大港油田井下作业井控实施细则2010 - 图文

大港油田井下作业井控实施细则

大港油田公司 二○一○年五月

目 录

第一章 总则 第二章 井控风险识别与管理 第三章 井控设计

第四章 井控装备的安装、试压、使用和管理 第五章 作业过程的井控要求 第六章 防火、防爆及防硫化氢措施 第七章 井喷失控的处理 第八章 井控管理制度 第九章 附则

附录1 井控装置组合示意图 附录2 发生溢流时的关井程序

附录3 修井（试油）队打开油气层前检查验收批准书附录4 井下作业井喷失控事故信息收集表

第一章 总则

第一条 根据《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》,为了进一步推进大港油田井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。

第二条 井控工作是一项系统工程，涉及到公司的油气建设、油气生产、设计、施工等单位和工程技术、安全环保、物资装备、井控培训、工程监督等部门，各有关单位、部门必须各司其职、齐抓共管。

第三条 井喷是事故，井喷失控是灾难性事故。一旦发生井喷失控,将打乱人们正常的生产和生活秩序，甚至造成人员伤亡、环境污染、设备毁坏、酿成火灾、油气井报废、油气资源遭到严重破坏。

第四条 各单位要认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针；要牢固树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷是可以预防的、井喷失控是可以避免的”、“井喷失控是责任事故”、“做不好井控工作就是失职”的理念；要建立完善“积极井控”长效机制，切实加强井控基础工作，提高岗位员工井控操作技能和应急能力，坚决杜绝井喷失控事故的发生。

第五条 本细则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。

第六条 本细则适用于大港油田油气水井试油（气）、测试、大修、小修、措施等井下作业。各油气建设（生产）单位要通过合同约定，要求进入所辖地区的所有井下作业施工队伍执行本细则。

第二章 井控风险识别与管理

第七条 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。井控风险识别应从设计井涉及的地面环境条件、工艺技术难度入手。

（一）按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危险、一般地区三类。

1.高危地区：井口周围500m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；井场边缘临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂或井口位于滩涂、海上。

2.危险地区：井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有部分民宅；井口周围75m范围内有高压线及其它永久性设施；井口周围75m范围内有其它施工作业队伍；井场边缘临近养殖池、盐卤池。

3.一般地区：除高危和危险之外的地区。

（二）按工艺技术难度（或目的层特征）将设计井划分为重点井和常规井两类。 1.重点井：地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3(100ppm)或井筒内硫化氢含量（紧贴井口闸门出口处测量）高于150mg/m3(100ppm)的井（简称高含硫井）；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35MPa的井（简称高压井）；目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井（简称预探井）；垂深1000m以内含气层且与套管内连通的井（简称浅层气井）；目的层预测气油体积比大于400且日产气超过10000方的井（简称高含气井）；正钻井中途测试井；带压作业的油水井。

2.常规井：重点井之外的井。

第八条 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。

（一）井控一级风险井：高含硫井；高压井；在高危地区实施的重点井。 （二）井控二级风险井：在危险和一般地区实施的重点井（不包括高含硫井和高压井）；在高危地区实施的常规井。

（三）井控三级风险井：在危险和一般地区实施的常规井。 第九条 井控风险的管理实行分级负责制。

（一）油田公司工程技术处是井控风险识别的归口管理部门，主要职责是： 1.负责修订完善井控风险井的范围。

2.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。

3.负责组织井控一级风险井中高含硫井、高压井打开油气层前的井控检查验收。 （二）油气建设（生产）单位的主要职责是：

1.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环境描述，并根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度确定井控风险级别。

2.当提供的井位不能满足本细则第十三条第（二）款要求时，组织施工单位共同评估并制定风险消减措施，并监督执行。

3.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。

4.负责组织井控一级风险井（高含硫井和高压井除外）打开油气层前的井控检查验收，参加高含硫井和高压井打开油气层前的井控检查验收。

（三）地质设计部门的主要职责是：

1.负责按相关行业标准和本细则有关要求进行地质设计。 2.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。 （四）工艺设计部门的主要职责是：

1.负责按相关行业标准和本细则有关要求进行工艺设计。

2.结合地质设计提供的地面环境描述，准确划分设计井的井控风险级别，并制定相应的井控技术措施。

3.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。 （五）施工单位的主要职责是：

1.参加油气建设（生产）单位组织的井位勘查，当提供的井场条件不能满足井控实施细则的要求时，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。

2.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

3.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。 4.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。 5.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。

6.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。

7.负责本单位日常的井控监督检查与考核。

第十条 削减和控制井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：

（一）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。

（二）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。

（三）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。

（四）施工队伍要严格执行本细则中的有关规定，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。

第三章 井控设计

第十一条 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细则要求执行。

第十二条 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。

第十三条 地质设计要执行相关标准和以下规定：

（一）在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。要标注清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度；江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。

（二）地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件：油气井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、河流、水库等不小于200m；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500m。

（三）应提供井身结构（包括套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、井斜数据等资料）；本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比；应提供钻井过程中钻井液性能、溢流和井喷情况。

（四）应提供设计井生产动态数据和流体性质(油、气、水)；注水（气）井的层位、深度和井口压力、日注量、累计量与邻井地层连通情况；历次作业、井筒及井下落物情况。

（五）提示含硫化氢等有毒有害气体其层位、埋藏深度及含量；提供本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。

第十四条 工程（工艺）设计要执行相关标准和以下规定：

（一）根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度，在井控设计中明确井控风险级别。

（二）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）。

（三）压井液密度的确定应以实测地层压力或钻井资料显示最高地层压力系数为基准，再增加安全密度附加值或安全压力附加值。附加值可选用下列方法确定：

1.油、水井附加安全密度0.05－0.1g/cm或附加井底安全压力1.5－3.5MPa。2.气井附加安全密度0.07－0.15g/cm3或附加井底安全压力 3－5MPa。

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等；井控一级风险井设计的压井液密度，其安全密度附加值或安全压力附加值应取上限。

（四）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。

（五）必须设计安装井控装置并执行以下规定。 1.防喷器的选择：

防喷器的通径应确保油管挂能顺利通过。

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。

（1）压力等级为21MPa时，手动防喷器可选择附录1中图1或2，液动防喷器选择附录1图2。

（2）压力等级为35MPa时, 手动防喷器可选择附录1图1或2，液动防喷器选择附录1图2或3。

（3）压力等级为70MPa时，防喷器可选择附录1图2、3或4。 （4）压力等级为105MPa时，防喷器可选择附录1图4。 （5）预探井、高压油气井和高含硫井必须选用液动防喷器。 2.压井、节流管汇及阀门的选择：

3

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。 （1）压力等级为21MPa及以下时，压井管汇及阀组连接形式见图5。 （2）压力等级为35MPa及以上时，压井管汇及阀组连接形式见图6。

（3）压力等级为35MPa及以下时，小修井节流管汇及阀组连接形式见图7、8或9；大修及试油井节流管汇及阀组连接形式见图9。

（4）压力等级为70 MPa时，节流管汇及阀组连接形式见图10。 （5）压力等级为105MPa时，节流管汇及阀组连接形式见图11。

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《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。

第十五条 施工设计要执行相关标准和以下规定：

1.施工单位应对现场进行复核勘察，依据地质设计和工程(工艺)设计做出施工设计。

2.设计时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，按工程(工艺)设计中提出的压井液的性能、数量及灌注方式等要求，选配相应压力等级的井控装置等。

3.施工设计中提出具体的、有针对性和可操作性的井控要求，细化各项井控措施。 第十六条 高压、高含硫井的地质设计由油田公司主管部门负责审核审批，其它井的地质设计由油气建设（生产）单位主管部门和主管领导审核审批。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。

第十七条 施工过程中如变更设计,执行设计变更程序。

第四章 井控装备的安装、试压、使用和管理

第十八条 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。

第十九条 现场井控装置的安装执行以下规定 （一）采油（气）树的安装要求：

1.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。

2.采油（气）树安装时，应从四通底法兰卸开，各钢圈应清洁并涂抹润滑脂，钢圈无损坏。

3.先将法兰连同套管短节安装到井口的套管接箍上，将钢圈安放在法兰的钢圈槽内并涂好润滑脂，然后将整套采油（气）树装好，依次对角上紧各连接螺栓，装齐油、套压力表。

4.压裂、酸化等大型施工采油（气）树井口必须要加固。 （二）防喷器的安装要求：

1.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。

2.防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须干净，均匀涂好润滑脂。

3.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。 4.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。

5.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°。挂牌标明开关状态和圈数。安装环形防喷器的井要用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定。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10mm。

（三）防喷器控制系统的安装要求：

1.防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方，距井口25m以远，距放喷管线或压井管线的距离应大于2m，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

2.远程控制台储能器压力要达到17.5-21MPa、管汇压力达到8.5-10.5MPa；远程控制台电源应从配电箱总开关处直接引出，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。

3.远程控制台的各控制手柄标识与控制对象相对应，待命状态下与闸板/胶芯的工作状态一致；全封闸板控制手柄要安装防误操作装置；当试压或检修井控设备时，各控制手柄均应扳到中位。

4.液控管线连接后应试压，试验压力21MPa，稳压时间不少于10min，连接部位无

渗漏。

5.车辆跨越液控管线处应安装过桥盖板进行保护。 （四）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。 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3m以远，且平正。闸阀要挂牌编号标识，标明开关状态。

2.防喷管线的安装要求：

（1）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7m时，中间应有地锚、基墩或沙箱固定。

（2）大修、试油作业时，防喷管线平直引出，防喷管线整根长度为3-7m。350型井口四通井或高压、高含硫井，防喷管线两端应用法兰连接；250型井口四通（除高含硫井）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。

（3）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）钢活动弯头连接。

（4）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。

（5）滩海丛式井组井下作业的防喷管线拐弯处可局部使用高压耐火软管线，但必须固定牢靠。

3.放喷管线的安装要求：

（1）放喷管线通径不小于50mm。放喷管线应使用钢质管材。高含硫井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

（2）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，接出井口30m以远；高压气井放喷管线接出井口50m以远。

（3）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

下步施工。

（二）钻井口灰塞作业

钻井口灰塞作业分为裸露油气层已注灰（桥塞）封层和裸露油气层未注灰（桥塞）封层两种情况。已注灰（桥塞）封层的井，按封层灰塞作业要求进行钻塞作业即可；未注灰（桥塞）封层的井，应使用带压作业装置进行作业。

1.施工井套管短节及带压作业装置应连接牢固，按额定工作压力试压合格。 2.在管柱组合中钻头/螺杆钻具上方必须安装止回阀。 3.必须在高压水龙带以下安装旋塞阀。

4.钻塞作业时资料员或三岗位（场地工）坐岗观察、计量循环罐压井液，并填写坐岗记录。

5.钻穿后应用带压作业装置加深管柱至油层顶部进行压井，观察30分钟以上无溢流，方可进行起管柱施工。

第三十八条 丢手封隔器解封作业的井控要求

（一）解封前用能平衡目的层地层压力的压井液进行压井。 （二）丢手封隔器解封作业前，井口要安装防喷器，油管装旋塞阀。

（三）丢手解封后，应进行洗压井作业，观察30分钟以上，井口无溢流方可进行下步作业。

第三十九条 套（磨）铣作业的井控要求

（一）套（磨）铣前用能平衡目的层地层压力的压井液进行压井。

（二）套（磨）铣作业必须安装闸板防喷器和导流管，并按标准试压合格。 （三）套（磨）铣作业，应在方钻杆下端安装旋塞阀。

（四）套（磨）铣作业时资料员或三岗位（场地工）坐岗观察、计量循环罐压井液量，并填写坐岗记录。

（五）如循环罐压井液液面升高、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。应立即停止套（磨）铣作业，将方钻杆提至钻台/自封面以上，循环洗井至出口无砂、铁屑等。关闭半封闸板和旋塞阀，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。

（六）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，可增大排量继续套（磨）铣作业；如漏失量

严重出口返液较小、不能正常携砂，应停止套（磨）铣作业，抢提出管柱至初始深度以上，接旋塞阀活动管柱沉砂，沉砂结束后关闭半封闸板和旋塞阀，制定有效的工艺措施方可继续施工。

（七）起管柱前要循环洗井1.5周以上，停泵观察30分钟以上，井口无溢流时方可进行下步施工。

第四十条 取换套作业的井控要求

（一）作业前调查浅气层深度、压力等详细资料。

（二）有表套和技套的井应安装防喷器。没有表套和技套的井，取换套深度在300m以内且无浅气层的，可直接套铣、取换套；超过300m的井，应下入30m表套后固井，安装防喷器，并按要求试压。

（三）取换套作业前，注水泥塞或下丢手封隔器封闭已经打开的油气水层，水泥塞、丢手封隔器必须试压合格。

（四）套铣及起下套管作业时，资料员或三岗位（场地工）坐岗观察、计量循环罐压井液量，并填写坐岗记录。 （五）套铣时，若循环罐液面升高、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，应立即停止作业，关闭半封闸板，求取油、套管压力，进行洗压井，确认正常后继续施工。若循环罐液面降低、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，可增大排量继续钻塞作业；如漏失量严重出口返液较小、不能正常携砂，应停止套铣作业，加大排量循环洗井，关闭半封闸板，进行堵漏作业后继续施工。

（六）套铣后要将套铣管坐在承重防喷器上，并关闭承重防喷器。

（七）起套管时，每起1-3根要向井内灌注一次压井液，并保持液面在井口。若计量灌入的压井液量小于所起出的套管本体体积或停止起钻时井口（油、套管出口）压井液仍然外溢，表明已发生溢流或疑似溢流。应立即停止起套管作业，抢接防喷单根，按起下管柱关井程序进行关井，求取油、套管压力，进行洗压井，确认正常后继续施工。若计量灌入的压井液量大于所起出的套管本体体积或液面灌不到井口，表明已发生漏失。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套管作业；如漏失量严重，液面不能够灌至井口，应停止起套管作业，按起下管柱关井程序关井，进行堵漏作业后方可继续施工。

（八）下套管作业时，若计量井筒内返出的压井液量大于所下入的套管本体体积

或停止下套管时井口（油、套管出口）压井液仍然外溢，表明已发生溢流或疑似溢流。应立即停止下套管作业，抢接防喷单根，按起下管柱关井程序进行关井，求取油、套管压力，确定压井液密度，按要求进行洗压井，确认正常后方可继续施工。若计量井筒内返出的压井液量大于所下入的套管本体体积或液面灌不到井口，表明已发生漏失。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套管作业；如漏失量严重，液面不能够灌至井口，应停止下套管作业，按起下管柱关井程序关井，进行堵漏作业后方可继续施工。

（九）作业全过程工作液的液柱压力必须大于浅气层的压力。 （十）取换套作业期间必须连续作业。

第四十一条 更换采油（气）树（包括四通、套管短节）作业的井控要求 （一）洗压井后无溢流且液面在井口时更换采油（气）树（包括四通、套管短节）作业的操作

1.用压井液循环洗压井一周以上。

2.开井观察（时间大于预计更换采油树和四通时间的一倍以上），无溢流显示，方可进行下步施工。

3.修井动力工作正常，采油树及配件工具准备齐全。

4.用压井液再次循环洗压井一周以上，开井无溢流显示，立即拆装采油树。 5.更换采油树全过程要连续向井内灌压井液，并保持液面在井口。 6.按照SY/T 5587.9《换井口装置作业规程》更换采油（气）树。

（二）漏失严重、液面灌不到井口时更换采油（气）树（包括四通、套管短节）作业的操作

1.下入封隔器至油层套管水泥返高以下或填砂封闭所有射开的油层。 2.试压检验密封性，合格后方可更换采油树。 3.修井动力工作正常，采油树及配件工具准备齐全。 4.灌压井液至井口。

5.按照SY/T 5587.9《换井口装置作业规程》更换采油（气）树。 第四十二条 带压作业的井控要求

（一）使用检测合格的带压作业装置进行作业。

（二）油管内堵塞器规格应与井下管柱相匹配；油管内堵塞器应送至油管鞋（或

工具）顶端坐封投堵，封堵后打开油管闸门放空，确认无溢流为封堵合格。

（三）根据油管悬挂器的规格准备与其匹配的提升短节，其长度应大于带压作业装置高度的1-1.5m。提升短节与油管悬挂器连接牢固，在提升短节上接旋塞阀，并关闭旋塞阀。

（四）环形防喷器应密封良好，起管柱时，根据井内压力调节环形防喷器控制压力。起下油管悬挂器及大直径工具至带压作业装置内时，不应刮碰环形防喷器。

（五）起完全部管柱时，关闭全封防喷器，释放井控装置内的压力。 （六）下管柱时，管柱尾部应连接封堵工具。

（七）管柱自重大于井内流体对管柱的上顶力时，使用游动滑车正常下放管柱，下放速度不超过5m/分钟。

（八）中途停止施工时，必须关闭半封防喷器、固定卡瓦、游动卡瓦，并手动锁紧。

（九）施工现场应至少配备两套封堵工具，封堵工具的额定承载负荷应大于井内流体对其的作用力。

（十）应急情况下，手动开关时应使用带保护的防喷杆开关。 第四十三条 原钻机试油（中途测试）的井控要求

（一）建设单位派驻的现场监督负责原钻机试油的技术协调和过程监管，组织现场打开油气层前检查验收，督促钻井队制定井控联合应急处置预案并演练，试油队配合。

（二）现场成立井控联合领导小组，组长由钻井队队长（平台经理）担任，副组长由试油队主要负责人担任，成员由钻井队、试油队的井控领导小组成员和其他相关方负责人组成。

（三）钻井队负责制定井控应急处置预案，试油队给予配合，双方二级单位技术部门负责人进行审批。井控联合领导小组组长组织对现场作业人员进行井控应急处置预案交底，并实施不同工况的联合应急演练。

（四）现场监督组织试油队与钻井队有关人员进行联合交底。试油队技术人员对设计工艺、施工措施、试油装备、井控要求等进行技术交底；钻井队技术人员对现场所使用的钻井设备、井下状况、井控要求等注意事项做详细说明。

（五）按照设计要求配置与压力级别匹配的井控装置以及与管柱扣型匹配的内防喷工具，试油四通与节流、压井管汇的连接应为直线连接。

（六）井控装置必须按照试压要求进行试压，试压期间钻井队、试油队和现场监督人员必须在现场把关。

（七）试油队与钻井队分别行使各自的井控职责，原则上是谁的设备谁管理，谁的设备谁操作。按照试油协调会上的分工，准备好满足要求的压井液和灌注液。

（八）打开油气层前，按照井控风险井分级验收的要求组织有关人员分别按照钻井队和试油队打开油气层前检查验收表对各自负责的内容进行检查验收。

（九）如发生井喷险情，由钻井队统一指挥，试油队要坚决服从钻井队的抢险指挥，保证人员和设备的安全，其它人员要积极协同抢险。

第四十四条 发现溢流要立即按关井程序进行关井，报警信号为一长鸣笛，10秒以上；关井信号为两短鸣笛，响3秒-停3秒-响3秒；解除信号为三短鸣笛，响3秒-停3秒-响3秒-停3秒-响3秒。没有报警设备时，由班长统一发信号进行指挥操作。

第四十五条 关井后，值班干部应组织有关人员对井控装备各连接密封部位进行检查，发现问题立即纠正或采取补救措施。

第四十六条 关井求压时，其关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%（老井取套管试压值）二者中的最小值。

第四十七条 根据关井压力和安全附加值确定压井液密度, 选择合适的压井方法，尽快组织洗压井作业。

（一）井内管柱较深且能够建立循环时，采用工程师法等方法进行循环洗压井作业。

（二）井内管柱不能够建立循环时，采用压回法（挤压）等方法进行洗压井作业。 （三）空井或井内管柱少时，在关井后可采用置换法、压回法（挤压）等方法进行洗压井作业。

第四十八条 关井后如需要放喷时，应用节流管汇控制放喷，放喷管线出口喷出的天然气必须点燃。

第六章 防火、防爆、防硫化氢措施

第四十九条 施工单位应制定防火、防爆、防硫化氢措施和现场应急处置预案，并组织演练。

第五十条 防火、防爆措施包括但不仅限于以下规定：

（一）井场设备的布局要考虑防火和季节风向的安全要求，标定井场内施工区域

并严禁烟火。

（二）在森林、苇田、草地、采油(气)场站等地进行井下作业时，应设置隔离带或隔离墙。

（三）发电房、锅炉房、储油罐、值班房的摆放和安装按SY 5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》中的相应规定执行。

（四）井场内严禁烟火。打开油气层后使用电焊、气焊应执行SY/T 5858《石油企业工业动火安全规程》或施工企业制定的相关作业票管理规定。

（五）井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY 5727《井下作业安全规程》，井场必须按消防规定备齐消防器材，并定期检查、维修、保养。

（六）在试油气、重大措施和在古潜山构造井进行作业时，动力设备、车辆要安装阻火器，并制定相应的防火措施。

第五十一条 含硫油气井应严格执行SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》和SY/T 6137《含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法》，防止硫化氢等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。

（一）对可能遇有硫化氢的作业井场应有明显、清晰的警示标志，并遵守以下要求：

1.井处于受控状态，但存在对生命健康的潜在或可能的危险[硫化氢浓度小于15mg/m3（10ppm）]，应挂绿牌；

2.对生命健康有影响[硫化氢浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间]，应挂黄牌；

3.对生命健康有威胁[硫化氧浓度大于或可能大于30mg/m3（20ppm）]，应挂红牌。 （二）在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

（三）对可能含有硫化氢等有毒有害气体的井，在施工前要按SY/T 6277《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》和SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》有关规定配备监测仪器和正压呼吸器。

（四）作业相关人员上岗前应接受专门的硫化氢防护技术培训，首次培训时间不少于15小时，复训时间不少于6小时，经考核合格后持证上岗。

（五）打开油气层前，作业队应向现场全体人员进行井控及防硫化氢安全技术交底并组织应急演练。

（六）修井液的pH值要求控制在9.5以上，并随时进行监测。液气分离器排出的有毒有害气体应引出井场点燃。

（七）防硫化氢应急程序

1.作业队应制定防硫化氢的应急预案，并组织演练。

2.当空气中硫化氢浓度达到15mg/m3（10ppm）时，应通知所有现场人员注意，作业人员应加密测量硫化氢浓度，检查并准备好正压式空气呼吸器；

3.当空气中硫化氢浓度达到30mg/m3（20ppm）时，在岗人员应迅速佩戴正压式空气呼吸器，向上级汇报，同时检测并控制硫化氢泄露源；其他人员撤到安全区。海洋钻井平台应通知守护船在平台上风海域待命。

4.当空气中含硫化氢浓度达到150mg/m3 (100ppm)时，组织所有现场作业人员撤离到安全区。

（八）若井口压力有可能超过允许关井压力而决定放喷点火时，应先点火后放喷。自动点火失效时，点火人员佩戴防护器具，在点火口的上风口10m外进行点火。

（九）一旦发生井喷，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。

（十）控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

（十一）不含硫井保持压力（包括注水作业）过程中可能导致细菌侵入，从而造成产层中生成水溶性硫化氢，并存在于产出流体中，要注意硫化氢的防护。

第七章 井喷失控的处理

第五十二条 井喷事故应急工作应坚持“以人为本、统一指挥、反应灵敏、措施得力、分工协作”的原则。做到职责明确，统一指挥，按照程序，有条不紊地组织抢险工作。施工单位应制定井喷事故现场应急处置预案和救援预案，并组织演练。

第五十三条 井喷失控后的处理按以下规定执行：

（一）严防着火。井喷失控后作业队现场应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，人员撤离到安全集合点，组织设立警戒线。迅速组织消防车辆向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置。

（二）施工单位立即向上一级主管单位或部门汇报，并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作。油田公司负责及时向属地

安全生产监督部门报告。

（三）设置检测点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。

（四）按照井喷事件应急预案迅速成立现场应急抢险指挥部，根据井喷失控情况制定抢险方案，统一指挥、组织抢险工作。同时，根据监测情况决定是否扩大撤离范围。

（五）井喷失控抢险方案的制订及实施要同时考虑环境保护，防止出现次生环境污染事故。

（六）实施抢险前，均应按SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》或油田公司《井喷突发事件应急预案》中的要求进行技术交底和模拟演习。然后根据制定的具体方案进行抢险作业。

（七）含硫化氢井井喷失控后，在人员生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井实施点火。油气井点火决策人由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任，并列入应急预案中。

（八）抢险井口装置按下述原则设计

1.在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环要固定。

2.原井口装置不能利用的应拆除。 3.大通径放喷以尽可能降低回压。

4.优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理井下事故等作业。

（九）原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间。

（十）井喷失控的现场处理应尽量不在夜间和雷雨天进行，以免发生抢险人员人身事故以及因操作失误而使处理工作复杂化。

（十一）现场抢险人员根据安全要求和需要，配备齐全的防护用品。

第八章 井控管理制度

第五十四条 井控培训及持证制度包括以下内容：

（一）井控培训机构资质、师资管理、教学大纲和教材、培训对象与内容、考核与取换证管理、责任追究等应符合中油集团公司《井控培训管理办法》中的有关要求。

（二）下列人员必须经井控培训、考核，取得井控培训合格证，持证上岗。 1.现场操作人员：主要指井下作业队的班长、副班长和坐岗人员。

2.专业技术人员：主要指设计人员、现场监督、工程师以及其他现场专业技术人员等。

3.生产管理人员：主要指主管井下作业的领导和施工作业队伍的生产、技术、安全等管理人员。

4.现场服务人员：主要指井控车间的技术干部和现场服务人员等。

5.相关技术人员：主要指测井、测试、试井、射孔、酸化压裂等现场技术服务人员。

（三）对井控培训合格证持证者，每两年复训一次。没有取得井控培训合格证的各级领导和技术人员无权指挥生产，操作人员无证不得上岗操作。凡未取得井控培训合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚，并追究主管领导责任。

（四）井控技术培训内容

1.井控工艺的内容包括：地层压力的监测和预报；溢流、井喷发生原因和溢流的及时发现；关井程序和常用压井方法的原理及参数计算；压井施工和复杂井控问题的处理；硫化氢的防护知识等。

2.井控装置的内容包括：结构及工作原理；安装及调试要求；维护保养和故障排除等。

3.其他有关井控标准、井控实施细则及井喷事故案例等。

（五）参与现场施工的各级管理、技术、操作、监督人员必须培训的内容有井喷事故案例分析、硫化氢等有毒有害气体防护、报警及关井程序、应急逃生等。除此外，还应针对不同的培训对象采取相应的培训。

1.地质设计人员重点培训相关的行业标准、地层压力预测和井控实施细则中的地质设计要求的内容等。

2.工程（工艺）设计人员重点培训相关行业标准、井筒内各种压力的概念及相互间的关系、井控实施细则中工程（工艺）设计要求的内容等。

3.各级管理、技术人员和石油工程监督人员重点培训相关行业标准、压井作业程序、井控装置故障判断、井喷应急抢险程序及井控实施细则中相关的内容等。

4.井控车间及其现场服务人员重点培训相关井控行业标准、井控装备的结构、原理、安装、调试、检测、故障分析和排除等。

5.基层岗位操作人员重点培训一次井控、溢流的识别与判断；不同工况下的关井程序和应急关井；井控装置的标准安装、试压、使用、维护保养等。

（六）凡在大港油田从事井下作业施工及管理的应持证人员，须进行《大港油田井下作业井控实施细则》的培训并考核合格。

第五十五条 打开油气层前的分级验收制度包括以下内容：

（一）已打开油气层的老井在安装好井控装备后应进行井控检查验收；新井射孔、老井补层及钻塞、捞丢手等放层作业应进行打开油气层前的井控检查验收。

（二）作业队在申报验收前，组织全体人员进行井控措施及应急预案的交底，保证所有作业设备运转正常、井控装置安装试压符合设计要求；组织进行防喷演习（含硫地区应进行防硫化氢演习）直至合格；落实压井液性能和数量符合设计要求；然后按照相关标准进行自查自改合格后申报验收。

（三）井控二、三级风险井由施工单位井控主管部门按有关规定进行检查验收；井控一级风险井由建设（生产）单位和施工单位井控主管部门共同组织验收；高压、高含硫油气井由油田公司井控主管部门组织相关人员联合检查验收，合格后签发《修井（试油）队打开油气层前检查验收批准书》（见附录3），方可批准开工。有现场监督的井，现场监督参加每次的检查验收。

第五十六条 防喷演习制度包括以下内容：

（一）作业班组要按起下管柱、起下组合管柱（包括起下钻铤、工具串）、旋转作业、空井四种工况进行防喷演习。现场的测井、测试、试井等有关人员应参加防喷演习。

（二）井控一级风险井，每口井每个班组针对施工井涉及到的每个工况至少各组织一次防喷演习。

（三）井控二、三级风险井，每口井每个班组防喷演习不少于两次。 （四）射孔或放层前，必须进行防喷演习，演习不合格不允许打开油气层。 （五）防喷演习的时间必须在班报表、井控台帐中记载。

（六）防喷演习的讲评由值班干部进行，重点讲评发出信号到关井的时间、岗位操作有无失误及熟练程度。

（七）防喷演习质量要求：从发出长笛报警信号开始，旋转作业和空井时应在2

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