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第一章绪论
第一节 保护油气层的重要性
一、油气层损害的定义 1
二、油气层损害的危害（导致的问题）1
三、保护油气层的重要性2 第二节 保护油气层研究的思路
一、油气层损害的特点2
二、保护油气层的技术思路3
制定保护油气层技术时要做到以下几点4 第三节 保护油气层技术发展概况
一、国内外保护油气层技术的发展概况4
第二章 油气层损害的机理
油气层损害的内外因7 第一节 固相颗粒堵塞造成的油气层损害
来源7
一、外来固相颗粒对油气层的损害8
两类固相颗粒8 影响外来固相颗粒的因素8 三分之一粒径架桥规则8
二、油气层内部微粒运移造成的损害10
微粒的组成、分散运移和颗粒运移、鉴别方法、影响因素、临界流速11-13
对微粒运移损害采取的措施14 第二节 外来流体与油气层岩石不配伍所造成的损害14
损害机理：水敏、酸敏、碱敏、润湿性反转
水敏：粘土矿物构造
14、分类
16、水敏原因与损害过程
19、扩散双电层20、影响水敏因素22
酸敏：酸化过程
24、原因
25、预防26
碱敏：27
润湿反转：概念及原因
28、润湿程度衡量标准
28、现象30、影响因素
31、岩石润湿性与水驱油的相互影响。
第三节 外来流体与油气层流体不配伍所造成的损害37
一、无积垢堵塞37
无机垢生产
37、形成机理
38、因素
38、预防
39、清楚方法44
二、有机垢堵塞45
有机垢成分（石蜡）
45、原因
46、防蜡与清蜡47
三、乳化造成的损害52
表面活性剂在油水界面形成吸附层在乳状液的稳定作用53
四、细菌堵塞54
类型
54、损害
55、预防56 第四节 岩石毛细管阻力造成的油气层损害58
一、岩石毛管力58
二、水锁效应60
三、贾敏效应60 第五节 应力敏感性损害61
一、机理62、裂缝开度下降、孔隙收缩62
二、影响因素62、内部、外部
第三章 油气层损害的评价实验64 第一节 评价实验的目的、程序及方法
一、目的64
二、程序65 三方法66 第二节 岩心分析实验
一、岩石物性实验
粒度组成67、分析方法67、岩石比面72、岩石孔隙度（孔隙类型）74、渗透率（绝对、有效）76
渗透率的测定79、岩石孔隙结构参数82、孔喉类型83、毛管压力测定84
二、岩石学分析
薄片分析86、X射线衍射分析(XRD)88、扫描电镜(SEM)90
三、岩心流动实验91
1程序条件91、2实验前的准备：岩样准备94、流体准备96、仪器准备98 3岩心流动实验：速敏96、水敏99、盐敏100、碱敏102、酸敏102、应力敏感性评价104、正反向流动实验105、体积流量评价106、系列流体评价106、五敏实验的结构应用109
四、辅助实验108：粘土膨胀实验、阳离子交换实验、酸溶实验、浸泡实验
第四章 钻井过程中的保护油气层技术
第一节 钻井过程中油气层损害原因及影响因素110
一、钻井过程中油气层损害原因110
固相颗粒堵塞油气层、钻井液与油气层岩石不配伍、钻井液滤液与油气层流体不配伍、含水饱和度及油气水分布变化引起的损害、负压过大造成的油气层损害。
二、钻井过程中油气层损害的影响因素112
压差、钻井液性能、浸泡时间、环空流速 第二节 保护油气层的钻井液技术114
一、保护油气层对钻井液的要求
二、钻开油气层的钻井液类型
1水基钻井液115、无固相清洁盐水聚合物钻井液115 水溶性聚合物特点117、无膨润土暂堵型聚合物盐水钻井液（暂堵剂）118、水包油钻井液特点120、空心玻璃微珠钻井液、无渗透钻井液、生物酶可解堵钻井液、高性能水基钻井液、机理124、降滤失剂机理130、屏蔽暂堵钻井液、2油基钻井液131 成分131、损害原因134 3气体类钻井流体134：空气、雾、泡沫流体、微泡沫钻井液特点136、机理136、充气钻井液137
三、屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术
1常规屏蔽暂堵保护油气层技术138、2广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术141
3理想充填屏蔽暂堵保护油气层技术142 d90规则143 第三节 保护油气层的钻井技术
一、降低压差，实现近平衡压力钻井144
二、降低侵泡时间145
三、防止井喷和井漏146
四、多套压力层系裸眼井段的钻井技术148
五、欠平衡钻井技术148
六、调整井保护油气层钻井技术153 第四节 保护油气层的固井技术
一、固井作业中油气层损害原因分析154
二、保护油气层的固井技术156 提高固井质量 合理压差固井 降低水泥失水量 第五章 完井过程中的保护油气层技术165 第一节 完井方式的选择165
一、考虑因素：油气藏类型、油气层特性、工程技术及措施要求
二、选择方式原则166 第二节 裸眼完井的保护油气层技术
一、裸眼完井方式166 先期裸眼 后期裸眼 复合型完井
二、裸眼完井的适用条件168
三、裸眼完井的特点168
四、裸眼完井的油气层损害及保护技术
第三节 射孔完井的保护油气层技术169
一、射孔完井方式
第四节 防砂完井的保护油气层技术177
一、油层出砂机理
二、出砂对油气层的损害
三、保护油气层的防砂完井技术 第五节 试油过程中的保护油气层技术188 第六章 采油与注水过程中的保护油气层技术
第一节 采油与注水过程中油气层损害的特点189
第二节 采油过程中的保护油气层技术190
一、采油生产中油层损害因素分析 生产压差不合理 结垢堵塞 脱气 出砂
二、采油生产中保护油层技术 193
1合理确定采油工作制度 2保护地层压力开采 3采油合理的防砂方法 4采取合理的防垢措施
第三节 注水过程中的保护油层技术199
一、注水中油层损害因素分析200
1油层岩石特性 2油层流体特性 3注入水水质 4不合理的工作制度
二、注水中的保护油层技术203
1技术思路 2水质和水质保证体系 3合理工作制度 4正确选用各类处理剂
第七章 井下作业过程中的保护油气层技术207
第一节 酸化作业中的保护油层技术
一、酸处理工艺分类207
1酸洗 2基质酸化 3压裂酸化
二、酸化作业中油气层损害因素208
1酸液与油气层流体不配伍 2酸液与油气层岩石不配伍 3添加剂选择不当 4酸化设计与施工不当
三、酸化作业中保护油气层技术211
1正确选择酸液 2优选酸液添加剂 3优选施工参数 4施工中的质量保证
第二节 压裂作业中的保护油气层技术
一、压裂作业中的油气层损害因素219
1粘土矿物膨胀和颗粒运移引起的损害 2乳化损害 3堵塞损害 4支撑裂缝导流能力的损害219
二、压裂作业中保护油气层技术220
1优选压裂液体系 2选择合理的添加剂 3优化施工
三、修井作业中保护油气层技术226
1修井作业中的油气层损害227 2修井作业中的保护油气层技术228
第八章 油气层损害的现场评价技术238
第一节 油气层损害现场评价的重要性
一、油气层损害现场评价技术的重要性
二、矿场评价与实验室评价的对比
第二节 油气层损害的试井评价239
一、评价参数：表皮系数 有效半径 流动效率 堵塞比
二、油气层损害的评价标准241
第三节 油气层损害的测井评价242
一、钻井液滤液侵入地层的物理过程
二、钻井液侵入的测井响应243
三、指示钻井液侵入油气层的测井方法244
四、钻井液侵入油气层深度的测井方法246
第四节 油气层损害的生产动态评价248
大功告成~~~~ 鄙视你们~~~~
扫完必过
第二篇：油气层渗流力学答案
油气层渗流力学答案 1．有四口油井测压资料间表1。
表 题1的压力梯度数据 井号 油层中部实测静压，106Pa 油层中部海拔，m 1 9.0-940 2 8.85-870 3 8.8-850 4 8.9-880 已知原油的相对密度0.8，原始油水界面的海拔为－950m，试分析在哪个井附近形成低压区。
解：
将4口井的压力折算成折算压力进行比较 =9.0×10 6+0.8×103×9.8×(950－940)=9.08MPa =9.0×10 6+0.8×103×9.8×(950－870)=9.48MPa =9.0×10 6+0.8×103×9.8×(950－850)=9.58MPa =9.0×10 6+0.8×103×9.8×(950－880)=9.45MPa 由数值上可以看出在第一口井处容易形成低压区。
2．某油田有一口位于含油区的探井，实测油层中部的原始地层压力为8.822×106Pa，油层中部海拔为－1000m。位于含水区有一口探井，实测地层中部原始地层压力为11.47×106 Pa，地层中部海拔－1300m。已知原油的相对密度为0.85，地层水的相对密度为1。求该油田油水界面的海拔高度。
解：由于未开采之前，油层中的油没有流动，所以两口探井的折算压力应相等，设为油水界面的海拔高度，则：
由可得：-1198.64m 该油田油水界面的海拔高度为-1198.64 m 3．某油田在开发初期钻了五口探井，实测油层中部原始地层压力资料见表2。表 题3的压力梯度数据 井号 油层中部原始压力，106Pa 油层中部海拔，m 1 7.4-820 2 8-900 3 8.3-940 4 8.95-1025 5 9.5-1100 后来又钻了一口井，已知其油层中部海拔为－980m，试根据已有资料推算此井油层中部原始地层压力。
解：
由表格中数据绘得海拔与油层中部的压力曲线，从图上查得当海拔为-980m时，此井的油层中部原始地层压力为8.6m。
7．在重力水压驱动方式下，某井供给边界半径为250m，井半径为10cm，供给边界上压力为9MPa，井底流压为6MPa。井底流压为6MPa，原始饱和压力为4.4MPa，地层渗透率是0.5×10-12m2，原油体积系数为1.15。相对密度为0.85，粘度为9×10-3Pa·s，油层厚度为10m。
(1)求出距井中心0.2m，0.5m，1m，10m，50m，100m，200m处压力值。
(2)画出此井的压力分布曲线。
(3)求该井日产量。
解：
已知：re=250m，rw=0.1m，pe=9×106Pa，pwf=6×106Pa，pi=4.4×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=10m。
由平面径向流压力公式可知 代入数据化简可得 p=0.38lnr+7 ①计算结果如下表 r(m)0.2 0.5 1 10 50 100 200 p(MPa)6.3 6.7 6.8 7.77 8.38 8.65 8.91 由产量公式可得 地面的产量 化为以质量表示的产量 =0.117×10-2×0.85×1000=0.99kg/s=85.5t/d 日产量为85.5t。
8．注出开发油田的井距为500m，地层静止压力为10.8MPa。油层厚度为15m，渗透率为0.5×10-12m2。地下流体粘度为9mPa·s，体积系数为1.15。原油相对密度为0.85，油层孔隙度为0.2，油井半径为10cm。
(1)若油井日产量为60t，井底压力多大？(2)供油区范围内平均地层压力为多大？(3)距井250 m 处的原油流到井底需要多少时间？ 解：
已知：re=250m，rw=0.1m，pe=10.8×106Pa，pwf=6×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=15m,，B=1.15。
质量流量：
地上的体积流量：
地下的体积流量：
①由平面径向流流量公式（裘比公式）可知 从中解得pwf=9.4MPa ②由平均压力公式 =10.71MPa ③在距井250m处取一个的微元，则此处的流量（1）（2）由（1）（2）可得 代入数据分离变量积分 即 ：
积分得t=19.9年 或者 =19.9年 距井250m处的原油流到井底需要19.9年。
9．重力水压驱动油藏，油层厚度为10m，渗透率为0.4×10-12m2，地下原油粘度为9mPa·s，原油体积系数1.15，地面原油相对密度为0.85。某井单井供油面积为0.3km2，油井折算半径为10-2m。油层静止压力为10.5MPa，流动压力为7.5MPa，求此井日产油量。
解：
已知：rw=0.01m，pe=10.5×106Pa，pwf=7.5×106Pa，K=0.4×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=10m，B=1.15，供油面积为0.3km2 由供油面积可得油层的供油半径 πre2=0.3×106m2 供给半径为re=309m 由平面径向流流量公式可得原油的地下体积流量 =0.809×10-3 地面原油的体积流量 =0.704×10-3 质量流量为 =0.704×10-3×0.85×103=0.599kg/s=51.71t/d 此井日产油量为51.71吨。
10．油层和油井参数如题9，当油井以每天40t的产量生产时，井底压力为多少？ 解：
已知：
rw=0.1m，pe=10.5×106Pa，K=0.4×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=10m，B=1.15，re=309m,qm=40t/d=0.46kg/s 原油的地面体积流量 原油的地下体积流量 由平面径向流流量公式可得原油的地下体积流量 解得井底流压 井底压力为。
11．某井用198mm钻头钻开油层，油层部位深度从2646.5m到2660.5m，油井是射孔完成，射孔后进行了试油，试油结果见表3。
表 题11的第一次试油结果 油嘴 mm 日产量 井口压力 井底压力 油 t/d 气 103m3/d 气油比 m3/t 油压 MPa 套压 MPa 流动压力 MPa 原始地层压力 MPa 6 97.2 24.3 250 10.3 11.7 26.6 29.0 5 80.0 20.0 250 11.2 12.2 27.2 ―― 3 40.0 4.9 122 12.3 13.2 28.0 ―― 据岩芯分析含碳酸盐，并进行酸化。酸化后又进行第二次试油，其结果见表4，已知此井供油半径为300m，油井半径为0.1m，原油体积系数为1.12，相对密度为0.85。
(1)画出两次试油指示曲线。
(2)求出酸化前后地层流动系数。
(3)分析增产措施是否有效。
表 题11的第二次试油结果 油嘴 mm 日产量 井口压力 井底压力 油 t/d 气 103m3/d 气油比 m3/t 油压 MPa 套压 MPa 流动压力 MPa 原始地层压力 MPa 3 55.1 6.1 111 12.6 13.4 28.2 29.0 4 90 13.2 147 12.2 13.1 27.7 ―― 5 115.7 19.7 170 11.9 12.8 27.5 ―― 6 150.2 36.8 245 11.2 12.4 26.8 ―― 7 162.1 58.7 362 10.4 12.1 26.55 ―― 解：
已知：
h=2660.5-2646.5=14m，re=300m，rw=0.1m，B=1.12，γ=0.85。
第一次试油压差与产量数据如下表：
ΔP(MPa)2.4 1.8 1 q(t/d)97.2 80.0 40.0 第二次试油压差与产量数据如下表：
ΔP(MPa)0.8 1.3 1.5 2.2 2.45 q(t/d)55.1 90 115.7 150.2 162.1 由表格中数据画得试油指示曲线 由平面径向流流量公式 得到关于流动系数的计算公式 ①在第一次试油指示曲线上任取一点得到压差与流量为 Δp=1.4MPa，q=60t/d 原油的地面体积流量 原油的地下体积流量 代入流动系数计算公式可得流动系数为 ②在第二次试油指示曲线上任取一点得到压差与流量为 Δp=1.2MPa，q=80t/d 原油的地面体积流量 =1.1×10-3 原油的地下体积流量 代入流动系数计算公式可得流动系数为 酸化前底层流动系数为，酸化后底层流动系数为，从试油指示曲线可以看出，第二次试油指示曲线的斜率大于第一次试油指示曲线的斜率，所以增产措施有效。
12．某井稳定试井结果见表5。
表 题12的稳定试井结果 q，t/d 5 10 13 15 18 Δp，MPa 1.0 2.01 2.57 3.01 3.8 已知：油层厚度为8m，地下原油粘度为8.7mPa·s；
地面原油相对密度为0.85，体积系数为1.2。油井供油面积为0.3km2，油井有效半径为10cm。求油层的渗透率及流动系数。
解：
已知：rw=0.1m，γ=0.85，μ=8.7×10-3Pa·s，h=8m，B=1.2，供油面积为0.3km2 由供油面积可得油层的供油半径 供给半径为re=309m 根据试井结果画出试井指示曲线 在图上任取一点得到压差与流量为 Δp=2.4MPa，q=12t/d 由平面径向流流量公式 得到关于流动系数的计算公式 原油的地面体积流量 原油的地下体积流量 代入流动系数计算公式可得流动系数为 代入粘度、油层厚度可得渗透率 油层的流动系数为，渗透率为。
13．某井距直线供给边界距为250m，地层厚度为8m，渗透率为0.3×10-12m2，地下原油粘度为9×103mPa·s，生产压差为2MPa，油井半径为0.1m。
(1)求此井产量（地下值）。
(2)若供给边界是半径为250m的圆时，此井产量为多少？与直线供给边界情况下的产量有百分之几的差？ 解：
已知：
rw=0.1m，K=0.3×10-12m2，μ=9×10-3Pa·s，h=8m，d=250m，Δp=2×106Pa, ①由直线供给边界流量的计算公式 ②当re=250m时，由平面径向流流量公式 直线供给边界时的产量为0.39×10-3m3/s，re=250m圆形供给边界的产量为0.43×10-3m3/s，相差的百分比为10.26%。
14．直线供给边界一侧有两口生产井，如图2所示。供给边界上的压力pe为10MPa，地层厚度h为5m，渗透率K为1μm2。地下原油粘度2×10-3mPa·s原油体积系数B为1.2，地面原油相对密度为0.9，油井半径为0.1m。当两口井各以50t/d生产时，两井的井底压力各为多少？ 图题14的示意图 解：
已知：rw=0.1m，pe=10×106Pa，K=1×10-12m2，γ=0.9，μ=2×10-3Pa·s，h=5m，B=1.2，b=600m,qm=50t/d=0.58kg/s，d=400 根据镜像反映法，在直线供给边界的对称位置处反映出与生产井性质相同的井，如图。
原油的地下产量 由势的叠加原理，可得一号井的井底势值为(1)边界上的势值为(2)对式(1)(2)联立求解，求得产量公式为 或 代入数据可得 解得 pwf=9.53MPa 由于两口井的参数相同供给情况相同所以第二口井的井底压力也为pwf=9.53MPa。
两井的井底压力均为9.53MPa。
15．直线断层一侧有两口生产井，如图3所示。已知地层边界上的压力为10×106Pa，供给边界半径为10km。地层厚度为10m，渗透率为0.5×10-12m2，地下原油粘度为9×10-3 Pa·s，原油体积系数为1.15，地面原油相对密度为0.85。油井半径为10cm，井底压力均为7.5×106Pa。求出两口井的各自产量。
图题15的示意图 解：
已知：
rw=0.1m，pe=10×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=10m，B=1.15,re=10000m, pwf=7.5×106Pa 根据镜像反映法，在断层的对称位置处反映出与生产井性质相同的井，设断层同侧的两口井的距离为，断层两侧的两口井的距离为，1号井距断层的距离为，2号井距断层的距离为，则：
由势的叠加原理得1号井的井底势值为：
(1)2号井的井底势值为：
(2)边界上的势值为(3)对式(1)(2)(3)联立求解，求得产量公式为 代入数据 折算成地面的产量 =0.303kg/s=26.18t/d =0.31kg/s=26.82t/d 两口井的产量分别为26.18t/d，26.82t/d。
16．两断层相交成120º角，在角分线上有一口生产井，如图4所示。地层与油井参数均同上题一样。求此井的日产量。
图题16的示意图 解：
已知：rw=0.1m，pe=10×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=10m，B=1.15,re=10000m, pwf=7.5×106Pa 根据镜像反映法，在两条断层的对称位置处反映出与生产井性质相同的井，则d=100m，由势的叠加原理可得生产井出的势为：
若供给边界与各井的距离均为，则供给边界处的势为：
则 因为 所以井的产量为：
代入数据得 折算成地面的产量 日产量为。
17．两断层相交成直角，其中有一口生产井，如图5所示。写出此井产量计算公式。
图 题17的示意图 解：
根据镜像反映法，在两条断层的对称位置处反映出与生产井性质相同的井，由势的叠加原则可得生产井的势值为：
(1)若供给边界与各井的距离均为，则供给边界处的势为：
(2)则 因为 所以井的产量为：
18．带状油田中有三排生产井，一排注水井，如图6所示。已知：各排井井距均为500m，井的半径均为0.1m，注水井排到第一排生产井距离为L1＝1100m，生产井排间的排距L2＝L3＝600m。油层厚度16m。渗透率为0.5×10-12m2。地下原油粘度9×10-3Pa·s，体积系数为1.12，相对密度为0.8。注水井井底压力为19.5×106Pa，若各排生产井井底压力均为7.5×106Pa，井数均为16口，求各排井产量及每口井平均产量。
图 题18的示意图 解：
已知：rw1=rw2=rw3=rw4=0.1m，piwf=19.5×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.8，μ=9×10-3Pa·s，h=16m，pwf1=pwf2=pwf3=pwf4=7.5×106Pa，B=1.12，L1=1100m，L2=L3=600m，井距d=500m，n 1=n2=n3=n4=16 由井距和每排井数求出井排长度 渗流外阻：
渗流内阻：
根据电路图和多支路的电学定律列出方程。
代入数据解得 解得，折算成地面的产量 各排井的平均产量 每口井的平均产量 各排井的产量分别为1697.14t/d、648t/d、302.4t/d，各排每口井的平均产量106.07 t/d、40.5 t/d、18.9 t/d。
19．若上题（18题）中保持每排生产井的单井产量为50m3/d。各生产井排井底压力为多少？ 解：
已知：
rw1=rw2=rw3=0.1m，pe=19.5×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.8，μ=9×10-3Pa·s，h=16m，B=1.12，L1=1100m，L2=L3=600m，n 1=n2=n3=16，q=50m3/d=0.57×10-3m3/s，Q1 =Q2=Q3=qn=0.57×10-3×16=9.26×10-3m3/s，piwf=19.5×106Pa，井距d=500m。
由井距和每排井数求出井排长度 渗流外阻：
渗流内阻：
根据电路图和多支路的电学定律列出方程。
代入数据解得 联立方程解得，各生产井排井底压力分别为12.42MPa、10.86MPa、10.08MPa。
20．圆形油藏半径r1、r2、r3的圆上布置三排生产井，如图7所示。已知第一排井井数为18口，第二排井井数为11口，第三排井井数为4口。油井半径均为10cm，供给边界半径re＝3km，r1＝1500m、r2=900m、r3=300m。油层厚度10m，渗透率为0.5×10-12m2。地下原油粘度为9×10-3Pa·s。供给边界上的压力为12×106Pa，各排井底压力均保持7.5×106Pa。原油体积系数为1.2，地面原油相对密度为0.85，求各排井的产量及单井产量。
图 题20的示意图 解：
已知：
re=3000m, r1＝1500m、r2=900m、r3=300m，pe=12×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=10m，B=1.2，pwf1=pwf2=pwf3=7.5×106Pa，rw1=rw2=rw3=0.1m，n 1=18，n2=11，n3=4。
井距分别为 则 d1=261.65m，d2=256.9m，d1=235.5m 渗流外阻：
=198×106 =146×106 =315×106 渗流内阻：
根据电路图和多支路的电学定律列出方程。
代入数据 解得：，折算成地面的产量 各排井的平均产量 各排井的产量分别为734.4t/d、220.32t/d、48.96t/d，各排每口井的平均产量40.8 t/d、20.03t/d、12.24 t/d。
21．带状油藏两排注水井中间布三排生产井，如图8所示。已知各排井井距均为500m，油井半径为10cm，L1＝L4＝1100m，L2＝L3＝600m。各排井数均为20口。油层厚度为20m，渗透率为0.5×10-12 m2，地下原油粘度为9mPa·s，注水井井底压力为19.5MPa，油井井底压力为7.5MPa。原油体积系数为1.2，地面原油相对密度为0.85，求各排井的产量和各排井单井平均产量。
图 题21的示意图 解：
已知：rw1=rw2=rw3=rw4=rw5=0.1m，piwf=19.5×106Pa，K=0.5×10-12m2，γ=0.85，μ=9×10-3Pa·s，h=20m，pwf1=pwf2=pwf3=7.5×106Pa，B=1.2，L1＝L4＝1100m，L2=L3=600m，井距d=500m，n 1=n2=n3=niw=20 由井距和每排井数求出井排长度 渗流外阻：
渗流内阻：
根据电路图和多支路的电学定律列出方程。
代入数据：
解得：
，，折算成地面的产量 各排井的平均产量 各排井的产量分别为3041.64t/d、1946.16t/d、3041.64t/d，各排每口井的平均产量152.082t/d、97.308t/d、152.082t/d。
22．证明流函数和势函数满足拉普拉斯方程。
23．某封闭油藏面积A为30km2，油层厚度h为10m，孔隙度为0.2。原始地层压力pi为12MPa；
饱和压力pb为8MPa，岩石压缩系数Cf为2×10-41/MPa，原油的压缩系数Co为2×10-41/MPa。地面原油密度为850kg/m3，原油体积系数Bo为1.2。求该油藏依靠弹性能采出的油量。
解：
已知：A=30×106m2，h=10m，=0.2，pi =12×106Pa，pb=8×106Pa，Cf =2×10-101/Pa，Co=2×10-101/Pa，ρ=850 kg/m3，Bo=1.2。
依靠弹性能采出的油量即弹性储量 N=πhre2CtΔp 总压缩系数：
Ct= Cf+Co=2×10-10+2×10-10=4×10-101/Pa 由油藏面积求得供给半径：
re2===9.55×106m2 代入方程 N=πhre2CtΔp =3.14×10×9.55×106×0.2×4×10-10×(12×106-8×106)=959.584×102m3 折算成地面原油的产量：
油藏依靠弹性能采出的油量为6.8×107t。
24．封闭油藏面积A为10km2，油层厚度h为15m，孔隙度为0.2。油层导压系数η为0.1545 m2·Pa/（Pa·s），渗透率K为0.5μm2，原油在地下的粘度µo为9mPa·s，地面原油密度为850kg/m3，体积系数Bo为1.2。原始地层压力pi为12 MPa，饱和压力pb为8MPa，求该油藏弹性储量。
解：
已知：A=10×106m2，h=15m，=0.2，pi =12×106Pa，pb=8×106Pa，ρ=850 kg/m3，Bo=1.2。η=0.1545 m2·Pa/（Pa·s），K=0.5×10-12m2，µo=9×10-3Pa·s。
有导压系数的定义：
求得：
=1.8×10-91/Pa 由油藏面积求得供给半径：
re2===3.18×106m2 N=πhre2CtΔp =3.14×15×3.18×106×0.2×1.8×10-9×(12×106-8×106)=215.68×103m3 折算成地面原油的产量：
该油藏弹性储量为1.5×105t。
25．某井控制的地质储量N为134×104t，原始地层压力和饱和压力差为Δp为4MPa，油层内含油饱和度So为0.8，束缚水饱和度Sw为0.2。原油压缩系数Co为7×10-41/MPa，束缚水压缩系数Cw为3×10-41/MPa，岩石压缩系数为Cf为2×10-41/MPa，油层孔隙度为0.2，求该井弹性采收率。
解：
已知：N=134×104t，Δp=4×106Pa，So=0.8，Sw=0.2，Co=7×10-101/Pa，Cw=3×10-101/Pa，Cf=2×10-101/Pa，=0.2。
地质储量 N =πhre2 井的弹性储量 N1=πhre2CtΔp 则弹性采收率 总的压缩系数 Ct= So Co+ Sw Cw+ Cf =0.8×7×10-10+0.2×3×10-10+2×10-10=8.2×10-101/Pa 代入得 =8.2×10-10×4×106=32.8% 该井的弹性采收率为32.8%。
26．在弹性驱动方式下，某探井以30t/d的产量投入生产，试求此井生产30d时井底流动压力为多少？已知原始地层压力pi为11MPa，原油体积系数为1.32，地下原油粘度µ为3mPa·s。渗透率K为0.5μm2，地层厚度h为10m，总压缩系数为Ct=为3×10-41/MPa，油井半径rw为0.1m，地面原油密ρo为850kg/m3，油层孔隙度为0.2。
解：
已知：qm=30t/d=0.35kg/s，pi=11×106Pa，B=1.32，µ=3×10-3 Pa·s，K=0.5×10-12m2，h=10m，Ct=3×10-41/MPa=3×10-101/Pa，rw=0.1m，ρo=850 kg/m3，=0.2。
在弹性驱动下压力还没有传播到边界，可以看作是无限大地层的一口井，其压力与时间的变化规律：
原油的地下产量 =0.54×10-3m3/s 导压系数 =2.8m2·Pa/（Pa·s）代入数据 解得：
pwf(t=30d)=10.45MPa 此井生产30d时井底流动压力为10.45MPa。
27．由于压力表灵敏度的原因，只有当压力降超过0.2×105Pa时才能在压力表上反应出来。如果距上题中的探井500m处有一口停产井，问需要多少时间才能在停产井中看到探井投产的影响，油层及油井参数同题26。
解：
已知：qm=30t/d=0.35kg/s，pi=11×106Pa，B=1.32，µ=3×10-3 Pa·s，K=0.5×10-12m2，h=10m，Ct=3×10-41/MPa=3×10-101/Pa，rw=0.1m，ρo=850 kg/m3，=0.2，Δp=0.2×105Pa。
对于无界定产条件下有 则 其中 =2.8m2·Pa/（Pa·s）=0.54×10-3m3/s 代入数据 即：
查得 =0.37 解得 t=0.7d 需要0.7天才能在停产井中看到探井投产的影响。
28．弹性驱动油藏中有四口井。第一口井以20t/d生产，第二口井以40t/d生产，第三口井以80t/d注入水。第四口井距这三口井均为500m，没有进行生产。当这三口井生产五天时，第四口井井底压力变化多少？已知地层原始压力为11MPa，原油体积系数为1.32，粘度为3mPa·s，地层渗透率为0.5μm2，油层厚度为10m，总压缩系数为3×10-41/MPa，孔隙度为0.2，地面原油密度为0.85t/m3。(本题不考虑油水差别)。
解：
已知：qm1=20t/d=0.23kg/s，qm2=40t/d=0.46kg/s，qm3=-30t/d=-0.35kg/s，pi=11×106Pa，B=1.32，µ=3×10-3Pa·s，K=0.5×10-12m2，h=10m，Ct=3×10-41/MPa=3×10-101/Pa，ρo=850 kg/m3，=0.2。
有叠加原理可知 其中：
=2.8m2·Pa/（Pa·s）r1=r2=r3=500m t1=t2=t3=432000s 计算=0.052查得=-2.4679 =0.36×10-3m3/s =0.71×10-3m3/s =-0.54×10-3m3/s =0.062MPa 当这三口井生产五天时，第四口井井底压力变化为0.062Mpa。
29．某弹性驱动油藏有一口探井以20t/d投入生产，生产15d后距该井1000m处又有一新井以40t/d产量投入生产。问：当第一口井生产30d时井底压力降为多少？已知地层渗透率为0.25μm2，油层厚度为12m，总压缩系数为1.8×10-41/MPa。地下原油粘度9mPa·s，体积系数1.12，地面原油相对密度为0.85，油井半径均为0.1m，孔隙度为0.25。
解：
已知：qm1=20t/d=0.23kg/s，qm2=40t/d=0.46kg/s，B=1.12，µ=9×10-3 Pa·s，K=0.25×10-12m2，h=12m，Ct=1.8×10-41/MPa=1.8×10-101/Pa，γ=0.85 kg/m3，=0.25，rw=0.1m，t1=30d=2.592×106s，t2=15d=1.296×106s。
有叠加原理可知 其中：
=0.62m2·Pa/（Pa·s）计算=0.311查得=-0.8815 =0.3×10-3m3/s =0.61×10-3m3/s 代入得 =1.54MPa 当第一口井生产30d时井底压力降为1.54MPa 30．某油田开发初期进行矿场试验，研究利用原油和地层的弹性能采油时油井和地层动态变化规律。未来井网为500×600m2，地层导压系数为0.15m2·Pa/（Pa·s），地层厚度为20m，原始地层压力为10MPa，饱和压力为6MPa，地层渗透率为0.5μm2，地下原油粘度为9mPa·s，地面原油密度为0.85t/m3，原油体积系数为1.12。某井产量保持为20t/d，此井半径为0.1m。问：
（1）当油井生产时间为1d，10d，50d，100d，200d，300d时油井井底压力及供油边界上的压力各为多少？（2）绘制井底压力及边界压力动态曲线。
31．弹性驱动油藏某井组有一口井注水井，三口生产井和一口观察井。已知地层厚度为10m，渗透率为0.4×10-12m2，原油粘度为2×10-3Pa·s。体积系数为1.12，导压系数为102 cm2·Pa/（Pa·s）。各井距观察井的距离及投产时间见表6。
表题31的各井距观察井的距离及投产时间 井别 井号 投产时间 产量，m3/d 距观察井距离，m 生产井 1 1991-1-20 50 340 生产井 2 1991-4-8 70 580 生产井 3 1991-8-25 100 520 生产井 4 1991-5-1 300 400 试确定：到1991年12月31日观察井中压力下降为多少？(不考虑油水差别)32．某探井油层中部实测压力恢复试井资料见表7。
表题32的某探井油层中部实测压力恢复试井资料 Δt，min 0 10 30 60 100 150 200 250 300 435 pws，MPa 7.26 7.55 8.02 8.41 8.64 8.75 8.79 8.81 8.83 8.87 已知该井关井有产量为28t/d，油井完井半径为10cm。地下原油粘度为9mPa·s，体积系数为1.12，地面原油相对密度为0.85。油层厚度为8.6m，总压缩系数为3.75×10-41/MPa，孔隙度为0.2。试确定：
（1）油层流动系数和渗透率。
（2）油层导压系数。
（3）油井的有效半径及表皮系数。
33．试用霍纳公式处理题32中的压力数据，推算地层压力和计算油层参数。已知关井累 积产量为986t，其余数据与题32相同。
34．某井关井测得压力恢复数据见表8。表题34的某井关井测得压力恢复数据 Δt，min 0 10 30 60 100 150 200 250 300 350 400 480 Pws(Δt)，MPa 7.13 7.4 7.8 8.4 8.6 8.67 8.72 8.76 8.79 8.82 8.84 8.87 已知关井前的稳定产量为32t/d，油井供油面积为0.3km2，油层有效厚度为18.5m。试确定油层的流动系数；
并用松Ⅰ法推算油层中部静止压力。
35．某油藏油水两相渗流时含水率与含水饱和度的关系见表9。
表 题35的某油藏油水两相渗流时含水率与含水饱和度的关系 Sw 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 fw 0 0.03 0.115 0.64 0.93 0.99 1 已知该油藏束缚水饱和度为0.2。试用图解法确定水驱油前缘含水饱和度值和两相区中平均含水饱和度值。
36．测得某油藏油、水相对渗透率数据见表10。
表题36的某油藏油、水相对渗透率数据 Sw 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.75 0.8 0.9 1.0 Kro 1.0 1.0 1.0 0.94 0.8 0.44 0.16 0.045 0 0 0 0 Krw 0 0 0 0 0.04 0.11 0.20 0.30 0.36 0.44 0.68 1.0 已知地下原油粘度3.4×10-3 Pa·s，地下水的粘度为0.68×10-3 Pa·s，请：
（1）绘制油水相对渗透率曲线。
（2）绘制fw～Sw关系曲线。
（3）确定束缚水饱和度残余油饱和值。
（4）确定水驱油前缘含水饱和度和两相区中平均含水饱和度值。
37．某油藏原始地层压力等于饱和压力，油藏一开发即处于溶解气驱状态。油藏以500m的井距均匀布井。已知原始地层压力为102MPa，井的半径10cm，地层厚度10m，孔隙度0.2，渗透率为0.2×10-12m2。原始含油饱和度为1，地面原油相对密度为0.85，天然气的粘度为0.015×10-3 Pa·s。油气相对渗透率曲线资料见表11，油气的物理性质与压力的关系见表12。
试确定：
（1）当地层压力为10.2MPa，井底流压为8MPa时油井的产量。
（2）绘出地层平均压力，油气比与含油饱和度关系曲线。
表 题37的油气相对渗透率曲线资料 含油 饱和度 油的相对 渗透率 气的相对 渗透率 含油 饱和度 油的相对 渗透率 气的相对 渗透率 1.00 1.000 0.000 0.70 0.295 0.140 0.95 0.875 0.000 0.65 0.215 0.225 0.90 0.750 0.000 0.60 0.150 0.350 0.85 0.625 0.010 0.50 0.050 0.660 0.80 0.500 0.030 0.40 0.000 0.865 0.75 0.400 0.070 0.30 0.000 1.000 表题37的油气的物理性质与压力的关系 地层压力，MPa 原油体积系数 溶解油气比 原油粘度，mPa·s 10.2 1.241 87.4 1.21 9.5 1.230 82.5 1.23 9.0 1.220 79.0 1.27 8.5 1.210 75.5 1.29 8.0 1.202 73.0 1.30 7.5 1.193 68.5 1.31 7.0 1.183 65.5 1.35 6.5 1.174 61.5 1.39 6.0 1.164 58.0 1.42 5.0 1.145 51.0 1.50 4.0 1.127 44.0 1.62 3.0 1.108 36.5 1.90 2.0 1.090 28.5 2.30 1.0 1.060 17.5 3.05 0.0 1.000 0.0 4.60 38．某溶解气驱油藏以井距400m的井网均匀布井。原始地层压力为10.2MPa，从相对渗透率曲线及有关资料得到：
Kro/(µoBo)= 10-4p+1×10-3 某井井底流动压力为8MPa，油层厚度为5m，油井半径为10cm，油的相对密度为0.84，地层绝对渗透率为0.2×10-12m2，求油井的产量。
39．某气井进行稳定试井，其试井资料见表13。请用二项式、指数式确定气井的产气方程及绝对无阻流量。
表 题39的某气井稳定试井资料 工作制度 地层压力，MPa 井底压力，MPa 产气量，km3/d 1 9.54 9.326 34.25 2 ―― 9.049 68.29 3 ―― 8.88 86.32 4 ―― 8.52 118.78 40．某气井以56km3/d的产量生产了90天后井测得井底压力变化见表14。
表 题40的某气井井底压力变化资料 Δt，min 14 27 62 165 474 1400 4200 11400 18600 pws，MPa 18.3 19.16 19.37 19.58 19.8 20.0 20.2 20.35 20.43 已知气层厚度为3m，井半径为0.1m，天然气粘度为0.019×10-3Pa·s。气体压缩因子为0.98，气层温度为93℃，地层孔隙度为0.2，等温压缩系数0.6×10-11/MPa试确定气层压力、流动系数、导压系数。
第三篇：钻井完井过程中的油气层保护技术
钻井完井过程中的油气层保护技术
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摘要：钻井完井过程中降低油气层损害是保护油气层系统工程的第一个工程环节，其目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害、固井质量优良的油气井。本文对钻井完井过程中油气层损害原因以及相应的油气层保护技术进行了简单的总结。
关键词：渗透率、近平衡、固井、保护油气层
一、钻井完井过程中油气层损害原因
当在油气层中钻进时，在正压差和毛管力的作用下，钻井完井液的固相进入油气层孔喉堵塞，其液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层潜在损害，造成渗透率下降。
钻井过程中油气层损害原因可以归纳为四个方面：
1、钻井完井液中分散相颗粒堵塞油气层
1）固相颗粒堵塞油气层
钻井完井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、钻屑和处理剂的不容物及高聚物鱼眼等。钻井完井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒，在钻井完井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。
2）乳化液滴堵塞油气层
2、钻井完井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害
水敏损害、盐敏损害、碱敏损害、润湿反转、表面吸附
3、相渗透率变化引起的损害
钻井完井液滤液进入油气层，改变了井壁附近地带的油气层分布，导致油相渗透率下降，增加了油流阻力。对于气层，液相侵入（油或水）能在储层渗流通道的表面吸附而减少气体渗流截面积，甚至使气体的渗流完全丧失，即导致“液相圈闭”。
4、负压差急剧变化造成的油气层损害
中途测试或负压差钻进时，如选用的负压差过大，可诱发油气层速敏，引起油气层出砂。对于裂缝性储层，过大的负压差还可能引起井壁附近的裂缝闭合，产生应力敏感损害。此外，还会诱发有机垢、无机垢沉积。
二、保护油气层钻井完井液
钻井完井液是石油工程中最先与油气层接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对油气层的损害程度，因而保护油气层钻井完井液是搞好保护油气层工作的首要技术环节。
三、保护油气层钻井完井工艺
钻进油气层时，针对影响油气层损害因素，可以采取降低压差，实现近平衡压力钻进，减少浸泡时间，优选环空返速，防止井喷井漏等措施来减少对油气层的伤害。
1、建立四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据
地层孔隙压力、破裂压力、地应力和坍塌压力是钻井工程设计和施工的基础参数，依据上述四个压力才有可能进行合理的井身结构设计，确定出合理的钻井液密度，实现近平衡压力钻井，从而减少压差对储层所产生的损害。
2、确定合理井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证
井身结构设计原则有许多条，其中最重要的一条是满足保护储层实现近平衡压力钻井的需要，因为我国大部分油气田均属于多压力层系地层，只有将储层上部的不同孔隙压力或破裂
压力地层用套管封隔，才有可能采用近平衡压力钻进储层。如果不采用技术套管封隔，裸眼井段仍处于多压力层系。当下部储层压力大大低于上部地层孔隙压力或坍塌压力时，如果用依据下部储层压力系数确定的钻井液密度来钻进上部地层，则钻井中可能出现井喷、坍塌、卡钻等井下复杂情况，使钻井作业无法继续进行；如果依据上部裸眼段最高孔隙压力或坍塌压力来确定钻井液密度，尽管上部地层钻井工作进展顺利，但钻至下部低压储层时，就可能因压差过高而发生卡钻、井漏等事故，并且因高压差而给储层造成严重损害。综上所述，选用合理的井身结构是实现近平衡钻进储层的前提。
3、实现近平衡压力钻井，控制储层的压差处于安全的最低值
平衡压力钻井是指钻井时井内钻井液柱有效压力pd等于所钻地层孔隙压力pp，即压差p=pd-pp=0。此时，钻井液对油层损害程度最小。
钻进时
pdpmpapwpp(1)式中：pm——钻井液静液柱压力，Mpa;
pa——钻井液环空流动阻力，MPa;
pw——钻井液中所含岩屑增加的压力值，MPa。
起钻时，如果不调整钻井液密度，则
pdpmpspp（2）式中：pd——井内钻井液柱有效压力，MPa;
ps——抽吸压力，MPa。
从式（2）清楚看出，当钻井液柱有效压力大大小于地层孔隙压力时，就可能发生井喷和井塌等恶性事故。因而，在实际钻井作业中，为了既 确保安全钻进，又尽可能将压差控制至安全的最低值，往往采取近平衡压力钻井。即井内钻井液静液柱压力略高于地层孔隙压力。即
pmSppH100
式中：S——附加压力系数；
H——井深，m；
——钻井液密度，g/cm3。
钻储层时S=0.05~0.10
钻气层时S=0.07~0.15
为了尽可能将压差降至安全的最低限，对一般井来说，钻进时努力改善钻井液流变性和优选环空返速，降低环空流动阻力与钻屑浓度；起下钻时，调整钻井液触变性，控制起钻速度，降低抽吸压力。对于地层孔隙压力系数小于0.8的低压储层，可依据 实际的地层孔隙压力，分别选用充气钻井、泡沫流体钻井、雾流体或空气钻井，降低压差，甚至可采用负压差钻井，减少对储层的损害。
4、降低浸泡时间
钻井过程中，储层浸泡时间从钻开储层开始直至固井结束，包括纯钻进时间、起下钻接单根时间、处理事故与井下复杂情况时间、辅助工作与非生产时间、完井电测、下套管及固井时间。为了缩短浸泡 时间，减少对储层的损害，可从以下几方面着手。
（1）采用优选参数钻井，并依据地层岩石可钻性选用合适类型的牙轮钻头或PDC钻头及喷咀，提高机械钻速。
（2）采用与地层特性相匹配的钻井液，加强钻井工艺技术措施及井控工作，防止井喷、井
漏、卡钻、坍塌等井下复杂情况或事故的发生。
（3）提高测井一次成功率，缩短完井时间。
（4）加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间。
四、保护油气层的固井技术
固井是钻井、完井工程各项作业之中最为重要的作业之一，此项作业中的各项技术措施与油气层是否受到损害及损害严重程度紧密相关，固井过程中保护油气层技术主要有以下三个方面：
（1）提高固井质量是固井作业中保护储层主要措施。
固井作业施工时间短、工序内容多、材料消耗大、技术性强、未知影响因素复杂。因此要优质地固好一口井，必须精心设计、精心施工、严密组织、严格质量控制，在施工后形成一个完整的水泥环，使水泥与套管、水泥与井壁固结好，水泥胶结强度高，油气水层封隔好，不窜、不漏。为满足上述要求，确保固井质量，可采取以下主要技术措施。
1）改善水泥浆性能
推广使用API标准水泥和各种优质外加剂。根据产层特性和施工井况，采用减阻、降失水、调凝、增强、抗腐蚀、防止强度衰退等外加剂，合理调配水泥浆各项性能指标，以满足安全泵注、替净、早强、防损害、耐腐蚀及稳定性的要求。
2）合理压差固井
严格按照地层压力和破裂压力设计水泥浆密度及浆柱结构，并采用 密度调节材料满足设计要求。保证注水泥过程中不发生水泥浆漏失。漏失严重的井，必须先堵漏，后固井。
3）提高顶替效率
注水泥前，必须处理好泥浆性能，使泥浆具备流动性好，触变性合理，失水造壁性好的特点。并采用优质冲洗液和隔离液、合理安放旋流扶正器位置，主封固段紊流接触时间 不低于7~10min等方法，让滞留在井壁处的“死钻井液区”尽量顶替干净。
4）防止水泥浆失重引起环空窜流
水泥浆候凝过程中地层油气水窜入环空，是水泥浆失重引起浆柱有效压力与地层压力不平衡的结果。如果高压盐水窜入水泥柱，还可导致水泥浆长期不凝。防止环空窜流，除确保良好顶替效率外，主要措施是采用特殊外加剂通过改变水泥浆自身物理化学特性以弥补失重造成的压力降低。最有效的方法是采用可压缩水泥、不渗透水泥、触变水泥、直角稠化水泥及多凝水泥等。此外还可采用分级注水泥，缩短封固段长度及井口加回压等工艺措施。
（2）降低水泥浆失水量
为了减少水泥浆固相颗粒及滤液对储层的损害，需在水泥浆中加入降失水剂，控制失水量小于250mL（尾管固井时，控制失水量小于50mL）。控制水泥浆失水量不仅有利于保护储层，而且是保证安全固井，提高环空层间封隔质量及顶替效率的关键因素。
（3）采用屏蔽暂堵钻井液技术
钻开储层时采用屏蔽暂堵钻井液技术，在井壁附近形成屏蔽环，此环带亦可在固井作业中阻止水泥浆固相颗粒和滤液进入储层。
参考文献：
[1] 徐同台，熊友明，等.保护油气层技术[M].北京：石油工业出版社202_.11
[2] 赵忠举，徐云英，等.国内外钻井液技术新发展及对21世纪的展望[J].钻井液与完井液，202_,17（6）：30—37
第四篇：企业保卫制度目录
××集团保卫工作基本制度汇编目录
一、企业必备部分
1．××集团门卫管理规定···············································1 2．××集团机关门卫管理制度········································3 3．××集团机关出门证制度············································6 4．××集团门卫执勤人员岗位责任制······························7
5．××集团值班值宿制度···············································9
6．××集团执勤巡逻制度··············································10
7．××集团资金管理制度··············································11
8．××集团印鉴管理制度··············································14 9．××集团消防安全管理办法······································15 10．××集团消防安全管理处罚办法······························18 11．××集团用车管理规定············································19 12．××集团治安防范教育培训制度······························20 13．××集团治安刑事案件报告制度······························21 14．××集团情报信息工作制度·····································22 15．××集团守护巡查制度············································25 16．××集团突发事件应急预案·····································26 17．××集团安全生产事故应急救援预案······················31
二、综合部分
18．内保条例（国务院令421号）······································36
19．××集团保安部职能···············································44
20．××集团保安部工作职责········································45
21．××集团保安部主任岗位责任制······························47
22．××集团保安人员岗位责任制·································48
23．××集团安全保卫工作“四条禁令” ·························50
24．××集团保卫看护人员奖惩制度······························51
三、反恐部分
25．××集团安全反恐怖防范措施·································53
26．××集团反恐怖工作领导组·····································54
27．××集团处置恐怖袭击事件工作预案······················55
28．××集团危险化学品管理制度·································60
四、涉爆部分
29．××集团爆炸物品安全管理办法······························61
五、消防部分
30．××集团防火巡查检查制度·····································62
31．××集团火电焊安全施工制度·································64
32．××集团火灾隐患整改制度·····································65
33．××集团灭火和应急疏散预案演练制度···················67
34．××集团消防安全教育培训制度······························68
六、要害场所部分
35．××集团要害场所管理制度········································69 36．××集团要害部位管理制度········································70 37．××集团要害场所上岗查岗制度·································71 38．××集团配电工岗位责任制········································72 39．××集团供电系统巡回检查制度·································73 40．××集团事故处理制度···············································74 41．××集团变电所停送电操作规程·································75 42．××集团变电所倒闸操作规程·····································76 43．××集团变电所设备安全检修规程······························77 44．××集团变电所管理制度············································79 45．××集团变电所保卫及防火制度·································80 46．××集团变电所设备巡回检查制度······························81 47．××集团变电所交接班制度········································82 48．××集团变电所设备验收制度·····································84 49．××集团变电所设备缺陷管理制度······························85 50．××集团变电所所长岗位责任制·································86 51．××集团变电所工程师（技术员）岗位责任制···············87 52．××集团变电所值班长岗位责任制······························88 53．××集团变电所值班员岗位责任制······························89
第五篇：俄罗斯油套管标准目录
1.俄罗斯油气勘探开发方面技术规范
2.俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录
套管类标准 油管类标准
钻杆类标准 钻铤类标准
方钻杆类标准 钻柱构件类标准
注：ГОСТ-独联体国家标准;ГОСТ Р-俄罗斯国家标准;ТУ-规范。
俄罗斯油气勘探开发方面技术规范
序号 标准号 标准名称/版次
988 俄罗斯油气勘探开发方面技术规范俄联邦关于产量公布协议的法令
990 俄罗斯油气勘探开发方面技术规范-俄罗斯联邦石油和天然气法（草案）
俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录-套管类标准
序号 标准名称/版次 标准编码
991 套管类标准 套管及其接箍技术条件 Гост632-80
992 套管类标准 配有用聚合成分УС-1拧紧的接箍的套管规范 ТУ14-3-81-75 993 套管类标准 电阻焊套管规范 ТУ14-3-461-76
994 套管类标准 用螺纹连接密封的套管规范 ТУ14-3-514-76 995 套管类标准 无接箍套管光管规范 ТУ14-3-714-78
996 套管类标准 地质勘探钻采用套管、取芯筒及其内螺纹规范 ТУ14-3-869-79 997 套管类标准 长度缩短的套管规范 ТУ14-3-896-80 998 套管类标准 10和20钢级的焊接套管规范 ТУ14-3-1068
999 套管类标准 接箍螺纹带密封及防划伤涂层的套管规范 ТУ14-3-1102-82 1000 套管类标准 工作压力为78。4－98MPa带高强度和高密封性接头的套管规范 ТУ14-3-1272-84
1001 套管类标准 接箍螺纹带密封及防划伤涂层的套管规范 ТУ14-3-1417-86 1002 套管类标准 塑性和耐寒性提高了的套管及其接箍规范 ТУ14-3-1505-87 1003 套管类标准 外径为351mm，377mm和426mm的套管及其接箍规范 ТУ14-3-1575-88
1004 套管类标准 外径351mm，377mm和426mm的电阻焊套管规范 ТУ14-3-1595-88
1005 套管类标准 地质勘探用精轧套管规范 ТУ14-3-1611-89
1006 套管类标准 带复合防护零件的套管及其接箍规范 Т14-3-1655-89У 1007 套管类标准 无接箍套管光管规范 ТУ14-3-1656-89
1008 套管类标准 带复合材料密封组件的钢质套管规范 ТУ14-3-1667-89
1009 套管类标准 带复合材料密封组件的电焊套管及其接箍规范 ТУ14-3-1732-90 1010 套管类标准 电焊套管及其接箍规范 ТУ39-0147016-40-93
俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录-油管类标准
序号 标准名称/版次 标准编码
1011 油管类标准 油管及其接箍技术条件 ГОСТ633-80
1012 油管类标准 用于定向井的生产套管柱中提高了服役寿命的油管规范 ТУ14-3-999-81
1013 油管类标准 接箍螺纹带防划密封涂层的油管规范 ТУ14-3-1094-82 1014 油管类标准 用于定向井的生产套管柱中提高了服役寿命的油管及其接箍规范 ТУ14-3-1229-83
1015 油管类标准 塑性和耐寒性提高了的油管及其接箍规范 ТУ14-3-1282-84 1016 油管类标准 镀锌油管规范 ТУ14-3-1465-87
1017 油管类标准 带复合材料密封组件的油管规范 ТУ14-3-1534-87 1018 油管类标准 接箍连接式油管规范 ТУ14-3-1718-90 1019 油管类标准 油管及其接箍规范 ТУ14－3－1772－91 1020 油管类标准 带硅酸盐涂层的金属管规范 ТУ64-2-67-80
俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录-钻杆类标准
序号 标准名称/版次 标准编码
1021 钻杆类标准 端部加厚的钻杆及其接箍技术条件 ГОСТ631-75 1022 钻杆类标准 铝合金钻杆技术条件 ГОСТ23786-79
1023 钻杆类标准 两端焊上接头的钻杆技术条件 ГОСТ Р50278-92 1024 钻杆类标准 Д16钢极的铝合金钻杆规范 ТУ1-2-331-86
1025 钻杆类标准 Д16钢级淬硬的和自然老化的异径铝合金钻杆规范 ТУ14-2-365-81 1026 钻杆类标准 无螺纹端部加厚的地质勘探用钻杆规范 Т14-3-491-76 1027 钻杆类标准 地质勘探用钻杆规范 ТУ14-3-549-76
1028 钻杆类标准 端部内加厚并且管端有稳定带的钻杆ТБВК规范 ТУ14-3-713-78 1029 钻杆类标准 电力钻探用钻杆规范 ТУ14-3-715-78
1030 钻杆类标准 直径为70mm端部加厚的无缝钢管规范 ТУ14-3-742-78 1031 钻杆类标准 地质勘探用及制造接箍用钻杆规范 ТУ14-3-754-78 1032 钻杆类标准 两端焊上接头的钻杆规范 ТУ14-3-1571-88
1033 钻杆类标准 带可拆卸岩心接收器的设备用钻杆规范 ТУ14-3-1610-89
俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录-钻铤类标准
序号 标准名称/版次 标准编码
1034 钻铤类标准 钻铤规范 ТУ14-3-835-79
1035 钻铤类标准 直径为89mm的钻铤规范 ТУ41-01-154-88 1036 钻铤类标准平衡钻铤规范УБТС-2规范 ТУ51-774-77 1037 钻铤类标准 钻铤规范 ТУ26-12-775-90
俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录-方钻杆类标准
序号 标准名称/版次 标准编码
1038 方钻杆类标准 方钻杆规范 ТУ14-3-126-73
1039 方钻杆类标准 端部有稳定带及转换接头的方钻杆规范 ТУ51-276－86 1040 方钻杆类标准 方钻杆规范 ТУ26-12-774-91
俄罗斯及独联体国家石油管材类技术标准目录-钻柱构件类标准
序号 标准名称/版次 标准编码
1041 钻柱构件类标准 钻杆接头技术条件 ГОСТ5286-75 1042 钻柱构件类标准 钻柱转换接头技术条件 ГОСТ7360-82 1043 钻柱构件类标准 油管转换接头技术条件 ГОСТ23979-80 1044 钻柱构件类标准 钻杆焊接接头技术条件 ГОСТ27834-88
1045 钻柱构件类标准 钻柱构件的接头锥形螺纹。类型。尺寸。公差。ГОСТ28487-90 1046 钻柱构件类标准 接头ЗУК-162规范 ТУ26-02-1026-86
1047 钻柱构件类标准 轻质合金钻杆接头ЗЛ规范 ТУ39-01470-16-46-93
