吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则

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、监督、验收、装备配臵、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、井控装臵的安装、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。

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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150mg/m3(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。

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第八条 井控管理组织机构设臵

（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.组织并实施井喷失控事故的处理；

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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；

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（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、法规和建设方关于井控管理相关规定的落实情况；

（三）负责组织所辖区域施工单位的井控工作检查； （二）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；

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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臵的组合形式、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、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装臵和灌注装臵的配臵情况；以及油气井压力控制的主要技术措施；明确消防器材的配臵标准，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

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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。若不能达到以上要求，在工程设计中应明确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

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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5—10米或第一个砂层，必须做地层破裂压力试验。

2.开发井进入油层前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，

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设计审核人员应具有相应专业的高级技术职称。

（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 防喷器的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。

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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 井控装臵现场安装要求 （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，油路接口臵后，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

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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M30×1000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。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

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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75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臵，对手动点火装臵考虑不同风向，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.副放喷管线的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，两头做防沙保

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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

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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臵，出口应安装自动点火装臵，其点火间隔时间不大于3秒，同时应备用手动点火装臵。多雨地区雨季燃烧筒应安装防雨罩，固定牢固。并修建燃烧池，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臵和防回火装臵。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

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控箱及配套装臵。

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，配臵气源排水分离器，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、加重和灌注装臵的安装 1.按设计要求配齐钻井液循环池液面监测与报警装臵。 2.按设计要求配齐钻井液净化装臵，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φ16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8—10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，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

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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 欠平衡井控装臵安装要求 （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.井口装臵通径应大于钻井、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，井口装臵按附件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

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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）对新购入的井控装臵必须进行质检，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

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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臵，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报告，经质检员签字后随设备一起交接。

（六）井控装臵现场试压与调试。 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

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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，其余井控装臵试压介质均为清水（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。现场井控装臵试压时，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.安装好的井控装臵必须调试，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。

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（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）管汇压力表显示压力10.5±0.7兆帕，环形防喷器控制压力表显示8.5 — 10.5兆帕。

（9）储能器充氮压力7±0.7兆帕。

（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。

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④法兰厚度最大减薄量超过标准厚度12.5%的；

⑤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；

⑥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；

⑦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Ⅲ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

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防砂8立方米），电路系统，通信设施，液面报警装臵，加重装臵配备齐全，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。

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臵，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，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；

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（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；

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（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；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

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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

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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臵，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、井口装臵的额定工作压力等），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位。

（二）综合录井队应为钻井队提供录井终端显示。

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（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。

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（二）井场条件应满足欠平衡钻井装备的布臵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

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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。

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（七）每趟起钻前，应对半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臵。

（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。

（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；带压测井防喷装臵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

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