新疆油田公司井下作业井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为做好新疆油田公司（以下简称公司）井下作业井控工作，防止井喷、井喷失控、着火和爆炸事故发生，保障人身和财产安全，保护环境和油气资源，根据Q/SY 1553-2012《井下作业井控技术规范》和相关标准，制定本细则。

第二条 井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及油田勘探、开发、设计、施工、技术监督、安全环保、装备物资、培训等多个方面，各有关单位和部门要高度重视，牢固树立“安全第一、环保优先、以人为本”的指导思想，坚持“井控、环保联防联治”的原则，使各项工作协调进行。

第三条 井控工作的内容包括井控风险分级与管理、井控设计、井控装置、作业过程中的井控工作、井控安全措施和井喷失控的处理、井控培训、井控管理制度等。

第四条 利用井下作业设备进行钻井的井控要求（含套管内侧钻和加深钻井作业），执行《新疆油田钻井井控实施细则》。

第五条 本细则适用于井下作业，凡在新疆油田公司所辖区域进行井下作业，均应执行本细则。

第二章 井控风险分级与管理

第六条 按照集团公司井控分级管理原则，结合新疆油田油藏及井下作业工艺特点，对井控风险分级作如下规定：

井控风险分级表 类别 评价因素 压力 施工介质 工艺技术 风险分级范围 1.预计施工压力＞70MPa措施井； 2.酸化施工井； 3.可燃、可爆介质挤注作业井； 4.新工艺、新技术施工井。 其余措施作业井。 压力系数 硫化氢含量 地层连通情况 硫化氢含量≥100ppm。 1.压力系数≥1； 2.硫化氢含量≥20ppm； 3.有汽窜。 其他 1.压力系数≥1.8； 2.硫化氢含量≥100ppm； 3.气液比≥1000m3/t且日产气量≥30000m3。 1.压力系数≥1.2； 2.硫化氢含量≥20ppm； 3.气液比>500m3/t且日产气量≥5000m3。 其他 硫化氢含量≥100ppm 1.压力系数≥1.8； 2.硫化氢含量≥20ppm。 其他 1.气井、自喷井井口周围300m范围内有居民区、学校、医院、工厂等人员集聚场所或油库、炸药库等设施； 2.气井、自喷井井口100m范围内有河流、水库等易受污染的水资源区。 风险 级别 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类 Ⅰ类 措施 作业井 稠油井 稀油井 压力系数 硫化氢含量 气液比 日产气量 Ⅱ类 Ⅲ类 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类 注水井 压力系数 硫化氢含量 周边 环境 人员集聚场所 易燃易爆场所 水资源 交通与国防 Ⅰ类 井口周围75m范围内有民宅，铁路，高速公路和国防设施等。 Ⅱ类 其他 Ⅲ类 Ⅰ类 Ⅱ类 其它 1.气井作业； 2.恢复试油井； 3.电缆射孔的补层油井； 4.采气区和稀油区评价井、控制井首次作业。 作业时井口不具备安装防喷器条件的井。 注：1.油气层性质应以试油结果，确定风险分级。

2.多个风险级并存时，按照就高不就低的原则进行风险评级。

第七条 管理要求 （一）施工队伍

Ⅰ类井由具有乙级及以上资质的队伍施工，其中H2S含量大于100ppm的井由具有甲级资质的队伍施工。

Ⅱ类、Ⅲ类井，由取得资质的队伍施工。 （二）三项设计

地质设计、工程设计和施工设计的管理，执行《新疆油田公司井下作业设计管理规定》（油新技字〔2015〕1号）。

（三）监督管理

现场监督管理执行《新疆油田公司井下作业监督管理规定》（油新技字〔2014〕5号）。

第三章 井控设计

第八条 地质设计应有相应的井控内容，工程设计、施工设计中必须有井控设计。

第九条 地质设计中的井控内容

（一） 井身结构、固井情况、油套管情况

1．各层套管钢级、壁厚、外径、下入井深、油层套管抗内压强度以及套管串结构等。

2．人工井底、水泥返高、固井质量等。

3．目前井下管柱结构、钢级、壁厚、外径和下入井深等。 4．定向井、水平井应提供井眼轨迹数据。

（二） 压力数据

1．本井目前地层压力或本区块地层压力（上返、回采层同时提供目的层的压力；注明是否为实测压力，并提供测量的方法及时间）、本井产层油、气、水情况、气液比。

2．本区块注水、气（汽）井地层压力，必要时提供邻井目前地层压力。

3．邻井地层注采情况，稠油井汽窜干扰情况。

4．大修井作业时，应提供作业层钻井液性能，油、气、水显示及地层漏失情况。

（三）本井或邻井有毒有害气体含量

提供硫化氢含量、一氧化碳有毒有害气体含量。Ⅰ类井提示上修前1个月之内的检测结果，Ⅱ、Ⅲ类井提示上修前3个月之内的检测结果。

（四）井场及周边环境

1．井场：以井口为中心，小修30m×30m范围内，大修60m×60m范围内，要提示清楚矿道和地下管线、电缆的分布、走向；河道和干渠的位置与走向；文字描述不清楚的可图示。

2．周边环境：井口周围40m内有6KV及以上高压线及变电站，联合站等情况；井口周围75m内有民宅、铁路、高速公路、国防设施等情况；气井、自喷井井口周围100m内有河流、水库等易受污染的水资源区情况；气井、自喷井井口周围300m内有居民区、学校、医院、工厂等人员集聚场所或油库、炸药库等设

施情况。

（五）根据提供的地层压力和流体性质，预测本井最高关井井口压力。

（六）确定风险级别。 第十条 工程设计中的井控内容

（一）历次修井套管异常情况，前次作业过程中修井液类型、密度、用量、压井方式，是否发生过溢流或井喷及施工作业的异常情况。

（二）压井液密度应根据地质设计提供的地层压力或地层压力当量密度值为基准资料，再加上一个附加值，附加值可选用下列方法之一确定：

1．油水井为0.05～0.1g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa。

2．气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。 3．煤层气井密度附加值为0.02g/cm3?0.15g/cm3。 确定压井液密度时，还应考虑地层压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、前次修井液密度、井漏情况、井控装置、套管强度、井内管柱结构、作业特点和要求等。

（三）根据地质设计的作业层数及地层压力，明确工作液的类型、密度、性能、备用量（原则上按井筒容积1.5～2倍的考虑）及压井要求，必要时提出加重材料及处理剂的储备要求。含水大于或等于90%的井，可不设计压井工序。

（四）井控装置的选择：防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷工具的额定工作压力应不小于预测最高关井井口压力，应明确井控装置的压力等级、通径、控制方式、组合形式。

（五）井控装置现场安装试压要求。

（六）重点工序的井控要求和技术措施。H2S含量超过75mg/m3 (50ppm)的地层或上部未封同井段存在H2S含量高于75mg/m3的地层不应进行带压起下钻作业。

（七）依据地质设计中提供的井场周围一定范围内的环境、人居情况及硫化氢等有毒有害气体的含量，制定相应的防范措施。

（八）地层与井筒未连通时（造负压工序除外），作业可不安装防喷器和井控管汇。

第十一条 施工设计中的井控内容

（一）依据地质设计和工程设计编制施工设计，施工设计应包括（但不限于）以下内容：

1．工作液性能、数量。

2．清水、添加剂和加重材料等储备数量。

3．防喷器的规格、组合形式及示意图，节流、压井管汇规格及示意图。

4．井控装置的现场安装、调试与试压要求等。 5．内防喷工具规格、型号、数量。

6．起下管柱、旋转（钻、磨、套、铣等）、起下大直径工具（钻铤或封隔器等）、绳索、连续油管、带压等作业时，应有具

体的井控安全措施。

7．环境保护、防火和防硫化氢等有毒有害气体的防护措施，以及硫化氢防护用具及检测仪器的配备要求等。

（二）气井、钻磨铣作业及造负压作业井，要有保护生产套管的具体要求和措施。

（三）根据地质设计中提供的周边环境调查情况和工程设计的相关要求制定相应的防范控制措施。

第四章 井控装置

第十二条 井下作业井控装置包括防喷器、防喷器控制装置、射孔防喷装置、内防喷工具、防喷管、采油 (气）井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线、放喷管线及油气水分离器等。

有抗硫要求的井控装置材质选用，应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的相关规定。

第十三条 防喷器压力等级选用，应不小于预测最高关井井口压力、油层套管抗内压强度、套管四通额定工作压力三者中的最小值。

第十四条 井控装置的配套

（一）防喷器与井控管汇的配套原则

节流、压井管汇的压力等级应与防喷器的压力等级相匹配。 （二）井控装置组合形式 1．小修作业

气井安装液动防喷器。井控装置组合形式如图1所示，且应安装液气分离器及点火设施。

图1 气井井控装置组合示意图

图1中液动防喷器可为单闸板或双闸板防喷器，其中双闸板防喷器全封在上，半封在下。

其它Ⅰ类风险井井控装置组合形式如图2所示：

图2 小修Ⅰ类风险井井控装置组合示意图

图2中防喷器可为单闸板、双闸板及三翼防喷器，其中双闸

板防喷器全封在上、半封在下。

图1、图2中的1#、2#闸阀是作业队安装的平板阀。现场压井管线不具备安装条件的可不连接，但现场应备有能压井的管线。

Ⅱ类风险井井控装置组合形式如图3图4所示：

图3 小修Ⅱ类风险井井控装置组合示意图

图4 小修Ⅱ类风险井不安装放喷管线井控装置组合示意图

图3图4中1#、2#闸阀可使用原采油（气）树四通闸阀， 3#闸阀为作业队安装的放喷阀。

Ⅲ类风险井井控装置组合形式如图5所示：

图5小修Ⅲ类风险井不安装放喷管线井控装置组合示意图 图5中1#、2#闸阀可使用原采油（气）树四通闸阀。 2. 大修作业

Ⅰ类风险井井控装置组合形式如图6所示：

图6 大修Ⅰ类风险井井控装置组合示意图

图6中防喷器可为双闸板防喷器，其中全封在上，半封在下。气井应安装液气分离器及点火设施。

图6中的节流管汇压力等级及组合形式如图7所示：

图7 节流管汇不同压力等级组合形式

Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装置组合形式如图8所示：

Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装置

图8大修Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装置组合示意图

图8中防喷器可为单闸板或双闸板防喷器，其中双闸板防喷器全封在上，半封在下。

图8 中1#闸阀可使用原采油（气）树四通闸阀，2#闸阀为作业队安装放喷阀。现场压井管线不具备安装条件的可不连接，但现场应备有压井管线。

3．井口安装油水接收装置并需引流入井，打开1号或者2号阀作业。

（三）简易防喷工具

对于未安装防喷器的井，现场应具备快速关井条件。可参照以下简易防喷工具，如图9所示

图9 简易防喷工具

第十五条 井控装置的安装 （一）防喷器安装

1．防喷器应按工程设计的要求，安装在井口套管四通上。井口套管四通及防喷器的钢圈槽应清理干净，并涂抹润滑脂。钢圈入槽，上齐螺栓，对角拧紧。

2．防喷器安装后，天车、游车、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。

3．无钻台作业时，防喷器顶部应加防护板。

4．具有手动锁紧机构的液压防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向及圈数。

（二）防喷器控制装置安装

1．防喷器远程控制台宜安装在季节风上风方向、距井口不少于25m、便于司钻（操作手）观察的位置，同其他设施的距离不少于2m；周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。

2．电源应从发电房及配电房内用专线引出并单独设置控制开关。

3．管排架与放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应有过桥保护措施。

4．液压控制管线上不应堆放杂物，在连接时应保持清洁干净，排放整齐，连接正确，密封良好，安装后应进行开、关试验检查，管线拆除后应采取防堵措施。液压管线与防喷器、液动闸阀接口处应使用90°?120°弯头；有气动泵的远程控制台，应使用内径不小于16mm的专用气管线。专用气管线连接气源，气源压力应在0.65?1.3MPa之间。

5．储能器完好，压力在17.5MPa?21.0MPa之间。 6．远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；环型防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。控制剪切闸板的三位四通阀安装防误操作的限位装置，控制

全封闸板的三位四通阀安装防误操作的防护罩。

7．远程控制台使用厂家指定的液压油，控制管线应采用专用硬管线或高压耐火软管，并有高压警示标志。

8．远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力，气管束不应强行弯曲和压折。

（三）井控管汇安装

井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线等。 1．井控管汇不应现场焊接。

2．转弯处应使用夹角不小于90°的钢质弯头。Ⅰ类风险井使用锻造高压弯头，Ⅱ、Ⅲ类风险井可使用钢质活动弯头。

3．防喷管线、放喷管线安装要求

（1）放喷管线通径不小于50mm；两条放喷管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离。放喷管线出口宜处于当地季节风的下风向，前方以放喷管线为轴，左右夹角45°，半径30m扇形区域（稠油井15m）内，不得有居民区、道路（省道及以上）、油罐区、电力线等设施。

（2）放喷管线每隔9m?11m、转弯处前后1.5m以内用不低于200kg的砂箱固定牢靠，管线出口处使用双基墩固定，最外端基墩固定点距出口端不超过1.5m。放喷管线在车辆跨越处安装过桥盖板，过桥盖板下的管线应无法兰、螺纹或活动接头连接。

放喷管线砂箱压板：钢质压板，宽度80?100mm，厚度8

?10mm；固定螺栓直径Φ20?Φ30mm。

（3）放喷阀安装在距井口3m～10m，放喷阀处1m以内应固定。

（4）放喷管线、排气管线长度

①Ⅰ类大、小修井：放喷管线接出井口50m以远。 ②Ⅱ、Ⅲ类大修井：可只安装防喷管线+放喷阀，但现场应备30m放喷管线、固定基墩和连接弯头等，确保必要时能快速接出。

③Ⅱ类小修井：含H2S的井，接出井口30m以远；其它井可只安装防喷管线和放喷闸门，但现场应备放喷管线、固定基墩和连接弯头等，确保必要时能快速接出。

④Ⅲ类小修井：可不安装防喷、放喷管线，但现场应备有相应的闸阀、管线（稠油井12m、稀油井30m）、固定基墩和连接弯头，确保必要时能快速接出。

（5）防喷管线使用高压耐火软管时，每隔3m～5m应采用重量不低于200kg的基墩固定，并在连接处用保险绳（链）固定。

4．节流管汇应安装修井液回收管线（通径不小于50mm），出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头，并固定牢靠。转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。

（四）分离器安装

1．分离器摆放在距井口11～18m。

2．立式分离器应用直径不小于16mm的钢丝绳和直径不小于22mm的正反扣螺栓对角四方绷紧、固定，非撬装立式分离器应用水泥基墩加地脚螺栓固定。

3．分离器排气管线通径不小于50mm，出口接至距井口50m以上的安全地带，相距各种设施不小于10m。

（五）压力表的安装

1．压力表为抗震压力表并垂直安装。

2．管汇压力表量程与防喷器压力级别相匹配； 3．压井管汇只安装相匹配的高压表。

4．35MPa及以上的节流管汇还应安装低量程的压力表；低压力表量程应在8MPa～16Mpa之间（平时处于关闭状态）。安装见示意图10。

图10压力表安装示意图

第十六条 受限井场的评估

因井场及井口装置工艺条件等因素受限，影响正常作业要求时，由油气生产单位主管生产或安全的领导牵头，组织双方相关部门人员成立井控安全评估小组进行现场评估。现场安全评估表

（见附件4）。

第十七条 井控装置的试压 （一）井控车间试压

1．试压介质：液压油或清水。

2．防喷器、内防喷工具、节流管汇、压井管汇、防喷管线以及采油（气）井口装置、射孔闸阀按额定工作压力试压，闸板防喷器还应做1.4MPa?2.1MPa低压密封试验。

3．井控装置试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。低压密封试压稳压时间不少于3min，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。

（二）现场试压

1．现场防喷器、防喷管线及节流、压井管汇等，应使用清水试压（11月1日至次年3月1日或气温低于0℃时，Ⅲ类井，确保防喷器不漏；放喷管线可不做清水试压，但必须确保放喷管线连接密封可靠）。

2．防喷器在套管抗内压强度、套管四通额定工作压力的70%，预测目前最高关井井口压力三者中的最小值为试压标准，低于3MPa按3MPa试压，试压时间不小于10min，压降不大于0.5MPa，密封部位不渗不漏为合格。

3．防喷器控制系统安装好后，液控管线应做21MPa可靠性试压。

4．Ⅰ类井，放喷管线现场试压5MPa，试压时间不小于3min，

无渗漏为合格。冬季为防止管线冻结，可不试压，但应保证管线连接密封可靠。

5．连续油管防喷器应根据连续油管设计施工压力进行试压。 6．全封闸板不做现场试压。

7．因井况原因无法进行常规试压的井，可通过试地层吸收性时的连续供液来检验井控装置连接部位的密封性，稳压3min，无渗漏为合格，在满足试压要求时，应重新按要求试压。

8．井控装置在现场更换承压配件后应试压。 第十八条 井控装置的使用 （一）防喷器及其控制装置的使用

1．溢流关井后，应手动锁紧闸板；打开闸板前，应先手动解锁，再用液压打开闸板。解锁到位后应回转1/4圈?1/2圈。

2．不应采用打开防喷器的方式来泄井内压力。

3．检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时，两侧门不应同时打开。

4．防喷器不应作为采油（气）井口装置使用。

5．防喷器及其控制装置的维护保养按SY/T 5964中的相应规定执行。

（二）井控管汇的使用

1．节流管汇、压井管汇和防喷管线应采取防堵、防冻措施。 2．井控管汇闸阀应挂牌编号并标明其开、关状态。 3．平板阀开、关到位后，应回转1/4圈?1/2圈，且开、

关应一次完成，不应作节流阀用。

（三）内防喷工具的使用

1．起下管柱前，旋塞阀应进行开、关活动检查。 2．井口内防喷工具应处于开位，开关工具应放置在便于快速取用的位置。

3．起下变径管柱时，应配置一根防喷单根(小修防喷单根：防顶短节＋旋塞阀＋提升短节；大修防喷单根：配合接头＋钻杆（油管）＋旋塞阀)，其外径与防喷器的闸板尺寸相匹配，应放在快速取用的位置。

第十九条 井控装置现场管理

防喷器、防喷器控制系统等使用过程中，作业队要指定专人负责检查与保养，保证井控装置处于灵活可靠状态。

（一）大修作业队

1．防喷器控制系统维护由技术员负责管理。

2．防喷器控制系统的操作、液面标尺等检查由副钻负责。 3．司钻控制台操作、检查、维护由司钻负责。 4．防喷器、四通两侧闸阀的检查、维护由架工负责。 5．内防喷工具、开关工具和节流管汇、压井管汇、放喷管线、防喷管线、液气分离器的检查、维护由钻工负责。

（二）小修作业队

1．防喷器、井控管汇由班长负责管理。

2．防喷器、内防喷工具、开关工具、简易防喷工具、防喷

管线、放喷管线的检查维护由井口工负责。

（三）施工作业时，每个班应对防喷器、旋塞和各控制闸阀检查一次，保证处于正常状态。

（四）油管传输射孔、排液、求产、完井等工况应安装采油（气）树。

（五）其他要求

1．有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。

2．修井机上应安装保持式气喇叭并保证完好。 3．现场防喷器未安装期间应妥善保管。

4．冬季作业时，放喷管线一侧近靠套管四通（防喷器三通或四通）的闸门应处于常关状态，外侧闸门均处于常开状态，井控装置应采取防冻、堵措施，保证畅通。

第二十条 采油（气）树的保养与使用

（一）施工时拆卸的采油（气）树部件清洗干净，放到井口附近干净处妥善保管。

（二）油管挂坐入大四通后，应将顶丝对角同时顶紧，并把备帽备紧。

（三）正常情况下，双闸门采油（气）树使用外闸门，有两个总闸门时先用上面的，备用闸门保持全开状态。

第二十一条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部

门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。本油田内加工生产的产品应经过有关部门认证许可，附合格证方能使用。

第五章 作业过程中的井控工作

第二十二条 作业队应严格执行设计，及时发现溢流，利用井控装置、工具，采取相应技术措施，快速安全控制井口。

第二十三条 施工前的准备工作

（一）对三项设计中提出的井控要求、技术措施向现场作业人员交底，明确各岗位分工，按要求准备相应的井控装置及工具。

（二）对I类风险井，要组织防喷演习。

（三）现场配备的井控装置应符合井控设计要求，并在作业前进行检查，确保处于完好状态。

（四）注水、注气（汽）井要了解掌握邻井注水、气（汽）井停注、泄压情况。

（五）周围有汽窜干扰的稠油井注汽时，不允许施工。 第二十四条 压井作业

（一）压井前现场应按设计要求储备修井液。

（二）循环压井至进出口压井液密度一致，停泵观察30min以上，确认井口无外溢后方可拆卸井口和安装井控装置。

（三）气井循环压井至进出口密度一致，停泵观察足够拆装一次井口的时间，确认井口无外溢后再进行一次循环压井，方可拆卸井口和安装井控装置。

（四）挤压井作业时，压井液需挤至油层顶部以上50m，停泵关井扩压2小时以上观察压力，开井无外溢，方可拆卸井口和安装井控装置。

（五）含水≥90%的作业井、注水井溢流量在5m3/h以内允许作业；当井涌高度达0.5m，必须立即关井。

第二十五条 换装井口装置

（一）井口装置换装前应进行压井，井筒静液柱压力应平衡地层压力，敞井观察时间应大于一个换装井口装置作业周期的时间。

（二）换装井口装置前，应准备内防喷工具（或简易防喷工具）、油管挂、配合接头及抢装工具。

（三）敞井观察结束后，应再次进行压井作业，无异常后再进行换装井口作业。

第二十六条 测试及射孔作业

电缆作业包括电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、电缆射孔、工程测井作业；射孔作业是指电缆射孔和油管传输射孔作业。

高压油气井、气井、产层性质或地层压力不清楚的井，必须采用油管传输射孔方式，其他可采用电缆射孔。

（一）电缆作业的井控要求

1．作业过程中应及时向井筒内灌注工作液，保持井筒液柱压力平衡地层压力。

2．电缆射孔前，必须安装全封闸板防喷器（除稠油井外）；射孔队准备剪切电缆的工具和电缆卡子，并摆放在井口工具台

上，作业队负责人负责检查该专用工具的到位情况。

3．作业前应下管柱通井、循环、观察，观察结束后再循环一周以上，才能起管柱。

4．作业过程中安排专人负责观察出口变化情况，若发生溢流，应立即停止作业并及时起出电缆；在起工具过程中一旦出现井涌高度超出防喷器上端面0.5m的情况，由作业队现场负责人指令测井队井口值守人员剪断电缆，作业队应迅速关井。

5．射孔结束后，要有专人负责观察井口显示情况，确定无异常时，及时下管柱，不应空井等候。

（二）油管（钻杆）传输射孔作业的井控要求

1．射孔前应安装相应压力等级的采油（气）井口装置。 2．采油（气）井口装置安装后，应按设计要求试压合格。 3．射孔后起管柱前应先测得油套压力，根据具体情况确定是否压井，敞井观察30min无外溢无异常后才能进行起下管柱作业。

4．负压射孔施工前，射孔队复核前期施工的相关资料，确保满足负压射孔的安全要求。

第二十七条 诱喷作业

（一）抽汲作业前应认真检查工具，装好防喷管、防喷盒。 （二）抽汲诱喷时，应安排专人观察出口显示情况，一旦发现井筒液面上升或出口流量增大，应立即停止抽汲作业，起出抽汲工具，关闭清蜡闸阀，观察、放喷。

（三）含H2S等有毒有害气体的井、气井，严禁进行抽汲作

业。

（四）用连续油管进行气举排液、替喷等作业时，应装好连续油管专用防喷器组。

（五）严禁采用压缩空气进行气举排液。

（六）气举排液时严格按设计最低控制压力或允许掏空深度进行控制，防止挤毁套管。

第二十八条 起下作业 （一）灌液要求

1．根据设计要求及时向井内补灌修井液，保持井筒液柱压力，灌入修井液量应与起出管柱排替量相符。

2．每提5-10个单根管柱应补灌修井液一次，现场应有计量手段，井深小于200m的井需采取连续灌液。

（二）起下大直径工具

大直径工具：工具外径与套管内径间隙≤6mm。油气层段控制起下速度（1个单根管柱1.5～2min），防止产生抽汲作用和压力激动。

（三）其他要求

1．准备好内防喷工具、相应的油管挂、配合接头及其固定附件等工具应备齐。

2．观察出口及液面变化，发现异常应先停止作业，关井查明原因后方可继续进行作业。

3．起完管柱后应及时进行下步作业，若作业机出现故障，

应及时安装简易井口或关闭防喷器。

4．溢流关井后，应有防井内管柱上顶的措施。 第二十九条 冲洗旋转作业 （一）冲洗旋转作业 1．应接上或下旋塞阀。

2．所用修井液性能要与地质设计提供的压力、储层物性和流体类型相匹配。

3．当发现进出口排量不一致时，应分析原因，采取控制措施后再进行冲砂作业。

第三十条 压裂酸化作业的井控要求

（一）压裂酸化前根据井设计施工方案，明确最高施工压力参数。

（二）预计施工压力＞70MPa的井，采油树应采取保护措施。

（三）压裂酸化时应有保护油层套管的技术措施。 （四）施工过程中应有监测油、套压力的措施。 第三十一条 带压作业的井控要求

带压作业的井控管理执行《中国石油天然气集团公司带压作业技术规程》（工程〔2015〕11号）及相关技术标准。

（一）高硫化氢井、环境温度低于-15℃、井口压力超过21MPa等情况严禁进行带压作业；油管严重腐蚀无法实施堵塞、套管承压能力小于地层压力、套管损坏及油管损坏的井不适合带

压作业施工。

（二）油管堵塞器或桥塞安装及坐封后应验封并试压合格后方可进行带压作业。

（三）拆卸采油（气）井口装置后，应在油管挂上安装旋塞阀（处于关闭状态）后，再安装带压作业设备及连接地面管线。

（四）带压作业的安全防喷器及工作防喷器均应选用液压防喷器。

（五）气井带压作业必须配套安装剪切闸板防喷器。 （六）具有手动锁紧机构的安全防喷器应按规范安装手动锁紧操作装置。

（七）油、水井带压作业时，放喷管线可以当做外排及洗井管线使用；冬季使用中，做好防冻堵措施。（因需要洗井配合投堵作业）

第三十二条 出现不连续作业、设备熄火或井口无人等情况时必须关闭井控装置或装好井口，并录取油管、套管压力。

第六章 井控安全措施和井喷失控处理

第三十三条 井场作业设备的布局，要考虑防火、防爆、防H2S等有毒有害气体的安全要求。

（一）井场布局

1．值班房、发电房应在井场季节风的上风处，值班房、工具房、发电房等井场工作房及储油罐距井口距离＞30m，稠油井

距井口距离＞20m；储油罐距放喷管线＞3m；循环罐中心线距井口7m～18m。

2．风向标设置

大修：在钻台、值班房、循环罐各设立1个风向标（风袋、风飘带、风旗或其它适用的装置）。

小修：在值班房、井场醒目位置各设立1个风向标（风袋、风飘带、风旗或其它适用的装置）。

3．在井场不同方向上划定两个紧急集合点并有明显标识。逃生通道上应无障碍物。

4．在井场入口或值班房应设置明显的防火、防爆、防H2S等有毒有害气体安全标志，设置危险区域图及逃生路线图。

5．二层台必须配备逃生装置，逃生绷绳上端应固定在便于逃生处，逃生绷绳与地面夹角在30°～45°之间。

（二）防火、防爆

1．井口30m（稠油15米）以内属于防爆区。

2．进入井场的车辆应配备防火帽，在井场检测有可燃气体或井口发生油气溢流时，必须关闭防火帽。

3．井场内有作业许可要求时，应执行新疆油田公司作业许可有关规定。

4．井场内严禁烟火。

第三十四条 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY5727《井下作业安全规程》中的相应规定。重点要求包

括：

（一）井场输电线路应采用橡套软电缆，电缆接头应用防爆接头。

（二）路口、车辆必过之地，使用埋地敷设或电缆穿管并固定（埋地敷设，埋深≥0.4m），其余可拖地敷设；若使用电缆架空敷设，距离地面≥2m，并且电线架杆与电缆架空部位应采用胶带或橡胶套绝缘。

（三）配电箱内的开关、电器应安装牢固，连接线应采用绝缘导线，接头不应裸露和松动，总开关应装设漏电保护器；防爆区内做到一机一闸一保护。

（四）防爆区内采用防爆灯具，固定牢靠。

（五）电取暖器防护罩应牢固完整，在电取暖器0.5m范围内禁止放置和烘烤易燃物品。

（六）所有保护零线都应可靠接地，不应将值班房金属构架做接地连接体；垂直接地体应采用角钢、钢管或圆钢，不应用铝导体做接地体或地下接地线。

井场接地宜使用油田电网接地。井场无油田电网接地，采用接地体单根入地必须＞80cm或用三根排成边长为1m等边三角形并联入地≥50cm。

（七）探照灯的电源线路应在配电房或发电房内单独控制。 （八）每次作业搬迁和装配均由持证的电工检查验收，合格后才能正常使用。

第三十五条 井场应备齐消防器材并有专人负责定期检查。挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌。消防器材的配置不少于以下标准配置：

大修：35kg灭火器2具，8kg灭火器8具，消防锹4把，消防钩2把，消防桶4只，消防砂2m3 。

小修：8kg灭火器4具，消防锹2把，消防钩1把，消防桶2只。

摆放位置：大修井场消防器材摆放在距井口30m以内消防房内；小修井场消防器材摆放在距井口15m以内。

第三十六条 在含H2S的油气井进行井下作业施工时，严格执行SY/T 6610《含H2S油气井井下作业推荐作法》和SY/T 6277《含硫油气田H2S监测与人身安全防护规程》中相关规定。

井筒（管线）酸洗（除垢）施工，要防止H2S等有毒有害气体产生，制定防范预案，避免人身伤亡和环境污染。作业现场应配备H2S监测仪器和防护装置。

（一）第一级报警值应设置在H2S含量15mg/m3 (10ppm)，第二级报警值应设置在安全临界浓度H2S含量30mg/m3 (20ppm)。

（二）H2S含量大于第一级报警值时装置配备

1．至少配备4台便携式H2S及有毒有害气体监测仪，每天应由值班干部检查上述设施完好情况并有记录。

2．作业队至少配备6套正压式呼吸器及2套备用气瓶，并

摆放在清洁、卫生、能迅速取用的安全位置。正压式呼吸器、备用气瓶及充气泵每月至少检查一次并做好记录。

（三）其它作业井至少配备1套便携式H2S监测仪，在作业中进行检测。

（四）现场警示标志

1．硫化氢对生命和健康有潜在风险的作业井即： H2S≤15mg/m3（10ppm）时，井场挂绿色警示牌。

2．硫化氢对生命和健康有一定影响的作业井即：15mg/m3

（10ppm）＜H2S≤30mg/m3（20ppm）时，井场挂黄色警示牌。

3．硫化氢对生命和健康有威胁的作业井即H2S浓度＞30mg/m3（20ppm）时，井场应挂红色警示牌。

（五）在井架底座周围、液罐和其它H2S可能聚集的地方使用防爆通风设备，驱散工作场所弥散的H2S。井口、地面流程、入井管柱、仪器、工具等应具备抗H2S性能，制定防H2S措施。

（六）含硫地区压井液的PH值要控制在9.5以上，在含H2S的井进行施工前要采取除硫措施，当H2S浓度降到安全临界浓度以下后方可施工。

第三十七条 各施工单位要制定具体井喷应急预案；编制含H2S等有毒有害气体的油水井应急预案，应参考SY/T 6610《含H2S 油气井井下作业推荐作法》及SY/T 6277《含硫油气田H2S检测与人身安全防护规程》中的有关规定。

第三十八条 井喷失控处理

（一）井喷失控，应及时向公司生产运行处总值班室汇报并立即启动应急预案，配合地方政府，紧急疏散井场附近群众，防止发生人员伤亡。

（二）立即停机、停车、停炉、断电，夜间作业打开防爆专用探照灯，熄灭火源，组织设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。安全条件下对井口喷出油流进行围堵和疏导，防止井场地面易燃物扩散。

（三）设置观察点，定时取样，测定井场周围天然气、H2S、CO和CO2的含量，划分危险区域。

（四）由四通向井内连续注水，用消防水枪向油、气柱及井口装置大量喷水，防止着火或事故继续恶化。并将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区，准备必要的防护用具。

（五）清除井口周围和抢险通道上的障碍物，充分暴露井口，已着火井要带火清障，同时准备好新井口装置、专用设备及器材。

（六）抢险中每个步骤实施前，均应按照SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》进行技术交底和模拟演习。换装新井口装置过程中，应不断向井内注水和向井口密集喷水，形成一个水屏障。

采用整体换装法更换新的井口装置，换装中要采取扶正导向等安全有效措施。

（七）处理井喷失控尽量不在夜间进行。在处理井喷失控施工时，不要在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。

（八）在处理井喷失控过程中，必须做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。

（九）在井喷失控事故处理的抢险方案制定和实施时，要同时考虑环境保护，并同时实施，防止发生次生的环境事故。

（十）含H2S油气井井喷失控后，在井场作业人员、周边群众生命受到威胁，又不能迅速撤离到安全区域，失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序实施井口点火。井口点火程序执行《新疆油田公司井喷突发事件专项应急预案》。点火决策人由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人担任。

第三十九条 作业队人员要按《中国石油天然气集团公司石油工程技术服务企业及施工作业队伍资质管理规定》（中油工程字〔2006〕209号）做到持证上岗。

第七章 井控培训

第四十条 井控培训。由新疆油田公司指定取得集团公司颁发的井下作业井控培训资质的单位，负责对相关人员进行井控的取证、换证培训工作。

第四十一条 井控操作持证者，每两年复培一次，培训考核不合格者（理论考试成绩70分为合格），取消井控操作证。

第四十二条 井控培训管理 （一）培训依据

井控技术培训内容执行《集团公司井控培训矩阵》（工程〔2015〕44号）、《井控培训管理办法》（中油工程字〔2007〕437号）文件。

（二）培训对象

井下作业及相关专业共36类岗位人员组合为7大类岗位培训，分别是“管理人员、基层队管理人员、专业技术人员、基层队技术人员、现场操作人员、井控设备服务人员、相关技术服务人员”。

（三）培训要求

执行SY 5742-2007《石油与天然气井井控安全技术考核管理规则》及集团公司《井控培训管理办法》。

第八章 井控管理制度

第四十三条 井控管理制度是做好井控工作的保证。 （一）井控分级责任制度

1．公司和油气生产单位、井下作业单位都要建立分级井控管理网络，落实职责，定期活动。

2．公司主管井控工作的负责人是公司井控工作第一责任人。油气生产单位、井下作业单位行政正职是井控工作第一责任人。

3．公司和油气生产单位、井下作业单位分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任，成员由有关部门人员组成。领导小组负责组织贯彻执行井控规定，制定和修订井控实施

细则和整个井控工作的开展。井控管理办公室负责井控装置和井控技术管理及检查工作。

4．井下作业单位、分公司（项目部）、作业队以及井控车间应成立相应的井控领导小组，组长由单位行政正职担任（井控第一责任人），负责本单位井控工作。

5．作业单位应分级配备专（兼）职井控技术人员和管理人员。 6．各级负责人按“谁主管，谁负责”的原则承担相应责任，恪尽职守，做到职、权、责明确到位。

7．公司每半年组织一次井控工作检查，油气生产单位、井下作业单位每季度组织一次井控工作检查，及时发现和解决井控工作中存在的问题，落实各项井控规定和制度。

（二）井控操作证制度 应持井控操作证人员：

1．公司领导：公司井控第一责任人，主管工程技术领导。 2．公司工程技术处：处长、副处长，井下作业工程管理科、井控与监督管理科各岗位。

3．开发处主管开发运行的副处长，开发管理科井下作业措施管理岗。

4．油藏评价处主管油藏评价试油的副处长，评价科试油管理岗。

5．公司直属机构：

安全环境监督中心：相关工程技术管理人员。

新油监理公司：主管井下作业监督的副职、正副总工程师，工程监督科从事井筒技术管理的岗位，井下作业监督。

6．工程技术公司：经理，主管生产、安全副经理，正副总工程师、正（副）安全总监；生产、安全、技术科各岗位；分公司（项目部）经理，主管生产、安全副经理，生产、安全、技术办各岗位，地质办负责人，井队队长、指导员、副队长、技术员、班长、副班长、操作手、司钻、副司钻、架工。

7．油气生产单位：厂长、生产副厂长（副经理）、正副总工程师（地质师）、安全（副）总监，安全、生产运行、工艺技术等部门与井下作业人员，工程、地质设计岗位，井下作业监督，基层单位主管经理、总监、安全员。

8．工程技术研究院：总工程师、主管井下作业业务的副总工程师，方案设计、现场服务各岗位。

9．其它井下作业单位：第一责任人、主管生产、安全、技术的领导、机关从事一线生产、安全和监督管理人员、作业队副班长（操作手、架工）以上人员。

10．射孔作业单位：安全、技术管理部门负责人和射孔主管人员、HSE监督人员、射孔小队队长、技术员以上人员。

带压作业工作各岗位人员均应持井控培训合格证。 已取得钻井井控操作证的人员（小修操作证人员除外），视同具有井下作业井控操作证。

（三）井控装置管理制度

1．井控车间必须取得集团公司资质。

2．井控车间要按集团公司井控检查考核表建立健全井控装置配套、维修、试压、检验、巡检、质量回访、现场服务等制度，并按制度做好井控装备管理及现场服务工作。

3．井下作业队伍应执行本细则所列有关井控装置现场安装、试压、维护等条款。

4．其它要求

（1）防喷器、防喷管线、节流管汇、压井管汇、旋塞阀、放喷阀等每年进行试压检验。

（2）处理过Ⅲ级及以上井喷突发事件的防喷器及井控管汇，使用完后应送检，经检验合格后方能再次使用。

（3）井控装置的维修和判废，严格执行《中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〔2006〕408号）。

（四）开工及井控装置安装验收制度 1．小修作业队的现场验收

（1）年度首轮井和I类风险井由作业单位及油气生产单位井下作业监督验收合格后，方可开工；其它作业井由作业单位相关部门验收合格后，方可开工，油气生产单位相关部门现场抽查验收情况。

（2）小修I类风险井井控装置现场试压应由油气生产单位监督现场验收合格确认签字后方可开工；其它井井控装置现场试压可由作业单位现场带班干部验收合格确认签字，方可开工，油

气生产单位相关部门现场抽查验收情况。

2．大修作业队的现场验收

（1）年度首轮井和I类风险井由监理公司监督验收合格后，方可开工。

（2）井控装置现场试压，由监理公司验收合格确认签字后方可开工。

（五）防喷演习制度

作业队应对起下管柱（包括大直径管柱）、冲洗旋转作业、电缆射孔、空井筒工况按防喷演习程序进行防喷演习，并达到规定要求。

1．Ⅰ类风险井作业前应进行防喷演习。

2．作业班组每周至少进行一次防喷演习，做好防喷演习讲评和记录。

3．轮休上井后，必须进行防喷演习。

4．没有安装放喷管线的井按硬关井进行防喷演习。 5．防喷演习的时间要求，旋转作业2min以内；起下管柱、电缆射孔、空井筒3min以内；起下大直径管柱5min以内。

6．防喷演习遵循“以班长为中心，班自为战，从实战出发”的原则。

7．报警器规定

选用保持式气喇叭作为发现溢流的报警器，喇叭开关安装在司钻操作台上，由司钻或操作手负责操作。

8．报警声规定

（1）发现溢流的报警声为一声长鸣笛（时间15s以上）； （2）关闭防喷器的报警声为两声短鸣笛（时间2s左右，间隔1s左右）；

（3）解除信号为三声短鸣笛（时间2s左右，间隔1s左右）。 9．现场演习关井程序规定

（1）关闭放喷阀时为演习关井程序结束时间。

（2）进行防喷演习关井程序时，可不在井口安装立压表。 （六）作业队干部24小时值班制度

1．小修作业队在Ⅰ类风险井施工期间，队干部应现场24小时值班，并挂牌上岗，可在班报表上填写值班记录。

2．大修作业队施工期间，队干部现场24小时值班，并挂牌上岗，可在班报表上填写值班记录。

3．值班干部应监督检查各岗位井控职责落实及制度执行情况，发现问题立即督促整改，发生溢流、井喷、井下复杂等情况，值班干部必须亲自组织、指挥处理。

（七）井喷事件逐级汇报制度 1．井喷事件分级 （1）一级井喷事件(Ⅰ级)

凡符合下列情形之一的，为一级井喷突发事件：

① 陆上油（气）井发生井喷失控，并造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；

② 陆上油（气）井发生井喷，并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和周边居民的生命财产安全。

（2）二级井喷事件(Ⅱ级)

凡符合下列情形之一的，为二级井喷突发事件： ①陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷； ②陆上油（气）井发生井喷失控，在12小时内仍未建立井筒压力平衡，企业自身难以在短时间内完成事故处理。

（3）三级井喷事件(Ⅲ级)

陆上油（气）井发生井喷，能够在12小时内建立井筒压力平衡，企业自身可以在短时间内完成事故处理。

2．井喷事件报告要求

（1）发生井喷事件后由下至上逐级上报。发生井喷事件要立即报告本单位上级有关部门，同时通报业主单位。井下作业单位、油气生产单位要在30分钟内以电话形式报告公司生产运行处总值班室，由其通知相关领导及部门；与此同时，根据法规和当地政府规定，应在事件发生后第一时间立即向属地政府主管部门报告。

发生井喷突发事件后，情况紧急时，企业事发生产单位可越级直接向公司生产运行处总值班室报告。

（2）公司接到事件报告后，要进行初步评估确定事件级别： 经初步评估确定为Ⅰ级、Ⅱ级井喷突发事件时，在启动公司相应应急预案的同时，在30分钟内，由公司井控应急办公室以电

话形式上报集团公司总值班室（应急协调办公室），同时报告工程技术分公司和勘探与生产分公司。

其中Ⅰ级在4小时内由公司井控应急办公室向集团续报信息，并根据情况变化和工作进展，及时续报后续相关信息；每日7:00前报告最新情况。Ⅱ级井喷突发事件由公司在处置结束后7天内将事件处置报告报集团公司井喷突发事件应急领导小组办公室。

（3）经初步评估确定为Ⅲ级井喷突发事件时，公司启动本单位相应应急预案进行应急救援处理。在事件处置结束后7天内将事件处置报告报集团公司井喷突发事件应急领导小组办公室。

发生井喷或井喷失控事件后，应有专人收集资料，随时保持各级通信联络系统畅通无阻，有专人值班。信息报告和通信联络，应采用有效方式。发送图文传真和电子邮件时，应确认对方已收到。

井喷事件发生后，事故单位以附件2内容向公司汇报，首先以快报内容进行汇报，以便公司领导在最短时间内掌握现场情况，然后再以附件3（续报）内容进行汇报，使公司领导及时掌握现场抢险救援情况。

（4）报告和记录的内容：事件发生的时间、地点、现场情况以及存在的社会、环境敏感因素；事件造成的伤亡人数、经济损失、周边影响；事件的原因分析，已经采取的措施，下步处置方案，生产恢复期判断；舆情监测和媒体应对情况；事件涉及的装置、设施等基础数据和背景资料、请求上级部门支持和协调事

项；其他需要报告的事项。

（八）井控例会制度

1．作业队应把井控工作作为生产例会的内容。

2．作业分公司（项目部）每月召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作，做好记录。

3．油气生产单位、井下作业单位每季度召开一次井控工作例会，总结、协调、布置井控工作，做好记录。

4．公司每半年召开一次井控工作例会，总结、布置、协调井控工作。

第九章 附 则

第四十四条 本细则自印发之日起施行，之前有关规定与本细则有抵触时执行本细则。

第四十五条 本细则引用的文件若有更新，以现行有效版本为准。

第四十六条 本细则解释权归新疆油田公司工程技术处。

附件：1．溢流井喷（演习）时各岗位人员职责和关井程序

2．新疆油田公司井下作业井喷失控事故信息收集表

（快报）

3．新疆油田公司井下作业井喷失控事故报告信息收

集表（续报）

4．***厂（作业区/公司）**井现场安全评估表 5．注释

附件1

溢流、井喷（演习）时各岗位人员

职责和关井程序

为达到及时发现溢流关井的目的，结合井下作业实际情况，对作业队班组各岗位作以下分工：

一、大修作业队 （一）岗位人员职责 司钻

1．为现场最高指挥员，接到溢流信号时发出警报； 2．操作刹把，将井内钻具置于防喷器可关井的状态； 3．负责发出关井信号；

4．了解立、套压后，安排下步工作； 5．发出解除演习的警报；

6．指挥、配合钻工甲、乙将井口恢复至正常施工状态。 副钻

1．观察循环罐液面，发现溢流及时报告给司钻； 2．听到关井信号后，关闭防喷器； 3．手势通知司钻防喷器已关闭； 4．打开防喷器。 架工

1．冲洗旋转作业、空井筒、电缆射孔时，听到溢流报警信号后，迅速跑到钻台听从司钻安排；

2．起下管柱时，负责将已卸开的钻具拉回二层台指梁固定后，迅速下至钻台听从司钻安排。

钻工甲、乙

1．听到溢流报警后，在司钻的指挥下，扣好吊卡； 2．起下管柱时，负责抢装旋塞；起下大直径管柱时，抢装防喷单根；

3．观察立压并做好记录，关闭旋塞阀；

4．观察机工关闭放喷阀的手势，并手势通知司钻。 机工

1．听到溢流报警后，迅速跑到放喷阀处，打开放喷阀； 2．与副钻配合关闭手动防喷器，关闭节流阀试关井，然后关闭节流阀前的平板阀；

3．手势通知钻工，节流阀前的平板阀已关闭； 4．观察套压，并做好记录；

5．做好停机、停电准备工作，接到司钻命令后立即执行。 （二）关井操作程序 冲洗旋转作业 1．发：发出信号； 2．停：停止作业； 3．抢：抢提方钻杆； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞；

6．关：关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀； 7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

起下管柱作业 1．发：发出信号；

2．停：停止起下管柱作业； 3．抢：抢接旋塞阀（防喷单根）； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞；

6．关：关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀； 7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

起下大直径管柱 1．发：发出信号；

2．停：停止起下管柱作业；

3．抢：抢接防喷单根； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞；

6．关：关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀； 7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

空井筒

1．发：发出信号； 2．停：停止其他作业； 3．抢：抢下防喷单根； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞；

6．关：关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀； 7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

电缆射孔

1．发：发出信号；

2．停：停止射孔作业，抢提电缆，在井涌高度超过钻台面0.5m时，剪断电缆；

3．抢：抢下防喷单根； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞；

6．关：关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；

7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

二、小修作业队 （一）岗位分工 班长

1．作为现场最高指挥员，负责指挥溢流发生时的报警； 2．负责抢装简易防喷装置或关闭防喷器的组织工作； 3．负责将现场情况进行收集汇总。 操作手

1．在班长指挥下负责溢流发生时的报警以及关井、开井的信号；

2．操作刹把，做好防喷关井配合工作。 资料员

1．和钻工配合负责抢装简易防喷装置或关闭防喷器； 2．观察套压变化情况并做好记录。 修井一岗、二岗

1．听到溢流报警时，应立即做好扣吊卡、关闭旋塞（或阀门）等工作；

2．在起下管柱时，负责抢装防喷单根；

3．配合资料工抢装简易防喷装置或关闭防喷器。 修井三岗

1．按照班长指令进行，做好停电准备；

2．先打开放喷闸阀，待防喷器关闭后，关闭放喷阀。

（二）关井程序 冲洗旋转作业 1．发：发出信号；

2．停：停止冲洗旋转作业； 3．抢：提出冲洗单根； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞； 6．关：关放喷阀（试关井）；

7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

起下管柱作业 1．发：发出信号； 2．停：停止起下作业； 3．抢：抢装旋塞； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞； 6．关：关放喷阀（试关井）；

7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

起下特殊管柱作业 1．发：发出信号； 2．停：停止起下作业； 3．抢：抢下防喷单根；

4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞； 6．关：关放喷阀（试关井）；

7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

空井筒

1．发：发出信号； 2．停：停止其他作业； 3．抢：抢下防喷单根； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞； 6．关：关放喷阀（试关井）；

7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班干部及修井监督报告。

电缆射孔

1．发：发出信号；

2．停：停止射孔作业，抢提电缆，在井涌高度超过井口0.5m时，剪断电缆；

3．抢：抢下防喷单根； 4．开：打开放喷阀； 5．关：关防喷器，关旋塞； 6．关：关放喷阀（试关井）；

7．看：认真观察，准确记录套压以及溢流量，迅速向值班

干部及修井监督报告。

注：井下作业现场安装的防喷器有全封闸板时，空井筒及电缆射孔作业可直接关闭防喷器全封闸板。

附件2

新疆油田公司井下作业井喷失控事故

信息收集表（快报） 收到报告时间 报告单位 报告人 发生井控突发事件单位 现场抢险负责人 事件发生地理位置 井控突发事件发生时间 基 本 情 况 井 号 井眼尺寸 完井层位 构造 生产套管下深 有毒气体类型 机组类型 职 务 作业队号 水平井□ 定向井□ 直 井□ 开 口 关 口 可控□ 失控□ 喷出物 工农业设施 名称及数量 距离 气口 油口 水口 油气水口 职 务 电 话 年 月 日 时 分 电 话 井 别 完井井深 作业层位 地层压力 井内液体类型 人员伤亡情况 额定工作压力 井 型 作业井深 垂 深 目的套管下深 井内液体密度 H2S □ CO2 □ CO □ 防喷器状况 井口装备状况 采油树型号、状况 地面流程状况 内防喷工具状况 油管旋塞阀 喷势描述及估测产量 井控突发事件具体状况 环境污染情况 周边500m内环境状况 巳疏散人群 居民 数量 距离 型 号 开关状态 可控或失控

附件3

新疆油田公司井下作业井喷失控事故报告

信息收集表（续报） 事故级别 井口压力 现场气象及 主要自然天气情况 Ⅰ□ Ⅱ□ Ⅲ□ Ⅳ□ 油 压 阴或晴 风 向 有毒气体含量 套 压 雨或雪 气 温 H2S（ ） CO2（ ） CO（ ） 风 力 海浪高 井喷过程简要描述及初步原因 井身结构及 管柱结构图 邻近注水、注气井情况 作业工况 周边道路情况 已经采取的抢险措施 下一步将采取的措施 重泥浆 井场压井材料储备 工程用水 加重材料 救援需求 重晶石 （T） 密度 (g/cm3) 救援地名称及距离 量 (m3) (m3) 石灰石粉 （T） 铁矿石粉 （T）

附件4

***厂（作业区/公司）**井现场安全评估表

（工程技术服务单位： ） 评价原因 评估意见及措施 说明（参加单位部门人员等情况）： 评估小组组长（签字）： 年 月 日 乙方领导（签字）： 年 月 日 甲方领导（签字）： 年 月 日 评估时间： 年 月 日

附件5

注 释

1．含硫油气井：地层天然气中硫化氢含量大于75mg/m3(50ppm) 的井。

2．高含硫油气井：地层天然气中硫化氢含量大于150mg/m3(100ppm) 的井。

3．H2S含量指标的确定：

井口H2S含量值的确定由修井队采集，在正常井下作业时，以距取样口0.5m连续测试20min，取其稳定值作为含量值。

地层流体中H2S含量值由采油厂（作业区）根据检测部门提供的数据记入地质设计，为井下作业选择压井液类型提供依据。

4．最高关井井口压力的计算

气井或井内充满天然气的井预计最高关井井口压力计算公式：最高关井井口压力=目前地层压力×0.72。