QHS 海上钻井作业井控规范
Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准
Q/HS2028—2010
代替Q/HS 2028—2007
海上钻井作业井控规范
Specification for well control of offshore drilling operations
2011－01－28发布2011－04－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布
Q/HS 2028—2010
目次
前言 (Ⅱ)
1 范围 (1)
2 钻井井控设计 (1)
3 井控装置的安装和使用 (2)
4 钻开油气层前的准备和检验 (3)
5 油气层钻井过程中的井控作业 (3)
6 溢流处理和压井作业 (4)
附录A （资料性附录）钻开油气层前检查表 (6)
附录B （规范性附录）压井原始数据表 (9)
附录C （规范性附录）关井操作程序 (11)
附录D （资料性附录）防喷演习记录表 (14)
附录E （规范性附录）压井施工单 (15)
附录F （资料性附录）压井施工记录表 (17)
I
Q/HS 2028—2010
II
前言
本标准的起草依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》。
本标准代替Q/HS 2028-2007《海上钻井作业气井井控规范》。
本标准与Q/HS 2028-2007相比，主要变化如下：
——删除了术语和定义；
——对目次进行了调整，相关内容重新组合、排序，增加了钻井井控设计、井控装置的安装和使用，并补充相应内容；
——增加了高温高压井、深水井井控有关内容；
——增加了附录A（资料性附录）钻开油气层前检查表、附录B（规范性附录）压井原始数据表、附录C（规范性附录）关井操作程序、附录D（资料性附录）防喷演习记录表、附录E（规范性附录）压井施工单、附录F（资料性附录）压井施工记录表；
——删除了防喷器组具体配置要求，保留了基本功能要求，改为“安装的防喷器组其闸板防喷器应具备剪切和全封闭功能”；
——缩简了套管和固井基本要求、其他设施配备基本要求、安全资质基本要求；
——删除了有关修井的文字及内容；
——删除了人员资历基本要求、安全作业周期；
——明确了平台加重材料储备量；
——删除了有关管理性要求；
——删除了浅层气井控、失控应急措施。
本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司钻井部。
本标准起草人：韦红术、陈建兵、黄凯文、罗勇、刘正礼。
本标准主审人：周俊昌、熊志强。
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海上钻井作业井控规范
1 范围
本标准规定了海上钻井作业的井控技术要求。
本标准适用于公司海上钻井作业，非海上钻井作业参考使用。
2 钻井井控设计
2.1 根据地层孔隙压力、地层破裂压力、岩性，设计井身结构和套管程序，并满足如下要求：
a) 初探井、高温高压井、复杂井的井身结构宜备用一层套管；
b) 同一裸眼井段中不宜有两个及以上压力体系相差大的油气水层；
c) 技术套管鞋宜置于致密或低渗透性的岩层中；
d) 套管下深应满足下一井段最高钻井液密度和关井允许最大套管压力的要求；
e) 含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性流体的井段，其套管、套管头、井控系统的材质、连接方式和强
度设计应满足要求；气井的生产套管的螺纹和强度设计应满足要求；
f) 当油井的气油比大于350时，按照气井进行设计。
2.2 常规钻井液密度设计以各井段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：
a）油井、水井为0.05 g/cm3～0.10 g/cm3或控制井底压差1.5 MPa～3.5 MPa；
b）气井为0.07 g/cm3～0.15 g/cm3或控制井底压差3.0 MPa～5.0 MPa。
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力的1.2倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于70 MPa。
2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。
2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构宜带有封隔器。
2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。
2.7在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。
2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。
2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。
2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备应满足井控要求。
2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段1.5倍井筒容积钻井液密度提高至少0.20 g/cm3的需要；常压井加重材料储备量不少于80 t，高压气井加重材料储备量不少于150 t。
2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。
2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高PH值的碱性材料。
2.14在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前15日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝完为止。
2.15高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。
2.16深水钻井应进行溢流允许量计算，以0.12 g/cm3井涌强度为基础的溢流允许量宜大于4 m3，否则应调整井身结构。
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2.17 深水钻井的井控设备和钻井液体系应考虑水合物影响的因素。
3 井控装置的安装和使用
3.1 井控装置的安装
3.1.1 套管四通的套管悬挂应考虑环境压力和温度的变化对套管悬挂和密封的影响。
3.1.2 防喷器组的储能器应安装在平台安全区域内。防喷器组控制盘的配备应不少于两台，一台安装在钻台，一台安装在远离井口的生活区域。水下防喷器还应具备无线遥控和潜水器（ROV）控制功能。
3.1.3 安装的防喷器组其闸板防喷器应具备剪切、全封闭功能。
3.1.4 地面防喷器组安装应与转盘同心。
3.1.5 放喷管汇接口之间的连接方式应保障整体稳固牢靠。
3.1.6 应在防喷器开关控制等重要部位配置预防误操作装置或提示标识。
3.1.7 拆井口前要进行溢流观察，套管内外液柱压力能够平衡地层压力；井口装置内无圈闭压力和聚集油气，井口区无可燃气体和有毒有害气体等。
3.1.8 生产套管固井后，地面井口在拆防喷器后应安装采油树或安装带有2个侧翼出口、翼阀及压力表的套管四通和盲板法兰，并按标准试压合格。
3.1.9 防喷器组及管汇系统安装好后应分别进行开关动作与通水功能试验；然后分别进行2.1 MPa的低压试验和高压试验；高压试验压力在不超过套管抗内压强度80 %的前提下，环形防喷器的试验压力为额定工作压力的70 %，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力，在明确地层压力低于闸板防喷器和相应控制设备额定工作压力的80 %时，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力的80 %；稳压时间应不少于15 min。试压的间隔不超过14日。
3.1.10 防喷器控制系统采用规定的防喷器控制液试压，井控装置试压介质均为清水（北方地区冬季加防冻剂）。
3.1.11套管四通和油管四通的试验压力应不低于套管头和油管四通额定工作压力的80 %，稳压时间应不少于15 min。
3.1.12 在钻穿套管鞋前，应对套管串进行压力密封试验，试验压力不大于套管抗内压强度的80 %，稳压时间应不少于15 min。
3.2 井控装置的使用
3.2.1 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。
3.2.2 套压在不超过7 MPa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0.2 m/s。
3.2.3 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14 MPa情况下，允许钻具以不大于0.2 m/s 的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。
3.2.4 当井内有钻具时，非应急情况下，严禁关闭剪切全封闸板防喷器。
3.2.5 关闭防喷器时钻杆接头要避开胶芯密封关闭的位置。
3.2.6 不得用打开防喷器的方式来泄井内压力。
3.2.7 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（井内有钻具条件下）。闸板防喷器每次起下钻进行一次开关活动，若每日多次起钻，只开关活动一次即可。
3.2.8 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；应在节流管汇处明显标示最大允许关井套压值。
3.2.9井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。
3.2.10 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。
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3.2.11井控设备的安装、测试、检测、运行等应进行记录并保存。
3.2.12 应由有资质的服务商按相关规范对井控设备、设施和工具进行定期检测。
4 钻开油气层前的准备和检验
4.1 钻开油气层前应按附录A钻开油气层前检查表进行检查。
4.2 检查地层漏失压力，若漏失压力不能满足井控要求，应采取提高地层承压能力的措施或变更设计方案。
4.3 每班应至少以正常钻进排量的1/4 和1/3 进行一次低泵速试验并记录；如果进尺较多、钻具组合改变或调整钻井液性能，应及时补做低泵速试验。每班应按附录B填写压井原始数据表。
4.4 进行防喷演习，关井操作程序见附录C。钻进作业和空井状态应在2 min内控制住井口，起下钻作业状态应在3 min内控制住井口,并按附录D填写防喷演习记录表。此外，在各次开钻前、特殊作业（取心、下套管、测试、完井作业等）前，均应进行防喷演习。
5 油气层钻井过程中的井控作业
5.1 对探井应采用地层压力随钻预（监）测技术；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，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。
5.2 探井钻开油气层3 m内应停钻，采取循环、短起下钻和再循环等方式观察井中钻井液气侵情况，在确认满足油气层安全钻井的情况下方可恢复钻进作业。
5.3 发生卡钻需泡油、混油或因其他原因导致钻井液密度降低时，应确认井筒液柱压力不小于裸眼井段中的最高地层压力。
5.4 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：
a) 钻开油气层后第一次起钻前；
b) 溢流压井后起钻前；
c) 钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；
d) 钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；
e) 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；
f) 需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、中途测试等）起钻前。
5.5 短程起下钻的基本作法：循环至少2周，气全量值小于10 %且处于下降的趋势，溢流观察后，若无溢流，则可起钻；否则，应循环排除受侵钻井液，并适当调整钻井液密度后再起钻。
5.6 起、下钻中的技术措施：
a) 起钻前应循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02 g/cm3；
b) 起钻时用计量罐连续向井内灌入钻井液，检查和确认灌入量，并填写起下钻灌钻井液记录表；
下钻时应记录钻井液返出量；
c) 钻头在油气层中和油气层顶部以上300 m井段内起钻速度应小于0.5 m/s；裸眼内下钻速度应小
于0.5 m/s；
d) 在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包；
e) 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。
5.7 钻进中应监测气测值、钻井液出口流量、钻井液池液面或总量、综合录井中气体含量及组份、钻井液性能、dc指数的变化，并记录。
5.8 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，不应边钻进边加重。
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5.9 钻进中发生井漏应将钻具提离井底，监测漏失速度，注意观察，防止井涌。
5.10 电测、固井、中途测试应采取如下井控措施：
a) 电测或下套管等作业前，钻台立柱排放应便于应急抢下光钻杆作业；
b) 若电测时间长，应中途通井；
c) 下油层套管前，闸板防喷器宜换装与套管尺寸相匹配的闸板芯子；
d) 下套管作业中途或结束，循环钻井液之前应先将套管内灌满钻井液；
e) 下套管、固井作业过程中应保证井内压力平衡。
5.11 对于已钻开油气层的裸眼井，当预计受台风、海冰或其他恶劣环境影响时，应中断钻井作业，暂时撤离平台，井眼处理应满足以下要求：
a) 对常规井，下风暴阀及可回收式封隔器，将钻具悬挂在海床以下的适当位置，关闭全封闸板防
喷器；
b) 对已钻开高压层、含硫化氢地层，在高压层或含硫化氢地层顶部、套管鞋处分别注150 m长的
水泥塞，探水泥面并试压，将钻具悬挂在海床以下的适当位置，关闭全封闸板防喷器；
c) 在确认平台和井没有安全风险的情况下，钻具可悬挂在套管头或下闸板防喷器上；恢复作业时，
打开防喷器前应先确认井口无压力。
5.12 高温高压井在高温井段作业中，钻井液静止较长时间后，应进行分段循环，检测钻井液性能变化情况。
5.13 深水钻井作业中，应定期给井口连接器和阻流/压井管线注水合物抑制剂。
6 溢流处理和压井作业
6.1 基本要求
6.1.1 发现溢流显示应迅速关井。
6.1.2 油层或水层发生溢流时宜采取软关井，气层发生溢流时宜采取硬关井，情况紧急可关闭剪切防喷器。
6.1.3 应确定排气和点火方案，根据现场风向的变化选择冷排放或燃烧排放方式，排出含有硫化氢等的有毒有害气体时应燃烧排放。
6.1.4 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，在允许关井套压内不得放喷。
6.1.5 气井溢流不应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，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
6.1.6 压井作业应按附录E压井施工单进行施工，并按附录F压井施工记录表记录。
6.2 钻进和起下钻
6.2.1 确认发生溢流，停止作业，关井并记录压力。
6.2.2 钻柱内装有不带孔止回阀时，应以低泵速打开止回阀，确定立管压力。
6.2.3 关井后钻杆压力为0、套管压力不为0时，应循环观察。
6.2.4 钻具未在井底进行压井作业结束后，应视井下情况下钻分段循环排除溢流。
6.3 空井
6.3.1 当井筒液柱压力高于油气层压力，气体滑移到井口需要释放时，应开启液动节流阀排气。
6.3.2 当电缆在井中发生溢流时，立刻关井。
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6.3.3 空井溢流关井后，先采用硬顶法或置换法进行控制，根据关井压力和溢流量决定是否采取强行下钻分段压井法进行处理。
6.4 井漏
6.4.1 当漏喷同层时，宜采用较低密度钻井液充满钻柱内，先读取立管压力，根据计算的地层压力和漏失情况再采取措施。
6.4.2 当漏层在油气层下部，发生上喷下漏或地下井喷现象时，宜先堵漏后压井。
6.4.3 当漏层在油气层上部，发生下喷上漏或地下井喷现象时，如果漏层与油气层垂直井段之间可以利用高密度钻井液达到整体井筒液柱压力平衡于地层压力，则先压井后堵漏；如果漏层与油气层垂直井段之间高密度钻井液不能使整体井筒液柱压力平衡地层压力，宜用可解堵凝固封堵液分段或一次完成封阻油气层和堵漏。
6.5 有害气体
6.5.1 在含有硫化氢井段，不应采用欠平衡或近平衡方式进行钻井作业。
6.5.2 在井下条件允许的情况下，应采用硬顶压井法把井筒中的有毒有害气体挤回地层。
6.5.3侵入井筒中的有毒有害气体返到井口时应安全控制排放。
6.5.4 当循环压井时，压井钻井液应提高PH值和加入除硫剂。
6.6 深水钻井
6.6.1 加强溢流早期监测，发现溢流信号时立即关井。
6.6.2宜采用硬关井，先关闭上万能防喷器。
6.6.3关井后，应立即检查隔水管内的溢流情况，若有溢流，关闭转喷器，分流排除溢流。
6.6.4 宜采用司钻法压井。
6.6.5 压井时应考虑阻流管线摩阻。
6.6.6 压井结束后打开防喷器前，应处理防喷器里面的圈闭气。
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附 录 A
（资料性附录）
钻开油气层前检查表
平台：井号： 填表人：日期：
项目 序号 检查内容 是/否 说明情况
1 现场作业人员持有“海上石油作业安全救生培训证（五小证）”
2 井架工以上现场作业人员持有有效的井控培训证
3 司钻、队长熟悉正反压井流程
4 各岗位人员理解和掌握防喷措施
5 各种演习存在的问题得到纠正
人员
素质
6 各岗位职责和分工明确
1 钻开油气层前的安全会议
2 钻台明显处贴有井控程序
3 钻台明显处贴有井口装置尺寸示意图
4 填写压井原始数据表和压井施工单
5 钻台上有起下钻灌钻井液记录表
6 防喷演习和试压记录
7 压井阻流管汇闸门挂牌情况
8 钻台配足够的防毒面具
防喷
措施
9 每班接班前进行安全检查
1 指重表指针灵活可靠
2 钻井液返回流量表准确可靠
3
所有报警装置处于良好状态，并设置了报警值(包括钻井液增减量、返回流量、
硫化氢等)
4 泵冲和累计冲数表准确可靠
5 泵压表准确
6 计量罐系统灵敏可靠
7 旋转系统扭矩表、转数表准确灵敏
钻井
仪器
仪表
8 阻流控制盘压力表准确灵敏(套管压力、立管压力)，手动泵完好有效
1 综合录井各种仪器工作正常，与钻井仪表调校一致
2 综合录井进行了注气试验，能够测准气全量及各组分
泥浆
录井
仪器 3
对各种关键参数设定报警值(包括钻时、钻井液增减量、返回流量、气全量、
硫化氢等)
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（续）
项目 序号
检查内容
是/否 说明情况1
钻台配有下旋塞阀一只 2 钻台备有钻杆内防喷器一只 3 钻台备有钻具止回阀一只
4 钻台备有各种常用接头（包括套管与钻杆的配合接头）
5 平台备有常用钻杆闸板芯子一副，是否配有7”和9-5/8”的闸板芯子各一副
6 平台备有手动、液动节流阀配件各一套
井口 防喷 工具 及其 配件 准备
7 平台备有闸板防喷器手动锁紧加长杆、万向节和手轮一套（水上防喷器） 1 防喷器按钻井设计要求进行试压 2
按规定对套管头和套管柱试压
3
对立管管汇、压井阻流管汇、压井管汇、液动节流阀、手动节流阀、放喷液动阀、放喷手动阀、压井液动阀、压井手动阀等所有闸门按钻井设计进行严格试压
4 压井阻流管汇闸门灵活好用
5 司钻操作控制台各压力表、手柄开关位置与防喷器一致
6 远程操作控制台各压力表、手柄开关位置与防喷器一致 7
储能器有效容积符合井控规范要求
8 储能器的工作压力、钢瓶氮气压力、万能和闸板控制压力正常 9 储能器的储液量符合标准
10 储能器及管线内的液压油满足冬季作业要求 11 储能器的电泵和气泵能够在规定压力下工作和关闭 12 储能器上各防喷器操作手柄灵活好用 13 储能器各仪表齐全，灵敏可靠 14 压缩空气压力正常
15 各防喷器的关闭和开启时间与操作手册一致 16 关闭和打开全部控制对象的时间满足要求 防喷 设备
17 液气分离器能够正常工作 1
除气器能够正常工作
2 钻井液净化系统能够正常工作
3 平台快速加重系统能够正常工作
4 缓冲罐内充满重晶石
5 平台有足够的钻井液处理剂
6 平台备有足够的加重材料和重钻井液 固控 设备 和钻 井液 材料
7
平台备有足够的常规堵漏钻井液材料
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（续）
项目 序号 检查内容 是/否 说明情况
1 平台配备有固定式和便携式可燃气体、硫化氢气体探测仪
2 消防、救生等设施、设备和器材的情况满足作业要求
3 生产区域内电器具有防爆性能
4 按规定在相应位置配有足够的防毒面具和正压空气呼吸器
5 易燃、易爆、有毒和放射性物品按规定妥善放置
6 现场守护船有消防能力
防爆
消防
7 平台动火按动火规定进行
司钻签字（或相关承包商）：高级队长签字：钻井总监签字：
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附 录 B （规范性附录） 压井原始数据表
平台： 井号： 填表人： 日期：
1. 井眼尺寸 mm 钻头测深 m 钻头垂深 m 套管内径 mm 套管鞋测深 m 套管鞋垂深 m
2. 转盘面至最上部闸板防喷器的距离
m
3. 压力数据 (1) 地层
漏
失
压
力
MPa 钻井液密度 g/cm 3
漏失当量钻井液密度
g/cm 3
漏失压力梯度 MPa/m
(2) 套管薄弱处抗内压强度 MPa 薄弱处深度 m
套管外液体密度
g/cm 3
水
泥
返
深 m
(3) 井口薄弱处额定工作压力 MPa 薄弱处名称
4. 容积 (1) 内 容 积 L 其中，地面管线（包括方钻杆）内容积 L
名称 外径
mm 内径 mm 单位容积 L/m
长度 m 总容积 L
备注 钻铤 加重钻杆 钻杆
(2) 环空容积
L 其中，钻头至套管鞋
L
名称 井眼内径 mm
钻具外径 mm
单位容积 L/m
长 度 m 总容积 L
备注 钻铤×裸眼 加重钻杆×裸眼
钻杆×裸眼 钻铤×套管 加重钻杆×套管
钻杆×套管
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（续）
5. 钻井泵参数
序号 型号 缸套规格
每冲容积
L/S
泵效率
%
1＃
2＃
3＃
6. 低泵速试验数据
压井泵
压井泵速
S/min
排量
L/min
试验泵压
MPa
1＃
2＃
3＃
司钻签字：高级队长签字：钻井总监签字：
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附 录 C
（规范性附录）
关井操作程序
C.1 自升式钻井装置的软关井程序
C.1.1 钻进时关井程序
a)发出井涌信号；
b)停止钻进，上提钻具至合适位置，停顶驱及钻井泵；
c)打开钻井四通处的液动放喷阀；
d)关闭环形防喷器后再关闭上闸板防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)报告钻井监督和高级队长；
g)记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增量及时间。
C.1.2 起下钻杆关井程序
a)发出井涌信号；
b)将钻具放至关闭防喷器的合适位置；
c)打开钻井四通处液动放喷阀；
d)关闭环形防喷器后再关闭上闸板防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)接顶驱或方钻杆；
g)报告钻井监督和高级队长；
h)连续记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增量及时间。
C.1.3 起下钻铤关井程序
a)发出井涌信号；
b)迅速将钻铤立柱下到合适位置；
c)打开钻井四通处液动放喷阀；
d)关闭环形防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)接顶驱或方钻杆；
g)报告钻井监督和高级队长；
h)记录关井后0 min～ 15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增量及时间。
C.1.4 下套管关井程序
a)发出井涌信号；
b)停止下套管，将套管接箍下到合适位置；
c)打开钻井四通处液动放喷阀；
d)关闭环形防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)接套管循环头或顶驱；
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Q/HS 2028—2010
12 g)报告钻井监督和高级队长；
h)记录关井后0 min～15 min 的套管压力以及循环池钻井液的增量及时间。
C.1.5 空井关井程序
a)发出井涌信号；
b)打开四通处液动放喷阀；
c)关闭全封闸板防喷器；
d)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
e)报告钻井监督和高级队长；
f)记录关井后0 min～15 min 的套管压力和循环池钻井液的增量。
C.1.6 测井作业关井程序
a)发出井涌信号；
b)停止测井作业，关闭电缆防喷器；
c)打开钻井四通处液动放喷阀；
d)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
e)报告钻井监督和高级队长；
f)记录关井后0 min～15 min 的套管压力和循环池钻井液的增量及时间。
C.2 浮式钻井装置的软关井程序
C.2.1 钻进时关井程序
a)发出井涌信号；
b)停止钻进，上提钻具到合适位置，调节钻柱补偿器到中位，停顶驱及钻井泵；
c)打开阻流端的水下事故安全阀；
d)关闭上环形防喷器后再关闭上闸板防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)报告钻井监督和高级队长；
g)记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增减量。C.2.2 起下钻杆关井程序
a)发出井涌信号；
b)上提钻具到合适的关井位置，调节钻柱补偿器到中位；
c)打开阻流端水下事故安全阀；
d)关闭上环形防喷器后再关闭上闸板防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)接顶驱；
g)报告钻井总监和高级队长；
h)记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增减量。C.2.3 起下钻铤关井程序
a)发出井涌信号；
b)钻具放到合适的关井位置，调节钻柱补偿器到中位；
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c)打开阻流端水下事故安全阀；
d)关闭上环形防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)接顶驱；
g)报告钻井总监和高级队长；
h)记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增减量。
C.2.4 空井关井程序
a)发出井涌信号；
b)打开阻流端水下事故安全阀；
c)关全封闸板防喷器；
d)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
e)报告钻井总监和高级队长；
f)记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增减量。
C.2.5 测井作业关井程序
a)发出井涌信号；
b)停止测井作业；
c)打开阻流端水下事故安全阀；
d)关闭上环形防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)报告钻井总监和高级队长；
g)记录关井后0 min～15 min 的立管和套管压力以及循环池钻井液的增减量。
C.2.6 下套管关井程序
a)发出井涌信号；
b)停止下套管作业，调节补偿器到中位；
c)打开阻流端水下事故安全阀；
d)关闭上环形防喷器；
e)关闭压井阻流管汇上的液动节流阀；
f)接顶驱；
g)报告钻井总监和高级队长；
h)观察并记录钻井液池增减量、关井环形空间套管压力及时间。
C.3 深水钻井作业的关井程序
深水钻井宜采用硬关井程序，确认压井阻流管汇上的液动节流阀处于常关闭状态，硬关井程序与上述软关井程序的不同点：先关闭上环形防喷器后再关闭上闸板防喷器，后打开阻流端的水下事故安全阀。其他步骤按照上述浮式钻井装置的软关井程序的相应步骤进行。
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附 录 D
（资料性附录）
防喷演习记录表
平台：井号： 记录人：日期：
演习名称演习时间演习指挥作业状态
参加演习
人员名单
演
习
情
况
演习评估
备注
司钻签字：高级队长签字：钻井总监签字：
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附 录 E （规范性附录） 压井施工单
平台： 井号： 记录人： 日期： 测深： m ，垂深： m ，层位： ，溢流时间： 年 月 日 时 分 1 记录数据
(1) 关井立管压力d p MPa （2）钻井液增量pg V
L
(3) 关井套管压力a p MPa （4）原钻井液密度ρ g/cm 3
2 计算数据
(1) 最大允许关井套压 MPa ，为下列三者中最小值：
a. 井口装置额定工作压力（薄弱处） MPa ；
b. 套管薄弱处抗内压强度的80 ％ MPa ；
c. 地层破裂压力允许关井套压 = LT p - 0.0098 ×ρ×C H = MPa 。 其中：地层泄漏压力LT p 为 MPa ，套管鞋垂深C H m
(2) 压井液密度
c d
l H
p ρρρ++
=0098.0= g/cm 3
其中：垂直井深H 为 m ，安全附加密度c ρ取 g/cm 3 (3) 初始循环压力ci d Ti p p p +== MPa
其中：压井泵速循环压力ci p MPa (4) 最终循环压力ρρl
ci Tf p p ?== MPa
(5) 循环行程总冲数bs sb T S S S +== S
压井液从地面到钻头p dt sb C V S = = S 压井液从钻头到地面p abs bs C V S =
= S 其中： 地面到钻头内容积dt V L ，钻头到地面环空容积abs V L
压井泵每冲容积p C L/S
(6) 循环行程总时间bs sb T T T T +== min
压井液从地面到钻头p dt sb Q V T == min 压井液从钻头到地面p abs bs Q V T == min
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16 其中：泵排量p Q L/min
3 循环压井立管压力和泵冲数关系曲线
0.00
0.200.400.600.801.001.201.401.60
1.80
2.000200400600800100012001400160018002000
泵冲数
立管压力（M P a ）
立管压力 泵 冲 数 时间min
司钻签字： 高级队长签字： 钻井总监签字：
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附 录 F （资料性附录） 压井施工记录表
平台： 井号： 记录人： 日期： 测深： m ，垂深： m ，层位： ，溢流时间： 年 月 日 时 分 1 记录数据
(1) 关井立管压力d p MPa （2）关井套管压力a p MPa (3) 原钻井液密度ρ g/cm 3 （4）压井液密度l ρ g/cm 3 (5) 泵排量p Q L/min
2 压井施工数据
立管压力 MPa 泵冲数 S 时间 min
3 压井施工情况
参加施工 人员名单
施 工 简 况
备注
司钻签字： 高级队长签字： 钻井总监签字：
石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定示范文本
石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定示范文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 本标准规定了石油与天然气钻井、开发、储运防火防 爆安全生产的基本要求。 本标准适用于陆上石油与天然气钻井、开发、储运生 产作业。浅海石油与天然气的钻井 储运生产作业亦可参照执行。 下列标准所包含的条文、通过在本标准中引用而构成 为本标准的条文。本标准出版时，所有版本均为有效。所 有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标 准最新版本的可能性。 GNl6-勺1 建筑设计防火规范 GBJ 74-书4 石油库设计规范
GBJl40-音0 建筑灭火器配置设计规范 GB 50058-书2 咫炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 50151吨2 低倍数泡沫灭火系统设计规范 GB 50183-粤3 原油和天然气工程设计防火规范 SYJl3吨6 原油长输管道工艺及输油站设计规范 SYJ 25书7 油气田爆炸危险场所分区 SYJ 31吨8 石油工业用加热炉安全规定 SY 0075却3 油罐区防火堤设计规范 SYJ 400l-力O 长辅管道线路工程施工及验收规范 SY 5053.1-粤2 地面防喷器及控制装置 SY 50532-9l 地面防喷器及控制装置 3钻井 3.1 设计 开钻前应有经过审批的钻井没计。
华北油田公司钻井井控实施细则
发行版本： 石油与天然气钻井井控实施细则修改次数： 文件编号： 页码： 范围 本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。 本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。 —含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 —地层破裂压力测定套管鞋试漏法 —井口装置和采油树规范 —石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则 —油气井井喷着火抢险作法 —钻井井控装置组合配套安装调试与维护
中油工程字（）号石油与天然气钻井井控规定 中油工程字（）号关于进一步加强井控工作的实施意见 中油工程字（）号井控装备判废管理规定 中油工程字（）号井控培训管理办法 术语及定义 本细则采用下列定义。 “三高”油气井 3.1.1 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的井。 3.1.2 高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于（）的井。 3.1.3 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（））、等有毒有害气体的井。 井喷事故分级 3.2.1 一级井喷事故（Ⅰ级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（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。 3.2.2 二级井喷事故（Ⅱ级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上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。 3.2.3 三级井喷事故（Ⅲ级）是指陆上油气井发生井喷，经过积极采取
井下作业井控技术基础知识题库
井下作业井控技术基础知识题库 井下作业井控技术基础知识题库 第一部分基础知道一.井控相关概念 1.井控是指对油气水井压力的控制。 2.井侵当地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体（油.气.水）将侵入井内，通常称之为井侵。最常见的井侵为气 侵和盐水侵。 3.溢流当井侵发生后，井口返出的修井液的量比泵入的修井液的量多，停泵后井口修井液自动外溢，这种现象称之为溢流。 4.井涌井涌是溢流的进一步发展，修井液涌出井口的现象称之为井涌。 5.井喷指地层流体（油.气.水）无控制的进入井筒，使井筒内修井液喷出地面的现象。 井喷有地上井喷和地下井喷。流体自地层经井筒喷出地面叫 地上井喷，从井喷地层流入其它低压层叫地下井喷。 6.井喷失控井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象称为井喷失控。 7.井控装备是指为实施油.气.水井压力控制技术而设置的一整套专用的设备.仪表和工具，是对井喷事故进行预防.监测.控制.处理的关键装置。
8.井口装置是指油.气井最上部控制和调节油.气井生产的主要设备。 9.地面防喷器控制装置是指能储存一定的液压能，并提供足够的压力和流量，用以开关防喷器组和液动阀的控制系统。 10.防喷器是井下作业井控必须配备的防喷装置，对预防和处理井喷有非常重要的作用。 11.内防喷工具是在井筒内有作业管柱或空井时，密封井内管柱通道。同时又能为下一步措施提供方便条件的专用防喷工具。 12.溢流产生的主要原因主要原因: ⑴起钻时未及时往井内灌满钻井液； （2）起钻速度快产生过大的抽汲压力； (3)起钻拔活塞；(4)修井液密度不够； (5)修井液密度过高，致使井漏；(6)停止循环时，井内液柱压力低于地层孔隙压力；(7)循环过程中发生井漏；(8)下管串速度快产生过大的激动压力，致使井漏；(9)下管串中途和到底开泵过猛，憋漏地层；(10)地层孔隙压力异常；(11)注水井未停注或停注后压力未泄下来。 13.井喷失控的原因⑴井控意识不强，违章操作；①井口不安装防喷器；②井控设备的安装及试压不符合要求；③空井时间过长，无人观察井口；④洗井不彻底；⑤不能及时发现溢流或发现溢流后不能及时正确的关井；⑵起管柱产生过大的抽汲力；
西南油气田分公司2018年新版井下作业井控实施细则
井下作业井控实施细则 西南油气田分公司 二○一八年
目录 第一章总则 (1) 第二章井下作业设计中的井控 (1) 第三章井控装置的安装、试压和使用 (4) 第四章开工准备和检查验收 (15) 第五章井下作业中的井控 (16) 第六章溢流的处理和压井作业 (23) 第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施 (24) 第八章井喷失控的处理 (25) 第九章井控技术培训、考核 (27) 第十章井控工作分级责任制 (30) 第十一章井控突发事件逐级汇报制度 (33) 第十二章附则 (35) 附录A 井下作业防喷器组合推荐形式 (36) 附录B 井下作业压井节流管汇 (38) 附录C 井下作业地面测试流程 (39) 附录D 井下作业开工井控验收申请书 (42) 附录E 井下作业开工井控检查验收表 (44) 附录F 井下作业开工井控批准书 (50) 附录G 地面测试流程检查验收表 (51) 附录H “三防“演习记录表 (55) 附录I 井口关井参数提示牌 (56) 附录J 液面坐岗观察记录表 (57) 附录K 停止作业通知书 (58) 附录L 复工申请单 (59) 附录M 关井程序 (60) 附录N 西南油气田分公司高含硫化氢天然气井井口失控后井口点火程序 (61) 附录O 西南油气田分公司井控风险分级管理办法 (66) 附录P 井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录） (69) 附录Q 集团公司井控管理九项制度（资料性附录） (72)
西南油气田分公司井下作业井控实施细则 第一章总则 第一条根据中国油天然气集团公司Q/SY 1553 《井下作业井控技术规》和集团公司井控管理相关规定，结合西南油气田井控工作特点，特制定本细则。 第二条井控工作是一项系统工程，西南油气田分公司（以下简称“分公司”）的勘探、开发、设计、监督、质量安全环保、物资装备、教育培训以及井下作业相关的承包商、协作等部门和单位必须高度重视，各司其职，在本细则规定有组织地协调进行。 第三条本细则规定了西南油气田井下作业设计中的井控要求、井控装置、开工准备和检查验收、井下作业中的井控、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷事故逐级汇报制度等容。 第四条本细则适用于分公司井下作业的井控工作。 第二章井下作业设计中的井控 第五条井下作业设计（包括地质设计、工程设计和施工设计）中应有井控面的容。 第六条地质设计中应包括的井控容： （一）井场围人居情况调查资料，包括井场围一定围的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、水资源情况以及风向变化等环境勘察评价的文字和图件资料，并标注说明。 （二）本井和邻井的各产层中有毒有害气体含量。 （三）本井产层性质（油、气、水）预测，本井和邻井目前地
钻井井控实施细则-2014(定稿版)
新疆油田钻井井控实施细则 （14版） ?? ????? ????? ????? 新疆油田公司 2013年9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 1 .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
13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表
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，规范新疆油田的井控工作，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
海上石油作业安全管理规定教学文案
海上石油作业安全管理规定 海上石油作业系指集团公司直属企业、合资企业及合作开发机构在依法登记的海域内，利用固定式或移动式石油设施和石油专用船舶进行的石油作业活动；在内陆水域进行的石油作业活动，应参照本规定执行。 第一章领导承诺、目标、责任 第一条领导承诺 各级海上石油作业单位的最高领导者应对海上作业安全作出承诺，并提供人、财、物的支持，在工作中做出表率。 第二条安全目标 各级海上石油作业单位应确定安全目标，并对公众发布，组织有关职能部门对目标进行分解，纳入各级领导、部门年度计划，并定期考核和评审。 第三条安全责任 各级海上石油作业单位行政正职是安全生产第一责任人，对本单位安全生产负总责。各级领导和职能部门应贯彻“管生产必须管安全”、“谁主管谁负责”、“谁审批谁负责”的原则，在各自的工作范围内，对安全生产负责。 各级海上石油作业单位都应制定各岗位位的安全生产责任制，每个职工都应承诺并认真履行各自的安全职责；应建立安全职责考核制度，并与经济利益挂钩，通过考核，提高安全管理水平。 第二章安全组织机构、职责和资料管理 第四条安全组织机构 从事海上石油作业的单位应设置安全管理机构，配备与工作内容相适应的人力和装备，形成完善的安全管理网络。
第五条安全管理机构职责 1.负责贯彻落实国家和集团公司关于海上石油作业方面的法规、规范、标准及本企业的规章制度；负责制定本企业安全（含航务、通信）工作年度计划并归口管理； 2.负责海上工程建设项目安全设施“三同时”监督和海上石油作业人员劳动防护、职业安全卫生工作的归口管理； 3.负责制订、修订海上职业安全卫生管理制度和安全、航务、通信技术规程，编制作业人员安全教育培训取证计划，并组织实施； 4.负责制定安全措施和隐患整改计划，深入现场监督检查，落实整改，对海上石油设施的财产投保工作进行监督检查； 5.主持制定海上安全应急计划报主管部门审批，并建立和完善应急指挥和救助系统； 6.负责海上事故的调查、处理、上报和统计工作； 7.按国家、政府主管部门和集团公司的要求，督促作业单位及时申报海上钻井平台、油气生产设施、海底长输管线及陆岸输油（气）终端的“作业许可证”；物探船、铺管船、固井船、酸化压裂船、起重船的“作业许可”；值班守护船的“登记”等工作，并提交有关报告； 8.负责海上锅炉、压力容器、吊机等关键设备的安全监督管理工作； 9.负责海上石油作业的船舶、航标、港口、导航、安全作业区等航务方面的安全监督管理工作； 10.负责安全考核评比工作，开展安全科技成果交流，推进安全科技进步，积极组织各种安全活动，协调有关安全问题。 第六条资料管理 各级作业单位都应根据集团公司《安全台账管理规定》的要求，建立安全管理台账。基
管理制度-海上试油作业安全规范 5 精品
海上试油作业安全规范 SY/T6604-20XX 自 20XX-11-1 起执行 目次 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 基本条件 4 一般规定 5 试油设备 6 试油作业 前言 本标准由石油工业安全专业标准经技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司辽河分公司质量安全环保处。 本标准主要起草人：章启成、李勇、安丙杜、刘庆。 1 范围 本标准规定了海上试油作业的基本条件、一般规定、试油设备、试油作业等基本安全要求。 本标准适用于在浅海区域内进行的试油作业。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY5747 滩海石油建设工程安全规则 SY6204-1996 浅海测井作业安全规程 SY6307-1997 浅海钻井安全规程 SY6321-1997 浅海采油与井下作业安全规程 SY6345 浅海石油作业人员安全资格 SY6432-1999 浅海石油作业井控要求 SY6504-2000 浅海石油作业硫化氢防护安全规定 海洋石油作业守护船安全管理规则中华人民共和国能源部海洋石油作业安全办公室 1990年9月18日颁发 1990年12月25日实施 3 基本条件 3.1 海上试油作业人员的安全资格应符合SY6345的要求。 3.2 从事海上试油作业的平台应符合SY6321-1997中3.3，3.4的要求。 3.3 试油设施应持有国家海洋石油作业安全主管部门认可的发证检验机构出具的有效验证书。 3.4 个人劳动防护用品应按海上石油相关规定配备。 3.5 硫化氢防护装备配置应符合SY6504-2000中第4章的要求。 3.6 除满足3.4，3.5的要求外，还应配备防爆手电10个、消防
钻井井控知识题库
钻井井控基本知识题库 一、名词解释 1、井控：实施油气井压力控制的简称。 2、溢流：当井底压力小于地层压力时，井口返出的钻井液量大于泵的排量，停泵后井口自动外溢的现象称之为溢流或井涌。 3、井喷：当井底压力远小于地层压力时，井内流体就会大量喷出，在地面形成较大喷势的现象称之为井喷。 4、井喷失控：井喷发生后，无法用常规方法控制井口和压井而出现井口敞喷的现象称之为井喷失控。 5、油气侵：油或天然气侵入井内后，在循环过程中，泥浆槽、液池面上有油或气泡时，称之为油气侵。 6、井控工作中“三早”的内容：早发现、早关井和早处理。 7、一级井控：指以合理的钻井液密度、合理的钻井技术措施，采用近平衡压力钻井技术安全钻穿油气层的井控技术，又称主井控。该技术简单、安全、环保、易于操作。 8、二级井控：溢流或井喷后，按关井程序及时关井，利用节流循环排溢流和压井时的井口回压与井内液柱压力之和来平衡地层压力，最终用重浆压井，重建平衡的井控技术。 9、三级井控：井喷失控后，重新恢复对井口控制的井控技术。 10、静液压力：由井内静液柱的重量产生的压力，其大小只取决于液体密度和液柱垂直高度。 11、地层压力：指作用在地层孔隙中流体上的压力，也称地层孔隙压力。 12、地层破裂压力：指某一深度处地层抵抗水力压裂的能力。当达到地层破裂压力时，地层原有的裂缝扩大延伸或无裂缝的地层产生裂缝。 13、波动压力：由于钻具在井内流体中上下运动而引起井底压力减少或增加的压力值。是激动压力和抽吸压力的总称。 14、井底压力：指作用在井底上的各种压力总和。 15、井底压差：指井底压力与地层压力之差。 16、压井：是发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的压井液，并始终控制井底压力略大于地层空隙压力，排除溢流，重建井眼与地层系统的压力平衡。
大庆油田井下作业井控技术管理实施细则
大庆油田井下作业井控技术管理实施细则 第一章总则 第一条井下作业井控是保证油田开发井下作业安全、环保的关键技术。为做好井控工作，保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及火灾事故发生，保证员工人身安全和国家财产安全，保护环境和油气资源，按照国家有关法律法规，以及中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》，结合油田实际，特制定本细则。 第二条井喷失控是井下作业中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将会造成自然环境污染、油气资源的严重破坏，还易造成火灾、设备损坏、油气井报废甚至人员伤亡。因此，必须牢固树立“安全第一，预防为主，以人为本”的指导思想，切实做好井控管理工作。 第三条井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及到各单位的设计、施工、监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各有关单位必须高度重视，各项工作要有组织地协调进行。 第四条井下作业井控工作的内容包括：设计的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢有毒有害气体安全措施和井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等六个方面。 第五条本细则适用于在大庆油田区域内，利用井下作业设备进行试油（气）、射孔（补孔）、大修、增产增注措施、油水井维护等井下作业施工。进入大庆油田区域内的所有井下作业队伍均须执行本细则。 第六条利用井下作业设备进行钻井（侧钻）施工，执行《大庆油田井控技术管理实施细则》。 第二章井下作业设计的井控要求 第七条井下作业地质设计、工程设计和施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井
控设计。要结合所属作业区域地层及井的特点，本着科学、安全、可靠、经济的原则开展井下作业井控设计。 第八条各有关单位每年根据油田开发动态监测资料和生产情况，画出或修改井控高危区域图，为井控设计提供依据，以便采取相应防控措施。 第九条地质设计中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、本井产层的性质（油、气、水）、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽（气）区域的注水注汽（气）压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的提示。 第十条工程设计应提供目前井下地层情况、井筒状况、套管的技术状况，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。提示本井与邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体的检测情况。 压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定： （一）油水井为0.05～0.1g/cm3;气井为0.07～0.15 g/cm3。 （二）油水井为1.5～3.5MPa;气井为3.0～5.0 MPa。 具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装置等。 第十一条施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计，必要时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，选择合理的压井液，并选配相应压力等级的井控装置，并在施工设计中细化各项井控措施。 第十二条工程设计单位应对井场周围一定范围内（有毒有害油气田探井井口周围3千米、生产井井口周围2千米范围内）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、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定具体的预防和应急措施。 第十三条新井（老井补层）、高温高压井、气井、含硫化氢等有毒有害气体井、大修井、
塔里木油田钻井井控实施细则
塔里木油田钻井井控实施细则 为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。 一、总则 第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。 第二条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。 第三条井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。 第四条本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。 第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。 二、井控设计 第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下内容：
1.对井场周围2Km范围（以井口为中心、2Km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）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、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。 2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100 m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500 m。 3.地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计硫化氢含量。 4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。 5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置。 6.在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气
海上试油作业安全规范.DOC
海上试油作业安全规范.DOC 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 基本条件 4 一般规定 5 试油设备 6 试油作业 前言 本标准由石油工业安全专业标准经技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司辽河分公司质量安全环保处。 本标准主要起草人：章启成、李勇、安丙杜、刘庆。 1 范围 本标准规定了海上试油作业的基本条件、一般规定、试油设备、试油作业等基本安全要求。 本标准适用于在浅海区域内进行的试油作业。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协
议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY5747 滩海石油建设工程安全规则 SY6204-1996 浅海测井作业安全规程 SY6307-1997 浅海钻井安全规程 SY6321-1997 浅海采油与井下作业安全规程 SY6345 浅海石油作业人员安全资格 SY6432-1999 浅海石油作业井控要求 SY6504-2000 浅海石油作业硫化氢防护安全规定 海洋石油作业守护船安全管理规则中华人民共和国能源部海洋石油作业安全办公室1990年9月18日颁发1990年12月25日实施 3 基本条件 3、1 海上试油作业人员的安全资格应符合SY6345的要求。 3、2 从事海上试油作业的平台应符合SY6321-1997中 3、3， 3、4的要求。 3、3 试油设施应持有国家海洋石油作业安全主管部门认可的发证检验机构出具的有效验证书。 3、4 个人劳动防护用品应按海上石油相关规定配备。 3、5 硫化氢防护装备配置应符合SY6504-2000中第4章的要求。
井下作业井控工艺试题库
井下作业井控工艺试题库 一、单项单选题 1、井控是指实施油气井____的简称。 A、压力控制 B、油气控制 C、地层控制 D、以上三者都是 答案：A 章节：1 难度：3 2、溢流是指当井底压力___地层压力时，井口返出的钻井液量大于泵入的排量或停泵后井口钻井液自动外溢的现象。 A、大于 B、小于 C、等于 D、大于或等于 答案：B 章节：1 难度：3 3、井控技术按控制方式分可分为___级井控。 A、二 B、三 C、四 D、五 答案：B 章节：1 难度：3 4、某井发生溢流后，钻井液密度下降，粘度上升，则侵入物为____ 。 A、气体 B、液体 C、水 D、固体 答案：A 章节：1 难度：3 5、井控中三早的内容：早发现、___、早处理。 A、早关井
B、早压井 C、早放喷 D、早报告 答案：A 章节：1 难度：3 6、同等条件下发生2m3溢流比发生3m3溢流套压（__） A、高 B、低 C、相等 D、 高低不能确定 答案：B 章节：1 难度：3 7、若圈闭内同时聚集了石油和游离态天然气（气顶气），则称为（__）。 A、气藏 B、油藏 C、油气藏 D、 矿藏 答案：C 章节：1 难度：3 8、井控技术按控制方式分可分为（___）级井控。 A、二 B、三 C、四 D、 五 答案：B 章节：1 难度：3 9、发生溢流防止井喷唯一正确的操作是（__）。 A、及时按照关井程序关井。 B、根据施工工况作出决策。 C、循环观察根据情况关井。 D、
根据地质设计情况关井 答案：A 章节：1 难度：3 10、溢流量（__），越便于关井控制、越安全。 A、无所谓 B、越多 C、越少 D、 适中 答案：C 章节：1 难度：3 11、二级井控是指溢流或井喷发生后，通过及时关井与压井重建(___)平衡的井控技术。 A、油气层压力 B、井内压力 C、地层压力 D、 泵内压力 答案：B 章节：1 难度：3 12、油气藏是指单一圈闭中具有（__）的油气聚集，是油藏和气藏的统称。 A、不同压力系统 B、同一压力系统 C、 同一流体系统 D、 不同流体系统 答案：B 章节：1 难度：3 13、关井是利用(__)和井口回压共同平衡地层压力的井控技术。 A、静液压力
井下作业井控装备安装规范样本
井下作业井控装备现场安装规范 （征求意见稿） 一、无钻台常规作业（手动防喷器）井控装备安装 1、井控装备配套： 21MPa手动双闸板防喷器、油管旋塞阀、简易压井与放（防）喷管线。 2、井控装备安装： 1－压井管线；2－手动双闸板防喷器；3－套管四通；4－三通；5－压力表；6－放喷管线 7－外螺纹油壬；1#和2#闸阀为原井四通两侧阀门；3#闸阀为放喷阀门；4#闸阀为排液阀门图1 无钻台手动双闸板防喷器简易压井与放（防）喷管线示意图（1）防喷器安装： ①防喷器与套管四通连接必要采用井控车间配发专用螺栓，其规格为M30×3。 ②连接螺栓配备齐全并对称旋紧，螺栓两端余扣一致，普通以出露2－3扣为宜。法兰间隙均匀，密封垫环槽、密封垫环清洁干净，并涂润滑脂安装，保证连接部位密封性能满足试压规定。 ③防喷器各闸板需挂牌标记开关状态。 （2）放（防）喷管线安装：
①放喷管线安装在本地季节风下风方向套管四通阀门上，接出井口30m以远，管线出口为油管公扣，不得连接接箍、弯头或未经固定短节。放喷管线出口不得有障碍物，且距危险或易损害设施距离不不大于30m。 ②放喷管线如遇特殊状况需要转弯时，要用锻造钢弯头或钢制弯管，转弯夹角不不大于90°。 ③放喷管线每隔10－15m用基墩固定牢固，普通状况下需要4个基墩：第1个基墩宜安装在放喷阀门外侧且接近放喷阀门处；放喷管线出口2m内用双基墩固定；第1个基墩与出口双基墩之间再用1个基墩固定。若放喷管线需要转弯时，转弯处先后均需固定。 ④放喷管线一侧紧靠套管四通阀门（2＃）处在常开状态。 ⑤放喷阀门（3＃）距井口3m以远，压力表接在内控管线与放喷阀门之间，并使用截止阀垂直向上安装，表面朝向放喷阀门。 ⑥排液阀门（4＃）开关状态依照详细施工需要而定，出口端连接油壬。 ⑦放喷阀门（3＃）、排液阀门（4＃）可使用旋塞阀或球阀。 ⑧放（防）喷管线上各闸阀需挂牌标记开关状态。 ⑨放喷管线不容许埋入地下，车辆跨越处应有过桥保护办法，过桥盖板下管线应无法兰、丝扣或油壬连接。 （3）压井管线安装： ①压井管线安装在本地季节风上风方向套管四通阀门上。 ②压井管线出口连接外螺纹油壬。 ③压井管线出口附近宜用基墩固定牢固。 ④压井管线一侧紧靠套管四通阀门（1＃）处在常关状态，并挂牌标记清晰。 ⑤当套管四通无法安装压井管线时，可以运用排液阀门代替压井管线。
2017钻井井控实施细则 - 正式版
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 ?第三章井控装置的安装、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 1 .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 13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表
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
海上作业项目部井控管理制度汇编(全部)
Petrochina 中国石油 海上作业项目部 井控管理实施办法汇编 2017年1月 目录
1.海上作业项目部井控工作领导小组 2.总则 3.高危地区施工作业井控针对性措施 4.井控设计管理 5.井控考核办法 6.施工井喷事故责任追究实施办法 7.开工验收实施办法 8.井控定期检查和井控培训制度 9.隐患整改消项制度 一.海上作业项目部井控工作领导小组 为推进海上项目部井控工作管理科学化、规范化，提高井控管理水平，做好井下作业井控工作，有效地防止井喷失控事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，依据国家有
关法律法规、行业标准和《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》，结合项目部所施工地区生产特点，特成立项目部井控工作领导小组： 组长：王建文 副组长：杨国发杨学林 组员：刘文彪曲皓张军明 李胜朱汉东黎蜀平 二.总则 1.坚持“以人为本、安全第一、预防为主、综合治理”的原则，全面实施“积极井控”，严格按操作规程施工，立足一次井控、快速准确实施二次井控、杜绝井喷失控事故的发生。
2.井下作业井控工作的主要内容包括:井控风险管理、设计管理、井控装备管理、施工过程管理、井控安全措施和井控失控紧急处理管理、井控培训管理及井控管理制度等七个方面。 3.本汇编适用于海上作业项目部的作业队伍。 4.海上作业项目部井控应急办公室是生产组主管工程技术的负责部门。 三.高危地区施工作业井控针对性措施 1、在井控装备上，对高危地区井、高压井及重点井要配齐2FZ18-35井口防喷器及应急抢喷装置，对射孔井要使用专用防喷器，保证作业施工井控装备齐全好用。 2、在设计把关上，施工设计实行四级审批制，即：作业大队工程技术员，作业大队生产副大队长，处工程技术科室及处主管领导。 3.在海上施工区域，严格执行海上井控管理标准，遵行甲方（天时公司）指令，做好联合应急演练计划，有针对性开展应急演练项目，不断提高应急演练项目的实效性，杜绝安全隐患。 4、在监督管理上，处工程技术科，安全监督站均要派专人全程跟踪监督。对关键工序实行ABC管理制。（A类为动层位如射孔等，由处职能科室科级干部驻井；B类为风险较大施工如捞封等，由三级单位科级干部驻井；C类为常规施
浅海石油作业人员应急撤离条件
浅海石油作业人员应急撤离条件 自 1995-7-1 起执行1 主题内容与适用范围 本标准规定了在浅海石油作业过程中，发生危急状况时的人员应急撤离条件。 本标准适用于中国石油天然气总公司在中华人民共和国浅海水域内，自营或依法对外合作经营的石油作业人员。 2 术语 2.1浅海石油作业 在浅海水域内进行石油勘探开发和生产作业及其有关的活动。 2.2人员应急撤离 遇有突发性事件危及浅海石油作业设施（以下简称为设施）上人员生命安全时，按应急程序将人员撤离设施的过程。 2.3浅海石油作业设施 在浅海水域内，用于浅海石油作业的各种建筑物、船舶、平台及其他装置，它包括但不限于以下各种： a.移动式钻井平台、采油平台、作业平台； b.固定式钻井平台、采油平台、人工岛； c.固井驳、铺管船、石油建设工程驳、石油专用两栖装置； d.单点系泊、浮式储油装置、原油运输船等。 3 人员应急撤离条件 遇有下列突发事件之一者，应进行人员应急撤离。 3.1井喷 钻井、测试、井下作业中发生井喷，经采取井控措施无效或引起重大火灾无法控制时。 3.2火灾 由于各种原因（如重大溢油）导致设施发生火灾，经采取灭火措施无效危及设施上人员生命安全时。 3.3爆炸 设施上发生爆炸危及整个设施和人员生命时。 3.4硫化氢（H2S） 在作业过程中出现硫化氢气体，设施安全区域周围5~10m内硫化氢浓度达到100mg/L，经应急 处理无效时。 3.5热带气旋 3.5.1设施处于作业状态，遇有台风警报不能有效避台时：当台风中心距设施1500~1000km时， 应做好应急撤离准备；台风中心距设施1000~500km时，可进行人员应急撤离；台风前锋（蒲氏风力8级）到达设施12h时，应进行人员应急撤离。 3.5.2设施处于漂浮状态：设施在拖航、移位等漂浮状态下，遇有热带风暴，经调整设施稳性或 采取其他抢救措施，仍可能翻沉时。 3.6海水 当预报设施所处海域将出现超过设计允许的严重冰情，危及设施上人员生命安全时。 3.7海啸 当预报设施所处海域将发生海啸危及设施人员生命安全时。 3.8地震
企业安全环境与健康(HSE)管理规范大全
企业安全、环境与健康（）管理规范大全 1 范围 本标准规定了企业（以下简称企业）管理规范和编制企业管理体系实施程序的基本要求，适用于企业管理工作。 2 引用标准 下列标准包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。在标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨、使用下列标准最新版本的可能性。 6067—1985 起重机械安全规程 6441—86 企业职工伤亡事故分类 10827—89 机动工业车辆安全规范 16297—1996 大气污染物综合排放标准 409—91 电业安全工作规程 5087—93 含硫油气田安全钻井法 5131—87 放射性测井安全防护 5225—1994 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全管理规定 5436—1998 石油射孔和井壁取心用爆炸物品的储存、运输和使用规定 5445—1999 石油机械企业安全生产规定 5720—1995 司钻安全技术考核规则 5726—1995 石油测井作业安全规程 5727—1995 井下作业井场用电安全要求 5728—1995 滩海石油地震队安全生产管理规定 5737—1995 原油管道输送安全规程 5747—1995 滩海石油建设工程安全规则 5845—93 油田专用容器安全管理规定 5856—93 油气田带电作业安全规程 5857—93 地震勘探爆炸物品安全管理 5868—93 陆上石油地震队安全生产管理规定 5876—93 石油钻井队安全检查规定 5920—94 原油库运行管理规范 5974—94 钻井作业安全规程 6023—94 石油井下作业队安全生产检查规定 6037—1997 浅海钻井安全规程 6043—94 钻井设备拆装安全规定 6047—94 沙漠地震队野外作业安全生产管理规定 6048—94 电法队野外作业安全生产管理规定 6186—1996 石油天然气管道安全规程 6203—1996 油气井井喷着火抢险作法 6204—1996 滩海测井作业安全规程 6228—1996 油气井及修井作业职业安全推荐做法 6278—1997 天然气净化厂安全规范 6309—1997 钻井井场照明、设备颜色、联络信号安全规范 6320—1997 陆上油气田油气集输安全规程
煤层气井钻井井控实施细则
煤层气钻井井控实施细则（暂行） 中石油煤层气有限责任公司 ○二一一年四月
目录 一一一总则 一一一风险评估和分级管理 一一一一级风险井井控管理 一一一二级风险井井控管理 第五章防火、防爆措施 第六章井控应急救援 第七章井控技术培训 第八章井控管理制度 第九章附则
第一章总则 第一条煤层气是一种以吸附态吸附在煤的微孔隙表面的气体，需要通过排水降压方式才得以采出，是一种非常规气藏。 第二条为了进一步推进煤层气钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏。参照中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合煤层气自身开发特点制定本实施细则。 第三条本实施细则适用于煤层气勘探开发钻井工程施工作业，进入所辖地区的所有钻井队伍及相关技术服务队伍应执行本细则。 第二章风险评估和分级管理 第四条井控风险评估 根据煤层气特点，将煤层气钻井作业风险划分为两级，按二 级井控风险进行管理。 一级风险井：预探井、含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的开发井、评价井。 二级风险井：不含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的详探（评价）井、开发井。 第五条井控分级管理 （一）井控装备配套 一级风险井必须安装防喷器，二级风险井在满足一次井控的条件下，可不安装防喷器。
（二）管理要求 一级风险井：相关建设单位在公司专业管理部门的指导下全 面进行管理。 二级风险井：相关建设单位独立进行全面管理。 第三章一级风险井井控管理 第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成 部分，公司地质、工程设计部门要严格按照井控设计的相关要求进行井控设计，需由公司主管部门负责审核审批。 第七条钻井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、人口密集及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，并制定有针对性的井控措施和应急预案。 第八条地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的地层压力系数、浅气层、有毒有害气体资料和复杂情况。 第九条工程设计应根据地层压力系数、浅气层资料、岩性剖面及安全钻进的需要，设计合理的井身结构和套管程序，绘制 各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。 第十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0.02g/cm3～0.15g/cm3；具