大庆油田钻井井控实施细则1025定稿.docx
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大庆油田钻井井控实施细则1025定稿
大庆油田
钻井井控实施细则
大庆石油管理局
大庆油田有限责任公司
二ΟΟ六年九月
目录
1主题内容与适用范围···················2
2总则······························2
3井控设计···························2
4井控装备的安装与维护·······················9
5井控装备的试压与使用·······················16
6钻开油气层前的准备和检查验收················20
7钻开油气层后的井控工作·················22
8溢流的控制及压井作业···················24
9防火、防爆、防硫化氢措施···················26
10井喷失控的处理·····················28
11井控技术培训·······················31
12井控九项管理制度·····················33
13附则······························44
14附录································45
15附录A“四七”动作····················46
16附录B“四七”动作岗位责任制及关井操作程序·····48
17附录C司钻法压井······················61
18附录D工程师法压井·····················62
19附件E井口装置组合图····················63
20附录F固定基墩示意图···················72
21附录G防喷演习示意图····················75
22挂牌式样···························76
23钻井井控记录格式·····················78
1主题内容与适用范围
1.1根据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》,结合大庆油田钻井生产实际,特制定本细则。
1.2本细则适用于在大庆油田及所属区块从事钻井施工的石油与天然气钻井井控管理。
2总则
2.1井控工作是保证石油与天然气钻井安全的重要组成部分。
做好井控工作,既有利于发现和保护油气层,又可有效地防止井喷、井喷失控或井喷着火事故的发生。
2.2井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。
一旦发生井喷失控,将打乱正常的生产秩序,极易酿成火灾、设备损坏、油气井报废、环境污染、使油气资源受到严重破坏甚至造成人员伤亡。
2.3井控工作是一项系统工程,管理局和油田公司的勘探开发、钻井工程、安全质量环保、物资装备、技术监督、教育培训等部门,必须高度重视。
2.4井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训及井控管理等。
3井控设计
3.1井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计的重要组成部分,地质、工程设计部门要严格按照井控设计的要求进行井控设计。
3.2地质设计
3.2.1地质设计确定的井位要符合以下条件。
3.2.1.1油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m;
3.2.1.2油气井井口距离民宅不小于100m;
3.2.1.3油气井井口距离铁路、高速公路不小于200m;
3.2.1.4油气井井口距离学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m;
3.2.1.5油气井井口之间的距离:
一般油气井不小于5m;最大地层孔隙压力大于35MPa的气井不小于16m。
3.2.1.6若安全距离不能满足上述规定,由油田公司与管理局主管部门组织相关单位进行安全评估、环境评估,按其评估意见处置。
3.2.2进行地质设计前应对井场周围2km(含硫油气井3km)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、水资源情况和风向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、湖泊、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
3.2.3地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况,提供本井全井段地层孔隙压力梯度剖面、地层破裂压力梯度剖面、地层岩性剖面数据、浅气层资料、邻井资料、油气水显示和复杂情况。
3.2.4在已开发区钻调整井,地质设计书中要提供邻近注采井分层动态压力数据、注采关系、套损等情况。
开钻前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施,直到相应层位套管固井候凝完为止。
3.2.5在可能含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体的地区钻井,地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。
3.3钻井设计
3.3.1在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度,任何井口装置、工具的安装应为井控装备和抢险装备的安装留有合理空间,为井喷抢险提供必要条件。
3.3.2井身结构设计
3.3.2.1原则上钻井必须下表层、装防喷器。
若因地质情况不下表层或不装防喷器,由生产经营单位委托的钻井设计部门和钻井作业方、安全质量环保部门共同提出论证报告,汇编到钻井设计中,经生产经营单位井控第一责任人批准或授权批准后执行。
3.3.2.2凡属下列情况之一者,必须安装井口防喷装置及井控配套设施。
a探井;
b天然气井;
c有浅气层的井;
d设计钻井液密度超过1.80g/cm3的井;
e丛式井等特殊作业井或试验井;
f地下情况复杂的井;
g油气井井口距离达不到第3.2.1.1条~第3.2.1.5条中要求的井。
3.3.2.3在井身结构设计中,同一裸眼井段中不应有两个压力梯度相差超过3kPa/m的油气水层,否则要设计技术套管或采取其它有效措施,避免井下复杂情况的发生。
3.3.2.4在地下矿产采掘区钻井,井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m,套管下深应封住开采层并超过开采段100m。
3.3.2.5套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。
表层应封固浅水层、疏软地层,且进入稳固岩层不少于10m。
3.3.2.6含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体和高压气井的生产套管管串、有毒有害气体含量较高的复杂井技术套管管串,其材质和螺纹应符合相应的技术要求。
3.3.2.7用心轴悬挂器的套管头,水泥可以返到地面;用卡瓦悬挂器的套管头,水泥要求返到1000m以下;同时要在满足井控要求的前提下,根据油气层显示情况确定水泥上返深度。
3.3.3根据裸眼井段中最高地层孔隙压力选择井控装备压力等级和组合形式,含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
3.3.3.1当裸眼井段中最高地层孔隙压力<14MPa时,选用压力等级不低于14MPa的防喷器,有5种组合形式供选择(允许使用套管头,其额定工作压力要与防喷器匹配):
a钻井四通+单闸板+防溢管(见图1);
b钻井四通+双闸板(全封+半封)+防溢管(见图2);
c钻井四通+单闸板+单闸板+防溢管(见图3);
d钻井四通+单闸板+环形+防溢管(见图4);
e单闸板+钻井四通+单闸板+防溢管(见图5)。
3.3.3.2当14MPa≤裸眼井段中最高地层孔隙压力<21MPa时,选用压力等级不低于21MPa的防喷器,有5种组合形式供选择(允许使用套管头,其额定工作压力要与防喷器匹配):
a钻井四通+单闸板+防溢管(见图1);
b钻井四通+双闸板(全封+半封)+防溢管(见图2);
c钻井四通+单闸板+环形+防溢管(见图4);
d钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形+防溢管(见图6)。
e单闸板+钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形+防溢管(见图7)。
3.3.3.3当21MPa≤裸眼井段中最高地层孔隙压力<35MPa时,选用压力等级不低于35MPa的防喷器,有4种组合形式供选择(对于油井允许选用底法兰):
a套管头+钻井四通+双闸板(全封+半封)+防溢管(见图8);
b套管头+钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形(21MPa或35MPa)+防溢管(见图9);
c套管头+单闸板+钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形(21MPa或35MPa)+防溢管(见图10);
d套管头+钻井四通+双闸板(全封+半封)+单闸板+环形(21MPa或35MPa)+防溢管(见图11)。
3.3.3.4当35MPa≤裸眼井段中最高地层孔隙压力<70MPa时,选用压力等级不低于70MPa的防喷器,有3种组合形式供选择:
a套管头+钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形(35MPa或70MPa)+防溢管(见图9);
b套管头+单闸板+钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形(35MPa或70MPa)+防溢管(见图10);
c套管头+钻井四通+双闸板(全封+半封)+单闸板+环形(35MPa或70MPa)+防溢管(见图11)。
3.3.3.5当裸眼井段中最高地层孔隙压力≥70MPa时,选用压力等级105MPa的防喷器组合,有2种组合形式供选择:
a套管头+单闸板+钻井四通+双闸板(全封+半封)+环形(70MPa)+防溢管(见图10);
b套管头+钻井四通+双闸板(全封+半封)+单闸板+环形(70MPa)+防溢管(见图11)。
3.3.4节流、压井管汇及其所有连接闸门、法兰、防喷管线、配件等的压力级别,不低于裸眼井段中最高地层孔隙压力。
3.3.4.1节流管汇有3种形式中供选择:
a压力等级为14MPa、21MPa的节流管汇,见图12;
b压力等级为35MPa、70MPa的节流管汇,见图13、图14。
c压力等级为105MPa的节流管汇,见图14。
3.3.4.2压井管汇有2种形式供选择:
a压力等级为14MPa、21MPa的压井管汇,见图15;
b压力等级为35MPa、70MPa、105MPa的压井管汇,见图16。
3.3.5钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻井液处理及灌注装置、防毒面具、正压式呼吸器要满足井控、HSE的相关标准。
3.3.6钻井液设计
3.3.6.1钻井液密度的确定,以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准,再增加一个安全附加值。
选择附加值时要考虑地层孔隙压力预测精度、地层坍塌压力、地层破裂压力、硫化氢含量、二氧化碳含量和井控设备配套情况。
附加值按以下两种原则之一确定(欠平衡井或其他特殊井执行钻井工程设计给定的附加值)。
a油井、水井为0.05~0.10g/cm3或增加井底压差1.5~3.5MPa。
b气井为0.07~0.15g/cm3或增加井底压差3.0~5.0MPa。
3.3.6.2钻井液设计中按第6.3条的要求,明确备用加重剂种类及数量。
3.3.7井控技术主要要求
3.3.7.1制定有针对性的井控技术措施,立足于搞好一次井控工作,钻井施工中做好二次井控的准备工作,及时发现和处理油气显示、溢流等异常情况。
3.3.7.2钻井过程中钻井队要认真做好地层孔隙压力监测及绘制“四条(三条)曲线”的工作。
a具备录井条件的井做四条曲线。
四条曲线包括预测地层孔隙压力曲线、监测地层孔隙压力曲线、设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线。
b不具备录井条件的井做三条曲线。
三条曲线包括预测地层孔隙压力曲线、设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线。
c四条(三条)曲线贴于井场值班房墙上。
3.3.7.3井控设备的试压维护保养、活动要求。
3.3.7.4防喷演习、破裂压力试验、低泵速试验等方面的要求。
3.3.7.5井控应急措施,包括压井钻井液及井控工具的储备、压井措施、消防灭火、环保等主要内容。
3.3.7.6保证通讯设备畅通的要求。
3.3.8欠平衡钻井
3.3.8.1含硫油气层或上部裸眼井段地层中的硫化氢含量大于SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的规定标准时,不能开展欠平衡钻井。
3.3.8.2欠平衡钻井施工设计中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火、安全防护、防硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体伤害的井控措施,制定相应的HSE管理及欠平衡钻井井控安全应急预案。
3.3.9施工过程中地质情况或施工条件出现较大变化时,应及时对钻井作业进行风险识别和评价,制定出安全技术保障措施,并修改设计,按程序审批后方可实施。
4井控装备的安装与维护
4.1井控装备的安装
4.1.1各次开钻的井口装置要严格按标准规范安装,保证四通出口高度始终不变。
4.1.2防喷器、钻井四通、套管头(底法兰)、节流管汇、压井管汇、防喷管线和阀门的各部连接法兰的密封垫环槽、密封垫环(BX型密封垫环只能使用一次)要清洁干净,并涂润滑脂安装。
各部位的连接螺栓要齐全并对称均匀扭紧,螺栓两端露头长度一致,法兰间隙要均匀。
冬季施工时,要做好闸阀和管线等井控设备的防冻保温工作。
4.1.3套管头的安装
4.1.3.1安装套管头的井要修建圆井,圆井壁用厚度不低于5mm的钢板,内壁配备上下扶梯。
4.1.3.2下套管前,准确计算联顶节长度,保证生产层套管头顶面高出地面的高度在0.2m~0.3m之间。
4.1.3.3把套管头吊平、摆正下放,下放时注意套管头的密封部位,以免损坏。
下放到位后校正出口方位及水平度。
4.1.3.4对套管头进行注塑、试压。
试压压力为套管抗挤强度的80%与套管头额定工作压力二者中的最小值,稳压30min,压降不大于0.5MPa。
4.1.4防喷器组的安装
4.1.4.1防喷器底法兰套管短节上下连接不得偏扣、不得电焊,密封满足试压要求。
4.1.4.2防喷器主体安装平整,天车、转盘、井口中心的最大偏差不能超过10mm。
4.1.4.3防喷器组用16mm钢丝绳正反花蓝螺栓四角绷紧固定,钢丝绳不能妨碍其它操作。
4.1.4.4防溢管与顶盖的密封用密封垫环或专用橡胶圈,防喷器上部安装挡泥伞。
4.1.4.5具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆,操作手轮原则上接到井架底座外,靠手轮端应支撑牢固,其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°。
挂牌标明开、关方向和到底的圈数及闸板类型。
4.1.4.6通常情况下,双闸板防喷器采用上半封闸板,下全封闸板。
4.1.5井控管汇的安装
4.1.5.1井控管汇包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、压井管线、钻井液回收管线、放喷管线。
4.1.5.2防喷管线应使用经探伤检验合格的专用管材,通径不小于78mm,采用焊接法兰连接或螺纹法兰连接,不允许现场焊接。
4.1.5.3安装完毕的节流管汇、压井管汇、防喷管线和钻井四通应达到平直,不允许防喷管线拐弯。
4.1.5.4当裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21MPa时,选用压力等级不低于21MPa的压井管汇,接一条与远程泵连接的压井管线,配有单向阀,末端有φ52mm的高压油壬(公头)。
不与钻井泵高压管线连接。
4.1.5.5当裸眼井段中最高地层孔隙压力≥35MPa时,选用压力等级不低于35MPa的压井管汇,接两条压井管线,一条与远程泵连接,配有单向阀,末端有φ52mm高压油壬(公头),另一条也配有单向阀,用外径φ73mm的油管与钻井泵高压管线连接,在地面管汇处有球阀。
4.1.5.6当裸眼井段中最高地层孔隙压力≥35MPa时,钻井四通两翼闸阀、节流管汇和压井管汇的安装方式和开关状态见图17-1和图17-2。
4.1.5.7当裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21MPa时,钻井四通两翼闸阀、节流管汇和压井管汇的安装方式和开关状态见图17-3。
4.1.5.8节流管汇、压井管汇、钻井四通两侧的每个闸阀要按照标准编号挂牌,并处于标准的开关状态,节流阀开度1/3~1/2。
其它型号的节流、压井管汇闸阀开关状态比照执行。
4.1.5.9压力等级≤21MPa的节流管汇,钻井液回收管线用外径φ73mm油管;压力等级≥35MPa的节流管汇以及气井、特殊井用通径不小于78mm的专用管。
钻井液回收管线,出口处必须固定牢,进入1号罐或2号罐,但回收的钻井液必须回流到1号罐;回收管线应使用经探伤检验合格的专用管材,拐弯角度不小于120°,不得在井场焊接,螺纹连接余扣不大于一扣。
4.1.5.10放喷管线用法兰连接的通径不小于78mm的专用管线或用φ127mm钻杆并且外螺纹向外。
对于裸眼井段中最高地层孔隙压力>21MPa的井,放喷管线长度距井口不少于75m;对于裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21MPa的井,放喷管线长度距井口不小于50m。
4.1.5.11放喷管线出口保持平直,距各种设施不小于50m。
布局要考虑当地季节风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
4.1.5.12当裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21MPa时,在节流管汇接一条放喷管线。
在压井管汇外侧接平板阀,平板阀外侧留外螺纹端,作备用放喷管线的连接点。
在压井管汇外侧留放喷管线的通道。
4.1.5.13当裸眼井段中最高地层孔隙压力≥35MPa时,在节流管汇和压井管汇各接一条放喷管线。
4.1.5.14放喷管线要平直,螺纹连接紧固牢靠,不得焊接。
如遇特殊情况管线需要转弯时,要用铸(锻)钢弯头连接,其角度不小于120°。
放喷管线每隔10~15m、转弯处用水泥基墩地角螺栓或地锚固定,其中距放喷口0.5m~2.0m之间必须有双基墩,水泥基墩如图18。
地脚螺栓直径不小于20mm,埋入长度不小于0.5m。
放喷管线需要悬空安装时,悬空处要支撑固定,支撑点间距控制在10m之内。
如果裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21MPa时,可以采用图18中的铁基墩。
对于活动基墩,必须有不小于1/3高度埋入地下。
4.1.5.15放喷口前应挖放喷坑。
深层天然气井主放喷坑规格为3m(宽)×5m(长)×1.5m(深)或体积不小于15m3的回收罐,副放喷坑规格为2m(宽)×3m(长)×1.5m(深)或体积不小于6m3的回收罐;其它井放喷坑规格为2m(宽)×3m(长)×1.5m(深)或体积不小于6m3的回收罐;挖取的土堆放在放喷坑前方,形成土墙。
4.1.5.16在放喷口处有固定或人工点火装置,人工点火点在出口上风方向不小于15m。
4.1.6井控装备控制装置的安装
4.1.6.1井控装备控制装置包括远程控制台、司钻控制台、节流管汇控制箱、液压管线。
4.1.6.2远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m,距放喷管线或压井管线应有2m以上距离,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。
4.1.6.3远程控制台总气源应与司钻控制台气源分开连接,并配置气源排水分离器。
严禁强行弯曲和压折气管束。
4.1.6.4远程控制台电源应从配电板总开关处直接引出,并用单独的开关控制,不得与照明或其它用电器线路串接。
4.1.6.5液压管线的连接。
连接井口部位井控设备的液压管线用外敷防火花材料的高压耐火隔热软管。
管排架与防喷管线、放喷管线、压井管线的距离不少于1m,车辆跨越处应装过桥盖板;不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。
条件允许时全部使用高压耐火隔热软管。
4.1.6.6司钻控制台安装在钻台的左侧,即司钻工作位置后面便于操作的地方。
4.1.6.7节流控制箱安装在钻台的右侧,在操作节流控制箱的同时能观察到液动节流阀的地方。
4.1.6.8需要标明控制对象的控制闸阀挂牌。
4.1.7除气设备的安装
4.1.7.1气井或气油比高的油井需要安装液气分离器和除气器。
4.1.7.2除气器安装在1号罐上,排气管线接出距除气器15m以外。
4.1.7.3液气分离器的钻井液排出管线要使用“U”型管,“U”型管高度不小于3m,进入罐或钻井液槽的管线高度要低于液气分离器1/3高度。
4.1.7.4液气分离器入口管线用通径不小于78mm的高压耐火隔热软管或专用管线,用法兰连接,不允许现场焊接,每隔4m用水泥基墩或地锚固定。
4.1.7.5液气分离器用16mm钢丝绳三角或四角在地面用地锚固定。
4.1.7.6液气分离器排污阀用蝶形阀门,并接有排污管线。
4.1.7.7液气分离器安装量程为0~4MPa的压力表,在压力表前安装截止阀。
4.1.7.8安全阀出口方向指向排污坑或主放喷管线一侧。
4.1.7.9液气分离器排气管线外径不小于φ152.4mm,接出距井口不小于50m;在出口处有固定或人工点火装置,人工点火点在出口上风方向不小于15m;固定方式与第4.1.5.14条放喷管线的固定方式相同。
4.1.8钻具内防喷工具
4.1.8.1钻具内防喷工具包括方钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆。
4.1.8.2钻具内防喷工具的额定工作压力不小于防喷器额定工作压力。
4.1.8.3探井、气井和安装环形防喷器的井,接方钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞,备用钻具止回阀和旋塞;其它井,接方钻杆下旋塞,备用钻具止回阀和旋塞。
旋塞开关扳手放在钻台工具箱上,有专人管理。
4.1.8.4安装防喷器的井备用一根防喷钻杆。
防喷钻杆是在钻杆内螺纹端接旋塞并紧扣的钻杆,旋塞处于常开状态,上有提环,下有螺纹保护器,钻台上有旋塞扳手。
4.1.8.5防喷钻杆在钻进时放置在滑道左侧的钻杆支架上,其它工况放置在大门坡道上。
4.1.8.6如果钻具组合中的钻铤只有一种螺纹类型,且与钻杆螺纹不相同,要在防喷钻杆外螺纹端连接钻杆与钻铤内螺纹的转换接头,并紧扣;如果钻具组合中的钻铤有两种或两种以上的螺纹类型,要在钻台上准备与不同螺纹类型钻铤内螺纹匹配的专用转换接头。
4.1.8.7在钻台上再备用一只能够与防喷钻杆中旋塞连接的钻具止回阀。
4.1.8.8防喷钻杆、钻具止回阀、专用转换接头等内防喷工具的表面应全部涂红漆。
4.1.9井控监测仪器及钻井液处理装置
4.1.9.1有密闭循环系统要在每个密闭罐内装钻井液量标尺,按每小格1m3、每大格5m3设计。
走地面池循环时,在池内也应有钻井液量标尺,每小格在1.0~2.0m3。
4.1.9.2配备钻井液循环池液面监测与报警装置。
4.1.9.3加重装置处于随时可用的良好状态。
4.1.9.4按照钻井安全标准配备有毒有害气体监测仪器、仪表。
4.1.10冬季井架底座围布及循环罐保温棚应留有通风口。
4.2井控装备的维护
4.2.1每次起钻前活动一次半封闸板防喷器,起完钻具后活动一次全封闸板防喷器。
4.2.2每周活动一次半封闸板防喷器,每半月活动一次手动锁紧装置。
4.2.3井控管汇的闸门每半月注一次润滑脂,每周开关活动一次,闸门丝杆有防湿、防锈措施。
4.2.4远程控制台三位四通换向阀每半月保养一次。
4.2.5电、气泵上的油滤网每周清洗一次。
4.2.6气泵前气水分离器每周放水一次,油雾器内机油量保持容积的1/2~3/4。
4.2.7电泵曲轴箱机油保持在上下限之间,每半月检查一次。
4.2.8方钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞、防喷钻杆上的旋塞和螺纹保护器每3天活动一次;旋塞、钻具止回阀每使用200h探伤一次,有问题必须更换。
5井控装备的试压与使用
5.1井控装备的试压
5.1.1井控设备在井控厂的试压
5.1.1.1除井控设备控制装置的试压采用规定的液压油试压外,其余的井控装备在井控厂用清水试压。
5.1.1.2环形防喷器封钻杆
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- 大庆油田 钻井 实施细则 1025 定稿
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