陆地石油天然气
中华人民共和国环境保护行业标准
HJ/T349-2007
环境影响评价技术导则
陆地石油天然气开发建设项目
Technical guideline for environmental impact assessment Constructional project of petroleum and natural gas development on land
（发布稿）
本电子版为发布稿。请以中国环境科学出版社出版的正式标准文本为准。
2007－04－13发布 2007－08－01实施
国家环境保护总局发布
目 录
前 言.......................................................................II
1 主题内容与适用范围 (1)
2 规范性引用文件及引用标准 (1)
3 术语和定义 (2)
4 一般规定 (3)
5 区域自然与社会环境概况调查 (11)
6 工程分析 (12)
7 清洁生产与循环经济分析 (16)
8 环境质量现状调查与评价 (17)
9 环境影响预测与评价 (21)
10 环境风险评价 (25)
11 公众参与评价 (25)
12 环境保护措施论证分析 (27)
13 污染物排放总量控制分析 (29)
14 替代方案及减缓措施 (30)
15 HSE管理体系及环境监控 (30)
16 环境影响经济损益分析 (31)
17 环境可行性论证分析 (32)
18 环境影响评价大纲的编制要求 (32)
19 环境影响报告书的编制要求 (33)
附录A（规范性附录） 环境影响评价大纲的格式与内容 (34)
附录B（规范性附录） 环境影响报告书的格式与内容 (38)
附录C（资料性附录） 环境水文地质试验方法 (43)
附录D（资料性附录） 常用地下水水质模型 (45)
前 言
为贯彻《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》和《建设项目环境保护管理条例》，规范陆地石油天然气开发建设项目环境影响评价工作，制定本标准。
本标准以《环境影响评价技术导则》（HJ/T2.1～2.3-93；HJ/T2.4-1995；HJ/T19-1997）及《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）为基础，结合陆地石油天然气开发建设项目的特点，详细、具体地规定了陆地石油天然气开发建设项目环境影响评价的工作内容。
本标准为指导性标准。
本标准为首次发布。
本标准由国家环境保护总局科技标准司提出。
本标准起草单位：吉林省环境工程评估中心、中国石油集团工程设计有限责任公司东北分公司、吉林省水文地质工程地质环境地质调查研究所、东北师范大学城市与环境科学学院、中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司。
本标准国家环保总局2007年04月13日批准，
本标准自2007年08月01日起实施。
本标准由国家环境保护总局解释。
环境影响评价技术导则
陆地石油天然气开发建设项目
1 适用范围
本标准规定了我国境内陆地石油天然气开发建设项目（以下简称建设项目）环境影响评价工作一般性原则、内容和方法。
本标准适用于我国境内陆地石油天然气田勘探、开发、地面工业基础设施建设及相关集输、储运、道路以及油气处理加工过程的建设项目。包括自油气井经各类站场，最终至处理厂的集输管线和油区道路。如果集输管网规模大、线路长，其环评工作技术内容还应符合管道运输建设项目环境影响评价的有关要求。如果油区路网规模大、线路长，其环评工作技术内容还应符合国家环保总局的相关技术要求。
2 规范性引用文件
本标准的内容引用了下列文件中的条款。凡是不注日期的引用文件，其有效本适用于本标准。
GB 3838-2002 地表水环境质量标准
GB 50027-2001 供水水文地质勘察规范
GB/T 3840-91 制定地方大气污染物排放标准的技术方法
GB/T 14158-93 区域水文地质、工程地质、环境地质综合勘查规范（比例尺：1：50000）GB/T 14848-93 地下水质量标准
HJ/T 2.1-93 环境影响评价技术导则总纲
HJ/T 2.2-93 环境影响评价技术导则大气环境
HJ/T 2.3-93 环境影响评价技术导则地面水环境
HJ/T 2.4-1995 环境影响评价技术导则声环境
HJ/T 19-1997 环境影响评价技术导则非污染生态影响
HJ/T 91-2002 地表水和污水监测技术规范
HJ/T 166-2004 土壤环境监测技术规范
HJ/T 169-2004 建设项目环境风险评价技术导则
DZ 55-87 城市环境水文地质工作规范
DZ/T 0133-1994 地下水动态监测规程
GJ l3-87 供水水文地质钻探与凿井操作规程
SH 3024-95 石油化工企业环境保护设计规范
SY/T 6276-1997 石油天然气工业健康、安全与环境管理体系
《建设项目环境保护分类管理名录》
《国家危险废物名录》（国环发[1998]89号）
《关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知》（计价格[2002]125号文）
《关于简化建设项目环境影响评价报批程序的通知》（环办[2004]65号）
《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》（环发[2005]152号）
《关于检查化工石化等新建项目环境风险的通知》（环办[2006]4号）
《环境影响评价公众参与暂行办法》（环发[2006]28号）
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1 石油天然气开发建设项目
包括石油天然气田勘探、开发、地面工业基础设施建设及相关集输、储运、道路以及油气处理加工过程的建设项目。
3.2 环境因素
各种天然的和经过人工改造的自然因素，主要包括：大气、水、土地、矿藏、森林、草原、野生动物、自然古迹、人文遗迹、自然保护区、风景名胜区、城市和乡村等。
3.3 环境敏感区域
主要指《建设项目环境保护分类管理名录》中所规定的特殊保护区，如自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区、文物保护单位等；社会关注区，如居民住宅、医疗卫生、文化教育、科研设计、行政办公为主要功能的区域，具有特殊历史、文化、科学、民族意义的保护地等；以及石油天然气开发需关注的特征敏感区，如自然湿地、珍稀动植物栖息地等。
3.4 环境影响因素
石油天然气开采过程中影响环境的因素，主要包括：废水、废气、噪声、固体废物、占地以及各种临时、永久改变环境因素功能的施工活动。
3.5 勘探期
石油天然气开采过程中的物探、试采时期，布设少量探井的试验性开发工程，其工程内容包
含建设项目全过程，特点是井数少，分布范围小，影响范围较小。
3.6 施工期
建设项目的钻井、井下作业、地面井场、站场、集输设施、道路、油气处理厂等建设时段为施工期。
3.7 运行期
建设项目的油气采集、油气集输、油气处理时段为其运行期。该时期包括修井过程。
3.8 闭井期
建设项目油气井服务期满后，停运、关闭、恢复土地使用功能时段为闭井期。
3.9 重复水
使用两次以上的水为重复水。
3.10 落地油
指石油天然气开采过程中由于非正常原因散落于地面的原油。
3.11 替代方案
为保护环境敏感区域、规避环境风险，相对于建设项目原井场设置、管线走向设计方案，提出的环境损失最小、抗风险能力强、费用合理的选址、选线方案。
3.12 HSE
健康、安全、环境的英文缩写。
4 一般规定
4.1 环境影响评价工作分类
4.1.1 建设项目环境影响评价工作分类，原则上执行《建设项目环境保护分类管理名录》中有关石油开采、天然气开采部分的规定。
4.1.2对于未开展开发规划环境影响评价的建设项目应在勘探前编制勘探工程环境影响报告表，在初步环境现状调查和工程分析的基础上，回答建设项目与国家法律、法规和政策的相符性，明确建设项目选址的环境可行性，提出勘探期环境保护的基本要求。
4.1.3对于已完成开发规划环境影响评价且该规划已获有关部门批准的石油天然气开发区块，在勘探期前可填写环境影响登记表并报环境保护行政主管部门批准。
4.1.4 开发方案确定后，根据《建设项目环境保护分类管理名录》中的规定，对建设项目施工期、运行期、闭井期的环境影响进行全面评价，编制石油天然气开发建设项目环境影响报告书（表）。
4.1.5已开展过规划环评的建设项目，在编制报告书过程中，可直接引用规划环评中已完成的技术工作结论。
4.2 环境影响评价的工作程序及管理
4.2.1建设项目环境影响评价的工作程序应按HJ/T 2.1-93、HJ/T 2.2-93、HJ/T 2.3-93、HJ/T2.4-1995的规定执行。按规定应编制环境影响报告书的，应先编制环境影响评价工作大纲或工作方案。对于符合《关于简化建设项目环境影响评价报批程序的通知》要求的建设项目，可直接编制环境影响报告书。
4.2.2 环境影响评价工作由项目总负责单位组织实施。总负责单位负责组织、协调各协作单位承担的各项专题和分工，保证环境影响评价的进度和文件质量；负责审核各协作单位的各项工作成果，对建设项目环境影响评价文件的综合评价结论负全面责任。协作单位分别对其承担的专题内容和结论负责。
4.3 环境影响因素及评价因子
建设项目的主要环境影响因素见表1，主要评价因子见表2。建设项目环评工作可根据自身特点及周围环境敏感性，从表1、表2中筛选环境影响因素和评价因子，并根据油气组分特点适当补充其他特征评价因子。
4.4 评价标准的确定
4.4.1环境质量评价的标准应根据建设项目所在地区的要求执行相应环境要素的国家环境质量标准或地方环境质量标准。
4.4.2 污染物排放标准应执行地方污染物排放标准或国家污染物排放标准，应优先执行地方污染物排放标准，其执行标准应符合地方环境保护行政主管部门的要求。
4.4.3当建设项目采用的环境保护标准国内尚未制定，在经地方环境保护行政主管部门书面同意后可参照执行国外的相关标准。
5
表2 建设项目环境影响评价因子一览表
评价因子SO2烟尘NOx H2S 总烃非甲烷总烃
现状调查
污染源调查
环境空气
影响预测
评价因子COD 石油类氨氮硫化物
现状调查
污染源调查
地表水
影响预测
评价因子COD 总硬度石油类氨氮硝酸盐氮
现状调查
污染源调查
地下水
影响预测
评价因子等效声级
现状调查
污染源调查
声环境
影响预测
评价因子植被动物土壤土地利用
结构
现状调查
生态
影响预测（分析）
4.5 评价工作等级
4.5.1 环境空气、地表水、声环境、环境风险
按照HJ/T2.1-93、HJ/T2.2-93、HJ/T2.3-93 、HJ/T2.4-1995 、HJ/T169-2004中的评价工作等级确定原则，确定环境空气、地表水、声环境、环境风险的评价工作等级。
4.5.2 地下水
4.5.2.1 划分原则
由于建设项目具有区块滚动开发的特点，因此，依据建设项目产生的生态影响范围、影响范围内的环境水文地质条件复杂程度、地下水环境敏感程度，将地下水影响评价工作级别划分为一、二、三级。
4.5.2.2 划分方法
建设项目地下水环境影响评价工作等级划分判据详见表3。
4.5.2.3影响范围、水文地质的复杂程度及地下水环境的敏感程度判别方法
4.5.2.3.1建设项目生态影响范围划分方法
影响范围大≥100km2
影响范围中等 50~100km2
影响范围小≤50km2
表3 建设项目地下水环境影响评价工作等级划分判据表
评价级别建设项目生态影响范围环境水文地质条件
复杂程度地下水环境敏感程度
大复杂敏感
中等复杂敏感一级
大较复杂敏感
大较复杂较敏感
中等较复杂敏感二级
小复杂敏感
大简单不敏感
中等较复杂不敏感三级
小简单敏感
注：对于天然气田开发建设项目，可根据其与地下水环境关系的紧密程度的差异性，在确定地下水评价级别时可适度放宽要求。
4.5.2.3.2 环境水文地质条件复杂程度划分方法
环境水文地质条件的复杂程度分三类，划分判据见表4。对以上分类中未予包括的水文地质类型，可按复杂程度相似性原则进行确定。
表4 环境水文地质复杂程度划分判据表
分类环境水文地质特征
复杂
处于区域地下水补给区，具有多层含水层结构，地下水含水层与地表水联系密切，不利于污染
物的稀释、自净；区块内存在各种环境水文地质问题较多，且较突出。
较复杂
处于区域地下水径流排泄区，含水层结构较稳定，层数不超过3层，含水层与地表水联系密切，
与油田开发区块相关环境水文地质问题较多。
简单
处于区域地下水排泄区或主要为承压水含水层区，现存环境水文地质问题较少、不突出，地下
水与地表水力联系不密切。
4.5.2.3.3 地下水环境敏感程度划分方法
地下水环境的敏感程度分三类，划分判据见表5。
表5 地下水环境敏感程度划分判据表
分类地下水环境敏感特征
敏感
处于城镇生活集中供水水源地补给区和水源保护区，天然矿泉水带，优于Ⅲ类地下水水质
的地区。
较敏感处于Ⅲ类地下水或Ⅳ类地下水水质区，使用功能主要是生产和零星生活供水。
不敏感处于Ⅴ类地下水水质的地区。
4.5.3 生态
4.5.3.1 划分原则
根据建设项目的生态影响范围、主要生态现状及可能受影响程度，将生态影响评价工作级别划分为一、二、三级。
4.5.3.2划分方法
4.5.3.2.1区域性建设项目，按表6中所列的生态现状及可能受影响程度，选择1-3个方面，对应生态影响范围进行工作级别划分，如果项目生态影响多于1项，则选择其中评价级别最高的一项确定评价工作等级。
4.5.3.2.2线状建设项目，根据沿线生态环境的不同，可参照表6中影响范围为50～100 km2对应的评价级别进行评价。
4.5.3.3 主要生态现状及可能受影响程度判别方法
4.5.3.3.1主要生态现状及可能受影响程度宜采用定量方式表述。难以定量的生态影响变化程度可采取专家评估、历史图件综合比较、背景比较分析等方法确定。判定的依据是原始生态系统或次生生态系统的生产力是否降低、降低的范围和程度。
4.5.3.3.2 荒漠化的量化指标如下：潜在荒漠化的生物生产量为3～4.5t/（hm2·a），正在发展的荒漠化为2.9～1.5t/hm2·a），强烈发展的荒漠化为1.4～1.0t/（hm2·a），严重荒漠化
为0.9～0.0 t /（hm2·a）。
4.5.3.3.3水的理化性质变化依据GB3838-2002、GB／T14848-93和HJ/T19-1997的相应规定进行判定。
4.5.3.3.4土壤的理化性质变化要对照本类型土壤的背景值进行度量。
4.5.3.4 评价工作等级调整原则
可根据开发项目的性质、总投资和产值，区域环境的敏感程度，环境影响的程度、时空分布情况等，对评价的级别作适当调整，但调整幅度上下不应超过一级，调整结果应征得负责审批环境影响评价技术文件的环境保护行政主管部门同意。
4.6 评价范围及环境敏感目标
4.6.1 环境空气、地表水、声环境、环境风险
按照HJ/T2.1-93、HJ/T2.2-93、HJ/T 2.3-93、HJ/T2.4-1995 、HJ/T169-2004中规定的环境空气、地表水、声环境、环境风险的影响评价的工作等级确定评价范围。
4.6.2 地下水
以废水渗入地下与地下水发生水力、水质联系，经稀释扩散后，地下水水质可能达标的范围为地下水评价范围。
4.6.3 生态
4.6.3.1确定原则
生态因子之间互相影响和相互依存的关系是划定评价范围的原则和依据。因此确定的生态影响评价的范围应保证评价区域与周边环境的生态完整性。
4.6.3.2 区域性建设项目
以影响区范围向四周外扩原则确定评价范围：
a）一级评价范围为建设项目影响范围并外扩2～3km（影响区边界涉及敏感区部分外扩
3 km）；
b）二级评价范围为建设项目影响范围并外扩2km；
c）三级评价范围为建设项目影响范围并外扩1km。
4.6.3.3线状建设项目
以向线状两侧外扩原则确定评价范围：
a）一级评价范围为油气集输管线（油区道路）两侧各0.5km带状区域为评价范围；
b）二、三级评价范围为油气集输管线（油区道路）两侧各0.2km带状区域为评价范围。
4.6.4 附图要求
给出附有风向玫瑰图、环境敏感点的评价范围彩图，并标明比例尺。环境空气评价范围图中应标出环境空气监测点；地表水评价范围图应标出监测断面、水流方向、地表径流汇入口和污水排放口；地下水评价范围图应标出监测点位、地下水流向；生态评价范围图应以土地利用现状图为底图。
4.6.5 环境敏感目标
附图表说明评价范围内各环境因素的环境功能类别或级别，各环境因素敏感保护目标和功能，及其与建设项目的相对位置及距离。
4.7环境影响评价专题设置
按本标准1.4.2节中规定编制环境影响报告书的建设项目，其环境影响评价工作一般应设置如表7中所列评价专题；编制环境影响报告表的，应按负责审批的环境保护行政主管部门的要求设置评价专题。
——如果建设项目不向地表水体排放污水，可不设地表水环境现状调查与评价及影响预测与评价专题；或视其具体情况，只设置地表水环境现状调查与评价专题。
——按本标准4.4节判别方法规定，建设项目对地下水影响范围中等以下（含中等）、影响范围内水文地质的复杂程度简单且不敏感，可不设地下水环境现状调查与
评价及影响预测与评价专题；或视其具体情况，只设置地下水环境现状调查与
评价专题。
——如果建设项目评价区域内无声环境保护敏感点，可不设置声环境影响现状评价及预测与评价专题，只进行厂界达标分析。
——未建集中工业固体废物填埋场（不含钻井泥浆储池）的建设项目，可不设置固体废物环境影响分析专题。
——对于选址、选线合理可行、存在零替代方案的建设项目，可不设置替代方案及减缓措施专题。减缓措施可并入环境保护措施论证分析专题。
表7 建设项目环境影响评价专题设置一览表
序号专题名称专题设置要求
1 区域自然与社会环境概况调查**
2 工程分析**
3 清洁生产与循环经济分析**
4 环境质量现状调查与评价**
4.1 环境空气质量现状调查与评价**
4.2 地表水环境质量现状调查与评价*
4.3 地下水环境质量现状调查与评价*
4.4 声环境质量现状调查与评价*
4.5 生态现状调查**
5 环境影响预测与评价**
5.1 环境空气影响预测与评价**
5.2 地表水环境影响预测与评价*
5.3 地下水影响预测与评价*
5.4 声环境影响预测与评价*
5.5 固体废物环境影响分析*
5.6 生态影响预测与分析**
6 环境风险评价**
7 公众参与评价**
8 环境保护措施论证分析**
9 污染物排放总量控制分析**
10 替代方案及减缓措施*
11 环境影响经济损益分析**
12 HSE管理体系及环境监控**
13 环境可行性论证分析**
注：**必须设置；
*根据建设项目内容和开发区域环境特征按本节（1）至（5）的规定选择设置。
5 区域自然与社会环境概况调查
5.1 内容和重点
应重点调查了解以下内容：
——自然环境概况
a）地质、地貌；
b）气象、气候；
c）水文；
d）水文地质；
e）土壤类型与植被分布；
f）野生动物分布；
g）周围自然遗迹、自然保护区的分布情况等。
——社会环境概况
a）地区经济发展状况；
b）居住区、企事业单位及人口分布；
c）土地利用状况；
d）相关的文物保护遗址分布等。
——相关产业政策及地方区域发展规划
——环境功能区划及生态功能区划等
5.2 调查方法
现场踏查、相关部门走访、收集已有资料及图件（如水系图、植被分布图、土地利用图、环境功能区划图等）。
6 工程分析
6.1 内容和重点
a）调查了解建设项目概况，包括项目名称、建设地点、建设性质、生产规模、工程组成内容、占地面积、油气田储藏特征、地质构造、开发方案、地面基础设施建设方案，并给出区域位置图。
b）调查了解建设项目依托的现有工程概况，并对建设项目进行工程分析。建设项目一般包括施工期、运行期、闭井期三个时期。
1）施工期、运行期主要包括钻采、集输、处理三个过程，是对环境造成影响的主要时期。
2）闭井期主要是环境功能恢复时期。由于建设项目在实施时，勘探过程已经发生，因此，工程分析应对勘探期进行回顾调查分析，并以施工期、运行期为重点，进行环境影响因素及产污环节分析，量化环境影响因素和评价因子。闭井期侧重于环境保护措施分析。
6.1.1 现有工程分析
对于涉及（依托）现有工程的建设项目，应调查了解并说明现有（依托）工程的情况，主要包括以下内容：
——井网布设及产能情况；
——油气集输设施的规模、实际集输量及工艺方法；
——油气处理设施的规模、实际处理量及工艺方法；
——现有工程的“三废”排放情况（列表给出，表中列出评价标准规定指标；固体废物给出主要成分、按《国家危险废物名录》要求的分类及编号）；
——污染防治设施的规模、实际处理量及工艺方法、实际运行效果（进出口指标、去除效率）；
——采用标准指数法对污染源进行达标排放分析；
——现存的环境保护问题（说明已运行井场是否存在套外返水、漏油问题，油气集输站场及管线是否存在集输管线腐蚀泄漏问题、油气处理厂及其环保设施处理能力
是否满足要求等）；
——按表8形式核定出现有工程的污染物产生总量、削减总量、排放总量。
表8 现有工程污染物排放总量表
类别名称产生量（t/a）削减量（t/a）排放量（t/a）备注
废气量单位为：万m3/a
SO2
烟尘
NOx
废气
H2S
总烃
非甲烷总烃
其它
废水量单位为：万m3/a
COD
石油类
废水
氨氮
硫化物
其它
落地油
固体废物
其它
6.1.2 勘探期回顾
调查勘探期的探井布设、原辅材料及公用工程消耗、勘探过程、土地利用及“三废”排放量，以及已经对环境造成的影响，查找遗留的环境保护问题。
6.1.3 建设项目工程分析
6.1.3.1 施工期
6.1.3.1.1 钻井部分
a）调查并描述钻井、井下作业采用的工艺方法，重点调查钻井工艺过程中保护地下水含水层的措施；
b）调查并列表给出原辅材料及公用工程消耗量及来源、原辅材料的主要成分及物理化学性质。
6.1.3.1.2 集输部分（主要包括集输站场、管线、阀室）
a）调查管线布设走向及站场（阀室）布设位置，给出管线走向及站场（阀室）位置图；
b）调查并列表说明管线穿越或跨越交通路线、河流、隧道的次数，穿越交通道路的等级、河流的大小等；
c）调查并列表说明不同地段管线的敷设方式及工艺，包括开挖方式、选材、抗震、防腐等工艺措施等。
6.1.3.1.3 道路部分
a）调查并说明道路、路网布设情况，附道路、路网布设图；
b）调查并列表给出道路穿越的环境敏感点或区域；
c）调查并说明道路的修建方式。
6.1.3.1.4 场地布置及土地利用
a）调查并说明井场、站场、处理厂分布及站场、处理厂平面布置情况，给出站场、处理厂平面布置图（标注方向和比例尺）；
b）调查并列表给出建设项目永久、临时占用土地的数量、类型、土石方量以及拆迁数量。
6.1.3.1.5环境影响因素及产污环节分析
分析施工期环境影响因素及废水、废气、固体废物、噪声的产生环节，给出生产过程的示意图，图中标出环境影响因素及产污环节。列表给出“三废”排放情况，表中须列出评价标准规定指标及预测所需的相关参数。
a）废气污染源表中列出：每个污染源的废气排放量（m3/h），其中各种污染物的排放浓度（mg/m3）、速率（kg/h）、排气筒（烟囱）高度（m）、内径（m）、排气温度（℃）、排放规律（连续、间断；间断排放的，要给出单位时间内排放次数，每次持续时间）、排放去向；对于无组织废气排放源只需给出污染物的全年排放总量（t/a）；
b）废水污染源表中列出：每个污染源的废水排放量（m3/h），其中各种污染物的排放浓度（mg/L）、排放规律（连续、间断；间断排放的，要给出单位时间内排放次数，每次持续时间）、排放去向；
c）固体废物污染源表中列出：固体废物的名称、主要成分、按《国家危险废物名录》要求的分类及编号、处理处置方式；
d）噪声污染源表中列出：噪声设备名称、型号及参数、数量、声功率级（或1m处噪声级），安装地点、噪声控制措施。
6.1.3.2 运行期
6.1.3.2.1原辅材料、公用工程消耗及来源
调查并列表给出集输部分（含单井罐）、处理、修井作业部分等原辅材料、公用工程消耗量及来源，调查并列表给出原辅材料的主要成分及物理化学性质。
6.1.3.2.2工艺过程
a）调查并描述油气的集输工艺过程及各类型阀室、站场的工艺过程，给出集输工艺流程图及各类型阀室、站场工艺流程图，图中标出“三废”排放点；
b）调查并描述油、气处理工艺过程，给出工艺流程图，图中标出“三废”排放点。
c）调查并描述修井工艺过程。
6.1.3.2.3 给排水平衡及硫平衡
对于原油处理工程，调查用水、采出水、排水、回注水平衡情况，给出水平衡图或表；
对于天然气脱硫处理工程，调查天然气中硫元素的流向分布情况，并分析硫元素在天然气处理过程流入、流出的平衡情况，给出硫平衡图或表。
6.1.3.2.4 产污环节分析
分析油气集输、处理、修井等过程的废水、废气、固体废物、噪声的产生环节，列表给出“三废”排放情况。表中列出评价标准规定指标、预测所需的相关参数、排放去向；固体废物给出主要成分、按《国家危险废物名录》要求的分类及编号。
6.1.3.3 拟采取的环境保护措施
调查并简要介绍建设项目拟采取的，包括闭井期的以及解决勘探期遗留问题的环境保护措施，主要包括以下内容：措施名称、方法、工程量、效果。
6.1.3.4 达标排放分析
采用标准指数法对废气、废水污染源进行达标排放分析，对于未做到达标排放的污染源，提出进一步的技术经济可行的治理措施。
6.1.3.5 污染物排放总量核定
按表8形式核定出建设项目施工期、运行期在满足清洁生产、达标排放的前提下污染物产生总量、削减总量、排放总量。
6.2 方法及要求
6.2.1 方法
6.2.1.1通过收集资料及现场监测对现有工程进行调查；
6.2.1.2通过现场调查、资料收集、监测进行勘探期的回顾分析；
6.2.1.3建设项目本身的工程分析方法主要采用收集工程设计资料、物料衡算、燃料衡算、经验公式计算、同时类比同类工程已有污染源监测数据的方法量化污染因子排放量。对于建设项目对生态影响，主要通过了解建设项目建设方案、施工方案、现场实地调查受影响的环境因素的方法，量化其对环境的影响，主要包括占地类型及数量、土石方量、拆迁量等。6.2.2 要求
本标准工程分析内容是基于建设项目可能涉及到的全部工程内容。但在油气田不同的开发阶段，开发方案可能不一定完全包括勘探、钻井、道路修建、采油、集输、处理、修井全部过程，因此，具体的建设项目的工程分析应做到结合其工程内容突出重点、分清层次。
修井过程为运行期的井下作业过程，其作业性质、施工方法、管理方法、“三废”产生过程及治理方法均与施工期的钻井及井下作业相近。因此，为便于管理，使报告书更具有实用性，可将修井过程与施工期的井下作业一起进行工程分析。
7 清洁生产与循环经济分析
7.1 工艺技术选择合理性分析
从采用工艺技术与设备的先进性与合理性、使用原辅材料的清洁性等方面分析钻井、井下作业、油气集输、处理工艺技术选择的合理性及技术先进水平。
7.2 清洁生产措施
调查并详细说明建设项目从钻井至油气采出、处理加工全过程采取的清洁生产措施，分析其效果。
7.3 清洁生产技术指标
给出钻井及井下作业过程、油气处理过程的以下量化指标：
——钻井及井下作业过程。
a）钻井井场占地面积（m2/井）；
b）钻井废弃泥浆（t/100m标准进尺）；
c）钻井泥浆循环率（％）；
d）落地油产生量（t/井）；
e）落地油回收率（％）。
——油气处理过程。
a）油气处理耗新鲜水（m3/t标准油气）；
b）水的重复利用率（％）；
c）油气处理综合能耗（kg标煤/t采出液或采出气）。
根据油、气田自身特点，选择上述可对比的指标与同类项目（钻井及井下作业过程主要考虑同类地区，油气处理过程主要考虑同水平规模、油气组分类似）进行对比，分析其先进生产水平。
7.4 循环经济分析
从企业或区域内的清洁生产技术、资源重复利用、“三废”治理及综合利用方面，分析建设项目实施循环经济的途径和效果。
7.5 标准油气当量、标准钻井进尺污染物产生量折算系数及水的重复利用率计算方法
7.5.1 标准油气当量
根据原油和天然气的热值折算而成的油气产量，本标准规定： 1255m3天然气＝1t原油。
7.5.2 标准钻井进尺污染物产生量折算系数
根据不同井深和钻井产生的污染物量折算系数，折算出标准钻井进尺污染物产生量，本标准规定的折算系数见表9。
表9 钻井污染物产生量折算系数
钻井进尺（m）系数
≤2000 0.8
2000～3000 1.0
3000～4000 1.2
≥4000 1.5
7.5.3 水的重复利用率
水的重复利用率（％）＝重复水用量/（新鲜水用量＋重复水用量）×100
8 环境质量现状调查与评价
建设项目具有分布范围较广、环境影响由点集面的特点，因此，在环境质量现状调查与评价中，应做到点上调查，面上综合分析，点面结合。
8.1 环境空气
按HJ/T2.2-93中规定，在充分收集、利用已有的有效数据前提下，进行环境空气质量现状监测、评价。对存在的超标问题，分析原因。
中国石油天然气集团公司各分公司机构通讯录
中国石油天然气集团公司各分公司机构通讯录 油气田企业（17个） 大庆油田公司黑龙江省大庆市让胡路区龙南163453 辽河油田公司辽宁盘锦市兴隆台区石油大街98号124010 长庆油田公司陕西省西安市未央区未央路151号710021 塔里木油田公司新疆库尔勒市塔里木油田分公司78号信箱841000 新疆油田公司新疆维吾尔自治区克拉玛依市迎宾路66号834000 西南油气田公司四川成都市府青路一段5号610051 吉林油田公司吉林松源市沿江东路1219号138000 大港油田公司天津市大港油田三号院300280 青海油田公司甘肃敦煌市七里镇736202 华北石油管理局河北省任丘市062552 吐哈油田公司新疆维吾尔自治区哈密基地839009 冀东油田公司河北省唐山市新华西道51甲区063004 玉门油田公司甘肃酒泉市玉门石油基地机关办公楼735019 浙江油田公司浙江杭州市留下镇310023 南方石油勘探开发公司广东省广州市海珠区江南西路111号510240 煤层气公司北京市朝阳区太阳宫金星园8号中油昆仑大厦100028 对外合作经理部北京市东城区东直门北大街9号B座0908 100007 炼化企业（33个） 中国石油天然气股份有限公司大庆石化分公司黑龙江省大庆市龙凤区163714 中国石油天然气股份有限公司吉林石化分公司吉林省吉林市龙谭大街9号132022 中国石油天然气股份有限公司抚顺石化分公司辽宁省抚顺市新抚区凤翔路45号113008
中国石油天然气股份有限公司辽阳石化分公司辽宁省辽阳市宏伟区火炬大街5号111003 中国石油天然气股份有限公司兰州石化分公司甘肃省兰州市西固区玉门街10号730060 中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司新疆独山子北京路6号833600 中国石油天然气股份有限公司乌鲁木齐石化分公司新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市米东区 中国石油天然气股份有限公司宁夏石化分公司宁夏银川市新市区北京西路138号750026 中国石油天然气股份有限公司大连石化分公司辽宁省大连市甘井子区山中街1号116032 大连西太平洋石化公司辽宁省大连市经济技术开发区海青岛116600 中国石油天然气股份有限公司锦州石化分公司辽宁省锦州市古塔区重庆路2号121001 中国石油天然气股份有限公司锦西石化分公司辽宁省葫芦岛市新华大街42号125001 中国石油天然气股份有限公司大庆炼化分公司黑龙江大庆市让胡路区马鞍山163411 中国石油天然气股份有限公司哈尔滨石化分公司哈尔滨市太平区北人路173号150056 中国石油天然气股份有限公司广西石化分公司广西钦州市钦州港经济开发区535008 广东石化公司北京市朝阳区太阳宫金星园8号中油昆仑大厦A座9层100029 四川石化公司四川省彭州市石化北路1号611930 大港石化公司天津市大港油田花园路东口300280 华北石化公司河北任丘市华北石化公司062552 中国石油天然气股份有限公司呼和浩特石化分公司内蒙古自治区呼和浩特市赛罕区石化公司中国石油天然气股份有限公司辽河石化分公司辽宁省盘锦市兴隆台区新工街124022 中国石油天然气股份有限公司长庆石化分公司陕西省咸阳市金旭路712000 中国石油天然气股份有限公司克拉玛依石化分公司新疆克拉玛依市金龙锁834003 中国石油天然气股份有限公司庆阳石化分公司甘肃省庆阳市庆城县三十里铺745115 中国石油东北炼化工程有限公司辽宁省沈阳市沈河区惠工街124号中韩大厦110013 中国石油天然气股份有限公司炼化工程建设项目部北京市朝阳区太阳宫金星园8号中油昆仑大厦A座100028
石油天然气管道工程竣工验收细则
石油、天然气管道工程竣工验收细则 1 范围 本标准规定了管道工程竣工验收准备、验收组织和验收程序，并对竣工资料、竣工验收文件的编制与管理作出了具体要求。本标准适用于按批准的设计文件建成且试运投产成功，符合竣工验收标准的新建及改扩建管道工程。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 10609.3-1989《技术用图—复制图折叠办法》 GB 50319-2000《建设工程监理规范》 GB/T 11821-1989 《照片档案管理规范》 GB/T 11822-2000《科学技术档案案卷构成的一般要求》 GB/T 17678.1-1999《CAD电子文件光盘存储归档与档案管理要求》 DA/T 28-2002《国家重大项目文件归档要求与档案整理规范》国家档案局档发字[1997]20号文件《国家档案局关于印发〈城市建设归属与流向暂行办法〉的通知》国家档案局国档发[1992]8号文件《关于印发〈建设项目（工程）档案验收办法〉的通知》 3 术语和定义 3.1 竣工验收是项目（工程）建设的最后一道程序，是工程建设转入正式生产并办理固定资产移交手续的标志。是全面考核项目建设成果，检查项目立项、勘察设计、器材设备、施工质量的重要环节。
3.2 专项验收是指政府行政主管部门对建设项目（工程）环境保护、水土保持、消防、劳动安全卫生、职业安全卫生等方面进行的验收。 3.3竣工资料指从建设项目（工程）的提出、立项、审批、勘察设计、施工、生产准备到建成投产全过程中形成的应归档保存的文件资料以及其他载体的声像资料。 3.4 竣工验收文件是建设项目（工程）建设阶段的总结，是竣工验收的法定文件。包括竣工验收报告书、竣工验收鉴定书、单项总结（勘察设计工作总结、施工工作总结、监理工作总结、质量监督工作总结、生产准备及试运考核总结、物资及设备采办总结（含外事总结）等）三部分内容。 4 竣工验收依据 4.1 已批准的项目建议书； 4.2可行性研究报告及批复文件； 4.3 已批准的工程设计文件； 4.4 项目主管部门有关审批、修改和调整等方面的相关文件； 4.5现行的施工技术及验收规范； 4.6国家及行业竣工验收规范； 4.7 国家及行业质量评定标准；
gb50183-20XX石油天然气工程设计防火规范
竭诚为您提供优质文档/双击可除 gb50183-20XX石油天然气工程设计防火 规范 篇一：燃气规范 10火炬影响范围gb50183-20xx《石油天然气工程设计防火规范》（条文说明）11城市燃气管段安全距离 gb50028-20xx《城镇燃气设计规范》 7天然气站场防火间距gb50183-20xx《石油天然气工程设计防火规范》（条文说明）8天然气站场围墙、道路安全间距gb50183-20xx《石油天然气工程设计防火规范》（条文说明）9站内建筑物防火间距gb50183-20xx《石油天然气工程设计防火规范》 3管道最小覆土层厚度gb50251—20xx《输气管道工程设计规范》 4埋地输气管道与其他管道、电力、通讯电缆的间距gb50251—20xx《输气管道工程设计规范》5截断阀的设置距离gb50251—20xx《输气管道工程设计规范》（条文说明）1放空管高度gb50251—20xx《输气管道工程设计规范》2管道经过区域等级划分gb50251—20xx《输气管道工
程设计规范》 12城镇燃气管道地区等级的划分gb50028-20xx《城镇燃气设计规范》 16储配站内的储气罐与站内的建、构筑物的防火间距gb50028-20xx《城镇燃气设计规范》 3.4.7输气干线放空竖管应设置在不致发生火灾危险和危害居民健康的地方。其高度应比附近建（构）筑物高出2m 以上，且总高度不应小于10m。3.4.8输气站放空竖管应设在围墙外，与站场及其他建（构）筑物的距离应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》gb50183的规定。其高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于10m。 4.2.2地区等级划分应符合下列规定： 1沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数划分为四个等级。 在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。 1）一级地区：户数在15户或以下的区段； 2）二级地区：户数在15户以上、100户以下的区段； 3）三级地区：户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的
中国石油天然气股份有限公司技术秘
中国石油天然气股份有限公司技术秘密 管理暂行办法 第一章总则 第一条为规范中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）技术秘密管理，增强自主创新能力和核心竞争力，保护股份公司的合法权益，依据《中华人民共和国保守国家秘密法》、《中华人民共和国反不正当竞争法》等法律法规及股份公司有关保密管理规定，制定本办法。 第二条本办法适用于股份公司总部机关、专业分公司及地区分公司、全资子公司和直属科研院所（以下简称地区公司）的技术秘密管理。 股份公司和地区公司直接或间接投资的控股公司参照本办法执行。 第三条本办法所称技术秘密，是指未公开发表和使用、不为公众所知悉，具有新颖性、实用性，能为股份公司或地区公司带来经济利益或市场竞争优势，具备实际或潜在的商业价值，且采取合理保密措施的非专利技术及技术信息。包括以物理的、化学的、生物的或其他形式的载体所表现的源程序、设计、工艺、方法、标准、配方、数据、诀窍，以及具有特定技术内容的技术
方案和技术方案的部分技术要素等。 本办法所称技术秘密管理，是指股份公司和地区公司对技术秘密的开发、认定、保密、实施许可、解密及纠纷处理等全过程的管理。 第四条股份公司技术秘密管理遵循“统一制度，规范管理，激励创造，有效保护，注重实施”的原则。 第五条股份公司技术秘密分三类管理： 一类：股份公司独有技术、核心技术以及对股份公司主业竞争力及市场份额有重大影响的技术，纳入股份公司“油商密★★★”范围管理。 二类：国内、外先进，对股份公司及地区公司生产经营可产生显著经济效益的重要技术，纳入股份公司“油商密★★”范围管理。 三类：可在国内、外市场产生一定经济效益的一般技术，纳入股份公司“油商密★”范围管理。 第六条涉及国家秘密的技术秘密，依照国家相关法律法规进行管理。 第二章管理机构与职责 第七条股份公司科技管理部是股份公司技术秘密工作的归口管理部门，主要职责是： （一）负责组织制订股份公司技术秘密战略、规划计划和管
石油天然气工程初步设计内容规范
石油天然气工程初步设计内容规范
目次 前言...................................................................... VI 引言.................................................................... VIII 1范围 .. (1) 2术语和定义 (1) 3基本规定 (2) 4总论 (3) 4.1前言 (3) 4.2设计依据 (3) 4.3设计原则 (4) 4.4遵循的标准、规范 (4) 4.5工程设计范围和设计分工 (5) 4.6初步设计文件构成 (5) 4.7工程概况 (5) 4.8主要工程量及技术经济指标 (6) 4.9初步设计对可行性研究的变化情况 .. 6 4.10存在的主要问题及建议 (6) 5工艺系统分析 (7) 5.1主要工艺参数 (7) 5.2输送工艺系统计算及分析 (8) 5.3输送工艺系统方案的确定 (9) 6输油(气)线路 (10) 6.1说明书 (10) 6.2图纸和表格 (17) 7管道穿(跨)越 (18) 7.1说明书 (18)
8站场工艺 (24) 8.1站场设置 (24) 8.2站场的功能及规模 (24) 8.3站场工艺及工艺流程 (24) 8.4工艺站场设计 (24) 8.5主要设备选型 (25) 8.6图纸和表格 (26) 9防腐、保温及阴极保护 (26) 9.1管道工程概况及设计基础资料 (26) 9.2管道线路防腐及保温 (26) 9.3管道线路阴极保护 (27) 9.4站场工程防腐及保温 (29) 9.5图纸和表格 (29) 10自动控制与仪表工程 (31) 10.1自动控制与仪表说明书 (31) 10.2图纸和表格 (34) 11通信工程 (36) 11.1概述 (36) 11.2设计依据和原则 (37) 11.3设计范围和设计分工 (37) 11.4系统设计 (37) 11.5主要工程量 (38) 11.6存在问题与建议 (38)
中国石油天然气集团公司
中国石油天然气集团有限公司 安全生产管理规定 第一章总则 第一条为加强中国石油天然气集团有限公司（以下简称集团公司）安全生产工作，建立安全生产长效机制，防止和减少生产安全事故，切实保障员工在生产经营活动中的安全与健康，根据《中华人民共和国安全生产法》等法律法规和集团公司有关制度，制定本规定。 第二条本规定适用于集团公司总部机关、专业公司及所属企业的安全生产管理。 集团公司及所属企业的控股公司、实际控制企业通过法定程序执行本规定，参股公司参照执行。 集团公司在境外从事生产经营活动的所属企业、项目或者机构的安全生产管理，应当遵守所在国（地区）有关法律，并参照执行本规定。 第三条集团公司及所属企业应当遵守国家有关安全生产法律法规，树立安全发展理念，弘扬生命至上、安全第一的思想，贯彻“诚信、创新、业绩、和谐、安全”的核心经营理念，着力推
进健康安全环境（HSE）管理体系有效运行，着力完善“党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责”的安全生产责任体系，着力构建安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，着力提升应急救援保障能力，有效防范遏制各类生产安全事故。 第四条集团公司安全生产管理工作实行统一领导、专业公司分专业监管、所属企业承担主体责任的管理体制，建立各级主要领导负总责、分管领导负专责、其他领导各负其责，各级业务管理部门直接监管、安全生产监管部门综合监管、基层单位属地监管和全员参与的机制。 第五条集团公司安全生产管理工作坚持以下基本原则： （一）安全第一、预防为主、综合治理； （二）有感领导、直线责任、属地管理； （三）管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全。 第二章机构与职责 第六条集团公司及所属企业各级主要领导对本单位的安全生产工作全面负责，主要履行以下职责： （一）负责组织贯彻落实国家安全生产方针政策、法律法规和集团公司“以人为本、质量至上、安全第一、环保优先”的理念，审定本单位安全生产重大决策；
中国石油天然气股份有限公司
中国石油天然气股份有限公司 股东大会议事规则 第一章总则 第一条为规范公司行为，保证股东大会依法行使职权，根据《中华人民共和国公司法》（以下简称“《公司法》”）、《到境外上市公司章程必备条款》、《上市公司章程指引》、《上市公司股东大会规则》、公司股票上市地证券监管机构的规定和上市规则以及《中国石油天然气股份有限公司章程》（以下简称“《公司章程》”）的规定，制定本规则。 第二条公司将严格按照上市地法律法规、本规则及《公司章程》的相关规定召开股东大会，保证股东依法行使权利。 公司董事会将切实履行职责，认真、按时组织股东大会。公司全体董事将勤勉尽责，确保股东大会正常召开和依法行使职权。 第三条股东大会将在《公司法》、《公司章程》及其他法律、行政法规、部门规章规定的范围内行使职权。 第四条公司召开股东大会，应当聘请律师对以下问题出具法律意见并公告： （一）会议的召集、召开程序是否符合法律、行政法规、本规则和《公司章程》的规定； （二）出席会议人员的资格、召集人资格是否合法有效；
（三）会议的表决程序、表决结果是否合法有效； （四）应公司要求对其他有关问题出具的法律意见。 第二章股东大会的职权 第五条股东大会行使下列职权: （一）决定公司的经营方针和投资计划； （二）选举和更换董事，决定有关董事的报酬事项； （三）选举和更换由股东代表出任的监事，决定有关监事的报酬事项； （四）审议批准董事会的报告； （五）审议批准监事会的报告； （六）审议批准公司的年度财务预算方案、决算方案； （七）审议批准公司的年度利润分配方案和弥补亏损方案； （八）对公司增加或者减少注册资本作出决议； （九）对公司合并、分立、解散、清算或者变更公司形式等事项作出决议； （十）对公司发行债券作出决议； （十一）对公司聘用、解聘或者不再续聘会计师事务所作出决议； （十二）修改公司章程； （十三）审议代表公司有表决权的股份百分之三以上（含百分之三）的股东的提案；
石油天然气管道安全运行及维护_secret
石油天然气管道
石油天然气管道安全运行及维护 一． 概述 （一）术语 1．石油天然气管道：是指石油（包括原油、成品油）、天然气管道及其附属设施（简称管道设施），包括油气田工艺管道（包括集输、储运、初加工和注气管道）和长输（输油、输气）管道。 2．集输管道：是指采油（气）井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间，以及联合站与首站之间的输油输 气管道
3．长输管道：是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。 4．石油天然气站场：具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称。简称油气站场或站场。 5．含硫天然气（含硫化氢天然气）：指天然气的总压等于 或高于0.4MPa ，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa 。 5．湿含硫天然气；在水露点和水露点以下工作的含硫天然气 6．干含硫天然气：在水露点以上工作的含硫天然气 7．含硫干气；输送过程中不能析出液态水的含硫天然气
8．脱水天然气：脱水后含水量达到设计要求的天然气。 9．管道完整性：是指管道始终处于完全可靠的服役状态。 管道完整性的内涵包括三个方面： (一)管道在物理和功能上是完整的； ( 二)管道始终处于受控状态； (三)管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。 10．管道的完整性管理：是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进行识别和评价，并采取相应的风险控制对策，将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。 11．安全技术规范：特种设备技术法规的重要组成部分，是规定特种设备的安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、
石油天然气工程初步设计内容规范 精品
目次 前言 ....................................................................... IV 引言 ........................................................................ V 1范围 (1) 2术语和定义 (1) 3基本规定 (2) 4总论 (3) 4.1前言 (3) 4.2设计依据 (3) 4.3设计原则 (3) 4.4遵循的标准、规范 (3) 4.5工程设计范围和设计分工 (3) 4.6初步设计文件构成 (4) 4.7工程概况 (4) 4.8主要工程量及技术经济指标 (4) 4.9初步设计对可行性研究的变化情况 (5) 4.10存在的主要问题及建议 (5) 5工艺系统分析 (5) 5.1主要工艺参数 (5) 5.2输送工艺系统计算及分析 (6) 5.3输送工艺系统方案的确定 (7) 6输油(气)线路 (7) 6.1说明书 (7) 6.2图纸和表格 (13) 7管道穿(跨)越 (14) 7.1说明书 (14) 7.2图纸和表格 (17) 8站场工艺 (18) 8.1站场设置 (18) 8.2站场的功能及规模 (18) 8.3站场工艺及工艺流程 (18) 8.4工艺站场设计 (18) 8.5主要设备选型 (18) 8.6图纸和表格 (19) 9防腐、保温及阴极保护 (19) 9.1管道工程概况及设计基础资料 (19) 9.2管道线路防腐及保温 (19) 9.3管道线路阴极保护 (20) 9.4站场工程防腐及保温 (21) 9.5图纸和表格 (22) 10自动控制与仪表工程 (24) 10.1自动控制与仪表说明书 (24) 10.2图纸和表格 (26) 11通信工程 (27) I
关于中国石油天然气股份有限公司和中国石油化工股份有限公司有关
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关于中国石油天然气股份有限公司和中国石油化工股份有限公司 有关印花税问题的调查通知 【标 签】中石油和中石化公司,印花税问题调查 【颁布单位】国家税务总局 【文 号】地便函﹝2001﹞15号 【发文日期】2001-09-04 【实施时间】2001-09-04 【 有效性 】全文有效 【税 种】印花税 各省、自治区、直辖市和计划单列市地方税务局： 根据中央关于国有大中型骨干企业加快建立现代企业制度的要求和国务院的指示，1999年，中国石油天然气集团公司（以下简称石油集团公司）独家发起设立了中国石油天然气股份有限公司（以下简称石油股份公司）。参照国际大石油公司的组建模式，石油集团公司对其直属的13家油气田企业、16家炼化、销售、管道运输等企业进行了全面重组。原来企业按照业务性质划分为核心业务和非核心业务两部分，将油气勘探、油气生产、井下作业、油气集输、储运和销售、勘探开发地质研究、生产物资采购与供应、炼油化工厂生产销售等主业中的优良资产（核心部分）在规范精简的基础上组建石油股份公司，经国家经贸委批准，于1999年11月5日正式成立；非核心部分由存续企业负责管理，存续企业是石油集团重组改制后留存的企业。 与石油股份公司相同，2000年2月25日，中国石油化工集团公司（以下简称石化集团公司）独家发起设立了中国石油化工股份有限公司（以下简称石化股份公司）。石化集团公司对其全资和控股的6家油田企业、24家炼化企业、22家销售企业、1家管道储运公司、1家专业公司、5家科研机构和1家事业单位共60家单位及石化集团本部的主业资产和相关负债纳入股份制改组范围。原有企业按照业务性质划分为核心业务和非核心石化胜利油田有限公司、中国石化国际事业公司、中国石化销售公司等3家全资子公司以及48家分公司；非核心部分包括原有的生产技术服务、辅助生产、多种经营及生活后勤服务等部分，由存续企业负责管理。 两大石油集团的改制，使其在纳税方面出现了许多新情况和新问题。国家在税收政策上虽已陆续出台了一些措施，解决了不少问题，但是，新的问题不断出现，需要我们尽快研究解决。我司近期拟对两大集团涉及的印花税问题做一次调查，请你们抓紧收集如下资料：
中华人民共和国石油天然气管道保护法在线考试题库及答案
《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 在线考试题库及答案 一、单项选择题:45分(每题分) ⒈《中华人民共和国石油天然气管道保护法》对石油天然气管道的保护适用是限于( C ) A. 城镇燃气的管道 B. 中华人民共和国境内及境外的管道 C. 中华人民共和国境内的管道 D. 城镇炼油、化工等企业厂区内的管道 ⒉我国对石油天然气管理的新特点是什么( C ) A. 一级登记,三级管理 B. 一级登记,一级管理 C. 三级登记,一级管理 D. 三级登记,二级管理 ⒊依照本法规定主管全国管道的保护工作的部门是( B ) A. 国家安全生产监督管理局 B. 国务院能源主管部门 C. 中国石油天然气管道局 D. 国务院建设主管部门 ⒋县级以上地方人民政府应当加强对本行政区域管道保护工作的领导,督促、检查有关部门依法履行管道保护职责,组织排除管道的重大_______安全隐患。( D ) A. 各项 B. 管线 C. 内部
D. 外部 ⒌《石油天然气管道保护法》第二章是有关哪些方面的规定( A ) A. 管道的规划与建设 B. 石油天然气管道保护的法律责任 C. 管道运行中的保护 D. 管道建设工程与其他建设工程相遇关系的处理 ⒍根据相关法律规定,盗窃、掠夺石油企业和勘查单位的原油或者其他财物,以下说法不正确的是( C ) A. 该违法行为由公安机关、检察院、法院依法处理 B. 追究其刑事责任 C. 情节显着轻微的,给予治安处罚 D. 以上说法均不正确 ⒎在输油管道上打眼盗油的行为,以_________罪进行处理( A ) A. 盗窃罪 B. 抢劫罪 C. 破坏易燃易爆设备罪 D. 重大责任事故罪 ⒏以下查扣盗油车辆的做法正确的是( D ) A. 自己查堵 B. 自己扣押 C. 自己罚款 D. 按法定程序处置
中国石油天然气公司财务分析报告
财务分析报告 （中国石油天然气股份有限公司）一、公司概况 公司名称中国石油天然气股份有限公司 成立日期1999-11-05 工商登记号100000000032522 注册资本（人民 183,020,978,176 币元） 法人代表蒋洁敏 证监会行业分 石油和天然气开采业 类
全球行业分类能源 申万行业分类石油开采 雇员总数(人) 596338 注册地址北京市东城区安德路16号洲际大厦办公地址北京市东城区东直门北大街9号 公司简介公司是由中国石油天然气集团公司依照原国家经济贸易委员会《关于同意设立中国石油天然气股份有限公司的复函》,资产重组后,由中国石油集团作为独家发起人,以发起方式于1999年11月5日注册成立的股份有限公司。要紧业务:原油及天然气的勘探、开发、生产和销售;原油及石油产品的炼制,差不多及衍生化工产品、其他化工产品的生产和销售;炼油产品的销售以及贸易业务;及(天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。 主营业务原油和天然气的勘探、开发、生产和销售;原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售;差不多石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售;天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。 二、公司近三年财务报表 （一）资产负债表 报告期2009-12-31 2008-12-31 2007-12-31 流淌资产 货币资金88,283,996,160 45,879,001,088 88,589,000,704 交易性金融资产-- -- -- 应收票据4,268,000,000 4,313,999,872 4,735,000,064 应收账款28,785,000,448 16,755,999,744 18,418,999,296 预付账款36,401,999,872 37,394,001,920 20,386,000,896 应收股利-- 60,000,000 18,000,000 应收利息-- 21,000,000 109,000,000 其他应收款4,815,000,064 6,076,000,256 15,443,999,744 存货114,781,003,776 90,669,998,080 88,466,997,248 消耗性生物资产-- -- -- 待摊费用-- -- -- 一年内到期的非流-- 136,000,000 59,000,000
中国石油天然气股份有限企业案例分析资料
中国石油天然气股份有限公司案例分析 小组成员： 姓名：孙姜班级：会计108班学号：201016013830 姓名：和美娟班级：会计108班学号：201016013816 姓名：袁媛班级：会计108班学号：201016013829
会议记录： 1、时间：2013年10月21日16:00 地点：114教室 会议内容：讨论且分配各小组成员需要完成的作业部分，确定以中国石油天然气股份有限公司展开工作。 2、时间：2013年10月24日16:00 地点：120教室 会议内容：对中国石油天然气股份有限公司分析的发展史、主营业务、公司战略、市场份额等进行分析 3、时间：2013年10月26日09:30 地点：113教室 会议内容：对中国石油天然气股份有限公司的流动性、偿债能力、营运能力、盈利能力进行系统的分析 4、时间：2013年10月29日20:30 地点：114教室 会议内容：为企业筹资选择合适的方案和投资前景进行分析 中国石油天然气股份有限公司案例分析 一．商业分析 1.公司简介 中国石油天然气集团公司（简称:中国石油集团，英文缩写：CNPC）是根据
国务院机构改革方案，于1998年7月在原中国石油天然气总公司的基础上组建的特大型石油石化企业集团，系国家授权投资的机构和国家控股公司，是实行上下游、内外贸、产销一体化、按照现代企业制度运作，跨地区、跨行业、跨国经营的综合性石油公司。2009年《金融时报》全球500强排名中，中石油以287,185.20$m市值排名第二。2010年《金融时报》全球500强排名中，中石油更是超越埃克森美孚坐上全球市值第一的宝座。 中国石油自成立以来，根据《公司法》、《到境外上市公司章程必备条款》等有关法律、法规、规范性文件及公司章程，建立健全了规范的公司治理结构。该公司的股东大会、董事会、监事会均能按照公司章程独立有效运行。 中国石油致力于发展成为具有较强竞争力的国际能源公司，成为全球石油石化产品重要的生产和销售商之一。中国石油广泛从事与石油、天然气有关的各项业务，主要包括：原油和天然气的勘探、开发、生产和销售；原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售；基本石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售；天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售。 中国石油将以科学发展观为指导，加快实施资源、市场和国际化三大战略，着力加快转变增长方式，着力提高自主创新能力，着力建立安全环保节能长效机制，着力建设和谐企业，建成具有较强竞争力的国际能源公司。 2.主营业务 中国石油是中国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商，广泛从事与石油、天然气有关的各项业务。该公司的经营涵盖了石油石化行业的各个关键环节，从上游的原油天然气勘探生产到中下游的炼油、化工、管道输送及销售，形成了优化高效、一体化经营的完整业务链，极大地提高了该公司的经营效率，降低了成本，增强了公司的核心竞争力和整体抗风险能力。中国石油天然气股份有限公司是中国百强企业。 （1）勘探与生产 原油和天然气的勘探、开发、生产和销售。 （2）炼油与化工 原油和石油产品的炼制，基本石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售。
石油天然气管道设施事故处置措施规程范本
整体解决方案系列 石油天然气管道设施事故处置措施规程 （标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-15719 石油天然气管道设施事故处置措施 规程 Regulati ons for Han dli ng Accide nts of Oil and Gas Pip eli ne Facilities 说明：为明确各负责人职责，充分调用工作积极性，使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化，特此制定 、石油天然气管道设施泄漏事故处置措施 （一）进入泄漏现场进行处理时，应注意安全防护 1.进入现场救援人员必须配备必要的个人防护器具。 2.事故中心区应严禁火种、切断电源、禁止车辆进入、 立即在边界设置警戒线。 3.应使用专用防护服、隔绝式空气面具。为了在现场上 能正确使用和适应，平时应进行严格的适应性训练。立即在事故中心区边界设置警戒线。根据事故情况和事故发展，确定事故波及区人员的撤离。 4.应急处理时严禁单独行动，要有监护人，必要时用水 枪、水炮掩护。 （二）泄漏源控制 1.关闭阀门、停止作业或局部停车、减负荷运行等。
2.堵漏。采用合适的材料和技术手段堵住泄漏处。 （三）泄漏物处理稀释与覆盖：向有害物蒸气云喷射雾状水，加速气体向 高空扩散。也可以在现场施放大量水蒸气或氮气，破坏燃烧条件。 二、石油天然气管道设施火灾事故处置措施（一）先控制，后消灭。针 对石油天然气火灾的火势发展 蔓延快和燃烧面积大的特点，积极采取统一指挥、以快制快； 堵截火势、防止蔓延；重点突破、排除险情；分割包围、速战速决的灭 火战术。 （二）扑救人员应占领上风或侧风阵地。 （三）进行火情侦察、火灾扑救、火场疏散人员应有针对 性地采取自我防护措施。如佩戴防护面具，穿戴专用防护服 （四）应迅速查明燃烧范围及其周围物品的品名和主要 危险特性、火势蔓延的主要途径，燃烧产物是否有毒。 （五）正确选择最适合的灭火剂和灭火方法。火势较大时，
中国石油天然气集团公司作业许可管理规定
中国石油天然气集团公司 作业许可管理规定 第一章总则 第一条为规范中国石油天然气集团公司(以下简称集团公司) 作业许可管理，控制作业风险，保障作业安全，根据集团公司有关规定，制定本规定。 第二条本规定适用于集团公司所属各企事业单位。 第三条本规定中作业许可是指在从事高危作业（如进入受限空间、动火、挖掘、高处作业、移动式起重机吊装、临时用电、管线打开等）及缺乏工作程序（规程）的非常规作业等之前，为保证作业安全，必须取得授权许可方可实施作业的一种管理制度。 作业许可管理包括作业许可的范围界定、申请、批准、取消、延期和关闭，以及作业许可证管理。 第四条作业许可管理应遵循落实直线责任和属地管理的原则，以危害识别和风险评估为基础，以落实安全措施，保证持续安全作业为条件，防止事故发生。凡需办理许可的作业，必须实行作业许可管理，否则，不得组织作业。 第五条企事业单位应根据本规定制定其作业许可管理制度，企事业单位的生产或设备等职能部门负责组织培训、
监督和考核，安全部门提供支持和指导。 第二章适用范围 第六条作业许可管理主要针对非常规作业和高危作业。 非常规作业是指临时性的、缺乏程序规定的和承包商作业的活动，包括未列入日常维护计划的和无程序指导的维修作业，偏离安全标准、规则和程序要求的作业，以及交叉作业等。 高危作业是指从事高空、高压、易燃、易爆、剧毒、放射性等对作业人员产生高度危害的作业，包括进入受限空间作业、挖掘作业、高处作业、移动式起重机吊装作业、管线打开作业、临时用电作业和动火作业等。 第七条非常规作业应办理作业许可证，动火、高处作业等高危作业还应同时办理专项作业许可证。 第八条企事业单位应结合本单位生产作业活动性质和风险特点，确定具体的作业许可管理范围。 第三章申请、批准和实施 第九条作业项目负责人提出作业申请，并组织对作业进行风险评估，落实安全措施。 第十条风险评估应由作业方和属地共同完成，评估的内容应包括工作步骤、存在风险及相应控制措施等，必要时编制安全工作方案。 对于一份作业许可证项下的多种类型作业，可统筹考虑
石油天然气上市公司汇总2013
石油天然气上市公司总览 目前沪深股市，有关石油天然气类上市公司众多，在此做概况介绍。以天然气类公司为主，石油类公司为辅。内容简介基本顺序为：名称、主营业务、公司简介、业务要点等。 2013.2 石油天然气综合类：中石油、中石化、申能股份 我国天然气勘探和生产主要集中在中石油、中石化和中海油三家公司。近三年它们在国内天然气市场份额达90%左右，其中中石油产量最大，占国内份额近70%，其次是中海油和中石化（中海油非国内上市公司，旗下拥有中海油服和海油工程两家上市公司）。 天然气管道运营：陕天然气、长春燃气、深圳燃气、大众公用 LNG相关公司：广汇股份（综合）、富瑞特装（LNG设备）、中海发展（海洋运输）、招商轮船（海洋运输）、深圳能源、中通客车（LNG客车）、曙光股份（LNG客车）、天富热电（车用天然气加气站）、新疆浩源 广汇股份目前业务涵盖LNG勘探、开发和生产，下游产品开发生产。 储备储运销售：东华能源（液化石油气）、广聚能源、泰山石油、龙宇燃油 业务占比较小的上市公司：大通燃气、明星电力、广安爱众、科达机电、大唐发电、乐山电力、桂林旅游 天然气化工：天科股份、威远生化 拟投资天然气业务或拟资产注入、资产重组：广州控股、珠海港、湖北能源、胜利股份、领先科技 勘探开发设备类：中海油服（海上油田服务）、海油工程、中信海直（海上石油飞行服务）、江钻股份、准油股份、恒泰艾普、三维工程（硫回收）、山东墨龙、通源石油、惠博普、仁智油服、海默科技、潜能恒信（地震数据处理）、吉艾科技（测井仪器） 专用设备：杰瑞股份、张化机、蓝科高新 石油类储备储运：海越股份、长航油运（海洋运输）、中海海盛（海洋沥青运输）、招商轮船、恒基达鑫（仓储码头） 石油化工：S上石化、辽通化工、茂化实华、岳阳兴长、大庆华科等 投资建设石油科技园及产业园：广东榕泰 沥青：路翔股份、国创高新 陕西延长石油（集团）有限责任公司拥有两家上市公司：延长化建（施工）、兴化股份（化工）
委托单位名称中国石油天然气股份有限公司
委托单位名称：中国石油天然气股份有限公司 项目名称：中国石油天然气股份有限公司广东广州业丰加油站改建项目安全设施竣工验收安全评价报告 项目简介： 中国石油天然气股份有限公司广东广州业丰加油站（以下简称“业丰加油站”）位于广州市花都区新华镇107国道加油棚、办公楼、供电房、收款室（营业执照中注明的营业场所），成立于2004年11月29日，属于股份有限公司分公司（上市、国有控股），负责人：王廷伟，统一社会信用代码：914401017695188103，经营范围：零售业。 业丰加油站于2018年06月25日取得广州市安全生产监督管理局核发的《危险化学品经营许可证》（证书编号：粤穗WH安经证字[2018]1145(5)），许可范围：汽油、柴油[闭杯闪点≤60℃]（备注：二级加油站，其中汽油罐30m3×3个；柴油罐30m3×1个，4台加油机），有效期至2021年06月24日。 由于业丰加油站设立时间较早，埋地储罐及工艺管线老化、腐蚀，潜在油品泄漏风险，为消除安全隐患、满足国家相关法律、法规要求，业丰加油站对加油站进行了改造，主要改建部分如下： 1、利旧改造一层站房一座，建筑面积为144m2，室内外高差为0.15m。建筑耐火等级为二级，属加油站配套建筑物。 2、新建膜结构罩棚一座，罩棚投影面积为550m2；罩棚柱为钢柱。建筑材料符合防火要求。 3、重建承重罐区一座，将油罐区4个埋地油罐更换为4个新的FF双层埋地储罐。改建后为30m3汽油罐3个、30m3柴油罐1个，改造后储罐总容积105m3（柴油折半），属于二级加油站，加油站级别保持不变。
4、加油站相关工艺管道的改造；出油管道采用导静电的双层热塑性塑料管，其余工艺管线均采用20#无缝钢管。 5、更换2台双枪双油品加油机、更换2台六枪三油品加油机、新增4台六枪三油品潜油泵型（卡机连接，油气回收）加油机。改建后为：6台六枪三油品潜油泵型（卡机连接，油气回收）加油机及2台双枪双油品加油机，共8台加油机。 6、重建因更换管道破坏的路面。 7、恢复重建卸油口、消防沙池、消防器材间。 8、在南面增设出入口； 9、站区设卸油油气回收和加油油气回收系统，加油油气回收采用分散式。 业丰加油站内其他建构筑保持不变。 业丰加油站改建项目严格按照广东省安全生产监督管理局关于印发《广东省安全生产监督管理局危险化学品建设项目安全监督管理实施细则》的通知（粤安监管三〔2017〕19号）文件要求程序进行，经审查改项目符合简化建设项目安全设施设计审查的内容和程序的要求。已取得建设工程消防设计审核意见书及建设工程消防验收意见书。已对防雷装置进行了防雷检测，出具防雷装置定期检测报告，取得《广东省防雷装置定期检测合格证》。 业丰加油站在经营和储存成品油过程中存在火灾爆炸、中毒等一系列危险有害因素。为确保安全生产，保障企业人员、其他进站人员的生命财产安全，根据《危险化学品建设项目安全监督管理办法》（国家安全生产监督管理总局令第45号）第二十九条“……建设单位应当按照本办法的规定委托有相应资质的安全评价机构对建设项目及其安全设施试生产（使用）情况进行安全验收评价”，同时根据广东省安全生产监督管理局关于印发《广东省安全生产监督管理局危险化学品建设项目安全监督管理实施细则》的通知（粤安监管三〔2017〕
石油天然气管道第三方施工技术要求
与天然气管道相遇后建工程处理技术要求 1阀室、输气站（含放空管）与周围建筑控制距离 1.1公司在运输气站、阀室，除春晓站外，均按五级站考虑。一般情况下，与周边建筑防火间距（安全间距）按照《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4处理（详见表一，已针对公司进行换算）。 表一天然气场站、阀室放空区与周围建筑防火间距（米）
1.2* 不能满足防火规范要求，但地方政府已经立项，难以协调的情况下。应委托第三方专业单位进行热辐射计算，并经政府主管部门组织的专家评审通过后，按照安评报告要求实施。 2 埋地管线与天然气管道间距控制 2.1埋地管线处理参照《钢质管道外腐蚀控制规范》（GB21447-2008T）执行。公司管道按照强制电流阴极保护方式管道考虑。 2.2自来水管、污水管、燃气、热力管线 2.2.1埋设原则：一般情况下管径较大管线应埋设于较小管径管道下方。热力管道一般埋设在天然气管道上方。 2.2.2埋设间距：0.3m。 2.2.3地形受限情况下，两者间距小于0.3m时，两管道间应有坚固的绝缘物隔离，确保交叉管道的电绝缘，一般使用橡胶垫、废旧轮胎等。后建管道应保证交叉点两端各10米绝缘层无破损。 2.2.4* 参照省安监局组织的甬台温天然气管道与甬台温成品油管道同沟敷设间距，平行敷设间距一般不应小于1.5米。
2.3电力管线、通信管线 2.3.1 天然气管道正上方或正下方，严禁有直埋敷设的电缆。 2.3.2 与天然气管道平行敷设的直埋电缆，间距不得小于1米。2.3.3 与天然气管道交叉敷设的直埋电缆、通信管线，间距不得小于0.5米，用隔板分隔或电缆穿管时，间距不得小于0.25米。 2.3.4 水下电缆与天然气管道敷设间距不得小于50米，受条件限制时不得小于15米。 3 架空管线、建筑 3.1 架空管线、建筑基础与天然气管道水平间距应符合《石油天然气管道保护法要求》，控制在5米以外。 3.2架空管线、建筑与天然气管道垂直间距应能满足抢修作业要求，按照不同作业环境间距不同。可参照《原油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》建筑物底边缘与自然地面高差不小于2.0米。 3.3 架空电力线，控制间距见下表。 表二天然气管道与架空电力线路最小距离（米）
中国石油天然气股份有限公司案例分析知识讲解
中国石油天然气股份有限公司案例分析
中国石油天然气股份有限公司案例分析
小组成员： 姓名：孙姜班级：会计108班学号：201016013830 姓名：和美娟班级：会计108班学号：201016013816 姓名：袁媛班级：会计108班学号：201016013829 会议记录： 1、时间：2013年10月21日16:00 地点：114教室 会议内容：讨论且分配各小组成员需要完成的作业部分，确定以中国石油天然气股份有限公司展开工作。 2、时间：2013年10月24日16:00 地点：120教室 会议内容：对中国石油天然气股份有限公司分析的发展史、主营业务、公司战略、市场份额等进行分析 3、时间：2013年10月26日09:30 地点：113教室 会议内容：对中国石油天然气股份有限公司的流动性、偿债能力、营运能力、盈利能力进行系统的分析
4、时间：2013年10月29日20:30 地点：114教室 会议内容：为企业筹资选择合适的方案和投资前景进行分析 中国石油天然气股份有限公司案例分析 一．商业分析 1.公司简介 中国石油天然气集团公司（简称:中国石油集团，英文缩写：CNPC）是根据国务院机构改革方案，于1998年7月在原中国石油天然气总公司的基础上组建的特大型石油石化企业集团，系国家授权投资的机构和国家控股公司，是实行上下游、内外贸、产销一体化、按照现代企业制度运作，跨地区、跨行业、跨国经营的综合性石油公司。2009年《金融时报》全球500强排名中，中石油以287,185.20$m市值排名第二。2010年《金融时报》全球500强排名中，中石油更是超越埃克森美孚坐上全球市值第一的宝座。
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