钻井工程部井控科2011年勘探开发工作总结（小编整理）

第一篇：钻井工程部井控科2011年勘探开发工作总结

工作总结

钻井工程部井控科

二0一一年十一月 钻井工程部井控科2011年

油气勘探公司钻井工程部井控科2011年工作总结

钻井工程部井控科2011年工作总结

井控科自2011年2月份成立以来认真贯彻勘探公司“警钟长鸣、分级管理、明确责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，牢固树立“以人为本”、“积极井控”的理念，坚持“立足一级井控，搞好二级井控，杜绝三级井控”的工作原则，执行“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”的工作方法，深入开展“七查一访”活动，提高工作质量，提升服务意识，严格细致，通过不断完善各项井控规章制度、建立健全井控管理体系、配套更新井控装置、加大井控培训力度、强化施工现场井控管理，使井控工作整体水平有了较大的提高，全年未发生井喷失控事故，促成了钻井作业的安全生产的良好局面。现就2011年井控科工作总结如下：

一、2011年井控科主要工作及成绩

(一)、完善科室管理制度，落实各岗位职责

井控科成立之初，制定了《井控科科室管理制度》、《井控科科长岗位职责》、《井控科副科长岗位职责》、《井控科各小组岗位职责》、《井控科监督岗位职责》。并在全年的运行中不断改进，最终形成了一套较为成熟的科室管理制度及岗位职责，完善了井控管理体系及组织机构，明确了科室相关人员的井控职责，提高科室成员的工作积极性和主动性。

（二）、规范作业队伍井控管理，保证安全生产

1、井控设备及人员证件台帐的建立

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按照油气勘探公司2011年8号会议纪要精神，钻井工程部负责钻井现场管理工作及工程质量监督，按照钻井工程部要求井控科负责现场井控管理，井控科按照相关规定在设备登记和现场检查过程中多次与钻井工程有限公司油气勘探项目部交流、协商，共同完善了井控设备检验程序、规范了井控设备检验报告、确定了井控设备配备。保证资料收集齐全，井控设备能满足现场施工需求。井队人员持证情况井控科除了建立电子文档外，还在各级验收检查中对井队持证情况进行逐一核实，杜绝无证上岗、缺证上岗等现象的发生。

2011年井控科共备案井控设备台帐58份；人员证件64份，其中钻井队支(不含部直属的3井队)，固井队6支。

2、建立外协队伍管理制度，实现制度化管理模式

根据延长气田没有井控管理相关标准、制度这一现状，井控科参考各大油田井控管理制度，结合延长气田实际情况，制定了《钻井工程部井控实施细则（试行）》、《钻井工程部井控应急预案》、《井控设备保养记录》、《井队冬季施工要求》并在全年的运行过程中不断完善改进，最终前两项经钻井工程部党政会议讨论通过以正式文件下发，后两项以通知形式下发各井队。实现了井控工作有章可循，有据可查；并统一了钻井作业现场的井控资料。

（三）、强化现场管理，消除井控安全隐患

在现场检查验收过程中井控科严格按照《钻井工程部井控管理细则（试行）》以及钻井工程部相关文件精神，严格执行各项要求。保证井控设备能够满足井控安全，达到消除井控隐患的目的。

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1、例行验收

井控科在各级验收过程中，严把质量关，对井队井控设备、井下情况、井队准备情况及人员持证情况进行现场检查和核实。验收过程中如果存在影响井控安全的问题一律视为验收不合格不允许开钻并要求其在规定时间内整改，达到开钻标准后重新验收，经验收合格方可进行钻井作业，对存在不直接影响井控安全的问题及隐患，现场下达整改通知书（对由于井场条件限制不能整改项要求制定专项预案），并规定整改时间，并要求现场驻井监督指导、监督井队整改，达到全面消除安全隐患的目的。

截止目前井控科共组织二开验收160口井，参与气层验收143口井，验收过程中总计下达整改通知书303份，收到驻井监督回执单289份，总计井控问题及隐患1601条，整改问题总计1432条，未整改问题 169条(部分问题因为井场限制无法整改)。

2、巡井检查

井控科组织相关人员采取不定时巡查制度。主要针对各井队生产情况及各级验收时提出问题及隐患的整改情况进行核实，了解井队现场井控工作执行情况，现场检查三防演习情况进行点评指导。在巡井中发现验收过程中提出的安全隐患没有按时整改或者整改不到位者提出罚款处理；对于存在重大安全隐患的井队立即进行停钻整改处理。在巡井检查中对后续钻井作业提出要求及注意事项。对于在巡井过程中发现验收人员有违反钻井工程部相关要求的情况将对验收人员给予严肃处理，从而杜绝违规现象的发生。

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2011年井控科共参与钻井工程部组织的安全大检查3次，安全大检查巡井累积112口，共组织、参与巡井检查48井次（不含安全大检查）。巡井过程中总计下达整改通知书48份，总计井控问题及隐患209条，有效保证了井控工作在可控条件下运行。

3、分包分管、单井总结

井控科要求对进入气层的井按区域分摊到个人，时时关注现场和各级验收情况，并完成完井井控总结的编写。总结涵盖该井在各级验收过程存在问题和隐患整改情况及井控设备检验、人员持证情况，为下一口井工作重点指明了方向，截止目前共计完成完井井控总结109份，逐步消除了现场存在的安全隐患。

通过各级验收及不定期巡查的严格执行使现场井控管理实现了以井队按细则、制度自主管理为主，各级验收监督、指导为辅的良好局面。目前，各井队对主要的气井井控相关规定都有了较为清楚的了解，基本能做到“照章办事”能有序开展井控工作。各级检查均能按延长气田的统一标准执行，并对检查中存在的问题按《钻井工程部井控实施细则（试行）》跟踪“消项”整改。通过近一年的努力，井控工作明显提高：

1）井队的防喷装置均按照延长气田相关规定，配套基本齐全，并定期试压检验，满足现场需要，并按气田统一的《井控设备保养记录》建立了相应的使用记录。

2）井控资料管理规定基本落实，现场井控资料记录齐全。3）作业队伍的井控意识应和急能力都有了很大提高。三防演习及进

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入油气层后的各类注意事项均能按照钻井工程部相关要求执行。4）全年井涌、溢流的井队，没有因井控设备及现场处理不当而造成严重后果。

（四）加大井队人员证件检查力度、积极组织各类培训、保证持证率、提高作业队伍整体业务水平

井控科在各级验收及巡查过程中发现现场施工人员三证持证率有下滑趋势，同时井队重要岗位井控意识薄弱这一现状。井控科坚持“重点在要害、关键在个人”的原则，积极组织井队员工进行取证培训和技能培训等相关活动。

1、举办“三证”培训班

井控科通过对各个井队的摸底调查发现部属各井队因人员流失造成的缺证人数及缺证种类的现象，于7、8月联合钻井公司举办“井控、H2S、HSE”三证培训班，要求各井队在不影响正常生产的情况下分批次抽取缺证人员参与三证培训班。杜绝无证上岗、缺证上岗等现象的发生，通过2期培训班的开展，得到各井队的一致好评，共计24支钻井队缺证人员参与培训，有效的保证了井队人员三证持证率。

2、对“重点岗位”进行培训及摸底考试

延长气田所属各井队大部分为民营企业，主要技术人员井控意识淡薄，现场应急处理能力较差。为此井控科组织技术实力过硬、现场经验丰富的井控监督就本区域出现的气侵、溢流、井涌的处理过程和发生气浸、溢流处理方法、现场应急处置以及井控设备等方面给钻井队队长、技术员等“要害岗位”分别做6次详细的讲解并且对钻井队

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队长做了井控知识摸底测试。通过六次培训使各井队主要技术人员在井控技术、工艺及应对突发事件方面有了很大提高，确保了井控工作的主动性。通过测试发现参加测试的技术人员能够满足本区域钻井井控需要。

3、现场培训指导

井控科对新进入延长气田钻探、不熟悉本区域地层、技术实力相对薄弱的钻井队，派专业技术人员及资深井控监督就现场井控管理、井控设备的保养维护、紧急情况处理等事项进行井控安全知识现场讲座并派遣井控监督到易发生溢流、井涌区域（延长）施工的队伍驻井指导井控工作，驻井期间，主要对井控设备运转、井下情况、泥浆性能、压井材料储备、油气显示等方面进行监控，对可能出现的特殊情况第一时间进行处理并利用井队职工休息时间对井队员工进行井控知识进行培训。全面提升井队应急处理能力帮助井队安全顺利完成钻井任务。

全年井控科完成上井井控安全知识专题讲座2次（松原正源4054队和濮阳松源4050队），通过讲座以上2支队伍在井控意识方面有很大提高，目前能够顺利完成延长气田钻井作业。驻井指导井控工作11口井（延286-1井、延563井、延488井、延484井、延418井、延467井、延477井、延487井、延303井、延326井、延459井）。目前在驻井监督、井控科及相关科室共同努力下以上几口井已顺利完井，未发生溢流、井涌等特殊情况。

（五）积极应对现场特殊情况、确保全年无井喷失控事故

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井控科实行24小时井控值班制度，随时应对现场紧急情况。将井控工作控制在一级井控，接到井队溢流、井涌电话汇报后能马上启动钻井工程部井控应急预案，在给上级领导汇报的同时，组织技术人员赶赴现场协助处理。了解现场实际情况后，给部领导汇报的同时组织现场技术人员在“压而不死、活而不喷”的前提下确定压井方案，进行压井作业，杜绝井喷失控事故发生。

2011年井控科成功处理处理溢流8口井（4006队延371井；4010队延220井；4003队延470井；4001队试254井；4017队延531井;4008队延477井；4019队延564井；5026队394井）井控设备故障1口井（5016队延369井）；油罐着火1口井（4027队试265井）；处理表层伴生气1口井（4018队延537）。其中延安田源工贸公司4019钻井队所承钻的延564井，2011年10月21日在起钻过程中发生井喷，泥浆喷出钻台面高达20余米，由于该井场位于黄龙林区，给后续井控工作带来了严峻的考验，事故发生后，井控科第一时间派资深井控监督带上应急物资赶赴现场处理并向泥浆站下达向延564井配送重浆指令，最后在钻井工程部领导的正确指导下，相关科室的大力配合下经过三次压井，最后由勘探公司决定水泥封井，此次事故历时八天成功处理，未造成严重经济损失。

全年在油气勘探公司领导及钻井工程部领导的大力支持下经过井控科上下一心的不懈努力及兄弟科室的大力配合下，通过以上措施，不断总结改进，使得全年井控工作均在掌控中有序进行，使部属 7

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井队井控意识得到大幅度提升，实现了全年无井喷失控事故发生的目标。

（六）加大管理力度、确保钻井血液质量

2011年井控科加大对中石油渤海钻探泥浆联合站的管理力度，确保钻井过程中材料供应及成品浆质量，为此井控科先后制定了《泥浆站现场管理细则》、《驻站监督职责》、进一步完善《泥浆站管理制度》。并下发至中石油渤海钻探泥浆联合站，要求泥浆站严格按照规章制度发料、配浆、送浆。井控科全年坚持派技术人员驻站监督、指导泥浆站工作，每月至少一次对泥浆站、库房抽查，发现问题立即提出整改要求，整改落实不到位的根据相关管理办法提出处罚意见。保证不合格材料不出库、不达标成品浆不出站，并且时刻做好配、送浆准备以应对现场紧急情况。

1、材料管理

2011年井控科对每批进库泥浆材料进行抽样化验。根据化验结果给泥浆站下发发货通知或者退货通知，要求退货过程中井控科技术人员必须旁站监督，落实不合格材料的清退工作并要求认真如实填写退货回执单。

全年井控科总计完成钻井液材料抽样77批次，取样197个，检测钻井液材料197个，收到检测报告共计197份，其中合格137份，不合格60份，合格率69.54%。

2、成品浆管理

井控科实行驻站管理制度，通过技术人员现场管理、指导、落实

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泥浆的配方加量；同时与中心化验室、泥浆站共同对出站泥浆性能进行检测，经过三方检验合格后方可出站。并要求泥浆站在钻井队二级固井前落实废旧泥浆回收工作。截止2011年10月31日，泥浆站配送聚璜浆总计：7505方，重浆总计：7285方；回收聚璜浆：4890方，重浆：3450方。期间未发生因质量问题而引起的井下不正常。

3、现场应急

由于本区域地层刘家沟组和石千峰组存在漏、垮较为严重现象，本溪组存在异常压力这一特性。这就要求泥浆站随时做好配浆、送浆的准备。井控科要求泥浆站在现场储备性能达标的重浆80方、聚磺浆150方、压井材料100吨、备应急救援车3辆，并设专用应急救援池，随时做好应急救援的准备工作。2011年井控科共计组织处理溢流、井涌8井次，泥浆站在各项配合工作中表现良好。例如：由勘探公司4001钻井队承钻的试254井，5月28日12:15下套管遇阻，循环处理过程中发生严重井漏，停泵观察，发现停泵10min后，溢流1方，经过反复观察，出口还不断向外流钻井液，马上实施下套管关井措施，配加重泥浆实施压井，关井后发现套压1MPa，立压为0MPa。由于井漏现场无聚磺浆实施堵漏作业导致无法实施正常压井作业，井控科接到通知后立即组织泥浆站配送密度1.15g/cm3,粘度50s聚磺浆100方，密度1.42g/cm3，粘度55s重浆30方，紧急配送到位于延长郑庄的试254井钻井现场，泥浆站接到通知后立即组织车辆配送，于14:45到达现场，井队得以正常堵漏，及时处理井下情况，18:00井下恢复正常，开始继续下套管作业。

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（七）积极参与、配合钻井工程部相关活动，援助兄弟科室，共同为完成全年生产任务努力

1、参与工会团委活动

井控科积极参与钻井工程部工会、团委组织的各项活动，并取得优异成绩。例如：井控科成员参加健身排舞比赛，并随队参加了集团公司举办的职工健身排舞比赛，荣获规定套路2等奖，自选套路3等奖；科室全体成员参加油气勘探公司庆祝建党90周年大合唱比赛并随队取得比赛二等奖；2011年8月油气勘探公司组织“创先争优“演讲比赛，井控科参赛人员获得钻井工程部二等奖的成绩；2011年9月油气勘探公司组织“讲身边的人、说身边的事”演讲比赛，井控科参赛选手荣获油气勘探公司二等奖并随队参与各井队现场慰问演出。

2、积极配合兄弟科室的各项工作

2011年由于钻井任务重在其他科室人员人数不能满足现场需求时井控科及时伸出援手派较为全面的监督协助工作，多次协助固井管理科现场监督下套管、固井及完井试压，技术人员能够完全按照固井管理科相关要求，严格要求钻井队、固井队，确保固井质量合格，其中除延446井未下套管外，其余全部试压合格；

3、发挥头脑风暴，积极开展质量管理小组活动

井控科积极开展质量管理小组活动，2011年井控科共计成立QC小组两支，申报QC课题《提高闸板防喷器一次性试压合格率》、《提高膨润土检验合格率》两个，在QC小组成员的共同努力下，以及各个外协队伍的大力配合下，集思广益，充分发挥头脑风暴，目前这两

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个课题已经取得了实质性的进展正在编写课题报告。争取在2011年钻井工程部及油气勘探公司QC发布会上能取得好的成绩。

4、积极宣传科室动态，展示科室文明新风

井控科鼓励每位科员积极报道科室动态及身边涌现出的先进个人事迹，每月完成通讯稿至少2篇。每一篇通讯稿的完成，都是科室同事相互讨论，相互修改的结果，达到共同促进、共同提高的目的，无形中增强了科室的凝聚力。全年共计完成通讯稿20余篇，在油气勘探通讯发表11篇，科室一名成员还荣获钻井工程部优秀通讯员称号。

三、存在问题和隐患

虽然井控科按照油气勘探公司对井控工作的要求，结合延长气田实际情况，在井控管理中做了大量工作，但井控科也清醒的认识到井控工作中还存在许多井控隐患，在井控管理方面和上级要求还有一定的差距，主要表现在以下几个方面：

（一）部分井队人员井控意识淡薄、技术实力不强、应急处理能力差。目前延长气田准入钻井队大部分为民营企业，员工井控意识不高，没有接受系统专业的井控知识教育，虽然已经考取相关证件但是现场实践能力还有所欠缺。

（二）井队井控设备配备不齐全，目前大部分钻井队伍井控设备配备各不相同，比如配有液动节流阀却没有节控箱、配有节控箱及司控台却不安装、没有配备液气分离器等现像比比皆是。虽然井控科与延长钻井公司油气勘探项目部多次反应但是没有得到解决。

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（三）井场不规范，目前延长气田井场修建极不规范给井控工作造成非常大的影响，两条放喷管线不能按规范正常接出、控制系统安全距离不够等现象同样非常严重。

四、下一步计划

2011年井控工作按照油气勘探公司“强化基础、落实责任、促进管理、常抓不懈”的工作思路，坚持“突出重点、分级管理”的井控工作原则，认真贯彻油气勘探公司井控工作会议精神严格执行《钻井工程部井控实施细则（试行）》实现全年无井喷事故的目标。为此还应该做好以下工作：

（一）加强科室，严格落实部党政会定下的各项规章制度，在外聘监督的传、帮、带作用下让正式职工都能独挡一面。

（二）继续完善井控设备检验报告，和人员证件登记情况，积极督促到期井控设备的检修和证件到期培训工作。

（三）按照钻井工程部各项规章制度搞好各级例行验收工作和巡井检查工作，贯彻落实 “谁签字谁负责”的原则，抓好过程管理，把好井控各个环节的安全关，确保安全生产。

（四）在井控安全检查上，做到制度化、规范化、经常化。要以检查整改为主，建立隐患档案，编制整改方案和应急预案，做到“四定”。即：定措施、定资金、定负责人、定完成期限。

（五）继续开展各项培训学习活动，确实提高井队员工技术能力和应急处理能力。并开展树典型、争优秀等活动，到井控工作落实很好的井队进行参观学习。让各井队相互之间加强联系，相互促进、共同

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进步。

（六）持续完善监督检查存在问题整改消项制度,施工现场把好“四道关口”,一是把好开钻前验收、二是把好重点环节驻井监督关;三是把好钻井二开验收和打井油气层验收关、四是把好井控应急演练验收关。要求现场监督必须履行工程质量和井控安全监督责任,加大巡井监督频次,及时发现并督促整改现场存在的井控安全隐患。对现场存在重大隐不及时整改的队伍必须及时叫停,确保井控安全万无一失。

总之，下一步要认真贯彻油气勘探公司井控工作会议精神，深刻吸取历年井喷失控事故教训，以更扎实的工作作风、更有力的措施，努力做好全年井控工作，实现全年无井喷失控事故的目标，为钻井工程部安全生产作出应有的贡献。

井控科

2011年11月

第二篇：钻井事业部井控工作总结

钻井事业部二○一一年井控工作总结二○一一年，钻井事业部认真贯彻海洋公司工作会议精神，严格执行《石油天然气钻井井控规定》和海洋公司《井控实施细则》，落实集团公司、海洋公司及施工所在油田的井控规定，以落实井控八杜绝和井控十依靠为核心，加强井控工作的中间控制，及时整改各次检查中出现的问题，进一步提高平台的井控工作水平，井控工作取得了较好的成绩。

一、确定井控工作要点根据公司工作会议精神，结合相关井控技术要求和事业部的实际情况，年初制定了“钻井事业部2011年井控工作要点”，确定了2011事业部的井控工作要求：认真学习、落实海洋公司新版的井控实施细则，以“十个依靠”为指导，强化岗位落实和班组井控工作能力的训练，充分汲取BP井喷事故教训，落实井控工作制度，确保事业部井控工作安全无险情。由于井控工作的极端重要性，钻井事业部从上到下，要进一步提高井控工作重要性的认识，牢固树立“井喷是事故，井喷失控是灾难性事故，做不好井控工作就是失职”的理念，要严格执行石油天然气钻井井控规定和海洋公司钻井井控实施细则，加强对井控关键岗位人员的能力培训和考核工作，加强井控技术管理，提高井控应急处置能力，按照“积极井控”要求，“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查，确认溢流迅速汇报”，及时正确处理井控险情，有效杜绝了井喷事故的发生。

第三篇：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。

第四篇：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。

第五篇：2017钻井井控实施细则 - 正式版范文

新疆油田钻井井控实施细则

（2017版）

新疆油田公司 2017年2月

目 录

第一章 总则 •第二章 井控设计

•第三章 井控装臵的安装、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 油气层钻井过程中的井控作业

•第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 •第七章 井控技术培训 •第八章 井控管理 •第九章 附则.钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3.关井操作程序

4.带顶驱钻机关井操作程序

5.溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序

7.防喷演习记录表格式 8.坐岗记录表格式 9.低泵冲试验表格式

10.油气上窜速度表格式及计算公式 11.关井提示牌格式

12.钻开油气层检查验收证书格式

第一章 总 则

第一条 为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田井控工作，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，制定本细则。

第二条 各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。•• 第三条 井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。

第四条 井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。

•• 第五条 油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。

第六条 欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，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 井控设计

第七条 地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。

第八条地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件： 井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（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集(同一时间内聚集人数超过50人的公共活动场所的建筑)及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司井控办主任（原为主管领导）批准后，按评估意见处臵。

稠油井的安全距离执行GB50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》中的相关规定。

第九条 建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位臵和走向等。

第十条 地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。

第十一条 在开发调整区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300～500m范围内（具体距离范围由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据。开钻前由勘探、开发项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第十二条 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，在工程设计中明确应采取的相应安 4 全和技术措施。

第十三条 工程设计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钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：

（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；

（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。

具体选择安全附加值时，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、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。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。

井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。第十四条 工程设计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：

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

（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；

（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底界100m；

（四）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；

（五）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；

（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，水泥宜返到地面。其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m；

（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施；

（八）依据SY/T5731-2012《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷。

第十五条 探井每层套管固井开钻后，按SY/T 5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。

在实测井口压力时应考虑，使试验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算）≤套管最小抗内压强度的80％。

开发井由开发公司（建设方）根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力。如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验。

用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力试验。第十六条 井控装臵的配套标准：

（一）防喷器压力等级的选用，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，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。

对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级。

环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装臵。

防喷器组合形式如下： 1、14MPa稠油井防喷器组合形式如图

1、图2。2、14、21MPa防喷器组合形式如图3。3、35MPa防喷器组合形式如图

3、图

4、图5。

半封 全封 全封 半封 全封 半封 1# 2 #（常关）（常开）3# 4#（常开）（常关）1# 2#（常关）（常开）3#（常开）4#（常关）图4 35、70MPa井控装置组合图（半封+全封+半封+四通）图5 35、70MPa井控装置组合图（环型+全封+半封+四通）4、70MPa防喷器组合形式如图

4、图

5、图

6、图

7、图8。

半封 全封剪切 半封 2# 图6 1#（常关）（常开）3#（常开）4#（常关）图 图6 5、105MPa及以上防喷器组合形式如图

6、图

7、图8。

6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图

4、图

5、图

6、图8。

（二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配： 1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C。2、35MPa节流管汇如图10A、图

10B、图10C、图11。3、70MPa节流管汇如图

11、图12。对于玛湖、吉木萨尔致密油区块等低渗透率的生产井，也可不配臵液气分离器。4、105MPa节流管汇如图12。

（三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，105MPa的可以使用70MPa的由壬，直通端可作副放喷管线：

14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14。

（四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装臵。

（五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

（六）设计中应绘制各次开钻井口装臵及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。

（七）选择70MPa、105MPa防喷器的井应配臵司钻控制台和节流管汇控制箱；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配臵司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配臵司钻控制台（稠油井除外）。

（八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。

（九）有抗硫要求的井口装臵及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装臵配套、安装和使用规范》中的相应规定。

（十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过 3150mg/m（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）。

第十七条 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装臵和灌注装臵的配臵要满足井控技术的要求。

第十八条 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，应按照GB-T 22513-2008《石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装臵和采油树》标准明确选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十九条 工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。

重点探井和气井宜配备立式气动加重装臵。根据运输距离的远近，探井储备加重材料30～100t；生产井储备加重材料20～50t。对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20t（浅层稠油井不少于5t）。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100t。具体单井储备量应在工程设计中明确。在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量。

第二十条 欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）的地层不能进行欠平衡钻井。欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装臵安全、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。欠平衡液气分离器进液管线连接可以使用由壬。

第二十一条 预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预（监）13 测技术（由录井队实施），并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。

第三章 井控装臵的安装、试压、使用和管理

第二十二条井控装臵的安装包括钻井井口装臵的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。

第二十三条 钻井井口装臵的安装规定：

（一）钻井井口装臵包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。各次开钻要按设计安装井口装臵。

（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时，不用的螺孔用丝堵堵住。

（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。

（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装臵及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。

（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。手轮处应有计量开关圈数的计数装臵。

（六）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：

1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜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（稠油井如受场地限制，距井口距离不宜少于20m处），距放喷管线或压井管线有2m以上距离，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 14 品；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。

2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。

3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配臵气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束。

4、电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制。

5、远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油，待命工况时，液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度的1/2。储能器瓶的压力在17.5～21MPa。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。

6、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。远程控制台上的全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装臵。

7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。

8、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.65～1.30MPa，油压2～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），孔板式节流阀的开启度为3/8～1/2，筒形节流阀开启度为18～23mm。节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。

9、液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90°-125°弯头。

（七）四通的配臵及安装、套管头的配臵及安装应符合SY/T 5964《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第二十四条 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）防喷、放喷管线应使用经探伤合格的管材；防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用高压法兰连接，不允许现场焊接。放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接。气井及井深大于4000m的井，放喷管线应使用高压法兰连接。

（三）钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内，并固定牢靠（固定不少于两个点,固定间距不宜小于0.3m），出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头，通径不小于78mm(侧钻井、老井加深井通径不小于62mm)。

使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用；转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。

使用高压软管线时，有固定安全链（绳），软管中间固定牢靠； 35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，70MPa及以上压力级别节流 管汇可以使用35MPa高压耐火软管。

（四）放喷管线安装要求：

1、放喷管线应有两条，通径不小于78mm(侧钻井、老井加深井通径不小于62mm)，不允许在现场焊接。

2、管线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，一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通；若用钻杆，公扣朝外；末端进行防沙堵处理。

3、管线出口距井口的距离：浅层稠油井30m；生产井50m；预探井、评价井以及气井75m；含硫油气井100m。

预探井、评价井、气井、含硫油气井和地层压力大于35MPa的井，副放喷管线长度执行主放喷管线标准。浅层稠油井、玛湖、吉木萨尔致密油等区块低渗油藏的生产井，可只接主放喷管线。其它井，在工程设计中明确副放喷管线长度。对于未接副放喷管线的井，应配备相应长度的放喷管线和固定基墩（浅层稠油井除外），在需要时可以随时连接。管线出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不宜有其它设备等障碍物。

4、管线每隔9～11m、转弯处（前后基墩固定）、出口处用基墩或地锚固定牢靠；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m，出口处固定压板下不得使用可燃物。

5、基墩地脚螺栓直径不小于30mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板（整体式，不允许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kg。

6、为满足环境保护要求，放喷管线中部可以使用三通，以便于在条件 允许的情况下，将喷出物排入废液池内。通向废液池的短管，宜用基墩固 定。

（五）井控管汇所配臵的平板阀应符合GB-T 22513-2008《石油天然气工业钻井和采油设备 井口装臵和采油树》中的相应规定。

（六）钻井四通两翼应各有两个闸阀，四通闸阀分别双联后安装在四通两翼，车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧，4#闸阀为液动阀，2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关。浅层稠油井在四通两翼各有一个闸阀，1#闸阀常关，2# 闸阀常开。

（七）压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关（处于关位）的10～16MPa低量程压力表，度盘朝向应便于观察。

（八）稠油井以及选择35MPa防喷器的井可以使用与防喷器压力级别一致的高压耐火软管作为防喷管线，管线中部应与井架底座或用基墩固定。

第二十五条 钻具内防喷工具要求：

（一）钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、顶驱旋塞阀、止回阀和防喷钻杆。

（二）钻台上配备与钻具尺寸相符的位于开位的备用旋塞阀(顶驱钻机可以不配)，钻具内防喷工具的额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配（超过70MPa的，选70MPa旋塞）；定期活动旋塞阀，保证开关灵活。

（三）准备一根防喷单根或防喷立柱（上端接旋塞），防喷单根（防喷立柱）在提下至钻铤前，应臵于坡道上或便于快速取用的位臵。

（四）钻具内防喷工具每年检验一次，检验部门应出具检验合格证和试压曲线。

（五）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便缩短关井时间。

（六）一类风险井油层套管井段钻进宜使用止回阀。

第二十六条 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装臵要求：

（一）配备坐岗房。钻井液循环罐有液面监测声光报警装臵（能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位），报警装臵分别安装在钻井液罐面（坐岗房内）和司钻操作台附近，报警值设臵不宜超过1m3。钻井液增减量的数据读取误差不超过±0.3 m3。循环罐、配液罐有容积计量标尺。18 应配备6～12 m3的专用灌浆罐。

（二）所有井（稠油井除外）都必须安装除气器，探井、气井及气油比超过300的油井还应安装液气分离器，液气分离器处理量不低于 240 m³/h。

1、液气分离器安装在节流管汇的外侧，用三或四根直径12.7mm的、均匀分布的钢丝绳作绷绳牢固固定；其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。

2、液气分离器进液管线使用内径不小于78mm的高压耐火软管线，并用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致（若使用70MPa以上节流管汇，可使用35MPa高压耐火软管）；35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，进液管线应使用高压法兰连接。排气管线采用法兰连接，内径不小于140mm，接出井口50m以远，每10-15m固定牢靠，固定基墩重量不低于400kg，基墩地脚螺栓直径不小于20mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板宽100mm、厚7mm。排气管线离放喷管线距离不小于1.5m。排液管线应使用直径不小于254 mm的硬管线，其出口端可以使用软管线，出口臵于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线，需要时再进行连接。

3、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。

（三）应使用保持型喇叭发报警信号。第二十七条 井控装臵试压要求：

（一）井控车间试压：环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（剪切闸板防喷器）和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试到防喷器额定工作压力，试压稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。闸板防喷器应做低压试验，试压值为1.4～2.1MPa，稳压时间不少于3min，压降不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏。检修好的井控装臵超过12个月，应重新试压。送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。

（二）在井上安装好后，使用堵塞器或试压塞试压，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行试压，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；节流管汇分级试压。放喷管线试验压力不低于10MPa（11月1日至次年3月1日，或气温低于零度，为防止放喷管线冻结，可以不做清水试压，但必须保证放喷管线连接密封可靠），稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

侧钻井、老井加深井，试压值按照防喷器、采油树四通额定工作压力、套管抗内压强度的70%及预计最大关井压力四者中最小值进行试压。法兰式管挂井的全封闸板不做现场试压。

（三）在井上安装好后，FZ23-70、2FZ23-70防喷器全封闸板试压15MPa。稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。稠油井装有双闸板防喷器的，下套管专用闸板可以每3口井试压一次。

（四）更换井控装臵部件后、防喷器现场安装后二开井段每隔40～45d，三、四开井段（稠油井除外）每隔25～30d，用堵塞器或试压塞按照上述要求试压。下套管前，更换与套管直径一致尺寸的闸板后应进行试压。若使用5″-51/2″变径闸板，在下套管前应做5 1/2″闸板封闭试压。

（五）在井上安装好后，防喷器控制系统按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试压，稳压时间不少于3min ,密封部位无渗漏。

（六）防喷器控制系统用液压油试压，其余井控装臵试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。

（七）现场试压由钻井工程师填写试压记录，安全监理现场确认并签字。

（八）三开（稠油井除外）及以后各次开钻的试压，必须用专用试压车或泵车试压，井队留存试压曲线以备检查。试压介质一律用清水，不得 20 用钻井液做介质试压。

（九）采油（气）井口装臵等井控装臵应经检验、试压合格后方能上井安装（附试压合格证）；气井还应做气密封试验；采油（气）井口装臵在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

第二十八条 井控装臵的使用按以下规定执行：

（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；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；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。

（二）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，解锁到位后回转1/4圈～1/2圈。

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

（四）距井控车间距离在100km以外的井，井场或项目部（离井队不超过25km）应备有与在用闸板同规格的半封闸板、相应的密封件（存放温度16～27℃）及其拆装和试压工具。

（五）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《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。

（六）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。

（七）平板阀开、关到位后，都应回转1/4圈～1/2圈，其开、关应一 21 次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

（八）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（自安装之日起每5 ～ 10d用压缩空气对井控管汇进行一次扫线，保证管线畅通）、防冻措施（节流、压井管汇房内距地面0.3m处，温度高于3℃），保证任何状态下各闸阀开关灵活；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌（附录11）进行标示。

（九）井控管汇上所有闸阀，都应用不同颜色的色环或标识牌（红色表示关，绿色表示开）标明其开、关状态。各种压力级别节流管汇待命工况下闸阀开关状态见图9-图14。压井管汇上的平板阀待命时均处于关闭状态。

第二十九条 井控装臵的管理执行以下规定：

（一）井控车间负责井控装臵的管理、维修和现场定期检查；负责重点探井井控装臵的安装指导，并对安装质量负责。

（二）钻井队负责井控装臵的安装，并落实专人负责井控装臵的管理、操作，填写保养和检查记录。

1、技术员负责井控装臵的日常巡回检查及维修；

2、司钻负责司钻控制台、节流管汇控制箱检查、维护、保养；

3、副钻负责远控房检查、维护和保养；

4、架工负责防喷器、四通两侧闸阀及套管头两侧闸阀的检查、维护和保养；

5、内钳工负责方钻杆上、下旋塞及开关工具的检查、维护和保养；

6、外钳工负责压井管汇、液气分离器的检查、维护和保养；

7、场地工负责节流管汇、除气器及放喷管线的检查、维护和保养；

8、各岗位按上述分工每个班对井控装臵进行一次检查、维护和保养。

（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（16～27℃）储藏要求。

（四）欠平衡钻井特殊井控作业的设备配套、管理、使用和维修，由设备所有者负责。

第三十条 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，否则不允许使用。本油田内加工生产的产品应经过有关部门认证许可，附合格证方能送井。

第四章 钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条 钻开油气层前按照钻开油气层的申报、审批制度进行检查验收。

第三十二条 钻开油气层前的准备工作：

（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。预探井在进入油气层前50m～100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。

（二）调整井应由地质监督或受委托的相关方地质员按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。

（三）日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装臵和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。

（四）钻井队应落实井控责任制，进行不同工况下的防喷演习，防火演习，含硫地区还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。

（五）落实钻井队干部生产现场24h值班制度。落实 “坐岗”制度。

（六）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。

（七）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装符合规定，功能正常。

（八）钻开油气层前按第二十七条对井控装备进行一次试压。

第五章 油气层钻井过程中的井控作业

第三十三条 钻开油、气层后，每次起下钻（离上次活动时间超过5d）对闸板防喷器及手动锁紧装臵开关活动一次。定期对井控装臵进行试压，每次试压后应对井控装臵固定螺栓进行紧固。

第三十四条 钻井队按工程设计选择钻井液类型和密度值。按工程设计要求进行随钻地层压力监测，当发现实际与设计不相符合时，按设计审批程序，经批准后实施。若遇紧急情况（溢流、井涌或井喷），钻井队可先处理，再及时上报。

第三十五条 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 探井二开以后、其它井三开以后井段，每只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300m，都要以1/3～1/2钻进排量循环一定时间，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（见附录9）。

第三十七条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流（稠油井不进行短程起下钻）：

（一）每钻开新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。

第三十八条 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，循环检测油气上窜速度，若油气侵上窜到井口的时间大于提下钻时间，便可正式起钻。油气上窜速度计算公式（附录10）采用“迟到时间法”，同时根据井深附加一定的附加时间,深井(大于4000m)附加时间不宜小于8h，否则应循环排除受侵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。若油气侵上窜到井口的时间小于等值时间，应调整处理钻井液；若油气侵上窜到井口的时间大于等值时间，便可正式起钻。

第三十九条 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：

（一）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不宜超过0.02g/cm3。

（二）起钻杆时每3～5柱向环空灌满钻井液，起钻铤要连续灌浆，作好记录、校核；若灌入钻井液量大于或小于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观察，如有溢流，应及时关井求压；如有井漏，应及时采取相应措施。

（三）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；裸眼井段起下钻速度应根据井的深浅、裸眼井段的长短、井眼尺寸、钻井液性能以及井下情况进行控制。

（四）起钻完应及时下钻，检修设备时应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。严禁在空井情况下检修设备。

第四十条 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。

第四十一条 若需对气侵钻井液加重，应停止钻进，然后对气侵钻井液排气和加重，严禁边钻进边加重。第四十二条 加强溢流预兆及溢流显示的观察，及时发现溢流。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

（一）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、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、循环池罐面等变化，并作好记录。

（二）起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。

（三）发现溢流及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，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。

第四十三条 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。采取定时、定量反灌钻井液措施，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。

第四十四条 电测、固井、中途测试井控要求：

（一）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间超过等值时间，应中途通井循环再电测。

（二）测井队到井后应向井队了解井况，确认后效时间，电测时发生溢流应立即停止电测，尽快起出井内电缆，当不具备起出电缆条件，钻井液涌出转盘面时，可以在井口实施剪断电缆。由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督决定）决定何时切断电缆并进行关井作业，测井队专用剪切工具应放臵在钻台上，测井中随时处于待命状态，测井队队长负责实施剪断电缆工作。不允许用关闭环形防喷器的方法起电缆。

（三）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板（双闸板防喷器宜将全封闸板换成与套管尺寸相同的半封闸板），并进行试压；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 因水泥浆失重造成井内压力平衡的破坏，而导致井喷。

（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。

第四十五条 发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。

第四十六条 关井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套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。对于技术套管下深超过1200m的井（不适用于山前构造以及附近500 m内有地下矿井的井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力，其最大关井压力，按井口装臵额定工作压力和技术套管抗内压强度80%，两者中的最小值执行。对只下表层套管的井，应根据套管鞋处地层破裂压力限定关井压力，这类井发生溢流时不应关井求压。

第四十七条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：

（一）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，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除侵污钻井液即可。

2、当关井套压不为零时，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：

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。

第四十八条 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，应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

第四十九条 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、臵换法、压回法等方法进行处理。

第五十条 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。施工中专人记录立管压力、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。

第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 第五十一条 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。在森林、苇田或草场等地钻井，主放喷管线出口处，应有U型燃烧池（长×宽×高宜为：5×3×2～3m），防止放喷点火时引燃周围的植物。

（二）发电房、锅炉房和储油罐等设备的摆放距离与位臵，执行Q/SY XJ 0947—2013《钻井井场设备布臵要求》；

1、储油罐与发电房相距＞20m；油罐距放喷管线＞3m；水罐距放喷管 线＞2m；值班房、发电房、化验室等井场工作房、储油罐距井口＞30m； 地质房、录井仪器房距井口＞30m，稠油、压力小于21MPa的井距井口距离＞20m；锅炉房应尽可能设臵在季节风的上风位臵，距井口＞50m；生活区 28 应在井口的上风方向，距井口＞100m，（新区第一口探井和）含硫油气井的生活区距井口＞300m。进入井场道路宜先通过生活区，然后进入井场。

2、循环罐中心线距井口7m～18m；液气分离器安装在井场右侧距井口11m～18m的地方。

3、在环境敏感地区，如盐池、水库、河流等，应在井场右侧挖一个专 用的体积＞200 m3放喷池或使用总量不少于60 m3的放喷罐。

（三）井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY 5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》中的相应规定。

1、距井口30m（地层压力小于21MPa井15m）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，距井口30m（压力小于21MPa井15m）以内的电缆不应有接头，如有接头应用防爆接头连接；发电机应配备超载保护装臵，电动机应配备短路、过载保护装臵。

2、远控台和探照灯的电源线路应在配电房或发电房内单独控制。

3、钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分闸控制，做到一机一闸一保护；地层压力大于21MPa的井，分闸距井口距离不小于30m，地层压力小于21MPa的井，分闸距井口距离不小于15m。

（四）柴油机排气管无破漏（和积碳），有防火帽和冷却灭火装臵；排气管的出口与井口相距不宜小于15m，不朝向循环罐，也不宜朝向油罐。

（五）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。

（六）消防器材的配备宜执行SY/T5974《钻井井场、设备、作业安全技术规程》，有专人负责定期检查，灭火器定期换药，挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌。井场消防器材的配臵不少于以下标准配臵： 35kg推车 式干粉灭火器4具，8kg手提式干粉灭火器25具，发电机房、配电房应各配备4具5kg二氧化碳灭火器，消防铣5把，消防斧2把，消防钩2把，十字镐5把，消防桶5只，消防毛毡5条，消防水带75m，消防砂4m3。所有井队的供水管线上应装消防管线接口。

（七）井场内严禁烟火。若需动火，应执行新疆油田公司动火管理规定。

（八）钻开油气层后，所有车辆应停放在距井口30m以外，进入距离井口30m以内的车辆，应安装阻火器，车头朝外停放。

（九）二层台应配备逃生装臵，其导向绳与地面夹角不宜小于30°或超过75°，最佳夹角为45°，落地位臵尽可能远离井口，使用地锚其深度为1.5m，若使用基墩，其重量不低于1000kg。

（一）、（二）、（三）为一般性、通行性技术条件，如果遇到地形和井场条件不允许等特殊情况，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全和环境评估，评估意见由勘探、开发公司（采油厂）经理签字批准。

3第五十二条 含硫油气井（天然气中硫化氢含量大于75mg/m（50ppm））执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，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：

（一）在含硫地区钻井，井场应储备不少于井筒容积1.5倍以上的加重钻井液（在用钻井液密度上附加0.2g/cm3）和相应的加重材料，一旦发生溢流后应及时关井，及时压井。

（二）在井场大门口，钻台，振动筛、坐岗房、防喷器液控房等五处设立风向标（风袋、风飘带、风旗或其它适用的装臵），并在不同方向上划定两个紧急集合点，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

（三）井场应有明显警示标志：

硫化氢浓度小于15mg/m3（10ppm）时井场挂绿色警示牌；硫化氢浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间时，井场挂黄色警示牌；硫化氢浓度大于或可能大于30mg/m3（20ppm）时，井场应挂红色警示牌。

（四）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。

（五）放喷管线向井场左右接出100m远，并在主放喷管线出口处准备 好点火装臵，以便在放喷时点火。手动点火装臵可以使用喷射距离超过10m的彩珠弹。

（六）含硫地区（包括新区第一口预探井）的钻井队按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；录井、测井以及其他作业人员应每人配备一套正压式呼吸器；并人人会使用、维护和检查。

1、固定式硫化氢监测仪探头安装在司钻操作处、圆井、一号罐、钻井液接收罐处，探头距离监测面高度在0.3—0.6m，主机安装在（干部值班室）坐岗房、司钻操作房内。对于有综合录井仪的井，固定式硫化氢监测仪可以由录井队安装并维护，钻井队可以不安装。至少配5台便携式硫化氢监测仪（值班干部、当班司钻、坐岗人员随身携带）及专用硫化氢报警器，逢五逢十由值班干部（白班）检查上述设施并记录。

2、井队配12套正压式呼吸器，摆放在清洁、卫生、便于迅速取用的位臵。配5套备用空气瓶、1台空气压缩机。队长每月至少对其检查一次（有检查记录）；使用前后也应检查。

3、其它井至少配一套便携式硫化氢监测仪（司钻或坐岗人员随身携带），！

（七）含硫油气井作业相关人员上岗前应在西部井控培训学校接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后上岗。

（八）钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，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。

（九）含硫地区钻井液的PH值要求控制在9.5以上，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/m3以下。

（十）第一级报警值应设臵在硫化氢含量15mg/m3(10ppm)，第二级报警值应设臵在安全临界浓度硫化氢含量30mg/m3(20ppm)，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时，按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》做好人员安全防护工作。

（十一）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，按本细则第五十三条

（九）中的相应要求进行。

（十二）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，并组织联合演练，在区域预探井和含硫地区钻井，每月至少进行一次防硫化氢演习。一旦硫化氢溢出地面，立即启动应急预案。含硫油气井应急撤离措施参见SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》有关规定。

（十三）剪切闸板由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督）操作。使用剪切闸板防喷器时，除操作者和安全监护人员外，其余人员撤至安全位臵。剪切闸板使用一次后应更换，不再使用。

（十四）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。

（十五）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。

第五十三条 井喷失控后的处理按以下规定执行：

（一）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，打开专用防爆探照灯；熄灭火 32 源，组织设立警戒和警戒区；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，保护井口装臵，防止着火。

（二）立即向上一级主管部门及建设单位汇报，由油田公司负责及时向当地政府和安全生产监督部门报告。协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。

（三）设臵观察点，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。

（四）成立由油田公司、钻探公司主管领导及钻井公司主要领导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。

（五）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。

（六）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和人身安全防护。

（七）井口装臵和井控管汇完好条件下井喷失控的处理:

1、检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装臵的最高承压值；

2、检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；

3、井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施；

4、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、乙炔瓶等易燃易爆物采取安全保护措施；

5、迅速组织力量配制压井液压井，其准备量应为井筒容积的2～3倍；

6、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；

7、对具备投产条件的井，经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。

（八）井口装臵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:

1、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），充分暴露并对井口装臵进行可能的保护；对于着火井应在灭火前，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，使用铜制工具。

2、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。

（九）含硫化氢井井喷失控后的处理：

含硫化氢天然气井发生井喷，符合下述条件之一时，应在15min内实施井口点火：

（1）气井发生井喷失控，且在距井口500m范围内存在未撤离的公众。（2）距井口500m范围内居民点的硫化氢3min平均浓度达到100ppm，且存在无防护措施的公众。

（3）井场周围1km范围内无有效的硫化氢监测手段。若井场1.5km范围内无常住居民，可适当延长点火时间。

油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人由生产经营单位代表担任，并列入应急预案中。

（十）抢险用井口装臵按下述原则设计：

1、在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装臵的通径，密封垫环要固定；

2、原井口装臵不能利用的应拆除；

3、大通径放喷以尽可能降低回压；

4、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。

（十一）原井口装臵拆除和新井口装臵安装作业时，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。

（十二）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；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。

第七章井控技术培训

第五十四条 西部钻探井控培训中心为新疆油田指定井控培训单位。培训中心应有维文井控培训教材。

第五十五条 井控操作持证者，每两年复训一次，复训考核不合格者（理论考试成绩70分为合格，实际操作成绩100分为合格），吊销井控操作证。油田公司工程技术处负责监督执行井控操作持证制度。

凡持有非西部钻探井控培训合格证的人员，需经过西部钻探井控培训中心为期两天的《新疆油田钻井井控实施细则》知识培训合格后才能上岗，考试合格后，培训中心在培训人员持有的培训井控培训合格证上盖中心培训章。

第五十六条 井控技术培训内容执行《井控培训管理办法》（中油工程字[2007]437号）

第五十七条 井控培训单位资格、培训学时及考核方式应符合集团公司《井控培训管理办法》和SY 5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求。

第八章 井控管理

第五十八条 井控分级责任制度：

（一）油田公司和承包方都要建立分级井控管理网络，成立井控领导小组，落实“谁主管、谁负责”职责。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。

（二）油田公司主管工程技术的副总经理是油田公司井控工作第一责任人，承包方主管钻井工作的副职是井控工作第一责任人。

（三）油田公司勘探事业部、开发公司、采油厂及钻井公司、钻井队、井控车间，在钻井现场技术服务单位，应成立安全第一责任人为组长的井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井公司及10个钻井队以上的项目部，应配备专职井控技术和管理人员。

（四）油田公司与承包方每半年、钻井公司每季度进行一次井控检查。第五十九条 井控操作证制度： 执行“井控操作证”制度的人员：

（一）油田公司：

1、公司领导：公司主管领导，主管工程技术的领导。

2、机关处室：工程技术处处长、副处长，钻井工程管理科、井控与监督管理科各岗位。

3、直属机构：安全环境监督中心负责钻井专业的监督；勘探事业部、开发公司主管钻井的副职、正副总工程师（地质师）、安全（副）总监，生产、安全、技术科室从事钻井技术管理的岗位，项目（副）经理、地质监督、测井监督、钻井监督、钻井液监督、固井监督、安全监督。

4、工程技术研究院：主管钻井的副院长、总（副）工程师，方案规划研究所钻井工程研究室设计、审核、审批人员。

5、从事钻井生产的采油单位：主管钻井生产的领导、钻井设计审核人员、钻井管理人员。

（二）承包方：公司主管领导，工程技术处、安全处领导及主管人员，钻井分公司领导、工程技术与安全部门领导及钻井管理和技术人员，钻井队HSE监理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液技术员、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工。

（三）其它服务公司：欠平衡钻井、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及主要操作人员；固井、综合录井、钻井液等专业服务公司（队）的技术人员及现场负责人；井控车间技术人员和现场服务人员；现场地质技术人员、地质监督、测井队长、测井监督和地质（方案）设计人员。

没有取得井控操作证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。

第六十条 井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度：

（一）井控车间负责井控装备的管理和定期现场检查工作，建立相应的管理制度。

（二）设备所有单位负责重点探井、欠平衡井井控装备的安装指导，并保证安装质量。

（三）井控车间应建立保养维修、巡检回访、回收检验、资料管理、质量保证和技术培训等各项管理制度，负责井控装备维修、试压、巡检服务以及制订装备、工具、材料的配套计划和到货后的质量检验。

（四）井控管理人员和井控车间巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题。

（五）井控车间每月的井控装备使用动态、巡检报告等应及时上报钻井公司和油田公司工程技术处。

（六）井深≥4000m，且井控装臵（防喷器、节流管汇、压井管汇）安装使用超过4个月的井，完井后由井控车间回收检验一次；其它井每12个月（从试压日期开始）由井控车间回收检验一次。若压井作业使用过井控装臵，应由井控车间回收检验。

（七）井队负责井控装臵的安装，专人负责井控装备的检查、维护保养，操作，明确岗位责任，填写保养检查记录。

（八）稠油井套管头的管理和服务由产品厂家负责。第六十一条 钻开油气层的申报、审批制度：

（一）集团公司内部队伍承钻的井，钻开油气层验收由承包方组织，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。验收组成员：钻井公司项目经理部项目副经理（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。

（二）集团公司之外队伍承钻的井，钻开油气层验收由建设方组织，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。

1、探井验收组成员：勘探事业部项目经理部项目副经理（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。

2、开发井验收组成员：开发公司或采油厂（作业区）项目经理部钻井监督（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。

（三）检查验收情况记录于《钻开油气层检查验收证书》中（见附录

12、附录13）；如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，限期整改。

（四）检查合格检查人员在检查验收书上签字，签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层。

（五）有以下情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：

1、未执行钻开油气层申报审批制度；

2、未按要求储备重钻井液和加重材料；

3、井控装备未按照要求试压或试压不合格；

4、井控装备不能满足关井和压井要求；

5、防喷演习不合格；

6、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全；

7、钻井设备不能正常工作；

8、通讯系统不畅通的。• 第六十二条 防喷演习制度：

••

（一）作业班应按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况，按“逢五逢十”防喷演习制度进行防喷演习，防喷演习遵循“以司

钻为中心，班自为战，从实战出发”的原则。

••

（二）作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习。二开前应进行四种工况的防喷演习。换班人员应在第一次提下钻作业中进行四种工况的防喷演习，浅层稠油井每四口井累计应做四种不同工况的防喷演习，演习不合格不得进行下步作业。在特殊作业（测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习。

••

（三）钻进作业和空井状态应在2min、提下钻杆应在4 min、提下钻铤（加重钻杆）应在5 min内控制住井口。

（四）做好防喷演习讲评和记录（见附录7）。•• 第六十三条 坐岗制度：

••

（一）全井“坐岗”。非油、气层每小时测量一次钻井液增减量。进入油、气层前50m开始，每15 min测量一次，提下钻杆每3～5柱（最长不超过15 min）测量一次，提下钻铤连续灌浆每15 min测量一次。••

（二）“坐岗”人员上岗前由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（安全监理）验收签字等内容（见附录6）。

••

（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

（五）录井应落实坐岗职责。录井坐岗从综合录井作业开始至结束，录井监测系统中液面（总池体积）报警值的设臵不得超过1m3，总池体积呈持续变化时，录井操作员应对变化量进行分析，发现溢流或井漏及时通报给司钻。

•• 第六十四条 钻井队干部24h值班制度：

•• 钻井队干部在生产作业区坚持24h值班，值班干部应挂牌或有明显标志，值班情况填写在班前班后会记录中。值班干部应检查监督井控岗位责任、制度落实情况，发现问题立即督促整改。

•• 第六十五条 井喷突发事件逐级汇报制度：

（一）井喷突发事件分级

1、一级井喷突发事件（Ⅰ级）

凡符合下列情形之一的，为一级井喷突发事件：

(1)发生井喷失控，并造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；

(2)发生井喷，并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和周边居民的生命财产安全。

(3)引起国家领导人关注，或国务院、相关部委领导做出批示的井控事件。

(4)引起人民日报、新华社、中央电视台、中央人民广播电台等国内主流媒体，或法新社、路透社、美联社、合众社等境外重要媒体负面影响报道或评论的井控事件。

2、二级井喷突发事件（Ⅱ级）

凡符合下列情形之一的，为二级井喷突发事件：(1)含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；

(2)发生井喷失控，在12小时内仍未建立井筒压力平衡，企业自身难以在短时间内完成事故处理。

(3)引起省部级或集团公司领导关注，或省级政府部门领导做出批示的井控事件。

(4)引起省级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。

3、三级井喷突发事件（Ⅲ级）

凡符合下列情形之一的，为三级井喷突发事件：

(1)发生井喷，能够在12小时内建立井筒压力平衡，企业自身可以在短时间内完成事故处理。

(2)引起地（市）级领导关注，或地（市）级政府部门领导做出批示

的井控事件。

(3)引起地（市）级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。（4）。。。取消了第四级

• •

（二）井喷突发事件报告要求（本条变化较大，仔细阅读）

1、钻井公司发生I级井喷突发事件，钻井公司在启动自身预案进行处臵的同时，在25分钟内向上级主管部门和油田公司生产运行处汇报，油田公司在事件发生后30分钟内以电话形式上报集团公司总值班室（应急协调办公室），同时报告工程技术分公司和勘探与生产分公司。之后，在4小时内续报信息，并根据情况变化和工作进展，及时续报后续相关信息；每日7:00前报告最新情况。

油田公司应根据法规和当地政府规定，在事件发生后第一时间向属地政府主管部门报告。

2、钻井公司发生II级井喷突发事件，钻井公司在启动自身预案进行处臵的同时，在25分钟内向上级主管部门和油田公司生产运行处汇报，油田公司在事件发生30分钟内电话报告集团公司总值班室（应急协调办公室）、工程技术分公司和勘探与生产分公司。事件处臵结束后，油田公司在7天内将事件处臵报告报集团公司井喷突发事件应急领导小组办公室。

3、钻井公司发生III级井喷突发事件，由钻井公司组织进行处臵。在事件处臵结束后7天内将事件处臵报告报集团公司井喷突发事件应急领导小组办公室。

信息报告和通信联络，应采用有效方式。发送图文传真和电子邮件时，应确认对方已收到。

4、报告和记录的内容：事件发生的时间、地点、现场情况以及存在的社会、环境敏感因素；事件造成的伤亡人数、经济损失、周边影响；事件的原因分析，已经采取的措施，下步处臵方案，生产恢复期判断；舆情监测和媒体应对情况；事件涉及的装臵、设施等基础数据和背景资料、请求

上级部门支持和协调事项；其他需要报告的事项。

（三）井喷事故发生后，事故单位以附录15《集团公司钻井井喷失控事故信息收集表》内容向集团公司汇报，首先以表一（快报）内容进行汇报，然后再以表二（续报）内容进行汇报。•第六十六条 井控例会制度包括以下内容：

钻井队应把井控工作作为日常生产例会的一项内容，井控例会情况记录在井队生产例会记录本中；钻井公司每季度召开一次井控例会；油气田每半年联合召开一次井控例会。

第九章 附则

第六十七条 油田公司应当通过合同约定，要求进入该地区的所有钻井队伍及钻井相关队伍执行本细则。

第六十八条 本规定自印发之日起施行，2012年颁发的《新疆油田钻井井控实施细则》同时废止。

第六十九条 本规定由油田公司工程技术处负责解释，其它规定与本细则有抵触者，以本细则为准。本细则未涉及到的内容，参照相关行业标准。

2017年2月

附录1 钻井井控风险分级。

一、风险分级

Ⅰ级风险井：

1、地层硫化氢等有毒有害气体含量大于100ppm的井；

2、井深大于5500m的超深井；

3、以开发气藏为目的井；

4、无任何实钻资料可参考的预探井。

Ⅱ级风险井：

1、只有部分钻井、地质、测井资料可供参考的预探井；

2、预测气油比大于300的井；

3、含浅层气的井；

4、采用欠平衡工艺技术施工的井。

Ⅲ级风险井：

Ⅰ类、Ⅱ类风险井规定之外的井。

二、监管要求

1、Ⅰ级风险井管控措施

工程设计须经油田公司主管领导审批；施工队伍资质由钻井甲级资质队伍负责实施，若需乙级队伍施工，应由勘探、开发公司组织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处臵预案，由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管，（监理公司）对重点工序、重点环节进行监督。

2、Ⅱ级风险井管控措施

工程设计须经勘探、开发公司主管领导审批，施工由具有乙级或乙级以上资质的队伍负责实施；若确需丙级队伍施工，应由勘探、开发公司组 43 织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处臵预案，由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管，（监理公司）对重点工序、重点环节进行监督。

3、Ⅲ级风险井管控措施

工程设计须经勘探、开发公司项目部主管领导审批；施工由有资质的队伍负责实施；由勘探、开发公司负责监管。监理公司重点环节进行现场监督。

附录2 “三高”油气井定义

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。

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、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/m3(10 ppm)）、一氧化碳等有毒有害气体的井。

注：气井预计井口压力计算方法：井口压力=0.72×地层压力。

附录3 关井操作程序

1、钻进中发生溢流时： a）发：发出信号；

b）停：停转盘，停泵，上提方钻杆；

c)开：开启液（手）动平板阀； d)关：先关环形，后关指定闸板防喷器；

e)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；

f)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

2、起下钻杆中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业； c)抢：抢接旋塞阀；

d)开：开启液（手）动平板阀；

e)关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；

f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；

g)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

3、起下钻铤中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业； c）抢：抢接防喷单根； d）开：开启液（手）动平板阀；

e）关：关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；

f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；

g）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

4、空井发生溢流时： a）发：发出信号；

b）开：开启液（手）动平板阀； c）关：关关全封闸板防喷器；

d）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；

e）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。

附录4 带顶驱钻机关井操作程序

1、钻进中发生溢流时： a）发：发出信号；

b）停：上提钻具，停顶驱，停泵； c）开：开启液（手）动平板阀； d）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；

e）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；

f）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

2、起下钻杆中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业； c）抢：抢接顶驱；

d）开：开启液（手）动平板阀； e）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；

f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；

g）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

3、起下钻铤中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业；

c）抢：抢接防喷单根（可不接旋塞），接顶驱； d）开：开启液（手）动平板阀； e）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；

f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；

g）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

4、空井发生溢流时： a）发：发出信号；

b）开：开启液（手）动平板阀； c）关：关全封闸板防喷器；

d）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；

e）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。

注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。

附录5 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 司钻  钻进：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；

2、停泵、停转盘；

3、上提方钻杆（露出保护接头时停警报），待钻杆接头底面距吊卡顶面30cm左右时刹车；

4、内外钳工扣好吊卡，后发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1 s）；如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；

5、待确定关井后了解立压、套压；

6、三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；

7、开防喷器，关液动阀。 起下钻杆：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；

2、停止起下钻作业，抢接备用旋塞，关闭旋塞（关闭后停警报）；

3、上提钻具，使吊卡底面离转盘面30cm左右；

4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1s）。如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；

5、待确定关井后了解套压；

6、三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；

7、开防喷器，关液动阀。 起下钻铤：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；

2、停止起下钻作业，抢接防喷单根；

3、下放钻具，吊卡离转盘30cm左右，关闭旋塞（关闭后停警报）；

4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1s）。如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；

5、待确定关井后了解套压；

6、三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；

7、开防喷器，关液动阀。 空井：

1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；

2、派内钳工速到远控台通知副钻关全封闸板。如安装司控台，则取消此项操作；

3、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1s）。如 安装司控台，则先开液动闸阀，后关全封闸板防喷器；

4、待确定关井后了解套压；

5、打三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；

6、开防喷器，关液动阀。

副司钻

 钻进、起下钻杆、起下钻铤：

1、听到警报后，迅速跑到远控台；

2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；

3、站在远控台门外侧，听到两声关防喷器喇叭声后，先关环形，后关闭指定的闸板（不得回中位），观察和补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；

4、听到三声喇叭30s后，开防喷器，关液动阀。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位。 空井：

1、听到警报后，迅速跑到远控台；

2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检