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a Q/SY 中国石油天然气集团公司企业标准
Q/SY XXXXX—2012
b
钻井井控技术规范
Specification for well control technology of drilling
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c 文稿版次选择
d 报批稿
图1 2012-XX-XX发布2012-XX-XX实施
目次
前言................................................................................II
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (1)
4 井控设计 (2)
5 井控装置 (4)
6 钻开油气层前的准备和检查验收 (7)
7 油气层施工中的井控作业 (8)
8 欠平衡钻井井控要求 (10)
9 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 (12)
10 井控培训 (14)
附录A（规范性附录） 井口装置组合图 (17)
附录B（规范性附录） 井控管汇布置图 (21)
附录C（资料性附录） 钻开油气层检查验收书格式 (25)
附录D（资料性附录） 井控停钻通知书格式 (32)
附录E（资料性附录） 钻开油气层批准书格式 (33)
附录F（规范性附录） 关井操作程序 (34)
附录G（资料性附录） 防喷演习记录表格式 (36)
附录H（资料性附录） 坐岗记录表格式 (37)
附录I（资料性附录） 钻井井喷失控事故报告信息收集表格式 (38)
前言
本标准依据GB/T 1.1—2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》起草。
本标准由中国石油天然气集团公司石油工程技术专业标准化技术委员会钻井分标委提出。
本标准归口中国石油天然气集团公司石油工程技术专业标准化技术委员会钻井分技术委员会。
本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、工程技术分公司。
本标准主要起草人：李强、晏凌、杨令瑞、郑述全、王增年、付强、杨开雄、高碧桦、陈友斌、晏国秀、周颖。
钻井井控技术规范
1 范围
本标准规定了钻井井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层施工中的井控作业、欠平衡钻井井控要求、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控培训应遵循的基本准则；各油气田应根据本标准，结合本地区油气井钻井作业的特点，制订相应实施细则。
本标准适用于陆地油气田勘探开发中的钻井作业，也适用于利用井下作业设备进行钻井、原钻机试油或投产作业；在浅海、滩海地区进行钻井作业的有关单位还应结合自身特点补充有关技术要求。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 22513 石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树
SY/T 5087 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
SY/T 5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY/T 5623 地层压力预（监）测方法
SY/T 5858 石油工业动火作业安全规程
SY/T 5964 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护
SY 5974 钻井井场、设备、作业安全技术规程
SY/T 6203 油气井井喷着火抢险作法
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3.1
含硫油气井 Sulfurous oil and gas well
指地层天然气中硫化氢含量大于75 mg/m3（50 ppm）的井。
3.2
高含硫油气井 High sulfurous oil and gas well
指地层天然气中硫化氢含量大于150 mg/m3(100 ppm)的井。
3.3
高压油气井 High-pressure oil and gas well
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等于或大于35 MPa的井。
3.4
高危地区油气井 Oil and gas wells in high hazard area
在井口周围500 m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，饮用水资源及工业、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15 mg/m3(10 ppm)、一氧化碳等有毒有害气体的井。
3.5
“三高”油气井 “Three high factors” oil and gas well
指高含硫油气井、高压油气井、高危地区油气井。
4 井控设计
4.1 地质设计中所提供的井位应符合下列安全距离要求：
a)油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75 m；距民宅不小于100 m；距铁路及高速公路
不小于200 m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500 m；
b)油气井之间的井口间距不小于5 m；高压、高含硫油气井井口距其它井井口之间的距离大于钻
进本井所用钻机的钻台长度，且不小于8 m；丛式井组之间的井口距离不小于20 m；在滩海或浅海地区钻井执行海上的钻井井口间距标准。
若因特殊情况不能满足上述要求时，由建设单位组织进行安全评估，按其评估意见处置，经建设单位井控主管领导批准后方可实施。
4.2 建设单位应按相关规定提供满足井控安全作业、物资运输和井喷事故应急抢险作业需要的井场和道路条件。
4.3 地质设计前，建设单位应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、饮用水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
4.4 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，提供本井全井段地层孔隙压力、地层坍塌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，以及邻井井身结构、水泥返高、固井质量及邻井注采层位和动态压力等资料。
4.5 在已开发调整区钻井，地质设计中应明确要及时查清周边500 m范围内注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。并在钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。
4.6 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，并在工程设计书中明确相应的安全和技术措施。
4.7 工程设计应根据地质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：
a)油井、水井为0.05 g/cm3～0.10 g/cm3或增加井底压差1.5 MPa～3.5 MPa；
b)气井为0.07 g/cm3～0.15 g/cm3或增加井底压差3.0 MPa～5.0 MPa；
c)煤层气井为0.02 g/cm3～0.15 g/cm3。
具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑地层孔隙压力预测精度、预测油气水层的产能、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢的含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套等情况。含硫化氢等有害气体的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上限。
4.8 工程设计中明确对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻预（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、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。
4.9 工程设计应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，并满足如下井控要求：
a)同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值超过0.3 MPa/100 m的油气水层；
b)探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管；
c)在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100 m，表层或技术套
管下深应封住开采层并超过开采段100 m以上；
d)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；
e)表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且其坐入稳固岩层不
少于10 m，固井水泥应返至地面；
f)技术套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、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地层不同流体的要求，水泥应返至套管中性（和）点以上300 m，高含硫、高压油气井的技术套管水泥应返至上一级套管内或地面；
g)油层套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足固井、
完井、井下作业及油气生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300 m。高含硫油气井油（气）层套管和固井水泥应具有抗酸性气体腐蚀能力，应采取相应工艺措施使固井水泥返到上一级套管内或地面，且其形成的水泥环顶面应高出已经被技术套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100 m。
4.10 工程设计应明确每层套管固井开钻后，按SY/T 5623要求测定套管鞋下易漏层的破裂压力（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力试验）。
4.11 钻井应装防喷器或防喷导流器，并按井控装置配套要求进行设计。
4.12 工程设计应明确井控装置的配套标准：
a)防喷器压力等级原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压
强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式：
1)选用压力等级为14 MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A中图A.1、图A.2、
图A.3、图A.4、图A.5；
2)选用压力等级为21 MPa或35 MPa时，其防喷器组合有三种形式供选择，见附录A中图
A.6、图A.7、图A.8；
3)选用压力等级为70 MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A中图A.9、图A.10、
图A.11、图A.12；
4)选用压力等级为105 MPa或140 MPa时，其防喷器组合有六种形式供选择，见附录A中图
A.9、图A.10、图A.11、图A.12、图A.13、图A.14。
b)在区域探井、高含硫井、预计高产井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的
全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压力等级和通径一致；
c)节流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：
1)压力等级为14 MPa时，节流管汇见附录B中图B.1；
2)压力等级为21 MPa时，节流管汇见附录B中图B.2；
3)压力等级为35 MPa或70 MPa时，节流管汇见附录B中图B.3；
4)压力等级为105 MPa或140 MPa时，节流管汇见附录B中图B.4。
d)压井管汇的压力等级和连接形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其基本形式见附录B
中图B.5、图B.6；
e)有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087中的相应规定；
f)四通、套管头的配置应符合SY/T 5964中的相应规定。
4.13 工程设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，按SY/T 5964提出相应的安装、试压要求。
4.14 工程设计应根据需要明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置的配备要求。
4.15 工程设计中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施，并对同一区域曾发生的井控险情或井喷事故进行描述和风险提示。
4.16 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，按GB/T 22513选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。
5 井控装置
井控装置包括防喷器组、四通、套管头、防喷器控制装置、井控管汇、钻具内防喷工具、井控辅助装置等。
5.1 井控装置的安装
5.1.1 钻井井口装置
钻井井口装置包括防喷器、四通及套管头等。
5.1.1.1 防溢管宜采用两半组合式，其与防喷器用螺栓连接，密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。
5.1.1.2 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10 mm。用Φ16 mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。
5.1.1.3 闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手动操作杆与防喷器手动锁紧轴中心轴线的偏斜角不大于30°，手动操作杆手轮上应挂牌标明开关圈数及开关方向，并配套开关圈数的计数装置。
5.1.1.4 四通、套管头的安装应符合SY/T 5964中的相应规定。
5.1.2 防喷器控制装置
5.1.2.1 防喷器远程控制台的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。
a)安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25 m的专用活动房内，大门朝向井场内侧，并保持
2 m宽的人行通道，周围10 m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；
b)液控管线排架与放喷管线应不小于1 m距离，在穿越汽车道、人行道等处应用防护装置实施保
护；
c)电源应从发电房或配电房用专线直接引出，并用单独的开关控制；
d)总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；气管缆的安装应沿管排架安放
在其侧面的专门位置上，剩余的管缆盘放在靠远程台附近的管排架上，不允许强行弯曲和压折；
e)蓄能器压力达到规定值，远程控制台与司钻控制台上的储能器压力误差不大于0.6 MPa、管汇
压力及环形压力误差不大于0.3 MPa；
f)各控制手柄应处于工作位置，控制剪切闸板的手柄应安装防止误操作的限位装置，控制全封闸
板的手柄应安装防止误操作的防护罩。
5.1.2.2 司钻控制台应安装在有利于司钻操作的位置，并固定牢固；司钻控制台上不安装剪切闸板控制手柄。
5.1.2.3 宜安装防喷器与钻机提升系统刹车联动防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
5.1.3 井控管汇
井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。
5.1.3.1 防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材，额定工作压力大于35 MPa 的防喷管线应采用金属材料，35 MPa及以下压力等级防喷器所配套的防喷管线及钻井液回收管线可以使用同一压力等级的高压耐火软管线；含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。
5.1.3.2 防喷管线应采用标准法兰连接，不应现场焊接，压力等级与防喷器一致，长度超过7 m应固定牢固。
5.1.3.3 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78 mm。
5.1.3.4 放喷管线安装要求：
a)放喷管线通径不小于78 mm；
b)放喷管线不应在现场焊接；
c)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；
d)两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3 m，并分别固定；
e)管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；行车处应有过桥盖板，其下的管线
应无法兰、丝扣或油壬连接；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；
f)管线出口应接至距井口75 m以上的安全地带；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100 m
以上的安全地带，距各种设施不小于50 m；
g)管线每隔10 m～15 m、转弯处两端、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，悬空处要支撑牢固；若跨越10 m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；在
车辆跨越处装过桥盖板；
h)水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20 mm，长度不小于0.5 m。
5.1.3.5 防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线应各装两个闸阀，其中一只应直接与四通相连，另一只宜接出井架底座以外；通常情况下紧靠四通的闸阀应处于常开状态。
5.1.3.6 节流管汇上应同时安装高、低量程压力表，压力表朝向井场前场方向，下端装截止阀和缓冲器；低压表下端所装截止阀处于常关状态，高压表下端所装截止阀处于常开状态。
5.1.3.7 节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65 MPa～1.00 MPa。
5.1.4 钻具内防喷工具
钻具内防喷工具包括方钻杆旋塞阀、顶驱旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆。
5.1.4.1 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。
5.1.4.2 油气层作业应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具扣型相符的钻具止回阀或旋塞阀，并配备抢装止回阀的专用工具。
5.1.4.3 油气层作业中使用方钻杆时，在大门坡道上准备一根防喷钻杆单根；使用顶驱时，准备一个防喷立柱。
5.1.4.4 高含硫油气层作业应在钻具上加装近钻头钻具止回阀，但下列特殊情况除外：
a)堵漏钻具组合；
b)下尾管前的称重钻具组合；
c)处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；
d)穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；
e)传输测井钻具组合。
5.1.5 井控监测仪器及井控辅助装置
5.1.5.1 应配备钻井液循环罐液面监测与报警装置。
5.1.5.2 探井、气井及气油比高的油井应配备钻井液气体分离器和除气器。
5.1.5.3 钻井液气体分离器排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50 m以上有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78 mm，可使用35 MPa的软管连接；分离器应定期检验。
5.1.5.4 除气器的排气管应接出罐区，且出口距离除气器15 m以远。
5.2 井控装置的试压
5.2.1 试压值
5.2.1.1 在井控车间(基地)，应对防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等做1.4 MPa～2.1 MPa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级试压。
5.2.1.2 在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行现场试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、压井管汇、防喷管线试验压力不超过防喷器额定工作压力；闸板防喷器做1.4 MPa～2.1 MPa低压密封试验；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分级试压；放喷管线试验压力不低于10 MPa；防喷器控制装置按其额定工作压力做一次可靠性试压。
5.2.1.3 现场更换或拆装井控装置部件后，应进行重新试压。
5.2.2 试压规则
5.2.2.1 试压介质除防喷器控制装置采用液压油试压外，其余均为清水，寒冷地区冬季可加防冻剂。
5.2.2.2 试压稳压时间不少于10 min，压降不大于0.7 MPa，密封部位无渗漏为合格；低压密封试压稳压时间不少于10 min，压降不大于0.07 MPa，密封部位无渗漏为合格。
5.2.2.3 采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于30 min，允许压降不大于0.5 MPa，密封部位无渗漏为合格。
5.3 井控装置的使用
5.3.1 环形防喷器不宜长时间关井。
5.3.2 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14 MPa情况下，允许以不大于0.2 m/s
的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。
5.3.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板；打开闸板前，应先手动解锁，再用液压打开，锁紧和解锁都应一次性到位。具有液动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应观察液动锁紧显示状态。
5.3.4 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。
5.3.5 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
5.3.6 现场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。
5.3.7 油气层作业期间，定期对防喷器和闸阀开、关活动。
5.3.8 井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。
5.3.9 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。
5.3.10 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。
5.3.11 手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次性到位，不应半开半闭和作节流阀用。
5.3.12 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用标示牌标示。
5.3.13 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。
5.4 井控装置的管理
5.4.1 井控装置应有专门机构负责管理、维修和定期现场检查工作。
5.4.2 钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
5.4.3 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。
5.4.4 相关企业应根据欠平衡钻井的相关行业标准制定欠平衡钻井特殊井控作业以及设备的配套管理、使用和维修制度。
5.4.5 集团公司对井控装备生产厂家实行资质认可，所有井控装备及配件应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；相关企业井控管理部门负责资质执行情况的监督和检查。
6 钻开油气层前的准备和检查验收
6.1 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50 m～100 m，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。
6.2 调整井应指定专人按要求检查邻近周边500 m范围内注水、注气（汽）井停注、泄压情况。
6.3 日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
6.4 钻井队落实井控责任制。作业班组按规定进行防喷演习。
6.5 钻井队应组织全队职工进行消防演习，含硫地区钻井应进行防硫化氢演习，直至合格为止，并检查落实各方面安全预防工作。
6.6 强化钻井队干部在生产现场24 h轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即组织整改。
6.7 执行“坐岗”制度，指定专人观察和记录循环池液面变化及起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现溢流显示。
6.8 钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计储备加重钻井液、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，保持其性能符合要求。
6.9 检查钻井设备、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，功能是否正常，发现问题及时整改。
6.10 钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度执行。
7 油气层施工中的井控作业
7.1 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后才能实施；若遇紧急情况，已经危及到安全生产时，钻井队可先处理，再及时上报。
7.2 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。
7.3 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，以1/3～1/2钻进流量检测循环压力，并作好泵冲数、流量、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补测。若受钻机限制，以本钻机可以达到的最低流量做低泵冲试验。
7.4 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：
a)钻开油气层后第一次起钻前；
b)钻进中曾发生严重油气侵起钻前；
c)溢流压井后起钻前；
d)调低井内钻井液密度后起钻前；
e)取心钻井后起钻前；
f)目的层水平钻井后起钻前；
g)钻开油气层井漏堵漏后起钻前；
h)钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；
i)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。
7.5 短程起下钻的基本作法如下：
a)一般情况下试起10柱～15柱钻具或起至套管鞋，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液
无油气侵或油气上窜速度满足安全作业时间，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至短程起下钻正常后再起钻；
b)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，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵或油气上窜速度满足安全作业时间，则可正式起钻；否则，应调整处理钻井液。
7.6 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：
a)保持钻井液有良好的造壁性和流变性；
b)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 g/cm3；短程起下钻应
测油气上窜速度，满足安全起下钻作业要求；
c)起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况；
d)钻头在油气层中和油气层顶部以上300 m井段内起钻速度不得超过0.5 m/s；
e)在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的循环流量，防止钻头泥包；
f)起钻完应及时下钻，检修设备时应保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况；
严禁在空井情况下进行设备检修；
g)下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏。若静止或下钻时间过长，必要时
应分段循环钻井液。
7.7 改善钻井液的脱气性能，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。
7.8 若需加重，应首先停止钻进，对钻井液进行循环除气后进行加重，严禁边钻进边加重。
7.9 因故等停时，应将钻具起下到套管鞋处或安全井段，其间根据油气上窜速度，下钻分段循环通井。
7.10 加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。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。要求：
a)钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等
情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录；
b)起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积；要观
察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。
7.11 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，其后采取相应措施处理井漏。
7.12 电测、中途测试的井控要求：
a)电测前井内情况应正常、稳定，若电测时间长，不能满足油气上窜速度的安全条件时，应考虑
中途通井循环；电测时准备一个防喷立柱，以备有条件时抢下钻具；电测队配备用于剪断电缆的工具；
b)中途测试和先期完成井，作业前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安
装、试压要求的前提下进行。
7.13 固井的井控要求：
a)下套管前，应换装与套管尺寸匹配的半封闸板；下尾管作业可不换装套管闸板，但应准备好相
应防喷钻杆单根；固井作业全过程应保持井内压力平衡，防止因井漏、注水泥候凝失重造成井内压力失衡而导致井喷；
b)对于固井质量存在严重问题、威胁到井控安全、影响到后续钻井施工的井，应采取有效措施进
行处理，确保达到封固目的。
7.14 定向钻井、取心作业的井控要求：
a)不应在目的层和含硫油气层钻进中使用有线随钻仪进行随钻作业；
b)油气层采用吊测方式测斜前井内应平稳，满足安全测斜时间；
c)若测斜过程中发生溢流，当危及井控安全时应立即剪断电缆控制井口；
d)在井口取心工具操作和岩心出心过程中发生溢流时，立即停止出心作业，快速抢接防喷钻杆单
根或将取心工具快速提出井口，按程序控制井口。
7.15 发现溢流立即报警并关井，疑似溢流关井检查。报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15 s以上，短鸣笛时间2 s左右，鸣笛间隔时间1 s。
7.16 起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀（或旋塞或防喷单根）。在井内钻具较少情况下，只要条件允许，尽可能多下一些钻具，然后按起下钻中溢流关井操作程序关井。下套管和起下加重钻杆发生溢流时，按起下钻工况发生溢流进行处理。
7.17 电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若条件不允许，则立即剪断电缆，按空井溢流关井操作程序关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。若钻具传输测井，应剪断电缆按起下钻工况溢流关井操作程序关井。
7.18 任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力（薄弱地层破裂压力值的确定由各油田根据实际情况在井控实施细则中明确）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。
7.19 关井后应及时求得关井立压、关井套压和溢流量，并根据关井立压和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：
a)关井立压为零时，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，以原钻井液循环，排除侵污钻井液；
2)当关井套压不为零时，应控制回压保持井底压力略大于地层压力，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。
b)关井立压不为零时，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、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。 7.20 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一定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溢流，防止井口压力过高。
7.21 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。
7.22 压井作业应有设计和施工方案。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压、套压、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，认真总结。
8 欠平衡钻井井控要求
8.1 实施条件
8.1.1 地质适应条件：
a)作业井段的地层岩性、地层压力、流体性质基本清楚；
b)地层稳定；
c)预测地层流体硫化氢含量低于75 mg/m3（50 ppm）。
8.1.2 设备条件：
a)井架底座净空高度满足安装钻井井控和欠平衡钻井专用井口装置的要求；
b)转盘通径能够通过旋转控制头旋转总成；
c)使用不压井起下钻装置时，钻台面应具备安装条件。
8.2 井控设计
8.2.1 欠平衡钻井井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、压力剖面、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油情况等资料为依据。
8.2.2 欠平衡钻井井控设计应纳入钻井工程设计，其井身结构、井控装备配套和井控措施等方面的设计应满足欠平衡钻井的特殊安全要求。
8.2.3 欠平衡钻井方式的选择和欠压值的确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、预计产量、地层流体和钻井流体的特性、套管抗内压及抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。
8.2.4 防喷器组合：
a)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，选择压力级别匹配的旋转防喷
器或旋转控制头；
b)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。
8.2.5 油气储层欠平衡钻井需另外安装并使用一套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的额定工作压力。
8.2.6 液相欠平衡钻井应配备液气分离器，油井应配备撇油罐和储油罐。
8.2.7 在近钻头位置至少安装一只常闭式钻具止回阀；气体钻井使用的钻具止回阀应是气密封试压合格产品。
8.2.8 排气管线点火口接出距井口50 m以远有点火条件的安全地带，且距除钻井分离器排气管线及放喷管线外的各种设施距离不小于20 m；所有气体燃烧系统都应配备自动点火装置或自动引燃装置，以及防回火装置。
8.3 作业准备
8.3.1 由建设单位组织相关施工单位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，落实施工作业各项准备工作、技术要求等事项，组织所有作业人员进行技术培训和技术交底。
8.3.2 欠平衡设备安装完后按设计要求进行试压、调试。
8.3.3 在开发井实施欠平衡钻井时，现场至少储备1.0倍～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 g/cm3以上的钻井液；在探井实施欠平衡钻井时，现场至少储备1.0倍～2.0倍以上井筒容积、密度高于预计地层压力当量钻井液密度0.2 g/cm3以上的钻井液；现场应储备足够的加重材料和处理剂。
8.3.4 欠平衡钻井施工作业前进行应急预案演练。
8.4 施工作业
8.4.1 欠平衡钻井期间，钻井队、录井队分别指定专人坐岗连续监测循环罐液面同时做好记录，坐岗记录时间间隔为5 min。
8.4.2 监测钻时、扭矩、悬重等钻井参数及钻井液性能、气测值、火焰等，发现异常停止钻进，并立即报告专业服务公司现场负责人和现场值班干部。
8.4.3 套压控制以立管压力、循环罐液面和排气管出口火焰高度等的变化为依据，综合分析，适时进行调整。当控制压力上升到设定值时，停止钻进，实施关井作业，然后通过节流管汇进行控压循环排气，待正常后再恢复钻进。
8.4.4 发现溢流停止钻进，及时关井求压，并根据地层压力重新确定合理的钻井液密度。
8.4.5 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。
8.4.6 每趟起钻时，应将已入井使用过的具有单向流动控制作用的阀卸下来，由专人仔细检查，确认功能完好后，方可再次入井。
8.4.7 带压起下钻期间，根据设备作业能力控制井口套压，专人观察、记录套压变化，发现异常应及时处理；当上顶力达到钻具浮重（去掉钻具在钻井液中承受的浮力后的重量）的80%时，应使用不压井起下钻装置。
8.4.8 带压测井应使用专用电缆防喷器，其上要安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装置的压力等级应满足井口控制压力要求；带压测井过程中，录井队、钻井队均应派专人观察记录套压，发现异常及时报告。
8.4.9 带压下油管作业时，如果油管串底部连接有筛管，该筛管的长度应小于井口防喷器组合中最下部的全封闸板顶面到旋转防喷器下胶心底端的距离。
8.5 终止条件
出现下列情况之一应立即终止欠平衡钻井作业：
——在线监测管内硫化氢浓度等于或大于75 mg/m3（50 ppm），或者自井内返出的气体，在其与大气接触的出口环境中硫化氢浓度大于30 mg/m3（20 ppm）；
——地层油、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；
——欠平衡钻井设备不能满足欠平衡钻井要求；
——井眼条件不能满足欠平衡钻井要求。
9 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理
9.1 防火、防爆措施
9.1.1 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在草原、苇塘、林区等地钻井时，应采取有效的防火隔离措施。
9.1.2 在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。
9.1.3 发电房、值班房、录井房、锅炉房和储油罐等的摆放，以及井场电器设备、照明器具和输电线路的安装按SY/T 5225中的相应规定执行。
9.1.4 钻机用柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却防火装置，出口不朝向油罐。在草原、苇塘等特殊区域内施工要加装防火帽。
9.1.5 钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。
9.1.6 消防器材的配备执行SY 5974中的相应规定，并定岗、定人、定期维护保养和更换失效器材，悬挂检查记录标签。
9.1.7 井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应执行SY/T 5858中的安全规定。
9.2 防硫化氢措施
含硫油气井应严格执行SY/T 5087要求，防止硫化氢等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。
9.2.1 钻机设备的安放位置应考虑当地的主要风向和钻开含硫油气层时的季节风风向。生活设施及人员集中区域宜布置在相对井口、放喷管线出口、液气分离器及除气器的排气管线出口、钻井液罐等容易排出或聚集天然气的装置的上风方向。
9.2.2 井场周围应设置两处临时安全区，一个应位于当地季节风的上风方向。
9.2.3 在井场入口、临时安全区、井架上、钻台上、循环系统、防喷器远控台等处应设置风向标。 9.2.4 在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚集的地方应使用防爆通风设备（如鼓风机或排风扇）。
9.2.5 钻入含硫油气层前，应将机泵房、循环系统等处的防风围布拆除。
9.2.6 含硫地区的钻井队应按SY/T 5087中的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。
9.2.7 含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后持证上岗。
9.2.8 钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全体职工进行井控及防硫化氢安全技术交底，对可能存在硫化氢的层位和井段及时做出地质预报，建立预警预报制度。
9.2.9 含硫地区钻井液的pH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在50 mg/m3以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点烧掉。
9.2.10 当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按SY/T 5087中的相应要求做好人员安全防护工作。
9.2.11 钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087中的相应要求进行。
9.2.12 钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。
9.2.13 一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。
9.2.14 控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测；待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。
9.2.15 含硫油气井井口点火程序：
a)井喷失控后，在人员生命受到巨大威胁、撤离无望、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对油气井井口实施点火；
b)点火程序的相关内容应在应急预案中明确；点火决策人宜由建设单位代表或其授权的现场负责
人来担任，并列入应急预案中；
c)点火人员佩带防护器具，在上风方向，尽量远离点火口使用移动点火器具点火；其他人员集中
到上风方向的安全区；
d)点火后应对下风方向，尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的二氧化
硫浓度进行监测。
9.3 井喷失控的处理
9.3.1 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的电源，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源，设立警戒区并组织警戒；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，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。
9.3.2 立即向上一级主管单位或有关部门汇报，并立即按应急程序向当地政府报告，协助当地政府做好井口500 m范围内居民的疏散工作，按应急程序及时向当地安全生产监督部门报告。
9.3.3 设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。
9.3.4 迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。
9.3.5 发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。
9.3.6 抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T 6203中的要求进行技术交底和模拟演习。
9.3.7 井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理：
a)检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值；
b)检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；
c)井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施；
d)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、乙炔发生器等易燃易爆
物采取安全保护措施；
e)迅速组织压井液，压井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压
力等来确定；其准备量应为井筒容积的2倍～3倍；
f)当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业；
g)对具备投产条件的井，经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。
9.3.8 井口装置损坏或其它原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火的处理：
a)在失控井的井场和井口周围清除抢险通道时，要清除可能因其歪斜、倒塌而妨碍进行处理工作
的障碍物（转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充分暴露并对井口装置进行可能的保护；对于着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等办法带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，应使用铜制工具；
b)采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态快速灭火剂综合灭火法以及
打救援井等方法扑灭不同程度的油气井大火；密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。
9.3.9 井口装置按下述原则设计：
a)在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环要固定；
b)原井口装置不能利用的应拆除；
c)大通径放喷以尽可能降低回压；
d)优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理井下
事故等作业。
9.3.10 原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间，消除着火的可能。
9.3.11 井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行，以免发生抢险人员人身事故，以及因操作失误而使处理工作复杂化；切断向河流、湖泊等环境的污染。施工同时，不应在现场进行干扰施工的其它作业。
9.3.12 按SY/T 6203中的要求做好人身安全防护。
10 井控培训
10.1 执行“井控培训合格证”制度的人员
从事钻井生产、技术和安全管理的各级人员、现场操作和服务人员以及井控培训教师应持井控培训合格证上岗。执行“井控培训合格证”制度的人员：
a)现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液负责人、
坐岗人员以及内外钳工等；
b)专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程管理人员以及欠平衡/气体钻井技术人员
等；
c)生产管理人员：主管钻井生产、技术、安全的各级领导、钻井生产管理人员以及钻井队正副队
长、指导员、钻井监督、安全监督、工程监理等；
d)现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员、专业服务公司（队）的主要操作人员等；
e)相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取心、打捞、
定向井、中途测试等专业服务公司（队）的相关技术人员；
f)井控培训单位：井控培训教师。
未取得井控培训合格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。凡未取得井控培训合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚，并追究主管领导责任。
10.2 培训单位资质
井控培训单位实行资质管理，取得资质的井控培训单位才能开展相应的井控培训工作。
10.3 培训内容
井控培训应包括（但不限于）如下内容：
a)井控工艺：
1)地层压力的检测和预报；
2)溢流、井喷发生原因和溢流的及时发现；
3)关井程序和常用压井方法的原理及参数计算；
4)压井施工和复杂井控问题的处理；
5)硫化氢防护和欠平衡钻井知识。
b)井控装置：
1)结构及工作原理；
2)安装、调试、试压及使用要求；
3)维护保养和故障排除。
c)其他有关井控规定和标准；
d)典型井控问题及井喷案例分析。
10.4 培训要求
对不同岗位人员应分别进行不同内容的井控培训：
a)对现场操作人员培训，要以能及时发现溢流和及时关井的措施方法，正确实施关井操作程序及
井控装备的熟练安装、使用、维护和保养等为重点；
b)对专业技术人员的培训，要以正确判断溢流方法，正确关井步骤，压井设计编制、压井程序、
压井作业实施，正确判断井控装置故障和一般故障排除，正确处理井喷及井喷失控等为重点；
c)对生产管理人员的培训，要以全面监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，井
控设计原则等为重点；
d)对现场服务人员的培训，要以懂井控装置的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断和排
除故障等为重点；
e)对相关技术人员的培训，要以井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系、溢流的主要原因和
显示及发生险情时的配合要求等为重点。
10.5 培训时间
初次取证培训的现场操作人员和现场服务人员培训时间为80课时，生产管理人员和专业技术人员培训时间为120课时，相关技术人员培训时间为60课时；换证培训应在基础理论考试合格的基础上，在井控培训中心进行为期不少于24课时的培训。
10.6 考核方式
结业考核分理论和实际操作两部分：
a)理论考试满分100分，70分为合格；
b)实际操作分为合格和不合格。
理论考试采取闭卷的形式，考试题从井控培训试题库中随机抽取和组合，实际操作考核在井控模拟装置和教学井场上进行。
10.7 “井控培训合格证”制度执行的监督与检查
a)井控培训合格证有效期为两年，到期应重新培训、考核合格后，持证上岗；
b)建设单位和施工单位的技术管理和安全监督部门负责监督、检查合格证制度的执行情况；
c)由于违章操作或指挥失误造成重大井喷隐患及井喷失控事故者，所在单位安全部门有权吊销其
井控培训合格证。
第一章定向井（水平井）钻井技术概述 第一节定向井、水平井的基本概念 1．定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）T．A．英格利期定义为：“使井筒按特定方向偏斜，钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井，虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然 石油管理局的河50丛式井组，该丛式井组长384米，宽115米，该丛式井平台共有钻定向井42口。 2．定向井的分类 按定向井的用途分类可以分为以下几种类型： 普通定向井 多目标定向井 定向井丛式定向井 救援定向井 水平井 多分枝井（多底井） 国外定向井发展简况
（表一）
10．井眼尺寸不受限制 11．可以测井及取芯 12．从一口直井可以钻多口水平分枝井 13．可实现有选择的完井方案 （4）．短曲率半径水平井的优缺点 优点缺点 1．井眼曲线段最短1．非常规的井下工具 2．侧钻容易２．非常规的完井方法 3．能够准确击中油层目标３．穿透油层段短（120—180米）4．从一口直井可以钻多口水平分枝井４．井眼尺寸受到限制
5．直井段与油层距离最小５．起下钻次数多 6．可用于浅油层６．要求使用顶部驱动系或动力水龙头 7．全井斜深最小７．井眼方位控制受到限制 8．不受地表条件的影响８．目前还不能进行电测 第三节定向井的基本术语解释 1）井深：指井口（转盘面）至测点的井 眼实际长度，人们常称为斜深。国外 称为测量深度（MeasureDepth）。 2）测深：测点的井深，是以测量装置 率是井斜角度（α）对井深（L?）的一阶导数。 dα Kα＝─── dL 井斜变化率的单位常以每100米度表示。 8）井深方位变化率：实际应用中简称方位变化率，?是指井斜方位角随井深变化的快慢程度，常用KΦ表示。计算公式如下： dΦ ＫΦ＝─── dL
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
井下作业井控技术基础知识题库 井下作业井控技术基础知识题库 第一部分基础知道一.井控相关概念 1.井控是指对油气水井压力的控制。 2.井侵当地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体（油.气.水）将侵入井内，通常称之为井侵。最常见的井侵为气 侵和盐水侵。 3.溢流当井侵发生后，井口返出的修井液的量比泵入的修井液的量多，停泵后井口修井液自动外溢，这种现象称之为溢流。 4.井涌井涌是溢流的进一步发展，修井液涌出井口的现象称之为井涌。 5.井喷指地层流体（油.气.水）无控制的进入井筒，使井筒内修井液喷出地面的现象。 井喷有地上井喷和地下井喷。流体自地层经井筒喷出地面叫 地上井喷，从井喷地层流入其它低压层叫地下井喷。 6.井喷失控井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象称为井喷失控。 7.井控装备是指为实施油.气.水井压力控制技术而设置的一整套专用的设备.仪表和工具，是对井喷事故进行预防.监测.控制.处理的关键装置。
8.井口装置是指油.气井最上部控制和调节油.气井生产的主要设备。 9.地面防喷器控制装置是指能储存一定的液压能，并提供足够的压力和流量，用以开关防喷器组和液动阀的控制系统。 10.防喷器是井下作业井控必须配备的防喷装置，对预防和处理井喷有非常重要的作用。 11.内防喷工具是在井筒内有作业管柱或空井时，密封井内管柱通道。同时又能为下一步措施提供方便条件的专用防喷工具。 12.溢流产生的主要原因主要原因: ⑴起钻时未及时往井内灌满钻井液； （2）起钻速度快产生过大的抽汲压力； (3)起钻拔活塞；(4)修井液密度不够； (5)修井液密度过高，致使井漏；(6)停止循环时，井内液柱压力低于地层孔隙压力；(7)循环过程中发生井漏；(8)下管串速度快产生过大的激动压力，致使井漏；(9)下管串中途和到底开泵过猛，憋漏地层；(10)地层孔隙压力异常；(11)注水井未停注或停注后压力未泄下来。 13.井喷失控的原因⑴井控意识不强，违章操作；①井口不安装防喷器；②井控设备的安装及试压不符合要求；③空井时间过长，无人观察井口；④洗井不彻底；⑤不能及时发现溢流或发现溢流后不能及时正确的关井；⑵起管柱产生过大的抽汲力；
井下作业井控实施细则 西南油气田分公司 二○一八年
目录 第一章总则 (1) 第二章井下作业设计中的井控 (1) 第三章井控装置的安装、试压和使用 (4) 第四章开工准备和检查验收 (15) 第五章井下作业中的井控 (16) 第六章溢流的处理和压井作业 (23) 第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施 (24) 第八章井喷失控的处理 (25) 第九章井控技术培训、考核 (27) 第十章井控工作分级责任制 (30) 第十一章井控突发事件逐级汇报制度 (33) 第十二章附则 (35) 附录A 井下作业防喷器组合推荐形式 (36) 附录B 井下作业压井节流管汇 (38) 附录C 井下作业地面测试流程 (39) 附录D 井下作业开工井控验收申请书 (42) 附录E 井下作业开工井控检查验收表 (44) 附录F 井下作业开工井控批准书 (50) 附录G 地面测试流程检查验收表 (51) 附录H “三防“演习记录表 (55) 附录I 井口关井参数提示牌 (56) 附录J 液面坐岗观察记录表 (57) 附录K 停止作业通知书 (58) 附录L 复工申请单 (59) 附录M 关井程序 (60) 附录N 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 (61) 附录O 西南油气田分公司井控风险分级管理办法 (66) 附录P 井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录） (69) 附录Q 集团公司井控管理九项制度（资料性附录） (72)
西南油气田分公司井下作业井控实施细则 第一章总则 第一条根据中国油天然气集团公司Q/SY 1553 《井下作业井控技术规》和集团公司井控管理相关规定，结合西南油气田井控工作特点，特制定本细则。 第二条井控工作是一项系统工程，西南油气田分公司（以下简称“分公司”）的勘探、开发、设计、监督、质量安全环保、物资装备、教育培训以及井下作业相关的承包商、协作等部门和单位必须高度重视，各司其职，在本细则规定有组织地协调进行。 第三条本细则规定了西南油气田井下作业设计中的井控要求、井控装置、开工准备和检查验收、井下作业中的井控、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷事故逐级汇报制度等容。 第四条本细则适用于分公司井下作业的井控工作。 第二章井下作业设计中的井控 第五条井下作业设计（包括地质设计、工程设计和施工设计）中应有井控面的容。 第六条地质设计中应包括的井控容： （一）井场围人居情况调查资料，包括井场围一定围的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、水资源情况以及风向变化等环境勘察评价的文字和图件资料，并标注说明。 （二）本井和邻井的各产层中有毒有害气体含量。 （三）本井产层性质（油、气、水）预测，本井和邻井目前地
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
第二章钻机选型、土建工程及设备安装 第一节钻机选型原则 条按钻井目的、矿层埋藏深度、钻采方式、井身结构、技术措施，结合地形地貌、交通条件等因素综合进行钻机选型。注意其公称负荷，不得超载。 条采用涡轮钻进时，所选用的钻机必须满足其泵时和泵压的要求。 条使用喷射钻井时，所选用的钻机应满足喷射条件的要求；钻双筒井和多底井、定向井，应选择能安置双转盘或转盘可移动安装的钻机。 第二节土建工程 井场设计及布置 1、井场设计应根据钻机类型及施工要求确定井场面积和方向。 常用各型钻机的井场面积
2、3000米以内的钻机，宜使用组装式活动基础，其承压能力应能满足施工安全要求。 3、井场内应放坡1～3%，并有排水沟和排污池。 井场公路，应能满足钻井工程车和作业车辆的安全通行。 机泵房、值班房 无钻塔漨布的钻机、建井同期大于三个月或多雨地区，搭临时性棚房。 生活用房 施工期中，就近解决。按定额配备。
第三节安装 2.3.1 水、电、通讯 1.水源要可靠，供水能力应保证生产和生活用水。 2.井场电器设备和线路应合理布置。生产线路与生活线路分开；探照灯与其他灯分开。架线高度应保证汽车和特种车辆的通行。架空电力线与井架绷绳至少相距3米，并不得在绷绳上空交叉穿过。 3.通讯：井场和队（厂）部应有通讯联络。 2.3.2井架 钻机井架的主要部件不得有裂纹及严重锈蚀、变形、弯曲。井架螺栓、螺帽及弹簧垫圈必须安装齐全。井架底座四角高差不大于3毫米，活动基础高差不大于5毫米。井架绷绳数、直径、方向严格按各型井架出厂规定架设，用正反螺丝绷紧，与地面呈45°角。绷绳坑之大小及深度，根据井架负荷及土质差异地行计算后决定。使用基木的井架应安装避雷器。 2.3.3导管、鼠管 1、导管：松软地层埋导管，管坑深度不大于1米，坑底铺一层0.3米厚的混凝土。导管脚焊呈喇叭口，以免陷落及预防钻具碰挂，导管对中后外灌混凝土固定。导管采用套管或壁厚3毫米以上的螺旋
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。
大庆油田井下作业井控技术管理实施细则 第一章总则 第一条井下作业井控是保证油田开发井下作业安全、环保的关键技术。为做好井控工作，保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及火灾事故发生，保证员工人身安全和国家财产安全，保护环境和油气资源，按照国家有关法律法规，以及中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》，结合油田实际，特制定本细则。 第二条井喷失控是井下作业中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将会造成自然环境污染、油气资源的严重破坏，还易造成火灾、设备损坏、油气井报废甚至人员伤亡。因此，必须牢固树立“安全第一，预防为主，以人为本”的指导思想，切实做好井控管理工作。 第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及到各单位的设计、施工、监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。 第四条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢有毒有害气体安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。 第五条本细则适用于在大庆油田区域内，利用井下作业设备进行试油（气）、射孔（补孔）、大修、增产增注措施、油水井维护等井下作业施工。进入大庆油田区域内的所有井下作业队伍均须执行本细则。 第六条利用井下作业设备进行钻井（侧钻）施工，执行《大庆油田井控技术管理实施细则》。 第二章井下作业设计的井控要求 第七条井下作业地质设计、工程设计和施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井
控设计。要结合所属作业区域地层及井的特点，本着科学、安全、可靠、经济的原则开展井下作业井控设计。 第八条各有关单位每年根据油田开发动态监测资料和生产情况，画出或修改井控高危区域图，为井控设计提供依据，以便采取相应防控措施。 第九条地质设计中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、本井产层的性质（油、气、水）、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽（气）区域的注水注汽（气）压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。 第十条工程设计应提供目前井下地层情况、井筒状况、套管的技术状况，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、井控装备组合的压力等级。提示本井与邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体的检测情况。 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确定： （一）油水井为0.05～0.1g/cm3;气井为0.07～0.15 g/cm3。 （二）油水井为1.5～3.5MPa;气井为3.0～5.0 MPa。 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、井控装置等。 第十一条施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，选择合理的压井液，并选配相应压力等级的井控装置，并在施工设计中细化各项井控措施。 第十二条工程设计单位应对井场周围一定范围内（有毒有害油气田探井井口周围3千米、生产井井口周围2千米范围内）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，并在工程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。 第十三条新井（老井补层）、高温高压井、气井、含硫化氢等有毒有害气体井、大修井、
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
内蒙古自治区伊金霍洛旗—乌审旗地区 岩盐矿普查二期项目外协钻探勘查工作 合同书 项目名称：内蒙古自治区伊金霍洛旗—乌审旗地区岩盐矿 普查项目ZK003 号盐井钻井施工 合同编号： 签定时间：2010年11月17日 签定地点：河北邯郸 内蒙古自治区伊金霍洛旗—乌审旗地区岩盐矿普查二期项目
外协地质勘查盐井钻探工程施工合同 甲方：中国煤炭地质总局华盛水文地质勘察工程公司（简称甲方）乙方：北京大地高科煤层气工程技术研究院（简称乙方）甲方委托乙方施工盐矿探井一眼，即 ZK003盐井。为明确双方责任、权力与义务关系，根据《中华人民共和国合同法》及其它相关法律、法规，在友好协商一致的基础上，双方就有关事宜达成如下协议。 一、工程名称和工程地点 1．工程名称：内蒙古自治区伊金霍洛旗—乌审旗盐矿普查ZK003和ZK004井 2．工程地点：内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗扎萨克镇 二、工程内容 ZK003井深 3530m，其中取芯钻进150m。 具体坐标为：X:4330895.22 Y:19391067.54 H:1261.38 三、承包范围及技术要求 1．承包范围包括：设备搬迁、场地临建、钻井、录井、测井、下 入套管（表层套管、技术套管）、固井、采取盐样、岩屑样、井口防喷、施工所需材料等。 2．技术要求 乙方严格按照施工设计、原轻工业部标准《井矿盐钻井技术规范》QBJ203-87及《施工组织设计》中的技术要求组织施工。 3．井身质量 全孔最大弯曲度顶角≤5°；全角变化≤ 2°/100m 4．套管选用 表层套管：规格为：Ф339.7 ×60m，Ф 244.5 ×850m。( 钢级 J55以上 ) 技术套管：规格为：Ф 177.8 ×3480m (钢级 N80及以上 ) 。
水平井技术措施 1. 侧钻 1) 直井段要保证钻直，钻进至造斜点测ESS，及时计算出井身轨迹数据，以此为依据计算设计下部施工的井眼轨道； 2) 侧钻井段要选择在井径规则、钻时较快的井段，最好是砂岩段； 3) 水泥塞要保证打实，候凝48小时以上，检查水泥塞质量。检查方法：修水泥面，试钻钻压50~80千牛，钻时不高于5~8分/单根，水泥塞质量达到上述要求后钻至侧钻点井深； 4) 侧钻用直马达加弯接头，使用MWD监测井身轨迹的变化情况，判断是否侧钻成功； 5) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 6) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 7) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 8) 钻井参数服从马达参数，轻压，根据钻进直井段时的钻时选择控制好侧钻钻时； 9) 随时注意钻进时的返砂情况，根据返砂情况及时调整钻井参数，确认新井眼与老井眼偏离2米，新砂样达90%，可确定出新井眼，方可起钻； 10) 起钻前，充分循环至振动筛上无砂子返出； 11) 起钻后采用导向系统钻进。 2. 导向钻进 1) 严格按照推荐上扣扭矩紧扣； 2) 控制起下钻速度在15柱/小时以下； 3) 若下钻遇阻，划眼时应保证工具面是钻进该井段时使用的工具面； 4) 开泵前要确保已安放了钻杆泥浆滤清器； 5) 钻井参数参考马达使用参数； 6) 如果造斜率偏高，马达角度在2度以下可考虑采用10－30转/分以下的转速启动转盘导向钻进; 7) 如果造斜率偏低，起钻换高角度马达； 8) 工具造斜率应稍高于设计造斜率，避免因造斜率不足而起钻； 9) 实际施工过程中，应使实钻轨道尽量靠近设计轨道； 10) 根据现场实际情况，分段循环，及时短起下，保证井眼清洁； 11) 钻具倒装，原则是井斜30度以深井段采用18锥度钻杆，加重钻杆
井下作业井控工艺试题库 一、单项单选题 1、井控是指实施油气井____的简称。 A、压力控制 B、油气控制 C、地层控制 D、以上三者都是 答案：A 章节：1 难度：3 2、溢流是指当井底压力___地层压力时，井口返出的钻井液量大于泵入的排量或停泵后井口钻井液自动外溢的现象。 A、大于 B、小于 C、等于 D、大于或等于 答案：B 章节：1 难度：3 3、井控技术按控制方式分可分为___级井控。 A、二 B、三 C、四 D、五 答案：B 章节：1 难度：3 4、某井发生溢流后，钻井液密度下降，粘度上升，则侵入物为____ 。 A、气体 B、液体 C、水 D、固体 答案：A 章节：1 难度：3 5、井控中三早的内容：早发现、___、早处理。 A、早关井
B、早压井 C、早放喷 D、早报告 答案：A 章节：1 难度：3 6、同等条件下发生2m3溢流比发生3m3溢流套压（__） A、高 B、低 C、相等 D、 高低不能确定 答案：B 章节：1 难度：3 7、若圈闭内同时聚集了石油和游离态天然气（气顶气），则称为（__）。 A、气藏 B、油藏 C、油气藏 D、 矿藏 答案：C 章节：1 难度：3 8、井控技术按控制方式分可分为（___）级井控。 A、二 B、三 C、四 D、 五 答案：B 章节：1 难度：3 9、发生溢流防止井喷唯一正确的操作是（__）。 A、及时按照关井程序关井。 B、根据施工工况作出决策。 C、循环观察根据情况关井。 D、
根据地质设计情况关井 答案：A 章节：1 难度：3 10、溢流量（__），越便于关井控制、越安全。 A、无所谓 B、越多 C、越少 D、 适中 答案：C 章节：1 难度：3 11、二级井控是指溢流或井喷发生后，通过及时关井与压井重建(___)平衡的井控技术。 A、油气层压力 B、井内压力 C、地层压力 D、 泵内压力 答案：B 章节：1 难度：3 12、油气藏是指单一圈闭中具有（__）的油气聚集，是油藏和气藏的统称。 A、不同压力系统 B、同一压力系统 C、 同一流体系统 D、 不同流体系统 答案：B 章节：1 难度：3 13、关井是利用(__)和井口回压共同平衡地层压力的井控技术。 A、静液压力
井下作业井控装备现场安装规范 （征求意见稿） 一、无钻台常规作业（手动防喷器）井控装备安装 1、井控装备配套： 21MPa手动双闸板防喷器、油管旋塞阀、简易压井与放（防）喷管线。 2、井控装备安装： 1－压井管线；2－手动双闸板防喷器；3－套管四通；4－三通；5－压力表；6－放喷管线 7－外螺纹油壬；1#和2#闸阀为原井四通两侧阀门；3#闸阀为放喷阀门；4#闸阀为排液阀门图1 无钻台手动双闸板防喷器简易压井与放（防）喷管线示意图（1）防喷器安装： ①防喷器与套管四通连接必要采用井控车间配发专用螺栓，其规格为M30×3。 ②连接螺栓配备齐全并对称旋紧，螺栓两端余扣一致，普通以出露2－3扣为宜。法兰间隙均匀，密封垫环槽、密封垫环清洁干净，并涂润滑脂安装，保证连接部位密封性能满足试压规定。 ③防喷器各闸板需挂牌标记开关状态。 （2）放（防）喷管线安装：
①放喷管线安装在本地季节风下风方向套管四通阀门上，接出井口30m以远，管线出口为油管公扣，不得连接接箍、弯头或未经固定短节。放喷管线出口不得有障碍物，且距危险或易损害设施距离不不大于30m。 ②放喷管线如遇特殊状况需要转弯时，要用锻造钢弯头或钢制弯管，转弯夹角不不大于90°。 ③放喷管线每隔10－15m用基墩固定牢固，普通状况下需要4个基墩：第1个基墩宜安装在放喷阀门外侧且接近放喷阀门处；放喷管线出口2m内用双基墩固定；第1个基墩与出口双基墩之间再用1个基墩固定。若放喷管线需要转弯时，转弯处先后均需固定。 ④放喷管线一侧紧靠套管四通阀门（2＃）处在常开状态。 ⑤放喷阀门（3＃）距井口3m以远，压力表接在内控管线与放喷阀门之间，并使用截止阀垂直向上安装，表面朝向放喷阀门。 ⑥排液阀门（4＃）开关状态依照详细施工需要而定，出口端连接油壬。 ⑦放喷阀门（3＃）、排液阀门（4＃）可使用旋塞阀或球阀。 ⑧放（防）喷管线上各闸阀需挂牌标记开关状态。 ⑨放喷管线不容许埋入地下，车辆跨越处应有过桥保护办法，过桥盖板下管线应无法兰、丝扣或油壬连接。 （3）压井管线安装： ①压井管线安装在本地季节风上风方向套管四通阀门上。 ②压井管线出口连接外螺纹油壬。 ③压井管线出口附近宜用基墩固定牢固。 ④压井管线一侧紧靠套管四通阀门（1＃）处在常关状态，并挂牌标记清晰。 ⑤当套管四通无法安装压井管线时，可以运用排液阀门代替压井管线。
◎〖QBJ 1010—88〗制浆造纸工业设计规范 ◎〖QBJ 102G—87〗甘蔗糖厂设计规范 ◎〖QBJ 103T—88〗甜菜糖厂设计规范 ◎〖QBJ 203—87〗井矿盐钻井技术规范 ◎〖QBJ 204—88〗海盐专用设备安装施工及验收规范 ◎〖QB6001-91〗制浆造纸设计规范（碱回收工艺部分）◎〖QB 6002—91〗制糖专用设备施工及验收规范 ◎〖QB 6003—91〗真空制盐专用设备施工安装验收规范◎井矿盐矿山钻井专用设备施工技术规范 ◎〖QB 6007—93〗合成洗涤剂工厂设计规范 ◎〖QB 6006—92〗乳制品厂设计规范 ◎〖QB/T 6010—95〗感光材料厂设计规范 ◎〖QB 6008—95〗真空制盐厂设计规范 ◎〖QB 6009—95〗味精厂设计规范 ◎〖QB/T 6011—95〗制革、毛皮厂设计规范
◎〖QB 6012—96〗日用陶瓷窑炉施工验收规范 ◎〖QB 6013—96〗轻工企业建筑抗震设防分类标准 Standard for classification if seismic protection of Buildings for light industry enterprise ◎〖QB/T 6014—96〗酒精厂设计规范 ◎〖QB/T 6015—96〗罐头厂设计规范 Design code for cammery ◎〖QB/T 6016—97〗家庭装饰工程质量规范 ◎〖QB/T 6017—97〗日用陶瓷厂设计规范 Design code for domestic ceramics ◎〖QB/T 6018—98〗塑料制品厂设计规范 Design plant if plastic products
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
第一章定向井（水平井)钻井技术概述 定向井、水平井的基本概念 定向井丛式井发展简史 定向井钻井被（英）Ｔ．A．英格利期定义为:“使井筒按特定方向偏斜,钻遇地下预定目标的一门科学和艺术。”我国学者则定义为，定向井是按照预先设计的井斜角、方位角和井眼轴线形状进行钻进的井。定向井相对与直井而言它具有井斜方位角度而直井是井斜角为零的井,虽然实际所钻的直井它都有一定斜度但它仍然是直井。 定向井首先是从美国发展起来的，在十九世纪后期,美国的旋转钻井代替了顿钻钻井。当时没有考虑控制井身轨迹的问题，认为钻出来的井必定是铅垂的,但通过后来的井筒测试发现，那些垂直井远非是垂直的。并由于井斜原因造成了侵犯别人租界而造成被起诉的案例。最早采用定向井钻井技术是在井下落物无法处理后的侧钻。早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚享廷滩油田钻成的。 第一口救援井是1９34年在东德克萨斯康罗油田钻成的。救援井是指定向井与失控井具有一定距离，在设计和实际钻进让救援井和失控井井眼相交,然后自救援井内注入重泥浆压死失控井。 目前最深的定向井由ＢP勘探公司钻成,井深达10,65４米； 水平位移最大的定向井是BP勘探公司于己于１99７年在英国北海的ＲyｔｃｈＦarm 油田钻成的M11井,水平位移高达1，0１１4米。 垂深水平位移比最高的是Statoｉl公司钻成的的33/９—C２达到了１:3．14； 丛式井口数最多，海上平台:９6口；人工岛:17０口; 我国定向井钻井技术发展情况 我国定向井钻井技术的发展可以分为三个阶段，50—60年代开始起步,首先在玉门和四川油田钻成定向井及水平井:玉门油田的C2—１5井和磨三井,其中磨三井总井深1685米,垂直井深表遗憾３5０米，水平位移444.2米,最大井斜92°，水平段长160米；70年代扩大实验，推广定向井钻井技术;80年代通过进行集团化联合技术攻关，使得我国从定向井软件到定向井硬件都有了一个大的发展。 我国目前最深的水平井是胜利定向井公司完成的JF１28井，井深达到7000米，垂深位移比最大的大位移井是胜利定向井公司完成的郭斜井，水平
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
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 长庆油田石油与天然气井下作业井控实施细则(正 式) Standardize The Management Mechanism To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-9310-73 长庆油田石油与天然气井下作业井 控实施细则(正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对管理机制、管理原则、管理方法以及管理机构进行设置固定的规范，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 第一章总则 第一条井下作业井控是井下作业安全施工的基本保障。做好井控工作，既可以有效防止和避免井喷及其失控事故，实现作业过程的安全生产，又有利于井下作业过程中保护和发现油气层，顺利完成作业施工。 第二条长庆油田井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，指导方针是“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，井控安全管理的目标是杜绝井喷失控和井喷着火爆炸事故，杜绝有毒有害气体伤害事故。井控工作的重点在试油（气）队和修井队，关键在班组，要害在岗位，核心在人。
第三条井下作业井控工作包括：地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装备配备及管理，作业前的井控准备工作，井下作业施工过程井控工作，防火防爆防硫化氢等有毒有害气体安全措施，井喷失控的处理，井控技术培训及井控管理制度等八个方面。 第四条带压作业井的井控技术要求和管理由作业设计作详细规定。 第五条本细则是依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》并结合了长庆油田井下作业的特点而制定的。 第六条本细则适用于在长庆油田区域从事井下作业的承包商（单位）。 第二章地质、工程、施工设计及井控要求 第七条井下作业的地质设计（试油任务书、送修书或地质方案）、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求和提供必要基础数据。 1、在进行地质设计前应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)、
附件二： 中国石油天然气集团公司 石油与天然气井下作业井控规定 中油工程字〔2006〕247号 第一章总则 第一条为做好井下作业井控工作，有效地预防井喷、井喷失控和井喷着火、爆炸事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，特制定本规定。 第二条各油气田应高度重视井控工作，必须牢固树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一，预防为主”方针。 第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及各管理（勘探）局、油（气）田公司的勘探开发、设计、施工单位、技术监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。 第四条利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的井控要求，均执行《石油与天然气钻井井控规定》。 第五条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。 第六条本规定适用于中国石油天然气集团公司（以下简称集团公司）陆上石油与天然气井的试油（气）、射孔、小修、大修、增产增注措施等井下作业施工。 第二章设计的井控要求 第七条井下作业的地质设计、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井控设计。 第八条地质设计（送修书或地质方案）中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井产层的性质（油、气、水）、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。 第九条工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅钻井井史，参考钻井时钻井液密度，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、井控装备组合的压力等级。提示本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。 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确定： （一）油水井为0.05～0.1g/cm3;气井为0.07～0.15 g/cm3 （二）油水井为1.5～3.5MPa;气井为3.0～5.0 MPa 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