附件长庆油田试油（气）作业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《石油与天然气井下作业井控规定》、SY/T 6690《井下作业井控技术规程》和Q/SY 1553《井下作业井控技术规范》等，结合长庆油田特点，特制定本细则。
适用于长庆油田公司及在长庆油田从事试油（气）作业的承包商队伍。
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，实现试油（气）井控安全。
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，试油（气）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。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，切实履行好各自井控安全职责。
第五条长庆油田试油（气）作业井控工作的原则是“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”。
第六条本细则规定了长庆油田试油（气）作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置配备、安装、试压、使用和管理，作业前的井控准备，试油（气）作业施工过程中的井控工作，防火、防爆、防HS、CO等有毒有害气体的安全措施，2井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第八条每口井进行地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油（气）井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。
长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下一、气田一级风险井：“三高”井、异常高压井、区域探井、水平井。
二级风险井：一级风险井之外的气井。
二、油田一级风险井：“三高”井、异常高压井、水平井、原始气油比大于100m3/t的井。
二级风险井：探井、评价井、调整更新井。
三级风险井：其它开发井。
第九条试油（气）作业的地质设计（试油气任务书、地质方案）、工程设计、施工设计中必须有明确的井控要求和提供必要的基础数据。
一、地质设计1．在进行地质设计前应对井场周围一定范围内（含硫化氢油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、水资源情况、森林植被情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；江河、干渠周围的油、气、水井应标明河道、干渠的位置和走向等。
2．应标明油气井井口距离高压线及其他永久性设施（民宅、铁路、高速公路、学校、医院），油库、河流、水库、人口密集及高危场所等距离。
3．应提供井身结构、人工井底、套管试压情况、水泥返高及固井质量、井下管柱的结构、套管钢级、壁厚、尺寸、螺纹类型、下入井深等资料，提供本井或邻井产层流体（油、气、水）的性质、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油S、CO等比、注水注气区域的注水注气压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的H2有毒有害气体含量，定向井、水平井应提供井眼轨迹数据、各作业层的温度情况、异常高温提示等以及与井控有关的资料。
4．注水（气）区块试油时应提供本井区主地应力方向，井距500m以内的注水（气）井井号、注水（气）压力、注水（气）层位、注水（气）量、注水（气）开始时间等有关资料。
二、工程设计1．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。
2．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、性能和压井相关技术要求等，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S、CO等有毒有害气体监测情况以及本井井控风险级别。
及历次施工作业中H23．工程设计单位应依据地质设计对井场周围一定范围内的环境情况进行复查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。
4．工程设计应明确井控装置的选择，对井控装置现场安装后提出试压要求，并对作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。
三、施工设计1．施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计。
施工设计中应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应急预案；应明确防喷器的规格及组合形式，现场安装、调试与试压要求等，必要时应查阅钻井资料和有关技术要求，明确压井液、加重材料和处理剂的类型、数量、存放点及井控措施，并在施工设计中细化各项井控措施。
2．施工设计中要有从抢险物资存放点到施工井场详细的抢险道路描述（附详细道路示意图）。
3．施工设计中的重点井控内容：（1）井控设备及防护器材配备要求：防喷器、防喷井口、油管旋塞阀、放喷管线、HS、CO等有毒有害气体检测仪器及安全防护设施等。
2（2）压井液要求：配方、性能、数量等。
（3）压井材料准备：清水、添加剂、加重材料等。
S、CO等有毒有害气体中毒要求及相关（4）井控技术措施、防火、防爆、防H2的应急处理措施。
第十条从事工程、施工设计及审核单位和人员应达到相应条件，并执行相应的设计审批程序。
一、工程设计：1．工程设计单位必须要符合集团公司的相关资格要求，从事一级风险井的设计人员应具有5年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；一级风险井设计审核人员应具有相应的高级技术职称。
从事二、三级风险井的设计人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；二、三级风险井设计审核人员应具有相应的中级技术职称。
2．气田一级风险井中的“三高”井、区域探井、采用裸眼封隔器改造的水平井、特殊工艺井或新工艺试验水平井由油田公司工程技术主管部门审核，油田公司主管领导审批;其它一级风险井由油田公司工程技术主管部门审批。
气田二级风险井中的探井、评价井、改造工艺尚未成熟区块的开发井、新工艺试验井、施工异常或施工难度较大的井由油田公司工程技术主管部门审批;其它二级风险井由建设单位（项目组）主管领导审批。
3．油田一级风险井设计单位按程序审核后，由工程技术主管部门审批，重点试验井上报油田公司主管领导审批。
油田二级风险井中的评价井由油藏评价主管部门审核，工程技术主管部门审批；探井由勘探主管部门审批；其它二级风险井由工程技术主管部门审批。
油田三级风险井由建设单位（项目组）主管领导审批，报工程技术主管部门备案。
二、施工设计：施工设计单位必须要符合集团公司的相关资格要求。
施工设计由施工单位编制，如施工单位不具备设计编制资格，可以委托有资格的单位或人员编制。
施工设计由施工单位主管领导审核，建设单位(项目组)主管领导审批，建设单位(项目组)备案。
施工设计的编写及审核人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称。
第三章井控设备的配备、安装、试压、使用及管理要求第十一条井控装置配备原则一、气田1．依据地层压力选用井控设备配备级别，一般不低于35MPa。
2．配备液压双闸板防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及防喷管线、放喷管线，特殊情况执行工程设计。
气田防喷器组合见附件2：图1，地面流程见附件21。
二、油田1．依据地层压力选用井控设备配备级别，一级风险井一般不低于35MPa，二级、三级风险井一般不低于21MPa。
2．一级风险井配备液压双闸板防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及防喷管线、放喷管线，特殊情况执行工程设计。
防喷器组合见附件2：图13．二级、三级风险井最低配备手动双闸板防喷器、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及放喷管线，特殊情况执行工程设计。
防喷器组合见附件2: 图2三、含硫区域井控设备的选择应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。
第十二条井控装置安装标准井控装置及附件连接螺栓尺寸符合要求，螺栓齐全，拧紧时对角紧固，两端公扣均匀露出。
应采取防堵、防冻措施，所有的闸阀应挂牌编号，并标明开关状态；防喷器应挂牌标明开关方向及圈数。
一、防喷器安装1．防喷器应安装在井口套管四通上，要求如下：(1)防喷器与井口四通的钢圈和钢圈槽应匹配。
(2)钢圈槽应清洗干净，并涂抹润滑脂。
(3)确认钢圈入槽、上下螺孔对正，方向符合要求。
2．防喷器安装好后，天车、游车、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。
3．防喷器安装完成后应进行下列作业：(1)有钻台作业时，防喷器应采用4根直径不小于16mm（5/8“）的钢丝绳在四方对角下“八字形”绷紧、固定。
(2)无钻台作业时、使用时防喷器顶部应加防护板。
(3)具有手动锁紧机构的液压防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°；挂牌标明开、关方向及圈数；同时配备锁紧圈数计数装置。
二、防喷器控制装置安装防喷器控制系统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，安装要求如下：1．安装在上风方向，前井场，距井口不小于25m，便于司钻（操作手）观察的位置。
周围留有不少于2米的人行通道，周围10m内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品，并有专人检查保养。
2．液控管线上不应堆放杂物，与防喷管线、放喷管线距离大于1米；液控管线或接头不允许埋在地下，管线接头垫起不许遮盖，在车辆跨越处应有过桥盖板。
安装前应逐根检查，确保畅通；连接时接头应保持清洁干净，排列整齐，密封良好，管线拆卸后应采取防护措施。
3．电源应从发电房总配电板专线引出，线截面积≥6mm2并保持一致，并用单独的防爆开关控制。
4．远控台处于待命状态时，油面不低于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7 MPa；储能器压力17.5-21 MPa；管汇压力10.5 MPa。
5．远程控制台电控箱开关旋钮应处于自动位置，三位四通阀手柄应处于工作位置，备用三位四通阀手柄处于中位；控制全封闸板手柄应安装防护装置。
三、井控管汇安装要求1．安装要求(1)管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。
(2)放喷管汇距井口3m以外，压力表安装在防喷管线与放喷管汇之间。
(3)防喷、放喷管线，必须使用经过检测合格的钢质管线，材质与流体性质相适应；高含硫天然气井防喷、放喷管线应采用抗硫的专用管材。
(4)所有油气井必需要有备用的放喷管线，确保能接出井场之外。
(5)井控管汇不允许现场焊接，井控管汇的压力等级和组合形式应符合工程设计要求。
(6)转弯处应使用夹角≥120°的钢质弯头或使用90°的灌铅钢质专用两通，气井、高气油比井使用锻造高压弯头，不应使用活动弯头连接。
