钻井井控实施细则2007 - 图文

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塔里木油田钻井井控实施细则

为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则

第一条 井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。（做好井控工作，1有利于发现和保护油气层，2有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。（好处）

第二条 井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，1将打乱正常的生产秩序，2使油气资源受到严重破坏，3造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废（4机毁人亡）。（坏处）

第三条 （井喷失控原因）井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须

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高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条 本细则包括

1）井控设计、 2）井控装备、 3）钻开油气层前的准备工作、 4）钻开油气层和井控作业、 5）防火防爆防H2S措施 6）井喷失控的处理、 7）井控技术培训

8）井控九项管理制度等十个方面。

第五条 本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。

二、井控设计

第六条 井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下内容：

1.（地表距离）对井场周围2km范围（以井口为中心、2km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在钻井地质设计中标注说明。特

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别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施（没有距离就没有安全“大环境”）。

2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。

3. 钻井地质设计提供1全井段的地层孔隙压力梯度、2地层破裂压力梯度预测曲线、3地层坍塌压力曲线，4生产井分层动态压力以及浅气层、5、邻井资料及周围注气注水情况，6、提供含硫地层及其深度和预计H2S含量。

4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井场布局应考虑H2S防护的需要。

5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度（和井控工作紧密相连），储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计

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中明确加重材料和重钻井液的储备量。1预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，2评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。

1预探井和评价井储备比井浆密度高

33

0.15g/cm以上的重钻井液80m以上，加重材料100吨以上；

3

2生产井储备比井浆密度高0.10g/cm

3

以上的重钻井液40m以上，加重材料50吨以上。

3

3对于钻井液密度在1.80g/cm以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，对高压油气井，重钻井液储备要达

3

到160m以上，并配套使用自动加重装置。

4对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井设计里明确。⊙

6.（套管）在井身结构设计中，套管及其下深应满足井控要求。1一般在油气层顶部要下一层技术套管，2原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气

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水层；3、新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，至少备用一层套管。

7.选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。1、预探井安装70 MPa及以上压力等级的井控装备；2、其它井根据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的关井压力，来选择井控装备，P关≥70MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35MPa≤P关﹤70 MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；14MPa≤P关<35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；P关﹤14MPa的井，选用14MPa及以上压力等级的井控装备。

8.高含硫化氢井、新区第一口探井、高压气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。

9.根据井的类型制定井控技术措施，并制定相应的应急预案。（措施与预案配套）

10.设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

11 .固井设计中应考虑水泥浆失重、气

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窜及地层流体侵入对井控的影响。

第七条 平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。附加值可由下列两种方法之一确定：

1.密度附加值：油水井为0.05～

33

0.10g/cm，气井为0.07～0.15g/cm；

2.压力附加值：油水井为1.5～3.5 MPa，气井为3.0～5.0 MPa。

具体选择附加值时应综合考虑1地层孔隙压力预测精度、油2气水层的埋藏深度、3地层油气水中H2S的含量、4地应力、5地层破裂压力和6井控装备配套等因素。浅气井采用3.0～5.0 MPa的压力附加值。

对于塔中和轮古地区的碳酸岩地层，以平衡地层压力的原则来确定钻井液密度。

第八条 含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。

第九条 欠平衡钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着

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火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。

第十条 按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备

第十一条 井控装备包括：1套管头、2采油树、3升高短节、4变径变压法兰、5钻井四通（特殊四通）、6油管头、7防喷器及控制系统、8内防喷工具、9节流压井管汇、10液气分离器、11钻井液加重装置、12监测设备等。

第十二条 塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。 1. 压力等级14 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。组合见图一；

2. 压力等级35 MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二；

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3. 压力等级70 MPa时，采取以下组合形式：

1)安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图二；

2)安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四;

3）安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图五。

4. 压力等级105 MPa时，采取以下组合形式：

1)安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图三或图四。

2)安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。组合见图五。

选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

第十三条 使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全

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封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。需要安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位置。

第十四条 井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：

1)从车间运往现场前； 2)现场安装后；

3)每次固井安装套管头后；

4)钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；

5)其它时间试压间隔超过100天的； 2.凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。

第十五条 全套井控装备应在塔里木油田分公司工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功能试验及清水（冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆进行试压；试压值为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压

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井管汇试压到额定工作压力，（车间试压标准1）1要求稳压10分钟，2外观无渗漏，3压降不大于0.7MPa，4无内漏（关井控制油压不上涨）。出具试压合格证，随设备送井。防喷器控制系统的管排架和高压液控软管应进行21MPa压力检验，探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。

第十六条 井控装备到现场后，钻井队负责验收和检验。

1.井控装备安装前的检查内容：

1）井控装备及配件的型号、规格和数量是否符合设计要求；

2）环形防喷器、闸板防喷器的钢圈槽是否完好；

2.井控装备安装后检查内容：

1）环形防喷器的油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

2）闸板防喷器的油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；

3）防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作

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情况、司钻控制台固定情况等；

4）节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的开关情况，各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；

5）电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。

第十七条 防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1-3扣。

第十八条 井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角不大于30°，手轮与手轮之间应有间距、不能互相干扰；挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数，靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况。为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应

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安装防护盖。

第十九条 现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，（现场试压标准2）要求1稳压30分钟，2外观无渗漏，3压力降不超过0.7 MPa，4无内漏（关井控制油压不上涨）。具体试压值见附表。

1. 环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；

2. 闸板防喷器试压分两种情况：1套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；2套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；

3. 节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压；

4. 安装油管头后，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。

第二十条 井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要

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求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，钻井队提供机具并派人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；钻井监督现场验收合格并签字。现场试压时，钻井监督、钻井队平台经理应在现场，负责协调、指挥和签字。

第二十一条 井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装车和卸车工作。在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇以及闸板等井控配件，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后送新井使用。对于大宛齐等地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。定队使用的井控设备按《部分井控装备定队使用管理办法》的要求执行。

第二十二条 防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。

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防喷器 规格型号 组合 系统型号 8006或8007 6406 8006或8007 8007或12008 8006或8007 8007或12008 环形防喷器+单闸板防喷54-14 器 35-35 环形防喷器+双闸板防喷35-70 器 环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器 35-70 环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器 28-105 1.

远程控制台一般摆放在面对钻台

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的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢靠；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；

2. 远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源从气瓶专线供给；

3. 远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21 MPa，汇管及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；

4. 在待命工况下，远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）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防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；

5. 司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值显示准确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1 MPa。

6. 防喷器控制系统现场安装调试完

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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），1稳压10分钟，2管路各处不渗不漏，3压降不大于0.7MPa为合格。（试压标准3）

第二十三条 每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验，以检验卡瓦是否卡牢。对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套，再进行下步作业。

双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层的井除外）。

第二十四条 为防止和减小套管磨损，应做到：（安装质量影响井控安全）

1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，导管中心线与井架底座中心线偏差不大于10mm；

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钻前施工单位应提供偏差的方位和距离；

2.钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差不大于10mm；

3.各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm；

4.一开应开正井眼；

5.重负荷情况下，应以井口为基准，对井架、转盘进行校正，保证偏差≤10mm；

6.下完表层套管固井施工前，应对套管居中程度进行校正，保证套管中心线与转盘中心线偏差≤5mm；

7.每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了13 3/8″和9 5/8″套管头的井应使用加长防磨套，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨30%时，应更换。对于一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查；对于井口偏磨严重的，应在防磨套被磨穿前起钻更换；

8.施工过程中，应加强对套管磨损情况的检查，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。

第二十五条 井口钻井四通（特殊四通

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或油管头）靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（井口安装油管头时可以接两只手动平板阀）（见图六）；节流压井管汇与钻井四通之间用标准内控管线连接，安装平直，接出井架底座以外。

第二十六条 节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：

1. 压力等级为35 MPa的节流管汇组合如图七；

2. 压力等级为70 MPa的节流管汇组合如图七、图八或图九；

3. 压力等级为105 MPa的节流管汇组合如图八或图九；

4. 压力等级为35 MPa的压井管汇组合如图十；

5. 压力等级为70 MPa、105 MPa的压井管汇组合如图十或图十一。

第二十七条 节流管汇应预备1/2″NPT（或9/16″Autoclave）接口，以便于安装录井套压传感器。为准确观察溢流关井后

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的套压变化，35 MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16 MPa（或21 MPa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构的回转3～4圈）。 山前井压井管汇与反循环管线连接处增加一只带2 7/8″平式油管扣接头的三通。

第二十八条 节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3 MPa；电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30 MPa， J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。

第二十九条 钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862、NQF800B/0.7液气分离器。

1. 液气分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；

2. 液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；

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排气管线外径为10″；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

3. 排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；排气管线点火口距离井场工作房应在25m以远。

第三十条 放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

1. 1山前井、2高压气井、3含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，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，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每根管线畅通；其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5″钻杆，接出井口75m以远；

2. 放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0 m×1.0 m

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×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应支撑固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5 m×0.5 m×0.5m；

3. 放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；

4. 基墩的固定螺栓埋入深度不小于0.5 m，统一采用M27的螺栓、?30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；

5. 放喷管线1试压10 MPa，2稳压15分钟，3以不渗漏为合格（标准4）；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；⊙

6. 放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。

第三十一条 自动点火装置具备远距离遥控点火的功能，其液化气罐摆放在距离点火口25米以远的井场附近，要遮阳处理，

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不得爆晒。靠近点火口25米范围内的液化气管线要掩埋，掩埋深度不得少于50mm。另外，钻井队要准备好人工点火工具，配备好相应的防护器具，做好人工点火的准备。

第三十二条 节流压井管汇、液气分离器、放喷管线、排气管线每次使用结束后，应及时排干净，液气分离器应开启排污阀将

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钻井液排干净。对于使用密度大于1.8g/cm压井液压井结束后，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。（振动、冲蚀、腐蚀和磨损）

第三十三条 井控装备配件要妥善保管，橡胶件（包括闸板芯子）应放入橡胶库房保存。

第三十四条 钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具，包括方钻杆1上、下旋塞，2液压旋塞，3箭形止回阀，4浮阀等。进行欠平衡作业时，还要配备5投入式止回阀。内防喷工具的管理严格执行《塔里木油田内防喷工具管理办法》。

1. 内防喷工具的压力等级不低于所使用闸板防喷器的压力等级；对于配套使用

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额定工作压力105MPa防喷器的井，使用额定工作压力为70MPa及以上压力等级的箭形止回阀和浮阀；（下面）

2. 钻井队负责内防喷工具的现场使用、维护；

3. 使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形止回阀。

4. 在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱：

1由钻杆钻铤变扣接头、＋1钻杆立柱、＋箭形止回阀组成

（或2由箭形止回阀＋钻杆＋钻杆与钻铤变扣接头＋钻铤组成）；防喷单根由一根钻杆、箭形止回阀、钻杆与钻铤变扣接头组成。

5. 钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开位置。

第三十五条 井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻协助钻井工程师管理井控装备，班组分工检查井控装备，认真做好“井控装备班报表”和“井控设备跟踪卡片”等资料的填写；月底由钻

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井工程师填写井控工作月报表和井控卡片，于次月十日前上报油田分公司井控管理部门。

第三十六条 对于在用的固井机，应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。

第三十七条 钻井队应保证加重系统

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完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。钻井队应保证除气器完好，所接的排气管出口距离除气器15米以远。

第三十八条 从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1.钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：

1)对于山前构造的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量≥1吨/小时）加电保温结合的方式进行保温；

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2)对于其它地区的井，采用蒸气量不小于0.3吨/小时的锅炉加电保温的方式进行保温；

3)提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；远程控制台与司钻控制台连接的管缆用电热带缠绕保温；

4)内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇、钻井液循环高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；

5)应将使用过的液气分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防冰堵；

2.井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：

1)山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；

2)远程控制台要配备防爆电保温设施； 3)气动节流控制箱配置防爆电保温装置；

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4)冬季注塑时，使用冬季用的塑料密封脂。

四、钻开油气层前的准备

第三十九条 钻开油气层前各井应做到：

1. 现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告；在进入油气层（目的层）前50m～100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验；

2. 钻井队井控领导小组按照本细则，进行一次全面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改；

3. 根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；

4. 钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，加重系统运转正常；钻井液泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的钻井液罐安装直读液面标尺；

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5. 钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂；

6. 组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的1防喷演习，在规定时间内控制井口；

7. 2落实坐岗制度和3干部24小时值班制度；

8. 预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。

9. 地破压力试验最高压力不得大于如下两者的较小值：a) 井口设备的额定工作压力；b) 井口套管抗内压强度的80%。

1)每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个易漏层，做一次地破试验，绘出泵入量～压力曲线；

2) 地破压力试验最高当量钻井液密度为本井段设计所用最高钻井液密度附加

3

0.50g/cm，地破压力试验控制当量密度不超

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过2.30g/cm；

3)对于在碳酸盐岩地层进行的地层漏失试验，试验最高当量钻井液密度为预计下部施工中作用在井底的最高井底压力相当的当量钻井液密度；

4)压力敏感性地层可不进行地层破裂压力试验和地层漏失试验。

5)试验完后应标出地破压力、地层漏失压力等，并记录在井控工作月报和井控工作记录本上；

10. 对于油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层要求的井要设法提高承压能力后再进行下步作业。

第四十条 严格执行4钻开油气层申报审批制度。

五、钻开油气层和井控作业

第四十一条 有以下情况之一者，不准钻开油气层（或目的层），应立即停工整改：

1. 未执行钻开油气层申报审批制度；

2. 未按要求储备重钻井液和加重材

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3

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料；

3. 井控装备未按照要求试压或试压不合格；

4. 井控装备不能满足关井和压井要求；

5. 内防喷工具配备不齐全或失效； 6. 防喷演习不合格的；

7. 井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的。

第四十二条 在油气层（或目的层）钻井作业过程中，泥浆工坐岗观察井口和钻井液罐液面变化，录井队监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化；钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施；对于作业过程中补充胶液或从储备罐倒钻井液时，做好计量工作，并调整循环罐液面基准量。如发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查。

第四十三条 在油气层钻进中，发现溢流应立即实施关井，严禁强行起钻到安全井

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段或循环观察。1浅气层、2浅气井以及3安装54-14防喷器组的井采取硬关井控制井口；其它井采用软关井控制井口。长鸣笛为报警信号、两短鸣笛为关井信号、三短鸣笛为解除信号。

第四十四条 关井后钻井队派专人连续观测和记录立管压力和套管压力，录井队要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断溢流类型，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：a)井控装备的额定工作压力、b)井口套管抗内压强度的80%、c)套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力；对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括浅气井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力。

第四十五条 落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工单及时进行压井施工；利用节流阀控制回压，使作用于油气水层的压力略大于地层压力，排除井内溢流，

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重建压力平衡。

第四十六条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取控压放喷措施：

1 .钻遇浅气层；

2 .浅气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；

3 .井口压力超过井控装备的额定工作压力；

4 .井口压力超过套管抗内压强度的80%；

5 .井控装备出现严重的泄漏。

地层流体为气体或含H2S等天然气气体时，应及时在放喷口点火。

第四十七条 短程起下钻是检查起下钻安全的有力手段。

1.下列情况下应进行短程起下钻检测油气上窜速度：

1）不论全面钻进还是取芯钻进，钻开新的油气层起钻前;

2）压完井后；

3）降钻井液密度后；

4）非目的层有油气水显示；

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2.短程起钻后应停泵观察，停泵观察时间为：

1）油气层井深H≤3000m的井，停泵观察2小时；

2）3000m＜H≤5000m的井，停泵观察4小时；

3）H＞5000m的井，停泵观察5小时。 3.下钻循环检测油气上窜速度，油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：

1)起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)；H÷V＝T

2)在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。

4.在起钻前应进行充分循环，循环时间不少于一个循环周，进出口钻井液密度差≤

3

0.02g/cm；下钻到底先循环排除后效，再进行其它钻井作业。

第四十八条 钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.50m/s；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量

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和起出钻具体积；检修设备时，把钻具起到或下到套管鞋处，严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。

第四十九条 电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间，同时要压稳油气层；电测时，钻井队准备防喷单根（或防喷立柱）、电缆悬挂接头及相应的配合接头、旁通阀，制定测井期间的井控应急预案，并定时向井内灌浆；电测队准备剪切电缆工具和电缆卡子，并放置在钻台上；泥浆工观察钻井液出口，有异常情况立即报告值班干部。若发现溢流：（措施）

1.立即停止电测作业，强行起出电缆，抢下防喷单根（或防喷立柱）；

2.当情况紧急（溢流速度明显增大）时，立即抢接电缆悬挂接头、旁通阀，剪断电缆，抢下钻杆，实施关井；

3.总包井由钻井队平台经理、日费制井由现场钻井监督负责，根据溢流性质和大小决定抢下钻具的深度、何时剪断电缆实施关井。钻井队及测井队无条件执行。

第五十条 在钻开油气水层后，下套管

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前应换装套管闸板芯子（下尾管时可不换套管闸板芯子，但要准备与钻杆连接的转换接头），并试压合格（试压值不大于本次所用套管抗外挤强度的80%），下完套管后应充分循环钻井液排除后效；通过选择合理的固井方法、注水泥施工设计以及关井憋压候凝等技术措施，保证固井作业期间，压稳油气水层。

第五十一条 处理事故要保证井控安全。

1. 处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力降低的影响，保证液柱压力不小于地层压力；

2. 在油层套管进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应采取相应的措施，压稳油气层。

第五十二条 探井钻井中对已钻过的地层应及时组织测井，有测试条件的井段，要测试已打开的油气水层的地层压力值，为做好下步井控工作提供依据。

第五十三条 发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由钻井工程师写出

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《溢流压井专报》，交油田分公司井控管理部门。

六、井喷失控处理

第五十四条 井喷失控，立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。

第五十五条 测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。

第五十六条 按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。

第五十七条 迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。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。

第五十八条 成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处协调、落实抢险具体事宜。

第五十九条 清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。

第六十条 抢险中每个步骤实施前，均

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应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。

第六十一条 处理井喷失控作业尽量不在夜间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。

第六十二条 做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。

七、防火、防爆、防硫化氢措施 第六十三条 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口50m以远，锅炉房距储油罐20m以远。发电房和储油罐距井口30m以远，发电房距储油罐20m以远，如果不能满足安全距离要求的应采取有效地隔离措施。

第六十四条 井场电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求。钻井队消防工作按《塔里木油田钻井（修井）队消防安全管理办法》执

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行。

第六十五条 柴油机和固井机的排气管不破不漏，有防火罩或喷淋冷却系统。进入井场的机具、车辆应带有效的防火罩。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。

第六十六条 井场进行动火作业前，应进行动火审批，动火审批执行《工业动火安全管理实施细则》。

第六十七条 严格执行SY5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》要求，尽量避免或减少H2S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。

1.发现有H2S气体溢出地面，浓度超过3

15mg/m（10 PPM）时应用手摇式报警器报警，

3

并立即实施关井；井场H2S浓度超过30mg/m（20PPM）的情况下，作业人员立即戴正压式呼吸器进行作业。

2.钻井井场应设置醒目的风向标；配备不少于6套防爆轴流风机（风机直径≥600mm，钻台上、圆井旁、震动筛处各摆放2

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台），充气泵1台，负责为现场所有服务队伍的正压式呼吸器充气；

3.探井和含H2S地区井，钻井队配备4台以上的便携式H2S监测仪（其中至少有一

3

台量程达到1500 mg/m（1000 PPM）），工作可靠，配备不少于12套正压式呼吸器（其中一套配备给钻井监督），另外配1套声光报警装置用于发现H2S时发出警示。

4.其余井，钻井队应有2台以上的便携式H2S监测仪，工作可靠，配备不少于6套以上的正压式呼吸器。辅助专业执行《对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定》。

5.探井和含H2S地区井由综合录井队提供固定式H2S监测系统，至少在圆井、钻井液出口、钻井液循环罐、钻台等处安装监测传感器，另外配1套声光报警装置用于发现H2S时发出警示。

6.含H2S地区井的营房摆放应距井口1km以远，避开低洼处，并处于季节风的上风或侧风方向。另外至少配备便携式H2S监测仪2台，正压式呼吸器2套，一台手摇式

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报警仪。

7.固定式H2S监测仪一年校验一次，便携式H2S监测仪每6个月校验一次。H2S监测仪使用达到满量程后，如果指针不能回零的，应更换探头并校验合格后方能重新投入使用。

8.在含H2S地区钻井，除硫剂应作为常规储备料，在含H2S气体的井段钻进，保证钻井液pH值不小于11，钻井液中应加除硫剂，并制定防H2S的应急救援预案。

9.在钻井过程中，为了防止硫化氢进入井眼、导致钻具氢脆以及保证人身安全，应压稳油气层作业。

10.发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井，采用1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2循环压井的方法，当含硫化氢气体的钻井液到井口时，通过分离器分离，用点火装置3点火，若需人工点火时，应由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。

11.一旦含H2S的井发生井喷失控，启

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动防硫化氢应急救援预案。

八、井控技术培训

第六十八条 提高井控技术水平和意识的有效办法是进行井控技术培训。塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训和考核不合格的，不得上岗。

第六十九条 井控操作证持证者，每两年应参加复训和考核。考核不合格者吊销井控操作证。

第七十条 在油田公司的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（80分为及格），应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田公司统一再次组织考试，考试合格者重新上岗，否则不得在应持井控操作证的岗位上工作。

第七十一条 井控培训的具体要求： 1. 工人能及时发现溢流，正确实施关井操作，掌握井控装备的安装、使用等；

2. 钻井队干部和钻井监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等；

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3. 井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理，现场安装、调试、故障的判断及排除等；

4. 塔里木油田主管钻井生产的领导及管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二级井控及三级井控技术等；

5. 对钻井和地质设计人员、地质监督、测井监督、现场地质技术人员及相关人员也要做基本的井控培训；

6. 固井、定向井、录井、射孔、欠平衡钻井等服务人员应进行基本的井控培训；

7. 井控培训应涉及欠平衡钻井井控技术和H2S防护知识。

九、井控工作九项管理制度

第七十二条 1井控分级责任制度 1. 塔里木油田分公司分管工程技术的副总经理是井控安全工作的第一责任人各分管领导是井控安全工作直接责任人。钻井技术办公室负责油田公司的井控行业管理工作。质量安全环保处负责油田井控安全

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的行业监督管理工作。成立油田公司井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任。井控领导小组全面负责油田的井控工作。

2. 各事业部和各项目经理部（不含事业部内部的项目经理部）负责所辖井钻井全过程的井控安全。

3. 工程技术部负责井控装备的管理，并提供井控技术服务。

4. 各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人，应成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责各井总包作业期间井控安全问题的处理，完全承担各井总包作业期间的井控安全责任；并承担日费井中的井控操作责任。

5. 现场井控第一责任人是钻井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工；录井队溢流监测责任人是联机员。

6. 钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控安全大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控安全检查，勘探公司每月进行一次井控安全

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检查。

第七十三条 2井控操作证制度

1. 指挥和监督钻井的领导干部、技术人员、安全管理人员和从事钻井工程设计的技术人员；

2. 钻井监督、钻井队平台经理、钻井工程师、HSE监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工；

3. 地质监督、测井监督、现场地质管理人员和地质设计人员；

4. 井控欠平衡中心的主任、副主任、技术人员、维修人员、现场服务人员；

5. 钻井技术服务公司的正副经理，技术人员；

6. 定向井服务公司主管生产的正副经理、定向井工程师；

7. 钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师；

8. 固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长、主副操作手；

9. 录井公司主管生产的正副经理、

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录井队队长、地质师、联机员；

10. 测井公司主管生产的正副经理、测井队队长、操作工程师；

11. 酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长、主操作手；

12. 测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工；

13. 地面队正副队长； 以上人员应参加井控培训、考核并取得井控操作证。无证的领导干部、工程技术人员无权指挥钻井生产，工人不得上岗。凡未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

第七十四条 3井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度

1. 井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划；

2. 井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压；由钻

井监督验收，合格后方能进行下一步施工；

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3. 井控欠平衡中心建立分级责任、保养维修责任、巡检回访、定期回收检修、资料管理、质量负责和培训等各项管理制度，不断提高管理、维修和服务水平；

4. 钻井队钻井工程师负责井控装备的管理，班组负责井控装备的日常检查、保养，及时发现井控装备存在的问题并通知井控欠平衡中心，认真填写井控装备班报表；

5. 井控管理人员和井控欠平衡中心巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态；

6. 井控欠平衡中心每月的井控装备使用动态、巡检报告等应在每月10日前上报油田公司井控管理部门；

7. 采油（气）井口装置等井口装备应经井控欠平衡中心检验、试压合格后方能送井安装使用；采油（气）井口装置在井上组装后，应整体试压，合格后方可投入使用。

第七十五条 4钻开油气层申报、审批制度

1.申报程序

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1)井队工程师是第一申报人，勘探公司主管井控的部门负责具体的申报事宜;

2)钻井队在进行钻开油气层的申报前应进行自检自查，合格后方可进行钻开油气层的申报;

3)钻开第一个预计的油气层前（注：探井为目的层，生产井为油气层），由所承钻的钻井队向所属公司进行申报;

4)对于油气显示提前的井，发现油气显示后，立即停钻，向油田公司业主单位及时申报;

5)井队按验收标准检查合格后，由钻井工程师填写《钻开油气层申报验收资料本》一式两份，放在井场，由井队钻井工程师将申报内容汇报至所属勘探公司主管部门，由勘探公司主管部门填写《钻开油气层申报表》并上报业主单位进行批复。 2.检查与审批

1)业主单位收到《钻开油气层申报表》后安排检查验收，对于特殊情况和停钻待验收井，应立即组织验收。

2)由业主单位牵头组织，工程技术部、

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勘探公司参加检查验收，验收合格，经验收小组组长签字同意后，方可钻开油气层。

3)检查验收情况记录在《钻开油气层申报验收资料本》上，一份井队留存，一份报业主单位留存。

4)验收结束或整改完毕后，油田公司业主单位向钻井技术办公室通报验收及整改情况。

5)对于检查验收不具备钻开油气层条件的井，根据情况责令钻井队限期整改或停钻进行整改，待整改合格后方能钻开油气层，同时钻井队应将整改情况上报所在勘探公司，由该公司将整改结果上报业主单位和钻井技术办公室。钻井工程师负责在留存的《钻开油气层申报验收资料本》上填写整改情况，备查。

6)钻井技术办公室负责监督钻开油气层验收制度的执行情况，不定期对钻开油气层验收情况进行抽查，抽查结果作为考核业主单位以及勘探公司井控工作的依据。

3 .对于业主单位变更的井，现场应重新向新的业主单位进行申报审批。

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第七十六条 5防喷演习制度

1.①钻井队从井控装备安装就绪起开始防喷演习。②每周每个钻井班至少进行一次防喷演习，③一月内各种工况下的防喷演习都要做到，④每月每个钻井班至少做一次利用远程控制台直接实施关井的防喷演习，⑤含硫地区的井每月至少做2次戴正压式呼吸器的防喷演习。⑥演习后由钻井工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。

2.防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的平板阀（节2a）的时间）：⑦空井2分钟、钻进3分钟、起下钻杆4分钟、起下钻铤5分钟。戴正压式呼吸器的防喷演习，时间均延长2分钟。

3.在溢流报警信号发出后，钻井监督、钻井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。

4.软关井操作前，井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图六、图七、图八、图九、图十、图十一执行；硬关井操作前，节2a常关，井口及节流、压井管汇其余各

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闸门待令工况按照附图六、图七、图八、图九、图十、图十一执行。

5.司钻得到溢流信息后，先发出报警信号（一声长鸣笛）；在打开液动放喷阀之前，发出关井信号（两声短鸣笛）；司钻得到钻井监督或值班干部开井通知后，在开井前打开井信号（三声短鸣笛）。

6.戴正压式呼吸器的防喷演习要求：司钻听到声光报警装置报警后，发出一声长鸣报警信号，无关人员迅速撤离到上风方向紧急集合点，班组人员迅速戴好正压式呼吸器，再按照关井程序关井，关井完成后要检测硫化氢浓度。另外录井坐岗人员和井队坐岗人员听到声光报警装置报警后要形成互动，保证录井和井队的声光报警装置要前后同时开启，发出H2S报警信号。

7.溢流监测岗位分工：

1） 泥浆工：发现溢流后立即报告当班司钻；

2） 联机员：发现溢流后立即报告当班司钻。

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8.关井程序岗位分工： 1)司钻：①发出警报，

②负责刹把及司钻控制台的操作，

③关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部；

2)副司钻：①负责观察远程控制台的动作，②接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压，③同时传递相关信号；

3)内钳工：①配合外钳工完成井口操作，②负责节流控制箱的操作，并③传递节流阀开关信息；④在关井后负责节流控制箱上立、套压的记录；

4)外钳工：①配合内钳工完成井口操作，②并负责向司钻传递闸板防喷器、③液动放喷阀、节2a的开关信息；

5)井架工：配合井口操作，协助场地工完成节2a的的操作；

6)场地工：①在钻台下观察闸板防喷器和液动放喷阀的开关情况，②并传递开关信息；③负责节2a的开关操作，④并传递节2a的开关信息；

7)泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井

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