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4.1.8.2 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责处理土地、工农关系方面的问题。

4.1.9 各油气生产单位、井下作业公司、油气井测试公司及其下属单位应成立井控工作领导小组，制定和修订本单位井喷失控应急预案及相关井控管理规定，负责本单位的井控工作。同时，要设臵井控办公室，配备专职井控技术和管理人员，主要职责是负责本单位的井控日常管理工作。

4.1.10 各施工作业大队，大修、试油分公司等单位，及在华北油田以外的施工作业队伍，都要设臵井控专职管理人员。主要职责是配合上一级单位督促和指导本单位作业队伍做好井控工作。各油气生产单位的采油工区也要分别设臵井控管理岗，其职责是协助主管领导做好本单位的井控管理工作。巡视、检查本单位现场井控工作，并配合上级井控管理部门进行井控检查和巡视。 5 井控管理流程图

工程监督部 生产运行处 华北 油田公 司 井控领导小组钻采工程部 井控办公室勘探部 油气生产及施工作业单位基层施工小队

6 管理内容 6.1 井控风险评估分级

油藏评价部 QG/HBYT 156-2009

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按照井控风险评估分级管理原则，综合考虑油田区块地质特点、井场周边环境和工艺技术特点，将施工作业井划分为三个风险级别（参见附录A）。

6.1.1 一级风险井：“三高”井、探井、含超标有毒有害气体区块施工的井；水平井、大位移井；气井、气油比超过150的井、具有自喷能力的井；预测地层压力系数大于1.0的井等。

6.1.2 二级风险井：发生过井喷、井涌区块的井；含有不超标硫化氢等有毒有害气体区块的油水井；气油比在50—149之间的油井；预测地层压力系数在0.8—1.0区间的井。

6.1.3 三级风险井：除1—2级风险井外，其他为三级风险井。 6.1.4 根据作业井不同风险级别，施行分级管理。

6.1.4.1 一级风险井：由油田公司直接监管，油气生产（建设）单位全面进行管理。 6.1.4.2 二、三级风险井：由油气生产（建设）单位进行管理，油田公司工程技术部门进行定期和不定期井控抽查。 6.2 设计的井控要求

井下作业的地质设计、工程设计和施工设计必须有相应的井控要求或明确井控设计内容： 6.2.1 建设单位的地质设计

6.2.1.1 新井：应提供井身结构、井口装臵、井下管串结构、地层压力、完井日期、套管钢级、壁厚、尺寸、固井质量、人工井底、钻井液性能、水泥返深、射孔方式、试油结果等资料；地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，本井的井控风险评估结果和简述施工目的要求。

6.2.1.2 老井：要提供投产日期，套管目前现状，历次修井、压裂检测

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情况、井身结构、井口装臵、井下管串结构、井内地层情况、套管钢级、壁厚、尺寸、人工井底、固井质量、水泥返深、射孔方式、试油结果等资料；并对目前井内套管、管柱结构、井口可能损伤情况以及所承受的最低压力进行评估。本井产层及作业层的性质（油、气、水）、本井目前地层压力、井口压力、动液面、油气比、油气生产、区域注水井压力、与邻井地层连通情况、地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，本井的井控风险评估级别。

6.2.2 建设单位的工程设计中应有目前井口装臵、井下管串结构、落物情况、井下地层情况、套管的技术状况，依据井控风险评估结果，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合及压力等级和井控相关要求，提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体的监测情况及目前该井周边环境描述。

压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一：

a）油水井为0.05－0.1g/cm3；气井为0.07－0.15g/cm3 b）油水井为1.5－3.5MPa；气井为3.0－5.0MPa

具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装备等。

6.2.3 工程设计单位应对井场目前周围500m内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km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进行勘察和调查，并在设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定具体的预防和应急措施。

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6.2.4 施工单位依据地质设计和工程设计做出施工设计，在施工设计中要明确防喷器组合、节流、压井管汇（管线）的选择、井控装备的安装、试压要求、压井液性能、用量、压井材料及处理剂的储备量等，并细化各项井控措施。 6.2.5 设计审批程序要求

6.2.5.1 地质设计由油气生产（建设）单位，按照管理程序进行审核、审批。

6.2.5.2 工程设计一级风险井的大修、大型酸化、增注（液量300m3、设计压力70Mpa以上）及压裂井（设计压力80MPa以上）的工程设计，由建设单位主管领导审核后上报油田公司由钻采工程部主管领导审批。其中高压井（关井压力≥35MPa）、高含硫井（硫化氢含量≥150mg/m3）的工程设计，由钻采工程部审核后报油田公司主管领导审批。 6.2.5.3 一级风险井的其它作业，二级、三级风险井的措施及大修井的工程设计，由油气生产单位主管领导审批。

6.2.5.4 二级、三级风险井的小修作业的工程设计，均由油气生产单位主管部门审批。

6.2.5.5 探井、评价井以及产能建设井试油工程设计，由采油工艺研究院负责编写，上报油气建设单位主管部门审核、审批。

6.2.5.6 施工设计由施工单位依据审批后的工程设计编写施工设计。一级风险井由施工单位主管领导审批，二、三级风险井，均由施工单位主管部门审批。

6.2.5.7 设计完毕后，按规定程序进行审批，未经审批同意不准施工。 6.2.5.8 在施工过程中，因特殊情况需要进行设计变更时，必须有相应的井控措施和相配套的井控装臵，确保井控安全。设计变更程序为谁编