西北油田分公司井控实施细则第2部分：井下作业(定稿)

A.1.1

Q/SHXB

西北油田分公司井控实施细则 第2部分:

井下作业

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司 发布

目 录

前 言 .......................................................................... II 引 言 .......................................................... 错误！未定义书签。

1 范围 ............................................................................. 4

2 规范性引用文件 ................................................................... 4

3 术语与定义 ....................................................................... 4 4 井下作业井控工作管理制度 ........................................ 错误！未定义书签。

5 井下作业井控管理要求 ............................................................. 5

6 井下作业前的开工准备、检查验收 ................................................... 9

7 作业过程中的井控 ................................................................ 10

8 井喷失控现场措施 ................................................................ 14

9 防火、防爆、防硫化氢措施 ........................................................ 12

附 录 A （规范性附录） 井控装置组合示意图 ........................................ 20

附 录 B （资料性附录） 修井井场布置图 .......................................... 28

前 言

根据《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》和《中国石化股份有限公司采油采气井井控安全技术管理规定(试行) 〔2006〕426》及《西北油田分公司井控管理规定》要求，修订了Q/SHXB 0038-2010《西北油田分公司井控实施细则》。该标准分为三个部分：

──第1部分：钻井 测井 测试 完井；

──第2部分：井下作业；

──第3部分：采油气生产。

本部分为Q/SHXB 0038-2011的第2部分，为第二次修订。

本部分与Q/SHXB 0038.2-2010 《西北油田分公司井控实施细则 第2部分：试油 采油 试井 修井》相比，主要变化如下：

──拆分为两部分：即《西北油田分公司井控实施细则 第2部分：井下作业》和《西北油田分公司井控实施细则 第3部分：采油气生产》；

──补充完善了防喷器及节流、压井管汇安装组合的选择形式内容；

──增加了高含H2S油气井应安装剪切闸板、用于“三高”气井的防喷器组检验维修后应做等压气密检验的要求内容，现场试压应有资质的单位完成；

──增加普通井放喷管线基墩固定管线螺栓及压板尺寸规范和高压高产气井放喷管线要求的内容； ──增加了内防喷工具摆放架、不少于2个开关工具及现场试压要求内容；

──增加了分离器安装的内容；

──增加了开工准备的二层平台逃生演练要求内容；

──删除测试内容，增加了射孔作业的内容；

──补充完善了溢流的处理软关井、硬关井程序要求内容；

──删除消防水龙带、直流水枪和供水管线应装消防管线接口的内容，增加了消防毡；

──将原来井控管理的12项制度改为16项制度，并补充完善了制度的内容。

本部分自发布实施之日起同时替代2010年6月颁布的《西北油田分公司井控实施细则 第2部分：试油 采油 试井 修井》。其它规定与标准有抵触的，以本部分为准。本部分凡未涉及到的内容，请参照相关标准。

本标准由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程标准化管理委员会提出并归口。 本标准由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工采油气工程管理处负责解释。

本标准起草单位：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技术研究院

本标准修订单位：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工采油气工程管理处

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程监督中心

本部分主要修订人：来斌 季川疆 王志坚 李兆军 马德昌 黄 成

杨康 程 辛 李昌君 韩志坚 王海军 李世东 周龙彬

本标准所替代的历次版本发布情况为：

──Q/SHXB 0038.2-2008《西北油田分公司井控实施细则 第2部分：试油 采油 试井 修井》； ──Q/SHXB 0038.2-2010《西北油田分公司井控实施细则 第2部分：试油 采油 试井 修井》》。

引 言

为了深入贯彻《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》和《中国石化股份有限公司采油采气井井控安全技术管理规定(试行) 〔2006〕426》、《西北油田分公司井控管理规定》和行业标准，认真落实“安全第一，预防为主”的方针和“以人为本”的理念，进一步推进西北油田分公司井控工作科学化、管理规范化。不断强化油气勘探、开发全过程的井控安全管理，确保西北油田分公司井控工作的开展，防止井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄漏事故发生，保障人民生命财产安全，保护环境，维护社会稳定，为发现、保护和利用开发油气资源提供更充分的安全保障、更有利的安全生产条件，特编制和修订了《西北油田分公司井控实施细则》。

井下作业井控技术是保证石油天然气采油气生产安全的关键技术，是一项要求严密的系统工程，涉及油气田的勘探、开发、工程技术、监督、安全环保、装备、物资、培训等部门，以及乙方施工单位。为此，各项工作应有组织地协调进行，各项环节应引起十分重视，凡与西北油田分公司通过合同约定进入施工工区的所有施工单位应严格执行本细则。

西北油田分公司井控实施细则第2部分：井下作业

1 范围

本部分规定了井下作业的井控工作要求。

本部分适用于中国石化西北油田分公司所属油气田中的井下作业工程。

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，其最新版本适用于本标准。

SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》

SY/T5587.9《常规修井作业规程 第9部分 换井口装置》

SY/T6610《含硫化氢油气井井下作业推荐做法》

SY/T5225《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》

SY/T5727《井下作业安全规程》

SY/T5858《石油工业动火作业安全规程》

SY/T6277《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》

SY/T6137《硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业推荐作法》

SY/T6284《石油企业职业病危害工作场所监测、评价规范》，

SY/T5742《石油与天然气井井控安全技术考核管理规则》

SY/T6160《防喷器的检查和维修》

Q/SHXB0043《完井井口装置选择、安装与试压技术规范》

Q/SHXB 0002.1《修井作业开工验收规则》

Q/SHXB 0002.2《小修井作业开工验收规则》

《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定（2011年1月实施）》

《中国石油化工集团公司采油采气井井控管理规定（试行）〔2006〕426》

《西北油田分公司安全生产监督管理制度（汇编）（2010）》

《西北油田分公司（局）硫化氢防护安全生产管理规定》

3 术语与定义

本标准采用下列定义：

3.1

“三高”油气井

是指具有高产、高压、高含硫化氢（三者具有其一）特征的油气井。

3.2

高产气井

43 是指天然气无阻流量达100×10m/d及以上的气井。

3.3

高压油气井

指地层压力达70MPa及以上、或预测关井井口压力达35Mpa及以上的油气井。

3.4

高含硫油气井

是指地层气体介质中硫化氢含量达1000ppm及以上的油气井。

3.5

阈限值

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

33化氢的阈限值为15mg/m(10ppm)，二氧化硫的阈限值为5.4mg/m(2ppm)。

3.6 安全临界浓度

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/m(20ppm)。

3.7

危险临界浓度

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

3危险临界浓度为150mg/m(100ppm)。

3.8

高危地区油气井

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），

3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15mg/m（10 ppm））

一氧化碳等有毒有害气体的井。

3.9

环境敏感地区

基本农田保护区、基本草原、森林公园、地质公园、重要湿地、天然林、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区、重要水生生物的自然产卵场及索饵场、越冬场和洄游通道、天然渔场、资源性缺水地区、水土流失重点防治区、沙化土地封禁保护区、封闭及半封闭海域、富营养化水域。

3.10

维护作业

是指维护油水井正常生产的日常维修作业，又叫小修作业，包括检泵、检杆、检管、换井口、配合测试作业。

3.11

电缆作业

电缆作业是在指安装防喷器情况下，井内没有管柱时候进行的电缆作业。

4井下作业井控设计

4.1.1 井控设计是井下作业地质设计、工程设计和施工设计的重要组成部分，各类设计部门应严格按照本细则进行设计。井下作业施工应先设计后施工，坚持无设计不准施工的原则，当需要更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。

4.1.2在地质设计（或地质方案）中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、扣型、水泥返高、固井质量、最近得到的套管技术状况及井下复杂情况等资料，提供射孔及封堵情况，主要作业史，提供本井和邻井的油气水层深度及目前地层压力、油气比、注水注气区域的注水注气压力、与邻井油层连通及地下管线情况、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；提供井场周围2000m(含硫化氢井3000m)内的居民住宅、学校、厂矿、河流、国防设施、高压电线、地下管网和水资源等情况。

4.1.3工程设计应根据地质设计提供的参数，明确压井液的类型、性能、压井要求、施工所需的井口、井控设备组合及其规格，提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体检测情况，在工程设计应根据地质设计提供的井场周围环境情况，提出相应的防范要求，施工单位应进一步复核，并制定具体的防喷应急措施。

4.1.4施工设计应作出明确的井控专篇。井控专篇包括压井液密度；防喷器的规格、组合及示意图；节流、压井管汇规格及示意图；泥浆脱气装置和内防喷工具规格、型号、数量；井控装置的试压要求。需要储备重泥浆的井，应明确加重泥浆及加重材料的储备量，其它需要提示的特殊要求。

4.1.5对于有腐蚀环境条件（含酸性气体、高矿化度），在完井或作业后未采取套管保护措施，且在生产过程中有异常现象的井，在起出井内管柱后宜对生产套管损坏和腐蚀等情况进行测井检测。

4.1.6修井作业中，以修井所遇地层最大静压当量压井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定压井液密度。附加值可由下列两种方法之一确定：

3333a.密度附加值：油水井为0.05g/cm—0.1g/cm，气井为0.07g/cm—0.15g/cm；

b压力附加值：油水井为1.5MPa—3.5MPa,气井为3.0MPa—5.0MPa。

3

4.1.7进入井场道路及井场布置应能满足突发情况下应急需要，生活区距离井口应不小于100m，“三高井”生活区距离井口应不小于500m。

4.1.8在含H2S区域进行井下作业施工时，应按规定配备气防设施。

5. 井控装置的选择、安装、试压、使用和管理

5.1井控装置的选用原则

5.1.1井控装备包括套管头、油管头、采油（气）树、转换法兰、修井四通（特殊四通）、防喷器组、防喷器控制系统（远程控制台和司钻控制台）、内防喷工具、内防喷管线、节流和压井管汇、反循环管线、放喷管线、液气（或泥气）分离器、监测设备、抽油杆防喷器一套等。

5.1.2作业施工应安装与地层压力或预测最大关井井口压力相匹配的液动防喷器及防喷器控制系统，并根据需要配备相应的内防喷工具等管柱附件和工具。

5.1.3 压井管汇、节流管汇的压力级别应与防喷器压力级别相匹配。

5.1.4使用泥浆作业的井应配备液气分离器，其它情况按设计要求执行。

5.1.5高压油气井应安装环形防喷器。

5.1.6高含硫化氢油气井应安装剪切闸板。

5.2 井控装置的安装

5.2.1. 防喷器组合按以下形式选择。

a）压力等级小于35MPa，选择35MPa及以上压力等级的防喷器，不能自喷的油井、注水井在原作业层位进行维护性作业时，防喷器组合应在以下二种形式中选其一：

套管头+油管头+机抽井口+抽油杆双闸板（半封、全封）（附图1）

套管头+油管头+双闸板（半封、全封）+防溢管 （附图2）

b）压力等级小于35MPa，选择35MPa及以上压力等级的防喷器，自喷井作业防喷器组合应在以下二种形式中选其一：

套管头+油管头+双闸板（半封、全封）+环形+防溢管（附图3）

套管头+油管头+双闸板（半封、半）+单闸板（全封）+防溢管（附图4）

c）压力等级小于70MPa，选择70MPa及以上压力等级的防喷器，防喷器组合应在以下四种形式中选其一：

套管头+油管头+双闸板（半封、全封）+环形+防溢管 （附图3）

套管头+油管头+双闸板（半封、半封）+单闸板（全封）+防溢管（附图4）

套管头+油管头+双闸板（半封、半封）+单闸板（全封）+环形+防溢管（附图5）

套管头+油管头+双闸板（半封、全封）+单闸板（剪切）+环形+防溢管（附图6）

d）压力等级大于70MPa，选择105MPa的防喷器，防喷器组合应在以下二种形式中选其一： 套管头+油管头+双闸板（半封、半封）+单闸板（全封）+环形+防溢管（附图5）

套管头+油管头+双闸板（半封、全封）+单闸板（剪切）+环形+防溢管（附图6）

5.2.2 防喷器组安装：

a）防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》要求；

b) 防喷器各控制闸门、压力表应灵活、可靠；各种连接法兰上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1～3扣，过长或过短的连接螺栓严禁使用，法兰连接螺栓应防锈蚀。若需要安装转换法兰或修井四通的，应选择与防喷器压力级别相匹配的；

c) 防喷器组安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用4根16mm （5/8″）钢丝绳分别在井架底座的对角绷紧固定；

d) 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闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动锁紧杆位置应该是上长下短，其中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角≤30°，手轮应接出井架底座，手轮与手轮之间距不小于10cm、不应互相干涉；靠手轮端应安装操作杆支架，手轮挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数，操作杆过高的应安装操作台； 在安装完成后，应检查其开关和锁紧情况；

e)防喷器上部应安装防溢管及防泥伞，并用螺栓连接，未使用的螺孔应用丝堵堵住，防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈；

f) 若需要安装剪切闸板和环形防喷器时，按设计要求执行。

5.2.3 防喷器远程控制台安装:

a) 远控台应安装在面对修井机左侧距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线不小于2m，并保持不少于2m宽的人行通道，周围10m内严禁堆放易燃、易爆、腐蚀物品；

b)防喷器的液压控制管线束应整齐安放在管排盒内，其中长出的部分应整齐盘放在远控房附近，管排盒与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装防碾压保护的过桥盖板，严禁在管排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，在液控管线处还应设立高压警示标志；

c) 远程控制台未使用的备用液压控制管线出口和高压软管等未使用的备用管路接口均应用专用的堵头进行封堵；

d)远程控制台使用的电器及电源接线应防爆，电源应从发电房配电盘单独接出，气源从气瓶专线供给，严禁强行弯曲和压折气管束；

e) 远程控制台处于待命工况时，油面距油箱底面高度按照控制系统说明书执行，预充氮气压力7MPa±0.7MPa，气源压力0.65MPa～0.80MPa，储能器压力为17.5～21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa；

f) 液动防喷器的控制手柄都应标识，严禁随意搬动。在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器的手柄置于中位，控制全封闸板（剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置限制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致；

g) 司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。

5.2.4节流管汇、压井管汇安装:

a) 节流管汇的压力级别要与防喷器压力级别相匹配，节流管汇按附图7、附图8、附图9组合形式选择；

b) 压井管汇为压井作业专用，其压力级别要与防喷器压力级别相匹配，压井管汇形式按附图

7、附图8、附图9组合形式选择；

c) 压井管汇应水平安装在井口液动闸阀对称端井架底座外的基础上。基础坑低于地平面时，应有排水措施；

d)压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还应安装带有截止阀的低量程压力表（16MPa及以下），截止阀处于常关状态，当井口套压低，高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀 ；

e)内防喷管线宜使用不小于120°标准弯接头或具有缓冲的标准两通连接（方墩）；

f)严禁现场焊接井控管汇，转弯处应使用不小于90°的钢质弯头，应采用法兰连接。

5.2.5 放喷管线安装:

a) 放喷管线布局应考虑当地季节风向、居民区、道路、植被、油罐区、电力线及各种设施等情况；

b) 放喷管线宜平直引出，因地形限制需转弯时，转弯处应使用整体锻钢弯头，转弯夹角不小于120°；应采用法兰连接（或丝扣），严禁卡箍(由壬)连接，严禁焊接；

c) 放喷管线应使用经探伤合格的管材，放喷管线出口距井口的距离应不小于75m；含硫化氢油气井的放喷管线应采用抗硫专用管材，含硫油气井放喷管线出口距井口的距离应不小于100m；

d) 管线每隔8m-10m、转弯处的前后、出口处（双基墩，且放喷口距最近一个固定基墩不超过1m）用活动基墩或水泥基墩应加地脚螺栓固定，悬空处应支撑牢固，若跨越宽度达10m以上的河沟、水塘等障碍时，应架设金属过桥支撑；

e) 对于普通井，放喷管线内径不小于62mm，采用活动水泥基墩，尺寸应为0.6m×0.6m×0.6m，基墩的固定螺栓统一采用M16的螺栓，固定压板宽60mm、厚10mm；

f) 对于高压高产气井应使用标准放喷管线，放喷管线内径不小于76mm，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备自动点火装置，放喷管线采用固定水泥基墩，基墩间距8-10m，尺寸为1.0m×1.0m×0.8m，基墩的固定螺栓统一采用M27螺栓，埋入深度不小于

0.5m,固定压板宽100mm、厚10mm；

g) 放喷管线应在车辆跨越处装过桥盖板；

h)点火方式不少于两种，“三高”井应确保三种有效的点火方式；其中包括一套固定(或自动)点火装置。

5.2.6 内防喷工具配备要求:

a)施工单位应根据设计配备与防喷器压力相匹配的内防喷工具，内防喷工具包括方钻杆下旋塞，防喷单根（复合管或杆柱时备用）、旋塞等，应由检验部门出具的合格证；

b)内防喷工具应摆在钻台上的内防喷工具架内（附图10），有连接井内管柱的配合接头，工具应处于常开状态，并配备安装旋塞的专用工具，同一型号的旋塞扳手不少于2个；

c)旋塞使用过程中每班开关活动1次，现场每15天内对旋塞试压检查一次，试压压力20MPa，稳压5分钟，压降＜0.7Mpa，现场填写试压记录。每半年应进行一次额定工作压力试压检验并出具试压合格证，内防喷工具每年至少探伤检测一次并出具探伤检验合格证。

5.2.7 监测仪器仪表安装:

施工单位应按SY/T 6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》执行；

3施工现场应至少配备1套液位报警仪（维护作业不要求），推荐设置值：“1m报警”。

5.2.8 采油（气）井口的选择、运输、安装、试压:

采油树安装应符合Q/SHXB 0038-2011《西北油田分公司井控实施细则 第3部分：采油气生产》中的4规定和SY/T 5587.9《常规修井作业规程 第9部分 换井口装置》中相应规定。

5.2.9 分离器安装:

a)分离器至少用3根16mm（5/8″）的钢丝绳绷紧固定，并有花篮螺丝，安装有与之相匹配的安全阀，安全阀应接有排放短弯管，管口应朝向非人员和设备区；

b)分离器进液管线用基墩支撑并固定牢靠，排液管接到沉砂罐并固定牢靠，排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致，用基墩固定，基墩间距8-10m，尺寸为0.6m×0.6m×0.6m；

c)排污管线由现场自行配套。

5.3 井控装置安装后主要检查内容：

a）闸板防喷器油路密封、闸板芯子开关的灵活性及闸板芯子能完全退入腔室内等；

b）防喷器控制系统的油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；

c) 储能器的额定压力、防喷器的手动锁紧杆的圈数；

d）节流管汇、压井管汇、液动节流阀、手动节流阀、手动平板阀开关是否正常，压力表灵敏情况等；

e）点火装置是否完好；

f) 液位报警仪保持正常使用状态；

g) 远程控制台、防喷器、节流压井管汇标识标牌齐全并按照正确方式摆放；其他井控安全标识（逃生路线、紧急集合点、入场须知）齐全；

h）若安装环形防喷器，应检查环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力。

5.4 井控装置试压

5.4.1 试压介质：清水（冬季用防冻液体）。

5.4.2 井控车间试压：

对井控装置试压，原则上环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70％，闸板防喷器、节流管汇、压井管汇，高压按额定工作压力试压，30min压降小于0.5MPa为合格；低压2MPa，30min不渗不漏无压降为合格，并出具试压合格报告。

防喷器组检验维修后，宜按井场联接形式组装后进行低压和额定工作压力试压；用于“三高”气井的防喷器组应做等压气密检验。

5.4.3现场安装好后试压：

环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70％，闸板防喷器、防喷管线、节流管汇、压井管汇，高压按额定工作压力试压，15min压降小于0.5MPa为合格；低压2MPa，15min不渗不漏

无压降为合格，试压完后检查连接部位螺栓紧固情况。若井口额定工作压力低于防喷器压力级别，防喷器高压按井口额定压力试压。

5.4.4防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，压降≤0.7MPa为合格；用于“三高”气井的采油气树和防喷器组现场试压应有资质的单位完成。

5.4.5 有下列情况之一，井控设备应进行现场试压检查：

a) 更换井控装置部件后；

b) 单井施工超过3个月， 试压间隔超过三个月的。

5.4.6 放喷管线密封用清水试压应不低于10MPa，稳压10min，无压降，冬季试压后应用压缩空气对管线进行吹扫。

5.4.7 试压合格后由试压方、施工方和监督现场确认并签字；采油（气）树和防喷器组应有试压记录曲线。

5.5井控装置使用

5.5.1 不应将防喷器当采油（气）井口使用，特殊情况下经相关程序审批可临时使用。

5.5.2 环形防喷器非特殊情况不应用来封闭空井。

5.5.3 用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，锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4～1/2圈。

5.5.4 严禁用打开防喷器闸板的方法泄压。

5.5.5 井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。半封闸板防喷器关闭时严禁进行起下管柱作业。

5.5.6 平行闸板阀开、关到底后，应回转1/4～1/2圈，其开、关应一次完成，严禁半开半闭和做节流阀用。

5.5.7 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时，两侧门严禁同时打开。

5.5.8 压井管汇应保持管线畅通，不应用作日常灌注修井液；放喷管线应保持管线畅通；

5.5.9防喷器在不使用期间应保养后妥善保管。

5.5.10针对防喷器设计组合与管柱尺寸应配齐相应类型的闸板芯子；使用复合管柱时，应按照复合管柱尺寸，确定相应闸板尺寸，其它尺寸管柱应准备防喷单根；

5.5.11防喷单根应摆放在应急状态下使用操作安全、便捷的位置。

5.6井控装置的管理

5.6.1施工单位应负责井控装置的现场安装、维护、使用、保养。井控装置应由现场工程师负责管理，班组分工检查，并填写保养维护记录。

5.6.2施工单位应对井控装置分类、编号建档（检查、维修、试压情况）。

5.6.3施工作业前，井控装置应保持完好状态。

5.6.4井控装置检修:

a) 检修内容：防喷器组及控制系统、内防喷工具、节流管汇、压井管汇等；

b）所有井控装置的维修、检测应由西北油田分公司认可的有资质的技术服务单位进行； c) 施工单位制定出井控装置检修计划；

d）井控装置检修周期：正常情况下不超过半年，若在单井使用超过半年应增加现场试压频次（一般试压间隔为30d），有问题应及时解决；含硫化氢井发生溢流地层流体返至地面的，在下一井次开工前对防喷器进行送检；发生渗漏应及时解决，提前检修。

5.6.5井控装备及配件应妥善保管，闸板芯子应避光保存，橡胶件应放入橡胶库房保存；防喷器、四通、升高短节等带钢圈槽密封的设备不得将密封面直接置于地面，应放置于专用底座或进行铺垫。

5.6.6冬季施工防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防冻堵措施。

5.6.7液控管线进入冬季施工需更换冬用液压油。

6 井下作业前的开工准备、检查验收

6.1开工准备

6.1.1施工前，施工单位技术人员应向全队职工进行井控技术交底。

6.1.2根据作业井的工艺要求、周围环境及地质条件应做出安全应急预案，含硫化氢油气井应符合SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐做法》相关要求。

6.1.3 施工单位应严格按设计作好准备工作，实施前若发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报，经批准后方可实施。

6.1.4修井队应配备二层台逃生装置，逃生绳与地平面夹角30°-45°。逃生装置每月应至少检查一次，每半年至少对井架工开展一次二层台使用逃生装置的逃生演练，新上岗的井架工要求在上岗7天内应进行一次二层台使用逃生装置的逃生演练，各次检查和演练应记录。

6.2 井控检查、整改、验收

6.2.1施工单位应全面检查所有井控装置、电路和气路的安装情况，发现问题应及时整改后向相关部门申请检查验收。

6.2.2 对检查出的井控隐患施工单位应限期整改，经甲方人员复检合格后，方可实施作业。 7 作业过程中的井控

7.1压井作业

7.1.1. 压井施工前作好压井方案，落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工方案组织压井施工。

7.1.2. 根据作业井完井方式的不同选择不同的压井方式：

a）机采井作业时，通过节流管汇放油、套压，压力落零后观察3～5小时无流溢后，宜采用不压井作业；若溢流不止，则根据设计要求密度的压井液采用反循环压井，压井结束观察3～5小时无溢流后，再反循环洗井一周后进行下步作业；

b）稠油井开工作业严禁油、套放压。先分别从油、套挤入一个井筒容积的稀油（或执行设计），再用设计要求密度的压井液正、反挤压井，观察压稳后进行下步作业；

c）注水井作业先通过节流管汇放油、套压，压力落零后观察3～5小时无溢流后采用不压井作业；若溢流不止，则根据设计要求密度的压井液采用正循环压井，压井结束后观察3～5小时无溢流后，再正循环洗井一周后进行下步作业；

d）自喷井，根据设计要求密度的压井液采用正循环节流压井，压井结束后观察3—5小时无溢流后，再正循环洗井一周后进行下步作业；

e）对于高含硫化氢，采用压回法压井；分别用设计要求密度的压井液正、反挤1～1.5倍油、套管内容积，观察10小时无溢流后，再正、反挤1倍油、套管内容积；根据作业井漏失情况安排进行环空液面监测，做到及时吊灌，保持井内处于微漏状态；

f）对于井下带封隔器的高压井作业，采用压回法压井。先用设计要求密度的压井液正挤1～

1.5倍油管内容积，观察10小时无溢流后再正挤1倍油管内容积，拆采油树，换装封井器试压合格后；对有循环通道的井，打开循环通道后用设计要求密度的压井液从环空反挤一个井筒容积，再解封封隔器后关井，对无循环通道的井直接解封封隔器后关井，再正循环节流压井，压井结束后观察6～8小时，再正循环洗井一周，计算油气上窜速度。根据作业井漏失情况及时安排进行环空液面监测，保持井内处于微漏状态。

7.1.2.3严格执行坐岗观察制度。

7.2射孔作业

7.2.1电缆射孔

7.2.1.1施工前，井下作业队和射孔队应核对射孔通知单，确保射孔层位、井段准确无误。

7.2.1.2下放速度不超过3000m/h，上提速度不超过5000m/h。

7.2.1.3射孔队应将灵活好用的电缆剪钳摆放在井口方便取用的位置。

7.2.1.4射孔过程中，井下作业队应有专人负责观察井口油气显示。若发现溢流，应立即停止射孔作业，关闭电缆射孔防喷器或环形防喷器，并实施压井，若电缆防喷器不密封，应立即剪断电缆，并关全封后实施压井。

7.2.1.5射孔结束后，应立即下管柱，发现溢流应立即关井。

7.2.2油管（钻杆）输送射孔

7.2.2.1可疑层、预测有自溢能力的井、高压油气井、含硫化氢等有毒有害气体井应优先选用油管（钻杆）输送射孔。

7.2.2.2下射孔管柱时，下放速度要求匀速平稳，垂直井段小于300m/h；大斜度段、水平井段下放速度小于200m/h。

7.2.2.3射孔作业过程中，井下作业队应有专人负责观察井口油气显示，若发现溢流应按关井程序关井。

7.2.3严格执行坐岗观察制度。

7.3诱喷作业井控要求

7.3.1. 抽汲作业前应认真检查抽汲装备、工具，装好防喷盒，安装的防喷管长度，便于关闭采油树清蜡闸门更换抽子。对于间喷井要利用间歇周期进行抽汲作业，发现气顶或液面上升加快的情况，应快速将抽子起到防喷管内观察。

7.3.2. 用连续油管进行气举排液、诱喷等作业时，应装好连续油管防喷器组；按额定工作压力试压。连续油管车距离井口大于8米，制氮车距井口大于12米。对于间喷井要利用间歇周期进行气举作业，发现气顶或液面上升加快的情况，应快速将连续油管起到注入头内观察。

7.3.3. 气井不应进行抽汲作业。

7.3.4、不应使用空气进行气举排液。

7.3.5、严禁夜间进行替喷作业。

7.3.6“三高”井不宜在夜间诱喷作业。

7.4电缆作业（电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井及电缆射孔作业）井控要求：

7.4.1电缆作业前应先压稳油气层。

7.4.2 电缆作业施工设计应编写井控应急预案。

7.4.3井控责任主体是井下作业施工队伍。

7.4.4电缆作业必须配备全封闸（作业队配）板和相对应的电缆闸板（射孔队配）。

7.4.5应按设计要求灌满压井液，液柱压力不低于生产层压力。

7.4.6电缆作业各岗位应有专人负责，做好防喷准备工作。

7.4.7应密切观察井口油气显示，发现有井喷预兆，应根据实际情况果断采取措施，防止井喷发生。

7.4.8发生溢流，抢起出电缆；若有喷势，切断电缆，关全封闸板封井。

7.5起下管（杆）柱作业井控要求

7.5.1严禁空井或作业管柱静止在裸眼井段进行设备检修。

7.5.2在起下封隔器等大尺寸工具时，应控制起下钻速度。

7.5.3 在起下管（杆）柱过程中，按井控规定向井内及时补灌压井液，保持液柱压力平衡。

7.5.4在起下管（杆）柱过程中发现溢流时，按关井程序关井。关井后井队专人连续观测和记录油压和套管压力，进行压井，压井正常后方可进行下步施工。

7.5.5严格执行坐岗观察制度。

7.6起下电泵管柱作业井控要求

7.6.1作业前应准备好旋塞、带变扣的防喷单根，以及剪切电缆工具；

7.6.2换装电泵井口后，严格按要求安装电缆密封头；

7.6.3作业过程中要派专人负责观察井筒液面变化情况，当发生溢流时，剪断电缆，抢接防喷单根，实施关井。

7.6.4严格执行坐岗观察制度。

7.7冲砂作业的井控要求

7.7.1 冲砂作业应使用符合设计要求的压井液进行施工。

7.7.2冲开被埋的地层时应保持循环正常，加强坐岗，当发现溢流时，应及时关井，然后将井压稳，再进行下步施工。

7.7.3严格执行坐岗观察制度。

7.8钻磨作业井控要求

7.8.1钻至桥塞或水泥塞时先充分循环，一旦钻开桥塞或水泥塞下的油气层后应立即关防喷器循环，坐岗人员要连续坐岗观察，密切注意压井液密度变化，如发现溢流要立即关井。关井后根据油管压力和套管压力的变化，确定处理措施和压井方案。

7.8.2钻磨完成后充分循环洗井1.5～2周，停泵观察至少4个小时，井口无溢流方可进行下步工序的作业。

7.9酸化、压裂作业的井控要求

7.9.1酸化或压裂前，应做好施工设计和应急预案。

7.9.2酸化或压裂前，要对井口和压裂管线进行检查，按额定工作压力试压合格后，方可施工。

7.9.3大型酸压、压裂时，采油（气）井口要用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定。酸化压裂施工时套压不应超过套管抗内压强度的80％。

7.10换装井口作业的井控要求

7.10.1换装井口作业应由甲方监督进行旁站监督。

7.10.2自喷井换装井口作业不宜夜间施工。

7.10.3换装井口方式、压井方案和观察时间按设计要求执行。

7.10.4重点井、复杂井、三高井、易喷易漏井的换装井口作业，应有安全措施并报相关主管领导同意后，才可进行施工。

7.10.5三高井换装井口作业时，相关专业技术主管领导应上井把关。

8溢流的处理

8.1关井：作业施工过程中发现溢流，应按附录B中规定的关井程序关井：

8.1.1空井筒，按C.1规定的程序关井；

8.1.2起下抽油杆作业，按C.2规定的程序关井；

8.1.3起下管柱作业，按C.3规定的程序关井；

8.1.4电缆、绳索作业，按C.4规定的程序关井；

8.1.5钻、磨、冲、铣作业，按C.5规定的程序关井。

8.1.6起下电泵作业，按C.6规定的程序关井。

8.2关井后处理

8.2.1根据施工井关井后实际情况，采取节流放喷或压井措施，直至溢流结束。

8.2.2在各次作业过程中均要坚持专人坐岗，观察泥浆池液量增减及泥浆出口情况，做到及时发现溢流，准确发出报警信号。发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查。关井后作业队应派专人连续观测和记录立管压力和套管压力，根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断井下情况，作业队负责将关井立、套压力的变化情况及时汇报给业主单位和修井项目部，业主单位与修井项目部确定压井处理方案。

8.2.3关井程序执行8.1。

8.2.4在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取控制放喷卸压措施。

a)对于技术套管未下到油气层顶部的井，井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；

b）井口压力超过井控设备的额定工作压力；

c）井口压力超过套管抗内压强度的80％；

d）井控设备出现严重的泄漏。

地层流体为天然气或含H2S等有毒有害气体时，应及时在放喷出口点火。

9 防火、防爆、防硫化氢措施

9.1防火、防爆措施

9.1.1施工现场设备的布局应考虑防火安全要求。在森林、苇田或草场等地区，应有隔离带或隔火墙。发电房等摆放在季节风的上风位置。发电房应距井口30m以上；储油罐应距井口30m以上；高压线及其它永久性设施距油气井井口应≥30m。柴油机排气管、锅炉的烟囱不破不漏，有防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。

9.1.2井场电器设备、照明器具及输电线的配置及安装应符合SY5225《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》的相关要求。

9.1.3现场安全用电应按照SY5727《井下作业安全规程》执行。距井口30m以内所有电气设备，如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等应符合防爆要求；发电机应配备超载保护装置，电动机应配备短路、过载保护装置；远控台和探照灯的电源线路应在配电房内单独控制；钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分闸控制，做到一机一闸一保护。

9.1.4按标准配置消防器材、工具：35kg干粉灭火器2台、8kg干粉灭火器10具、5kg二氧化碳灭

2火器2具、消防钩3个，消防锹5把、消防斧2把、消防桶8只、消防砂4m3 、消防毡两块1.5*1.5m

并定岗、定人、定期维护保养和更换失效药剂，悬挂检查记录标签。

9.1.5柴油机、发电机、锅炉的烟囱安装防火罩或冷却灭火装置。进入井场的机具、工程车辆应有防火罩或冷却灭火装置。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污和杂物。

9.1.6井场内严禁烟火。应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应进行动火审批，严格执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》和2010年西北油田分公司《安全生产监督管理制度（汇编）》。电缆射孔时严禁进行电焊作业。

9.2防硫化氢措施

9.2.1在含有硫化氢井作业时，施工单位技术人员应向全队员工进行安全技术交底，说明油气层性质及硫化氢情况，并建立预警预报制度。发现有硫化氢气体溢出地面应立即报警。

9.2.2严格执行SY/T 6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》，防止硫化氢等有毒气体进入井眼、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。

9.2.3若所修井属含H2S地区井，修井队（井场）应配备固定式H2S监测仪一套（至少在钻台、圆井、循环罐、振动筛等处安装监测仪探头），探头距离监测高度在0.3－0.6m，主机安装在干部值班室；便携式H2S监测仪和正压式呼吸器当班人员每人一套，充气泵1台，负责为现场所有服务队伍配备的正压式呼吸器提供充气；应配1套声光报警装置用于发现H2S时自动发出警示。

9.2.4含H2S的作业井，井场设置醒目的风向标，配备不少于3套防爆轴流风机（风机直径≥600mm，钻台上、圆井、振动筛处各摆放1台）。

9.2.5含H2S地区井的营房摆放应距井口500 m以远，避开低洼处，并处于季节风的上风或侧风方向。

9.2.6 H2S监测仪使用过程中应定期校验，固定式H2S监测仪一年校验一次，便携式H2S监测仪半年校验一次。在超过满量程浓度的环境使用后，如果指针显示不能回零的，应更换探头并校验合格后方能重新投入使用。

9.2.7施工现场应设置醒目的风向标。按SY/T 6277《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》及《西北油田分公司硫化氢防护设备配备标准》配齐防硫化氢设备，对硫化氢监测仪及空气呼吸器设备应每周检查一次，统一管理并建立档案。

39.2.8在井场硫化氢浓度低于30mg/m（20ppm）的情况下，可以连续工作8小时；井场硫化氢浓度

3超过30mg/m（20ppm）的情况下，作业人员立即佩戴正压式空气呼吸器进行作业。

9.2.9在作业过程中，为了防止硫化氢进入井眼、导致管柱氢脆以及保证人身安全，应压稳油气层，除硫剂的使用按照设计执行。

9.2.10发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井应采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循环压井的方法，含H2S气体的作业液通过分离器分离，并将气体烧掉。

9.2.11对含H2S气体的井段作业，除硫剂应作为常规储备料，保证作业液pH值大于9，作业液中应加除硫剂，并制定防H2S的应急预案；备齐消防器材。

339.2.12含硫油气井在井场入口处应有挂牌提示，现场H2S浓度＜15mg/m（10ppm）挂绿牌；15mg/m

33（10ppm）≤H2S浓度＜30mg/m（20ppm）挂黄牌；H2S浓度≥30mg/m（20ppm）挂红牌。

9.2.13 若发生井喷并伴有硫化氢气体逸出时应随时加强对现场硫化氢含量的监测，若现场硫化氢

3含量超标（30mg/m），立即启动防硫化氢应急预案。

9.2.14若使用剪切闸板，应按照附录D的使用条件和操作程序执行。

9.2.15每月至少进行一次防火灾应急演练。

10井喷失控现场措施

10.1发生井喷失控，按照西北油田分公司规定程序启动井喷失控应急预案。

10.2发生井喷失控，应严防着火，立即停车、停炉、断电。

10.3测定井口周围及附近天然气、硫化氢和二氧化碳的含量，确定安全范围，设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源和闲杂人员。

10.4按西北油田分公司应急管理程序逐级按时汇报。

10.5迅速做好储水、供水工作。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。

10.6在确保人员安全的情况下，应尽可能清除井口周围和抢险通道上的障碍物。

10.7抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底，使有关人员心中有数。

10.8做好人身安全防护工作，避免烧伤、窒息、中毒、噪音伤害等。

11井控技术培训、考核

11.1从事井下作业设计、生产、技术、井控和安全管理的有关人员，应参加井控培训并取得“井控培训合格证”持证上岗。

11.2按照持证上岗制度要求取证，无井控合格证的领导干部、工程技术人员无权指挥井下作业生产，员工不得上岗。

11.3井控培训部门资格

11.3.1应具有井控培训资质证书，并经西北油田分公司认定。

11.3.2教员应具有井控理论与实践经验，并具有井控技术培训资质。

11.3.3有整套井控装置和专用工具、仪器、仪表，以及石油与天然气井井控模拟装置。 11.3.4所使用的井控培训教材，应经过上级相关主管部门审核批准。

11.4取证人员范围

11.4.1分公司从事井下作业生产、技术、安全、设计、监督的部门领导以及具体负责井控工作的管理人员。

11.4.2二级单位：采油（气）厂及井下作业相关其他二级单位的厂长（经理）；主管生产、技术、安全工作的副厂长（副经理）；正副总工程师；从事设计、工程技术、生产管理和安全管理的部门领导以及与井控工作相关的管理和技术人员、作业监督。

11.4.3承包商项目部单位：经理、主管生产、技术、安全、井控工作的副经理；从事设计、工程技术、生产管理和安全管理的部门负责人以及与井控工作相关的管理和技术人员。

11.4.4基层队

a)井下作业队：正副队长（平台经理）、指导员、工程（地质）技术主管、HSE管理员、作业技师、大班司机、正副司钻、井架工（具有二层平台的设备）、泥浆工。

b)测井（射孔）队：正副队长、现场施工人员。

11.5培训学时：初次取证培训时间不应少于80学时。取得井控培训合格证的人员，每两年进行一次复审培训，培训时间不应少于40学时。

11.6考核与管理：井控技术培训的考核、发证、复审与管理应符合SY 5742《石油与天然气井井控安全技术考核管理规则》的规定。

12井下作业井控工作管理的十六项制度

12.1 井控分级管理制度。按照“分级管理”原则，分公司、各采油气厂和井下作业项目部应成立井控工作领导小组，并按照“谁主管谁负责”的原则，明确井控管理职责。

12.1.1 西北油田分公司成立井控工作领导小组，组长由西北油田分公司总经理担任，副组长由分管副总经理担任，成员由分管副总工程师、钻井完井工程管理处、采油气工程管理处、生产运行处、勘探处、开发处、质量安全环保处、市场管理办公室、计划处、财务处、组织人事处及装物处等部门领导组成。

12.1.2井控工作领导小组下设3个办公室，即：钻井完井井控管理办公室设在钻井完井工程管理处、采油气生产及井下作业井控管理办公室设在采油气工程管理处，井控监督检查办公室设在质量安全环保处。

12.2 井控工作责任制度。

12.2.1西北油田分公司井控工作领导小组职责

12.2.1.1组织贯彻落实国家安全生产法规和行业井控安全标准及企业规范，健全井控监督管理机构并落实专职人员；

12.2.1.2负责审查分公司井控相关制度、规范和实施细则；

12.2.1.3按钻井、完井、采油气及专业组织井控专项检查，及时发现并研究解决井控管理中存在的突出问题；

12.2.1.4每半年召开一次井控领导小组会议，听取钻完井井控管理办公室、采油气生产井控管理办公室与井控监督管理办公室的工作汇报，研究解决井控管理重大问题，组织召开年度井控安全工作会议，全面总结部署井控工作；

12.2.1.5审核勘探开发项目，保证井控本质安全投入；

12.2.1.6审批局、分公司上报和自筹资金的井控隐患治理项目、落实经费、监督实施； 12.2.1.7指导各单位的井控管理工作；

12.2.1.8发生井控突发事件时，按照规定程序启动井喷失控应急预案，并组织抢险。

12.2.2西北油田分公司井控管理办公室职责

12.2.2.1负责分公司各采油气厂的采油气生产、井下作业、长停井、废弃井和分公司酸化压裂的井控日常管理工作；

12.2.2.2贯彻落实国家安全生产法规和行业、集团公司及局、分公司有关井控安全标准、规范，组织制（修）订分公司采油气生产、井下作业、酸化压裂、废弃井及长停井井控安全技术标准和实施细则；

12.2.2.3参与审核局、分公司采油气生产、井下作业及酸化压裂井控和硫化氢防护年度培训计划； 12.2.2.4参与重点区域（井）有关井控技术方案论证，审核采油气、井下作业及酸化压裂井控隐患治理项目计划；

12.2.2.5参与井控突发事件应急抢险与指挥工作；参加井喷事故及硫化氢溢出事故的调查处理； 12.2.2.6负责组织分公司采油气生产、井下作业、长停井及废弃井井控安全专项检查；

12.2.2.7负责组织采油气生产及井下作业井控安全例会，分析、研究和解决井控专项问题，及时向分公司井控领导小组汇报井控管理工作，提出工作方案及安排意见；

12.2.2.8负责组织对采油气及井下作业井控设备的专业维修单位的检查、指导和管理工作； 12.2.2.9 完成井控工作领导小组交办的其他工作。

12.2.3井控监督检查办公室职责

12.2.3.1接受分公司井控领导小组的领导，监督检查日常井控工作落实情况；

12.2.3.2贯彻落实行业、集团公司及分公司有关井控技术安全标准、规范，及时组织制（修）订分公司井控安全管理标准、制度；

12.2.3.3监督检查分公司相关处室和所属有关二级单位井控安全法规、标准和制度的贯彻执行情况，落实井控安全技术措施；

12.2.3.4负责制定分公司井控隐患治理项目计划，并监督检查实施进度；

12.2.3.5参与井控突发事件应急抢险与指挥工作；参加井喷事故及硫化氢溢出事故的调查处理； 12.2.3.6及时向分公司井控领导小组汇报井控监督检查工作，提出监督检查工作方案及安排意见； 12.2.3.7参与分公司井控安全专项检查;

12.2.3.8负责制订分公司采油（气）采输井控和硫化氢防护年度培训计划。

12.2.3.9完成井控工作领导小组交办的其他工作。

12.2.4 各采油气生产单位应成立由第一负责人为组长，分管领导为副组长，安全管理、技术管理、生产运行、井下作业、设备管理、计划财务和人力资源等部门负责人参加的井控工作领导小组，并

明确各自管理和监督检查职责，全面落实井控安全责任。

12.2.5各井下作业（试油、修井）项目部应成立由第一负责人为组长，分管领导为副组长，安全管理、技术管理、生产运行、设备管理、计划财务和人力资源等人员参加的井控工作领导小组，并明确各自管理和监督检查职责，全面落实井控安全责任。

12.2.6 各井下作业基层队伍应成立以队长为组长的井控工作领导小组，负责本单位的现场井控管理工作。

12.3 井控工作检查制度。分公司每季度组织一次检查；采油（气）厂和承包商项目部每季度组织一次检查，每月抽检不少于一次；承包商分队每月组织一次井控专项检查。

12.4 井控工作例会制度。各级企业和单位应定期召开井控工作例会，认真总结、布置井控安全管理工作，并及时研究解决井控管理方面存在的问题。其中，分公司每半年召开一次，采油（气）厂每季度召开一次；承包商项目部每季度召开一次，承包商分队每月召开一次。

12.5 持证上岗制度。

12.5.1“井控培训合格证”持证岗位。

12.5.1.1油田企业领导及管理人员：行政正职，主管勘探、开发和安全的企业领导；勘探、钻井、开发、生产、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。

12.5.1.2采油（气）厂和承包商项目部领导及管理人员：厂长（经理），主管生产、技术和安全工作的副厂长（副经理），正副总工程师；工程技术、生产管理和安全管理部门领导以及参与井控管理的人员、作业监督人员。

12.5.1.3承包商队伍井下作业队（平台）：平台经理、正副队长、指导员、作业工程师（技术员）、安全员、作业技师、大班司钻、正副司钻和井架工和泥浆工。

12.5.1.4其他人员：井下作业工程、地质与施工设计人员，现场监督人员； 井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员。

12.5.1.5井控证件有效期两年，到期参加复训。

12.5.2“H2S防护技术培训证书”持证岗位。

12.5.2.1机关人员：从事井下作业的相关领导及相关管理人员。

12.5.2.2现场人员（全员）：从事井下作业现场操作及管理人员。

12.5.2.3“硫化氢防护技术”证件有效期两年，到期参加复训。

12.5.3安全资格管理证要求：西北油田分公司领导班子、机关质量安全环保处全员、各生产处室正副处级人员须参加培训取证；各单位正副处级人员、质量安全环保科全员；各承包商项目部正职，主管安全副经理、HSE异体化监督、各承包商施工分队队长、指导员、主管安全副队长，专（兼）职安全员，证书有效期三年，每年参加继续教育一次。

12.5.4“HSE”体系培训取证要求：分公司领导班子、总部机关质量安全环保处全员、各生产处室全员、非生产处室的科级以上人员须参加培训取证；工程技术研究院、勘探开发研究院正副处级人员、行政科室、科研所的正科级人员、所属的生产科室（所）、实验室（化验室）等部门全员须参加培训取证；其它单位全员要求必须参加培训取证。证书有效期四年，到期参加复训。 12.5.5井下作业监督、试油监督持专业监督证上岗。

12.5.6井控证、防硫化氢证和安全资格管理证取证及复审培训工作应在西北油田分公司许可的培训机构进行。

12.5.7各单位各级人力资源管理部门应建立培训取证管理台账；各采油厂的井下作业管理部应建立作业监督培训取证管理台账。

12.6 井控设计管理制度。

12.6.1从事酸化压裂、大修、新工艺和“三高”井堵水、三高”井补孔转层、“三高”废弃井封井的工程设计单位应持有乙级以上设计资质；相应的设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。

12.6.2油气井工程设计和施工设计均应设立《井控专篇》。《井控专篇》应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容。

12.6.3所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；如因未预见因素需变更时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更单通知施工单位。

12.6.4组织工程设计与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。

12.6.5工程设计审查、审批程序：

12.6.5.1大型酸压和“三高”井补孔转层、废弃井封井的工程设计应由主管部门组织审查，分公司分管领导审批。

12.6.5.2酸化压裂、大修、新工艺、气井和“三高”井堵水应由主管部门组织审查，主管部门领导审批。

12.6.5.3其他井应由采油（气）厂组织审查，采油（气）厂分管领导审批。

12.7 监督管理制度。

12.7.1 “三高”油气井、气井和其他重点井应实行驻井监督工作制；一般开发井可实行“一般工序巡视监督，试压、开工验收和射孔应有现场监督”工作制。

12.7.2 现场监督人员应履行工程质量监督职责，并应负责监督井控和HSE工作。

12.7.3 “三高”井和气井的监督人员应持有监督证书。

12.7.4 HSE“异体化”监督应对开工验收、“三高”油气井、气井和其他重点井的重点工序和关键点进行重点监督检查；对一般开发井的“一般工序巡视监督，试压和射孔现场”应巡视督察。 12.8 井控和H2S防护演习制度。

12.8.1分公司每年至少应组织1次井控、防H2S伤害综合演习。 采油（气）厂每半年应组织1次井控、防H2S伤害综合演习。各承包商项目部每季度至少应组织1次井控、防H2S伤害综合演习。 12.8.2承包商井下作业分队以班组为单位，按空井、钻磨（大修）、起下管（杆）柱、起下钻铤（大修）或起下电泵发生溢流的四种（小修三种）工况，以每班每月每种工况应不少于一次的井控演习。 12.8.3防喷演习的时间要求，空井2分钟（指装全封闸板工况，不装全封闸板按起下管柱工况计时间）、钻磨3分钟（维护作业不要求）、起下管（杆）柱4分钟、起下电泵管柱5分钟。 12.8.4含H2S井，在开工验收前应按预案程序和步骤组织以预防H2S为主要目的，全员参加的井控和防H2S综合演习；在含H2S区域内施工的井防H2S演习每班每周演练一次。

12.8.5演习记录：结束应由平台经理（队长）、工程师（技术员）对演习进行讲评，填写井控演习记录。

记录内容应包括：参加演练的单位、人员、起止时间、演练工况、项目和内容；演练过程中的环境条件、演练动用设备、物资、演练效果、持续改进的建议等，并有记录人和领导签字。 12.9 井控设备管理制度。

12.9.1井控管理办公室应制定井控设备管理、检查维修和定期检验制度；采油（气）厂和承包商应明确各自的井控设备管理机构，采油（气）厂的井下作业项目部应建立发包单位的井控设备管理基础台账，并报分公司井控管理部门备案；承包商项目部和分队应建立本单位的井控设备管理基础台账，并报发包方井控管理部门备案。

12.9.2所有井控装备及配件购置，必须是集团公司有关部门或西北油田分公司有关部门认可的供应商生产的合格产品。

12.9.3井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为13年，控制装置报废年限为15年，管汇及阀组报废年限为13年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过3年。用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。

12.10 专业检验维修机构管理制度

12.10.1井控设备专业检验维修机构应以西北油田分公司准入的，并取得中石化相应专业检验维修资质的单位。

12.10.2专业检验维修单位应建立完善的检验维修质量保证体系，检验维修应严格执行SY/T6160《防喷器的检查与修理》等相关标准、制度。

12.10.3用于“三高”油气井和气井的防喷器组、内防喷工具应由取得乙级以上资质单位进行检查维修。

12.10.4防喷器组检验维修后，应按井场联接形式组装后进行低压和额定工作压力试压；用于“三高”气井的防喷器组应做等压气密检验。

12.10.4井控设备档案管理：井控设备使用单位应建立送检计划和使用档案；检验维修单位应建立检查维修档案，并保留时间不低于十年。

12.11 井控设备安装、调试与维护制度。

12.11.1承包商井下作业队应按设计安装井控设备，在现场使用过程中，作业队伍和班组应有专人管理井控设备，并填写井控设备班报表，队领导审核签字。

12.11.2井口设施、井控装置现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压；“三高”气井的井口设施、井控装置宜做等压气密检验。

12.11.3井下作业井控设备按三月期、一年期、三年期进行检查维修；三月期保养在现场进行或根据需要送井控维修车间进行；一年期和三年期应送井控维修车间进行，并现场有检查维修合格报告。 12.11.4井下作业防喷器使用期满6个月应送井控维修车间检测；使用期满仍须继续使用的，应经现场试压合格，由现场监督签字认可，待施工结束时再送回车间进行检测。

12.11.5井下作业队负责井控设备的现场安装、试压，由甲方监督验收合格。“三高”油气井和气井的井控设备现场试压应由取得乙级以上资质专业队伍按设计、规范要求进行，出具试压合格单，并由井下作业队、试压队和监督三方签字认可。

12.11.6各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声响报警器（液位报警仪和手摇报警仪）等气防器具，现场安装后应进行可靠性检测。

12.12 开工检查验收制度。

12.12.1井下作业队完成开工准备工作，承包商项目部自行组织检查合格后，报请发包方（工程监督中心）根据井控风险程度，组织开工验收，并填写验收结果，整改合格后方可施工。

12.12.2发包方（工程监督中心）组织由主管井下作业、生产运行、技术部门和监督等参加的验收组进行验收，并由安全环保科对验收问题的整改情况进行复查，大修井执行Q/SHXB 0002.1《修井作业开工验收规则》，维护作业执行Q/SHXB 0002.2《小修井作业开工验收规则》。

12.12.3预测关井压力大于35MPa（含35MPa）探评井、预测关井压力大于50MPa（含50MPa）开发井和“三高”气井的开工验收由发包方（工程监督中心）和分公司主管部门领导带队。

3312.12.4预测地面施工压力大于100MPa（含100MPa）或施工规模超过4000m（含4000m）的储层

改造施工作业的开工验收由发包方（工程监督中心）和分公司主管部门领导带队。

12.13干部值班带班制度。

12.13.1 在作业过程中，施工单位干部在井场轮换24小时值班，值班干部应挂牌或有明显标志，并在干部值班记录上填写工作情况，干部是指技术负责及以上管理人员。

12.13.2 值班干部应检查井控岗位执行情况。井控装置试压、防喷演习、处理溢流、井喷、井下复杂情况等，值班干部应在现场组织指挥。

12.14 坐岗观察制度。

12.14.1 从开工之时起开始坐岗至完井为止。

12.14.2任何作业坐岗都应有专人24h坐岗观察，至少应每30min填写一次坐岗记录，“三高”油气井及溢流、漏失井应加密到15 min填写一次坐岗记录，值班干部每班检查并签字确认。

12.14.3 起下钻中及时灌压井液（特殊井按设计执行），且每起下5-10柱（或10-20根）确认一次是否灌满（或符合设计要求）。

12.14.4 发现溢流、井漏，直接报告司钻，由司钻带领全班实施关井。坚持“发现溢流立即关井、怀疑溢流关井检查”的原则。

12.14.5 大修井下作业队宜配备坐岗记录房及测量仪器。

12.15 井喷应急管理制度。

12.15.1井下作业应按“一井一案”原则编制工程和安全综合应急预案。应急预案应包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸3个子预案。

预案内容主要包括：①原则②编制依据③危险分析与分级④机构与职责⑤应急响应程序⑥现场应急

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