控压钻井技术规程

第一篇：控压钻井技术规程

控压钻井技术规程

一、打开油气层前准备

1、打开油气层前要进行控压技术交底（交底内容:地质、工程、钻井液和井控装备、控压措施等方面）；技术交底由钻井监督和地质监督组织，预测地层硫化氢含量高地层压力异常井有有项目部井控专家组织,井队、录井、泥浆、控压、定向井及井控专家等相关人员参加，可以在钻开油气层验收时进行。交底要以本井钻井、地质设计和本井实际情况为依据，全面分析可能存在的井控风险，制定有针对性的技术措施和应急预案，并形成本井控压钻井作业指令书由井队遵照执行。如油田有新的规定,按油田规定执行。

2、由项目经理部依据设计确定钻开油气层的密度。

3、对井控装备、硫化氢检测与防护、泥浆材料、重浆及除硫剂的储备、人员配备、井控专家到井情况、应急预案及演练、钻开油气层提出问题的整改情况等进行全面检查合格后，方可打开油气层。

4、根据邻井实钻情况，预测油气显示层位井深，在钻开显示层前要预先在钻井液中加入2%的除硫剂进行预处理，并维持出口钻井液的PH值为11以上，现场除硫剂储备不少于5吨（以设计为准），新浆补充须符合钻井时的PH值和除硫剂的含量；

5、根据钻井井控实施细则或钻井设计的相关规定，现场确保储备比重1.40g/cm3以上重浆有效量80m3以上，石灰石储备100吨以上（以设计为准）。

6、强化泥浆和录井坐岗监测制度，无论任何作业工况，钻井班都必须落实专人24小时坐岗，观察钻井液池液面变化和钻井液出口情况，确保第一时间发现溢流，迅速准确关井，并按汇报程序汇报。

7、奥陶系目的层作业，钻具内必须带两只浮阀（MWD接头前和出套管鞋安装），起钻前必须在井底充分循环(一周半以上)进出口钻井液密度差不超过0.02g/cm3正常后方可进行起钻作业，油气层以上300m严格控制起钻速度，起钻必须按起出钻具体积（闭排）的1.5倍挤灌井浆。地质录井队人员和泥浆坐岗人员必须依次记录灌入量，并核对与起出钻具体积是否相符，同时要观察灌钻井液的间隙中出口管是否断流等情况。

8、钻进中若遇到钻速突然加快、放空、气测及油气水显示异常等情况，立即停钻观察，泥浆工和录井队加强液面的监测。如出现井漏失返，立即吊灌起钻(吊灌量是起出钻具体积的1.5～2倍)，起到套管鞋，关井观察，泥浆工和录井核对好灌入量。

二、常规控压钻井技术措施

1、打开油气层关井观察15分钟后，如果套压≤5 MPa，直接进行常规控压作业，井口控压值≤5 MPa；若井口套压＞5MPa，可请示提高钻井液密度，利用工程师法节流循环压井，降低井口压力，最终井口控压值≤5MPa，液面基本稳定，进行常规控压钻进。

2、控压循环或钻进期间在钻井液中及时增加除硫剂含量，保持钻井液的PH值为11以上，维护钻井液性能；井口控压不大于5MPa以微过平衡方式继续控压钻进，出口点火，专人监测空气中H2S含量。如果钻井液中H2S含量在一个迟到时间内大于20PPm时，立即进行关井，将污染钻井液反推进入地层，向勘探公司井控科及塔中项目经理部及时汇报。

3、控压循环或钻进期间井口控压大于5MPa，液面仍然持续上涨，立即停止控压作业，关井观察，向塔中项目经理部及时汇报。

4、接单根前，根据钻时情况充分循环，司钻停泵时，同时由钻井工程师关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a），保持井底压力稳定；接完单根后，缓慢开启钻井泵，逐渐增加排量至钻进排量，钻井工程师开启节2a和节流阀，恢复到正常钻进控压值再钻进。

5、控压钻进中发现胶心刺漏，停止控压作业，停泵，关闭环型防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a），由常规控压工程师现场负责更换胶心作业，打开旋转防喷器旁通泄压闸门，卸掉环型防喷器和旋转防喷器之间的压力，调低环形防喷器控制压力不大于7MPa，进行换装旋转控制头作业，换装结束后，恢复井口装备待命状态，继续控压作业。

6、起钻作业时，由钻井工程师现场负责起下钻作业，起钻前充分循环，保证井眼清洁，停泵后同步关闭节流阀，观察井口套压10-15分钟，如果关井套压值＞5MPa，则控压循环调整钻井液密度，使关井套压值≤5MPa。维持井口套压不变控压起钻至造斜点以上1000米或重浆帽底部位置在4500m左右，根据关井套压值计算重泥浆帽当量密度，控压泵入重泥浆帽，观察30分钟，无异常，方可进行起钻作业。起钻期间严格按照井控细则的要求灌浆，泥浆工和录井坐岗人员核实泥浆灌入量，保证实际泥浆灌入量不小于理论灌入量，发现异常立即司钻汇报。

7、下钻作业时，由钻井工程师现场负责下钻作业，常规下钻至重浆段底部，控压循环排重泥浆帽，逐渐恢复井口控压值，顶替结束后，控压下钻到井底。

8、针对塔中碳酸盐岩高含H2S、高气油比、易漏易溢的储层特点，控压钻井原则上以“微过平衡、微漏失状态”为核心，井漏可以建立循环，逐渐降低套压控制值，以不溢为基本要求，寻找近平衡点，如无法找到近平衡点，则进行堵漏作业，井漏无法建立循环，用环空液面监测仪进行定时液面监测，吊灌起钻至套管鞋，关井观察，向塔中项目经理部及时汇报。

9、常规控压期间井队干部24小时值班，钻台专人值班，每半小时记录一次钻井参数，节控箱专人操作，并记录好套压值，录井及井队坐岗人员应连续观察液面，每10min记录一次液面，遇特殊情况应加密监测，发现问题及时汇报。

三、常规控压人员分工及职责

平台经理：作业现场井控第一责任人，全面负责现场井控工作 井控专家：全面负责现场井控技术工作

钻井工程师：负责控压及应急方案制定、控压技术交底，负责控压期间数据收集、汇报

控压工程师：负责控压技术交底、控压设备操作，参与控压措施制定，确保控压装备运转正常；

HSE监督：负责监督指挥分离器点火、消防、硫化氢监测、安全警戒；

录井联机员：录井溢流发现第一责任人，全面负责油气显示及控压过程资料的搜集；做好液面监测工作并及时与罐区人工计量相核对，同时监测固定式探头处硫化氢浓度。

井队其余人员严格按照现场井控小组中职责分工，各负其责，确保控压作业安全有序进行。

四、常规控压钻井应急措施

1、溢流量、套压迅速增加的处理措施

控压钻进过程中，泥浆工和联机员每10min记录一次液面，如出现套压值超过5MPa或溢流量超过1m3，立即通知司钻按照程序关井。

2、井漏应急措施

⑴能够建立循环：逐步降低井口压力，寻找压力平衡点。如果井口压力降为0时仍无效，则逐步降低钻井液密度，每循环周降低0.01～0.02g/cm3，待液面稳定后恢复钻进。

⑵无法建立循环：用环空液面监测仪进行定时液面监测，吊灌起钻至套管鞋，关井观察。

3、胶心刺漏的应急措施

控压值班人员或现场其他人员发现旋转防喷器胶心刺漏，立即通知司钻按照以下程序关井：

（1）司钻发出报警信号。

（2）司钻停止钻进或起下钻作业，停泵。

（3）司钻关闭环形防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a）。

（4）转入更换旋转防喷器胶心程序。

4、钻进、循环中发现硫化氢等有毒气体的应急措施

（1）发现有H2S气体浓度＜30mg/m3（20ppm）时立即报告值班干部，浓度≥30mg/m3（20ppm）时立即启动声光报警器报警并立即通知司钻。

（2）班组人员迅速戴好正压式呼吸器。

（3）立即停泵，停转盘，上提钻具至钻杆母接头提出转盘面500mm±50mm。

（4）关环形防喷器，关半封闸板防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（节2a），打开环形防喷器，并卸掉闸板防喷器与旋转控制头之间的压力，按汇报程序汇报。

（5）其他人员听到报警信号之后，立即摇动手摇报警器，迅速沿逃生路线撤离到紧急集合点。

（6）营房人员接到报警信号必须立即到营房紧急集合点集合，医务人员赶赴井场紧急集合点。

（7）关井完成后，班组人员立即撤离到上风方向的紧急集合点，值班干部清点人数，派2人佩戴好正压式呼吸器到井口附近检测硫化氢浓度，记录关井立压和套压，同时检查井控设备工作是否正常。派出3人佩戴好正压式呼吸器组成搜救小组，携带担架开展搜救。

（8）收集现场数据，向塔中项目经理部及时汇报。

5、火灾、井喷失控等事件严格按照油田相关预案执行

第二篇：常规控压钻井操作规程(修订).docx..（小编推荐）

塔中常规控压钻井操作规程

一、钻开目的层前准备

1、控压技术交底

技术交底由项目部组织，井队、录井、泥浆、欠平衡、定向井等相关人员参加，在二开中完时进行，以本井钻井、地质设计为依据，结合邻井实钻情况进行交底。

交底内容：预测油气显示层位井深、钻遇裂缝溶洞井段、地层压力、硫化氢含量；邻井钻井情况，可能钻遇的复杂情况等及针对性的技术措施和应急预案。

2、物资器材准备：应在满足钻井设计的前提下，还应满足

（1）钻井液：密度1.40g/cm×80m，密度1.30 g/cm

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3×80m，坂土浆60 m，地面循环量150 m，若罐容不足应增加应急罐。石灰石100吨，重晶石100吨，除硫剂10吨。

（2）内防喷工具：箭型止回阀6只，旋塞4只，浮阀2只。

（3）应急设备：对讲机9部，硫化氢监测仪7台，（其中1000PPm高量程2台），可燃气体监测仪3台，空气呼吸器15套。

（4）700型或1050型压裂车1台（EPCC临时基地值班）。供浆系统1套，具备分别采用砂泵和螺杆泵给压裂车供浆功能。

3、钻开目的层验收：由项目部组织，在进入目的层前100m进行，对井控装备、硫化氢检测与防护、泥浆材料、重

浆及除硫剂的储备、应急预案及演练、技术交底提出问题的整改情况等进行检查合格后，方可钻开目的层。

二、技术操作要求

（一）基本要求

1、钻井液密度：进入目的层前100米调整泥浆密度，泥浆密度值低于设计给定地层压力系数0.02g/cm。

2、除硫剂和PH值：根据邻井实钻情况，预测油气显示层位井深，在钻开显示层前100～150米，在钻井液中加入1～3%的除硫剂，钻井液的PH值≥10，现场除硫剂储备5吨以上，循环泥浆PH值降低后，应及时提高PH值和补充除硫剂，新浆补充须符合钻进时的PH值和除硫剂的含量。

3、内防喷工具：近钻头安装1只箭回，钻具出套管鞋位置安装1只旋塞+1只箭回（旋塞在下，箭回在上）。

4、反循环压井管线：试压28MPa，冬季做好防冻保温，进入目的层每次起钻完进行吹扫。

5、钻具探伤：进入目的层后，每次起钻对钻具进行探伤，并将井口1000米钻具，倒换至下部。

6、上水罐：保持单罐上水，确保计量快速、准确。

7、点火要求：在建立循环和通过节流管汇观察时，应保持液气分离器排气管出口有常明火。

8、死卡：配套与钻具尺寸相匹配的死卡及固定钢丝绳。当一个迟到时间内H2S持续出现、套压超过10MPa和井内钻具较少时应安装死卡。

9、应急设备：配备对讲机9台，井控专家、值班干部、2

工程师、司钻、节流阀操作（内钳工）、泥浆正副岗、录井队、液面队各1台；班组各岗配备硫化氢监测仪、空气呼吸器各1台；井口操作工和泥浆副岗各配备1台可燃气体监测仪。

10、联系沟通：各岗随时保持沟通，任何作业前应得到相应岗位回应后才能进行作业。

11、人员要求：塔中EPCC项目2名分管领导在临时基地值班；项目部人员分管工程和泥浆负责人在1小时内到达现场；井控专家驻井、钻井队干部24小时值班，定向队、欠平衡、液面监测队等协助单位人员在井场24小时值班。

（二）控压钻进

控压原则：以“微过平衡、微漏失状态”为核心，保持液面稳定或微漏，以不溢为基本要求，寻找近平衡点，严格控制侵入井筒的油气量。

1、控压钻进。

（1）控制井口套压≤5MPa进行控压钻进作业；（2）套压＞5MPa，停止钻进，上提下旋塞及钻杆接头出转盘面；套压＞7MPa，关闭闸板防喷器。节流循环排气一周，套压≤5MPa，开闸板防喷器恢复钻进；套压＞5MPa，请示提高钻井液密度；

（3）控压循环套压持续上涨至18MPa或1个迟到时间内持续出现硫化氢，立即停止循环并关井，准备反推压井。

2、开停泵。

a.开泵前司钻确认：循环通道畅通、节流阀操作岗到位，3

得到回应才能开泵。

b.缓慢开泵，立压上升，打开节流阀，逐步调节开度，保持套压基本不变。

c.逐步提至钻进排量，随立压升高调节节流阀开度，液面处于平衡或微漏状态（每5分钟漏失0.1～0.2m）。

d.停泵前，司钻确认节流阀操作岗到位。停泵并迅速关闭节流阀，出口不断流，关J2a。

e.改变排量时，根据立压变化调节节流阀开度，液面处于平衡或微漏状态。

3、接单根。

a.开回水泄立压，观察泄压口，钻井液迅速减小并断流，接单根,关回水，打开J2a；若未减小，回水量超过0.3m3，立即关回水闸阀，用重浆压水眼（附加2MPa）, 接旋塞+箭回（旋塞在下，箭回在上）。

b.开泵按第（二）项第2条开停泵措施执行。

4、报告。

（1）上提钻具、划眼、接单根、停泵、倒换泵、泥浆转罐、加泥浆料等需配合的作业前各岗应及时沟通，得到相应岗位确认才能进行。

（2）控压钻进（循环）期间各岗位每5分钟报告一次，异常情况加密或连续报告，发现H2S立即报告。

（3）报告内容。

a.泥浆正岗：以上一个点为基面的液面变化量、进出口钻井液密度和粘度； 4

b.录井岗：立压、套压、泵冲、液面增减量、气测值及H2S浓度；

c.节流阀操作岗：节流阀开度及开关量和火焰高度； d.司钻：钻压、立压、泵冲。

5、岗位职责。

（1）值班干部（指挥）岗：全面指挥控压作业，负责指挥调节节流阀开度，接单根、更换旋转控制头总成、压水眼、盖重浆帽等关键工况到钻台指挥作业。

（2）司钻岗：负责本班控压作业，根据其他各岗报告情况，判断工作状况，并具体指挥。

（3）节流阀操作岗：负责节流阀控制，记录并报告阀位开度及出口火焰高度。

（4）泥浆正岗：负责测量、记录并报告液面变化情况，开回水泄压时观察回水返出情况；

（5）泥浆副岗：负责测量钻井液密度、粘度，观察出口返出情况，监测出口H2S浓度，并报告；关闭节流阀后观察出口是否断流；观察旋转控制头总成是否刺漏；负责J2a开关。

（6）录井岗：负责监测液面、立套压、泵冲、气测值和H2S浓度等变化，记录并报告。发现气测值升高或套压异常及时报告，发现H2S报告并启动声光发警仪。

（三）起下钻作业

1、起钻作业

（1）循环排后效。节流循环1.5周以上排气，进出口 5

密度差≤0.02g/cm，套压≤5MPa；

（2）停泵关闭节流阀，观察10～15分钟，关井套压≤5MPa，用重浆压水眼（停泵立压附加2MPa）；关井套压＞5MPa，请示调整钻井液密度。

（3）控压起钻。每起3柱按起出钻具体积的1.5～2倍挤灌泥浆，起钻控制套压≤7MPa。套压＞7MPa，节流循环或反推。

（4）检查箭回。a.起至箭回，停止起钻；

b.卸开箭回上部母扣，用顶开装置顶开箭回芯子，检查是否带压，不带压缷掉箭回，继续起钻。若带压（或顶不开）接方钻杆压水眼。

（5）盖重稠浆帽。

a.起钻至造斜点以上1000米或重浆帽底部位置在4500m左右；

b.控压泵入重稠泥浆帽(关井套压附加2～3MPa，计算重泥浆量)，注入后液面位置控制在200～300m；

c.观察30分钟，无异常，进行起钻作业。

（6）不带压起钻。吊灌起钻，按起出钻具体积的1.5～2倍进行连续灌浆。起钻过程中，若液面上升则加大吊灌量或反推一定量的泥浆。

（7）液面监测。

a.每20分钟监测环空液面一次，液面上涨加密监测。b.每3～5柱监测钻具水眼内液面一次，液面上涨加密6

监测。

c.液面高度上涨至100m，且连续2个点上涨，立即抢接内防喷工具并关井，加大吊灌量或反推一定量的泥浆。

（8）拆旋转控制头总成。起钻至最后两柱钻杆，测量环空液面高度无异常，拆除旋转控制头总成。

2、下钻作业（1）未带压下钻。

a.井口测试定向工具或长时间不能下钻时，应加大连续灌泥浆量。

b.下钻至钻杆位置，安装旋转控制头总成，关闭J2a。c.每下5～10柱钻具水眼内灌浆1次。

d.每3～5柱监测水眼液面，若液面上涨，下入箭回失效，再次接旋塞+箭回（旋塞在下，箭回在上）下钻。

e.观察并记录套压变化情况。起压后转入带压下钻。（2）带压下钻。

a.套压≤7MPa,进行控压下钻。b.每下5～10柱钻具水眼内灌浆1次。

c.套压>7MPa，先反推5～10m泥浆，判断是否圈闭压力，套压下降，继续反推至套压降至7MPa以下，继续控压下钻。因圈闭压力引起套压上涨，调节节流阀开度，控制下钻过程中返出泥浆量小于钻具闭排量。

d.每3～5柱监测水眼液面，若液面上涨，下入箭回失效，再次接旋塞+箭回（旋塞在下，箭回在上）下钻。

（3）排重浆。下钻至重浆帽下300～500m，采取分段7

循环或在重浆帽以上用轻浆循环的方法使井口带压。

（4）循环排后效。下钻完节流循环一周排后效，套压≤5 MPa，无异常恢复钻进。

3、起下钻岗位职责

（1）岗位设置：司钻岗、泥浆岗、录井岗、值班干部（指挥）岗。

（2）报告内容

a.泥浆岗：起钻挤（灌）入泥浆量，下钻泥浆返出量和出口情况；

b.录井岗：起下钻柱数，挤（灌）入泥浆量，下钻泥浆返出量，套压值。

（3）报告要求：起下钻作业期间每起3柱报告一次，异常情况加密或连续报告。

（4）岗位职责：

a.值班干部（指挥）岗：全面指挥控压作业，在拆装旋转控制头总成、压水眼、盖重浆帽、检查箭回、节流排后效等关键工况到钻台指挥作业。

b.司钻岗：负责本班控压作业，带压起钻作业负责挤灌浆，根据其他各岗汇报情况，判断工作状况，并具体指挥。

c.泥浆岗：负责监测泥浆灌入、返出量和观察出口，报告并做好记录。

d.录井岗：负责观察液面及立、套压变化，报告并做好记录。

（四）存储式测井作业

1、组装仪器

每20min监测环空液面一次，加大钻井液吊灌量。

2、下钻

a.下钻至钻杆位置，安装旋转控制头总成，关闭J2a。b.下钻时套管内每1000米顶通一次，裸眼段每600米顶通一次，顶通后再泵入1～2m3钻井液。顶通压力4-5MPa，泵压稳定、保证水眼通畅。

c.每3～5柱监测水眼液面，每30min监测环空液面一次，若液面上涨，采用重浆压水眼及环空。

3、释放仪器

a.下钻完循环通畅, 压力稳定后，上提钻具至释放仪器位置，根据测井要求采集数据。

b.投放钢球，泵推钢球入座，蹩压剪断销钉，释放仪器。

c.每10min监测环空液面一次, 停泵后液面持续上升或到井口则加大吊灌量或反推一定量的泥浆。

4、吊灌起钻，按起出钻具体积的1.5～2倍进行连续灌浆。起钻过程中，若液面上升则加大吊灌量或反推一定量的泥浆。

5、起钻至最后两柱钻杆，测量环空液面高度无异常，拆除旋转控制头总成。

6、仪器起至井口每20min监测环空液面一次，加大钻井液吊灌量。

（五）异常情况处置

1、控压钻进出口失返、严重井漏、放空、钻时加快（钻进2～3m钻时低于前5m平均钻时的1/2及以上或钻压突降）。

（1）停止钻进，将下旋塞及钻杆接头提出转盘面，做好关井准备，立即向项目部和公司生产运行科汇报。

（2）每10～15分钟吊灌钻井液0.5～1m，观察出口，发现液面上涨和出口外溢立即关井。含硫区域从环空连续灌含除硫剂5%、PH值≥11的高防硫泥浆2～3 m/30min，保护钻杆。

（3）测液面高度，观察1小时，若液面不在井口，但高度稳定，起钻至套管鞋观察。

（4）起钻按起出钻具体积的1.5～2倍灌浆。起钻过程中，每20分钟监测环空液面一次，发现液面上涨，立即停止起钻加大吊灌量，关井观察。

（5）若液面在井口，降排量以钻进排量的1/3～1/2循环测漏速，若漏速不大，循环1.5周以上排后效，根据漏速及控压情况调整钻井液密度，重建平衡。

2、旋转控制头胶芯刺漏

（1）发出报警信号，停止钻进或起下钻作业。（2）关闭环形防喷器，关闭节流阀，再关闭节流阀前的平板阀（J2a）。

（3）将环形防喷器液控压力调至4MPa左右（过钻杆接头时微漏）。

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（4）打开旋转控制头旁通泄压闸阀，卸掉环型防喷器和旋转控制头之间的压力，注意观察出口是否断流，如未断流可适当调高环形液控压力，但不大于7MPa。

（5）配合欠平衡值班人员拆旋转控制头控制管线，松卡箍。

（6）缓慢上提钻具取出旋转控制头总成，更换已装配好新胶芯的总成。

（7）缓慢下放将总成坐入旋转控制头壳体，关卡箍、接控制管线，恢复旋转控制头工作。

（8）开环形防喷器，将环形防喷器液控压力调整至10.5MPa。

三、反推压井施工

（一）反推压井鉴定条件

1、控压循环套压值达到18MPa。

2、控压钻进或循环发现硫化氢，超过1个迟到时间未消除。

出现以上情况，应立即进行反推压井作业。

（二）施工指导思想

采用高粘高切+高密度泥浆，大排量推回井筒油气，压稳油气层。

1、正推

泥浆量：1个水眼容积+推入地层5～10m泥浆； 泥浆构成：密度1.40×20m+1.20～1.30 g/cm（根据推入地层量与水眼容积确定）

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2、反推

泥浆量：1个环空容积+推入地层20～25 m泥浆； 泥浆构成：密度1.40×30m+1.20～1.30 g/cm×30m高粘滴流+1.20～1.30 g/cm（根据推入地层量与环空容积确定，视各井压力值最终确定钻井液密度）。

（三）施工准备

1、高粘泥浆：密度1.20～1.30g/cm×30m。

2、压井泥浆：密度1.40g/cm×50m；1.20～1.30 g/cm

3（根据推入地层量与井眼容积确定），除硫剂含量2～3%、PH值≥11；

3、压井设备：泥浆泵2台，700型（或1050型）压裂车1台，并接好压裂车供浆管线。

4、井口钻具固定：用死卡和Ф22mm钢丝绳6～8根四角固定。

5、应急设备：施工组各配备对讲机1台；班组各岗配备硫化氢监测仪、空气呼吸器各1台；井口和出口操作人员各配备1台可燃气体监测仪。

（四）施工步骤

1、正推施工：

（1）检查井口防喷器和节流压井管汇闸阀的开关状态，确认处于正常关井状态，泥浆泵循环系统倒至正循环。

（2）泥浆泵以小排量打与关井立压相当的平衡压力，停泵。

（3）试打开旋塞阀，使循环管汇与钻具水眼连通，检 12

查循环管汇是否有剌漏，防高压连通后造成蹩漏和剪断泥浆泵安全销，发现异常立即关闭旋塞，无异常打开到位。

（4）缓慢启动泵，小排量推入钻井液，压力低于15MPa后提排量，保持排量1～1.5 m/min，控制压力在25MPa以内。

（5）正推完，停泵观察立压，立即转入反推作业。

2、泥浆泵反推施工：

（1）检查井口节流和压井管汇各闸阀开关状态，确认压2、3、4号平板阀关闭；内控1号关闭，内控 2、3、4号闸阀打开，J2a关闭，泥浆泵循环系统倒至反循环。

（2）打开压2号平板阀，用泥浆泵以小排量给内控1号闸阀打与关井套压相当的平衡压力，停泵，检查反循环管汇是否有剌漏。

（3）打开内控1号闸阀，使反循环管汇与井口环空连通，防高压连通后造成蹩漏和剪断泥浆泵安全销，发现异常立即关闭内控1号平板阀。

（4）缓慢启动泥浆泵，小排量推入钻井液，压力低于15MPa后提排量，保持排量1.5～2m/min，压力控制在25MPa以内。若压力过高，泥浆泵无法启动，使用压裂车推入（见压裂车反推施工）。

（5）反推完，关闭压2号平板阀关井，观察套压值，无套压监测液面高度；吊灌1m/30min，观察转入下步作业。

3、压裂车反推施工：

（1）检查井口节流和压井管汇各闸阀开关状态，确认

13

压2、3、4号平板阀关闭；内控1号关闭，内控 2、3、4号闸阀打开，J2a关闭，泥浆泵循环系统倒至反循环。

（2）压裂车冲管线试压45MPa。

（3）打开压4号平板阀，压裂车以小排量打与关井套压相当的平衡压力，停泵，检查管汇是否有剌漏。

（4）打开内控1号闸阀，使压裂车循环管汇与井口环空连通。

（5）缓慢启动压裂车，小排量推入钻井液，压力低于25MPa后提排量。待压力低于20MPa后，转入泥浆泵反推施工。

特别注意：施工过程中，若钻具断落，井口钻具上顶，危及井口失控，在指挥组组长的指挥下，立即关剪切闸板，剪断井内钻具，实施关井，停止施工；若钻具断落未危及井口安全，则继续作业。

4、组织分工及职责

（1）指挥组，由项目部分管工程的领导任组长。主要职责：

a.负责制定施工技术方案和安全措施。

b.现场所需材料、车辆、设备、工具等的准备、安排、联系。

c.现场施工的统筹安排。d.负责压井施工全过程的指挥。

（2）井口组，由钻井队平台经理任组长。主要职责： a.根据现场指挥的命令及时开关井口闸门和地面管汇 14

闸门。

b.负责井口钻具的固定、手动操作杆的开关及钻台上下其它的一些工作。

c.定期检查远控房、液控管线、井控装置的情况，确保正常工作。

d.安排专人负责剪切闸板的操作，紧急情况时，按指令及时有效地使用剪切闸板控制井口。

（3）车泵组，由钻井队平台副经理任组长；主要职责： a.保证泥浆泵、压裂车在施工全过程的正常运行。b.按照拟定的技术措施进行压井作业。

（4）泥浆组，由项目部负责泥浆人员任组长。主要职责：

a.负责按照拟定的技术措施的要求准备足够数量的压井液。

b.保证压井液的性能满足施工的需要。

c.压井液、泥浆材料及添加剂的管理、数量清点、数据记录。

d.维护配制压井液的设备，保证完好。

e.负责施工注入泥浆的计量、倒罐和压裂车供泥浆。（5）资料组，由钻井工程师任组长。主要职责： a.及时整理各类施工资料，信息归口。b.施工过程数据资料的记录。

（6）警戒应急救援组，由安全监督任组长，主要职责： a.外围警戒点和安全点的位置选择与警戒人员落实。

b.施工全过程的安全监控和抢险应急。c.实施意外中毒人员的抢救救护。

四、异常情况汇报程序

（一）控压钻进过程中，若套压超过5MPa应停止钻进，节流循环，钻井队立即向井控把关人员汇报。钻井队节流循环控制套压权限在10MPa以内。

（二）若节流循环套压超过10MPa，钻井队应立即向公司生产运行科和项目部汇报，并由运行科报告相关领导。井控把关人员与钻井队共同制定循环排气措施，由井控把关人员指导节流循环，项目部人员在1小时内应到达现场。

（三）节流循环期间，井控把关人员控制套压高限在18MPa以内，若超过18MPa应立即停止循环并关井，做好反压井准备，同时向EPCC项目部分管领导汇报，在分管领导指挥下进行反压井作业。

（四）钻进过程中，若发生放空或钻时加快、井漏（漏速超过10m/h）等异常情况，应立即停止钻进，关井吊灌观察半小时无异常，吊灌起钻至套管鞋，同时钻井队应立即向公司生产运行科和项目部汇报，并由运行科报告相关领导，项目部人员在1小时内应到达现场并指导作业。

（五）钻进过程中，若出口发现硫化氢显示，应立即停止钻进，向公司生产运行科和项目部汇报，并由运行科报告相关领导。项目组人员在1小时内应到达现场，由项目部人员指导节流循环。若循环排气1个迟到时间后，出口仍然有硫化氢显示，立即停止循环并关井，做好反压井准备，同时3 16

向EPCC项目部分管领导汇报，在分管领导指挥下进行反压井作业。

第三篇：《二次供水工程技术规程》(无负压)

无负压供水

二次加压供水方式条件使用规定可参见《二次供水工程技术规程》（CJJ140—2010）以下有关规范及条文说明：

第5.2.4条规范：叠压供水方式应有条件使用。采用叠压供水方式时，不得造成该地区城镇供水管网的水压低于本地规定的最低供水服务压力。

第5.2.4条规范条文说明：叠压供水是近些年来出现的新的二次加压供水方式，目前，这种叠压供水设备的名称很多，如管网叠压供水设备、无负压给水设备、接力加压供水设备、直接加压供水设备等等，这种供水方式和设备具有两大特征：

1、设备吸水管与城镇供水管道直接连接；

2、能充分利用城镇供水管道的原有压力，在此基础上叠加尚需的压力供水。叠压供水具有不影响水质、节能、节材、节地、节水等优点，同时也存在倒流污染、影响城镇供水管网水压、没有储备水量等隐患。由于叠压供水方式的特殊性，必须综合考虑城镇供水管网供水能力、用户用水性质和叠压供水设备条件，在确保城市整体供水安全的基础上，有条件地推广应用这种叠压供水方式：

1用户所在区域的供水管网压力低于当地规定可采用叠压供水方式区域的最低供水压力标准时，不应采用叠压供水方式，以避免对周边地区城镇供水管网直接供水的用户正常稳定供水造成影响；

2城镇供水管网压力不稳定、波动过大的地区，不应采用叠压供水方式。因设备直接从供水管网吸水加压进行二次供水，势必加剧城镇管网压力的不稳定性，同时也会造成叠压供水设备经常停机，有悖于城镇供水管网供水和二次供水持续、稳定供水的原则；

3特大型居住小区、宾馆、洗浴中心等用水量大、用水高峰集中的用户，不应采用叠压供水方式。避免叠压供水设备短时间、大量直接吸水造成对周边地区正常用水及城镇供水管网直接供水系统供水压力产生影响；

4叠压供水方式大部分没有储水设施或储水量很小，因此，要求确保不间断供水的用户不应采用叠压供水方式，避免一旦因城镇供水管网维修、故障抢修停水时因为二次供水没有备用储水造成停水，或因城镇供水管网压力降低造成叠压供水设备停机，造成停止供水；

5医疗、医药、造纸、印染、化工行业和其他可能对公共供水造成污染危害的相关行业与用户，不应采用叠压供水方式。虽然叠压供水设备采取了防倒流污染措施，但是一旦防污措施失灵，发生倒流污染的状况，将对公共用水安全将造成不堪设想的后果，我们必须做到防患于未然；

6在采用叠压供水方式时，选用的叠压供水设备应当具备对压力、流量和防倒流污染的控制能力，以确保城镇供水安全。

第四篇：钻井井控实施细则

钻井井控实施细则

辽河油田钻井井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。

第二条 井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。

第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。

第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。

第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。

第六条 欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。

第二章 井控风险识别

第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。

油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。

每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。

第八条 根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。

第九条 按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：

（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。

（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。

（三）Ⅲ级风险井：稠油开发井、低压低渗开发井。

第十条 钻井队资质要求：

（一）Ⅰ级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。

（二）Ⅱ级风险井由具备集团公司乙级以上（含乙级）资质的钻井队负责实施。

（三）Ⅲ级风

险井由具备集团公司丙级以上（含丙级）资质的钻井队负责实施。

第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场：油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75ｍ；距民宅不小于100ｍ；距铁路、高速公路不小于200ｍ；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所不小于500ｍ。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500ｍ为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。

若安全距离不能满足上述规定，由建设方（油田公司所属钻井建设单位，下同）牵头，组织工程技术服务企业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估，按其评估意见处置。

第十二条 井场布置必须满足以下要求：

（一）井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。

（二）井队生活区距井口100ｍ以上，高含硫地区500ｍ以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。

（三）在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。

（四）发电房距井口20ｍ以上；锅炉房处于当地季风的上风方向，距井口30ｍ以上；储油罐必须摆放在距井口20ｍ以上、距发电房10ｍ以上的安全位置。

若不能满足上述要求，由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。

第三章 井控设计

第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。

第十四条 地质设计书应包含以下内容：

（一）对井场周围500m（高含硫油气井３km）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。

（二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。

（三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。

（四）在可能含硫化氢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。

第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容：

（一）井控风险级别划分及钻机型号。

（二）满足井控需要的井身结构。

（三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。

（四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。

（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。

（六）单井有针对性的井控措施。

（七）完井井口装置和交井技术要求。

第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求：

（一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。

（二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。

（三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。

（四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。

（五）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。

第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。

钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值：

（一）油井、水井0.05～0.10g／cm或增加井底压差1.5～3.5MPa。

（二）气井0.07～0.15 g／cm或增加井底压差3.0～5.0MPa。

井深≤3000m按当量钻井液密度附加值进行选择；井深＞3000m宜按井底压差附加值进行选择。

第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。

探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。

第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。

承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。

第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压

力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下：

（一）防喷器组合 1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1～图5。

2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4～图9。

3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10～图13。

环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。

（二）节流管汇和压井管汇：

1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。

2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。

3.节流管汇压力等级为35 MPa见图

15、图16。

4.节流管汇压力等级为70 MPa见图

16、图17。

5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。

6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。

7.压井管汇压力等级为35 MPa见图

18、图19。

8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。

第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。

现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。

第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。

第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。

第四章 井控装置安装、试压和管理

第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。

第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。

第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：

（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。

（二）防喷器安装：

1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。

2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同

一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。

（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。

第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求：

（一）远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，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小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。

（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。

（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。

（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。

（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。

（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。

（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。

（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。

第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：

（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。

（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。

（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。

（四）放喷管线安装标准：

1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。

2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。

3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。

4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。

5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

6.水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。

（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。

（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。

（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。

（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。

第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：

（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。

（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。

（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。

第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：

（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。

（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。

（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。

第三十一条 井控装置的试压：

（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻

杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。

闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。

上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。

（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。

按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。

上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。

（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。

（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。

（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。

第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：

（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。

（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。

（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。

（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。

（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。

（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。

（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。

（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：

（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。

（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。

（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。

第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。

第五章 钻开油气层前的准备工作

第三十五条 钻开油气层的申报审批制度：

（一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。

（二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。

（三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患应当场下达井控停钻通知书，钻井队按井控停钻通知书限期整改。

（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。

第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的 分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一指挥和协调。

第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行：

（一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。

（二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。

（三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。

（四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。

对于供应半径小于50km的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。

（五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。

（六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。

（七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。

第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。

第三十九条 从进入预计油气层前100m开始，每100m井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。

第六章 井控作业

第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。

第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。

第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察：

（一）钻开油气层后第一次起钻前。

（二）溢流压井后起钻前。

（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。

（四）钻

进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。

（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。

第四十三条 短程起下钻的基本作法如下：

一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。

第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。

（一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。

（二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。

第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。

第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。

第四十七条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。

第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。

第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：

（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。

（二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。

第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：

（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井

队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。

（二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。

第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：

（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：

1、当关井套压为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除被侵污的钻井液即可。

2、当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，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。

（二）关井立管压力不为零，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：

1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。

2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。

第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

第五十三条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。

第五十四条 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。

第五十五条 压井作业程序：

（一）求关井立管压力值、套管压力值。

（二）判断溢流种类。

（三）计算压井液密度。

（四）确定压井方法。

（五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。

（六）计算并填写压井施工作业单。

（七）实施压井。

任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关

井套压内严禁放喷。

第七章 防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理

第五十六条 防火、防爆措施：

（一）井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在苇场、森林或草场等地进行钻井，应有隔离带或防火墙，隔离带宽度不小于20m。井场储水罐配有消防水龙带接口。

（二）井场消防器材的配备，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全规程》中的规定。

消防器材不少于以下配置： 100L泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg干粉灭火器10个，5kg二氧化碳灭火器2个；发电机房配备5kg二氧化碳灭火器2个，机房应配备5kg二氧化碳灭火器3个，消防锹6把，消防斧2把，消防桶8只，消防水带80m，Ø19mm直流水枪2支，消防砂4m。

距井口30m以内所有电气设备（如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等）应符合防爆要求。

（三）钻台上下、井口、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。

（四）井场内严禁烟火,需要动火，严格执行动火审批制度，对于一级、二级、三级动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定；对于四级动火，动火地点周围10米内无易燃易爆物品，可由动火单位的上级安全部门授权井队干部或安全监督审批。

（五）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火装置，方向不得对着钻台。

（六）放喷天然气应烧掉，防止与空气混合，引起爆燃或爆炸。

（七）冬季施工处理油气侵时，必须把机泵房、井架底座和节流管汇围布打开，防止天然气积聚引起爆炸。

第五十七条 防硫化氢等措施

含硫油气井应严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S、CO2等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。

（一）在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

（二）含硫地区的钻井队应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。

（三）含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护知识培训，经考核合格后持证上岗。

（四）含硫油气井钻开油气层前，钻井队应向施工现场所有人员进行井控及防硫化氢安全技术交底。对可能存在硫化氢的层位和井段，地质人员要及时做出地质预报，钻井队值班干部及时传达，建立预警

预报制度。

（五）含硫地区钻井液的pH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在30mg/m（20ppm）以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。

（六）当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业,应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求做好人员安全防护工作。

（七）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。

（八）钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，浓度达到预案规定的启动值时，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。

（九）一旦发生井喷事故，井场应有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员值班。

（十）控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

第五十八条 井喷失控后的紧急处理

（一）井喷失控后应采取的措施：

1、立即停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专业防爆探照灯；并设置警戒线，在警戒线以内，严禁一切火源。

2、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划分安全范围。

3、迅速做好储水、供水工作，尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。

4、应协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。

5、应立即启动辽河油区井喷事故应急预案，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。

6、发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。

7、抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习。

第八章 井控技术培训

第五十九条 持证上岗制度：

（一）从事钻井生产的现场操作人员（井架工以上岗位）、录井工、专业技术人员、生产管理人员、现场服务人员和相关技术人员必须持有效的钻井井控培训合格证上岗。没有取得钻井井控培训合格证的领导干部、技术人员无权指挥生产。

（二）钻井井控操

作合格证有效期为两年，有效期满前必须进行换证培训，重新取证，原证无效。

（三）持假证及无证上岗的施工队伍、施工人员，油田公司有关部门有权停止其施工作业，并追究有关部门责任。

第六十条 三级培训制度：

（一）钻井分公司或钻井队技术人员，负责定期组织本单位职工的井控技术岗位培训，并演练本单位井控应急预案。

（二）钻井公司负责对井队一般岗位工人进行岗前井控知识的培训。

（三）辽河油田井控培训中心负责对应持证人员进行取证、换证培训。

第六十一条 培训对象分类

（一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液大班、坐岗工、内外钳工和录井工等。

（二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程技术管理人员和欠平衡钻井技术人员等。

（三）生产管理人员：主管钻井工作的各级领导、钻井监督、钻井队正副队长、指导员、安全员和安全监督等。

（四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员等。

（五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务队伍的相关技术人员。

第六十二条 井控技术培训内容

（一）井控工艺：

1.地层压力的检测和预报。

2.溢流、井喷发生的原因和溢流的及时发现。

3.关井程序和常用压井方法的原理及参数计算。

4.压井施工和复杂井控问题的处理。

5.硫化氢的防护和欠平衡钻井知识。

（二）井控装置：

1.结构及工作原理。

2.安装及调试要求。

3.维护保养和故障排除。

（三）本细则和集团公司、辽河油田有关井控技术规定及相关标准。

（四）辽河油田井控工作特点、重点、问题和典型井控案例分析等。

第六十三条 井控培训应根据不同培训对象和辽河油田井控工作的特点，突出针对性，分类进行培训：

（一）现场操作人员的培训重点内容包括及时发现溢流和及时关井的措施方法；正确实施关井操作程序；井控装备的安装、使用、维护和保养等。

（二）专业技术人员的培训重点内容包括正确判断溢流的方法；正确关井程序；编制压井设计、压井程序、实施压井作业；正确判断井控

装置故障及一般故障的排除；正确处理井喷及井喷失控等。

（三）生产管理人员的培训重点内容包括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，井控设计原则等。

（四）现场服务人员的培

训重点内容包括井控装置的结构、工作原理，井控装置的安装、调试、维修、故障判断和排除等。

（五）相关技术人员的培训重点内容包括井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系；溢流的主要原因、显示及发生险情时的配合要求等。

（六）换证培训的内容应根据行业标准及集团公司井控规定的修订情况，结合辽河油田井控细则进行重点选择。

第六十四条 井控培训中心必须达到《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》有关教师、教学设备、教材、教具和办学条件等规定要求，并取得集团公司井控培训资质。

第六十五条 取证与换证培训学时及考核方式应符合《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求，理论考试和实际操作考核均合格后，由井控培训机构颁发集团公司统一的钻井井控培训合格证。辽河油田公司和工程技术服务企业井控管理部门负责监督、检查和管理。

第九章 井控管理制度

第六十六条 井控分级责任制：

（一）油田公司是井控工作的责任主体，必须提供符合健康、安全、环保要求的作业条件，并对工程技术服务企业的井控工作统一协调管理。

（二）工程技术服务企业对其生产作业过程中的安全、环保、井控工作负责，必须提供符合油田公司要求的人力资源、装备设施和作业方案，承担合同规定的责任和义务。

（三）油田公司和工程技术服务企业总经理是井控工作的第一责任人，总工程师或主管副总经理是井控工作的主要责任人。

（四）油田公司和工程技术服务企业分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任。建设方及工程技术服务企业所属各公司应成立相应的井控管理小组，组长由行政正职担任。

第六十七条 钻井监督制度：

钻井监督对油田公司负责，代表油田公司行使监督权力、履行监督义务，并承担监督责任。及时纠正、制止和报告不符合设计、不符合安全环保要求的行为。

钻井监督依据：国家方针政策、法律法规；集团公司、股份公司和油田公司管理规定、技术标准和操作规定；钻井设计、作业方案和合同等。

Ⅰ级风险井钻井监督必须驻井，工程技术服务企业应同时派驻安全监督。

第六十八条 防喷演习制度：

（一）钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况，钻井队每班每月至少各演习一次。

（二）钻进和空井工况应在3分钟内控制住井口，起下钻杆工况应在5分钟内控制住井口，起下钻铤应在7分钟内控制住井口。

（三）钻井现场人

员均应参与防喷演习。演习后由值班干部进行讲评，提出存在问题和改进意见。

（四）防喷演习记录由班组人员按要求填写，由司钻和值班干部签字确认。

第六十九条“坐岗”责任制：

（一）钻进至油气层之前100m开始“坐岗”。

（二）“坐岗”人员上岗前必须经钻井队技术人员对其进行技术培训。

（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。

（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

第七十条 钻井队干部24小时值班制度：

（一）钻井队干部在钻井现场必须坚持24小时值班，值班干部要挂牌或有明显标志。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。

（二）值班干部应检查各井控岗位职责、制度落实情况，发现问题立即督促整改，并认真填写值班记录。

（三）值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查和讲评井控工作。

第七十一条 井喷事故逐级汇报制度：

（一）井喷事故分级：

1、一级井喷事故

发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。

2、二级井喷事故

油气井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油气井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。

3、三级井喷事故

油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，并难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。

4、四级井喷事故

发生一般性井喷，并能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。

（二）汇报程序：

1．发生溢流立即采取有效措施控制井口。准确收集各项数据，同时钻井队值班干部、钻井监督及时向上级部门汇报。

2.接到井喷事故报警后，建设方和钻井公司核实情况，初步评估确定事故级别，同时向上级部门汇报。

3．油田公司和工程技术服务企业接到汇报后，依据事故情况决定是否启动辽河油区井喷事故应急预案。应急预案启动后应根据法规和当地政府规定，油田公司应在第一时间及时向属地政府部门报告。

4．发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故在2小时内，按照《集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表》格式，以快报形式上报集团公司。发生Ⅲ级井喷事故时在 24小时内上报集团公司。

（三）井喷事故发生后，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究隐瞒者及其领导者责任。

第七十二条 井控例会制度：

（一）钻井队每周召开一次以井控安全为主的安全例会。

（二）钻井公司及各技术服务公司每季度召开一次井控例会。

（三）建设方每季度召开一次井控例会。

（四）油田公司和工程技术服务企业每半年召开一次井控例会，总结、协调、解决井控工作中存在的问题，布置井控工作。

第七十三条 井控检查制度：

（一）油田公司和工程技术服务企业每半年组织一次井控工作检查。

（二）建设方和钻井公司每季度进行一次井控工作检查。

第十章 附 则

第七十四条 本细则自下发之日起执行。原辽河石油勘探局和辽河油田公司二00七年一月下发的《辽河油田钻井井控工作细则》（辽油发[2007]5号、中油辽字[2007]3号）同时废止。

第七十五条 本细则由辽河油田公司钻井工程部负责解释。本细则未涉及到的内容，参照中国石油集团公司有关规定和相关行业标准。

第五篇：钻井井控实施细则

钻井井控实施细则

第一章 总则 第一条 为不断强化钻井过程中的井控安全管理，严防井喷失控、H2S有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全，保护环境，维护社会稳定。依据国家安全生产相关法律法规、《钻井井控技术规程》(以下简称SY/T6426-2005)等行业标准、《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》(以下简称

[2010]579号文)及局、分公司有关规章制度。特修订华北石油局、分公司《钻井井控实施细则》(以下简称本细则)。

第二条 本细则所称“井控”是指钻井过程中井底压力的控制。井控管理工作是一项涉及井位选址、地质与工程设计、装备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等环节的系统工程，需要计划、财务、设计、地质、安全、生产组织、工程、装备、监督、培训等部门分头把关、相互配合、相互协调、共同完成。第三条 本细则规定了各级钻井井控管理组织与职责、井控管理制度、井控技术培训、井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层的井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控应急抢险等内容。

井控工作的原则是“立足一级井控，搞好二级井控，杜绝三级井控”。井控工作的重点在基层，关键在班组，要害在岗位。

第四条 本细则适用于华北分公司现行勘探开发区域内石油天然气钻井过程中的井控管理。承包其他油田企业钻井施工的须遵守其相关井控管理规定。第二章 井控管理组织与职责 第五条 井控管理组织机构

依据“分级管理”原则，实行局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控管理。分别成立局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控领导小组。各级组织必须配备专(兼)职井控管理人员。(一)钻井公司井控领导小组

组长由公司经理担任，副组长由主管生产或安全的副经理、总工程师担任，成员由生产、技术、调度、安全环保、物资装备、人力资源、计划财务等主管部门的负责人和项目部有关领导组成。(二)项目部井控领导小组

组长由主任担任，副组长由副主任或井控主管人员担任，成员由生产、技术、调度、安全管理、设备管理等主管人员及各钻井队队长组成。(三)钻井队井控领导小组

组长由井队长(或平台经理)担任，副组长由副井队长(或井控专职管理人员)担任，成员由钻井工程师、大班、司钻等组成。第六条 按照“谁主管、谁负责”的原则，各级井控管理组织分别行使各自的管理职责。(一)钻井公司井控领导小组职责

1.贯彻落实国家、行业、集团公司及局、分公司相关安全生产法规和标准、规定、制度，健全本单位井控监管机构，落实专(兼)职井控管理人员。

2.负责本单位日常井控监管工作，对计划购臵的井控装备等提出技术要求，对采购过程实施监督。3.负责本单位井喷、井喷失控及H2S溢出事故的调查处理，按要求上报局、分公司应急值班办公室。4.负责井控现场管理、隐患治理工作的监督整改，特别是操作人员的井控技术培训和复训，不断提高其井控实操技能。

5.按照“四不放过”原则，对井喷事故的责任单位和责任人进行严肃处理。(二)项目部井控领导小组职责

1.在各钻井公司井控领导小组的直接领导下，组织贯彻落实上级有关井控管理工作的标准、规定和要求。2.负责项目部日常井控管理工作，按照井控管理规定检查、监督、指导钻井队的井控管理工作。3.协助上级搞好井控培训计划的制定与实施、持证建档及上报工作。

4.每月召开一次井控例会、组织一次井控专项检查，并督促井控检查中存在问题的整改。

5.对钻井队的井控、防H2S演习进行检查、监督、指导。参与井喷、H2S泄漏等事故的调查和处理工作。6.积极推广应用钻井井控新技术、新工艺。7.发生井控突发事件时，按程序启动应急预案。(三)钻井队井控领导小组职责

1.严格执行行业标准、集团公司及局、分公司有关井控管理规定，不断提高员工的井控专业知识和实操技能。

2.明确井控岗位职责，每周召开一次井控例会，每周组织一次现场井控检查，及时整改存在问题。3.定期进行井控、防H2S演习。发生井控突发事件时，按规定程序及时上报，并启动应急预案。4.积极推广应用钻井井控的新技术、新工艺。(四)钻井队井控岗位职责见附件3《井控岗位职责》。第三章 井控管理制度 第七条 井控分级管理制度

(一)实行局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控管理，各级井控管理组织均应成立井控工作领导小组，全面负责各自的井控工作。

(二)钻井现场进行交叉或联合作业时，应成立以钻井施工单位负责人为组长，其他配合与服务单位参加的临时现场井控领导小组。第八条 井控工作责任制度

(一)按照“谁主管，谁负责”的原则，各级井控领导小组及成员部门均负有井控工作责任，均应设臵 井控专职管理岗位，确保井控责任的落实。

(二)未按规定履责的按《井控安全行政问责制暂行办法(试行)》规定提起问责。第九条 井控工作检查制度

各级井控领导小组应定期组织开展井控专项检查。其中： 局、分公司每半年组织一次井控专项检查。钻井公司每季度组织一次井控专项检查。项目部每月组织一次井控专项检查。钻井队每周组织一次井控专项检查。第十条 井控工作例会制度

各级井控领导小组应定期召开井控工作例会，认真总结、部署井控工作，并及时研究解决井控管理和监督方面存在的问题。其中：

局、分公司每半年组织一次井控例会。钻井公司每季度组织一次井控例会。项目部每月组织一次井控例会。钻井队每周组织一次井控例会。第十一条 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.局、分公司领导及管理人员包括行政正职；主管勘探、开发和安全的主管领导；勘探、钻井、开发、生产、安全、设计、监督等部门领导以及参与井控管理的人员应取得A类“井控培训合格证”。

2.钻井公司领导及管理人员包括经理；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等部门领导以及参与井控管理的人员应取得A类“井控培训合格证”。

3.钻井队人员包括队长、指导员(支部书记)、钻井工程师(技术员)、专职井控管理人员应取得A类“井控培训合格证”；副队长、钻井技师、大班司钻、泥浆工程师、司机长、正副司钻、井架工、泥浆工应取得B1类“井控培训合格证”。

4.其他人员包括工程、地质设计人员，现场监督人员应取得A类“井控培训合格证”；井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员应取得C类“井控培训合格证”；从事录井、测井、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应取得D类“井控培训合格证”。(二)“H2S防护技术培训证书”持证岗位。

1.管理人员包括在含H2S区域从事钻井施工的相关领导及管理人员。2.现场人员包括在含H2S区域从事钻井施工的全体作业人员。

(三)“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”的取证及复审培训由局职工培训中心负责，工程管理处负责培训质量的监管。第十二条 井控设计管理制度

(一)承担钻井工程设计的单位应持有相应级别设计资质，设计人员应具有相应设计资格。(二)钻井工程设计应设立以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容的“井控专篇”。

(三)所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工。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，应有井控管理部门人员参与审查“井控专篇”。

第十三条 甲方监督管理制度

(一)实行钻井施工作业现场甲方监督制度

1.“三高”油气井、预探井和其他重点井派驻井监督。2.一般开发井实行“一般工序巡视监督，关键工序现场监督”。

(二)现场监督人员除应履行工程质量监督职责外，同时监督井控管理工作。

(三)钻井监督人员实行资质分级管理，“三高”井和预探井的监督人员应持有总部颁发的监督证书。第十四条 井控和H2S防护演习制度 钻井队应根据施工需要，经常性地开展井控和H2S防护演习。演习应按程序进行，并通知现场配合作业和技术服务人员参加。演习应做好记录，包括班组、时间、工况、经过、讲评、组织人和参加人等。(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4种工况。常规井控演习应做到每班每月每种工况不少于1次，井控演习要符合标准要求。

(二)高含H2S井井控演习应包含H2S防护内容。钻开含H2S油气层的前150m，应按预案程序组织1次以H2S防护为主要目的的全员井控演习。

(三)含H2S油气井钻至油气层的前150m，应将可能钻遇H2S层位的时间、危害、安全事项、撤离程序等告知1.5km范围内人员和政府主管部门及村组负责人。第十五条 井控设备管理制度

(一)各级井控管理组织应明确井控设备管理机构，制定井控设备管理、检查维修和定期检验制度，并建立设备档案，实行动态管理。(二)实行井控设备定期报废制度

1.防喷器报废年限为13年，控制装臵报废年限为15年，管汇及阀组报废年限为13年。2.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。

3.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。第十六条 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《防喷器的检查与修理》(SY/T6160-2008)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、逐项原则，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇等使用维修档案。第十七条 井控装臵现场安装、调试与维护制度

(一)钻井队应按设计安装使用井口设备、井控装备和气防器具，并定人、定岗、定时做好日常检验维 护和记录填写。

(二)钻井井口设施、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、井控装臵宜做等压气密检验。

(三)钻井防喷器除日常维护保养外，按SY/T6160-2008规定的检查方式和检查项点进行定期检查和维修。结合华北石油局、分公司实际执行3月期、1年期和3年期检查维修标准，并适当调整检查维修周期。1.钻井防喷器定期检查维修项目。⑴一类(3月期)：进行外观检查和试压。

⑵二类(1年期)：进行拆卸检查、更换部分密封件及必要的修复、组装和试压。

⑶三类(3年期)：进行拆卸全部零件，修复和更换磨损的零件、密封件，执行SY/T6160-2008。2.浅井、中深井、深井、超深井等不同井别防喷器的定期检查周期。

⑴浅井满6个月进行一类检查维修、2年进行二类检查维修和5年进行三类检查维修。⑵中深井满4个月进行一类检查维修、1.5年进行二类检查维修和4年进行三类检查维修。⑶深井、超深井满3个月进行一类检查维修、1年进行二类检查维修和3年进行三类检查维修。(四)各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声光报警器等气防器具，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。

(五)各二级单位每月组织一次井控装备的现场抽检，抽检比例不小于50%。同时进行不定期的巡检，巡检结果、井控装备使用动态于月末报工程管理处。

(六)原钻机试油时，采油(气)树等井口装臵须经检验、试压合格后上井安装。在井上组装整体试压合格后方可使用。

第十八条 开钻检查验收制度

(一)各次开钻前，安装好井控装备后，均应按照分公司开钻前检查验收规定组织自检，合格后向分公司主管部门提出申请，由分公司主管部门牵头组织检查验收，验收合格下达“开钻批准书”方可开钻。(二)开钻的检查验收

1.区域预探井、三高井、重点井、水平井的各次开钻验收由分公司生产运行主管部门组织,联合工程、技术、设备、安全环保、工程监督等部门检查验收。

2.一般井生产井、其它井的检查验收可根据具体情况，分别采取分公司主管部门检查验收，委托检查验收或其它检查验收方式进行。

3.检查验收合格后下达“开钻批准书”方可开钻。检查验收不合格不得开钻。

(三)“三高”气井钻开主要油气层前的开钻检查验收，由分公司副总师以上领导带队，工程、技术、设备、安全环保、工程监督等部门人员共同参加。第十九条 钻开油气层审批制度(一)钻开油气层的申请 1.钻开第１套油气层的前100m(含硫油气层150m)，施工单位在自检合格的基础上向分公司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。

2.获准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)钻开油气层的检查验收

1.检查验收由分公司生产运行主管部门组织,工程、技术、设备、安全环保、消防、工程监督等部门共同参加，依据有关标准和规定进行。

2.检查验收合格后下达“钻开油气层批准书”方可钻开油气层。检查验收不合格的，则应下达隐患整改通知书责令限期整改。

(三)“三高”气井钻开主要油气层的检查验收，由分公司副总师以上领导带队，工程、技术、设备、安全环保、消防、工程监督等部门人员共同参加。

(四)未经检查或检查验收不合格的井，不允许钻开油气层作业。第二十条 干部值班带班制度

(一)钻井施工现场实行24小时干部值班、带班，负责当班井控管理工作。

1.开发井从钻开油气层的前100m(含硫油气层150m)开始，实行24小时干部值班、带班。2.新区域、新层系的探井从安装防喷器到完井，实行24小时干部值班、带班。3.值班干部要挂牌或有明显标志，并填写值班干部交接班记录。

(二)值班干部要检查监督各岗位井控工作开展情况，发现问题立即督促整改。负责指挥井控装备试压、防喷演习及处理溢流、井涌和井喷等复杂情况。第二十一条 坐岗观察制度

(一)凡坐岗人员，上岗前须接受井控坐岗相关技术培训，具备相关技能。(二)坐岗观察要求

1.开发井从钻开油气层前100m(含硫油气层150m)，探井从安装防喷器到完井，均应安排专人24h坐岗观察溢流。

⑴正常钻进及循环调整钻井液、处理复杂情况和井下事故时，由钻井液工、地质工坐岗。⑵起下钻、电测、下套管、固井和空井时，由钻井工、地质工坐岗。

2.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。(三)发现井漏等异常情况立即报告司钻，发现溢流立即报警。第二十二条 井喷应急管理制度

(一)钻井施工应按“一井一案”原则编制应急预案，应急预案应至少包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸等3个子预案。

(二)防井喷失控和防H2S泄漏应急预案，除满足规定编制要素外，还应明确规定甲乙双方的应急责权、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，录井、测井、测试、钻井液、定向、欠平衡等配合作业和专业技术服务队伍的应急预案均应纳入钻井队应急预案，并服从钻井队应急指挥。(四)应急预案按照分级管理原则，应报当地政府和上级安全部门审查备案。第二十三条 井喷事故管理制度

(一)根据井喷、H2S泄漏事件性质、严重程度、可控性、影响范围等分四级。

1.Ⅰ级井喷事故是指发生井喷失控造成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级井喷事故是指发生井喷失控，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级井喷事故是指发生井喷事故，24时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。4.Ⅳ级井喷事故是指发生一般性井喷，企业在24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，事发单位应立即上报并迅速启动预案。

1.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(见内封1: 中国石化集团公司应急值班办公室应急值班电话)，并同时报地方政府相关部门。

2.发生Ⅲ级井喷事故应在2小时内报至局、分公司应急指挥办公室(见内封1:华北石油局、分公司应急值班电话，附件10：华北石油局、分公司应急工作通讯录)。同时报集团公司进行应急预警。

3.发生Ⅳ级井喷事故2小时内报至二级单位应急指挥办公室，也可直接向局、分公司应急指挥办公室报告。(三)发生井喷或H2S泄漏事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。1.Ⅰ级井喷事故和Ⅱ级井喷事故由集团公司直接调查处理。2.Ⅲ级井喷事故原则上由局、分公司调查处理。3.Ⅳ级事故原则上由钻井公司调查处理。(四)发生井喷或H2S泄漏事故，施工单位应安排专人收集资料，并保持通讯联络和现场道路畅通。第四章 井控技术培训

第二十四条 井控培训工作由局职工培训中心负责，井控监督管理办公室负责培训质量的监管。执行《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》(SY/5742-2007)、[2010]579号文及《中国石油化工集团公司井控培训指导意见》([2006]373号文)有关规定。第二十五条 井控持证的培训要求

根据[2010]579号文和[2006]373号文要求，井控、H2S防护技术培训取证规定如下：(一)井控培训执行SY/5742-2007 1.初次取证的集中培训时间不应少于80学时。

2.取得“井控培训合格证”的人员每两年进行一次复审培训，培训时间不得少于40学时。

(二)H2S防护培训执行《含H2S油气井安全钻井推荐作法》(SY/T5087-2005)及相关规定,熟练掌握H2S检测仪器、气防设施和用品的使用、维护。1.初次取证的集中培训时间不应少于15学时。

2.取得“H2S防护技术培训证书”的人员每两年进行一次复训,复训时间不少于6学时。第二十六条 井控技术的培训要求(一)直接作业人员的井控技术培训内容

1.正副司钻、井架工要掌握井控基础理论、正确判断溢流、正确实施关井操作程序，井控装备安装、使用、维护和保养等。

2.坐岗人员要掌握井控基础知识、起下不同尺寸钻具的体积与钻井液罐液面升降高度的换算、钻井液液面报警器的使用与调节、坐岗记录的填写及溢流和井涌的征兆、四种工况坐岗的应知应会等。

3.井控车间技术及现场服务人员要掌握井控装备的结构、原理、安装、调试、维护，正确判断和排除故障。4.井控专管人员要掌握井控管理规定，井控基础理论、井控装备的安装、使用、试压、维护和保养，坐岗等。

(二)技术和管理人员的井控技术培训内容

1.钻井生产技术管理和监督人员要掌握井控管理规定、正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、压井程序、压井作业、井控装备的安装、使用、维护、保养及故障判断、井喷及井喷失控事故的处理等。2.各级主管生产、安全的领导及管理人员要掌握井控管理规定、二级、三级井控技术等。第二十七条 井控现场的技术培训要求

钻井队队长和技术人员应利用班前班后会、防喷演习等时机进行现场培训，每月要组织一至两次针对现场实际的井控相关知识的学习。第五章 井控设计

第二十八条 油气井位的选择(一)井位选址的基本要求

1.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。应考虑矿区的矿井坑道分布、走向、长度和深度等。

2.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。

3.油气井的井口间距不应小于5m。高含H2S油气井的井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8m。

(二)井位与周边设施的安全距离 1.油气井井口距高压线及其他永久性设施应不小于75m。2.距民宅应不小于100m。

3.距铁路、高速公路应不小于200m。

4.距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。(三)含硫油气井应急撤离符合SY/T5087-2005有关规定。

(四)井位的选择应符合SY/T6426-2005、SY/T5087-2005、《钻前工程及井场布臵技术要求》(SY/T5466-2004)、《钻井井场、设备、作业安全技术规程》(SY/T5974-2007)、《石油工业动火作业安全规程》(SY/T5958-2004)等行业标准的相关规定。第二十九条 钻前工程及井场布局

(一)通往井场的公路应满足建井周期内各种类型车辆安全通行。(二)野营房必需臵于井场边缘，距井口50m以外的上风处。

(三)防喷器远程控制台应安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有1m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、易腐蚀物品。(四)放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm，管线出口应接至距井口75m(含硫油气井100m)以上的安全地带，距各种设施不小于50m。(五)井场防火间距要求

1.在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。

2.锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设臵在井口装臵及储油设施季节风上风位臵。3锅炉房与井口相距≥50m。

4.发电房、储油罐与井口相距≥30m。5.储油罐与发电房相距≥20m。

(六)井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设臵明显的安全防火标志，并悬挂牢固。

(七)其余要求应满足SY/T5466-2004有关要求。

(八)含硫油气井钻前工程及井场布局应符合SY/T5087-2005有关要求。第三十条 钻井井控风险评价

编制单井地质、钻井工程设计时，首先要进行钻井井控风险评价，设计合理的井身结构，制定相应的井控装备配臵、技术及监管措施。鄂尔多斯盆地钻井井控风险分级如下。(一)气田的井控风险分三级

1.高风险井包括“三高”区块井、甩开区域深探井(4000m以深)、含H2S气井、欠平衡井。2.中风险井包括甩开区域探井(4000m以浅)、水平井、浅层气井、高压异常气井。3.低风险井包括正常孔隙压力且无复杂地质构造的井。(二)油田的井控风险分三级

1.高风险井包括“三高”区块井、欠平衡井、注水区内井。2.中风险井包括水平井、探井、评价井、调整更新井、侧钻井。3.低风险井包括正常孔隙压力且无复杂地质构造的井、油田开发井。第三十一条 钻井井控的基本要求

(一)原则上钻井施工必须安装井控装备，含硫地区井控装备配臵符合SY/T5087-2005相关要求。1.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工程设计及标准要求选用。

2.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。

3.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，可按最大关井井口压力选用。具体单井的井控装备配套应符合钻井工程设计要求。

(二)区域探井、高压及含硫油气井的钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。

(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，均应组织检查验收，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。

存在井控隐患应下达“井控停钻通知书”限期整改，并经分公司检查验收合格后方可开钻(钻开)油气层。(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”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装臵。

第三十二条 井控设计是钻井工程设计的重要组成部分，要参照行业标准及有关要求，结合勘探开发区域不同区块、井别的实际情况进行单井设计。编制井控设计时，应收集以下基础资料。(一)提供地理环境、交通、水文、气象资料。

(二)地质资料主要包括井深、目的层、构造特征、岩性特征、物性特征，断层、裂隙、破碎带、不整合面发育情况等。

(三)全井段预测的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、破漏压力、垮塌压力资料。

(四)在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500m以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。

在钻开油气层15日前应采取停注泄压等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

(五)应对拟定井位探井周围3km，生产井2km(高压天然气井、探井及含硫气井位5km)范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在设计中标明其位臵。

(六)周边地下矿产采掘区的层位、深度、分布、走向及地面井位与矿井坑道的关系。(七)对可能钻遇H2S的油气井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。第三十三条 合理井身结构的确定。(一)井身结构推荐采用二级、三级、四级结构，依据实际需要选择。1.二级井身结构的套管程序为表层套管+生产套管。

2.三级井身结构的套管程序为表层套管+技术套管+生产套管。3.四级井身结构的套管程序为表层套管+两级技术套管+生产套管。(二)鄂尔多斯盆地油气井井身结构设计原则

井身结构设计的应符合《井身结构设计方法》(SY/T5431-2008)有关规定。1.气田的井身结构设计原则

⑴高风险井采用三级或四级井身结构。⑵中风险井采用三级或二级井身结构。⑶低风险井采用二级井身结构。2.油田的井身结构设计原则 ⑴高风险井采用三级井身结构。⑵中风险井采用二级或三级井身结构。⑶低风险井采用二级井身结构。(三)下套管固井的基本要求

1.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。

2.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。3.固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力。候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。4.固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。(四)套管结构的要求

1.参考本地区钻井所采用的井身结构，设计时应留有余地。

2.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10m。3.山区“三高”气井表层套管下深应不少于700m,固井水泥应返至地面。

4.设计井深500m以内的浅层天然气井表层套管应在保证不打开气层的情况下适当多下。5.设计井深超过500m的天然气井，表层套管一般下深至少300m，也可根据实际情况在此基础上适当增加，以提高井口承压和井控能力。

6.地层压力大于45MPa的天然气井应考虑下入中间套管。(五)水泥返深的要求 1.气井的水泥返深

⑴高风险井的各层套管水泥均返至地面。⑵中风险井的各层套管水泥均返至地面。

⑶低风险井的表层套管水泥返至地面，生产套管视情况决定水泥返深。2.油井的水泥返深

⑴高风险井的各层套管水泥均返至地面。

⑵中风险井的表层套管水泥返至地面，生产套管视情况决定水泥返深。⑶低风险井的表层套管水泥返至地面，生产套管视情况决定水泥返深。

(六)在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离应不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m。

第三十四条 满足井控作业的各开次井控装备的选择

防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，其中套管头的压力级别应与裸眼井段中最高地层压力及后期压裂改造最高井口压力中的最高压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。

(一)选择压力等级为14MPa时，防喷装臵组合的选择。1.气田推荐的防喷装臵组合

⑴中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+14MPa阻流管汇。⑵低风险井推荐选择套管头+钻井四通+单闸板防喷器+14MPa阻流管汇。2.油田推荐的防喷装臵组合

⑴中风险井推荐选择简易套管头+单闸板防喷器。⑵低风险井推荐选择简易套管头。

(二)选用压力等级为21MPa和35MPa时, 防喷装臵组合的选择。1.气田推荐的防喷装臵组合

⑴高风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。⑵中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。⑶低风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。2.油田推荐的防喷装臵组合

⑴高风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。⑵中风险井推荐选择简易套管头+钻井四通+双闸板防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。⑶低风险井推荐选择简易套管头+钻井四通+单闸板防喷器。(三)选用压力等级为70MPa时, 防喷装臵组合的选择。1.气田推荐的防喷装臵组合

⑴高风险井推荐选择套管头+钻井四通+单闸板防喷器+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。⑵中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。2.油田推荐的防喷装臵组合

⑴高风险井推荐选择套管头+钻井四通+单闸板防喷器+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。⑵中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。(四)提示有浅气层须设计导管并用水泥封固，安装井口防喷器或导流器。

(五)对不装防喷器的地区，以区域性井控总体设计或方案的形式由局、分公司井控管理委员会批准发布后,并在单井设计中确认。

(六)其他要求应符合《钻井井控装臵组合配套安装调试与维护》(SY/T5964-2006)规定。

(七)完井井口装臵的型号、压力、尺寸选择执行《井口装臵和采油树规范》(SY/T5127-2002)标准。第三十五条 钻井液设计

(一)适合地层特性的钻井完井液类型、加重剂、重钻井液的选择与储备

1.选择的钻井液类型必须适应储层及其它地层的特点，有利于保护和发现油气层，钻井液处理剂、加重剂不应有碍地质录井。

2.钻开油气层前必须储备足够的重钻井液及加重剂，原则上：

⑴重钻井液密度应比在用钻井液密度高0.2g/cm3以上，重钻井液储备量不少于井筒容积的1.5-2倍。⑵加重剂储备量应能使在用钻井液密度提高0.3g/cm3以上。3.井场加重钻井液、加重剂的储备 ⑴气井的高风险井、中风险井的现场应储备加重钻井液、加重剂，低风险井的现场应储备加重剂。⑵油井的高风险井现场应储备加重钻井液、加重剂，中风险井、低风险井的现场应储备加重剂。4.有特殊要求的执行工程设计。

(二)钻井液密度的确定原则是要有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定、确保井下安全和经济。

(三)钻井液密度的确定是在考虑井壁稳定和地层破裂压力的情况下，以裸眼井段的最高地层压力当量密度值为基准，再增加一个附加值。1.附加值可按下列两种原则之一确定。

密度附加：油井0.05-0.10g/cm3、气井0.07-0.15g/cm3 压差附加：油井1.5-3.5MPa、气井3.0-5.0MPa。

2.在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、井控装臵配套等情况。3.含硫油气井在进入目的层后钻井液密度附加值要选用上限值。

(三)钻井施工严格执行设计，未征得分公司主管部门的同意不得随意变更钻井液密度设计。但发现地层压力异常、发生溢流、井涌、井漏等情况时应及时调整钻井液密度(或关井压井)，同时向有关部门汇报。第三十六条 地层压力的预测与检测(一)地层破漏压力试验

钻穿各层套管鞋进入第一个砂层3-5m时，用低泵冲进行地层破漏压力试验（丛式井组只做井组第一口井），算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。但试验最高压力不得高于以下情况的任何一种： 1.井口设备的额定工作压力。2.套管最小抗内压强度的80%。

(二)工程、地质紧密配合，利用钻井、录井、测井和地震等资料随钻监测和预测地层压力。

(三)随钻监测地层压力方法包括机械钻速法、d指数法及dc指数法及标准钻速法、c指数法及σ值和钻时比值法、温度系数法等见《地层压力监(预)测方法》(SY/T5623-2009)，应根据岩性特点选用不同方法。第三十七条 管材的选择

(一)含硫井和高压气井的油层套管、技术套管其材质和螺纹应满足防硫要求，固井水泥必须返到地面。(二)含硫井管材应使用《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》(SY/T0599-1997)、《石油天然气工业油气井套管和油管用钢》(SY/T6194-2003)和《钻杆规范》(API Spec 5D)标准规定的材料。(三)含硫井应选择经测试证明适用于H2S环境的材料，选用符合抗硫标准的管材及钻杆(如J55或L-80油套管，E级、X级或防硫S级钻杆)。第三十八条 欠平衡钻井的井控特殊要求(一)液相欠平衡钻井的井控特殊要求 1.液相欠平衡钻井的井控设计

⑴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。

⑵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。

⑶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。

⑷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。

2.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。(二)气体钻井的井控特殊要求 1.气体钻井施工基本条件

⑴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。

⑵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。

⑶实施空气钻井段返出气体中全烃含量小于3％。实施氮气钻井段天然气无阻流量在8×104m3/d 以 下。⑷实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。2.气体钻井的井控设计

气体钻井的井控设计应纳入钻井工程设计中，至少应包括： ⑴分层地层压力系数、地表温度和地温梯度。

⑵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。⑶气体流量设计。

⑷气体钻井井控设备配备及安装使用。⑸燃爆检测系统、气防器具和消防器材配备及安装使用。⑹异常情况应急措施等。3.气体钻井终止条件。

⑴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它钻井。天然气出气无阻流量超过8×104m3/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。⑵钻遇地层出油，应立即停止并转换为其它钻井方式。

⑶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进。

⑷大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。(三)欠平衡钻井的其它井控要求

欠平衡钻井应符合《欠平衡钻井技术规范》(SY/T6543-2008)第一、二部分液相及气相的相关要求。第三十九条 钻井弃井要求

因无测试价值或其它原因需要弃井时，应将地表保护层位、目的储层同其它层位封隔开。在确认地层压稳的情况下，注水泥塞封堵，水泥塞长度150-200m。

第四十条 施工过程中如需变更井控设计，执行设计变更审批程序。紧急情况下，可先按有关规范要求，采取应急措施，事后补办设计变更程序并记录在井史中。第六章 井控装备

第四十一条 井控装备是指套管以上的井口控制装臵，包括套管头、四通、防喷器、防喷管线、节流压井管汇、内防喷工具和地面控制系统等。(一)井控装备的购臵按规定的采购程序执行。

(二)井控装备实行专业化管理，其检修和维修工作由具备资质的井控车间负责，实行送井、安装、调试、巡查、维护、回收一条龙服务。

(三)欠平衡钻井的井控装备由提供技术服务的专业公司负责使用、维修和管理。第四十二条 井控装备的选择

井控装备选择应符合SY/T 5964-2006有关规定。(一)防喷器额定工作压力应大于相应井段最高地层压力。

(二)含硫地区的井控装备的选用应符合SY/T5087-2005有关规定。(三)要根据不同的井别配备钻具内防喷工具、井控监测仪器仪表、正压式空气呼吸器、钻井液处理及灌注装臵等。

(四)所有的井控装备及配件必须是经集团公司认可的生产厂家的合格产品。第四十三条 防喷器组合形式的选择(一)常规钻井作业防喷器组合形式的选择

1.压力等级为14MPa时，推荐2种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.1、图A.2。

2.压力等级为21MPa和35MPa时，推荐3种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.1、图A.2、图A.6。

3.压力等级为70MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.6。4.有浅气层时，在导管上要安装大通径的闸板防喷器或井口分流器。(二)欠平衡钻井作业防喷器组合形式的选择

1.压力等级为35MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.6，并在其上面安装旋转防喷器。

2.压力等级为70MPa和105MPa时，推荐2种组合参见SY/T6426-2005附件A之图A.6、A.9，并在其上面安装旋转防喷器。

3.钻开含硫地层之前，要安装剪切闸板防喷器，其位臵替换常规井相应的全封闸板的位臵。(三)特殊工艺井执行工程设计或满足工艺技术要求。第四十四条 节流管汇的选择

节流管汇的压力级别和组合形式要与防喷器压力级别和组合形式相匹配。

(一)额定工作压力为14MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.13连接安装。(二)额定工作压力为21MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.14连接安装。(三)额定工作压力为35MPa和70MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.15连接安装。

(四)额定工作压力为105MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.16连接安装。(五)实施欠平衡工艺的井，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.16连接安装。第四十五条 压井管汇的选择 压井管汇压力级别要与防喷器压力级别相匹配。

(一)额定工作压力为14MPa、21MPa、35MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.17连接安装。

(二)额定工作压力为70MPa和105MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.18连接安装。

(三)实施欠平衡工艺的井，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.18连接安装。第四十六条 探井、气井及高气油比井要安装液气分离器和除气器，依据SY/T6426-2005相关条款，将液气分离器排气管线按设计通径接出井口50m。

第四十七条 套管头、防喷器、节流压井管汇、各连接管线及其配件的额定工作压力必须与防喷器的额定工作压力相匹配。第四十八条 井控管线

(一)防喷管线、放喷管线、钻井液回收管线应使用经探伤合格管材(含硫油气井应满足抗硫要求)，采用螺纹或标准法兰连接，不允许现场焊接。(二)防喷管线的控制闸阀

1.防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通两侧闸阀应处于常开状态。

2.防喷闸阀可以是四通两翼的两个闸阀紧靠四通，或一个紧靠四通另一个连接防喷管线接出井架底座以外两种组合形式。(三)放喷管线(通径不小于78mm)1.布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

2.原则上，接出井口75m(含硫油气井100m)以外的安全地带，距各种设施不小于50m。3.放喷管线应平直安装，需要转弯时要采用大于120°铸(锻)钢弯头。

4.放喷管线每隔10-15m水泥基墩固定，转弯处及放喷口要用双水泥基墩固定。水泥基墩规格800×800×800mm，预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。5.如因地势需悬空安装，悬空处应架设金属支撑固定。

(四)钻井液回收管线应固定牢靠，拐弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头。

(五)防喷管线、放喷管线及节流压井管汇需采取相应防堵、防冻措施，保证闸阀灵活可靠、管线畅通。1.排空法是指把防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。2.吹扫法是指用压缩空气将防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

3.填充法是指将防喷管汇、节流、压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油或其他低腐蚀性防冻液体充满以备防冻。

4.伴热法是指用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行“伴管”防冻保温。(六)各闸阀的编号标识应符合SY/T5964-2006规定。

(七)分公司现行勘探开发区域因征地及地面条件等限制，两条放喷管线可先装一条，现场放喷管线、液气分离器排气管线可以接出井场边缘，并备足管线和基墩。第四十九条 防喷器控制系统

(一)防喷器控制系统控制能力必须与所控制的防喷器组合相匹配。

1.远程控制台待命状态时，油箱油面高于油标下限100-150mm；储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力18.5-21MPa，管汇及环形防喷器的控制压力10.5MPa。

2.司钻控制台气源压力0.65-0.8MPa；司钻控制台与远程控制台显示的储能器压力、管汇压力和环形压力的误差分别不超过0.6MPa、0.2MPa。

(二)远程控制台应摆放在面对钻台左侧，距井口大于25m，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，周围保持2m以上行人通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。(三)防喷器控制系统的电气控制

1.远程控制室的电源线要从配电房单独接出、单独控制，保持室内良好照明。2.远程控制室的气源也要单独接出、单独控制。

(四)储能器瓶的压力、气泵供气压力要始终保持在工作压力范围内。

远程控制台贮能器胶囊的工作温度－10℃-70℃，低于－10℃胶囊会脆裂破损，冬季施工远程控制台活动房内要进行保温，远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响开关防喷器和液压阀的操作。

(五)液控管线应满足承压、防火、防爆要求，经过井场道路的部位要加过桥保护。

(六)远程控制台防喷器的全封闸板控制手柄要安装防误操作装臵，其它三位四通换向阀手柄的换向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致。第五十条 井控装备的试压、检验

(一)井控装臵的试压是检验其技术性能的重要手段，原则上下列情况必须进行试压检查。1.井控装臵从井控车间运往现场前。2.现场组合安装后。

3.拆开检修或重新更换零部件后。4.进行特殊作业前。(二)井控装备的现场试压

1.全套井控装备在井上安装好后，对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一清水试1.4-2.1MPa低压和额定工作压力，节流阀不作密封试验。

2.现场安装的井控装备压力级别高于设计时，按井控设计要求试压。

3.试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封钻具试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、防喷管线、压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分别试压。4.拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行试压。5.放喷管线试压不低于10MPa。

上述压力试验除防喷器控制系统采用规定压力油试压(用21MPa的油压作一次可靠性试压)外，其余井控装备试压介质均为清水。稳压时间均不少于10分钟，密封部位无渗漏、允许压降不大于0.7MPa为合格。(三)防喷器控制系统必须采取防堵、防漏措施，保证灵活可靠，冬季要采取防冻措施。

(四)井控装备现场试压后，要重新紧固所有连接螺栓。转入完井试油前和试油期间每次换装井口后，都要对井控装备进行试压或检查。

分公司作业区域内，现行开发井二开与钻开油气层的时间间隔较短，可二开试压与钻开油气层前试压一并试压。

(五)内防喷工具送井前要进行试压、检验(或有厂家的检测报告)1.在井队使用或放臵半年以上内防喷工具，现场再次使用必须进行试压或检验，发现损坏要停止使用。2.内防喷工具维修后要按标准进行试压，达到报废期限时立即报废。

第五十一条 钻井施工现场要配备下列井控专用设施和工具，应保证完好、可靠。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。(一)钻具内防喷工具

1.钻具内防喷工具包括方钻杆上下旋塞、止回阀、防喷单根(其上接常开旋塞，其下配齐与井内钻具相配套配合接头)及相应配套工具等。2.使用复合钻杆时，要配齐与闸板心子相匹配的防喷单根和内防喷工具。3.应定期活动方钻杆上下旋塞。

4.原钻机试油并使用复合钻具时，要配备相应的配合接头。(二)配备钻井液液面报警器，特殊工艺井配备灌钻井液计量装臵。

(三)含硫气井的放喷管线出口处要安装自动点火装臵，同时备有手动点火器具。

第五十二条 局、分公司各级井控管理部门及井控装备使用单位有权对制造单位和检验维修机构的产品及检验维修情况进行抽查。

第七章 钻开油气层前的准备工作 第五十三条 钻开油气前的基础工作

(一)了解所钻区域地质特点和邻井钻探情况，查清区块浅层气、邻近注水井、采油(气)井、作业井动态及压力情况。

(二)了解井场周围环境情况，并向全体员工进行地质工程设计、钻井液和井控装备、井控措施、应急预案等方面的交底。

(三)在高含硫、新探区钻井施工，气防配备应符合［2010］579号文和SY/T5087-2005标准要求: 1.正压式呼吸器15套，空气压缩机2套，备用气瓶不少于5个。2.大功率报警器1套。

3.按当班实际人数配备便携式H2S监测仪,另配备几套公用。

4.固定式H2S检测报警器1台，探头应分别安装在钻台上、钻台下圆井、振动筛、泥浆罐和营房区。5.所有监测仪、探头、正压式呼吸器，按有关标准要求进行检查和校验。(四)落实溢流监测坐岗和24小时值班干部情况。

(五)落实岗位井控职责，以班组为单位进行防喷演习。防喷演习关井速度要求钻进、空井3分钟关井，起下钻杆、钻铤5分钟关井。演习结果要填入防喷演习记录。

(六)实施定向、欠平衡等作业的钻井队应进行施工技术措施交底，同时检查下井仪器和工具，准备好应急方案和应急工具。

第五十四条 钻开油气层的准备工作

钻井队进行自查自改，确认具备钻开油气层条件时，向分公司申请钻开油气层验收。钻开油气层的井控检查的主要内容：

(一)检查钻井液性能是否符合设计和施工要求，检查加重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂的储备情况。

预探井、探评井和高压气井应至少储备可提高井浆密度0.15g/cm3-0.20g/cm3以上的加重材料；开发井应至少储备60吨以上加重材料。距分公司油田物资供应站或库 200km以内由物供站或库储备加重剂、堵漏材料，200km以外的由施工单位储备加重剂、堵漏材料。(二)井控装备的检查

1.设备、仪器仪表、消防器材、防爆电路系统等配备与运转情况。2.井控装备及管汇的连接。

3.控制系统无渗漏，储能器油压、管汇控制压力及气泵供气压力符合规定要求。4.远程控制系统各控制手柄开关位臵正确，电源专线控制，有夜间照明。

5.节流压井管汇、防喷管线各闸阀开关位臵正确，管线畅通无堵塞，冬季防冻保温良好。6.内防喷工具性能良好，摆放在应急位臵。(三)井控装备的试压

1.在进入油气层的前100m(含硫油气层前150m)，按设计调整钻井液密度，并对裸眼地层进行承压能力试验。

2.对整套井控装备按设计要求进行试压（鉴于分公司现行开发井二开与钻开油气层间的间隔较短，可在二开前或钻开油气层前一并试压）。

(四)在钻开油气层前100-150m开始，用正常钻进⅓-½的排量进行低泵速试验，以后每只钻头入井开始钻进前、每日白班接班、钻井液密度调整或更换钻井泵缸套后要进行一次，取全试验数据并做好记录。(五)气井钻开设计目的层前100-150m或钻开设计中没有提示的油气层后，在下井钻具组合的钻头上面接钻具止回阀。

第五十五条 钻开油气层前的井控、防火防爆防H2S演习(一)钻开油气前的井控演习

1.各班组按钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井四种工况每月至少进行一次防喷演习，演习应满足相关人员“反应迅速、跑位正确、动作协调、操作准确”的目标要求。

2.防喷演习执行井控操作规范，完成“四〃七”动作后，按规定进行井控装备检查。(二)防火、防爆、防H2S演习

1.一般油气作业区，在进行井控演习的同时还应组织员工进行防火、防爆演习。2.含硫油气区，还应进行防H2S的综合性井控演习。第五十六条 钻开油气层的申请

(一)钻开油气层前，钻井队自查自检合格后向分公司主管部门提出申请，检查验收合格签发“钻开油气层批准书”后方可钻开油气层。

(二)检查验收不合格的下达“停钻整改通知书”，限期整改。第五十七条 井控作业的安全监督(一)监督井控管理制度执行情况

1.钻井工程设计、井控措施和井控应急预案的交底。2.坐岗观察及干部24小时值班制度的落实。3.井控、防火、防爆、防H2S演习。(二)监督钻开油气层前准备情况

1.按设计要求储备加重钻井液和加重剂。2.井控装备的试压。3.钻井液性能达到设计要求。4.井控装备检查的监督

⑴落实钻开油气层前的自查自检。⑵井控装备及管汇的连接、固定。

⑶控制系统无渗漏现象，储能器油压和管汇控制压力及气泵供气压力，各控制手柄位臵，远程控制室供电与照明。

⑷节流压井管汇等各闸阀开关状态。⑸内防喷工具工况，存放位臵。(三)“十不钻开油气层”的规定

1.钻井液密度、性能达不到设计要求，不准钻开油气层。2.加重剂、加重钻井液储备不足，加重设施有问题，不准钻开油气层。3.井控装臵未检查、各阀件未进入“待命”工况，不准钻开油气层。4.防喷措施不落实，不准钻开油气层。

5.不搞防喷动员、防喷演习，不准钻开油气层。6.坐岗人员不到位，不准钻开油气层。

7.未向全体职工进行地质、工程、钻井液、井控措施等技术交底，不准钻开油气层。8.内防喷工具、消防设施、防火砂等未备好，不准钻开油气层。9.现场没有值班干部，不准钻开油气层。10.未经甲方验收批准，不准钻开油气层。第五十八条 存在问题的监督整改

现场井控工作检查中发现问题要及时监督整改。

(一)检查区域浅层气、邻近注水井、采油井、作业井压力动态的调查情况，指导钻井队制定井控措施和应急预案。

(二)检查钻井液性能、加重钻井液、加重剂的储备是否符合设计和施工要求。(三)监督井控装备的自查自检，钻开油气层的准备及验收情况。(四)检查各类井控应急物资、工具、装备准备情况。

第五十九条 含硫油气井(≥30mg/m3或20ppm)及居民区内的井等，由分公司主管部门组织相关单位进行安全评估，编写安全评估报告，并按相关部门处理意见处臵。第八章 钻开油气层的井控作业

第六十条 及时发现溢流是井控工作的关键环节

(一)从开钻到完井，现场作业的所有人员都要密切注意溢流的各种早期显示。

1.钻井作业期间实行钻井队、录井队“双方坐岗”。完井作业期间实行钻井队、录井队与测井队、固井队、测试队“三方坐岗”。观察钻井液出口返出量的变化、钻井液性能变化及钻井液液面增减情况，油气 层段每15分钟记录一次。

2.钻进中一旦出现钻速加快、放空、蹩跳钻、钻井液密度下降、粘度上升、气测异常以及出现油气侵、气泡等异常现象时应立即停钻进行溢流观察，并把方钻杆提出转盘面，根据实际情况采取相应措施。3.发现溢流立即实施关井。

(二)要落实专人坐岗观察井口和循环罐液面变化，尽早发现溢流采取措施。(三)录井作业应加强地层对比，及时提出地质预告。

1.配备综合录井仪的井，要随时记录各项地质、工程参数、全烃含量、H2S气体含量、单根峰、下钻循环后效监测值、循环罐钻井液面变化情况，加强对钻时、钻具悬重、泵压、含硫气体等参数的检测。2.配备气测录井仪的井，要随时采集气测数据，特别是全烃含量、单根峰、下钻循环后效监测情况。3.地质常规录井队要随时录取钻时及油气层显示情况。

4.施工中发现地质设计未预见的油气水层后，要及时向相关部门和钻井队通报，并按井控要求及时采取相应措施。

5.录井过程中，发现异常情况立即通知司钻。

第六十一条 钻井队要严格按设计选择钻井液类型，调整钻井液性能。钻井中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。

(一)当发现设计地层压力与实际不符，判断压力异常的同时按报告程序进行汇报。遇紧急情况，可先应急处理，再上报。

(二)发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

第六十二条 溢流的判断(一)探井钻开设计油、气层，发现钻时加快要控制钻速，并采取钻1-2m循环观察的方式，判断有无溢流预兆。判明无溢流预兆后再继续钻进。开发井钻至油气层要适当控制钻速。(二)下述情况下要进行短起下钻检查油气侵和溢流。1.钻开油气层后的第一次起钻前。2.溢流压井后起钻前。

3.钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。4.钻进中曾发生严重油气侵但未发生溢流起钻前。5.钻头在井底连续长时间工作后，中途需刮井壁短起时。

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。(三)后效的观测 1.综合录井或气测录井要实测后效值。

2.常规地质录井，由钻井队和录井队人员共同监测钻井液循环槽液面油气显示情况，钻井队要根据实测气体后效值计算油气上窜速度，达不到起钻要求时，要调整钻井液密度等性能，直至满足起钻要求方可起钻。第六十三条 起下钻作业。(一)起钻作业

1.起钻前必须充分循环钻井液，认真观察。至少测量一个循环周的钻井液密度，并记录对比，符合进出口钻井液密度均匀的要求(进出口密度差小于0.02g/cm3)。

2.在油气水层(含浅气层)顶面以上300m至井底要采用Ⅰ挡低速起钻，速度不超过0.5m/s，同时，钻铤每起1柱灌满一次钻井液，钻杆每起3柱灌满一次钻井液。重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻并采取措施。

3.欠平衡井起钻时，必须连续灌满钻井液，及时校核钻井液灌入量。

4.起钻过程中，因设备故障停止作业时，要加密观察井口液面变化，采取必要的措施。待修好设备后再下钻到井底，循环正常后起钻。

5.起钻遇阻时严禁拔活塞。若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，尽可能下钻到正常井段，调整钻井液性能，循环正常后方可继续起钻。6.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，且井口钻具要与防喷器闸板尺寸相匹配，确保随时关井。(二)下钻作业

1.进入油气层前300m要控制下钻速度，避免因压力激动造成井漏。

2.在下部钻具结构中配有止回阀等特殊工具下钻时，中途循环通钻井液后，每下5-10柱钻杆灌满一次钻井液，开泵前必须先将钻具内灌满钻井液。

3若静止时间过长，可分段循环钻井液，防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。

(三)起下钻过程中，坐岗人员要按规定观察井口，并监测、核实钻井液灌入和返出量。第六十四条 溢流关井

(一)发现溢流、井涌、井喷要立即关井。1.要及时发出关井警报信号。⑴警报关井的溢流量限值设臵为“1m3报警、2m3关井”。

⑵警报关井的信号设臵为“一长鸣笛信号响30秒以上”报警。“响3秒-停2秒-响3秒”二声短鸣笛关井。“响3秒-停2秒-响3秒-停2秒-响3秒”三声短鸣笛解除。

⑶硫化氢溢出的警报信号设臵为“10ppm一级报警，连续5声急促短鸣”。“20ppm二级报警，重复三次连续5声急促短鸣，重复间隔2秒”。“100ppm三级报警，一声长鸣5分钟以上”。2.关井操作手势信号。⑴环形防喷器开关的手势信号

关环形防喷器：双臂向两侧平举呈一直线，五指呈半弧壮，然后同时向上摆，合拢于头顶。打开环形防喷器：手掌伸开，掌心向外，双臂自胸前上举至头顶，侧平展开。⑵闸板防喷器开关的手势信号

关闸板防喷器：双臂向两侧平举呈一直线，五指伸开，手心向前，然后同时向前摆，合拢于胸前。打开闸板防喷器：手掌伸开，掌心向外，双臂自胸前平举展开。⑶节流阀开关的手势信号

打开节流阀：两臂自体侧向斜下伸展，手心相对合拢。关闭节流阀：两臂自体侧交于腹前，手背相对向侧。⑷液动阀(放喷阀或4阀)开关的手势信号 打开液动阀：左臂向左平伸。

关闭液动阀：左臂向左平伸，右手向下顺时针划平园。⑸液动阀(压井阀或1阀)开关的手势信号 打开液动阀：右臂向右平伸。

关闭液动阀：右臂向右平伸，左手向下顺时针划平园。

(二)正常钻进发现溢流关井时，要将井内第一根钻杆母接头起至转盘面0.5m以上，扣上吊卡，再按关井程序关井。

(三)起下钻或空井发现溢流关井时，如果溢流(井涌)量不大，要尽可能多地抢下钻具，否则按关井程序直接关井。

(四)溢流关井时应注意的问题 1.溢流关井前应了解

⑴井口防喷装臵组合、通径尺寸，压力级别及控制系统。⑵控制系统、节流压井管汇是否处于最佳工作状态。⑶了解各控制闸阀的开关状态。

⑷在条件允许时，争取往井内多下钻具，以便更有利于压井作业。如情况紧急，必须立即实施关井。2.溢流关井时(采用软关井方式)应注意

⑴关井前必须创造井内流体有畅通的泄压通道。

⑵环形防喷器不得用于长期关井。闸板防喷器较长时间关井时应手动锁紧。

⑶关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆接头未提出转盘面关井，井内有钻具时严禁关全封、剪切闸板。3.溢流关井后应做好

⑴定时记录相应时间的立压、套压值，并绘制立压、套压变化曲线。

⑵各岗位应认真检查所有井控装备的工作情况，并做好防火、加重、除气、警戒等工作。⑶关井后原则上不允许活动井内钻具。4溢流关井后开井时应检查 ⑴手动锁紧装臵是否解锁。⑵立压、套压是否为零。

⑶先开节流阀，然后从下至上开防喷器，关液动阀，并认真检查各阀开、关状况。

⑷关井泄压一定要从节流放喷管线进行，且开各闸阀的操作顺序应当是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开关困难。严禁以打开防喷器的办法进行泄压。第六十五条 压井作业

(一)关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%(老井侧钻井取套管试压值)和地层破裂压力三者中的最小值。## 1.关井后立管压力为零时的压井

关井后立管压力为零，表明钻井液静液柱压力能平衡地层压力，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使环空钻井液静液柱压力降低所致。⑴关井套压为零，原钻井液保持原钻进排量、泵压敞开井口循环、排气即可。

⑵关井套压不为零，应控制回压，原钻井液维持原钻进时的排量和泵压排除溢流，恢复井内压力平衡。2.关井立管压力不为零时的压井

根据井下情况，可采用一次循环法(工程师法)、二次循环法(司钻法)等常规压井方法或臵换法、压回法、低套压法等非常规压井方法压井。

⑴压井作业中，始终控制井底压力略大于地层压力排除溢流，重建井眼-地层系统的压力平衡。⑵依据计算的压井参数和施工井的具体条件，如溢流类型、加重钻井液和加重剂的储备情况、加重能力、井壁稳定性、井口装臵的额定工作压力等选择压井方法。

⑶空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采取强行下钻到底法、臵换法、压回法等非常规压井方法进行处理。

⑷压井施工前必须进行技术交底、设备安全检查等工作，落实操作岗位，详细记录立压、套压、钻井液泵入量，钻井液性能等压井参数，认真填写压井作业施工单。

(二)根据关井压力和安全附加值确定加重钻井液密度，选择合适的压井方法，做好充分准备，尽快完成压井作业，并保证压井一次成功。(三)出现下列情况之一应采取放喷措施 1.钻遇浅层气。

2.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臵的额定工作压力。4.井口压力超过套管抗内压强度的80%。5.井控装臵出现严重的泄漏。

6.含硫井关井以后需要放喷时，放喷管线出口应点火。

(四)若遇强烈井喷已无法控制井口时，值班干部应迅速决断，停柴油机、断电(切断井架、钻台、循环罐上电源)、切断一切火源，防止发生火灾等次生灾害，及时撤离人员到应急集合点待命，整个过程要以人为本，防止人员伤亡。

按规定程序报告，按指令启动井控应急预案，组织井控抢险作业，必要时实施井口点火。第六十六条 关井后的检查

(一)关井“四〃七动作”完成后，如发现井口未完全封闭或井口周围冒油冒气，值班干部或技术员要立即查明原因，采取正确措施加以控制。(二)检查远程控制台闸板防喷器控制手柄开关位臵是否正确，储能器压力值是否正常。(三)检查压井节流管汇闸阀开、关状况及位臵是否正确。

(四)检查井控装备各法兰连接部位有无渗漏、各闸阀开、关状况是否正确。(五)欠平衡作业时，由欠平衡操作业人员检查旋转防喷器。

(六)检查储备的加重钻井液、应急加重剂数量是否够用等，发现问题立即整改。第六十七条 下套管、固井作业时应采取的井控措施(一)下套管前的井控准备

1.钻井队、固井队应召开固井联席会议，对工程设计、井控要求及应急预案等进行交底。明确双方的责权与分工。

2.三高井、特殊工艺井、气井要更换与套管直径相匹配防喷器闸板，并检查好防喷器。一般开发井调整好钻井液性能，确保井内压力稳定。

3.含硫油气井应使用与套管柱强度、性能一致的抗硫管串附件。(二)下套管作业的井控基本要求

1.下放套管必须控制下放速度，每下10-20根套管要灌满一次钻井液。下完套管循环时，必须先灌满钻井液，小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

2.下套管过程中，加强坐岗观察，随时注意井口钻井液变化情况，一旦发现溢流要立即报告，并按关井程序控制井口。

3.循环钻井液发现溢流时，要按关井程序控制井口，节流循环并调整钻井液密度。(三)固井作业的井控要求

1.进入固井作业现场的车辆、动力设备的排气管要安装阻火器。合理摆放设备以便应急情况下的快速撤离。2.循环钻井液时，井内压力平衡无溢流显示后方可施工。

3.按操作规程安装高压管线、水泥头等井口装臵，并进行检查、试压，使之处于完好状态。施工中高压管线及井口装臵如发生故障，应停泵泄压后采取措施。

4.在注、替水泥浆作业过程中要有专人观察井口返浆情况，出现溢流，要采取措施继续注、替水泥浆作业，直到碰压关井候凝为止。

5.候凝期间，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失应在环空施加一定的回压。第六十八条 定向作业的井控要求

(一)定向钻井施工作业不允许随意改变设计规定的钻具结构。(二)在测斜前，认真检查下井仪器和工具做好应急准备。

(三)在测斜过程中，发生溢流或井喷后，要立即起出测斜钢丝绳(或电缆)和仪器。来不及起出仪器时，则应立即剪断测斜钢丝绳(或电缆)，按规定程序关井。第六十九条 电测作业的井控要求

(一)钻井队、测井队应召开测井联席会议，对工程设计、井控要求及应急预案等进行交底。明确双方责权与分工。

(二)钻井队、录井队、测井队“三方坐岗”观察井口，每测完一条曲线都要及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，发现异常立即报告值班干部。

(三)根据油气上窜速度计算安全作业时间。若电测时间过长，应及时下钻循环排出受油气侵的钻井液。(四)若测井过程中发生溢流或井喷，停止电测作业，起出电缆强行下钻。来不及起出电缆时，剪断电缆实施关井，并视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施。

第七十条 钻进和完井期间，应定期对井口装备、控制系统、节流压井管汇、钻具内防喷工具、除气 器、液气分离器、钻井液计量罐等装臵进行检查和保养。

每次起完钻要开、关活动闸板防喷器一次，在有钻具的情况下对环形防喷器试关井。要定期对放喷管线进行扫线。

第七十一条 钻开油气层井控作业的安全监督

(一)监督检查井控装备的维护保养、起完钻防喷器试开关情况，保证井控装备灵活可靠。(二)监督检查储备的加重钻井液和加重剂数量是否满足设计要求。

(三)监督检查坐岗观察、防喷演习、干部值班等井控管理制度的落实情况，发现问题要及时纠正。(四)监督检查内防喷工具的准备情况。

(五)三高井、重点井进入目的层段要派井控工程师驻井。一旦发生井涌、井喷，井控主管部门领导和井控工程师要到现场监督和指挥压井作业。

第九章 防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理 第七十二条 井场钻井设备的布局要符合防火的安全要求(一)在树林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙，并在井场设臵防火标志。(二)发电房、锅炉房等应设臵在季风的上风位臵。

(三)锅炉房距井口不小于50m，发电房和储油罐距井口不小于30m，井队生活区距井口不小于300m。(四)对井场周围1.5km范围内的居民住宅、学校、厂矿、办公区、盐田、鱼塘、虾池、水库等敏感地区进行勘查，依据钻井工程设计，有关规定制定采取有针对性的井控措施、应急预案和防污染措施，经主管部门批准后实施。

第七十三条 井场安全用电与防火防爆要求

(一)井场电器设备、照明器具及输电线路的安装符合《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》(SY/T5225-2005)等行业标准的有关要求。(二)探照灯要从配电房专线供电、控制。

(三)井场按《石油钻井队安全生产检查规定》(SY/T5876-93)要求配备消防器材，井场内严禁烟火。(四)钻开油气层后，若需动火执行《石油工业动火作业安全规程》(SY/T5858-2004)。井场动力设备和进场车辆的排气管要安装阻火器，柴油机排气管应无破漏和积炭，有冷却灭火装臵，排气管出口距井口15m以上，不对准油罐方向。

(五)钻台下面、井口周围禁止堆放杂物和易燃品，机泵房地面无积油。第七十四条 气防设施和用品的配备

气防设施和用品的配备执行［2010］579号文及SY/T5087-2005、SY/T6277-2005、SY/T6137-2005等行业标准，保证H2S探测仪灵敏可靠，防止H2S等有毒有害气体溢出井口，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。(一)钻井现场应设臵风向标。

风向标可安装在绷绳、工作现场周围的立杆、临时安全区、道路入口处、井架上、气防器材室等处容易地看得见的地方。

(二)发现H2S气体溢出地面应立即报警，并启动防H2S应急预案。(三)气防设施及用品的配备要求

1.在含H2S区域或新探区钻井施工，钻井队应配备正压式空气呼吸器15套，充气机1台，大功率报警器1套，备用气瓶不少于5个。

2.按一个班次实际人数配备便携式H2S监测仪。

3.配备固定式H2S检测报警器1台，探头应分别安装在钻台上、钻台下圆井、振动筛、泥浆罐处和营房区。(四)对可能钻遇H2S的作业井场应有明显清晰的警示标志，并遵循以下要求：

1.井处于受控状态，但存在对生命健康的潜在或可能的危险[H2S浓度<15mg/m3(10ppm)]，应挂绿牌。2.对生命健康有影响[H2S浓度15mg/m3(10ppm)-30mg/m3(20ppm)]，应挂黄牌。3.对生命健康有威胁[H2S浓度≥30mg/m3(20ppm)]，应挂红牌。

(五)在含H2S气体的井段钻进，保证钻井液PH值在9.5以上直至完井，并在钻井液中添加除硫剂。(六)不允许在含硫地层中进行欠平衡作业。

(七)应压稳油气层防止H2S进入井眼，保证人员安全，防止钻具氢脆。

(八)发现溢流后要立即关井，尽快进行压井。当含H2S气体的钻井液到井口时，应及时放喷，并由专人佩带正压式空气呼吸器点火，将气体烧掉。第七十五条 井喷失控后的应急处理

(一)启动Ⅰ、Ⅱ级井控应急程序，按第十章规定的程序组织抢险作业。(二)井控失控后的现场处臵原则

1.立即停机、停车、停炉、断电，并设臵警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。

2.观察事态发展，组织钻井现场人员疏散。必要时立即通知地方政府和附近居民，协助地方政府组织居民疏散至安全地区。

3.监测井口周围及附近天然气、H2S、CO2的含量，划分安全范围。如喷出物含有H2S、CO2气体，根据监测情况现场抢险人员佩戴正压式空气呼吸器。

4.迅速做好储水、供水工作。尽快由钻井四通向井口连续注水，保护井口防止着火。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。

5.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。6.根据抢险领导小组要求成立现场抢险队，按命令组织抢险作业。7.抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演练，确保安全。

8.井喷失控处理尽量不在夜间和雷雨天进行。抢险时停止干扰抢险施工的其它作业。9.做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。

(三)现场录井、定向井、测井等协作方的作业人员应及时到应急集合点集合，听从统一指挥。(四)井喷失控引发火灾、爆炸时，按以下原则开展工作 1.现场发生火灾、爆炸，应划分警戒区域，封闭现场，进行交通管制，禁止无关人员进入现场，监控现场事态，并采取相应措施控制事态发展。

2.组织现场灭火，若无法灭火，则采取引火方案等措施。3.条件允许时，迅速组织抢装井口、组织压井等作业。4.井场四周围堤，防止喷出物污染环境。

(五)井喷失控同时伴有H2S、CO2等有毒有害气体逸散时，按以下原则开展工作。

1.发出H2S、CO2报警信号(10ppm的一级报警为连续5声急促短鸣。20ppm的二级报警为重复三次连续5声急促短鸣，重复间隔2秒。100ppm的三级报警为一声长鸣5分钟以上)，抢救现场中毒人员，根据现场风向，疏散现场及周边无关人员，封闭现场。

2.检测H2S、CO2等有毒有害气体的浓度，测定现场风向、设臵警戒区(500m一级警戒区，1000m二级警戒区，1500m三级警戒区)，进行交通管制，禁止无关人员进人现场。

3.现场人员生命受到威胁、井口失控、现场条件下抢险无望时，现场应急指挥应立即发出井口点火指令，实施引火方案。

4.条件允许时，迅速组织应急救援队伍抢装井口,实施压井作业。5.保证抢险人员应急防护用品、用具供应，防止人员中毒。第十章 井控应急抢险

第七十六条 井控应急坚持“以人为本、统一指挥、行动敏捷、措施得力、分工协作”的原则。一旦发生井控应急事件应做到“职责明确、统一指挥”，按照程序有条不紊地进行抢险作业。第七十七条 井控应急组织机构与职责

井控应急实行局、分公司及钻井公司、项目部及钻井队四级应急管理。(一)局、分公司井控应急组织机构

1.局、分公司井控应急指挥中心正副总指挥由井控管理委员会正副主任担任，成员由调度处、工程管理处、工程技术处、安全环保处等处室领导及各专业公司的井控领导小组组长组成。2.局、分公司井控应急指挥办公室设在办公室、调度处及各前线指挥部调度部门 主 任：调度处、工程管理处、工程技术处、安全环保处处长及办公室主任(兼)副主任：调度处、工程管理处、工程技术处、安全环保处副处长及办公室副主任(兼)成 员：调度处、工程管理处、工程技术处、安全环保处、办公室等有关人员。华北石油局、分公司应急值班电话(见内封1)，华北石油局、分公司应急工作通讯录(见附件10)3.各钻井公司井控应急组织机构由本单位确定。(二)井控应急组织机构职责

1.局、分公司井控应急组织机构职责

⑴负责组织Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级井控应急状态(井喷失控)井的抢险工作。

⑵收集井喷失控井的相关资料，在2小时内向集团公司报告情况，并接受集团公司抢险作业的指令。⑶负责对重点井井控应急动态管理和监督。⑷组织策划井控应急抢险方案。2.钻井公司井控应急组织机构职责

⑴钻井公司应自上而下的建立井控应急抢险队伍，定期组织井控应急抢险演习。

⑵负责储备、管理本单位井控应急抢险物资、装备、车辆，并使之处于完好状态。井控应急物资、装 备和工具要定点存放，专项管理。

⑶发生井喷按规定程序汇报，按集团公司及局、分公司抢险命令组织抢险作业。⑷建立和完善本单位井控应急预案。⑸负责本单位重点井井控应急动态管理。第七十八条 井控应急的报告程序

(一)钻井施工过程中，一旦发生溢流、井涌、井喷或井喷失控按规定程序汇报。

1.发生Ⅰ级、Ⅱ级事件，在启动应急预案的同时，迅速按照局、分公司总体应急预案规定的程序向集团公司应急指挥中心办公室报告。

事发单位也可以直接向集团公司应急指挥中心办公室和局、分公司应急指挥中心办公室报告，最迟不超过2小时。

2.发生Ⅲ级事件，在启动本单位应急预案的同时，迅速按照局、分公司总体应急预案规定的程序向局、分公司应急指挥中心办公室报告。

基层单位也可直接向局、分公司应急指挥中心办公室报告，最迟不超过2小时。

3.当发生Ⅳ级事件，基层单位应立即向钻井公司应急指挥部报告。钻井公司应急指挥部迅速向局、分公司应急指挥中心办公室报告，最迟不超过2小时。基层单位也可直接向局、分公司应急指挥中心办公室报告，最迟不超过2小时。(二)井控应急的报告内容

1.发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事件，事发单位应急指挥部应立即向局、分公司应急指挥中心办公室报告，报告应包括但不限于以下内容：

⑴区域位臵包括井队(平台)号、井号、井位坐标、构造名称。⑵井深、井身结构、钻井液密度。⑶井口装臵情况。

⑷喷出物类别、喷出高度、失控时间。

⑸有无火灾、爆炸，有无H2S、CO2等有毒有害气体逸散。⑹有无人员中毒、伤亡。⑺已采取的措施。

2.在处理过程中，事发单位应急指挥部应尽快了解势态进展情况，并随时用电话、传真等方式向局、分公司应急指挥中心办公室报告，报告应包括但不限于以下内容： ⑴井口状况。

⑵已采取的处理措施，处理效果。⑶现场压井物资储备情况。

⑷周边居民分布情况、道路交通状况、现场气象状况等。

⑸井喷态势变化情况，如喷出物类别、喷出量、喷出高度、地层压力等。

⑹若发生火灾、爆炸和(或)伴有H2S、CO2等有毒有害气体逸散时，影响区域浓度变化及人员伤害情况。⑺现场应急物资剩余和补给情况。⑻其它救援要求。

第七十九条 应急预案的启动

当符合局、分公司总体应急预案启动条件时，应急指挥中心应立即按照局、分公司总体应急预案规定的程序，下达启动应急预案的指令。

(一)钻井公司应急指挥中心接到事发单位应急报告后，应做好以下工作： 1.迅速派出现场应急指挥部人员赶往现场。

2.现场应急指挥部人员到达现场之前，指令事发单位做好应急处臵的前期工作。3.根据现场需要，组织调动、协调各方应急救援力量。

(二)局、分公司应急指挥中心办公室职能的组成处室,按相关规定做好各自工作。

(三)各级井控应急领导小组接到井控应急状态报告后，根据井控应急状态的级别，立即启动相应级别井控应急预案。

(四)Ⅰ、Ⅱ级井控应急状态，根据集团公司及局、分公司井控应急指令，启动Ⅰ、Ⅱ级井控应急预案，作好相应记录。第八十条 应急的处臵(一)钻井公司应急指挥中心

1.实施职能部门及相关单位、现场指挥部两级应急行动。迅速派出相关人员赶赴现场。2.在局、分公司现场应急指挥部人员到达现场之前，指导事发单位组织抢险工作。3.根据现场需求，组织调动和协调各方应急救援力量。

4.条件允许时，迅速组织应急救援队伍按相关规定抢装井口和实施压井作业。5.保证抢险人员应急防护用品、用具供应，防止人员中毒。

(二)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级井控应急状态，局、分公司应急总指挥赶赴现场，按井喷失控后应急规定组织抢险作业，调动各类人员、车辆、物资等。

(三)Ⅳ级井控应急状态，相应井控应急指挥办公室按本单位制定的井控应急预案立即组织抢险作业。第八十一条 应急的终止

(一)井筒已压稳，油气井井口得到有效控制。关井套压、立压为零，井筒无油气侵和漏失，井口和井控装臵完好，井口周围及井场和附近地表无开裂，无冒油、气、水现象。

(二)井筒已封堵。关井套压、立压为零，井筒无油气侵和漏失，井口和井控装臵完好，井口周围及井场和附近地表无开裂，无冒油、气、水现象。

(三)经检测警戒区域内天然气和H2S在空气中的浓度低于燃爆极限值，H2S在空气中的含量低于临界安全浓度30mg/m3(20ppm)。

(四)井筒条件达到已压稳、已封堵标准时，工程抢险队伍撤离。井场和周边达到H2S安全标准时，现场消防、医护人员撤离。(五)经环保部门检测环境合格，由局、分公司应急指挥中心报告上级主管部门和当地政府，解除井喷险情，通知周边居民回归。(六)应急状态终止程序

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级井控应急事件处理完毕后，符合上述条件时分别由相应级别的抢险总指挥发布应急状态 解除令，终止应急状态，并做好记录。第十一章 附则

第八十二条 本细则自发布之日起试行，凡与本细则有冲突的依本细则执行。第八十三条 本细则由局、分公司井控监督管理办公室负责解释。