1、中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则第一章 总 则第一条 为了深入贯彻落实国家安全生产法、环境保护法和中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控技术规范，进一步加强中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司（以下简称公司）井控工作，有效预防井喷、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，确保钻井安全生产，结合实际，特制定本细则。第二条 本细则主要依据：中华人民共和国石油天然气行业标准、中国石油天然气集团公司钻井井控技术规范、中国石油天然气集团公司井控培训管理办法等。第三条 钻井井控工作是一项技术要求严密的系统工程，涉及设计、施工、检查2、监督、验收、装备配置、应急救援和人员培训等，各项工作必须有计划、有组织地协调进行。第四条 井控工作包括井控风险管理、井控设计、井控装置的安装、试压、使用和管理、钻开油气层前的准备和验收工作、钻开油气层过程中的井控作业、欠平衡钻井要求、井喷失控处理、防火防爆、防硫化氢措施，井控技术培训和井控工作管理制度等八个方面。第五条 本细则适用于吐哈油田本区域石油与天然气钻井、录井、测井、固井等施工中的井控管理。第二章 井控风险管理第六条 工程技术处负责组织井控风险评估报告的讨论和发布；生产运行处、质量安全环保处、勘探部、开发部、勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督中心和采油厂参与井控风险评估报3、告的讨论，勘探开发研究院负责编写井控风险评估报告。第七条 井控风险依据所钻井地面环境、地质情况、施工工艺等方面进行分级，公司将井控风险划分为三个等级，具体如下：1.井控一级风险井（不包括稠油井）：区域探井、预探井；评价井、开发井：井深（垂深）4500米的井；预测地层压力系数1.3的油井；气油比500：1的自然产能日产油大于4方的油井；预测地层压力系数1.0的自然产能日产气大于20000方的气井；预测地层天然气中含有硫化氢或其它有毒有害气体含量高于150毫克/立方米(100ppm)的井；井口周围500米范围内有村庄、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4、源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道）的气井和地层压力系数大于1.1的油井；1200米内含有气层的井;欠平衡、新工艺实验等特殊施工井。2.井控二级风险井：除井控一、三级风险以外的井。3.井控三级风险井：井深（垂深）4500米的稠油开发井、井深（垂深）3200米且预测地层压力系数1.0且油气比200：1日产油低于3方的稀油开发井。 第八条 井控管理组织机构设置（一）公司成立井控领导小组,负责油田井控管理工作。（二）勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督中心、采油厂、钻井承包商分别成立井控管理领导小组，负责本单位井控管理和监督工作。第九条 公司井控领导小组构成与职责（一）公5、司井控领导小组构成组 长：公司主管井控的副总经理组 员：工程技术处、质量安全环保处、生产运行处、规划计划处、财务处、设备管理处、企管法规处、人事处、勘探部、开发部、对外合作部、钻井设计与监督部门、勘探公司、采油厂、钻井承包商等单位的井控第一负责人。井控领导小组下设井控管理办公室，办公室设在工程技术处，负责公司井控管理工作。（二）公司井控领导小组职责1.贯彻落实中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份有限公司井控管理规定和有关文件精神；2.制定有关井控管理的规章制度；3.组织、监督井控新工艺、新技术的实施；4.检查落实各施工单位井控资源配备情况；5.协调解决井控工作中存在的重大问题；6.组织并6、实施井喷失控事故的处理；7.组织井控工作大检查和年度井控工作总结评比。第十条 工程技术处井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度；（二）组织制（修）订井控细则、井控技术规定和标准；（三）组织钻井井控应急预案的编写、演练；（四）组织实施井控新工艺、新技术的推广和应用；（五）组织公司井控专项检查，监督、检查相关单位和人员执行本细则；（六）参与井喷失控事故的调查、分析，负责统计上报工作；（七）负责油田井控管理工作的现状调研，适时提出井控工作建议；（八）负责编制公司机关年度井控培训计划;（九）负责组织有关井控工作的资料汇总及上报工作。第十一条 质量安全环保处井控管理职责（一）贯彻落实上级7、有关井控管理的标准、制度及本细则； （二）参与钻井井控应急预案的编写、演练；（三）参与公司井控专项检查；（四）监督检查井控应持证人员的持证情况；（五）组织井喷失控事故的调查、分析，并提出处理意见。第十二条 生产运行处井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则； （二）参与公司井控专项检查；（三）启动井控应急预案，组织井喷事故抢险救援工作；（四）参与钻井井控应急演练预案的编写和演练；（五）参与井喷失控事故的调查和分析。第十三条 对外合作部井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度；（二）检查、督促所辖区域相关单位和人员执行所在国家、地区的有关法律、法规和建设方井控管理相8、关规定的落实情况；（三）负责组织所辖区域施工单位的井控工作检查；（四）负责组织对所辖区域施工作业队伍井喷失控事故的调查、处理和上报工作。第十四条 勘探部井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与公司井控专项检查；（三）负责探井地质设计、工程设计的审核；（四）负责检查督促所辖施工作业队伍井控工作；（五）组织对探井特殊工艺井钻井工程设计的评审；（六）参与所属钻井的井喷事故的调查与分析；（七）制定、实施本部门井控培训计划。第十五条 开发部井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与公司井控专项检查；（三）检查督促所辖施工队伍的井控工作；（四）负责开发9、井地质设计、工程设计的审核；（五）组织对开发井特殊工艺井钻井工程设计的评审；（六）组织开发井井控一级风险井钻开油气层前的井控工作验收； （七）检查督促开发井关键工序的执行情况；（八）负责协调开发井邻井停注、泄压等事项；（九）参与开发井井喷事故的调查、分析；（十）制定、实施本单位井控培训计划。第十六条 勘探开发研究院井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与井喷事故的调查和分析；（三）制定、实施本单位井控培训计划。第十七条 工程技术研究院井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与井喷事故的调查和分析；（三）制定、实施本单位井控培训计划。第十八条10、 监督中心井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）负责开发井的井控工作，参与公司井控专项检查；（三）组织钻井各次开钻和钻开油气层前的井控工作验收；（四）负责钻井作业过程中关键工序各环节的检查与监督;（五）按照井控培训计划、目标及要求，组织实施井控培训工作，对培训质量负责；（六）研究和改进培训方法、途径，编写井控培训补充教材；（七）负责井控中心实训基地及设施的管理工作，确保培训设施完整、安全；（八）参与井喷事故的调查和分析；（九）编制公司年度井控培训计划。第十九条 勘探公司井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）负责探井的井控工作，参与公司井控专项11、检查；（三）负责探井地质设计、工程设计的审核；（四）负责检查督促所辖施工队伍井控工作；（五）负责组织探井各次开钻和钻开油气层前井控工作验收；（六）负责组织探井邻井停注、泄压等事项；（七）组织对探井特殊工艺井钻井工程设计的评审；（八）负责探井关键工序各环节的检查与监督;（九）参与探井井喷事故的调查与分析；（十）制定、实施本单位井控培训计划。第二十条 采油厂井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理的标准、制度与本细则；（二）参与公司组织的井控专项检查；（三）执行钻井地质设计和钻井工程设计中的邻井停注、泄压规定；（四）参与本单位范围内井喷失控事故的调查和分析；（五）制定和实施本单位井控培训计划。第二十12、一条 钻井承包商井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则；（二）按标准、设计配备井控所需各类资源；（三）实施井控新工艺、新技术；（四）按照公司井喷事故应急预案，实施井喷事故的处理和抢险工作；（五）保证井控相关人员持证上岗。第二十二条 录井、测井单位井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则；（二）按标准、设计配备井控所需各类资源；（三）配合钻井承包商做好现场井控工作；（四）及时进行井控风险提示；（五）保证井控相关人员持证上岗。第三章 井控设计第二十三条 井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计的重要组成部分。第二十四条 地质设计单位负责收集、提供地表环境情13、况，在地质设计中，应包含以下内容：（一）明确提供保证钻井井控安全作业的井场面积及进出井场的道路。若安全距离不能满足上述规定，由勘探部（开发部）组织相关单位进行风险评估，按其评估意见处置，并在设计中进行明确提示，在地质设计中应明确所钻井是否为“三高井”，且要明确“三高井”的类型。（二）进行地质设计前应对井场周围一定范围内（高含硫井3000米）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、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，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；在江河、干渠、坎儿井周围钻井，应标明河道、干渠、坎儿井14、的位置和走向等。（三）地质设计书应依据本细则第七条相关条件注明该井井控风险级别，应根据物探资料及本构造和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力、地层坍塌压力和地层破裂压力剖面图（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井地层承压检验资料）、本区块地质构造图（包括全井段断层分布）、浅气层资料、浅水层资料、油气水显示、邻井井身结构、水泥返高、固井质量、复杂情况等资料。（四）在含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对有毒有害气体分布的层位、埋藏深度及含量进行预测。在工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。（五）在已开发的调整区钻井，地质设计书中应提供该区注水、注气（汽）井15、情况（明确注水层段），分层提供动态压力数据。第二十五条 工程设计要求（一）工程设计依据地质设计注明的井控风险等级，以及井控风险提示，明确井控要求，并提出针对性的施工措施。（二）钻井液密度的确定。钻井工程设计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。安全附加值为：1.油井、水井为0.05克/立方厘米0.10克/立方厘米或增加井底压差1.5兆帕3.5兆帕；2.气井为0.07克/立方厘米0.15克/立方厘米或增加井底压差3.0兆帕5.0兆帕；3.具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋16、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、井控装备配套情况等因素。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。（三）加重钻井液及加重材料储备情况。钻井工程设计应根据井眼状况，明确储备钻井液密度、数量及加重材料数量。1.区域探井在二开前储备一倍井筒容积的加重钻井液、加重材料60吨。2.预探井、含硫化氢井在二开前储备加重钻井液80方、加重材料60吨。3.除区域探井、预探井和含硫化氢井以外的一级井控风险井在打开油气层200米前，储备加重钻井液50方、加重材料40吨；二级井控风险井单井储备加重钻井液40方、加重材料30吨；三级井控风险17、井可以不储备加重钻井液和加重材料。4.老井加深井、套管开窗井在施工前储备加重钻井液和加重材料按照开发井分类区域储备。5.离物资储备点大于200公里以外的井，增加加重材料40吨；储备的加重钻井液密度附加值，预探井、评价井为设计最高钻井液密度的0.30 克/立方厘米，开发井为设计最高钻井液密度的0.20克/立方厘米。（四）钻井工程设计应明确以防喷器为主的井口井控装置的组合形式、压力等级、安装标准和试压要求，并列出不同压力等级防喷器组合图。压力等级应不低于全井段最大油气层压力。“三高”油气井的井控装备应在要求的基础上提高一个压力级别，且防喷器使用时间不超过7年。钻井工程设计应明确钻具内防喷工具、井控18、监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置的配置情况；以及油气井压力控制的主要技术措施；明确消防器材的配置标准，以及防喷防火应急措施。（五）钻井工程设计应明确提出合理的井身结构。表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、（地表）砾石层的要求，且其坐入稳固岩层应不少于10米，水泥浆应返至地面。同一裸眼井段存在两个以上的压力系统时，当压力梯度差值超过0.3兆帕/100米，或采用各种工艺措施仍不能解除严重井漏时，应下技术套管封隔，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。探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。若不能达到以上19、要求，在工程设计中应制定井控措施和相应的应急预案。套管的材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以及下一步钻井中应对相应地层不同流体的要求。高含硫油气井的水泥应返至上一级套管内或地面，并且其形成的水泥环顶面应高出已经被上层套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100米。油层水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300米。（六）欠平衡钻井井控设计应纳入钻井工程设计，其井身结构、井控装备配套和井控措施等方面的设计应满足欠平衡钻井的特殊安全要求。欠平衡钻井方式的选择和欠压值的确定应综合考虑地层特性、井壁稳定20、性、地层孔隙压力、地层破裂压力、预计产量、地层流体和钻井流体的特性、套管抗内压及抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。油气储层不能实施空气钻井或以空气为介质的雾化钻井。（七）探井、油藏评价井应采用地层压力随钻监测技术，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，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。现场有综合录井仪的，录井小队必须为钻井队提供实时压力监测数据，并及时以书面形式向钻井队提供异常情况提示报告。（八）其他井控要求1.钻井工程设计应明确规定，每下入一层套管后，钻开新地层510米或第一个砂层，必须做地层破裂压力试验。2.开发井进21、入油层前100米开始，探井从安装防喷器之日起，每天做一次低泵冲实验，使用无级变速泥浆泵的钻井队按30、40、50冲的排量进行实验，使用机械传动泥浆泵的井队按照单凡尔、双凡尔进行试验，并记录泵冲、泵压。第二十六条 设计审批原则（一）工程设计单位必须具备设计资质，从事“三高”井工程设计的单位必须具备甲级资质。（二）地质设计：由勘探开发研究院负责设计编写，一般油气井设计人员应具有现场工作经验和相应的专业中级技术职称，设计审核人员应具有相应专业的高级技术职称。（三）工程设计：由工程技术研究院负责设计编写，一般油气井设计人员应具有现场工作经验和相应的专业中级技术职称，设计审核人员应具有相应专业的高级技术22、职称。（四）高压、高含硫井设计人员应具有现场工作经验和相应专业的高级技术职称，设计应由具有相应专业高级技术职称或本企业级以上的技术专家审核，负责勘探、开发的总工程师或主管领导批准；高含硫井的地质设计和工程设计应由公司主管井控的领导批准。第四章 井控装置的安装、试压、使用和管理第二十七条 井控装备组合按附图执行，含硫地区井控装备选用的材质要符合企业标准Q/SY 1115-2014含硫化氢油气井安全钻井推荐作法规定。防喷器压力等级的选用以全井最高地层压力为准。第二十八条 防喷器组合形式与压力级别的选择。根据井控风险评估结果，对不同级别的风险井采用不同级别的井控装备。（一）一级风险井垂深在4500米23、以上的按照附件1图一组合，4500米以内的（含4500米）按照附件1图二组合；二级风险井区按照附件1图三组合（垂深1200米以上井选择35兆帕组合，1200米以内选择21兆帕组合）；三级风险井按照附件1图四组合。（二）高含硫油气井安装70兆帕或以上压力的防喷器时，必须安装剪切闸板防喷器。（三）套管开窗侧钻井按附件1图三组合。第二十九条 节流管汇、压井管汇压力级别和组合形式要与防喷器压力级别和组合形式相匹配。节流管汇按附件1图五至图八安装；压井管汇按附件1图九安装；防喷管线和四通闸门按照附件1图十安装。第三十条 井控装置现场安装要求（一）防喷器组合件的安装1.防喷器组合件：升高短节、四通、双闸板24、防喷器（下面半封、上面全封）、环形防喷器，按规定顺序自下而上逐个安装，不可窜位。2.连接法兰：要求密封槽无伤痕、清洁无脏物，钢圈无变形，加密封脂（或黄油）放平摆正；四通两翼中心线正对井眼轴线，出口垂直指向井架左右两侧，并能接出两翼连接管线；各紧固螺栓配戴齐全，上平法兰，拧够扭矩；丝扣连接，要保证丝扣完整、清洁、无伤痕，加密封脂（或丝扣油）上够扭矩，密封可靠。3.闸板防喷器安装时，油路接口置后，控制油管线从井口后方连接，旁侧出口法兰正对井口前方，两侧门锁紧轴垂直指向井架底座两侧，且防喷器的高度要能保证手动锁紧杆顺利接出井架底座外，并便于操作（受钻机底座限制的可不接出，但手动锁紧杆安装必须留出操作25、空间，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴线的夹角不大于30度，挂牌表明开、关方向及到底圈数）。手动锁紧操作杆离地面超过1.65米时，要安装操作台。4.闸板防喷器内所装半封闸板的尺寸必须与本井所用的钻杆公称尺寸相匹配，距井控车间200公里以远的井队，井场应配备相应的半封闸板和全封闸板各一副。5.防喷器安装好后，用直径15.24毫米钢丝绳对角固定在井架底座底部，用M301000正反螺丝绷紧，每处3个卡子，严禁在底座斜拉筋上固定；同时在防喷器上加装防淋伞，使用钢丝绳固定。（二）井控管汇的安装1.节流管汇、压井管汇及其所有的管线、闸门、法兰等配件的额定工作压力，必须与所使用的防喷器的额定工作压力相匹配26、。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。2.防喷管线要使用专用硬管线，接出井架底座之外，并采用螺纹和标准法兰连接，不得在现场焊接。当防喷器额定工作压力级别不大于35兆帕时，若遇特殊情况，内防喷管线不能顺利接出井架底座的，经甲方监督许可后，可使用高压耐火软管，并在两端拴保险绳。3.井口四通两侧各安装两个平板闸阀，紧靠四通的闸阀处于常开状态（冬季处于常关状态）。防喷管线控制闸阀（手动或液动阀）接出井架底座以外，处于常关状态。（冬季：三塘湖区域：11月1日至4月1日；其他区域：12月1日次年3月1日）。4.节流压井管汇与防喷器四通、防喷管线连接一定要平直稳固，内径不得小于78毫米（壁厚不得27、小于9毫米），节流压井管汇以外的主放喷管线通径不得小于78毫米，管线必须采用标准法兰连接，其布局要考虑当地季节风向，出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路、水源等，三级井控风险井接出井口30米，备足75米，其它区域接出井口75米以远。管线每隔10米要用基墩固定（基墩重量不小于500公斤），固定螺栓直径不得小于20 毫米，丝扣朝上，采用一次压制成型的压板（不允许焊接），压板宽100毫米，厚度不小于10毫米，压板与管线之间用橡胶材料隔离，固定牢靠。如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头或使用90度灌铅弯头，且弯头两端需用基墩固定。若受井场条件限制，放喷管线不能接出7528、米以远，可接到井场边缘，备足75米管线、弯头、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两头要做防沙保护。如果有两条管线走向一致时，应保持大于0.3米的距离，并分别固定。放喷管线出口安装点火装置，对手动点火装置考虑不同风向，实现安全点火。一级井控风险井，自节流、压井管汇以外的前两个基墩使用地脚螺丝固定,其余基墩，1/2以上的本体埋入地表以下。5.副放喷管线出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路等，区域探井、预探井、超深井、高含硫井管线必须接出75米以远。三级井控风险区域的开发井、评价井距井口不少于10米，其它区域开发井和评价井距井口不少于18米，井场备足75米管线、弯头、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两29、头做防沙保护。6.节流管汇至钻井液循环罐至少安装一条钻井液回收管线，转弯处必须采用弯度大于120度的铸钢弯头，转弯处及钻井液出口固定牢靠，回收管线出口必须安装在除气器前的循环罐。钻井液回收管线可以用高压防火软管线，拴保险绳，固定牢靠。7.节流、压井管汇安装双压力表，大分度值压力表量程应为防喷器额定工作压力的1.3倍，小分度值压力表量程10 兆帕，表盘朝向应与大门同向。待命工况，大量程压力表处于开位，小量程压力表处于关位，压力表均应装针形阀。8.节流、压井管汇底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得少于20毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用的钢板厚度不小于10毫米。9.不得在任一管线上开30、孔焊接压力表和其它管线，所有井控管线的闸门必须统一编号，并标明开关状态。10.对远程控制室各手柄和压井、节流管汇各阀门统一挂牌标识。11.冬季钻井期间，所有井控管汇在使用后必须吹扫干净，对阀门、仪表、气路必须采取防冻措施，用电热带加毛毡保温，以保证管路畅通、阀门开关灵活、控制系统工作正常。12.欠平衡钻井燃烧管线或排砂管线应顺着季节风方向延伸至距井口75米以远的安全地带，燃烧筒距污水坑直接距离不小于20米，末端采用垂直地面、高1.5米的燃烧筒，燃烧管线上安装防回火装置，出口应安装自动点火装置，其点火间隔时间不大于3秒，同时应备用手动点火装置。多雨地区雨季燃烧筒应安装防雨罩，固定牢固。并修建燃烧31、池，燃烧池大小应满足欠平衡钻井安全要求。13.区域探井、预探井、气井、含硫化氢井必须安装自动点火装置和防回火装置。采用垂直地面、高1.5米的燃烧筒，多雨地区雨季应安装防雨罩，并固定牢固。（三）控制系统的安装1.控制系统的控制能力应满足所控制的防喷器的需求和控制对象的个数。2.远程控制室安装在大门左侧，距井口25米以远，大门朝向井场方向，距放喷管线、水罐等应有2米以上距离，并在周围留有宽度不少于2米的人行通道，周围10米内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品，电控箱总闸必须是防爆开关，室内照明灯必须防爆。气动泵气源与储气罐接通。电源线、气源线必须是专线。3.远程控制室与防喷器各控制对象采用高压耐火软管或32、高压硬管线连接，做到密封可靠，严禁将液控管线直接埋地，通过井场的管汇必须架空，并做好过桥保护。4.区域探井、预探井、评价井、气井、高压调整井以及气油比高于500:1、地层压力系数高于1.3的区块，同时在钻井过程中可能钻遇气层气、油顶气的开发油井必须安装司钻控制台、节控箱及配套装置。5.其它安装了液动节流阀的井必须安装节流管汇控制箱。6.司钻控制台安装在钻台上司钻易于操作的地方（一般安装在司钻操作箱附近），固定牢靠，各操作阀的控制对象、工作状态应有醒目的标识，配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束。（四）井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置的安装1.按设计要求配齐加重和灌注装置及钻井液33、循环池液面监测与报警装置。 2.按设计要求配齐钻井液净化装置，区域探井、预探井、气井及油气比高于500:1的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，液气分离器排气管线（管径等于或不小于排气口直径）接出距井口50米以远。3.液气分离器底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得小于20 毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用的钢板厚度不小于10毫米。分离器总成自上部采用不少于4根的16毫米钢丝绳对角固定。排气管出口应接至距井口50米以上的安全地带，距各种设施不小于50米，且不能正对居民区、道路、油罐区、电力线及各种固定设施。管线每隔810米要用基墩或地脚螺栓固定，出口采用双基墩或地脚螺栓固定牢靠，34、尽可能平直，固定螺栓直径不得小于20毫米，压板使用的钢板厚度不小于10毫米。4.钻井液液气分离器的进液管采用内径不小于100毫米的高压金属管线或高压耐火软管，两端拴保险绳，使用基墩固定。5.井控一级风险气井、欠平衡井应选择1200型以上液气分离器。6.液气分离器排气管线压力表安装1.6-2.5MPa的抗震压力表，表盘直径不小于100毫米，压力表表盘安装方向应与井架正面一致，垂直安装。7.钻井液回收管线必须使用与分离器出口相同尺寸的硬管线，出口接至振动筛入口处，固定牢靠。第三十一条 欠平衡井控装置安装要求（一）防喷器组合1.根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况，选择压力级别匹配35、的旋转防喷器或旋转控制头。2.旋转防喷器或旋转控制头安装在常规钻井井口防喷器组合之上。3.井口装置通径应大于钻井、完井作业管串及附件的最大外径。4.探井、评价井进行欠平衡钻井时，井口装置按附件1图十一组合；生产井进行欠平衡钻井时，按附件1图十二组合。（二）油气储层欠平衡钻井需另外安装并使用一套独立于常规节流管汇的欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于旋转防喷器或旋转控制头的额定工作压力。在欠平衡钻井过程中不允许使用常规节流管汇。（三）气体欠平衡钻井施工使用不带旁通口的旋转防喷器或旋转控制头时，应在其与常规防喷器组之间安装一个专用三通或四通，作为欠平衡钻井的导流通道。（四）液相欠平衡钻井应配备36、1200型及以上液气分离器，油井应配备撇油罐和储油罐。第三十二条 内防喷工具的配备。井队应配备方钻杆上旋塞1个、方钻杆下旋塞2个、钻具止回阀2个，未安装环形防喷器的钻井队，可不配备上旋塞。第三十三条 井控装备的送检。区域探井、预探井、气井（预测地层压力系数1.0）、欠平衡井、垂深4500米以上深井（稀油）全套井控装备每口井送井控车间检修试压；评价井（稀油）、开发油井（预测地层压力系数1.3）、气井（预测地层压力系数1.0）、垂深4500米以上深井（稠油）每2口井封井器送井控车间检修试压；评价井（稠油）、开发油井（预测地层压力系数1.3）每4口井封井器送井控车间检修试压；三塘湖和鲁克沁稠油区域垂37、深小于4500米开发油井封井器每6口井送井控车间检修试压。防喷器在现场的试压检验周期不得超过3个月。 第三十四条 井控装备检修试压（一）对新购入的井控装置必须进行质检，并按标准进行试压合格后方可投入现场使用。井控设备的试压、维修、更换配件必须在具有中国石油天然气集团公司认可的且在本油田服务的井控车间进行，井控配件由井控车间统一在有资质的厂家购买。井控车间对回收的井控装置，包括防喷器、四通、闸阀、节流管汇、压井管汇、防喷管线、液气分离器、液控管线、内防喷工具等，必须分别清洗检修；防喷器组在井控车间进行分体试压。重点井、特殊井按照钻井工程设计要求，在井控车间按井场连接形式组装并用清水整体试压，环形38、防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇、压井管汇、液控管线、按零部件额定工作压力分别试压。压力试验稳压时间不少于10分钟，允许压降0.7兆帕，密封部位无渗漏。并填写试压记录。（二）远程控制台、司钻控制台、节控箱应每年进行1次检修、保养、调试，使其能正常工作。（三）节流管汇和压井管汇每6个月送井控车间检修试压。（四）检修试压合格的井控设备应进行包装保护，防喷器、远程控制台等设备的油道口、法兰盘、气路接头等应上丝堵或进行包扎，对密封钢圈、螺栓等配件应进行装箱或包装保护，以防在运输过程中损坏。（五）经检修的井控设备按规定试压合格后，必须填写检修试压记录及合格39、报告，经质检员签字后随设备一起交接。（六）井控装置现场试压与调试。1.试压标准。（1）在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行现场试压，环形防喷器在封管子状态下（不允许在封零状态下试压），试压至额定工作压力的70%；闸板防喷器及节流压井管汇试压到额定工作压力；防喷管线试压到防喷器额定工作压力，放喷管线试验压力不低于10兆帕。试压稳压时间不少于10分钟，允许压降不大于0.7兆帕，不刺不漏为合格。（2）拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行试压。（3）远程控制台在现场安装完毕后，按其额定工作压力（21兆帕）做一次可靠性试验。（4）远程控制台采用规定压力用液压油试压，其余井控装置40、试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。（5）一级井控风险井采用专用试压泵试压，并出具试压曲线报告；其它井用试压泵、水泥车或具有无级调控排量的钻井泵试压。现场井控装置试压时，必须有代表公司的监督在现场并签字认可。（6）若使用变径闸板，应分别对两个尺寸的闸板进行试压。2.安装好的井控装置必须调试，使其达到待命工况。（1）防喷器全开。（2）控制室电源总闸处于开位，电控箱手柄处于自动位。（3）远程控制台三位四通换向阀手柄（除旁通阀外）统一处于工作位。（4）储能器进出油阀处于开位。（5）电泵、气泵进油阀处于开位。（6）油箱液压油储量符合标准。（7）储能器压力表显示压力17.5兆帕21兆帕。（8）管汇压力表显41、示压力10.50.7兆帕，环形防喷器控制压力表显示8.510.5兆帕。（9）储能器充氮压力70.7兆帕。（10）气泵、司钻控制台气源压力为0.65兆帕0.80兆帕。（11）司钻控制台各压力表显示值应与远程控制台对应的压力表显示值相同，压力相差不超过1兆帕。（12）压力继电器下限调至17.5兆帕，上限21兆帕。（13）节流控制箱，液控节流阀阀位显示半开状态，各压力表显示值应与对应的压力表显示值相同。第三十五条 内防喷工具检验试压（一）试压要求使用清水试压。试压压力为低压2兆帕，高压试到额定工作压力；稳压5分钟，外观无渗漏，压降不大于0.7兆帕为合格。（二）试压方法。1.旋塞阀（1）旋塞阀开关活动42、2次后，在关闭状态下对阀芯与阀座间的密封性能进行检测。（2）旋塞阀在半开、半关状态下对旋钮密封进行检测，试验压力为额定工作压力。（3）禁止用打开旋塞阀的方法进行泄压。2.浮阀（1）浮阀在未安装阀芯前，连接试压堵头，对壳体、螺纹要进行一一试压检测。 （2）装入阀芯，连接限位接头，进行密封性能试验。3.箭形止回阀（1）连接试压堵头，从母扣端对壳体、螺纹进行试压检测。 （2）连接试压堵头，从公扣端对箭形止回阀的密封性能进行试压检测，试验压力为额定工作压力。 （3）严禁用顶开装置进行泄压。4.投入式止回阀（1）投入式止回阀在未安装阀芯时，连接试压堵头，对壳体、螺纹进行试压检测。（2）不对装入阀芯的投入43、式止回阀进行试压。 所有内防喷工具试压后，都要用压缩空气吹扫干净，减少腐蚀。 第三十六条 井控装置的使用规定（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。（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。（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。当发生井喷，在内防喷工具失效的情况下且防喷器装有剪切闸板时，可采用剪切关井。（四）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。（五）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。（六）钻开油气层后，应定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器（在有钻具的条件下）试关井。（七）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 44、5964-2006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。（八）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。（九）手动平板闸板阀开、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。（十）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；对防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防冻措施。（十一）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。（十二）套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。第三十七条 内防喷工具的使用（一）施工队伍45、按照井控细则和设计要求配备内防喷工具。（二）内防喷工具每6个月进行一次检验试压，合格的出具试压合格证，否则不能继续使用。（三）新的内防喷工具，必须经过井控车间试压检验合格后方可使用。（四）现场使用的内防喷工具额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。（五）方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活动旋塞1次。（六）钻具浮阀 下钻时每下钻510柱必须灌满水眼。 （七）箭形止回阀1.用于抢接的箭形止回阀，应装好顶开装置，并确认阀芯已顶开，放在钻台，便于取放的位置。2.钻井队准备一根防喷钻杆单根，防喷单根带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和箭形止回阀或旋塞阀，并且所有连接螺纹必须预先紧扣，正常钻进时摆46、放在管排架，起下钻铤时放在小鼠洞内或大门坡道上。第三十八条 井控装置的管理（一）资产拥有单位自行检验范围为：1.出厂时间不超过十年的防喷器和井控管汇；2.出厂时间不超过十二年的防喷器控制装置；3.经第三方检验机构检验合格，且在检验有效期内受到损伤的井控装备。（二）委托第三方检验机构检验范围为：1.出厂时间超过十年的防喷器和井控管汇；出厂时间超过十二年的防喷器控制装置；2.防喷器和井控管汇出厂时间未超过十年，防喷器控制装置出厂时间未超过十二年，但在运输、仓储、使用过程中损伤，或曾在硫化氢等腐蚀介质或着火环境中使用过，可能导致安全性能严重下降，且自行检验机构无法判定的装备；3.井控装备资产拥有单位47、认为需要委托第三方检验机构检验的装备。4.井控装备资产拥有单位认为需要委托第三方检验机构检验的装备。（三）井控装备出厂时间总年限达到以下条件的应报废：1.防喷器十三年；2.防喷器控制装置十五年；3.井控管汇十三年。（四）达到报废总年限后确需延期使用的，须经第三方检验并合格，延期使用最长三年。（五）防喷器的报废管理1.性能损伤报废：井控装备在有效使用期间因现场使用工况恶劣或维修保养等环节的问题造成性能达不到本身性能指标的，必须进行报废处理。2.疲劳强制报废：井控装备超过有效使用期间因使用疲劳而达不到本身性能指标的，必须强制报废。强制报废条件执行中国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定（中油工程48、字2006408号）规定。（1）防喷器和控制装置具备以下条件之一者，强制判废：防喷器出厂时间满16年的，控制装置出厂时间满18年的；主要元件（泵、换向阀、调压阀及储能器）累计更换率超过50的；经维修后，主要性能指标仍达不到行业标准SY/T 5053.2规定要求的；对回库检验及定期检验中发现的缺陷无法修复的；主要元器件损坏，无修复价值的。（2）井控管汇总成符合下列条件之一者，强制判废：出厂时间满16年的；使用过程中承受压力强度曾超过试验压力的；管汇中阀门、三通、四通和五通等主要部件累计更换率达50%以上的。（3）管汇中主要部件符合下列条件之一者，强制判废：管体发生严重变形的；管体壁厚最大减薄量超49、过12.5%的；连接螺纹出现缺损、粘扣等严重损伤的；法兰厚度最大减薄量超过标准厚度12.5%的；法兰钢圈槽严重损伤，且进行过两次补焊修复或不能修复的；阀门的阀体、阀盖等主要零件严重损伤，且进行过一次补焊修复或不能修复的；管体及法兰、三通、四通、五通、阀体、阀盖等部件经磁粉探伤或超声波探伤检测，未能达到JB/T 4730中级要求的。 （4）内防喷工具试压不合格强制报废。（六）所用井控装备及内防喷工具必须是经中国石油天然气集团公司有关部门认可的厂家生产的合格产品。 第五章 钻开油气层前的准备和检查验收第三十九条 施工方应制定钻开油气层的安全技术措施，并向施工人员进行工程、地质、泥浆、井控装备和井控50、措施等方面的技术交底。第四十条 对设计中预告或在实钻中发现地层中存在有害气体如硫化氢、二氧化碳和一氧化碳等，由钻井承包商负责组织对钻井队和相关人员进行教育和培训。对周围居民通过当地政府采取多种形式（如下发学习材料、讲课、广播等）进行宣传、教育。第四十一条 泥浆密度和其它性能要符合钻开油气层设计要求，按设计要求储备足量的加重钻井液、加重剂、堵漏材料和处理剂，对储备的加重钻井液定期循环，防止沉淀。第四十二条 各种井控设备，井控工具，消防设备（包括消防砂8立方米），电路系统，通信设施，液面报警装置，加重装置配备齐全，运转正常。第四十三条 调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况51、。第四十四条 距井口30米以内所有电器设备和电器开关必须防爆。探照灯、消防泵必须是专线。柴油机要有紧急停车装置，对柴油机、发电机安装防火罩。第四十五条 在进入油气层前100米，井队井控领导小组对井控设备进行一次全面、细致检查，使设备进入待命工况，发现问题立即整改，合格后及时申报验收。对新区块井，按照设计最高钻井液密度值对裸眼地层进行承压能力检验。第四十六条 严格执行打开油气层前申报、审批制度，验收合格后方可打开油气层，否则不能钻开油气层。第四十七条 所有井队应有醒目的路牌标识。第六章 钻开油气层过程中的井控作业第四十八条 加强地质录井的地层对比，及时提出可靠的地质预报。在钻开油气层前200米，52、将钻井液密度逐步加重至设计要求，钻井液各项性能指标应符合设计要求。对探井，从安装防喷器后的钻进开始要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线，根据监测结果，若需调整钻井液密度，必须经建设方同意。但不包括以下情况：（一）发生溢流、井涌时；（二）钻遇硫化氢时；（三）发现地层压力异常时。第四十九条 钻开油气层后，每班对半封闸板开关活动一次，每趟钻对全封闸板开关活动一次，在冬季每班检查活动压井、节流管汇闸门。第五十条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流。（一）钻开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或尚未完全堵住起钻前；（四）钻进中曾发生油气53、侵但未溢流起钻前；（五）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻，通井或划眼修整井壁时；（六）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、检修设备等）起钻前。第五十一条 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施。 （一）保持钻井液有良好的造壁性和流变性； （二）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02克/立方厘米； （三）起钻中严格按规定连续向井内灌满钻井液，并做好记录、校核，及时发现异常情况； （四）钻头在油气层中和油气层顶部以上300米井段内，起钻速度不得超过0.5米/秒； （五）在疏松地层特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持合理的流量，防止钻头泥包；54、若发现钻头泥包时，应及时循环、处理钻井液，防止抽吸诱发井喷。（六）起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有500米的钻具，并观察出口钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修或其它作业。第五十二条 钻开油气层后发生卡钻需泡解卡剂、泡油或因其他原因要调整钻井液密度时，其液柱压力要保证不小于地层压力，施工单位制定防喷防火措施，报本单位总工程师批准执行。第五十三条 生产井从打开油气层前200米到完井，探井从安装防喷器之日到完井，要密切注意发现溢流的各种显示，特别要落实专人观察井口和循环池液面变化，及时发现溢流并及时报告，同时做好记录。第五十四条 钻进中，发现钻速突然加快、放空、井漏、气侵及油气水55、显示异常，应立即停钻观察，若发现溢流要立即按关井程序（见附件2）关井。做到“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”。信号统一为：（一）报警为一声长鸣笛信号（长鸣信号15秒以上）；（二）关井为两声短鸣笛信号（短鸣信号2秒左右）；（三）解除为三声短鸣笛信号。第五十五条 钻进中发生井漏时，应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘面，以便观察；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。第五十六条 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。若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。第五十七条 发现56、溢流后关井求压，根据关井压力和安全附加压力值确定压井液密度值，迅速实施压井作业。同时留有专人观察立压、套压变化情况，关井最高套压不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许关井压力三者中的最小值。若关井套压将要超过允许套压值时，应通过节流阀有控制的放压，控制其套压在允许最大关井套压范围内。第五十八条 钻杆测试、测井、固井及完井作业中要严格执行操作规程，避免发生井喷事故。（一）完井电测通井起钻前，钻井队必须求出油气上窜速度，充分循环钻井液，将井压稳；电测时井队当班人员应坚守岗位并指定专人观察井口，发现溢流应及时通知电测人员起出电缆仪器，立即下钻，充分循环。若电缆不能及57、时起出，应切断电缆，进行关井。（二）下套管前要通井调整钻井液性能，确保起钻、下套管、固井时井下平稳。同时要更换与套管尺寸相同的半封闸板。对油气活跃的井和钻井各次开钻周期超过3个月时，要重新对井口试压，按最薄弱部分的80%试压。在注水泥施工过程中，若发生溢流或井喷，立即关井，通过节流阀有控制的把水泥浆替到预定位置，关井憋压候凝。第五十九条 在发生溢流关井后应根据关井立压和套压的不同情况，分别采取以下相应处理措施。（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58、侵污钻井液即可；2.当关井套压不为零时，应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，根据现场情况可采用工程师法、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。第六十条 录井井控要求（一）综合录井现场固定式硫化氢检测仪探头应安装在泥浆出口、振动筛等气体易聚集部59、位。（二）综合录井队应为钻井队提供录井终端显示。（三）综合录井队应有连续坐岗记录。（四）录井过程中发现油气显示或硫化氢显示，应先向司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。（五）若发生井喷或硫化氢浓度超标，录井队应按井队应急预案统一行动。第六十一条 测井井控要求（一）“三高”井及钻井施工过程中存在复杂的特殊井测井施工前，由测井单位预先制定测井施工井控措施。（二）测井车辆应停放在井架大门前距井口25米以外。在含硫化氢井测井时，应至少配备2套正压式空气呼吸器和2台便携式硫化氢检测仪。（三）含硫油气井测井入井仪器应具有良好的抗硫性能。（四）测井队要准备电缆剪断装备，以便在发生溢流时剪断电缆。第七章 欠60、平衡钻井要求第六十二条 欠平衡钻井施工前的准备。（一）由开发部或勘探公司组织钻井监督、钻井施工单位技术监督、欠平衡施工队技术负责人、钻井队平台经理、录井小队负责人等，成立现场欠平衡施工领导小组，明确岗位、职责及权限；由该领导小组组织施工前现场办公和开工验收，落实施工作业各项准备工作、技术要求等事项，组织所有作业人员进行技术培训和技术交底。（二）井场条件应满足欠平衡钻井装备的布置和安全作业基本要求。实施气体钻井时，供气设备的内燃机排气管应加装灭火罩，供气设备至井口的距离不小于15米。（三）旋转防喷器或旋转控制头以及节流管汇的试压。在不超过套管抗内压强度80和井口其它设备额定工作压力的前提下，静压61、用清水试压到额定静密封压力的70，动压试压不低于额定动密封压力的70。稳压时间不少于10分钟，最大压降不超过0.7兆帕。（四）所有欠平衡钻井装备安装完毕和试压后，做欠平衡钻井循环流程试运转。运转正常，连接部位不刺不漏，正常运转时间不少于10分钟。（五）使用气相钻井液实施欠平衡钻井时，开发井现场至少储备可用体积大于1.5倍以上井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上的钻井液；探井现场至少储备可用体积大于2.0倍以上井筒容积、密度高于预计地层压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上的钻井液；现场储备加重材料60吨。（六）使用充气钻井液实施欠平衡钻井时，现场至少储备100方62、密度高于预计地层压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上的钻井液，储备加重材料60吨。（七）使用液相钻井液实施欠平衡钻井时，现场至少储备80方密度高于预计地层压力当量钻井液密度0.2克/立方厘米以上的钻井液，储备加重材料60吨。（八）在欠平衡钻井施工前，开发部（勘探公司）组织相关施工作业单位按规定进行检查验收。不满足欠平衡钻井安全施工条件的，不得批准开钻。第六十三条 欠平衡钻井施工作业。（一）在欠平衡钻井全过程中，钻井监督和井队干部应全天候在井场值班。（二）严格按照设计及井控规定进行施工。若需对设计内容进行变更，现场领导小组研究后以书面形式上报，由勘探部（开发部）出具书面变更通知单后执行。对于63、危及人身、井下安全的紧急情况，现场应先行处理，控制险情，然后变更设计。（三）欠平衡钻井中，当发现返出量明显增多或套压明显升高时，应关井求压，并根据地层压力重新确定合理钻井液密度。（四）液相欠平衡钻井时，钻井队坐岗人员、录井队和欠平衡服务单位值班人员应根据职责分工，实时观察并记录循环罐液面、钻井参数、钻井液性能、气测烃值、返出量、火焰高度等变化情况，发现异常按规定及时报告值班监督和值班干部。（五）套压控制应以立管压力、循环罐液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行调整。（六）气基流体钻井时，如果钻具内压力无法正常泄掉，不允许卸开钻具，应进行压井处理。（七）每趟起钻前，应对半64、封闸板防喷器进行关、开检查；每趟下钻前，应对全封闸板防喷器进行关、开检查，并对控制系统进行检查。钻头起出转盘面后，对旋转防喷器（旋转头）进行全面检查。（八）带压起下钻期间，根据设备作业能力控制井口套压，专人观察、记录套压变化，发现异常应及时处理；当上顶力达到钻具浮重（去掉钻具在钻井液中承受的浮力后的重量）的80%时，必须使用不压井起下钻装置。（九）液相欠平衡钻井带压起钻作业期间，应及时向井内注入钻井液，注入量应与起出钻具体积（以钻具外径计算）基本相同，发现异常情况及时处理并报告。（十）每趟起钻时，应将已入井使用过的具有单向流动控制作用的阀卸下来，由专人仔细检查，确认功能完好后，方可再次入井。（65、十一）带压测井应使用专用电缆防喷器，其上要安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装置的压力等级应满足井口控制压力要求；带压测井过程中，录井队、钻井队均应派专人观察记录套压，发现异常及时报告。第六十四条 欠平衡钻井的终止条件。欠平衡钻井作业过程中，若出现以下情况应立即终止欠平衡钻井作业。（一）自井内返出的气体，包括天然气，在未与大气接触之前所含硫化氢浓度等于或大于75毫克/立方米（50ppm)；或者自井内返出的气体，包括天然气，在其与大气接触的出口环境中硫化氢浓度大于30毫克/立方米（20ppm）。（二）实施液相欠平衡钻井时，自地层中溢出的油、气、水严重影响钻井液性能，并导致欠平66、衡钻井不能正常进行。（三）钻具内防喷工具失效。（四）欠平衡钻井设备不能满足欠平衡钻井要求。（五）实施空气钻井时，监测到可燃气体含量超过3%，停钻循环观察10分钟；若可燃气体含量仍继续上升达到5%，则应立即停止空气钻井。（六）井眼、井壁条件不满足欠平衡钻井正常施工要求时。 第六十五条 欠平衡钻井应急处理。欠平衡钻井的应急预案应至少包括以下6个方面：（一）出现有毒、有害气体；（二）套压超过设计上限；（三）发生井下复杂；（四）钻遇高产、高压油、气、水层；（五）当立压和套压出现异常变化；（六）地面关键设备出现故障。第八章 井喷失控处理第六十六条 一旦井喷失控，立即启动应急预案，迅速疏散人员（包括周围群67、众），撤离到安全的地方，确保人身安全。第六十七条 设置观察点，定时取样，测定井口周围及附近天然气、硫化氢、二氧化碳和一氧化碳的含量及风向，划分安全范围。根据有毒气体的测定情况，确定是否要与当地政府联系，撤离疏散当地居民。第六十八条 迅速做好储水和供水工作，保证喷注水的需求。尽快由四通往井内连续大量注水，并用消防水枪向井口和油气柱周围不断喷水，起到润湿喷流、消除火星、防止着火的作用。第六十九条 在确保人员安全的前提下，将油罐、氧气瓶等易燃易爆物品撤离危险区。第七十条 在禁区内作业要使用铜榔头和铜撬杠等防爆工具，严禁在各种作业中碰击产生火花。禁止在井场内和安全警戒区内进行任何动火作业。第七十一条 68、成立抢险领导小组（一）立即启动紧急抢险预案，公司主管领导及相关部门迅速奔赴现场，成立抢险领导小组，组织调集人员、物资、装备进行抢险。（二）抢险领导小组根据井喷状况，迅速制定井喷失控抢险方案并组织实施。第七十二条 井口装置和井控管汇完好时井喷失控的处理。（一）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。（二）检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况。（三）井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施。（四）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、乙炔发生器等易燃易爆物采取安全保护措施。（五）迅速组织力量配制压井液压井，压井液密度根据邻井地质、测试等资料和油、气、水喷出69、总量以及立压、套压等来确定，其准备量应为井筒容积的23倍。（六）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。第七十三条 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。（一）消除障碍 1.迅速修通通往井口的通道；2.清除井口周围和抢险通道上的障碍，充分暴露井口；3.清除损坏的井口设备；4.若与套管头连接的套管损坏，应采用适用的切割措施，在安全条件下进行，为安装新井口做准备。（二）灭火 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。（三）换装井口70、装置 1.新井口装置必须在井控车间组装试压合格后，整体运往现场。2.换装新井口之前，召开现场技术交底会，分工明确、程序清楚、统一指挥，熟练操作程序，以达到安全作业。3.换装井口用整体换装法，应用扶正导向等措施。4.在换装过程中有条件时，应不间断地向井内注水和向油气柱周围注水，注意保护新井口装置。5.尽量不在夜间进行井喷失控处理施工。施工时，不要在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。6.在处理井喷失控或灭火过程中，必须做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。第七十四条 含硫化氢井喷失控后的处理。立即启动防硫化氢应急预案：（一）由现场总负责人或其指定人员向当地政府报告，协助当地政府做71、好井口500米范围内居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；当井场硫化氢浓度达到150毫克/立方米（100ppm）的危险临界浓度时，现场作业人员应按预案立即撤离井场。（二）关停生产设施。（三）设立警戒区，任何人未经许可不得入内。（四）请求援助。（五）在高含硫油气田钻井发生井喷，当封井器关闭后，井口仍有气体喷出，应用现场装备、工具等手段短时间无法改变失控状态，附近居民生命受到巨大威胁，井喷无希望得到控制的情况下，钻井现场建设方代表或委托人原则上应在15分钟内下令实施点火。第七十五条 井喷失控后要注意保护环境，引导喷出物流向指定地点；井喷控制后，清除油污，恢复地貌，减少环境污染。第九章 72、防火、防爆、防硫化氢措施第七十六条 井场布局要考虑防火的安全要求，发电房、锅炉房应设置在当地季节风的上方，锅炉房应距井口50米以外，发电房和储油罐应距井口30米以外。发电房和储油罐之间距离不小于20米。第七十七条 钻开油气层前100米开始，井口50米以内严禁动用明火（含电气焊）；必须动火时，严格进行动火审批，制定安全措施报公司安全部门批准，并采取防范监护措施后方可动火。第七十八条 井场电器设备、照明灯具及电路安装应符合安全规定和防火、防爆的要求。第七十九条 钻台下及井口周围禁止堆放杂物和易燃物，钻台、机房下面无积油污。第八十条 柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；排气管的出口与井口相距73、15米以上，不朝向油罐。第八十一条 井场消防器材的配备执行SY/T5974-2007钻井井场、设备、作业安全技术规程。消防器材有专人负责定期检查，灭火器定期换药，挂检查人签字的标志牌，贴检验合格证。消防房（有警示标志）应配备：35千克干粉灭火器4具，8千克干粉灭火器8具，消防钩、斧各2把，消防锹6把，消防桶8只，总长100米的消防水龙带、直径19毫米直流水枪2支；钻台偏房应配备：8千克干粉灭火器2具。机房应配备：5千克二氧化碳灭火器2具；发电房应配备：5千克二氧化碳灭火器2具；其它位置应配备：5千克二氧化碳灭火器3具。油罐区备用消防砂4方。灭火器应是A、B、C类灭火器。储水罐要配有消防水龙带接74、口。第八十二条 钻井施工现场设置风向标（或风向旗）5面以上，具体位置在钻台上、值班房、振动筛、水罐、加重钻井液储备罐处。第八十三条 钻井现场必须配备二层台逃生装置，逃生装置安装在季风的上风方向，其导向绳与地面夹角30-75度，最佳角度为45度，两地锚相距4米，落地位置尽可能远离井口，使用地锚埋深1.5米左右。每个井架工每季度至少演练1次，熟练掌握二层台逃生技能。区域探井、预探井、高含硫油气井、欠平衡作业井应具有双向逃生功能。要求井架工熟练掌握二层台逃生技能。第八十四条 防硫化氢井控设计 （一）在含有硫化氢地层等有毒有害气体地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在工程设计书中明75、确应采取的相应安全和技术措施。 （二）钻开含硫地层的设计钻井液密度应有较大的安全附加压力当量钻井液密度值，取附加值上限，以阻止硫化氢进入井筒。 （三）井队储备足量的加重钻井液（密度超过在用钻井液的0.2克/立方厘米以上）和加重材料。加重钻井液储备量为井筒容积的1-2倍。 （四）钻开含硫地层前100米，钻井液PH值始终要控制在9.5以上。 （五）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和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，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且水泥浆必须返到地面。 （六）必须对井场周围3000米以内的居民住宅、学校、厂矿等进行勘测，并在设计书中标明位置。在有硫化氢溢出井口的危76、险情况下，应通知周边人员迅速撤离。 （七）必须制定防硫化氢中毒应急预案。第八十五条 区域探井、预探井、气井钻井队（侧钻队）及录井、测井、定向井等现场作业人员配备必要的正压式空气呼吸器和有毒有害气体检测仪。1.区域探井、预探井、含硫化氢气体井：钻井队正压式空气呼吸器不少于8套，录井队、测井队、定向队现场配备不少于2套。2.区域探井、预探井、含硫化氢气体井：钻井队配备便携式硫化氢气体检测仪和可燃气体检测仪各不少于2套，并安装固定式硫化氢气体检测仪，传感器安装在方井、钻井液出口、钻井液循环罐和钻台。3.其它井钻井队现场配备正压式呼气器不少于2套，便携式硫化氢气体检测仪和可燃气体检测仪各不少于2套。第77、八十六条 井场及钻机设备的布置（一）钻井施工前，应从气象资料中了解当地季节风的风向。（二）在钻台上、下和振动筛等硫化氢易聚集的地方，应安装排风扇，以驱散工作场所弥漫的硫化氢。（三）测井车等辅助设备和机动车辆应尽量远离井口，至少在25米以远。（四）驻地野营房应设置在井场季节风的上风方向。（五）在钻台上、值班房、振动筛、水罐、加重钻井液储备罐处设置风向标，一旦发生紧急情况（如硫化氢含量超过30毫克/立方米），将钻井人员向上风方向疏散。第八十七条 在每天开始工作之前，应实行日常检查。包括但不限于下述检查项目：（一）已经或可能出现硫化氢的工作场地；（二）风向标；（三）硫化氢监测设备及警报（功能试验）；78、（四）人员保护呼吸设备的安置；（五）消防设备的布置；（六）急救药箱和氧气瓶。第八十八条 正压式呼吸器的检查与维护 （一）对正压式呼吸器必须定期检查，各钻井承包商每半年检查一次，各钻井队每周检查一次。（二）气瓶压力一般为2430兆帕，在压力低于24兆帕时，必须充气。 （三）对气瓶每三年在具备资质的检验机构进行一次水压试验，其余附件（含压力表、托架、阀件等）每年校验一次。 第八十九条 硫化氢的监测 （一）在井场硫化氢容易聚集的地方，特别是坐岗房、振动筛附近及钻台上、下等常有人员的地方，应各安装一台硫化氢监测仪及报警系统，且能正常使用。（二）硫化氢检测仪报警浓度设置：报警设置在15毫克/立方米（1079、ppm)，启动报警音响，钻井队立即组织人员关井，撤离至安全区，并向上级单位汇报。（三）进入油气层时，应加密钻井液中硫化氢的测定。（四）固定式可燃气体检测仪、硫化氢气体检测仪每12个月校验一次；便携式可燃气体检测仪每12个月检测一次；便携式硫化氢检测仪每6个月校验一次。（五）可燃气体检测报警仪的使用执行SY6503-2008石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范。第九十条 井控装置的材质要求 （一）钢材：钢的屈服极限不大于655兆帕，硬度最大为HRC22。若须使用屈服极限和硬度比上述要求高的钢材，必须经适当的热处理并在含硫化氢介质环境中试验，证实其具有抗硫化氢应力腐蚀开裂性能后，方可采用80、。对于钻具，其使用拉应力控制在钢材屈服强度的60%以下。（二）非金属材料：密封件选用的非金属材料，应具有在硫化氢环境中能使用而不失效的性能。（三）井下工具在送井前应进行无损探伤，运输过程中需采取保护措施，避免损伤。第九十一条 管线的安装要求 （一）放喷管线最少应接两条，其夹角为90180度，并接出井场100米以远；（二）压井管线至少有一条在季节风的上风方向。 第九十二条 施工作业中的要求 （一）在即将进入含硫地层时，应向当班各岗位人员发出警告。（二）只有经过硫化氢防护培训合格的人员才能参与作业；同时实施作业的主要人员数量应保持最低。作业过程中，应使用硫化氢监测设备来监测大气情况，正压式空气呼吸81、器应放在主要工作人员能迅速而方便取得的地方。（三）在开始作业前，应召开钻井及相关工作人员参加的特殊安全会议，并特别强调使用正压式空气呼吸器、急救程序及应急反应程序。（四）充分发挥除气器和除硫剂的功能，及时将进入井筒的硫化氢从钻井液中排除，将钻井液中硫化氢的含量控制在50毫克/立方米以下，并随时对钻井液中的PH值进行监测。 （五）取心作业（含硫地层） 1.在含硫地层取心起钻，当取心工具离地面还有10柱或达到安全临界浓度时，钻台作业人员应戴上正压式空气呼吸器直到取出岩心。2.当顶出岩心后，应使用硫化氢监测仪检查岩心筒，在确定大气中硫化氢浓度低于安全浓度前，作业人员应继续戴上正压式空气呼吸器工作。（82、六）测试作业 1.应在保证人员安全的条件下，排放和（或）燃烧所有产生的气体。对来自储存的测试液中的气体，也应安全地排放。2.在处理已知或怀疑有硫化氢地层的液体样品过程中，工作人员应保持警惕。处理和运输含硫化氢的样品时，应采取预防措施。样品容器应使用抗硫化氢的材料制成，并附上标签。第九十三条 防硫化氢应急预案及演练 （一）应制定应急预案。施工前，应了解井场附近的医院和消防部门所在地及距井场距离、通讯及交通情况；在进入含硫地层前，应和附近医院、消防部门取得联系。（二）在即将进入含硫地层时，应对井场人员进行一次防硫化氢安全教育和演练。在钻开油气层前的检查验收中，应有防硫化氢措施落实情况的检查。在非含83、硫区域钻井，每个班每季度必须组织一次硫化氢演练和正压式呼吸器佩戴训练。（三）在高含硫地区即将进入油气层和在油气层钻进时，应有医生、救护车、安全监督在井场值班，一旦发生井涌、井喷，应立即启动应急预案。（四）进行放喷点火时，若硫化氢含量超过安全临界浓度，应使用自动点火装置点火。若情况特殊，需人工点火，点火人员必须佩戴正压式空气呼吸器，点火人员应在上风方向，离火口距离不得少于10米，用点火枪点火。点火后应对下风方向，尤其是生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的二氧化硫浓度进行监测。（五）当在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，宜组织工作梯队，佩戴正压式空气呼吸器，派专人监护，84、不许一人单独行动，至少有两人同在一起，以便相互救护。第十章 井控技术培训第九十四条 集团公司承包商要择优选择具有中国石油天然气集团公司井控培训资质的井控培训中心，教师要取得中国石油天然气集团公司井控教师操作证，培训教材使用中国石油天然气集团公司统一教材。非集团公司承包商必须在吐哈油田井控培训中心培训取证。 第九十五条 井控培训对象、内容和时间安排。井控技术培训人员、内容及学时安排执行中国石油天然气集团公司井控培训管理办法（中油工程字2007437号）。井控操作证的有效期限为两年。第九十六条 培训考核 （一）培训考核由井控培训中心按照中国石油天然气集团公司要求组织，员工培训部门和井控管理部门共同85、监督、检查和管理。（二）井控培训考核分为理论考试和实际操作考核两个部分。理论考试满分100分，70分为合格；实际操作考核分为合格和不合格。（三）有下列情形之一者为培训考核不合格：1.理论考试不满70分或实际操作考核不合格；2.考试舞弊。第九十七条 责任追究 （一）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。（二）对员工上岗前未参加井控培训或无证上岗者，追究相关单位主管领导的责任。（三）对未经培训或培训考核不合格而直接发证者，追究井控培训机构相关责任人责任。（四）对于持假证施工的队伍，立即停止其所在队伍的施工作业，并追究有关管理部门的责任。（五）没有取得井控操作86、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。第十一章 井控管理制度第九十八条 井控分级责任制度 （一）井控工作是钻井安全工作的重要组成部分，公司主管井控的领导是井控工作第一责任人。（二）公司成立井控领导小组，组长由主管井控的领导担任，成员由相关处室和单位人员组成。（三）勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督中心、采油厂、井下技术作业公司和各钻井承包商行政正职为本单位第一井控责任人。（四）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，并负责本单位的井控工作,且钻井现场协同作业的专业化服务单位在现场的井控管理由钻井队负责统一监管。（五）各级负责87、人按“谁主管、谁负责”的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。（六）公司每半年组织一次井控工作大检查，督促各项井控规定的落实。勘探公司、各钻井承包商每季度进行一次井控工作检查，工程技术处、监督中心实行日常巡查，及时发现和解决井控工作中存在的问题，落实各项井控规定和制度，杜绝井喷事故的发生。第九十九条 井控持证制度 从事钻井生产、技术和管理的各级人员、现场操作人员和服务人员以及井控培训教师应持井控培训合格证上岗。现场应持证人员：（一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液负责人、坐岗人员。 （二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程管理人员以及欠平88、衡/气体钻井技术人员等。（三）生产管理人员：主管钻井生产、技术、安全的各级领导，钻井生产管理人员以及钻井队正副队长、指导员、钻井监督、安全监督、工程监理等。（四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员、专业服务公司的主要操作人员等。（五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务公司的相关技术人员。（六）井控培训单位：井控培训教师。第一百条 防喷演习制度 （一）从安装防喷器之日起到完井，钻井队各班按钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井筒、下套管、测井等各种工况发生溢流的工况进行防喷演习，重点井演习工况类型可有所侧重。此外，在89、二次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求后方可允许开钻。（二）钻井队在钻开油气层前组织全队人员学习关井操作程序及防喷防火规定和条例，落实井控操作岗位及岗位责任制（见附件3）。（三）防喷演习以班组为单位，由司钻指挥，按井控操作程序及岗位分工认真进行，达到班自为战，做到人人到位、动作迅速、操作正确。每个月每个班组不同工况下的防喷演习至少开展一次，控制井口时间为：1.钻进及空井时，不大于3分钟；2.起下钻杆时，不大于4分钟；3.起下钻铤时，不大于5分钟。（四）防喷演习时，除控制井口的岗位人员外，其余人员在紧急集合点列队待命，等待值班队长的调遣。（五）钻井队对班90、组的演习应进行总结、讲评和考核，并做好记录，演习时间要在班报表中记录，对演习不合格的班组，应反复演习，直至合格为止。（六）录井人员参与钻井队组织的防喷演习，并对录井小队参加演习情况进行记录和总结。（七）在钻开油气层前各班组必须进行防喷演习，经现场监督验收合格后方可钻开油气层，否则不得钻开油气层。（八）钻井队应建立二层台逃生装置的检查、维护和使用记录。累计使用次数不得超过产品使用限额。第一百零一条 井控装备安装、检修、试压、现场服务制度（一）井控车间负责井控装备的配套、维修、保养、回收、试压、检验、现场服务等工作，要建立相应的管理制度。在用井控装备的管理、操作，钻井队应由落实专人负责，并明确岗位91、责任。（二）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，不断提高管理、维修和服务水平。（三）钻井队应定岗、定人、定时对在用井控装备和工具进行检查、维护保养，并认真填写保养检查记录。（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，确保井控装备随时处于正常工作状态。（五） 每月井控装备的使用状态、试压检验等情况应及时上报上级主管部门。第一百零二条 钻开油气层的申报、验收、审批制度（一）在钻开油层前200米，由钻井队向钻井承包商申报，钻井承包商申报至建设方主管部门，由建设方直线主管部门组织相关单位验收。（二）区域探井、预探井、评价92、井各次开钻及打开油气层，由勘探公司组织相关人员现场进行检查验收合格后，由参加验收的人员在井控工作检查验收书签字后，方可进行下一步施工。（三）开发井各次开钻由监督中心与钻井施工单位相关人员现场进行检查验收，验收合格后，由参加验收的人员在井控工作检查验收书签字后，方可进行下一步施工。 （四）开发井打开油气层验收：一级井控风险井，由开发部组织监督中心和钻井施工单位相关人员现场进行检查验收；二级井控风险井，由开发部（或委托监督中心）组织钻井施工单位相关人员现场进行检查验收；三级井控风险井，由监督中心和钻井施工单位相关人员现场进行检查验收；验收合格后，由参加验收的人员在井控工作检查验收书签字后，方可进行93、下一步施工。（五）对凡不申报、未经验收组验收批准、擅自开钻和钻开油气层的单位和井队，按井控管理工作有关规定严肃处理。（六）对已验收的井队，公司将随时抽查，发现问题，将责令其整改，并对责任方作出处罚。（七）各级验收人员必须严格按照本细则要求和有关规定，本着高度负责的精神，认真检查验收，不得降低标准。（八）井控工作检查验收书必须经上述单位人员到现场验收签字后才有效，其他任何单位和个人不得随意签发。（九）井控工作检查验收书由井队技术人员填写，做到书写工整、数据详实可靠，不得弄虚作假，否则不予验收。第一百零三条 液面监测坐岗制度（一）开发井在钻开目的层或油气层（包括高压水层）前100米开始坐岗，探井及94、复杂地区（如有浅气层、漏失层的地区）的开发井二开后开始坐岗，直至完井。（二）钻井、录井人员同时坐岗，坐岗人员必须坚守岗位，每15分钟测量和记录一次泥浆池液面涨落情况及钻井液性能。（三）坐岗人员必须经过井队上岗前培训，掌握井控基础常识，能正确判断溢流。发现溢流或井漏，应立即发出信号或向司钻和值班干部报告。（四）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、值班干部验收签字等内容。（五）各种工况的钻井队坐岗分工。正常钻进：井架工或场地工；起下钻：泥浆工；测井：井架工或场地工；下套管及固井：场地工或泥浆工；固井候凝期间：井架工或场地工。第一百零四条 钻开油气95、层井队干部24小时值班制度（一）进入油气层前100米，井场24小时必须有干部值班。值班干部应挂牌或有明显标志，并认真填写值班干部交接班记录。（二）值班干部应检查监督岗位井控责任、制度落实情况，发现问题立即督促整改。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部必须在场组织指挥。（三）一旦发生井喷，要采取有效措施，防止井喷失控和着火，并立即向上级部门报告。第一百零五条 井喷事故逐级汇报制度（一）井喷事故分级。1.一级井喷事故（级）。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。96、2.二级井喷事故（级）。发生井喷失控，井内大量喷出流体，对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。3.三级井喷事故（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，中国石油天然气集团公司直属企业难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。4.四级井喷事故（级）。发生一般性井喷，中国石油天然气集团公司直属企业能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。（二）井喷事故报告程序与应急处理1.钻井队发生井喷事故后，依据应急预案在最短时间内向本单位和油田公司汇报，经公司应急领导小组组长或副组长审查后，级、级井控事故必须在2小时内、级井控事故24小时内上报中国石油天然气集团公司应急办公室。97、情况紧急时，发生险情的单位可越级直接向上级单位报告。2.发生级井喷事故，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事故后，钻井队应有专人收集资料，及时填报钻井井喷失控信息收集表（附件4），填报资料要详实、准确。（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）实行零报告制度，在每月5日前各钻井承包商以书面形式向公司井控管理办公室汇报上一月度井喷事故处理情况及事故报告。对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究责任。第一百零六条 井控例会制度（一）钻井队每周召开一次由队长主持的以井控为主的安全会议，对上周井控工作进行总结，并安排下周井控工作，全员参加；每天班98、前、班后会上，值班干部和司钻必须布置井控工作任务，检查讲评本班组井控工作并详细记录备查。（二）井控车间、分公司、项目部每月召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作。（三）钻井承包商每季度召开一次井控工作例会，总结、协调、布置井控工作。（四）公司每半年联合召开一次井控工作例会,总结、布置、协调井控工作。第一百零七条 井控消项制度（一）在吐哈油田公司辖区作业的各钻井承包商，每月15日前向工程技术处上报中国石油天然气集团公司和油田公司检查问题整改情况。（二）在吐哈油田公司辖区作业的各钻井承包商，对公司日常检查中提出的问题，按照整改要求进行整改，并按规定将整改情况报公司井控管理办公室。第十二章 奖励99、与责任追究第一百零八条 公司每年召开一次井控工作总结会，年终对本年度井控工作有突出表现的先进单位、集体和个人进行表彰。第一百零九条 发生井喷事故，按照中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司井控管理奖惩办法进行处理。第十三章 附 则第一百一十条 本细则自2015年7月1日起施行。原中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则（吐哈油字201355号）同时废止。第一百一十一条 本细则解释权属工程技术处。附件：1.防喷器及节流、压井管汇组合2.钻井关井操作程序3.各工种关井操作岗位责任制4.钻井井喷失控事故信息收集表5.坐岗记录表附件1 防喷器及节流、压井管汇组合图一 70兆帕井控100、装置组合 图二 21兆帕、35兆帕或70兆帕井控装置组合图三 21兆帕或35兆帕井控装置组合图四 7MPa防喷导流器井控装置组合 图五 无液气分离器和液动节流阀的节流管汇闸门开关状态示意图图六 无液气分离器、有液动节流阀的节流管汇闸门开关状态示意图图七 有液气分离器、无液动节流阀的节流管汇闸门开关状态示意图图八 有液气分离器和液动节流阀的节流管汇闸门开关状态示意图图九 压井管汇安装示意图图十 四通闸门开关状态 图十一 70MPa欠平衡井口装置示意图 图十二 35MPa欠平衡井口装置示意图附件2钻井关井操作程序1.钻进中发生溢流时：发：发出信号；停：停转盘，停泵，上提方钻杆；开：开启液（手）动平101、板阀；关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；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：发：发出信号；停：停止起下钻作业；抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀；开：开启液（手）动平板阀；关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；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：发：发出信号；停：停止起下钻作业；抢：抢接钻具止回102、阀（或旋塞阀或防喷单根）及钻杆；开：开启液（手）动平板阀；关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；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：发：发出信号；开：开启液（手）动平板阀；关：关防喷器（关全封闸板防喷器）；关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；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。附件3各工种关井操作岗位103、责任制一、司钻（一）发现溢流征兆或得到溢流信号（或报告），发出长鸣信号（约15秒）。（二）组织全班按“四七”动作程序关井。（三）发生溢流时操作要领：钻进时：停止钻进，将方钻杆提出转盘面适当位置，停泵。起下钻杆时：停止起下钻作业，组织抢下钻杆或接回压凡尔（旋塞阀）、方钻杆。起下钻铤时：停止起下钻作业，抢接防喷单根，抢下钻杆或接方钻杆。空井：根据溢流大小组织抢下钻杆或关全封闸板。（四）根据信号在司控台按照关井程序进行关井。二、副司钻（一）司控台时负责观察远控房各手柄是否到位，通过手势准确传递手柄开关位置；未装司控台时，负责在远程控制房关防喷器，通过手势准确传递各手柄开关位置。（二）液控失灵后，负责104、手动关井或长期封井时手动锁紧。（三）倒好循环系统闸门以备压井。（四）检查防喷管线及井口装置有无刺漏。三、井架工（一）钻进或空井时听到信号后，负责开关节流阀试关井。并记录套压（有节控箱时记录立、套压），并及时向值班干部汇报。（二）起下钻：听到信号后，立即从二层台下来协助井口操作。（三）抢下钻杆时负责二层台操作。四、内钳工（一）听到信号后，钻进时协助司钻将方钻杆提出转盘面并关闭下旋塞，其它工况下在扣好吊卡后协助司钻进行刹把操作。（二）液控失灵后，配合副司钻手动关井或长期封井时手动锁紧。（三）负责保管回压阀、方钻杆旋塞阀和手柄扳手。五、外钳工（一）听到信号后，起下钻、空井时与内钳工配合井口操作。（二105、）负责司钻与各岗位的信号联络。（三）钻进时，负责观察立压并做好记录。（四）关井后，看守节流管汇闸门，观察套压，并做好记录。六、场地工（一）听到长鸣信号后，切断井架灯的电源，打开探照灯（夜间），关震动筛马达（必要时切断循环系统的电源）。（二）液控失灵后，配合副司钻手动关井和长期封井时手动锁紧。（三）正常钻井时，负责观察闸板防喷器的开关；安装节控箱时负责开关液动节流阀前的平板阀。（四）起下钻时，开关节流阀试关井，关闭节流阀前的平板阀读取套压并汇报。（五）关井后，协助负责看守节流管汇闸门。七、柴油机司机（一）钻入油气层后，尽量使用2、3号车。（二）听到长鸣信号，发2、3号车，停1号车。（三）指挥司助106、协助消防抢险。八、司助（一）做好紧急停车的准备工作，关掉钻台、机房照明。（二）开排气管冷却水。九、泥浆工（一）测量泥浆性能，记录泥浆池的增减量，并向值班干部汇报。（二）做好紧急抢险的准备。十、发电工（一）保证远程控制室和探照灯的供电。（二）做好紧急抢险的准备。十一、地质工（气测工）提供地质资料和气测资料。十二、值班干部（一）听到长鸣信号后，迅速到钻台，监督各岗位到位、操作、信息传递情况。（二）在全关井后，迅速下钻台接收各岗位情况汇报，下达防喷演习解除指令。（三）组织防喷演习讲评会，提出改进意见。（四）演习结束后，组织各岗位人员对井控设备进行全面检查。（五）督促记录人员，认真填写演习记录。十三、107、技术员（一）判明溢流物，计算压井泥浆密度。（二）提出压井工艺并组织压井。（三）取全取准各种资料和数据，综合上报。附件4 钻井井喷失控事故信息收集表表（1） 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硫化氢 CO2 CO 人员伤亡情况有无自动点火装置井口装备状108、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500米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表（2） 钻井喷失控事故报告信息收集表（续报）事故级别 有毒气体含量硫化氢（ ） 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下一步将采取的措施井场压井材料储备加重钻井液密度(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附件5 坐 岗 记 录 表井号： 年 月 日 值班干部（签字）： 时间 监督（签字）： 时间 时间工况井深m累计起下钻具立柱累计理论排代体积累计灌入或返出体积罐 内 钻 井 液 量（m3）钻井液补充量（m3）钻井液增减量（m3）原 因分 析记录人1号罐2号罐3号罐4号罐5号罐6号罐罐内总体积(m3)