2012钻井井控实施细则

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新疆油田钻井井控实施细则（12版）新疆油田公司2010年2月-2- 目录第一章总则第二章井控设计第三章井控装置的安装、试压、使用和管理第四章钻开油气层前的准备和检查验收第五章油气层钻井过程中的井控作业第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理第七章井控技术培训第八章井控管理第九章附则附录：1.“三高”油气井定义2.关井操作程序3.顶驱钻机关井操作程序4.溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序5．用剪切全封闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序6.防喷演习记录表格式7.坐岗记录表格式8.低泵冲试验表格式9.油气上窜速度表格式及计算公式10.关井提示牌格式11.钻开油气层检查验收证书格式12.钻井队井控资料目录-2- 13.集团公司钻井井喷失控事故信息收集表-2- 第一章总则第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，推进新疆油田井控工作的科学化、规范化，提高井控管理水平，预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，制定本细则。第二条各单位应重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，严格细致，常抓不懈。第三条井控工作是一项系统工程，涉及到甲乙方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。第二章井控设计第七条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。第八条地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：52 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、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司主管领导批准后，按评估意见处置。稠油井的安全距离执行GB50183-2004中的相关规定。第九条建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，老区探井、开发井、浅层稠油井周围1km的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。第十条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。第十一条在开发调整区钻井，地质设计书中应提供（方案设计部门提供）注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。开钻前由勘探、开发公司项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果可以记录在井队例会记录本上、或记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。52 第十二条在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在钻井工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。第十三条钻井工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。第十四条钻井工程设计书应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：（一）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m；52 （四）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量；（五）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，水泥宜返到地面。其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m。（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施。（八）依据SY/T5731-1995《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷。第十五条探井每层套管固井开钻后，按SY/T5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。在实测井口压力时应考虑，使试验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算）≦套管最小抗内压强度的80％。开发井由开发公司根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力。如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验。用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力试验。第十六条井控装置的配套标准：52 （一）防喷器压力等级的选用，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级。环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装置。防喷器组合形式如下：1、14MPa防喷器组合形式如图1、图2（只适用于稠油井）、图3：2、21MPa防喷器组合形式如图3：3、35MPa防喷器组合形式如图3、图4、图5：52 4、70MPa防喷器组合形式如图4、图5、图6、图7、图8：（侧钻的非气井和气油比小于300的井，可不安装剪切闸板）52 5、105MPa及以上防喷器组合形式如图6、图7、图8：6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图5、图6、图8：（二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配：1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C；2、35MPa节流管汇如图10A、图10B、图10C、图11；52 3、70MPa节流管汇如图11、图12；52 4、105MPa节流管汇如图12。（三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，直通端可作副放喷管线：14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14。52 （四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装置。（五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。（六）设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。（七）选择70MPa、105MPa防喷器的井应配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台。（八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。（九）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》中的相应规定。（十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过52 150mg/m3（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）。（十一）井深大于4000m的区域探井、气井、高含硫油气井，地层压力大于70MPa的井，从压井管汇至远程泵房接一条压井管线。（十二）对使用14MPa、21MPa闸板防喷器的井，其半封闸板宜使用5″-51/2″变径闸板。第十七条钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配置要满足井控技术的要求。第十八条根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，应按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。第十九条钻井工程设计书中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。重点探井和气井宜配备立式气动加重装置。根据运输距离的远近，探井储备加重材料30～100吨；生产井储备加重材料20～50吨。对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20吨（浅层稠油井不少于5吨）。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100吨。具体单井储备量应在钻井工程设计中明确。在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量。第二十条欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）的地层不能进行欠平衡钻井。52 欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。欠平衡管线连接可以使用由壬。第二十一条预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术（由录井队实施），并绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线。第三章井控装置的安装、试压、使用和管理第二十二条井控装置的安装包括钻井井口装置的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。第二十三条钻井井口装置的安装规定：（一）钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。各次开钻要按设计安装井口装置。（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，。用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时、用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住。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。（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁、无钻井液。（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装置及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。手动锁紧杆离地面高度超过1.6m52 应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。手轮处应有计量开关圈数的计数装置。（六）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。防喷器远程控制台安装要求：1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井宜安装在面对井架大门左侧）、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线有2m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；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远；2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应在管排架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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管；3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束；4．电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制；5、远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油。待命工况时，液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度的1/2。储能器瓶的压力要始终保持在17.5～21MPa工作压力范围内。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。6、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；万能防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。远程控制台上的全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装置。7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。52 8、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.65～1.30MPa，油压2～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。9、液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90°-125°弯头。（七）四通的配置及安装、套管头的配置及安装应符合SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。第二十四条井控管汇应符合如下要求：（一）井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。（二）防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材；防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过井控管汇，则完井后经检验探伤合格后才可使用；含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用标准法兰连接，不允许现场焊接。放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接。气井及井深大于4000m的井，放喷管线应使用钢圈法兰连接。（三）钻井液回收管线可以使用硬管线，也可以使用高压软管线。软管中间固定牢靠，出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头。回收管线出口位于除气器前或同一罐内，并固定牢靠（固定不少于两个点），通径不小于78mm(侧钻井通径不小于76mm)，有固定安全链（绳），其压力级别与节流管汇后端压力级别一致，35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管做为钻井液回收管线。使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用；其转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，其通径不小于78mm。（四）放喷管线安装要求：52 1、放喷管线应有两条，通径不小于78mm(侧钻井通径不小于76mm)，不允许在现场焊接。2、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，一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通；若用钻杆，公扣朝外；末端进行防沙堵处理。3、管线出口距井口的距离：浅层稠油井30m。一般生产井（老区探井）50m，评价井（非气井）75m，出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不宜有其它设备等障碍物。含硫油气井、预探井（参数井）和气井放喷管线出口距井口的距离应不小于100m，距各种设施应不小于50m。挖放喷坑的井管线出口距对面堤坝不小于15m。4、管线每隔9～11m、转弯处（前后基墩固定）、出口处用基墩或地锚固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m，出口处固定压板下不得使用可燃物。5、基墩地脚螺栓直径不小于30mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板（整体式，不允许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kg。6、探井、评价井、气井、高含硫油气井和地层压力大于35MPa的井，辅助放喷管线执行主放喷管线标准；浅层稠油井可只接主放喷管线；其它井，应配备相应长度的辅助放喷管线和固定基墩，在需要时可以随时连接，具体要求在工程设计中明确规定。（五）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。（六）钻井四通两翼应各有两个闸阀，52 四通闸阀分别双联后安装在四通两翼，车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧，4#闸阀为液动阀，2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关。浅层稠油井在四通两翼各有一个闸阀，1#闸阀常关，2#闸阀常开。（七）压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关（处于关位）的10～16MPa低量程压力表。（八）稠油井以及地层压力小于35MPa的井，可以使用与防喷器压力级别一致的高压耐火软管作为防喷管线，管线中部应与井架底座或用基墩固定牢固。第二十五条钻具内防喷工具要求：（一）钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀和防喷钻杆。（二）钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀(位于开位)，钻具内防喷工具的额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配（超过70MPa的，选70MPa旋塞）；每班活动一次旋塞阀，保证开关灵活。（三）准备一根防喷单根或防喷立柱（上端接旋塞），防喷单根（防喷立柱）在提下至钻铤前，应置于坡道上或便于快速取用的位置。（四）钻具内防喷工具每年检验一次，检验部门应出具检验合格证和试压曲线。（五）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节（可以入井），以便在提下钻铤时缩短关井时间。第二十六条井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置要求：（一）配备座岗房。钻井液循环罐有液面监测声光报警装置（能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位），报警装置分别安装在钻井液罐面（座岗房内）和司钻操作台附近，报警值设置不得超过1方。循环罐、配液罐有容积计量标尺。（二）所有52 井都必须安装除气器，探井、气井及气油比超过300的油井还应安装液气分离器，液气分离器处理量不低于300m³/h。1、液气分离器安装在节流管汇的外侧，用三或四根直径12.7mm的、均匀分布的钢丝绳作绷绳牢固固定；其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。2、液气分离器进液管线使用内径不小于78mm的高压耐火软管线，并用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致（若使用70MPa以上节流管汇，可使用35MPa高压耐火软管）；35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，进液管线应使用高压法兰连接。排气管线采用法兰连接，内径不小于140mm，接出井口70m以远，每10-15m固定牢靠，固定基墩重量不低于400kg，排气管线距离放喷管线距离不小于1.5m。排液管线应使用直径不低于254mm的硬管线，其出口端可以使用软管线，出口置于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线，需要时再进行连接。3、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外；（三）应使用两位开关式喇叭发报警信号。第二十七条井控装置试压要求：（一）井控车间试压：环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（剪切闸板防喷器）和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试到防喷器额定工作压力，试压稳压时间不少于10min,允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。闸板防喷器应做低压试验，试压值为1.4～2.1MPa，稳压时间不少于3分钟，压降不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏。检修好的井控装置超过12个月，应重新试压。送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。（二）在井上安装好后，使用堵塞器或试压塞试压，在不超过套管抗内压强度80%52 的前提下进行试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇分级试压。放喷管线试验压力不低于10MPa（11月1日至次年3月1日，或气温低于零度，为防止放喷管线冻结，可以不做清水试压，但必须保证放喷管线连接密封可靠）；稳压时间不少于10min,允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。（三）在井上安装好后，FZ23-70、2FZ23-70防喷器全封闸板试压15MPa。浅层稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。（四）钻开油气层前（距前一次试压间隔40～45天）及更换井控装置部件后、防喷器现场安装后每隔40～45天，用堵塞器或试压塞按照上述要求试压。下套管前，更换与套管直径一致尺寸的闸板后应进行试压。若使用5″-51/2″变径闸板，在下套管前应做51/2″闸板封闭试压。（五）在井上安装好后，防喷器控制系统按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试压，稳压时间不少于3min,密封部位无渗漏。（六）防喷器控制系统用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。（七）现场试压由钻井工程师填写试压记录，安全监理现场确认并签字。（八）三开井（稠油井除外）及以后各次开钻的试压，必须用专用试压车或泵车试压，井队留存试压曲线以备检查。试压介质一律用清水，不得用钻井液做介质试压。（九）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装（附试压合格证）；气井还应做气密封试验；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。第二十八条井控装置的使用按以下规定执行：（一）环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井；套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°52 斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s；环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。（二）具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，解锁到位后回转1/4圈～1/2圈。（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器；严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。（四）距井控车间距离在100km以外的井，井场或项目部（离井队不超过25km）应备有与在用闸板同规格的半封闸板、相应的密封件（存放温度16～27℃）及其拆装和试压工具。（五）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。（六）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。（七）平板阀开、关到位后，都应回转1/4圈～1/2圈，其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。（八）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵（自安装之日起每5～10天用压缩空气对井控管汇进行一次扫线，保证管线畅通）、防冻措施（节流、压井管汇房内距地面0.3m处温度高于3℃），保证任何状态下各闸阀开关灵活；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌（附录10）进行标示。（九）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号，并用不同颜色的色环或标识牌（红色表示关，绿色表示开）52 标明其开、关状态。各种压力级别节流管汇待命工况下闸阀开关状态见图9-图14。压井管汇上的平板阀待命时均处于关闭状态。第二十九条井控装置的管理执行以下规定：（一）井控车间负责井控装置的管理、维修和现场定期检查；负责重点探井井控装置的安装指导，并对安装质量负责。（二）钻井队负责井控装置的安装，并落实专人负责井控装置的管理、操作，填写保养和检查记录。1、技术员负责井控装置的日常巡回检查及维修；2、司钻负责司钻控制台、节流管汇控制箱检查、维护、保养；3、副钻负责远控房检查、维护和保养；4、架工负责防喷器、四通两侧闸阀及套管头两侧闸阀的检查、维护和保养；5、内钳工负责方钻杆上、下旋塞及开关工具的检查、维护和保养；6、外钳工负责压井管汇、液气分离器的检查、维护和保养；7、场地工负责节流管汇、除气器及放喷管线的检查、维护和保养；8、各岗位按上述分工每个班对井控装置进行一次检查、维护和保养；（三）井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件（16～27℃）储藏要求。（四）欠平衡钻井特殊井控作业的设备配套、管理、使用和维修，由设备所有者负责。第三十条所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。本油田内加工生产的产品应经过有关部门认证许可，附合格证方能送井。第四章钻开油气层前的准备和检查验收52 第三十一条钻开油气层前按照钻开油气层的申报、审批制度进行检查验收。第三十二条钻开油气层前的准备工作：（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。预探井在进入油气层前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。（二）调整井应由地质监督或受委托的相关方地质员按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。（三）日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。（四）钻井队应落实井控责任制，进行不同工况下的防喷演习，防火演习，含硫地区还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。（五）落实钻井队干部生产现场24h值班制度。落实“坐岗”制度。（六）钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。（七）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。（八）钻开油气层前按第二十七条对井控装备进行一次试压。第五章油气层钻井过程中的井控作业第三十三条钻开油、气层后，每次起下钻（离上次活动时间超过5天）52 对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。定期对井控装置进行试压，每次试压后应对井控装置固定螺栓进行紧固。第三十四条钻井队按工程设计选择钻井液类型和密度值。按钻井工程设计要求进行随钻地层压力监测，当发现实际与设计不相符合时，按设计审批程序，经批准后实施。但若遇紧急情况（溢流、井涌或井喷），钻井队可先处理，再及时上报。第三十五条发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。第三十六条探井二开以后、其它井三开以后井段，每只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300m，都要以1/3～1/2钻进排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录（见附录8）。第三十七条下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流（稠油井不进行短程起下钻）：（一）每钻开新的油气层后第一次起钻前；（二）溢流压井后起钻前；（三）钻开油气层井漏堵漏后起钻前；（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。第三十八条短程起下钻的基本作法如下：（一）一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，循环检测油气上窜速度，若油气侵上窜到井口的时间大于提下钻时间，便可正式起钻。油气上窜速度计算公式（见附录9）采用“迟到时间法”，，同时根据井深附加一定的附加时间,深井(大于4000m)附加时间不宜小于8小时，52 否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻。（二）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若油气侵上窜到井口的时间小于等值时间，应调整处理钻井液；若油气侵上窜到井口的时间大于等值时间，便可正式起钻。第三十九条起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：（一）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不宜超过0.02g/cm3；（二）起钻杆时每3～5柱向环空灌满钻井液，起钻铤要连续灌浆，作好记录、校核；若灌入钻井液量大于或小于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观察，如有溢流，应及时关井求压；如有井漏，应及时采取相应措施。（三）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0.5m/s；裸眼井段起下钻速度应根据井的深浅、裸眼井段的长短、井眼尺寸、钻井液性能以及井下情况进行控制。（四）起钻完应及时下钻，检修设备时应保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。第四十条发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。第四十一条若需对气侵钻井液加重，应停止钻进，然后对气侵钻井液排气和加重，严禁边钻进边加重。第四十二条加强溢流预兆及溢流显示的观察，及时发现溢流。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。（一）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池罐面等变化，并作好记录；52 （二）起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。（三）发现溢流及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。第四十三条钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。第四十四条电测、固井、中途测试井控要求：（一）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间超过等值时间，应中途通井循环再电测；（二）电测时发生溢流应立即停止电测，尽快起出井内电缆，当不具备起出电缆条件，钻井液涌出转盘面时，可以在井口实施剪断电缆。由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督决定）决定何时切断电缆并进行关井作业，测井队专用剪切工具应放置在钻台上，测井队有专人在钻台值守,并负责实施剪断电缆工作。不允许用关闭环形防喷器的方法起电缆。（三）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板（双闸板防喷器宜将全封闸板换成与套管尺寸相同的半封闸板），并进行试压；固井全过程（起钻、下套管、固井）保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥浆失重造成井内压力平衡的破坏，而导致井喷。（四）中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。第四十五条发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。第四十六条52 关井最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。对于技术套管下深超过1200m的井（不适用于山前构造以及附近500m内有地下矿井的井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力，其最大关井压力，按井口装置额定工作压力和技术套管抗内压强度80%，两者中的最小值执行。对只下表层套管的井，应根据套管鞋处地层破裂压力限定关井压力，这类井发生溢流时不应关井求压。第四十七条关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：1、当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除侵污钻井液即可；2、当关井套压不为零时，在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。（二）关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则；2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法；第四十八条52 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。第四十九条空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。第五十条压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中专人记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理第五十一条防火、防爆措施：（一）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，隔离带宽度不小于20m。（二）发电房、锅炉房和储油罐等设备的摆放距离与位置，执行Q/CNPC—XJ0281—2006《钻井井场设备布置技术要求》；1、储油罐与发电房相距＞20m；油罐距放喷管线＞3m；水罐距放喷管线＞2m；值班房、发电房、化验室等井场工作房、储油罐距井口＞30m；地质房、录井仪器房距井口＞30m，稠油、压力小于21MPa的井距井口距离＞20m；锅炉房应尽可能设置在季节风的上风位置，距井口＞50m；生活区应在井口的上风方向，距井场边沿＞100m，新区第一口探井和含硫油气井的生活区距井场边沿＞300m；进入井场道路宜先通过生活区，然后进入井场。2、循环罐中心线距井口7m～18m；液气分离器安装在井场右侧距井口11m～18m的地方；3、在环境敏感地区，如盐池、水库、河流等，应在井场右侧挖一个专用的体积＞200m3放喷池。52 （三）井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行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》中的相应规定。1、距井口30m（地层压力小于21MPa井15m）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，距井口30m（压力小于21MPa井15m）以内的电缆不应有接头，如有接头应用防爆接头连接；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。2、远控台和探照灯的电源线路应在配电房或发电房内单独控制；3、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；地层压力大于21MPa的井，分闸距井口距离不小于30m，地层压力小于21MPa的井，分闸距井口距离不小于15m。（四）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火帽和冷却灭火装置；排气管的出口与井口相距不宜小于15m，不朝向循环罐，也不宜朝向油罐。（五）钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。（六）消防器材的配备宜执行SY/T5974-2007《钻井井场、设备、作业安全技术规程》，有专人负责定期检查，灭火器定期换药，挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌。井场消防器材的配置不少于以下标准配置：35kg推车式干粉灭火器4具，8kg手提式干粉灭火器25具，发电机房、配电房应各配备四具5kg二氧化碳灭火器，消防铣5把，消防斧2把，消防钩2把，十字镐5把，消防桶5只，消防毛毡5条，消防水带75m，消防砂4m3。所有井队的供水管线上应装消防管线接口。（七）井场内严禁烟火。若需动火，应执行新疆油田公司动火管理规定。（八）钻开油气层后，所有车辆应停放在距井口3052 m以外，进入距离井口30m以内的车辆，应安装阻火器，车头朝外停放。（九）二层台应配备逃生装置，其导向绳与地面夹角不宜小于30°或超过75°，最佳夹角为45°，落地位置尽可能远离井口，使用地锚其深度为1.5米，若使用基墩，其重量不低于1000kg。（一）、（二）、（三）为一般性、通行性技术条件，如果遇到地形和井场条件不允许等特殊情况，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全和环境评估，评估意见由勘探、开发公司（采油厂）经理签字批准。第五十二条含硫油气井（天然气中硫化氢含量大于75mg/m3（50ppm））执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，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。其中：（一）在含硫地区钻井，井场应储备不少于井筒容积1.5倍以上的重钻井液（在用钻井液密度上附加0.2g/cm3）和相应的加重材料，一旦发生溢流后应及时关井，及时压井。（二）在井场大门口，钻台，振动筛、坐岗房、防喷器液控房等五处设立风向标（风袋、风飘带、风旗或其它适用的装置），并在不同方向上划定两个紧急集合点，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。（三）井场应有明显警示标志：硫化氢浓度小于15mg/m3（10ppm）时井场挂绿色警示牌；硫化氢浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间时，井场挂黄色警示牌；硫化氢浓度大于或可能大于30mg/m3（20ppm）时，井场应挂红色警示牌。（四）在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。（五）放喷管线向井场左右接出100m远，并在主放喷管线出口处准备好点火装置，以便在放喷时点火。52 （六）含硫地区（包括新区第一口预探井）的钻井队按SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具；录井、测井以及其他作业人员应每人配备一套正压式呼吸器；并人人会使用、维护和检查。1、固定式硫化氢监测仪探头安装在司钻操作处、圆井、一号罐，探头距离监测面高度在0.3—0.6m，主机安装在干部值班室，至少配5台便携式硫化氢监测仪（值班干部、当班司钻、坐岗人员随身携带）及专用硫化氢报警器，逢五逢十由值班干部（白班）检查上述设施并记录；2、井队配12套正压式呼吸器，摆放在清洁、卫生、便于迅速取用的位置。配5套备用空气瓶、1台空气压缩机。队长每月至少对其检查一次（有检查记录）；使用前后也应检查。3、其它井至少配一套便携式硫化氢监测仪（司钻或坐岗人员随身携带），当监测到硫化氢浓度大于15mg/m3（10ppm）时，立即按照前两条规定配置硫化氢监测仪、正压式呼吸器等设施，并执行SY/T5087。（七）含硫油气井作业相关人员上岗前应在西部井控培训学校接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后上岗。（八）钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防硫化氢安全技术交底，对可能存在硫化氢的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。（九）含硫地区钻井液的PH值要求控制在9.5以上，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在50mg/m3以下。（十）第一级报警值应设置在硫化氢含量15mg/m3(10ppm)，第二级报警值应设置在安全临界浓度硫化氢含量30mg/m3(20ppm)，当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，按SY/T5087做好人员安全防护工作。52 （十一）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，按本细则第五十三条（九）中的相应要求进行。（十二）钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织联合演练，在区域预探井和含硫地区钻井，每月至少进行一次防硫化氢演习。一旦硫化氢溢出地面，立即启动应急预案。含硫油气井应急撤离措施参见SY/T5087有关规定。（十三）剪切闸板由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督）操作。使用剪切闸板防喷器时，除操作者和安全监护人员外，其余人员撤至安全位置。剪切闸板使用一次后应更换，不再使用。（十四）发生井喷事故，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。（十五）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。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，打开专用防爆探照灯；熄灭火源，组织设立警戒和警戒区；将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火。（二）立即向上一级主管部门及建设单位汇报，由油田公司负责及时向当地政府和安全生产监督部门报告。协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。（三）设置观察点，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）成立由油田公司、钻探公司主管领导及钻井公司主要领导52 参加的现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。（五）发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。（六）抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习和人身安全防护。（七）井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理:1、检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值；2、检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；3、井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施；4、按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊；对油罐、氧气瓶、乙炔瓶等易燃易爆物采取安全保护措施；5、迅速组织力量配制压井液压井，其准备量应为井筒容积的2～3倍；6、当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业；7、对具备投产条件的井，经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。（八）井口装置损坏或其它原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火的处理:1、在失控井的井场和井口周围清除抢险通道时，要清除可能因其歪斜、倒塌而妨碍进行处理工作的障碍物（转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充分暴露并对井口装置进行可能的保护；对于着火井应在灭火前，采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等办法带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，使用铜制工具；52 2、采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井大火；密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。（九）含硫化氢井井喷失控后的处理：含硫化氢天然气井发生井喷，符合下述条件之一时，应在15分钟内实施井口点火：（1）气井发生井喷失控，且在距井口500m范围内存在未撤离的公众；（2）距井口500m范围内居民点的硫化氢3min平均浓度达到100ppm，且存在无防护措施的公众；（3）井场周围1000m范围内无有效的硫化氢监测手段；若井场1.5km范围内无常住居民，可适当延长点火时间。油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人由生产经营单位代表担任，并列入应急预案中。（十）抢险用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。（十一）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，消除着火的可能。（十二）井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行；切断向河流、湖泊等环境的污染。施工同时，不应在现场进行干扰施工的其它作业。第七章井控技术培训52 第五十四条西部钻探井控培训中心为新疆油田指定井控培训单位。培训中心应有维文井控培训教材。第五十五条井控操作持证者，每两年复训一次，复训考核不合格者（理论考试成绩70分为合格，实际操作成绩100分为合格），吊销井控操作证。油田公司工程技术处负责监督执行井控操作持证制度。凡在新疆油田承揽钻井施工的其他油田钻井队伍（两口井以后），以及在新疆油田连续工作一年的钻井工程管理和监督人员必须在西部钻探井控培训中心进行培训。第五十六条井控技术培训内容执行《井控培训管理办法》（中油工程字[2007]437号）第五十七条井控培训单位资格、培训学时及考核方式应符合集团公司《井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求。第八章井控管理第五十八条井控分级责任制度：（一）油田公司和承包方都要建立分级井控管理网络，成立井控领导小组，落实“谁主管、谁负责”职责。领导小组负责贯彻执行井控规定，组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。（二）油田公司主管安全工作的副总经理是油田公司井控工作第一责任人，承包方主管钻井工作的副职是井控工作第一责任人。（三）油田公司（勘探公司、开发公司，采油厂）、钻井公司、钻井队、井控车间及在钻井现场协同作业的专业化服务单位应成立相应的井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井公司及10个钻井队以上的项目部，应配备专职井控技术和管理人员。52 （四）油田公司与承包方每半年、钻井公司每季度进行一次井控检查。第五十九条井控操作证制度：执行“井控操作证”制度的人员：1、油田公司：公司井控第一责任人、主管钻井工作的领导、工程技术处领导及主管人员，建设单位主管钻井的副职、正副总工程师（地质师）、安全（副）总监、安全科长以及项目（副）经理、探临监督、地质监督、钻井监督、钻井液监督、固井监督、安全监督以及与钻井生产有关的技术与管理人员，从事钻井地质、工程设计的技术人员和主管领导。2、承包方：公司井控第一责任人，工程技术处、安全处领导及主管人员，钻井分公司领导、工程技术与安全部门领导及钻井管理和技术人员，钻井队HSE监理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液技术员、安全员、钻井技师、大班司钻（钳工）、正副司钻和井架工。3、其它服务公司：欠平衡钻井、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及主要操作人员；固井、综合录井、钻井液等专业服务公司（队）的技术人员及现场负责人；井控车间技术人员和现场服务人员；现场地质技术人员、地质监督、测井队长、测井监督和地质（方案）设计人员。没有取得井控操作证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。第六十条井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度：（一）井控车间负责井控装备的管理和定期现场检查工作，建立相应的管理制度。（二）设备所有单位负责重点探井、欠平衡井井控装备的安装指导，并保证安装质量。52 （三）井控车间应建立保养维修、巡检回访、回收检验、资料管理、质量保证和技术培训等各项管理制度，负责井控装备维修、试压、巡检服务以及制订装备、工具、材料的配套计划和到货后的质量检验。（四）井控管理人员和井控车间巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题。（五）井控车间每月的井控装备使用动态、巡检报告等应及时上报钻井公司和油田公司工程技术处。（六）井深≥4000m，且井控装置（防喷器、节流管汇、压井管汇）安装使用超过4个月的井，完井后由井控车间回收检验一次；其它井每12个月（从试压日期开始）由井控车间回收检验一次。若压井作业使用过井控装置，应由井控车间回收检验。（七）井队负责井控装置的安装，专人负责井控装备的检查、维护保养，操作，明确岗位责任，填写保养检查记录。（八）稠油井套管头的管理和服务由产品厂家负责。第六十一条钻开油气层的申报、审批制度：（一）钻开油气层前，钻井队自检合格后，向钻井公司及油田公司二级单位相关部门申请检查验收。（二）接到钻井队申请后，由油田公司勘探公司、开发公司或采油厂（作业区）项目经理部和钻井公司相关人员组成检查验收组，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。1、探井验收组成员：勘探公司项目经理部项目副经理（组长）、钻井公司主管探井的领导或授权人（副组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员；2、开发井验收组成员：开发公司或采油厂（作业区）项目经理部钻井监督（组长）、钻井公司项目经理部生产技术部门领导（副组长）、工程技术和安全、设备管理人员。（三）检查验收情况记录于《钻开油气层检查验收证书》中（参见附录11）；如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，限期整改。52 （四）检查合格检查人员在检查验收书上签字，双方签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层。（五）有以下情况之一者，不准钻开油气层，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；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；8、钻井设备不能正常工作；9、通讯系统不畅通的。第六十二条防喷演习制度：（一）作业班应按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况，按“逢五逢十”防喷演习制度进行防喷演习，防喷演习遵循“以司钻为中心，班自为战，从实战出发”的原则。（二）作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习。二开前下钻过程中，应进行四种工况的防喷演习。换班人员应在第一次提下钻作业中进行四种工况的防喷演习，浅层稠油井每四口井累计应做四种不同工况的防喷演习，演习不合格不得进行下步作业。在特殊作业（测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习。（三）钻进作业和空井状态应在2分钟、提下钻杆应在4分钟、提下钻铤（加重钻杆）应在5分钟内控制住井口。（四）做好防喷演习讲评和记录（见附录6）。第六十三条坐岗制度：（一）全井“坐岗”52 。非油、气层每小时测量一次钻井液增减量，进入油、气层前50m开始每15分钟测量一次；提下钻杆每3～5柱（小于15分钟）测量一次；提下钻铤每15分钟测量一次。（二）“坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。（三）“坐岗”记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液灌入量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部（安全监理）验收签字等内容（坐岗记录表格式见附录6）。（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。（五）录井应落实坐岗职责，现场有手工填写的录井坐岗记录。第六十四条钻井队干部24小时值班制度：钻井队干部在生产作业区坚持24小时值班，值班干部应挂牌或有明显标志，值班情况填写在班前班后会记录中。值班干部应检查监督井控岗位责任、制度落实情况，发现问题立即督促整改。第六十五条井喷事故（事件）逐级汇报制度：（一）井喷事故（事件）分级1、一级井喷事故（Ⅰ级）油（气）井发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。2、二级井喷事故（Ⅱ级）油（气）井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊和环境造成灾难性污染。3、三级井喷事件（Ⅲ级）油（气）井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，本油田企业难以在短时间内完成处理的井喷。4、四级井喷事件（Ⅳ级）发生一般性井喷，本油田企业能在24小时内建立井筒压力平衡的。52 （二）井喷事故（事件）报告要求1、Ⅰ级、Ⅱ级：承包方要在最短时间内向上级主管部门和油田公司生产运行处汇报，承包方和油田公司在启动本企业相应应急预案的同时，在2小时内以快报形式上报集团公司应急办公室，油田公司同时上报上级主管部门。油田公司应根据法规和当地政府规定，在第一时间立即向属地政府部门报告。2、Ⅲ级：承包方和油田公司在接到报警后，在启动本单位相关应急预案的同时，24小时内上报集团公司应急办公室。油田公司同时上报上级主管部门。3、Ⅳ级：发生事件的承包方和油田公司启动本单位相应应急预案进行应急救援处理。（三）发生井喷或井喷失控后应有专人收集资料。（四）发生井喷后，随时保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。（五）油田公司，在每月10日前向集团公司工程技术分公司汇报上一月度井喷事故（包括Ⅳ级井喷事故）处理情况及事故报告。汇报实行零报告制度，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究责任。（六）井喷事故发生后，事故单位以附录13《集团公司钻井井喷失控事故信息收集表》内容向集团公司汇报，首先以表一（快报）内容进行汇报，然后再以表二（续报）内容进行汇报。第六十六条井控例会制度包括以下内容：钻井队应把井控工作作为日常生产例会的一项内容，井控例会情况记录在井队生产例会记录本中；钻井公司每季度召开一次井控例会；油气田每半年联合召开一次井控例会。52 第九章附则第六十七条油田公司应当通过合同约定，要求进入该地区的所有钻井队伍及钻井相关队伍执行本细则。第六十八条本规定自印发之日起施行，2010年颁发的《新疆油田钻井井控实施细则》同时废止。第六十九条本规定由油田公司工程技术处负责解释，其它规定与本细则有抵触者，以本细则为准。本细则未涉及到的内容，参照相关行业标准。2012年1月附录1“三高”油气井定义1、高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，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。2、高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3(100ppm)的井。3、高危地区油气井是指在井口周围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），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/m3(10ppm)）一氧化碳等有毒有害气体的井。注：气井预计井口压力计算方法：井口压力=0.72×地层压力。52 附录2关井操作程序1.钻进中发生溢流时：a）发：发出信号；b）停：停转盘，停泵，上提方钻杆；c)开：开启液（手）动平板阀；d)关：先关环形，后关指定闸板防喷器；e)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；f)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。2.起下钻杆中发生溢流时：a）发：发出信号；b）停：停止起下钻作业；c)抢：抢接旋塞阀；d)开：开启液（手）动平板阀；e)关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；g)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。3.起下钻铤中发生溢流时：a）发：发出信号；b）停：停止起下钻作业；c）抢：抢接防喷单根；d）开：开启液（手）动平板阀；52 e）关：关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；g）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。4.空井发生溢流时：a）发：发出信号；b）开：开启液（手）动平板阀；c）关：关关全封闸板防喷器；d）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；e）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。附录3顶驱钻机关井操作程序1.钻进中发生溢流时：a）发：发出信号；b）停：上提钻具，停顶驱，停泵；c）开：开启液（手）动平板阀；d）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；e）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；f）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。2.起下钻杆中发生溢流时：52 a）发：发出信号；b）停：停止起下钻作业；c）抢：抢接顶驱；d）开：开启液（手）动平板阀；e）关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；g）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。3.起下钻铤中发生溢流时：a）发：发出信号；b）停：停止起下钻作业；c）抢：抢接防喷单根；d）开：开启液（手）动平板阀；e）关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；g）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。4.空井发生溢流时：a）发：发出信号；b）开：开启液（手）动平板阀；c）关：关全封闸板防喷器；d）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；e）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。52 附录4溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序司钻l钻进：1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）；2、停泵、停转盘；3、上提方钻杆（露出保护接头时停警报），待钻杆接头底面距吊卡顶面30cm左右时刹车；4、内外钳工扣好吊卡后，发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）；如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；5、待确定关井后了解立压、套压；6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；7、开防喷器，关液动阀。l起下钻杆：1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）；2、停止起下钻作业，抢接备用旋塞，关闭旋塞（关闭后停警报）；3、上提钻具，使吊卡底面离转盘面30cm左右；4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；5、待确定关井后了解套压；6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；7、开防喷器，关液动阀。l起下钻铤：1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）；2、停止起下钻作业，抢接防喷单根，关闭旋塞（关闭后停警报）；52 3、下放钻具，吊卡离转盘30cm左右；4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；5、待确定关井后了解套压；6、三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；7、开防喷器，关液动阀。l空井：1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声）；2、派内钳工速到远控台通知副钻关全封闸板。如安装司控台，则取消此项操作；3、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2秒钟，间隔约1秒钟）。如安装司控台，则先开液动闸阀，后关全封闸板防喷器；4、待确定关井后了解套压；5、打三声喇叭（每声约2秒钟，间隔约1秒钟），解除演习；6、开防喷器，关液动阀。副司钻l钻进、起下钻杆、起下钻铤：1、听到警报后，迅速跑到远控台；2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；3、站在远控台门外侧，听到两声关防喷器喇叭声后，先关环形，后关闭指定的闸板（不得回中位），观察和补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；4、听到三声喇叭30秒后，开防喷器，关液动阀。如安装司控台，52 则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位。l空井：1、听到警报后，迅速跑到远控台；2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；3、站在远控台门外侧听到两声关防喷器喇叭声后，得到内钳工通知后，关闭全封闸板，观察和补充压力；如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位；4、听到三声喇叭30秒后，开防喷器，关液动阀；如安装司控台，则观察防喷器控制手柄是否到位和补充压力，发现手柄不到位，手动强迫其到位。井架工l钻进、空井：听到警报后，迅速到钻台听司钻安排。l起下钻杆、起下钻铤：听到警报后，未卸开丝扣的钻具应下入井内，已卸开丝扣的钻具应拉回指梁，迅速从井架上下来。内钳工l钻进：听到警报后，方钻杆提出后迅速扣好吊卡，做好关旋塞的准备工作。l起下钻杆：听到警报后，抢接旋塞好后，关闭旋塞。l起下钻铤：52 听到警报后，抢接防喷单根，关闭旋塞。l空井：听到警报后，按司钻指挥迅速到远控台通知副钻关全封闸板，随后返回钻台，听司钻指挥。外钳工l钻进：听到警报后，在方钻杆提出后迅速扣好吊卡，观察场地工操作动作，待关节流阀前的平板阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱，听到警报后，方钻杆提出后迅速扣好吊卡，听到两声喇叭后约15秒钟，先关节流阀（试关井），待场地工关闭节流阀前的平板阀后，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。l起下钻杆：听到警报后，抢接旋塞好后，观察场地工操作动作，待关节流阀前的平板阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱，听到警报后，抢接旋塞好后，关闭旋塞，听到两声喇叭后约15秒钟，先关节流阀（试关井），待场地工关闭节流阀前的平板阀后，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。l起下钻铤：听到警报后，抢接防喷单根和旋塞好后，观察场地工操作动作，待关节流阀前的平板阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱，听到警报后，抢接防喷单根，关闭旋塞，听到两声喇叭后约15秒钟，先关节流阀（试关井），待场地工关闭节流阀前的平板阀后，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。l空井：52 听到警报后，观察场地工操作动作，待关节流阀前的平板阀后，通知司钻已关井。如配置节控箱与司控台，听到两声喇叭后约15秒钟，先关节流阀（试关井），待场地工关闭节流阀前的平板阀后，同时观察套压不得超过最大允许关井压力，关井后通知司钻已关井。场地工听到警报后，迅速到节流管汇处，听到两声关井信号15秒钟之后，逐渐关节流阀（8秒钟完成关闭动作），同时观察套压不得超过最大允许关井压力，然后关闭节流阀前的平板阀，关井后通知外钳工已关井。如配置节控箱，听到警报后，快速到节流阀处，作好关手动节流阀的准备，听到两声关井信号15秒钟之后，然后关闭节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3），观察套压不得超过最大允许关井压力。钻井液工l钻进：发现溢流，迅速报告司钻，听到两声关井信号，待关闭节流阀前的平板阀后，先记录套压然后记录立压。l其它工况：发现溢流，迅速报告司钻，听到两声关井信号，待关闭节流阀前的平板阀后，记录套压。司机听到警报后，站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻安排。听到两声信号，做好准备工作，听司钻命令全部停车。司助听到警报后，作好开探照灯，关井架灯的准备工作，保持气源压力充足,同时注意防止柴油机进气道进入天然气发生意外。52 发电工听到警报后,站在发电房门前,做好停电停机准备工作，接到司钻命令后,立即执行。注:（1）司钻必须牢记各闸板距离转盘面的高度，确保关井时闸板避开钻杆接头和加厚部位。（2）如使用单闸板防喷器，空井发生溢流时，必须抢下防喷单根、接旋塞和方钻杆，然后关井。（3）对已知含硫油、气井和浅层稠油井，按硬关井程序关井。附录5用剪切全封闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序1.在确保钻具接头不在剪切全封闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车装置;2.关闭剪切全封闸板防喷器以上的环形防喷器、管子闸板防喷器;3.打开主放喷管线泄压;4.在钻杆七(转盘面上)适当位置安装上相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固;5.打开剪切全封闸板防喷器以下的管子闸板防喷器;6.打开防喷器远程控制装置储能器旁通阀，关闭剪切全封闸板防喷器，直到剪断井内钻杆或油管;7.关闭全封闸板防喷器，控制井口;8.手动锁紧全封闸板防喷器和剪切全封闸板防喷器;9.关闭防喷器远程控制装置储能器旁通阀;10.远程控制装置的管汇压力调整至规定值。附录6防喷演习记录表格式52 防喷演习记录年月日记录人：井号井深m工作状态演习时间完成时间人数司钻班次值班干部演习情况总评52 附录7坐岗记录表格式坐岗记录表日期：年月日记录人：值班干部（签名）：时间：安全监理（签名）：时间：时间工况井深m累计起下钻具柱累计理论排代体积累计罐入或返出体积罐内钻井液量（m3）钻井液补充量钻井液增减量原因分析1号罐2号罐3号罐4号罐5号罐6号罐7号罐罐内总体积　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　52 附录8低泵冲试验表格式低泵冲试验表井深(m)缸径(mm)泵冲(次/分钟)排量(l/s)泵压(MPa)钻井液密度(g/cm3)附录9油气上窜速度表格式及计算公式计算公式：V=H1----油气层深度H2----钻头所在的深度（循环钻井液时），mt1----井深H2时的迟到时间t----从开泵循环到见油气显示时间t2----静止时间油气上窜速度表钻头位置(m)油气层深度(m)迟到时间(min)静止时间(min)开泵至油气显示时间(min)油气上窜速度(m/h)附录10关井提示牌格式关井提示牌钻井队号：井号：设计井深：m54 上层套管最弱段参数尺寸：mm钢级：壁厚：mm抗内压强度：MPa地层破裂压力：MPa深度：m最大允许关井压力钻井液密度(g/cm3)最大关井压力(MPa)54 附录11钻开油气层检查验收证书格式钻开油气层检查验收证书井队区块井号检查日期新疆油田公司-5- 说明为实施钻开油气层的申报、审批制度，消除不安全因素，防止井喷事故的发生，检查组应按本报告规定的各项要求，逐一检查、验收。审批程序：井队自查→验收组检查验收审批。探井验收组成员：勘探公司项目经理部项目工程副经理、、钻井公司主管探井的领导或授权人（副组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。生产井验收组成员：开发公司、采油厂（作业区）项目经理部钻井监督（组长）、钻井公司项目经理部或钻井分公司生产技术部门领导（副组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。本报告1、2部分内容由钻井队工程师（技术员）填写。检查结论填写合格（√）或不合格（×）。申报时间：钻井队提前一至两天申报。本报告一份，由井队保存。-5- 1　本井基本情况井号井别目的层位设计井深（m）钻达层位钻达井深（m）钻井液密度(g/cm3)井身结构开钻次序钻头直径（mm）井深套管直径（mm）套管下深（m）一开二开三开四开邻近注水、注气井情况井号井距注水（注）气层位注水（注）气建议停注、泄压时间2　分段设计及实钻钻井液密度地层层位井深(m)设计压力梯度（MPa/m）设计钻井液密度(g/cm3)实钻钻井液密度(g/cm3)油、气、水、漏显示情况3　制度、资料及材料储备-5- 序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组结论1张贴于值班室资料（1）井控工作九项管理制度；（2）溢流井喷（演习）时各岗位人员职责和关井程序；（3）井口装置示意图；（4）节流压井管汇待命工况示意图；（5）干部24小时值班表；（6）井喷应急预案；（7）H2S应急预案2井控资料1、井控管理综合记录本：（1）井控装置基本情况；（2）地破压力试验记录；（3）低泵冲试验、油气上窜速度记录；（4）井控装置运转记录；（5）防喷（防硫化氢）演习记录；（6）硫化氢检测仪以及人身防护用品日常检查记录2、钻井队井控例会、钻开油气层交底记录（记录在生产例会记录本中）3、干部交接班记录（记录在钻井班班前班后记录本中）4、坐岗记录5、压力检测资料（录井）6、井控档案：（1）井控操作证登记表和井控操作证；（2）井控装置试压检验合格证以及试压曲线；（3）上级井控专项检查隐患整改表；7、邻井停注、泄压等检查记录3钻井液储备密度和体积达到设计要求4加重材料储备①探井储备30～100吨；生产井储备20～50吨②对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20吨（浅层稠油井不少于5吨）③对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的重钻井液60～180m3，加重材料50～100吨④具体储备数量依据设计要求-5- 4　井控井口装置序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1防喷器组合压力等级、尺寸系列、组合形式符合设计要求2整体及连接固定防喷器连接螺栓齐全；防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧；防溢管与防喷器用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住3防喷器试压（包括井控管汇）送至井场的防喷器有井控车间试压曲线和试压合格证；按照设计试压；三开井（稠油井除外）及以后各次开钻的试压，必须用专用试压车或泵车试压，井队留存试压曲线。每次试压后应对井控装置固定螺栓进行紧固4套管头套管头型号执行设计5闸板手动锁紧杆接出钻台底座，齐全，支撑可靠。使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。标明开关方向、到位圈数和闸板类型，手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。手轮处应有计量开关圈数的计数装置。6备用闸板距井控车间距离在100km以外的井，井场或项目部（离井队不超过25公里）应备有与在用闸板同规格的半封闸板、相应的密封件（存放温度16～27℃）及其拆装和试压工具7圆井有操作台8挡泥伞保证防喷器组及四通各闸门清洁、无钻井液9井控装置检修、现场服务井深＜4000m每12个月由井控车间回收检验一次井深≥4000m，且钻井周期超过4个月，每口井由井控车间回收检验一次10冬季保温钻台底座下＞0℃；在可能含硫化氢地区，钻台底座下安装防爆换气扇-5- 5　控制系统序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1远程控制台位置钻台左侧后方，距井口＞25m；距放喷管线或压井管线＞2m；管排架距放喷管线＞1m；周围10m以内无易燃、易爆、腐蚀物品电动钻机摆在钻台后方或井场左侧后方；距井口＞25m；管排架与放喷管线的距离＞1m；周围10m以内无易燃、易爆、腐蚀物品2控制系统试压控制系统按21MPa做一次可靠性试压，稳压时间不少于3min,密封部位无渗漏3液控管线安装正确，不渗漏；车辆跨越处装过桥盖板；液压管线处设立高压警示标志；井口处使用耐火液压软管；液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90-125°弯头。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。4气管线总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持气源压力0.65～1.3MPa；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，严禁强行弯曲和压折气管束5动力系统电动及气动泵运转正常，无泄漏，油雾器工作正常6电源线电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制7自动控制开关压力继气器、继电器的自动和手动调压范围正确8压力7.0MPa±0.7MPa；储能器压力17.5～21MPa；环形及管汇压力9.45～11.55MPa9远程控制台换向阀闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；万能防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装置10油箱油量,质量待命工况时，液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度的1/2。11司钻控制台70、105MPa防喷器的井应配置；摆在司钻操作台附近，固定牢固，手柄灵活，压力表校验；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台。-5- 不应安装操作剪切闸板防喷器控制阀12节控箱70、105MPa防喷器的井应配置，摆放在钻台上靠立管一侧。油面高30～50mm，气源压力0.65～1.30MPa，油压2～3MPa，（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装13冬季防冻远控房内有保温措施6　井控管汇序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1四通闸阀两翼闸阀双联后安装在四通两侧（车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧；稠油井可以各有一个闸阀）；节流管汇一侧外阀安装液动阀；2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关；只装1#和2#闸阀的，1#闸阀常关，2#闸阀常开；开关灵活2节流管汇压力级别执行设计闸阀挂牌编号，待命工况正确，开关灵活。管汇上的平板阀待命时均处于关闭状态有高压表、带有旁通开关（处于关位）的低量程压力表(量程10～16MPa)，一年一校验关井提示牌数据齐全，字迹清楚，正对操作者钻井液回收管线可以使用硬管线，也可以使用高压软管线。软管中间固定牢靠，出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头。回收管线出口位于除气器前或同一灌内，并固定牢靠（固定不少于两个点），通径不小于78mm(侧钻井通径不小于62mm)，有固定安全链（绳），其压力级别与节流管汇后端压力级别一致，35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管做为钻井液回收管线。使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用；其转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，其通径不小于78mm。有防堵防冻措施，管汇房内距离地板30cm处温度＞3℃3压井管汇压力级别执行设计-5- 闸阀挂牌编号，待命工况正确，开关灵活有高压表、带有旁通开关（处于关位）的低量程压力表(量程10～16MPa)，一年一校验有防堵防冻措施，管汇房内距离地板30cm处温度＞3℃4放喷管线放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接；井深大于4000m的区域探井、气井、高含硫油气井，地层压力大于70MPa的井放喷管线应使用钢圈法兰连接；管线每三年探伤一次长度符合设计，通径不小于78mm；含硫油气井主放喷管线有点火装置每隔9～11m、转弯处（前后固定）用基墩固定；基墩地脚螺栓直径30mm；整体式固定压板宽100mm、厚10mm；放喷出口处用双基墩，距出口端不超过1.5m；基墩重量＞600kg；出口处固定压板下不得使用可燃物前方50m以内不得有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不宜有其它设备等障碍物挖放喷坑的井出口距对面堤坝不小于15m。末端进行防沙堵处理5过桥盖板放喷管线在汽车跨越处应装过桥盖板6防喷管线使用专用管线并采用标准法兰连接，安装平、直；稠油井以及地层压力小于35MPa的井，用与防喷器压力级别一致的高压耐火软管，管线中部与井架底座固定牢固；防喷管线每年探伤一次7　其它井控装置序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1旋塞阀有检验合格证和试压曲线（检验周期不超过一年），旋塞阀灵活压力等级与防喷器一致（超过70MPa，选用70MPa）装环形防喷器须装上、下旋塞钻台有备用旋塞，开关灵活(位于开位)防喷单根（立柱）上接旋塞，有明显标记在提下至钻铤前，应置于坡道或便于快速取用的位置-5- 钻杆死卡安装剪切闸版的井应备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡2除气器所有井应安装除气器，运转正常，排气管出口离罐区＞15m3钻井液气体分离器液气分离器处理量不低于300m³/h。进液管线应使用高压法兰连接，内径不小于78mm的高压耐火软管线，用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致（若使用70MPa以上节流管汇，可使用35MPa高压耐火软管）；35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管进出口管线、排气管线应采用法兰连接钻井液出口管线使用硬管线或软管线（需固定，防下垂）联结，其通径不小于液气分离器的钻井液管出口通径液气分离器安装在节流管汇外侧；用三或四根直径12.7mm的钢丝绳绷绳固定牢靠安全阀每年校验，泄压口指向井场右侧排气管线（通径≥140mm），接出井口70m以远，每10-15m固定牢靠，固定基墩重量不低于400kg；排气管线距离放喷管线距离不小于1.5m。排液管线应使用直径不低于254mm的硬管线，其出口端可以使用软管线，出口置于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线，需要时再进行连接。4加重装置运转正常，根据设计配立式加重罐5循环罐液面标尺钻井液循环罐有液面监测声光报警装置（能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位），报警装置分别安装在钻井液罐面（座岗房内）和司钻操作台附近，报警值设置不得超过1方。6配液罐标尺有容积计量标尺7压井软件有溢流压井计算机软件8　安全器材及装置序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1井喷报警装置使用两位开关式喇叭-5- 2动力、照明线路符合安全用电标准安装要求电器井口30m（压力小于21MPa井15m）以内电器满足防爆要求；距井口30m（压力小于21MPa井15m）以内的电缆不应有接头，如有接头应用防爆接头连接；探照灯电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制3消防工具井场35kg推车式干粉灭火器4具，8kg手提式干粉灭火器25具，发电机房、配电房应配备二氧化碳灭火器，消防铣5把，消防斧2把，消防钩2把，十字镐5把，消防桶5只，消防毛毡5条，消防水带75m，消防砂4m3供水管线上应装消防管线接口灭火器应定期换药，挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌4硫化氢防护设施含硫地区，12套正压式呼吸器、5套备用气瓶、充气泵（每月检查一次）含硫地区，4个探头（钻台、圆井、一号罐、钻井液接收罐处）的固定式硫化氢监测仪、5套便携式硫化氢监测仪（值班干部、当班司钻、坐岗人员随身携带）及专用硫化氢报警器（“逢五逢十”检查设备并记录）非含硫地区，1套便携式硫化氢监测仪（司钻或坐岗人员随身携带）5硫化氢警示标志井场应有明显的硫化氢警示标志6风向标与集合点井场大门口、钻台、振动筛、坐岗房、防喷器液控房设立风向标在不同方向上划定两个紧急集合点柴油机排气管有防火帽和冷却灭火装置，其出口不朝向循环罐7井场排污钻台下、机房下、泵房排污沟畅通，钻台上、下及机泵房周围无油污9　动力设备序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1钻机系统标准化安装、使用、管理，并保证完好2井架销子和锁簧齐全3游动系统标准化安装、使用、管理，并保证完好-5- 4柴油机及传动系统标准化安装、使用、管理，并保证完好，柴油机排气管安装防火帽5钻井泵至少有两台泵，标准化安装、使用、管理，并保证完好6压风机标准化安装、使用、管理，并保证完好7发电机组距井口＞30m，照明与控制系统专线控制10　培训及演习序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1井控培训井架工以上人员，专业服务公司技术人员及操作人员；有效期两年井控现场知识考试70分以上为合格2防硫化氢演习在区域预探井和含硫地区钻井，每月至少进行一次防喷演习演习记录：按四种工况、“逢五逢十”演习；二开前下钻过程中，开展四种工况演习；换班人员在第一次提下钻作业中开展四种工况的演习；作业班每月至少进行一次四种工况下的演习；特殊作业（测试、完井等）前演习现场演习：各岗位动作正确熟练，在规定时间内实现关井-5- 11设备安全位置序号检查项目检查内容及标准井队自检结论验收组检查结论1值班房等位置值班房、库房、化验房等距井口≥30m地质房、仪器房距井口＞30m；稠油、压力小于21MPa的井距井口距离不小于20m2锅炉房位置锅炉房尽可能设置在季节风的上风位置，距井口＞50m锅炉两台，一年检验一次，操作人员持证3油罐位置与防爆距井口＞30m油罐距放喷管线＞3m距发电房＞20m油罐区电气设备，电源开关防爆4水罐位置水罐距放喷管线＞2m5配电房位置配电房（分闸）距探井、压力大于21MPa油气井的井口距离＞30m；稠油、压力小于21MPa井的井口距离＞15m6发电房位置发电房距井口＞30m发电机应配备超载保护装置7放喷管线出口位置放喷管线出口离居民区、营房、道路、设备等障碍物＞50m，且不正对上述障碍物8距民房等距离井口距高压线及其它永久性设施＞75m距民房＞100m距铁路、高速公路＞200m井口距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m9生活区距离生活区距井场边沿＞100m；新区第一口探井和含硫油气井的生活区距井场边沿＞300m；生活基地所处地形尽可能高于井场，相对井场在上风方向，基地尽可能远离河沟、泄洪区等危险地区-5- 10防火要求在草原、苇塘、林区，井场周围应有防火隔离带，宽度不小于20m12整改问题序号整改问题要求1234567891011121314-5- 12井控停钻通知书井队：你队所钻井，经钻开油气层检查验收，仍存在以下问题（见下表），为确保井控安全，停钻整改，限月日前完成。停钻待整改问题序号整改问题要求123457检查验收组组长签名：检查验收组副组长签名：备注：有以下情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：1、未执行钻开油气层申报审批制度；6、防喷演习不合格；2、未按要求储备重钻井液和加重材料；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；3、井控装备未按照要求试压或试压不合格；8、钻井设备不能正常工作；4、井控装备不能满足关井和压井要求；9、通讯系统不畅通的。5、内防喷工具配备不齐全或失效；-5- 12钻开油气层批准书井队：你队所钻井，经钻开油气层检查验收，符合井控技术要求，准予钻开油气层，特此通知。已整改完成问题序号问题整改日期上报人12345678检查验收者签名队长、技术员签名安全监理签名检查验收组成员签名检查验收组副组长签名检查验收组组长签名-5- 附录12.钻井队井控资料目录一、张贴于井场值班房内的资料（7项）：1、井控工作九项管理制度；2、溢流井喷（演习）时各岗位人员职责和关井程序；3、井口装置示意图；4、节流压井管汇待命工况示意图；5、干部24小时值班表；6、井喷应急预案；7、H2S应急预案。二、井控资料（12项）1、井控管理综合记录本：（1）井控装置基本情况；（2）地破压力试验记录；（3）低泵冲试验、油气上窜速度记录；（4）井控装置运转记录；（5）防喷（防硫化氢）演习记录；（6）硫化氢检测仪以及人身防护用品日常检查记录。2、钻井队井控例会、钻开油气层交底记录（记录在生产例会记录本中）3、干部交接班记录（记录在钻井班前班后会记录本中）4、坐岗记录5、钻井队打开油气层审批报告6、压力检测资料-5- 7、井控档案（1）井控操作证登记表和井控操作证；（2）井控装置试压检验合格证以及试压曲线；（3）上级井控专项检查隐患整改表；-5- 附录13集团公司钻井井喷失控事故信息收集表表（一）集团公司钻井井喷失控事故信息收集表（快报）收到报告时间年月日时分报告单位报告人职务联系电话发生井喷单位现场抢险负责人职务电话事故发生地理位置基本情况井喷发生时间钻机类型钻井队号井号井别井型水平井□定向井□直井□设计井深钻达井深垂深井眼尺寸目的层位钻达层位岩性构造地层压力设计泥浆密度(g/cm3)实际泥浆密度(g/cm3)表层套管下深表层套管尺寸技术套管下深技术套管尺寸有毒气体类型H2S□CO2□CO□人员伤亡情况有无自动点火装置井口装备状况防喷器状况额定工作压力型号开关状态开□关□可控或失控可控□失控□节流管汇状况放喷管线长度压井管汇状况辅助放喷管线长度-5- 内放喷工具状况钻杆旋塞方钻杆旋塞井喷具体状况喷势描述喷出物气□油□水□气油水□环境污染情况周边500m内环境状况居民数量工农业设施名称及数量距离距离江河名称及数量湖泊名称及数量距离距离已疏散人群备注-5- 表（二）集团公司钻井喷失控事故报告信息收集表（续报）事故级别Ⅰ□Ⅱ□Ⅲ□Ⅳ□有毒气体含量H2S（）CO2（）CO（）关井压力立压(Mpa)套压(Mpa)现场气象、海况及主要自然天气情况阴或晴雨或雪风力风向气温海浪高井喷过程简要描述及初步原因设计及实钻井身结构一开二开三开四开邻近注水、注气井情况施工工况救援地名称及距离周边道路情况已经采取的抢险措施-5- 下一步将采取的措施井场压井材料储备重钻井液密度(g/cm3)量(m3)钻井用水(m3)加重材料重晶石（T）石灰石粉（T）铁矿石粉（T）救援需求现场抢险组组成人员名单姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话姓名职务电话备注-5-