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钻井工程监督手册
第一部分一、一开前检查 （一）钻井资质钻井工序检查内容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于 34 人，油田钻井队生产岗位人数不少于 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、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 绞车 井架 天车 游车 大钩 水龙头 JC15 JJ90/ TC90 YC90 DG90 SL90 20 型 钻机 JC20 JJ135/ TC135 YC135 DG135 SL135 30 型 钻机 JC30 JJ170/ TC170 YC170 DG170 SL170 40 型 钻机 JC40（含大 庆 130） JJ225/ TC225 YC225 DG225 SL225 50 型 钻机 JC50 JJ315/ TC315 YC315 DG315 SL315 70 型 钻机 JC70 JJ450/ TC450 YC450 DG450 SL450（2）当游动系统、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 30×30 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、井控设备生产厂家 以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； Φ 244.5mm*8.94 表套 14MPa 井控设备 21MPa 井控设备 35MPa 井控设备 14MPa 19MPa 19MPa Φ 273mm*8.89 表套 14MPa 17MPa 17MPa注：其它非 API 套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）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 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≤1.05g/cm3，其中超前注水区块，三叠系油层钻井液 密度≤1.08g/cm3。气井打开目的层钻井液密度≤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 0.05～0.10g/cm3；（4）API 失水≤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 H＜≤H＜≤H＜≤H＜≤H＜5000 井斜角(°) ≤2 ≤3 ≤5 ≤7 ≤9 全角变化率(° /30m) ≤2.1 ≤2.7 ≤2.7 ≤3 ≤3 水平位移(m) ≤20 ≤30 ≤40 ≤60 ≤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于 5°/30m，其它斜井段的全角变化率不大于 2°/30m。 3、油气层中靶情况 （1）油井常规井中靶半径≤30m，气井常规井中靶半径≤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、清洗、通内径 套管按照入井顺序排放整齐，清点套管数量，丈量长度，丝扣清洗干净，垛高不超过三 层，层间有垫杠。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，通径规直径等于套管内径值减 3.18mm，φ 139.7mm 和φ 114.3mm 套 管通径规长度不小于 150mm，φ 177.8mm 套管通径规长度不小于 200mm 的。 2、套管串及附件 （1）套管串结构 ①浮箍位置执行地质要求； ②浮箍、浮鞋之间距离：油井 10 米左右，气井 20 米左右； ③短套管安放位置与地质要求误差小于 9 米；④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 ①检查出厂合格证； ②检查套管扶正器规格及数量达到设计要求； ③检查套管扶正器扶正条厚度不小于 4mm； ④扶正条三边焊接牢靠； ⑤扶正器无变形； ⑥扶正器弹性好； ⑦扶正器销钉采用 5 寸钢钉。 （3）浮箍、浮鞋 ①检查出厂合格证； ②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 ①短套管钢级壁厚等同于安放井段套管钢级壁厚，长度 2～5 米； ②联顶节丝扣完好，接箍无变形及松扣，用套管内径规通内径； ③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 ①下套管必须使用双吊卡； ②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； ③防腐套管上扣后，对损伤部位必须进行补漆； ④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； （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 0.025g/cm3； （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 ①计量顶替； ②油井φ 139.7mm 和φ 114.3mm 套管固井碰压不超过 20MPa（含分级固井） ； ③气井φ 139.7mm 产层套管固井碰压不超过 25MPa，φ 177.8mm 产层套管固井碰压不超过 30MPa； ④气井φ 244.5mm 技术套管固井碰压不超过 25MPa； ⑤气井分级固井碰压不超过 25MPa。 （2）候凝 ①若碰压结束后井口断流，采用开井候凝； ②若井口不断流，采用套管内蹩压超过管外静压力 2～3 MPa 关井候凝，井队有专人观察 井口压力； ③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； ④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%为优等，≤30%为合格；低密度水泥≤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，压降小于 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，压降小于 0.5 MPa。 3、气井装好井口，候凝 48 小时后，测完三样进行试压。除φ 177.8mm 产层套管未使用 分级箍固井试压至 30MPa，其余套管串试压到 25 MPa，稳压 30 分钟，压降小于 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±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，字迹整齐清楚、大小为 40×40mm 的方块 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 30～50 吨； （3）卸去联顶节后清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）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 1.2°/1625m、1.3°/1650m、 1.4°/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 数等； 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 等。第二部分一、岗位人员 HSE 持证钻井安全生产检查内容钻井队副司钻以上岗位人员应持长庆油田公司有效 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≥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，表面干净。 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 MFT35 型干粉灭火器 4 具、MFZ 型 8kg 干粉 灭火器 10 具、5kg CO2 灭火器 7 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 4m3、消防专用泵 1 台、Φ 19mm 直流水枪 2 只、水罐与消防泵连 接管线及快速接头 1 个、消防水龙带 100m。 2、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，不得交叉和捆绑 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 MCC（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、工作间及其它障碍物等。 十、有毒有害气体检测仪 1、配备便携式有毒有害气体监测仪 3 套以上。 2、每年进行一次标定与检验。 十一、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、含有毒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、在有毒有害场所设置“当心有毒有害气体中毒”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1、井身质量： 井身质量合格率 100%。 （1）直井： 表1 井 段钻井工程质量标准井斜角（°） ≤2 ≤3 ≤5 ≤7 ≤9全角变化率（°/30m） 水平位移（m） ≤2.1 ≤2.7 ≤2.7 ≤3 ≤3 ≤20 ≤30 ≤40 ≤60 ≤70H＜≤H＜≤H＜≤H＜≤H＜5000①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， 30 米测斜一次， 每 1000 米以后， 米测斜一次。 50 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：≤30 m，特殊井执行方案设计要求。 气田：≤60 m。 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） ＜30 ＜20 ＜50 ＜30丛式井直井段 造斜段、防碰井段 其它井段 多点测斜【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） 5～5.5 ≥6 ≥6 ≥10常规区块 高气油比区块 注水井与相邻井 天然气井（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/T《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/T 《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/T《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 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》 《中国石油长庆油田分公司井控安全管理办法》 和 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＜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 第一章第一条总则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 第四条 处罚采用在工程结算中扣除的方式。 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。第二章第六条 井身质量细则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，除乙方负责处理好被碰井井筒外，并扣违约金 5 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 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 3 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
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 2 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 1 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。第五部分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 第五条 违约处罚方式采用工程结算中一次性扣除。 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 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。 本细则作为钻井、固井、测井等工程技术服务合同的附件，与主合同具有同等第二章第八条 井控培训取证细则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 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每发现一项扣违约金 200～500 元， 并责令限期整改： 19.6.1 含有毒有害气体油气井在井场入口、钻台、振动筛、远控房等处未设置风向标 ， 或已设置风向标但不明显； 19.6.2 在井场入口处未设置“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； 、 、 19.6.3 在井场未设置“停车场”“紧急集合地点”标志； 、 19.6.4 在上钻台处未设置“注意安全”“必须戴安全帽”“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； 19.6.5 在钻台逃生滑道处未设置“紧急逃生装置”标志； 19.6.6 在振动筛处未设置“严禁吸烟”“当心触电”标志； 、 19.6.7 在油罐区未设置“严禁烟火”标志； 19.6.8 在泵房处未设置“高压危险”标志； 19.6.9 在配电房处未设置“高压危险，不得靠近”“当心触电”标志； 、 19.6.10 在发电房处未设置 “当心触电”标志； 19.6.11 在远控房处未设置“危险，该机械能自动起动”“注意，只允许指定人员操作” 、 标志； 19.6.12 在自动压风机处未设置“危险，该机械能自动起动”标志； 19.6.13 在有毒有害场所未设置“当心有毒有害气体中毒”标志； 19.6.14 在管具区域、泥浆坑未设置安全警戒线； 19.6.15 在井场布局图中未标注“逃生路线” 。 19.7 发电房、油罐区、锅炉房摆放未达到井控细则要求的安全距离，每发现一处扣违约 金 1000 元，并责令限期整改。 19.8 未配备二层台逃生装置的扣违约金 2000 元，并责令限期整改。 19.9 发生井控险情未及时上报的扣违约金 10000 元，未及时上报延误处置时机造成险情 恶化的，视情节严重程度扣违约金 5 元，并同时按照其它相关规定处理。 19.10 对井控安全检查出的问题整改不力或拒不整改，除采取停工措施外，并扣违约金 10000 元。第六部分1、井场修建规范钻井井场及钻前道路修建规范（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 0.5 m（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 0.14 m，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。 （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， 注水井与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。 井场面积标准 井类 井型 单井 油井 水平井 丛式井 钻机类别 各类钻机 各类钻机 表1 长度 （不小于）m 80 80 宽度 （不小于）m 40 60单排方向上每增加一口井，井场长度增加 4.5m。 40 型及下钻机 100 110 60 70单井 气井 丛式井 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。 40 型以上钻机单排方向上每增加一口井，井场长度增加 10m。（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 井类 油井 井型 单井 丛式井 单井 丛式井 表2 标准（长×宽×深）m 40 ×5×4（沉砂池）+20×5×4（上水池） 每增加 1 口井，沉砂池容积增加 200 方 40 ×18×4（沉砂池） 每增加 1 口井，沉砂池容积增加 300 方气井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）钻井队生活区与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与井场边缘距离应不小于 200 米。气井生活区与井场边缘距 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、竣工验收与违约处罚 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。第七部分 长庆油田气井水平井钻井监督要点一、开钻前监督要点 开钻前， 钻井监督应参与开钻验收， 并重点按以下要求和提示对相关事项进行逐项检查， 确认和记录检查结果。对不符合项提出限期整改意见或建议，并跟踪整改。 1、钻井资质 对施工单位必须持有集团公司或长庆油田公司颁发的资质证书。 2、人员及持证 钻井队岗位人数、井控及 HSE 持证必须符合《长庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基 本要求》及《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》要求。 3、井场及道路 严格执行《长庆油田钻井井场及钻前道路修建规范（暂行）。 》 4、设备配备及安装 钻井主体设备配备、安装符合《长庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基本要求》《长 、 庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》及单井《钻井工程设计》 。 5、井场电路及安全防护器材 电器设备及电路安装达到防爆要求，气体检测仪、正压式空气呼吸器配备数量符合《长 庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基本要求》及《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细 则》要求。 6、工程设计及审批 工程设计到位，审核及审批人签字齐全。 二、钻（完）井过程监督要点 开钻后，现场监督应在熟悉《钻井工程设计》《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细 、 则》等文件和规定的基础上，按照工序特点和要求实施监督，确保水平井工程质量和施工安 全。 1、测斜 严格检查表层段及二开直井段井斜和测量间距。 2、井控设备及套管头 防喷器及气体检测仪必须在检测有效期内，各法兰连接规范，管汇闸阀开关状态正确， 挂牌与实际开关状态一致，管汇高低量程压力表齐全；防泥伞及手动锁紧杆安装正确；防喷 器安装完成后必须按设计进行试压；除气器、液气分离器及直读式液面标尺按设计要求配备 并能正常使用；防喷器闸板芯子与作业管柱尺寸必须匹配；内防喷工具配备数量、检测、放 喷管线固定及长度符合井控细则要求；套管头必须按照产品规范和使用要求进行安装等。如 果达不到以上要求，钻井队不能施工。3、固控设备 振动筛、除砂器、除泥器及离心机要配备齐全并能正常使用。 4、地层破裂压力试验 二开后必须进行地层破裂压力试验，做好压力曲线，明确地层破裂压力值。 5、工艺堵漏 钻穿刘家沟组后必须进行工艺堵漏，准确记录堵漏浆的挤入量及地层承压能力。 6、定向仪器及工具 定向仪器及工具必须配备备用件。 7、入窗参数 确认入窗的地层、井深、垂深、井斜、方位等。 8、井身质量 现场及时收集原始测斜数据，核实斜井段及水平段全角变化率。 9、加重材料及加重泥浆 按相关要求，现场储备足量的加重材料和加重泥浆。 10、防喷演习 打开目的层前防喷演习的工况和次数必须达到井控细则要求。 11、应急预案 必须制定单井井控应急预案，要求内容具体、重点突出，有针对性。 12、井控坐岗 钻井队必须配备井控坐岗房，坐岗设备及仪器要能正常使用。 13、套管 根据设计核实送井套管的厂家、钢级、壁厚、扣型，钻井队必须认真编排套管串、清洗 丝扣、通内径。 14、套管附件 严格检查送井的浮箍、浮鞋、分级箍、套管头、扶正器、管外封隔器等附件，查验出厂 检验合格证。 15、井控验收 打开气层前承包商验收合格后向项目组申报，再由项目组和监督部组织井控验收，合格 后方能打开气层。 16、通井 技术套管和生产套管下井前必须通井，保证后续作业顺利进行。 17、下套管 下套管队伍必须持有 “下套管服务许可证” 下套管过程中严格按照设计推荐的扭矩上扣、 ， 现场打印扭矩记录。18、管串 核查完钻井深、套管下深、短套管位置、扶正器数量及加放位置。 19、固井 固井前设计必须到位，钻井液性能要调整到固井设计要求，固井作业过程中要现场测量 并记录水泥用量、水泥浆密度、碰压压力、候凝方式，测完井后及时查看声幅图，并按设计 要求对管串进行试压。 20、井口 钻井作业结束， 钻井队下光油管前更换好油管防喷器， 下油管作业结束后安装采气井口， 确保井口安全。 三、钻（完）井过程监督依据 现场监督除严格依据《钻井工程设计》 ，履行监督职责外，还必须依据以下规定作为支持 性文件开展监督工作： 1、 《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》 【长油字〔 号】 ； 2、 《长庆油田钻井井场及钻前道路修建规范（暂行）【长油技管字〔2010〕1 号】 》 ； 3、 《长庆油田分公司钻井队人员基本配备要求》 【长油工程字〔2010〕2 号】 ； 4、 《天然气井钻井工程质量要求及验收标准》 【气田钻井工程总承包合同书（合同条件） 中附件】 ； 5、 《长庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基本要求》 【长油工程字〔2010〕2 号】 。第八部分 长庆油田油井水平井钻井监督要点一、开钻前监督要点 开钻前， 钻井监督应参与开钻验收， 并重点按以下要求和提示对相关事项进行逐项检查， 确认和记录检查结果。对不符合项提出限期整改意见或建议，并跟踪整改。 1、钻井资质 对施工单位必须持有集团公司或长庆油田公司颁发的资质证书。 2、人员及持证 钻井队岗位人数、井控及 HSE 持证必须符合《长庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基 本要求》及《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》要求。 3、井场及道路 严格执行《长庆油田钻井井场及钻前道路修建规范（暂行）。 》 4、设备配备及安装 钻井主体设备配备、安装符合《长庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基本要求》《长 、 庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》及单井《钻井工程设计》 。 5、井场电路及安全防护器材 电器设备及电路安装达到防爆要求，气体检测仪、正压式空气呼吸器配备数量符合《长 庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基本要求》及《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细 则》要求。 6、工程设计及审批 工程设计到位，审核及审批人签字齐全。 二、钻（完）井过程监督要点 开钻后，现场监督应在熟悉《钻井工程设计》《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细 、 则》等文件和规定的基础上，按照工序特点和要求实施监督，确保水平井工程质量和施工安 全。 1、测斜 严格检查表层段及二开直井段井斜和测量间距。 2、井控设备及套管头 防喷器及气体检测仪必须在检测有效期内，各法兰连接规范，管汇闸阀开关状态正确， 挂牌与实际开关状态一致，管汇高低量程压力表齐全；防泥伞及手动锁紧杆安装正确；防喷 器安装完成后必须按设计进行试压；防喷器闸板芯子与作业管柱尺寸必须匹配；内防喷工具 配备数量、检测、放喷管线固定及长度符合井控细则要求；套管头必须按照产品规范和使用 要求进行安装等。如果达不到以上要求，钻井队不能施工。 3、固控设备振动筛、除砂器、除泥器及离心机要配备齐全并能正常使用。 4、地层破裂压力试验 二开后必须进行地层破裂压力试验，做好压力曲线，明确地层破裂压力值。 5、定向仪器及工具 定向仪器及工具必须配备备用件。 6、入窗参数 确认入窗的地层、井深、垂深、井斜、方位等。 7、井身质量 现场及时收集原始测斜数据，核实斜井段及水平段全角变化率。 8、加重材料及加重泥浆 按相关要求，现场储备足量的加重材料和加重泥浆。 9、防喷演习 打开目的层前防喷演习的工况和次数必须达到井控细则要求。 10、应急预案 必须制定单井井控应急预案，要求内容具体、重点突出，有针对性。 11、井控坐岗 钻井队必须配备井控坐岗房，坐岗设备及仪器要能正常使用。 12、套管 根据设计核实送井套管的厂家、钢级、壁厚、扣型，钻井队必须认真编排套管串、清洗 丝扣、通内径。 13、套管附件 严格检查送井的浮箍、浮鞋、分级箍、套管头、扶正器、管外封隔器等附件，查验出厂 检验合格证。 14、井控验收 打开气层前承包商验收合格后向项目组申报，再由项目组和监督部组织井控验收，合格 后方能打开气层。 15、通井 生产套管下井前必须通井，保证后续作业顺利进行。 16、下套管 套管通径、丈量、清洗、编号，下套管时均匀涂抹丝扣油，套管钳紧扣，套管扶正器位 置加放合理，按要求灌浆，控制下套管速度，操作平稳。 17、管串 核查完钻井深、套管下深、短套管位置、扶正器数量及加放位置。 18、固井固井前设计必须到位，钻井液性能要调整到固井设计要求，固井作业过程中要现场测量 并记录水泥用量、水泥浆密度、碰压压力、候凝方式，测完井后及时查看声幅图，并按设计 要求对管串进行试压。 19、井口 环形钢板外圆周与表层套管焊牢，盖帽点焊，环形钢板厚度不小于 40mm，环形钢板上均 焊上井号，字迹清楚。完井井口平正，封固可靠，油层套管接箍上端面高出井场平面 0.1～ 0.3m，完井井口管外部气窜、水窜，井场工完料净，大小鼠洞填平，井场平整。 三、钻（完）井过程监督依据 现场监督除严格依据《钻井工程设计》 ，履行监督职责外，还必须依据以下规定作为支持 性文件开展监督工作： 1、 《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》 【长油字〔 号】 ； 2、 《长庆油田钻井井场及钻前道路修建规范（暂行）【长油技管字〔2010〕1 号】 》 ； 3、 《长庆油田分公司钻井队人员基本配备要求》 【长油工程字〔2010〕2 号】 ； 4、 《天然气井钻井工程质量要求及验收标准》 【气田钻井工程总承包合同书(合同条件) 中附件】 ； 5、 《长庆油气区地方钻井队伍设备设施配置基本要求》 【长油工程字〔2010〕2 号】 。第九部分一、钻井工序监督签认表 1、签认表表样长庆钻井监督用表及填写要求井钻井工序监督签认表 建设项目组： 开钻日期： 工序 检查项目 钻井队资质 钻井施工队： 完钻日期： 检查内容 钻井队资质证 设计到位及审批 绞车型号/井架型号 主要设备 井架是否检测 防喷器型号/厂家 监督单位： 完井日期： 检查结果、发现问题及处 理意见 监督签字 日期 （盖章）一 开 前 检 查工程设计二 开 前 检 查远控台型号/厂家 井控设备 检修结果/日期 现场试压结果 防碰图 气井工艺堵 漏 绘制是否规范 挤入量/稳压值 打开油气层申报审批打 开 油 层 前 检 查加重材料储备 井控预案 井控验收 井控演习记录 坐岗记录 钻井液体系转换后性 能名称/数量：ρ ： FV：FL：钻 井 据 质 井身质量 量 数直井段最大井斜/井 深 造斜点 设计： 实际：造斜段最大全角变化 率/井深 斜井段最大连续三点 全角变化率 目的层中靶半径 ① ② ③单点： 连斜： 多点： 进尺： 心长： 收获率：钻井取心质量 油层浸泡时间质量 储层保护 数据 完钻井深 井筒复杂情况说明 （井漏、填井侧钻、 钻塞、溢流压井等）设计：实际：2、填写要求说明： 本表一式四联，由监督在施工现场填写。所有工序完成后，由监督收回，监督部审查盖 章后，按月汇总报送工程技术管理部和项目组并发给施工单位。此表为结算依据及备查资料 之一。二、钻井安全生产监督检查表 1、检查表表样 井钻井安全生产监督检查表 建设项目组： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 钻井施工队： 监督单位： （盖章） 监督签字 日期检查内容 钻井队人员数量 井控持证人数 HSE 持证人数 安全防护设施完整性 设备摆放安全距离 死绳固定器及活绳头 防碰天车装置 二层台逃生装置 人员劳保护具 消防器材 电路及电器安装 有毒有害气体检测仪 正压呼吸器 安全标志、警示牌、 安全警戒线 井场环保检查结果、发现问题及处理意见14152、填写要求说明 （1）本表一式四联，监督人员每检查一次应填写一份。 （2）监督单位按月汇总并报送工程技术管理部和项目组。施工单位一联随工序签认表 一并作为结算依据。 三、固井工序监督签认表 1、固井工序签认表表样井固井工序监督签认表 建设项目组 工序 检查 项目 下套管 套管尺寸及下深 固井 用灰量 套管厂家 套管尺寸、钢级、壁厚、 防腐套管及下入井段 套管外观检查/通径/清洗 固井施工队 检查内容 一开钻头尺寸及井深 监督单位 检查结果、发现 问题及处理意见 （盖章） 监督签字 日期表 层 作 业完 井 作 业/丈量/编号的情况 下套管 防喷器闸板芯尺寸 套管特殊附件位置（分级 箍、碰压圈、悬挂器等） 扶正器型号及数量 每次灌泥浆时的套管编号 完钻井深、套管下深 下套管 固井前循环压力 下套管施工队号完井作 业 固井固井设备身份证号（编号） 用灰数量 低密度： 纯水泥： t t水泥浆平均密度低密度设计： 实际：纯水泥设计： 实际： 井口返出情况及漏失量 碰压压力及候凝方式 质量 评价 完井 井口 井筒特殊作业说明 产层段封固质量、 水泥返高 试压 井口安装、回填情况 压力及压降2、填写要求说明： （1）本表一式四联，放在施工现场，由监督上井填写，完井收回监督部盖章，项目组和 工程技术部一联由监督单位按月汇交，施工单位一联作为其固井结算依据。 （2）如打水泥堵漏、填井侧钻、井涌压井等有关固井超大工作量都必须在此单上体现， 否则，不予给固井队补助结算。四、水源井钻井工序签认表 1、水源井钻井工序签认表表样 井水源井钻井工序签认表 建设项目组： 监督内容 施工井队： 设 计 监督单位： 实 际 （盖章） 存在问题及处理 意见 监督签字 日期一开井眼尺寸（mm)一开井深(m) 表套规格(外径×钢级× 壁厚) 井身 结构 表套下深(m)二开井眼尺寸(mm)二开井深(m) 套管规格(外径×钢级× 壁厚) 套管下深(m) 筛管下入井段(m～m) 三开井眼尺寸(mm) 三开完钻井段 (m～m) 井身 质量井身 结构最大井斜/对应井深筛管质量是否符合设计 备注2、填写要求说明： 本表一式四联，由监督人员在施工现场填写。所有工序完成后，由监督人员收回，监督 部审查盖章后，按月汇总报送工程技术管理部和项目组并发给施工单位。此表为结算依据及 备查资料之一。 五、水平井钻井监督现场检查表 1、二开水平井检查表表样 油井水平井钻井监督现场检查表（二开井） 井号 基本 情况 井别 井型 地理 位置 工况 靶前距 造斜点 入窗点 基本 完钻井深 数据 水平段长 钻井周期 建井周期 全井平均机械钻速 一开时间 钻井队资质证 井场 大小 （长×宽） 高差 容量 防渗处理 内 容 设计（要 求） 实 际 检查人 检查时间 建设项目组 施工单位 监督单位一 开泥浆池钻井队人员数量 井控持证人数 HSE 持证人数 一开 消防器材数量 气体 配备检测仪校验 完好状况正压 呼吸器 工程设计配备 完好状况 到位 审批最大井斜/井深 厂家/尺寸 表层 套管 钢级/壁厚 完钻井深/ 套管下深 固井单位 水泥用量 平均水泥浆 固井 密度 返高 井口回填情 况 二开时间 防喷器规格 /型号二 开防喷器及控 制系统远控台规格 /型号 检修报告 闸板芯尺寸 试压内 放 喷 二开 工 具 固 控 振动筛 除砂器数量 检测报告设 备除泥器 离心机表层套管内实际水泥塞 高度 地层破裂压力试验/破 裂压力 直井段最大井斜/井深 坐 岗 坐岗房配备 坐岗仪器配备/ 使用加重材料/加重钻井液 储备量 单井井控应急预案 现场防喷演习次数 定 向 仪 器 规格 厂家 数量造斜段最大全角变化率 /井段 斜井段最大连续三点全 角变化率 打开油层前验收 入 窗 情 况 套 管 二开 套 管 附 井斜/方位 厂家/尺寸 钢级/壁厚 扣型 浮箍厂家/合格 证 浮鞋厂家/合格 地层 井深/垂深件证 扶正器厂家/数 量/合格证下 套 管密封脂厂家/规 格 完钻井深/套管 下深 固井单位 固井前钻井液性 能 水 泥 低密度 数量 纯水泥固 井水 泥 低密度 浆 平 均 密 纯水泥 度 碰压压力/候凝 方式 固井质量/试压 情况完井井口安装情况 复杂情况（井漏、溢流、事故 ） 说明2、三开水平井表样气井水平井钻井监督现场检查表（三开井） 井 基 本 情 况 号 井 别 井 型 建设单位施工单位监督单位地 理 位 置 工 况 设计 内 容 （要 求） 造斜点 基 本 数 据 靶前距 完钻井深 水平段长 钻井周期 建井周期 全井平均机械钻速 一开时间 钻井队资质证 井 场 大小（长× 宽） 高差 容量 防渗处理 实 际 检查 人 检查 时间一 开泥 浆 池钻井队人员数量 井控持证人数 HSE 持证人数 消防器材数量气 体 检 测 仪 正 压 呼 吸 器 工 程 设 计配备 校验完好状况配备完好状况到位审批最大井斜/井深 一 开 厂家/尺寸 钢级/壁厚 表 层 套 管 密封脂厂家/ 规格 扣型 套管头厂家/ 规格 完钻井深/套 管下深 固井单位 水泥用量 固 井 平均水泥浆 密度 返高 井口回填情 况井 井 二 二开时间 段 段 开 （ ） 斜 直防 防喷器规格/+喷 器 及 控 制 系 统型号 远控台规格/ 型号 检修报告闸板芯更换试压 数 量 内放喷 工具 检 测 报 告 除 气 设 备 固 控二 开 （ 直 井 段 斜 井 段 ）设 备 表层套管内实际 水泥塞高度 地层破裂压力试验 /破裂压力 直井段最大井斜/井 深 刘 家 沟 堵 漏 坐岗房配备 坐 岗 坐岗仪器配 备 /使用 加重材料/加重钻井 液储备量 单井井控应急预案 稳压值 挤入量+现场防喷演习次数 定 向 仪 器 厂家 数量 规格造斜段最大全角 变化率/井段 斜井段最大连续三 点全角变化率 打开气层前验收 入 窗 情 况 套 管 地层 井深/垂深 井斜/方位 厂家/尺寸 钢级/壁厚 扣型 分级箍厂家二 开 （ 直 井 段 斜 井 段 ）/合格证 套 管 附 件 浮箍厂家 /合格证 浮鞋厂家 /合格证 扶正器厂家/ 数量/合格证 下套管队服 下 套 管 务许可证 密封脂厂家 /规格 完钻井深 /套管下深 固井单位 固井前钻井 固 井 液性能 一级水 泥数量 低 密 度+一级水泥 数量纯 水 泥 低 密二级水泥 数量度 纯 水 泥二 开 （ 直 井 段+低 一级水泥 浆平均密 度 密 度 纯 水 泥 低 二级水泥 浆平均密 度 密 度 纯 水 泥 碰压压力/候 凝方式 固井质量/试斜 井 段 ）三 开 （ 水 平 段 ）压情况 三开时间 定 向 厂家 数量规格 仪 轨迹调整情况 器防喷器规格/ 型号 防 喷 器 及 控 制 系 统 内放 喷 工具 数量 检测 报告 远控台规格/ 型号 检修报告 闸板芯更换 情况 试压加重材料/加重三 开 （ 水 平 段 ）钻井液储备量 套 管 厂家/尺寸 钢级/壁厚 扣型 浮鞋厂家/合 格证 套 管 附 件 浮箍厂家/合 格证 悬挂器厂家/ 型号/合格证 扶正器型号/ 数量 下套管服务 下 套 管 许可证号 密封脂厂家/ 规格 完钻井深/套 管下深下裸眼封隔器 位置三 开 （ 水 平 段 ）完 井 管 柱油管下深完井井口安装情况 复杂情况（井漏、溢流、 事故 ）说明 3、四开水平井表样气井水平井钻井监督现场检查表（四开井） 井 号 井 基 本 情 况 别 井 型 地 理 位 置 设 工 况 内 容 计 要 求 造斜点 基 本 数 据 靶前距 完钻井深 水平段长 钻井周期 建井周期 全井平均机械钻速 实 际 检查 人 检查 时间 建设单 位 施工单 位 监督单 位开 一 一开时间钻井队资质证 井 场 泥 浆 池 钻井队人员数量 井控持证人数 HSE 持证人数 消防器材数量 大小（长×宽） 高差 容量 防渗处理气 体 检 测 仪 正 压 呼 吸 器 工 程 设 一 开 计配备 校验 完好状况配备完好状况到位 审批最大井斜/井深 厂家/尺寸 表 层 套 管 钢级/壁厚 密封脂厂家/规 格 扣型 完钻井深/套管 下深 固井单位 水泥数量 固 井 平均水泥浆密 度 返高 井口回填情况二 开 （ 直 井 段 ）二开时间 防 喷 器 及 防喷器规格/型 远控台规格/型 号 检修报告 号 闸板芯更换 试压控 制 系 统 内放喷 工具数 量 检 测 报 告除 气 设 备 固 控 设 备气液分离器 除气器振动筛 除砂器 除泥器 离心机表层套管内实际水泥 塞高度 地 层 破 裂压 力 试验 / 破裂压力 直 井 段 最大 井 斜 / 井 深二 开 （ 直 井 段 ）刘 家 沟 堵 漏 坐 岗挤入量 稳压值坐岗房配备 坐岗仪器配备/ 使用加重材料 单井井控应急预案 现场防喷演习次数 套 管 厂家/尺寸 钢级/壁厚 扣型 分级箍厂家/合 附 件 格证 浮箍厂家/合格 证 浮鞋厂家/合格证 扶正器厂家/数 量/合格证 套管头厂家/规 格/合格证下套管队服务 下 套 管 许可证 密封脂厂家/规 格 完钻井深/套管 下深 固井单位 固井前钻井液二 开 （ 直 井 段 ）固 井性能 一 级 水 泥 数量 二 级 水 泥 数量 一 级 水 泥 浆 平 二 级 均 密 水 泥 高密 度 低密 度 高密 度 低密 度 高密 度 低密 度 高密 度 低密度 平 浆 度 碰压压力/候凝 均 密 方式 度 固井质量/试压 情况三 开 （ 斜 井 段 ）三开时间防喷器规格/型 号 防 喷 器 及 控 制 系 统 工具 远控台规格/型 号 检修报告 闸板芯更换 试压 数 量 内放喷 检 测 报 告 水泥塞高度三 开 （ 斜 井 段 ）加重材料/加重钻井 液储备量 现场防喷演习情况 定 向 仪 器 厂家 数量 规格造斜段最大全角变化 率/井深 斜井段最大连续三点 全角变化率 打开气层前验收 入 窗 情 况 套 管 地层 井深/垂深 井斜/方位 厂家/尺寸 钢级/壁厚 扣型套 管 附 件分级箍厂家/合 格证 悬挂器厂家/型 号/合格证套 管 附 件管外封隔器厂 家/合格证 套管头厂家/合 格证 扶正器型号/数 量下 套 管下套管服务许 可证号 密封脂厂家/规 格 完钻井深/套管 下深 固井前钻井液 性能 低三 开 （ 斜 井 段 ）密 一级水 度 泥数量 高 密 度 低 密 固 井 二级水 度 泥数量 高 密 度 低 一级水 泥浆平 均密度 密 度 高 密 度 二级水 低 泥浆平 密均密度度 高 密 度碰压压力/候凝 方式 固井质量/试压 情况四开时间 定 向 仪 器 轨迹调整情况 防喷器规格/型 号 远控台规格/型 防 喷 器 及 控 制 号 检修报告 闸板芯更换情 况 试压 数 量 内放喷 检 工具 测 报 告 加重材料/加重钻井 液储备量 套 管 厂家/尺寸 钢级/壁厚 扣型 浮鞋厂家/合格 套 管 附 件 浮箍厂家/合格 证 悬挂器厂家/型 证 号/合格证 扶正器型号/数 量 下 套 管 下套管服务许 可证号 密封脂厂家/规 厂家 数量 规格四 开 （ 水 平 段 ）系 统格下 套完钻井深/套管 下深四 开 （ 水 平 段 ）管 下 完 井 管 柱 完井井口安装情况 裸眼封隔器位 置 油管下深复杂情况（井漏、溢流、事 故 ）说明 4、填报要求说明： （1） “设计（要求） ”一栏中填写单井工程设计和油田公司相关规定中的数据（或要求） ， “实际”一栏中填写经现场核查确认的数据（或要求） 。 （2）如遇特殊情况，表内空格不够时可另加附页。 六、钻井井场及钻前道路验收签认表 1、钻井井场及钻前道路验收签认表表样井组钻井井场及钻前道路验收签认表 建设项目组 施工单位 （盖章） 验收结果 监 督 内 容 及处罚意 见 设计井口数 井场尺寸（长×宽) 井场 挖方尺寸（长×宽） 井场水平高差（米） 井场边坡坡度 监督单位泥浆池布局及开挖位置是 否合理 泥浆池 泥浆池距井口最小距离 （米） 泥浆池大小（长×宽×深）生活区位置选择是否合理 生活区 生活区距井场边缘最小距 离（米） 道路宽度（米） 钻前道路 转弯半径和路面宽度（米） 道路坡度（%） 备注 验收日期 2、填写要求说明： 本表一式四联，由监督人员在施工现场填写。所有 工序完成后，由监督人员收回，监督部审查盖章后，按 月汇总报送工程技术管理部和项目组并发给施工单位。 此表为结算依据及备查资料之一。 监督签字七、苏里格合作区 钻井质量检查表 1、钻井质量检查表样表 苏里格合作区 建 设单 位： （盖章） 井 检 查 项 目 工 程 设计及审 批程序 型： 检查内容 完钻井深： 检查结果、发现 问题及处理意见 完井日期 ： 监督签 字 日期 井钻井质量检查表 施 工队 伍： 监 督单 位：设 计 防碰图 直井段最 大井斜/ 井 身 质 量 对应井深 造斜点 斜井段最 大全角变 化率/连 续三点 目的层中 单点： 连斜： 多 靶半径 取 心 质 量 储 层 保 护 套 管 情 况 表层套管 尺寸 壁厚下深 钢级 进尺/心 长/收获 率 点： ① ② ③ 设计： 实际：进尺： 心长： 收获率： %钻井液性 密度： 粘度： 失 能 气层浸泡 时间（h） 水：厂家尺寸钢级壁 套 管 情 况 短套管位 水 置 泥 型 正注： 号、 厂家、 反挤： 正注：最大 用量 水泥浆密 平均 度 反挤：最大 (g/cm3) 平均 碰压压力 及候凝方 固 井 作 业 式 水泥返高 /反挤深 度 产层封固 质量 试压 试压情况 30 MPa 套管头型 号及生产 厂家 其 它 2、填写要求说明： （1）本表一式四联，由监督在施工现场填写。 （2）所有工序完成后，由监督收回，监督部审查盖章后，按月汇总报送工程技术管理部 和项目部并发给施工单位。 （3）此表为结算依据及备查资料之一。 MPa 分 钟 压 降 最小 生产套管 厚 井段 ① ② ③最小八、长庆油田工程监督发现问题及处理通知单 1、长庆油田公司发现问题及处理通知单表样 长庆油田公司 工程监督发现问题及处理通知单 № 项 目 组 存 在 问 题 监督单 井号 位 （项目经理部、队） 经监督人员____月_____日现场检查， 你单位承 担的__________井的___________作业中， 存在 下列问题：整 改 要 求 及 处 理 意 见 年 日 月 日 年 月 监督签字： 施工单位负责人签字：2、苏里格合作区发现问题及处理通知单表样 苏里格合作区工程监督发现问题及处理通知单 № 项 目 组 存 在 问 题 监督单 位 （项目经理部、队） 井 号经监督人员____月_____日现场检查， 你单位承 担的__________井的___________作业中， 存在 下列问题：整 改 要 求 及 处 理 意 见 监督签字： 施工单位负责人签字：年 日月日年月3、填报要求说明： （1）本表一式四联，由监督在施工现场填写。整改内容完成后，由监督收回，监督部审 查后，按月汇总报送工程技术管理部和项目组并发给施工单位。 （2）此表为结算依据及备查资料之一。
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