标不超出允许范围；
3. 监视水处理各工序水质指标变化，及时调整运行参数和运行措施，水处理工艺设备、装置进出口水质应达到规定要求，最终实现水质达标；
4. 控制过滤罐反冲洗强度和反冲洗周期，提高反冲洗效果； 5. 定期组织沉降容器、设备和管道清洗，防止水质二次污染。 第八十六条 注水系统运行控制。
1. 当注水水质平均腐蚀率≥0.076mm/a时，注水水中溶解氧浓度不能超过0.1mg/L，清水中的溶解氧要小于0.1mg/L；
2. 监视、控制机泵设备运行状态，保证设备安全运行；
3. 注水增压应适应注入压力，控制泵管压差、注水泵运行台数应与注水量匹配，保持注水泵高效运行；
4. 监视注水系统变化，控制、调整、优化系统运行参数，保持系统高效运行；
5. 监视注水井注入量和注入压力变化，控制洗井周期，保持压力波动在规定范围内。
第八十七条 注蒸汽系统控制。
1. 进锅炉水质应达到湿蒸汽发生器标准； 2. 控制注入蒸汽干度大于80%；
3. 注蒸汽管道、管件、设备绝热保温应及时维护，符合保温标准要求。 第八十八条 聚合物配制、注入系统运行控制。
1. 应监视、化验检测聚合物配制用水，在规定范围内控制清水的总矿化度和钙、镁离子含量，控制聚合物配制污水水质达到聚合物驱水质标准；
2. 监视检测配制聚合物溶液的用水量和聚合物的用量，在规定范围内控制聚合物浓度波动；
3. 控制聚合物母液的熟化时间，保证聚合物母液完全溶解，形成均匀溶液；
4. 监视聚合物母液过滤器压力差，及时更换和清洗过滤装置，保证母液外输质量；
5. 监视检测井口注入浓度和粘度，及时调整稀释母液配制比例，控制聚合物注入质量达到地质开发方案要求。
第四节 生产辅助系统管理
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第八十九条 计量与自动化管理。
1. 应根据油田地面生产实际需要配备计量和自动化设施，自动化程度要和生产工艺、管理水平相适应；
2. 计量仪表的配置，要满足相应的计量管理规定和标准；
3. 自动化系统配置应满足生产工艺要求，保证安全生产，保证油气集输、处理平稳运行，提高产品质量，提高工作效率、生产效益和管理水平；
4. 计量与自动化仪表标定、校验应满足相应的管理规定和标准； 5. 应加强计量与自动化仪表维护保养，保证完好率和使用率。 第九十条 供电管理。
1. 供、变、配电应按中华人民共和国行业标准DL 40–91《电业安全工作规程》（以下简称《规程》）的要求，做到安全生产无事故，安全设施装备齐全，安全可靠平稳运行；
2. 供、变、配电电气设备定期检验应按《规程》进行，主要设备被检率应达100%，继电（微机）保护无误动作；
3. 供、变、配电的设备完好率应达100%，完好设备中一类设备应达75%及以上；
4. 供、变、配电必备的技术档案、图纸图表、规程制度等资料应齐全准确。
第九十一条 油田给水管理。
1. 应节约用水，实行计划用水、限额用水； 2. 划定为饮用水的水源应设明显标志；
3. 加强用水工艺设备的维护保养，防止泄漏，保证供水系统畅通。 第九十二条 通讯管理。
1. 通讯线路、光缆应设明显标志，采取有效保护措施； 2. 应加强通讯设备维护，应确保通讯设施畅通；
3. 生产岗位通信系统为生产专用，严禁非生产活动利用岗位通讯设备。 第九十三条 化验管理。
1. 为提高油田开发效果和实现生产科学决策，各油田要建立完善的油田化验体系；
2. 油田地面生产过程要对油、气、水、轻烃和所需化学药剂进行化验，进行环保监测化验，对成品油进行化验分析；
3. 应根据油田生产实际需要制订统一油田化验的标准、操作规程； 4. 应配备保证油田化验数据具有可比性的仪器设备；
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5. 要保证化验资料真实可靠，要建立完善的监督、审核、审定工作程序； 第九十四条 药剂管理。
1. 进入油田生产的化学药剂生产厂家必须具备生产资质，其产品符合有关健康、安全、环保管理规定及标准；
2. 油田生产选用的化学药剂必须满足生产要求，对其他生产环节不得造成不利影响；
3. 对化学药剂必须进行质量和配伍性试验，合格后方可使用； 4. 要定期和不定期评价化学药剂使用效果，根据效果进一步优选化学药剂，优化加药方案。
第九十五条 资料管理。
1. 油田地面生产原始数据经汇总、整理和分析形成的资料必须真实全面反映油田地面生产管理及运行情况，为各级生产、科研、管理、决策等工作提供依据；
2. 要逐级审核、审定油田资料数据，确保真实可靠；
3. 管理职能部门要及时分析资料数据，总结经验，发现问题时立即进行生产和管理调整；
4. 根据实际需要逐级保存资料和整理归档；
5. 油田地面生产系统要逐步建设计算机信息网络和工程数据库，实现资料、数据的动态、实时管理与分析，不断优化地面各系统的运行。
第九十六条 设备管理。
1. 设备新度系数应保持在0.4以上；
2. 要按油田地面生产设备具体要求及时维护和保养，保持设备完好和高效运行；
3. 设备维护保养要保证安全和生产系统正常运行，要符合相应的操作规程、技术规范和规定，要建立完整准确的维护保养记录和资料。
第九十七条 现场试验管理。
1. 现场试验项目必须通过专家对技术、安全、环保及经济论证后，方可进入油田地面生产现场试验；
2. 现场试验前必须制定可行的试验方案和安全保证措施并经过生产主管部门同意；
3. 生产管理部门要做好现场试验的运行管理，协助现场试验的开展； 4. 现场试验必须严格按照方案组织实施；
5. 现场试验应经过小型、中型和生产试验，通过验收达标后，方可扩大
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试验范围；
6. 现场试验成果应在满足生产管理的基础上推广应用。 第九十八条 腐蚀与防护管理。
1. 应建立油田地面生产完善的管道、设备腐蚀与防护工作体系，提高管道、设备运行安全和使用寿命，降低更新维护成本；
2. 根据介质及土壤环境腐蚀特性，钢制设备、管道应采用防腐涂层及电化学防腐，必须保证电化学防腐系统的正常运行；
3. 要定期组织监测和评价管道、设备腐蚀与防护措施效果；
4. 应建立符合实际的管道、设备腐蚀与防护效果评价方法和检测方法； 5. 要依据管道、设备更新维护评价结果组织实施；
6. 对于重要油、气、轻烃输送管道要进行腐蚀检测或漏失检测，并设专人巡线，必要时进行安全评估。
第九十九条 应组织安全保卫，保护油田地面生产工艺设施，保证正常生产，防止因偷盗和破坏造成的损失；应制订有效措施保证生产运行必须品及时到位；应组织维护油田道路，满足生产和安全要求。
第四章 老油田地面工程改造
第一百条 老油田地面工程改造直接关系到油田安全、高效、持续、稳定生产，老油田地面工程改造应与老油田开发调整方案紧密结合，做到增产、增效。要保证必要的地面工程维护费用和改造资金，加强投资管理，做到专款专用。
老油田地面工程改造工作要在老油田地面工程改造规划指导下，认真做好前期工作，执行建设管理规定，做好优化、简化工作，确保安全平稳运行提高效益、降低生产成本。
第一百零一条 老油田地面工程改造要根据油田地面工程与油气生产的适应性、根据油田地面设施的老化、腐蚀状况，在调查研究的基础上，制订老油田改造规划，做到总体规划，分年实施。
第一百零二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈问题、节能降耗、控制生产成本的原则安排项目和计划投资。
第一百零三条 老油田地面工程改造要认真做好优化、简化工作，在油气水系统平衡，保证地面工程在合理的运行生产负荷率的条件下，做好“关、
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停、并、转、减、修、管、用”等工作。
第一百零四条 老油田地面工程改造要应用新工艺、新技术、新设备、新材料，提高投资效益、提高生产效率。
第一百零五条 老油田地面工程改造要充分依托、利用现有的生产系统工程、已建地面设施，减少改造投资，提高改造效益。
第一百零六条 在老油田地面工程改造的同时，要改变观念，创新管理，管理体制要为老油田简化改造创造条件，改造的油田区块可以不受行政管理区域的限制。
第一百零七条 老油田地面改造工程属于地面工程建设范畴，要严格执行建设程序，老油田地面改造项目管理执行油田地面工程建设管理相应规定。
第一百零八条 应妥善保管老油田地面工程改造后闲置的设施、设备，在油田分公司内统一调配使用。对不能继续使用的设施、设备应报废处理，不留健康、安全、环保隐患。
第五章 油田地面工程总体规划
第一百零九条 油田地面工程总体规划是指导油田地面工程建设的指导性文件，其作用是统筹安排近期与长远、局部与总体的地面工程建设，优化油、气、水及相应配套各系统。协调油田建设、原油生产、老油田改造各项工作，达到总体最优的目的。
第一百一十条 油田地面工程总体规划方案主要包括：油田地面工程中长期发展规划、油田产能建设地面工程总体规划、老油田地面工程改造规划、油田地面配套系统工程规划、油田地面工程科技发展规划。
第一百一十一条 油田地面工程总体规划的编制依据是股份公司发展战略、油田开发方案、油田地面工程现状的发展趋势，以及油田地理环境、社会依托条件等。
第一百一十二条 油田地面建设中长期发展规划，应研究已建设油田地面工程对油气生产的适应性，原油、伴生气集输处理、水处理、注水系统、油气水储运等各系统的负荷率，各种处理介质与处理能力、各种能量消耗与供给的平衡，根据勘探、开发形势预测地面工程的发展，根据生产的变化规律预计未来发展的趋势，在各系统优化的基础上，进行整体优化，编制出地
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