受审核组织：中石化**油田**采油厂
审核类型：质量管理体系 第二次监督审核
认证范围：陆上采油
认证标准：GB/T 19001-2016
受审核方简介：**采油厂组建于2017年3月14日， 有5个采油管理区，5个采油管理项目部，3个外部项目部，2个生产辅助单位，2个科研单位。现管理油气井1025口、注水井739口。
一、审核过程及审核发现
审核员按审核计划的安排审核*采油管理区。*采油管理区管辖七个区块，8个开发单元，全区共有油水井616口，油井313口（开223口），注水井303口（开200口），9月底统计，平均井口日产液6699t日产油213t（年6.29万吨），综合含水96.8%，平均单井日产液30.0t，日产油1.0t。日注水6915m3，平均单井日注水36m3。
采出水通过处理，达标后注入地层已经成为采油管理区的重要工作之一。水处理的滤后水质必须符合油田开发注水水质指标要求。
审核员抽查采油管理区*污水站水处理过程的控制。站负责介绍：2020年根据油田的统一要求，污水处理（主要是采出水）交专业公司（河南**石油助剂有限公司）负责。采油厂负责提供水处理设备和基础设施，制定污水站水处理方案和应急预案。河南*石油助剂有限公司负责水处理剂的提供、加药、现场水质分析。
查阅到2020年污水站污水处理施工方案及化验管理规定。方案明确有水处理工作流程和药剂投加量（预氧化剂110mg/l、混凝剂300mg/l、助凝剂8mg/l、水质稳定剂50mg/l）。规定投加药品后每6小时监测一次滤后水质，发现异常加密监测。配备的水处理设施设备日处理能力8000m3，满足该管理区采出水的处理量要求。
查阅到污水处理合同和安全生产管理协议。合同双方职责基本明确，承包商负责水处理过程的药剂、加药管理和水质分析监测工作。出示有河南**石油助剂有限公司营业执照（有效期2022年07月2日）、安全生产许可证（有效期2021年04月02日）、油田承包商安全资格证（油田污水处理现场加药及技术服务）复印件。
审查承包商水处理过程控制。审核员与值班人胡XX进行交流时，发现承包商现场工作人员对2020年*污水站污水处理施工方案及应急预案的要求不了解，现场也不能提供相关文件。巡查加药车间和化验室，水处理和加药设备运行正常，但不能提供2020年10月21日至审核日的水处理加药记录。化验室查水质分析结果，水质记录表内容空白，询问操作人员胡XX是否进行了水质分析，胡XX呑呑吐吐说进行了分析，但提供不出分析化验记录。后在污水站资料员处查到最近的11月1日18:00前的污水化验记录表，其中11月1日10:00/14:00/18:00滤后分析结果均为：悬浮物固体含量2mg/l、含油量0、总铁0.172mg/l、Fe3+0.14 mg/l,溶解氧0，、PH7.2。结果符合规定要求，但数据无法追溯，真实性无法考证。
审核组通过查阅承包方的作业文件，提供的水质监测记录填写不全，缺乏有效性证据。针对上述事实审核员开据了不符合报告：“查*污水站污水处理承包过程控制，存在以下问题：1、现场未能提供《2020年*污水站污水处理施工方案及应急预案监督管理》文件。承包商现场工作人员对相关要求不了解， 2、现场承包商未能提供注水（滤后）水质分析化验记录，未能提供2020年10月21日至今的水处理加药记录。不能证明污水处理过程符合要求。”不符合GB/T19001-2016标准8.4.1条款“组织应确保外部提供的过程、产品和服务符合要求。”的规定。
二、沟通与分析
1、不同层级的沟通
针对发现的问题审核员分别与S采油管理区负责人、主管部门和厂领导进行了交流沟通，协助企业分析上述问题存在的风险和隐患。
结合质量管理体系标准“8.4外部提供的过程、产品和服务的控制” 要求，指导企业从管理上剖析问题的根源。
帮助企业查找问题的主要原因，采取有针对性的纠正措施，确保外部提供的水处理过程保持在采油厂质量管理体系的控制之中。
2、不符合的风险和隐患分析
---操作人员对水处理方案和应急预案不熟悉可能会导致操作失误影响水质的稳定；
---加药量的多少与产水量相关，严格的加药量控制是保持水质稳定的最基本的要求，无加药和分析化验记录就不能跟踪、追溯水质处理的有效性和水质指标是否达标；
---如果水处理不合格，水质不稳定，注入地层后会与油层水相混产生沉淀，水注入油层可能会使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊；
---水中携带大量悬浮物可能堵塞地层孔隙影响注入效果；
---PH值超标会对注水设施产生腐蚀等风险或隐患。
3、不符合的原因分析
经过自下而上的分析讨论，上述问题与采油厂相关的主要原因体现在以下几方面：
1）水处理外包过程存在的风险认识不足，对外包过程及其输出结果的控制措施考虑不充分，要求不明确。缺少过程控制的文件化信息的要求。导致记录缺失，不能证明污水处理过程符合要求。
2）技术交底和培训不充分，技术方案配备不到位，导致岗位人员对污水站污水处理施工方案及应急预案等相关要求不熟悉，对水处理过程控制重要性的识别不到位。
3）水处理以包代管，对过程监管不到位，没有完全的将外部提供的水处理过程纳入采油厂质量管理体系的控制之中。
三、纠正措施及成效
1、纠正措施
针对以上原因，企业在主管理部门、管理区、污水站三个层次采取了针对性的纠正措施：
1） 主管部门针对质量管控出现的问题，进一步建立、完善、落实建立“两表、两案、一规、一标准”污水处理风险管控措施，进一步明确了污水站水处理药剂投加要求和分析化验要求。
两表：XX污水站月度药剂报表，XX污水站水质化验检测报表。
两案：采油厂2020年污水站污水处理施工方案，采油厂污水站污水处理应急预案。
一标准：水处理滤后水质指标和分析方法执行QSH1025 1058—2019油田开发注水水质指标及分析方法。
一规定：污水站水处理药剂药投加管理规定，进一步明确了污水站水处理药剂投加要求。
2）2020年11月18日 采油厂技术管理室举一反三分，组织采油管理区和承包商学习污水处理施工方案及应急预案、药剂投放及污水化验管理规定、采油厂精细注水基础管理暂行考核规定等要求，再次明确了职责，落实了责任。明确要求采油管理区污水站管理人员不定期检查化验、加药台帐填写情况。（提供有《污水处理系统质量管控专题部署工作会议纪要》）
3）2020年11月19日 S采油管理区组织单位相关人员和承包方共同学习《2020年污水站污水处理施工方案》《2020年污水站污水处理应急预案》《药剂投放及污水化验管理规定》及处理站水质执行标准等要求，通过学习和技术交底，污水站和承包商工作人员充分了解方案内容、技术要求和现场管理要求。并将上述文件配备到岗位。污水站建立了《污水站月度药剂报表》《污水站水质化验检测报表》。
4）承包商建全、建齐了《污水处理药剂入库登记表》《污水站月药剂报告》(使用台帐)《水质化验检测报表》等“三表”，值班负责人对化验过程及记录进行巡查。
5）企业主管部门进一步完善了《采油厂精细注水基础管理暂行考核规定》，落实了内部的管理责任。增加了 “1.2 各采油管理区是精细注水基础管理和安全质量管控的责任主体，负责全面落实并严格执行与精细注水管理和 QHSSE 相关的各项操作规程、管理规定和管理办法;负责安全质量管控台账的建档”。“2.1.2 污水处理站要建立水质化验监测台账、污水处理药品进站验收台账，月度检查，每缺少 1 本，扣罚污水站绩效工资300元，每缺少1天的数据，扣罚污水站绩效工资 50元。”“2.1.10 污水站必须监督乙方搞好污水处理加药管理工作，质量管控体系外审或分公司安全环保部质量内审、检查，发现一项质量管理问题(含乙方)，扣罚相关污水站绩效工资 50 元。”等要求，。
3、改进成效
通过书面验证和与企业沟通求证，纠正措施实施效果明显：
1）“两表、两案、一规定、一标准”的贯彻落实，有效地避免了水处理加药和分析化验过程失控的风险，确保了外部提供的过程纳入到采油厂质量管理体系的控制之中。
2）通过培训，采油管理区、承包方相关人员进一步提升了质量意识，认识到水质化验第一手资料的重要性，熟悉了污水处理施工方案及应急预案等文件要求，掌握了污水处理的方法。
3）监督检查考核职责和责任的落实，杜绝了以包代管的现象，避免（或降低）了承包商带来的不利影响，确保承包商提供的水处理过程和滤后水质满足要求。
4）2020年12月油田注水水质普查公报显示，12月污水站水质指标悬浮物固体含量、含油量、总铁、Fe3+、硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）、与铁细菌（IB）含量平均值达标，结果符合Q/SH1025 1058—2019《油田开发注水水质指标及分析方法》的要求。
四、收获和体会
1、帮助企业及时发现承包商管理存在的问题，避免了可能有外包过程失控产生的风险。
企业污水处理过程的外包，目的是通过专业化的管理，降低企业的风险。但以包代管，甚至不管，反而会增加企业的风险，通过本次审核，帮助企业发现污水处理过程中存在的问题，通过及时采取针对性的纠正措施，避免了外包过程失控产生的风险或不利影响。
2、专业的指导进一步提升了企业管理人员对关键过程管理和控制重要性的认识。
审核过程中，审核员结合质量管理体系要求与企业相关人员就水处理加药、分析化验、滤后水回注等关键过程的风险和机遇进行了分析和讨论。强调了油田开采后期地层产液含水量的增加，产出水处理和回注的目的和意义，增进了相关人员对水处理加药、分析化验等关键过程重要性的认识，指导企业将水处理外包过程融入到采油厂质量管理体系的控制之中。
