学年油气井钻井工程标准和处罚条款.docx
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学年油气井钻井工程标准和处罚条款
附件1
钻井工程质量标准（2011年修订版）
1、井身质量：
井身质量合格率100%。
（1）直井:
表1
井段
井斜角（°）
全角变化率（°/30m）
水平位移（m）
H＜1000
≤2
≤2.1
≤20
1000≤H＜2000
≤3
≤2.7
≤30
2000≤H＜3000
≤5
≤2.7
≤40
3000≤H＜4000
≤7
≤3
≤60
4000≤H＜5000
≤9
≤3
≤70
①采用单点照相或电子单多点测斜方式;井身质量指标执行表1。
②测斜间距：
油田：
1000米以前，每50米测斜一次，1000米以后，100米测斜一次；丛式井组中直井测斜间距：
1000米以前，每30米测斜一次，1000米以后，50米测斜一次。
完井后测连斜。
气田：
2000米前，每100米测斜一次；井深超过2000米后，每300米测斜一次；若井斜有超标趋势，应加密测斜。
（2）定向井:
①直井段井斜角要求同直井规定（表1）;
②斜井段全角变化率（连续三点即90米井段）：
造斜井段和扭方位井段不大于5°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于2°/30m；
③中靶半径:
油田：
≤30m，特殊井执行方案设计要求。
气田：
≤60m。
④测斜方式:
采用磁性单点、电子单多点或随钻测斜方式；
⑤测斜间距:
测斜间距按表2执行；
表2
井段
最大间距（m）
丛式井直井段
<30
造斜段、防碰井段
<20
其它井段
<50
多点测斜
<30
【注】防碰井段指在该井段钻进时可能钻碰邻井或以后井钻进时可能在该井段相碰的井段。
⑥井口距：
类别
井口间距（m）
常规区块
5～5.5
高气油比区块
≥6
注水井和相邻井
≥6
天然气井
≥10
（3）井径扩大率：
平均井径扩大率＜15%，最大井径扩大率≤20%，油层井径扩大率＜10%。
2、取心质量：
单井平均取心收获率≥95%，特殊情况执行地质设计。
3、油层保护：
（1）API失水量达到地质设计和/或油气层保护技术要求（特殊情况另行说明）。
（2）从钻穿最后一个油气层起，油井浸泡时间不得超过72小时，气井浸泡时间不得超过168小时（自然灾害或甲方原因除外）。
4、下套管作业：
（1）完钻井深、表层套管下深、油层套管下深、套管串结构、短套管位置、人工井底等执行地质设计和工程设计；
（2）乙方负责从甲方指定地点拉运套管至作业现场，对常规套管乙方必须按照SY/T5396-2000《石油套管现场检验方法》进行现场质量检验，对新型套管乙方必须按照SY/T6474-2000《新套管、油管和平端钻杆现场检验方法》进行现场质量检验,资料记录齐全、准确、有效;入井时还须进行外观检查后，方可下井。
特殊螺纹套管按《特殊扣套管的检验、拉运和管理使用办法》执行；
（3）施工单位提供的套管附件必须经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后，方可使用；
（4）套管作业严格按照SY/T5412-2005《油气井套管作业规程》执行。
气井使用带扭矩记录仪的套管钳按标准扭矩上扣至规定扭矩，扭矩记录齐全有效，现场提供资料，监督验收；必须使用符合标准的套管螺纹脂，特别是气井产层套管所用螺纹脂必须是经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后的产品。
5、固井作业
（1）为了确保地层的承压能力能够满足固井时防漏及打开气层时安全钻井的需要，在进入石盒子组气层前必须按工程设计要求进行转化钻井液和工艺堵漏;
（2）固井所用水泥、外掺料、外加剂及水泥浆配方必须经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后，方可使用；
（3）要用现场固井用水对产层段所用水泥配方进行复核实验;
（4）纯水泥浆失水≤200ml;
（5）水泥返高执行地质设计和工程设计。
（6）套管附件安放位置及数量执行单井工程设计。
6、水泥环质量检测:
（1）水泥环质量检测应以声幅（CBL）为准。
声幅测井要求测至水泥面以上5个稳定的接箍讯号,讯号明显,控制自由套管声幅值在8～12厘米（横向比例每厘米50毫伏即400－600毫伏）。
而在百分之百套管和水泥胶结井段声幅值接近零线,曲线平直,不能出现2毫米负值。
测量后幅度误差不超过±10%，测速不超过2000米/小时。
凡水泥浆返至地面的井和尾管井,测声幅前在同尺寸套管内确定钻井液声幅值。
（2）常规密度水泥声幅相对值≤15％为优等，≤30％为合格。
对低密度水泥，声幅值≤40％为合格。
（3）经声幅测井其质量不能明确鉴定或设计要求时,可用变密度（VDL）等其它方法鉴定。
（4）正常声幅测井应在注水泥后48小时后进行，特殊井（尾管、分级箍、长封固段、缓凝水泥等）声幅测井时间依具体情况而定。
（5）油井声幅曲线必须测至人工井底以上2～5米，气井测至最低气层底界以下30米。
7、井控要求:
（1）严格执行《石油和天然气钻井井控规定》中油工程字[2006]（247号）、《长庆油田石油和天然气钻井井控实施细则》和《中国石油长庆油田分公司井控安全管理办法》的文件。
（2）执行工程设计中有关井控的要求。
（3）长庆油田有关质量和安全的规定文件，都视为本要求的内容。
8、完井井口及井筒质量要求:
（1）确保井筒畅通，满足井下作业要求。
（2）试压:
采油井：
15Mpa（注水井20Mpa）,试压30min压降<0.5Mpa。
试压时甲乙双方到场并办理相应手续。
天然气井：
管串中无分级箍时30Mpa、有分级箍时25Mpa，试压30min压降<0.5Mpa。
试压时监督、钻井队、试压服务队三方到场，并出具合格的试压曲线图。
（3）完井井口：
油井：
油层套管环形铁板厚度不小于40mm。
油层套管上端面高出井场平面，但不超过200mm；油层套管带井口帽或丝堵，大井口帽和环形钢板焊接牢固；环形钢板和大井口帽上均焊井号和施工队号；
天然气井：
洗净丝扣并合扣,合格后均匀涂抹特殊螺纹密封脂（catts101），人力旋紧后大钳紧扣至上扣扭矩,特殊扣螺纹上到标记处。
井口盖板焊井号、队号；6条螺栓对称上紧,将螺帽固定死在螺杆上；园井填土至底法兰处。
（4）井口平正,封固可靠;管外不出水,井场无油污；大小鼠洞填平，井场周围环境无污染。
9、材料质量：
（1）所有入井的表层套管、技术套管以及水泥、水泥添加剂等应持有具有检验资质的检验机构出据的检验合格证书，并在入井前送甲方审查。
（2）所有和工程质量有关的材料未经甲方许可不得入井。
（3）甲方对乙方使用的和工程质量有关的材料进行检查，并公布质检结果，对使用不合格产品者按危害程度进行处理。
附件2
长庆油田钻井井场及钻前道路修建规范（暂行）
为了规范钻井井场及钻前道路修建标准，保证钻井施工安全，有利于油气井后续管理和维护作业，有利于节约土地和降低成本，同时，根据市场开放的客观需要，为了进一步推进标准化的实施进程，结合长庆油田的地貌特征及外部关系等实际情况，特制定本规范。
1、井场修建规范
（1）井位勘定应遵循地面服从地下的原则，但井场修建应满足井控安全和钻井作业安全及环保的基本要求。
（2）一般油、气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75m，距民宅不小于100m，距铁路、高速公路不小于200m，距学校、医院和大型油库、河流、水库、等人口密集性、高危性场所不小于500m，距矿产采掘井巷道不小于100m。
安全距离如果不能满足上述规定的，应组织相关单位进行安全、环境评估，按其评估意见处理。
（3）井场水平高差不超过0.5m（井场长、宽每10米，水平高差不超过0.1米），井架、机泵房地平面水平高差不超过0.14m，且稍高于四周，形成1%～2%的坡度，利于排水。
（4）井场施工时，边坡长度小于10m时，坡度比例为1：
0.4，大于10m时应结合地质条件综合考虑；崖坡高度每超过10m，加留一处平台，宽度不小于1m。
（5）井场大小不得小于表1的要求。
井场面积标准表1
井类
井型
钻机类别
长度
（不小于）m
宽度
（不小于）m
油井
单井
各类钻机
80
40
水平井
各类钻机
80
60
丛式井
单排方向上每增加一口井，井场长度增加4.5m。
气井
单井
40型及以下钻机
100
60
40型以上钻机
110
70
丛式井
单排方向上每增加一口井，井场长度增加10m。
（6）油井单井挖方（实方）不小于50m×35m；丛式井常规区域每增加1口，挖方加长5～5.5m，高气油比区块挖方加长不小于6m，注水井和邻井挖方加长不小于6m。
气井单井挖方（实方）不小于70m×50m；丛式井每增加一口，挖方加长10m。
2、泥浆池修建规范
（1）泥浆池由钻井单位确定具体开挖位置，由钻前施工单位按泥浆池施工标准实施。
（2）泥浆上水池布置在井场的后场，沉砂池布置在钻机的一侧（实方位置），如需增加沉砂池容积时，应在原基础上沿大门方向继续前挖。
（3）油井泥浆池内侧边缘距井口的距离不小于12m，气井泥浆池内侧边缘距井口的距离不小于20m。
（4）泥浆池大小应不小于表2的要求（注：
表中尺寸为池底尺寸）。
泥浆池容积标准表2
井类
井型
标准（长×宽×深）m
油井
单井
40×5×4（沉砂池）+20×5×4（上水池）
丛式井
每增加1口井，沉砂池容积增加200方
气井
单井
40×18×4（沉砂池）
丛式井
每增加1口井，沉砂池容积增加300方
3、生活区场地修建规范
（1）生活区原则上应选择在井口上风向位置，尽量避开沟崖、滑坡、塌方等危险地带，选择在地势较为平坦、地质条件较为稳定、便于排水的地带。
（2）钻井队生活区和井场设施应分开摆放。
常规油井区的生活区距井场边缘距离应不小于50米，高气油比区域的生活区和井场边缘距离应不小于200米。
气井生活区和井场边缘距离应不小于200m。
（3）生活区场地的修建面积应满足所有生活设施的摆放需求。
4、钻前道路修建规范
（1）应避开易滑坡、坍塌、泥沼等不良地段，按照通行安全、经济实用的原则选择线路，充分利用原有道路。
（2）平坦地段修筑钻前道路，路基宽度应不小于7m，有效路面不小于6m。
山区修筑钻前道路应因地制宜，路基宽度应不小于6m，有效路面应不小于5m。
（3）转弯处曲率半径不小于18m，路面宽度不小于8m。
（4）在多弯、相互不能通视处应设置会车道。
一般每间隔250-400m修一处会车点，会车点路面宽8m、长度大于20m。
（5）道路纵坡坡度一般不大于15%（8°），局部复杂路段最大不超过36%（20°），确保各种施工车辆正常通行。
5、竣工验收和违约处罚
工程完工后，由项目组外协人员牵头，组织钻井、地质、监督以及钻前施工单位人员，按照规范进行全面验收，由钻井监督填写《钻井井场及钻前道路验收签认单》，不合格的必须整改，整改不合格的由钻井监督予以违约处罚。
（1）修建井场未达到要求，扣违约金1～3万元。
（2）修建泥浆池未达到要求，扣违约金0.5～1万元。
（3）修建生活区距井场距离未达到要求，每口井扣违约金1万元，并要求限期整改，未整改或整改后仍达不到要求的，新钻井每口井扣违约金2万元。
（4）钻前道路未达到要求，扣违约金1～3万元。
附件3
钻井工程质量及管理违约处罚细则
（2011年修订版）
第一章总则
第一条为了确保长庆油田勘探开发及新老油区产能建设方案的顺利实施，加强钻井过程中的质量控制，特制定本细则。
第二条甲方管理人员和钻井监督，依据钻井质量标准及管理规定，按照本细则在现场对钻井违约行为进行扣款。
所有处罚项目必须反映在钻井工序签认单和整改处罚通知单中写明备查。
第三条处罚采用在工程结算中扣除的方式。
第四条长庆油田公司相关管理部门钻井工序签认单和整改处罚通知单对违约扣款内容进行审查和核实。
第五条本细则依据《钻井工程质量标准》，由油田公司工程技术管理部负责解释；本细则作为钻井工程技术服务合同的附件，和主合同具有同等的法律效力。
第二章质量及管理违约处罚
第六条井身质量
6.1直井井身质量：
井斜超标2度以内（含2度）每超标1度扣违约金2000元；超标2～5度（含5度），每超标1度扣违约金5000元；井斜超过标准5度必须填井重钻。
6.2定向井井身质量：
6.2.1定向井直井段井身质量：
执行直井井身质量违约处罚条款。
6.2.2定向井斜井段（不含定向、扭方位井段）全角变化率连续三点（90米井段）超标，3点均在2～3度/30米（含3度）之间，扣违约金5000元，有一点超过3度/30米，扣违约金10000元，有二点超过3度/30米，扣违约金15000元；连续三点（90米井段）全角变化率大于3度/30米必须填井重钻。
6.2.3单点测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经第三方进行测多点，多点中靶，则该井中靶半径视为合格，对和多点数据差距大的一方扣违约金5000元。
6.2.4单点测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经第三方进行测多点，多点数据脱靶，视该井为不合格井，施工单位必须填井侧钻，一切费用将由施工单位承担，并扣违约金20000元。
6.2.5发生碰套管事故，除乙方负责处理好被碰井井筒外，并扣违约金50000～200000元，如确不能修复使用的，由乙方负责另钻一口井。
第七条取心质量
取芯收获率比设计降低，取芯收获率小于95%大于等于90%之间，每降低1%，扣违约金5000元；取芯收获率在90%～80%之间，每降低1%，扣违约金10000元；取芯收获率低于80%，每口井一次性扣违约金20万元。
第八条油气层保护
8.1目的层钻井液滤失量超标值>1mL，必须进行整改，并扣违约金2000元。
8.2钻穿最后一个油气层至固井完毕，除甲方原因外，油层浸泡时间超过72小时、气层浸泡时间超过168小时，每超24小时扣违约金5000元，油井最高扣违约金2万元，气井最高扣违约金3万元。
第九条下套管作业
9.1表层套管进入石板层小于30米，每少下一米扣违约金500元。
9.2二开后表层套管发生破裂、脱扣等复杂事故，施工方必须进行补救，补救方案需经甲方审核，费用自理，并扣钻井队违约金5000元。
如果隐瞒不报，经查实，责令停钻整改，并扣钻井队违约金20000元。
9.3所有关系到管柱密封性的套管及附件（包括短套管、转换接头、双公短节、底法兰、气井所用分级箍及特殊套管头）都由油田公司提供，钻井队按程序及规定领用核销，施工单位所提供的套管附件（包括：
浮箍、浮鞋、扶正器、环形钢板、通径规、大小盖帽、固井胶塞、简易卡瓦式套管头等）必须经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后，方可使用，否则，必须更换，并扣违约金5000元，造成质量事故的加重处罚。
9.4钻井队所用套管内径规、套管联顶节、套管循环接头等必须是合格的产品，要求一口井一检查，否则，造成质量事故的加重处理。
9.5未按套管管理规定进行现场检查、丈量、通内径、清洗丝扣等，责令整改，并扣违约金20000元。
9.6钻井监督未到现场擅自进行下套管、固井作业，扣钻井队违约金20000元。
9.7气井下技术套管和产层套管，必须选用持有“长庆油田公司下套管服务许可证”的队伍，否则，必须更换，并扣违约金10000元。
9.8必须使用符合标准的套管螺纹脂，特别是气井产层套管所用螺纹脂必须是经油田公司工程技术管理部检验认可“备案”后的品种，否则，必须更换，并扣违约金5000元。
9.9对于井场剩余套管要妥善保管，严禁有瑕疵的套管入井，一经发现从重处罚并承担一切后果。
9.10采油井15Mpa（注水井20Mpa）,试压30min压降<0.5Mpa，否则扣钻井队违约金5000元。
气井产层套管试压必须出具合格的试压曲线图，否则扣违约金5000元。
9.11油井完井时，井口不戴套管帽，不焊井号或焊错井号，扣钻井队违约金5000元。
气井完井时，井口（盲法兰）未固定好，造成损失由钻井队负责。
9.12由于井队下套管、装井口违章操作，套管扭矩等资料不全，造成套管柱试不住压，必须采取补救措施，补救费用由钻井队承担，且视情节轻重扣钻井队违约金30000～50000元。
9.13由于井队没有及时给固井队上报或错报固井数据（包括：
实际完钻井深、设计套管下深、实际套管下深、要求人工井底位置、实际阻流环位置、电测井径数据、油层顶界、底界位置等数据），所造成的损失由钻井队承担。
第十条现场管理
10.1不按设计施工，变更设计未按程序申批，视情节扣违约金5000～50000元。
10.2钻井地质设计和钻井工程设计不到位私自开钻，责令其停工，并扣违约金10000元。
10.3定向测斜仪器（含随钻测斜仪器）必须三口井效验一次，否则扣违约金3000元。
10.4不按设计要求测斜，每缺一点扣违约金2000元，情节严重的，取消其钻井资质。
10.5钻井队现场未使用油田公司规范的钻井工程班报表、钻具记录、套管记录、钻井液班报表、井控综合记录等资料，每缺一项资料扣违约金1000元。
10.6未绘制防碰图或造假，每发现一次扣违约金10000元，防碰图绘制不规范，每发现一次扣违约金3000元。
10.7未按设计执行工艺堵漏，根据现场实际情况扣违约金20000～100000元。
10.8工程、地质要对入井钻具、套管未进行丈量和核对，造成质量事故的，施工单位承担全部损失，并扣违约金10000～50000元。
10.9井队现场钻具和套管混放，扣违约金2000元。
10.10钻井队未按《井口安装的技术规定》执行，不按时泄压、装、卸井口，扣违约金5000元。
10.11在检测井身质量和固井质量的方式或途径上弄虚作假的相关单位要从重处罚，情节严重的施工队伍，清退出长庆市场。
10.12泥浆检测仪器配备不齐全或虽配备齐全但不按时、准确检测泥浆性能的，经下达整改指令仍未按期整改的，扣违约金5000元。
10.13固控设备运转不正常，责令整改并扣违约金5000元。
10.14钻井液未按规定进行全套性能检测，无记录，发现一次扣违约金2000元。
10.15现场各种钻井液材料未挂牌分类堆放，扣违约金2000元。
10.16气井生活区和井场边缘距离不足200米，每口井扣违约金1万元，并要求限期整改，未整改或整改后仍达不到要求的，新钻井每口井扣违约金2万元。
第十一条其它
10.1乙方不按时提交资料，每逾期一天，扣违约金1000元。
10.2对重大质量情况隐瞒不报或虚报，每出现一次，扣违约金50000元。
附件4钻井井控管理违约处罚细则
第一章总则
第一条为了加强对钻井工程（包括固井、测井等）作业过程中的井控安全监管，确保井控安全措施有效落实，预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，结合长庆油田井控管理的特点和实际，特制定本处罚细则。
第二条钻井工程井控违约处罚依据《长庆油田石油和天然气钻井井控实施细则》、《长庆油田公司钻井施工队伍基本配置要求》、钻井工程设计以及油田公司有关井控安全规定执行。
第三条甲方管理人员和钻井工程监督按照本细则对施工单位井控管理违约行为进行处罚，并填写违约通知单。
所有处罚项目必须反映在单井工作量签认单中备查。
第四条违约处罚方式采用工程结算中一次性扣除。
第五条长庆油田公司相关管理部门依据工作量签认单对井控管理中的违约处罚内容进行审查和核实。
第六条本细则作为钻井、固井、测井等工程技术服务合同的附件，和主合同具有同等的法律效力。
第七条本细则自颁布之日起执行，其他规定和本细则有相抵触者，以本细则为准。
第二章细则
第八条井控培训取证
8.1参和钻井工程作业的应持证人员，按照井控实施细则要求，必须在具有培训资质的指定机构进行井控取证培训，对于缺证人员扣违约金2000元/证，并责成限期进行取证培训。
8.2对持有假井控证的应加重处罚，除了没收假证外，扣违约金5000元/证，并责成限期进行取证培训。
第九条HSE培训取证
9.1所有参和钻井工程作业的操作人员，按照集团公司HSE管理要求，必须在具有培训资质的指定机构进行HSE取证培训，对于缺证人员扣违约金2000元/证，并责成限期进行取证培训。
9.2对持有假HSE证的应加重处罚，除了没收假证外，扣违约金5000元/证，并责成限期进行取证培训。
第十条井控设备配备
10.1钻井队伍未按照工程设计要求安装合格的井控设备，擅自施工者必须停工整改，并扣违约金20000元。
10.2未按照要求配备以下井控工具，每缺一项扣违约金2000元，并督促限期整改到位。
限期内整改不到位的，责令停工整改，并加倍处罚：
10.2.1油井未配备方钻杆下旋塞及旋塞扳手，气井未配备方钻杆上旋塞、下旋塞及旋塞扳手；
10.2.2未配备钻具回压阀及顶开装置；
10.2.3未配备防喷单根或防喷单根连接错误；
10.2.4无备用防喷器闸板芯、密封钢圈。
10.3有毒有害气体检测仪器和正压式空气呼吸器按照井控细则要求，每缺少一套扣违约金3000元，并责令限期整改。
10.4消防设施按照井控细则要求，每缺少一套（件）扣违约金500~1000元，并责令限期整改。
10.5未配备射流漏斗、电动混合漏斗的钻井队伍，责令停钻整改，并扣违约金3000元。
10.6柴油机排气管无防火、冷却装置的每发现一处扣违约金3000元，并责令限期整改。
第十一条井控设备安装
11.1防喷器安装存在以下问题的每发现一项，扣违约金3000元，并责令停工整改：
11.1.1双闸板防喷器全封、半封上下安装相反；
11.1.2法兰连接螺栓未上紧，螺栓未上全；
11.1.3防喷器固定不符合要求，钢丝绳直径小于16mm；
11.1.4手动锁紧杆安装不牢靠、有弯曲变形，未挂牌表明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。
11.2节流管汇、压井管汇安装存在以下问题的每发现一项，扣违约金2000元，并责令限期整改：
11.2.1高、低压量程压力表安装不符合要求；
11.2.2阀门安装位置错误、开关状态错误。
11.3防喷器控制系统安装、摆放等有以下问题的每发现一项，扣违约金2000元，并责令限期整改：
11.3.1摆放距离、位置不符合要求；
11.3.2控制电源未从配电板专线引出，单独控制；
11.3.3液控管线未使用高压耐火胶管；
11.3.4液控管线有地埋现象，车辆跨越处未采取保护措施；
11.3.5储能器压力和管汇控制压力未按要求调试到规定值。
11.4放喷管线安装有以下问题的每发现一项，扣违约金1000元，并责令限期整改：
11.4.1放喷管线未采用∮127钻杆，或通径小于78mm；
11.4.2使用“S”弯管，或未采用角度大于120°的铸钢弯头；
11.4.3放喷管线长度不符合钻井工程设计要求；
11.4.4放喷管线、内防喷管线连接不紧，有现场焊接现象；
11.4.5固定基墩尺寸不够，埋深浅，固定螺栓直径不满足要求、管线压板和胶皮垫不规范。
11.5井控设备安装到位后未进行试压，擅自施工的扣违约金10000元，并责令停工整改；试压弄虚作假的扣违约金20000元，并责令停工整改。
11.6井控设备标志牌按照要求配挂齐全，每缺少一处或标志错误一处扣违约金1000元。
11.7下套管前未更换和套管尺寸相符的防喷器闸板芯子，扣违约金5000元，并责令现场立即整改。
第十二条井控设备使用和管理
12.1井控设备使用过程中有以下问题的每发现一项，扣违约金3000元，并责令限期整改：
12.1.1放喷管线堵塞；
12.1.2液压控制管线漏油或堵塞；
12.1.3阀门开关不灵活、仪器、仪表失灵。
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