2011年油气井钻井工程标准及处罚条款.doc

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)H100022.1201000H200032.7302000H300052.7403000H400073604000H50009370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。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:直井段井斜角要求同直井规定（表1）;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；中靶半径: 油田：30 m，特殊井执行方案设计要求。气田：60 m。测斜方式:采用磁性单点、电子单多点或随钻测斜方式；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。 井口距： 类别井口间距(m)常规区块55.5高气油比区块6注水井与相邻井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812厘米(横向比例每厘米50毫伏即400600毫伏)。而在百分之百套管与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25米，气井测至最低气层底界以下30米。7、井控要求:（1）严格执行石油与天然气钻井井控规定中油工程字2006(247号)、长庆油田石油与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20 Mpa）,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20 Mpa）,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3000050000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500050000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20000100000元。10.8工程、地质要对入井钻具、套管未进行丈量与核对，造成质量事故的，施工单位承担全部损失，并扣违约金1000050000元。10.9井队现场钻具与套管混放，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气井生活区与井场边缘距离不足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与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，与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，其他规定与本细则有相抵触者，以本细则为准。第二章 细则第八条 井控培训取证8.1参与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 所有参与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5001000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、管线压板与胶皮垫不规范。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下套管前未更换与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 井控设备使用与管理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。12.2气井除气设备不能正常运转，扣违约金3000元，并责令停钻整改。第十三条 井控设备检修检测13.1井控设备现场使用或存放超过检修周期未及时检修，一经发现，扣违约金15000元/套，并责令其送检，检测合格后送现场使用。13.2井控设备到期未检修而提供虚假检测报告的扣违约金30000元/套，并责令其送检，检测合格后送现场使用。13.3新购的井控设备送现场使用前必须到井控设备维修检测中心进行试压。第十四条 内防喷工具检修检测14.1方钻杆上旋塞、下旋塞、钻具回压阀等内防喷工具，现场使用或存放超过检修周期未及时检修，一经发现，扣违约金1500元/件，并责令其送检，检测合格后送现场使用。14.2内防喷工具到期未检修而提供虚假检测报告的扣违约金3000元/件，并责令其送检，检测合格后送现场使用。第十五条 有毒有害气体检测仪器校验15.1对固定式多通道、便携式多通道有毒有害气体检测仪，要按照相关规定进行校验，对未进行定期校验，一经发现，扣违约金2000元/套，并责令其送检，校验合格后送现场使用。15.2有毒有害气体检测仪器到期未及时校验而提供虚假检测报告的处以4000元/套罚款，并责令其送检，校验合格后送现场使用。15.3新购的有毒有害气体检测仪器送现场使用前必须进行校验。第十六条 应急材料储备16.1未按照钻井工程设计要求储备足够的加重材料和加重浆，扣违约金15000元，并责令限期整改。15.2加重材料过期的责令限期整改到位，否则扣违约金15000元。第十七条 防喷演习17.1未按照井控实施细则要求进行日常防喷演习，每缺少一次扣违约金2000元。17.2防喷演习记录不全，或弄虚作假，每发现一次扣违约金3000元。17.3防喷演习时跑位错误、手势不正确每发现一处扣违约金1000元。17.4关井程序错误每发现一处扣违约金5000元。17.5如果因平时演练不到位、设备保养不及时等造成防喷器关不住、打不开现象的立即停工整改，并扣违约金5000元。第十八条 井控制度落实19.1未成立井控领导小组，扣违约金2000元，并责令限期整改。19.2未制定有针对性的单井井控应急预案，扣违约金3000元，并责令限期整改。19.3未开展日常的井控技术培训，井控例会制度不落实，“井控综合记录本”填写不完善，每发现一项扣违约金1000元，并责令限期整改。第十九条 现场施工管理19.1未经验收，擅自开钻或打开油气层的扣违约金20000元。19.2未按要求进行井控坐岗、未及时填写坐岗记录扣违约金2000元，井控坐岗资料造假的扣违约金5000元，并责令现场整改。19.3打开目的层前未按照设计要求及时转换钻井液体系，调整钻井液性能，扣违约金5000元，并责令停钻整改。19.4固井施工过程中未压稳地层、或因设备问题造成中途停止施工引发的井控险情，责任由固井施工单位承担，视情节严重程度按照相关规定处理。19.5防爆区内存在电路控制开关不防爆，电路乱拉乱接，每发现一项扣违约金1000元，并责令限期整改。19.6安全标志、警示牌、安全警戒线存在以下问题的