新疆塔里木油田分公司泽普石油化工厂大化肥改扩建工程...（合集）

第一篇：新疆塔里木油田分公司泽普石油化工厂大化肥改扩建工程...

新疆塔里木油田分公司泽普石油化工厂大化肥改扩建工程 竣工环境保护验收公示材料

一、工程基本情况

项目名称：新疆塔里木油田分公司泽普石油化工厂大化肥改扩建工程 建设内容：该工程在原有15万t/a炼油、10万t/a合成氨及15万t/a尿素、54万m3/a轻烃回收等生产装置的基础上扩建合成氨20万t/a和尿素34万t/a及供电（已验收）、循环水站、脱盐水站和空压机等其它配套设施。

建设单位：新疆塔里木油田分公司塔西南勘探开发公司

建设地点：新疆泽普县奎依巴格镇

工程投资：工程实际总投资10亿元、其中环保投资1413万元、占工程总投资的1.4%

工程建设情况：1999年9月开工建设、2002年2月建成投入试运行监测期实际生产负荷： 液氨428t/d，尿素800t/d。

环评编制单位：化工部第四设计院

环保设施设计单位：中国成达化学工程公司

环保设施施工单位：中国化工建设第七公司、中国石油建设第七公司 验收监测单位：中国环境监测总站、新疆维吾尔自治区环境监测中心站

二、环保执行情况

该工程执行了环境影响评价制度和环境保护“三同时”管理制度，落实了环评和初步设计中的各项环保措施。该工程在充分依托老厂原

有环保设施的基础上,工程配套建有合成氨装置的转化炉、快装锅炉和尿素装置的中压惰洗器、造粒塔喷头等先进的环保设备。工程建设1套污水中和处理系统。工程对各种类型的噪声源分别采取了隔声、降噪措施，按“以新带老”的原则，将尿素解吸废水送深度水解装置回收处理，取消6台10t/h燃气锅炉，削减了废水、废气的排放量。该厂绿化面积为76600平方米。公司环保管理机构和环境监测体系健全，环保规章制度完善。

三、验收监测结果

中国环境监测总站和新疆自治区省环境监测中心于2002年11月16日至18日对该工程进行了现场监测：

1、废气：快装锅炉、一段转化炉的烟尘、SO2排放浓度均符合《锅

炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）I时段标准的要求。中压惰洗器NH3排放速率符合《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-93）的三级（新扩改建）标准排放限值的要求；造粒塔颗粒物排放速率、排放浓度均符合《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）中现有污染源大气污染物三级标准排放限值的要求。厂界无组织排放颗粒物监控点与对照点的浓度差值符合《大气污染物综合排放标准》（GB 16297-1996）中现有污染源大气污染物三级排放标准；厂界NH3排放

浓度符合《恶臭污染物排放标准》（GB 14554-93）的三级（新扩改建）排放标准。

2、废水：中和池废水氨氮的最大日均值为0.886mg/L，吨产品排放量为0.0015 kg/ t（NH3），吨氨废水排放量为1.83m3/ t（NH3），均符合《合成氨工业水污染物排放标准》（GB 13458-2001）中的中

型企业二级标准排放限值；中和池废水总盐的日均排放浓度最大值为817mg/L，符合《农田灌溉水质标准》（GB 5084-92）中的限值要求；中和池排水全部进入7#氧化塘（不外排）。

污水处理站出口氨氮、挥发酚、CODCr、CN-的最大日均值分别为

3.86、0.006、95.4、0.002mg/L，pH值在6～9之间；吨产品氨氮、SS、挥发酚、石油类、CODCr、CN-的排放量分别为0.07、3.14、9.87×10-5、0.17、1.46、2.35×10-5kg/ t（NH3），吨氨废水排放量为18.8m3/ t

（NH3），均符合《合成氨工业水污染物排放标准》（GB 13458-2001）

中的中型企业二级标准排放限值；BOD5最大日均值为12.4mg/L，符合《污水综合排放标准》（GB 8978-1996）二级标准限值的要求；该出水排入氧化塘内（不外排）。

氧化塘中pH、氨氮、挥发酚、CN-、S2-的最大日均值均符合《合成氨工业水污染物排放标准》（GB 13458-2001）中的中型企业二级标准排放限值；CODCr、SS、石油类的最大日均值均超过《合成氨工业

水污染物排放标准》（GB 13458-2001）中的中型企业二级标准排放限值；BOD5的最大日均值超过《污水综合排放标准》（GB 8978-1996）

中的二级标准限值。

氧化塘东侧、北侧井地下水中Cl-、F-、硬度的监测结果最大值分别为240、0.439、408mg/L，pH值在8.02～8.21之间，均符合《地下水质量标准》（GB/T 14848-93）Ⅲ类水体标准；氨氮、NO3--N、SO42-最大值分别为29.4、64.7、1000 mg/L；挥发酚北侧井达到标准要求，东侧井超标。

3、厂界噪声：监测期间该工程厂界噪声共监测7个点位，昼间4#、5#点超标，夜间除3#点达标外其余点位均超标，厂界周围无噪声敏感点，其余达到《工业企业厂界噪声标准》（GB 12348-90）中的Ⅲ类标准的要求。

4、固体废物：该改扩建工程固体废物主要来自一、二段转化炉，高、低温变换炉，甲烷化炉、合成塔、氧化锌脱硫槽、分子筛干燥器等。工程实际排出的废触媒为85t/a（平均值），61t送催化剂厂回收利用，24t送至戈壁滩渣场进行无害化安全深埋。

5、污染物排放总量：全厂锅炉废气排放总量为92.8×108m3/a，烟尘排放量为31.9t/a，SO2排放量40.3t/a；NH3排放总量为1136.7t/a，工业粉尘排放总量为842t/a。

第二篇：塔里木油田分公司井控细则

塔里木油田钻井井控实施细则

为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则

第一条、井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。

第二条、井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。

第三条、井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条、本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。

第五条、本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。

二、井控设计

第六条、井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。

井控设计主要包括以下内容：

1、对井场周围2KM范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

2、地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况。

3、满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许修“倒”井场；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。

4、使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量，探井在安装防喷器之后，储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井在钻开油气层之前，储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置；

5、在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般是油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，备用一层套管；

6、选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。预探井安装70 MPa及以上压力等级的井控装备；其它井根据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的情况，选择井控装备，P关≥70 MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35 MPa≤P关〈70 MPa的，选用70 MPa及以上压力等级的井控装备；14 MPa≤P关<35 MPa的井，选用35 MPa及以上压力等级的井控装备；P关〈14 MPa的井，选用14 MPa及以上压力等级的井控装备。

7、预探井、高压气井、高含硫化氢井应配套使用剪切闸板。

8、根据井的类型制定井控技术措施，并制定相应的应急预案。

9、设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

10、固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响。

第七条、平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。

附加值可由下列两种方法之一确定：

1)、密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3；

2)、压力附加值：油水井为1.5～3.5 MPa，气井为3.0～5.0 MPa。具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。浅气井采用3.0～5.0 MPa的压力附加值。

第八条、含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。

第九条、欠平衡钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。H2S含量超过20mg/m3的地层或上部未封固井段存在H2S含量超过20mg/m3的地层不能进行欠平衡钻井。

第十条、按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备

第十一条、井控装备包括：套管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、油管头、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、钻井液气体分离器、钻井液加重装置、监测设备等。

第十二条、塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

1)、压力等级14 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。组合见图一；

2)、压力等级35 MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二；

3)、压力等级70 MPa时，采取以下组合形式： a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二； b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四;

4)、压力等级105 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四。选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

第十三条、使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。需要安装剪切闸板的替换全封闸板。

第十四条、井控装备的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装备在车间的检修主要包括以下内容：

1)、环形防喷器主要检查垫环槽、油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

2)、闸板防喷器主要检查垫环槽、油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；

3)、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；

4)、节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；

5)、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。

第十五条、井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：

◎ 从车间运往现场前；

◎ 现场安装后；

◎ 每次固井安装套管头后；

◎ 钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；

◎ 试压间隔超过100天的；

2、凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。

第十六条、全套井控装备应在塔里木油田分公司工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功能试验及清水（冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆进行试压；试压值为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力。要求稳压30分钟，压降不大于0.7MPa。出具试压合格证，随设备送井。探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。

第十七条、井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数，并安装锁紧杆支架和操作台；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第十八条、现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行整体试压，要求稳压30分钟，压力降低不超过0.7 MPa。具体试压值见附表。

1)、环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；

2)、闸板防喷器试压分两种情况：套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；

3)、节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，按低压区的额定工作压力试压；

4)、除安装油管头外（未安装钻井四通或特殊四通的情况），其它情况下试压设备接口不得在防喷器旁通孔处连接。

第十九条、井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，钻井队提供机具和人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；钻井监督现场验收合格并签字。

第二十条、井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查与管理。在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇、钻井液气体分离器等井控装备，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后，送新井使用；对于大宛齐地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。

第二十一条、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。

1)、远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远；司钻控制台摆在司钻操作台附近；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；

2)、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源是从气瓶专线供给；

3)、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21 MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；

4)、远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；

5)、司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值正确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1 MPa。

第二十二条、每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉，以检验卡瓦是否卡牢。对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套之后再进行下步作业。

第二十三条、为防止和减小套管磨损，各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm。每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了13 3/8″及以下套管头的井应使用加长防磨套，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨了30%时，应更换。对于井口偏磨严重或一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查。

第二十四条、井口钻井四通（特殊四通或油管头）靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（见附图五）；节流压井管汇与钻井四通之间用标准内控管线连接，安装平直，接出井架底座以外。

第二十五条、节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：

1)、压力等级为35 MPa的节流管汇组合如图六；

2)、压力等级为70 MPa的节流管汇组合如图六或图七；

3)、压力等级为105 MPa的节流管汇组合如图七；

4)、压力等级为35 MPa的压井管汇组合如图八； 5)、压力等级为70 MPa、105 MPa的压井管汇组合如图九。

第二十六条、节流管汇应预备1/2″NPT接口，以便于安装录井套压传感器。为准确观察溢流关井后的套压变化，35 MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16 MPa（或21 MPa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构回转3~4圈）。

第二十七条、节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3 MPa；电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30 MPa，J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。

第二十八条、预探井、高压气井应使用ZQF1200/0.862或ZQF1400/0.862分离器，其余探井和含H2S井可以使用NQF800B/0.7 或NQF800C/0.7分离器，其余生产井使用NQF800C/0.7或 NQF800/0.7分离器。

1)、钻井液气体分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；

2)、ZQF1200/0.862、ZQF1400/0.862和NQF800B/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为10 3/4″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

3)、NQF800C/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为6″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

4)、NQF800/0.7分离器进液管使用软管线，使用保险绳，打水泥基墩固定；排液管接到钻井液罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径大于70mm，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距20m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管出口与放喷管线距离3～5m，出口不得正对放喷池。第二十九条、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

1)、山前井、高压气井、含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每条管线畅通；其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5″钻杆，接出井口75m以远；

2)、放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×1.0×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5×0.5×0.5m，；

3)、放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；

4)、基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；

5)、放喷管线试压10 MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；

6)、放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。

第三十条、钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞，液压旋塞，箭形回压凡尔、钻具浮阀等。进行欠平衡作业时，还要配备投入式止回阀。

1)、井控欠平衡中心是塔里木油田内部唯一有权销售内防喷工具的单位，负责内防喷工具的采购（液压旋塞除外），对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；内防喷工具试压时间离出库时间不得超过7天，否则应重新试压；钻井队使用井控欠平衡中心检验合格的内防喷工具；对于使用液压旋塞的井，由井队申请、工程技术部上井进行试压检验，合格的发放试压合格证；

2)、钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护；

3)、旋塞在现场使用过程中，钻井队负责一周开关活动一次；旋塞和箭形回压凡尔，每使用100天由井控欠平衡中心到现场进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。钻井队填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况；

4)、使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形回压凡尔。

5)、在起下钻铤时，应准备一柱防喷立柱。防喷立柱应由钻杆立柱、箭形回压凡尔、钻杆与钻铤变扣接头组成。

第三十一条、井控装备投入使用后，钻井工程师和大班司钻负责管理井控装备，班组分工检查井控装备，认真做好井控装备班报表和井控设备跟踪卡片等资料的填写；月底由钻井工程师填写井控工作月报表和井控卡片，于次月十日前上报油田分公司井控管理部门。

第三十二条、对于在用的固井机应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。

第三十三条、钻井队应保证加重系统装置完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。

第三十四条、从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1、钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：

1)、对于山前构造的井，采用两台煤锅炉加电保温结合的方式进行保温；

2)、对于沙漠腹地的井，采用两台柴油锅炉加电保温结合的方式进行保温；

3)、对于其它地区的探井，采用一台锅炉加电保温的方式进行保温；其它地区的生产井，采用电保温的方式进行保温；

4)、气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；

5)、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；

6)、应将使用过的钻井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵；

2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：

1)、山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；

2)、远程控制台要配备防爆电保温设施；

3)、气动节流控制箱配置防爆电保温装置；

4)、冬季注塑时，使用冬季用的塑料棒。

四、钻开油气层前的准备

第三十五条、钻开油气层前各井应做到：

1)、现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告；

2)、钻井队井控领导小组按照本细则，进行一次全面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改；

3)、根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；

4)、钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，加重系统运转正常；钻井液泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的钻井液罐安装液面标尺；

5)、钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂；

6)、组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口；

7)、落实坐岗制度和干部24小时值班制度；

8)、预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。

9)、每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个砂岩层，做一次地破试验，绘出排量～压力曲线；试验最高压力不得大于如下两者之间的较小者：

a)井口设备的额定工作压力； b)套管抗内压强度的80%。

① 预探井地破压力试验控制当量密度不超过2.30g/cm3；

②其它井，试验最高当量钻井液密度为本井段所用最高钻井液密度附加0.5 g/cm3；

③对于碳酸盐岩地层，应进行地层漏失实验，试验最高当量钻井液密度，为预计下部施工中作用在井底的最高井底压力相当的压力；标出地破压力、地层漏失压力等并记录在井控工作月报和井控工作记录本上；

④压力敏感性地层不进行地层破裂压力实验和地层漏失实验。

第三十六条 严格执行钻开油气层申报审批制度。

五、钻开油气层和井控作业

第三十七条、有以下情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：

1)、未执行钻开油气层申报审批制度；

2)、未按要求储备重钻井液和加重材料；

3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格；

4)、井控装备不能满足关井和压井要求；

5)、内防喷工具配备不齐全或失效；

6)、防喷演习不合格的；

7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；

8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。

第三十八条、从打开油气层（目的层）到完井，泥浆工坐岗观察井口和钻井液罐液面变化，录井队监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化；钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施；如发现溢流要立即发出报警信号并实施关井；报警时溢流量不得超过1m3，关井溢流量不得超过2m3。

第三十九条、在油气层钻进中，发现溢流应立即实施关井，严禁强行起钻到安全井段或循环观察。浅气层、浅气井以及安装54-14防喷器组的井采取硬关井控制井口；其它井采用软关井控制井口。长鸣笛为报警信号、两短鸣笛为关井信号、三短鸣笛为解除信号。

第四十条、关井后钻井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，录井队要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断溢流类型，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：

a)井控装备的额定工作压力、b)套管抗内压强度的80%、c)套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力；对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括浅气井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力。

第四十一条、落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工单及时进行压井施工；利用节流阀控制回压，使作用于油气水层的压力略大于地层压力，排除井内溢流，重建压力平衡。

第四十二条、在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施：

1、钻遇浅气层；

2、浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；

3、井口压力超过井控装备的额定工作压力；

4、井口压力超过套管抗内压强度的80%；

5、井控装备出现严重的泄漏。地层流体为气体或含H2S等天然气气体时，应及时在放喷口点火。

第四十三条、不论全面钻进还是取芯钻进，钻开新的油气层起钻前，为保证起下钻安全，防止起下钻中发生溢流，应进行短程起下钻，起至安全井段静止观察，下钻循环检测油气上窜速度。

1、起钻后静止时间为：

1)、井深3000m以下（包括3000m）的井，静止2小时；

2)、井深3000m以上、5000m以下（包括5000m）的井，静止4小时；

3)、井深5000m以上的井，静止5小时。

2、油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：

1)、起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)；

2)、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。

3、在起钻前应进行充分循环，循环时间不小于一个迟到时间，检查油气侵入情况；下钻到底后应循环排除后效后，再进行其它钻井作业。

第四十四条、起钻过程中，控制油气层井段的起钻速度；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻具体积；检修设备时，把钻具起到或下到套管鞋处，严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。

第四十五条、电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间，同时要压稳油气层；电测时，钻井队准备一柱带箭形回压凡尔的防喷钻杆和挂电缆接头，并定时向井内灌浆；电测队准备剪切电缆工具和电缆卡子；泥浆工观察钻井液出口，有异常情况立即报告值班干部。

第四十六条、在钻开油气水层后，下套管前应换装套管闸板芯子并试压合格（试压值不大于本次所用套管抗外挤强度的80%），下完套管后应充分循环钻井液排除后效；通过选择合理的固井方法、注水泥施工设计以及关井憋压候凝等技术措施，保证固井作业期间，压稳油气水层。

第四十七条、处理事故要保证井控安全。

1)、处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱的影响，保证液柱压力不小于地层流体压力；

2)、在油层套管进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应采取相应的措施，压稳油气层。

第四十八条、探井钻井中对已钻过的地层应及时组织测井，有测试条件的井段，要测试已打开的油气水层的地层压力值，为做好下步井控工作提供依据。

第四十九条、发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由钻井工程师写出《溢流压井专报》，交油田分公司井控管理部门。

六、井喷失控处理

第五十条、井喷失控，立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。

第五十一条、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。

第五十二条、按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。

第五十三条、迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。

第五十四条、成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处具体协调、落实抢险事宜。

第五十五条、清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。

第五十六条、抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。

第五十七条、处理井喷失控作业尽量不在晚间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。

第五十八条、做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。

七、防火、防爆、防硫化氢措施

第五十九条、井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口50m以远，发电房和储油罐距井口30m以远。

第六十条、井场电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求。钻井队消防工作按《塔里木油田钻井（修井）队消防安全管理办法》执行。

第六十一条、柴油机和固井机的排气管、锅炉的烟囱不破不漏，有防火罩。进入井场的机具、车辆应有防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。

第六十二条、井场进行动火作业前，应进行动火审批，动火审批执行《工业动火安全管理实施细则》。

第六十三条、严格执行SY5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》要求，防止H2S等有毒气体进入井眼、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。

1、发现有H2S气体溢出地面，浓度超过20mg/m3时应用手摇式报警器报警；在井场H2S浓度不超过20mg/m3（14PPM）的情况下，可以连续工作8小时；井场H2S浓度超过20mg/m3（14PPM）的情况下，作业人员立即戴正压式呼吸器进行作业。

2、钻井井场应设置风向标；含H2S地区井和探井，钻井队配备4台以上的H2S监测仪，工作可靠，配备不少于10套的正压式呼吸器；其余井，钻井队应有2台以上的H2S监测仪，工作可靠，配备不少于4套以上的正压式H2S呼吸器。辅助专业执行《对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定》。

3、营房应配备便携式H2S监测仪2台，一台手摇式报警仪和两台排风扇。

4、在含H2S气体的井段钻进，保证钻井液PH值不小于11，钻井液中应加除硫剂，并制定防H2S的应急救援预案。

5、在钻井过程中，为了防止硫化氢进入井眼、导致钻具氢脆以及保证人身安全，应压稳油气层作业。

6、发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井，采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循环压井的方法，当含硫化氢气体的钻井液到井口时，通过分离器分离，用点火装置点火，若需人工点火时，应由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。

7、一旦含H2S的井发生井喷失控，启动防硫化氢应急救援预案。

八、井控技术培训

第六十四条、提高井控技术水平和意识的有效办法是进行井控技术培训。塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训或考核不合格的，不得上岗。

第六十五条、井控操作持证者，每两年应参加复训和考核。考核不合格者吊销井控操作证。

第六十六条、在油田分公司的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（60分为及格），应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田分公司统一再次组织考试，考试合格者重新上岗，否则不得在应持井控操作证的岗位上工作。

第六十七条、井控培训的具体要求：

1)、工人能及时发现溢流，正确实施关井操作，掌握井控装备的安装、使用等；

2)、钻井队干部和钻井监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等；

3)、井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理，现场安装、调试、故障的判断及排除等；

4)、塔里木油田主管钻井生产的领导及管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控及三次井控技术等；

5)、对钻井和地质设计人员、地质监督、测井监督、现场地质技术人员及相关人员也要做基本的井控培训；

6)、固井、定向井、录井、射孔、欠平衡钻井等服务人员应进行基本的井控培训；

7)、井控培训应涉及欠平衡钻井井控技术和H2S防护的知识。

九、井控工作九项管理制度

第六十八条、井控分级责任制度

1)、塔里木油田分公司分管工程技术的副总经理是井控安全工作的第一责任人，各分管领导是井控安全工作直接责任人。钻井技术办公室负责油田分公司的井控行业管理工作。质量安全环保处负责油田井控安全的监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任。井控领导小组全面负责油田的井控工作。

2)、各事业部和各项目经理部负责所辖井钻井全过程的井控安全。

3)、工程技术部负责井控装备和内防喷工具的管理并提供井控技术服务。

4)、各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人，应成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责各井总包作业期间井控安全问题的处理，完全承担各井总包作业期间的井控安全责任；并承担日费井中的井控操作责任。

5)、现场井控第一责任人是钻井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工；录井队溢流监测责任人是联机员。

6)、钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查，勘探公司每月进行一次井控工作检查。

第六十九条 井控操作证制度

1)、指挥和监督钻井的领导干部、技术人员、安全管理人员和从事钻井工程设计的技术人员；

2)、钻井监督、钻井队平台经理、钻井工程师、HSE监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工； 3)、地质监督、测井监督、现场地质管理人员和地质设计人员；

4)、井控欠平衡中心的主任、副主任、技术人员、维修人员、现场服务人员；

5)、钻井技术服务公司的正副经理，技术人员；

6)、定向井服务公司主管生产的正副经理、定向井工程师；

7)、钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师；

8)、固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长、主副操作手；

9)、录井公司主管生产的正副经理、录井队队长、地质师、联机员；

10)、测井公司主管生产的正副经理、测井队队长、操作工程师；

11)、酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长、主操作手；

12)、测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工；

13)、地面队正副队长； 以上人员应参加井控培训，考核并取得井控操作证。无证的领导干部、工程技术人员无权指挥钻井生产，工人不得上岗。凡未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

第七十条、井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度

1)、井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划；

2)、井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压；由钻井监督验收，合格后方能进行下步施工；

3)、井控欠平衡中心建立分级责任、保养维修责任、巡检回访、定期回收检修、资料管理、质量负责和培训等各项管理制度，不断提高管理、维修和服务水平；

4)、钻井队钻井工程师和大班司钻负责井控装备的管理，班组负责井控装备的日常检查、保养，及时发现井控装备存在的问题并通知井控欠平衡中心，并认真填写井控装备班报表；

5)、井控管理人员和井控欠平衡中心巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态； 6)、井控欠平衡中心每月的井控装备使用动态、巡检报告等应在每月10日前上报油田分公司井控管理部门；

7)、采油（气）井口装置等井口装备应经井控欠平衡中心检验、试压合格后方能上井安装使用；采油（气）井口装置在井上组装后，应整体试压，合格后方可投入使用。

第七十一条 钻开油气层申报、审批制度

1、申报程序

1)、井队工程师是第一申报人，勘探公司主管井控的部门负责具体的申报事宜;

2)、钻井队在进行钻开油气层的申报前应进行自检自查，合格后方可进行钻开油气层的申报;

3)、钻开第一个预计的油气层（注：探井为目的层，生产井为油气层）前七天，由所承钻的钻井队向所属公司进行申报;

4)、对于油气显示提前的井，发现油气显示后，立即停钻，向油田分公司业主单位及时申报;

5)、井队按验收标准检查合格后，由钻井工程师填写《钻开油气层申报验收资料本》一式两份，放在井场，由井队钻井工程师将申报内容汇报至所属勘探公司主管部门，由勘探公司主管部门填写《钻开油气层申报表》并上报业主单位进行批复。

2、检查与审批

1)、业主单位收到《钻开油气层申报表》后安排检查验收，对于特殊情况和停钻待验收井，应立即组织验收。

2)、由业主单位牵头组织，工程技术部、勘探公司参加检查验收，验收合格，经验收小组组长签字同意后，方可钻开油气层。

3)、检查验收情况记录在《钻开油气层申报验收资料本》上，一份井队留存，一份报业主单位留存。

4)、验收结束或整改完毕后，油田分公司业主单位向钻井技术办公室通报验收及整改情况。

5)、对于检查验收不具备钻开油气层条件的井，根据情况责令钻井队限期整改或停钻进行整改，待整改合格后方能钻开油气层，同时钻井队应将整改情况上报所在勘探公司，由该公司将整改结果上报业主单位和钻井技术办公室。钻井工程师负责在留存的《钻开油气层申报验收资料本》上填写整改情况，备查。

6)、钻井技术办公室负责监督钻开油气层验收制度的执行情况，不定期对钻开油气层验收情况进行抽查，抽查结果作为考核业主单位以及勘探公司井控工作的依据。

3、对于业主单位变更的井，现场应重新向新的业主单位进行申报审批。

第七十二条、防喷演习制度

1、钻井队从井控装备安装就绪起开始防喷演习。每周每个钻井班至少进行一次防喷演习，一月内各种工况下的防喷演习都要做到。演习后由钻井工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。

2、防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的平板阀（节2a）的时间）：空井2分钟、钻进3分钟、起下钻杆4分钟、起下钻铤5分钟。

3、在溢流报警信号发出后，钻井监督、钻井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。

4、软关井操作前井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图

五、图

六、图

七、图

八、图九执行；硬关井操作前，3#闸门常关，4#闸门常开，节2a常关，井口及节流、压井管汇其余各闸门待令工况按照附图

五、图

六、图

七、图

八、图九执行。

5、溢流监测岗位分工：

1）、泥浆工：发现溢流后立即报告当班司钻；

2）、联机员：发现溢流后立即报告当班司钻。、关井程序岗位分工：

1)、司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部；

2)、副司钻：负责观察远程控制台的动作，接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压，同时传递相关信号；

3)、内钳工：配合外钳工完成井口操作，负责节流控制箱的操作，并传递节流阀开关信息；在关井后负责节流控制箱上立、套压的记录；

4)、外钳工：配合内钳工完成井口操作，并负责向司钻传递闸板防喷器、液动放喷阀、节2a的开关信息；

5)、井架工：配合井口操作，协助场地工完成节2a的的操作；

6)、场地工：在钻台下观察闸板防喷器和液动放喷阀的开关情况，并传递开关信息；负责节2a的开关操作，并传递节2a的开关信息；

7)、泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井液罐液面情况；

8)、机工岗：站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。

7、软关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、上提方钻杆接头出转盘面；

3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐在吊卡上；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；

3)、打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

起下钻铤中的关井程序：

1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具； 3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、打开液动放喷阀；

3)、关全封闸板防喷器；

4)、关闭液动节流阀；

5)、关闭液动节流阀前的平板阀；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次套管压力。硬关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、上提方钻杆接头出转盘面；

3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具坐在吊卡上；打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；接方钻杆；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

起下钻铤中的关井程序： 1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具；关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门，接方钻杆；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、关全封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次套管压力。

9、顶驱软关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、提出第一个钻杆接头出转盘面；

3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐在吊卡上；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；

3)、打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

5)、关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀；接顶驱，打开环形防喷器；

6)迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。起下钻铤中的关井程序：

1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具；

3)、打开液动放喷阀，关环形防喷器；

4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

5)、关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接顶驱，打开环形防喷器；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、打开液动放喷阀；

3)、关全封闸板防喷器；

4)、关闭液动节流阀；

5)、关闭液动节流阀前的平板阀；

6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

7)、每2分钟准确记录一次套管压力。

10、顶驱硬关井程序规定如下：

钻进中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止钻进，停泵；

2)、提出第一个钻杆接头出转盘面；

3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具坐在吊卡上；打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。

起下钻杆中的关井程序：

1)、发出报警信号，停止起下钻作业；

2)、抢接箭形回压凡尔；关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；接顶驱； 4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

起下钻铤中的关井程序：

1)、发出溢流报警信号，下放钻铤座在转盘上，卡紧安全卡瓦；

2)、抢接防喷立柱，下放钻具；关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门，接顶驱；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。

空井情况下的关井程序：

1)、发出溢流报警信号；

2)、关全封闸板防喷器；

3)、打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次套管压力。、安装54-14井控装备空井关井程序（实施硬关井作业）

1)、发出溢流报警信号；

2)、抢下防喷立柱；

3)、关半封闸板防喷器，打开3#闸门；

4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告；

5)、每2分钟准确记录一次套管压力。

第七十三条、坐岗制度

1)、从安装防喷器开钻之日起钻井队泥浆工、录井队联机员开始坐岗；

2)、钻进中每15～30分钟监测一次钻井液液面，发现异常情况加密监测；起钻或下钻中每3～5柱钻杆或1柱钻铤核对一次钻井液灌入或返出量；在电测、空井时泥浆工应坐岗观察钻井液出口管。泥浆工应认真填写坐岗观察记录；

3)、坚持“1m3报警，2m3关井”的原则，发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

第七十四条、干部24小时值班制度。

1)、从安装防喷器完开钻之日起开始，钻井队平台经理或钻井工程师应在井场24小时值班。值班干部应挂牌或有明显标志，在值班干部交接班记录上填写井控工作情况；

2)、值班干部检查井控岗位执行情况，发现问题立即整改。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷、井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。

第七十五条、井喷事故逐级汇报制度。

1)、一旦发生井喷或井喷失控，钻井工程师负责全面、准确地收集资料；

2)、发生井喷事故后，钻井队平台经理负责向油田分公司生产运行处总值班室汇报，同时向业主单位和所属勘探公司汇报；要求2小时内上报到油田主管领导，24小时内上报到股份和集团公司有关部门。

3)、发生井喷事故后，保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。

4)、对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，要追究领导责任。

第七十六条、井控例会制度。

1)、进入目的层或油气层后，钻井队每周召开一次以井控为主要内容的安全会议，值班干部、司钻应在班前班后会上布置、检查并讲评井控工作。

2)、勘探公司每月召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作，写出书面总结，上报油田井控管理部门。

3)、油田分公司每月召开一次井控例会，总结、协调、布置井控工作。

十 附则

第七十七条、本实施细则自发布之日起执行，如发生与本细则有冲突的情况，以本细则为准。

第七十八条、本实施细则由塔里木油田钻井技术办公室负责解释。

井控考试题目： 简答题:

1、井控管理9项制度（井控分级责任制度；井控操作证制度；井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度；钻开油气层申报、审批制度；防喷演习制度；坐岗制度；干部24小时值班制度；井喷事故逐级汇报制度；井控例会制度）。

2、那几种情况下不能钻开油气层：1）、未执行钻开油气层申报审批制度；2)、未按要求储备重钻井液和加重材料；3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格；4)、井控装备不能满足关井和压井要求；5)、内防喷工具配备不齐全或失效；6)、防喷演习不合格的；7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。

3、有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查（1、从车间运往现场前；

2、现场安装后；

3、每次固井安装套管头后；

4、钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；

5、试压间隔超过100天的）

第三篇：塔里木油田快马扬鞭建设新疆大庆

塔里木油田快马扬鞭建设“新疆大庆”

钻井年累计进尺114万米 同比增加28万米

中国石油网消息（记者苏华）10月29日，巴州派特罗尔石油钻井技术服务有限公司P7003钻井队年累计进尺2万米，这是塔里木油田今年第10支年累计进尺突破2万米的钻井队。

最新数据显示，今年1月至10月，塔里木油田年累计完井223口，钻井年累计进尺突破百万米，达到114万米，同比增加28万米；累计投产新井173口，生产原油34.5万吨。

高效钻井是建设“新疆大庆”、加快落实3000万吨规划目标的关键。今年，塔里木油田通过强化生产组织管理，加大技术创新和应用等措施，持续拓展钻井总承包模式范围，调动乙方单位钻井提速的积极性，有力促进各区块整体提速。

同时，塔里木油田持续推进氮气钻井、欠平衡钻井、盐层卡层等钻井新技术的配套及应用，为钻井提速持续提供动力。其中，超深全过程欠平衡钻完井先导性试验在英买2-H30井获得成功，创国内充气钻井最深纪录。科研技术人员经过系统总结大北-克深地区复杂盐层卡层技术后，自创形成了一套独特技术。目前，油田推广应用这项新技术进行了盐底卡层12口井，盐顶卡层18口井，成功率均为100%。

1月至10月，这个公司在塔里木油田探井试油交井43口，新获工业油气流井22口，为塔里木油田快马加鞭建设“新疆大庆”、落实3000万吨规划目标提供了保障。

第四篇：曲靖市烟草公司罗平分公司阿岗烟站改扩建工程

曲靖市烟草公司罗平分公司阿岗烟站改扩建工程

监理工作总结

一、工程概况

1、项目名称：罗平分公司阿岗烟站改扩建工程

2、项目地点：阿岗镇烟叶站

3、建设单位：曲靖市烟草公司罗平分公司

4、设计单位：云南省曲靖市设计研究院有限责任公司

5、施工单位：云南华润建筑工程有限公司

二、工程项目情况简述

1、工程面积：3745.88㎡

2、工程造价： 680万元

3、项目组成：地基、基础、主体结构、装饰装修、建筑电气、给排水、消防组成。

4、工程项目的建筑结构简述：

结构型式为全框架结构。

三、监理组织机构

根据监理合同的监理范围及监理工作内容的要求及到当地政府部门对监理合同及监理人员的备案要求，针对该工程项目特点，我公司组建了监理组织机构进驻工地履行监理职责。从工程开工进驻施工现场直到工程竣工验收，并向建设单位、施工单位呈送工程质量评估报告，后才撤离。

四、本工程项目监理过程、大事记1、2012年4月10日与工程项目有关的建设单位、施工单位、监理单位相关人员参加图纸会审。

2、2012年4月12日本工程开始施工。

3、2012年8月4日本工程项目组织建设单位、施工单位、设计单位的相关有员进行工程竣工验收。

五、建设工程委托监理合同履行情况

我项目监理部自2012年4月10日进驻工地，开始开展监理工作。根据与建设单位签订的委托合同，我监理部的监理内容为罗平分公司阿岗烟站改扩建工程（总建筑面积为3745.88平方米），施工阶段的框架结构工程质量、进度控制、施工现场安全监督及施工现场的协调工作。

我监理组织机构在履行建设工程委托监理合同方面主要做如下工作：

1、组织相关监理人员审阅施工图，并于工程正式开工前，根据所监理工程的实际情况，组织编写“监理规划”、“监理旁站方案”等前期监理工作准备资料。

2、督促建设单位尽快组织设计交底和图纸会审，并形成书面纪要。

3、对施工单位提交的工程项目施工管理人员名单，施工现场质量管理检查记录，有针对性、合理的审核意见。审核施工单位的质量管理体系、技术管理体系和质量管理体

系。

4、现场监理人员按照监理规范、设计要求、技术规范、安全规范等标准对工程质量、施工安全进行监督，对工程质量的监督及时履行起旁站、巡视、平行检查等基本的管理工作职责。

5、审批工程使用的原材料、半成品、成品和设备的质量，必要时进行抽查和复检。

6、检查工程施工质量，对隐蔽工程进行复核签证。

7、所负责的监理工程项目全部完工后，全面审阅相关施工资料及监理资料等，认为条件具备全面完整，相关单位对该工程进行验收。

业主为我监理组织机构开展监理工作提供了多方面的方便，对我监理有关工程问题的请示报告，能及时回复，对我监理提出的建议都能够认真对待和采纳、信任，支持我监理的工作。

总之，监理合同的履行情况比较好，双方都及时按合同要求履行各自的职责。

云南碧达建设监理咨询有限公司

2012年8月5日

第五篇：中国石油重庆销售分公司朝阳河油库改扩建工程 - 大渡口区

工程量清单编制说明

一、工程名称：钢花支路路面改造工程。

二、工程概况：

1、工程规模：本项目起点接钢花苑小区出入口，终点接钢铁路，道路改造总长515.646米，标准路幅宽13.0米，车行道宽9.0m，道路等级为城市支路，设计速度为20km/h。道路改造起点桩号K0+000（X-56250.001，Y-60589.107），道路改造终点桩号K0+515.644（X-56711.142，Y-60749.637），车行道改造面积约4840平方米。

2、项目地址：重庆市大渡口区重钢片区。

三、编制范围：

本工程量清单编制范围同招标文件约定的招标范围，包括施工图所示范围内路面进行“白改黑”以及对人行道及其附属设施进行改造所产生的措施项目等，具体以工程量清单为准。

四、编制依据：

1、《重庆市建设工程工程量计算规则》（CQJLGZ-2013）。

2、中机中联工程有限公司设计的工程施工图。

3、招标文件等。

五、清单编制说明：

1、本工程量清单应与投标须知、合同条款、技术规范、设计图

纸及国家现行质量验收规范、工程量清单计价规范等文件结合阅读理解。

2、本工程量清单是根据招标文件中包括的有合同约束力的图纸、《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500－2013）中的计算规则以及《重庆市建设工程工程量清单计价规则》（CQJJGZ-2013）编制。计量采用中华人民共和国法定计量单位。

3、工程量清单所列项目包括工程量清单中项目名称及说明栏内的工作内容、招标范围内设计图纸所示全部工作内容、《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500-2013）中相应细目的全部工程内容、以及图纸说明(含设计技术说明)和计价规范、质量规范、施工规范中明确的全部工作内容。以上全部工作内容的费用视为已包括在工程量清单的相应细目的单价或合价中。

4、工程量清单分部分项工程量为暂定工程量，是投标人投标报价的共同基础，不能作为最终结算的依据。

5、平基土石方土石比例、开挖方式由投标人根据结合现场实际情况自行综合考虑，结算时招标人不因土石成份及开挖方式的变化另外支付费用。

※

6、请投标人自行踏勘现场，对弃置土石方及建筑垃圾的运距及弃渣费作充分了解后填报投标报价。本工程分部分项清单中的“余

方弃置 增运17KM”和“建筑垃圾清运 增运17KM”，投标人在报价时按增运17km考虑，如实际外运距离有所减少，结算时按招标人、监理单位等各方（如有跟踪审计单位，则必须有跟踪审计单位签字）核定的弃渣线路的运距进行等比例调整（例：若实际增运运距为10km，则该清单子项结算价为:综合单价投标报价/17*实际方量*实际增运运距10km）。若实际增运运距有所增加（即超过17KM），则结算时仍按17KM计算，超过部分不予考虑。

7、本清单报价应综合施工作业方式、排水、运输、临时支护等全部费用，其它如:排水、送风、动测等费用均包含在相应的报价中，不另计价。

8、本清单所述工作内容及项目特征描述未尽事宜，以《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500-2013）、《重庆市建设工程工程量清单计价编制指南》、《重庆市建设工程工程量清单计价规则》、施工图及相关规范要求为准。

六、其它要求：

1、工程内容与项目特征按《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500-2013）、《重庆市建设工程工程量清单计价编制指南》、《重庆市建设工程工程量清单计价规则》、施工图及相关规范要求，招标工程量清单中若有不符、不妥之处，投标人在答疑时需及时提出，若未质疑，中标后，除设计变更及招标人要求外，对综合单价均不作任何调整。

2、措施费：

（一）组织措施项目：招标人给出的施工组织措施项目仅供投标人参考，投标人在投标报价时可参照招标人给出的施工组织措施项目并结合本工程的实际情况，依据《重庆市建设工程费用定额》（CQFYDE-2008）、《关于印发重庆市建设工程安全文明施工费计取及使用管理规定的通知》（渝建发〔2014〕25号）、《关于调整建设工程竣工档案编制费计取标准与计算方法的通知》（渝建发〔2014〕26号）、《关于调整企业管理费和组织措施费内容及费用标准的通知》（渝建发〔2014〕27号）、《关于计取住宅工程质量分户验收费用的通知》（渝建〔2013〕19号）、渝建发《关于建筑业营业税改增值税调整建设工程计价依据的通知》（渝建发〔2016〕35号）的规定进行报价，除安全文明施工费及一般、特殊等所有检验试验外的其他施工组织措施费包干使用。如果漏项或不报价或报价为零，视为已包含在其他项目清单综合单价内；施工组织措施项目中的一般、特殊检验试验费取费费率均按0计。

（二）技术措施项目：招标人给出的施工技术措施项目（除现浇混凝土模板工程外）仅供投标人参考，由投标人根据现场踏勘情况及本工程的实际情况结合自身施工组织设计进行自主报价，包干使用。施工过程中，投标人不得以任何理由增加单项措施费用，结算时不论何种因素影响都不调整。

（三）安全文明施工费：根据《关于印发<重庆市建设工程安全

文明施工费计取及使用管理规定>的通知》（渝建发[2014]25号）规定，安全文明施工费由安全施工费、文明施工费、环境保护费及临时设施费组成。本工程安全文明施工费用,根据“渝建发[2014]25号” 结合渝建发[2016]35号按合格标准计算,为暂定金额,与最高限价一起公布，该费用不参与竞争，结算时按“渝建发[2014]25号” 结合渝建发[2016]35号文件的合格标准规定进行计算。结算时，达到合格或优良标准时安全文明施工费按合格规定标准按实调整，若经评定为不合格则不计取，已支付费用全部扣回。本工程安全文明施工费由招标人根据《建设工程工程量清单计价规范》（GB50500-2013)、《重庆市建设工程工程量清单计价规则》（CQJJGZ-2013)、《关于印发<重庆市建设工程安全文明施工费计取及使用管理规定>的通知》（渝建发[2014]25号）、《关于调整工程费用计算程序及工程计价表格的通知》（渝建价发[2014]6号）、渝建发[2016]35号文的相关规定和费用标准单列计算，安全文明施工费为暂定金额，与招标最高限价一起公布。《投标函》及工程量清单报价中的安全文明施工费必须按照招标人给出的暂定金额填报，否则视为对招标文件不作实质性响应，其投标文件按废标处理。

3、投标人的报价中应包含施工现场在施工期间的防洪、临时排水费用，结算时不另行支付。

4、工程量清单中每一个项目均需填入单价或合价，投标人未按要求将金额填入，其费用应视为已包括在工程量清单的其他项目的

单价或合价中。投标人必须按监理工程师指令完成工程量清单中未填入单价或合价的工程项目，但结算时不能得到另外的结算与支付。

5、开工后，投标人按照招标人指定的红线附近的水接线点自行接入水。投标前，各投标人应进行现场勘察，投标报价时应考虑施工水的接通费用，中标后该费用不作任何调整，均由投标人自行承担。招标人提供在施工现场附近的一个临时接水点（需投标人投标时现场踏勘），投标人负责从这一接水点接到各用水点满足施工生产及生活需要，安装为自己所用的供水管网和设施，且自行到相关部门缴纳相关费用，以供饮用、洗涤卫生和清扫以及施工需要；同时，投标人还应负责招标人提供的临时接水点的有关设备（含该施工用水管道从水表至临时接水点的管道）的安全及维护直至工程完工完成，同时还应自行准备抽水设备和蓄水池，并考虑水压不足的加压措施。投标人应保证供应招标人、监理工程师所需的饮用水。工程的施工、试验和维修用水由投标人自己解决，以上费用已包含在工程合同价相关项目中，不另行计。

6、施工期间，投标人还应自行预备柴油发电机组，自备发电机的功率应与工程需用电力负荷相适应，确保施工用电未接入到位前、施工期间电网停电等因素造成的用电影响；招标人提供在施工现场附近的一个临时接电点（需投标人投标时现场踏勘），投标人负责提供、安装和维护从其引出的临时供电网络，包括配电盘及完成合同工程所需的所有电缆和插座箱等配套所需，保证施工用电及现场生

活用电（包括发包人、监理人所需用电），且自行到相关部门缴纳由此而发生的费用；同时，投标人还应负责招标人提供的临时接电点的有关设施的安全及维护直至工程完工后完成，也包括自备用电设施的防盗安全等。所有合同期间内的安装工作应保持在安全的条件下进行，并符合所有有关的国家和行业规范和标准。以上费用已包含在工程合同价相关项目中，不另行计取。

7、投标人在投标报价时需自行考虑上述因施工用水、电而产生的相应费用，中标后，招标人不再对施工用电、抽水、蓄水和加压等费用予以补偿，不再对停水、停电造成的停窝工事件作任何签证，不因为市（区）网停水、停电而延长工期。

8、投标人应与当地电讯部门自行联系电讯线路，以确保现场招标人、监理、自己通讯畅通（包括电话、网络），并承担相关费用。

9、投标报价应包括施工配合费、交通组织费、水电气协调费等费用。

10、工程量清单中的所有报价均按人民币“元”标价。

11、按政策和合同约定的应由中标人交纳的各种保险费由投标人自行投保，保险费由中标人承担并支付，并根据企业自身和本工程情况，测算包含在相应的报价中。

12、本项目混凝土均采用商品砼，请投标人自行测算材料价格后报价。

13、“完成管线迁改的相关工作”按200000元列入专业工程暂估

价，“未作地勘而引起的相关地基处理”按200000元/项列入暂列金额，以上专业工程暂估价、暂列金均按招标人要求填报，不得更改。

14、工程量清单格式：请各投标人仔细检查工程量清单是否有缺页，装订是否有误，核对清单纸质文档和电子文档是否统一，若有疑问，及时告知招标人或招标代理机构。