6 3372 0 0 1 535 26 6.05 园区压覆区 55 18798 0 0 16 7385 0 0 0 0 1 2.183 合计 184 2615? 0 0 26 14326 0 0 1 535 211 41.017 扶余整体调改后，单井集输主要是采取“环”状流程冷输或掺输至计量间，间内进行掺输，掺输水携带油井产液通过集输支干线进入接转站或油气处理站进行处理的技术路线。一旦管线腐蚀发生漏失，停井增多，影响液量增多，由于建筑物密集及民扰问题，将严重影响处理时间及速度，干扰正常的生产秩序。

　油气泄露会对安全范围内的人员和设施伤害和破坏，特别是扶余采油厂村屯压覆区域位于城乡结合带，人口密集，活动频繁，一旦发生事故会造成更严重后果，危及人民生命财产安全。故本次针对距离村屯较近的具有漏失隐患的管线进行更新。

　二 、扶余采油厂地面工程现状 1、 、 扶余采油厂中心处理站 （1）油气处理及集输系统现状 扶余采油厂中心处理站（西区）位于松原市宁江区，北纬 45°13"18.39"、东经 124°46"13.43"。北邻工业厂区，距土城子约 300m，东侧距离八家子 800m，西侧距 G1202 国道 800m。周边为旱田。

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　 扶余采油厂中心处理站为二级油气处理站。担负着辖区油井的三相分离、原油脱水、输油、注水、污水处理、掺输供热等任务。依据国家有关规范设计要求。该站设计原油处理能力为 80×10 4 t/a，目前运行负荷约为 51.27×10 4 t/a；拟、在建工程原油产量为 9.798×10 4 t/a，剩余处理能力为 18.932×10 4 t/a。

　（2）注水系统现状 扶余采油厂中心处理站（西区）建有注水泵房 1 座，安装注水泵 D280 三台（二开一备），D140 两台（全开），注水能力 18000m 3 /d；目前实际注水量15400m 3 /d，以净化污水为注水水源，不足部分采用清水补充，其中污水量14200m 3 /d，补充清水量 1200m 3 /d，在建工程注水量 1734m 3 /d，剩余注水能力876m 3 /d。

　（3）污水处理系统现状 扶余采油厂各联合站污水处理系统的工艺流程基本相同，为重力除油+压力过滤流程：

　主流程：污水来水进缓冲水罐，经加压泵加压后进压力式除油器，除油器出水进核桃壳过滤器，核桃壳过滤器出水进双滤料过滤器，双滤料过滤器出水进注水罐用于回注。

　反冲洗流程：双滤料过滤器出水进反冲洗水罐加热至50-60℃，按设定时间自动启动反冲洗水泵对过滤器进行反冲洗，反冲洗出水进污泥池。

　加药流程：三防药剂及混凝剂在加药罐中稀释搅拌均匀后，由加药泵打到指定加药点，其中混凝剂，缓蚀剂，阻垢剂均加在除油器入口，杀菌剂加在过滤器入口。

　回收流程：缓冲水罐，反冲洗水罐溢流排污进污泥池，除油器排污及站内自流排水均进入污水提升泵房集水池，然后由污水提升泵送至缓冲水罐，回收部分油后进行再处理，缓冲水罐收油进集输系统30m 3 零位油罐，除油器收油进集输系统沉降罐。

　处理后的水质满足回注水标准，原油中未完全脱出的水分在储罐运行一段时间后，在罐的底部分离出来，定期抽出，抽出的含油污水集中处理，该站无生产废水排放。

　本次扶余采油厂中心处理站（西区）及东区联合站污水处理系统进出水水质

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　 采用《中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司扶余油田东40-25区块产能建设工程竣工环境保护验收调查报告》，采样时间为2016年10月1日-2日，具有一定的代表性。

　扶余采油厂中心处理站（西区）见下表。

　表10

　 中心处理站（西区）污水处理设施处理效果监测结果

　单位：mg/l 监测点位 监测日期 频次 SS 石油类 中心处理站（西区）污水处理系统进口 2016 年 10 月 1 日 1 18 13.9 2 24 14.6 3 22 14.3 2016 年 10 月 2 日 1 23 13.4 2 28 12.9 3 20 13.7 平均值 22.5 13.8 中心处理站（西区）污水处理系统出口 2016 年 10 月 1 日 1 未检出 7.9 2 未检出 8.1 3 未检出 6.9 2016 年 10 月 2 日 1 未检出 7.8 2 未检出 6.9 3 未检出 7.5 平均值 — 7.5 以上监测结果表明，扶余采油厂中心处理站（西区）出水水质均可满足SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》标准SS：5mg/l、含油量：15mg/l，达标后经各注水站回注地下。

　扶余采油厂中心处理站（西区）污水处理设计规模1.8×10 4 m 3 /d，目前实际处理量为1.42×10 4 m 3 /d。扶余采油厂中心处理站接收其他区块在建项目需处理量约为1992m 3 /d，目前尚有余量，未达到满负荷状态。

　2、 、 扶余采油厂东区联合站 扶余东区联合站位于松原市宁江区境内，四家子村东南约535m处。联合站的功能有：油气集输、原油脱水、原油储存、原油外输、站外供热、污水处理、站外注水、供水、消防以及变配电等。

　（1）油气处理及集输系统现状 扶余采油厂东区联合站输净化油去中心处理站，脱水、外输设计能力均为60×10 4 t/a。目前运行负荷约为47.45×10 4 t/a；拟、在建工程原油产量为4.46×10 4 t/a，

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　 剩余处理能力为8.09×10 4 t/a。

　目前罐区内共有原油储罐5座，其中有5000m 3 储油罐和沉降油罐各1座，另有2000m 3 沉降罐2座，2000m 3 缓冲罐1座，各罐均采用热水盘管维温加热。

　站内有脱水及掺输炉2台（3500kW），外输及采暖炉4台（2800kW其中外输800kw，采暖2000kw），站内有采暖热洗泵3台（Q=80m 3 /h、H=60m、N=22kW

　开二备一运行），脱水泵2台（Q=111.6-180m 3 /h、H=67-55m、N=45kW

　开一备一运行），流程泵1台（Q=50-86m 3 /h、H=70-78m、N=30kW），外输泵2台（Q=100m 3 /h、H=2400m、N=110kW）。

　联合站储运系统主要设备见下表。

　表11

　 联合站储运系统主要设备一览表 序号 设备名称 参数 数量 备注 1 沉降罐 5000m 3

　1 座

　2 缓冲油罐 2000m 3

　1 座

　3 沉降罐 2000m 3

　2 座

　4 净化储油罐 5000m 3

　1 座

　5 脱水炉 3500KW 2 台

　6 脱水泵 Q=111.6-180m 3 /h、H=67-55m、N=45kW 2 台 开一备一运? 7 采暖炉 2800kW 4 台

　8 采暖热洗泵 Q=80m3/h、H=60m、N=22kW 3 台 开二备一运行 9 流程泵 Q=50-86m3/h、H=70-78m、N=30kW 1 台

　10 外输泵 Q=100m3/h、H=2400m、N=110kW 2 台

　（2）污水处理系统现状 扶余东区联合站内现有含油污水处理系统处理工艺流程如下：

　主流程：集输系统来水进缓冲水罐，缓冲水罐内的水经加压泵加压后，进入压力除油器，然后进入一级核桃壳过滤器、二级双滤料过滤器后，进入净化污水罐，经输水泵输至注水站回注。即：

　污水来水→缓冲水罐→加压泵→压力除油器→一级过滤器、二级过滤器→注水罐→输水泵→注水站 污水回收流程：

　过滤器反冲洗出水进500m 3 回收水罐，经沉降后上清液由回收水泵回收进缓冲罐，重新进行处理。回收水罐底部污泥由排泥器排至站外回收水池。

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　 污油回收流程：

　缓冲罐、回收水罐等分离出的污油自流进入污油罐，除油器分离出的污油靠压力排至收油罐，经污油回收泵送至集输系统处理。

　：

　污泥处理流程：回收水池底部污泥经提升泵提升至污泥处理装置，经分离后，污油进入收油罐，产生的污水进入缓冲水罐进行处理，脱水后的污泥外运。

　污水处理工艺流程见下图所示：

　集输系统来水缓冲水罐加压泵压力除油器一级过滤器二级过滤器净化污水罐输水泵 注水站收油罐回收水罐回收水泵回收水池污泥处理装置反冲洗水污泥外运上清液污油污油污油集输系统污水 图 图4

　污水处理工艺流程图 本次扶余采油厂东区联合站《扶余油田2013年第二批零散井产能建设工程竣工环境保护验收调查报告》中的监测数据，采样时间为2016年10月1日-2日，具有一定的代表性。

　扶余采油厂东区联合站监测结果见下表。

　表12

　 东区联合站污水处理设施处理效果监测结果

　 单位：mg/l 监测点位 监测日期 频次 SS 石油类 东区联合站污水处理系统进口 2016 年 10 月 1 日 1 24 13.7 2 30 14.3 3 28 12.9 2016 年 10 月 2 日 1 25 14.1 2 22 12.4 3 26 12.8 平均值 25.8 13.4 东区联合站污水处理系统出口 2016 年 10 月 1 日 1 未检出 2.9 2 未检出 3.2 3 未检出 3.5 2016 年 10 月 2 日 1 未检出 2?7 2 未检出 2.? 3 未检出 3.1

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　 平均值 — 3.0 以 上 监 测 结 果 表 明 ， 扶 余 采 油 厂 东 区 联 合 站 出 水 水 质 均 可 满 足SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》标准SS：5mg/l、含油量：15mg/l，达标后经各注水站回注地下。

　扶余东区联合站内现有含油污水处理系统的处理能力为18000m 3 /d，目前实际处理废水量14700m 3 /d，尚有余量，未达到满负荷状态。

　3、扶余采油厂中区联合站 扶余采油厂中区联合站位于松原市宁江区八家村东南侧，于1975年建设并投产，主要负责作业区产液的简易脱水。目前主要接收采油5队、9队和15队的来液。

　目前，站内设有6座油罐，经站内脱水后的油外输至西区中心处理站，中心处理站处理后的净化油经销售公司储油罐通过已建管道外输至新木油库。

　（1）油气处理及集输系统现状 扶余采油厂中区联合站为三级油气处理站，输净化油去中心处理站，脱水、外输设计能力均为30×10 4 t/a；拟、在建工程原油产量为1.91×10 4 t/a，剩余处理能力为28.09×10 4 t/a。

　表13

　 中区联合站储油罐一览表 序号 名称 规格 单位 数量 备?（编号）

　1 一级沉降油罐 2760m 3

　座 1 0# 2 二级沉降油罐 1000m 3

　座 2 3#、4# 3 脱水油罐 2000m 3

　座 1 1# 4 脱水油罐 1000m 3

　座 1 2# 5 闲置油罐 1000m 3

　座 1 5# （2）污水处理系统现状 扶余采油厂中区联合站污水处理系统设计规模6000m 3 /d（219×10 4 m 3 /a），目前实际处理水量5500m 3 /d，已接近满负荷运行。现有主要设备详见下表。

　表14

　 中区联合站主要设备一览表 序号 名称及规格 单位 数量 备注 1 1000m 3 沉降除油罐 座 2

　2 500m 3 斜板（管）除油罐 座 1

　3 200m 3 缓冲罐 座 2

　4 1000m 3 净化污水罐 座 1

　5 700m 3 注水罐 座 2

　6 500m 3 反冲洗水罐 座 1

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　 7 500m 3 反冲洗回收水罐 座 1

　8 100m 3 收油罐 座 1

　9 核桃壳过滤器 座 2

　10 双滤料过滤器 座 2

　11 加压泵 IS150-125-400（Q=200m 3 /h

　H=50m）

　台 3 N=45KW/台 12 双滤料反冲洗水泵 IH200?150-315 台 1

　13 核桃壳反冲洗水泵?H100-80-160 台 1

　14 反冲洗回收水泵 DGK60-20×2 台 1 N=15KW 15 热水循环泵 DGK60-20×2 台 1 N=15KW 16 备用泵 DGK6020×2 台 1 N=15KW 17 收油泵 DGK45-20×2 台 2 N=11KW 18 污水提升泵 WZL100-80-180 台 2 N=22KW 19 电解盐装置 套 1

　污水处理工艺如下：

　主流程：集输系统来水分为压力来水和重力来水。压力来水经一次缓冲罐进入自然沉降除油罐，重力来水直接进入除油罐。沉降除油罐出水进入斜板（管）除油罐，出水进入缓冲罐，再由加压泵提升进入一级核桃壳过滤器、二级双滤料过滤器后进入净化污水罐。即：污水来水（重力、提升泵）→沉降除油罐→斜板（管）除油罐→缓冲水罐→加压泵提升→一级核桃壳过滤器、二级双滤料过滤器→净化污水罐。

　回收流程：沉降罐、缓冲罐、回收水罐等排污自流进入提升池，含油水经污水提升泵提升到沉降除油罐重新处理。各罐收集的含水油进入收油罐通过收油泵送至油系统。

　反冲洗流程：滤罐反冲洗时，由反冲洗泵从反冲洗水罐吸水，加热加压后分别对每台滤罐进行反冲洗，反冲洗排水进入回收水罐，再经回收水泵提升后送至沉降除油罐重新处理。由于污水温度较低，反冲洗水罐的水用循环水泵送到加热炉循环加热，使反冲洗水温达到50°C左右，保证反洗效果。

　本次引用《扶余采油厂扶余油田19个区块97口井2017年产能建设工程环境影响报告书》中的监测数据，具体情况见下表。

　表15

　 扶余中区联合站废水处理效果

　 单位：mg/l 监测点位 监测日期 频次 SS 石油类 中区联合站污水处理系统进口 10 月 6 日 1 8 15.5 2 11 15.?

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　 3 10 14.7 10 月 7 日 1 10 14.7 2 12 16.2 3 9 15.5 平均值 10 15.4 中区联合站污水处理系统出口 10 月 6 日 1 未检出 6.4 2 未检出 5.7 3 未检出 5.8 10 月 7 日 1 未检出 6.8 2 未检出 7.2 3 未检出 7.0 平均值 — 6.5 以上监测结果表明，扶余采油厂各站的污水处理装置的出水水质均可满足SY/T5329-2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》标准SS：5mg/l、含油量：15mg/l，达标后经各注水站回注地下。

　3 、企业现有工程环评、环保验收批复及落实情况 经调查，扶余油田现有工程环评及验收情况详见下表。

　表16

　 扶余采油厂现有区块的验收情况一览表 序号 项目名称 环评批复 文号 环评批复时间 验收批复文号 验收批复时间 1 吉林油田分公司扶余油田调整改造二期工程 吉环建字[2007]125 号 2007 年 6 月7 日 吉环审验字[2012]106 号 2012 年 5月 2 吉林油田公司扶余采油厂 2012 年第一批扩边产能建设工程 吉环审字[2012]59 号 2012 年 3 月22 日 吉环审验字[2017]33 号 2017 年 1月

　表17

　 扶余采油厂现有工程环评及验收批复落实情况 环评批复要求 落实情况 1 对位于城区的拟开发的 170 口井要全部采取螺杆泵采油工艺以降低机械噪声，同时要合理安排施工时间，防止对居民正常生产生活产生影响 城区开发的油井均采用螺杆泵采油工艺 2 对热采区拟开发的 80 口油井，由于采用注入蒸汽式开发，大量使用蒸汽，要强化软化水的管理，防治软化水进入土壤造成碱化。注水泵站选址要远离环境敏感建筑，对水泵要采取防震降噪措施，确保其省环境质量满足国家标准要求 已按要求落实 3 对拟封闭的 488 口油井，要及时进行生态环境恢复 封闭井已进行了生态恢复 4 对新开发的 546 口油水井，增加丛式井平台数量以减少占地面积和对农业生态系统的破坏，并合理规划修建油区道路。加强修井作业的环境管理，对产生的泥浆、落地油须及时进行无害化处理，并由宁江区环保分局对泥浆无害化处理进行产生的泥浆、落地油均进行了无害化处理

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　 专项验收，防止产生二次污染 5 全面落实油田开发 QHSH 管理体系，加强油井开发及油气输送过程中的环境管理，防止风险事故发生并制定应急预案 已按要求落实 验收批复要求 落实情况 1 按环保部门有关要求完善风险防范预案并进行评估、备案，定期进行演练，避免发生污染事件 已按要求编制环境风险应急预案并进行备案 2 加强噪声源的管理，定期对噪声源进行监测，发现问题及时处理，避免发生环境纠纷 按要求定期对噪声源进行监测 3 加强对落地油的收集处理和管理 箱式清洁修井平台，不产生落地油 4 、现有环境问题 及整改措施 扶余采油厂地面骨干工程和大部分管网建成于 2004 年，主体管网建设已经十年以上，油田管线因腐蚀老化发生管线泄漏的可能性逐渐增大，具有较大的临时性和突发性。截止目前 2006 年以前投产运行 10 年以上的集输管线 1102.78 公里，注水管线 612 公里。地面集输钢制管线一般在管线投产 5～9 年后开始穿孔，发生腐蚀漏失。由以上分析可知，由于油田开发时间较长，掺水/集油管线及注水管线未能及时进行更新，造成一定的管线漏失隐患。因此，与本项目有关现存主要环境问题为：

　（1）扶余采油厂生产区域位于城乡结合带，人口密集，活动频繁，特别是近十年以来城市规模迅速扩大，新增房屋、厂矿企业、暖室大棚等不断增多，油田部分生产区域变成了环境敏感区域。

　（2）扶余采油厂内管线大多建设 10 年以上，油田管线因腐蚀老化存在一定漏失隐患，具有较大的临时性和突发性。油气集输管道内介质泄漏污染，易造成火灾或爆炸等事故。由于村屯压覆区内村落较为集中，一旦发生泄漏后果严重。

　治理措施：

　本次工程更新管线 71 条，共计 43.97km，新建管线线路选择与原管线方向一致。

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　 建设项目所在地自然环境概况 一、自然环境概况（地形、地貌、地质、气候、水文、植被生物多样性等）：

　1 、地理位置 松原市位于吉林省中西部，地处北温带，位于东经 123°06′～126°11′，北纬45°59′～45°32′之间。全境东西长 240km，南北宽 172.4km，幅员面积 22034km 2 ，占吉林省面积的 12%。东、南与长春市、四平市为邻，西部与白城市、内蒙古自治区接壤，北部隔松花江、嫩江、拉林河与黑龙江省相望。

　工程所在区域为吉林油田公司扶余油田所辖区域，区块主要为农业生产区，主要生态系统为旱田、林地及小部分荒地，主要农田植被为玉米。区内扶余油田的油田开发、生产活动较频繁。工程地理位置详见图 1。

　2 、区域地形地貌 （1）地形地貌 松原市地处松嫩平原南部，地势平坦开阔，起伏和缓。主要由松嫩冲积平原、松辽分水岭台地平原组成，一般海拔高度为 130～266m 之间。南部长岭一带地面起伏较大，为一年轻的微弱隆起地带，是松花江、辽河分水岭的一段。但地势低缓，地面高出西侧平原也不过十几米。北部和东北部为松花江、拉林河和嫩江冲击而成的平原。

　（2）地质构造 本区处于新华夏构造体系第二沉降带—松辽断陷盆地中央拗陷带中北部，区内发育有北西向展布壳断裂--扶余断裂，该断裂沿松花江方向发育，断裂带为主要地震区，地震烈度Ⅶ度。

　（3）地层岩性 区内沉积了巨厚的白垩系湖相碎屑岩和第四系松散堆积物，自下而上描述如下：

　①白垩系（K）：为杂色泥岩、页岩、油页岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、砂岩组成的多旋回层，厚度 2000 余米。其上部由于地壳上升长期遭受侵蚀切割而缺失四方台组、明水组和整个第三系，使嫩江组、姚家组直接与第四系以角度不整合接触。

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　 ②第四系（Q）：本区为河湖相沉积物。

　a、下更新统土白山组冰水堆积层（Q 1b fgl ）：为灰白色含砾中细砂、中粗砂、砂砾石夹薄层亚粘土透镜体，结构疏松，厚度 10～25m。

　b、中更新统大青沟组湖相沉积层（Q 2d l ）：岩性主要为淤泥质亚粘土、亚砂土及淤泥质砂，厚度大于 20m。

　c、全新统冲积层（Q 4 al ）：分布于一级阶地，上部为亚砂土，厚 2.5～3.0m，下部为灰白色砂、砂砾石，厚度 16～18m。

　3 、区域水文情况 （1）地表水 松原市内江河纵横，泡沼众多，尤以二江（松花江和嫩江）、一河（拉林河）、二湖（查干湖、大布苏泡）而闻名，其中松花江横贯市区，最大流量 6750m 3 /s，最小流量 63.3m 3 /s，最高水位 134.80m，最低水位 129.93m。

　（2）地下水 本区地下水的形成和分布严格受地形地貌、地质构造和地层岩性的控制。本区白垩系泥岩构成区域隔水层，第四系白土山组孔隙承压水和全新统孔隙潜水为本区两种类型地下水，大青沟组淤泥质亚粘土为承压水的区域隔水顶板。

　①第四系承压水：含水层岩性为中细砂、中粗砂和砂砾石，厚 10～25m，含水层埋深 25～40m，渗透系数为 6～22m/d，导水系数 110～250m 2 /d，单井涌水量500～1000m 3 /d，影响半径 280～360m，水化学类型为重碳酸钠钙型。

　②第四系潜水：含水层岩性为亚砂土、砂、砂砾石，厚 16—18m，水位埋深3—3.8m，单井涌水量 500～1000 m 3 /d，水化学类型为重碳酸钙钠型，部分为重碳酸氯化物钠钙型。松原市地形主要为分段起伏台地，松原市区域内最低处海拔为120m，最高处海拔为 187.5m。台地发育不充分，顶部平坦，由低平岗地和岗间低平地组成。

　4 、区域土壤与植被 松原市土壤类型有淡黑钙土、草甸土、盐土、碱土、沼泽土、泥炭土和风沙土等 7 大土类。土壤的耕层浅，有机质含量较低，氮不足，磷极缺，钾丰富，一般来说土壤肥力不高。从土壤肥力特征分析，全县土壤呈碱性，石灰反应强烈，黑土层薄，沙性大，部分土壤存在盐化、碱化、侵蚀和低洼易涝等问题。

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　 5 、区域气候与气象 松原市属中温带大陆性季风气候。气候变化明显，四季分明，主要特点是春季干燥多风，春旱少雨，风向以西南为主；夏季炎热，降水集中；秋季温和凉爽，变温快，温差大，天气晴好；冬季漫长，降雪量小，寒冷干燥。年平均气温 4.5℃～6.8℃，极端最高气温 35.9～38℃，极端最低气温-36.1～-39.8℃。低温出现在一月，最低气温-36.1℃；高温出现在七月，最高气温 36.9℃。年均降水量为 450～590 MM ，雨季多集中在 7、8 月份，约占全年降水量的 65～70%。初雪时间为 10 月下旬，降雪期长达 6 个月，最大积雪深度 16～24 CM ；最大冻结深度为 160～180 CM ；初冻时间一般在 11 月中旬，解冻时间一般在翌年 4 月末。全年多风，尤以春季风多而且大。春夏秋三季以西南风为主，冬季则多刮西北风，年平均风速 3.4 M / S 。年平均日照 2879.8 H ，无霜期 142 D 左右。

　二、吉林省石油集团有限责任公司新村、二龙地下水生活饮用水源保护区概况

　吉林省石油集团有限责任公司新村、二龙地下水生活饮用水源保护区是开发利用第三系承压水作为吉林油田饮用的集中供水水源，水质好，水量大，为理想的大型水源地。

　吉林省人民政府 2020 年 5 月 7 日出具《吉林省人民政府...

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