西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则.doc

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司中国石化集团西北石油局文件 西北油发钻2015140号关于印发中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则的通知各单位、部门：根据中国石化制度管理办法的评估要求，西北石油局、西北油田分公司对中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则（西北油钻2014130号）进行了全面评估，现将评估修订后的中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则印发你们，请遵照执行。西北石油局 西北油田分公司2015年9月6日企业制度-执行类制度名称中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则制度编号制度文号西北油发钻2015140号制度版本主办部门工程技术管理部所属业务类别石油工程业务/钻完井会签部门安全环保处油气勘探管理部油气开发管理部生产运行管理部监督检查者工程技术管理部审核部门企业管理处法律事务处解释权归属工程技术管理部签发日期2015年9月6日废止说明原中国石化西北石油局、西北油田分公司钻井完井井控管理实施细则（西北油钻2014130号）同时废止生效日期2015年9月6日制定目的建立健全西北石油局、西北油田分公司石油与天然气井井控管理制定依据中国石化石油与天然气井井控管理规定适用范围西北石油局、西北油田分公司各部门、单位及承包商约束对象井控管理涉及的相关制度业务类别所属层级1 规范内容的界定1.1 为规范中国石化集团西北石油局、中国石油化工股份有限公司西北油田分公司(以下简称局、分公司)石油与天然气井井控管理，根据中国石化石油与天然气井井控管理规定的要求，并结合局、分公司管理实际，制定本细则。1.2 本细则所指“井控”是指油气井勘探开发钻完井过程的油气井控制与管理，包括钻前施工、钻井（含定向、钻井液、欠平衡、气体钻井）、测井、录井、固井、完井、测试等各生产环节。1.3 本细则所称“三高”井是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。其中“高产”是指油气井天然气无阻流量达1001 0 4m3d及以上；“高压”是指油气井地层压力达70MPa及以上或预测关井井口压力超过35MPa的油气井；“高含H2S”是指地层流体介质H2S含量达1000ppm及以上。1.4 本细则所称“三高”气井是指具有高产、高压、高含H2S特征的气井和凝析气井（气油比2000及以上）。“三高”气井区域指塔中顺南井区、AT井区奥陶系、塔河9区奥陶系、顺托等井区。1.5 本细则所称“预探井”是指新区的第一口探井或新钻目的层的探井；“外围探井”是指塔河区块之外的探井。1.6 承包商简称约定1.6.1 中国石化集团公司下属各工程公司或中石油及其他公司同级建制，在本文简称工程公司。1.6.2 各工程公司次级建制的分公司在本文简称工程分公司。1.7 局、分公司石油与天然气井井控管理实行三级管理。局/分公司、各相关二级单位和基层单位应成立井控工作领导小组。工程分公司及基层队伍也应成立井控工作领导小组，并在合同条款中明确。2 井控组织机构2.1 局、分公司成立井控工作领导小组，组长由局、分公司总经理担任，副组长由分管领导担任，成员由局、分公司首席专家、副总工程师、生产运行管理部、工程技术管理部、油气勘探管理部、油气开发管理部、安全环保处、设备管理处、市场管理处、投资发展处、财务资产处、人力资源处、勘探开发研究院、石油工程技术研究院、完井测试管理中心、石油工程监督中心、物资供应管理中心、油田治安消防中心、油田特种工程管理中心等部门、单位负责人组成。2.2 局、分公司井控工作领导小组下设井控管理办公室，设在工程技术管理部。2.3 各承包商及基层队伍成立以钻井、固井、测井、录井、完井等主要领导为组长的两级井控工作领导小组，并明确各自管理和监督检查职责，全面落实井控安全责任。2.4 石油工程监督中心、完井测试管理中心设立专职井控管理机构，并明确一位井控主管领导。2.5 各钻井承包商明确一位井控主管领导。钻井队伍达到6支（含6支）以上的钻井承包商，设立井控管理科；6支以下的设立专职井控管理岗。2.6 测试试油队伍应设置专职井控管理岗，负责本单位完井、试油气工程井控安全管理工作。2.7 承包商根据施工队伍数量设立井控专家岗位，每个专家负责3支钻井队的井控安全工作，井控专家负责本单位钻井和完井试油气工程井控安全管理工作。井控专家资质要求如下：2.7.1 具有石油工程相关专业大专或以上文化程度。2.7.2 从事井控管理工作时间累计5年以上。2.7.3 具有工程师、技师或以上任职资格，岗位培训每年累计不少于240学时。2.7.4 熟悉各岗位责任制、巡回检查制，掌握GB/T19001质量管理体系文件和HSE管理知识。2.7.5 熟悉有关技术规范、行业标准。2.7.6 持有有效的井控操作证、硫化氢防护培训合格证和HSE培训合格证。2.7.7 掌握现代井控技术，具有现场处置井控应急事件的能力。3 管理职责3.1 局、分公司井控工作领导小组3.1.1 组织贯彻落实国家安全生产法规和行业井控安全标准及集团公司企业规范，落实井控监督管理机构及人员。3.1.2 审查局、分公司井控相关制度和规范。3.1.3 组织召开每半年一次的井控领导小组会议，听取井控管理办公室工作汇报，研究解决井控管理重大问题，组织召开年度井控安全工作会议，全面总结部署井控工作。3.1.4 审核勘探开发项目，保证井控本质安全投入。3.1.5 审批局、分公司上报和自筹资金的井控隐患治理项目、落实经费、监督实施。3.1.6 发生井控突发事件时，按照规定程序启动井喷失控应急预案，并组织抢险工作。3.2 井控管理办公室3.2.1 全面负责局、分公司日常井控管理工作。接受局、分公司井控领导小组的领导及工作安排，对局、分公司井控工作领导小组负责。指导各二级单位的井控管理工作。3.2.2 贯彻实施行业、集团公司及局、分公司有关井控技术安全标准、规范，组织制（修）订局、分公司井控技术标准和井控管理实施细则。3.2.3 负责组织局、分公司井控年度、季度专项检查，编写检查总结材料，落实井控问题整改情况。3.2.4 负责组织钻井、完井承包商队伍的井控管理工作考核评比和技能竞赛；向局、分公司建议对考核评比和技能竞赛优胜单位进行表彰奖励。3.2.5 组织钻井、完井井控例会，及时向局、分公司井控领导小组汇报井控管理工作，提出工作方案及安排意见。3.2.6 负责收集整理国内外井控案例、井控管理经验，组织宣讲、交流。3.2.7 负责组织局、分公司钻井、完井“三重一险”作业开工验收工作。3.2.8 负责组织井控新工艺、新技术的引进和推广应用工作。3.2.9 参加局、分公司钻井、完井井控设计、方案的审查工作。3.2.10 参与井控技术服务队伍的引进和考核工作。3.2.11 参加局、分公司井控突发事件应急抢险工作。3.3 安全环保处3.3.1 负责局、分公司井控安全监督管理工作；监督检查相关处室、二级单位及承包商井控安全管理标准和制度的贯彻执行情况。3.3.2 负责制定局、分公司井控隐患治理项目计划，并监督检查实施进度；负责制订局、分公司井控和H2S防护年度培训计划，并落实计划完成情况。3.3.3 组织井喷事故及H2S溢出事故的调查处理；参与井控突发事件应急抢险与指挥工作；参与并督促局、分公司井控安全专项检查。3.3.4 负责组织对预探井的安全风险评估工作，督促评估及批复意见中的各项井控措施落实。3.4 工程技术管理部3.4.1 负责局、分公司钻井、定向井服务、固井作业、测录井、完井、测试、修井、封井井控管理工作。3.4.2 贯彻落实行业和企业有关井控安全标准、制度，组织制（修）订局、分公司钻井、完井井控技术标准和井控管理实施细则。3.4.3 负责组织重点区域（井）井控技术方案论证，参与审核 局、分公司井控隐患治理项目计划。3.4.4 负责组织对钻井、完井承包商基层队伍的井控管理工作进行考核，组织井控技能竞赛活动。3.4.5 负责组织收集国内外井控案例、召开井控管理经验交流会；参加井控突发事件应急抢险工作；参与局、分公司级井喷及H2S逸出事故调查处理。3.4.6 负责组织井控新技术新工艺技术交流和推广应用。3.5 油气勘探管理部3.5.1 负责勘探井测井、录井专业的井控技术管理工作。3.5.2 贯彻落实行业、集团公司和局、分公司勘探井测井、录井井控技术标准、制度。3.5.3 参与勘探井井控设计与技术方案论证。3.5.4 负责勘探井测井、录井专业的井控检查工作。3.5.5 负责组织测录井专业井控新技术新工艺技术交流和推广应用。3.6 油气开发管理部3.6.1 负责开发井测井、录井专业的井控技术管理工作。3.6.2 贯彻落实行业、集团公司和 局、分公司开发井测井、录井井控技术标准、制度。3.6.3 参与开发井井控设计与技术方案论证。3.6.4 负责开发井测井、录井专业的井控检查工作。3.6.5 负责组织测录井专业井控新技术新工艺技术交流和推广应用。3.7 生产运行管理部负责组织局、分公司井控应急事件的响应、抢险及恢复、组织落实钻前井控要求；负责与专业承包商签订应急抢险联动协议；参与井控日常管理。3.8 人力资源处负责局、分公司井控技术培训和硫化氢防护培训及取证工作；负责落实井控专职岗位人员设置。3.9 设备管理处负责局、分公司自有井控设备管理及检维修的管理。3.10 市场管理处负责承包商和检维修承包商资质审查和准入。3.11 投资发展处负责井控投资计划的上报与管理。3.12 财务资产处负责井控费用的预算与管理。3.13 完井测试管理中心3.13.1 负责新井完井、试油阶段现场井控监督、检查、管理工作。3.13.2 负责贯彻落实局、分公司井控技术标准和井控管理实施细则，参与完井试油井控技术标准制（修）订工作。3.13.3 负责甲供井控设备、设施的检维修质量及运行管理，负责新井完井井口装置组装试压、采油气井口装置的检维修监督管理。3.13.4 每季度组织完井试油井控安全专项检查，参与局、分公司井控专项检查。3.13.5 参与完井试油井控新技术新工艺引进、推广和创新工作，参与对完井试油承包商基层队伍的井控管理工作进行考核。3.13.6 完井试油期间发生井控突发事件时，按照规定程序启动应急预案，参加井控突发事件应急抢险工作。3.14 石油工程监督中心3.14.1 负责钻前、钻井、测井、录井、固井工程、酸化压裂等项目现场井控监督、检查、管理。3.14.2 负责钻前工程场地满足井控标准要求的监督检查工作。3.14.3 负责井口三点一线调试及下套管期间井口套管居中情况、套管头和井控装置安装及试压、内防喷工具和防磨套的监督检查工作。3.14.4 负责现场人员资质核查、现场井控设备及工具检测检验情况的检查。3.14.5 对设计要求的井控技术措施、井控演练、溢流检测和坐岗情况进行监督检查。3.14.6 负责对井控设备及工具的专业维修承包商进行监督检查。3.14.7 每季度组织对承包商井控安全进行专项检查；参与 局、分公司井控专项检查。3.14.8 负责钻井现场开工验收工作，参与 “三重一险”验收工作；参与对钻井承包商基层队伍的井控管理工作进行考核。3.14.9 参加井控突发事件应急抢险工作。3.14.10 参与钻井井控新技术新工艺引进、推广和创新工作。3.14.11 参与井控技术标准制（修）订工作。3.15 勘探开发研究院负责新井全井段地层压力预测；在可能含有H2S等有毒气体的井，地质设计应注明其预测目的层位、地层压力、埋藏深度和预计硫化氢含量。在编写地质设计时应包含测、录井作业过程中井控要求。3.16 石油工程技术研究院参与局、分公司井控技术相关标准的制（修）订；负责井口装置和井下工具技术规格书编制及改进方案设计；参加井控突发事件应急抢险；参与井控新技术新工艺的引进、推广和研发。在编写工程设计时应包含井控技术要求。3.17 物资供应管理中心负责局、分公司供应井控装备的采购、管理；负责局、分公司供应加重材料、井控专用物资、应急抢险物资的储备。3.18 油田治安消防中心负责消、气防的管理及检查；参加井控突发事件应急抢险。3.19 油田特种工程管理中心负责重浆的储备和配送；参加井控突发事件应急抢险。3.20 油田供电管理中心负责应急抢险的电力保障。3.21 钻井承包商是承包项目钻井、测井、固井、完井井控责任主体；负责编制施工井的井控和硫化氢防护预案，组织应急演练；参与钻井、测井、固井、完井井控技术方案论证；组织钻井各开次或钻（射）开油气层前、组织完井作业前的自检自查；负责钻井、测井、固井、完井期间溢流的处理；对井控设备进行管理，对井控设备的质量负责，参加所施工井的井控突发事件应急抢险工作；负责编写施工设计并组织实施。具体要求应在合同条款中明确。3.22 完井测试承包商负责编制本单位井控和硫化氢防护预案，参与或组织应急演练；组织开井作业前的自检自查；负责编写施工设计并组织实施；参加所施工井的井控突发事件应急抢险工作。具体要求应在合同条款中明确。3.23 录井承包商是及时发现溢流的责任单位，参与编制施工井的井控和硫化氢防护预案，参与应急演练；参与钻井井控技术方案论证；组织各开次或钻开油气层前的录井自检自查工作；负责油气储层的预测和落实，负责钻井现场地层压力预测和坐岗监测工作，及时发现溢流，准确录取溢流量、漏失量、关井立压力、压井施工等数据，配合做好溢流和硫化氢逸散的处理。3.24 井控检维修承包商是井控设备检维修质量的责任单位。负责按照行业、集团公司及局、分公司有关井控装置检维修标准、规范，保障井控装置检维修质量；参与应急抢险。3.25 测井承包商是测井作业期间的井控责任单位，负责编制施工井的测井井控和硫化氢防护预案，负责测井防喷器的性能质量，参与测井井控技术方案论证；参与现场测井应急演练；组织测井施工前的自检自查工作；参与测井作业过程中的溢流处理。3.26 固井承包商是固井施工作业的井控责任单位，负责编制施工井的固井井控和硫化氢防护预案，参与固井井控技术方案论证；参与现场固井应急演练；组织固井施工前的自检自查工作；参与固井作业过程中的溢流处理。 4 井控管理4.1 井控工作检查4.1.1 检查时间。各级井控领导小组应定期组织开展井控检查工作：局、分公司每季度组织一次，承包商每月不少于一次，承包商基层队伍每周组织一次。4.1.2 检查方式。局、分公司级井控检查由井控管理办公室负责组织，组长由局、分公司分管领导、首席专家或副总工程师担任，成员由局、分公司相关部门、处室和单位人员组成。4.1.3 检查范围。局、分公司相关单位及各承包商。4.1.4 检查内容4.1.4.1 分级管理责任制。4.1.4.2 井控工作检查制度、井控工作例会制度及井控培训取证制度、硫化氢防护培训取证。4.1.4.3 井控设备台账的录入，维护、安装、调试制度的执行、开工检查验收制度、井控及硫化氢防护演习制度、以及井喷和硫化氢泄露事故逐级报告等制度执行情况。4.1.4.4 各项设计中井控制度的执行情况，井控设计的审核审批情况，井控设计的执行情况。4.1.4.5 每口井的施工设计应包括具体井控要求。4.1.4.6 施工现场井控设备、逃生设施和消防、气防器具配套及使用维护情况，井场道路和井场布局与井控规定的要求情况。4.1.4.7 开钻前技术交底制度、钻开油气层审批制度、以及单井应急预案编制及演练情况。4.1.4.8 施工过程中坐岗观察制度、干部24小时值班制度执行情况，特殊工艺井、特殊区域井井控规定执行情况以及压井材料和设备储备情况。4.1.5 检查程序。检查组成员集中学习相关标准并制定详细的工作计划，采取“四不两直”工作方法；检查组抽查承包商井控管理工作台帐；抽查正在施工的承包商基层队伍，集中讲评；检查资料汇总并公布检查结果。4.1.6 检查要求。检查应有记录，对发现的问题应下达安全隐患整改通知书并限期整改，不能完成的整改项目应制定管理措施和技术措施作支撑以保证井控安全并上报。整改结果由石油工程监督中心和完井测试管理中心进行复查。4.1.7 承包商和承包商基层队伍井控检查方式应包括但不仅限于局、分公司井控检查要求。4.2 井控工作例会4.2.1 局、分公司每半年召开一次井控工作例会，局、分公司井控管理办公室每季度组织钻井、完井承包商召开一次井控例会，各二级单位及承包商每月召开井控工作例会，承包商基层队伍每半月召开一次井控工作例会，会议对井控安全生产进行总结。4.3 井控培训取证4.3.1 井控操作证取证岗位4.3.1.1 总经理、主管勘探、开发、生产运行、钻井工程、安全环保工作的副总经理、首席专家、副总工程师，工程技术管理部、安全环保处、生产运行管理部、物资装备、油气勘探管理部、油气开发管理部等处室负责人以及在部门中具体负责井控工作的管理人员。4.3.1.2 石油工程技术研究院、石油工程监督中心、完井测试中心生产、工程技术、安全管理部门负责人以及在部门中具体负责井控工作的管理人员。4.3.1.3 各钻井、固井、测井、录井、钻井液服务、井下作业承包商主管生产、技术和安全工作的经理、副经理、正副总工程师。4.3.1.4 承包商基层队伍钻（修）井队正副队长、书记、钻井工程师、HSE管理员、钻井大班、正副司钻、内钳工、外钳工、场地工、钻井液工和井架工；录井分队分队长、技术负责、安全员和现场操作人员；钻井液服务分队分队长、技术负责、安全员和现场操作人员；测试分队正副队长、技术员、安全员；固井队队长、技术副队长、技术负责、技术员、安全员、井口工。 4.3.1.5 应急中心负责人、技术人员和现场操作人员；钻井、试油（气）、井下作业等工程与地质设计人员，现场监督人员；从事欠平衡钻井、固井、测井、取心、定向井及井控设备检维修等专业服务的技术人员及主要操作人员。4.3.1.6 证件要求（1）A1证培训对象：总经理，主管勘探、开发、生产运行、钻井工程、安全环保工作的副总经理、首席专家、副总工程师，工程技术管理部、安全环保处、生产运行管理部、物资装备、油气勘探管理部、油气开发管理部等处室负责人以及在部门中具体负责井控工作的管理人员；石油工程技术研究院、石油工程监督中心、完井测试中心，各钻井、完井作业承包商主管生产、技术和安全工作的经理、副经理、正副总工程师；生产、工程技术、安全管理部门负责人以及在部门中具体负责井控工作的管理人员。（2）A2证培训对象：钻井承包商工程技术人员、安全部门现场管理人员及其它井控相关人员即钻井队（平台）正、副队长（平台经理）、指导员、工程师（技术员）、安全员、地质、钻井设计人员、监督人员。（3）B1证培训对象：钻井技师、大班司钻、钻井液组长（技术人员）、正副司钻、井架工、气体钻井技术服务人员、欠平衡钻井技术服务现场人员。（4）B2证培训对象：钻井内钳工、外钳工、场地工。（5）C证培训对象：钻井完井控车间技术、管理、检维修人员及井控车间现场服务人员。（6）D证培训对象：钻井定向井技术服务人员、取心技术服务人员、打捞技术服务人员、录井现场人员、测井队正副队长（技术员）、钻井液现场人员、钻井队司机长、电气（机械）工程师、固井现场技术人员等钻井现场服务人员：固井、录井、测井承包商生产、安全、设计部门领导以及参与井控管理的人员。4.3.2 “H2S防护技术培训证书”取证岗位4.3.2.1 现场人员：在含硫化氢区域从事钻井（含钻井液、定向、欠平衡、固井）、试油（气）、测井、录井作业和油气生产的所有现场工作人员及管理人员。4.3.2.2 机关人员：在含硫化氢区域从事钻井（含钻井液、定向、欠平衡、固井）、油气测试、测井、录井作业和油气生产单位的相关领导和相关管理人员。4.3.3 井控和防H2S取证及复审培训工作应在局、分公司认可的培训机构进行。“井控操作证”、“H2S防护技术培训证书”每两年重新培训换证。5 井控设计管理5.1 从事钻井、完井、试油（气）和井下作业工程设计单位应持有相应级别的设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。5.2 设计人员应具有相应资格，承担“三高”气井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。承担“三高”气井地质设计人员应有高级工程师以上任职资格。5.3 油气井工程设计和施工设计均应有井控技术要求。工程设计和施工设计的井控技术要求应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容，包含井控装置的设计、井控工艺、应急预案等内容。5.4 所有设计均应按 局、分公司规定的程序进行审批，未经审批不准施工；如遇有未预见因素变更设计时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更通知承包商执行。5.5 油气井钻（修）井施工均应按钻（修）井设计组合要求安装井控装置。6 监督管理6.1 所有钻井、完井、试油（气）和井下作业应有局、分公司派出现场监督人员。“三高”气井、预探井和其它重点井应实行驻井监督工作制。其它井可实行“一般工序巡回监督，关键工序现场监督”工作制。6.2 现场监督人员除应履行工程质量监督职责外，同时负责监督井控和HSE工作。6.3 对钻井、试油气和井下作业监督人员实行资质管理；“三高”井和预探井的监督人员应持有集团公司颁发的监督证书。7 井控及H2S防护演习7.1 承包商基层队伍应根据施工需要，分不同工序自行组织员工开展井控演习。演习应分岗位、按程序进行，并通知现场服务的其它专业工作人员参加。演习时应做好记录，包括班组、时间、工况、经过、讲评、组织人、参加人等。7.2 钻井井控演习7.2.1 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。常规井井控演习应以每班每月每种工况不少于一次。7.2.2 钻开油气层前，应组织一次井控演习，不合格不得打开油气层。7.2.3 高含H2S井演习应包含H2S防护内容，钻开含H2S油气层100m前应按预案程序组织一次以H2S防护为主要目的的全员井控演习。钻井承包商按预案程序和步骤，组织现场施工全体人员（包括录井、钻井液、定向、欠平衡等）参加、地方政府相应部门和当地群众参与的以防H2S溢出后人员撤离防护为主要目的的演习。必要时，由生产运行管理部与地方政府联动组织井喷防H2S救援演习。7.2.4 休假刚上井的班组应及时加密进行井控演习。7.2.5 井控演习要认真对待，演习中应有统一指挥，各钻井队相互联络协调配合的信号或手势应当一致。演习结束应由井队长、钻井工程师或监督对演习进行讲评，填写井控演习记录并将演习结果备案。7.3 井下作业（试油、气）应分射孔、起下管柱、诱喷求产、空井、井口刺漏等工况自行组织开展井控演习。常规井控演习应以每种工况每月不少于一次。含H2S井，在射开油气层前应按应急预案程序和步骤，组织全体人员参加以防H2S溢出后人员救护和抢险为主要目的的井控演习。7.4 做好演练总结。总结内容应包括：参加演练的单位、部门、人员和演练的地点；起止时间；演练项目和内容；演练过程中的环境条件；演练动用设备、物资；演练效果；持续改进的建议；演练过程记录的文字、音像资料等。8 井控设备管理8.1 井控装备和配件的购置应是集团公司有关部门认可的供应商生产的合格产品。8.2 井控设备的报废。防喷器报废年限为13年，控制装置报废年限为15年，管汇及阀组报废年限为13年。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（钻完井周期）不应超过7年，超过7年应加密监测并监控使用。8.3 井控设备保养维修管理8.3.1 专业检验维修单位8.3.1.1井控设备专业检验维修承包商应以检验维修点为基本单位取得独立资质，未取得资质不得从事相应级别的井控检验维修工作。8.3.1.2 应按集团公司要求建立完善的检验维修质量保证体系，检验维修应严格执行SY/T6160防喷器的检查与修理、Q/SHXB0137-2015钻、修井井控装置及附件检测、维修管理规程等相关标准、制度；用于顺南井区、顺托井区、预探井的钻井四通、内防喷管线和放喷管线，供井前除进行清洗、目测、钢圈槽检查、试压外，对钻井四通需进行声发射检测、超声波探伤、测厚检测；对内防喷管线和放喷管线需进行超声波探伤、测厚检测。后每使用两口井，需对钻井四通进行声发射检测、超声波探伤、测厚检测；对内防喷管线和放喷管线需进行超声波探伤、测厚检测。8.3.2 井控设备的日常维护保养。井控设备在现场使用过程中，作业承包商基层队伍和班组应有专人管理井控设备，每周应将各个平板闸活动一次，并认真做好每日运行班报表的填写工作。8.3.3 井控设备维护8.3.3.1 按规范对井控设备进行三月期、一年期、三年期强制定期保养和检测检修。8.3.3.2 三月期保养在现场进行或根据需要送井控维修车间进行检测和保养；一年期和三年期应送井控维修承包商进行检测和检修，并出具试压检测合格报告。8.3.3.3 防喷器组检维修后，应分别进行低压和额定工作压力试压，先低压，后高压；用于“三高”气井的防喷器组应进行等压气密检验，且满足在役防喷器气密检测规范要求。 8.3.3.4 用于“三高”气井的节流管汇现场进行整体试压后应对各闸门按要求进行正反向试压。8.3.3.5 井控维修承包商在对节流管汇进行检测和检修时各节流阀必须拆卸检测，有以下情况时，应逐个闸阀腔体必须拆卸维修检查：（1）现场处理溢流时进行过节流循环或放喷（关井井口压力在10MPa以上）。（2） 在硫化氢环境下使用过的节流、压井管汇。（3） 将用于“三高”气井、预探井的节流、压井管汇。（4） 手动平板阀试压不合格或转动不灵活。8.3.3.6 “三高”气井节流压井管汇壳体和管道应进行无损探伤。8.3.3.7 试压检测不合格或钻井现场使用中有问题的闸阀应维修或更换。8.3.3.8 用于“三高”气井的钻井四通应无放喷记录并检测合格、钢圈槽、主侧通径等有维修记录的钻井四通不能在“三高”气井使用。普通井的钻井四通应有明确的使用档案。8.3.3.9 井控装置在车间检维修，要求钻井承包商派人和驻厂监督一起监督检维修质量，并在检测报告上签字确认后方可供井安装。对于“三高”气井和预探井在钻井现场井控装置检维修，现场监督应全过程监督检维修质量，并在现场签字确认。 8.3.3.10 采油气树在车间检维修后，监督人员签字确认后方可供井安装。对于“三高”气井和预探井在完井现场采油气树检维修，完井测试管理中心领导应全程监督检维修质量，并在现场签字确认。8.4 井控装置现场安装、调试与维护8.4.1 承包商基层队伍应按设计安装、使用井口设备、井控装备和气防器具。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力。连接液气分离器的进出液管线应使用法兰连接，禁止管线焊接。8.4.2 钻井完井、试油（气）和采油（气）使用的井口设施、井控装置，现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压。8.4.3 钻井完井与试油（气）防喷器除日常维护保养外，应定期进行检查。定期检查分3月期检查、1年期检查和3年期检查3类。检查方式和检查项点执行Q/SHXB0137-2015钻、修井井控装置及附件检测、维修管理规程。8.4.4 各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声响报警器等气防器具，现场安装后应进行可靠性检测，声光报警、数值显示等达到标准后，方可投入使用。8.4.5 井控设备的现场安装和调试工作由作业队伍或专业队伍按设计和规范要求完成，并对其使用可靠性负责。8.4.6 井控设备现场试压应由具有资质的专业队伍按设计、规范要求进行，试压合格后出具试压合格单，经试压服务方、钻井（测试）队、钻井（测试）监督三方签字认可。现场对用于“三高气井”、预探井的节流管汇、压井管汇上的单个闸阀、部件逐一进行试压。8.4.7 “三高”气井区域气井由套管头安装服务队进行统一指导安装，套管头安装及悬挂器座挂时生产厂家驻井指导。8.5 井控设备档案管理8.6.1 井控设备的管理单位应建立井控设备档案（含内防喷工具），井控设备档案内容应含设备出厂日期、生产厂家、使用记录、日常维护和检查保养记录、检维修、试压记录。8.6.2 井控设备的出厂日期、生产厂家、使用记录、日常维护和检查保养记录、现场试压记录，由使用单位填写。8.6.2 井控设备的车间检维修、试压记录，由井控检维修单位填写，井控设备供井前必须出具检维修报告，提交井控设备使用单位。8.6.3 井控设备档案跟随井控设备，无井控设备档案的井控设备检维修单位拒绝进行检维修作业。9 开工检查验收 9.1 验收制度9.1.1 钻井工程各次开钻检查验收实行逐级检查验收制度，由承包商基层队伍先自检自查，再由钻井承包商检查验收，报石油工程监督中心备案。9.1.2 预探井、塔河以外探井、“三高”气井非目的层段各开次开钻验收及其他井钻开油气层验收由石油工程监督中心负责。9.1.3 完井测试施工单位及其上级完成自检自查后，除预探井、塔河以外探井、“三高”气井之外的完井、测试和试油开工验收，由完井测试管理中心负责。9.1.4 预探井、塔河以外探井、“三高”气井目的层段开钻验收及完井、测试和试油开工验收由工程技术管理部负责组织。9.1.5 预探井、外围区块中塔中、和田、巴楚等区块“三高”气井钻开油气层验收、完井测试开工验收，由工程公司副总工程师或以上人员带队自检自查；分公司由副总工程师或首席专家带队，工程技术管理部、油气勘探管理部或油气开发管理部、石油工程技术研究院、石油工程监督中心或完井测试管理中心领导参加验收。9.2 报验要求9.2.1 钻井队、录井队开钻验收申报前应根据Q/SHXB 0006钻井作业开工验收标准、Q/SHXB 0001地质录井作业开工验收要求规定的内容分别进行自检自查，检查合格后才能进行开钻验收申报。9.2.2 钻井、录井和钻井技术服务承包商自检合格后，相关负责人应在申报表上签字。9.2.3 具备开钻验收条件的井应提前24h上报石油工程监督中心生产管理办公室，500km以外的井提前2天上报。9.2.4 射孔作业射开油气层确认。下入射孔枪前，承包商应向完井测试管理中心提出射开油气层申请，经现场监督人员确认同意后，方可射开油气层。9.3 钻开油气层应具备的条件 9.3.1 管理基本条件：加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报；进入油气层前50 m100m，按照设计下部井段最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，对1000m以上内层套管进行抗内压强度试压，试压值为内层套管抗内压强度的80%，确保井筒条件满足井控要求；开发井应安排专人检查邻近注水（气）井停注和泄压情况。 9.3.2 应急基本条件：高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500m内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100m内居民。 9.3.3 井控基本条件：满足井控实施细则和钻井工程设计要求。9.3.4 “三高”气井、预探井、外围探井在钻开油气层前做专项技术方案，由钻井公司上级单位审批，并报工程技术管理部备案，由钻井公司副处级以上领导干部驻井现场实施。10 油气层段井控措施10.1 钻开油气层后，每周对闸板防喷器进行开、关活动。按规定对井控装置按要求进行试压。10.2 发生紧急情况（严重气侵、溢流、井漏）时，应及时调整钻井液密度，现场可先行处理，后按变更程序进行上报。10.3 使用顶驱的钻机，钻开目的层必须采用接单根的方式钻进。钻柱组合如下：液压遥控式旋塞阀+手动旋塞阀+保护接头+两根钻杆+手动旋塞阀+手动旋塞阀+保护接头+一根钻杆。防喷立柱上的旋塞阀（处于开位）要接在下单根和中间单根之间。10.4 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班接班后，应做低泵冲试验。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补做。10.5 钻开油气层且起钻完毕应及时下钻，保养设备时井筒内应有不少于井深三分之一的钻具，并加强坐岗观察；严禁空井时检修设备。10.6 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。10.7 含H2S油气井钻井液应提前添加足量除硫剂，控制钻井液pH值不小于9.5。10.8 钻进中发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。对气侵钻井液加重，采取边循环边加重，严禁边钻进边加重。10.9 钻开气层后，起钻前必须检测油气上窜速度，确保油气上窜速度小于30m/h方可起钻；下钻完毕必须先循环测油气后效，排完后效后方可钻进。10.10 起、下钻防溢流、井漏措施10.10.1 起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3。10.10.2 严禁“拔活塞”起钻；钻头在油气层和顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.3m/s。10.10.3 起钻须连续灌泥浆，严格按 “一柱一灌满”要求向井内灌满钻井液，确认灌浆量，并作好记录、校核, 发现异常情况及时报告司钻。10.11 短程起下钻要求。10.11.1下列情况应进行短程起下钻作业。10.11.1.1 钻开油气层后每次起钻前。10.11.1.2 溢流压井后起钻前。10.11.1.3 井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。10.11.1.4 钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。10.11.1.5 钻头在井底连续长时间工作后。10.11.1.6 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。10.11.1.7 钻井液性能发生变化，调整处理后起钻前。10.11.2 短程起下钻的基本作法10.11.2.1 一般情况下试起10柱15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，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后再次短程起钻验证。10.11.2.2 特殊情况时（长时间停止循环或井下复杂情况时），将钻具起至套管鞋内，停泵观察一个起下钻周期或需停泵进行其它作业的时间，再下至井底循环观察一周。若有油气侵，应调整处理钻井液；若无油气侵，方可正式起钻。10.12 及时发现溢流措施10.12.1 从安装防喷器开钻到完井应专人24h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。目的层开次每15min测量记录一次。发现异常，立即报告司钻，同时报告监督。10.12.2 综合录井仪须具备持续监测钻井液循环池液面变化、出口流量变化及报警功能，使用期间定时校正精度和灵敏度。发现异常，立即报告司钻和监督。顺南、顺托井区及预探井，录井队应在钻井液出口处安装测量精度高（测量精度误差0.2m3/min以内）的质量流量计，要求安装在密闭的U型管上，钻井队钻进时调试好泵冲，做到泵冲恒定。10.12.3 录井队加强目的层的预测精度，顺南、顺托井区及预探井目的层井段钻进时，井队调整好时间，尽量在白天揭开目的层。10.12.4 预探井、外围探井，在揭开目的层时，应少钻多观察，揭开目的层3 m -5m，应循环观察一周，无异常后继续钻进。10.12.5 目的层钻进，司钻应密切关注悬重、泵压、泵冲等钻井参数异常情况，录井队观察钻时、气测和钻井液出口流量、流势等录井参数异常情况，若钻井参数、气测参数出现异常；则立即停止钻进，停泵，将方钻杆提出转盘面（使用顶驱时将下旋塞提出转盘面），关井观察不少于15min，没有异常时方可进行后续作业；有溢流时应按井控程序处理。按设计要求进行钻井液性能检测，钻井液性能发生变化，密度降低，粘度、切力升高；则立即停止钻进，停泵，将方钻杆提出转盘面（使用顶驱时将下旋塞提出转盘面），按井控程序关井处理。10.12.6 “三高”气井、预探井、外围探井，钻井队应安装一套独立的钻井液循环计量罐液面监测报警系统和液位标尺，并定时检测其精度和灵敏度。独立的钻井液循环计量罐的容积不大于30m3，其液位误差不得大于1m3。10.13 溢流和井漏处置措施10.13.1 钻进中发现溢流、井漏及油气显示，应立即报告司钻和值班干部；发现溢流要及时发出报警信号，并做到溢流1m3报警,2m3关井，确保快速控制井口，关井后应及时求得关井立、套压和溢流量。10.13.2 电缆测井时发生溢流应视情况尽快起出井内电缆。若溢流量将超过规定值，则关闭测井电缆封井器或环形封井器，实施压井作业；若无法实施压井作业，则立即剪断电缆按空井溢流处理；严禁用关闭环形封井器的方法继续起电缆。10.13.3 钻进中发生井漏应至少将方钻杆提出转盘面（使用顶驱时将下旋塞提出转盘面），以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。10.13.4 起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。10.13.5 一般情况下关井，其最大允许关井压力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压力三者中的最小值。在允许关井压力内严禁放喷。10.13.6 溢流过程中，一旦现场H2S含量超标（20PPM或30mg/m3），立即启动防硫化氢应急预案。10.13.7 天然气溢流尽量避免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污染，防止井口压力过高。10.13.8 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。10.13.9 对于井口套压未达到套管抗内压强度的40%的油气井，由施工方编制压井方案，经工程分公司审批，报分公司工程技术管理部备案；对于井口套压大于套管抗内压强度的40%的油气井，压井方案由分公司和工程公司联合编制、联合审批。10.13.10 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立套压、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，并做好溢流压井施工总结报工程技术管理部、石油工程监督中心或完井测试管理中心，总结内容主要包括该井基本概况、溢流发生过程、处理经过、原因分析和经验教训或认识与建议。11 现场管理11.1 干部值班带班11.1.1 关键施工作业点领导值班带班要求预探井、顺南井区、顺托井区在目的层钻进、完钻电测、完井、测试作业过程中，施工方副处级或以上领导，必须住现场指挥和督导各项技术、安全措施的落实。钻开油气层至完井交接期间，分公司石油工程监督中心领导不定期地驻井。完井、测试期间完井测试管理中心领导驻现场督导生产。分公司工程技术管理部领导对目的层钻进作业过程中的气侵严重、井漏、溢流、完钻电测、固井施工、完井开工、开井等关键施工环节驻现场指导生产。11.1.2 压井施工作业领导值班带班要求承担钻井施工作业的施工方是钻井、固井、测井、完井、测试作业的井控责任主体。11.1.2.1 井口套压达到套管抗内压强度的40%-60%的油气井，井口装置完好，要求工程公司副总工程师、首席专家或以上领导；分公司首席专家、副总工程师、工程技术管理部、石油工程技术研究院、石油工程监督中心或完井测试管理中心领导驻井; 联合制定压井方案，由施工方组织实施。井控车间检维修技术负责上井负责提供井控设备技术支持。 11.1.2.2 井口压力超过套管抗内压强度的60%的油气井，要求工程公司副总经理或以上领导；分公司主管领导、分公司首席专家、副总工程师、工程技术管理部、石油工程技术研究院、石油工程监督中心、完井测试管理中心领导驻井; 联合制定压井方案，由施工方组织实施。 井控车间检维修技术负责上井负责提供井控设备技术支持。11.2 坐岗观察制度11.2.1 坐岗观察由钻井、钻井液和地质录井三方施工人员组成。11.2.2 坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告在钻台操作的司钻，司钻是当班井控第一责任人。11.2.3 司钻接到溢流报警后应立即按关井程序组织关井。当对溢流有怀疑时，也应关井后再观察确认。11.2.4 试油（气）和井下作业施工应安排专人观察井口，发生溢流应按程序处置并上报。11.3 侧钻井侧钻前必须对原井眼进行有效封堵。11.4 外围井及“三高”气井井控装置配套11.4.1 “三高”气井除导管外，全井均应安装与套管头压力级别匹配的防喷器。11.4.2 承担“三高”气井施工的钻井队所配置的地面循环系统额定工作压力不低于52MPa；油气层钻进时使用压力级别不低于105MPa的整体式钻井四通、双节流管，副节流管汇用与之压力级别相匹配的管线连接到液气分离器。11.4.3 整体式钻井四通通径不小于280mm，节流管汇主通径103mm，使用楔形或进口节流阀的节流管汇下游应加装防刺短节。11.4.4 节流、压井管汇连接FGX103-35放喷管线。11.4.5 内防喷工具：旋塞阀压力级别105Mpa，钻具止回阀全部采用进口箭形阀，压力级别不低于70 Mpa。11.4.6 油气层钻进期间使用U型管原理的液气分离器，要求分离器分离罐直径不小于1200mm，液体处理