关于印发《川东北天然气井钻井井控管理

实施细则》的通知

各有关单位：

为进一步贯彻落实《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》，更好地指导川东北工区钻井现场井控工作，在广泛征求各单位及井控专家的意见基础上，经多次讨论修改，制定了《川东北天然气井钻井井控管理实施细则》，现予以印发，请遵照执行。

二○一二年四月十九日

石化股份然气安?2012?17号

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川东北天然气井钻井井控管理实施细则

第一章 总 则

第一条 为认真贯彻落实“安全第一，预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化天然气钻井全过程的井控安全管理，严防井喷失控、H2S等有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全与保护环境，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源，特制定本细则。

第二条 本细则是依据国家安全生产有关法律法规、行业和企业标准及《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》等相关管理制度和规范制定。

第三条 井控管理是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等各项工作，需要计划、财务、设计、地质、生产、工程、装备、监督、培训、安全等部门单位相互配合，共同做好井控工作。

第四条 钻井井控是指天然气井钻井全过程的控制与管理，包括钻井、录井、测井、中途测试、完井等各工作环节。

第五条 “三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。其中，“高产”是指天然气无阻流量达100×10m/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。

第六条 本规定适用于集团公司内川东北地区(包括重庆和鄂西地区）天然气井钻井井控管理工作，同时适用于南方其他地区的海相天然气钻井井控管理工作。

第二章 井控管理基本制度

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第七条 井控分级管理制度。

（一）中国石油化工股份有限公司天然气工程项目管理部（以下简称天然气项目部）、甲乙方各级主管单位及基层单位均应成立井控工作领导小组，全面负责井控工作。

（二）甲乙方各级主管单位均应成立以行政正职为组长，分管领导为副组长，安全、工程、地质、生产、设备、计划、财务、人事、教育培训、设计和监督等相关职能部门负责人参加的井控工作领导小组，设立井控监督和管理办公室，负责本单位井控工作。

（三）从事钻井、测井、录井、井下作业、固井、定向井、钻井液、气体钻井、欠平衡等工作的基层队伍，应成立以第一负责人为组长的井控工作领导小组。交叉（联合）作业现场，应成立以井控主体责任单位为组长，相关单位参加的井控工作领导小组。

第八条 井控工作责任制度。井控按照“谁主管，谁负责”的原则，各级井控工作领导小组及成员部门均负有井控工作责任，各级井控监督、管理部门均应设臵井控专职岗位，确保井控责任制的落实。

（一）天然气项目部井控职责

1、贯彻落实国家安全生产法规和行业及企业井控安全标准与管理制度，督促建立健全井控管理机构。

2、组织川东北各单位召开井控安全工作会议，对井控工作进行督导。

3、根据井控工作需要，组织制（修）订川东北地区井控标准和管理制度。

4、参加集团公司井控专项检查，及时发现并研究解决井控

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管理的主要问题。

5、组织或参与重点区域（井）井控技术方案论证及有关设计审查。

6、及时向集团公司井控监督管理办公室汇报川东北井控工作，提出工作方案及安排意见。

7、参加钻开海相油气层和试气开工前的检查与验收工作。 8、发生井控突发事件，指导和协调有关单位进行处臵。 9、组织或参加井喷和H2S泄露事故的调查和处理工作。 （二）业主单位井控职责

1、组织贯彻落实国家安全生产法律法规、石油行业与企业井控安全标准、集团公司井控管理规定及技术要求，健全井控监督和管理机构并落实专职人员。

2、根据井控工作需要，负责审定有关井控管理规定、制度和技术规范。

3、每半年组织1次井控专项检查，及时发现并研究解决井控工作中的重大问题。

4、每半年组织召开1次井控工作例会，听取井控技术管理和监督管理工作汇报，安排井控工作计划，部署井控工作，研究解决井控监督管理方面存在的问题。

5、负责组织编写钻井地质和工程设计及有关审查工作，严格按程序进行审批。

6、负责实施钻井各次开钻和钻开油气层的检查验收工作。 7、发生井控突发事件、事故时，及时启动井控应急预案并组织抢险。

（三）施工作业单位职责

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1、专业化公司（项目部）职责

（1）专业化公司（项目部）是所施工项目井控工作的责任主体，对各自承担的井控工作负责；联合或交叉作业时各施工单位应密切配合，服从第一责任主体单位的统一指挥。

（2）建立健全各级井控工作管理机构，组织各部门、基层队做好井控工作。

（3）负责按标准、规范、规定、工程设计要求配齐井控装臵及相关辅助工具，组织基层单位做好安装、试压工作。

（4）每季度组织一次井控检查，召开一次井控工作会议，对井控工作检查和考核，组织落实隐患整改。

（5）组织编写工程施工设计和内审，提交业主单位审查，督促完成技术交底工作。

（6）制定并落实公司（项目部）井控应急预案，组织审批单井应急预案。

（7）组织各次开钻和钻开油气层内部验收，向业主单位申报正式检查验收。

（8）负责组织员工井控知识培训，确保员工持证上岗。 （9）负责井控事件、事故处理过程中人员、设备、物资材料等的组织工作，提出技术方案并组织实施。

2、基层施工作业队伍职责

（1）基层施工作业队伍是作业现场井控工作的责任主体，对各自所施工项目的井控工作负责，其中钻井队为钻完井作业的第一责任主体；在出现井控风险时，其它配合队伍应服从钻井队的统一指挥，做好各自相关的井控工作。

（2）建立健全井控工作管理机构，履行各自井控职责。钻

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井现场应成立以钻井队平台经理（队长）为组长，各专业现场施工队伍负责人为成员的井控工作领导小组，负责组织、协调、指挥现场井控工作。

（3）每月组织一次井控检查，召开一次井控例会；含H2S井每周组织一次井控检查。

（4）严格执行相关标准、规范及地质、工程设计和技术安全指令等。

（5）细化落实十七项井控管理基本制度。重点落实好干部值班带班、坐岗观察、井控工作检查、井控持证上岗、井控及H2S防护演习、井控装臵现场安装、调试与维护、开钻及钻开油气层准备、细化井控技术措施。

（6）对各级各次检查提出的问题和隐患全面做好整改工作。 （7）编写单井应急预案，报送上级有关单位及地方政府备案，并组织实施演练。

（8）负责井控事件、事故的现场处臵，配合各级井控事故调查组工作，提供真实材料。

第九条 井控工作检查制度。油田企业局级单位由局副总工程师及以上领导带队，组织相关职能部门人员、技术专家参加，检查时间为每半年一次；二级单位由主管井控安全工作领导带队，检查时间为每季度一次；基层施工作业队伍由负责人牵头，组织相关岗位人员参加，检查时间为每月一次，其中含H2S井为每周一次。

第十条 井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定期召开井控工作例会，落实上级井控工作会议精神，认真分析和总结井控监督和管理工作存在的问题，安排和部署下一阶段井控工

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作，将井控工作总结及时上报上级主管部门或单位。其中：油田企业局级单位每半年组织一次；二级单位每季度组织一次；基层单位每月组织一次。

第十一条 井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接受井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。

（一）“井控培训合格证”持证岗位

1、天然气项目部领导及管理人员：主任，主管生产、技术、安全和环保工作的副主任及相关领导；生产、技术、安全环保等部门负责人以及与井控监督管理工作有关的工作人员。

2、油田企业领导及管理人员：行政正职，主管勘探、开发、生产、技术、安全等工作的相关领导；勘探、开发、钻井、生产、技术、安全、设计、监督等部门负责人以及在部门内从事现场生产管理、技术管理、安全环保管理的工作人员。

3、二级单位（项目部）领导及管理人员：正职，主管生产、技术和安全工作的副职，正副总工程师；工程技术、生产管理和安全管理等部门负责人以及参与井控管理的人员。

4、基层单位

（1）钻井队（平台）：平台经理、正副队长、指导员、钻井工程师（技术员）、安全员、钻井技师、大班司钻、泥浆工程师、司机长、正副司钻、井架工。

（2）井下作业队（平台）：平台经理、正副队长、作业工程师（技术员）、安全员、作业技师、大班司钻、正副司钻和井架工。

（3）测井队与录井队：正副队长、现场施工人员。

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5、其他人员

（1）工程和地质设计人员，现场监督人员。

（2）井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员。 （3）从事欠平衡钻井、测试、钻井液、取心、定向、侧钻等钻井专业服务的技术人员及操作人员。

（二）“H2S防护技术培训证书”持证岗位

1、机关人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、井下作业的相关领导及管理人员。

2、现场人员：在含H2S区域从事油气勘探开发的现场作业及服务人员。

（三）培训及复审要求

1、业主单位应对施工单位人员取（换）证培训单位进行确认。

2、培训机构和培训教师应取得集团公司相应资质，培训地点应有整套井控装臵和专用工具、仪器、仪表、井控模拟装臵、有毒有害气体监测防护器具等。

3、初次参加井控取证培训时间不少于80学时，其中井控专职岗位人员和基层单位第一负责人及技术人员不少于120学时。

4、井控和H2S防护理论考试实行100分制，达80分及以上为合格。

第十二条 井控设计管理制度

（一）从事钻井工程设计单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。

（二）设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计

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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。

（三）工程设计和施工设计均应设立《井控专篇》。《井控专篇》应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容。

（四）所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井应由企业分管领导审批。如因未预见因素需变更时，应由原设计单位按程序进行，出具设计变更单并通知施工单位。组织工程设计与地质设计及施工设计审查时，应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。

第十三条 甲方监督管理制度

（一）所有钻井施工应由甲方派出现场监督人员，含H2S井、预探井和其它重点井应实行驻井监督工作制。一般开发井可实行“一般工序巡回监督，关键工序现场监督”工作制。

（二）现场监督人员除应履行工程质量监督职责外，应同时负责监督井控和HSE工作。

（三）对钻井监督人员实行资质管理；含H2S井和预探井的监督人员应持有总部颁发的监督证书。

第十四条 井控和H2S防护演习制度

（一）基层队从安装封井器之日起至拆除封井器完井止应做好井控防喷演习。钻井井控演习应分正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井等4种工况。常规井演习应做到每班每月每种工况不少于1次，钻开油气层前需另行组织一次，至少做1次利用远程控制台直接实施关井的防喷演习；含硫地区的井每月每个钻井班至少做1次戴正压式呼吸器的防H2S、防喷演习。钻开含H2S气层100m前应按预案程序组织1次以H2S防护为主要目的全员井控演

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习。演习后由指挥人根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。

（二）含H2S井钻至油气层前100m，应将可能钻遇H2S层位的时间、危害、安全事项、撤离程序等告知1.5km范围内人员和政府主管部门及村组负责人。

（三）防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的平板阀的时间）：常规演习：空井小于3min、钻进小于3 min、起下钻杆小于4 min、起下钻铤小于5 min。

（四）钻开油气层前，必须进行防喷演习，演习不合格不得钻开油气层。

第十五条 井控设备管理制度

（一）油田企业应明确井控设备管理机构，制定设备管理、检查维修和定期检验制度，并建立设备档案。

（二）所有井控装备及配件购臵，必须是集团公司有关部门认可的供应商生产的合格产品。

（三）井控设备管理机构、基层队应建立井控设备管理制度，分工到人，职责分明。

（四）实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为13年，控制装臵报废年限为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。用于高含H2S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。

（五）“三高”井循环压井后，应对井控装臵进行及时检查、试压，必要时更换相应闸板胶芯和液动节流阀及常用通道各闸阀。

第十六条 专业检验维修机构管理制度

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（一）施工单位应建立或指定井控设备专业检验维修机构；井控设备专业检验维修机构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。

（二）专业检验维修机构应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》等相关标准、制度。

（三）防喷器组检验维修后，应按井场联接形式组装后进行低压和额定工作压力试压；用于“三高”井的防喷器组应做等压气密封检验。

（四）专业检验维修机构应按照逐台、逐项的原则，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇等使用维修档案。

（五）井控车间应将防喷器、控制系统、阀组、管汇等使用维修档案复印件提供现场一份。

（六）井控装备现场安装时，井控车间应派出技术人员到现场进行技术指导。

第十七条 井控装臵现场安装、调试与维护制度

（一）基层队应按设计和标准安装使用井口设备、井控装备，安装完毕或更换部件后均应进行密封试压；条件具备时应对井口设施、井控装臵现场做等压气密封检验，并认真做好日常检验维护和记录填写。

（二）在用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应执行SY/T6160《防喷器的检查和维修》。

（三）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、井

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队、甲方监督三方签字认可。

（四）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。

第十八条 开钻检查验收制度

（一）各次开钻前均应检查验收；含H2S气井和探井需经甲方检查验收。检查验收合格后应下达“开钻批准书”同意开钻，检查验收不合格不得开钻。

（二）“三高”井钻开海相主要气层前的开钻检查验收，应经施工企业自行组织的检查验收合格后，再由甲方企业组织正式开钻检查验收。检查验收应由企业副总工程师及以上领导带队，并由工程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加，天然气项目部对检查验收进行督查。

第十九条 钻开油气层检查验收审批制度

（一）以下情况下需经业主单位组织检查验收审批。 ――钻开第一套气层100m前。 ――获准1个月未能钻开。

――“三高”井若包括多个差异较大的主要油气层，则每钻开一层须检查验收1次。

（二）检查验收组织和审批程序

1、施工单位须在甲方单位验收之前进行内部检查验收，合格后至少提前12h向甲方单位申请正式检查验收，并附检查验收书。

2、检查验收应由主管部门牵头，工程、安全、环保、监督、消防等部门人员参加。

3、“三高”井钻开主要气层的检查验收，检查组由油田企业

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副总师及以上领导带队，生产、工程、地质、安全、环保、监理等部门人员、技术专家组成，天然气项目部对检查验收进行督查。

4、检查验收合格后，由检查验收组组长签署钻开油气层批准书同意后，方可钻开油气层。如检查验收不合格，应将存在问题记录于验收书中并提出具体整改要求和时限，钻井队按要求整改。完成整改项目经指定复查人现场核查，报检查验收组组长签署钻开油气层批准书同意后，方可钻开油气层。

第二十条 干部值班带班制度

（一）钻井施工应实行干部24h值班制度。一般开发井从钻开产层前100m，含H2S开发井和探井从安装防喷器到完井期间，钻井队均应有干部带班作业。

（二）钻开主要油气层钻井公司（项目部、工作部）技术人员应驻现场进行监督和指导。

（三）严重漏失层的压井堵漏、应急压井,业主前线单位、施工单位的业务负责人必须第一时间进驻现场指挥处臵，直至险情解除；天然气项目部前线人员现场进行督导。

（四）压井过程中套压较长时间超过套管抗内压强度的60％且24h内仍不能基本建立井筒液柱平衡时，施工单位技术领导、甲方分管领导到现场指挥处臵，直至险情解除；天然气项目部前线负责人现场进行督导。

（五）工作现场出现重大井控安全风险，施工单位和甲方主要领导、天然气项目部分管领导应到现场指挥处臵，直至险情解除。

第二十一条 坐岗观察制度

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（一）一般开发井从进入油气层前100m，含H2S开发井和探井从安装防喷器到完井，均应安排专人24h坐岗观察溢流。

（二）坐岗观察由钻井、钻井液和地质录井三方施工人员负责，坐岗人员上岗前应通过钻井队技术人员进行的技术培训和考核。

（三）坐岗人员至少15min计量一次，特殊情况应加密监测，并认真填写坐岗观察记录。

（四）坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻岗位操作人员，做到发现溢流1m报警、2m关井。

（五）应配备泥浆罐液面监测与报警装臵，准确显示泥浆罐液量的变化，并应在液量超过预调范围时报警。坐岗用观察泥浆罐液面高度的标尺刻度，宜根据罐结构尺寸换算成立方米体积单位标注，以便快速直读。

（六）基层施工作业队伍负责人应对每班坐岗制度执行情况进行检查和确认。

第二十二条 井喷应急管理制度

（一）钻井施工应编制工程和安全综合应急预案。安全应急预案应包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸3个子预案。

（二）井喷失控和防H2S泄漏应急预案，除满足规定编制要素外，还应明确规定双方应急责权、点火条件和弃井点火决策等。

（三）钻井队是应急责任主体，所有配合施工作业和后勤服务的队伍，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。

（四）安全应急预案按照分级管理的原则，应报当地政府和

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上级有关部门审查备案。

第二十三条 井喷事故管理制度

（一）根据事故严重程度，井喷事故由大到小分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级。

1、Ⅰ级井喷事故：发生井喷失控造成H2S等有毒有害气体溢散，或窜出地表、窜入地下矿产采掘坑道、伴有油气爆炸着火、危及现场及周边居民生命财产安全。

2、Ⅱ级井喷事故：发生井喷失控，或虽未失控但导致H2S等有毒有害气体喷出，对人员存在伤害可能，或对江河湖泊和环境造成较大污染。

3、Ⅲ级井喷事故：发生井喷事故，24h内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。

4、Ⅳ级井喷事故：发生一般性井喷，企业在24h内重新建立了井筒压力平衡。

（二）发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应立即上报并迅速启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在2h内报至集团公司应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井喷事故应24h内报集团公司进行应急预警。

（三）发生井喷事故或H2S泄漏事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。其中，Ⅰ级井喷事故和Ⅱ级井喷事故由集团公司直接调查处理；Ⅲ级井喷事故原则上由油田企业调查处理；Ⅳ级事故原则上由专业化公司或油气生产单位调查处理。

第三章 钻井井控管理要求

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第二十四条 钻前工程基本要求

钻前工程设计及施工应满足井控安全的要求。进入井场道路不允许从后场进入；放喷池应满足放喷管线的安装和放喷需要；方井内应修集液坑；含H2S地区井场布局应考虑H2S安全防护的需要。井场实施封闭式管理，井场内不允许有乡道通过，同时应考虑水源的供水量和供水距离。

第二十五条 钻井地质基本要求

（一）对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、通讯光缆、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中绘图标注说明3km范围内人口分布情况。特别应标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度。其他要求应符合Q/SH 0033—2009的规定。

（二）提供井口地理位臵及井口坐标、井口海拔高度数据；选择井口位臵应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、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。提供3km范围人员数据及分布情况。

（三）在可能含H2S等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应依据邻区、邻井层位、埋藏深度及含量对本井进行预测。

第二十六条 井身结构基本要求

科学优化井身结构，充分利用钻井新设备、新工艺、新技术，提高钻井施工安全，降低钻井施工井控风险。根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构；同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯

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度相差大的油、气、水层。套管程序应满足如下要求：

（一）表层套管下深应能满足井控装臵安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10m；山区“三高”气井表层套管下深应不少于700m；固井水泥应返至地面。

（二）探井、超深井、复杂井、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，套管设计要留有余地，至少备用一层套管。

（三）套管下深应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。

（四）含H2S、CO2等酸性气井的技术套管、油层套管，要考虑防硫需要，特殊层段应使用厚壁套管、合金套管；选用气密封螺纹丝扣；且固井水泥浆必须返到地面。

第二十七条 钻井液基本要求

（一）在平衡压力钻井中，主要以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、气水层埋藏深度、地层油气水中H2S含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。附加值由下列方法之一确定：

――密度附加值：气井为0.07 g/cm－0.15 g/cm； ――压力附加值：气井为3.0 MPa－5.0 MPa；

――含H2S等有害气体的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。

（二）钻含H2S气层时钻井液中应添加除硫剂、缓蚀剂，控制钻井液PH值在9.5以上。

（三）探井现场应储备高于钻进时最高密度0.2 g/cm以上

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的高密度钻井液，上部陆相大尺寸井眼的高密度钻井液储备量不少于本次开钻最大井眼容积的1.5倍，以下井段高密度钻井液储备量应不少于井筒容积的2倍，并储备加重剂不少于500 t。开发井重浆可按井筒容积1倍储备。

对易漏失井应储备同性能的钻井液及堵漏材料，钻井液储备量应是井筒容积的1倍，堵漏材料应储备2次用量以上。储备钻井液应按规定循环、维护。

第二十八条 钻井井控装备选择要求

（一）井口装臵、防喷器的防腐要求应与地层含腐蚀性流体情况相匹配，新区第一口探井根据邻区参考井中含腐蚀性流体的最高情况选择相应抗腐蚀级别。

（二）防喷器压力等级选择应根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷器；对于地层压力高于105MPa 的地区，井控装臵可根据最大关井井口压力选择。

（三）新区第一口探井和具有特殊井控风险的井应安装双节流管汇、双液气分离器。

（四）区域探井、高压及含H2S气井钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板防喷器。进行一次剪切作业后应及时更换剪切闸板，使用后的剪切闸板严禁再次使用。

（五）“三高”井应使用双四通、放喷管线不少于四条。 （六）“三高”井钻井液加重处理装臵应配备两套，对钻井液加重、配堵漏浆能同时进行，加重能力不低于设计加重密度的要求，并配套使用自动下灰加重装臵。

第二十九条 井控装备安装前检查主要内容

（一）井控装备运送到现场后，钻井队负责验收，现场监督

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进行督查验收。

（二）井控装备及配件的型号、规格、压力级别和数量应符合设计要求。

（三）井口组合中的防喷器、钻井四通、转换四通及配套使用的转换法兰、双法兰短节和转换短节等的额定工作压力与公称通径系列，法兰及密封垫环的型式和尺寸，应符合SY/T5127规定和满足钻井设计的要求。

（四）环形防喷器、闸板防喷器的钢圈槽应完好。 （五）应有井控车间的试压检验报告。 第三十条 井口装臵和防喷器安装要求

（一）井口装臵、防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并按要求扭矩拧紧，螺杆两端丝扣凸出螺母均等且至少有1-3扣并进行涂防锈脂保护。至少用4根φ16mm的钢丝绳在井架底座的对角线上绷紧固定。

（二）四通、套管头的配臵及安装应符合SY/T 5964《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。四通两侧的闸阀应处于常开状态，防喷管线控制闸阀应接出井架底座以外。

（三）套管头及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。套管头两翼应分别安装压力表和环空泄压管线，压力表宜接出方井以便观察，环空泄压管线连接至排污池，且距离井口50m以远的安全地方。

（四）井口方井宜设臵安全花钢板和防护栏，防止坠落和操作安全。

（五）防喷器上面应安装好挡泥伞，确保防喷器干净无泥污。 （六）闸板防喷器手动锁紧杆手轮离地高度超2m时，其下

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方应安装操作台。

第三十一条 防喷器控制系统安装要求

（一）防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量，有效排油量满足防喷器、各液动阀需要，并要求至少有1个备用的控制头。

（二）远程控制台一般摆放在面对钻台距井口25m以远的左前方，控制手柄面对钻台一侧，与放喷管线有2m以上的距离。司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢靠；防喷器辅助控制台装臵应安装在干部值班房便于操作处。

（三）控制系统管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板，过桥盖板不能压下面的管线；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。没有管排架的应设臵排线槽，确保液压软管线排列整齐并受到保护。

（四）远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，并标示“防喷器远程控制台专用电源，禁止断电”的提示牌，气源从气瓶专线供给，电源线和气源线不得穿过钻台底座或其他设备；总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配臵气源排水分离器和油雾器，油雾器油量占其容积的2/3；严禁强行弯曲和压折气管束；远控房和电机均应接地线。

（五）远程控制台处于待命状态时，确保油箱内液压油能满足控制需要，在液压管线内充满高压油的情况下，油箱内还剩余1/3的油量。

（六）在待命工况下，远程控制台控制全封闸板、剪切闸板的换向阀手柄用限位装臵限制在开位，其它三位四通换向阀手柄

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的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致。

（七）司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65MPa－0.8MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值显示准确，司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差不大于0.6MPa，管汇压力和环形压力误差不大于0.3MPa。司钻控制台不应安装剪切、全封闸板手柄。

（八）防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力可靠性检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10min，管路各处不渗不漏为合格。

（九）安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装臵（钻机防提断装臵）。装臵按钮盒安装在操作台上，其气路与防碰天车气路并联。

（十）远程控制台和司钻控制台均应设臵“非岗位人员禁止操作”的警示牌。

第三十二条 井控管汇安装要求

（一）井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线、钻井液回收管线、灌浆管线等。

（二）钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材，含硫气井的井控管线及管汇应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用本体与法兰整体锻造连接，放喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，均不允许现场焊接。所有井控管线的固定（硬碰硬接触部分）都必须添加胶皮，但放喷管线出口处的固定不加胶皮。

（三）节流与压井管汇

1、节流管汇应预备1/2″NPT（或9/16″Autoclave）接口，

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以便于安装录井套压传感器。

2、为准确观察溢流关井后的套压变化，节流、压井管汇上安装高、低量程压力表，压力表下端装截止阀；低量程压力表量程为16 MPa，其下端所装截止阀处于常关状态，高量程压力表下端所装截止阀处于常开状态。

3、钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。

4、“三高”井常开通道应设臵为经节流后至放喷池。 5、节流、压井管汇的固定采用水泥基墩加地脚螺栓四角固定牢靠。

6、节流管汇处应设臵防爆照明设施。

7、安装单节流压井管汇的井节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，处于待命状态。电动节流控制箱的阀位开启度18－23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8－1/2，气源压力0.65－0.8 MPa，J-2型立管压力传感器应垂直安装。安装双节流压井管汇的井另一节流控制箱摆放在司钻操作台附近靠机房一侧。

（四）防喷与放喷管线

1、防喷管线应平直引出，长度超过7m时必须进行固定，固定采用“上压下垫”的方式进行。

2、钻井液回收管线出口应接至钻井液循环罐内，并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，“三高”井其通径不小于103mm。弯头两端必须分别固定。

3、“三高”气井放喷管线至少应有四条，其通径不小于103mm，采用标准法兰、螺纹连接；出口接至距井口100m以上的放喷池内，距各种设施不小于50m，不允许现场焊接。

4、放喷管线向互为大于90°夹角的两个方向接出；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯

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头；两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。

5、放喷管线每隔10m－15m、转弯处两头、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚或预制基墩固定牢靠，若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

6、固定基墩尺寸为0.8 m×0.8 m×1m，预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m，不允许对焊，固定压板宽度不小于100 mm，厚度不小于10 mm。

7、放喷管线出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m；基墩的固定螺栓埋入深度不小于0.5 m，统一采用M27的螺栓、?30mm的螺杆，放喷口连接燃烧筒法兰用连续双压板固定，固定压板宽100mm、厚10mm；压板采用A3钢，螺杆采用45号钢。

8、放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。

9、放喷口应有燃烧筒、常明火、电子点火装臵，具备远距离遥控点火的功能，其液化气罐摆放在距离点火口50 m以远的井场附近，要遮阳处理，不得爆晒。靠近点火口30米范围内的液化气管线要掩埋，掩埋深度不得少于50mm。要准备好人工点火工具，配备好相应的防护器具。“三高”井要确保有包括电子点火装臵在内的三种以上点火方式。

第三十三条 液气分离器和除气器基本要求

（一）液气分离器罐体内径不小于1200 mm,进液管线内径不小于152.4 mm,排液管线内径应不小于203.2 mm，额定工作压力

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不小于1.6 MPa，含H2S天然气井液气分离器及管线应使用防硫材质。

（二）应在分离器底座四个吊装位臵用水泥基墩与地脚螺栓固定，地脚螺栓固定应加弹簧垫或锁紧螺帽，螺栓直径不小于20 mm，长度应不小于0.5m；压板厚度应不小于10 mm，宽度应不小于100 mm。

（三）顶部用4根φ16mm的钢丝绳分别打水泥基墩绷紧固定，不得固定在其他设备或底座上；固定用钢丝绳和液器分离器接触部位需加胶皮，连接地猫的挂钩应封口。

（四）“三高”井进液管线压力等级不低于10 MPa，用法兰、钢圈连接，不允许井队在现场擅自焊接，若确需现场焊接，则必须由生产厂家的专业焊工到现场实施焊接作业并出具相关证明。

（五）“三高”气井排液管线与排气管线用法兰、钢圈连接，所用弯头大于120°；应接至振动筛前的分配箱上，保障液气分离器罐体内液面高度在1.3－1.6m之间，不应将出口埋于箱中液体内（若排液管线接至锥形罐，则进入罐内的深度不应超过20cm；）；内臵式U型管分离器，排液管线接至分配箱时应水平或向下。

（六）排气管线内径一致，尽量减少弯头，接出井口75 m以远，离井场边缘大于30 m，在低洼处应安装三通，旁通上安装蝶阀；使用地脚螺栓水泥基墩固定，基墩尺寸为0.8m×0.8m×1.0m，间距15－20m；出口使用专用的火炬燃烧器并安装自动点火装臵，用3根φ16mm钢丝绳绷紧固定。

（七）安全阀压力等级应与分离器的压力等级相匹配，安装在罐体顶部，位臵出口应朝向井场外侧。

（八）分离器安装与使用后，应及时排出分离器内残留的钻

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井液，并用清水冲洗分离器内部，冲洗后应将清水灌入分离器内至排液管线流出。

（九）钻井队应每日对分离器主体、管线、安全阀、压力表、紧固件等进行外观检查；检验机构定期对分离器进行内外部检验；外部检查和内外部检验的内容参照《压力容器定期检验规则》执行。

（十）使用时仔细观察排气与排液管线出口、压力表读数、振动等变化情况，发现异常现象应立即停止使用。

（十一）除气器的排气管线应使用钢质管线接出罐区，出口距离除气器15m以远，并保持排气畅通。

第三十四条 钻具内防喷工具基本要求

（一）钻具内防喷工具包括上、下方钻杆旋塞阀、钻具止回阀、旁通阀和防喷单杆。

（二）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。

（三）应使用方钻杆旋塞阀，坚持每天开关各活动一次，保持旋塞阀开关灵活；钻台上配备有与钻具尺寸相符的钻具止回阀、旋塞阀及抢接工具；旋塞阀和抢接装臵应处于常开状态，旋塞板手好用，并放臵于方便取用的地方。

（四）钻台上准备与井内钻铤尺寸相一致的防喷单根（带与钻铤连接螺纹相符合的转换接头和钻具止回阀），在上部明确标识连接钻铤尺寸，并安装带有活结的安全保护绳套。

（五）钻台上准备有与井内钻杆尺寸一致的钻具死卡。死卡绳套长度合适，直径不小于22mm，固定于井架大腿或转盘大梁，固定绳卡不少于3只，固定牢靠。

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（六）钻井队在使用过程中必须保证所有内防喷工具定期进行检测、试压及探伤。抢装接头每使用一次必须进行检测。

1、上旋塞阀使用时间1.5个月，存放时间12个月。 2、下旋塞阀使用时间0.5个月，存放时间12个月。 3、钻具止回阀使用时间0.5个月，存放时间6个月。 4、投入式止回阀使用时间0.5个月，存放时间6个月。 5、抢装接头存放时间6个月。

6、每口井开钻前必须进行检测、试压及探伤。

（七）内防喷工具符合下列情形之一，应予以强制报废。 1、内防喷工具探伤检验不合格；

2、内防喷工具达到使用期限：方钻杆上旋塞和液压顶驱旋塞累计使用时间达到2000h；顶驱手动上旋塞累计使用时间达到1500h；下旋塞、箭型止回阀、投入式止回阀、浮阀累计使用时间达到800h；

3、经过修理仍然不能密封。

（八）钻井队应建立内防喷工具使用记录，应至少包括生产厂家、出厂日期、使用时间、检查试压保养时间等内容，专人负责填写。

第三十五条 井控装臵的试压

（一）在井控车间，环形防喷器(封闭钻杆，不封空井)、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等应作1.4Mpa－2.1MPa的低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并应作1.4MPa－2.1MPa的低压试验。

（二）在钻井现场安装好后，在不超过套管抗内压强度80％

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的前提下，环形防喷器的高压试验值应为封闭钻杆试压到额定工作压力的70％；闸板防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的各控制元件应作1.4Mpa－2.1MPa的低压试验和额定工作压力试压。放喷管线试验压力不低于10MPa。

（三）钻开油气层前及更换井控装臵部件后，应采用堵塞器或试压塞按照上述试压要求进行试压，合格后方可使用。

（四）除防喷器控制系统、各防喷器的液缸和液动闸阀应用液压油做21 MPa控制元件、油路和液缸的可靠性试压外，井控装臵密封试压均用清水密封试压，试压稳压时间不少于10min,允许压降不大于0.5MPa，密封部位无渗漏为合格。

（五）钻井现场井控装臵试压应由具有资质的专职试压队伍进行，试压合格后为井队出具试压单并同时出具自动记录压力曲线，经试压单位、井队、监督三方签字认可。

（六）有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查： 1、从车间运往现场前； 2、现场安装后；

3、每次固井安装套管头后；

4、钻开油气层（目的层）前试压后，30天未钻开的； 5、其它时间试压间隔超过100天的；

6、凡拆开检修或更换零部件后,应对拆开部位进行密封试压检验。

第三十六条 现场井控装臵的使用

（一）环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况，一般不用来封闭空井。

（二）套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井

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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0.2m/s。

（三）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性到位，然后回转1/4圈－1/2圈。

（四）闸板防喷器应安装手动锁紧装臵，现场实测手动锁紧或解锁的圈数挂牌标识，锁紧杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，手轮端支撑牢固，并安装合适的操作台，便于手轮的操作。

（五）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。

（六）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 （七）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

（八）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。

（九）钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

（十）井场应备有与在用闸板同规格的闸板总成和相应的密封件、拆装工具、试压工具等。

（十一）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

（十二）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

（十三）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈－1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

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（十四）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。

（十五）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

（十六）绘制各次开钻井口装臵及井控管汇安装示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘的距离，明确相应的安装、试压要求。

第三十七条 钻开油气层应具备的条件 （一）管理基本条件

1、落实干部在生产现场24h值班带班制度。

2、执行坐岗观察制度，由专人定点观察溢流显示和循环池液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中，发现异常，立即报告司钻，及时采取措施。

3、加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。在进入油气层前50m－100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。

4、根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装臵和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。

5、重点井或重点层位要选派相应资质、具有丰富现场处臵经验的工程技术人员驻井指导。

（二）应急基本条件

1、含H2S井钻井队应配备正压式空气呼吸器不少于15套，充气机2 台（电动和汽油各一台），大功率报警器1套，备用气

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瓶不少于5个；按一个班次实际人数配备便携式H2S监测仪，配备高量程（1000PPm）H2S监测仪2台；配备固定式H2S检测报警器，探头应分别安装在方井、喇叭口、振动筛、循环罐、司钻或操作员位臵、井场工作室及其它H2S容易聚集的位臵；在钻台上、井架底座周围、振动筛、循环罐和其他H2S可能聚集的地方应配备大功率防爆风扇。

2、含H2S气井钻至油气层前，应组织井口500m内居民进行应急演练，并撤离放喷口100m居民，将钻遇H2S的时间、有关安全事项、撤离程序等告知1.5Km范围内人员。

（三）井控基本条件

1、钻台上应配好与防喷器闸板一致且能有效使用的防喷单根。

2、以班组为单位，落实井控责任制，钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火、防H2S演习，直至合格。

3、钻井液密度及其它性能符合设计，并按要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。

4、检查井口装臵、防喷器及所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合规定，工作是否正常，发现问题及时整改。钻开油气层前对全套井控装备进行一次试压。“三高”井连续使用超过3个月，一般油气井连续使用超过12个月时，应对防喷器闸板胶芯进行更换。

5、施工前应根据本井预测地层压力梯度当量密度曲线绘制设计钻井液密度曲线；施工中随钻监测地层压力梯度，并绘制当

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量密度曲线和实际钻井液密度曲线，依据监测结果和井下实际情况及时调整钻井液密度。

6、灌浆计量罐、钻井液液面报警装臵应工作可靠。 第三十八条 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：

-- 未执行钻开油气层申报审批制度。 -- 未按要求储备钻井液和加重材料。 -- 井控装备未按照要求试压或试压不合格。 -- 井控装备不能满足关井和压井要求。 -- 内防喷工具配备不齐全或失效。 -- 防喷演习不合格。

-- 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。

第三十九条 进入油气层主要井控措施

（一）钻开油气层后，应定期对闸板防喷器进行开、关活动：半封闸板每天活动一次，剪切、全封闸板、液动平板阀每起下钻活动一次，在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装臵按要求进行试压。

（二）发现设计地层压力与实钻不符时，应及时报告；变更钻井液设计密度时，须经批准，紧急情况可先行处理，后补报。

（三）每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3－1/2正常排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，至少有3个不同排量下的数据记录，并作好泵冲数、流量、循环压力的记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

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（四）钻开油气层后，起钻完毕应及时下钻，保养设备时井筒内应有足够钻具，并加强坐岗观察；空井严禁检修设备。

（五）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。

（六）含H2S气井钻井液应添加除硫剂，控制钻井液PH值在9.5以上。

（七）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，保持钻井液有良好的造壁性和流变性；进出口密度差不超过0.02g/cm。

（八）起钻应连续或每起3－5柱钻杆、1柱钻铤灌满环空和钻具内钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况。

（九）钻头在油气层和顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s。

（十）在遇阻划眼时应保持足够的循环排量，防止钻头泥包。 第四十条 短程起下钻的要求

（一）下列情况应进行短程起下钻检测油气侵和溢流，确保气体上窜速度小于30m/h。

1、钻开油气层后第一次起钻前。 2、溢流压井后起钻前。

3、井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。 4、钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。 5、钻头在井底连续长时间工作后。

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。

7、钻井液性能发生变化，调整处理循环三周后起钻前。

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（二）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，若气体上窜速度满足下步作业要求，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起钻。

（三）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气侵，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。

第四十一条 油气侵、溢流和井漏处臵及关井原则 （一）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1m报警,2m关井，确保快速控制井口。

（二）钻进中发现油气侵应停止钻进；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，可采取边循环边加重的方式，严禁边钻进边加重。

（三）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，尽可能多下一些钻具，然后关井。

（四）发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井；关井后应及时求得关井立管压力、套管压力和溢流量。

（五）任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力、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；在允许关井套压内严禁放喷。

（六）发生井漏应将方钻杆接头提出转盘面以便观察，处理时应遵守“先保持井内压力，后处理井漏”的原则。

（七）溢流过程中，现场H2S含量达到启动防H2S应急预案

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条件应立即启动。

第四十二条 关井后的相应处理措施

关井后应根据关井立管压力和套管压力及溢流量的不同情况，分别采取如下的相应处理措施。

（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降低所致，其处理方法如下：

1、当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液通过节流管汇和液气分离器循环并加密监测溢流量,排除受污染钻井液。

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；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。

（二）关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：

1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。

2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装臵的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。

第四十三条 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。

第四十四条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采

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用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。

第四十五条 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管压力、套管压力、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。

第四十六条 井喷失控处理原则

（一）严防着火。井喷失控后应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源，组织设立警戒和警戒区；将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装臵，防止井喷着火和事故继续恶化。

（二）应立即启动应急预案并做好应急响应；同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。

（三）应设臵观察点，定时取样，测定井场及周边天然气、H2S、二氧化碳、二氧化硫等有毒有害气体含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。

（四）制定井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。

（五）含H2S气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁，且短时无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。

第四十七条 下套管固井工况下的井控防喷要求

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（一）固井设计应包含侯凝期间的井控技术措施。 （二）施工队下入套管前必须做好井眼的准备工作，确保油气上窜速度小于10m/h。

（三）更换安装与套管外径尺寸一致的防喷器闸板心子，并试压合格。

（四）准备好连接有套管循环接头的防喷单根。 （五）起钻过程中灌满泥浆，并观察是否有溢流。 （六）下套管、固井作业期间必须安排专人坐岗观察、检测钻井液返出量变化情况。

（七）回接固井时，若需要降低钻井液密度，需下入钻杆至井底或等回接套管全部下入后，再降低钻井液密度至设计要求，并要观察溢流情况，若出现溢流，应待压稳井后才能固井。

（八）尾管固井候凝结束后，起钻前先循环一周，再起出送放钻具。

（九）固井及候凝过程中应确保井筒液柱压力平衡地层，候凝时间未到，禁止进行下一步工序作业；需要进行关井蹩压候凝时，采取逐步加变化压力的方式，并根据现场取得的水泥浆样，按照上返深度处的静止温度进行养护，根据试样强度的数据确定环空加压时间。

第四十八条 裸眼井中途测试基本要求

（一）含H2S气层裸眼井中途测试应进行专项安全技术评估。 （二）裸眼井中途测试施工设计应有井控安全要求。 （三）中途测试作业前，应进行现场技术交底；责任主体单位应制定应急预案，并进行演练。

（四）测试期间，施工队应安排专人坐岗。

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（五）必须测双井径曲线，以确定坐封井段。

（六）测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。 （七）测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷；并控制好回压，防止井壁垮塌。

（八）测试完毕起封隔器前，如钻具内液柱已排空，应先解封并将封隔器提离开原座封位臵，打开反循环阀，再进行反循环压井后方可起钻，起钻过程中按规定及时灌浆。

（九）含硫气层中途测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树，并限制测试时间。对“三高”气井测试时，应准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。

第四十九条 液相欠平衡钻井井控特殊要求 （一）液相欠平衡钻井实施条件。

1、对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。

2、裸眼井宜选择压力单一地层，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设备压力允许范围。

3、在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。

4、欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。 （二）液相欠平衡钻井井控设计

1、井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。

2、选择钻井方式和确定欠压值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。

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3、选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况确定。

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。

（三）液相欠平衡钻井施工前期条件

1、成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。 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；组织编写应急预案并进行演练。

3、对欠平衡钻井装备进行安装并试压合格。按标准和设计要求储备加重泥浆及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。

4、配备综合录井仪且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。

（四）液相欠平衡钻井施工作业

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，并根据地层压力调整泥浆密度。

2、钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。

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，适时进行处理。

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、钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少应接1个常闭式止回阀。每次下钻前应由专人负责检查钻具止回阀功能完好后方可入井。

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6、钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。

（五）液相欠平衡钻井终止条件

进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，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。

第五十条 气体钻井井控特殊要求 （一）气体钻井施工基本条件

1、新区第一口探井不宜使用气体钻井。

2、地层压力剖面、岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。

3、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H2S气体。

4、实施空气钻井井段返出气体中全烃含量小于3％；实施氮气钻井井段天然气出气无阻流量小于8×10 m/d。

5、气体钻进旋转防喷器失效时禁止继续钻进。 6、实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。 （二）气体钻井井控设计特殊要求

气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计中，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。

（三）气体钻井准备及施工特殊要求

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1、按照标准和设计要求安装好井控装臵、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，并按要求储备泥浆及处理材料、加重材料。

2、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作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。

3、编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。 4、在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。 5、实施气体钻前应关闭内防喷管线靠近四通的平板阀，且每趟钻活动1次；每趟钻至少应用喷射接头冲洗1次防喷器；每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。

（四）气体钻井终止条件

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并转换为其他钻井；天然气出气无阻流量超过8×10 m/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。

2、钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。 3、钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。

4、大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。

第四章 录井井控管理要求

第五十一条 录井队应结合钻井队应急预案编制防井喷、防H2S等应急预案，并参加钻井队组织的防喷、防H2S演习等其他联合应急演练，听从钻井队指挥。

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第五十二条 在含H2S区域或新探区录井作业时，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统，现场作业人员配齐便携式气体检测仪、正压式空气呼吸器，并持有有效的井控及防H2S培训合格证。

第五十三条 综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示及井场通讯系统。

第五十四条 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，每次起下钻均应进行后效录井，测量油气上窜速度等。

第五十五条 发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。

第五十六条 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，发现溢流应及时通知当班司钻，并提供井控相关资料。

第五十七条 在预测含硫井段进行取心作业，应加强监测，在岩心出筒时，相关人员应带上正压式空气呼吸器，并做好相关的防护措施。

第五十八条 发生井喷或H2S浓度超标，应按井队应急预案统一行动。

第五章 测井井控管理要求

第五十九条 含H2S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。

第六十条 含H2S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。

第六十一条 测井队应在施工前组织召开由钻井队、地质录

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井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。

第六十二条 测井车辆应停放在井架大门前，且距离井口25m以上。

第六十三条 在含H2S井测井时，入井仪器、电缆应具有良好的抗硫性能；现场至少应配备空气呼吸器和便携式H2S检测仪各3套。

第六十四条 测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、泥浆性能稳定和压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，若测井时间较长，应考虑中间通井循环再电测。

第六十五条 测井队伍应准备剪切电缆工具和电缆卡子。钻井队应准备与防喷器胶芯尺寸相符合的防喷单根（或防喷立柱）。

第六十六条 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，并及时灌满泥浆。

第六十七条 发生溢流处臵措施。

（一）立即停止测井作业，及时关闭测井防喷装臵或环型防喷器（若时间允许可以把测井仪器起入套管再关闭环型防喷器）。

（二）若关闭测井防喷装臵及环型防喷器后仍不能排除险情时，须立即剪断电缆，关闭全封闸板防喷器。

（三）若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

第六十八条 测井时环型防喷器处于待命状态，测井过程中严禁用关闭环型防喷器的办法起电缆。

第六十九条 带压测井应使用专用电缆防喷器，并安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装臵压力级

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别应满足井口控制压力要求；带压测井要有专人观察记录套压，发现异常应及时报告。

第六章 附 则

第七十条 本细则自印发之日起施行。

第七十一条 理部）负责解释。

本规定由集团公司安全环保局（天然气项目管

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主题词：印发 井控 管理 规定 通知

抄报：集团公司安全环保局、油田事业部、石油工程部。 抄送：天然气项目部领导。

石化股份天然气工程项目管理部综合办公室 2012年4月19日印发

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