胜利油田陆上钻井井控工作细则2015.2.15

1、胜利油田陆上钻井井控工作细则1 基本要求1.1 本细则所称井控是指油气勘探开发全过程油气井的压力控制与管理，包括钻井、测井、录井等生产环节。1.2 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征的井。其中“高产”是指天然气无阻流量100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力70MPa及以上；“高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量1500mg/m3（1000ppm）及以上。1.3 本细则适用于胜利油田（简称油田，是胜利石油管理局、胜利油田分公司和胜利石油工程有限公司的统称）所辖陆上油区钻井、录井、测井井控管理工作。2 井控分级管理2.1 油田及所属各单位应成立井控工作机构

2、，负责井控管理工作。2.2 油田井控工作领导小组办公室设在采油工程处、技术装备处，分别负责分公司、工程公司井控管理日常工作。主要职责：2.2.1 传达贯彻中石化集团公司井控工作规定，宣贯行业标准和中石化企业标准，组织制定油田井控标准和实施细则。2.2.2 参与井控突发事件处理和应急抢险工作，制定压井和井喷抢险方案；组织井喷事故调查分析，下发事故通报。2.2.3 负责井控培训工作，审查井控培训教材及培训方案，制订培训计划并督促落实。2.2.4 全面掌握井控工作情况，解决井控工作及设备、工具配套方面存在的问题，审查各单位井控装置的更新、改造计划。2.2.5 每半年组织一次井控检查，检查井控管理工作

3、，研究、解决井控方面存在的问题。2.2.6 每半年组织召开一次井控工作例会，总结、布置井控工作。2.2.7 收集分析国内（外）井控技术发展信息及井喷案例，为井控装置配备、更新和井控培训提供信息。2.2.8 参加中石化集团公司及行业井控会议，进行技术研讨交流，促进井控工作。2.2.9 每两年组织一次井控技术竞赛，每两年组织一次井控技术研讨交流会议。2.3 相关部门职责2.3.1 采油工程处负责分公司井控管理工作。2.3.2 技术装备处负责工程公司井控管理工作。2.3.3 安全环保处负责管理局、分公司井控安全日常督查工作。2.3.4 QHSE处负责工程公司井控安全日常督查工作。2.4 二级单位井控

4、工作领导小组主要责任2.4.1 技术科负责井控管理，安全科负责井控督导检查。2.4.2落实井控标准、井控工作细则及钻井设计执行情况。2.4.3 每季度组织一次井控检查和井控例会，对井控工作进行检查和考核，组织落实隐患整改。2.4.4 掌握井控设备使用动态，制订和上报井控装置更新计划。2.4.5 推广应用新工艺、新技术，解决井控设备、工具及工艺技术方面存在的问题。 2.4.6 制订培训计划，落实井控培训工作。2.4.7 组织“三高井”开钻前和钻开油气层前的检查验收。2.4.8 组织井控突发事件处理与应急抢险工作，参加事故调查处理。2.5 钻井公司井控工作领导小组主要责任2.5.1 技术办公室负责

5、井控管理，安全办公室负责井控督导检查。2.5.2 贯彻落实井控管理制度和实施细则，指导井队井控管理工作，及时解决施工中存在的问题。2.5.3 建立培训档案，制订培训计划，及时组织参加井控培训。2.5.4 组织井队二开前和钻开油气层前的检查验收。2.5.5 对重点井和特殊作业环节实行重点监控，制订井控技术措施并监督实施。2.5.6 每月组织一次井控检查，对不执行井控措施的井队责令停钻整改，对有关单位和人员提出处理意见。2.5.7 在月度技术例会上对井控工作进行讲评，并向上级部门汇报本公司的井控工作情况。2.5.8 组织本单位井控问题的处理，参加井喷事故调查。2.6 管具公司井控工作领导小组主要职

6、责2.6.1 组织井控装置的配套准备、供井、回收、检验和维修工作。2.6.2 按照井控标准和井控设计分类别进行装置标准配套，保证井控装置及工具配套齐全、质量合格，负责防喷器液控部分现场安装调试。2.6.3 组织本单位人员及时参加井控培训，做到持证上岗。2.6.4 建立管具公司井控设备档案，实行动态管理，掌握设备新度系数，提出年度设备更新改造计划。2.6.5 对购置的井控装置和工具按标准进行质量检验。2.7 钻井队井控管理小组主要职责：2.7.1 严格按钻井设计施工。2.7.2 负责与管具公司人员对供井井控装置进行现场检查、验收、交接，落实井控装置现场安装及试压。2.7.3 负责地层破裂压力试验

7、，确定地层破裂压力值和最大关井套压值。2.7.4 抓好井控培训工作，井队相关岗位持证上岗。2.7.5 定人定岗实施井队井控设备维护、保养，定期检查。2.7.6 按照设计配套井控工具、储备加重材料，开钻前对职工进行井控技术措施交底，钻开油气层前向钻井公司提出申请。2.7.7 落实坐岗制度，发现异常情况立即汇报。2.7.8 发现溢流，按关井程序实施关井并立即上报。2.7.9 井队干部24小时值班，检查井控工作执行、落实情况，特殊作业必须在场组织实施。2.7.10 井队干部、司钻每班布置井控工作并检查讲评，每周召开一次井控会议。2.7.11 完井3天后上交井控档案。2.8 分公司采油工程处、工程公司

8、技术装备处设井控管理科，各相关二级单位在技术科或相关科室设专职科级井控管理人员、三级单位设井控主管岗位，钻井队、井控车间设兼职井控监督员。主要职责：2.8.1 及时传达、贯彻上级井控工作相关要求和措施指令并认真监督执行，定期向上级主管部门汇报井控工作。2.8.2 接受井控工作领导小组领导，执行本单位（部门）职责范围内井控监督、检查工作。2.8.3 认真行使监督员权力，抵制一切有碍井控工作的错误行为，制止违反井控规定的生产作业。3 井控设计管理3.1 设计资质3.1.1 井控设计是地质设计、钻井工程设计的重要组成部分，地质设计和钻井工程设计单位应具备设计资质，从事“三高”井工程设计应具备甲级设计

9、资质。3.1.2 设计人员应具备相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上工作经验和高级工程师以上任职资格。3.2 设计审批3.2.1 所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工。3.2.2 因不可预见因素需变更设计时，应由原设计单位按程序进行变更，并出具变更设计并审批后方可执行。3.2.3 工程设计应设立井控专篇部分，应有井控管理人员参与审查。3.3 井控设计应包括以下主要内容3.3.1 地质设计3.3.1.1 应对周围500米范围内的学校、居民住宅、医院、厂矿、公路等高危险场所进行勘察、标注。3.3. 1.2 应有地层孔隙压力及地层破裂压力曲线、浅气层资料、邻近井资料以及开发

10、区块分层动态压力数据。3.3.2 钻井设计3.3.2.1 应有满足井控作业安全的各开次井控装置。3.3.2.2 应有合理的井身结构，含硫化氢、二氧化碳和高压气井的油层套管要采用特种抗硫、抗腐蚀密封扣套管。3.3.2.3 应有适合地层特性的钻井液类型，合理的钻井液密度。3.3.2.4 油气井井口间距不应小于2米，高含硫化氢油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8米。3.4 设计要求3.4.1 地质设计3.4.1.1设计中要提供邻井的油、气、水显示和复杂情况资料，已钻井的油、气、水电测解释成果，地层测试及试油、气资料，并要特别注明预测的含硫化氢、二氧化碳地层深度和含量。3.4.1.2探

11、井应提供邻井邻区资料并进行地层压力预测，钻进中要用dc指数法或其他方法进行随钻压力监测和趋势预测。进行地层测试取得压力数据后，应根据监测与测试结果及时调整钻井液密度。3.4.1.3开发调整井要提供分层动态压力变化情况及邻近注水（气）井、注聚合物井的井网布置，并采取相应的停注泄压措施。3.4.2 钻井工程设计3.4.2.1 钻井液密度，应在最高地层压力系数基础上再附加一个附加值。油水井附加值为0.05克/立方厘米0.10克/立方厘米或附加压力1.5MPa3MPa，气井为0.07克/立方厘米0.15克/立方厘米或附加压力3MPa5MPa。对于含硫化氢等有害气体的井，安全附加值应取上限值。3.4.2

12、.2 应根据地层压力、岩性剖面及保护油气层的需要，确定井身结构。3.4.2.3 技术套管固井后再次开钻，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。3.4.2.4 地层破裂（漏失）压力测试适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。4 井控装备管理4.1 设备管理4.1.1 所有井控设备及配件，应为油田资质认证的生产供应商生产的合格产品。4.1.2 所属二级单位为井控设备主管单位，应落实设备管理、检查维修和定期检验制度，建立设备档案、台帐。4.1.3 防喷器主体报废年限为13年，管汇及阀组报废年限为13年，控制装置主体报废年限为15年（控制管线按厂商提供的报废年

13、限报废）。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。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。4.1.4 专业检验维修机构管理4.1.4.1 油田井控设备的专业维修机构应按总部要求取得相应专业检验维修资质，进行井控设备检验维修工作。4.1.4.2 井控车间应建立完善的检验维修质量保证体系，严格执行SY/T6160防喷器的检查与修理等相关标准、制度，建立防喷器、控制系统、管汇等检验、维修和试压档案。4.1.5 防喷器主体不超过3个月回车间检修一次，建井周期超过3个月的每口井检修1次；井控管汇不超过6个月回车间检修1次，建井周期超过6个月的每

14、口井检修1次。防喷器检修应执行SY/T6160防喷器的检查和维修。4.1.6 配套供井防喷器装置应带有合格证，钻井队技术员验收签认。4.1.8 钻井队负责在用井控设备的维护保养、现场检查，落实专人负责。井控设备在井队出现问题，要及时通知井控车间人员上井维修。4.2 井控装置的选用与匹配4.2.1 防喷器压力等级应根据井口可能承受的最高压力配备（大于套管抗内压强度、地层破裂压力）。根据不同的地层压力和井型，选用不同压力级别的井控装置组合。4.2.2 对于最大压力低于21MPa的井，安装压力级别为21MPa井控装置。井口装置见图1，井控管汇见图5。4.2.3 对于最大压力21MPa35MPa的井，

15、安装压力级别为35MPa井控装置。井口装置见图2，井控管汇见图6。4.2.4 对于最大压力35MPa70MPa的井，安装压力级别70MPa井控装置，井口装置见图3，井控管汇见图6、7。4.2.5 对于最大压力70MPa105MPa的井，安装压力级别105MPa井控装置，井口装置见图4，井控管汇见图7、8。4.2.6 单四通井口按图11型式配置，双四通井口按图12型式配置。4.2.7 高压高含硫油气井，从下入技术套管至完井，应安装剪切闸板，配备不少于两副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡。4.2.8 探井、气井以及设计70MPa及以上压力级别的井控装置的井，应配备司钻控制台、节流管汇控制台、液动平

16、板阀、液控节流阀、液气分离器、泥浆除气器、专用灌泥浆装置，所有应配备液气分离器、除气器。液气分离器排气管线接出井场之外，配置点火装置。4.2.9 一般开发井配备两套以上液面报警器，预探井、深井、高压井每个循环罐配备一套。4.3 井控设备安装要求4.3.1 防喷器安装要求4.3.1.1 防喷器主体安装时应使安装液控管线一面向后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。4.3.1.2 用4条直径16毫米以上钢丝绳或正反扣丝杠（花篮螺栓）在井架底座对角线方向按“正八字”状将防喷器绷紧固定，井口上的固定点应在闸板防喷器上端且不低于井口高度2/3处。4.3.1.3 双公短节材质强度（钢级、壁厚

17、）不低于所下套管的强度，按标准力矩上紧。各次开钻井口设备要按标准规定安装，尽可能保证四通出口高度不变。4.3.1.4 防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。4.3.1.5 闸板防喷器应安装手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑稳固。操作杆与水平方向夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和到位圈数。4.3.2 井控管汇安装要求4.3.2.1 节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸阀、法兰等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。内防喷管线用通径不小于78毫米的钢管线，长度要保证使1#、4#闸阀接在钻台底座之外，用细螺纹扣与法兰盘连接，中间不允许有焊缝。

18、4.3.2.2 一般情况下放喷管线平直安装，特殊情况下采用井控专用铸（锻）钢弯头连接。放喷管线用通径不小于78毫米的钻杆或专用放喷管线连接，每隔10米处、转弯处及放喷口必须用水泥基墩固定牢固。4.3.2.3 预探井、气井、含硫化氢井、深井和安装70MPa以上井控装置的井，应两侧安装放喷管线，放喷管线出口离井口不小于75米，高含硫化氢井放喷管线出口离井口不小于100米。安装35MPa及以下压力级别井控装置的井，主放喷管线接出井场，压井管汇“S”弯管出口应贴近地面，前方不应有障碍物。4.3.2.4 液气分离器排气出口应置于井场季风下风方向，距离井口距离应大于50米。4.3.2.5 应备有专用放喷管

19、线、连接弯管，以备加长放喷管线时快速连接。采用钻杆作为放喷管线时，外端应为钻杆公扣。备用放喷管线宜放置在钻杆支架上的外侧，以方便取用。4.3.2.6 钻井液回收管线使用钢管或高压软管，出口接至泥浆罐体或上部专用出口。出口管应固定牢固、流程合理，出口方向无障碍。转弯处应使用井控专用铸（锻）钢弯头，通径尺寸不小于78毫米。4.3.2.7 压井阀门端应以2母扣由壬接出，以备与水泥车等压井设备管线相连接。应采取防腐保护措施，确保完好状态。4.3.2.8 节流、压井管汇所装压力表量程应大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。节流管汇还应安装带有旁通开关（正常情况下应处于关位）的低量程压力表。4.3.

20、2.9 正常状态下，管汇各阀门编号、开关状态见附图，（冬季2#、3#常闭，1#、4#常开）；各闸阀手轮完好、开关灵活，编号标注清楚并标明开关状态。4.3.2.10 含硫化氢油气井井控管汇应采用抗硫专用管材。4.3.3 防喷器控制系统控制能力应与防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。远程控制台摆放在面对井架大门左侧前方，距井口25米以远。4.3.4 控制装置电源线应从配电房（或发电房内）总开关后专线接出，用单独的开关控制，开关处挂有明显标志。电线应采用专用电缆盒保护或架高4米以上，保持连续供电。4.3.5 液控管线使用高压耐火隔热软管，排列整齐并采取保护措施，快速接头处应架离地面。4.5.6 控制系

21、统压力保持在工作压力范围，自开钻之日起控制台“主令”开关应始终处于“自动”状态。4.3.7 正常钻井中，在确定防喷器已处于全开位置、液动放喷阀处于关闭位置后，各三位四通阀控制手柄置于中间位置。全封和剪切闸板防喷器的控制手柄要设有防误操作保护装置，且不影响司钻控制台关井操作。.3.8 司钻控制台摆在司钻操作台后侧附近便于操作位置，节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。4.3.9 井队应配备齐全钻具内防喷工具。钻具内防喷工具包括方钻杆上、下部旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆。钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上方便取用处，涂红漆标示。4.3.10 旋塞阀处于打开状态， 钻具止回阀有打开

22、装置并处于打开状态。准备1根防喷钻杆单根，接有与钻挺连接螺纹相符的配合接头和处于打开状态的旋塞阀。4.3.11 井控监测仪器及钻井液除气装置要求：4.3.11.1 钻井液循环罐应安装液面监测报警装置，报警值设置不得超过1方。循环罐、配液罐配备容积标尺，高压井、气井应配备612方的专用灌浆罐。4.3.11.2 所有井都应安装除气器，探井、深井、气井和安装70MPa防喷器的井还应安装液气分离器。三高井配备液气分离器标准不低于NQF1200-4.0，其它配备标准不低于NQF1200-1.0。u 液气分离器安装在节流管汇的前外侧，用四根直径16mm的钢丝绳绷紧固定。其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出

23、口指向井场外侧。u 液气分离器进液管线为钢质管线，内径不小于78mm，并用基墩固定。排气管线直径不小于203mm，采用法兰连接，距放喷管线距离不小于1m，每10-15m固定牢靠，配备自动点火装置。排液管线应使用直径不低于203 mm的硬管线，出口管线应接至振动筛缓冲罐上。u 除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口接出循环罐外。4.3.12 节流管汇前应设置井控数据牌，注明该井目前所下套管的数据、井控装置级别、防喷器试压值、设计最高钻井液密度下的最大关井允许套压值等数据，井控数据牌格式见附件6。4.3.13 探井、气井、35MPa以上压力的井、稠油热采井以及其他有特殊要求的井，应使用套管头。4.3

24、.14 各种连接法兰上齐连接螺栓并紧固，螺杆两端丝扣突出螺母13扣，注意防锈蚀保护。4.3.15 冬季施工时，节流、压井管汇、放喷管线必须采取防冻措施，保证管内畅通。4.4 井控装置试压、检验4.4.1 全套井控装置在井控车间用清水进行试压。环形防喷器封钻杆、闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷管线试压到额定工作压力，稳压时间15分钟，压降不大于0.7MPa。4.4.2 全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压。在不超过所下套管抗内压强度80%的情况下，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷管线试压到额定工作压力，放喷管线试压10MPa。稳压时间1

25、5分钟，压降不大于0.7MPa。4.4.3 在井控车间和现场都应进行低压试验，试压值为1.42.1MPa，稳压时间不少于5分钟。4.4.4 对只下表层套管、无技术套管的井，防喷器试压到14MPa。4.4.5 井控管汇试压，按从外向内顺序对各平板阀逐个正向试压。4.4.6 钻开油气层前及更换井控设备部件后，要采用堵塞器或试压塞重新试压。4.4.7 各种内防喷工具在井控车间试压到额定工作压力。4.5 井控装置的使用.5. 环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况不用来封闭空井。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.m

26、/s。环形防喷器关闭后，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. 闸板防喷器关井后应手动锁紧，应一次锁紧到位，不允许回旋手轮。打开闸板前，应先手动解锁，解锁到位后可回旋1/41/2圈。.5. 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。.5. 平板阀开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。开、关到位后，都应回转1/4圈1/2圈。.5. 压井管汇不能用作日常灌注钻井液管线，防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防冻措

27、施，保证任何状态下各闸阀开关灵活。5 施工井控要求5.1 开钻及钻开油气层前的准备工作5.1.1 各次开钻前，应进行井控检查验收，验收合格后方可开钻。5.1.2 开钻前，在值班房内张贴钻井施工设计大表、“四七”动作图解、井控工作大表。探井要有预测地层压力、地层压力检测、设计钻井液密度和实际钻井液密度曲线四条曲线；开发井要有设计钻井液密度和实际钻井液密度两条曲线。下技术套管的井，按规定进行地层承压试验或地层破裂压力试验。5.1.3 应根据地质、工程情况制定防硫化氢、防火及防井喷事故的应急预案。应急预案应包括但不限于下列内容：u 应急组织机构与联系方式；u 应急岗位职责；u 现场监测制度；u 应急

28、程序；u 培训与演习。5.1.4 钻开油气层前，钻井队应做的工作。5.1.4.1 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。5.1.4.2 钻井液性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重材料、堵漏剂和处理剂。5.1.4.3 在已开发区块钻调整井，按Q/SH1020 2162-2013已开发油田钻调整井过程中停注水、气、气井和采油井的要求及时关停邻近的注水（气）井和采油井，并采取泄压措施。钻井队要了解所钻井附近注水（气）、采油压力变化情况，采油开发单位应积极配合搞好停注与监控工作。5.1.4.4 对井控装置进行试压和可靠性检查。闸板防喷器在含硫油气井连续使

29、用超过3个月、一般油气井连续使用超过12个月，应更换闸板胶芯。5.1.4.5 井控专用工具、消防器材配备齐全，防爆电路及电气设施性能良好、运转正常。5.1.4.6 含硫化氢井施工的人员要持有防硫化氢培训合格证。钻井队按标准设置风向标、安全区，配齐便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。在钻入含硫化氢地层前，进行防硫化氢安全教育并进行防硫化氢演习。5.1.4.7 进出井场的道路保持畅通。5.1.5 落实井控及硫化氢防护演习制度。5.1.5.1 钻井井控演习应分正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井等四种工况，每班每月每种工况演习不少于1次。5

30、.1.5.2 钻开油气层前，应组织1次井控演习，演习不合格不得打开油气层。5.1.5.3 高含硫化氢井演习应包含硫化氢防护内容，钻开含硫化氢油气层前100m应按预案程序组织1次以硫化氢防护为主要目的的全员井控演习。5.1.5.4 防喷演习的时间要求：钻进作业和空井状态从发出溢流报警信号到全关井时间不超过3分钟，起下钻杆、起下钻铤不超过5分钟。戴正压式呼吸器的防喷演习，时间延长3分钟。5.1.5.5 井控演习由钻井队统一指挥，现场服务的其他专业人员共同参加。演习结束应由井队长、钻井工程师对演习进行讲评，钻井监督人员参加讲评。填写井控演习记录，内容包括班组、时间、工况、经过、讲评、参加人员等。5.

31、1.6 实行24小时干部值班带班制度。开发井从钻开产层前100m，探井从安装防喷器到完井期间，钻井现场应有井队干部跟班作业，组织钻井班组认真执行钻井设计和各项井控措施。5.1.7 严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开油气层前200米，井队填写钻开油气层申请书并向主管部门申报，由钻井公司组织进行现场检查验收。验收合格并经批准后，方可钻开油气层。5.1.8 严格坐岗观察制度。5.1.8.1 探井、深井、高压井和气井从安装防喷器后开钻到完井、开发井从进入油气层前100米开始，应专人24小时坐岗观察溢流显示和循环池液面变化，并定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中。每15分钟测量记录一次，特殊情况可加

32、密测量。起下钻杆每35柱（最长不超过15分钟）测量一次，起下钻铤一柱测量一次。5.1.8.2 “坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。5.1.8.3 坐岗观察由钻井、钻井液和地质录井三方施工人员组成。5.1.8.4 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。5.1.8.5 司钻接到溢流报警后应立即按关井程序组织关井，达到“发现溢流立即关井、疑似溢流关井观察”要求。5.1.9 探井自二开开始、开发井钻开油气层前100米开始，每天以1/3、1/2钻进排量做低泵速试验，记录泵冲数、排量和相应循环压力。5.1.10 有以下情况之一者不准钻开油气层（目的层），应立即停工整改

33、：u 未执行钻开油气层申报审批制度。u 未按要求储备压井液和加重材料。u 井控装备未按照要求试压或试压不合格。u 井控装备不能满足关井和压井要求。u 内防喷工具配备不齐全或失效。u 防喷演习不合格。u 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。5.1.11 井场钻井设备的布局应考虑防火安全要求，发电房、储油罐等应按标准距离摆放，设置在季节风的上风位置。5.1.12 钻开油气层前，应做好柴油机排气管防火和紧急停车的准备工作。钻台下面和井口周围应清洁，机泵房下面无积油。5.2 钻开油气层的井控作业5.2.1 钻开油、气层后，每次起下钻对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次，各闸阀每

34、天开关活动一次。5.2.2 探井钻井要做好地层压力监测工作，加强地层对比，及时预告下一步地质状况。5.2.3 钻调整井时，要安排专人监督、检查已停注水（气）井情况。5.2.4 钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示等异常情况，应立即停钻停泵观察。5.2.5 发现溢流应立即按关并程序关井，及时向值班干部或工程师汇报，做好压井准备工作。应达到溢流在1m3内报警、2m3内关井要求。关井程序见附件4。5.2.6 发现溢流关井时，最大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。在允许关井套压值内严禁放喷。5.2.7

35、只下表层套管的井，发生溢流时应关井导流并及时采取循环压井措施。5.2.8 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：u 每钻开新油气层后第一次起钻前；u 溢流压井后起钻前；u 钻开油气层井漏堵漏后起钻前；u 钻进中曾发生严重油气侵起钻前；u 需长时间停止循环进行其它作业（如电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。5.2.9 短程起下钻的基本作法：一般情况下循环钻井液2周以上，进出口密度差不超过0.02g/cm3。短起一定长度钻具，按要求的上窜速度确定静止时间，然后开泵循环检测油气上窜速度。若满足下一步施工需要的时间并有安全余量，可下钻循环后起钻进行下一步作业。5.2.10 起钻中，钻头在井底

36、至油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s。起钻杆时每3柱向环空灌满钻井液，起钻铤一柱一灌满，起出钻柱体积与灌入钻井液体积相符，作好记录。5.2.11 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。5.2.12 深井下钻应分段循环，防止因后效引发井控复杂，确保满足安全需要。5.2.13 起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具旋塞阀和止回阀，条件允许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求取立压和溢流量。5.2.14 发现钻井液气侵后应停止钻进，坚持循环排气加重，严禁边钻进边加重。若发生液面上涨应关井节流循环排气，未经除气不

37、得重新入井。5.2.15 钻进中如发生井漏，可将方钻杆提出转盘观察井内液面，根据漏失情况采取静止堵漏或其它堵漏措施。应密切注意液面变化情况，严防井漏后发生溢流井喷。5.2.16 发生卡钻需降低井筒液柱压力时，应确保不小于裸眼段地层最高压力。5.2.17 进行钻杆测试、测井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控措施，避免发生井喷事故。5.2.18 在含硫油气层钻进，钻井液中应提前加入足量除硫剂，并保证PH值不小于9.5。5.2.19 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，应及时实施司钻法第一步循环排除溢流，防止井口压力过高。5.2.20 空井关井后，应根据溢流

38、严重程度采取强行下钻、置换法或硬顶（平推）法等方法进行处理。5.2.21 压井施工应有详细设计，施工前应进行技术交底、设备检查，落实岗位人员，对照压井施工单进行压井。5.3 下套管固井基本要求5.3.1 下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子，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试压合格。5.3.2 下套管前油气上窜速度不大于10米/小时，固井前应确定井眼承压能力。5.3.3 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，不得进行下一步工序作业。5.3.4 固井和候凝期间，应专人坐岗观察。5.4 裸眼井中途测试基本要求5.4.1 施工设计中应有井控要求。5.

39、4.2 应测双井径曲线，以确定坐封井段。5.4.3 测试前应调整好钻井液性能，保证井壁稳定和井内压力平衡。5.4.4 测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。5.4.5 测试完毕起封隔器前，如钻具内液柱已排空应打开反循环阀，进行反循环平衡后方可起钻。5.4.6 含硫气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，应制定专项测试设计和应急预案。5.4.7 含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树，对“三高”油气井测试时应准备充足的压井材料、设备和水源，满足正反循环压井需要。5.5 液相欠平衡钻井井控要求5.5.1 实施条件5.5.1.1地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基

40、本清楚，且不含硫化氢气体。5.5.1.2裸眼井段宜选择压力单一地层，上层套管下深及固井质量满足施工要求。若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。5.5.1.3欠平衡钻井服务队伍应具备相应资质。5.5.2 井控设计5.5.2.1应以钻井地质设计提供的岩性剖面、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，纳入钻井工程设计中。5.5.2.2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，确定欠压值。5.5.2.3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

41、定钻井井口、地面设备、钻具和井口工具。5.5.2.4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。5.5.3 施工前期条件5.5.3.1成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。5.5.3.2组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验收等事项，编写应急预案并进行演练。5.5.3.3钻井设备试压合格，按标准和设计要求储备压井液及处理材料、加重材料，配齐消防、气防及安全防护器材。5.5.3.4配备综合录井仪，监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。5.5.4 钻井施工作业5.5.4.1发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在安全的前提下关井求压，并根据地层压

42、力调整钻井液密度。5.5.4.2钻井队、录井队和欠平衡服务队人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与钻井液参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。5.5.4.3套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行调整。5.5.4.4每次起钻前均应对半封闸板防喷器进行关开检查，每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。5.5.4.5钻柱至少应接2个止回阀，其中钻柱底部至少应接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。5.5.4.6钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应关井，视现场情况确定

43、下一步施工措施。5.5.5 进行液相欠平衡钻井时，如发现井内返出的流体所含硫化氢浓度大于75mg/m3(50ppm)、或者返出的气体在与大气接触的出口环境中硫化氢浓度大30mg/m3 (20ppm)、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。5.6 气体钻井井控要求5.6.1 施工基本条件5.6.1.1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。5.6.1.2地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含硫化氢气体。5.6.1.3空气钻井返出气体中全烃含量小于3，氮气钻井天然气出气无阻流量低于8×

44、104立方米/天。5.6.1.4实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。5.6.2 井控设计气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计，至少应包括分层地层压力系数、地表温度和地温梯度，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，气体流量设计，气体钻井井控设备配备及安装使用，燃爆检测系统、气防器具和消防器材配备及安装使用，异常情况应急措施等。5.6.3 施工准备及要求5.6.3.1按照标准和设计要求安装好井控装置、气体钻井设备及监测仪器设备，配齐消防、气防及安全防护器材，并按要求储备钻井液及处理材料、加重材料。5.6.3.1施工作业前应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师对全体施工

45、作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。5.6.3.2编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。5.6.3.3在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。5.6.3.4实施气体钻前应关闭2#、3#平板阀且每趟钻活动1次，每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。5.6.4 终止条件5.6.4.1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。天然气出气无阻流量超过8×104立方米/天，应立即停止氮气钻井。5.6.4.2钻井过程如发现井内返出的地层流体所含硫化氢浓度大于75mg/m3（50ppm）、或者井内返出的气体在与大气接触的出口环境中硫化氢浓度大30m

46、g/m3 (20ppm)，应立即停止气体钻井。5.6.4.3大风天气且排砂口处于井场上风方向、危及井场安全时，应立即停止气体钻井。6 井控培训管理6.1 井控培训单位必须经集团公司认证并授权、取得井控培训资质。井控培训任课教师必须取得集团公司认可的教师合格证，使用集团公司统一规定的培训教材。6.2 管理局钻井职工培训中心为油田井控培训指定单位，井控培训必须在培训单位内进行。6.3 井控培训分为取证培训和复审培训。第一次参加井控证培训为取证培训，取得井控合格证书人员每2年进行1次复审培训。合格证书有效期满后至下一次井控复培可有30天的滞后期。6.4 学员取证必须经过理论考试和技能考核。理论考试1

47、00分为满分，70分以上为合格；技能考核100分为满分，80分以上为合格。理论考试和技能考核都合格者方可取得井控培训合格证。6.5 井控培训由各单位技术主管部门负责组织实施。应制定培训计划，落实培训工作，建立培训档案。各单位人员取证情况由工程技术科统一管理，便携卡由本人保管并持证上岗。6.6 初次培训不少于80学时，复审培训时间不少于40学时。6.7 没有取得井控培训合格证的人员无权指挥生产，工人不得上岗操作。6.8 钻井专业井控培训合格证分为A、A1、B1、B2、C、D1六种类别。A类证书持证人员为井控决策、管理人员。包括油田行政正职与主管勘探、开发、石油工程、安全和生产工作的领导，勘探、开

48、发、石油工程、安全、生产和勘探开发监督管理等部门的负责人、主管领导和主管科（室）人员，各二级单位及所属钻井（分）公司经理、负责生产、技术、安全工作的副经理、正（副）总工程师、主管科长。 A1类证书持证人员为钻井井控技术人员、钻井队管理人员。钻井（分）公司负责钻井技术、生产、现场的科室管理人员，欠平衡公司及气体钻井公司的技术、管理人员，从事工程设计、监督监理部门的人员，钻井队（平台）的平台经理（书记）、正副队长、技术员、安全员。B1类证书持证人员为钻井现场井控操作人员。包括大班司钻、机械工长、钻井技师、电气工程师、司机长、正（副）司钻、井架工等。B2类证书持证人员为钻井现场井控操作辅助人员。包括

49、内钳工、外钳工、场地工、泥浆工等。C类证书持证人员为井控车间技术、管理、检维修人员及现场服务人员。D1类证书持证人员为钻井相关专业技术服务人员。包括测井、录井、钻井液、定向井、取芯、固井等专业的管理、技术、生产、现场管理人员，基层队的正副队长、技术员、安全员、现场施工人员。7 录井井控要求7.1 结合钻井设计与钻井队应急预案，录井队应编制防井喷、防硫化氢应急预案，参加井控演习与应急演练。7.2 综合录井仪应能为现场监督、井队值班房、住井干部和司钻提供终端显示。7.3 现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应测量油气上窜速度、进行后效录井等。7.4

50、录井过程中发现油气显示或硫化氢显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。7.5 钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察溢流，发现溢流应及时通知当班司钻，提供井控相关资料。7.6 在含硫化氢井或新探区录井作业，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统。现场录井人员每人应配备一套正压式空气呼吸器和必要的便携式硫化氢检测仪。井口、振动筛、泥浆罐等部位应安装固定式硫化氢检测仪探头。7.7 若发生井喷或硫化氢浓度超标，按井队应急预案统一行动。8 测井井控要求8.1 施工前，组织召开由钻井队、测井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测

51、井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。8.2 测井电缆车应配备不少于2套电缆剪断工具，以备应急使用。测井车辆停放位置应位于井架大门前方，距离井口不少于25米。8.3 测井前，应保证井眼通畅、钻井液性能稳定并压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。8.4 施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满钻井液。发生溢流，应服从钻井队指挥。8.5 测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流处理。8.6 带压测井应使用专用电缆防喷器，压力级别应满足井口控制压力要求。应安装防喷管，测井仪器长度小于防喷管长度。8.7 在含硫化氢井测井时，入井

52、仪器、电缆应具有良好的抗硫性能，现场应配备足够的空气呼吸器和便携式硫化氢检测仪。8.8 “三高”油气井及重点探井测井前，应与钻井队、录井队制定联合应急预案，并组织联合演练。8.9 “三高”油气井及重点探井测井应有测井施工设计，并按规定程序审批、签字。9 井控应急管理9.1 应急制度9.1.1 组织机构9.1.1.1 油田成立应急指挥中心，下设应急处置中心办公室，办公室设在生产管理部。9.1.1.2 各二级单位成立相应的应急指挥机构。9.1.2 钻井施工应按“一井一案” 原则，根据地质、工程情况制定防井喷、防硫化氢及防火应急预案。9.1.3 钻井队是钻井施工的应急责任主体，所有配合施工作业和后勤

53、服务的队伍，其应急预案均应服从责任主体单位的应急预案，并服从应急指挥。9.1.4 井喷事故发生后，针对现场实际情况，正确组织应急抢险。上级应急指挥人员到达现场后，按照上级要求组织应急抢险工作。9.2 井喷事故管理制度9.2.1 发生下列情况之一的井喷事件，为油田级井喷事件。9.2.1.1 陆上油气井井喷爆炸起火；9.2.1.2 陆上油气井井喷并伴有硫化氢逸出，浓度超过30 mg/m3 (20ppm)；9.2.1.3 距学校、住宅区（50户以上）等区域方圆150米以内，发生油气井井喷；9.2.1.4 距饮水水源、主干河流等区域方圆500米以内，发生油气井井喷；9.2.1.5 在自然保护区核心区内

54、，发生油气井井喷；9.2.1.6 距油气联合站、轻烃站和化工厂等区域方圆150米以内，发生油气井井喷；9.2.1.7 陆上油气井井喷，18小时内未建立井筒压力平衡。9.2.2 井喷事故报告。9.2.2.1 二级单位半小时之内向油田应急指挥中心值班室（总调度值班室、局办值班室）、安全生产应急处置办公室报告，情况紧急时，施工队伍也可直接向应急指挥中心值班室（总调度值班室、局办值班室）汇报。9.2.2.2 外部工区发生油田级井喷失控事件，在半小时内向甲方、当地政府部门报告，同时向油田应急指挥中心值班室（总调度值班室、局办值班室）报告。9.2.2.3 事件信息以书面报告为主，必要时可采用影音、影像的形

55、式。特别紧急的，可电话口头初报，1.5小时内再提供由二级单位应急管理办公室审核的书面报告。9.3 井喷事故处理。9.3.1 事故单位应立即启动应急预案，专人收集资料并在1小时内报油田应急指挥办公室。9.3.2 迅速成立现场抢险指挥组，制定抢险方案，统一组织领导，专人负责现场施工指挥。9.3.3 测定井口周围及附近天然气和硫化氢气体含量，划分安全范围，撤离危险区人员。9.3.4 要防止着火和爆炸，尽快由四通向井内连续注水，用消防水枪向油气柱及井口周围大量喷水。并迅速做好储水、供水工作，同时将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。9.3.5 关井后，若井口压力超过允许压力需放喷时，应在放喷口实施点火后放喷。9.3.6 井口着火后，根据火势情况采用密集水流法、引火筒法、快速灭火剂灭火法以及打救援井等方案灭火。9.3.7 井喷失控时，立即停车、断电，在警戒线以内严禁一切火源，并有专人警戒。9.3.8 在人员的生命受到巨大威胁、人员撤退无望、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。9.3.9 抢险时，要清除井口周围及抢险道路上的障碍物，充分暴露井口。未着火清障时应用水力切割，严防着火，已着火井可带火清障。同时准备好新的井口装置、专用设备及器材。9.3.10 应采用整体换装法更换新的井口装置，换装中采取扶正导