试气压裂监督手册(最终稿)1

1、长庆油田公司试气压裂工程监督册工 程 技 术 管 理 部二 九 年目 录第一部分 试气压裂各工序检查内容第二部分 试气安全生产检查内容第三部分 试气压裂工程质量要求及验收标准第四部分 试气压裂技术标准系列一、 中油行业标准二、 中油股份企业标准三、 长庆油田企业标准四、 油田公司及部门文件第五部分 试油（气）压裂工程质量管理处罚细则第六部分 井下作业井控实施细则 第一部分 试气压裂各工序检查内容一、开工验收（一）、设计1、试气地质设计、工程设计、施工设计、齐全到位审批。2、试气单井井控设计、单井应急预案编写齐全到位。3、变更设计应审批。（二）、资质、准入等相关证件1、试气、压裂资质1）、民营队

2、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，或工程技术部签发的有效资质证。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；2、生产岗位人员试气机组生产岗位人数不少于10人，兼岗4人；压裂队生产岗位人数不少于21人，兼岗2人。 （三）、主要设备1、动力设备检查动力设备型号是否XT-12通井机或XJ350型以上，在有效使用年限之内。2、井架检查井架型号及负荷是否BJ-29/80或XJ350型以上，在有效使用年限之内。二、通井1、通井规规格检查通井规规格与设计要求的套管规格以及规定的长度是否符合。2、深度及异常情况下钻通井

3、至预计深度、通井过程遇阻、遇卡深度及有关数据描述。三、洗井1、水质，检查施工用水是否是甲方指定的水源，目测水悬浮物等。2、钻具下入位置检查是否按施工设计的管柱结构要求，将洗井管柱下至预定深度，并按标准安装好了压裂井口。3、洗井液性、用量洗井材料生产厂家在油田公司准入范围内、产品名称、规格、数量是否与设计相符，产品是否具备生产合格证、出库单、质检报告等；洗井液配制及洗井过程是否符合施工设计及质量要求，洗井液用量。4、实探人工井底核实实探人工井底位置及相关基础数据。四、试压对井筒、井口、防喷器和防喷井口等试压，打压25MPa，稳压30min，压降0.5MPa为合格。五、井控验收1、井控装置按照长庆

4、油田石油与天然气井下作业井控实施细则要求和试油机组设备配置配备基本要求，检查配置包括35MPa油管旋塞阀1套,并配齐开关工具，35MPa手动双闸板防喷器1套，KQ70/65放喷井口1套；8MPa自封封井器1套等配置。2、压井材料压井材料的配备及压井液的配制是否符合井控设计要求。3、井控持证应持证人员为井架工以上岗位人员。中石油试气机组人员持中石油单位颁发的有效井控培训合格证；中石化队伍和民营队伍持长庆油田公司颁发的有效井控培训合格证；4、井控、防火、防中毒演习次数检查每月各种工况下（射孔作业、起下钻作业、旋转作业、空井等）的井控、防火、防中毒综合演习不少于一次，夜间也应安排防喷演习。5、坐岗观

5、察是否建立坐岗记录并有专人坐岗，坐岗数据是否真实有效。六、射孔1、射孔层位、射孔井段检查核实射孔的层位、射孔井段是否与设计相符合。2、射孔方式、枪型、弹型检查射孔队通知单要求的射孔方式属于电缆或油管传输，负压或超正压、有枪身或无枪身，过油管、或射压联作等那种类型；枪型、弹型是否与设计相符。3、液面位置检查洗井彻底后是否替入优质射孔液，起出管柱灌满井筒（负压射孔除外）情况，射孔时随时检测记录的液面位置。4、发射率、射后油气显示通过磁定位跟踪曲线和数炮眼等方法计算发射率，判断射孔是否成功，并观察有无溢流、井涌及油气等显示现象。七、压裂（酸化）施工1、钻具结构及位置按工程及施工设计要求检查，下入钻具

6、，钻具结构及深度与设计要求相符，不能随意进行增减调整。2、配液执行情况配液灌上要有标号（液体类型、数量）、编号，内外清洁干净，用水水质是否甲方指定的水源，取样化验达到水质要求；所有化工料、添加剂等数量与施工设计相符； 液体配制循环均匀，小样检验（压裂液测基液粘度、交联性能、交联剂PH值，）等符合设计要求。3、支撑剂名称及数量目测支撑剂不含灰粉、绳头、石块、铁块之类杂物，干度等；支撑剂生产厂家在油田公司准入范围内、名称、规格、应与设计相符，对照砂罐标定容积，检查入井支撑剂数量。4、酸液名称及数量酸液名称、规格，酸液配制时必须循环均匀，小样检验酸液密度、浓度等达到设计要求，检查入井酸液数量。5、液

7、氮用量按设计要求注入液氮记录的数量。6、加砂连续性检查压裂（酸化）施工过程中，是否出现异常情况，施工是否连续、加砂是否连续。7、施工参数及曲线压裂（酸化）施工过程中主要参数：排量、砂量、砂比、酸量等是否符合设计要求、并现场检查拷取施工记录曲线等。八、放喷排液1、关放排液压后通过放喷、关井等方式使压入地层及井筒内液体靠自然能量尽快排出，检查记录关放时间内压力变化，累计返排液量，含盐量、火焰颜色和长度等。2、检测返排液粘度检查化验仪器，检验化验数据、检测记录放喷初期返排液粘度和比重，判断压裂液的水化情况。3、二次诱喷排液放喷排液排不通的井采取注液氮、用连续油管车、抽汲等方式二次诱喷作业，促使压入地

8、层内液体尽快排出，检查记录方式和用量等。九、测恢复压力是否进行了压力恢复测试，若进行测恢复压力检查以下资料1、关井时间2、稳定时油压、套压十、测试求产否进行了测试求产，若进行检查以下资料：1、稳定流动时间、压力2、流量计孔板3、上流压力、上流温度十一、完井、交井1、井口安装执行长油工程字（2009）8号文件不同地区气田井口选型，检查闸门齐全无刺漏。2、场地检查是否所有试气机组物件，全部腾至距井口50米以外，井场平整情况。3、 检查是否填写试气完井交接书、向采气厂交井十二、其它作业“其他作业”填写：作业过程中的非常规作业，诸如降液面、替氯化钾、换油管、连续油管、压井、套管找漏、验串、封串、冲砂、

9、填砂、打水泥塞、打电缆桥塞、钻水泥塞、钻磨桥塞、捞桥塞和二次固井等以上工序中未包含的所有特殊工作量。第二部分 试气安全生产检查内容一、HSE持证试油机组副司钻以上岗位人员应持长庆油田公司有效HSE证等。二、设施摆放安全距离1、检查值班房、工具房、发电房、生活储油水罐等辅助设施距离井口50米以外，且在盛行季节风的上风方向，井场平整，安全通道畅通。2、检查发电房、生活储油水罐、值班房等相互间距不小于20米。3、检查在沙漠、沼泽地段对摆放设备处是否进行了“三合土”压实处理或打混凝土地基，以达到施工要求。三、储液罐摆放区1、检查包括储水罐、储液罐摆放在井架一侧，摆放整齐，距井口20米以外。2、检查储液

10、罐摆放区、气井放喷测试管线、生产辅助区三者尽可能拉开距离。3、检查储液罐和井口、排污坑用明渠连通，保证残液能流入排污坑。四、井架固定及摆放1、检查井架方向选择，井架正面和侧面能进行施工或车辆摆放，能保证井架前绷绳不影响车辆行驶。2、检查29米井架的基础坑、绷绳坑挖、填，基础的制作等按规定标准，井架绷绳坑质地坚硬距排污池是否大于2米以上。3、检查钢丝绳死绳头安装指重计后，固定在井架死绳器上，并安装了保险绳，指重计表面正对司钻操作台。4、井架吨位选择80吨，并有井架安全检测报告。五、游动、提升系统1、是否符合试油机组设备配置配备基本要求。2、天车及游动系统定期检验，保养防护，并建立了登记台帐。六、

11、二层台逃生装置配备、安装二层台逃生装置，从二层平台固定绷绳匀速滑下等。七、放喷管线安装及固定1、检查放喷管线是否采用27/8”油管，是否选用锻造的高压三通，放喷管线固定情况。2、检查油套管放喷管线试压情况。3、检查放喷管线摆放位置，出口距井口距离以及要求，并考虑当地风向，避开居民区等。4、检查三相分离器、水套加热炉摆放位置及与井口距离的要求。八、人员劳保护具1、人员劳保护具劳动保护用品（安全帽、工服、工鞋）穿戴齐全、着装统一。2、安全带、防坠装置配备齐全完好。3、急救箱配备常规急救药品。九、电路及电器安装1、井场用电及线路符合安全防爆要求，电器线路用双层绝缘导线，并用电线杆架起距地面2.5米以

12、上。2、防暴灯固定牢靠、并配备有应急防爆照明灯具。3、选用防爆电源控制开关应安装在生产辅助区配电箱内，要求各用电系统分别控制。十、消防器材1、消防器材的种类、数量齐全、完好、专管专用，定期检查记录填写，并摆放在醒目和顺手的上风方向。2、干粉灭火器35kg2具、8kg4具、消防偢4把、消防斧2把、消防毛毡10条、消防桶4个、消防砂2方。十一、有毒有害气体检测1、配备便携式有毒有害气体监测仪（H2S、CO、O2等）4台以上，员工能正确使用。2、每年进行一次标定与检验。3、打开油气层、起下钻、压裂（酸化）施工、放喷、抽汲排液等随时跟踪检测并有记录。十二、正压呼吸器等1、机组配备正压呼吸器配备数量6套

13、，员工能正确使用，机组配备空气压缩机1台。2、气瓶压力不足时应及时补充。十三、安全标志、警示牌、安全警戒线1、生产区、排污区与生产辅助区均设置隔离带。2、生产区内标定安全通道、逃生路线图、明显的风向标等。3、安全防火防爆标志、严禁烟火，并在不同方向上划定两个紧急集合点。十四、井场环保1、挖排污坑时地势尽量要低，尽量规划在井架侧后方，防止水窜，排污坑、排水明渠均用防渗布铺垫做好防渗、防漏处理，必要时对其进行的加固。2、排液池周围布置安全警戒线及隔离措施，并挂牌。第三部分 试气压裂工程质量要求及验收标准一、井架安装1、井架方向选择，井架正面地域宽畅开括，正面和侧面能进行施工或车辆摆放，储液罐摆放、

14、能保证井架前绷绳不影响车辆行驶；2、29米井架的基础坑、绷绳坑挖、填，基础的制作等按规定标准，井架基础坑三合土”压实处理或打混凝土地基，井架绷绳坑质地坚硬距排污池要大于2米以上。3、井架左右轴销与井口距离相等，天车和井口应对中；防止井架活动基础前移，可采用后绷绳固定的方法。4、钢丝绳死绳头安装指重计后，固定在井架死绳器上，并安装保险绳；指重计表面正对司钻操作台。5、井架吨位选择80吨，并有井架安全检测报告。二、井口安装1、气井井口选用KQ65/70型，不同地区气田执行长油工程字（2009）8号文件。2、井口各部分螺纹必须上全上紧，在额定压力范围内不刺不漏，全面检查，确保施工安全。3、连接螺纹必

15、须旋紧，两端留有余扣，并留扣一致；井口螺母上卸要用专用扳手，不许用管钳代替。4、钢圈、钢圈槽必须检查合格、洗净、除锈涂黄油装平，钢圈严禁用榔头敲击或用管钳夹取。5、井口只能从油管挂法兰之间拆卸，其它部位不许拆开。6、井口的安装及三证，试压情况，压力表缓冲器连接是否规范。7、校正油补距。三、井控装置1）、按照长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则要求和试油机组设备配置配备基本要求；2）、检查在射孔前、起下钻作业时必须安装防喷器。3）、每口井作业前应对防喷器进行检查、试压，使用防喷器前检查防喷器闸板芯子的尺寸与入井管柱或电缆尺寸匹配，完试一口井后要全面的清洗、维护、保养和检查。4）、施工现场井控

16、设备必须挂牌，内容包括产品名称、规格、检验日期、检验人和管理人等。5）、检修结果及日期气井每一年检修一次，并出具检修报告。6）、井控预案检查（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）。四、放喷管线安装及固定1、管线要采用27/8”油管，管线不能焊接、拐弯处不能用弯管，必须用锻造的高压三通，并且高压三通的堵头正对油气流冲击方向；地面放喷管线每隔8-10米用水泥基墩带地脚螺栓卡子或标准地锚固定，拐弯处两端要用地锚固定，放喷出口要用水泥基墩带双地脚螺栓卡子或双标准地锚固定。2、油套管放喷管线

17、试压25MPa。3、放喷管线摆放尽量安置在井架后侧，安装位置避开车辆行驶道路和施工作业区域，、出口距离井口30米以外且连接至排污池，并考虑当地风向，避开居民区等。4、三相分离器、水套加热炉摆放在距井口30米以外，避开风向等。五、通井1、通井规选择：根据套管的外径、壁厚等规格，选择通井规（139.7mm:114-118mm、177.8mm:144-158mm）、通井规长度按设计的要求。2、管柱结构：自下而上为通井规+油管，油管规格27/8外加厚、N80级以上。3、下钻监控：下放管柱的速度控制在10-20m/min，通井到距设计位置或人工井底100m时，钻具下放速度不得超过5-10m/min。4、

18、安全控制：通井中途若遇阻、卡，悬重下降不能超过10-20KN，采取平稳活动管柱方法，严禁猛顿、猛放和硬压。5、探目前人工井底：当通至人工井底悬重下降10-20KN，连续两次实探深度相差小于0.2m。6、钻具调整：实探人工井底无误后，再调整洗井钻具位置，要求洗井钻具位置与通井位置之差不大于3.0m。六、洗井1、洗井材料准备：1）、洗井液水质要求，取样化验达到水质要求（PH：7±0.5；清洁、干净、无污染、无异味、机械杂质小于2mg/l）；2）、洗井液性能要求，洗井材料生产厂家在油田公司准入范围内、产品名称、规格、数量应与设计相符，必须具备生产合格证、出库单、质检报告等；3）、按设计准备

19、井筒容积2.5倍的清水，洗井液配方、数量符合施工设计要求。2、管柱及井口：按施工设计的管柱结构，将洗井管柱下至预定深度，按标准安装好压裂井口。3、洗井方式选择：根据设计要求，选择采用正洗井、反洗井或正反交替方式。4、洗井过程控制：1）、地面洗井管线试压合格；2）、洗井控制排量由小到大，观察压力变化，正常排量一般控制在500l/min以上,随时观察并记录泵压、排量、出口量、漏失量等数据；3）、泵压升高，洗井不通时，应停泵及时分析原因进行处理，不得强行憋泵；严重漏水井采取有效措施后，再进行洗井施工。5、洗井质量要求：洗至进出口水色及相对密度一致，出口液体干净机械杂质小于2mg/l）。6、实探人工井

20、底：实探人工井底位置，并核实相关基础数据。七、试压对井筒、井口、防喷器和防喷井口等试压，打压25MPa，稳压30min，压降0.5MPa为合格。八、射孔1、射孔液性质：1)、洗井彻底后替入优质射孔液;2）、起出管柱灌满井筒（负压射孔除外）；3）、射孔液配方、数量符合施工设计要求。2、队伍资质、准入：射孔队枪、弹生产厂家在油田公司许可的范围，并且有生产合格证，资质、准入等。3、射孔前井控要求：1）、安装双闸板防喷器，其中上部为电缆闸板；2）、射孔前准备好断绳器，专人坐岗，每射完一枪都要灌满井筒；3）、射孔过程中发现溢流停止射孔作业；4）、生产组织应避免夜间进行装弹、点火作业，雷雨天气严禁进行射孔

21、作业。4、射孔方式：电缆或油管传输，负压或超正压、有枪身或无枪身，过油管、或射压联作等。5、射孔基本参数：射孔层位、射孔井段深度、枪型、弹型、孔密、总孔数、相位等数据与设计相符，射孔需进行校深，检查跟踪曲线等。6、射后检测：射孔发射率低于85%要重新射孔，低于95%要补孔、跟踪曲线检查，观察液面深度、油气显示等，检测有毒有害并记录。九、下管柱1、下管柱作业井控要求：1）、安装双闸板防喷器，检查放喷井口、井口钢圈、合适扣型的油管旋塞等，摆放在井口备用；2)、准备足够的压井液，起下管柱时连接好灌水管线，连续补充灌井筒；3）、做好坐岗观察工作，并及时检测有毒有害气体含量和记录工作；4）、发现异常情况

22、要及时采取措施；起下钻中途发生井涌，应及时关井观察。2、油管规格：油管的规格、数量、钢级、壁厚执行设计要求，不同钢级、壁厚油管不能混杂，推荐选用N80、P110级油管。3、油管的防护：1）、油管桥架应不少于三个支点，离地面高度不少于300mm； 2）、每10根一组，排放整齐，严禁乱放重物和行走；3）、清洗油管内外螺纹，检查有无弯曲、腐蚀、裂缝、孔洞、和螺纹损坏；4）、油管外螺纹必须放在小滑车上，拉送油管人站在油管的侧面，不能骑跨油管；5）、连接前涂匀密封脂，用液压钳上卸油管螺纹，下井油管螺纹不准上斜，必须上满、上紧，扭矩应符合油管尺寸相符的规定上紧扭矩。4、起下作业：油管下到设计井深的最后几根

23、时和管柱带有大直径工具时，下放速度不得超过5m/min，防止损坏油管卡钻等；未下到预定位置遇阻或上提受卡时，应及时分析井下情况，查明原因及时解决。5、井口安装：油管下完后上接清洗干净的油管挂（装有密封圈），对好井口下入并坐稳；安装井口。十、配液1、施工设计：施工设计的内容、审批程序。2、配液灌：配液灌上要有标号（液体类型、数量）、编号；酸液大罐是经专门处理的，按标号配液不能乱用，内外要清洁干净，摆放前低后高，易于酸液流出。3、用水水质：经检测指定的水源，取样化验达到水质要求，PH：7±0.5；清洁、干净、无污染、无异味、机械杂质小于2mg/l。4、化工料：所有化工料、添加剂等数量符合

24、施工设计要求，生产合格证、出库单、质检报告等齐全；工业原酸液和原胶必须具备生产合格证、出库单、质检报告。5、液体配制：按设计要求分类配制，加入添加剂量、循环2周以上等。6、检测：配制好的工作液数量达到设计的1.1倍，以罐内能放出的有效液量为准、小样检验（压裂液测基液粘度、交联性能、交联剂PH值，酸液测密度、浓度）等符合设计要求。十一、酸化施工1、施工设计：施工设计的内容、审批程序。2、现场交底：组织召开现场“施工设计交底会”，做到五清楚；同时明确压裂队技术员负责统一指挥施工。3、钻具的选择：封隔器选用机械压缩式和水力压缩式；检查封隔器、水力锚、滑套节流器等符合施工设计要求，生产合格证、出库单、

25、质检报告等齐全。4、施工前检查：钻具结构及深度、井口装置、液体数量及性能、高低压管线连接检查、压裂施工车辆设备仪表的检查，且工况良好，是否耐酸。5、酸液：配制酸液、活性水数量和质量是否达到设计要求，施工时酸液浓度与设计浓度误差不超过±0.5%，循环2周以上。6、施工程序控制：冲管线-管线试压-循环洗井酸化-顶替-关井，施工前地面高压管线试压70.0MPa。7、施工质量控制点：检查施工是否连续、是否过顶替、施工主要参数（酸液量、排量、压力）是否达到设计参数、施工一次成功率、方案设计符合率、安全环保无事故。十二、压裂（酸化）施工1、施工设计：施工设计的内容、审批程序。2、现场交底：组织召

26、开现场“施工设计交底会”，做到五清楚；同时明确压裂队技术员负责统一指挥施工。3、钻具的选择：封隔器选用机械压缩式和水力压缩式；检查封隔器、水力锚、导压喷砂器、直喷嘴、滑套节流器等符合施工设计要求，生产合格证、出库单、质检报告等齐全。4、施工前检查：钻具结构及深度、井口装置、液体数量及性能、高低压管线连接检查、压裂施工车辆设备仪表的检查，且工况良好；5、支撑剂：目测支撑剂不含灰粉、绳头、石块、铁块之类杂物，干度等；支撑剂生产厂家在油田公司准入范围内、名称、规格、数量应与设计相符，必须具备生产合格证、出库单、质检报告。6、施工程序控制：冲管线-管线试压-循环洗井-预压-打前置液-加沙-顶替-关井，

27、施工前地面高压管线试压70.0MPa，施工中泵压超过35MPa，开始打平衡，控制压差在45MPa，平衡压力不超过25MPa；施工工序做到“二准”、“三净”、“四个一次成功”、“五稳”、“六不”。7、施工质量控制点：检查施工是否连续、加沙是否连续、是否过顶替、施工主要参数（砂量、排量、砂比）是否达到设计参数、施工一次成功率、方案设计符合率、安全环保无事故。十三、放喷排液1、压后关井、记录压降：安装压力表记录压力变化。2、放喷：用针阀或油嘴控制放喷，记录压力变化，计量返排液量等，并检测有毒有害和记录等3、关放作业时：如果停泵压力高于20.0MPa，且压降幅度不超过5.0 MPa /半小时，可关井4

28、0分钟以上；如果停泵压力低于15.0MPa或压降很快，可以立即放喷；如果停泵压力在1520 MPa，可视压力下降情况关井2040分钟；随时记录压降，进行关放。4、控制针阀开度，通过关放，靠压力差变化诱导地层液体流入井筒，并使油套环空液体进入油管，然后排出地面；检查化验仪器、检验化验数据、检测返排液粘度和比重、记录火焰长度和颜色，有毒有害的检测和记录等。5、放喷排液排不通的井采取注液氮、用连续油管车、抽汲等方式二次诱喷作业，促使压入地层内液体尽快排出。十四、关井测恢复压力1、记录关井时间、油压、套压变化；油套压力数值基本一致，且同步上升至波动小于0，05MPa或不变为稳定。2、下压力计测恢复压力

29、及静压、地层温度、压力梯度等。十五、测试求产1、通过针阀或油嘴控制开井放喷，记录开井时间、油压、套压变化；待油套压力数值基本下降至波动小于0.05MPa或不变为稳定。2、下压力计测流动压力。3、安装流量计并装合适的孔板测试，记录流动压力、上流压力、上流温度等，根据估算气量达到流动时间，计算日产气量和无阻流量。十六、完井、交井1、井口安装：执行长油工程字（2009）8号文件不同地区气田井口选型，闸门齐全无刺漏。2、井场：所有试气机组物件，全部腾至距井口50米以外，场地平整，无污水，保证投产。3、交井：认真填写试气完井交接书、向采气厂交井。4、资料归档：资料齐全并及时上交。第四部分 试气压裂技术标

30、准系列一、中油行业标准SY 5727-1995井下作业井场用电安全要求SY/T 5225-2005石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程SY/T 6023-94石油井下作业安全生产检查规定SY/T 6628-2005陆上石油天然气生产环境保护推荐作法SY/T 6326-2008井架、底座承载能力检测评定方法等SY/T 5127-2002井口装置和采油树规范SY/T 6370-2008钻通设备旋转防喷器SY/T 5587.16-93油水井常规修井作业 通井、刮削套管作业规程SY/T 5587.6-93油水井常规修井作业起下油管作业规程SY/T 5587.7-93油水井常规修井作业洗井

31、作业规程SY/T 5562-2000射孔枪SY/T 5436-1998石油射孔用爆炸物品储存、运输和使用的安全规定SY/T 6181-2005射孔作业规程SY/T 5628-93 水力锚通用技术条件SY/T 5106-1998 封隔器通用技术条件SY/T 6376-2008压裂液通用技术条件SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价方法SY/T 5108-1997压裂支撑剂性能测试推荐方法SY/T 5836-93中深井压裂设计施工方法SY/T6088-1994深井压裂工艺作法SY 5312.16-1987酸化压裂施工SY 6443-2000 压裂酸化作业安全规定SY/T 6334-1997

32、酸化设计与施工验收规范SY/T 6262-1996 气井试气工艺规程SY/T5440-92 气井试气工艺规范SY/T5866-1993 气井测试SY/T 5789-93油气井诱喷作业规程SY/T 6176-1995 气藏开发井录取资料技术规范SY/T 6337-2006 油气井地层测试资料录取规范二、中油股份企业标准Q/CNPC 124.2-2006石油企业现场安全检查规范Q/CNPC 41-2001防喷器报废技术条件Q/SY 31-2002压裂工程质量监督及验收规范Q/SY 32-2002酸化工程质量监督及验收规范Q/SY 33-2002试油工程质量监督及验收规范Q/SY 53-2007 试

33、油（气）试采设计规范Q/SY 70-2007 试油（气）试采资料录取规范Q/SY 83-2007 试油（气）完井工程质量技术监督及验收规范Q/SY 88-2007试油（气）完井总结编写规范Q/SY 91-2004压裂设计规范及施工质量评价方法Q/SY 125-2007压裂支撑剂性能指标及评价测试方法Q/SY 187-2007 试油（气）质量评定规范三、长庆油田企业标准Q/SY CQ 0203-2000油井试油地质技术资料录取要求Q/SY CQ 0157-2000压裂酸化管柱通用技术条件Q/SY CQ 0154-2000压裂酸化工作液现场配制及质量要求四、油田公司及部门文件1、长油技管便字（20

34、04）5号长庆油田分公司单井试油（气）工程设计管理办法2、长油保字（2002）11号交叉作业消防安全管理规定3、长油保字（2005）96号预防有毒有害气体中毒的紧急通知4、长油技管字（2004）14号确保高能气体压裂施工安全的补充规定5、长油工程字200722号关于试油队井架检测和井控设备配套安装要求的通知6、长油工程字200724号关于印发长庆油田分公司钻井、试油（气）队伍资质管理实施办法（暂行）的通知7、长油工程字200725号关于印发长庆油田分公司施工队伍考核管理（暂行）办法（钻井、试油气）的通知8、长油工程字20095号关于资质核查要求的通知9、长油工程字2009年6号关于下发工程技术

35、管理部2009年井控工作要点10、长油工程字2009年7号关于明确支撑剂准入取样化验的通知11、长油工程字（2009）8号文件长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则12、长油工程字2009年14号关于印发试油（气）新工艺新技术管理办法通知13、长油工程函字200914号关于化工料准入补充通知14、长油工程函字200921号关于重申试油压裂工程质量管理有关规定的通知15、长油工程函字200925号关于加强试油求产过程中井控安全管理的通知16、长油字2008385号中国石油长庆油田分公司（关于印发石油天然气钻井和井下作业井控实施细则的通知）17、长油工程字200918号关于压裂队划分管理及砂罐标

36、定的通知第五部分 试油（气）压裂工程质量管理处罚细则第一章 总则第一条 为了加强油田公司试油压裂作业队伍的施工质量管理，确保油气田勘探、评价与产能建设试油压裂施工工程质量，特制定本细则。第二条 试油监督依据行业和油田公司标准、工程设计、施工设计以及油田公司有关规定，对施工单位行使监督权。第三条 建设单位管理人员和现场监督依据本细则对施工单位违约行为进行处罚，并填写违约通知单。违约通知单一式四份，工程技术管理部、建设单位、施工单位和监督部各执一份。第四条 工程技术管理部每月汇总违约罚款，在结算时予以扣除。第五条 本细则作为合同附件，与主合同具有同等法律效力，主合同和其它附件与本细则不一致的，以主

37、合同为准。第二章 细则 第六条 井控管理1、建立健全井控管理文件、井控管理制度、成立井控领导小组，根据作业井具体情况制定相应的井控应急预案，认真执行“两书一表”制度，违者扣违约金2000元/项。2、施工单位未按标准配备井控设备、附件（或配件）或设备不能完好使用、未按标准试压，扣违约金5000元/项；施工单位如未按标准执行而擅自开工，建设单位勒令停工并扣违约金10000元，如发生事故，由施工单位承担所有损失。3、防喷器未按规定进行定期检修和保养，扣违约金10000元。现场没有试压合格证和检修合格证，扣违约金5000元。4、未按规定坐岗，填写坐岗记录者，扣违约金2000元/次。5、按井控有关规定，

38、需持证上岗的人员没有井控培训合格证，扣违约金2000元/人，并取消其上岗资格。6、井控要领不熟悉、操作不熟练者，扣违约金2000元/次。第七条 施工用水及水源管理1、施工用水水质不合格或施工单位未在建设单位允许的水源备水，扣违约金10000元/次，并重新备水。2、试油机组不按设计水量备水，扣违约金10000元/次。压裂机组不检查井场备水量及水质，擅自配制压裂液并施工，导致施工达不到设计要求的，扣违约金10000元/次，且由此所造成的一切后果均由压裂机组承担。3、运水罐和储液罐不干净、导致作业用水不符合水质标准的，扣违约金2000元/具，并要求重新备水，情节严重者，清退出长庆油田试油压裂市场。第

39、八条 化工料及支撑剂管理1、入井化工料及支撑剂没有执行工程技术管理部规定或者工程设计中指定的产品，一律不准使用，违者扣违约金20000元/次，情节严重者，清退出长庆油田试油压裂市场。2、入井化工料及支撑剂没有分类存放在专用库房，扣违约金10000元/次；没有建立进、出库台帐，扣违约金5000元/次。3、存放在现场库房的化工料及支撑剂，没有生产厂家产品合格证的，扣违约金5000元；没有质量检验报告的，扣违约金5000元；对抽检不合格的产品必须立即停用，并扣违约金10000元/次。4、送往井场的化工料及支撑剂，必须有出库单，并注明施工井号、拉运车号、拉运品种及数量、发料时间及发料人等，无出库单不准

40、使用。有出库单但发现填写缺项者，扣违约金500元/项。5、支撑剂装运必须按设计执行，同一口井（层）施工必须使用同一厂家的支撑剂或主要化工料，违者扣违约金10000元/次。第九条 井下工具管理1、油管串未按规定试压，扣违约金10000元。2、入井工具必须有生产厂家的产品合格证或专业维修厂家的检验合格证，违者扣违约金5000元/次。3、压裂或其它措施作业时，因井下工具或油管原因导致施工失败或井下事故，扣责任方违约金20000元，并承担全部经济损失及事故处理费用等。第十条 通洗井试压施工1、通井规没有按标准准备，扣违约金2000元；非钻井遗留问题而通井没有通至人工井底，扣违约金10000元；未通井而

41、后期发现的井筒问题由试油机组负责，并扣违约金10000元。2、油管入井前必须在油管桥上排放整齐，用内径规逐根通过，涂好丝扣油，逐根丈量并做好单根记录，注明油管钢级、规格、扣型以及生产厂家等，违者扣违约金2000元/项；丈量做假资料者，支付违约金10000元/次。3、洗井未执行标准规定的水量、水质、排量或连续洗井至进出口水色一致等要求的，扣违约金2000元/项，并责令重新洗井。4、洗井液不按设计执行，扣违约金5000元；洗井钻具未下到规定位置洗井者，扣违约金5000元，情节严重者清退出长庆油田作业市场。5、洗井合格后没有进行套管试压，扣违约金5000元，并承担后期可能出现的井筒问题。第十一条 射

42、孔作业1、射孔队无射孔设计不能进行射孔作业，擅自使用油田公司许可外的射孔枪与射孔弹进行射孔，扣违约金10000元/次。2、射孔作业时一次下井不能发射的，扣违约金5000元；连续两次下井不能发射的，扣违约金20000元；误射孔或射孔过程中引起其他事故的，承担事故处理费用并扣违约金50000元。3、射孔后造成射孔枪卡枪、掉枪事故的，扣违约金20000元，事故处理费用由责任方承担。 第十二条 压裂酸化施工1、配液用化工料必须按设计量准备，偷工减料者，必须按设计补足并扣违约金10000元/次。2、压裂、酸化、挤活性水或其它特殊作业无施工设计时禁止施工，违者扣违约金20000元/次，并清退出长庆油田作业

43、市场。3、现场压裂准备的支撑剂比设计量每少1方，扣压裂机组违约金5000元并按设计补够。4、压裂施工时由于操作不当造成加砂不连续的，扣违约金5000元；支撑剂加不够，每少1方扣违约金5000元；支撑剂人为不加够，每少1方扣违约金10000元，情节严重者停工整改。5、因压裂设备、压裂液体等原因造成压裂施工砂堵或加砂不连续的，扣违约金20000元/次，并由压裂机组承担所有处理费用。6、压裂机组不按设计执行擅自施工的，施工费用自理并扣违约金10000元/次。7、压裂或酸化施工结束后必须现场向监督提供施工曲线，违者扣违约金5000元/次。第十三条 放喷及抽汲排液1、压裂施工后不按设计控制放喷的，扣违约

44、金2000元/次。2、压裂施工后没有在规定时间内排液的，视情节扣违约金300010000元/次，因设备机械原因可考虑下限，人为原因无故拖延的执行上限。3、抽汲排液求产过程中，因通井机机械故障停抽8小时以上、其他故障6小时以上或无故停抽2小时以上者，视情节支付违约金200010000元/次；情节严重者，清退出长庆油田试油压裂市场。4、防喷盒保养不及时造成漏油者，扣违约金5000元/次；造成严重漏油并污染环境者，扣违约金10000元/次。5、抽汲现场和排污坑不铺垫防渗布或铺垫不完全的，扣违约金2000元/次。6、抽汲排液及求产过程中没有安装抽汲智能记录仪的，扣违约金10000元/次。第十四条 完井

45、1、油井完井时没有实探砂面的，扣违约金5000元/次；砂面高于规定高度而没有冲砂的，扣违约金10000元/次。 2、油井完井时必须装完好的150型简易井口，开关灵活，不刺不漏，违者扣违约金20000元，情节严重者，清退出长庆油田试油压裂市场。3、不按建设单位规定日期竣工，无特殊原因拖延2天以上的，扣违约金3000元/天；故意拖延交井时间的，扣违约金5000元/天。第十五条 资料管理1、不按照建设单位规定时间上报生产动态及相关资料的，扣违约金1000元/次。2、资料填写不及时、不规范、不齐全及未按规定时间及时上交的，扣违约金1000元/次。3、化验试剂、仪器不合标准，或者随意捏造氯根资料上报的，

46、扣违约金5000元/次。4、试油压裂或排液求产资料录取不真实，弄虚作假者，扣违约金50000元/次，情节严重者，清退出长庆油田试油压裂市场。5、抽汲排液求产过程中没有抽汲智能记录仪资料的，扣违约金5000元/层。第十六条 其他1、施工设计必须经建设单位审批，施工单位无权更改。根据现场实际情况，经监督确认，确实需要变更设计的，施工单位必须以书面形式向建设单位提出申请，经建设单位同意并履行了相应审批手续后方可实施。私自更改设计，建设单位不承认其工作量，一切整改费用由施工单位承担，并视情节扣违约金1000050000元/次。2、未经建设单位验收和签发安全开工许可证，不能进行施工作业，否则除责令停工外

47、，并扣违约金5000元/次。第六部分 长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则第一章 总则第一条 井下作业井控是井下作业安全施工的基本保障。做好井控工作，既可以有效防止和避免井喷及其失控事故，实现作业过程的安全生产，又有利于井下作业过程中保护和发现油气层，顺利完成作业施工。第二条 长庆油田井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，指导方针是“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”，树立 “以人为本”、“积极井控”的理念，井控安全管理的目标是杜绝井喷失控和井喷着火爆炸事故，杜绝有毒有害气体伤害事故。井控工作的重点在试油（气）队和修井队，关键在班组，要害在岗位，核心在人

48、。第三条 井下作业井控工作包括：地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装备配备及管理，作业前的井控准备工作，井下作业施工过程井控工作，防火防爆防硫化氢等有毒有害气体安全措施，井喷失控的处理，井控技术培训及井控管理制度等八个方面。第四条 带压作业井的井控技术要求和管理由作业设计作详细规定。第五条 本细则是依据中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定并结合了长庆油田井下作业的特点而制定的。第六条 本细则适用于在长庆油田区域从事井下作业的承包商（单位）。第二章 地质、工程、施工设计及井控要求第七条 井下作业的地质设计（试油任务书、送修书或地质方案）、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求

49、和提供必要基础数据。1、在进行地质设计前应对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿(包括开采地下资源的矿业单位)、国防设施、高压电线、水资源情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围的油、气、水井应标明河道、干渠的位置和走向等。2、地质设计(试油任务书、送修书或地质方案)应标明油气井井口距离高压线及其它永久性设施（民宅、铁路、高速公路、学校、医院），油库、河流、水库、人口密集及高危场所等安全距离。3、地质设计(试油任务书、送修书或地质方案)中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高

50、及固井质量等资料，提供本井或邻井产层流体的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。4、工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、提示本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。5、工程设计单位应依据地质设计对“三高”井井场周围一定范围内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、

51、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行复查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定出具体的预防和应急措施。6、施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计和井控设计，在井控设计中细化各项井控措施，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，施工单位要按工程设计提出的压井液、泥浆加重材料及处理剂的储备要求进行选配和储备。 7、地质设计、工程设计、施工设计完成后，按规定程序进行审批，未经审批同意不得施工。第八条 长庆油田井下作业井控风险分级如下：气田作业：一级风险井：所有“三高”区块井 、水平井 、甩开区域探井、地层压力系数大于1.0和井下管柱严重腐

52、蚀的井。二级风险井：指除一级风险井之外的所有井。油田试油作业：一级风险井：所有“三高”区块井。二级风险井：水平井、探井、评价井、调整更新井。三级风险井：一级风险、二级风险以外的所有油田开发的油水井。油田修井作业：一级风险井：所有“三高”区块井。二级风险井：硫化氢等有毒有害气体含量在20-100ppm、超前注水区块的投产作业、地层压力系数大于0.9的油水井。三级风险井：未发生过溢流井涌区块的井；不含硫化氢或硫化氢含量小于20ppm等有毒有害气体区块的油水井、地层压力系数在0.9以下的井、枯竭井。第九条 从事工程设计、施工设计的设计单位和个人应取得相应的设计资质：1、从事一级风险井工程设计的单位必

53、须具备乙级及乙级以上设计资质，设计人员应具有五年以上的现场工作经验和中级及中级以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称；从事二、三级风险井工程设计的单位必须具备乙级设计资质，设计人员应具有三年以上的现场工作经验和中级及中级以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称。2、从事一级风险井施工设计的单位必须具备乙级设计资质，设计人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及中级以上技术职称，设计审核人员应具有相应的中级技术职称，从事二、三级风险井施工设计的单位必须具备乙级设计资质，设计人员应具有二年以上的现场工作经验和初级及初级以上技术职称，设计审核人员应具有相应的中级技术职称。第十条

54、施工设计中的井控要求1、井控装备要求：防喷器、油管旋塞阀、防喷井口、压井设备、节流压井管汇、放喷管线等。2、压井液要求：配方、性能、数量等。3、压井材料准备：清水、添加剂、加重材料等。4、井控技术措施、防火、防毒要求及相关的应急处理措施。第三章 井控装备的配备、使用、管理第十一条 井控装备配备要求1、气井作业的井下作业队伍的井控装备统一按不低于35MPa的压力级别进行配套。气井一级风险井配备液控双闸板防喷器一套、油管旋塞阀一套、KQ70/65防喷井口一套；气井二级风险井配备双闸板手动防喷器一套、油管旋塞阀一套、KQ70/65防喷井口一套。2、油田一级风险井井下作业队伍的井控装备按35MPa的压

55、力级别进行配套：单闸板手动防喷器一套、油管旋塞阀一套、KQ65-35防喷井口一套。3、油田二级风险井井下作业队伍的井控装备统一按21MPa的压力级别进行配套：配备单闸板手动防喷器一套、油管旋塞阀一套、CYb25（35）/65防喷井口一套。4、油田三级风险井井下作业队伍井控装备按14MPa的压力级别进行配套：配备单闸板手动防喷器一套、抽油杆防喷器一套、油管旋塞阀一只、与作业井井口匹配的防喷井口一套。5、特殊井井下作业井控装备根据实际情况选择。6、含硫区域井控装备的选择执行集团公司石油天然气井下作业井控规定和行业标准SY/T 6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐作法。第十二条 井下作业承包

56、商（单位）井控装备配置要求1、气井井下作业承包商（单位）根据作业区域就近原则储备2FZ18-35MPa 远程液控双闸板防喷器一套，防爆工具（管钳、扳手、榔头、撬杠）一套，节流、压井管汇两套，压井材料40吨，应急集装箱一套。2、油井井下作业承包商（单位）根据作业区域就近原则储备2FZ14-21MPa 双闸板液动防喷器一套，防爆工具（管钳、扳手、榔头、撬杠）一套。第十三条 井控装置现场使用规定。1、所有的井控装备在现场待命时间为12个月，超过12个月必须送回井控车间全面检修。在现场实施过井控作业的井控装备，必须送回井控车间全面检修。2、每口井开始作业前，应对防喷器进行检查、试压。使用防喷器前，检查并确保防喷器所装闸板芯子的尺寸与入井管柱或电缆尺寸匹配。防喷器每完成一口井的作业后，应进行全面的清洗、维护、保养和检查。3、送到