吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则样本

中华人民共和国石油天然气股份有限公司

吐哈油田分公司钻井井控管理实行细则

第一章总则

第一条为了进一步贯彻贯彻国家《安全生产法》、《环保

法》和《中华人民共和国石油天然气集团公司石油与天然气钻井

井控技术规范》，进一步加强中华人民共和国石油天然气股份有

限公司吐哈油田分公司（如下简称公司）井控工作，有效防止井

喷、井喷失控、井喷着火事故发生，保证人民生命财产安全，保

护环境和油气资源不受破坏，保证钻井安全生产，结合实际，特

制定本细则。

第二条本细则重要根据：《中华人民共和国石油天然气行

业原则》、《中华人民共和国石油天然气集团公司钻井井控技术

规范》、《中华人民共和国石油天然气集团公司井控培训管理办

法》等。

第三条钻井井控工作是一项技术规定严密系统工程，涉

及设计、施工、检查、监督、验收、装备配备、应急救援和人员

培训等，各项工作必要有筹划、有组织地协调进行。

第四条井控工作涉及井控风险管理、井控设计、井控装置

安装、试压、使用和管理、钻开油气层前准备和验收工作、钻开

油气层过程中井控作业、欠平衡钻井规定、井喷失控解决、防火

防爆、防硫化氢办法，井控技术培训和井控工作管理制度等八个

方面。

第五条本细则合用于吐哈油田本区域石油与天然气钻井、

录井、测井、固井等施工中井控管理。

第二章井控风险管理

第六条工程技术处负责组织《井控风险评估报告》讨论和

发布；生产运营处、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、勘探公司、监督中心和采油厂参加

《井控风险评估报告》讨论，勘探开发研究院负责编写《井控风

险评估报告》。

第七条井控风险根据所钻井地面环境、地质状况、施工工

艺等方面进行分级，公司将井控风险划分为三个级别，详细如

下:

1.井控一级风险井（不涉及稠油井）：区域探井、预探井；评

价井、开发井：井深（垂深）24500米井；预测地层压力系数2

1.3油井；气油比2500：1自然产能日产油不不大于4方油井；预

测地层压力系数21.0自然产能日产气不不大于0方气井；预测地

层天然气中具有硫化氢或其他有毒有害气体含量高于150毫克/立

方米（lOOppm）井；井口周边500米范畴内有村庄、学校、医院、工

厂、集市等人员集聚场合，油库、炸药库等易燃易爆物品存储点,

地面水资源及工业、农业、国防设施（涉及开采地下资源作业坑道）

气井和地层压力系数不不大于L1油井；1200米内具有气层井；欠

平衡、新工艺实验等特殊施工井。

2.井控二级风险井：除井控一、三级风险以外井。

3.井控三级风险井：井深（垂深）＜4500米稠油开发井、井

深（垂深）＜3200米且预测地层压力系数＜1.0且油气比＜200：1

日产油低于3方稀油开发井。

第八条井控管理组织机构设立

（一）公司成立井控领导小组，负责油田井控管理工作。

（-）勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督

中心、采油厂、钻井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。

第九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：公司主管井控副总经理

组员：工程技术处、质量安全环保处、生产运营处、规划

筹划处、财务处、设备管理处、企管法规处、人事处、勘探部、

开发部、对外合伙部、钻井设计与监督部门、勘探公司、采油厂、

钻井承包商等单位井控第一负责人。

井控领导小组下设井控管理办公室，办公室设在工程技术

处，负责公司井控管理工作。

（二）公司井控领导小组职责

1.贯彻贯彻中华人民共和国石油天然气集团公司、中华人民

共和国石油天然气股份有限公司井控管理规定和关于文献精神；

2.制定关于井控管理规章制度；

3,组织、监督井控新工艺、新技术实行；

4.检查贯彻各施工单位井控资源配备状况；

5.协调解决井控工作中存在重大问题；

6.组织并实行井喷失控事故解决；

7.组织井控工作大检查和年度井控工作总结评比。

第十条工程技术处井控管理职责

（一）贯彻贯彻上级关于井控管理原则、制度；

（二）组织制（修）订井控细则、井控技术规定和原则；

（三）组织钻井井控应急预案编写、演习；

（四）组织实行井控新工艺、新技术推广和应用；

（五）组织公司井控专项检查，监督、检查有关单位和人员

执行本细则；

（六）参加井喷失控事故调查、分析，负责记录上报工作；

（七）负责油田井控管理工作现状调研，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筹划；

（九）负责组织关于井控工作资料汇总及上报工作。

第十一条质量安全环保处井控管理职责

（一）贯彻贯彻上级关于井控管理原则、制度及本细则;

（二）参加钻井井控应急预案编写、演习；

（三）参加公司井控专项检查；

（四）监督检查井控应持证人员持证状况；

（五）组织井喷失控事故调查、分析，并提出解决意见。

第十二条生产运营处井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原则、制度及本细则；

（二）参加公司井控专项检查；

（三）启动井控应急预案，组织井喷事故抢险救援工作;

（四）参加钻井井控应急演习预案编写和演习；

（五）参加井喷失控事故调查和分析。

第十三条对外合伙部井控管理职责

（一）贯彻贯彻上级关于井控管理原则、制度；

（二）检查、督促所辖区域有关单位和人员执行所在国家、

地区关于法律、法规和建设方井控管理有关规定贯彻状况；

（三）负责组织所辖区域施工单位井控工作检查；

（四）负责组织对所辖区域施工作业队伍井喷失控事故调

查、解决和上报工作。

第十四条勘探部井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原则、制度及本细则；

（二）参加公司井控专项检查；

（三）负责探井地质设计、工程设计审核；

（四）负责检查督促所辖施工作业队伍井控工作;

（五）组织对探井特殊工艺井钻井工程设计评审；

（六）参加所属钻井井喷事故调查与分析；

（七）制定、实行本部门井控培训筹划。

第十五条开发部井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原则、制度及本细则；

（二）参加公司井控专项检查；

（三）检查督促所辖施工队伍井控工作；

（四）负责开发井地质设封、工程设讨审核；

（五）组织对开发井特殊工艺井钻井工程设计评审；

（六）组织开发井井控一级风险井钻开油气层前井控工作验

收;

（七）检查督促开发井核心工序执行状况;

（A）负责协调开发井邻井停注、泄压等事项；

（九）参加开发井井喷事故调查、分析；

（十）制定、实行本单位井控培训筹划。

第十六条勘探开发研究院井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原则、制度及本细则;

（二）参加井喷事故调查和分析；

（三）制定、实行本单位井控培训筹划。

第十七条工程技术研究院井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原则、制度及本细贝I；

（二）参加井喷事故调查和分析；

（三）制定、实行本单位井控培训筹划。

第十八条监督中心井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原贝J、制度及本细则；

（二）负责开发井井控工作，参加公司井控专项检查；

（三）组织钻井各次开钻和钻开油气层前井控工作验收；

（四）负责钻井作业过程中核心工序各环节检查与监督；

（五）按照井控培训筹划、目的及规定，组织实行井控培训

工作，对培训质量负责；

（六）研究和改进培训办法、途径，编写井控培训补充教材;

（七）负责井控中心实训基地及设施管理工作，保证培训设

施完整、安全；

（A）参加井喷事故调查和分析；

（九）编制公司年度井控培训筹划。

第十九条勘探公司井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原贝I、制度及本细则；

（二）负责探井井控工作，参加公司井控专项检查；

（三）负责探井地质设计、工程设计审核；

（四）负责检查督促所辖施工队伍井控工作；

（五）负责组织探井各次开钻和钻开油气层前井控工作验收;

（六）负责组织探井邻井停注、泄压等事项；

（七）组织对探井特殊工艺井钻井工程设计评审；

（A）负责探井核心工序各环节检查与监督；

（九）参加探井井喷事故调查与分析；

（十）制定、实行本单位井控培训筹划。

第二十条采油厂井控管理职责

（一）贯彻贯彻各项井控管理原则、制度与本细则;

（二）参加公司组织井控专项检查；

（三）执行《钻井地质设计》和《钻井工程设计》中邻井停

注、泄压规定；

（四）参加本单位范畴内井喷失控事故调查和分析；

（五）制定和实行本单位井控培训筹划。

第二十一条钻井承包商井控管理职责

（一）贯彻贯彻上级关于井控管理原则、制度与本细则；

（二）按原则、设讨配备井控所需各类资源；

（三）实行井控新工艺、新技术；

（四）按照公司井喷事故应急预案，实行井喷事故解决和抢

险工作；

（五）保证井控有关人员持证上岗。

第二十二条录井、测井单位井控管理职责

（一）贯彻贯彻上级关于井控管理原则、制度与本细则；

（二）按原则、设计配备井控所需各类资源；

（三）配合钻井承包商做好现场井控工作；

（四）及时进行井控风险提示；

（五）保证井控有关人员持证上岗。

第三章井控设计

第二十三条井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计重

要构成某些。

第二十四条地质设计单位负责收集、提供地表环境状况,

在地质设计中，应包括如下内容：

（一）明确提供保证钻井井控安全作业井场面积及进出井场

道路。若安全距离不能满足上述规定，由勘探部（开发部）组织

有关单位进行风险评估，按其评估意见处置，并在设计中进行明

确提示，在地质设计中应明确所钻井与否为“三高井”，且要明

确“三高井”类型。

（二）进行地质设计前应对井场危边一定范畴内（高含硫井

3000米）居民住宅、学校、厂矿（涉及开采地下资源矿业单位）、

国防设施、高压电线、水资源状况和风向变化等进行勘察和调查,

并在地质设刊中标注阐明，特别需标注清晰诸如煤矿等采掘矿井

坑道分布、走向、长度和距地表深度；在江河、干渠、坎儿井周

边钻井，应标明河道、干渠、坎儿井位置和走向等。

（三）地质设计书应根据本细则第七条有关条件注明该井井

控风险级别，应依照物探资料及本构造和邻构造钻探状况，提供

本井全井段地层孔隙压力、地层坍塌压力和地层破裂压力剖面图

（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井

地层承压检查资料）、本区块地质构造图（涉及全井段断层分布）、

浅气层资料、浅水层资料、油气水显示、邻井井身构造、水泥返

高、固井质量、复杂状况等资料。

（四）在含硫化氢等有毒有害气体地区钻井，地质设计应对

有毒有害气体分布层位、埋藏深度及含量进行预测。在工程设计

书中明确应采用相应安全和技术办法。

（五）在已开发调节区钻井，地质设计书中应提供该区注

水、注气（汽）井状况（明确注水层段），分层提供动态压力数

据。

第二十五条工程设计规定

(一)工程设计根据地质设计注明井控风险级别，以及井控

风险提示，明确井控规定，并提出针对性施工办法。

(-=-)钻井液密度拟定。钻井工程设计应依照地质设计提供

资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中最高地层孔隙

压力当量钻井液密度值为基准，另加一种安全附加值。安全附加

值为：

1.油井、水井为0.05克/立方厘米〜0.10克/立方厘米或增

长井底压差1.5兆帕〜3.5兆帕；

2.气井为0.07克/立方厘米〜0.15克/立方厘米或增长井底

压差3.0兆帕〜5.0兆帕；

3,详细选取钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压

力预测精度、油气水层埋藏深度及预测油气水层产能、地层油气

中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套状况等因

素。含硫化氢等有害气体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。

（三）加重钻井液及加重材料储备状况。钻井工程设计应依

照井眼状况，明确储备钻井液密度、数量及加重材料数量。

1.区域探井在二开前储备一倍井筒容积加重钻井液、加重材

料60吨。

2.预探井、含硫化氢井在二开前储备加重钻井液80方、加

重材料60吨。

3.除区域探井、预探井和含硫化氢井以外一级井控风险井在

打开油气层200米前，储备加重钻井液50方、加重材料40吨；

二级井控风险井单井储备加重钻井液40方、加重材料30吨；三

级井控风险井可以不储备加重钻井液和加重材料。

4.老井加深井、套管开窗井在施工前储备加重钻井液和加重

材料按照开发井分类区域储备。

5.离物资储备点不不大于200公里以外井，增长加重材料40

吨；储备加重钻井液密度附加值，预探井、评价井为设计最高钻

井液密度0.30克/立方厘米，开发井为设计最高钻井液密度

0.20克/立方厘米。

（四）钻井工程设计应明确以防喷器为主井口井控装置组合

形式、压力级别、安装原则和试压规定，并列出不同压力级别防

喷器组合图。压力级别应不低于全井段最大油气层压力。“三高”

油气井井控装备应在规定基本上提高一种压力级别，且防喷器使

用时间不超过7年。

钻井工程设计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解决装置和灌注装置配备状况；以及油气井

压力控制重要技术办法；明确消防器材配备原则，以及防喷防火

应急办法。

（五）钻井工程设计应明确提出合理井身构造。表层套管下

深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、（地表）砾石层规

定，且其坐入稳固岩层应不少于10米，水泥浆应返至地面。同一

裸眼井段存在两个以上压力系统时，当压力梯度差值超过0.3兆

帕/100米，或采用各种工艺办法仍不能解除严重井漏时，应下

技术套管封隔，套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流

关井时井口安全关井余量。探井、超深井、复杂井井身构造应充

分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。若不能达到以上规定,

在工程设计中应制定井控办法和相应应急预案。

套管材质、强度、扣型、管串构造设计（涉及钢级、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规定。高含硫油气井水泥

应返至上一级套管内或地面，并且其形成水泥环顶面应高出已经

被上层套管封固了喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超过

设计规定井段以上100米。油层水泥应返至技术套管内或油、气、

水层以上300米。

（六）欠平衡钻井井控设计应纳入钻井工程设计，其井身构

造、井控装备配套和井控办法等方面设计应满足欠平衡钻井特殊

安全规定。欠平衡钻井方式选取和欠压值拟定应综合考虑地层特

性、井壁稳定性、地层孔隙压力、地层破裂压力、预测产量、地

层流体和钻井流体特性、套管抗内压及抗外挤强度和地面设备解

决能力等因素。油气储层不能实行空气钻井或以空气为介质雾化

钻井。

(七)探井、油藏评价井应采用地层压力随钻监测技术，绘

制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、de指数随

钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，依照监测和实

钻成果，及时调节钻井液密度。现场有综合录井仪，录井小队必

要为钻井队提供实时压力监测数据，并及时以书面形式向钻井队

提供异常状况提示报告。

(A)其她井控规定

L钻井工程设计应明确规定，每下入一层套管后，钻开新

地层5—10米或第一种砂层，必要做地层破裂压力实验。

2.开发井进入油层前100米开始，探井从安装防喷器之日起,

每天做一次低泵冲实验，使用无级变速泥浆泵钻井队按30、40、

50冲排量进行实验，使用机械传动泥浆泵井队按照单凡尔,双凡

尔进行实验，并记录泵冲、泵压。

第二十六条设计审批原则

（一）工程设计单位必要具备设计资质，从事“三高”井工

程设计单位必要具备甲级资质。

（二）地质设计：由勘探开发研究院负责设巾编写，普通油

气井设计人员应具备现场工作经验和相应专业中级技术职称，设

计审核人员应具备相应专业高档技术职称。

（三）工程设计：由工程技术研究院负责设计编写，普通油气井

设计人员应具备现场工作经验和相应专业中级技术职称，设计审

第二十七条井控装备组合按附图执行，含硫地区井控

装备选用材质要符合公司原则Q/SY1115-《含硫化氢油气井

安全钻井推荐作法》规定。防喷器压力级别选用以全井最高

地层压力为准。

核人员应具备相应专业高普技术职称。

（四）高压、高含硫井设计人员应具备现场工作经验和相应专业

高档技术职称，设计应由具备相应专业高档技术职称或本公司级

以上技术专家审核，负责勘探、开发总工程师或主管领导批准；

高含硫井地质设计和工程设计应由公司主管井控领导批准。

第四章井控装置安装、试压、使用和管理

第二十八条防喷器组合形式与压力级别选取。依照井控风

险评估成果，对不同级别风险井采用不同级别井控装备。

（一）一级风险井垂深在4500米以上按照附件1图一组合,

4500米以内（含4500米）按照附件1图二组合；二级风险井区

按照附件1图三组合（垂深1200米以上井选取35兆帕组合，1200

米以内选取21兆帕组合）；三级风险井按照附件1图四组合。

（二）高含硫油气井安装70兆帕或以上压力防喷器时，必

要安装剪切闸板防喷器。

（三）套管开窗侧钻井按附件1图三组合。

第二十九条节流管汇、压井管汇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。节流管汇按附件1图五至图

八安装；压井管汇按附件1图九安装；防喷管线和四通闸门按照

附件1图十安装。

第三十条井控装置现场安装规定

（一）防喷器组合件安装

1,防喷器组合件：升高短节、四通、双闸板防喷器（下面半

封、上面全封）、环形防喷器，按规定顺序自下而上逐个安装，不

可窜位。

2.连接法兰：规定密封槽无伤痕、清洁无脏物，钢圈无变形,

加密封脂（或黄油）放平摆正；四通两翼中心线正对井眼轴线，出

口垂直指向井架左右两侧，并能接出两翼连接管线；各紧固螺栓

配戴齐全，上平法兰，拧够扭矩；丝扣连接，要保证丝扣完整、

清洁、无伤痕，加密封脂（或丝扣油）上够扭矩，密封可靠。

3.闸板防喷器安装时，油路接口置后，控制油管线从井口

后方连接，旁侧出口法兰正对井口前方，两侧门锁紧轴垂直指向

井架底座两侧，且防喷器高度要能保证手动锁紧杆顺利接出井架

底座外，并便于操作（受钻机底座限制可不接出，但手动锁紧杆

安装必要留出操作空间，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴

线夹角不不不大于30度，挂牌表白开、关方向及究竟圈数）。手

动锁紧操作杆离地面超过1.65米时，要安装操作台。

4,闸板防喷器内所装半封闸板尺寸必要与本井所用钻杆公

称尺寸相匹配，距井控车间200公里以远井队，井场应配备相应

半封闸板和全封闸板各一副。

5.防喷器安装好后，用直径15.24毫米钢丝绳对角固定在井

架底座底部，用M30X1000正反螺丝绷紧，每处3个卡子，禁止

在底座斜拉筋上固定；同步在防喷器上加装防淋伞，使用钢丝绳

固定。

（二）井控管汇安装

L节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸门、法兰等配件额

定工作压力，必要与所使用防喷器额定工作压力相匹配。含硫油

气井井口管线及管汇应采用抗硫专用管材。

2.防喷管线要使用专用硬管线，接出井架底座之外，并采

用螺纹和原则法兰连接，不得在现场焊接。当防喷器额定工作压

力级别不不不大于35兆帕时，若遇特殊状况，内防喷管线不能

顺利接出井架底座，经甲方监督允许后，可使用高压耐火软管,

并在两端拴保险绳。

3•井口四通两侧各安装两个平板闸阀，紧靠四通闸阀处在

常开状态（冬季处在常关状态）。防喷管线控制闸阀（手动或液

动阀）接出井架底座以外，处在常关状态。（冬季：三塘湖区域:

11月1日至4月1日；其她区域：12月1日一次年3月1日）。

4,节流压井管汇与防喷器四通、防喷管线连接一定要平直稳

固，内径不得不大于78毫米（壁厚不得不大于9毫米），节流压

井管汇以外主放喷管线通径不得不大于78毫米，管线必要采用

原则法兰连接，其布局要考虑本地季节风向，出口不得正对电力

线、油罐区、居民区、道路、水源等，三级井控风险井接出井口

30米，备足75米，其他区域接出井口75米以远。

管线每隔10米要用基墩固定（基墩重量不不大于500公斤）,

固定螺栓直径不得不大于20毫米，丝扣朝上，采用一次区制成

型压板（不容许焊接），压板宽100毫米，厚度不不大于10毫米,

压板与管线之间用橡胶材料隔离，固定牢固。

如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度不不大于120度

铸（锻）钢弯头或使用90度灌铅弯头，且弯头两端需用基墩固定。

若受井场条件限制，放喷管线不能接出75米以远，可接到

井场边沿，备足75米管线、弯头、基墩及配件，备用管线摆放整

洁，两头要做防沙保护。

如果有两条管线走向一致时，应保持不不大于0.3米距离,

并分别固定。放喷管线出口安装点火装置，对手动点火装置考虑

不同风向，实现安全点火。

一级井控风险井，自节流、压井管汇以外前两个基墩使用地

脚螺丝固定，别的基墩，1/2以上本体埋入地表如下。

5,副放喷管线出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路

等，区域探井、预探井、超深井、高含硫井管线必要接出75米以

远。三级井控风险区域开发井、评价井距井口不少于10米，其他

区域开发井和评价井距井口不少于18米，井场备足75米管线、

弯头、基墩及配件，备用管线摆放整洁，两头做防沙保护。

6.节流管汇至钻井液循环罐至少安装一条钻井液回收管线，

转弯处必要采用弯度不不大于120度铸钢弯头，转弯处及钻井液

出口固定牢固，回收管线出口必要安装在除气器前循环罐。钻井

液回收管线可以用高压防火软管线，拴保险绳，固定牢固。

7.节流、压井管汇安装双压力表，大分度值压力表量程应为

防喷器额定工作压力1.3倍，小分度值压力表量程10兆帕，表

盘朝向应与大门同向。待命工况，大量程压力表处在开位，小量

程压力表处在关位，压力表均应装针形阀。

8.节流、压井管汇底座用地脚螺栓在四角固定牢固，固定螺

栓直径不得少于20毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用钢板厚

度不不大于10毫米。

9.不得在任一管线上开孔焊接压力表和其他管线，所有井

控管线闸门必要统一编号，并标明开关状态。

10.对远程控制室各手柄和压井、节流管汇各阀门统一挂牌

标记。

11.冬季钻井期间，所有井控管汇在使用后必要吹扫干净,

对阀门、仪表、气路必要采用防冻办法，用电热带加毛毡保温，以

保证管路畅通、阀门开关灵活、控制系统工作正常。

12.欠平衡钻井燃烧管线或排砂管线应顺着季节风方向延伸

至距井口75米以远安全地带，燃烧筒距污水坑直接距离不不大

于20米，末端采用垂直地面、高1.5米燃烧筒，燃烧管线上安装

防回火装置，出口应安装自动点火装置，其点火间隔时间不不不

大于3秒，同步应备用手动点火装置。多雨地区雨季燃烧筒应安

装防雨罩，固定牢固。并修建燃烧池，燃烧池大小应满足欠平衡

钻井安全规定。

13.区域探井、预探井、气井、含硫化氢井必要安装自动点

火装置和防回火装置。采用垂直地面、高L5米燃烧筒，多雨地

区雨季应安装防雨罩，并固定牢固。

（三）控制系统安装

1.控制系统控制能力应满足所控制防喷器需求和控制对象

个数。

2.远程控制室安装在大门左侧，距井口25米以远，大门朝

向井场方向，距放喷管线、水罐等应有2米以上距离，并在周边

留有宽度不少于2米人行通道，周边10米内不得堆放易燃、易爆、

腐蚀物品，电控箱总闸必要是防爆开关，室内照明灯必要防爆。

气动泵气源与储气罐接通。电源线、气源线必要是专线。

3.远程控制室与防喷器各控制对象采用高压耐火软管或高

压硬管线连接，做到密封可靠，禁止将液控管线直接埋地，通过

井场管汇必要架空，并做好过桥保护。

4.区域探井、预探井、评价井、气井、高压调节井以及气油

比高于500」、地层压力系数高于L3区块，同步在钻井过程中

也许钻遇气层气、油顶气开发油井必要安装司钻控制台、节控箱

及配套装置。

5.其他安装了液动节流阀井必要安装节流管汇控制箱。

6.司钻控制台安装在钻台上司钻易于操作地方（普通安装在

司钻操作箱附近），固定牢固，各操作阀控制对象、工作状态应

有醒目的记，配备气源排水分离器，禁止强行弯曲和压折气管

束。

（四）井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置安装

1.按设计规定配齐加重和灌注装置及钻井液循环池液面监

测与报警装置。

2.按设计规定配齐钻井液净化装置，区域探井、预探井、气

井及油气比高于500:1油井还应配备钻井液气体分离器和除气器,

液气分离器排气管线（管径等于或不不大于排气口直径）接出距

井口50米以远。

3,液气分离器底座用地脚螺栓在四角固定牢固，固定螺栓

直径不得不大于20毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用钢板

厚度不不大于10毫米。分离器总成自上部采用不少于4根小16

毫米钢丝绳对角固定。排气管出口应接至距井口50米以上安全地

带，距各种设施不不大于50米，且不能正对居民区、道路、油罐

区、电力线及各种固定设施。管线每隔8—10米要用基墩或地脚

螺栓固定，出口采用双基墩或地脚螺栓固定牢固，尽量平直，固

定螺栓直径不得不大于20毫米，压板使用钢板厚度不不大于10

毫米。

4.钻井液液气分离器进液管采用内径不不大于100毫米高压

金属管线或高压耐火软管，两端拴保险绳，使用基墩固定。

5.井控一级风险气井、欠平衡井应选取1200型以上液气分

离器。

6.液气分离器排气管线压力表安装1.6-2.5MPa抗震压力表,

表盘直径不不大于100毫米，压力表表盘安装方向应与井架正面

一致，垂直安装。

7.钻井液回收管线必要使用与分离器出口相似尺寸硬管线,

出口接至振动筛入口处，固定牢固。

第三十一条欠平衡井控装置安装规定

（一）防喷器组合

1.依照设计井深、预测地层压力、预测产量及设计欠压值等

状况，选取压力级别匹配旋转防喷器或旋转控制头。

2.旋转防喷器或旋转控制头安装在常规钻井井口防喷器组

合之上。

3.井口装置通径应不不大于钻井、完井作业管串及附件最大外

径。

4,探井、评价并进行欠平衡钻井时，井口装置按附件1图十

一组合；生产井进行欠平衡钻井时，按附件1图十二组合。

（二）油气储层欠平衡钻井需此外安装并使用一套独立于常

规节流管汇欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于旋转防

喷器或旋转控制头额定工作压力。在欠平衡钻井过程中不容许使

用常规节流管汇。

（三）气体欠平衡钻井施工使用不带旁通口旋转防喷器或旋

转控制头时，应在其与常规防喷器组之间安装一种专用三通或四

通，作为欠平衡钻井导流通道。

（四）液相欠平衡钻井应配备1200型及以上液气分离器，油

井应配备撇油罐和储油罐。

第三十二条内防喷工具配备。井队应配备方钻杆上旋塞1

个、方钻杆下旋塞2个、钻具止回阀2个，未安装环形防喷器钻

井队，可不配备上旋塞。

第三十三条井控装备送检。区域探井、预探井、气井（预

测地层压力系数2L0）、欠平衡井、垂深4500米以上深井（稀

油）全套井控装备每口井送井控车间检修试压；评价井（稀油）、

开发油井（预测地层压力系数21.3）、气井（预测地层压力系数

VLO）、垂深4500米以上深井（稠油）每2口井封井器送井控

车间检修试压；评价井（稠油）、开发油井（预测地层压力系数

<1.3）每4口井封井器送井控车间检修试压；三塘湖和鲁克沁稠

油区域垂深不大于4500米开发油井封井器每6口井送井控车间检

修试压。防喷器在现场试压检查周期不得超过3个月。

第三十四条井控装备检修试压

（一）对新购入井控装置必要进行质检，并按原则进行试压

合格后方可投入现场使用。井控设备试压、维修、更换配件必要

在具备中华人民共和国石油天然气集团公司承认且在本油田服务

井控车间进行，井控配件由井控车间统一在有资质厂家购买。井

控车间对回收井控装置，涉及防喷器、四通、闸阀、节流管汇、

压井管汇、防喷管线、液气分离器、液控管线、内防喷工具等，必

要分别清洗检修；防喷器组在井控车间进行分体试压。重点井、

特殊井按照钻井工程设计规定，在井控车间按井场连接形式组装

并用清水整体试压，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸

板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇、压井管汇、

液控管线、按零部件额定工作压力分别试压。压力实验稳压时间

不少于10分钟，容许压降0.7兆帕，密封部位无渗漏。并填写试

压记录。

（二）远程控制台、司钻控制台、节控箱应每年进行1次检

修、保养、调试，使其能正常工作。

（三）节流管汇和压井管汇每6个月送井控车间检修试压。

（四）检修试压合格井控设备应进行包装保护，防喷器、远

程控制台等设备油道口、法兰盘、气路接头等应上丝堵或进行包

扎，对密封钢圈、螺栓等配件应进行装箱或包装保护，以防在运

送过程中损坏。

（五）经检修井控设备按规定试压合格后，必要填写检修试

压记录及合格报告，经质检员签字后随设备一起交接。

（六）井控装置现场试压与调试。

1.试压原则。

（1）在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80%前提

下进行现场试压，环形防喷器在封管子状态下（不容许在封零状

态下试压），试压至额定工作压力70%；闸板防喷器及节流压井

管汇试压到额定工作压力；防喷管线试压到防喷器额定工作压力，

放喷管线实验压力不低于10兆帕。试压稳压时间不少于10分钟,

容许压降不不不大于0.7兆帕，不刺不漏为合格。

（2）拆装及更换井控装备部件后，按规定再次进行试压。

（3）远程控制台在现场安装完毕后，按其额定工作压力（21

兆帕）做一次可靠性实验。

（4）远程控制台采用规定压力用液压油试压，别的井控装

置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。

（5）一级井控风险井采用专用试压泵试压，并出具试压曲

线报告；其他井用试压泵、水泥车或具备无级调控排量钻井泵试

压。现场井控装置试压时，必要有代表公司监督在现场并签字承

认。

（6）若使用变径闸板，应分别对两个尺寸闸板进行试压。

2•安装好井控装置必要调试，使其达到待命工况。

(1)防喷器全开。

(2)控制室电源总闸处在开位，电控箱手柄处在自动位。

(3)远程控制台三位四通换向阀手柄(除旁通阀外)统一

处在工作位。

(4)储能器进出油阀处在开位。

(5)电泵、气泵进油阀处在开位。

(6)油箱液区油储量符合原则。

(7)储能器区力表显示压力17.5兆帕一21兆帕。

(8)管汇压力表显示压力10.5±0.7兆帕，环形防喷器控

制压力表显示8.5—10.5兆帕。

(9)储能器充氮压力7±0.7兆帕。

(10)气泵、司钻控制台气源压力为0.65兆帕一0.80兆帕。

（11）司钻控制台各压力表显示值应与远程控制台相应压力

表显示值相似，压力相差不超过1兆帕。

（12）压力继电器下限调至17.5兆帕，上限21兆帕。

（13）节流控制箱，液控节流阀阀位显示半开状态，各压力

表显示值应与相应压力表显示值相似。

第三十五条内防喷工具检查试压

（一）试压规定

使用清水试压。试压压力为低压2兆帕，高压试到额定工作

压力；稳压5分钟，外观无渗漏，压降不不不大于0.7兆帕为合

格。

（二）试压办法。

1.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，实

验压力为额定工作压力。

（3）禁止用打开旋塞阀办法进行泄压。

2.浮阀

（1）浮阀在未安装阀芯前，连接试压堵头，对壳体、螺纹

要进行一一试压检测。

（2）装入阀芯，连接限位接头，进行密封性能实验。

3.箭形止回阀

（1）连接试区堵头，从母扣端对壳体、螺纹进行试压检测。

（2）连接试压堵头，从公扣端对箭形止回阀密封性能进行

试压检测，实验压力为额定工作压力。

(3)禁止用顶开装置进行泄压。

4.投入式止回阀

(1)投入式止回阀在未安装阀芯时，连接试压堵头，对壳

体、螺纹进行试压检测。

(2)不对装入阀芯投入式止回阀进行试压。

所有内防喷工具试压后，都要用压缩空气吹扫干净，减少腐

蚀。

第三十六条井控装置使用规定

(一)环形防喷器不得长时间关井，除非特殊状况，普通不

用来封闭空井。

(二)具备手动锁紧机构闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸

板。

（三）当井内有钻具时，禁止关闭全封闸板防喷器。当发生

井喷，在内防喷工具失效状况下且防喷器装有剪切闸板时，可采

用剪切关井。

（四）禁止用打开防喷器方式来泄井内压力。

（五）检修装有绞链侧门闸板防喷器或更换其闸板时，两侧

门不能同步打开。

（六）钻开油气层后，应定期对闸板防喷器开、关活动及环

形防喷器（在有钻具条件下）试关井。

（七）防喷器及其控制系统维护保养按SY/T5964-《钻井井

控装置组合配套安装调试与维护》中相应规定执行。

（A）有二次密封闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封

失效至严重漏失紧急状况下才干使用其二次密封功能，且匚漏即

可，待紧急状况解除后，及时清洗更换二次密封件。

（九）手动平板闸板阀开、关到位后，都应回转1/4圈〜1/2

圈，其开、关应一次完毕，不容许半开半闭和作节流阀用。

（十）压井管汇不能用作寻常灌注钻井液用；对防喷管线、

节流管汇和压井管汇应采用防堵、防冻办法。

（十一）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关

状态。

（十二）套管头、防喷管线及其配件额定工作压力应与防喷

器压力级别相匹配。

第三十七条内防喷工具使用

（一）施工队伍按照井控细则和设计规定配备内防喷工具。

（二）内防喷工具每6个月进行一次检查试压，合格出具试

压合格证，否则不能继续使用。

（三）新内防喷工具，必要通过井控车间试压检查合格后方

可使用。

（四）现场使用内防喷工具额定工作压力应不不大于井口防

喷器额定工作压力。

（五）方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活动旋塞

1次。

（六）钻具浮阀

下钻时每下钻5〜10柱必要灌满水眼。

（七）箭形止回阀

1,用于抢接箭形止回阀，应装好顶开装置，并确认阀芯已

顶开，放在钻台，便于取放位置。

2.钻井队准备一根防喷钻杆单根，防喷单根带与钻铤连接

螺纹相符合配合接头和箭形止回阀或旋塞阀，并且所有连接螺纹

必要预先紧扣，正常钻进时摆放在管排架，起下钻铤时放在小鼠

洞内或大门坡道上。

第三十八条井控装置管理

（一）资产拥有单位自行检查范畴为：

1.出厂时间不超过十年防喷器和井控管汇；

2.出厂时间不超过十二年防喷器控制装置；

3.经第三方检查机构检查合格，且在检查有效期内受到损

伤井控装备。

（二）委托第三方检查机构检查范畴为:

1.出厂时间超过十年防喷器和井控管汇；出厂时间超过十二

年防喷器控制装置；

2,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，但在运送、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，也许导致安全性能

严重下降，且自行检查机构无法鉴定装备；

3.井控装备资产拥有单位以为需要委托第三方检查机构检

查装备。

4.井控装备资产拥有单位以为需要委托第三方检查机构检

查装备。

（三）井控装备出厂时间总年限达到如下条件应报废：

1•防喷器十三年;

2.防喷器控制装置十五年；

3.井控管汇十三年。

（四）达到报废总年限后确需延期使用，须经第三方检查并

合格，延期使用最长三年。

（五）防喷器报废管理

L性能损伤报废：井控装备在有效有效期间因现场使用工

况恶劣或维修保养等环节问题导致性能达不到自身性能指标，必

要进行报废解决。

2.疲劳强制报废：井控装备超过有效有效期间因使用疲劳

而达不到自身性能指标，必要强制报废。强制报废条件执行《中

华人民共和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（）408v）规定。

(1)防喷器和控制装置具备如下条件之一者，强制判废：

①防喷器出厂时间满，控制装置出厂时间满；

②重要元件(泵、换向阀、调压履及储能器)合计更换率超

过50%；

③经维修后，重要性能指标仍达不到行业原则SY/T5053.2

规定规定；

④对回库检查及定期检查中发现缺陷无法修复；

⑤重要元器件损坏，无修复价值。

(2)井控管汇总成符合下列条件之一者，强制判废：

①出厂时间满；

②使用过程中承受压力强度曾超过实验压力；

③管汇中阀门、三通、四通和五通等重要部件合计更换率达

50%以上。

(3)管汇中重要部件符合下列条件之一者，强制判废：

①管体发生严重变形；

②管体壁厚最大减薄量超过12.5%；

③连接螺纹浮现缺损、粘扣等严重损伤；

④法兰厚度最大减薄量超过原则厚度12.5%；

⑤法兰钢圈槽严重损伤，且进行过两次补焊修复或不能修复；

⑥阀门阀体、阀盖等重要零件严重损伤，且进行过一次补焊

修复或不能修复；

⑦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/T4730中HI级规定。

(4)内防喷工具试压不合格强制报废。

（六）所用井控装备及内防喷工具必要是经中华人民共和国

石油天然气集团公司关于部门承认厂家生产合格产品。

第五章钻开油气层前准备和检查验收

第三十九条施工方应制定钻开油气层安全技术办法，并

向施工人员进行工程、地质、泥浆、井控装备和井控办法等方面

技术交底。

第四十条对设计中预告或在实钻中发现地层中存在有害

气体如硫化氢、二氧化碳和一氧化碳等，由钻井承包商负责组织

对钻井队和有关人员进行教诲和培训I。对周边居民通过本地政府

采用各种形式（如下发学习材料、授课、广播等）进行宣传、教

I每。

第四十一条泥浆密度和其他性能要符合钻开油气层设计

规定，按设计规定储备足量加重钻井液、加重剂、堵漏材料和解

决剂，对储备加重钻井液定期循环，防止沉淀。

第四十二条各种井控设备，井控工具，消防设备（涉及消

防砂8立方米），电路系统，通信设施，液面报警装置，加重装

置配备齐全，运转正常。

第四十三条调节井应指定专人按规定检查邻近注水、注气

（汽）井停注、泄压状况。

第四十四条距井口30米以内所有电器设备和电器开关必

要防爆。探照灯、消防泵必要是专线。柴油机要有紧急停车装置,

对柴油机、发电机安装防火罩。

第四十五条在进入油气层前100米，井队井控领导小组对

井控设备进行一次全面、细致检查，使设备进入待命工况，发现

问题及时整治，合格后及时申报验收。对新区块井，按照设计最

高钻井液密度值对裸眼地层进行承压能力检查。

第四十六条严格执行打开油气层前申报、审批制度，验收

合格后方可打开油气层，否则不能钻开油气层。

第四十七条所有井队应有醒目路牌标记。

第六章钻开油气层过程中井控作业

第四十八条加强地质录井地层对比，及时提出可靠地质

预报。在钻开油气层前200米，将钻井液密度逐渐加重至设计规

定，钻井液各项性能指标应符合设计规定。对探井，从安装防喷

器后钻进开始要进行以监测地层压力为主随钻监测，绘出全井地

层压力梯度曲线，依照监测成果，若需调节钻井液密度，必要经

建设方批准。但不涉及如下状况:

（-）发生溢流、井涌时；

（二）钻遇硫化氢时；

（三）发现地层压力异常时。

第四十九条钻开油气层后，每班对半封闸板开关活动一次,

每趟钻对全封闸板开关活动一次，在冬季每班检查活动压井、节

流管汇闸门。

第五十条下列状况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流。

（一）钻开油气层后第一次起钻前；

（二）溢流压井后起钻前；

（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；

（四）钻进中曾发生油气侵但未溢流起钻前；

（五）钻头在井底持续长时间工作后半途需起下钻，通井或

划眼修整井壁时;

（六）需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下

油管、半途测试、检修设备等）起钻前。

第五十一条起、下钻中防止溢流、井喷技术办法。

（一）保持钻井液有良好造壁性和流变性；

（二）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0.02克/立方厘米；

（三）起钻中严格按规定持续向井内灌满钻井液，并做好

记录、校核，及时发现异常状况；

（四）钻头在油气层中和油气层顶部以上300米井段内，起钻速

度不得超过0.5米/秒；

（五）在疏松地层特别是造浆性强地层，遇阻划眼时应

保持合理流量，防止钻头泥包;若发现钻头泥包时，应及时循环、

解决钻井液，防止抽吸诱发井喷。

（六）起钻完应及时下钻，检修设备时必要保持井内有500

米钻具，并观测出口钻井液返出状况。禁止在空井状况下进行设

备检修或其他作业。

第五十二条钻开油气层后发生卡钻需泡解卡剂、泡油或因

其她因素要调节钻井液密度时，其液柱压力要保证不不大于地层

压力，施工单位制定防喷防火办法，报本单位总工程师批准执

行。

第五十三条生产井从打开油气层前200米到完井，探井从

安装防喷器之日到完井，要密切注意发现溢流各种显示，特别要

贯彻专人观测井口和循环池液面变化，及时发现溢流并及时报告,

同步做好记录。

第五十四条钻进中，发现钻速突然加快、放空、井漏、气

侵及油气水显示异常，应及时停钻观测，若发现溢流要及时按关

井程序（见附件2）关井。做到“发现溢流及时关井，疑似溢流

关井检查”。信号统一为：

（一）报警为一声长鸣笛信号（长鸣信号15秒以上）；

（二）关井为两声短鸣笛信号（短鸣信号2秒左右）；

（三）解除为三声短鸣笛信号。

第五十五条钻进中发生井漏时，应将钻具提离井底、方钻

杆提出转盘面，以便观测；采用定期、定量反灌钻井液办法，保

持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采用相应

办法解决井漏。

第五十六条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。若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液

排完气后停止钻进状况下进行，禁止边钻进边加重。

第五十七条发现溢流后关井求压，依照关井压力和安全

附加压力值拟定压井液密度值，迅速实行压井作业。同步留有专

人观测立压、套压变化状况，关井最高套压不得超过井控装备额

定工作压力、套管抗内压强度80%和地层破裂压力所容许关井压

力三者中最小值。若关井套压将要超过容许套压值时，应通过节

流阀有控制放压，控制其套压在容许最大关井套压范畴内。

第五十八条钻杆测试、测井、固井及完井作业中要严格执

行操作规程，避免发生井喷事故。

（一）完井电测通井起钻前，钻井队必规定出油气上窜速度,

充分循环钻井液，将井压稳；电测时井队当班人员应坚守岗位并

指定专人观测井口，发现溢流应及时告知电测人员起出电缆仪器,

及时下钻，充分循环。若电缆不能及时起出，应切断电缆，进行

关井。

(-)下套管前要通井调节钻井液性能，保证起钻、下套管、固井时井下平稳。同步要更换与

套管尺寸相似半封闸板。对油气活跃井和钻井各次开钻周期超过3个月时，要重新对井口试压，按

最薄弱某些80%试压。在注水泥施工过程中，若发生溢流或井喷.及时关井,通过节流阀有控制把

水泥浆药到预定位置，关井憋压候凝。

第五十九条在发生溢流关井后应依照关井立压和套压不同状况，分别采用如下相应解决办

法。

(一)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减少所致，其解决办法如下:

1.当关井套压也为零时，保持原钻进时流量、泵压，以原钻

井液敞开井口循环，排除侵污钻井液即可；

2.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；再用短程起下钻检查,

决定与否调节钻井液密度，然后恢复正常作业。

（-）关井立管压力不为零时，依照现场状况可采用工

程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井办法压井：

1.所有常规压井办法应遵循在压井作业中始终控制井底压力

略不不大于地层压力原则；

2.依照计算压井参数和本井详细条件（溢流类型、钻井液和

加重剂储备状况、井壁稳定性、井口装置额定工作压力等），结

合常规压井办法优缺陷选取其压井办法。

第六十条录井井控规定

（一）综合录井现场固定式硫化氢检测仪探头应安装在泥浆

出口、振动筛等气体易汇集部位。

（二）综合录井队应为钻井队提供录井终端显示。

（三）综合录井队应有持续坐岗记录。

（四）录井过程中发现油气显示或硫化氢显示，应先向司钻

报告，同步向现场监督、值班干部报告。

（五）若发生井喷或硫化氢浓度超标，录井队应按井队应急

预案统一行动。

第六十一条测井井控规定

（一）“三高”井及钻井施工过程中存在复杂特殊井测井施

工前，由测井单位预先制定测井施工井控办法。

（二）测井车辆应停放在井架大门前距井口25米以外。在

含硫化氢井测井时，应至少配备2套正压式空气呼吸器和2台便

携式硫化氢检测仪。

（三）含硫油气井测井入井仪器应具备良好抗硫性能。

（四）测井队要准备电缆剪断装备，以便在发生溢流时剪断电缆。

第七章欠平衡钻井规定

第六十二条欠平衡钻井施工前准备。

（一）由开发部或勘探公司组织钻井监督、钻井施工单位技

术监督、欠平衡施工队技术负责人、钻井队平台经理、录井小队

负责人等，成立现场欠平衡施工领导小组，明确岗位、职责及权

限；由该领导小组组织施工前现场办公和开工验收，贯彻施工作

业各项准备工作、技术规定等事项，组织所有作业人员进行技术

培训和技术交底。

（二）井场条件应满足欠平衡钻井装备布置和安全作业基本

规定。实行气体钻井时，供气设备内燃机排气管应加装灭火罩,

供气设备至井口距离不不大于15米。

（三）旋转防喷器或旋转控制头以及节流管汇试压。在不超

过套管抗内压强度80%和井口其他设备额定工作压力前提下，

静压用清水试压到额定静密封压力70%,动压试压不低于额定

动密封压力70%。稳压时间不少于10分钟，最大压降不超过0.7

兆帕。

（四）所有欠平衡钻井装备安装完毕和试压后，做欠平衡钻

井循环流程试运转。运转正常，连接部位不刺不漏，正常运转时

间不少于10分钟。

（五）使用气相钻井液实行欠平衡钻井时，开发井现场至少

储备可用体积不不大于1.5倍以上井筒容积、密度高于设计地层

压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上钻井液;探井现场至少

储备可用体积不不大于2.0倍以上井筒容积、密度高于预测地层

压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上钻井液;现场储备加重

材料60吨。

（六）使用充气钻井液实行欠平衡钻井时，现场至少储备

100方密度高于预测地层压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以

上钻井液，储备加重材料60吨。

（七）使用液用钻井液实行欠平衡钻井时，现场至少储备80

方密度高于预测地层压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上

钻井液，储备加重材料60吨。

（八）在欠平衡钻井施工前，开发部（勘探公司）组织有关

施工作业单位按规定进行检查验收。不满足欠平衡钻井安全施工

条件，不得批准开钻。

第六十三条欠平衡钻井施工作业。

（一）在欠平衡钻井全过程中，钻井监督和井队干部应全天

候在井场值班。

（二）严格按照设计及井控规定进行施工。若需对设计内容

进行变更，现场领导小组研究后以书面形式上报，由勘探部（开

发部）出具书面变更告知单后执行。对于危及人身、井下安全紧

急状况，现场应先行解决，控制险情，然后变更设计。

（三）欠平衡钻井中，当发现返出量明显增多或套压明显升

高时，应关井求压，并依照地层压力重新拟定合理钻井液密度。

（四）液相欠平衡钻井时，钻井队坐岗人员、录井队和欠平

衡服务单位值班人员应依照职责分工，实时观测并记录循环罐液

面、钻井参数、钻井液性能、气测炫值、返出量、火焰高度等变

化状况，发现异常按规定及时报告值班监督和值班干部。

（五）套压控制应以立管压力、循环罐液面和排气管出口火

焰高度或喷出状况等为根据，综合分析，适时进行调节。

（六）气基流体钻井时，如果钻具内压力无法正常泄掉，不

容许卸开钻具，应进行压井解决。

（七）每趟起钻前，应对半封闸板防喷器进行关、开检查；

每趟下钻前，应对全封闸板防喷器进行关、开检查，并对控制系

统进行检查。钻头起出转盘面后，对旋转防喷器（旋转头）进行

全面检查。

（A）带压起下钻期间，依照设备作业能力控制井口套压，

专人观测、记录套压变化，发现异常应及时解决；当上顶力达到

钻具浮重（去掉钻具在钻井液中承受浮力后重量）80%时，必要使

用不压井起下钻装置。

（九）液相欠平衡钻井带压起钻作业期间，应及时向井内注

入钻井液，注入量应与起出钻详细积（以钻具外径计算）基本相

似，发现异常状况及时解决并报告。

（十）每趟起钻时，应将已入井使用过具备单向流动控制作

用阀卸下来，由专人仔细检查，确认功能完好后，方可再次入

井。

（十一）带压测井应使用专用电缆防喷器，其上要安装防喷

管，测井仪器长度应不大于防喷管长度；带压测井防喷装置压力

级别应满足井口控制压力规定；带压测井过程中，录井队、钻井

队均应派专人观测记录套压，发现异常及时报告。

第六十四条欠平衡钻井终结条件。欠平衡钻井作业过程中,

若浮现如下状况应及时终结欠平衡钻井作业。

（一）自井内返出气体，涉及天然气，在未与大气接触之前

所含硫化氢浓度等于或不不大于75毫克/立方米（50ppm）；或者

自井内返出气体，涉及天然气，在其与大气接触出口环境中硫化

氢浓度不不大于30毫克/立方米（20ppm）o

（二）实行液相欠平衡钻井时，自地层中溢出油、气、水严

重影响钻井液性能，并导致欠平衡钻井不能正常进行。

（三）钻具内防喷工具失效。

（四）欠平衡钻井设备不能满足欠平衡钻井规定。

（五）实行空气钻井时，监测到可燃气体含量超过3%,停钻

循环观测10分钟；若可燃气体含量仍继续上升达到5%,则应及

时停止空气钻井。

（六）井眼、井壁条件不满足欠平衡钻井正常施工规定期。

第六十五条欠平衡钻井应急解决。

欠平衡钻井应急预案应至少涉及如下6个方面：

（一）出既有毒、有害气体；

（二）套压超过设廿上限；

（三）发生井下复杂；

（四）钻遇高产、高压油、气、水层；

（五）当立压和套压浮现异常变化；

（六）地面核心设备浮现故障。

第八章井喷失控解决

第六十六条一旦井喷失控，及时启动应急预案，迅速疏

散人员（涉及周边群众），撤离到安全地方，保证人身安全。

第六十七条设立观测点，定期取样，测定井口周边及附

近天然气、硫化氢、二氧化碳和一氧化碳含量及风向，划分安全

范畴。依照有毒气体测定状况，拟定与否要与本地政府联系，撤

离疏散本地居民。

第六十八条迅速做好储水和供水工作，保证喷注水需求。

尽快由四通往井内持续大量注水，并用消防水枪向井口和油气柱

周边不断喷水，起到润湿喷流、消除火星、防止着火作用。

第六十九条在保证人员安全前提下，将油罐、氧气瓶等易

燃易爆物品撤离危险区。

第七十条在禁区内作业要使用铜榔头和铜撬杠等防爆工

具，禁止在各种作业中碰击产生火花。禁止在井场内和安全警戒

区内进行任何动火作业。

第七十一条成立抢险领导小组

（一）及时启动紧急抢险预案，公司主管领导及有关部门迅

速奔赴现场，成立抢险领导小组，组织调集人员、物资、装备进

行抢险。

（-）抢险领导小组依照井喷状况，迅速制定井喷失控抢险

方案并组织实行。

第七十二条井口装置和井控管汇完好时井喷失控解决。

（一）检查防喷器及井控管汇密封和固定状况，拟定井口装

置最高承压值。

（-）检查方钻杆上、下旋塞阀密封状况。

（三）井内有钻具时，要采用防止钻具上顶办法。

（四）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、乙焕发生器等易燃易爆物采用安全保护办法。

（五）迅速组织力量配制压井液压井，压井液密度依照邻井

地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及立压、套压等来拟

定，其准备量应为井筒容积2〜3倍。

（六）当具备压井条件时，采用相应特殊压井办法进行压井

作业。

第七十三条井口装置损坏或其他因素导致复杂状况条件

下井喷失控或着火解决。

（一）消除障碍

1.迅速修通通往井口通道；

2.清除井口周边和抢险通道上障碍，充分暴露井口；

3.清除损坏井口设备；

4.若与套管头连接套管损坏，应采用合用切割办法，在安

全条件下进行，为安装新井口做准备。

(-)灭火

采用密集水流法、突然变化喷流方向法、空中爆炸法、液态

或固态迅速灭火剂综合灭火法，以及打救援井等办法扑灭不同限

度油气井大火；密集水流法是别的几种灭火办法须同步采用基本

办法。

(三)换装井口装置

1.新井口装置必要在井控车间组装试压合格后，整体运往现

场。

2.换装新井口之前，召开现场技术交底会，分工明确、程序

清晰、统一指挥，纯熟操作程序，以达到安全作业。