油气井交接井办法（终稿）

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。

主题词：钻井工程

二O一0年月日

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）勘探、开发井交接井的管理工作，统一规范交接井井场、井口装置、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、试油气（修井）、采输等的交接井标准和交接井组织形式、程序和交接内容等。

第三条 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地方特点。

第四条 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。

第五条 本办法中交井方指在分公司市场承担钻井或试油气（修井）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。

第六条 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

第七条 交接井工作的归口管理部门为生产运行处。

第八条 分公司所属勘探、开发井的交接井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。

第九条 其它油田移交给分公司的井，移交工作由生产运行处或委托采油气厂组织现场移交，移交井时，移交方、接井方等单位有关人员参加。

第十条 探井在交井前，工程监督中心负责对施工队伍的工程任务、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。

第十一条 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。

第十二条 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。

第十三条 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

第十四条 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、钻井交接井、试油气（修井）交接井。

第十五条 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。

第十六条 钻井交接井：钻井工程承包商完成钻井施工任务后，将施工井场（含道路、桥涵等）、井口设备等移交给接井单位。

第十七条 试油气（修井）交接井：试油气单位完成试油气或修井作业后，将井场、井场设备移交给接井单位。

第四章 交接井程序及标准

第十八条 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（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。

第十九条 满足钻前施工竣工验收交接的其它规定：

（一） 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） 因现场地理原因，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条件。

凡具备以上三个条件之一，均可以组织验收、交接。 第二十条 钻井交接井程序及标准

（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，该井后期试油气作业由试油气单位负责，钻井工程承包商将井场、桥涵、井口、井筒等移交给试油气单位。

（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。

（三） 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。

（四） 预验收合格后，钻井方以书面形式向采油气厂提出交井申请。 （五） 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、交接，验收合格后，组织方、交接双方在交井书上签字。

（六） 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接井方。

（七） 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，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。 （八） 交接井井场移交标准：井场平整无污染（符合有关规定和要求）。 （九） 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。

第二十一条 试油气（修井）交接井程序及标准

（一） 试油气单位在按设计完成施工任务后，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。 （二） 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。

（三） 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，以书面形式向采油气厂提出交井申请。

（四） 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。

（五） 签字确认后，采油气厂为井场管理责任主体，并对井场及设施负责。 （六） 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. 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。 （七） 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交接井安全环保标准）。

（八） 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. 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。

第二十二条 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 、双方油田主管交接井的部门议定交接井时间、程序等。 2 、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进行。 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解决。

第五章 其它

第二十三条 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。

第二十四条 未正式交接井，接井方可以征得交井方同意，提前介入，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。

第二十五条 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。

第二十六条 无产量的井及弃井封井，采油气厂不得以任何理由推迟或拒接接井。

第二十七条 经分公司生产运行处确认达到交井条件仍未进行交接的井，5天内管理权仍在交井方，5天后管理权将自动由交井方转给接井方，接井方对井场、井口等承担全部责任。

第二十八条 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）。

第六章 附 则

第二十九条 本办法由西南分公司生产运行处负责解释。 第三十条 本办法自公布之日起实施。

第三十一条 本办法纳入对各单位年终绩效考核范围。

附：

西南分公司油气井交接书

二○一0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 补心高度 钻机编号 钻 井 施工井队 开钻日期 完钻日期 完钻斜深(m) 完钻垂深(m) 完钻层位 完井方式 人工井底(m) 水平段长(m) X： Y： H： m 套 管 头 地面海拔 m 补心距 m 水平位移(m) 闭合方位(°) 造斜点(m) 最大井斜角(°) 最大井斜井深(m) 靶心距(m) 最大全角变化率(°)/30m 规格及型号 注脂压力(MPa) 试压压力(MPa) 井 身 结 构 钻头程序 尺寸(mm) 全井筒试压 备 注 井深(m) 套管程序 尺寸(mm) 井深(m) 水泥返高(m) 井口窜气情况 井口装置型号 套管技术参数表 名称 套管程序 表层 技术 生产 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 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

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

图3完井管柱示意图

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 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 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 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 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 内容 内容 内容 内容 内容 内容 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 层位 内容 内容 内容

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 日期 时间 气量,m3 单次 累计 油量, m3 单次 累计 水量,m3 单次 累计 备注 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 套管头厂家 地距(m) 油管/工具名称 采油树型号 采油树厂家 采油树材料级别 螺纹类型 长度 （m） 油管头大四通型号 油管头大四通厂家 校深下深（m） 入 井 管 串（自上而下） 序号 封隔器型号 下深/座封位置（m） 压缩距（m） 井下工具型号 生产厂家 下深(m) 外径(mm) 内径(mm) 井下安全阀型号 生产厂家 下深(m) 下深（m） 井下工具数据 表C.6 产层天然气分析成果表

项目 取样时间 取样层位 取样井段（m） 分析日期 甲烷(CH4) 乙烷(C2H6) 丙烷(C3H8) 异丁烷(iC4H10) 正丁烷(n C4H10) 气体组分分析 % 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/m) CO2(g/m) 33 +内容 内容 内容 内容

表 C.7 产层水样分析成果表

井 号 测试层位 测试井深 分析项目 K+ Na+ Ca2+ 阳离子 Mg2+ Ba2+ Li+ NH4+ Sr2+ 总值 Cl- SO42- 阴离子 CO32- H CO3- OH- F- NO3- 总值 微量元素（mg/l） 总矿化度 物理性质 成因系数 水型分类 备 注 沉淀: I- 测试项目 采样条件 采样日期 Mmol/L Br- PH值: 碳酸氢钠 未检出 Ｂ 相对密度: mol% Ｈ２S mg/L 分 析 成 果 色: 嗅: 味: 透明度: Na+/Cl-= (Na+- Cl-)/2SO42-= (Na+- Cl-)/2Mg2+=

表 C.8 产层油样分析成果表 项目 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/cm） 运动粘度（50℃，mm/s） 凝固点（℃） 含水（%） 含蜡（%） 胶质（%） 沥青（%） 含硫（%） 温度范围（℃） 烃族组成 芳烃含量（%） 烷+环烃含量（%） 初馏点（℃） 10%馏出（℃） 20%馏出（℃） 馏 程 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（%）

23内容 内容 内容 内容

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