煤层气井排采工操作手册.docx

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煤层气井排采工操作手册

煤层气井排采操作手册

中石油煤层气公司韩城分公司

一、名词解释

二、煤层气排采基本原则

三、韩城煤层气地质特征

四、韩城煤层气排采特点

五、韩城煤层气井排采制度要求

六、煤层气井排采资料录取要求

七、排采巡井工岗位职责

八、排采住井工岗位职责

九、排采工作业流程

一十、排采设备检查保养要求

一十一、典型案例

基础篇

一：

名词解释

1、煤层气：

就是指在煤层内产生和赋存的天然气，其主要成分是甲烷（CH4），约占70%以上，又称煤层甲烷、煤层吸附气或煤层瓦斯，它是煤层气的一种，是一种非常规天然气。

煤层气与常规天然气最大不同点就在于煤岩既是它的储集岩又是生气原岩，它是煤层煤化作用的结果。

煤的储集性和煤中天然气的储集是整个成煤作用过程的结果。

2、煤储集岩石学方面的参数：

主要指煤阶、煤的显微组分、煤的显微硬度。

煤阶通过测定煤中镜质组反射率（R0）来确定。

其余则用反光显微镜区分，同时亦可以求得割理宽度和密度。

3、煤阶：

表示煤在埋藏历史中，沉积物有机质在成分和结构上经历了一系列变化，其过程称之为煤的变质作用或煤化作用。

可以用多种物理和化学参数来表征煤的变质程度，常见的煤阶参数有固定碳含量、镜质组反射率、水分含量。

煤阶是影响割理发育的主要因素。

通常，低媒阶的煤割理不甚发育，到烟煤系列时割理发育。

割理面最密集的主要发生在低挥发分烟煤煤阶附近，高于低挥发分烟煤煤阶，割理或裂缝又不发育，标本上表现为割理封闭。

4、煤岩工业分析参数：

该类参数是指煤的固定碳、挥发分、灰分、水分，目的是对煤岩性能质量作出评价以及在煤储层评价中校正含气量。

5、煤显微硬度：

显微镜下可识别的煤的显微组分的抗压强度。

不同煤级和不同显微组分的显微硬度不同。

在研究中，一般以均质镜质体的显微硬度为代表。

它是用专门的显微硬度仪进行测定的。

随着煤级的增高，煤显微硬度也有变化。

从褐煤到超无烟煤，煤的显微硬度值是增大的；同一煤级中，当镜质组还原性增强时，煤显微硬度略微降低；同一煤样中，煤显微硬度最大值与最小值间亦存在微小差异，反映出非均一性。

6、煤层含气量：

是散失气量、解析气量和残余气量之和。

散失气量是指现场取出的含气煤心在装入解析罐之前释放出的气量；解析气量是指煤心装入解析罐之后解析出的气体总量；残余气量是指终止解析后仍留在煤中的那部分气量。

对煤层气开采有实际意义的是散失气量和自然解析气量，两项之和占总含气量百分率越大，对煤层气开采越有利。

7、煤储层压力：

是指煤层孔隙内流体所承受的压力，即通常所说的孔隙流体压力。

8、临界解析压力：

临界解析压力是指在煤层降压过程中气体开始析出时所对应的压力值。

可以根据临界解析压力与煤层压力了解煤层气早期排采动态，临界解析压力越接近地层压力，排水采气中需要降低的压力越小，越有利于气体降压开采，据此可为制定煤层气排采方案提供重要依据。

9、地解比：

地解比是临界解析压力与原始地层压力的比值。

据此比值可以预测产气高峰期到来的时间及是否可以高产。

临界解析压力越接近原始地层压力，含气饱和度愈高，高产富集条件愈优越。

据已勘探开发的数据，可将地解比划分为高地解比（＞0.6）、中地解比（0.6-0.2）和低地解比（＜0.2）三类。

10、地解压差：

煤层压力与气体临界解析压力之差为地解压差．其值愈小．说明煤层含气饱和度愈高．抽排中见气时间愈早．开采效果愈好。

11、生产压差：

产层静压与井底流体压力之差称为生产压差。

合理的生产压差是通过系统试井确定的。

由于煤层气生产的特殊性，决定了不能利用现有的油田试井理论对煤层气生产进行分析。

但是，煤层气与煤层水的产出密切相关。

因此．可调节煤层水的产出来控制煤层气井合理的生产制度。

12、流动压力：

生产井在生产时产层中部的压力称流动压力。

也称井底压力，筒称流压可通过测试获得，是反映产层能量的重要指标。

13、油管压力：

流动压力把油气从井底经过油管举升到井口后的剩余压力称油管压力，筒称油压。

由油管压力表测得。

油压大小取决于流压的高低，而流压与地层压力有关，因此，油压的高低是油气井能量大小的反映。

14、套管压力：

是指流动压力将油气从井底经过油套管之间的环形空间举升到井口之后所剩余压力，筒称套压，由套管压力表测得。

套压是反映油气井生产状态的重要指标。

在一定条件下反映井筒液柱的高低。

15、静液面：

是指非自喷井在关井后井筒内的稳定液面。

16、动液面：

是指非自喷井在生产时油管与套管之间环形空间的液面。

17、煤层吸附等温线：

煤层吸附等温线反映了在给定温度下气体吸附量随压力的变化特征。

曲线的两个特征参数为兰格谬尔吸附常数Vm及兰格谬尔压力pL．Vm值为理论吸附量，即煤的最大吸附容量；pL值为吸附量Vm值为50％的对应压力值．它反映了煤层气解吸的难易程度。

在煤层气开采中．pL值很小时，需要大幅度降压才能有大量气体解吸，这对于煤层气的降压开采不利，较大的兰氏体积反映出较高的开发潜力．较高的兰氏压力反映了良好的开采条件。

三、韩城煤层气地质特征

1、主要煤层及展布特点

韩城煤层气田主力煤层分别为二叠系山西组3#煤层和太原组5#、11#煤层。

山西组为陆相沉积，主要为河流冲积-三角洲沉积体系；太原组为海陆交互相沉积，主要为海湾-泻湖沉积体系。

3#煤层结构简单，为块状煤层，在平面上分布稳定，整体呈西薄东厚、南薄北厚的特点；煤层埋深在320～950m，厚度1～3m，平均厚度2m。

5#煤层结构相对简单，变化不大，有薄层夹矸1层，在全区分布相对稳定，整体呈现出西厚东薄的特点；煤层厚度分布在0～10m之间，大部分地区5#煤厚度超过2.5m，在工区东部局部地区厚度减薄至尖灭；煤层埋深在350～1000m。

11#煤层结构复杂，含薄层夹矸1～3层，全区发育较好，厚度大，分布稳定，煤层厚度2.0m～12m；厚度在5m以上的厚煤带主要分布在工区中部和北部，呈近东西向展布，工区南部煤层逐渐变薄；煤层埋深在400～1100米。

2、煤岩成分特征

3#煤宏观煤岩类型为暗淡～半暗型煤，以暗煤为主，次为丝炭，间夹少量镜煤线理条带，内生裂隙发育，以块状为主。

显微组分以基质镜质组为主，变化范围48.1～91.04%，平均75.08%；惰质组含量4.47～37.4%，平均16.46%；无机组分以粘土矿物为主，呈棕色细粒状聚集体分布，变化范围4.49～14.5%，平均8.47%（表1）。

5#煤宏观煤岩类型为暗淡～半暗型煤，以暗煤为主，次为丝炭及少许镜煤，内外生裂隙均不发育，大部分地区以软煤为主。

显微组分以基质镜质组为主，变化范围34.66～96.4%，平均含量75.87；惰质组含量1.1～34.04%，平均13.59；无机组分以粘土矿物为主，变化范围1.3～31.5%，平均10.54%（表1）。

11#煤宏观煤岩类型一般在上部为半暗型煤，内生裂隙发育，下部暗淡型煤，以暗煤为主，丝炭含量较高，内生裂隙不发育。

上部煤层以块状为主，下部普遍发育一套软煤。

显微组分以基质镜质组为主，变化范围23.9～84.17%，平均68.94%；惰质组含量5.97～46.9%，平均20%；无机组分以粘土矿物为主，变化范围1.1～29.2%，平均11.05%（表1）。

表1韩城煤层气田煤岩显微组分成果表

煤层号

显微组分%

镜质组

惰质组

壳质组

无机组分

含量

平均

含量

平均

含量

平均

含量

平均

3#煤

48.1-91.04

75.08

4.47-37.40

16.46

4.49-14.50

8.47

5#煤

34.66-96.40

75.87

1.10-34.04

13.59

1.30-31.50

10.54

11#煤

23.9-84.17

68.94

5.97-46.90

20.01

1.10-29.20

11.05

韩城地区煤层3#煤和11#煤层上部为块状煤岩，内生裂隙发育，基质镜质组含量平均为70.8%，显示出较大的勘探开发潜力；而5号煤层内生裂隙不发育，渗透性较低，勘探潜力较另外两层煤差。

3、煤岩演化特征

煤的镜质组反射率是表征煤阶的重要指标，随着热演化程度的增高，煤岩的生烃总量增大，因此，确定煤阶成为煤储层评价中的一项重要内容。

本地区三层主力煤层演化程度较高，都达到了瘦煤-贫煤阶段，3#煤镜质组最大反射率1.87-2.33%，平均2.01%；5#煤镜质组最大反射率1.80-2.27%，平均2.02%；11#煤镜质组最大反射率为1.81～2.28%，平均为2.08%。

属于多生高储类储层。

4、煤层含气量

韩城地区3#煤含气量介于6.53-19.88m3/t，平均10.86m3/t，主要集中在8-15m3/t，5#煤含气量介于3.9-17.79m3/t，平均10.7m3/t，主要集中在7-15m3/t，11#煤含气量介于2.08-20.12m3/t，平均10.8m3/t，主要集中在8-20m3/t（图1）。

煤层解吸气以甲烷为主，一般大于90%。

5、煤岩等温吸附特征

利用WL1、WLC01、WLC09、WLC010、WL01-1V等5口井的注入/压降测试资料，建立压力剖面求得压力与井深的关系式为：

P=0.01074H-1.368

得到储层压力系数为0.78。

韩城煤层气田主要为低压储层。

通过分析本地区三套煤层的等温吸附实验，韩城煤层气田三层煤干燥无灰基兰格缪尔体积为10.84～28.65m3/t，平均22.5m3/t，兰格缪尔压力为0.99～3.79MPa，平均2.1MPa，与我国其他地区相比，相对较小。

通过分析等温吸附曲线，本地区煤层临界解吸压力在1.3MPa～4.7MPa，其中11#煤临界解析压力要高于另外两套煤层，一般在2.5MPa以上，含气饱和度60%以上。

煤层地解差小，井口易降压，适合于煤层气的规模开发。

精确的煤层甲烷吸附等温线有以下三个方面的作用：

第一，确定煤层原始状态的甲烷含量最大值。

因为直接测量甲烷初始含量是不可能的，只有通过吸附等温线进行推算，其前提是假设煤被甲烷饱和以及流体压力是埋深的函数；

第二．确定开采过程中，压力下降时甲烷的产量；

第三．确定“临界解吸压力”低于临界压力，甲烷将从煤层中解吸出来。

当煤未被甲烷饱和时，这个值的测量是很重要的。

6、煤层渗透性

韩城煤层气田三套主力煤层煤岩类型为瘦煤-贫煤，演化程度较高，生气潜力大，含气量较高。

因此，储层的渗透率就成了决定该地区煤层气高效开发的关键因素。

而在测试过程中由于人员素质，设备等的不同可能存在较大的误差，使得测试结果与实际生产不符。

经分析，本地区三套主力煤层的渗透率变化范围分别是：

0.001～3.503×10-3um2，渗透率总体偏低。

7、煤层裂隙特征

煤储层是含有基质孔隙和裂隙孔隙（割理）的双孔隙介质。

在韩城地区，通过对区内煤层裂隙的观测和测井资料分析：

在韩城地区，3#煤为块状煤层，割理发育，面割理12～14条/5cm，端割理14～16条/5cm，11#煤层上部一般为块煤，内生裂隙发育，面割理1～6条/5cm，端割理2～12条/5cm，而5#煤和11#煤下部煤岩一般为软煤，内外生裂隙均不发育。

总体而言，本区煤层内生裂隙比较发育，外部裂隙不发育，表现受构造运动影响较弱，孔隙度较大，对煤层气开发有利。

设备工艺篇

制度篇

二：

煤层气排采基本原则

煤层气的产出要经过排水降压，使吸附在煤基质表面的气体解析．并通过割理、裂隙扩散、渗流到达井筒．进而产出地面。

煤层气的开采是一个排水降压的过程，其开采效果的影响因素很多，主要有地质因素（包括煤层厚度、含气量、煤层压力及临界解析压力等），完井方式（不同地质条件下的煤层井采取的完井方式不同）和开采方式（增产、抽排措施等）三方面。

由于煤层气井的低渗透特点，—般首先要经过水力压裂改造。

水力压裂产生的裂缝改善了煤层的渗透性，使井筒和煤层以及煤层远端打开了通道，为加速排水降压提供了有利条件。

压裂后应快速返排压裂液，并不断地排出煤层中的水、降低液面，以逐渐把煤层压力降至临界解析压力以下，从而将煤层气采出地面。

煤层的抽排要连续进行，防止地层压力重新回升．在煤层中产生反吸附作用。

1、煤层解析压力决定了煤层气井的初始产气时间。

地解压差值愈小．说明煤层含气饱和度愈高．抽排中见气时间愈早．开采效果愈好。

2、大多数的煤层都含水，但也有少数煤层没有水，所以排采工艺分为排水采气工艺和无水采气工艺两类。

含水煤层气井有气水同出、储层压力低、固体颗粒（煤粉、压裂砂）含量高等特点。

在排水采气工艺技术上有三个特殊要求：

一是使进液口位于煤层以下，井筒要留足够长的砂缓和水袋；二是要有防固体颗粒危害的措施，要不间断稳定抽排，严防猛抽猛排，过分激动煤层；三是制定合理的生产制度，加强排采过程的动态管理，严禁勤换生产制度，这是排水采气工艺技术的关键环节。

3、由于煤层低渗透特点，要使用压裂工艺改善煤层的渗透性。

无论是排采早期尚未达到临界解析压力时的单相水流动还是达到解析压力后的气、水两相流动，流体最终都要经过裂缝进入井筒．所以要确定合理的抽排制度，既要保证一定的抽排强度，缩短抽排时间，又要保持均衡降压，防止煤粉和砂子在裂缝中的流动阻塞，影响抽排效果。

因此，在抽排初期（未达到解析压力之前）压差的控制应以保证煤粉不迁移，压裂砂不反吐，煤层气解析速度慢为原则；同时在设备和地层条件允许的情况下，应尽量加大生产压差，使液面下降速度加快，尽早排出压裂液，减少污染。

4、煤层气排采要连续进行。

为防止地层压力重新回升．在煤层中产生反吸附作用，煤层气排采要连续进行。

排采过程中要保证液面和地层压力均衡，以液面稳定下降为原则。

泵排液能力与煤层供液能力应相适应，充分利用地层能量，保证环空液面均匀缓慢下降或稳定。

若排采强度过大易引起煤层激动，使煤粉及压裂砂堵塞裂隙，降低渗透率，妨碍煤层整体降压，影响煤层气的开采效果。

5、生产井合理的生产压差是通过系统试井确定的。

由于煤层气产出的特殊性。

决定了不能利用现有的油田试井理论对煤层气产出进行分析。

但是，煤层气与煤层水的产出密切相关。

因此．可调节煤层水的产出来控制煤层气井生产的合理制度。

6、确定合适的油嘴、保持适当的套压。

放大油嘴，套压下降．生产压差增大，产气量上升；反之，减小油嘴．套压上升，生产压差减小，产气量下降。

当套压降为零时，由于空气密度大于天然气密度，空气有可能混入井中，与煤层接触发生氧化作用，形成氧化膜阻止气体解析．影响煤层渗透性．不利于煤层气产出。

套压过高，不利于气体解析。

综合考虑认为正常排采时井口压力应不低于0.1MPa。

7、洗井冲砂施工会对污染煤层．如何将污染减小到最小是施工的要点。

煤层原始压力系数大多数都小于l．且经过一段时间的抽排后．地层压力下降，压力系数更小。

这样，在生产过程中的洗井或冲砂施工可能会导致大量的洗井液漏入地层、造成污染，因此检泵时尽量不要洗井。

为了减小伤害，应采取以下措施：

1）对洗井液体进行优化．使用过滤后的地层排出液或用优化后活性水洗井；

2）一律采用正洗或正冲的方式；

3）对漏失量很大的井，采用气举法进行冲砂。

五：

韩城煤层气井排采制度要求

1、煤层气排采应树立“安全第一、环保优先、以人为本”的理念，各项作业要遵守有关法律法规，符合HSE管理体系的有关规定。

2、煤层气排采实质是排水、控压、产气、稳产的过程，每一个阶段都有其独特性，程序不可逾越。

3、煤层气井排采总体可以划分为产水摸索、产水稳定、三相同出、气水两相产出、产气生产五个阶段，抽排以最小工作制度启动，逐步增大排量，保证环空液面匀速缓慢下降。

其目的是保持压裂后形成的稳定高导流能力裂缝系统。

4、压裂作业完成后，在井口压力低于地层闭合压力的条件下，即井口压力降至1MPa后，开井放喷。

5、新井下泵吸入口下深为11#煤层射孔段以下5m～30m，后期可根据产液及产气情况调整泵挂深度。

6、排采初期，应连续抽排完压裂液，日降液面应控制在小于10m,总排液量在800～1000m3。

排采初期每8小时测一次动液面。

7、到临界解析深度（排水量约是总压裂液的50%～75%），适当放慢降液速度，控制套压，使储层压力匀速缓慢下降。

此时易产生一个突变，一般表现为气产量突然增大，套压增大，有时气会将环空水带出，造成环空液面突然下降。

这一突变，对于比较疏松的煤层，极易出大量的煤粉，可能造成填砂裂缝的堵塞。

对于较软的煤层，可能由于储层孔隙压力突然降低，造成割理关闭，从而影响煤层渗透性。

8、接近解吸压力时，日降液面控制在2～3m，每4小时测一次动液面，动液面下降大于10m时，应逐步降低抽排强度，控制套压。

动液面下降坡度控制在小于或等于20°。

9、排采初期尽可能排出全部压裂液，每口井应排液1500m3以上，方可进入生产期。

10、若煤层气井产水不连续，或者泵效低，应测示功图判断井下管柱和深井泵有无故障。

若气锁，则将驴头放在下死点，视气锁严重程度决定停抽时间。

尽量避免进行碰泵作业。

若产水连续，进行产水情况描述。

11、新井或新修井投产时，排采强度应控制在最低。

抽油机冲次为1.5次/min或2次/min，螺杆泵转速控制在每天排水0.5～2m3。

12、套压以控制在0.2MPa左右为宜。

13、排采初期应每日取水样一个，分析氯根、PH值、描述含沙及煤粉量，稳定后每15天测一次水样氯根、PH值、描述含沙及煤粉量，若须取气样则可分别在产出和关井时采取。

14、现场测试分析由生产办负责下测试通知单，现场应按通知单进行测试作业并及时送交测试结果表。

15、现场应每日做出排采生产曲线。

对于曲线异常变化，应及时向分公司生产办汇报，并分析原因，并提出解决方案。

16、抽油机井应定期进行示功图测试，该方案由生产办负责提供。

通过对示功图的分析，及时采取调参、换泵等措施。

生产配件储备充足，使用中的设备应定期保养，确保排采过程连续。

17、对使用的各种工具、材料质量进行定期检查和不定期抽查。

测试仪器、仪表的计量性能（准确度、稳定度、灵敏度等）应按照国家的有关规定进行检定。

18、资料录取全准率应达到95%以上，施工质量合格率100%。

由生产办负责检查并验收，同时由生产办编写试采地质、工程总结。

19、改变排采工作制度和碰泵、检泵作业，必须由生产办下达生产指令，不得擅自改动。

20、附井底压力计算方法：

煤层气井储层压力和井底压力计算方法

1、煤层压力：

由P煤层＝ρ水g（H煤层底－H最低动液面）计算煤层压力，经过计算，

2、煤层出水量：

煤层出水量的计算公式：

Q煤层＝Q井口±（H动液面变化×S环）

公式中：

Q煤层为煤层出水量，m3/h；

Q井口为井口出水量，m3/h；

H动液面变化为煤层气井排采时油套与油管之间液面的变化差值，m/h；（如果动液面相对下降，煤层出水量等于井口出水量减去动液面下降引起的体积变化值；如果动液面相对上升，煤层出水量等于井口出水量加上动液面上升引起的体积变化值。

）

S环为油套与油管之间的环空面积。

（午城井组井深结构中油套外径139.70mm，壁厚7.72mm，油管外径73.00mm，油套与油管之间的环空面积就为0.0079415m2。

）

3、井底流压计算：

根据压力公式：

P=ρgh可以计算出水柱对井底的压力，即P水=ρ水g（H煤层底－H动液面），所以井底的压力P井底＝P水柱+P套管。

井底流压等于煤层压力与井底压力之差即P井底流压＝P煤层－P井底，又有P煤层＝ρ水g（H煤层底－H最低动液面），因此通过变化后，井底流压公式：

P井底流压＝ρ水g（H动液面－H最低动液面）－P套管

公式中：

ρ水为煤层水的密度，g/cm3；

H动液面为某一时刻液面到井口的高度，m；

H最低动液面为停抽恢复液面到液面不在上升时液面与井口的高度，m。

六：

煤层气井排采资料录取要求

1、日常排采数据，中途作业和测试资料应及时准确记录并上交。

测试作业主要包括抽油机示功图测试和环空动液面测试等项目。

2、录取项目：

开井时间、工作制度、油嘴、套压、油压、环空动液面或井底流压、气水产量、累计产量、取样时间、固体颗粒物产出情况描述、点火描述等；

3、油套管、分离器、管线均应选择合适的压力表，所测压力要求在压力表1/3到2/3量程范围内，流量计应定期校正。

4、气、水应连续计量，即既要有瞬时流量，又要有累计流量。

5、开关井前必须录取环空动液面资料。

6、通井：

时间、油管规范、根数、方入、遇阻加压吨位、井底深度、管柱结构示意图、通井规痕迹描述；

7、检泵：

泵型号、各附件名称、型号、管（杆）柱结构示意图、防冲距。

8、资料录取全准率达到95%以上。

对资料录取中的弄虚作假行为要追究相关人员的责任。

七、排采巡井工岗位职责

5）气井巡护、加药管理规定

1、在执行气井巡护任务时，必须劳保上岗，领取巡井记录单，携带好巡井作业时的各种工具（扳手、备用压力表、密封垫、压力表考克、井房钥匙、铁锹等）。

2、核实气井井口流程，确认阀门开关情况，正确录取井口油、套管压力，对于生产井还需同时录取井口气流温度、旋进漩涡流量计计量参数，检查确认井口加热炉、紧急截断阀等运行是否正常，记录设备运行参数。

3、若发现井口压力异常，应检查确认井口流程是否正确，取压管路是否畅通，压力表考克是否正常开启，井口压力表是否在有效期内使用并准确，必要时更换备用压力表进行检查确认。

在检查确认无误后正确录取井口有关资料。

在井口油、套压数据录取完成后，应随即关闭压力表取压考克并打开放空将压力表泄压至零然后关闭放空。

4、对于井口使用加热炉的气井，应重点检查加热炉本体液位、燃料气压力、加热炉主母火燃烧等是否正常，加热炉本体各连接件是否紧固无跑冒滴漏现象，发现问题应及时进行解决处理。

5、长关井应在巡井结束后，关闭井口各控制阀门（对于标准配置井口，井口1、2、3号阀门可打开，其它阀门必须关闭）。

对于正在进行井下或井口作业的气井，井口各阀门的开关状态当根据实际情况进行确定。

6、巡井人员在巡井作业前后，应仔细检查确认井口各阀门、设备、连接件的密封、漏失情况，发现问题应立即着手整改，不具备整改条件的立即汇报作业区值班干部。

7、巡井作业时，必须首先对井口房内安全情况进行确认，合格后方可进入。

作业时，必须严格落实一人在井房内操作，另一人在井房外进行监护。

8、巡井人员在巡井作业过程中，同时负责单井道路及伴行管线的巡护工作，对于小型水毁、沙埋、裸露、悬空工程应及时进行清理和掩埋恢复，对于大型水毁、沙埋、裸露、悬空工程，及时报作业区值班干部并做好相应记录。

对于可能危及到管线运行安全的，应及时汇报作业区值班干部并进行紧急处理。

9、巡井过程中，发现老乡挡路、非法侵占管线/道路或进行可能危及管线、道路安全的施工作业等特殊情况时，应及时调查落实原因，力所能及的进行协商解决和阻止，并将有关情况汇报作业区值班干部、做好相关记录，严禁与挡路或施工人员发生冲突。

10、加强对新投产井和未加盖井房气井的巡护工作，做好周围村民井场安全宣传教育工作，做好记录并反馈作业区值班干部。

11、巡井员工在完成当天巡井任务后，须及时将气井巡护资料上交资料室，并向值班技术员汇报巡护情况。

特殊情况下，可用电话方式汇报值班干部，并将巡井资料一并上交。

12、巡井员工必须认真负责开展气井巡护工作。

巡井作业过程中若出现知情不举、填写假资料、对巡井作业过程中发现问题不理不睬，任由事态发展的，将按厂、作业区有关管理规定给予严肃处理。

13、开展井口加药作业时，对于生产井，加药前必须与该井所属集气站取得联系，经确认后方可进行加药操作。

14、加药操作前，必须详细检查确认加药设备、管线及安全附件是否齐全完好，井口法兰及泵本体各连接件是否可靠连接，合格后方可进行加药操作。

15、加药操作必须严格依照井口注醇加