中国石化井控管理规定

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—3—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管理。

2.1.2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，应设置井控管理部门或岗位，并配置井控高级专家，配齐专兼职管理人员，具体负责本业务板块的井控管理与井控监督工作。

2.1.3 油田分公司、地区石油工程公司应成立由行政正职为组长，分管领导为副组长，安全、工程、地质、生产、设备、计划、财务、人事、教育培训、供应、设计和监督等部门（单位）

负责人参加的井控工作领导小组，并在技术部门成立井控办公室，负责日常井控管理与井控技术工作；重点地区成立专门的井控管理部门及设立井控高级专家。 2.1.4 各工程施工单位、油气生产单位以及设计、监督、井控设备检测维修等单位均应成立由行政正职为组长，相关部门参加的井控工作领导小组，明确责任部门，负责本单位井控工作。

2.1.5 各工程施工单位和油气生产单位的基层队伍，应成立以队长为组长的井控工作领导小组；交叉作业或联合作业现场，应成立以井控责任主体单位为组长，业主与相关单位参加的现场井控领导小组。

2.2 井控工作责任制度。按照“谁主管，谁负责”、“管生产必须管井控”和“管专业必须管井控”的原则，各级井控工作领导小组及成员部门均负有井控管理职责，应明确制定井控管理责任制。

2.2.1集团公司井控工作领导小组及成员部门职责 2.2.1.1 井控工作领导小组职责 （1）组织贯彻落实国家安全生产法规和行业井控安全标准，健全井控管理和监督机构，并落实专职人员。

（2）负责审定集团公司井控标准和管理制度。 （3）每年组织1次井控安全专项检查，及时发现并研究解决井控管理重大问题。

（4）定期召开井控工作领导小组会议，听取井控监督部门和事业部（专业化公司）的井控工作汇报；组织召开年度井控工作会议，总结部署井控工作。 （5）审批重大勘探开发项目，保证井控本质安全。

（6）审批井控隐患治理项目及资金。

（7）发生井控突发事件时，按照规定程序启动应急预案并组织抢险。 2.2.1.2 井控工作领导小组办公室职责

（1）贯彻落实行业和企业井控安全标准、制度，组织制（修）订集团公司井控安全标准、制度。

（2）负责监督各业务板块的井控管理工作。

（3）负责监督集团公司重大井控隐患治理项目实施。 （4）负责筹备并组织年度井控安全专项检查。

（5）及时汇报井控监督检查工作，筹备集团公司年度井控工作会议，并负责贯彻落实会议精神。

（6）参与井控应急抢险与指挥，组织Ⅰ级井控事故调查处理。

2.2.1.3油田勘探开发事业部职责油田勘探开发事业部行使井控管理责任主体职能和甲方井控管理职能，代表集团公司井控工作领导小组，全面行使办公室的日常监督、管理和协调的责任。专业化管理以境内业务为主。主要职责如下：

（1）贯彻落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块的井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。

（2）审批业务板块的井控隐患治理项目并组织实施。

（3）定期向集团公司井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。

（4）负责业务板块井控培训计划及井控新技术、新工艺和新装备的研究和推广工作。

（5）负责制定油气勘探开发总体规划方案、区域滚动开发方案的井控技术措施，以及预探井、高风险井、重点开发井的工程设计审查，确保井控本质安全。

（6）负责油气勘探开发劳务市场井控安全准入资质准入，并负责监督管理。 （7）组织集团公司井控安全专项检查，组织业务板块开展井控日常检查工作及井控年度工作会议。

（8）负责业务板块的井控应急管理，并组织Ⅰ级井控应急抢险指挥。 （9）负责业务板块的井控事故管理，组织Ⅰ级和Ⅱ级井控事 故调查处理。

2.2.1.4石油工程技术服务有限公司是石油工程技术服务业务板块的井控安全管理主体和井控责任主体。主要职责如下：

（1）贯彻落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块的井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。

（2）审批业务板块井控隐患治理项目并组织实施。

（3）定期向集团公司井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。 （4）负责井控新技术、新工艺和新装备的研究和推广工作。 （5）负责编制业务板块的井控培训计划和实施。

（6）负责预探井、高风险井、重点开发井的井控技术措施的制定和组织实施。

（7）参与集团公司井控安全专项检查，组织业务板块开展井控日常检查工作。

（8）负责业务板块的井控事故管理，参与Ⅰ级和Ⅱ级井控事故调查处理。 （9）负责业务板块的井控应急管理，并参与I级井控应急抢险指挥。 2.2.1.5国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司职责

国际石油勘探开发有限公司、天然气分公司分别为境外油气勘探开发业务板块、地下储气库业务板块的井控安全管理主体和井控责任主体。主要职责如下：

（1）贯彻落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块的井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。

（2）审批业务板块的井控隐患治理项目并组织实施。

（3）定期向集团公司井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。 （4）负责相应井控新技术、新工艺和新装备的研究和推广工作。 （5）负责编制业务板块井控培训计划并组织实施。

（6）组织制定总体部署安排、重点工程方案的井控技术措施并组织实施。 （7）负责业务板块的市场准入、承包商资质审查，并负责监督管理。 （8）定期组织业务板块的井控安全专项检查。

（9）负责业务板块的井控事故管理，参与Ⅰ级和组织Ⅱ级井控事故调查处理。

（10）负责业务板块的井控应急管理，并参与I级井控应急抢险指挥。 2.2.1.6安全监管局职责：安全监管局总体监督集团公司的井控工作。主要包

括：

（1）建立完善的井控监管体系并督促实施。 （2）参与井控应急处置。 （3）参与调查I级井喷事故。

（4）负责组织调查涉及人员伤害或造成火灾爆炸等的I级井事故。

2.2.1.7生产经营管理部全面跟踪并详细了解井喷失控等应急事件的发展动态及处置情况，及时向中国石化应急指挥中心汇报。

2.2.1.8其他部门职责

能源与环境保护部重点做好应急过程环境保护工作，外事局重点做好境外企业的井控监督检查工作，物资装备部重点做好井控设备购置并对质量负责，发展计划部和集团（股份）财务部重点做好井控工作和隐患治理资金投入，人事部重点做好井控管理机构定岗定编和井控培训计划管理工作。

2.2.2油田分公司、地区石油工程公司及其所属油气生产单位、工程施工单位、设计单位、监督机构和井控设备检测维修单位，分别为各级井控安全责任主体，应按照“谁主管，谁负责”的原则，结合井控管理实际，明确企业（单位）及部门及其岗位的井控工作职责。技术部门负责井控管理与井控技术工作；安全部门负责井控监督工作。

2.2.3业务板块井控管理主体单位、油田分公司、地区石油工程公司、工程施工单位、油气生产单位等均应设置井控管理部门或井控高级专家或专职岗位，确保井控责任制的落实。

2.3 井控工作检查制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展井控检查工作。其中，总部每年度1次，油田分公司和地区石油工程公司每半年1次，工程施工单位和油气生产单位每季度1次，基层单位每月度1次。

2.4井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展井控工作例会。其中，总部每年度1次，油田分公司和地区石油工程公司每半年1次，并将会议纪要上报油田事业部（井控办公室），工程施工单位和油气生产单位每季度1次，基层单位每月度1次。

2.5井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接受井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。

2.5.1 “井控培训合格证”持证岗位

2.5.1.1 业务板块井控管理主体单位的领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管生产、安全的领导；勘探、开发、生产、钻井、安全、设计、监督部门领导以及参与井控管理的人员。

2.5.1.2油田分公司和地区石油工程公司领导及管理（含监督）的人员：行政正职，主管勘探、开发和安全的企业领导；勘探、开发、生产、钻井、安全、设计、监督部门领导以及参与井

控管理的人员。

2.5.1.3工程施工单位与油气生产单位的领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管生产、技术和安全工作的单位领导，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。

2.5.1.4施工队伍

（1）钻井队（平台）：平台经理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液工程师、安全员、钻井技师、大班、司机长、钻井现场操作工。

（2）试油（气）与井下作业队（平台）：平台经理、正副队长、作业工程师（技术员）、安全员、作业技师、大班、现场操作工。

（3）测井队、录井队、固井队：正副队长、现场施工人员。 （4）采油（气）队：正副队长、技术人员、安全员。 （5）地下储气库：正副主任、技术人员、安全员。 2.5.1.5其他人员

（1）钻井、试油（气）、井下作业等工程、地质与施工设计人员，现场监督人员。

（2）井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员。 （3）从事欠平衡钻井/控压钻井、气体钻井、试油（气）、钻井液、取心、定向等专业服务的技术人员及主要操作人员。

2.5.2 “H2S防护技术培训证书”持证岗位

2.5.2.1 机关人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、试油（气）、井下作业和油气开发的相关领导及管理人员。

2.5.2.2现场人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、试油（气）、井下作业、专业化服务和油气开发的现场操作及管理人员。

2.5.3上述培训及复审应在总部认证的相应培训机构进行；

A类井控培训取证由总部指定的井控培训机构负责。其余实行专业化培训。 2.6 井控设计管理制度

2.6.1 从事钻井、试油（气）和井下作业工程设计的单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。

2.6.2 承担“三高”井设计人员应具有相应资格，地质设计人员应有高级以上职称；工程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。

2.6.3 油气井工程设计和施工设计均应有专门章节对井控 工作提出系统的要求。

2.6.4所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井由油田分公司分管领导或首席审批。如因未预见因素需变更设计时，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。

2.7甲方监督管理制度

2.7.1所有钻井、试油（气）和井下作业应由甲方派出现场监督人员。“三高”油气井、预探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，关键工序现场监督”工作制。

2.7.2现场监督人员除履行工程质量监督职责外，应同时负责监督井控和HSE工作。

2.7.3对钻井、试油（气）和井下作业监督人员实行资质管理；“三高”井和预探井的监督员应持有总部颁发的监督证书。监督人员资质管理由油田勘探开发事业部负责。

2.8 井控和H2S防护演习制度。基层队伍应根据施工需要，经常开展井控和H2S防护演习。演习按照程序进行，并通知现场服务的其他专业人员参加。演习应做好记录，包括班组、时间、工况、经过、讲评、组织人和参加人等。井控、防H2S演习记录中应附综合录井仪截图曲线。

2.8.1钻井井控演习分为正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井4种工况。常规井演习应做到每班每月每种工况不少于1次，钻开油气层前需另行组织1次；

3.6.9 每次节流压井后，应对地面井控装置进行试压检查，“三高”气井立即更换节流阀。

3.6.10钻进中如发生井漏，应将钻头提离井底至合适的位置以便观察，处理时遵守“先保持压力，后处理井漏”原则。

3.7 井喷失控处理原则

3.7.1 采取相应措施保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。

3.7.2立即启动应急预案并做好应急响应，同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。

3.7.3制定井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。

3.7.4含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离无望，且短时间内无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。

3.8 下套管固井井控基本要求

3.8.1 产层固井设计应有井控技术措施。 3.8.2 下套管前应压稳地层，油气上窜速度应小于10米/小时。起钻钻井液进出口密度差不超过0.02g/cm3。

3.8.3 下套管、固井施工过程应有专人坐岗观察，并控制套管下放速度。发现溢流或井漏，应停止下套管作业并进行处理，排除风险或采取可控措施后，方可进行下步作业。

3.8.4 揭开储层或非目的层揭开高压地层流体的井，下套管作业前，应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。实施悬挂固井时，如悬挂段长度不足井深1/3，则可采用由过渡接头和止回阀组成的防喷单根。使用无接箍套管时，应备用防喷单根。

3.8.5固井和候凝过程应确保井筒液柱平衡地层压力，并专人坐岗观察；候凝时间不足，不得进行下道工序作业。

3.9裸眼井中途测试基本要求

3.9.1施工应有专项设计，设计中应有井控要求。 3.9.2必须测双井径曲线，以确定坐封井段。

3.9.3测试前应调整好钻井液性能，确保井壁稳定和井控安全；测试阀打开应先点火后放喷。

3.9.4封隔器解封前必须压稳地层，如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井方可起钻。

3.9.5含硫油气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。

3.9.6含硫油气层禁止使用钻杆进行中途测试，应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采油气树、抗硫地面流程。对“三高”气井测试时，应提前连接压井流程，并准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。

3.9.7 含H2S的“三高”气井不允许进行裸眼中途测试。 3.10液相欠平衡钻井井控特殊要求 3.10.1液相欠平衡钻井实施条件

3.10.1.1对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。

3.10.1.2裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。

3.10.1.3在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。

3.10.1.4 欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。 3.10.2液相欠平衡钻井井控设计

3.10.2.1 井控设计以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。

3.10.2.2 选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体及钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。

3.10.2.3选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具，应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等确定。

3.10.2.4欠平衡钻井应安装并使用一套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。

3.10.3液相欠平衡钻井施工前期条件

3.10.3.1 成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。

3.10.3.2 组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验收等事项；编写应急预案并进行演练。

3.10.3.3 对欠平衡钻井装备进行安装并试压合格；按标准和设计要求储备加重钻井液及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。

3.10.3.4配备综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。 3.10.4液相欠平衡钻井施工作业

3.10.4.1发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在确保安全的前提下关井求压，并根据压力调整钻井液密度。

3.10.4.2钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与钻井液参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常立即报告。

3.10.4.3套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，并以保持井筒压力稳定，钻井液密度不持续降低为原则，经综合分析后进行处理。

3.10.4.4每次起钻前，应对半封闸板防喷器进行关开检查；每次下钻前，应对全封闸板防喷器进行关开检查。

3.10.4.5钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应由专人检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。

3.10.4.6钻进或起下时，如发现旋转防喷器失效时应视现场情况确定下步施工措施或紧急关井。

3.10.5进行液相欠平衡钻井时，如地层溢出流体过多应立即调整钻井液密度或控制套压进行控制，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求等情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。

3.11 气体钻井井控特殊要求 3.11.1气体钻井施工基本条件

3.11.1.1地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。 3.11.1.2地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。

3.11.1.3实施空气钻井井段，返出气体中全烃含量应小于3％；实施氮气钻井

井段，天然气出气无阻流量应在8×104m3/d以下。

3.11.1.4实施气体钻井的队伍应具有相应资质。

3.11.2气体钻井井控设计特殊要求气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计，至少应包括：分层地层压力系数、地表温度和地温梯度；准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量，提供地层流体组份和性质；气体流量设计；气体钻井井控设备配备及安装使用；燃爆检测系统、消（气）防器具配备和安装使用；应急处置措施等。

3.11.3气体钻井准备及施工特殊要求

3.11.3.1按照标准和设计要求，安装井控装置、气体钻井设备及监测仪器，配齐消（气）防器具及防护器材，并按要求储备钻井液及处理材料、加重材料。

3.11.3.2施工作业前应进行作业交底和检查验收，技术交底和检查验收应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师联合进行。

3.11.3.3编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。 3.11.3.4 在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。

3.11.3.5实施气体钻前，应关闭内防喷管线靠近四通的平板阀，且每趟钻活动1次；每趟钻至少应用喷射接头冲洗1次防喷器；下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。

3.11.4气体钻井终止条件

3.11.4.1全烃含量连续大于3%或井下连续发生2次燃爆，应立即停止空气钻井并转换为其他钻井；天然气出气无阻流量超过8×104m3/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。

3.11.4.2钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。

3.11.4.3钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。

3.11.4.4大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。

4 录井井控管理要求

4.1 录井队负井控监控职能。录井队对起下钻过程中的灌浆，出口流量，液面变化等现象应提醒施工方及提交书面异常报告。

4.2录井队应结合钻井队应急预案编制防井喷、防H2S应急预案，并参加联合应急演练。

4.3在含H2S区域或新探区录井作业时，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统，配备便携式气体检测仪、正压式空气呼吸器。

4.4综合录井仪应能为现场监督、司钻及井场提供终端接口及通讯系统。 4.5“三高”气井录井，每个循环罐、加重罐、灌浆计量罐等均应安装体积传感器，并定期与钻井队的计量传感器校正并记录。

4.6现场录井人员应加强地质分析，钻开油气层前应向井队预告。钻开油气层后，每次起下钻均应进行后效录井，测量油气上窜速度等。

4.7发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。

4.8钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察，发现井漏、溢流应及时通知当班司钻，并录取井控相关资料、溢流取样

分析及异常通知单。

4.9发生井喷或H2S浓度超标，应按井队应急预案统一行动。

5 测井井控管理要求

5.1 “三高”油气井及重点探井测井前，应与钻井队、录井队制定联合应急预案，并组织联合演练。

5.2“三高”油气井及重点探井测井应有测井施工设计，并按规定程序审批、签字。

5.3 测井车辆应停放在井架大门前方，并距井口25米以上。

5.4测井队应由测井监督在施工前组织召开由钻井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。

5.5 含H2S井测井，入井仪器和电缆应具有良好的抗硫性能，钻台配置移动式H2S报警仪；空气呼吸器和便携式H2S检测仪配备宜达到每人一具。

5.6施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满钻井液。钻台上应备有1根带回压阀且与防喷器闸板尺寸相符的钻杆，以备封井使用。如发生溢流，应服从钻井队指挥。

5.7测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、钻井液性能稳定和压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。

5.8测井过程中发生溢流，应首先考虑剪断电缆并按空井溢流进行处理。 5.9 带压测井应制定专门的井控应急预案，并使用专用电缆防喷器，并安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装置压力级别应满足井口控制压力要求；带压测井要有专人观察记录套压，发现异常及时报告。

6 试油（气）与井下作业井控管理要求

6.1试油（气）与井下作业施工应有地质设计、工程设计和施工设计，设计

应包括井控和H2S防护内容，长停井作业井控措施应充分考虑区域地质特点和该井含油、气现状。

6.2井场设备就位与安装应符合作业区域的有关规定，道路及井场布置应能满足突发情况下的应急需要。

6.3在含H2S区域进行试油（气）与井下作业施工时，应按规定配备气防设施。

6.4井控装置安装要求

6.4.1试油（气）与井下作业应安装井控装置，气井、高气油比井和高压油水井应安装液压井控装置，压力等级原则上应同时不小于施工层位目前最高地层压力和套管抗内压强度的额定工作压力。

6.4.2储层改造作业，选择井控装置压力等级和制定压井方案时，应充分考虑大量作业液体进入地层而导致地层压力异常升高的因素。

6.4.3井控装置组合方式由企业根据标准选择，“三高”气井应安装剪切闸板。 6.4.4井筒存在多种规格管柱组合时，防喷器通径应能满足不同外径管柱的井控要求，内防喷工具应配有相应的转换接头，并能迅速完成连接。

6.5电缆射孔应安装全封闸板防喷器、电缆防喷器、放喷管线和压井管线，并有专人观察井口和放喷管线出口，发生溢流时应迅速关井。

6.6连续油管作业时，应安装连续油管防喷器及控制流程；含气抽油井进行起下抽油杆作业时，应安装抽油杆防喷器。

6.7存在管柱上顶潜在风险的井进行起下作业时，应制定防止井内管柱顶出措施。起管柱过程中，应向井内及时补充压井液，并保持井筒液柱压力。

6.8 采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装置。井口控制装置应固定牢靠并有防顶（飞）出措施，同时现场应储备井筒容积1.5倍的压井液。

6.9 不连续作业时，应关闭井控装置。

6.10进行抽汲、气举、泡排、连续油管、替喷、酸化压裂、钻磨、冲砂、测试等作业，应执行相关井控要求。

6.11试油（气）与井下作业施工时，拆卸采油（气）树部件要清洗、保养备用，严禁使用闸板阀控制放喷或将防喷器作采油树使用。

6.12含H2S油气井作业应制定应急预案，并报当地政府审查备案，同时将H2S气体及危害、安全事项、撤离程序等告知500m范围内人员。

6.13当2支以上队伍联合作业时，责任主体队伍应与配合（协助）队伍在施工前相互进行施工交底，交底内容至少包括设计、现状、操作程序、防范措施、应急预案等，并由责任主体队伍组织联合演练。

6.14在已开发油气区进行试油（气）与井下作业时，井口安全距离如未达到标准要求，应由油田分公司主管部门进行安全评估、环境评估，并按评估意见处置。

6.15利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）时，应执行钻井井控标准。

7 油气生产井井控管理要求

7.1 采油（气）井、注入井应根据压力等级、流体特性选择井下和地面井控装置，并定期进行检测。采油树额定工作压力应与油藏相适应，采气树额定工作压力应高于气藏1个压力等级。

7.2“三高”气井、高压含气油井应安装井口安全自动控制系统；含H2S井场应安装固定式H2S检测仪和防爆排风扇等，并配备足够数量的气防器具。

7.3采油（气）井、注水（气）井的开关井作业和一般性维护，应严格执行井口及其它井控装置的操作规程。气井、“三高”井投产前应编制开关井操作规程，规程应包括井控及硫化氢防护内容。

7.4采油（气）井在生产过程中，应严格执行生产管理制度，及时开展生产动态监测和分析；含H2S、CO2等酸性气体的采气井，应按照工艺设计要求采取防腐、防垢、防水合物等工艺措施。

7.5出砂气井应采取防砂、控砂措施，并制定针型阀、油嘴等节流装置和井口装置、管线冲蚀情况检查检测制度。

7.6 气井、“三高”井、含气油井配套的井口装置和管汇，应对其配件定期进行完整性、灵活性和密封性，以及腐蚀状况检查和保养，定期试压检测，并做好记录。

7.7油（气、水）井清蜡、洗井、气举诱喷、生产测试、检维修等作业施工前，应提前预测压力变化，并编制施工设计书，其内容应包含井控及防喷措施。

7.8 加强岗位巡检管理，岗位巡检应包括井控内容，“三高”井、采气井、含酸性气体的生产井应加密巡检。巡检人员配置井控应急处理专用工具、H2S防

护监测设备及气防器具。

7.9长停井井控管理要求

7.9.1 具有较高井控风险的长停井应及时治理，并纳入正常生产井管理。 7.9.2 长停井应在地面明确标示，并具有完整的井口装置，其压力等级和完整性能应满足长期停产的井控要求。“三高”井应根据停产原因和停产时间，采取可靠的井控措施。

7.9.3 长停井应逐井建立完整档案，准确记录井场位置、投(停)产（注）时间、停产（注）原因、井下管柱、井下工具、流体性质、井口装置，以及地面配套情况、危险类型和程度等。

7.9.4 建立长停井定期巡检制记录制度。“三高”井、采气井、含酸性气体的长停井，每月检查应不少于1次；采油井和注入井每月应检查1次。并应根据巡检记录对地下流体流动性和机械完整性进行评估。

7.9.5 长停井应根据风险类型、风险程度、救援难度等，制定应急处置方案。

8 废弃井井控管理要求

8.1 对已无开采价值或无法恢复生产的井，应按照油、气、水井工程报废和地质报废标准，由采油气厂报油田分公司提出报废申请，经相关部门审批后，按废弃井处置有关标准进行封井处理。

8.2废弃井封井作业应按标准设计，并按程序审批。作业前应进行压井，压稳后方可进行其它作业。

8.3 废弃井封堵作业结束，应对井筒进行试压检验。

8.4采油（气）及注入井废弃封堵后，井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5毫米的圆形钢板焊牢，钢板面应用焊痕标注井号和封堵日期。气井及含气油井废弃时，应安装简易井口，装压力表。

8.5建立已封废弃井（含探井、开发井）档案及封井数据库，明确废弃井坐标位置、废弃方式等。

8.6建立废弃井实行定期巡检制度，并记录巡井资料。含H2S、CO2等酸性气体的井每至少半年应巡检一次，其它井每年至少应巡检一次。

9 地下储气库井控管理要求

9.1建设时期要求

9.1.1 注采井在钻井、测井、录井、固井等施工过程中，井控管理应执行相关专业标准和本规定相关要求。

9.1.2 油气藏型气库应对同一构造上相关层位的原有油气井（含利用井和未利用井）进行封堵，封堵施工应严格按标准设计，确保有效封隔储气层。封堵施工完成后，套管接头应露出地面，并安装简易井口和压力表。

9.1.3封堵井应逐井建立档案，包括井位坐标、处理日期、封堵工艺等相关作业资料。

9.1.4 盐穴型气库井控安全应重视井筒和腔体气密试压、注气排卤、腔体监测。注气排卤施工应严格执行设计参数，并认真监测气液界面，确保井控安全。

9.2修井作业时期要求

9.2.1 注采井在修井作业期间，井控管理应执行气田井下作业标准和本规定相关要求。

9.2.2 当油管壁厚低于最小设计强度要求的壁厚时，或油管 柱、井下封隔器、井下安全阀等密封失效时应进行更换作业。

9.3生产运营时期要求

9.3.1 注采井和观察井的地下、地面井控装置均应根据压力选定并进行定期检测；盐穴型储气库注采井采气树同时应考虑盐穴上限压力，并满足防腐、盐穴密封、注气排卤、起排卤管柱以及注采气的要求。

9.3.2注采井采气树、生产套管头、油管柱应满足气密封要求。

9.3.3注采井完井管柱应配置封隔器和井下安全阀，环空应注套管保护液，井口应设置自动高低压紧急截断阀。

9.3.4储气库应每日定时巡检注采井、观察井和封堵井，巡检部位至少应包括井口、套管头、采气树的腐蚀情况和密封效果，以及安全关断装置、泄放系统的灵敏可靠性。

9.3.5 盐穴储气库应定期检测腔体形状，并监测库区地面沉降情况。 9.3.6 油气藏型储气库应针对出砂井采取防砂、控砂措施，并制定冲蚀状况检测制度。

9.3.7注采井在开关井作业前，应做好检查和准备工作，并按操作规程实施开关井作业。

10附则

10.1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应根据本规定制定具体实施细则。地区分公司、地区工程公司结合本地区或施工区域油、气和水井的特点制定井控实施细则，经审核后报井控办公室备案作为企业标准实施。

10.2 陆上CO2气体井控管理应参照本规定修订完善执行。

中国石油化工集团公司办公厅 2015年7月7日印发

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