吉林油田钻井井控实施细则

石油与天然气钻井并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石油与天然气钻井井控规定》（中油工程字[2006]247号）等相关文件及石油天然气行业相关标准，结合吉林油田钻井井控实际制定本细则。第二条本细则适用于吉林油田自营区及合资合作区域石油与天然气钻井井控管理。第三条井控工作是油气勘探开发过程中的系统工程，主要涉及勘探、开发、钻井、技术监督、安全环保、物资供应、装备、培训等部门。第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井井控作业、井控技术培训及井控管理制度等。第二章井控设计第五条根据吉林油田地质特点，将油区各区块分为A、B、C三类风险区，并在地质设计中标明。根据各区块井控风险分级，结合施工工艺情况对施工井进行的风险评估，按照危害级别从高到低分别为I类井、II类井、III类井，并在工程设计中标明。具体分级原则见附件1。第六条油气井井位设计应符合以下条件：（一） 距高压线及其它永久性设施不小于75m。（二） 距民宅不小于100m。（三） 距铁路、高速公路不小于200m。（四） 距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。（五） 若安全距离不能满足上述规定，由建设方组织相关单位进行安全、环境评估，按评估意见执行。第七条钻井地质设计应包括以下主要内容，但不仅限于以下内容：（一） 对井场周围一定范围内的居民住宅、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、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；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。（二） 提供全井段预测地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力，地层岩性剖面数据，浅气层资料，邻井资料，油气水显示及井涌、井喷、井漏等复杂情况。（三） 在已注采开发区钻井，应提供邻近注采井分层动态压力数据、注采关系、套损等情况。开钻前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施。（四） 在可能含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。第八条钻井工程设计应包括以下主要内容，但不仅限于以下内容：（一） 钻井应下表层套管，安装防喷器或防喷导流器。（二） 表层下入深度应封固浅水层、疏松地层，套管鞋位于泥岩段。在地下矿产采掘区钻井，套管下深应超过开采段100m。（三） 同一裸眼井段中有两个压力梯度差超过0.3MPa/100m的油气水层，应设计技术套管或采取其它有效措施。（四） 若因地质情况不装井控装置，应由吉林油田公司所委托的设计部门和钻井作业方、安全环保部门共同提出论证报告，并经吉林油田公司井控工作第一责任人签字批准。（五） 表层套管与技术套管下深应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。（六）钻井液密度设计以各裸眼井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，并考虑地层孔隙压力预测精度、地层坍塌压力、地层破裂压力和井控设备配套情况等附加安全余量。安全余量值确定应遵循以下原则：油、水井为0.05g/cm3〜0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa〜3.5MPa；气井为0.07g/cm3〜0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa〜5.0MPa。第九条加重材料和钻井液储备要求：（一） I类井：储备可配制井筒容积1.0倍〜1.5倍钻井液的加重材料；井深大于2000m的井同时储备高于设计最大钻井液密度0.15g/cm3的钻井液，一般为井筒容积的1.0倍〜1.5倍。（二） 11类井：储备可配制井筒容积1.0倍钻井液的加重材料。（三） 111类井：储备可配制井筒容积0.8倍钻井液的加重材料或在保证供应及时的情况下集中储备加重材料。第十条防喷器压力等级选择和组合形式：（一） 防喷器压力等级应与相应裸眼井段最高地层孔隙压力匹配，同时综合考虑套管鞋处地层破裂压力、套管最小抗内压强度、地层流体性质、井控风险程度等因素。（二） 含硫化氢N30mg/m3（20ppm）油气井，应安装剪切闸板防喷器。（三） 111类井可选用防喷导流器。（四） 防喷器组合形式见井口装置组合图（附件2图广图8）。（五） 通常情况下，双闸板防喷器采用上全封闸板、下半封闸板。第十一条节流、压井管汇组合形式：（一） 节流管汇见井口装置组合图（附件2图9-图12）。其中III类井：平板阀+放喷管线。（二） 压井管汇见井口装置组合图（附件2图13和图14）。其中III类井：平板阀+防喷管线。第十二条钻井四通两翼闸阀、节流管汇、压井管汇的组合方式和开关状态见井口装置组合图（附件2图15-1、图15-2和图15-3，其中，I类井为钻井四通两翼各接一个平板阀，均处于关位）。第十三条天然气井应安装除气器和液气分离器。第十四条钻具内防喷工具包括旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆，其额定工作压力不小于相应裸眼井段最高地层孔隙压力，并按以下要求配备：（一） 1类井：方钻杆上、下旋塞，备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。（二） 11类井：方钻杆下旋塞，备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。（三） 1类井：备用下旋塞，钻具止回阀，防喷钻杆。第十五条含有毒有害气体的井，应配备相关监测仪器。第十六条工程设计的井控技术要求应包含地层孔隙压力监测、破裂压力试验、低泵速试验及本细则中未涵盖的特殊技术要求等内容。第三章井控装备第十七条井口装置安装（一） 二次及以后各次开钻钻井四通出口高度一致；套管头注塑试压压力为套管抗挤强度的80%与套管头额定工作压力二者中的最小值，稳压30min，压降不大于0.5MPa。（二） 防喷器各部位连接螺栓齐全并对称旋紧，螺栓两端余扣一致，法兰间隙均匀；密封垫环槽、密封垫环清洁干净，并涂润滑脂安装。防喷器旁侧孔应面对大门坡方向，液压管线接口端应面向绞车方向。（三） 防喷器上部安装挡泥伞；防溢管与顶盖之间用密封垫环或专用橡胶圈密封，对未使用的顶盖螺纹采取保护措施。（四） 天车、转盘、防喷器组三者中心线偏移量不大于10mm。（五） 防喷器组用16mm钢丝绳和花篮螺丝四角绷紧固定，不得妨碍其它操作。（六） 手动操作杆操作手轮宜在井架底座外，靠手轮端支撑牢固，其中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°。如钻机底座过高则应加装操作台，且保证手轮之间不相互干扰。天然气井可考虑增加手动锁紧杆长度及加装手轮防护板。手轮挂牌标明开、关方向和到位的圈数及闸板类型见钻井井控标牌示意图（附件3图16-2）。（七） 防喷管线应使用探伤检验合格的专用管材焊接法兰或螺纹法兰连接，通径不小于78mm（其中，III类井不小于55mm），长度超过7m应固定，不允许现场焊接。35MPa及以上压力等级使用金属管线，小于35Mpa的可以使用压力级别相匹配的非金属管线，同时要兼顾抗高温、抗冲蚀问题，并固定牢靠。第十八条控制装置安装（一） 远程控制台安装在面对井架大门左侧，距井口不少于25m（其中，III类井距井口不少于15m），距压井管线应有2m以上距离；三位四通换向阀操作手柄处在工作位置；全封闸板操作手柄安装防护罩；剪切闸板操作手柄安装限位装置；电源从配电板总开关处直接引出，并用单独开关控制。（二） 司钻控制台安装在钻台便于司钻操作的位置。（三） 节流控制箱安装在钻台操作时能观察到液动节流阀的位置。（四） 司钻控制台和远程控制台气源应从气瓶排水分配器上专线连接，严禁强行弯曲和压折气管束。（五） 控制管线应使用管线槽，距离防喷管线及放喷管线不小于1m，连接部位无渗漏，行车处应有过桥。第十九条压井管汇安装（一） 压井管汇单流阀外端应分别连接中52mm外螺纹油壬和通径不小于55mm管线（与钻井泵管汇闸阀组连接）。（二） 转弯处应使用铸（锻）钢弯头或耐火软管线连接，其角度不小于120°。第二十条放喷管线安装（一） 111类井接一条放喷管线，出口距井口不少于20m。（二） 11类井接两条放喷管线，放喷出口距井口不少于20m，且接出井场以外。（三） I类井接两条放喷管线，其中，井深不小于3000米的井两条管线出口距井口分别不少于75m；小于3000米的井要保证主放喷管线出口距井口不少于75m，辅助放喷管线出口距井口不少于不少于20m，且接出井场以外；天然气井和高含硫井要接出距井口100m以外。（四） 放喷管线使用通径不小于78mm的专用管线（I类井法兰连接）或中127mm钻杆（螺纹连接）且外螺纹朝向出口方向；特殊情况需改变走向时，应使用铸（锻）钢弯头连接，其角度不小于120°；出口距危险或易损害设施不小于50m。（五） 放喷管线每隔10m〜15m、转弯处及距放喷口0.5m〜2.0m处用基墩固定，基墩尺寸要求见固定基墩示意图（附件4图17-1和图17-2）。（五） 放喷管线不允许埋入地下，行车处应有过桥。（六） 放喷口前挖有放喷坑，I类井挖有两个放喷坑、II类井挖有一个放喷坑、III类井可无放喷坑，但必须保证有可靠的泥浆回收措施。井深小于等于3000m放喷坑容积为100m33；井深大于3000m放喷坑容积不小于400m3。第二十一条回收管线安装（一） 使用金属管线或耐火软管线法兰连接，通径不小于78mm。（二） 管线需要转弯时，用铸（锻）钢弯头或压力等级匹配的高压耐火软管（法兰连接），其角度不小于120°。（三） 转弯及出口处应固定。第二十二条液气分离器安装（一） 进液管线使用通径不小于78mm的高压耐火隔热软管或专用管线（法兰连接），管线中部用基墩固定。（二） 排液管线“U”型管高度不小于3m，排液口高度应在分离器筒的1/2〜2/3处；排污管线出口引至排污池。（三） 分离器筒垂直安装量程0〜4MPa的压力表。（四） 安全阀出口方向指向排污坑或主放喷出口一侧。（五） 分离器用13mm钢丝绳地锚固定。（六） 燃烧管线通径不小于152mm,距出口8m~10m安装防回火装置；出口距井口不小于75m,距放喷管线间距不小于0.3m,每隔10m〜15m固定；火炬口应安装自动或人工点火装置，人工点火点应置于出口上风方向距出口不小于15m。第二十三条井控监测仪、报警仪安装（一） 钻井液循环罐和地面循环池安装直读式容积标尺。（二） 安装钻井液液面监测报警装置。（三） 钻台使用两位开关式报警喇叭。第二十四条井控车间试压（一） 控制装置使用液压油试压，其余装备使用清水试压。冬季试压后需进行干燥处理。（二） 环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、防喷导流器、钻井四通、压井管汇、节流管汇、闸阀、防喷管线和升高法兰试压全额定工作压力。试压稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.7MPa（环形防喷器不超过1.0MPa），无可见渗漏为合格。（三） 闸板防喷器需进行1.4MPa〜2.1MPa低压密封试压，稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.07MPa，无可见渗漏为合格。（四） 防喷器控制系统需进行21MPa密封试压，稳压时间不少于10min，无可见渗漏为合格。（五） 旋塞阀在关闭状态进行反向额定工作压力密封试压，稳压时间不少于3min，密封部位无可见渗漏为合格。止回阀进行额定工作压力和1.4MPa〜2.1MPa低压密封试压，稳压时间不少于5min，密封部位无可见渗漏为合格。第二十五条钻井现场试压（一） 控制装置和液压管线使用液压油试压，液气分离器及其连接管线和燃烧管线使用压缩气体试压，其余装备使用清水（冬季使用防冻介质）试压。（二） 安装压力等级@21MPa套管头，在钻水泥塞前进行整体试压，闸板防喷器、压井管汇、节流管汇、防喷管线和闸阀试压压力为套管抗内压强度的80%和闸板防喷器额定工作压力两者间的最小值。（三） 安装压力等级N35MPa套管头的井，进行分步试压，闸板防喷器、压井管汇、节流管汇、防喷管线和闸阀试压全额定工作压力；环形防喷器封钻杆试压全额定工作压力的70%。（四） 压井管线试压至20MPa；放喷管线试压至10MPa。（五） 以上试压稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.7MPa（环形防喷器不超过1.0MPa），密封部位无渗漏为合格。（六） 液气分离器及其连接管线和燃烧管线试压至0.8MPa，稳压时间不少于10min，不漏为合格。（七） 防喷器控制系统及液压管线试压至21MPa，稳压时间不少于10min，管线无渗漏为合格。（八） 防喷器由井控车间使用试压泵试压，并提供试压报告单，钻井队监督试压过程；防喷导流器由钻井队试压，填写试压记录。（九） 更换或拆装井控装备部件后，应对相关部位进行试压。（十）现场同一口井连续使用的井控装备，两次试压间隔时间不超过3个月。第二十六条防喷器组使用与维护（一） 井内有钻具时，禁止用环形防喷器长时间关井；井内无钻具时，禁止用环形防喷器封闭空井（特殊情况除外）。（二） 环形或闸板防喷器在关井套压不大于14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不能过钻具接头，且不允许旋转钻具。（三） 闸板防喷器长时间关井时，应使用于动锁紧装置锁紧，打开闸板时，应先手动解锁。锁紧和解锁应一次到位，并回旋1/4圈〜1/2圈。（四） 每次起钻应活动一次半封闸板，起完钻后活动一次全封闸板。活动闸板时，应有专人观察闸板开关是否到位，并检查控制系统、液压管线是否正常。每半月活动一次手动锁紧装置。（五） 空井时，禁止关闭半封闸板；井内有钻具时，禁止关闭全封闸板。（六） 井内有压力时，禁止打开防喷器泄压。第二十七条控制装置使用与维护（一） 远程控制台电、气泵的进油阀和储能器截止阀处于开位。（二） 储能器充压前油箱液面距箱顶不大于0.2m，现场试压后油箱液面不低于1/2。（三） 充压后，远程控制台环形压力和汇流管压力为9.5MPa〜10.5MPa，储能器压力为17.5MPa〜21MPa，气源压力为0.65MPa〜0.80MPa。远程控制台和司钻控制台各对应压力差值不超过1MPa。（四） 节流控制箱阀位开关度和实际阀位一致，阀位开关度为1/3〜1/2,油压为2.4MPa〜3.0MPa。（五） 电、气泵滤网每周清洗一次；气水分离器每天放水一次；油雾器内油量应为2/3〜3/4。第二十八条闸阀使用与维护（一） 平板阀应是明杆阀，手轮、护帽等齐全，按照开关状态编号挂牌，挂牌式样见钻井井控标牌示意图（附件3图16-1）。（二） 平板阀开、关应一次到位，并回旋1/4圈〜1/2圈。（三） 各种闸阀每半月注一次润滑脂，每周开关活动一次。第二十九条钻具内防喷工具使用与维护（一） 各种旋塞处于常开状态，配备专用扳手和备用下旋塞抢接工具，每次起钻前检查活动一次。（二） 防喷钻杆上部接旋塞。钻台高度大于9m的钻机，防喷钻杆长度不小于12m。（三） 钻台上备用相应的转换接头，并标注螺纹扣型。（四） 防喷钻杆置于备用钻具靠近滑道一侧。（五） 备用下旋塞、钻具止回阀、防喷钻杆、专用转换接头外表涂红漆标识。（六） 内防喷工具检验和判废依据相关规定执行。第三十条冬季井控装备保温（一） 井控装备保温时间区段：每年10月下旬全次年4月上旬或日最低气温零度以下。（二） 防喷器组、钻井四通两翼闸阀、防喷管线、节流管汇、压井管汇、控制装置、回收管线和液气分离器等均应采取防冻措施。（三） 井控设备试压后，可使用压缩空气将节流管汇、压井管汇、防喷管线内的试压介质全部清除。（四） 井控装备使用低压热辐装置或电热带（外缠毛毡和玻璃丝棉）保温。（五） 控制装置使用防爆电加热装置。第四章钻开油气层的井控作业第三十一条钻开油气层前井控要求：（一） 钻井队组织施工相关方进行地质、工程、钻井液、井控装备、井控措施、应急预案等方面的技术交底。（二） 参数井、区域探井和重点探井，钻过技术套管鞋30m内3m〜5m厚的砂岩层，应进行地层破裂压力试验；未钻遇砂岩层应根据下部地层钻井将采用的最大钻井液密度进行地层承压能力试验。其它井用邻井资料计算地层破裂压力。（三） 最大允许关井套压值为防喷器额定工作压力、地层破裂压力允许关井套压值、套管抗内压强度的80%三者中的最小值，并制成标牌，置于节流控制箱或节流管汇处。关井数据挂牌式样见钻井井控标牌示意图（附件3图16-3）。（四） 1类井从钻开油气层前50m开始，每只钻头入井到底应以正常流量的1/3〜1/2做一次低泵冲压力试验，并记录。（五） 检查所有井控装备、仪器仪表等运转是否正常，发现问题及时整改。（六） 钻井队组织施工相关方进行防喷演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习。（七） 按设计和井控要求储备钻井液、加重材料和其它处理剂。第三十二条钻开油气层井控要求：（一） 钻进中注意观察泵压、钻速、钻井液性能变化，发现异常立即停止钻进，根据现场情况迅速正确关井，确认无溢流显示后方可恢复钻进。（二） 若发生井漏，应停止作业，静止观察。环空液面下降时，及时补灌钻井液，确保液面高度，并尽快采取堵漏措施。（三） 起钻前钻井液密度应达到相应井段设计上限，充分循环钻井液（不少于两个循环周），进出口密度差不超过0.02g/cm3。油气层井段起钻使用I挡或上提速度不超过0.5m/s，每起3柱钻杆或1柱钻铤灌满钻井液一次。（四） 起钻过程中，因设备故障长时间停止作业时，应在设备检修完成后，下钻至井底循环正常后起钻。（五） 钻进中发生油气侵、堵漏、压井、测井作业起钻前应进行短程起下钻并循环观察后效。（六） 控制下钻速度，避免压力激动憋漏地层，诱发井喷。安装钻具浮阀时，每下5-10柱钻杆灌满钻井液，下钻中途和下钻至井底钻具内需灌满钻井液后再开泵循环。（七） 需调整钻井液密度时，钻井队应向现场甲方监督进行书面报告，经批复后实施。若情况紧急，钻井队可立即处理，并及时上报。第三十三条完井过程井控要求：（一） 空井时不宜检修设备，若需检修设备时应有相应井控措施。（二） 测井、井壁取心或其它空井作业单次作业时间原则上不超过24小时，特殊情况根据现场实际和施工井设计要求确定空井时间。（三） 下套管作业时闸板尺寸应与套管直径相匹配。（四） 固井施工前钻井监督要召集相关方召开技术交底会，明确各方的井控职责，落实满足井控要求的固井方案。（五） 固井全过程（下套管、固井）保证井内压力平衡，防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，导致井喷。第三十四条若因井下情况需泡油、混油时，应考虑井筒压力平衡，并采取相应井控措施。第三十五条地质录井井控要求：（一） 掌握区域地质和油、气、水分布情况，做好随钻地层对比，及时提供施工井段地层压力变化情况。（二） 循环罐液面监测仪、硫化氢等有毒有害气体监测仪、溢流报警系统应灵敏可靠。（三） 参加钻井队组织的技术交底会，负责地质情况交底。（四） 参加钻井队组织的防喷演习。（五） 操作员发现异常情况应立即通知司钻，并以书面形式向钻井队和现场监督通报全烃含量、有毒有害气体含量、循环后效监测值、钻井液量变化等情况。第三十六条特殊工艺技术服务相关方井控要求：（一） 参加钻井队组织的技术交底会，负责特殊工艺施工技术方案交底。（二） 参加钻井队组织的防喷演习。（三） 下井工具、仪器和施工技术措施应满足井控技术要求。（四） 编制应急预案，发生溢流等井控险情时，及时启动预案。第五章溢流、井涌及井喷的控制和压井作业第三十七条溢流、井涌及井喷的关井（一） 发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。（二） 报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛；长鸣笛时间15S以上，短鸣笛时间2S左右、间隔1S左右。（三） 关井套压不得超过最大允许值，在允许关井套压内，禁止放喷。（四） 测井时发生溢流应尽快起出井内电缆，情况危急时，测井队应立即剪断电缆，钻井队按空井溢流处理。禁止用关闭环形防喷器的方法进行起电缆作业。（五） 固井注水泥浆作业时发生溢流，停止注水泥浆作业，使用钻井液或清水替出井内水泥浆实施压井；固井替顶替液时发生溢流，应在节流情况下完成替量，关井口水泥头，关井。（六） 按照关井操作程序（详见附件1）关井，并启动相应级别的井喷抢险应急预案。第三十八条溢流关井后应求取立管压力、关井套压和溢流量。第三十九条根据关井立管压力和套管压力情况，实施压井作业。（一） 关井立管压力和套管压力均为零时，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。（二） 关井立管压力为零，套管压力不为零时，应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；再用短程起下钻循环观察后效，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。（三） 关井立管压力不为零时，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。第四十条空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，采用置换法、压回法等非常规压井方法压井。第四十一条井喷失控的处理执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》。第六章防火、防爆、防硫化氢措施第四十二条钻井设备的布局应考虑季节风向防火的安全要求。第四十三条发电房、锅炉房和储油罐的摆放，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装，应执行SY/T5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》。第四十四条井场内严禁烟火。若需动火，应执行Q/SY1241《动火作业安全管理规范》。第四十五条消防器材的配备应执行Q/SY1124《石油企业现场安全检查规范》第二部分《钻井作业》。第四十六条发生井喷后，关闭可能引起爆炸、着火的电源及设备。第四十七条含硫油气井应严格执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》。第七章酸性气田特殊井控要求第四十八条酸性气田是指富含硫化氢、二氧化碳、有机硫化物等酸性气体的天然气气田。酸性气田对井下工具、生产施工设备具有强腐蚀性，对钻井、测试、投产等施工设备要求较高，井控风险较大。第四十九条酸性气田钻井设计中，应对探井周围3km，生产井井位2km范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测；含硫地区应注明地层及其深度和预计硫化氢含量；在江河十堤附近钻井应注明十堤、河道位置，同时符合国家安全、环保规定。第五十条根据硫化氢、二氧化碳等气体分压和地层温度，合理确定钻杆、套管、生产管柱的材质选择；井控装置根据腐蚀介质分压分别选择EE、FF或HH级抗硫级别，具体要求参见SY/T5008、SY/T6268、SY/T0599标准。在钻井施工中可考虑使用双套压井、节流管汇。第五十一条酸性气田井身结构可参考采取套管层次增加和技套封隔层位加深等措施。第五十二条酸性气田固井综合考虑防气窜、防漏失，确定固井水泥浆体系，可考虑采用旋转尾管固井、双级固井、正注返挤等技术，提高固井质量。应采用微压痕下套管技术，减少液压钳对套管本体损伤。第五十三条酸性气田钻井完井管柱应尽量采取起下作业少的联作方式；生产管柱采用酸压生产一体化完井管柱，上部100m左右安装抗硫化氢、二氧化碳腐蚀的安全阀；井口部件应满足抗硫化氢、二氧化碳的标准要求，且具备远程控制功能。第五十四条在酸性气田区域进行钻井施工作业，现场应有检测仪器，可参考SY/T6277标准。在酸性气田作业前，钻井相关各级单位应制定相应应急预案，各方人员要掌握应急预案的相关内容。第八章井控管理制度第五十五条井控工作实行油田公司、专业公司和基层队三级管理。第五十六条油田公司成立井控领导小组，组长由主管井控的公司领导担任，成员包括工程技术处、勘探部、开发部、天然气部、生产运行处、安全环保处、装备管理处、培训部、消防支队、保卫部等相关人员。第五十七条油田公司有关单位及工程技术服务企业成立井控领导小组，行政正职为本单位井控管理第一责任人和井控领导小组组长。主管安全、生产、技术副职为副组长，成员由安全、生产、技术、设备等相关部门人员组成。第五十八条钻井队成立钻井井控领导小组，钻井队队长为井控领导小组组长，工程师（技术员）、副队长（安全员）为副组长，成员由大班司钻、安全监督（安全员）、司钻等相关岗位人员组成。第五十九条井控车间负责按照井控设计提供合格的井控装备及配件；负责井控装备的安装试压、巡检、回收、维修和判废工作；负责井控装备资料的填写与管理。第六十条录井、测井、固井等技术服务队伍认真执行井控设计和相关井控技术措施；当发生溢流等险情时，在钻井队统一指挥下，协同做好相应工作。第六十一条应取得“井控培训合格证”的岗位人员：（一）油田公司：钻井、勘探及开发主管领导，相关部门领导和管理人员，产能建设单位钻井管理人员。（二） 钻井及相关单位：经理、主管钻井生产和安全的副经理、正副总工程师及负责生产、安全和技术管理人员。（三） 钻井队：钻井监督、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、经管员（队干部）、大班司钻、大班钻井液工、正副司钻、井架工、钻井液工、内外钳工。（四） 录井、测井、固井、钻井液、取心、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及主要操作人员；井控车间技术人员和现场服务人员；现场地质技术人员、地质监督、测井监督和设计人员。第六十二条井控培训合格证有效期为两年，有效期满前由所在单位组织培训换证，经考核合格后重新颁发井控培训合格证。第六十三条井控培训单位的教师、教材、教具等，应符合集团公司《井控培训管理办法》规定的要求。第六十四条井控培训内容应包括井控相关理论知识、井控标准、井控相关文件、特殊施工作业的井控要求和井控操作技能等。第六十五条井控培训中心应采用集团公司的统编教材和结合油区特点的自编教材，针对不同岗位制定相关培训内容和教学计划。第六十六条井控装备及配件应是集团公司认可的合格产品，否则不允许采购和使用。第六十七条井控车间应做好以下工作：（一） 新购进的井控装备应进行验收，验收合格方可使用。（二） 井控装备应进行编号、建档。（三） 将井控装备按配套通知书要求送至钻井队，并将检修试压报告、压力表检定证（在现场使用周期内有效）及产品合格证等资料随井控装备发至使用单位。运输时平放并固定，不应因运输原因造成井控装备损坏和部件散失。（四） 根据井控设计要求安装井口装置、控制装置、节流、压井管汇、放喷管线等设备。（五） 每月对现场使用情况进行巡检和现场维修，确保井控装备处于正常工作状态。（六） 对在役防喷器，除在现场进行日常维护保养外，应定期进行检查，以确定维修项目。检查周期分三月检查、一年检查和三年检查。检查周期可根据使用情况提前进行。如限产连续作业一井次使用时间超过规定的检查周期时，回库后应按下一个检查周期进行检查。（七） 按照集团公司《井控装备判废管理规定》，对井控装备进行检验和判废。（八） 制定年度井控装备及配件的更新和采购计划，报上级有关部门审批。第六十八条钻井公司应做好以下工作：（一） 钻井公司按井控设计要求，将井控设备配套通知书报送全井控车间。（二） 建立井控装备使用档案。（三） 组织冬季井控装备保温工作。第六十九条钻井队应做好以下工作：（一） 协助井控车间进行井控装备的安装、试压，验收安装、试压质量。（二） 按照《井控装备检查保养活动记录》（详见附件5）要求，对井控装备进行检查、维护和保养。（三） 冬季施工时，协助井控装备保温设施的安装，并进行日常维护和检查。第七十条现场井控装备安装、试压合格后，钻井队和井控车间填写《井控设备交接单》，钻井队实施井控装备交接后的管理，全井控装备回收为止。第七十一条钻开油气层前100m〜200m，钻井队需向钻井公司提出钻开油气层申请。第七十二条各级井控管理部门按井控风险类别履行审批程序。（一） 1类井，由钻井公司井控监督员检查验收，钻井公司总（副总）工程师批准。（二） 11类、III类井，由钻井公司井控监督员或项目部井控管理人员检查验收并批准。（三） 参数井、区域探井、重点探井、深层气井等重点井由油田公司主管部门组织检查验收并批准。（四） 对不经检查验收钻开油气层，按有关规定给予处罚，并责令停产整顿。第七十三条钻进和空井工况应在发出信号后3min内控制住井口；起下钻杆和起下钻铤工况应在发出信号后5min内控制住井口。第七十四条防喷演习要求：（一）I类井：二开及以后各次开钻前、钻开油气层前、特殊作业（取心、测试、完井等）应进行防喷演习。（二） 11类井：二开及钻开油气层前少进行一次防喷演习。（三） 111类井：每口井钻开油气层前应进行防喷演习。（四） 钻井队要保证每个钻井班在一个月内进行不同工况至少各一次防喷演习。（五） 防喷演习后，司钻、值班干部、技术员应进行讲评，同时认真检查井控装备工作状况。第七十五条钻井队由钻井液工坐岗；地质录井队由操作员坐岗。第七十六条含浅气层的井，在钻头泥包、泵压异常、井漏等复杂情况的非正常起钻时，增加值班干部坐岗。第七十七条坐岗要求：（一） 1、11类井从二开开始坐岗（含浅气层井从一开开始坐岗），111类井从钻开油气层前100m开始坐岗。（二） 钻进时，坐岗人员应观察油花、气泡、出口钻井液流量变化等情况，并测量钻井液密度和粘度，钻开油气层前1h记录一次，钻开油气层后30min记录一次，异常情况加密。（三） 起钻时，坐岗人员应观察钻井液灌入情况，有无抽吸现象，每起柱钻杆或1柱钻铤校核起出钻具体积与灌入量，并记录。（四） 下钻时，坐岗人员应观察钻井液返出情况，有无漏失现象，每下3柱钻杆或1柱钻铤校核下入钻具体积与返出量，并记录。（五） 空井时，坐岗人员应持续观察井口或出口液面变化情况，并记录。（六） 固井时，坐岗人员应观察出口流量变化情况，并记录。第七十八条钻井队干部应24h井场值班，根据生产实际和检查发现问题对当班井控工作提出针对性要求，监督整改，并填写值班记录。第七十九条含浅气层的井，起钻前应向钻井公司汇报。第八十条井控突发事故分级（一） 一级井控事故：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。（二） 二级井控事故：油（气）井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。（三） 三级井控事故：油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24h内仍未建立井筒压力平衡，专业公司难以短时间内完成事故处理。（四） 四级井控事故：发生一般性井喷，专业公司能在24h内建立井筒压力平衡。第八十一条发生溢流、井涌及井喷等井控突发事故，应执行逐级汇报制度。（一） 发生溢流或井涌时，钻井队应在20min内向钻井公司及甲方监督汇报。（二） 发生井喷时，钻井队、甲方监督应在10min内分别向钻井公司和油田公司应急办公室报告。（三） 钻井公司在接到汇报后1h内向上级井控应急办公室汇报；油田公司应急办公室接到汇报后，应立即向井控应急领导小组汇报，并根据井控应急领导小组意见，启动相应井控应急抢险预案。（四） 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，在启动公司相应应急救援预案的同时，在2小时内以快报形式上报中油集团公司应急办公室。油田公司应根据法规和当地政府规定，在第一时间向所属地政府部门报告事故情况。发生III级井控事故时，吉林油田公司在接到报警后，在启动公司相关应急救援预案的同时，24小时内上报中油集团公司应急办公室。发生W级井喷事故时，吉林油田公司启动公司相应应急救援预案进行应急救援处理。第八十二条各级井控管理部门每月9日前应逐级上报上月溢流、井涌及井喷情况。第八十三条吉林油田公司每半年召开一次井控工作例会，分析现状，部署井控工作。第八十四条钻井公司每季度召开一次井控例会，研究解决本单位井控工作存在的问题，并报上级主管部门。第八十五条钻井队每月召开一次井控例会，及时传达井控文件、井控工作会议内容，通报和布置井控工作，整改存在的问题。第九章钻井施工相关方井控职责第八十六条录井人员职责（一） 录井公司要加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。（二） 钻开油气层前要落实录井设备及传感器运行正常，灵敏可靠，工程参数、气测参数和钻井液参数齐全准确；落实循环罐液面监测仪和起钻时泥浆泵灌钻井液相应监测仪灵敏可靠；落实报警系统灵敏，特别是硫化氢气体检测仪要灵敏可靠。（三） 气测录井队，落实气测录井仪器性能良好，采集数据齐全准确，对气侵等复杂情况的气样进行化验分析，并通报钻井队。（四） 现场录井人员要参加钻井队组织的钻开油气层前的工程技术、井控措施和井控应急预案交底会，并将地层岩性及油、气、水层预报情况，下步录井工作要求向钻井队通报。小班录井人员要参加钻井队的班前班后会，录井队负责人要参加钻井队的每日生产会。（五） 录井队要建立异常汇报制度，并以书面形式通报钻井队技术员和油田公司现场监督。（六） 若发生井喷险情，要听从钻井队的统一指挥协调。第八十七条定向队（或其他特殊工程服务队）人员职责现场技术人员要参加钻井队组织的工程技术、井控措施和井控应急预案交底会，并将下步定向施工技术措施向钻井队进行交底，同时检查好下井仪器和工具，所使用仪器若有与井控要求相矛盾的要顾全井控安全，同时准备好应急方案和应急工具。若发生井喷险情，要听从钻井队的统一指挥协调。第八十八条测井人员职责现场测井公司人员要参加钻井队组织的工程技术、井控措施和井控应急预案交底会，并将下步测井施工技术措施向钻井队进行交底，同时检查好下井仪器和工具，准备好应急方案和应急工具。若发生井喷险情，要听从钻井队的统一指挥协调。第八十九条固井人员职责（一） 严格执行中油集团公司固井管理规