油田注水井的管理维护浅谈

第一篇：油田注水井的管理维护浅谈

油田注水井的管理维护浅谈

李 维

大庆油田有限责任公司第四采油厂 黑龙江 大庆

【摘要】油田注水是保持油层压力，使油井长期高产稳产的一项重要措施，目前我国各油田大部分都采用注水的方法，给地层不断补充能量，取得了较好的开发效果。油田注水的目的是提高地层压力，保持地层能量，以实现油田高产稳产，提高最终采收率。因此，要把注水井管理看得跟油井同等重要。我们从注水井、注水井工艺、注水井管理的注意事项、注水井的洗井维护几方面对搞好注水井管理做了阐述。

【关键词】注水井

工艺

洗井

管理维护

一、注水井及注水工艺

1、注水井

注水井是用来向油层注水的井。在油田开发过程中，通过专门的注水井将水注入油藏，保持或恢复油层压力，使油藏有较强的驱动力，以提高油藏的开采速度和采收率。依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系（称注水方式）。注水井井距的确定以大多数油层都能受到注水作用为原则，使油井充分受到注水效果，达到所要求的采油速率和油层压力。注水井的吸水能力主要取决于油层渗透率和注水泵压，为使油层正常吸水，注水泵压应低于油层破裂压力。注水井是水进入地层经过的最后装置，在井口有一套控制设备，其作用是悬挂井口管柱，密封油，套环形空间，控制注水和洗井方式，如正注、反注、合注、正洗、反洗。按功能分为分层注入井和笼统注入井；按管柱结构可分为支撑式和悬挂式；按套管及井况可分为大套管井、正常井和小直径井。注水井是注入水从地面进人油层的通道，井口装置与自喷井相似，不同点是无清蜡闸门，不装井口油嘴，可承高压。井口有注水用采油树，陆上油田注水采油树多用 CYB-250 型，其主要作用是：悬挂井内管柱；密封油套环形空间；控制注水洗井方式和进行井下作业。除井口装置外，注水井内还可根据注水要求(分注、合注、洗井)分别安装相应的注水管柱。注水井可以是生产井转成的或专门为此目的而钻的井。通常将低产井或特高含水油井，边缘井转换成注水井注水井的井下管柱结构、井下工具遵循简单原则。大多数情况下（笼统注水），注水井仅需配置一套管柱和一个封隔器，封隔器下到射孔段顶界 50m 处，对特定防腐要求的注水井，其管材应特殊要求，且必要时，油套环空采用充满防腐封隔液的方法加以保护。这种液体可以是油也可以是水，一般用防腐剂或杀菌剂进行处理或

另加除氧剂等。分层注水的井下管柱可按需设计。多个注水井构成注水井组，注水井组的注入由配水间来完成。在配水间可添加增压泵，在井口或配水间可另加过滤装置。一般情况下，在配水间或增压站可对每口注水井进行计量。

2、注水工艺

注水工艺分笼统注水工艺和分层注水工艺。笼统注水主要用于不需要分层、不能分层的注水井或注聚合物井，是注入管柱中最简单的一种。基本结构为油管+工作筒+喇叭口（φ100mm）。分层注水是根据不同油层的特点及之间的差异，为了较均匀提高各个油层的动用程度，控制高含水层水量，增加低含水层产量而采取的工

艺措施，是老油田挖掘、改善开发效果的关键措施，大约 50%的注水井都采用分层注水方式。分层注水技术的核心，是以分层吸水能力为基础，按开发要求设计分层注水管柱和分层配水。国内分层注水的工艺方法比较多，如油、套管分层注水，单管分层注水，多管分层注水等。其中当前油田最常用的是单管配水器多层段配水的方式。该方式是井中只下一根管柱，利用封隔器将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每个层段都装有配水器。注入水从油管入井，由每个层段配水器上的水嘴控制水量，注入到各层段的油层中。

二、注水井管理的注意事项

搞好水井管理的注意事项，首先是要把水井管理看得跟油井管理同等重要，其次是科学洗井。洗井是水井管理中最重要的一项工作，是对水井的“救命”工作。要想洗好井，必须做到以下几点：

1、严格洗井程序，本着先洗地层（微喷不漏阶段，10 方/小时，时间 1 小时），再洗井筒（平衡稳定阶段，25 方/小时，时间 1小时）的先后顺序。

2、洗井期间不要停水时间过长（5 分钟以内），罐车洗井要保证至少两部。

3、分层注水井洗井时，最大排量不要超过 30 方/小时，以免损坏封隔器胶皮筒。

4、不吸水的井经过正确洗井无效后，可考虑暂时关闭同配水 间其它水井以提高泵压试注，或用泵车试挤，也可考虑对该井地层放压后再洗井处理。再次是不要被仪表的假象迷惑。水表出现故障后，有时显示的水量很低，而实际注水量很高，经验欠缺者以为该井完不成配注，把调水阀开得很大，致使泵压较大降低，从而影响了其它井正常注水。这种情况若出现在表芯的问题上，用互换表头法也无法判别，管理者应从看压力、摸温度、听声音上去综合判断。水表出现故障后，有时显示的水量还很高，而实际注水量却很低，这会导致该井欠注，若有掺水井相连，时间久了，可能会导致水井躺井，判断方法同上。第四是处理故障要迅速和有效注好水。尤其是带病注水井、易出砂井，在处理穿孔、换阀门、换水表、整改渗漏等工作时，准备工作未做好时不要停井，停井时间尽量不要超过半小时，以免造成躺井。光注足水是远远不够的，注好水才是根本，否则既浪费了能耗，又加剧了油层矛盾。要经常以水井为中心检析对应油井的采油效果，对于良性的措施，加以灵活引用；对于不利的措施，应及时分析调整。

三、注水井的洗井维护

注水井注一段时间，要进行洗井，通过洗井，使水井、油层内的腐蚀物、杂质等赃物被冲洗出来，带出井外。避免油层被赃物堵塞，影响试注和注水效果。一般在以下几种情况下必须洗井：

1、排液井转入注水前(试注前)；

2、正常注水井、停注 24h 以上的；

3、注入水质不合格时；

4、正常注水井，注入量明显下降时；

5、动井下管注后。

洗井方法一般分正循环和反循环或称正洗和反洗。即洗井水由油管进入，从套管返出地面为正洗，反之，为反洗。对于下封隔器的注水井只能反洗。洗井维护应该做好以下几方面工作：首先、确定合理的洗井周期，制定对症的洗井措施；有效监督洗井过程。其次、制定对症的洗井措施，首先要通过分析、验证确定出每口井的正常洗井压力。其次，洗井前对比分析历次不同情况洗井的压力、排量、时间变化和洗井后的效果，结合目前注水现状，在充分考虑测调等因素的基础上，制定详细、合理的洗井方案，对不同类别水井采取不同洗井方式，另外，针对目前水井出砂现象，倒洗井必须作到平稳操作：先开套管洗井闸门，再微开放空闸门，后关注水闸门，最后全部打开放空闸门。洗完井后反顺序倒正注。尽量避免压力波动。具体操作时憋压和放喷洗要结合、倒替进行，根据单井实际洗井注水情况不断优化调整洗井方案。再次、有效监督洗井过程，洗井时采用洗井记录仪，密切观察仪器显示的压力、水量变化、井口的声音变化，根据现场情况综合分析判断决定洗井的时间和排量。对洗井的方式和方法现场应根据具体井采取不同的方法，不能一成不变，不能刻意追求排量和压力，现场操作应灵活机动。洗井应做到分析到位、监控到位、操作到位。

结束语：

随着油田进入开发后期，地层状况恶化，注水井溢流、出砂严重，测调遇阻、封隔器失效等问题井频繁出现，使注水井日常维护洗井工作变的愈发重要，要通过实践不断地分析总结，才能提高注水井的管理及维护工作质量。

第二篇：2011年注水井工作总结（范文模版）

2011年注水井工作总结

2011年我队以原油稳产，增产为中心任务，科学合理的开展注水工作，现就今年注水工作汇报如下：

注水量

我队两个注水站日注水量为613方，月注水量为1.893万方，年注水量为22.716万方。注水后增产原油量4053吨，为我队原油稳产起到一定作用。

二、具体工作

全年我队注水站完成洗井12口，更新了多台点式站，配水间和站内压力表，恢复了4台注水回注泵，完成分层注水项目井4口，调剖项目井6口，焊接了5口管线漏水井，更换了3口井的坏阀门和站内大泵回流阀。3月份至12月份共投注新井9口，确保了我队注水工作顺利开展。

三、配注工艺

1、从来水进站—计量—水质处理—储水罐—进泵加压—输出高压水—注水干线—配水间—注水井。各个环节至关重要，我队结合自身情况，加强对注水员工的业务技能培训，同时，积极与各方协调，科学注水、精细管理、确保注入水质的合格和配伍性好

2、在调剖井方面，我们搞清了产水层和产水方向，改善了注水井的吸水剖面，纵向上控制了高渗透层过高的吸水能力，使低渗透层的吸水能力相应提高，某些不吸水层开始吸水，从而增加了注入水的波及体系，扩大了油井的见效层位和方向，改善了井组的注入增产效果。

3、分层注水井方面，我们在识别了主力油层的同时，从配水思想，配水量、层段卡分，侧调试工作安排等方面入手，合理控制注水压力，选择注水方式，控制注入水总量，分配层段水量，处理平面关系和局部与整体的关系，确保了主力油层优先注水。

四、存在问题

1、常用设备库存严重短缺，延误了注水的及时性与准确性。

2、专业技术人员较少，致使很多技术难题在工作中得不到及时有效解决。

3、陕北多为低渗透油田，水质的合格性较低。

4、我队紧靠长庆注水区域，油井含水居高不下，经取样化验，均为注入水。还需进一步协调调剖堵水。

五、2012年工作计划

1、库存必备常用的物质准备，以提高注水的及时性和准确性。

2、加强对注水员工的培训和学习，提高注水员工的业务素质水平。

3、有适应地下情况的完善注采井网。

4、确保水质合格并配伍性好。

5、编制科学合理的分层配主方案，并根据动态变化适时调整。

6、进一步运用调剖堵水解决含水居高不下的问题。

总之，注水为我队原油稳产起到一定作用。但我们既要认识到注水工作的必要性，同时也要认识到了注水工作的危害性。我们坚信在科学技术的指导下，在厂级领导的领导下，我队注水工作必将迈上新的台阶。

第三篇：油田油水井精细化管理分析

油田油水井精细化管理分析

[摘 要]精细化管理对于油水井强化管理质量而言极为重要，因此实际生产必须从精细管理出发来对待油田生产诸多环节。本文先就精细管理的现存问题进行分析，而后从油水井多方面来总结管理措施，以期为增强管理效率做出贡献。

[关键词]油田油水井；精细化管理；有效措施

中图分类号：S732 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0101-01

引言

油田开发存有复杂、危险性等特点，只有开发环节得到有效监管，才可确保生产效率等稳步提升。对于油田开发而言，油水井在原油生产方面不可或缺，因此需要对其严加管理。本文以精细管理为导向，并与切身实践相结合对相应管理问题进行分析。

一、油水井管理现存问题

油水井得以高效、同步管理是油田顺利开发的关键关节，现阶段油水井仍存有诸多管理缺陷、问题。

1、管理机制、措施等较为繁杂

部分油水井不论是管理机制还是管理措施都较为纷繁复杂，部分机制间矛盾重重，再加之精细管理并未深入与操作性差等诸多问题，使得开采效率稳步不前。比如，有的油田在岗检工作问题上，主要以岗位规范的梳理和后续制度开展等为导向，并对管理制度等进行汇编。但该类制度在操作性上无法与实际管理相契合，导致较多机制以及措施等演变为仅有保存作用的材料而已。

2、管理责任未能细化与量化

部分油水井在管理责任方面有时未能细化以及量化，使得较多责任不能落实至个人。比如，日常管理一般包含资料填写、后续设备保养以及寻并取样等诸多定性操作，因此较难加以量化考察。所以对油水井管理来说，推动其向着精细转变较为迫切，只有借助精细方式才可确保管理机制等由繁化简，并使管理责任得到有效细化、量化，为顺利开采打下基础。

二、油水井实行精细管理的措施分析

1、精细管理融于平时工作，确保工作程序得以有效规范

首先应强化测井的管理，各旬对油井相应动液面进行测试时，都需要对其网络功图等做到每天查看，并对测井资料等及时解释，并对电流以及含水率等因素进行综合考虑，确保解释结构与油水井实际相符且更富科学性。其次，在对集输系统进行管理时，对新投井组必须遵循投球制度进行监管，若装置等早已安装，那么应每天进行投球，各月投球率均需超过90%。此外，还应强化井筒管理。该项管理需要维持动态化，按照科学流压并以井筒优化为导向进行参数调整；对于液柱高度而言，折算时则应重视开采区位以及层位等来调整流压，从而确保泵挂深度与实际相契合，使其潜能得到高效发挥。如下表便是日常工作量相应的分工表（表1）。

2、精细管理融于分析工作，保障决策科学

2.1 从实际生产出发构建相匹配的管理机制

将精细管理融于分析工作，可以使油田生产在采油技术、计划制定等多方面得到更多参考依据，从而为油水井管理带来便利。而精细管理首先便要从实际生产出发进行相匹配管理机制的合理构建，比如可于每周进行产量分析会议，并于会议进行产量对比；还可定期对井的动态变化、井筒具体情况加以分析，并对油藏状况进行明确。

2.2 对流程管理加以分析与重视

流程管理必须对实地资料进行整理，并借助初步整理、分析对开发指标等加以明确，同时根据曲线图表来分析油藏变化，从而为挖潜方向的适时调整提供依据。此外，若分析时出现开发工作或者是开发规律并未与开发初衷契合，则应对开发流程进行合理调整，进而确保开发效果以及采收率等得以提升。

2.3 对职责管理加以深入分析

分析工作必须对管理相应职责加以明确，例如：对于资料岗而言，岗位员工需要对上报资料进行收集与整理，并及时将问题井向地质岗以及井筒岗进行反映。上述岗位收到资料岗放映后需要对重点井进行及时分析对比，并将分析结果等进行上报。其次，对井区分析来说，员工须定期分析井内动态变化，同时对其变化因素进行探究，并对突变井相关资料及时做好核实与上报。此外，各月则应对油藏变化以及区块变化等进行分析，进而确保整改措施符合井体变化。

3、针对注水井加以精细管理

针对注水井来进行精细管理是油水井管理的关键内容，该项管理能够对稳?a基层起到有效夯实作用，其管理措施如下：首先，应以注水站为关注点进行管理，其注水压应维持于21～22MPa，并对其波动值进行控制，数值不得超出0.5MPa。若其超出0.5MPa，则需要立即稳定好泵压，从而保障注水时的稳定。其次，则需对水源井强化管理。水源井在巡查时其次数每天需超过3次，并于巡查时进行水量、井体运行等状况进行记录。若井体存有故障，其维修期限不得低于3天，从而保障故障井所占比低于5%。再次，还应对分注井加强管理，可以借助水泥车、高压井车等来冲洗分注井，其间隔时间以3个月最为适宜。若借助水泥车开展洗井工作，其排量需要超过25m3/h，井体得到清洗后需要及时开展现场化验，若其出口、进口水质都满足标准则洗井通过，反之则需要重新冲洗。若井内管柱长期未利用，便需要对管串及时加以检查。

总结

油田单位需要从油水井出发推动精细管理的深化，明确精细管理对于油田开采的关键意义，并对诸如管理机制繁杂、责任未能细化等缺陷加以明确，对分析、日常工作等进行强化，并重视注水井相应的管控工作，从而确保管理水平得以高效提升，为稳定产出夯实基础。

参考文献

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第四篇：新木油田前60区块注水井欠注机理分析

新木油田前60区块欠注机理分析及治理技

术研究

吴艳峰

（吉林油田分公司新木采油厂）

摘要

新木油田前60区块油藏为稀油油藏。其中原油都具有“两高两低”的特征，即高含蜡量、高凝固点、低密度、低粘度。地层水总矿化度较高,水型均为NaHCO3型。关键词

新木油田

注水井

欠注

低渗 前言

随着新木油田开发进入后期，注水仍然是油藏开采的重要方式。在注水过程中，注入水不断地被注入到油气层中，随着注入量的不断增大，注入水必然要与油气层的岩石和流体接触，进入地层，并发生各种物理和化学变化，这些变化常导致渗透率下降，损害地层造成欠注。文章主要提出一个观点即：前60区块的欠注井大面积发生主要由注入水导致储层的敏感性发生改变、渗透率急速下降所导致的。

一、区块基本情况介绍

前60区块构造位置位于扶新隆起带南坡前旗，构造特征是断层切割的单斜构造，断层发育近南北向正断层，裂缝不发育，2005年投入开发，含油面积9.57平方千米，地质储量388.79万吨，可采储量60.27万吨，采收率15.5%，开发层系为扶余油层,主力油层为4、5号小层，孔 隙 度为13.9％，渗 透 率：2.7× 10-3μm2，目前注水方式采用反七点面积注水，注水井69口，开井67口，欠注井15口，日配注水量1610方，实际日注水量1400方，日欠注数量210方。

油藏物性

前60区块油藏岩性以粉砂岩为主，少量细砂岩，孔隙度均值13.9%，范围在（10%-18%）；渗透率均值2.7*10-3μm2，分布范围（0.16-10*10-3μm2）；含油饱和度为52%。砂岩粒级细，分选差，泥质含量高，岩石颗粒磨圆度绝大多数为次棱角状，胶结类型为接触式和孔隙式，油藏含油井段20米，砂岩厚度平均10.1米，油藏类型为岩性构造，无统一的油水界面，粘土矿物以高岭石为主。流体物性

原油含蜡量为25.5%，凝固点为35 ℃，地面原油密度为0.87 g/cm3，地面原油粘度为42.2 mPa.s，含硫0.08%。

地层水总矿化度为15296 mg/l，氯离子含量为5655 mg/l，水型属于NaHCO3型，原始地层压力为10.0MPa，原始地层温度为56 ℃。目前平均地层压力为12.9mPa，目前平均地层温度40 ℃.二、理论与矿场情况分析（1）理论分析

通过对60区块储层岩心速敏、盐敏导致渗透率试验，确认为欠注主要由注入水导致储层的敏感性发生改变造成渗透率急速下降导致欠注大面积发生，治理方式应以增压增注为主。前60-5-1井岩心速敏试验数据（见表

1、图1）表1

图1

针对17厘米厚度的岩心样品试验，体积流速为0.1ml/min时，渗透率最高为5.9mD,随着流速的增大渗透率降低，当流速大于5ml/min以后，渗透率基本保持在2.9mD,达到最低程度不会再发生改变。前60-5-1井岩心水敏试验数据（见表

2、图2）表2

图2

从数据图表分析：针对17厘米厚度的岩心样品试验，当地层水盐度为23213mg/l时，渗透率最高为3.14mD,随着盐度的降低渗透率急剧降低，当盐度等于0mg/l时，渗透率达到最低。（前60注入水矿化度1071.83mg/l）以前60-15-3油井采出水与前60-13-1水井注入水配伍性试验数据分析为依据

OLI结垢分析软件计算结果（见表3）

比例CACO3 pScalTend0.00000.05470.10670.15590.20220.245 前60-15-3油井/60-13-1水井1:000.8:0.20.6：0.40.4：0.60.2:0.80:01通过配伍性试验数据分析：前60-15-3油井产出水碳酸盐结垢趋势指数ST小于1，说明该井不存在碳酸盐结垢；随着前60-13-1水井注入水增加，结垢趋势指数ST虽然有所增大，但仍然小于1，说明该井不会大量出现碳酸盐结垢；注入水对地层水的影响不大。（2）矿场应用

针对前60区块地质储量控制较高的3#和5#井组实施安装增压泵改造，治理欠注注井13口，有效13口，有效率达到100%。（见表3）表3

安装前队别注水间井号前60-6-4前60-6-8前60-12-6前60-10-8前60-10-12前60-6-1前60-6-12前60-10-43#前60-8-10前60-14-16前60-14-8前60-14-12采油十一队5#前60-10-16配注2520***01525252525实注***92000019192014/4/132014/1/21安装日期配注2520***01525252525安装后实注2519***1525252425目前实注2419***1425252425

三、结论与对策

结论：前60区块欠注主要是由于储层岩石敏感性变化导致渗透率下降造成的而不是以结垢等二次污染造成的。

对策：针对前60区块欠注应该考虑安装离心式增压泵增注技术

作业简介

吴艳峰 1983年生 工程师 2007年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，现在从事油田注水工艺研究工作 地址（138000）吉林油田公司新木采油厂工艺研究所。联系电话:0438-6228821

第五篇：中国石油长庆油田分公司第四采油厂注水井化学调剖措施管理细则

中国石油长庆油田分公司第四采油厂

注水井化学调剖措施管理细则

第一章 总则

第一条为确保调剖工作的正常进行，确保措施效果，延长措施有效期，规范各项资料的录取管理制度，理顺各项工作程序，进一步加强注水井调剖措施管理，明确各级单位的职责，根据油田公司有关规定，制定本规定。

第二条本规定所指的是在化学调剖前、中、后期，因化工料质量、施工作业质量未满足或违反合同规定的要求，造成注水井不能正常注水，影响油井效果的问题。

第三条本规定适用于在长庆油田分公司第四采油厂管辖油田区域内从事老油田化学调剖作业的企业和队伍。

第二章 管理细则

第四条调剖前的资料录取及油水井工作制度

1、施工队伍严格按照工程方案设计要求备齐化工料，经采油工艺研究所验收合格后方可开工。严禁擅自更改设计或偷工减料，违者将严肃处理。若因特殊情况需调整设计须先请示采油工艺研究所。

2、施工队伍须加强现场管理，化工品要分类堆放整齐，含有毒成分的化工品须集中存放专人管理，严禁将盛装有毒化工品器具出售给当地老乡。

3、现场用电高压区、泵注高压区须与生产区域隔离，并设置警示标识。

4．地质研究所安排施工队伍测吸水剖面，如有必要安排队伍进行示踪剂监测或脉冲试井试验，进一步明确注采对应关系。

5．由地质研究所试井队用压力计测压降曲线。施工队用调剖泵测取吸水指示曲线、井口压降曲线，测试前必须要有工艺所或作业区工程技术员现场监督方可测试。

6．作业区认真录取注水井注水压力和对应井组油井产液、含水、动液面、含盐、功图等基础资料，作为效果评价的依据。

7．措施前一周，作业区负责对调剖注水井进行停注，同时对对应井组因高含水、计关的油井全部开井。

第五条调剖过程中资料录取

1．在实施调剖过程中，作业区要加强对应井组油井的资料录取及监测工作，每天录取油井含水、含盐一次，每两天录取一次油井液量、动液面，出现变化及时向两所和施工单位进行反映。

2．施工队伍做好泵入压力、排量、注入量，药剂配方、粒径、浓度和用量等相关参数的录取、跟踪、分析工作。对停泵、停电、停水等突发事件，要做好施工应急预案，及时协调组织实施注水井的洗井工作。作业队每天早上8：30时前将前一天施工情况上报采油工艺研究所和作业区。

3．施工队伍在挤注过程中要录取2至3个压降曲线，并绘制施工压力曲线，测试前必须要有作业区工程技术员现场监督方可测试。

4．施工参数和用量严格按方案设计执行，不得随意改变，特殊请下如需调整，需经采油工艺研究所同意，报厂主管领导同意后再进行调整。

第六条调剖后的资料录取

1．施工队伍用调剖泵测取的注水井吸水指示曲线和压降曲线、施工记录单原件上交至采油工艺研究所。

2．措施后，对措施注水井要停井候凝反应三至十天，三至十天后注水井正常开井，注水井初期配注量减半，后期配注量逐步、缓慢上调（以地质研究所下发通知为主）。

3．措施后三个月，地质研究所安排测试吸水剖面，测压降曲线。

4．各作业区要加密录取注水井压力、注水量及对应井组油井的日产液、含水、含盐、功图及液面资料。

5、施工队伍每季度进行一次化学调剖效果分析，并且按照工艺所要就，做好各类调剖效果分析曲线（曲线格式由采油工艺研究所提供）。

第三章 考核办法

第七条作业区要严格按照制定的管理办法取全取准资料、监测动态，出现变化及时向两所及施工方反映，若由于资料录取不及时、未及时反映所造成事故的，将追究相关领导责任；若发现假资料，单口井单项资料按500元考核，报厂人事组织科后在月度奖金中扣除。

第八条施工方调剖剂用量严格按照方案用量执行，不得减少，发现一次将严肃处理，施工中不得随意改变施工参数，若施工方不按方案执行，单口井单项资料按2000元考核，一次性从年底结算中扣除，并处以停工处罚。

第四章 附 则

第九条本规定自发布之日起执行。

第十条本规定未尽事宜，按有关法律、标准及上级有关规定执行。第十一条本规定解释权属长庆油田分公司第四采油厂采油工艺研究所。