华北油田公司钻井井控实施细则

第一篇：华北油田公司钻井井控实施细则

发行版本：C 石油与天然气钻井井控实施细则 修改次数：1

文件编号：QG/HBYT 059-2009

页

码：1/68 1 范围

本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。

本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡中国石油华北油田公司2009-7-24发布

2009-7-24实施

QG/HBYT 059-2009

页码：2/68

是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。

SY/T 5087—2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 SY/ 5430—92 地层破裂压力测定套管鞋试漏法 SY/T 5127—2002 井口装置和采油树规范

SY 5742—1995 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

SY/T 6203—1996 油气井井喷着火抢险作法

SY/T 5964—2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护 中油工程字（2006）247号 石油与天然气钻井井控规定 中油工程字（2006）274号 关于进一步加强井控工作的实施意见

中油工程字（2006）408号 井控装备判废管理规定 中油工程字（2006）437号 井控培训管理办法 3 术语及定义

本细则采用下列定义。QG/HBYT 059-2009

页码：3/68

3.1 “三高”油气井

3.1.1 高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过35MPa的井。3.1.2 高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3（100ppm）的井。

3.1.3 高危地区油气井是指在井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，油库、炸药库等易燃易爆物品存放点，地面水资源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道），或位于江河、湖泊、滩海和海上的含有硫化氢（地层天然气中硫化氢含量高于15mg/m（10ppm））、CO等有毒有害气体的井。

3.2 井喷事故分级

3.2.1 一级井喷事故（Ⅰ级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（气）井发生井喷失控，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。3.2.2 二级井喷事故（Ⅱ级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上含超标有毒有害气体的油（气）

3QG/HBYT 059-2009

页码：4/68

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。

3.2.3 三级井喷事故（Ⅲ级）是指陆上油气井发生井喷，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，集团公司直属企业难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。

3.2.4 四级井喷事故（Ⅳ级）是指发生一般性井喷，集团公司直属企业能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。4 职责

4.1 钻采工程部是油田公司井控归口管理部门，主要职责： 4.1.1 负责修订和完善油田公司钻井井控实施细则、相关管理制度及公司级应急预案。

4.1.2 协调解决井控实施过程中出现的井控技术问题。4.1.3 对探井、重点评价井、重点开发井（包括所有一级风险井）施工过程的井控技术措施、日常管理和现场监督进行定期和不定期检查，并对其它井进行不定期抽查。

4.1.4 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责确定被评估井的井控风险级别及相应技术措施。

4.2 勘探部、油藏评价部作为油田公司的建设单位，主要职责： 4.2.1 勘探部全面负责探井钻井过程的生产运行组织及管理。QG/HBYT 059-2009

页码：5/68

4.2.2 油藏评价部负责评价井、开发井钻井过程的生产运行组织及管理。

4.2.3 负责组织有关单位人员进行井位勘查。当井场条件不满足井控安全要求时，组织相关单位和部门进行井控安全评估。4.2.4 按井控风险级别选择施工队伍，确保人员、装备达到相应的要求。

4.3 工程监督部作为油田公司的现场施工监督管理的归口部门，主要职责：

4.3.1 对探井、重点评价井、重点开发井直接选派现场监督（包括所有的一级风险井），指导各油气生产单位对其它井的监督管理。

4.3.2 督促有关单位落实井控措施及应急处置预案。

4.3.3 对所选派监督的现场工作进行定期和不定期检查，对油气生产单位现场监督工作进行不定期抽查。4.4 质量安全环保处主要职责：

4.4.1 负责审核钻井工程设计中有关安全环保内容。

4.4.2 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责井位现场安全环保方面的评估。4.5 生产运行处主要职责：

4.5.1 履行油田公司应急指挥部办公室职责，负责落实油田公司QG/HBYT 059-2009

页码：6/68

井控应急指挥部指令，对井控应急抢险全面协调、调度。4.5.2 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责处理土地、工农关系方面的问题。

4.6 油气生产单位主要职责：在上级各主管部门的领导下抓好所负责井的风险评估、设计、现场用地、施工井的监督管理。4.7 地质设计单位的主要职责：

4.7.1 参加建设单位组织的井位勘查。按本细则5.2.4要求，在地质设计书中描述并标识井位周边的环境。

4.7.2 按本细则5.2.5要求，明确有关的安全距离。4.7.3 提供与钻井有关的有毒有害气体情况。

4.7.4 初步确定设计井的井控风险级别并向建设单位报告。4.8 工程设计单位的主要职责：

4.8.1 根据地质设计书中描述和标识的井位周边环境，结合设计井的工艺技术特点，确定设计井的井控风险级别。4.8.2 按相关行业标准和本细则有关规定进行工程设计。4.9 施工单位的主要职责：

4.9.1 参加建设单位组织的井位勘查，当施工现场达不到井控安全条件时，及时采取口头或书面方式向建设单位反馈意见和建议，认为现场不能满足施工安全条件时，有权拒绝施工。QG/HBYT 059-2009

页码：7/68

4.9.2 负责井控设备的安装、试压、操作和维护。

4.9.3 制定施工井相应的井控措施和应急处置预案，并予以实施。5 管理内容

5.1 井控风险评估和分级管理

5.1.1 根据集团公司关于井控风险评估报告的有关要求，对油田公司所属油田、区块进行风险评估，结合施工井地面环境及其工艺技术特点，确定施工井的风险级别，并根据不同的风险级别实行分级管理。

5.1.2 区块井喷风险评估

5.1.2.1 一类风险区块：预测地层压力系数大于等于1的气藏区块或气油比大于400的油气藏区块、预测地层压力系数大于等于1.2的油藏区块、含超标有毒有害气体的区块。

5.1.2.2 二类风险区块：预测地层压力系数小于1的气藏区块、预测地层压力系数在1—1.2之间的油藏区块、含有浅气层的区块、含不超标有毒有害气体区块、以开发潜山为目的层的区块。5.1.2.3 三类风险区块：预测地层压力系数小于等于1的油藏区块。

5.1.3 施工井环境风险评估 QG/HBYT 059-2009

页码：8/68

5.1.3.1 一类风险环境：井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，或者有油库、炸药库等易燃易爆物品存放点。

5.1.3.2 二类风险环境：井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有民宅；井口周围75m范围内有高压线（大于等于6千伏）及其它永久性设施。

5.1.3.3 三类风险环境：除一类、二类风险环境外的其它施工环境。

5.1.4 施工井井控风险级别

5.1.4.1 一级风险井：高压油气井；高含硫油气井；一类风险环境下一类风险区块内的施工井；区域探井；风险探井；欠平衡施工井。

5.1.4.2 二级风险井：除区域探井和风险探井外的其它探井；

一、二类风险环境下二、三类风险区块内的施工井；

二、三类风险环境下一类风险区块内的施工井。

5.1.4.3 三级风险井：除一、二级风险井以外的施工井。5.1.5 施工队伍资质要求

5.1.5.1 一级风险井中的“三高”井应由具备甲级资质的队伍施工，否则须经油田公司钻井技术管理部门批准后方可实施。5.1.5.2 除“三高”井外的一级风险井应由具备乙级（含乙级）QG/HBYT 059-2009

页码：9/68

以上资质的队伍施工。

5.1.5.3 二级风险井应由具备乙级（含乙级）以上资质队伍施工，或者选择拥有经验丰富人员的丙级队伍施工。5.1.6 井控风险分级管理

5.1.6.1 一级风险井：由油田公司和钻探公司专业技术管理部门直接监管。

5.1.6.2 二级风险井：由油田公司建设单位和钻探公司二级施工单位直接监管，油田公司和钻探公司有关部门进行定期和不定期抽查。

5.1.6.3 三级风险井：由油田公司油气生产单位和钻探公司二级施工单位直接监管，油田公司和钻探公司有关部门不定期抽查。5.1.6.4 二连地区、苏里格地区、山西煤层气的各类井，由代表油田公司的建设单位在上级主管部门的领导下直接监管。5.2 井控设计

5.2.1 井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，钻井地质、工程设计部门要严格按照井控有关要求进行设计。设计单位必须具有设计资质，从事“三高”井设计的单位必须具备甲级设计资质。

5.2.2 钻井工程设计的审核、审批执行集团公司中油工程字（2006）274号《关于进一步加强井控工作的实施意见》要求： QG/HBYT 059-2009

页码：10/68

5.2.2.1 高压、高含硫油气井的钻井工程设计，应由相应专业教授级技术职称或者是本企业级以上的技术专家审核，或者由相应专业技术管理部门组织专家审核，批准人为油田公司相应专业技术主管领导。

5.2.2.2 除高压、高含硫油气井以外的钻井工程设计，审核人员应具有相应专业的高级技术职称，批准人为油田公司相应专业管理部门的总工程师或技术主管领导。

5.2.3 施工设计由提供服务的单位依据地质设计和工程设计进行编写，高压、高含硫油气井的施工设计由钻探公司专业技术管理部门领导审核，钻探公司相关专业技术主管领导审批；其它井由二级施工单位技术主管部门审核，主管领导审批。

5.2.4 进行地质设计前应对井场周围一定范围内（一般油气井距井口500m范围内；高含硫化氢井距井口3000m范围内）的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、地下光缆、水资源情况和风向变化等进行勘测和调查，并在地质设计中进行细致的描述，在井位详图上标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度，江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。

5.2.5 地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：油气井井QG/HBYT 059-2009

页码：11/68

口距离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等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，按其评估意见处置。5.2.5.1 按照谁投资、谁负责的基本原则，探井的安全、环境评估由勘探部牵头组织，评价井、开发井由油藏评价部牵头组织。5.2.5.2 参加评估的部门或单位有：安全环保、生产运行、工程监督、技术管理、施工单位。

5.2.6 高含硫油气井开钻前应做好以下几方面工作：

5.2.6.1井位应选择在以井口为圆心、500m为半径的范围内无常驻人口以及工农业设施的地方。

5.2.6.2 或在井位选定后遣散和撤去500m范围内的常驻人口以及公用、民用等设施。

5.2.6.3 若因特殊原因不能按上述要求确定井位，安全环保部门牵头做好对环境和后期影响的评估，同时建立油地共建联动机制，并且油田公司井控领导小组组织相关单位和人员做好应急预案并反复演练，做好道路维修、环境保护等工作，在确保所述区域内人民生命财产安全和环境保护的前提下，报经油田公司主管领导QG/HBYT 059-2009

页码：12/68

和地方政府相关部门批准后方可施工。

5.2.7 若施工前未确定施工井是高含硫油气井，但钻井过程中出现硫化氢含量高于150 mg/m3（100ppm）时，应立即落实能否达到5.2.6款要求，否则应封井停钻。

5.2.8 一般油气井井口与任何井井口之间的距离应不小于5m；高压、高含硫油气田的油气井井口与其它任何井井口之间的距离应大于钻进本井所用钻机的钻台长度，但不能小于8m。

5.2.9 地质设计书应根据物探资料、本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力、地层破裂压力（裂缝性碳酸岩地层可不作破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）和地层坍塌压力剖面、浅气层资料、油气水显示及复杂情况，特别是工程报废井取得的有关资料。

5.2.10 在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确目标井附近的注水、注气（汽）井分布和井间连通情况以及注水、注气（汽）情况，并提供分层动态压力剖面。钻开油气层前7—20天，采油厂要指定专人负责，对可能影响施工井的注水、注气（汽）井采取停注、泄压等措施，直到固井候凝完为止。

5.2.11 在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计QG/HBYT 059-2009

页码：13/68

应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。

5.2.12 施工过程中地质情况或施工条件出现较大变化时，应及时进行风险识别和评价，制定出安全技术保障措施，并修改设计，按程序审批后再继续施工。设计变更遵循“谁设计、谁更改，谁审核、谁复核，谁批准、谁批复”的原则。

5.2.13 工程设计书根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：

5.2.13.1 油井、水井为0.05g/cm—0.10g/cm或增加井底压差1.5MPa—3.5MPa。

5.2.13.2 气井为0.07g/cm3—0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa—5.0MPa。

5.2.13.3 具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层漏失压力、井控装备配套情况等因素。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。

33QG/HBYT 059-2009

页码：14/68

5.2.14 工程设计书应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

5.2.14.1 探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

5.2.14.2 表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且其坐入稳固岩层应不少于10m，固井水泥浆应自环空返到地面。

5.2.14.3 在井身结构设计中，当裸眼井段不同压力系统的压力梯度差值超过0.3MPa/100m时应下技术套管封隔。

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

5.2.14.5 套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。

5.2.14.6 技术套管的材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以及下一步钻井中应对相应地层不同流体的要求。水泥应返至套管中性（和）点以上300m；“三高”油气井的技术套管水QG/HBYT 059-2009

页码：15/68

泥应返至上一级套管内或地面。

5.2.14.7 油层套管的材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足固井、完井、井下作业及油（气）生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300m。“三高”油气井油（气）层套管和固井水泥应具有抗酸性气体腐蚀能力，应采取相应工艺措施使固井水泥返到上一级套管内，并且其形成的水泥环顶面应高出已经被技术套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100m。5.2.15 探井、评价井及没有地层破裂压力资料的开发井的工程设计应明确每层套管固井开钻后，按SY/T 5430《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》要求测定套管鞋下第一个3—5 m厚的易漏层的破裂压力；若钻开新地层50 m仍未钻遇砂层，则应停钻进行地层承压力测定。地层破裂压力和地层承压力大小的测定，均不应超过所下套管最小抗内压强度的80%和井控装置额定压力两者中的最小值；若裸眼段为碳酸盐岩或火成岩地层可不做破裂压力和承压力测定。

5.2.16 钻井工程设计应遵循积极井控原则设计相应的井控装置和防喷器组合。若建设单位书面确认不装防喷器也可保证安全作业，可由第一责任人签字上报油田公司井控第一责任人。QG/HBYT 059-2009

页码：16/68

5.2.17 工程设计书应明确井控装置的配套标准

5.2.17.1 防喷器压力等级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。并根据不同井下情况，选用各次开钻防喷器的组合形式： 5.2.17.1 a）选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图1-图5）。

b）选用压力等级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A（图5-图8）。

c）选用压力等级为70MPa和105MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图8—图12）。

5.2.17.2 节流、压井管汇的压力等级应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其组合形式为：

a）压力等级为14MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图1-图2）。

b）压力等级为21MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图3）。QG/HBYT 059-2009

页码：17/68

c）压力等级为35MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4—图5）。

d）压力等级为70MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4-图6）。

e）压力等级为105MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图7）。

f）实施欠平衡钻井时，节流、压井管汇选择见附录B（图8—图9）。

5.2.17.3 绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。

5.2.17.4 有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》中的相应规定。

5.2.18 工程设计书应明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置等配套标准，以满足井控技术的要求。

5.2.19 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，要求压裂投产的井，地质设计书中应当提供压裂时的井口压力数据等参数，工程设计书应按照QG/HBYT 059-2009

页码：18/68

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、压力等级和尺寸系列。

5.2.20 “三高”油气井的井控装备应在常规井控设计要求的基础上提高一个压力级别。井控设计应综合考虑地层流体的性质和压力，套管鞋以下裸眼地层的破裂压力和防喷器、套管头、技术套管的额定压力以及随后进行的钻井、井下作业可能对它们的承压能力造成的降低，井控装备和工具的选择应留有余地。同时应在井控工艺设计上做出专门的工艺要求，制定出相应的技术措施，并建议油井使用无套压生产方式，确保井口安全。

5.2.21加重钻井液、加重材料的储备，含浅层气的井应在二开前储备到位，其它井在二开前储备加重材料，在钻开油气层前300m储备加重钻井液。堵漏材料在钻至预测漏失层前储备。5.2.21.1 一级风险井（实施欠平衡工艺的井除外），井深小于3000 m的井，储备加重材料不少于30t，同时储备密度高于本井段目的层钻进设计的钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不少于30m3；井深大于3000 m的井，储备加重材料不少于60t，同时储备密度高于本井段目的层钻进设计的钻井液密度0.2g/cm以上的钻井液不少于60m3。

实施欠平衡工艺的开发井，储备加重材料不少于60t，储备密度高于设计本井段地层压力当量钻井液密度0.2g/cm以上的钻井

33QG/HBYT 059-2009

页码：19/68

液不小于井筒容积的1.5倍。实施欠平衡工艺的探井，储备加重材料不少于60t，储备密度高于设计本井段地层压力当量钻井液密度0.2g/cm以上的钻井液不小于井筒容积的2.0倍。

5.2.21.2 二级风险井：井深小于1500 m的井，加重材料储备不少于20t；井深大于1500 m小于3000m的井，加重材料储备不少于30t；井深大于3000m的井，加重材料储备不少于40t，同时储备密度高于本井段目的层钻进设计的钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不少于40m3。

5.2.21.3 冀中地区的三级风险井储备加重材料不少于20t。5.2.22 钻井工程设计书应明确实施欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。含硫油气层或上部裸眼井段地层中预计硫化氢含量大于75mg/m3（50ppm）时，不能开展欠平衡钻井作业。欠平衡钻井施工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硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。在施工中发现有硫化氢时，要连续测量三个点，每个测量点间隔不超过10分钟，如果三个测点硫化氢含量均大于75mg/m3（50ppm），现场有权立即终止欠平衡钻井施工。

5.2.23 探井、预探井、资料井采用地层压力随钻监（预）测技术；绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监3QG/HBYT 059-2009

页码：20/68

测和实钻结果，及时调整钻井液密度。安装综合录井仪的施工井，综合录井队和钻井队都要进行随钻地层压力监测，综合录井队要及时向钻井队提供随钻地层压力监测结果，并对钻井全过程实施监控（包括起下钻过程等），对井下可能发生的事故提出预报。没有安装综合录井仪的钻井队，由钻井队负责完成随钻地层压力监测工作。

5.3 井控装置的安装、试压、使用和管理

5.3.1 井控装置的安装包括：钻井井口装置、井控管汇、远程控制台、液气分离器的安装和钻具内防喷工具的配套等。5.3.2 钻井井口装置的安装执行以下规定：

5.3.2.1 钻井井口装置包括防喷器、远程控制台、司钻控制台、四通及套管头等。各次开钻井口装置要严格按设计安装。5.3.2.2 防喷器安装、校正和固定应符合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。

5.3.2.3 钻机选用应考虑井架底座高度，井口装置、工具等应为井控和抢险装备的安装留有合理空间，为井口抢险提供必要条件。如受井架底座高度限制时，防喷器组合可选择附录A（图5）的组合形式，但该类型钻机不得承钻一级风险井。

5.3.2.4 含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。QG/HBYT 059-2009

页码：21/68

5.3.2.5 在区域探井、高含硫油气井、高压高产油气井及高危地区的钻井作业中，从固技术套管后直至完井的全过程施工中，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板应和全封闸板配套使用，安装在全封闸板的下面。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压力等级和通径一致。高危地区井，如果受到井架高度限制时，可用剪切闸板代替全封闸板，但是剪切闸板必须具备全封闸板的密封功能。

5.3.2.6 一级和二级风险井应安装司钻控制装置。

5.3.2.7 防喷器组安装完毕后，必须校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用不小于16mm的钢丝绳与正反扣螺栓在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。70Mpa、105Mpa的防喷器组要分上、下两层固定。严禁在防喷器上自焊固定点。防喷器上没有固定点的用4根钢丝绳绕防喷器法兰连接处朝四角方向拉紧固定。防喷器上应安装防护伞，井口园井上应安装防护盖。5.3.2.8 闸板防喷器应装齐手动锁紧操作杆，原则上要接出井架底座以外，靠手轮端应支撑牢固，手轮支撑固定严禁焊接在井架底座上，其中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并挂牌标明开、关方向和到位的圈数。当受钻机底座限制，手动操作杆不能接出井架底座以外时，可在井架底座内装短手动操作杆。5.3.2.9 远程控制台控制能力应与所控制的防喷器组及管汇等QG/HBYT 059-2009

页码：22/68

控制对象相匹配。远程控制台安装要求：

a）安装在面对井架大门左侧、距大门中心线不少于15m，距井口不少于25m的专用活动房内，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。远控房背朝大门前方（操作者面对井架方向），过车道路在远控房左侧通过。

b）液控管线用管排架或高压耐火软管规范连接。耐火软管束应设过桥，其余部分用警示线隔开。放喷管线的车辆跨越处应加装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；钻台下液控管线使用带聚胺脂的高压耐火胶管且不允许与防喷管线接触。

c）远程控制台、司钻控制台气源应从总气源单独接出并控制，需配置气源滤气器，禁止压折气管束，钻井队应保证气源的洁净、干燥，并定期检查放水，做好记录。

d）远程控制台电源应从配电室总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。5.3.2.10 四通、套管头的配置应与防喷器压力等级相匹配。其安装应符合SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》相应规定。QG/HBYT 059-2009

页码：23/68

5.3.3 井控管汇应符合以下要求：

5.3.3.1 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线。

5.3.3.2 节流管汇、压井管汇要加装基础，防喷管线平直接出，采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。节流、压井管汇安装抗震压力表，其中节流管汇要安装大、小量程压力表。大量程压力表压力级别与井口防喷器组一致，有特殊要求除外。大、小量程压力表均应装针形阀门，小量程压力表针形阀使用时打开。5.3.3.3 一级风险井需配备液动节流压井管汇。

5.3.3.4 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头并用基墩固定，其通径不小于78mm。回收管线出口与钻井液罐连接处上、下垫胶皮，用压板固定。钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤和试压合格的管材，一、二级风险井钻井液回收管线不得用由任联接和现场焊接，含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。钻井液回收管线也可以用高压防火软管线，高压软管要固定牢靠。

5.3.3.5 放喷管线安装要求：

a）一级和二级风险井放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm。QG/HBYT 059-2009

页码：24/68

b）放喷管线不允许在现场焊接。

c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。

d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。

e）一般情况下要求向井场两侧或后场引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头。节流端放喷管线（主放喷管线）宜平直接出，压井端放喷管线（副放喷管线）用“S”弯管靠地面接出。

f）管线出口应接至距井口75m以远的安全地带，距各种设施不小于50m；受井场条件限制时，可按以下要求接出（含硫地区钻井除外）：

1）一级风险井，主放喷管线接出75m，副放喷管线接至井场边缘，备用接足75m长度的管线和基墩。

2）二级风险井主、副放喷管线均接至井场边缘。主放喷管线备用接足75m长度的管线和基墩。

3）三级风险井的主放喷管线接至井场边缘，备用接足75m长度的管线和基墩，副放喷管线接出“S”弯管并用基墩固定。

4）施工单位应在预案中应明确将备用管线接出距井口75m以远安全地带的井况条件。QG/HBYT 059-2009

页码：25/68

g）放喷管线每隔10—15m、转弯处、出口处用水泥基墩或预制基墩加地脚螺栓固定牢靠，悬空处要支撑牢固。放喷管线未接足75m的，出口处用单基墩固定，接足75m的出口处用双基墩固定。压板与管线间垫胶皮固定。若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

h）水泥基墩及压板的规格尺寸见附录C。

5.3.3.6 管汇所配置的平板阀应符合SY/T 5127《井口装置和采油树规范》相应规定。

5.3.3.7 防喷器四通两翼应各装两个平板阀，靠四通的平板阀处于常开状态。靠外的液动（或手动）平板阀必须接出井架底座以外。

5.3.3.8 冬季施工防喷管线及闸门、节流管汇、压井管汇、钻井液回收管线应采取防冻、防堵措施。5.3.4 钻具内防喷工具应符合以下要求：

5.3.4.1 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、带顶开装置的钻具止回阀（或旋塞阀）、钻具浮阀和防喷单根。

5.3.4.2 钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。当使用70 MPa以上的防喷器时，应配备市场可提供的最高压力级别的内防喷工具。QG/HBYT 059-2009

页码：26/68

5.3.4.3 应安装方钻杆上、下旋塞阀，钻井队每天白班活动一次。钻台上配备带顶开装置的钻具止回阀（或旋塞阀）。

5.3.4.4 钻台大门坡道一侧准备一根防喷单根，下端连接与钻铤螺纹相符合的配合接头（当钻铤、钻杆螺纹一致时只准备钻杆单根），并涂有不同于其它钻具的红色标识。上部接旋塞。当钻台面高于单根长度时要配备加长的防喷单根。

5.3.4.5 施工单位要钻具内防喷工具的管理，要有试压资料和合格证，检测和试压周期要求如下：

a）方钻杆上、下旋塞阀每6个月回井控车间检测、试压，并出具合格证。

b）应急旋塞阀、防喷单根旋塞阀每12个月或在实施压井作业后，回井控车间检测、试压，并出具合格证。

c）钻具浮阀每次起出钻具后,现场技术人员对阀芯与阀体进行检查，发现阀芯或阀体损坏、冲蚀时要及时进行更换。5.3.5 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合以下要求：

5.3.5.1 应配备钻井液循环池液面监测与报警装置，每个循环池配备直读液面标尺，刻度以立方米为单位，灵活好用，能准确显示钻井液池液量变化情况，在液量超过预定范围时及时报警。QG/HBYT 059-2009

页码：27/68

5.3.5.2 按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井、欠平衡井及地质设计有气体提示的井应配备钻井液气分离器，液气分离器的处理量要满足设计要求。进液管线不准用由壬连接，排气管线通径符合要求，接出距井口50m以远，并安装完善的点火装置。进行欠平衡施工的井，排气管线接出距井口75m的位置并构筑挡火墙。安装液气分离器的地面要进行硬化处理，并四角用绷绳固定。除气器要将排气管线接出井场以外。5.3.6 井控装置的试压按以下规定执行： 5.3.6.1 井控车间

a）环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试到防喷器额定工作压力。

b）闸板防喷器进行1.4 MPa—2.1 MPa低压密封试验，10分钟压力下降不超过0.07MPa为合格。5.3.6.2 施工现场

a）试压周期：

1）各次开钻前（除一开外）应试压。

2）到钻开油气层前检查验收时，距上一次试压已超过50天，钻开油气层前验收时应重新试压。QG/HBYT 059-2009

页码：28/68

3）更换井控装置部件后应重新试压。b）试压标准：

1）在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行现场试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa。

2）钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照上述现场试压要求试压。

5.3.6.3 试压稳压时间不少于10分钟, 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。

5.3.6.4 远程控制台在现场安装完毕后，按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试验。

5.3.6.5 远程控制台采用规定压力用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。

5.3.6.6 采用专用试压泵试压，也可用水泥车或具有无级调控排量的钻井泵试压。

5.3.6.7 现场井控装置试压时，必须有代表油田公司的监督在现场并签字认可。QG/HBYT 059-2009

页码：29/68

5.3.7 井控装置的使用按以下规定执行：

5.3.7.1 环形防喷器非特殊情况不得长时间关井，一般不用来封闭空井。

5.3.7.2 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。

5.3.7.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，长期关井应手动锁紧闸板。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圈—1/2圈。

5.3.7.4 安装剪切闸板时，其司钻控制台控制手柄增加保护（锁死）装置，远程控制台控制手柄加装限位装置。安装全封闸板时，其司钻控制台控制手柄加装保护装置。

5.3.7.5 远程控制台换向阀转动方向应与防喷器开关状态一致。5.3.7.6 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，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。

5.3.7.7 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

5.3.7.8 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧QG/HBYT 059-2009

页码：30/68

门不能同时打开。

5.3.7.9 钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

5.3.7.10 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》相应规定执行。

5.3.7.11 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。5.3.7.12平板阀开、关到位后，都应回转1/4圈—1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

5.3.7.13 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、防冻措施。在节流管汇处放置井控标识牌，标注不同钻井液密度情况下的最大允许关井套压值。5.3.7.14 防喷管线、节流管汇和压井管汇的闸阀在使用中每天检查一次、每10天保养一次，并对其检查保养情况进行记录。5.3.7.15 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。闸门编号与开关状态见附录B。

5.3.7.16 冬季钻井队应对使用过的管汇进行吹扫，以防冻结。QG/HBYT 059-2009

页码：31/68

5.3.7.17 冬季施工作业远程控制台气泵应定时活动，并保持系统中压缩空气的干燥、清洁。

5.3.7.18 液气分离器使用后要及时清除残液。5.3.8 井控装置的管理执行以下规定：

5.3.8.1 施工单位应有专门的井控车间，负责井控装置的管理、维修和现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。5.3.8.2 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。

5.3.8.3 井控车间应设置专用配件库房、应急抢险专用活动房（箱）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。

5.3.8.4 实施欠平衡钻井作业前，要有详细的欠平衡钻井井控设计，施工单位要制定出一整套井控作业及井控装备安装、使用、检查、维修的具体措施。

5.3.8.5 用于“三高”油气井的防喷器累计上井使用时间应不超过7年，且使用前应经过严格的试压检验，各项指标必须合格。其它井控装置的使用期限执行集团公司中油工程字（2006）408号《井控装备判废管理规定》。

5.3.9 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的QG/HBYT 059-2009

页码：32/68

生产厂家生产的合格产品。

5.4 钻开油气层前的准备和检查验收 5.4.1 钻开油气层前钻井队必须做到：

5.4.1.1 由钻井队工程师（或技术员）负责向全队职工进行地质、工程、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。

5.4.1.2 调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。

5.4.1.3 对钻井设备进行全面检查，确保钻机绞车、动力系统、高压循环系统和净化设备等运转正常。

5.4.1.4 各种井控装备及专用工具、消防器材、防爆电路系统配备齐全，运转正常。

5.4.1.5 落实坐岗观察、关井操作岗位和钻井队干部24小时值班制度。

5.4.1.6 全队职工要进行不同工况下的防喷演习，在含硫地区钻井，井队还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面的安全预防措施，直至合格为止。

5.4.1.7 做好清除柴油机排气管积碳工作，钻台、机房下面无积QG/HBYT 059-2009

页码：33/68

油。

5.4.1.8 井场按规定配备足够的探照灯，其电源线要专线接出。5.4.1.9 钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂。

5.4.2 钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行（见5.9.3）。

5.5 油气层钻井过程中的井控作业

5.5.1 油气层钻井过程中，要树立“发现溢流立即关井，疑似溢流关井观察”的积极井控理念，坚持“立足一次井控，做好二次井控，杜绝三次井控”的井控原则。

5.5.2 录井、气测队做好地层压力预测、监测工作，加强地层对比，及时向井队和现场监督提供地质预告和异常情况报告。钻井队在探井钻进中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘制全井地层压力预测曲线、地层压力监测曲线，设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线。开发井要绘制设计钻井液密度曲线和实际钻井液曲线；根据录井、气测队提出的异常情况及时做出相应的技术措施；根据监测结果，若需调整钻井液密度，正常情况下，应按审批程序及时申报，经有关部门批准同意后方可进行。遇特殊情况时，施工单位可先行处理，然后再上报。QG/HBYT 059-2009

页码：34/68

5.5.3 钻开油层前50—100m和在油层钻进过程中，每次下钻到底钻进前及每钻进300m都要以正常排量的1/3—1/2测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、排量、循环压力记录。当钻井液性能（或钻具组合）发生较大变化时应补测。

5.5.4 定期检查防喷器，在钻开油气层前，应对环形防喷器进行一次试关井（在井内有钻具条件下）。在钻开油气层后正常钻进时，每两天检查开关活动半封闸板防喷器一次，每次起完钻下钻前检查开关活动全封闸板防喷器一次。在活动开、关防喷器时要确保防喷器闸板到位后再进行其它工序。

5.5.5 从钻开油气层到完井，必须落实专人坐岗观察井口和循环池液面变化，若发现溢流要在第一时间内报警。司钻接警后应立即发出报警信号并组织本班人员按关井程序迅速控制井口（详见附录D）。报警信号为一长鸣笛（20秒以上），关井信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛（鸣笛时间2秒，中间间隔1秒）。报警喇叭开关必须是手柄式。

5.5.6 起下钻（钻杆）过程中应在出口槽处坐岗，发生溢流，应抢接井口回压阀（或旋塞阀），迅速关井。起下钻铤过程中发生溢流，应抢接带旋塞的防喷单根并迅速关井。QG/HBYT 059-2009

页码：35/68

5.5.7 钻进中遇到钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察分析，经判断无油气水侵和无井喷预兆后方可继续钻进。

5.5.8 发现溢流后关井时，根据套压、立压和安全附加压力值确定压井液密度值。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%和地层破裂压力所允许关井压力三者中的最小值。

5.5.9 钻开油气层后，起钻前要进行短程起下钻并循环观察后效，在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不大于0.5m/s，控制下钻速度。起钻时灌满钻井液并校核灌入量，每起3柱钻杆或1柱钻铤要灌满一次钻井液，做好记录。起完钻后要及时下钻，检修设备时必须保持井内具有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。

5.5.9.1 下列情况需进行短程起下钻检查油气浸和溢流。

a）钻开油气层后每次起钻前。b）溢流压井后起钻前。

c）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。d）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。QG/HBYT 059-2009

页码：36/68

e）钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时。

f）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。

5.5.9.2 短程起下钻的两种基本作法：

a）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，若钻井液无油气浸，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，待井下正常后再起钻。

b）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气浸，应调整处理钻井液；若无油气浸，便可正式起钻。

c）当有油气浸入时，要测量油气上窜速度，测量并观察油气上窜到井口的时间大于起下钻周期与附加10小时之和时再起钻。5.5.10 钻开油气层后发生井漏时，应先实施堵漏，井下正常后再继续钻进。如果漏失尚未完全堵住，或者漏失和溢流交替出现，施工队伍的上级主管部门和技术部门应有领导和技术人员在现场指导，根据施工井的具体情况，制定详细的安全可靠的技术措施和安全预案后方可后续施工。

5.5.11 顶部驱动钻井，钻进时内防喷器始终接在钻柱中，根据QG/HBYT 059-2009

页码：37/68

需要立即使用。起下钻具时，一旦发生钻具内井涌，应立即坐放卡瓦，将顶部驱动装置接入钻杆后，立即关闭液动内防喷器。5.5.12 钻开油气层后发生卡钻需加入解卡剂或其它原因需要调整钻井液密度时，其钻井液密度调整不能过大，防止诱发溢流、井喷。

5.5.13 电测、固井、中途测试应做好如下井控工作： 5.5.13.1 电测前井内情况应正常、稳定，若电测时间长，应考虑中途通井循环再电测。一级风险井电测时间超过24小时，应通井循环再电测，其它井参考执行。

5.5.13.2 钻开油气层后，下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。

5.5.13.3 中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。

5.5.14 电测作业时，测井作业人员要在测井前准备好应急工具，在测井过程中若发现有溢流，立即停止电测作业，起出电缆，钻QG/HBYT 059-2009

页码：38/68

井队强行下钻。溢流量增大来不及起出电缆时，切断电缆，实施关井，按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

5.5.15 发现溢流显示或者疑似溢流显示都应按关井操作程序迅速关井，并及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。5.5.16 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。5.5.17 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取以下的相应处理措施：

5.5.17.1 关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、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： a）当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除浸污钻井液即可。

b）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。

5.5.17.2 关井立管压力不为零时，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。QG/HBYT 059-2009

页码：39/68

a）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。

b）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：

1）储备加重钻井液密度、数量符合压井要求，则采用工程师法压井。

2）若储备加重钻井液需较大工作量调整加重，其等候时间较长，则采用司钻法或边循环边加重法压井。

5.5.18 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，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。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

5.5.19 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。

5.5.20 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QG/HBYT 059-2009

页码：40/68

专人详细记录立压、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。压井结束后，认真整理压井作业单。

5.6 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 5.6.1 防火、防爆措施按以下规定执行（适用于所有井）： 5.6.1.1 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时，应有隔离带或隔火墙，宽度不小于20m。5.6.1.2 录井房、值班房、库房和化验室等工作房，应放置在距井口30m以外，否则应达到防爆要求。发电房、油罐区距井口应大于20m，发电房与油罐区相距不小于15m。油罐区距放喷管线不小于5m。锅炉房距井口不小于50m。

5.6.1.3 井场内（距井口30m）电器系统的所有电器设备如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路、接插件、电动工具等应符合防爆要求。

5.6.1.4 井场安装防爆探照灯不少于3个，并从配电房专线控制，照明位置应考虑到钻台、节流压井管汇、钻井液加重装置等位置。5.6.1.5 发电机应配备超载保护装置，电动机应配备短路、过载保护装置。QG/HBYT 059-2009

页码：41/68

5.6.1.6 柴油机排气管无破漏和积炭，不朝向油罐并有冷却灭火装置；在苇田、草原、森林等易燃环境，柴油机排气管加装喷淋灭火装置。

5.6.1.7 钻台上、下和机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物。5.6.1.8 消防设施配备标准：消防房，35kg灭火器4具，8kg灭火器8具，消防斧2把，消防锹6把，消防桶8只，消防钩8把，消防水龙带总长75m，φ19mm直流水枪2支；钻台偏房：8kg灭火器2具。机房：5kg灭火器2具；发电房：5kg灭火器2具。油罐区备用消防砂4方。灭火器应是A、B、C类灭火器。储水罐要配有消防水龙带接口。

5.6.1.9 井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电、气焊。确需动火，应执行SY/T5858《石油企业工业动火安全规程》中的安全规定。

5.6.1.10 钻井施工现场设置风向标（或风向旗）4面以上，具体位置在油罐区、钻台上、振动筛和宿舍区。

5.6.1.11 钻井现场必须配备二层台逃生装置，井架工会熟练使用。一级风险井中区域探井、风险探井、高压油气井、高含硫油气井、欠平衡作业井应具有双向逃生功能。QG/HBYT 059-2009

页码：42/68

5.6.1.12 钻井施工现场配备逃生用防毒面具10套。

5.6.2 含硫油气井应严格执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》标准，防止硫化氢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。其中：

5.6.2.1 在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。5.6.2.2 含硫地区施工的钻井队配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用。硫化氢监测仪器配备标准：固定式硫化氢监测仪1台（4个探头）。便携式硫化氢监测仪4台（值班干部、当班司钻、副司钻、坐岗人员）。

固定式硫化氢监测仪安装位置：司钻或操作员位置、方井、振动筛、井场值班房等。

硫化氢防护器具配套标准：正压式空气呼吸器10套，备用充气瓶2个，在距井口上风方向50m以外配空气压缩机1台。正压式空气呼吸器应放在作业人员能方便迅速取用位置。

硫化氢监测仪器及防护器具由钻井队HSE管理员负责管理。钻井队应建立使用台帐，按时送检，按产品说明书检查和保养，保证设备、仪器处于良好状态。QG/HBYT 059-2009

页码：43/68

5.6.2.3 对发现硫化氢后作业井场应有明显、清晰的警示标志：

对生命健康有潜在危险，〔硫化氢浓度小于15mg/m（10ppm）〕，应挂绿牌；

对生命健康有影响，〔硫化氢浓度15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）〕，应挂黄牌；

对生命健康有威胁，〔硫化氢浓度大于30mg/m（20ppm）〕，应挂红牌。

5.6.2.4 当在空气中硫化氢含量超过30mg/m3（20ppm）污染区进行必要的作业时，要做好人员安全防护工作。按以下应急程序执行：

a）戴上正压式空气呼吸器。

b）实施井控程序，控制硫化氢泄露源。c）向上级报告。d）拉警戒线。

e）指派专人在主要下风口100m远进行硫化氢监测。f）撤离现场的非应急人员。

g）清点现场人员，进入现场人员要登记。h）切断作业现场可能的着火源。

i）当硫化氢得到控制并具备条件时，要点燃。

j）及时对井场作业相关人员进行硫化氢防护技术培训。

33QG/HBYT 059-2009

页码：44/68

k）通知救援机构。

5.6.2.5 井场配备急救箱。包括救生药品、氧气袋等，进入气层前值班医生不得离开营地。井场入口处设立醒目“入场须知”，提示进场人员注意防硫化氢事项，并标明逃生路线，自救措施。5.6.2.6 钻井队HSE监督负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，施工单位要与就近有关医院和消防部门取得联系，钻井队应向全队职工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，及时做出地质预报，建立预警预报制度。

5.6.2.7 含硫地区钻井液的pH值要求控制在9.5以上。随钻过程中要加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，储备足够的除硫剂，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50mg/m以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场，在安全地点点燃。

5.6.2.8 在含硫地层实施取心等特殊作业，要先进行专业安全评估，再按评估意见处理。

5.6.2.9 在有硫化氢溢出井口的危险情况下，应通知硫化氢超标范围内的人员迅速撤离到安全位置。当在硫化氢含量超过30mg/m33QG/HBYT 059-2009

页码：45/68

（20ppm）的污染区进行必要作业时，现场人员应佩戴防护器具，两人以上一组作业，以便及时相互救护。

5.6.2.10 放喷管线应至少装两条，其夹角为90—180°，管线转弯处的弯头夹角不应小于120°，并接出距井口不少于100m。若风向改变时，至少有一条能安全使用，以便必要时连接其他设备（如压裂车、水泥车等）做压井用。

5.6.2.11 钻井队在现场条件下不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。

5.6.2.12 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，应立即启动应急预案。

5.6.2.13 一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。5.6.2.14 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。

5.6.3 井喷失控后的处理按以下规定执行： QG/HBYT 059-2009

页码：46/68

5.6.3.1 井喷事失控后，钻井队应立即向上一级主管部门汇报，并在保证人员安全的同时，收集齐全相关资料、组织设立警戒线和警戒区、保证信息畅通。

5.6.3.2 严防着火。井喷失控后应立即停机、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，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源；将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。

5.6.3.3 发生井喷失控事故，立即启动华北油田公司和钻探公司井喷及井喷失控应急预案。各级井控领导小组应在第一时间赶到现场，按照井喷及井喷失控应急预案要求，立即指派专人向当地政府（或当地安全生产监督部门）报告，协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作。

5.6.3.4 应设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。

5.6.3.5 应迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，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。QG/HBYT 059-2009

页码：47/68

5.6.3.6 在对井喷事故，尤其是井喷失控事故处理的抢险方案制订及实施时，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。

5.6.3.7 抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T 6203《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。5.6.3.8 井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理: a）检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值。

b）检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况。c）井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施。

d）按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊，对油罐、氧气瓶、乙炔发生器等易燃易爆物采取安全保护措施。

e）迅速组织力量配制压井液压井，压井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压力等来确定。其准备量应为井筒容积的2-3倍。

f）当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业。

g）具备投产条件的井，经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。5.6.3.9 井口装置损坏或其它原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火的处理: QG/HBYT 059-2009

页码：48/68

a）在失控井的井场和井口周围清除抢险通道时，要清除可能因其歪斜、倒塌而妨碍进行处理工作的障碍物（转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充分暴露并尽可能对井口装置进行保护。对于着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等办法带火清障。清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行。未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，应使用铜制工具。

b）灭火前对着火井口地面和井口进行喷水降温，防止灭火后复燃。

c）采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井

大火。密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。5.6.3.10 含硫化氢井井喷失控后的处理：

含硫化氢井喷失控后，在人员生命受到巨大威胁、人员撤离无望、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火。油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人宜由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任，并列入应急预案中。QG/HBYT 059-2009

页码：49/68

5.6.3.11 井口装置按下述原则设计：

a）在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环要固定。

b）原井口装置不能利用的应拆除。c）大通径放喷以尽可能降低回压。

d）优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理井下事故等作业。

5.6.3.12 原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间，消除着火的可能。

5.6.3.13 井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行，以免发生抢险人员人身事故以及因操作失误而使处理工作复杂化。切断向河流、湖泊等环境的污染。施工同时，不应在现场进行干扰施工的其它作业。

5.6.3.14 按SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求做好人身安全防护。

5.6.4 井喷及井喷失控事故应急预案要求：

5.6.4.1 按照井喷事故级别不同，油田公司和各油气生产单位要编制不同级别的井喷事故应急预案。钻井井喷事故应急预案分三个级别，分别是“油田公司和钻探公司井喷及井喷失控应急预案”、QG/HBYT 059-2009

页码：50/68

“二级油气生产单位和施工单位井喷及井喷失控应急预案”、“施工队伍井喷及井喷失控应急预案”。各级预案均要明确：组织机构、职责、井喷应急处理程序（预案的启动、实施、终止），并明确不同井喷事故级别，启动不同应急预案。

5.6.4.2 油田公司应急预案管理分内和外两层次。内是以井场为重点，突出井控技术和抢险方案，以油田公司和钻探公司专业技术管理部门为主，主要负责人是油田公司井控第一责任人和钻探公司井控第一责任人。外是以消防、警戒、物资、通讯、医院等部门协调为重点，以质量安全环保处、生产运行处为主，主要负责人是油田公司主管生产安全的领导。

5.6.4.3 各级应急预案均要明确要求，当发生井喷及井喷失控时要立即逐级汇报。汇报分为施工单位汇报和油田公司汇报，施工单位汇报系统是：钻井队——二级钻井单位——钻探公司；油田公司汇报系统是：现场监督——建设单位和监督派出单位——油田公司。情况紧急时可越级汇报。汇报内容为附录E要求的钻井井喷失控事故相关信息。5.7 井控技术培训

5.7.1 承担油田公司石油天然气勘探开发钻井的各施工队伍相关人员，必须持有集团公司批准、授权的井控培训机构颁发的有效井控培训合格证，并接受油田公司组织的检查考核。

第二篇：长庆油田钻井井控实施细则

长

庆

油

田

石油与天然气钻井井控实施细则

二 O O 六 年 九 月

目录

第一章

总

则 第二章

井控设计

第三章

井控装臵的配套、安装、试压、使用和管理 第四章

钻开油气层前的准备和检查验收 第五章

油气层钻进过程中的井控作业

第六章

防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理 第七章

井控技术培训 第八章

井控管理 第九章

附

则

附件1-1 “三高”油气井定义 附件1-2 关井操作程序

附件1-3 顶驱钻机关井操作程序 附件1-4 井控装臵图 附件1-5 防喷演习记录格式 附件1-6 坐岗记录格式

附件1-7 钻开油气层检查验收证书格式 附件1-8 钻井井喷事故信息收集表

附件1-9 长庆石油勘探局井控设备管理台帐 附件1-10 常用压井计算公式 附件1-11 四种常规压井方法

第一章

总

则

第一条 为了深入贯彻SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》、《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》、Q/CNPC115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，进一步推进长庆油田井控管理工作科学化、规范化，提高长庆油田的井控管理水平，有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。

第二条

长庆油田各单位应高度重视井控工作，贯彻“安全第一，预防为主，环保优先，综合治理”的方针，树立“以人为本”、“井喷就是事故”、“井喷是可防可控”的理念，严格细致，常抓不懈的做好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条

井控工作是一项系统工程。长庆油田的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门都必须十分重视，确保各项工作协调有序进行。

第四条

长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。日常井控工作的重点在钻井队、关键在班组、要害在岗位。

第五条

本细则依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》并结合长庆油田的特点而制定。包括：井控设计，井控装臵配套安装试压使用和管理，钻开油气层前准备和检查验收，油气层钻进过程中的井控作业，防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施，井喷失控处理，井控技术培训和井控管理等八个方面内容。适用于所有在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章

井控设计

第六条

井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，长庆油田地质、工程设计部门都要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。从事“三高”油气井(“三高”油气井定义见附件1，下同)设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具有相应的现场工作经验和中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称。

第七条

钻井地质设计应包括以下井控方面内容：

(一)钻井地质设计书应根据物探及本构造临近井和临构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料。在可能含H2S（或CO）等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

(二)在已开发调整区钻井，钻井地质设计书中应明确：本井区主地应力方向，注水井方位、距离、注水量、注水开始时间。油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第八条 钻井工程设计书中应明确钻井必须装防喷器，并按井控压力级别要求进行井控装臵的配备设计。若因地质情况不装防喷器，应由生产建设单位所委托的设计部门和钻井公司、环保部门共同论证，在设计中确认，并由生产建设单位井控工作第一责任人签字批准。

第九条

钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力等资料，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

(一)同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

(二)新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

(三)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。

(四)“三高”油气井的生产套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且固井水泥必须返到地面。

第十条

长庆油田油气井常用的井身结构(一)天然气井

井身结构大致可按以下几种情况确定：

1、预测储层天然气组分中H2S含量＜75mg/m3的气田内的探井、开发井可采用Ф273mm(Ф245mm)表层套管+Ф178mm(Ф140mm)套管完井。

2、预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3时采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入含硫气层顶部，挂Ф127mm尾管完井。

3、气田以外区域探井，采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入目的层顶部，挂Ф127mm尾管。或采用Ф340mm表层套管+Ф245mm技术套管，挂Ф178mm尾管，再往下挂Ф127mm尾管，上部回接Ф178mm套管。

4、天然气井表层套管井深要求：

（1）表层套管井深＞500m，且进入稳定地层＞30m。（2）特殊情况执行设计要求。（3）表层固井水泥返至地面。

(二)油井

油井的井身结构，一般采用Ф245mm表层套管+Ф140mm油层套管。且必须遵循以下要求：

1、油井表层套管必须钻穿上部疏松地层，进入硬地层30m-50m，对于油层压力较高的井，表层套管要适当加深。

2、表层套管必须固井，水泥返至地面，且封固良好。

3、有浅气层的井，应将表层套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

4、特殊情况执行设计要求。

第十一条 钻井工程设计书中应明确天然气井或装防喷器的油井每层套管固井开钻后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层3-5m时，用低泵冲做地层破裂压力试验（丛式井组只在井组的第一口井进行地层破裂压力试验，其它井不做），并做出压力与排量关系曲线。算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。注意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%。

第十二条 钻井工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值。附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:油井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。同时，必须注意以下几点：(一)钻井液体系的确定应遵循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、井下安全和经济的原则。

(二)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、井控装臵配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。

(三)含硫油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

(四)探井、预探井、资料井应对随钻地层压力预（监）测技术提出要求。

第十三条 预测储层天然气组分中 H2S含量≥75mg/m3的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。若进行欠平衡作业，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控、防火、防H2S等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

第十四条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》标准选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十五条 钻井工程设计书还应包括以下内容：(一)明确满足井控要求的钻前工程及合理的井场布臵和放喷管线的安装要求。

(二)明确钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，含H2S、CO等有毒有害气体的油气井的安全防护措施。

(三)明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装臵和灌注装臵的配备要求，以满足井控技术的需求。

第三章

井控装置的配套、安装、试压、使用和管理

第十六条

井控装臵配套原则

(一)防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应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。

(二)防喷器的通径级别应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。同时应安装防偏磨法兰。

(三)含硫地区井控装臵选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》的规定。

(四)防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第十七条

长庆油田油气井井控装臵基本配套标准

(一)气田开发井井控装臵基本配套标准

1、井口装臵从下到上为

FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器。见附图一。预测上古生界有异常高压油气层的井及预测储层天然气组分中 H2S含量≥75mg/m3的井必须安装环形防喷器。见附图二。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。见附图

五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。(二)天然气探井、区域探井井控装臵配套标准

1、井口装臵从下到上为

⑴天然气探井：FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器+FH28-35防喷器。见附图二。

⑵区域探井：FSP35-70四通+2FZ35-70双闸板防喷器+FZ35-70单闸板防喷器+FH35-35防喷器 或FSP35-35四通+2FZ35-35双闸板防喷器+FZ35-35单闸板防喷器+FH35-35防喷器（根据地层压力选择）。见附图三。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。见附图

六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀，方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。

(三)在区域探井、“三高”油气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装臵的压力等级和通径一致。其安装位臵由钻井工程设计书确定。

(四)油井分为Ⅰ、Ⅱ类

1、Ⅰ类油井，一般是指：

⑴ 异常高压的井和受注水影响压力异常井； ⑵ 有浅气层的井； ⑶ 注水区块的漏失井； ⑷ 气油比大于100m3/t区块的井;⑸ 油田勘探井、评价井;⑹ 含CO区块的井。

Ⅰ类油井必须安装防喷器，其安装配套标准为： ⑴ 井口安装14MPa及以上的单闸板防喷器。见附图四。⑵ 钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。⑶ 配单翼节流管汇和压井管汇，见附图

七、图八。⑷ 控制设备配远程液压控制台。

2、Ⅱ类油井，是指除Ⅰ类油井以外的井。

按照本细则第八条执行，同时井口必须留出高度适当完好的表层套管接箍或装好底法兰。

3、特殊井按单井钻井工程设计书要求执行。

(五)钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆，钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。

(六)天然气井钻井队必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装臵；“三高”油气井配备液气分离器。

第十八条

井控装臵检修周期规定

(一)防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇等装臵，现场使用或存放不超过半年。

(二)井控装臵已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装臵完好的基础上可延期到完井。

(三)实施压井作业的井控装臵，完井后必须返回井控车间全面检修。

第十九条

井控装臵的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装臵在井控车间的检修，检修内容按SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》规定执行。同时，井控车间建立检修工艺流程、质量要求和出厂检验制度，报勘探局工程技术管理部门审批后执行。

第二十条

设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装臵。第二十一条

井控装臵的安装标准。

(一)表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差：天然气井≤3mm，油井≤5mm。

(二)底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；底法兰下用水泥填补、固牢。

(三)顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

(四)各法兰螺栓齐全，对称上紧，钢圈上平，螺栓两端公扣均匀露出。

(五)井口用四根Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧。

(六)具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装臵，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。

(七)在任何施工阶段中，防喷器半封闸板芯子必须与使用的钻杆、套管尺寸相符。

(八)防喷器上面装挡泥伞，保持清洁。

第二十二条 防喷器控制系统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，防喷器远程控制台安装要求：

(一)防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。(二)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5m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

(三)远控台的液控管线与防喷管线距离大于1米；车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物和作为电焊接地线或在其上进行割焊作业。

(四)远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-1.0MPa；并配臵气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.1MPa。

(五)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

(六)远程控制台待命状态时，油面高于油标下限100-150mm，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为17.5-21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

(七)远程控制台控制全封闸板的换向阀手柄用限位装臵控制在中位，其他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。

第二十三条

井控管汇应符合如下要求：

(一)井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

(二)四通两侧各有两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

(三)天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。必须使用经过检测合格的管材；防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不能现场焊接、不能交叉、不能用由壬连接。高含硫油气井节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线应采用抗硫的专用管材。

(四)Ⅰ类油井可使用高压专用软防喷管线，但每口井必须进行试压检查和外观等检查，防止橡胶老化后失效。

(五)节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

(六)放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井放喷管线应装两条，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。油井放喷管线装一条，接出井口50m以远。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远且两条放喷管线的夹角为90°-180°。

确因井场周围地形条件和环境限制，放喷管线无法满足上述要求，应由钻井公司工程项目部组织工程技术、安全环保等部门共同研究，制定具体措施，并由钻井公司工程项目部井控工作第一责任人签字批准后实施。

(七)放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

(八)放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的专用铸钢弯头或使用专用90°铸钢加厚两(三)通。

(九)放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓或卡子固定，卡子下面要垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧要用卡子固定；悬空处要支撑牢靠。

(十)水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

(十一)钻井液回收管线内径≥78mm，出口应接至1#循环罐并固定牢靠；拐弯处必须使用角度＞120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

(十二)压井管汇与节流管汇装在井架的两侧。

(十三)使用抗震压力表，量程应满足现场使用要求，压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。

(十四)放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。(十五)井场应配备点火装臵和器具。第二十四条

井控装臵的试压。

(一)井控装臵的试压是检验其技术性能的重要手段，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)井控装臵试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间按井场连接形式用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井控装臵在现场安装好后，试验压力应在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管汇和节流管汇(节流阀前)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；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格(允许压降参考值≤0.7MPa)。

4、防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装臵试压介质均为清水(北方地区冬季加防冻剂)。

第二十五条

井控装臵及管线的防冻保温工作

(一)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。

(二)远程控制台贮能器胶囊的工作温度在－10℃～70℃范围，如低于－10℃胶囊会脆裂破损，因此冬季远程控制台活动房内要进行保温。

(三)防喷器、防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线的防冻保温有以下几种方法：

1、排空液体

⑴ 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。

⑵ 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。

2、充入防冻液体。

将防喷管汇、节流、压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。第二十六条

井控装臵的使用执行以下规定：

(一)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)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。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

(三)具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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圈～1/2圈。

(四)环形防喷器或闸板防喷器关闭后，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。

(五)当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。(六)严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

(七)检修装有铰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。

(八)钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

(九)井场应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具。

(十)防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

(十一)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。

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

(十三)压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

(十四)井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

(十五)套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

第二十七条

钻具内防喷工具(包括方钻杆上、下旋塞，回压凡尔、钻具止回阀、防喷钻杆单根等)的管理。

(一)应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。

(二)准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。

(三)管具公司负责内防喷工具的管理，定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证。试压时间超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

(四)钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。(五)旋塞阀在现场每起下一趟钻开、关活动一次；钻井队要填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况。

第二十八条

井控装臵的管理执行以下规定：

(一)井控装臵的管理维修由管具公司井控车间负责。井控装臵现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查；副司钻负责远控房的操作、检查。井架工负责防喷器的维护、检查；内钳工负责上、下旋塞和回压凡尔及开、关工具的保管、操作；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇的维护、检查。

(二)所有井控装臵必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制，并填写保养和检查记录。

(三)井控车间应设臵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。

第二十九条 所有井控装备及配件必须是经中国石油天然气集团公司认证具有资格的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

第四章

钻开油气层前的准备和检查验收

第三十条 钻开油气层前钻井队必须做到：

(一)对全套钻井设备，重点对井控设备、井控管理制度的落实及执行情况、防火、防爆及安全防护设施、检测仪器、钻井液材料及钻井液加重材料的储备情况等进行一次全面的检查，对查出问题及时整改。

(二)调整井、先注后采区块井应指定专人按要求检查邻近注水、注气井停注、泄压情况。

(三)向全队职工进行技术交底。交底的主要内容包括：所钻油气层的基本岩性、油气层压力情况、有毒有害气体含量和层位、井控装臵的性能、钻井队主要工艺技术措施、设计钻井液密度、钻井液储备要求、井控物资储备情况、关井程序的实施要求和坐岗制度的落实等。

(四)在进入油气层前50m～100m，按照未钻井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。

(五)钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含H2S、含CO地区还应进行防H2S、防CO演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。防喷演习关井速度要求：钻进中为2分钟；起下钻杆时为3分钟；起下钻铤时为4-5分钟；空井为2分钟。演习结果要填入防喷演习记录。(六)强化钻井队干部在生产现场24小时轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。

(七)在进入油气层前50m～100m，井控坐岗工要佩戴正压空气呼吸器对钻井液出口有毒有害气体进行检测，未发现有毒有害气体时，开始定点坐岗观察溢流显示和循环池（罐）液面变化，并填写“井控坐岗记录”（格式见附件6），发现异常情况，立即报告司钻或值班干部采取措施。

(八)钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。

(九)开始执行禁火令和动火审批手续。第三十一条

钻开油气层前的井控验收

(一)钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

(二)钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。

(三)探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井由钻井公司主管井控的领导牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，并会同油田分公司工程技术管理部门及项目组有关人员，进行检查验收。

(四)除探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井外，其余井由钻井公司工程项目部主管领导或技术负责人牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，按钻开油气层的要求进行检查验收。油井丛式井组由项目部组织对第一口井进行验收，后续井在HSE监督员的监督下由钻井队自行组织验收。但如果在本井组中任一口井发生油气浸，后续井必须由工程项目部组织验收。油田分公司项目组有关人员督促和抽查验收情况。

(五)经检查验收合格、批准后方能钻开油气层。

第五章

油气层钻进过程中的井控作业

第三十二条 有下列情况之一者，不准钻开油气层：(一)未执行钻开油气层申报审批制度；(二)未按设计储备重钻井液和加重材料；(三)井控装备未按要求试压或试压不合格；(四)井控装备不能满足关井和压井要求；(五)内防喷工具配备不齐或失效；(六)防喷演习不合格；(七)井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十三条 油气层钻进过程中，及时发现异常情况并准确界定井控险情，采取正确、有效的控制措施，是井控工作中的关键。

(一)有关名词定义

1、油气侵：是指在钻井过程中，地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体(油、气、水)将侵入井内，在循环过程中上返，钻井液池面上有气泡、油花等现象。

2、溢流：是指地层流体侵入井内，推动井内液体在井口形成自动外溢的现象。若钻井液在循环，则井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后钻井液自动外溢。

3、井涌：是指溢流进一步发展后，出现钻井液涌出井口的现象。

4、井喷：是指井筒内液柱压力低于地层压力，地层流体自井筒喷出地面。

5、井喷失控：是指井口无法正常控制井喷，井喷完全或部分失控，大量有毒有害气体外泄、发生大面积特大环境污染，周围群众正常生活、生命及财产安全等受到严重影响。

6、井喷失控着火：是指井喷失控事故引起火灾，造成人员伤亡和重大社会影响。

7、一次井控：是依靠适当的钻井液密度来控制地层孔隙压力，使地层流体不能浸入井内的一种控制方法。也就是通过井内钻井液柱的压力来平衡地层压力。因此，要求在各种工况下，要始终保持井内钻井液液柱压力略大于地层压力。

8、二次井控：是指一级井控失败，地层流体侵入井内，出现溢流、井喷，依靠地面设备和适当的井控技术使井内压力恢复到初级井控状态的控制方法。

9、三次井控：是指二级井控失败，地面设备已不能控制井口，地层流体无控制的涌入井内，喷出地面时，重新恢复对井口的控制抢险。

(二)不同情况下的处臵程序

1、发生油气浸后由钻井队按《钻井队井控应急预案》和本细则第四十二条处臵，在1小时内汇报到工程项目部应急办公室，并随时向工程项目部汇报处臵情况。

2、发生溢流后钻井队在第一时间内汇报到工程项目部，由工程项目部按《工程项目部井控应急预案》和本细则第四十三条处臵，1小时内汇报到钻井公司应急办公室，并随时向钻井公司应急办公室汇报处臵情况，钻井公司根据处臵情况在24小时内上报勘探局(油田公司)应急办公室。

3、发生井涌、井喷后在第一时间内汇报到钻井公司，由钻井公司按《钻井公司井控应急预案》和本细则第四

十三、第四十四条、第四十五条条处臵，在2小时内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，并随时向勘探局(油田公司)应急办公室汇报处臵情况。

4、发生井喷失控、井喷失控着火后在第一时间内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，按勘探局(油田公司)《重大井喷事故救援预案》和本细则第五十四条、第五十五条处臵。

第三十四条

钻开油气层后，安装防喷器的钻井队应每天白班对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装臵按要求进行试压。

第三十五条 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井过程中当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后才能实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，同时要及时上报。发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

第三十六条 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常排量循环一周时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

第三十七条 规范操作，立足搞好一次井控；加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。

(一)录井人员要及时观察气测值，发现气测值升高或超过临界值时，要及时向钻井队值班干部下达书面通知；井控坐岗工观察钻井液出口返出量的变化、钻井液性能变化及钻井液池液面增减情况，含H2S及含CO区域还应佩带正压空气呼吸器进行有毒有害气体检测，每30分钟记录一次，发现溢流、井漏、有毒有害气体及油气显示等异常情况，应立即报告司钻，并加密观察和检测。

(二)钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势变化、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录，发现异常，立即停钻观察；并把方钻杆提出转盘面，根据实际情况采取相应措施。

(三)在油气层中起下钻作业时：

1、保持钻井液有良好的造壁性和流变性；起钻前充分循环井内钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，并记录对比，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3；

2、钻杆每起3-5柱灌一次钻井液，起钻铤及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。

3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；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，达到正常后方可继续起钻。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s；

4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。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。认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。

5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。

6、发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。

(四)发现溢流要及时发出报警信号：信号统一为：报警一长鸣笛，关井两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。(五)钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。根据井漏程度反灌钻井液，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。

第三十八条

测井、固井完井等作业时，均应严格执行安全操作规程和井控措施，以便有效避免井下复杂情况和井喷事故的发生。

(一)电测作业应注意的事项

1、钻井队与测井队要共同制定和落实电测作业时发生溢流的应急预案。

2、井控坐岗工注意观察井口，每测完一条曲线及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，有异常情况立即报告值班干部。

3、根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。

4、若发现井口外溢，停止电测作业，起出电缆强行下钻。发现井喷，来不及起出电缆时，根据应急预案的要求，将电缆剪断扔于井中，实施关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆，并视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施。

(二)下套管、固井作业应采取的措施

1、下套管前，检查好防喷器，并在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井用。

2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。

4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

(三)对“三高”油气井油（气）层套管的固井质量应使用变密度测井或其它其它先进有效的测井技术进行质量评价，水泥胶结质量合格井段应达到封固段长度的70％以上。对于漏失严重、地层破碎易塌井段先治理后固井。对于固井质量存在严重问题的井，要采取有效措施进行处理，确保达到封固目的。

(四)中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装臵符合安装、试压要求的前提下进行。

第三十九条 空井及处理井下事故时保证井控安全的措施(一)打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速度，定时下钻通井，及时排出油气浸钻井液。

(二)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、臵换法、压回法等方法进行处理。

(三)处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力的影响，保证液柱压力大于地层流体压力。

(四)在油气层套管内进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应提高钻井液密度，压稳油气层。

(五)对重大施工和关键技术环节，钻井公司应依据井下事故及复杂情况程度，制定相应措施，由其上级工程技术主管部门批准后，再安排相应能力的生产技术人员在现场指导，保证对现场工作提供必要和有效的技术支撑。

第四十条 下列情况需进行短程起下钻检查油气浸和溢流：

(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)钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；

(六)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。

第四十一条 短程起下钻的基本作法如下：

(一)一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受浸污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；

(二)特殊情况时(需长时间停止循环或井下复杂时)，将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气浸，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。

第四十二条 发现油气浸后应立即停钻，及时循环除气、观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气浸现象消除，恢复正常钻进。

第四十三条 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序(见附件

2、附件3)迅速关井；关井作业应做到：

(一)发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力，套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。

(二)天然气井钻井队原则上要求配臵液面自动报警装臵和坐岗房，钻井液增减量超过1m3立即报警、2m3关井；油井钻井液增减量超过2m3立即报警、3m3关井。

(三)关井、开井应注意的问题

1、关井前

(1)必须清楚井口防喷装臵组合尺寸，压力级别及控制对象。

(2)控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。(3)了解各控制闸门开启状况。

(4)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、关井(软关井)(1)关井前必须首先创造井内流体有畅通通道。

(2)环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装臵。

(3)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以及井内有钻具时使用全封闸板关井等错误操作。

3、关井后

(1)关井后应及时、准确求得关井立管压力、关井套压，并观察、记录溢流量。

(2)当溢流发生时，井底周围地层液体已开始进入井内，这时地层液体压力下降，以至于在刚关井后的一段时间，井底压力并不等于地层压力。在一段时期以后，井底压力将由于地层压力而升高，直至等于地层压力。对于具有良好渗透率的地层，井底压力与地层压力间建立起平衡需10-15分钟，因此，关井后在套压不超过允许关井最高压力的情况下，关井时间不少于15分钟，求取立压、套压以准确的计算地层压力，为压井计算提供依据。

(3)接回压凡尔时立压求取方法。慢慢的启动泵并继续泵入，到泵压有一突然升高时留心观察套压，当其开始升高时停泵读出套压即将升高时的立管压力。如套压升高到关井套压值以上某个值，则从立管压力减去这个值即得关井立管压力。

(4)关井后原则上不允许活动井内钻具。

(5)各岗位应认真检查所负责装备的工作情况，并做好防火、加重、除气、警戒等工作。

(6)在允许关井套压值范围内严禁放喷。

(四)开井

1、检查手动锁紧装臵是否解锁。

2、检查立压、套压是否为零。

3、先开节流阀，然后从下至上开防喷器，关液动阀，并认真检查是否完全开启、关闭。

4、开井泄压一定要从节流放喷管线进行，且开各种闸阀的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。严禁以开防喷器的办法进行泄压。

第四十四条 关井后处理方法及措施 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施：

1、关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、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)当关井套压也为零时，说明环形空间钻井液浸污并不严重，保持原钻进时的流量、泵压，以原泥浆敞开井口循环,排除受浸污钻井液即可。

(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。循环中应注意勤测量钻井液密度，同时不能将受侵污的钻井液重新泵入井内。在达到对溢流的控制以后，可以适当的提高钻井液密度，使井内压力得到更好的平衡。

2、关井立管压力不为零时，表明由未侵污的钻井液液柱压力不足以防止地层液体侵入井眼，所以必须提高钻井液密度，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、井口装臵的额定工作压力等)，结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。

3、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、臵换法、压回法等方法进行处理。

4、天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，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。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

5、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、泥浆泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。

6、加重钻井液要慎重，预防密度太高导致井漏。加重时要适量加入降失水剂、稀释剂，以降低失水、改善泥浆的流动性和泥饼质量，并加入烧碱水将PH值提高到9-10。

7、压井过程中发生井漏时，应向环空灌入钻井液以降低漏速。维持一定液面，保持井内压力平衡，然后堵漏。

第四十五条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一者，应采取放喷措施。

(一)钻遇浅层气；(二)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；

(三)井口压力超过井控装臵的额定工作压力；(四)井口压力超过套管抗内压强度的80%；(五)井控装臵出现严重的泄漏。

(六)地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。

第六章

防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理

第四十六条

井场布臵要求

(一)油气井井口距铁路、高速公路＞200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性高危场所＞500m；距高压线及其它永久性设施＞75m。在钻井作业期间应撤离距油气井井口100m范围内的居民；对“三高”油气井和区域探井，在钻开油气层前2天到完井期间，应建立预警预报制度，由钻井队向周围居民提前告知，并及时做好地质预报，发现异常立即启动应急预案。对特殊情况，应进行专项安全风险评估，并采取或增加相应的安全保障措施。

(二)在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。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的上风侧位臵；锅炉房与井口相距＞50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距＞20m。

(三)井场、钻台、油灌区、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。

第四十七条

防火防爆要求

(一)井场严禁吸烟,严禁使用明火。确实需要使用明火及动用电气焊时，严格按照动火等级办理动火手续，落实防火防爆安全措施。

(二)柴油机排气管距井口15米以上，不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装臵。

(三)钻台上下、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)井口有天然气时，禁止铁器敲击。井场工作人员穿戴“防静电”劳保护具。

(五)生活区及井场值班房、工作间摆放均应避开放喷管线。

第四十八条

消防设施及管理

(一)井场消防器材应配备推车式MFT35型干粉灭火器3具、推车式MFT50型干粉灭火器2具、MFZ型8kg干粉灭火器10具、2～3kg CO2灭火器5具、5kg CO2灭火器2具、消防斧2把、消防锹6把、消防桶8只、消防毡10条、消防砂4m3、消防专用泵1台、Φ19mm直流水枪2只、水罐与消防泵连接管线和快速接头各1个、消防水龙带75m。

(二)消防器材要有专人管理，定期检查保养，严禁挪作它用。灭火器实行挂牌管理。

(三)井场集中放臵的消防器材，应设臵专用的移动式消防器材房。

第四十九条

电器安装

(一)井场电器设备、照明器具及输电线的安装、走向与固定符合安全及防火要求。

(二)钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制。电器控制开关距探井、“三高”油气井井口不小于30m，距其它油气井井口不小于15m。

(三)远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制。

(四)电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备。

(五)使用通用电器集中控制房或MCC(电机控制)房，地面使用电缆槽集中排放。

第五十条

含硫油气井应严格执行SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、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，避免环境污染和人身伤亡。

(一)在钻台上、震动筛、远控房、井场入口处等地应设臵风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

(二)在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。

(三)含H2S或CO油气井、气探井应配备1套固定式多功能气体检测仪，5台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，10套正压式空气呼吸器，并配备一定数量的正压式空气呼吸器作为公用。其它井场应配备2台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，6套正压式空气呼吸器。并做到人人会使用、会维护、会检查。

(四)当检测到空气中H2S浓度达到15 mg/m3或CO浓度达到30 mg/m3时，立即启动钻井队应急程序，现场人员应：

1、当H2S气体浓度达到15mg/m3或CO浓度达到30 mg/m3，可循环观察，并随时监测气体浓度的变化。在上风口开启充气机随时准备给正压式空气呼吸器气瓶充气。切断危险区的不防爆电器的电源。

2、非作业人员应立即疏散到上风口安全处待命并由HSE监督员清点人数。应急突击队人员戴好正压式空气呼吸器，检查井口是否已控制；井控座岗工戴好正压式空气呼吸器负责测定现场H2S或CO浓度；卫生员随时准备急救。

3、当H2S气体浓度超过30 mg/m3或CO气体浓度超过60 mg/m3，现场人员全部戴上正压式空气呼吸器，撤离现场非应急人员，切断现场可能的着火源，并安排两人佩带正压式空气呼吸器在下风口100m处有监测毒有害气体浓度。

4、按本细则第四十二条、第四十三条进行循环或压井处臵，以减少H2S、CO溢出量。

5、待险情核实后，钻井技术员向项目部应急办公室及相关单位汇报、请示；钻井队值班干部同外部救援力量取得联系。

6、如果发现有人中毒，立即抬到上风口安全区由卫生员负责实施现场急救，同时与具有救治能力的医院联系，由钻井队队长落实车辆，在抢救的同时派人立即送医院。

7、现场正压式空气呼吸器的气源无法保障且H2S浓度超过30 mg/m3或CO超过60 mg/m3时，应立即安排现场所有人员撤离。

(五)当检测H2S浓度达到30 mg/m3或CO浓度达到60 mg/m3的安全临界浓度时，应启动项目部应急程序，现场人员应：

1、佩带正压式空气呼吸器；

2、向上级（第一责任人及授权人）报告；

3、指派两人佩带正压式空气呼吸器在主要下风口距井口100m处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密；

4、按本细则第四十三条、第四十四条进行处臵，控制H2S或CO泄漏量；

5、切断作业现场可能的着火源；

6、通知救援机构。

7、若下风口100m处H2S浓度达到75 mg/m3或CO浓度达到125 mg/m3时，立即通知附近当地政府组织周围居民撤离。撤离路线依据风向而定，应向上风向、高处撤离。

9、若现场H2S达到150 mg/m3或CO浓度达到125 mg/m3时，先切断电源、关闭柴油机，立即组织现场人员应全部撤离；撤离路线依据风向而定，应向上风向、高处撤离。

(六)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H2S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H2S检测浓度在50mg/m3以下。除气器排出的H2S或CO应引出井场在安全的地点点燃。

(七)含硫油气井作业相关人员上岗前应接受H2S或CO防护技术培训，经考核合格后上岗。

(八)钻井队技术人员负责防H2S或CO安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防H2S或CO安全技术交底，对可能存在H2S或CO的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。(九)当在空气中H2S或CO含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》中的相应要求做好人员安全防护工作。

(十)发现溢流后要立即关井，尽快进行压井。当含H2S或CO气体的钻井液到井口时，应及时放喷，并由专人佩带防护用具点火，将气体烧掉。

(十一)钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防H2S或CO的应急预案，并组织演练。一旦H2S或CO溢出地面，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。

(十二)一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和安全技术人员在井场值班。

(十三)控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚H2S或CO的地方进行浓度检测。待H2S或CO浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

第五十一条

发生井喷失控时，作业现场前期应急行动要执行以下临时处臵原则：

（1）疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡；（2）组织现场力量，控制事态发展；

（3）调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救；（4）保持通讯畅通，随时上报井喷事故险情动态；（5）分析现场情况，及时界定危险范围；

（6）分析风险，在避免发生人员伤亡的情况下，组织抢险。第五十二条

井喷失控后的处臵程序

(一)井喷失控后，事故单位要在第一时间内向勘探局(油田公司)应急办公室汇报，勘探局(油田公司)应立即启动《重大井喷事故应急救援预案》进行处臵，并按井喷事故逐级汇报制度的要求向上一级部门汇报。现场抢险指挥小组应立即制定现场人员撤离方案，集中统一领导，技术、抢险、供水、治安、生活供应、物资器材供应、医务等分头开展撤离组织工作，确保现场人员全部安全撤离。

由工程项目部安全环保办公室负责，确定专人佩戴正压式空气呼吸器，在井场周围安全范围内设臵观察点，定时取样，测定井场周围各处天然气、H2S或CO含量，划分安全区域和标明警戒线。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府作好井场周围居民的疏散工作。工程项目部及油田公司项目组及时向当地安全生产监督部门报告，并按SY/T 6203-1996《油气井井喷着火抢险作法》的要求做好人身安全防护工作和进行抢险准备。

(二)含H2S井井喷失控后的处理

H2S浓度达到150mg/m3的高含硫井，在人员生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火，油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任(特殊情况由施工单位自行处臵)。并按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的要求做好人员撤离和人身安全防护。

第七章

井控技术培训

第五十三条

按中国石油天然气集团总公司《石油与天然气钻井井控规定》要求，应持证人员都必须经过培训、考核并取得井控操作合格证后才能上岗，严禁无证上岗。凡没有取得井控操作合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

(一)井控培训单位必须经中国石油天然气集团公司批准、授权后，才具有颁发井控操作合格证的资格；井控培训教师必须取得中国石油天然气集团公司认可的井控培训教师合格证，才能参与井控培训。

(二)井控培训要求：

1、初次持证培训时间要达到8天(49学时)以上；

2、井控复审培训时间要达到4天(25学时)以上；

3、实践操作必须保证1天以上；

4、采用脱产集中培训的方式。受训人员要集中到井控培训站或承担钻井井控培训的单位进行系统培训。施工现场的井控培训可以作为提高人员操作技能的帮促手段，不能依此发证。

5、必须对理论和实践操作同时考核，考核合格后才能发证。

6、井控操作合格证有效期为两年，每两年进行一次复审培训，考试合格者重新发给井控操作合格证或在原证上由主考人签字、主考单位盖章认可，不合格者，应吊销井控操作合格证。

(三)井控操作证制度的管理和落实：

1、勘探局钻井队伍的井控操作证制度落实由勘探局工程技术管理部门监督执行。其他队伍井控操作证制度的落实由建设方工程技术管理部门监督执行。

2、凡在长庆油田施工的钻井队伍，必须持有长庆油田认可的井控操作合格证。井控应持证人员的培训、考核和发证由长庆石油勘探局井控培训站负责。

3、对勘探局钻井队伍应持证人员，井控培训部门在培训考核后，应向勘探局工程技术管理部门和人事劳资部门上报考核成绩、发证人员名单、考核未合格吊销井控操作合格证人员名单等相关培训资料，便于备案审查。

4、对其它钻井队伍应持证人员，井控培训部门在培训考核后，应向建设方工程技术管理部门上报考核成绩、发证人员名单、考核未合格吊销井控操作合格证人员名单等相关培训资料，便于备案审查。第五十四条

井控技术培训内容要求如下：(一)井控工艺：

1、井控及相关的概念；

2、井喷、井喷失控的原因及危害；

3、井下各种压力的概念及其相互关系；

4、溢流的主要原因、预防与检测；

5、关井方法与程序；

6、常用压井方法的原理及参数计算；

7、H2S、CO的防护和欠平衡钻井知识；

8、井控应急预案；

9、井喷案例分析。(二)井控装臵：

1、各种防喷器的结构、原理、性能、规范、操作方法、维护方法和注意事项。

2、防喷器控制系统的组成、作用、工作原理、常用类型、主要部件和正常工作时的工况。

3、节流、压井管汇的组成、功用、主要技术参数、主要阀件、液动节流管汇与液控箱。

4、各种内防喷工具的结构、原理、性能、规范、操作方法、维护方法和注意事项。

(三)其它有关井控规定和标准。第五十五条

井控培训对象及要求：

(一)对钻井队工人(包括井控坐岗工)及固井技术人员、现场地质录井人员、钻井液技术人员的培训，要以能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、会对井控装臵进行安装、使用、日常维护和保养为重点。

(二)对钻井队技术人员以及欠平衡钻井、取心、定向井(水平井)等专业技术人员的培训，要以正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、掌握压井程序、实施压井作业、正确判断井控装臵故障及具有实施井喷及井喷失控处理能力为重点。

(三)对井控车间技术人员和现场服务人员的培训，要以懂井控装臵的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断和排除故障为重点。

(四)对油田公司和钻井承包商主管钻井生产的领导和其它指挥人员、负责钻井现场生产的生产管理人员、工程技术人员和现场监督的培训，要以井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次控制及组织处理井喷失控事故为重点。

(五)对钻井工程和地质设计人员、井位踏看和钻前施工人员、现场安全管理和监督人员的井控技术培训，要以井控基本知识和相关井控管理规定、标准的学习理解为重点。

第八章

井控管理

第五十六条 井控分级责任制度

(一)勘探局、钻井承包商和油田公司主管生产和工程技术工作的局(公司)领导是井控安全第一责任人。

(二)勘探局(油田公司)工程技术部门是井控工作的主管部门。质量安全环保部门是井控安全的监督管理部门。

(三)勘探局、钻井承包商和油田公司分别成立井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任，成员由有关部门人员组成。领导小组负责贯彻执行井控规定，组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。

(四)钻井公司、录井公司和油田公司项目组主管生产的领导是本公司(项目组)井控安全第一责任人。钻井公司、录井公司、油田公司项目组成立井控领导小组，负责本公司(项目组)的井控工作。

(五)钻井公司(录井公司)各工程项目部、钻井队(录井队)、井控车间分别成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井现场井控第一责任人是钻井队(录井队)队长；班组井控第一责任人是当班司钻；溢流监测责任人是当班井控坐岗工，气测值检测责任人是当班录井工。

(六)各级负责人按谁主管谁负责的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。

第三篇：塔里木油田钻井井控考试题2004-002(中级)

塔里木油田钻井井控考试题—中级

培训类别：钻井井控级别：中级试题编号：2004-002

一 以下各题均为单选题，请在答题卡上选出正确答案。(每题1分，共35分)

1、在钻井中，依靠正在使用的钻井液密度已不能平衡地层压力，这时要依靠地面设备和适当的井控技术排除溢流，恢复井内的压力平衡，我们称为_______。

A）初级井控B）二级井控C）三级井控

2、当井侵发生后，井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称为_______。

A）井侵B）井涌C）溢流

3、压力的概念是指 _______。

A）静止液体重力产生的压力B）物体单位面积上所受的垂直力

C）单位深度压力的变化量D）地层孔隙内流体的压力

4、静液压力的大小取决于_______。

A）井眼深度和钻井液密度B）井眼容积C）钻井液密度和井眼垂直深度

35、某井使用钻井液密度为1.20 g/cm，井眼垂直深度2000米，计算井底的静液压力为_______。

A)23.5 MPaB)24.7 MPaC)21.9 MPa6、在直径是216mm和311mm的井眼中，如果所用钻井液密度相同，则在同样垂直深度2000米处的静液压力_______。

A)311mm井眼的大B)216mm井眼的大C)相等

7、已知某地层的压力梯度为12.645 KPa/m，垂直井深为3353米，计算井底的静液压力是。

A)42.4 MPaB)40.4 MPaC)38.5MPa38、已知钻井液密度为1.35g/cm，井眼垂直深度为3500米，计算地层的压力梯度。

A)10.254 KPa/mB)13.244 KPa/mC)15.364 KPa/m9、某井2000米处的压力为23.544 MPa，计算该处的钻井液当量密度是。

333A)1.15 g/cmB)1.20 g/cmC)1.25 g/cm10、当静液压力_______ 地层破裂压力时，就会发生井漏。

A）大于B）小于C）等于

11、地层压力是指_______。

A）上覆岩层压力B）基岩应力

C）地层岩石孔隙内流体的压力

12、下钻时作用在井底的压力有_______。

A）环空静液压力B）环空静液压力+抽吸压力

C）环空静液压力+激动压力

13、激动压力和抽吸压力是类似的概念，其数值_______。

A）两者都是正值B）两者都是负值

C）激动压力是负值，抽吸压力是正值

D）抽吸压力是负值，激动压力是正值

Well Control 2004中油西部井控培训中心 114、钻井现场做好井控工作的关键是_______。

A）及时发现溢流，正确迅速关井B）维护保养好井控设备

C）坚持做好防喷演习D）维护好钻井液性能

15、手动关井操作时，储能器装置上相应的换向阀手柄应处于_______。

A）开位B）中位C）关位

16、调节手动减压阀时，其二次油压的最大跳跃值不能超过_______。

A）3MPaB）2MPaC）1MPa17、液压防喷器开关动作时，所需液控压力油来自_______。

A）电泵B）气泵C）储能器

18、某井使用5″钻杆钻进，因钻头水眼堵死被迫提钻，问提出5柱钻杆（每柱长28.36米），应向井内灌钻井液_______。（已知该钻具的单位排替量为3.4 L/m）

333A）1.2mB）1.4 mC）1.8 m19、井口压力为30 MPa，闸板防喷器关井时所用的液控压力应为_______。

A）30 MPaB）17.5~21 MPaC）10.5 MPa20、闸板防喷器整体上下颠倒安装在井口上_______有效封井。

A）不能B）可以

21、在起钻过程中为了避免未灌满钻井液而造成的井涌，应该做到_______。

A）提出钻具体积大于灌入钻井液体积

B）提出钻具体积小于灌入钻井液体积

C）提出钻具体积等于灌入钻井液体积

22、《塔里木油田钻井井控实施细则》要求座岗人员从_______ 起开始座岗，认真观察并做好记录。

A）从开钻之日B）从安装防喷器后开钻之日C）从钻开油层之前50米

23、提钻时过大的抽吸压力会导致溢流，影响抽吸压力大小的最主要因素是_______。

A）灌入的钻井液量B）地层压力

C）起钻速度D）钻井液密度偏低

24、溢流发生后，说明地层压力_______井底压力。

A）大于B）小于C）等于

3325、已知钻井液密度为1.60g/cm，地层破裂压力当量密度在3657.6米处为2.04 g/cm，在只考虑地层破

裂压力的前提下，求最大允许关井套压是_______。

A）12.7 MPaB）15.8 MPaC）18.2MPa326、已知钻井液密度是1.64 g/cm，关井立压为5.8MPa，垂直井深4115米，计算压井泥浆密度是（不

包括附加系数）_______。

3333A）1.69 g/cmB）1.67 g/cmC）1.78 g/cmD）1.75 g/cm中油西部井控培训中心Well Control 2004—00227、已知低泵速泵压8.3 MPa，关井立压4.1 MPa，关井套压5.1 MPa。求初始循环压力_______。

A）12.4 MPaB）13.4 MPaC）4.2 MPa3328、已知井深3048米，钻井液密度1.20 g/cm，低泵速泵压4.2MPa，压井液密度为1.35 g/cm，计

算终了循环压力为 _______。

A）5.04 MPaB）9.4 MPaC）4.7 MPaD）6.24 MPa29、按照《石油与天然气钻井井控技术规定》，气井钻井液密度附加值为_______

333A）0.05~0.1 g/cmB）0.07~0.15 g/cmC）0.1~0.17 g/cm30、《塔里木油田钻井井控实施细则》要求，井口防喷器及节流、压井管汇在安装好后要进行清水试压，其稳压时间为_______分钟。

A）10B）15C）20D）3031、《塔里木油田钻井井控实施细则》要求，钻进中溢流井喷（或防喷演习）关井后，每准确记录一次立管压力和套管压力。

A）1分钟B）2分钟C）3分钟D）4分钟

32、《塔里木油田钻井井控实施细则》要求，钻进中每_______监测一次泥浆液面，发现异常情况加密监测。

A）5—10分钟B）10—15分钟C）15—30分钟D）30—40分钟

33、司控台上的储能器压力表，管汇压力表的读数与储能器上相对应的压力表的读数之间的差值不能超过_______。

A）3MPaB）2MPaC）1MPa34、公称通经为280毫米，最大工作压力为21MPa的双闸板防喷器，其型号表示为_______。

A）FH35—21B）2FZ28—21C）FZ28—

2135、环行防喷器关井后可以_______钻具。

A）转动B）提下C）在钻杆本体范围内慢速上下活动

二 以下各题均为多项选择题，请在答题卡上选出正确答案。(每题1分，共20分)

1、在正常钻进或起下钻作业中，井涌可能在下列条件下发生________

A)井底压力大于地层压力B)井底压力小于地层压力C)钻头在井底时

D)钻头在井口附近E)地层具有足够的渗透率

2、井控方法有________

A)一级井控B)二级井控C)三级井控

D)四级井控E)五级井控

3、节流循环时的井底压力主要包括_____

A)钻井液液柱压力B)激动压力C)抽吸压力

Well Control 2004中油西部井控培训中心

3D)地面回压E)环空流动阻力损失

4、常规压井方法主要有_______

A)体积法B)司钻法C)立管压力法D)工程师法

E)边循环边加重法

5、确定极限套压的主要依据______

A)井口装置的额定工作压力B)井口防喷器的组合形式

C)套管鞋处的地层破裂压力D)液气分离器额定工作压力

E)套管抗内压强度的80%

6、做地层破裂压力试验的目的：________

A)确定钻井参数B)确定下部井段钻进时钻井液最高密度

C)确定关井极限套压D)确定钻井液性能

E)实测地层破裂压力值的大小

7、压力表示方法有_______

A)用地层破裂压力表示B)用压力的单位表示C)用当量钻井液密度表示

D)用压力梯度表示E)用压力系数表示

8、下列现象中能直接判断是溢流显示的是_______

A)泥浆罐液面上升B)泥浆返出量增加C)泥浆出口温度增加

D)Dc指数减小E)灌浆量小于提出钻具的排替量

9、天然气侵入井内的方式有_______

A)井漏侵入B)溢流侵入C)重力置换侵入

D)扩散侵入E)岩屑侵入

10、溢流关井后应主要取准的资料_______

A)钻井泵压B)钻井参数C)关井立压

D)关井套压E)溢流量

11、液压闸板防喷器的密封有_______

A)闸板前部密封B)侧门密封C)闸板上部密封

D)活塞杆密封E)下部密封

12、闸板防喷器的主要功用是________

A)可用来长期关井B)可用全封闸板封空井C)可用半封闸板封环空

D)可用剪切闸板减断钻具E)可用机械锁紧装置手动关井

13、井控装置的作用是_______

A)防止井漏B)预防井喷C)及时发现溢流

D)迅速控制井喷E)处理井喷失控等复杂情况

14、气控液型控制系统处于待命工况时，全关的闸阀是_________。

A)旁通阀B)卸压阀C)储能器总截止阀中油西部井控培训中心Well Control 2004—00

2D)气泵进气阀E)电泵进油阀

15、下面对于控制系统减压阀的描述中，正确的是________。

A)顺时针旋转时，其二次油压升高B)逆时针旋转时，其二次油压升高

C)手动减压阀的二次油压为10.5MPaD)二次油压随手柄或气压的调节连续变化

E)二次油压不随手柄或气压的调节连续变化

16、储能器充油升压后油压稳不住，储能器压力不断降低的主要原因可能是________

A)管路由壬、弯头泄露B)三位四通换向阀手柄未扳动到位

C)卸压阀、换向阀、安全阀磨损，内部漏油D)卸压阀未关死

E)旁通阀手柄处于开位

17、下面对方钻杆旋塞的描述中正确的是_______

A)发生井喷时用来封闭钻具水眼空间B)保护立管管汇与水龙带

C)发生井喷时用来封闭井口环形空间D)压力等级与井口防喷器一致

E)用专用扳手将球阀旋转90°即可实现开关

18、对于环形防喷器的合理使用，下面论述中正确的是

A)现场不做封零试验B)封井状态下可旋转活动钻具

C)液控油压不超过10.5MPaD)不能长期关井作业

E)多与闸板防喷器配套使用

19、按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》规定，符合下列条件时必须对井控装置进行试压、检验。

A)全套井控装置在井上安装好后B)钻开油气层前

C)更换井控装置部件后D)每次提钻之前

E)每隔45天

20、下面对于硫化氢气体的描述中，正确的是

A)硫化氢是一种无色、剧毒、强酸性气体B)低浓度的硫化氢气体有臭蛋味

C)燃烧后产生的气体不再具有毒性D)高浓度时可抑制嗅觉

E)硫化氢溶于水形成弱酸，腐蚀金属材料

三 以下各题为是非判断题，请在答题卡上选出正确答案。(每题1分，共10分)

1、起钻中发生溢流时，表明了地层压力大于井内钻井液液柱压力。

2、井内钻井液被气侵后，意味着井内钻井液液柱压力大幅度降低。

3、溢流关井后，关井立压和关井套压不断上升，说明了地层压力在不断增大。

4、侵入井内的地层流体越多，关井后立、套压越高。

5、当井内是正压差时，不可能发生天然气气侵。

6、液动平板阀的待命工况是常开的。

7、半封闸板防喷器不能在空井时试开关。

8、钻开油气层后，每次起下钻要对闸板防喷器开关活动一次。

9、冬季施工，井控装置必须采取保温措施，保证灵活好用，液控系统使用软管线必须具有耐火性能。

10、防喷器控制系统中的储能器中可充入氮气或压缩空气。

四 填空题(每题2分，共10分)

Well Control 2004中油西部井控培训中心

51、急救工作的“十字”方针是、、、、。

2、井底压差是指与的差值。

3、司钻法压井，第一循环周泵入，第二循环周泵入。

4、控制系统处于待命工况时，三位四通换向阀手柄处于；旁通阀手柄处于；闸板防喷器管汇压力表MPa；储能器压力表MPa。

5、只有实施钻井和采用先进的才是发现油气层、保护油气层的唯一正确途径。

五 简答题(每题3分，共15分)

1、井控的基本概念。

2、节流管汇的功用有哪些？

3、写出钻进时发生溢流的关井程序（四•七动作）。

4、写出至少5项井控工作九项管理制度。

5、引起溢流最主要的原因有哪些？

六 案例分析(10分)

某井在正常钻进时出现井口泥浆返出量增加，泥浆罐液面逐渐上升的现象。泥浆工发现后立即跑步去通知值班干部，值班干部立即通知司钻。司钻马上停转盘，停泵，并上提钻具，然后发出报警信号。听到警报后，副钻迅速到远控房，观察并补充压力；井架工迅速到钻台听司钻安排；内外钳则做好了扣吊卡的准备；场地工立即把节流阀打开到全开位置。司钻把钻具提到适当位置后，停警报，内外钳扣吊卡，司钻发出两声喇叭关井信号。听见两声信号后，内钳做好关旋塞的准备；外钳到高架槽处观察场地工操作；副钻立即关闭闸板防喷器；场地工同时也把节流阀关闭。完成了整个关井操作。

试根据《塔里木油田钻井井控实施细则》规定的溢流井喷（演习）时各岗位人员职责和关井程序指出这个班组的人员在关井过程中的错误之处。中油西部井控培训中心Well Control 2004—002

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。