西南油气田分公司新版井下作业井控实施细则

年4月19日西南油气田分公司新版井下作业井控实施细则文档仅供参考，不当之处，请联系改正。井下作业井控实施细则西南油气田分公司二○一八年

目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总则 1第二章井下作业设计中的井控 1第三章井控装置的安装、试压和使用 4第四章开工准备和检查验收 15第五章井下作业中的井控 16第六章溢流的处理和压井作业 23第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施 24第八章井喷失控的处理 26第九章井控技术培训、考核 27第十章井控工作分级责任制 30第十一章井控突发事件逐级汇报制度 34第十二章附则 35附录A井下作业防喷器组合推荐形式 36附录B井下作业压井节流管汇 38附录C井下作业地面测试流程 39附录D井下作业开工井控验收申请书 42附录E井下作业开工井控检查验收表 43附录F井下作业开工井控批准书 49附录G地面测试流程检查验收表 50附录H“三防“演习记录表 54附录I井口关井参数提示牌 55附录J液面坐岗观察记录表 56附录K停止作业通知书 57附录L复工申请单 58附录M关井程序 59附录N西南油气田分公司高含硫化氢天然气井井口失控后井口点火程序 60附录O西南油气田分公司井控风险分级管理办法 63附录P井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录） 66附录Q集团公司井控管理九项制度（资料性附录） 68西南油气田分公司井下作业井控实施细则第一章总则第一条根据中国石油天然气集团公司Q/SY1553《井下作业井控技术规范》和集团公司井控管理相关规定，结合西南油气田井控工作特点，特制定本细则。第二条井控工作是一项系统工程，西南油气田分公司（以下简称“分公司”）的勘探、开发、设计、监督、质量安全环保、物资装备、教育培训以及井下作业相关的承包商、协作方等部门和单位必须高度重视，各司其职，在本细则规定内有组织地协调进行。第三条本细则规定了西南油气田井下作业设计中的井控要求、井控装置、开工准备和检查验收、井下作业中的井控、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷事故逐级汇报制度等内容。第四条本细则适用于分公司井下作业的井控工作。第二章井下作业设计中的井控第五条井下作业设计（包括地质设计、工程设计和施工设计）中应有井控方面的内容。第六条地质设计中应包括的井控内容：（一）井场周围人居情况调查资料，包括井场周围一定范围内的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、水资源情况以及风向变化等环境勘察评价的文字和图件资料，并标注说明。（二）本井和邻井的各产层中有毒有害气体含量。（三）本井产层性质（油、气、水）预测，本井和邻井当前地层压力和原始地层压力、油气比、注水注气区域的注水注气压力、采出程度，以及其它地质层段在钻开时的钻井液性能，油、气、水、漏显示资料，原试油情况（层段、产能、压力及流体性质资料）。（四）地层分层及其岩性。应提示钻进中所遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌层等特殊地层。（五）井身结构，井内各层套管外径、钢级、壁厚、下入井深，水泥返高，固井情况，试压情况，套管腐蚀磨损情况；井下管串的结构、外径、钢级、壁厚、下入井深，井下复杂情况；井口情况；各层套管环空压力情况。（六）丛式井组中邻井井眼轨迹、本井与邻井地面及井底的间距，邻井的井身结构，套管参数，试采简况，地层互相连通情况等资料。第七条工程设计中应包括的井控内容：（一）防喷器1.压力等级应不小于施工层位预计最高井口关井压力和生产套管最小抗内压强度的80%以及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。防喷器组合推荐形式见附录A。2.防喷器组的通径应不小于油管头配备的油管悬挂器最大外径。（二）压井液密度应根据地质设计提供的最高地层孔隙压力或实测地层压力的当量密度值为基准，再增加一个安全附加值，安全附加值为：1.油井、水井为0.05～0.10g/cm3或控制井底压差1.5～3.5MPa。2.气井为0.07～0.15g/cm3或控制井底压差3.0～5.0MPa。具体选择附加值时应综合考虑地层压力、地层流体中有毒有害气体的含量。3.对不能建立循环的油气井，应使液柱压力平衡地层压力。（三）压井液的准备1.压井液的有效体积不低于井筒容积的1.5倍。2.对于地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井，应储备压井液，其有效体积不低于1.5倍井筒容积，密度为正试层原钻井液密度，或储备能配制等量同密度压井液的加重材料及处理剂。（四）井内为纯天然气时井口最高关井压力预测。（五）油层套管控制参数计算及分析。（六）油管强度设计计算参数。（七）采油（气）井口装置应满足试油工程作业及开发生产需求。（八）针对井下作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。（九）对于硫化氢含量超过75mg/m3的井不宜进行带压起下钻作业。第八条施工设计中应包括的井控内容：（一）防喷器、内防喷工具、地面流程检查、安装、试压的具体要求。（二）防硫化氢和井喷应急预案，以及硫化氢防护器具、检测仪器的配备要求。（三）各重点工序的具体井控技术措施。（四）保护油层套管的具体要求和措施。（五）根据地质设计中提供的周边环境调查情况制定相应措施。第九条井下作业应先设计（包括补充设计和变更设计）后施工、无设计不施工。第三章井控装置的安装、试压和使用第十条井下作业井控装置包括防喷器、防喷器控制系统、采油（气）井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线、放喷管线、内防喷工具、防喷管以及作为压井放喷作业的测试流程。第十一条井控装置的安装要求（一）采油（气）井口、防喷器1.压裂酸化、排液、测试、关井复压应安装采油（气）树。2.未安装采油（气）树的井下作业应安装防喷器组。3.连续油管作业时，应配套安装相应压力等级和通径的连续油管防喷器组。4.绳索作业时，应配套安装相应压力等级和通径的绳索防喷装置；同时满足产层未暴露、作业前后井口无压力、有防喷器组三个条件时可不安装绳索防喷装置。5.带压作业时应安装安全防喷器组和工作防喷器组。（二）防喷器远程控制系统1.远程控制台安装在距井口不少于25m的远控房内，远控房距节流管汇、压井管汇、放喷管线的距离不少于1m，其内不得堆放杂物，进出远控房操作的通道宽度不少于2m，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。后门处于常闭状态。2.远程控制台油箱中液压油无乳化变质现象，液压油油面在标记上下限范围内。3.蓄能器完好且压力为17.5～21.0MPa，环形防喷器控制压力为8.5～10.5MPa，管汇控制压力为9.5～11.5MPa，并始终处于工作压力状态。4.远程控制台控制手柄应处于与控制对象一致的工作位置，全封闸板、剪切闸板控制手柄应有防误操作装置，剪切闸板控制手柄同时安装限位装置。5.远程控制台电源应从总控制柜处直接引出，用单独的开关控制，并有标识，其开关旋钮应处于自动位置。6.配有司钻控制台的井，总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分配器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65～1.0MPa之间。司钻控制台、辅助控制台与远程控制台上的储能器压力差值小于0.6MPa、管汇压力及环形压力差值小于0.3MPa。7.剪切闸板气源不接到司钻控制台。8.半封闸板防喷器与提升系统刹车应安装联动防提装置。9.管排架之间应连接牢固，其与防喷管线、放喷管线的距离不少于1m，在车辆跨越处装设过桥盖板，不应在管排架上堆放杂物、以其作为电焊接地线，或在其上进行焊割作业。10.液压控制管线在安装前应逐根检查，确保畅通，管排架上的管线应连接牢固，密封良好，连接处便于观察液压油有无渗漏现象，安装后应对液控管线进行21.0MPa开、关试验检查，控制管线拆除后应采取防堵措施。11.与防喷器装置相连接的液压软管线应耐火且防静电。（三）压井管汇、节流管汇1.压井管汇、节流管汇、防喷管线的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。2.防喷管线应为钢制硬管线，不得焊接，其内径不小于57mm，材质满足流体性质要求。预计最大关井压力大于35MPa应采用法兰连接。（四）内防喷工具（回压阀、旋塞阀）1.内防喷工具的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。2.钻台上至少应有两只配套内防喷工具，并有与井内管柱相连接的配合接头及其配套开关工具（回压阀抢装工具或旋塞阀板手）。3.内防喷工具处于常开状态。（五）进行特殊管柱起下钻作业时应配备长度适宜的防喷单根，其长度为油管头四通法兰面到钻台转盘面（或操作面）的距离再附加1m为宜，防喷单根上端接旋塞阀，下端接与井内管柱相连接的配合接头。（六）作业现场应配备工作液专用计量罐，其监测装置和报警装置应工作正常，计量罐与防溢管之间的连接管线应为铠装软管。第十二条地面测试流程的安装（一）转向管汇、油嘴管汇1.转向管汇、油嘴管汇、连接管线的压力等级应不低于预计最高关井压力。2.连接管线应为钢制硬管线，不得焊接，其内径不小于57mm，材质满足流体性质要求。3.井口关井压力小于35MPa的井，地面流程可使用节流管汇作为油嘴管汇，见附录B。4.地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井地面测试流程应安装紧急关断系统，见附录C。5.远程控制装置距井口不小于25m，距地面测试流程管线、管汇、分离器应不小于5m，周围10m范围内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。（二）分离器及除砂设备1.分离器距井口的距离不小于15m。2.立式分离器应用直径不小于16mm的钢丝绳和直径不小于22mm的正反扣螺栓对角四方绷紧、固定，固定坑尺寸长×宽×深为0.8×0.6×0.8m，绷绳与地面夹角为30°~70°。3.分离器测试管线出口接入燃烧池，排液管线出口接入排液池或回收罐。4.分离器应配套安装安全阀，分离器至安全阀及安全阀泄压管线不应安装截止阀。5.分离器安全阀泄压管线应接至井场外的安全地带，出口处地势开阔、无障碍物，出口末端不得接弯头；含硫气井分离器安全阀泄压管线应接至燃烧池。井口关井压力小于分离器工作压力可不接安全阀泄压管线。6.加砂压裂、地层出砂严重的井应在井口和转向管汇间安装地面除砂设备。第十三条管线的安装（一）管线应为钢制硬管线，材质满足流体性质要求，不得焊接，内径不小于57mm。（二）管线在转弯处应使用不小于90°的锻造钢制弯头。（三）地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井放喷管线安装时应至少有两条独立的放喷通道。（四）井口压力大于35MPa，井口装置与管汇、管汇与管汇间的管线应采用法兰连接。（五）管线的布局要综合考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等因素。（六）管线走向一致时，间距应不小于0.3m，交叉时应保持一定间隙或采用木板、橡胶隔离，防止管线直接接触相碰。（七）点火口应接至距井口75m以远（含硫油气井应接至距井口100m以远），相距分离器、油库（罐）、高压线、民房等设施不小于50m，燃烧池周围隔离带不小于50m。因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估并制定有针对性的安全防范措施，经项目建设单位和承包商共同审批后实施。（八）管线出口端应安装缓冲器。缓冲器法兰距最后一个固定压板的距离不大于1m。点火口的缓冲器前端与后挡火墙的距离不小于燃烧池长度的2/3。（九）管线在车辆跨越处应安装过桥盖板，过桥盖板下的管线无法兰、丝扣或由壬连接接头。第十四条压力表的安装（一）压力表量程的选择应使所测压力在量程的1/3～2/3之间。压力表精度等级不低于2.5，测试用精密压力表精度等级不低于1.6，压力传感器精度等级不低于0.5。（二）压力表安装后应便于观察，考克应具有表端泄压功能。（三）含硫油气井应安装抗硫缓冲器，无抗硫缓冲器应使用抗硫压力表。（四）各层套管环空应安装压力表进行压力监测。第十五条管线的固定（一）压板圆弧应与管线外径相匹配。（二）井口、管汇连接管线长度超过7m时应用基墩固定。（三）管线每隔10～15m用基墩固定，悬空长度超过10m时中间应支撑牢固。（四）接至燃烧池的管线距出口1m内用水泥基墩双卡固定，距出口5～7m处再采用水泥基墩固定。（五）弯头前后均应采用固定压板固定，固定压板与弯头的距离不大于1m，管线出口与固定压板的距离不大于1m。（六）水泥基墩坑尺寸长×宽×深为0.8×0.8×1.0m，如遇地表松软时，基墩坑体积应大于1.2m3。地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度大于0.5m。多条走向一致管线共用同一水泥基墩时，水泥基墩坑尺寸：长为水泥基墩边缘距两侧管线0.4m，宽为0.8m，深为1.0m。（七）采用移动基墩固定时，移动基墩重量不低于600kg；多条走向一致管线共用同一移动基墩时，其重量不低于1800kg。移动基墩应在明显位置标明重量值，与管线固定牢固。（八）管线固定时，基墩处不应有接箍、由壬及法兰，管线和弯头不应被淹埋或固定在水泥基墩内。第十六条井控装置的试压（一）井控装置在井控车间、现场安装或更换配件后均应进行试压，同时采集试压记录曲线。（二）试压介质：井口装置副密封和防喷器控制系统试压介质为专用液压油，其余井控装置试压介质为清水。（三）井控车间试压1.环形防喷器（封闭钻杆或油管）、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线、内防喷工具试压值为额定工作压力。除内防喷工具试压稳压时间不少于5min、环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余井控装置试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格。2.闸板防喷器应做低压密封试验，试压值为1.4～2.1MPa。试压稳压时间不少于10min，无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。3.采油（气）井口应在有资质的第三方进行气密封检测合格后方能上井。（四）现场试压1.防喷器除环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余防喷器试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。（1）闸板防喷器试压值为套管最小抗内压强度的80%、设计用闸板防喷器压力等级及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。（2）在套管最小抗内压强度的80%以内，环形防喷器（封闭钻杆或油管）的试压值为其额定工作压力的70%。（3）连续油管防喷器试压值不低于预计最高工作压力。（4）绳索防喷装置按预计最高井口关井压力的1.2倍进行试压，试压时间不少于15min，压降不超过3.45MPa，并小于试压值的5%为合格。（5）防喷器现场安装后连续使用1个月应重新进行试压。2.采油（气）井口采油（气）井口新连接部位试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格，试压值不低于预计最高工作压力。3.井筒试压值为套管最小抗内压强度的80%、采油（气）井口额定工作压力、套管头、回接筒额定工作压力四者中的最小值。稳压时间不少于30min，无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。4.管汇及管线管汇及管线试压稳压时间不少于10min，压降不超过0.7MPa为合格。（1）管汇及管汇前的连接管线的试压值应不低于预计最高工作压力。（2）热交换器及前端的连接管线的试压值不低于热交换器额定工作压力的80%。（3）放喷、排液、测试、直排管线试压值不小于10.0MPa。5.分离器分离器现场安装后其试压值不低于分离器最近一次检测时所给定的最大允许工作压力的80%。第十七条井控装置的使用（一）防喷器1.防喷器处于工作状态时，其远程控制系统压力应保持在工作压力范围内，相应控制手柄处于工作位置。2.环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况下不应用来封闭空井。3.用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板。4.防喷器内有管柱或绳索时，非特殊情况下严禁关闭全封闸板和剪切闸板防喷器。5.关井状态下不宜活动或起下管柱。特殊情况下，在只关闭环形防喷器且套压不超过14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动管柱，但不允许转动管柱和管柱接头经过胶芯。若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18°斜坡接头管柱的情况下，起下钻速度不应大于0.2m/s。6.严禁直接打开防喷器泄压。7.检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时，两侧门不能同时打开。8.作业过程中在有条件下每半月对闸板防喷器及环形防喷器（空井除外）开关活动一次。9.有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。10.不应将防喷器用于酸化、排液、测试和复压作业。11.非特殊情况下连续油管防喷器不应用于关井。12.当井内有连续油管或绳索时，严禁关闭采油（气）井口1号、4号、7号闸阀及防喷器全封闸板和剪切闸板。当防喷器卡瓦闸板和半封闸板关闭时严禁进行起下连续油管作业。13.严禁直接在油管头或防喷器上坐吊卡起下管柱作业。14.节流、压井管汇不能用作日常灌注压井液用。（二）剪切闸板防喷器1.使用剪切闸板的前提条件：井喷失控，现场已无力改变井喷失控状态且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内管柱，控制井口。2.使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：井队长同监督协商一致后，请示项目建设单位和承包商井控第一责任人同意后，立即组织实施剪断管柱关井；若情况紧急，来不及请示，经工程技术监督同意，由井队长组织实施剪断管柱关井。3.剪切闸板防喷器剪断管柱关井操作程序（1）确保管柱接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车系统。（2）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器，打开放喷管线泄压。（3）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。（4）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内管柱关井；若未能剪断管柱，应由气动泵直接增压，直至剪断井内管柱关井。（5）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。（6）试关井。4.剪切闸板防喷器使用安全注意事项（1）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致管柱事故或更严重的事故。（2）操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置。（3）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。5.全封闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭空井。（三）采油（气）井口1.采油（气）井口闸门应挂牌编号，并标明其开、关状态。2.采油（气）井口应配有备用钢圈，备用油管挂密封件不少于2套。3.坐油管挂或起油管挂前应确认顶丝全部退入油管头，当油管挂坐入油管头后应顶紧全部顶丝，确认到位。4.起下钻、旋转作业时应使用油管头保护套，保护套宜采用提拉方式取出。5.采油（气）井口1号、2号和3号闸阀保持全开状态，采用其余阀门控制开关，平板阀不允许半开半闭或作节流阀用。第十八条井控装置的管理（一）检验及检测井控装置的检测应由具有检测资质的机构进行检测。1.防喷器及其控制系统的送检周期为3个月，其时间起始点为井控车间送出时间。若单井施工时间或多井连续使用超过3个月的，则在本层施工结束后进行检测。2.绳索和连续油管防喷器及其控制系统检测周期为1年。3.分离器投入使用后首次检测周期为3年，以后的检测周期由检测单位或部门根据前次内外部检测情况确定。4.分离器安全阀检测周期为1年，校验合格的安全阀应加装铅封，其开启压力为分离器最近一次检测时所判定的最高工作压力的1.05～1.10倍。5.压力表的校验周期为半年，并将检定标识贴于压力表便于观察的地方。6.压井管汇、节流管汇、防喷管线、地面测试流程管汇连接管线现场试压周期为3个月。7.内防喷工具应每3个月送井控车间检测。8.采油（气）井口经两次压裂酸化后，若需动管柱再次压裂酸化作业，拆下的采油（气）树应回场维护、保养并进行气密封检测。（二）防喷器及其控制系统现场由作业队负责日常维护、保养和检查，送检防喷器及其控制系统时，应向井控车间说明在使用过程中出现的问题。（三）井控车间应对内防喷工具进行功能试验、试压，并将检测合格证随内防喷工具一同发送至作业现场。（四）每次起下钻作业前应检查确认旋塞阀、回压阀工作正常，并做好检查、使用记录。（五）井场应配置温度和湿度满足橡胶件储藏条件的库房，橡胶密封件应分类入库、上架避光保存，并注明厂家、出厂日期、有效使用期及库存数量。（六）井控装置及其配件应是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。第十九条利用钻机进行井下作业的井控装置的安装、试压、使用和管理按《西南油气田分公司钻井井控实施细则》执行。第四章开工准备和检查验收第二十条项目建设单位应及时组织现场办公，对地质、工程、井控工艺等方面开展技术交底。第二十一条井下作业开工前，作业队应根据地质、工程设计，结合周围环境编制施工设计和应急预案，报承包商审批。第二十二条作业队应按设计要求作好施工准备，若发现实际与工程设计不相符时，应及时向项目建设单位申报，按程序进行设计变更。第二十三条作业队自检自查合格后，向承包商申请开工，承包商向项目建设单位申请开工井控检查验收，井下作业开工井控验收申请书见附录D。第二十四条项目建设单位接承包商开工验收申请书后，组织开工井控检查验收，井下作业开工井控检查验收表见附录E，验收合格后下达经项目建设单位批准的井下作业开工井控批准书（见附录F）。第二十五条项目建设单位应组织对地面测试流程进行检查，检查合格后方能进行排液诱喷、压裂酸化作业。检查内容见附录G。第二十六条月度检查按开工井控检查表和地面测试流程检查表进行，发现问题应限时整改。第五章井下作业中的井控第二十七条起下管柱、旋转作业、起下特殊管柱、空井四种工况应进行相应防喷演习，各班组每月且每井次进行不少于一次相应工况的防喷演习，起下无节箍管柱作业时应在5min内控制住井口，其余作业时应在3min内控制住井口，演习结束后应对演习情况进行讲评，并记录在“三防”演习记录表（见附录H）中。第二十八条每口井作业队应组织进行防火演习，含硫化氢井作业前还应进行防硫化氢演习，直至合格为止，演习结束后应对演习情况进行讲评，并记录在“三防”演习记录表中。第二十九条B环空、C环空的压力监测及处理（一）每天至少观察记录1次B、C环空压力。井筒试压、压裂酸化、排液测试、关井复压期间应接压力传感器连续记录B、C环空压力。（二）B环空、C环空带压的井应根据情况接泄压管线至井场外安全位置。第三十条井口关井参数提示牌（见附录I）放于节流管汇后便于观察的位置，并面向前场，其内容应包括井内为天然气时的最高、最低控制套压，井筒液体密度下的最高允许控制套压、最大允许掏空深度。任何情况下关井，井口最高关井压力不应超过设计允许控制压力。第三十一条装有采油（气）树敞井观察或装有防喷器作业时，应严格执行液面坐岗观察制度，观察出口及液面的变化（见附录J）。1.循环作业时每15min记录一次压井液的进、出口量和密度，特殊情况时应加密观察并记录。2.起下钻作业时每起下6～10根钻杆、2根钻铤、或10～15根油管应记录压井液灌入或返出量一次，并及时校核累计灌入或返出量。3.敞井观察期间每15min记录一次工作液溢出或漏失量。4.绳索作业、连续油管作业每15min记录一次压井液的灌入或返出量，并及时校核累计灌入或返出量。5.对于井漏或液面不在井口的井，应用液面监测仪对井筒液面进行监测，根据监测情况确定吊灌量和吊灌频次。6.发现异常立即报告。第三十二条换装井口时的井控（一）产层暴露井1.拆采油（气）井口前应至少观察一个拆采油（气）井口和装防喷器组的作业时间，确认井内平稳后，再正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常才能拆采油（气）井口，安装防喷器组。2.管柱带封隔器的井拆防喷器组前应已完成观察一个起下管柱、拆防喷器组、装采油（气）井口的作业时间，再正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），井内无异常后，才能拆卸防喷器组，安装采油（气）井口。3.管柱不带封隔器可循环的井拆防喷器组前应循环，已完成观察一个拆防喷器组、装采油（气）井口的作业时间，再正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），井内无异常后，才能拆卸防喷器组，安装采油（气）井口。（二）产层未暴露井换装井口前静止观察时间为6～8h，出口无异常，经再次正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后才能进行换装井口作业。第三十三条起下管柱作业时的井控起下管柱作业主要指起下油管、钻杆等作业。（一）作业前，相关作业人员应弄清井下管柱结构、工具性质及与起下管柱有关的井下情况。（二）作业前应对设备、工具进行检查保养。（三）作业前应按设计要求安装防喷器，防喷器应有一个闸板与井内管柱外径尺寸相匹配，内防喷工具及其附件、配合接头、管柱死卡及其固定附件等应备齐置于钻台（边）上。（四）敞井观察期间出口有异常情况不能进行起下管柱作业。（五）安全起下管柱作业的基本要求：1.循环时，压井液进出口密度差不大于0.02g/cm3。2.产层暴露井，井筒液柱压力应能平衡地层压力。3.产层暴露井，同一井况已完成观察大于下一作业周期时间，出口无异常，经再次正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后才能进行起下管柱作业。4.产层未暴露井，静止观察时间为6～8h，出口无异常，经再次正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后才能进行起下管柱作业。（六）水平井、大斜度井等产层已打开的井进行起下管柱作业时应控制起下钻速度。（七）在等措施期间，应保证井内有不少于井深1/3的管柱。第三十四条旋转作业时的井控旋转作业主要指钻塞、冲砂、套铣和磨铣等作业。（一）旋转作业时，入井压井液性能应符合设计要求。（二）钻塞打开产层前应使井筒液柱压力能平衡打开产层的地层压力，同时循环入井压井液不少于1.5周，进出口压井液密度差不超过0.02g/cm3。特殊情况无法平衡时须制定相应的井控防控措施。（三）半封防喷器闸板尺寸与上部管柱外径尺寸相匹配。（四）方钻杆下旋塞、回压阀应经过配合接头或保护接头与下部管柱连接。接单根卸扣时，不应采取关闭下旋塞的方式来控制方钻杆内压井液的溢出。第三十五条绳索作业时的井控绳索作业包括电缆作业、钢丝作业、钢丝绳作业。（一）安装与预计最高工作压力等级相匹配的绳索防喷装置。（二）作业过程中应根据井口压力变化适时调节注脂压力，防止压力泄漏。（三）作业过程中一旦发生密封失效造成压力泄漏等情况时，应立即采取措施，控制泄漏，若泄漏无法解除，应停止起下作业关闭绳索防喷器。非特殊情况下严禁剪断绳索。第三十六条起下特殊管柱作业时的井控起下特殊管柱作业是指起下的管柱与防喷器闸板尺寸不相匹配时的作业，如：起下无节箍管柱、封隔器、测试工具、玻璃钢油管、腐蚀油管、打捞管串、射孔管串等。（一）起下特殊管柱前，应备齐与防喷器闸板尺寸相匹配的防喷单根及起下特殊管柱所用的接头、工具（如射孔枪卡板等）。（二）起下封隔器等大直径工具时，应控制起下钻速度。（三）原钻井液压井且装防喷器进行的钻杆或油管传输射孔作业，射孔后应将射孔枪起出射孔井段，观察大于下一作业工序周期的时间，再下至原射孔井深，正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后起枪检查。第三十七条排液、测试作业时的井控（一）自喷井1.开井应遵循先内后外的原则，关井应遵循先外后内的原则。紧急情况下，可直接关紧急关断系统或井口4号闸门。2.排液、求产应用节流阀或油嘴按控制参数控制压力，放出的天然气应点火燃烧。3.排液、求产应监测井口装置、测试流程和液气出口，发现刺、漏等现象应及时整改。4.蒸汽发生器应提前运行，防止发生冰堵。（二）非自喷井1.抽汲产层打开的气井、高气油比井和含硫化氢等有毒有害气体的井，不应采用抽汲方式进行诱喷作业。（1）应安装能够容纳抽子及其附件的防喷装置并试压。（2）发现气顶抽子或液面上升加快，应快速将抽子起到防喷盒内、关闭7号闸门观察。（3）按设计压力或掏空深度进行控制。2.气举（1）气举管线应安装单流阀。（2）杜绝采用空气气举排液。（3）气举排液时按设计压力或掏空深度进行控制。第三十八条压裂酸化作业时的井控（一）压裂酸化时井口至少应有两只控制闸门。（二）压裂车应安装限压装置。（三）压裂酸化时应有保护油层套管的设施或措施。（四）施工前应对压裂酸化流程试压合格，试压值不低于最大施工压力。第三十九条压井作业时的井控（一）井底压力不应超过地层破裂压力。（二）施工压力不应超过井控装备的额定工作压力。（三）施工时套管压力不应超过套管允许控制压力。第四十条液面不能到达井口的井作业时的井控（一）作业前应取得当前地层压力，为压井提供依据。（二）应保持液柱压力能平衡地层压力。（三）应利用井下液面监测仪对井筒液面进行实时监测，根据液面变化情况决定观察时间。（四）根据起下管柱的体积、地层漏失及液面变化情况决定吊灌量及吊灌频次。第四十一条连续油管作业时的井控（一）根据连续油管规格参数、入井次数、作业累计井深、作业井况等情况控制连续油管施工压力、内外压差以及下入深度。（二）作业时应监控井口压力及出口情况。（三）连续油管经过特殊井段（如井口、变径、管鞋、大斜度或水平井段等）时，起下连续油管速度应控制在10m/min内。（四）冲砂（钻磨）解堵作业时，当井口压力突然升高，应立即增加内、外张压力和自封压力。（五）气举作业时连续油管的下入深度应考虑油管和套管的安全。第四十二条带压起下管柱作业时的井控（一）根据管柱内通径、井底压力、温度和流体性质及工艺要求选择油管内压力控制工具。油管内压力控制工具的工作压差不低于最大井底压力的1.2倍；对含硫井油管内压力控制工具应满足GB/T20972.2要求；地面堵塞时应试压合格，井下堵塞时应分级引流测试合格。（二）拆卸采油（气）井口后，应在油管挂上安装旋塞阀（处于关闭状态），再安装带压作业装备及连接地面管线。（三）经过试压四通，从下到上逐级试压。安全防喷器组按井口预计最大关井压力进行试压，稳压30min，压降不大于0.7MPa为合格；工作防喷器试压压力为预计最高工作压力，稳压30min，压降不超过0.7MPa为合格。（四）根据作业管柱管径、接箍类型和井口工作压力确定采用环形防喷器直接控制起下、环形防喷器和闸板倒换控制起下或闸板和闸板倒换控制起下。（五）夜间不宜进行带压作业。停机时应使管柱处于重管柱状态，并关安全防喷器、关防顶卡瓦和承重卡瓦、释放工作防喷器内压力；管柱上安装处于开位的全通径旋塞阀，并装上压力表。（六）停机重启应先确认油管内无压力，平衡安全防喷器的上下压力，然后开安全防喷器，再恢复作业。（七）利用旋转防喷器进行带压起下钻作业，管柱宜有单流阀。第四十三条井下作业过程中发现存在重大井控安全隐患，应下达“停止作业通知书”（见附录K），作业队按“停止作业通知书”限期进行整改，整改完成后，提交“复工申请单”（见附录L），批准后，方可恢复生产。第六章溢流的处理和压井作业第四十四条溢流应在2m3内发现。发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。关井方式宜采用硬关井。关井后应观察、记录立、套压及循环池压井液增减量，并迅速向值班干部报告。关井程序见附录M。第四十五条关井的信号（一）坐岗人员发现溢流应立即发出报警信号。（二）司钻岗位人员发出一声15s长鸣笛的关井信号；硫化氢溢出的关井信号为两声2s短鸣笛加一声15s长鸣笛。（三）司钻岗位人员按关井程序组织关井，关井结束发出两声2s短鸣笛信号。（四）开井信号为三声2s短鸣笛。第四十六条承包商应根据现场井控装备配置情况明确关井作业时各岗位操作人员职责。第四十七条放喷应请示项目建设单位和承包商主管领导批准，若情况紧急，经工程技术监督同意，由井队长组织实施放喷。第四十八条根据地层压力，确定适宜的压井液密度。第四十九条根据井况和管柱结构选择压井方法：（一）井内有管柱且管鞋在产层附近，宜采用循环法压井。（二）井内有管柱且管鞋远离产层，宜采用置换法或循环法压井。（三）井内无管柱，宜采用置换法或压回法压井。（四）油套环空无法连通，宜采用置换法或压回法压井。第五十条压井作业应有施工方案。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。施工中安排专人详细记录井口压力、压井液泵入量、压井液性能等压井参数。第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施第五十一条防火、防爆措施（一）作业队应配备至少1台便携式可燃气体监测仪。（二）在草原、苇塘、林区作业时，应采取有效的防火隔离措施。（三）在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。（四）井场施工用的发电房、值班房、锅炉房相互间距不小于20m，与井口、废液池和储油罐的距离不小于30m，达不到以上安全距离要求的应采取相应的安全措施。（五）井场内及原油、轻质油、柴油等易燃易爆物品周围50m范围内应严禁烟火。（六）钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃物，钻台、机房下无积油。（七）试修主机、柴油机排气管无破漏和积炭，不朝向油罐和井口。（八）井场内严禁烟火，若需动火，应执行SY/T5858中的安全规定。（九）消防器材的配备执行SY/T5225中的相应规定，并定岗、定人、定期维护保养和更换失效器材，悬挂检查记录标签。（十）清水罐应有加压装置和消防接口。第五十二条防硫化氢措施（一）在井场入口、井架上、钻台边上、循环系统、远程控制台、紧急集合点、点火口附近等处应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员应向上风方向疏散。（二）在钻台上下、循环罐出口等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇。（三）在含硫井作业时，作业队应配备10个以上的便携式硫化氢监测仪，值班干部、当班司钻、场地工和坐岗人员应佩戴便携式硫化氢监测仪。（四）在含硫井作业时，生产班当班人员应每人配备1套正压式空气呼吸器，同时按作业队人数的15﹪配备公用空气呼吸器和1台空气压缩机。（五）在高含硫井作业时，作业队应在钻台上下、循环罐出口分别安装固定式硫化氢监测仪。（六）硫化氢防护器具应存放在清洁卫生和便于快速取用的地方，并对其采取防损坏、污染、灰尘和高温的保护措施。（七）作业队及与井下作业相关的单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出，应立即启动应急预案。（八）硫化氢监测仪警报值的设置和相应的应急响应按SY/T5087的要求执行。（九）放喷点火应派专人进行，点火人员应佩带空气呼吸器，放喷点火时应先点火后放喷。第八章井喷失控的处理第五十三条井喷失控后严防着火和爆炸。应立即停止作业机、机房柴油机、锅炉的的运转，切断井架、钻台、机泵房等处的照明灯和用电设备的电源，熄灭一切火源，需要时打开专用探照灯，并组织警戒。第五十四条立即向上一级主管单位或有关部门汇报，同时按应急程序向当地政府和安全生产监督部门报告，协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作。第五十五条设置观察点，定时取样，监测大气中的天然气、硫化氢和二氧化碳的含量，划分安全区域。第五十六条迅速成立现场抢险领导小组，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。抢险方案的制订和实施要同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。第五十七条继续监测污染区有毒有害气体的浓度，根据监测情况决定是否扩大撤离范围。第五十八条迅速做好储水、供水工作。有条件应尽快向井口及周围设备喷水降温，防止着火。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。第五十九条抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203中的要求进行技术交底和模拟演习。第六十条抢险人员应根据需要配备护目镜、阻燃服、防水服、防尘口罩、防幅射安全帽、手套、便携式硫化氢监测仪、可燃气体监测仪、空气呼吸器、耳塞等防护用品，避免烧伤、中毒、噪音等人身伤害。第六十一条高含硫油气井井口点火程序（一）高含硫油气井井口点火按《西南油气田分公司高含硫化氢天然气井井口失控后井口点火程序》（附录N）执行。（二）点火人员佩带防护器具，在上风方向，尽量远离井口使用移动点火器具点火；其它人员集中到上风方向的安全区。（三）点火后应对下风方向，特别是井场生活区、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。第六十二条井喷失控处理未尽事宜，按SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》执行。第九章井控技术培训、考核第六十三条“井控培训合格证”制度从事井下作业生产、技术和安全管理的人员，现场操作、现场服务人员和井控培训教师应持“井控培训合格证”上岗。由于违章操作或指挥造成重大井控隐患及井喷失控事故者，有关部门应吊销其“井控培训合格证”,经重新培训取证后才能上岗。“井控培训合格证”有效期为两年，到期应重新培训取证，换证培训应于证件到期时间前九十日内进行，换取的证件有效期为原证件有效期截止日起加两年。第六十四条培训范围（一）井下作业管理人员：主管生产、技术、安全的各级领导、基层队正副队长、指导员、安全监督等。（二）井下作业技术人员：地质设计人员、工程设计人员、工程技术人员、工程技术监督，基层队地质技术人员、工程技术人员。（三）井下作业现场操作人员：试油（气）队、大修队、带压作业队、小修队的正副班长、司钻、液控台操作人员、操作手、正副井口工、井架工、场地工（坐岗人员）、柴油大班司机、柴油司机。（四）井下作业相关技术服务人员：测试队、压裂酸化队、射孔队、连续油管队、试井队、地面计量队、捞油队、钻井液队的技术服务人员。（五）井控设备服务人员：井控车间技术、维修人员。（六）井喷专业抢险人员。第六十五条培训单位资质（一）井控培训单位应是经中国石油集团公司认可的、具有颁发“井控培训合格证”资格的单位。（二）井控培训教师应取得中国石油集团公司认可的“井控培训合格证”。第六十六条井控技术培训内容（一）井控技术通用知识1.井下各种压力的概念与分析。2.溢流、井喷发生原因和溢流的及时发现。3.压井施工和复杂井控问题的处理。（二）井下作业过程中的井控工作包括压井作业、洗井作业、起下作业、带压作业、冲砂作业、打捞作业、诱喷作业、射孔作业、连续油管作业、大修作业、压裂酸化、捞油作业等的井控要求、施工前的井控准备工作、施工中的井控工作及溢流井喷的处理。（三）井控设备1.结构及工作原理。2.安装、调试与使用要求。3.维护保养和故障排除。（四）综合知识1.井喷失控的应急响应与应急救援。2.硫化氢防护。（五）井控管理规定1.井控标准及规定。2.《西南油气田分公司井下作业井控实施细则》。（六）典型井控问题及井喷案例分析（七）实际操作训练第六十七条培训要求（一）管理人员培训，以全面监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，井控设计原则等为重点。（二）技术人员培训，以正确判断溢流、正确实施关井程序、压井方案编制、压井作业、正确判断井控装置故障和一般故障排除、正确处理井喷及井喷失控等为重点。（三）现场操作人员培训，以及时发现溢流、正确实施关井操作程序及井控装备的熟练安装、使用、维护和保养等为重点。（四）相关技术服务人员培训，以井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系、溢流的主要原因和显示及发生险情时的配合要求等为重点。（五）井控设备服务人员培训，以井控装置结构、工作原理、安装、调试及正确判断和排除故障等为重点。（六）井喷专业抢险人员的培训，以井控装置结构、工作原理、使用和井喷失控的应急响应与应急救援为重点。第六十八条培训时间首次参加井控技术培训的井下作业专业管理人员、技术人员、现场操作人员、井控设备服务人员及井喷专业抢险人员培训时间不少于80学时，井下作业相关专业技术服务人员培训时间不少于60课时，而且各类人员的实训学时应不低于总学时的35%；换证培训不少于24学时。换证培训应于井控培训合格证到期时间前九十日内进行，换证的井控培训合格证有效期为换证之日起至原证件有效期截止日加两年。第六十九条培训考核培训考核分为理论和实际操作。（一）理论考试采取闭卷方式，满分100分，70分合格。（二）实际操作在井控模拟装置或教学井场上进行，分合格和不合格。第十章井控工作分级责任制第七十条西南油气田分公司井控主要职责（一）西南油气田分公司主管工程技术的领导是井控第一责任人。（二）成立西南油气田分公司井控领导小组，组长由第一责任人担任，成员由相关副总师、勘探、开发、生产运行、工程技术、设备管理、质量安全环保、监督管理等部门人员组成。（三）建立西南油气田分公司井控管理体系，成立各级井控领导小组和井控管理职能部门。（四）负责贯彻执行井控规定，负责制、修订西南油气田分公司井控技术标准和实施细则及管理西南油气田分公司井控工作。（五）负责制定和下达西南油气田分公司井控管理工作要点。（六）编制西南油气田分公司井控培训计划并督促实施。（七）组织和指导重大井控作业。（八）每半年组织召开一次西南油气田分公司井控工作例会，总结、协调、布置井控工作。（九）每半年组织一次西南油气田分公司井控工作检查，督促相关井控管理制度的执行。第七十一条项目建设单位井控主要职责（一）成立项目建设单位井控领导小组。项目建设单位主管工程技术领导是井控工作第一责任人，任井控领导小组组长，成员由相关部门负责人组成。（二）贯彻执行井控技术规程、规定和实施细则，负责组织、落实项目建设单位井控管理工作。定期向西南油气田分公司井控领导小组汇报井控管理工作情况。（三）负责组织井下作业开工前检查、验收和审批和技术交底。（四）负责井控动态跟踪及汇报。（五）负责监督井控措施的执行及井控装置的安装、维护和使用。（六）负责组织对溢流、井喷等井控问题的调查处理。（七）每季度召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作。（八）每季度组织一次井控巡回检查，及时发现和整改井控工作中存在的问题。第七十二条工程技术研究院井控主要职责（一）成立井控领导小组。主管工程技术领导是井控工作第一责任人，任井控领导小组组长，成员由相关部门负责人组成。（二）贯彻执行井控技术规程、规定和实施细则，负责组织、落实井控管理工作。定期向西南油气田分公司井控领导小组汇报井控管理工作情况。（三）负责向西南油气田分公司提供井控技术支撑。（四）负责井控动态跟踪及汇报。（五）负责井控突发事件和井控问题的跟踪和调查。（六）负责工程技术监督井控履职的监管、检查及评估。（七）每季度召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作。（八）每季度组织一次井控巡回检查，及时发现和整改井控工作中存在的问题。第七十三条承包商井控主要职责（一）成立井控领导小组，建立井控管理体系，健全井控管理网络。（二）贯彻执行集团公司和西南油气田分公司相关井控技术规范、规定和实施细则。（三）每季度召开一次井控工作例会，总结、协调、布置井控工作。掌握井控工作动态，及时发现问题，并及时解决。（四）参加开工检查、验收及技术交底。（五）负责组织对溢流、产层井漏、井喷等复杂井控问题的处理。（六）负责井控装置、工具的配套、管理和使用以及井控物资的储备。（七）每季度组织至少一次井控巡回检查，及时发现和整改井控工作中存在的问题。第七十四条作业队井控工作职责（一）作业队是井下作业现场井控安全责任主体，作业队队长是井控工作第一责任人。（二）成立作业队井控领导小组，每周召开一次井控例会，带班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查、讲评井控工作。（三）严格执行“井控培训合格证”制度、防喷演习制度、“坐岗”制度、干部24h带班制度、井喷事故逐级汇报制度和井控例会制度。（四）严格执行集团公司和油气田公司的井控技术标准、规程、规定和实施细则。（五）在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。根据相关管理规定定时对井控装置和工具进行检查、维修保养，并填写检查保养记录。（六）发现溢流显示，应按关井程序关井，发现溢流和控制井口应立足于作业队的作业班组。（七）负责一般情况下的溢流压井处理。第七十五条其它相关专业化技术服务公司和现场服务队伍井控工作职责（一）其它相关专业化技术服务公司参照承包商井控工作职责的相关条款执行，现场服务队伍参照作业队井控工作职责相关条款执行。（二）现场专业技术服务人员服从作业队统一井控管理，执行井控安全规定、规程、细则和标准。第七十六条工程技术处对一级风险井监管全覆盖，抽查二级风险井，项目建设单位对所属二级及以上风险井监管全覆盖，抽查三级风险井，项目经理部对所属井监管全覆盖；工程设计应明确井控风险等级；工程技术与监督管理系统应根据井控风险等级对单井进行明确标识，便于分级监控。第七十七条西南油气田分公司及下属相关单位、承包商及作业队、其它相关专业化技术服务承包商和现场服务队伍应制定井喷突发事件专项应急预案。第七十八条井控分级管理按《西南油气田分公司井控风险分级管理办法》（见附录O）管理。第十一章井控突发事件逐级汇报制度第七十九条井喷突发事件分级（一）一级井喷突发事件（Ⅰ级）1.油（气）井发生井喷失控，并造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；2.油（气）井发生井喷，并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和周边居民的生命财产安全；3.引起国家领导人关注，或国务院、相关部委领导作出批示的井控事件；4.引起人民日报、新华社、中央电视台、中国人民广播电台等国内主流媒体，或法新社、路透社、美联社、合众社等境外媒体负面影响报道或评论的井控事件。（二）二级井喷突发事件（Ⅱ级）凡符合下列情形之一的，为二级井喷突发事件：1.含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；2.油（气）井发生井喷失控，在12小时内仍未建立井筒压力平衡，相关二级单位自身难以在短时间内完成事故处理；3.井内大量喷出流体对江河、湖泊和环境造成灾难性污染；4.引起省部级或集团公司领导关注，或省级政府部门领导作出批示的井控事件；5.引起省级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。（三）三级井喷突发事件（Ⅲ级）1.油（气）井发生井喷，经过积极采取压井措施，能在12小时内建立井筒压力平衡，相关二级单位自身能够在短时间内完成事故处理的井喷突发事件。2.引起地（市）级领导关注、或地（市）级政府部门领导做出批示的井控事件；3.引起地（市）级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。第八十条发生井喷突发事件，按《西南油气田公司井喷突发事件专项应急预案》汇报。第八十一条发生井喷突发事件，应安排专人值班、收集资料，并保持通讯畅通。第八十二条项目建设单位每月6日前以书面形式向西南油气田分公司汇报上一月度井喷突发事件处理报告。汇报实行“零报告”制度。第八十三条对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将依照有关规定追究相关人员及领导责任。第十二章附则第八十四条本细则自下发之日起执行，原《西南油气田分公司井下作业井控实施细则》（）同时废止。第八十五条本细则由分公司工程技术处负责解释。

附录A

井下作业防喷器组合推荐形式A1Ⅱ级防喷器最低组合：适用于预计最高井口关井压力小于21MPa时的油气井。图A.1Ⅱ级防喷器最低组合A2Ⅲ级防喷器最低组合：适用于预计最高井口关井压力小于35MPa时的油气井。图A.2Ⅲ级防喷器最低组合A3Ⅳ级防喷器最低组合：适用于预计最高井口关井压力小于70MPa时的油气井。图A.3Ⅳ级防喷器最低组合A4Ⅴ级防喷器最低组合：适用于高含硫或预计最高井口关井压力大于70MPa时的油气井。图A.4Ⅴ级防喷器最低组合附录B

井下作业压井节流管汇图B.1图B.1附录C

井下作业地面测试流程图C.1图C.1图C.2图C.2图C图C.3附录D

井下作业开工井控验收申请书申请单位：申请日期：年月日 井号作业队基本情况作业目的：各层套管压力情况：自检自查情况井控装备配置情况：地面流程安装情况：压井液及材料储备情况：应急物资准备情况：施工设计、应急预案编制情况：井控工作制度落实情况：备注申请单位批准人：年月日附录E

井下作业开工井控检查验收表序号检查项目检查内容检查结果1井控基础资料建立健全井控安全责任制，成立井控工作领导小组。相关人员按规定持有井控培训合格证和硫化氢防护培训合格证，证件有效。井控九项管理制度、防喷演习关井动作分解、井口装置图张贴在值班室。井控装备定人、定岗管理，检查、验收、维护保养记录完整、签字齐全。安排井控工作。防喷器及其控制系统、内防喷工具定期进行检测，检测报告齐全。落实专人坐岗，并对坐岗人员进行坐岗技术培训。2三项设计、应急预案有地质、工程正式设计。有承包商审批的施工设计和应急预案。3管线管线应为钢制硬管线，材质满足流体性质要求，不得焊接，其内径不小于57mm。管线在转弯处应使用不小于90°的锻造钢制弯头。地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井放喷管线安装时应至少有两条独立的放喷通道。井口压力大于35MPa，井口装置与管汇、管汇与管汇间的管线应采用法兰或高压由壬连接。管线走向一致时，间距应不小于0.3m，交叉时应保持一定间隙或采用木板、橡胶隔离，防止管线直接接触。点火口应接至距井口75m以远（含硫油气井应接至距井口100m以远），相距分离器、油库（罐）、高压线、民房等设施不小于50m，燃烧池周围隔离带不小于50m。因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估并制定有针对性的安全防范措施，经项目建设单位和承包商共同审批后实施。管线出口端应安装缓冲器。缓冲器法兰距最后一个固定压板的距离不大于1m。点火口的缓冲器前端与后挡火墙的距离不小于燃烧池长度的2/3。管线在车辆跨越处应安装过桥盖板，过桥盖板下管线应无法兰、丝扣、由壬。压板圆弧应与管线外径相匹配。井口、管汇连接管线长度超过7m时应用基墩固定。管线每隔10～15m用基墩固定，悬空长度超过10m时中间应支撑牢固。接至燃烧池的管线距出口1m内用水泥基墩双卡固定，距出口5～7m处再采用水泥基墩固定。弯头前后均应采用固定压板固定，固定压板与弯头的距离不大于1m，管线出口与固定压板的距离不大于1m。水泥基墩坑尺寸长×宽×深为0.8×0.8×1.0m，如遇地表松软时，基墩坑体积应大于1.2m3。地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度大于0.5m。多条走向一致管线共用同一水泥基墩时，水泥基墩坑尺寸：长为水泥基墩边缘距两侧管线0.4m，宽为0.8m，深为1.0m。采用移动基墩固定时，移动基墩重量不低于600kg；多条走向一致管线共用同一移动基墩时，其重量不低于1800kg。移动基墩应在明显位置标明重量值，与管线固定牢固。管线固定时，基墩处不应有接箍、由壬及法兰，管线和弯头不应被淹埋或固定在水泥基墩内。管汇及管线试压稳压时间不少于10min，压降不超过0.7MPa为合格。管汇及管汇前的连接管线的试压值应不低于预计最大工作压力。热交换器及前端的连接管线的试压值不低于热交换器额定工作压力的80%。放喷管线试压值不小于10.0MPa。4采油（气）井口、节流、压井管汇采油（气）井口应在有资质的第三方进行气密封检测合格。采油（气）井口闸门应挂牌编号，并标明其开、关状态。采油（气）井口应配有备用钢圈、备用油管挂密封件不少于2套。坐油管挂或起油管挂前应确认顶丝全部退入油管头，当油管挂坐入油管头后应顶紧全部顶丝，确认到位。起下钻、旋转作业时应使用油管头保护套，保护套宜采用提拉方式取出。采油（气）井口1号、2号和3号闸阀保持全开状态，采用其余阀门控制开关，平板阀不允许半开半闭或作节流阀用。压井管汇、节流管汇、防喷管线的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。节流、压井管汇不能用作日常灌注压井液用。防喷管线应为钢制硬管线，不得焊接，材质满足流体性质要求。预计最大关井压力大于35MPa应采用法兰连接。5防喷器、远程控制系统防喷器的压力等级、组合形式符合设计要求。防喷器组的通径应不小于油管头配备的油管悬挂器最大外径。远程控制台安装在距井口不少于25m的远控房内，远控房距节流管汇、压井管汇、放喷管线的距离不少于1m，其内不得堆放杂物，进出远控房操作的通道宽度不少于2m，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。后门处于常闭状态。远程控制台油箱中液压油无乳化变质现象，液压油油面在标记上下限范围内。蓄能器完好且压力为17.5～21.0MPa，环形防喷器控制压力为8.5～10.5MPa，管汇控制压力为9.5～11.5MPa，并始终处于工作压力状态。远程控制台控制手柄应处于与控制对象一致的工作位置，安装过程中应逐级检查。全封闸板、剪切闸板控制手柄应有防误操作装置，剪切闸板控制手柄同时安装限位装置。远程控制台电源应从总控制柜处直接引出，用单独的开关控制，并有标识，其开关旋钮应处于自动位置。配有司钻控制台的井，总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分配器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65～1.0MPa之间。司钻控制台、辅助控制台与远程控制台上的储能器压力差值小于0.6MPa、管汇压力及环形压力差值小于0.3MPa。剪切闸板气源不接到司钻控制台。半封闸板防喷器与提升系统刹车应安装联动防提装置。管排架之间应连接牢固，其与防喷管线、放喷管线的距离不少于1m，在车辆跨越处装设过桥盖板，不应在管排架上堆放杂物、以其作为电焊接地线，或在其上进行焊割作业。液压控制管线在安装前应逐根检查，确保畅通，管排架上的管线应连接牢固，密封良好，连接处便于观察液压油有无渗漏现象，安装后应对液控管线进行21.0MPa开、关试验检查，控制管线拆除后应采取防堵措施。与防喷器装置相连接的液压软管线应耐火且防静电。除环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余防喷器试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。闸板防喷器试压值为套管最小抗内压强度的80%、设计用闸板防喷器压力等级及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。在套管最小抗内压强度的80%以内，环形防喷器（封闭钻杆或油管）的试压值为其额定工作压力的70%。6压力表压力表量程的选择应使所测压力在量程的1/3～2/3之间。压力表精度等级不低于2.5，测试用精密压力表精度等级不低于1.6，压力传感器精度等级不低于0.5。压力表安装后应便于观察，考克应具有表端泄压功能。含硫油气井应安装抗硫缓冲器，无抗硫缓冲器应使用抗硫压力表。各层套管环空应安装压力表进行压力监测。压力表的校验周期为半年，并将检定标识贴于压力表便于观察的地方。7内防喷工具内防喷工具的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。钻台上至少应有两只配套内防喷工具，并有与井内管柱相连接的配合接头及其配套开关工具（回压阀抢装工具或旋塞阀板手）。内防喷工具处于常开状态。进行特殊管柱起下钻作业时应配备长度适宜的防喷单根，其长度为油管头四通法兰面到钻台转盘面（或操作面）的距离再附加1m为宜，防喷单根上端接旋塞阀，下端接与井内管柱相连接的配合接头。8井控储备压井液、加重材料、堵漏剂、除硫剂等井控物资的储备符合设计要求。9应急防护设施作业队应配备至少1台便携式可燃气体监测仪。在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。井场施工用的发电房、值班房、锅炉房相互间距不小于20m，与井口、废液池和储油罐的距离不小于30m，达不到以上安全距离要求的应采取相应的安全措施。钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃物，钻台、机房下无积油。在井场入口、井架上、钻台边上、循环系统、远程控制台、紧急集合点、点火口附近等处应设置风向标，在钻台上下、循环罐出口等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇。在含硫井作业时，作业队应配备10个以上的便携式硫化氢监测仪，值班干部、当班司钻、场地工和坐岗人员应佩戴便携式硫化氢监测仪。在含硫井作业时，生产班当班人员应每人配备1套正压式空气呼吸器，同时按作业队人数的15﹪配备公用空气呼吸器和1台空气压缩机。在高含硫井作业时，作业队应在钻台上下、循环罐出口分别安装固定式硫化氢监测仪。作业队及与井下作业相关的单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。清水罐安装有供水加压装置及消防接口。10其它作业现场应配备压井液专用计量罐，其监测装置和报警装置应工作正常，计量罐与防溢管之间的连接管线应为铠装软管。检查验收组组长（签字）：检查验收组成员（签字）：年月日附录F

井下作业开工井控批准书（项目建设单位）20－编号（单位）：你单位队所作业的井，于年月日经开工检查验收，于年月日完成问题整改，符合井下作业井控要求，具备开工条件，准予开工，特此通知。验收问题整改情况序号问题整改情况整改责任人验收人验收时间批准人（签字）：年月日附录G

地面测试流程检查验收表序号检查项目检查内容检查结果1采油（气）井口采油（气）井口应在有资质的第三方进行气密封检测合格。采油（气）井口闸门应挂牌编号，并标明其开、关状态。采油（气）井口应配有备用钢圈、备用油管挂密封件不少于2套。采油（气）井口1号、2号和3号闸阀保持全开状态，采用其余阀门控制开关，平板阀不允许半开半闭或作节流阀用。采油（气）井口经两次压裂酸化后，若需动管柱再次压裂酸化作业，拆下的采油（气）树应回场维护、保养并进行气密封检测。采油（气）井口新连接部位试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格，试压值不低于预计最高工作压力。2管汇、管线转向管汇、油嘴管汇、连接管线的压力等级应不低于预计最高关井压力。井口关井压力小于35MPa的井，地面流程可使用节流管汇作为油嘴管汇。地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井地面测试流程应安装紧急关断系统。管线应为钢制硬管线，材质满足流体性质要求，不得焊接，其内径不小于57mm。管线在转弯处应使用不小于90°的锻造钢制弯头。井口压力大于35MPa，井口装置与管汇、管汇与管汇间的管线应采用法兰或高压由壬连接。管线走向一致时，间距应不小于0.3m，交叉时应保持一定间隙或采用木板、橡胶隔离，防止管线直接接触。点火口应接至距井口75m以远（含硫油气井应接至距井口100m以远），相距分离器、油库（罐）、高压线、民房等设施不小于50m，燃烧池周围隔离带不小于50m。因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估并制定有针对性的安全防范措施，经项目建设单位和承包商共同审批后实施。管线出口端应安装缓冲器。缓冲器法兰距最后一个固定压板的距离不大于1m。点火口的缓冲器前端与后挡火墙的距离不小于燃烧池长度的2/3。管线在车辆跨越处应安装过桥盖板，过桥盖板下管线应无法兰、丝扣、由壬。压板圆弧应与管线外径相匹配。井口、管汇连接管线长度超过7m时应用基墩固定。管线每隔10～15m用基墩固定，悬空长度超过10m时中间应支撑牢固。接至燃烧池的管线距出口1m内用水泥基墩双卡固定，距出口5～7m处再采用水泥基墩固定。弯头前后均应采用固定压板固定，固定压板与弯头的距离不大于1m，管线出口与固定压板的距离不大于1m。水泥基墩坑尺寸长×宽×深为0.8×0.8×1.0m，如遇地表松软时，基墩坑体积应大于1.2m3。地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度大于0.5m。多条走向一致管线共用同一水泥基墩时，水泥基墩坑尺寸：长为水泥基墩边缘距两侧管线0.4m，宽为0.8m，深为1.0m。采用移动基墩固定时，移动基墩重量不低于600kg；多条走向一致管线共用同一移动基墩时，其重量不低于1800kg。移动基墩应在明显位置标明重量值，与管线固定牢固。管线固定时，基墩处不应有接箍、由壬及法兰，管线和弯头不应被淹埋或固定在水泥基墩内。管汇及管线试压稳压时间不少于10min，压降不超过0.7MPa为合格。管汇及管汇前的连接管线的试压值应不低于预计最大工作压力。热交换器及前端的连接管线的试压值不低于热交换器额定工作压力的80%。排液、测试、直排管线试压值不小于10.0MPa。3分离器分离器距井口的距离不小于15m。立式分离器应用直径不小于16mm的钢丝绳和直径不小于22mm的正反扣螺栓对角四方绷紧、固定，固定坑尺寸长×宽×深为0.8×0.6×0.8m，绷绳与地面夹角为30°~70°。分离器测试管线出口接入燃烧池，排液管线出口接入排液池或回收罐。分离器应配套安装安全阀，安全阀与分离器之间不应安装截止阀。分离器安全阀泄压管线应接至井场外的安全地带，出口处地势开阔、无障碍物，出口末端不得接弯头；含硫气井分离器安全阀泄压管线应接至燃烧池。井口关井压力小于分离器工作压力可不接安全阀泄压管线。加砂压裂、地层出砂严重的井应在井口和转向管汇间安装地面除砂设备。分离器现场安装后其试压值不低于分离器最近一次检测时所给定的最大允许工作压力的80%。分离器安全阀检测周期为1年，校验合格的安全阀应加装铅封，其开启压力为分离器最近一次检测时所判定的最高工作压力的1.05～1.10倍。4压力表压力表量程的选择应使所测压力在量程的1/3～2/3之间。压力表精度等级不低于2.5，测试用精密压力表精度等级不低于1.6，压力传感器精度等级不低于0.5。压力表安装后应便于观察，考克应具有表端泄压功能。含硫油气井应安装抗硫缓冲器，无抗硫缓冲器应使用抗硫压力表。各层套管环空应安装压力表进行压力监测。压力表的校验周期为半年，并将检定标识贴于压力表便于观察的地方。5应急防护设施作业队应配备至少1台便携式可燃气体监测仪。在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。井场施工用的发电房、值班房、锅炉房相互间距不小于20m，与井口、废液池和储油罐的距离不小于30m，达不到以上安全距离要求的应采取相应的安全措施。钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃物，钻台、机房下无积油。在井场入口、井架上、钻台边上、循环系统、远程控制台、紧急集合点、点火口附近等处应设置风向标，在钻台上下、循环罐出口等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇。在含硫井作业时，作业队应配备10个以上的便携式硫化氢监测仪，值班干部、当班司钻、场地工和坐岗人员应佩戴便携式硫化氢监测仪。在含硫井作业时，生产班当班人员应每人配备1套正压式空气呼吸器，同时按作业队人数的15﹪配备公用空气呼吸器和1台空气压缩机。在高含硫井作业时，作业队应在钻台上下、循环罐出口分别安装固定式硫化氢监测仪。作业队及与井下作业相关的单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。清水罐安装有供水加压装置及消防接口。6其它检查验收组组长（签字）：检查验收组成员（签字）：年月日附录H

“三防“演习记录表单位：井号：日期：年月日队长技术员司钻演习工况班组演习人数完成时间min参演单位作业队人员（工程、安全）监督现场服务队伍其它单位人员演习情况总评讲评人（签字）：附录I

井口关井参数提示牌井内为纯天然气时最高控制套压MPa井内为纯天然气时最低控制套压MPa井内液体密度g/cm3时最高