华北油田井下作业井控实施细则

发行版本：C

石油与天然气井下作业井控实施细则

修改次数：1

文件编号：QG/HBYT 156-2009

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1 范围

本细则规定了井下作业井控工作管理规定和实施要求。

本细则适用于华北油田范围内油水井和天然气井的试油、射孔、油气水井措施（大修、压裂、酸化等）及维护性作业等施工。

利用井下作业设备在华北油田进行钻井（含侧钻和加深钻井）施工，执行QG/HBYT 104-2009《石油与天然气钻井井控实施细则》。井下作业施工单位到其它油田（煤层气）施工的队伍，执行当地油区井控实施细则，无实施细则（煤层气）时执行本细则。 2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。

SY 5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》 SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》 SY 5727-2007《井下作业安全规定》 SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》

SY/T 5225-2005《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》

中国石油华北油田公司2009-7-24发布 2009-7-24实施

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SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》

SY/T 6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》

SY/T 6277-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》 中油工程字（2006）247号《石油与天然气井下作业井控规定》 3 术语及定义

本细则采用下列定义。

3.1 井下作业施工队伍：是指从事井下试油、大修、措施、小修的作业队（修井队）。

3.2 井下作业井控内容：设计中的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施，井喷及井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度七个方面。 3.3 “三高”油气井定义

3.3.1 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。 3.3.2 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。

3.3.3 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（10 ppm）］一氧化碳等有毒有害气体的井。 3.4 井侵

地层流体（油、气、水）侵入井内的现象。 3.5 溢流

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在正循环时，井口返出的液量比泵入的液量多，停泵后井口修井液自动外溢的现象。 3.6 井涌

溢流进一步发展，修井液涌出井口。 3.7 井喷失控

井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的无控制现象。 3.8 井喷事故分级 3.8.1 一级井喷事故(Ⅰ级)

海上油(气)井发生井喷失控；陆上油（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。

3.8.2 二级井喷事故(Ⅱ级)

海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体造成对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。 3.8.3 三级井喷事故（Ⅲ级）

陆上油气井发生井喷，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，集团公司直属企业难以短时间内完成事故处理的井喷事故。

3.8.4 四级井喷事故（Ⅳ级）

发生一般性井喷，集团公司直属企业能在24小时内建立井筒压力平衡的井喷事故。 4 职责

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4.1 井控分级职责

4.1.1 各级井控负责人按“谁主管，谁负责”的原则，恪尽职守，做到有职、有权、责任明确到位。

4.1.2 华北油田公司主管工程技术的领导是井下作业井控工作第一责任人。

4.1.3 油田公司的井控领导小组，由第一责任人担任组长。井控领导小组由勘探部经理、油藏评价部经理、工程监督部经理、钻采工程部经理、生产运行处处长、质量安全环保处处长及相关二级生产单位和采油工艺研究院主要行政领导组成。负责组织贯彻集团公司井下作业井控规定，发布井下作业井控实施细则和井喷失控应急预案，组织开展井下作业井控工作。

4.1.4 钻采工程部是井下作业井控归口管理部门,油田公司井控办公室设在钻采工程部。其工作职责是负责贯彻执行井下作业井控管理规定、制定和完善井下作业井控实施细则和相关井喷失控应急预案，开展各项井控检查与日常管理工作。

4.1.5 工程监督部负责组织勘探井试油、大修作业及重大措施施工前的开工验收，以及驻井监督的委派。并委托下一级监督部门进行开工验收和重点工序监督。

4.1.6 勘探部负责华北油田勘探井试油，地质和工程设计的审批。 4.1.7 油藏评价部负责华北油田的产能建设井评价井试油，地质和工程设计的审批。

4.1.8 生产运行处全面负责：

4.1.8.1 履行油田公司应急指挥部办公室职责，负责落实油田公司井控应急指挥部指令，对井控应急抢险全面协调、调度。

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4.1.8.2 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责处理土地、工农关系方面的问题。

4.1.9 各油气生产单位、井下作业公司、油气井测试公司及其下属单位应成立井控工作领导小组，制定和修订本单位井喷失控应急预案及相关井控管理规定，负责本单位的井控工作。同时，要设臵井控办公室，配备专职井控技术和管理人员，主要职责是负责本单位的井控日常管理工作。

4.1.10 各施工作业大队，大修、试油分公司等单位，及在华北油田以外的施工作业队伍，都要设臵井控专职管理人员。主要职责是配合上一级单位督促和指导本单位作业队伍做好井控工作。各油气生产单位的采油工区也要分别设臵井控管理岗，其职责是协助主管领导做好本单位的井控管理工作。巡视、检查本单位现场井控工作，并配合上级井控管理部门进行井控检查和巡视。 5 井控管理流程图

工程监督部 生产运行处 华北 油田公 司 井控领导小组钻采工程部 井控办公室勘探部 油气生产及施工作业单位基层施工小队

6 管理内容 6.1 井控风险评估分级

油藏评价部

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按照井控风险评估分级管理原则，综合考虑油田区块地质特点、井场周边环境和工艺技术特点，将施工作业井划分为三个风险级别（参见附录A）。

6.1.1 一级风险井：“三高”井、探井、含超标有毒有害气体区块施工的井；水平井、大位移井；气井、气油比超过150的井、具有自喷能力的井；预测地层压力系数大于1.0的井等。

6.1.2 二级风险井：发生过井喷、井涌区块的井；含有不超标硫化氢等有毒有害气体区块的油水井；气油比在50—149之间的油井；预测地层压力系数在0.8—1.0区间的井。

6.1.3 三级风险井：除1—2级风险井外，其他为三级风险井。 6.1.4 根据作业井不同风险级别，施行分级管理。

6.1.4.1 一级风险井：由油田公司直接监管，油气生产（建设）单位全面进行管理。 6.1.4.2 二、三级风险井：由油气生产（建设）单位进行管理，油田公司工程技术部门进行定期和不定期井控抽查。 6.2 设计的井控要求

井下作业的地质设计、工程设计和施工设计必须有相应的井控要求或明确井控设计内容： 6.2.1 建设单位的地质设计

6.2.1.1 新井：应提供井身结构、井口装臵、井下管串结构、地层压力、完井日期、套管钢级、壁厚、尺寸、固井质量、人工井底、钻井液性能、水泥返深、射孔方式、试油结果等资料；地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，本井的井控风险评估结果和简述施工目的要求。

6.2.1.2 老井：要提供投产日期，套管目前现状，历次修井、压裂检测

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情况、井身结构、井口装臵、井下管串结构、井内地层情况、套管钢级、壁厚、尺寸、人工井底、固井质量、水泥返深、射孔方式、试油结果等资料；并对目前井内套管、管柱结构、井口可能损伤情况以及所承受的最低压力进行评估。本井产层及作业层的性质（油、气、水）、本井目前地层压力、井口压力、动液面、油气比、油气生产、区域注水井压力、与邻井地层连通情况、地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，本井的井控风险评估级别。

6.2.2 建设单位的工程设计中应有目前井口装臵、井下管串结构、落物情况、井下地层情况、套管的技术状况，依据井控风险评估结果，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合及压力等级和井控相关要求，提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体的监测情况及目前该井周边环境描述。

压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一：

a）油水井为0.05－0.1g/cm3；气井为0.07－0.15g/cm3 b）油水井为1.5－3.5MPa；气井为3.0－5.0MPa

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、井控装备等。

6.2.3 工程设计单位应对井场目前周围500m内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内）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、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定具体的预防和应急措施。

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6.2.4 施工单位依据地质设计和工程设计做出施工设计，在施工设计中要明确防喷器组合、节流、压井管汇（管线）的选择、井控装备的安装、试压要求、压井液性能、用量、压井材料及处理剂的储备量等，并细化各项井控措施。 6.2.5 设计审批程序要求

6.2.5.1 地质设计由油气生产（建设）单位，按照管理程序进行审核、审批。

6.2.5.2 工程设计一级风险井的大修、大型酸化、增注（液量300m3、设计压力70Mpa以上）及压裂井（设计压力80MPa以上）的工程设计，由建设单位主管领导审核后上报油田公司由钻采工程部主管领导审批。其中高压井（关井压力≥35MPa）、高含硫井（硫化氢含量≥150mg/m3）的工程设计，由钻采工程部审核后报油田公司主管领导审批。 6.2.5.3 一级风险井的其它作业，二级、三级风险井的措施及大修井的工程设计，由油气生产单位主管领导审批。

6.2.5.4 二级、三级风险井的小修作业的工程设计，均由油气生产单位主管部门审批。

6.2.5.5 探井、评价井以及产能建设井试油工程设计，由采油工艺研究院负责编写，上报油气建设单位主管部门审核、审批。

6.2.5.6 施工设计由施工单位依据审批后的工程设计编写施工设计。一级风险井由施工单位主管领导审批，二、三级风险井，均由施工单位主管部门审批。

6.2.5.7 设计完毕后，按规定程序进行审批，未经审批同意不准施工。 6.2.5.8 在施工过程中，因特殊情况需要进行设计变更时，必须有相应的井控措施和相配套的井控装臵，确保井控安全。设计变更程序为谁编

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写谁变更，谁审核谁复核，谁审批谁批复。 6.2.6 井口采油（气）树的选择。

6.2.6.1 井口采油（气）树装臵的工作压力必须大于地层预测压力的30%以上，高压井、含硫化氢井在常规井口设计要求的基础上提升一个压力级别。

6.2.6.2 井口采油（气）树装臵按SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》选择型号、尺寸系列。

6.2.6.3 井口采油（气）树装臵的选择应满足井下作业及后期开发的需要。

6.2.7 防喷器的选择

6.2.7.1 防喷器压力等级的选用，原则上不小于施工层位目前最高地层压力和所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中最小者。

6.2.7.2 防喷器组合选择推荐的组合形式（参见附录B）。 6.2.8 节流、压井管汇的选择。

6.2.8.1 节流、压井管汇及阀门压力级别要与防喷器压力级别相匹配。 6.2.8.2 节流、压井管汇组合推荐形式（参见附录C）。

6.2.9 含硫地区井控装备选用的材质应符合SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》规定要求。

6.2.10 高温高压井、气井、含硫化氢等有毒有害气体井及大修井施工作业必须安装防喷器、节流、压井管汇、放喷管线及点火装臵等井控装臵。 6.2.10.1 新井（包括探井、评价井）、老井新层补孔、压裂、酸化措施井的施工作业必须安装防喷器、放喷、压井管线等井控装臵，选择安装节流、压井管汇。

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6.2.10.2 其它措施及维护性作业井等都要安装防喷器、放喷管线，所有安装的井控装臵必须现场试压合格。

6.2.11 对“三高”油气井井控装备应在常规井控设计要求的基础上提升一个压力级别。 6.3 井控装备管理

6.3.1 井控装备包括防喷器、射孔防喷器、及防喷管、防喷器控制系统、采油（气）树、简易防喷工具、内防喷工具、节流、压井管汇、相匹配的闸门及点火装臵等。

6.3.2 井控装备及零配件必须是经过集团公司认可的厂家生产的合格产品。

6.3.3 井控装备在井控车间的试压、维修和检验。

6.3.3.1 井控装备、井控工具实行专业化管理，由井控车间负责井控装备和工具的试压、维修、检验及现场技术服务，所有井控装备都要建档。井控车间及试压、检测人员必须有相应的资质。

6.3.3.2 车间试压要求：环形防喷器（禁止封零）试压达到额定工作压力的80%，稳压时间不少于10分钟；闸板防喷器、采油（气）树、射孔防喷器、节流、压井管汇及内防喷工具试压达到额定工作压力，稳压时间不少于10分钟，压降≤0.7MPa或密封部位无渗漏为合格。防喷器要进行低压试验，试验压力1.4MPa—2.1MPa, 稳压时间不少于3分钟，压降≤0.07MPa为合格。功能检验和试压检验合格后要填写相应的试压记录，并填写试压合格证，随设备送至施工队伍。

6.3.3.3 防喷器控制系统，每年检验一次，井控车间按照相关标准或进厂检验标准进行检验、维修。

6.3.3.4 其它井控装臵，每使用三个月，送井控车间维护、检修一次。

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如果单井施工时间超过三个月，则在施工结束后送到井控车间进行检验、维修。

6.3.3.5 井控车间应设臵专用橡胶件（含带橡胶件的井控装臵配件、成品）储存库房，库房温度应满足橡胶件、配件及成品储藏要求，所有井控装臵橡胶件应分类、避光保存。

6.3.4 井控装备在作业现场的检验、安装、试压。

6.3.4.1 防喷器现场安装前应核实、检查压力等级与设计是否吻合、闸板芯子尺寸与所使用管柱尺寸是否一致，检查防喷器法兰尺寸与采油（气）树四通法兰尺寸是否匹配。

6.3.4.2 防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，连接螺栓要上全、上平、上紧。

6.3.4.3 防喷器控制系统安装在距井口25m以外。必须采取防漏、防堵、防冻措施，确保控制系统灵活可靠。控制管线要安放整齐，电源应从总开关处单独引出，用单独的防爆开关控制。控制系统的气源应配臵排水分离器，严禁强弯和压折控制系统的气管线。

6.3.4.4 节流管汇、放喷管线安装在当地季节风的下风方向。节流管汇和放喷闸门距井口3m以远，放喷管线要接出井口30m以远，高压气井、含硫化氢等有毒有害气体井的放喷管线接出井口50m以远，管线通径不小于50mm。如受井场条件限制，则要准备足够的备用管线和地锚。遇特殊情况需要转弯时，转弯处要用锻造钢制弯头，每隔10—15 m （填充式基墩或标准地锚）固定，悬空处要支撑牢固，出口及转弯处前后均应固定。放喷管线的闸门应处于常开状态，并采取防堵、防冻措施，保证其畅通。

6.3.4.5 压井管汇、压井管线安装在当地季节风的上风方向。压井管线

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必须使用钢制高压管线，其通径至少在50mm以上，转弯处要用锻造钢制弯头，管线要进行固定。

6.3.4.6 放喷管线、压井管线、控制管线等，在车辆跨越处要架设过桥盖板或其它保护装臵。

6.3.4.7 井控装备在现场安装完毕后，应用清水（冬季加防冻剂）对井控装备试压，环形防喷器（封钻具）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、节流、压井管汇试压到额定工作压力。稳压时间不少于10分钟，压降≤0.7MPa或密封部位无渗漏为合格。

6.3.4.8 防喷器现场试压要有详细记录，由作业队带班干部签字认可，方可进行下步施工。

6.3.5 防喷器、防喷器控制系统使用要求。

6.3.5.1 防喷器、防喷器控制系统等在使用过程中，施工作业队要指定专人负责检查与保养，保证井控装备处于完好状态。

6.3.5.2 一级风险井施工期间，每班进行试开关防喷器半封一次。每次起完井内管柱后，要进行试开关全封防喷器一次。二、三级风险井每天进行试开关防喷器半封一次。

6.3.5.3 在不连续作业时，确保井口处于受控状态。

6.3.5.4 严禁在未完全打开闸板防喷器的情况下进行起下管柱作业。 6.3.5.5 作业过程中关闭防喷器时达到额定工作压力时，待施工作业结束后，必须对防喷器重新进行试压，合格后再进行下步作业。特殊作业需要更换防喷器时，必须对新安装的防喷器进行试压，达到合格为止。 6.3.5.6 液压防喷器的控制手柄应有开关标识，不准随意扳动。 6.3.5.7 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，原则上要接出井架底座以外，靠手轮端应支撑牢固，手轮支撑固定严禁焊接在井

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架底座上，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于300，并挂牌标明开、关方向和到底的圈数。

6.3.5.8 环型防喷器不得长时间关井，非特殊情况下不能用来封闭空井。 6.3.5.9 严禁将防喷器当作采油（气）树使用。传输射孔、排液、求产等工况，必须安装采油（气）树。 6.3.6 采油（气）树的保养与使用。

6.3.6.1 施工时拆卸的采油（气）树部件要保持清洁并及时保养。 6.3.6.2 当油管挂坐入大四通后应将顶丝全部顶紧。

6.3.6.3 双闸门采油（气）树在正常情况下使用外闸门和上面的总闸门，内闸门和下面的总闸门保持全开状态。

6.3.6.4 对高压油气井和出砂井禁止使用闸门控制放喷，应采用针型阀或油嘴放喷。

6.3.6.5 对高压油气井和出砂井尽可能缩短放喷时间(放喷时间不超过两小时),以确保井口安全。

6.3.7 节流、压井管汇在现场的使用要求。

6.3.7.1 节流、压井管汇（参见附录C）的各个闸门要进行编号，标明开关状况，施工队伍每天要定人、定岗检查开关状态并维护保养。严禁用节流、压井管汇进行其他作业。

6.3.7.2 一级风险井施工时，各闸门每班开关一次，二、三级风险井每天对各闸门进行试开关一次，验证其功能保证安全。 6.3.8 内防喷工具的使用要求。

6.3.8.1 内防喷工具包括：旋塞阀、防喷总成、防喷单根（参见附录B）。 6.3.8.2 内防喷工具要与井内管柱相匹配，放在钻台上（或井口边），处于开启状态待用。

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6.4 作业过程的井控工作

6.4.1 作业过程的井控工作是：按照设计要求，使用匹配的井控装备和工具，采取相应的技术措施等手段，快速安全控制井口，达到防止发生井喷、井喷失控、井喷着火和爆炸事故的目的。 6.4.2 井下作业施工前，大修队、试油队、作业队应做到：

6.4.2.1 本着以人为本，安全第一的原则，地质、工程、施工设计中提出的有关井控方面的要求、技术措施和生产准备应向全队职工进行交底，明确作业班组各岗位分工，并按设计要求准备相应的井控装备及工具。 6.4.2.2使用液压防喷器时，控制系统储能器压力保持在17.5MPa—21MPa，预充氮气压力保持在7MPa±0.7MPa，油箱内液压油的油量、油质符合标准要求。

6.4.2.3 施工现场使用的放喷管线、节流、压井管汇必须符合使用规定，并安装固定、试压合格。

6.4.2.4 施工现场应备足满足设计要求的压井液或泥浆加重材料及处理剂。

6.4.2.5 施工作业时，钻台上(或井口边)要备有与井内管柱相匹配的旋塞或防喷装臵，作为备用内防喷工具。

6.4.2.6 大修作业井、新层射孔（补孔）井，开工前必须经过油气生产单位组织井控验收，验收合格后，开具开工验收合格通知单方可施工。 6.4.3 现场监督管理

6.4.3.1 探井试油、大修作业及重大措施施工前，由油田公司工程监督部组织开工验收，并派驻井监督进行过程监督。

6.4.3.2 评价井及普通射孔投产井试油，由油田公司工程监督部委托油气生产单位监督部门进行开工验收，并派监督进行工序监督。

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6.4.3.3 除大修、试油以外的一般措施及小修均由油气生产单位监督部门组织开工验收并实施工序监督。

6.4.3.4 油田公司有关部门和油气生产单位主管部门要对施工进行检查、监督，对检查出的问题要求施工单位限期进行整改。

6.4.3.5 “三高”井作业队伍必须具备甲级队伍资质，若确需乙级队伍施工时，应由油田公司专业管理部门批准后方可施工。

6.4.3.6 除“三高”井以外的一级风险井、二级风险井，应由具备集团公司颁发的乙级（含乙级）以上的资质的队伍进行施工，严格控制丙级队伍施工。

6.4.3.7 所有施工人员有权对井控安全提出异议，有权拒绝违章施施工作业。

6.4.4 现场井控工作要以班组为单位，每班设井控安全员一名（兼职），每月按不同作业工况进行三次防喷演习。

6.4.5 及时发现溢流是井控技术的关键环节，“三高”井、射孔作业以及大修井都要在作业过程中要有专人观察井口，以便及时发现溢流。 6.4.6 发现溢流后要及时发出信号［信号统一为：报警信号为一长鸣笛（不少于5秒），关井信号为两短鸣笛，解除信号为三短鸣笛］。关井时，要按正确的关井方法及时关井，其关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管实际允许的抗内压强度的两者中的最小值。 6.4.7 压井作业要求

6.4.7.1 压井前现场必须储备井筒容积1.5—2倍的压井液。

6.4.7.2 循环压井时，进出口压井液密度要一致，停泵观察30min以上，确认井口无溢流后，方可拆卸井口和安装井控装臵，确保井口安全。 6.4.7.3 挤压井作业时，压井液需挤至油层顶部以上50m，停泵关井观

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察2小时以上井口无压力，然后开井观察30min以上，确认井口无溢流后，方可拆卸井口和安装井控装臵。 6.4.8 射孔作业要求：

根据实际情况确定射孔方式，即油管传输射孔、常规电缆射孔、过油管射孔等。

探井、评价井（测井解释为气层）、含硫化氢井、无法预测地层产液性能及压力情况不明的井，必须采用油管传输射孔。 6.4.8.1 常规电缆射孔（测井）要求：

a）射孔（测井）前应根据设计中提供的压井液及压井方法进行洗压井，并确保井筒内液柱压力大于地层压力，方可进行电缆射孔（测井），如果不能确保井筒内液柱压力大于地层压力，则改为传输射孔。

b）射孔（测井）前要按标准安装射孔防喷器、放喷管线及压井管线，并将放喷闸门打开。

c）射孔（测井）过程中要有专人观察井口显示情况，若液面不在井口，应及时向井筒内灌入同样性能的压井液。

d）射孔（测井）过程中发生溢流时，应停止射孔（测井），及时起出枪身（测井仪器），关防喷器，依据实测地层压力，确定压井液密度压井，并保持液面在井口。来不及起出射孔枪（测井仪器）时，应剪断电缆，迅速关闭电缆防喷器。

e）射孔（测井）结束后，要有专人负责观察井口情况，观察时间不少于2个小时以上确定无异常后，才能卸掉射孔防喷器进行下一步施工作业。

6.4.8.2 油管传输射孔、过油管射孔要求

a）射孔前应安装与地层压力相匹配的采油（气）树井口。

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b）采油（气）树井口上井安装前必须按有关标准进行试压，合格后方可使用。

c）射孔后起管柱前应根据测压数据或井口压力情况确定压井液密度和压井方法进行压井，选配井控装臵正确安装使用，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。 6.4.9 诱喷作业要求

6.4.9.1 用连续油管进行气举排液、替喷等项目作业时，必须装好井口和连续油管防喷器组。

6.4.9.2 在抽汲作业前应认真检查抽汲工具，装好防喷管、防喷盒。 6.4.9.3 发现抽喷预兆后应及时将抽子提出，快速关闭闸门。 6.4.9.4 解释为气层、油气同层的井不得进行抽汲作业，通过中途测试确认为油气同层的井也不能进行抽汲作业。

6.4.9.5 替喷作业时井口必须安装采油（气）树。采用二次替喷时，拆井口前必须保证足够的观察时间，确认无溢流后再拆井口。 6.4.10 起下作业要求

6.4.10.1 在起下管柱过程中，要依据设计要求及时向井内补灌压井液，保持液柱压力。

6.4.10.2 在起下封隔器等大尺寸工具时，要控制起下钻速度，防止产生抽汲作用或压力激动。 6.4.10.3 起下管柱过程中，要有防止井内管柱顶出的措施，以免增加井喷处理难度。

6.4.10.4 起下管柱作业出现溢流时，应立即抢关井。经压井正常后，方可继续施工，应执行附录D《防喷演习要求及程序》。 6.4.11 钻、磨、铣要求

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6.4.11.1 钻、磨、铣施工中，用转盘驱动时，方钻杆必须安装上下旋塞阀。用动力水龙头或螺杆钻驱动时，必须在进口管柱上安装旋塞阀，所用压井液密度要与封闭地层前所用压井液密度一致。

6.4.11.2 钻磨完成后要充分循环洗井1.5～2周，观察2个小时以上井口无溢流时，方可进入下步作业。

6.4.11.3 钻磨过程中一旦发生溢流，应执行附录D《防喷演习要求及程序》中相关条款。

6.4.11.4 钻、磨、铣施工前井场要备足压井液。

6.4.11.5 “三高”井的钻、磨、铣施工作业，必须编写单井井控设计和应急预案，经审核审批后，才能进行施工作业，确保井口安全。 6.4.12 冲砂作业要求

6.4.12.1 冲砂作业要使用符合设计要求的压井液进行施工。

6.4.12.2 冲砂作业必须安装闸板防喷器加自封防喷器组合使用（有钻台井装导流管），进出口管线安装控制闸门。

6.4.12.3 冲开被埋的地层时应保持循环正常，当发现出口排量大于进口排量时，及时压井后再进行下步施工。

6.4.12.4 冲砂至设计井深后循环洗井一周以上，观察时间至少2个小时以上井口无溢流时，方可进行下步作业。

6.5 防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体安全措施 6.5.1 防火、防爆安全措施

6.5.1.1 井场设备的布局要考虑防火的安全要求，划定施工区域，并严禁烟火。

6.5.1.2 在森林、苇田、草地、采油(气)场站等地进行井下作业时，应设臵隔离带或隔离墙。属于“三高”井、射孔作业、抽汲、放喷求产、

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井口渗油漏气井及老井复试井口装臵不全的井井场严禁动火。

6.5.1.3 在井场条件具备时，值班房、发电房等应在井场季风的上风处，距井口不小于30m，且相互间距不小于20m，井场内应设臵明显的风向标和防火防爆安全标志。若不具备条件时，必须制定好应急措施。“三高”井，井场面积必须满足施工要求。

6.5.1.4 井场如需动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定。

6.5.1.5 井场必须按消防规定备齐消防器材，并定岗、定人、定期检查维护保养。

6.5.2 井场用电安全措施：

6.5.2.1 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY5727-2007《井下作业安全规定》第3.18条（井场用电要求）和SY/T 5225-2005《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》第4部分［试油（气）和井下作业］等标准要求。 6.5.3 防硫化氢等有毒有害气体安全措施

6.5.3.1 在含硫化氢等有毒有害气体井进行作业施工，要执行SY/T 6137-2005《含硫化氢的油气生产和天然气处理装臵作业的推荐作法》、SY/T 6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》和SY/T 6277-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》标准的有关规定。 6.5.3.2 在含硫化氢等有毒有害气体井作业，必须配臵检测合格的有毒有害气体监测仪，在井口处、钻台上下、循环罐、放喷管线出口等有毒有害气体易聚积的场所应随时监测，要安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的硫化氢等有毒有害气体。

6.5.3.3 井场入口、井架上、井口旁、循环系统出口等处设臵风向标，

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井场入口要有明显的警示标志。井场必须配臵报警系统，每个井场设2个安全集合点，均应考虑位于季节风向距井口一定安全距离或与季节风向成90°角为另一个集合点。一旦发生紧急情况或发出警报信号，作业区、生活区所有人员都必须迅速到上风方向的安全集合点集合、疏散。 6.5.3.4 在作业过程中若发现硫化氢气体时应立即关井，经过评估培训制定应急预案后，确保安全的情况下在进行下步施工。

6.5.3.5 在含硫化氢等有毒有害气体井作业，作业班每人应配备一套正压式空气呼吸器，并做到人人会使用、会维护、会检查。施工队伍配备充气泵一套。

6.5.3.6 在硫化氢等有毒有害气体含量达到安全临界浓度（硫化氢30mg/m3）的污染区进行井下作业时，作业人员必须佩带正压式空气呼吸器，控制好硫化氢泄露源，不允许单独行动。指派专人在主要下风口100m进行硫化氢监测并向上级报告监测结果。

6.5.3.7 在在含硫化氢等有毒有害气体井作业时，要采取一人作业，一人保护的措施，保证作业人员安全。

6.5.3.8 发现硫化氢后作业井场应有明显、清晰的警示标志：

对生命和健康有潜在风险的井，［硫化氢浓度小于15mg/m3（10ppm）］，应挂绿牌。

对生命健康有一定影响的井，［硫化氢浓度15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）］，应挂黄牌。

对生命健康有威胁的井，［硫化氢浓度大于30mg/m3（20ppm）］，应挂红牌。

6.5.3.9 井场要储备2倍井筒容积、符合设计要求储备足量的压井液及碱式碳酸锌或碱式碳酸铜。

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6.6 井喷及井喷失控的紧急处理 6.6.1 井喷失控应急预案

6.6.1.1 为高效、有序地进行处理和抢险工作，缩短井喷处理时间，减少财产损失和人员伤亡，使施工所在地人民群众的正常生活秩序不受影响或最大限度地减小影响，各级单位要制定井喷失控应急预案。 6.6.1.2 井喷失控应急预案分级：

一级预案；华北油田井下作业井喷失控应急预案。

二级预案；各油气生产单位、井下作业公司、测试公司井喷失控应急预案。

三级预案；井下作业各分公司、采油工区（大队）井喷失控应急预案。

四级预案；基层作业队伍（大修队、试油队、作业队）单井井喷失控应急预案。

6.6.1.3 华北油田公司制定华北油区井下作业井喷失控应急预案，内容包括：组织机构、职责、井喷应急处理程序（预案的启动、预案的实施、预案的关闭）、联络方式、事故评估等。

6.6.1.4 油田公司各油气生产单位、井下作业公司以及测试公司根据实际情况制定具体的、可操作的井喷及井喷失控应急预案，建立相应的组织机构，由井控第一责任人担任领导小组组长。

6.6.1.5 应急预案启动程序：应急预案分别由各级井喷失控应急领导小组负责启动，当本级不能处臵时，可报告上一级别井喷失控应急领导小组启动相关预案。启动预案后，下级预案服从上级预案。当发生一、二、三级井喷事故时，要及时启动油田公司一级预案，在规定时间内向集团公司相关部门进行报告。当发生四级井喷事故时，要及时启动二级预案，

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在一个小时内向油田公司井控领导小组进行汇报。紧急情况下施工作业单位也可越级向油田公司井控领导小组进行汇报。

6.6.1.6 抢险队伍，油田公司和油气生产单位成立两级专业抢险队伍。当抢险队伍接到井喷失控抢险指令后，依据油田公司井控应急领导小组制定的抢险方案组织进行抢险作业。若发生1至4级井喷事故由油田公司组织专业抢险队伍进行抢险作业。发生严重溢流、一般性井喷，由本施工单位井喷抢险应急小组组成相关人员进行抢险作业。同时，在确保人身安全的前提下，保持信息畅通并负责井喷信息的收集、资料上报等工作。

6.6.1.7 应急演练：每年启动一次油田公司级应急抢险演练；每半年启动一次井下作业公司级应急抢险演练。 6.6.2 井喷的处理

6.6.2.1 发现井喷和出现紧急情况时，迅速关闭现场电源，防止井喷着火，夜间作业要及时启动防爆应急探照灯，由现场值班干部发出抢险指令，组织本队职工按井喷预案要求进行现场抢险作业。

6.6.2.2 在第一时间内向上级汇报井喷情况。如无法控制住井喷，要及时请求上级单位支援，启动井喷失控应急预案。同时做好井场警戒、喷出物疏导、道路清障、通讯畅通等工作。施工单位要划定安全区域，做好井口、井场监护工作。 6.6.3 井喷失控的处理

6.6.3.1 一旦发生井喷失控事故，要迅速启动相应级别的应急预案，成立现场抢险指挥小组，负责现场抢险指挥。

6.6.3.2 编制井喷失控抢险方案，调动抢险施工队伍按照抢险方案进行抢险作业，在实施抢险过程中要把环境保护，人身安全同时考虑，同时

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实施，防止出现次生环境事故和人身安全因素。

6.6.3.3 测定喷出物中天然气、二氧化碳、硫化氢等气体含量，划定安全区域，作业井场应有明显、清晰的警示标志，做好监测工作。当有毒有害气体严重超标，或危及周围群众安全时，油田公司井喷失控应急领导小组委托相关部门和单位要尽快通知地方政府，紧急疏散附近的群众，防止发生人员伤亡。点火人员和点火时间执行集团公司中油安?2008?129号文《关于做好高含硫油气田勘探开发过程中安全和环境风险防范工作的通知》。

6.6.3.4 在启动油田公司“井下作业井喷及井喷失控应急预案”后，应依据SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》，制定相关程序进行抢险作业，直至抢险结束，编写事故评估报告等。

6.6.3.5 按SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》要求，现场处理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。

6.6.4 硫化氢监测及人身安全防护执行SY/T 6277-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》标准有关规定。 6.7 井控培训

6.7.1 各施工队伍的管理及相关人员，必须持有集团公司批准、授权的井控培训机构颁发的有效井控培训合格证，并接受油田公司组织的检查考核。每年对井控培训考核一次，采取抽查的办法，抽查率控制在5—10%，对抽查人员进行理论或现场考核，当考试不合格者占总考试人数大于20%时，油田公司将加大对关联机构的考核。

6.7.2 对从事井下作业、试油相关管理、设计、现场施工、现场监督的人员必须经井控培训后持证上岗。需培训持证人员如下：

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6.7.2.1 华北油田公司主管井下作业的领导、相关部门的管理人员、设计人员、作业监督。

6.7.2.2 井下作业公司、油气井测试公司、各油气生产单位及其下属单位主管生产、技术、安全的领导、从事一线生产指挥的人员、设计人员、井控车间的管理人员。

6.7.2.3 大修队、试油队、作业队干部及主要生产骨干人员、井控车间操作人员和现场服务人员。 6.7.2.4 抢险专业队伍全体人员。 6.7.3 井控培训内容

6.7.3.1 井控技术：井控相关基础知识；溢流、井喷发生的原因；关井程序和常用压井方法的原理和参数计算；压井施工和复杂井控问题处理。 6.7.3.2 井控装备：结构及工作原理；安装及调试要求；维护保养和故障排除。

6.7.3.3 有关井控规定、实施细则和相关标准。 6.7.3.4 现场逃生、井控演习程序。

6.7.3.5 预防含硫化氢等有毒有害气体培训内容。按SY/T 6137-2005《含硫化氢的油气生产和天然气处理装臵作业的推荐作法》、SY/T 6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》和SY/T 6277-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》等标准执行。 6.7.4 井控培训要求

6.7.4.1 华北油田公司井下作业井控管理人员、相关二级单位经理（厂长）、 井控和生产的副职、总（副）工程师、安全总（副）监相关领导：全面掌握井控工作的全面监督管理；井控规定、实施细则和各项规章制度；井喷事故的紧急处理与组织协调等。

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6.7.4.1 从事现场技术、安全管理、监督及设计人员：全面掌握井控装备型号、参数的选择；地层参数正确计算与取用；压井方法及有关参数的计算，井控规定、实施细则和各项规章制度的落实；熟悉井控监督管理，井喷失控事故的处理方案制订等。

6.7.4.3 现场操作人员：要掌握预防井喷，能及时发现溢流；快速实施关井操作，及时关井（或抢装井控工具）；掌握井控设备的使用、日常维护和保养方法；能正确进行现场防喷演习；能正确进行现场逃生（包括二层台逃生方法和防护工具的正确使用）；掌握抢喷（演习）过程中各种信号和手势的规定。

6.7.4.4 井控车间管理、操作及现场服务人员：重点掌握井控装备的结构、工作原理，会安装、维修，能正确判断和排除故障。

6.7.4.5 抢险专业队伍要全面掌握如下内容：发现溢流和及时关井的措施方法，正确实施关井操作程序及井控装备的熟练安装、使用、维护和保养，掌握井控装备故障正确判断、一般故障的排除。正确处理井喷及井喷失控等压井设计编制、压井程序、压井作业理论和实际技能，具有处理井喷及井喷失控等能力。 6.7.4.6 特殊情况培训要求

a）应加强对井下作业队伍临时用工人员的培训，临时用工应当本着先培训后上岗的原则。

b）突出不压井井下作业过程等条件下的井控技能培训。 c）在含硫化氢地区施工作业人员应加强硫化氢专业知识培训。 d）油田作业单位在外部施工的井下作业队伍，在施工作业前要对当地井控实施细则进行培训和应急演练。

6.7.5 井控培训合格证持证人员，每两年由井控培训中心培训一次，考

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核合格后换发井控培训合格证，井控培训合格证有效期为2年。 6.8 井控管理制度 6.8.1 井控检查制度

6.8.1.1 华北油田公司每半年对井控岗位责任制落实情况进行一次大检查。

6.8.1.2 各油气生产单位、井下作业公司、油气井测试公司，对本单位所属施工队伍，每季进行一次井控工作检查，每月定期和不定期抽查一次，督促和落实井控各项规章制度执行情况。

6.8.1.3 各试油大队、大修队、作业大队每月进行一次井控工作检查；并在开工前及施工过程中要定期进行井控工作检查，及时发现和解决问题，杜绝井喷事故发生。

6.8.1.4 各基层队当日值班干部每天都要对井控现场进行检查一次，落实好当班作业工序井控执行情况。 6.8.2 井控培训合格证制度

井下作业井控管理实行井控培训合格证制度，规范操作和管理。应持证人员经培训考核取得井控培训合格证后方可上岗。应持证人员没有取得井控培训合格证的不得指挥生产，操作人员不得上岗操作。 6.8.3 井控装备的安装、检修、现场服务制度

6.8.3.1 井控车间负责井控装备管理、维修、试压、检验服务。建立保养维修责任制、巡检回访制、定期回收检验制等管理制度。在监督、巡检中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完好工作状态。在现场需要时，及时组织上井服务。

6.8.3.2 大修队、试油队、作业队要定岗、定人、定时对井控装臵和工具进行检查、保养，并认真填写运转、保养和检查记录。

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6.8.4 防喷演习制度（见附录D）。

6.8.4.1 大修队、试油队、作业队应组织作业班按起下管柱（油管、抽油杆、钻杆）、起下异径管串（有封隔器、钻铤等工具）、旋转作业、电缆射孔（测井）、空井筒发生溢流五种工况分岗位、按程序、定期进行防喷演习。

6.8.4.2 施工期间，做好防喷演习,并做好讲评和记录工作。演习记录包括：井号、组织人、班组、时间、工况、演习时间、参加人员、存在问题、清点人员、讲评等。

6.8.4.3 在“三高”井施工作业期间，作业班每班都要进行一次相应的防喷演习。

6.8.5 大修队、试油队、作业队干部值班制度

6.8.5.1 大修队、试油队、作业队干部必须坚持24小时值班，并填写值班记录，内容包括：井控设备检查情况、油气水井状况、井控方面存在的问题和注意事项。

6.8.5.2 值班干部应检查监督井控各岗位执行、落实有关制度和规定执行情况，发现问题立即组织整改。遇溢流、井喷、井下复杂等特殊情况，值班干部必须在现场组织处理抢险工作。 6.8.6 井喷事故分级及汇报制度

6.8.6.1 事故单位发生井喷事故后，要在最短时间内向油田公司汇报，油田公司接到事故报警后，初步评估确定事故级别为Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故时，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，同时上报上级主管部门。情况紧急时，发生险情的单位可越级直接向上级单位报告。同时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。

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6.8.6.2 发生Ⅲ级井喷事故时，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。同时上报上级主管部门。

6.8.6.3 发生Ⅳ级井喷事故，油田公司启动本单位相应应急预案进行应急救援处理。

6.8.6.4 发生井喷或井喷失控事故后应有专人收集资料，资料要详实准确。随时保持各单位通信联络畅通，并安排专人负责值班。 6.8.7 井控工作零汇报制度

各油气生产单位、井下作业公司、测试公司在当月5号前向油田公司钻采工程部井控科上报上月本单位施工过程中发生的溢流、井涌情况，未按时上报视为不报。发生溢流、井涌和井喷事故未按要求上报的，一经发现，要严肃处理。

6.8.7.1 油田公司，在每月10日前以书面形式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。 6.8.7.2 井喷事故发生后，事故单位（厂、公司）以附录E内容向油田公司井控管理部门汇报，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究责任。油田公司向集团公司汇报，先以附录E（快报）内容进行汇报，再以附录F（续报）内容进行汇报。 6.8.8 井控例会制度

6.8.8.1 大修队、试油队、作业队每天班前、班后会上，值班干部或班长必须布臵井控工作任务，检查讲评本班组井控工作。

6.8.8.2 大修、试油、作业大队（分公司）每月召开一次井控例会，检查、总结、协调、布臵井控工作。

6.8.8.3 各二级单位每季召开一次井控例会，检查、总结、协调、布臵

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井控工作。

6.8.8.4 油田公司每半年组织召开一次井控例会，总结、协调、布臵井控工作，发布本半年度井控情况公报。 6.8.9 井控责任追究制度

井喷事故处理完后，将按照责任追究范围、责任划分开展责任追究。 6.8.9.1 责任追究范围

a）井下作业地质设计、工程设计和施工设计单位和审核、审批部门相关人员。

b）井下作业生产运行组织管理部门的管理人员。 c）施工单位操作和管理人员。 d）工程监督及管理人员。 6.8.9.2 责任划分

a）直接责任者，是指在在职责范围内，不履行或不正确履行自己职责，造成工作失误的人员。

b）主要领导责任者，是指在职责范围内，对应管的工作或者参与决定的工作，不履行或不正确履行自己职责，对造成的损失负直接领导责任的人员。

c）连带责任者，是指在职责范围内，对应管的工作或者参与决定的工作，不履行或不正确履行自己职责，对造成的损失负间接领导责任的人员。

6.8.10 井控办公室负责事故的技术调查并出具调查报告，上报油田公司井控领导小组。

6.8.11 油田公司对井控工作中做出突出成绩的基层单位和个人给予表彰奖励。各油气生产单位、井下作业公司及测试公司，可根据本单位实

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际情况制定出本单位井控奖罚管理办法。 7 相关文件

7.1 QG/HBYT 127-2008 消防安全管理办法

7.2 QG/HBYT 104-2009 石油与天然气钻井井控实施细则 8 记录

8.1 集团公司井下作业井喷失控事故信息收集表（快报）

（钻采工程部保存，保存期3年）

8.2 集团公司井下作业井喷失控事故信息收集表（续报）。

（钻采工程部保存，保存期3年）

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附录E

表E.1集团公司井下作业井喷失控事故信息收集表（快报）

收到报告时间 报告单位 报告人 发生井喷单位 现场抢险负责人 发生地地理位置 年 月 日 时 分 职务 职务 井喷发 机组类 生时间 型 井 号 油层套管尺寸（cm） 基本情况 构造 表层套 管下深 施工作业主要内容 有毒气体类型 人员伤亡情况 开 □ 关 □ 可控 □ 失控 □ 开关 井别 人工井底(m) 地层压力 井内液 体类型 联系电话 电话 作业队号 井型 水平井□定向井□直井 □ 油层井段（m） 目前管柱的垂深（m） 井内液体密度 3(g/cm) H2S □ CO2 □ CO □ 额定工作压力 型号 防喷器状况 井口装备状况 可控或失控 采油树型号、状况 地面流程状况 内防喷工 具状况 井喷具 体状况 完好情况 型号 开关状态 完好情况 开关状态 周边500m 内环境状况 已疏散人群 喷势描述及 估测产量 喷出物 气 □ 油 □ 水 □ 气油水 □ 环境污染情况 数量 工农业名称及数量 民 设施 距离 距离 江、河、湖、泊的距离 QG/HBYT 156-2009

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附录F

表F.1集团公司井下作业井喷失控事故报告信息收集表（续报）

事故级别 井口压力 现场气象、海况及 主要自然天气情况 井喷过程简要描 述及初步原因 Ⅰ□ Ⅱ□ Ⅲ□ Ⅳ□ 有毒气体含量 油压 阴或晴 风向 套压 雨或雪 气温 H2S（ ） CO2（ ） CO（ ） 风力 海浪高 井身结构及管柱结构图 邻近注水注气井情况 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 重泥浆 密度 (g/cm) 3量 (m) 3(m) 3井场压井 材料储备 工程用水 加重材料 重晶石 （t） 石灰石粉 （t） 铁矿石粉 （t） 救援需求

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编写部门：钻采工程部编 写 人：钟炳成审 核 人：胡书宝审 批 人：苏 杨海东 俊

中国石油华北油田公司2009-7-24发布 2009-7-24实施

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/6okp.html