塔里木油田井下作业井控实施细则(2011)

目录

一、总则 (1)

二、井控设计 (1)

三、井控装备 (2)

四、作业过程中的井控工作 (8)

五、防火、防爆、防硫化氢措施 (14)

六、井喷失控的处理 (15)

七、井控技术培训 (16)

八、井控管理十项制度 (16)

九、附则 (22)

附件1 塔里木油田井控培训分班办法 (23)

附件2 井控装备示意图 (25)

附件3 井控装备试压标准 (37)

附件4 集团公司井下作业井喷失控事故信息收集表 (38)

塔里木油田井下作业井控实施细则

为了贯彻集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》，确保塔里木油田井控工作的开展，防止井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则

第一条井下作业井控技术是保证石油天然气井下作业安全的关键技术。做好井控工作，既有利于保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。

第二条井喷失控是井下作业过程中性质严重、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、设备损坏甚至油气井报废。

第三条井控工作是一项系统工程。塔里木油田的开发、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及井下作业承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须在本细则规定内有组织地协调进行。

第四条本细则包括井下作业井控设计，井控装备，作业过程中的井控工作，防火、防爆、防硫化氢措施，井喷失控的处理，井控技术培训，井控管理制度等七个方面。

第五条本细则适用于塔里木油田井下作业的井控工作。利用修井机进行钻井作业的井控要求，均执行《塔里木油田钻井井控实施细则》。

二、井控设计

第六条井控设计是井下作业地质设计、工程设计、施工设计中的必要组成部分。井下作业应先设计（包括补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工的原则。

第七条在地质设计（送修书或地质方案）中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、扣型、水泥返高、固井质量、最近得到的套管技术状况及井下复杂情况等资料，提供射孔及封堵情况，主要作业史，提供本井和邻井的油气水层深度及目前地层压力、油气比、注水注气区域的注水注气压力、与邻井油层连通及地下管线情况、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；提供井场周围2000m(含硫化氢井3000m)内的居民住宅、学校、厂矿、河流、国防设施、高压电线、地下管网和水资源等情况。

第八条工程设计应根据地质设计提供的信息，明确作业液的类型、性能、压井要求、施工所需的井口、井控装备组合及其规格，提供井口采油树和套管头型号、生产厂家、井口示意图以及原井管柱结构；提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体监测情况及注水情况；工程设计应根据地质设计提供的井场周围2000m(含硫化氢井3000m)内环境情况，提出相应的防范要求。

第九条施工单位依据地质设计和工程设计提供的参数进行现场复核，并制定具体的防喷应急措施。做施工设计时须做出明确的井控设计，内容包括：作业液密度、防喷器组及控制系统、节流压井管汇及井口示意图、液气分离器规格型号、内防喷工具规格型号、井控装臵的试压要求，油气井防喷技术措施，需要储备重泥浆的井，应明确重泥浆及加重材料的储备量。

第十条对于闲臵时间超过两年或本次作业前采油（气）时间累计超过一年未检测的“三高”油气井，在起出井内管柱后应对生产套管损坏和腐蚀等情况进行必要的测井检测。

第十一条平衡压力修井作业中，以修井所遇地层最大静压当量作业液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定作业液密度。附加值可由下列两种方法之一确定：

1. 密度附加值：油水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3，气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3；

2. 压力附加值：油水井为1.5MPa～

3.5MPa，气井为3.0MPa～5.0MPa。

另：对于机采井，压井液密度按下列公式确定：

ρ＝P

H

/H×10.1972×10+密度附加值

其中 P

H ＝P

i

-(H

m

-H)×ρ

f

／(10×10.1972)

P

H

：压井循环深度的压力（即：油层静压值与压井循环深度到油层深度

的液柱压力差）

ρ

f

：地层流体密度(g/cm3)

H：压井循环深度(m)

P

i

：油层静压值(MPa)

Hm：油层中部深度(m)

第十二条所有修井作业必须安装防喷器。不能自喷的油井、注水井在原作业层位进行维护性作业时，安装防喷器及控制系统具备关井条件后，其余井

控装备可以先不安装，若发生溢流，关井后再组织安装。但对于H

2

S含量≥100ppm 不能自喷的井，施工前必须安装全套井控装备。

第十三条高含H

2

S的自喷井应安装全套井控装备，并配套使用剪切闸板。

第十四条“三高”油气井一般应由具备甲级资质的队伍施工，若确需乙级队伍施工时，应由管理作业队伍资质的资质初审领导小组和业主单位的井下作业技术部门共同批准后方可施工。

三、井控装备

第十五条井控装备包括防喷器组、内控管线、采油（气）井口、套管头、内防喷工具、防喷器控制系统、压井管汇、节流管汇、反循环管线、放喷管线、液气分离器、监测设备等。塔里木油田修井现场使用的各种井控装备统一由油田公司提供。

第十六条防喷器的选择

1. 防喷器压力等级的选择：根据最高井口关井压力（P

关

），即井筒内作业

液喷完情况下的井口压力来选择井控装备：P

关

＜35MPa的井，选用35MPa及以

上压力等级的井控装备；35MPa≤P

＜70MPa的井，选用70MPa及以上压力等级

关

的井控装备；P

≥70MPa的井，选用105MPa及以上压力等级的井控装备。

关

2. 防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

1）不能自喷的油井、注水井在原作业层位进行维护性作业时，防喷器组合按附图1（单闸板）、附图2（双闸板）、附图3（单闸板+环形）的组合形式选择。

2）防喷器压力等级为35MPa时：自喷井作业防喷器组合按附图2（双闸板）、附图3（单闸板+环形）、附图4.1（双闸板+环形）的组合形式选择。

3）防喷器压力等级为70MPa时：防喷器组合按附图4.1（双闸板+环形）、附图4.2（单闸板+双闸板）、附图5.1（双闸板+单闸板+环形）、附图5.2（单闸板+双闸板+环形）的组合形式选择。

4）防喷器压力等级为105MPa时：防喷器组合按附图5.1（双闸板+单闸板+环形）、附图5.2（单闸板+双闸板+环形）的组合形式选择。

3. 选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。使用三闸板防喷器时，三闸板防喷器视为单闸板和双闸板防喷器的组合。

4. 防喷器通径的选择应根据作业工艺来确定。

第十七条使用复合钻具时，应备齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子；半封闸板防喷器的安装位臵应保证关闭时密封对应的管柱本体；一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部；需要安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位臵；装有两副同一尺寸的半封闸板时，关井时优先使用上面的半封闸板。

第十八条井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。井控装备的车间及现场试压均由工程技术部负责，并提供计算机自动记录后打印生成的试压记录单，车间试压记录单保存在车间备查，现场试压记录单交井队保存备查。

1. 有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：

1)从车间运往现场前。

2)现场安装后。

3)试压间隔已经超过100天。

2. 无论车间和现场，井控装备凡密封部位拆装后（检修或更换零部件），应对所拆开的部位重新进行密封试压检验。

第十九条全套井控装备应在工程技术部进行功能试验及清水（节流压井管汇、采油树、四通冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径＞11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆试压；试压压力为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力，要求稳压10分钟，外观无渗漏，压降≤0.7MPa，防喷器开关腔不串漏。试压合格后出具试压合格证，随设备送井。防喷器控制系统的管排架和高压液控软管应进行21MPa压力检验；高压气井还要对防喷器的上法兰进行试压检验。

第二十条井控装备到现场后，修井队负责验收和检验。

1. 井控装备到井后验收内容：

1）井控装备及配件的型号、规格和数量是否按设计要求配送；

2）环形防喷器、闸板防喷器、油管头、套管头等装备的钢圈槽是否完好；

2. 安装后主要检查内容：

1）环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

2）闸板防喷器油路密封、闸板芯子开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；

3）防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；

4）节流、压井管汇主要检查手动节流阀、手动平板阀开关是否正常，压力表灵敏情况等；

5）点火装臵工作是否正常。

第二十一条防喷器与正面井架底座平行安装；各控制闸门、压力表应灵活、可靠；各种连接法兰上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1～3扣，过长或过短的连接螺栓均不能使用，另外法兰连接螺栓还应注意防锈蚀。

第二十二条由于钻台高度限制，防喷器数量不能满足井控要求时，作业队根据井控风险，做好预防与控制措施后，上报勘探开发部和业主单位的井控分管领导共同批准后方可施工。

第二十三条井场防喷器组安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装臵的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆应接出井架底座以外，其中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角≤30°，手轮与手轮之间应有足够的间距、不能互相干涉；手轮挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数；靠手轮端应安装操作杆支架，操作杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况；为了保证井口清洁、安全，防喷器上部应安装防溢管及防泥伞（电泵井不安装），圆井上应安装防护盖。

第二十四条现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，外观无渗漏，压力降≤0.7MPa为合格，试压合格后，井场值班干部或井下作业监督在试压单上签字确认，具体试压值见附件3井控装备试压标准。冬季井控装备的防冻保温包裹应在试压合格后进行。

1. 环形防喷器封管柱试压到额定工作压力的70%，稳压30分钟。

2. 闸板防喷器试压分两种情况：套管头(油管头)上法兰压力等级＜闸板防喷器额定工作压力时，按套管头(油管头)上法兰压力等级试压，稳压30分钟；套管头(油管头)上法兰压力等级≥闸板防喷器额定工作压力时，按闸板防喷器额定工作压力试压，稳压30分钟。

3. 节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压，稳压30分钟。

4. 安装油管头后，井口试压因无法从油管头旁通打压，此时，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。

5. 反循环压井管线试压25MPa，放喷管线试压10MPa，均稳压10分钟，以不渗漏为合格。

6.旋转控制头试静压和旋转动压时，分别按其额定工作压力的70%试压，稳压10分钟。

第二十五条工程技术部按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》

的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场试压。修井队应提供机具并派人员配合工程技术部现场服务人员共同完成，现场安装及试压过程中井下作业监督及井队值班干部应在现场负责协调、指挥及验收，合格后签字确认。

第二十六条井场井控装备由修井队负责日常维护、管理以及现场装、卸车工作；在修井作业结束前，井控装备应保持完好待命状态；防喷器、远程控制台、节流压井管汇以及闸板总成、转换法兰、升高短节等井控配件，每六个月由工程技术部负责回收、清洗、检修、试压，合格后送新井使用。定队使用的液气分离器、防提断装臵及管排架应按《部分井控装备定队使用管理办法》的要求执行。

第二十七条防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象数量的要求和开关防喷器组储能器储油量的要求。

1. 远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m 以远，与放喷管线有2m以上的距离。

2. 远程控制台使用的电器及电源接线必须防爆，电源应从发电房配电盘单独接出，气源从气瓶专线供给。

3. 远程控制台处于待命工况时，油面距油箱底面高度150～200mm，工程技术部负责在油箱上用标尺进行相应的标记；预充氮气压力7MPa±0.7MPa；储能器压力为17.5～21MPa，汇管及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

4. 在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器的手柄臵于中位，控制全封闸板（剪切闸板）的换向阀手柄用限位装臵限制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致。

5. 防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降≤0.7MPa为合格。

6. 远程控制台未使用的备用液压控制管线出口必须用专用的金属堵头进行封堵，管排架、高压软管等未使用的备用管路接口也要采取防砂防堵措施，防止沙尘或其他杂物进入管内。

第二十八条修井队必须安装防提断装臵，安装完后应进行功能实验。

第二十九条节流、压井管汇与油管头（特殊四通）之间采用法兰硬管线或法兰高压柔性软管连接，法兰硬管线压力级别与节流、压井管汇高压部分相同，法兰硬管线用丝扣连接，不允许焊接。法兰高压柔性软管额定工作压力比节流、压井管汇高压部分高一压力等级，连接后高压柔性软管的弯度不得小于120°，并且只做短时压井或放喷用，不允许作为长期的测试放喷管线。地层压力超过70MPa的井不允许使用法兰高压柔性软管做内控管线。内控管线接出井架底座以外；内控管线由工程技术部制定统一的配套标准，并统一配备。

第三十条节流管汇的压力级别要与防喷器压力级别相匹配，节流管汇按附图6.1、附图6.2组合形式选择。

第三十一条压井管汇为压井作业专用，其压力级别要与防喷器压力级别相匹配，压井管汇按附图7组合形式选择。

第三十二条为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配臵16MPa（或21MPa）的低量程压力表，低量程压力表前应安

装截止阀，截止阀处于常关状态，当井口套压低，高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上；所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（带省力机构的回转3～4圈）。

第三十三条井下作业使用ZQF1000/0.862的液气分离器。

1. ZQF1000/0.862常压液气分离器进液管使用4″由壬硬管线，排液管和排气管线为6″法兰管线，液气分离器送井前，工程技术部负责进行检查，保证罐体和管线畅通。

2. 液气分离器现场安装在专用水泥基础上，至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定，分离器进液管线用基墩支撑并固定牢靠，排液管接到沉砂罐并固定牢靠，排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致，用基墩固定，基墩间距

S 15～20m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m，排气管出口距危险设施25m以远，含H

2井、高压气井安装自动点火装臵。

3. 排污管线由现场自行配套，保证所排液体能顺利进入排污池。

第三十四条放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

S含

1. 需安装节流压井管汇的井，节流管汇一侧的放喷管线必须安装；H

2

量大于100ppm的自喷井、超高压高产气井压井管汇一侧的放喷管线也必须安装。

2. 放喷管线接出井口75m以外，一般情况下要平直安装，特殊情况需转弯时，采用整体锻钢弯头，前后用水泥基墩固定。

3. 对于普通井，放喷管线使用2 7/8″油管放喷，采用活动水泥基墩并埋地，基墩间距10～15m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m，基墩的固定螺栓统一采用M16的螺栓，固定压板宽60mm、厚10mm。

S自喷井使用标准放喷管线，两侧放喷管

4. 对于超高压高产气井、高含H

2

线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备自动点火装臵，自动点火装臵应具备远距离遥控点火的功能；另外，修井队要准备好人工点火工具，配备好相应的防护器具，做好人工点火的准备；放喷管线采用固定水泥基墩，基墩间距10～15m，尺寸为1.0m×1.0m×0.8m，基墩的固定螺栓统一采用M27螺栓，埋入深度不小于0.5m，固定压板宽100mm、厚10mm。放喷管线悬空6m以上的部位，中间必须支撑固定。

5. 放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，保证放喷液进入放喷池，油管公扣为放喷口时，必须加一个接箍保护丝扣。

6. 放喷管线低洼处冬季应安装由工程技术部提供的三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力；应采取防砂措施，防止沙子堵塞管口。

第三十五条井控装备现场安装完毕应按照目视化要求进行管理。防喷器挂牌标明闸板规格，各闸阀挂牌标明阀门编号、开关状态，远程控制台相应的手柄挂牌标明控制对象（半封闸板应标明闸板规格，环形、全封应标明开关状态）。远程控制台控制对象的标牌顺序必须与防喷器实际安装顺序相符。井控装备刷（喷）漆时，不得覆盖设备的铭牌及编号。

第三十六条工程技术部负责井控装备（包括试压装臵）所配压力表的定期校验，抗震压力表每年校验一次，普通压力表每半年校验一次，校验合格的

压力表必须粘贴校验合格证。

第三十七条节流压井管汇、放喷管线每次试压或使用完要立即用压缩空气吹扫，保证管线畅通，液气分离器应开启排污阀将作业液排干净。对于使用密度大于1.80g/cm3作业液压井结束，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。

第三十八条井控装备及配件要妥善保管，闸板芯子应避光保存，橡胶件应放入橡胶库房保存；防喷器、四通、升高短节等带钢圈槽密封的设备不得将密封面直接臵于地面，应放臵于专用底座或进行铺垫，防止钢圈槽损坏。

第三十九条修井队根据井控需要配备方钻杆上旋塞、下旋塞、箭形止回阀等内防喷工具。内防喷工具管理严格执行《塔里木油田内防喷工具管理办法》。内防喷工具的强制报废时限为：方钻杆上旋塞累计旋转时间达到2000小时；下旋塞、箭型止回阀累计旋转时间达到800小时。

1. 内防喷工具的压力等级应不低于闸板防喷器的压力等级；对于使用额定工作压力为105MPa的防喷器的井，使用额定工作压力为70MPa及以上压力等级的箭形止回阀。

2. 修井队负责内防喷工具的现场使用、维护和保养。

4. 使用复合钻具时，要配齐与钻杆（油管）尺寸相符的箭形止回阀、旋塞及相应的配合接头。所需内防喷工具及配合接头应经保养、检查后放在钻台上。

3. 旋塞在现场使用过程中必须保证开关灵活、密封可靠，方钻杆上、下旋塞使用过程中每班开关活动1次，每15天内对旋塞试压检查一次，试压压力20MPa，稳压5分钟，压降＜0.7MPa。每半年必须进行一次额定工作压力试压检验，内防喷工具每年至少探伤检测一次，试压合格的出具试压合格证，探伤检查合格的出具探伤检验合格证。不合格者不得继续使用。

5. 在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱应由箭形止回阀＋钻杆立柱＋钻杆与钻铤变扣接头组成；防喷单根由箭形止回阀＋一根钻杆＋钻杆与钻铤变扣接头组成，箭形止回阀带顶开装臵接于最上部；防喷立柱或防喷单根在备用状态下应紧好扣，并保护好上下连接丝扣。

6. 钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开状态。

第四十条井控装备投入使用后，作业工程师负责管理井控装备，大班司钻协助，班组负责维护保养和巡检，每次巡检后，按照填写说明的要求及时准确填写井控装备班报表，确保井控设备随时处于完好待命工况。

第四十一条采油（气）井口的保养与使用

1. 施工时拆卸的采油（气）树部件要及时检查、清洗、保养。

2. 当油管挂坐入油管四通后应对称均匀顶紧顶丝。

3. 常规采油（气）树在正常情况下使用外闸门，有两个总闸门时先用上面的闸门；严禁用平板阀控制放喷和节流循环。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（带省力机构的回转3～4圈）。

4. 采油(气)树安装好后，按标准进行注塑、试压，试压结束或放喷后均要对采(气)油树各处连接螺栓进行再次紧扣。

第四十二条修井机地面高压管汇按井控要求试压合格，泥浆泵上水罐安

装液面报警仪，所有参与循环的循环罐安装直读液面标尺。

第四十三条修井队应配备二层台逃生装臵，逃生绳与地平面夹角不大于30°。逃生装臵每月至少检查一次，每半年至少对井架工开展一次二层台使用逃生装臵的逃生演练，新上岗的井架工要求在上岗7天内必须进行一次二层台使用逃生装臵的逃生演练，各次检查和演练完成后做好相应记录。

第四十四条作业队负责参照本细则，按照属地管理原则，要求相关协作方对所用设备进行安装、固定、试压及挂牌等，使之满足井控安全要求，相关协作方必须积极配合。

第四十五条从每年的十一月十五日起至次年的三月底，现场应对所有井控装备及管线进行防冻保温处理；对于其它时间温度低于0℃的井，也要采取防冻保温措施。

1. 提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配罐应用电热带缠绕保温，井队配备电磁排水阀。

2. 防喷器、四通、内控管线、节流压井管汇、液气分离器进液管线、液气分离器排污口、反循环压井管线、泥浆循环高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温。

3. 每次节流循环压井后或相关施工后，要将液气分离器内的残余液体尽快排出，并使用压缩空气对节流压井管汇、液气分离器进液管线、放喷管线等可能有残余液体的井控设备进行吹扫，防止冰堵，保证畅通。

4. 在井控设备待命工况下必须用良好的电热带保温保证内控管线不发生冻堵。

5. 工程技术部按下面要求采取防冻保温措施：

1) 山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油。

2)远程控制台要配备防爆电保温设施。

3)冬季对套管头、油管头注塑时，必须使用冬季专用的塑料密封脂。

四、作业过程中的井控工作

第四十六条现场井下作业井控工作主要是指执行设计，利用井控装备、工具，采取相应的措施，快速安全控制井口，防止发生井喷、井喷失控和着火事故。

第四十七条在各次作业过程中均要坚持专人坐岗，观察泥浆池液量增减及泥浆出口情况，做到及时发现溢流，准确发出报警信号。发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查。信号统一为：报警一长鸣笛信号（10～15秒），关井两短鸣笛信号（2～3秒），解除三短鸣笛信号。关井后作业队应派专人连续观测和记录立管压力和套管压力，根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断井下情况，作业队负责将关井立、套压力的变化情况及时汇报给业主单位和作业公司，业主单位与作业公司确定压井处理方案，向勘探开发部报告并取得同意后，方可组织实施。

第四十八条关井程序按《塔里木油田井下作业关井程序“五〃七”动作》

执行；其关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力和套管抗内压强度80％两者中的最小值。

第四十九条落实压井岗位分工，做好应急准备，在井控专家的指导下，现场平台经理按压井施工方案组织压井；在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取控制放喷卸压措施。

1. 对于技术套管未下到油气层顶部的井，井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力。

2. 井口压力超过井控装备的额定工作压力。

3. 井口压力超过套管抗内压强度的80%。

4. 井控装备出现严重的泄漏。

S等有毒有害气体时，应及时在放喷出口点火。

地层流体为天然气或含H

2

第五十条开工前的准备工作

1. 修井队在依据设计及相关规定要求完成开工准备工作，作业开工前报请业主单位；业主单位根据井控风险程度，组织开工验收，并填写开工验收单，验收完整改合格后方可开工。

S含量小于100ppm的不能自喷的油井、水井在原作业层位进行维护1）H

2

性作业时，由业主单位现场管理人员组织监督或委托现场作业监督进行开工验收。

2）对关井压力小于35MPa的自喷井或H

S含量大于100ppm的不能自喷

2

的油井作业时，由业主单位现场管理人员或井控管理人员组织监督、作业公司井控人员进行开工验收。

3）对关井压力大于35MPa的高产高压气井或H

S含量大于100ppm的自

2

喷油井作业时，由业主单位井控管理人员或前线值班负责人组织监督、作业公司井控人员及工程技术部井控技术人员进行开工验收。

2. 验收内容：a.接井交接单；b.HSE作业计划书；c.地质、工程、施工设计；d.设备的安装，工具、材料的准备情况；e.修井队技术、人员现状等情况。开工前修井队应做到：

1）作业队根据本井的实际情况，全面分析井控风险，制定有针对性的技术措施和应急预案；由技术人员向全队职工进行地质、工程、作业液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；作业公司井控管理人员按《塔里木油田钻(修)井安全检查规定及处罚办法》的要求，进行一次全面的检查，对查出的问题认真组织整改并明确作业班组各岗位分工。

2）对现场安装的井控装备、放喷管线、节流及压井管汇、配备的内防喷工具必须进行检查，使之处于完好状态。

3）施工现场应备足满足设计要求的作业液及压井材料。

第五十一条开工压井作业井控要求

1. 压井施工前作好压井方案，落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工方案组织压井施工。

2. 根据作业井完井方式的不同选择不同的压井方式：

1）机采井作业时，先通过节流管汇放油、套压，压力落零后观察3～5小时无流溢后，可以采用不压井作业；若溢流不止，则根据设计要求密度的作业液采用反循环压井，压井结束观察3～5小时无溢流后，再反循环洗井一周后进行下步作业。

2）稠油井开工作业严禁油、套放压。先分别从油、套挤入一个井筒容积的稀油，再用设计要求密度的作业液正、反挤压井，观察压稳后进行下步作业。

3）注水井作业先通过节流管汇放油、套压，压力落零后观察3～5小时无溢流后采用不压井作业；若溢流不止，则根据设计要求密度的作业液采用正循环压井，压井结束后观察3～5小时无溢流后，再正循环洗井一周后进行下步作业。

4）自喷井，根据设计要求密度的作业液采用正循环节流压井，压井结束后观察3～5小时无溢流后，再正循环洗井一周后进行下步作业。

5）对于高含硫化氢井，采用压回法压井；分别用设计要求密度的作业液正、反挤1～1.5倍油、套管内容积，观察10小时无溢流后，再正、反挤1倍油、套管内容积；根据作业井漏失情况安排进行环空液面监测，做到及时吊灌，保持井内处于微漏状态，确保作业安全。

6）对于井下带封隔器的高压井，采用压回法压井。先用设计要求密度的作业液正挤1～1.5倍油管内容积，观察10小时无溢流后再正挤1倍油管内容积，拆采油树，换装封井器试压合格后；对有循环通道的井，打开循环通道后用设计要求密度的作业液从环空反挤一个井筒容积，再解封封隔器后关井，对无循环通道的井直接解封封隔器后关井，再正循环节流压井，压井结束后观察6～8小时，再正循环洗井一周，计算油气上窜速度。根据作业井漏失情况及时安排进行环空液面监测，做到及时吊灌，保持井内处于微漏状态，确保作业安全。

第五十二条处理事故井控工作要求

1. 井控装备必须处于完好待命状态。

2. 处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对作业液液柱压力降低的影响，保证液柱压力不小于地层压力。

3. 在油层套管进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应采取相应的措施，压稳油气层。

第五十三条电缆(钢丝)作业井控要求

电缆(钢丝)作业从井控角度考虑分两种工况：带压电缆(钢丝)作业和常规电缆(钢丝)作业。

1. 带压电缆(钢丝)作业包括负压电缆射孔、电缆直读试井、钢丝下电子压力计、钢丝下取样器等作业。作业前制定详细的施工方案和应急预案，经主管部门技术主管审批后方可施工。具体要求如下：

1）地面联接好防喷装臵，按额定工作压力试压，稳压30分钟，无渗漏为合格；

2）对防喷装臵与采油（气）井口联接法兰按额定工作压力进行清水（冬季用防冻液体）密封试压，稳压30分钟，压降≤0.7MPa，表面无渗漏合格。

3）作业前准备好剪切工具，在电缆防喷装臵发生刺漏无法控制的情况下，剪断电缆或钢丝，实施关井。

2. 常规电缆(钢丝)作业是指在安装有防喷器情况下，井内没有管柱时候进行的电缆作业，包括电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井及电缆射孔作业。具体要求如下：

1）作业前要先压稳油气层；作业队准备防喷单根（或防喷立柱），电测队准备电缆悬挂接头、旁通阀及相应的配合接头以及剪切电缆工具和电缆卡子

臵于钻台上便于取用的地方，处于待命状态。

2）作业时，作业队定时向井内灌浆，要有专人负责观察作业液出口情况。当发生溢流时：

a、立即强行起出电缆，抢下防喷单根（或防喷立柱）实施关井。

b、溢流明显增大时，由平台经理决定，立即抢接电缆悬挂接头，迅速剪断电缆，抢下管柱，实施关井。

第五十四条诱喷作业井控要求

1. 抽汲作业前应认真检查抽汲装备、工具，装好防喷盒，安装的防喷管长度，便于关闭采油树清蜡闸门更换抽子。对于间喷井要利用间歇周期进行抽汲作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将抽子起到防喷管内观察。

2. 用连续油管进行气举排液、诱喷等作业时，必须装好连续油管防喷器组；按额定工作压力试压。连续油管车距离井口大于8米，制氮车距井口大于12米。对于间喷井要利用间歇周期进行气举作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将连续油管起到注入头内观察。为保证气举效果，在保证安全的前提下夜间可连续气举。

3. 气井不允许进行抽汲作业。

4、不允许使用空气进行气举排液。

5、严禁夜间进行替喷作业。

第五十五条起下管柱作业井控要求

1. 严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检修。

2. 在起下封隔器等大尺寸工具时，应控制起下钻速度，减小抽汲或压力激动。

3. 对于高压油气井、高含硫化氢自喷井起下管柱前，为保证起下钻的安全，要利用通井管柱进行短起下钻，循环检测油气上窜速度。

1）短起下钻后应停泵观察，停泵观察的时间为：

a.油气层井深≤3000m的井，静止2小时；

b.3000m＜油气层井深≤5000m的井，静止4小时；

c.油气层井深＞5000m的井，静止5小时。

2）采用“迟到时间法”计算油气上窜速度，满足下列条件之一才能起钻：

a.起下一趟钻需要的时间（小时）+10小时＜油气上窜到井口的时间（小时）；

b.在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。

4. 在起下管柱过程中，按井控规定向井内及时补灌作业液，保持液柱压力平衡。

5. 在起下管柱过程中发现溢流时，按《塔里木油田井下作业关井程序“五〃七”动作》关井。

第五十六条钻磨作业井控要求

1. 钻至桥塞或水泥塞时先充分循环，一旦钻开桥塞或水泥塞下的油气层后应立即关防喷器循环，泥浆工要连续坐岗观察井口和泥浆罐液面变化，密切注意作业液密度变化，如发现溢流要立即关井。关井后根据油管压力和套管压力的变化，确定处理措施或压井方案。

2. 钻磨完成后要充分循环洗井至1.5～2个循环周，停泵观察至少30分钟，

井口无溢流时方可进行下步工序的作业。

3. 钻磨时必须安装方钻杆上、下旋塞。

4. 针对高含硫化氢自喷井入井管柱磨鞋或工具上部接钻具止回阀。

第五十七条地面测试作业的井控要求

1. 地面流程的选用：

根据最大关井井口压力选用地面流程高压部分（油嘴管汇到井口），地面流程高压部分的压力级别应与井口装臵的压力级别一致。按以下形式进行选择：

1)低压井（预测井口关井压力≤35MPa），选择三类地面计量设备。地面流程参照附图8～10；

2)高压井（35MPa＜预测井口关井压力≤70MPa），选择二类、一类地面设备。地面流程参照附图11～12；

3)超高压井（预测井口关井压力＞70MPa），选择一类地面设备。地面流程参照附图13。

2. 地面测试流程要求

1）H

S含量大于20ppm(30mg／m3)的井作业时，应选用抗腐蚀的管汇和油

2

气分离器。

2）超高压高产气井（日产气≥50×104m3）、地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）作业液较多井、出砂井、加砂压裂措施作业井，应配备求产和排污的两套地面流程，应安装地面安全阀及除砂器。地面测试流程的高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接；采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×0.8×0.8m；水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于0.5m，固定压板宽100mm、厚10mm。超高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用5″套管，排污管线采用3 1/2″油管，均接出井口100m以远。

S含量大于1000ppm、超高压高产气井（日产气≥50×104m3）的地3）H

2

面测试流程应安装远程液动阀和紧急关断系统，控制柜操作距离25米以远、位臵要求臵于上风位或侧风位。

4）超高压低产气井（日产气＜50×104 m3）及高压高产油气井（日产气≥50×104 m3），地面流程放喷管线每间隔10～15m和拐弯处用整体锻钢弯头连接，前后均用水泥基墩固定；固定水泥基墩尺寸为0.8m×0.8m×0.8m（或0.5m ×0.5m×0.5m双活动基墩）；排气管线内径大于80mm接出井口75m以远且距其

S含量大于1000ppm的井接出井口100m以远）；放喷管线内它设备大于25m（H

2

径大于80mm，接出井口75m以远（H

S含量大于1000ppm的井接出井口100m以

2

远）。

5）高压低产气井及低压油气井的地面流程放喷管线采用活动水泥基墩固定，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管线内径大于60mm，接出井口50m以远且

S含量大于1000ppm的井接出井口100m以远）；放喷管距其它设备大于25m（H

2

S含量大于1000ppm的井接出井口100m 线内径大于60mm，接出井口75m以远（H

2

以远）。水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于0.3m、固定压板宽100mm、厚10mm。

6）放喷管线出口用双墩双卡固定；放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过1m；放喷管线拐弯处用大于120°整体锻钢弯头连接，前后均用基墩固定；放喷管线悬空6m以上的部位，中间应加支架固定。

7）放喷管线与油气水分离器同步试压，按分离器额定工作压力试压，稳

压15分钟，以不渗漏为合格。高压高产气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头同步进行额定工作压力水密封试压和气密封试压，顺序是按额定工作压力先试水压再试气压，稳压时间15 分钟，试压结束卸压后，应对所有的螺栓重新紧一遍。对流程中的各个阀门应单独试压，以确定是否内漏。

S含量≥1000ppm、超高压高产气8）油气井井下作业地面测试流程在H

2

井中不允许使用直燃式间接火加热炉，应使用蒸汽式热交换器，并配备2吨/小时蒸汽量的锅炉，对油嘴管汇保温。在超高压低产气井、高压高产油气井、S含量≥100ppm井作业中使用直燃式间接火加热炉时距井口距离大1000ppm＞H

2

于35米；在高压低产油气井、常压井、H

S含量＜100ppm井作业中使用直燃式

2

间接火加热炉时距井口距离大于30米。

9）分离器距离井口大于30米、距离环保罐大于30米、距离加热炉大于15米、距离数采房大于15米；气管线出口点火处距离井口、环保罐、分离器均大于50米；数采房距离井口大于30米、距离环保罐大于30米。提供蒸汽的锅炉距离地面计量操作区、井口大于50米。

10）对于凝析气井，要准备足够的储备罐，并接一条长度大于20m的倒油管线。

11）分离器、储油罐等含重烃高的区域应采取防静电接地措施，并派专人定期检测检查。

第五十八条地层测试过程中井控要求

1）测试工具入井前，测试队伍必须向监督出具第三方认证证书和试压保养清单。

2）封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等性能应满足测试要求。

3）测试过程中发现环空有溢流，应立即关闭防喷器或套管闸门。根据套压上升的情况，正确判断井下工具（封隔器、测试工具、循环阀、钻杆或油管）的状态，决定是否进行压井，并确定压井方案。

4）测试过程中地面管汇发生刺漏，要严格遵循由外到里的顺序关断闸门进行整改，控制头如果有刺坏的迹象，应立即关闭井下测试阀再实施压井作业。

第五十九条酸化、压裂作业的井控要求

1. 酸化或压裂前，要作好施工设计和应急预案。

2. 酸化或压裂前，要对井口和压裂管线进行检查，按额定工作压力试压合格后，方可施工。

3. 大型酸化、压裂时，采油（气）井口要用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定。

4. 酸化压裂施工时套压不允许超过套管抗内压强度的80%。

第六十条冲砂作业的井控要求

1. 冲砂作业要使用符合设计要求的作业液进行施工。

2. 冲开被埋的地层时应保持循环正常，加强坐岗，当发现溢流时，及时关井，然后将井压稳，再进行下步施工。

第六十一条换装井口作业的井控要求

1. 所有井换装井口前必须向现场监督汇报，由监督现场把关，方可施工。

2. 重点井、复杂井、三高井、易喷易漏井的换装井口作业，必须做出相应

的安全措施和应急预案，作业现场按照应急预案演练熟悉后并报作业公司、业主单位技术主管同意后，才能进行施工。

3. 重点井、复杂井、三高井、易喷易漏井换装井口作业时，作业监督、作业公司、业主单位专业技术主管（或井控专家）以及工程技术部井控专业服务人员必须上井把关。

4. 换装井口前，监督、工程师必须向当班人员交待清楚井筒情况、作业时限、应变措施及注意事项；监督、工程师必须提前检查需要换装的井口装臵是否完好、各种工具是否到位并放到便于及时取拿的位臵。

5. 装有采油四通的油气井，在采油树或者防喷器拆除前，提前准备试压合格的变扣接头和钻具内防喷工具、油管挂，并且保证灵活好用；一旦出现意外，开套管闸门泄压的同时，抢装油管挂及钻具内防喷工具。没有采油四通的油气井，必须确保压稳井，再次循环测试油气上窜速度，确保在换装井口过程中油气上窜高度不超过500m。

6. 自喷井在压井结束后，静止观察时间=换装井口所需时间+10小时；如果是套管完成的新井，要求在射孔前更换采油四通；如果是裸眼、筛管完成的新井需要起出钻具，而后更换四通的，则静止观察时间=起钻具所需时间+换装井口所需时间+10小时。机采井放压后静止观察时间3小时。

7. 自喷井在观察结束后，必须再次循环洗井一周以上，观察后效反应，计算油气上窜速度，详细掌握气侵程度，以决定是否需要调整作业液密度。

8. 作业期间安排专人坐岗观察井口。

9. 自喷井严禁在夜间进行油气井的井口换装作业。

10. 井内有管柱的三高井及易喷易漏井换装井口期间在管柱内下油管内堵塞阀；井内无管柱的三高井及易喷易漏井换装井口期间在油层以上50～100m下可取式机桥。

五、防火、防爆、防硫化氢措施

第六十二条井场修井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地修井作业，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位臵。锅炉房距井口40m以远，锅炉房距储油罐30m以远。发电房和储油罐距井口30m以远，发电房距储油罐20m以远，如果不能满足安全距离要求的应采取有效地防护措施。高压线及其它永久性设施距油气井井口应≥30m。

第六十三条电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5727《井下作业井场用电安全要求》、SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全规定》的要求。修井队消防工作按《塔里木油田钻井(修井)队消防安全管理办法》执行。

第六十四条柴油机排气管、锅炉的烟囱不破不漏，有防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。

第六十五条井场进行电气焊作业，必须执行动火审批制度。

S等有毒有害气体井进行井下作业施工时，严格执行第六十六条在含H

2

SY/T 6137《含硫化氢的油气生产和天然气处理装臵作业的推荐作法》、SY/T 6610

S等有毒气体进入井眼、《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》要求，防止H

2

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，避免人身伤亡和环境污染。

1. 若所修井属含H

2S地区井，修井队（井场）应配备固定式H

2

S监测仪一

套（至少在圆井、循环罐、钻台等处安装监测传感器）；便携式H

2

S监测仪和正

压式呼吸器当班人员每人一套，充气泵1台，负责为现场所有服务队伍配备的

正压式呼吸器充气；另外配1套声光报警装臵用于发现H

2

S时发出警示。辅助专业执行《对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定》。

2. 含H

2

S的作业井，井场设臵醒目的风向标，配备不少于6套防爆轴流风机（风机直径≥600mm，钻台上、圆井、振动筛处各摆放2台）。

3. 含H

2

S地区井的营房摆放应距井口600 m以远，避开低洼处，并处于季

节风的上风或侧风方向。另外至少配备便携式H

2

S监测仪2台，正压式呼吸器2套，一台手摇式报警仪。

4. H

2S监测仪使用过程中必须定期校验，固定式H

2

S监测仪一年校验一次，

便携式H

2

S监测仪半年校验一次。在超过满量程浓度的环境使用后，如果指针显示不能回零的，应更换探头并校验合格后方能重新投入使用。

5. 压式呼吸器应至少每周检查一次，确保处于完好待命状态，并做好相应的检查记录。

6. H

2S安全临界浓度是20ppm(30mg/m3)；现场H

2

S浓度不超过20ppm(30mg/m3)

的情况下，作业人员可以连续工作8小时；现场H

2

S浓度超过20ppm(30mg/m3)

的情况下，作业人员立即戴正压式呼吸器进行作业。

7. 发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井应采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循

环压井的方法，当含H

2

S气体的作业液到井口时，通过分离器分离，由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。

8. 对含H

2

S气体的井段作业，除硫剂应作为常规储备料，保证作业液pH

值大于9，作业液中必须加除硫剂，并制定防H

2

S的应急预案；备齐消防器材。

9. 含硫油气井在井场入口处应有挂牌提示，现场H

2

S浓度＜15mg/m3

（10ppm）挂绿牌；15mg/m3（10ppm）≤H

2S浓度＜30mg/m3（20ppm）挂黄牌；H

2

S

浓度≥30mg/m3（20ppm）挂红牌。

10. 在放喷求产时，放喷口配备自动点火装臵或设臵常明火。

11. 放喷口附近严禁聚集非操作人员。

12. 一旦含H

2

S的井发生井喷失控，立即启动防硫化氢应急预案。

第六十七条严禁用潜水(油)泵给水泥车供油(替喷作业)；严禁用潜水(油)泵、螺杆泵从污油罐中抽油到罐车上(装运回收工作)；必须用(防爆电机)离心泵打油。

六、井喷失控的处理

第六十八条一旦发生井喷失控，应迅速停机、停车、断电，并设臵警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。同时进行井口喷出油流的围堵和疏导，防止地面易燃物扩散。

第六十九条测定井口周围及附近天然气、H

2S和CO

2

的含量，划定安全范

围。

第七十条按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。

第七十一条迅速做好储水、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；在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。

第七十二条成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处具体协调、落实抢险事宜。

第七十三条清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。

第七十四条抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。

第七十五条处理井喷失控作业尽量不在晚间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。

第七十六条做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。

七、井控技术培训

第七十七条塔里木油田对井控相关人员统一组织培训，未参加统一培训和考核不合格的，不得上岗。

第七十八条井控培训合格证持证者，每两年应参加复培和考核。不合格者应参加下一期的井控学习，考试合格后重新上岗。

第七十九条在油田公司的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（70分为及格），应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田公司再次组织考试，考试合格后重新上岗，否则不得在应持井控培训合格证的岗位上工作。

第八十条井控培训内容要求

塔里木油田井控培训按专业和岗位分班进行，培训内容要密切结合油田相关实际情况，具体按附件1塔里木油田井控培训分班办法要求执行。

八、井控管理十项制度

第八十一条井控分级责任制

井下作业井控工作是油田分公司井控管理工作的组成部分，实行分级责任制。

1. 油田分公司分管工程技术的副总经理是油田井控安全的第一责任人，各分管领导是油田井控安全的直接责任人。勘探开发部负责油田分公司的井控行业管理工作，质量安全环保处负责油田井控安全的监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组，组长由油田井控安全第一责任人担任，井控领导小组全面负责油田的井控工作。

2. 各事业部和各项目经理部负责所辖井井下作业全过程的井控安全。

3. 工程技术部负责井控装备的管理并提供井控技术服务。

4. 各井下作业公司经理为本公司井控安全第一责任人，成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。井下作业公司全面负责总包井作业期间井控安全问题的处理，完全承担总包井作业期间的井控安全责任并承担日费井的井控操作责任。

5. 现场井控第一责任人是修井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工。

6. 勘探开发部每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查，井下作业公司每月进行一次井控工作检查。

第八十二条井控装臵的安装、检修、现场服务制度

1. 工程技术部负责井控装备检修、试压、探伤、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划；采油（气）树以及防喷器、节流压井管汇等井控设备必须经工程技术部检验、试压合格后方能送井安装使用；安装由修井队负责。

2. 工程技术部建立保养维修、巡检回访、定期回收检修、资料管理等各项管理制度，不断提高管理、维修和服务水平。

3. 井控装备的日常检查、保养由作业队负责，发现井控装备存在的问题必须立即通知工程技术部，井队协助工程技术部共同处理。

4. 工程技术部巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态。

5. 工程技术部负责套管头、采油树以及防喷器、节流压井管汇等井控设备的现场安装、调试和试压，试压合格并由作业监督（或平台经理）验收合格后方能进行下一步施工。

6. 井控装备在现场每次拆装后必须按规定试压，合格后方可转入下道工序。

7. 井控设备、工具在井使用要求：连续使用6个月（正在使用的防喷器、节流压井管汇，若预计在一个月内能完井的，经现场试压合格后可继续使用，超过一个月必须送检）、10口井、试压检查发现问题而现场处理不了的情况之一的必须送检。

第八十三条井控操作合格证制度

1. 指挥和监督井下作业的甲乙方生产管理人员、技术人员、安全管理人员和井下作业监督以及从事设计的人员。

2. 修井队平台经理、工程师、HSE监理、大班司钻、泥浆技师、正副司钻、井架工和泥浆工。

3. 工程技术部井控现场服人员及在塔里木油田从事井控装备、采油（气）井口的维修人员。

4. 作业液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、修井液工程师。

5. 固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长。

6. 射孔公司主管生产的正副经理、射孔队队长、操作工程师。

7. 酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长。

8. 测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工。

9. 地面计量队正副队长、主操作手。

10. 油管服务队的正副队长，主操作手。

11. 连续油管和抽汲队的正副队长，主操作手。

以上人员必须参加井控培训，考试并取得井控操作证。无证的生产管理人员、工程技术人员无权指挥生产，工人不得上岗，无证人员不得从事设计。

第八十四条开工验收制度

修井队在依据设计及相关规定要求完成开工准备工作，作业开工前报请事业部、项目经理部；事业部、项目经理部根据井控风险程度，组织开工验收，并填写开工验收单，整改合格后方可开工。

第八十五条井控设备交接班制度

自井控设备安装之日起，每班要指定专人负责对井控设备进行检查与保养，并填写井控设备班报表，发现问题及时上报和整改，保证井控设备在作业过程中始终处于完好状态。

第八十六条防喷演习制度

1. 修井队从井控装备安装就绪起开始防喷演习。每周每个生产班进行一次防喷演习，一月内涉及到的工况下的防喷演习都要做到。演习后由工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。

2. 防喷演习的时间要求(从发出溢流报警信号，到打开2#阀门的时间)：空井2分钟（未装全封闸板的井，需抢下管柱增加4分钟）、钻磨4分钟、起下钻杆（油管）5分钟、起下电泵管柱6分钟、起下钻铤10分钟；戴正压式呼吸器的防喷演习，时间均延长3分钟。

3. 司钻得到溢流信息后，先发出报警信号（一声长鸣笛）；关闭防喷器之前，发出关井信号（两声短鸣笛）；司钻得到钻井监督或值班干部开井通知后，在开井前打开井信号（三声短鸣笛）。

4. 关井时应避开闸板防喷器关在钻杆接头及加重钻杆外加厚部分。

5. 防硫防喷演习和关井要求：

1)发现有H

2S气体浓度＜30mg/m3（20ppm）时立即报告值班干部，H

2

S浓

度≥30mg/m3（20ppm）时立即启动声光报警器报警。

2)司钻接到报警后，发出一声长鸣报警信号，班组人员迅速戴好正压式呼吸器并佩戴好安全帽，之后按照关井程序实施关井，作业监督、作业队值班干部迅速佩戴好正压式呼吸器上钻台了解溢流关井情况，井场其他人员立即撤离到上风方向的紧急集合点，第一个到紧急集合点的人立即摇动手摇报警器，营房人员听到井场手摇报警器信号必须立即到营房紧急集合点集合，医务人员赶赴井场紧急集合点，其余人按值班干部的命令行动。

3)关井完成后，班组人员立即撤离到上风方向的紧急集合点，值班干部清点人数，派2人佩戴好正压式呼吸器到井口附近检测H

2

S浓度，观测关井立压和套压，同时检查井控设备工作是否正常。派出3人佩戴好正压式呼吸器组成搜救小组，携带担架开展搜救。

4)开井时，班组人员仍然要佩戴好正压式呼吸器，泥浆工观察出口时不要一直站在出口处，在安全位臵等待2分钟再去观察，观察完立即回安全位臵。

5）开井后，检测井场各处H

2

S浓度，确定安全后恢复正常工作。

6. “五〃七”动作岗位分工

司钻：发出警报，负责刹把操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部；

副司钻：接收指令并负责在远控台进行关井或给储能器打压，并传递相关信号；

内钳工：配合外钳工完成井口操作，负责关井后立压的记录；

外钳工：配合内钳工完成井口操作，负责向司钻传递闸板防喷器、2#阀门的开关信息；

场地工：先观察闸板防喷器的开关情况，再负责2#阀门的开关操作，并向外钳工传递2#阀门的开关信息；

井架工：协助场地工完成2#阀门的操作，负责节流管汇上的套压记录；

泥浆工：负责观察泥浆出口和泥浆罐液面情况；发现溢流后立即报告当班司钻。

机工岗：站到可与司钻保持联系的位臵，听候司钻的调遣。

值班干部：听到警报后应立即上钻台了解溢流关井情况。

作业监督：听到警报后应立即上钻台了解溢流关井情况。

7. 塔里木井下作业关井程序：井控“五〃七”动作

1)钻磨(或套铣、带方钻杆循环洗井等)中

a)发出长鸣警报；

b)停转盘、停泵；

c)上提方钻杆，接头出转盘面500mm（±50 mm）；

d)关闭环形防喷器；

e)关闭与管柱尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上，

打开环形防喷器；

f)打开2#阀门；

g)立即向值班干部(井下作业监督或工程师)汇报，并2分钟记录一次

立压、套压。

2)起下钻杆(或油管)中

a)发出长鸣警报；

b)停止起下钻作业；

c)将吊卡放至转盘，抢接变扣接头及旋塞，上提钻具100mm（±50 mm）；

关闭旋塞；

d)关闭环形防喷器；

e)关闭与管柱尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上，

打开环形防喷器；

f)打开2#阀门；

g)立即向值班干部(井下作业监督或工程师)汇报，并2分钟记录一次

立压、套压。

3)起下电泵中

a)发出长鸣警报；

b)停止起下钻作业；

c)上提一根油管，固定并剪断电缆，将吊卡放至转盘；

d)抢接变扣接头及旋塞，上提钻具100mm（±50 mm），关闭旋塞；

e)关闭与管柱尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上；

f)打开2#阀门；