华北油田通信公司引领石油移动互联业务范文合集

第一篇：华北油田通信公司引领石油移动互联业务

华北油田通信公司引领石油移动互联业务

中国石油网消息（记者李长开 通讯员崔炳芳 于凤）4月30日，从国家工业和信息化部传来喜讯，华北油田通信公司第五次入选全国首批跨地区增值电信企业年检合格企业名单。这个公司成为中国石油唯一获得跨地区增值电信经营许可证的企业。

作为中国石油最早开发移动彩信增值业务的公司，华北油田通信公司凭借全网信息服务资质，不断开发完善新技术、新业务，实现企业滚动发展。这个公司借助运营商网络自主开发的彩信系统平台，通过企业集团彩信方式，于2009年率先开通面向移动手机用户的中国石油手机报信息服务。2011年8月，这个公司又为彩信系统平台添加联通和电信全网端口通道功能，实现移动、联通、电信无线移动信息一网通。

华北油田通信公司开发的手机报增值电信信息服务业务由于简捷方便、实时互动、发行成本低和延伸拓展性好，客户和服务范围不断扩大。目前，手机报用户已增至1.2万人，订阅用户覆盖辽河油田、西南油气田等油气田单位，以及炼化、销售、工程等企事业单位。

打开智能库 工作全清楚

长庆王窑集输大队应用信息化技术实行清单式管理

中国石油网消息（记者杨文礼 通讯员徐朝辉）不去现场，只需点击鼠标，就能看到基层每个点工作运行情况。这是5月9日记者在长庆油田采油一厂王窑集输大队看到的情况。这个大队负责人对记者说：“应用信息化技术，通过设立网上管理智能库，使我们的各项工作进入直观、高效和便捷的控制体系。”

王窑集输大队负责安塞油田每年300多万吨原油外输工作和油田注水管线管理工作。其中，4条输油管线97公里，6条注水管线达百公里以上。哪一个环节或站点出现问题，都可能造成油田生产的一时瘫痪。

在长庆油田推进数字化建设过程中，王窑集输大队综合分析原油集输作业的特点，着眼于集输系统“安全、平稳、高效、受控”运行原则，应用信息化技术，将全大队的工作分为车辆管理、设备运行、隐患级别、特种作业、消防监控、电工操作、员工培训和交接班管理等9个大项目，并层层细化到若干具体内容，再将所有内容数据编入计算机程序，每项都实行清单式管理，一目了然。

针对集输生产过程中存在的自然环境复杂多变、人员素质参差不齐和工业风险受控难度大的现状，王窑集输大队在实时收集各类信息、详细准确完善网上管理内容的基础上，要求各级各类管理人员必须定时、定位置和定内容深入现场检查，并将网上所反映的工作运行情况跟现场的实际情况进行核对，一旦发现问题，则按照A、B、C分类后的不同级别，进行责任追究，最终实现分级负责、分级复核和分级追究，确保每个生产环节都“事事有人管、责任不落空”，实现集输生产全面受控。无论是安全管理、车辆监控还是原油集运，这个大队已连续多年成为安塞油田的样板单位。记者看到，在今年第一季度的工作记录上，仅大队一级就列出岗位员工的工作清单800余条，各级监管人员定期按照清单内容进行检查达100余次。

岗位员工高兴地说：“网上智能库，将我们每项工作的运行原则、工作标准和考核办法都说得清清楚楚，不但让我们感到工作内容和责任很明确，而且工作压力减小了，出现的隐患也少了。”

第二篇：华北油田公司HSE理念

华北油田公司ＨＳＥ理念

一个理念：

以人为本、安全第一、环保优先

二个观念：

一切风险都是可控的，一切事故均是可以防的；

安全源于设计、安全源于质量、安全源于精细、安全源于防范。三个行动：

安全从我做起、安全从现在做起、安全从每一次操作做起、中国石油健康安全环境（ＨＳＥ）管理原则

1、任何决策必须优先考虑健康安全环境。

2、安全是聘用的必要条件。

3、企业必须对员工进行健康安全环境培训。

4、各级管理者对业务范围内的健康安全环境工作负责。

5、各级管理者必须亲自参加健康安全环境审核。

6、员工必须参与岗位危害识别及风险控制。

7、事故隐患必须及时整改。

8、所有事故事件必须及时报告、分析和处理。

9、承包商管理执行统一的健康安全环境标准。

华北油田公司员工HSE行为准则

三老四严

对待工作，要当老实人，说老实话，办老实事:要有严格的要求，严密的组织，严明的纪律。

四不伤害

不伤害自己、不伤害他人、不被他人伤害、保护他人不被伤害。公司ＨＳＥ方针

以人为本预防为主全员责任持续改进

公司ＨＳＥ目标

零伤害、零污染、零事故

华北油田公司安全保命法则

乘车及安全带，驾车不接打手机未经检测不得进入受限空间 未经分析不得进行管线打开未经许可不得进行动火作业 吊装作业时，吊装物下严禁行人通过高处作业必须系安全带

以上条款在职员工均应熟记并严格执行，如有违反者，员工扣发一个季度业绩奖金，干部同时给予行政处分。

南部供电工区

２０１４年２月

第三篇：蜂窝移动通信业务

蜂窝移动通信业务

进入80年代,国内外移动通信的发展十分迅速,各类移动通信业务争奇斗艳,新技术层出不穷,一派兴旺景象,其中以蜂窝移动通信的发展最为引人注目。

一、业务现状

蜂窝移动通信是采用蜂窝无线组网方式，在终端和网络设备之间通过无线通道连接起来，进而实现用户在活动中可相互通信。其主要特征是终端的移动性，并具有越区切换和跨本地网自动漫游功能。蜂窝移动通信业务是指经过由基站子系统和移动交换子系统等设备组成蜂窝移动通信网提供的话音、数据、视频图像等业务。

移动通信到目前已经历了两代，正在像第三代——3G演进，第四代移动通信——4G也正在研究中，部分国家已进入试验阶段。

蜂窝移动通信业务中，第二代数字蜂窝移动通信占据了目前主要的市场地位。其主要代表有GSM。现在，移动通信网络正在由2G像3G演进，中国移动和中国联通等几大公司也相继推出了3G的通信服务。

二、发展中所遇到的问题

蜂窝移动通信业务在发展中遇到了若干问题，以目前在市场上占主要地位的二代数字蜂窝移动通信业务及在向第三代通信——3G为例。

1、目前2G网络基本已实现无缝覆盖，信号质量较好，但在特殊场以及一些特殊情况下，覆盖还是较差，如高速铁路上时。

2、语音用户仍保持快速增长趋势，网络发展仍面临较大的扩容压力，城市区域语音容量相对饱和，900/1800双频已在大中城市中普遍采用。但新出现的用户主要集中在农村地区，用户ARPU值普遍偏低。大中城市中也存在网络干扰增大，语音质量下降的问题，而随着网络规模扩大，节能减排的压力也逐渐增大。

3、EGPRS网络已基本实现全国范围的覆盖，进而带来数据业务流量快速增长。随着数据业务需求的快速增长，EGPRS网络将面临网络容量不足的问题，同时，网络性也有待提高。

4、2G网络面临新技术引入的压力。TD网络引入后，所谓TD网络的覆盖补充，对2G网络的互操作能力和共享配套提出了更高的要求。同时，随着LTE技术的成熟，2G网络同时面临和LTE网络的共存问题及后续演进问题。

5、目前移动通信正在由第二代向第三代——3G演进。但在发展3G的过程中对3G有迫切要求的用户不多。而且，目前已推出的3G业务服务资费贵，许多用户望而却步。市场时机不成熟。

6、目前我国3G技术还不成熟，城市无线频率资源不足。

三、如何发展蜂窝移动通信业务

移动通信业务在人们生活中所占比重越来越大，用户群逐年增加。着重解决目前在蜂窝移动通信市场占主导地位的第二代数字蜂窝移动通信业务中所遇到得一系列问题，加快2G的完善。同时，对3G技术进行改善，改善3G技术资源不足导致资费过高等问题。以用户为中心，制定相对的发展策略，认真研究市场需求及时推出用户所需的新业务。同时，针对不同的用户群推出不同的业务。为了更好的发展，适时引入新技术，积极参加国际移动组织的活动。使我国蜂窝移动通信业务更好的发展。

第四篇：华北油田公司资金业务管理平台上线运行

华北油田公司资金业务管理平台上线运行

中国石油网消息（记者李长开）6月1日，华北油田公司上市业务资金管理平台正式上线运行。这是继推广实施勘探与生产ERP系统后，华北油田加强信息化建设的又一举措。华北油田对资金管理平台建设十分重视，成立了以公司总会计师和总工程师为领导的项目推进指导委员会，制定周密实施方案，进行大量测试，取得了较好的经验和做法。资金管理平台可处理包括资金计划编制、资金结算和网上报销等在内的多种资金流业务，是企业重要的基础管理平台。参与试点测试的财务人员表示，在资金业务运行和管理过程中会产生大量原始数据，以前手工录入、汇总、分析的工作模式效率低，而且容易出现管理漏洞。实施资金管理平台后，不仅效率提高了好几倍，而且强化了资金的安全规范使用。

为推进资金管理平台的推广实施，华北油田在财务系统将始终坚持“一个平台”的发展建设思路，将资金流入、流出业务全部纳入资金平台运行和管理，关闭其他任何系统、渠道的资金处理功能；同时，按照平台建设部署，在上市业务上线运行后，还将把未上市业务和多元开发业务纳入资金管理平台，从机制上确保全油田资金业务的统一归口，不留漏洞。

信息化引领华北走向数字油田

建成集团公司信息总体规划统建系统11个

中国石油网消息（记者 岳双才）5月29日，记者在冀中南部赵州桥油田赵一联主控室看到，桌上5台电脑一字摆开，屏幕上各生产岗位运行情况一目了然，采油工人在熟练操作。华北油田公司大力发展信息技术，打造“数字油田”，截至今年5月，已建成集团公司信息总体规划统建系统11个，通过A1A2项目配套实施，完成绝大部分勘探开发历史数据整理和加载，信息技术支撑主营业务发展能力进一步提升。

华北油田加强信息网络设施建设，夯实信息化应用基础。目前，公司有计算机1.398万台，约210台专业应用工作站，工作站集群2套。完成油田信息网络整体改造，实现万兆到科研院，千兆到各二级单位，百兆到三级单位，双34兆到北京的传输带宽，形成南、北主干网络双光缆物理路由，构建以光纤传输为主、数字微波为辅和无线接入为补充的，全方位、大容量、多手段立体网络。华北油田推进信息系统建设，开展信息门户、电子邮件、视频会议、财务管理、资产管理、投资管理与综合统计、合同管理、HSE管理等信息系统推广实施与应用，以集团公司统建为主，自建为辅，自建物资管理、价格管理等信息管理系统建设，优化了信息资源高效配置。

为加快二次三维采集和大面积三维地震资料连片处理解释工作，华北油田开展工作站集群系统建设。自行研发应用多核64位LINUX工作站集群技术，实现核心带宽万兆数据传输，并将地质解释、储层预测、地震反演等多种软件集成在一个应用平台，提高了地质研究水平和工作效率，降低了综合成本。华北油田强化信息网络安全管理，开展以整治互联网出口为主的网络信息安全整改工作，对所属二级单位和两类应用系统进行网络信息安全大检查，形成健全的信息安全管理机构和责任制度。目前，正推广实施网络安全域、身份认证和桌面安全系统三个信息安全项目。今年，华北油田积极推广实施勘探与生产ERP系统，完成蓝图设计和系统实现阶段各项任务，正在进行最终用户培训和上线前准备，确保6月上线、9月单轨运行。同时，全力做好地理信息A4、采油工程和地面工程A5等信息化建设项目推广实施。在勘探开发、综合服务等业务板块，进一步实现科研工作协作化、生产流程自动化、生产指挥可视化、矿区服务管理智能化、系统应用一体化和数据信息共享化。

第五篇：华北油田公司钻井井控实施细则

发行版本：C 石油与天然气钻井井控实施细则 修改次数：1

文件编号：QG/HBYT 059-2009

页

码：1/68 1 范围

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

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

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

2009-7-24实施

QG/HBYT 059-2009

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

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

SY 5742—1995 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则

SY/T 6203—1996 油气井井喷着火抢险作法

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

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

本细则采用下列定义。QG/HBYT 059-2009

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3.1 “三高”油气井

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

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

3.2 井喷事故分级

3.2.1 一级井喷事故（Ⅰ级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（气）井发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。3.2.2 二级井喷事故（Ⅱ级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上含超标有毒有害气体的油（气）

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井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。

3.2.3 三级井喷事故（Ⅲ级）是指陆上油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，集团公司直属企业难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。

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

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

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

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

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

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4.2.2 油藏评价部负责评价井、开发井钻井过程的生产运行组织及管理。

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

4.3 工程监督部作为油田公司的现场施工监督管理的归口部门，主要职责：

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

4.3.2 督促有关单位落实井控措施及应急处置预案。

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

4.4.1 负责审核钻井工程设计中有关安全环保内容。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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4.9.2 负责井控设备的安装、试压、操作和维护。

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

5.1 井控风险评估和分级管理

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

5.1.2 区块井喷风险评估

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

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

5.1.3 施工井环境风险评估 QG/HBYT 059-2009

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

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

5.1.3.3 三类风险环境：除一类、二类风险环境外的其它施工环境。

5.1.4 施工井井控风险级别

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

5.1.4.2 二级风险井：除区域探井和风险探井外的其它探井；

一、二类风险环境下二、三类风险区块内的施工井；

二、三类风险环境下一类风险区块内的施工井。

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

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

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以上资质的队伍施工。

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

5.1.6.1 一级风险井：由油田公司和钻探公司专业技术管理部门直接监管。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，按其评估意见处置。5.2.5.1 按照谁投资、谁负责的基本原则，探井的安全、环境评估由勘探部牵头组织，评价井、开发井由油藏评价部牵头组织。5.2.5.2 参加评估的部门或单位有：安全环保、生产运行、工程监督、技术管理、施工单位。

5.2.6 高含硫油气井开钻前应做好以下几方面工作：

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

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

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

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和地方政府相关部门批准后方可施工。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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泥应返至上一级套管内或地面。

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

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

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5.2.17 工程设计书应明确井控装置的配套标准

5.2.17.1 防喷器压力等级应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。并根据不同井下情况，选用各次开钻防喷器的组合形式： 5.2.17.1 a）选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图1-图5）。

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

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

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

a）压力等级为14MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图1-图2）。

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

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c）压力等级为35MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4—图5）。

d）压力等级为70MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4-图6）。

e）压力等级为105MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图7）。

f）实施欠平衡钻井时，节流、压井管汇选择见附录B（图8—图9）。

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

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

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

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

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SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

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

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

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

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

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

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

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

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

5.3 井控装置的安装、试压、使用和管理

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

5.3.2.1 钻井井口装置包括防喷器、远程控制台、司钻控制台、四通及套管头等。各次开钻井口装置要严格按设计安装。5.3.2.2 防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

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

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

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

5.3.2.6 一级和二级风险井应安装司钻控制装置。

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

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控制对象相匹配。远程控制台安装要求：

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

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

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

d）远程控制台电源应从配电室总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

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

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5.3.3 井控管汇应符合以下要求：

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

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

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

5.3.3.5 放喷管线安装要求：

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

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b）放喷管线不允许在现场焊接。

c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。

d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。

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

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

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

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

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

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

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

h）水泥基墩及压板的规格尺寸见附录C。

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

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

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

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

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

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

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

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

a）方钻杆上、下旋塞阀每6个月回井控车间检测、试压，并出具合格证。

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

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

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

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

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

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

a）试压周期：

1）各次开钻前（除一开外）应试压。

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

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3）更换井控装置部件后应重新试压。b）试压标准：

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

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

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

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

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

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

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

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5.3.7 井控装置的使用按以下规定执行：

5.3.7.1 环形防喷器非特殊情况不得长时间关井，一般不用来封闭空井。

5.3.7.2 套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。

5.3.7.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，长期关井应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4圈—1/2圈。

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

5.3.7.5 远程控制台换向阀转动方向应与防喷器开关状态一致。5.3.7.6 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

5.3.7.7 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

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

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门不能同时打开。

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

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

5.3.7.11 有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。5.3.7.12平板阀开、关到位后，都应回转1/4圈—1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

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

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

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

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

5.3.8.1 施工单位应有专门的井控车间，负责井控装置的管理、维修和现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。5.3.8.2 钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。

5.3.8.3 井控车间应设置专用配件库房、应急抢险专用活动房（箱）和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

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

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

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

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生产厂家生产的合格产品。

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

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

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

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

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

5.4.1.5 落实坐岗观察、关井操作岗位和钻井队干部24小时值班制度。

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

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

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油。

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

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

5.5 油气层钻井过程中的井控作业

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

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

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

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

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

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

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

5.5.8 发现溢流后关井时，根据套压、立压和安全附加压力值确定压井液密度值。关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许关井压力三者中的最小值。

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

5.5.9.1 下列情况需进行短程起下钻检查油气浸和溢流。

a）钻开油气层后每次起钻前。b）溢流压井后起钻前。

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

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e）钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时。

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

5.5.9.2 短程起下钻的两种基本作法：

a）一般情况下试起10—15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气浸，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，待井下正常后再起钻。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.5.15 发现溢流显示或者疑似溢流显示都应按关井操作程序迅速关井，并及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。5.5.16 任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。5.5.17 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取以下的相应处理措施：

5.5.17.1 关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致。其处理方法如下： a）当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除浸污钻井液即可。

b）当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。

5.5.17.2 关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井。QG/HBYT 059-2009

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

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

1）储备加重钻井液密度、数量符合压井要求，则采用工程师法压井。

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

5.5.18 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力，排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

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

5.5.20 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排QG/HBYT 059-2009

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专人详细记录立压、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。

5.6 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 5.6.1 防火、防爆措施按以下规定执行（适用于所有井）： 5.6.1.1 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井时，应有隔离带或隔火墙，宽度不小于20m。5.6.1.2 录井房、值班房、库房和化验室等工作房，应放置在距井口30m以外，否则应达到防爆要求。发电房、油罐区距井口应大于20m，发电房与油罐区相距不小于15m。油罐区距放喷管线不小于5m。锅炉房距井口不小于50m。

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

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

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

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

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

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

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

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5.6.1.12 钻井施工现场配备逃生用防毒面具10套。

5.6.2 含硫油气井应严格执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》标准，防止硫化氢等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。其中：

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

固定式硫化氢监测仪安装位置：司钻或操作员位置、方井、振动筛、井场值班房等。

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

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

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5.6.2.3 对发现硫化氢后作业井场应有明显、清晰的警示标志：

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

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

对生命健康有威胁，〔硫化氢浓度大于30mg/m（20ppm）〕，应挂红牌。

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

a）戴上正压式空气呼吸器。

b）实施井控程序，控制硫化氢泄露源。c）向上级报告。d）拉警戒线。

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

g）清点现场人员，进入现场人员要登记。h）切断作业现场可能的着火源。

i）当硫化氢得到控制并具备条件时，要点燃。

j）及时对井场作业相关人员进行硫化氢防护技术培训。

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k）通知救援机构。

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

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

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

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

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

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

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

5.6.2.12 钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，应立即启动应急预案。

5.6.2.13 一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。5.6.2.14 控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

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

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

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

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

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

5.6.3.5 应迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。QG/HBYT 059-2009

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

5.6.3.7 抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习。5.6.3.8 井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理: a）检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值。

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

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

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

f）当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业。

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

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

b）灭火前对着火井口地面和井口进行喷水降温，防止灭火后复燃。

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

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

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

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5.6.3.11 井口装置按下述原则设计：

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

b）原井口装置不能利用的应拆除。c）大通径放喷以尽可能降低回压。

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

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

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

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

5.6.4 井喷及井喷失控事故应急预案要求：

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

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

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

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

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