长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为有效地预防井喷、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，依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。

第二条 各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条 井控工作是一项系统工程。长庆油田的勘探开发、工程技术、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。

第四条 长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。

第五条 本细则规定了长庆油田井控设计；井控装置配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处置；井控技术培

训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章 井控设计

第六条 每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。长庆油田钻井井控风险分级如下：

1. 气田：

一级风险井：“三高”区块井、甩开区域探井、欠平衡井。 二级风险井：一级风险区以外的气井。 2. 油田：

一级风险井：“三高”区块井、欠平衡井。

二级风险井：水平井、探井、评价井、调整更新井、侧钻井。

三级风险井：其它油田开发井。

第七条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

一、井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。从事一级风险井设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具有五年以上的现场工作经验和中级及以上

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技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称，由油田主管领导或主管领导委托的具有高级技术职称的人员进行审批。

二、从事二级、三级风险井设计的单位必须具备乙级及以上设计资质，设计人员应具有三年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的中级及以上技术职称。由油田公司项目组主管领导或主管领导委托的具有中级及以上技术职称的人员审批。

第 在进行地质设计前应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、通讯设施和季风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。

第九条 钻井地质设计应明确所提供的井位符合第六章第四十七条。

第十条 地质设计书中应提供以下资料：

一、根据物探及本构造邻近井和临构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料。在可能含H2S(或CO)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。

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二、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500米以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。油田开发部门在钻开油层15日之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。

第十一条 钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力和保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

一、同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

二、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

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100M。

四、表层套管下深应满足井控安全，进入稳定地层30米以上，固井水泥返至地面，且封固良好。技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全要求，油气层套管应满足固井、完井、井下作业及油(气)生产需求；水泥返高执行油气田开发方案。

五、“三高”油气井的生产套管、技术套管，其材质和连接螺纹应满足相应的技术要求。

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六、有浅气层的井，应将套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

第十二条 钻出套管鞋进入第一个砂层3-5m时，用低泵冲进行地层破裂压力试验（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%。

第十三条 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密度值为基准，另加一个安全附加值。附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:油井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。同时，必须注意以下几点：

一、钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定和井控安全的原则。

二、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、井控装置配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。

三、含H2S(或CO)油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

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第十四条 钻井工程设计书还应包括以下内容： 一、满足井控装备安装的钻前工程及井场布置要求。 二、钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，H2S、CO等有毒有害气体的安全防护措施。

三、满足井控安全的井控装备配套、安装和试压要求。 四、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配备要求。

五、地层破裂压力试验及低泵冲试验要求。

第十五条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S、CO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增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》标准选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

第十六条 欠平衡作业时，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控、防火、防H2S、CO等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3(50ppm)的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。

第三章 井控装置的配套、安装、试压、使用和管理

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第十七条 井控装置配套原则

一、防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，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80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。

二、防喷器的通径应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。同时应安装保兰或防偏磨法兰。

三、含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》

四、防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 59-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第十 井控装置基本配套标准

针对不同的井控风险级别，井控装置按以下原则进行配备：

一、气田

（一）气田一级风险井：

1、从下到上安装四通+双闸板防喷器+环形防喷器。安装组合见附图一。防喷器组合的通径和压力等应一致，且压力等级满足地层最高压力。经过研究和讨论，确需安装剪切闸板防喷器井，在钻井工程设计中进行要求和明确，安装组合见附图二。

2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、

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双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。 4、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。 （二）气田二级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图三

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。 4、控制设备为相同级别的远程控制台。 二、油田

（一） 油田一级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器. 防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合附图三或附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。 3、配置单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相同压力级别的耐火软管。安装组合见附图七、图八。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。

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（二）油田二级风险井：

1、从下到上配四通+单闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压凡尔和方钻杆下旋塞。 3、配单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相同压力级别的耐火软管。安装组合见附图七、图八。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。 （三）、油田三级风险：

1、从下到上配置四通+单闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。 3、配单翼节流管汇和压井管汇，或简化的导流防喷管线，防喷管线也可使用相同压力级别的耐火软管。安装组合见附图七、图八。

4、手动控制或配备相同级别的远程控制台。 第十九条 井控装置检修周期规定

一、防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇及内防喷工具等装置，天然气井现场使用或存放不超过半年，油井现场使用或存放不超过一年。超过使用期，必须送井控车间检修。

二、井控装置已到检修周期，而井未钻完，在保证井控

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装置完好的基础上可延期到完井。

三、实施压井作业的井控装置，完井后必须返回井控车间全面检修。

第二十条 井控装置在井控车间的检修，检修内容按SY/T 59-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》、SY/T 5323-2004《节流和压井系统》、SY/T 5053-2000《防喷器及控制装置》等规定执行。

第二十一条 设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装置。

第二十二条 井控装置安装标准。

一、表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差≤10mm。

二、底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；井口用水泥回填牢固。

三、顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

四、各法兰钢圈上平，螺栓齐全，对称上紧，螺栓两端公扣均匀露出。

五、防喷器用四根≥Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧，装挡泥伞，保持清洁。

六、具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装置，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角

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不大于30°，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。

七、在任何施工阶段中，防喷器半封闸板芯子必须与使用的管柱尺寸相符。

第二十三条 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：

一、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。

二、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，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、腐蚀物品。

三、远控台的液控管线与节流压井管汇及防喷管线距离大于1m；液控管线不允许埋在地下，车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物或在其上进行割焊等其它作业。

四、远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-0.8MPa；并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.6MPa。

五、电源应从配电板专线引出，并用单独的开关控制。 六、远程控制台处于待命状态时，油面高于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为18.5

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-21MPa ，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

七、远程控制台上剪切闸板的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开、关状态一致。

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、四通两侧各装两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

三、天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，必须使用经过检测合格的管材；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。高含硫天然气井节流管汇、压井管汇、防喷管线应采用抗硫的专用管材。

四、高压专用耐火软防喷管线每口井必须进行试压和外观检查，防止失效。

五、节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

六、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井应装两条放喷管线，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。一级风险油井至少装

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一条放喷管线，接出井口50m以远。二级及三级风险油井至少应接一条放喷管线至泥浆池。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远，两条放喷管线的夹角为90°-180°。

七、放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

八、放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的铸钢弯头或使用90°铸钢专用两通。

九、放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓及压板固定，压板下面垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧用卡子固定。

十、水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

十一、钻井液回收管线内径≥78mm，天然气井回收管线出口接至一号泥浆罐，并用Ф20mm的螺栓及压板固定牢靠；一级风险油井接至钻井液沉砂池；拐弯处必须使用角度≥120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

十二、压井管汇与节流管汇装在井架的外侧。 十三、所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力表量程为40MPa和10MPa，油井节流压井管汇中高压量程表量程为25Mpa，低压量程表量程不超过

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10Mpa。压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。

十四、放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。 十五、天然气井配备专用点火装置或器具。 第二十五条 井控装置的试压

一、井控装置下列情况必须进行试压检查 1、井控装置从井控车间运往现场前； 2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后； 4、进行特殊作业前。 二、井控装置试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力，并做1.4-2.1 MPa的低压试验。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过检修周期或预计不能在检修周期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井口装置在现场安装好后，在不超过套管抗内压强度80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压

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力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管线和节流管汇(节流阀前)试压到额定工作压力；节流管汇各阀门分别试压至额定工作压力；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格(允许压降参考值≤0.7MPa)。同时应做1.4-2.1MPa的低压试验。

4、防喷器控制系统用液压油按规定压力试压，其余井控装置试压介质均为清水(冬季加防冻剂，同时试完压后应该清空)。

第二十六条 井控装置及管线的防冻保温工作 一、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防喷器和液动阀的操作。

二、气温低于-10℃时，要对远程控制台、司控台、液控管线及气管束采取保温措施。

三、防喷器、防喷管线、节流、压井管汇和放喷管线等防冻保温有以下几种方法：

1、排空液体

⑴把防喷管线、节流及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。

⑵用压缩空气将防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。将防喷管线、节流及压井管汇内钻

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井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。 第二十七条 井控装置的使用执行以下规定

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。

二、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。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

三、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到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

四、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。

五、当井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。 六、关井时井内管柱应处于悬吊状态。 七、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 八、钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

九、防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T59-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》以及相关规定执行。

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十、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。

十一、安装剪切闸板防喷器的井，由于钻具内防喷工具失效或井口处钻具弯曲等原因造成井喷失控而无法关井，采取其它措施也无法控制井口时，用剪切全封闸板剪断井内管柱。其操作程序为：

1、在确保管柱接头不在剪切全封闸板剪断井内管柱位置后，锁定钻机绞车刹车装置。

2、关闭剪切全封闸板防喷器以上的环形防喷器、闸板防喷器。

3、打开主放喷管线泄压。

4、在钻杆上(转盘面上)适当位置安装相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固。

5、打开剪切全封闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。 6、打开防喷器远程控制台储能器旁通阀，关闭剪切全封闸板防喷器，直到剪断井内管柱。

7、关闭全封闸板防喷器，控制井口。

8、手动锁紧全封闸板防喷器和剪切全封闸板防喷器。 9、关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀。 10、将远程控制台的管汇压力调整到规定值。 操作剪切闸板防喷器时应注意：

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1、加强对远程控制台的管理，绝不能因误操作而导致管柱损坏或更大的严重事故。

2、操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置，同时按应急预案布置警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作。

3、处理事故剪切管柱后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用。

4、剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。

5、现场配备直径127mm、直径88.9mm的钻杆死卡各一副。

十二、平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。 十四、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

十五、套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

第二十 钻井队施工现场要按井控分级别配备内防喷工具，并保证完好可靠。

一、钻具内防喷工具包括：方钻杆上、下旋塞，钻具回压

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凡尔、防喷钻杆单根及相应配套工具等。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。

二、备用的防喷钻杆单根，要带与钻铤(套管)连接螺纹相符合的配合接头；钻台上备用的回压凡尔必须有顶开装置及与钻铤连接螺纹相符合的配合接头。

三、井控车间负责定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压并编号，填写检查、试验、试压记录，出具合格证。试压后超过检修周期不得使用。

四、钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。旋塞阀每起下一趟钻开、关活动及保养一次，钻具回压凡尔每口井保养1-2次，以确保灵活好用；并如实填写内防喷工具使用记录。

五、接单根卸扣时，不能采取关方钻杆下旋塞的方法来控制方钻杆内钻井液的流出。

六、天然气井必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装置；天然气特殊工艺井配备液气分离器。

第二十九条 井控装置的管理执行以下规定

一、井控装置的管理维修由具有集团公司资质的井控车间负责。井控装置现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；

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内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇、液位(溢流)监测报警仪的维护、检查。

二、对所有井控装置的管理必须落实岗位责任制和交巡回检查制。保养和检查必须要填写记录。

三、井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度、湿度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第三十条 所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品。

第四章 钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条 钻井承包商井控管理人员在现场检查过程中，发现问题要及时监督整改。

一、指导钻井队制定有针对性的井控措施和应急预案。 二、检查钻井队钻井液密度及其它性能、储备的加重钻井液、加重材料数量符合设计要求。

三、对钻井队的自查自改情况进行复查，督促对存在的问题进行整改消项。

四、检查落实确保井控工具、井控装置完好。 第三十二条 在打开油气层前，钻井队、录井队、定向

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井服务队、现场HSE监督和油田公司的现场监督要履行各自井控职责（见附件1-6），进行检查和监督，确保各项井控措施落实到位。

第三十三条 钻开油气层前的井控验收

一、钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。

二、钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

三、一级风险气井由钻井承包商主管井控的领导负责，组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司，由工程技术部门牵头，组织生产运行、消防、安全、井控管理相关人员，进行检查验收。

四、其它风险油气井由钻井承包商组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司项目组，由项目组牵头，组织生产运行、消防、安全、技术、监督等相关人员进行检查验收。

对于丛式井组，第一口井按照上述验收程序验收，后续井由钻井承包商自我验收后，油田公司项目组组织生产运行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。如果在本井组中任一口井发生油气侵，后续井必须按照第一口井验收程序验收。

六、经检查验收合格，由验收小组负责人签字批准后方

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能钻开油气层。

第五章 油气层钻进过程中的井控作业

第三十四条 有下列情况之一者，不准钻开油气层： 一、未执行钻开油气层申报审批制度； 二、未按设计储备加重钻井液和加重材料； 三、井控装备未按要求试压或试压不合格； 四、井控装备不能满足关井和压井要求； 五、内防喷工具配备不齐或失效； 六、防喷演习不合格；

七、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十五条 在油气层钻井过程中要加强坐岗观察，及时发现溢流。坐岗要求为：实行钻井、录井双岗坐岗，坐岗人员每15分钟按钻井、录井坐岗观察记录要求记录一次坐岗情况。

一、钻井队坐岗内容为：钻井液出口量变化、性能变化及液面增减情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量、有毒有害气体含量。坐岗人员发现溢流征兆等异常情况时，要立即报告司钻，停钻观察，根据实际情况及时采取相应措施。天然气井发现溢流征兆等异常情况，应立即停钻关井节流循

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环1-2周确认是否发生溢流，并根据实际情况及时采取相应的井控措施。

二、录井队要加强地层对比,及时提出地质预告。其坐岗内容为：油气显示情况或全烃含量、有毒有害气体含量、下钻循环后效监测值、钻井液循环罐（池）液面变化情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量，钻时、钻具悬重、泵压等变化情况。发现异常情况时要立即通知司钻或钻井队技术员。

第三十六条 钻井队应严格按工程设计的钻井液类型和密度施工，当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后实施。若遇紧急情况，先处理，后及时上报。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大于裸眼段中的最高地层压力。

第三十七条 在油气层钻井过程中执行以下规定： 一、钻开油气层后，钻井队应每天白班对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当对环形防喷器试关井。

二、在钻开油气层后起下钻作业时应：

1、起钻前充分循环钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，进出口密度差不超过0.02g/cm3。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

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体积；要观察悬重变化；防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。

2、每起3-5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻铤、重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。

3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，关井循环，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。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；

4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液,防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。要认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。

5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。

6、发生溢流，应抢接钻具回压凡尔或备用旋塞，及时

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组织关井。

三、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。根据井漏程度采取定时、定量反灌钻井液，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。

四、每次下钻到底，必须循环观察并计算油气上窜速度。 第三十 完井作业时，严格执行安全操作规程和井控措施，避免井下复杂情况和井喷事故的发生。

一、电测作业注意事项

1、钻井队与测井队要共同制定和落实电测作业时发生溢流的应急措施。

2、井控坐岗工注意观察井口，每测完一条曲线及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，有异常情况立即报告值班干部。

3、根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。

4、测井作业人员要在测井前准备好应急工具，在测井过程中若发现井口外溢，停止电测作业，起出电缆强行下钻。溢流量增大来不及起出电缆时，剪断电缆，实施关井，视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施；不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

二、下套管、固井作业措施

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1、气井和一级风险油井在下套管前必须更换与套管尺寸相同的防喷器闸板；其它油井在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井使用。

2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。

4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

三、对一级风险油气井的固井质量应使用变密度测井或其它先进有效的测井技术进行质量评价，对于固井质量存在严重问题的井，要采取水泥挤封等有效处理措施，确保封固良好，达到井控要求。

第三十九条 空井及处理井下事故措施

一、打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速度，定时下钻分段循环通井，及时排出油气侵钻井液。

二、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、置换法、压回法等方法进行处理。

三、处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力

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的影响，保证液柱压力大于地层流体压力。

四、在油气层套管内进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应提高钻井液密度，压稳油气层。

第四十条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流，计算油气上窜速度，达不到起钻要求时，要对钻井液密度符合性进行调整，直至满足起钻要求方可起钻作业。

一、溢流压井后起钻前；

二、钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前； 三、钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前； 四、钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；

五、目的层及其以上300米井段内起钻遇阻拔活塞时。 第四十一条 短程起下钻的基本作法如下

试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；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。

第四十二条 发现油气侵后应立即停钻，及时循环除气、观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气侵现象消除，恢复正常钻进。

第四十三条 无论何种工况或遇到任何井下复杂情况，发现溢流征兆或溢流，都要坚持“疑似溢流关井检查，发现溢流立

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即关井”的原则，立即关井，控制井口。关井前要发出报警信号，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。

第四十四条 关井时要严格执行操作规定程序(见附件1-1、附件1-2)迅速关井；并做到：

一、发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。

二、关井应注意的问题 1、关井前

(1)必须清楚压力级别及控制对象。

(2)控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。 (3)了解各控制闸阀开启状况。 2、关井(软关井)

(1)关井前必须首先保证井内流体有通道。

(2)环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装置。

(3)关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆接头未提出转盘面关井以及井内有钻具时使用全封闸板关井等错误操作。

3、关井后

(1)应及时、准确求得关井立管压力、关井套压，并观察、

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记录溢流量。

(2)关井后在套压不超过允许关井最高压力的情况下，关井时间不少于15分钟，求取立压、套压以准确的计算地层压力，为压井计算提供依据。

(3)接回压凡尔时立压求取方法。慢慢的启动泵并继续泵入，到泵压突然升高时留心观察套压，当其开始升高时停泵读出套压即将升高时的立管压力。如套压升高到关井套压值以上某个值，则从立管压力减去这个值即得关井立管压力。

(4)原则上不允许活动井内钻具。

(5)各岗位应认真检查所负责装备的工作情况，并做好防火、加重、除气、警戒等工作。

(6)在允许关井套压值范围内严禁放喷。 三、开井应注意的问题

1、检查立压、套压是否为零。 2、检查手动锁紧装置是否解锁。

3、先开节流阀前的平板阀，再开节流阀，然后从下至上开防喷器，关液动阀，并认真检查是否完全开启、关闭。

4、开井前一定要从节流阀处泄压，开各种闸阀的顺序是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开、关困难。严禁以开防喷器的办法进行泄压。

第四十五条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施。

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一、关井立管压力为零时的处理

关井后立管压力为零表明钻井液静液柱压力足以平衡地层压力，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使环空钻井液静液柱压力降低所致。

1、关井套压为零时，保持原钻进排量、泵压，以原钻井液全部打开节流阀循环、排除受污染的钻井液即可。

2、关井套压不为零时，应控制回压维持原钻进排量和泵压排除溢流，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的处理

根据井身结构的不同可采用边循环边加重、一次循环法(工程师法)及二次循环法(司钻法)等常规压井方法，也可以采用置换法、压回法等特殊压井方法以及低套压压井法等非常规压井方法压井。

三、在压井作业中，始终控制井底压力略大于地层压力排除溢流，重建井眼——地层系统的压力平衡。

四、根据计算的压井参数和本井的具体条件，如溢流类型、加重钻井液和加重材料的储备情况、加重能力、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等选择压井方法。

五、空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采取强行下钻到底、置换法、压回法等特殊压井方法。

六、压井施工前必须进行技术交底、设备安全检查等工

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作，落实操作岗位，详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量，钻井液性能等压井参数，要认真填写压井作业施工单。

七、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，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

八、加重钻井液要慎重，预防密度过高导致井漏。加重时要适量加入降失水剂、稀释剂，以降低失水、改善钻井液流动性和泥饼质量。

九、压井过程中发生井漏时，应向环空灌入钻井液以降低漏速。维持一定液面，保持井内压力平衡，然后堵漏。

第四十六条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一者，应采取放喷措施。

一、钻遇浅层气；

二、井口压力超过允许关井压力； 三、井控装置出现严重的泄漏。

四、地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。

第六章 防火、防爆、防H2S及CO措施

第四十七条 井场布置要求

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一、油气井井口距离高压线及其它永久性设施≥75m；距民宅≥100m；距铁路、高速公路≥200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等≥500m。

二、 在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设置在井口装置及储油设施季节风的上风侧位置；锅炉房与井口相距≥50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距≥20m。

三、井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设置明显的安全防火标志，并悬挂牢固。

第四十 防火防爆要求

一、井场严禁吸烟, 需要使用明火及动用电气焊前，严格按SY/T5858-2004《石油工业动火作业安全规程》规定办理动火手续、落实防火防爆安全措施，方可实施。

二、柴油机排气管不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装置。

三、 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。

四、井口有天然气时，禁止铁器敲击。井场工作人员穿戴“防静电”劳保护具。

五、 放喷管线出口不应正对电力线、油罐区、宿舍、

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值班室、工作间及其它障碍物等。

第四十九条 消防设施配备及管理

一、井场消防器材应配备推车式MFT35型干粉灭火器4具、MFZ型8kg干粉灭火器10具、5kg CO2灭火器7具、消防斧2把、消防钩2把、消防锹6把、消防桶8只、消防毡10条、消防砂不少于4m3、消防专用泵1台、Φ19mm直流水2只、水罐与消防泵连接管线及快速接头1个、消防水龙带100m。

二、消防器材要定人定岗管理，定期检查保养，严禁挪作它用。

三、井场集中放置的消防器材，摆放在指定地点或消防器材房内。

第五十条 电路及电器安装

一、井场电器设备、照明器具及输电线的安装、走向与固定等执行SY/T5225-2005《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》和SY5974-2007《钻井井场、设备、作业安全技术规程》等标准要求。二、钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制。

三、远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制。

四、电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油

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罐和主要动力设备。

五、使用通用电器集中控制房或MCC(电机控制)房，地面使用电缆槽集中排放。

第五十一条 含硫油气井严格执行SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免环境污染和人身伤亡。

一、钻井队技术人员负责防H2S或CO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H2S或CO安全技术交底，并充分做好H2S、CO的监测和防护准备工作，对可能存在H2S或CO的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。

二、在井架、钻台上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

三、在气体易聚积的场所，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。防爆排风扇吹向应科学合理，不得吹向明火或可能散发明火及人员工作、生活区。

四、一级风险天然气井应配备1套固定式多功能气体检测仪，5台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，当班生产人员每人应配备1套正压式空气呼吸器，并配备一定数量的正压式空气呼吸器作为公用；二级风险天然气井应配备1套固定式多功能气体检测仪、配备3台便携式复

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合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，当班生产人员每人应配备1套正压式空气呼吸器；其它风险井应配备2台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，配备6套正压式空气呼吸器。并做到人人会使用、会维护、会检查。

五、当检测到空气中H2S浓度达到15 mg/m3（10ppm）或CO浓度达到31.25mg/m3（25ppm）阈限值时启动应急程序，现场应：

1、立即关井，切断危险区的不防爆电器电源； 2、立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区； 3、安排专人佩戴正压式空气呼吸器到危险区检查泄漏点；

4、开启排风扇，向下风向排风，驱散钻台上下、振动筛、循环罐等人员工作区域的弥漫的有毒有害、可燃气体。

5、非作业人员撤入安全区。

六、当检测到空气中H2S浓度达到30 mg/m3（20ppm）或CO浓度达到62.5mg/m3（50ppm）的安全临界浓度值时，启动应急程序，现场应：

1、戴上正压式空气呼吸器；

2、实施井控程序，控制硫化氢或一氧化碳泄漏源； 3、向上级(第一责任人及授权人)报告；

4、指派专人至少在主要下风口距井口100米、500米和1000米处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密；

5、切断作业现场可能的着火源；

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6、撤离现场的非应急人员； 7、清点现场人员； 8、通知救援机构。

七、当检测到空气中H2S浓度达到150 mg/m3（100ppm）或CO浓度达到375mg/m3（300ppm）的危险临界浓度值时，启动应急预案，除按五、六中的相关要求行动外，立即组织现场人员应全部撤离，现场总负责人应按应急预案的通信表通知（或安排通知）其他有关机构和相关人员（包括有关负责人）。由施工单位和建设单位按相关规定分别向上级主管部门报告。

八、当井喷失控时，按下列应急程序立即执行： 1．关停生产设施；

2．由现场总负责人或其指定人员向当地报告，协助当地做好井口500m范围内居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；

3．设立警戒区，任何人未经许可不得入内； 4．请求援助。

井喷险情控制后，应对井场各岗位和可能积聚H2S或CO的地方进行浓度检测。待H2S或CO浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

九、含硫地区要加强对钻井液中H2S浓度的监测，控制H2S的溢出。井场要储备一定量的除硫剂，钻井液密度取上

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限值、PH值控制在9.5以上直至完井。

十、含硫油气井作业相关人员上岗前应按SY/T6277《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》接受培训，熟知H2S或CO防护技术等，经考核合格后上岗。

十一、当在空气中H2S或CO含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》中的相应要求做好人员安全防护工作。

第七章 井喷应急救援

第五十二条 发生井喷失控时，作业现场前期应急行动要执行以下临时处置原则：

一、立即停柴油机，关闭井架、钻台、机泵房等处照明，灭绝火种，打开专用探照灯；

二、立即撤出现场人员，疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡；

三、分析现场情况，及时界定危险范围，组织抢险，控制事态蔓延；

四、按应急程序上报，保持通讯畅通，随时上报井喷事故险情动态，并调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救。

第五十三条 不同险情下的汇报程序

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一、发生油气侵后由钻井队按《钻井队井控应急预案》和本细则第四十三条处置，立即汇报到钻井承包商应急办公室，并随时汇报处置情况。

二、发生溢流后钻井队立即汇报到钻井承包商应急办公室，按本细则第四十四条处置，由钻井承包商立即汇报到油田公司项目组，项目组根据处置情况在24小时内上报油田公司应急办公室。

三、发生井涌、井喷后立即汇报到钻井承包商和油田公司项目组，按本细则第四十四条、第四十五条、第四十六条处置，钻井承包商和油田公司项目组在接到汇报后立即汇报到油田公司应急办公室，并随时汇报处置情况，在24小时之内上报集团公司应急办公室。

四、发生井喷失控、井喷失控着火后立即汇报到钻井承包商、油田公司应急办公室，并在2小时之内上报集团公司应急办公室。

第五十四条 井喷事故应急处置程序

一、一旦发生井喷事故，应及时上报上级主管部门，事故单位应急办公室接到井喷事故报告后，应立即通知本单位应急领导小组成员及其他抢险人员赶赴事故现场，组织抢险。

二、井喷事故现场要有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。

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三、井喷险情控制后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢等有毒有害气体的地方进行浓度检测。待硫化氢等有毒有害气体浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

四、关井以后，钻井队现场需要放喷、点火时，在确保人员安全的前提下，在放喷口上风方向实施点火。

第五十五条 井喷失控后的处置程序

一、井喷失控后，立即启动油田公司《重大井喷事故应急救援预案》。

二、严防着火。井喷失控后钻井队应立即停机、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，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源，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，放喷管线全开分流，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故进一步恶化。

三、井喷失控后应立即向上级主管单位或部门汇报，迅速制定抢险方案，统一领导，由一人负责现场施工指挥，技术、抢险、供水、治安、生活供应、物资器材供应、医务等分头开展工作。并立即指派专人向当地报告，协助当地作好井口500m范围内居民的疏散工作。在相关部门未赶到现场之前，由钻井队井控领导小组组织开展工作。抢险方案要经上级主管部门批准后执行。

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四、由安全环保监管部门负责，测定井口周围及附近天然气和H2S等有毒有害气体含量，划分安全区域，用醒目标志提示。在非安全区域的工作人员必须佩戴正压式呼吸器。

五、消除井口周围及通道上的障碍物，充分暴露井口。未着火井清障时可用水力切割严防着火，已着火井要带火清障。同时准备好新的井口装置、专用设备及器材。

六、井喷失控着火后，根据火势情况可分别采用密集水流法、大排量高速气流喷射法、引火筒法、快速灭火剂综合灭火法、空中爆炸法以及打救援井等方案灭火。

七、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，以免发生抢险人员人身事故，以及因操作失误而使处理工作复杂化；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。

八、在处理井喷失控过程中，必须做好人身安全防护工作，应根据需要配备护目镜、阻燃镜、阻燃服、防尘口罩、防辐射安全帽、手套、防毒面具、正压式呼吸器等防护用品，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。

九、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。

十、井口装置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

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口装置的最高承压值。

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、乙炔发生器等易燃易爆物采取安全保护措施。

5、迅速组织力量配制加重钻井液压井，加重钻井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压力等来确定；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。

十一、井口装置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置进行可能的保护；对于着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，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，在消防水喷射水幕的保护下进行；未着火井要

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严防着火，清障时要大量喷水，应使用铜制工具。

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。

十二、含H2S、CO井井喷失控后的处理：

当油气井H2S浓度达到150mg/m3（100ppm）或CO浓度达到375mg/m3(300ppm)时，在人员生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火；油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任(特殊情况由施工单位自行处置)。并按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的要求做好人员撤离和人身安全防护。

十三、井喷失控后，现场录井、定向、测井等现场所有人员到应急集合点，听从统一指挥。

第五十六条 井控险情应急应坚持“以人为本、统一指挥、反应灵敏、措施得力、分工协作”的原则。做到职责明确，统一指挥，按照程序，有条不紊地组织抢险工作

第八章 井控技术培训

第五十七条 长庆井控培训中心是集团公司批准的具

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有颁发井控操作证的单位。

一、负责井控应持证人员的取证、验证和井控技术培训工作。

二、建立健全井控培训、考核制度，对培训情况跟踪检查、验证。

三、井控培训教材、教学设备等要达到中国石油天然气集团公司规定的要求，井控专职教师配备数量应达到年平均培训人数的3‰到5‰。

四、井控培训教师应取得中国石油天然气集团公司认可的教师合格证，每年至少参加一次专业知识培训。

五、井控培训教师要深入钻井队参加井控检查、现场见习和现场指导，每半年对钻井队进行一次井控培训效果的验证，每次验证不少于5个钻井队。

第五十 井控培训要求 一、时间要求

1、初次持证培训时间：现场操作人员、现场服务人员不低于80课时，专业技术人员、生产和安全管理人员不低于120课时。

2、井控复审培训：2年复审培训一次，培训时间不低于24课时，经考核合格后方可核发证书，不合格者重新培训取证。

3、必须采用脱产集中培训的方式。受训人员要集中到

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井控培训单位进行系统培训。施工现场的井控培训可以作为提高人员操作技能的帮促手段，但不能依此换发证。

4、岗位操作人员井控培训实践授课和操作时间不低于总课时的1/3。

二、考核要求

1、井控培训考核由井控培训单位组织，井控培训工作由油田公司工程技术管理部门监督、检查。

2、井控培训考核分为理论考试和实践操作两个部分，理论考试满分为100分，70分为合格；实践操作考核分为合格和不合格，考核合格后才能发证。

3、考核应按中国石油天然气集团公司井控培训大纲划分不同岗位人员分别进行，理论考试采取闭卷形式，考试题从中国石油天然气集团公司及井控培训单位各类井控培训试题库中随机抽取和组合；实践操作考核要在井控操作模拟装置和教学井场上进行。

4、有下列情形之一者为不合格：

⑴理论考试不满70分或实际操作考核不合格； ⑵考试舞弊；

⑶培训缺勤时间累计超过8学时。

5、理论考试和实践操作考核均合格，工程技术管理部门审核备案后，井控培训单位颁发集团公司统一的井控培训合格证书。

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6、井控培训合格证有效期为两年，有效期满前由各单位井控培训管理部门和井控培训单位共同组织换证培训。

第五十九条 井控技术培训内容 一、井控工艺：

1、地层压力的检测和预报；

2、溢流、井喷发生原因和溢流的及时发现； 3、关井程序和常用压井方法的原理及参数计算； 4、压井施工和复杂井控问题的处理； 5、有毒有害气体防护和欠平衡钻井知识。 二、井控装置： 1、结构及工作原理； 2、安装及调试要求； 3、维护保养和故障排除。 三、其它有关井控规定和标准。

四、强化井控培训的针对性和适应性。各级各类人员在井控培训后必须掌握的重点内容为：

1、现场操作人员掌握的重点内容包括及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井的措施方法，井控装置的熟练安装、使用、日常维护和保养等。

2、专业技术人员掌握的重点内容包括正确判断溢流方法、正确关井步骤、压井设计编制、压井程序、压井作业实施，井控装置故障的正确判断、一般故障的排除，正确处理

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井喷及井喷失控等。

3、生产管理人员掌握的重点内容包括井控工作的全面监督管理、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。

4、现场服务人员掌握的重点内容包括井控装置的结构、工作原理、安装、调试、维修、故障判断和排除等。

5、相关技术人员掌握的重点内容包括井筒内各种压力概念以及相互关系、溢流的主要原因和显示以及发生井控险情时配合要求等。

第九章 井控管理组织及职责

第六十条 油田公司井控管理组织机构

油田公司井控工作实行公司、二级单位（项目组）两级管理,各级分别行使井控管理职责。

一、油田公司主管安全的领导是井控工作的第一责任人,各二级单位（项目组）主管安全的领导是本单位井控工作第一责任人。

二、油田公司井控领导小组组长由井控工作第一责任人担任,成员由生产运行、安全环保、工程技术、油田气田勘探开发、消防保卫、物资供应等部门的主要领导组成，主管领导具体负责井控管理工作。

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各二级单位（项目组）相应成立井控领导小组，领导小组组长由井控工作第一责任人担任,成员由生产运行、安全环保、工程、地质、消防保卫、物资供应等人员组成。

第六十一条 油田公司井控管理组织分级职责 一、油田公司井控领导小组职责

1、贯彻执行《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》及上级有关井控工作要求，组织修订《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》并监督执行。

2、负责油田公司的井控管理工作。 3、研究解决重大井控管理事项； 4、负责井喷事故的调查和处理。。

二、油田公司二级单位（项目组）井控领导小组职责 1、具体负责所管辖井的井控现场管理及井控安全措施落实工作；

2、负责井控技术管理制度和装备配套标准的落实； 3、负责与施工队伍安全生产合同的签定，明确双方井控安全责任；

4、负责组织对所管辖井的开工验收及过程管理工作； 5、组织开展现场井控安全检查，督促施工单位及时整改存在的问题；

6、负责收集、整理井控资料，建立井控设备台帐，掌握井控工作动态，按规定及时上报井控险情；

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7、负责月度、季度、年度井控工作的总结、上报； 8、制定本单位的井喷或井喷失控应急预案，督促和组织施工队伍进行井控演练;

9、负责检查施工队伍井控操作证持证情况。

第六十二条 钻井承包商应按照集团公司规定，建立健全井控管理组织机构和制度、明确管理责任并负责落实。

第六十三条 各级负责人按照“谁主管、谁负责”的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。

第十章 井控管理制度

第六十四条 井控培训合格证制度

一、按照集团公司井控培训教学大纲规定，井控持证范围包括钻井专业管理、技术、操作人员和相关服务人员：

1、现场操作人员：钻井队大班、正副司钻、井架工、井控坐岗工等。

2、专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程管理人员、工程技术服务人员、井控车间的技术人员和设备维修人员等。

3、生产、安全管理人员：主管钻井生产、技术、安全的各级领导、钻井生产管理人员，以及钻井队正副队长、指导员，HSE监督、工程监督等。

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二、没有取得井控培训合格证的管理和技术人员无权指挥生产，操作人员不得上岗操作。凡没有取得井控培训合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚，并追究主管领导责任。

三、井控培训合格证的管理和落实

1、钻井承包商工程技术管理部门负责钻井队井控培训合格证制度的落实。油田公司工程技术管理部门部负责钻井承包商钻井队井控培训合格证持证情况的监督检查。

2、凡在长庆油田施工的钻井队伍，必须持有长庆油田公司认可的井控培训合格证。

3、油田公司工程技术管理部门负责定期对井控培训工作进行检查、考核。

第六十五条 井控装置的安装、检修、试压、现场服务制度

一、井控装置的检修、保养及巡检必须由专业的井控车间负责服务。钻井队在用井控装备的管理、操作应有专人负责，并明确岗位职责。

二、钻井队使用的井控装置达到检修周期后送井控车间进行维修、检验。

四、钻井队应定岗、定人、定时对井控装置、工具进行检查、维护保养，并认真填写保养和检查记录。

五、井控管理人员、HSE监督员及井控车间服务人员在

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监督、巡检中要及时发现和处理井控装置存在的问题，确保井控装置随时处于正常工作状态。

六、严格执行《中国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定》(中油工程字[2006]408号)。井控装备出厂总年限达到规定时间的应立即停用，确需延期使用的井控装备，必须经第三方检验并合格，延期使用最长三年。

七、钻井承包商应建立井控装备台帐,见附件1-10。 第六十六条 钻开油气层前的申报、审批制度 一、钻开油气层前100m，钻井队通过全面自查自改，确认准备工作就绪后，填写《钻开油气层检查验收证书》(见附件1-8)，按第三十三条 《钻开油气层前的井控验收》三、四款规定执行。

二、井控检查验收小组，按检查验收标准严格检查。检查验收合格后，验收人在检查验收书上签字、批准后，方可打开油气层。检查验收不合格，发出整改通知书限期整改，待整改合格验收后方能打开油气层。

三、井控检查验收小组填写“钻开油气层检查验收证书”(见附件1-8)；如存在重大井控安全隐患时，应当场下达“井控停钻通知书”，钻井队按“井控停钻通知书”限期整改。检查验收资料一式两份，钻井队、检查验收小组各留一份备查。

四、未经检查验收或检查验收不合格就钻开油气层的钻井队，按有关规定给予处罚。

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第六十七条 防喷演习制度

一、钻井队应在钻开油气层前，按照钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井发生溢流的四种工况分班组、定期进行防喷演习，演习不合格者不得打开油气层。

二、防喷演习原则上要求班自为战，当班人员按岗位分工和关井程序操作。钻井队也可适当组织全队性防喷演习，以当班人员为主完成关井操作，人员按岗位分工到各自岗位协助当班人员操作，第三班人员负责消防(关键是井口和循环系统)及场地警戒。

三、作业班每月至少进行一次不同工况的防喷演习，夜间也应安排防喷演习，此外，在各次开钻前、特殊作业(取心、测试、完井作业等)前，都应进行防喷演习，达到合格要求。

四、防喷演习关井速度要求：正常钻进和空井为3分钟，起下钻为5分钟。每次演习结束后由当班司钻组织，在紧急集合点进行讲评，并填写防喷演习记录表。演习记录包括：班组、时间、工况、讲评、组织演习人等(防喷演习记录表格式见附件1-4)。

五、关井操作岗位分工

1、司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部。

2、副司钻：负责远程控制台的操作，接受指令在远程控制台进行关井，同时传递防喷器开、关信息。

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3、井架工：配合井口操作，负责节流阀的开、关操作，并传递节流阀的开、关信息，关井后，负责观察、记录套压。

4、井控坐岗工：配合井架工完成节流阀的操作，在钻台下观察闸板防喷器和放喷阀的开、关情况，并传递开、关信息。

5、内钳工：配合外钳工完成井口操作，传递防喷器、放喷阀、节流阀开、关信息，在关井后负责观察、记录立压。

6、外钳工：配合内钳工完成井口操作，负责开、关放喷阀，并传递开、关信息。

7、泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井液罐液面情况。 8、司机：完成机房操作，站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。

9、发电工：完成发电房操作，站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。

第六十 坐岗制度

一、进入油气层前100m由井控坐岗工和录井工开始坐岗。钻进中每15分钟监测一次钻井液(罐)池液面和气测值，发现异常情况要加密监测。起钻或下钻过程中核对钻井液灌入或返出量。在测井、空井以及钻井作业中还应坐岗观察钻井液出口管，及时发现溢流显示。坐岗情况应认真填入坐岗观察记录。

二、井控坐岗工坐岗记录包括时间、工况、井深、钻井

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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(坐岗记录表具体格式见附件1-5)。录井工坐岗记录包括时间、工况、井深、地层和气测数值等内容。

三、坚持“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”的原则，井控坐岗工在发现溢流和疑似溢流、井漏及油气显示异常情况应立即报告司钻，组织关井。录井工在坐岗时发现气测值异常等情况，应立即下发异常情况通知单，告知钻井队值班干部。

第六十九条 钻井队干部24小时值班制度

一、进入油气层前100m开始，钻井队干部必须在生产现场坚持24小时值班。值班干部应挂牌或有明显标志，并认真填写值班干部交记录。

二、值班干部、HSE监督员应检查监督各岗位井控职责履行和井控管理制度落实情况，发现问题立即督促整改。井控装置试压、防喷演习、处理溢流、井喷、井下复杂等情况，值班干部必须在场组织指挥。

第七十条 井控工作监督检查制度

一、钻井队干部要按照井控岗位职责对现场井控工作进行检查。

二、各级井控检查人员在现场检查中，对违反井控管理制度的井场内所有工作人员,有权责令其停工，限期整改。不听劝阻者，按规定予以处罚。

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三、HSE监督员要负责监督井控装置的安装、试压和保养、防喷演习、坐岗、加重材料和加重钻井液数量、井控演习等，并做好记录。

四、油田公司项目组按照“井喷事故零汇报制度”和“井控检查问题整改消项制度”的要求，在每月8日和25日向工程技术管理部门汇报溢流、井涌、井喷等异常情况和井控检查问题整改消项结果。

五、油田公司钻井工程监督要监督检查现场井控装置和套管试压、防喷演习、坐岗等情况；在钻开油气层后,要监督井控技术措施的落实情况，并做好记录。

六、油田公司每半年进行一次井控工作检查。项目组每季度进行一次全面检查，钻井承包商按照集团公司规定执行。

第七十一条 井喷事故逐级汇报制度 一、井喷事故分级标准 1、一级井喷事故(Ⅰ级)

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。

2、二级井喷事故(Ⅱ级)

油(气)井发生井喷失控或含超标有毒有害气体的油(气)

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井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊和环境造成灾难性污染。

3、三级井喷事故(Ⅲ级)

油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。

4、四级井喷事故(Ⅳ级)

发生一般性井喷，能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。

二、井喷事故报告要求

1、发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故后，钻井队最短时间内向其上级单位和油田公司项目组同时汇报，项目组接到汇报后立即向油田公司应急办公室汇报，并立即启动油田公司《重大井喷事故应急救援预案》。2小时内以快报形式报集团公司应急办公室。

油田公司应根据相关法规和当地规定，在第一时间内向属地部门报告。

2、发生Ⅲ级井喷事故时，钻井承包商、油田公司应急办公室在接到报警后，在启动《重大井喷事故应急救援预案》的同时，24小时内上报集团公司应急办公室。

3、发生Ⅳ级井喷事故，钻井承包商启动《井喷事故应急救援预案》进行应急救援处理，并定期向油田公司应急办

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公室汇报处置进展情况。

三、发生井喷或井喷失控事故后应有专人收集资料，资料要准确。

四、发生井喷事故后，随时保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。

•• 五、油田公司在每月10日前以书面形式向集团公司主管部门汇报上一月度井喷事故(包括Ⅳ级井喷事故)处理情况及事故报告。汇报实行零报告制度。

六、井喷事故发生后，事故单位以附件1-9《钻井井喷失控事故信息收集表》内容向油田公司汇报，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，使油田公司领导及时掌握现场抢险救援动态。井喷事故得到控制，现场事态恢复正常后，事故单位要书面向油田公司工程技术部门详细汇报事故经过、事故原因及处理过程及教训。

第七十二条 井控例会制度

一、钻井队每周召开一次以井控安全为主的会议。进入目的层前100m开始，值班干部、司钻应在班前、班后会上布置、检查讲评本班组井控工作。

二、油田公司项目组每月组织召开一次井控例会，安排、布置、总结井控工作。

三、钻井承包商每季度召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作。

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四、油田公司每半年召开一次井控例会，总结、布置井控工作。

第七十三条 长庆油田公司井喷事故行政责任追究按中国石油天然气集团公司事故管理规定、长庆油田公司《事故责任追究实施细则（暂行）》执行，钻井承包商有关事故责任追究制度按集团公司规定自行制定并执行。

第七十四条 井控管理奖励制度

油田双方各级井控管理人员在钻井作业中，认真履行井控职责，杜绝或遏制了井喷事故，给国家和企业挽回重大经济损失，避免了人员伤亡，都应受到奖励。

一、二级单位（项目组）一年内未发生井喷事故，由油田公司或钻井承包商分别对在井控工作中做出突出成绩的处级单位，处级单位的主要领导、主管领导；主管部门主要领导、主管领导；井控专职管理人员、在井控工作中做出突出成绩的其他人员进行适当的奖励。奖励方案由油田公司或钻井承包商井控领导小组研究，主要领导审批。

二、一年内未发生一起井喷事故，重大井控安全隐患及时得到治理整改，钻井承包商应对工程项目部(分公司、前指)主要领导、主管领导、井控专职管理人员、每年在井控工作中做出突出成绩的其他人员、基层作业队进行适当的奖励。奖励办法和奖励标准由钻井承包商自行制定并执行。

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第十一章 附 则

第七十五条 本细则自颁布之日起实施。长庆油田2006年颁发的《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》同时废止。其它规定与本细则有相抵触者，以本细则为准。

第七十六条 本细则由长庆油田公司井控领导小组办公室负责解释。

附件1-1：

关井操作程序

1、钻进中发生溢流时： (1)发：发出信号；

(2)停：停转盘，停泵，上提方钻杆； (3)开：开启液(手)动平板阀；

(4)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；

(5)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器；

(6)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，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监

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督报告。

2、起下钻杆中发生溢流时： (1)发：发出信号； (2)停：停止起下钻作业；

(3)抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀； (4)开：开启液(手)动平板阀；

(5)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；

(6)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器；

(7)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，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

3、起下钻铤中发生溢流时： (1)发：发出信号； (2)停：停止起下钻作业；

(3)抢：抢接钻具止回阀(或旋塞阀或防喷单根)及钻杆； (4)开：开启液(手)动平板阀；

(5)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；

(6)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器；

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(7)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，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

4、空井发生溢流时： (1)发：发出信号；

(2)开：开启液(手)动平板阀；

(3)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关全封闸板防喷器)；

(4)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器；

(5)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

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附件1-2：

顶驱钻机关井操作程序

1、钻进中发生溢流时： (1)发：发出信号；

(2)停：停顶驱，停泵，上提钻具； (3)开：开启液(手)动平板阀；

(4)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；

(5)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器；

(6)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，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

2、起下钻杆中发生溢流时： (1)发：发出信号； (2)停：停止起下钻作业；

(3)抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀； (4)开：开启液(手)动平板阀；

(5)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；

(6)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，

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开环型防喷器；

(7)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，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

3、起下钻铤中发生溢流时： (1)发：发出信号； (2)停：停止起下钻作业；

(3)抢：抢接钻具止回阀(或旋塞阀或防喷单根)及钻杆； (4)开：开启液(手)动平板阀；

(5)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；

(6)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器；

(7)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，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

4、空井发生溢流时： (1)发：发出信号；

(2)开：开启液(手)动平板阀；

(3)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关全封闸板防喷器)；

(4)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，

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开环型防喷器；

(5)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。

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附件1-3：

井控装置图 图一 防喷器组合

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图二 防喷器组合

图三 防喷器组合

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图四 防喷器组合

图五 节流管汇

图六 节流管汇

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图七 节流管汇

图八 压井管汇

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附件1-4：防喷演习记录表格式

防喷演习记录

年 月 日

钻达层位 作业工况 关井时间 实际井深(M) 泥浆密度(g/cm3) 演习时间 时 分 --- 时 分 班组 分钟 演习考核得分 演习情况记录： 演习效果评价(说明扣分原因)：

坐岗员 副司钻 司钻 值班干部 - 68 -

参加人员 注： 1.防喷演习讲评要突出找差距、找问题及提出改进措施。 2.关井时间要求：钻进、空井工况下3分钟内，起下钻工况下5分钟内。 3.钻开油气层前，要按照钻进时、起下钻杆时、起下钻铤时、空井时发生溢流的四种工况分班组进行防喷演习。作业班每月至少进行一次不同工况的防喷演习，夜间也应安排防喷演习。 4.演习时间是指从发出信号至恢复发出信号前工作状态期间的时间,关井时间是指从发出信号至关闭J2a平板阀期间的时间。 - 69 -

附件1-5：坐岗记录表格式

井井控坐岗观察记录(气井)

班次： 坐岗人： 技术员： 值班干部： 二○○ 年 月 日 密度累计变H2S/C粘度(s) 钻井液出口处气泡、气味、流量井深 变化量 3作业内容 化量 O 坐岗工 (g/cm) 时间 m (m3) (溢流、井漏)描述及原因分析 (m3) (ppm) ﹟﹟﹟﹟﹟﹟1 2 3 4 5 6 入口 出口 入口 出口 钻井液罐变化量(M3) 1.进入目的层前100米开始坐岗，直到固完井，任何时刻岗位不能离人，特别是交、就餐、起钻、电测、通井、固井及等电测解释等环节。 备注 2.正常情况下每15分钟记录一次，发现油气侵、溢流等应立即报告司钻，并加密监测、记录。 3.钻进中注意观察出口流速、流量变化，返出泥浆中是否有油气味、气泡，停泵或空井状态下井口是否断流，起下钻灌浆或返出4.变化量为每一次记录中循环罐变化量之和，累计变化量为当班各次记录中变化量之和。 量是否异常等。 - 71 -

井井控坐岗观察记录(油井)

班次： 坐岗人： 技术员： 值班干部： 二○○ 年 月 日 时间 井深 (m) 起钻灌 下钻返 密度(g/cm3) 作业内容 入量(m3) 出量(m3) H2S/CO 补充泥浆量、油气侵、放空、溢流等异常情况及变入口 出口 入口 出口 (ppm) 化情况 粘度(s) 备注 1.进入目的层前100米开始坐岗，直到固完井，任何时刻岗位不能离人，特别是交、就餐、起钻、电测、通井、固井及- 72 -

等电测解释等环节。 2.正常情况下每15分钟记录一次，发现油气侵、溢流等应立即报告司钻，并加密监测、记录。目的层钻时突然变快时要及时停钻循环观察。 3.钻进中注意观察出口流速、流量变化，返出泥浆中是否有油气味、气泡，停泵或空井状态下井口是否断流，起下钻灌浆或返出量是否异常等。 - 73 -

附件1-6：

相关单位（部门人员）井控工作要求及职责

一、钻井队在钻开油气层前后要做到：

1、根据地质、工程及井控设计，制定具体的井控措施和应急预案。

2、由钻井队技术员组织向在钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置、井控技术措施、应急预案等方面的技术交底，并提出具体要求。

3、检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合规定，运转是否正常，发现问题及时整改。

4、井控装置及各连接法兰和螺栓平、稳、正、全、牢；控制系统无渗漏，储能器油压和控制液体压力及气泵启动压力达到规定要求，各控制手柄开关状态正确，远程控制台电源、气源专线控制，夜间照明良好；节流压井管汇、防喷管线等各闸阀开关状态正确，畅通无阻；冬季防冻保温良好；内防喷工具性能良好处于应急状态。

5、一级风险井中的天然气井在打开目的层前，必须下堵塞器对井控装备及双公短节进行试压，以检验其可靠性。

6、钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火及防有毒有害气体演习。防喷演习关井速度要求：正常钻进和空井为3

分钟，起下钻为5分钟。每次演习结束后由当班司钻组织，在紧急集合点进行讲评。并填写防喷演习记录表(见附件5)。

7、认真落实干部24小时值班制度，检查、监督各岗位井控职责(见附件7)的落实，发现问题立即督促整改。

8、在进入油气层前50M～100M，井控坐岗工要定点坐岗检测有毒有害气体和观察溢流显示及循环池(罐)液面变化，填写“井控坐岗记录”(见附件6)，发现异常情况，立即报告司钻并采取措施。

9、钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备加重钻井液、加重材料、堵漏材料和其它处理剂。对储备的加重钻井液应循环处理，防止沉淀。

10、执行动火审批手续。

11、在进入油气层前50M～100M，以低泵冲(柴油机转速800转/分)进行小排量循环试验，并做好泵冲数、排量、循环压力记录。以后每加深200米或当钻井液密度调整或钻具组合发生较大变化时应补测一次。

二、录井队在钻开油气层前后要做到：

1、加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。 2、常规地质录井队要掌握地质设计和邻井地层及油、气、水分布情况，落实地层岩性及油、气、水层预报工作。

3、综合录井队确保录井设备、循环罐液面监测仪、有毒有害气体检测仪等仪器灵敏可靠。

4、气测录井队，确保气测录井仪器性能良好，采集数据准确。

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5、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。录井队负责人要参加钻井队的生产会。

6、各种录井队都要建立异常汇报制度，及时通报钻井队值班干部和油田公司现场监督，双方履行签字手续。

三、定向井服务队在钻开油气层前后要做到：

现场定向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，做好应急准备。定向井段施工期间现场负责人要参加钻井队的生产会。

四、现场HSE监督在钻开油气层前后要做到：

1、参加并监督钻井队落实工程技术、井控措施和井控应急预案交底会。

2、监督钻井队按设计要求储备足量加重钻井液或加重材料。 3、监督钻井队钻开油气层前的自查自改，并达到井控要求。 4、监督钻井队对整套井控装置按设计要求试压合格，按标准要求钻井队对井控装置进行检查、保养、试开关，保证灵活可靠。

5、监督井控坐岗及干部24小时值班制度的落实。 6、监督班组防喷演习达到规定要求，钻具组合是否符合井控技术要求。

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7、监督钻井队打开表套脚试压、低泵冲试验等技术措施地执行情况。

五、油田公司现场监督在钻开油气层前后要做到：

1、检查钻开油气层井控措施的落实情况，参加并监督钻井队组织的工程技术、井控措施和井控应急预案交底会。

2、检查钻井液密度及其它性能、现场储备的加重钻井液和加重材料符合设计要求。

3、监督钻井队井控领导小组按钻开油气层前要求进行自查自改，以及对井控装置的安装、试压及检查保养情况。

4、检查落实井控坐岗和四种工况下的班组防喷演习情况。 5、检查钻井队进行低泵冲试验和压井施工数据录取情况。 6、检查落实录井队、定向井服务队钻开油气层前的仪器、工具等准备情况。

7、重大技术措施、关键技术或工艺环节实施之前，对施工单位的准备工作进行检查和验收。

8、及时协调解决钻井队提出的需要甲方解决的问题，。 六、施工单位井控管理人员在钻开油气层前后要做到： 1、对钻井队井控工作进行全面管理。检查、督促钻井队执行井控管理制度、井控技术措施；检查落实钻井队钻井液密度与地层压力的符合性、加重材料和加重钻井液的储备。

2、检查督促钻井队按标准要求，对井控装备进行安装、试压及维护保养。

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3、组织对钻井队进行打开目的层前的井控检查验收，落实存在问题的整改。

4、检查督促钻井队按标准要求进行防喷演习及井控应急预案演练。

5、井控应急抢险时，组织技术人员赶往现场制定压井技术方案，压井技术方案经现场指挥小组组长审批后立即组织实施。

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附件1-7：

钻井队井控岗位职责

一、队长

1、贯彻执行上级井控管理有关文件规定、标准和要求，全面抓好井控安全工作。

2、组织各次开钻前、打开油气层前的自查自改，包括干部24小时值班、井控坐岗、班组防喷演习、井控装备的安装检查、钻井液处理剂（含加重材料、加重钻井液）的储备、井控技术措施的交底等。

3、在打开油气层后，组织召开班前班后会，向作业班组布置井控安全工作。

4、组织井控应急预案演练，当发生溢流、井涌、井喷或井喷失控时，按应急预案要求组织全队人员应急抢险。

5、定期组织以井控为主的安全检查，督促井控存在问题的整改。

6、落实人员参加井控取（复）证培训和现场井控培训，确保持证率达到100%。

7、主持召开井控例会，总结、安排井控工作。 二、副队长

1、协助队长全面抓好井控安全工作。队长不在时，履行队长井控职责。

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2、落实现场作业电力、照明、消防安全、防护设施符合安全规定。

3、参加井控例会，落实井控问题的自查自改。 4、抓好作业班组的井控应急预案演练、防喷演习。 三、钻井技术员

1、协助队长全面抓好井控安全工作，重点抓好现场井控技术措施的落实。

2、负责井控装置现场验收，组织对井控装置现场安装与试压。

3、组织开钻、打开油气层前的井控技术交底；负责向作业班组下达井控指令，并监督班组执行井控规定与技术措施。

4、落实打开油气层后低泵冲试验和油气上窜速度的测定，并作好记录。

5、督促班组防喷演习及存在问题的整改。 6、参加井控例会，落实井控问题的自查自改。 7、向上级主管部门申报打开油气层前的井控验收。 8、关井以后，负责按关井程序对井控操作及井控装置进行检查，发现问题督促整改；求取立压、套压，计算地层压力及加重钻井液密度。

9、向上级主管部门汇报井控险情，制定处理方案，填写压井施工单，组织实施压井作业。

10、建立井控设备台帐，收集整理井控资料，按时上报。

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11、负责现场井控培训。 四、司机长（电器工程师）

1、负责井场动力、电器设备的标准化安装。 2、参加井控例会，落实井控问题的自查自改。

3、负责动力、电器设备的使用检查，确保其运转正常。 五、值班干部

1、参加班前班后会，安排讲评班组井控工作。

2、按要求巡检，检查落实班组井控安全指令的执行情况。 3、检查井控坐岗、防喷演习、井控设备检查保养、钻井液维护与处理，发现问题及时督促整改。

4、关井以后，负责按关井程序对井控操作及井控装置进行检查，发现问题督促整改。

5、负责作业现场井控应急的全面指挥。

6、掌握目的层井段及已经钻开层位的油气显示情况、班组作业人员的井控技能状况。

六、机械工长 (大班司钻)

1、负责井场钻井、固控设备的标准化安装。 2、参加井控例会，落实井控问题的自查自改。

3、负责钻井设备、固控的使用检查，确保其运转正常。 七、司钻

1、组织班组学习井控技术规定及措施。 2、组织不同工况下的防喷演习。

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5、严格执行设备操作规程和技术指令。 6、组织班组人员关井。

7、参加井控例会，带领班组整改存在的问题。 8、熟知班组各岗位井控操作规程。 八、副司钻

1、执行设备操作规程和班组作业指令。

2、按井控规定要求，检查、保养远程控制台及液控管线。 3、起钻作业时，负责灌泥浆，倒好循环系统闸门以备压井。 4、熟知班组各岗位井控操作规程。 九、井架工

1、负责检查保养防喷器、液控箱及消防设施。 2、熟知班组各岗位井控操作规程。 3、井架逃生装置的日常维护和保养。 十、井控坐岗工

1、负责各种工况下的井控坐岗,填写坐岗记录,发现异常及时报警。

2、负责防护、监测设施、及压井管汇的日常检查、维护和保养。

3、熟知班组各岗位井控操作规程。 十一、内钳工

1、发生井控险情后协助司钻控制井口。

2、负责检查保养内防喷工具、防爆排风扇及点火装置。

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3、熟知班组各岗位井控操作规程。 十二、外钳工

1、发生井控险情时协助司钻控制井口。 2、负责检查保养节流管汇、防喷管线及放喷管线。 3、熟知班组各岗位井控操作规程。 十三、司机

1、负责本班动力设备的检查保养，确保其运转正常。 2、发生井控险情时，听从司钻指令。 3、熟知班组各岗位井控操作规程。 十四、钻井液技术员(大班) 1、参加班前会及井控例会。

2、负责检查保养钻井液加重配浆设施。

3、按设计要求维护、测量钻井液性能；钻井液性能异常变化时，及时向当班司钻汇报。

4、负责加重材料、堵漏材料及加重钻井液的储备维护。 十五、发电工

1、在发生井控险情时，根据司钻指令关钻台、机房、井架及循环罐照明灯，开井场探照灯。

2、负责井控装置电路、气路的连接检查维护。 3、熟知班组各岗位井控操作规程。

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附件1－8：钻开油气层检查验收证书格式

公 司：

井 队：

井 号：

检查日期：

钻开油气层检查验收证书

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为实施钻开油气层前的检查、验收及审批制度，消除不 安全因素，防止井喷事故的发生，检查组应按本证书规定的 各项要求，逐一认真检查、验收。

检查验收者签字

钻井队长： 钻井技术员： 地质技术员： 检查验收组成员： 泥浆组长： 油田公司项目组

检查验收组意见

组长签名：

年 月 日

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本井基本情况

井号 井别 一次开钻 设计及实钻 井身结构 二次开钻 三次开钻 四次开钻 邻近注水、注气井情况 井号 井距 注水(注)气层位 注水(注)气 建议停注、泄压时间 设计层位 钻达井深 M 设计井深 M 钻井液密度 g/cm3 钻达层位 分段设计及实钻钻井液密度

地层层位 井深 设计压力梯度 设计钻井液密度 g/cm3 实钻钻井液密度 g/cm3 - 86 -

油、气、水、 漏显示情况 - 87 -

井控工艺及管理

序号 检查内容 验收标准 符合实际情况，贴于值班房 密度、数量符合设计要求并标识、定期搅拌 数量符合设计要求并标识 按要求进行 按要求进行 工程、地质、井控设备、钻井液交底 岗位落实、有记录、有液面或溢流检测仪或直板尺、有灌浆排量对照表及坐岗制度 有工作安排和检查落实记录 贴于值班房 贴于值班房 按规定期限回厂检验，有出厂检验合格证 检查结果 备注 1 单井井控技术措施 2 加重钻井液 加重材料储备 3 表套脚破裂压力试验 4 低泵冲试验 井控技术措施交底 井控坐岗 5 干部值班 关井程序及动作图解 井口装置示意图 6 井控设备回厂检验

井控装置

序号 检查内容 执行设计 ≥16MM钢丝绳 试压执行设计 试压执行设计 试压执行设计 齐全、支撑可靠 连接可靠 螺栓齐全、紧固，上扣均匀，验收标准 检查结果 备注 1 防喷器组合 2 连接固定 3 环形防喷器 4 闸板防喷器 5 套管头或双公短节 6 手动锁紧杆 7 导管出口及泥浆防护伞 8 防喷器与四通连接 - 88 -

专人检查 9 防喷器与套管头或双公短节连接 连接可靠

井控地面控制系统

序号 检查内容 验收标准 左前方25米以上，周围101 距井口距离及方位 2 供电、供气 3 液控管线 4 液控、气管线 5 系统试压 6 电、气运转 7 充氮压力 8 表压 9 阀件 10 油箱油量 11 司钻控制台 米不得有易燃、易爆、腐蚀物质 专线供给 安装正确、有过车桥 不渗、不漏密封可靠 达到额定压力 正常 7MPa±0.7MPa 调压范围正确 手柄位置正确并挂牌 标准油限内，油质合格 位置合理、手柄位置及表压正确 检查结果 备注 井控管汇

序号 检查内容 验收标准 压力等级执行设计，压井管汇由壬丝扣有保护 符合细则要求 长度及安装符合细则要求 检查结果 备注 1 井控管汇 2 管线固定、基墩摆放 3 放喷管线 - -

4 放喷管线试压 5 回收管线 6 固定螺栓 7 压力表 符合细则要求、有记录 弯管夹角大于120度，固定牢靠 齐全牢固、上扣均匀，有备帽、垫片，按要求专人检查 灵敏、高低压量程符合要求、安装考可闸门，有校验标识 试压有记录、符合细则要求， 8 闸门 有标牌，开、关状态正确，按 要求活动保养，灵活好用 9 关井压力提示牌 10 节流管汇液控箱 数据齐全准确，摆放正确 连接正确，各压力表数据与套压、立压表数据对应正确 其它井控装置

序号 检查内容 验收标准 开关灵活、扳手专人负责、定期活动 开关灵活、手柄位置合理，摆放在井口就近位置 保养良好，有专用顶开装置，未超检修期限 接头与钻铤丝扣匹配，丝扣紧固，4 防喷单根 5 除气器、液气分离器 6 加重装置 7 搅拌器 刷红漆，回压凡尔保养良好、未超检修期限 位置合理，固定牢靠，运转正常 运转正常 数量齐全、运转正常，储备罐有搅拌器 检查结果 备注 1 上、下旋塞 2 应急旋塞 3 回压凡尔 8 液面报警器、溢流检测调节合理，灵敏可靠 - 90 -

仪等报警仪器 9 有毒有害气体检测仪 10 自动点火装置 调节合理，灵敏可靠 位置合理，可靠

培训、演习及其它

序号 检查内容 验收标准 井控操作证持证率达到要求，无过期持证人员 每周一次 有井控要求 记录 检查结果 备注 1 井控持证 2 井控例会 3 班前会技术指令 4 应急预案 井喷、防H2S或CO建立并有针对性，定期演练，有5 防喷演习 6 井控设备保养记录 每班每口井四种工况不少于1次 井控设备管理定人、定岗管理和保养，按规定活动、保养，填写 认真，有干部签字 预测地层压力曲线、地层压力检7 四条曲线 8 冬季保温 9 井控培训 测曲线、钻井液设计曲线及实际 密度曲线 防冻、防堵措施有效 计划落实、教案及培训记录、考核落实 安全器材及装置

序号 检查内容 验收标准 距井口30米以上，两者相距≥20米 距井口50米以上 检查结果 备注 1 发电房、油罐 2 锅炉房 - 91 -

3 柴油机排气管 4 动力、照明 5 探照灯 6 灭火器 7 消防工具 风向标、排风扇、逃有防火罩、不正对油罐 符合规定 专线连接 符合细则要求，未过期 符合细则要求，摆放位置合理 8 生路线图、井架逃生齐全、按照正确，可靠 装置 9 正压式空气呼吸器 10 井场排污 11 其它 数量符合要求，可靠、有效，会正确使用 有排污管道、钻台上下、机泵房无油污 符合要求

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存在需要整改的问题

序号 1 2 3 4 5 6 问 题 整改要求 复查记录

序号 整改情况 复查人 复查日期

经复查你队承钻的 井，存在问题已整改合格，符合井控技术规定，同意开钻（打开油气层）。

复查人（HSE监督员）： 日期：

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附件1-9：钻井井喷失控事故信息收集表

表一、 钻井井喷失控事故信息收集表(快报) 收到报 告时间 报告单位 报告人 发生井 喷单位 现场抢险 负责人 事故发生 地理位置 井喷发 生时间 井 号 设计井深 基本情况 井眼尺寸 岩性 设计泥 浆密度 表层套 管尺寸 有毒气 体类型 (g/cm3) 钻机类型 井别 钻达井深 目的层位 构造 实际泥 浆密度 技术套 管下深 人员伤 亡情况 额定工作压力 型号 防喷器状况 开关状态 井口装 备状况 节流管汇状况 可控或失控 开 □ 关 □ 可控 □ 失控 □ 放喷管 线长度 辅助放喷管线长度 职务 (g/cm3) 钻井队号 井型 职务 电话 年 月 日 时 分 联系电话 水平井□ 定向井 □ 直井 □ 垂深 钻达层位 地层压力 表层套 管下深 技术套 管尺寸 有无自动点火装置 H2S □ CO2 □ CO □ 压井管汇状况 - 94 -

内放喷工 具状况 钻杆旋塞 喷势描述 方钻杆 旋塞 喷出物 气□ 油□ 水□ 气油水□ 井喷具 体状况 环境污染情况 名称及数量 距离 名称及数量 距离 数量 居民 周边500米 内环境状况 江河 距离 名称及 数量 距离 工农业 设施 湖泊 已疏散 人群

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表二、 钻井井喷失控事故报告信息收集表(续报)

事故级别 关井压力 现场气象、海况及 主要自然天气情况 Ⅰ□ Ⅱ□ Ⅲ□ Ⅳ□ 立压 阴或晴 风向 (MPa) 有毒气 体含量 套压 雨或雪 气温 风力 海浪高 H2S( ) CO2( ) CO( ) (MPa) 井喷过程简要描 述及初步原因 一开 二开 三开 四开 邻近注水、注 气井情况 施工工况 周边道路情况 已经采取的 抢险措施 设计及实钻 井身结构 救援地名 称及距离 - 96 -

下一步将采 取的措施 重泥浆 井场加重材料储备 钻井用水 加重材料 重晶石 (t) 石灰石粉 密度 (g/cm3) 数量 (M3) (t) 铁矿石粉 (t) (M3) 救援需求 姓名 姓名 姓名 姓名 姓名 职务 职务 职务 职务 职务 职务 职务 职务 职务 职务 职务 电话 电话 电话 电话 电话 电话 电话 电话 电话 电话 电话 现场抢险组 组成人员名单 姓名 姓名 姓名 姓名 姓名 姓名 备注 - 97 -

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附件1-10：

--------------------------井控设备管理台帐

上报单位： 上报时间： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 名称 型号规格 生产厂家 内部编号 初次投产日期 维修检验日期 检修后投产日期 使用井别 使用状况 备注 - 99 -

15 审批： 审核： 填报：

填报要求： 1、各单位必须如实填报每套井控设备的真实情况，每季度根据实际情况重新统计更新。 2、每个季度季末一月的28日前上报工程技术部井控科。

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附件1-11：常用压井计算公式

常用压井计算公式

1、地层压力PP PP=Pd+0.0098γH

Pd：关井立管压力，MPa。

γ：钻柱内未受侵钻井液密度，g/cm3. H:井深，M. 2、压井泥浆密度γ1

γ1= PP/(0.0098*H) 或 γ1=γ+Δγ (g/cm3) Δγ= Pd/(0.0098*H) (g/cm3) γ1：压井泥浆密度。

Δγ：平衡溢流时所需的泥浆密度增值。

实际压井泥浆密度要附加一个值，油井附加0.05-0.10 g/cm3，气井附加0.07-0.15 g/cm3，最终确定的实际压井密度不能大于表层角或井漏处地层破裂当量密度。

3、加重材料用量W

W=V1*γ0(γ1-γ)/(γ0-γ1) (吨)

γ0：加重材料比重，石灰石 2.42g/cm3，重晶石 4.2 g/cm3 V1：原浆体积，M3

4、不同密度下关井允许最大套压值计算 P2=P-0.0098γ2H=P1-0.0098(γ2-γ)H (MPa)

P=0.0098γH+P1 (MPa)

P:套管角或井漏堵漏处承压试验时所该处承受的最大压力 P1:关井试压时套压值，MPa。 γ:试压时钻井液密度，g/cm3. γ2:溢流关井时的钻井液密度，g/cm3.

5、低泵冲试验或计算求取PCI。使用排量大约为正常钻进的1/3--1/2排量循环，测得其泵压值；其对应的泵压值大约为正常钻进时的1/9—1/4泵压(P∝Q2)。

6、压井初始循环压力PTi PTi=Pd+PCi (MPa)

PCi:低泵冲循环时的泵压，MPa。 7、压井终了循环压力PTf PTf=γ1*PCi/γ (MPa)

8、加重钻井液到达钻头所需的时间T T=VdH1/(60*Q) (分) Vd：钻杆内容积，升/米。 H1：钻头所在井深，米。 Q：压井时的排量，升/秒。

9、加重钻井液从钻头处到充满环空(到达井口)所需时间T1 T1=VaH1/(60*Q) (分) Va：环空容积，升/米。

10、压井后钻进所需的钻井液密度γ2

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γ2=γ1+γe (g/cm3)

γe：附加钻井液密度，g/cm3. 11、钻进中所需的加重泥浆量V

一般加重泥浆量按井筒容积的2倍计算。 V=HD2/1000 (M3) D:井眼直径，″

(注：81/2″井眼容积36L/M，91/2″井眼容积45L/M)。

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附件1-12：四种常规压井方法

四种常规压井方法

1、边加重钻井液边循环压井法。这种处置方法可以在最短的时间防喷制住溢流，使井控装置承受的压力最小、承压时间最短，可以减少钻具粘卡等井下事故，因此是最安全的，但这种处置方法计算较复杂，需要进行许多的计算。

2、继续关井，先加重钻井液，再循环压井(等待加重法或工程师法)法。该处置可以在一个循环周完成，所需时间最短，井口压力较小，也较安全，压井多采用这种方法，但是关井时间长，对循环不利，因此该方法效果的好坏关键取决于是否能迅速加重钻井液。以不变的泵速循环注入加重钻井液；在加重钻井液到达钻头的过程中，调节节流阀使立压由初始循环值下降到终了循环值(加重钻井液低泵冲泵压)，使套压值保持不变；当加重钻井液到达钻头后向环空上返过程中，立压值保持不变，套压值逐渐下降，当加重钻井液到达井口时，套压降为零，重建起地层---井眼压力平衡，压井结束。

3、先循环排出受侵污的钻井液，关井、加重钻井液，再循环压井(两步控制法或司钻法)法。这种处置相对来说是安全的，技术上也比较容易掌握，但需要最长的时间和最大程度的应用井口

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装置。钻井液在第一个循环周内未加重，因此立压不变(或初始与终了循环压力相等)，同时第一循环周结束，关闭节流阀时，套压应该等于立压。

4、先循环排出受侵污的钻井液，然后边加重钻井液边循环压井法。这种处置方法既复杂又需要时间更长。

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附件1-13：

井压井施工单 年 月 日

井号 垂深H1 低泵冲泵压PCi 套管鞋深度h 井队 M 原浆密度γ 填表人 Mg/m3 MPa/M 井深H0 M L/S 钻进排量Q MPa 漏失压力梯度Gf 压井排量Qk L/S M M 钻柱内容积系数VA L/M 钻头位置斜深H L/M 钻头位置垂深H2 压井附加密度γe g/cm3 环空容积系数VB 关井立压Pd MPa 关井套压Pa 地层压力 MPa 溢流量△V M3 P= Pd+0.0098γH1e= MPa

压井泥浆密度 γ1=γ+Pd/(0.0098H1)+γe= g/cm3 初始循环立压 PTi=Pd+PCi= MPa 终了循环立压 PTF＝γ1/γ*Pci= MPa 井筒容积 Vj= H0D2/2000= M3 加重材料用量 W=V1*γ0(γ1-γ)/(γ0-γ1)= 吨 重浆到钻头时间 T1=VAH/(60*QK) (分) 重浆从钻头到井口时间 T2=VBH/(60*QK) (分) 压井总时间 T= T1+ T2 (分) 备注：γ0：加重材料比重(石灰石2.42，重晶石4.2)， D:井眼直径，″(81/2″井筒容积36L/M，91/2″井筒容积45L/M, 5″钻杆外容积13L/M, 5″钻杆内容积9.2L/M)，V1：所需加重量，一般所需加重量按井筒容积的2倍计算，即V1=2Vj= H0D2/1000。 设计人： 审批人：

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工程师法压井步骤

1.在关井套压小于最大允许关井套压值的情况下，继续关井，先加重泥浆，再循环压井(工程师法)。组织一切力量迅速加重配浆是关键。

2.以进入目的层后最后一次低泵冲试验的泵冲及排量，循环注入加重泥浆；在加重泥浆到达钻头的过程中，调节节流阀使立压由初始循环值下降到终了循环值(加重泥浆低泵冲泵压)，使套压值保持不变。

3.当加重泥浆到达钻头后向环空上返过程中，调节节流阀使立压值保持不变，此时套压值逐渐下降，当加重泥浆到达井口时，套压降为零，重建起地层---井眼压力平衡，压井结束。

4.停泵后关闭节流阀观察立压、套压值，此时立压、套压应该均为零。若立压、套压均为零时，可开井循环观察两周，正常后继续钻井作业。若立压为零、套压不为零时，可节流循环继续观察，循环直到套压为零为止，再开井循环观察。

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附件1-14：

加重泥浆所需加重材料对照表

加重泥浆换算 单位：吨/方(加重材料：石灰石，比重2.42) 原密度→ 1.05 1.06 1.07 1.08 1.09 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.17 1.18 1.19 1.20 1.07 0.04 0.02 1.08 0.05 0.04 0.02 1.09 0.07 0.05 0.04 0.02 1.10 0.09 0.07 0.06 0.04 0.02 1.11 0.11 0.09 0.07 0.06 0.04 0.02 1.12 0.13 0.11 0.09 0.07 0.06 0.04 0.02 1.13 0.15 0.13 0.11 0.09 0.08 0.06 0.04 0.02 1.14 0.17 0.15 0.13 0.11 0.09 0.08 0.06 0.04 0.02 1.15 0.19 0.17 0.15 0.13 0.11 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 1.16 0.21 0.19 0.17 0.15 0.13 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 加1.17 0.23 0.21 0.19 0.17 0.15 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 重1.18 0.25 0.23 0.21 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 至1.19 0.28 0.26 0.24 0.22 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 密1.20 0.30 0.28 0.26 0.24 0.22 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 度 1.21 0.32 0.30 0.28 0.26 0.24 0.22 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 1.22 0.34 0.32 0.30 0.28 0.26 0.24 0.22 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 1.23 0.37 0.35 0.33 0.31 0.28 0.26 0.24 0.22 0.20 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 1.24 0.39 0.37 0.35 0.33 0.31 0.29 0.27 0.25 0.23 0.21 0.18 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 1.25 0.41 0.39 0.37 0.35 0.33 0.31 0.29 0.27 0.25 0.23 0.21 0.19 0.17 0.14 0.12 0.10 1.26 0.44 0.42 0.40 0.38 0.35 0.33 0.31 0.29 0.27 0.25 0.23 0.21 0.19 0.17 0.15 0.13 1.27 0.46 0.44 0.42 0.40 0.38 0.36 0.34 0.32 0.29 0.27 0.25 0.23 0.21 0.19 0.17 0.15 1.28 0.49 0.47 0.45 0.42 0.40 0.38 0.36 0.34 0.32 0.30 0.28 0.25 0.23 0.21 0.19 0.17 1.29 0.51 0.49 0.47 0.45 0.43 0.41 0.39 0.36 0.34 0.32 0.30 0.28 0.26 0.24 0.21 0.19 1.30 0. 0.52 0.50 0.48 0.45 0.43 0.41 0.39 0.37 0.35 0.32 0.30 0.28 0.26 0.24 0.22 1.31 0.57 0.55 0.52 0.50 0.48 0.46 0.44 0.41 0.39 0.37 0.35 0.33 0.31 0.28 0.26 0.24 - 109 -

1.32 0.59 0.57 0.55 0.53 0.51 0.48 0.46 0.44 0.42 0.40 0.37 0.35 0.33 0.31 0.29 0.26 1.33 0.62 0.60 0.58 0.56 0.53 0.51 0.49 0.47 0.44 0.42 0.40 0.38 0.36 0.33 0.31 0.29 1.34 0.65 0.63 0.61 0.58 0.56 0. 0.52 0.49 0.47 0.45 0.43 0.40 0.38 0.36 0.34 0.31 1.35 0.68 0.66 0.63 0.61 0.59 0.57 0. 0.52 0.50 0.47 0.45 0.43 0.41 0.38 0.36 0.34 1.36 0.71 0.68 0.66 0. 0.62 0.59 0.57 0.55 0.53 0.50 0.48 0.46 0.43 0.41 0.39 0.37 1.37 0.74 0.71 0.69 0.67 0.65 0.62 0.60 0.58 0.55 0.53 0.51 0.48 0.46 0.44 0.41 0.39 1.38 0.77 0.74 0.72 0.70 0.67 0.65 0.63 0.60 0.58 0.56 0. 0.51 0.49 0.47 0.44 0.42 1.39 0.80 0.78 0.75 0.73 0.70 0.68 0.66 0.63 0.61 0.59 0.56 0. 0.52 0.49 0.47 0.45 1.40 0.83 0.81 0.78 0.76 0.74 0.71 0.69 0.66 0. 0.62 0.59 0.57 0.55 0.52 0.50 0.47 加重泥浆所需加重材料对照表

加重泥浆换算 单位：吨/方(加重材料：重晶石，比重4.2) 原密度→ 1.05 1.06 1.07 1.08 1.09 1.10 1.11 1.12 1.13 1.14 1.15 1.16 1.17 1.18 1.19 1.20 1.07 0.03 0.01 1.08 0.04 0.03 0.01 1.09 0.05 0.04 0.03 0.01 1.10 0.07 0.05 0.04 0.03 0.01 1.11 0.08 0.07 0.05 0.04 0.03 0.01 加重至密度 1.12 0.10 0.08 0.07 0.05 0.04 0.03 0.01 1.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.05 0.04 0.03 0.01 1.14 0.12 0.11 0.10 0.08 0.07 0.05 0.04 0.03 0.01 1.15 0.14 0.12 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.16 0.15 0.14 0.12 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.17 0.17 0.15 0.14 0.12 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.18 0.18 0.17 0.15 0.14 0.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.19 0.20 0.18 0.17 0.15 0.14 0.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.20 0.21 0.20 0.18 0.17 0.15 0.14 0.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.21 0.22 0.21 0.20 0.18 0.17 0.15 0.14 0.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 0.01 1.22 0.24 0.23 0.21 0.20 0.18 0.17 0.16 0.14 0.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 0.03 - 110 -

1.23 0.25 0.24 0.23 0.21 0.20 0.18 0.17 0.16 0.14 0.13 0.11 0.10 0.08 0.07 0.06 0.04 1.24 0.27 0.26 0.24 0.23 0.21 0.20 0.18 0.17 0.16 0.14 0.13 0.11 0.10 0.09 0.07 0.06 1.25 0.28 0.27 0.26 0.24 0.23 0.21 0.20 0.19 0.17 0.16 0.14 0.13 0.11 0.10 0.09 0.07 1.26 0.30 0.29 0.27 0.26 0.24 0.23 0.21 0.20 0.19 0.17 0.16 0.14 0.13 0.11 0.10 0.09 1.27 0.32 0.30 0.29 0.27 0.26 0.24 0.23 0.22 0.20 0.19 0.17 0.16 0.14 0.13 0.11 0.10 1.28 0.33 0.32 0.30 0.29 0.27 0.26 0.24 0.23 0.22 0.20 0.19 0.17 0.16 0.14 0.13 0.12 1.29 0.35 0.33 0.32 0.30 0.29 0.27 0.26 0.25 0.23 0.22 0.20 0.19 0.17 0.16 0.14 0.13 1.30 0.36 0.35 0.33 0.32 0.30 0.29 0.28 0.26 0.25 0.23 0.22 0.20 0.19 0.17 0.16 0.14 1.31 0.38 0.36 0.35 0.33 0.32 0.31 0.29 0.28 0.26 0.25 0.23 0.22 0.20 0.19 0.17 0.16 1.32 0.39 0.38 0.36 0.35 0.34 0.32 0.31 0.29 0.28 0.26 0.25 0.23 0.22 0.20 0.19 0.18 1.33 0.41 0.40 0.38 0.37 0.35 0.34 0.32 0.31 0.29 0.28 0.26 0.25 0.23 0.22 0.20 0.19 1.34 0.43 0.41 0.40 0.38 0.37 0.35 0.34 0.32 0.31 0.29 0.28 0.26 0.25 0.23 0.22 0.21 1.35 0.44 0.43 0.41 0.40 0.38 0.37 0.35 0.34 0.32 0.31 0.29 0.28 0.27 0.25 0.24 0.22 1.36 0.46 0.44 0.43 0.41 0.40 0.38 0.37 0.35 0.34 0.33 0.31 0.30 0.28 0.27 0.25 0.24 1.37 0.47 0.46 0.45 0.43 0.42 0.40 0.39 0.37 0.36 0.34 0.33 0.31 0.30 0.28 0.27 0.25 1.38 0.49 0.48 0.46 0.45 0.43 0.42 0.40 0.39 0.37 0.36 0.34 0.33 0.31 0.30 0.28 0.27 1.39 0.51 0.49 0.48 0.46 0.45 0.43 0.42 0.40 0.39 0.37 0.36 0.34 0.33 0.31 0.30 0.28 1.40 0.53 0.51 0.50 0.48 0.47 0.45 0.44 0.42 0.41 0.39 0.38 0.36 0.35 0.33 0.32 0.30

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附件1-15：

H2S、CO气体浓度单位换算对照表

H2S Mg/m3 CO Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm ppm Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 0.7 68 1.3 69 2.0 70 2.6 71 3.3 72 4.0 73 4.6 74 5.3 75 5.9 76 6.6 77 7.2 78 7.9 79 8.6 80 9.2 81 9.9 82 10.5 83 11.2 84 11.9 85 12.5 86 13.2 87 13.8 88 14.5 15.2 90 15.8 91 16.5 92 44.8 135 88.9 1 45.5 136 .6 2 46.1 137 90.3 3 46.8 138 90.9 4 47.4 139 91.6 5 48.1 140 92.2 6 48.8 141 92.9 7 49.4 142 93.6 8 50.1 143 94.2 9 50.7 144 94.9 10 51.4 145 95.5 11 52.0 146 96.2 12 52.7 147 96.8 13 53.4 148 97.5 14 .0 149 98.2 15 .7 150 98.8 16 55.3 151 99.5 17 56.0 152 100.1 18 56.7 153 100.8 19 57.3 1 101.5 20 58.0 155 102.1 21 58.6 156 102.8 22 59.3 157 103.4 23 60.0 158 104.1 24 60.6 159 104.8 25 0.8 68 1.6 69 2.4 70 3.2 71 4.0 72 4.8 73 5.6 74 6.4 75 7.2 76 8.0 77 8.8 78 9.6 79 10.4 80 11.2 81 12.0 82 12.8 83 13.6 84 14.4 85 15.2 86 16.0 87 16.8 88 17.6 18.4 90 19.2 91 20.0 92 .4 135 108.0 55.2 136 108.8 56.0 137 109.6 56.8 138 110.4 57.6 139 111.2 58.4 140 112.0 59.2 141 112.8 60.0 142 113.6 60.8 143 114.4 61.6 144 115.2 62.4 145 116.0 63.2 146 116.8 .0 147 117.6 .8 148 118.4 65.6 149 119.2 66.4 150 120.0 67.2 151 120.8 68.0 152 121.6 68.8 153 122.4 69.6 1 123.2 70.4 155 124.0 71.2 156 124.8 72.0 157 125.6 72.8 158 126.4 73.6 159 127.2

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H2S Mg/m3 CO Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm ppm Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 17.1 93 17.8 94 18.4 95 19.1 96 19.8 97 20.4 98 21.1 99 61.3 160 105.4 26 61.9 161 106.1 27 62.6 162 106.7 28 63.2 163 107.4 29 63.9 1 108.0 30 .6 165 108.7 31 65.2 166 109.4 32 20.8 93 21.6 94 22.4 95 23.2 96 24.0 97 24.8 98 25.6 99 74.4 160 128.0 75.2 161 128.8 76.0 162 129.6 76.8 163 130.4 77.6 1 131.2 78.4 165 132.0 79.2 166 132.8

21.7 100 65.9 167 110.0 33 22.4 101 66.5 168 110.7 34 23.1 102 67.2 169 111.3 35 23.7 103 67.9 170 112.0 36 24.4 104 68.5 171 112.7 37 25.0 105 69.2 172 113.3 38 25.7 106 69.8 173 114.0 39 26.4 107 70.5 174 114.6 40 27.0 108 71.2 175 115.3 41 27.7 109 71.8 176 116.0 42 28.3 110 72.5 177 116.6 43 29.0 111 73.1 178 117.3 44 29.6 112 73.8 179 117.9 45 30.3 113 74.4 180 118.6 46 31.0 114 75.1 181 119.2 47 31.6 115 75.8 182 119.9 48 32.3 116 76.4 183 120.6 49 32.9 117 77.1 184 121.2 50 33.6 118 77.7 185 121.9 51 34.3 119 78.4 186 122.5 52 34.9 120 79.1 187 123.2 53 26.4 100 80.0 167 133.6 27.2 101 80.8 168 134.4 28.0 102 81.6 169 135.2 28.8 103 82.4 170 136.0 29.6 104 83.2 171 136.8 30.4 105 84.0 172 137.6 31.2 106 84.8 173 138.4 32.0 107 85.6 174 139.2 32.8 108 86.4 175 140.0 33.6 109 87.2 176 140.8 34.4 110 88.0 177 141.6 35.2 111 88.8 178 142.4 36.0 112 .6 179 143.2 36.8 113 90.4 180 144.0 37.6 114 91.2 181 144.8 38.4 115 92.0 182 145.6 39.2 116 92.8 183 146.4 40.0 117 93.6 184 147.2 40.8 118 94.4 185 148.0 41.6 119 95.2 186 148.8 42.4 120 96.0 187 149.6

- 113 -

H2S Mg/m3 CO Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm ppm Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm Mg/m3 ppm 55 56 57 58 59 60 61 62 63 65 66 67 35.6 121 79.7 188 123.9 36.2 122 80.4 1 124.5 55 36.9 123 81.0 190 125.2 56 37.6 124 81.7 191 125.8 57 38.2 125 82.4 192 126.5 58 38.9 126 83.0 193 127.2 59 39.5 127 83.7 194 127.8 60 40.2 128 84.3 195 128.5 61 40.8 129 85.0 196 129.1 62 41.5 130 85.6 197 129.8 63 42.2 131 86.3 198 130.4 42.8 132 87.0 199 131.1 65 43.5 133 87.6 200 131.8 66 44.1 134 88.3 201 132.4 67 43.2 121 96.8 188 150.4 44.0 122 97.6 1 151.2 44.8 123 98.4 190 152.0 45.6 124 99.2 191 152.8 46.4 125 100.0 192 153.6 47.2 126 100.8 193 1.4 48.0 127 101.6 194 155.2 48.8 128 102.4 195 156.0 49.6 129 103.2 196 156.8 50.4 130 104.0 197 157.6 51.2 131 104.8 198 158.4 52.0 132 105.6 199 159.2 52.8 133 106.4 200 160.0 53.6 134 107.2 201 160.8

附：气体浓度换算公式： 1 (Mg/cm3 ) = 22.4/气体分子量 (ppm) - 114 -