西南油气田钻前工程制度宣贯及重要节点控制管理.pptxVIP

;;;;;;;;基建工程投资管理细则

IMPLEMENTATIONOFINVESTMENTCONTROLINTHEFIRSTHALFOFTHEYEAR;;;中国石油西南油气田分公司钻前工程实施及考核细则;;;设计、施工、选商

归口管理;;主要职责;主要职责;主要职责;（第三章前期工作）;（第三章前期工作）;确定线路;第八条井场布局

按照钻前工程选址原则，结合工程地形、进场道路方向、拟用钻井机型及井控安全距离（见插表2）等布置井场轴线和边界，兼顾避让房屋、坟地等重要地物，统筹场外燃烧池等设施布置。井场长轴线尽量与等高线平行，

尽量将设备基础布置于挖方区域。

井场布局应尽量利用现有公路，应规避滑坡、泥石流等不良地质地段；应避让水库、堰塘、水源地等环境敏感地带，应尽量避开冲沟、冲田、古河道、堆积土和良田、林区等不适宜地域。

第九条场外设施布局

按照钻前工程布局安全距离规定（见插表2），结合地形选定泥浆储备罐、集液池（应急池）、燃烧池、油水罐及生活区等摆放位置。

泥浆储备罐布置于井场右侧或后侧，靠近循环系统布置。

集液池、应急池布置于井场后或右外侧较低位置，尽量选择非耕地和旱地。装配式应急池布置应方便吊装。;;构建筑物;综合盆地及区块风险级别、地层压力、有毒有害气体含量、浅层气、井别井型、周边环境、工艺技术等因素，

单井的井控风险分为一级、二级、三级、四级井控风险井。

（一）钻井井控风险评估分级标准

1.一级井控风险井

预测地层压力≥105MPa；

预测单井天然气无阻流量≥100×104m3/d；

预测硫化氢含量≥30g/m3（20000ppm）；

垂深≥6000m的井；

垂深≥4500m的风险探井、预探井。满足以上条件之一的为一级井控风险井。

2.二级井控风险井

（1）105MPa＞预测地层压力≥70MPa；

（2）100×104m3/d＞预测单井天然气无阻流量≥30×104m3/d；

（3）30g/m3（20000ppm）＞预测硫化氢含量≥1.5g/m3

（1000ppm）；

（4）6000m＞垂深≥4500m的井；

（5）4500m＞垂深≥2000m的风险探井、预探井；

（6）气相欠平衡、控压钻井，重大新工艺、新技术试验井。满足以上条件之一的为二级井控风险井；;;第二章选址选线管理;第五章施工管理;第五章施工管理;第五章施工管理;第五章施??管理;第五章施工管理;;第五章施工管理;第五章施工管理;第五章施工管理;39;;第五章施工管理;;第五章施工管理;;;;第五章施工管理;第五章施工管理;第五章施工管理;;第五章施工管理;第五章施工管理;第九章资料及归档;;第十一章建设管理考核;;第十二章;;第十二章 勘察、设计考核管理;第十二章 勘察、设计考核管理;;第十四章附则;杆线迁改的若干问题;钻前工程管理成效;钻前工程管理成效;在社会综合成本上涨的背景下，通过技术创新、精益管理，实现了钻前工程总费用由2020年1011万元/平台下降到830万元/平台。下降17.9%；其中，土建工程占比由63%下降到56%，实现四年连续下降。

2022年，常规气、致密气结算57个平台，结算48091万元与概算53054万元相比，节约投资4962万元。;;非设备区不硬化：碎石井场，节约硬化和复垦费用5～15万元/平台

边坡不喷锚：边坡不做喷锚和挡墙，节约投资10~50万元/平台。取消砖混旱厕：场均取消2座旱厕，节约投资9万元/平台。

选用经济材料：低矮结构选用浆砌石替代混凝土节约5-10万元/平台

取消储备罐条形基础：试点取消高出场面的基础修建，节约8-20万元;;装配式应急池：已在致密气钻前工程应用28井次；计划2023年致密气使用率达到100%，常规气和页岩气使用率达到30%，2024年具备全面推广条件。

装配式PC板：结合特殊土质和功能需要，有针对性的部署装配式板，解决地方诉求和场面泥泞问题，已在致密气、页岩气使用13井次，累计28755平米。

装配式燃烧池：加快装配式燃烧池应用落地，解决致密气放喷造成燃烧池高温熔化问题。

装配式构件：探索水沟、油水罐基础、房屋基础等装配技术;更加快捷：引入无人机激光雷达和倾斜摄影等数字化三维测量技术，解决高陡山地测量困难问题。

更加科学：航测三维设计，快速计算模型，为土方平衡、选址选线提供科学支撑。

更加精确：土石方量计算由方格网法计算进化为计算机建模计算。;上半年投资控制开展情况

IMPLEMENTATIONOFINVESTMENTCONTROLINTHEFIRSTHALFOFTHEYEAR;;;川渝内对标大庆油田：

与大庆川内同期实施的10项钻前项目对标分析，西南和大庆投资水平总体相当，在井控标准、功能需求、设