油气井交接井办法(终稿).doc

关于印发《西南油气分公司交接井标准及管理办法》的通知

局、分公司有关单位：
现将《西南油气分公司交接井标准及管理办法》印发给你们，请认真贯彻执行。

二O一0年月日

主题词：钻井工程 交接井 办法 通知
抄送：局、分公司领导，助理，副总师，机关有关处室。

西南油气分公司交接井标准及管理办法
第一章　　总　则
第一条 为加强西南油气分公司（以下简称分公司）油气勘探、开发井过程中的钻井施工工程项目交接井的管理工作，统一规范完井交接井井场、井口装置、钻井、完井、试油过程中的污染治理、资料管理标准化资料标准，有利于现场交接井工作顺利进行，特制定本办法。
第二条 本管理办法涵盖工程施工项目有：土建（钻前施工）、钻井、修井、井下作业试油气（修井）、采输等的临时或正式交接井标准和交接井组织形式、程序和交接移交内容等。
本办法中交接井标准在参照石油行业标准的同时，结合分公司生产运行模式以及参考分公司施工井与地方关系的特点。
第三条 本办法中交接井分为两种类型，一种是西南油气田内部交接井，定义为交接井；另一种是其它油田向西南分公司移交井，定义为移交井。以上两种类型统称为油气井交接井，简称交接井。

第四条 本办法中交井方指在分公司市场承担钻井或试油气（修井）修井测试等任务的施工单位。接井方指分公司所属的采油气厂（含控股公司）等油气生产单位或试油气（修井）作业单位，按照属地化管理原则进行接井。
第五条 本办法中交接井（移交井）指分公司所部署实施的勘探评价井、弃井封井、观 察井、开发井等，同时包括其它油田移交给西南分公司的探转采井，探井转开发井、勘探评价井、弃井封井、观察井等。
第二章 管理机构与组织形式
第六条 交接井工作的归口管理部门为生产运行处。
第七条 分公司所属勘探、开发井的交接井由生产运行处或按属地化原则由采油气厂组织现场交接。，交接井时，组织方、交井方、接井方等单位有关人员参加。
第八条 其它油田移交给分公司的井的，移交工作由生产运行处或委托采油气厂组织现场交接移交，移交井时，移交方、接井方等单位有关人员参加。
第九条 探井在交井前，工程监督中心负责对施工队伍的工程质量任务、钻后治理等内容监督管理，不合格项目要求整改，经工程监督中心初步验收达到交井标准后，施工单位向采油气厂提出交井。
第十条 采油气厂及时组织探井交接，交接井过程中存在的遗留问题或意见分歧，若双方调解无效，由交接双方以书面形式上报生产运行处，生产运行处负责作出最终调解意见，下发交接双方执行。
开发井由采油气厂负责对施工队伍的工程任务、钻后治理等工作内容监督管理，不合格项目要求整改，经采油气厂初步验收达到交井标准后，施工单位向采油气厂提出交井。
采油气厂及时组织探井、开发井交接，交接井过程中存在的遗留问题或意见分歧，应顾全大局协商解决，若双方调解无效，由交接双方以书面形式上报生产运行处，生产运行处召集相关处室协调，并负责作出最终调解意见，下发交接双方执行。
采油气厂及时组织开发井交接，交接井过程中存在的遗留问题或意见分歧，若双方调解无效，由交接双方以书面形式上报生产运行处，生产运行处负责作出最终调解意见，下发交接双方执行。
其它油田移交分公司井，移交双方发生意见分歧时，接井单位及时向生产运行处汇报存在的问题，生产运行处负责协调。
第三章 交接井类别
第十一条 按照工程项目实施过程中，施工现场责任管理主体单位移交，施工项目同时进行交接，按照施工工序交接井分为：钻前施工交接井、钻井临时交接井、试油气（修井）钻井正式交接井。
第十二条 钻前施工交接井：由钻前施工承包商将通过竣工验收的井场（含新建道路、桥涵等）移交给钻井工程承包商。
第十三条 钻井临时交接井：钻井工程承包商钻完井后完成钻井施工任务后，不承担试油任务，试油任务将由井下作业承包商承担时，钻井工程承包商将治理合格的施工井场（含道路、桥涵等）、井口设备等、合格井筒移交给业主方，同时业主方将井移交井下作业承包商接井单位。
第十四条 试油气（修井）交钻井正式交接井：试油气单位完成试油气或修井作业后，钻井工程承包商或井下作业承包商将井场、井场设备移交给接井方业主方接井单位。
第四章 交接井程序及标准
第十五条 钻前施工交接井程序
1. 钻前施工承包方按设计（或施工图纸）完成钻前工程后，以书面形式向甲方（可能为钻井单位或采油气厂或工程监督中心）提出竣工验收申请。
钻井总承包井向钻井施工单位申请，探井分包井向监督中心申请，开发井分包井向采油气厂申请。
2. 甲方接到竣工验收申请2个工作日内，负责组织钻井、录井、泥浆、欠平衡特殊工艺服务等相关单位到现场进行质量、环境等竣工验收，验收时发现问题，组织方向钻前工程承包方下达限期整改通知书，整改完后再予验收，验收合格后，组织方出具竣工验收意见书。
3. 重点工程和钻前施工工作量较大的工程，竣工验收合格后，10个工作日内，组织方以书面形式向生产运行处上报竣工验收情况和结果。
4. 现场验收通过后，钻井井场、道路、桥涵等管理权由钻前施工承包方移交钻井工程承包方，并双方签字确认，接收方不得以各种理由拒绝接收。
第十六条 满足钻前施工竣工验收井场交接的标准其它规定：
（一） 根据因现场地理条件原因，接收方和多数配合方认为已经满足下步施工需要，达到竣工验收条件。
（二） 根据因现场地理条件原因，甲方认为已经满足下步施工需要，接收方也认可现有条件，同意进行竣工验收。
（三） 井场基础设施建设基本符合设计（或施工图纸）要求，无污染，满足生产需要，接收方认为达到竣工验收标准条件。
凡具备以上三个条件之一，均达到可以组织验收、移交交接标准。
第十七条 钻井临时交接井程序及标准
（一） 钻井工程承包方在按设计或合同完成钻井工程后，经分公司（或采油气厂）同意，搬迁至其它施工作业区域承担新的工作量，该井未完的工作后期试油气作业由其它作业单位继续施工井下作业试油气单位单位负责，将施工井场和桥涵等临时移交给下步施工单位钻井工程承包商将钻后治理合格的井场、桥涵、井口、合格井筒等移交给业主方试油气单位，同时业主方将井移交井下作业承包商。。。
（二） 钻井工程承包方设备从施工场所搬迁完后，原则上要求立即对原施工场所进行钻后、环保等治理，在10天内完成井场治理工作，达到交接标准。
钻井工程承包方完成井场治理工作后，工程监督中心负责探井预验收，采油气厂负责开发井预验收。
（三） 预验收合格后，钻井方治理完成自检合格后，以书面形式向采油气厂提出临时交井申请。
（四） 采油气厂接到申请2个工作日内，组织交接双方到现场进行质量、环境验收，组织、临时交接井，如存在问题，向交井方下达限期整改通知书，整改完后再予验收、移交交接，验收合格后，组织方、交接双方在临时交井书上签字。
（五） 临时钻井交接井书签字确认后，施工场所的管理权由钻井工程承包方移交给临时接井方。
（六） 交接井资料资料移交标准
1. 完井井身结构图，完井井口装置连接图。
2. 详细的套管、油管管串结构表，管串结构示意图。
3. 各层套管固井报告，固井质量测井曲线。
4. 填写完整的油气井交接书3份，出具完整齐全的采油树配件清单。
5. 交接井井场移交标准：井场平整无污染（符合《西南油气分公司环境保护管理办法》有关规定和要求）。
6. 交接井井口采油树移交标准
1. 采油树完好无损，所有的阀门元件完好、灵活、好用。整个采油树无渗漏，闸门手轮、螺栓、法兰、压力表齐全、完好。
2. 采油数树及其它配件按照甲方配送到现场的品种全部移交。
3. 套管头两翼环空阀门完好，安有压力表。套管头及两端的环空阀门全部露出，便于操作。连接法兰及螺栓齐全。
4. 各层套管环空应安装有压力表，若有气窜，交井方按有关安全标准接引流管线至井场外。
5. 丛式井组实施钻采同步时井场管理由钻井工程承包方负责，已采输的采油树及临时站场管理由各采油气厂负责管理。
6. 丛式井组实施钻采同步时，钻井工程承包方应对正在生产的油气井井口采油树设置防护罩。
组织方要求的井筒通井、刮管、洗井、试压及井筒有无窜漏其它有关资料等情况。
第十八条 正式试油气（修井）交接井程序及标准
（一） 试油气单位工程承包方在按设计完成施工任务工程后，原则上要求立即对原施工场所进行钻后、环保等治理，在10天内完成井场治理工作，达到交接标准。

试油气单位完成井场治理工作后，工程监督中心负责探井预验收，采油气厂负责开发井预验收。
（二） 试油气单位完成现场治理，自检合格，通过甲方预验收后，2个工作日内，以书面形式2个工作日内，向采油气厂提出书面提出交井申请。
（三） 采油气厂接到申请后，在2个工作日内，组织交接双方到现场进行质量、环境验收、交接井，组织方、交接双方在交井书上签字。如存在遗留问题，采油气厂向施工方下达限期整改通知书，如未按业主方要求整改采油气厂有权对其进行处罚。整改完后再予验收、交接井，验收合格后，组织方、交接双方在交井书上签字。
（四） 签字确认后，施工现场及设施等管理主体由采油气厂负责采油气厂为井场管理责任主体，并对井场及设施负责。
（五） 正式交接井资料移交标准
1. 完井井身结构图，完井井口装置连接图。
2. 详细的套管、油管管串结构表，管串结构示意图。
3. 各层套管固井报告。
4. 完井测试报告。测试简况。
5. 填写完整的油气井交接书4份，出具完整齐全的采油树配件清单。
6. 正式交接井井场移交标准：井场平整无污染（符合《西南油气分公司环境保护管理办法》要求交接井安全环保标准）。
7. 正式交接井井口采油树移交标准
1. 采油树完好无损，所有的阀门元件完好、灵活、好用。整个采油树无渗漏，闸门手轮、螺栓、法兰、压力表齐全、完好。
2. 采油数树其它配件按照甲方配送到现场的品种全部移交。
3. 套管头两翼环空阀门完好，安有压力表。套管头及两端的环空阀门全部露出，便于操作。连接法兰及螺栓齐全。
4. 各层套管环空应有压力表，若有气窜，交井方按有关安全标准接引流管线至井场外。
5. 进行弃井封井作业的井，必须严格按照设计作业，永久封井的井采油树应全部拆除，焊接盲板，立碑刻字。
第十九条 由外油田移交给西南油气分公司的井，按照移交双方议定的程序执行。
1 、油田双方油田主管交接井的部门议定交接井时间、内容程序等。
2 、西南分公司生产运行处组织或委托采油气厂负责接井交接井标准符合本办法第二十条、第二十一条的要求。
3 、接井方可提前介入，了解现场情况和移交资料是否完整。
4 、根据单井实际情况，原则上实物移交和资料移交同时移交进行。若遇特殊情况，移交工作可分两个阶段实施。第一阶段，实物移交准备工作就绪后，交接双方可先完成现场实物移交；第二阶段，在实物移交结束后，1周内完成资料移交。
5 、移交前所发生的滑坡、青苗赔偿、环境污染和钻后治理等问题，由移交方负责处理。
6 、在移交中，若发生争议时，交接双方协商解决；不能协商一致时，由双方上级主管部门进行协调或仲裁解决。
第五章 其它
钻完井、试油气工作全部完成后，甲方尽快组织交接井，不得进行部份交接，在未进行正式交接前，不得进行下步施工作业。
第二十条 未进行举行正式交接井，接井方可以征得交井方同意，提前介入，进行进行下步作业的前期准备工作，接井方也可以在上级部门的协调下，提前介入，进场施工。
第二十一条 钻完井、试油工作全部完成后，甲方尽快组织移交，不得进行部份移交，在未进行正式移交前，不得进行下步施工作业。
第二十二条 部分因生产需要或因为工程原因无法再继续开展后续施工作业，但现场不满足交接井条件或标准，而必须进行交接井，由移交方以书面形式向生产运行处提出交井申请，生产运行处将意见批复给接井方，明确是否交接，甲方按照批复意见组织交接井双方进行移交。
第二十三条 有高产量的井，测试结束后，施工方不得以任何理由或借口推迟移交时间，必须在10天内完成交接井。， 每超过1天将按照产量大小比例罚款。
第二十四条 无产量的井及弃井封井，甲方（或接收方）采油气厂不得以任何理由或借口推迟或拒接接井。
第二十五条 交接双方存在意见分歧，甲方负责协调、双方协商解决，解决无效，由生产运行处负责仲裁。
第二十六条 仲裁后，按照仲裁结果执行。
经分公司生产运行处确认达到移交交井条件仍未进行交接的井，5天内管理权仍在移交交井方方，5天后管理权将自动由移交方交井方转给接收方接井方，接收方接井方对井场、井口等承担全部责任。
本办法中其它土建、青赔、用地手续、安评、环评、基桩，钻井工程、完井报告、中途测试、油气测试报告、弃井报告、录井、测井等资料按照分公司有关规定交接（移交）。
第二十七条
第六章 附 则
第二十八条 本办法由西南分公司生产运行处负责解释。
第二十九条 本办法自公布之日起实施。
第三十条 本办法纳入对各单位年总终绩效考核范围。
第三十一条 本办法中其它土建、青赔、用地手续，安评、环评、基桩，完井报告、中途测试、完井测试、弃井报告等资料按照分公司有关规定移交。

附：
西南分公司油气井交接书
二○一0年八月0年 月

西南油气分公司油气井交接书

井　　号＿＿＿＿＿＿＿＿　　　交接井类别＿＿＿＿＿

交井单位：＿＿＿＿＿＿＿　　　交井人：＿＿＿＿＿＿

接井单位：＿＿＿＿＿＿＿　　　接井人：＿＿＿＿＿＿

监交单位： ＿＿＿＿＿＿＿ 监交人：＿＿＿＿＿＿

甲方单位：＿＿＿＿＿＿＿ 甲方代表：＿＿＿＿＿＿

交接井日期：　　　年　　　月　　　日

表1 基本数据表
井
位
地理位置

构造位置

井位座标
X：　　　　　　　 Y：　　　　　　　　　H：　　　

钻

井
补心高度
　　　　m
地面海拔
m
补心距
m
钻机编号

水平位移(m)

施工井队

闭合方位(°)

开钻日期

造斜点(m)

完钻日期

最大井斜角(°)

完钻斜深(m)

最大井斜井深(m)

完钻垂深(m)

靶心距(m)

完钻层位

最大全角变化率(°)/30m

完井方式

套
管
头
规格及型号

人工井底(m)

注脂压力(MPa)

水平段长(m)

试压压力(MPa)

井
身
结
构
钻头程序
套管程序
水泥返高(m)
井口窜气情况
尺寸(mm)
井深(m)
尺寸(mm)
井深(m)

井口装置型号

全井筒试压

备 注

套管技术参数表
套管程序
名称
尺寸
钢级
壁厚
下入深度
套管外介质密度
固井质量
试压情况
表层

技术

生产

套管底法兰垫环号　　　　　　　　　　　采油树井口闸门垫环号　　　　　　　　　　
关井套管允许最高压力　　　　　　MPa 开井放喷套管允许最低压力　　　　　　MPa
完井油管尺寸及井深　　　　　　　m 油管挂尺寸　　　　　　　　　m
油管串结构：
油管鞋尺寸　　　　　　m　 外径　　 　　　mm　 内径　 　 　mm
筛管位置　　　 　m 长度　　 　m 孔眼排列　 　　　 　 孔距 　mm 排距　 　mm 孔数　 　 　孔/米
封隔器井深　　 　　m 水力锚井深　 　　m　 回压阀井深　 　　m　　
安全阀井深　 　　m

图1. 完井采油、气井口装置示意图
注1：套管法兰以下要剖面绘出并注明详细尺寸；
注2：井口装置型号；
注3：特殊四通垫环型号；
注4：螺孔中心距 mm；
注5：采油树闸垫环型号；
注6：生产套管地距 m；
注7：油管地距 m。

图2井身结构、完井管柱示意图

注1：表层套管，mm×m
注2：技术套管，mm×m
注3：技术套管，mm×m
注4：油层套管，mm×m
注5：油层套管补心距，m
注6：悬挂器，mm×m
注7：分级箍，mm×m

图3完井管柱示意图

注1：油管挂补心距，m
注2：安全阀，mm×m
注3：油管柱，mm×m
注4：封隔器，mm×m
注5：特殊工具，mm×m

表2 油管数据表和生产层套管数据表格式
内容和格式见表B.1和表B.2
表B.1 油管数据表
序号
尺寸
mm
钢级
壁厚
mm
螺纹类型
单根长度
m
累计长度
m
下入深度
m
备注

表B.2 生产层套管数据表
序号
尺寸
mm
钢级
壁厚
mm
螺纹类型
单根长度
m
累计长度
m
下入深度
m
备注

钻井油气水显示、产层测试、酸化、油气水分析成果报告表格式
内容和格式见表C.1-C.8
表C.1 钻井油气水显示简况表
项目
内容
内容
内容
层位

井段，m

岩性

显示类别

显示情况

表C.2产层测试数据表
项目
内容
内容
内容
层位

测试井段，m

测试日期

孔板φ，mm

油嘴φ，mm

稳定时间，h：min

套压，Mpa

油压，Mpa

上流压力，Mpa

上流温度，℃

测试气产量，104m3/d

无阻流量，104m3/d

测试油产量，m3/d

测试水量，m3/d

关井最高压力
套压，MPa

油压，MPa

地层压力（绝对值），MPa

表C.3 油（气）产层酸化及压裂情况表
项目
内容
内容
内容
层位

井段，m

酸化（压裂）日期

酸化（压裂）类型

施工时间，h：min

挤入地层酸量（支撑剂量），%×m3

破裂压力，MPa

携砂比

施工参数
（最小—最大/一般）
压力MPa

排量L/s

吸收指数
L/（s•MPa）

表C.4 产层放喷油、气、水量统计表
层位
放喷时间
气量,m3
油量, m3
水量,m3
备注
日期
时间
单次
累计
单次
累计
单次
累计

交井产层最后一次关井时间: 年 月 日 时: 分

表C.5 井口及完井管串数据表
井 口 数 据
套管头型号

采油树型号

油管头大四通型号

套管头厂家

采油树厂家

油管头大四通厂家

地距(m)

采油树材料级别

入 井 管 串（自上而下）
序号
油管/工具名称
螺纹类型
外径(mm)
内径(mm)
长度
（m）
下深（m）
校深下深（m）

井下工具数据
封隔器型号

井下安全阀型号

下深/座封位置（m）

生产厂家

压缩距（m）

下深(m)

井下工具型号

生产厂家

下深(m)

表C.6 产层天然气分析成果表
项目
内容
内容
内容
内容
取样时间

取样层位

取样井段（m）

分析日期

气体组分分析
%
甲烷(CH4)

乙烷(C2H6)

丙烷(C3H8)

异丁烷(iC4H10)

正丁烷(n C4H10)

异戌烷(iC5H12)

正戌烷(n C5H12)

已烷以上(C6+)

二氧化碳(CO2)

氧(O2)

硫化氢(H2S)

氮(N2)

氢(H2)

其它

稀有气体
氦(He)

氩(Ar)

其它

真实相对密度

临界温度（K）

临界压力（MPa绝对值）

现场测定
H2S(g/m3)

CO2(g/m3)

表 C.7 产层水样分析成果表
井 号

测试项目

测试层位

采样条件

测试井深

采样日期

分 析 成 果
分析项目
mg/L
Mmol/L
mol%
阳离子
K+

Na+

Ca2+

Mg2+

Ba2+

Li+

NH4+

Sr2+

总值

阴离子
Cl-

SO42-

CO32-

H CO3-

OH-

F-

NO3-

总值

微量元素（mg/l）
I-

Br-
未检出
Ｂ

Ｈ２S

总矿化度

物理性质
色: 嗅: 味: 透明度:
沉淀:
PH值:
相对密度:
成因系数
Na+/Cl-= (Na+- Cl-)/2SO42-= (Na+- Cl-)/2Mg2+=
水型分类
碳酸氢钠
备 注

表 C.8 产层油样分析成果表
项目
内容
内容
内容
内容
测试井段（m）

测试层段

测试类别

取样日期

取样位置

分析日期

颜 色

透明度

密度（g/cm3）

运动粘度（50℃，mm2/s）

凝固点（℃）

含水（%）

含蜡（%）

胶质（%）

沥青（%）

含硫（%）

烃族组成
温度范围（℃）

芳烃含量（%）

烷+环烃含量（%）

馏

程
初馏点（℃）

10%馏出（℃）

20%馏出（℃）

30%馏出（℃）

40%馏出（℃）

50%馏出（℃）

60%馏出（℃）

70%馏出（℃）

205℃馏出量（%）

250℃馏出量（%）

300℃馏出量（%）

总馏量（%）

井筒情况（井筒通井、刮管、洗井、试压及井筒有无窜漏等情况）

遗留问题及解决的办法和期限：

其它需明确内容：