0/3丫
中国石油天然气II公司企业标准
0/8？1552—2012
钻井井控技术规范
2012-09-27发布2012-11-15实施
中国:^油天然气集团》司发布
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目次
前言^II
1細^1
2规范性引用文件^1
3术语和定义^1
4井控设计^2
5井控装置^4
6钻开油气层前的准备和检查验收^7
7油气层施工中的井控作业^8
8欠平衡钻井井控要求^10
9防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理^12
10井控培训^14
附录八〈规范性附录）井口装置组合图^17
附录8〈规范性附录）井控管汇布置图^20
附录0〈规范性附录）关井操作程序^23
附录0〈资料性附录）防喷演习记录表格式^24
附录5：〔资料性附录）坐岗记录表格式^25
附录？〈资料性附录）钻开油气层检査验收书格式^26
附录〔资料性附录）井控停钻通知书格式^33
附录9〈资料性附录）钻开油气层批准书格式^34
附录I〈资料性附录）钻井井喷失控事故报告信息收集表格式^35
##錢^39
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本标准依据（；！夂/丁1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会石油丁.程技术专业标准化技术委员会提出并
归口。
本标准起草单位：川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、工程技术分公司。
本标准主要起草人：李强、晏凌、王增年、杨令瑞、郑述全、付强、杨开雄、高碧桦、陈友斌、
晏闰秀、周颖。
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钻井井控技术规范
1范围
本标准规定了钻井井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层施工中的井控
作业、欠平衡钻井井控要求、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控培训应遵循的基本
准则。
本标准适用于陆地油气田勘探开发中的钻井作业，也适用于利用井下作业设备进行钻井、原钻机
试油或投产作业。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件.仅注日期的版本适用于本文
件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本〈包括所有的修改单）适用于本文件。
(；！^丁22513石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树
3丫7丁5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
5丫7丁5225石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
3\7丁5623地层压力预（监）测方法
5丫7丁5964钻井井控装置组合配套、安装调〖式与维护
5丫5(^4钻井井场、设备、作业安全技术规程
？？/丁62(13油气井井喷着火抢险作法
0/5丫1241动火作业安全管理规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3，1
含硫油气井8111^111-01180||311(1^38
地层天然气中硫化氢含量大于75018/0！''。"！^口:！！）的井。
3.2
高含硫油气井111811！^111『11「01150||311^1
地层天然气中硫化氢含量大于1501118701~(！11111)15111^的井。
3.3
高压油气井！！；^!!，^!；!；!!!"。0||311(1^38
以地质设计提供的地层压力为依据，一地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能大于或等于
351^1？3的井。
3.4
高危地区油气井0||311^1^38\^6||8111111^1131~63
在井口周围50(1111范闱内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，油库、炸药库等易
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燃易爆物品存放点，饮用水资源及工业、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151118/1113(！！)?!^!!！)]^一氧
化碳等有毒有害气体的井。
"三高"油气井"！111-66？30101~5^011311^1^38
高含硫油气井、高压油气井、高危地区油气井。
4井控设计
4，1地质设计中所提供的井位应符合下列安全距离要求：
3〉油气井井口距高压线及其他永久性设施不小于7501；距民宅不小于1冊01；距铁路及高速公
路不小于20010；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于^(^)!!!。
！))油气井之间的井口间距不小于501；高压、高含硫油气井井口距其他井井口之间的距离大于
钻进本井所用钻机的钻台长度，且不小于8111；丛式井组之间的井口距离不小于20111；在滩
海或浅海地区钻井执行海上的钻井井口间距标准。
若因特殊情况不能满足上述要求时，由建设单位组织进行安全评估，按其评估意见处置，经建设
单位井控主管领导批准后方可实施。
4.2建设单位应按相关规定提供满足井控安全作业、物资运输和井喷事故应急抢险作业需要的井场
和道路条件。
4.3地质设计前，建设单位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、饮用水资源情况以及风向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井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度；江河、
干渠周闱钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
4.4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，提供本井全井段地层孔隙压力、
地层坍塌压力和地层破裂压力剖面〈裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已
钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况，以及邻井井身结构、水泥返高、固
井质量及邻井注采层位和动态压力等资料。
4.5在已开发调整区钻井，地质设计中应明确要及时查清周边^(^)!!!范围内注水、注气（汽）井分
布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。并在钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压
和停抽等措施，直到相应层位套管同井候凝完为止。
4.6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，
并在工程设计书中明确相应的安全和技术措施。
4.7工程设计应根据地质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：
3〉油井、水井为（^.058II-''～0，''或增加井底压差1.51\4？8～3^5！^1？3。
！^)气井为（，.（"^/^；!!^''～!).158/0013或增加井底压差(^IV1?3～5.01^153。
煤层气井为（！.028/001''―！).158/001^0
具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑地层孔隙压力预测精度、预测油气水层
的产能、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢的含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套等
情况。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取上限。
4.8工程设计中明确对探井、预探井、资料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、^/「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。
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4.9工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计
合理的井身结构和套管程序，并满足如下井控要求：
&)同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值超过！).3^^3/100111的油气水层。
！^)探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管。
在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100111，表层或技术
套管下深应封住开采层并超过开采段100111以上。
^！)套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。
表层套管下深应满足井控安全及封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且其坐人稳固岩层
不少于10111，固井水泥应返至地面。
0技术套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足封
固复杂井段、固井工艺、并控安全以及下一步钻井中应对地层不同流体的要求，水泥应返至
套管中性（和）点以上30001，高含硫、高压油气井的技术套管水泥应返至上一级套管内或
地面。
油层套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足
固井、完井、井下作业及油气生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上
^(^)!!!。高含硫油气井油（气）层套管和固井水泥应具有抗酸性气体腐蚀能力，应采取相应
工艺措施使固井水泥返到上一级套管内或地面，且其形成的水泥环顶面应高出已经被技术
套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上^冊！!!。
4.10工程设计应明确每层套管固井开钻后，按3丫7丁5623的要求测定套管鞋下易漏层的破裂压力
(裂缝性碳酸盐岩地层可不做地层破裂压力试验〉。
4.11钻井应装防喷器或防喷导流器，并按井控装置配套要求进行设计。
4.12工程设计应明确井控装置的配套标准：
防喷器压力等级原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内
压强度的80^、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。根据不同的井下情况选用各次开
钻防喷器的尺寸系列和组合形式：
！)选用压力等级为14^1^3时，其防喷器组合有五种形式供选择，见图八^1～图八^5；
选用压力等级为21^？3或35^？3时，其防喷器组合有三种形式供选择，见图八^6～
图八^8；
3〕选用压力等级为70^1^3时，其防喷器组合有四种形式供选择，见图八，9～图八^12；
4〉选用压力等级为105^？3或140^？3时，其防喷器组合有六种形式供选择，见图八力～
图八.14。
在区域探井、高含硫井、预计高产井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井、原钻机试
油的全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井
口装置的压力等级和通径一致。
节流管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配：
！)压力等级为141^1？3时，节流管汇组合见图111；
2〉压力等级为21^？3时，节流管汇组合见图8.2；
3〉压力等级为35^？&或70^1^3时，节流管汇组合见图8.3；
4〉压力等级为1051^1？3或1401^1？3时，节流管汇组合见图8.4。
压井管汇的压力等级和连接形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其基本形式见图8.5
和图8.6。，
有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合3丫7丁5087中的相应规定。
0四通、套管头的配置应符合^丫/丁5964中的相应规定。
3
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4.13工程设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，按37/15964的规定提出相应
的安装、试压要求。
4.14工程设计应根据需要明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌
注装置的配备要求。
4，15工程设计中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要
技术措施，并对同一区域曾发生的井控险情或井喷事故进行描述和风险提示。
4.16根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满
足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，按087丁22513的规定选择完井井口装置的型
号、压力等级和尺寸系列。
5井控装置
井控装置包括防喷器组、四通、套管头、防喷器控制装置、井控管汇、钻具内防喷工具、井控辅
助装置等。^
5.1井控装置的安装
5.1.1钻井井口装置
钻井井口装置包括防喷器、四通及套管头等。
5.1.1.1防溢管宜采用两半组合式，其与防喷器用螺栓连接，密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。
5.1.1.2防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于1001111。用钢
丝绳在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。
5.1.1.3闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手动操作杆，
靠手轮端应支撑牢同，手动操作杆与防喷器手动锁紧轴中心轴线的偏斜角不大于？^",并安装计数装
置，手动操作杆手轮上应挂牌标明开关圈数及开关方向。
5.1.1.4四通、套管头的安装应符合3丫7丁5964中的相应规定。
5.1.2防喷器控制装置
5.1.2.1防喷器远程控制台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，并符合
以下要求：
安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25111的专用活动房内，大门朝向井场内侧，并保
持2111宽的人行通道，周围10111内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
！？)液控管线排架与放喷管线应不小于11^距离，在穿越汽车道、人行道等处应用防护装置实施
保护。
电源应从发电房或配电房用专线直接引出，并用单独的开关控制。
^！)总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；气管缆的安装应沿管排架
安放在其侧面的专门位置上，剩余的管缆盘放在靠远程台附近的管排架上，不允许强行弯
曲和压折。
6〉蓄能器压力达到规定值，远程控制台与司钻控制台上的储能器压力误差不大于0.6^1^3，管
汇压力及环形压力误差不大于^).3^[？3。
0各控制手柄应处于工作位置，控制剪切闸板的手柄应安装防止误操作的限位装置，控制全封
闸板的手柄应安装防止误操作的防护罩。
5.1.2.2司钻控制台应安装在有利于司钻操作的位置，并固定牢固；司钻控制台上不安装剪切闸板
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控制手柄。
5.1.2.3宜安装防喷器与钻机提升系统刹车联动防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
5.1.3井控管汇
井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。
5.1.3.1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，额定工作压力大于
35^[？3的防喷管线应采用金属材料，35^？3及以下压力等级防喷器所配套的防喷管线及钻井液回收
管线可以使用同一压力等级的高压耐火软管线；含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用
管材。
5.1.3.2防喷管线应采用标准法兰连接.不应现场焊接，压力等级与防喷器一致，长度超过701应
同定牢同。
5.1.3.3钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120。的铸（锻）
钢弯头，其通径不小于7811101。
5.1.3.4放喷管线安装要求：
放喷管线通径不小于780101。
！^)放喷管线不应在现场焊接。
布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
^！)两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3111，并分别固定。
管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；行车处应有过桥盖板，其下的管
线应无法兰、螺纹或活接头连接；如因地形限制''；?5要转弯，转弯处应使用角度大于120"的铸
(锻）钢弯头。
0管线出口应接至距井口7501以上的安全地带；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口
100111以上的安全地带.距各种设施不小于^纟)!!!。
管线每隔100！～1501、转弯处两端、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚或预制基墩同定牢
靠，悬空处要支撑牢同；若跨越10111宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；
在车辆跨越处装过桥盖板。
！！)水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于2001：11，长度不小于！).5111。
5.1.3.5防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线应各装两个闸阀，其中一只应直接与四通
相连，另一只宜接出井架底座以外；通常情况下紧靠四通的闸阀应处于常开状态。
5.1.3.6节流管汇上应同时安装高、低量程压力表，压力表朝向井场前场方向，下端装截止阀和缓
冲器；低压表下端所装截止阀处于常关状态，高压表下端所装截止阀处于常开状态。
5.1.3.7节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧.阀位开度378～^2，气源压力1、65^？3～1^00^？3。
5.1.4钻具内防喷工具
钻具内防喷工具包括方钻杆旋塞阀、顶驱旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆。
1.1钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。
5.1.4.2油气层作业应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具扣型相符的钻具止回阀
或旋塞阀，并配备抢装止回阀的专用工具。
5.1.4.3油气层作业中使用方钻杆时，在大门坡道上准备一根防喷钻杆单根；使用顶驱时，准备一
个防喷立柱。
5.1.4.4高含硫油气层作业应在钻具上加装近钻头钻具止回阀，但下列特殊情况除外：
堵漏钻具组合。
！^)下尾管前的称重钻具组合。
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处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。
穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。
传输测井钻具组合。
5.1.5井控监测仪器及井控辅助装置
1.5.1应配备钻井液循环罐液面监测与报警装置。
5.1.5.2探井、气井及气油比高的油井应配备钻井液气体分离器和除气器。
5.1.5.3钻井液气体分离器排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50111以上有点火条件的
安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于7801111，可使用35^？3的软管连接；分
离器应定期检验。
5.1.5.4除气器的排气管应接出罐区，且出口距离除气器15:11以远。
5.2井控装置的试压
5.2.1试压值
5.2.1.1在井控车间（基地〉，应对防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等做1|4^？3～
1^？3的低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分级试压。
5.2.1.2在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80^的前提下进行现场试压，环形防喷器封闭
钻杆试验压力为额定工作压力的705^；闸板防喷器、压井管汇、防喷管线试验压力不超过防喷器额
定工作压力；闸板防喷器做1.4^？&～低压密封试验；节流管汇按各控制元件的额定工作压
力分级试压；放喷管线试验压力不低于10^？？！；防喷器控制装置按其额定工作压力做一次可靠性
试压。
5.2.1.3现场更换或拆装井控装置部件后，应进行重新试压。
5.2.2试压规则、
5.2.2.1试压介质除防喷器控制装置采用液压油试压外，其余均为清水，寒冷地区冬季可加防冻剂。
5.2.2.2试压稳压时间不少于10111111，压降不大于0.7^1？^，密封部位无渗漏为合格；低压密封试
压稳压时间不少于10①1:1，压降不大于0.07^^:1，密封部位无渗漏为合格。
5.2.2.3采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于3(101；！！，允许压降不
大于5^1？3，密封部位无渗漏为合格。
5.3井控装置的使用
5.3.1环形防喷器不宜长时间关井。
5.3.2环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14^？3情况下，允许以不大于！).2111八4
的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。
5.3.3具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板；打开闸板前，应先手动解
锁，再用液压打开，锁紧和解锁都应一次性到位。具有液动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应观察液
动锁紧显示状态。
5.3.4当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。
5.3.5严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
5.3.6现场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。
5.3.7油气层作业期间，定期对防喷器和闸阀开、关活动。
5.3.8井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。
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5.3.9防喷器及其控制装置的维护保养按3丫7丁5964中的相应规定执行。
^.^.10有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。
5.3.11手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次性到位，不应半开半闭
和作节流阀用。
5.3.12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用标示牌标示。
5.3.13井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。
5.4井控装置的管理
5.4.1井控装置应有专门机构负责管理、维修和定期现场检査工作。
5.4.2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。
5.4.3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。
5.4.4相关企业应根据欠平衡钻井的相关行业标准制定欠平衡钻井特殊井控作业以及设备的配套管
理、使用和维修制度。
5.4.5中国石油天然气集团公司对井控装备生产厂家实行资质认可，所有井控装备及配件应是经中
国石油天然气集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用；相关企业井控管
理部门负责资质执行情况的监督和检査。
6钻开油气层前的准备和检查验收
6.1加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。在进入油气层前500！～""！^!.按照下步钻井的
设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承乐能力检验。
6.2调整井应指定专人按要求检査邻近周边50010范闱内注水、注气（汽）井停注、泄压情况。
6.3日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井
液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
6.4钻井队落实井控责任制。作业班组按规定进行防喷演习，关井操作程序见附录（：，记录表格式
参见附录IX防喷演习讲评内容应包括关井操作顺序是否正确，各项操作是否有遗漏、是否达到要
求，人员岗位是否正确，手势是否正确，完成时间是否达到要求等。
6.5钻井队应组织全队职工进行消防演习，含硫地区钻井应进行防硫化氢演习，直至合格为止，并
检查落实各方面安全预防工作。
6.6强化钻井队干部在生产现场2411轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任
制，发现问题立即组织整改。
6.7执行"坐岗"制度，指定专人观察和记录循环池液面变化及起下钻灌入或返出钻井液情况，及
时发现溢流显示，坐岗记录表格式参见附录2。
6.8钻井液密度及其他性能符合设计要求，并按设计储备加重钻井液、加重剂、堵漏材料和其他处
理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，保持其性能符合要求。
6.9检查钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用丁具、消防器材、防爆电路和气路的安
装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。
6.10钻开油气层前的检査验收按照钻开油气层的申报、审批制度执行，参见附录？、附录0、附
录9。
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7油气层施工中的井控作业
7.1钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。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，经批准后才能实施；若遇紧急情况，巳经危及到安全生产时，钻井队可先处
理，再及时上报。
7.2发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于
裸眼段中的最高地层压力。
7.3每只新人井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，以1/3—1/2钻进流量检测循环压力，
并作好泵冲数、流量、循环压力I己录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。若受钻机限
制，以本钻机可以达到的最低流量做低泵冲试验。
7.4下列情况需进行短程起下钻检査油气侵和溢流：
3〉钻开油气层后第一次起钻前。
！^)钻进中曾发生严重油气侵起钻前。
溢流压井后起钻前。
(！)调低井内钻井液密度后起钻前。
取心钻井后起钻前。
0目的层水平钻井后起钻前。
8〉钻开油气层井漏堵漏后起钻前。
！！)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。
！)需长时间停止循环进行其他作业〈电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
7.5短程起下钻的基本作法如下：
3〉一般情况下试起10柱～15柱钻具或起至套管鞋，再下人井底循环观察一个循环周，若钻井
液无油气侵或油气上窜速度满足安全作业时间，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至短程起下钻正常后再起钻。
！^)特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时〉，将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观
察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无
油气侵或油气上窜速度满足安全作业时间，则可正式起钻；否则，应调整处理钻井液。
7.6起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：
保持钻井液有良好的造壁性和流变性。
！^)起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均勻，进出口密度差不超过（！」)？^^。!：!''：短程起下钻
应测油气上窜速度，满足安全起下钻作业要求。
起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核.及时发现异常情况。
(！)钻头在油气层中和油气层顶部以上3011111井段内，起钻速度不得超过！).5:11八、
在疏松地层，特别是造桨性强的地层.遇阻划眼时应保持足够的循环流量，防止钻头泥包。
0起钻完应及时下钻.检修设备时应保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情
况；严禁在空井情况下进行设备检修。
下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏。若静止或下钻时间过长，必
要时应分段循环钻井液。
7.7改善钻井液的脱气性能，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。
7.8若需加重，应首先停止钻进，对钻井液进行循环除气后进行加重，严禁边钻进边加重。
7.9因故等停时，应将钻具起下到套管鞋处或安全井段，其间根据油气上窜速度，下钻分段循环
通井。
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7.10加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等
异常情况，应立即报告司钻。要求：
钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花
等情况，及时测量钻井液密度和弒度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录。
！^)起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌人（或流出）钻井液体积；
要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开.使井内钻井液液面
降低而引起井喷。
7.11钻进中发生井漏应将钻具提离井底，方钻杆提出转盘.采取定时、定量反灌钻井液措施，保持
井内液柱压力与地层压力平衡.其后采取相应措施处理井漏。
7.12电测、中途测试的井控要求：
电测前井内情况应正常、稳定，若电测时间长，不能满足油气上窜速度的安全条件时，应考
虑中途通井循环；电测时准备一个防喷立柱，以备有条件时抢下钻具；电测队配备用于剪断
电缆的工具。
！))中途测试和先期完成井，作业前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符
合安装、试压要求的前提下进行。
7.13同井的井控要求：
下套管前，应换装与套管尺寸匹配的半封闸板；下尾管作业可不换装套管闸板，但应准备好
相应防喷钻杆单根；固井作业全过程应保持井内压力平衡，防止因井漏、注水泥候凝失重造
成井内压力失衡而导致井喷。
！^)对于同井质量存在严重问题、威胁到井控安全、影响到后续钻井施工的井，应采取有效措
施进行处理，确保达到封固目的。
7.14定向钻井、取心作业的井控要求：
3〉不应在目的层和含硫油气层钻进中使用有线随钻仪进行随钻作业。
！^)油气层采用吊测方式测斜前，井内应平稳，满足安全测斜时间。
。若测斜过程中发生溢流，当危及井控安全时，应立即剪断电缆控制井口。
^！)在井口取心工具操作和岩心出心过程中发生溢流时，立即停止出心作业，快速抢接防喷钻
杆单根或将取心工具快速提出井口，按程序控制井口。
7.15发现溢流立即报警并关井，疑似溢流关井检査。报警信号为一长鸣笛.关闭防喷器信号为两短
鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15.4以上，短鸣笛时间2.8左右，鸣笛间隔时间"。
7.16起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀（或旋塞或防喷单根〉。在井内钻具较少情况下，
只要条件允许，尽可能多下一些钻具，然后按起下钻中溢流关井操作程序关井。下套管和起下加重钻
杆发生溢流时，按起下钻工况发生溢流进行处理。
7.17电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若条件不允许，则立即剪断电缆，按空井溢流关井操作
程序关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。若钻具传输测井，应剪断电缆，按起下钻工
况溢流关井操作程序关井。
7.18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（薄弱地层破裂压力值的确定，由各油田根据实际情况在井控实施细则中明
确）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。
7.19关井后应及时求得关井立压、关井套压和溢流量，并根据关井立压和套压的不同情况，分别采
取如下的相应处理措施：
3〉关井立压为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所
致.其处理方法如下：
！)当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液循环，排除侵污钻
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井液；
！)当关井套压不为零时，应控制回压保持井底压力略大于地层压力，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。
！))关井立压不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：
！)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；
！)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。
7.20天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一定
时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近
含气钻井液。若等候时间长.则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
7.21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。
7.22压井作业应有设计和施工方案。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压、套压、钻井液泵人量、钻井液性能等压井参数，对照压井
作业单进行压井。压井结束后，认真总结。
8欠平衡钻井井控要求
8.1实施条件
8.1.1地质适应条件：
作业井段的地层岩性、地层压力、流体性质基本清楚。
！))地层稳定。
预测地层流体硫化氢含量低于75018/01；(^(！口！)!!!）。
8.1.2设备条件：
3〉井架底座净空高度满足安装钻井井控和欠平衡钻井专用井口装置的要求。
！^)转盘通径能够通过旋转控制头旋转总成。一
使用不压井起下钻装置时，钻台面应具备安装条件。
8.2井控设计
8.2.1欠平衡钻井井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、压力剖面、地温梯度、
油气藏类型、地层流体特性及邻井试油情况等资料为依据。
8.2.2欠平衡钻井井控设计应纳入钻井工程设计，其井身结构、井控装备配套和井控措施等方面的
设计应满足欠平衡钻井的特殊安全要求。
8.2.3欠平衡钻井方式的选择和欠压值的确定应综合考虑地层特性、井壁稳定性、地层孔隙压力、
地层破裂压力、预计产量、地层流体和钻井流体的特性、套管抗内压及抗外挤强度和地面设备处理能
力等因素。
8.2.4防喷器组合：
应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况，选择压力级别匹配的旋转
防喷器或旋转控制头。
！^)旋转防喷器或旋转控制头应安装在常规钻井井口防喷器组合之上。
8.2.5油气储层欠平衡钻井需另外安装并使用一套欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于旋
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转防喷器或旋转控制头的额定工作压力。
8.2.6液相欠平衡钻井应配备液气分离器，油井应配备撇油罐和储油罐。^
8.2.7在近钻头位置至少安装一只常闭式钻具止冋阀；气体钻井使用的钻具止回阀应是气密封试压
合格产品。
8.2.8排气管线点火口接出距井口^^！！!以远有点火条件的安全地带，且距除钻井分离器排气管线及
放喷管线外的各种设施距离不小于？！)!!!；所有气体燃烧系统都应配备自动点火装置或自动引燃装置，
以及防回火装置。
8.3作业准备
8.3.1由建设单位组织相关施工单位成立现场欠平衡施工领导小组，明确岗位、职责及权限；由该
领导小组组织施工前现场办公和开工验收，落实施工作业各项准备工作、技术要求等事项，组织所有
作业人员进行技术培训和技术交底。
8.3.2欠平衡设备安装完后按设计要求进行试压、调试。
8.3.3在开发井实施欠平衡钻井时，现场至少储备1.0倍～1.5倍以上井筒容积、密度高于设计地
层压力一当量钻井液密度1、28/00^3以上的钻井液；在探井实施欠平衡钻井时，现场至少储备1.0倍～
2.0倍以上井筒容积、密度高于预计地层压力当量钻井液密度（、^^/(：！!!3以上的钻井液；现场应储备
足够的加重材料和处理剂。
8.3.4欠平衡钻井施工作业前，进行应急预案演练。
8.4施工作业
8.4.1欠平衡钻井期间，钻井队、录井队分别指定专人坐岗连续监测循环罐液面，同时做好记录。
坐岗记录时间间隔为501；0。
8.4.2监测钻时、扭矩、悬重等钻井参数及钻井液性能、气测值、火焰等，发现异常停止钻进，并
立即报告专业服务公司现场负责人和现场值班干部。
8.4.3套压控制以立管压力、循环罐液面和排气管出口火焰高度等的变化为依据，综合分析，适时
进行调整。当控制压力上升到设定值时，停止钻进，实施关井作业，然后通过节流管汇进行控压循环
排气，待正常后再恢复钻进。
8.4.4发现溢流停止钻进，及时关井求压，并根据地层压力重新确定合理的钻井液密度。
8.4.5每趟起钻前，应对半封闸板防喷器进行关、开检查；每趟下钻前，应对全封闸板防喷器进行
关、开检查；并对控制系统进行检查。
8.4.6每趟起钻时，应将已人井使用过的具有单向流动控制作用的阀卸下来，由专人仔细检查，确
认功能完好后，方可再次人井。
8.4.7带压起下钻期间，根据设备作业能力控制井口套压，专人观察、记录套压变化，发现异常应
及时处理；当上顶力达到钻具浮重（去掉钻具在钻井液中承受的浮力后的重量）的80^时，应使用
不压井起下钻装置。
8.4.8带压测井应使用专用电缆防喷器，其上要安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带
压测井防喷装置的压力等级应满足井口控制压力要求；带压测井过程中，录井队、钻井队均应派专人
观察记录套压，发现异常及时报告。
8.4.9带压下油管作业时，如果油管串底部连接有筛管，该筛管的长度应小于井口防喷器组合中最
下部的全封闸板顶面到旋转防喷器下胶心底端的距离。
8.5终止条件
出现下列情况之一应立即终止欠平衡钻井作业：
11
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-在线监测管内硫化氢浓度大于或等于751118/^3(^^)口口:！！），或者自井内返出的气体，在其与
大气接触的出口环境中硫化氲浓度大于^(''！！!^/!!！''〈20口口！！!）。
-地层油、气、水严重影响钻井液性能，并导致欠平衡钻井不能正常进行。
-欠平衡钻井设备不能满足欠平衡钻井要求。
井眼条件不能满足欠平衡钻井要求。
9防火、防爆、防硫化氬措施和井喷失控的处理
9.1防火、防爆措施
9.1.1井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在草原、苹塘、林区等地钻井时，应采取有效
的防火隔离措施。麵
9.1.2在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。霸
9.1.3发电房、值班房、录井房、锅炉房和储油罐等的摆放，以及井场电器设备、照明器具和输电
线路的安装按3丫7丁5225中的相应规定执行。
9.1.4钻机用柴油机排气"瞀无破漏和积炭，并有冷却防火装置，出口不朝向油罐。在草原、荦塘等
特殊区域内施工要加装防火帽。――
9.1.5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。
9.1.6消防器材的配备执行3丫5974中的相应规定，并定岗、定人、定期维护保养和更换失效器
材.悬挂检查记录标签。
9.1.7井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应执行9/5^^
1241中的安全规定。
9.2防硫化氢措施
含硫油气井应严格执^^，087的要求.防止硫化氢等有毒有害气体进人井筒、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。
9.2.1钻机设备的安放位置应考虑当地的主要风向和钻开含硫油气层时的季节风风向。生活设施及
人员集中区域宜布置在相对井口、放喷管线出口、液气分离器及^^^1夂气管线出口、钻井液罐等
容易排出或聚集天然气的装置的上风方向。
9，2.2井场周围应设置两处临时安全区，一个应位于当地季节风的上风方向。
9.2.3在井场入口、临时安全区、井架上、钻台上、循环系统、防喷器远控台等处应设置风向标。
9.2.4在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚集的地方应使用防爆通风设备（如鼓风机或排风
扇）。
9，1.5钻人含硫油气层前，应将机泵房、循环系统等处的防风闱布拆除。
9.2.6含硫地区的钻井队应按3丫7丁5087中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。
9.2.7含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后持证上岗。
9.2.8钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全
体职工进行井控及防硫化氢安全技术交底，对可能存在硫化氢的层位和井段及时做出地质预报，建立
预警预报制度。
9.2.9含硫地区钻井液的口?！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501118/3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烧掉。
9.2.10当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按3丫/了5087中
12
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的相应要求做好人员安全防护工作。
9.2.11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37/15087中的相应要求
进行。
9.2.12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，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。
9.2.13—旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安
全人员在井场值班。
9.2.14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，人员力-能进人。
9.2.15含硫油气井井口点火程序：一，
井喷失控后，在人员生命受到巨大威胁、撤离无望、失控井无^望得到控制的情况下，作为
最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火。：
点火程序的相内容应在应急预案中明确：点火决策人宜由建设单位代表或其授权的现场
负责人来担任.并列入应急预案中。
点火人员佩戴防护器具，在上风方向，尽量远离点火口使用移动点火器具点火；其他人员集
中到上风方向的安全区。
^！)点火后应对下风方向，尤其是井场活区、周围居民区、I院、学校等人员聚集场所的二
氧化硫浓度进行监测。
9.3井喷失控的处理
9.3.1严防着火。井喷笑控后歷停军7，炉：关闭井架、—镄台、机泵房等处全部照明灯
和电器设备的电源，必要时打开专用防爆探照灯：熄火火源，设立警戒区并组织警戒；将氧气瓶、油
罐等易燃易爆物品撤离危险区：迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消
防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。
9.3.2立即向上一级主管单位或有关部门汇报（参见附录1〉，并立即按应急程序向当地政府报告，
协助当地政府做好井口^(^)!!!范围内居民的疏散工作，按应急及时向当地安全生产监督部门
9.3.3设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢含量，划分安全范围。在
警戒线以内，严禁一切火源.根据监测情况决定是否扩大撤离范闱。
9.3.4迅速成立有领导千部参加的现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织
和协调抢险工作。
9.3.5发生井喷事故.尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制定及实施.要把环境保护同时考虑、
同时实施，防止出现次卞环境事故。
9.3.6抢险中每个步骤实施前，均应按37/76203中的要求进行技1亲底和模拟演习。
9.3.7井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理：寶
检查防喷器及井控管'';「的密封和同定情况.确定井口装置的最高承压值。
！^)检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况。
井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施。
00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。
迅速组织压井液，压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倍～3倍。
0当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业。
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对具备投产条件的井，经批准可坐钻杆挂以原钻具完钻。
9.3.8井口装置损坏或其他原闲造成复杂情况条件下井喷失控或着火的处理：
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
消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时要大量喷水，应使用铜制
工具。
！))采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或同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。
9.3.9井口装置按下述原则设计：
在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环要固定。
！^)原井口装置不能利用的应拆除。
大通径放喷以尽可能降低回压。
(！)优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理
井下事故等作业。
9.3.10原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人
数.缩短作业时间，消除着火的可能。
9.3.11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
及丙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
扰施工的其他作业。
9.3.12按3丫7丁6203中的要求做好人身安全防护。
10井控培训
10.1执行"井控培训合格证"制度的人员
从事钻井生产、技术和安全管理的各级人员、现场操作和服务人员以及井控培训教师应持井控培
训合格证上岗。执行"井控培训合格证"制度的人员：
&)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、钻井液负责
人、坐岗人员以及内外钳工等。
！^)专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程管理人员以及欠平衡7气体钻井技术人
员等。
生产管理人员：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、钻井监督、安全监督、工程监理等。
(！)现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员、专业服务公司（队）的主要操作人
员等。
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、取心、打
捞、定向井、中途测试等专业服务公司（队）的相关技术人员。
0井控培训单位：井控培训教师。
未取得井控培训合格证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。凡未取得
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。
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10.2培训单位资质
井控培训单位实行资质管理，取得资质的井控培训单位才能开展相应的井控培训工作。
10.3培训内容
井控培训应包括（但不限于）如下内容：
3〉井控工艺：
！)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〉硫化氢防护和欠平衡钻井知识。
！^)井控装置：
！)结构及工作原理；
2〉安装、调试、试压及使用要求；
3〉维护保养和故障排除。
其他有关井控规定和标准。
(！)典型井控问题及井喷案例分析。
10.4培训要求
对不同岗位人员应分别进行不同内容的井控培训：
对现场操作人员培训，要以能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
及井控装备的熟练安装、使用、维护和保养等为重点。
！))对专业技术人员的培训.要以正确判断溢流方法，正确关井步骤，压井设计编制、压井程
序、压井作业实施，正确判断井控装置故障和一般故障排除，正确处理井喷及井喷失控等
为重点。
(：)对生产管理人员的培训，要以全面监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，
井控设计原则等为重点。
^！)对现场服务人员的培训，要以懂井控装置的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断
和排除故障等为重点。
对相关技术人员的培训，要以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
和显示及发生险情时的配合要求等为重点。
10.5培训时间
初次取证培训的现场操作人员和现场服务人员培训时间为8(1课时，生产管理人员和专业技术人
员培训时间为120课时，相关技术人员培训时间为60课时；换证培训应在基础理论考试合格的基础
上，在井控培训中心进行为期不少于24课时的培训。
10.6考核方式
结业考核分理论和实际操作两部分：
理论考试满分100分，70分为合格。
！^)实际操作分为合格和不合格。
理论考试采取闭卷的形式，考试题从井控培训试题库中随机抽取和组合，实际操作考核在井控模
15
0/8^1552—2012
拟装置和教学井场上进行。
10.7"井控培训合格证"制度执行的监督与检查
监督、检查内容如下：
井控培训合格证有效期为两年，到期应重新培训、考核合格后，持证上岗。
！))建设单位和施工单位的技术管理和安全监督部门负责监督、检查合格证制度的执行情况。
由于违章操作或指挥失误造成重大井喷隐患及井喷失控事故者，所在单位安全部门有权吊销
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附录八
〈规范性附录）
井口装置组合图
八.1141^1？3压力等级防喷器组合
图八^1～图八，5给出了14^？3压力等级防喷器组合形
I四II^1
通
头
套管头
四51
头
0套
图八.：
图八^4
4.2211^1？3或35\11^3压力等级防喷器组合
图八^6～图八^8给出了21^？3或35^？3压力等级防喷器组合形式。
17
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。
环形防喷器
VI〕
套管头套管头
^1|1\
图入，6图入，7
/^.^701\1？3，1051\1？3或1401\1？3压力等级防喷器组合
图八.9～图八.12给出了70^1^3压力等级防喷器组合形式，图八.9
140^1^3压力等级防喷器组合形式。
环形防喷器环形防喷器
单闸板防喷器
双闸板防喷器
双闸板防喷器
〗四通〔
；！四II
：1
套管头
套管头
套管头
套管头
图19
图八.10
18
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环形&喷器
环形防喷器环形防喷器
、11\I：
剪切闸板单闸板防喷器
双闸板防喷器
剪切闸板
；双闸板防喷器：
四通〔双闸板防喷器^
1
I四通〈
单闸板防喷器，四!！
I四通〈
通》四；！
套管头套管头
套管头
四
套管头套管头
套管头
3：
图八.13图入.14
图八.12
19
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附录8
【规范性附录）
井控管汇布置图
8.1141^1？3压力等级节流管汇组合
图1给出了14^？3压力等级节流管汇组合形式,
回收管线到钻井液罐
6.2211^113压力等级节流管汇组合,
图8.2给出了21^？3压力等级^^
液（手）动平板阁
】1一液动节流阀；』2，】3，』5，』63，】613，』7，』8，纟'')，』10—手动|''甲】阀；】4一液（手）动节流阀
图2
8.3351^1？3或701^1？3压力等级节流管汇组合
图3给出了35^？8或70^1^3压力等级节流管汇组合形式,
20
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：^8
回收管线到钻井液罐
门1-零
023
液(手）动平板阔
』63】61？；9
^0
1：^
』33
回收管线到钻井液罐
14
17
晨^^101^】10
"—液动节流阆；】23，】215，】33，丄化，】5，】63，】613，』7，』8，】9，】10手动闸阀;
』4-液(手）动节流！；)^
图8.3
41051\1？3或1401^1？3压力等级节流管汇组合
图114给出了11)5^1，&或140^？3压力等级节流管汇组合形式
回收管线到钻弁液麵
0~
；28
】12回收管线
液（，）动平板阔^化3
―0一
回收管线到钻井液罐
0~腳
】1一液动节流阀；】23，】21^，】33，】31^，】5，】63，】61^，』7，』8，^(；，』川，』11一手动闸阀；
』4一液（手）动节流阀；】12—手动节流阀
图8.4
21
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8.5压井管汇连接
图8.5和图8.6给出了压井管汇连接形式,
二
止回阀
远程压井管线
远程泵连接处
图8.5
止回阀
远程压井管线
远程泵连接处
图8.6
22
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附录0
【规范性附录）
关井操作程序
0.1钻进中发生溢流时：
3〉发：发出信号。
停：停转盘，停泵，上提方钻杆〈带顶驱时为：停顶驱，停泵，上提钻具）。
开：开启液（手）动平板阀。
关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器、
关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀。
0看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技
术人员及甲方监督报告。
0.2起下钻杆中发生溢流时：
3〉发：发出信号。
！))停：停止起下钻作业。
抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀。
^！)开：开启液（手）动平板阀。
关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器〉。
0关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀。
8〉看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井
技术人员及甲方监督报告。
0.3起下钻铤中发生溢流时：
发：发出信号。
！^)停：停止起下钻作业。
抢：抢接钻具止回阀（或旋塞阀或防喷单根）及钻杆。
^！)开：开启液（手）动平板阀。
关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器〉。
0关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀。
看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井
技术人员及甲方监督报告。
0.4空井发生溢流时：
8〕发：发出信号。
！))开：开启液（手）动平板阀。
关：关防喷器（先关环形防喷器，后关全封闸板防喷器、
^！)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀。
看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员
及甲方监督报告。
注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。
23
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附录0
《资料性附录）
防喷演习记录表格式
防喷演习记录表格式见表111
表0.1防喷演习记录表
井号：演习日期：年月曰
主持人值班干部司钻记录人
班组演习工况演习人数完成时间
参加钻井队人员
演习监督
现场服务
队伍人员
人员
〈签字）
其他单位人员
萨
1一^
演习
情况
讲评
讲评人（签字
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附录6
【资料性附录）
坐岗记录表格式
坐岗记录表格式见表&1
表！"：.1坐岗记录表
值班
公司钻井公司井队井号
干部
井深罐''罐''罐累计变化量钻井液出口处气泡、气味、
时间丁况观察员
流量〔溢流、井漏）描述及原因分析
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附录？
《资料性附录）
钻开油气层检查验收书格式
钻开油气层检查验收书封面及说明页格式见图！^.1和图？\2，内容见表？\1～表？^11。
钻开油气层检查验收书
钻探公司：
井队:
井号：
检査日期：
图1^.1钻开油气层检查验收书封面格式
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说明
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，特编
制本检查验收书。
检查组应按本验收书规定的各项要求，逐一认真检查、验收。
检查验收者签字
钻井队长：
钻井技术员：
地质负责人：
钻井液负责人：
检查验收组成员：
检查验收组意见:
组长（签字
年月日
图1\2钻开油气层检查验收书说明页格式
27
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表1\1本井基本情况
设计井深
井号井别设计层位
钻达井深钻井液密度
钻达层位
87匿''
一次开钻
二次开钻
设计及实钻
井身结构
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
表1^.2分段设计及实钻钻井液密度
地层层位
井深
地层压力当量钻井液密度
8/1：III-''
设计钻井液密度
实钻钻井液密度
810171^
油、气、水、
漏显示情况
28
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表1\3井控工艺及管理
序号检査内容验收标准问题
井控设计张贴于值班室，落实、执行
钻井液储备密度和体积达到设计要求
加重材料储备数量达到设计要求
3上部裸眼承压检验按要求进行
低泵速试验按要求进行
技术措施已进行交底
井控操作岗位落实
干部值班制落实
6设备、工具管理制度健全.切实执行
关井操作程序
7溢流预兆张贴于值班室
防火、防毒措施
表！\4井控井口装置
序号检査内容验收标准问题
防喷器组合及压力配套压力等级、尺寸系列、组合方式达到设计要求
2整体及连接闳定四角用16111171钢丝绳拉紧固死，连接螺栓齐全紧闳
封钻具试额定工作压力的70^(但不超过套管抗
环形防喷器
内压强度的^！)^)
3
试额定工作压力（但不超过套管抗内压强度
闸板防喷器
的80
套管头密封可靠.试额定丁.作压力
底法兰与套管连接正确.试额定工作压力
闸板手动锁紧杆齐全、支撑可靠
所有封隔油气层的套管与
6上层套管间的放气闸阀及带压力表，放气管线引出井场外
管线
，防溢管与钻井液出口管连接可靠
29
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表！"，5井控控制系统
序号检査内容验收标准问题
安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25111
离井口距离及方位的专用活动房内，并在周围保持201以上的行
1
人通道
环境周围10111内不得堆放易燃易爆物品
2供电、供气专线供给
液控管线安装正确，并有可靠保护装置
3
油、气管线密封不渗、不漏
系统试压按规定试压合格
动力系统电动及气动泵运转正常，无泄漏
压力继气器、继电器的自动和手动调压范围
6自动控制开关
正确
充氮压力1.0鮮；！土".7鮮3
77气源、蓄能器、管汇及环形等表压力调至规
表压
定值
8阀件手柄位置正确并挂牌，开、关灵活，密封可靠
9油箱油量及质量规定油限内，合格压力油
10司钻控制台安放位置、手柄位置、表压等正确
表仏6井控管汇
序号检查内容验收标准问题
安装数量、连接形式，管汇及闸阀按规
1井控管汇
定试压合格
每隔1011！～1501用水泥基墩加地脚螺栓
2管线固定及型式或地锚或预制基墩固定，转弯夹角不小
于12(1。，弯头用铸（锻）件
通径不小于78111111；两条管线走向一致
时，相距0.3111以上，并分别固定；出
放喷管线口距井口的距离不小于75111，距其他设
施不小于5(1111，出口处固定牢靠；悬空
处有支撑
通径不小于78111111，接至钻井液罐并固
回收管线
定牢靠
节流管汇符合设计要求
压井管汇符合设计要求
齐全、灵敏，量程满足要求，安装压力
压力表
表截止阀
5闸阀挂牌编号并注明开、关状态
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表？，7其余井控装置
序号检查内容验收标准问题
转动灵活，密封可靠，配有与钻铤相连
旋塞阀
短节
密封可靠，适合在用钻具并配有抢接
钻具止回阀
1丁.具
钻具旁通阀灵活好用.备有接头.适合在用钻具
转换接头适合在用各类钻铤与钻杆
除气器位置合适，闳定牢靠，运转正常.排气
2管线通径符合设计要求，并接出井口
钻井液气体分离器
50111以上
3二筛二除运转正常，净化率高
加重装置运转正常
4
搅拃器数量齐全.运转正常
5循环池液面报警器齐全，灵敏可靠
6起钻灌钻井液装置运转正常，可靠
表仏8安全器材及装置
序号检査内容验收标准问题
1井喷报警装置工作可靠
2通信设备运转正常
发电房距井口30:11以上
锅炉房距井口5(1111以上
3
无破漏和积炭.并有冷却灭火装置，出
柴油机排气管
口不朝向油罐
动力、照明线路符合安全用电标准安装要求
电器符合电器防火、防爆标准要求
探照灯齐备、单独电路
齐全、完好.能正常使用.标签填写
各类大小灭火器
完整
消防专用工具数量齐全、完好
风向标及排风扇齐备，安装位置正确
硫化氢监测仪丁.作性能可靠
6
空气呼吸器、防毒器具及
齐备，有效.能正确使用
药品
有排污管道，钻台上、下及机泵房周围
7井场徘污
无油污
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表！"，9其他动力设备
序号检査内容验收标准问题
1钻机系统符合钻机八大件安装、使用、管理要求
2游动系统符合钻机八大件安装、使用、管理要求
3柴油机及传动系统符合钻机八大件安装、使用、管理要求
4钻井泵符合钻机八大件安装、使用、管理要求
5压风机符合钻机八大件安装、使用、管理要求
6发电机组照明与控制系统专线控制
7供水系统储水量不少于1001113，水泵运转正常
表！"，10培训及演习
序号检查内容验收标准问题
井控培训规定持证人员应持有效证件上岗
1
井控教育包括井控知识、井控规定学习.至少有一次
防火、防毒演习合格
各班组每月不少于一次不同丁况下的防喷演
2防喷演习
习，完成时间达到规定要求
记录和讲评有记录
表！\11整改问题
序号整改问题要求
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
32
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附录0
【资料性附录）
井控停钻通知书格式
井控停钻通知书格式见图0^1。
井控停钻通知书
井队：
你队所钻井，经钻开油气层检查验收，仍存在以下问题（见下表），为确保井控安全，现令其停钻整
改，限时完成。
批准人：
批准日期：年月日
停钻待整改问题
序号整改问题要求
3
7
8
9
检査验收组组长签名：
检査验收组副组长签名：
图6.1井控停钻通知书格式
33
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附录II
【资料性附录）
钻开油气层批准书格式
钻开油气层批准书格式见图^1。
钻开油气层批准书
井队：
你队所钻井，经钻开油气层检査验收，符合井控技术要求，准予钻开油气层，特此通知。
批准人：
批准日期：年月日
已整改完成问题
整改
序号问题
曰期上报人
7
8
9
检査验收组组长（签字
检査验收组副组长（签字
图11.1钻开油气层批准书格式
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附录I
【资料性附录）
钻井井喷失控事故报告信息收集表格式
钻井井喷失控事故报告信息收集表格式见表1.1和表1.2。
表1.1钻井井喷失控事故报告信息收集表〖快报)
收到报告时间年月日时分
报告单位
报告人职务联系电话
发生井喷
单位
现场抢险
职务联系电话
负责人
事故发生
地理位置
井喷发生
钻机类型钻井队号
时间
井号井别井型水平井口定向井0直井口
设计井深钻达井深垂深
基本情况井眼尺寸目的层位钻达层位
岩性构造地层压力
设计钻井实际钻井表层套管
液密度液密度下深
表层套管
技术套管下深技术套管尺寸
尺寸
有毒气体
9,5000,0000
类型
人员伤亡
有无自动点火装置有口无0
情况
额定工作压力
型号
防喷器状况
开关状态开口关口
井口装备状况可控或失控可控口失控口
放喷管线
节流管汇状况
长度
辅助放喷
压井管汇状况
管线长度
35
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表1.1(续）
内放喷
钻杆旋塞方钻杆旋塞
工具状况
气口油口水口
喷势描述喷出物
井喷具体气油水口
状况
环境污染情况
名称及
数量
工农业数量
居民
设施
距离距离
周边50(1111
内环境状况
名称及名称及
数量数量
江河湖泊
距离距离
已疏散
人群
备注
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表1.2钻井井喷失控事故报告信息收集表〖续报)
有毒气体
事故级别9,5^〉00：^〉①、^
含8：
关井压力立压鮮3套压旨3
阴或晴雨或雪风力
现场气象、海况及
主要自然天气情况
风向气温海浪高
井喷过程简要描述
及初步原因
一开
二开
设计及实钻
井身结构
三开
四开
邻近注水、
注气井情况
救援地名
施工工况
称及距离
周边道路情况
已经采取的
抢险措施
下-步将
采取的措施
37
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表1.2(续）
加重钻井液密度量11！''
钻井用水
井场压井材料储备
石灰
加重材料重晶石1铁矿石粉1
石粉
救援需求
姓名职务电话
姓名职务电话
姓名职务电话
现场抢险组
组成人员名单
姓名职务电话
姓名职务电话
姓名职务电话
备注
38
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参考文献
[！]关于加强高压高含硫高危地区勘探开发安全生产的紧急通知中油办字〔2006〕185号
12-]中同石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定中油工程字〔2006〕247号
〔3〕中国石油天然气集团公司关于进一步加强油气田安全环保工作的意见中油工程字〔2006〕
273号
[^]中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见中油工程字〔2006〕
274号
〔5〕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中油工程字〔2007〕
377号
〔6〕井控培训管理办法中油工程字〔2007〕437号
[？]进一步加强井控管理工作的通知中油工程字〔？冊？〕472号
〔8〕关于做好高含硫油气田勘探开发过程中安全和环境风险防范工作的通知中油安〔2冊8〕
129号
39
中国石油天然气集团公司
企业标准
钻井井控技术规范
(^/^丫1552—2012
石油工业出版社出版
【北京安定门外安华里二区一号楼）
北京中石油彩色印刷有限责任公司排版印刷
(内部发行）
880X12311毫米16开本；？.75印张81千字印1—2(1011
2012年10月北京第1版2012年1(1月北京第1次印刷
书号：155(12117402定价：33^00元
版权专有不得翻印 |
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