第一篇：油田開發施工作業監督細則

油田開發施工作業監督細則是針對油田開發施工過程中的安全管理、質量監督、環境保護等方面的細則。其目的是確保油田開發施工作業符合相關法律法規和安全要求，保障工作人員的安全，保護環境的可持續發展。下面是一些可能包括的內容：

1. 安全管理：

- 制定安全管理制度和操作規程，明確責任分工和管理流程；

- 安排專業人員負責施工現場的安全管理，包括施工安全教育培訓、安全設備的購置和使用等；

- 安排安全檢查和巡視，及時發現和處理安全隱患；

- 確保施工現場的安全通道暢通，消防設備齊全，急救設備到位；

- 做好應急預案和滅火準備等。

2. 質量監督：

- 制定質量管理制度和施工規范，明確質量驗收標準；

- 安排質量監督人員對施工作業進行監督和抽查；

- 加強對施工材料的管理，確保材料符合質量要求；

- 對工程進度和質量進行監控，及時發現和整改問題。

3. 環境保護：

- 確保油田開發施工對環境的影響符合相關法律法規和環境保護要求；

- 制定環境監測方案，監測施工過程中的環境影響；

- 進行環境風險評估和環境影響評價，制定相應的環境保護措施；

- 做好環境保護設施的維護和管理，及時處理環境事故。

4. 文件記錄：

- 做好施工相關文件的記錄和歸檔，包括施工計劃、施工日志、驗收記錄等；

- 對施工過程中的重要事項進行書面報告，并及時上報相關部門。

此外，油田開發施工作業監督細則還可以根據實際情況進行具體細化，以確保施工工作的安全、質量和環保，以及保障油田的可持續發展。

第二篇：油田開發質量監督管理模式研究論文

摘要:開發質量關系到油田開發管理水平的高低，關系到企業的經濟效益。分析了采油廠開發質量監督管理存在的監督內容不全面、監督重點不突出、監督程序不科學有序以及監督與被監督單位溝通不暢未能形成質量監控體系的合力等4個方面的問題，介紹了開發質量監督管理創新模式內涵及組成、創新管理模式的實施情況以及實施效果等內容。指出，構建要點監督、節點控制、嚴格考核的開發監督質量控制體系，創新管理模式，能有效解決開發質量監督管理中存在的問題，促使質量監督更有效、更有效益，并對油田開發監督工作具有現實指導意義。

關鍵詞:油田開發；質量監督；開發監督

目前，中國石化勝利油田分公司孤東采油廠（以下簡稱勝利油田孤東采油廠）油田開發質量監督工作由技術質量監督中心開發監督站負責，技術質量監督中心開發監督站是采油廠開發質量監督管理與監督考核的主管部門。開發質量關系到油田開發管理水平的高低，關系到企業的經濟效益[1]。面對油價持續低迷，勝利油田孤東采油廠提出向質量要效益，圍繞“實現更有質量、更有效益、更可持續發展”的工作目標[2]，轉變工作思路，以科學發展觀為指導，積極推進開發質量監督工作模式創新，提出并實施了以構建要點監督、節點控制、嚴格考核的開發監督質量控制體系管理模式，通過強化監督檢查，實現了由結果監督到過程監督的轉變，較好地實現了油田開發各項主要指標提升的質量監督目標，為采油廠持續健康發展做出了貢獻。

1采油廠開發質量監督管理存在的問題

以前采油廠開發管理主要是依據開發管理標準的執行和油田開發監督保障的需要而開展的，主要存在以下幾個方面的問題：1）監督內容不全面。由于多年來開發監督力量的不足，以及油田開發管理機制和開發管理標準的不齊全等問題，造成油田開發監督工作存在一些漏洞和盲點。同時，對一些油田開發關鍵的指標缺乏相應的質量控制手段，監督結果具有一定的局限性，因而油田開發質量難以得到完全保證。2）監督重點不突出。采油廠開發監督僅列出了開發管理、油水井計量、注聚監督、注汽監督、水質監督、計量儀器儀表監督等6個開發監督項目，而沒有指出每個項目的質量控制關鍵點和質量控制節點，開發質量監督重點不突出，造成有限的監督資源的浪費，影響油田開發質量監督的有效性。3）監督程序不科學有序。開發監督缺乏程序化和計劃性，采油廠開發質量監督人員到了生產現場甚至存在進不去現場，讓基層單位的人員拒之門外的情況，嚴重影響了采油廠開發質量監督工作的有效開展。4）監督與被監督單位溝通不暢，未能形成質量監控體系的合力。監督單位質量監督人員依靠油田開發標準開展監督，而被監督單位對油田開發相關標準掌握不夠熟練，沒有能夠建立起本單位的質量要點、節點控制考核細則和相關質量監控制度，不能夠真正做到自查自改，只能做到查到問題才整改，整個生產過程中不能做到每一個質量要點、節點得到有效質量控制[3-4]。

2開發質量監督管理創新模式的內涵及組成2.1開發質量監督管理創新模式的內涵

開發質量監督工作模式創新就是以構建要點監督、節點控制、嚴格考核的開發監督質量控制體系管理模式。所謂要點監督就是以《孤東采油廠開發質量監督實施細則》為依據，從中找出開發監督的要點。如油井資料錄取中監督要點有：液量計量、含水等；水井資料錄取中監督要點有：配注執行、配注合格率等。而節點控制就是克服以往結果監督的弊端，制定日常管理中保障質量的關鍵點，真正實現了由結果監督到過程控制的轉變，細化了過程監督管理。圖1為開發監督管理創新模式。

2.2開發質量監督管理創新模式的組成結合采油廠開發監督細則內容、采油廠開發管理標準和日常管理制度，已形成了開發管理、油水井計量、注聚監督、注汽監督、水質監督、計量儀器儀表監督等6個開發監督項目，共69個監督要點和173個控制節點的質量控制體系。每個監督項目都有各自不同的監督要點、控制節點以及對應標準和考核辦法。1）開發管理質量節點控制體系。主要包括高產井管理、含水、含砂化驗與上報、油井資料錄取、水井資料錄取、原油物性水性分析及其他基礎數據管理等6個部分，共制定了23個監督要點，38個控制節點以及對應標準和考核辦法。2）油水井計量質量節點控制體系。主要包括現場油井、水井、參數壓力、計量器具4個部分，共制定了9個監督要點，34個控制節點以及對應標準和考核辦法。3）注聚質量節點控制體系。主要包括注聚指標、注聚現場2部分，共制定了12個監督要點，44個控制節點以及對應標準和考核辦法。4）注汽質量節點控制體系。主要包括注汽指標、注汽現場2部分，共制定了14個監督要點，34個控制節點以及對應標準和考核辦法。5）注入水水質質量節點控制體系。主要包括水質指標、現場管理2部分，共制定了8個監督要點，17個控制節點以及對應標準和考核辦法。6）計量儀表質量節點控制體系。主要包括開發在用各類計量儀表，共制定了3個監督要點，6個控制節點以及對應標準和考核辦法。

3開發質量監督管理創新模式的實施

3.1建立質量監控體系運行組織機構

采油廠成立了以開發監督站、采油管理區、注聚大隊、集輸大隊、注汽大隊等單位組成的運行小組，明確了各單位的工作職責。運行小組負責體系的構建、內容的完善，具體運行與實施、工作協調。開發監督站監督人員負責分管項目要點與節點分析與構建，負責具體工作計劃的制定、實施、現場監督、匯總上報、總結考核。各采油管理區、注聚大隊、集輸大隊、注汽大隊負責要點與節點標準的執行以及存在問題的整改與反饋。

3.2建立體系運行流程

開發質量監督運行流程圖的制定，保障了日常工作運行的程序清晰流暢，工作量完成及時、到位，有效提高了工作效率。圖2為開發質量監督管理體系運行圖。

3.3優化監督內容，提高監督覆蓋率

結合采油廠開發質量細則的完善、油公司改革的需要，及時優化調整開發監督運行辦法，加大監督頻次，實現了對各采油管理區、注聚大隊、注汽大隊等單位更合理有效的質量監督。表1為優化調整后的主要監督內容。

3.4現場結合控制體系，開展有效監督

質量監督人員依據監督標準，按照控制體系監督運行程序，依次對被檢單位生產流程各要點、節點進行監督檢查，對監督過程中查出的問題進行記錄，對于現場能立即整改的問題，要求被檢單位立即整改，不能現場整改的問題，則要求被檢單位限期整改。同時，質量監督人員每周、每月對現場監督檢查中發現的問題及時進行匯總分析，并對要求限期整改的問題及時進行跟蹤整改情況復查，直至問題被徹底改正。各被檢單位結合控制體系，建立本單位的質量要點、節點控制考核細則、制度，進行自查自改，努力使整個生產過程中每一個質量要點、節點得到有效控制。

3.5嚴格考核，強化問題整改

監督結果除了以采油廠月度監督公報形式下發并當月考核兌現外，還在采油廠網頁設置“曝光臺”，曝光發現的問題以及整改情況，督促被監督單位結合監督情況，分析存在的主要問題，及時組織整改[5]。采油廠每季度組織召開一次全廠質量例會，會上通報監督與考核情況，分析存在的問題及原因所在，同時對開發質量監督中的問題、模糊不清的標準、認識上的偏差及時進行溝通，為下步開發質量管理提供了保證。

4實施效果

開發質量監督經過近年來的創新實踐，建立了完善的以構建要點監督、節點控制、嚴格考核的開發監督質量控制體系管理模式，實現了由結果監督到過程監督的轉變，確保了質量監督更有效和更有效益，較好地實現了油田開發各項主要指標的提升，取得了顯著的經濟和社會效益。1）開發質量問題明顯下降。全廠2016年上半年共監督檢查發現問題476個，與2015年同期比下降254個，同期對比考核扣款減少3.248萬元。2）注聚質量明顯好轉。2016年上半年注聚監督提高了母液注入合格標準，由原先母液瞬時流量誤差控制在-10%~+15%之內，累計誤差控制在±5％之內，提高為執行Q/SH10201805-2012《聚合物配注站技術管理規范》指標要求，母液瞬時流量誤差控制在±5％之內，累計誤差控制在±3％之內。上半年監督注聚站24站次，檢查667井次，檢查存在問題83個，2015年同期檢查整改存在問題205個，同比減少122個；母液瞬時不合格由76井次到2016年上半年27井次，下降了49井次；單井配注合格率由2015年的82.7%，上升到2016年的90.0%，上升7.3%，注聚質量明顯好轉。3）含水化驗資料準確率提高。突出了含水化驗的監督，根據《孤東采油廠油井含水化驗補充完善規定》標準，對各注采管理區的油水井班報表、油水井綜合記錄、油井含水化驗原始記錄等資料進行了監督。各注采管理站原始記錄臺賬統一規范，改變了原來的活頁臺賬，含水變化大的井能及時加密取樣并按標準上報。2016年上半年共檢查發現含水化驗問題16個，與2015年同期對比，減少94個，全廠開發資料準確率達到99.5%，有效地提高了資料準確性。4）質量效益顯著。2016年上半年全廠油水井動態分析及時、調配措施明顯增加，注水、注聚配注合格井數增加183井次，影響油井増油587t；注汽合格井數增加10井次，累計増油195t；摻水井管理水平上升，摻水井合格井數增加38口，累積增油85t；合計創直接經濟效益130.05萬元。不僅把好了全廠開發監督質量關，而且取得了良好的經濟效益。

5結束語

油田企業做好開發監督工作是提升油田開發質量和經濟效益的重要手段，也是油田開發管理的一項十分重要的工作[6]。實踐證明，構建要點監督、節點控制、嚴格考核的開發監督質量控制體系管理模式，能有效實現開發監督由結果監督到過程監督的轉變，提高開發資料錄取的真實性，基本杜絕了假資料問題，提升了油田開發監督管理水平，確保了質量監督更加有效和更有效益。開展創新的開發監督質量控制體系管理模式的良好實踐活動，對今后的油田開發監督工作具有良好的指導意義。

參考文獻：

[1]朱益飛.推進管理創新提升質量效益[J].石油工業技術監督,2007,23（8）：47-48.[2]朱益飛.“三位一體”創新管理機制的探討[J].中國石化,2007,23(3)：40-41.[3]池海鳳.油田企業防范有機氯污染原油控制[J].石油工業技術監督,2016,32(6)：16-19.[4]陳近增,朱益飛.依靠科技手段提高產品質量監督水平[J].計量與測試技術,2008,35(7)：67-68.[5]朱益飛，楊梅.油田企業產品質量監督管理模式的創新與實踐[J].石油工業技術監督,2014,30（4）：16-19.[6]王朋軍,朱益飛,張敏.充分發揮技術質量監督的保障作用[J].計量與測試技術,2007,34(5)：65-66.

第三篇：油田地面作業

油田集輸設備現狀與發展趨勢

【摘要】油氣集輸設備是油氣礦場生產的基礎。高效和先進的設備是節能降耗、提高經濟效益的關鍵。在油氣集輸設備的發展上需要再加大力氣，實現設備研究設計、設備生產、設備安裝調試全套服務，以期得到更先進，更優良的設備。隨著我國社會經濟發展的突飛猛進，人類對天然氣和原油的需求也在不斷的加大，油田開發的重要性也隨之顯現。近年來，國家加大了對油田開采項目的投資，以確保滿足人民群眾生產生活中的需求。隨著油田開發項目不斷地擴大，油氣集輸生產受到了社會各界的關注，并且對油氣集輸生產過程中的油氣集輸處理設備的要求越來越嚴格，本文敘述了油氣集輸設備的發展，同時對現狀和發展趨勢進行了總結。

一、油氣集輸的發展

油氣集輸是繼油藏勘探、油田開發、采油工程之后的重要生產階段，主要指油田礦場原油和天然氣的手機、處理和運輸。其主要任務是通過一定的工藝過程，把分散在油田各油井產出的油、氣、水等混合物收集起來，經過必要的處理，使之成符合國家或行業質量標準的緣由、天然氣、輕烴等產品和符合各地層回注水質量標準或外排質量標準的含油污水，并將天然氣和原油分別輸往長距離輸油管道的首站（油庫）和輸氣管道的首站，將污水送往注水站或外排。

1.油氣集輸設備的發展歷程

六七十年代油氣集輸設備的發展及存在的問題：在石油工業發展初期，我國的油氣田設備的發展進步較快，但和西方國家比較，存在技術水平和管理水平低，產品質量差、效率低、能耗大、不配套等一系列問題，同石油工業發展的需要和社會的總需求有一定差距。

比如在油田上使用較多的油氣分離器，無論是高油氣比的或低油氣比的、臥式的還是立式的、高壓的或低壓的、兩相的或三相的，內構件較為簡單，設備處理后效果不盡人意，通常達不到所需性能。如電脫水器常采用立式結構，而電場也為高壓交流電場，就是純加熱電脫水，這種設備處理后的效果，都只處于初級和簡單加工階段。而油田礦場油氣集輸系統的加熱設備剛更為簡陋，剛開始是一個井場三把火，值班室用火墻取暖，大站采用磚砌管式爐，井口房用熱風吹爐。這些簡明的加熱設備存在時常被燒壞的安全隱患。再接著研制出了水套爐，但其熱效率較低、污染嚴重、能耗較大，難以滿足生產需要，是油田建設的瓶頸問題之一。

八十年代油氣集輸專用設備的發展和存在的問題：八十年代，相關部門油氣田地面設備技術政策和長遠規劃：要求在搞好技術基礎工作的同時，通過技術改造、技術開發、設備篩選技術引進、技術交流等，不斷改進設備，強化設備的配套性。加強產品質量監督檢驗，提高經濟效益和社會效益，降低損耗。提高質量全面改進技術水平，使油田設備不斷滿足石油工業發展，適應建設現代化石油工業的要求。在八十年代末，油氣田設備的技術水平得到了較快的的發展和提高。油氣集輸主要專用設備，如常用的原油電脫水器、加熱爐、塔器和油氣分離器等較為明顯。

2.油氣集輸設備的發展現狀

比如油氣分離器的發展：長期以來，人們為了提高設備的技術經濟性能，開展了諸多研究，先后開發出了多種設備型式及其內部結構。就設備型式來說，典型的主要有立式、臥式和球形三種，其中臥式設備兼有高效和便于制造的優點，因此八十年代后期得到了極為廣泛的應用。在臥式設備中最有代表性的是美國的 API 游離水分離器，其主要用于實現油、氣、水之間的預分離，在工程中應用的最為廣泛。在 API 游離水分離器的基礎上，開發出了 Performax 填料式分離器，其特點在于通過引入 Performax 填料，縮短液滴聚結所需要 的沉降距離，從而加快了油水之間的分離過程。在相同條件下，Performax 填料式分離器不僅極大地改善了油中含水指標，而且使污水含油指標也大幅度降低，由此顯示出了極大的優越性。之后又發展出了雙流式分離器，其工作原理實際上它相當于兩臺Performax填料式分離器的一體化并聯，不同點主要在于兩個分離腔是連通的，所以設備內的油水界面及氣液界面只需一套控制系統。它同兩臺分立的 Performax 填料式分離器相比，可以節約一套控制系統,少用兩個容器封頭，此外還減少了近一倍的設備安裝工程費用，因此經濟性能較好。但這種雙流式分離器在設計、制造和使用時，必需確保兩個分離腔做到流體力學對稱，不然就會發生偏流現象，影響設備性能及其工作效果。

加熱設備的發展變革更是巨大。無論是火筒爐、水套爐，還是管式加熱爐，都緊緊抓住熱效率這一核心問題，不斷優化設備結構，使爐效大幅度提高，提高爐效的方法主要有兩個：一是要使燃燒空氣過剩系數數值盡量趨小，多余空氣不能進入爐內；二是要降低排煙溫度，減少熱損失。而且加工流程和工藝不斷進步，通過采取工廠預制、現場組裝，大大提高了施工工效和質量，確保嚴密無縫；保證設備運行的安全可靠，大大提高了爐效。加熱設備逐漸擺脫高耗低效的困境，向著高效低耗方向發展，這已是有目共睹的事實。

油氣集輸設備的發展現狀大慶油田按照自已的油氣特點，從實際需要出發，設計中體現“簡”和“省”的原則，充分地將國外先進結構、先進技術、新型材料等運用到工程實踐中去，設計生產出不同規格的各類油氣集輸專用設備，形成了一系列先進實用的油氣集輸專用設備和技術，如塔類、高效分離器、高效加熱爐、多功能處理裝置和高效含油污水過濾器等等已接近世界先進水平的設備。

二、油氣集輸設備的發展趨勢

1.關于泵的發展趨勢與新技術 1.1 雙螺桿混輸泵

20年代就出現了雙螺桿泵。雙螺桿泵依靠螺桿相互嚙合容積的周期性變化來輸送流體。當螺桿轉動時,吸入腔一端的密封線連續地向排出端移動,使吸入腔的容積增大,壓力降低,液體在壓差作用下進入吸入腔,隨著螺桿的轉動,密封腔內的流體連續而均勻地移向排出腔,從而將流體排出。由于雙螺桿泵適用于包括無潤滑液體和氣體介質的特性，一開始人們就把它作為多相混輸泵的理想原型。雙螺桿泵主要由英國Multiphase System Plc和德國Boremann公司研制，兩家公司都研制生產了多種型號樣機，進行室內和現場試驗，取得了良好效果。

1.2 BHR噴射增壓泵

英國流體力學研究集團BHR開發了一種采用噴射泵原理的多相增壓裝置。該裝置由氣體分離器、離心泵、噴射泵及管路構成。其原理為：油井來的氣液混合物先進入一個體積很小的分離器，分出的液體直接進入離心泵入口，經增壓后進入噴射泵做為動力液；分出的氣體通過管路進入噴射泵的低壓室，而后氣液兩相在噴射泵的擴散管中混合并以一定壓力輸送出去。該裝置的水力效率約48％，具有抗砂能力，為多相流的增壓提供了一種簡單、可靠的新途徑。該裝置已在北海平臺上安裝使用。

在多相泵的研究開發方面，不僅受到制造工藝水平的限制，而且我們在這方面開展的研究還很薄弱，仍處于較低的水平。但是隨著石油工業技術的發展，多相混輸泵將是陸地、灘海、海洋石油開發實現多相混輸、降低開發成本的關鍵技術，因此應該開展這方面的研究工作，迎接新技術的挑戰。2.計量設備的發展趨勢與新技術

2.1 德士古公司的海底多相流流量計

將總流量計裝在井口附近，以便測出混合物的總流量及其密度。然后，利用其專利的分離裝置將采出物分離成氣相和液相（油水相）并分別計量氣相和液相的體積流量。應用市售級渦輪流量計計量氣體的體積流量，用一個專用流量計計量液體的體積流量。含水率則由Texaco微波含水檢測儀測定。這種含水檢測儀可精確地測定油水乳化液和油水混合液中0～100％的含水率，而無論其中那一種成分是連續相。原子密度儀可測出液流中攜帶的氣量。為防止在流量計中發生砂堵，設計的流量計應能保持足夠的流速。最后，結合在各點測得的溫度、壓力數據，通過計算得出各自的流量。這種海底計量系統的計量精度為5％，設計壓力為3．64kPa。在含氣量為10％～90％和含水率為0～90％的條件下，該計量系統可在其480～2880m3/d的流量范圍內實現自動調控運行

2.2 美國Nusonics公司的聲能流量計

該多相流計量裝置的工作原理是用容積式或渦輪流量計計量油水混合物的總體積流量；然后，用一只容器定期從油水混合液中采樣并測量其聲速，以此計量出油水各自的流量。采用這種計量方法首先要解決油水混合液中攜帶的氣泡和乳狀液液滴的問題。這是因為，如果攜帶的氣泡和乳狀液液滴的尺寸均大于聲能波長的話，那么氣泡和液滴將會造成聲能的折射、繞射和散射，從而影響測量聲速的準確性。解決攜帶氣泡的方法是，向罐內的混合液加壓，迫使攜帶的氣泡溶解。同時，為減小最大乳狀液的液滴尺寸，用齒輪泵再循環采樣液。齒輪泵產生的剪切作用可減小液滴尺寸；同時用靜態混合器增加剪切作用。再循環期間，要求重復測量聲速，直到其穩定為止。確定了混合液中各相的組份后，試樣重新返回至主管線中，或送入儲罐。定期采樣后，根據容積式流量計計量的數據和測得的油水混合液各相組份的聲速，便可得出流經管線的油水總流量。最后，通過測定溫度和校正體積膨脹系數，計算得出混合液中的凈油量和水量。

2.3 美國石油自動系統公司的FLOCOMⅡ型多相流量計

FLOCOMP II型多相流量計采用快速采樣的統計方法，在進行單井采出物計量時，首先打開2個取樣容器閥Sl和S2，同時夫閉旁通閥B1，這樣，混合物就經過取樣容器，并且驅替出上次取樣品。取樣完成后，關閉取樣容器閥Sl和S2，并打開旁通閥B1。這樣，樣品就充滿容器并被隔離在2個閥門之間。此時，安裝在旁通管線的流量計Q開始計量總流量。氣體流量的測量采用著名的P一V-T氣體定律，在記錄了壓力和溫度時，取樣容器被活塞C壓縮，從而產主變化量（V1-V2）。用這些數據就可計算出氣體流量。計算出氣體流量后，通過測量混合物樣品的平均密度計算油水各自的流量

3.高效加熱爐目前主要發展方向 3.1 高效的相變熱傳導技術的應用。

相變熱傳導以水蒸氣作為傳熱介質，換熱效率高，熱傳導系數穩定。水在封閉的爐殼內受熱蒸發、冷凝，使得加熱爐維持在較高換熱效率(大于 90%)，水損失小，密閉爐殼內不易結垢，而且運行安全可靠。3.2 加速國產化高效燃燒器研究。

重點創新發展外部混合霧化技術、轉杯霧化和內部混合霧化。這些先進的霧化技術燃燒完全、火筒清潔、霧化效果好，而且能適應各種輕油、重油和天然氣燃料。為了使燃燒器處于良好的工作狀態，建議增設燃料油處理系統，以清除燃料油中的固體雜質。

3.3 換熱盤管結構形式和材料研究。

換熱盤管是非常關鍵的部件之一，盤管設計必須考慮適應不同的生產介質，包括油類、污水類氣類介質,考慮各種介質的腐蝕性和管體結垢。同時在結構上要考慮方便清理、維護和更換。3.4 自動化控制與監測技術的應用。

自動化控制是流程設備的發展方向，加熱爐也不例外。實踐證明，自動化控制實現自動點火、燃燒、自動停機和自動吹掃、供空氣，自動控制運行參數可使燃料利用率達 99%以上。應用監測技術實現低水位保護、熄火保護、超溫超壓保護等，保證設備安全運行。通過不斷的發展，在設計時通過材料、結構等多方面引進先進技術，創造了良好的經濟效益。

4.油氣分離設備發展趨勢與新設備 隨著油田進入開發后期，采出液含水率越來越高，為了適用脫水的要求，國內外各石油公司相繼開發了多種三相分離器。三相分離器的主要原理是重力沉降，為了提高脫水效率，在這些三相分離器中廣泛采用填料技術。4.1聚丙烯波紋板填料三相分離器

大慶油田設計院研制的聚丙烯波紋板填料三相分離器（簡稱填料三相分離器），適用于不加熱集油工藝流程，可對高含水原油（含水80％以上）進行油、氣、水三相的常溫分離，一次分離后的污水含油和原油含水可達到規定的質量指標，脫水率達到90％。該分離器采用的主要技術包括：

a.聚丙烯波紋板組件為油滴提供了足夠大的聚結表面，流道的改變增加了聚結機會，填料分兩組布置，可保證出水含油達到合格指標；

b.來液進入分離器前先經斜管使油、氣、水初步分離，氣從斜管頂部進入分離氣相，消除氣液兩相的互相干擾，提高了氣液分離效率；

c.沉降室采用全封閉結構，設置可調節的水堰板，直接控制真實的油水界面，并利用水堰圍成水緩沖室，消除了因排油條件變化給界面帶來的不利影響；

d.利用槽式緩沖消能器改善了進液水力條件，避免了帶壓液沖擊沉降室中的液體產生泡沫，使聚結的油滴破碎并攪動底部的雜質； e.采用旋流除砂器，可在分離器密閉不清罐的條件下除砂。4.2 HNS型三相分離器

由河南油田設計院研制設計，在全國11個油田推廣使用120臺。HNS型三相分離器在設計中根據油氣水分離機理，采用的技術包括： a.利用“水中除油”的機理，采用了活性水強化水洗破乳技術，加快油水分離效率。b.利用氣－液分離和油水分離的差異特性，采用旋流預脫氣技術，增大液相分離容積。c.優化分離設備的主要功能構件，為分離沉降創造良好的內部工作環境。

4.3 管式氣液漩流分離器

管式氣液旋流分離器（Gas-Liquid Cylindrical Cyclone Separator 縮寫為GLCC）是帶有傾斜切向入口和氣體及液體出口的垂直管。切向液流由入口進入GLCC后形成的旋渦產生了作用于液體的離心力和浮力，其數值比重力要高出許多倍。重力、離心力和浮力聯合作用將氣體和液體分離開。液體沿徑向被推向外側，并向下由液體出口排出；而氣體則運動到中心，并向上由氣體出口 排出。這一低成本、重量輕的小型GLCC分離器在替代常規容器式分離器方面具有很大的吸引力。最近針對一典型的油田應用，對GLCC與常規容器形立式和臥式分離器在尺寸方面的差別進行對比，油和氣的流量分別為100000 bbl/d和70000Mscf/d，表壓力為100psi。在這種情況下，需要的GLCC的內徑及高度尺寸分別是5ft和20ft，相當于同等規模的常規立式分離器（9ft× 3 5ft）的一半左右 ,相當于常規臥式分離器（19ft× 75ft）的四分之一左右。GLCC的操作受到兩個因素的限制，即頂部氣流中的含液量及底部液流中的含氣量。氣流中出現液體的跡象表明攜帶液體的開始，同樣，底部液流中氣泡的出現表示其已開始攜帶氣體。對GLCC進行準確性能預測的難度主要源于GLCC內部復雜多變的流動形式。在入口上方的流動形式包括氣泡、段塞、攪動、霧狀流和帶狀流。在入口下方的流動形式由一個帶有絲狀氣核的液體旋渦組成。在液面遠低于入口時，液體以渦流的形式由入口下落到旋渦當中。

近些年來，石油工業設備集輸不斷地向無污染、高效率、低能源等方向快速發展，相信技術的改革會不斷地提高石油工業化的科技程度，很多關于集輸設備的發展資料和文獻，本文還未收集到，可能信息不太全面，難免會有錯誤的信息和誤差，希望老師見諒。

參考文獻

[1]汪云瑛.張湘亞．泵和壓縮機[M]．北京：石油工業出版社，1985.[2]陸耀軍.重力式油水分離設備流體動力特性技術研究[J]].北京:石油大學,1992.[3]張凱.大慶油田集輸設備新技術[J].石油規劃設計

第四篇：油田開發競聘報告

地質研究所主管師競聘報告

尊敬的各位領導、各位評委、同事們：

大家好!我叫劉風喜，中共黨員，高級工程師，現崗位動態北區主任，主要負責動態北區的日常管理及樁西、老河口油田的開發動態管理工作。

我于1996年7月畢業于大慶石油學院石油地質勘查專業，同年分配到采油三隊任地質技術員，1997年11月調到地質研究所綜合室，2003年4月，由于工作需要，在動態室分管老河口油田的開發與管理。2008年12月通過地質所競聘，走上動態北區副主任崗位，2009年12月受地質所的信任，再次競聘擔任動態北區主任。

近幾年來，堅持以創新創效帶動油藏開發管理不斷向前推進（在以樁106為代表的巖性油藏，優化注采比、適時提液提速；在樁106南注聚實驗取得成功的基礎上，樁106北注聚區通過完善注采井網、精細過程管理，僅注聚一年就見到明顯效果；在樁139稠油油藏實施dcs實驗取得成功，實現儲量的有效動用；在產能單元樁斜148、老168塊實施同步注水，建立注采關系。）動態北區承擔的原油產量由43萬噸上升到55萬噸。連續三年超額完成產量任務，指標連年創優。

在各級領導和同事們的關懷幫助下，先后榮獲省部級成果3項，地學開拓獎等局級獎勵8項，發表論文9篇，榮獲采油廠 “科技突出貢獻獎”銅獎、“雙文明先進職工”，管理局“青年崗位能手”、“提高采收率先進個人”等多次榮譽稱號。

適逢采油廠這次難得的競聘機會，我本著鍛煉、提高的目的走上講臺，展之所以競聘這個崗位，我希望將自己多年來積累的較為豐富的油田開發管理知識和經驗能夠在生產實踐中得以更好的發揮和運用，為“百年樁西、共鑄勝利”作出更大的貢獻。同時也希望能在新的崗位上接受挑戰，經受磨煉，使自己不斷成長和進步。

總結自身，主要有以下四點優勢：

一是具有較為扎實的專業知識。油田開發是一項系統工程，涉及到方方面面。地質是基礎，尤其是在樁106地震分頻項目的直接參與過程中，使我對開發地質有了更為深刻的認識，懂得了開發地質工作的重要性。砂體的重組、巖性的尖滅、斷層的遮擋等直接影響著油藏開發水平的提高。經過兩年多的對比與分析、理論與實踐，2009年匯報的局級課題《樁106北精細地質模型及井網完善調整研究》一次性通過局級驗收，并得到領導的好評。在此認識的基礎上，樁106地區被確定為2011年綜合調整單元，部署新井15口，新增產能3.1萬噸。通過向地質室學習電測曲線的解釋、錄井資料的應用，向鉆井室學習側鉆井開窗位置的選擇、向生產室學習有關生產測試的知識，2008年以來利用報廢井共實施側鉆井5口，初期平均單井日增油5.5噸。在地質所的支持下，兩次外出參加“提高采收率培訓”，在樁106南轉后續水驅時，通過堵調、變流線、提液引效等方法實現了后續水驅兩年基本不遞減。一如既往地學習與交流，對我是一種進步、一種財富，也是成為一名主管師必備的條件。

二是具有較為豐富的工作經驗。從事過油田開發的人都知道，做好油田開發光有專業知識是不夠的，還必須具有豐富的實踐經驗。而我正具備了這樣的條件。十余年來，由采油隊的一名地質技術員成長為今天地質所的一名主任，在這成長的過程中，基層一年多的鍛煉，具有了豐富的現場經驗，用動、靜結合的觀點來分析油藏、管理油藏，對于低滲油藏樁8塊以微裂縫的觀點提出了脈沖注水，區塊日產油由40噸上升到80余噸；對于小斷塊樁394塊地層能量不足問題，提出邊部注水，減緩了單元產量遞減。在綜合室把握住了油藏的開發規律、各項指標的科學預測方法、新區產能方案編制的流程等，這為我后來從事油藏的動態分析積累了可貴的經驗。在動態北區油田的開發與管理中，針對老163塊地質情況復雜，優化注采井網的建立，開展井間干擾試驗，驗證砂體的連通性。單元日產油由169噸最高上升到200噸，產能連續兩年達到方案設計指標，參加編制的產能方案被評為分公司優秀方案一等獎。在采油廠最大的注水開發單元樁106地區，在油層厚度僅2米、河道寬300米的窄河道油藏引進水平井開發，提高單井控制儲量；在邊灘側積體治理低產低效井，保持平面產液結構平衡；在主力注水砂體，提高注入強度，提液提速，保持了較高的開發水平，區塊自然遞減下降了5.2個百分點。（在老

17、老451等復雜斷塊油藏，通過挖掘墻角剩余油和韻律層挖潛，新增可采儲量5萬噸。在樁斜148低滲油藏，壓裂配合注水保持地層能量，目前已有2口油井見到明顯注水效果。）與此同時，我的地質基礎分析能力和油藏工程應用能力得到了根本的提升，這為我競聘主管師打下了良好的基礎。

三是具有較強的工作能力。正是因為有以上基礎，在工作上，踏實肯干，自己的科研能力、判斷分析能力和管理能力都有了較大的提高。在老168產能建設過程中，優化油藏方案設計，同步建立注采關系；優化新井投產論證，由按地面順序投產轉變為按油藏需要投產，使井組新井投產投注一步到位；加強地質、工藝、作業、管理等多部門聯合分析，確保措施論證與實施到位；優化資料錄取、壓力干擾試驗、連續測壓等監測手段，深化油藏認識。目前區塊日產油能力達到480噸，投轉注井20口，當年投轉注率87%，建成產能16.8萬噸。在年初分公司組織的40天原油會戰中，被推薦為采油廠會戰“青年標兵”。四是受地質所“發展地質、成就個人”的文化熏陶，在“傳-幫-帶”活動中，具有良好的傳承作用。我以“老老實實做人，踏踏實實做事”為信條，對周圍的人真誠相待，在提高自身的同時，帶動周圍的人一同進步與提高。針對動態北區技術人員年輕，平均年齡僅29歲，為了使年青人少走彎路，增強人才建設發展的后勁，2009年制定了動態北區班組的目標“一個人進步不是進步，只有大家共同進步才是真正的進步”。通過“問題就是課堂”、“困難就是學習”的形式，“師帶徒、徒幫師”，言傳身教，動態北區涌現出了“勝利希望獎”獲得者何富強，技術增油能手王繼強，先進個人蓋峰等一批優秀的年輕人。班組在2010年“比學趕幫超”活動中被評為廠“油藏管理典型班組”，個人被推薦為勝利油田“模范班組長”。

在看到優點的同時，也看到了自身的不足。主要是與領導和兄弟組室的交流和溝通還不夠深入，此次競聘的主管師崗位，為我改正不足提供了良好的平臺。如果我能競聘成功，我會認真落實崗位職責，帶頭與開發技術人員搞好油藏管理工作，與兄弟組室積極協作，主動配合，服從領導的安排，使油田開發水平再次邁向一個新臺階。

我廠原油產量能重上100萬，主要得益于近幾年灘海油藏的勘探與開發。在外擴勘探受限的情況下，如何穩住百萬噸油田，主要依靠老區內部的精細與挖潛。對巖性油藏實施注采井網重組、提速提效，爭取擴大三采的規模；復雜小斷塊實施高效注水工程，不放過任何一個死角和油水過渡帶；在低滲油藏以注水、配合酸壓、增大泄油面積等方法提高儲量動用程度；對邊底水油藏可實施水平井二次挖潛、重力分異、分小層交替大排量提液實驗等。具體是：

一是加強地質基礎研究和油藏開發管理工作的有機結合。樁西采油廠有“地質大觀園”之稱，地質與油藏的緊密結合顯得尤為重要。采油廠82個開發單元中日產油小于5噸的就有22個，含水高達96.9%，但采收率僅為17%，如何挖掘這部分潛力，關鍵靠地質二次認識和剩余油分布規律研究。目前動態室地質基礎相對薄弱，僅有一人熟悉老區地質，通過加大研究力度，或把日常生產性分析工作的壓力逐步分擔到采油隊技術員層面上，使得室主任和區塊長有足夠的時間進行老區研究和開發調整方案的編制，以提高油藏開發水平和質量。

二是在精細化油藏管理的基礎上樹立開發一體化的理念。采油廠油藏分類管理、精細管理將是今后很長一段時間內的重點工作。比如以樁106為代表的復雜巖性油藏，早期是在投產完后，邊摸索邊建立注采關系；在老163單元以cmg為指導，實現了邊投產邊建立注采關系；而在老168的投產過程中，在“一體化”理念的指導下，配套建模、數模立體化，實現了同步注水、同步開發的愿景。

三是加大科技管理和科技創新的力度，積極推廣應用新技術向現實生產力的轉化。在老163與老168的建設過程中，使我深深體會到一體化建設的重要性；在建模與數模的學習過程中，使我體會到油藏立體開發的必然性；在三采、稠油、水驅油藏、斷塊油藏等專題討論會中，使我體會到了提高兩率的關鍵。目前，動態分析的手段正在逐漸走向規范化，與地質的信息化接軌。充分利用采油廠提供的計算機平臺進行建模、數模的應用以及ofm油藏管理分析軟件的應用，對注采調配、參數調整、單項方案等日常工作實現定量化指導，提高工作的針對性和科學性；擴大三采的應用規模，引進多元復合驅，提高油田采收率；實施hdcs大規模實驗，提高稠油油藏儲量動用程度；低滲油藏極限小井距轉向壓裂、巖性油藏“三小一新”技術的應用，逐步形成具有樁西特色的開發技術系列。

四是進一步做好技術人才的培養接替工作，形成良好的人才梯隊。在日常工作中，主動為年青人搭建平臺，采用“壓擔子”、“我要學”、“學與教”等多種形式，發揮每個人的能動性，進一步增強集體的榮譽感和成就感，形成團結奮進、富有朝氣和戰斗力的團隊。

以上是我個人對工作的一些初步設想，敬請領導批評指正。

在此，我感謝采油廠和地質所領導給我這次參加競聘的機會，不管結果如何，我都將從此次競聘中發現自己的不足，在今后的工作中努力學習，不斷提高自身素質，為采油廠增儲上產和可持續發展作出更大貢獻！

謝謝大家！5

第五篇：《油田開發管理綱要》

[石油法規]《油田開發管理綱要》

第一章 總則

第一條 為了充分利用和保護油氣資源，合理開發油田，加強對油田開發工作的宏觀控制，規范油田開發各項工作，特制定本《綱要》。

第二條 油田開發工作必須遵守國家法律、法規和股份公司規章制度，貫徹執行股份公司的發展戰略。

第三條 油田開發必須貫徹全面、協調、可持續發展的方針。堅持以經濟效益為中心，強化油藏評價，加快新油田開發上產，搞好老油田調整和綜合治理，不斷提高油田采收率，實現原油生產穩定增長和石油資源接替的良性循環。

第四條 油田開發主要包括以油田開發地質為基礎的油藏工程、鉆井工程、采油工程、地面工程、經濟評價等多種專業。油田開發工作必須進行多學科綜合研究，發揮各專業協同的系統優勢，實現油田科學、有效地開發。

第五條 油田開發要把油藏地質研究貫穿始終，及時掌握油藏動態，根據油藏特點及所處的開發階段，制定合理的調控措施，改善開發效果，使油田達到較高的經濟采收率。

第六條 堅持科技是第一生產力，積極推進科技創新和成果共享，加大油田開發中重大核心技術的攻關和成熟技術的集成與推廣應用。注重引進先進技術和裝備，搞好信息化建設。

第七條 依靠科學管理，合理配置各種資源，優化投資結構，實行精細管理，控制生產成本，提高經濟效益，實現油田開發效益最大化。

第八條 油田開發部門要高度重視隊伍建設，注重人才培養，加強崗位培訓，努力造就一批高素質的專業隊伍與管理隊伍，為全面完成開發任務提供保障。

第九條 牢固樹立以人為本的理念，堅持“安全第一、預防為主”的方針，強化安全生產工作。油田開發建設和生產過程中的各項活動，都要有安全生產和環境保護措施，符合健康、安全、環境（HSE）體系的有關規定，積極創造能源與自然的和諧。

第十條 本《綱要》適用于股份公司及所屬油（氣）田分公司、全資子公司（以下簡稱油田公司）的陸上油田開發活動。控股、參股公司和國內合作的陸上油田開發活動參照執行。

第二章 油藏評價

第十一條 含油構造或圈閉經預探提交控制儲量（或有重大發現），并經初步分析認為具有開采價值后，進入油藏評價階段。油藏評價階段的主要任務是編制油藏評價部署方案；進行油藏技術經濟評價；對于具有經濟開發價值的油藏，提交探明儲量，編制油田開發方案。

第十二條 油藏評價項目的立項依據是油藏評價部署方案，要按照評價項目的資源吸引力、落實程度、開發價值等因素進行優選排序，達不到標準的項目不能編制油藏評價部署方案，沒有編制油藏評價部署方案的項目不能立項。

第十三條 油藏評價部署方案的主要內容應包括：評價目標概況、油藏評價部署、油田開發概念方案、經濟評價、風險分析、實施要求等。

1.評價目標概況應概述預探簡況、已錄取的基礎資料、控制儲量和預探階段取得的認識及成果。

2.油藏評價部署要遵循整體部署、分批實施、及時調整的原則。不同類型油藏應有不同的側重點。要根據油藏地質特征（構造、儲層、流體性質、油藏類型、地質概念模型及探明儲量估算、產能分析等）論述油藏評價部署的依據，提出油藏評價部署解決的主要問題、評價工作量及工作進度、評價投資和預期評價成果。

3.油藏評價部署的依據及工作量應根據需解決的主要地質問題確定。為了滿足申報探明儲量和編制開發方案的需要，應提出油藏評價工作錄取資料要求和工作量，其主要內容包括：地震、評價井、取心、錄井、測井、試油、試采、試井、室內實驗和礦場先導試驗等。投資核算要做到細化、準確、合理，預期評價成果要明確。

4.油田開發概念方案包括油藏工程初步方案、鉆采工藝主體方案、地面工程框架和開發投資估算。油藏工程初步方案應根據評價目標區的地質特征和已有的初步認識，提出油井產能、開發方式及油田生產規模的預測；鉆采工藝主體方案要提出鉆井方式、鉆井工藝、油層改造、開采技術等要求；地面工程框架要提出可能采用的地面工程初步設計；開發投資估算包括開發井投資估算和地面建設投資估算。

5.經濟評價的目的是判斷油藏評價部署方案的經濟可行性。主要內容包括總投資估算、經濟效益的初步預測和評價。

6.風險分析主要是針對評價項目中存在的不確定因素進行風險分析，提出推薦方案在儲量資源、產能、技術、經濟、健康、安全和環保等方面存在的問題和可能出現的主要風險，并提出應對措施。

7.實施要求應提出油藏評價部署方案實施前應做的工作、部署方案工作量安排及具體實施要求、部署方案進度安排及出現問題的應對措施。

第十四條 對于不具備整體探明條件但地下或地面又相互聯系的油田或區塊群，例如復雜斷塊油藏、復雜巖性油藏以及其他類型隱蔽油氣藏，應首先編制總體油藏評價部署方案，指導分區塊或油田的油藏評價部署方案的編制。

第十五條 在油藏評價部署方案實施過程中，要嚴格執行運行安排，分步實施，滾動評價。對經技術經濟評價確有開發價值的項目要加快評價速度，加大評價工作力度。及時終止沒有開發價值的項目，并編制油藏終止評價報告上報股份公司。

第十六條 凡是列入計劃的油藏評價項目，油藏評價部署方案審查紀要和基礎數據、工作量安排以及主要指標要報股份公司備案，依此作為考核的依據。

第十七條 油藏評價項目實施后第一年，所在油田公司必須對實施效果進行評估。評估指標包括新增探明儲量、評價成本、評價井成功率、安全及環保等。

第十八條 嚴格履行油藏評價部署方案的管理和審批程序。預期探明儲量大于2000×104t或雖預期探明儲量小于2000×104t，但對股份公司具有重大意義的油藏評價項目的評價部署方案由所在油田公司預審，并報股份公司審批。其他項目由所在油田公司審批。在油藏評價部署方案審批過程中，應進行油藏評價部署方案編制水平評估。

第三章 開發方案

第十九條 油田開發方案是指導油田開發的重要技術文件，是油田開發產能建設的依據。油田投入開發必須有正式批準的油田開發方案。

第二十條 油田開發方案編制的原則是確保油田開發取得好的經濟效益和較高的采收率。油田開發方案的主要內容是：總論；油藏工程方案；鉆井工程方案；采油工程方案；地面工程方案；項目組織及實施要求；健康、安全、環境（HSE）要求；投資估算和經濟效益評價。

第二十一條 總論主要包括油田地理與自然條件概況、礦權情況、區域地質與勘探簡史、開發方案結論等。

1.油田地理與自然條件應包括油田地理位置和油田所處范圍內對油田開發工程建設有影響的自然地理、交通、環境、氣象、海況、地震等情況。

2.礦權情況應包括該地區探礦權和采礦權審批情況、采礦許可證復印件和相應圖幅（帶拐點坐標）。

3.區域地質應簡述油田所屬油氣田盆地、凹陷、構造帶以及與之相鄰構造單元名稱和簡要關系，并附區域構造位置圖。勘探簡史主要包括勘探歷程和鉆探簡況。

4.開發方案結論應簡述開發方案各部分結論性意見，提出開發方案主要技術經濟指標。

第二十二條 油藏工程方案主要內容應包括：油田地質、開發原則、開發方式、開發層系、井網和注采系統、監測系統、指標預測、經濟評價、多方案的經濟比選及綜合優選和實施要求。油藏工程方案應以油田或區塊為單元進行編制。

1.油田地質是油藏工程方案的基礎，應綜合地質、地震、錄井、測井、巖心分析、試油試采等多方面的資料進行。油田地質的主要研究內容是：構造特征、儲層特征、儲集空間、流體分布、流體性質、滲流特性、壓力和溫度、驅動能量和驅動類型、油藏類型、儲量計算和地質建模。

2.按油藏類型（中高滲透率砂巖油藏、低滲透率砂巖油藏、稠油油藏、礫巖油藏、斷塊油藏等）選擇合適的開發模式。對于特殊類型油藏（特低滲、超稠油、復雜巖性油藏等）要做好配套技術研究和可行性論證。

3.開發層系、布井方式和井網密度的論證必須適應油藏地質特點和流體性質，充分動用油藏儲量，使油井多向受效，波及體積大，經濟效益好。

4.油藏工程方案要進行壓力系統、驅動方式、油井產能和采油速度的論證，合理利用天然及人工補充的能量，充分發揮油井生產能力。

5.多方案的綜合優選必須包括采用水平井、分支井等開采方式的對比。要提出三個以上的候選方案，在經濟比選的基礎上進行綜合評價，并根據評價結果對方案排序，提供鉆采工程、地面工程設計和整體優化。設計動用地質儲量大于1000×104t或設計產能規模大于20×104t／a的油田（或區塊），必須建立地質模型，應用數值模擬方法進行預測。

6.對于大型、特殊類型油藏和開發難度大的油田要開展礦場先導試驗，并將礦場先導試驗成果作為油田開發方案設計的依據。

第二十三條 鉆井工程方案的編制要充分了解油藏特征及油田開發對鉆井工程的要求，要依據油藏類型和開采方式的不同，確定開發井的鉆井、完井程序及工藝技術方法。強化鉆井過程中的油層保護措施，井身結構的設計要適合整個開采階段生產狀況的變化及進行多種井下作業的需要。

第二十四條 鉆井工程方案的主要內容應包括：油藏工程方案要點；采油工程要求；已鉆井基本情況分析；地層孔隙壓力；破裂壓力及坍塌壓力預測；井身結構設計；鉆井裝備要求；井控設計；鉆井工藝要求；油氣層保護要求；錄井要求；固井及完井設計；健康、安全、環境要求；鉆井周期設計；鉆井工程投資概算。

第二十五條 采油工程方案編制應從油藏特點出發，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求進行設計。方案編制要與油藏、鉆井、地面工程相結合，在經濟上進行多方案比選并綜合優化，采用先進實用、安全可靠、經濟可行的采油工程技術。

第二十六條 采油工程方案的主要內容應包括：油藏工程方案要點；儲層保護措施；采油工程完井設計；采油方式和參數優化設計；注入工藝和參數優化設計；增產增注技術；對鉆井和地面工程的要求；健康、安全、環境要求；采油工程投資概算；其他配套技術。

第二十七條 地面工程方案設計必須以經濟效益為中心，以油藏工程方案為依據，應用先進適用的配套技術，按照“高效、低耗、安全、環保”的原則，對新油田地面工程及系統配套工程建設進行多方案的技術經濟比選及綜合優化。地面工程方案設計要注意確定合理的建設規模，以提高地面工程建設的投資效益。

第二十八條 地面工程方案的主要內容應包括：油藏工程方案要點；鉆井、采油工程方案要點；地面工程建設規模和總體布局；地面工程建設工藝方案；總圖運輸和建筑結構方案；防腐工程、防垢工程、生產維修、組織機構和定員方案；健康、安全、環保和節能等方案；地面工程方案的主要設備選型及工程用量；地面工程總占地面積、總建筑面積；地面工程投資估算。

第二十九條 投資估算和經濟效益評價必須按照費用、效益一致的原則，科學合理地進行費用與效益的估算，評價相應的經濟指標，進行相關分析并得出經濟評價結論。

第三十條 經濟評價的主要內容包括：投資估算與資金籌措；成本費用估算；銷售收入與流轉稅金估算；編制損益表，計算相關經濟評價指標；編制現金流量與相關經濟評價指標計算；不確定性分析；經濟評價結論。

第三十一條 油田開發方案的優選要以油藏工程方案為基礎，結合鉆井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成2--3個方案，進行投資估算與經濟評價。方案比選的主要指標為凈現值，也可采用多指標綜合比選。

第三十二條 新油田全面投入開發3年后，應根據油田實際資料，對開發方案的實施效果進行后評估。評估主要內容包括：開發方案設計指標的合理性；工藝技術和地面工程的適應性；各種經濟技術指標的符合程度等。要根據評價結果修正油田開發指標，作為油田開發過程管理的依據。

第三十三條 設計動用地質儲量大于1000×104t或設計產能規模大于20×104t／a的油田開發方案，或雖設計產能規模小于20×104t／a，但發展潛力較大，有望形成較大規模或對區域發展、技術發展有重要意義的油田開發方案，由油田公司預審并報股份公司審批。其他方案由所在油田公司審批并報股份公司備案。

在開發方案審批過程中，應進行開發方案編制水平評估。凡報股份公司審批的油田開發方案，都須經有關技術部門咨詢。

第四章 產能建設

第三十四條 新油田開發方案或老油田調整方案經批準并列入產能建設項目計劃后，進入產能建設階段。產能建設要堅持整體建設的原則，其主要任務是按開發方案要求完成鉆井、測井、完井、采油、地面建設等工程，建成開發方案設計產能并按時投產。

第三十五條 油田開發建設要按照建設資源節約型企業的要求，積極推進節約能源、原材料、水、土地等資源以及資源綜合利用工作。充分運用新技術（如水平井、定向井技術），學習和借鑒國內外先進管理經驗、將土地利用與工程技術有機結合。

第三十六條 鉆井、測井、油藏、采油、地面建設工程以及生產協調等部門，都要按開發方案的要求制定本部門的具體實施細則，并嚴格執行。產能建設項目必須實行業主責任制的項目管理，加強項目的監督力度。

第三十七條 開發部門應組織有關單位對開發方案確定的井位進行勘察，井位及井場要求應符合有關標準及健康、安全、環境的要求，應考慮可能對員工、周圍居民及環境的影響。

第三十八條 產能建設過程中鉆井作業須依據鉆井工程方案要求，編制單井鉆井設計。鉆井設計必須經過嚴格的審核和審批。鉆井過程中發現鉆井設計與實際情況不符確需修改時，應報主管部門組織修改、審批后方可進行調整。

第三十九條 要根據油田地質情況確定鉆井次序，及時掌握鉆井進度。在鉆井過程中要做好跟蹤分析和地層對比工作，不斷加深對油藏的認識，如發現油藏地質情況有變化，應認真研究，及時提出井位調整意見和補充錄取資料要求。若發現油藏地質情況有重大變化，須對原開發方案進行相應調整，履行審批程序，并提交有關部門備案。開發井鉆完后應建立和完善靜態地質模型。

第四十條 測井、錄井資料是認識油藏的重要資料，必須取全取準。應按照先進、適用、有效、經濟的原則，制訂資料錄取要求。測井系列應包括必測項目和選測項目。

第四十一條 鉆井工程實施中應加強現場監督，按照開鉆驗收、工程實施、完井驗收三個階段進行規范化管理。鉆井監督要依據鉆井設計、合同及相關措施，監督和檢查鉆井工程質量、工程進度、資料錄取、打開油氣層技術措施以及安全環保措施等工作。

第四十二條 為保證鉆井施工安全、固井質量合格和保護套管，要根據需要對相關的注水井采取短期停注或降壓措施。在地層壓力水平較高的地區鉆井和作業要采取井控措施。

第四十三條 要根據油藏工程方案和開發井完鉆后的新認識，編制射孔方案，確保油田注采系統的合理性，并按方案要求取全、取準各項資料。

第四十四條 要根據采油工程方案做好完井工作，主要內容為：儲層保護、完井方式、射孔工藝和投產方式。

第四十五條 地面工程建設嚴格履行基本建設程序。分前期準備、工程實施、投產試運和竣工驗收，實行規范化管理。

第四十六條 地面工程前期準備要依據開發方案推薦的地面工程方案，進行工程勘察和初步設計。初步設計要著重搞好工藝方案優化比選，推薦經濟合理的技術方案，初步設計必須經批復后方可進入實施階段。

第四十七條 地面工程實施包括施工圖設計、工程開工、工程實施和投產試運行。嚴格按照施工圖施工，加強施工質量監督管理、工程監理管理及施工變更的管理，著重抓好施工進度、質量、成本控制。

第四十八條 油田產能建設項目的實施，必須統一組織、以區塊為單元，整體配套地進行建設施工。油田產能建設全面完成后，要根據油田開發方案中的實施要求，及時組織投產。

第四十九條 油田產能建設必須建立健全質量管理體系，實行項目全過程質量監督和監理制。生產試運行合格后，要按方案設計指標、工程質量標準和竣工驗收制度進行驗收，發現問題限期整改。整個建設項目竣工驗收后，建設單位應盡快辦理固定資產交付使用手續，做好資料歸檔工作第五章 開發過程管理

第五十條 油田產能建設項目建成投產后，進入生產階段，實施油田開發過程管理，其主要任務是：

1.實現開發方案或調整方案確定的技術經濟指標和油藏經營管理目標。

2.確保各種油田生產設施安全、平穩運行，搞好伴生氣管理，控制原油成本，節能降耗，完成生產計劃、經營指標。

3.開展油藏動態監測、油田動態跟蹤分析和階段性精細油藏描述工作，搞好油田注采調整和綜合治理，實現油藏調控指標。

4.按照健康、安全、環境管理的要求，組織生產運行、增產措施及維護性生產作業。

5.根據設備管理的規定，做好開發設備及設施的配備、使用、保養、維修、更新、改造等工作。

第五十一條 油藏描述是一個動態過程，應該貫穿于油田開發的各個階段，要充分利用已有的動靜態資料，對油藏特征做出新的認識和評價，建立可視的三維地質模型，通過油藏數值模擬量化剩余油分布，為開發調整和綜合治理提供可靠的地質依據。

第五十二條 按照股份公司規定，做好動態監測資料的錄取和質量監督工作。各測試單位必須全面執行各項質量技術標準。動態監測工作要納入油田公司的生產經營計劃，用于油田動態監測的總費用應為原油操作成本的3％－5％。

第五十三條 根據油藏特點、開發階段及井網部署情況，建立油藏動態監測系統。不同開發階段動態監測內容和工作量要有所側重，做到井點部署有代表性、監測時間有連續性、監測結果有可對比性、錄取資料有針對性。選定的監測井其井口設備和井下技術狀況要符合測試要求。

第五十四條 在生產過程中應根據不同管理層次的需要，進行月（季）度生產動態、油藏動態和階段油田開發分析，編制分析報告，并結合分析結果和油田生產要求，編制綜合治理方案（綜合調整方案）、開發調整方案和開發規劃等方案。

1.月（季）度生產動態分析的目的是為完成全年原油生產任務和實現開發調控指標提供技術支撐。分析的主要內容包括：原油生產計劃完成情況以及開發調控指標執行情況；油田產量變化以及開發指標（含水上升率、地層壓力等）變化情況及原因；技術措施的效果。

2.油藏動態分析的目的是對油藏一年來的開發狀況進行評估，為下油田的配產、配注方案編制提供依據。分析的主要內容應包括：油田產液量、產油量、注水量、采油速度、綜合含水、注采比、油層壓力、注采對應率、遞減率等主要指標的變化趨勢；油層能量保持與利用狀況；儲量動用狀況。

3.階段油田開發分析的主要目的是為編制五年開發規劃和油田開發調整方案提供依據。分析的主要內容應包括：油藏地質特點的再認識；層系、井網、注水方式適應性；剩余油分布狀況及油田生產潛力；油田可采儲量及采收率；油田開發經濟效益。

第五十五條 中長期油田開發業務發展規劃是指導中長期油田開發和業務發展的指導性文件。規劃編制要以股份公司總體發展戰略為指導，結合實際情況，深入研究各種影響因素和問題，通過廣泛、周密、細致的工作，提出下階段油田發展戰略、工作目標、發展重點和重大舉措。油田開發各專業（油藏工程、鉆井工程、采油工程、地面工程等）要結合本專業的特點，制定相應的規劃。

第五十六條 綜合治理方案（綜合調整方案）的目的是落實油田生產任務和調控指標。針對影響油田開發的主要矛盾，確定相應的調整措施，將油田原油生產和注水任務合理分配到各開發區塊、層系、落實到單井。方案的主要工作內容是調整油水井的工作制度、對油水井進行增產增注措施（包括油層改造、堵水、補孔、大修等）以及動態監測取資料要求等。

第五十七條 要研究不同類型油藏在不同開發階段的開發規律，確定油田合理開發技術經濟指標，用來科學地指導油田開發。水驅油田開發過程中要通過有效的調整和控制，不斷改善開發效果。水驅油田調控指標主要包括：

1.含水上升率。應根據有代表性的相滲透率曲線或水驅曲線來確定，各開發階段含水上升率不超過理論值。

2.自然遞減率和綜合遞減率。根據油藏類型和所處的開發階段確定遞減率控制指標。

3.剩余可采儲量采油速度。一般控制在8％－11％左右。

4.油藏壓力系統。水驅油田高飽和油藏地層壓力應保持在飽和壓力以上；低滲、低壓油藏地層壓力一般保持在原始地層壓力以上；注水壓力不超過油層破裂壓力；油井井底流動壓力要滿足抽油泵有較高的泵效；適合轉蒸汽驅的稠油油藏，地層壓力要降到合適水平。

5.注采比。水驅開發油田原則上保持注采平衡；中高滲透油田年注采比要達到1.0左右；低滲透油田年注采比要控制在1－1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累積采注比要大于

1、周期油汽比大于0.15。

第五十八條 油田開發生產過程中采油工程管理的主要工作內容是：開展以實施油田開發方案、油田生產維護為主要內容的井下作業（投產投注、大修、側鉆、維護性作業、增產增注措施）和采油生產技術管理；做好井下作業措施效果的經濟評價工作。

第五十九條 采油工程主要技術指標包括開井率、生產時率、泵效、檢泵周期、免修期、噸液耗電、方案分注率、分注合格率、注水合格率、注汽干度、作業一次合格率、措施有效率、有效期、熱采油汽比、措施增油量等。要按照股份公司要求和油田實際情況制定相應技術指標，作為考核的依據。

第六十條 油田開發必須兼顧伴生氣的管理工作，建設必要的伴生氣地面集輸工程，做好伴生氣計量工作，建立伴生氣管理制度，盡量減少伴生氣放空，防止資源浪費和污染環境，提高伴生氣商品率。

第六十一條 效益評價是分析和掌握已開發油田生產經營狀況、降低成本、增加效益的依據。效益評價工作的重點是分析操作成本構成及其主要影響因素，提出治理措施。應按對油田、區塊、單井生產成本及效益指標進行分析，并針對影響成本的主要因素，采取相應措施有效控制操作成本。

第六十二條 不斷提高生產運行過程現代化管理水平，使生產過程中的信息收集、處理、決策及時準確，為日常生產管理和調控提供先進手段。

1.要逐步實現日常生產的全程監控，包括對油氣生產、集輸、供水、供電系統及原油儲運實行全程監控。

2.建立各生產環節的預警系統，及時發現事故隱患，并對突發事件提供各種可能的處理措施。

3.通過日常生產信息處理，提出近期生產組織方案，保證生產管理的科學性。

第六十三條 要大力提高油田開發隊伍的技術素質，做好人才培訓工作。對操作技術人員應按崗位需求實施崗位培訓和相關技能培訓；對專業技術人員定期開展技術更新培訓；對采油廠廠長、經理等中高級管理人員進行經營管理和相關技能培訓。

第六十四條 要根據股份公司有關檔案管理規定制定相應管理辦法，做好各種開發動態監測資料、開發數據、方案、報告、圖件和巖心等資料的歸檔管理工作。特別要做好涉及國家和股份公司商業秘密的規劃計劃、開發部署、科技成果、儲量和財務數據等資料的保密工作。

第六章 開發調整與提高采收率

第六十五條 油田開發調整與提高原油采收率是油田開發中后期改善開發效果的重要措施。油田開發調整主要內容為井網、層系和注采系統調整。提高原油采收率技術包括改善二次采油和三次采油，其目的是通過一系列的技術措施，不斷改善開發效果，增加可采儲量，進一步提高資源的利用率。

第六十六條 要研究不同類型油藏在不同開發階段的開發特點，確定油田開發技術調控指標。水驅油田開發的階段調控指標主要包括：

1.水驅儲量控制程度。中高滲透油藏（空氣滲透率大于50×10－3μm2）一般要達到80％，特高含水期達到90％以上；低滲透油藏（空氣滲透率小于于50×10－3μm2）達到70％以上；斷塊油藏達到60％以上。

2.水驅儲量動用程度。中高滲透油藏一般要達到70％，特高含水期達到80％以上；低滲透油藏達到60％以上；斷塊油藏達到50％以上。

3.可采儲量采出程度。中高滲透油藏低含水期末達到15%－20%；中含水期末達到30%－40%；高含水期末達到70%左右；特高含水期再采出可采儲量30%左右。

低滲透油藏低含水期末達到20%－30%；中含水期末達到50%－60%；高含水期末達到80%以上。

4.采收率。注水開發中高滲透率砂巖油藏采收率不低于35％；礫巖油藏采收率不低于30％；低滲透率、斷塊油藏采收率不低于25％；特低滲透率油藏（空氣滲透率小于10×10－3μm2）采收率不低于20％。厚層普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。

第六十七條 注水開發的油藏在不同的開發階段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的開發調整原則和達到的調控目的也應有所不同。

1.低含水期（0＜含水率＜20%）：該階段是注水受效、主力油層充分發揮作用、油田上產階段。要根據油層發育狀況，開展早期分層注水，保持油層能量開采。要采取各種增產增注措施，提高產油能力，以達到階段開發指標要求。

2.中含水期（20%≤含水率＜60%）：該階段主力油層普遍見水，層間和平面矛盾加劇，含水上升快，主力油層產量遞減。在這一階段要控制含水上升，做好平面調整，層間接替工作。開展層系、井網和注水方式的適應性研究，對于注采系統不適應和非主力油層動用狀況差的區塊開展注采系統和井網加密調整，提高非主力油層的動用程度，實現油田的穩產。

3.高含水期（60%≤含水率＜90%）：該階段是重要的開發階段，要在精細油藏描述和搞清剩余油分布的基礎上，積極采用改善二次采油技術和三次采油技術，進一步完善注采井網，擴大注水波及體積，控制含水上升速度和產量遞減率，努力延長油田穩產期。

4.特高含水期（含水率≥90%）：該階段剩余油高度分散，注入水低效、無效循環的矛盾越來越突出。要積極開展精細挖潛調整，采取細分層注水、細分層壓裂、細分層堵水、調剖等措施，控制注入水量和產液量的增長速度。要積極推廣和應用成熟的三次采油技術，不斷增加可采儲量，延長油田的生命期，努力控制成本上升，爭取獲得較好的經濟效益。

第六十八條 在進行油田開發動態分析及階段開發效果評價時，如發現由于原開發方案設計不符合油藏實際情況，或當前油田開發系統已不適應開發階段變化的需要等原因，導致井網對儲量控制程度低，注采系統不協調，開發指標明顯變差并與原開發方案設計指標存在較大差距時，應及時對油田開發系統進行調整。

第六十九條 油田開發調整方案的編制原則是確保調整取得好的經濟效益，提高儲量動用程度，增加可采儲量，地面工程和采油工藝進一步得到完善配套。

油田開發調整方案的主要內容可參照開發方案，管理和審核程序與開發方案相同。

第七十條 編制油田開發調整方案應對調整區進行精細地質研究和開發效果分析評價，找出影響油田開發效果的主要問題，搞清剩余油分布和調整潛力。吸取國內外同類油田的開發調整經驗，并有礦場先導性試驗成果作依據，確定調整方向和主要技術措施。

第七十一條 配合油田開發調整而進行的老油田地面工程改造，應滿足調整方案的要求，在總體規劃指導下進行，認真做好前期研究，依托已建工程，做好優化、簡化工作。

第七十二條 老油田地面工程改造要本著優先解決危及安全生產、解決制約生產瓶頸及節能降耗、控制生產成本的原則，搞好地下、地上的結合和整體優化，解決地面工程對原油生產的適應性問題。

第七十三條 必須設計出不少于三個技術上合理、可行的油田開發調整對比方案。要應用數值模擬等方法對不同方案的開發指標進行測算、分析和對比。方案的主要技術指標不低于同類油田水平；經濟效益指標不低于股份公司標準；油田經過調整應達到增加水驅控制儲量、增加可采儲量以及采油工藝、地面系統完善配套的目的。最終優選出最佳方案作為推薦方案。

第七十四條 必須嚴格按油田開發調整方案設計要求實施。油田開發調整方案實施后，要按要求取全取準各項動態監測資料，及時分析調整后的動態變化，并進行數值模擬跟蹤擬合預測。要對調整效果進行全面分析評價，發現動態變化與原方案預測結果差異較大時，應盡快搞清原因，提出進一步整改調整意見。

第七十五條 改善二次采油技術是注水開發油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技術是：利用精細油藏描述技術建立高精度的三維地質模型，搞清剩余油分布，完善注采系統，改變液流方向，盡可能擴大注入水波及體積；采用先進的堵水、調驅技術，減少低效和無效水循環，提高注水利用率；采用水平井、側鉆井等復雜結構井技術，在剩余油富集區打“高效調整井”，提高水驅采收率。

第七十六條 三次采油是大幅度提高原油采收率，實現油田可持續生產的重要措施。三次采油技術主要包括：聚合物驅、化學復合驅、氣體混相驅、蒸汽驅、微生物驅等。

第七十七條 各油田要按照股份公司三次采油業務發展規劃和油田公司業務發展計劃，優先選擇有明顯商業價值及具有良好應用前景的三次采油新技術、新方法，開展試驗和應用。

第七十八條 三次采油技術的推廣應用，應按照提高采收率方法篩選、室內實驗、先導性礦場試驗、工業化礦場試驗和工業化推廣應用的程序，循序漸進。

三次采油工業化推廣應用方案的編制，應進行不同方案的對比。經濟評價應遵循“有無對比法”的原則進行經濟效益分析，以確保方案的技術經濟合理性。項目實施兩年后要進行實施效果評估。

第七十九條 凡是列入股份公司生產及科研項目管理的三次采油先導性礦場試驗、工業化礦場試驗和工業化推廣應用項目均應按有關要求編制方案，由所在油田公司預審并報股份公司審批。

第七章 儲量與礦權管理

第八十條 要建立以經濟可采儲量為核心，探明地質儲量和技術可采儲量為基礎的儲量管理體系。滿足國家、股份公司和資本市場等不同層面的需要，遵循相關儲量規范，嚴格油田開發中的儲量管理，逐步實現與國際接軌。

第八十一條 油田開發中的儲量管理主要內容應包括：在油藏評價、產能建設和開發生產各階段對石油和溶解氣探明地質儲量進行新增、復算、核算、結算；已開發可采儲量標定；已探明未動用儲量分類評價；上市儲量資產評估和儲量動態管理等工作。

第八十二條 油藏評價階段結束應計算新增石油和溶解氣探明儲量。新增石油探明儲量要與油田（區塊）開發方案設計近期動用（已動用和明后年計劃動用）的儲量相一致。采收率應與開發方案設計的開發方式及井網條件相匹配。

第八十三條 油田投入開發后，應結合開發生產過程對探明地質儲量實施動態計算。當獨立開發單元或油田主體部位開發方案全面實施三年后或儲量計算參數發生明顯變化時，必須對探明地質儲量進行復算。生產過程中應根據開發調整情況及時進行探明地質儲量的核算，儲量核算工作應充分利用已有的開發生產動態資料。油田或區塊在廢棄前，應編制儲量結算報告。

第八十四條 油田或區塊開發調整措施實施二年后及生產動態資料表明可采儲量與產量有明顯矛盾時，必須對可采儲量進行標定。已開發油田或區塊的可采儲量標定每年一次，系統的階段標定每五年進行一次。要加強可采儲量標定方法的研究，提高可采儲量計算的準確性。

第八十五條 對探明未開發儲量應依據資料條件、認識程度和技術經濟狀況實施分類評價，分類評價結果作為進一步評價篩選產能建設有利區塊的依據，對于具有商業價值的區塊要盡快投入開發。

第八十六條 為滿足股份公司在資本市場和國際化經營的需要，要加強儲量資產價值管理。嚴格按有關證券監管機構儲量披露要求和評估準則，做好上市儲量資產評估管理工作。

第八十七條 探明地質儲量的新增、復算、核算和結算報告及可采儲量標定和已探明未動用儲量分類評價等儲量報告，均需經油田公司儲量管理委員會審查報股份公司審定，按有關規定和程序逐級申報。

第八十八條 礦權是資源型企業生存和發展的基礎，要積極做好礦權申請、登記及管理工作，高度重視陸上重點地區、新領域、油砂礦、油頁巖及灘海地區的礦權申請、登記及管理。

第八十九條 礦權管理實行兩級管理工作，股份公司負責申請依據、登記方案、申報意見的審查和上報，油田公司負責登記方案、申請項目論證和材料的準備，負責開采范圍內地質成果匯交。油田開發必須獲得國家礦產資源主管部門頒發的采礦許可證。

第九十條 進一步完善礦權管理工作，建立完善礦權保護制度，積極妥善應對侵犯公司礦權的行為，維護股份公司合法權益，依法積極做好礦權使用費減免工作。建立維護良好的企業與地方關系，妥善處理油田公司在排污、通行、用地等方面與地方的矛盾與糾紛，協助有關部門制止各種針對油田財產和生產的違法犯罪行為，做好生產秩序治理工作，保障生產的正常進行。

第八章 技術創新與應用

第九十一條 技術創新與應用是提高油田開發水平和經濟效益的重要手段。

要注重研發儲備技術、攻關瓶頸技術、推廣成熟技術、引進先進技術，把技術創新與技術進步作為油田開發技術管理的重要內容。

第九十二條 要做好油田開發科技規劃和計劃工作。按照“研發、攻關、推廣、引進”四個層次，研究制定科技發展規劃和計劃，落實人員和專項資金，明確具體保障措施。按照“先進適用、經濟有效、系統集成、規模應用”的原則搞好科技管理工作。

第九十三條 要針對油田開發中制約發展的瓶頸技術進行攻關，集中資金和力量，明確目標、落實責任，嚴格搞好項目管理，采用開放式的研發機制，充分發揮股份公司優勢，搞好技術攻關。加強成熟適用新技術推廣力度，努力縮短科研成果轉化周期，盡快形成生產能力。

第九十四條 有計劃地組織技術研討和技術交流，促進科技成果共享，開展國際合作，引進先進技術和裝備。特別要注意做好工程技術的研發、推廣、引進工作。對引進的先進技術、裝備、軟件，要充分做好消化、吸收工作，避免重復引進。

第九十五條 按照“統一規劃、統一標準、統一建設、統一管理、分步實施”的原則，加強油田開發生產過程中數據采集、傳輸、存儲、分析應用與共享工作，建好用好勘探開發數據庫，實現網絡化、信息化、可視化管理，促進油田開發管理的現代化。

第九章 健康、安全、環境

第九十六條 油田開發全過程必須實行健康、安全、環境體系（HSE）管理。貫徹“安全第一、預防為主”的安全生產方針，從源頭控制健康、安全、環境的風險，做到健康、安全、環境保護設施與主體工程同時設計，同時施工，同時投產。

第九十七條 油田開發應貫徹執行《安全生產法》、《職業病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《環境保護法》、《海洋環境保護法》等法律。預防、控制和消除職業危害，保護員工健康。落實安全生產責任制和環境保護責任制，杜絕重特大事故的發生。針對可能影響社會公共安全的項目，制定切實可行的安全預防措施，加強與地方政府的溝通，并對公眾進行必要的宣傳教育。

第九十八條 按照國家職業衛生法規、標準的要求，定期監測工作場所職業危害因素。按規定對勞動衛生防護設施效果進行鑒定和評價。對從事接觸職業危害作業的崗位和員工，要配備符合國家衛生標準的防護設備或防護措施，定期進行職業健康監護，建立《職業衛生檔案》。

第九十九條 按照國家規定開展勞動安全衛生評價和環境影響評價，實行全員安全生產合同和承包商安全生產合同管理。嚴格執行安全生產操作規程；對工業動火、動土、高空作業和進入有限空間等施工作業，必須嚴格執行有關作業安全許可制度。在海域的施工作業必須遵守海上石油安全作業法規，按規定辦理作業許可證書。

第一百條 新技術推廣和重大技術改造項目必須考慮健康、安全、環境因素，要事先進行論證及實驗。對于有可能造成較大危害的項目，要有針對性地制定風險削減措施和事故預防措施，嚴格控制使用范圍。

第一百零一條 對危險化學品（民用爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蝕物品等）、放射性物品和微生物制品的采購、運輸、儲存、使用和廢棄，必須按國家有關規定進行，并辦理審批手續。

第一百零二條 針對可能的安全生產事故、環境污染事故、自然災害和恐怖破壞須制定應急處理預案，定期訓練演習。應急預案應該保證能夠有準備、有步驟、合理有序地處理事故，有效地控制損失。

第一百零三條 健全環境保護制度，完善環境監測體系。油田開發要推行“清潔生產”，做到污染物達標排放，防止破壞生態環境。油田廢棄要妥善處理可能的隱患，恢復地貌。凡在國務院和省、自治區、直轄市政府劃定的風景名勝區、自然保護區、水源地進行施工作業，必須預先征得有關政府主管部門同意，并開展環境影響和消減措施研究。

第十章 考核與獎懲

第一百零四條 為了提高油田開發的科學化管理水平，激勵開發部門各級技術人員和管理人員的創新精神。對高效開發油田、優秀管理項目、新技術應用和大幅度增加可采儲量等項目應予以獎勵，該項工作每兩年組織一次，具體評審標準和獎勵辦法由各級考核委員會制定，獎金可從總裁獎勵基金或公司獎勵基金中列支。

第一百零五條 股份公司對認真貫徹執行本《綱要》，在油田開發工作中，作出顯著成績的主要貢獻者及突出成果給予獎勵；對于違反《綱要》或決策失誤并造成不良后果者，視情節予以懲處。各油田公司要根據《綱要》的要求結合本單位實際情況，制定考核標準，對本部門的開發工作定期進行考核。

第十一章 附則

第一百零六條 本《綱要》自發布之日起執行。本《綱要》發布之前執行的有關規定與本《綱要》有沖突時，以本《綱要》為準。

第一百零七條 股份公司勘探與生產分公司應依據本《綱要》制定、修訂有關規章制度，管理規定和實施細則，完善油田開發規章制度體系。

第一百零八條 本《綱要》由股份公司勘探與生產分公司負責解釋。