采油工程管理规定

采油工程治理规定油勘字〔2023〕226号第一章总 则第一条为标准采油工程治理，提高采油工程技术水平，适应油田勘探开发需要，依据《油田开其次条治理和技术创，优化措施构造，形成适应油田不同开发阶段需要的采油工艺配套技术。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。第四条〔气〕田分公司、全资子公司〔以下简称油田公司〕的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上油田开发活动参照执行。其次章采油工程方案与设计第五条油工程必需早期介入，提前开展必要的前期评价、专题争论和先导性试验，在此根底上编制采油工程方案。第六条，与钻井和地面工程相结合，经多方案比选论证，承受先进有用、安全牢靠、经济可行的技术，保证油田高水平、高效益开发。第七条注水、注气和自然能量开发的油田，采油工程方案主要内容为：油藏工程方案简介：地质特征、试油试采状况、井网部署、设计井数及井别、产能设计、储层岩石性质、流体性质、流压等。储层保护设计：进展储层敏感性争论试验，分析储层损害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。采油工程完井设计：包括完井方式、油管柱构造、生产套管尺寸、射孔工艺和参数、防腐措施、防砂等设计；提出对生产套管强度、固井水泥返高及质量、井口装置等技术要求。采油方式及参数优化设计：承受节点分析和人工举升动态模拟技术，推测不同含水、不同采以及经济、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。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，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。增产增注措施：争论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。配套技术设计：争论分析清防蜡、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。“安康、安全、环境”要求。采油工程投资概算。第八条对于注蒸汽热采开发的油田，要充分考虑蒸汽开采的特点，采油工程方案编制应增加：套管保护措施〔套管强度、水泥返高、预应力完井、举升、井筒隔热、井筒降粘、高温资料录用等设计内容。第九条探与生产分公司授予，三级资质由油田公司授予。动用地质储量在100×10t以上或年产能2×14t以上的油田〔或区块采油工程方案，由具有一级资质的单位争论设计；动用地质储量在1000×104t以下或年产能小于20×104t的常规油田〔或区块〕和老油田重点调整改造的采油工程方案，由具有二级及以上资质的单位争论设计；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。第十条1000×104t20×104t〔或区块各油田公司预审并报勘探与生产分公司审批；其他采油工程方案由各油田公司审批。第十一条式、采油方式等进展重大调整，应向审批部门准时报告，经批准前方可实施。第十二条2～3方案设计的合理性、主体技术的适应性，各种经济技术推测指标的符合程度等。第十三条试采、井下作业设计应包括地质、工程和施工设计，试井设计应包括地质和施工设计。各项设计要符合相关的技术标准和要求。第十四条试油设计的主要内容：油气井根底数据：钻完井根本数据、油层段钻井液使用状况数据、试油层位及解释根底数据、井身构造示意图。地质简介：地质构造简况、邻井试油成果及效果评价、本井中途测试状况。设计依据及试油目的。分层产能推测及地质要求：流体性质推断、产能推测、资料录用。试油方式和工作制度、试油层施工工序、试油周期。参数的计算与选择：试油管柱强度、射孔及作业参数计算与选择，作业参数选择时要考虑套管强度等因素。主要设备、工具、器材配备要求。主要管柱及地面流程示意图、施工步骤及要求。“安康、安全、环境”措施。第十五条试采设计的主要内容:1．根本数据：油气井根本数据、试采层段及解释结果数据、本井试油成果数据。试采目的。试采产量确定的依据和方式：依据试采目的及油层静〔动〕态参数确定采油方式、工作制度、生产压差及产量。试采资料录用要求。试采工序、施工步骤及要求、试采周期推测。参数的计算与选择：试采管柱尺寸、强度、参数计算及选择。主要设备、工具、器材配备要求。试采管柱及地面流程示意图。“安康、安全、环境”措施。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，承受先进有用的工艺技术，保证施工安全，实现效益最大化，其主要内容：设计依据及目的。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。施工程序：井筒预备、施工过程、施工收尾。施工资料：施工参数、施工记录、施工总结。相关技术要求：执行的标准和操作规程、特别技术要求。“安康、安全、环境”措施。第十七条试井设计的主要内容:试井目的。测试井根底资料：井的根底数据、井身构造示意图、测试层段数据〔吸水剖面〕和流体物性参数等。试井方式选择：依据测试目的、井筒和油层条件及生产条件选择试井方式。参数计算与选择：测试时间、测试仪器性能指标等参数。测试要求：测试施工、资料解释和“安康、安全、环境”等要求。第十八条重点井和高危急性井的工程设计由油田公司主管部门组织编写和审批。压裂、酸化、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。其次十条采油工程方案设计的完井方式符合率需到达98%95%，井口注入压力的误差小于±20%95%。第三章完井与试油、试采治理其次十一条依据油藏工程方案和增产、增注措施的要求，依据有利于实现油井最大产能、延长油井寿命、安全牢靠、经济可行的原则，进展完井设计和治理。其次十二条程方案为重要依据。其次十三条采油工程对完井技术要求：油田投入生产建设前必需进展储层敏感性评价分析，在此根底上筛选保护储层的入井工作液。要求固井质量〔第一界面〕合格率到达98%；对地质条件简单或有特别开采要求的油田，要检测其次界面的固井质量。如达不到开发要求，应实行必要的措施。依据相关标准和规定，对套管进展试压，试压合格后才可进展下一工序。严禁用钻井完井液代替射孔液，射孔作业前要用射孔液将井筒内的完井液替出。射孔前严格依据地质设计的要求对射孔管柱进展校深。射孔后要检查射孔弹放射率，确保射孔质量。对于注气井、特别高压井和位于滩海、泄洪区、环境敏感区、要害地区的井，要承受安全牢靠的生产装置，如井下安全阀、封隔器、气密闭螺纹、井口安全掌握装置等，确保安全生产。其次十四条试油技术要求：高压井试油技术要求：高压自喷井试油原则上要求承受油管传输射孔与测试联作技术，对存承受采油树，地面流程承受高压三相分别计量系统，井控装置和地面流程要按设计要求试压，储藏足够的压井液，确保试油施工安全。非自喷井试油技术要求：原则上要承受油管传输射孔—测试—水力泵〔或其他抽汲方式〕三联作技术，依据储层条件确定合理的负压、生产压差和工作制度。依据试油资料确定是否实行酸化压裂改造措施，措施后要准时排液和测试求产，利用测试资料评价措施效果。滩海试油技术要求：对低产或非自喷井承受油管传输射孔—测试—水力泵三联作技术；对高压自喷井承受油管传输射孔—APR测试—地面直读技术；满足连续产能测试要求，确保快速、高效、环保、安全完成海上试油任务。其次十五条施工与监视要求:1．严格按试油、试采规程和设计施工。施工中需要对设计进展一般性修改时，须经现场监视同意；假设要进展重大修改时，须由设计批准单位准许前方可实施。2．施工现场要有试油监视，按设计和相关标准对使用的设备、井下工具和原材料以及施工操作进展监视，并对录用的试油资料和各工序工程质量进展现场验收。其次十六条试油、试采资料治理要求:1．施工单位要按试油相关规程和方案设计取全取准各项原始资料。单层试油完毕后必需编写单层试油小结，全井试油完毕后要按有关标准编写全井试油总结，地层测试、酸化、压裂等特别作业要编写相应专项总结。试采井录用的资料包括储层产量、压力、流体性质及有关的采油工程技术参数等，对以上资料进展解释处理，形成试采产量、压力、流体性质及储层参数等曲线、图表。试油试采录用的原始资料和解释报告、总结等成果资料，由各油田公司按有关规定保存。要求上报的资料按规定上报勘探与生产分公司。其次十七条98%20%油层资料全准率到达95%80%油田实际状况制定相应的技术指标。第四章生产过程治理其次十八条采油工程的生产过程治理贯穿于油田开发全过程，主要包括采油、注水〔汽、作业、试井等采油生产过程治理，其工作目标是实现生产井的正常生产、高效运行和本钱掌握。其次十九条生产过程治理的主要内容：中长期规划和年度打算编制与治理。技术指标的制定及考核治理。工艺、技术攻关、引进及成熟技术推广应用。工程设计治理。设备、工具、材料的技术评价、优选、淘汰和报废的治理。施工效劳队伍资质治理。工程监视治理。相关技术、治理的标准和规程的制〔修〕订。组织技术沟通与培训。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。第三十一条中长期规划和年度打算编制与治理。采油工程中长期规划和年度打算要以油藏工程中长期规划和年度打算为根底，依据股份公司和油田公司的统一部署编制。采油工程中长期规划的主要内容：上期规划执行状况、工艺技术和力量适应性分析、增产增注措施和井下作业量、主要技术经济指标推测、成熟技术推广及工艺技术攻关和现场试验。采油工程年度打算的主要内容包括：增产增注措施、修井及维护性工作量，采油设备需求、技术攻关与推广等。第三十二条抽油机井治理要求:1．在选用抽油机举升时，要承受举升优化设计技术对举升系统进展优化，主要内容包括：泵深、泵径、抽油杆尺寸及配比、油管尺寸、地面设备型号、工作参数等。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，承受先进的提高抽油机井系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、选用节能降耗设备等措施提高系统效率。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。准时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%～100%之间。按有关标准和规定做好地面设备日常维护保养工作。泵挂深度≥1500m时，应承受油管锚等措施削减冲程损失；井口含砂≥0.01%时，应承受砂锚等防砂措施；气液比≥50时，应实行气锚等防气措施；对于斜井、发生杆管偏磨的井要实行扶正等防偏磨措施。第三十三条潜油电泵井治理要求:1．依据油井流入特征、气液比、压力、温度和原油粘度等资料，合理选择潜油电泵机组和泵挂深度，使潜油电泵保持在最正确工作区间，保证高效、经济、合理运行。潜油电泵机组正常运行时按电机额定电流的1.20.8倍调欠载保护，欠载延时启动时间不得小于30min。电机工作电流不平衡度不能大于5％，电压不平衡度3％。加强对变压器、掌握柜等设备维护保养，假设消灭过载停机或欠载停机时，应依据规程进展检查，查明缘由并实行有效措施前方可重启动潜油电泵机组。机组的启停必需由专业治理人员操作。当潜油电泵入口处气液比≥10％时，必需下入井下油气分别器，以削减气体对泵效的影响。对于产液量变化幅度较大的井，应考虑承受井口变频装置，适时调整电机转速，保证供排协调。加强对电流卡片的分析，结合其他动态资料对潜油电泵的工况进展综合诊断，准时实行调整措施，保证在合理的工况下运行。第三十四条地面驱动螺杆泵井治理要求:1．依据油井流入特征，对地面驱动设备、杆管柱、井下泵、工作参数等进展系统优化设计。螺杆泵在使用前应进展水力性能检测，未到达指标要求严禁使用。螺杆泵必需承受防反转装置，井下管柱必需锚定。螺杆泵井正常生产时漂浮度应在100m以上，泵挂处产出液温度应低于螺杆泵定子额定耐温指标，产出液硫化氢含量应小于2.5%。5．加强螺杆泵地面驱动装置日常修理保养，搞好日常治理和工况分析，觉察问题准时处理。第三十五条气举井治理要求:依据油井流入特征，合理选择匹配油管尺寸、注气点、注气压力、注气量以及气举装置和工具。气举阀使用前，要设定工作压力并进展性能检测，保证入井后具有良好的工作特性。自然气压缩机要严格依据操作规程使用和维护保养。加强气举井的生产工况诊断分析，觉察问题准时处理，使气举工况保持在合理的范围内。综合考虑注气压力、井深、产量、作业周期及经济效益，下入气举阀6～9级为宜；气举工作筒与井下工具间距必需大于10m2500m内的井，最下一级偏心气举工作筒下至油层顶部100m内。第三十六条稠油注蒸汽热采井治理要求:1．稠油注蒸汽热采井，必需按热采标准优化套管钢级和壁厚，承受预应力套管完井，水泥返高至地面，确保完井方式满足注蒸汽开采的要求。5%。投产后要按规定定期检查，觉察问题准时实行措施进展处理。注汽井应实行隔热措施，承受井下高温封隔器和隔热油管，必要时承受环空充氮气隔热技术保护套管，隔热油管要定期检查，觉察问题准时更换。井深1000m40%。蒸汽吞吐井在放喷初期应承受油嘴掌握，后期喷势减弱后可卸掉油嘴生产，井口产出液温度120℃以下。依据地面技术条件和工艺技术成熟状况，优选掺稀油、掺活性水、井筒电加热等井筒降粘方式，实现井筒有效举升。依据储层特征和井况，优选应用机械分注、化学调剖、老井侧钻等措施，改善蒸汽吞吐效果。按规定对蒸汽发生器进展检测、维护保养，使其在良好的技术状态下运行，锅炉出口蒸汽干75%80%。严禁车辆碾压和行人靠近地面注汽管线，注汽时应设立高温高压警告标志。停顿注汽后，准时关闭总闸门。注汽所接放空放喷管线必需直通，并要固定牢靠。第三十七条注水井治理要求:1．油田投入注水开发前必需通过试注，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。试注、转注必需严格执行操作规程和质量标准，并依据油藏地质特征、敏感性分析及配伍性评价结果，实行相应的保护储层措施。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。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。油藏注水实施之前，通过储层敏感性分析、井下管柱的腐蚀性争论等试验，考虑水质处理工艺和建设投资以及操作费用等因素，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。注水井作业要尽量承受不压井作业技术，如需放溢流，应符合“安康、安全、环境”要求，并计量或计算溢流量，本井的累计注入量要扣除溢流量。第三十八条压裂措施治理要求:压裂设计应以油藏争论和地应力争论为根底，通过压裂模拟设计软件优化压裂方式、人工裂并对增产效果进展推测。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。压裂管柱、井口装置和压裂设备等应能满足压裂施工的要求；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。施工前要对压裂液、支撑剂的数量和质量进展检验。压裂液﹑支撑剂的各项性能应到达相应100%。施工过程中对施工压力、排量、砂液比、顶替液量等进展监控。各项施工参数到达设计要求，90%100%，杜绝超量顶替。施工后对总加砂量、用液量、返排量进展核定。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。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:1．首次酸化的油田〔区块、层位化施工设计优化和效果评估供给依据。依据目的层的岩性、物性、流体性质、堵塞类型等优选酸液体系。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。100%。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%。返排液排放必需处理达标。施工消灭特别状况时，按施工应急预案处理。严禁使用压缩空气气举排液。第四十条防砂措施治理要求:1．防砂要坚持油层防砂、井筒排砂和地面除砂相结合。综合考虑油藏地质条件、出砂特征和经济效益，优选防砂技术。要优化防砂施工参数、井下工具、材料和工作液，加强施工质量掌握，做到既能有效防砂，又能有效保护油井的生产力量。防砂施工成功率到达90%，防砂后产能恢复值≥80%，投产后加强生产治理，选择合理的工作制度，延长防砂有效期。第四十一条堵水调剖措施治理要求:堵水调剖设计要立足于井组和区块,,减小损害。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。堵水调剖效果评估要以井组和区块为单元，从降水增油、减缓油田递减、提高储量动用程度以及经济效益等方面进展客观合理的评价。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。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。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。承受牢靠的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。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。第四十三条试井治理要求：试井主要包括压力恢复〔降落〕试井、流静压点测试、系统试井、探边试井、干扰试井、脉冲试井、油水井分层压力测试、注水井分层流量测调、封隔器验封、抽油机井示功图测试和采油井动液面测试等工程。试井作业要实行全面质量掌握，严格遵守行业标准和相关规定，保证录用资料的有效性，满足油藏治理需要。〔注水井测压力降落；对于低渗透油藏，稳定试井应优先选择试井周期短的等时试井或修正等时试井。试井施工前要清楚测试井井下状况，井筒条件应能保证测试仪器畅通起下；施工时要严格执行试井设计，取全取准各项资料。试井仪器、仪表及其标定装置要依据国家、行业计量的有关规定进展检定，并定期调整和校准，超过校准检定有效期的不准使用。试井资料解释要用多种方法进展比照验证，同时参考地质、测井、岩心等资料进展综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确牢靠。测试施工一次成功率90%以上、测试资料合格率99%以上，仪器仪表及其标定装置定期校准100%。第四十四条采油工程要加强系统建设，各油田分〔子〕公司必需建立、健全各级采油工程治理和技术争论推广机构及其责任制。第五章质量控制第四十五条设备、工具和材料以及专用仪表的质量掌握。第四十六条工。油田业务主管部门每年应对施工单位进展资质复审和业绩综合考评。第四十七条具的检测报告，其质量必需符合设计要求，严禁使用不合格产品。现场配制的入井液质量必需符合设计要求。第四十八条造成重大损失时应追究有关单位和人员的责任。第四十九条重点井和重大措施要实施全过程监视。第五十条要对完井、试油试采、井下作业、采油生产、试井等使用的各种工具、材料、仪器仪表质量进展定期检查和不定期抽查。第五十一条测试仪器、仪表的计量性能〔准确度、稳定度、灵敏度等〕必需依据国家计量的有关规定进展检定，并定期调整和校准。第五十二条首