大港油田钻井井控实施细则
大港油田公司
二○一○年五月
目录
第一章总则
第二章井控风险识别与管理
第三章井控设计
第四章井控装置的安装、试压、使用和管理
第五章钻开油气层前的准备和检查验收
第六章油气层钻井过程中的井控作业
第七章防火、防爆、防硫化氢措施
第八章井喷失控的处理
第九章井控管理制度
第十章附则
附录1 井口装置组合形式示意图
附录2 节流压井管汇组合形式示意图
附录3 各种工况下发生溢流时的关井程序
附录4 钻井（侧钻）队打开油气层前检查验收批准书附录5 钻井井喷失控事故信息收集表
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钻井井控规定》,为了进一步推进大港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。
第二条井控工作是一项系统工程，涉及到勘探开发、钻井工程、安全环保、物资装备和教育培训等多个专业，必须各司其职，齐抓共管。
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、各部门要高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针，坚持“安全发展、清洁发展”的指导思想，牢固树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷是可以预防且井喷失控是可以避免的”、“井喷失控是责任事故”、“做不好井控工作就是失职”的理念，建立完善“积极井控”长效机制，加强井控基础工作，坚决杜绝井喷失控事故的发生。
第五条本细则规定了大港油田钻井井控风险识别与管理、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻开油气层的井控作业、防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、井控管理制度等内容。
第六条本细则适用于大港油田钻井工程作业。包括陆上钻井、在浅海和滩海地区利用陆基平台自移动式丛式井钻机钻井（以下简称滩海丛式井）、海洋钻井、利用井下作业设备进行老井侧钻或加深钻井（以下简称老井侧钻）等。利用原钻机试油作业的井控要求，执行《大港油田井下作业井控实施细则》。各油气建设单位要通过合同约定，要求进入所辖地区的所有钻井队伍及钻井相关技术服务队伍执行本细则。
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的主体。井控风险识别应从设计井涉及的地面环境条件和工艺技术难度入手。
（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等易燃易爆场所；井场边缘临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂或井口位于滩涂、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。
3．一般地区：除高危和危险之外的地区。
（二）按工艺技术难度（或目的层特征）将设计井划分为重点井和常规井两类。
1．重点井：预测地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3（100ppm）的井（简称高含硫井）；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35MPa 的井（简称高压井）；全井或目的层段无任何实钻参考资料的探井（简称预探井）；垂深1000m以内非目的层含气层的井（简称浅层气井）；目的层预测气油体积比大于400且邻井日产气超过10000 m3的井（简称高含气井）；工程救援井；欠平衡井；正钻井中途测试井。
2．常规井：重点井之外的井。
第八条根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度（或目的层特征），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；高压井；欠平衡井；滩海丛式井；海洋钻井；在高危地区实施的其它重点井。
（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、高压井、欠平衡井）；在高危地区实施的常规井（不包括滩海丛式井、海洋钻井）。
（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实行分级负责制。
（一）油田公司工程技术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井的范围。
2．负责协调解决井控一级风险井实施过程中出现的井控技术问题。
3．负责组织井控一级风险井打开油气层前的井控检查验收。
（二）建设单位的主要职责：
1．负责依据井位公报或井位设计组织有关单位人员进行井位勘查，并组织把勘测结果报送相关设计部门，然后根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度（或目的层特征）确定井控风险级别。
2．当提供的井位不能满足本细则第十三条第（二）款要求时，委托现场监督组织钻井队制订风险削减措施并监督执行。
3．及时协调解决施工单位反映的井控技术问题；对于井控一级风险井中不能解决的井控技术问题，及时向上级主管部门反映。
4．负责组织井控二级风险井打开油气层前的井控检查验收，参加井控一级风险井打开油气层前的井控检查验收。
（三）地质设计部门的主要职责：
1．负责按相关行业标准和本细则有关规定进行地质设计。
2．参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。
（四）工程设计部门的主要职责：
1．负责按相关行业标准、规定和本细则的有关要求进行工程设计。
2．参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。
（五）施工单位的主要职责：
1．参加建设单位组织的井位勘查，及时将不符合井控安全要求的井位情况向建设单位反馈。
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．向建设单位申报井控一、二级风险井打开油气层前的验收；组织井控三级风险井打开油气层前的验收。
6．及时协调解决钻井过程中出现的井控技术问题；对于不能解决的井控一、二级风险井中出现的井控技术问题，及时向上级主管部门和建设单位反映。
7．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）在选择井位时，高含硫井、欠平衡井、预探井宜避开高危地区，地面环境不具备条件的不得实施欠平衡钻井。
（二）根据井控风险级别选择施工队伍。对于井控一级风险井，由甲级队或经评定的其它等级队伍施工；对于井控二级风险井，由乙级及以上等级队伍或经
评定的其它等级队伍施工。如需临时超范围施工，应由施工单位制定安全保障措施，经单位主管技术领导批准后向建设单位提出申请，井控二级风险井由建设单位批准、井控一级风险井由施工单位上级井控管理部门和油田公司井控管理部门分别审查批准后才能施工。
（三）施工作业单位应积极做好现场一次井控工作，努力避免二次井控，杜绝三次井控。
（四）根据井控风险级别，实行钻开高压水层和钻开油气层前的井控分级验收管理。
（五）施工队伍要严格执行本细则中的有关规定，施工前应主动识别地面环境、工艺难度、人员变化、井控装备等方面存在的风险，采取相应的消减控制措施。
第三章井控设计
第十一条井控设计是钻井地质和工程设计的重要组成部分，地质和工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行。
第十二条进行钻井地质设计前，建设单位负责组织相关单位对设计井（海洋钻井、滩海丛式井除外）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。对含硫探井应将勘测范围扩大到3公里、含硫开发井扩大到2公里。
第十三条钻井地质设计要执行相关标准和以下规定：
（一）在地质设计中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
（二）地质设计中应明确所提供井位是否符合以下条件：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、高速公路等不小于200m；距村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所不小于500m。井场边缘未临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂、养殖池、盐卤池。
（三）根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，在地质设计书中提供本井全井段预测的地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井或邻区块已钻井地层承压检验资料）、浅层气、富含气层位及埋藏深度资料、油气水显示和井喷、井漏等复杂情况。
（四）在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确提供有影响的当前注水（气）井（含报废井）的分布及注水（气）情况，提供分层静态与动态压力数据。
（五）在含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及硫化氢含量进行标明。
第十四条工程设计要执行相关标准和以下规定：
（一）根据建设单位的井控风险分级，在工程设计中明确井控风险级别。
（二）明确钻井必须装防喷器，防喷器压力等级应大于相应井段的井口最大承受压力值。井口最大承受压力值可按以下方法确定：
1、高含气井井口最大压力值等于气层孔隙压力值。
2、油井井口最大压力值等于油层孔隙压力与相应深度地层流体液柱压力的差值，如果存在浅气层，则井口最大压力值不低于浅气层孔隙压力值。
（三）井控装置配套要求
1．在预测有浅层气的海区钻井，隔水管必须安装分流器或防喷器。除导管上安装的分流器以及20"套管上安装的防喷器外，其它井控装置压力级别不低于35MPa。海洋钻井平台节流、压井管汇及防喷管线的额定工作压力不低于70MPa。
2．70MPa和105MPa压力级别防喷器组应至少包括一个环形防喷器、一个双闸板防喷器、一个单闸板防喷器和一个四通。35MPa及以下压力级别防喷器组应至少包括一个环形防喷器、一个双闸板防喷器和一个四通，欠平衡钻井井段还应包括一个单闸板防喷器。使用复合钻具钻井时应配备与钻具尺寸相匹配的两个半封闸板。欠平衡或控压钻井需安装旋转防喷器或旋转控制头。
3．高含硫井、欠平衡井、滩海丛式井、海洋钻井在目的层井段应设计带剪切闸板（不得代替全封闸板）的防喷器。剪切闸板防喷器压力等级、通径应与其配套的井口装置压力等级和通径一致。剪切闸板防喷器在现场不做剪切功能试验。
4．防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及闸阀等控制对象相匹配。井控一级风险井、浅层气井、高含气井应安装司钻控制台。
5．在井控一级风险井、浅层气井、高含气井，应接一条压力级别不低于35MPa 的反循环压井管线，J1阀和4号闸阀应为液动闸阀，应安装液气分离器，并配备钻井液计量罐。滩海丛式井和海洋钻井防喷器四通两翼应各装一个液动闸阀和一个手动闸阀；紧靠四通的闸阀为手动，应处于常开状态。
6．在钻开油气层的钻具组合中应安装浮阀，钻具组合中有动力钻具时，将
浮阀安装在动力钻具的上部；钻具组合中无动力钻具时，将浮阀安装在近钻头位置。
7．含硫油气井（硫化氢含量不低于30mg/m3,即20ppm）井控装置应符合SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》相关规定。投入使用时间超过7年的防喷器不能在高含硫井现场使用。
8．套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。
（四）井口装置的基本组合形式（示意图见附录1）
1． 105MPa或70MPa压力级别的井口装置
（1）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+双闸板防喷器（剪切、半封）+环形防喷器。（图1）
（2）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+单闸板防喷器（半封）+环形防喷器。（图2）
（3）套管头+单闸板防喷器（半封）+四通+双闸板防喷器（全封、半封）+环形防喷器。（图3）
2．35MPa压力级别的井口装置
（1）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+单闸板防喷器（半封或剪切）+环形防喷器。（图4）
（2）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。（图5）
3．2FZ53-21或2FZ54-14防喷器的井口装置
套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）。（图6）
（五）节流、压井管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配。节流、压井管汇的组合形式（示意图见附录2）
1.压力等级为105MPa时，其节流、压井管汇基本组合形式（图1）；
2.压力等级为70MPa时，其节流、压井管汇基本组合形式（图2）；
3.压力等级为35MPa时，其节流、压井管汇基本组合形式（图3）。
（六）在欠平衡钻井井段应安装欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于常规防喷器额定工作压力。
（七）现场试压设计值按以下方法确定：
1．各次开钻前套管试压值的确定：
（1）表层套管试压要求
a) 表层套管下深＜800m时，在阻流环或浮鞋未钻开之前，表层套管试压
8MPa，30分钟压降不大于0.5MPa为合格。
b) 表层套管下深≥800m时，在阻流环或浮鞋未钻开之前，表层套管试压12MPa，30分钟压降不大于0.5MPa为合格。
（2）技术套管按套管抗内压强度的80%和井口装置额定压力取二者中较小值试压，30分钟压降不大于0.5MPa为合格。
（3）老井侧钻开窗前要对套管进行试压，具体试压值考虑目的层流体性质、地层预测压力及承压套管的生产时间与腐蚀等因素，但不得低于8MPa。
2.井口装置试压与套管试压分别进行，防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇在不超过套管抗内压强度（老井套管开窗侧钻井按原生产套管抗内压强度计算）80%的前提下进行高压试验：环形防喷器做封闭钻杆的试验，如果环形防喷器额定工作压力的70%高于套管抗内压强度的80%，则环形防喷器设计试压值为套管抗内压强度的80%，否则其设计试压值为环形防喷器额定工作压力的70%；如果闸板防喷器、防喷管线、节流与压井管汇的额定工作压力高于套管抗内压强度的80%，则闸板防喷器、防喷管线、节流与压井管汇的设计试压值为套管抗内压强度的80%，否则其设计试压值为相应井口装置的额定工作压力。
（八）根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另增加安全密度附加值：1．油、水井为0.05～0.10g/cm3或控制井底压差1.5～3.5MPa；
2．气井为0.07～0.15g/cm3或控制井底压差3.0～5.0MPa。
具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、邻区邻井的钻井液密度的使用情况、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套情况等因素。对于井控一级风险井的钻井液密度设计，其安全密度附加值应取最大值。
（九）明确钻开油气层前储备一定量的重钻井液和加重材料，以及油气井压力控制的主要技术措施。
1．储备比设计最高密度高0.2g/cm3的重钻井液40～80m3。设计井深≤2000m 的井，储备加重材料不少于30吨；设计井深＞2000m的井，储备加重材料不少于60吨。
2．在二开前必须储备加重材料。探井、浅层气井在二开前储备重钻井液，其它井在钻开目的层前300m储备重钻井液。所有井提前钻遇油气层及高压水层时，要立即储备重钻井液。
3．侧钻井要在侧钻前储备加重材料15吨，储备比设计最高密度高0.15～0.2g/cm3的重钻井液20～30m3。
4．欠平衡井、高含硫井，应储备井筒容积1.5～2.0倍的重钻井液。因地面条件限制，现场储备量达不到要求的，施工单位应制定相应的应急措施。
（十）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和套管程序，并满足如下要求：
1．区域探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素。
2．在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大于0.3MPa/100m的油气水层。
3．套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。
表层套管下深应满足井控安全、封固疏松地层、砾石层的要求，固井水泥应返至地面；当施工过程中固井水泥未返至地面时，施工单位应采取补救措施，确保表层套管外环空注满水泥。
技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全的要求，水泥返高要执行相关标准。高含硫井、高含气井、海洋钻井的技术套管水泥应返至上层套管鞋以上50m，否则，环空应挤水泥进行封堵。
（十一）明确规定探井在每层套管固井开钻后、其它井在每层技术套管固井开钻后，按SY/T 5430《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》要求测定套管鞋下新钻3～5m内的地层破裂压力或第一个易漏层（砂岩层）的破裂压力。
（十二）完井井口装置的型号、压力等级、和尺寸系列选择，要综合考虑后期压裂、注水、修井等增产措施的影响。
（十三）若预计硫化氢分压大于0.3KPa时，应使用抗硫套管头等完井井口装置和抗硫套管、油管等其他管材。在井下温度高于93℃以深的井段，套管可不考虑其抗硫性能。
（十四）高含硫井应明确相应的技术措施和安全应急措施。
第十五条地质、工程设计实行分级审核审批程序。高压、高含硫井的地质设计需由油田公司主管部门负责审核审批，其它井的地质设计由油气建设单位主管部门和主管领导审核审批。工程设计由建设单位审核，油田公司主管部门审批，
其中井控一级风险井由油田公司主管领导或委托主管部门审批。具体的设计审核审批程序执行相关的管理办法。
第四章井控装置的安装、试压、使用和管理
第十六条现场井控装置的安装是指井口装置（包括套管头、变径或升高法兰、钻井四通、防喷器组）、防喷器控制系统、井控管汇（包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线及回收管线）、液气分离器等。套管头、钻井四通、防喷器、节流压井管汇、各连接管线及其配件的额定工作压力必须与设计的防喷器额定工作压力相匹配。其安装应执行以下规定：
（一）井口装置的安装要求
1．各次开钻前要严格按设计或高于设计的标准安装井口装置。
2．套管头的配置及安装应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》和SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。老井侧钻前，应将原井的套管短节更换为新套管短节，并将采油树四通更换为法兰连接的钻井四通。
3．防喷器组的安装要求：
（1）钢圈槽及钢圈必须擦拭干净，钢圈槽要涂好黄油。
（2）坐好防喷器后要对角上紧其连接的各个螺栓，螺栓两头的余扣均匀。
（3）防喷器密封钢圈只能一次性使用。
（4）防喷器组安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定。滩海丛式井和海洋钻井时，套管头以上、高度大于5m的防喷器组在防溢管法兰处再加4根直径不小于16mm 的钢丝绳对角绷紧固定。
（5）防喷器顶部安装的防溢管与顶盖用垫环密封，连接螺栓齐全。
（6）防喷器上应安装防泥伞，井口圆井上应安装防护盖。
（7）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动锁紧杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°。手轮应接出底座，并搭操作台便于操作。挂牌标明开关状态、旋转方向和到底圈数。
（二）防喷器控制系统的安装要求
1．远程控制台安装在面对井架大门侧前方，距离井口25m以上，距放喷管线应有2m以上距离，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。海洋钻井时，防喷器控制系统安装在钻井平台设计指定的位置。
2．管排架或管线盒与防喷管线及放喷管线的距离不小于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架或管线盒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。
3．远程控制台和司钻控制台气源专线供给，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力为0.6～0.8 MPa，并保持压缩空气干燥，储能器、管汇和防喷器开关控制压力值分别为17.5～21MPa和8.5～10.5 MPa，司钻控制台与远程控制台压力值的误差不超过1 MPa。冬季施工时应对气泵进行保温。
4．电源应从发电房总开关处单独引出控制。保持远程控制台照明良好。
5．远程控制台的剪切闸板手柄要安装限位装置，全封闸板控制手柄要安装防误操作警示装置，环形防喷器的控制手柄必须安装在面向远程控制台右手的第一个，各控制手柄的标识要与控制对象相对应，待命状态下与工作状态一致。当控制对象较多而现场同时使用两套远程控制台时，一套用来控制防喷器的开关，另一套控制液动平板阀的开关，并有醒目的警示。
6．在远程控制台未打压储能之前，油面距油箱顶部200±10mm。
7．液动节流控制箱宜摆放在钻台上靠立管一侧，滩海丛式井和海洋钻井的液动节流控制箱摆放在钻台靠节流管汇一侧。处于待命状态时，油面距油箱顶部30～50mm，油压2～3MPa；控制箱上的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.6～0.8MPa。
8．陆上钻机司钻控制台上不得安装剪切闸板的控制手柄。海洋钻井司钻控制台全封、剪切闸板控制按钮应安装防护挡板。
（三）井控管汇的安装要求
1．防喷管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用法兰连接，不允许现场焊接。回收管线使用经探伤合格的钢制管线或采用35MPa及以上的高压耐火软管。滩海丛式井钻井和海洋钻井的防喷管线和放喷管线的局部连接可以使用高压耐火软管线，但必须固定且加装安全链。
2．防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线上至少各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态，防喷管线上最外侧的控制闸阀应接出井架底座以外。防喷管线总长度超过7m时，中间应加以固定。
3．回收管线出口应接至钻井液罐，两端固定牢靠，使用高压耐火软管时两端要加固定安全链，钢制管线的转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或90°灌铅缓冲弯头，其通径不小于78mm。
4．放喷管线的安装：
（1）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；放喷管线至少应有两条，在现场不允许焊接，其通径不小于78mm；两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。
（2）放喷管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；滩海丛式井钻井和海洋钻井时，放喷管线接到排污池（罐）。如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或90°灌铅缓冲弯头。
（3）放喷管线出口应接至距离井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m。放喷管线因地面条件限制，外接长度不足75m时,可以接至井场边缘,而且在现场要备有不足部分的管线和基墩（或地锚），并准备好连接的螺栓和钢圈。对于不符合本细则第十三条第（二）款要求的井，应挖放喷坑或设置放喷罐，放喷坑（放喷罐）的位置和大小由施工单位选定后在安全评估意见中明确。
（4）放喷管线每隔10～15m、转弯前后处（不超过1m）、出口处（不超过1m）用预制基墩或地锚固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
（5）冬季施工时，放喷管线的安装要有2～5°的坡度。
（6）固定防喷管线和放喷管线的水泥基墩预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。
5． 35 MPa及以上压力等级的节流管汇配置三通压力表座，并配备12～16MPa 低量程的压力表。低量程压力表的控制考克在待命状态下为常关。
6．压井节流管汇、防喷管线、放喷管线和回收管线上的各闸阀要编号标识，注明开关状态。
7．防喷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,保证闸阀灵活可靠、管线畅通。
（四）钻井液液气分离器的安装应满足以下要求：
1．陆上钻机液气分离器至少用3根直径不小于16mm的钢丝绳地锚绷紧固定；进液管内径不小于103mm，使用保险绳或基墩固定；排液管接到振动筛进口槽上；排气管线（内径不小于进液管的内径）接出距离井口50m以上或接至放喷坑（罐），固定基墩间距20～30m，出口距放喷管线3m以上。若现场条件不能满足，由建设单位和施工单位联合进行风险评估，制定相应措施。
2．海洋钻井平台、滩海丛式井钻井平台上排气管线用专用卡子固定在井架
大腿上，上端高出天车台2-3m。排气管线采用标准法兰连接，靠近出口要安装防回火装置。
3．高含硫井、高含气井、欠平衡井的排气管线出口要安装防回火与自动点火装置，并配有手动点火装置。
第十七条现场要配备内防喷工具、加重净化装置、井控检测仪器等设施。
（一）钻井队施工现场要配备方钻杆上下旋塞（或顶驱旋塞）、应急旋塞、浮阀、防喷单根（其上接常开旋塞）等内防喷工具及相应配套的工具。
1．配备的钻具内防喷工具的最大工作压力与井口防喷器工作压力一致。
2．现场准备与下井钻铤螺纹相匹配的防喷单根。使用复合钻杆时，还要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根。
3．下套管作业时，应提前配备变扣接头和防喷单根。原钻机试油并使用复合钻具时，配备的转换接头螺纹要与防喷单根或应急旋塞螺纹相一致。
4．内防喷工具的检测试压周期执行以下规定：
（1）方钻杆上、下旋塞阀（或顶驱旋塞）每6个月检测试压，并出具合格证。
（2）应急旋塞阀、防喷单根旋塞阀每12个月或在实施压井作业后检测、试压，并出具合格证。
（3）钻具浮阀每次起出钻具后,现场人员对阀芯与阀体进行检查，发现阀芯或阀体损坏、冲蚀时要及时进行更换。
（二）钻井队、侧钻队配备的井控检测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合如下要求：
1．应配备钻井液循环池液面监测与报警装置及钻井液出口缓冲罐。
2．按设计要求配齐钻井液净化装置。
3．综合录井队按要求在钻井液出口缓冲罐内安装出口传感器，符合录井规范。
第十八条井控装置的试压执行以下规定：
（一）防喷器组送井前，应在井控车间进行试压检验。环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（含剪切闸板防喷器）、节流压井管汇、防喷管线均试压至额定工作压力。
（二）在井上安装好后，分别对井口装置进行低、高压密封试验：
1．低压试验：试验压力为1.4～2.1MPa，稳压时间不少于10分钟，密封部
位无渗漏为合格。
2．高压试验：用堵塞器或试压塞对防喷器组、钻井四通、防喷管线、节流与压井管汇进行试压，试压介质为清水。试压压力不低于设计试压值，但环形防喷器封闭钻杆试验压力不超过额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和节流管汇、压井管汇、防喷管线试验压力不超过防喷器、套管头额定工作压力；放喷管线试验压力不低于10MPa。试压稳压时间不少于10分钟，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。反压井管线试验压力不低于25MPa。
（三）钻开油气层前、现场更换井控装置部件后、钻开油气层后每间隔20～25天，应采用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按本次开钻前的试压要求进行整体试压。
（四）防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压，试压介质为液压油，密封部位无渗漏为合格。
（五）现场试压结束后，应用专用扳手对高压法兰连接螺栓逐个紧固一遍。
第十九条井控装置的使用执行以下规定：
（一）关井时，应先关环形防喷器，再关闸板防喷器。不能用环形防喷器长时间关井，非特殊情况下不得用环形防喷器封闭空井。半封闸板只能用于封闭钻杆本体，禁止用半封闸板封闭钻杆接箍、钻铤和方钻杆。全封闸板只能用于空井工况下关井，禁止用全封闸板在井内有钻具或套管的情况下关井。剪切闸板只能用于紧急情况下剪断井内钻杆本体，禁止常规关井情况下使用。
（二）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（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到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）平板阀开、关到位后，应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（五）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。
（六）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、防冻措施。
（七）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开关状态。节流管汇处或节流控制箱处要有包括标有不同钻井液密度下的最大允许关井套压值的警示牌
或标识签，且其标识应面对节流阀的操作者。
（八）环形防喷器关闭后，在关井套压不超过7M Pa的情况下，可以用环形防喷器进行不压井起下钻作业，但必须使用18°斜坡接头的钻杆，起下钻速度不得大于0.2m/s。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；禁止转动井内的钻具；禁止钻杆接箍通过闸板防喷器；禁止平台肩钻杆接箍通过环形防喷器胶芯。
（九）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。
（十）闸板防喷器的全封（空井时）、环形防喷器（有钻具时）每周试关井一次；防喷器的半封闸板在打开油气层前每周试关井一次，打开油气层后每次起钻前试关井一次。
（十一）海洋钻井平台上应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件、拆装工具和试压工具等。
第二十条井控装置的管理执行以下规定：
（一）施工单位应制定具体的井控装置现场管理、操作及维护保养制度。
（二）陆上钻井队的井控装置（包括防喷器组、节流压井管汇等）每口井交井后，要送回井控车间检修试压一次。滩海丛式井钻井平台和海洋钻井平台使用的井控装置应定期回车间试压检修，检修周期不能超过6个月，对达到6个月不能回车间检修的井控装置，应由专业人员在现场进行检修并试压。
（三）井控车间和海洋钻井平台上应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
第二十一条所有井控装置及配件必须是经中油集团公司认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。
第五章钻开油气层前的准备和检查验收
第二十二条建设单位负责协调采油厂对与设计井有影响的注采井进行停注、停采、泄压，具体执行以下规定：
（一）采油厂采取相应停注、泄压措施。注水层位在二开井段的在开钻前、注水层位在三开井段的在三开前，使注水井井口压力符合下列要求：1．相关注水深度在1000m以内的注水井，其井口压力控制在2MPa以内。
2．相关注水深度在1001-1500m的注水井，其井口压力控制在2.5MPa以内。
3．相关注水深度在1501-2000m的注水井，其井口压力控制在3MPa以内。
4．相关注水深度大于2000m的注水井，其井口压力控制在4MPa以内。
（二）对于出砂无法泄压或泄压缓慢且又不能满足钻井安全施工要求的注水井，由采油厂组织有关单位和部门，依据井位设计提供的资料，共同分析研究其它注水井的停注工作。
（三）对经泄压井口压力降不到停注原则要求、出砂无法泄压或压力自然下降缓慢的注水井，由采油厂组织相关部门，结合钻井井控要求进行分析论证，明确注水井与设计井的关系，确认不用泄压或相邻注水井控制一定的井口压力可以实现钻井施工后，由采油厂主管领导书面签字确认，建设单位组织施工单位制定保障措施和应急预案并批准实施。
（四）为保证固井施工和候凝时地下流体保持相对静止状况，在固井前4～6小时，除注水井达到要求外，邻近有影响的采油井也需停采。停采时间由施工单位向建设单位提出，建设单位通知采油厂实施。
（五）注水井、采油井恢复注采的时间一般在固井完成后8～12小时；采用低密度或有特殊要求固井的井，注水井和采油井恢复注采时间按固井要求执行。
第二十三条钻开油气层前的准备按以下规定执行：
（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。在进入设计油气层前50m～100m，根据实际需要，按照下步设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。
（二）检查落实注水井的停注泄压工作。施工单位指定专人检查对正钻井有影响的注水、注气（汽）井停注、泄压情况等，确保达到有关要求。
（三）落实工程技术交底工作。日费制井由钻井监督、大包井由钻井队技术
人员组织向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
（四）落实防喷演习制度。钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，检查落实各方面的预防工作。
（五）落实队干部24小时轮流值班制度。钻井队值班干部在生产现场负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。
（六）落实井控坐岗制度。由专人定点观察溢流显示和循环罐液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中；发现异常，立即报告当班司钻。
（七）检查钻井液密度及其它性能是否符合设计和施工要求，按设计和技术措施要求储备足量的重钻井液、加重材料、堵漏材料和其它处理剂。
（八）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装置、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，运转是否正常，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。
第二十四条钻开油气层前的检查验收按照打开油气层的申报、审批制度进行。
第六章油气层钻井过程中的井控作业
第二十五条钻开油气层后，应按本细则第十九条（十）款的要求对防喷器进行开、关活动，按本细则第十八条（三）款的要求定期对井控装置进行试压。
第二十六条钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井过程中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当设计与实际不相符时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后予以实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，再及时上报。
第二十七条发生卡钻需泡油、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小于裸眼段中的最高地层压力。
第二十八条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，并作好泵冲数、排量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应加测。
第二十九条钻进过程中的井控要求
（一）钻开油气层钻时加快时，要采取钻开1～2m停钻、停泵观察有无溢流
的方式，在判明无溢流后，再继续钻进。
（二）钻进中注意悬重、泵压、扭矩、钻时等有无变化，观察有无钻具放空、出现井漏等现象，注意钻井液出口流量、流势有无异常，是否出现气泡、气味、油花等，了解气测录井显示和钻井液性能的变化情况，及时测量循环罐的液面变化，并作好记录。
（三）钻进中发生井漏时，应立即停止钻进，将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，做好关井准备。定时、定量反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，然后采取相应堵漏措施处理井漏。
（四）接单根（立柱）或停泵时，注意观察井口有无溢流。
（五）接到全烃值升高、钻井液密度下降、有气泡、有气味、有油花等异常情况报告时，应立即停止钻进，停泵观察出口槽（管）有无溢流。
第三十条起、下钻时的井控要求
（一）下列情况应进行短起下钻作业，计算油气上窜速度：
1．钻开油气层后第一次起钻前；
2．溢流压井后起钻前；
3．钻开油气层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．需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、中途测试等）起钻前。
（二）短起下钻的基本作法如下：
1．一般情况下试起10～15柱钻具或试起过新钻开油气层顶部以上300m，再下入井底循环观察1-2个循环周，测定油气上窜速度。
2．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，观察一个停泵工作（包括起下钻、电测、设备修理等）时间，再下回井底循环观察1-2个循环周，测定油气上窜速度。
（三）依据短起下钻求得的油气上窜速度，视情况调整钻井液密度，在满足下列条件时可以起钻，否则应对钻井液密度进行适当调整，直至满足起钻要求方可起钻作业：
1．钻进阶段：起下钻周期＋10小时＜油气上窜到井口的时间。
2．测井阶段：起下钻周期＋测井所需的时间＋10小时＜油气上窜到井口的时间。
3．下套管阶段：从起钻前停泵开始到下完套管所需的时间＋10小时＜油气
发行版本： 石油与天然气钻井井控实施细则修改次数： 文件编号： 页码： 范围 本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。 本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。 —含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 —地层破裂压力测定套管鞋试漏法 —井口装置和采油树规范 —石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则 —油气井井喷着火抢险作法 —钻井井控装置组合配套安装调试与维护
中油工程字（）号石油与天然气钻井井控规定 中油工程字（）号关于进一步加强井控工作的实施意见 中油工程字（）号井控装备判废管理规定 中油工程字（）号井控培训管理办法 术语及定义 本细则采用下列定义。 “三高”油气井 3.1.1 高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，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的井。 3.1.2 高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于（）的井。 3.1.3 高危地区油气井是指在井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，油库、炸药库等易燃易爆物品存放点，地面水资源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道），或位于江河、湖泊、滩海和海上的含有硫化氢（地层天然气中硫化氢含量高于（））、等有毒有害气体的井。 井喷事故分级 3.2.1 一级井喷事故（Ⅰ级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（气）井发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。 3.2.2 二级井喷事故（Ⅱ级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。 3.2.3 三级井喷事故（Ⅲ级）是指陆上油气井发生井喷，经过积极采取
新疆油田钻井井控实施细则 （14版） ?? ????? ????? ????? 新疆油田公司 2013年9月
目录 第一章总则 ?第二章井控设计 ?第三章井控装臵的安装、试压、使用和管理 ?第四章钻开油气层前的准备和检查验收 ?第五章油气层钻井过程中的井控作业 ?第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理?第七章井控技术培训 ?第八章井控管理 ?第九章附则 1 .钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3. 关井操作程序 4. 带顶驱钻机关井操作程序 5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序 7. 防喷演习记录表格式 8. 坐岗记录表格式 9. 低泵冲试验表格式 10. 油气上窜速度表格式及计算公式 11. 关井提示牌格式 12. 钻开油气层检查验收证书格式
13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表
第一章总则 第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田的井控工作，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，制定本细则。 第二条各单位应，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。?? 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。 第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。 ?? 第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。 第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。 第二章井控设计 第七条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。 第八条地质设计书中，应明确所提供井位是否符合以下条件： 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、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深
钻井井控基本知识题库 一、名词解释 1、井控：实施油气井压力控制的简称。 2、溢流：当井底压力小于地层压力时，井口返出的钻井液量大于泵的排量，停泵后井口自动外溢的现象称之为溢流或井涌。 3、井喷：当井底压力远小于地层压力时，井内流体就会大量喷出，在地面形成较大喷势的现象称之为井喷。 4、井喷失控：井喷发生后，无法用常规方法控制井口和压井而出现井口敞喷的现象称之为井喷失控。 5、油气侵：油或天然气侵入井内后，在循环过程中，泥浆槽、液池面上有油或气泡时，称之为油气侵。 6、井控工作中“三早”的内容：早发现、早关井和早处理。 7、一级井控：指以合理的钻井液密度、合理的钻井技术措施，采用近平衡压力钻井技术安全钻穿油气层的井控技术，又称主井控。该技术简单、安全、环保、易于操作。 8、二级井控：溢流或井喷后，按关井程序及时关井，利用节流循环排溢流和压井时的井口回压与井内液柱压力之和来平衡地层压力，最终用重浆压井，重建平衡的井控技术。 9、三级井控：井喷失控后，重新恢复对井口控制的井控技术。 10、静液压力：由井内静液柱的重量产生的压力，其大小只取决于液体密度和液柱垂直高度。 11、地层压力：指作用在地层孔隙中流体上的压力，也称地层孔隙压力。 12、地层破裂压力：指某一深度处地层抵抗水力压裂的能力。当达到地层破裂压力时，地层原有的裂缝扩大延伸或无裂缝的地层产生裂缝。 13、波动压力：由于钻具在井内流体中上下运动而引起井底压力减少或增加的压力值。是激动压力和抽吸压力的总称。 14、井底压力：指作用在井底上的各种压力总和。 15、井底压差：指井底压力与地层压力之差。 16、压井：是发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的压井液，并始终控制井底压力略大于地层空隙压力，排除溢流，重建井眼与地层系统的压力平衡。
塔里木油田钻井井控实施细则 为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。 一、总则 第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。 第二条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。 第三条井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。 第四条本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。 第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。 二、井控设计 第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下内容：
1.对井场周围2Km范围（以井口为中心、2Km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在地质设计中标注说明。特别需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，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。 2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100 m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500 m。 3.地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计硫化氢含量。 4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。 5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置。 6.在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气
新疆油田钻井井控实施细则 （2017版） 新疆油田公司 2017年2月 目录 第一章总则 ?第二章井控设计 ?第三章井控装置的安装、试压、使用和管理 ?第四章钻开油气层前的准备和检查验收 ?第五章油气层钻井过程中的井控作业 ?第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 ?第七章井控技术培训 ?第八章井控管理 ?第九章附则 1 .钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3. 关井操作程序
4. 带顶驱钻机关井操作程序 5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序 7. 防喷演习记录表格式 8. 坐岗记录表格式 9. 低泵冲试验表格式 10. 油气上窜速度表格式及计算公式 11. 关井提示牌格式 12. 钻开油气层检查验收证书格式 13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表
第一章总则 第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田井控工作，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，制定本细则。 第二条各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。?? 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。 第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。 ?? 第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。 第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。 第二章井控设计
煤层气钻井井控实施细则（暂行） 中石油煤层气有限责任公司 ○二一一年四月
目录 一一一总则 一一一风险评估和分级管理 一一一一级风险井井控管理 一一一二级风险井井控管理 第五章防火、防爆措施 第六章井控应急救援 第七章井控技术培训 第八章井控管理制度 第九章附则
第一章总则 第一条煤层气是一种以吸附态吸附在煤的微孔隙表面的气体，需要通过排水降压方式才得以采出，是一种非常规气藏。 第二条为了进一步推进煤层气钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏。参照中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合煤层气自身开发特点制定本实施细则。 第三条本实施细则适用于煤层气勘探开发钻井工程施工作业，进入所辖地区的所有钻井队伍及相关技术服务队伍应执行本细则。 第二章风险评估和分级管理 第四条井控风险评估 根据煤层气特点，将煤层气钻井作业风险划分为两级，按二 级井控风险进行管理。 一级风险井：预探井、含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的开发井、评价井。 二级风险井：不含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的详探（评价）井、开发井。 第五条井控分级管理 （一）井控装备配套 一级风险井必须安装防喷器，二级风险井在满足一次井控的条件下，可不安装防喷器。
（二）管理要求 一级风险井：相关建设单位在公司专业管理部门的指导下全 面进行管理。 二级风险井：相关建设单位独立进行全面管理。 第三章一级风险井井控管理 第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成 部分，公司地质、工程设计部门要严格按照井控设计的相关要求进行井控设计，需由公司主管部门负责审核审批。 第七条钻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。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，并制定有针对性的井控措施和应急预案。 第八条地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的地层压力系数、浅气层、有毒有害气体资料和复杂情况。 第九条工程设计应根据地层压力系数、浅气层资料、岩性剖面及安全钻进的需要，设计合理的井身结构和套管程序，绘制 各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。 第十条工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值0.02g/cm3～0.15g/cm3；具
岗位井控职责 钻井公司*****队 2010年
各岗位井控工作职责 岗位名称：钻井队队长岗位 1、全面负责井队的井控管理工作，是本队井控安全第一责任人，认 真落实井控要求，负责井控装置安装、试压、调试的审核工作，严格按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求进行作业。 2、认真落实职工的井控培训制度、岗位练兵制度、岗位考核制度。 3、按照单井设计，参与制定各项井控技术措施，组织钻井生产，保 证井控安全。 4、负责本井队所有的井控设备的管理，建立健全相关管理制度及考 核制度。 5、督促岗位人员落实好井控设备的检查工作，并做好监督工作。 6、组织开展各种应急活动，参与制定各种切实可行的应急活动的措 施方案。 7、参与建立组织应急领导小组并制定相关措施。 岗位名称：钻井队书记岗位 1、负责井队的井控管理工作，认真落实井控要求，负责审核井控装 置安装、试压、调试工作，严格按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求进行作业。 2、认真落实职工的井控培训制度、岗位练兵制度、岗位考核制度 3、组织生产，保证施工质量安全和井控安全。 4、负责本井队所有的井控设备的管理，建立健全相关管理制度及考 核制度。 5、督促岗位人员落实好井控设备的检查工作，并做好监督工作。
6、组织开展各种应急活动，参与制定各种切实可行的应急活动的措 施方案。 7、参与建立组织应急领导小组并制定相关措施。 岗位名称：钻井队副队长岗位 1、协助队长完成本队的各项井控管理工作，队长不在时顶其岗位。 2、负责跟班作业，在生产过程中落实当班的井控安全工作，在生产 过程中严格执行《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求管理作业。 3、督促岗位人员落实好井控设备的检查工作，并做好监督工作。 4、负责现场应急领导小组的日常应急演习工作，参与制定各种切实 可行的应急活动的措施方案。 5、负责现场岗位练兵、员工培训工作。 岗位名称：钻井队技术员岗位 1、全面负责井队的井控设备管理，负责本井队所有的井控设备的管 理，建立健全相关管理制度及考核制度，负责井控装置验收、安装、调试、试压、维修等工作，严格按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求管理作业。 2、负责井控资料的管理。 3、认真执行钻井井控设计，制订切实可行的井控措施和技术方案， 组织好日常的井控工作，保证施工井控安全。 4、督促岗位人员落实井控工作，并做好监督工作。 5、负责对岗位人员进行井控知识、井控技术的培训工作。 6、组织开展各种应急活动，制定各种切实可行的应急活动的措施方 案。定期组织开展井控例会，总结前一阶段的井控工作，并对下一阶段提出具体要求。 7、参与建立组织应急领导小组并制定相关措施。
西南石油局西南油气分公司井控技术实施细则 中国石化集团公司西南石油局 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司 二〇一二年四月
西南石油局西南油气分公司《井控技术实施细则》 编委会 主任： 副主任： 编委： 编写组 主编： 编写人员：
前言 为了深入贯彻《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）、《井下作业井控技术规程》（SY/T6690-2008）、《中国石化石油与天然气井井控管理规定》（中国石化安[2011]709号）等行业标准以及企业文件要求，提高西南油气田井控技术水平，有效预防井喷事故发生，特制定本实施细则。 西南石油局、西南油气分公司积极组建井控技术实施细则编制组，遵循石油天然气行业标准以及企业文件，结合西南局[2011]148号文件《西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则》，在参考国内其它油气田井控技术实施细则上，结合西南油气田各区块井控技术特点，采集细化了钻前、钻完井、井下试油气、修井、压裂酸化等作业井控技术规范条目共计二十章、十五个附录，系统编制出了《井控技术实施细则》。 目前，本细则完成了工程技术研究院两次审查、分公司相关处室四次审查，修改形成了《井控技术实施细则》。鉴于分公司勘探开发区块多、石油天然气行业标准更新时间长等特点，建议在本细则颁布实施后按年限定期进行修订工作。
目录 第一部分钻完井作业 (1) 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语及定义 (2) 4井控设计 (2) 5井控装置的安装、试压、使用和管理 (7) 6钻开油气层前的准备和检查验收 (24) 7钻井及完井过程中的井控作业 (26) 8溢流的处理和压井作业 (29) 9防火、防爆、防硫化氢安全措施 (31) 10井喷失控的处理 (36) 11附则 (38) 附录A XX井最大允许关井套压图表 (39) 附录B关井操作程序 (40) 附录C顶驱钻机关井操作程序 (43) 附录D关井操作程序岗位分工 (45) 附录E防喷（防硫化氢）演习记录表格式 (49) 附录F钻井井控坐岗记录表 (50) 附录G钻开油气层检查验收书格式 (53) 附录H井控停钻整改通知书格式 (62) 附录I钻开油气层检查整改回执格式 (63) 附录J关井立压求取方法 (65) 附录K压井作业单格式 (66) 附录L井喷或井喷失控汇报基本资料表格式 (69) 第二部分井下作业 (73) 1范围 (73) 2规范性引用文件 (73) 3井控设计 (73) 4井控装置的安装、试压、使用和管理 (76) 5井下作业中的井控技术 (79) 6井下作业过程中发生溢流的关井程序 (82) 7防火、防爆、防硫化氢安全措施 (84)
培训类别：钻井井控级别：中级试题编号：2003-001 一以下各题均为单项选择题，请在答题卡上选出正确答案。(每题1分，共35分) 1、在钻井中，依靠正在使用的钻井液密度已不能平衡地层压力，这时要依靠地面设备和适当的井控技术排除溢流，恢复井内的压力平衡，我们称为_______ 。 A初级井控B二级井控C三级井控 2、当井侵发生后，井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称为_______ 。A井侵B井涌C溢流 3、压力的概念是指_______ 。 A静止液体重力产生的压力B物体单位面积上所受的垂直力 C单位深度压力的变化量D地层孔隙内流体的压力 4、静液压力的大小取决于_______ 。 A井眼直径和钻井液密度B井眼容积C钻井液密度和井眼垂直深度 5、某井使用钻井液密度为1.20 g/cm3，井眼垂直深度2000米，计算井底的静液压力为_______ 。 A 23.5 MPa B 24.7 MPa C 21.9 MPa 6、在直径是216mm和311mm的井眼中，如果所用钻井液密度相同，则在同样垂直深度2000米处的静液压力_______ 。 A 311mm井眼的大 B 216mm井眼的大 C 相等 7、已知某地层的压力梯度为12.645 KPa/m，垂直井深为3353米，计算井底的静液压力是。 A 42.4 MPa B 40.4 MPa C 38.5 MPa 8、已知钻井液密度为1.35g/cm3，井眼垂直深度为3500米，计算地层的压力梯度。 A 10.254 KPa/m B 13.244 KPa/m C 15.364 KPa/m 9、某井2000米处的压力为23.544 MPa，计算该处的钻井液当量密度是。 A 1.15 g/cm3 B 1.20 g/cm3 C 1.25 g/cm3 10、当静液压力_______ 地层破裂压力时，就会发生井漏。 A大于B小于C等于 11、地层压力是指_______ 。 A上覆岩层压力B基岩应力C地层岩石孔隙内流体的压力 12、下钻时作用在井底的压力有_______ 。 A环空静液压力B环空静液压力+抽吸压力C环空静液压力+激动压力 13、激动压力和抽吸压力是类似的概念，其数值_______ 。 A两者都是正值B激动压力是负值，抽吸压力是正值 C两者都是负值D抽吸压力是负值，激动压力是正值
钻井井控实施细则 西南油气田分公司 二○一八年
目录 第一章总则 (2) 第二章井控设计 (2) 第三章井控装置的安装、试压和使用 (8) 第四章钻开油气层检查验收 (20) 第五章钻井及完井过程中的井控 (21) 第六章溢流的处理和压井作业 (26) 第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施 (28) 第八章井喷失控的处理 (33) 第九章井控技术培训、考核 (34) 第十章井控工作分级责任制 (37) 第十一章井喷突发事件逐级汇报制度 (40) 第十二章附则 (42) 附录 A 井口装置基本组合图（规范性附录） (43) 附录 B 井控管汇布置图（规范性附录） (46) 附录 C 关井压力提示牌要求（规范性附录） (56) 附录 D 关井操作程序（规范性附录） (57) 附录 E 关井操作岗位分工（规范性附录） (58) 附录 F 开井操作程序（规范性附录） (60) 附录 G 钻开油气层检查验收书（资料性附录） (61) 附录 H 钻开油气层申请书（资料性附录） (68) 附录 I 钻开油气层批准书（资料性附录） (69) 附录 J 井控停止钻井作业通知书（资料性附录） (70) 附录 K 井控复钻申请单（资料性附录） (71) 附录 L 演习记录表（资料性附录） (72) 附录 M 坐岗记录表（资料性附录） (74) 附录 N 关井立压求取方法（资料性附录） (75) 附录 O 压井作业单（资料性附录） (76) 附录 P 钻井井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录） (79) 附录 Q 西南油气田分公司高含硫化氢天然气井井口失控后井口点火程序（资料性附录） (81) 附录 R 西南油气田分公司井控风险分级管理办法（资料性附录） (84) 附录 S 集团公司井控管理九项制度（资料性附录） .......................................................................................................... - 87 -
Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 058—2011 四川油气田钻井井控实施细则 2011-12-13发布2012-01-18实施
目次 前言................................................................................II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 总则 (1) 4 井控设计 (1) 5 井控装置的安装、试压、使用和管理 (4) 6 钻开油气层前的准备和检查验收 (9) 7 钻井及完井过程中的井控作业 (10) 8 溢流的处理和压井作业 (12) 9 防火、防爆、防硫化氢安全措施 (13) 10 井喷失控的处理 (16) 11 井控技术培训、考核 (16) 12 井控工作分级责任制 (18) 13 井控突发事件逐级汇报制度 (20) 附录A（规范性附录） 井口装置基本组合图 (21) 附录B（规范性附录） 井控管汇布置图 (24) 附录C（规范性附录） 关井压力提示牌格式 (31) 附录D（规范性附录） 钻井液液气分离器安装与使用规范 (32) 附录E（规范性附录） 井控“四?七”动作 (35) 附录F（规范性附录） 井控“四?七”动作岗位分工 (37) 附录G（资料性附录） “三防”演习记录表格式 (41) 附录H（资料性附录） 坐岗记录表格式 (43) 附录I（资料性附录） 钻开油气层检查验收书格式 (44) 附录J（资料性附录） 钻开油气层批准书格式 (51) 附录K（资料性附录） 井控停钻通知书格式 (52) 附录L（规范性附录） 气体钻井井控技术规范 (53) 附录M（规范性附录） 气体钻井井控管理规范 (56) 附录N（规范性附录） 欠平衡钻井操作规程 (58) 附录O（资料性附录） 关井立压求取方法 (63) 附录P（资料性附录） 压井作业单格式 (64) 附录Q（资料性附录） 钻井井控突发事件报告信息收集表格式 (68) 附录R（资料性附录） 集团公司井控管理九项制度 (70)
发行版本：C 石油与天然气钻井井控实施细则修改次数：1 文件编号：QG/HBYT 059-2009 页码：1/68 1 范围 本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。 本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡中国石油华北油田公司2009-7-24发布2009-7-24实施
QG/HBYT 059-2009 页码：2/68 是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。 SY/T 5087—2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 SY/ 5430—92 地层破裂压力测定套管鞋试漏法 SY/T 5127—2002 井口装置和采油树规范 SY 5742—1995 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则 SY/T 6203—1996 油气井井喷着火抢险作法 SY/T 5964—2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护 中油工程字（2006）247号石油与天然气钻井井控规定 中油工程字（2006）274号关于进一步加强井控工作的实施意见 中油工程字（2006）408号井控装备判废管理规定 中油工程字（2006）437号井控培训管理办法 3 术语及定义 本细则采用下列定义。
油田钻井井控设计实施细则 第1条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。 第2条地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件： 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、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集(同一时间内聚集人数超过50人的公共活动场所的建筑)及高危场所等不小于500m。 若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司井控办主任批准后，按评估意见处置。 稠油井的安全距离执行GB50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》中的相关规定。 第3条建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km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、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
第4条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。 第5条在开发调整区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300～500m范围内（具体距离范围由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据。开钻前由勘探、开发项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。 第6条在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在工程设计中明确应采取的相应安全和技术措施。 第7条工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值： （一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差 1.5～3.5MPa； （二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。
长庆油田 石油与天然气钻井井控实施细则 第一章总则 第一条为有效地预防井喷、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，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。 第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。 第三条井控工作是一项系统工程。长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。 第四条长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。 第五条本细则规定了长庆油田井控设计；井控装置配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验收；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处置；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。 第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》（SY/T 6543.1、SY/T 6543.2、SY/T 6543.3）和本细则。 第二章井控设计 第七条每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。长庆油田钻井井控风险分级如下： 1.气田： 一级风险井：“三高”井、区域探井、气体欠平衡井、水平井。 二级风险井：一级风险井以外的气井。 2.油田： 一级风险井：“三高”井、欠平衡井、水平井。 二级风险井：探井、评价井、调整更新井、老井侧钻井、原始气油比大于100m3/t的井。 三级风险井：其它开发井。 第八条井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要
油田钻井井控管理实施细则 第1条井控分级责任制度： （一）油田公司和承包方都要建立分级井控管理网络，成立井控领导小组，落实“谁主管、谁负责”职责。领导小组负责贯彻执行井控规定，组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。 （二）油田公司主管工程技术的副总经理是油田公司井控工作第一责任人，承包方主管钻井工作的副职是井控工作第一责任人。 （三）油田公司（勘探事业部、开发公司、采油厂）、钻井公司、钻井队、井控车间及在钻井现场协同作业的专业化服务单位，应成立安全第一责任人为组长的井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井公司及10个钻井队以上的项目部，应配备专职井控技术和管理人员。 （四）油田公司与承包方每半年、钻井公司每季度进行一次井控检查。 第2条井控操作证制度： 执行“井控操作证”制度的人员： （一）油田公司： 1、公司领导：公司井控第一责任人，主管工程技术的领导。 2、机关处室：工程技术处处长、副处长，钻井工程管理科、井控与监督管理科各岗位。 3、直属机构：安全环境监督中心负责钻井专业的监督；勘探事业部、开发公司主管钻井的副职、正副总工程师（地质师）、安全（副）
总监，生产、安全、技术科室从事钻井技术管理的岗位，项目（副）经理、地质监督、测井监督、钻井监督、钻井液监督、固井监督、安全监督。 4、工程技术研究院：主管钻井的副院长、总工程师，方案规划研究所钻井设计组各岗位。 5、从事钻井生产的采油单位：主管钻井生产的领导、钻井设计审核人员、钻井管理人员。 （二）承包方：公司井控第一责任人，工程技术处、安全处领导及主管人员，钻井分公司领导、工程技术与安全部门领导及钻井管理和技术人员，钻井队HSE监理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液技术员、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工。 （三）其它服务公司：欠平衡钻井、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及主要操作人员；固井、综合录井、钻井液等专业服务公司（队）的技术人员及现场负责人；井控车间技术人员和现场服务人员；现场地质技术人员、地质监督、测井队长、测井监督和地质（方案）设计人员。 没有取得井控操作证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。 第3条井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度： （一）井控车间负责井控装备的管理和定期现场检查工作，建立相应的管理制度。
油田钻井井控实施细则 （2017版） 油田公司 2017年2月
目录 第一章总则 ?第二章井控设计 ?第三章井控装置的安装、试压、使用和管理 ?第四章钻开油气层前的准备和检查验收 ?第五章油气层钻井过程中的井控作业 ?第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理?第七章井控技术培训 ?第八章井控管理 ?第九章附则 1 .钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3. 关井操作程序 4. 带顶驱钻机关井操作程序 5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6．用剪切闸板剪断井钻杆控制井口的操作程序 7. 防喷演习记录表格式 8. 坐岗记录表格式 9. 低泵冲试验表格式 10. 油气上窜速度表格式及计算公式 11. 关井提示牌格式 12. 钻开油气层检查验收证书格式
13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表
第一章总则 第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规油田井控工作，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，制定本细则。 第二条各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。?? 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。 第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。 ?? 第五条油气井都应安装防喷器，在油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管侧钻和加深钻井作业。 第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规》和本细则。 第二章井控设计 第七条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计
塔里木油田钻井井控实施细则
塔里木油田钻井井控实施细则 为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。 一、总则 第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。 第二条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废。 第三条井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。 第四条本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。 第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。 二、井控设计 第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下
内容： 1.对井场周围2km范围（以井口为中心、2km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在钻井地质设计中标注说明。特别需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，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。 2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。 3. 钻井地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线、地层坍塌压力曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计H2S含量。 4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井场布局应考虑H2S防护的需要。 5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在 1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，对高压油气井，重钻井液储备要达到160m3以
辽河油田钻井井控实施细则 （2009版） 辽河油田公司 二〇〇九年一月十九日
目录 第一章总则 (1) 第二章井控风险识别 (2) 第三章井控设计 (4) 第四章井控装置安装、试压和管理 (8) 第五章钻开油气层前的准备工作 (15) 第六章井控作业 (17) 第七章防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理 (21) 第八章井控技术培训 (24) 第九章井控管理制度 (27) 第十章附则 (31) 附1：井口装置组合示意图 (32) 附2：关井操作程序 (38) 附3：集团公司钻井井喷失控事故信息收集表 (40) 注：“三高”油气井定义 (44) II
第一章总则 第一条为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。 第二条井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。 第三条井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。 第四条辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。 第五条本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。 第六条欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。 1
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： 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。