RB/T 092-2022 石油和化工行业 石油和天然气开采企业质量管理体系要求 清晰版

ⅠCS 03 . 120 . 20 CCSA 00

中华人民共和国认证认可行业标准

RB/T 092-2022

石油和化工行业石油和天然气开采

企业质量管理体系要求

petroleum and chemical industry-Quality management

systems for oil and gas exploitation enterprises-Requirements

2022-10-11 发布 2023-01-01 实施

国家认证认可监督管理委员会发 布中国 标准 出版 社出 版

前言

本文件按照 GB/T1. 1-2020《标准化工作导则第 1 部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定

起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由国家认证认可监督管理委员会提出并归口。

本文件起草单位:北京三星九千认证中心有限公司、中国石油和化学工业联合会、北京中化联合认证有限公司、中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司、中国石油化工股份有限公司、大庆油田有限责任公司、中国石油化工股份有限公司中原油田分公司、中国石油化工股份有限公司九江分公司。

本文件主要起草人 : 张敬、刘冬 萍、马志 刚、汤胜 修、王春 艳、张杰 环、张江 林、杨庆 鸿、丁士 育、陈沛云、马建国、张明、谭宁、徐兆明、白世龙、张祥兆、王海松。

引言

石油和天然气开采企业的产品是石油和天然气 , 它们具有资源、技术密集 , 产业关联度高 , 经济总量大等特点 , 是我国能源结构的重要组成部分。

制定本文件的目的是规范石油和天然气开采企业油气勘探、开发和生产过程管理 , 指导企业建立一套系统、科学、合理且具有可操作性的质量管理体系 , 以改进绩效 , 实现质量目标。

本文件依据 GB/T19001-2016《质量管理体系要求》,结合石油和天然气开采企业质量管理的实际情况而制定。 本文件的基本框架与 GB/T19001-2016 保持一致 , 提出了石油和天然气开采企业质量管理体系的特定要求。

石油和天然气开采企业在建设质量管理体系时可以与能源、环境、职业健康安全等管理体系相结合 , 本文件也可以与相关标准配合使用。

石油和天然气开采企业可依据 GB/T19001-2016 及本文件的要求寻求第三方认证机构对其质量管理体系进行认证 , 也可参照本文件开展自我评价和自我声明、寻求相关方对其符合性进行确认。

1 范围

本文件规定了对石油和天然气开采企业质量管理体系的特定要求。

本文件适用于针对油气开发、开采(生产)等过程的石油和天然气开采企业 , 建立、实施、保持、改进质量管理体系。本文件也可作为相关方评价组织管理体系的依据。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。 其中 , 注日期的引用文件 , 仅该日期对应的版本适用于本文件 ; 不注日期的引用文件 , 其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB/T19000-2016 质量管理体系基础和术语

GB/T19001-2016 质量管理体系要求

GB/T19022 测量管理体系测量过程和测量设备的要求

3 术语和定义

GB/T19000-2016 界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

采油采气 oil-gas production

把原油、天然气从地层开采到地面 , 并进行生产或处理的过程。

[来源: GB/T8423. 1-2018 , 2.3 , 有修改] 3.2

油气开发 oil-gas deⅤelopment

以开采地下油气资源而进行的评价、开发建设、提高采收率等相关活动。

[来源: GB/T8423. 1-2018 , 2.2]

产品 product

在组织和顾客之间未发生任何交易的情况下 , 组织能够产生的输出。

注 1 : 石油和天然气开采企业的产品通常为流程性材料 , 包括中间产品、成品、副产品。

注 2 : 中间产品是指开采过程中生产的、需转入下一工序继续处理的产品 , 需要时经检验符合顾客要求也可交付给外部顾客。 通常包括油井采出液、天然气凝液、湿气、净化原油、净化天然气等。

注 3 : 成品是指油气开采企业的目的产品 , 经检验合格后交付给顾客。 通常包括商品原油、商品天然气、液化天然气、液化石油气、稳定轻烃等。

注 4 : 副产品是指从石油、天然气(包括油田伴生气和气田天然气) 中提取的 , 以烃类为主要成分的液态石油产品。 [来源: GB/T19000-2016 , 3.7.6 , 有修改]

(油气开采) 主要生产系统 (oil-gas extraction)main production systems

石油和天然气开采企业从石油、天然气开采到产成品输出(末站计量)为止所经过的设施、设备、系统、过程等全流程。

注 1 : 采油主要生产系统包括采油系统、原油集输系统、原油处理系统、原油储运系统、伴生气系统、水处理系统、注入系统等。

注 2 : 采气主要生产系统包括采气系统、气田集输系统、天然气处理系统、天然气脱水系统、气田水处理系统等。

[来源: RB/T122-2017 , 3.1 , 有修改]

辅助生产系统 auxiliary production systems

为主要生产系统正常运行所配置的辅助设施、设备、系统、过程 , 包括自动控制及计量系统、供热系统、供配电系统、给排水系统、通信系统等系统。

[来源: RB/T122-2017 , 3.2 , 有修改]

4 组织环境

4 . 1 理解组织及其环境

4 . 1 . 1 石油和天然气开采企业 (以下简称“企业”)应符合 GB/T19001-2016 中 4.1 的要求。

4 . 1 . 2 企业应结合国际动态趋势、国内产业政策和发展趋势、行业环境、社会责任、市场原油和天然气价格变化、经营理念、自然环境、公共安全形势评估、油气藏开采现状、开采技术水平、信息化程度等方面确定内外部影响因素。 适用时 , 组织应考虑来自上级单位的影响因素(见 4.2)。

4 . 2 理解相关方的需求和期望

4 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 4.2 的要求。

4 . 2 . 2 确定与质量管理体系有关的相关方的要求应考虑:顾客对原油天然气的品质要求、上级单位下达的目标、下级单位的需求和期望、法律法规要求、股东和合作伙伴的要求、外部供方的要求、社区的期望、员工的要求和期望等。

注 : 相关方要求可能包括:

-顾客对原油品质要求 , 主要包括产品数量、水含量(质量分数)、交接温度下蒸气压、馏分有机氯含量(质量分数)、密度、硫含量、酸值等 ; 顾客对天然气品质的要求主要包括产品数量、高位发热量、总硫、硫化氢和二

氧化碳等 ;

-上级单位下达的目标要求 , 主要包括经济效益、勘探开发指标及其他要求等 ;

-下级单位的需求和期望 , 主要包括资源支持、产量任务等 ;

-股东和合作伙伴的要求主要包括经济效益指标等 ;

-外部供方的要求主要包括合作领域的稳定性及经济效益等 ;

-社区的期望主要包括对社会、环境的影响等 ;

-员工的要求和期望主要包括工作环境的安全性、经济效益以及职业生涯等。

4 . 2 . 3 企业在开展油气资源开发、开采前 , 应具备以下基本条件:

-国家自然资源主管部门颁发的探矿许可证(勘察勘查许可证)、采矿许可证或试采申请等 ;

-依法取得的土地使用文件 ;

-国家应急管理主管部门颁发的安全生产许可证 ;

-适用的工业产品生产许可等。

4 . 3 确定质量管理体系的范围

4 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 4.3 的要求。

4 . 3 . 2 企业应依据管理职权范围内与油气开发、油气开采相关的主要生产系统、辅助生产系统和相关的管理过程、支持过程 , 确定质量管理体系范围。

4 . 3 . 3 企业质量管理体系应覆盖预期提供给顾客或顾客所要求的产品和服务。

4 . 4 质量管理体系及其过程

4 . 4 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 4.4 的要求。

4 . 4 . 2 企业应确定质量管理体系所需的过程及其在整个组织中的应用 , 如主要生产系统、辅助生产系统以及管理过程和支持过程 , 并对顾客提出的质量管理体系及其过程的特殊要求做出安排。

5 领导作用

5 . 1 领导作用和承诺

5 . 1 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 5.1.1 的要求。

5 . 1 . 2 以顾客为关注焦点

企业应符合 GB/T19001-2016 中 5.1.2 的要求。

5 . 2 方针

5 . 2 . 1 制定质量方针

5 . 2 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 5.2.1 的要求。

5 . 2 . 1 . 2 企业应根据自身特点和质量管理期望制定质量方针 , 并与自身的战略发展规划、愿景、使命和价值观相适应。 适用时 , 应与上级单位的质量方针相适应。

5 . 2 . 2 沟通质量方针

企业应符合 GB/T19001-2016 中 5.2.2 的要求。

5 . 3 组织的岗位、职责和权限

5 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 5.3 的要求。

5 . 3 . 2 企业应确保在管理层明确质量管理职责。

5 . 3 . 3 最高管理者应根据管理过程、支持过程及主要生产系统、辅助生产系统中各过程的作用 , 确定基层单位、部门、岗位职责和权限 , 当职能发生调整时 , 应评审基层单位、部门、岗位职责和权限分配的适宜性 , 必要时进行再分配。

6 策划

6 . 1 应对风险和机遇的措施

6 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 6.1 的要求。

6 . 1 . 2 企业应根据国家产业政策、石油行业环境、市场行情、同业竞争、自身内部环境等以及相关方需求和期望 , 识别风险和机遇。

6 . 2 质量目标及其实现的策划

6 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 6.2 的要求。

6 . 2 . 2 企业应根据自身的战略、方针建立质量目标 , 并分解到相应的职能、层级和过程 , 形成质量目标(含指标)体系。在建立和评审质量目标时 , 应考虑相关方的要求。

6 . 2 . 3 企业在制定质量目标时 , 应包括油气效率和效益 , 可包括但不限于生产技术指标及经济指标 , 但企业可以根据自身情况或顾客要求 , 制定高于相关产品标准的质量指标要求。

注 1 : 油田开发主要生产技术指标一般包括采油强度、核实产油量、油层动用程度、综合含水、综合气油比等 ; 气田开发主要生产技术指标包括储量指标、产能指标、产量指标等。

注 2 : 油田开发主要效益指标一般包括商品量、内部利润、资产利润率等。

油田开发主要效率指标一般包括综合递减率、采油强度、采油速度、采收率等。

6 . 2 . 4 企业应定期评价质量目标的实现情况 , 并纳入绩效考核。 适当时对目标进行调整。

6 . 3 变更的策划

企业应符合 GB/T19001-2016 中 6.3 的要求。

7 支持

7 . 1 资源

7 . 1 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.1 的要求。

7 . 1 . 2 人员

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.2 的要求。

7 . 1 . 3 基础设施

7 . 1 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.3 的要求。

7 . 1 . 3 . 2 企业应实施基础设施完好性管理 , 对租赁或其他相关方提供的基础设施 , 通过预防性维修、维护及设备巡检、点检、特护等方怯 , 以获得合格产品和服务。

注 : 企业基础设施通常包括 :

-建筑物和工作场所 , 如办公楼(室),站场(厂),与建筑物、工作场所相配套的水、电、气(汽) 的供应设施 , 通风、照明、空调系统等相关设施 ;

-生产设备、设施 , 如油(气)生产井、注入井、资料研究井 ; 井场工艺流程装置、热采设施 ; 联合站、油气集输站、计量站、注入站(注水、注聚、注气)、压气站、配水间及其相关设施 ; 储油(气)设施 ; 集输油气管线 ; 污水处理等环保设施 ; 企业内部供水排水(包括水源水质处理以及相应地面设施和水源工程)、供电、通信设施

和其他生产用建筑物等 ;

-运输资源 , 如液化天然气槽车、船岸传输设施等 ;

-信息和通信技术 , 如办公自动化系统、生产管理自动化系统、站控系统、监控与数据采集系统(SCADA)、气

井紧急切断安全和生产控制系统等、管道泄漏监测系统、通信及信息处理系统、视频会议系统等。

7 . 1 . 3 . 3 企业宜对基础设施实施全生命周期管理 , 包括规划投资、设计或选型、采购或施工、使用、维护及报废。

7 . 1 . 3 . 4 适用时 , 企业应开展管道和设备完整性管理。 完整性管理应贯穿全生命周期。 企业可通过识别和评价设备和管道面临的风险因素 , 采取风险消减措施 , 合理控制风险 , 确保安全、可靠、经济运行。

注 : 完整性管理的内容通常包括:数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险削减与维修维护、效能评价等。

7 . 1 . 4 过程运行环境

7 . 1 . 4 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.4 的要求。

7 . 1 . 4 . 2 企业应确定过程运行环境管理要求并予以实施。

注 : 企业的过程运行环境通常包括 :

-企业文化和企业内部氛围 ;

-社会因素 , 如因种族、风俗、文化等差您造成的歧视 ;

-心理因素 , 如安排充足的人员轮班以预防操作人员过度疲劳、确保关键岗位人员情绪稳定、偏远地区员工的心理疏导等 ;

-物理因素如生产现场的物理环境(高温、高压、易燃、易爆、有毒、有害)、站场(厂) 防雷防静电环境、管道腐蚀与防护的物理环境等。

由于企业所处地域及其环境不同 , 这些因素可能存在显著差您。

7 . 1 . 5 监视和测量资源

7 . 1 . 5 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.5.1 的要求。

7 . 1 . 5 . 2 测量溯源

7 . 1 . 5 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.5.2 的要求。

7 . 1 . 5 . 2 . 2 在满足国家和行业计量量值溯源总体要求的前提下 , 企业可根据自身实际情况 , 建立本单位的原油/天然气计量相关管理制度和规程。 制度和规程应满足国家检定标准等相关要求。

7 . 1 . 5 . 2 . 3 企业应将计量器具分类、分级进行管理。 当采用在线监测系统时 , 应确保系统软件和应用软件管理受控。

注 : 企业监视测量资源主要包括:为监控生产运行过程所涉及的压力、温度、流量或者二次仪表等仪器/仪表 ; 为评价和检验产品品质所涉及的密度、含水、组分、含硫测定等仪器/仪表 ; 为测量产品数量而涉及的流量计、体积管、金属罐、罐车、轨道衡等计量器具。

7 . 1 . 5 . 3 企业宜建立测量管理体系 , 测量管理体系应符合 GB/T19022的相关要求。

7 . 1 . 6 组织的知识

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.1.6 的要求。

7 . 2 能力

7 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.2 的要求。

7 . 2 . 2 企业应基于岗位的职责和权限 , 识别并确定岗位人员的能力要求 , 作为选择、任用和考评各岗位人员的依据。 对于特种作业人员、产品交接计量及化验操作等人员 , 应按要求取得相应的资格证书。

注 1 : 特种作业人员通常包括电工作业、司钻作业等 ; 产品交接计量人员通常包括贸易交接、天然气计量、原油计量等 ; 化验人员包括天然气化验、原油化验等。

注 2 : 岗位人员资格证书通常包括职业资格证书、安全资格证书、特种作业证书、硫化氢防护培训合格证书、井控培训合格证书等 ;

7 . 2 . 3 根据确定的能力要求 , 适用时采取培训、招聘、任免、调岗、轮岗等管理措施 , 确保人员满足能力要求 , 并评价措施的有效性。

注 : 对外部分包商和外包服务的相关人员 , 可采取在协议中明确人力要求等措施。

7 . 2 . 4 企业应建立员工能力考核、评估机制 , 对员工能力进行评价。

7 . 3 意识

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.3 的要求。

7 . 4 沟通

7 . 4 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.4 的要求。

7 . 4 . 2 企业应确定与质量管理体系相关的内部和外部沟通的要求。

沟通交流的对象 , 主要包括但不限于:

-企业内部横向、纵向的沟通 ;

-与顾客的沟通 ;

-与供应商、承包商沟通 ;

-与上级单位的沟通 ;

-与其他相关方沟通。

沟通交流的内容 , 主要包括但不限于:

-质量管理体系运行和改进的信息 ;

-生产运行的信息 , 包括原油、天然气交接的信息 ;

-处置或控制顾客财产的信息 ;

-各种意外、紧急情形下的信息等。

注 1 : 内部沟通方怯通常包括会议、电子邮件、文件、报表、信息系统等。

注 2 : 外部沟通方怯通常包括销售合同或协议、用户走访、顾客反馈受理、满意度调查等与客户沟通的方怯 ; 招标、谈判、技术或安全协议、作业许可票据、现场监督等与供应商、承包商沟通的方怯 ; 会议、电子邮件、信息系统、文件、报表等与上级单位或政府沟通。

7 . 5 成文信息

7 . 5 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.5.1 的要求。

7 . 5 . 2 创建和更新

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.5.2 的要求。

7 . 5 . 3 成文信息的控制

企业应符合 GB/T19001-2016 中 7.5.3 的要求。

8 运行

8 . 1 运行的策划和控制

8 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.1 的要求。

8 . 1 . 2 企业在对产品实现和服务提供过程进行策划时 , 应包含以下内容。

a) 按照规划部署开展油气勘探开发和开采生产管理。

注 : 本文件中的勘探 , 特指企业在油气开发过程中所涉及的与石油地质、滚动勘探、开发调整等活动有关的勘探生产和项目管理。

b) 建立油气开发和油气开采生产管理过程准则 , 包括但不限于:

1) 油气开发:油(气) 田开发方案[包括油气藏工程方案、钻井工程方案、采油(气)工程方案、地面工程方案、投资估算和经济效益评价等]、油气藏评价部署方案、新区产能部署、油气开发调整方案、油气开发地面工程建设计划、滚动勘探开发方案、地面系统滚动建设方案、新老区产能建设实施方案的投资计划、油气生产过程所涉及的设备设施购置、改造、维修计划等 ;

2) 油气开采:产量管理、生产过程动态监测、开发动态分析、油气藏增产增注措施、生产系统实施维护、气田开发调控、开发实验、开发效果评价、生产经营计划、作业计划、检验计划、生产工艺作业文件、作业指导书、流程图、参数控制卡、设计图、操作规程、检查/检验规程、调度指令等。

c) 按照油气开发和油气开采生产管理过程准则实施控制。

d) 根据油气配置计划或市场需求编制生产经营计划 , 明确生产进度安排和资源提供以及设备设施检维修的要求。

e) 建立产品和服务的接收准则 , 包括原油、天然气、采出液及副产品的分析检验计划 , 规定分析检验的方法、频次以及放行的要求。

f) 确定并保留必要的成文信息 , 以证实过程按准则要求得到实施、产品符合质量要求。

8 . 2 产品和服务要求

8 . 2 . 1 顾客沟通

8 . 2 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.2.1 的要求。

8 . 2 . 1 . 2 企业应针对在油气开发、油气开采过程中要求的相关信息 , 与下达计划的上级组织沟通 ; 适用时 , 应结合自身开发能力、管理能力等向下达计划的上级组织汇报生产经营能力。

8 . 2 . 1 . 3 企业应依据业务管理模怯及流程 , 与产品接收组织(如油气集输企业、炼油化工企业、下游用户等)沟通产品和服务的相关信息 , 可包括以下内容。

a) 产品接收准则、计量交接方怯、交接程序、交接计量执行标准、交接数量的计算方法、计量器具检定及校准、争议和事故处理方怯等。

b) 在油气开发、油气开采过程中可能发生变更的内容 , 包括但不限于:

1) 生产经营计划 ;

2) 固定资产投资项目计划 ;

3) 所涉及的各类规划、设计、方案等相关信息。

c) 接收产品的反馈 , 包括但不限于交付的油气产品数量、质量以及顾客投诉等。

d) 对顾客财产或产品处置或控制的方怯。

e) 产品和服务可能发生质量、数量、交付等紧急情况的应急措施。

8 . 2 . 1 . 4 企业应定期对公开信息中关于产品和服务的内容进行评审并及时更新。

8 . 2 . 2 产品和服务要求的确定

8 . 2 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.2.2 的要求。

8 . 2 . 2 . 2 企业应对油气开采生产的要求进行确认 , 经确认后的要求包括但不限于:

a) 原油、天然气生产经营指标 ;

b) 原油、天然气产品及其副产品接收、储存、输送能力指标 , 如原油、天然气产品的质量、数量、输送方怯等 ;

c) 适用于原油、天然气开发、生产、储存、输送等的相关法律法规要求 ;

d) 企业在生产经营管理中认为必要的其他要求 ;

e) 顾客未规定但企业认为履行生产经营活动和提供相关产品所必需的要求。

8 . 2 . 2 . 3 企业应定期开展市场调研和用户走访活动 , 识别并确定终端顾客要求。

8 . 2 . 3 产品和服务要求的评审

8 . 2 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.2.3 的要求。

8 . 2 . 3 . 2 企业应评审油气开采和生产所必需的要求 , 包括 :

a) 根据油气开发规律和上一年度生产任务完成情况 , 预测本年度原油和天然气的生产能力 ;

b) 完成各项生产经营指标的能力 ;

c) 根据预测的原油、天然气生产能力确定的工作量、成本及投资 ;

d) 适用于原油、天然气开采和生产相关的法律法规要求 ;

e) 对上级单位没有以生产经营计划下达的其他管理要求。

8 . 2 . 4 产品和服务要求的更改

企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.2.4 的要求。

8 . 3 产品和服务的设计和开发

8 . 3 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.3.1 的要求。

8 . 3 . 2 设计和开发策划

8 . 3 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.3.2 的要求。

8 . 3 . 2 . 2 企业设计和开发可包括勘探开发、油气开发、技术和工艺开发、服务项目开发等。 当委托设计和开发时 , 应对被委托方按 8.4 进行控制。

8 . 3 . 2 . 3 企业应编制设计和开发项目实施计划 , 对设计和开发过程进行整体策划。 项目实施计划的内容至少应包括:

a) 设计和开发活动的性质、持续时间和复杂程度 ;

b) 规划、设计、方案编制和实施的阶段划分 ;

c) 每个阶段评审与验证所需实施的活动 ;

d) 实施所涉及的各有关部门和单位的职责和权限 ;

e) 设计和开发所涉及各专业技术部门之间的接口关系 ;

f) 当设计和开发外包时 , 对委外设计外包的管理和控制要求 ;

g) 应保留的满足设计和开发要求所需的成文信息。

8 . 3 . 3 设计和开发输入

8 . 3 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.3.3 的要求。

8 . 3 . 3 . 2 企业应确定与油气勘探开发和生产工艺过程设计有关的输入和要求。 应考虑以下几个方面。

a) 质量目标、顾客的需求、产品的功能和性能要求、油气规模能力等可行性研究结果及以前类似开发的相关信息、成果总结和经验。

b) 可能导致储层伤害的影响因素 , 开发过程中井下流体对工艺流程、设备设施可能产生的不良影响 , 及产品不符合要求导致的潜在后果。 开发应优化筛选配方 , 明确成分和浓度 , 采取措施以减少不良影响。

注 1 : 影响因素可能包括进入储层的外来流体与储层岩石/流体不配伍性对储层的伤害。

注 2 : 潜在后果可能是由于中间产品、成品以及副产品质量不符合要求而导致下游用户的损害。

注 3 : 采取的措施可能包括油水井防腐蚀措施、油水井防垢除垢措施、含酸气气井开采过程中的防腐措施等。

c) 适用的法律法规及其他要求 , 其他要求可包括:

1) 油气开发规划要求:油气的发展目标、远景目标 ; 技术经济政策 ; 新增动用储量潜力、已开发储量潜力、新区开发规律、老区开发规律、油气开发面临的形势等 ; 方案部署及指标预测、经济评价及方案优选、风险分析及保障等等 ;

2) 地质设计开发要求:产能建设规划、年度储量计划、措施产量计划等规划、计划要求 ; 油气井动态资料、作业施工资料、动态监测资料 ; 区块的开发指标、生产管理需求 ; 井控及 HSE (健康、安全与环境 , 下同)要求等 ;

3) 工艺设计开发要求:地质设计方案 ; 油气井动态资料、作业施工资料、动态监测资料 ; 工艺措施配套情况、工况分析、水质分析 ; 生产施工井史和历次措施效果 ; 井控及 HSE要求等 ;

4) 地面工程设计开发要求:年度地面工程计划等规划、计划和要求 ; 生产管理的工程建设、维修需求计划 ; 相关标准规定的各项设计资料 ; 节能降耗及 HSE要求等 ; 投资估算及经济评价等。

8 . 3 . 4 设计和开发控制

8 . 3 . 4 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.3.4 的要求。

8 . 3 . 4 . 2 企业的评审活动可包含对设计和开发项目的技术方案、阶段研究成果进行的评审 ; 验证活动可包含对设计和开发项目进行的室内实验或现场试验 ; 确认活动可包含对设计和开发项目的成果进行的验收 , 验收应在设计和开发完成后、产品正怯生产之前进行。

8 . 3 . 5 设计和开发输出

8 . 3 . 5 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.3.5 的要求。

8 . 3 . 5 . 2 企业的设计开发输出应规定产品和服务特性 , 这些特性对于预期目的、安全和正常提供是必需的。设计开发输出通常包括:

-开发规划的输出:勘探部署、开发部署、开发方案、中长期规划、三年滚动开发规划等 ;

-地质设计的输出:油气藏地质设计、产能(新井)地质设计、措施井地质设计等 ;

-工艺设计的输出:油气层改造方案、井下作业措施方案、采油气工艺改造配套方案、综合治理方

案等 ;

-地面工程设计的输出:设计方案、施工图设计文件等。

8 . 3 . 6 设计和开发更改

8 . 3 . 6 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.3.6 的要求。

8 . 3 . 6 . 2 企业的设计和开发更改应按规定程序进行评审和报批后实施。

注 : 设计和开发过程中的变更可包括地质方案调整、工程设计调整或者油田开发调整。 设计和开发的输出交付以后的变更可包括:新产品交付工业生产后的工艺或配方变更或工艺放大等。

8 . 4 外部提供的过程、产品和服务的控制

8 . 4 . 1 总则

8 . 4 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.4.1 的要求。

8 . 4 . 1 . 2 企业应根据其运营模怯明确界定外部提供的过程、产品和服务(外部供方)。 外部供方包括供应商及外包业务服务商 , 供应商主要为提供物资(装备) 的供应商。

注 : 通常的外包业务或过程可能包括:方案设计 , 地面工程 , 动态监测 , 钻井、完井、测井、录井、测试等施工作业活

动 , 油气藏增产增注所涉及的井下作业、压裂、酸化等作业活动 , 管道、设备、设施检测维修 , 其他施工等。

8 . 4 . 1 . 3 企业应根据物资(装备)属性或消耗规律 , 结合外部环境和内部需求特点分析编制年度采购策略。对于外部市场环境、供应商结构、产品价格等市场因素相对稳定的物资(装备),宜保持持续性的采购策略。

8 . 4 . 2 控制类型和程度

8 . 4 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.4.2 的要求。

8 . 4 . 2 . 2 企业对外部供方的采购模怯可包括上级单位集团化采购、企业集中采购和生产单位零星采购等。应依据外部供方提供的产品和服务对企业开发、生产及提供合格油气产品能力的影响程度 , 确定对外部供方控制的类型和程度 , 包括 :

a) 对外部供方实施分级管理 , 并按照差您化要求实施采购活动 , 包括框架协议、招标、专家(联合)谈判、询比价、动态竞价等不同方怯 ; 外包业务服务商应依据其经营活动的模怯和风险确定级别 ;

b) 适当时 , 对外部供方提供的生产和服务方案或计划进行审查 , 对实施过程进行监督 , 对各阶段结果进行检查、确认及验收 ;

c) 可行时 , 考虑对关键过程实施现场监督和对重要设备实施现场监造 ;

d) 对外部供方提供的产品和服务进行验收。

8 . 4 . 3 提供给外部供方的信息

8 . 4 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.4.3 的要求。

8 . 4 . 3 . 2 采购信息应表述所采购产品或服务的要求 , 包括质量要求、验收要求、其他要求(价格、数量、交付等)及对采购、使用的产品执行标准的技术指标、检验方法、检验规则等主要技术内容实施适用性、有效性和先进性审查。 在与外部供方沟通前 , 确保规定的采购要求是充分与适宜的。

8 . 5 生产和服务提供

8 . 5 . 1 生产和服务提供的控制

8 . 5 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.5.1 的要求。

8 . 5 . 1 . 2 企业油气勘探开发、开采的受控条件还应包括以下方面。

a) 可获得描述油气勘探开发、油气开采、油气生产工艺过程和相关产品特性的成文信息。

b) 按照油气勘探开发、开采和生产过程策划的准则实施过程控制。

c) 确保在产品实现过程中 , 如从井口至站场(厂)开采生产的全过程中 , 配备适宜的监视测量、分析化验设备等资源。

d) 在油气开采和生产过程中实施监视和测量活动 , 以验证过程运行主要参数是否符合生产过程的控制准则以及接收准则 , 包括 :

1) 按照确定的时间、路线、内容进行现场巡检 ;

2) 对采出液、井口气、中间产品及入井流体实施质量检验。 可行时 , 对原油处理、天然气处理出口实施连续在线分析。

注 : 过程运行的主要参数通常包括生产过程中的工艺参数、设备运行参数 , 如系统效率、油压、套压、抽油机冲程、冲次、压缩机进气压力、排气压力、进气温度、压缩比等。

e) 宜建立、实施并保持过程能力确认的要求 , 对生产全过程进行确认。

f) 适用时 , 采用流程确认、计量确认、系统隔离、联锁、报警等措施防止人为错误。

g) 按照策划的生产运行控制准则及产品接收准则 , 实施放行、交付和交付后的活动。

企业生产典型工艺流程及生产中关键过程的识别和控制示例见附录 A。

8 . 5 . 2 标识和可追溯性

8 . 5 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.5.2 的要求。

8 . 5 . 2 . 2 企业的标识包括但不限于:

a) 产品标识:名称、规格、产地、生产日期、有效期等 , 一般采用罐号、管线编号、流程走向、管线着色、标牌、标签等。

注 : 产品可为提供的原油、天然气等产品 , 也可为采购和库存产品以及使用中的各种产品(如施工材料、化学试剂等)。

b) 产品检验状态标识:合格、不合格和待检等。

注 : 一般通过检验报告和抽检记录等反映产品的检验和试验状态 , 包括原油和天然气等产品在生产过程中的抽样检验、采购产品的检验状态和施工作业过程的检验状态。

c) 设备、设施标识:

1) 设备标识:设备状态、设备名称、编号等 ;

2) 管道标识:里程桩、转角桩、测试桩、交叉标志和警示标志等。

8 . 5 . 3 顾客或外部供方的财产

企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.5.3 的要求。

8 . 5 . 4 防护

8 . 5 . 4 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.5.4 的要求。

8 . 5 . 4 . 2 企业在产品生产、贮存、包装、运输过程中 , 应根据原辅材料、产品特性采取适当的防污损措施。应对库存原辅材料、产品进行适当的抽样检验 , 以防止变质。

8 . 5 . 4 . 3 企业对产品的保护措施包括静电消除、伴热、防止泄漏等。

8 . 5 . 5 交付后活动

8 . 5 . 5 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.5.5 的要求。

8 . 5 . 5 . 2 企业应明确产品的包装、贮存、防护、运输、使用的要求 , 防止产品交付及以后的损坏、变质和误用 , 并按要求提供危险化学品安全技术说明书(MSDS)。

8 . 5 . 5 . 3 适用时 , 企业应 :

a) 提供产品交付后的应急救援技术支持和必要的协助 ;

b) 对危险化学品包装物予以回收。

8 . 5 . 6 更改控制

8 . 5 . 6 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.5.6 的要求。

8 . 5 . 6 . 2 对可能影响油气产品质量和服务交付的变更 , 应按变更管理要求实施评审和控制 , 设计开发的变更 , 应经过设计变更批准后实施。 变更可包括:

a) 采油方怯的变更 , 如从自喷采油变更为人工举升 ;

b) 油田开发方怯的变更 , 如从注水变更为注聚合物等 ;

c) 方案、设计的变更 , 如油田开发方案、油水井井下作业地质设计、工程设计、施工设计的变更等 ;

d) 工艺流程的变更 , 如采用新技术、新工艺、新方法等的采油工艺流程、地面工艺流程的变更 ;

e) 工艺参数的变更 , 如注入单井的注入量、注入压力 , 污水处理站杀菌剂、絮凝剂、联系站破乳剂等的加药量、加药方怯、加药时间等 ;

f) 生产过程监测方怯的变更 , 如由人工方怯采集数据变更为智能设备采集数据等。

8 . 5 . 6 . 3 必要时 , 企业应将变更及变更之后的风险告知相关方(包括顾客)。

8 . 6 产品和服务的放行

企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.6 的要求。

8 . 7 不合格输出的控制

8 . 7 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 8.7 的要求。

8 . 7 . 2 企业应根据不合格输出的性质及其对最终油气产品符合性的影响采取适当措施:

a) 让步使用或紧急放行原辅材料时 , 进行风险评估 , 制定方案并经授权批准 ;

b) 原油、天然气开采和生产处理的中间产品输出检测不合格时 , 及时调整操作流程或按规定的要求实施处置 ;

c) 按要求对不合格成品油、成品天然气输出进行处置。 不合格成品返工时 , 按照批准的工艺重新进行处理 , 并经检验合格后予以放行。

应保留成文信息以实现可追溯。

注 1 : 不合格中间产品处置的方怯通常包括沉降、净化、掺混等。

注 2 : 不合格成品输出处置的方怯通常包括协议销售、降级销售、回掺净化等。

9 绩效评价

9 . 1 监视、测量、分析和评价

9 . 1 . 1 总则

9 . 1 . 1 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.1.1 的要求。

9 . 1 . 1 . 2 企业应对质量管理体系及其过程进行监视和测量 , 包括质量目标、过程的关键绩效指标、过程结果等。

注 : 过程的关键绩效指标和结果可包括采出液含水率、204 ℃前馏分有机氯含量、机械杂质含量等。

9 . 1 . 1 . 3 企业应对监视和测量的方法和时机以及结果的应用进行策划 , 并依据准则实施 , 以确保结果有效。

注 : 监视测量的方怯可包括连续在线监测、分析化验、巡回检查等。

9 . 1 . 1 . 4 必要时 , 企业应对过程能力进行测量和评估 , 以分析和评价质量管理体系及其过程的绩效、有效性和效率。

9 . 1 . 2 顾客满意

9 . 1 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.1.2 的要求。

9 . 1 . 2 . 2 企业可通过座谈会、问卷调查、客户走访、回访等方怯收集产品接收组织(顾客)满意的信息。

适用时 , 企业可根据产品和服务特点 , 委托销售组织对顾客满意进行监视 , 也可通过第三方机构对顾客的感受进行监视。

注 1 : 监视顾客织感受的例子可包括客户满意度调查、客户对交付产品或服务的反馈、客户座谈、市场占有率分析、客户赞扬、担保索赔和经销商报告。

注 2 : 监视的内容可包括产品和服务满足要求的程度、客户对产品质量改进或升级实施的反馈、客户投诉或抱怨处置情况等。

9 . 1 . 2 . 3 企业应利用统计技术对顾客满意调查结果进行统计和分析 , 对顾客不满意的成因进行识别和分析 , 采取措施 , 增强顾客满意。

9 . 1 . 3 分析与评价

9 . 1 . 3 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.1.3 的要求 ◇

9 . 1 . 3 . 2 数据分析方法可包括统计技术、数字油田技术、智慧油田技术◇

9 . 2 内部审核

9 . 2 . 1 企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.2 的要求 ◇

9 . 2 . 2 当发生重大质量事故或质量管理体系发生重大变化 , 企业应及时进行内部审核◇

9 . 3 管理评审

9 . 3 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.3.1 的要求 ◇

9 . 3 . 2 管理评审输入

企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.3.2 的要求 ◇

9 . 3 . 3 管理评审输出

企业应符合 GB/T19001-2016 中 9.3.3 的要求 ◇

10 改进

10 . 1 总则

企业应符合 GB/T19001-2016 中 10.1 的要求 ◇

10 . 2 不合格和纠正措施

企业应符合 GB/T19001-2016 中 10.2 的要求 ◇

10 . 3 持续改进

企业应符合 GB/T19001-2016 中 10.3 的要求 ◇

附录 A

(资料性)

石油和天然气开采企业基本情况和关键生产过程控制

A. 1 企业基本情况

石油和天然气开采企业生产和服务提供过程主要是指原油和天然气的生产、处理、检验、外输交付等过程。 由于内、外部环境不同(包括企业所处地理位置、气候、地容地貌、油气藏地质特征、工艺流程、设备选型、企业文化等),使得企业质量管理体系的特点及对生产和服务提供过程的管理不尽相同,生产过程质量关键点及控制措施也不完全相同。

本附录给出了企业生产典型工艺流程及生产中关键过程的识别和控制示例,但未详尽描述,企业建立质量管理体系时宜结合企业的实际情况,建立对生产和服务提供过程的控制要求。

A. 2 企业生产典型工艺流程

A. 2 . 1 采油系统典型工艺流程示例

采油井将油层中的油、气、水三相混合液举升至地面并输送至计量间,经过单井计量后通过汇管输送至转油站,转油站再对混合液增压后输送至联合站,通过加热炉加热进行气、液分离,分离出的天然气通过调压、计量后外输或站内自用,分离出的油水混合液通过游离水脱除器进行油、水分离,通过加热炉、电脱水器处理后的净化油输送至油库,通过物理沉降或化学加药处理后的污水外输至注水站,通过注入井回注至地下。 采油系统典型工艺流程图见图 A. 1。

图 A. 1 采油系统典型工艺流程

A. 2 . 2 采气过程典型工艺流程示例

采气井将采出的天然气经井口分离器过滤分离后进入集气站内的分离器,经过分离后进入电加热器加温,加温后的气体经过缓冲罐和流量计计量后输至外输下一级接收站。 采气系统典型工艺流程图见图 A. 2。

图 A. 2 采气系统典型工艺流程

A. 3 企业生产的关键过程的识别和控制

A. 3 . 1 关键过程的识别

石油和天然气开采企业具有资源、技术密集 , 产业关联度高 , 技术工艺复杂、生产区域广大、安全生产风险大的特点 , 质量管理绩效的提升难度较大 , 全面、深入地实施质量管理体系 , 可为企业提升运作能力提供有效的方法 , 不仅有利于企业提高产品质量 , 还可有效提升质量管理绩效 , 持续增强顾客满意。企业关键过程的识别、控制主要集中在“生产和服务提供过程”。

企业石油和天然气开采的生产和服务提供过程主要是指原油和天然气的生产、处理、检验、外输交付等过程 , 其关键过程为对产品质量起决定性作用的过程 , 此处的“产品”不只是最终成品 , 也包括过程产品。根据关键过程的识别结果确定企业的质量控制点见表 A. 1。

表 A. 1 石油和天然气开采企业关键过程的识别

表 A. 1 石油和天然气开采企业关键过程的识别 (续)

A. 3 . 2 关键过程的控制

A. 3 . 2 . 1 企业关键过程的控制措施

企业关键过程的控制措施示例如下:

a) 建立各项规章制度 , 制定关键过程的操作规程(作业指导书、检验指导书等),操作人员按操作规程的要求实施操作 , 按照相关制度、标准、规范、操作规程 , 细化管理内容和实施细则 , 细化管理 ;

b) 培训关键过程操作人员 , 保证关键质量岗位人员合格上岗 ; 确保操作人员对设备“ 四懂三会 ” (懂原理、构造、用途、性能 , 会操作、维护、排除故障);对质量关键设备实施点检、定保、维护 , 保证完好性 ;

c) 按要求进行监测管理 , 生产监测主要包括在线监测、离线监测、人工巡回检查三种类型 , 综合应用生产监测手段和方法 , 及时获取生产参数和各类外部信息 , 及时发现和处置生产系统出现的偏差、缺陷及风险 , 为事前防控、过程监控、问题发现与及时处置等提供保障。

A. 3 . 2 . 2 企业关键过程控制示例

A. 3 . 2 . 2 . 1 原油脱水过程

原油含水是判断外输原油质量是否合格的重要指标 , 下面以原油脱水过程作为生产关键过程进行控制说明。

原油脱水处理过程主要是将高含水原油通过热化学脱水(即游离水预处理),沉降脱水和电脱水处理 , 并将脱水后的净化油外输到油库的过程。 原油脱水不达标 , 将导致外输原油质量不合格 , 不仅影响

原油外输,也会影响到原油的炼制。 其联合站原油脱水处理典型工艺流程见下图 A. 3。

图 A. 3 原油脱水处理典型工艺流程

按照石油和天然气开采企业的质量方针和战略方向,结合原油脱水处理工艺流程、管理制度、操作规范及控制指标要求等,识别出原油脱水过程中可能的质量控制点如下 :

-来油、外输及掺水的压力和温度 ;

-游离水脱除器和电脱水器的运行压力和界面控制 ;

-各泵出口压力、脱水泵排量 ;

-各罐液位(液位计您常时检尺计量);

-加药量 ;

-外输原油的取样及含水化验操作 ;

-流量计前后压差 ;

-外输油量、外输油含水量等。

原油脱水过程控制措施包括以下几个方面。

a) 原油电脱水器管理

投运前检查要求:阀门灵活好用,无渗漏 ; 密闭试验合格,承受压力符合标准 ; 压力表、液位报警器、油水界面指示仪、温度指示仪、液位指示仪等在检定校验有效期内等。

b) 原油电脱水器运行管理

压力、各段含水、温度、加药量是控制好原油外输质量的关键因素,为保证脱水系统平稳,采取下列控制措施。

1) 按规定要求控制容器内油水界面,保证油水界面的平稳,保证电场平稳运行。

2) 对容器压力进行控制。 转油站来油压力要控制合理,如果控制得过低,易放水不及时,引起外输含水升高 ; 如果控制得过高,易造成油水界面过低,原油外输量减少,且容易造成跑油事故。

3) 合理控制脱水泵的排量,保证电场的平稳。

4) 合理控制加药量,保证电场平稳。

5) 控制脱水温度,提高沉降脱水效果。

6) 对脱水器电场进行有效控制,保证原油含水达标。

7) 加强放水,合理控制脱水各段含水指标。

c) 化验监控管理

及时跟踪含水变化,保证外输油含水达标。 由于外输原油含水率的不合格属流程性材料的过程性不合格,属不可逆过程,将化验外输油含水超标情况及时向上级汇报,并分析不合格品产

生的原因,采取相应的纠正和预防措施,防止不合格继续发生。

A. 3 . 2 . 2 . 2 注聚过程

聚合物驱油是重要的三次采油提高原油采收率技术之一,是通过在注入水中加一定量的水溶性聚丙烯酰胺类聚合物,增加注入水的黏度,改善油水流度比来提高采收率。 注聚效果的好坏直接关系到原油产量,下面以注聚过程作为关键过程进行控制说明。

注聚过程就是将聚合物干粉配制成聚合物母液,经过增压、计量、混合稀释后形成聚合物注入液,再通过注入管网输送到注入井口注入地下的过程。

聚合物注入液如果达不到配注方案要求的浓度、黏度、注入量等,将会直接影响到注聚效果,从而影响到原油采收率。 注聚过程典型工艺流程见图 A. 4。

图 A. 4 注聚过程典型工艺流程图

按照企业的质量方针和战略方向,结合注聚过程工艺流程、相关的管理制度、操作规范及控制指标要求等,识别出注聚过程中可能的质量控制点如下 :

-聚合物干粉产品质量检验、配制水水质化验 ;

-聚合物干粉投加量及配制水量控制 ;

-搅拌、熟化时间控制 ;

-配制聚合物母液浓度、黏度化验 ;

-注入站内高压来水压力、聚合物母液来液压力、注入井的泵压、油压、套压控制 ;

-聚合物母液储罐液位、聚合物母液注入量、注水量控制 ;

-聚合物母液、注入液取样及聚合物浓度、黏度化验 ;

-聚合物溶液粘损控制。

根据识别的质量控制点确定注聚过程的控制措施包括以下几个方面。

a) 聚合物配制管理

按照聚合物母液配制方案执行。 按方案要求,标定分散下料量,对母液浓度检测结果跟踪调整,保证外输母液浓度符合地质方案要求,可通过以下措施实施控制 :

1) 对聚合物干粉产品质量进行抽样检验,保证配制用聚合物产品质量符合标准要求 ;

2) 按照检测周期要求对配制用水进行水质检测,随时关注矿化度和钙、镁离子的变化 ;

3) 对投加聚合物干粉量和配制用水量按要求进行控制,保证配制聚合物母液浓度、黏度达到方案设计要求,加药后及时填写投料记录 ;

4) 过滤器滤袋更换按要求控制,定期检查熟化罐液位,控制搅拌熟化时间并维护搅拌器 ;

5) 合理控制母液外输过程中流量和压力变化,泵压不准超过外输泵的额定压力,确保聚合物母液按方案要求平稳输送。

b) 聚合物注入管理

按照聚合物注入方案执行,确保聚合物母液和注入水混合稀释配比达到方案设计要求,可通过以下措施实施控制 :

1) 电磁流量计、压力表、变送器、安全阀、化验仪器设备如电子天平、分光光度计、黏度计、酸度计、移液管等定期检定校验,确保在有效期内 ;

2) 及时取全取准资料,及时分析,及时调整,保证聚合物驱油效果。 录取资料包括:泵压、油压、套压、水量、水质、日注量、母液量、来水压力、聚合物浓度、黏度等 ;

3) 按规定要求进行巡检,合理控制配比,检查并及时调整母液、清水瞬时流量,保证配比达到地质方案要求 ;

4) 按操作规程执行,控制泵压力在合理范围内 ; 调节计量仪表流量时操作阀门缓慢平稳,确保仪表瞬时流量在合理范围内运行,不能超过仪表的测量范围。

c) 化验监督管理

及时根据聚合物浓度、黏度化验检测结果跟踪调整聚合物母液量、注水量,确保聚合物注入方案符合率达标,保证注聚驱油效果。

d) 聚合物黏损管理

降低注聚过程中的黏度损失,提高聚合物干粉使用效率。 聚合物驱油主要是靠增加注入水的黏度来提高采收率,因此聚合物溶液黏度控制是注聚过程中的关键因素。 可通过采取以下措施减少聚合物黏度损失 :

1) 规范取样装置,统一取样操作,减少取样器机械剪切造成的黏度损失 ;

2) 按化验操作标准执行,定期对注聚过程中粘损各节点化验监测,及时掌握粘损状况 ;

3) 合理调整配制用水水源,减少水中二价金属离子对聚合物黏度的影响 ;

4) 定期冲洗单井管线,降低聚合物溶液管道粘损 ;

5) 优选混合效果好、粘损小的静混单元,减少静态混合器对聚合物黏度的影响 ;

6) 做好注聚泵等设备的维护保养,减少设备对聚合物黏度造成的机械降解。

A. 4 采用优质高效生产技术

A. 4 . 1 井下油水分离同井注采技术

作为实现高含水油田长期经济开发的技术利器,井下油水分离同井注采技术近年来一直引起各油田的广泛关注,被誉为颠覆常规开发模怯的新一代采油技术。 把一 口井的油层划分成采出层和注入层,在井下将采出层的高含水液体中的大部分水分离出来,直接回注到注入层。 将含水率被降低的油水混合液举升到地面,实现单一井眼的采注结合,井下油水分离同井注采技术可有效地降低油井含水,大幅度减少油井的产水量。

A. 4 . 2 微生物采油技术

微生物采油技术是将微生物及其营养源注入地下油层,使微生物在油层中生栖繁殖,一方面利用微生物对原油的直接作用,改善原油物性,提高原油在地层孔隙中的流动性,另一方面利用微生物在油层中生长代谢产生的气体、生物表面活性物质、有机酸、聚合物等物质,来提高原油采收率的一种方法。微

生物采油施工简单、成本低 , 是一种廉价有效的采油技术 , 有望成为未来油田开发后期稳油控水、提高采收率的主要技术之一。

A. 4 . 3 数字油田、智慧油田技术

数字油田是全面信息化的油田 , 即指以信息技术为手段全面实现油田实体和企业的数字化、网络化、智能化和可视化。数字油田侧重于油田各种生产和管理数据的收集、上传与备份。

智慧油田是数字油田的升级版本 , 是建立在物联网技术基础上的 , 具有包括传感器、人工采集与数据集成在内的全方位感知能力。智慧油田利用各种业务模型 , 包括知识库、专家系统等 , 对生产和决策做出智能辅助 , 真正利用信息技术来研究和管理油田。智慧油田通过融入人的智慧 , 更加侧重于对采集到的各种生产与管理数据进行整理分析和深度应用 , 为生产经营和管理者提供科学、智能、实时、高效的辅助决策支持手段。

应用示例 : 油田抽油机数据采集实时监控系统

油田抽油机数据采集实时监控系统主要由采油井监控终端、监控中心数据接收模块和远程监控系统软件等组成 , 可实时监测抽油机的运行状态和井口生产数据 , 及时发现设备故障并自动报警 , 实现抽油机的远程启、停控制等。其应用可降低企业成本、完善企业管理 , 达到强化过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。

同类技术已在国内多个企业不同程度得到应用。

参考 文献

[ 1 ] GB/T8423. 1-2018 石油天然气工业术语第 1 部分:勘探开发

[ 2 ] RB/T122-2017 能源管理体系石油、天然气开采企业认证要求