钻井井控实施细则

1、钻井井控实施细则第一章 总则 第一条 为不断强化钻井过程中的井控安全管理，严防井喷失控、H2S有毒有害气体泄漏事故，保障人民生命财产安全，保护环境，维护社会稳定。依据国家安全生产相关法律法规、钻井井控技术规程(以下简称SY/T6426-2005)等行业标准、中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定(以下简称2010579号文)及局、分公司有关规章制度。特修订华北石油局、分公司钻井井控实施细则(以下简称本细则)。第二条 本细则所称“井控”是指钻井过程中井底压力的控制。井控管理工作是一项涉及井位选址、地质与工程设计、装备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等环节的系统工程，需要计划、

2、财务、设计、地质、安全、生产组织、工程、装备、监督、培训等部门分头把关、相互配合、相互协调、共同完成。第三条 本细则规定了各级钻井井控管理组织与职责、井控管理制度、井控技术培训、井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层的井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控应急抢险等内容。井控工作的原则是“立足一级井控，搞好二级井控，杜绝三级井控”。井控工作的重点在基层，关键在班组，要害在岗位。第四条 本细则适用于华北分公司现行勘探开发区域内石油天然气钻井过程中的井控管理。承包其他油田企业钻井施工的须遵守其相关井控管理规定。第二章 井控管理组织与职责第五条 井控管理组织机构依据“分

3、级管理”原则，实行局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控管理。分别成立局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控领导小组。各级组织必须配备专(兼)职井控管理人员。(一)钻井公司井控领导小组组长由公司经理担任，副组长由主管生产或安全的副经理、总工程师担任，成员由生产、技术、调度、安全环保、物资装备、人力资源、计划财务等主管部门的负责人和项目部有关领导组成。(二)项目部井控领导小组组长由主任担任，副组长由副主任或井控主管人员担任，成员由生产、技术、调度、安全管理、设备管理等主管人员及各钻井队队长组成。(三)钻井队井控领导小组组长由井队长(或平台经理)担任，副组长由副井队长(或井控专职管理人

4、员)担任，成员由钻井工程师、大班、司钻等组成。第六条 按照“谁主管、谁负责”的原则，各级井控管理组织分别行使各自的管理职责。(一)钻井公司井控领导小组职责1.贯彻落实国家、行业、集团公司及局、分公司相关安全生产法规和标准、规定、制度，健全本单位井控监管机构，落实专(兼)职井控管理人员。2.负责本单位日常井控监管工作，对计划购臵的井控装备等提出技术要求，对采购过程实施监督。3.负责本单位井喷、井喷失控及H2S溢出事故的调查处理，按要求上报局、分公司应急值班办公室。4.负责井控现场管理、隐患治理工作的监督整改，特别是操作人员的井控技术培训和复训，不断提高其井控实操技能。5.按照“四不放过”原则，对

5、井喷事故的责任单位和责任人进行严肃处理。(二)项目部井控领导小组职责1.在各钻井公司井控领导小组的直接领导下，组织贯彻落实上级有关井控管理工作的标准、规定和要求。2.负责项目部日常井控管理工作，按照井控管理规定检查、监督、指导钻井队的井控管理工作。3.协助上级搞好井控培训计划的制定与实施、持证建档及上报工作。4.每月召开一次井控例会、组织一次井控专项检查，并督促井控检查中存在问题的整改。5.对钻井队的井控、防H2S演习进行检查、监督、指导。参与井喷、H2S泄漏等事故的调查和处理工作。6.积极推广应用钻井井控新技术、新工艺。7.发生井控突发事件时，按程序启动应急预案。(三)钻井队井控领导小组职责

6、1.严格执行行业标准、集团公司及局、分公司有关井控管理规定，不断提高员工的井控专业知识和实操技能。2.明确井控岗位职责，每周召开一次井控例会，每周组织一次现场井控检查，及时整改存在问题。3.定期进行井控、防H2S演习。发生井控突发事件时，按规定程序及时上报，并启动应急预案。4.积极推广应用钻井井控的新技术、新工艺。(四)钻井队井控岗位职责见附件3井控岗位职责。第三章 井控管理制度第七条 井控分级管理制度(一)实行局、分公司及钻井公司、项目部、钻井队四级井控管理，各级井控管理组织均应成立井控工作领导小组，全面负责各自的井控工作。(二)钻井现场进行交叉或联合作业时，应成立以钻井施工单位负责人为组长

7、，其他配合与服务单位参加的临时现场井控领导小组。第八条 井控工作责任制度(一)按照“谁主管，谁负责”的原则，各级井控领导小组及成员部门均负有井控工作责任，均应设臵井控专职管理岗位，确保井控责任的落实。(二)未按规定履责的按井控安全行政问责制暂行办法(试行)规定提起问责。第九条 井控工作检查制度各级井控领导小组应定期组织开展井控专项检查。其中：局、分公司每半年组织一次井控专项检查。钻井公司每季度组织一次井控专项检查。项目部每月组织一次井控专项检查。钻井队每周组织一次井控专项检查。第十条 井控工作例会制度各级井控领导小组应定期召开井控工作例会，认真总结、部署井控工作，并及时研究解决井控管理和监督方

8、面存在的问题。其中：局、分公司每半年组织一次井控例会。钻井公司每季度组织一次井控例会。项目部每月组织一次井控例会。钻井队每周组织一次井控例会。第十一条 井控持证上岗制度各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接受井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。(一)“井控培训合格证”持证岗位1.局、分公司领导及管理人员包括行政正职；主管勘探、开发和安全的主管领导；勘探、钻井、开发、生产、安全、设计、监督等部门领导以及参与井控管理的人员应取得A类“井控培训合格证”。2.钻井公司领导及管理人员包括经理；主管生产、技术和安全工作的副经理，正副总工程师；工程技术、

9、生产管理和安全管理等部门领导以及参与井控管理的人员应取得A类“井控培训合格证”。3.钻井队人员包括队长、指导员(支部书记)、钻井工程师(技术员)、专职井控管理人员应取得A类“井控培训合格证”；副队长、钻井技师、大班司钻、泥浆工程师、司机长、正副司钻、井架工、泥浆工应取得B1类“井控培训合格证”。4.其他人员包括工程、地质设计人员，现场监督人员应取得A类“井控培训合格证”；井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员应取得C类“井控培训合格证”；从事录井、测井、欠平衡钻井、测试、泥浆、取心、定向井等专业服务的技术人员及主要操作人员应取得D类“井控培训合格证”。(二)“H2S防护技术培训证书”持证岗

10、位。1.管理人员包括在含H2S区域从事钻井施工的相关领导及管理人员。2.现场人员包括在含H2S区域从事钻井施工的全体作业人员。(三)“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”的取证及复审培训由局职工培训中心负责，工程管理处负责培训质量的监管。第十二条 井控设计管理制度(一)承担钻井工程设计的单位应持有相应级别设计资质，设计人员应具有相应设计资格。(二)钻井工程设计应设立以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容的“井控专篇”。(三)所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工。如因未预见因素需变更时，应由原设计单位按程序进行，并出具“设计变更单”通知施工单位。组织工程设计与地质设计审查时

11、，应有井控管理部门人员参与审查“井控专篇”。第十三条 甲方监督管理制度(一)实行钻井施工作业现场甲方监督制度1.“三高”油气井、预探井和其他重点井派驻井监督。2.一般开发井实行“一般工序巡视监督，关键工序现场监督”。(二)现场监督人员除应履行工程质量监督职责外，同时监督井控管理工作。(三)钻井监督人员实行资质分级管理，“三高”井和预探井的监督人员应持有总部颁发的监督证书。 第十四条 井控和H2S防护演习制度钻井队应根据施工需要，经常性地开展井控和H2S防护演习。演习应按程序进行，并通知现场配合作业和技术服务人员参加。演习应做好记录，包括班组、时间、工况、经过、讲评、组织人和参加人等。 (一)钻

12、井井控演习应分正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井等4种工况。常规井控演习应做到每班每月每种工况不少于1次，井控演习要符合标准要求。(二)高含H2S井井控演习应包含H2S防护内容。钻开含H2S油气层的前150m，应按预案程序组织1次以H2S防护为主要目的的全员井控演习。(三)含H2S油气井钻至油气层的前150m，应将可能钻遇H2S层位的时间、危害、安全事项、撤离程序等告知1.5km范围内人员和政府主管部门及村组负责人。第十五条 井控设备管理制度(一)各级井控管理组织应明确井控设备管理机构，制定井控设备管理、检查维修和定期检验制度，并建立设备档案，实行动态管理。(二)实行井控设备定期报废制度1.防

13、喷器报废年限为13年，控制装臵报废年限为15年，管汇及阀组报废年限为13年。2.延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过3年。3.用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。 第十六条 专业检验维修机构管理制度(一)井控设备专业检验维修机构应以检验维修点为基本单位取得独立资质，未取得资质不得从事相应级别的井控检验维修工作。(二)专业检验维修机构应建立完善的检验维修质量保证体系，检验维修应严格执行防喷器的检查与修理(SY/T6160-2008)等相关标准、制度。(三)防喷器组检验维修后，应按井场联接形式组装进行低压和额定工作压力试压；用于“三高”

14、气井的防喷器组应做等压气密检验。(四)专业检验维修机构应按照逐台、逐项原则，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇等使用维修档案。 第十七条 井控装臵现场安装、调试与维护制度(一)钻井队应按设计安装使用井口设备、井控装备和气防器具，并定人、定岗、定时做好日常检验维护和记录填写。(二)钻井井口设施、井控装臵，现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压；“三高”气井的井口设施、井控装臵宜做等压气密检验。(三)钻井防喷器除日常维护保养外，按SY/T6160-2008规定的检查方式和检查项点进行定期检查和维修。结合华北石油局、分公司实际执行3月期、1年期和3年期检查维修标准，并适当调整检查维修周期。1.钻井防

15、喷器定期检查维修项目。一类(3月期)：进行外观检查和试压。二类(1年期)：进行拆卸检查、更换部分密封件及必要的修复、组装和试压。三类(3年期)：进行拆卸全部零件，修复和更换磨损的零件、密封件，执行SY/T6160-2008。2.浅井、中深井、深井、超深井等不同井别防喷器的定期检查周期。浅井满6个月进行一类检查维修、2年进行二类检查维修和5年进行三类检查维修。中深井满4个月进行一类检查维修、1.5年进行二类检查维修和4年进行三类检查维修。深井、超深井满3个月进行一类检查维修、1年进行二类检查维修和3年进行三类检查维修。(四)各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声光报警器等气防器具，现场安装后

16、应进行可靠性检测，声光报警、数值显示等达到标准后，方可投入使用。(五)各二级单位每月组织一次井控装备的现场抽检，抽检比例不小于50%。同时进行不定期的巡检，巡检结果、井控装备使用动态于月末报工程管理处。(六)原钻机试油时，采油(气)树等井口装臵须经检验、试压合格后上井安装。在井上组装整体试压合格后方可使用。第十八条 开钻检查验收制度(一)各次开钻前，安装好井控装备后，均应按照分公司开钻前检查验收规定组织自检，合格后向分公司主管部门提出申请，由分公司主管部门牵头组织检查验收，验收合格下达“开钻批准书”方可开钻。(二)开钻的检查验收1.区域预探井、三高井、重点井、水平井的各次开钻验收由分公司生产运

17、行主管部门组织,联合工程、技术、设备、安全环保、工程监督等部门检查验收。2.一般井生产井、其它井的检查验收可根据具体情况，分别采取分公司主管部门检查验收，委托检查验收或其它检查验收方式进行。3.检查验收合格后下达“开钻批准书”方可开钻。检查验收不合格不得开钻。(三)“三高”气井钻开主要油气层前的开钻检查验收，由分公司副总师以上领导带队，工程、技术、设备、安全环保、工程监督等部门人员共同参加。第十九条 钻开油气层审批制度(一)钻开油气层的申请1.钻开第套油气层的前100m(含硫油气层150m)，施工单位在自检合格的基础上向分公司提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层。2.获准

18、1个月未能钻开，须重新组织检查验收。“三高”气井若包括多个差异较大的主要油气层，则每钻开一层须检查验收1次。(二)钻开油气层的检查验收1.检查验收由分公司生产运行主管部门组织,工程、技术、设备、安全环保、消防、工程监督等部门共同参加，依据有关标准和规定进行。2.检查验收合格后下达“钻开油气层批准书”方可钻开油气层。检查验收不合格的，则应下达隐患整改通知书责令限期整改。(三)“三高”气井钻开主要油气层的检查验收，由分公司副总师以上领导带队，工程、技术、设备、安全环保、消防、工程监督等部门人员共同参加。(四)未经检查或检查验收不合格的井，不允许钻开油气层作业。第二十条 干部值班带班制度(一)钻井施

19、工现场实行24小时干部值班、带班，负责当班井控管理工作。1.开发井从钻开油气层的前100m(含硫油气层150m)开始，实行24小时干部值班、带班。2.新区域、新层系的探井从安装防喷器到完井，实行24小时干部值班、带班。3.值班干部要挂牌或有明显标志，并填写值班干部交接班记录。(二)值班干部要检查监督各岗位井控工作开展情况，发现问题立即督促整改。负责指挥井控装备试压、防喷演习及处理溢流、井涌和井喷等复杂情况。第二十一条 坐岗观察制度(一)凡坐岗人员，上岗前须接受井控坐岗相关技术培训，具备相关技能。(二)坐岗观察要求1.开发井从钻开油气层前100m(含硫油气层150m)，探井从安装防喷器到完井，均

20、应安排专人24h坐岗观察溢流。正常钻进及循环调整钻井液、处理复杂情况和井下事故时，由钻井液工、地质工坐岗。 起下钻、电测、下套管、固井和空井时，由钻井工、地质工坐岗。2.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。(三)发现井漏等异常情况立即报告司钻，发现溢流立即报警。第二十二条 井喷应急管理制度(一)钻井施工应按“一井一案”原则编制应急预案，应急预案应至少包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸等3个子预案。(二)防井喷失控和防H2S泄漏应急预案，除满足规定编制要素外，还应明确规定甲乙双方的应急责权、点火条件和弃井点火决

21、策等。(三)钻井队是钻井施工的应急责任主体，录井、测井、测试、钻井液、定向、欠平衡等配合作业和专业技术服务队伍的应急预案均应纳入钻井队应急预案，并服从钻井队应急指挥。(四)应急预案按照分级管理原则，应报当地政府和上级安全部门审查备案。第二十三条 井喷事故管理制度(一)根据井喷、H2S泄漏事件性质、严重程度、可控性、影响范围等分四级。1.级井喷事故是指发生井喷失控造成H2S等有毒有害气体溢散，或窜出地表、窜入地下矿产采掘坑道、伴有油气爆炸着火、危及现场及周边居民生命财产安全。2.级井喷事故是指发生井喷失控，或虽未失控但导致H2S等有毒有害气体喷出，对人员存在伤害可能，或对江河湖泊和环境造成较大污

22、染。3.级井喷事故是指发生井喷事故，24时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。4.级井喷事故是指发生一般性井喷，企业在24时内重新建立了井筒压力平衡。(二)发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事发单位应立即上报并迅速启动预案。1.级和级井喷事故应在2小时内报至集团公司应急指挥中心办公室和办公厅总值班室(见内封1: 中国石化集团公司应急值班办公室应急值班电话)，并同时报地方政府相关部门。2.发生级井喷事故应在2小时内报至局、分公司应急指挥办公室(见内封1:华北石油局、分公司应急值班电话，附件10：华北石油局、分公司应急工作通讯录)。同时报集团公司进行应急预警。3.发生级井喷事故2小时内报至

23、二级单位应急指挥办公室，也可直接向局、分公司应急指挥办公室报告。(三)发生井喷或H2S泄漏事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。1.级井喷事故和级井喷事故由集团公司直接调查处理。2.级井喷事故原则上由局、分公司调查处理。3.级事故原则上由钻井公司调查处理。(四)发生井喷或H2S泄漏事故，施工单位应安排专人收集资料，并保持通讯联络和现场道路畅通。第四章 井控技术培训第二十四条 井控培训工作由局职工培训中心负责，井控监督管理办公室负责培训质量的监管。执行石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则(SY/5742-2007)、2010579号文及中国石油化工集团公司井控培训指导意见(2006373号文

24、)有关规定。第二十五条 井控持证的培训要求根据2010579号文和2006373号文要求，井控、H2S防护技术培训取证规定如下：(一)井控培训执行SY/5742-20071.初次取证的集中培训时间不应少于80学时。2.取得“井控培训合格证”的人员每两年进行一次复审培训，培训时间不得少于40学时。(二)H2S防护培训执行含H2S油气井安全钻井推荐作法(SY/T5087-2005)及相关规定,熟练掌握H2S检测仪器、气防设施和用品的使用、维护。1.初次取证的集中培训时间不应少于15学时。2.取得“H2S防护技术培训证书”的人员每两年进行一次复训,复训时间不少于6学时。第二十六条 井控技术的培训要求

25、(一)直接作业人员的井控技术培训内容1.正副司钻、井架工要掌握井控基础理论、正确判断溢流、正确实施关井操作程序，井控装备安装、使用、维护和保养等。2.坐岗人员要掌握井控基础知识、起下不同尺寸钻具的体积与钻井液罐液面升降高度的换算、钻井液液面报警器的使用与调节、坐岗记录的填写及溢流和井涌的征兆、四种工况坐岗的应知应会等。3.井控车间技术及现场服务人员要掌握井控装备的结构、原理、安装、调试、维护，正确判断和排除故障。4.井控专管人员要掌握井控管理规定，井控基础理论、井控装备的安装、使用、试压、维护和保养，坐岗等。(二)技术和管理人员的井控技术培训内容1.钻井生产技术管理和监督人员要掌握井控管理规定

26、、正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、压井程序、压井作业、井控装备的安装、使用、维护、保养及故障判断、井喷及井喷失控事故的处理等。2.各级主管生产、安全的领导及管理人员要掌握井控管理规定、二级、三级井控技术等。第二十七条 井控现场的技术培训要求钻井队队长和技术人员应利用班前班后会、防喷演习等时机进行现场培训，每月要组织一至两次针对现场实际的井控相关知识的学习。第五章 井控设计第二十八条 油气井位的选择(一)井位选址的基本要求1.井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。应考虑矿区的矿井坑道分布、走向、长度和深度等。2.井场道路

27、应能满足标准要求，不应有乡村道路穿越井场，含H2S油气井场应实行封闭管理。3.油气井的井口间距不应小于5m。高含H2S油气井的井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8m。(二)井位与周边设施的安全距离 1.油气井井口距高压线及其他永久性设施应不小于75m。2.距民宅应不小于100m。3.距铁路、高速公路应不小于200m。4.距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。(三)含硫油气井应急撤离符合SY/T5087-2005有关规定。(四)井位的选择应符合SY/T6426-2005、SY/T5087-2005、钻前工程及井场布臵技术要求(SY/T5466- 2004)、钻

28、井井场、设备、作业安全技术规程(SY/T5974-2007)、石油工业动火作业安全规程(SY/T5958- 2004)等行业标准的相关规定。第二十九条 钻前工程及井场布局(一)通往井场的公路应满足建井周期内各种类型车辆安全通行。(二)野营房必需臵于井场边缘，距井口50m以外的上风处。(三)防喷器远程控制台应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应有1m以上距离，并在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、易腐蚀物品。(四)放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm，管线出口应接至距井口75m(含硫油气井100m)以上的安全地带，

29、距各种设施不小于50m。(五)井场防火间距要求1.在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。2.锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设臵在井口装臵及储油设施季节风上风位臵。 3锅炉房与井口相距50m。4.发电房、储油罐与井口相距30m。5.储油罐与发电房相距20m。(六)井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设臵明显的安全防火标志，并悬挂牢固。(七)其余要求应满足SY/T5466-2004有关要求。(八)含硫油气井钻前工程及井场布局应符合SY/T5087-2005有关要求。第三十条 钻井井控风险评价编制单井地质、钻井工程设计时，首先要进行钻井井控风险评价，设计合

30、理的井身结构，制定相应的井控装备配臵、技术及监管措施。鄂尔多斯盆地钻井井控风险分级如下。(一)气田的井控风险分三级1.高风险井包括“三高”区块井、甩开区域深探井(4000m以深)、含H2S气井、欠平衡井。2.中风险井包括甩开区域探井(4000m以浅)、水平井、浅层气井、高压异常气井。3.低风险井包括正常孔隙压力且无复杂地质构造的井。(二)油田的井控风险分三级1.高风险井包括“三高”区块井、欠平衡井、注水区内井。2.中风险井包括水平井、探井、评价井、调整更新井、侧钻井。3.低风险井包括正常孔隙压力且无复杂地质构造的井、油田开发井。第三十一条 钻井井控的基本要求(一)原则上钻井施工必须安装井控装备

31、，含硫地区井控装备配臵符合SY/T5087-2005相关要求。1.防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按工程设计及标准要求选用。2.压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。3.当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装臵时，可按最大关井井口压力选用。具体单井的井控装备配套应符合钻井工程设计要求。(二)区域探井、高压及含硫油气井的钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。(三)钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装臵、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。(四)每次开钻及钻开主

32、要油气层前，均应组织检查验收，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。存在井控隐患应下达“井控停钻通知书”限期整改，并经分公司检查验收合格后方可开钻(钻开)油气层。(五)新区第一口探井和高风险井应进行安全风险评估，落实评估建议及评审意见，削减井控风险。(六)“三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装臵。第三十二条 井控设计是钻井工程设计的重要组成部分，要参照行业标准及有关要求，结合勘探开发区域不同区块、井别的实际情况进行单井设计。编制井控设计时，应收集以下基础资料。(一)提供地理环境、交通、水文、气象资料。(二)地质资料主要包括井深、目的层、

33、构造特征、岩性特征、物性特征，断层、裂隙、破碎带、不整合面发育情况等。(三)全井段预测的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、破漏压力、垮塌压力资料。(四)在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500m以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。在钻开油气层15日前应采取停注泄压等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。(五)应对拟定井位探井周围3km，生产井2km(高压天然气井、探井及含硫气井位5km)范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在设计中标明其位臵。(六)周边地下矿产采掘区的层位、深度、分布、走向及地面井位与矿井坑道的

34、关系。(七)对可能钻遇H2S的油气井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。第三十三条 合理井身结构的确定。(一)井身结构推荐采用二级、三级、四级结构，依据实际需要选择。1.二级井身结构的套管程序为表层套管+生产套管。2.三级井身结构的套管程序为表层套管+技术套管+生产套管。3.四级井身结构的套管程序为表层套管+两级技术套管+生产套管。(二)鄂尔多斯盆地油气井井身结构设计原则井身结构设计的应符合井身结构设计方法(SY/T5431-2008)有关规定。1.气田的井身结构设计原则高风险井采用三级或四级井身结构。中风险井采用三级或二级井身结构。低风险井采用二级井身结构。2.油田的井身结构设计原则高风险

35、井采用三级井身结构。中风险井采用二级或三级井身结构。低风险井采用二级井身结构。(三)下套管固井的基本要求1.下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。2.下套管前应压稳地层，确保油气上窜速度小于10m/h。固井前应确定井眼承压能力。3.固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力。候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。4.固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。(四)套管结构的要求1.参考本地区钻井所采用的井身结构，设计时应留有余地。2.表层套管下深应能满足井控装臵安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10m。3.山区“三高”气井表层套管下深应不少于700m,固井

36、水泥应返至地面。4.设计井深500m以内的浅层天然气井表层套管应在保证不打开气层的情况下适当多下。5.设计井深超过500m的天然气井，表层套管一般下深至少300m，也可根据实际情况在此基础上适当增加，以提高井口承压和井控能力。6.地层压力大于45MPa的天然气井应考虑下入中间套管。(五)水泥返深的要求1.气井的水泥返深高风险井的各层套管水泥均返至地面。中风险井的各层套管水泥均返至地面。低风险井的表层套管水泥返至地面，生产套管视情况决定水泥返深。2.油井的水泥返深高风险井的各层套管水泥均返至地面。中风险井的表层套管水泥返至地面，生产套管视情况决定水泥返深。低风险井的表层套管水泥返至地面，生产套管

37、视情况决定水泥返深。(六)在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离应不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m。第三十四条 满足井控作业的各开次井控装备的选择防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，其中套管头的压力级别应与裸眼井段中最高地层压力及后期压裂改造最高井口压力中的最高压力相匹配，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。(一)选择压力等级为14MPa时，防喷装臵组合的选择。1.气田推荐的防喷装臵组合中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+14MPa阻流管汇。低风险井推荐选择套管头+钻井四通+单闸板防喷器+14MPa阻流管

38、汇。2.油田推荐的防喷装臵组合中风险井推荐选择简易套管头+单闸板防喷器。低风险井推荐选择简易套管头。(二)选用压力等级为21MPa和35MPa时, 防喷装臵组合的选择。1.气田推荐的防喷装臵组合高风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。 中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。 低风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。2.油田推荐的防喷装臵组合高风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。 中风险井推荐选择简易套管头

39、+钻井四通+双闸板防喷器+21(或35)MPa阻流管汇。低风险井推荐选择简易套管头+钻井四通+单闸板防喷器。(三)选用压力等级为70MPa时, 防喷装臵组合的选择。1.气田推荐的防喷装臵组合高风险井推荐选择套管头+钻井四通+单闸板防喷器+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。 中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。2.油田推荐的防喷装臵组合高风险井推荐选择套管头+钻井四通+单闸板防喷器+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。 中风险井推荐选择套管头+钻井四通+双闸板防喷器+环形防喷器+70MPa阻流管汇。(四)提示有浅气层须设计导管并用

40、水泥封固，安装井口防喷器或导流器。(五)对不装防喷器的地区，以区域性井控总体设计或方案的形式由局、分公司井控管理委员会批准发布后,并在单井设计中确认。(六)其他要求应符合钻井井控装臵组合配套安装调试与维护(SY/T5964-2006)规定。(七)完井井口装臵的型号、压力、尺寸选择执行井口装臵和采油树规范(SY/T5127-2002)标准。 第三十五条 钻井液设计(一)适合地层特性的钻井完井液类型、加重剂、重钻井液的选择与储备1.选择的钻井液类型必须适应储层及其它地层的特点，有利于保护和发现油气层，钻井液处理剂、加重剂不应有碍地质录井。2.钻开油气层前必须储备足够的重钻井液及加重剂，原则上：重钻

41、井液密度应比在用钻井液密度高0.2g/cm3以上，重钻井液储备量不少于井筒容积的1.5-2倍。 加重剂储备量应能使在用钻井液密度提高0.3g/cm3以上。3.井场加重钻井液、加重剂的储备气井的高风险井、中风险井的现场应储备加重钻井液、加重剂，低风险井的现场应储备加重剂。 油井的高风险井现场应储备加重钻井液、加重剂，中风险井、低风险井的现场应储备加重剂。4.有特殊要求的执行工程设计。(二)钻井液密度的确定原则是要有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定、确保井下安全和经济。(三)钻井液密度的确定是在考虑井壁稳定和地层破裂压力的情况下，以裸眼井段的最高地层压力当量密度值为基准，再增

42、加一个附加值。1.附加值可按下列两种原则之一确定。密度附加：油井0.05-0.10g/cm3、气井0.07-0.15g/cm3压差附加：油井1.5-3.5MPa、气井3.0-5.0MPa。2.在具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装臵配套等情况。3.含硫油气井在进入目的层后钻井液密度附加值要选用上限值。(三)钻井施工严格执行设计，未征得分公司主管部门的同意不得随意变更钻井液密度设计。但发现地层压力异常、发生溢流、井涌、井漏等情况时应及时调整钻井液密度(或关井压井)，同时向有关部门汇报。第三十六条 地层压力的预测与检测(一)地层破漏压力试验钻穿各层套管鞋进入第

43、一个砂层3-5m时，用低泵冲进行地层破漏压力试验（丛式井组只做井组第一口井），算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。但试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：1.井口设备的额定工作压力。2.套管最小抗内压强度的80%。(二)工程、地质紧密配合，利用钻井、录井、测井和地震等资料随钻监测和预测地层压力。(三)随钻监测地层压力方法包括机械钻速法、d指数法及dc指数法及标准钻速法、c指数法及值和钻时比值法、温度系数法等见地层压力监(预)测方法(SY/T5623-2009)，应根据岩性特点选用不同方法。第三十七条 管材的选择(一)含硫井和高压气井的油层套管、技术套管其材质和螺纹应满足防硫要求，固井水泥必须

44、返到地面。(二)含硫井管材应使用天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求(SY/T0599-1997)、石油天然气工业油气井套管和油管用钢(SY/T6194-2003)和钻杆规范(API Spec 5D)标准规定的材料。(三)含硫井应选择经测试证明适用于H2S环境的材料，选用符合抗硫标准的管材及钻杆(如J55或L-80油套管，E级、X级或防硫S级钻杆)。第三十八条 欠平衡钻井的井控特殊要求(一)液相欠平衡钻井的井控特殊要求1.液相欠平衡钻井的井控设计井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。选择钻井方式

45、和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体和钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况确定。欠平衡钻井应安装并使用1套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。2.进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等任何一种情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。(二)气体钻井的井控特殊要求1.气体钻井施工基本条件地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。地层出水

46、量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。实施空气钻井段返出气体中全烃含量小于3。实施氮气钻井段天然气无阻流量在8104m3/d 以 下。实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。2.气体钻井的井控设计气体钻井的井控设计应纳入钻井工程设计中，至少应包括：分层地层压力系数、地表温度和地温梯度。准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量，并提供地层流体组份和性质。气体流量设计。气体钻井井控设备配备及安装使用。燃爆检测系统、气防器具和消防器材配备及安装使用。异常情况应急措施等。3.气体钻井终止条件。全烃含量连续大于3%或井下连续发生2次燃爆，应立即停止空气钻井并转换为其它钻井。天然气出气

47、无阻流量超过8104m3/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。钻遇地层出油，应立即停止并转换为其它钻井方式。钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻进。大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。(三)欠平衡钻井的其它井控要求欠平衡钻井应符合欠平衡钻井技术规范(SY/T6543-2008)第一、二部分液相及气相的相关要求。 第三十九条 钻井弃井要求因无测试价值或其它原因需要弃井时，应将地表保护层位、目的储层同其它层位封隔开。在确认地层压稳的情况下，注水泥塞封堵，水泥塞长度150-200m。第四十条 施工过程中如需变更井控设计，执行设计

48、变更审批程序。紧急情况下，可先按有关规范要求，采取应急措施，事后补办设计变更程序并记录在井史中。第六章 井控装备第四十一条 井控装备是指套管以上的井口控制装臵，包括套管头、四通、防喷器、防喷管线、节流压井管汇、内防喷工具和地面控制系统等。(一)井控装备的购臵按规定的采购程序执行。(二)井控装备实行专业化管理，其检修和维修工作由具备资质的井控车间负责，实行送井、安装、调试、巡查、维护、回收一条龙服务。(三)欠平衡钻井的井控装备由提供技术服务的专业公司负责使用、维修和管理。第四十二条 井控装备的选择井控装备选择应符合SY/T 5964-2006有关规定。(一)防喷器额定工作压力应大于相应井段最高地

49、层压力。(二)含硫地区的井控装备的选用应符合SY/T5087-2005有关规定。(三)要根据不同的井别配备钻具内防喷工具、井控监测仪器仪表、正压式空气呼吸器、钻井液处理及灌注装臵等。(四)所有的井控装备及配件必须是经集团公司认可的生产厂家的合格产品。第四十三条 防喷器组合形式的选择(一)常规钻井作业防喷器组合形式的选择1.压力等级为14MPa时，推荐2种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.1、图A.2。2.压力等级为21MPa和35MPa时，推荐3种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.1、图A.2、图A.6。3.压力等级为70MPa时，推荐1种组合形式参见SY/

50、T6426-2005附件A之图A.6。4.有浅气层时，在导管上要安装大通径的闸板防喷器或井口分流器。(二)欠平衡钻井作业防喷器组合形式的选择1.压力等级为35MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.6，并在其上面安装旋转防喷器。2.压力等级为70MPa和105MPa时，推荐2种组合参见SY/T6426-2005附件A之图A.6、A.9，并在其上面安装旋转防喷器。3.钻开含硫地层之前，要安装剪切闸板防喷器，其位臵替换常规井相应的全封闸板的位臵。(三)特殊工艺井执行工程设计或满足工艺技术要求。第四十四条 节流管汇的选择节流管汇的压力级别和组合形式要与防喷器压力级别和组

51、合形式相匹配。(一)额定工作压力为14MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.13连接安装。(二)额定工作压力为21MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.14连接安装。(三)额定工作压力为35MPa和70MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.15连接安装。(四)额定工作压力为105MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.16连接安装。(五)实施欠平衡工艺的井，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.16连接安装。 第四十五条 压井管汇的选择压井管汇压力

52、级别要与防喷器压力级别相匹配。(一)额定工作压力为14MPa、21MPa、35MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.17连接安装。(二)额定工作压力为70MPa和105MPa时，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.18连接安装。(三)实施欠平衡工艺的井，推荐1种组合形式参见SY/T6426-2005附件A之图A.18连接安装。 第四十六条 探井、气井及高气油比井要安装液气分离器和除气器，依据SY/T6426-2005相关条款，将液气分离器排气管线按设计通径接出井口50m。第四十七条 套管头、防喷器、节流压井管汇、各连接管线及其配件的额定工

53、作压力必须与防喷器的额定工作压力相匹配。第四十八条 井控管线(一)防喷管线、放喷管线、钻井液回收管线应使用经探伤合格管材(含硫油气井应满足抗硫要求)，采用螺纹或标准法兰连接，不允许现场焊接。(二)防喷管线的控制闸阀1.防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通两侧闸阀应处于常开状态。2.防喷闸阀可以是四通两翼的两个闸阀紧靠四通，或一个紧靠四通另一个连接防喷管线接出井架底座以外两种组合形式。 (三)放喷管线(通径不小于78mm)1.布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。2.原则上，接出井口75m (含硫油气井100m)以外的安全地带，距各种设施不小于50m。3.放喷管线应平直安装，需要转

54、弯时要采用大于120铸(锻)钢弯头。4.放喷管线每隔10-15m水泥基墩固定，转弯处及放喷口要用双水泥基墩固定。水泥基墩规格800800800mm，预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。5.如因地势需悬空安装，悬空处应架设金属支撑固定。(四)钻井液回收管线应固定牢靠，拐弯处应使用角度大于120的铸(锻)钢弯头。(五)防喷管线、放喷管线及节流压井管汇需采取相应防堵、防冻措施，保证闸阀灵活可靠、管线畅通。1.排空法是指把防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。2.吹扫法是指用压缩空气将防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。3.

55、填充法是指将防喷管汇、节流、压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油或其他低腐蚀性防冻液体充满以备防冻。4.伴热法是指用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行“伴管”防冻保温。(六)各闸阀的编号标识应符合SY/T5964-2006规定。(七)分公司现行勘探开发区域因征地及地面条件等限制，两条放喷管线可先装一条，现场放喷管线、液气分离器排气管线可以接出井场边缘，并备足管线和基墩。第四十九条 防喷器控制系统(一)防喷器控制系统控制能力必须与所控制的防喷器组合相匹配。1.远程控制台待命状态时，油箱油面高于油标下限100-150mm；储能器预充氮气压力70.7MPa；储能器压力18.5-21MPa，管汇及环形防

56、喷器的控制压力10.5MPa。2.司钻控制台气源压力0.65-0.8MPa；司钻控制台与远程控制台显示的储能器压力、管汇压力和环形压力的误差分别不超过0.6MPa、0.2MPa。(二)远程控制台应摆放在面对钻台左侧，距井口大于25m，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，周围保持2m以上行人通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。(三)防喷器控制系统的电气控制1.远程控制室的电源线要从配电房单独接出、单独控制，保持室内良好照明。2.远程控制室的气源也要单独接出、单独控制。(四)储能器瓶的压力、气泵供气压力要始终保持在工作压力范围内。远程控制台贮能器胶囊的工作温度10-70，低于10胶囊会脆裂破损，冬季施工远程控制台活动房内要进行保温，远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响开关防喷器和液压阀的操作。(五)液控管线应满足承压、防火、防爆要求，经过井场道路的部位要加过桥保护。(六)远程控制台防喷器的全封闸板控制手柄要安装防误操作装臵，其它三位四通换向阀手柄的换向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致。第五十条 井控装备的试压、检验(一)井控装臵的试压是检验其技术性能的重要手段，原则上下列情况必须进行试压检查。1.井控装臵