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油田地面工程站场设计原则3.1 一般规定3.1.1 油品、天然气凝液站场应按储罐总容量划分等级。
天然气站场应按生产规模划分等级。
石油天然气站场内同时储存或生产两类及以上石油天然气产品时，应按其中等级较高者确定等级。
3.1.2 各类站场选址应避开下列场所：1 发震断层和抗震设防烈度为9 度及高于9 度的地震区。
2 有泥石流、流沙、严重滑坡、溶洞等直接危害的地段。
3 采矿陷落（错动）区地表界限内。
4 爆破危险界限内。
5 有严重放射性物质污染影响区。
6 一级水源保护区。
7 国家级自然保护区核心区。
8 对飞机起落、电台通讯、电视转播、雷达导航和重要的天文、气象、地震观察以及军事设施等的影响不符合相关规定要求的地区和其它需要特别保护的区域。
3.1.3 江、河、湖、海水域不应作为废料场。
当利用江、河、湖、海岸旁滩洼地堆存废料时，不应污染水体、阻塞航道或影响河流泄洪，并应取得当地环保部门的同意。
3.1.4 石油天然气站场临近江河、海岸、湖泊布置时，应采取防止可燃、有毒液体泄漏流入水域的措施。
3.1.5 油井、石油天然气站场、火炬、放空管与相邻居民区、工矿企业和其他公用设施之间的距离，应符合石油天然气工程防火间距的要求。
3.1.6 石油天然气站场内甲乙类厂房、工艺装置、储罐、明火地点、装卸区、全厂重要设施和辅助生产设施、道路、围墙之间的距离，应符合石油天然气工程防火间距的要求。
3.1.7 石油天然气站场内地面敷设的油气管道与消防水泵房、消防水罐（池）取水口的防火间距，应符合石油天然气工程防火间距的要求。
3.1.8 地上立式油罐组、卧式油罐组应设防火堤。
防火堤应采用不燃烧材料建造，且必须密实、闭合、不泄漏。
防火堤上的人行踏步不应少于2处，并应设置在不同方位上。
隔堤应设置人行踏步。
3.1.9 调配站内储存强碱的储罐四围应该设围堰。
3.1.10 储罐区泡沫间应布置在罐组防火堤外的非防爆区。
3.1.11 石油天然气站场内道路的设置应满足生产、检修、消防及安全疏散的要求。
CB251GB密集丛式井组优快钻井技术实践发布时间：2021-07-26T11:23:40.357Z 来源：《科学与技术》2021年第29卷9期作者：孙健翔潘鹏[导读] CB251GB井组位于埕岛油田东部区块孙健翔潘鹏（中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院山东东营 257017）摘要：CB251GB井组位于埕岛油田东部区块，是胜利油田埕岛东区产能建设项目地重点井组，目的开发馆陶组油藏。
埕岛东区上部地层疏松、成岩性差，易发生缩径、垮塌，砂岩地层、断层及不整合面附近，易发生井漏。
明化镇组、馆上段存在气层，井控风险高。
CB251GB井组为大斜度密集丛式井组，与同台井和邻近老井有极高的交碰风险，井斜大、位移大、裸眼段长，导致摩阻扭矩高，井眼清洁、井眼轨迹控制难度大。
本文针对CB251GB井组的钻井工程难点进行了密集丛式井组优快钻井技术应用，包括钻井工程设计优化、钻头优选、提速工具优选、BHA优化设计、密集丛式井防碰技术应用、井眼清洁工具优配套，获得了良好的应用效果。
关键字：埕岛油田；密集丛式井组；优快钻井；馆陶组油藏；井壁稳定；防碰1 地层特点CB251GB井组位于埕岛油田东部区块，构造位于埕宁隆起埕北低凸起埕岛东部区块，本井组钻遇地层为平原组、明化镇组、馆陶组，埕岛油田东区馆上段油藏属于常压、偏高温系统，压力系数1.01MPa/100m，地温梯度3.85℃/100m。
储层埋藏浅，压实差，胶结疏松，储层物性较好。
储层孔隙度大，平均孔隙度32.0%，渗透率较高，平均空气渗透率在2209×10-3μm2，属高孔、高渗储层。
2 优快钻井技术实践针对CB251GB密集丛式井组的钻井工程难题，合理地进行钻头优选，钻具组合优化设计，采用有效的井眼清洁技术、使用高性能钻井液，采用先进可靠的定向钻井技术以及随钻测量技术等，可在一定程度上达到优快钻井的要求。
2.1 钻井工程设计优化根据埕岛油田埕北251块的工程地质特征和开发要求，依据邻区邻井的实钻资料，本着地质工程一体化的总体思路，开展埕北251G密集丛式井组工程设计优化技术研究。
水平井丛式井组优快钻井技术在盐227区块的应用吴明波【摘要】胜利油田盐227区块为低孔特低渗致密砂砾岩油藏,前期采用常规直井压裂开发产量低、经济效益差.为了提高动用储量,改用集中钻井、集中压裂、集中投产的水平丛式井组方式开发,但井组第1口井-盐227——1HF井存在大井眼定向钻时慢、水平段重复划眼等问题,致使该井施工周期较长、钻井时效差、单井投资大.为此,在后续施工中,对井眼轨道、井身结构、钻头选型、钻井液等技术进行了优化,8口井平均单井钻井周期79.7 d,较盐227-1HF井缩短53.9 d,投产后日产量明显提高.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2016(030)002【总页数】4页(P112-115)【关键词】盐227区块;丛式井组;井身结构;轨迹控制;钻井液技术;致密砂岩【作者】吴明波【作者单位】中国石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院,山东东营257017【正文语种】中文【中图分类】TE243.2胜利油田盐227区块位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡构造带盐227砂砾岩体，主要目的层为沙四上亚段，油藏埋深3 170～3 950 m，含油面积1.5 km2，石油地质储量302×104 t。
构造呈北东-南西向展布的单斜形态，地层西南低、东北高，倾角20°，最大主应力方向为近东西向。
沉积类型为扇三角洲沉积，纵向上看，底部以砾岩为主，向上岩性变细，上部为夹灰色泥质砂岩和深灰色泥岩；平面上看，垂直物源方向砂砾岩体岩性变化快，厚度变化大，靠近物源方向(北部)粒度粗，远离物源方向粒度细。
据岩心分析资料，目的层孔隙度最大13.4%，最小1.4%，平均6.1%；渗透率最大45.6×10-3 μm2，最小0.02×10-3 μm2，平均1.6×10-3 μm2。
由于盐227区块属于低孔、特低渗砂砾岩油藏[1]，前期采用常规直井开发效果不佳(先期完钻3口井，仅1口井产量达到2 t/d)，因此，改用水平井丛式井组开发方案。
油田地面工程管理规定油勘字〔2005〕226号第一章总则第一条为了规范油田地面工程建设和油田地面生产系统管理、提高油田地面工程系统效率，根据《油田开发管理纲要》，特制定本《规定》.第二条油田地面工程建设和油田地面生产系统管理应按照“经济、高效、安全、适用”的原则，严格执行建设程序，实行项目管理。
积极采用先进配套技术，优化地面建设和生产运行，确保油田高效开发.第三条油田地面工程建设规定编制依据主要有《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》、《生产安全法》、《招投标法》、《合同法》等相关条款。
第四条油田地面工程管理主要包括油田地面建设规划、油田地面工程建设、油田地面系统生产、老油田地面工程改造、油田地面工程科技创新和健康、安全、环境管理等.第五条本《规定》适用于股份公司及所属各油田分(子）公司、全资子公司（以下简称油田公司)的陆上油田地面工程的管理,控股、参股公司和国内合作的陆上油田地面工程的管理参照执行。
第二章油田地面工程建设第一节一般规定第六条油田地面工程建设是油田开发产能建设的重要组成部分,优化油田地面工程建设，提高投资效益、降低生产成本,直接决定油田开发的效益.第七条油田地面工程建设应严格执行建设程序,认真做好前期工作、工程实施、投产试运行、竣工验收各阶段管理，履行建设单位责任，组织设计、施工、检测、监理、质量监督等各参建单位,建设优质、高效的油田地面工程。
第八条油田地面工程建设要按照建设节约型企业的要求，采取节能﹙油、气、水、电等﹚,节约土地措施。
要充分运用新技术,学习和借鉴国内外先进管理经验、将土地利用与工程技术有机结合。
第九条油田地面工程建设应实现的设计经济技术指标为： 1．整装油田在油田产能建设完成后,达到产能规模后6年之内地面工程建设规模的生产负荷率不应低于75％； 2．油田地面工程各单项（位）工程质量合格率应为100％，优良率应为70％以上； 3．整装油田油气集输密闭率一般要达到95%以上，新油田集输系统的原油损耗率要达到0。
采油厂地面工程建设方案一、前言随着石油资源的逐渐枯竭，深层油气开发成为当今石油行业的主要趋势。
地面工程是石油开采中的重要环节，它直接关系到采油厂的生产效率和生产成本。
本文将结合某一石油公司的实际情况，从地面工程的整体规划、建设内容和建设流程等方面，提出了一套完整的采油厂地面工程建设方案。
二、地面工程的整体规划1.地面工程建设目标地面工程建设的最终目标是实现对油气资源的高效开发和利用。
针对该目标，地面工程需要在提高采油厂生产能力的同时，控制采油厂生产成本，降低环境污染和提高安全生产水平。
2.地面工程建设原则在地面工程建设过程中，需要遵循以下原则：节约资源、环保绿色、安全可靠、高效运行、智能化管理。
3.地面工程建设布局地面工程的建设布局要考虑到资源的集中利用和现场作业的便捷性。
一般可按照采油厂主体生产区、辅助生产区、生产配套区和生活保障区进行规划布局。
三、地面工程建设内容1.采油厂主体生产区主体生产区是地面工程建设的核心区域，它包括油藏开采、气体处理、油气输送等基本生产设施。
主体生产区的建设内容主要包括石油采收系统、气体处理系统、采油厂设备、管网系统等。
2.辅助生产区辅助生产区主要包括水处理、电力供应、污水处理、废气处理等配套设施。
这些设施虽然不是主要生产设施，但却对采油厂的正常运行和生产效率有着至关重要的作用。
3.生产配套区生产配套区包括办公楼、仓储设施、实验室等，主要是为了方便采油厂对生产过程的管理和监控。
4.生活保障区生活保障区主要包括员工宿舍、医疗保健、餐饮等，这些设施的建设对于保障员工的生活质量和身心健康至关重要。
四、地面工程建设流程1.规划阶段在规划阶段，需要对采油厂地面工程的整体规划和建设内容进行详细规划。
包括土地利用、资源配置、设施布局等方面的规划。
2.设计阶段在设计阶段，需要对地面工程的建设方案进行深入设计，包括建设工程的结构设计、设备选择、系统布局、工艺流程等方面的设计工作。
3.施工阶段在施工阶段，需要按照设计图纸和规划要求进行地面工程的施工作业。
xx油田xx井xxxx施工设计设计人：xxx审核人：xxx复审人：xxx审批人：xxx设计单位：xxxx采油厂作业大队设计时间：xxxx年xx月xx日一、基本数据：备注：基本数据如包含其它项目，请自行补充。
二、目前井况三、施工目的及要求四、施工准备五、储层保护措施六、施工步骤七、技术要求八、井控要求九、HSE要求十、完井管柱图十一、费用预算见作业费用预算详单。
附件：图例2、施工要求1）、起出原井管柱，认真检查，发现问题详细描述，更换不合格油管、抽油杆，查找不出液原因。
2）、下φ44mm泵×2000m；3）、试压合格，资料齐全方可交井；4）、严格按无污染作业法施工。
四、施工准备1、设备及器材准备：XJ250修井机及配套设施（井深超过3200m选用XJ350修井机）、400型水泥车、15m3水罐车、锅炉车、15m3计量池、40m3储液池、自封、SFZ18-21型防喷器、SL50水龙头、35MPa水龙带、35MPa旋塞阀、洗压井管汇、环保塑料布一包、消防器材一套。
2、下井工具准备：φ73mm筛管、φ89mm丝堵、φ73mm笔尖、φ73mm×XXXXm平式油管、φ73mm×XXXXm加厚油管、φ19mm×XXXm抽油杆、φ22mm×XXXm 抽油杆、φ25mm×XXXm抽油杆、（φ11Xmm×X.0m通井规、GX-T140刮削器、×××-×××封隔器、φ83mm管式泵、脱接器、脱卡器、φ101.6mm×0.9m 油管短节）。
3、施工用料准备：密度×.××g/cm3无固相修井液××m3。
（根据井内地层压力或压力系数来计算无固相修井液密度，压力附加法油井1.5-3.5MPa，气井3.0-5.0MPa；系数附加法油井0.05-0.10g/cm3，气井0.07-0.15g/cm3，井筒内容积计算1.5倍）五、储层保护要求1、必须使用性质稳定的优质修井液，与地层配伍性好，不堵塞地层。
水平井油藏地质设计技术要求1 范围本标准规定了水平井油藏地质设计的技术要求。
本标准适用于各种油藏类型中单井的水平井地质设计。
2 水平井设计基本条件水平井设计目标区构造、储层、流体性质、油水分布和油藏类型清楚，目的层顶、底面埋藏深度和储层隔、夹层分布及剩余油分布和（剩余）经济可采储量规模落实，层系井网合理。
侧钻水平井的开窗井固井质量良好，开窗部位以上有一定厚度泥岩且套管完好。
3 水平井地质油藏工程设计技术要求3.1 油藏地质及开采特征描述3.1.1 水平井的位置水平井的地理位置和构造位置。
3.1.2 钻井及钻遇油层情况水平井设计区块内各类完钻井及其钻遇目的层的油层情况。
3.1.3 地层对比与划分水平井设计目的层地层精细对比划分至小层或沉积时间单元。
3.1.4 构造研究3.1.4.1 水平井设计区块内目的层顶(底)面微构造特征。
3.1.4.2 断裂系统及其断层性质、断层要素和断层对油藏的封闭程度。
3.1.5 目的层的储层特征3.1.5.1 储层特性描述3.1.5.1.1 储层岩石类型、岩性及岩石学特征。
3.1.5.1.2 储层沉积类型及其展布特点。
3.1.5.1.3 储集空间类型、分布及其控制因素。
对于以裂缝为主要储集空间的油藏类型，需研究裂缝的产状、形态、充填情况、裂缝分级和分类、裂缝组系、裂缝发育的影响因素及裂缝预测等。
3.1.5.2 储层物性分析3.1.5.2.1 岩电综合分析储层孔隙度、渗透率和含油饱和度等物性参数。
3.1.5.2.2 储层物性纵横变化规律分析。
3.1.5.3 储层粘土矿物及敏感性分析分析目的层储层粘土矿物成分、含量与分布，并对储层进行速敏、水敏、盐敏、碱敏和酸敏等敏感性评价。
3.1.5.4 储层非均质性分析3.1.5.4.1 储层隔夹层分布:分析目的层上下隔层岩性、厚度和渗透程度及层内夹层发育情况。
3.1.5.4.2 储层非均质性分析: 重点分析目的层在储层物性、夹层发育和净毛比等方面的纵横变化规律和非均质程度。
附件1胜利油田丛式井组地面工程设计暂行规定（试行）1 总则1.0.1编制指导思想近几年，由于受城市建设、滩涂地区等地面条件的限制，油田产能建设采用丛式井组开发的区块日趋增多，为优化地面配套设施、节省投资和运行费、统一建设模式，对丛式井组及与计量站合建的井组平面布置、工艺流程、计量方式，配套的电气、通信、道路等公用设施统一建设模式，力争做到实用、经济、美观。
1.0.2 引用的主要标准规范《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183-2004《油气集输设计规范》GB 50350-2005《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048-2000《厂矿道路设计规范》GBJ22-87《建筑物防雷设计规范》（2000年版）GB 50057-94《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058-92《石油设施电气设备安装区域一级、0区、1区和2区区域划分推荐作法》SY/T6671-20061.0.3 适用范围1.0.3.1 胜利油田陆上开采的（滩涂地区、农田、市区、村镇及居民密集地域）所建的丛式井场、合建站场；1.0.3.2 本推荐作法适用于天然气中硫化氢含量≤20mg/m3的井场、站场。
2 术语2.0.1 丛式井场两口及两口以上油井建于同一井台上为丛式井组，周边设围墙或护栏范围内的场地。
2.0.2 合建站及合建站场丛式井组与计量站（或掺水计量站）建在同一井台上的站为合建站，围墙或护栏范围内的场地为合建站场。
3 建设标准3.1 油气集输3.1.1一般规定3.1.1.1居民区内和距居民区500m以内地带的油井、丛式井场及合建井场设围墙或围栏，高度宜1.5～1.8m，其结构及形式，应根据井场所在地域周边环境及当地规划部门要求，选用下列形式之一：（1）四周均为砖混结构围墙；（2）沿公路方向为钢栅栏围墙、其它方向为砖混结构围墙；（3）四周均为钢栅栏围墙。
3.1.1.2 游梁式抽油机曲柄设安全防护栏杆，在抽油机曲柄和平衡块的外侧，将安全防护栏杆固定在抽油机底座上以防止当曲柄和平衡块运转至下半周时，造成人员伤亡事故。
3.1.1.3 丛式井场、合建井场按《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183、《建筑灭火器配置设计规范》GB 50140规范要求配置移动灭火器材。
3.1.1.4 周边无供水管网的丛式井场、合建站不设供水设施，生产、生活用水定时由专车供给。
3.1.1.5 丛式井场、合建井场设＜20m3污油回收设施，根据油区所在地域要求，选用下列形式之一：（1）钢质、玻璃钢地下卧式回收罐；（2）钢质、玻璃钢地上卧式回收罐。
3.1.1.6 合建站场计量间、掺水分配间可不采暖，值班室夏季设单冷空调防暑，冬季采用电加热器采暖。
站场宜设工具间、值班室两间房屋。
3.1.1.7 合建站厂房宜选用砖混或钢质轻板结构。
3.1.2 平面布置3.1.2.1 丛式井场丛式井组相邻两井间距一般为5.0m，结合修井作业所需场地尺寸，2～10口一字型布置的丛式井井场平面宜按表3.1-1尺寸布置，多于10口井的，每增加1口，横向尺寸增加5.0m。
双排布置的丛式井井场平面宜按表3.1-2尺寸布置，每增加1对，横向尺寸增加5.0m，以此类推。
表3.1-1 2～10口丛式井组井场尺寸表3.1-2 2～10口丛式井组井场尺寸3.1.2.2 合建站站场（1）合建站站场应尽量设在管辖油井中心地带、且油井数量相对较多的丛式井台上。
合建站内丛式井组部分,其平面布置与3.1.2.1款相同。
（2）合建站站场内的计量站(或掺水计量站)与丛式井组的间距，必须满足《石油天然气工程设计防火规范》GB 50183的要求。
（3）加热炉宜选用水套炉。
3.1.2.2 井场、站场防洪排涝丛式井场、合建站场的防洪排涝设计执行《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048及滩海油田漫水路、井台及站台结构见设计技术规定Q/SH1021 1628。
3.1.3 集输流程3.1.3.1 凝固点低于集输管道最低环境温度的轻质原油和井口出油温度高于集输系统要求的中质原油，且生产气油比大于30m3/t的油田，宜采用井口不加热单管流程；3.1.3.2 凝固点高于集输管道最低环境温度的轻质原油和中质原油、单井原油产量大于10t/d、生产气油比大于30m3/t，且采油井能连续生产的油田，可选用井口加热单管流程,也可选用井口掺水（液）双管流程。
当选用单管加热流程时，应根据油井数量选用1～2台多盘管式加热炉，2～3口油井，设1台3盘管加热炉；4口油井可设2台双盘管加热炉，≥4口油井的井场应考虑设合建站。
3.1.3.3 高含蜡、高凝固点、高粘度的中质原油和重质原油的油田，宜采用井口掺水（液）双管流程，井口不应设加热炉；3.1.3.4对于含水率已超过原油转相点，且进入高含水期生产的大液量油井，可根据现场试验情况，采用或改为井口不加热单管流程。
3.2 电气3.2.1负荷等级3.2.1.1丛式井组、合建站用电负荷包括井口电机、污油池提升泵、加药装置及场区、室内照明。
3.2.1.2 井口电机用电宜为二级负荷，其余为三级负荷。
3.2.2 供电要求丛式井组供电干线宜采用双回路（或环网）单变压器供电。
3.2.3 供电电压等级油气田配电线路电压应优先采用10kV。
3.2.4 变压器的选择变压器的选择应符合下列要求：（1）变压器的容量应满足全部计算负荷，且尚应校验启动及自启动容量，单台变压器容量不宜大于800kVA；（2）配电变压器应采用节能型变压器。
宜采用箱式变电站，抽油机的电动机应在低压侧（箱式变内）采用集中无功补偿装置，补偿后的功率因数不宜低于0.9。
3.2.5 低压配电系统低压配电系统应简单可靠，并应符合下列要求：（1）根据负荷的容量和分布，变配电所应靠近负荷中心；（2）为提高电压质量，应正确选择变压器的变比和电压分接头，并尽可能使三相负荷平衡；（3）电气主结线为单母线接线；（4）在变压器高压侧采用高压计量（如果供电线路为本采油厂的专用线路，可不设高压计量），每口井在低压侧设电力分表；（5）二级负荷应采用放射式配电。
3.2.6 防爆区域划分井口、分离器区、污油池、计量间为防爆2区。
防爆危险区域内的电气设计及设备选择，应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB 50058的规定。
3.2.7 防雷、防静电接地3.2.7.1计量间为二类防雷建筑物。
3.2.7.2加热炉、天然气分水器、分气包等设备做防雷防静电接地，各设备(包括电机，操作柱等)与接地装置相连，接地点不少于两处，接地电阻不大于10欧。
3.2.8 其它以上配电不包括井口电加热杆的配电，井口电加热杆配电需厂家配套的专用变压器。
（可要求厂家配套的电加热杆设备采用与油井举升设备配电电压相同的设备）3.3 井场道路井场道路应满足《厂矿道路设计规范》中的相关规定。
滩涂区域井场道路应满足《滩海油田进海路及海油陆采平台结构设计技术规定》、《滩海油田漫水路、井台及站台结构设计技术规定》中的相关规定。
城镇、市区范围井场道路应满足市政建设相关要求，并与周围环境相协调。
井场道路是为维修和检查丛式井组服务，主要交通量为井场维修车辆、巡检车辆及行人，交通量较小。
井场道路设计应根据井场规模、井场类型、道路性质、使用要求（包括道路服务年限）、交通量（包括行人），自然条件、材料供应、车种和车型，并应参考当地条件类似的井场道路使用经验，提出技术先进、经济合理的设计。
3.3.1 与油田道路连接的道路：与油田道路相连接的道路，应按规范选用简易路面。
3.3.1与城镇和市区道路想连接的道路：与城镇和市区道路相连接的道路，相接处应设置过渡段，过渡段应按规范选用高级路面，路面结构类型应与相接道路保持一致。
与城镇连接的道路过渡段应不小于50m，与市区连接的道路过渡段应不小于100m。
3.4 通信合建站场附近500m范围内有通信线路的，在值班室安装有线电话一台。
没有通信线路的，在值班室安装移动电话固定台一台。
附件2胜利油田丛式井组地面工程设计暂行规定（试行）条文说明3 建设标准3.1 油气集输3.1.1一般规定3.1.1.5 丛式井场、合建站场所设污油回收池（回收罐），主要是用于新井投产、油井作业、管线检修时产生的污油、污水排放，防止环境污染。
＜20m3污油回收池（回收罐），能够满足生产需求。
有效容积18m3的回收池（回收罐），可接受Φ89×3.5，长3400m、Φ76×3.5，长4800m 管线内的液体排放。
有效容积15m3的回收池（回收罐），可接受Φ89×3.5，长2800m 、Φ76×3.5，长4000m管线内的液体排放。
也可采用随时排放随时回收的方法，减小回收池（回收罐）的设置。
3.1.1.6 合建站场中计量站、掺水计量分配间及油井管理人员在5人以上（站场1～2人、0.485人/单井），1间房屋用于值班、存放工具、存放衣物，略显拥挤，不能满足生产和管理需求，宜设工具间、值班室两间房屋。
3.1.2 平面布置3.1.2.1 丛式井场《石油天然气工程总图设计规范》SY/T 0048-2000中规定:井深小于3000m的采油井，单井用地30m×40m；井深大于或等于3000m的采油井，单井用地40m×40m，结合修井作业所需场地尺寸，单井用地均选用40m×40m，修井作业所需场地见示意图a；一字型布置的以2口井为例的井场占地见示意图b，井口至围墙间距30m，除满足地锚绷绳安装要求外，还考虑了修井作业车的通道，故2～10口丛式井组井场尺寸宜选用表3.1-1 中的尺寸。
双排布置的以2口井为例的井场占地见示意图c,两排井口中心间距30m为修井作业区，2×2～10×2口丛式井组井场尺寸宜选用表3.1-2 中的尺寸。
