井下作业井控实施方案

1、井下作业井控实施方案第一章总则第二章井控风险识别与管理第三章井控设计第四章井控装置的管理和使用第五章打开油气层前的井控验收第六章作业过程中的井控检查第七章作业过程井控要求第八章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理第九章井控技术培训第十章井控管理制度第十一章附则附录井控装置组合图第一章总则第一条根据中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定，为了进一步推进油田井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。第二条井下作业井控工作是一项系统工程，涉及油田公司的建设单位、采油厂、设计单位

2、、施工单位和技术、质量安全环保、物资装备、培训、监督等部门，各有关单位必须高度重视、各司其职、齐抓共管、常抓不解，各项工作要有组织地协调进行。第三条井喷是事故，井喷失控是灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱人们正常的生产和生活秩序，甚至造成人员伤亡、环境污染、设备毁坏、酿成火灾、油气井报废、油气资源遭到严重破坏。第四条各单位要认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针；要牢固树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷失控是可以避免”、“井喷失控是责任事故”的理念；要建立完善“主动井控”长效机制，切实加强基层井控基础工作，提高岗位员工井控操作技能和应急能力，坚决杜绝井喷失控事故的发生。

3、第五条本细则规定了油田井控风险识别与管理、井控设计、井控装备的管理和使用、打开油气层前的验收、作业过程中的井控检查、作业过程井控要求、防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理制度等内容。第六条本细则适用于油田陆上油气水井试油（气）、测试、大修、小修、防砂、酸化、压裂、调剖、堵水等井下作业。利用井下作业设备进行侧钻井和加深钻井，执行油田钻井井控实施细则。行业和国际市场的井下作业执行当地井控规定和要求，当地没有相关规定的参照本细则执行。第二章井控风险识别与管理第七条油田公司建设单位是井控风险识别与管理的主体，施工单位应强化并控风险的识别、评估和消减工作。井控风险识别应从设计

4、并涉及的地面环境条件、工艺技术难度入手。（一）按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危险、一般地区三类。1、高危地区：井口周围500m范围内有村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库、炸药库等易燃易爆物品存放点；井场边缘临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂或井位处于滩涂、海上。2、危险地区：井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有部分民宅；井口周围75m范围内有高压线及其它永久性设施；井口周围75m范围内有其它施工作业队伍；井场边缘临近养殖池、盐卤池、水渠。3、一般地区：除高危和危险之外的地区。（二）按工艺技术难度将设计井划分为重点井和常规井两类。1、重

5、点井：处于发生过井喷或井喷失控区块的井；地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m（100ppm）,或自井内返出的气体在未与大气接触之前所含硫化氢浓度75mg/m（50ppm）,或自井内返出的气体在其与大气接触的出口环境中硫化氢浓度30mg/m（20ppm的井（简称高含硫井）；探井；开发含浅层气，或预测气油体积比大于400的井（简称气井）；完钻垂直井深超过4500m的井（简称超深井）；中途测试井；带压修井作业的油水井；地层压力系数大于1.0且具有自喷能力的油水井；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35MPc#（简称高压井）。2、常规井：重点井之外的井。第八条根据设计井的地面环境

6、条件和工艺技术难度，将井控风险级别划分为一级、二级和三级。（一）井控一级风险井：高含硫井；在高危地区实施的重点井。（二）井控二级风险井：在危险和一般地区实施的重点井（不包括高含硫井）；在高危地区实施的常规井。（三）井控三级风险井：在危险和一般地区实施的常规井。第九条井控风险的管理应按照风险级别和管理职责实行分级负责制。（一）油田公司井筒工程处是井控风险识别的归口管理部门，主要职责是：1、负责修订完善井控风险的分级。2、负责协调解决井控一级风险并实施过程中出现的井控技术问题。3、负责组织对井控一级风险井的井控监督检查与考核。（二）建设单位的主要职责是：1、负责组织有关单位人员进行井位勘查，并根据

7、设计井的地面环境条件和工艺技术难度确定井控风险级别。2、负责督促有关单位制定并落实井控措施及应急处置预案。3、负责向上级主管部门反映井控一级风险并实施过程中出现的井控技术问题，及时协调解决井控二、三级风险并实施过程中出现的井控技术问题。（三）地质设计部门的主要职责是：1、负责按相关行业标准、规定和本细则有关要求进行地质设计。2、在地质设计书中标识井位周边的环境，说明井位是否处于高危或危险地区。（四）工程设计部门的主要职责是：1、负责按相关行业标准、规定和本细则有关要求进行工程设计。2、负责按工艺技术难度将设计并进行重点井和常规井的划分，结合地质设计部门提供的地面环境条件划分井控风险级别并制定相

8、应的工艺技术和井控措施。（五）施工单位的主要职责是：1、参加建设单位组织的井位勘查，及时向建设单位反馈不符合井控安全要求的井位。2、参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。3、负责按井控风险级别选择施工队伍，确保人员、装备与作业对象相匹配。4、负责按本细则有关要求制定相应的井控措施和应急处置预案，并予以实施。5、负责向上级主管部门和建设单位反映井控一级风险并实施过程中出现的井控技术问题，及时协调解决井控二、三级风险并实施过程中出现的井控技术问题。6、负责本单位日常的井控监督检查与考核。第十条削减和控制井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：（一）根据井控风险级别选择施工队伍。对于井控一级风险

9、井，由甲级队或拥有经验丰富技术人员的乙级队施工；对于井控二级风险井，由乙级队或拥有经验丰富技术人员的丙级及以上队伍施工；对于井控三级风险井，由丙级队及以上队伍施工。（二）施工现场应按设计要求配齐井控装置，储备充足的压井液，并在施工过程中及时调整好压井液性能。（三）根据井控风险级别，实行井控验收的分级管理。（四）施工队伍要严格执行本细则中的有关规定，根据作业难度，主动识别班组经验少和人员变化带来的风险，采取加强技术力量等措施。第三章井控设计第十一条井控设计是井下作业地质、工程（工艺）、施工设计的重要组成部分，地质、工程（工艺）、施工设计部门要严格按照相关标准和本细则进行井控设计。第十二条进行地质

10、设计前，建设单位负责组织相关单位对设计井井口500m范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，并标注说明。第十三条地质设计要执行相关标准和以下规定：（一）在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。要标注清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度；江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。（二）地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：油气井井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、河流、水库等不小于200m距学校、医院、油库等易燃易爆场所、人口密集场所等不小于500m当提供的井位不能满足

11、上述要求时，由建设单位组织相关单位共同到现场进行安全评估，并按评估意见处置。（三）应提供井身结构（包括：套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、井斜数据等资料）；本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比；应提供钻井过程中钻井液性能、溢流和井喷情况。（四）应提供设计井生产动态数据和流体性质（油、气、水）；注水（气）井的层位、深度和井口压力、日注量、累计量与邻井地层连通情况；历次作业、井筒及井下落物情况。（五）提示含硫化氢等有毒有害气体其层位、埋藏深度及含量。第十四条工程（工艺）设计要执行相关标准和以下规定：（一）根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度，在井控设计中明确井控风险级别（二）应依

12、据地质设计的有关参数，明确压井液及添加剂的类型、性能、用量、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求；明确施工工艺步骤、井控及技术要求；明确井口数据（采油树、套管头型号）；提供本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。（三）压井液密度的确定应以实测地层压力或钻井资料显示最高地层压力系数为基准，再增加安全密度附加值或安全压力附加值。附加值可选用下列方法确定：1、油、水井为附加安全密度0.050.1g/cm3或附加井底安全压力1.53.5MPa2、气井为附加安全密度0.070.15g/cm3或附加井底安全压力3.05.0MPa。具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏

13、深度、钻井时的钻井液密度等；井控一级风险井的压井液密度的设计，具安全密度附加值或安全压力附加值应取上限。（四）工程（工艺）设计单位必须对地质设计提供的地面环境条件进行复勘，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。（五）对于闲置时间超过两年或本次作业前采油（气）时间累计超过一年的高压、含硫化氢油气井，在起出井内管柱后应用测井仪器（如多臂井径、电磁探伤、变密度测井或井周成像测井等）对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀情况进行测井检测，并根据检测后的套管状况进行设计。（六）必须设计安装井控装置并执行以下规定。1、防喷器的选择：防喷器压力等级的选择，在施工层位最高压力状况下，地层流体充满井筒时，不小于预测

14、的井口关井压力。并按以下形式进行组合选择：（1）压力等级为21MPa寸，防喷器可选择附件2中图1或2。（2）压力等级为35MPa寸，防喷器可选择附件2中图1、2或3。（3）压力等级为70MPa寸，防喷器可选择附件2中图2或3。（4）压力等级为105MPa寸，防喷器可选择附件2中图3或4。（5）特殊工艺井（如下毛细管作业等）防喷器可选择附件2中图1、2或3。(6)高含硫井防喷器可选择附件2中图3或4。(7)探井、高压油气井和高含硫井必须选用液控防喷器。2、压井、节流管汇及阀门的选择：压井、节流管汇及阀门压力级别应与防喷器压力级别相匹配。(1)压力等级为35MP以下时，压井管汇及阀组应按图5连接形

15、式进行安装。(2)压力等级为35MP破以上时，压井管汇及阀组应按图6连接形式进行安装。(3)压力等级为21MPa寸，节流管汇及阀组应按图7的连接形式进行安装。(4)压力等级为35MPa时，节流管汇及阀组应按图7、8或9的连接形式进行安装。(5)压力等级为70MPa105MPa寸，节流管汇及阀组应按图10的连接形式进行安装。3、含硫化氢井施工时，应选用抗硫井控装备，具体执行SY/T6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐作法的规定。4、高压油气井、高含硫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。5、采油(气)树通径必须与井内的油层套管内通径相匹配。第十五条施工设计要执行相关标

16、准和以下规定：施工单位设计部门应依据地质设计和工程(工艺)设计做出施工设计，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，对现场进行现场复核勘察，按工程(工艺)设计中提出的压井液、泥浆加重材料、处理剂的储备以及灌注方式等要求，进行选配压井液及相应压力等级的井控装置，并在施工设计中提出具体的、有针对性和可操作性的要求，细化各项井控措施。第十六条井控一级风险井的地质设计、工程设计，由油田公司主管部门负责审核、审批，其中高压、高含硫井由油田公司主管部门审核，报主管领导审批。井控二级风险井的地质、工程设计由建设单位主管部门审核，由主管领导审批。井控三级风险并的地质、工程设计由建设单位主管部门审核、审

17、批。第十七条施工过程中如变更设计时，执行设计变更程序。第四章井控装备的管理和使用第十八条井控装备包括防喷器、采油（气）树、射孔闸门、简易井口、内防喷工具、防喷器控制装置、压井管汇和节流管汇、带压作业装置及相应工具等。第十九条井控车间对井控装备的管理执行以下规定（一）井控车间要根据井控装置的生产厂家、规格（型号）、压力等级、在用、库存、待修、正修、报废、待报废等情况建立动态计算机管理系统，并跟踪管理。（二）站内的井控装置或零部件要按压力等级、完好、待修、待报废分开存放，并做好标识，采取防护措施。（三）设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足避阳光、干燥、温度0-250C的储藏要求。（四）

18、在井控车间内，应对防喷器、防喷器控制装置、采油树、射孔闸门等进行试压检验。环型防喷器封闭油管或钻杆（禁止无管柱封零）试压压力要达到额定工作压力的70%稳压时间不少于10分钟；闸板防喷器、采油树、射孔阀门试压压力要达到额定工作压力，稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏为合格；防喷器要进行低压试验，试验压力1.4MPa-2.1MPa0试压合格后要填写（打印）相应的试压记录（曲线）卡片。井控装置检验合格后方可发放，并应配齐所有配件、试压检验合格证。（五）井控装置检修时，执行相关行业标准、企业标准、作业指导书以及其它相关规定。检修后应分别填写防喷器、远程控制台、节流管汇、压井管汇检修工艺卡，检修合格

19、的井控装置表面应除锈、喷漆，按规格、类别分别存放和建立资料档案。（六）井控装置领用或回收时，在现场要分别核实发放或回收的规格、数量、状况并记录，回收的井控装置要按类别分别存放在待修区。第二十条现场井控装置的安装执行以下规定（一）采油（气）树安装的安装要求：1、采油（气）树运到现场后要进行验收检查，各零部件齐全，阀门开关灵活，主体无损坏。2、采油（气）树安装时，应从四通底法兰卸开，各钢圈应清洁并涂抹润滑脂，钢圈无损坏。3、先将法兰连同套管短节安装到井口的套管接箍上，将钢圈安放在法兰的钢圈槽内并涂好润滑脂，然后将整套采油（气）树装好，依次对角上紧各连接螺栓，装齐油、套压力表。4、压裂、酸化等大型施

20、工采油（气）树井口必须要加固。（二）防喷器的安装要求：1、现场安装前应检查闸板尺寸是否与所使用管柱尺寸相吻合，检查配合四通的钢圈尺寸、螺孔尺寸应与防喷器、套管四通尺寸相吻合，各控制闸门应灵活、可靠，管汇压力表应在检校期内。2、闸板防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须用棉纱擦干净，钢圈槽要均匀涂好润滑脂。3、吊装闸板防喷器时要扶正慢放，要防止砸坏钢圈。带管柱安装防喷器时应使用钢圈护板，避免吊卡直接坐在钢圈上造成损坏。4、防喷器安装必须平正，坐好防喷器后要对角上紧全部连接螺栓，螺栓两头的余扣应均匀。5、安装钻台的井，液控闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30o

21、挂牌标明开、关状态和开、关圈数。安装环形防喷器的井要用4根直径不小于16mm勺钢丝绳对角绷紧固定。防喷器安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm（三）防喷器控制系统的安装要求：1、防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方，距井口25m以远，距放喷管线或压井管线的距离应大于2m并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。2、远程控制台储能器压力要达到（17.5-21MPa）、管汇压力达到（8.5-10.5MPa）;远程控制台电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制、专线专用；应保持远程控制台照明良好，且应接地保护。3、远程控制台的全封闸

22、板控制手柄要安装防误操作装置，控制手柄的标识与控制的对象相对应，控制手柄开关位置与胶芯/闸板工作状态一致。而当试压或检修设备时，各控制手柄均应扳到“中位”。4、液控管线连接后应试压，试验压力21MPa稳压时间不少于10min。5、车辆跨越液控管线处应安装过桥盖板进行保护。(四)井控管汇的安装要求：井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。1、压井、节流管汇的安装要求：压井、节流管汇应安装在距井口3m以远，且平正。闸阀要编号标识，标明开关状02、防喷管线的安装要求：(1)高压油气井、含硫化氢等有毒有害气体井的防喷管线应采用法兰连接，如需要转弯时，转弯处应使用角度大于120的铸(锻)钢

23、死弯头连接。(2)其它作业井的防喷管线可采用油壬连接，如确须转弯时，转弯处可使用90铸(锻)钢活动弯头连接。(3)采油树四通的两侧应接防喷管线，四通闸阀应处于常开状态，防喷管线上若安装控制闸阀(手动或液动阀)应接出钻台底座以外。防喷管线长度超过7m时，中间应有地锚、基墩或沙箱固定。(4)防喷管线应使用钢质管材。3、放喷管线的安装要求：(1)放喷、压井管线通径不小于50mm放喷管线应使用钢质管材。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。(2)放喷管线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，应安装在当地季节风的下风方向，接出距井口30m以远；气井放喷管线接出距

24、井口50m以远。(3)放喷管线应平直引出，一般情况下应向井场两侧接出，如需要转弯，转弯处可使用钢质(活动)弯头。(4)放喷管线每隔10m-15m用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。出口及转弯处(不超过2m)前后均要用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。4、压井管线的安装要求：压井管线应安装在当地季节风的上风方向，接出距井口30m以远，固定牢固。105、放喷、压井管线因地面条件限制外接长度不足时，应接至井场边缘，且在现场要备有不足部分的管线和地锚、基墩或沙箱。第二十一条冬季施工时，防喷管线、压井管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵、防冻措施。放喷管线的安装要有排液坡度。第二十二条井控装置的试压按以下规定

25、执行（一）采油（气）树的试压要求：1、新井采油树安装后，应用清水进行整体试压至额定工作压力（低于套管抗内压强度的80%;采气树安装后，应先套管气试压12MPa然后用水升压至额定工作压力，稳压时间不少于10分钟；在试压过程中要监测套管内压力情况。2、老井应对采油树按设计进行试压。（二）防喷器的试压要求：防喷器现场安装后，需用堵塞器或试压短节对防喷器组进行清水试压。环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70%闸板防喷器试压到额定工作压力，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa,密封部位无渗漏。（三）压井管汇、节流管汇的试压要求：压井管汇、节流管汇、防喷管汇现场安装后，用清水试压到额定工作

26、压力，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa,密封部位无渗漏。（四）放喷管线的试压要求：放喷管线用清水试压10MPa稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa,密封部位无渗漏。（五）内防喷工具的试压要求：内防喷工具现场用清水试压到额定工作压力，稳压时间不少于10分钟，压降不大于0.7MPa,密封部位无渗漏。第二十三条井控装置在使用中按以下规定执行（一）防喷器的使用要求：1、在使用过程中，作业队要定岗负责检查与保养，保证井控装备处于完好状态，并标明开关状态112、起下管柱作业前应检查防喷器闸板是否完全打开，严禁在防喷器闸板未完全打开的状况下进行起下管柱作业。3、半封闸板只能用于封闭油

27、管本体的关井，禁止用半封闸板封闭油管接箍、钻铤和方钻杆。4、全封闸板只能用于空井情况下的关井，禁止用全封闸板在井内有管柱的情况下关井。5、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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到位，然后回转1/8圈1/4圈。6、环形防喷器可在井内有方钻杆、钻铤、钻杆、套管及空井的情况下进行关井。一般在空井状态下尽量使用全封闸板关井，在全封闸板刺漏时，可用环形防喷器进行应急处置。7、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，允许管柱以不大于0.2m/s的速度上下活动，禁止转动井内的钻具和油管（钻杆）接箍通过闸板防喷器。8、打开油气层

28、前，每周活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）。9、打开油气层后，起下作业前或利用做防喷演习时，应活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）。10、在防喷器上法兰面上起下管柱作业时，上法兰必须装保护装置。11、每班对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查。12、拆装及更换防喷器（部件）后，应按标准再次进行试压。13、防喷器连续使用20天，应进行一次试压。14、防喷器在卸下备用期间应保养并妥善保管。15、油管传输射孔、排液、求产等工况，严禁将防喷器当作采油树使用，必须换装采油树。（二）防喷器控制系统的使用要求：1、作业队要定岗，每班检查一次远程控制台管汇与储能器的压力是否符合要求，电泵与气泵运转是

29、否正常，液控管线是否漏油，油量是否充足，发现问题立即进行整12改，保证防喷器控制系统处于完好状态。2、防喷器控制装置的控制手柄都应标识，不准随意扳动。3、防喷器控制台、液压管线不使用时，端口的油壬要加以保护。（三）采油树和简易井口的使用要求：1、施工作业前应检查采油树、简易井口，确保部件否齐全。2、卸下的采油树和简易井口要及时清洗、检查、保养，闸门保持全开状态。3、检查井口四通法兰的钢圈槽、顶丝、阀门并进行保养，不齐全的安装齐全，损坏的应更换。4、当油管悬挂器坐入四通后应将顶丝全部顶紧。5、双阀门采油树在正常情况下使用外侧阀门，内侧阀门保持全开状态。6、放喷或求产时，应采用针型阀或汕嘴放喷，严

30、禁使用采油树阀门控制放喷。（四）压井、节流管汇的使用要求：1、各阀门要进行编号、并标明开关状态，作业队要定岗每班检查开关状态，并活动开关一次，及时从黄油嘴向润滑腔打注黄油或从球阀丝杠处浇注润滑油进行保养。2、禁止使用压井、节流管汇进行注灰作业。（五）内防喷工具及其它井控装置的使用要求：1、操作台上（或井口附近）应备有能连接井内管柱的防喷单根（组合管柱时）内防喷工具、防窜装置（工具）、简易井口、变径接头等防喷装置。2、作业队要定岗检查保养，每班检查开关是否灵活，备用时要处于常开状态，并保持丝扣完好清洁。第二十四条对气井、高气油比井、含有H2S、CO等有毒有害气体井要按照标准配备正压呼吸器和有毒有

31、害气体检测仪；对含有H2S井，放喷管线出口要安装自动点火装置，同时要备有手动点火器具。第二十五条油田公司各级井控管理部门及井控设施使用单位有权对制造和维修单位出厂检验情况进行抽查。第二十六条所有井控装备及配件必须是经中油集团公司认可的生产厂家生产的13合格产品。第五章打开油气层前的井控验收第二十七条验收程序及要求已打开油气层的老井在安装好井控装备后应进行井控检查验收；新井射孔、老井补层及钻塞、捞丢手等放层作业应进行打开油气层前的井控检查验收。（一）作业队1、队干部应组织全体施工人员进行设计、井控要求及应急预案的交底。2、检查所有作业设备、仪器仪表、防护设备及专用工具、消防器材、电路安装是否符合

32、规定，运转是否正常。3、检查井控装置的安装、试压是否符合设计要求。4、组织全队职工进行防喷演习，含硫地区还应进行防硫化氢演习，直至合格。5、检查压井液密度及其它性能是否符合设计要求；是否按设计要求现场备足压井液。6、落实各操作岗位井控职责和干部24小时值班制度。7、按照相关标准进行自查自改合格后向上级主管部门提出检查验收申请。（二）三级单位1、井控二、三类风险井，由三级单位主管部门和现场监督组织，按规定进行并控工作检查验收，合格后方可批准开工。2、检查施工现场井控制度的落实情况，并监督整改。（三）二级单位1、井控一类风险并由二级单位主管部门和现场监督共同组织进行检查验收，合格后方可批准开工。2

33、、抽查施工现场井控制度的落实情况、三级单位监督检查情况。（四）高压油气井、含硫化氢井等重点井，报油田公司主管部门组织相关人员联合检查验收。第六章作业过程中的井控检查14第二十八条井控分级检查内容（一）作业队作业队干部按井控职责组织每日对现场的井控工作进行监督检查，并立即进行整改：1、检查各岗位井控职责的履行情况。2、检查防喷器及防喷器控制装置、节流压井管汇、灌注装置的使用保养情况，并保证灵活好用、安全可靠。3、检查压井液性能和储备情况。4、检查采油树及简易井口、旋塞阀的保养情况。5、检查坐岗制度执行情况。6、检查井控要求和措施落实情况。7、检查防喷演习的演练情况。8、检查井控台帐的填写情况。（

34、二）三级单位（包括外部项目部）1、负责一级、二级、三级井控风险井的监管。2、检查施工现场井控制度的落实情况，并监督整改。3、负责对上级部门施工现场检查出问题的整改、验证、闭环。（三）二级单位1、抽查本单位现场井控制度的落实情况。2、监督检查三级单位在现场井控职责的履行情况。3、对一级井控风险井重点工序井控工作进行监控。4、负责对油田公司现场检查出问题的整改、验证、闭环。（四）各级井控管理部门要不定期的对井控工作进行检查。在现场井控工作监督检查过程中，重点检查以下内容，发现问题要及时监督整改。151、打开油气层（射开油气层）前是否经过验收与审批。2、防喷演习是否按规定执行，动作是否规范；发现溢流

35、后，是否能及时正确关井3、坐岗人员是否能发现或是否能及时发现溢流（漏失）；是否按要求坐岗并记录4、打开油气层后，在油气层井段起钻过程中是否高速起钻或在发生抽吸时仍强行起钻。5、在施工过程中，井控装置安装和试压是否符合设计要求；井口防喷器组法兰连接螺栓是否紧固。6、井控应持证人员是否证件齐全，是否有无证上岗现象。7、起、下钻作业时，监测记录漏失量和灌注量是否及时准确，是否按设计及有关规定及时向井内灌注压井液。8、在施工中，压井液性能是否满足一次井控及安全施工要求；压井液是否按设计和施工要求储备。9、在施工中，井控装置（包括内防喷工具）是否按规定进行检查保养；岗位交接班时，井控内容是否交接清楚。1

36、0、岗位是否掌握井控实施细则中的相关内容（面试和笔试岗位应掌握的内容，包括溢流产生的原因、溢流的识别与预防、关井程序、井控装备的安装使用与检查保养等）o（五）现场工程监督1、组织并监督作业队的工程技术、井控措施和井控应急预案的交底。2、检查井控应持证人员的持证情况。3、检查落实压井液数量、密度及性能等是否符合设计规定。4、组织（监督）打开油气层前的检查验收，并签字确认。5、组织（监督）对井控装置试压，并签字确认。6、检查坐岗人员的坐岗和灌注的执行情况。7、检查落实相应工况下的班组防喷演练是否按规定执行。8、检查落实相关配合单位设备、人员、物资的准备情况。16第七章作业过程的井控要求第二十九条作

37、业过程的井控工作主要是指在作业过程中按要求做好一级井控工作，发生溢流后及时采取相应的技术措施，使用井控装备和工具快速安全控制井口，防止发生井涌、井喷、井喷失控、着火和爆炸事故。第三十条及时发现溢流是井控工作的最关键环节。坐岗人员是发现溢流的责任主体，在现场作业的其他人员有责任协助发现溢流。按照“发现溢流、及时关井”和“疑似溢流、关井检查”的要求，作业队在施工的全过程，现场作业人员要注意溢流出现的各种早期显示，特别是要观察好井口和循环罐液面的变化，及时发现溢流，迅速正确关井，并采取相应措施处理。第三十一条按照施工时对井口压力的控制要求划分，井下作业井可分为常规作业井和带压作业井两种。常规作业井必

38、须先进行洗压井作业方可进行下步工序。带压作业井的井口压力值必须满足带压作业设备的可控范围。第三十二条洗压井作业的井控要求洗压井作业的目的是使井筒内液柱压力略大于地层压力，暂时使地层流体在施工过程中不进入井筒，是实现一级井控的重要工序。洗压井作业时，必须严格按洗压井作业标准进行洗压井施工。（一）洗压井作业前，应先用节流阀控制放压。（二）在压井管汇装单流阀，节流管汇装节流阀，用符合设计要求的压井液循环洗压井一周以上，并控制出口排量与进口排量保持基本平衡。（三）循环洗压井中计量增减量，如果漏失严重要采取防漏措施。（四）进出口压井液性能密度差不超过0.02g/cm3,停泵开井观察油、套管无溢流。（五）

39、高压井、气井、含硫化氢井洗压井后观察时间，应大于预计起下管柱时间的1倍以上，观察后要用原性能压井液循环压井一周以上，然后立即进行下一步施工。第三十三条起下泵杆作业的井控要求（一）井口应配备施工所需的泵杆变扣和泵杆悬挂器。（二）起下泵杆应在采油树（或简易井口）上进行作业。17（三）对于组合抽油杆不能通过采油（气）树闸门时，应拆下采油（气）树并安装防喷器，在防喷器上进行起下作业。（四）发生溢流时，应立即抢装泵杆悬挂器，如果喷势较大不能安装上泵杆悬挂器，应立即将泵杆丢入井内，关闭采油（气）树总闸门或防喷器。第三十四条拆卸采油（气）树（不包括四通）安装防喷器作业的井控要求拆卸采油（气）树前要测油管、套

40、管压力，开井观察无油气溢出，方可拆卸采油（气）树，并及时安装防喷器。（一）采油（气）树上安装油、套管压力表观察30分钟以上，如有压力和溢流，应按照要求进行压井。开井观察无溢流显示方可拆卸采油（气）树。（二）修井动力运转正常，防喷器等井控设备及工具准备齐全、完好。（三）各岗位人员到位，由现场负责人指挥。（四）拆卸采油（气）树时保持连续灌入压井液至井口（漏失并保持连续大排量灌入）。（五）油管悬挂器能通过防喷器的操作1、卸下采油（气）树，将带旋塞阀的提升短节连接在油管悬挂器上。2、吊装防喷器并上齐上紧全部螺栓，然后通过防喷器将油管悬挂器提出采油（气）树四通。（六）油管悬挂器不能通过防喷器操作1、卸下

41、采油（气）树，用带旋塞阀的提升短节将油管悬挂器提出采油（气）树四通。2、卸下油管悬挂器，将带旋塞阀的提升短节穿过防喷器一起吊起，并与第一根油管连接后下放提升短节，安装防喷器，上齐上紧全部螺栓。3.应使用钢圈护板，避免吊卡直接坐在钢圈上造成损坏。第三十五条起管柱作业的井控要求（一）起管柱前（油气层已射开）要按设计要求进行压井。（二）起管柱过程中，由资料员或三岗位（场地工）坐岗观察，计量、灌注操作并填写坐岗记录。起下油管作业每起10-20根、起下钻杆作业每起2-3柱或1柱钻铤18要向井内灌注一次压井液，并保持液面在井口。（三）如发现下列情况表明已发生溢流或疑似溢流，应立即停止起管柱作业，按起下管柱

42、关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工。1、计量灌入的压井液量小于所起出的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和）。2、未灌注且液面在井口。3、停止起钻时井口（油、套管出口）压井液仍然外溢。（四）如发现下列情况表明已产生漏失，应计量每小时漏失量。如漏失量较小，液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入继续起管柱作业；如漏失量严重，液面不能够灌至井口，应停止起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，制定有效的工艺措施方可继续施工。1、计量灌入的压井液量大于所起出的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不

43、连通时为油管内容积和油管本体体积之和）。2、液面灌不到井口。（五）在起带封隔器等大直径工具管柱时，在油层上部300m范围内应控制起钻速度（0.2m/s-0.3m/s或30-50s/单根）,如出现抽汲现象，要立即停止起管柱作业，用压井液循环或挤压井一周，并开井观察30分钟以上，无溢流试起10根管柱，如仍出现抽汲现象，则停止起管柱，按关井程序关井，采取其它措施方可继续施工。（六）在起组合管柱和工具用管柱作业时，必须配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根和变扣接头。（七）作业队未接到下步作业方案，不应起管柱作业。（八）起完管柱后要立即进行下步作业。第三十六条下管柱作业的井控要求（一）在下管柱作业时应连

44、续作业，由资料员或三岗位（场地工）进行坐岗计量，并填写坐岗记录。（二）如发现下列情况表明已发生溢流或疑似溢流，应停止下管柱作业，立即按19起下管柱关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工。1、计量井筒内返出的压井液量大于所下入的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和）。2、停止下钻时井口（油、套管出口）压井液仍然外溢。（三）如发现下列情况表明已发生漏失，应计量漏失速度。如漏失量较小液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入继续下管柱作业；如漏失量严重液面不能够灌至井口，应停止下管柱作业，按起下管柱关井程序关

45、井，进行堵漏作业后方可继续施工。1、计量井筒内返出的压井液量小于所下入的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和）。2、井口不返液。（四）在下管柱作业特别带封隔器等大直径工具管柱时，应控制下钻速度在（0.2m/s-0.3m/s或30-50s/单根）。（五）在下组合管柱和工具用管柱作业时，必须配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根和变扣接头。第三十七条冲砂作业的井控要求（一）冲砂前用能平衡目的层地层压力的压井液进行压井。（二）冲砂作业必须安装闸板防喷器和自封封井器（有钻台井装导流管），冲砂单根安装旋塞阀。（三）冲砂作业时资料员或三岗位（场地工）坐岗观察

46、、计量循环罐压井液量，并填写坐岗记录。（四）如循环罐液面升高、出口流量大于进口流量或停泵后出口压井液仍外溢，表明已发生溢流或疑似溢流，应立即停止冲砂作业，循环洗井至出口无砂。关闭旋塞阀、关闭半封，求取套管压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工。（五）如循环罐液面降低、出口流量小于进口流量或不返液，表明已发生漏失。如漏失量较小能够建立循环和正常携砂，可增大排量继续冲砂作业；如漏失量严重出口返液较小、不能正常携砂，应停止冲砂作业，抢提出冲砂管柱至原砂面以上，接旋20塞阀活动管柱沉砂，制定有效的工艺措施方可继续施工。（六）冲砂至设计井深后循环洗井一周以上，停泵观察30分钟以上，

47、井口无溢流时方可进行下步作业。第三十八条起下电泵作业的井控要求（一）起下电泵作业时，执行起下管柱作业的程序。（二）井口必须有剪断电缆专用钳子。（三）起下电泵必须连续作业，发生溢流时，应立即停止起下电泵作业，用专用钳子剪断电缆，按起下管柱关井程序关井。（四）若起下电泵机组时发生溢流，如果井架高度能起出电泵机组的则直接起出电泵机组，否则将电泵机组丢入井内，按空井关井程序关井。第三十九条不连续起下作业时的井控要求起下管柱必须连续作业，因特殊情况必须停止作业时，要灌压井液至井口，并按以下方式控制井口：（一）油管悬挂器能通过防喷器的操作不连续起下作业时，用上部带旋塞阀的提升短节，将油管悬挂器坐入采油树四

48、通，顶紧全部顶丝，关闭旋塞阀。也可在防喷器上安装采油树或简易井口，油、套管装压力表进行监测。（二）油管悬挂器不能通过防喷器的操作不连续起下作业时，将吊卡坐在防喷器上，连接上部带旋塞阀的防窜短节，将防窜短节下入井内，关闭旋塞阀，关闭防喷器半封，油、套管装压力表进行监测。第四十条拆卸防喷器安装采油（气）树（不包括四通）作业的井控要求（一）用设计要求的压井液循环压井。（二）开井观察30分钟以上，井口无溢流显示方可拆装作业。（三）修井动力工作正常，采油（气）树及配件工具准备齐全。（四）施工人员到位，由现场负责人指挥。（五）保持连续灌压井液至井口（漏失并保持连续大排量灌入）。21（六）油管悬挂器能通过防

49、喷器的操作1、用带旋塞阀的提升短节将油管悬挂器接到油管上并上紧。2、将油管悬挂器通过防喷器座入采油（气）树四通，对角顶紧全部顶丝。3、先卸下防喷器，然后再卸下提升短节，安装采油（气）树，并上全上紧所有螺栓。（七）油管悬挂器不能通过防喷器的操作1、将带旋塞阀的提升短节接在第一根油管上，并将第一根油管接箍下入防喷器以下，卸下防喷器螺栓。2、上提管柱和防喷器，将第一根油管接箍坐在采油（气）树四通上法兰面的吊卡上，提出防喷器。应使用钢圈护板，避免吊卡直接坐在钢圈上造成损坏。3、卸下带旋塞阀的提升短节，将油管悬挂器接在第一根油管接箍上，将带旋塞阀的提升短节接在油管悬挂器上，将油管悬挂器座入采油（气）树四

50、通，对角顶紧全部顶丝。4、卸下提升短节，安装采油（气）树，并上全上紧所有螺栓。第四十一条射孔作业的井控要求射孔作业前应验证射孔段以上套管密封性，如有漏失、破损严禁射孔作业。（一）油管传输射孔1、采油（气）树压力级别要与地层压力相匹配。2、采油（气）树井口现场安装后要整体试压，合格后方可进行射孔作业。3、下射孔管柱前要安装防喷器、压井节流管汇、放喷管线、测试流程并试压合格。4、下放射孔管柱应控制速度（0.2m/s-0.3m/s或30-50s/单根），速度要均匀，操作要平稳。5、定位校深、调整管柱后拆下防喷器，按要求安装好试压合格的采油（气）树后,方可点火射孔。6、射孔后检查采油（气）树及地面流程

51、密封部位的密封性，如采油（气）树连接部位和闸门有刺漏则立即进行压井；如节流管汇、放喷管线有刺漏则立即关井，进行更换。227、射孔后起管柱前应根据测压数据或井口压力情况确定压井液密度和压井方法进行压井，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。（二）电缆射孔1、射孔前应根据设计提供的压井液及压井方法进行洗压井，洗压井后方可进行电缆射孔。2、起下电缆速度应均匀，不应超过2m/s,定位测量速度应在0.2m/s-0.5m/s之间。3、射孔前井口应安装全封防喷器或高压防喷管、防喷盒，并接好放喷管线及压井管线且按设计试压合格。射孔队要准备好电缆断丝钳，并安排专人负责及时剪断电缆。4、射孔前和射孔过程中，要及时向井筒

52、内灌入同性能的压井液，并保持液面在井口。5、射孔过程中作业队和射孔队都要有专人负责观察井口，发生溢流时应停止射孔。如溢流较小应快速起出射孔枪；如溢流较大来不及起出射孔枪时，应立即剪断电缆，按空井关井程序关井。6、射孔作业时，如漏失严重，必须停止射孔作业，连续灌入压井液，起出射孔枪,改为油管传输射孔。7、射孔结束后，要专人负责观察井口30分钟以上，井口无溢流时方可进行下步作业。第四十二条测试作业的井控要求（一）地层测试作业下测试管柱前，必须安装防喷器并试压合格。1、APR*层测试作业管柱完成后，拆下防喷器，按要求安装全套采油（气）树，上全上紧全部螺栓。2、MFEM层测试作业，开井前安装测试树，并

53、与地面压井节流管汇连接。3、下联作测试管柱时，必须按操作规程控制起下管柱速度，防止出现挤压和激动压力。4、开井后要观察放喷出口显示及压力变化，检查密封部位的密封情况。235、开井时如果封隔器失封，环空液面下降，灌满井筒后，应换位坐封，如果无效则立即进行井下关井，压井后重新下测试管柱。（二）试井作业1、试井作业时必须安装全套采油树并安装防喷管、防喷盒。2、作业队人员应配合试井人员做好井口的防喷工作。3、防喷管、防喷盒如有刺漏应将试井工具起至防喷管内关闭清蜡闸门。如刺漏严重无法上提钢丝或电缆则应剪断钢丝或电缆，关闭清蜡闸门。第四十三条诱喷作业的井控要求诱喷作业前采油（气）树必须安装齐全，上紧各密封

54、连接部位的螺栓。（一）抽汲诱喷作业1、必须在采油（气）树上安装防喷盒、防喷管，防喷管长度应大于抽子和加重杆的总长1.0m以上。2、抽汲出口使用钢制管线与罐连接，并用地锚按标准固定。3、对压力系数大于1.0的地层，应控制抽汲强度。每抽汲一次，将抽子起至防喷管内，关闭清蜡闸门，观察5-10分钟，无自喷显示时，方可进行下一次抽汲。4、抽汲放喷管线出口有喷势时，应停止抽汲作业。放喷观察不喷后方可继续抽汲作业。5、如果防喷盒、防喷管刺漏，应强行将抽汲工具起至防喷管内，关闭清蜡闸门。6、解释为气层的地层严禁进行抽吸作业。（二）连续油管气举排液油层已经射开的井，不允许用空气进行排液，应采用液氮等惰性气体进行

55、排液。1、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，并试压合格。2、连续油管进行气举排液时，应边气举边加深至设计深度。3、排喷后立即起连续油管至防喷管内，关闭采油（气）树清蜡闸门。4、如果防喷盒失效且刺漏不严重，应将连续油管起至防喷管内，关闭采油（气）24树清蜡闸门，更换损坏部件。5、如果防喷盒刺漏严重，无法将连续油管起至防喷管内时，应关闭半封，更换旋转防喷器胶芯后方可继续施工。6、如果管体破裂，连续油管无法起出，应先关闭半封，然后关闭悬挂闸板，再关剪切闸板切断连续油管，将连续油管上提30cm后，关全封闸板，控制住井口。第四十四条钻塞作业的井控要求（一）钻封层灰塞作业1、

56、钻塞前用能平衡目的层地层压力压井液进行压井。2、钻塞作业必须安装闸板防喷器和自封封井器（安装钻台井应安装导流管），并按标准试压合格。3、钻塞作业必须在方钻杆（或高压水龙带）以下安装旋塞阀。4、钻塞作业时资料员或三岗位（场地工）坐岗观察、计量循环罐压井液量，并填写坐岗记录。5、如循环罐压井液液面升高、出口流量大于进口流量或停泵后出口压井液仍外溢，表明已发生溢流或疑似溢流。应立即停止钻塞作业，将方钻杆提至钻台/自封面以上，循环洗井至出口无灰渣。关闭旋塞阀、关闭半封，求取套管压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工。6、如循环罐液面降低、出口流量小于进口流量或不返液，表明已发生漏

57、失。如漏失量较小能够建立循环和正常携砂，可增大排量继续钻塞作业；如漏失量严重出口返液较小、不能正常携砂，应停止钻塞作业，将抢提钻塞管柱至原灰面以上，接旋塞阀活动管柱沉砂，沉砂结束后关闭旋塞阀、关闭半封，制定有效的工艺措施方可继续施mo7、钻穿后，循环洗井一周以上，停泵观察30分钟以上，井口无溢流时方可进行下步施工。（二）钻井口灰塞作业钻井口灰塞作业应使用带压作业装置进行作业。1、施工井套管短节及带压作业装置应连接牢固，按额定工作压力试压合格。252、在管柱组合中钻头/螺杆钻具上方必须安装经检测合格的止回阀。3、必须在高压水龙带以下安装旋塞阀。4、钻塞作业时资料员或三岗位（场地工）坐岗观察、计量循环罐压井液，并填写坐岗记录。5、带压作业装置的安