Q/SY 中国石油天然气股份有限公司企业标准
Q/SY DG 1450－2013
井下作业井控实施细则
Enforcement regulation for well control of downhole operation
2013-06-27发布2013-07-01实施中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司发布
Q/SY DG 1450-2013
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 井控风险识别与管理 (3)
5 井控设计 (5)
6 井控装备的安装、试压、使用和管理 (8)
7 作业过程的井控要求 (13)
8 防火、防爆、防硫化氢措施 (23)
9 井喷失控的处理 (24)
10 井控管理制度 (25)
附录A（规范性附录）井控装置组合示意图 (29)
附录B（规范性附录）发生溢流时的关井程序 (33)
附录C（资料性附录）打开油气层前检查验收批准书 (35)
附录D（资料性附录）井下作业井喷失控事故报告信息收集表格式 (49)
参考文献 (51)
I
Q/SY DG 1450-2013
II
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》给出的规则起草。本标准由中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司标准化技术委员会采油采气及井下作业专
业标准化委员会归口。
本标准起草单位：中国石油大港油田公司工程技术处。
本标准主要起草人：安玉山、严鸿彪。
Q/SY DG 1450-2013
井下作业井控实施细则
1 范围
本标准规定了大港油田井下作业井控风险识别与管理、井控设计、井控装备的安装试压使用和管理、作业过程的井控要求、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。
本标准适用于大港油田陆上油气水井试油（气）、测试、大修、小修、措施等井下作业，不适用于用修井机进行的钻井作业。
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。
SY/T 6610 含硫化氢油气井井下作业推荐作法
SY/T 5964 钻井井控装置组合配套安装调试与维护
SY/T 5587.9 常规修井作业规程第9部分：换井口装置
SY 5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY 5727 井下作业安全规程
SY/T 6137 含硫化氢油气生产和天然气处理装置作业安全技术规程
SY/T 6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定
SY/T 6203 油气井井喷着火抢险作法
Q/SY 1241 动火作业安全管理规范
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
含硫油气井 Sulfurous oil and gas well
地层天然气中硫化氢含量大于75 mg/m3（50 ppm）或井筒内硫化氢含量（紧贴井口闸门出口处测量）大于75 mg/m3(50 ppm)的井。
3.2
高含硫油气井 High sulfurous oil and gas well
地层天然气中硫化氢含量大于150 mg/m3(100 ppm)或井筒内硫化氢含量（紧贴井口闸门出口处测量）大于150 mg/m3(100 ppm)的井。
3.3
1
Q/SY DG 1450-2013
2 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大于或等于35
MPa的井。
3.4
预探井 Preliminary prospecting well
目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井。
3.5
浅层气井Shallow gas well
垂深1000 m以内含气层且与套管内连通的井。
3.6
高含气井 High gas well
目的层预测气液体积比大于400且日产气超过10000 m3的井。
3.7
高危地区 high hazard area
井口周围500 m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、炸药库等易燃易爆场所；井场位于江河、湖泊、水库内；井场位于沿海滩涂且井场边缘距海洋潮汐边缘不大于500 m。
3.8
危险地区 hazard area
井口周围200 m范围内有铁路、高速公路；井口周围100 m范围内有部分民宅；井口周围75 m范围内有高压线及其它永久性设施；井口周围75 m范围内有其它施工作业队伍；井场边缘距江河、湖泊、水库、养殖池、盐卤池边缘小于100 m；井场位于沿海滩涂且井场边缘距海洋潮汐边缘大于500 m，但小于1000 m。
3.9
一般地区General area
除高危和危险之外的地区。
注：按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危险、一般三类地区
3.10
Q/SY DG 1450-2013
重点井Important well
高含硫油气井；高压油气井；预探井；浅层气井；高含气井；正钻井中途测试井；带压作业的油水井。
3.11
常规井General well
重点井之外的井。
注：按工艺技术难度（或目的层特征）将设计井划分为重点和常规两类井
3.12
井控一级风险井High risk well
高含硫油气井；高压油气井；在高危地区实施的重点井。
3.13
井控二级风险井Medium risk well
在危险和一般地区实施的重点井（不包括高含硫油气井和高压油气井）；在高危地区实施的常规井。
3.14
井控三级风险井 Low risk well
在危险和一般地区实施的常规井。
注：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。
4 井控风险识别与管理
4.1 油田公司建设单位是井控风险识别与管理的主体，施工单位应强化井控风险的识别、评估和消减措施的制定与落实。
4.2 井控风险的管理实行分级负责制
4.2.1 油田公司工程技术处是井控风险识别的归口管理部门，其主要职责：
a) 负责修订完善井控风险井的范围；
b) 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；
c) 负责组织井控一级风险井中高含硫油气井、高压油气井打开油气层前的井控检查验收。
4.2.2 油气建设（生产）单位的主要职责：
a) 负责组织有关单位人员进行井位勘查，向地质设计部门提供井位周边地面环境描述；
3
Q/SY DG 1450-2013
4 b) 当提供的井位不能满足本标准“5.3.2”要求时，组织施工单位共同评估并制定风险消减措施，
并监督执行；
c) 及时协调解决施工单位反映的井控问题；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；
d) 负责组织井控一级风险井（高含硫油气井和高压油气井除外）打开油气层前的井控检查验收；
参加高含硫油气井和高压油气井打开油气层前的井控检查验收。
4.2.3 地质设计部门的主要职责：
a) 负责按相关行业标准和本标准有关要求进行地质设计；
b) 参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。
4.2.4 工艺设计部门的主要职责：
a) 负责按相关行业标准和本标准有关要求进行工艺设计；
b) 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）划分井控风险级别，并制定相应
的井控技术措施；
c) 参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。
4.2.5 施工单位的主要职责：
a) 参加油气建设（生产）单位组织的井位勘查或对现场进行复核勘察。当提供的井场条件不能满
足本标准的要求时，组织作业队制订风险削减措施并执行。若无法解决时，应及时向油气建设（生产）单位反馈；
b) 参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议；
c) 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；
d) 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；
e) 向油气建设（生产）单位申报井控一级风险井打开油气层前的验收；组织井控二、三级风险井
打开油气层前的验收；
f) 及时协调解决井下作业过程中出现的井控问题；对于不能解决的井控问题，及时向上级主管部
门和油气建设（生产）单位反映；
g)负责本单位日常的井控监督检查与考核。
4.3 削减和控制井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：
a)根据井控风险级别选择施工队伍。对于井控一级风险井，由甲级队或拥有经验丰富技术人员的
乙级队施工；对于井控二级风险井，由乙级队或拥有经验丰富技术人员的丙级及以上队伍施工；
对于井控三级风险井，由丙级队及以上队伍施工；
b)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；
c)根据井控风险级别，实行打开油气层前的井控分级验收管理；
Q/SY DG 1450-2013
d)施工队伍要严格执行本标准中的有关规定，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。
5 井控设计
5.1 井控设计是井下作业地质、工艺、施工设计的重要组成部分，设计部门要严格按照相关标准和本标准要求执行。
5.2 进行地质设计前，油气建设(生产)单位负责组织相关单位对设计井井口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。对高含硫探井应将勘测范围扩大到3km、高含硫开发井扩大到2km。
5.3 地质设计
5.3.1 在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果：
a)要标注清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度；
b)江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。
5.3.2 地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件：
a)油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75 m；
b)距民宅不小于100m；距铁路、高速公路等不小于200 m；
c)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500
m；
d)井场边缘距江河、湖泊、水库、养殖池、盐卤池边缘不小于100 m；
e)井场未位于江河、湖泊、水库内；
f)井场边缘距海洋潮汐边缘不小于1000 m。
5.3.3 应提供压力数据：
a)作业层钻开时钻井液性能，油、气、水显示及地层漏失情况；
b)本井和邻井原始地层压力、目前地层压力；
c)异常低压层、高压层压力情况提示。
d)注水、注气（汽）区域的注水、注气（汽）压力。
5.3.4 应提供本井或邻井有毒有害气体含量：
a)硫化氢含量；
b)一氧化碳、二氧化碳含量；
c)其它有毒有害气体含量。
5.3.5 应提供地层流体性质和产能：
a)产层流体（油、气、水）性质、气油比等；
b)油、气、水产量（测试产量及无阻流量），注水、注气（汽）量等。
5.3.6 应提供井身结构：
5
Q/SY DG 1450-2013
6 a)各层套管钢级、壁厚、外径、螺纹类型、下入井深；
b)生产套管分级固井时分级箍的位置、人工井底；
c)定向井、水平井应提供井眼轨迹数据；
d)固井情况（水泥返高、套管试压情况、固井质量）；
e)特殊地层（地质分层与岩性，钻进中遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌地层）提示。
5.3.7 应提供作业层温度
各作业层的温度情况，异常高温提示。
5.3.8 应提供井况：
a)试油、修井、采出或注入油、气（汽）、水情况；
b)地层互相连通情况；
c)目前井下及井口情况（包括射孔井段、水泥塞或桥塞位置、油管柱的钢级、壁厚、外径、螺纹
类型、下入深度、井下工具名称规格、生产套管损坏或腐蚀磨损情况、产量及各种流体的性能、采油（气）井口装置的规格、闸阀完好状况、有无泄漏等）；
d)井下复杂情况或存在的安全隐患。
5.4 工程（工艺）设计
5.4.1 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），在井控设计中划分井控风险级别。
5.4.2 依据建设单位提供的风险识别和提示、地质设计，在工程设计中进行工艺安全分析，并根据识别出的风险制定相应的预防措施。
5.4.3 根据地质设计提供的地层压力和流体性质，预测井口最高关井压力。
5.4.4 应依据地质设计的有关参数，明确压井液及添加剂的类型、性能、用量、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求；明确施工工艺步骤、井控及技术要求；明确井口数据（采油树、套管头型号）。
5.4.5 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，再加一个附加值，附加值可选用下列方法之一确定：
a)油井、水井密度附加值为0.05 g/cm3～0.10 g/cm3，气井密度附加值为0.07 g/cm3～0.15
g/cm3。
b)油井、水井压力附加值为1.5 MPa～3.5 MPa，气井压力附加值为3.0 MPa～5.0 MPa。
注：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、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。
5.4.6 对于闲置时间超过两年或本次作业前采油（气）时间累计超过一年的高压、高含硫化氢油气井，在起出井内管柱后应用测井仪器（如多臂井径、电磁探伤、变密度测井或井周成像测井等）对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀情况进行测井检测，并根据检测后的套管状况进行设计。
5.4.7 生产套管控制参数计算及生产套管适应性分析：
a)生产套管控制参数设计应包括（但不限于）清水时最大掏空深度、纯天然气时最低套压、井内
为清水时最高套压和纯天然气时最高套压；
Q/SY DG 1450-2013
b)结合井口最高关井压力和套管控制参数作生产套管安全评价。
5.4.8 井控装置的选择
5.4.8.1 防喷器的选择
5.4.8.1.1 防喷器的通径应确保油管挂能顺利通过。
5.4.8.1.2 防喷器压力等级的选择，在施工层位最高压力状况下，地层流体充满井筒时，不小于预测的井口关井压力。参照以下组合形式进行选择，可以提高级别配置：
a)压力等级为21 MPa时，手动防喷器可选择附录A图A.1或图A.2，液动防喷器选择附录A图
A.2；
b)压力等级为35 MPa时, 手动防喷器可选择附录A图A.1或图A.2，液动防喷器选择附录A图
A.2或图A.3；
c)压力等级为70 MPa时，防喷器可选择附录A图A.2、图A.3或图A.4；
d)压力等级为105 MPa时，防喷器可选择附录A图A.4；
e)预探井、高压油气井和高含硫油气井必须选用液动防喷器。
5.4.8.2 压井、节流管汇及阀门的选择
压井、节流管汇及阀门压力级别应与防喷器压力级别相匹配，可以提高级别配置：
a)压力等级为21 MPa及以下时，压井管汇及阀组连接形式见图A.5；
b)压力等级为35 MPa及以上时，压井管汇及阀组连接形式见图A.6；
c)压力等级为35 MPa及以下时，小修井节流管汇及阀组连接形式见图A.7、图A.8或图A.9；大
修及试油井节流管汇及阀组连接形式见图A.9；
d)压力等级为70 MPa时，节流管汇及阀组连接形式见图A.10；
e)压力等级为105 MPa时，节流管汇及阀组连接形式见图A.11。
5.4.8.3 高含硫化氢井施工时，应选用抗硫井控装备，具体执行SY/T 6610中的规定。
5.4.8.4 采油（气）井口装置的额定工作压力应不小于预测井口最高关井压力，材质应满足抗有毒有害流体腐蚀要求，以及井下作业施工和后期开采需要。
5.4.9 油管柱的选择与强度计算：
a)油管柱材质应具有抗地层流体腐蚀性能；
b)油管柱结构能满足井控需要；
c)油管柱强度设计能满足井下作业需要。
5.4.10 应对井控装置现场安装后提出试压要求。
5.4.11 应对井下作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。
5.4.12 硫化氢含量超过75 mg/m3（50 ppm）的地层或上部未封固井段存在硫化氢含量高于75 mg/m3（50 ppm）的地层不应进行带压作业。
5.4.13 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，以及硫化氢等有毒有害气体的含量，制定相应的防范措施。
7
Q/SY DG 1450-2013
5.5 施工设计
5.5.1 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：
a)工作液性能、数量；
b)清水、添加剂和加重材料等的储备数量；
c)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；
d)井控装置的现场安装、调试与试压要求等；
e)试压值不大于实施该种作业方式预测的最高井口关井压力，并作为后期作业过程中最高井口关
井压力的依据；
f)内防喷工具规格、型号、数量；
g)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；
h)应明确环境保护、防火和防硫化氢等有毒有害气体的具体措施，以及硫化氢防护用具及检测仪
器的配备要求等。
5.5.2 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HSE措施。
5.6 工程（工艺）设计根据井控风险的级别划分，井控一级风险井由油田公司主管部门负责审核审批，其中高压、高含硫油气井由油田公司主管部门审核，报主管领导审批或委托主管部门审批；井控二、三级风险井由油气建设（生产）单位主管部门审核，报主管领导（或委托人）审批。
5.7 施工过程中如变更设计,执行设计变更程序。
6 井控装备的安装、试压、使用和管理
6.1 井控装备包括防喷器、采油（气）树、简易井口、内防喷工具、防喷器控制装置、压井管汇和节流管汇、带压作业装置及相应工具等。
6.2 现场井控装置的安装
6.2.1 采油（气）树的安装要求：
a)采油（气）树运到现场后要进行验收检查，各零部件齐全，阀门开关灵活，主体无损坏；
b)采油（气）树按照各自的安装标准进行安装；
c)采油（气）井口装置手轮方向一致，在一个垂直平面上；
d)压裂、酸化等大型施工采油（气）树井口必须要加固。
6.2.2 防喷器的安装要求：
a)安装前应检查闸板尺寸是否与所用管柱尺寸相吻合，检查配合四通的钢圈、螺孔应与防喷器、
套管四通相吻合，各控制闸门应灵活可靠，管汇压力表应在检校期内；
b)防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须干净，均匀涂好润滑脂；
c)吊装防喷器时要防止砸坏钢圈。带管柱安装防喷器时应使用钢圈护板；
d)防喷器安装必须平正，坐好防喷器后要对角上紧全部连接螺栓，螺栓两头的余扣应均匀；
e)安装完防喷器后，要校正井口、转盘和天车中心，其偏差不大于10 mm。
8
Q/SY DG 1450-2013
f)安装环形防喷器的井或套管头3 m以上安装防喷器（组）的井要用4根直径不小于16 mm的钢
丝绳对角绷紧固定防喷器（组）；
g)安装钻台（或操作台）的井，液控闸板防喷器应装齐手动操作杆，并伸出操作台，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°。挂牌标明开关状态、方向和圈数。
6.2.3 防喷器控制系统的安装要求：
a)防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方，距井口25 m以远，距放喷管线或压井管线的距离
应大于2 m，并在周围留有宽度不小于2 m的人行通道，周围10 m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；
b)远程控制台储能器压力要达到17.5 MPa ～21.0 MPa、管汇压力达到8.5 MPa ～10.5 MPa；远
程控制台电源应从配电箱（或发电房）总开关处直接引出，并用单独的开关控制；保持远程控制台照明良好，且接地保护；
c)远程控制台电控箱开关旋钮应处于自动位置，控制手柄应处于工作位置，并有控制对象名称和
开关标识；控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的限位装置，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩；当试压或检修井控设备时，各控制手柄均应扳到中位；
d)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；
e)管排架（液控管线）与防喷管线、放喷管线的距离应不少于 1 m，在车辆跨越处应有过桥保护
措施；
f)配有司钻控制台的井，应将气源从专用气源排水分配器上用管线分别连接到远程控制台和司钻
控制台，气管束不应强行弯曲和压折。
6.2.4 井控管汇的安装要求
井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。
6.2.4.1 压井、节流管汇的安装要求
压井、节流管汇应安装在距井口3 m以远，且平正。闸阀要挂牌编号标识，标明开关状态。
6.2.4.2 防喷管线的安装要求：
a)采油树四通闸阀应处于常开状态，两侧应接钢质防喷管线。若防喷管线上安装了控制闸阀（手
动或液动阀），应接出钻台（或操作台）底座以外。防喷管线长度超过7 m时，中间应有地锚、基墩或沙箱固定；
b)大修、试油作业时，防喷管线平直引出，防喷管线整根长度为3 m ～7 m。350型井口四通井
或高压、高含硫油气井，防喷管线两端应用法兰连接；250型井口四通井（除高含硫油气井）防喷管线两端可用丝扣连接。对于老井，若井口高度不合适，应采取调整井口或节流压井管汇高度等方式。若防喷管线平直引出无法实现，由施工单位技术部门组织评估，制定连接方案并由主管领导审批；
c)其它作业时，防喷管线可采用油壬连接，如确须转弯时，可使用90°铸（锻）钢活动弯头或
三通连接；
d)大修、试油循环管线与防喷管线共用时，循环用闸门应紧靠节流压井管汇内侧连接。
6.2.4.3 放喷管线的安装要求：
9
Q/SY DG 1450-2013
10 a)至少应有一条放喷管线，其通径不小于50 mm。两条管线走向一致时，应保持大于0.3 m的距
离。放喷管线应使用钢质管材。高含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材；
b)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，应安
装在当地季节风的下风方向。放喷管线出口应接至距井口30 m以上的安全地带（高压油气井或高含硫化氢等有毒有害气体的井，放喷管线出口应接至距井口75 m以上的安全地带），相距各种设施不小于50 m，因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估和制定有针对性的安全措施；
c)放喷管线应平直引出，一般情况下应向井场两侧接出，如需要转弯，转弯处可使用钢质（活动）
弯头；
d)放喷管线每隔10 m～15 m、出口（不超过1m）及转弯处（不超过2 m）前后用不小于1 m的
地锚或水泥基墩（长、宽、高分别为0.8 m、0.6 m、0.8 m）加地脚螺栓或重量不低于200 kg 的砂箱固定；高压油气井使用重量不低于600 kg的砂箱或不小于1.5 m的地锚固定，悬空处支撑牢固。水泥基墩预埋地脚螺栓直径不小于20 mm，埋深不小于500 mm，压板圆弧应与放喷管线一致；
e)放喷管线进罐时可用长度小于2 m的高压软管线连接，但必须固定牢靠；
f)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、丝扣或油壬连接；
g)对高含硫油气井，放喷管线出口要安装自动点火装置，同时要备有手动点火器具。
6.2.4.4 压井管线的安装要求
压井管线应安装在当地季节风的上风方向，通径不小于50 mm，接出距井口30 m以远，固定牢固。
6.2.4.5 放喷、压井管线因地面条件限制外接长度不足时,应接至井场边缘,且在现场要备有不足部分的管线和地锚、基墩或沙箱。对于不符合本标准“5.3.2”要求的井，应挖放喷坑或设置放喷罐。
6.2.4.6 冬季施工时，放喷管线的安装要有排液坡度，防喷管线、压井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。
6.2.5 分离器的安装要求：
a)分离器距井口的距离不小于15 m；
b)立式分离器应用直径不小于16 mm的钢丝绳和直径不小于22 mm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；
c)分离器排气管线通径不小于50 mm，出口接至距井口30 m以上的安全地带（高压油气井或高
含硫化氢等有毒有害气体的井，其出口应接至距井口75 m以上的安全地带），相距各种设施不小于50 m，因特殊情况达不到以上要求时，应进行安全风险评估和制定针对性的安全措施，同时点火口应具备点火条件；
d)分离器排污管线应接入废液池或废液罐，并固定牢靠；
e)分离器应配套安装安全阀，安全阀应铅直安装在分离器液面以上气相空间的本体上；
f)安全阀与分离器连接管道的截面积不小于安全阀的进口端截面积（总和），连接管道应尽量短
而直；
g)安全阀与分离器之间不宜装设截止阀；
h)安全阀泄压管线不应存在缩径现象，应尽量平直引出，并单独接至井场外的安全地带，出口不
应接弯头。
Q/SY DG 1450-2013
6.3 井控装置的试压
6.3.1 试压介质及要求：
a)防喷器及液动闸阀控制系统用液压油试压、其它井控装置用清水试压；
b)除环形防喷器试压稳压时间不少于10 min外，其余井控装置试压稳压时间不少于30 min，密
封部位无渗漏，压降不超过0.7 MPa为合格。低压密封试压稳压时间不少于10 min，密封部位无渗漏，压降不超过0.07 MPa为合格；
c)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，密封部位无渗
漏，压降不超过0.5 MPa为合格。
6.3.2 井控车间试压：
a)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、射孔闸阀试
额定工作压力，闸板防喷器还应做1.4 MPa～2.1 MPa低压密封试验；
b)防喷器及液动闸阀控制系统应用液压油做21 MPa可靠性试压。
6.3.3 作业现场试压：
a)闸板防喷器在套管抗内压强度的80 %、套管四通额定工作压力、闸板防喷器额定工作压力三
者中选择最小值进行试压；
b)环形防喷器（封闭钻杆或油管）在不超过套管抗内压强度80 %、套管四通额定工作压力、闸
板防喷器额定工作压力的情况下，试其额定工作压力的70 %；
c)防喷器控制系统在现场安装好后按21 MPa压力做一次可靠性试压；
d)连续油管防喷器应根据连续油管设计施工压力进行试压；
e)射孔防喷装置按额定工作压力试压；
f)防喷管线、压井管汇和节流管汇、内防喷工具按设计压力值试压；
g)放喷管线和测试流程的试压值不小于10 MPa；
h)分离器现场安装后其试压值为分离器最近一次检测时所给定的最高允许工作压力（新分离器按
额定工作压力试压）；
i)采油（气）树，在不超过套管抗内压强度80 %的前提下进行试压；采气树安装后，应先套管
气试压12 MPa，然后用水升压至额定工作压力，稳压时间不少于10 min；在试压过程中要监测套管内压力情况；
j)以组合形式安装的井控装置，按各部件额定工作压力的最小值进行试压；
k)防喷器连续使用20 d，应进行一次试压；拆装及更换防喷器部件后，应按标准再次进行试压；
l)三翼闸板防喷器可只对半封闸板试压。
6.4 井控装置的使用
作业队要定岗检查保养井控装置，每班检查一次，保证井控装备处于待命状态。检查远程控制台的储能器与管汇压力、电泵与气泵运转情况、液控管线、油量等；检查防喷器待命状态是否符合要求；检查各闸阀的开关状态，并活动开关一次，及时进行保养；检查内防喷工具开关是否灵活，备用时要处于常开状态，并保持丝扣完好清洁。发现问题立即进行整改，保证井控装置完好状态。
6.4.1 防喷器及其控制装置的使用：
11
Q/SY DG 1450-2013
12 a)半封闸板只能用于封闭油管本体，禁止用其封闭油管接箍、钻铤和方钻杆；全封闸板只能用于
空井情况下的关井；环形防喷器可在任何工况情况下进行关井。一般在空井状态下优先使用全封闸板关井，在全封闸板刺漏时，再用环形防喷器进行应急处置。环形防喷器不宜长时间关井；
b)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，
再用液压打开闸板。锁紧和解锁都应一次到位；
c)在闸板防喷器未打开的情况下不应进行起下管柱作业；
d)环形防喷器关闭后，在关井套压不超过7 MPa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0.2 m/s。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，允许管柱以不大于0.2 m/s的速度上下活动；
禁止转动井内的管柱；禁止接箍通过闸板防喷器；禁止平台肩接箍通过环形防喷器胶芯；
e)打开油气层前，每周活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）；打开油气层后，起下作
业前或防喷演习时，应活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）；
f)在防喷器上法兰面上起下管柱作业时，上法兰必须装保护装置；
g)每班对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查；
h)不应采用打开防喷器或防喷器旁通的方式来泄井内压力；
i)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；
j)操作手动闸板防喷器时，两翼应同步打开或关闭；
k)油管传输射孔、诱喷、求产等工况，严禁将防喷器当作采油（气）井口装置使用，必须换装采油（气）井口装置；
l)当连续油管防喷器卡瓦闸板和半封闸板关闭时，严禁进行起下连续油管作业；
m)防喷器控制装置的控制手柄都应标识，不准随意扳动；
n)防喷器控制台、液压管线不使用时，端口的油壬要加以保护；
o)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。
6.4.2 井控管汇的使用：
a)压井管汇不应用作日常灌注工作液用；
b)禁止使用节流、压井管汇进行注灰作业；
c)节流管汇、压井管汇和防喷管线应采取防堵、防冻措施；
d)井控管汇闸阀应挂牌编号并标明其开、关状态；
e)闸阀开、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。
6.4.3 采油（气）井口装置的使用：
a)施工作业前应检查采油树、简易井口，确保部件齐全；
b)施工时拆下的采油（气）井口装置部件应清洗干净，并进行维护、保养，闸门保持全开状态；
c)检查井口四通法兰的钢圈槽、顶丝、阀门并进行保养或更换；
d)当油管挂坐入大四通后应将顶丝及压帽全部拧紧，确保密封；
e)采油（气）井口装置在正常情况下使用外闸阀，内闸阀保持全开状态，有两个总闸阀时先用上
部的闸阀，下部闸阀保持全开状态，并定期向阀腔内注入润滑密封脂；
f)放喷或求产时，应采用节流阀或油嘴放喷，严禁使用采油树阀门控制放喷；
g)采油（气）井口装置一旦发生泄漏，应先泄压（或经压井）后再进行整改。
6.4.4 内防喷工具的使用：
Q/SY DG 1450-2013
a)操作台上（或井口附近）应备有外径与防喷器闸板尺寸相匹配的能连接井内管柱的防喷单根（组
合管柱时）、内防喷工具、防窜装置（工具）、简易井口、变扣接头等防喷装置；
b)起下管柱前旋塞阀应进行开、关活动检查；
c)井口内防喷工具的开关工具应放置便于快速取用的地方；
d)内防喷工具待用状态时应处于开位。
6.5 井控装备的管理：
a)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。作业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；
b)作业队的防喷器和远程控制台、35 MPa及以上的节流、压井管汇，每3个月回井控车间进行
检修；若作业周期超过3个月，施工结束后回井控车间进行检修。所有井控设备损坏、试压不合格、开关不灵活等情况，现场解决不了时应立即回井控车间检修。旋塞阀等内防喷工具每6个月回厂检测、试压；
c)带压作业装置每年回厂进行检测、试压；
d)井控车间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。
6.6 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。
7 作业过程的井控要求
井下作业井可分为常规作业井和带压作业井两种。常规作业井必须先进行洗压井作业方可进行下步工序；带压作业井的井口压力值必须满足带压作业设备的可控范围。
7.1 洗压井作业的井控要求
7.1.1 洗压井作业时，必须严格按洗压井作业标准进行施工。
7.1.2 洗压井作业前，应先用节流阀控制放压。
7.1.3 在压井管汇装单流阀，节流管汇装节流阀，用符合设计要求的压井液循环洗压井一周以上，并控制出口排量与进口排量保持基本平衡。
7.1.4 循环洗压井中计量增减量，如果漏失严重要采取防漏措施。
7.1.5 进出口压井液密度差不超过0.02 g/cm3，停泵开井观察油、套管无溢流。
7.1.6 高压油气井、高含气井、高含硫化氢井洗压井后观察时间，应大于预计下步作业工序所需时间的1倍以上，观察后要用原性能压井液循环压井一周以上，然后立即进行下一步施工。
7.2 起下泵杆作业的井控要求
7.2.1 井口应配备施工所需的泵杆变扣和泵杆悬挂器。
7.2.2 起下泵杆应在采油树（或简易井口）上进行作业。
7.2.3 对于组合抽油杆不能通过采油（气）树闸门时，应拆下采油（气）树并安装防喷器，在防喷器上进行起下作业。
13
Q/SY DG 1450-2013
7.2.4 发生溢流时，应立即抢装泵杆悬挂器，如果喷势较大不能安装上泵杆悬挂器，应立即将泵杆丢入井内，关闭采油（气）树总闸门或防喷器。
7.3 拆卸采油（气）树（不包括四通）、安装防喷器作业的井控要求
7.3.1 在采油（气）树上安装油、套管压力表，观察30 min以上，确认无压力且开井后无溢流显示，方可拆卸采油（气）树。若有压力或开井后有溢流，应按照要求进行洗压井作业，洗压井后，观察时间应大于拆卸采油（气）树、安装防喷器作业所需时间1倍以上，无溢流显示，用性能一致的压井液再次压井后，方可拆卸。
7.3.2 修井动力运转正常，防喷器等井控设备及工具准备齐全、完好。
7.3.3 拆卸采油（气）树时，保持连续灌入压井液至井口（漏失井保持连续大排量灌入）。
7.3.4 卸下采油（气）树，将带旋塞阀的提升短节连接在油管悬挂器上。
7.3.5 吊装防喷器并上齐上紧全部螺栓，然后通过防喷器将油管悬挂器提出采油（气）树四通。
7.4 起管柱作业的井控要求
7.4.1 起管柱前（油气层已射开）要按设计要求进行压井。
7.4.2 起管柱过程中，由指定持有井控培训合格证的专人坐岗观察，计量、灌注操作并填写坐岗记录。每起10根-20根油管（2柱～3柱钻杆或1柱钻铤），要向井内灌注一次压井液，并保持液面在井口。油套管不连通的情况下应加大灌注频率。
7.4.3 如发现下列情况表明已发生溢流或疑似溢流，应立即停止起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工:
a)计量灌入的压井液量小于所起出的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连
通时为油管内容积和油管本体体积之和）；
b)未灌注且液面在井口；
c)停止起管柱时，井口（油、套管出口）压井液仍然外溢。
7.4.4 如发现下列情况表明已产生漏失，应计量每小时漏失量。如漏失量较小，液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入继续起管柱作业；如漏失量严重，液面不能够灌至井口，应停止起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，制定有效的工艺措施方可继续施工：
a)计量灌入的压井液量大于所起出的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连
通时为油管内容积和油管本体体积之和）；
b)液面灌不到井口。
7.4.5 在起带封隔器等大直径工具管柱时，在油层上部300 m范围内应控制起钻速度（0.2 m/s～0.3 m/s 或30 s/单根～50s/单根），如出现抽汲现象，要立即停止起管柱作业，用压井液循环或挤压井一周，并开井观察30 min以上，无溢流试起10根管柱，如仍出现抽汲现象，则停止起管柱，按起下管柱关井程序关井，采取其它有效措施方可继续施工。
7.4.6 在起组合管柱和工具串管柱作业时，必须配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根和变扣接头。
7.4.7 作业队未接到下步作业方案，不应起管柱作业；起完管柱后要立即进行下步作业。
14
Q/SY DG 1450-2013
7.5 下管柱作业的井控要求
7.5.1 下管柱作业时应连续作业，由指定持有井控培训合格证的专人坐岗计量，并填写坐岗记录。
7.5.2 如发现下列情况表明已发生溢流或疑似溢流，应停止下管柱作业，立即按起下管柱关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工:
a)计量井筒内返出的压井液量大于所下入的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套
管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和）；
b)停止下管柱时井口（油、套管出口）压井液仍然外溢。
7.5.3 如发现下列情况表明已发生漏失，应计量漏失速度。如漏失量较小，液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入继续下管柱作业；如漏失量严重，液面不能够灌至井口，应停止下管柱作业，按起下管柱关井程序关井，进行堵漏作业后方可继续施工：
a)计量井筒内返出的压井液量小于所下入的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；油、套
管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和）；
b)井口不返液。
7.5.4 在下组合管柱和工具串管柱作业时，必须配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根和变扣接头。
7.6 冲砂作业的井控要求
7.6.1 冲砂前用能平衡目的层地层压力的压井液进行压井。
7.6.2 冲砂作业必须安装闸板防喷器和自封封井器（有钻台的井安装导流管），冲砂单根安装旋塞阀。
7.6.3 冲砂作业时指定持有井控培训合格证的专人坐岗观察、计量循环罐压井液量，并填写坐岗记录。
7.6.4 如循环罐液面升高、出口流量大于进口流量或停泵后出口压井液仍外溢，表明已发生溢流或疑似溢流，应立即停止冲砂作业，循环洗井至出口无砂。关闭旋塞阀、关闭半封闸板，求取套管压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工。
7.6.5 如循环罐液面降低、出口流量小于进口流量或不返液，表明已发生漏失。如漏失量较小能够建立循环和正常携砂，可增大排量继续冲砂作业；如漏失量严重出口返液较小、不能正常携砂，应停止冲砂作业，抢提出冲砂管柱至原砂面以上，接旋塞阀活动管柱沉砂，制定有效的工艺措施方可继续施工。
7.6.6 冲砂至设计井深后循环洗井一周以上，停泵观察30 min以上，井口无溢流时方可进行下步作业。
7.7 起下电泵作业的井控要求
7.7.1 起下电泵作业时，执行起下管柱作业的程序。
7.7.2 井口必须有剪断电缆专用钳子。
7.7.3 起下电泵必须连续作业，发生溢流时，应立即停止起下电泵作业，用专用钳子剪断电缆，按起下管柱关井程序关井。
7.7.4 若起下电泵机组时发生溢流，如果井架高度能起出电泵机组的则直接起出电泵机组，否则将电泵机组丢入井内，按空井关井程序关井。
7.8 不连续起下作业时的井控要求
15
Q/SY DG 1450-2013
16 起下管柱因特殊情况必须停止作业时，要灌压井液至井口，空井筒可直接关闭防喷器全封闸板或在
防喷器上装简易井口；井内有管柱时，用上部带旋塞阀的提升短节，将油管悬挂器坐入采油树四通，顶紧全部顶丝，关闭旋塞阀。也可在防喷器上安装采油树或简易井口，油、套管装压力表进行监测。
7.9 拆卸防喷器、安装采油（气）树（不包括四通）作业的井控要求
7.9.1 用设计要求的压井液循环压井。
7.9.2 开井观察时间应大于拆卸防喷器、安装采油（气）树作业所需时间1倍以上，无溢流显示，用性能一致的压井液再次压井后，方可拆卸。
7.9.3 修井动力工作正常，采油（气）树及配件工具准备齐全。
7.9.4 保持连续灌压井液至井口（漏失井保持连续大排量灌入）。
7.9.5 用带旋塞阀的提升短节将油管悬挂器接到油管上并上紧。
7.9.6 将油管悬挂器座入采油（气）树四通，对角顶紧全部顶丝。
7.9.7 先卸下防喷器，然后再卸下提升短节，安装采油（气）树，并上全上紧所有螺栓。
7.10 油管传输射孔作业的井控要求
射孔作业原则上采用油管传输射孔，若特殊情况下需进行电缆射孔，需由油气建设（生产）单位联合施工单位进行技术方案论证并备案。射孔前应验证射孔段以上套管密封性，如有漏失、破损，严禁射孔作业。
7.10.1 采油(气)树压力级别要与地层压力相匹配。
7.10.2 采油(气)树井口现场安装后要整体试压合格。
7.10.3 下射孔管柱前要安装防喷器、压井节流管汇、放喷管线、测试流程并试压合格。
7.10.4 下放射孔管柱应控制均匀速度（0.2 m/s～0.3 m/s或30 s/单根～50s/单根），操作要平稳。
7.10.5 定位校深、调整管柱后拆下防喷器，按要求安装好试压合格的采油（气）树后，方可点火射孔。
7.10.6 射孔后检查采油（气）树及地面流程密封部位的密封性，如采油（气）树连接部位和闸门有刺漏则立即进行压井；如节流管汇、放喷管线有刺漏则立即关井，进行更换。
7.10.7 射孔后关井观察不少于4 h，起管柱前应根据测压数据或井口压力情况确定压井液密度和压井方法进行压井，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。
7.11 测试作业的井控要求
7.11.1 地层测试作业
下测试管柱前，必须安装防喷器并试压合格。
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
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
井控考试题5.16（50分钟） 单位：岗位姓名：成绩： 一、判断题：（每小题1分，共35分） （）1、井控设备就是实施油气井压力控制技术的井口防喷器组。（）2、发生井喷后需要依靠井控设备实施压井作业，重新恢复对油气井的压力控制。 （）3、钻井液加重、除气、灌注设备不属于井控设备范畴。 （）4、液压防喷器的胶芯或闸板使用中磨损、老化变质，可在现场条件下及时进行拆换。 （）5、目前常用控制装置的电泵额定工作压力为21MPa。 （）6、井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故，。（）7、提高井控工作的针对性，逐级削减井控风险，要强化设计源头的井控管理，设计要严格依据有关规定和标准，不能为效益而丧失安全不能为速度而丧失安全。 （）8、抽吸压力使井底压力减小。 （）9、激动压力是由于下放钻柱而使井底压力增加的压力，其数值就是阻挠钻井液向上流动的流动阻力值。 （）10、油水井的钻井液静液压力安全附加值为：1.5～3.5MPa。（）11、通常所说的近平衡压力钻井是指压差值在规定范围内的过平衡压力钻井。 （）12、钻井队必须遵循钻井工程设计，不能随意变动，如因井下情况变化，原设计确需变更时，必须提交有关部门重新讨论研究。 （）13、钻井液密度的确定要根据地层压力并考虑井眼的稳定附加一定的安全值。 （）14、当井内流体从钻杆内喷出，如果钻具内防喷工具又不能关闭，可以考虑使用剪切闸板，切断钻具后用半封闸板关井。（）15、从事“三高”油气井的施工队伍，在施工前要专门安排时间，对全队人员及协同施工人员进行针对“三高”油气井特点的培训、应急预案演练等，建设方要把该培训列入合同之中。 （）16、起钻过程中井筒内钻井液液面下降最大不允许超过50m。（）17、起钻时产生过大的抽汲压力，是导致溢流发生的一个主要的原因。 （）18、钻速加快是判断溢流发生的最准确的信号。 （）19、停止循环后，井口钻井液仍不断地外溢，说明已经发生了溢流。 （）20、及时发现溢流并迅速控制井口是防止井喷的关键。 （）21、由于天然气的密度低，与钻井液有很强的置换性，不论是开井还是关井，是循环还是静止，气体向井口的运移总是要产生的。 （）22、硫化氢对钻具和井控装置产生氢脆，造成钻具断裂和井口设备损坏，使井控工作进一步复杂化，甚至引发井喷失控。 （）23、天然气只有在开井的条件下才可能发生滑脱上升。 标准答案：天然气无论在开井或关井的条件下都要发生滑脱上升。 （）24、不能用关井很长时间后得到的关井立管压力来计算地层压力。（）25、压回法是从钻柱内泵入钻井液把进井筒的溢流压回地层。（）26、现场使用节流管汇承压能力必须与所用防喷器组承压能力相匹配。 （）27、手动平板阀可以当节流阀使用。 （）28、钻具浮阀在正常钻井情况下，钻井液冲开阀盖进行循环。当井下发生溢流或井喷时，阀盖关闭达到防喷的目的。 （）29、在抢接止回阀或旋塞阀时，建议使用专用的抢接工具。 （）30、一旦发生溢流或井喷，钻具内防喷工具用来封闭钻具水眼空间，它同封闭环空的防喷器同等重要。 （）31、内防喷工具应建立使用档案。 （）32、根据行业标准，放喷管线试压35MPa。 （）33、钻开油气层后，应定期对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井。 （）34、在钻井现场，对井控装置的管理、维护、检查应落实专人负责，制定相关管理维护制度。生产班组应对井控装置进行日常巡回检查，并将使用情况填入“井控装置班报表”。 （）35、H2S防护演习应保证至少两人在一起工作，禁止任何人单独出入H2S污染区。
1．一级井控：依靠适当的钻井液密度来控制地层孔隙压力，使得没有地层流体浸入井内，井涌量为0，没有溢流产生。 2．二级井控：依靠井内正在使用中的钻井液不能控制住地层孔隙压力，依靠地面设备、井控技术恢复井内压力平衡的工作过程。 3．三级井控：二级井控失败，井涌量增大，失去了控制，发生井喷，这时依靠井控技术和设备恢复对井的控制，达到初级井控状态。 4．井侵：当地层压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体将侵入井内。 5．溢流：井侵发生后，井口返出的钻井液的量比泵入的钻井液量多，停泵后钻井液自动外溢。 6．井喷：地层流体无控制的涌入井筒，喷出地面的现象。 7．井喷失控：井喷发生后，无法用正常方法控制井口而出现敞喷的现象。 8．静液压力：由静止液体重力产生的压力。P=gph 9．破裂压力：某一深度地层发生破碎或裂缝时所能承受的压力。 10．地层压力：地下岩石孔隙内流体压力，也称孔隙压力。 11．井底压力：地面和井内各种压力作用在井底的总压力。 12．抽吸压力：上提钻具时，由于钻井液粘滞作用由此而减小的井底压力值。 13．激动压力：下钻或下套管时，由于钻头下行挤压该处钻井液，使井底压力增加的值。 14．井底压差：井底压力和地层压力之间的差值。 15．静止状态：井底压力＝环空静液压力，正常循环：井底压力＝环空静液压力＋环空压力损失，起钻状态：井底压力＝环空静液压力＋抽吸压力，下钻状态：井底压力＝环空静液压力＋激动压力 16．地层压力梯度：每增加单位纯直深度压力的变化量，G＝gp＝p/h 17．井涌的主要原因：1，起钻时井内未灌满钻井液2,过大的抽吸压力3,钻井液密度不够4,循环漏失5,地层压力异常 18．灌钻井液原则：1,三柱钻杆或一柱钻铤2,灌钻井液时不能用压井管线灌钻井液3,灌钻井液管线不能与井口防溢管线同高。 19．溢流征兆及显示：起钻时征兆：上提钻具时拉力增大，产生抽吸。显示1，井内钻井液体积小于起出钻井液体积2,停止起钻时，出口管外溢钻井液3,钻井液灌不进井内，钻井液罐液面升高。下钻时征兆：钻开油气层后下钻或开泵过程中发生井漏显示1,返出钻井液体积大于下入钻具的体积2,下放停止，接立柱时井眼仍外溢钻井液3,井口不返钻井液，井口液面升高中途或到底开泵循环出口返出钻井液流速流量增大钻进时征兆机械钻速加快，DC指数、页岩密度减小，岩屑尺寸增加，扭矩增加起下钻柱阻力大，蹩跳钻、放空、悬重发生变化，泵压下降，泵冲数增加，在渗透性地层发生井漏时当井底压力低于地层压力时就会发生井涌，综合录井仪器显示全烃增加显示：1,出口管钻井液流速的变化2,钻井液罐液面的变化3,停泵后出口管钻井液的外溢4,钻井液粘度变化：a返出的钻井液中有油花、气泡、硫化氢味b钻井液密度下降c钻井液粘度变化接方钻杆循环时，井口返出钻井液流速流量增加空井时征兆：井口钻井液冒气泡显示1,出口管外溢钻井液2,钻井液液面升高3,井口外溢钻井液下套管时征兆：发生井漏，井口不返钻井液或返出的钻井液量少显示往套管内灌钻井液过程中钻井液外溢，循环罐内钻井液液面异常增加（简答题） 20．迅速关井的特点：1.制止地层流体继续进入井内，及时控制住井口2.保持井内有尽可能高的钻井液液柱，使关井后的套管压力值较小。3.可以准确地确定地层压力和钻井液密度4.使压井时的套压值较小，有利于实现安全压井。最关键的问题是：1.关井要及时果断2.不能压裂地层 21．简述钻开油气层前的准备工作？ 1.做好技术措施和应急预案交底，地面设备检查与整改，班组防喷演习，低泵冲试验，干部24小时值班，坐岗人员落实，防喷单根和内防喷器工具准备，井控问题的自查自改、申报与验收。2.非欠平衡井钻开复杂易漏、易喷地层时，考虑加堵漏剂材料，不易使用螺杆、MWD、LWD仪器的钻具组合3.欠平衡井、定向井钻具组合中的旁通阀应装在定向井工具和仪器上面 4.水平井钻具组合中使用的浮阀应安装在直井段或井斜角小的井段 5.无实钻资料、无参考的探井应准
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、
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
钻井井控实施细则 第一章总则 第一条为不断强化钻井过程中的井控安全管理，严防井喷失控、H2S有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全，保护环境，维护社会稳定。依据国家安全生产相关法律法规、《钻井井控技术规程》(以下简称SY/T6426-2005)等行业标准、《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》(以下简称[2010]579号文)及局、分公司有关规章制度。特修订华北石油局、分公司《钻井井控实施细则》(以下简称本细则)。 第二条本细则所称“井控”是指钻井过程中井底压力的控制。井控管理工作是一项涉及井位选址、地质与工程设计、装备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等环节的系统工程，需要计划、财务、设计、地质、安全、生产组织、工程、装备、监督、培训等部门分头把关、相互配合、相互协调、共同完成。 第三条本细则规定了各级钻井井控管理组织与职责、井控管理制度、井控技术培训、井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层的井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控应急抢险等内容。 井控工作的原则是“立足一级井控，搞好二级井控，杜绝三级井控”。井控工作的重点在基层，关键在班组，要害在岗位。 第四条本细则适用于华北分公司现行勘探开发区域内石油天然气钻井过程中的井控管理。承包其他油田企业钻井施工的须遵守其相关井控管理规定。 第二章井控管理组织与职责 第五条井控管理组织机构 依据“分级管理”原则，实行局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控管理。分别成立局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控领导小组。各级组织必须配备专(兼)职井控管理人员。 (一)钻井公司井控领导小组 组长由公司经理担任，副组长由主管生产或安全的副经理、总工程师担任，成员由生产、技术、调度、安全环保、物资装备、人力资源、计划财务等主管部门的负责人和项目部有关领导组成。 (二)项目部井控领导小组 组长由主任担任，副组长由副主任或井控主管人员担任，成员由生产、技术、调度、安全管理、设备管理等主管人员及各钻井队队长组成。 (三)钻井队井控领导小组 组长由井队长(或平台经理)担任，副组长由副井队长(或井控专职管理人员)担任，成员由钻井工程师、大班、司钻等组成。 第六条按照“谁主管、谁负责”的原则，各级井控管理组织分别行使各自的管理职责。
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。
《井控实施细则》考试卷答案（操作人员） 姓名：单位：分数： 一、判断题：（每题1分，共计33分，对的打√，错打×，全打√或×整题不得分） 井采取停注、泄压等措施，直到注水泥完为止。 1（√）“三高”油气井的井控装备应在常规井控设计要求的基础上提高一个压力级别。 2（×）防喷器、远程控制台、司钻控制台、四通及套管头等。各次开钻井口装置要按需要安装。 3（×）安装剪切闸板防喷器的井有区域探井、高含硫油气井、高压高产油气井。 4（√）闸板防喷器手动装置应挂牌标明开、关方向和到位的圈数。 5（×）一级和二级风险井放喷管线至少应有两条，其通径不小于76mm。 6（√）放喷管线不允许在现场焊接。 7（√）放喷管线出口应接至距井口75m以远的安全地带，距各种设施不小于50m； 8（√）防喷器四通两翼应各装两个平板阀，靠四通的平板阀处于常开状态。靠外的液动（或手动）平板阀必须接出井架底座以外。 9（√）防喷管线、闸门、节流管汇、压井管汇、钻井液回收管线冬季应有防堵防冻措施。 10（√）钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、带顶开装置的钻具止回阀（或旋塞阀）、钻具浮阀和防喷单根。 11（√）钻具内防喷工具的额定工作压力一般应和井口防喷器额定工作压力相同 12（×）防喷单根，下端连接与钻铤螺纹相符合的旋塞阀。 13（×）井控设备井上安装好后，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的额定工作压力。 14（√）井控设备井试压稳压时间不少于10分钟,压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格15（×）井控装置试压介质均为清水。 16（√）手动锁紧机构锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4圈—1/2圈 17（√）远程控制台换向阀转动方向应与防喷器开关状态一致。 18（×）在紧急情况下可用打开防喷器的方式来泄井内压力。 19（×）二次密封可以代替活塞杆与壳体之间密封长期使用。 20（√）油气层钻井过程中，要树立“发现溢流立即关井，疑似溢流关井观察”的积极井控理念. 21（√）在钻开油气层前，应对环形防喷器进行一次试关井（在井内有钻具条件下）。 22（√）从钻开油气层到完井，必须落实专人坐岗观察井口和循环池液面变化。 23（×）起下钻铤过程中发生溢流，应抢接带钻杆回压凡尔的防喷单根并迅速关井。 24（×）钻开油气层后发生井漏时，应边钻进边堵漏。 25（√）发生溢流关井后，在允许关井套压内严禁放喷。 26（×）井场安装防爆探照灯不少于6个 27（×）井场在钻开油气层之前可以使用电、气焊动烟火。 28（√）钻井施工现场配备逃生用防毒面具10套。 29（×）含硫地区施工的钻井队配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到操作人员会使用。
中国石化井控管理规定 中国石化油〔2015〕374号 2015年6月26日 1 基本要求 1.1 井控管理应贯彻落实“安全第一，预防为主”方针和“安全发展”、“以人为本”理念，切实加强管理，严防井喷失控和H2S等有毒有害气体泄漏发生，保障人民生命财产和环境安全，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源。 1.2 井控工作是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、维修检验、安装验收、生产组织、技术管理、现场管理等项工作，需要设计、地质、生产、工程、装备、监督、计划、财务、培训和安全等部门相互配合，共同把关。 1.3 本规定所称“井控”是指油气勘探、开发、地下储气全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、油气生产、储气注采和报废井弃置处理等生产环节。 1.4 本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征之一的井。其中“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm 及以上。 1.5 本规定所称“工程施工单位”是指提供钻井、测井、录井、固井、井下作业、试油（气）等服务的专业施工单位；本规定所称“油气生产单位”
是从事石油与天然气开发生产的采油、采气和地下储气库运营等单位。 1.6 本规定适用于中国石化陆上石油与天然气井控管理；海上井控管理应根据海上井控特殊要求，在本规定基础上修订完善执行；境外油气生产应根据资源国的特殊要求修订完善执行。 1.7 油田勘探开发事业部、石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司分别为集团公司境内油气勘探开发、石油工程技术服务、境外油气生产和地下储气库等“四大业务板块”的井控安全管理主体和井控安全责任主体。 1.8 各油田分公司、地区石油工程公司均应根据本规定，结合油气生产和施工作业实际，认真开展区域井控风险评估，并针对不同区域风险级别，制定出具体实施细则报井控办公室备案。 2 井控管理基本制度 2.1 井控分级管理制度。集团公司井控管理实行“集团公司领导，井控工作领导小组办公室管理，安全监管局监管”。“四大业务板块”专业化对口管理，企业是井控责任主体具体负责”的井控分级管理制度。 2.1.1 集团公司成立井控工作领导小组，组长由股份公司总裁担任，副组长由分管油田企业的副总经理和高级副总裁担任，成员由油田勘探开发事业部、石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司、天然气分公司、安全监管局、能源与环境保护部、外事局、物资装备部、生产经营管理部、发展计划部、集团（股份）财务部和人事部等部门负责人组成。 油田勘探开发事业部加挂集团公司井控工作领导小组办公室牌子，归口管理集团公司井控工作，统筹负责集团公司井控工作的日常综合协调和监督
各有关单位： 为进一步落实井控责任，提高井下作业井控实施细则的针对性和可操作性，提升****井控工作水平，**公司组织专家，依据国家有关法律法规、行业标准和《**天然****公司**与天然**井下作业井控规定》，结合****的区域特点和生产实际，对原细则进行了修订，现将修订后的《****井下作业井控实施细则》印发给你们，请遵照执行。 2019年**公司下发的《****井下作业井控实施细则》（中**辽字〔2019〕43号）同时废止。 特此通知。 ****分公司文件 中**辽字〔2019〕241号 **天然** 股份有限公司 关于印发《****井下作业 井控实施细则》的通知
辽河油田公司 2015年3月3日 抄送：**公司主管领导。 ******办公室2019年03月03日
****井下作业井控实施细则 第一章总则 第一条为实现井控管理科学化、规范化，防止井喷失控事故发生，保障人身和财产安全，保护环境和****资源，依据相关国家、行业标准和《**天然****公司**与天然**井下作业井控规定》，结合工作实际，制定本细则。 第二条本细则适用于****分公司（以下简称**公司）陆上**与天然**井的井下作业、试**（**）及捞**等作业施工井控管理。 钻井（含侧钻和加深钻井）、原钻机试**或原钻机投产作业，执行**公司钻井井控实施细则。 第三条井下作业井控管理的主要内容包括：井控风险管理、井控设计管理、井控装备管理、施工过程管理、井控安全措施和应急管理、井控培训管理、井控制度管理、监督与处罚等八个方面。 第四条**公司井控管理坚持“以人为本”理念；遵循“安全第一、预防为主”的原则；实行“积极井控”的方针；依靠科技进步和分级管理，立足一次井控，杜绝井喷失控事故的发生。 第五条**公司成立井控工作领导小组，统领井控管理工作。领导小组下设井控应急办公室，办公室设在**工艺处，其主要 —3 —
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
井控常识手册 （井下作业） 西北油田分公司 采油气工程管理处 二Ο一二年十二月
第一部分井控管理知识 1、井下作业井控工作管理有哪几项管理制度？ 答：井下作业井控工作有17项管理制度。分别是：井控分级管理制度，井控工作责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，持证上岗制度，井控设计管理制度，监督管理制度，井控和H2S防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维修机构管理制度，井控设备安装调试与维护制度，开工检查验收制度，钻（射）开油气层审批（确认）制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管理制度，井喷事故管理制度。 2、“三高”油气井指的是什么？ 答：“三高”油气井指：具有高产、高压、高含硫化氢（三者具有其一）特征的油气井。 3、高含硫油气井的定义是什么？ 答：是指地层气体介质中硫化氢含量达1000ppm及以上的油气井。 4、阈限值的定义是什么？ 答：几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空气中的最大浓度。如硫化氢的阈限值为15mg/m3(10ppm)，二氧化硫的阈限值为5.4mg/m3(2ppm)。 5、安全临界浓度定义是什么？硫化氢的安全临界浓度是多少？ 答：工作人员在露天安全工作8h可接受的某种有毒物质在空气中的最高浓度。如硫化氢的安全临界浓度为30mg/m3(20ppm)。 6、危险临界浓度定义是什么？硫化氢的危险临界浓度是多少？ 答：有毒物质在空气中达到此浓度时，对生命和健康产生不可逆转的或延迟性的影响，如硫化氢的危险临界浓度为150mg/m3(100ppm)。 7、中石化安全生产十大禁令是什么？ 答：①严禁在禁烟区内吸烟，在岗饮酒，违者予以开除并解除劳动合同。 ②严禁高处作业不系安全带，违者予以开除并解除劳动合同。 ③严禁水面作业不按规定穿戴救生衣，违者予以开除并解除劳动合同。 ④严禁无操作证从事电气、起重、电气焊作业，违者予以开除并解除劳动合同。 ⑤严禁工作中无证或酒后驾驶机动车，违者予以开除并解除劳动合同。
井控知识问答（钻井和测井通用部分） 1、什么叫溢流? 答：当井内钻井液液柱压力小于地层压力时，地层流体将流入井内，这种流动称为溢流。 2、什么叫井喷? 答：失去控制的溢流称为井喷。 3、什么是油、气侵? 答：油或天然气侵入井内后，在循环过程中，泥浆槽、池液面上有油或气泡时，称之为油、气侵。 4、什么叫静液柱压力? 答：由液体自身重量产生的压力叫静液柱压力。 5、什么叫地层压力? 答：作用在地层孔隙内流体(油、气、水)上的压力叫地层压力。也称为地层孔隙压力。 6、什么叫井底压力? 答：井底压力是指地面和井内各种压力作用在井底的总压力。不同状况下有不同的井底压力。 7、什么是异常高压? 答：超过静水柱压力的地层压力称为异常高压。 8、什么是异常低压? 答：低于静水柱压力的地层压力称为异常低压。 9、什么是地层破裂压力? 答：作用于井内某一深度地层的液柱压力达到某一值时，会使地层岩石破裂，这个压力称为该地层的破裂压力。 10、什么是地层破裂压力梯度? 答：每单位深度增加的破裂压力值叫做地层破裂压力梯度。 11、什么是激动压力?什么是抽汲压力?什么是波动压力? 答：由于井内钻井液（压井液）流速的变化，使井内液柱压力发生变化，所增加的压力叫激动压力。所降低的压力叫抽汲压力。两者统称为波动压力。 12、什么是井底压差? 答：井底压力与地层压力之差叫井底压差。 13、井控工作包括哪些内容? 答：包括井控设计，钻开油、气层前的准备，防火、防硫化氢安全措施，技术培训和防喷演习等内容。 14、井控的三个阶段是如何划分的? 答：可分一次控制、二次控制和三次控制。 一次控制：是指在钻井过程中防止地层流体进入井内发生井涌。 二次控制：是指有一定量的地层流体侵入井内时能及时发现，并能关闭井口防喷设备，然后用合理的压井方法将进入井内的地层流体排到地面，建立新的平衡。 三次控制：是指发生井喷失去控制后，重新恢复对井的控制。 15、溢流发生的原因是什么? 答：(1)地层压力撑握不准。 (2)井内钻井液液柱高度下降。 (3)钻井液密度下降。 (4)起钻时产生抽汲。 16、溢流显示有哪些? 答：(1)悬重减少或增加。 (2)钻井液（压井液）返出量增大，钻井液池（压井液）液面升高。 (3)钻井液（压井液）性能发生变化。 (4)起电缆时钻井液灌入量少于应灌入量或灌不进钻井液；下电缆钻井液返出量大于电缆排代量或钻井液自动外溢。 (5)静止时，井筒钻井液外溢。 17、打开油、气层前的准备工作有哪些?
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)、
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
( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 长庆油田石油与天然气井下作 业井控实施细则(2020版) Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process
长庆油田石油与天然气井下作业井控实施 细则(2020版) 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)、国防设施、高压电线、水资源情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设