西南油气田分公司2018年井下作业井控实施细则

井下作业井控实施细则

西南油气田分公司

二。一八年

目录

第一章总则.................................................................1

其次章井下作业设计中的井控.................................................1

第三章井控装置的安装、试压和运用...........................................4

第四章开工打算和检查验收..................................................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、防硫化氢平安措施........................................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务逐级汇报制度..........................................34

第十二章附则..............................................................35

附录A井下作业防喷器组合举荐形式..........................................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液面坐岗视察记录表..................................................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自然气井井口失控后井口点火程序............60

附录0西南油气田分公司井控风险分级管理方法................................64

附录P井喷突发事务报告信息收集表（费料性附录）............................67

附录Q集团公司井控管理九项制度（资料性附录）..............................69

西南油气田分公司井下作业井控实施细则

第一章总则

第一条依据中国石油自然气集团公司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。

其次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、质量平安环保、物资装备、

教化培训以及井下作业相关的承包商、协作方等部门和单位必需高

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、开工打算和检查验收、井下作业中的井控、防火防爆防

硫化氢平安措施、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。

其次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：

(-)井场四周人居状况调查资料，包括井场四周肯定范围内

的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、

水资源状况以及风向变更等环境勘察评价的文字和图件资料，并标

注说明。

(-)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）预料，本井和邻井目前地

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，原试油状况（层段、产能、压力及流体性质资料卜

（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、易垮塌层等特别地层。

（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，固井状况，试压状况，套管腐蚀磨损状况；井下管串的

结构、外径、钢级、壁厚、下入井深，井下困难状况；井口状况；

各层套管环空压力状况。

（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，地层相互连通状况等

资料。

第七条工程设计中应包括的井控内容：

（-）防喷器

1.压力等级应不小于施工层位预料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。防喷器组合举荐形式见附录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。

（-）压井液密度

应依据地质设计供应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，再增加一个平安附加值，平安附加值为：

1.油井、水井为0.05~0.10g/cm3或限制井底压差1.5~3.5MPao

2.气井为0.07〜0.15g/cm3或限制井底压差3.0~5.0MPao

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）压井液的打算

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）井内为纯自然气时井口最高关井压力预料。

（五）油层套管限制参数计算及分析。

（六）油管强度设计计算参数。

（七）采油（气）井口装置应满意试油工程作业及开发生产需

求。

（A）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：

（-）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）爱护油层套管的具体要求和措施。

（五）依据地质设计中供应的周边环境调查状况制定相应措施。

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、试压和运用

第十条井下作业井控装置包括防喷器、防喷器限制系统、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；同时满意产层未暴露、作业前后井口无压力、有防喷器组三个

条件时可担心装绳索防喷装置。

5.带压作业时应安装平安防喷器组和工作防喷器组。

（二）防喷器远程限制系统

1.远程限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,四周10m内不得堆放

易燃、易爆、腐蚀物品。后门处于常闭状态。

2.远程限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〜如OMPa,环形防喷器限制压力

为8.5~10.5MPa,管汇限制压力为9.5~11.5MPa,并始终处于工

作压力状态。

4.远程限制台限制手柄应处于与限制对象一样的工作位置，全

封闸板、剪切闸板限制手柄应有防误操作装置，剪切闸板限制手柄

同时安装限位装置。

5.远程限制台电源应从总限制柜处干脆引出，用单独的开关限

制，并有标识，其开关旋钮应处于自动位置。

6.配有司钻限制台的井，总气源应与司钻限制台气源分开连接，

并配置气源排水安排器，不应强行鸾曲和压折气管束，气源压力保

持在0.65~1.0MPa之间。司钻限制台、协助限制台与远程限制台

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

0.3MPao

7.剪切闸板气源不接到司钻限制台。

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.管排架之间应连接坚固，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.液压限制管线在安装前应逐根检查，确保畅通，管排架上的

管线应连接坚固，密封良好，连接处便于视察液压油有无渗漏现象，

安装后应对液控管线进行21.OMPa开、关试验检查，限制管线拆除

后应实行防堵措施。

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,

材质满意流体性质要求。预料最大关井压力大于35MPa应采纳法兰

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

接的协作接头及其配套开关工具（回压阀抢装工具或旋塞阀板手卜

3.内防喷工具处于常开状态。

（五）进行特别管柱起下钻作业时应配备长度相宜的防喷单根，

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

协作接头。

（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

（-）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料最

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,

材质满意流体性质要求。

3.井口关井压力小于35MPa的井，地面流程可运用节流管汇作

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.远程限制装置距井口不小于25m,距地面测试流程管线、管

汇、分别器应不小于5m,四周10m范围内不得堆放易燃、易爆、

腐蚀物品。

(-)分别器及除砂设备

1.分别器距井口的距离不小于15m。

2.立式分别器应用直径不小于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x宽x深为

0.8x0.6x0.8m,绷绳与地面夹角为30。〜70。。

3.分别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.分别器应配套安装平安阀，分别器至平安阀及平安阀泄压管

线不应安装截止阀。

5.分别器平安阀泄压管线应接至井场外的平安地带，出口处地

势开阔、无障碍物，出口末端不得接弯头；含硫气井分别器平安阀

泄压管线应接至燃烧池。井口关井压力小于分别器工作压力可不接

平安阀泄压管线。

6.加砂压裂、地层出砂严峻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

(-)管线应为钢制硬管线，材质满意流体性质要求，不得焊

接，内径不小于57mm。

(-)管线在转弯处应运用不小于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

的管线应采纳法兰连接。

(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）管线走向一样时，间距应不小于0.3m,交叉时应保持肯

定间隙或采纳木板、橡胶隔离，防止管线干脆接触相碰。

（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），相距分别器、油库（罐'高压线、民房等设施不

小于50m,燃烧池四周隔离带不小于50mo因特别状况达不到要求

时，应进行平安风险评估并制定有针对性的平安防范措施，经项目

建设单位和承包商共同审批后实施。

（A）管线出口端应安装缓冲器。缓冲器法兰距最终一个固定

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2/3o

（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

（-旺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0.5o

（-）压力表安装后应便于视察，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，无抗硫缓冲器应运用抗

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

（-）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

中间应支撑坚固。

（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处再采纳水泥基墩固定。

（五）弯头前后均应采纳固定压板固定，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x宽x深为0.8x0.8x1.0m，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。多条走向一样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）采纳移动基墩固定时，移动基墩重量不低于600kg;多

条走向一样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，与管线固定坚固。

（A）管线固定时，基墩处不应有接箍、由壬及法兰，管线和

鸾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

（-）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。

（-）试压介质：井口装置副密封和防喷器限制系统试压介质

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%o

（3）连续油管防喷器试压值不低于预料最高工作压力。

（4绳索防喷装置按预料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运用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，试压值不低于预料最高工作压力。

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料最高工作

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%o

(3)放喷、排液、测试、直排管线试压值不小于lO.OMPa。

5.分别器

分别器现场安装后其试压值不低于分别器最近一次检测时所给

定的最大允许工作压力的80%o

第十七条井控装置的运用

(-)防喷器

1.防喷器处于工作状态时，其远程限制系统压力应保持在工作

压力范围内，相应限制手柄处于工作位置。

2.环形防喷器不应长时间关井，非特别状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，非特别状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。特别状况下，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通过胶芯。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。

斜坡接头管柱的状况下，起下钻速度不应大于0.2m/s。

6.严禁干脆打开防喷器泄压。

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峻

漏失的紧急状况下才能运用，且止漏即可，待紧急状况解除后，马

上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.非特别状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.严禁干脆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。

（-）剪切闸板防喷器

1.运用剪切闸板的前提条件：井喷失控，现场已无力变更井喷

失控状态且危及人身平安的状况下，才能运用剪切闸板剪断井内管

柱，限制井口。

2.运用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：井队长同监

督协商一样后，请示项目建设单位和承包商井控第一责任人同意后，

马上组织实施剪断管柱关井；若状况紧急，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，应由气动泵干脆增压，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.剪切闸板防喷器运用平安留意事项

(1)钻井队应加强对防喷器远程限制台的管理，避开因误操作

而导致管柱事故或更严峻的事故。

(2)操作剪切闸板时，除远程限制台操作人员外，其余人员全

部撤至平安位置。

(3)复原正常工作后，剪切闸板应刚好更换。

5.全封闸板防喷器失效时，可采纳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、旋转作业时应运用油管头爱护套，爱护套宜采纳提

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，采纳

其余阀门限制开关，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.防喷器及其限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运用超过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限制系统检测周期为1年。

3.分别器投入运用后首次检测周期为3年，以后的检测周期由

检测单位或部门依据前次内外部检测状况确定。

4.分别器平安阀检测周期为1年，校验合格的平安阀应加装铅

封，其开启压力为分别器最近一次检测时所判定的最高工作压力的

1.05~1.10^o

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视

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）防喷器及其限制系统现场由作业队负责日常维护、保养

和检查，送检防喷器及其限制系统时，应向井控车间说明在运用过

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、运用记录。

（五）井场应配置温度和湿度满意橡胶件贮存条件的库房，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

效运用期及库存数量。

（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、运

用和管理按《西南油气田分公司钻井井控实施细则》执行。

第四章开工打算和检查验收

其次十条项目建设单位应刚好组织现场办公，对地质、工程、

井控工艺等方面开展技术交底。

其次十一条井下作业开工前，作业队应依据地质、工程设计，

结合四周环境编制施工设计和应急预案，报承包商审批。

其次十二条作业队应按设计要求作好施工打算，若发觉实际与

工程设计不相符时，应刚好向项目建设单位申报，按程序进行设计

变更。

其次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。

其次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

Fb

其次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。

其次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，发觉问题应限时整改。

第五章井下作业中的井控

其次十七条起下管柱、旋转作业、起下特别管柱、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内限制住井口，

其余作业时应在3min内限制住井口，演习结束后应对演习状况进行

讲评，并记录在“三防”演习记录表（见附录H）中。

其次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

状况进行讲评，并记录在“三防”演习记录表中。

其次十九条B环空、C环空的压力监测及处置

（-）每天至少视察记录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。

（-）B环空、C环空带压的井应依据状况接泄压管线至井场

外平安位置。

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

于视察的位置，并面对前场，其内容应包括井内为自然气时的最高、

最低限制套压，井筒液体密度下的最高允许限制套压、最大允许掏

空深度。任何状况下关井，井口最高关井压力不应超过设计允许限

制压力。

第三十一条装有采油（气）树敞井视察或装有防喷器作业时，

应严格执行液面坐岗视察制度视察出口及液面的变更J见附录J卜

1.循环作业时每15min记录一次压井液的进、出口量和密度，

特别状况时应加密视察并记录。

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，并刚好校核累计灌入或返出

量。

3.敞井视察期间每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，并刚好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，依据监测状况确定吊灌量和吊灌频次。

6.发觉异样马上报告。

第三十二条换装井口时的井控

（一）产层暴露井

1.拆采油（气）井口前应至少视察一个拆采油（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），无异样才能拆采油（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视察一个起下管柱、

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），井内无异样后，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，已完成视

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），井内无异样后，才能拆

卸防喷器组，安装采油（气）井口。

（—）产层未暴露井

换装井口前静止视察时间为6~8h,出口无异样，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），无异样后才能进

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。

（-）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状况。

（-）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、协作接头、管

柱死卡及其固定附件等应备齐置于钻台（边）上。

（四）敞井视察期间出口有异样状况不能进行起下管柱作业。

（五）平安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，同一井况已完成视察大于下一作业周期时间，

出口无异样，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），无异样后才能进行起下管柱作业。

4.产层未暴露井，静止视察时间为6〜8h,出口无异样，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），无异样后

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

时应限制起下钻速度。

（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、套铳和磨铳等作业。

（-）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。特别状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、回压阀应通过协作接头或爱护接头与下

部管柱连接。接单根卸扣时，不应实行关闭下旋塞的方式来限制方

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。

（-）安装与预料最高工作压力等级相匹配的绳索防喷装置。

（-）作业过程中应依据井口压力变更适时调整注脂压力，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状况时，

应马上实行措施，限制泄漏，若泄漏无法解除，应停止起下作业关

闭绳索防喷器。非特别状况下严禁剪断绳索。

第三十六条起下特别管柱作业时的井控

起下特别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。

(-)起下特别管柱前，应备齐与防喷器闸板尺寸相匹配的防

喷单根及起下特别管柱所用的接头、工具(如射孔枪卡板等b

(-)起下封隔器等大直径工具时，应限制起下钻速度。

(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，视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)，无异样后起枪检查。

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。

紧急状况下，可干脆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限制参数限制压力，放出的

自然气应点火燃烧。

3.排液、求产应监测井口装置、测试流程和液气出口，发觉刺、

漏等现象应刚好整改。

4.蒸汽发生器应提前运行，防止发生冰堵。

(-)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，

不应采纳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)发觉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号闸门视察。

(3)按设计压力或掏空深度进行限制。

2.气举

(1)气举管线应安装单流阀。

(2)杜绝采纳空气气举排液。

(3)气举排液时按设计压力或掏空深度进行限制。

第三十八条压裂酸化作业时的井控

(-)压裂酸化时井口至少应有两只限制闸门。

(-)压裂车应安装限压装置。

(三)压裂酸化时应有爱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

(-)井底压力不应超过地层裂开压力。

(-)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限制压力。

第四十条液面不能到达井口的井作业时的井控

(-)作业前应取得目前地层压力，为压井供应依据。

(-)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，依据

液面变更状况确定视察时间。

(四)依据起下管柱的体积、地层漏失及液面变更状况确定吊

灌量及吊灌频次。

第四十一条连续油管作业时的井控

(-)依据连续油管规格参数、入井次数、作业累计井深、作

业井况等状况限制连续油管施工压力、内外压差以及下入深度。

(-)作业时应监控井口压力及出口状况。

(三)连续油管通过特别井段(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限制在10m/min内。

（四）冲砂（钻磨）解堵作业时，当井口压力突然上升，应马

上增加内、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平

安。

第四十二条带压起下管柱作业时的井控

（-）依据管柱内通径、井底压力、温度和流体性质及工艺要

求选择油管内压力限制工具。油管内压力限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限制工具应满意

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。

（-）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）通过试压四通，从下到上逐级试压。平安防喷器组按井

口预料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料最高工作压力，稳压30min,

压降不超过0.7MPa为合格。

（四）依据作业管柱管径、接箍类型和井口工作压力确定采纳

环形防喷器干脆限制起下、环形防喷器和闸板倒换限制起下或闸板

和闸板倒换限制起下。

（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，并关平安防喷器、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，平衡平安防喷器的上

下压力，然后开平安防喷器，再复原作业。

（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觉存在重大井控平安隐患，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，

方可复原生产。

第六章溢流的处理和压井作业

第四十四条溢流应在2m3内发觉。发觉溢流马上关井，疑似溢

流关井检查。关井方式宜采纳硬关井。关井后应视察、记录立、套

压及循环池压井液增减量，并快速向值班干部报告。关井程序见附

录Mo

第四十五条关井的信号

（-）坐岗人员发觉溢流应马上发出报警信号。

（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依据现场井控装备配置状况明确关井作

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，

若状况紧急，经工程技术监督同意，由井队长组织实施放喷。

第四十八条依据地层压力，确定相宜的压井液密度。

第四十九条依据井况和管柱结构选择压井方法：

（-）井内有管柱且管鞋在产层旁边，宜采纳循环法压井。

（-）井内有管柱且管鞋远离产层，宜采纳置换法或循环法压

井。

（三）井内无管柱，宜采纳置换法或压回法压井。

（四）油套环空无法连通，宜采纳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

备平安检查、人员操作岗位落实等工作。施工中支配专人具体记录

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、防硫化氢平安措施

第五十一条防火、防爆措施

（-）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，应实行有效的防火隔离措

施。

（三）在井场明显处和有关的设施、设备处应设置平安警示标

记。

（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,达不到以上平

安距离要求的应实行相应的平安措施。

（五）井场内及原油、轻质油、柴油等易燃易爆物品四周50m

范围内应严禁烟火。

（六）钻台上下、机泵房四周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。

（A）井场内严禁烟火，若需动火，应执行SY/T5858中的平

安规定。

（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

（-）在井场入口、井架上、钻台边上、循环系统、远程限制

台、紧急集合点、点火口旁边等处应设置风向标，一旦发生紧急状

况，作业人员应向上风方向疏散。

（-）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，并对其实行防损坏、污染、灰尘和高温的爱护措施。

（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，应马上启动应急预案。

（A）硫化氢监测仪警报值的设置和相应的应急响应按SY/T

5087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。应马上停止作业机、

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，须要时打开专用探照灯，并

组织警戒。

第五十四条马上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平安生产监督部门报告，帮助当地政府做好井

口500m范围内居民的疏散工作。

第五十五条设置视察点，定时取样，监测大气中的自然气、硫

化氢和二氧化碳的含量，划分平安区域。

第五十六条快速成立现场抢险领导小组，依据失控状况制定抢

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

要同时考虑环境爱护，防止发生次生环境事故。

第五十七条接着监测污染区有毒有害气体的浓度，依据监测状

况确定是否扩大撤离范围。

第五十八条快速做好储水、供水工作。有条件应尽快向井口及

四周设备喷水降温，防止着火。在确保人员平安的前提下，将氧气

瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危急区。

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依据须要配备护目镜、阻燃服、防水服、

防尘口罩、防幅射平安帽、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，避开烧伤、中毒、噪音等

人身损害。

第六H■—条高含硫油气井井口点火程序

（-）高含硫油气井井口点火按《西南油气田分公司高含硫化

氢自然气井井口失控后井口点火程序》（附录N）执行。

（-）点火人员佩带防护器具，在上风方向，尽量远离井口运

用移动点火器具点火；其他人员集中到上风方向的平安区。

（三）点火后应对下风方向，尤其是井场生活区、四周居民区、

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I、考核

第六十三条“井控培训合格证”制度

从事井下作业生产、技术和平安管理的人员，现场操作、现场

服务人员和井控培训老师应持“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

（-）井下作业管理人员：主管生产、技术、平安的各级领导、

基层队正副队长、指导员、平安监督等。

（-）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X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、修理人员。

（六）井喷专业抢险人员。

第六十五条培训单位资质

（-）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）井控培训老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

（-）井控技术通用学问

1.井下各种压力的概念与分析。

2.溢流、井喷发生缘由和溢流的刚好发觉。

3.压井施工和困难井控问题的处理。

（-）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、施工前的井控打算工作、施工中的

井控工作及溢流井喷的处置。

（三）井控设备

1.结构及工作原理。

2.安装、调试与运用要求。

3.维护保养和故障解除。

（四）综合学问

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

（-）管理人员培训，以全面监督管理，困难状况下的二次井

控技术和三次井控技术，井控设计原则等为重点。

（-）技术人员培训，以正确推断溢流、正的确施关井程序、

压井方案编制、压井作业、正确推断井控装置故障和一般故障解除、

正确处理井喷及井喷失控等为重点。

（三）现场操作人员培训，以刚好发觉溢流、正的确施关井操

作程序及井控装备的娴熟安装、运用、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、溢流的主要缘由和显示及发生险情时的协作要求

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、调试及正确推断和解除故障等为重点。

（六）井喷专业抢险人员的培训，以井控装置结构、工作原理、

运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

首次参与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，并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。

（-）理论考试实行闭卷方式，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

（-）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。

（-）成立西南油气田分公司井控领导小组，组长由第一责任

人担当，成员由相关副总师、勘探、开发、生产运行、工程技术、

设备管理、质量平安环保、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支配并督促实施。

（七）组织和指导重大井控作业。

（A）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

（-）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。

（-）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状况。

（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、维护和运

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。

（A）每季度组织一次井控巡回检查，刚好发觉和整改井控工

作中存在的问题。

第七十二条工程技术探讨院井控主要职责

（-）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。

（-）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

控管理工作状况。

（三）负责向西南油气田分公司供应井控技术支撑。

（四）负责井控动态跟踪及汇报。

（五）负责井控突发事务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。

（A）每季度组织一次井控巡回检查，刚好发觉和整改井控工

作中存在的问题。

第七十三条承包商井控主要职责

（-