ICS 75.020
Q/SH E13
备案号
目 次
前言................................................................................III
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (1)
4 井控装置的配置 (1)
5 井下作业设计的井控要求 (2)
6 施工前井控准备 (3)
7 作业施工过程的井控要求 (3)
8 井控装置管理 (5)
9 井喷失控的处理 (5)
10 报废井井控要求 (6)
11 井控技术培训 (7)
12 井控工作分级责任制 (7)
前 言
本标准主要依据SY/T 6120《油井作业防喷技术规程》起草。
本标准与SY/T 6120相比，主要变化如下：
——规范性引用文件引用了五项新标准，代替了原三项标准；
——将 “施工设计中的防喷要求”改为“井下作业设计中的井控要求”；
——对井控装置试压值进行了量化；
——在 “土油池”后加“（带防渗）”、“放喷管线尽可能使用硬直管线”改为“放喷管线应使用钢直管线”；——对压井液类型、性能和密度设计原则提出了具体要求；
——增加了“测试过程井控要求”，对内容进行了细化；
——增加了“油气层改造、更换井口、老井恢复生产、取换套施工井控要求”；
——增加了“防喷器远程控制台安装要求”；
——增加了井控装置试压、维修、保养要求；
——增加了井喷失控的处理；
——增加了报废井井控要求；
——增加了井控技术培训要求；
——增加了井控工作分级责任制；
——增加了防喷器井口装置组合、管汇流程示意图等。
本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部提出。
本标准由中国石油化工集团公司油田经营管理部归口。
本标准起草单位：胜利石油管理局石油工程技术管理处。
本标准主要起草人：程华国、韩允祉、张桂林、何金珊、王国防、丁磊
Q/SH 0098－2007
油气水井井下作业井控技术规程
1 范围
本标准规定了油、气、水井井下作业井控技术的管理、实施及培训原则。
本标准适用于油、气、水井常规作业施工。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。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）或修订版本均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准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，其最新版本适用于本标准。
SY/T 5053.1—2000 防喷器及控制装置 防喷器
SY/T 5053.2—2001 地面防喷器及控制装置 控制装置
SY/T 5323—2004 节流与压井系统
SY/T 5587.3—2004 常规修井作业规程 第3部分：油气井压井、替喷、诱喷
SY/T 6610—2005 含硫化氢油气井井下作业推荐作法
SY/T 6120—1995 油井井下作业防喷技术规程
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准
3.1
高压井high pressure well
地层压力等于或大于68.9 MPa（10000 psi）的油气井。
4 井控装置的配置
所有施工井均应安装相应压力级别的防喷器和井控管汇。
4.1 防喷器的配置
4.1.1 手动防喷器的选择，一般维护作业井，依据设计要求，选用适合本井工作压力的手动防喷器。
4.1.2 液动防喷器的选择
4.1.2.1高压井、含有毒有害气体的井应选用液动防喷器，可根据现场情况增加剪切防喷器。
4.1.2.2大修作业井应选用液动防喷器。
4.1.2.3 安装液动防喷器时应安装远程液压控制阀，以实现远程开关控制。
4.2 井控管汇的配置
4.2.1 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。井控管汇的压力级别应与防喷器压力级别相匹配，管汇内通径不小于62 mm。管汇形式按图4、图5、图6进行选择，配备合适的耐震压力表、节流阀。
4.2.2 放喷管线应使用钢直管线，放喷出口进储污罐。
4.2.3 井控管汇所用管线每10m用地锚固定。不允许使用焊接管线及软管线，需转弯时应使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头，其通径不小于62mm。
4.2.4 冬季施工时应采取防冻保温措施。
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4.3防喷器和井控管汇压力等级的确定
防喷器和井控管汇压力等级应与目前生产层或拟射地层最高压力相匹配，并根据不同的井下情况选用不同型号及组合形式。
4.3.1 压力级别21MPa的井控装置组合形式见图1，节流管汇见图4。
4.3.2 压力级别35MPa的井控装置组合形式见图2，节流管汇见图5。
4.3.3 压力级别70MPa、105MPa的井控装置组合形式见图3，节流管汇见图6、图7。
4.4 井控装置安装组合形式
井控装置安装组合形式见图8。
4.5 其它井控装置的配置
4.5.1管柱内防喷工具、井控监测仪器仪表、灌注装置，应根据各油气田的具体情况配备，满足井控技术要求。
4.5.2 含硫化氢、二氧化碳井，其井控装置应分别具有相应的抗硫化氢、抗二氧化碳能力。
4.5.3 海上作业应有满足井控安全的合理平台布置，选择合理的流程方向。
5 井下作业设计的井控要求
5.1 井下作业设计包括地质设计、工艺设计和施工设计。
5.1.1 井下作业设计应有井控要求和措施，是设计的重要组成部分。
5.1.2 井控工作要在确保施工安全的前提下，充分考虑保护油气层的要求。
5.2地质设计应包含的井控内容
5.2.1 新井投产作业：应提供井场周围500m范围内的环境情况、井身结构资料、储层评价、钻开油气层钻井液密度、预测地层压力、预测地层硫化氢及其它有毒有害气体含量、井温和产能等。
5.2.2 老井作业：应提供油气水井地质资料、井身结构资料、相关邻井的地质及产能资料、地层压力（系数）、油气比、硫化氢及其它有害气体含量等。必要时关停邻近的注水（气）、采油井，并采取泄压措施。
5.2.3 对于气井、高压井、预测有自喷能力的井、含硫化氢等有毒有害气体的井、可疑层、未解释层以及处于高危险环境的井，优先采用油管传输射孔。
5.3 工艺设计应包含的井控内容
5.3.1 下井工具选择应考虑坐封压力、密封压差、适应环境工况等技术参数。
5.3.2 应提供目前井下套管的技术状况、套管规格、抗内压强度等参数。
5.3.3 明确本井不同工况下的最大允许关井压力。
5.3.4 根据目前地层压力确定井控装置的压力等级，确保满足关井要求。
5.3.5 确定压井液的类型、性能及液量。
5.4施工设计应包含的井控内容
5.4.1 应根据地质设计与工艺设计，选择相应压力等级的井控装置，明确组合形式和试压要求。 5.4.2 根据施工工序制定相应各工序具体、有效的井控措施。
5.4.3 对地质、工艺设计中涉及的工业与民用设施应进行现场复核，并制定具体的井控措施。
5.5井液密度的设计原则
以目前生产层或拟射地层最高压力为井液密度设计基准，再增加一个密度附加值或压力附加值：
a) 井液密度附加值：油水井为0.05ｇ/cm3～0.10ｇ/cm3，气井为0.07ｇ/cm3～0.15ｇ/cm3；
b) 压力附加值：油水井（1.5～3.5）MPa，气井（3.0～5.0）MPa。
5.6设计的审批及变更
5.6.1应按规定进行设计审批，未经审批不准施工。施工过程中补充设计、设计变更，也应按原设计审批程序进行。
5.6.2应严格执行设计，甲、乙各方不得擅自更改设计。
Q/SH 0098－2007 6 施工前井控准备
6.1 应按设计进行技术交底。施工单位未见到施工设计，不允许进行作业施工。
6.2 按设计安装井控装置，确保安全可靠、灵活好用。
6.2.1 井口防喷器应符合SY/T 5053.1—2000的要求。
6.2.2 防喷器控制装置应符合SY/T 5053.2—2001的要求。
6.2.3 节流压井管汇应符合SY/T 5323—2004的要求。
6.3 水井、无杆采油井、气井等，起下管柱前应安装防喷器。抽油机井，应在起完抽油杆、起油管前安装防喷器。起抽油杆时，井口套管四通上应安装上法兰和总闸门，发生异常情况时，及时采取措施封闭井口。
6.4 井控装置安装后，经试压合格方可进行施工，试压值按以下原则确定。
6.4.1 空井筒，在不超过套管抗内压强度80 %的情况下，环形防喷器封油管（钻杆）试压到额定工作压力的70 %、闸板防喷器试压到额定工作压力；否则试压到套管抗内压强度的80 %。
6.4.2 已下入管柱的油（气）水井，在不超过井内管柱抗内压强度80 %的情况下，环形防喷器封油管（钻杆）试压到额定工作压力的70 %、闸板防喷器试压到额定工作压力；否则试压到管柱抗内压强度的80 ％。
6.4.3 节流、压井管汇试压，节流阀前各阀应与闸板防喷器一致，节流阀后各阀应比闸板防喷器低一个压力等级，并从外向内逐个试压。
6.4.4 放喷管线试验压力不低于10MPa，稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。
6.4.5 更换井控装置部件后，应重新试压。
6.5 作业施工前，应进行检查验收。每道工序、工艺实施前，应向现场施工人员进行技术和应急预案交底，明确职责和分工，并有相关记录。
6.6按照设计要求应落实区块压力、含油气层位、漏失层，掌握施工井相邻注水、采油（气）井压力变化情况，必要时采取相应泄压措施。
7 作业施工过程的井控要求
7.1射孔施工井控要求
7.1.1 依据地层压力（系数）预测能自喷的井，应优先选用油管传输射孔，或灌注适宜的压井液进行电缆射孔。
7.1.2应安装相应的井控装置（电缆防喷器等），做好防喷准备。
7.1.3应按设计要求灌注压井液，确保液柱压力不低于生产层与拟射地层压力。
7.1.4 射孔时各个岗位应有专人负责，做好防喷准备工作。
7.1.5应密切观察井口油气显示，发现有井喷预兆，应根据实际情况采取果断措施，防止井喷发生。
7.1.6 发现溢流，立即采取相应措施。
7.1.6.1电缆射孔，若电缆上提速度大于井筒液柱上顶速度，则起出电缆，封闭井口；若电缆上提速度小于井筒液柱上顶速度，则切断电缆，关井。
7.1.6.2无电缆射孔停止起下操作，关井。
7.2 测试过程井控要求
7.2.1 应安装好地面测试流程，不装采油（气）树的测试井，管柱顶端应安装大于预测井口压力的旋塞阀及高压生产闸门。
7.2.2 采油（气）树工作压力应大于测试层预测压力。
7.2.3 中途测试前，按设计调整好压井液性能，保证井壁稳定和井控安全。
7.2.4 测试放喷期间，若井口刺漏，应立即关闭测试阀，打开安全循环阀，然后用合适密度的压井液循环压井。
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7.2.5 若安全循环阀打不开，则打开断销式循环阀，实现油套连通，然后用合适密度的压井液循环压井。
7.2.6 测试结束压井后，对高压高产气层观察（2～4）h，对低产气层观察（6～8）h，观察是否外溢或者漏失。压井观察不喷不漏后，重新循环压井液，应不低于2周，待进出口压井液密度差不超过0.02ｇ/cm3后方可起管柱。
7.2.7 起下管柱，应有专人在井口观察是否外溢或漏失，发现异常立即进行压井，然后执行7.2.6。
7.3起下作业井控要求
7.3.1 作业上修起管柱前应按设计要求进行洗、压井。
7.3.2 起下管柱操作，应保持井筒常满状态，连续向井筒内灌注与井筒内液体一致的修井液。对于不能保持井筒常满状态的，以保持井筒内液柱压力略大于地层压力为依据。起下过程中要有专人负责观察井口，发现溢流或溢流增大等井喷预兆时，应立即关井。
7.3.3 应备有封堵油管的井控装置（如油管控制阀、油管旋塞等）。
7.3.4 如果发生井筒流体上顶管柱，在保证管柱畅通的情况下，关闭井口井控装置组合，再采取下一步措施
7.3.5 起下带有大直径工具的管柱时，应控制起下钻速度，防止产生抽汲或压力激动。对于不能正常循环，下部管柱可能存在高压圈闭时，应在防喷装置上加装防顶卡瓦，并及时向井内灌注压井液。 7.4 压井、替喷施工井控要求
压井替喷施工应符合SY/T 5587.3的要求，高压油（气）层替喷应采用二次替喷的方法。
7.5 冲砂作业井控要求
7.5.1应使用性能适宜的井液进行施工。
7.5.2 冲开被砂埋的地层时应保持循环正常，当发现出口排量大于进口排量时，应压井后再进行下一步施工。
7.6 钻塞、磨铣施工井控要求
7.6.1 钻水泥塞、桥塞、封隔器等施工所用修井液性能要与封闭地层前所用修井液性能相一致。
7.6.2 水泥塞、桥塞、封隔器钻完后要充分循环井液，其用量应大于1.5倍井筒容积，停泵观察30min，井口无溢流时，方可进行下一步施工。
7.6.3 钻开封堵油气层时，应保持循环正常，当发现出口排量大于进口排量时，应压井后再进行下一步施工。
7.7 打捞作业井控要求
捞获大直径落物上提管柱时，施工应符合7.3.5的要求。
7.8 油气层改造施工井控要求
进行油气层改造时，施工的最高压力（未考虑液流摩阻）不能超过套管、井口等设施允许的最大抗内压值。若工艺需要油管注入泵压高于套管抗内压强度，应下入封隔器保护套管和井口。
7.9更换井口井控要求
更换井口前应进行压井，并在施工过程中连续灌注压井液，保持液柱压力，要有专人观察井口，确认没有发现溢流或溢流增大等井喷预兆时，方可继续施工。
7.10 老井恢复生产井控要求
7.10.1 安装井口防喷装置。
7.10.2 恢复井筒循环，若不能循环时，应保持井筒常满。对于不能保持井筒常满状态的，以保持井筒内液柱压力略大于地层压力为依据。
7.10.3 在处理井筒的施工中，应制定配套防顶措施，配套相应装置。
7.11 取换套井控要求
7.11.1 应进行压井或打塞封堵生产层。
Q/SH 0098－2007 7.11.2 连续灌注压井液，保持井筒常满，保持液柱压力，应有专人观察井口，在确认没有发现溢流或溢流增大等井喷预兆时方可继续施工。
7.12 施工要求
7.12.1 现场井控工作要以班组为主，作业过程中应明确专人观察溢流，发现溢流和井喷预兆应按正确的操作程序及时关井。
7.12.2 关井最高压力取井控装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中最小值，防止憋压过高。
7.12.3 施工时各道工序应衔接紧凑，尽量缩短施工时间，防止因停工等造成的井喷和对油层的伤害。
7.12.4 伴有硫化氢气体作业，执行SY/T 6610的要求。
8 井控装置管理
8.1 防喷器远程控制台安装要求
8.1.1 距井口不少于25m，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
8.1.2 蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。
8.2 井控装置应按要求试压
8.2.1 井控装置应按要求试压，填写试压记录。
8.2.2 井控车间：全套井控装置用清水进行试压。环形防喷器封油管、闸板防喷器试压到额定工作压力，稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。
8.2.3 现场试压按6.4执行。
8.3 送至生产现场的井控装置的要求
送至生产现场的井控装置应可靠好用，并附有试压合格证。
8.4 收、送井控装置要求
收、送井控装置时，井控车间与作业队要进行现场交接，按清单逐项验收，井控车间提供井控装置检验试压合格证、日常保养要求，双方在交接书上签字。对无试压合格证的井控装置，施工单位不得接收和使用。
8.5 井控装置使用期满6个月，应进行检测
8.5.1 防喷器、节流压井管汇使用期满6个月，应进行试压、保养、维修。
8.5.2 试气流程装置使用期满6个月应对管体、壁厚进行检测。
8.5.3 对于施工周期超过6个月的井，使用期满6个月，应在现场进行试压检验，检验合格的可继续使用，完工后进行检测。
8.5.4 检测由具有资质的单位进行并出具合格证。
8.5.5 井控装置由专业单位统一管理，建立设备档案。
9 井喷失控的处理
9.1 发生井喷，应立即逐级上报，启动井喷抢险应急预案。同时，通知当地地方政府，必要时紧急疏散井场附近的群众，防止发生人员伤亡。
9.2 井喷失控后，首先要防止着火。立即停机、停车、断电（必要时打开专用照明设备），迅速将易燃易爆物品拖离危险区，尽快通知消防部门用消防水枪向油气喷流及井口周围大量喷水降温，同时做好储水、供水工作。保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。
9.3 应设立观察点，测定井口周围及近井地带天然气和硫化氢气体含量，划分安全范围，撤离危险区人员。
9.4 现场抢险指挥组，迅速制定抢险方案，统一指挥、组织抢险工作。
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9.5 清除井口周围及抢险道路上的障碍物，充分暴露井口。未着火清障时用水力切割，严防引燃油气着火。已着火井可带火清障。同时准备好新的井口装置、抢喷专用设备及器材。
9.6 按照抢险方案组织现场抢险。
9.6.1 抢险施工前，应向操作人员进行技术交底，必要时进行演习。
9.6.2 抢险过程中，应做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。
9.6.3 未着火井应使用铜制工具，防止火星引起爆炸、着火。
9.6.4 井喷着火后抢险。
9.6.4.1 火场逃生与救援：
a）被火围困要冷静观察、判明火势，利用防护器具或用湿毛巾、衣物等做简单防护，选择安全可靠的最近路线，俯身穿过烟雾区，尽快离开危险区域；
b）身上衣服着火，应迅速将衣服脱下或就地翻滚，或迅速跳入水中，把火压灭或浸灭，进行自救；
c）无法自行逃脱时，可用呼喊或用非金属物体敲击管线、设备或挥动衣物等方法向其他人员求救；
d）被困人员在烟雾中辨不清方向或找不到逃生路线时，其他人员应帮助其快速脱险；
e）对于受伤人员，除在现场进行紧急救护外，应及时送往医院抢救治疗。
9.6.4.2 灭火：
a）灭火时应本着“救人重于救火”、“先控制后消灭”的原则；
b）火灾发生后，在报警的同时，应立即启动灭火和应急疏散预案，无关人员撤离现场；
c）根据火势选择适合的灭火方案灭火；
d）火扑灭后，应立即清点人数并监护恢复生产。
9.6.5 伴有硫化氢等有毒有害气体的井喷抢险
9.6.5.1 伴有硫化氢等有毒有害气体的井喷抢险，任何作业都必须两人以上同行，指定作业人员和监护人员，戴好呼吸器。抢险时井场严禁动火，禁止金属撞击产生火花。
9.6.5.2 发生硫化氢气体失控时，按下列紧急程序进行操作：
a）报告上级部门和地方政府；
b）立刻进行区域性的群众疏散和抢救工作。所有在场人员迅速到上风口集合并清点人数，组织周边群众顺逆风方向逃生；
c）井口点火，执行SY/T 6610-2005第九章第七条。
9.6.6 应尽可能避免在夜间进行井喷失控的抢险施工。
10 报废井井控要求
10.1 临时弃井要求
10.1.1 临时弃井应进行封堵，封堵作业应有施工设计，并按程序进行审批，作业前进行压井，保证井内压力平衡。
10.1.2 一般压力井，应在油层套管水泥返高以下、最上部油层射孔井段以上200m内，注50m厚水泥塞封井，最后在距井口深度200m以内再注一个50m厚的水泥塞。
10.1.3 高压井，应在油层套管水泥返高以下、最上部油层射孔井段以上200m内先打高压桥塞，再在桥塞上注50m厚水泥塞，最后在距井口深度200m以内再注一个50m厚的水泥塞。
10.1.4 封井后应进行试压。压力为设计提供套管抗内压强度的80％，稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。
10.1.5 已封堵的井口套管接头应露出地面，用厚度不低于5mm的圆形钢板焊牢，钢板上面应用焊痕标注井号和封堵日期。
10.1.6 需保留井口的井，应设置井口防护房、套管保护装置，并标明井号和封堵日期。
10.2 永久弃井要求
Q/SH 0098－2007 10.2.1 对一般压力井，应在油层套管水泥返高以下、最上部射孔段以上200m内，注50m厚水泥塞封井,最后在距井口深度200m以内再注一个50m厚的水泥塞。
10.2.2 对高压井，应对油层挤注灰浆，封堵半径大于井眼半径0.3m～0.5m，同时在油层以上留50m～100m厚水泥塞，油层套管水泥返高以下再注50m厚水泥塞，最后在距井口深度200m以内再注一个50 m厚的水泥塞。
10.2.3 执行10.1.4、10.1.5、10.1.6。
10.3 报废井档案
报废井均应建立报废井档案。
11 井控技术培训
11.1 井控操作证制度
从事井下作业设计、技术和安全管理、现场施工、现场监督等有关人员应持井下作业“井控操作证”上岗。
11.2 执行“井控操作证”制度的人员
执行“井控操作证”制度的人员要求：
a）井下作业队：正副队长（平台正副经理）、作业工程师（技术员）、安全员、作业技师、大班司钻（司机）、正副司钻（班长）、井架工；
b）井控车间：车间负责人、技术人员和现场服务人员；
c）井下作业三级单位：大队长（经理）、分管作业生产、技术和安全的副大队长（副经理）、负责现场生产、技术和安全的管理人员；
d）井下作业公司：经理、分管副经理（生产、技术和安全）、正副总工程师、部门负责人（工程技术、安全管理），以及负责井控工作的管理人员；
e）从事井下作业设计、监督、管理的甲方人员。
11.3 井控培训单位资格
井控培训应由中国石油化工集团公司授权，具有对井下作业人员进行井控培训并颁发井控操作证资质的专业培训部门进行。
11.4 培训学时
首次培训不应少于80学时，复审培训不少于40学时。培训考核合格后，由培训部门颁发“井控操作证”。 “井控操作证”有效期为两年，到期应复审培训，复审考核不合格者要重新参加培训并重新取证。
12 井控工作分级责任制
12.1 应成立各级井控领导小组，确定其第一责任人和成员。
12.2 应成立井控监督小组，在井控领导小组的指导下工作。
12.3 应制定各级井控工作内容和相应的管理制度，并明确其职责。
图1 21M Pa防喷器井口装置示意图
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图2 35 MPa防喷器井口装置示意图
图3 70 MPa～105 MPa防喷器井口装置示意图
1～4——手动平板阀；
5——节流阀。
图4 14 MPa～21 MPa井控管汇示意图
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1～11——手动平板阀；
12——节流阀；
13——单流阀。
注1：节流管汇四通、压井管汇四通装有压力表。
注2：图中未标出压力表闸阀。
图5 21 MPa～35 MPa井控管汇示意图
1～16——手动平板阀；
17——液动节流阀；
18——手动节流阀；
23——单流阀。
注1：节流管汇五通、压井管汇四通装有压力表。
注2：图中未标出压力表闸阀。
图6 35 MPa～70 MPa井控管汇示意图
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1～16、20、21——手动平板阀；
19——液动平板阀；
17——液动节流阀；
18——手动节流阀；
22——可调节流阀；
23——单流阀。
注1：节流管汇五通装有压力表和压力变送器；压井管汇四通装有压力表。
注2：图中未标出压力表闸阀。
图7 70 MPa～105 MPa井控管汇示意图
1～16、20、21——手动平板阀； 19——液动平板阀；
17——液动节流阀；
18——手动节流阀；
22——可调节流阀；
23——单流阀； 24——套管四通； 25——压井管汇四通； 26——节流管汇五通； 27——防喷器液控台； 28——液压管线。
注1：节流管汇五通装有压力表和压力变送器；压井管汇四通装有压力表。 注2：图中未标出压力表闸阀。
图8 井控设备概况示意图
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