油田公司管理制度摘要

19/52油田公司治理制度摘要一、油田开发治理纲要—--—石油勘字〔２004〕201号第四条油田开发主要包括以油田开发地质为根底的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业.第十条(气〕田分公司、全资子公司〔简称油田公司〕的陆上油田开发活动.其次章油藏评价第十三条油藏评价部署方案的主要内容应包括:评价目标概况、油藏评价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。４。油田开发概念方案包括油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。钻采工艺主体方案要提出钻井方;地面工程框架要提出可能承受的地面工程初步设计。第三章 开发方案第十九条油田投入开发必需有正式批准的油田开发方案。其次十条油田开发方案编制原则是确保油田开发取得好的经济效益和较高采收率。油田开发方案的主要内容是：总论；油藏工程方案；钻井工程方案;采油工程方案；地面工程方案。其次十五条,充分利用油藏工程的争论成果,依据油藏工程方案的要求进展设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进展多方案比选并综合优化,承受先进有用、安全牢靠、经济可行的采油工程技术。其次十六条 采油工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点;储层保护措施;采油工程完井设计;采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井的地面工程的要求；安康、安全、环境要求；采油工程投资概算;其他配套技术。其次十七条地面工程方案设计必需以经济效益为中心，以油藏工,对油田地面工程及系统配套工程建设进展多方案技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要留意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。其次十八条 地面工程方案的主要内容应包括:油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点;地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑构造方案;防腐工程、防垢工程、生产修理、组织机构和定员方案；安康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算.第三十一条 油田开发方案的优选要以油藏工程方案为根底，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成2~３个方案，进展投资估算与经济评价.第三十二条 油田全面投入开发３年后,应依据油田实际资料，对开发方案的实施效果进展后评估。评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要依据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程治理的依据。第五章 开发过程治理第五十六条综合治理方案〔年度综合调整方案〕的目的是落实油田年度生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要冲突,确定相应的调整措施.方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进展增产增注措施(包括油层改造、堵水、补孔、大修等)以及动态监测取资料要求等。第五十九条 采油工程主要技术指标包括开井率、生产时率、泵效、检泵周期、免修期、吨液耗电、方案分注率、分注合格率、注水合格率、作业一次合格率、措施有效率、有效期、措施增油量等。要依据股份公司要求和油田实际状况制定相应技术指标，作为年度考核的依据。第六十条油田开发必需兼顾伴生气的治理工作，建设伴生气地面集输工程，做好伴生气计量及治理制度,尽量削减伴生气放空。第六章 开发调整与提高采收率第六十五条油田开发调整与提高原油采收率是油田开发中后期改善开发效果的重要措施。提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油,其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果.第七十一条协作油田开发调整而进展的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，依托已建工程做好优化、简化工作.第七十二条老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、掌握生产本钱的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。第七十五条改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，搞清剩余油分布,完善注采系统;承受先进的堵水、调驱技术，提高注水利用率;承受水平井、侧钻井等技术,在剩余油富集区打“高效调整井“，提高水驱采收率.第九章安康、安全、环境第九十六条油田开发全过程必需实行〔HSＥ〕治理。第一百条技术推广和重大技术改造工程必需考虑安康、安全、环境因素，要事先进展论证及试验。对有可能造成较大危害的工程,要有针对性地制定风险削减和事故预防措施,严格掌握使用范围。第一百零一条对危急化学品、放射性物品和微生物制品的选购、运输、储存、使用和废弃,必需按有关规定，并办理审批手续。其次章油藏评价第八条 为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要,油藏评价阶段要取全取准以下资料：1.地震资料;3。测井资料;4．试井、试油、试采资料。第九条 油藏评价阶段要选择不同部位的储层岩心和流体样品，进展室内试验分析，把握储层物理性质和流体的物理、化学性质。１. 岩心分析资料：2。流体分析资料:3. 储层开发评价试验包括。第十五条油藏工程方案设计应遵循以下原则：１. 经济效益为中心，努力取得较高的采收率.22%左右,1%.其次十一条油藏工程方案中应进展多个方案设计，所设计方案必需在开发方式、层系组合、井网井距等重大部署方面有显著特点,结果有较大差异，并与钻采工程、地面工程设计相结合，整体优化，确保推举方案技术经济指标的先进性。第四章方案实施与跟踪其次十六条钻遇油层与原地质模型局部有较大变化时，应准时对原方案设计进展局部调整;有重大变化时，应终止原方案实施，并按原方案的审批程序进展审批。第五章开发动态监测第三十三条生产井的产液量、产油量、产气量，以及注入井的注入量应以单井为监测单元。产油量应以井口取样分析的含水率计算，油气产量计量误差小于１0％,特别油气藏或零散、低产井的计量误差可适当放宽；注入井注入量计量误差小于５%.第三十四条地层压力测试要求。10％～15％作为固定监测井点，每年监测一次,8个月.第三十五条注水井注入剖面监测要求。2。中、高渗透砂岩和砾岩油藏,正常生产的分层注水井每半年分95%以上.第三十七条井下技术状况监测。2。分层配产、配注井作业施工后对每级封隔器(管柱)进展验封，100％。分层配产，配注层段变化的井作业施工后，要对井下工具深度进展检查,5０％。第四十条流体性质监测15％的井作为水质监测井。建立从供水水源，注水站,污水站，配水间和注水井井口的水质监测系统,每年分析一次含铁、杂质、污水含量，时间间隔不少于８个月。２.油井流体性质监测选开井数的1０－15％作为监测井,要求井口取样,对油、气、水性质及各项离子含量进展监测分析。第六章开发过程治理第四十九条由于地质或工程缘由，开发井已不能维持油气生产，要申请报废。由各油田公司审核，并报股份公司审批.第一章总则第三条采油工程治理主要包括:采油工程方案编制及实施,完井与试油、试采治理、生产过程治理、质量掌握治理、技术创与应用和安康、安全、环境治理。第七条4动态模拟技术，推测不同的含水、采液指数、压力条件下各种人工举升方式能够到达的最大合理产液量,综合考虑油田配产及治理、生产条件等各种因素,确定各个开采阶段的采油方式，并优化生产参数。5.注入工艺和参数优化设计：进展试注工艺设计，通过试注，搞清储层吸入力量和启动压力，依据油藏工程要求，优化注入工艺管柱,计算确定不同开发阶段、不同注入量条件下的井口注入压力；遵循有利保护储层和经济可行的原则，争论确定注入介质的指标.6体增产增注工艺以及相应的关键技术参数。7技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。第九条担当采油工程方案编制的单位,应具有相应的资质,三级资质由油田公司授予.老油田常规调整改造的采油工程方案,由具有三级及以上资质的单位争论设计。第十六条井下作业工程设计主要包括增产增注、大修、维护性作业等设计，应以地质设计为依据，其主要内容：1。设计依据及目的。2。根底数据:井身构造、固井质量、射孔井段、油层物性、原油物性、试油及生产状况。设计优化：施工参数、材料、工艺管柱、效果推测。施工预备:材料、工具、设备、队伍。第十八条压裂、酸化、大修、防砂等重点措施工程设计由油田公.常规措施和维护性作业工程设计由油田公司所属采油单位组织编写和审批。第十九条施工方必需依据工程设计编写施工设计，并严格依据施工设计组织实施，严禁无设计施工。其次十条采油工程方案设计的完井方式符合率需到达9８％，采油方式的符合率到达95％，井口注入压力的误差小于±20％.单井工95％.第四章生产过程治理第三十条股份公司采油工程技术治理指标:抽油机井：泵效≥38%,系统效率≥20％,检泵周期≥7007５%，分层注水合格率≥７5％；井下作业工艺成功率≥95％,措施有效率≥75％。各油田公司应依据股份公司要求和油田实际状况制定相应的采油工程技术治理指标。第三十二条抽油机井治理要求：对于抽油机井要定期进展示功图和动液面测试并诊断分析,准时实行调参、换泵等措施。依据不同区块抽油机井的供排协调关系,建立相应的动态掌握图，抽油机井的上图率≥90％。定期进展系统效率测试,承受先进的提高系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、节能降耗设备等措施提高系统效率。４.优选清防蜡、防垢工艺技术，确定合理的清防蜡、防垢制度，包括清蜡周期、清蜡深度、药剂用量、热洗的温度和压力等。5．准时调整抽油机井平衡,85%～100％之间。750０m时，应承受油管锚等措施削减冲程损失；井口含砂≥0。01％时,应承受防砂措施；气液比≥５0时，应实行防气措施；对于斜井、发生杆管偏磨的井要实行扶正等防偏磨措施.第三十七条注水井治理要求：1水指数，确定注水压力,优化注水工艺.２.依据注水井的生产状况,争论确定合理的洗井周期，定时洗井。当注水井停注24h以上、作业施工或吸水指数明显下降时必需洗井，洗井排量由小到大，当返出水水质合格前方可注水。３。当注水量达不到配注要求时,应承受增注措施.假设提高压力注水时，有效注水压力必需掌握在地层裂开压力以下。４.油藏注水实施之前，确定合理的注入水水质标准.建立水质监测制度,定时定点取样分析,觉察问题准时争论解决.依据油藏工程的要求和井型井况的特点,在具备成熟技术力量的条件下，选择分注管柱以及配套工具,管柱构造要满足分层测试、防腐、正常洗井的要求。,如需放溢流，应符合,本井累计注入量要扣除溢流量。第三十八条压裂措施治理要求:１.压裂设计应以油藏争论和地应力争论为根底，设计过程中要充分考虑人工裂缝与注采井网的匹配，并对增产效果进展推测。２.对于首次压裂的油田〔区块〕以及重点井,压裂前应进展测试压裂，生疏水力裂缝形态、闭合压力、液体滤失系数和裂缝方向等,为后续施工设计优化和压裂后的效果评估供给依据。３。压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工要求；套管及井口装置达不到压裂设计要求时，应承受封隔器及井口保护器等保护措施。﹑支撑剂的各项性能应到达相应技术指标，符合率到达１00％。.9100％,杜绝超量顶替.6.假设承受强制裂缝闭合技术,应依据地层闭合压力掌握返排速率,避开支撑剂回流。７.返排液必需经过处理达标前方可排放.施工消灭特别状况时，按施工应急预案处理.第三十七条酸化措施治理要求:体系。酸液体系应与储层配伍，其缓蚀、防膨、铁离子稳定、助排、破乳等指标必需满足施工设计的要求。3,各项性能应到达相应的技术指标，符合率到达１00％。４.按设计掌握不同阶段的注酸速度、关井反响时间等,误差不超过±10％.5预案处理。严禁使用压缩空气气举排液。第四十一条堵水调剖措施治理要求：1,以油藏争论和找水资料为根底,合理选择调堵井点和层位,对封堵方式、堵剂类型、用量、注入参,减小损害。2．堵水调剖要按设计施工，对堵剂材料和工具质量进展检测,严格监控施工参数，确保施工质量和安全.第四十二条大修治理要求：1。大修方案设计要在对当时井下技术状况进展分析的根底上,依据安全、牢靠、合理的原则，对修井工具、施工步骤进展优化.2.修井过程中假设承受钻、铣、磨工序，要确定合理的钻压、钻速以及工具,保证不损坏套管.3。选择与储层配伍的修井工作液,优化工作液密度、粘度等参数,防止和削减油层二次损害。4。承受牢靠井口防喷装置，制定可行井控措施，保证施工安全。５.报废井尽量做到井下无落物,报废处置后要到达井口不冒、层间不窜。第五章质量控制第四十五条 采油工程质量掌握与监视主要包括队伍资质审查、施工作业监视以及设备、工具和材料以及专用仪表的质量掌握。第四十六条 进入油田技术效劳市场的施工单位应具有施工资质和准入证，并从事相应资质的施工。第四十七条施工中所用的井下工具、材料要具备产品合格证和油田公司认定的质量检测机构出具的检测报告,其质量必需符合设计要求。现场配制的入井液质量必需符合设计要求。第五十二条首次进入油田公司技术效劳市场的技术、工具、材料、产品等，须经采油工程主管部门组织专家进展技术和质量认定，通过前方可开呈现场试验.第七章安康、安全、环境治理第五十九条采油工程方案、工程设计和施工设计必需包括有关“安康、安全、环境“的内容。各种作业必需制定安全应急预案。技术、产品和装备的矿场试验应制定安全防护措施。第六十三条井下作业、采油生产、注水等施工中应实行环保措施，防止污水、原油等落地造成污染，做好生态环境恢复工作。第六十四条在井下作业施工中,含有有害物质、放射性物质，以及油污的液体和气体不得随便排放，必需按有关规定处理。第六十五条采油工程现场试验、技术推广、重大技术改造工程方案设计中，要充分考虑环境保护因素,必要时要事先进展试验、论,要严格掌握试验和使用范围。第一章总则第四条 油田地面工程治理主要包括油田地面建设规划、油田地面工程建设、油田地面系统生产、老油田地面工程改造、油田地面工程科技创和安康、安全、环境治理等。第九条 油田地面工程建设应实现的设计经济技术指标为：2〔位〕工程质量合格率应为1０0％，优7０%以上；3。整装油田油气集输密闭率一般要到达9５％以上，油田集输系统的原油损耗率要到达０．5％以下;4. 整装油田集输耗气一般应低于１3m３/t。585%以上，遥远、零散井应尽可能回收利用伴生气；0。5％以下；7(含油污水)处理率应到达100％，处理后水质要到达标准要求；整装油田加热炉运行效率大于8５％，输油泵效率大于７5%,85%70%。第十四条 油田地面工程建设前期工作包括工程建议书、可行性争论初步设计；重点配套系统工程和老区调整改造工程的可行性争论和初步设计.第三十九条建设单位施工治理。２.建设单位必需审查、批准各参建单位的有关工程进度、质量、投资掌握的组织打算和工程措施；协调施工、监视、治理、检测、监理等各方工作；第四十条对施工单位治理.,并在其资质等级许可的范围内担当工程施工；施工单位应依据建设工程的特性及标书要求编制具体的施工组织设计,并报工程经理部批准;3,不得擅自修改工程设计;设单位反映,协商修改意见,办理设计变更、联络或签证等手续,按程序批准前方可施工；5.严密组织、安全施工,保证工程质量、施工进度和投资掌握。第八十条生产岗位治理。1.从事油田地面生产岗位员工必需经过相应技术培训,持证上岗；3.岗位交接要做到四清,即生产状况清、资料数据清、生产问题处理清、岗位关心设施清;6.岗位员工必需按规定做好生产运行参数调整和资料录用;标准和标准；第八十二条 油气集输系统运行掌握主要包括油井集油运行掌握、原油接转运行掌握和脱水运行掌握.１.油井集油运行掌握.(1)在不影响采油生产的条件下，应充分利用地层能量，合理利用,尽可能降低集油温度，削减能量消耗；〔２〕在满足计量和管线畅通最低温度要求条件下，实施不加热或较低温度集输。2.原油接转运行掌握。〔1)接转站工艺流程应密闭运行,伴生气不放空，采出液不外排,降低油气分别、集输过程的油气损耗;(２〕接转站站内生产工艺的压力、液位、温度、流量应掌握在系统平稳、高效运行范围内；〔３〕油井集输的供热温度、供热量应依据油井生产、工艺和环境的变化掌握在低消耗范围内；〔４)外输加热炉应保持高效状态运行，出口温度掌握在维持输油的最优值；(5)接转站湿气外输压力应依据现场实际状况掌握；〔6〕接转站外输放水要掌握水中含油到达规定指标。3。原油脱水运行掌握。〔１〕自动掌握油、气、水分别装置的压力和界面，保持系统平稳运行;(2〕在到达原油含水及污水含油指标条件下，应掌握原油脱水在较低温度下运行；〔３〕,保证脱出水中含油达标，满足后续污水处理；〔4)外输原油含水应达标；(5〕,输差要按时核对，防止原油泄漏。第八十四条伴生气系统运行掌握。１.依据油田具体状况,充分回收、利用油田伴生气,气油比高、效益好的伴生气应建设集输、处理系统和轻烃回收装置;2. 遥远、零散井宜承受套管气回收措施;油气损耗.第八十五条水处理系统运行掌握。1;2．水处理站要监视、检测来水水质,掌握含油、悬浮物、细菌等主要指标不超出允许范围；,准时调整运行参数和运行措施，水处理工艺设备、装置进出口水质应到达规定要求，最终实现水质达标；4５.定期组织沉降容器、设备和管道清洗，防止水质二次污染.第八十六条注水系统运行掌握。1.０76mm/a时,注水水中溶解氧浓度不能超过０.1mg/L，清水中的溶解氧要小于０.1mg／L；监视、掌握机泵设备运行状态，保证设备安全运行；注水增压应适应注入压力，掌握泵管压差、注水泵运行台数应与注水量匹配，保持注水泵高效运行；系统高效运行;5。监视注水井注入量和注入压力变化，掌握洗井周期,保持压力波动在规定范围内。第八十八条聚合物配制、注入系统运行掌握。应监视、化验检测聚合物配制用水,在规定范围内掌握清水的总矿化度和钙、镁离子含量，掌握聚合物配制污水水质到达聚合物驱水质标准；监视检测配制聚合物溶液的用水量和聚合物的用量，在规定范围内掌握聚合物浓度波动；3均匀溶液；监视聚合物母液过滤器压力差，准时更换和清洗过滤装置，保证母液外输质量;监视检测井口注入浓度和粘度,准时调整稀释母液配制比例,掌握聚合物注入质量到达地质开发方案要求。第九十三条化验治理。１．为提高油田开发效果和实现生产科学决策，各油田要建立完善的油田化验体系；2化验,进展环保监测化验,对成品油进展化验分析；程；５．要保证化验资料真实牢靠，要建立完善的监视、审核、审定工作程序；第九十四条药剂治理。1. 进入油田生产的化学药剂生产厂家必需具备生产资质，其产品符合有关安康、安全、环保治理规定及标准;2。油田生产选用的化学药剂必需满足生产要求，对其他生产环节不得造成不利影响；3,合格前方可使用；4。要定期和不定期评价化学药剂使用效果，依据效果进一步优选化学药剂,优化加药方案.第九十五条资料治理.1实全面反映油田地面生产治理及运行状况；2。要逐级审核、审定油田资料数据，确保真实牢靠；马上进展生产和治理调整;４．依据实际需要逐级保存资料和整理归档；5。油田地面生产系统要逐步建设计算机信息网络和工程数据库，实现资料、数据的动态、实时治理与分析，不断优化地面各系统的运行。第九十八条腐蚀与防护治理.应建立油田地面生产完善的管道、设备腐蚀与防护工作体系,提高管道、设备运行安全和使用寿命，降低更维护本钱；依据介质及土壤环境腐蚀特性，钢制设备、管道应承受防腐涂层及电化学防腐,必需保证电化学防腐系统的正常运行;测方法;5６.对于重要油、气、轻烃输送管道要进展腐蚀检测或漏失检测,并设专人巡线，必要时进展安全评估。第四章老油田地面工程改造第一百零一条老油田地面工程改造要依据油田地面工程与油气生产的适应性、依据油田地面设施的老化、腐蚀状况，在调查争论的根底上,制订老油田改造规划,做到总体规划，分年实施。第一百零二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈问题、节能降耗、掌握生产本钱的原则安排工程和打算投资.第一百零三条老油田地面工程改造要认真做好优化、简化工作,在油气水系统平衡,保证地面工程在合理的运行生产负荷率的条件下,做好“关、停、并、转、减、修、管、用”等工作。第一百零四条老油田地面工程改造要应用工艺、技术、设备、材料,提高投资效益、提高生产效率.第一百零七条老油田地面改造工程属于地面工程建设范畴，要严格执行建设程序,老油田地面改造工程治理执行油田地面工程建设治理相应规定.第六章油田地面工程科技创第一百一十八条地面工程科技争论开发应集中力气，集中资源,组织科技研发中心，形成科研攻关队伍.第七章质量、安康、安全、环境治理第一百二十四条质量、安康、安全、环境治理〔ＱＨSE)应是工程建设治理的一个重要组成局部，要针对建设工程的性质,提出QHSＥ的目标和要求，形成QHＳE治理体系.第一章总则第三条钻井工程治理主要内容包括：钻井工程方案编制与实施、钻井设计治理、钻井过程治理、钻井与地质监视治理、钻井资料与信息化治理、工程技术争论与应用以及安康、安全、环境治理.第四条钻井工程治理在勘探阶段应以觉察及保护油气层为主，在开发阶段应以保护油气层及用钻井方式提高单井产量、提高采收率为主要目的。第四章钻井过程治理第六十四条钻井完井方式(裸眼、筛管或套管射孔完井〕的最终,还应结合实钻储层特征和力学特性,充分发挥油气井最大产能。第六十七条固井声幅曲线声幅相对值大于3０％,套管波明显、地层波弱至无者固井为不合格。固井不合格的井应实行补救措施。第六十八条 钻井施工应强化质量治理，井身质量合格率应到达1０0%，固井质量合格率不低于98%，一般地层取心收获率不低于90％,裂开地层取心收获率不低于５０%。六、长庆油田公司关于加强油田开发精细治理实施要求-—－长油油开字〔２01０〕36号其次局部 “两北”精细治理的主要阅历精细治理是一种治理理念、治理模式。其实质就是“精细、严格”。“精细”就是切中要害、留意细节；“严格“就是执行有力、落实到位。一、精细根底治理１．狠抓整章建制。采油厂〔工程部〕要结合实际，对现有规章制度进展梳理和修订，建立健全作业区、井区(班站〕各项规章制度。3。标准报表〔台帐)。健全考核体系。建立油田开发全过程治理考核制度，狠抓制度落实。一是明确划分厂、作业区、井区〔班站)三个层级在实现油田开觉察场治理目标中的工作职责和考评制度;二是加强对油田开发治理指标和重点工作核；三是油田开发处、超低渗透开发部每半年对油田开发精细治理调研一次，年度考核一次，厂〔部〕每半年检查考核一次。二、精细注水治理1。加强水源井治理.合理确定水源井的工作制度及供水力量，建立起供水系统的运行监掌握度.２.强化系统运行治理。建立系统、设备和管网运行维护机制，负责重点工艺的应用效果评价.3。强化水处理设施治理。技术主管部门要建立水处理设施治理及考核制度,把握设施运行状况，分析水质监测结果，并提出调整改造措施；作业区要严格执行加药、储罐排污、过滤器反冲洗制度。4。精细注入水质治理。一是要加强水处理节点掌握，井区(班站)上到下“四级监测”模式，建立水质定期通报和考核制度。加强注水井治理。推行注水井“分级分类”治理方法，依据注水方式、井筒状况进展分级分类,突出分注井、回注井、套破井、回灌井治理,细化技术对策，合理安排注水井井筒治理措施。三、精细现场治理强化采油系统治理。采油井治理：采油井治理要以“延长油井免修期、提高采油时率及单井产量“为主线,不断提升单井治理水平。采油厂〔工程部)要依据“一井一法一工艺”和“一区一块一对策“的治理方法,突出重点，细化技术对策,制定以“提高抽油泵效、延长油井免修期和合理掌握生产各项技术政策落实到位。机采系统治理：依据“以测促调、以调促升”的原则，采油厂〔工程部〕要制定提升采油井系统效率工作的整体部署，并做好调整方案优化及效果评价工作.优化集输系统治理。依据“单井(井组)-增压点〔接转站〕—程，确保集输系统安全环保、平稳高效运行。单井(井组)必需做到按时加药、投球，确保集油管线正常运行；增压点(接转站〕要做好站内加热炉、缓冲罐〔事故罐)、输油泵的维护治理,确保站点输油平稳有序.联合站〔输油站〕加强沉降罐、三相分别器脱水系统运行治理，脱水温度、加药浓度及油水界面等工艺参数在合理范围内，确保净化油含水小于０.5％，采出水含油在２０0mg／ｌ以下。集输管线治理：完善《集输油管线治理制度》，健全集输油管线台账，加强重点输油管线标志桩、阴极保护及泄露报警装置的建立。七、精细井下作业治理1.加强井下作业质量治理。一是严格单井方案治理，采油厂〔工程部)依据作业风险制定分级治理方法，推行方案会审制度,细化三项设计编制、审批、审核权限；二是留意过程掌握，加强各环节的质量监管,严格按设计施工,严把工序质量关,确保施工质量和措施效果；三是厂〔工程部〕要催促作业区和作业队伍取全取准各项资料,并做好资料的归档和报送；四是组织好井下作业质量分析例会。七、油田公司油田动态监测〔暂行〕治理方法－-—长油油开字〔20０9〕57号第十三条低渗透砂岩油藏(三叠系油藏)１．地层压力监测〔１〕10％以上的井作为固定井点测压,每年测１~2(2〕10％以上的井测地层压力和流压,每年测1〔3)当年投产油水井，依据井投产投注方案要求，各选取肯定比例的井作为非固定井点监测地层压力〔含流淌压力〕要严格执行超前注水开发技术政策，准时准确的监测地层压力。2．注水井注水剖面监测(１)依据实际状况,选取占注水井开井数2０％以上的井每年测注水剖面一次.〔2〕正常生产的分层注水井每季度分层测试一次,并准时进展调配，测试率到达分层注水井开井数的9５％以上,分注合格率到达95%以上。4．流体性质监测选取占油井开井数5-10%的井作为监测井，要求井口取样,对油、气、水性质及各项离子含量进展监测分析。选取占注水井开井数5~１0%的井作为水质监测井，建立从供水水源、注水站、污水站、配水间和注水井井口的水质监测系统，每年分1—28八、关于局部油田〔区块)命名调整的通知-－－—-长油油开字〔2０1０〕4号二、油田命名的原则3.本次承受油田、区块、井区三级命名原则,油田、区块尽量承受地名命名,井区一般承受觉察井或典型井命名；4。在区块、井区命名上尽量考虑矿权治理范围和自营合作单位;5.对于纵向上多层系叠合的井区，假设是合层开采，则统一命名,假设是分层开采,则按井区+层位命名。姬塬油田区块整合结果表整合前九、油田注水治理规定-—-油油堪〔2023〕15８号整合前

整合后其次章注水技术政策探明地质 探明地质管辖单位油田区块井块 层位 储量 油田区块井块 层位 储量

4 4〔10〔10t〕 〔10t〕耿49延6、8、9 48.28 耿49延6、8、9 48.28558118.6采井网耿58长16.7工程部姬塬子 姬塬 峁83长+52170.99

塬 耿83 长4+5 1425.44耿188 长4+5 745.55采油八厂第七条注水时机。依据油藏自然能量评价及储层类型分析，确定合理注水时机。低渗透砂岩油藏,应实现同步或超前注水，保持较高压力水平开采。油田注水，要开展室内敏感性和现场试注试验。第八条术相结合，建立有效压力驱替系统。注采井网部署。开发井网要具有较高的水驱储量掌握程度，中高80％以上，低渗透油藏到达７0％以上，井网部署要有利于后期调整。第九条程度和动用程度。第十条注水压力界限。油田注水开发应保持注采平衡,严禁超油1.01～1。5.第十一条分层注水。多层油藏都要实施分层注水，主力油层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。第十二条水质要求。各油田应在参考《碎屑岩油藏注水水质推举指标及分析方法》根底上，制定和完善适合本油田不同类型油藏的注水水质企业标准并严格执行.第十三条注水系统建立包括钻井、完井、投〔转)注、地面注水系统建设等。第十五条注水井投(转〕注。需要排液的注水井排液时间要掌握在三个月以内，确定经济合理的排液方式和排液强度。投注水井和转注井，必需在洗井合格后开头试注,获得吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定油层的吸水力量,检验水质标准的适应性。在取得相关资料前方可按开发方案要求转入正常注水井生产.第十六条地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程~１0和“局部增压”、井口恒流配水方式等类型;应依据注水井网布置形式、注水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优选确定.第十七条 注水管网应合理布置，依据配注水量和注入压力要求，掌握合理经济流速和压降，注水干线、支干线压降掌握在0.５MPａ0．４MPａ以内。第十八条注水设备选择.在选择注水泵时，离心泵机组效率应不70％，80%。第十九条采出水回注.原则上采出水处理合格后应全部回注；外排污水必需到达国家或当地政府规定的排放标准.其次十三条低含水期(含水率小于20%〕：在这一阶段要注够水,防止单层突进和局部舌进。其次十四条中含水期〔20％~60%〕：在这一阶段要加大分注力度。平面上要调整注采构造，纵向上要细分注水层段,提高非主力油层动用程度。其次十五条高含水期〔60％~９0%):在搞清剩余油分布的根底上,实施平面和剖面构造调整。其次十六条特高含水期(含水率大于90%):进一步提高注采井数比,实行层段细分注水、细分层压裂、细分层堵水、深部调驱等措施，进一步改善储层吸水状况，提高驱替效率。其次十七条注水站(管网〕调整改造。分年度安排好调整改造工作。在满足注水半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站70％以上。其次十八条要从注水源头抓起,细心编制配注方案、优化注水工艺、严格水质监控、强化注水井生产治理。其次十九条注水治理制度建设.建立和完善注水治理制度和技术标准,明确各级治理责任.第三十条注水过程分析与评价。定期对油田注水开发状况(注水开发状况、注水技术政策)进展综合分析评价，制定下一步的注水调控对策。第三十一条年度配注方案。每年四季度编制完成下一年度油田〔区块〕成全部配注方案调整工作量。要准时跟踪分析年度配注方案的执行效果,对调整后暴露出的问题,必需准时调整。第三十二条 油藏动态监测。按《油藏动态监测治理规定》执行。第三十三条注水井资料录用治理。注水井资料录用现场检查，必需严格执行各项治理制度，实行定期检查和抽查相结合的方式进展，努力提高注水井资料全准率。注水井生产资料全准系指日注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质化验八项资料全准.开井注水超过２4力消灭特别，要准时上报，分析缘由，并实行相应技术措施。第三十四条注水水质监测。加强对水源站出口、注水站出口、注水井井口等掌握点的水质监测。每天应对水源站、注水站进展水质检测；每条支线要选择至少一口端点注水井作为井口监测井，每周取样分析一次,觉察问题必需准时制定整改措施并组织实施。第三十五条采出水处理站运行掌握。检测含油量、悬浮物固体RB菌、铁菌和腐生菌等主要掌握指标，使其到达规定要求。加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料等环节治理.掌握过滤罐反冲洗强度，制定合理反冲洗周期，提高反冲洗效果。第三十六条注水系统运行掌握。合理调整注水泵运行台数与注水量的匹配关系,科学掌握泵管压差，保持注水系统高效运行.加强注水系统储罐及管线除垢、清淤等工作,削减水质二次污染，储罐应每年清1~2变化状况确定.第三十七条分层注水工艺.分注工艺管柱和工具要满足分层测试调配、防腐、洗井和分层调剖的要求，优先选用桥式偏心等先进分注工艺.严禁油套分注，油层顶部以上必需安装套管保护封隔器.分注管100％。第三十八条变时必需准时进展注水管柱密封检查，必要时要进展工程测井,觉察套损、管外串槽等状况时必需修复前方可实施分层注水。注水井管柱检3第三十九条注水井洗井.第四十条注水井分层测试调配。分注管柱验封合格后，方可进展分层流量测试和调配.测试前要对井下流量计和地面水表进展校对.2～３次，分注合格率下降较快时要适当加密测试调配。第四十一条注水井作业。注水井作业要大力推广不压井作业技术.作业施工过程中要做好套管保护工作.第六章注水效果分析与评价第四十三条注水效果分析重点内容.1.能量保持利用状况分析。分析注采比与地层压力水平关系、压力系统和注采井数比的合理性,提出调整配产、配注方案和改善注水开发效果措施。2、分层吸水状况等，综合评价注水效果，提出改善措施；分析配注完成状况和小层吸水力量变化及缘由;分析含水上升率、存水率和水驱指数变化趋势与缘由，并与理论值进展比照,提出调整措施。3．储量掌握程度分析.利用测井资料和油水井射孔资料，分析水驱储量掌握程度.4。储量动用程度和油水分布状况分析。应用吸水剖面、产液剖面、饱和度测井、水淹层测井等资料，分析争论油层动用状况、水淹状况、分层注采强度等；利用不同开发阶段驱替特征曲线,分析储量动用状况及变化趋势。5．主要注水措施效果分析。对主要措施〔如压裂、酸化、补孔等〕要分析措施前后注水压力、注水量、产液量、产油量、含水率等指标变化及有效期.第四十四条注水效果评价主要指标。1。采收率.注水开发中高渗透砂岩油藏采收率不低于３5％;砾岩油藏采收率不低于30%；低渗透、断块油藏采收率不低于２2０%。2。水驱储量动用程度。中高渗透油藏水驱储量动用程度到达70％，特高含水期到达8０％以上；低渗透油藏水驱储量动用程度3．可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末到达15％~20％，中含水期末到达30％~40%，高含水期末到达70%左右，特高含水期再采出可采储量30％左右;低渗透油藏低含水期末到达２０%～30％，中含水期末到达50％～60％，高含水期末到达80%以上。４.含水上升率。依据有代表性的相渗透率或水驱曲线来确定。５．自然递减率。依据油藏类型和开发阶段确定递减率掌握指标。６。油藏压力系统。高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上,低渗低压油藏地层压力应保持在原始地层压力以上。注水井井底压力不超过油层裂开压力，油井井底流淌压力要满足抽油泵有较高泵效。第四十五条应定期对水质达标率、注水系统能耗、注水泵机组运行效率和注水系统效率等进展测试与评价。对未到达经济运行要求的系统应进展评价分析，提出改进措施.第四十六条建立完善注水治理指标考核体系。主要考核指标有分注率、分注井测试率、分层注水合格率、水质达标率、注水系统效率、配注方案符合率、检管周期和洗井周期等.十、关于进一步加强采出水处理治理的通知——－-２010。8二、加强采出水处理系统治理1、原油破乳脱水运行治理要求做好破乳剂的选型工作。要定期开展破乳剂使用效果评价,依据效果进一步优选药剂类型，优化加药方案;同时要求加强质量产品检测.〔２〕做好破乳剂的投加地点及方式的选择。破乳剂的投加点应首选接转站，对于原油含水大于50~6０％的区块可选择在联合站加药，便利治理.(3〕做好沉降罐或三相分别器的运行治理.首先要求保持上游站点来液量平稳；此外制定沉降罐的运行参数，如脱水温度、沉降时间、乳化层厚度，确保沉降罐运行正常,油水指标达标。保证三相分别器正常运行的六大参数:①来液量稳定②压力在正常范围内③加药浓度和方式正确④来液温度满足要求⑤液位显示正常⑥油水界面适宜。溢流沉降罐沉降温度：40～420C；三相分别器运行温度:４5~6００Ｃ；进口原油含水率：8—９9﹪0．1８-０.３MPa;三相分别器出口原油含水率：＜０。５%〔平均值〕;三相分别器出口污水含油率:≤２０0mｇ/ｌ。2、除油罐运行治理要求10０mg／ｌ.二是运行中通过定期检测除油罐进出口采出水含油的变化来调整运行治理措施，一旦觉察连续数天除油罐出口含油指标大于进口，应认真查明缘由,必要时进展清罐处理,并对罐内设施进展检查维护。2-３次;定期检查收油管线是否畅通，确保正常收油。3、采出水处理药剂投加要求严格执行采出水系统药剂的投加制度。(1)杀菌剂的投加加药点应在沉降罐出口〔或沉降罐水层)，加药量缺乏时可在净化水罐进口进展补加。各采出水处理站必需承受两种以上杀菌剂交替使用，交替周期为15天.杀菌剂要求每天投加一次；投加方式承受冲击2－4100-１５0mｇ/ｌ并用清水配置。〔2〕絮凝剂和助凝剂的投加絮凝剂和助凝剂的投加承受连续投加的方式，两种药剂不能混用,加药部位不能颠倒;絮凝剂在除油罐进口参加，助凝剂在除油罐出口或在调整水罐的进口参加；投加浓度依据室内评价确定。(3〕缓蚀剂由于采出水具有较高的矿化度,腐蚀性气体〔H2S、CO2〕和微生物(SRB、TGB)较高等特点,因此具有较强的腐蚀性，需要依据主要腐蚀因素,在投加杀菌剂的根底上在投加适合的缓蚀剂，削减腐蚀。〔4〕阻垢剂依据采出水水质分析及配伍性试验，选择投加适合的阻垢剂，削减因水质不配伍造成的地面设备、管线结垢腐蚀及地层堵塞.４、油田采出水水质监测及要求为确保回注采出水水水质,加强对采出水处理站水质检测力度，油田采出水水质实行“分级分析监测制度”。〔1〕联合站:对三相分别器或溢流沉降罐、各级水处理罐出口、过滤器进口、净水罐出口的水质每天取样1次，监测工程：含油、悬浮物、总铁、PＨ值。工程部:由各工程部负责对联合站或集中处理站的三相分别器或溢流沉降罐、各级水处理沉降罐出口、过滤器进口、净化水罐出口、注水井口〔选１—2口代表井〕，每月各取样分析1次。监测工程：含油、悬浮物、细菌、含铁、PH长油开字(2０0４)6号〔试行)—-－长油开(2023〕5号公务通知1：油田采出水回注技术推举指标注入层平均空气渗透率×

10-3μm2

<1.0 1.0~10.0 10.0~100.0 >100.0悬浮物浓度,mg/L <5 <10 <10 <151表

油量<3悬浮物<3主要技<5指标，其

<10 <15 <20 <30指 平均腐蚀率,mm/a

<0.076SB/l后开发的区块的回注<1质指标可参照其他类TB/

后予以补充。

<100<0.53P水技术指标参照此推举指6~助标

mg硫化物,mg/L

层位采出水回注主<0.05 指标<2.0层位 层位 悬浮物含量 含油量价标准×0-μ2)稿(mg/L) (mg/L)侏罗系102.0～303.6＜15＜30长60.95＜10＜10区 块

渗透率 -1.0~1.0 主要指标十三、田水井措施效果评吴旗 吴旗油田耿19区 长耿19区 长2 4.3 ＜10 ＜1058施评价010堡子湾 长4+5 0.69 ＜10 ＜1010剖工系果评价/ 为合理＜15注水2施效麻黄山耿49区延925/5226.04/＜10＜10＜20＜20姬塬８803

20便于措SY/T55果，更科学的指导注水井措施开展,结合长庆油田实际制定注水井措施评价标准.一、推断注水井措施效果的根本内容1。注水井在措施前后进展压力、注水量的比照,注水有无明显改善。一样压力下,同层位比照注水量增加，或同层位一样注水量的状况,注水压力下降。2.注水井措施前后吸水剖面的改善状况,吸水层位以及吸水层位的厚度有无变化。３．注水井措施前后所对应油井产量、压力、含水的变化。4.注水井措施的有效期。５.注水井措施的经济效益指标二、评价指标及配套曲线〔一〕评价指标: 1。吸水指数 ２.视吸水指数3．配注合格率指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。5%〔配注小于或等于３0m３/d)或+1０%〔30—10０ｍ3／d〕的注水井算合格井。②月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率,假设两种工作制度生产时间差不多,以最终一次工作制度计算配注合格率.分层配注合格率:指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量到达地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比.①分层段的注水量不超过层配注量的±10％的层段为合格层段。②分注井每个季度进展一次调配注,月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，假设两种工作制度生产时间差不多，以最终一次工作制度计算配注合格率.日增油量措施前日产油量，按措施的注水井所对应油井见效前一个月的平26/5227/52均日产油量计算.措施后日产油量,按措施的注水井所对应油井见效后一个月的平均日产油量计算。日增油量按式〔3〕计算

QQ-Q

(3〕4 3式中ΔQ--—-措施后日增油量，单位为吨／天(t/d〕;Q3 —-——假设不措施,第n个月油井自然递减后的日产油量,单位为吨／天〔ｔ/d〕；Q4—-——措施后实际产量,单位为吨／天〔ｔ／d〕；式中

QQ1-n ４)3Q-———措施前日产油量，单位为吨/天〔t／d)；n——-—油井见效的月数——-—措施前区块油井自然递减率按式〔5〕计算：〔Q-Q/Q2 1 2

(5)1 —,单位为吨/天(t/d〕；2Q ——--油井见效前其次个月的平均日产油量,单位为吨/天(t／d)；2降水量降水量ΔW按式〔６〕计算W W增

-W实 〔6〕ΔW措施后日降水量，,m3/ｄm3／d实W——-—m3／ｄ实Ｗ按式(7〕计算增W W(1A)n增

〔7)W --——调剖前日产水量，单位为m3/ｄA -——-区块(井组)产水月自然递减率，n————油井见效的月数A按式〔8)计算A〔W-W/W

〔8〕2 1 2W-———m3／d1W2—---m3／d８、有效期注水井措施后吸水剖面、吸水指数或压力降落曲线有改善的时间称作措施井的有效期.注水井所对应的油井凡符合以下条件之一的生产时间区间为有效期.;b.含水率低于措施前含水率。有效增产时间按措施注水井所对应油井实际增产天数累计计算。有效期的统计不受年度限期。在措施有效期内，油井工作制度的转变〔如抽油机调参等〕，不影响措施效果的统计。〔二〕配套曲线注水指示曲线注水井的注水曲线和对应油井的采油曲线注水井在措施前后要绘制注水曲线，横坐标为时间，纵坐标为各项注水指标,包括开井时间、泵压、油压、套压，全井及分层段的日注水量。对应采油井的采油曲线,横坐标为时间，各项生产参数为纵坐标，一般包括开井时间、日产液量、日产油量、含水率、地层压力及动液面等，措施前后进展比照.3。压力降落曲线在注水井注入量稳定的状况下,关井后，测得的压力随时间的变化曲线称压力降落曲线.压降速率的变化可以反映注水井掌握面积内地层孔隙构造的变化,而调剖堵水可以转变井底四周地层的孔隙构造，因而可以利用压降速率推断堵水调剖效果。4.吸水剖面测试曲线三、四种措施有效的评价标准不同的措施有不同的评价内容和指标，系统的评价注水井措施效果也是格外简单的,依据长庆油田现场实际的应用状况，分别对四种常见措施的措施效果评价进展标准，以供各位专家争论后确定。1.注水井堵水调剖效果的判定31/52注水井凡符合以下任一条且有效期在一个月以上的视为措施有效.a15％及以上;b。吸水剖面发生明显合理变化,其高、低渗透层段每米吸水量的变10%及以上;c．压力降落曲线明显变缓；注水井对应油井凡符合以下任一条且有效期在一个月以上的视为措施有效。a.日产油量上升，含水率下降５%及以上；b.日产油量上升１0%及以上,含水率不变；c．日产油量不变，含水率下降１０％及以上；产出投入比≥2 或有效期≥6个月。2。降压增注效果的判定注水井措施后符合以下任一条且有效期在一个月以上的视为措施有效.a1Mpa及以上;b15%及以上；产出投入比≥2或有效期≥6个月。注水井补孔效果的判定注水井措施后符合以下任一条且有效期在6个月以上的视为措施有效。ａ.措施层位吸水剖面测试，吸水明显;b8０%及以上；注水井对应油井凡符合以下任一条且有效期在６个月以上的视为措施有效。a。日产油量上升10%及以上，含水率不变;b5%15%及以上；产出投入比≥2或有效期≥1年。４。分注效果判定注水井凡符合以下任一条且有效期在 3个月以上的视为措施有效。各分注层有效分开,吸水明显；各小层配注合格率８０％及以上；注水井对应油井凡符合以下任一条且有效期在3个月以上的视为措施有效。a10%及以上，含水率不变；ｂ.含水率上升５%及以下,1５％及以上；有效期≥1年.十四、超低渗透油藏治理规定〔试行〕—－—--—长油低渗字(20１0)１7号本规定主要包括方案治理、油田开发技术政策治理、油田开发动态分析与掌握、油藏动态监测治理、配产配注、油水井措施设计、信息化建设等内容.第三条各超低渗透工程部依据油田现场生产状况和油藏动态提出油水井措施、调整意见和建议,争论中心结合油田生产动态分析和油藏动态分析争论成果，编制完成方案,报开发部审批后下发各超低渗透工程部组织现场实施作业。油水井生产参数必需严格执行油田开发方案,油水井调参由各超低渗透工程部依据生产状况和开发技术政策现状提出初步调参意见,报争论中心审批。第十五条 油水井措施方案及设计是指导施工作业的依据，全部井下作业的单井施工必需做到地质、工程、施工三项设计资料齐全、数据详实，地质、工程设计由争论中心或各超低渗透工程部编制。１.工程设计以地质设计为依据,施工方必需依据地质、工程设计编写施工设计，并严格依据施工设计组织实施，严禁无设计施工。2．设计编制、审批须有肯定的技术资格和工作阅历，也可授权相关单位和人员执行，但要做到程序合理。第十六条 油水井措施设计1中心负责编制；施工设计由施工单位编制，各超低渗透工程部主管工程领导最终审定。油水井维护性作业,单井地质、工程设计由井区或单位负责，作业区主管领导最终审定。２。简单构造井的投产投注、措施、大修及油田公司特别要求的作业，单井地质及工程设计分别由争论中心、勘探开发争论院、油气工艺技术争论院负责编制，开发部审批后下发有关单位执行。油水井措施方案及设计必需预先编制,审批后原则不允许变更，需要变更时，方案编制单位以书面形式下发变更通知单,方案审批单位的主管领导审批后执行。油田公司审定的设计 (方案)需要变更时，以开发部审批下发的变更通知单为准执行.井下作业设计、整体实施方案及指导意见等编制时必需有明确的安全风险提示及有针对性的“安康、安全、环境”等相关要求说明。十五、超低渗透油藏工作报表治理细则－－-－—-长油低渗字〔20１0)17号第一章 总则第三条 工作报表包括超低渗透油藏产能建设、油田开发日、周、月、季度、半年〔年〕等报表。第三章油田开发报表第七条开发周报各采油单位负责编写油田开发周报表，要求依据周报样表格式，准时更全部数据,确保上报资料数据的准时行、准确性，每周三早上９：０0第八条月报、季报和年报各超低渗透油藏工程部负责向超低渗透油藏争论中心供给完成月报、季报、年报等所需的各类根底数据和资料。月度、季度和半年数据统计截止日期为当月末日，上报日期为863078123118十六、关于标准井下作业〔修井)技术治理等根底资料的通知-—-－-长油油开字【２010】２６号附件3 长庆油田公司井下作业〔修井)施工总结编制要求一、页面构造要求１、施工总结承受A42、正文页面设置：2.535号宋体。版面:行距1.５倍,字间距为标准间距.３、附表依据附件２和附件４格式要求执行。4、页眉页脚设置从上修前后根本数据变化表开头带页眉和页脚，页眉右方注明井号及施工内容,页脚居中注明第几页共几页。5、附表和油管杆单根记录均使用EXCEL二、措施、大修施工总结编制要求〔一〕措施、大修施工总结的上交措施、大修施工总结应在施工完井后7天内，将审核合格的施工总结〔附电子版〕上交相关部门.(三〕主要内容包括以下几局部：上修前后根本数据表、施工表达〔施工概况、工序描述、工具草图、生疏及建议〕、附表或曲线、完井油管杆单根和附件记录、完井管柱构造示意图.(四)措施、大修施工总结内容要求1、上修前后根本数据变化表,依据施工状况照实填写。２、施工概况主要反映施工目的、主要工序、施工结果、施工起止日期等。3、工序描述〔１〕起原井管柱施工起止时间，起出管杆柱组合及附件规格、数量，并与采油单位供给的数据进展核对.具体描述起出管杆泵及附件状况(结蜡、结垢、腐蚀、弯曲、破损等)；假设遇卡阻，具体描述解卡过程.〔２〕通洗井施工起止时间、管柱构造、工具规格〔附草图)、遇阻状况、洗井深度及方式、洗井液配方及用量、洗井起止时间、井口返水时间、返出物状况、洗井压力及排量、冲洗进尺、通井深度.〔3〕磨钻施工起止时间、管柱构造及下深、工具规格〔附草图〕、泵压、排量、钻压、磨钻时间、用水量、返出物状况、磨钻进尺、最终磨钻深度。〔4)射孔施工起止时间,射孔队名称，射孔层位和井段，射孔方式、压井液配方、液面深度，射孔枪型、弹型、孔密、实际装弹数量、放射率、射孔枪起出检查状况、校深状况、射孔后井口油气显示状况等。〔5)爆压施工起止时间，爆压队名称，爆压层位和井段、爆压方式、爆压弹型、装药量、下入深度、爆然时间，具体描述爆压过程、爆压后的液面和井口油气显示等状况。假设为油管传输爆压，还应录用钻具结构、弹顶深度、弹底深度、点火器深度、投棒时间等.〔6)压裂施工起止时间,压裂层位和井段，压裂方式，管柱构造，压裂队名称，压裂车型号；压裂液配方及数量,压裂过程中灌井筒、座封状况；裂开压力、工作压力、停泵压力；排量、砂浓度(砂比〕、各阶段用液量、总入井液量、支撑剂用量，施工曲线,压裂后放喷、洗井等状况〔附压裂施工数据记录表、压裂数据汇总).〔7〕酸化施工起止时间,酸化层位和井段,酸化管柱构造。酸液配方及用量,酸化过程中灌井筒状况,酸化泵注压力、排量,反响时间、放喷及洗井状况〔附酸化施工数据记录表及汇总表〕。(８〕填砂注水泥封层施工起止时间,封堵层位、井段，原砂面深度、填砂量、填砂后砂面高度，水泥浆性能评价试验结果，配水泥浆用干水泥量、水量,水泥浆配制量,水泥浆密度，配制水泥浆开头时间、开头反洗井时间、反洗井排量,反洗井完毕时间、反洗井水量，侯凝时间，水泥面深度，试压压力、稳压时间及压降。机械找漏施工起止时间，找漏钻具构造、工具型号、深度，泵压、吸水量及压降、返出状况，找漏结果。大修施工起止时间，具体描述入井工具状况〔附草图〕，钻具构造，施工过程,施工结果。(11〕其它施工(１2〕本井施工过程中毒害气体监测状况。４、生疏和建议依据施工过程消灭的各种状况,提出下步施工及设计方面应当改进的意见；从提高该井产量〔或注入量〕、延长该井生产周期的角度,提出下步建议。5、完井油管杆单根用附件记录XCEL6、完井管柱构造示意图十七、超低渗透油藏开发油水井措施治理规定－—长油低渗字〔2023〕６号一、措施打算编制年度措施方案编制(1〕年度措施总体方案编制,由各工程部依据油田稳产方案和油田11０日前报超低渗透油藏开发部审查。(2〕措施总体方案审查，1超低渗透油藏争论中心、超低渗透油藏工程部对各工程部年度措施方案进展审查、审定。2。月度措施打算编制〔1)超低渗透油藏工程部于每月20日前组织措施选井,确定措施井号及具体实施意见，形成月度措施打算，工程部主管领导签字后报超低渗透油藏开发部.〔2〕超低渗透油藏开发部负责组织争论中心相关科研室对各超低渗透油藏工程部上报的措施井号、实施意见进展论证优化，筛选重点26二、单井措施方案编制与审批1。常规措施井由工程部负责地质、工程方案的编制、审核、审批。重点井和工艺试验井，由争论中心负责地质、工程方案的编制、审核；公司重大试验工程方案需报超低渗透油藏开发部审批.工程部负责落实井场、道路、井筒、结垢状况。施工方案,由施工队伍托付有资质的单位依据地质、工程方案编制，超低渗透油藏工程部负责审核、审批。三、措施组织实施与质量监控业、试油压裂队伍并进展资质审查、安全治理。3。质量治理，各工程部负责对全部措施井作业实行全过程监视,超低渗透油藏争论中心负责工艺试验井重点工序现场监视。对于措施施工作业过程中消灭的不按设计要求施工等问题,工程部、争论中心、开发部可依据相关制度规定对施工队伍予以警告或进展经济处罚，并在结算时兑现。四、措施费用治理措施费用由生产本钱和公司专项费用两局部构成。常规措施井措施费用，列入各工程部生产本钱。重点井和工艺试验井技术效劳费列入专项费用,协作费用〔起下原井管串、冲砂洗井等)列入各工程部生产本钱。4。费用治理，各工程部生产技术科每月５日前对上月措施费用发生状况进展汇总，上报开发部。五、措施效果跟踪分析1．各超低渗透油藏工程部生产技术科负责油水井措施前后的资料录用、效果跟踪、效果分析。3.超低渗透油藏开发部负责组织对各工程部措施组织运行状况、质量监视、措施效果进展检查通报,组织工程部、争论中心进展季度(半年、年度〕措施效果分析总结会议。六、措施资料治理1.措施日、周、月报表编制与上报各工程部负责措施报表编制，按时上报争论中心压裂技术室。10:0010:0071０：０011：０081０:0０前审查汇总后报超低渗透油藏开发部。2。措施资料归档各工程部负责对措施井施工资料(施工总结、压裂施工曲线、记录、监视日志等)的收集、整理,经争论中心现场支撑组审核后,报争论中心存档。要求措施完井后15日内提交资料，电子版和纸质各三份争论中心、工程部、作业区各一份)。七、考核通报１.月度考核。每月上旬，开发部对各工程部月度措施工作量、施工组织、质量监控监视状况等内容进展考核通报.2。年度考核。每年年底，超低渗透油藏开发部对全年措施执行状况进展考核通报。知-—-—长油油开字(2０11)8号一、关于老井措施压裂用支撑剂(一〕压裂用支撑剂包括:石英砂、陶粒.(二〕支撑剂供货厂家的选择。１、老井压裂用石英砂在“长庆昌润支撑剂、青铜峡市金盛元商贸、青铜峡滕博石化”3个生产厂家中选择。〔三〕效劳方式：由长庆化工集团在规定的生产厂家中集中采购，压裂队负责拉运，货到后直接送压裂队库房或施工现场。二、关于老井措施用常规化工料(一〕老井措施用常规化工料包括：1、常规压裂液配制用料：胍胶粉、硼砂、有机硼、过硫酸铵。2、常规活性水用料：粘土稳定剂、杀菌剂。〔二)生产厂家的选择：1团供给的产品。2、长庆化工集团及规定的生产厂家中不能生产或生产缺乏局部，由油田公司主管部门牵头，组织油气工艺争论院、勘探开发争论院、长庆化工集团及采油单位开展市场调研，确定生产厂家后进展补充供给。3商后确定供货方式。〔三〕效劳方式：老井措施常规化工料全部由长庆化工集团供给位、以及是否需要长庆化工集团现场配液效劳等。三、材料供给工作流程〔一〕材料用量打算的上报及选购１、各采油单位年初依据全年措施工作量安排,排出分月措施运行打算大表,并测算各种材料用量.2、各采油单位依据阶段措施工作量安排，每逢３月、 6月、9１2月,于当月1０日前将下个季度用料打算报至长庆化工集团(联系人:倪金霞,：),同时报油田开发处备案〔联系人：杜春龙，：).3、长庆化工集团依据采油单位上报材料需求打算集中进展选购。〔二〕入井材料的领用、发放及拉运1、施工单位〔或技术效劳队伍〕凭采油单位供给的措施井工程设计,到采油单位井下作业科〔或主管部门)开具“措施入井材料领料单”。2、施工单位〔或技术效劳队伍)凭“工程设计“和“措施入井材料领料单”,到就近的长庆化工集团直供库房办理相关材料领发手续。属长庆化工集团直供范围内的产品，由施工单位〔或技术效劳队伍)与长庆化工集团各直供库房商定送料方式及送料时间；不属于长庆化工集团直供范围的,由采油单位与施工单位(或技术效劳队伍〕协商组织.３、长庆化工集团各直供库房开具“措施入井材料发料单”承受井材料发料单”作为化工集团与采油单位〔或施工单位)的结算依据。四、质量治理(一〕质量检验1、入库检验.每批材料入库前，由长庆化工集团争论所对入库产品进展质量检验。２、现场抽检。油田开发处不定期组织油气工艺争论院、勘探开发争论院、技术监测中心和相关采油单位，在施工现场、长庆化工集团及压裂队库房进展随机抽样、化验、分析评价。压裂酸化入井材料领用、发放、拉运、配液、压裂酸化施工等环节有治理、监视的权利，对各施工单位使用的化工产品数量、质量进展监视，对各施工单位施工设计执行状况进展跟踪检查。施工〔配液〕作业前，现场修井监视人员要对各种施工用料种类、数量进展核实。假设进展现场配液,修井监视人员要对配液全过程进展监视并签字认可，确保配液质量。〔二)质量事故处理１、事故范围。凡在入井材料领用、发放、拉运、配液等环节中消灭的不按设计要求执行、偷工减料、以次充好等问题，均属质量事故责任追究范围。2、事故责任主体。①直供范围内的产品,由长庆化工集团全面负责。②直供范围外的产品，由施工单位(或技术效劳单位)全面负责。③采油单位修井监视人员，对材料发放、拉运、配液等环节负有监视责任.3、上报程序。监视人员在入井材料的领用、发放、拉运、配液等环节中觉察上述质量问题,要准时取证，并上报采油单位井下作业主管部门,情节严峻的要上报油田公司职能部门.4、事故责任追究,按责任主体单位分以下几种状况:①长庆化工集团。对不按设计要求施工，领(发〕料、拉运、配液环节中消灭的偷工减料、以次充好等问题,采油单位主管部门要准时反响至长庆化工集团，同时上报油田开发处;由长庆化工集团依据油田公司及化工集团内部治理方法，报请油田公司职能部门审核后,对相关负责人进展责任追究。②施工单位〔运、配液环节中消灭的偷工减料、以次充好等问题：在施工开头前觉察的，现场监视人员要准时制止，待整改合格前方0.5—5。0在施工过程中或施工完毕后觉察的，要责令其无偿返工或不结算2。０-1０.0对于生产过程中消灭的质量事故,采油单位监管部门要准时收集、整理，每月上报油田开发处，并与各施工单位〔或技术效劳单位)队伍资质评审、施工业绩考核相挂钩。③采油单位修井监视。对监视职责不落实，不按要求进展质量监视0０元以内罚款，并在单位内部通报批判;对不按要求进展质量监视、造成入井材料投加品种不全、数量缺乏，影响措施效果的，由采油单位主管部门处以1000—200０元/井次罚款，调离修井监视岗位,并上报油田开发处备案.五、保障措施２、各采油单位：①各采油单位要高度重视，井下作业主管部门要加大宣贯力度，组织相关部门及各井下作业公司、技术效劳队伍学习老井措施支撑剂及入井化工材料定点供给治理方法,主动协作、自觉落实。②各采油单位井下作业主管部门要明确专人(岗位),具体负责入井材料定点供给工作，并定期召开专题会,对觉察的问题进展协调。十九、2０10年大斜度钻井及水源钻井等工程技术效劳标准化效劳市场价格—－—－—-- -场价格—－—－—长油【2023】143号三、修井措施作业工程技术效劳标准市场价格指导检泵及隔采作业基准价格，在长油〔２0１0)2５号文件甲、0。1/井次。1０010005０公里的修井措施作业，各单位可依据公司4.20231四、注水井带压作业工程技术效劳标准化市场价格指导注水井带压作业技术效劳标准化市场价格指导价类说明:

基准价格(万元/井次)井口压力≤5MPa＜井口井口压力＞5MPa 压力≤10MPa 10MPa

井深增减100米价格增减标准(万元/井次)2023注水井检串检串 12.15 13.50 14.85 0.20井.6.0大于或4.0２00.0时，对

4.63 5.09 0.20协作压裂、酸化 4.37 4.86 5.35 0.203印.1括搬迁4.3509020堵、带压起下油管、连3381。

0.20加工序 油管传输射孔 3.60 4.00 4.40 0.204.价格中7786费、油管摊销费及磁定位校深0.54磁定位校深0.540.600.66磁定位探砂面0.540.600.665于100135150００1656．1-2281111231工作业价格。冬季作业价格在基准价格根底上上浮５％。７.本价格为指导价格，各单位依据队伍供需、设备状况及现场实5%。8.价格中含HSE费、营业税、开增值税的施工队伍不扣除营业税。010年修井措施作业工程技术效劳标准化市场价格－－-－－长油【2023】25号二十一、长庆油田井投产投注井下作业治理规定(试行〕－－-长油〔20１1〕1７号第三章投产投注作业设计治理第十二条 地质设计中应供给目前井下地层状况、井身构造、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料,供给本井或邻井产层流体的性质〔油、伴生气、水〕、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比、注水区域的注水压力、与邻井地层连通状况、地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。第十三条 工程设计中要依据有关标准及规定供给井控安全各项参数,同时要依据实际状况对生产参数、管杆组合等进展合理优化,对洗井、挤活性水等关键工序要提出相应的质量要求,确保油水井免修期.采油井生产管柱应配套使用防喷泄油器。第十四条 施工设计和井控设计要明确各项井控措施。第十五条 设计的编写和审批。对超低渗透油藏工程部，地质设计和工程设计统一由生产技术科编写,单位主管领导审批。第四章试油后的交接井第十八条因地层压力高,试油管柱无法起出时，则试油井口不动,直接装油嘴放喷生产。后期需起出试油管柱下泵生产时,要在投产作业工程设计中提示井下管柱构造、前期生产状况等。其次十条对预探井、评价井,试油完毕后相关工程组要准时向采油单位交接，采油单位接井前井场的治理主体为该井对应的工程组,采油单位接井时要对有关资料进展核实。1、采油单位如觉察安全环保及外协等遗留问题，应准时联系预探、评价工程组，合理解决。在试采下泵过程中假设觉察套管损坏、井下落物等特别状况时,须准时向预探、评价工程组反响信息,并追究事故责任单位的责任。2、试采相关审批程序，依据油田公司相关规定执行.试采井投产投注作业治理，严格执行本《治理规定》中相关条款.〔)工程质量事故治理规定(暂行〕---－-长油油开字〔2023〕３号41/5246/52第一章总则其次条 本规定所指的井下作业工程质量事故是指在原油生产经营活动中，因产品、工程、施工作业质量和效劳质量未满足或设计文件、合同规定要求,造成经济损失、信誉损失、停工返工和退赔的责任事故。第五条 井下作业工程质量事故范围包括以下三个方面：1、操作不标准或违章操作；２、使用不符合技术标准和标准要求的产品等.3、方案设计审批不到位或工程设计错误造成的井下作业工程质量事故.第六条井下作业工程质量事故分为特大事故(直接经济损失≥100万元或作业井报废〕、重大事故〔3０万元,＜100万元)、较大事故(≥100〔〈1０万元)。第十二条 事故调查组主要任务：１、查明直接经济损失;2、分析事故缘由〔必要时应当进展技术鉴定);3、确定事故责任，提出事故处理建议；4、提出防止类似事故重复发生的措施；５、完成并提交事故调查报告。第十四条 井下作业工程质量事故证据的收集包括物证、人证和检验证明。第十五条 井下作业工程质量事故调查报告由业务主管部门负责撰写,经调查组成员集体争论通过后上报。第十七条 事故调查组依据现场调查取证、试验检测、专家意见等综合分析，在查清事故缘由的同时,界定事故的责任单位和责任人的责任。第十八条 单位责任。依据各相关单位对工程质量事故担当的责任,依次可分为全部责任、主要责任、重要责任、次要责任和无责任。第十九条 相关人员责任。相关人员依据在事故发生过程中的作4、发生特别状况后，现场人员未依据规定实行措施、盲目施工导致事故发生,指挥人员负主要责任;5、使用的井下附件、原材料、工用具未经检查或试验,因明显的质量缺陷导致发生事故，检查人员负主要责任;6、由于工程设计错误造成的井下作业工程质量事故,批准设计者负主要责任,制定设计者负次要责任.其次十条 各级单位的领导依据分工分别担当直接领导责任和间接领导责任.其次十三条 井下作业工程质量事故技术处理1、一般事故由施工单位编写施工设计，报采油作业区生产技术组和主管领导审批后执行。2、较大事故由施工单位编写施工设计，报采油单位采油工艺争论所或井下作业科批准后执行。3、重大事故和特大事故由施工单位编制施工设计，报采油单位采油工艺争论所或井下作业科，由采油工艺争论所或井下作业科召集有关技术人员进展争论,进一步补充完善施工设计,经主管领导审核,报厂主管领导审批后执行。二十三、长庆油田分公司井控安全治理方法第十一条 钻井、井下作业施工应严格执行“井控操作证”制度，持证上岗率到达1００%。第十二条 全部油〔气〕井井下作业工程设计中必需有井控设计、井控治理内容和井控技术措施。〔一〕设计中必需有地层压力数据;〔二〕射孔液密度应依据目的层地层压力数据确定,在到达井控工作要求的前提下，要满足产层保护需要;(三)不能满足产层保护要求的,须报工程经理部批准。第十四条施工单位应按设计要求和长庆油田公司有关规定配套安装好井控设备和内防喷工具，并