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1、大港油田井下作业井控实施细则大港油田公司 2023年五月目录第一章 总则其次章 井控风险识别与治理第三章 井控设计第四章 井控装备的安装、试压、使用和治理第五章 作业过程的井控要求第六章 防火、防爆及防硫化氢措施第七章 井喷失控的处理第八章 井控治理制度第九章 附则附录 1井控装置组合示意图附录 2发生溢流时的关井程序附录 3修井试油队翻开油气层前检查验收批准书附录 4井下作业井喷失控事故信息收集表第一章 总则第一条 依据自然气集团公司石油与自然气井下作业井控规定,为了进一步推动大港油田井控工作科学化、标准化，提高井控治理水平，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
2、受破坏，特制定本细则。其次条 井控工作是一项系统工程，涉及到公司的油气建设、油气生产、设计、施工等单位和工程技术、安全环保、物资装备、井控培训、工程监视等部门，各有关单位、部门必需各司其职、齐抓共管。第三条 井喷是事故，井喷失控是灾难性事故。一旦发生井喷失控,将打乱人们正常的生产和生活秩序，甚至造成人员伤亡、环境污染、设备毁坏、酿成火灾、油气井报废、油气资源遭到严峻破坏。第四条 各单位要认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针；要结实树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷是可以预防的、井喷失控是可以避开的”、“井喷失控是责任事故”、“做不好井控工作就是失职”的理念；要建立完善“
3、乐观井控”长效机制，切实加强井控根底工作，提高岗位员工井控操作技能和应急力量， 坚决杜绝井喷失控事故的发生。第五条 本细则规定了大港油田井下作业井控风险识别与治理、井控设计、井控装备的安装、试压、使用和治理、作业过程的井控要求、防火、防爆、防硫化氢措施、井喷失控的处理、井控治理制度等内容。第六条 本细则适用于大港油田油气水井试油气、测试、大修、小修、措施等井下作业。各油气建设生产单位要通过合同商定，要求进入所辖地区的全部井下作业施工队伍执行本细则。其次章 井控风险识别与治理第七条 油田公司建设单位是井控风险识别与治理的主体，施工单位应强化井控风险的识别、评估和消减措施的制定与落实。井控风险识别
4、应从设计井涉及的地面环境条件、工艺技术难度入手。一按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危急、一般地区三类。1. 高危地区：井口四周 500m 范围内有村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库、炸药库等易燃易爆场所；井场边缘接近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂或井口位于滩涂、海上。2. 危急地区：井口四周 200m 范围内有铁路、高速大路；井口四周 100m 范围内有局部民宅；井口四周 75m 范围内有高压线及其它永久性设施；井口四周 75m 范围内有其它施工作业队伍；井场边缘接近养殖池、盐卤池。3. 一般地区：除高危和危急之外的地区。二按工艺技术难度或目的层特征将设计井划分为
5、重点井和常规井两类。1. 重点井：地层自然气中硫化氢含量高于 150mg/m3(100ppm)或井筒内硫化氢含量紧贴井口闸门出口处测量高于 150mg/m3(100ppm)的井简称高含硫井；当地层流体布满井筒时，推测井口关井压力可能到达或超过 35MPa 的井简称高压井；目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井简称预探井；垂深 1000m 以内含气层且与套管内连通的井简称浅层气井；目的层推测气油体积比大于400 且日产气超过 10000 方的井简称高含气井；正钻井中途测试井；带压作业的油水井。2. 常规井：重点井之外的井。第八条 依据设计井的地面环境条件和工艺技术难度或目的层特征，将井控风险级别
6、划分为一级、二级和三级。一井控一级风险井：高含硫井；高压井；在高危地区实施的重点井。二井控二级风险井：在危急和一般地区实施的重点井不包括高含硫井和高压井；在高危地区实施的常规井。三井控三级风险井：在危急和一般地区实施的常规井。第九条 井控风险的治理实行分级负责制。一油田公司工程技术处是井控风险识别的归口治理部门，主要职责是：1. 负责修订完善井控风险井的范围。2. 负责协调解决井控一级风险井实施过程中消灭的井控技术问题。3. 负责组织井控一级风险井中高含硫井、高压井翻开油气层前的井控检查验收。二油气建设生产单位的主要职责是：1. 负责组织有关单位人员进展井位勘查，向地质设计部门供给井位周边环境
7、描述， 并依据设计井的地面环境条件和工艺技术难度确定井控风险级别。2. 当供给的井位不能满足本细则第十三条第二款要求时，组织施工单位共同评估并制定风险消减措施，并监视执行。3. 准时协调解决施工单位反映的井控问题；对于井控一级风险井中不能解决的井控技术问题，准时向上级主管部门反映。4. 负责组织井控一级风险井高含硫井和高压井除外翻开油气层前的井控检查验收，参与高含硫井和高压井翻开油气层前的井控检查验收。三地质设计部门的主要职责是：1. 负责按相关行业标准和本细则有关要求进展地质设计。2. 参与设计变更评审，提出有关意见和建议。四工艺设计部门的主要职责是：1. 负责按相关行业标准和本细则有关要求
8、进展工艺设计。2. 结合地质设计供给的地面环境描述，准确划分设计井的井控风险级别，并制定相应的井控技术措施。3. 参与设计变更评审，提出有关意见和建议。五施工单位的主要职责是：1. 参与油气建设生产单位组织的井位勘查，当供给的井场条件不能满足井控实施细则的要求时，组织作业队制订风险削减措施并执行。假设无法解决时，应准时向油气建设生产单位反响。2. 参与设计变更评审，提出有关意见和建议。3. 负责按井控风险级别选择施工队伍，确保人员、装备与作业对象相匹配。4. 负责按有关要求制定相应的井控措施和应急处置预案，并予以实施。5. 向油气建设生产单位申报井控一级风险井翻开油气层前的验收；组织井控二、三
9、级风险井翻开油气层前的验收。6. 准时协调解决井下作业过程中消灭的井控问题；对于不能解决的井控问题，准时向上级主管部门和油气建设生产单位反映。7. 负责本单位日常的井控监视检查与考核。第十条 削减和掌握井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：一依据井控风险级别选择施工队伍。对于井控一级风险井，由甲级队或拥有阅历丰富技术人员的乙级队施工；对于井控二级风险井，由乙级队或拥有阅历丰富技术人员的丙级及以上队伍施工；对于井控三级风险井，由丙级队及以上队伍施工。二施工作业单位应乐观做好现场一次井控工作，努力避开二次井控，杜绝三次井控。三依据井控风险级别，实行翻开油气层前的井控分级验收治理。四施工队伍要严格
10、执行本细则中的有关规定，施工前应主动识别地面环境、工艺难度、人员变化、井控装备等方面存在的风险，实行相应的消减掌握措施。第三章 井控设计第十一条 井控设计是井下作业地质、工艺、施工设计的重要组成局部，设计部门要严格依据相关标准和本细则要求执行。第十二条 进展地质设计前，油气建设(生产)单位负责组织相关单位对设计井井口 500m 范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源状况和风向变化等进展勘察和调查，并标注说明。对高含硫探井应将勘测范围扩大到 3km、高含硫开发井扩大到 2km。第十三条 地质设计要执行相关标准和以下规定：一在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。要标注
11、清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度；江河、干渠四周设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。二地质设计书中应明确所供给井位是否符合以下条件：油气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、高速大路、河流、水库等不小于 200m；距村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所不小于 500m。三应供给井身构造包括套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高、固井质量、井斜数据等资料；本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比；应供给钻井过程中钻井液性能、溢流和井喷状况。四应供给设计井生产动态数据和流体性质(油、气、水)；注水气井的层位、
12、深度和井口压力、日注量、累计量与邻井地层连通状况；历次作业、井筒及井下落物状况。五提示含硫化氢等有毒有害气体其层位、埋藏深度及含量；供给本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测状况。第十四条 工程工艺设计要执行相关标准和以下规定：一依据设计井的地面环境条件和工艺技术难度，在井控设计中明确井控风险级别。二应依据地质设计的有关参数，明确压井液及添加剂的类型、性能、用量、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求；明确施工工艺步骤、井控及技术要求；明确井口数据采油树、套管头型号。三压井液密度确实定应以实测地层压力或钻井资料显示最高地层压力系数为基准，再增加安全密度附加值或安全压力附加值。附加
13、值可选用以下方法确定：1. 油、水井附加安全密度 0.050.1g/cm3 或附加井底安全压力 1.53.5MPa。2. 气井附加安全密度 0.070.15g/cm3 或附加井底安全压力 35MPa。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等；井控一级风险井设计的压井液密度，其安全密度附加值或安全压力附加值应取上限。四对于闲置时间超过两年或本次作业前采油气时间累计超过一年的高压、高含硫化氢油气井，在起出井内管柱后应用测井仪器如多臂井径、电磁探伤、变密 度测井或井周成像测井等对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀状况进展测井检测，并根 据检测后的套管状况进展设计。五必
14、需设计安装井控装置并执行以下规定。1. 防喷器的选择：防喷器的通径应确保油管挂能顺当通过。防喷器压力等级的选择，在施工层位最高压力状况下，地层流体布满井筒时，不小于推测的井口关井压力。参照以下组合形式进展选择，可以提高级别配置。（1） 压力等级为 21MPa 时，手动防喷器可选择附录 1 中图 1 或 2，液动防喷器选择附录 1 图 2。（2） 压力等级为 35MPa 时, 手动防喷器可选择附录 1 图 1 或 2，液动防喷器选择附录 1 图 2 或 3。（3） 压力等级为 70MPa 时，防喷器可选择附录 1 图 2、3 或 4。（4） 压力等级为 105MPa 时，防喷器可选择附录 1 图
15、 4。（5） 预探井、高压油气井和高含硫井必需选用液动防喷器。2. 压井、节流管汇及阀门的选择：压井、节流管汇及阀门压力级别应与防喷器压力级别相匹配，可以提高级别配置。（1） 压力等级为 21MPa 及以下时，压井管汇及阀组连接形式见图 5。（2） 压力等级为 35MPa 及以上时，压井管汇及阀组连接形式见图 6。（3） 压力等级为 35MPa 及以下时，小修井节流管汇及阀组连接形式见图 7、8 或9；大修及试油井节流管汇及阀组连接形式见图 9。（4） 压力等级为 70 MPa 时，节流管汇及阀组连接形式见图 10。（5） 压力等级为 105MPa 时，节流管汇及阀组连接形式见图 11。3.
16、高含硫化氢井施工时，应选用抗硫井控装备，具体执行 SY/T 6610含硫化氢油气井井下作业推举作法的规定。第十五条 施工设计要执行相关标准和以下规定：1. 施工单位应对现场进展复核勘察，依据地质设计和工程(工艺)设计做出施工设计。2. 设计时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，按工程 (工艺)设计中提出的压井液的性能、数量及灌注方式等要求，选配相应压力等级的井控装置等。3. 施工设计中提出具体的、有针对性和可操作性的井控要求，细化各项井控措施。第十六条 高压、高含硫井的地质设计由油田公司主管部门负责审核审批，其它井的地质设计由油气建设生产单位主管部门和主管领导审核审批。工程工艺 设计依据
17、井控风险的级别划分，井控一级风险井由油田公司主管部门负责审核审批， 其中高压、高含硫井由油田公司主管部门审核，报主管领导审批或托付主管部门审批； 井控二、三级风险井由油气建设生产单位主管部门审核，报主管领导或托付人 审批。第十七条 施工过程中如变更设计,执行设计变更程序。第四章 井控装备的安装、试压、使用和治理第十八条 井控装备包括防喷器、采油气树、简易井口、内防喷工具、防喷器掌握装置、压井管汇和节流管汇、带压作业装置及相应工具等。第十九条 现场井控装置的安装执行以下规定一采油气树的安装要求：1. 采油气树运到现场后要进展验收检查，各零部件齐全，阀门开关敏捷，主体无损坏。2. 采油气树安装时，
18、应从四通底法兰卸开，各钢圈应清洁并涂抹润滑脂，钢圈无损坏。3. 先将法兰连同套管短节安装到井口的套管接箍上，将钢圈安放在法兰的钢圈槽 内并涂好润滑脂，然后将整套采油气树装好，依次对角上紧各连接螺栓，装齐油、套压力表。4. 压裂、酸化等大型施工采油气树井口必需要加固。二防喷器的安装要求：1. 安装前应检查闸板尺寸是否与所用管柱尺寸相吻合，检查协作四通的钢圈、螺 孔应与防喷器、套管四通相吻合，各掌握闸门应敏捷牢靠，管汇压力表应在检校期内。2. 防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必需干净，均匀涂好润滑脂。3. 吊装防喷器时要防止砸坏钢圈。带管柱安装防喷器时应使用钢圈护板。4. 防喷器安装必需平正，坐好防喷器
19、后要对角上紧全部连接螺栓，螺栓两头的余扣应均匀。5. 安装钻台或操作台的井，液控闸板防喷器应装齐手动操作杆，并伸出操作台，靠手轮端应支撑结实，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于 30。挂牌标明开关状态和圈数。安装环形防喷器的井要用4 根直径不小于 16mm 的钢丝绳对角绷紧固定。安装完防喷器后，要校正井口、转盘和天车中心，其偏差不大于 10mm。三防喷器掌握系统的安装要求：1. 防喷器掌握台安装在面对修井动力侧前方，距井口 25m 以远，距放喷管线或压井管线的距离应大于 2m，并在四周留有宽度不小于 2m 的人行通道，四周 10m 内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。2. 远程掌握台储能器压力要到达
20、17.5-21MPa、管汇压力到达 8.5-10.5MPa；远程掌握台电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关掌握；保持远程掌握台照明良好，且接地保护。3. 远程掌握台的各掌握手柄标识与掌握对象相对应，待命状态下与闸板/胶芯的工作状态全都；全封闸板掌握手柄要安装防误操作装置；当试压或检修井控设备时，各掌握手柄均应扳到中位。4. 液控管线连接后应试压，试验压力 21MPa，稳压时间不少于 10min，连接部位无渗漏。5. 车辆跨越液控管线处应安装过桥盖板进展保护。四井控管汇的安装要求：井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。1. 压井、节流管汇的安装要求：压井、节流管汇应安装
21、在距井口 3m 以远，且平正。闸阀要挂牌编号标识，标明开关状态。2. 防喷管线的安装要求：（1） 采油树四通闸阀应处于常开状态，两侧应接钢质防喷管线。假设防喷管线上安装了掌握闸阀手动或液动阀，应接出钻台或操作台底座以外。防喷管线长度超过 7m 时，中间应有地锚、基墩或沙箱固定。（2） 大修、试油作业时，防喷管线平直引出，防喷管线整根长度为3-7m。350 型井口四通井或高压、高含硫井，防喷管线两端应用法兰连接；250 型井口四通除高含硫井井防喷管线两端可用丝扣连接。对于老井，假设井口高度不适宜，应实行调整井口或节流压井管汇高度等方式。假设防喷管线平直引出无法实现，由施工单位技术部门组织评估，制
22、定连接方案并由主管领导审批。（3） 其它作业时，防喷管线可承受油壬连接，如确须转弯时，可使用 90铸锻钢活动弯头连接。（4） 大修、试油循环管线与防喷管线共用时，循环用闸门应紧靠节流压井管汇内侧连接。（5） 滩海丛式井组井下作业的防喷管线拐弯处可局部使用高压耐火软管线，但必需固定牢靠。3. 放喷管线的安装要求：（1） 放喷管线通径不小于 50mm。放喷管线应使用钢质管材。高含硫井的井口管线及管汇应承受抗硫的专用管材。（2） 放喷管线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状况，应安装在当地季节风的下风方向，接出井口 30m 以远；高压气井放喷管线接出井口 50m 以远。
23、（3） 放喷管线应平直引出，一般状况下应向井场两侧接出，如需要转弯，转弯处可使用钢质活动弯头。（4） 放喷管线每隔1015m 用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。出口不超过1m及转弯处不超过 2m前后均要用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。（5） 放喷管线进罐时可用长度小于 2m 的高压软管线连接，但必需固定牢靠。（6） 对高含硫井，放喷管线出口要安装自动点火装置，同时要备有手动点火器具。4. 压井管线的安装要求：压井管线应安装在当地季节风的上风方向，通径不小于 50mm，接出距井口 30m 以远，固定结实。5. 放喷、压井管线因地面条件限制外接长度缺乏时,应接至井场边缘,且在现场要备有缺乏局部的管线和地锚、
24、基墩或沙箱。对于不符合本细则第十三条第二款要求的井，应挖放喷坑或设置放喷罐。6. 冬季施工时，放喷管线的安装要有排液坡度，防喷管线、压井管线和放喷管线及节流、压井管汇需实行相应的防堵、防冻措施。其次十条 井控装置的现场试压按以下规定执行一采油气树的试压要求：1. 对井采油气树，在不超过套管抗内压强度80%的前提下进展试压：采气树或探井的采油树安装后，应先套管气试压 12MPa，然后用水升压至额定工作压力， 稳压时间不少于 10 分钟；其它采油树安装后，应用清水进展整体试压至额定工作压力； 在试压过程中要监测套管内压力状况。2. 老井应对采油树按设计进展试压。二防喷器的试压要求：防喷器现场安装后
25、，需用堵塞器或试压短节对防喷器组用清水试压。先低压试验压力 1.42.1MPa，稳压时间不少于 10 分钟，密封部位无渗漏为合格。然后试压到设计压力值，稳压时间不少于 10 分钟，压降不大于 0.7MPa，密封部位无渗漏。三压井管汇、节流管汇的试压要求：压井管汇、节流管汇、防喷管线现场安装后，用清水试压到设计压力值，稳压时间不少于 10 分钟，压降不大于 0.7MPa，密封部位无渗漏。四放喷管线的试压要求：放喷管线用清水试压 10 MPa，稳压时间不少于 10 分钟，压降不大于 0.7MPa，密封部位无渗漏。五内防喷工具的试压要求：内防喷工具现场用清水试压到设计压力值，稳压时间不少于10 分钟
26、，压降不大于0.7 MPa，密封部位无渗漏。其次十一条 井控装置在使用中按以下规定执行一防喷器的使用要求：1. 作业队要定岗检查与保养，保证井控装备处于待命状态。防喷器在卸下备用期间应保养，并妥当保管。2. 严禁在防喷器闸板未完全翻开的状况下进展起下管柱作业。3. 半封闸板只能用于封闭油管本体，制止用其封闭油管接箍、钻铤和方钻杆；全封闸板只能用于空井状况下的关井；环形防喷器可在任何工况状况下进展关井。一般在空井状态下优先使用全封闸板关井，在全封闸板刺漏时，再用环形防喷器进展应急处置。4. 具有手动锁紧机构的液动闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。翻开闸板前， 应先手动解锁。锁紧和解锁都应一次到位
27、，然后回转 1/41/2 圈。5. 环形防喷器关闭后，在关井套压不超过7MPa 的状况下，可以用环形防喷器进展不压井起下钻作业，但必需使用 18斜坡接头的钻杆，起下钻速度不得大于 0.2m/s。环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过 14MPa 状况下，允许管柱以不大于 0.2m/s 的速度上下活动；制止转动井内的管柱；制止接箍通过闸板防喷器；制止平台肩接箍通过环形防喷器胶芯。6. 翻开油气层前，每周活动一次闸板防喷器的半封和全封在空井时；翻开油气层后，起下作业前或防喷演习时，应活动一次闸板防喷器的半封和全封在空井时。7. 在防喷器上法兰面上起下管柱作业时，上法兰必需装保护装置。8.
28、防喷器连续使用 20 天，应进展一次试压；拆装及更换防喷器部件后，应按标准再次进展试压。每班对井口法兰连接螺栓进展一次紧固检查。9. 油管传输射孔、诱喷、求产等工况，严禁将防喷器当作采油树使用，必需换装采油树。二防喷器掌握系统的使用要求：1. 作业队要定岗，每班检查一次远程掌握台的储能器与管汇压力、电泵与气泵运转状况、液控管线、油量等，觉察问题马上进展整改，保证防喷器掌握系统处于完好状态。2. 防喷器掌握装置的掌握手柄都应标识，不准随便扳动。3. 防喷器掌握台、液压管线不使用时，端口的油壬要加以保护。三采油树和简易井口的使用要求：1. 施工作业前应检查采油树、简易井口，确保部件齐全。2. 卸下
29、的采油树和简易井口要准时清洗、检查、保养，闸门保持全开状态。3. 检查井口四通法兰的钢圈槽、顶丝、阀门并进展保养或更换。4. 当油管悬挂器坐入四通后应将顶丝全部顶紧。5. 双阀门采油树在正常状况下使用外侧阀门，内侧阀门保持全开状态。6. 放喷或求产时，应承受节流阀或油嘴放喷，严禁使用采油树阀门掌握放喷。四压井、节流管汇的使用要求：1. 各阀门要进展编号并标明开关状态，作业队要定岗每班检查开关状态，并活动开关一次，准时进展保养。2. 制止使用压井、节流管汇进展注灰作业。五内防喷工具及其它井控装置的使用要求：1. 操作台上或井口四周应备有能连接井内管柱的防喷单根组合管柱时、内防喷工具、防窜装置工具
30、、简易井口、变扣接头等防喷装置。2. 作业队要定岗检查保养，每班检查开关是否敏捷，备用时要处于常开状态，并保持丝扣完好清洁。其次十二条 对井控装备的治理执行以下规定：一施工单位应制定具体的井控装置现场治理、操作及维护保养制度。二作业队的液控防喷器和远程掌握台、35MPa 及以上的节流、压井管汇，每两个月回井控车间进展检修；假设作业周期超过两个月，施工完毕后回井控车间进展检修。小修用手动防喷器每三个月回井控车间检修。全部井控设备损坏、试压不合格、开关 不敏捷等状况，现场解决不了时应马上回井控车间检修。旋塞阀等内防喷工具每 6 个月回厂检测、试压。三井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房
31、温度应满足配件及橡胶件贮存要求。其次十三条 全部井控装置及配件必需是经中油集团公司认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。第五章 作业过程的井控要求其次十四条 井下作业井可分为常规作业井和带压作业井两种。常规作业井必需先进展洗压井作业方可进展下步工序；带压作业井的井口压力值必需满足带压作业设备的可控范围。其次十五条 洗压井作业的井控要求洗压井作业时，必需严格按洗压井作业标准进展施工。一洗压井作业前，应先用节流阀掌握放压。二在压井管汇装单流阀，节流管汇装节流阀，用符合设计要求的压井液循环洗压井一周以上，并掌握出口排量与进口排量保持根本平衡。三循环洗压井中计量增减量，假设漏失严峻要实行防漏措
32、施。四进出口压井液密度差不超过 0.02 g/cm3，停泵开井观看油、套管无溢流。五高压井、高含气井、高含硫化氢井洗压井后观看时间，应大于估量起下管柱时间的 1 倍以上，观看后要用原性能压井液循环压井一周以上，然后马上进展下一步施工。其次十六条 起下泵杆作业的井控要求一井口应配备施工所需的泵杆变扣和泵杆悬挂器。二起下泵杆应在采油树或简易井口上进展作业。三对于组合抽油杆不能通过采油气树闸门时，应拆下采油气树并安装防喷器，在防喷器上进展起下作业。四发生溢流时，应马上抢装泵杆悬挂器，假设喷势较大不能安装上泵杆悬挂器，应马上将泵杆丢入井内，关闭采油气树总闸门或防喷器。其次十七条 拆卸采油气树不包括四通
33、、安装防喷器作业的井控要求一在采油气树上安装油、套管压力表，观看30 分钟以上，确认无压力且开井后无溢流显示，方可拆卸采油气树。假设有压力或开井后有溢流，应依据要求进展洗压井作业。二修井动力运转正常，防喷器等井控设备及工具预备齐全、完好。三拆卸采油气树时，保持连续灌入压井液至井口漏失井保持连续大排量灌入。四卸下采油气树，将带旋塞阀的提升短节连接在油管悬挂器上。五吊装防喷器并上齐上紧全部螺栓，然后通过防喷器将油管悬挂器提出采油气树四通。其次十八条 起管柱作业的井控要求一起管柱前油气层已射开要按设计要求进展压井。二起管柱过程中，由资料员或三岗位场地工坐岗观看，计量、灌注操作并填写坐岗记录。每起 1
34、0-20 根油管2-3 柱钻杆或 1 柱钻铤，要向井内灌注一次压井液，并保持液面在井口。油套管不连通的状况下应加大灌注频率。三如觉察以下状况说明已发生溢流或疑似溢流，应马上停顿起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进展压井，确认正常前方可连续施工。1. 计量灌入的压井液量小于所起出的油管体积油、套管连通时为油管本体体积； 油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和。2. 未灌注且液面在井口。3. 停顿起管柱时，井口油、套管出口压井液仍旧外溢。四如觉察以下状况说明已产生漏失，应计量每小时漏失量。如漏失量较小， 液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入连续起管
35、柱作业；如漏失量严峻，液面不能够灌至井口，应停顿起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，制定有效的工艺措施方可连续施工。1. 计量灌入的压井液量大于所起出的油管体积油、套管连通时为油管本体体积； 油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和。2. 液面灌不到井口。五在起带封隔器等大直径工具管柱时，在油层上部 300 m 范围内应掌握起钻速度0.2-0.3m/s 或 30-50s/单根，如消灭抽汲现象，要马上停顿起管柱作业，用压井液循环或挤压井一周，并开井观看 30 分钟以上，无溢流试起 10 根管柱，如仍消灭抽汲现象，则停顿起管柱，按起下管柱关井程序关井，实行其它有效措施方可连续施工。六在起组合
36、管柱和工具串管柱作业时，必需配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根和变扣接头。七作业队未接到下步作业方案，不应起管柱作业；起完管柱后要马上进展下步作业。其次十九条 下管柱作业的井控要求一下管柱作业时应连续作业，由资料员或三岗位场地工进展坐岗计量， 并填写坐岗记录。二如觉察以下状况说明已发生溢流或疑似溢流，应停顿下管柱作业，马上按起下管柱关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进展压井，确认正常前方可连续施工。1. 计量井筒内返出的压井液量大于所下入的油管体积油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和。2. 停顿下管柱时井口油、套管出口压井液仍旧外溢。
37、三如觉察以下状况说明已发生漏失，应计量漏失速度。如漏失量较小 ，液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入连续下管柱作业；如漏失量严峻，液面不能够灌至井口，应停顿下管柱作业，按起下管柱关井程序关井，进展堵漏作业前方可连续施工。1. 计量井筒内返出的压井液量小于所下入的油管体积油、套管连通时为油管本体体积；油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和。2. 井口不返液。四在下组合管柱和工具串管柱作业时，必需配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根和变扣接头。第三十条 冲砂作业的井控要求一冲砂前用能平衡目的层地层压力的压井液进展压井。二冲砂作业必需安装闸板防喷器和自封封井器有钻台的井安装导流管，冲砂单根
38、安装旋塞阀。三冲砂作业时资料员或三岗位场地工坐岗观看、计量循环罐压井液量， 并填写坐岗记录。四如循环罐液面上升、出口流量大于进口流量或停泵后出口压井液仍外溢，说明已发生溢流或疑似溢流，应马上停顿冲砂作业，循环洗井至出口无砂。关闭旋塞阀、关闭半封闸板，求取套管压力，确定压井液密度，按要求进展压井，确认正常前方可连续施工。五如循环罐液面降低、出口流量小于进口流量或不返液，说明已发生漏失。如漏失量较小能够建立循环和正常携砂，可增大排量连续冲砂作业；如漏失量严峻出口返液较小、不能正常携砂，应停顿冲砂作业，抢提出冲砂管柱至原砂面以上，接旋塞阀活动管柱沉砂，制定有效的工艺措施方可连续施工。六冲砂至设计井深
39、后循环洗井一周以上，停泵观看30 分钟以上，井口无溢流时方可进展下步作业。第三十一条 起下电泵作业的井控要求一起下电泵作业时，执行起下管柱作业的程序。二井口必需有剪断电缆专用钳子。三起下电泵必需连续作业，发生溢流时，应马上停顿起下电泵作业，用专用钳子剪断电缆，按起下管柱关井程序关井。四假设起下电泵机组时发生溢流，假设井架高度能起出电泵机组的则直接起出电泵机组，否则将电泵机组丢入井内，按空井关井程序关井。第三十二条 不连续起下作业时的井控要求起下管柱因特别状况必需停顿作业时，要灌压井液至井口，空井筒可直接关闭防 喷器全封闸板或在防喷器上装简易井口；井内有管柱时，用上部带旋塞阀的提升短节， 将油管
40、悬挂器坐入采油树四通，顶紧全部顶丝，关闭旋塞阀。也可在防喷器上安装采 油树或简易井口，油、套管装压力表进展监测。第三十三条 拆卸防喷器、安装采油气树不包括四通作业的井控要求一用设计要求的压井液循环压井。二开井观看 30 分钟以上，井口无溢流显示方可拆装作业。三修井动力工作正常，采油气树及配件工具预备齐全。四保持连续灌压井液至井口漏失井保持连续大排量灌入。五用带旋塞阀的提升短节将油管悬挂器接到油管上并上紧。六将油管悬挂器座入采油气树四通，对角顶紧全部顶丝。七先卸下防喷器，然后再卸下提升短节，安装采油气树，并上全上紧所有螺栓。第三十四条 油管传输射孔作业的井控要求射孔作业原则上承受油管传输射孔，假
41、设特别状况下需进展电缆射孔，需由油气建设生产单位联合施工单位进展技术方案论证并备案。射孔前应验证射孔段以上套管密封性，如有漏失、破损，严禁射孔作业。一采油(气)树压力级别要与地层压力相匹配。二采油(气)树井口现场安装后要整体试压，合格前方可进展射孔作业。三下射孔管柱前要安装防喷器、压井节流管汇、放喷管线、测试流程并试压合格。四下放射孔管柱应掌握均匀速度0.2-0.3m/s 或 30-50s/单根，操作要平稳。五定位校深、调整管柱后拆下防喷器，按要求安装好试压合格的采油气 树后，方可点火射孔。六射孔后检查采油气树及地面流程密封部位的密封性，如采油气树连接部位和闸门有刺漏则马上进展压井；如节流管汇
42、、放喷管线有刺漏则马上关井， 进展更换。七射孔后关井观看不少于4 小时，起管柱前应依据测压数据或井口压力状况确定压井液密度和压井方法进展压井，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。第三十五条 测试作业的井控要求一地层测试作业下测试管柱前，必需安装防喷器并试压合格。1. APR 地层测试作业管柱完成后，拆下防喷器，按要求安装全套采油气树，上全上紧全部螺栓。2. MFE 地层测试作业，开井前安装测试树，并与地面压井节流管汇连接。3. 下联作测试管柱时，必需按操作规程掌握起下管柱速度，防止消灭挤压和感动压力。4. 开井后要观看放喷出口显示及压力变化，检查密封部位的密封状况。5. 开井时假设封隔器失封，环空
43、液面下降，灌满井筒后，应换位坐封，假设无效则马上进展井下关井，压井后重下测试管柱。二翻开油气层后的试井作业1. 试井作业时必需安装完整的采油树或在防喷器上安装简易井口 ,并安装防喷管和防喷盒。2. 作业队人员应亲热协作试井人员做好井口的防喷工作。3. 防喷管和防喷盒如有刺漏，应将试井工具起至防喷管内，关闭清蜡闸门。如刺漏严峻，无法上提钢丝或电缆，则应剪断钢丝或电缆，关闭清蜡闸门。三生产测井作业1. 施工前必需对 BOP 和防喷装置进展保养，检查零部件是否完整。2. 测试作业时必需安装采油树或完整的简易井口并安装防喷装置和 BOP。3. 井下作业人员应协作测试人员安装井口防喷装置，做好井口的防喷
44、工作。4. 施工过程中要依据要求掌握好起下速度，亲热留意张力变化。第三十六条 诱喷作业的井控要求诱喷作业前采油气树必需安装齐全，上紧各密封连接部位的螺栓。一抽汲诱喷作业1. 必需在采油气树上安装防喷盒、防喷管，防喷管长度应大于抽子和加重杆的总长 1.0m 以上。2. 抽汲出口使用钢制管线与罐连接，并用地锚按标准固定。3. 对压力系数大于 1.0 的地层，应掌握抽汲强度。每抽汲一次，将抽子起至防喷管内，关闭清蜡闸门，观看 5-10 分钟，无自喷显示时，方可进展下一次抽汲。4. 抽汲放喷管线出口有喷势时，应停顿抽汲作业。放喷观看不喷后，方可连续抽汲作业。5. 假设防喷盒、防喷管刺漏，应强行将抽汲工
45、具起至防喷管内，关闭清蜡闸门。6. 解释为气层的地层严禁进展抽吸作业；严禁在高压油气井用抽汲方法诱喷作业。二气举排液根本要求1. 油层已经射开的井，不允许用空气进展气举排液，应承受液氮进展排液。2. 老井负压射孔作业，严禁承受空气气举降液面的作法，须用氮气气举。3. 井封层上返井，应按标准试压合格，洗井彻底脱气前方可进展空气气举排液作业。4. 高压油气井气举诱喷时，应配备高压地面流程并固定。5. 气举诱喷施工完毕后应掌握放喷，将井内气体放掉。三连续油管气举排液1. 用连续油管进展气举排液、替喷等作业时，必需装好连续油管防喷器组，并试压合格。2. 连续油管进展气举排液时，应边气举边加深至设计深度。3. 排喷后马上起连续油管至防喷管内，关闭采油气树清蜡闸门。4. 假设防喷盒失效且刺漏不严峻，应将连续油管起至防喷管内，关闭采油气 树清蜡闸门，更换损坏部件。5. 假设防喷盒刺漏严峻，无法将连续油管起至防喷管内时，应关闭半封，更换旋转防喷器胶芯前方可连续施工。6. 假设管体裂开，连续油管无法起出，应先关闭半封，然后关闭悬挂闸板，再关剪切闸板切断连续油管，将连续油管上提 30cm 后，关全封闸板，掌握住井口。第三十七条 钻塞作业的井控要求一钻封层灰塞作业1. 钻塞前用能平衡目的层地层压力的压井液进展压井。2. 必需安装闸