现场管理-油田公司井下作业井控管理实施细则(doc 67页)

1 中国石油天然气股份有限公司 吐哈油田分公司井下作业井控管理实施细则 第一章 总 则 第一条 为做好中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司（以下简称 公司）井下作业井控工作，预防井喷、井喷失控及井喷着火、爆炸 事故的发生，保障人身和财产安全，保护环境和油气资源，结合 公司实际，特制定本细则。 第二条 本细则主要依据：中华人民共和国石油天然气行业标准、中 国石油天然气集团公司井下作业井控技术规范、中国石油天 然气集团公司井控培训管理办法等。 第三条 本细则坚持“以人为本、安全第一、预防为主”的原则，发挥有感 领导，落实属地管理和直线责任，通过不断提高井控意识，加大 井控各环节的执行、监督和考核力度，切实做好施工过程中的井 控工作,杜绝和防止井喷失控等灾难性事故的发生，避免因井喷 失控所引起的环境污染、资源破坏以及火灾、设备毁坏、油气井 报废和人员伤亡等事件。 第四条 2 井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及勘探、开发 、设计、技术监督、安全环保、装备物资、培训等部门以及监督执 行、甲方协调、检查验收等关键环节。因此，必须按照系统工程 的要求严密组织各项工作。 第五条 井控工作包括井控风险管理、设计的井控要求、井控装置的安装 、试压、使用和管理、作业过程中的井控与监督工作、带压修井 作业、井喷失控处理、防火、防爆、防硫化氢措施、和井控工作管 理制度等八个方面。 第六条 本细则适用于公司所辖区域内的油气水井的试油（气）、小修、措 施和大修作业等井下作业的井控管理，进入吐哈油田施工的所 有井下作业队伍必须严格执行。 第七条 利用井下作业设备进行钻井（含浅钻、侧钻和加深钻井）、原钻机 试油或原钻机投产作业的，执行中国石油天然气股份有限公司 吐哈油田分公司钻井井控实施细则。 第八条 进入公司辖区作业的井下作业队伍，必须取得中国石油天然气 集团公司相关资质。 第九条 “三高”井的定义： （一）地层压力系数在1.35以上的油井和地层压力系数高于1. 3 2的气井； （二）地层天然气中硫化氢含量高于150毫克/立方米（100ppm ）的井； （三）距居民区、市区、工厂、学校、人口稠密区、加油站、坎 儿井、水库、江河湖泊等工业与民用设施500米以内的井。 第二章 井控风险管理 第十条 工程技术处负责组织井控风险评估报告的讨论和发布；生产运 行处、质量安全环保处、勘探部、开发部、勘探开发研究院、工程 技术研究院、监督中心和采油厂参与井控风险评估报告的讨 论，勘探开发研究院负责编写井控风险评估报告。 第十一条 井控风险依据所作业井地面环境、地质情况、施工工艺等方面进 行分级，公司将井下作业井控风险划分为三个等级，具体如下： （一）井控一级风险井（不包括稠油井）：预探井试油、试气井 ；地层压力系数1.3的油井；地层压力系数1.0的气井；气油比5 00：1且地层压力系数1.05的油井；预测地层天然气中含有硫化 氢或其它有毒有害气体含量高于150毫克/立方米(100ppm)的井； 井口周围500米范围内有村庄、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）进行大修作 4 业的井；带压作业、新工艺实验等特殊施工井。 （二）井控二级风险井：除井控一、三类风险以外的井。 （三）井控三级风险井（不包括试油、试气、大修作业）：稠油 井；地层压力系数1.0的油井；地层压力系数1.2且预测地层天然 气中含有硫化氢或其它有毒有害气体含量低于30mg/m3(20ppm) 的水井；井口周围500米范围内没有村庄、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） 的井。 第十二条 井控管理组织机构设置 （一）公司成立井控领导小组,负责油田井控管理工作。 （二）勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督中 心、各采油厂、井下作业承包商分别成立井控管理领导小组，负 责本单位井控管理和监督工作。 第十三条 公司井控领导小组构成与职责 （一）公司井控领导小组构成 组长：公司主管井控的副总经理 组员：工程技术处、质量安全环保处、生产运行处、人事处、 规划计划处、财务处、设备管理处、企管法规处、勘探部、开发部 、对外合作部、设计与监督部门、勘探公司、各采油厂、井下作业 承包商等单位的井控第一负责人。 井控领导小组下设井控管理办公室，办公室设在工程技术 5 处，负责公司井控管理工作。 （二）公司井控领导小组职责 1.贯彻落实中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份 有限公司井控管理规定和有关文件精神； 2.制定有关井控管理的规章制度； 3.组织井控工作大检查和年度井控工作总结评比； 4.组织、监督井控新工艺、新技术的实施； 5.检查落实各施工单位井控资源配备情况； 6.组织并实施井喷失控事故的处理； 7.协调解决井控工作中存在的重大问题。 第十四条 工程技术处井控管理职责 （一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度； （二）组织制（修）定井控细则、井控技术规定和标准； （三）组织井下作业井控应急预案的编写、演练； （四）组织实施井控新工艺、新技术的推广和应用； （五）组织井控专项检查，监督、检查相关单位和人员执行本 细则； （六）参与井喷失控事故的应急处理、原因调查、分析，负责 统计和上报工作； （七）负责油田井控管理工作的现状调研，适时提出井控工 作建议； （八）负责编制公司机关年度井控培训计划； 6 （九）负责组织有关井控工作的资料汇总及上报工作。 第十五条 质量安全环保处井控管理职责 （一）贯彻落实上级有关井控管理标准、制度； （二）参与钻井井控应急预案的编写、演练； （三）参与油田组织的井控专项检查； （四）监督检查井控应持证人员的持证情况； （五）组织井喷失控事故原因的调查、分析，并提出处理意见。 第十六条 生产运行处井控管理职责 （一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则； （二）参与公司井控专项检查； （三）启动井控应急预案，组织井喷事故抢险救援工作； （四）参与井喷失控事故的调查和分析。 第十七条 对外合作部井控管理职责 （一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度； （二）检查、督促所辖区域相关单位和人员执行所在国家、地 区的法律、法规和业主关于井控管理相关规定的落实情况； （三）负责组织所辖区域施工作业队伍的井控工作检查； （四）负责组织对所辖区域施工队伍井喷失控事故的调查、 处理和上报工作。 第十八条 勘探部井控管理职责 （一）贯彻落实各项井控管理标准、制度； （二）参与油田组织的井控工作检查； 7 （三）负责检查督促所辖施工作业队伍井控工作； （四）组织对特殊工艺井工程设计的评审； （五）负责试油过程中关键工序各环节的检查与监督; （六）参与所属作业井的井喷事故原因调查； （七）制定、实施本单位井控培训计划。 第十九条 开发部井控管理职责 （一）贯彻落实井控管理标准、制度； （二）检查督促采油厂、施工作业队伍井控工作； （三）负责重点措施井（压裂、酸化、调剖、新技术新工艺、新 投和大修）工程设计的审核、审批； （四）负责重点井工艺设计的审核、审批； （五）参与公司组织的井控工作检查； （六）参与井喷事故原因的调查、分析。 第二十条 监督中心井控管理职责 （一）贯彻落实各项井控管理标准、制度； （二）参与油田组织的井控工作检查； （三）负责作业过程中关键工序环节的检查与监督； （四）按照井控培训计划、目标及要求，组织实施井控培训工 作，对培训质量负责； （五）研究和改进培训方法、途径，编写井控培训补充教材； （六）负责井控中心实训基地及设施的管理工作，确保培训 设施完整、安全； 8 （七）参与井喷事故的原因调查和分析； （八）编制公司年度井控培训计划。 第二十一条 勘探公司井控管理职责 （一）贯彻落实各项井控管理标准、制度； （二）参与油田组织的井控工作检查； （三）负责试油地质、工程设计的编写、审核及审批； （四）负责检查督促所辖施工作业队伍的井控工作； （五）负责试油井开工前的井控工作验收； （六）组织对特殊工艺井施工设计的评审； （七）参与所属试油的井喷事故原因调查； （八）制定、实施本单位井控培训计划。 第二十二条 采油厂井控管理职责 （一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度； （二）编写、审核、审批井下作业地质设计、工程设计； （三）负责本单位井控工作，监督检查井下作业队伍的井控 工作； （四）参与本单位范围内井喷失控事故的调查、分析； （五）制定和实施本单位井控培训计划。 第二十三条 井下作业承包商井控管理职责 （一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度； （二）按标准、设计配备井控所需各类资源； （三）编写、审核、审批井下作业施工设计； 9 （四）实施井控新工艺、新技术； （五）按照油田井喷事故应急预案，实施井喷事故的处理和 抢险工作； （六）负责本单位的井控培训工作，保证相关人员持证上岗。 第二十四条第二十四条 测井单位井控管理职责 （一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则； （二）按标准配备井控所需各类资源； （三）配合作业队做好现场井控工作。 第三章 设计的井控要求 第二十五条 井下作业的地质设计、工程设计、施工设计中必须有相应的井控 要求或明确的井控设计内容。作业设计的编写规范和审批程序 执行有关管理规定。 第二十六条 地质设计单位负责地表环境的勘察，在地质设计中，应包含以下 内容： （一）基础数据 1.井身结构数据：包括目前井身结构，各层套管钢级、壁厚、 外径和下入深度，人工井底，射孔井段、层位、水泥返深和固井 质量等资料； 2.地层流体的性质：本井产层流体（油、气、水）性质、气油比 10 等； 3.压力数据：原始地层压力（目前地层压力）或本施工区域地 层压力系数、井口压力、动液面等； 4.产量数据：产油（水、气、液）量（测试产量及绝对无阻流量） ，含水率、注水、注气（汽）量等； 5.老井井况：试、修、采等情况，目前井下状况（包括水泥塞 或桥塞位置、压井液性能，油管柱的钢级、壁厚、外径、下深，井 下工具名称规范，井下套管腐蚀磨损）和井口情况资料； 6.邻井情况：邻井的注水或注气（汽）井口压力，本井与邻井 地层连通情况，邻井的流体性质、产量、压力及有毒有害气体等 资料； 7.钻井情况：钻井显示、测录井资料、中途测试及钻井液参数 等资料。 （二）风险提示 1.在地质设计中应依据本细则第十一条规定的相关条件 明确该井井控风险级别，标注和说明井场周围一定范围（含硫化 氢油气田探井井口周围3000米范围内，其他井井口周围500米范 围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、 国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等情况； 2.本井或本构造区域内可能存在的异常高压情况的提示或 说明； 3.本井或本构造区域内，硫化氢等有毒有害气体的情况。 11 第二十七条 工程设计的井控要求 （一）依据地质设计提供的井控风险级别、风险提示和井场 周围一定范围内的情况，制定预防措施。 （二）根据地质设计提供的地层压力，预测井控最高关井压 力；根据井下作业的作业类别，对不同的压力等级提出井口和防 喷器、放喷管线及压井管线的单井组合系列。 （三）根据地质设计的参数，明确各工序施工压力参数，及压 井液类型、密度、性能、储备量和压井要求等。 压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数（对 新井）或实测地层压力（对老井）为基准，再加一个附加值。附加 值可选用下列两种方法之一，并根据地层孔隙压力、产层深度、 钻井时的钻井液密度、井控装置、套管强度和井内管柱结构等因 素具体调整： 1.油水井为0.050.1克/立方厘米或增加井底压差1.53.5兆 帕; 2.气井为0.070.15 克/立方厘米或增加井底压差3.05.0 兆帕。 （四）依据地质设计中硫化氢等有毒有害气体的风险提示， 制定相应的防范要求。在高含硫地区作业时，工程设计书中应明 确采取的相应安全和技术措施,如在有硫化氢溢出井口的危险情 况下，由业主通知有关单位和人员迅速撤离等。 （五）高压、高含硫井的防喷器累计使用年限不超过7年。 12 第二十八条 施工设计的井控要求 施工设计（作业指导书）由施工单位依据业主所提供的地质 设计、工程设计编写。应提供以下（但不限于）资料： （一）按照工程设计中压力等级要求，选择防喷器组合及相 关井控装置，提出现场安装、调试与试压要求等，并制定井控的 具体措施。 （二）按工程设计提出的压井液、加重材料及处理剂的要求 进行配置和储备。 （三）对井场野营房、储罐、计量罐、分离器等设施的规范、 数量和布置提出明确要求。 （四）根据对地质设计中提示的井场周围环境状况的现场复 核情况，制定相应的防喷、防火、防爆、防硫化氢、防污染等保护 环境的预防与应急措施。 （五）在含硫地区作业时，作业队伍应制定相应的单井防硫 化氢应急预案。 第四章 井控装备及现场安装使用 第二十九条 井控装备包括防喷器、远程控制室、内防喷工具、油管防喷闸门 、采油(气)树、压井管线（汇）、放喷管线或节流管汇、变径法兰、 射孔用防喷器（闸门）、防喷管、连续油管用防喷器组等。 第三十条 13 防喷器的选择与配备。所有作业井井口必须使用防喷器，应按照 不同作业类别、不同的压力等级和作业井况，配套不同的防喷器 系列组合。 （一）防喷器压力等级的选用，原则上应不小于施工层位目 前最高地层压力和所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工 作压力三者中最小者。 （二）一级井控风险井： 1.预探试油、试气井；地层压力系数1.3的油井；地层压力系 数1.0的气井；预测地层天然气中含有硫化氢或其它有毒有害气 体含量高于150毫克/立方米(100ppm)的井；井口周围500米范围 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）进行大修作业的油气井，井口配 套相应压力等级的液压闸板式半封、全封防喷器（带手动锁紧装 置）和手动闸板式半封各1套、并配备远程控制台。同时，配备相 应压力级别和连接扣型的防喷闸门和油管旋塞阀各1套。井控装 置的安装选择附件1图1组合形式安装。 2.气油比500：1的油井；井口周围500米范围内有村庄、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）进行大修作业的水井，新工艺实验等施工井口配 套相应压力等级手动闸板式半封、全封防喷器各1套。同时，配备 14 相应压力级别和连接扣型的防喷闸门和油管旋塞阀各1套。井控 装置的安装选择附件1图2组合形式安装。 （三）二级井控风险井配套相应压力等级手动闸板式半封、 全封防喷器各1套。同时，配备相应压力级别或连接扣型的防喷 闸门或油管旋塞阀1套。井控装置的安装选择附件1图2组合形式 安装。 （四）三级井控风险井配套手动闸板式半封防喷器1套。同时 ，配备相应压力级别或连接扣型的防喷闸门或油管旋塞阀1套。 井控装置的安装选择附件1图3组合形式安装。 （五）可控不压井作业：配备相应压力级别的手动半封和全 封防喷器1套，并配备抽油杆屏蔽器和筒式防喷器。井控装 置的安装选择附件1图4组合形式安装。 第三十一条 放喷管线、压井管线与节流管汇的选择与配备 （一）现场必须连接放喷管线、压井管线或节流管汇并保持 作业的全过程。 （二）放喷管线、压井管线与节流、压井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。 （三）放喷管线和压井管线均采用直径73毫米油管（内径不小 于62毫米）的高压硬管线。 （四）放喷管线与压井管线在作业过程中需要暂时拆卸的， 使用后应立即恢复连接，保持正常使用状态。 第三十二条 井控装备的现场安装 15 （一）闸板防喷器、环形防喷器装备安装 1.现场安装前认真检查，做到闸板芯子尺寸与所使用管柱尺 寸相吻合，防喷器法兰、钢圈、螺孔与井口四通法兰、钢圈、螺孔 尺寸相吻合。 2.防喷器安装必须平正，上齐上全连接螺栓，螺栓尺寸与防 喷器法兰、井口四通法兰相吻合。 3.具有手动锁紧机构的液压防喷器，应装齐手动操作杆，手 轮位于钻台以外。手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大 于30度，挂牌标明开、关方向及圈数。手动锁紧操作杆离地面超 过1.65米时，要安装操作台。 （二）连续油管防喷器装备安装 1.现场安装前认真检查，确保井口由壬与防喷器由壬吻合。 2.检查防喷器由壬密封圈完好，若破损应及时更换。 3.防喷器安装必须平正，防喷器油壬上紧后再退0.25圈。 （三）可控不压井作业防喷器装备安装 1.检查、准备好筒式防喷器、抽油杆屏蔽装置。筒式防喷器 胶芯气泡直径不大于10mm且不多于3处，凹凸深度或高度不超 过10mm，剪损深度或高度不超过5mm，螺栓齐全；抽油杆屏蔽装 置胶皮无破损缺失，丝扣完好。 2.在导流三通上安装抽油杆屏蔽装置，丝扣均匀涂抹密封脂 ，并上正上紧；在屏蔽装置上方安装抽油杆防喷盒。 3.现场筒式防喷器不可以封零。若油管起下完成后中途停止 16 作业必须下入一定数量的油管封井，非紧急情况不得将筒式防 喷器当全封使用。 （四）远程控制台的安装 1.液压防喷器远程控制台安装在司钻操作台同侧，距井口25 米以远，大门朝向井场方向，并保持不少于2米宽的人行道；周围 10米内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品，并采取防冻、防堵 措施。 2.液控管线应排列整齐，管排架与放喷管线距离应不少于1 米。车辆跨越处应有过桥保护措施，液控管线上不允许堆放杂物 。 3.电源从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。 4.储能器完好，各项压力达到规定值，手柄始终处于工作位 。 （五）放喷管线、压井管线的连接与试压 1.放喷管线原则上安装在当地季节风向下风方向的套管四 通上，必须用直径73毫米油管丝扣连接。 放喷闸门安装在距井口10- 20米以远，并安装25MPa抗震压力表。 一级井控风险井和可控不压井作业井接出井口50米以远； 二级井控风险井地面小四通后接放喷管线1根（备用4根管线 ）。 三级井控风险井放喷管线接出井口18米以远不需安装小四 17 通，但必须安装截止阀。 天然气点火管线距井口80米以远。 若受井场条件限制，放喷管线不能按要求接出，可接到井场 边缘，备足管线、基墩及配件。如因地形限制需要转弯，转弯处 应使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头或使用90度灌铅弯头，且 弯头处用基墩固定。 2.压井管线自套管闸门接出，采用直径73毫米油管丝扣连接 ，井口、井场受限情况下可使用标准弯头连接，弯头处必须使用 基墩固定，安装在当地季节风上风方向。试油、气井及高含硫井 距井口不少于20米。其它井压井管线接1根（备用1根）。同区块施 工队伍超过4支时，作业公司分区块按照施工队伍所需备用管线 的30%储备井控所需管线。 3.放喷管线、压井管线每隔10米采用标准地锚或填充式基墩 固定，单个基墩尺寸不小于500毫米500毫米400毫米（充满后 重量不小于200千克），固定螺栓直径不得小于20 毫米，采用一次压制成型的压板（不允许焊接），压板宽度不小于 70毫米，厚度不小于7毫米，压板与管线之间用橡胶材料隔离，固 定牢靠，放喷管线的出口要用双基墩固定。地层压力系数1.3的 油井，地层压力系数1.0的气井及预探试油井的管线基墩，1/2以 上的本体埋入地表以下。 4.一级井控风险井放喷管线、测试流程测试压力不低于10兆 帕，压井管线试压不低于20兆帕，均稳压5分钟，不刺不漏为合格 18 。 5.连接形式：常规作业井、大修井压井、放喷管线的结构形式 如附件1图5连接安装；三级井控风险井压井、放喷管线结构形式 如附件1图6连接安装；试油井、高压油气水井压井、放喷管线的 结构形式如附件1图7连接安装。 6.正常施工时，放喷管线一侧套管闸门和放喷闸门应处于常 开状态，并采取防堵、防冻措施，保证其畅通。（冬防保温时间： 吐鲁番各区域为每年12月1日 次年3月1日,三塘湖区域为每年11月1日至4月1日） 7.在含硫地区作业时，放喷管线至少2条，其夹角为90 180度，管线转弯处弯头夹角不小于120度，并接出距井口不少于 100米，保证在风向改变时，至少有一条能安全使用或必要时连 接泵入设备作压井管线用。 8.稠油区块的特殊要求：天然气吞吐作业井以及吞吐作业后 的井，按照二级井控风险井执行井控设施安装规定。 第三十三条 井控装备的试压、性能检验与报废。井控设备的试压、维修、保 养、更换配件必须在具有中国石油天然气集团公司认可的且在 本油田服务的井控车间进行，井控配件由井控车间统一在有资 质的厂家购买，未获得公司认可的井控车间对油田所属的井控 设备进行修理、试压和检验结果无效。 （一）井控车间 19 1.井控车间负责对井控装备、井控工具实行专业化管理，按 标准进行站内清洗检修和试压检验并负责现场技术服务。对内 防喷工具、防喷器、远程控制室、压裂或酸化井口均要建档并在 送交现场时出具有效的检验合格证。 经检修、试压合格的井控装置和井控工具，必须填写检验合 格证和检修登记并经检验人签字。新购入的井控装置必须具有 生产许可证、出厂合格证、检验合格证，并由井控车间负责进厂 检验和清水试压合格、出具检验合格证后方可投入现场使用。 2.对闸板防喷器、环形防喷器分别进行高、低压试压，高压 试压到额定工作压力和额定工作压力的70%，稳压时间不少于10 分钟，压降不超过0.7MPa为合格，低压试压压力1.4兆帕- 2.1兆帕，稳压时间不少于10分钟，允许最大压降为0.07兆帕。 3.建设方必须提供试压合格的采油（气）井口，采油（气）井口 装置在井控车间按照额定工作压力试压，上井安装后按井控装 置组合最低额定工作压力试压，稳压时间不少于10分钟，密封部 位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。 4.防喷器每三个月送交井控车间试压检验一次。井控车间不 得为试压不合格井控装备出具试压合格证。特殊情况（井喷失控 处理后或损伤等）可随时送交井控车间检修。远程控制房、节流 压井管汇、钻井四通参照中国石油天然气股份有限公司吐哈油 田分公司钻井井控实施细则执行。 5.对压裂井口、采油(气)树等分别进行高、低压试压，高压试 20 压到额定工作压力，压降不超过0.7MPa为合格，低压试压压力1. 4MPa- 2.1MPa，稳压时间不少于10分钟，允许最大压降为0.07兆帕。试 压检验周期为1井次。 6.变径法兰分别进行高、低压试压，高压试压到两个法兰盘 中较低的额定工作压力，压降不超过0.7MPa为合格，低压试压压 力1.4兆帕- 2.1兆帕，稳压时间不少于10分钟，允许最大压降为0.07兆帕。试 压检验周期为6个月。 7.防喷管试压检验周期为3个月。 8.细则中没有明确的内容，执行防喷器的检查和维修规定 （SY/T6160-2008）。 （二）现场井控装备安装后试压和检验 1.新试油、投产井井控装置在施工现场安装完毕后，应按所 有连通装置最低的额定工作压力进行整体试压，稳压时间不少 于10分钟，允许最大压降为0.7兆帕，密封部位无渗漏为合格； 2.地层压力系数大于1.35的油井和地层压力系数大于1.2的 气井，井控装置安装完毕后按标准整体试压。 第三十四条 内防喷工具检验试压规程 （一）试压要求 采用清水试压；试压压力：低压1.4兆帕- 2.1兆帕，高压试到额定工作压力。 21 稳压时间：所有试压均须稳压10分钟；外观无渗漏，高压试 压压降不大于0.7兆帕为合格，低压试压压降不大于0.07兆帕为 合格。 （二）试压方法 1.上下旋塞、旋塞阀 （1）旋塞阀开关活动2次后，在关闭状态下对阀芯与阀座间 的密封性能进行检测。 （2）旋塞阀在半开、半关状态下对旋钮密封进行检测，试验 压力为额定工作压力。 （3）禁止用打开旋塞阀的方法进行泄压。 2.防喷闸门 （1）在关闭状态下闸板与闸板座之间的密封性能进行检测。 （2）在全开状态下，试压到额定压力，检验闸门的密封性。 第三十五条 作业现场井控装备的使用与维护管理 （一）闸板防喷器、环形防喷器的使用与管理。 1.防喷器、防喷器控制台等在使用过程中，作业队要指定专 人负责检查与维护，并做好记录。 2.油管传输射孔、排液、求产等工况，必须安装采油树（鲁克 沁稠油区除外）。 3.交接班和不连续起下作业时，必须关闭井控装置。 4.在起下管柱前，必须先检查闸板防喷器的开关状态，并挂 牌标示，严禁在未打开闸板防喷器的情况下进行起下管柱作业。 22 5.液压防喷器的控制手柄应标识明确，不准随意扳动。 （二）连续油管用防喷器的使用与维护管理 1.长时间停止起下连续油管，必须关闭悬挂和半封闸板。 2.起下油管前，必须先检查所有闸板在打开状态，严禁在起 下连续油管过程中关闭任何一个闸板。 3.将连续油管防喷器控制手柄打好保险销，不准随意扳动。 4.每施工完一口井，必须将防喷器吊至地面进行维护保养。 （三）采油（气）树的使用与保养 1.对施工时拆卸的采油（气）树部件要清洗、保养，法兰盘和 密封钢圈要平放在干净的地方。 2.当油管挂坐入大四通后应将顶丝全部顶紧，同时按对角线 上紧螺栓。 3.双闸门采油树在正常情况下使用外闸门，有两个总闸门时 先使用上闸门，备用闸门保持全开状态，要定期向阀腔内注入润 滑密封脂。 4.禁止使用采油树代替采气井口进行气井试气或生产。 5.提供的采油树及其附件必须有检验试压合格证。 第三十六条 内防喷工具的使用 （一）施工队伍按照本细则和设计要求配备内防喷工具。 （二）内防喷工具每3个月进行一次检验试压，合格的出具试 压合格证，否则不能使用。 （三）新购的内防喷工具，必须经过井控车间试压检验合格 23 后方可使用。 （四）内防喷工具的丝扣应与井下管柱的丝扣相吻合。 （五）现场使用的内防喷工具额定工作压力应不小于井口防 喷器额定工作压力。 （六）正常作业过程中，每班开关活动上、下旋塞1次。 （七）未安装环形防喷器的作业井，可不配备上旋塞。 第三十七条 井控设备的报废管理 （一）委托第三方检验机构检验范围 1.出厂时间超过十年的防喷器和井控管汇； 2.出厂时间超过十二年的防喷器控制装置； 3.防喷器和井控管汇出厂时间未超过十年，防喷器控制装置 出厂时间未超过十二年，但在运输、仓储、使用过程中损伤，或 曾在硫化氢等腐蚀介质或着火环境中使用过，可能导致安全性 能严重下降，且自行检验机构无法判定的装备； 4.井控装备资产拥有单位认为需要委托第三方检验机构检 验的装备。 （二）井控设备的报废条件 1.性能损伤报废：井控装备在有效使用期间因现场使用工况 恶劣或维修保养等环节的问题造成性能达不到本身性能指标的 ，必须进行报废处理。 2.疲劳强制报废：井控装备超过有效使用期间因使用疲劳而 达不到本身性能指标的，必须强制报废。强制报废条件执行中 24 国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定（中油工程字20 06408号）规定。 （1）防喷器和控制装置具备以下条件之一者，强制判废： 防喷器出厂时间满16年的，控制装置出厂时间满18年的； 主要元件（泵、换向阀、调压阀及储能器）累计更换率超过 50的； 经维修后，主要性能指标仍达不到行业标准SY/T 5053.2规定要求的； 对回库检验及定期检验中发现的缺陷无法修复的； 主要元器件损坏，无修复价值的。 （2）井控管汇总成符合下列条件之一者，强制判废： 出厂时间满16年的； 使用过程中承受压力强度曾超过试验压力的； 管汇中阀门、三通、四通和五通等主要部件累计更换率达 50%以上的。 （3）管汇中主要部件符合下列条件之一者，强制判废： 管体发生严重变形的； 管体壁厚最大减薄量超过12.5%的； 连接螺纹出现缺损、粘扣等严重损伤的； 法兰厚度最大减薄量超过标准厚度12.5%的； 法兰钢圈槽严重损伤，且进行过两次补焊修复或不能修复 的； 25 阀门的阀体、阀盖等主要零件严重损伤，且进行过一次补 焊修复或不能修复的； 管体及法兰、三通、四通、五通、阀体、阀盖等部件经磁粉 探伤或超声波探伤检测，未能达到JB/T 4730中级要求的。 （4）压裂井口、采油(气)树、变径法兰、压井管线、放喷管线、 防喷管等参照井控管汇总成及管汇中主要部件的报废标准执行 。 （5）内防喷工具试压不合格强制报废。 第三十八条 防喷器、采油(气)树、内防喷工具等主要井控装备及配件，必须 是经中国石油天然气集团公司认可的生产厂家生产的合格产品 。 第五章 作业过程的井控与监督工作 第三十九条 作业现场安装、摆放规定。完善开工前井控验收制度，所有井下 施工作业必须按相关标准开工验收合格后，方可开工。开工验收 应具备以下条件： （一）作业现场证件、劳保护具齐全有效。主要是作业队资质 证书、岗位人员井控操作证，防喷器试压合格证等。 （二）作业地质设计、工程设计和施工设计到位。 （三）井控、安全、消防、环保的设施和措施齐全完好。 26 （四）现场安装达到标准，如“三条线”、“三整齐”、“七不落地 ”等。 第四十条 井下作业队施工前的准备程序 （一）开工前对施工人员进行地质、工程和井控等方面的技 术措施交底并明确作业班组各岗位的分工，按设计要求准备相 应的井控装备及工具。 （二）检查施工现场使用的井控设备、防喷工具以及放喷管 线、节流、压井管线，使之处于完好状态，并做好记录。 1.防喷器芯子完好、试压合格、活动自如，手动防喷器专用 扳手齐全、好用。 2.钻台上（井口边）应备有能连接井内管柱的旋塞或防喷闸 门，作为备用内、外防喷工具。井内管柱尺寸有变化时，内防喷 工具应配备相应的变扣接头。 （三）每班专人检查压井液、加重材料及处理剂储备情况，是 否达到设计要求并记录在工程班报表中。 （四）作业机在井场倒车时，要有专人指挥，严防将井口碰坏 ，造成井喷。 （五）拆井口前要观测油管、套管压力，根据实际情况选择压 井，确定无异常后方可拆井口，并及时安装防喷器。 第四十一条 作业过程中井控工作 （一）除带压、不压井作业或工程设计明确规定无需灌压井 液外，起钻过程必须向井内连续补灌压井液。 27 （二）溢流、井涌的处理。油气井作业过程中要有专人观察井 口，以便及时发现溢流、井涌。当井口出现溢流或气侵时，应立 即发出报警信号，按照“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查” 的原则，迅速停止作业，关闭防喷器，观察压力上升情况，选择 采取大排量循环除气、压井等措施。 （三）若关井套压超过允许套压值时，不准盲目敞开放喷，应 通过套管放喷闸门有控制地放压，控制其关井压力小于井控装 备额定工作压力、套管实际允许的抗内压强度两者中最小值的8 0%。对高压油气井和出砂井必须使用针型阀或油嘴控制放喷。 （四）水井作业拆卸采油树前，按水井喷水降压程序喷水降压 至井口压力落零。稳定水柱高度超过30厘米，不允许拆卸采油树。 （五）注水井作业过程中溢流突然加大，应立即停止作业，关 闭防喷器，压井或放喷降压。 （六）以班组为主，按不同工况进行现场井控防喷应急关井 演习。应急演习应做到反应快、行动快、动作标准、程序规范： 1.小修、试油不同工况“十快”动作按附件2进行防喷演习； 2.大修和措施作业中，在使用方钻杆的情况下按附件3关井 程序进行防喷演习； 3.带压作业应急关井“十快”动作按照附件4关井程序进行防 喷演习； 4.连续油管作业四种工况防喷“七快”动作按附件5关井程序 进行防喷演习。 28 （七）空井筒不允许封井，必须下入200米管柱，管柱长度小 于1000米封井时必须接2-4米的防顶短节。 第四十二条 特殊作业的井控工作要求 （一）射孔作业。油田普及油管传输射孔工艺（特殊设计除外 ）。 1.射孔前必须安装采油树（不包括鲁克沁稠油区域），并检查 采油树各闸门、卡箍、顶丝及紧固螺丝是否完好，连接好放喷管 线，方可射孔。 2.采油(气)树井口压力级别要与套管耐压、地层压力和流体 性质相匹配。 3.射孔后，要有专人负责监视井口4小时以上（稠油区域观监 视2小时），起管柱前还应根据井口压力情况确定是否压井，确保 起管柱过程中井筒内压力平衡。 （二）诱喷作业 1.抽汲作业前，应认真检查抽汲工具，装好采油树及防喷管 、防喷盒，抽汲出口管线接出井口20米以远。发现抽喷预兆后应 及时将抽子提出，快速关闭闸门。禁止在气井上采取抽汲诱喷作业 。 2.用连续油管进行气举排液、替喷等作业时，必须装好连续 油管防喷器组。 3.对含油气井，必须使用氮气进行气举作业。 （三）起下管柱作业 29 1.在起下封隔器等大直径工具时，起下速度应控制在0.5米/ 秒以内，过射孔段或离井底50米时，下钻速度0.2米/秒，防止产 生抽汲或激动压力。 2.已进行过压井作业的井，在起管柱过程中应连续向井内补 灌压井液，保持液柱压力平衡，做好灌液记录。 3.起下管柱作业要有防止井内管柱顶出的措施，出现溢流时 立即抢关井。 （四）钻磨作业 1.钻磨完成后要关闭防喷器，充分循环洗井1.52个循环周 ，停泵观察至少30分钟，井口无溢流时方可进行下步工序。 2.施工中井口应坐好自封封井器和防喷闸门。 （五）连续油管作业 1.连续油管下入井口主闸门以上时，必须对连续油管和防喷 器进行试压。 2.在起下连续油管过程中，应除去管子表面的泥砂、铁锈等 积垢，在起、下连续油管时进行润滑。 3.起下作业时，根据井口压力的大小，合理调整防喷盒的压 力，防止从防喷盒上部发生溢流，造成环境污染。 4.观察好井口压力及循环压力变化，若压力突然上升，及时 停止起下油管，关闭卡瓦及半封，调节防喷盒控制压力无溢流后 ，打开半封及卡瓦，再进行起下油管。 第四十三条 连续油管作业井控应急 30 （一）侧入式防喷盒漏失 1.停止起下连续油管； 2.关闭卡瓦闸板并手动锁紧； 3.关闭半封闸板并手动锁紧； 4.降低防喷盒的液体压力，同时泄压释放防喷盒压力； 5.打开防喷盒侧门； 6.施加100-200psi的压力，打开压力缸； 7.每次取出一个半的胶芯（防止上部铜套直接掉落）； 8.拆除拼合式非挤压环； 9.从上、下两个方向取出铜套，并检查是否磨损，若磨损严 重，则必须更换； 10.装入新的胶芯元件。 （二）滚筒和注入头之间出现连续油管断裂 1.关闭卡瓦闸板，关闭半封闸板； 2.如果单流阀完好，断裂处无油气，可尝试采用机械方式连 接断裂CT，然后继续将连续油管起出井筒。如果单流阀存在漏失 ，则利用剪切闸板剪断连续油管； 3.用注入头将连续油管上提40厘米，并使连续油管的剪切端 与全封闸板分离，关闭全封闸板； 4.将连续油管从防喷盒中起出之前，试着泄放全封闸板上部 的压力； 5.通过压井法兰的出口和连续油管，采用挤入法，向井内泵 31 入高密度压井液；若该方法无法实施，则通过三通向井内泵入高 密度的压井液； 6.压井一旦成功，起出井内连续油管。 （三）防喷盒上部的连续油管出现穿孔 1.停止注入头和滚筒操作； 2.观察穿孔的大小，若是很小的针孔，或是仅引起轻微的漏 失，则继续起出连续油管； 3.如果穿孔很大，漏失严重，则下入连续油管，使连续油管 上的穿孔部分进入防喷盒和半封闸板之间位置； 4.关闭卡瓦闸板和半封闸板； 5.利用连续油管进行压井作业，使井口压力降为0； 6.压井成功后，起出连续油管进行维修或更换。 （四）连续油管失控上顶 1.井口压力比较高的情况下，连续油管在较浅的位置容易发 生连续油管失控上顶的状况； 2.向防喷盒施加额外的压力； 3.试着增加注入头上、中、下链条夹紧压力，增加链条的夹 持力； 4.如果上述尝试不成功，将注入头马达控制阀置于中间位置 ，并关闭卡瓦闸板； 5.连续油管一旦停止上行，关闭半封闸板和卡号卡瓦闸板； 6.检查链条滑轮，清除掉滑轮上的所有碎屑（比如石蜡、污垢 32 等诸如此类）； 7.将链条内（外）的压力重新设置到合适的数值，起出连续油 管到主阀门上部，关闭主阀门,进行井口放压； 8.降低防喷盒控制压力，上提连续油管到足够高度，检查曾 被卡瓦闸板卡住部分连续油管的损伤情况； 9.在重新下连续油管之前，查找出失控的原因，进行解决。 10.如果连续油管被冲出防喷盒，则尽快关闭全封闸板和主阀 。 第四十四条 业主实行作业监督单井井控质量责任制和重点工序监督签字验 收制度，试油作业（含滚动试油）采取驻井监督方式，重点措施作 业实行全过程监督方式，对维护井采用重点工序的旁站监督。 第六章 带压修井作业 第四十五条 基本要求 （一）井口必须安装不压井地面控制装置。 （二）带压装置液压缸额定下压力不小于最大下压力的120% ，额定上顶力不小于最大上顶力的140%。 （三）控制装置液压油量不少于关/开/关所有井控装置所需液 压油量的125%。 （四）闸板防喷器、固定卡瓦及游动卡瓦应安装锁紧装置。 （五）环形防喷器控制油路上应安装承压能力与其内压力相 33 匹配的控制阀。 （六）带压作业井控装置主要部件性能应根据具体施工井确 定，井控装置主要部件性能见下表： 类 型 井口压力 （兆帕） 闸板防喷器额定 工作压力（兆帕） 环形防喷器额定 工作压力 （兆帕） 游动、固定卡瓦管 柱轴向夹紧力 KN P72121280 7p122121480 12p143535560 （七）液压控制设备 1.液压控制设备由负荷显示仪、液控操作台及各类液压管线 等组成，控制井控防喷器的开关及双向作用液压缸的升降。 2.液压控制装置控制对象应不少于8个，额定工作压力21兆 帕，操作压力10.5兆帕。 第四十六条 井控装置安装 （一）安装顺序由下至上分别为双闸板防喷器、下横梁、固定 卡瓦、伸缩井口、环形防喷器、上横梁、游动卡瓦。 （二）液压控制台和液压动力设备应摆放在司钻一侧井架前 方45度方向，距离井口15米以远。 （三）带压作业井控设备每口井在现场安装完毕或更换闸板 后必须进行整体试压，需属地管理单位和施工单位共同在现场 签字确认。 （四）本细则未涉及部分严格执行油水井带压作业安全操作 规程（Q/SY1119-2007）。 第四十七条 施工安全 34 （一）井口压力低于7兆帕时，用环形防喷器起下管柱，油管 接箍从关闭的环形防喷器通过，起到大直径工具时，利用环形防 喷器和三闸板防喷器倒出钻具；井口压力大于7兆帕且小于14兆 帕时，用下部单闸板防喷器和环形防喷器配合控制井口，倒出接 箍和钻具；井口压力大于14兆帕且小于21兆帕时，用上下两个单 闸板防喷器配合控制井口，倒出接箍和钻具。 （二）管柱悬重大于井内上顶力时，用大钩起下管柱，上提下 放速度不应超过6米/分钟。 （三）起管柱过程中，指重表显示值小于5KN时，应改用双向 作用液压缸施压起管柱。 （四）下管柱过程中，先用双向作用液压缸下管柱，管柱悬重 大于井内上顶力时，宜改用大钩下管柱。 （五）上下防喷器的配合和固定、游动卡瓦的配合应遵循先 关后开的原则，不应在固定和游动卡瓦均关闭的情况下操作双 向作用液压缸。 （六）由带班负责人组织更换密封件并做好记录，更换快速 单闸板及环形防喷器密封件时，应先关闭三闸板防喷器的半封 闸板，打开泄压阀确认无溢流后，方可打开更换胶件的快速单闸 板防喷器侧门（或环形防喷器顶盖）更换密封件。 （七）中途停止施工时，应关闭三闸板防喷器、固定卡瓦、游 动卡瓦，应用手动锁紧装置锁紧，并安装旋塞阀。 （八）坐封后带压作业装置井口控制系统内应无溢流。 35 （九）6级以上大风、气温在-15度以下禁止带压作业。 本细则未涉及部分严格执行油水井带压作业安全操作规程 （Q/SY1119-2007）、注水井带压作业技术规范（Q/SY1230- 2009）。 第七章 井喷失控处理 第四十八条 井喷失控后应立即停止作业机、柴油机、锅炉等设备的运转，关 闭井架、作业平台等处的照明灯和用电设备的电源，必要时打开 专用防爆探照灯；熄灭火源，设立警戒区并组织警戒；将易燃易 爆物品撤离危险区。 第四十九条 向上一级主管单位或有关部门汇报，迅速启动应急预案，成立现 场抢险领导小组，统一领导，负责现场抢险指挥；同时立即按应 急程序向当地政府报告，协助当地政府做好井口500 m范围内居民的疏散工作，防止人员伤亡。 第五十条 按应急程序及时向当地观察点，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。 第五十一条 迅速做好储水、供水工作，立即由四通向井内连续注水，用消防 枪向油气喷流和井口周围大量喷水冷却，保护井口，严防着火。 36 第五十二条 清除井口周围及抢险通道上的障碍物，充分暴露井口。抢险中每 个步骤实施前，必须进行技术交底。做好人身安全防护工作，避 免烧伤、噪音等伤害。 第五十三条 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，防止出现次生环境污染 事故。 第五十四条 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。 第八章 防火 防爆 防硫化氢等有毒有害气体安全措施 第五十五条 防护设备的配备与使用 （一）逃生装置。在二层平台作业时应配备高空逃生装置，逃 生装置安装在季风的上风方向，导向绳与地面夹角30- 75度，最佳角度为45度，两地锚相距4米，落地位置尽可能远离井 口，使用1.2米的地锚或不少于600公斤的固定箱。每个井架工每 季度至少演练1次，熟练掌握二层台逃生技能。钻台应配备逃生 滑道。 （二）每个作业现场应配备复合式气体检测仪、硫化氢气体 37 检测仪各1套，检测作业环境内的天然气、硫化氢和一氧化碳等 有毒气体的浓度。 1.固定式可燃气体检测仪、有毒有害气体检测仪每12个月校 验一次，便携式可燃气体检测仪每12个月检测一次，便携式硫化 氢检测仪每6个月校验一次。 2.可燃气体检测报警仪的使用执行SY6503- 2008石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范。 3.硫化氢报警器报警浓度设置。报警设置在15 毫克/ 立方厘米(10ppm),启动报警音响，作业队立即组织人员关井，然 后撤离至安全区，向上级单位汇报。 （三）正压式空气呼吸器。作业现场应配备2套以上正压式空 气呼吸器。高含硫井应配备8套正压式呼吸器。 （四）风向标。在作业现场设置风向标，并置于值班房、大罐 及作业平台。 （五）急救药品。现场按照应急预案规定的内容配备。 第五十六条 消防、计量设备或设施配备与使用管理 （一）防爆工具1套，防爆探照灯2个，计量工具1套。 （二）井场配备：干粉灭火器35千克4具、8千克4具、消防毛 毡2条，消防铁锹4把，十字镐2把、消防桶2只，井场距井口5米备 消防砂1方，作业机配千克干粉灭火器2具。 （三）在离油田主作业区100公里外的