钻井工程监督手册

1、第一部分钻井工序检查内容一、一开前检查（一）钻井资质1、民营队伍必须持有工程技术部签发的有效资质证，中石油、中石化队伍必须持有中国 石油天然气集团公司签发的有效资质证。2、施工许可证：民营队伍必须持有生产运行处签发的有效生产许可证。（二）生产岗位人员1、人员数量气田钻井队生产岗位人数不少丁 34人，油田钻井队生产岗位人数不少丁 27人。2、井控持证应持证人员为井架工以上岗位人员。中石油钻井队持中石油单位颁发的有效井控培训合 格证；中石化及民营钻井队持长庆油田公司颁发的有效井控培训合格证。（三）钻井主要设备1、井架及底座有无严重变形和损伤。2、设备载荷匹配（1）天车、游车、大钩：型号、载荷与绞车

2、、井架相匹配（20型钻机井架、游动系统最大钩载1350KN 30型钻机为1700KN 40型钻机为2250KN （含32型钻机）；15型钻机20型钻机30型钻机40型钻机50型钻机70型钻机绞车JC15JC20JC30JC40 （含大 庆 130）JC50JC70井架JJ90/JJ135/JJ170/JJ225/JJ315/JJ450/天车TC90TC135TC170TC225TC315TC450游车YC90YC135YC170YC225YC315YC450大钩DG90DG135DG170DG225DG315DG450水龙头SL90SL135SL170SL225SL315SL450（2）当游动

3、系统、绞车、井架不匹配时，按照其中的最小载荷进行钻机编号。3、防护装置完整性钻台、二层台、天车头、配浆罐护栏齐全，井架扶梯、笼梯齐全并固定牢靠，钻机、泥 浆泵、传动链条、柴油机飞轮、万向轴等部位护罩齐全。（四）钻井井场及钻前道路按照钻井井场及钻前道路施工规范验收。（五）设备摆放1、钻井主要设备摆放在实基上，井口处在30X 30的实基上，其余设备按现场要求摆放2、在沙漠、沼泽地段必须对摆放井架、设备基础处进行“三合土”压实处理或打混凝土 地基，以达到施工要求。（六）工程设计1、钻井工程设计在开钻前到位。2、钻井工程设计有审批。3、变更设计应审批。二、二开前检查（一）井控设备1、井控设备生广厂家以

4、长庆油田公司工程技术部每年发布的文件为准。2、检修结果及日期气井每半年检修一次，油井每一年检修一次，并出具检修报告。实施压井作业的井，完 井后必须进行检修。3、井控设备安装封井器、四通、底法兰、节流、压井管汇、内防喷管线、放喷管线、远程液压控制台等 按照长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则要求配置、安装。4、现场试压结果（1）钻井队二开前对井控设备按照井控实施细则要求进行试压，试压结果由钻井队 和监督现场签认； 244.5mm*8.94 表套 273mm*8.89 表套14MPc控设备14MPa14MPa21MP部控设备19MPa17MPa35MP部控设备19MPa17MPa注：其它非API套

5、管试压标准取其抗内压强度的80%和井控设备额定工作压力的最小值。（2）工程技术管理部和监督单位对施工单位试压结果有异议的井，可采用试压车试压的方式进行复检。（二）表层井身质量1、 复查表层测斜数据及井身质量（依据钻井工程质量标准（2011年修订版）和钻 井工程质量及管理违约处罚细则（2011年修订版）处理）。2、防碰图（1）防碰图采用坐标纸，做图比例为 1: 100;(2) 核对大门方向；(3) 本井和邻井测斜数据标注准确。三、打开油气层验收(一) 井控验收1、井控预案检查井控应急预案应包括以下内容：(1) 井控管理组织机构；(2) 机构成员分工及职责；(3) 发生险情的应急响应程序；(4)

6、内外部应急资源(加重材料储备库、消防、医疗、公安单位通讯联络方式)。2、井控演习次数每班组每月各种工况下的井控演习不少于一次，夜间也应安排防喷演习。此外，各次开 钻前、特殊作业(取心、测试、完井作业等)前，都应进行防喷演习。3、坐岗记录是否建立坐岗记录并有专人坐岗，坐岗数据是否真实有效。4、打开油气层申报审批是否在打开油气层前按要求申报审批。5、压井材料储备数量按设计要求配备足够数量的压井材料。(二) 工艺堵漏气井在以下情况下进行提高地层承压能力的工艺堵漏：1、在钻开第一个气层前50-100米进行工艺堵漏；2、堵漏配方及注入量执行设计；3、堵漏后井口显示压力应大于 6MPa以上。(三) 钻井液

7、1、钻井液体系转换在进入油气层前100米停止加入大分子聚合物，将钻井液转化为低固相、低滤失量的聚 合物完井液。2、钻井液性能测量(1) 钻井监督亲自测量转换后钻井液性能是否达到设计要求；(2) 油井打开目的层钻井液密度v 1.05g/cm3,其中超前注水区块，三叠系油层钻井液 密度 1.0 8g/cm3。气井打开目的层钻井液密度v 1.08g/cm3；(3) 地层压力系数 1.0、发生井涌的区块，在目前地层压力当量密度的基础上附加 一 一一,30.05 0.10g/cm ；（4） API 失水w 8ml。四、完井作业监督（一）井身质量依据测井连斜图资料，统计直井段最大井斜及对应井深、斜井段最大

8、连续三点全角变化 率、中靶半径，按照钻井工程质量要求及验收标准进行验收，依据钻井处罚细则进 行处理。1、直井段最大井斜直井及定向井直井段井身质量井段井斜角（）全角变化率（0 /30m）水平位移（m）HV 1000< 2< 2.1< 201000V HV 2000< 3< 2.7< 302000W HV 3000< 5< 2.7< 403000V HV 4000< 7< 3< 604000W HV 5000< 9< 3< 702、全角变化率（连续三点即90米井段）造斜段和扭方位井段不大丁 5° /

9、30m，其它斜井段的全角变化率不大丁 2° /30m。3、油气层中靶情况（1） 油井常规井中靶半径v 30m气井常规井中靶半径v 60m特殊井按设计执行；（2）单点（无线随钻）测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经测多点中靶，则视为合格；单 点（无线随钻）测斜数据中靶，连斜数据脱靶，经测多点脱靶，视该井为不合格井，施工单 位必须填井侧钻。（二）取心质量取心收获率 95%（三）下套管1、套管丈量、活洗、通内径套管按照入井顺序排放整齐，活点套管数量，丈量长度，丝扣活洗干净，垛高不超过三 层，层问有垫杠。防腐套管有保护措施。套管用油漆进行编号，标识套管附件及扶正器的安 放位置，通内径有记录，通径规

10、直径等丁套管内径值减3.18mm 4 139.7mm和4 114.3mm套管通径规长度不小丁 150mm 4 177.8mm套管通径规长度不小丁 200mnti勺。2、套管申及附件（1）套管申结构 浮箍位置执行地质要求； 浮箍、浮鞋之间距离：油井10米左右，气井20米左右； 短套管安放位置与地质要求误差小丁 9米； 扶正器加放位置执行钻井工程设计，扶正器安装在套管接箍部位，穿销钉并折弯90度。 扶正器加放位置是否符合设计要求。(2) 扶正器 检查出厂合格证； 检查套管扶正器规格及数量达到设计要求； 检查套管扶正器扶正条厚度不小于 4mm 扶正条三边焊接牢靠； 扶正器无变形； 扶正器弹性好； 扶

11、正器销钉米用5寸钢钉。(3) 浮箍、浮鞋 检查出厂合格证； 浮箍必须采用弹簧复位式，能正常复位，密封牢靠。(4) 短套管、联顶节、循环接头 短套管钢级壁厚等同于安放井段套管钢级壁厚，长度25米； 联顶节丝扣完好，接箍无变形及松扣，用套管内径规通内径； 循环接头丝扣完好，无变形。3、更换防喷器闸板芯下套管前更换与套管尺寸相符的封井器闸板芯子。4、下套管操作(1) 密封脂涂抹套管专用密封脂涂抹均匀，气井必须使用 Castta101或TOP101密封脂。(2) 套管上扣 下套管必须使用双吊卡； 油井套管必须双钳紧扣，气井必须用带扭矩仪套管钳。套管余扣不得多于2扣； 防腐套管上扣后，对损伤部位必须进行

12、补漆； 平稳操作，控制下放速度。5、灌泥浆及中途循环(1) 灌钻井液装置应结构合理，管线连接安全可靠；(2) 正常情况下油井每下50根套管灌满钻井液一次，气井每下30根套管灌满钻井液一 次；特殊情况要加密灌浆次数；(3) 下套管至1000米左右必须循环一周(避开易垮塌层位)；特殊情况要加密循环次数；(4) 下套管有遇阻时，必须上提套管并接方钻杆循环。(四) 固井1、检查固井设备身份证及人员持证查验每台水泥车和灰罐车的固井设备身份证，水泥车数量不少于2台。井口工和技术员必须持有井控培训合格证。2、查看固井施工设计(1) 必须有经过项目组审批的固井施工设计；(2) 查看设计水泥浆密度及预计施工压力

13、；(3) 核实是否按照实测井径计算灰量；(4) 固井方式分为一次上返、分级固井、正注反挤。3、施工连续性(1) 从停止循环钻井液到注前置液中停时间不超过30分钟，否则继续进行循环；(2) 注前置液、水泥浆、压胶塞、替水、碰压连续。4、水泥浆平均密度(1) 执行固井设计要求，水泥浆密度应保持均匀，平均密度与设计密度误差不超过 30.025g/cm ；(2) 收集水泥浆密度原始记录。5、井口返出情况查看井口返出有无明显变化，若有漏失，记录漏失时间，顶替结束后，核实漏失量。6、碰压及候凝(1) 碰压 计量顶替； 油井4 139.7mmffi 4 114.3mm套管固井碰压不超过20MPa(含分级固井

14、)； 气井4 139.7mm产层套管固井碰压不超过 25MPa 4 177.8mmT层套管固井碰压不超过30MPa 气井4 244.5mm技术套管固井碰压不超过25MPa 气井分级固井碰压不超过25MPa(2) 候凝 若碰压结束后井口断流，米用开井候凝； 若井口不断流，采用套管内蹩压超过管外静压力23 MPa井候凝，井队有专人观察井口压力； 关井候凝期间要及时放压，关井压力保持在关井候凝压力范围内。候凝4小时后，放压断流，则开井候凝； 候凝时间至少48小时。7、固井质量及水泥返高(1) 实际人工井底是否满足设计要求;(2) 固井质量合格率100%声幅相对值 15利优等，V 30利合格；低密度水

15、泥V 40% 为合格；(3) 查看填充段固井质量及水泥返高是否达到设计要求。8、钻井液浸泡时间(1) 油井不超过72小时，气井不超过168小时；(2) 核实钻开油气层至固井结束间的钻井液浸泡时间。除甲方原因和自然原因外，打开 油气层钻井液浸泡时间超标，应在工序签认表中注明原因，并按照固井处罚细则进行处 罚。(五) 试压1、油井固井正常情况下，碰压后继续打压至 20MPa稳压10分钟，压降小丁 0.5 MPa, 视为试压合格。2、 油井若不能实现碰压、稳压一次成功，则需候凝48小时后测完三样进行试压，试压 压力20MPa稳压30分钟，压降小丁 0.5 MPa。3、 气井装好井口，候凝 48小时后

16、，测完三样进行试压。除4 177.8mm产层套管未使用 分级箍固井试压至30MPa其余套管申试压到25 MPa,稳压30分钟，压降小丁 0.5 MPa。(六) 完井井口1、油井完井井口(1) 完井井口平正，封固可靠，套管接箍上端面高出井场平面0.3 土 0.1m,使用厚度 40mm 的环形钢板，环形钢板外圆周与表层套管焊牢在一起，油层套管必须坐在环形钢板上，按规 定戴好护帽。护帽、环型钢板上必须焊上井号字样，字迹整齐活楚、大小为40X40mm勺方块字体，保证不脱落；环形钢板(2) 完井井口管外不气窜、水窜；井口四周水泥砂浆打平、打实，井口无晃动；大小盖帽戴好并且焊接牢固，丛式井各井口平齐，高低

17、一致；(3) 井场做到工完料净，大小鼠洞填平，井场平整；(4) 弃井要求：将地下1m以上的套管头切除，同时做好地下隐蔽。弃井时全井段用水 泥封固，必须把油气层、水层封死。2、气井完井井口(1) 水泥凝固12小时以后安装卡瓦式简易套管头；(2) 卡瓦所承受吨位在3050吨；(3) 卸去联顶节后活洗套管及底法兰母扣，并均匀涂抹Castta101或TOP101密封脂；(4) 安装支撑套，将丝扣调整到最低位置；(5) 将双公短节及底法兰手工引扣，再用上扣法兰接钻杆引至转盘面后，用带扭矩仪的套管钳上扣至规定扭矩；(6) 上紧支撑套丝杆，顶紧底法兰；(7) 回填井口。(七) 现场资料1、钻井工程班报表(1

18、) 采用油田公司统一格式；(2) 书写工整；(3) 各工序记录时间连续；(4) 直井段3个单根测斜一次，斜井段5个单根测斜一次，不能漏测；(5) 钻井参数、泥浆参数齐全。2、自动记录仪卡片(1) 自动记录仪运转正常；(2) 每日必须跟换记录卡片；(3) 填写日期。3、钻井液班报表(1) 检查每班泥浆性能是否记录齐全；(2) 泥浆性能是否达到设计要求；(3) 进入油气层前泥浆转换记录。(八) 钻井监督工序表中填写要求1、直井段最大井斜以连斜测井结果为准，应填写最大井斜及对应井深，如：1.5° /475m。2、斜井段最大连续三点全角变化率以连斜测井结果为准，应填写最大的连续三点狗腿度，如

19、 1.2 ° /1625m、1.3 ° /1650m、1.4 0 /1675m。3、目的层中靶半径测井连斜中靶的情况下，以连斜测井结果为准，填写油层中部中靶半径；如果连斜脱靶， 复测多点，必须填写多点中靶半径。4、油层浸泡时间油层浸泡时间超标的，需注明原因5、井筒复杂情况说明该项必须如实填写，有井漏的，要填写井漏深度、层位、漏失量、堵漏天数、打水泥次有地质侧钻的，必须填写原井眼井深、侧钻点、钻塞、最终完钻井深等；有溢流压井的，必须填写溢流时间、溢流量、打开油气层密度、压井液密度、压井结果第二部分钻井安全生产检查内容一、岗位人员HSE持证钻井队副司钻以上岗位人员应持长庆油田公

20、司有效 HSE证。二、设备摆放安全距离1、 防喷器控制系统安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，并在 周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。2、锅炉房与井口相距A 50m发电房、储油罐与井口相距30m储油罐与发电房相距 20m三、仪器仪表1、指重表(1) 液压传感器液压油充足；(2) 指针灵敏。2、压力表(1) 量程达到要求；(2) 压力表必须进行效验；(3) 无破损，表面十净。四、死绳固定器及活绳头1、死绳固定器(1) 型号与钻机相匹配；(2) 外观不能有明显损伤；(3) 挡绳杆齐全；(4) 固定螺栓齐全，双螺母防松，加平垫圈，连接件

21、不能有明显损伤与锈蚀；(5) 死绳固定器底面与安装底板贴合良好；(6) 绳头卡板固定牢靠，螺栓齐全，并有备帽防松；(7) 安装位置不能随意更改；(8) 钢丝绳缠绕满圈。2、活绳头固定(1) 使用专用绳卡，螺栓齐全，双螺母防松；(2) 绳头适当留有余量，不能散股；(3) 当吊卡坐在转盘面时，绞车滚筒上的钢丝绳不少于12圈。五、防碰天车配备重锤式或过圈阀式防碰天车装置，灵敏可靠，能有效刹车并切断总离合器。六、配备、安装二层台逃生装置七、人员劳保护具穿戴齐全、着装统一八、消防器材1、 规格及数量：井场消防器材应配备推车式 MFT3卵十粉灭火器4具、MF况8kg十粉 灭火器10具、5kg CQ灭火器7

22、具、消防斧2把、消防钩2把、消防锹6把、消防桶8只、 消防毡10条、消防砂不少于4书、消防专用泵1台、19mnfi流水枪2只、水罐与消防泵连 接管线及快速接头1个、消防水龙带100m2、消防器材要定人定岗管理，定期检查保养，严禁挪作它用。3、井场集中放置的消防器材，摆放在指定地点或消防器材房内。九、电路及电器安装1、电路电器安装(1) 井场供电线路跨度大时必须架设在专用电线杆上，架设高度不低于3m,线路易磨 损处、供电线路进入各种活动房时，入户处要加绝缘护套；(2) 钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分 路控制;(3) 远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内

23、单独控制；(4) 电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交义和捆绑 在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备；(5) 使用通用电器集中控制房或 MCCC电机控制)房,地面使用电缆槽集中排放。2、防火防爆(1) 井场严禁吸烟， 需要使用明火及动用电气焊前，办理动火手续、落实防火防爆安 全措施，方可实施；(2) 柴油机排气管不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装置；(3) 钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油；(4) 井口有天然气时，禁止铁器敲击。井场工作人员穿戴“防静电”劳保护具；(5) 放喷管线出口不应正对电力线、油罐区、宿舍、值班室、

24、工作问及其它障碍物等。十、有蠹有害气体检测仪1、配备便携式有蠹有害气体监测仪 3套以上。2、每年进行一次标定与检验。H一、正压呼吸器1、油井不少于2套，天然气井不少于6套。2、气瓶压力不足时应及时补充。十二、安全标志、警示牌、安全警戒线1、含有蠹有害气体油气井在井场入口、钻台、振动筛、远控房等处设置风向标，其中一个风向标应挂在被正在场地上的人员以及任何临时安全区的人员都能容易看到的地方。2、在井场入口处设置“必须穿工衣”、“禁止非工作人员入内”、“进入井场禁带手机、火 种”、“必须穿工鞋”、“严禁吸烟”标志。3、在井场设置“停车场”、“紧急集合地点”标志。4、 在上钻台处设置“注意安全”、“必

25、须戴安全帽”、“必须系安全带”、“必须穿工衣”、 “当心机械伤人”、“当心地滑”、“当心触电”、“必须戴安全眼镜”、“必须戴手套”、“严禁吸烟"等标志。5、在钻台逃生滑道处设置“紧急逃生装置”标志。6、在振动筛处设置“严禁吸烟”、“当心触电”标志。7、在油罐区设置“严禁烟火”标志。8、在泵房处设置“高压危险”标志。9、在配电房处设置“高压危险，不得靠近”、“当心触电”标志。10、在发电房处设置 “当心触电”标志。11、 在远控房处设置“危险，该机械能自动起动”、“注意，只允许指定人员操作”标志。12、在自动压风机处设置“危险，该机械能自动起动”标志。13、在有蠹有害场所设置“当心有蠹

26、有害气体中蠹”标志。14、在管具区域、泥浆坑设置安全警戒线。15、井场前后区域各设立一个紧急集合点。在井场布局图中标注“逃生路线” 。十三、井场环保1、泥浆坑、池用防渗布双层铺设，接口用万能胶或塑胶相接，不能有窜口、开口或开裂， 坑底压实、平展。四周打防溢坝，边缘拉隔离彩带。2、井口周围，泥浆槽，排液槽井口用水泥回填实，不晃动，井口距井架底座、水柜四周，用防渗布单层铺设或打水泥 面，井口排水沟畅通，不积水。泥浆槽、排液槽前高后低，液体不外溢，用防渗布单层铺设 或打水泥面。3、发电机、油罐底座发电机、油罐底座用防渗布单层铺设，防渗布不能有接口，不能渗漏油水，油罐四周打 防溢坝体。4、垃圾坑垃圾坑

27、挖于井场外缘，垃圾坑内四周用防渗布单层铺设，压实。便于填埋。5、化工、药品化工、药品要下铺、上盖，分类堆放，堆放整齐，四周有排水沟槽，并挂牌。压井材料 要堆放在距配浆罐较近的地方，便于快速加重。6、泥浆泵泵房、井场泥浆泵泵房用防渗布单层铺设或打水泥面， 有排水排污沟槽，夏季井场合理挖设防洪渠。第三部分钻井工程质量标准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（mHV 1000< 2< 2.1< 201000V HV 2000< 3< 2.7< 302000V HV 3000&l

28、t; 5< 2.7< 403000V HV 4000< 7< 3< 604000V HV 5000< 9< 3< 70 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。 测斜问距：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 井测斜问距：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

29、率（连续三点即90米井段）：造斜井段和扭方位井段不大丁 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v 30造斜段、防碰井段v 20其它井段v 50多点测斜v 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井口距:类别井口间距(而常规区块5 5.5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

30、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、套管申结构、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

31、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

32、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(CBD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

33、厘米50毫伏即400 600毫伏)。而在白分之白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土 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v 15%为优等， 30%为合格。对低密度水泥，声幅值v 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

34、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 0.5MP&试压时甲乙双方到场并办 理相应手续。天然气井：管申中无分级箍时 30MPa有分级箍时25MPa试压30min压降 0.

35、5MP&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

36、) 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) 所有与工程质量有关的材料未经甲方许可不得入井。(3) 甲方对乙方使用的与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。第四部分 钻井工程质量及管理违约处罚细则第一章总则第一条 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

37、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，与主合同具有同等的法律效力。第二章细则第六条井身质量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25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

38、）全角变化率连续三点（90米井段）超标， 3点均在23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，对与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

39、负责处理好被碰井井筒外，并扣违约金50000200000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 95漆于等于90咆问，每降低1%扣违约金 5000元；取芯收获率在90吮80彖问，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

40、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

41、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、活洗丝扣等，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“

42、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 MP®，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

43、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

44、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

45、。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，活退出长庆市场。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

46、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。50000 元。10.2对重大质量情况隐瞒不报或虚报，每出现一次，扣违约金第五部分钻井并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

47、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

48、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®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HSEffi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

49、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有蠹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

50、 3000元，并责令限期整改。第 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 16mm11.1.4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

51、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放喷管线未采用争127钻杆，或通径小于78mm11.4.2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

52、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.

53、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

54、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。第十五条有蠹有害气体检测仪器校验15.1对固定式多通道、便携式多通道有蠹有害气体检测仪，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有蠹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新购的有蠹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，

55、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