长庆油田先进事迹（精选多篇）

推荐第1篇：中国石油长庆油田公司

中国石油长庆油田公司

中国石油长庆油田公司(PCOC)是隶属于中国石油天然气股份有限公司（PetroChina）的地区性油田公司，总部设在陕西省西安市，工作区域在中国第二大盆地--鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省（区），勘探总面积37万平方公里。公司现有24378名员工，其中专业技术人员3854人，占员工总数的15.8%,高级技术专家315人,中级技术人员1165人,博士12人，硕士150人,本科学历1967人。公司拥有资产总额390.51亿元。

长庆油田公司的主营业务是在鄂尔多斯盆地及外围盆地进行石油天然气及共生、伴生资源和非油气资源的勘查、勘探开发和生产、油气集输和储运、油气产品销售等。矿产资源登记面积25.78万平方公里,跨越5省区，登记地域范围7个盆地，占中油股份公司总登记面积的14%，位居中国石油第二位。

鄂尔多斯盆地资源极为丰富，除油气资源外，还富含煤炭、地下水、钾盐、煤层气、铀矿等非油气资源，其中煤层气7.8～11.32万亿立方米，煤炭资源8～11万亿吨，岩盐总资源量6万亿吨，铀矿总资源量36.9～160万吨，地下水 11.42万亿立方米。

重组以来，长庆油田公司历年新增油气储量和产量均居中国石油前列。近五年来，油气年产当量连续以百万吨规模攀升，净增长居中国石油前列，目前，油气产量位居中国石油第二位，全国第三位。公司拥有一批具有国际先进水平的科研仪器设备，与50多家国内外公司、大专院校开展技术合作，累计获得科技成果2760项，其中国家发明奖2项、国家科技进步奖16项、省部级科技成果奖88项，科技水平跻身中国石油前列。公司所辖的2亿吨级储量的安塞油田、3亿吨级储量的靖安油田，分别为我国最早开发和最大的低渗透油田，安塞油田经济有效的开发技术被誉为“安塞模式”在全国推广，西峰油田将打造成为国内低渗透油田现代化管理的示范油田。

公司曾获得“五一劳动奖状”、“全国思想政治工作先进企业”等荣誉，获得全国劳动模范和“五一劳动奖章”荣誉10多人，获得省部级劳模荣誉80多人，获得省部级先进集体荣誉100多项。

2005年，长庆油田公司预计新增三级储量石油3.85亿吨，天然气2700亿方；新建原油产能199万吨，天然气产能16亿方；生产原油905万吨，天然气70亿方。到2007年实现油气当量2000万吨，之后向年产5000万吨油气当量的目标奋进。

长庆油田公司将坚定不移地按照集团公司提出的全面推进具有国际竞争力的跨国企业集团建设目标，股份公司确定的持续有效快速协调发展方针，团结一致，努力开创各项工作的新局面，创造新的业绩，为中国石油天然气产业的发展做出新的更大的贡献。

联系电话：029-86596666 地 址：陕西省西安市未央路151号

推荐第2篇：长庆油田实习报告

长庆油田采油九厂实习报告

一、实习简介

1、实习地点：长庆油田第九采油厂（采油三处） （陕西榆林）

2、实习时间：2012年12月4日——2013年6月1日

3、学习内容：了解油田的基本环境及相关流程，作为站内的一份子与老师傅们进

行简单的抽油机维修与保养，及简单的报表填写。

4、实习过程的简介：2012年12月4号至6月1号，在学院的组织和老师的带领

下，我们前往陕西长庆油田采油九厂进行了生产实习。我们先后进行了入厂安全教育和考试，计量站工作，注水站站工作，增压站站等。在带队老师和工人师傅们的帮助和指导下，初步大概了解了油气田钻井工艺及钻井设备；采油采气设备及其工艺；原油和天然气收集和处理工艺；液化石油气生产工艺等。对于各个站的工作岗位任务也有了一定的了解。

总的说来，对于一些涉及石油气开采的机械设备、工艺流程、理论知识等

有了初步的感性的认识。这次实习让我是受益匪浅，这将对我以后的学习和工作有很大的帮助。我在此感谢学院的领导和老师能给我们这样一次学习的机会，也感谢老师和各位工人师傅的悉心指导。

二、实习目的

本次实习是大学期间的第一次进入现场的实习，也是唯一一次能够将学习内容与实践相结合的实习，因此我非常珍惜这次机会。

1、熟悉采油的基本流程以及相关的注水流程;

2、学习单井的报表记录以及相关的汇报方式；

3、掌握抽油机的基本保养以及相关的维修工作。

三、实习地点简介

此次实习选择在长庆油田，先对其简述。中国石油长庆油田公司(PCOC)是隶属于中国石油天然气股份有限公司（PetroChina）的地区性油田公司，总部设在陕西省西安市，工作区域在中国第二大盆地--鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省（区），勘探总面积37万平方公里。公司现有24378名员工，其中专业技术人员3854人，占员工总数的15.8%，高级技术专家315人，中级技术人员1165人，博士12人，硕士150人，本科学历1967人。公司拥有资产总额390.51亿元。

2012年12月20日，第三采油技术服务处（超低渗透油藏第三项目部）正式更名为“中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第九采油厂（第三采油技术服务处）”简称“采油九厂（采油三处）”，负责陕西省定边县刘峁塬、吴起县吴410-新240和宁夏固原市彭阳县三个区块的原油勘探开发管理工作，矿权总面积3765.4平方千米。

主营业务主要有原油生产、原油集输、油田治安与保卫、油田维修抢险、油田产能建设、边远低效油井管理、井下作业、特车服务、工业物业、酒店管理等。多元业务主要是油田地面建设（宁夏长庆石油建设工程有限责任公司）。

全厂（处）下设基层单位16个（其中，采油作业区6个），机关职能科室14个，机关附属单位9个。处党委下设党总支6个；党支部49个，其中直属党支部12个，基层党支部37个，党员635名。 2008年，该厂（处）整建制转型为采油生产单位。2009年1月1日，正式接管吴起410油区和刘峁塬油区，拉开了采油九厂征战超低渗的序幕，当年生产原油15万吨，圆满地完成了油田公司下达的原油生产任务。此后，原油生产一路高歌猛进，2010年原油产量突破50万吨，2011年产量达到 1

85万吨， 2012年12月29日原油产量跨越百万吨，并于2013年1月19日在银川举行了第三采油技术服务处原油产量跨越百万吨座谈会暨第九采油厂揭牌，这标志着长庆超低渗透油藏开发首个百万吨采油厂诞生，是超低渗透油藏实现规模有效开发的一个重要标志，具有里程碑意义。短短四年时间，由零起步实现了百万吨突破，刷新了多项油田开发建设记录，实现了平稳转型与原油生产的“双丰收”。先后建成了以吴三联、吴四联、姬三联、姬六联为代表的联合站5座，增压站等站点36座，输油管线114.1公里，管理着油井2494口，注水井699口。

同时，该厂（处）以“把生产基地建设成区域性文体活动中心”为目标，坚持“两级配套，基地辐射，区域覆盖”的思路，先后投入1000多万元，在定边、吴起建成多功能员工文体活动中心2个；投资672.8万元实施“六小工程”，给一线员工配备各类娱乐、体育、文化设施近万件，配备标准化员工活动室8个，配发图书12000余册，一线员工的工作、生活环境彻底改善，利益得到了切实保证。厂（处）实施的以改善员工工作、生活环境为主的“六小”工程被宁夏回族自治区表彰为“创新亮点工作”。在原油产量持续攀升的同时，厂（处）精神文明建设也同步提升，厂（处）先后获得“全国五一劳动奖状”、“全国职工职业道德建设先进单位”、“全国青年文明号”、“全国重合同、守信用企业”以及宁夏回族自治区“文明单位”等国家（省部）级殊荣，连续七年累计八次获得“全国‘安康杯’竞赛优胜企业称号

四、实习内容

我把在日常工作中学习到的知识总的概括为以下几个方面：

（一）录取资料。

采油岗的录取资料主要包括填写采油井日报表，注水井日报表，采油岗技术问答，设备运转记录，HSE记录，交接班记录等。采油井日报表表头包括时间、生产方式、冲程、冲次、油压、井口温度、电流、进站温度、站压。以后每两个小时记录一次表头的各个项目。量油的井填上玻璃管量油的标高，量油时间、产液量，以及取样情况。注水井的日报表的表头包括记录时间、注水方式、干压、油压、泵压、水表读数，以后每两个小时记录一次表头的各个项目。小结栏上应该填写上注水时间，配注水量，实际注水量。交接班记录上必须对每班的工作情况和出现的问题有详细的记录。

（二）巡井取样

1、油井取样

注意事项：取样前应先注意油井生产是否正常，取样桶必须有标识，必须清洗干净，不得有水泥沙油等杂质。取样操作：取样前应放空，看见新鲜油后再取样，一桶油要分三次完成，每一个取样到样桶的1/2—2/3。取样后将样桶盖严，防止水及轻馏分发挥或杂质落入。含水波动大的井要及时加密取样，措施井、新井根据安排加密取样。

2、巡井检查的内容。

第一方位，悬挂系统，光杆卡子是否牢固，悬绳器，驴头有无异常，悬绳器不磨损无断丝。

第二方位，机架、底座无振动，地脚螺丝无松动，支架稳定性良好，连接螺栓应紧扣。

第三方位，曲柄，曲柄销磨损在允许范围内，平衡铁无松动，连杆无弯曲，横梁，游量无变形，各部润滑油脂充足，无发热，U型卡子卡牢。

第四方位，传动系统，变速箱油量充足，固定螺丝无松动，传动胶带松紧适度，刹车总成灵活可靠。

第五方位，动力及电源，电机运转平稳，轴承润滑良好，无异常现象，电控箱三

相电流平稳，接地装置可靠，线路无异常。

（三）更换抽油机光杆密封圈

准备工作：（1）、穿戴好劳保用品。（2）、准备工用具：管钳、活动扳手、螺丝刀、锯弓、绝缘手套、试电笔、密封圈5-7个、黄油、细纱布、光杆卡子或者是挂钩一副、班报表、记录笔。操作步骤：

1、切割密封圈。切口要呈现顺时针方向，呈30-45度角，严禁逆向切割。

2、停抽。用试电笔检测电控柜外壳确认安全，打开柜门，按停止按钮，将抽油机驴头停在接近下死点便于操作位置，刹紧刹车。侧身拉闸断电，关好柜门。记录停抽时间。检查刹车行程范围及各连接部位完好。

3、关闭胶皮闸门。交替关闭两侧胶皮闸门，使光杆处于盘根盒中心。

4、卸压盖，取出格兰。卸盘根盒上压盖，同时边卸边晃动，放净余压，取出格兰，用挂钩挂在悬绳器上，或用光杆卡子卡在光杆上，一定要卡牢。

5、取出旧密封圈，用螺丝刀倾斜方向与密封圈切口方向一致，密封圈一定要取干净。

6、加入新密封圈。把锯好的密封圈上下均匀涂抹黄油，逐个加入，每个相邻密封圈的切口应错开120-180度。

7、将格兰和压盖放下，用盘根盒压紧。

8、开胶皮闸门。稍开胶皮闸门，无渗漏，将两边胶皮闸门开到最大，防止光杆运行磨损闸板，造成胶皮阀门关不严。

9、开抽。检查周围无障碍物，缓松刹车，用试电笔确认铁壳安全，打开柜门，侧身合闸送电。按启动按钮，利用惯性启动抽油机。关好柜门，记录开抽时间。

10、检查更换效果。若无渗漏，当驴头下行时，抹黄油，稍紧盘根盒。上行时，用手背检查光杆温度，若过热，则松盘根盒。

11、清理现象，收拾工用具，摆放整齐。

12、填写班报表。

（四）、量油.注水

1、量油的作用：量油是油井日常管理的主要工作，通过量油可以对油井生产的动态进行分析。只有掌握了准确的资料数据，才能有符合实际情况的分析提出合理的油井工作制度。这对保证油井长期高产稳产起着十分重要的作用。

2、玻璃管量油的原理：通过连通管平衡的原理，采用定容积测量。分离器内液柱压力与玻璃管内的水压力平衡，分离器液柱上升到一定的高度，玻璃管内水柱相应上升一定高度。因油水比重不同，上升高度也不同。知道了水柱的上升高度，就可换算出分离器内油柱上升高度，记录水柱上升高度所需的时间，计算出分离器单位容积就可以求出日产量。

3、操作步骤：（1）量油前操作，量油前先检查量油玻璃管的标记位置对不对。分离器油管线，各个闸门有没有漏气现象。（2）关分离器出油闸门，进行截流。开玻璃管上下闸门时一定要先开上，后开下。对小分离器先打开玻璃管上下流闸门，然后再关出油闸门。（3）稍打开气平衡闸门，使分离器内压力和干线压力平衡。（4）水进入粮油玻璃管内要仔细观察液面由玻璃管下标记上升到上标记所需要的时间，误差不超过一秒钟。看液面时，视线要和液面在同一水平线上。（5）根据量油时间，查换算表求出产量。

4、注水的相关知识。注水就是利用注水井把水注入油层以补充和保持油层压力的措施。高压水经过高压阀组分分别送到各注水线，再经配水间送往注水井注入底层，用来向油层注水的井叫注水井。

5、注水的必要性。油田投入开发后，如果没有相应的驱油能量补充，油层压力就会

随着时间增长而逐渐下降，油气比上升，地下原油粘度增大，流动困难，造成幽静停喷，油层留下大量“死油”，降低有天最终采收率。因此，需要对油田进行注水，补充油田能量，保持地层压力，达到油井高产稳产的效果。

（五）洗井.加药

油井为什么需要定期洗井和加药？

因为油井生产过程中，油井井筒结蜡。通常所说的蜡指石蜡，凡是碳氢化合物分子量在碳16氢34到碳64氢130.之间的烷烃都称为石蜡。在油层高温高产条件下，蜡溶解在原油中。原油流入井筒后，从井底上升到井口的流动的过程中，其压力和温度逐渐降低，当温度和压力降到蜡析出点时，蜡就从原油中析出。蜡刚从原油中析出的温度称为初始结晶温度或析蜡点，它与原油的性质有关。蜡析出粘附在管壁上，使井筒结蜡。油管结蜡后，缩小了油管孔径增加了油流阻力，使油井减产，严重时会把油井堵死。如果油层结蜡油流入井内的阻力增大使大量原油留在地下变成了死油，降低采收率。

加药就是加化学助剂，化学助剂是一种表面活性剂。按油井产量以一定的比例或定期注入油套环形空间，然后按油管和油混合后把油的分子吧包起来，变成水外相。一部分药剂和水附着在管壁上，使油、蜡的分子不易和油管壁接触，起着防蜡的作用。同时减少了摩擦阻力，相应的提高了产量。油井结蜡严重时，就会出现光杆滞后，如果加药效果不明显就要洗井。通常给油井洗井就是通过套管给油井注入热水，热水逐渐加热的一个过程，在加热的过程中，粘附在管壁上的蜡就会受到热融作用从管壁上脱掉。

（六）抽油机的保修。

1、四点一线：从减速箱皮带轮，马达轮边缘拉一条线通过两轴中心，这四点在一条直线上。如不在一条直线上需要调整电机的位置。

2、学会更换光杆和密封盘根

3、抽油机前注意的安全事项：在井口操作时，人要站在风向的上方。在抽油机上操作时，超过两米高要系安全带，并戴安全帽。吊车下面或曲柄下面不准站人。工具用完后不准乱扔，以免伤人。操作时要相互配合，保证安全。停机后一定要切断电控箱电源。

4、抽油机的例行保养。抽油机运转8小时，由值班人员进行，其作业范围是：

（1）检查全机零部件齐全情况，不得有丢失现象。

（2）检查各部位紧固螺丝，应无松动滑扣。

（3）检查电机电流，电压和井口压力表，不得有异常现象。

（4）检查减速箱、曲柄销及各部轴承应无异常声响。

（5）对全机进行清洁作业，保持抽油机的清洁。

5、抽油机一级保养。运转800—1000小时，进行一级保养。

（1）例行保养的各项内容。

（2）对各部位轴承、驴头、毛辫子进行润滑作业。

（3）打开减速箱视孔，检查齿轮啮合情况，并检查齿轮磨损和损坏情况。

（4）检查减速箱机油油质按质换油，并加机油到规定位置，给游梁和连杆等各部件轴承加润滑油或润滑脂。

（5）清洗减速箱呼吸器。

（6）检查抽油机的平衡情况，必要时进行调整，调整平衡后，拧紧平衡块固定螺丝。

（7）检查电机带轮与减速器带轮是否达到“四点一线”，个皮带松紧是否一致，如不符合要求，予以调整。检查带轮及健有无磨损，如有应进行修复或更换。

（8）更换曲柄销紧固螺丝止退销和紧固背帽。

（9）维修电工负责对电机及电器设备进行一级保养作业。

6、二级保养。运转4000小时，进行二级保养。

（1）完成一级保养的各项内容。

（2）检查刹车机构工作情况，并进行调整和修复。

（3）检查减速箱三轴密封情况，如有漏洞须予修复。

（4）检查各部件轴承、轴套磨损情况，并予调整更换。

（5）检查曲柄销总成各部磨损情况，如有异常须修复或更换。

（6）电工同时对电机及电器进行二级保养作业。

五、总结。

对于我来说：生产实习是将来工作的一个缩影。本次实习，我直接接触到了石油生产一线。看到了很多的石油生产设备，也了解了它们的名字和生产用途。同时也了解了石油生产的工艺流程等等。石油安全与石油生产。石油生产中事故频发，有很大的安全隐患。经常会遇到物体打击，中毒，爆炸等危险。但是事物都有一定的发展规律性，我相信只有认真遵守各种安全制度，作业规程，才会尽量少发生事故。安全生产是相互依存关系，安全是伴随着生产而言的，没有生产就没有安全。生产过程中必须保证安全，不安全就不能生产。 因此有“安全促进生产，生产必须安全”。在任何时候我们都要坚持“安全第一，预防为主，防治结合，综合治理”的十六字方针，才能提高生产效率。我们要坚持一切为安全工作让路，一切为安全工作服务的观念，把安全第一的方针落到实处，落实到井上井下的全方位、全过程，从而保证安全生产的健康发展。

在工作的过程中，我深深感到加强自身学习、提高自身素质的紧迫性，一是向书本学习，坚持每天挤出一定的时间不断充实自己，端正态度，改进方法，广泛汲取各种“营养”；二是向师傅和同事们学习，工作中我始终保持谦虚谨慎、虚心求教的态度，主动向领导、同事们请教，学习他们那种求真务实的工作态度和处理问题的方法；三是学以致用，把所学的知识运用于实际工作中，在实践中检验所学知识，查找不足，提高自己。

在这半年的时间里，领导关怀，老师傅热情帮助，慢慢领会公司管理理念，感受公司深厚的企业文化，使自己在思想意识上有很大提高；同时，自己也努力学习，把所学的专业知识运用到实践中，不断查找问题，逐渐提高自己的专业知识。我还学习了单位的各项规章制度和法规知识，不断增强纪律观念和责任知识。坚决遵守公司各项规定，自觉服从领导的安排，起初在石油工作的第一线，很不适应，但是，在领导的关怀下，老师傅的帮助下，逐渐地掌握了基本的业务，有什么问题虚心请教师傅，不断提高业务水平，现在已经能在实际工作中独当一面了。通过这次实习，使我了解了长庆艰苦奋战，探索创新精神和石油各个方面的生产环节。通过实习，了解了专业，增强了感性认识，学会了基本操作，深化了已学的知识，并以现场操作和教师的讲课相结合，培养了我动手动脑的能力，增强了我对石油工程专业的感性认识，更加激发了我热爱专业，勤奋学习的热情，并为以后工作打下一定的基础。半年的实习很快结束了，实习取得了很好的效果，不仅将知识与实践结合在了一起，而且更加熟悉了油田的环境，熟悉了以后的工作氛围。知识贵在运用，只有多用才能够正在的掌握知识；同时，也应该努力掌握更加全面的知识来为以后的实践做好基础。知识与实践是相辅相成的，没有实践的知识是无用的知识；没有知识的实践也是盲目的实践。

在以后的工作中，我要努力做到戒骄戒躁，加强理论学习，积累经验教训，不断

调整自己的思维方式和工作方法，在实践中磨练自己，争取早日成为一名合格的技术员，为长庆油田贡献一份力量！

此致

敬礼

姓名：韩艳

班级：物流专1156121学号：2011564621015

推荐第3篇：长庆油田的真实情况

在长庆油田某采油厂呆了4年，对长庆油田情况非常了解。

以下是我对长庆油田的真实感受

一、长庆油田的欺骗性

长庆油田在招生时是充满欺骗性的，很多到学校招生的人是刚毕业没几年的学生（不是人事部门），他们为了自己的业绩（招到优秀人才），故意将长庆油田吹得天花乱缀，说长庆油田西安、银川基地，建设如何如何等等，其实大多数毕业生没有多少能留在基地，基本上都是在基层的作业区。

二、长庆油田的苦

1、工作条件：长庆油田的基层作业区的条件差的让人无法想象，周围大都是光秀秀的黄土高原或沙漠地带，缺水，缺基本的生活设施。我刚去那年的冬天，有2个月没有洗澡，因为作业区使用的是太阳能，冬天一冷，就洗不成。

长庆油田的基层作业区都远离城市（严肃的说，陕西、甘肃那边的城市也不能叫城市，一个地级市比不上南方一个乡镇的繁荣），从作业区出来买件东西通常很困难，我所在的井区离一个只有两三个商店的小乡大概有30分钟的路程，乡很小，只能买点卫生纸，以及80年代淘汰的在中国大多数地方目前很难找到的商品，没有象样的饭馆，即使能找到一个饭碗，也基本上都是面馆，很难吃到大米。

2、休息：在长庆油田的各单位工作都很累，很难有休息，我刚参加工作的前4个月，没有休息一天，双休日包括十一长假都在工作。在长庆油田的基层，普通的男性员工一个月能休息3天是很不错的，有的时候半年都休息不了。女员工通常倒小班，能好一些。

3、离婚率： 长庆油田一直有一个很奇怪的现象，就是离婚率高，我们作业区在2000年左右搬来两对员工，门对门的住着，结果到2003年的时候，两户人间的男女主人翁全部换了位，南边的男和北边的女住在了一起，北边的男的和南边的女的在一起过上了日子。长庆油田的男员工很多在男女生活上不太检点（当然，很多科级干部这方面也不太好，甚至起到了带头的作用），喜欢逛K厅（俗称窑子），因为工作压力太大，他们没处发泄，只能自寻其乐。

另一方面，由于工作太忙，男员工通常一年能和自己的老婆孩子在一起呆的时间很短，正常的只有40-50天左右，这在某种程度上造就了长庆油田的高离婚率。

4、怪病发生率：长庆油田所在的甘肃，陕北地带，由于水污染厉害，饮用水里面含水很多致病因素，这就造成了长庆油田的高致病率。我没有具体统计过，但我知道，04年长庆油田的某次体检中，我同学所在的科室有12名员工，其中有10人都有这种那种怪病（什么肾结石等等），另外两个人刚参加工作不久，因此还没有得上病。长庆油田工作压力大，加班加点多（没有加班费），再加上饮用水上有问题，这也许就是生病的根源。

三、长庆油田的乐

1、工作待遇：长庆油田的员工待遇在全国各大油田上可能算不上太高，但还是不错，最好的采气一厂，一名大学生一年能和5-6万，最差的采油二厂，采油一厂，采油三厂一年也能有3-4万；而且长庆油田的福利不错，在燕鸽湖基地、庆阳基地都能享受住房福利，不需要交物业费、暖气费，在电费，气费上也能享受优惠，在那些基地，一年基本上不需要花什么钱。

2、用人：在这一点上，我认为长庆油田值得称道，对我们大学生来说，最重要的是找到伯乐，找到一个肯用你的主子，长庆油田在这一点做得很好，他们非常重视人才，愿意培养人才，使用人才。象我01年到采油厂，跟着师傅实习了半

年后，就独自上岗，担任技术员，负责很多工作。工作一年后，我就被调到工艺所，负责全厂的注水工作。我有个同学，毕业后去的采气厂，在04年的时候他就提拔为副科级干部（一年能挣8-10万。）很多人说长庆油田的裙带关系很重，这一点我不太赞同，为什么呢？因为长庆油田工作节奏快，工作压力大，如果一个人没有能力，即使他再有关系，领导也不敢把他放在重要位置，万一把工作搞砸了，倒霉的是领导。

3、成才：长庆油田很能培养人才，在长庆油田工作几年，不管以后出去在什么地方，都是把好手，分析问题、解决问题的能力有质的提高。

四、总评：

综上所说，我个人认为长庆油田有很多不足，也有很多优点，在长庆很苦，很累，但是很能锻炼人，塑造人。而且，我认为对于我们年轻人来说，工作苦点无所谓，重要的是企业重视，敢给我们压担子，提供发展的机会。

五、几点忠告

1、女同学特别是主干专业的千万不要来长庆（切记！）

2、来长庆的首选是西安的公司总部，如果实在留不了西安，去采气厂，采气厂虽然在沙漠地带，但待遇好，提拔快，工作不累。去不了采气厂，首选采油四厂，那的待遇挺高。最后如果只能去采

一、采

二、采三，做好吃苦准备，或者考研。算算，来长庆油田也快一年了吧。其间滋味有苦有乐，难以一一说尽。不过，貌似苦的一边多一点。尤其最近心里尤其憋屈的厉害。不吐不快。 从刚踏进长庆的大门槛就有一种上当的感觉。（当时签订合同的时候说的是有两种薪酬制度，你可以进去了任选其一，进去才知道——那是不可能的。。。定死了“双薪”跑都跑不掉。）当时分了两种：油田双薪和宏田双薪。负责人给我们解释是宏田双薪待遇比我们差远了，当时心里还有些释然（但后来证明其实也就是换汤不换药，人家和我们一模一样。） 这就算了吧，谁叫咱当时自己头脑发热签的，下来第二次双选的时候又一次遭受打击（当时我是奔着产量去选的，在我眼里产量=效益嘛。签了采油三厂。结果后来才知道，长庆最好的地方是“长南项目部”和“长西项目部”——现在改名叫采油6厂和7厂了。这里说这些无非是希望这次来长庆的兄弟姐妹们把眼睛擦亮点，要是这两个地方招你们，在私底下给你们谈意向的话，一定别忧郁，马上签。别管单位上说什么统一签，说什么“公平、公正、公开”。那些地方都是给有关系和领导的亲戚准备的，所以一定要懂得“见缝插针”的道理，接下来可以考虑的就是”采气1厂和采气3厂，然后才是采油三厂。采油二厂千万别去。去了基本上你在未来的N年里也就是一个技术员了） 来就来了吧，也无所谓，其实三厂也不赖。接下来就是第三次分配——就是具体把你发配到厂里所属的作业区。三厂最好的作业区也就是“盘古梁、五里湾一

区”——我被分到吴起作业区当时说的是吴起要大发展，机会多多。（确实是机会多多，但是都是给“别人”准备的。。。） 具体到作业区了，你的工作也就随之而来了，基本上我们主体专业的就被分到下面的采油队去锻炼，好的1~2个月调到作业区机关的相关办公室（我们一般就去地质和工程），一般的就呆在基层继续锻炼。（说实话，现在我还真想回基层锻炼，具体原因下面我再解释）

到采油队了，你才真正的开始了工作，也才真正了解了艰苦和寂寞的含义。（遇到队长好的，对你比较重视的还好，让你干的活少并且真的把你的所学发挥了。干着也有劲；遇到不怎么通情达理的队长，你就郁闷吧，把你放在大班干上两个月，你不瘦上个10斤我不信——干的基本上都是体力活，早上8点到下午7点，有些时候遇到了紧急情况，晚上你也别想歇着——这里不得不BS一下领导的无能和腐败，你在一边干活，而队长在家里InterNet。。。） 现在长庆搞了一个用人制度的改革，把以前的双薪以及宏田工（长庆的一种用工形式）统一并为“合同制A类”，看起来和人家合同化员工差不多，但是年终一细算下来，自己的￥就少多了——人家合同化员工每年中石油都有分红（3000~5000不等），我们没有；人家交“三险一金”交得少，单位补贴多，我们刚好相反；单位搞什么活动或者安排住房，优先考虑合同化，我们在后面（有时候连机会都没有）；其他还有很多，就不细说了。 说白了，我们就是人家长庆请来的“稍微高新点点的劳务临时工”!!! 接下来轮到在机关干活的人啦，真的现在才感觉到——在机关比在基层。。。难多了，并不是说工作有多难做，很简单，无非就是分析产量（别以为能搞什么科研，那是不可能的，一天的活多的基本上除了吃饭睡觉就是工作。星期天？抱歉，告诉你那是没有；晚上？加班呗；加班费？SORRY，那是没有的；劳动法？在这里不管用。）在机关工作面对的最大的矛盾就是怎么与人相处，怎么辨别谁对你好，谁对你差；和同事要怎么相处，和领导又该说什么话。真的是一天都处在紧张中，就怕一时不小心说错话了。。。真的，在机关呆真的很没意思。（说什么学得多？都是扯蛋，没有的事！还不如在井区）平时，要是产量合适的话，领导一般都相安无事，一旦产量不合适了，嘿嘿，等着挨批吧，不管是不是你的原因，挨骂就一个字——领导不想多说一次。“中国什么都缺，人不缺，能干就干，不能干就走人”——这是领导平时训人的惯用语。。。 听说长庆这次来我们学校招人，表示的是去就是正式员工。扯蛋，根本不是，公司内部下发的文件“明确”表示，以后的大学生，不管主体还是什么，都一律是“合同制A类”。转正式员工，可以。等吧。一年就几个名额，还基本都是关系户了，轮到你？恐怕花儿也谢了。 个人比较倾向留在基层多锻炼，而且在基层学得也多，等你把该学的知识学到了，走到哪里也不怕。（但是实际的是，你想留人家还不要你留呢。为什么？因为你留下来最起码是个副队长，而人家那些干了很多年的老工人就得给你让路，也算是公司对老工人的一个保护政策。而这几年提科级干部，也基本从基层提拔的——今年我们厂提了26个科级干部，除了研究所出了2个，其他全是基层。而我们呢？在基层最多也才呆了半年。半年你能学到个什么？这直接导致对你的以后发展很不利） 现在，长庆又变着花招来了——实行奖金和产量挂钩政策：多完成1%加20%奖金，少完成1%减20%奖金。看起来挺诱人，呵呵。但是你具体想过吗？公司下发给你的产量你能完成吗？马马虎虎能完成就烧高香了，别想着什么多拿，能拿到属于你那份就很不错了。而领导，钱是永远不会少的，多的时候倒是很常见。 还没来的时候就听说油田的关系很复杂。当时还有点不相信，来了后才知道，原来真的是这样的。同一个地方出来的，同一所大学出来的，都有一种相互保护的意识，你很难融入别人的集体里。长庆基本上就属于西南石油和西安石油的，我们学校来的，想在这边创出自己的天地，不是说不行，但是——很难，真的很难。

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~分割一下

~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ 也许大家看到我写的这个东西有点郁闷，其实这些都是阴暗面，说多了让大家害怕，也许师弟师妹还不能体会

到，也许某些人会不屑。无所谓，反正我只是把我想说的说出来而已。好的地方还是有的，也就是书上说的“能锻炼身体、待遇也马马虎虎能行、多学点东西”。这些也确实存在，所以大家也不要被我上面的东西吓到了——路是人走的，怎么走看你自己，同样的路在不同的人脚下，走出来的路径也会不一样的。凡事但求无愧于心。仅此而已。 ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~允许我再分割下~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ 对于有些人所说的既然来了就安安心心工作，这个是对的。但是我们也要懂得保护自己的权益，有些时候不能人家说什么就是什么。自己得有自己的主见。安排的工作，我保证质量完成，因为这是我的职责！写这个东西，其实除了发泄一下，也或多或少的想抨击下所谓的——“我为祖国献石油”这个想法！其实我先前说了，不是我俗，至少大多数来的人并不是报着这个想法来的——献不献关我什么事？只要有钱，不违反道德和法律。哪里钱多去哪里。我们的觉悟（至少85%的朋友）还真的没有达到什么以“我为祖国献石油”的境界。至于追求什么思想觉悟，我想，当你肚子饿的慌的时候，当你看到你骑着自行车人家开着BMW的时候，恐怕这个所谓的什么觉悟也有点动摇吧？ 钱也许并不一定是第一位，但是没有钱那是万万不能的。在这个物欲横流的社会，至少多点钱应该没什么坏处吧？ 到哪里都要吃苦，那是对的，不吃苦哪能来甜蜜？这个说法我严重支持！！但是，关键是要看你吃苦吃得到点子上不？你吃的苦值得不值得？你吃的苦有没有个期限？无限期的吃苦。你说那有意思吗？ 雷锋焦裕禄时代以及过去了，就像永远不可能实现共产主义一样。有些时候别报着一些不切实际的幻想。我们改变不来别人，但是好再能改变下自己。见人说人话，见鬼说鬼话！虽然这有些不符合自己的意愿，但是有机会成为人上人，何乐不为呢？难道你想一辈子当“革命的老黄牛”？那恕我白说那么多。 其实，我们学院出来的人，没什么可以牛的，真的。无非就是比别人好找工作。在双选会的时候看到人家找不到工作的其他学院的同学稍微有那么点虚荣而已。真的，没什么大不了的。而且，来到油田几乎大同小异，都会遇到这样那样的问题。并不是说的那么好的。好的地方有没？到处都有，长庆也有。没有哪个油田是特别好特别不好的。眼见为实，说的坏的其实并不一定不好，吹的牛的地方去了也许感觉不过如此。一切都随你心意而定。 鉴于本人以前在学院的留言遭到一些人的反驳，我也做好了被批的准备。但是，我还是要说：你们真的过的有你们说得那么好吗？也许有人会说，是你小子怕吃苦。那我也无话，随便说去。我说话但求无愧于心。 就写这么多了，虽然牢骚发了不少，但是都是实话。其实希望大家能看得明白我真正写这个东西的意思，而不是仅仅看到那么多的牢骚。 最后祝福咱学校、咱学院一天比一天好！（我会记得走出学校时候说的那句话——绝对不会给咱学校丢人！） 也希望大家都能早日找到属于自己的真正的自我！

推荐第4篇：长庆油田分公司油泥管理办法

长庆油田分公司油泥管理办法

第一章 总

则

第一条

根据中华人民共和国环境保护部、中华人民共和国国家发展和改革委员会令第1号《国家危险废物名录》，石油开采产生的油泥已明确列为危险废物。为规范油泥的收集、运输、存储、处理和处置，达到国家危险废物的控制与管理要求，避免环境污染，制定本办法。

第二条

本办法中所指油泥包括油田各类容器清淤、钻井、油水井作业、基建施工、生产（储运）设施泄漏清理等过程中产生的固态、半固态或液态的油、泥、水的混合物。

第三条

油泥管理坚持“减量化、资源化、无害化”原则。油田公司范围内产生的油泥需100%处置，对原油资源必须回收，去油后的泥渣应规范处置。

第四条

本办法适用于长庆油田分公司（以下简称“公司”）所属单位及参与公司油泥处理厂建设（运行）的合作方。

第二章 职

责

第五条 单位职责

各油气生产单位是本单位油泥管理的责任主体，对油泥的产生、计量、收集、贮存、运输、处置负总责。

委托相关方、承包商或施工企业开展油泥收集、运输、处置等业务时，应以合同明确各方义务与责任。加强跟踪验证，确保油泥合规处置。

建有油泥处理厂的生产单位对处理厂的运行负责，装置年处理量不得低于设计能力的80%，处理后的油泥应满足设计指标要求。

第六条

部门职责

安全环保处负责对油泥的收集、运输、存储、处理和处置过程进行监督管理；

规划计划处负责统筹部署油泥处理厂的布局，确保产生油泥全部油田公司内部处理；

油田开发处负责油水井作业过程清洁生产措施的配套，规范作业过程，减少作业落地油泥；负责用于油井堵水调剖油泥的计划制定、实施及使用管理；

气田开发处负责气井、水源井、采出水回注井作业过程清洁生产措施的配套以及含烃采出水的监管，规范作业过程，减少作业落地油泥；

工程技术管理部负责钻井、试油（压裂）过程清洁生产措施的配套，规范含油岩屑的收集、存储及转运，减少作业落地油泥；

油气工艺研究院负责油泥微生物处理等技术的支撑； 安全环保监督部负责油泥收集、运输、存储、处理和处置过程的现场监督；

技术监测中心负责各油泥处理厂处理后泥渣相关指标的监督监测。

第三章 收集和转运

第七条

产生油泥的单位必须结合自身生产规模，应按县级行政区分区域建设防渗、防雨、防塌、防坠落的油泥存储场所，并设专人值守，防止偷盗流失。定期组织将收储的油泥就近转运至油泥处理厂进行无害化处理；不能满足处理需求时，可送往省（区）环保主管部门认可的、具有专业资质的外部处理企业。

对井场作业产生的落地油泥，各单位应因地制宜的设置油泥微生物处理场地，实施落地油泥微生物处理。

油井调剖用油泥，各单位工艺管理部门要做好用量登记、转运和使用过程中的安全。

事故油泥应按照属地政府要求，选择公司油泥处理厂处置、微生物处理或外送具有处理资质与能力的企业处置。

第八条

为合理控制油泥存储规模，提高油泥处理厂的运行时效，各单位应按照站库容器清淤年限分批安排清淤。

万方以上储罐必须实行机械清罐，清罐队伍应严格按照招投标程序择优选取，并依据国家、相关省（区）、集团公司以及油田公司相关规定，签订符合要求的安全生产合同、管理协议等。 第九条

容器清淤、井下作业和测试、落地油回收、基建施工和管道泄漏清理等过程中产生的油泥及防渗布、编织袋、油棉纱等含油废物，建设单位要严格按照危险废物处置程序规范处置。办理危险废物转移联单需按照属地政府要求执行。

第十条

拉运油泥的车辆必须具备政府主管部门认可的专业运营资质，容器安全可靠，安全标识及附件齐全。

运输过程中必须专人押运，携带相关部门签字确认并加盖公章的“危险废物转移联单”，尽量远离人口密集区、水源保护区等环境敏感区，将油泥拉运到指定的处理厂进行处理。

运输途中应保证车辆整洁，油泥不外溢，并采取防扬散、防漏失（渗漏）或其它防污染措施。

第十一条

油泥处理厂应严格按照“危险废物转移联单”，接收进厂的油泥，建立油泥、泥渣进出厂统计登记制度，做好计量工作，有效统计数据应至少保留三年。处理厂工作人员应现场测量拉运车槽的长宽和泥位高度，或统计油泥的袋数，测算油泥量，并在油泥回收记录上双方签字确认后，油泥运输车辆方可离站。

第四章 处理和处置

第十二条

任何单位和个人，不得擅自将油泥及其它含油危险废物随意倾倒或交由油田公司外部单位处理。 第十三条

各相关单位所属油泥处理厂，是油田公司油泥的最终收集和处理场所，负责本单位及周边生产单位油泥的储存、处理和综合利用工作。

建设时，应充分考虑选址、运输以及防渗布、编织袋、油棉纱等其它含油废物的无害化处置方式。

运行时，应证照合法、制度完善、机构健全、人员合理、操作规范，要强化管理，保证较高的运行时率和良好的处理效果。

第十四条

各相关单位要加强对油泥存储场所的管理，全力保障油泥处理厂的运转。处理厂的设备设施因维护、检修需要暂停运行超过24小时的，应当事先报公司安全环保处批准。停运不超过24小时的，应在停运同时向公司安全环保处备案。设施重新恢复运行后，需要在8小时内上报公司安全环保处。

第十五条

油泥处理厂要建立质量安全环保、设备设施运行维护等制度，制定落实操作规程，健全运行记录和台账。每天按生产班次，对处理后泥渣的含油量监测，达到设计指标，方为合格，否则应重新处理。禁止将含油超标的泥渣堆入干化场。

第十六条

泥渣进入干化场后，应在干化场中自然干化7-15天，待泥中水分蒸发后，经公司技术监测中心或外部具有专业监测资质的机构监测，各项监测达到设计指标后，方可外运用作铺垫井场或铺设井场道路物料。

第十七条

相关单位安全环保部门每月5日前应将上月本单位油泥处理厂的处理量、原油回收量、处理后泥渣的产生量和利用量，油泥处理设施的运行时率，以及微生物处理和油井调剖油泥量以月报形式报公司安全环保处。

第五章

奖

惩

第十八条

油田公司积极支持、鼓励开展油泥等危险固体废物的资源化和综合利用工作，将油泥的年产生量、综合利用量、无害化处理量以及油泥处理厂的运行效率作为年终评选环境保护先进的一项重要指标。

第十九条

对于违反本规定，出现下列行为的单位，取消评选环境保护先进资格，触犯法律的移交司法机关处理。

1.擅自将油泥交由油田外部队伍处置的；2.擅自停用油泥存储和处理设施的；

3.油泥转运过程中未按照属地政府要求办理危险废物转移联单、转移联单弄虚作假的；

4．未按本办法要求将油泥进行无害化处理和存储，随意转移、掩埋、抛洒、倾倒，造成环境污染和生态破坏的；

5.未按规定操作，造成油泥处理不达标即流入外部环境造成环境污染或生态破坏的；6.未建立完整的油泥收集、存储、转运、统计、设施运行等制度，造成油泥管理混乱、数据不清的。

第二十条

对违反本办法，随意倾倒油泥或未将油泥拉运至指定油泥处理厂的承包方，除承担由此引发的环保责任外，按相关规定给予经济处罚，清出油田公司市场，并追究属地管理单位管理责任。

第六章

附

则

第二十一条

本办法自下发之日起执行。

第二十二条

本办法由油田公司安全环保处负责解释。

推荐第5篇：长庆油田现有单位表

长庆油田 机关部门

总经理(党委)办公室 油田开发处 油藏评价处 气田开发处 生产运行处(总调度室) 技术发展处 人事处(党委组织部) 劳动工资处 规划计划处 财务资产处 审计处 法律事务处 安全环保处 质量管理与节能处 内部控制处 设备管理处 纪检监察处(巡视员办公室) 党委宣传部(企业文化处) 公共关系处 教育处 工会 团委 信访办公室(维护稳定工作办公室) 行政事务中心 资金结算中心

油气田规划所 咨询中心 审计中心 职业技能鉴定中心 苏里格气田开发指挥部 陇东指挥部 北线指挥部

中部气田开发指挥部 勘探部 对外合作部 基建工程部 工程技术管理部 超低渗透油藏开发部 数字化与信息管理部 物资采购管理部 工程造价管理部 保卫部(人民武装部) 资本运营部(多种经营管理处)(集体资产投资管理中心) 中石油驻陕企业协调组办公室 劳务管理部 档案馆 中油财务西安分公司 伴生气综合利用项目部 47个

长庆油田 直属单位

第一采油厂 第二采油厂 第三采油厂 第四采油厂 第五采油厂 第六采油厂 第七采油厂 第八采油厂 第一采油技术服务处(超低渗透油藏第一项目部) 第二采油技术服务处(超低渗透油藏第二项目部) 第三采油技术服务处(超低渗透油藏第三项目部) 超低渗透油藏第四项目部 第一采气厂 第二采气厂 第三采气厂 第四采气厂 第五采气厂 长南气田开发项目部 第一输油处 第二输油处 第三输油处 勘探开发研究院 油气工艺研究院 苏里格气田研究中心 超低渗透油藏研究中心 储气库管理处 油气销售处 建设工程处 水电厂 机械制造总厂 物资供应处 通信处 安全环保监督部 长庆公安分局 工程监督处 技术监测中心（石油天然气长庆工程质量监督站） 新闻中心 培训中心 交通服务处 长庆宾馆 长庆实业集团有限公司 西安长庆化工集团有限公司 西安长庆科技工程有限责任公司 西安长庆地产集团有限公司 西安长庆工程建设监理有限公司 北京办事处 兰州办事处 上海联络处 博士后科研工作站 48个

注：可以考虑进上面蓝颜色单位！

推荐第6篇：长庆油田公司科技工作要点

附件 1

长庆油田公司2012年科技工作要点

一、工作思路

以科学发展观为统领，按照集团公司“上得去、稳得住、管得好、可持续”的总体要求，紧紧围绕5000万吨大油田建设中提高单井产量、提高采收率和降低成本三大整体目标，持续推进“1277”科技创新工程，不断完善科研机制体制，为建设西部大庆提供持续的技术支撑。

二、工作目标

1.保障国家、集团和股份公司重大科技专项的顺利实施。

2.申请专利151件，其中发明专利40件；计算机软件著作权登记3项，创新重要产品认定2项。

3.获省部级成果15项以上。

4.低渗透勘探开发国家工程实验室通过验收。

5.科技馆建设项目顺利完成并投运。

三、重点工作安排

1.以“提高单井产量、提高采收率、降低开发成本”为重点，组织好 2012年科技计划编制。2012年科技计划的编制工作紧密围绕5000万吨发展目标，大力推进“1277科技创新工程”， 1

以提高单井产量为主线，加强致密油气勘探开发技术攻关。以提高采收率为方向，按照“两调两驱一分”加强现场试验和技术储备。以降低油气田开发成本为目标，加强替代技术和设备的研发。

2.以“国家示范工程、长庆上产5000万吨、致密油气藏开发”等国家和集团公司重大科技专项为龙头，做好国家、集团（股份）公司科技专项组织实施工作。加强国家、集团公司重大科技专项组织管理，组织实施国家科技专项大型油气田及煤层气开发示范工程（1）《盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程》，长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术研究、致密气藏开发重大工程技术研究、致密油藏勘探开发关键技术研究、精细分层注水工艺技术试验、中国石油低碳关键技术研究等集团股份公司科技专项，实现理论创新和技术突破。

3.规范科技经费及对外技术协作管理。加强科技经费预算管理，项目长（课题长）、科技管理人员、研究人员、财务人员加强沟通，提高经费预算准确性，加大经费预算执行力度。经费核算在股份公司财务部推行的科研模块中运行。外协项目实行审批制度，严格控制外协比例。

4.全面推进国家工程实验室建设与运行。根据集团公司科技管理部关于低渗透油气田勘探开发国家工程实验室2012年4月进行验收的计划安排，结合实验室建设内容、任务目标及实际建设进展情况，于2012年3月底全面完成建设任务和各项

验收准备工作，2012年4月通过国家发改委组织的验收；根据低渗透油气田勘探开发技术的发展，研究调整国家工程实验室技术研发方向，制定近、中期实验室发展规划，为国家工程实验室科研攻关、人才培养、技术交流、对外开放提供依据和保障。

5.加强知识产权管理。深入贯彻集团公司知识产权战略纲要及相关制度政策，进一步加大知识产权的创造、管理、应用及培训力度，促进专利保护与科研开发有机结合，注重研发过程中的知识产权保护方式及策略，强化重大项目中知识产权动态管理，重视合作研究中专利权属的审查，大力支持与鼓励发明专利，促进专利技术实施应用，提高知识产权保护水平，有效保护自主创新成果。按年度计划在4月份进行一次知识产权宣传活动。

6.做好科技成果奖励推荐工作。认真组织好油田公司科学技术奖评审，做好国家科技进步奖的候选项目准备工作，制定2012年-2015年的成果奖励申报规划，重点做好致密砂岩气藏经济有效开发、超低渗透油藏经济有效开发等重大科技成果的组织推荐工作。针对公司5000万吨大油田建设与管理中形成的技术成果的亮点和创新点，进行重点培育和提炼，提高在集团公司、陕西省、甘肃省、内蒙古自治区等省部级科技奖励的命中率。

7.加快长庆科技馆建设进度，同时确保施工质量，把长庆

科技馆建设成为一个精品工程。2012年元月20日长庆科技馆一层装饰工程基本完成，2月20日负一层基本完成，为了确保4000万吨庆祝会期间正常投用，春节后对科技馆设备、系统进行系统调试，3月5日达到内部试运行标准。

8.择机对“1277科技创新工程”7项开发试验进展情况进行检查。在科技馆正式交付后，择机组织油田公司2012年“1277”科技工程项目检查，及时掌握项目运行情况，发现运行中存在的问题，理清下一步工作思路。

9.适当情况下，安排相关科室管理人员考察，学习兄弟单位科技管理经验。为了进一步提高科技项目管理水平，组织1-2次基层单位科研科（室）长的考察活动，学习相关油田科研项目运行管理成功经验，并结合长庆油田科技管理实际提出具有可操作性的建议。

10.其它工作。3月上旬召开技术座谈会，贯彻落实集团公司科技工作会精神，部署2012年公司科技工作主要任务；2012年上半年承办集团公司技术成果有形化会议；计划在下半年择机举办以低渗透国家工程实验室投运为背景的低渗透油藏技术论坛会议；根据工作需要和技术发展处实际情况，申报成立相关管理科，确保相关工作的展开。

推荐第7篇：长庆油田套管脱扣情况汇报

长庆油田套管脱扣情况汇报

尊敬的中心领导：

我司据合同号：1110009172 供长庆油田139.7*7.72 J55套管，长庆油田靖边转运站发往盐池县 坊87-87井，此井被私人钻井队承包，队号为宏宇40059，下套管也是此钻井队，在下井过程中出现脱扣，遂钻井队自己打捞引扣目前已经完井待验收使用。

一、现场情况

5月21日得到长庆油田通知后，遂于第三采油厂产建项目部钻井副经理郭经理联系，5月24日到达盐池县，找到郭经理后郭经理与井队负责人联系，与井队负责人沟通，此井是4月18日开始下套管，4月19日，当下到1972.63米（离地面）时，往管体内注完泥浆后上提约30cm后，在工厂端发生脱扣。

到井队现场后据现场负责人介绍，打捞三次后将掉进井里的第一支管材打捞出来，然后引扣将掉在井里的管体接起，继续作业，套管下深3060.97米，待套管下完以后固井电测都没有问题，此口井已经完井待检验使用。

1、现场了解到的管串设计

2162-3060.97 J55 1872.87-2162 N80 539.46-1872.87 防腐J55 0-539.46

防腐N80 据现场技术员介绍防腐J55和不防腐J55全部是我司管材，防腐N80和不防腐N80为天钢管材，出现脱扣位置是我司防腐J55。

2、脱扣接箍图片如下

接箍整体没有变形，表面有X J 0767 03 51/2 J LC 10A2807

63007051 0176标示

脱扣端螺纹没有大面积损伤

表面防腐处理管体

打捞上来的一支被压在钻杆下面，管体防腐

打捞上来脱扣端，掉井内离井口端

打捞上接箍端

小结：

具体情况是整个井场就找见一支打捞上来管材和钻井队提供的一个脱扣接箍，其余在井场的都查看不是我司管材，到现场接箍标示也不是我司接箍钢印，遂将此问题汇报给长庆油田器材专用科，专用科内部在查。

钻井队拿出在长庆油田靖边转运站领料单：

* 以下是了解到我司发长庆油田此规格所有管材合同号及量 10年我司供长庆油田139.7*7.72 J55 LTC合计35000吨。其中10年元月份中石油招标中标25000吨，长庆油田划分为五个合同，每个合同为5000吨。合同号为：10-03-02-

14、10-03-02-60、10-03-02-6

1、10-03-02-6

2、10-03-02-6

3、我公司对应的合同号为：9172-

2、9172-

3、9172-

4、9172-

5、9172-

6、9172-

8、9172-

9、9172-

15、0025-

1、0025-

2、0027-

1、0029-

1、0029-2；以上合同自2010年4月15日开始发运至2010年11月7日发运完毕。

冬储10000吨长庆分为两个5000吨合同，合同号：10-12-02-006和10-12-02-007；我司合同号为：1752-

1、1752-

2、9172-

9、9172-15。该两合同自2010年12月29日至2011年5月6日发运完。 我司货到长庆延安转运站后有两种发料方式：一种直接发往单井。一种为移库到靖边、定边等库房由该两库发单井，具体发货只有按量发货具体哪个合同量也无法查出。

过后与销售公司联系，到延安库房就我司同规格剩余管材接箍进行确认，发现我司管材存在管体是HG标志，接箍是XJ标示。 最新情况：

1、此口井已经交付使用，井队自己打捞井下引扣成功，具体打捞损失项目部给出的报告是60.7万元。

2、长庆油田内部查出掉井接箍上面有钢印，钢印为XJ API5CT 0767 此钢印为无锡锡金接箍生产企业。

3、侧面了解我司去年供长庆油田此钢级规格的接箍，有一批是鸿菱公司从无锡锡金外购，与鸿菱公司确认此批接箍有XJ API5CT 0767 钢印标志。

4、长庆油田通知我们及西安管材所前往井队确认，西安管材所现场取样。

对此问题的分析：

1、如果承认此接箍是我司外购接箍，

对长庆油田的负面影响会很大，衡钢的管材怎么会用外购接箍，如何解释？

2、不承认接箍是我司外购接箍

延安库房有剩余同类似的管材（管体HG标志，接箍XJ标志），数量在4000吨以上，如果长庆油田现场去确认，后果更加严重。

特此汇报

技术服务西北片区：周红兵

2011年7月21日

推荐第8篇：长庆油田采油三处彭阳采油作业区

长庆油田采油三处彭阳采油作业区

上半年工作通报会召开

6月20日，长庆油田采油三处彭阳采油作业区上半年工作通报会在彭阳宾馆二楼会议室召开。县委常委、政府副县长吴璞，县人大常委会副主任郭富国，县政协副主席张志禄出席会议，发改、国土、交通、水务等14个部门单位主要负责人参加了会议。

会上，长庆油田采油三处副处长樊成通报了彭阳油区上半年工作情况，介绍了彭阳油区石油开发概况，自2007年11月开始产建至今，建设油井百余口，日产原油近400吨。今年计划生产原油13.5万吨，截止目前累计生产原油6.6万吨，投产新井7口。通报中还制定了下一步彭阳油区开发规划，提出了需要县政府及相关部门协调解决的问题。 吴璞在听取通报后表示，政府将大力支持采油三处的工作，对提出需要解决的问题，采取紧密协调，分阶段逐步解决。同时指出采油三处要强化社会责任意识，积极支持彭阳县域经济发展，助推彭阳社会经济全面发展。

在随后的座谈会上，针对采油三处提出的7个亟待解决的问题，交通、质检、消防等部门单位负责人结合本部门工作职责分别作了表态发言，表示将按照国家有关规定积极配合采油三处做好协调支持工作。

推荐第9篇：长庆油田数字化建设系列报道之二

苏里格的“眺望”

—长庆油田数字化建设系列报道之二

面对低渗、低压、低丰度的世界级开发难题，长庆人解放思想，用“老四化”（技术集成化、材料国产化、设备撬装化、服务市场化）解决了苏里格的低成本开发难题，又依靠“新四化”（技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化）实现了苏里格的规模开发。如今，踏上发展快车道的苏里格用数字化来把握发展的脉搏，步入了现代化大气田建设的新纪元。

——题记

9年前，横空出世的苏里格将世人的目光聚焦；4年前，市场竞争机制的引入解放了苏里格；2年前，1000万立方米日产量的突破宣告了苏里格的规模开发；而今天，苏里格在创新思想的指引下又打出了“数字化”的新名片，现代化大气田的建设步伐加紧迈进。

“眺望”苏里格，如同眺望延绵起伏的毛乌素沙漠，希望随着无垠的大漠一起延伸，蔓延至无尽的远方……

追溯苏里格：孕育希望与梦想的土地

苏里格——这个在蒙语中有着多种释义的词汇，对于长庆人来说不仅是一个地域名词，更是一个光荣与梦想的代名词。从横空出世的名噪一时，到令人担忧的静默无语；从卧薪尝胆的艰难探索，到突破重围的惊世腾飞，苏里格的建设者们演练的，是一次没有路线图的出征，每每提及，总会带给人们长长的回忆与思考。

2月的毛乌素沙漠，寂寥的红柳和依旧霜白着的骆驼草在凛冽的寒风中肆意扭动，似乎还在昭告着冬日的延续，而低洼处破冰而出的新枝又传递着春的讯息。苏里格就是这样一片神奇的土地，永远带给人们希望的温暖。

作为长庆油田最年轻的气田和中国最大的整装气田，苏里格从开发伊始就背负着沉沉的希冀。经过5年的规模有效开发，魅力四射的苏里格将沉甸甸的硕果回馈给了给予它厚望的人们。

世界级开发难题正在逐步攻克，全新机制体制正在有序运行，中国工程管理论坛上，专家院士们盛誉它为“大型企业管理的范本”；标准化建设的全面推广，中石油地面工程标准化推进会上，与会代表们称它是“油气田地面工程标准化建设的一面旗帜”；今天，当苏里格一开数字化管理的“先河”，依靠信息、科技和管理构架起现代化大气田的架构时，我们无法预知，明天的苏里格，又将带给世人怎样的惊喜……

成就苏里格：实事求是的创新精神

重提苏里格，就不得不提产生于这片土地上的“四化”开发思路，更不得不提苏里格建设者们在这片土地里生根发芽的一种独特气质，那就是唤醒了苏里格、解放了苏里格成就了苏里格的创新精神。

苏里格气田开发初期，由于其地质特征属国际上罕见的低渗、低压、低丰度气田，按常规，苏里格一口深3500米的开发井需要1200万元的投资，单井累计产量至少要达到3000万立方米以上才能赢利。而在前期开发试验中，由于单井控制储量小、产量低、压力下降快、稳产期短，还没有一口井能达到这个标准，曾一度在业内备受争议。在当时的技术条件下，苏里格是不具备有效开采价值的。

思想的深度决定着探路者脚步的距离。面对苏里格气田的现实，长庆人依靠科技、转变观念、创新机制，确立了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的低成本开发思路，引入市场化竞争机制，创建了独具一格的“5＋1”合作开发模式，在苏里格气田展开了一场静悄悄的气田大会战，并形成了“六统

一、三共享、一集中”的合作开发管理新模式，集成创新了12项适合苏里格气田特殊地质条件的配套开发技术。思想的解放唤醒了大气田开发的步伐，突破了制约苏里格气田经济有效开发的技术“瓶颈”，气田建设周期明显缩短，开发成本显著降低，生产管理水平得到大幅提升，单井投资控制在了800万元以内，Ⅰ＋Ⅱ类井的比例超过了80%，实现了苏里格气田的低成本开发。

回顾苏里格气田的开发，不难发现，苏里格的每一步发展都深深印刻着“解放思想、实事求是”创新精神的烙印。是创新赋予了苏里格气田新的生命力，也是创新解放了苏里格，将“福气”源源不断地送向了千家万户，成就着苏里格采气人的梦想。

展望苏里格：现代化大气田的崛起

基于地质特征的选择，苏里格的开发走的是一条低成本开发的“独木桥”。在开发过程中，曾经不止一次有人疑虑“用低成本开发苏里格能够实现建设科技、绿色、环保现代化大气田的目标吗？”然而苏里格用事实告诉人们，苏里格的低成本并不是因陋就简，低成本不代表管理的低水平，低成本不等同于低效率，低成本与现代化并不矛盾。

在低成本的前提下实现苏里格的现代化管理，苏里格选择了用数字化打造现代化大气田，以先进适用的技术为基础，用科技进步消解成本的上升；以管理创新为先导，用效率提升应对成本压力；以深化体制改革为动力，有效激励挖掘人力资源潜力。

如今，苏里格已经搭建起以生产运行管理系统、采气工艺子系统、地质专家子系统、地面管网优化运行子系统、电子自动巡井和远程紧急关井为基础的六大数字化生产管理平台。系统应用后，不但能实时提供整个气田的生产数据，当生产井站出现人员闯入、装置异常等紧急状况时，系统不但能自动预警，还可通过现场监控摄像头和无线传输，给出现场实时画面，为迅速决策提供第一手的参考资料。通过与总部联网，千里之外的西安指挥中心，也可同步获得相关资料，管理效率大幅提高。

敢为人先的苏里格建设者们给这条“独木桥”赋予了独特而丰富的内容，如今的苏里格气田已经形成了80亿立方米的年处理能力，2000多口气井和近40座集气站遍布在毛乌素沙漠中，像一颗颗明珠点缀在毛乌素沙漠的腹地，以科技、绿色、环保的全新姿态矗立在鄂尔多斯盆地。

推荐第10篇：长庆油田钻井井控实施细则

长

庆

油

田

石油与天然气钻井井控实施细则

二 O O 六 年 九 月

目

录

第一章

总

则 第二章

井控设计

第三章

井控装臵的配套、安装、试压、使用和管理 第四章

钻开油气层前的准备和检查验收 第五章

油气层钻进过程中的井控作业

第六章

防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理 第七章

井控技术培训 第八章

井控管理 第九章

附

则

附件1-1 “三高”油气井定义 附件1-2 关井操作程序

附件1-3 顶驱钻机关井操作程序 附件1-4 井控装臵图 附件1-5 防喷演习记录格式 附件1-6 坐岗记录格式

附件1-7 钻开油气层检查验收证书格式 附件1-8 钻井井喷事故信息收集表

附件1-9 长庆石油勘探局井控设备管理台帐 附件1-10 常用压井计算公式 附件1-11 四种常规压井方法

第一章

总

则

第一条 为了深入贯彻SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》、《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》、Q/CNPC115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，进一步推进长庆油田井控管理工作科学化、规范化，提高长庆油田的井控管理水平，有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。

第二条

长庆油田各单位应高度重视井控工作，贯彻“安全第一，预防为主，环保优先，综合治理”的方针，树立“以人为本”、“井喷就是事故”、“井喷是可防可控”的理念，严格细致，常抓不懈的做好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条

井控工作是一项系统工程。长庆油田的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门都必须十分重视，确保各项工作协调有序进行。

第四条

长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。日常井控工作的重点在钻井队、关键在班组、要害在岗位。

第五条

本细则依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》并结合长庆油田的特点而制定。包括：井控设计，井控装臵配套安装试压使用和管理，钻开油气层前准备和检查验收，油气层钻进过程中的井控作业，防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施，井喷失控处理，井控技术培训和井控管理等八个方面内容。适用于所有在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章

井控设计

第六条

井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，长庆油田地质、工程设计部门都要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。从事“三高”油气井(“三高”油气井定义见附件1，下同)设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具有相应的现场工作经验和中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称。

第七条

钻井地质设计应包括以下井控方面内容：

(一) 钻井地质设计书应根据物探及本构造临近井和临构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料。在可能含H2S（或CO）等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

(二) 在已开发调整区钻井，钻井地质设计书中应明确：本井区主地应力方向，注水井方位、距离、注水量、注水开始时间。油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第八条 钻井工程设计书中应明确钻井必须装防喷器，并按井控压力级别要求进行井控装臵的配备设计。若因地质情况不装防喷器，应由生产建设单位所委托的设计部门和钻井公司、环保部门共同论证，在设计中确认，并由生产建设单位井控工作第一责任人签字批准。

第九条

钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力等资料，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

(一) 同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

(二) 新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

(三) 在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m。

(四) “三高”油气井的生产套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且固井水泥必须返到地面。

第十条

长庆油田油气井常用的井身结构 (一) 天然气井

井身结构大致可按以下几种情况确定：

1、预测储层天然气组分中H2S含量＜75mg/m3的气田内的探井、开发井可采用Ф273mm(Ф245mm)表层套管+Ф178mm(Ф140mm)套管完井。

2、预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3时采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入含硫气层顶部，挂Ф127mm尾管完井。

3、气田以外区域探井，采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入目的层顶部，挂Ф127mm尾管。或采用Ф340mm表层套管+Ф245mm技术套管，挂Ф178mm尾管，再往下挂Ф127mm尾管，上部回接Ф178mm套管。

4、天然气井表层套管井深要求：

（1）表层套管井深＞500m，且进入稳定地层＞30m。 （2）特殊情况执行设计要求。 （3）表层固井水泥返至地面。

(二) 油井

油井的井身结构，一般采用Ф245mm表层套管+Ф140mm油层套管。且必须遵循以下要求：

1、油井表层套管必须钻穿上部疏松地层，进入硬地层30m-50m，对于油层压力较高的井，表层套管要适当加深。

2、表层套管必须固井，水泥返至地面，且封固良好。

3、有浅气层的井，应将表层套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

4、特殊情况执行设计要求。

第十一条 钻井工程设计书中应明确天然气井或装防喷器的油井每层套管固井开钻后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层3-5m时，用低泵冲做地层破裂压力试验（丛式井组只在井组的第一口井进行地层破裂压力试验，其它井不做），并做出压力与排量关系曲线。算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。注意试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：

1、井口设备的额定工作压力；

2、套管最小抗内压强度的80%。

第十二条 钻井工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值。附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:油井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。同时，必须注意以下几点： (一) 钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定、井下安全和经济的原则。

(二) 在具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装臵配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。

(三) 含硫油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

(四) 探井、预探井、资料井应对随钻地层压力预（监）测技术提出要求。

第十三条 预测储层天然气组分中 H2S含量≥75mg/m3的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。若进行欠平衡作业，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控、防火、防H2S等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

第十四条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》标准选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十五条 钻井工程设计书还应包括以下内容： (一) 明确满足井控要求的钻前工程及合理的井场布臵和放喷管线的安装要求。

(二) 明确钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，含H2S、CO等有毒有害气体的油气井的安全防护措施。

(三) 明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装臵和灌注装臵的配备要求，以满足井控技术的需求。

第三章

井控装置的配套、安装、试压、使用和管理

第十六条

井控装臵配套原则

(一) 防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。

(二) 防喷器的通径级别应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。同时应安装防偏磨法兰。

(三)含硫地区井控装臵选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》的规定。

(四) 防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第十七条

长庆油田油气井井控装臵基本配套标准

(一) 气田开发井井控装臵基本配套标准

1、井口装臵从下到上为

FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器。见附图一。 预测上古生界有异常高压油气层的井及预测储层天然气组分中 H2S含量≥75mg/m3的井必须安装环形防喷器。见附图二。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。见附图

五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。(二) 天然气探井、区域探井井控装臵配套标准

1、井口装臵从下到上为

⑴天然气探井：FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器+FH28-35防喷器。见附图二。

⑵区域探井：FSP35-70四通+2FZ35-70双闸板防喷器+FZ35-70单闸板防喷器+FH35-35防喷器 或FSP35-35四通+2FZ35-35双闸板防喷器+FZ35-35单闸板防喷器+FH35-35防喷器（根据地层压力选择）。见附图三。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。见附图

六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀，方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。

(三) 在区域探井、“三高”油气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装臵的压力等级和通径一致。其安装位臵由钻井工程设计书确定。

(四) 油井分为Ⅰ、Ⅱ类

1、Ⅰ类油井，一般是指：

⑴ 异常高压的井和受注水影响压力异常井； ⑵ 有浅气层的井； ⑶ 注水区块的漏失井； ⑷ 气油比大于100m3/t区块的井; ⑸ 油田勘探井、评价井; ⑹ 含CO区块的井。

Ⅰ类油井必须安装防喷器，其安装配套标准为： ⑴ 井口安装14MPa及以上的单闸板防喷器。见附图四。 ⑵ 钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。 ⑶ 配单翼节流管汇和压井管汇，见附图

七、图八。⑷ 控制设备配远程液压控制台。

2、Ⅱ类油井，是指除Ⅰ类油井以外的井。

按照本细则第八条执行，同时井口必须留出高度适当完好的表层套管接箍或装好底法兰。

3、特殊井按单井钻井工程设计书要求执行。

(五) 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆，钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。

(六) 天然气井钻井队必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装臵；“三高”油气井配备液气分离器。

第十八条

井控装臵检修周期规定

(一) 防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇等装臵，现场使用或存放不超过半年。

(二) 井控装臵已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装臵完好的基础上可延期到完井。

(三) 实施压井作业的井控装臵，完井后必须返回井控车间全面检修。

第十九条

井控装臵的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装臵在井控车间的检修，检修内容按SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》规定执行。同时，井控车间建立检修工艺流程、质量要求和出厂检验制度，报勘探局工程技术管理部门审批后执行。

第二十条

设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装臵。 第二十一条

井控装臵的安装标准。

(一) 表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差：天然气井≤3mm，油井≤5mm。

(二) 底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；底法兰下用水泥填补、固牢。

(三) 顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

(四) 各法兰螺栓齐全，对称上紧，钢圈上平，螺栓两端公扣均匀露出。

(五) 井口用四根Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧。

(六) 具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装臵，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。

(七) 在任何施工阶段中，防喷器半封闸板芯子必须与使用的钻杆、套管尺寸相符。

(八) 防喷器上面装挡泥伞，保持清洁。

第二十二条 防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配，防喷器远程控制台安装要求：

(一) 防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。(二) 安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有5m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

(三) 远控台的液控管线与防喷管线距离大于1米；车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物和作为电焊接地线或在其上进行割焊作业。

(四) 远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-1.0MPa；并配臵气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.1MPa。

(五) 电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

(六) 远程控制台待命状态时，油面高于油标下限100-150mm，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为17.5 -21MPa ，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

(七) 远程控制台控制全封闸板的换向阀手柄用限位装臵控制在中位，其他三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开、关状态一致。

第二十三条

井控管汇应符合如下要求：

(一) 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

(二) 四通两侧各有两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

(三) 天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。必须使用经过检测合格的管材；防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不能现场焊接、不能交叉、不能用由壬连接。高含硫油气井节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线应采用抗硫的专用管材。

(四) Ⅰ类油井可使用高压专用软防喷管线，但每口井必须进行试压检查和外观等检查，防止橡胶老化后失效。

(五) 节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

(六) 放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井放喷管线应装两条，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。油井放喷管线装一条，接出井口50m以远。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远且两条放喷管线的夹角为90°-180°。

确因井场周围地形条件和环境限制，放喷管线无法满足上述要求，应由钻井公司工程项目部组织工程技术、安全环保等部门共同研究，制定具体措施，并由钻井公司工程项目部井控工作第一责任人签字批准后实施。

(七) 放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

(八) 放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的专用铸钢弯头或使用专用90°铸钢加厚两 (三)通。

(九) 放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓或卡子固定，卡子下面要垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧要用卡子固定；悬空处要支撑牢靠。

(十) 水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

(十一) 钻井液回收管线内径≥78mm，出口应接至1#循环罐并固定牢靠；拐弯处必须使用角度＞120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

(十二) 压井管汇与节流管汇装在井架的两侧。

(十三) 使用抗震压力表，量程应满足现场使用要求，压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。

(十四) 放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。(十五) 井场应配备点火装臵和器具。 第二十四条

井控装臵的试压。

(一) 井控装臵的试压是检验其技术性能的重要手段，下列情况必须进行试压检查。

1、井控装臵从井控车间运往现场前；

2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后；

4、进行特殊作业前。(二) 井控装臵试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间按井场连接形式用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井控装臵在现场安装好后，试验压力应在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管汇和节流管汇(节流阀前)试压到额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格(允许压降参考值≤0.7MPa)。

4、防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装臵试压介质均为清水(北方地区冬季加防冻剂)。

第二十五条

井控装臵及管线的防冻保温工作

(一) 远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响开、关防喷器和液压阀的操作。

(二) 远程控制台贮能器胶囊的工作温度在－10℃～70℃范围，如低于－10℃胶囊会脆裂破损，因此冬季远程控制台活动房内要进行保温。

(三) 防喷器、防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线的防冻保温有以下几种方法：

1、排空液体

⑴ 把防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。

⑵ 用压缩空气将防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。

将防喷管汇、节流、压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。第二十六条

井控装臵的使用执行以下规定：

(一) 环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。

(二) 套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

(三) 具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

(四) 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

(五) 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。(六) 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

(七) 检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

(八) 钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

(九) 井场应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具。

(十) 防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

(十一) 有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

(十二)平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

(十三) 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

(十四) 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

(十五) 套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

第二十七条

钻具内防喷工具(包括方钻杆上、下旋塞，回压凡尔、钻具止回阀、防喷钻杆单根等)的管理。

(一) 应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。

(二) 准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。

(三) 管具公司负责内防喷工具的管理，定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证。试压时间超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

(四) 钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。(五) 旋塞阀在现场每起下一趟钻开、关活动一次；钻井队要填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况。

第二十八条

井控装臵的管理执行以下规定：

(一) 井控装臵的管理维修由管具公司井控车间负责。井控装臵现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查；副司钻负责远控房的操作、检查。井架工负责防喷器的维护、检查；内钳工负责上、下旋塞和回压凡尔及开、关工具的保管、操作；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇的维护、检查。

(二) 所有井控装臵必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制，并填写保养和检查记录。

(三) 井控车间应设臵专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第二十九条 所有井控装备及配件必须是经中国石油天然气集团公司认证具有资格的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

第四章

钻开油气层前的准备和检查验收

第三十条 钻开油气层前钻井队必须做到：

(一) 对全套钻井设备，重点对井控设备、井控管理制度的落实及执行情况、防火、防爆及安全防护设施、检测仪器、钻井液材料及钻井液加重材料的储备情况等进行一次全面的检查，对查出问题及时整改。

(二) 调整井、先注后采区块井应指定专人按要求检查邻近注水、注气井停注、泄压情况。

(三) 向全队职工进行技术交底。交底的主要内容包括：所钻油气层的基本岩性、油气层压力情况、有毒有害气体含量和层位、井控装臵的性能、钻井队主要工艺技术措施、设计钻井液密度、钻井液储备要求、井控物资储备情况、关井程序的实施要求和坐岗制度的落实等。

(四) 在进入油气层前50m～100m，按照未钻井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。

(五) 钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含H2S、含CO地区还应进行防H2S、防CO演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。防喷演习关井速度要求：钻进中为2分钟；起下钻杆时为3分钟；起下钻铤时为4-5分钟；空井为2分钟。演习结果要填入防喷演习记录。 (六) 强化钻井队干部在生产现场24小时轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。

(七) 在进入油气层前50m～100m，井控坐岗工要佩戴正压空气呼吸器对钻井液出口有毒有害气体进行检测，未发现有毒有害气体时，开始定点坐岗观察溢流显示和循环池（罐）液面变化，并填写“井控坐岗记录”（格式见附件6），发现异常情况，立即报告司钻或值班干部采取措施。

(八) 钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。

(九) 开始执行禁火令和动火审批手续。第三十一条

钻开油气层前的井控验收

(一) 钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

(二) 钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。

(三) 探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井由钻井公司主管井控的领导牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，并会同油田分公司工程技术管理部门及项目组有关人员，进行检查验收。

(四) 除探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井外，其余井由钻井公司工程项目部主管领导或技术负责人牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，按钻开油气层的要求进行检查验收。油井丛式井组由项目部组织对第一口井进行验收，后续井在HSE监督员的监督下由钻井队自行组织验收。但如果在本井组中任一口井发生油气浸，后续井必须由工程项目部组织验收。油田分公司项目组有关人员督促和抽查验收情况。

(五) 经检查验收合格、批准后方能钻开油气层。

第五章

油气层钻进过程中的井控作业

第三十二条 有下列情况之一者，不准钻开油气层： (一) 未执行钻开油气层申报审批制度； (二) 未按设计储备重钻井液和加重材料； (三) 井控装备未按要求试压或试压不合格； (四) 井控装备不能满足关井和压井要求； (五) 内防喷工具配备不齐或失效； (六) 防喷演习不合格； (七) 井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十三条 油气层钻进过程中，及时发现异常情况并准确界定井控险情，采取正确、有效的控制措施，是井控工作中的关键。

(一) 有关名词定义

1、油气侵：是指在钻井过程中，地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体(油、气、水)将侵入井内，在循环过程中上返，钻井液池面上有气泡、油花等现象。

2、溢流：是指地层流体侵入井内，推动井内液体在井口形成自动外溢的现象。若钻井液在循环，则井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后钻井液自动外溢。

3、井涌：是指溢流进一步发展后，出现钻井液涌出井口的现象。

4、井喷：是指井筒内液柱压力低于地层压力，地层流体自井筒喷出地面。

5、井喷失控：是指井口无法正常控制井喷，井喷完全或部分失控，大量有毒有害气体外泄、发生大面积特大环境污染，周围群众正常生活、生命及财产安全等受到严重影响。

6、井喷失控着火：是指井喷失控事故引起火灾，造成人员伤亡和重大社会影响。

7、一次井控：是依靠适当的钻井液密度来控制地层孔隙压力，使地层流体不能浸入井内的一种控制方法。也就是通过井内钻井液柱的压力来平衡地层压力。因此，要求在各种工况下，要始终保持井内钻井液液柱压力略大于地层压力。

8、二次井控：是指一级井控失败，地层流体侵入井内，出现溢流、井喷，依靠地面设备和适当的井控技术使井内压力恢复到初级井控状态的控制方法。

9、三次井控：是指二级井控失败，地面设备已不能控制井口，地层流体无控制的涌入井内，喷出地面时，重新恢复对井口的控制抢险。

(二) 不同情况下的处臵程序

1、发生油气浸后由钻井队按《钻井队井控应急预案》和本细则第四十二条处臵，在1小时内汇报到工程项目部应急办公室，并随时向工程项目部汇报处臵情况。

2、发生溢流后钻井队在第一时间内汇报到工程项目部，由工程项目部按《工程项目部井控应急预案》和本细则第四十三条处臵，1小时内汇报到钻井公司应急办公室，并随时向钻井公司应急办公室汇报处臵情况，钻井公司根据处臵情况在24小时内上报勘探局(油田公司)应急办公室。

3、发生井涌、井喷后在第一时间内汇报到钻井公司，由钻井公司按《钻井公司井控应急预案》和本细则第四十

三、第四十四条、第四十五条条处臵，在2小时内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，并随时向勘探局(油田公司)应急办公室汇报处臵情况。

4、发生井喷失控、井喷失控着火后在第一时间内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，按勘探局(油田公司)《重大井喷事故救援预案》和本细则第五十四条、第五十五条处臵。

第三十四条

钻开油气层后，安装防喷器的钻井队应每天白班对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装臵按要求进行试压。

第三十五条 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井过程中当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后才能实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，同时要及时上报。发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

第三十六条 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常排量循环一周时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

第三十七条 规范操作，立足搞好一次井控；加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。

(一) 录井人员要及时观察气测值，发现气测值升高或超过临界值时，要及时向钻井队值班干部下达书面通知；井控坐岗工观察钻井液出口返出量的变化、钻井液性能变化及钻井液池液面增减情况，含H2S及含CO区域还应佩带正压空气呼吸器进行有毒有害气体检测，每30分钟记录一次，发现溢流、井漏、有毒有害气体及油气显示等异常情况，应立即报告司钻，并加密观察和检测。

(二) 钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势变化、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录，发现异常，立即停钻观察；并把方钻杆提出转盘面，根据实际情况采取相应措施。

(三) 在油气层中起下钻作业时：

1、保持钻井液有良好的造壁性和流变性；起钻前充分循环井内钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，并记录对比，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3；

2、钻杆每起3-5柱灌一次钻井液，起钻铤及重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。

3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，尽可能下钻到正常井段，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s；

4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。

5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。

6、发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。

(四) 发现溢流要及时发出报警信号：信号统一为：报警一长鸣笛，关井两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。 (五) 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。根据井漏程度反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。

第三十八条

测井、固井完井等作业时，均应严格执行安全操作规程和井控措施，以便有效避免井下复杂情况和井喷事故的发生。

(一) 电测作业应注意的事项

1、钻井队与测井队要共同制定和落实电测作业时发生溢流的应急预案。

2、井控坐岗工注意观察井口，每测完一条曲线及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，有异常情况立即报告值班干部。

3、根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。

4、若发现井口外溢，停止电测作业，起出电缆强行下钻。发现井喷，来不及起出电缆时，根据应急预案的要求，将电缆剪断扔于井中，实施关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆，并视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施。

(二) 下套管、固井作业应采取的措施

1、下套管前，检查好防喷器，并在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井用。

2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。

4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

(三) 对“三高”油气井油（气）层套管的固井质量应使用变密度测井或其它其它先进有效的测井技术进行质量评价，水泥胶结质量合格井段应达到封固段长度的70％以上。对于漏失严重、地层破碎易塌井段先治理后固井。对于固井质量存在严重问题的井，要采取有效措施进行处理，确保达到封固目的。

(四) 中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装臵符合安装、试压要求的前提下进行。

第三十九条 空井及处理井下事故时保证井控安全的措施 (一) 打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速度，定时下钻通井，及时排出油气浸钻井液。

(二) 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。

(三) 处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力的影响，保证液柱压力大于地层流体压力。

(四) 在油气层套管内进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应提高钻井液密度，压稳油气层。

(五) 对重大施工和关键技术环节，钻井公司应依据井下事故及复杂情况程度，制定相应措施，由其上级工程技术主管部门批准后，再安排相应能力的生产技术人员在现场指导，保证对现场工作提供必要和有效的技术支撑。

第四十条 下列情况需进行短程起下钻检查油气浸和溢流：

(一) 钻开油气层后第一次起钻前；(二) 溢流压井后起钻前；

(三) 钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；(四) 钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前； (五) 钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；

(六) 需长时间停止循环进行其它作业(电测、下套管、下油管、中途测试等)起钻前。

第四十一条 短程起下钻的基本作法如下：

(一) 一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受浸污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；

(二) 特殊情况时(需长时间停止循环或井下复杂时)，将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气浸，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。

第四十二条 发现油气浸后应立即停钻，及时循环除气、观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气浸现象消除，恢复正常钻进。

第四十三条 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序(见附件

2、附件3)迅速关井；关井作业应做到：

(一) 发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力，套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。

(二) 天然气井钻井队原则上要求配臵液面自动报警装臵和坐岗房，钻井液增减量超过1m3立即报警、2m3关井；油井钻井液增减量超过2m3立即报警、3m3关井。

(三) 关井、开井应注意的问题

1、关井前

(1) 必须清楚井口防喷装臵组合尺寸，压力级别及控制对象。

(2) 控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。 (3) 了解各控制闸门开启状况。

(4) 在条件允许时，争取往井内多下钻具，以便更有利于压井作业，如情况紧急，必须立即实施关井。

2、关井(软关井) (1) 关井前必须首先创造井内流体有畅通通道。

(2) 环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装臵。

(3) 关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆接头未提出转盘面关井以及井内有钻具时使用全封闸板关井等错误操作。

3、关井后

(1) 关井后应及时、准确求得关井立管压力、关井套压，并观察、记录溢流量。

(2) 当溢流发生时，井底周围地层液体已开始进入井内，这时地层液体压力下降，以至于在刚关井后的一段时间，井底压力并不等于地层压力。在一段时期以后，井底压力将由于地层压力而升高，直至等于地层压力。对于具有良好渗透率的地层，井底压力与地层压力间建立起平衡需10-15分钟，因此，关井后在套压不超过允许关井最高压力的情况下，关井时间不少于15分钟，求取立压、套压以准确的计算地层压力，为压井计算提供依据。

(3) 接回压凡尔时立压求取方法。慢慢的启动泵并继续泵入，到泵压有一突然升高时留心观察套压，当其开始升高时停泵读出套压即将升高时的立管压力。如套压升高到关井套压值以上某个值，则从立管压力减去这个值即得关井立管压力。

(4) 关井后原则上不允许活动井内钻具。

(5) 各岗位应认真检查所负责装备的工作情况，并做好防火、加重、除气、警戒等工作。

(6) 在允许关井套压值范围内严禁放喷。

(四) 开井

1、检查手动锁紧装臵是否解锁。

2、检查立压、套压是否为零。

3、先开节流阀，然后从下至上开防喷器，关液动阀，并认真检查是否完全开启、关闭。

4、开井泄压一定要从节流放喷管线进行，且开各种闸阀的顺序应当是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开、关困难。严禁以开防喷器的办法进行泄压。

第四十四条 关井后处理方法及措施 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施：

1、关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：

(1) 当关井套压也为零时，说明环形空间钻井液浸污并不严重，保持原钻进时的流量、泵压，以原泥浆敞开井口循环,排除受浸污钻井液即可。

(2) 当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。循环中应注意勤测量钻井液密度，同时不能将受侵污的钻井液重新泵入井内。在达到对溢流的控制以后，可以适当的提高钻井液密度，使井内压力得到更好的平衡。

2、关井立管压力不为零时，表明由未侵污的钻井液液柱压力不足以防止地层液体侵入井眼，所以必须提高钻井液密度，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：

(1) 所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。

(2) 根据计算的压井参数和本井的具体条件(溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装臵的额定工作压力等)，结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。

3、空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。

4、天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

5、压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、泥浆泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。

6、加重钻井液要慎重，预防密度太高导致井漏。加重时要适量加入降失水剂、稀释剂，以降低失水、改善泥浆的流动性和泥饼质量，并加入烧碱水将PH值提高到9-10。

7、压井过程中发生井漏时，应向环空灌入钻井液以降低漏速。维持一定液面，保持井内压力平衡，然后堵漏。

第四十五条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一者，应采取放喷措施。

(一) 钻遇浅层气；(二) 井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；

(三) 井口压力超过井控装臵的额定工作压力；(四) 井口压力超过套管抗内压强度的80%； (五) 井控装臵出现严重的泄漏。

(六) 地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。

第六章

防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理

第四十六条

井场布臵要求

(一) 油气井井口距铁路、高速公路＞200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性高危场所＞500m；距高压线及其它永久性设施＞75m。在钻井作业期间应撤离距油气井井口100m范围内的居民；对“三高”油气井和区域探井，在钻开油气层前2天到完井期间，应建立预警预报制度，由钻井队向周围居民提前告知，并及时做好地质预报，发现异常立即启动应急预案。对特殊情况，应进行专项安全风险评估，并采取或增加相应的安全保障措施。

(二) 在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设臵在井口装臵及储油设施季节风的上风侧位臵；锅炉房与井口相距＞50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距＞20m。

(三) 井场、钻台、油灌区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设臵明显的安全防火标志，并悬挂牢固。

第四十七条

防火防爆要求

(一) 井场严禁吸烟,严禁使用明火。确实需要使用明火及动用电气焊时，严格按照动火等级办理动火手续，落实防火防爆安全措施。

(二) 柴油机排气管距井口15米以上，不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装臵。

(三) 钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。

(四) 井口有天然气时，禁止铁器敲击。井场工作人员穿戴“防静电”劳保护具。

(五) 生活区及井场值班房、工作间摆放均应避开放喷管线。

第四十八条

消防设施及管理

(一) 井场消防器材应配备推车式MFT35型干粉灭火器3具、推车式MFT50型干粉灭火器2具、MFZ型8kg干粉灭火器10具、2～3kg CO2灭火器5具、5kg CO2灭火器2具、消防斧2把、消防锹6把、消防桶8只、消防毡10条、消防砂4m

3、消防专用泵1台、Φ19mm直流水枪2只、水罐与消防泵连接管线和快速接头各1个、消防水龙带75m。

(二) 消防器材要有专人管理，定期检查保养，严禁挪作它用。灭火器实行挂牌管理。

(三) 井场集中放臵的消防器材，应设臵专用的移动式消防器材房。

第四十九条

电器安装

(一) 井场电器设备、照明器具及输电线的安装、走向与固定符合安全及防火要求。

(二) 钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制。电器控制开关距探井、“三高”油气井井口不小于30m，距其它油气井井口不小于15m。

(三) 远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制。

(四) 电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备。

(五) 使用通用电器集中控制房或MCC(电机控制)房，地面使用电缆槽集中排放。

第五十条

含硫油气井应严格执行SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免环境污染和人身伤亡。

(一) 在钻台上、震动筛、远控房、井场入口处等地应设臵风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

(二) 在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。

(三) 含H2S或CO油气井、气探井应配备1套固定式多功能气体检测仪，5台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，10套正压式空气呼吸器，并配备一定数量的正压式空气呼吸器作为公用。其它井场应配备2台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，6套正压式空气呼吸器。并做到人人会使用、会维护、会检查。

(四) 当检测到空气中H2S浓度达到15 mg/m3或CO浓度达到30 mg/m3时，立即启动钻井队应急程序，现场人员应：

1、当H2S气体浓度达到15mg/m3或CO浓度达到30 mg/m3，可循环观察，并随时监测气体浓度的变化。在上风口开启充气机随时准备给正压式空气呼吸器气瓶充气。切断危险区的不防爆电器的电源。

2、非作业人员应立即疏散到上风口安全处待命并由HSE监督员清点人数。应急突击队人员戴好正压式空气呼吸器，检查井口是否已控制；井控座岗工戴好正压式空气呼吸器负责测定现场H2S或CO浓度；卫生员随时准备急救。

3、当H2S气体浓度超过30 mg/m3或CO气体浓度超过60 mg/m3，现场人员全部戴上正压式空气呼吸器，撤离现场非应急人员，切断现场可能的着火源，并安排两人佩带正压式空气呼吸器在下风口100m处有监测毒有害气体浓度。

4、按本细则第四十二条、第四十三条进行循环或压井处臵，以减少H2S、CO溢出量。

5、待险情核实后，钻井技术员向项目部应急办公室及相关单位汇报、请示；钻井队值班干部同外部救援力量取得联系。

6、如果发现有人中毒，立即抬到上风口安全区由卫生员负责实施现场急救，同时与具有救治能力的医院联系，由钻井队队长落实车辆，在抢救的同时派人立即送医院。

7、现场正压式空气呼吸器的气源无法保障且H2S浓度超过30 mg/m3或CO超过60 mg/m3时，应立即安排现场所有人员撤离。

(五) 当检测H2S浓度达到30 mg/m3或CO浓度达到60 mg/m3的安全临界浓度时，应启动项目部应急程序，现场人员应：

1、佩带正压式空气呼吸器；

2、向上级（第一责任人及授权人）报告；

3、指派两人佩带正压式空气呼吸器在主要下风口距井口100m处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密；

4、按本细则第四十三条、第四十四条进行处臵，控制H2S或CO泄漏量；

5、切断作业现场可能的着火源；

6、通知救援机构。

7、若下风口100m处H2S浓度达到75 mg/m3或CO浓度达到125 mg/m3时，立即通知附近当地政府组织周围居民撤离。撤离路线依据风向而定，应向上风向、高处撤离。

9、若现场H2S达到150 mg/m3或CO浓度达到125 mg/m3时，先切断电源、关闭柴油机，立即组织现场人员应全部撤离；撤离路线依据风向而定，应向上风向、高处撤离。

(六) 含硫地区钻井液的PH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中H2S浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中H2S检测浓度在50mg/m3以下。除气器排出的H2S或CO应引出井场在安全的地点点燃。

(七) 含硫油气井作业相关人员上岗前应接受H2S或CO防护技术培训，经考核合格后上岗。

(八) 钻井队技术人员负责防H2S或CO安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防H2S或CO安全技术交底，对可能存在H2S或CO的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。 (九) 当在空气中H2S或CO含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》中的相应要求做好人员安全防护工作。

(十) 发现溢流后要立即关井，尽快进行压井。当含H2S或CO气体的钻井液到井口时，应及时放喷，并由专人佩带防护用具点火，将气体烧掉。

(十一) 钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防H2S或CO的应急预案，并组织演练。一旦H2S或CO溢出地面，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。

(十二) 一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和安全技术人员在井场值班。

(十三) 控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚H2S或CO的地方进行浓度检测。待H2S或CO浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

第五十一条

发生井喷失控时，作业现场前期应急行动要执行以下临时处臵原则：

（1）疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡； （2）组织现场力量，控制事态发展；

（3）调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救； （4）保持通讯畅通，随时上报井喷事故险情动态； （5）分析现场情况，及时界定危险范围；

（6）分析风险，在避免发生人员伤亡的情况下，组织抢险。 第五十二条

井喷失控后的处臵程序

(一) 井喷失控后，事故单位要在第一时间内向勘探局(油田公司)应急办公室汇报，勘探局(油田公司)应立即启动《重大井喷事故应急救援预案》进行处臵，并按井喷事故逐级汇报制度的要求向上一级部门汇报。现场抢险指挥小组应立即制定现场人员撤离方案，集中统一领导，技术、抢险、供水、治安、生活供应、物资器材供应、医务等分头开展撤离组织工作，确保现场人员全部安全撤离。

由工程项目部安全环保办公室负责，确定专人佩戴正压式空气呼吸器，在井场周围安全范围内设臵观察点，定时取样，测定井场周围各处天然气、H2S或CO含量，划分安全区域和标明警戒线。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府作好井场周围居民的疏散工作。工程项目部及油田公司项目组及时向当地安全生产监督部门报告，并按SY/T 6203-1996《油气井井喷着火抢险作法》的要求做好人身安全防护工作和进行抢险准备。

(二) 含H2S井井喷失控后的处理

H2S浓度达到150mg/m3的高含硫井，在人员生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火，油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任(特殊情况由施工单位自行处臵)。并按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的要求做好人员撤离和人身安全防护。

第七章

井控技术培训

第五十三条

按中国石油天然气集团总公司《石油与天然气钻井井控规定》要求，应持证人员都必须经过培训、考核并取得井控操作合格证后才能上岗，严禁无证上岗。凡没有取得井控操作合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

(一) 井控培训单位必须经中国石油天然气集团公司批准、授权后，才具有颁发井控操作合格证的资格；井控培训教师必须取得中国石油天然气集团公司认可的井控培训教师合格证，才能参与井控培训。

(二) 井控培训要求：

1、初次持证培训时间要达到8天(49学时)以上；

2、井控复审培训时间要达到4天(25学时)以上；

3、实践操作必须保证1天以上；

4、采用脱产集中培训的方式。受训人员要集中到井控培训站或承担钻井井控培训的单位进行系统培训。施工现场的井控培训可以作为提高人员操作技能的帮促手段，不能依此发证。

5、必须对理论和实践操作同时考核，考核合格后才能发证。

6、井控操作合格证有效期为两年，每两年进行一次复审培训，考试合格者重新发给井控操作合格证或在原证上由主考人签字、主考单位盖章认可，不合格者，应吊销井控操作合格证。

(三) 井控操作证制度的管理和落实：

1、勘探局钻井队伍的井控操作证制度落实由勘探局工程技术管理部门监督执行。其他队伍井控操作证制度的落实由建设方工程技术管理部门监督执行。

2、凡在长庆油田施工的钻井队伍，必须持有长庆油田认可的井控操作合格证。井控应持证人员的培训、考核和发证由长庆石油勘探局井控培训站负责。

3、对勘探局钻井队伍应持证人员，井控培训部门在培训考核后，应向勘探局工程技术管理部门和人事劳资部门上报考核成绩、发证人员名单、考核未合格吊销井控操作合格证人员名单等相关培训资料，便于备案审查。

4、对其它钻井队伍应持证人员，井控培训部门在培训考核后，应向建设方工程技术管理部门上报考核成绩、发证人员名单、考核未合格吊销井控操作合格证人员名单等相关培训资料，便于备案审查。第五十四条

井控技术培训内容要求如下： (一) 井控工艺：

1、井控及相关的概念；

2、井喷、井喷失控的原因及危害；

3、井下各种压力的概念及其相互关系；

4、溢流的主要原因、预防与检测；

5、关井方法与程序；

6、常用压井方法的原理及参数计算；

7、H2S、CO的防护和欠平衡钻井知识；

8、井控应急预案；

9、井喷案例分析。(二) 井控装臵：

1、各种防喷器的结构、原理、性能、规范、操作方法、维护方法和注意事项。

2、防喷器控制系统的组成、作用、工作原理、常用类型、主要部件和正常工作时的工况。

3、节流、压井管汇的组成、功用、主要技术参数、主要阀件、液动节流管汇与液控箱。

4、各种内防喷工具的结构、原理、性能、规范、操作方法、维护方法和注意事项。

(三) 其它有关井控规定和标准。第五十五条

井控培训对象及要求：

(一) 对钻井队工人(包括井控坐岗工)及固井技术人员、现场地质录井人员、钻井液技术人员的培训，要以能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、会对井控装臵进行安装、使用、日常维护和保养为重点。

(二) 对钻井队技术人员以及欠平衡钻井、取心、定向井(水平井)等专业技术人员的培训，要以正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、掌握压井程序、实施压井作业、正确判断井控装臵故障及具有实施井喷及井喷失控处理能力为重点。

(三) 对井控车间技术人员和现场服务人员的培训，要以懂井控装臵的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断和排除故障为重点。

(四) 对油田公司和钻井承包商主管钻井生产的领导和其它指挥人员、负责钻井现场生产的生产管理人员、工程技术人员和现场监督的培训，要以井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次控制及组织处理井喷失控事故为重点。

(五) 对钻井工程和地质设计人员、井位踏看和钻前施工人员、现场安全管理和监督人员的井控技术培训，要以井控基本知识和相关井控管理规定、标准的学习理解为重点。

第八章

井控管理

第五十六条 井控分级责任制度

(一) 勘探局、钻井承包商和油田公司主管生产和工程技术工作的局(公司)领导是井控安全第一责任人。

(二) 勘探局(油田公司)工程技术部门是井控工作的主管部门。质量安全环保部门是井控安全的监督管理部门。

(三) 勘探局、钻井承包商和油田公司分别成立井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任，成员由有关部门人员组成。领导小组负责贯彻执行井控规定，组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。

(四) 钻井公司、录井公司和油田公司项目组主管生产的领导是本公司(项目组)井控安全第一责任人。钻井公司、录井公司、油田公司项目组成立井控领导小组，负责本公司(项目组)的井控工作。

(五) 钻井公司(录井公司)各工程项目部、钻井队(录井队)、井控车间分别成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井现场井控第一责任人是钻井队(录井队)队长；班组井控第一责任人是当班司钻；溢流监测责任人是当班井控坐岗工，气测值检测责任人是当班录井工。

(六) 各级负责人按谁主管谁负责的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。

第11篇：长庆油田分公司物资计划管理办法

长庆油田分公司物资计划管理办法

2.1物资计划是需求物资的单位根据生产实际向物资主管部门通过物资管理网络HM-ERP系统提请的物资需求量。

2.2物资计划管理是按照需求计划来管理物资采供过程的活动。包括计划上报、传递、实施变更计划、检查计划的完成情况。

2.3编制物资需求计划的目的：统一管理、集中采购、降低成本、规范运作。

2.4物资需求计划编制的原则。

2.4.1、统一领导、归口管理、分级负责、不留缺口。

2.4.2、保证重点、兼顾一般、综合平衡、全面安排。

2.4.3、真实、可靠，具有严肃性、预见性和超前性。

2.5物资计划编制的依据。

2.5.1、已确定的年度产能建设项目、年度油气田生产维修计划、矿建维修计划。

2.5.2、专业部门以公务通知形式下达的物资需求采购计划。

2.5.3、需要补充的库存物资。

2.5.4、日常生产维修用料。

2.6、物资计划的分类和上报办法

2.6.1、物资计划为生产维修和产能建设项目计划。

2.6.2、各采油（气）单位生产维修物资需求计划，以小队或井区为最小单位进行编制汇总，经班组长和小队主管队长审

批后上报（网络开通者，一律从网上上报，不通者以书面上报作业区），由作业区计划管理岗在电子商务网上汇总，经主管区长审批（见附表二）后从电子商务网上提交到各采办站；科研单位、助剂厂、输油单位，由各车间或输油站计划管理岗编制计划，经车间主任或站长审批后在上报厂、处、院采办站。由采办站业务岗按《长庆油田公司物资计划报送分类目录》(见附表一)的要求分类，经采办站站长和厂级主管领导在电子商务网上逐级审批（见附表三），属油田公司管理的物资上报物资装备部；属二级单位目录采购物资由各采办站按物资采购程序组织实施。?

2.6.3、长庆油田公司各产能建设项目组工程物资计划，由各项目组材料员依据施工单位根据工程设计图纸、施工方案编制的物资计划（对如沙石、砖瓦等部分用料计划可交施工单位自行采购，但要在施工合同中规定质量标准和要求）进行汇总后，经主管项目长审批后同时提交本单位采办站和物资装备部，属二级单位目录采购物资，由各采办站按物资采购程序组织实施，属油田公司采购物资由物资装备部组织实施。?

2.6.4、油气田勘探项目组、滚动勘探项目组和其它建设项目组，由各项目组主管材料人员根据设计图纸及施工方案编制物资需求计划，经主管项目长审批后，除沙石、砖瓦等部分用料计划可以交施工单位采购外，其余计划由项目组直接从

网上上报物资装备部。?

2.7、消防器材计划，由物资装备部和各采办站通过油田公司电子商务网自动提交到油田公司公安处，经审核同意后方可组织实施。

2.8、小型计算机计划，由物资装备部通过油田公司电子商务网自动提交到油田公司技术发展处，经审批同意购置申请计划后，由物资装备部组织或由各采办站组织实施。

2.9、员工个人劳动防护用品和特种集体防护用品计划，由各单位采办站根据员工个人防护用品基础卡片和生产岗位统一编制上报油田公司，每年5月1日前上报本年度冬季劳动防护用品计划，每年12月1日前上报第二年夏季劳动防护用品计划。

2.10、非安装设备与小型工器具购置计划，由生产运行处根据油田公司生产情况编制，通过油田公司电子商务网下达物资采购公务通知单。

2.

11、石油专用管材需求计划分年度需求计划、临时追加需求计划两种

第12篇：长庆油田住房公积金提取管理办法

附件1

长庆油田住房公积金提取管理办法

第一章

总则

第一条 为规范油田单位缴存住房公积金职工提取使用住房公积金，根据《 住房公积金管理条例》 和《 西安住房公积金提取管理办法》 ，结合长庆油田实际，制定本办法。

第二条 本办法适用于油田住房资金管理中心（即西安住房公积金管理中心长庆油田分中心）管理的住房公积金缴存人的住房公积金提取。

第二章

提取条件

第三条 符合下列情形之一，并能按规定提供合法、有效证明的职工，可申请提取个人住房公积金账户内的存储余额：

（一）购买、建造、翻建、大修自住住房的；

（二）达到国家法定退休年龄，或已正式办理退休手续的；

（三）出境定居的；

（四）调离油田或管辖区域的；

（五）偿还购买自住住房贷款本息的；

（六）本人、配偶及直系亲属因重大疾病或遇到突发事件，

造成家庭生活严重困难的；

（七）职工在缴存住房公积金期间死亡或被宣告死亡．其继承人或者受遗赠人申请提取职工住房公积金的。

第四条 属于上述提取条件中第

（一）项的，可申请提取配偶及直系亲属的住房公积金。

属于上述提取条件中第

（五）、

（六）项的，可申请提取配偶的住房公积金。

第五条 对他人提供住房公积金贷款保证担保的，其本人住房公积金账户余额的保证担保部分不得提取。

第六条 购房首期付款不得提取住房公积金。

第三章

提取额度及办理时限

第七条 属于上述提取条件中第

（一）项的，提取本人、配偶及直系亲属的住房公积金总额不超过合同价款或费用总额；办理时间需在合同签订或事项发生之日起三年以内。

属于提取条件中第

（二）、

（三）、

（四）、

（七）项的，职工住房公积金账户本息一次结清，同时注销职工个人账户。

属于提取条件中第

（五）项的，提取金额不得超过当期应偿还的住房贷款本息。提前归还住房公积金贷款（商业贷款）的提取额不得超过还款余额。每年可提取一次直至贷款结清为止。

2 属于提取条件第

（六）项中因重大疾病的，提取金额不得超过个人负担的医疗费用总额；遇突发事件的，提取金额不得超过突发事件造成的损失。

第四章 提取凭证

第八条 职工提取住房公积金时须提供身份证及复印件、《 住房公积金提取申请表》 ，并按要求出具相关凭证。

第九条 职工配偶提取住房公积金的，应提供夫妻关系证明及复印件；直系亲属提取住房公积金的，应由提取人单位提供直系亲属关系证明。

第十条 委托他人办理的，须提供委托人签署的授权委托书、委托人身份证及复印件、受托人身份证及复印件。

第十一条 职工购买、建造、翻建、大修自有住房的，提供下列凭证：

（一）购买商品房、经济适用房的，提供在当地房产管理部门登记备案的《 商品房买卖合同》、首付款凭证（或购房发票）及复印件。

（二）购买现房的，提供《 商品房买卖合同》、《 房屋所有权证》 和购房发票。

（三）购买二手房的，提供房屋买卖契约、过户后的《 房屋 3 所有权证》、契税完税证明。

（四）购买油田集资建房

1．购买新建住房以及现有空置房，提供油田房产管理部门审核的购房提取人员名单及选房通知单。

2．以油田内部交易方式购买腾空住房，在交易手续办理完毕后，提供油田内部房屋交易合同原件及复印件、住房交易买方申请审批表（必须印章齐全）及复印件、住房交易费收款收据原件及复印件。

（五）建造、翻建自住住房

1．职工在城镇建造、翻建自住住房的，应提供建造住房的土地使用证（翻建住房的提供原房屋产权证）、城建规划部门批准的居民建设工程规划许可证、相关费用发票。

2．职工在农村建造、翻建自住住房的，应提供宅基地证（集体土地使用证或宅基地审批表）、村民委员会和乡镇政府出具的建房证明、相关费用发票。

3．职工大修自住住房的，应提供房屋产权证、房屋行政管理部门出具的房屋应大修证明或危房鉴定证明、相关费用发票（或分摊到本户的修缮费用发票）。

第十二条 正式办理了退休手续的，应提供单位人事部门、劳动和社会保障部门、养老保险机构的退休审批表。

第十三条 出境定居、调离油田的，应提供油田劳资部门出具的调离证明。

第十四条 职工偿还自住住房贷款本息提取时，应提供贷款合同、借据和最近一期还款证明。

最近一期还款证明是指贷款银行最近一期已扣划贷款的证明。合同约定在银行柜台直接以现金方式偿还住房贷款的，提供有银行签章的最近一期现金缴款单；合同约定采用活期存折方式偿还住房贷款的，提供有银行最近一期扣款记录的存折；合同约定用银行卡方式偿还住房贷款的，提供贷款银行出具并签章的最近一期扣款证明。

第十五条 本人、配偶及其直系亲属因重大疾病造成家庭生活严重困难的，由本人向所在单位工会申请，单位工会核实情况后，向住房资金管理中心出具证明；遇突发事件的，造成家庭生活严重困难的，由政府相关部门出具证明。非本人患病或遇突发事件的还应提供婚姻证明或直系亲属关系证明。

第十六条 职工在缴存住房公积金期间去世，继承人或受遗赠人领取的，应提供死亡证明、继承人或受遗赠人的书面申请（去世职工所在单位须加盖公章）、继承人与去世职工的关系证明（结婚证或户口薄）或受遗赠公证书和继承人或受遗赠人的身份证。

第五章

提取程序

第十七条 符合本办法第三条提取条件提取住房公积金时，应携带相应的提取凭证向单位提出提取申请。单位住房公积金业务 5 员应当就提取凭证进行核实，指导提取住房公积金申请人填写《 住房公积金提取申请表》 后审核盖章。

第十八条 单位业务人员将申请提取公积金人员的《 住房公积金提取申请表》 中的相关内容录入住房公积金管理信息系统。

第十九条 单位住房公积金管理员持职工个人《 住房公积金提取申请审批表》 ，连同相关证明材料及附件，报住房资金管理中心审批。购买油田集资建房的，应先报油田住房管理部门审批并盖章。

第二十条 住房资金管理中心按照上述要求审核，符合提取规定的，进行业务处理后，将款项直接支付给提取人所在单位财务科，再由单位财务科支付给提取人。

第六章

附则

第二十一条 相关说明

1．建造住房：是指城镇居民经房地产管理机关和城市规划管理机关等部门批准建造的住房。

2．大修住房：是指需牵动或拆换住房部分主体构件，但不需全部拆除住房。大修住房一次费用在该建筑物同类结构新建造价的25 ％以上。大修住房主要适用于严重损坏房屋。

3．重大疾病：指慢性肾衰竭、恶性肿瘤、再生障碍性贫血、慢性重型肝炎、心脏瓣膜置换手术、冠状动脉旁路手术、颅内肿 6 瘤开颅摘除手术、重大器官移植手术、主动脉手术以及卫生行政管理部门认定的其他重大疾病。

4．突发事件：是指突然发生的自然灾害、事故灾难、公共卫生事件和社会安全事件。

5．本办法中住房贷款包括住房公积金贷款、组合贷款和商业银行个人住房贷款。

第二十二条 本办法由住房资金管理中心负责解释。

第二十三条 本办法自下发之日起施行。

第13篇：长庆油田开发矿志 绝对详细

第八节 长庆油田开发

一、油田概况

延安市石油工业生产企业长庆油田是中国石油近年来储量和产量增长幅度最快、成长性最好的油气田。长庆气区是中国陆上天然气集输管网的中心枢纽，承接中亚和西部气源，承担着向北京、天津、石家庄、西安、银川、呼和浩特等40多个大中城市安全稳定供气的重任。公司现有用工总量7万余人，资产总额1340亿元。

长庆油田隶属于中国石油天然气集团公司，勘探面积37万平方公里，油气田分布在陕、甘、宁、内蒙古、晋5省（区）。其中分布在延安地区的油田有安塞油田、吴旗油田、靖安油田（部分），安塞油田由长庆油田公司第一采油厂管理，吴旗油田由长庆油田公司第三采油厂管理，靖安油田分别由长庆油田公司第一采油厂、第三采油厂、第四采油厂管理。

安塞油田位于陕西省延安市境内，横跨志丹县、吴起县、安塞县、子长县和延安市宝塔区。因第一口发现井地处安塞县境内而得名。1983年在谭家营钻成安塞油田的第一口探井塞一井，获日产64.5吨的工业油流。随后在五个区块探明含油面积206平方千米，获石油地质储量10561万吨。至2010年底，已开发26个年头，累计生产原油2707.9319万吨。

靖安油田位于陕西省靖边和志丹县境内，因当初勘探范围确定在靖边县以南，安塞、坪桥以北而得名。1994年4月，中国石油天然气总公司决定在靖边南，安塞、坪桥以北3500千米范围内，依托长

1 庆油田进行风险勘探。1995年至1998年，共钻探井194口，进尺35万米，累计探明含油面积366.1平方千米，累计探明石油地质储量2.8707亿吨。自1995年靖安油田在ZJ2井区开展先导性开发试验，到2010年底累计生产原油279.4204万吨。

吴旗油田位于延安市吴起县境内，主要分布在吴起县洛源、五谷城和薛岔乡。吴起油田因地处陕西省吴起县（2005年前为吴旗县）县城附近而得名。1964年，玉门石油管理局银川石油勘探处钻成第一口探井—吴参井，试油获得14.22立方米工业油流。1971年2月，长庆油田会战指挥部钻探吴1井，获得日产14.2吨的工业油流。1972年，钻探井33口，获得日产10立方米以上的油井4口，其中吴8井获得日产油90.7立方米高产工业油流。1973年，吴旗油田试采，至2010年累计生产原油791.9574万吨。

二、油田发展历程

（一）、安塞油田

安塞油田由中国石油天然气集团公司长庆油田分公司第一采油厂（简称采油一厂）管理。该油田是中国陆上开发最早的特低渗亿吨级整装油田，也是长庆油气区油田开发层系战略转移，储量、产量大幅增长的标志性油田，它的经济有效开发以及建设模式的形成，对长庆油气区三叠系低渗透油田的大规模开发，有着重要的示范指导作用。由于攻克了低渗、低压、低产的油田“三低”特性，实现了高效经济开发，被中国石油天然气集团公司确定为“安塞模式”在全国石油系统推广。

安塞油田地理上位于陕西省的两市四县一区„延安市的安塞县、志丹县、子长县、宝塔区和榆林市的靖边县‟十乡„安塞县的坪桥乡、

2 谭家营乡、王窑乡、槐树庄乡、子长县的李家岔乡、宝塔区的河庄坪乡和志丹县的候市乡、杏河乡、保安乡、靖边县的大路沟乡‟境内，东邻子长县李家岔乡-宝塔区河庄坪乡、南达安塞县槐树庄乡、西至志丹县双河乡-靖边县大路沟乡、北抵靖边县大路沟乡-子长县李家岔乡，面积3474平方公里。受沉积油砂体的制约，在境内由东向西依序展布着坪桥、谭南、王窑、招安、候市、杏河、杏北、和王南八个采油作业区。

安塞油田所处的区域构造单元属鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部。鄂尔多斯台坳是华北地台西部的主体，西为贺兰山台褶带及祁连褶皱带，东为山西台隆，南为秦岭褶皱带，北为阴山隆起。

1970年10月开展陕甘宁石油会战，各路人马齐聚陕甘宁，从新疆调来的队伍隶属于长庆油田会战指挥部第一分指挥部„简称长指一分部‟渭北大队，会战队伍分住在陕西彬县、旬邑和富平县的庄里一带，在地质矿产部第三普查大队所钻探的5口井的基础上，用了一年时间，动用11台钻机，在渭北打预探井17口，水文探井1口，虽然勘探成功率达85％以上，但受油层改造工艺所限，试捞结果日产量极低。

1971年底，长指一分部会战队伍整体挥师北上至富县，在解剖富县重力高的同时，在二维物探资料显示油气有利聚集地-葫芦河、洛河、安塞、志丹和吴起等地有利区甩开勘探，成果颇丰，在吴起地区吴8井喜获高产油流，从此，拉开了吴起油田会战的序幕。

1972-1975年，长指一分部领导机关、地质研究所和会战队伍，再次北上至吴起县，在集中力量进行吴起油田产能建设的同时，强化对葫芦河流域.富县直罗镇-张家湾乡地区，洛河流域甘泉下寺湾乡-桥镇乡地区的油层成藏地质研究，并进行重点勘探解剖，相继发现了

3 直罗油气田和下寺湾油田，直罗油田油层单一，油气分异好；下寺湾油田除有三叠系延长组长2油层外，还有侏罗系延安组延

8、延9油层，但多呈土豆状展布连片性差。由于两河地区油气勘探的重大突破，迎来了长指一分部领导机关、地质研究所和会战队伍的首次南下富县。

1976-1983年，因为吴起油田的建成投产，实现了原油生产零的突破，长指一分部更名为勘探开发公司。此间，勘探开发公司除了加速进行后来为支援陕北经济建设而整体移交给地方政府管理的直罗油田和下寺湾油田外，首次进入安塞探区，首批6口探井有3口„塞

1、塞

5、塞6‟喜获工业油流，尤其是塞1井获高产，一举打破勘探局面，揭开了安塞油田神秘的面纱。

1984年-1988年，在已取得重大勘探成果的基础上，加强油藏展布规律地质研究，加大安塞油田整体解剖的步伐。经过5年艰苦卓越的勘探共发现了坪桥、谭家营、王窑、候市和杏河5个含油富集区，探明含油面积206平方公里，石油地质储量10561万吨。从而，一个国内整装、大型、特低渗透、亿吨级的安塞油田诞生，成为黄土高原重要的石油生产基地。

其间，由于安塞油田的发现和钻井试油队伍的分离，勘探开发公司便更名为长庆油田第一采油厂。同时因为地下丰富的石油资源的被发现和开发，使油田呈现出一派欣欣向荣、蒸蒸日上的景象，员工的福利事业得以蓬勃发展，地下有油，地面盖楼，1989年，占地百余亩、耗资1亿5千万元左右的延安市河庄坪石油基地破土兴建，历时4年，一座座水、电、气、电视、通讯配套完善的办公楼、住宅楼、医院、学校、食堂、宾馆、商店、托儿所拔地而起，初具规模。从1993年开始，第一采油厂机关、员工陆续喜迁新居，结束了第一采油厂万名员工家属分散居住在富县、甘泉、吴起长达22年的历史，增强了企业的凝聚力，方便了油田开发生产管理和指挥。

4 安塞油田1983年塞1井投入试采，1987年投入全面开发，到2010年底经历了五个开发阶段：即油藏工程研究论证阶段、注采井组试采阶段、区块开发先导性试验阶段、全面注水开发阶段和油田扩边增储上产阶段。

1.油藏工程研究论证阶段：此阶段主要是应用油藏工程理论，探索低渗透油田注水开发的理论依据。曾先后美国CER公司、中国石油天然气总公司勘探开发研究院、长庆油田勘探开发研究院等单位进行了安塞油田注水开发科学技术攻关研究。

2.注采井组试验阶段，„1987-1988年‟：在已取得油藏工程研究成果的基础上，在安塞油田王窑油区东开辟塞6-71注采井组试验，探索注水开发的可行性。

3.区域注水试验阶段，„1988-1989年‟：在注采井组试验成功的基础上，在安塞油田王窑油区西部开辟了4.0万吨产能建设先导性注水开发试验，探索面积注水、提高单井产能的配套注采工艺技术。

4.注水时机试验阶段，„1989年-1990年‟：在区域注水开发试验取得成功的基础上，又开辟了8.0万吨的面积注水开发试验，探索注水时机、投注方式和建立有效的驱替压力糸统的条件。

5.扩边增储上产阶段，„1989-2010年‟：在此期间，坚持科技是第一生产力的发展观，注重科学技术的投入。强化油藏工程精细描述，宏观研究与微观解剖相结合，在老油田上实施控水稳油降递减技术的同时，加强每年产能建设地质方案的优选、实施和随钻跟踪分析，坚持“先肥后瘦、先易后难”的原则，寻找扩边增储有利区块，奠定安塞油田稳定上产的物资基础，获得了油田含油面积和石油地质储量迅速增长的结果。

安塞油田含油面积的拓展，石油地质储量的增加，有力地支撑了每年产能建设的有效实施，有效地促进了原油生产大幅度增长。1997

5 年，安塞油田年产原油首次突破100万吨。

安塞油田经过27年的勘探和注水开发，取得了很好的开发经济效益和油田开采效果，同时也形成了独具特色的开发特点：

1.针对安塞油田“三低„低渗透、低压、低产‟”的特点，发展并形成了人工及时注水补充能量、提高单井产能和采收率等适用性很强的油田开发工艺技术。

2.对于特低渗透的安塞油田，由于大力采取先进的油层改造等技术，终于获得成功，成为国内年生产原油百万吨级的油田之一，取得了很好的开采经验与教训，对同类油田的开发具有指导性和典型示范作用，意义十分重大。

3.1997年，安塞油田原油产量突破100万吨，2004年胜利跨越200万吨大关，2010年跃上300万吨。截止2010年，老油田实现了连续14个年头的持续稳产，油藏开发水平均保持一类油藏标准。

4.安塞油田在长达27年的艰苦卓越的勘探与开发历程中，坚持实事求是，自力更生，艰苦奋斗，注重“老三重”„重上老区、重翻老资料、重上露头‟，重温“新三重”„重新认识侏罗系、重新认识三叠系、重新认识上古生界‟，开创自己建设道路的历史，围绕以经济效益为中心，在开发前期研究、方案设计、开发建设中，始终贯穿着“四先四后，三优一高，三从一新”等三个基本思路。

5.安塞油田的开发建设，在1980年末到1990年初，按照“三从一新”„从简、从省、从快、适用新技术‟的建没原则开发，在工艺上取得了重大突破，形成了以单管不加热密闭集输工艺和单管小支线活动洗井注水工艺；“二级布线”短流程，去掉计量站和接转站事故罐；简化工艺，简化设备，简化操作；采用“小装臵、小工艺、小设备、小设施、小仪表”；多口注水井、多座站共用一条管线完成集供输任务的“单、短、简、小、串”为主要特色的“安塞模式”，2001

6 年，安塞油田被中国石油天然气股份有限责任公司评为“高效开发老油气田”，2005年，安塞油田获中国石油天然气股份有限公司“高效开发油田”称号。

6.安塞油田的崛起，凝结着广大员工的智慧与才干。2000年，安塞油田王三计（好汉波）被共青团中央授予“全国青年文明号”称号，2004年再次被命名为中国石油天然气股份有限公司“企业精神教育基地”。2003年，第一采油厂工会被全国总工会授予“全国模范职工之家”荣誉称号。安塞油田的发展史是依靠科学技术，强化油藏工程地质研究，精雕细刻，攻坚啃硬，勇攀高峰，坚持科技是第一生产力的历史。同时也形成了一系列具有特色的安塞油田精神，概括为“忠于祖国、奉献石油、艰苦创业、勇攀高峰”的“好汉坡”精神；艰苦奋斗无私奉献的献身精神；顾全大局互相支援的团结协作精神；锐意改革勇于探索的创新精神；勤俭节约为国分忧的主人翁精神。此外，还逐步成形了独具一格的特低渗透油田的执行文化，楷模文化，团队文化，安全文化，和谐文化。

（二）、靖安油田

靖安油田位于陕西靖边和志丹两县境内。区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部，东南靠近已经投入大规模开发的安塞油田，北部为绥靖油田。

20世纪90年代中期，按照中国石油天然气集团公司“稳定东部、发展西部”战略，长庆石油勘探局1995-1997年重点部署一批探井和评价井，经评价勘探、重点解剖，成为当时全国探明储量最多亿吨级整装特低渗透油田。随着大规模开发，靖安油田成为鄂尔多斯盆地年产油量最多的油田，也使第三采油厂原油产量保持了十三年持续稳定增长，实现了原油年产量“三级跳、翻三番”：1999年原油突破100万吨，2003年原油产量突破200万吨、达到222万吨，2007年跨越

7 300万吨，成为长庆油田分公司第一个三百万吨采油大厂，也是长庆油田有史以来开发速度最快、经济效益最高、生产形势最好、增长幅度最大的一个整装大油田。其中靖安油田五里湾一区五次被集团公司、股份公司评为“高效开发油田”、张渠区二次获得集团公司高效开发区块，成为长庆油田乃至全国特低渗透油田高效开发的代表和缩影。

靖安油田具有特低渗透油田“低渗、低压、低丰度”地质特征和油藏特性，在油田开发中成功借鉴“安塞模式”经验，不断自主创新，逐步形成了 “三优两先”、“三高两新”靖安模式和“三项主体技术、九项先导性试验、十二项配套技术”高效开发技术，摸索出了一套成熟的油气成藏理论、滚动开发理论、“三低”油田经济开发理论；形成了靖安油田高效开发模式、生产组织运行模式、特低渗透油藏经营管理模式、人力资源管理模式、HSE管理模式，进一步丰富和拓展了长庆油田特低渗透油田的开发模式和思路。

靖安油田区域构造位于陕北斜坡带上，平均坡降6m/km－8m/km。其上由于差异压实作用而发育多排轴线近东西或北东向的鼻状隆起，这些隆起与上倾方向的砂岩致密带或砂岩尖灭带配合，形成良好的圈闭，对油气成藏起着重要的控制作用。

20世纪80年代初，长庆油田根据陕甘宁盆地油气资源评价成果，制定出“东抓三角洲，西探水下扇”的勘探战略。

油田经历了四个开发阶段：先期勘探阶段、开发准备阶段、大规模上产阶段、开发调整和小范围滚动扩边阶段。

靖安油田开发建设过程中，以“开发一个大油田，建设一支好队伍”作为企业文化建设的目标，努力培养“四有”员工队伍，锤炼形成了“特别能战斗、特别能吃苦、特别能负重、特别能奉献”的靖安精神，成为激励广大员工迎接挑战、奋发向上的动力源泉和精神财富，

8 推动了油田生产建设的蓬勃发展，树起了一座精神丰碑。

1999-2001年，靖安油田主力区块五里湾一区连续三年被中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份公司授予“高效开发油田”荣誉称号，2005年在中油股份公司进行的油田开发工作表彰奖励中，第五次获得该项殊荣，张渠区两次获得高效开发区块。靖安油田的开发为我国成功开发陆地特低渗透油田积累了新经验，探索出一条新路子。

1.靖安油田是当时全国探明储量最多（2亿吨以上）的整装特低渗透油田。随着靖安油田的大规模开发，第三采油厂1999年原油突破100万吨，2003年原油产量突破200万吨、达到222万吨，2005年达到246.1万吨，成为长庆油田分公司第一采油大厂。也是长庆油田有史以来开发速度最快、经济效益最高、生产形势最好的一个整装大油田。

2.针对靖安特低渗油田的地质特征和油藏特性，成功借鉴“安塞模式”，坚持从实践中来、到实践中去，并不断自主创新。一些科技含量高，适合靖安油田特点的油藏开发和工艺配套技术在油田开发过程中得到重视，在油田建设和后期开发调整中得到充分应用和完善，逐步形成了“优化布井技术、采用矩形井网、优选压裂参数、实行整体压裂技术、优化地面流程、采用二级半布井技术”；“先评价、后开发、再扩边；先注水、后采油、再调整”；“高起点、高标准、高水平”和“新思路、新机制”为核心内容的“三优两先”、“三高两新”靖安模式和以“提高油田最终采收率及油田稳产技术、提高单井产能技术、提高油田整体开发效益技术”；“ZJ60井区整体压裂试验、ZJ29井区气水交注开发试验、陶粒支撑剂和二氧化碳压裂试验、注水井化堵调剖试验、长6油层解堵试验、杆式泵采油试验、消泡剂环空测试试验、注示踪剂试验、水平井开发试验”；“油藏综合研究与高效滚动建产技术、应力布井技术、油藏整体优化改造技术、注采调控稳产技术、侏罗系改造工艺技术、优化布站技术、延长油井检修

9 周期配套技术、压裂酸化改造技术、油田化学应用技术、数值模拟预测油田开发技术、水质处理及投注工艺技术、计算机及网络技术”为主要内容的“三项主体技术、九项先导性试验、十二项配套技术”高效开发技术。

3.在油藏管理上强化油藏分类分级管理体系建设，明确各类油藏管理重点和各级油藏管理者的职责，提高对油藏变化的反应速度，有效提升油藏能量。通过“确定技术政策，指导油田开发”、“精细油藏描述，建立准确的地质模型”、“合理注采关系模型”、“细化水动力受效单元”、“精细油田注水管理”等手段，探索出“三个系统化、三个规范化、两个技术支撑”为主要内容的油田开发技术政策，建立了较完善的驱替系统，实现了精细油藏管理，油田开发呈现“三升一稳”（产液、产油、地层能量上升；含水保持稳定）的良好局面。

4.靖安油田是长庆油田继安塞油田之后，在低渗透油气田勘探开发实践中形成的“六大油气理论”、“四种开发模式”、“十一套105项主体技术”运用的最新成果之一。8年收回投资；计算机应用、超前注水、整体压裂、科学布井技术较老油田更上一层楼；油藏研究、生产组织、现场管理、成本控制较安塞油田更胜一筹；特低渗油藏“三优两先”开发、生产运行、人力资源及HSE管理等模式成型。靖安油田主力区块五里湾一区连续实现第9个低含水采油年，检泵周期突破600天，达到全国先进水平，五次被中国石油天然气集团公司和中国石油天然气股份公司评为“高效开发油气田”。是长庆油田分公司开发整装特低渗透油田的又一成功范例。

5.靖安油田先后推广应用成熟的工艺技术38项、开发科技成果89项，获得长庆油田公司科技成果18项、厂级19项。《靖安油田高效开发的理论、技术与管理模式》获中国石油集团公司科技进步一等奖，《靖安油田整装特低渗透油田的增效管理》获2002年度石油企业管理现代化创新成果一等奖，《油藏差异化管理实践与推广》、《油藏早期化管理》、《整装特低渗透油田的增产增效管理》、《“一

10 区一块一对策”油藏管理法》等先进管理方法在开发过程中逐渐成型，并在长庆油田大力推广。

6.靖安油田在勘探开发过程中培养锻炼出一批高级专业技术和管理人才。有两人被长庆油田公司评为有突出贡献的技术专家，两人被评为学术带头人，8人被评为厂级技术带头人和技术能手。

靖安油田是长庆油田历尽艰辛，大胆探索，不断进取，艰苦奋斗的发展史，广大员工用5年时间建成了一个年产100万吨的大油田，培育了3个日产千吨级的作业区，在生产建设过程中，全体员工与时间赛跑，与困难交锋，与环境抗争，用心血和汗水绘就了新时期发展的宏伟蓝图，锤炼、形成了“特别能战斗、特别能负重、特别能吃苦、特别能奉献”的靖安精神。

（三）吴起油田

吴起油田隶属于中国石油长庆油田公司第三采油厂，位于陕西省吴起县境内，主要分布在洛源、五谷城篆和薛岔乡境内。由鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，西倾的吴起鼻状褶皱群中的吴6

8、吴8

8、吴1

33、吴1

35、剖

2、吴410等六个主要含油气区块及单井出油点组成。吴起油田于1964年钻探发现油气显示，1970年长庆油田会战，由长庆油田会战指挥部第一分指挥部（后改为长油田田公司第一采油厂）组织实施开发。1994年3月由第一采油厂移交给第三采油厂，更名为吴起采油大队。吴起油田自1987年全面投入开发，到2010年底经历了5个开发阶段：即勘探试采阶段、上产阶段、稳产阶段、二次上产阶段和递减阶段。

吴起油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部，区域构造为东高西低的西倾单斜，倾角小于1°。本区构造运动微弱，断裂与局部构造不发育，仅在西倾单斜上发育了数排宽缓的鼻状隆起带及数个小幅度圈闭构造。

11 1964年，玉门石油管理局银川石油勘探处钻探吴参井时，在侏罗系延安组和三叠系延长组分别发现油气显示，试油获得14.22立方米的工业油流。

1970年长庆油田会战，在北至五谷城，西至长官庙，南至白豹，东至志丹约4000平方公里面积上进行钻探。

1971年2月钻探吴1井，在三叠系延长组油层和侏罗系延安组油层分别获得12.0t/d和14.2t/d的工业油流。同年7月又在吴起县张坪村完钻吴8井，获得日产90.7m3的高产工业油流，从而肯定了吴起油田的开采价值，揭开了吴起地区重点勘探的序幕。

吴起油田自1987年全面投入开发，到2010年底经历了5个开发阶段：即勘探试采阶段、上产阶段、稳产阶段、二次上产阶段和递减阶段。

勘探试采阶段（1973年6月至1981年12月）：在盆地开展大规模勘探，吴67井和吴69井侏罗系油藏于1973年9月试采，初期井均日产油21.6t，至1977年底两口井无水期累积产油4.20×104t。显示了较强的生产能力。

上产阶段（1982年1月至1987年12月）：此阶段油田隶属长庆石油勘探局第一采油厂吴起采炼大队，自己采油、输油、炼油，并且销售成品油。有幼儿园、小学、初中、高中等完整的教学系统，有医院、有地面维修大队、修井队、水电队和后勤服务队，是当时吴起县最有实力和影响力的一个小而全的企业。

稳产阶段（1988年1月至1994年12月）：坚持合理的开发技术政策，控制采油速度和生产压差，开发指标优于方案指标，使油藏管理达到了高效开发的要求。1992年吴华输油管线的投用，结束了吴起油田原油向外拉运的历史。

12 二次上产阶段（1995年1月至1999年12月）：1994年吴起作业区由第一采油厂交至第三采油厂，为第三采油厂注入了新鲜血液，当年产油量10.5727×104t，占全厂总产量的32.32％。但此时的吴起油田已进入中含水期，产量连年递减，稳产难度增大。

递减阶段（2000年至今）：从2000年开始，继吴68区、吴88区、135区及剖2区长2油藏注水之后、吴起油田的主力区块吴133区、吴135区延10油藏相继投入注水开发，底水段注水的机理是通过底水弹性体积的增加，使油水界面均匀抬升，从而达到提高驱油能量及驱油效率的目的，注水开发后油田递减明显减缓。

吴起油田经过了38年的勘探开发历程，1973年开始试采，1987年利用自然能量全面开发，1994-1996年进行了整体性加密调整，1997年在局部长2富集区进行滚动建产并兼顾侏罗系滚动开发，2000年开辟了长6注水试验区，2001年后吴1

33、135区相继投入注水开发，2005年后由于受边底水及注水和井筒影响产量逐年下降，递减逐年加大，开发形势严峻。

吴1

33、吴1

35、吴6

8、吴88区侏罗系边底水油藏油藏处于高含水的开发阶段，进入含水上升速度最快的中高含水开发期。近年来虽然在逐步转入注水开发的基础上，不断的合理并界定油藏开发技术政策，但因随着采出程度增大，油水界面抬升，有效厚度变薄，加之开发时间长及活跃的边底水加剧了井筒腐蚀速度，井筒状况复杂，造成油藏含水上升速度加快，递减加大。从含水与采出程度关系曲线可以看出，采出程度向最终采收率变小的曲线靠拢，说明油藏水驱状况及开发效果逐渐变差，油田“控水稳油”难度日益加大。

吴起油田开发建设过程中，采油三厂发扬红军长征精神、延安精神，坚持老井稳产、新井上产的思路，精细老油田管理，不断加快产能建设步伐，使吴起油田在历经20多年的低迷后迎来久违的上产盛

13 景，吴起油田可采储量和生产能力不断增加，老油田又焕发了青春。

吴起油田经过多年的勘探、试采和开发，取得了较好的开发效果，同时也形成了独具特色的开发特点。即：制定了合理的底水油藏开发技术政策界限，总结了独具吴起特色的“三小一低”的措施解堵方式，应用模拟技术，选择油藏合理的注水时机。

三、油田地质

（一）、地质

安塞油田属于岩性油藏，区域构造简单，为平缓的西倾单斜，倾角不足半度，无断层存在，油井常规无初产，通过压裂改造及注水，单井产能可保持4t以上，是典型的低压、低渗、低产的“三低”油藏。

靖安油田鄂尔多斯盆地沉积盖层有中上元古界、下古生界的海相碳酸盐岩层、上古生界－中生界的滨海相、海陆过渡相及陆相碎屑岩层。新生界仅在局部地区分布。

吴起油田构造上位于鄂尔多斯盆地西倾大单斜、陕北斜坡吴起鼻褶带。油藏类型主要为在区域背景下受构造和岩性双重作用控制的岩性-构造油藏。吴起油田历经三十多年的开发，对油藏地质特征是一个不断认识不断完善的过程。

（二）、地层

安塞油田为上三迭系延长统为一套灰绿、灰黑色的中细粉砂岩，属内陆淡水湖三角洲沉积体系，可分为10 个油层组，由上到下为长l到长10。

志靖地区延安组地层在靖安油田区域标志层不发育，仅发育两个碳质泥岩层，一个位于延7油层组顶部，另一个位于延9油层组顶部，

14 电性上为中～高时差、高伽玛、低电阻、低感应，分布较稳定，可对比性强，对延安组地层的划分具有重要的参考价值。

根据1971年11月兰州军区长庆油田会战指挥部第三团陕西省地质局石油普查队第四连队在油探井吴三井完井地质总结报告中对地层的描述，认为吴起地区自下而上发育了中生界上三叠系延长组，侏罗系延安组、直罗组、安定组，白垩系志丹组及新生界第四系各段地层。

（三）、构造

安塞油田位于陕北斜坡中部。属西倾单斜，构造极为平缓，坡度仅为半度左右，由东向西每公里以6-8米的坡降向西倾伏，断裂不发育，由北向南发育着三排鼻褶带：大路沟-坪桥鼻褶带，杏河-谭家营鼻褶带和志丹-王窑鼻褶带。轴向北部呈东西向，向南逐渐偏移呈北东向，以至呈北东向。

靖安油田在鄂尔多斯盆地位于华北板块西部，是广义的中朝板块的一部分，同时也是发育在华北克拉通之上的一个多旋回叠合型盆地，是我国形成历史最早、演化时间最长的沉积盆地，同时也是我国陆上第二大沉积盆地和重要的能源基地。

油田地处鄂尔多斯盆地中部，重、磁资料研究表明呈北东～南西向的榆林～华池基底断裂通过该区，在地史构造运动中，燕山运动对鄂尔多斯盆地影响较大，不仅形成了盆地西缘逆冲带，而且奠定了盆地现在基本构造形态。因构造运动属左旋剪切性质，必然形成北东～南西向雁列式排列的褶皱，南北和东西向的压性裂缝，北西～南东向的张性裂缝。

靖安油田区域构造均为东高西低的西倾单斜，构造变化简单，无

15 断层和大型的基底隆起。局部构造发育在平面上具有呈环带状分异的特点；构造主要是以鼻状隆起和低幅度背斜为主；隆起幅度低；两翼近于对称，倾角平缓，闭合面积小；有一定方向性，形态比较规则，分布有规律可循。

根据2003年8月石油工业出版社出版的由王道富等人主编的《鄂尔多斯盆地低渗透油气田开发技术》一书中描述：吴起油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带上，受古地貌控制，经差异压实作用和区域应力作用形成的鼻隆构造，加上上倾方向的岩性和构造变低，为油气的储集提供了良好的成藏条件。油藏受构造和岩性双重因素控制。

（四）、深积相与储层

靖安油田沉积相：晚三叠世早期，华北地台解体，鄂尔多斯盆地进入台内凹陷阶段，形成闭塞～半闭塞的内陆湖盆，发育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相为主的三叠系延长统碎屑岩沉积。晚三叠世末期，印支运动使盆地整体抬升，延长组顶部遭受不同程度的侵蚀，形成起伏不平、残丘与河谷交错分布的古地貌特征，在此古地貌背景上，沉积了侏罗系延安组的一套河流～湖沼相煤系地层。靖安油田位于延长期志丹三角洲的前缘，垂向上经历了长63期三角洲的初始生长和长6

2、长61期的高速推进两个阶段。由于湖岸线的收缩，长62期靖安油田完全处在三角洲前缘相带的控制之下，到长61期三角洲前缘相带向西南方向继续推进伸出本区。

储层：靖安油田发现的主要油层组为侏罗系延安组，由于沉积环境、成岩作用等沉积差异，储层特征有明显的区别。

吴起油田区域沉积背景：鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省区，面积约37万平方千米。盆地周缘为显著的褶皱山系所包围，其中北面是大青山脉，南面是秦岭山系，东面系吕梁山脉，西面 16 与六盘山、贺兰山、桌子山等相接。由于河流的不断下切，使河谷部位地层老，河谷两侧地层新。在此地质背景上开始了早侏罗世（富县世）的残积、坡积—洪积、河流相等杂色粗碎屑物质，它是一种充填式的沉积，沉积类型和沉积物分布受前侏罗纪古地貌控制，谷地充填一套粗碎屑的河流相沉积，两侧的波状平原和残丘上则分布河漫滩相、坡积—洪积相、残积相等，沉积范围较小。延10期是在富县世的基础上继续沉积了一套以河流相为主的粗碎屑岩，而在高地和残丘上往往缺失富县世和延10期的沉积。到延

9、延8期，气候温暖潮湿，雨量充沛，水体扩大，盆地内发育一套潮湿环境下辫状河流为主的沉积，即由侏罗纪早期充填式沉积发育成早中侏罗世的冲积平原相和辫状河流相沉积，与延长统组成良好的生、储、盖组合相匹配，前侏罗纪侵蚀面是油气运移的主要通道，控制了侏罗系下部地层油气的聚集。

储层特征：吴起油田是多油层复合连片，多油藏类型组成的油田，油层之间物性变化复杂，开发难度大。目前产油层大面积分布的油层为底水油藏，水体范围大，天然能量强。总体上主要表现在岩性细，隔夹层发育、含油丰度低，其次表现在有效孔隙小，连通喉道细，油气储量为难动用储量。

（五）、流体性质与渗流特征

靖安油田资源丰富，平面分布广，原油属低流石蜡原油，普遍含蜡量高。

流体性质。根据地面原油分析资料统计，靖安油田延安组原油性质比较接近，原油性质较好，具有低密度、低粘度、低凝固点的特点。

渗流特征。靖安油田渗流特征表现为：润湿性、敏感性，无或弱水敏，显较强的亲水性。

油藏特征。靖安油田油藏特征表现为：砂层稳定分布，横向连片

17 性好，为良好的储集体；纵向上生、储、盖的良好配臵，构成了正常的、完整的生储盖组合，驱动类型为弹性驱。

1998年12月由长庆石油勘探局勘探开发研究院赵菊爱等人编写的《吴起油田一九九八年产能建设初步开发方案》一文中详细分析了吴起油田的流体性质和渗流规律。

流体性质：原油黏度高，饱和压力大。

地层水性质：油藏地层水矿化度高，水性不稳定，水体广阔，不利于油藏保存。

渗流规律：采取油层用吸入法试验及润湿性试验表明，油层为亲水型，驱油效率高。

（六）、油田探明储量

安塞油田自1983年发现之后，1984年上报储量，后经多次复算，上报了16个区块的储量。探明含油面积206平方千米，获石油储量1.0561亿吨。

靖安油田自1995年开发上报石油地质储量以来，以后经过多次复算，上报27个区块储量。累计探明含油面积366.1平方千米，累计探明石油储量2.8707亿吨。

吴起油田于1964年在吴参井侏罗延 8层首先获得14.2t/d的工业油流，1972年10月进行勘探，1973年9月在吴68区开始试采，1987年利用自然能量陆续投入开发。

四、油田开发

（一）、开发部署与调整

1983年，安塞油田塞1探井试油日产油64.5t，安塞油田从此拉开了大规模勘探开发的序幕。

2、工业化开发试验阶段

18 从1984—1989年先后在谭家营、坪桥、王窑区进行单井、井组、先导性及工业化开发试验，从1990年起王窑区全面进行注水开发，1992年后侯市、杏河、坪桥区块相继投入开发，1999年塞5等浅层井区陆续建产并注水开发。

靖安油田自1983年开始勘探，初期主要以三叠系延长组长6层为目的进行勘探。1992年开始又以奥陶系马五段为天然气勘探为目的层，以侏罗系延安组及三叠系延长组为石油勘探目的层，进行立体勘探。1994年8月开始以延安组、延长组为目的层进行石油祥探。1994年完钻的陕92井为该油田的发现井，该井在长6层进行压裂后试油，日产纯油17.34t，至此，拉开了靖安油田大规模增储上产的序幕。按照“边勘探、边开发、边建设”的三边方针，先后有陕9

2、ZJ

2、ZJ

4、ZJ

6、ZJ

13、柳132等多口井投入试采，积累了大量的基础数据和开发数据，开展了油田地质、油藏工程、采油工艺、地面生产系统工程等多项研究和部署，在靖安油田的开发建设总体方案的要求先后编写了靖安油田长6油层柳132井区先导性开发实验方案、靖安油田ZJ4井区延9油藏开发方案等方案， ZJ

2、盘古梁、虎狼峁、白于山等区块的开发方案。

吴起油田1964年在吴参井侏罗系延安组和三叠系延长组发现了油气显示，1971年开始钻探，发现了吴8井后，拉开了吴起油田油气开发的序幕。先后有吴67井、吴6

9、吴43井等多口井投入试采，积累了大量的基础资料和开发数据，开展了油田地质、油藏工程论证、开发方案设计等多方面研究和部署。在长庆石油勘探局对油田开发建设总体方案的要求下先后编制了吴起油田吴67-吴69区、吴133区、吴135区、吴88区等区块的开发方案。同时根据不同油藏的实际特点，开展了注水方案和调整方案的编制与实施。

（二）、开发试验

为了有效开发安塞油田，从1985 年以来，先后开辟了“塞

1、

19 塞

5、塞6、塞29”四个开发试验井组，进行钻井、压裂、注水和采油各项开发试验。1988年在安塞油田开展了先导性开发试验。在此基础上，1989年中国石油天然气总公司决定开展工业化开发试验，1990年9月编制《安塞油田工业化开发试验区正式方案》，1991年6月中国石油天然气总公司开发生产局审查了《安塞油田整体开发方案》，并于同年12月付诸实施，先后进行了王窑区、侯市区、杏河区、坪桥区、浅油层、塞169区侏罗系延安组开发方案编制与实施，由此拉开安塞油田规模开发及滚动建产的序幕。

靖安油田是在安塞油田投入开发后而勘探开发的大型特低渗透油田。在开发中借鉴安塞油田开发的理论和实践，结合靖安油田的地质特点，在滚动开发过程中不断深化油藏地质研究，大力开展了压裂试验、注水开发先导试验、水平井开发试验、注气开发试验等室内实验和矿场开发试验研究工作。

吴起油田侏罗系油藏为块状砂岩沉积，物性好，边底水能量充足，试采产量高，未进行开发试验。1964年在长6油藏发现了油气显示，但由于当时技术水平落后，油层改造强度不够，“三低”的油层特征制约了产能的发挥，从而对吴起地区储层的认识一直未能给予高度重视。从2004年开始，先后进行了开发试验方案编制、开发试验方案实施，取得了试采认识，

①储层岩性偏细，物性及连通性差，压力传导慢，油藏压力恢复速度慢，油井生产后泄压快。②储层内隔夹层发育，储层非均质性严重。③区块累积注采比高，而目前开发效果不理想，说明油水井之间未能建立有效的压力驱替系统，导致压力传导慢，形成了注水井局部高压，而油井则局部低压，生产状况差的现状。④虽然剖面吸水厚度逐渐增大，但整体上仍然较薄，水驱状况较差。

（三）、开发方案

20 针对安塞油田进入开发中后期以后，部分井区井网适应性差，低产井数量较多，地下油水运移日趋复杂、部分井含水上升快等开发中出现的问题，在前期开发调整的基础上，安塞油田2003-2005年先后编制《2003年王窑区综合治理方案》、《杏河区开发调整方案》，实施了油田综合治理。

靖安油田作为典型的特低渗透油田，开发面临着投资大、经济效益差的风险。在方案设计、开发建设中，坚持先肥后瘦，先动用储层物性好、储量丰度高、开发效益好的油藏区块，后动用储层物性差、储量丰度低、开发效益差的油藏区块；先易后难，先动用容易开发动用的油藏区块，后动用不容易开发动用的油藏区块的基本思路，以油藏研究为主导，以经济效益为中心，先后进行了五里湾区块开发方案的编制与实施、ZJ4区块开发方案编制与实施、ZJ2井区开发方案编制与实施、盘古梁开发方案的编制与实施、白于山区开发方案编制与实施、靖安油田虎狼峁区开发方案的编制和实施、张渠开发方案的编制与实施、大路沟一区开发方案的编制与实施、大路沟二区开发方案的编制与实施、大路沟三区、四区开发方案的编制与实施。

吴起油田从1971年开始钻探，经过13年勘探开发，吴67-69井区已正式投入开发。吴88区、吴133-16

7、吴135井区通过勘探、试油、试采，积累了丰富的第一手资料，做了大量分析研究工作，对油田地质、流体性质、储集类型等有了一定的认识，已具备了开发条件，因此从1983年4月开始编制了《吴起油田吴88区初步开发方案》，随着油田开发和研究的不断深入，又陆续编制了吴133-16

7、135区开发方案与实施。

（四）、开发过程控制

针对安塞油田低压、低渗、低产的特点，在油田全面投入注水开发后，运用理论联系实际的方法，通过采取区域地质研究、地质建模与数值模拟研究、油藏动态分析、注水攻关试验等手段，对注水时机、

21 注水政策、配套增产措施不断探索实践，逐步摸索出了一套适合安塞特低渗透油田开发的技术对策，逐渐形成了以“注采参数优化、注采井网调整、配套措施提高单井产能”为主的注水开发稳产技术系列，实现了科学开发管理安塞油田。

针对靖安油田低压、低渗、低产的特点，在油田全面投入注水开发后，为防止过早水淹及压差变大，提出了控制生产压差、控制含水上升速度、控制两项递减等过程控制技术。

吴起油田区块多层系，经过38年的开发，油藏由单一的侏罗系到侏罗系、三叠系并存，油藏管理形成了一套行之有效的差异化管理模式，侏罗系油藏开发由利用自然能量开发到投入注水开发，执行低配注及周期性注水相结合的温和注水政策；三叠系油藏开发由同步注水到超前注水，执行能强不弱的注水政策；有效控制了含水上升速度，降低两项递减，实现老油田稳产，并且在不断摸索开发技术政策的同时形成了一套独具吴起特色的开发技术。

（五）、油田动态监测

安塞油田动态监测贯穿于油田开发全过程，为油田调整开发方案、采取增产增注措施提供依据，同时也为油藏的数值模拟和油藏描述提供资料。安塞特低渗油田进入全面开发后，在总地质师陈金辉、李恕军、吴志宇等的指导下，结合安塞特低渗油田开发实际，第一采油厂编制了《特低渗油田动态监测资料录取规定》，并在全厂内执行，在执行过程中不断补充完善。每年由地质研究所结合油田开发实际，编制《第一采油厂动态监测方案》，根据方案安排逐月进行现场检查，并进行严格考核评比，促进了油田开发第一手基础资料录取的齐全准确，也为油藏评价和各类方案编制提供了可靠依据。安塞特低渗透油田动态监测主要开展了油水井压力、注水井吸水剖面、井间地层连通状况、剩余油饱和度、井下技术状况、流体性质监测等项目的监测工 22 作。

靖安油田动态监测贯穿于油田开发全过程，为油田调整开发方案、采取增产增注措施提供依据，同时也为油藏的数值模拟和油藏描述提供资料。靖安油田进入全面开发后，每年详细编制油田动态监测方案。并严格执行。油田动态监测重点是在油水井上进行测试。监测油水井地层能量的变化、油井的产液剖面，注水井的吸水剖面和井间连通状况、水驱前缘推进状况以及开发过程中的储层剩余油饱和度，油水井流体性质监测等。

吴起油田动态监测是油田开发方案制定、调整和提高最终采收率的保证。动态监测资料在油田开发中的成功应用揭示了油藏的层间、层内矛盾，了解注采井组井下储层变化规律，储层剖面注采结构，用于分析油井出水层位及来水方向，掌握剖面剩余油分布状况，为实施挖潜增产和控水稳油措施提供重要依据。各种动态监测资料在油田开发中的应用，改善了油田开发效果，证实了动态监测资料在油田开发中的作用日趋重要。第三采油厂在油田动态监测方面，先后做了以下五个方面的工作：一是加强产液剖面测试，评价剖面产出状况。二是进行注水指示曲线测试，评价注水井吸水状况。三是进行干扰试井试验，评价油水井对应关系。四是进行示踪监测试验，评价油水井连通性。五是应用剩余油测试资料，评价不同油藏的剩余油分布规律。

五、钻井与采油工程

安塞油田自1983年进入试采阶段投入大面积开发以来，在勘探开发过程中，广大的技术工作者针对不同区块的地质特征，刻苦攻关，各项工艺技术得到了迅速的发展，在钻井工艺技术方面，应用了定向井、水平井等钻井技术；采用丛式井组、子母井场的布井方式。在采油工艺技术方面配套了定向井有杆泵采油、“六防”工艺等技术。在

23 实践中不断总结、提高、创新、发展，使配套技术不断完善，取得了明显的经济效益，完善并形成了一套适合安塞特低渗透油田特点的工艺技术，为顺利完成产能建设提供了保障。

安塞油田通过室内台架试验与理论研究，对套管设计与强度校核、密封性以及套管扶正器安放间距设计的新方法进行了研究，设计了计算模型，研究出适合安塞油田各区块地层特点的水泥浆体系。

靖安油田钻井工艺：1995年，在靖安油田开发过程中，针对地质特征，全部采用了丛式井组开发。钻井工艺技术以降低钻井成本、减小油层伤害、保证安全钻进和保护地下生活水源为目的。在三维设计、计算机跟踪扫描、测量仪器、全套钻井参数优选、钻具组合、高功效井下动力钻具、方向控制器、优质钻井液等方面，组成了一整套丛式井钻井的使用技术。

完井工艺：钻井采用套管完井方式。一开钻穿黄土层进入石板层40m，二开造斜至目的层。油井水泥平均返至200m，注水井水泥返到井口。

射孔工艺：由于靖安油田三叠系油藏油层厚度变化大、非均质性强、含水饱和度高、油水关系复杂、油层改造没有成熟的经验可循，开发初期射孔位臵选择油层中部。

吴起油田钻井工艺：钻井技术最初采用的是“重压、快转、大排量”的普通钻井方式。1972 年开始研究推广喷射钻井，1975年全部采用喷射钻井技术，使钻井速度得到大幅提高，钻井周期缩短。八十年代后期通过不断改善钻井液性能，降低失水，防止井壁坍塌和井漏；钻遇目的层及时调整钻井液，提高比重，防止井涌和井喷，同时达到不伤害地层。洛河层防渗漏采用低固相聚合物钻井液加随钻堵漏剂提高粘切的方法，较大漏失采用低固相聚合物钻井液加混合堵漏剂的方法。

24 完井工艺：吴起油田全部采用射孔完井，完井基本工艺为表层套管+油层套管的井身结构。

（一）、采油工艺

安塞油田属于低渗、低压、低产的典型“三低”油田，主要采用机械采油方式。1983年12月9日安塞油田发现塞1井开始就安装抽油机进行机械开采。1995年至2010年试验使用井下螺杆泵采油工艺。

靖安油田自1995年投入开发以来，一直采用机械采油方式，井下采用管式泵。

吴起油田采油工艺主要有：机械采油、油井清防蜡、油井清防垢、油井防腐、油井防泵漏。

（二）、注水工艺

安塞油田从笼统注水到油套分注到二层、三层细分注水，安塞油田的注水工艺随着油田的开发逐渐进步。

靖安油田1995年投入滚动开发。1996年开展先导性注水试验，从单体泵增压注水到注水站系统注水，从笼统注水到分层注水，通过对环网注水这一独具特色的注水网络的不断仿真优化试验，靖安油田采三辖区注水工艺随着油田的不断开发逐渐进步。

在注水系统中，采用全方位的密闭及系统防腐工艺,所有储水罐均采用饼式气囊隔氧和配套的加药除氧系统；所有管网均采用了全过程玻璃钢或EP内防腐技术，井下管柱均采用了涂料油管；水源井一次自然沉降，注水站二次自然沉降，精细过滤器过滤，最后根据水质需要在各注水站建立了加药处理（杀菌、除氧）系统，高质量地保证了注入水水质。

化学调剖工艺：靖安油田油层大部分区块为非均质、多油层的块状砂岩油藏，其典型的“三低”(低压、低渗、低丰度)特性，决定了 25 油井必须依靠压裂投产。1998年开始主要以无机盐类体系为主进行化堵试验。

吴起油田注水工艺主要有：投转注配套工艺、化学堵水工艺、增注工艺，注水井达到了地质配注。

（三）、增产措施

安塞油田随着油田大面积注水开发后，由于各种外在和内在因素影响，部分井表现出了明显的堵塞：高静压，低流压，表皮系数增大，油井产量下降，注水井吸水能力下降。爆燃压裂在注水井上实施效果相对较好，尤以2001年更为显著，复合脉冲解堵、酸化等均取得良好效果，具有很好的应用前景，为安塞油田的稳产增产发挥了积极作用。

1999-2010年，采油三厂对靖安油田油层实施的增产措施主要有有整体压裂、老井复压、土酸酸化、乳化酸、暂堵酸化等油井解堵工艺措施。

吴起油田增储上产的重要措施有：压裂增产、小型解堵性水力压裂、低密度洗井技术、油井封堵底水。

（四）、维护性措施

安塞油田自开发以来主要采取的维护性措施是井筒维护与套损井治理技术。

修井队伍2000年以前由采油三厂管理，共有两个大队15个修井队20个车组，其中靖安驻7个队12个车组。2000年重组改制以后由采油三处管理，共有两个大队18个修井队34个车组，其中靖安驻10个19个车组。在靖安油田开发初期，修井作业主要是普通的检泵、打捞等作业，随着靖安油田开采时间的延长，为了提高单井产量，需要进行压裂、酸化等增产措施。 修井工艺由简单的维修作业向维修转变为增产措施相结合。投产初期，修井中起下油管的工具主要以不带背钳

26 的液压钳为主，劳动强度大，安全性不好。随着油田开发时间延长，修井工艺越来越复杂，修井单独越来越大，1997年引进带背钳的液动油管钳，省人省力、安全性好，以后一直沿用。

吴起油田维护性措施主要有：套损井综合治理、油井大修

（五）、地面生产系统

安塞油田地面系统工程主要有：油气集输系统、油气水处理系统（原油脱水系统、污水处理系统、原油储运系统、轻烃回收系统）、注水系统。

安塞油田油气处理系统地面建设经历了汽车拉运和管道输送两个阶段。1996年以前为汽车拉运。原油集中到王窑集中处理站和坪桥集中处理站，通过汽车将原油拉运到延安炼油厂和咸阳助剂厂。1996-2001年安-延管线建成后，原油通过管线输至杨山站，通过火车将原油拉运到延安炼油厂和咸阳助剂厂。2001年靖-咸管线建成后，原油通过管线输至延安炼油厂和咸阳助剂厂。先后建成站间油气集输管线1014.39km。油气集输流程分为三种方式：多井串管不加热集输流程、多井阀组双管不加热集输流程、单管不加热密闭集输工艺流程。

安塞油田注水开发从1987年开始规划，1990年以后，进行大规模注水开发，开发过程充分结合安塞油田沟壑纵横，梁峁交错的复杂地面条件，从节约投资又不减弱注水系统功能的原则出发，进行了适合于安塞油田特低渗油藏特点相适应的工艺技术配套、发展和完善，形成了具有安塞特色的适用配套的 “五小” 注水开发工艺技术：短：短流程；单：单干管、小支线注水；简：地面设施、工艺流程、运行方式尽量简化；串：多井、多站共用一套集输流程，串联运行，从注水站到配水间采用单管线进行供水，由配水间对各单井进行分支配水。

在靖安油田开发之初，确定了继续贯彻“三从一新”的安塞地面

27 建设原则，进一步发展和完善安塞模式，突破常规，形成特点，实用为主，系统优化。一是贯彻低渗透油田地面建设原则，进一步控制投资，降低运行费用；二是进一步革新工艺流程，研究应用适合靖安油田特点的集输工艺技术。靖安油田地面建设的基本思路是“整体规划布局，系统方案优化，前端简化后段完善、作业区专业化管理”。在这一思路的指导下，对靖安油田地面建设技术进行重点攻关，形成了“优化布站、井组增压、区域转油、环网注水、火坑加热、简易拉油”为主要内容的安油田地面工程建设模式。井组采取丛式井阀组局部增压、区域转油采用双管不加热集输工艺流程。布站方式为丛式井组（增压点）——接转站（转油点）——集中处理站二级（部分一级）布站，从而进一步扩大了集输半径，降低了井口会压，节省了建设投资。在实践个过程中，又发展了油气混输技术、伴生气回收利用技术、水煮炉加热技术等，适应了靖安油田的开发需要，同时也取得较好的开发效益。

油气集输系统靖安油田地面集输系统始建于1996年，地面油气集输系统工程建设经历了汽车拉运和管道输送两个阶段，1998年之前为汽车拉运，1998年之后为管道运输。

油气水处理系统靖安油田油气水处理系统主要有原油脱水系统、污水处理系统、天然气处理系统三大处理系统。

注水系统根据靖安油田总体布局，结合地形、地貌特征，靖安油田注水系统主要有注水站、注水管网两大系统，流程形成了独具特色的环网注水技术，既增加了注水管网的灵活性，又保证了生产运行的安全性。

六、地面配套工程

安塞油田地面牌套工程主要有电网建设工程、供水系统。 随着油田规模的不断发展，近年来根据安塞油田的特点，紧密结 28 合实际，利用有限的资金尽可能的对油田电网进行了持续改造、完善和优化，初步形成了比较完善的、具有安塞油田特点的、功能比较完善的油田电网体系。基本满足了油田对电力系统优质、经济、可靠、安全运行的需要。

安塞油田目前有110kV以上电源点六个。分别是杏河110kV变电所；靖边燃气发电厂；靖安110kV变电所；安塞110kV变电所；油坊坪靖安110kV变电所和兰家坪110kV变电所。其中前三个为水电厂管理的油田变电所，后三个为地方电力部门管理和运行。主供上一级电源为延安枣圆330kV变电所和榆林及宁夏大电网。 电源多样化，可靠性得到进一步加强。

安塞油田在重组改制前，油田注水及生活用水由油田水电厂统一供水。2000年后，随着安塞油田的不断开发，近几年投资建成了与油田相配套的相当规模的供水设施。

靖安油田地面配套工程主要有供水工程、供电工程、供热工程、道路工程、通讯工程、基地建设工程、自动化建设工程、安全环保八大工程。

吴起油田地面生产系统主要有：油气集输系统、油气水处理系统、注水系统、地面配套工程、道路建设、基地建设、安全环保等系统。

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第14篇：中国石油长庆油田公司石油工人油田信息

中国石油长庆油田公司-石油工人--油田信息

前言：

大家还是分享了吧。要是知道川气东送，CPE,CPECC，北油调控，或者知道别的的就留言吧

一：中石油13家油田生产单位及前景了望

根据预测，中石油13家油田公司大致分为5个层次：

排在第一层次的是大庆油田，下一步它的原油年产量能够保持在4000万吨；

第二层次是年产油气当量保持在2000万吨以上的长庆、塔里木和新疆油田分公司，尤其是塔里木油田分公司，

如果它的天然气能够取得较大发展，它的规模还将扩大。今年勘探与生产分公司在塔里木油田调研之后认为，在目前状况下，如果打开塔里木油田天然气构造，它的天然气年产量可以达到400亿立方米，再加上1000多万吨原油产量，塔里木油田的远景可以超过大庆油田；

第三个层次是年产油气当量1000万吨左右的辽河、四川、吉林油田分公司。辽河油田在营口有3000—5000平方公里滩海，如果在滩海取得突破，它的潜力也是巨大的，现在南海也划归了辽河油田，通过对南海的地质资源进行分析，我们认为找到大油田的可能性是非常大的，所以辽河今后的规模是个未知数，但目前它排在1000万吨油田的行列。四川油气田产量可以达到150亿立方米，今年它的勘探形势也不错，可能还不止这个数。原先吉林油田产量在800万吨左右，这次到吉林油田调研之后，我们提出吉林油田要上1000万吨；

第四个层次是年产油气当量500

万吨以上的大港、青海和冀东油田分公司。青海如果加强天然气勘探开发，可能要高于500万吨，甚至达到1000万吨。冀东油田今年的开发形势非常好，是今年冒出的一匹黑马，他有可能达到500万吨以上这个行列。吐哈油田在500万吨以上和500万吨以下的交界面上，如果吐哈油田把三塘湖亿吨的三级储量动用起来，把2000公尺以内的亿吨的稠油动用起来，吐哈油田产量就在500万吨以上；最后一个层次就是500万吨产量以下的华北、玉门油田分公司。目前，华北油田分公司排在13个油田分公司的第12位，所以形势非常严峻。

对于上文据网上传世根据中石油老总的录音整理的，但有人提出异议 。所以冷静看待

二：各大油田待遇状况

转发西南石油大学飞翔论坛

[

a：长庆油田

想说爱你不容易！

今年7月终于从学校毕业走向社会，来到了陕北的山沟沟里。炼狱的日子拉开了序幕，望不尽的山，少的可怜的人。 单井生活让我彻底被打磨的没了脾气，一个人在一口井上生活了一个月，4个星期见了4次送菜的师傅，每次见他我都拉着他说话。因为一个星期的时间也就没有人和我说话了。自己做饭自己吃，厨艺和自己的嘴都被练出来了。最难熬的是晚上老乡偷油，我运气比较好没有碰到暴力老乡，遇见厉害的直接把人锁屋子里人家就接上管子开始偷了，等队上的人来了，人家早走了。 归其原因还是我在学校的时候没有准备充分，对困难准备不足，不过我们长大的学生都是又韧性的，到哪里都会扎根，面对困难我们只会面对不会逃避。 哈哈，发了通牢骚，舒服多了，

——————油工04级某毕业生 本文来自

b：新疆油田

给想签新疆油田公司的师弟师妹

们一些建议

我在新疆油田公司某二级单位已经工作一年多了。给我的总体影象一般。

1、后勤没有保障。如大多数单位都没有员工宿舍，都要自己租房子。即使有宿舍，也比较破。2，消费水平高。

3、地方小。

4、克拉玛依就建在戈壁滩上，一出市区，就是茫茫戈壁，比较荒凉。

各个油田好不好，还是看你的价值观和工作态度了，大部分油田都差不多，钱少的你工作就相对轻松，钱多的你工作就苦一些，到哪都一样收入与你的劳动付出成正比，油田都还不错，记住国企2000的工资永远比私企5000的待遇好，其中主要是福利，大港还不错，采油大概5W以上，钻井少的6W，多的有10W+的主要分你的工作地区，在大港和冀东的钻井队相对少一些但环境不是很艰苦，在新疆的钻井队收入就很高但是环境苦，前两年都是实习期估计3W—4W左右，反正干这行就要吃苦，不吃苦没钱赚的，其实干什么行业都一

样，没有想当然的事情，希望大家以后不要再讨论哪个油田的好坏了，提高自身价值才是王道！

一般的大学生就是所谓的技术人员，拿到的钱都很高的，就去年来讲技术人员一年下来乱七八糟平均能拿到8万吧，这个数字比较保守，要看个人本事，可能更多啊！但是辛苦是一定的，钱不是白给你的么！

c：胜利油田

真变态，今年招了1000多大学生，把大学生当民工使用，没关系就不要来胜利油田，变态，有关系不干活，没关系的 当民工。你不要大学生就不要招，全国又不是离了胜利油田就不活了，当初我们是双向选择的。如果你们不要我们，我们也不会强迫要来。变态！！

中石油的油田除了新疆的三个待遇高些外其他的都差不多。比较有潜力的是冀东和长庆，虽说冀东前两年有些夸张，但也确实有些资本，长庆的前景是最广阔的，在2016年之后绝对超过大

庆，大庆现在产量在逐渐下降，今年又裁了上万人，到2016年之后只能是2000万吨，估计到时候又会有很多人下岗，辽河的待遇比较不错，地理位置也好，将会是一个比较稳定的油田，其他的油田除了大港好些外其他的就都差不多了。这是我工作2年所知，希望对师弟有帮助

那个油田都差不多，我以前就在河南南阳油田工作，刚开始觉得不好，现在在西南读书，其他毕业以后签的工作大家都还是差不多的，再说了，现在油田已经趋于饱和，能到油田国企工作已经很不错了，所以呢，不要抱怨，再好的油田工资其实差距不会很大，除非钻井，但是钻井现在的形势也不太好

油田都在郊区，不要期待太高，即使是有些油田的总部，也很偏的

每年到华北实习的人都被分到高阳工区，其实油田很不想要外来学生，但是到学校招人是必须的。去年我同学到那里实习说华北油田好破连个正规超

市都没有。我听了很纳闷，不可能啊。后来才知道是给放到外围

了。恩 ，一半从学校招的人都会分到外围，比如河间，廊坊，辛集，二连。油田子女都会留在任丘。 华北油 田在长江大学已经合作委培了2届子女了 ，就在汉科住。能不来我们油田就不要来了，你和这些子女一起工作会很不平衡的。

还有哪个油田没被这些只想赚钱不想吃苦的学生骂过啊。。。。看看学校的老师和教授们哪个不是在油田呆过很多年的，他们如果没有油田的工作经验没有肯吃苦的想法，哪个老师能有现在这么风光啊。。干什么行业都一样都要先苦后甜！！！！

今年的就业形式好严峻啊,这段时间来了这么多的油田,但是他们都只要几个人,感觉好难找工作啊 .我们班昨天签了4个长庆的,一个人学习好,3个人有关系.听他们说双选会长庆来了也不招人了.还有前几天土哈在资工也只招了2个.`` 我们还能保证就业吗`?

我是xx长江大学石油工程毕业的学生.种种原因,我签胜利油田了.我来了半个月了，自己的体验,和来这里的师兄师姐们的交流,我深有体会,我想告诉你们,如果你是本科毕业,不管你哪个专业,请你千万不要轻易签胜利油田...还有,如果你们有能力考研究生的而不想考的,我劝你们一句,一定要考,不考你到油田肯定会后悔.本文来自阿果石油网() | (R5 e

因为我跟你们一样,我在这里不吹,我要考,当时只要复习了，肯定可以考上,但我由于觉得学校呆够了,不想呆了，想到社会拼搏,想工作,想奋斗,但我刚来油田,然后被分到2级单位,依次分到3级单位,最后分到4级单位,我才知道,本科生,不行...(当然不排除有关系的,或则很叼的人能很快混好).说得好听,我们一到油田就是见习干部,一年后是就是工程技术员,但要分在哪个地方,就我知道的,本科生的地方都不理想,农村,乡下....多的是,特别是我们长江大学在胜利的.我给你做

几个分析:

1:胜利这么大的油田,人太多，关系网很复杂,如果没有关系,想从偏的地方调到市里(东营)那是基本不可能的.

2:签这边的大多是什么西南石油大学,中国石油大学(华东),大庆石油学院,他们好象都比我们学校好好点,所以我们分2级单位的时候,基本都没他们分得好,直到3级单位,他们都比我们好,这里还要强调的就是关系了，有关系的人还是比没关系的分得好,有关系的在靠近基地的地方,但没关系的,都会分到离基地很远的地方,很偏.(你可能会说,你有能力,你可以靠你的努力往好的地方发展,可以调到好的地方,但我告诉你,一个字.难.因为在油田人员的调动是很困难的,而且还有那么多有关系的都想往好的地方调,所以基本不可能,这里不排除你有机遇,但那会是你么??先问问自己,即使是你,你又遇到问题了，那是多少年后呢,10年?20年?想想那个时候你多大了,你的青春还在么?)

3.胜利油田属于中石化,在工资这

方面很实际了,真的,没有中石油的高.这也是我跟同学们比过之后的结论.

写得有点乱,但都是我要告诉你们的心理话,不是代表我们不能吃苦,不能适应环境,我可以告诉你们,我来这里的第2天就适应了环境,我就接受了现实,我也在油田过得很”舒服”,我相信我如果混下去,可以混得不错,但真的,这不是我想要的,我想也不是你们想要的.为什么呢?我就问你们一句,你想在一个破县城当县长还是到一个大城市当一个小干部呢?

哎.不知道说什么了,反正我后悔当初没考研究生(其实不难,半年的时间就可以了，你只需要半年的时间,换来的是更多精彩的青春,不要觉得大四了就应该好好享受青春,好好玩,其实工作了也是我们青春的时候,也可以享受,但如果你的工作环境跟本不给你潇洒的机会,你的青春不就不能享受了,所以花半年舒服的时间换更多舒服的时间,哪个划算呢???自己去想吧).不要认为你不是学习的料,

不要认为你学不下去了,不要认为你静不下心来，我真想把我现在的体验全部复制到你的里去,这样你们就不会这样想了,你们肯定会努力的考研究生的.

我现在就想试试边工作边考,但我知道那样难度很大,第一,在单位不能让别人知道你要考研,这样以来,如果你没考上，你就混不下去了,因为别人会认为你的心不在单位.第二,天天白天要上班,只有晚上那点时间可以看书,根本比不上在学校,那么多的时间....

不想说了,有什么问题就问已经工作的师兄师姐们吧,你要去哪个油田,就问去了那个油田的人,打听看谁去了，问问情况再慎重的签工作

很现实，油田是很苦的。本科生只能到基层干。

应该说：当初选择这个专业时，就应该考虑这个结果。

还是努力考研吧！！！研究生的话有可能进研究院.

也一样，跟LZ的状况很相似。

我超赞成楼主的这些话，希望学弟学妹好好看看：“如果你们有能力考研究生的而不想考的,我劝你们一句,一定要考,不考你到油田肯定会后悔.

因为我跟你们一样,我在这里不吹,我要考,当时只要复习了，肯定可以考上,但我由于觉得学校呆够了,不想呆了，想到社会拼搏,想工作,想奋斗,但我刚来油田,然后被分到2级单位,依次分到3级单位,最后分到4级单位,我才知道,本科生,不行...(当然不排除有关系的,或则很叼的人能很快混好).说得好听,我们一到油田就是见习干部,一年后是就是工程技术员,但要分在哪个地方,就我知道的,本科生的地方都不理想,农村,乡下....多的是”

不过有一点我不这样认为那就是“签这边的大多是什么西南石油大学,中国石油大学(华东),大庆石油学院,他们好象都比我们学校好好点,所以我们分2级单位的时候,基本都没他们分得好,直到3级单位”，我觉得来油田其实大家并不是很看重你是哪个学校的，一般油田都是

按学校平均分配，当然我不排除信胜利是这样。

现在来油田最好是研究生，没关系的本科生二分肯定没有几个好单位，要有心里准备。采油要比钻井舒服，但钱要少，来油田没关系没人，那就只能慢慢熬吧。就现在情况来看，除非特别好的工作，否则能考研还是考研为好！

没得说,07年以后进石油销售公司加油至少3年,因为现在还有好多07年以前进的师兄师姐还在加油.包括大西北.(除非你有关系或者特别优秀,当然,我们以前进中石油的也不是笨蛋.你要想好是在和一批优秀学长竞争.)

你在上班时间聊天哦 。作为一个在HBYT长大的人来说，我只能说我们油田又少，所以什么都不是。每年招聘会都是一样的局面，油田专业的研究生几乎是不去HB的 因为待遇问题。所以导致现在在单位里好像领导特别重视研究生。其

实在大庆胜利辽河，研究生多了去

了，研究生干的活和以前工人师傅们干的都差不多。大庆胜利是有油田学校的，我们学校过去一般都不好混，在HB就不一样了，大庆与胜利的 来了不如长大与西南的好混，原因就以一个我们人多。还有一点我们HBYT连续2年委培了本科与研究生，明年就毕业，到时候hHB油田的研究生也是一抓一大把了。

胜利采油是轻松。。工资很好，定岗钱加奖金2500一个月左右，定岗后也就3000左右，这是采油的，

井下和钻井的很辛苦，工资可能要高点。。多个500一个月吧

师弟们自己考虑。。。

胜利,辽河都不错,主要讲究一个整体人文,你能不能让你的子女有好的教育就看你在哪工作了,我在油田生活20年深有体会.如果能进就不要去研究院一类的那里整体文化水平高,我们学校去了压力大,好处也轮不到,事就那么多,能力差不多的.去个采油厂最好不过,一方面清闲,再者你有时间去考建造师,能把这个

考下来,你在油田就没什么追求了,其他升官什么的不是你能左右的了的了.升官都是要一步一步来的,没见有多少科长是30来岁的,你在算算你有多少年才能到30呀. 一，没有两年的时间是无法对一个油田下结论的。二，楼主第二天就适应，太主观和高估自己了。三，研究生现在形式也越来越不好，除非你是专心搞研究的，能读博士。不过楼主看来不是，坚持都没坚持住考研，到胜利几天就说不好，盲目攀比心里太重，这样的性格到哪里都很难成功。廖永远是咱们优秀师兄，你知道以前他工作条件的艰苦吗？在沙漠一呆就是几个月，加上聪明才换来现在成就。楼主你在学校学会啥了，自己掂量下。现在研究生和xx年前本科没多大区别。 xx年毕业的师兄

俺也是刚辞职的,痛苦啊!!!!要考研你的眼界就要放远一点:要么换专业,要么专攻技术.如果想混个文凭那还是别了.我们单位给研究生就多500块(基本工资3000).看你自己的实力了,研究生的

确不是很好混,三年以后更难说.换个好学校或许是可能的出路

告诉大家我们长江大学的老校友，当然现在很多是领导，给我们留下的财富是，能吃苦，很塌实，这个是我们各界校友给很多油田基层群众的印象，大家什么可以丢，这个精神是永远不要丢的，当我们选择了这个行业，我们应该去用心对待，不要只看眼前的情况，我们不确实发现问题的人，但是缺少解决问题的人！

胜利西南大庆的比我们学校的多？

上次到测井公司好像说招了30多个人，就有10多个长江大学的。

还有，什么貌似华东，西南，大庆要好点，自己都看不起自己

本人07年毕业 也有很多同学在油田上班 现在还有个物探07年毕业的，在这边培训英语准备出国。在油田，根本没人去在乎你是哪个学校的，只在乎你能力有多大，当然还有关系了

例如，在胜利测井公司，有山大的，哈工大的，北航的等等，貌似他们这些学校很牛B吧，至少社会声誉，但是在单位还不是照样干，该出工就出工。

所以说，关键还是看自己能力和造化了，千万不要以为自己是江汉毕业的就自卑，胜利的副总不也是我们学校毕业的。

我是中国石油大学应用化学的学生,前两天刚刚参加了塔里木油田的面试,一面的人挺多的,二面就剩下我们专业的三个人了.面试完也没说要不要,不知道能不能被录用啊.哪位可以告诉什么时候给消息啊?

条件:英语6级,中共正式党员,专业排名第8,学院足球队员,足球协会秘书长,二等奖学金两次...有没有机会被录用啊?

油田就是灰色工资比较多．．

我也说不清楚．．我同学签的新疆油田他说第一年比较少

第二年转正以后就无缘无故的发

钱．．并且每次还发好多

所以我复读一年考上了我们学校的油工．．

不过我同学说了并不是每个油田都这样．．

特别是西部的油田．．

所以不要以为西部很苦．．

真正发钱的时候就不会这样认为了．．

d：华北油田

在我是华北油田的，虽然各单位工资不同。但是待遇基本上差不多。工资奖金将近3000，逢年过节还要发东西，今年中秋大多单位都发了将近1000的东西。年底了还能发个6000左右。今年华北油田对职工每户的物业和水电水暖费的补助将近1万

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第15篇：长庆油田 第五采气厂简介

第五采气厂简介

第五采气厂组建于2009年3月10日，其前身为“苏里格东部气田开发项目部”，隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司。2010年3月12日，根据《关于苏里格东部气田开发项目部更名及完善内设机构的通知》（长油字〔2010〕46号）要求，更名为“第五采气厂”，并于4月16日正式在西安挂牌成立。

第五采气厂辖区地跨内蒙古自治区和陕西两省，负责苏里格气田东区和苏**井区的日常管理和矿权维护工作，所辖区域矿权面积**万平方公里，探明储量**亿立方米，探明面积**平方公里，累计建成产能**亿立方米/年，管理气井**余口，建成集气站30座，污水回注站1座。目前，全厂设机关科室12个，机关附属单位5个，基层单位5个，员工总量598人。

建厂以来，采气五厂坚持以科学发展观为统领，认真贯彻落实油田公司各项工作部署，优质高效推进产能建设，开发规模不断扩大，气量不断刷新历史记录，成为长庆油田历史上建产、上产速度最快的单位。2010年天然气产量17.98亿方，2011年天然气产量21.41亿方，2012年天然气产量29.12亿方，2013年天然气产量35.41亿方，2014年天然气产量35.52亿方，刷新了苏东气田历史产量新记录，创造了连续两年稳产的历史跨越，走上了低成本、高效益、内涵式发展道路。

在发展过程中，第五采气厂以创新为驱动、依法合规为原则，构建了“232”管理体系（2—两个转变、两个下移，3—三全管理法，2—二维标准作业程序），实现了管理方式、生产方式、组织方式的深刻变革，提高了企业现代化管理水平和可持续发展动力。以实现本质安全为目标，强化源头风险防控，积极推行QHSE管理体系，持续推进气田数字化、智能化建设，连续六年保持了安全平稳供气。深化气田开发管理，建立了气井“三位一体”智能精细管理平台，形成了以井位优选、储层改造为主的5大系列15项开发技术，创立了智能排水采气、水平井管理等16项核心生产技术，实现了气田科学高效开发。

在全体干部员工的无私奉献和辛勤努力下，第五采气厂先后荣获“全国五一劳动奖状”、全国“安康杯”竞赛优胜单位、全国“工人先锋号”、“宁夏回族自治区工人先锋号”等国家及省部级以上集体荣誉称号，涌现出了“全国五一劳动奖章”、“内蒙古自治区五一劳动奖章”、“鄂尔多斯市劳动模范”、“集团公司优秀共产党员”、“集团公司青年文明号”、“‘西部大庆’劳动竞赛铁人先锋号”等国家及省部级先进个人，取得了物质文明和精神文明双丰收。 站在油田公司“适应新常态、谋划新发展”的新的历史起点上，第五采气厂将牢牢把握“稳中求进”的总基调，坚持“总结、完善、优化、提升”的工作方针，按照公司新常态下转型发展“2345”的基本路径，以持续稳产、提质增效为核心，更加注重“抓上产、保安全、转方式、重民生”，着力营造良好的发展环境，团结动员广大干部员工凝心聚力、奋发进取，为油田公司5000万吨持续稳产和西部大庆提质增效做出应有的贡献。

第16篇：43、中国石油长庆油田分公司环境保护管理办法

中国石油长庆油田分公司环境保护管理办法

第一章 总 则

第一条 环境保护是我国的一项基本国策，在发展油气工业的同时，必须切实做好环境保护工作，使矿区污染得到有效控制，职工生产和生活的环境得到有效改善，实现经济效益、社会效益和环境效益的统一，走可持续发展的道路。根据：“中华人民共和国环境保护法”，结合长庆油田公司生产实际，特制定本办法。

第二条 油田公司所属单位在生产过程中应杜绝原油外漏事故，防止废水、废气、废渣污染大气、水源、土地、草原、野生动植物，保护人们的生活和自然环境。

第三条 企业各级行政正职为本单位环境保护第一责任人，对本单位的环境保护工作负主要责任，在企业改制过程中应进一步发动群众，加强环境保护，提高全体职工的环境意识，并为环境保护工作提供资源保证。

第四条 认真贯彻执行国家环保法律法规，坚持“谁开发、谁保护，谁污染、谁治理”的原则，强化环境管理，采取有效措施防治在生产建设或其它活动中产生的废水、废气、废渣、污油、恶臭、放射性等对环境的污染和危害。排放污染物要执行国家排污申报制度，并符合国家污染物排放标准。

第五条 在研制引进推广新工艺、新技术、新设备时，必须要有相应的防治污染的工艺技术和装备来保证。

第六条 对环境保护作出显著成绩和贡献的单位和个人应给予表彰奖励；对违反国家、各级地方政府和油田公司有关环境保护法律法规和规定，造成严重污染和环境破坏、危害人体健康的单位和个人，要追究责任并予以惩罚。

第七条 油田公司及所属单位负责组织实施本管理办法。对外合资及外来承包方均按本管理规定办法。

第二章 环境管理

第八条 油田公司及所属单位都要成立环境保护委员会。建立健全环境保护管理机构，形成完善的适应环境工作要求的环境保护管理网络，切实抓好环境保护的管理工作。

第九条 各级环境保护机构的主要职责：

（一）贯彻执行国家及主管部门的有关环境保护的方针、政策、法令、法规。每年对本单位的环境表现进行一次评审。

（二）组织制定本单位的环境保护管理规定和实施细则， 组织领导本单位的环境监测工作，掌握工业污染源及环境质量状况趋势，组织对管理范围内所有单位的环境保护工作的定量考核。

（三）参与编制本单位的环境保护长远规划、年度计划和主要环保治理项目。对特殊环保设施和技术的引进工作，做好技术经济论证，并组织实施。

（四）监督检查本单位有关“建设项目环境保护管理规定”的执行情况，参与工程建设项目设计方案审查及竣工验收。

（五） 组织开展环境保护的宣传教育工作。

（六） 参与编制本单位的环保科研规划和年度计划，监督环境保护科研计划的实施。

（七） 组织开展\"绿色队站建设\"活动。强化环保基础工作，建立完整、规范、准确的环境基础资料，统计报表、台帐和环境保护技术档案，评选和推荐环境保护先进集体和先进个人。

（八） 协调处理有关污染事故和污染纠纷。

（九） 统一做好排污费的收、缴工作。

第十条 环境监测部门接受环保管理部门领导，并按主管部门的规划和要求对油田公司的污染源、排放口、油、气区环境进行监测、分析。了解和掌握排污特征，为本企业的防治污染、资源综合利用，开展环境科学研究提供依据。

第十一条 深化环境保护的全方位管理，执行环境保护工作的分级领导责任制和各职能部门环境保护责任制，强化环保工作的定量考核，并把环保指标的考核纳入企业总考核之中。

第十二条 因发生事故或其它突发性事件，造成或可能造成重大污染事故的单位，必须立即采取有效措施处理，把危害降到最低，及时通报可能要受到污染危害的单位和居民，并及时向上级和当地环保部门报告，接受调查处理。

第十三条 油田公司内部实行环境保护奖励、经济处罚制度和内部排污收费制度。

第三章

建设项目环境保护

第十四条 凡对环境有影响的建设项目都必须按“建设项目环境保护分类管理”的要求,执行环境影响评价报批制度，必须执行防治污染及其它公害的设施与主体工程同时设计，同时施工、同时投产的“三同时”制度。

第十五条 凡改、扩建和进行技术改造项目都必须对原有项目的有关污染，在经济合理的条件下同时进行治理。

第十六条 新、改、扩建项目建成后，按“建设项目竣工环境保护验收管理办法》必须经过有关环保主管部门的检查验收， 符合环保的有关要求后方可投产使用。

第十七条 建设项目在施工过程中，必须保护施工现场及周围的环境防止和减轻粉尘、噪声、震动等对周围生产、生活引起的污染和危害。

第十八条 未经批准环境影响报告书、报告表和登记表的建设项目，计划财务部门不办理审批手续，凡环境保护设计篇章未经环保部门审批的施工项目，主管部门不得办理施工手续。

第十九条 与外来承包方签订经济合同时，承包方必须遵守油田公司有关环境保护的规定，合同中不得有违反国家和地方环境保护法律法规和环境公益的内容。

第四章 防治污染和综合治理

第二十条 充分合理地利用能源和资源是消除污染、保护环境的重要途径。各单位要通过技术革新、技术改造和综合利用。最大限度地利用资源把污染源尽量消除或控制在生产过程中。对生产中产生的废水、废气、废渣、要积极进行治理对一些一时无法利用的有害物质要采取妥善的措施处理，达标后排放，严禁使用渗井、渗坑和稀释的方法外排严防污染地下水和其它水源。

第二十一条 各生产单位要将污染治理设备纳入设备统一管理范围并保护较高的设备完好率和运行率。未经批准，防治污染的设施不得擅自停运，闲置或拆除。

第二十二条 各生产单位要积极治理老污染源，确保各污染防治设施主控污染物全面达标排放。每年要从生产维护费和更新改造资金中划出污染治理和治污设施维护的专项资金，由环保管理部门安排治理，计划财务部门列入计划下达。

第二十三条 禁止引进不符合长庆油田公司环境保护规定和要求的技术和设备。

第二十四条 各单位要因地制宜，选择抗污染树种，结合经济效益植树造林，种花种草，绿化美化环境，努力创造花园式企业。

第二十五条 基层采油队、注水队要加强环境管理，推行清洁生产，严禁污染物出站、出井场，积极建设清洁文明井场和标准化计量站、转油站。注水站必须做到站内院落平整清洁，站内外无污油、无杂物、无散乱器材物资。管道、设施干净见本色，无“跑、冒、滴、漏”现象，有条件的地方应做好绿化工作。油(水)井井场必须做到井场内平整清洁无油污，抽油机、采油树干净见本色，井场外无油污无垃圾。

第二十六条 各采油作业区要加强井场及沿线的检查，及时消除污染隐患，污油池中的污油要及时回收，雨季前要彻底回收干净。

第二十七条 水域周围及敏感区域的井场必须按标准建设。加强管理和维护，对于井场损坏的环保设施，所属单位要及时维修，保证良好运行，杜绝污染事故发生。承包方在井场施工造成环保设施损坏，采油作业区要监督承包方及时修复。

第二十八条 加强护油护井，确因偷盗原油和破坏井口、管线造成污染，发现后立即组织处理。对于依靠本身力量无法处理的事故，在控制污染现场、防止污染扩大的同时，应立即上报上级主管部门，组织力量清除污染。

第二十九条 各采油厂、采油作业区、采油队、注水队对自己的工作区域要经常检查环境保护工作，查到问题及时整改，并做好绿化和水土保护工作。

第三十条 井下作业应积极采取新工艺、新技术，在施工中要采取综合措施，实行无污染作业。施工完后井场残留污染物必须立即清理干净，恢复井场原貌。

第三十一条 井下作业施工前，应根据作业内容制定相应的环保措施，对于有毒有害及新技术试验作业，必须经厂级工艺、环保部门审查，厂主管领导审批后方可施工，施工现场必须指定环保监督员。严防中毒和污染事故发生。

第三十二条 井下作业过程中不得损坏井场原有环保设施。确因作业需要，必须经厂级环保部门批准后方可施工，作业完工后应立即恢复环保设施。

第五章 采气作业的环境保护

第三十三条 各井、站、集气管线、工艺装置要尽量减少放空，必要的放空必须选在远离居住区，要处在下风向，相对高处并易于扩散的地方，高含硫气井的放空，要设火炬，各类火炬的高度不得低于15米。如果在200米范围内有建筑物时火炬要比最高的建筑物高出3米以上。

第三十四条 采气工艺、净化工艺等过程产生的燃烧废气、脱硫尾气、精馏不凝气和其它工艺废气必须加强管理，减少排放。酸气焚烧炉、精馏不凝气焚烧火炬等废气处理装置要加强检查、维修、监测，确保达标排放。

第三十五条 各集气站的污水、废液必须收集于污水罐内，全部拉回污水处理场，严禁就地排放。拉运污水的罐车不得在途中泼洒倾倒，防止污染环境。

第三十六条 甲醇、液氨等易挥发的有毒有害物质，要密闭储存防止挥发，万一落地要立即组织回收。严禁含醇水随意倾倒。

第三十七条 甲醇厂的生活、生产废水要按设计要求，分别转入净化厂，不得直接排放。生活区的废水不得混入化学试剂、未处理的生产废水等，以防交叉污染，影响污水处理效果。

第三十八条 各实验室中，所含剧毒物质(Pb、Hg、Cr、Cd、As等)浓度严重超标的废液，严禁直接倒入生活污水的地下排水道。

第三十九条 净化厂要加强污水处理场的运行管理，确保进场污水及时处理。要按设计要求回收甲醇，回注的含醇污水要严格控制水质。净化车间的含高浓度甲基二乙醇胺、三甘醇的工业废水，不得直接进入生化污水处理工艺。

第四十条 作业区、甲醇厂、净化厂在污水转运排放过程中要考虑相互影响，要加强联系和协作，当水质、水量发生重大变化时，必须及时通知下游单位，防止突发性污染事故。

第四十一条 对经过生化处理达标的废水，应先在厂区内利用。确需外排的，应按设计要求打回基地，严禁随意排放。

第四十二条 炼化企业的生产废水应按清污分流的原则设置排水系统，并根据废水的污染物浓度进行分类处理，厂区外排的污水水质必须符合国家排放标准的规定，确保外排污水达标排放。

第四十三条 埋地的污水管网(包括检查井)必须采取防渗漏措施；含酸、碱腐蚀性的污水管网必须采取防腐蚀措施，防止埋地管网渗漏或腐蚀而污染地下水。

第四十四条 为保证各单位污水处理场的正常运行，各单位对装置排放的污水应制定“装置排水污染物控制标准”，实行分级管理。对污水处理场有影响的特殊污水，则应在装置内进行预处理，处理合格后方可排入各污水处理系统。

第四十五条 生产装置或装卸过程中排出的有毒有害的气体都有要进行回收利用或净化处理，达到国家排放标准。

装卸催化剂或自土等粉尘污染严重的岗位应采取密闭装卸或其它除尘设施，尽量减少粉尘等有害物品对人体的接触。操作场所空气中粉尘含量应符合“工业企业设计卫生标准”的规定。严防中毒事故的发生。

第六章 污染事故的处理

第四十六条 污染事故是由于作业者违反环境保护法规的行为，使环境受到污染，重点保护区遭受破坏，人体健康遭受危害，社会经济和人民财产受到损失，造成社会不良影响的突发性事件。对油田公司来说，凡属下列情况之一者为污染事故：

（一）在采油气、井下作业等施工过程中，因没有防治污染设施或污染设施不齐全，造成环境污染。

（二）擅自闲置、停运和拆除治理污染设施，造成环境污染。

（三）因责任心不强，管理不妥，违反操作规程致使有毒有害物质外溢流失，造成环境污染。

（四）未按国家规定履行排污申报登记制度，偷排乱排废油、废水、泥浆、废气、废渣及废弃的化工原料等，造成环境污染。

（五）不按油田公司规定的审批手续擅自引进外来承包方进行含有毒有害物质的施工造成环境污染。

（六）其它原因造成环境污染。

第四十七条 环境污染与破坏事故按国家及集团公司有关规定可划分为：一般环境污染与破坏事故、较大环境污染与破坏事故、重大环境污染与破坏事故和特大环境污染与破坏事故。

（一）一般环境污染与破坏事故。由于污染和破坏行为造成直接经济损失在千元以上、万元以下（不含万元）的。

（二）凡符合下列情形之一者，为较大环境污染与破坏事故：

1．由于污染和破坏行为造成直接经济损失在万元以上、5万元以下（不含5万元）； 2．人员发生中毒症状；

3．油品泄漏量在100千克以上（含100千克）、15吨以下，或化学品泄漏量在100千克以上（含100千克）、10吨以下。

（三）凡符合下列情形之一者，为重大环境污染与破坏事故：

1．由于污染和破坏行为造成直接经济损失在5万元以上、10万元以下（不含10万元）； 2．人员发生明显中毒症状；

3．因环境污染对周围农田、水系、居民区造成一定危害；

4．石油类泄漏量超过15吨（含100千克），或化学品泄漏量超过10吨（含100千克）； 5．捕杀、砍伐国家二类、三类保护的野生动植物。

（四）凡符合下列情形之一者，为特大环境污染与破坏事故： 1．由于污染和破坏行为造成直接经济损失在10万元以上； 2．人群发生明显中毒症状；

3．因环境污染使当地经济、社会的正常活动受到严重影响；

4．发生在敏感区内的油品或化学品泄漏事故，石油类泄漏总量超过15吨（含115吨），或化学品泄漏量超过10吨（含100千克）；

（五）捕杀、砍伐国家一类保护的野生动植物。1．直接经济损失在万元以下的属一般污染事故。

2．对工厂、井场、队站周围造成局部污染直接经济损失在一万元至五万元(不含五万元)的属较大污染事故。 3．对污染周围农田、水系、大气造成一定危害，直接经济损失在五万元至十万元(不含十万元)的属重大污染事故。

4．由于污染事故直接造成人畜伤亡或当地经济作物遭受严重损失，直接经济损失在十万元以上，属特大污染事故。

第四十八条

污染事故发生后，应立即组织力量采取有效措施处理，以减少损失和影响。发生

一、二类污染事故，按公司及各单位突发事件应急预案或环保专项预案要求进行抢险、处理、处置、统计、调查、上报，不得虚报、瞒报、拒报、迟报，不得伪造、篡改原始资料。

第四十九条 对违反国家环境保护法规和油田管理规定，污染和破坏环境，危害人身健康的单位和个人，油田公司环保部门可根据事故的情节轻重，危害程度给予处罚。对情节特别严重的可建议司法部门按“中华人民共和国刑法”追究刑事责任。

第五十条 对违反国家环境保护法规和油田管理规定，污染和破坏环境，危害人身健康的单位和个人，油田公司环保部门可根据事故的情节轻重，危害程度给予处罚。对情节特别严重的可建议司法部门按“中华人陈共和国刑法”追究刑事责任。

第七章 环境保护的奖惩

第五十一条 积极开展“清洁文明井场和绿色基层队、站建设”活动，并经检查验收合格；全面完成环境保护目标责任制，未发生较大以上污染事故；获得国家、省、地区级环境保护荣誉称号的单位和个人给予表彰和奖励。

第五十二条

凡达到下列指标和有关考核内容的单位，方有资格参加油田公司环境保护先进集体和先进个人的评比：

（一）环保责任制目标全面落实，全年未发生较大以上环境污染事故。

（二）采油气污水处理装置运行率98%以上，外排污水达标率达95%以上。

（三）未进入密闭流程的采油井站，采油污水能按规定集中拉运、达标处理，避免各类污染事故的发生。

（四）井下作业、生产维修等生产过程中的废液、废水能集中拉运或积极采取妥善措施，不污染环境。

第五十三条

责任追究

对不可抗拒的自然灾害和第三方破坏造成的污染事故，事故单位不承担责任。

（一）发生一起重大及以上环境污染和生态破坏事故；或年内发生两起较大环境污染和生态破坏事故的，给予企业主要负责人免职处理，并根据其所负责任、情节轻重和损失大小，按照有关规定给予相应行政处分。

（二）发生一起较大环境污染和生态破坏事故，或发生两起一般环境污染和生态破坏事故的，对企业主要负责人进行诫勉谈话，并根据其所负责任、情节轻重和损失大小，按照有关规定给予组织处理或行政处分。

（三）发生较大环保事故，扣减企业主要负责人及分管业务领导业绩分值30分；发生重大环保事故，扣减企业主要负责人及分管业务领导业绩分值60分；发生特别重大环保事故，企业主要负责人及分管业务领导年度业绩分值按0分计算；班子副职按正职的80%扣减。发生较大环保事故，扣减单位工资总额基数的1.5%及当年新增工资的1/3；发生重大环保事故，扣减单位工资总额基数的3%及当年新增工资的2/3；发生特别重大环保事故，扣减单位工资总额基数的5%及全额扣减当年新增工资。

（四）对承包商事故负有责任的，同样追究责任单位及责任人的责任。

第五十四章第五十五章

第八章 附 则

本办法由油田公司安全环保处负责解释。

本办法自下文之日起执行。油田公司各二级单位都要结合本单位实际，制定实施细则。

第17篇：长庆油田公司文化理念体系（定稿）

长庆油田公司文化理念体系

一、长庆发展愿景

发展大油田

建设大气田 创建美好家园 释义：

用科学发展观统领全局，解放思想，实事求是，一切从实际出发，发展大油田、建设大气田，创建模范和谐矿区，实现又好又快发展，为集团公司建设综合性国际能源公司做出贡献。 2009年年产油气当量达到3000万吨，2015年实现年产油气当量5000万吨，把鄂尔多斯盆地建设成为我国重要油气能源基地。

长庆美好的未来由员工携手创造。长庆是员工发展成长的摇篮、生活幸福的家园，每一位员工在其中感受到家的温暖，同时承担起建设家园的责任，快乐工作、快乐生活。

二、长庆发展思路 做大做强油气主营业务 做精做专工程技术业务 做优做好矿区服务业务 释义：

做大做强油气主营业务: 加强油气勘探，筑牢资源基础；推进勘探开发一体化，做好老油气田稳产和新油气区上产，保

1 持油气产量的快速增长；加强技术攻关，进一步提高产能到位率、单井产量和采收率。

做精做专工程技术业务：以保障主营业务发展为目标，保留一支精干的、专业的工程技术服务队伍。通过内部完全市场竞争机制，做专做精，提高核心竞争能力。

做优做好矿区服务业务：按照“统一规划、优化布局，完善功能”的原则，加大配套建设力度，分步实施，逐步改善矿区环境，不断提高矿区管理和服务水平。

三、长庆管理方针

标准化设计

模块化建设 数字化管理

市场化运作 释义：

长庆步入了大油田管理、大规模建设的发展新时期，“四化”建设方针是开创大规模工业化发展的新局面，迈向大油田管理的新阶段所必需的建设方式和管理形式，是公司集合资源优势、技术优势、管理优势和文化优势从而形成核心竞争力的根本途径。

“四化”建设方针是在系统思想指导下，集公司、员工、合作伙伴和环境于一体，充分集合各种资源，以标准化设计组织、模块化建设实施、数字化管理决策、市场化配置优化的一种低成本、高效率和实现规模效益的一体化大生产方式。

标准化设计：建立标准化建设体系，包括标准化的生产设

2 备、工作流程、解决方案、组织形式及管理方式。设备场站，基于标准设计定制；工作流程，基于标准运行流转；解决方案，基于标准技术集成；组织管理，基于标准跨平台合作；岗位操作，遵从标准规范作业。标准化是对已有成功经验的总结固化，并通过持续改进形成新的标准，不断提升。

模块化建设：是大规模工业化应用的具体实施。通过对油气站场各个工艺环节进行划分，对不同的单体设备、不同规模的处理模块进行定型设计，按单体模块进行生产，做到组件预制工厂化、工序作业流水化、过程控制程序化，模块出厂成品化、现场安装插件化、施工管理数字化，实现协同作业、高效建设。

数字化管理：通过建立由数据传输系统、远程控制系统、生产管理系统、组织决策系统组成的数字化管理系统，实现数据自动采集、方案自动生成、运行自动控制、状态及时监控、信息及时反馈、要求及时响应，达到数据经验的共享和过程质量的可控，追求科学、高效管理。

市场化运作：坚持开放市场、主体平等、公平竞争的原则，从队伍引进、风险防范、质量控制、市场监管等关键环节加强管理，培育健康高效的油气田建设市场。聚集优势力量、集合优势资源，降低成本、提升质量、提高效率，与合作伙伴共赢并进，走内涵式发展道路。

四、长庆价值理念

1．长庆精神：攻坚啃硬

拼搏进取 释义：

“攻坚啃硬、拼搏进取”的长庆精神，是大庆精神、解放军精神和延安精神在长庆发展历程中的积淀凝结和集中表现。

长庆油田分布在茫茫大漠和莽莽高原，长庆油田是低渗低压低产的效益边界油田。面对艰苦的自然环境和特低渗透的地质条件，长庆人继承“一切行动听指挥” 的解放军精神，践行石油人“三老四严”、“拼命也要拿下大油田”的光荣传统，发扬“坚持正确的政治方向、解放思想、自力更生、艰苦奋斗”的延安精神，铸就了“攻坚啃硬、拼搏进取”的长庆精神，取得了三低油气田有效开发、快速发展的辉煌成就。当今，长庆肩负更大的责任，面临更大的挑战，“攻坚啃硬、拼搏进取” 就是我们应当传承并不断发扬的团队精神。

长庆精神是长庆石油人精神风貌的概括表达，是中国石油精神在鄂尔多斯盆地的个性体现。

攻坚：就是要同心协力，打好攻坚战。在2009年实现3000万吨，2015年实现油气当量5000万吨奋斗目标。

啃硬：就是要继续攻克“三低”油气藏勘探开发的硬骨头，增储上产，提高采收率和单井产量。

拼搏：就是要保持和发扬艰苦奋斗的光荣传统，克服困难，

4 勇往直前。

进取：就是要依靠科技，积极探索，勇于创新，工作争一流，创造新业绩。

2．长庆使命：我为祖国献石油

释义：长庆的历史，是一部不屈不挠的奋斗史，一部可歌可泣的英雄史，一部励精图治的发展史。38载风雨征程，长庆人在鄂尔多斯盆地谱写了攻坚啃硬、拼搏进取的奋进之歌；38载沧桑巨变，见证了长庆人奉献能源、创造和谐的拳拳爱国之心。

站在发展的新起点，长庆肩负着重要的经济责任、环境责任和社会责任。为发展的祖国提供更多的石油天然气，仍然是长庆人不竭的动力源泉和价值体现。

“我为祖国献石油”凝聚着中国石油人“爱国、创业、求实、奉献”的精神品质，闪耀着长庆人“特别能创造、特别能奉献、特别能负重、特别能战斗、特别能吃苦”的卓然风采，鼓舞着一代代长庆人在鄂尔多斯盆地创造奇迹。“我为祖国献石油”不仅是长庆人数十载矢志不渝的真实写照，更是长庆人内心深处炙热的情感和神圣的使命。

3．长庆价值观：发展长庆 回报员工 奉献社会 报效国家

释义：

5 发展长庆：是肩负“我为祖国献石油”崇高使命的必然要求。科学发展是长庆第一要务，是国家能源安全对长庆的要求，是中国石油发展对长庆的要求，更是长庆和长庆员工持续发展的需要。任何工作都要着眼发展、谋划发展、促进发展。

回报员工：是以人为本的必然要求。员工的成长发展是长庆永续发展的基础和保障。保障员工合法权益，保护员工生命、健康与安全，搭建员工成长发展平台，让员工分享企业发展成果，实现员工与企业的共同发展。

奉献社会：是社会责任的必然要求。企业财富源于社会，必须回馈社会。以持续发展、奉献能源、构建和谐为己任，积极关注民生和社会进步，积极支持社会公益事业，积极推进和谐矿区建设，以企业发展促进社会和谐发展。

报效国家：是国家经济发展的必然要求。长庆要具备高度的责任感，承担起经济责任、环境责任和社会责任，长庆员工要具备高度的责任感，将爱国之心体现在爱岗敬业的具体工作中，热爱石油事业。这是我们报效国家的平台和依托。

4．长庆安全观：生命和健康高于一切 释义：

安全关乎生命，生命高于一切。失去生命，一切不复存在。安全是健康的基本保障。每个员工都必须树立安全意识，实现“要我安全”到“我要安全”的转变。全体员工要时刻把安全放在

6 心上，带血的速度一秒不抢，带血的效益一分不挣，只有在安全的前提下，工作才能顺利，生活才能幸福、企业才能发展。

5．长庆人才观：胜任是才

因才适用 释义：

胜任是才，是长庆甄别和挑选人才的标准。只要在自己的岗位上做出成绩、胜任工作，就是人才。

因才适用，是长庆使用人才的标准。要公平公正选拔人才，把合适的人放在适合的岗位，为员工搭建发展和成长的平台，做到人尽其才。

6．长庆事业观：发展长庆就会发展自己

奉献长庆就是奉献社会

释义：

长庆油田是长庆员工展现自我的舞台，实现价值的平台。 长庆作为国有骨干企业，担负着崇高的经济、环境和社会责任。长庆视员工为最宝贵的资源和财富，追求并努力促进员工与企业的共同发展。

作为责任的共担者和企业发展的推动者，每位员工要树立坚守岗位就是奉献能源、创造业绩就是报效国家的信念，立足岗位，发展公司，奉献社会。

第18篇：长庆油田公司资助贫困学生助学金实施办法

长庆油田公司资助贫困学生助学金实施办法

中国石油长庆油田公司向中国石油大学(华东)贫困学生提供助学金的实施办法

为了支持和发展教育事业，为祖国培养更多的优秀人才，使贫困学生能够圆满完成学业，感受到党和祖国的关爱之心，体会到中国石油长庆油田公司和中国石油大学(华东)对他们的关心之情，以激发他们为国学习的热情，从2006年起，中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田公司)每年为中国石油大学(华东)提供30万元，设立“长庆油田公司资助贫困学生助学金”，助学金具体实施办法如下：

一、资金来源

长庆油田公司每年从“温暖基金”中提供30万元，作为年度助学金总额。

二、助学金的设立时间

助学金在中国石油大学(华东)设立的时间从2006年9月1日始至2009年8月31日止，期限3年。

三、资助对象

在中国石油大学(华东)就学的家庭经济特别困难的全日制学生。

四、资助人数和标准

每年资助家庭经济特别困难的学生100名，助学金标准每人每年3000元，每年lO月份集中发放一次。

五、助学金评定标准

1、热爱祖国，热爱石油工业，坚持四项基本原则，拥护党的路线、方针、政策，政治立场坚定；

2、家庭经济特别贫困，每月人均生活费低于150元人民币；

3、学习态度端正，勤奋努力，刻苦钻研，必修课程及格或合格；

4、遵纪守法，无违反校纪校规行为，综合测评成绩良好；

5、同等现实表现情况下，孤儿、烈士家庭、双亲丧失劳动能力等特殊困难的贫困生优先获准。

六、工作机构

成立由长庆油田公司与中国石油大学(华东)组成的助学金管理工作领导小组。领导小组办公室设在中国石油大学(华东)，办公室成员由长庆油田公司人事处及中国石油大学(华东)相关部处的负责人组成。具体负责助学金审核及发放事宜。

七、助学金评定程序

1、每年9月由符合申请条件的学生本人向所在院系提出书面申请。

2、学生工作部根据各院系参评人数划拨指标。

3、所在院系根据资助指标，审查并公示推荐人选，填写申请表，并报助学金工作领导小组办公室。

4、助学金工作领导小组按条件审核确定人选。

5、每年10月由长庆油田公司和中国石油大学(华东)共同为贫困学生发放助学金。

八、宣传动员

为了扩大助学金的影响，调动和激发社会各界关注高校教育的积极性，真正把企业和学校的关怀送到贫困学生中去，学校将采用校园网、校报、宣传橱窗、展板等方式加大对长庆油田公司业务发展及享受助学金成长情况广泛宣传，激发大学生勤奋学习、投身石油事业的热情。

九、本办法自2006年9月起实施。

第19篇：长庆油田数字化钻井建设简要方案

长庆油田数字化钻井建设简要方案

一、长庆油田工程管理信息系统概况

长庆油田工程管理信息系统经过近两年的开发、调试，系统各功能能模块运行平稳、安全，基本实现了现场数据到油田公司数据有效链接，我们还在钻井井场对该信息系统利用3G通讯网络进行测试，结果表明可以满足一线的生产需求。

该系统目前主要问题是数据源的问题，由于钻井队伍没有VPN帐户，进入不了油田公司石油网络，因此，队伍资质申报、工程质量、监督管理、结算管理等数据需要项目组管理人员输入，由于数据量大，加之项目组人员较少，因此，给系统有效使用带来一些问题，我们现在对该系统进行继续完善，主要是两方面：

1、充分利用油田公司已有的生产数据，减少现场人员的重复劳动。

2、利用现有公司网络，实现把钻井现场数据直接传送到油田公司相关部门。

二、长庆油田数字化钻井建设简要方案

目前，油田公司数字化生产指挥系统V2.0系统基本推广完毕并上线测试运行。数字化生产指挥系统已经实现了从公司—厂（处）—作业区—增压点—井场—单井—单井工况的链接，因此我们可以依靠生产指挥系统，实现对公司－项目组－钻井井场的有效连接，实现钻井生产的无缝管理。

1、总体思路

在钻井现场建立简易无线局域网，从在用的录井仪中实时截取或从钻井装备的仪表中分离信号读取钻井过程中采集到的数据，建立井场小型数据库。利用现有长庆现有成熟的通讯网络技术，将井场小型数据库中的数据实时传回钻井数据中心，为开展进一步的数据应用打下基础。在后方构建一个数据网站，该网站基于数据库系统，数据源来自多个钻井现场远传回的数据，经过处理，可以为授权的生产管理者和工程技术人员提供钻井现场数据咨询，同时，对关键区域实施展现场网络摄像，在后方可以实现视频监视，并实现即时通讯系统，便于技术专家集中诊断事故和复杂，提供技术支持；领导远程进行生产指挥。数字化钻井网络拓扑结构如图1所示。

图1 数字化钻井网络拓扑图

2、数字化井场的建立

同一井场会存在许多数据源，如综合录井仪、钻井多参数仪、测井仪器和固井参数采集仪器，首先要从这些仪表采集的数据中选取钻井工程相关数据，征求工程技术人员意见，确定现场拟获取数据的数据结构，各类仪表不包含的数据可以采取人工录入的方式补充。系统总的数据需求确定后，开展以下几方面的工作： ⑴ 现场数据的获取

对现有钻井队的钻井参数仪表进行改造，对大钩悬重、钻压、转盘扭矩等几十种参数进行检测，对钻井过程进行实时监测，对钻机的工作状态进行存储、打印、查询，为现场优化钻井、故障判断和排除提供依据，并为钻后提供历史数据，这是实现钻井数字化的核心；对于固井、测井等可以利用其固有的数据采集系统，都有自己的；其他生产管理所需数据，采取现场人工录入的方式；如果需要，可以用无线摄像头采集视频数据。 ⑵ 现场数据共享

简易的井场无线局域网建成后，在井场服务器上建立小型数据库，综合录井仪截取的数据、钻机配套仪表分离的数据、固井、测井采集的数据，以及手工补充录入的数据，通过无线局域网全部汇集到该数据库中。基于井场数据库，开发生产管理数据录入和数据查询显示模块，供现场人员使用，这样整个井场都可以通过无线局域网共享数据库中的数据。 ⑶ 数据远程传输

3 利用3G、G P R S等手段进行无线远程数据传输,编写相应的数据传输模块。然后根据带宽需求和现场所能提供的通讯手段，选择经济可靠的方式，把井场数据库中的数据统一远程传输至后方数据中心。在后方数据中心配臵数据库服务器和W E B 服务器，按照既定的数据结构建立数据库。现场数据库中的数据实时远程传输，进入到后方数据中心的数据库服务器中。

3、现场数据的处理和应用

现场数据远程传输到后方数据中心后，要着手考虑数据的处理和应用。首先要基于中心数据库建设现场数据咨询网站，支持数据显示和曲线显示，可以同时查询多口在钻的井的数据。当然在钻井工程信息管理和系统平台安全性管理方面要做细致的工作，保证现场数据的正常使用。另外利用数字化井场还可以开展以下应用： ⑴ 钻井队基本生产信息共享

钻井队的基本数据通过3G或GPRS 方式与后方连通，定期回传基本生产信息，届时挂接到数据咨询网站上，供有关单位和人员分享即可。 ⑵ 生产指挥即时通讯系统

即时通讯系统可以作为生产指挥的上下沟通手段。生产指挥人员通过数据咨询网站了解现场具体生产情况，利用即时通讯系统与前线交，并作出合理决策，指导钻井生产。 ⑶ 工程事故及复杂案例库的建立与应用

收集近几年事故复杂及处理措施案例，建立资料库及查询应用系统，现场的工程技术人员可以在线查询同区块发生过的类似事故复杂案

4 例以及处理措施，分析现存问题，达到解决问题的目的。 ⑷ 工程技术专家会诊

支持至于工程技术专家会诊支持方面，现在推广的即时通讯系统可以解决专家们协同工作相互沟通的问题，专家们需要的现场数据资料可通过前面建立的数字化井场来获得，网络条件允许可以把现场的图片和视频也传回后方，供专家们分析判断。

从网络和现有的技术来看，实现数字化钻井可行的，通过实时获取多个井场的钻井数据，实时数据回传，在后方通过数据咨询网站，为授权的生产管理者提供多口井钻井现场数据咨询浏览界面，油田各级领导和技术管理人员在后方就能够直观地了解现场具体生产情况，分析判断，做出合理决策，指导现场进行下一步生产作业，同时，也为钻井精细化管理打开一条思路。

第20篇：油田小队指导员先进事迹

试油测试一分公司S08XX队指导员陈xx同志为人和蔼可亲、平易近人，在日常工作中勤勤恳恳、乐于奉献，是我队员工的好领导，更是我队员工的贴心人。

陈导每天很早来到队部，认真准备开会学习材料，提前学习领悟文件要旨。他充分利用早会时间，带领队内员工深入学习公司下发的各类文件精神，使广大员工的理论知识得到显著提升，并及时领会公司各重要文件的思想内容，为贯彻落实公司各类文件精神做出巨大贡献。陈导还经常为大家准备一些关于井控知识和岗位操作的学习材料，定期组织考核，使广大员工在愉快的学习氛围中掌握了知识和技能，有效地提升了广大员工的自身素质。

除了开会时间，陈导也总要留在队部继续工作，认真摘抄公司文件的重要内容，为日后的学习培训准备材料。我们每次路过队部总能看到陈导伏案疾书、孜孜不倦的身影，这不但激起了我们的学习工作热情，更令同事们感受到陈导对大家的殷切关怀之情。

某次往回搬家，设备运到大队已经是下午四点钟，还剩下立井架，摆放板房，吊放八方池等诸多工作，陈导亲自去为我们买来了热乎的包子，对于劳动一天没时间吃饭的员工而言，这是最贴心的关怀，陈导还穿戴劳保用品爬到架子车上与工人一起劳动，陈导的举动给我们带来了无限的温暖，令员工们对这个大集体充满了热爱和感恩。

陈导把员工当做自己的亲人看待，积极深入群众了解民情，经常找我们聊天谈心，主动发现员工的困难，为我们答疑解惑，不但为后

进者指明方向，更成为我们思想方面的指路人，而且陈导切实为我们解决各种生活问题，令广大员工相处融洽，仿佛是生活在一个温馨的大家庭里。

正是陈导的无私奉献精神和勤奋工作热情感染了我们这个集体，陈导的意志和精神给我们带来了极大的鼓舞，我们广大员工正在陈导的带领下以积极进取、勇于拼搏的精神面貌，向着公司更加美好的未来阔步前行。党的十八大召开在即，我们将紧密的团结在以陈xx指导员为核心的党支部周围，以饱满的工作热情圆满完成公司下达的各项任务指标，为党的十八大胜利召开献礼。

《长庆油田先进事迹.doc》

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