长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则_钻井井控实施细则附件

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长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为有效地预防井喷、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，依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。

第二条 各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条 井控工作是一项系统工程。长庆油田的勘探开发、工程技术、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。

第四条 长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。

第五条 本细则规定了长庆油田井控设计；井控装臵配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处臵；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章 井控设计

第六条 每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配臵、技术及监管措施。长庆油田钻井井控风险分级如下：

1.气田：

一级风险井：“三高”区块井、甩开区域探井、欠平衡井。

二级风险井：一级风险区以外的气井。2.油田：

一级风险井：“三高”区块井、欠平衡井。

二级风险井：水平井、探井、评价井、调整更新井、侧钻井。

三级风险井：其它油田开发井。

第七条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

一、井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门

能含H2S(或CO)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。

二、在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500米以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注泄压等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第十一条 钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力和保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

一、同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

二、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

三、在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100M，套管下深应封住开采层并超过开采段100M。

四、表层套管下深应满足井控安全，进入稳定地层30米以上，固井水泥返至地面，且封固良好。技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全要求，油气层套管应满足固井、完井、井下作业及油(气)生产需求；水泥返高执行油气田开发方案。

33井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm或3.5MPa；气井为0.15g/cm或5.0MPa。

第十四条 钻井工程设计书还应包括以下内容：

一、满足井控装备安装的钻前工程及井场布臵要求。

3二、钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，H2S、CO等有毒有害气体的安全防护措施。

三、满足井控安全的井控装备配套、安装和试压要求。

四、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装臵和灌注装臵的配备要求。

五、地层破裂压力试验及低泵冲试验要求。

第十五条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S、CO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增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》标准选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十六条 欠平衡作业时，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控、防火、防H2S、CO等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m(50ppm)的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。

合见附图二。

2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图

六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。

（二）气田二级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图三

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图

五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。

二、油田

（一）油田一级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器.防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合附图三或附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。

3、配臵单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相

放不超过半年，油井现场使用或存放不超过一年。超过使用期，必须送井控车间检修。

二、井控装臵已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装臵完好的基础上可延期到完井。

三、实施压井作业的井控装臵，完井后必须返回井控车间全面检修。

第二十条 井控装臵在井控车间的检修，检修内容按SY/T 5964-2006《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》、SY/T 5323-2004《节流和压井系统》、SY/T 5053-2000《防喷器及控制装臵》等规定执行。

第二十一条 设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装臵。

第二十二条 井控装臵安装标准。

一、表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差≤10mm。

二、底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；井口用水泥回填牢固。

三、顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

四、各法兰钢圈上平，螺栓齐全，对称上紧，螺栓两端公扣均匀露出。

五、防喷器用四根≥Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对

0°

五、电源应从配电板专线引出，并用单独的开关控制。

六、远程控制台处于待命状态时，油面高于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为18.5-21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

七、远程控制台上剪切闸板的换向阀手柄用限位装臵控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开、关状态一致。

第二十四条 井控管汇应符合如下要求：

一、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

二、四通两侧各装两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

三、天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，必须使用经过检测合格的管材；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。高含硫天然气井节流管汇、压井管汇、防喷管线应采用抗硫的专用管材。

四、高压专用耐火软防喷管线每口井必须进行试压和外观检查，防止失效。

五、节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

六、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道

十三、所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力表量程为40MPa和10MPa，油井节流压井管汇中高压量程表量程为25Mpa，低压量程表量程不超过10Mpa。压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。

十四、放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。

十五、天然气井配备专用点火装臵或器具。第二十五条 井控装臵的试压

一、井控装臵下列情况必须进行试压检查

1、井控装臵从井控车间运往现场前；

2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后；

4、进行特殊作业前。

二、井控装臵试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力，并做1.4-2.1 MPa的低压试验。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过检修周期或预计不能在检修周期内

4⑵用压缩空气将防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。将防喷管线、节流及压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。第二十七条 井控装臵的使用执行以下规定

一、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。

二、套压不超过7MPa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0.2M/s。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

三、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

四、环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

五、当井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。

六、关井时井内管柱应处于悬吊状态。

七、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

八、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（在有钻具的条件下）。

69、关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀。

10、将远程控制台的管汇压力调整到规定值。操作剪切闸板防喷器时应注意：

1、加强对远程控制台的管理，绝不能因误操作而导致管柱损坏或更大的严重事故。

2、操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位臵，同时按应急预案布臵警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作。

3、处理事故剪切管柱后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用。

4、剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。

5、现场配备直径127mm、直径88.9mm的钻杆死卡各一副。

十二、平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。

十四、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

十五、套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

8人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇、液位(溢流)监测报警仪的维护、检查。

二、对所有井控装臵的管理必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制。保养和检查必须要填写记录。

三、井控车间应设臵专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度、湿度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第三十条 所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品。

第四章 钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条 钻井承包商井控管理人员在现场检查过程中，发现问题要及时监督整改。

一、指导钻井队制定有针对性的井控措施和应急预案。

二、检查钻井队钻井液密度及其它性能、储备的加重钻井液、加重材料数量符合设计要求。

0行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。如果在本井组中任一口井发生油气侵，后续井必须按照第一口井验收程序验收。

六、经检查验收合格，由验收小组负责人签字批准后方能钻开油气层。

第五章 油气层钻进过程中的井控作业

第三十四条 有下列情况之一者，不准钻开油气层：

一、未执行钻开油气层申报审批制度；

二、未按设计储备加重钻井液和加重材料；

三、井控装备未按要求试压或试压不合格；

四、井控装备不能满足关井和压井要求；

五、内防喷工具配备不齐或失效；

六、防喷演习不合格；

七、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十五条 在油气层钻井过程中要加强坐岗观察，及时发现溢流。坐岗要求为：实行钻井、录井双岗坐岗，坐岗人员每15分钟按钻井、录井坐岗观察记录要求记录一次坐岗情况。

一、钻井队坐岗内容为：钻井液出口量变化、性能变化

二、在钻开油气层后起下钻作业时应：

1、起钻前充分循环钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，进出口密度差不超过0.02g/cm。起下钻中注意观察、记录、核对起出(或下入)钻具体积和灌入(或流出)钻井液体积；要观察悬重变化；防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。

2、每起3-5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻铤、重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。

3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，关井循环，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s；

4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液,防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。要认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。

5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一

4溢流量增大来不及起出电缆时，剪断电缆，实施关井，视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施；不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。

二、下套管、固井作业措施

1、气井和一级风险油井在下套管前必须更换与套管尺寸相同的防喷器闸板；其它油井在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井使用。

2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。

4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

三、对一级风险油气井的固井质量应使用变密度测井或其它先进有效的测井技术进行质量评价，对于固井质量存在严重问题的井，要采取水泥挤封等有效处理措施，确保封固良好，达到井控要求。

第三十九条 空井及处理井下事故措施

一、打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速

6观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气侵现象消除，恢复正常钻进。

第四十三条 无论何种工况或遇到任何井下复杂情况，发现溢流征兆或溢流，都要坚持“疑似溢流关井检查，发现溢流立即关井”的原则，立即关井，控制井口。关井前要发出报警信号，报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛；长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。

第四十四条 关井时要严格执行操作规定程序(见附件1-

1、附件1-2)迅速关井；并做到：

一、发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。

二、关井应注意的问题

1、关井前

(1)必须清楚压力级别及控制对象。

(2)控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。(3)了解各控制闸阀开启状况。

2、关井(软关井)(1)关井前必须首先保证井内流体有通道。

(2)环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装臵。

(3)关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆

84、开井前一定要从节流阀处泄压，开各种闸阀的顺序是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开、关困难。严禁以开防喷器的办法进行泄压。

第四十五条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施。

一、关井立管压力为零时的处理

关井后立管压力为零表明钻井液静液柱压力足以平衡地层压力，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使环空钻井液静液柱压力降低所致。

1、关井套压为零时，保持原钻进排量、泵压，以原钻井液全部打开节流阀循环、排除受污染的钻井液即可。

2、关井套压不为零时，应控制回压维持原钻进排量和泵压排除溢流，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。

二、关井立管压力不为零时的处理

根据井身结构的不同可采用边循环边加重、一次循环法(工程师法)及二次循环法(司钻法)等常规压井方法，也可以采用臵换法、压回法等特殊压井方法以及低套压压井法等非常规压井方法压井。

三、在压井作业中，始终控制井底压力略大于地层压力排除溢流，重建井眼——地层系统的压力平衡。

四、根据计算的压井参数和本井的具体条件，如溢流类

0

四、地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。

第六章 防火、防爆、防H2S及CO措施

第四十七条 井场布臵要求

一、油气井井口距离高压线及其它永久性设施≥75m；距民宅≥100m；距铁路、高速公路≥200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等≥500m。

二、在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设臵在井口装臵及储油设施季节风的上风侧位臵；锅炉房与井口相距≥50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距≥20m。

三、井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设臵明显的安全防火标志，并悬挂牢固。

第四十八条 防火防爆要求

一、井场严禁吸烟, 需要使用明火及动用电气焊前，严格按SY/T5858-2004《石油工业动火作业安全规程》规定办理动火手续、落实防火防爆安全措施，方可实施。

二、柴油机排气管不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装臵。

3循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制。

三、远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制。

四、电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备。

五、使用通用电器集中控制房或MCC(电机控制)房，地面使用电缆槽集中排放。

第五十一条 含硫油气井严格执行SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、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，避免环境污染和人身伤亡。

一、钻井队技术人员负责防H2S或CO安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防H2S或CO安全技术交底，并充分做好H2S、CO的监测和防护准备工作，对可能存在H2S或CO的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。

二、在井架、钻台上、井场盛行风入口处等地应设臵风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

三、在气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。防爆排风扇吹向应科学

4启动应急程序，现场应：

1、戴上正压式空气呼吸器；

2、实施井控程序，控制硫化氢或一氧化碳泄漏源；

3、向上级(第一责任人及授权人)报告；

4、指派专人至少在主要下风口距井口100米、500米和1000米处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密；

5、切断作业现场可能的着火源；

6、撤离现场的非应急人员；

7、清点现场人员；

8、通知救援机构。

七、当检测到空气中H2S浓度达到150 mg/m3（100ppm）或CO浓度达到375mg/m3（300ppm）的危险临界浓度值时，启动应急预案，除按五、六中的相关要求行动外，立即组织现场人员应全部撤离，现场总负责人应按应急预案的通信表通知（或安排通知）其他有关机构和相关人员（包括政府有关负责人）。由施工单位和建设单位按相关规定分别向上级主管部门报告。

八、当井喷失控时，按下列应急程序立即执行： 1．关停生产设施；

2．由现场总负责人或其指定人员向当地政府报告，协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；

二、立即撤出现场人员，疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡；

三、分析现场情况，及时界定危险范围，组织抢险，控制事态蔓延；

四、按应急程序上报，保持通讯畅通，随时上报井喷事故险情动态，并调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救。

第五十三条 不同险情下的汇报程序

一、发生油气侵后由钻井队按《钻井队井控应急预案》和本细则第四十三条处臵，立即汇报到钻井承包商应急办公室，并随时汇报处臵情况。

二、发生溢流后钻井队立即汇报到钻井承包商应急办公室，按本细则第四十四条处臵，由钻井承包商立即汇报到油田公司项目组，项目组根据处臵情况在24小时内上报油田公司应急办公室。

三、发生井涌、井喷后立即汇报到钻井承包商和油田公司项目组，按本细则第四十四条、第四十五条、第四十六条处臵，钻井承包商和油田公司项目组在接到汇报后立即汇报到油田公司应急办公室，并随时汇报处臵情况，在24小时之内上报集团公司应急办公室。

四、发生井喷失控、井喷失控着火后立即汇报到钻井承包商、油田公司应急办公室，并在2小时之内上报集团公司

8大量喷水降温，保护井口装臵，防止着火或事故进一步恶化。

三、井喷失控后应立即向上级主管单位或部门汇报，迅速制定抢险方案，统一领导，由一人负责现场施工指挥，技术、抢险、供水、治安、生活供应、物资器材供应、医务等分头开展工作。并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。在相关部门未赶到现场之前，由钻井队井控领导小组组织开展工作。抢险方案要经上级主管部门批准后执行。

四、由安全环保监管部门负责，测定井口周围及附近天然气和H2S等有毒有害气体含量，划分安全区域，用醒目标志提示。在非安全区域的工作人员必须佩戴正压式呼吸器。

五、消除井口周围及通道上的障碍物，充分暴露井口。未着火井清障时可用水力切割严防着火，已着火井要带火清障。同时准备好新的井口装臵、专用设备及器材。

六、井喷失控着火后，根据火势情况可分别采用密集水流法、大排量高速气流喷射法、引火筒法、快速灭火剂综合灭火法、空中爆炸法以及打救援井等方案灭火。

七、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，以及因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它作业。

八、在处理井喷失控过程中，必须做好人身安全防护工

0喷失控或着火的处理:

1、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臵进行可能的保护；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。

2、采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固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。

十二、含H2S、CO井井喷失控后的处理：

当油气井H2S浓度达到150mg/m（100ppm）或CO浓度达到375mg/m(300ppm)时，在人员生命受到巨大威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火；油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任(特殊情况由施工单位自行处臵)。并按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的要求做好人员撤离和人身安全防护。

2第五十八条 井控培训要求

一、时间要求

1、初次持证培训时间：现场操作人员、现场服务人员不低于80课时，专业技术人员、生产和安全管理人员不低于120课时。

2、井控复审培训：2年复审培训一次，培训时间不低于24课时，经考核合格后方可核发证书，不合格者重新培训取证。

3、必须采用脱产集中培训的方式。受训人员要集中到井控培训单位进行系统培训。施工现场的井控培训可以作为提高人员操作技能的帮促手段，但不能依此换发证。

4、岗位操作人员井控培训实践授课和操作时间不低于总课时的1/3。

二、考核要求

1、井控培训考核由井控培训单位组织，井控培训工作由油田公司工程技术管理部门监督、检查。

2、井控培训考核分为理论考试和实践操作两个部分，理论考试满分为100分，70分为合格；实践操作考核分为合格和不合格，考核合格后才能发证。

3、考核应按中国石油天然气集团公司井控培训大纲划分不同岗位人员分别进行，理论考试采取闭卷形式，考试题从中国石油天然气集团公司及井控培训单位各类井控培训

三、其它有关井控规定和标准。

四、强化井控培训的针对性和适应性。各级各类人员在井控培训后必须掌握的重点内容为：

1、现场操作人员掌握的重点内容包括及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井的措施方法，井控装臵的熟练安装、使用、日常维护和保养等。

2、专业技术人员掌握的重点内容包括正确判断溢流方法、正确关井步骤、压井设计编制、压井程序、压井作业实施，井控装臵故障的正确判断、一般故障的排除，正确处理井喷及井喷失控等。

3、生产管理人员掌握的重点内容包括井控工作的全面监督管理、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。

4、现场服务人员掌握的重点内容包括井控装臵的结构、工作原理、安装、调试、维修、故障判断和排除等。

5、相关技术人员掌握的重点内容包括井筒内各种压力概念以及相互关系、溢流的主要原因和显示以及发生井控险情时配合要求等。

第九章 井控管理组织及职责

第六十条 油田公司井控管理组织机构

6落实工作；

2、负责井控技术管理制度和装备配套标准的落实；

3、负责与施工队伍安全生产合同的签定，明确双方井控安全责任；

4、负责组织对所管辖井的开工验收及过程管理工作；

5、组织开展现场井控安全检查，督促施工单位及时整改存在的问题；

6、负责收集、整理井控资料，建立井控设备台帐，掌握井控工作动态，按规定及时上报井控险情；

7、负责月度、季度、年度井控工作的总结、上报；

8、制定本单位的井喷或井喷失控应急预案，督促和组织施工队伍进行井控演练;

9、负责检查施工队伍井控操作证持证情况。第六十二条 钻井承包商应按照集团公司规定，建立健全井控管理组织机构和制度、明确管理责任并负责落实。

第六十三条 各级负责人按照“谁主管、谁负责”的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。

第十章 井控管理制度

第六十四条 井控培训合格证制度

8第六十五条 井控装臵的安装、检修、试压、现场服务制度

一、井控装臵的检修、保养及巡检必须由专业的井控车间负责服务。钻井队在用井控装备的管理、操作应有专人负责，并明确岗位职责。

二、钻井队使用的井控装臵达到检修周期后送井控车间进行维修、检验。

四、钻井队应定岗、定人、定时对井控装臵、工具进行检查、维护保养，并认真填写保养和检查记录。

五、井控管理人员、HSE监督员及井控车间服务人员在监督、巡检中要及时发现和处理井控装臵存在的问题，确保井控装臵随时处于正常工作状态。

六、严格执行《中国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定》(中油工程字[2006]408号)。井控装备出厂总年限达到规定时间的应立即停用，确需延期使用的井控装备，必须经第三方检验并合格，延期使用最长三年。

七、钻井承包商应建立井控装备台帐,见附件1-10。第六十六条 钻开油气层前的申报、审批制度

一、钻开油气层前100m，钻井队通过全面自查自改，确认准备工作就绪后，填写《钻开油气层检查验收证书》(见附件1-8)，按第三十三条 《钻开油气层前的井控验收》

三、四款规定执行。

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