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新疆油田钻井井控实施细则
（2017版）
新疆油田公司 2017年2月
目 录
第一章 总则 •第二章 井控设计
•第三章 井控装臵的安装、试压、使用和管理 •第四章 钻开油气层前的准备和检查验收 •第五章 油气层钻井过程中的井控作业
•第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 •第七章 井控技术培训 •第八章 井控管理 •第九章 附则.钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3.关井操作程序
4.带顶驱钻机关井操作程序
5.溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序
7.防喷演习记录表格式 8.坐岗记录表格式 9.低泵冲试验表格式
10.油气上窜速度表格式及计算公式 11.关井提示牌格式
12.钻开油气层检查验收证书格式
第一章 总 则
第一条 为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田井控工作，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，制定本细则。
第二条 各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。•• 第三条 井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。
第四条 井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。
•• 第五条 油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。
第六条 欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。
第二章 井控设计
第七条 地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。
第八条地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件： 井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集(同一时间内聚集人数超过50人的公共活动场所的建筑)及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司井控办主任（原为主管领导）批准后，按评估意见处臵。
稠油井的安全距离执行GB50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》中的相关规定。
第九条 建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km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、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，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、干渠的位臵和走向等。
第十条 地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。
第十一条 在开发调整区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300～500m范围内（具体距离范围由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据。开钻前由勘探、开发项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。
第十二条 在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在工程设计中明确应采取的相应安 4 全和技术措施。
第十三条 工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：
（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；
（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。
具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。
井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。第十四条 工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：
（一）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；
（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；
（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m；
（四）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；
（五）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；
（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，水泥宜返到地面。其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m；
（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施；
（八）依据SY/T5731-2012《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷。
第十五条 探井每层套管固井开钻后，按SY/T 5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。
在实测井口压力时应考虑，使试验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算）≤套管最小抗内压强度的80％。
开发井由开发公司（建设方）根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力。如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验。
用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力试验。第十六条 井控装臵的配套标准：
（一）防喷器压力等级的选用，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，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。
对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级。
环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装臵。
防喷器组合形式如下：
1、14MPa稠油井防喷器组合形式如图
1、图2。2、14、21MPa防喷器组合形式如图3。
3、35MPa防喷器组合形式如图
3、图
4、图5。半封 全封 全封 半封 全封 半封 1# 2 #（常关）（常开）3# 4#（常开）（常关）1# 2#（常关）（常开）3#（常开）4#（常关）图435、70MPa井控装置组合图（半封+全封+半封+四通）图535、70MPa井控装置组合图（环型+全封+半封+四通）4、70MPa防喷器组合形式如图
4、图
5、图
6、图
7、图8。
半封 全封剪切 半封 2# 图6 1#（常关）（常开）3#（常开）4#（常关）图 图6 5、105MPa及以上防喷器组合形式如图
6、图
7、图8。
6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图
4、图
5、图
6、图8。
（二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配：
1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C。
2、35MPa节流管汇如图10A、图
10B、图10C、图11。
3、70MPa节流管汇如图
11、图12。对于玛湖、吉木萨尔致密油区块等低渗透率的生产井，也可不配臵液气分离器。
4、105MPa节流管汇如图12。
（三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，105MPa的可以使用70MPa的由壬，直通端可作副放喷管线：
14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14。
（四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装臵。
（五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。
（六）设计中应绘制各次开钻井口装臵及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。
（七）选择70MPa、105MPa防喷器的井应配臵司钻控制台和节流管汇控制箱；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配臵司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配臵司钻控制台（稠油井除外）。
（八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。
（九）有抗硫要求的井口装臵及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装臵配套、安装和使用规范》中的相应规定。
（十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过3150mg/m（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）。
第十七条 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装臵和灌注装臵的配臵要满足井控技术的要求。
第十八条 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，应按照GB-T 22513-2008《石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装臵和采油树》标准明确选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。
第十九条 工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。
重点探井和气井宜配备立式气动加重装臵。根据运输距离的远近，探井储备加重材料30～100t；生产井储备加重材料20～50t。对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20t（浅层稠油井不少于5t）。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100t。具体单井储备量应在工程设计中明确。在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量。
第二十条 欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）的地层不能进行欠平衡钻井。欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。欠平衡液气分离器进液管线连接可以使用由壬。
第二十一条 预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预（监）13 测技术（由录井队实施），并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。
第三章 井控装臵的安装、试压、使用和管理
第二十二条井控装臵的安装包括钻井井口装臵的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。
第二十三条 钻井井口装臵的安装规定：
（一）钻井井口装臵包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。各次开钻要按设计安装井口装臵。
（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时，不用的螺孔用丝堵堵住。
（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。
（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装臵及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。
（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。手轮处应有计量开关圈数的计数装臵。
（六）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。防喷器远程控制台安装要求：
1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜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（稠油井如受场地限制，距井口距离不宜少于20m处），距放喷管线或压井管线有2m以上距离，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、腐蚀物 14 品；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。
2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。
3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配臵气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束。
4、电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制。
5、远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油，待命工况时，液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度的1/2。储能器瓶的压力在17.5～21MPa。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。
6、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。远程控制台上的全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装臵。
7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。
8、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.65～1.30MPa，油压2～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），孔板式节流阀的开启度为3/8～1/2，筒形节流阀开启度为18～23mm。节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。
9、液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90°-125°弯头。
（七）四通的配臵及安装、套管头的配臵及安装应符合SY/T 5964《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。
第二十四条 井控管汇应符合如下要求：
（一）井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。
（二）防喷、放喷管线应使用经探伤合格的管材；防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用高压法兰连接，不允许现场焊接。放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接。气井及井深大于4000m的井，放喷管线应使用高压法兰连接。
（三）钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内，并固定牢靠（固定不少于两个点,固定间距不宜小于0.3m），出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头，通径不小于78mm(侧钻井、老井加深井通径不小于62mm)。
使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用；转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。
使用高压软管线时，有固定安全链（绳），软管中间固定牢靠； 35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，70MPa及以上压力级别节流 管汇可以使用35MPa高压耐火软管。
（四）放喷管线安装要求：
1、放喷管线应有两条，通径不小于78mm(侧钻井、老井加深井通径不小于62mm)，不允许在现场焊接。
2、管线布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况，一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通；若用钻杆，公扣朝外；末端进行防沙堵处理。
3、管线出口距井口的距离：浅层稠油井30m；生产井50m；预探井、评价井以及气井75m；含硫油气井100m。
预探井、评价井、气井、含硫油气井和地层压力大于35MPa的井，副放喷管线长度执行主放喷管线标准。浅层稠油井、玛湖、吉木萨尔致密油等区块低渗油藏的生产井，可只接主放喷管线。其它井，在工程设计中明确副放喷管线长度。对于未接副放喷管线的井，应配备相应长度的放喷管线和固定基墩（浅层稠油井除外），在需要时可以随时连接。管线出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不宜有其它设备等障碍物。
4、管线每隔9～11m、转弯处（前后基墩固定）、出口处用基墩或地锚固定牢靠；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m，出口处固定压板下不得使用可燃物。
5、基墩地脚螺栓直径不小于30mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板（整体式，不允许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kg。
6、为满足环境保护要求，放喷管线中部可以使用三通，以便于在条件 允许的情况下，将喷出物排入废液池内。通向废液池的短管，宜用基墩固 定。
（五）井控管汇所配臵的平板阀应符合GB-T 22513-2008《石油天然气工业钻井和采油设备 井口装臵和采油树》中的相应规定。
（六）钻井四通两翼应各有两个闸阀，四通闸阀分别双联后安装在四通两翼，车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧，4#闸阀为液动阀，2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关。浅层稠油井在四通两翼各有一个闸阀，1#闸阀常关，2# 闸阀常开。
（七）压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关（处于关位）的10～16MPa低量程压力表，度盘朝向应便于观察。
（八）稠油井以及选择35MPa防喷器的井可以使用与防喷器压力级别一致的高压耐火软管作为防喷管线，管线中部应与井架底座或用基墩固定。
第二十五条 钻具内防喷工具要求：
（一）钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、顶驱旋塞阀、止回阀和防喷钻杆。
（二）钻台上配备与钻具尺寸相符的位于开位的备用旋塞阀(顶驱钻机可以不配)，钻具内防喷工具的额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配（超过70MPa的，选70MPa旋塞）；定期活动旋塞阀，保证开关灵活。
（三）准备一根防喷单根或防喷立柱（上端接旋塞），防喷单根（防喷立柱）在提下至钻铤前，应臵于坡道上或便于快速取用的位臵。
（四）钻具内防喷工具每年检验一次，检验部门应出具检验合格证和试压曲线。
（五）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便缩短关井时间。
（六）一类风险井油层套管井段钻进宜使用止回阀。
第二十六条 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装臵要求：
（一）配备坐岗房。钻井液循环罐有液面监测声光报警装臵（能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位），报警装臵分别安装在钻井液罐面（坐岗房内）和司钻操作台附近，报警值设臵不宜超过1m3。钻井液增减量的数据读取误差不超过±0.3 m3。循环罐、配液罐有容积计量标尺。18 应配备6～12 m3的专用灌浆罐。
（二）所有井（稠油井除外）都必须安装除气器，探井、气井及气油比超过300的油井还应安装液气分离器，液气分离器处理量不低于 240 m³/h。
1、液气分离器安装在节流管汇的外侧，用三或四根直径12.7mm的、均匀分布的钢丝绳作绷绳牢固固定；其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。
2、液气分离器进液管线使用内径不小于78mm的高压耐火软管线，并用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致（若使用70MPa以上节流管汇，可使用35MPa高压耐火软管）；35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，进液管线应使用高压法兰连接。排气管线采用法兰连接，内径不小于140mm，接出井口50m以远，每10-15m固定牢靠，固定基墩重量不低于400kg，基墩地脚螺栓直径不小于20mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板宽100mm、厚7mm。排气管线离放喷管线距离不小于1.5m。排液管线应使用直径不小于254 mm的硬管线，其出口端可以使用软管线，出口臵于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线，需要时再进行连接。
3、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。
（三）应使用保持型喇叭发报警信号。第二十七条 井控装臵试压要求：
（一）井控车间试压：环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（剪切闸板防喷器）和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试到防喷器额定工作压力，试压稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。闸板防喷器应做低压试验，试压值为1.4～2.1MPa，稳压时间不少于3min，压降不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏。检修好的井控装臵超过12个月，应重新试压。送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。
（二）在井上安装好后，使用堵塞器或试压塞试压，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇分级试压。放喷管线试验压力不低于10MPa（11月1日至次年3月1日，或气温低于零度，为防止放喷管线冻结，可以不做清水试压，但必须保证放喷管线连接密封可靠），稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。
侧钻井、老井加深井，试压值按照防喷器、采油树四通额定工作压力、套管抗内压强度的70%及预计最大关井压力四者中最小值进行试压。法兰式管挂井的全封闸板不做现场试压。
（三）在井上安装好后，FZ23-70、2FZ23-70防喷器全封闸板试压15MPa。稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。稠油井装有双闸板防喷器的，下套管专用闸板可以每3口井试压一次。
（四）更换井控装臵部件后、防喷器现场安装后二开井段每隔40～45d，三、四开井段（稠油井除外）每隔25～30d，用堵塞器或试压塞按照上述要求试压。下套管前，更换与套管直径一致尺寸的闸板后应进行试压。若使用5″-51/2″变径闸板，在下套管前应做5 1/2″闸板封闭试压。
（五）在井上安装好后，防喷器控制系统按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试压，稳压时间不少于3min ,密封部位无渗漏。
（六）防喷器控制系统用液压油试压，其余井控装臵试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。
（七）现场试压由钻井工程师填写试压记录，安全监理现场确认并签字。
（八）三开（稠油井除外）及以后各次开钻的试压，必须用专用试压车或泵车试压，井队留存试压曲线以备检查。试压介质一律用清水，不得 20 用钻井液做介质试压。
（九）采油（气）井口装臵等井控装臵应经检验、试压合格后方能上井安装（附试压合格证）；气井还应做气密封试验；采油（气）井口装臵在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
第二十八条 井控装臵的使用按以下规定执行：
（一）环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井；套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s；环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。
（二）具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，解锁到位后回转1/4圈～1/2圈。
（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器；严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
（四）距井控车间距离在100km以外的井，井场或项目部（离井队不超过25km）应备有与在用闸板同规格的半封闸板、相应的密封件（存放温度16～27℃）及其拆装和试压工具。
（五）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
（六）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（七）平板阀开、关到位后，都应回转1/4圈～1/2圈，其开、关应一 21 次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（八）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵（自安装之日起每5 ～ 10d用压缩空气对井控管汇进行一次扫线，保证管线畅通）、防冻措施（节流、压井管汇房内距地面0.3m处，温度高于3℃），保证任何状态下各闸阀开关灵活；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌（附录11）进行标示。
（九）井控管汇上所有闸阀，都应用不同颜色的色环或标识牌（红色表示关，绿色表示开）标明其开、关状态。各种压力级别节流管汇待命工况下闸阀开关状态见图9-图14。压井管汇上的平板阀待命时均处于关闭状态。
第二十九条 井控装臵的管理执行以下规定：
（一）井控车间负责井控装臵的管理、维修和现场定期检查；负责重点探井井控装臵的安装指导，并对安装质量负责。
（二）钻井队负责井控装臵的安装，并落实专人负责井控装臵的管理、操作，填写保养和检查记录。
1、技术员负责井控装臵的日常巡回检查及维修；
2、司钻负责司钻控制台、节流管汇控制箱检查、维护、保养；
3、副钻负责远控房检查、维护和保养；
4、架工负责防喷器、四通两侧闸阀及套管头两侧闸阀的检查、维护和保养；
5、内钳工负责方钻杆上、下旋塞及开关工具的检查、维护和保养；
6、外钳工负责压井管汇、液气分离器的检查、维护和保养；
7、场地工负责节流管汇、除气器及放喷管线的检查、维护和保养；
8、各岗位按上述分工每个班对井控装臵进行一次检查、维护和保养。
（三）井控车间应设臵专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件（16～27℃）储藏要求。
（四）欠平衡钻井特殊井控作业的设备配套、管理、使用和维修，由设备所有者负责。
第三十条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。本油田内加工生产的产品应经过有关部门认证许可，附合格证方能送井。
第四章 钻开油气层前的准备和检查验收
第三十一条 钻开油气层前按照钻开油气层的申报、审批制度进行检查验收。
第三十二条 钻开油气层前的准备工作：
（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。预探井在进入油气层前50m～100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。
（二）调整井应由地质监督或受委托的相关方地质员按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。
（三）日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装臵和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
（四）钻井队应落实井控责任制，进行不同工况下的防喷演习，防火演习，含硫地区还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。
（五）落实钻井队干部生产现场24h值班制度。落实 “坐岗”制度。
（六）钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。
（七）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装符合规定，功能正常。
（八）钻开油气层前按第二十七条对井控装备进行一次试压。
第五章 油气层钻井过程中的井控作业
第三十三条 钻开油、气层后，每次起下钻（离上次活动时间超过5d）对闸板防喷器及手动锁紧装臵开关活动一次。定期对井控装臵进行试压，每次试压后应对井控装臵固定螺栓进行紧固。
第三十四条 钻井队按工程设计选择钻井液类型和密度值。按工程设计要求进行随钻地层压力监测，当发现实际与设计不相符合时，按设计审批程序，经批准后实施。若遇紧急情况（溢流、井涌或井喷），钻井队可先处理，再及时上报。
第三十五条 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。
第三十六条 探井二开以后、其它井三开以后井段，每只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300m，都要以1/3～1/2钻进排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录（见附录9）。
第三十七条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流（稠油井不进行短程起下钻）：
（一）每钻开新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起钻前；
（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；
（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。第三十八条 短程起下钻的基本作法如下：
（一）一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，循环检测油气上窜速度，若油气侵上窜到井口的时间大于提下钻时间，便可正式起钻。油气上窜速度计算公式（附录10）采用“迟到时间法”，同时根据井深附加一定的附加时间,深井(大于4000m)附加时间不宜小于8h，否则应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻。
（二）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若油气侵上窜到井口的时间小于等值时间，应调整处理钻井液；若油气侵上窜到井口的时间大于等值时间，便可正式起钻。
第三十九条 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：
（一）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不宜超过0.02g/cm3。
（二）起钻杆时每3～5柱向环空灌满钻井液，起钻铤要连续灌浆，作好记录、校核；若灌入钻井液量大于或小于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观察，如有溢流，应及时关井求压；如有井漏，应及时采取相应措施。
（三）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s；裸眼井段起下钻速度应根据井的深浅、裸眼井段的长短、井眼尺寸、钻井液性能以及井下情况进行控制。
（四）起钻完应及时下钻，检修设备时应保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下检修设备。
第四十条 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。
第四十一条 若需对气侵钻井液加重，应停止钻进，然后对气侵钻井液排气和加重，严禁边钻进边加重。第四十二条 加强溢流预兆及溢流显示的观察，及时发现溢流。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。
（一）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池罐面等变化，并作好记录。
（二）起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。
（三）发现溢流及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，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。
第四十三条 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施，保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。
第四十四条 电测、固井、中途测试井控要求：
（一）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间超过等值时间，应中途通井循环再电测。
（二）测井队到井后应向井队了解井况，确认后效时间，电测时发生溢流应立即停止电测，尽快起出井内电缆，当不具备起出电缆条件，钻井液涌出转盘面时，可以在井口实施剪断电缆。由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督决定）决定何时切断电缆并进行关井作业，测井队专用剪切工具应放臵在钻台上，测井中随时处于待命状态，测井队队长负责实施剪断电缆工作。不允许用关闭环形防喷器的方法起电缆。
（三）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板（双闸板防喷器宜将全封闸板换成与套管尺寸相同的半封闸板），并进行试压；固井全过程（起钻、下套管、固井）保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥浆失重造成井内压力平衡的破坏，而导致井喷。
（四）中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装臵符合安装、试压要求的前提下进行。
第四十五条 发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。
第四十六条 关井最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。对于技术套管下深超过1200m的井（不适用于山前构造以及附近500 m内有地下矿井的井），最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力，其最大关井压力，按井口装臵额定工作压力和技术套管抗内压强度80%，两者中的最小值执行。对只下表层套管的井，应根据套管鞋处地层破裂压力限定关井压力，这类井发生溢流时不应关井求压。
第四十七条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：
（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，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，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。
272、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。
第四十八条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
第四十九条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。
第五十条 压井作业应有详细的计算和设计，压井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。施工中专人记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。
第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 第五十一条 防火、防爆措施：
（一）井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，主放喷管线出口处，应有U型燃烧池（长×宽×高宜为：5×3×2～3m），防止放喷点火时引燃周围的植物。
（二）发电房、锅炉房和储油罐等设备的摆放距离与位臵，执行Q/SY XJ 0947—2013《钻井井场设备布臵要求》；
1、储油罐与发电房相距＞20m；油罐距放喷管线＞3m；水罐距放喷管 线＞2m；值班房、发电房、化验室等井场工作房、储油罐距井口＞30m； 地质房、录井仪器房距井口＞30m，稠油、压力小于21MPa的井距井口距离＞20m；锅炉房应尽可能设臵在季节风的上风位臵，距井口＞50m；生活区 28 应在井口的上风方向，距井口＞100m，（新区第一口探井和）含硫油气井的生活区距井口＞300m。进入井场道路宜先通过生活区，然后进入井场。
2、循环罐中心线距井口7m～18m；液气分离器安装在井场右侧距井口11m～18m的地方。
3、在环境敏感地区，如盐池、水库、河流等，应在井场右侧挖一个专 用的体积＞200 m3放喷池或使用总量不少于60 m3的放喷罐。
（三）井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY 5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》中的相应规定。
1、距井口30m（地层压力小于21MPa井15m）以内所有电气设备如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等应符合防爆要求，距井口30m（压力小于21MPa井15m）以内的电缆不应有接头，如有接头应用防爆接头连接；发电机应配备超载保护装臵，电动机应配备短路、过载保护装臵。
2、远控台和探照灯的电源线路应在配电房或发电房内单独控制。
3、钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分闸控制，做到一机一闸一保护；地层压力大于21MPa的井，分闸距井口距离不小于30m，地层压力小于21MPa的井，分闸距井口距离不小于15m。
（四）柴油机排气管无破漏（和积碳），有防火帽和冷却灭火装臵；排气管的出口与井口相距不宜小于15m，不朝向循环罐，也不宜朝向油罐。
（五）钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。
（六）消防器材的配备宜执行SY/T5974《钻井井场、设备、作业安全技术规程》，有专人负责定期检查，灭火器定期换药，挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌。井场消防器材的配臵不少于以下标准配臵： 35kg推车式干粉灭火器4具，8kg手提式干粉灭火器25具，发电机房、配电房应各配备4具5kg二氧化碳灭火器，消防铣5把，消防斧2把，消防钩2把，十字镐5把，消防桶5只，消防毛毡5条，消防水带75m，消防砂4m3。所有井队的供水管线上应装消防管线接口。
（七）井场内严禁烟火。若需动火，应执行新疆油田公司动火管理规定。
（八）钻开油气层后，所有车辆应停放在距井口30m以外，进入距离井口30m以内的车辆，应安装阻火器，车头朝外停放。
（九）二层台应配备逃生装臵，其导向绳与地面夹角不宜小于30°或超过75°，最佳夹角为45°，落地位臵尽可能远离井口，使用地锚其深度为1.5m，若使用基墩，其重量不低于1000kg。
（一）、（二）、（三）为一般性、通行性技术条件，如果遇到地形和井场条件不允许等特殊情况，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全和环境评估，评估意见由勘探、开发公司（采油厂）经理签字批准。
3第五十二条 含硫油气井（天然气中硫化氢含量大于75mg/m（50ppm））执行SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，防止硫化氢等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。其中：
（一）在含硫地区钻井，井场应储备不少于井筒容积1.5倍以上的加重钻井液（在用钻井液密度上附加0.2g/cm3）和相应的加重材料，一旦发生溢流后应及时关井，及时压井。
（二）在井场大门口，钻台，振动筛、坐岗房、防喷器液控房等五处设立风向标（风袋、风飘带、风旗或其它适用的装臵），并在不同方向上划定两个紧急集合点，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。
（三）井场应有明显警示标志：硫化氢浓度小于15mg/m3（10ppm）时井场挂绿色警示牌；硫化氢浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间时，井场挂黄色警示牌；硫化氢浓度大于或可能大于30mg/m3（20ppm）时，井场应挂红色警示牌。
（四）在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。
（五）放喷管线向井场左右接出100m远，并在主放喷管线出口处准备 好点火装臵，以便在放喷时点火。手动点火装臵可以使用喷射距离超过10m的彩珠弹。
（六）含硫地区（包括新区第一口预探井）的钻井队按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具；录井、测井以及其他作业人员应每人配备一套正压式呼吸器；并人人会使用、维护和检查。
1、固定式硫化氢监测仪探头安装在司钻操作处、圆井、一号罐、钻井液接收罐处，探头距离监测面高度在0.3—0.6m，主机安装在（干部值班室）坐岗房、司钻操作房内。对于有综合录井仪的井，固定式硫化氢监测仪可以由录井队安装并维护，钻井队可以不安装。至少配5台便携式硫化氢监测仪（值班干部、当班司钻、坐岗人员随身携带）及专用硫化氢报警器，逢五逢十由值班干部（白班）检查上述设施并记录。
2、井队配12套正压式呼吸器，摆放在清洁、卫生、便于迅速取用的位臵。配5套备用空气瓶、1台空气压缩机。队长每月至少对其检查一次（有检查记录）；使用前后也应检查。
3、其它井至少配一套便携式硫化氢监测仪（司钻或坐岗人员随身携带），！
（七）含硫油气井作业相关人员上岗前应在西部井控培训学校接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后上岗。
（八）钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防硫化氢安全技术交底，对可能存在硫化氢的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。
（九）含硫地区钻井液的PH值要求控制在9.5以上，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在50mg/m3以下。
（十）第一级报警值应设臵在硫化氢含量15mg/m3(10ppm)，第二级报警值应设臵在安全临界浓度硫化氢含量30mg/m3(20ppm)，当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》做好人员安全防护工作。
（十一）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，按本细则第五十三条
（九）中的相应要求进行。
（十二）钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织联合演练，在区域预探井和含硫地区钻井，每月至少进行一次防硫化氢演习。一旦硫化氢溢出地面，立即启动应急预案。含硫油气井应急撤离措施参见SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》有关规定。
（十三）剪切闸板由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督）操作。使用剪切闸板防喷器时，除操作者和安全监护人员外，其余人员撤至安全位臵。剪切闸板使用一次后应更换，不再使用。
（十四）发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。
（十五）控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。
第五十三条 井喷失控后的处理按以下规定执行：
（一）严防着火。井喷失控后应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，打开专用防爆探照灯；熄灭火 32 源，组织设立警戒和警戒区；将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装臵，防止着火。
（二）立即向上一级主管部门及建设单位汇报，由油田公司负责及时向当地政府和安全生产监督部门报告。协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。
（三）设臵观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。
（四）成立由油田公司、钻探公司主管领导及钻井公司主要领导参加的现场抢险指挥组，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。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。
（五）发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。
（六）抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T 6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习和人身安全防护。
（七）井口装臵和井控管汇完好条件下井喷失控的处理:
1、检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装臵的最高承压值；
2、检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；
3、井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施；
4、按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊，对油罐、氧气瓶、乙炔瓶等易燃易爆物采取安全保护措施；
5、迅速组织力量配制压井液压井，其准备量应为井筒容积的2～3倍；
6、当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业；
7、对具备投产条件的井，经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。
（八）井口装臵损坏或其它原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火
的处理:
1、在失控井的井场和井口周围清除抢险通道时，要清除可能因其歪斜、倒塌而妨碍进行处理工作的障碍物（转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充分暴露并对井口装臵进行可能的保护；对于着火井应在灭火前，采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等办法带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，使用铜制工具。
2、采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井大火；密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。
（九）含硫化氢井井喷失控后的处理：
含硫化氢天然气井发生井喷，符合下述条件之一时，应在15min内实施井口点火：
（1）气井发生井喷失控，且在距井口500m范围内存在未撤离的公众。（2）距井口500m范围内居民点的硫化氢3min平均浓度达到100ppm，且存在无防护措施的公众。
（3）井场周围1km范围内无有效的硫化氢监测手段。若井场1.5km范围内无常住居民，可适当延长点火时间。
油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人由生产经营单位代表担任，并列入应急预案中。
（十）抢险用井口装臵按下述原则设计：
1、在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装臵的通径，密封垫环要固定；
2、原井口装臵不能利用的应拆除；
3、大通径放喷以尽可能降低回压；
4、优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井
起下管柱、压井、处理井下事故等作业。
（十一）原井口装臵拆除和新井口装臵安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间，消除着火的可能。
（十二）井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行；切断向河流、湖泊等环境的污染。施工同时，不应在现场进行干扰施工的其它作业。
第七章井控技术培训
第五十四条 西部钻探井控培训中心为新疆油田指定井控培训单位。培训中心应有维文井控培训教材。
第五十五条 井控操作持证者，每两年复训一次，复训考核不合格者（理论考试成绩70分为合格，实际操作成绩100分为合格），吊销井控操作证。油田公司工程技术处负责监督执行井控操作持证制度。
凡持有非西部钻探井控培训合格证的人员，需经过西部钻探井控培训中心为期两天的《新疆油田钻井井控实施细则》知识培训合格后才能上岗，考试合格后，培训中心在培训人员持有的培训井控培训合格证上盖中心培训章。
第五十六条 井控技术培训内容执行《井控培训管理办法》（中油工程字[2007]437号）
第五十七条 井控培训单位资格、培训学时及考核方式应符合集团公司《井控培训管理办法》和SY 5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求。
第八章 井控管理
第五十八条 井控分级责任制度：
（一）油田公司和承包方都要建立分级井控管理网络，成立井控领导小组，落实“谁主管、谁负责”职责。领导小组负责贯彻执行井控规定，组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。
（二）油田公司主管工程技术的副总经理是油田公司井控工作第一责任人，承包方主管钻井工作的副职是井控工作第一责任人。
（三）油田公司勘探事业部、开发公司、采油厂及钻井公司、钻井队、井控车间，在钻井现场技术服务单位，应成立安全第一责任人为组长的井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井公司及10个钻井队以上的项目部，应配备专职井控技术和管理人员。
（四）油田公司与承包方每半年、钻井公司每季度进行一次井控检查。第五十九条 井控操作证制度： 执行“井控操作证”制度的人员：
（一）油田公司：
1、公司领导：公司主管领导，主管工程技术的领导。
2、机关处室：工程技术处处长、副处长，钻井工程管理科、井控与监督管理科各岗位。
3、直属机构：安全环境监督中心负责钻井专业的监督；勘探事业部、开发公司主管钻井的副职、正副总工程师（地质师）、安全（副）总监，生产、安全、技术科室从事钻井技术管理的岗位，项目（副）经理、地质监督、测井监督、钻井监督、钻井液监督、固井监督、安全监督。
4、工程技术研究院：主管钻井的副院长、总（副）工程师，方案规划研究所钻井工程研究室设计、审核、审批人员。
5、从事钻井生产的采油单位：主管钻井生产的领导、钻井设计审核人员、钻井管理人员。
（二）承包方：公司主管领导，工程技术处、安全处领导及主管人员，钻井分公司领导、工程技术与安全部门领导及钻井管理和技术人员，钻井队HSE监理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液技术员、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工。
（三）其它服务公司：欠平衡钻井、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及主要操作人员；固井、综合录井、钻井液等专业服务公司（队）的技术人员及现场负责人；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、测井队长、测井监督和地质（方案）设计人员。
没有取得井控操作证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。
第六十条 井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度：
（一）井控车间负责井控装备的管理和定期现场检查工作，建立相应的管理制度。
（二）设备所有单位负责重点探井、欠平衡井井控装备的安装指导，并保证安装质量。
（三）井控车间应建立保养维修、巡检回访、回收检验、资料管理、质量保证和技术培训等各项管理制度，负责井控装备维修、试压、巡检服务以及制订装备、工具、材料的配套计划和到货后的质量检验。
（四）井控管理人员和井控车间巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题。
（五）井控车间每月的井控装备使用动态、巡检报告等应及时上报钻井公司和油田公司工程技术处。
（六）井深≥4000m，且井控装臵（防喷器、节流管汇、压井管汇）安装使用超过4个月的井，完井后由井控车间回收检验一次；其它井每12个月（从试压日期开始）由井控车间回收检验一次。若压井作业使用过井控装臵，应由井控车间回收检验。
（七）井队负责井控装臵的安装，专人负责井控装备的检查、维护保养，操作，明确岗位责任，填写保养检查记录。
（八）稠油井套管头的管理和服务由产品厂家负责。第六十一条 钻开油气层的申报、审批制度：
（一）集团公司内部队伍承钻的井，钻开油气层验收由承包方组织，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。验收组成员：钻井公司项目经理部项目副经理（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。
（二）集团公司之外队伍承钻的井，钻开油气层验收由建设方组织，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。
1、探井验收组成员：勘探事业部项目经理部项目副经理（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。
2、开发井验收组成员：开发公司或采油厂（作业区）项目经理部钻井监督（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。
（三）检查验收情况记录于《钻开油气层检查验收证书》中（见附录
12、附录13）；如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，限期整改。
（四）检查合格检查人员在检查验收书上签字，签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层。
（五）有以下情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：
1、未执行钻开油气层申报审批制度；
2、未按要求储备重钻井液和加重材料；
3、井控装备未按照要求试压或试压不合格；
4、井控装备不能满足关井和压井要求；
5、防喷演习不合格；
6、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全；
7、钻井设备不能正常工作；
8、通讯系统不畅通的。• 第六十二条 防喷演习制度：
••
（一）作业班应按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况，按“逢五逢十”防喷演习制度进行防喷演习，防喷演习遵循“以司
钻为中心，班自为战，从实战出发”的原则。
••
（二）作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习。二开前应进行四种工况的防喷演习。换班人员应在第一次提下钻作业中进行四种工况的防喷演习，浅层稠油井每四口井累计应做四种不同工况的防喷演习，演习不合格不得进行下步作业。在特殊作业（测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习。
••
（三）钻进作业和空井状态应在2min、提下钻杆应在4 min、提下钻铤（加重钻杆）应在5 min内控制住井口。
（四）做好防喷演习讲评和记录（见附录7）。•• 第六十三条 坐岗制度：
••
（一）全井“坐岗”。非油、气层每小时测量一次钻井液增减量。进入油、气层前50m开始，每15 min测量一次，提下钻杆每3～5柱（最长不超过15 min）测量一次，提下钻铤连续灌浆每15 min测量一次。••
（二）“坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。••
（三）“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（安全监理）验收签字等内容（见附录6）。
••
（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。
（五）录井应落实坐岗职责。录井坐岗从综合录井作业开始至结束，录井监测系统中液面（总池体积）报警值的设臵不得超过1m3，总池体积呈持续变化时，录井操作员应对变化量进行分析，发现溢流或井漏及时通报给司钻。
•• 第六十四条 钻井队干部24h值班制度：
•• 钻井队干部在生产作业区坚持24h值班，值班干部应挂牌或有明显标志，值班情况填写在班前班后会记录中。值班干部应检查监督井控岗位责任、制度落实情况，发现问题立即督促整改。
•• 第六十五条 井喷突发事件逐级汇报制度：
（一）井喷突发事件分级
1、一级井喷突发事件（Ⅰ级）
凡符合下列情形之一的，为一级井喷突发事件：
(1)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)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、相关部委领导做出批示的井控事件。
(4)引起人民日报、新华社、中央电视台、中央人民广播电台等国内主流媒体，或法新社、路透社、美联社、合众社等境外重要媒体负面影响报道或评论的井控事件。
2、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)发生井喷失控，在12小时内仍未建立井筒压力平衡，企业自身难以在短时间内完成事故处理。
(3)引起省部级或集团公司领导关注，或省级政府部门领导做出批示的井控事件。
(4)引起省级主流媒体负面影响报道或评论的井控事件。
3、三级井喷突发事件（Ⅲ级）
凡符合下列情形之一的，为三级井喷突发事件：
(1)发生井喷，能够在12小时内建立井筒压力平衡，企业自身可以在短时间内完成事故处理。
(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。（4）。。。取消了第四级
• •
（二）井喷突发事件报告要求（本条变化较大，仔细阅读）
1、钻井公司发生I级井喷突发事件，钻井公司在启动自身预案进行处臵的同时，在25分钟内向上级主管部门和油田公司生产运行处汇报，油田公司在事件发生后30分钟内以电话形式上报集团公司总值班室（应急协调办公室），同时报告工程技术分公司和勘探与生产分公司。之后，在4小时内续报信息，并根据情况变化和工作进展，及时续报后续相关信息；每日7:00前报告最新情况。
油田公司应根据法规和当地政府规定，在事件发生后第一时间向属地政府主管部门报告。
2、钻井公司发生II级井喷突发事件，钻井公司在启动自身预案进行处臵的同时，在25分钟内向上级主管部门和油田公司生产运行处汇报，油田公司在事件发生30分钟内电话报告集团公司总值班室（应急协调办公室）、工程技术分公司和勘探与生产分公司。事件处臵结束后，油田公司在7天内将事件处臵报告报集团公司井喷突发事件应急领导小组办公室。
3、钻井公司发生III级井喷突发事件，由钻井公司组织进行处臵。在事件处臵结束后7天内将事件处臵报告报集团公司井喷突发事件应急领导小组办公室。
信息报告和通信联络，应采用有效方式。发送图文传真和电子邮件时，应确认对方已收到。
4、报告和记录的内容：事件发生的时间、地点、现场情况以及存在的社会、环境敏感因素；事件造成的伤亡人数、经济损失、周边影响；事件的原因分析，已经采取的措施，下步处臵方案，生产恢复期判断；舆情监测和媒体应对情况；事件涉及的装臵、设施等基础数据和背景资料、请求
上级部门支持和协调事项；其他需要报告的事项。
（三）井喷事故发生后，事故单位以附录15《集团公司钻井井喷失控事故信息收集表》内容向集团公司汇报，首先以表一（快报）内容进行汇报，然后再以表二（续报）内容进行汇报。•第六十六条 井控例会制度包括以下内容：
钻井队应把井控工作作为日常生产例会的一项内容，井控例会情况记录在井队生产例会记录本中；钻井公司每季度召开一次井控例会；油气田每半年联合召开一次井控例会。
第九章 附则
第六十七条 油田公司应当通过合同约定，要求进入该地区的所有钻井队伍及钻井相关队伍执行本细则。
第六十八条 本规定自印发之日起施行，2012年颁发的《新疆油田钻井井控实施细则》同时废止。
第六十九条 本规定由油田公司工程技术处负责解释，其它规定与本细则有抵触者，以本细则为准。本细则未涉及到的内容，参照相关行业标准。
2017年2月
附录1 钻井井控风险分级。
一、风险分级
Ⅰ级风险井：
1、地层硫化氢等有毒有害气体含量大于100ppm的井；
2、井深大于5500m的超深井；
3、以开发气藏为目的井；
4、无任何实钻资料可参考的预探井。
Ⅱ级风险井：
1、只有部分钻井、地质、测井资料可供参考的预探井；
2、预测气油比大于300的井；
3、含浅层气的井；
4、采用欠平衡工艺技术施工的井。
Ⅲ级风险井：
Ⅰ类、Ⅱ类风险井规定之外的井。
二、监管要求
1、Ⅰ级风险井管控措施
工程设计须经油田公司主管领导审批；施工队伍资质由钻井甲级资质队伍负责实施，若需乙级队伍施工，应由勘探、开发公司组织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处臵预案，由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管，（监理公司）对重点工序、重点环节进行监督。
2、Ⅱ级风险井管控措施
工程设计须经勘探、开发公司主管领导审批，施工由具有乙级或乙级以上资质的队伍负责实施；若确需丙级队伍施工，应由勘探、开发公司组 43 织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处臵预案，由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管，（监理公司）对重点工序、重点环节进行监督。
3、Ⅲ级风险井管控措施
工程设计须经勘探、开发公司项目部主管领导审批；施工由有资质的队伍负责实施；由勘探、开发公司负责监管。监理公司重点环节进行现场监督。
附录2 “三高”油气井定义
1、高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过35MPa的井。
2、高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3(100ppm)的井。
3、高危地区油气井是指在井口周围500m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），或位于江河、湖泊、滩海和海上的含有硫化氢（地层天然气中硫化氢含量高于15mg/m3(10 ppm)）、一氧化碳等有毒有害气体的井。
注：气井预计井口压力计算方法：井口压力=0.72×地层压力。
附录3 关井操作程序
1、钻进中发生溢流时： a）发：发出信号；
b）停：停转盘，停泵，上提方钻杆；
c)开：开启液（手）动平板阀； d)关：先关环形，后关指定闸板防喷器；
e)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；
f)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
2、起下钻杆中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业； c)抢：抢接旋塞阀；
d)开：开启液（手）动平板阀；
e)关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；
f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；
g)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
3、起下钻铤中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业； c）抢：抢接防喷单根； d）开：开启液（手）动平板阀；
e）关：关：关旋塞，先关环形，后关指定闸板防喷器；
f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；
g）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
454、空井发生溢流时： a）发：发出信号；
b）开：开启液（手）动平板阀； c）关：关关全封闸板防喷器；
d）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀（21MPa节流管汇关J3）；
e）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。
附录4 带顶驱钻机关井操作程序
1、钻进中发生溢流时： a）发：发出信号；
b）停：上提钻具，停顶驱，停泵； c）开：开启液（手）动平板阀； d）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；
e）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；
f）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
2、起下钻杆中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业； c）抢：抢接顶驱；
d）开：开启液（手）动平板阀； e）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；
f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；
g）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
3、起下钻铤中发生溢流时： a）发：发出信号； b）停：停止起下钻作业；
c）抢：抢接防喷单根（可不接旋塞），接顶驱； d）开：开启液（手）动平板阀； e）关：先关环形，后关指定闸板防喷器；
f）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；
g）看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
4、空井发生溢流时： a）发：发出信号；
b）开：开启液（手）动平板阀； c）关：关全封闸板防喷器；
d）关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；
e）看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。
注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。
附录5 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 司钻 钻进：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；
472、停泵、停转盘；
3、上提方钻杆（露出保护接头时停警报），待钻杆接头底面距吊卡顶面30cm左右时刹车；
4、内外钳工扣好吊卡，后发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1 s）；如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；
5、待确定关井后了解立压、套压；
6、三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；
7、开防喷器，关液动阀。 起下钻杆：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；
2、停止起下钻作业，抢接备用旋塞，关闭旋塞（关闭后停警报）；
3、上提钻具，使吊卡底面离转盘面30cm左右；
4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1s）。如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；
5、待确定关井后了解套压；
6、三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；
7、开防喷器，关液动阀。 起下钻铤：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；
2、停止起下钻作业，抢接防喷单根；
3、下放钻具，吊卡离转盘30cm左右，关闭旋塞（关闭后停警报）；
4、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1s）。如安装司控台，则开液动阀，先关环形，后关指定的闸板防喷器；
5、待确定关井后了解套压；
6、三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；
487、开防喷器，关液动阀。 空井：
1、接到溢流信息，发出警报（长鸣喇叭声不低于15s）；
2、派内钳工速到远控台通知副钻关全封闸板。如安装司控台，则取消此项操作；
3、发出关防喷器信号（两声喇叭，每声约2s，间隔约1s）。如 安装司控台，则先开液动闸阀，后关全封闸板防喷器；
4、待确定关井后了解套压；
5、打三声喇叭（每声约2s，间隔约1s），解除演习；
6、开防喷器，关液动阀。
副司钻
钻进、起下钻杆、起下钻铤：
1、听到警报后，迅速跑到远控台；
2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；
3、站在远控台门外侧，听到两声关防喷器喇叭声后，先关环形，后关闭指定的闸板（不得回中位），观察和补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位；
4、听到三声喇叭30s后，开防喷器，关液动阀。如安装司控台，则观察补充压力，并检查防喷器控制手柄是否到位，发现手柄不到位，手动强迫其到位。 空井：
1、听到警报后，迅速跑到远控台；
2、打开液动闸阀，补充压力。如安装司控台，则观察补充压力，并检
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