油田公司管理制度摘要

油田公司管理制度摘要一、油田开发管理纲要----石油勘字〔2004〕201号第一章总则第四条油田开发主要包括以油田开发地质为基础的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业。第十条本《纲要》适用于股份公司及所属油(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。第二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式、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采用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须有正式批准的油田开发方案。第二十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。第二十五条采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。第二十六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；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。第二十七条地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。第二十八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；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、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基础，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，进行投资估算与经济评价。第三十二条新油田全面投入开发3年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果进行后评估。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。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。第五章开发过程管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矛盾，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、对油水井进行增产增注措施（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。要按照股份公司要求和油田实际情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须兼顾伴生气的管理工作，建设伴生气地面集输工程，做好伴生气计量及管理制度，尽量减少伴生气放空。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。第七十一条配合油田开发调整而进行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、控制生产成本的原则，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；采用先进的堵水、调驱技术，提高注水利用率；采用水平井、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。第九章健康、安全、环境第九十六条油田开发全过程必须实行（HSE）管理。第一百条新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减和事故预防措施，严格控制使用范围。第一百零一条对危险化学品、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按有关规定，并办理审批手续。二、油藏工程管理规定第二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；2.钻井取心、录井资料；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，进行室内实验分析，掌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.储层开发评价实验包括。第三章油藏工程方案第十五条油藏工程方案设计应遵循以下原则：1.以经济效益为中心，努力取得较高的采收率。2.油田开发要有较高的采油速度和较长的稳产期。一般油田稳产期石油地质储量采油速度应在2%左右，低渗透油田不低于1%。第二十一条油藏工程方案中应进行多个方案设计，所设计方案必须在开发方式、层系组合、井网井距等重大部署方面有显著特点，结果有较大差别，并与钻采工程、地面工程设计相结合，整体优化，确保推荐方案技术经济指标的先进性。第四章方案实施与跟踪第二十六条钻遇油层与原地质模型局部有较大变化时，应及时对原方案设计进行局部调整；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行审批。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%，特殊油气藏或零散、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。4.低渗透、特低渗透油藏，选开井数10%～15%作为固定监测井点，每年监测一次，监测时间间隔不少于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层测试一次，测试率达到分层注水井开井数的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）进行验封，验封率为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行检查，检查率达50%。第四十条流体性质监测1.选注水井开井数5%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行监测分析。第六章开发过程管理第四十九条由于地质或工程原因，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。三、采油工程管理规定第一章总则第三条采油工程管理主要包括：采油工程方案编制及实施，完井与试油、试采管理、生产过程管理、质量控制管理、技术创新与应用和健康、安全、环境管理。第二章采油工程方案与设计第七条4.采油方式及参数优化设计：采用节点分析和人工举升动态模拟技术，预测不同的含水、采液指数、压力条件下各种人工举升方式能够达到的最大合理产液量，综合考虑油田配产及管理、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：进行试注工艺设计，通过试注，搞清储层吸入能力和启动压力，根据油藏工程要求，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，研究确定注入介质的指标。6.增产增注措施：研究储层增产增注的必要性及可行性，筛选主体增产增注工艺以及相应的关键技术参数。7.配套技术设计：研究分析清防蜡、降粘、防腐、防垢、防砂等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。第九条承担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研究设计。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.基础数据：井身结构、固井质量、射孔井段、油层物性、原油物性、试油及生产情况。3.设计优化：施工参数、材料、工艺管柱、效果预测。4.施工准备：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司主管部门或授权单位组织编写和审批。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。第十九条施工方必须依据工程设计编写施工设计，并严格按照施工设计组织实施，严禁无设计施工。第二十条采油工程方案设计的完井方式符合率需达到98%，采油方式的符合率达到95%，井口注入压力的误差小于±20%。单井工程设计符合率大于95%。第四章生产过程管理第三十条股份公司采油工程技术管理指标：抽油机井：泵效≥38%，系统效率≥20%，检泵周期≥700天；注水井：方案分注率≥75%，分层注水合格率≥75%；井下作业工艺成功率≥95%，措施有效率≥75%。各油田公司应按照股份公司要求和油田实际情况制定相应的采油工程技术管理指标。第三十二条抽油机井管理要求:2.对于抽油机井要定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时采取调参、换泵等措施。根据不同区块抽油机井的供排协调关系，建立相应的动态控制图，抽油机井的上图率≥90％。3.定期进行系统效率测试，采用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.及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%～100%之间。7.泵挂深度≥1500m时，应采用油管锚等措施减少冲程损失；井口含砂≥0.01%时，应采用防砂措施；气液比≥50时，应采取防气措施；对于斜井、发生杆管偏磨的井要采取扶正等防偏磨措施。第三十七条注水井管理要求:1.油田投入注水开发前必须通过试注，测定储层的启动压力和吸水指数，确定注水压力，优化注水工艺。2.根据注水井的生产情况，研究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须洗井，洗井排量由小到大，当返出水水质合格后方可注水。3.当注水量达不到配注要求时，应采用增注措施。若提高压力注水时，有效注水压力必须控制在地层破裂压力以下。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，发现问题及时研究解决。5.根据油藏工程的要求和井型井况的特点，在具备成熟技术能力的条件下，选择分注管柱以及配套工具，管柱结构要满足分层测试、防腐、正常洗井的要求。6.注水井作业要尽量采用不压井作业技术，如需放溢流，应符合“健康、安全、环境”要求，并计量或计算溢流量，本井累计注入量要扣除溢流量。第三十八条压裂措施管理要求:1.压裂设计应以油藏研究和地应力研究为基础，设计过程中要充分考虑人工裂缝与注采井网的匹配，并对增产效果进行预测。2.对于首次压裂的油田（区块）以及重点井，压裂前应进行测试压裂，认识水力裂缝形态、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提供依据。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，应采用封隔器及井口保护器等保护措施。4.施工前要对压裂液、支撑剂的数量和质量进行检验。压裂液﹑支撑剂的各项性能应达到相应技术指标，符合率达到100%。5.施工过程中对施工压力、排量、砂