第一篇：新疆油田井控管理规定
新疆油田井控管理规定
源自： 生产技术部 作者： 更新时间： 2006-5-12 17:14:42 新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则
第一章 总 则
第一条 井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。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、井喷失控或着火事故的发生。
第二条 井喷失控是钻井工作中性质严重、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，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、造成人员伤亡、设备毁坏、油气井报废。
第三条 井控工作是一项系统工程，油田（管理局和油田公司）勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备和培训等部门，必须十分重视，各项工作必须有组织地协调进行。
第四条 井控工作包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层井控作业、防火防爆、防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训和井控管理制度等八个方面。
第五条 本细则是为贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》而制定的，凡在新疆油田进行钻井作业的所有单位都必须按此细则执行。
第六条 本细则井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层井控作业等部分，未全面考虑欠平衡钻井作业。欠平衡钻井作业中的特殊井控技术和管理，由其钻井工程设计作详细规定。
第二章 井控设计
第七条 井控设计是钻井地质、钻井工程设计中的重要组成部分，主要包括以下内容：
一、满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置。参照执行Q/CNPC—XJ 0281—1999《钻井井场设备布置技术要求》规定的井场面积与设备布置。
二、钻井地质设计中应有：全井段的地层压力梯度，地层破裂压力梯度（预探井除外），注采井分层动态压力数据以及浅气层、邻近井资料。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。
三、适合地层特性和满足井控要求的钻井液类型和密度，合理的加重钻井液、加重剂和其它处理剂储备。（预探井或外甩井、无取芯和岩屑资料，可选用地面露头岩样分析，以获得钻井液设计的基础资料。）
四、合理的井身结构。
五、满足井控作业安全的各次开钻井控装备。
六、有针对性的井控技术措施。
七、对井场周围2公里以内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、河流、地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线的分布）、地面高、低压电线、通讯线等进行勘察并在地质设计中标注说明。在煤田、矿山、隧道等附近钻井，钻井地质设计中需要特别标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地面深度。在钻井工程设计中明确相应的井控措施。井口距上述地面设施的安全距离按SY5876《石油钻井队安全生产检查规定》执行。
第八条近平衡压力钻井中钻井液密度的确定，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基准，再增加一个安全附加值。安全附加值可由下列两种方法之一确定：
一、油水井为0.05一0.10g／cm3，气井为0.07一0.15g／cm3;
二、油水井为1.5一3.5MPa，气井为3.0一5.0MPa。
井深≤500米的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。
具体选择附加值时还应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套情况等因素。
第九条 在一口井的同一裸眼井段中，最大地层孔隙压力当量密度与最小地层孔隙压力当量密度的差原则上不得大于0.5g／cm3，地层孔隙压力当量密度与漏失压力当量密度之差不得大于0.4g/cm3。
第十条 含有H2S、CO2和高压气井的油层套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求。技术套管的材质也应符合相应的技术要求。
第十一条 欠平衡钻井设计中应制定详细的要求和措施。H2S含量超过20mg/m3的地层或上部未封固井段存在H2S含量高于20mg/m3的地层不能进行欠平衡钻井。欠平衡钻井设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。
第十二条 探井每下入一层套管固井后，钻出套管鞋入新地层5~10米，用水泥车做地层破裂压力试验，求得瞬时停泵压力值与延伸压力值，并做出压力与排量关系曲线，算出地层破裂压力值和当量泥浆密度。试验最高压力不大于以下两种压力的最小压力值：一是井口设备的额定工作压力；二是套管最小抗内压强度的80％。试验数据的曲线应填入《钻开油气层审批报告》和井史内。
第十三条 钻井设备有条件的井队要进行低泵冲试验。试验排量应为正常循环时的1/3，每试验一次应记录排量和泵压的对应数据，并填写低泵冲试验表。
第十四条 按SY/T 5156《采油（气）井口装置》标准选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。
第三章 井控装置
第十五条 防喷器压力等级原则上应大于相应井段最高地层压力。含硫地区井控装备选用材质应符合行业标准SY/T 5087-2003《含硫油气井安全钻井推荐作法》的规定。
一、井控装置（包括液压防喷器、液压控制台、套管头、钻井四通、井口闸阀、节流管汇、压井管汇以及节流管汇和压井管汇与防喷器之间的联接管线、法兰）除环形防喷器外，其压力等级的选用以裸眼井段最高地层压力为依据。环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。
二、钻具内防喷工具可采用方钻杆旋塞、投入式止回阀或回压阀（以方钻杆旋塞为主，如选用回压阀则需上级技术管理部门审批后使用）。安装环型防喷器须装上旋塞，其压力等级应与井口液压防喷器的等级一致（超过70Mpa的，选70Mpa上旋塞），止回阀和回压阀可比闸板防喷器低一个压力等级，但接头台肩密封性、抗扭强度应与所用钻杆一致，其内、外径尺寸应与钻杆接头一致。
三、钻井液循环罐上必须安装能直接读出罐内钻井液总量、钻井液增减量，以立方米为刻度单位的直读式钻井液液面标尺。配液罐也应有便于读取的容积计量标记。
第十六条 根据不同裸眼井段最大地层压力选用不同压力级别的防喷器装置和组合形式。并按以下组合形式进行选择：
一、600米以内的浅层稠油井，其防喷器组合形式如图1。
二、14MPa的井，其防喷器组合形式如图
1、图2、图3。
三、21MPa的井，其防喷器组合形式如图2、图3。
四、35MPa的井，其防喷器组合形式如图
2、图
3、图
4、图
5、图6。
五、70MPa的井，其防喷器组合形式如图
6、图
7、图
8、图
9、图10。
六、对已知含H2S区块（含量大于20毫克/立方米），井控设计选择图6A、图10，自下而上配置全封、剪切、半封闸板。
七、105MPa及以上的井，其防喷器组合形式如图
9、图10。
八、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，其防喷器组合形式如图
10、图11。
第十七条 节流管汇的压力级别和组合形式要与防喷器压力级别相匹配。其选择安装形式应采用如下规定：
一、600米以内的浅层稠油井的井，放喷管线及压井管线按图12连接。
二、14MPa、21MPa的井，节流管汇按图13连接。
三、35MPa、70MPa的井，节流管汇按图14连接。
四、70MPa、105MPa及以上的井，节流管汇按图15连接。
第十八条 压井管汇为压井作业专用，其压力级别与防喷器压力级别相匹配，止回阀端必须接2＂由壬，直通端兼作副放喷管线。其选择安装形式应采用如下规定：
一、14MPa、21MPa和35MPa的井，压井管汇按图16连接。
二、70MPa、105MPa及以上的井，压井管汇按图17连接。
第十九条 节流管汇、压井管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态按图
19、图20、图
21、图
22、图23执行。对地层压力大于105MPa的井，可安装使用105MPa的井口装置。对只有表层套管，不下技术套管的井，井口装置压力等级可以根据地层压力选用21Mpa或35MPa的井控装置。
第二十条 探井、气井及气油比超过300的油井必须安装液气分离器和除气器，其排气管线（通径大于75毫米）接出井场以外50米，排气管线需固定，入口管线必须使用内径不小于75毫米的硬质管线，泥浆出口管线使用硬管线或软管线（需固定，防下垂）联结，但其通径不小于液气分离器的泥浆管出口通径。液气分离器安装在节流管汇的外侧，用四根直径15毫米的钢丝绳作绷绳固定牢靠。其安全阀应按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。
第二十一条 所有井控装置及配件，必须使用经集团公司和股份公司有关部门认证具有资格的生产厂家生产的具有合格证的产品，否则不允许使用。管理局内加工生产的产品必须经过试压检验，合格并附合格证方能送井。钻井队必须使用双音气喇叭发报警信号，不得使用按钮式开关。
第二十二条 节流、压井管汇以内的管线要使用专用管线并采用标准丝扣法兰连接，不得现场焊接。泥浆回收管线、放喷管线使用合格管材，含硫化氢油气井的放喷管线要采用抗硫的专用管材。每个闸阀要按图中各闸阀编号，并注明待命工况下的开关状态。节流管汇处必须有关井提示牌，其内容如图18所示。
第二十三条 各钻井公司要配备足够的各种规格升高法兰，保证四通出口高度始终不变。
第二十四条 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，探井、气井和重点开发井节流管汇一侧外阀应安装液动阀，手动闸阀应处于常开状态。四个四通闸阀（手动或液动阀）分别双联后安装在四通两侧。防喷器手动锁紧杆手轮必须接出钻台底座（ZJ-45钻机不能接出井架底座的手轮除外）。
放喷管线：浅层稠油生产井接出30米以远，一般生产井接出50米以远，评价井（非气井）接出75米以远，预探井（参数井）、气井接出100米以远。一般情况下要求安装平直，若用钻杆，其公扣朝外，需转弯时要采用铸（锻）钢弯头，其角度大于120°。每隔10－15米、转弯处及放喷口要用填充式基墩（每隔10米）或水泥基墩直径为30毫米的地脚螺栓固定。基墩重量不少于400千克。放喷管线如因地势需悬空安装，悬空处应支撑固定。放喷管线通径应大于78毫米，前方不得有居民区、营房、道路、设备等障碍物，其末端进行防沙堵处理。
泥浆回收管线拐弯及出口处必须固定牢靠，出口接至泥浆罐，拐弯处必须使用角度大于120度的铸钢弯头，其内径不得小于75毫米。内控管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵防冻措施，保证任何状态下各闸阀开关灵活、管线畅通。
探井、气井及重点开发井，辅助放喷管线按主放喷管线执行，并进行试压检验。
第二十五条 防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合相匹配，原则上控制对象应有一组备用。远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油。有气动泵的液控系统必须从储气瓶单独连接可控制的气源管线，并保持工作压力。远程控制台应摆放在面对钻台左侧后方，距井口25米以远，离放喷管线距离不小于1米。远控台的电源线要从配电板总开关后单独接出，不得与其他用电设备串接，并用单独的开关控制。储能器瓶的压力要始终保持在17.5~21MPa工作压力范围内。对于温差影响造成管汇压力升高，应及时进行调节。
第二十六条 井控装置的试压、检验。
一、全套井控装置在井控车间用清水进行高、低压试验。高压试验环形防喷器封5”钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器和节流、压井管汇试压到额定工作压力，稳压时间均不少于10分钟，压降不大于0.7 MPa，密封件部位无渗漏为合格，并出据试压与质检人员签字的合格证。
二、全套井控装置在井上安装好后，用清水试压，试验压力不能超过套管抗内压强度的80%，在此前提下，闸板防喷器和节流、压井管汇试压到额定工作压力，环型防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%，放喷管线试压10 MPa（冬季11月1日至次年3月1日为防止管线积水，造成管线冻结，可以不做清水试压，但必须保证放喷管线联接密封可靠），稳压时间均不少于10分钟，密封件部位无渗漏为合格（允许压降参考值不大于0.7 MPa）。钻井队应认真填写试压记录，技术员与驻井安全监理必须签字。防喷器每隔45天必须重新试压一次。
三、钻开油气层前及更换井控装置部件后，要采用堵塞器按上一要求进行清水试压。
四、防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，防喷器用不小于16mm钢丝绳和正反螺丝在井架对角线上绷紧。
五、钻开油气层后，每次起下钻要对闸板防喷器开关活动一次。
六、冬季施工，防喷器装置必须采取保温措施，保证灵活好用，液控系统使用软管必须具有耐火性能。
七、防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁、无泥浆。
第二十七条 井控装置的维修由各钻井公司井控车间负责，井队负责井控装置的安装、维护。远控房维护、保养由技术员负责管理。司钻控制台、节流管汇控制箱的操作、管理、检查由司钻负责。远控房操作、检查由副钻负责。防喷器、四通两侧闸阀及套管头两侧闸阀的管理、检查由架工负责。方钻杆上、下旋塞及开关工具的保管、操作由内钳工负责。压井管汇、液气分离器的管理、检查由外钳工负责。节流管汇、除气器及放喷管线的检查由场地工负责。
第二十八条 所有井控装置必须落实岗位责任制、交接班制和巡回检查制，并填写保养和检查记录。
第四章 钻开油气层前的准备工作
第二十九条 钻开油气层前必须做到：
一、生产技术部门向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装置等方面的技术措施交底。
二、钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备加重钻井液、加重料和处理剂。重点探井和气井根据加重料的性质考虑是否配备立式气动加重装置。
三、钻井队必须备有带明显标志的防喷单根，并备好相应的接头及工具，以便在发生溢流时能及时使用。各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、专用工具、消防器材、防爆电路系统应配备齐全，运转正常。
四、落实溢流监测岗位、关井操作岗位和钻井队干部24小时值班制度。
五、要进行班组防喷演习，并达到规定要求。防喷演习的要求速度：钻进2分钟；提下钻杆4分钟；提下钻铤7分钟；空井2分钟。
第三十条 钻井设计中要求做低泵冲试验的井，钻井队进入油气层前50米开始，每只钻头到井底，当班司钻应分别做两台泥浆泵的低泵冲试验。
第三十一条 严格执行钻开油气层前的申报、审批制度。探井由钻井公司检查验收，开发井由钻井分公司检查验收。未经检查验收并批准，不准钻开油气层。
第五章 钻开油气层和井控作业
第三十二条 加强地层对比，及时提出地质预告，探井钻进中地质应与工程相结合，进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井预测地层压力梯度曲线、地层压力监测曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。开发井按钻井工程设计要求进行随钻压力监测。现场可根据监测结果，按审批程序调整钻井液密度，特殊情况现场可先调整随后及时汇报。
第三十三条 及时发现溢流显示是井控技术的关键环节，从打开油气层到完井，要落实专人坐岗观察井口和循环池液面变化，发现溢流，及时报告。要求溢流量1方报警，2方关井。
第三十四条 钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察。
第三十五条 发现溢流时，其关井最高压力不得超过井控装置的额定压力、套管抗内压强度的80％和地层破裂压力的80％三者中的最小值。
第三十六条 钻开油气层后，起钻前要进行短程起下钻，并循环观察，如有异常情况，应采取措施及时处理，循环正常后再提钻。起下钻或短程起下钻时，裸眼井段起下钻速度，根据井的深浅、裸眼井段的长短、井眼尺寸、钻井液性能以及井下情况进行控制。
第三十七条 起钻时每3－5柱向环空灌满泥浆，重点探井要连续灌浆。若灌入泥浆量大于或小于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观察，如有溢流，应及时关井求压；如有井漏，应及时采取相应措施。起完钻要及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具。
第三十八条 钻杆测试、测井、固井、射孔、试油、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井下复杂情况和井喷失控事故。当测井过程中发生溢流时，应尽量起出电缆，当不具备起出电缆条件时，由钻井队队长（钻井施工单位实行单井项目管理的井，由项目管理组长决定；实行日费制的井，由钻井监督决定）根据溢流性质和大小决定何时切断电缆并进行关井作业。
第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理、第三十九条 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房应尽可能设置在季节风的上风位置，锅炉房应距井口50米以远，发电房、储油罐距井口30米以远，储油罐与发电房相距不小于20米。要严格执行Q/CNPC—XJ 0281—1999《钻井井场设备布置技术要求》规定的设备布置图。
第四十条 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY/T 5225《石油与天然气钻井，开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求。井场必须按消防规定备齐消防器材，并有专人负责定期检查保管。灭火器必须定期换药，挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌。
第四十一条 钻开油气层要做好防止柴油机排气管排火（带防火帽）以及天然气飞车的准备工作。钻台下面和井口周围禁止堆放杂物和易燃物，在机泵房下面应无积油。
第四十二条 井场（距井口50米）以内严禁吸烟，井场动用明火必须按动火级别逐级审批。
第四十三条 严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S等有毒气体进入井筒、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。在含硫区块钻井，井队应在钻台、振动筛、坐岗房等场所配备足够数量的防毒面具（总共不得少于12套），并配备10套正压式强制呼吸器、5套备用气瓶、充气泵、具有四个探头（钻台、圆井、一号罐或坐岗房、机械传动钻机机房一号传动箱附近）的固定式硫化氢监测仪、四套便携式硫化氢监测仪及专用硫化氢报警器。放喷管线向井场左右（夹角180度）接出100米远，并准备好点火装置，以便在出现硫化氢时立即在放喷管线出口处点火。
第四十四条 在含硫区块钻井，钻井队需在井场大门口，钻台，振动筛、坐岗房、防喷器液控房等五处设立风向标，并在不同方向上划定两个紧急集合点。
第四十五条 剪切闸板由钻井队队长（钻井施工单位实行单井项目管理的井，由项目管理组长操作；实行日费制的井，由钻井监督操作）操作。
第四十六条 井喷失控后的紧急处理：
一、如发现硫化氢立即启动应急预案，通知周围居民和相关人员撤离，并立即向管理局和油田公司安全和技术部门汇报。
二、立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。
三、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划分危险区域。
四、迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井内连续注水，用消防水枪向油气柱及井口周围大量喷水。并将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。
五、成立有管理局主管领导、油田公司主管领导及钻井公司主要领导等参加的现场抢险小组，根据现场情况制定处理方案，实行集中统一领导，负责现场施工指挥。
六、清除井口周围和抢险通道上的障碍物，充分暴露井口，已着火井要带火清障，同时准备好新的井口装置，专用设备及器材。
七、抢险中每个步骤实施前，必须进行技术交底和演习。换装新井口装置过程中，应不断向井内注水和向井口密集喷水，形成一个水屏障。
采用整体换装法更换新的井口装置，换装中要采取扶正导向等安全有效措施。
八、不得在夜间进行井喷失控处理施工。在处理井喷失控施工时，不要在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。
九、在处理井喷失控过程中，必须做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。
第七章 井控技术培训
第四十七条 新疆油田井控培训由集团公司授权的中油西部井控培训中心承担。井控培训中心在教师、教材、教具等方面，要达到集团公司规定的标准。井控培训教师必须取得集团公司教育培训部门认可的教师合格证。组织有关人员翻译和编写少数民族文字的井控培训教材，并做好少数民族职工的井控培训工作。严格按行业标准SY/T 5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的培训与考核要求执行。
第四十八条 实行井控操作证制度。对岗位变动人员，必须先培训后上岗。
井控操作证的有效期为两年。井控操作证持证者，每两年要到井控培训中心复培一次，复培考核不合格者应吊销其井控操作证。长期在新疆油田承揽钻井施工的其他油田钻井队伍（两口井以后的招标队伍）必须在中油西部井控培训中心进行培训或复培。
管理局及油田公司安全环保部门和各钻井公司安全科负责监督执行井控操作证制度。
第四十九条 井控培训要求：
一、对工人培训的主要内容：能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、掌握井控装置的安装、使用及日常维护保养等。
二、对钻井队干部和钻井监督（HSE监理）培训的主要内容：正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、压井程序、实施压井作业、正确判断井控装置故障、正确处理井喷及井喷失控等。另外，井队技术员还必须掌握现场Dc指数法地层压力监测技术。
三、对井控车间技术干部、现场服务人员培训的主要内容：井控装置的结构、原理、安装、调试，故障判断和排除等。
四、对钻井总工程师、副总工程师、生产科正副科长、油田公司钻井技术管理人员及钻井工程设计人员培训的主要内容：井控工作的全面监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术。
五、对钻井地质设计人员、现场地质（录井）技术人员、地质监督、测井监督、泥浆监督（现场泥浆工程师）等，应结合其专业特点进行井控技术培训。
六、井控培训应有欠平衡钻井井控技术和H2S防护知识等内容。
七、钻井井控培训中心要根据不同层次的培训要求编写适应的教材，分期培训，并严格发证。
第八章 井控工作九项管理制度
第五十条 井控分级责任制度
一、井控工作是钻井安全工作的重要组成部分，管理局主管钻井工作的副局长（或总工程师）是管理局井控工作的第一责任人，油田公司主管安全工作总工程师是油田公司井控工作的第一责任人。
二、管理局及油田公司分别成立井控领导小组。管理局井控领导小组组长由主管钻井的副局长担任，工程技术处等相关部门人员组成。油田公司HSE管理委员会主持油田公司井控领导小组工作。各领导小组负责组织贯彻执行井控规定，制定和修订井控工作实施细则和油田井控工作的开展。
三、各钻井公司、钻井分公司、钻井队、井控车间、以及油田公司勘探公司、开发公司等单位成立井控领导小组（或HSE委员会），负责本单位的井控工作。
四、各钻井公司及钻井队数10个以上的钻井分公司，应配备专职井控技术和管理人员。
五、管理局与油田公司每半年联合组织一次井控工作大检查，按集团公司《石油与天然气钻井井控检查表》要求逐项检查。钻井公司每季度进行一次井控安全检查。
六、联合井控工作大检查及上级井控安全检查中，不合格的钻井队将在该队业绩年审时予以登记。
第五十一条 井控操作证制度
油气田的下列人员必须经井控培训、考核并取得井控操作证：
一、指挥、监督钻井现场生产的领导干部、技术人员和从事钻井工程设计的技术人员；
二、钻井监督、钻井队干部、安全员、大班司钻、正副司钻和井架工；
三、欠平衡钻井、固井、综合录井、钻井液、取芯、打捞、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及操作人员；
四、井控车间技术人员和现场服务人员；
五、现场地质技术人员、地质监督、测井监督和地质设计人员。
没有取得井控操作证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人不得上岗操作。凡未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。
第五十二条 井控装置的安装、检修、试压、现场服务制度
一、钻井公司井控车间负责全公司井控装置及工具（包括内防喷工具）的管理。
二、井控车间，负责井控装置安装、维修、试压、巡检服务及提供装备、工具（包括内防喷工具）的配套计划各到货后的质量检验。
三、钻井队按设计要求安装现场井控装置。使用的井控装置，开发井及中深探井（4000米以内）每半年由井控车间回收检验一次；深探井（≥4000米）每口井由井控车间回收检验一次。
四、钻井队应定岗定人定时对井控装置、工具进行检查、维修保养，并认真填写运转、保养和检查记录。
五、井队技术员在巡检中应及时发现和处理井控装置存在的问题，确保井控装置随时处于正常工作状态。
六、管理局工程技术处负责全局井控装置、工具的管理。各钻井公司井控车间负责井控装置、工具、材料的配套储备，并随时处理井控装置管理中的问题，遇有重大问题应及时向局工程技术处汇报。
七、井控车间每月的井控装置使用动态、巡检报告等应及时逐级上报局主管部门。
第五十三条 钻开油气层的审报、审批制度
一、进入油气层前，钻井队应在自检自查的基础上，提出《钻开油气层审批报告》,申报给第三十一条规定的相关部门。
二、接到钻井队申请后，由钻井公司主管部门牵头，及时组织钻井工程、机动、泥浆、安全等方面人员组成检查验收小组，按油田规定的检查验收标准严格认真检查。检查合格后，验收小组在检查验收书上签字批准，方可钻开油气层。对检查不合格的钻井队，发出停钻整改通知书限期整改。
第五十四条 防喷演习制度
一、钻井队组织作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井发生溢流的四种工况分岗位、按“逢五逢十”防喷演习制度进行防喷演习。信号统一为：报警── 一长鸣笛，关井──两短鸣笛，结束演习──三短鸣笛。防喷演习遵循“以司钻为中心，班自为战，从实战出发”的原则。二、二开前下钻过程中，必须开展四种工况下的防喷演习。换班人员必须在第一次提下钻作业中开展四种工况的防喷演习。（浅层稠油井除外）
三、作业班每月进行一次四种工况下的防喷演习，并做好防喷演习讲评和记录工作。演习记录包括：班组、时间、工况、讲评、组织演习人等。
第五十五条 坐岗制度
一、执行全井坐岗。非油气层每小时测量一次钻井液增减量，进入油气层前50米开始每15分钟测量一次。
二、坐岗人员上岗前必须经过技术培训。
三、坐岗记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液灌入量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部验收签字等内容（坐岗记录表格式见SY/T 6426《钻井井控技术规程》标准附录D）。
四、发现井漏、井涌及溢流等异常情况，应立即报告司钻。
第五十六条 钻井队干部24小时值班制度
一、钻井队干部必须在井现场坚持24小时值班，值班干部应挂牌上岗或有明显标志，并认真填写值班干部交接班记录。
二、值班干部应检查监督井控各岗位执行、落实制度情况，发现问题立即督促整改。
第五十七条 井喷事故逐级汇报制度
一、钻井队一旦井喷或井喷失控应有专人收集资料，资料要准确。
二、发生井喷立即报告钻井分公司、钻井公司调度室，甲方管理部门（勘探公司、开发公司等），2小时内上报到管理局质量安全环保处、工程技术处以及油田公司生产运行处、质量安全环保处，井喷失控24小时内由管理局和油田公司的质量安全环保处分别上报到集团公司和股份公司的有关部门。
三、发生井喷后，随时保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，要追究领导责任。
第五十八条 井控例会制度
一、钻井队应把井控工作作为日常生产例会的内容。
二、钻井分公司每月、钻井公司每季度召开一次井控例会；管理局与油田公司每半年联合召开一次井控例会。
第九章 附 则
第五十九条 本细则自颁布之日起执行。
第六十条 本细则由新疆石油管理局工程技术处负责解释。
第六十一条 其它规定与本细则有抵触者，以本细则为准。
附：井控装置组合图及节流、压井管汇及其各闸阀编号和待命工况下的开关状态示意图
（新疆石油管理局、新疆油田公司2004年1月修订）
图18 关井提示牌
钻井队号： 井号： 设计井深： 米
上层套管最弱段参数
尺寸： mm 钢级： 壁厚： mm 抗内压强度： 地层破裂压力： MPa 最大允许关井压力
钻井液密度(g/cm3)最大关井压力(MPa)
MPa
防喷器手动锁紧杆开关圈数： 圈
图19 21Mpa节流管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态
图20 35Mpa节流管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态
图21 70MPa及105MPa节流管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态
图22 21Mpa压井管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态
图23 35Mpa压井管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态
图24 70MPa及105MPa压井管汇各闸阀编号及待命工况下的开关状态
溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序
司钻 ? 钻进：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）。
2、停泵、停转盘。
3、上提方钻杆（露出保护接头时停警报），待钻杆接头底面距吊卡顶面30厘米左右时刹车，扣好吊卡。
4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则先开液动阀，后关指定的闸板防喷器。
5、待确定关好节流阀后观察立压、套压。
6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习。
7、开防喷器，关液动阀。? 起下钻杆：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）。
2、停止起下钻作业，抢接备用旋塞，关闭旋塞（关闭后停警报）。
3、上提钻具，使吊卡底面离转盘面30厘米左右。
4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则先开液动阀，后关指定的闸板防喷器。
5、待确定关好节流阀后观察套压。
6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习。
7、开防喷器，关液动阀。? 起下钻铤：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）。
2、停止起下钻作业，抢接防喷单根，关闭旋塞（关闭后停警报）。
3、下放钻具，吊卡离转盘30厘米左右。
4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则先开液动阀，后关指定的闸板防喷器。
5、待确定关好节流阀后观察套压。
6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习。
7、开防喷器，关液动阀。? 空井：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）。
2、派内钳工速到远控台通知副钻关全封闸板。如安装司控台，则取消此项操作。
3、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则先开液动闸阀，后关全封闸板防喷器。
4、待确定关好节流阀后观察套压。
5、打三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习。
6、开防喷器，关液动阀。
副司钻
? 钻进、起下钻杆、起下钻铤：
1、听到警报后，迅速跑到远控台。
2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。
3、站在远控台门外侧，听到两声关防喷器喇叭声后，关闭指定的闸板（不得回中位），观察和补充压力。如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。
4、听到三声喇叭30秒后，开防喷器，关液动阀，待压力稳定10秒钟再回中位。如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。? 空井：
1、听到警报后，迅速跑到远控台。
2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。
3、站在远控台门外侧听到两声关防喷器喇叭声后，关闭全封闸板（不得回中位），关全封闸板必须得到内钳工通知，观察和补充压力。如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。
4、听到三声喇叭30秒后，开防喷器，关液动阀，待压力稳定10秒钟再回中位。如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。
井架工
? 钻进、空井：听到警报后，迅速到钻台听司钻安排。
? 起下钻杆、起下钻铤：听到警报后，未卸开丝扣的钻具应下入井内，已卸开丝扣的钻具应拉回指梁，迅速从井架上下来。
内钳工
? 钻进： 听到警报后，方钻杆提出后迅速扣好吊卡，做好关或开旋塞的准备工作。? 起下钻杆：听到警报后，抢接旋塞好后，关闭旋塞。? 起下钻铤：听到警报后，抢接防喷单根，关闭旋塞。
? 空井： 听到警报后，按司钻指挥迅速到远控台通知副钻关全封闸板，随后返回钻台，听司钻指挥。
外钳工
? 钻进： 听到警报后，在方钻杆提出后迅速扣好吊卡，观察净化工操作动作，待关闭节流阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱，听到警报后，先打开节流阀，方钻杆提出后迅速扣好吊卡，听到两声喇叭后约7秒钟，关节流阀，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井，做好关或开旋塞的准备工作。
? 起下钻杆：听到警报后，抢接旋塞好后，观察净化工操作动作，待关闭节流阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱，听到警报后，先打开节流阀，抢接旋塞好后，关闭旋塞，听到两声喇叭后约7秒钟，关节流阀，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。
? 起下钻铤：听到警报后，抢接防喷单根和旋塞好后，观察净化工操作动作，待关闭节流阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱，听到警报后，先打开节流阀，抢接防喷单根，关闭旋塞，听到两声喇叭后约7秒钟，关节流阀，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。
? 空井： 听到警报后，观察净化工操作动作，待关闭节流阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱与司控台，听到警报后，先打开节流阀，听到两声喇叭后约7秒钟，关节流阀，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。
场地工
? 听到警报后，迅速打开节流阀5－6圈，听到两声关井信号7秒钟之后，逐渐关节流阀（8秒钟完成关闭动作），同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知外钳工已关井。如配置节控箱，听到警报后，快速跑到节流阀处，作好开手动节流阀的准备，听到两声关井信号7秒钟之后，观察套压不得超过最大允许关井压力。
泥浆工
? 钻进： 发现溢流，迅速报告司钻，听到两声关井信号，待关闭节流阀后，先记录套压然后记录立压。? 其他工况：发现溢流，迅速报告司钻，听到两声关井信号，待关闭节流阀后，记录套压。
司机
? 听到警报后，开三号车，听到两声信号，做好准备工作，听司钻命令全部停车。
司助
? 听到警报后，作好开探照灯，关井架灯的准备工作，保持气源压力充足,同时注意防止柴油机进气道进入天然气发生意外。
发电工
? 听到警报后,站在发电房门前,做好停电停机准备工作，接到司钻命令后,立即执行。
注:(1)司钻必须牢记各闸板距离钻盘面的高度，确保关井时闸板避开钻杆接头和加厚部位。
（2）如使用单闸板防喷器，空井发生溢流时，必须抢下防喷单根、接旋塞和方钻杆，然后关井。
(3)下套管时发生溢流，如闸板尺寸与套管直径不一致，可将准备好的防喷单根和转换接头入井，关半封闸板。(4)无特殊情况，空井筒不得关环形防喷器。
（5）对已知含硫油气井，按硬关井程序关井。
溢流预兆口诀
密度下降粘度升，泥浆液面往上增，起钻灌浆往外涌，出口泥浆流速快，气泡油花异味生，停泵泥浆仍流动。
（新疆石油管理局、新疆油田公司2004年1月）
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第二篇：钻井井控管理规定
目 录
第一章 总则.....................................2 第二章 钻井井控管理制度.........................3 第三章第四章第五章第六章
钻井井控管理要求........................16 录井井控管理要求........................26 测井井控管理要求........................27 附 则..................................28
第一章
总则
第一条 为认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化油气井钻井全过程的井控安全管理，严防井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄露事故，保障人民生命财产安全和保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源，根据《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》的要求，特制定《中原石油勘探局钻井（测井、录井）井控管理实施细则》（以下简称本细则）。
第二条 井控管理是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等各项工作，需要设计、地质、安全、生产、工程、装备、监督、计划、财务、培训等部门相互配合，共同做好井控工作。
第三条 本细则所称的“井控”是指油气井钻井全过程的油气井控制与管理，包括钻前施工、钻井工程设计、钻井施工、测井、录井、中途测试、完井作业等各生产环节。
第四条 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。其中，“高产”是指天然气无阻流量达100×10m/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。
43第五条 本细则适用于中原石油勘探局石油天然气钻井、测井、录井等施工作业的井控管理。
第二章
钻井井控管理制度
第六条 井控分级管理制度。勘探局、专业化公司、专业化公司项目部及基层队伍均应成立井控工作领导小组。
（一）勘探局成立钻井（测井、录井）井控工作领导小组，组长由勘探局分管安全生产的副局长担任，成员由钻井工程处、安全环保处、技术监督处、勘探管理部、开发管理部、勘探开发科学研究院、规划计划处、财务资产处、人力资源处、钻井工程技术研究院、各钻井公司、地球物理测井公司、地质录井处、钻井管具工程处、固井工程处等部门领导组成。钻井（测井、录井）井控工作领导小组下设办公室，办公室设在钻井工程处，办公室主任由钻井工程处处长兼任。
（二）专业化公司应成立由行政正职为组长，相关职能部门参加的井控工作领导小组，并明确各自管理职责和监督检查职责，全面落实井控安全责任。
（三）专业化公司项目部，应成立由行政正职为组长，相关岗位人员参加的井控工作领导小组，负责本单位的井控工作。
（四）专业化公司的基层队伍，应成立由队长（主任）
为组长，相关岗位人员参加的井控工作领导小组，负责本单位的井控工作。
第七条 井控工作责任制度。井控工作按照“谁主管，谁负责”的原则，各级井控工作领导小组及成员部门均负有井控工作责任。
（一）钻井（测井、录井）井控工作领导小组职责。1.贯彻落实国家安全生产法规和行业井控安全标准，健全井控监督管理机构并落实专职人员，组织制（修）订钻井、测井、录井等企业井控技术标准；
2.负责勘探局井控工作的总体规划和部署； 3.负责井控技术培训工作的计划和管理；
4.负责钻井、测井、录井和专业试压队伍，以及井控设备检验维修机构管理，确保专业队伍井控能力达到要求；
5.严格市场准入制度，落实承包商井控责任； 6.组织制订重大井控技术方案与设计论证，并组织重大井控隐患治理项目的实施；
7.研究、确定重点井、复杂井井控技术措施及井喷失控事故处理方案，组织井控应急抢险指挥和井喷事故调查处理；
8.负责勘探局井控装备的配套和更新，审批井控隐患治理项目及资金，确保装备本质安全；
9.定期向油田井控管理委员会汇报井控管理工作；
10.监督各二级单位的井控管理工作；
11.负责总结勘探局井控工作，定期组织井控技术经验交流会；
12.负责组织井控专项检查，及时发现并研究解决井控工作中的重大问题；
13.定期召开井控工作领导小组会议，全面总结部署井控工作；
14．负责对二级单位井控工作进行考核、评比。
（二）井控管理办公室主要职责。
1.在钻井（测井、录井）井控工作领导小组领导下，具体负责钻井、测井、录井井控日常管理工作；
2.负责油气井钻井全过程的井控管理；
3.贯彻实施行业、集团公司及各专业有关井控技术安全标准、规范，组织制（修）订钻井、测井、录井井控安全技术标准和实施细则；
4.负责制定钻井、测井、录井井控和硫化氢防护培训计划；
5.参与重点区域（井）井控技术方案论证，审核井控隐患治理项目计划；
6.参与井控突发事件应急抢险与指挥工作；参加井喷事故及硫化氢溢出事故的调查处理；
7.及时向钻井（测井、录井）井控工作领导小组汇报
井控工作，提出工作方案及安排意见；
8.组织井控安全专项检查。
（三）专业化公司是井控安全管理责任主体，对本单位井控安全负全责。专业化公司、井控设备检验维修单位应按照“谁主管，谁负责”的原则，并结合井控管理实际，明确本单位井控工作职责。
（四）专业化公司均应设臵井控专职岗位，确保井控责任制的落实。
第八条
井控工作检查制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展井控检查工作。其中，勘探局每半年组织一次，专业化公司每季度组织一次，基层单位每月组织一次。
第九条 井控工作例会制度。勘探局和各级单位应定期召开钻井井控工作例会，认真总结、布臵钻井井控管理工作，并及时研究、解决钻井井控管理方面存在的问题。钻井井控工作例会的主要内容应包括人员培训计划、设备购臵和维修计划、工作布臵及总结等几个方面。勘探局每半年一次，各钻井公司每季度一次，基层队伍每月一次，并作好相应记录。
第十条 井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接受井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。
（一）“井控培训合格证”持证岗位。
1.勘探局领导及管理人员：主管生产、安全的勘探局
领导；钻井、生产、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。
2.钻井、测井、录井公司领导及管理人员：经理，主管生产、技术和安全工作的副经理，正副总工程师；工程技术、生产管理和安全管理部门领导以及参与井控管理的人员。
3.施工队伍。
（1）钻井队（平台）：平台经理（队长）、平台副经理（副队长）、钻井工程师（技术员）、安全员、钻井技师、钻井大班、泥浆工程师、司机长、正副司钻、井架工；
（2）测井队与录井队：正副队长、现场施工人员； 4.其他人员。
（1）钻井工程、地质与施工设计人员，现场监督人员；（2）井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员；
（3）从事欠平衡钻井、测试、泥浆、取心、定向井等专业服务的技术人员及主要操作人员。
5.取证等级。
取证等级要和岗位相一致。
A证：工程技术人员和工程管理人员；B1证：钻井队操作人员；C证：井控装备安装维修人员；D证：其他技术服务人员；
（二）“H2S防护技术培训证书”持证岗位。1.机关人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井作业的相关领导及相关管理人员。
2.现场人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井作业的现场操作及管理人员。
（三）上述培训及复审应在中国石化集团公司（或中国石油集团公司）认证的相应培训机构进行。
第十一条 井控设计管理制度
（一）从事钻井作业工程设计单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。
（二）设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。
（三）油气井工程设计和施工设计均应设立《井控专篇》。《井控专篇》应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容，应提供地质设计范围内的注水（气）井详细情况。
（四）所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井应由企业分管领导审批。如因未预见因素需变更时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更单通知施工单位。组织工程设计与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。
第十二条 甲方监督管理制度
（一）所有钻井作业应由甲方派出现场监督人员。“三高”油气井、预探井和其他重点井应实行驻井监督工作制；一般开发井可实行“一般工序巡视监督，关键工序现场监督”工作制。
（二）现场监督人员除应履行工程质量监督职责外，应同时负责监督井控和HSE工作，负责地质设计范围内的注水（气）井停注、泄压工作。
（三）对钻井作业监督人员实行资质管理；“三高”井和预探井的监督人员应持有总部颁发的监督证书。监督人员资质管理由油田勘探开发事业部负责。
第十三条 井控和硫化氢防护演习制度。钻井队应根据施工需要，自安装防喷器之日起，分不同工况组织防喷演习。演习应分岗位、按程序进行，现场服务的录井、泥浆及其它专业工作人员应参加演习。演习时应做好记录，包括班组、时间、工况、经过、讲评、组织人、参加人等。
（一）钻井井控演习应分正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井等四种工况。常规井井控演习应每班每月每种工况不少于一次，钻开油气层前，应组织一次井控演习，不合格不得打开油气层；高含H2S井控演习应包含H2S防护内容，在钻开油气层100米前应按应急预案程序和步骤，组织全体人员参加以硫化氢防护为主要目的的井控演习。
（二）井控演习应统一指挥，相互联络、协调配合。演习结束应由井队长（带班干部）或钻井工程师与钻井监督对演习进行讲评，并填写井控演习记录。
（三）进入高含硫化氢油气层100米前，钻井公司按安全应急预案程序和步骤，组织现场施工全体人员（包括录井、泥浆、定向等）参加、地方相应部门和当地群众参与的以硫化氢防护为主要目的的演习。必要时，由勘探局与地方政府联动组织井喷防硫化氢救援演习。参加人员应包括勘探局相关处室、钻井公司、地方政府相关部门、当地群众和全体现场施工人员等。
（四）做好演习总结。总结内容应包括：参加演习的单位、部门、人员和演习的地点；起止时间；演习项目和内容；演习过程中的环境条件；演习动用设备、物资；演习效果；持续改进的建议；演习过程记录的文字、音像资料等。
第十四条 井控设备管理制度
（一）勘探局指定钻井管具工程处对井控设备集中统一管理，合理配臵，统一调配，确保最大的满足井控作业需要；钻井管具工程处负责制定设备管理、检查维修和定期检验制度，并建立设备档案。设备管理、检查维修、定期检验制度和设备档案报钻井（测井、录井）井控工作领导小组办公室备案。
（二）所有井控装备及配件购臵，必须是集团公司有
关部门认可的供应商生产的合格产品。
（三）实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为累计使用时间13年，控制装臵报废年限为累计使用时间15年，管汇及阀组报废年限为累计使用时间13年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过3年。严格执行Q/SH0164-2008《陆上井控装臵判废技术条件》要求，用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。
第十五条 专业检验维修机构管理制度
（一）井控设备专业检验维修机构应以检验维修点为基本单位取得独立资质，未取得资质不得从事相应级别的井控检验维修工作。
（二）专业检验维修机构应建立完善的检验维修质量保证体系，检验维修应严格执行SY/T6160《防喷器的检查与修理》等相关标准、制度。
（三）防喷器组检验维修后，应按井场联接形式组装后进行低压和额定工作压力试压；用于“三高”气井的防喷器组应做等压气密检验。
（四）专业检验维修机构应按照逐台、逐项的原则，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇等使用维修档案。
第十六条 井控装臵现场安装、调试与维护制度
（一）基层队应按设计安装使用井口设备、井控装备
和气防器具，并认真做好日常检验维护和记录填写。
（二）双面法兰应装配三通，在三通上能够装配有控制闸门的额定压力量程压力表和小量程压力表各一个，确保显示实际压力值灵敏、准确。
（三）钻井作业使用的井口设施、井控装臵，现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压；“三高”气井的井口设施、井控装臵，在现场条件允许的情况下宜做等压气密检验。
（四）钻井防喷器除日常维护保养外，应定期进行检查。定期检查分3月期检查、1年期检查和3年期检查3类，检查方式和检查项点应执行SY/T6160《防喷器的检查和维修》。
浅井每完一口井进行三月期保养，每完五口井进行一年期检测检修，每完十五口井进行三年期检修；中深井及4500米以内的深井每完三口井进行一年期检测检修，每完五口井进行三年期检修；4500米以上深井每完一口井进行一年期检测检修，每完三口井进行三年期检修；中深井、深井在钻井中每三月应进行三月期保养。
三月期保养在现场进行或根据需要送勘探局管具工程处井控车间（或地区性井控服务中心）进行检测和保养；一年期和三年期必须送勘探局管具工程处井控车间进行检测和检修，井控车间应出具试压检测合格报告。
（五）各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声响报警器等气防器具，现场安装后应进行可靠性检测，声光报警、数值显示等达到标准后，方可投入使用。
第十七条 开钻（开工）检查验收制度
（一）钻井作业各次开钻（开工）前，均应进行开钻（开工）检查验收。
（二）检查验收可根据具体情况，分别采取业主单位检查验收，委托施工单位检查验收或甲乙双方联合检查验收方式。检查验收合格后应下达“开钻（开工）批准书”同意开钻（开工）；检查验收不合格不得开钻（开工）。
（三）承钻“三高”气井，最后一次钻开主要油气层前的开钻检查验收，应经施工企业自行组织检查验收合格后，再由甲方企业组织正式开钻检查验收。开钻检查验收应由企业副总师以上领导带队，并由工程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加。
（四）油田内部：开发井由钻井公司职能部门自检；浅、中深探井和深井开发井，由钻井公司分管领导带队组织自检后验收；深探井、重点井和特殊工艺井，在钻井公司检查的基础上，由钻井工程处牵头，与勘探、开发、安全、生产、装备等各职能部门组成开工验收小组进行验收。
第十八条
钻开油气层审批制度
（一）钻开地质设计目的层100米前，施工企业在自
检合格的基础上应向业主企业提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层；获准钻开油气层1个月未能钻开，须重新组织检查验收。“三高”气井若包括多个差异较大的主要油气层，则每钻开一层须检查验收1次。
（二）业主企业检查验收应由主管部门牵头，工程、安全、环保、消防、装备等部门参加，并依据有关标准和制度进行。检查验收合格后，应下达“钻开油气层批准书”同意钻开油气层；检查验收不合格，则应下达隐患整改通知书责令限期整改。
（三）“三高”气井钻开主要气层检查验收，应由局副总师以上领导带队，并由工程、设备、安全、环保等管理部门人员参加。
第十九条 干部值班带班制度。钻井施工应有干部24小时值班，开发井从钻开油气层100米前应有干部带班作业；探井从安装防喷器到完井应有干部带班作业。
第二十条 坐岗观察制度。开发井从钻开油气层100米前，探井从安装防喷器到完井，应安排专人24小时坐岗观察溢流，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中，发现溢流应按程序处臵并上报。坐岗由钻井人员、泥浆人员和地质录井人员负责，钻井人员重点监测泥浆液面变化，泥浆人员重点监测泥浆性能变化，地质录井人员重点监测参数变化。
第二十一条 井喷应急管理制度
（一）钻井施工应按“一井一案”原则编制工程和安全综合应急预案。安全应急预案应包括井喷失控、H2S泄漏和油气火灾爆炸等3个子预案。
（二）钻井施工防井喷失控和H2S泄漏应急预案，除满足规定编制要素外，还应明确规定双方应急责权、点火条件和弃井点火决策等。
（三）钻井队是钻井施工的应急责任主体，所有配合施工作业和后勤服务的队伍，其应急预案均应服从责任主体单位的应急预案，并服从应急指挥。
（四）安全应急预案按照分级管理的原则，应报当地政府和上级安全部门审查备案。
第二十二条 井喷事故管理制度
（一）根据事故严重程度，井喷事故由大到小分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级。
1.Ⅰ级井喷事故：发生井喷失控造成H2S等有毒有害气体溢散，或窜出地表、窜入地下矿产采掘坑道、伴有油气爆炸着火、危及现场及周边居民生命财产安全。
2.Ⅱ级井喷事故：发生井喷失控，或虽未失控但导致H2S等有毒有害气体喷出，对人员存在伤害可能，或对江河湖泊和环境造成较大污染。
3.Ⅲ级井喷事故：发生井喷事故，24小时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。
4.Ⅳ级井喷事故：发生一般性井喷，企业在24小时内重新建立了井筒压力平衡。
（二）发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应立即逐级上报并迅速启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在2小时内报至集团公司应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井喷事故应及时报集团公司进行应急预警；Ⅳ级井喷事故在2小时内报钻井井控工作领导小组办公室。
（三）发生井喷事故或H2S泄漏事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。其中，Ⅰ级井喷事故和Ⅱ级井喷事故由集团公司直接调查处理；Ⅲ级井喷事故原则上由油田企业调查处理；Ⅳ级事故原则上由专业化公司调查处理。
第三章
钻井井控管理要求
第二十三条 井位选址基本要求
（一）井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。矿区选址应考虑矿井坑道分布、走向、长度和深度等。
（二）井场道路应能满足标准要求，不应有乡村道路穿越井场，含H2S油气井场应实行封闭管理。
（三）油气井井口间距不应小于3米；高含H2S油气井
井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8米。
第二十四条 表层套管下深应能满足井控装臵安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10米；山区“三高”气井表层套管下深应低于附近河床、山谷底100米；固井水泥应返至地面。
第二十五条 钻井井控基本要求
（一）钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装臵时，井控装臵可按最大关井井口压力选用。
（二）“三高”气井钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。区域探井、高压油气井钻井施工从技术套管固井后至完井，均应安装全封闸板。
（三）钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装臵、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。
（四）每次开钻及钻开主要油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。
（五）新区第一口探井和高风险井应进行安全风险评
估，落实评估建议及评审意见，削减井控风险。
（六）“三高”气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装臵。
第二十六条 钻开油气层应具备的条件
（一）管理基本条件。加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报；进入油气层前50～100米，按照设计下部井段最高泥浆密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，确保井筒条件满足井控要求；开发井应安排专人检查邻近注水（气、汽）井停注和泄压情况。
（二）应急基本条件。高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500米内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100米内居民。
（三）井控基本条件。钻台应备好内防喷工具及相应的转换接头并配备与防喷器闸板尺寸一致且能有效使用的防喷单根；“三高”油气井应对全套井控装臵进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查；对含硫油气井连续使用超过3个月，一般油气井连续使用超过12个月的闸板胶芯予以更换。
（四）物资储备条件。按设计落实压井液、加重剂、加重泥浆、堵漏材料和其他处理剂的储备数量；对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井应适当提高应急物资储备标准。
第二十七条 进入油气层主要井控措施
（一）发现实钻地层压力与设计不符时应及时报告；变更泥浆设计须经批准；紧急情况可先处理、后补报。
（二）按照要求进行低泵冲试验。起钻前应进行短程起下，确保油气上窜速度满足标准；下钻完毕应测油气后效。
（三）起钻完毕应及时下钻，检修保养时井筒应有足够数量的钻具并加强坐岗观察。空井状况严禁检修保养。
（四）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力不小于裸眼段地层最高压力。
（五）在含硫油气层钻进，泥浆中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。
第二十八条 溢流和井漏处臵及关井原则
（一）发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，并做到溢流量1m报警、2m关井，确保快速控制井口。
（二）发现泥浆气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵泥浆加重应停止钻进，严禁边钻进边加重。
（三）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具止回阀或旋
33塞；溢流量1m以内可视情况抢下钻杆，然后关井。关井后10～15分钟应求压和求取溢流量。
（四）任何情况下关井，关井套压不超过最大允许关井套压。在允许关井套压值内严禁放喷。
3（五）气井关井后应采取措施，防止井口压力过高；空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、臵换法和压回法等措施进行处理。
（六）压井施工前制定压井施工方案，填写压井施工单，压井前应进行技术交底、设备检查，落实岗位操作人员；“三高”井压井应有压井预案，压井结束后应认真整理压井作业单。
（七）在钻开油气层后如发生井漏，应进行井漏观察，按漏失速度灌浆，保持液面稳定。处理时应遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。
第二十九条 井喷失控处理原则
（一）立即启动应急预案并做好应急响应，同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。
（二）采取相应措施保护井口装臵，严防井喷着火和事故继续恶化。
（三）制定井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑人员伤害、环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。
（四）含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离无望，且短时无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。
第三十条 下套管固井基本要求
（一）下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。非标套管应配备与套管扣型一致的防喷单根。
（二）下套管前应压稳地层，确保油气上窜速度小于10m/h；固井前应确定井眼承压能力，满足固井要求。
（三）固井及候凝过程中应确保井筒液柱压力平衡地层压力。候凝时间未到，不应进行与井筒有关的下一步工序作业。
（四）固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。第三十一条 裸眼井中途测试基本要求
（一）施工应有专项设计，设计中应有井控要求。
（二）必须测双井径曲线，以确定坐封井段。
（三）测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。
（四）测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。
（五）测试完毕起封隔器前，如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井，测油气上窜速度，满足施工要求，方可起钻。
（六）含硫气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。
（七）含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管
和抗硫采气树。中途测试时，应准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。
第三十二条 液相欠平衡钻井井控特殊要求
（一）液相欠平衡钻井实施条件。
1.对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。
2.裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。
3.在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。
4.欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。
（二）液相欠平衡钻井井控设计。
1.欠平衡钻井井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。
2.选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体和钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。
3.选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况确定。
4.欠平衡钻井应安装并使用1套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。
（三）液相欠平衡钻井施工前期条件。
1.成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。2.组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验收等事项；组织编写应急预案并进行演练。
3.对欠平衡钻井装备进行安装并试压合格。按标准和设计要求储备加重泥浆及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。
4.配备综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。
（四）液相欠平衡钻井施工作业。
1.发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在安全的前提下关井求压，并根据地层压力调整泥浆密度。
2.钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。
3.套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行处理。
4.每次起钻前均应对半封闸板防喷器进行关开检查；每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。
5.钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少应接1
个止回阀。每次下钻前，应由专人负责检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。
6.钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。
（五）进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等任何一种情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。
第三十三条 气体钻井井控特殊要求
（一）气体钻井施工基本条件
1.地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。
2.地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。
3.实施空气钻井井段返出气体中全烃含量小于3％；实施氮气钻井井段天然气出气无阻流量在8×10 m/d 以下。
4.实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。
（二）气体钻井井控设计特殊要求。气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计中，至少应包括：分层地层压力系数、地表温度和地温梯度；准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量，并提供地层流体组份和性质；气体流量设计；气体钻井井控设备配备及安装使用；燃爆检测系统、气防器具和
43消防器材配备及安装使用；异常情况应急措施等。
（三）气体钻井准备及施工特殊要求。
1.按照标准和设计要求安装好井控装臵、气体钻井设备及监测仪器设备，配齐消防、气防及安全防护器材，并按要求储备泥浆及处理材料、加重材料。
2.施工作业前应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师对全体施工作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。
3.编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。4.在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。5.实施气体钻井前应关闭内防喷管线靠近四通的平板阀，且每趟钻活动1次；每趟钻至少应用喷射接头冲洗1次防喷器；每次下完钻应在钻杆顶部接1只止回阀。
（四）气体钻井终止条件。
1.全烃含量连续大于3%或井下连续发生2次燃爆，应立即停止空气钻井并转换为其他钻井方式；天然气出气无阻流量超过8×10 m/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。
2.钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。3.钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。
4.大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及
43井场安全时，应立即停止气体钻井。
第四章
录井井控管理要求
第三十四条 录井队应结合钻井队应急预案编制井喷、H2S应急预案，并参加联合应急演练。
第三十五条 在含H2S区域或新探区录井作业时，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统，配备便携式气体检测仪、正压式空气呼吸器。每月应至少检查一次正压式空气呼吸器，且在每次使用前后都应进行检查。
第三十六条 综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示及井场通讯系统。
第三十七条
现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应进行后效录井，测量油气上窜速度等。
第三十八条 发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。
第三十九条 钻井队在起下钻、检修设备、电测、压井等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察，发现溢流应及时通知当班司钻，并提供井控相关资料。
第四十条 若发生井喷或H2S浓度超标，应按井队应急预案统一行动。
第五章 测井井控管理要求
第四十一条 现场测井井控工作服从钻井队管理。测井队的应急预案应纳入钻井队的应急预案。如发生井喷或硫化氢显示，应按井队应急预案统一行动。“三高”油气井及重点探井测井前，应与钻井队、录井队制定联合应急预案，并组织联合演练。
第四十二条 “三高”油气井及重点探井测井应有测井施工设计，并按规定程序审批、签字。
第四十三条 测井车辆应停放在井架大门前，且距离井口25m以上。在施工前小队人员将电缆钳放在钻台上备用。
第四十四条 测井队应在施工前组织召开由钻井队、地质录井队参加的施工交底会，了解井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。
第四十五条 在含H2S井测井时，入井仪器、电缆应具有良好的抗硫性能；现场至少应配备正压式空气呼吸器和便携式H2S检测仪各3套。
第四十六条 施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满泥浆。钻台上应备有1根带回压阀且与防喷器闸板尺寸相符的钻杆，以备封井使用。如发生溢流，应服从钻井队指挥。
第四十七条 测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、泥浆性能稳定和压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。
第四十八条 测井过程中发现溢流，应立即将井下仪器慢速起过高压地层，然后快速起出井口；发生井涌，应切断电缆并按空井井控处理。
第四十九条 带压测井应使用专用电缆防喷器，并安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装臵压力级别应满足井口控制压力要求；带压测井要有专人观察记录套压，发现异常应及时报告。
第六章
附
则
第五十条
本细则自发布之日起执行。
第五十一条 原《中原石油勘探局钻井井控管理实施细则（试行）》作废。
第五十二条 本细则由钻井工程处负责解释。
第三篇：2013塔里木油田井控考试
井控培训考试题
单位： 姓名： 岗位： 成绩：
一、填空（每空1分，共20分）
1、井控是指实施油气井（压力控制）的简称。“大井控”是指对油气生产的（全过程）控制、各部门协调配合，全员参与，齐抓共管。
2、溢流是当（井侵）发生后，井口返出的钻井液的量比泵入的钻井液的量多，（停泵）后井口钻井液自动外溢，这种现象称之为溢流。
3、钻开油气层后，起钻前要进行（短程起下钻）作业，即在起钻前先从井内起出（10～15）柱钻具，然后再下到井底开泵循环一周。
4、起钻过程中主要产生（抽吸压力），它使井底压力（降低），其值过大会导致溢流。
5、每起出（3）柱钻杆或（1）柱钻铤必须要检查一次灌浆情况。
6、关井情况下，气柱在井内滑脱上升过程中，气柱压力（不变），井底压力不断（升高），井口压力不断升高。
7、司钻法压井第一循环周使用（原浆）将井内溢流顶替到地面，第二周用（压井液）将原浆顶替到地面。
8、钻井队（每日白班）开始钻进前要做低泵冲实验并有记录。其他如泥浆性能、钻具结构等发生（较大变化）时必须重新做低泵冲试验。
9、每次安装完套管头之后，均要进行（注塑、试压）。注塑、试压压力取本次所用套管抗外挤强度的80%和连接法兰的额定工作压力的（最小值）。
10、远控台各操作手柄应处于（实际工作）位置，继电器的压力范围是（18.5～21）MPa。
11、节控箱的油压为（2.6～3）MPa，待命状态时液动节流阀的开度为（3/8～1/2）。
二、选择题（每题1分，共 30分）
1、钻井液静液柱压力的大小与（C）有关。
A、井径和钻井液密度 B、井斜和钻井液密度 C、钻井液密度和垂深 D、井径和垂深。
2、发现溢流后应立即停止一切作业尽快（A）。
A、按关井程序关井 B、开泵循环 C、将钻头下到井底 D、加重泥浆。
3、最大允许关井套压必须低于（D）。
A、最薄弱地层破裂压力 B、套管抗内压强度的80％
C、封井器最高工作压力 D、以上数据中最小的值
4、气侵关井后，天然气在井内上升时井底压力（B）。
A、不变 B、升高 C、降低 D、不确定。
5、某井溢流关井后套压不断升高接近最大允许关井套压这时应（B）。
A、打开防喷器卸压 B、适当打开节流阀放压
C、憋漏地层以保护环境 D、组织撤离
6、下列四种情况下，（A）时的井底压力最小。A、起钻 B、下钻 C、静止 D、钻进
7、压井过程中，是通过调节（A）来控制井底压力不变。A、节流阀 B、防喷器 C、储能器 D、泥浆泵泵速
8、影响波动压力的因素有（a.b c）。
A、起下钻速度 B、环空间隙 C、钻井液性能
9、压井计算中使用关井立压计算以下哪一压力?（A）
A、地层压力 B、静液压力 C、破裂压力 D、低泵速压耗
10、起钻过程中为减小抽汲压力应该（a b）。A、控制起钻速度 B、控制好钻井液性能
11、某井井底静液柱压力为25MPa,环空压降为1.0 MPa,问开泵后,井底压力为（C）。A、25MPa B、24MPa C、26MPa D、以上都错
12、在同一井眼条件下,何种压井方法在压井过程中所产生的套管压力最低。（B）A、司钻法 B、工程师法 C、循环加重法 D、一样
13、正常泥页岩沉积地层的机械钻速与井深的关系是（B）。A、成正比 B、成反比 C、无关系 D、不确定
14、如果井深1300米,钻杆内钻井液密度1.2g/cm3 ,关井立压3MPa,求平衡地层压力所需的最低静液压力是（D）。
A、15MPa B、18MPa C、18.28MPa D、18.29 MPa
15、初始循环压力是通过立压加上（B）确定的。
A、安全附加值 B、低泵速泵压 C、关井立压 D、套压
16、采用司钻法压井时,在第一循环周应保持立压（C）。A、缓慢降低 B、缓慢上升 C、恒定 D、无需控制
17、某井正常钻进时环空流动阻力1.5MPa，井底压力为25.5MPa，停泵后井底压力为（B）MPa。
A、25.5 B、24 C、27 D、1.5
18、溢流发生后的压井过程中，保持井底压力不变的方法是维持作用在井底上的压力（C）。
A、等于立压 B、等于套压 C、至少等于地层压力 D、等于低泵速泵压
19、使用司钻法压井，什么时候保持套压不变（A）。
A、当泵速从0上升到压井泵速时 B、气体到达地面时 C、气体到达井口时
D、不需要
20、在钻进过程中如果其它条件不变，地层压力增加则机械钻速（A）。A、增加 B降低 C、不变 D、忽高忽低
21、在进行软关井时必须一边慢关节流阀，一边密切注意（A）变化。
A、套压 B、立压 C、泵压
22、环空内钻井液受污染的程度可由（A）与关井立压之间差值确定。A、关井套压 B、井底压力 C、地层压力
23、地层破裂压力梯度为0.015MPA/m，套管鞋垂深2000米，其地层的最大允许钻井液密度为（C）克/厘米3。
A、1.48 B、1.54 C、1.53 D、1.41
24、工作人员在露天安全工作8h可接受的硫化氢最高安全临界浓度为（C），对生命和健康会产生不可逆转的或延迟性的影响的硫化氢危险临界浓度为（B）。A、10ppm B、100ppm C、20ppm D、30ppm
25、某井关井立压为6MPA，垂直井深3000米，钻井液密度1.4克/厘米3，若产层为气层时，应把压井钻井液密度加重到（D）克/厘米3范围。A、1.61～1.71 B、1.66～1.71 C、1.61～1.66 D、1.68～1.76
26、某井压井循环时的低泵压耗为5MPA，关井后测得关井立压3MPA，关井套压6MPA，压井循环时初始循环立压应为（D）MPA。
A、9MPA B、14MPA C、11MPA D、8MPA
27、平板阀开、关到底后，应回转（C）。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
A、1/3圈～1圈 B、1/4圈～1圈 C、1/4圈～1/2圈
28、一旦发生井喷事故，钻井队应及时上报（D），并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。
Ａ、主管部门 B、钻井公司 C、上级主管部门 D、上一级主管部门
29、当关井立管压力为零，关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和（A）条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。
A、泵压 B、立管压力 C、套管压力 30、用司钻法压井期间，套压突然增加了1MPA。不久，操作员发现立压表也增加1 MPA，导致压力增加的最可能的原因是什么？(D)A、方钻杆水龙带堵塞。B、钻柱刺漏。C、钻头喷嘴堵塞。D、节流阀局部堵塞。E、二次溢流进入井内。
三、判断（每题 1分，共15 分）
（×）
1、发生溢流关井后，立即读取关井立压和关井套压。（×）
2、压漏试验的排量和正常钻进排量相等。
（√）
3、为防止起下钻过程中产生过大的波动压力，应控制起下钻速度。（×）
4、地层压力随井深增加而增加，地层压力梯度也随井深增加而增加。（×）
5、压力系数小的地层不会发生溢流，钻井工作非常安全。（√）
6、起钻溢流的原因可能是起钻产生的抽汲压力。
（×）
7、溢流发生后,关井越早，井内钻井液柱就越高，关井套压就越大。（√）
8、压井施工结束，在开井之前，应检查立压及套压是否为零。（√）
9、天然气侵入井内比水和油侵入井内对井底压力影响大。（×）
10、同一口井，如果发生3m3溢流比发生4m3溢流关井套压大。
四、简答（每题 5分，共15 分）
1、哪几种情况下需要进行短程起下钻检查油气侵和溢流？ 答: 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：
（1）钻开油气层后第一次起钻前；（2）溢流压井后起钻前；
（3）钻开气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；（4）钻进中曾发生严重气侵但未溢流起钻前；
（5）钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；
（6）需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
2、钻进时发现溢流关井后，有套压也有立压，请写出你认为正确的施工步骤。
答:（1）根据关井立压计算压井钻井液密度及有关数据，同时上报有关人员和部门。（2）组织人员调配压井钻井液。
（3）填写完善压井施工单，制定压井施工方案。
（4）召开压井施工会议，对压井施工方案进行交底，并明确职责，分工到人。（5）压井施工。
3、写出起下钻杆过程中发生溢流的关井程序。
答: 1）发：发出信号；
环空容积：
裸眼内的钻铤： 15.2升/米 裸眼内的钻杆： 23.3升/米 套管内的钻杆： 24.9升/米 钻井泵输出排量： 18.6升/冲
低泵速循环压耗： 30冲/分泵速下为2MPa
在9 5/8〃套管鞋处做漏失测试时，测得地面漏失压力为18.4MPa,实验时井内钻井液密度为1.25g/cm3
发生井涌后关井
关井立压： 4MPa 关井套压： 6MPa 钻井液池增量： 2500升
用工程师法在30冲/分泵速下压井
请计算以下数据：
1、压井液的密度是多少？
=1.8+4/0.0098*2950=1.94g/cm3
2、从地面到钻头需泵入多少冲压井液？
=9.26*（3400-230）+230*4.01/18.6=1628冲
3、从钻头到套管鞋需泵入多少冲压井液？
=（15.2*230+23.3*970）/18.6=1403冲
4、总环空容积是多少？
=15.2*230+23.3*970+2200*24.9=80877升
5、循环一周需多长时间？
={9.26*（3400-230）+230*4.01+80877}/18.6*30=199.2分钟
6、关井时最大允许关井套压是多少？
=[(18.4/0.0098*2200+1.25)-1.80]*0.0098*2200=6.4MPa
7、初始循环立管压力是多少？
=2+4=6MPa
8、当压井液到达钻头时，终了循环立管压力是多少？
=2*1.94/1.8=2.2MPa
9、用压井液循环后，最大允许关井套压是多少？
=[(18.4/0.0098*2200+1.25)-1.94]*0.0098*2200=3.4MPa
10、在压井液从井口到达钻头这段时间，每泵入100冲，立管压力下降多少？
=(6-2.2)*100/1628=0.233MPa
第四篇：对油田井控精细化管理的思考
对油田井控精细化管理的思考
来源:《工会博览·理论研究》
作者:汪霖
摘 要：本文对老油田长期高压注水存在地层严重漏失、异常高压区、层间矛盾加剧，精通状况差、易发生井喷的特点，本人近几年在井控管理中所采取的班组培训，演练、配套、监督考核等做法进行了叙述。这些做法有效性在近几年的实施中得到了证实，并收到了很好的效果。
关键词：修井作业；井控；认识
引言：随着油田注水开发时间的延续，作业过程中易导致
一、=级井控失败的恶性井喷失控事件。为此，提高井下作业井控水平，杜绝失控井喷则成了稳定队伍、提高效益的关键。
一、井控的基本概念。
1、井控：实施油气井压力控制的简称。即，通过一定的控制手段保持井底压力与地层孔隙压力保持平衡，保证修井过程的顺利进行。
2、井控分级：一级井控（又称主井控或初级井控）：指仅用合理的修井液液柱压力平衡地层孔隙压力，实现没有地层流体侵入井内．井口无溢流产生的井控技术。二级井控：指地层流体侵入井内，井口出现溢流、井涌后，通过地面设备及时关井，使井口回压和井筒液柱压力共同平衡地层压力．并通过洗压井等井控技术排除气侵修井液，重建井底压力平衡达到一级井控的井控技术。三级井控：指一、二级井控失败，发生井喷失控后，利用专门的设备和技术重新恢复对井口的控制，使之达到二级井控状态．进一步恢复到一级井控的井控技术。
3、井涌：溢流进一步发展，修井液大流量涌出井口的现象称为井涌。
4、井喷失控指无法用常规井控装置控制井口喷势，而出现敞喷的现象。
二、老油区的地质特点。地层非均质性和对圈闭认识的不完全性；开发程度的不同，使油层之间的压差不断加大；油层之间压力系统各不相同，油层压力也各有所异；油水井投产时间长，套损、管外穿等现象在众多开发井中存在。
三、井喷失控的危害。井喷失控的危害包括：井喷失控打乱了正常的工作秩序；井喷失控使其修井作业更加复杂化；井喷失控极易导致火灾；影响经常周围居民的正常生活和生产；井喷失控将造成严重的环境污染；井喷失控将会破坏地下油气资源；井喷失控会造成人力、物力、财力上的巨大浪费；井喷失控将对单位的声誉产生无法弥补的影响。
四、井控危害的消减措施。
1、建立完善的井控管理体系：按着“以人为本、预防为主、全员控制”的工作理念。建立纵到底、横到边、组织周密的井控管理体系。
2、完善井控管理制度：建立完善的管理制度是促进工作持续改进，管理水平不断提高的基础。（1）分级管理制度。按着“责、权、利统一”的原则，将井控管理的责、权、利逐级分解，直至班组、个人。（2）井控培训、演练制度。努力通过轮训让员工全面、系统的了解井控知识和操作方法，让岗位人员熟练一、二级井控的实施对策和操作方法，用最短的时间实现井控成功。（3）防喷器定期试压、检测制度。通过加强防喷器定期试压、监测，确保所用防喷器性能完好、实用有效。（4）防喷器配套、安装制度。在全面了井史资料的情况下合理配套、标准安装，确保满足井控需要。（5）井控监督检查制度。按着分级管理的原则逐级完善井控监督检查制度，促进各项井控制度、措施的有效落实。（6）开工检查验收制度。接着分级管理的原则逐级完善开工检查验收制度。促进各施工现场严格落实“三标管理”。推动各项井控制度、措施的有效落实。（7）建立防硫化氢防护应急制度及井控工作例会制度。
3、加强井控配套、检测，建全井控资料。加强井控装备配套，完善井控设备检测；编制详细的井控装备安装、试压标准及操作规程，日常管理，维护、使用细则等；实施井控装备追踪编号，建全井控装备投产、检测、保养、使用及报废等相关资料；建全井控培训、应急演练、应急抢险等日常管理资料。做到有据可查．促进各项制度的严格落实。
4、加强井控培训、严格培训效果考核。明确培训取证的岗位、轮训周期、培训内容、考核办法和井控取证培训管理办法；选择适合现场条件和队伍基础素质的培训教材，制定详细的培训计划。并认真组织培训；编制垒面的鉴定考核细则，对学员的掌握情况进行考核。对参加培训、考核合格的人员，颁发井控培训合格证，实施持证上岗；井控培训应以自然班组为单位，按着理论与实践相结合的原则组织开展。
5、编制完善各级应急预案，强化班组预案演练。根据作业施工工序，编制班组井喷应急操作程序。即按着作业内容、井控装备、作业装备、人员配备等，编制相应的班组应急操作程序；按着编制好的班组应急操作程序，认真组织班组人员学习和演练。做到每一名员工能按应急操作程序熟练并合格的完成本岗位工作，能密切配合相关岗位顺利并合格的完成应急操作程序；日常应积极开展班组应急演练，以提高员工的井控意识、应急操作技能和成员之间的配合默契程度。力求傲到现场井况判定准确，应急措施实施快速，完成井控安全、顺利；一旦出现井喷险情，现场作业班组应充分利用发现早、喷施小、风险低、易抢险、成功高的特点，积极开展班组应急抢险工作，把抢喷风险、井喷危害、物资消耗、经济损失、社会影响等降低至最低。
6、建立完善监督检查机制，严肃监督考核。对井控培训工作组织得力、考核成绩突出的单位、主管领导、主管人员和参加培训的个人给予一定的物资奖励和精神奖励；对按规定组织现场应演练、考核成绩优秀的单位和个人进行奖励。否则，给予经济处罚，并通报批评；对所有作业现场实施巡回监督检查．及时发现井控隐患、整改隐患，随机对作业班组组织不同工况下的应急抢险演练；检查井控培训、应急演练效果，纠正应急操作中存在的问题，促进井控培训、现场应急操作技能、全员井控意识的有效提高。
结语：总之，修井作业井控是一门涉及学科多、范围广，情况复杂多变的综合过程，以上仅是本人在井控管理中获得的几点浅显认识，还需在今后工作中不断总结提炼、发展完善。
第五篇：塔里木油田分公司井控细则
塔里木油田钻井井控实施细则
为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。
一、总则
第一条、井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。
第二条、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，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。
第三条、井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。
第四条、本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。
第五条、本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。
二、井控设计
第六条、井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。
井控设计主要包括以下内容：
1、对井场周围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）进行勘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、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。
2、地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况。
3、满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许修“倒”井场；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。
4、使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量，探井在安装防喷器之后，储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井在钻开油气层之前，储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置；
5、在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般是油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，备用一层套管；
6、选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。预探井安装70 MPa及以上压力等级的井控装备；其它井根据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的情况，选择井控装备，P关≥70 MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35 MPa≤P关〈70 MPa的，选用70 MPa及以上压力等级的井控装备；14 MPa≤P关<35 MPa的井，选用35 MPa及以上压力等级的井控装备；P关〈14 MPa的井，选用14 MPa及以上压力等级的井控装备。
7、预探井、高压气井、高含硫化氢井应配套使用剪切闸板。
8、根据井的类型制定井控技术措施，并制定相应的应急预案。
9、设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。
10、固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响。
第七条、平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。
附加值可由下列两种方法之一确定：
1)、密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3；
2)、压力附加值：油水井为1.5～3.5 MPa，气井为3.0～5.0 MPa。具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。浅气井采用3.0～5.0 MPa的压力附加值。
第八条、含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。
第九条、欠平衡钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。H2S含量超过20mg/m3的地层或上部未封固井段存在H2S含量超过20mg/m3的地层不能进行欠平衡钻井。
第十条、按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。
三、井控装备
第十一条、井控装备包括：套管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、油管头、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、钻井液气体分离器、钻井液加重装置、监测设备等。
第十二条、塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。
1)、压力等级14 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。组合见图一；
2)、压力等级35 MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二；
3)、压力等级70 MPa时，采取以下组合形式： a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二； b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四;
4)、压力等级105 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四。选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。
第十三条、使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。需要安装剪切闸板的替换全封闸板。
第十四条、井控装备的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装备在车间的检修主要包括以下内容：
1)、环形防喷器主要检查垫环槽、油路密封和试压后胶芯的恢复能力；
2)、闸板防喷器主要检查垫环槽、油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；
3)、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；
4)、节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；
5)、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。
第十五条、井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。
1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：
◎ 从车间运往现场前；
◎ 现场安装后；
◎ 每次固井安装套管头后；
◎ 钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；
◎ 试压间隔超过100天的；
2、凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。
第十六条、全套井控装备应在塔里木油田分公司工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功能试验及清水（冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆进行试压；试压值为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力。要求稳压30分钟，压降不大于0.7MPa。出具试压合格证，随设备送井。探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。
第十七条、井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数，并安装锁紧杆支架和操作台；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。
第十八条、现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行整体试压，要求稳压30分钟，压力降低不超过0.7 MPa。具体试压值见附表。
1)、环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；
2)、闸板防喷器试压分两种情况：套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；
3)、节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，按低压区的额定工作压力试压；
4)、除安装油管头外（未安装钻井四通或特殊四通的情况），其它情况下试压设备接口不得在防喷器旁通孔处连接。
第十九条、井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，钻井队提供机具和人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；钻井监督现场验收合格并签字。
第二十条、井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查与管理。在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇、钻井液气体分离器等井控装备，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后，送新井使用；对于大宛齐地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。
第二十一条、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。
1)、远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远；司钻控制台摆在司钻操作台附近；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；
2)、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源是从气瓶专线供给；
3)、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21 MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；
4)、远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；
5)、司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值正确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1 MPa。
第二十二条、每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉，以检验卡瓦是否卡牢。对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套之后再进行下步作业。
第二十三条、为防止和减小套管磨损，各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm。每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了13 3/8″及以下套管头的井应使用加长防磨套，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨了30%时，应更换。对于井口偏磨严重或一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查。
第二十四条、井口钻井四通（特殊四通或油管头）靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（见附图五）；节流压井管汇与钻井四通之间用标准内控管线连接，安装平直，接出井架底座以外。
第二十五条、节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：
1)、压力等级为35 MPa的节流管汇组合如图六；
2)、压力等级为70 MPa的节流管汇组合如图六或图七；
3)、压力等级为105 MPa的节流管汇组合如图七；
4)、压力等级为35 MPa的压井管汇组合如图八； 5)、压力等级为70 MPa、105 MPa的压井管汇组合如图九。
第二十六条、节流管汇应预备1/2″NPT接口，以便于安装录井套压传感器。为准确观察溢流关井后的套压变化，35 MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16 MPa（或21 MPa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构回转3~4圈）。
第二十七条、节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3 MPa；电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30 MPa，J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。
第二十八条、预探井、高压气井应使用ZQF1200/0.862或ZQF1400/0.862分离器，其余探井和含H2S井可以使用NQF800B/0.7 或NQF800C/0.7分离器，其余生产井使用NQF800C/0.7或 NQF800/0.7分离器。
1)、钻井液气体分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；
2)、ZQF1200/0.862、ZQF1400/0.862和NQF800B/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为10 3/4″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；
3)、NQF800C/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为6″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；
4)、NQF800/0.7分离器进液管使用软管线，使用保险绳，打水泥基墩固定；排液管接到钻井液罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径大于70mm，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距20m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管出口与放喷管线距离3～5m，出口不得正对放喷池。第二十九条、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。
1)、山前井、高压气井、含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每条管线畅通；其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5″钻杆，接出井口75m以远；
2)、放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×1.0×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5×0.5×0.5m，；
3)、放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；
4)、基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；
5)、放喷管线试压10 MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；
6)、放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。
第三十条、钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞，液压旋塞，箭形回压凡尔、钻具浮阀等。进行欠平衡作业时，还要配备投入式止回阀。
1)、井控欠平衡中心是塔里木油田内部唯一有权销售内防喷工具的单位，负责内防喷工具的采购（液压旋塞除外），对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；内防喷工具试压时间离出库时间不得超过7天，否则应重新试压；钻井队使用井控欠平衡中心检验合格的内防喷工具；对于使用液压旋塞的井，由井队申请、工程技术部上井进行试压检验，合格的发放试压合格证；
2)、钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护；
3)、旋塞在现场使用过程中，钻井队负责一周开关活动一次；旋塞和箭形回压凡尔，每使用100天由井控欠平衡中心到现场进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。钻井队填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况；
4)、使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形回压凡尔。
5)、在起下钻铤时，应准备一柱防喷立柱。防喷立柱应由钻杆立柱、箭形回压凡尔、钻杆与钻铤变扣接头组成。
第三十一条、井控装备投入使用后，钻井工程师和大班司钻负责管理井控装备，班组分工检查井控装备，认真做好井控装备班报表和井控设备跟踪卡片等资料的填写；月底由钻井工程师填写井控工作月报表和井控卡片，于次月十日前上报油田分公司井控管理部门。
第三十二条、对于在用的固井机应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。
第三十三条、钻井队应保证加重系统装置完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。
第三十四条、从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。
1、钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：
1)、对于山前构造的井，采用两台煤锅炉加电保温结合的方式进行保温；
2)、对于沙漠腹地的井，采用两台柴油锅炉加电保温结合的方式进行保温；
3)、对于其它地区的探井，采用一台锅炉加电保温的方式进行保温；其它地区的生产井，采用电保温的方式进行保温；
4)、气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；
5)、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；
6)、应将使用过的钻井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵；
2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：
1)、山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；
2)、远程控制台要配备防爆电保温设施；
3)、气动节流控制箱配置防爆电保温装置；
4)、冬季注塑时，使用冬季用的塑料棒。
四、钻开油气层前的准备
第三十五条、钻开油气层前各井应做到：
1)、现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告；
2)、钻井队井控领导小组按照本细则，进行一次全面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改；
3)、根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；
4)、钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，加重系统运转正常；钻井液泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的钻井液罐安装液面标尺；
5)、钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂；
6)、组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口；
7)、落实坐岗制度和干部24小时值班制度；
8)、预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。
9)、每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个砂岩层，做一次地破试验，绘出排量～压力曲线；试验最高压力不得大于如下两者之间的较小者：
a)井口设备的额定工作压力； b)套管抗内压强度的80%。
① 预探井地破压力试验控制当量密度不超过2.30g/cm3；
②其它井，试验最高当量钻井液密度为本井段所用最高钻井液密度附加0.5 g/cm3；
③对于碳酸盐岩地层，应进行地层漏失实验，试验最高当量钻井液密度，为预计下部施工中作用在井底的最高井底压力相当的压力；标出地破压力、地层漏失压力等并记录在井控工作月报和井控工作记录本上；
④压力敏感性地层不进行地层破裂压力实验和地层漏失实验。
第三十六条 严格执行钻开油气层申报审批制度。
五、钻开油气层和井控作业
第三十七条、有以下情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：
1)、未执行钻开油气层申报审批制度；
2)、未按要求储备重钻井液和加重材料；
3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格；
4)、井控装备不能满足关井和压井要求；
5)、内防喷工具配备不齐全或失效；
6)、防喷演习不合格的；
7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；
8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。
第三十八条、从打开油气层（目的层）到完井，泥浆工坐岗观察井口和钻井液罐液面变化，录井队监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化；钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施；如发现溢流要立即发出报警信号并实施关井；报警时溢流量不得超过1m3，关井溢流量不得超过2m3。
第三十九条、在油气层钻进中，发现溢流应立即实施关井，严禁强行起钻到安全井段或循环观察。浅气层、浅气井以及安装54-14防喷器组的井采取硬关井控制井口；其它井采用软关井控制井口。长鸣笛为报警信号、两短鸣笛为关井信号、三短鸣笛为解除信号。
第四十条、关井后钻井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，录井队要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断溢流类型，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：
a)井控装备的额定工作压力、b)套管抗内压强度的80%、c)套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力；对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括浅气井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力。
第四十一条、落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工单及时进行压井施工；利用节流阀控制回压，使作用于油气水层的压力略大于地层压力，排除井内溢流，重建压力平衡。
第四十二条、在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施：
1、钻遇浅气层；
2、浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；
3、井口压力超过井控装备的额定工作压力；
4、井口压力超过套管抗内压强度的80%；
5、井控装备出现严重的泄漏。地层流体为气体或含H2S等天然气气体时，应及时在放喷口点火。
第四十三条、不论全面钻进还是取芯钻进，钻开新的油气层起钻前，为保证起下钻安全，防止起下钻中发生溢流，应进行短程起下钻，起至安全井段静止观察，下钻循环检测油气上窜速度。
1、起钻后静止时间为：
1)、井深3000m以下（包括3000m）的井，静止2小时；
2)、井深3000m以上、5000m以下（包括5000m）的井，静止4小时；
3)、井深5000m以上的井，静止5小时。
2、油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：
1)、起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)；
2)、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。
3、在起钻前应进行充分循环，循环时间不小于一个迟到时间，检查油气侵入情况；下钻到底后应循环排除后效后，再进行其它钻井作业。
第四十四条、起钻过程中，控制油气层井段的起钻速度；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻具体积；检修设备时，把钻具起到或下到套管鞋处，严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。
第四十五条、电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间，同时要压稳油气层；电测时，钻井队准备一柱带箭形回压凡尔的防喷钻杆和挂电缆接头，并定时向井内灌浆；电测队准备剪切电缆工具和电缆卡子；泥浆工观察钻井液出口，有异常情况立即报告值班干部。
第四十六条、在钻开油气水层后，下套管前应换装套管闸板芯子并试压合格（试压值不大于本次所用套管抗外挤强度的80%），下完套管后应充分循环钻井液排除后效；通过选择合理的固井方法、注水泥施工设计以及关井憋压候凝等技术措施，保证固井作业期间，压稳油气水层。
第四十七条、处理事故要保证井控安全。
1)、处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱的影响，保证液柱压力不小于地层流体压力；
2)、在油层套管进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应采取相应的措施，压稳油气层。
第四十八条、探井钻井中对已钻过的地层应及时组织测井，有测试条件的井段，要测试已打开的油气水层的地层压力值，为做好下步井控工作提供依据。
第四十九条、发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由钻井工程师写出《溢流压井专报》，交油田分公司井控管理部门。
六、井喷失控处理
第五十条、井喷失控，立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。
第五十一条、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。
第五十二条、按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。
第五十三条、迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。
第五十四条、成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处具体协调、落实抢险事宜。
第五十五条、清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。
第五十六条、抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。
第五十七条、处理井喷失控作业尽量不在晚间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。
第五十八条、做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。
七、防火、防爆、防硫化氢措施
第五十九条、井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口50m以远，发电房和储油罐距井口30m以远。
第六十条、井场电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求。钻井队消防工作按《塔里木油田钻井（修井）队消防安全管理办法》执行。
第六十一条、柴油机和固井机的排气管、锅炉的烟囱不破不漏，有防火罩。进入井场的机具、车辆应有防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。
第六十二条、井场进行动火作业前，应进行动火审批，动火审批执行《工业动火安全管理实施细则》。
第六十三条、严格执行SY5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》要求，防止H2S等有毒气体进入井眼、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。
1、发现有H2S气体溢出地面，浓度超过20mg/m3时应用手摇式报警器报警；在井场H2S浓度不超过20mg/m3（14PPM）的情况下，可以连续工作8小时；井场H2S浓度超过20mg/m3（14PPM）的情况下，作业人员立即戴正压式呼吸器进行作业。
2、钻井井场应设置风向标；含H2S地区井和探井，钻井队配备4台以上的H2S监测仪，工作可靠，配备不少于10套的正压式呼吸器；其余井，钻井队应有2台以上的H2S监测仪，工作可靠，配备不少于4套以上的正压式H2S呼吸器。辅助专业执行《对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定》。
3、营房应配备便携式H2S监测仪2台，一台手摇式报警仪和两台排风扇。
4、在含H2S气体的井段钻进，保证钻井液PH值不小于11，钻井液中应加除硫剂，并制定防H2S的应急救援预案。
5、在钻井过程中，为了防止硫化氢进入井眼、导致钻具氢脆以及保证人身安全，应压稳油气层作业。
6、发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井，采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循环压井的方法，当含硫化氢气体的钻井液到井口时，通过分离器分离，用点火装置点火，若需人工点火时，应由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。
7、一旦含H2S的井发生井喷失控，启动防硫化氢应急救援预案。
八、井控技术培训
第六十四条、提高井控技术水平和意识的有效办法是进行井控技术培训。塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训或考核不合格的，不得上岗。
第六十五条、井控操作持证者，每两年应参加复训和考核。考核不合格者吊销井控操作证。
第六十六条、在油田分公司的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（60分为及格），应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田分公司统一再次组织考试，考试合格者重新上岗，否则不得在应持井控操作证的岗位上工作。
第六十七条、井控培训的具体要求：
1)、工人能及时发现溢流，正确实施关井操作，掌握井控装备的安装、使用等；
2)、钻井队干部和钻井监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等；
3)、井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理，现场安装、调试、故障的判断及排除等；
4)、塔里木油田主管钻井生产的领导及管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控及三次井控技术等；
5)、对钻井和地质设计人员、地质监督、测井监督、现场地质技术人员及相关人员也要做基本的井控培训；
6)、固井、定向井、录井、射孔、欠平衡钻井等服务人员应进行基本的井控培训；
7)、井控培训应涉及欠平衡钻井井控技术和H2S防护的知识。
九、井控工作九项管理制度
第六十八条、井控分级责任制度
1)、塔里木油田分公司分管工程技术的副总经理是井控安全工作的第一责任人，各分管领导是井控安全工作直接责任人。钻井技术办公室负责油田分公司的井控行业管理工作。质量安全环保处负责油田井控安全的监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任。井控领导小组全面负责油田的井控工作。
2)、各事业部和各项目经理部负责所辖井钻井全过程的井控安全。
3)、工程技术部负责井控装备和内防喷工具的管理并提供井控技术服务。
4)、各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人，应成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责各井总包作业期间井控安全问题的处理，完全承担各井总包作业期间的井控安全责任；并承担日费井中的井控操作责任。
5)、现场井控第一责任人是钻井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工；录井队溢流监测责任人是联机员。
6)、钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查，勘探公司每月进行一次井控工作检查。
第六十九条 井控操作证制度
1)、指挥和监督钻井的领导干部、技术人员、安全管理人员和从事钻井工程设计的技术人员；
2)、钻井监督、钻井队平台经理、钻井工程师、HSE监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工； 3)、地质监督、测井监督、现场地质管理人员和地质设计人员；
4)、井控欠平衡中心的主任、副主任、技术人员、维修人员、现场服务人员；
5)、钻井技术服务公司的正副经理，技术人员；
6)、定向井服务公司主管生产的正副经理、定向井工程师；
7)、钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师；
8)、固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长、主副操作手；
9)、录井公司主管生产的正副经理、录井队队长、地质师、联机员；
10)、测井公司主管生产的正副经理、测井队队长、操作工程师；
11)、酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长、主操作手；
12)、测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工；
13)、地面队正副队长； 以上人员应参加井控培训，考核并取得井控操作证。无证的领导干部、工程技术人员无权指挥钻井生产，工人不得上岗。凡未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。
第七十条、井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度
1)、井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划；
2)、井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压；由钻井监督验收，合格后方能进行下步施工；
3)、井控欠平衡中心建立分级责任、保养维修责任、巡检回访、定期回收检修、资料管理、质量负责和培训等各项管理制度，不断提高管理、维修和服务水平；
4)、钻井队钻井工程师和大班司钻负责井控装备的管理，班组负责井控装备的日常检查、保养，及时发现井控装备存在的问题并通知井控欠平衡中心，并认真填写井控装备班报表；
5)、井控管理人员和井控欠平衡中心巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态； 6)、井控欠平衡中心每月的井控装备使用动态、巡检报告等应在每月10日前上报油田分公司井控管理部门；
7)、采油（气）井口装置等井口装备应经井控欠平衡中心检验、试压合格后方能上井安装使用；采油（气）井口装置在井上组装后，应整体试压，合格后方可投入使用。
第七十一条 钻开油气层申报、审批制度
1、申报程序
1)、井队工程师是第一申报人，勘探公司主管井控的部门负责具体的申报事宜;
2)、钻井队在进行钻开油气层的申报前应进行自检自查，合格后方可进行钻开油气层的申报;
3)、钻开第一个预计的油气层（注：探井为目的层，生产井为油气层）前七天，由所承钻的钻井队向所属公司进行申报;
4)、对于油气显示提前的井，发现油气显示后，立即停钻，向油田分公司业主单位及时申报;
5)、井队按验收标准检查合格后，由钻井工程师填写《钻开油气层申报验收资料本》一式两份，放在井场，由井队钻井工程师将申报内容汇报至所属勘探公司主管部门，由勘探公司主管部门填写《钻开油气层申报表》并上报业主单位进行批复。
2、检查与审批
1)、业主单位收到《钻开油气层申报表》后安排检查验收，对于特殊情况和停钻待验收井，应立即组织验收。
2)、由业主单位牵头组织，工程技术部、勘探公司参加检查验收，验收合格，经验收小组组长签字同意后，方可钻开油气层。
3)、检查验收情况记录在《钻开油气层申报验收资料本》上，一份井队留存，一份报业主单位留存。
4)、验收结束或整改完毕后，油田分公司业主单位向钻井技术办公室通报验收及整改情况。
5)、对于检查验收不具备钻开油气层条件的井，根据情况责令钻井队限期整改或停钻进行整改，待整改合格后方能钻开油气层，同时钻井队应将整改情况上报所在勘探公司，由该公司将整改结果上报业主单位和钻井技术办公室。钻井工程师负责在留存的《钻开油气层申报验收资料本》上填写整改情况，备查。
6)、钻井技术办公室负责监督钻开油气层验收制度的执行情况，不定期对钻开油气层验收情况进行抽查，抽查结果作为考核业主单位以及勘探公司井控工作的依据。
3、对于业主单位变更的井，现场应重新向新的业主单位进行申报审批。
第七十二条、防喷演习制度
1、钻井队从井控装备安装就绪起开始防喷演习。每周每个钻井班至少进行一次防喷演习，一月内各种工况下的防喷演习都要做到。演习后由钻井工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。
2、防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的平板阀（节2a）的时间）：空井2分钟、钻进3分钟、起下钻杆4分钟、起下钻铤5分钟。
3、在溢流报警信号发出后，钻井监督、钻井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。
4、软关井操作前井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图
五、图
六、图
七、图
八、图九执行；硬关井操作前，3#闸门常关，4#闸门常开，节2a常关，井口及节流、压井管汇其余各闸门待令工况按照附图
五、图
六、图
七、图
八、图九执行。
5、溢流监测岗位分工：
1）、泥浆工：发现溢流后立即报告当班司钻；
2）、联机员：发现溢流后立即报告当班司钻。、关井程序岗位分工：
1)、司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部；
2)、副司钻：负责观察远程控制台的动作，接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压，同时传递相关信号；
3)、内钳工：配合外钳工完成井口操作，负责节流控制箱的操作，并传递节流阀开关信息；在关井后负责节流控制箱上立、套压的记录；
4)、外钳工：配合内钳工完成井口操作，并负责向司钻传递闸板防喷器、液动放喷阀、节2a的开关信息；
5)、井架工：配合井口操作，协助场地工完成节2a的的操作；
6)、场地工：在钻台下观察闸板防喷器和液动放喷阀的开关情况，并传递开关信息；负责节2a的开关操作，并传递节2a的开关信息；
7)、泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井液罐液面情况；
8)、机工岗：站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。
7、软关井程序规定如下：
钻进中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；
2)、上提方钻杆接头出转盘面；
3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐在吊卡上；
4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；
5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。
起下钻杆中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止起下钻作业；
2)、抢接箭形回压凡尔；
3)、打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；
4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；
5)、关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
起下钻铤中的关井程序：
1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；
2)、抢接防喷立柱，下放钻具； 3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器；
4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；
5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
空井情况下的关井程序：
1)、发出溢流报警信号；
2)、打开液动放喷阀；
3)、关全封闸板防喷器；
4)、关闭液动节流阀；
5)、关闭液动节流阀前的平板阀；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次套管压力。硬关井程序规定如下：
钻进中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；
2)、上提方钻杆接头出转盘面；
3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具坐在吊卡上；打开3#闸门；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。
起下钻杆中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止起下钻作业；
2)、抢接箭形回压凡尔；关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；
3)、打开3#闸门；接方钻杆；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
起下钻铤中的关井程序： 1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；
2)、抢接防喷立柱，下放钻具；关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；
3)、打开3#闸门，接方钻杆；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
空井情况下的关井程序：
1)、发出溢流报警信号；
2)、关全封闸板防喷器；
3)、打开3#闸门；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次套管压力。
9、顶驱软关井程序规定如下：
钻进中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；
2)、提出第一个钻杆接头出转盘面；
3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐在吊卡上；
4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；
5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。
起下钻杆中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止起下钻作业；
2)、抢接箭形回压凡尔；
3)、打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；
4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；
5)、关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀；接顶驱，打开环形防喷器；
6)迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。起下钻铤中的关井程序：
1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；
2)、抢接防喷立柱，下放钻具；
3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器；
4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；
5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接顶驱，打开环形防喷器；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
空井情况下的关井程序：
1)、发出溢流报警信号；
2)、打开液动放喷阀；
3)、关全封闸板防喷器；
4)、关闭液动节流阀；
5)、关闭液动节流阀前的平板阀；
6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
7)、每2分钟准确记录一次套管压力。
10、顶驱硬关井程序规定如下：
钻进中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；
2)、提出第一个钻杆接头出转盘面；
3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具坐在吊卡上；打开3#闸门；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。
起下钻杆中的关井程序：
1)、发出报警信号，停止起下钻作业；
2)、抢接箭形回压凡尔；关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；
3)、打开3#闸门；接顶驱； 4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
起下钻铤中的关井程序：
1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；
2)、抢接防喷立柱，下放钻具；关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；
3)、打开3#闸门，接顶驱；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。
空井情况下的关井程序：
1)、发出溢流报警信号；
2)、关全封闸板防喷器；
3)、打开3#闸门；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次套管压力。、安装54-14井控装备空井关井程序（实施硬关井作业）
1)、发出溢流报警信号；
2)、抢下防喷立柱；
3)、关半封闸板防喷器，打开3#闸门；
4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；
5)、每2分钟准确记录一次套管压力。
第七十三条、坐岗制度
1)、从安装防喷器开钻之日起钻井队泥浆工、录井队联机员开始坐岗；
2)、钻进中每15～30分钟监测一次钻井液液面，发现异常情况加密监测；起钻或下钻中每3～5柱钻杆或1柱钻铤核对一次钻井液灌入或返出量；在电测、空井时泥浆工应坐岗观察钻井液出口管。泥浆工应认真填写坐岗观察记录；
3)、坚持“1m3报警，2m3关井”的原则，发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。
第七十四条、干部24小时值班制度。
1)、从安装防喷器完开钻之日起开始，钻井队平台经理或钻井工程师应在井场24小时值班。值班干部应挂牌或有明显标志，在值班干部交接班记录上填写井控工作情况；
2)、值班干部检查井控岗位执行情况，发现问题立即整改。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷、井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。
第七十五条、井喷事故逐级汇报制度。
1)、一旦发生井喷或井喷失控，钻井工程师负责全面、准确地收集资料；
2)、发生井喷事故后，钻井队平台经理负责向油田分公司生产运行处总值班室汇报，同时向业主单位和所属勘探公司汇报；要求2小时内上报到油田主管领导，24小时内上报到股份和集团公司有关部门。
3)、发生井喷事故后，保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。
4)、对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，要追究领导责任。
第七十六条、井控例会制度。
1)、进入目的层或油气层后，钻井队每周召开一次以井控为主要内容的安全会议，值班干部、司钻应在班前班后会上布置、检查并讲评井控工作。
2)、勘探公司每月召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作，写出书面总结，上报油田井控管理部门。
3)、油田分公司每月召开一次井控例会，总结、协调、布置井控工作。
十 附则
第七十七条、本实施细则自发布之日起执行，如发生与本细则有冲突的情况，以本细则为准。
第七十八条、本实施细则由塔里木油田钻井技术办公室负责解释。
井控考试题目： 简答题:
1、井控管理9项制度（井控分级责任制度；井控操作证制度；井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度；钻开油气层申报、审批制度；防喷演习制度；坐岗制度；干部24小时值班制度；井喷事故逐级汇报制度；井控例会制度）。
2、那几种情况下不能钻开油气层：1）、未执行钻开油气层申报审批制度；2)、未按要求储备重钻井液和加重材料；3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格；4)、井控装备不能满足关井和压井要求；5)、内防喷工具配备不齐全或失效；6)、防喷演习不合格的；7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。
3、有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查（1、从车间运往现场前；
2、现场安装后；
3、每次固井安装套管头后；
4、钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；
5、试压间隔超过100天的）
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