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油田回注水国家的标准
油田回注水国家的标准如下：
油田采出水回注水质标准是指将采出的含油水进行处理后再重新注入到油田中进行二次采油的一种环保措施。
其水质标准应符合国家环保要求，通常包括以下方面：
1.化学成分：回注水的化学成分应符合国家环保要求，主要是指水中的COD、BOD、氨氮、石油类等指标，其数值应低于国家规定标准。
2.微生物指标：回注水中的微生物指标应符合国家规定标准，主要是指大肠菌群和致病菌指标，要求回注水中不能含有致病菌，大肠菌群数应低于规定标准。
3.悬浮物及沉淀物：回注水中的悬浮物和沉淀物含量应低于国家规定标准，以保证回注水的清洁度和稳定性。
4.重金属含量：回注水中的重金属含量应符合国家环保要求，主要是指铅、汞、镉等重金属含量，其数值应低于国家规定标准。
综上所述，油田采出水回注水质标准应符合国家环保要求，以保证回注水的质量和稳定性，达到环保和资源节约的目的。
油田注水站各类规章制度一、工作纪律规定1.1 出勤规定：所有工作人员必须按照工作时间要求准时到岗，不得早退或迟到。
未经批准不得擅自离岗。
1.2 作息时间：工作人员的工作时间、休息时间及加班情况应当按照规定执行，严禁超时工作。
1.3 服装要求：工作人员应当穿着统一的工作服，不得穿着不符合要求的服装上班。
1.4 口令管理：工作人员之间应当限制使用不文明语言，不得出现争吵等不当行为。
1.5 安全防护：工作人员在工作过程中必须严格遵守安全操作规程，做好相关防护措施。
1.6 工作交接：离岗前必须做好工作交接记录，确保工作的连续性。
二、安全生产规定2.1 安全知识培训：所有工作人员必须通过相关安全生产培训，并定期进行复习。
2.2 安全设施检查：所有安全设施必须定期检查，确保安全设施的正常运行。
2.3 安全隐患排除：工作人员发现安全隐患必须及时上报，并配合相关部门进行排除。
2.4 应急预案：油田注水站必须制定完善的应急预案，并定期进行演练。
2.5 用电安全：严禁私拉乱接电线，严格遵守用电安全规定，确保用电的安全稳定。
2.6 危险品管理：对于存放危险品的场所必须进行标识，严格遵守相关规定。
三、环境保护规定3.1 污染防控：在生产过程中必须采取措施避免环境污染，确保环境保护工作的有效进行。
3.2 废物处理：生产过程中产生的废物必须按照规定进行分类处理，并送往指定处置点。
3.3 节能降耗：油田注水站应当推行节能降耗措施，并定期进行检查。
3.4 环境监测：对环境监测数据进行收集，及时发布环境污染情况。
3.5 绿化环保：注水站内外必须进行绿化，保持环境清洁。
四、设备管理规定4.1 设备维护：所有设备必须经过定期维护检修，确保设备的正常运行。
4.2 设备使用：工作人员必须按照规定操作设备，严禁私自改动设备结构。
4.3 设备报废：设备达到报废标准必须按照程序进行报废处理。
4.4 设备检查：定期进行设备检查，发现问题及时汇报。
油田注水现场管理规定及考核办法第一章总则第一条为切实提高注水系统现场基础管理水平，积极落实采油厂注水工作要求，特制定本管理规定。
第二条本规定结合油田注水管理各环节实际运行情况，制定从“水源井—注水站—配水间—注水井”的各环节日常管理规定与量化考核制度。
第三条采油大队开展月度检查，抽查站点超过30%、单井比例超过20%；采油队开展月度检查，检查站点100%、单井比例要超过50%；注水站点自查自改，重在落实，覆盖所有管辖的站点与单井。
每一级检查结果由专人负责汇总，制定督办表跟踪落实。
第四条本规定适用于采油五大队所属的各采油队站。
第二章注水系统各环节管理规定第一节水源井管理规定第五条水源井井口流量计配套齐全，流量计要求采用数字式磁电流量计。
第六条水源井要求每五天进行一次井口排污。
第七条采油队对所辖水源井出现故障后必须积极组织维修。
正常使用的水源井出现故障要求采油队3日内必须恢复生产。
由于管理不当造成水源井不出水者，将给予采油队一定的经济处罚。
第八条水源井维修过程中，采油队技术人员必须现场监督，做好油管更换补充、电缆检验、电潜泵防落井与检修原因分析等工作，并在维修台帐中详细记录。
第九条水源井运行时1小时巡回检查1次，发现产水量突然下降或不出水、电流及电压发生变化时，应立即采取停井措施防止烧泵，并查明原因详细记录第十条采油队需根据区块水量需求及水源井产水量、液面恢复情况，制定水源井合理工作制度，交替间隔开井。
第二节供水站点管理规定第十一条源水罐、净化罐要求至少每半个月排污一次，每两年清罐一次，并详细记录在日报表备注栏。
第十二条源水罐、净化罐隔氧装置配套齐全。
作业区每月对各罐隔氧装置进行一次全面检查，发现问题及时与专业化维护队伍联系解决。
第十三条建立供水泵《泵（压缩机）运转记录》台帐，及时掌握供水泵运行情况，做好供水泵叶轮、密封垫等常用料储备，出现问题及时维护，要求单台泵维护时间不超过1天。
第十四条供水站水源井集水汇管、供水泵出口、供水干线流量计配套齐全。
油田注水安全管理制度范文油田注水是一项重要的油田开发方式之一，它通过将高压水射入油层，以增加储层压力，推动原油向井口流动，提高原油采收率。
然而，由于注水操作存在一定的安全风险，为了确保注水作业的安全可靠进行，必须建立完善的注水安全管理制度。
本文将围绕这一主题，从制度的建立、培训、应急预案等方面进行论述，旨在指导油田注水作业的安全管理。
一、制度建立1.1 注水安全管理制度的重要性注水作业属于高风险作业，涉及到液体压力、电气设备、化学品储存等多个安全方面的风险。
为了确保作业的持续、安全、高效进行，建立注水安全管理制度是非常必要的。
1.2 注水安全管理制度的目标和原则注水安全管理制度的目标是确保注水作业的可持续、安全和高效进行。
其原则包括以人为本、科学管理、责任明确、风险可控、预防为主、综合治理。
1.3 注水安全管理制度的内容注水安全管理制度的内容主要包括注水作业的组织管理、操作流程、安全设备和装置的选用和维护、岗位责任、应急预案等。
在制度中，还应明确各个岗位的责任和权限，以及工作流程和交接方式，确保注水作业的高效、标准、安全进行。
二、培训与考核2.1 注水安全培训的重要性培训是保证注水作业的安全关键环节之一。
通过培训，可以提高员工的安全意识和技能，使他们熟悉注水作业的操作规程，掌握各项技术要求，并具备应急处置的能力。
2.2 注水安全培训的内容注水安全培训的内容主要包括注水作业的安全要求、操作规程、设备保养和维修等。
培训还应注重实际操作，通过模拟演练、案例分析等方式，提高员工在实际作业中的应变能力。
2.3 注水安全培训的方式注水安全培训可采用多种方式，包括讲座、现场指导、实验教学等。
应根据实际情况，合理选择培训方式，确保培训效果。
2.4 注水安全培训的考核培训结束后，应根据培训内容制定考核标准。
通过考核，可以评估员工的学习效果，并发现培训中存在的不足，及时进行补救。
三、应急预案3.1 应急预案的重要性注水作业过程中，可能出现突发事件，如设备故障、管道泄漏等。
油田注水工程施工规范一、前言油田注水工程是一项关键的石油开发技术，通过向油田注入水来增加油层的压力，推动原油向井口移动，从而提高采油效率。
油田注水工程的施工质量直接关系到油田的开发效益，因此在施工过程中必须严格按照规范要求进行操作。
本文将对油田注水工程的施工规范进行详细介绍，以便施工人员遵循操作规程，保证工程质量。
二、施工前准备1. 工程前期准备（1）组织编制施工方案和施工组织设计，明确施工目标、施工程序和责任分工。
（2）组织施工人员进行相关培训，提高施工人员的专业技能。
（3）准备好施工所需的设备、材料和工具，并确保设备的正常运转。
2. 地质勘察在进行注水工程施工前，必须对油田的地质情况进行详细勘察，包括油层分布、地下水情况、地表地质条件等，以便合理确定注水井点位。
3. 安全生产在进行注水工程施工时，必须严格遵守安全生产规定，加强对施工现场的安全管理，确保施工人员的人身安全。
三、注水井施工1. 设备安装（1）在施工现场进行设备的安装，包括泵浦、管道、阀门等。
（2）检查设备的连接情况，确保设备能够正常运转。
2. 井口准备（1）清理井口周围的杂物，确保井口通畅。
（2）安装井口防溢油装置，以防止油污泄漏。
3. 进行注水（1）将处理好的注水液泵入注水井内，从而增加油层的压力。
（2）监测注水效果，根据需要进行调整。
4. 施工记录在进行注水施工过程中，必须做好详细的施工记录，包括注水量、注水时间、注水效果等，以便后续监测和评估。
四、施工后工作1. 施工结束后，对设备进行检查和维护，确保设备能够正常使用。
2. 对施工现场进行清理，清除杂物，并做好现场的安全管理工作。
3. 对施工过程进行总结，评估注水效果，发现问题及时进行整改。
五、总结油田注水工程施工是一项复杂的工程，需要多方面的配合和协调。
只有严格按照规范要求进行操作，才能保证工程的顺利进行，达到预期的效果。
希望施工人员能够加强学习，提高专业技能，做好注水工程的施工工作，为油田的持续开发做出贡献。
关于转发中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》的通知各采油单位、油气工艺研究院和勘探开发研究院：为进一步强化以精细注水为内容的三基工作，落实“七条注水”工作要求，夯实油田稳产基础，现将中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》转发给你们，请各单位高度重视，结合当前生产建设实际，巩固油田开发基础活动成果，加强油田注水管理工作，确保油田开发状况良好。
附件：中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》— - 1 - —油田注水管理规定中国石油勘探与生产分公司中国石油2011年12月油田注水管理规定*—- 2 - —中国石油勘探与生产分公司目录第一章总则 (4)第二章注水技术政策 (2)第三章注水系统建立 (5)第四章注水调控对策 (7)第五章注水过程管理 (10)第六章注水效果分析与评价 (15)第七章队伍建设与技术创新 (19)第八章附则 (20)—- 3 - —第一章总则第一条为进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，依据《油田开发管理纲要》，特制定《油田注水管理规定》（以下简称《规定》）。
第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿油田注水工作的始终，努力控制油田含水上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。
第三条油田注水是一项系统工程。
油田地质、油藏工程、采油工程和地面工程要紧密结合，充分发挥各专业协同的系统优势。
要科学制定注水技术政策、优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重队伍建设与技术创新，努力提高系统效率。
第四条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和中石油的规章制度。
牢固树立“安全第一、质量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工作。
做好油田注水开发全过程的质量、健康、安全、环境（QHSE）工作。
第五条本《规定》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。
关于转发中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》的通知各采油单位、油气工艺研究院和勘探开发研究院：为进一步强化以精细注水为内容的三基工作，落实“七条注水”工作要求，夯实油田稳产基础，现将中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》转发给你们，请各单位高度重视，结合当前生产建设实际，巩固油田开发基础活动成果，加强油田注水管理工作，确保油田开发状况良好。
附件：中油股份勘探与生产分公司《关于印发<油田注水管理规定>的通知》— - 1 - —油田注水管理规定中国石油勘探与生产分公司中国石油2011年12月油田注水管理规定*—- 2 - —中国石油勘探与生产分公司目录第一章总则 (4)第二章注水技术政策 (2)第三章注水系统建立 (5)第四章注水调控对策 (7)第五章注水过程管理 (10)第六章注水效果分析与评价 (15)第七章队伍建设与技术创新 (19)第八章附则 (20)—- 3 - —第一章总则第一条为进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，依据《油田开发管理纲要》，特制定《油田注水管理规定》（以下简称《规定》）。
第二条油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿油田注水工作的始终，努力控制油田含水上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。
第三条油田注水是一项系统工程。
油田地质、油藏工程、采油工程和地面工程要紧密结合，充分发挥各专业协同的系统优势。
要科学制定注水技术政策、优化注水调控对策、强化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重队伍建设与技术创新，努力提高系统效率。
第四条油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和中石油的规章制度。
牢固树立“安全第一、质量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工作。
做好油田注水开发全过程的质量、健康、安全、环境（QHSE）工作。
第五条本《规定》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。
第二章注水技术政策第六条注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括注水时机、开发层系划分和注采井网部署、射孔设计、注水压力界限、分层注水、水质要求等。
第七条注水时机。
根据油藏天然能量评价及储层类型分析，确定合理注水时机。
中高渗透砂岩油藏，要适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同步或超前注水，保持较高压力水平开采。
需要注水开发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳注水时机。
新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现场试注试验。
第八条开发层系划分和注采井网部署。
开发方案设计要与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。
开发层系划分。
根据油层厚度、渗透率级差、油气水性质、井段长度、隔层条件、储量规模等，论证层系划分的必要性和可行性，将性质相近的油层组合成一套层系，采用一套独立井网进行开发。
注采井网部署。
开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏一般要达到80％以上，低渗透油藏达到70％以上，断块油藏达到60％以上。
要充分考虑储层砂体形状及断层发育状况、断块大小及形态、裂缝发育状况等，确定井网几何形态、油水井井别、注采井排方向和井排距，井网部署要有利于后期调整。
第九条射孔设计。
要以建立有效的压力驱替系统为基础，整体研究注采井的射孔方案，油水井要对应射孔，保证较高的水驱储量控制程度和动用程度。
第十条注水压力界限。
油田注水开发应保持注采平衡，建立有效压力驱替系统，严禁超油层破裂压力注水。
确定合理的注采比，中高渗透油田年注采比要控制在1.0左右，低渗透油田年注采比要控制在1～1.5，天然能量较为充足的边底水油藏要根据压力保持水平确定合理注采比。
达不到配注方案要求的井和层段要采取油层改造等增注措施，超注层段要采取控制措施。
第十一条分层注水。
结合油田地质条件、开发阶段、工艺技术等，制定合理的注水层段组合标准，确定各分注段的油层数和渗透率级差控制范围，不断提高油层吸水厚度比例。
多层油藏都要实施分层注水，主力油层或强水淹油层要单卡单注，其它油层要尽可能细分。
第十二条水质要求。
各油田应在参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》基础上，开展注水水质配伍性研究，通过岩心伤害实验、现场实际油层回注验证试验，制定和完善适合本油田不同类型油藏的注水水质企业标准并严格执行。
第三章注水系统建立第十三条按照油田开发方案总体要求，实施产能建设，建立注水系统。
注水系统建立包括钻井、完井、投（转）注、地面注水系统建设等。
第十四条注水井钻完井。
要满足分层注水工艺要求，优化井身结构，生产套管的固井水泥返高要达到方案设计要求，海洋、湖泊、河流、水库、水源、城区等重点生态环保区要求水泥返高必须至地面，利用声波变密度测井评价固井质量。
钻完井过程中必须做好油层保护工作，保证钻完井液与储层岩石和流体性质的配伍性。
对于疏松砂岩油藏要做好防砂设计和配套工艺选择。
第十五条注水井投（转）注。
需要排液的注水井排液时间要求控制在三个月以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定经济合理的排液方式和排液强度。
新投注水井和转注井，必须在洗井合格后开始试注，获得吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。
在取得相关资料后方可按开发方案要求转入正常注水井生产。
第十六条地面注水工程设计。
要依据前期试注资料及油藏工程方案中逐年注水量和注水压力趋势预测，总体布局，分步实施，合理确定建设规模和设计压力，设计能力应适应油田开发5~10年的需要。
注水工艺可采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”和“局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注水井网布置形式、注水压力、注水方式和注水水质等因素，并与油气集输布局相结合，优选确定。
第十七条注水管网应合理布置，按照配注水量和注入压力要求，控制合理经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在0.5MPa以内，单井管线压降控制在0.4MPa以内。
第十八条注水设备选择。
注水设备选择应按照“高效、节能和经济”的要求，优选注水泵型，合理匹配注水泵机组。
在选择注水泵时，离心泵机组效率应不低于70%，柱塞泵机组效率应不低于80%。
第十九条采出水回注。
原则上采出水处理合格后应全部回注；外排污水必须达到国家或当地政府规定的排放标准。
第四章注水调控对策第二十条注水开发油田要针对不同开发阶段暴露出来的矛盾，采取有针对性的注水调控对策，不断提高油田开发水平和水驱采收率。
第二十一条不同开发阶段精细油藏描述的内容和重点。
低含水期以构造和储层描述为主，中含水期以精细单砂层和井间、层间剩余油量化描述为主，高含水期重点是单砂体构形描述和井间、层间、层内剩余油分布量化研究，特高含水期重点是储层渗流优势通道和剩余油相对富集区分布规律研究。
第二十二条新油田在开发建设时要充分考虑注采系统的完善和有效压力驱替系统的建立，确保较高的水驱储量控制程度和动用程度。
第二十三条低含水期（含水率小于20%）：该阶段是注水见效、主力油层发挥作用、油田上产阶段。
在这一阶段要注够水，保持油层能量开采。
要根据油层发育状况，开展早期分层注水。
分析平面上的注水状况和压力分布状况，做好平面上的注水强度调整，保持压力分布均衡和注入水均匀推进，防止单层突进和局部舌进，努力延长无水和低含水开采期，提高油田采收率。
第二十四条中含水期（含水率20%～60%）：该阶段主力油层普遍见水，部分油层水淹，层间和平面矛盾加剧，含水上升较快，产量递减大。
在这一阶段要加大分注力度，重点做好层间接替工作，控制含水上升速度。
研究层系、注采井网和注水方式的适应性，分析平面和层间矛盾。
对于注采井网不适应和非主力油层动用状况差的区块，要开展注采系统调整和井网加密调整。
平面上要调整注采结构，纵向上要细分注水层段，提高非主力油层动用程度。
第二十五条高含水期（含水率60%～90%）：该阶段多层见水，各类油层不同程度水淹，井况变差。
这一阶段要在搞清剩余油分布的基础上，实施平面和剖面结构调整。
做好层系和井网调整，提高注采井数比，增加注采对应率和多向受效比例，进一步完善单砂体注采系统；加大细分、油层改造、调剖和堵水等措施力度，改善储层吸水状况与产液状况，扩大注入水波及体积；精细层间和纵向上的注采强度调整，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。
第二十六条特高含水期（含水率大于90%）：该阶段剩余油分布高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。
这一阶段重点是要做好水动力学调整，控制无效水循环。
开展精细挖潜调整，进一步提高注采井数比，采取层段细分注水、细分层压裂、细分层堵水、深部调驱等措施，进一步改善储层吸水状况，控制注入水低效、无效循环，提高驱替效率。
第二十七条注水站（管网）调整改造。
针对系统管网和设备腐蚀老化严重、注水站运行负荷率低等问题，要统筹安排，突出重点，分年度安排好调整改造工作。
在满足注水半径和配注的条件下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷率应提升至70%以上。
第五章注水过程管理第二十八条加强注水过程管理和质量控制是实现“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。
要从注水源头抓起，精心编制配注方案、优化注水工艺、严格水质监控、强化注水井生产管理。
从地下、井筒到地面全方位抓好单井、井组、区块和油田的全过程注水管理和注水效果分析评价，实时进行注水措施跟踪调控。
第二十九条注水管理制度建设。
按照科学、高效、可控的原则，建立和完善注水管理制度和技术标准，明确油田公司、采油厂、采油矿（作业区）、采油队（站）等各级管理责任。
第三十条注水过程分析与评价。
定期对油田注水开发状况进行综合分析评价，评价油田注水开发状况是否正常，注水技术政策是否合理，预测水驱开发趋势，制定下一步的注水调控对策。
要做好油田、区块、井组、单井年度配注方案实施效果的分析与评价工作，搞清油田注水开发动态变化，针对油田不同开发阶段暴露出来的具体矛盾，研究制定有针对性的注水调控措施，为下一年度配注方案编制提供依据。
第三十一条年度配注方案。
每年四季度编制完成下一年度油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后，采油厂组织实施，一季度完成全部配注方案调整工作量。
要及时跟踪分析年度配注方案的执行效果，对调整效果不好或新暴露出的问题，必须及时调整。
第三十二条油藏动态监测。
按照《油藏动态监测管理规定》建立油藏动态监测系统，取全取准各项动态监测资料。
低含水期重点监测油藏压力、分层段注水量、生产井见水时间及分层含水率；中含水期重点监测分层含水及变化、分层压力、分层吸水、产液及变化等；高含水期和特高含水期重点是含油饱和度监测，寻找剩余油相对富集区。
第三十三条注水井资料录取管理。
注水井资料录取现场检查，必须严格执行各项管理制度，采取定期检查和抽查相结合的方式进行，努力提高注水井资料全准率。
