钻井井控实施细则
辽河油田钻井井控实施细则
第一章 总 则
第一条 为了深入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》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。 第二条 井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。
第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。
第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。
第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。
第六条 欠平衡钻井作业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 井控风险识别
第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。 油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。 每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。
第八条 根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。
第九条 按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：
（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。
（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。
（三）Ⅲ级风险井：稠油开发井、低压低渗开发井。
第十条 钻井队资质要求：
（一）Ⅰ级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。
（二）Ⅱ级风险井由具备集团公司乙级以上（含乙级）资质的钻井队负责实施。
（三）Ⅲ级风
险井由具备集团公司丙级以上（含丙级）资质的钻井队负责实
施。
第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场：油气井井口距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、人口密集及高危场所不小于500ｍ。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500ｍ为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。
若安全距离不能满足上述规定，由建设方（油田公司所属钻井建设单位，下同）牵头，组织工程技术服务企业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估，按其评估意见处置。
第十二条 井场布置必须满足以下要求：
（一）井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。
（二）井队生活区距井口100ｍ以上，高含硫地区500ｍ以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。
（三）在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。
（四）发电房距井口20ｍ以上；锅炉房处于当地季风的上风方向，距井口30ｍ以上；储油罐必须摆放在距井口20ｍ以上、距发电房10ｍ以上的安全位置。
若不能满足上述要求，由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。
第三章 井控设计 第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。 第十四条 地质设计书应包含以下内容： （一）对井场周围500m （高含硫油气井３km ）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。 （二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。 （三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。 （四）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。 第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容： （一）井控风险级别划分及钻机型号。 （二）满足井控需要的井身结构。 （三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。 （四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。
（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。 （六）单井有针对性的井控措施。 （七）完井井口装置和交井技术要求。 第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求： （一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。 （二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。 （三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。 （四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m 。 （五）
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 。 第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。 钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值： （一）油井、水井0.05～0.10g ／cm 或增加井底压差1.5～3.5MPa 。 （二）气井0.07～0.15 g／cm 或增加井底压差3.0～5.0MPa 。 井深≤3000m 按当量钻井液密度附加值进行选择；井深＞3000m 宜按井底压差附加值进行选择。 第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，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硫化氢等有毒有害气体的含量。 探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。 第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m 进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m 未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。 承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。 第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼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确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下： （一）防喷器组合 1. 防喷器压力等级为14 MPa 组合见图1～图5。 2. 防喷器压力等级为21MPa 、35MPa 组合见图4～图9。 3. 防喷器压力等级为70MPa 、105MPa 组合见图10～图13。 环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。 （二）节流管汇和压井管汇： 1. 节流管汇压力等级为14 MPa见图14。 2. 节流管汇压力等级为21 MPa见图15。 3. 节流管汇压力等级为35 MPa见图15、图16。 4. 节流管汇压力等级为70 MPa见图16、图17。 5. 节流管汇压力等级为105MPa 见图17。 6. 压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa 见图18。 7. 压井管汇压力等级为35 MPa见图18、图19。 8. 压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa 见图19。 第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。 现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。 第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t ）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t ）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t ）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。 第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。 第四章 井控装置安装、试压和管理 第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。 第
二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。 第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定： （一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。 （二）防喷器安装： 1. 防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。 2. 现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同
一铅垂线上，偏差不大于10mm 。要用4根直径不小于 Ф16mm 钢丝绳对角绷紧固定牢靠。 （三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m ，应安装高度适合的操作台。 第二十七条 防喷器控制系统的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。其安装要求： （一）远程控制台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，距放喷管线或压井管线应有2m 以上距离，并在周围留有宽度不小于2m 的人行通道，周围10m 内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。 （二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m 以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。 （三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。 （四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa 。 （六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。 （七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm 。气囊充氮压力7±0.7MPa 。储能器压力保持在18.5～21MPa 。环形、管汇压力10.5MPa 。 （八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。 （九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。 第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求： （一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。 （二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。 （三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。 （四）放喷管线安装标准： 1. 放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。 2. 放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m 长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3. 放喷管线通径不小于78mm （
井眼尺寸小于177.8mm 的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm ，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。 4. 管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。 5. 放喷管线每隔10～15m 、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于
1.0m ；若跨越10m 宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。 6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m ×0.8m ×1m 。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm ，预埋长度不小于0.5m 。 （五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa 以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm 的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。 （六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。 （七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。 （八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。 第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求： （一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。 （二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。 （三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。 第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求： （一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。 （二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。 （三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m 以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。 第三十一条 井控装置的试压： （一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻
杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min ，允许压降≤0.7 MPa ，密封部位无可见渗漏。 闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min ，允许压降≤0.07 MPa ，密封部位无可见渗漏。 上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。 （二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa 。液控管线试压21MPa 。 按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa ）。 上述压力试验稳压时间均不少于10min ，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。 （三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。 （四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。 （五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。 第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行： （一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。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）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，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。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。 （三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min 以上，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，然后回转1/4～1/2圈。 （四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 （五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 （六）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。 （七）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。 （八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成
，不允许半开半闭和作节流阀用。 （九）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、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。 （十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。 （十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。 （十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。 （十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。 第三十三条 井控装置的管理执行以下规定： （一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。 （二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。 （三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置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储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。 第三十四条 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。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。 第五章 钻开油气层前的准备工作 第三十五条 钻开油气层的申报审批制度： （一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m ，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。 （二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。 （三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患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。
（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。 第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的
分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一
指挥和协调。 第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行： （一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m ，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。 （二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。 （三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。 （四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。 对于供应半径小于50km 的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。 （五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。 （六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。 （七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。 第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。 第三十九条 从进入预计油气层前100m 开始，每100m 井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。 第六章 井控作业 第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。 钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m ，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。 第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。 第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察： （一）钻开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或尚未完全堵住起钻前。 （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。 第四十三条 短程起下钻的基本作法如下： 一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。 第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。 （一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m 井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。 （二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。 第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。
第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。 第四十七条 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；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。 第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m ，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。 第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：
（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，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。 （二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。 第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：
（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井
队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。 （二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。 第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：
（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、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，排除被侵污的钻井液即可。 2、当关井套压不为零时，应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，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。
2、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、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。 第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，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。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。 第五十三条 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、置换法、压回法等方法进行处理。 第五十四条 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。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。 第五十五条 压井作业程序： （一）求关井立管压力值、套管压力值。 （二）判断溢流种类。 （三）计算压井液密度。
（四）确定压井方法。 （五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。 （六）计算并填写压井施工作业单。 （七）实施压井。 任何情况下关井，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套压三者中的最小值。在允许关
井套压内严禁放喷。 第七章 防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理 第五十六条 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。在苇场、森林或草场等地进行钻井，应有隔离带或防火墙，隔离带宽度不小于20m 。井场储水罐配有消防水龙带接口。 （二）井场消防器材的配备，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全规程》中的规定。 消防器材不少于以下配置： 100L 泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg 干粉灭火器10个，5kg 二氧化碳灭火器2个；发电机房配备5kg 二氧化碳灭火器2个，机房应配备5kg 二氧化碳灭火器3个，消防锹6把，消防斧2把，消防桶8只，消防水带80m ，Ø19mm直流水枪2支，消防砂4m 。 距井口30m 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。 （三）钻台上下、井口、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）井场内严禁烟火, 需要动火，严格执行动火审批制度，对于一级、二级、三级动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定；对于四级动火，动火地点周围10米内无易燃易爆物品，可由动火单位的上级安全部门授权井队干部或安全监督审批。 （五）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火装置，方向不得对着钻台。 （六）放喷天然气应烧掉，防止与空气混合，引起爆燃或爆炸。 （七）冬季施工处理油气侵时，必须把机泵房、井架底座和节流管汇围布打开，防止天然气积聚引起爆炸。 第五十七条 防硫化氢等措施 含硫油气井应严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S 、CO2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。 （一）在井架上、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。
（二）含硫地区的钻井队应按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，并做到人人会使用、会维护、会检查。 （三）含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护知识培训，经考核合格后持证上岗。
（四）含硫油气井钻开油气层前，钻井队应向施工现场所有人员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，地质人员要及时做出地质预报，钻井队值班干部及时传达，建立预警
预报制度。 （五）含硫地区钻井液的pH 值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，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30mg/m（20ppm ）以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。 （六）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, 应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求做好人员安全防护工作。 （七）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。 （八）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，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，浓度达到预案规定的启动值时，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。 （九）一旦发生井喷事故，井场应有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员值班。 （十）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。 第五十八条 井喷失控后的紧急处理 （一）井喷失控后应采取的措施： 1、立即停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专业防爆探照灯；并设置警戒线，在警戒线以内，严禁一切火源。 2、测定井口周围及附近天然气、H2S 和CO2的含量，划分安全范围。 3、迅速做好储水、供水工作，尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。 4、应协助当地政府作好井口500m 范围内居民的疏散工作。 5、应立即启动辽河油区井喷事故应急预案，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。 6、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。 7、抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《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。 第八章 井控技术培训 第五十九条 持证上岗制度：
（一）从事钻井生产的现场操作人员（井架工以上岗位）、录井工、专业技术人员、生产管理人员、现场服务人员和相关技术人员必须持有效的钻井井控培训合格证上岗。没有取得钻井井控培训合格证的领导干部、技术人员无权指挥生产。 （二）钻井井控操
作合格证有效期为两年，有效期满前必须进行换证培训，重新取证，原证无效。 （三）持假证及无证上岗的施工队伍、施工人员，油田公司有关部门有权停止其施工作业，并追究有关部门责任。 第六十条 三级培训制度：
（一）钻井分公司或钻井队技术人员，负责定期组织本单位职工的井控技术岗位培训，并演练本单位井控应急预案。 （二）钻井公司负责对井队一般岗位工人进行岗前井控知识的培训。 （三）辽河油田井控培训中心负责对应持证人员进行取证、换证培训。 第六十一条 培训对象分类 （一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液大班、坐岗工、内外钳工和录井工等。
（二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程技术管理人员和欠平衡钻井技术人员等。 （三）生产管理人员：主管钻井工作的各级领导、钻井监督、钻井队正副队长、指导员、安全员和安全监督等。 （四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员等。 （五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务队伍的相关技术人员。 第六十二条 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、井喷发生的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. 硫化氢的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）本细则和集团公司、辽河油田有关井控技术规定及相关标准。 （四）辽河油田井控工作特点、重点、问题和典型井控案例分析等。 第六十三条 井控培训应根据不同培训对象和辽河油田井控工作的特点，突出针对性，分类进行培训： （一）现场操作人员的培训重点内容包括及时发现溢流和及时关井的措施方法；正确实施关井操作程序；井控装备的安装、使用、维护和保养等。 （二）专业技术人员的培训重点内容包括正确判断溢流的方法；正确关井程序；编制压井设计、压井程序、实施压井作业；正确判断井控
装置故障及一般故障的排除；正确处理井喷及井喷失控等。 （三）生产管理人员的培训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。 （四）现场服务人员的培
训重点内容包括井控装置的结构、工作原理，井控装置的安装、调试、维修、故障判断和排除等。 （五）相关技术人员的培训重点内容包括井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系；溢流的主要原因、显示及发生险情时的配合要求等。 （六）换证培训的内容应根据行业标准及集团公司井控规定的修订情况，结合辽河油田井控细则进行重点选择。 第六十四条 井控培训中心必须达到《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》有关教师、教学设备、教材、教具和办学条件等规定要求，并取得集团公司井控培训资质。 第六十五条 取证与换证培训学时及考核方式应符合《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求，理论考试和实际操作考核均合格后，由井控培训机构颁发集团公司统一的钻井井控培训合格证。辽河油田公司和工程技术服务企业井控管理部门负责监督、检查和管理。 第九章 井控管理制度 第六十六条 井控分级责任制： （一）油田公司是井控工作的责任主体，必须提供符合健康、安全、环保要求的作业条件，并对工程技术服务企业的井控工作统一协调管理。 （二）工程技术服务企业对其生产作业过程中的安全、环保、井控工作负责，必须提供符合油田公司要求的人力资源、装备设施和作业方案，承担合同规定的责任和义务。 （三）油田公司和工程技术服务企业总经理是井控工作的第一责任人，总工程师或主管副总经理是井控工作的主要责任人。 （四）油田公司和工程技术服务企业分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任。建设方及工程技术服务企业所属各公司应成立相应的井控管理小组，组长由行政正职担任。 第六十七条 钻井监督制度： 钻井监督对油田公司负责，代表油田公司行使监督权力、履行监督义务，并承担监督责任。及时纠正、制止和报告不符合设计、不符合安全环保要求的行为。 钻井监督依据：国家方针政策、法律法规；集团公司、股份公司和油田公司管理规定、技术标准和操作规定；钻井设计、作业方案和合同等。 Ⅰ级风险井钻井监督必须驻井，工程技术服务企业应同时派驻安全监督。 第六十八条 防喷演习制度： （一）钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况，钻井队每班每月至少各演习一次。 （二）钻进和空井工况应在3分钟内控制住井口，起下钻杆工况应在5分钟内控制住井口，起下钻铤应在7分钟内控制住井口。 （三）钻井现场人
员均应参与防喷演习。演习后由值班干部进行讲评，提出存在问题和改进意见。 （四）防喷演习记录由班组人员按要求填写，由司钻和值班干部签字确认。 第六十九条“坐岗”责任制： （一）钻进至油气层之前100m 开始“坐岗”。 （二）“坐岗”人员上岗前必须经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、值班干部验收签字等内容。 （四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。 第七十条 钻井队干部24小时值班制度： （一）钻井队干部在钻井现场必须坚持24小时值班，值班干部要挂牌或
有明显标志。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。 （二）值班干部应检查各井控岗位职责、制度落实情况，发现问题立即督促整改，并认真填写值班记录。 （三）值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查和讲评井控工作。 第七十一条 井喷事故逐级汇报制度： （一）井喷事故分级： 1、一级井喷事故 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 油气井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油气井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。 3、三级井喷事故 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，并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 发生一般性井喷，并能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。 （二）汇报程序： 1．发生溢流立即采取有效措施控制井口。准确收集各项数据，同时钻井队值班干部、钻井监督及时向上级部门汇报。 2. 接到井喷事故报警后，建设方和钻井公司核实情况，初步评估确定事故级别，同时向上级部门汇报。 3．油田公司和工程技术服务企业接到汇报后，依据事故情况决定是否启动辽河油区井喷事故应急预案。应急预案启动后应根据法规和当地政府规定，油田公司应在第一时间及时向属地政府部门报告。 4．发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故在2小时内，按照《集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表》格式，以快报形式上报集团公司。发生Ⅲ级井喷事故时在 24小时内上报集团公司。 （三）井喷事故发生后，
对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究隐瞒者及其领导者责任。 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安全例会。 （二）钻井公司及各技术服务公司每季度召开一次井控例会。
（三）建设方每季度召开一次井控例会。 （四）油田公司和工程技术服务企业每半年召开一次井控例会，总结、协调、解决井控工作中存在的问题，布置井控工作。 第七十三条 井控检查制度： （一）油田公司和工程技术服务企业每半年组织一次井控工作检查。 （二）建设方和钻井公司每季度进行一次井控工作检查。 第十章 附 则 第七十四条 本细则自下发之日起执行。原辽河石油勘探局和辽河油田公司二00七年一月下发的《辽河油田钻井井控工作细则》（辽油发[2007]5号、中油辽字[2007]3号）同时废止。 第七十五条 本细则由辽河油田公司钻井工程部负责解释。本细则未涉及到的内容，参照中国石油集团公司有关规定和相关行业标准。
钻井井控实施细则
辽河油田钻井井控实施细则
第一章 总 则
第一条 为了深入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》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。 第二条 井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。
第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。
第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。
第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。
第六条 欠平衡钻井作业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 井控风险识别
第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。 油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。 每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。
第八条 根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。
第九条 按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：
（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。
（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。
（三）Ⅲ级风险井：稠油开发井、低压低渗开发井。
第十条 钻井队资质要求：
（一）Ⅰ级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。
（二）Ⅱ级风险井由具备集团公司乙级以上（含乙级）资质的钻井队负责实施。
（三）Ⅲ级风
险井由具备集团公司丙级以上（含丙级）资质的钻井队负责实
施。
第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场：油气井井口距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、人口密集及高危场所不小于500ｍ。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500ｍ为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。
若安全距离不能满足上述规定，由建设方（油田公司所属钻井建设单位，下同）牵头，组织工程技术服务企业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估，按其评估意见处置。
第十二条 井场布置必须满足以下要求：
（一）井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。
（二）井队生活区距井口100ｍ以上，高含硫地区500ｍ以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。
（三）在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。
（四）发电房距井口20ｍ以上；锅炉房处于当地季风的上风方向，距井口30ｍ以上；储油罐必须摆放在距井口20ｍ以上、距发电房10ｍ以上的安全位置。
若不能满足上述要求，由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。
第三章 井控设计 第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。 第十四条 地质设计书应包含以下内容： （一）对井场周围500m （高含硫油气井３km ）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。 （二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。 （三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。 （四）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。 第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容： （一）井控风险级别划分及钻机型号。 （二）满足井控需要的井身结构。 （三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。 （四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。
（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。 （六）单井有针对性的井控措施。 （七）完井井口装置和交井技术要求。 第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求： （一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。 （二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。 （三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。 （四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m 。 （五）
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 。 第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。 钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值： （一）油井、水井0.05～0.10g ／cm 或增加井底压差1.5～3.5MPa 。 （二）气井0.07～0.15 g／cm 或增加井底压差3.0～5.0MPa 。 井深≤3000m 按当量钻井液密度附加值进行选择；井深＞3000m 宜按井底压差附加值进行选择。 第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，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硫化氢等有毒有害气体的含量。 探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。 第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m 进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m 未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。 承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。 第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼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确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下： （一）防喷器组合 1. 防喷器压力等级为14 MPa 组合见图1～图5。 2. 防喷器压力等级为21MPa 、35MPa 组合见图4～图9。 3. 防喷器压力等级为70MPa 、105MPa 组合见图10～图13。 环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。 （二）节流管汇和压井管汇： 1. 节流管汇压力等级为14 MPa见图14。 2. 节流管汇压力等级为21 MPa见图15。 3. 节流管汇压力等级为35 MPa见图15、图16。 4. 节流管汇压力等级为70 MPa见图16、图17。 5. 节流管汇压力等级为105MPa 见图17。 6. 压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa 见图18。 7. 压井管汇压力等级为35 MPa见图18、图19。 8. 压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa 见图19。 第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。 现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。 第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t ）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t ）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t ）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。 第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。 第四章 井控装置安装、试压和管理 第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。 第
二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。 第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定： （一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。 （二）防喷器安装： 1. 防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。 2. 现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同
一铅垂线上，偏差不大于10mm 。要用4根直径不小于 Ф16mm 钢丝绳对角绷紧固定牢靠。 （三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m ，应安装高度适合的操作台。 第二十七条 防喷器控制系统的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。其安装要求： （一）远程控制台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，距放喷管线或压井管线应有2m 以上距离，并在周围留有宽度不小于2m 的人行通道，周围10m 内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。 （二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m 以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。 （三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。 （四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa 。 （六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。 （七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm 。气囊充氮压力7±0.7MPa 。储能器压力保持在18.5～21MPa 。环形、管汇压力10.5MPa 。 （八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。 （九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。 第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求： （一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。 （二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。 （三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。 （四）放喷管线安装标准： 1. 放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。 2. 放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m 长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3. 放喷管线通径不小于78mm （
井眼尺寸小于177.8mm 的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm ，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。 4. 管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。 5. 放喷管线每隔10～15m 、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于
1.0m ；若跨越10m 宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。 6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m ×0.8m ×1m 。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm ，预埋长度不小于0.5m 。 （五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa 以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm 的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。 （六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。 （七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。 （八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。 第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求： （一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。 （二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。 （三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。 第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求： （一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。 （二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。 （三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m 以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。 第三十一条 井控装置的试压： （一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻
杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min ，允许压降≤0.7 MPa ，密封部位无可见渗漏。 闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min ，允许压降≤0.07 MPa ，密封部位无可见渗漏。 上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。 （二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa 。液控管线试压21MPa 。 按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa ）。 上述压力试验稳压时间均不少于10min ，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。 （三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。 （四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。 （五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。 第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行： （一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。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）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，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。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。 （三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min 以上，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，然后回转1/4～1/2圈。 （四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 （五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 （六）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。 （七）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。 （八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成
，不允许半开半闭和作节流阀用。 （九）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、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。 （十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。 （十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。 （十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。 （十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。 第三十三条 井控装置的管理执行以下规定： （一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。 （二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。 （三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置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储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。 第三十四条 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。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。 第五章 钻开油气层前的准备工作 第三十五条 钻开油气层的申报审批制度： （一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m ，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。 （二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。 （三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患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。
（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。 第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的
分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一
指挥和协调。 第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行： （一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m ，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。 （二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。 （三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。 （四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。 对于供应半径小于50km 的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。 （五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。 （六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。 （七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。 第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。 第三十九条 从进入预计油气层前100m 开始，每100m 井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。 第六章 井控作业 第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。 钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m ，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。 第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。 第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察： （一）钻开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或尚未完全堵住起钻前。 （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。 第四十三条 短程起下钻的基本作法如下： 一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。 第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。 （一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m 井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。 （二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。 第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。
第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。 第四十七条 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；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。 第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m ，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。 第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：
（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，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。 （二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。 第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：
（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井
队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。 （二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。 第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：
（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、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，排除被侵污的钻井液即可。 2、当关井套压不为零时，应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，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。
2、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、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。 第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，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。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。 第五十三条 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、置换法、压回法等方法进行处理。 第五十四条 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。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。 第五十五条 压井作业程序： （一）求关井立管压力值、套管压力值。 （二）判断溢流种类。 （三）计算压井液密度。
（四）确定压井方法。 （五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。 （六）计算并填写压井施工作业单。 （七）实施压井。 任何情况下关井，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套压三者中的最小值。在允许关
井套压内严禁放喷。 第七章 防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理 第五十六条 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。在苇场、森林或草场等地进行钻井，应有隔离带或防火墙，隔离带宽度不小于20m 。井场储水罐配有消防水龙带接口。 （二）井场消防器材的配备，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全规程》中的规定。 消防器材不少于以下配置： 100L 泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg 干粉灭火器10个，5kg 二氧化碳灭火器2个；发电机房配备5kg 二氧化碳灭火器2个，机房应配备5kg 二氧化碳灭火器3个，消防锹6把，消防斧2把，消防桶8只，消防水带80m ，Ø19mm直流水枪2支，消防砂4m 。 距井口30m 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。 （三）钻台上下、井口、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）井场内严禁烟火, 需要动火，严格执行动火审批制度，对于一级、二级、三级动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定；对于四级动火，动火地点周围10米内无易燃易爆物品，可由动火单位的上级安全部门授权井队干部或安全监督审批。 （五）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火装置，方向不得对着钻台。 （六）放喷天然气应烧掉，防止与空气混合，引起爆燃或爆炸。 （七）冬季施工处理油气侵时，必须把机泵房、井架底座和节流管汇围布打开，防止天然气积聚引起爆炸。 第五十七条 防硫化氢等措施 含硫油气井应严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S 、CO2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。 （一）在井架上、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。
（二）含硫地区的钻井队应按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，并做到人人会使用、会维护、会检查。 （三）含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护知识培训，经考核合格后持证上岗。
（四）含硫油气井钻开油气层前，钻井队应向施工现场所有人员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，地质人员要及时做出地质预报，钻井队值班干部及时传达，建立预警
预报制度。 （五）含硫地区钻井液的pH 值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，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30mg/m（20ppm ）以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。 （六）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, 应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求做好人员安全防护工作。 （七）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。 （八）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，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，浓度达到预案规定的启动值时，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。 （九）一旦发生井喷事故，井场应有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员值班。 （十）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。 第五十八条 井喷失控后的紧急处理 （一）井喷失控后应采取的措施： 1、立即停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专业防爆探照灯；并设置警戒线，在警戒线以内，严禁一切火源。 2、测定井口周围及附近天然气、H2S 和CO2的含量，划分安全范围。 3、迅速做好储水、供水工作，尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。 4、应协助当地政府作好井口500m 范围内居民的疏散工作。 5、应立即启动辽河油区井喷事故应急预案，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。 6、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。 7、抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《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。 第八章 井控技术培训 第五十九条 持证上岗制度：
（一）从事钻井生产的现场操作人员（井架工以上岗位）、录井工、专业技术人员、生产管理人员、现场服务人员和相关技术人员必须持有效的钻井井控培训合格证上岗。没有取得钻井井控培训合格证的领导干部、技术人员无权指挥生产。 （二）钻井井控操
作合格证有效期为两年，有效期满前必须进行换证培训，重新取证，原证无效。 （三）持假证及无证上岗的施工队伍、施工人员，油田公司有关部门有权停止其施工作业，并追究有关部门责任。 第六十条 三级培训制度：
（一）钻井分公司或钻井队技术人员，负责定期组织本单位职工的井控技术岗位培训，并演练本单位井控应急预案。 （二）钻井公司负责对井队一般岗位工人进行岗前井控知识的培训。 （三）辽河油田井控培训中心负责对应持证人员进行取证、换证培训。 第六十一条 培训对象分类 （一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液大班、坐岗工、内外钳工和录井工等。
（二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程技术管理人员和欠平衡钻井技术人员等。 （三）生产管理人员：主管钻井工作的各级领导、钻井监督、钻井队正副队长、指导员、安全员和安全监督等。 （四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员等。 （五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务队伍的相关技术人员。 第六十二条 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、井喷发生的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. 硫化氢的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）本细则和集团公司、辽河油田有关井控技术规定及相关标准。 （四）辽河油田井控工作特点、重点、问题和典型井控案例分析等。 第六十三条 井控培训应根据不同培训对象和辽河油田井控工作的特点，突出针对性，分类进行培训： （一）现场操作人员的培训重点内容包括及时发现溢流和及时关井的措施方法；正确实施关井操作程序；井控装备的安装、使用、维护和保养等。 （二）专业技术人员的培训重点内容包括正确判断溢流的方法；正确关井程序；编制压井设计、压井程序、实施压井作业；正确判断井控
装置故障及一般故障的排除；正确处理井喷及井喷失控等。 （三）生产管理人员的培训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。 （四）现场服务人员的培
训重点内容包括井控装置的结构、工作原理，井控装置的安装、调试、维修、故障判断和排除等。 （五）相关技术人员的培训重点内容包括井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系；溢流的主要原因、显示及发生险情时的配合要求等。 （六）换证培训的内容应根据行业标准及集团公司井控规定的修订情况，结合辽河油田井控细则进行重点选择。 第六十四条 井控培训中心必须达到《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》有关教师、教学设备、教材、教具和办学条件等规定要求，并取得集团公司井控培训资质。 第六十五条 取证与换证培训学时及考核方式应符合《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求，理论考试和实际操作考核均合格后，由井控培训机构颁发集团公司统一的钻井井控培训合格证。辽河油田公司和工程技术服务企业井控管理部门负责监督、检查和管理。 第九章 井控管理制度 第六十六条 井控分级责任制： （一）油田公司是井控工作的责任主体，必须提供符合健康、安全、环保要求的作业条件，并对工程技术服务企业的井控工作统一协调管理。 （二）工程技术服务企业对其生产作业过程中的安全、环保、井控工作负责，必须提供符合油田公司要求的人力资源、装备设施和作业方案，承担合同规定的责任和义务。 （三）油田公司和工程技术服务企业总经理是井控工作的第一责任人，总工程师或主管副总经理是井控工作的主要责任人。 （四）油田公司和工程技术服务企业分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任。建设方及工程技术服务企业所属各公司应成立相应的井控管理小组，组长由行政正职担任。 第六十七条 钻井监督制度： 钻井监督对油田公司负责，代表油田公司行使监督权力、履行监督义务，并承担监督责任。及时纠正、制止和报告不符合设计、不符合安全环保要求的行为。 钻井监督依据：国家方针政策、法律法规；集团公司、股份公司和油田公司管理规定、技术标准和操作规定；钻井设计、作业方案和合同等。 Ⅰ级风险井钻井监督必须驻井，工程技术服务企业应同时派驻安全监督。 第六十八条 防喷演习制度： （一）钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况，钻井队每班每月至少各演习一次。 （二）钻进和空井工况应在3分钟内控制住井口，起下钻杆工况应在5分钟内控制住井口，起下钻铤应在7分钟内控制住井口。 （三）钻井现场人
员均应参与防喷演习。演习后由值班干部进行讲评，提出存在问题和改进意见。 （四）防喷演习记录由班组人员按要求填写，由司钻和值班干部签字确认。 第六十九条“坐岗”责任制： （一）钻进至油气层之前100m 开始“坐岗”。 （二）“坐岗”人员上岗前必须经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、值班干部验收签字等内容。 （四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。 第七十条 钻井队干部24小时值班制度： （一）钻井队干部在钻井现场必须坚持24小时值班，值班干部要挂牌或
有明显标志。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。 （二）值班干部应检查各井控岗位职责、制度落实情况，发现问题立即督促整改，并认真填写值班记录。 （三）值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查和讲评井控工作。 第七十一条 井喷事故逐级汇报制度： （一）井喷事故分级： 1、一级井喷事故 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 油气井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油气井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。 3、三级井喷事故 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，并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 发生一般性井喷，并能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。 （二）汇报程序： 1．发生溢流立即采取有效措施控制井口。准确收集各项数据，同时钻井队值班干部、钻井监督及时向上级部门汇报。 2. 接到井喷事故报警后，建设方和钻井公司核实情况，初步评估确定事故级别，同时向上级部门汇报。 3．油田公司和工程技术服务企业接到汇报后，依据事故情况决定是否启动辽河油区井喷事故应急预案。应急预案启动后应根据法规和当地政府规定，油田公司应在第一时间及时向属地政府部门报告。 4．发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故在2小时内，按照《集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表》格式，以快报形式上报集团公司。发生Ⅲ级井喷事故时在 24小时内上报集团公司。 （三）井喷事故发生后，
对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究隐瞒者及其领导者责任。 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安全例会。 （二）钻井公司及各技术服务公司每季度召开一次井控例会。
（三）建设方每季度召开一次井控例会。 （四）油田公司和工程技术服务企业每半年召开一次井控例会，总结、协调、解决井控工作中存在的问题，布置井控工作。 第七十三条 井控检查制度： （一）油田公司和工程技术服务企业每半年组织一次井控工作检查。 （二）建设方和钻井公司每季度进行一次井控工作检查。 第十章 附 则 第七十四条 本细则自下发之日起执行。原辽河石油勘探局和辽河油田公司二00七年一月下发的《辽河油田钻井井控工作细则》（辽油发[2007]5号、中油辽字[2007]3号）同时废止。 第七十五条 本细则由辽河油田公司钻井工程部负责解释。本细则未涉及到的内容，参照中国石油集团公司有关规定和相关行业标准。