作者：田宇 主编
出版社：化学工业出版社
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海上新开发油气田生产准备良好作业实践试读：
前言
海上油气田的生产是将海底油（气）藏中的原油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与加工、短期的储存、装船运输或经海底管道外输的过程。海上油气田开发具有技术复杂、投资高、风险大等特点。目前，中国海洋石油集团有限公司形成了海上油气田开发工程前期研究、项目管理、工程设计、采办制造及安装调试等完整的工程建设力量。
近年来，湛江分公司开发的新油气田较多，包括涠洲12-2油田二期项目、文昌9-2/9-3/10-3气田群项目、东方13-2气田群项目等。为了保障新开发油气田项目的顺利试运行，湛江分公司设立了生产准备项目组。从总体开发方案批准到项目试运行前的时间内，生产准备项目组负责项目的技术把关、人员组建、培训取证、物料准备、投产文件编制、调试投产组织等工作。
为了总结湛江分公司生产准备良好实践并固化为管理制度和工作流程，同时使项目设计人员及工程管理人员对新油气田生产准备工作有所了解，湛江分公司组织编写了这本书。本书以文昌9-2/9-3/10-3气田群开发项目为例，主要介绍了湛江分公司新油气田开发生产准备项目管理、组织管理的良好作业实践，以及油气田开发方案中的关键技术。项目管理良好实践包括计划管理、预算管理、QHSE管理、试生产文件准备管理、委托代管管理、设备管理、试生产检查管理、安全竣工验收管理、后勤管理、完工总结管理等内容，组织管理良好实践包括党工团建设、培训管理、人员管理、取证管理、文化建设等内容。本书可供石油企业从事新油气田生产准备的相关人员参考，对研究和设计人员、项目管理人员、施工人员、工程技术人员、运行管理人员具有很高的参考价值。编者2018年10月第1章 海上油气田开发概论1.1 海上油气田开发工程的特点1.1.1 中国海洋石油工业及概述
人类开发利用油气资源已有几千年的历史，中国更是世界上最早发现和利用石油与天然气资源的国家之一，3000多年前的《易经》就已经有了关于石油的文字记载。1887年美国加利福尼亚海边数米深的海中第一口油井的钻探揭开了世界海洋石油勘探的序幕。
中国海洋石油工业起步于20世纪50年代。1954年3月李四光在我国燃料工业部石油管理总局作的《从大地构造看我国的石油资源勘探远景》报告中，首次将渤海湾列入中国石油勘探远景区。1956年莺歌海盐场筹备处根据群众报矿，在海南岛西南角的莺歌海村滨岸浅海海域进行过初步的油气田调查。1957年在国家科委海洋组领导组织下，于渤海、渤海海峡和北黄海西部海区进行了多船同步调查，调查每季度一次，一年共进行四次，通过调查首次获得了系统的海洋资料，从而揭开了我国大规模海洋综合调查的序幕。与此同时，石油工业部对海洋石油勘探也十分重视，不仅及时贯彻了国家的重大决策，还不失时机地具体部署了海洋石油的调查和勘探工作。1957年石油工业部华北勘探处与地质部石油普查队对渤海南部沿岸进行油气田调查；1958年地质部山东省石油普查队沿渤海湾从荣城到大沽口进行近海油气田调查；1959年石油工业部联合组建第一支海上地震队，在渤海近岸浅海中进行地震勘探方法试验。
趁着海洋石油勘探工作的大好形势，很快组建了钻井队伍。1965年5月，第一批海军战士复员到海洋勘探指挥部筹备处报到，共计50余人，他们熟悉海洋，有海上航行的宝贵经验，以此为基础再配备上陆地钻井的各种技术人才和工人，组成了我国海上第一支钻井队伍——3206队，这是一支“陆军海战队”式的特殊队伍。
1966年完成了我国第一座桩基式钻井平台的设计，同年12月完成了我国自己设计的混凝土桩基钢架固定式1号钻井平台的制造。1966年12月31日，海1井（QK17-2）正式开钻，次年5月6日钻达2441.49m上第三系馆陶组地层时完钻，6月14日凌晨海1井喜喷原油，经过测试，从上第三系明化镇组地层中用6mm油嘴自喷原油49.15t。这是中国海上第一口真正的石油探井，也是中国海上第一个含油构造；后来在1号钻井平台上又钻了3口斜井，将平台改建成1号试验采油平台，投产后，当年采油1963t，到1967年年底累计产油2.01万吨，从此开始了我国海上生产原油的历史，开创了渤海油气勘探开发的新局面，标志着我国海洋石油工业的开始。
进入20世纪70年代后，我国海上大陆架石油勘探力度进一步加大。1973年，燃料化学工业部海洋勘探指挥部从日本引进自升式钻井平台“潮海2号”，随后又引进了渤海4号、渤海6号、渤海8号、渤海10号、南海1号和勘探2号自升式钻井平台，以及南海2号半滑式钻井平台，并从法国购买了一艘数字地震船“南海501号”。与此同时，我们还自行设计和监造了渤海3号、渤海5号、渤海7号、潮海9号、潮海11号自升式钻井船，滨海102起重船（500t），滨海107海上打桩船（60t），以及滨海306、滨海307导管架下水驳船等大型海上装备，其中渤海5号、渤海7号自升式钴井船设计获国家科技进步二等奖（1985年）。先后在南海北部湾、莺歌海、南黄海和渤海海域组织渤海勘探队伍，按陆上经验，将钴机搬到海上，决定建造固定式海上石油钻井工台。为此，在组建渤海勘探队伍的同时组建了包括设计、制造、海上施工的油田工程建设队伍，开始海上平台设计、建造工作。1967年我国自行建造的渤海1号平台投产，标志着我国海洋石油工程建设的起步。
进入20世纪80年代后，特别是中国海洋石油集团公司（简称集团公司）成立后，海洋石油工程建设队伍逐步走向正规，采取“请进来，走出去”的方式，学习国外工程项目管理经验，引进国际标准和规范，全面掌握海上油气田工程建设的设计技术、制造技术和安装技术。
20世纪90年代中国海洋石油集团公司又重新组建了中海石油工程设计公司、中海石油平台制造公司和中海石油海上工程公司，并于1995年8月成立了海上油气生产研究中心，形成了海上油气田开发工程前期研究、项目管理、工程设计、采办制造及安装调试等完整的工程建设力量。1.1.2 海上油气田的生产特点
海上油气田的生产是将海底油（气）藏中的原油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与加工、短期的储存、装船运输或经河底管道外输的过程。海上油气田开发具有技术复杂、投资高、风险大等特点。由于海上油气生产是在海洋平台上或其他海上生产设施上进行，因而海上油气的生产与集输，有其自身的特点。（1）适应恶劣的海况和海洋环境的要求 海上平台或其他海上生产设施要经受各种恶劣气候和风浪的袭击，经受海水的腐蚀，经受地震的危害。为确保海洋平台的安全和可靠，对海上生产设施的设计和建造提出了严格的要求。（2）满足安全生产的要求 由于海上采出的油气是易燃易爆的危险品，各种生产作业频繁，发生事故的可能性很大，同时受平台空间的限制，油气处理设施、电气设施和人员住房可能集中在同一平台上，因此，为了保证操作人员的安全，保证生产设备的正常运行和维护，对平台的安全生产提出了极为严格的要求。（3）满足海洋环境保护的要求 油气生产过程可能对海洋造成污染。一是正常作业情况下，油气生产污水以及其他污水排放；二是各种海洋石油生产作业事故造成的原油泄漏。因此，海上油气生产设施必须设置污水处理设备，还应设置原油泄漏的处理设施。（4）平台布置紧凑，自动化程度高 由于平台大小决定了投资的多少，因此要求平台上的设备尺寸要小，效率要高，布局要紧凑。另外，由于平台上操作人员少，因而要求设备的自动化程度高，一般都设置中央控制系统对海上油气集输和公用设施运行进行集中监控。（5）可靠、完善的生产生活供应系统 海上生产设施远离陆地，从几十公里到几百公里不等，因此必须建立一套完善的后勤供应系统满足海上平台的生产和生活需要。（6）独立的供电/配电系统 海上生产、生活设施的电气系统不同于陆上油田所采用的电网供电方式，油气田的生产运行大多采用自发电集中供电的方式。为了保证生产的连续性和生产、生活的安全性，一般还应设置备用电站和应急电站。1.1.3 海上油气田的开发模式（1）全海式开发模式 全海式开发模式指钻井、完井、油气水生产处理，以及储存和外输均在海上完成的开发模式。海上平台还设有电站、热站、生活和消防等生产生活设施。在距离海上油田适当位置的港口，租用或建设生产运营支持基地，负责海上钻完井期间、建造安装期间和生产运营期间的生产物资、建设材料和生活必需品的供应。
常见的全海式开发模式有以下几种：
① 井口平台＋FPSO（floating production storage offloading system，浮式生产储油外输系统） 这是最常见的全海式开发模式，例如渤中28-1油田、渤中34-2/4E油田、秦皇岛32-6油田、西江23-1油田、文昌13-1/13-2油田、番禺4-2/5-1油田、文昌油田群等。
② 井口中心平台（或井口平台＋中心平台）＋FPSO 例如陆丰13-1油田。
③ 水下生产系统＋FPSO 水下生产系统已越来越广泛地用于全海式油气田的开发，例如陆丰22-1油田。
④ 水下生产系统＋FPS（floating production system）＋FPSO 例如流花11-1油田。
⑤ 水下生产系统回接到固定平台 例如惠州32-5油田、惠州26-1N油田等。
⑥ 井口平台＋处理平台＋水上储罐平台＋外输系统 例如埕北油田。这种模式由于水上储罐储量小、造价高，已不适应现代海上油田的开发需要。在中国海域仅埕北油田一例使用该种模式。
⑦ 井口平台＋水下储罐处理平台＋外输系统 例如锦州9-3油田。（2）半海半陆式开发模式 半海半陆式开发模式指钴井、完井、原油生产处理（部分处理或完全处理）在海上平台上进行，经部分处理后的油水或完全处理后的合格原油经海底管道或陆桥管道输送到陆上终端，在陆上终端进一步处理后进入储罐储存或直接进入储罐储存，然后通过陆地输油管网或原油外输码头（或外输单点）外输销售的开发模式。
常见的半海半陆式开发模式有以下几种：
① 井口平台＋中心平台＋海底管道＋陆上终端 这是最常见的半海半陆式开发模式。例如锦州20-2凝析气田、绥中36-1油田、旅大10-1/5-2/4-2油田、平湖油气田、春晓气田、崖13-1气田、东方1-1气田、涠洲油田群等。
② 生产平台＋中心平台＋水下井口＋海底管道＋陆上终端 例如乐东22-1/15-1气田、文昌9-2/9-3/10-3气田。
③ 井口/中心平台（填海堆积式）＋陆桥管道＋陆上终端 这种开发模式一般用于浅海、滩海地区，目前中国海洋石油集团公司所属海口油田尚没有这种开发模式，胜利油田、辽河油田有这种开发模式。1.1.4 “三新三化”管理要求1.1.4.1 “三新三化”总体情况“三新三化”具体指新技术、新材料、新工艺和标准化、国产化、简易化。“三新三化”的优良传统，能够有效降低油田开发成本。2017年集团公司工作会议重申贯彻“三新三化”理念，降低开发成本。集团公司还为此成立了“三新三化”领导小组，并于2017年3月召开首次会议，全方位部署“三新三化”工作。“三新三化”是个系统工程，必须以系统性的思维和方法来推动。要严格遵循集团公司“三新三化”顶层设计，例如，严格遵照集团公司发布的工程建设“三新三化”推荐产品及技术清单。具体落实时，以项目需求为导向，充分识别项目投资架构、主要技术风险，在了解国内外市场和技术的基础上，责任到人，步步落实。
项目前期研究伊始，湛江分公司相关部门及生产代表就主动介入，提出“三新三化”具体建议，纳入总体开发方案（overall development plan，ODP）。随后严格遵守相关规范标准，严谨试验。例如，东方1-1气田一期工程建设项目中的12in（1in＝2.54cm，下同）大口径软管国产化前，湛江分公司项目组成员熟读、消化软管国际标准规范，踩准技术关键控制点，然后咨询国内外相关专家，获得信息与技术支持，再与国内厂家反复开展相关试验，引入权威第三方严格检验每一道程序。环环严格、丝丝入扣，最终实现软管国产化。为探索深水油气田水下开发技术，湛江分公司将原本可以用常规技术方案开发的崖城13-4气田作为深水气田开发，研制了一批适合深水油气田开发的专利产品和创新技术。文昌9-2/9-3/10-3项目通过“三新三化”，国产化设备达到90%，并在高温高湿的海上环境中高效完成平台设备全方位连接调试，将建造费用降低了1.6亿元。
湛江分公司在实施项目“三新三化”的过程中既大胆创新又谨慎实施。组块建造前，理清设备设施运行原理、功能与标准，编写“三新三化”清单与管理程序，周密分析、识别潜在风险点，制订针对性举措。具体实施中，与相关厂家一起动态跟踪，严格试验、严谨审查。1.1.4.2 “三新三化”工作原则及流程（1）工作原则 “三新三化”要确保技术可行、风险可控，能够满足项目使用要求并同时满足规范要求，满足工程工期决策时间点要求。推行过程需识别对各个阶段调整/优化的影响，反馈至各个阶段调整“四评/四篇（安评、环评、职评、节能评估/安全篇、环保篇、职卫篇、节能篇）”。“三新三化”并非“一用就灵”。如果新技术、新材料、新工艺尚不成熟，贸然推广应用反而适得其反。说到底，通过“三新三化”提质增效，必须考虑周全。
对于技术成熟、质量可靠、有同类应用业绩的新技术、新材料、新工艺及国产化产品，我们大胆推广应用；对于较成熟、质量较可靠但应用少的，则应充分论证与试验，谨慎应用。
南海西部由于面临油气藏的特殊性，如深水、高温高压，因而新的工程建设项目大多没有成熟的“三新三化”产品与技术可用。对此，湛江分公司结合项目实际，积极探索，研究成功后再应用，因而面临的风险更大，如履薄冰。湛江分公司的做法是：积极探索但不冒进。探索时，从设计阶段就要求适当高于规范，毕竟规范只是最低要求。但高于规范开展工作，合作方从其利益出发一般是拒绝的，这就要求我们不仅要有扎实的技术功底，还要有主人翁的责任心，去说服合作方。（2）各阶段工程管理办法
① 启动阶段 编制针对具体项目的“三新三化”工作策略，包括各方推荐和自主实施的“三新三化”工作清单和匹配工程里程碑的论证工作计划等，“三新三化”工作策略内部专项评审后由工程和业主审批。
② 运行阶段（前段） 按照计划节点开展工作，编制专项工作月报。通过厂商/施工调研、技术方案审查、相关技术和管理风险识别/应对等方面，充分论证“三新三化”的可靠性，编制论证报告/可行性分析报告/优化报告。
③ 运行阶段（后段） 审查审批通过后，进入采办/施工执行阶段，着重审查厂商质量控制过程文件、设备材料证书，QA/QC（quality assurance/quality control，质量保证/质量控制）小组和技术人员驻厂/场监督严控“三新三化”制造和施工过程质量。
④ 收尾阶段 进入“三新三化”阶段并进行完工总结，做好应用后的评价为后续推广积累经验，做好知识产权保护、专利申请等工作，将具体项目的“三新三化”工作成果转化为持续的技术竞争力。（3）工程专项工作流程 “三新三化”专项工作流程图如图1-1所示。图1-1 “三新三化”专项工作流程图1.1.4.3 “三新三化”在文昌9-2/9-3/10-3项目中的运用
文昌9-2/9-3/10-3项目伊始，就确定了作为源头提质增效、推进“三新三化”试验田的主基调。推动“三新三化”，培养企业国产化能力，与公司未来的产业规划保持一致。通过方案优化、技术创新、管理创新等措施，从设计源头上全面推行“三新三化”工作，在提质增效方面形成了可推广的样本。文昌9-2/9-3/10-3气田群项目通过开展“三新三化”工作，国产化设备应用达到90%，并在高温高湿的海上环境中高效完成了平台设备全方位连接调试。
文昌9-2/9-3中心平台组块（下称文昌组块）重12800t。仅在组块建造中，就成功应用新技术15项，新材料1项，新工艺10项，标准化14项，国产化27项，简易化6项。例如：新技术方面，采用外试压技术安装膨胀弯管；新材料方面，将干气外输海管由无缝管改为高频焊缝管；新工艺方面，摒弃以前“一刀切”使用镍镉电池，应急机启动电池等按需采用不同电池；简易化方面，减少排风机、低压开关柜；标准化方面，推广使用井口控制盘的标准化设计。
此外，文昌9-2/9-3/10-3气田群项目是首次由海油工程独立承揽完整水下EPCI总包工作的项目，联合项目组通过严格审查、管理优化和技术改进，推动并实现了脐带缆、水下软管和水下阀门等一大批国产化水下设备的应用。例如：通过优化工艺流程，优化干气和湿气压缩机的驱动方式，由燃气内燃机驱动改为电力变频驱动，解决了因配产变化大压缩机选型难的问题；通过优化平台总体布置、有效的振动分析计算和加强平台强度，解决了平台振动源多的问题等。与此同时，项目团队集中攻克了海油多项技术难题，如立管防腐体系优化、海水提升泵质量提升、冶金复合弯小半径弯头制造工艺困难等，实现了多项设备的国产化。（1）新技术的运用
① 建造一体化 计划匹配方面，实现详设图纸提交计划、厂家资料送审计划、施工用材料到货计划、设备到货计划的合理匹配。优化工序方面，优化施工工序，实现图纸、人力、材料的最优化结合。降本增效方面，节省人力、场地及生产机具等资源，减少返工，提高生产效率，降低生产成本，提升施工质量。建造一体化新技术示意图如图1-2所示。图1-2 建造一体化新技术示意图
② 生活设施一体化 项目管理方案由简单的生活设备设施购置变为集前期调研、中期设备配套及房间布置、后期安装调试和维护保养等于一体的工作。项目最大限度地提升了生活楼空间和设施的使用效率，改善了生活设施的服务质量。生活设施一体化模式，实现了“抱团取暖，降本增效”的目标，同时也深化了与关联单位的合作机制，为今后项目管理模式的优化奠定了基础。（2）国产化的运用 文昌9-2/9-3/10-3项目国产化产品分类统计表如表1-1所示。一类16项，以往复式压缩机、三甘醇（TEG）脱水/再生撬、水下管汇为代表；二类9项，以脐带缆和水下软管为代表；三类2项，分别为LMU和水下阀门国产化。表1-1 文昌9-2/9-3/10-3项目国产化产品分类统计表
① “国产化”产品质量管控措施 项目组将安排相关人员参加厂商原材料入厂检验工作，厂商需报批设计文件和图纸供业主、设计人员和第三方认证机构审查，审查通过后方可排产；厂商需报批产品关键部件品牌及选型供项目组批准；产品制造的关键节点将安排相关人员参与见证，部分产品（如水下设施）将安排人员对产品生产的全过程进行见证；厂商需按合同的要求取得第三方船检机构颁发的产品认证证书和合同中规定的产品相关证书；对于产品出厂试验及验收，将安排相关人员参加，并对问题进行记录、跟踪和关闭处理；对于产品在平台的调试工作，将安排专人跟踪，对出现的问题进行记录、跟踪和关闭处理。
② 国产往复式天然气压缩机的运用 3台湿气压缩机和2台干气压缩机机头采用进口产品，1台低压压缩机机头采用国产产品，驱动电机选用国产防爆电机，特种装备公司完成所有往复式压缩机整体的成撬设计、制造、调试、运输、售后服务等工作。国产往复式天然气压缩机示意图如图1-3所示。图1-3 国产往复式天然气压缩机示意图
③ 国产三甘醇脱水/再生撬的运用 海工特种装备公司选择与国外技术成熟的厂商（如朗鲁、Escher等）合作，引进国外成熟的工艺系统设计技术并消化吸收，完成了容器设计制造与整体成撬，充分发挥了特种设备公司在这一方面的技术优势。国产化后，TEG脱水/再生撬可节约工期4个月左右，节约成本20%左右，约1900万元。
④ 国产水下脐带缆的运用 水下脐带缆信息表如表1-2所示。表1-2 水下脐带缆信息表
⑤ 国产LMU的运用 由海洋工程安装公司承揽，依托科研项目的应用成果，由安装公司自主设计并完成结构件制造、产品装配、检验和试验工作。LMU信息表如表1-3所示，示意图如图1-4所示。表1-3 LMU信息表图1-4 LMU示意图
⑥ 国产水下球阀的运用 水下阀门以匣阀与球阀为主，作为水下生产系统的核心设备，对于水下油气资源的开发有着非常重要的作用。然而，水下阀门在市场和技术方面长期以来由国外少数几个阀门公司垄断，不仅价格奇高，供货周期长达1年，而且交货条件十分苛刻。水下阀门后期维护保养工作也常常受制于人。
为打破国外垄断的局面，实现国产水下阀门零的突破，文昌9-2/9-3/10-3气田群工程项目联合海油工程、阀门厂家成立水下阀门国产化专项联合小组（下称联合小组）开展了技术专项攻关。联合小组仔细研读相关规范，借鉴进口水下阀门技术资料，充分辨识水下阀门研发期间的质量风险点，并对设计、材料、制造、试验的过程实行全方位质量把关。经过两年的努力，联合小组成功解决了水下阀门水下防腐、海底外压、水下执行器、阀门可靠性等难题，制造出样机，并通过了美国石油协会（API）的性能、使用寿命和高压舱测试。设计、制造和测试全过程通过了集团公司相关部门和专家评审，最终形成了一套国产化水下阀门设计选材、加工制造、检验测试的技术文件和规程。
水下阀门成功国产化可使采购价格降低40%以上，供货期缩短约5个月，成功打破了国外厂家的技术封锁。
⑦ 中压变频器国产化 文昌9-2/9-3/10-3气田群共有四台中压变频器，厂家为上海能科节能股份有限公司，变频器都是NC HVVF系列高压变频调速装置，此产品以高可靠性、易操作、高性能为设计目标。NC HVVF系列高压变频调速装置采用单元串联多电平结构、无速度传感器矢量控制。产品具有如下特点：
a.高-高电压源型变频调速系统，直接高压输入，直接高压输出，不需输出变压器。
b.单元串联多电平结构，多脉冲整流，多电平PWM输出，不需输出滤波装置，可接普通高压电机，对电缆、电机绝缘无损害，电机谐波少，减少轴承、叶片的机械振动，输出电缆可长达1000m。
c.无速度传感器矢量控制，闭环矢量控制和V/F控制菜单可选。
d.允许高压电网电压最大波动±35%。
e.高压主回路与控制器之间为光纤连接，安全可靠。
f.内置PLC，模拟量、开关量I/O可编程序，可扩展，易于改变控制逻辑关系，适应多变的现场需要；内含工艺变量PID闭环控制功能，可开环运行，也可闭环运行。
g.故障自动复位功能，转速跟踪再启动功能。
其中中压变频器为“三新三化”技术在文昌气田项目的一项重要应用，中压变频器“一拖二”功能即一台变频器同时控制两台压缩机，可节省一台变频器的占地空间和采购费用。1.1.5 完整性管理要求1.1.5.1 湛江分公司设备设施完整性管理体系简介
湛江分公司设备设施完整性管理体系主要制定设备设施完整性管理方针、目标和指标，使设备设施管理得到全面提升和显著改进，持续满足海洋石油勘探开发生产的需要。该体系适用于设备设施完整性管理的四个阶段，即前期研究、工程建设、运营维护和废弃处置。该体系涉及公司设备设施生命周期的相关业务活动。其适用对象包括固定平台、浮式储油装置、单点、海底管线/海底电缆、水下生产系统、陆岸终端等油气田设备设施及与设备设施相关的人力资源和信息资产。（1）前期研究阶段完整性关键活动控制
① 前期研究阶段完整性管理工作重点如下：在ODP报告编制时须设立独立的篇章来论述完整性分析及保障性措施的建议，分析在ODP编制过程中与将来设备设施完整性密切相关的因素和环节，提出控制要求，辨识出ODP编制过程自身影响完整性的具体因素并制定出控制措施；要对关键设备设施（如FPSO、单点、海管海缆、平台结构等）的选型、选材和采购提出关键技术指标要求，对设备设施在设计、建造、安装、调试、运营维护中与完整性密切相关的因素提出分析和原则性控制要求或指导意见；要关注油藏物性数据的准确性和代表性分析、所选用的自然环境数据的可靠性、地貌及工程地质的调查情况、腐蚀研究等；要加强关键设备设施运营维护的监测要求等。通过这些工作保证前期研究工程方案符合完整性管理要求，具体执行《ODP完整性分析报告编写指南》中的要求。
② 为实现设备设施的生命周期管理，生产与设备设施主管部门应向前期研究主管单位派遣生产代表，工程建设主管部门应派出工程代表，参与前期研究阶段的相关工作。（2）工程建设阶段完整性关键活动控制
① 工程建设阶段基本设计中设立独立篇章，细化在工程建设后续阶段及运营维护阶段设备设施的完整性要求及保障性措施，同时要对ODP完整性论述篇中的要求进行详尽解析和落实。生产与设备设施主管部门应向设计方案的审查单位派遣生产代表，全程参与设计审查的相关工作。
② 工程建设阶段建造、安装、单机和联机调试的完整性管理工作重点包括材料及设备的验收、施工方案审查、施工质量控制、调试与验收、资料的汇编和移交等活动。生产与设备设施主管部门应向工程建设项目组派遣生产代表，跟踪施工现场各项设备设施完整性管理活动，具体执行《提前介入工作管理程序》《机械完工与投运验收指标》《试运行方案编制作业指导书》《生产适应性评估技术指南》《隐蔽设备设施质量控制管理程序》《悬链系泊系统质量控制指导书》《海缆质量控制指导书》和《海底管线质量管理作业指导书》等文件。（3）运营维护阶段完整性关键活动控制
① 运营维护阶段完整性管理工作重点包括设备设施的状态监视、日常管理、维修维护、闲置禁用、升级改造、相关资料的收集和更新等活动。设备设施根据重要程度、管理原则和操作维护条件的差异实施分级管理，具体执行《在役设备设施管理程序》；对设备设施周边环境的动态监测执行《设施周边环境监测管理细则》；对压力容器的检测执行《压力容器基于风险的检测作业指导书》；对设备设施基本运行参数的管理执行《运行工况设置管理细则》；对设备设施抢维修的准备与实施的管理执行《设备设施抢维修管理程序》；对设备禁用和闲置的管理执行《禁用和闲置设备设施管理程序》；对介质组分化验执行《介质组分化验管理细则》；对设备设施的润滑执行《润滑剂与液压油管理实施指南》；对设备设施的检验检测执行《最低检验要求作业指导书》。
② 设备设施完整性管理人员应不定期对设备设施进行现场检查，检查要求及内容执行《设备设施检查监督管理程序》；对设备设施缺陷上报、处置和记录的管理执行《缺陷管理作业指导书》。（4）废弃处置阶段完整性关键活动控制 废弃处置阶段的完整性管理工作重点包括设备设施废弃前的评估、失效原因分析、废弃设备设施拆除和处置方案的制定、可回收设备的再利用等活动。对设备设施废弃处置的管理执行《中国海洋石油总公司境内海上油（气）田生产设施废弃处置管理办法（试行）》。（5）设备设施生命周期共性活动控制
① 法定文件及相关要求有效性审查 为确保在ODP编制、基本设计、详细设计和施工建造等过程中使用的设备设施相关法律法规、标准和规范齐全、有效，对法律法规和其他要求的获取、识别、更新的管控执行《设备设施适用法律法规和其他要求管理程序》。
② 设备设施的风险、隐患和事件（事故）识别和分析 为确保设备设施生命周期内的安全性，依据早发现、早处理、早整改的原则，对设备设施相关风险的管控执行《设备设施完整性风险管理程序》；对设备设施隐患的管控执行公司QHSE部相关规定；对设备设施失效事件（事故）的管控执行《设备设施失效事件（事故）和不符合管理程序》。
③ 设备设施生命周期数据采集 为确保设备设施相关数据采集工作的准确性、全面性和及时性，对设备设施相关数据采集的管理执行《设计基础数据采集精度要求》《前期研究及工程建设数据采集交接作业指导书》和《运营维护数据采集作业指导书》。
④ 设备设施安全关键设置及仪表管控 为确保设备设施的安全运行，对设备设施安全关键设置和仪表系统进行管控。
⑤ 腐蚀管控 为控制设备设施因腐蚀造成的不利影响，降低腐蚀造成的危害，对防腐设计、腐蚀余量计算、防腐方式的选择、腐蚀检测等活动的管控执行《腐蚀控制作业指导书》。
⑥ 采办关键点管控 为确保采办物资和服务满足规定要求，对采购物资技术参数和选型、供应商/服务商资质审查、采办招标名单审查、技术评标及技术谈判、技术文件审查、设备物资出厂测试与验收等执行《中国海洋石油总公司采办管理制度》，在此基础上强化采办关键点的管控。
⑦ 设备设施的信息管理 为确保各相关方能够得到统一、准确的信息，对设备设施信息传递、使用、处理、归档、维护的管理执行《设备设施完整性信息管理程序》和《信息管理系统使用和维护作业指导书》。
⑧ 变更管理 为控制设备设施因升级、改造、日常作业等发生的变更活动，对设备设施的变更管理执行《设备设施变更管理程序》等。1.1.5.2 生产准备阶段完整性管理（1）生产准备阶段完整性管理要求 生产准备阶段完整性管理主要包括两个阶段：前期研究阶段和工程建设阶段。在前期研究阶段，生产准备组的管理主要依据《提前介入工作管理程序》，生产代表主要责任如下：
① 负责收集类似油气田开发方案的良好作业实践和经验教训，并向前期研究和工程设计单位反馈。
② 参与油（气）田开发项目可行性研究和ODP报告的编制工作。
③ 负责对油（气）田开发方案中所采用的注（采）及地面工艺进行技术把关，并对其在本项目中的适应性负责。
④ 参与审查油（气）田总体开发方案、油（气）田开发方案的重大变更、基本设计、详细设计和试运行方案。
⑤ 工程建设阶段是生产准备组参与的主要阶段。在此阶段依据《提前介入工作管理程序》《机械完工与投运验收指标》《试运行方案编制作业指导书》《生产适应性评估技术指南》《隐蔽设备设施质量控制管理程序》《悬链系泊系统质量控制指导书》《海缆质量控制指导书》《海底管线质量管理作业指导书》等对整个平台的建造、安装、调试作业进行跟踪和监控，对存在的问题及时进行反馈和跟踪。（2）文昌9-2/9-3/10-3项目生产准备组完整性管理实例 为了做好生产准备阶段完整性管理，生产准备组根据现场实际情况编制了《文昌9-2/9-3/10-3气田建造与调试问题管理程序》和《文昌9-2/9-3/10-3气田设备调试管理程序》，对设备出厂FAT、现场建造安装、调试过程中的资料收集、作业程序、问题跟踪给出指导。在整个建造安装过程中，将平台主要设备分为53个台套设备，每个台套设备责任落实到人，并对每个台套设备的资料进行完整性、标准化收集主要包括FAT、完工文件、调试程序、调试前检查确认表、调试表格、PUSHLIST、参考资料等。平台设备责任分解表如表1-4所示，平台设备完整性资料收集示意图如图1-5所示。表1-4 平台设备责任分解表图1-5 平台设备完整性资料收集示意图
生产准备组还编制了设备设置问题跟踪表，对设备的问题进行全过程记录和跟踪，定期对问题跟踪表进行检查和更新，对问题进行分类。重点关注和推动影响投产的问题，保证试生产前得到解决。1.1.6 绿色低碳油田管理要求1.1.6.1 海上油气建设项目节能要求
项目工程设计中应贯彻节约能源﹑合理高效利用能源的原则，降低能源消耗，提高油气田开发的经济效益。具体要求如下：
① 海上油气田总体开发方案应进行合理用能的分析。
② 总体开发方案和基本设计应有节能篇（章），阐述耗能的种类和数量、设计能耗指标、主要节能措施等内容。
③ 评价工程设计的能耗水平时，应说明其范围及特点。新建项目的设计能耗指标应达到国内同类工程项目的先进水平。
④ 设计中应采取以下措施降低海上油气田工程的综合能耗和油气损耗：
a.应采用能耗利用合理、油气损耗低的油气处理、集输工艺和设备；
b.优化海上油气田的总体布置和主要工艺设备的设计参数；
c.根据油气田生产不断变化的特点，应根据工程规模合理采购、使用能耗设备，必要时可分期采购设备；
d.应采用新型高效节能设备；
e.根据海上油气田具体情况，可采用电动机调速节能及电力电子节能技术，提高电能利用效率；
f.优化系统压力，做好压力平衡，减少增压能耗；
g.应优化加热和换热过程，做好热能、冷能平衡，提高热能利用率；
h.应做好油、气、供热等管线和设备的保温（冷），减少散热（冷）损失；
i.根据海上油气田具体情况，宜实行燃气驱动、热电和热动力联供，做好能量平衡，提高能源综合利用水平；
j.应采用成熟适用的自控技术，提高产品质量，减少能耗；
k.应合理选用配套工艺设施，提高机械采油、注水、油气输送系统的能源利用水平。1.1.6.2 海上油气建设项目能源计量器具要求（1）总体要求 海上油气建设项目综合能耗主要以天然气、柴油、电力、水的消耗为主，能源计量器具分为一级计量器、二级计量器以及三级计量器。
① 一级计量器（进出用能单位层次） 输入分公司的能源（油气井产油产气，输入平台的柴油、淡水，外购电等）、外售的能源（天然气、原油、凝析油、LPG等）、火炬或冷放空的计量等属于此类。一级计量器具配备率要求为100%。
② 二级计量器（进出主要次级用能单位层次） 分公司范围内油田、气田、终端之间能源输入输出的计量属于此类。例如海上平台外输的天然气进入终端时平台的外输计量和终端接收计量、电力组网中油气田间的电力输入和输出。除载能工质能源计量器具（蒸汽计量配备率要求为80%，水计量配备率要求为90%）外，其余的二级计量器具配备率要求为100%。
③ 三级计量器（主要用能设备层次） 主要包括单位耗电≥350kW·h的用能设备的计量工具、天然气消耗≥100m/h的用能设备的计量器具。能源种类为电力的三级计量器配备率要求为95%，能源种类为天然气的三级计量器具配备率要求为90%。（2）海上生产设施能源计量配备实施要求
① 计量项目要求
a.输入输出能源总量 包括输入输出海上石油天然气生产平台、浮式生产储油装置（FPSO）的原油、天然气，进入火炬或冷放空排放的天然气量，输入海水量，输入淡水量，输入柴油量，输入航油量，输入输出平台的电量等。
b.用能单元使用的能源和载能工质 包括生产系统用电量，电站用气量、用油量，热站用气量、用油量，主要柴油用户的用量，其他单台主要用能设备的耗能量。
c.自产能源 包括主电站的发电量等。
d.可利用的余能 由于技术手段的限制，目前暂时考虑测电站和锅炉排放烟气的温度。用于原油、天然气贸易结算的计量器具应按相应的规范要求配备。
e.电站、热站、柴油系统、海水系统、淡水系统等属于集中管理同类用能设备的用能单元，其分配总进口已配备了能源总量计量器具，对单用户可以不再单独配备能源计量器具。
f.对需要考核单台设备效率的电站、热站应计量电站、热站单台设备消耗的燃料。
g.油气田生产的油气输出量宜取外输计量值，若无外输计量时可能需要累计多个计量值得到。
② 电能计量项目要求
a.输入输出电能计量 包括主发电机发电量；为井口平台供电的主变压器及升压变压器；采用海底电缆供电的井口平台的进线；采用海底电缆供电，用变压器作为主电源的变压器。
b.用电单元的电能计量 包括平台主变压器、照明系统、电伴热系统、生活区及大于或等于100kW的单台设备。
③ 电能计量装置的基本要求
a.中性点非有效接地的电能计量装置应采用三相三线电能表，中性点有效接地的电能计量装置应采用三相四线的电能表。
b.对于双向送、受电的回路，应分别计量送、受的有功电能，感应式电能表应带有逆止装置。
c.电能计量、计算机、遥测三者共用的电能表，应具有脉冲输出或数据输出，其通信接口、通信规则应满足相关系统的要求。
d.海上无人井口平台所配备的电能表应具有脉冲输出或数据输出，其通信接口、通信规则应满足相关系统的要求。
e.直流换流站的换流变压器交流电输出端口应装设电能表；对于直流输电线路，当有条件时应装设电能表；对有可能双向送、受电的直流线路和换流变压器交流侧，应分别装设送、受电的电能表，并应带有逆止装置。1.2 海上油气田工程各阶段工作1.2.1 前期研究阶段
前期研究阶段的工作是指某油气田油气储量评价基本完成或到一定程度后，为了开发该油气田进行的包括地质油藏、钻井完井、采油工艺、开发工程、生产作业、健康安全环保、节能减排、油气市场、开发投资及费用估算、经济评价等相关评价、研究、报告编制，以及对制约油气田开发问题的协调与解决，以满足项目审批的前置条件，并获得政府审批文件的相关工作，包括直至ODP获得批准的全部工作内容。1.2.2 项目实施阶段
ODP批准到该项目的生产设施正式投用，包括基本/详细设计阶段、建设阶段、生产设施调试阶段等。1.3 海上油气田工程生产准备概述1.3.1 生产准备项目组工作任务1.3.1.1 生产代表工作任务
生产代表是指分公司指派到前期项目研究设计单位，代表现场生产一路参与油（气）田开发项目的前期研究，以提高油（气）田的注（采）及地面工艺等方面的设计质量的人员。工作时段为油（气）田开发项目的前期研究项目启动后到该项目ODP编制结束，后期重点放在技术评估上。具体工作任务如下：
① 参与新项目前期研究方案编制工作，协调解决前期研究阶段存在的各种关于生产的设计问题。
② 负责向生产部及作业公司汇报项目现场生产问题落实情况及解决方法。项目遇到重大变化需及时征求分公司的意见，把分公司对油气田的开发思路融入ODP报告中。
③ 在次日将工作日报汇总后发送给项目代表和项目工程师，抄送生产部主管岗位经理、作业区/作业公司生产经理及勘探开发部。
④ 在每周五将周报汇总后发送给项目秘书，项目秘书在周五下班前汇总后发送给项目代表审核，周报要在下周的第一个工作日发送给生产部主管岗位经理、作业公司生产经理及勘探开发部。
⑤ 在新油气田开发项目前期研究阶段，生产代表发现设计过程中存在重大或较大问题时，需要填写《湛江分公司前期研究项目部门审查意见表》，由生产部部门主管岗位经理审核签字后发送给勘探开发部。生产代表反馈的一般技术性问题由生产部项目代表以邮件形式反馈给勘探开发部。生产代表所反馈的所有意见，需要填写在《分公司生产代表建议跟踪表》中，并实现动态跟踪。
⑥ 负责新项目的操作费和生产准备费测算/审核工作。
⑦ 把适合分公司的油（气）田开发技术以及被成功应用的新技术和装备融合到开发方案中，如：生产人员定编、注（采）工艺、油气水的处理工艺、油气储运工艺、油气水计量技术、设备选型、ESD关断逻辑、电力调配方案、材料应用、防腐保温工艺、设备布局方案、QHSE技术的应用经验、节能减排技术、生产设施配套支持装备的要求等。
⑧ 参与审查油（气）田总体开发方案、油（气）田开发方案的重大变更方案。
⑨ 负责收集并反馈在生产油（气）田中存在的各种设计问题、设备应用问题、工程建设遗留问题、投产后的重大变更和改造等问题。
⑩ 负责总结和评估在生产油（气）田中所应用的成熟技术和装备，编制成良好的技术实践或技术标准，并将成熟技术和装备在新油（气）田开发方案中推广应用。
⑪ 与生产部、作业公司、协调部、健康安全环保部做好充分沟通，协助分公司向前期研究单位提供准确可靠的基础资料。
⑫ 项目ODP批复后转入生产准备组。1.3.1.2 生产准备组工作任务
生产准备组成员是指油（气）田开发项目从总体开发方案批准到该项目试运行前的时间内，为保障该项目的顺利试运行而做各项准备工作的生产人员，由生产部生产准备组负责管理，项目试运行后转入作业公司管理。生产准备组的主要工作任务如下：
① 组织落实生产准备的人员培训、投产物料采办、投产文件编写、基本设计和详细设计的文件审查、新项目建造调试、组织项目联调及试运行等工作。
② 负责对生产准备的工作进度、费用、QHSE进行总体控制。
③ 提交生产准备组人员到位需求时间表，组建生产准备队伍。
④ 按照分公司采办程序对投产物料和备件进行采办，提交采办策略及采办计划。
⑤ 提交年度预算、各季度的滚动预测数据、生产准备费执行情况分析报告等。
⑥ 负责建设与实施该油（气）田生产管理体系，如信息系统、管理制度。
⑦ 组织生产准备成员参与投产前的技术培训、取证培训等。
⑧ 负责对系统进行联合调试，组织协调试运行工作。
⑨ 组织落实试生产前安全备案检查和试运行文件审查的各项准备工作，提交检查申请并协助完成相关检查。1.3.2 生产准备项目组良好作业实践概述
湛江分公司针对新油（气）田开发项目生产准备项目管理、组织管理以及新技术运用方面开展了大量工作，为新油（气）田顺利投产奠定了坚实的基础。项目管理良好实践包括计划管理、预算管理、QHSE管理、试生产文件准备管理、委托代管管理、设备管理、试生产检查管理、安全竣工验收管理、后勤管理、完工总结管理等内容；组织管理良好实践包括党工团建设、培训管理、人员管理、文化建设等内容；新技术运用良好实践包括油（气）田注（采）工艺、油气水处理工艺、油气储运工艺、油气水计量技术、电力调配方案、设备选型、新型材料、HSE技术、节能减排技术的运用等。第2章 生产准备阶段项目管理良好实践2.1 生产准备计划管理2.1.1 项目计划管理概述
管理的基础是有效地计划所需要完成的工作，恰当地对工作和员工进行组织，挑选那些拥有特定技能和知识能力的员工去完成工作。凡事预则立中的“预”，指的就是有效地计划。
项目管理计划是项目的主计划或称为总体计划，它确定了执行、监控和结束项目的方式和方法，包括项目需要执行的过程、项目生命周期、里程碑和阶段划分等全局性内容。项目管理计划是项目管理的规划性文件，是项目实施过程中项目管理的大纲和指导。根据不同的项目类型和项目管理需求，项目管理计划有多种形式。2.1.2 生产准备计划管理目标
由生产准备组项目经理组织编制生产准备年度工作计划，工作计划包括生产准备组人员到位计划、相关岗位取证计划、培训计划、投产文件编写和审查计划、备件和物料采办计划等。
① 生产准备组人员到位计划 试运行前450天向人力资源部提出主操及以上岗位人员需求申请，试运行前360天到位；试运行前270天向人力资源部提出其他人员（不包括医生、报务主任、后勤人员）需求申请，试运行前180天到位。
② 根据分公司对相关岗位的取证要求，试运行前180天开始进行取证培训，试运行前180天启动试运行前技能培训。
③ 试运行前210天开始编写《试运行方案》及《投产前安全分析报告》，试运行前150天进行第一次内审，试运行前120天进行第二次内审，试运行前80天进行分公司内审（如需要），试运行前60天向海油有限公司开发生产部提出外审申请；试运行前210天开始编写《操作规程》《培训手册》《管理手册》《安全手册》《安全应急预案》《溢油应急计划》。
④ 试运行前210天启动MAXIMO数据收集服务采办，试运行前90天进行中间审查，试运行前30天进行最终审查。
⑤ 新油（气）田开发项目成立后就开始申请采购固定资产；工具、吊索具、通用料、医疗器械、厨房用具、化验设备及器材、对讲机等物料在试运行前330天启动采办程序；设备配件、油料、专用工具、化学药剂筛选、管线标识安装、安全教育录像服务等试运行前60天启动采办程序。2.1.3 生产准备计划管理措施
项目进度计划以工作细分结构为基础，采用关键路径法（CPM）进行编制。使用三级进度计划，包括项目总进度计划（一级）、项目控制进度计划（二级）、项目详细进度计划（三级）。上述三级进度计划按照工作层次互相联系，二级计划是三级计划的汇总，一级计划是二级计划的汇总。（1）项目总进度计划 项目总进度计划反映项目主要里程碑时间，主要包括：生产准备组人员到位、取证培训、投产文件编写和审查、备件和物料采办的开始时间和完成时间；机械完工时间；试生产检查时间；安全备案检查时间；项目试生产时间；安全竣工验收时间等。（2）项目控制进度计划 项目控制进度计划以关键活动为基础，反映这些活动之间的工作顺序和逻辑联系。控制进度计划用CPM技术编制，标明每项活动的控制编码，明确每项活动的计划开始时间和完成时间，计算每项活动的实际进展情况，进行必要的调整，及时反映关键线路和关键活动的转移以及各项建设活动和项目总浮动时间的变化。（3）项目详细进度计划 项目详细进度计划是由承包商根据合同规定的工作范围，以每一可控工作单元为基础编制的进度计划，该进度计划应在合同授予后的30天内提交给生产准备组，在审查批准后，作为控制承包商工作进度的依据。
项目详细进度计划包括为了完成合同工作范围内工作所需进行的各项活动，这些活动应以专业分类，分别列出活动的开始时间和完成时间、各项活动之间的工作顺序和逻辑联系，标明关键活动和重要的里程碑时间。项目详细进度计划应该根据实际工作的进展情况进行必要的修正，如果实际进度落后计划，承包商应该按照项目组的要求编制相应层次的应急计划（赶工计划）。（4）项目进度控制的衡量系统 建立合理的进度衡量系统，是准确反映生产准备实际进展情况的重要手段。进度衡量系统以工作细分结构为基础，以各层次的“S”曲线为主体，以各层次进度控制程序和相应报告系统为手段。在编制各个层次的进度“S”曲线时，各项活动的权数应综合考虑以下方法来确定：以预算为基础的加权方法；以工期为基础的加权方法；以工作重要程度为基础的加权方法。（5）对承包商进度计划的审核
① 进度计划的审核内容 包括是否包括了合同工作范围内的所有工作；项目工作细分结构；是否满足合同规定的进度和其他要求；项目执行机构和人员计划；设备和材料采办计划；是否充分考虑了项目的限制因素及应变措施。
② 承包商进度衡量系统的审核 包括各工作细分结构的权数是否合理；进度点数的分配是否切合实际；里程碑及其相应的进度量测是否合理。2.2 生产准备预算管理2.2.1 生产准备费用类型
生产准备费主要包括：生产准备作业期间为生产准备工作所使用的海上人员费、直升机费、船舶费、船舶油料费、通信及气象费、仓储及港杂费、培训费、生产管理系统建设费、投产物料准备费、文件准备及取证费、项目组管理费等。对于为生产准备作业购入的设备要按照固定资产有关办法进行实物管理。具体定义及内容如下：
① 海上人员费指生产准备项目组从油（气）生产单位组建之日起至系统联调和油（气）田投产的全部培训、取证、调试、投产等作业活动期间与人员有关的费用，包括人员工资及附加、海餐费、差旅费（包括防台费）、劳保费、公杂费等。
② 直升机费指从机械完工到正式投产期间生产准备项目组为海上油（气）田投产所使用的直升机的费用，包括飞机租金、飞行小时费和场地费。
③ 船舶费指从机械完工到正式投产期间生产准备项目组为海上油（气）田投产所使用的船舶费用。
④ 船舶油料费指从机械完工到正式投产期间为海上油（气）田投产所使用的船舶用燃料油费用。
⑤ 通信及气象费指从油（气）田机械完工到正式投产期间海上平台、油轮、终端的通信设备固定租金，卫星通信费（TES的租金），生产网络信息费，其他通信费（包括按时间收费的费用）及气象服务费等。
⑥ 仓储及港杂费指新油（气）田投产所发生的仓储服务、港杂费。
⑦ 培训费指生产管理及操作人员进行专业基本素质培训、实际操作培训、安全培训及各种上岗取证所发生的费用。
⑧ 生产管理系统建设费包括生产管理系统软、硬件的购置，咨询服务，基础数据收集整理，项目管理所发生的费用。
⑨ 投产物料准备费指生产准备项目组为准备生产工具，补充部分设备的备品、备件，采购调试、投产作业期间所用化学药剂（包括化验室配备的分析仪器、药品等）、润滑油，配备医疗器材及药品、床上用品、餐具等发生的费用。
⑩ 文件准备及取证费指生产准备项目组调试大纲、安全手册、投产方案等投产文件的编写印刷费用以及取得油（气）田投产所需的生产作业许可证、投产许可证等所发生的费用。
⑪ 项目组管理费指生产准备项目组管理费用，包括ODP报告批准后，生产部门派到工程项目组生产代表的费用。2.2.2 生产准备预算管理要求
① 油（气）田生产准备费以项目预算为主要控制目标，预算编制要以工作量为依据，采用有限公司和集团公司的定额和参数。项目执行过程中，根据项目的实际进度分年做出年度控制预算。年度预算由生产准备项目组负责控制，经生产部主管岗位经理和部门经理审核后报有限公司开发生产部通过后列入计划大本。
② 生产准备项目在实施过程中，必须合理计划、严格控制生产准备费的使用。其年度预算的编制和执行，需按照有限公司《投资项目管理规定》等相关规定，原则上应按照批复的基本设计概算或ODP估算额、项目概算进行总投资的控制和年度预算的编制、控制，不得突破。
③ 对于自营油（气）田及合作油（气）田开发项目，当其ODP取得有限公司投资与风险管理委员会（简称投委会）批准后，即可将其开发投资列为年度正式计划及预算。如果某开发项目虽然已经通过有限公司ODP或基本设计审查，但基于外部服务资源暂不落实等原因，在年度预算编报过程中，分公司项目代表在与有限公司各职能主管部门充分沟通、核实后，由有限公司职能主管部门确定其当年投资为正式预算或待批预算。
④ 生产准备费预算的审核严格遵循分级审核制度，项目经理为生产准备费的审核人。且在预算编审过程中，应与有限公司对口业务部门充分沟通。
⑤ 跟踪检查、分析生产准备组各项计划预算的执行情况，并在项目月报中反映预算执行情况。
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]