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1、精选优质文档-倾情为你奉上井下作业井控实施细则西南油气田分公司二一八年目 录专心-专注-专业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 根据中国石油天然气集团公司Q/SY 1553 井下作业井控技术规范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、协作方等部门和单位必须高度重视，各司其职，在本细则规定内有组织地协调进行。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
2、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内容。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）中应有井控方面的内容。第六条 地质设计中应包括的井控内容：（一）井场周围人居情况调查资料，包括井场周围一定范围内的居民住宅、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，本井和邻井目前地层压力和原始地
3、层压力、油气比、注水注气区域的注水注气压力、采出程度，以及其它地质层段在钻开时的钻井液性能，油、气、水、漏显示资料，原试油情况（层段、产能、压力及流体性质资料）。（四）地层分层及其岩性。应提示钻进中所遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌层等特殊地层。（五）井身结构，井内各层套管外径、钢级、壁厚、下入井深，水泥返高，固井情况，试压情况，套管腐蚀磨损情况；井下管串的结构、外径、钢级、壁厚、下入井深，井下复杂情况；井口情况；各层套管环空压力情况。（六）丛式井组中邻井井眼轨迹、本井与邻井地面及井底的间距，邻井的井身结构，套管参数，试采简况，地层互相连通情况等资料。第七条 工程设计中应包括的井控内容：
4、（一）防喷器1.压力等级应不小于施工层位预计最高井口关井压力和生产套管最小抗内压强度的80%以及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。防喷器组合推荐形式见附录A。2.防喷器组的通径应不小于油管头配备的油管悬挂器最大外径。（二）压井液密度应根据地质设计提供的最高地层孔隙压力或实测地层压力的当量密度值为基准，再增加一个安全附加值，安全附加值为：1.油井、水井为0.050.10g/cm3或控制井底压差1.53.5MPa。2.气井为0.070.15g/cm3或控制井底压差3.05.0MPa。具体选择附加值时应综合考虑地层压力、地层流体中有毒有害气体的含量。3.对不能建立循环的油气井，应使液柱压力平衡地
5、层压力。（三）压井液的准备1.压井液的有效体积不低于井筒容积的1.5倍。2.对于地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井，应储备压井液，其有效体积不低于1.5倍井筒容积，密度为正试层原钻井液密度，或储备能配制等量同密度压井液的加重材料及处理剂。（四）井内为纯天然气时井口最高关井压力预测。（五）油层套管控制参数计算及分析。（六）油管强度设计计算参数。（七）采油（气）井口装置应满足试油工程作业及开发生产需求。（八）针对井下作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。（九）对于硫化氢含量超过75mg/m3的井不宜进行带压起下钻作业。第八条 施工设计中应包括的井控内容：（一）防喷器、内防
6、喷工具、地面流程检查、安装、试压的具体要求。（二）防硫化氢和井喷应急预案，以及硫化氢防护器具、检测仪器的配备要求。（三）各重点工序的具体井控技术措施。（四）保护油层套管的具体要求和措施。（五）根据地质设计中提供的周边环境调查情况制定相应措施。第九条 井下作业应先设计（包括补充设计和变更设计）后施工、无设计不施工。第三章井控装置的安装、试压和使用第十条 井下作业井控装置包括防喷器、防喷器控制系统、采油（气）井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线、放喷管线、内防喷工具、防喷管以及作为压井放喷作业的测试流程。第十一条 井控装置的安装要求（一）采油（气）井口、防喷器1.压裂酸化、排液、测试、关井复压应
7、安装采油（气）树。2.未安装采油（气）树的井下作业应安装防喷器组。3.连续油管作业时，应配套安装相应压力等级和通径的连续油管防喷器组。4.绳索作业时，应配套安装相应压力等级和通径的绳索防喷装置；同时满足产层未暴露、作业前后井口无压力、有防喷器组三个条件时可不安装绳索防喷装置。5.带压作业时应安装安全防喷器组和工作防喷器组。（二）防喷器远程控制系统1.远程控制台安装在距井口不少于25m的远控房内，远控房距节流管汇、压井管汇、放喷管线的距离不少于1m，其内不得堆放杂物，进出远控房操作的通道宽度不少于2m，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。后门处于常闭状态。2.远程控制台油箱中液压油无乳化变
8、质现象，液压油油面在标记上下限范围内。3.蓄能器完好且压力为17.521.0MPa，环形防喷器控制压力为8.510.5MPa，管汇控制压力为9.511.5MPa，并始终处于工作压力状态。4.远程控制台控制手柄应处于与控制对象一致的工作位置，全封闸板、剪切闸板控制手柄应有防误操作装置，剪切闸板控制手柄同时安装限位装置。5.远程控制台电源应从总控制柜处直接引出，用单独的开关控制，并有标识，其开关旋钮应处于自动位置。6.配有司钻控制台的井，总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分配器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.651.0MPa之间。司钻控制台、辅助控制台与远程控制台上的储
9、能器压力差值小于0.6MPa、管汇压力及环形压力差值小于0.3MPa。7.剪切闸板气源不接到司钻控制台。8.半封闸板防喷器与提升系统刹车应安装联动防提装置。9.管排架之间应连接牢固，其与防喷管线、放喷管线的距离不少于1m，在车辆跨越处装设过桥盖板，不应在管排架上堆放杂物、以其作为电焊接地线，或在其上进行焊割作业。10.液压控制管线在安装前应逐根检查，确保畅通，管排架上的管线应连接牢固，密封良好，连接处便于观察液压油有无渗漏现象，安装后应对液控管线进行21.0MPa开、关试验检查，控制管线拆除后应采取防堵措施。11.与防喷器装置相连接的液压软管线应耐火且防静电。（三）压井管汇、节流管汇1.压井管
10、汇、节流管汇、防喷管线的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。2.防喷管线应为钢制硬管线，不得焊接，其内径不小于57mm，材质满足流体性质要求。预计最大关井压力大于35MPa应采用法兰连接。（四）内防喷工具（回压阀、旋塞阀）1.内防喷工具的压力等级应不低于设计用防喷器的压力等级。2.钻台上至少应有两只配套内防喷工具，并有与井内管柱相连接的配合接头及其配套开关工具（回压阀抢装工具或旋塞阀板手）。3.内防喷工具处于常开状态。（五）进行特殊管柱起下钻作业时应配备长度适宜的防喷单根，其长度为油管头四通法兰面到钻台转盘面（或操作面）的距离再附加1m为宜，防喷单根上端接旋塞阀，下端接与井内管柱相连接的配
11、合接头。（六）作业现场应配备工作液专用计量罐，其监测装置和报警装置应工作正常，计量罐与防溢管之间的连接管线应为铠装软管。第十二条 地面测试流程的安装（一）转向管汇、油嘴管汇1.转向管汇、油嘴管汇、连接管线的压力等级应不低于预计最高关井压力。2.连接管线应为钢制硬管线，不得焊接，其内径不小于57mm，材质满足流体性质要求。3.井口关井压力小于35MPa的井，地面流程可使用节流管汇作为油嘴管汇，见附录B。4.地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井地面测试流程应安装紧急关断系统，见附录C。5.远程控制装置距井口不小于25m，距地面测试流程管线、管汇、分离器应不小于5m，周围10m范围
12、内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。（二）分离器及除砂设备1.分离器距井口的距离不小于15m。2.立式分离器应用直径不小于16mm的钢丝绳和直径不小于22mm的正反扣螺栓对角四方绷紧、固定，固定坑尺寸长宽深为0.80.60.8m，绷绳与地面夹角为3070。3.分离器测试管线出口接入燃烧池，排液管线出口接入排液池或回收罐。4.分离器应配套安装安全阀，分离器至安全阀及安全阀泄压管线不应安装截止阀。5.分离器安全阀泄压管线应接至井场外的安全地带，出口处地势开阔、无障碍物，出口末端不得接弯头；含硫气井分离器安全阀泄压管线应接至燃烧池。井口关井压力小于分离器工作压力可不接安全阀泄压管线。6.加砂压裂、地层出
13、砂严重的井应在井口和转向管汇间安装地面除砂设备。第十三条 管线的安装（一）管线应为钢制硬管线，材质满足流体性质要求，不得焊接，内径不小于57mm。（二）管线在转弯处应使用不小于90的锻造钢制弯头。（三）地层压力大于70MPa或硫化氢含量大于30g/m3的井放喷管线安装时应至少有两条独立的放喷通道。（四）井口压力大于35MPa，井口装置与管汇、管汇与管汇间的管线应采用法兰连接。（五）管线的布局要综合考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等因素。（六）管线走向一致时，间距应不小于0.3m，交叉时应保持一定间隙或采用木板、橡胶隔离，防止管线直接接触相碰。（七）点火口应接至距井口75
14、m以远（含硫油气井应接至距井口100m以远），相距分离器、油库（罐）、高压线、民房等设施不小于50m，燃烧池周围隔离带不小于50m。因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估并制定有针对性的安全防范措施，经项目建设单位和承包商共同审批后实施。（八）管线出口端应安装缓冲器。缓冲器法兰距最后一个固定压板的距离不大于1m。点火口的缓冲器前端与后挡火墙的距离不小于燃烧池长度的2/3。（九）管线在车辆跨越处应安装过桥盖板，过桥盖板下的管线无法兰、丝扣或由壬连接接头。第十四条 压力表的安装（一）压力表量程的选择应使所测压力在量程的1/32/3之间。压力表精度等级不低于2.5，测试用精密压力表精度等级不低于
15、1.6，压力传感器精度等级不低于0.5。（二）压力表安装后应便于观察，考克应具有表端泄压功能。（三）含硫油气井应安装抗硫缓冲器，无抗硫缓冲器应使用抗硫压力表。（四）各层套管环空应安装压力表进行压力监测。第十五条 管线的固定（一）压板圆弧应与管线外径相匹配。（二）井口、管汇连接管线长度超过7m时应用基墩固定。（三）管线每隔1015m用基墩固定，悬空长度超过10m时中间应支撑牢固。（四）接至燃烧池的管线距出口1m内用水泥基墩双卡固定，距出口57m处再采用水泥基墩固定。（五）弯头前后均应采用固定压板固定，固定压板与弯头的距离不大于1m，管线出口与固定压板的距离不大于1m。（六）水泥基墩坑尺寸长宽深为
16、0.80.81.0m，如遇地表松软时，基墩坑体积应大于1.2m3。地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度大于0.5m。多条走向一致管线共用同一水泥基墩时，水泥基墩坑尺寸：长为水泥基墩边缘距两侧管线0.4m，宽为0.8m，深为1.0m。（七）采用移动基墩固定时，移动基墩重量不低于600kg；多条走向一致管线共用同一移动基墩时，其重量不低于1800kg。移动基墩应在明显位置标明重量值，与管线固定牢固。（八）管线固定时，基墩处不应有接箍、由壬及法兰，管线和弯头不应被淹埋或固定在水泥基墩内。第十六条 井控装置的试压（一）井控装置在井控车间、现场安装或更换配件后均应进行试压，同时采集试压记录曲线。（二）试
17、压介质：井口装置副密封和防喷器控制系统试压介质为专用液压油，其余井控装置试压介质为清水。（三）井控车间试压1.环形防喷器（封闭钻杆或油管）、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线、内防喷工具试压值为额定工作压力。除内防喷工具试压稳压时间不少于5min、环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余井控装置试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格。2.闸板防喷器应做低压密封试验，试压值为1.42.1MPa。试压稳压时间不少于10min，无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。3.采油（气）井口应在有资质的第三方进行气密封检测合格后方能上井。（四）现场试压1.防
18、喷器除环形防喷器试压稳压时间不少于10min外，其余防喷器试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。（1）闸板防喷器试压值为套管最小抗内压强度的80%、设计用闸板防喷器压力等级及油管头四通额定工作压力三者中的最小值。（2）在套管最小抗内压强度的80%以内，环形防喷器（封闭钻杆或油管）的试压值为其额定工作压力的70%。（3）连续油管防喷器试压值不低于预计最高工作压力。（4）绳索防喷装置按预计最高井口关井压力的1.2倍进行试压，试压时间不少于15min，压降不超过3.45MPa，并小于试压值的5%为合格。（5）防喷器现场安装后连续使用1个月应重新进行试压。2.采油
19、（气）井口采油（气）井口新连接部位试压稳压时间不少于30min， 压降不超过0.7MPa为合格，试压值不低于预计最高工作压力。3.井筒试压值为套管最小抗内压强度的80%、采油（气）井口额定工作压力、套管头、回接筒额定工作压力四者中的最小值。稳压时间不少于30min，无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。4.管汇及管线管汇及管线试压稳压时间不少于10min， 压降不超过0.7MPa为合格。（1）管汇及管汇前的连接管线的试压值应不低于预计最高工作压力。（2）热交换器及前端的连接管线的试压值不低于热交换器额定工作压力的80%。（3）放喷、排液、测试、直排管线试压值不小于10.0MPa。5.分离器分离
20、器现场安装后其试压值不低于分离器最近一次检测时所给定的最大允许工作压力的80%。第十七条 井控装置的使用（一）防喷器1.防喷器处于工作状态时，其远程控制系统压力应保持在工作压力范围内，相应控制手柄处于工作位置。2.环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况下不应用来封闭空井。3.用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。4.防喷器内有管柱或绳索时，非特殊情况下严禁关闭全封闸板和剪切闸板防喷器。5.关井状态下不宜活动或起下管柱。特殊情况下，在只关闭环形防喷器且套压不超过14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动管柱，但不允许转动管柱和管柱接头通过胶芯。若需用环形防喷器进行不
21、压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18斜坡接头管柱的情况下，起下钻速度不应大于0.2m/s。6.严禁直接打开防喷器泄压。7.检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时，两侧门不能同时打开。8.作业过程中在有条件下每半月对闸板防喷器及环形防喷器（空井除外）开关活动一次。9.有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。10.不应将防喷器用于酸化、排液、测试和复压作业。11.非特殊情况下连续油管防喷器不应用于关井。12.当井内有连续油管或绳索时，严禁关闭采油（气）井口1号、4号、7号闸阀及防喷器全封闸板和
22、剪切闸板。当防喷器卡瓦闸板和半封闸板关闭时严禁进行起下连续油管作业。13.严禁直接在油管头或防喷器上坐吊卡起下管柱作业。14.节流、压井管汇不能用作日常灌注压井液用。（二）剪切闸板防喷器1.使用剪切闸板的前提条件：井喷失控，现场已无力改变井喷失控状态且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内管柱，控制井口。2.使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：井队长同监督协商一致后，请示项目建设单位和承包商井控第一责任人同意后，立即组织实施剪断管柱关井；若情况紧急，来不及请示，经工程技术监督同意，由井队长组织实施剪断管柱关井。3.剪切闸板防喷器剪断管柱关井操作程序（1）确保管柱接头不在剪切闸板防
23、喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车系统。（2）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器，打开放喷管线泄压。（3）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。（4）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内管柱关井；若未能剪断管柱，应由气动泵直接增压，直至剪断井内管柱关井。（5）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。（6）试关井。4.剪切闸板防喷器使用安全注意事项（1）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致管柱事故或更严重的事故。（2）操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置。（3）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。5.
24、全封闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭空井。（三）采油（气）井口1.采油（气）井口闸门应挂牌编号，并标明其开、关状态。2.采油（气）井口应配有备用钢圈，备用油管挂密封件不少于2套。3.坐油管挂或起油管挂前应确认顶丝全部退入油管头，当油管挂坐入油管头后应顶紧全部顶丝，确认到位。4.起下钻、旋转作业时应使用油管头保护套，保护套宜采用提拉方式取出。5.采油（气）井口1号、2号和3号闸阀保持全开状态，采用其余阀门控制开关，平板阀不允许半开半闭或作节流阀用。第十八条 井控装置的管理（一）检验及检测井控装置的检测应由具有检测资质的机构进行检测。1.防喷器及其控制系统的送检周期为3个月，其时间起始点
25、为井控车间送出时间。若单井施工时间或多井连续使用超过3个月的，则在本层施工结束后进行检测。2.绳索和连续油管防喷器及其控制系统检测周期为1年。3.分离器投入使用后首次检测周期为3年，以后的检测周期由检测单位或部门根据前次内外部检测情况确定。4.分离器安全阀检测周期为1年，校验合格的安全阀应加装铅封，其开启压力为分离器最近一次检测时所判定的最高工作压力的1.051.10倍。5.压力表的校验周期为半年，并将检定标识贴于压力表便于观察的地方。6.压井管汇、节流管汇、防喷管线、地面测试流程管汇连接管线现场试压周期为3个月。7.内防喷工具应每3个月送井控车间检测。8.采油（气）井口经两次压裂酸化后，若需
26、动管柱再次压裂酸化作业，拆下的采油（气）树应回场维护、保养并进行气密封检测。（二）防喷器及其控制系统现场由作业队负责日常维护、保养和检查，送检防喷器及其控制系统时，应向井控车间说明在使用过程中出现的问题。（三）井控车间应对内防喷工具进行功能试验、试压，并将检测合格证随内防喷工具一同发送至作业现场。（四）每次起下钻作业前应检查确认旋塞阀、回压阀工作正常，并做好检查、使用记录。（五）井场应配置温度和湿度满足橡胶件储藏条件的库房，橡胶密封件应分类入库、上架避光保存，并注明厂家、出厂日期、有效使用期及库存数量。（六）井控装置及其配件应是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。第十九条 利用钻机
27、进行井下作业的井控装置的安装、试压、使用和管理按西南油气田分公司钻井井控实施细则执行。第四章开工准备和检查验收第二十条 项目建设单位应及时组织现场办公，对地质、工程、井控工艺等方面开展技术交底。第二十一条 井下作业开工前，作业队应根据地质、工程设计，结合周围环境编制施工设计和应急预案，报承包商审批。第二十二条 作业队应按设计要求作好施工准备，若发现实际与工程设计不相符时，应及时向项目建设单位申报，按程序进行设计变更。第二十三条 作业队自检自查合格后，向承包商申请开工，承包商向项目建设单位申请开工井控检查验收，井下作业开工井控验收申请书见附录D。第二十四条 项目建设单位接承包商开工验收申请书后，
28、组织开工井控检查验收，井下作业开工井控检查验收表见附录E，验收合格后下达经项目建设单位批准的井下作业开工井控批准书（见附录F）。第二十五条 项目建设单位应组织对地面测试流程进行检查，检查合格后方能进行排液诱喷、压裂酸化作业。检查内容见附录G。第二十六条 月度检查按开工井控检查表和地面测试流程检查表进行，发现问题应限时整改。第五章井下作业中的井控第二十七条 起下管柱、旋转作业、起下特殊管柱、空井四种工况应进行相应防喷演习，各班组每月且每井次进行不少于一次相应工况的防喷演习，起下无节箍管柱作业时应在5min内控制住井口，其余作业时应在3min内控制住井口，演习结束后应对演习情况进行讲评，并记录在“
29、三防”演习记录表（见附录H）中。第二十八条 每口井作业队应组织进行防火演习，含硫化氢井作业前还应进行防硫化氢演习，直至合格为止，演习结束后应对演习情况进行讲评，并记录在“三防”演习记录表中。第二十九条 B环空、C环空的压力监测及处置（一）每天至少观察记录1次B、C环空压力。井筒试压、压裂酸化、排液测试、关井复压期间应接压力传感器连续记录B、C环空压力。（二）B环空、C环空带压的井应根据情况接泄压管线至井场外安全位置。第三十条 井口关井参数提示牌（见附录I）放于节流管汇后便于观察的位置，并面向前场，其内容应包括井内为天然气时的最高、最低控制套压，井筒液体密度下的最高允许控制套压、最大允许掏空深度
30、。任何情况下关井，井口最高关井压力不应超过设计允许控制压力。第三十一条 装有采油（气）树敞井观察或装有防喷器作业时，应严格执行液面坐岗观察制度，观察出口及液面的变化（见附录J）。1.循环作业时每15min记录一次压井液的进、出口量和密度，特殊情况时应加密观察并记录。2.起下钻作业时每起下610根钻杆、2根钻铤、或1015根油管应记录压井液灌入或返出量一次，并及时校核累计灌入或返出量。3.敞井观察期间每15min记录一次工作液溢出或漏失量。4.绳索作业、连续油管作业每15min记录一次压井液的灌入或返出量，并及时校核累计灌入或返出量。5.对于井漏或液面不在井口的井，应用液面监测仪对井筒液面进行监
31、测，根据监测情况确定吊灌量和吊灌频次。6.发现异常立即报告。第三十二条 换装井口时的井控（一）产层暴露井1.拆采油（气）井口前应至少观察一个拆采油（气）井口和装防喷器组的作业时间，确认井内平稳后，再正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常才能拆采油（气）井口，安装防喷器组。2.管柱带封隔器的井拆防喷器组前应已完成观察一个起下管柱、拆防喷器组、装采油（气）井口的作业时间，再正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），井内无异常后，才能拆卸防喷器组，安装采油（气）井口。3.管柱不带封隔器可循环的井拆防喷器组前应循环，已完成观察一个拆防喷器组、装采油（气）井口的作业时间，再
32、正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），井内无异常后，才能拆卸防喷器组，安装采油（气）井口。（二）产层未暴露井换装井口前静止观察时间为68h，出口无异常，经再次正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后才能进行换装井口作业。第三十三条 起下管柱作业时的井控起下管柱作业主要指起下油管、钻杆等作业。（一）作业前，相关作业人员应弄清井下管柱结构、工具性质及与起下管柱有关的井下情况。（二）作业前应对设备、工具进行检查保养。（三）作业前应按设计要求安装防喷器，防喷器应有一个闸板与井内管柱外径尺寸相匹配，内防喷工具及其附件、配合接头、管柱死卡及其固定附件等应备齐置于钻台（边）
33、上。（四）敞井观察期间出口有异常情况不能进行起下管柱作业。（五）安全起下管柱作业的基本要求：1.循环时，压井液进出口密度差不大于0.02g/cm3。2.产层暴露井，井筒液柱压力应能平衡地层压力。3.产层暴露井，同一井况已完成观察大于下一作业周期时间，出口无异常，经再次正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后才能进行起下管柱作业。4.产层未暴露井，静止观察时间为68h，出口无异常，经再次正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后才能进行起下管柱作业。（六）水平井、大斜度井等产层已打开的井进行起下管柱作业时应控制起下钻速度。（七）在等措施期间，应保证井内有不少
34、于井深1/3的管柱。第三十四条 旋转作业时的井控旋转作业主要指钻塞、冲砂、套铣和磨铣等作业。（一）旋转作业时，入井压井液性能应符合设计要求。（二）钻塞打开产层前应使井筒液柱压力能平衡打开产层的地层压力，同时循环入井压井液不少于1.5周，进出口压井液密度差不超过0.02g/cm3。特殊情况无法平衡时须制定相应的井控防控措施。（三）半封防喷器闸板尺寸与上部管柱外径尺寸相匹配。（四）方钻杆下旋塞、回压阀应通过配合接头或保护接头与下部管柱连接。接单根卸扣时，不应采取关闭下旋塞的方式来控制方钻杆内压井液的溢出。第三十五条 绳索作业时的井控绳索作业包括电缆作业、钢丝作业、钢丝绳作业。（一）安装与预计最高工
35、作压力等级相匹配的绳索防喷装置。（二）作业过程中应根据井口压力变化适时调节注脂压力，防止压力泄漏。（三）作业过程中一旦发生密封失效造成压力泄漏等情况时，应立即采取措施，控制泄漏，若泄漏无法解除，应停止起下作业关闭绳索防喷器。非特殊情况下严禁剪断绳索。第三十六条 起下特殊管柱作业时的井控起下特殊管柱作业是指起下的管柱与防喷器闸板尺寸不相匹配时的作业，如：起下无节箍管柱、封隔器、测试工具、玻璃钢油管、腐蚀油管、打捞管串、射孔管串等。（一）起下特殊管柱前，应备齐与防喷器闸板尺寸相匹配的防喷单根及起下特殊管柱所用的接头、工具（如射孔枪卡板等）。（二）起下封隔器等大直径工具时，应控制起下钻速度。（三）原
36、钻井液压井且装防喷器进行的钻杆或油管传输射孔作业，射孔后应将射孔枪起出射孔井段，观察大于下一作业工序周期的时间，再下至原射孔井深，正循环不少于1.5周（反循环不少于2倍管柱内容积），无异常后起枪检查。第三十七条 排液、测试作业时的井控（一）自喷井1.开井应遵循先内后外的原则，关井应遵循先外后内的原则。紧急情况下，可直接关紧急关断系统或井口4号闸门。2.排液、求产应用节流阀或油嘴按控制参数控制压力，放出的天然气应点火燃烧。3.排液、求产应监测井口装置、测试流程和液气出口，发现刺、漏等现象应及时整改。4.蒸汽发生器应提前运行，防止发生冰堵。（二）非自喷井1.抽汲产层打开的气井、高气油比井和含硫化氢
37、等有毒有害气体的井，不应采用抽汲方式进行诱喷作业。（1）应安装能够容纳抽子及其附件的防喷装置并试压。（2）发现气顶抽子或液面上升加快，应快速将抽子起到防喷盒内、关闭7号闸门观察。（3）按设计压力或掏空深度进行控制。2.气举（1）气举管线应安装单流阀。（2）杜绝采用空气气举排液。（3）气举排液时按设计压力或掏空深度进行控制。第三十八条 压裂酸化作业时的井控（一）压裂酸化时井口至少应有两只控制闸门。（二）压裂车应安装限压装置。（三）压裂酸化时应有保护油层套管的设施或措施。（四）施工前应对压裂酸化流程试压合格，试压值不低于最大施工压力。第三十九条 压井作业时的井控（一）井底压力不应超过地层破裂压力。
38、（二）施工压力不应超过井控装备的额定工作压力。（三）施工时套管压力不应超过套管允许控制压力。第四十条 液面不能到达井口的井作业时的井控（一）作业前应取得目前地层压力，为压井提供依据。（二）应保持液柱压力能平衡地层压力。（三）应利用井下液面监测仪对井筒液面进行实时监测，根据液面变化情况决定观察时间。（四）根据起下管柱的体积、地层漏失及液面变化情况决定吊灌量及吊灌频次。第四十一条 连续油管作业时的井控（一）根据连续油管规格参数、入井次数、作业累计井深、作业井况等情况控制连续油管施工压力、内外压差以及下入深度。（二）作业时应监控井口压力及出口情况。（三）连续油管通过特殊井段（如井口、变径、管鞋、大斜
39、度或水平井段等）时，起下连续油管速度应控制在10m/min内。（四）冲砂（钻磨）解堵作业时，当井口压力突然升高，应立即增加内、外张压力和自封压力。（五）气举作业时连续油管的下入深度应考虑油管和套管的安全。第四十二条 带压起下管柱作业时的井控（一）根据管柱内通径、井底压力、温度和流体性质及工艺要求选择油管内压力控制工具。油管内压力控制工具的工作压差不低于最大井底压力的1.2倍；对含硫井油管内压力控制工具应满足GB/T 20972.2 要求；地面堵塞时应试压合格，井下堵塞时应分级引流测试合格。（二）拆卸采油（气）井口后，应在油管挂上安装旋塞阀（处于关闭状态），再安装带压作业装备及连接地面管线。（三
40、）通过试压四通，从下到上逐级试压。安全防喷器组按井口预计最大关井压力进行试压，稳压30min，压降不大于0.7MPa为合格；工作防喷器试压压力为预计最高工作压力，稳压30min，压降不超过0.7MPa为合格。（四）根据作业管柱管径、接箍类型和井口工作压力确定采用环形防喷器直接控制起下、环形防喷器和闸板倒换控制起下或闸板和闸板倒换控制起下。（五）夜间不宜进行带压作业。停机时应使管柱处于重管柱状态，并关安全防喷器、关防顶卡瓦和承重卡瓦、释放工作防喷器内压力；管柱上安装处于开位的全通径旋塞阀，并装上压力表。（六）停机重启应先确认油管内无压力，平衡安全防喷器的上下压力，然后开安全防喷器，再恢复作业。（
41、七）利用旋转防喷器进行带压起下钻作业，管柱宜有单流阀。第四十三条 井下作业过程中发现存在重大井控安全隐患，应下达“停止作业通知书”（见附录K），作业队按“停止作业通知书”限期进行整改，整改完成后，提交“复工申请单”（见附录L），批准后，方可恢复生产。第六章溢流的处理和压井作业第四十四条 溢流应在2m3内发现。发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。关井方式宜采用硬关井。关井后应观察、记录立、套压及循环池压井液增减量，并迅速向值班干部报告。关井程序见附录M。第四十五条 关井的信号（一）坐岗人员发现溢流应立即发出报警信号。（二）司钻岗位人员发出一声15s长鸣笛的关井信号；硫化氢溢出的关井信号为两声2s
42、短鸣笛加一声15s长鸣笛。（三）司钻岗位人员按关井程序组织关井，关井结束发出两声2s短鸣笛信号。（四）开井信号为三声2s短鸣笛。第四十六条 承包商应根据现场井控装备配置情况明确关井作业时各岗位操作人员职责。第四十七条 放喷应请示项目建设单位和承包商主管领导批准，若情况紧急，经工程技术监督同意，由井队长组织实施放喷。第四十八条 根据地层压力，确定适宜的压井液密度。第四十九条 根据井况和管柱结构选择压井方法：（一）井内有管柱且管鞋在产层附近，宜采用循环法压井。（二）井内有管柱且管鞋远离产层，宜采用置换法或循环法压井。（三）井内无管柱，宜采用置换法或压回法压井。（四）油套环空无法连通，宜采用置换法或
43、压回法压井。第五十条 压井作业应有施工方案。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井口压力、压井液泵入量、压井液性能等压井参数。第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施第五十一条 防火、防爆措施（一）作业队应配备至少1台便携式可燃气体监测仪。（二）在草原、苇塘、林区作业时，应采取有效的防火隔离措施。（三）在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。（四）井场施工用的发电房、值班房、锅炉房相互间距不小于20m，与井口、废液池和储油罐的距离不小于30m，达不到以上安全距离要求的应采取相应的安全措施。（五）井场内及原油、轻质油、柴油等易燃易爆物品周围50
44、m范围内应严禁烟火。（六）钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃物，钻台、机房下无积油。（七）试修主机、柴油机排气管无破漏和积炭，不朝向油罐和井口。（八）井场内严禁烟火，若需动火，应执行SY/T 5858中的安全规定。（九）消防器材的配备执行SY/T 5225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。（十）清水罐应有加压装置和消防接口。第五十二条 防硫化氢措施（一）在井场入口、井架上、钻台边上、循环系统、远程控制台、紧急集合点、点火口附近等处应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员应向上风方向疏散。（二）在钻台上下、循环罐出口等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇
45、。（三）在含硫井作业时，作业队应配备10个以上的便携式硫化氢监测仪，值班干部、当班司钻、场地工和坐岗人员应佩戴便携式硫化氢监测仪。（四）在含硫井作业时，生产班当班人员应每人配备1套正压式空气呼吸器，同时按作业队人数的15配备公用空气呼吸器和1台空气压缩机。（五）在高含硫井作业时，作业队应在钻台上下、循环罐出口分别安装固定式硫化氢监测仪。（六）硫化氢防护器具应存放在清洁卫生和便于快速取用的地方，并对其采取防损坏、污染、灰尘和高温的保护措施。（七）作业队及与井下作业相关的单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出，应立即启动应急预案。（八）硫化氢监测仪警报值的设置和相应的应急响
46、应按SY/T 5087的要求执行。（九）放喷点火应派专人进行，点火人员应佩带空气呼吸器，放喷点火时应先点火后放喷。第八章井喷失控的处理第五十三条 井喷失控后严防着火和爆炸。应立即停止作业机、机房柴油机、锅炉的的运转，切断井架、钻台、机泵房等处的照明灯和用电设备的电源，熄灭一切火源，需要时打开专用探照灯，并组织警戒。第五十四条 立即向上一级主管单位或有关部门汇报，同时按应急程序向当地政府和安全生产监督部门报告，协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作。第五十五条 设置观察点，定时取样，监测大气中的天然气、硫化氢和二氧化碳的含量，划分安全区域。第五十六条 迅速成立现场抢险领导小组，根据失控
47、状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。抢险方案的制订和实施要同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。第五十七条 继续监测污染区有毒有害气体的浓度，根据监测情况决定是否扩大撤离范围。第五十八条 迅速做好储水、供水工作。有条件应尽快向井口及周围设备喷水降温，防止着火。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。第五十九条 抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T 6203中的要求进行技术交底和模拟演习。第六十条 抢险人员应根据需要配备护目镜、阻燃服、防水服、防尘口罩、防幅射安全帽、手套、便携式硫化氢监测仪、可燃气体监测仪、空气呼吸器、耳塞等防护用品，避免烧伤、中毒、噪音等人身伤害。第六十一条 高含硫油气井井口点火程序（一）高含硫油气井井口点火