1、中國石油冀東油田公司石油與天然氣鉆井井控實施細則第一章 總 則第一條為貫徹集團公司石油與天然氣鉆井井控規定和相關標準規范，確保冀東油田井控工作的有效開展，防止井噴失控事故的發生，結合油田實際，特制定本細則。第二條 井噴是鉆井事故，井噴失控是災難性事故。一旦發生井噴失控或著火爆炸，將會打亂正常的生產和工作秩序，造成人員傷亡、設備毀壞、油氣井報廢、油氣資源破壞和環境污染等嚴重后果。第三條鉆井井控工作是一項要求嚴格的系統工程，涉及到勘探開發、鉆井工程、安全環保和教育培訓等部門。各單位各部門必須認真貫徹“安全第一、預防為主、綜合治理”的方針，牢固樹立“井噴是可以預防的、井噴失控是可以避免的”、“井噴失

2、控是責任事故”的理念，堅持“井控、環保，聯防聯治”的原則，構建完善“積極井控”長效機制，加強井控基礎工作，堅決杜絕井噴失控事故的發生。第四條 鉆井井控技術是保證石油天然氣鉆井安全的關鍵技術。做好井控工作，既有利于發現和保護油氣層，又可有效地防止鉆井井噴、井噴失控事故的發生。第五條 本細則規定了冀東油田鉆井井控風險分級和管理、井控設計、井控裝置、鉆開油氣層前的準備和檢查驗收、油氣層鉆井過程中的井控作業、防火、防爆、防硫化氫措施和井噴失控的處理、井控管理制度等九個方面的內容。第六條 本細則適用于冀東油田鉆井作業的井控管理。油田有關部門、單位及進入冀東油田區域作業的鉆井和專業技術服務單位必須執行本細

3、則。第二章 井控風險分級與管理第七條 井位踏勘、鉆前準備和編制鉆井設計時，必須進行井控風險識別，針對主要危害和重要環境因素，制定有針對性和可操作性的防控措施和應急措施。第八條 根據油田實際，從設計井的地質條件、地面環境和工藝技術難度等入手，鉆井井控風險分為三級：一級風險井：區域探井、天然氣井、地層壓力系數大于1.35的井、地層天然氣中硫化氫含量大于50ppm的井、深層潛山井、欠平衡鉆井和海洋鉆井平臺施工井。二級風險井：探井、評價井、地層壓力系數在1.1-1.35的開發井，地層天然氣中硫化氫含量為10-50ppm的井、水平井、側鉆及中途測試等特殊工藝井，NP1-1人工端島和NP1-2 、NP1-

4、3、 NP4-1、NP 4-2人工島上施工的其它井。三級風險井：除一、二級井控風險井之外的其它井。第九條 井控風險的管理實行分級負責制。（一）工程技術處是井控風險識別的歸口管理部門，主要職責是：負責修訂完善井控風險分級管理制度。負責協調解決井控一級風險井實施過程中反映的井控技術問題。負責組織一級井控風險井目的層前及欠平衡鉆井作業施工前的檢查驗收。（二）建設單位的主要職責：負責組織有關單位人員進行井位勘查。當提供的井場條件不能滿足本細則第十三條第二款要求時，組織召開井控風險論證會。負責按井控風險級別選擇相應的施工隊伍。及時協調解決施工單位反映的井控技術問題。接報現場井控險情匯報，及時趕赴現場支持

5、、協調險情處置工作。（三）地質設計部門的主要職責：負責單井地質條件的風險分析并做出相應的提示。（四）工程設計部門的主要職責：根據地質、地面條件和工藝技術難度確定井控風險級別。（五）工程監督單位主要職責：負責井控一級風險井的現場駐井監督檢查工作。負責二、三級井控風險井開工驗收和鉆開油氣層的檢查驗收工作。負責各級鉆井井控檢查提出隱患整改落實、復查驗收工作。接報現場井控險情匯報，及時趕赴現場監督、協調險情處置工作。（六）施工單位的主要職責：參加建設單位組織的井位勘查。負責單井風險識別，制定針對性井控管控措施和應急預案。組織歷次開鉆前和打開油氣層前的預驗收，向冀東油田工程監督單位申報歷次開鉆和打開油氣

6、層前的驗收。負責所屬施工隊伍溢流、井涌等井控險情的處置工作。負責本單位日常的井控監督檢查與考核。第十條 削減和控制井控風險的措施，包括但不局限于以下方面：（一）在選擇井位時，高含硫油氣井、欠平衡井、預探井盡量避開高危地區，不具備條件的不得實施欠平衡鉆井。（二）在鉆機選用上必須考慮適當的井架底座高度，任何井口裝置、工具的安裝要為井控裝置和搶險裝備的安裝留有合理空間，為復雜井的鉆井和井噴搶險提供必要條件。 （三）根據井控風險級別選擇施工隊伍。一級井控風險井，一般應由具備集團公司甲級資質的隊伍施工，二級井控風險井，應由具備集團公司乙級以上資質的隊伍施工。若施工隊伍資質不能滿足要求，由施工單位制定安全

7、保障措施，經其上級井控主管部門領導批準后向建設單位提出申請，經建設單位、油田井控辦公室和公司主管領導同意后方可施工。第三章井控設計第十一條 井控設計是鉆井地質設計和工程設計的重要組成部分，地質和工程設計單位要嚴格按照井控設計的有關要求進行設計、審批和變更。設計（包括補充設計和變更設計）沒到位不得施工。第十二條 進行地質設計前，建設單位負責組織相關單位對設計井井口500m范圍內的居民住宅、學校、廠礦、道路、國防設施、高壓電線、水資源等情況和風向變化，井口150m范圍內的地下油氣水管道、電纜、光纜等地下設施及其走向和深度等情況進行勘察和調查，并標注說明。第十三條 地質設計要執行相關標準和以下規定：

8、（一）在地質設計中應明確標注對井位周邊環境的勘查結果。江河、干渠周圍鉆井應標明河道、干渠的位置和走向等。（二）地質設計中應明確所提供井位是否符合以下條件：油氣井井口距離高壓線及其它永久性設施不小于75m；距民宅不小于100m；距鐵路、高速公路等不小于200m；距學校、醫院、油庫、河流、水庫、人口密集及高危場所等不小于500m。井場邊緣未臨近海洋、江河、湖泊、水庫、灘涂、養殖池、鹽鹵池。（三）根據物探資料及本構造鄰井和鄰近構造的鉆探情況，在探井地質設計書中提供本井全井段預測的地層孔隙壓力、地層破裂壓力（裂縫性碳酸鹽巖地層可不作地層破裂壓力曲線，但應提供鄰井或鄰區塊已鉆井地層承壓檢驗資料）和地層坍

9、塌壓力“三壓力”曲線以及淺層氣的預測資料、鄰井實鉆資料、富含氣層位及埋藏深度資料、油氣水顯示和井噴、井漏等復雜情況，注采層位及近期測壓資料，為工程設計和施工設計提供可靠的依據。（四）調整井的地質設計應明確提供500 m范圍內的注水（氣）井（含報廢井）分布及其注水層位、壓力等情況，提供分層靜態與動態壓力數據。提供鄰井井身結構、水泥返高和固井質量等資料以及油氣水顯示和復雜情況。（五）在含硫化氫等有毒有害氣體的地區鉆井，地質設計應對其層位、埋藏深度及含量進行預測。第十四條 工程設計要執行相關標準和以下規定：（一）工程設計中應明確井控風險級別。（二）工程設計應根據地層孔隙壓力梯度、地層破裂壓力梯度、巖

10、性剖面及保護油氣層的需要，設計合理的井身結構和套管程序，并滿足如下要求：新區探井、超深井、復雜井井身結構應充分考慮不可預測因素，留有一層備用套管。在井身結構設計中，同一裸眼井段中原則上不應有兩個以上壓力梯度相差大（0.3MPa/100m）的油氣水層。套管下深要考慮下部鉆井最高鉆井液密度和溢流關井時的井口安全關井余量。（）灘海陸地導管入泥深度應超過樁基深度不小于15m；無井架基礎樁的入泥深度不少于20m，海洋鉆井平臺隔水管入泥深度應不小于50m。 （）表層套管下深應滿足井控安全及封固疏松地層的要求，坐入穩固巖層不少于10 m，固井水泥返至地面（海洋平臺鉆井表層套管水泥返至泥線以下4.0m處）。（

11、）技術套管下深要滿足封固復雜井段以及下一步鉆井中應對不同地層壓力和流體的安全要求，水泥返高一般應返至套管中性點以上300m處（海洋平臺鉆井水泥應返至上層套管鞋內50m以上），“三高”油氣井的技術套管水泥宜返至上一級套管內或地面。對于資料證實有淺層氣，應設計套管坐于淺氣層頂部，水泥應返至地面。（）油層套管應滿足完井、井下作業及油氣生產的要求，水泥應返至技術套管內或油、氣層以上300m（海洋平臺鉆井水泥漿至少應返至上層套管鞋以上100m處）。含硫化氫、二氧化碳等有害氣體和高壓氣井的油層套管、有害氣體含量較高的復雜井技術套管，其材質和螺紋應符合相應的技術要求，水泥宜返到地面。（三）明確井控裝備配置，

12、防噴器壓力等級應與裸眼井段中最高地層壓力相匹配。鉆井井口裝置配套要求：（）井控一級風險井防噴器組至少包括一個環形防噴器、一個雙閘板防噴器、一個單閘板防噴器和一個四通。欠平衡或控壓鉆井需安裝旋轉防噴器（旋轉控制頭）。人工島鉆井、區域探井、天然氣井、含硫油氣井要安裝剪切閘板防噴器。（）二級及三級井控風險井防噴器組應至少包括一個環形防噴器、一個雙閘板防噴器和一個四通。人工島鉆井安裝剪切閘板防噴器。海洋平臺鉆井按海洋石油安全管理細則要求配套防噴器組合形式：（）若有淺層氣或者地質情況不清時，隔水（導）管上安裝分流系統（或防噴器）；（）表層套管上安裝1個環形防噴器，1個雙閘板防噴器；大于133/8表層套管

13、上可以只安裝1個環形防噴器；（）中間（技術）套管上安裝1個環形、1個雙閘板（或者2個單閘板）和1個剪切全封閉閘板防噴器；（）使用復合式鉆柱的，裝有可變閘板，以適應不同的鉆具盡寸。一級井控風險井，從壓井管匯至遠程泵房接一條壓井管線。鉆井施工安裝遠程控制臺和司鉆控制臺。海洋平臺鉆井配置防噴器輔助控制臺裝置。海洋平臺鉆井使用18°錐度鉆具及大小頭配合接頭；高壓氣井、預探井鉆井，鉆井平臺應配置燃燒臂。鉆井工程設計應明確完井井口裝置的類型、壓力等級和尺寸系列。對于含硫化氫氣體的油氣井，井口裝置及井控管匯應符合SY/T 6616含硫油氣井鉆井井控裝置配套、安裝和使用規范的相應要求。（四）井口裝置

14、的基本組合形式（示意圖見附錄1）欠平衡鉆井井口裝置套管頭+四通+單閘板防噴器（剪切）+雙閘板防噴器（半封、全封）+環形防噴器+旋轉防噴器（控制頭）。一級井控風險井井口裝置（）套管頭+四通+單閘板防噴器（剪切）+雙閘板防噴器（半封、全封）+環形防噴器。（）套管頭+四通+單閘板防噴器（半封）+雙閘板防噴器（半封、全封）+環形防噴器。二級、三級井控風險井井口裝置（）套管頭+四通+單閘板防噴器（剪切）+雙閘板防噴器（半封、全封）+環形防噴器。（）套管頭+四通+單閘板防噴器（半封）+雙閘板防噴器（半封、全封）+環形防噴器。（）套管頭+四通 +雙閘板防噴器（半封、全封）+環形防噴器。（五）節流、壓井管匯的

15、壓力等級和組合形式應與全井防噴器最高壓力等級相匹配。陸地、人工島和NP1-1端島鉆井節流、壓井管匯的組合形式（示意圖見附錄2）；海洋鉆井平臺節流、壓井管匯的組合形式執行鉆井平臺裝備設計要求。在欠平衡鉆井井段應安裝欠平衡鉆井專用節流管匯，其壓力級別不低于常規防噴器額定工作壓力。（六）繪制各次開鉆井口裝置及井控管匯安裝示意圖，并提出相應的安裝、試壓要求；套管頭和四通的壓力等級必須與防噴器壓力等級相匹配。（七）工程設計應根據地質提供的資料進行鉆井液設計，平衡壓力鉆井中，鉆井液密度以各裸眼井段中的最高地層孔隙壓力當量鉆井液密度值為基準，另加一個安全附加值：油井、水井為0.05g/cm30.10g/cm

16、3或增加井底壓差1.5MPa3.5MPa；氣井為0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底壓差3.0MPa5.0MPa。在具體選擇鉆井液密度安全附加值時，應考慮地層孔隙壓力預測精度、油氣水層的埋藏深度及預測油氣水層的產能、鄰區鄰井的鉆井液密度的使用情況、地層油氣中硫化氫含量、地應力和地層破裂壓力、井控裝置配套情況等因素。對于井控一級風險井的鉆井液密度設計，含硫化氫等有毒有害氣體的地區鉆井，其安全密度附加值或安全附加壓力值應取上限。（八）施工現場必須儲備一定量的重鉆井液和加重材料，制定油氣井壓力控制的主要技術措施。加重鉆井液、加重劑和處理劑按以下要求進行設計和儲備：類型設計井深(m)重漿儲備

17、量(m3)加重劑儲備量(t)小井眼側鉆井203015陸地灘海陸岸人工島250040402500300060603000400080804000120120海洋鉆井平臺60加重材料40 油井水泥50 注：1、重鉆井液密度要大于在用鉆井液密度的0.15g/cm3（二級風險井以下），0.2g/cm3（一級風險井）。2、重鉆井液儲備罐在冬季必須有防凍措施。3、特殊井的重鉆井液和加重材料的儲備視具體情況而定。4、新構造的第一口探井或預測有硫化氫的油氣井，應備有足夠的硫化氫處理材料。5、所有的井在二開前必須儲備加重劑。探井、含淺層氣井在二開前儲備重鉆井液，其它井在鉆開目的層前300m儲備重鉆井液。提前鉆遇

18、到油氣層及高壓水層時，要立即儲備重鉆井液。6、欠平衡作業的井，宜儲備井筒容積1.52.0倍的重鉆井液。因地面條件限制，現場儲備量達不到要求的，施工單位要在現場儲備足量的加重劑，并制定和落實相應的應急措施。（九）鉆井工程設計應明確每層技術套管固井質量評價后的套管柱試壓值：套管直徑小于或等于244.5 mm的套管柱試壓值為20MPa，套管直徑大于244.5 mm的套管柱試壓值為10MPa，穩壓30min，壓降不大于0.5 MPa。應明確每層技術套管固井開鉆后，按SY/T 5623地層壓力預（監）測方法要求測定地層破裂壓力。 （十）工程設計應明確要求采取停注、泄壓和停抽等措施，鉆開注水層300-50

19、0m前對應注水井井口壓力全部降至2 MPa以下，并直到該層位套管固井候凝完為止。（十一）工程設計應詳細描述同一區域曾發生的井控險情或井噴事故、提示井控風險，明確歷次開鉆前井控裝備現場試壓值、鉆開油氣層前后對壓力控制所采取的主要技術措施。 （十二）對預探井、評價井、資料井的地層壓力隨鉆預（監）測做出明確的要求；并要求施工單位繪制該井預測地層壓力梯度曲線、設計鉆井液密度曲線、Dc指數隨鉆監測地層壓力梯度曲線和實際鉆井液密度曲線，根據監測和實鉆結果，及時調整鉆井液密度。 （十三）鉆井工程設計應明確欠平衡鉆井的實施條件，海洋鉆井平臺鉆井原則上不采用欠平衡鉆井工藝，因特殊需要采用欠平衡鉆井工藝時，應由油

20、田建設單位組織安全和環保評估，上報油田主管領導批準后方可實施。第四章 井控裝置的安裝、試壓檢驗、使用和管理第十五條現場井控裝置的安裝是指井口裝置（包括套管頭、變徑或升高法蘭、鉆井四通、分流器、防噴器組）、防噴器控制系統、井控管匯（包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線、放噴管線及回收管線）、液氣分離器等。套管頭、鉆井四通、防噴器、節流壓井管匯及其配件的額定工作壓力必須與設計的防噴器額定工作壓力相匹配。第十六條 鉆井井口裝置的安裝執行以下規定：（一）鉆井井口裝置包括防噴器組（分流器）、四通及套管頭等。各次開鉆井口裝置要嚴格按照設計安裝，防噴器閘板尺寸應與作業鉆具或套管的外徑相匹配。（二）防噴器安裝、校

21、正和固定應符合SY/T 5964鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與維護中的相應規定。防噴器安裝完畢后，應校正井口、轉盤、天車中心，其偏差不大于10mm，用16mm鋼絲繩在井架底座的對角線上將防噴器繃緊固定。（三）防噴器主體安裝時要遵循上全下半的原則，使液控管線安裝在同一面。海洋平臺鉆井閘板防噴器應采用液壓鎖緊機構，人工島鉆井閘板防噴器推薦采用液壓鎖緊機構。配備手動鎖緊裝置時，手動鎖緊桿盡可能接出鉆機底座外，手輪上要標明開、關方向和到底圈數，靠手輪端應支撐牢固，操作桿與鎖緊軸中心線的偏斜角不大于30。，并安裝計數裝置。手動鎖緊桿離地面超過1.6m應搭操作臺。（四）防噴器頂部安裝防溢管時用螺栓連接，

22、不用的螺孔用絲堵堵住；防溢管與防噴器的連接密封可用金屬密封墊環或專用橡膠圈。防溢管處應裝擋泥傘，保證防噴器組及四通各閘閥清潔，井口圓井應安裝防護蓋。冬季施工，防噴器裝置應采取保溫措施，保證開關靈活。（五）四通、套管頭的配置與安裝應符合SY/T 5964鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與維護中的相應規定。第十七條 分流器系統的配套、安裝要求：（一）海洋分流器類型應根據井身結構中隔水管尺寸進行選擇，其蓄能器的容量應與所選用的分流器關閉性能相匹配。兩側管線原則上直徑不小于254mm；排出管線出口設在平臺尾部季節風的下風口或遠離平臺的兩舷艉后安全地方；至少有一個側向排出口長期處于開啟狀態。（二）分流器在

23、現場安裝后和鉆穿隔水導管鞋前，應進行功能試驗和分流器排出管線通水試驗。在寒冷季節，分流器系統安裝后應進行吹掃。第十八條 防噴器控制裝置的安裝執行以下規定：防噴器控制系統控制能力應與所控制的防噴器組合及管匯等控制對象相匹配，控制換向閥應有一組備用。（一）人工島和陸地鉆井遠程控制臺安裝要求：安裝在面對井架大門左側、距井口不少于25m的專用活動房內，距放噴管線或壓井管線應有2m以上距離，并在周圍留有寬度不少于2m的人行通道，周圍10m內不得堆放易燃、易爆、腐蝕物品。液控管線排架（管排盒）與放噴管線的距離不少于1m，車輛跨越處應裝過橋蓋板保護；不允許在管排架上堆放雜物和以其作為電焊接地線或在其上進行焊

24、割作業。在液控管線處應設立警示標志；液控高壓軟管必須具有耐火性能，液控高壓軟管線直徑為25mm，額定耐壓35MPa，不允許有急彎，根據需要兩端安裝專用彎頭。遠程控制臺和司鉆控制臺氣源用專線、分開連接，并配置氣源排水分離器，嚴禁強行彎曲和壓折氣管束。氣源壓力為0.60.8 MPa，并保持壓縮空氣干燥，儲能器壓力值為18.521MPa，管匯和防噴器開關控制壓力值分別為8.510.5MPa，司鉆控制臺與遠程控制臺儲能器壓力值的誤差不超過1 MPa，管匯和防噴器開關控制壓力值的誤差不超過0.5 MPa。冬季施工時應對氣泵進行保溫。遠程控制臺電源線應從發電房總開關處直接引出，并用單獨的開關控制。遠程控制

25、臺使用10航空液壓油或性能相當的液壓油，液壓油油面在無壓力時應達到油箱上刻度線，待命工況時油箱中盛油不低于油位計低限。遠程臺三位四通換向閥轉動方向與防噴器開關狀態應一致。待命狀態下，遠控臺三位四通換向閥手柄處于工作位，備用換向閥手柄置于中位。全封閘板防噴器控制換向閥應裝罩防止誤操作。遠程控制臺上剪切閘板防噴器控制換向閥應安裝限位裝置。（二）司鉆控制臺安裝在有利于司鉆操作的位置，并固定牢靠，陸地鉆井司鉆控制臺上不連接操作剪切閘板防噴器控制手柄。海洋鉆井司鉆控制臺全封、剪切閘板控制按鈕應安裝防護擋板，輔助控制裝置應有按鈕保護。（三）液動節流控制箱宜擺放在鉆臺上靠立管一側，灘海叢式井和海洋鉆井的液動

26、節流控制箱擺放在鉆臺靠節流管匯一側。處于待命狀態時，油面距油箱頂部3050mm，油壓23MPa；控制箱上的閥位開度3/81/2，氣源壓力0.60.8MPa。節流控制箱立壓表的立管壓力傳感器要垂直向上安裝。（四）海洋平臺鉆井遠程控制臺應安裝在遠離井口和人員易于到達的安全區域，防噴器輔助控制臺裝置應安裝在平臺經理或工程師值班房便于操作，且裝有氣源壓力低壓報警裝置。第十九條井控管匯應符合如下要求：（一）防噴管線、放噴管線應使用經探傷合格的管材。防噴管線應采用法蘭連接，不允許現場焊接。回收管線使用經探傷合格的鋼制管線或采用不低于14MPa的高壓耐火軟管。欠平衡鉆井上層內控管線可應用與井口裝置壓力等級相

27、同的高壓耐火軟管，集中放噴管線接入處可應用高壓耐火軟管，人工島、端島鉆井和海洋鉆井的防噴管線和放噴管線的局部連接可以使用高壓耐火軟管線。（二）防噴器四通兩翼應各裝兩個閘閥，緊靠四通的閘閥為手動，應處于常開狀態；海洋平臺外側控制閘閥均應為液動，人工島和陸地施工壓井管匯處允許為手動，須接出井架底座以外。防噴管線長度超過7m時，要固定牢固。（三）壓井節流管匯、防噴、放噴和回收管線上的各閘閥要編號標識，注明開關狀態。（四）節流管匯上應同時安裝高、低量程壓力表，壓力表方向朝向井架方向，下端安裝截止閥。低量程壓力表的控制考克在待命狀態下為常開，高量程壓力表的控制考克在待命狀態下為常開。不同壓力等級的防噴器

28、組合對應的節流、壓井管匯的高、低壓力表為： 35 MPa（50 MPa,16 MPa），70 MPa（100 MPa,25 MPa），105 MPa（150 MPa,35 MPa）。（五）壓井管匯為壓井作業專用，其壓力級別與防噴器壓力級別相匹配，止回閥端必須接2由壬，由壬壓力級別與所用管匯級別一致，直通端兼作副放噴管線。（六）海洋鉆井平臺壓井管匯旁接在立管上，除可使用泥漿泵壓井外，還應留有固井泵壓井接口。推薦在“雙H”立管與泥漿罐和計量灌的管線間設置一個節流閥或者將立管與節流管匯相聯接，滿足反循環節流壓井需要。（七）鉆井液回收管線出口應接入鉆井液罐內并固定牢靠，轉彎處使用角度大于120

29、6;的鑄（鍛）鋼彎頭或90°灌鉛彎頭，其通徑不小于78mm。（八）放噴管線安裝要求：布局要綜合考慮當地季節風向、居民區、道路、油罐區、電力線、河道走向、稻田、葦塘、魚蝦蟹池所在位置及各種設施等情況。放噴管線原則上接出兩條，放噴管線通徑不小于78mm，采用法蘭連接，嚴禁在現場焊接。放噴管線應平直引出，一般情況下要求向井場兩側或后場引出；海洋鉆井時，放噴管線接到排污池（罐）。兩條管線走向一致時，應保持大于0.3m的距離，并分別固定；如因地形限制需要轉彎，轉彎處應使用角度大于120°的鑄（鍛）鋼彎頭或90°灌鉛彎頭。車輛跨越處應裝過橋蓋板保護,蓋板下不得有連接接口。放噴

30、管線出口應接至距離井口75m以上的安全地帶，出口前方50m以內不應有居民區、營房、省級以上道路和其它設備等障礙物。一般井放噴管線出口距各種重要設施不小于30m，含硫油氣井、預探井（參數井）和氣井放噴管線出口距各種重要設施應不小于50m。其末端進行防堵處理。放噴管線因地面條件限制，外接長度不足75m時,可以接至井場邊緣,而且在現場要備有不足部分的管線和基墩，并準備好連接的螺栓和鋼圈。放噴管線離地面不超過20cm，連接法蘭露出地面。每隔1015m、轉彎處兩端固定牢靠，懸空處要支撐牢固；若跨越10m寬以上的河溝、水塘等障礙，應架設金屬過橋支撐；放噴管線出口處使用雙基墩固定，距出口端不超過1.5m。

31、井控管線的固定方法可以采用水泥基墩加地腳螺栓和預制基墩兩種方法。水泥基墩長×寬×深為0.8m×0.8m×1m，其地腳螺栓預埋長度大于0.5m，直徑不小于20mm。預制基墩尺寸不小于：底面尺寸0.7m×0.5m，頂面尺寸0.41m ×0.58m，高0.6m。（九）防噴管線和放噴管線及節流、壓井管匯需采取相應的防堵、防凍措施,保證閘閥靈活可靠、管線暢通。第二十條現場要按設計配備鉆具內防噴工具,保證完好、可靠。（一）鉆具內防噴工具包括：方鉆桿上下旋塞（或頂驅旋塞閥）、應急旋塞、浮閥、鉆具止回閥、防噴鉆桿單根（或立柱，其上接常開旋塞）及相應配

32、套工具等。使用復合鉆桿時，要配齊與閘板直徑相匹配的防噴單根和內防噴工具。（二）鉆具內防噴工具的額定工作壓力與井口防噴器額定工作壓力相匹配（超過70MPa的，選70MPa旋塞）；鉆臺上配備與鉆具尺寸相符的備用旋塞閥(位于開位)和回壓閥，回壓閥帶頂開裝置，旋塞閥應配有快速搶接裝置。鉆具內防噴及配套工具應標志明顯、易于取用、操作靈活。（三）油氣層作業中使用方鉆桿鉆進時，準備防噴鉆桿單根，使用頂驅時，準備防噴立柱。現場準備與下井鉆鋌螺紋相匹配的防噴單根。使用復合鉆桿時，還要配齊與閘板直徑相匹配的防噴單根。下套管作業時，應提前配備變扣接頭和防噴單根。原鉆機試油并使用復合鉆具時，配備的轉換接頭螺紋要與防噴

33、單根或應急旋塞螺紋相一致。（四）一級井控風險井在油氣層段作業時加裝近鉆頭鉆具止回閥，但下列情況除外：堵漏鉆具組合；下尾管前的稱重鉆具組合；處理卡鉆事故中的爆炸松扣鉆具組合；穿心打撈測井電纜及儀器鉆具組合；傳輸測井鉆具組合。（五）鉆具浮閥每次起出鉆具后,現場人員對閥芯與閥體進行檢查，發現閥芯或閥體損壞、沖蝕時要及時進行更換。（六）原鉆機試油并使用復合鉆具時，要配備與鉆具內防噴工具連接螺紋相符合的配合接頭。（七）推薦使用上部帶鉆桿扣的整體式提升短節，以便在起下鉆鋌時縮短關井時間。第二十一條 井控監測儀器及鉆井液凈化、加重和灌注裝置應符合如下要求：（一）井隊應配備坐崗房，配備灌漿計量罐，配備鉆井液循

34、環罐液面監測與報警裝置，循環罐液面標尺以立方米為刻度單位，能直接讀出罐內鉆井液量，配液罐有容積計量直讀標尺。司控臺報警裝置，不得使用按鈕式開關。（二）井控一級風險井施工配備泥漿總量自動監測和報警裝置，推薦使用出口流量監測裝置。（三）按設計要求配齊鉆井液凈化裝置、加重和灌注裝置。（四）探井、氣井和氣油比超過400的油井應安裝液氣分離器和除氣器。陸地、人工島和NP1-1人工端島鉆井液氣分離器安裝要求：（）液氣分離器擺放在節流管匯外側，至少用3根直徑不小于12.7mm的鋼絲繩固定牢靠。（）液氣分離器進出口管線采用法蘭連接。進液管為內徑不小于103mm的高壓密封鋼管，當使用高壓耐火軟管（壓力等級不小于

35、14MPa），使用安全鏈（保險繩）、卡子和基墩固定。（）排液管應設置U型管，接到振動篩進口槽上；現場安裝時宜滿足液柱液封面高度3m。 （）安全閥泄壓出口應指向井場外側，每年需經專業檢測部門校驗一次。（）排氣管線內徑不小于進液管的內徑，每隔15-20m用基墩固定牢靠，接出距離井口50m以遠，具備點火條件。（）排氣管線出口安裝自動點火裝置，并配有手動點火裝置。出口位于季節風的下風方向時，安裝防回火裝置。點火口高出地面3m，至少用3根4 mm（3"）鋼絲繩繃緊固定，點火筒距放噴管線出口至少3米以上。海洋鉆井平臺上排氣管線用專用卡子固定在井架大腿上，上端高出紅色標志燈以上1.5-2m，靠近出

36、口要安裝防回火裝置。3. 除氣器安裝在鉆井液回收管線出口下方的循環罐上，排氣管線可以使用橡膠管線，出口距鉆井液罐15m以外的安全地帶。第二十二條 井控裝置的試壓、檢驗（一）井控車間試壓：環形防噴器（封閉鉆桿）、閘板防噴器（含剪切閘板防噴器）、壓井管匯、四通（不做低壓密封試驗）、防噴管線等應作1.42.1MPa的低壓試驗和額定工作壓力試驗，節流管匯按各控制元件的額定工作壓力分別試壓。（二）在井上安裝好后，分別對井口裝置進行低、高壓密封試驗：低壓試驗：試驗壓力為1.42.1MPa，穩壓時間不少于10分鐘，密封部位無滲漏為合格。高壓試驗：用堵塞器和試壓塞對防噴器組、鉆井四通、防噴管線、節流與壓井管匯

37、進行試壓，試壓介質為清水。試壓壓力不低于設計試壓值（在不超過套管抗內壓強度80%的前提下，環形防噴器封閉鉆桿試驗壓力不超過額定工作壓力的70%，閘板防噴器、方鉆桿旋塞閥和壓井管匯、防噴管線試驗壓力不超過防噴器、套管頭額定工作壓力；節流管匯按各控制元件的額定工作壓力分別試壓）。放噴管線試驗壓力不低于10MPa。陸地鉆井試壓穩壓時間不少于10分鐘，海洋鉆井平臺和人工島鉆井試壓穩壓時間不少于15分鐘，允許壓降不大于0.7MPa，密封部位無滲漏為合格。一級井控風險井反循環壓井管線試驗壓力不低于25MPa。液氣分離器排氣管線安裝好后，現場要進行壓力不低于0.6MPa的現場試壓，試壓介質為空氣，確保管線連

38、接處不刺不漏。（三）鉆開油氣層前（距前一次試壓間隔15天）、現場更換井控裝置部件后、鉆開油氣層后每間隔2025天，應采用堵塞器或試壓塞對防噴器組、防噴管線、節流與壓井管匯按本次開鉆前的試壓要求進行整體試壓。（四）防噴器控制系統用21MPa的油壓作一次可靠性試壓，試壓介質為液壓油，密封部位無滲漏為合格。（五）現場試壓結束后，應用專用扳手對高壓法蘭連接螺栓逐個緊固一遍。（六）防噴器控制系統用液壓油試壓，其余井控裝置試壓介質均為清水（冬季加防凍劑）。現場試壓必須由專業試壓隊伍用專用試壓車或泵車試壓。現場試壓完成，即時出具試壓曲線，鉆井隊技術員填寫試壓記錄。第二十三條 井控裝置的使用按以下規定執行：（

39、一）環形防噴器不得長時間關井，除非特殊情況，一般不用來封閉空井；在套壓不超過7MPa情況下，用環形防噴器進行不壓井起下鉆作業時，應使用18°斜坡接頭的鉆具，起下鉆速度不得大于0.2m/s；環形防噴器關閉后，在關井套壓不超過14MPa情況下，允許鉆具以不大于0.2m/s的速度上下活動，但不準轉動鉆具或鉆具接頭通過膠芯。（二）具有手動鎖緊機構的閘板防噴器關井后，應手動鎖緊閘板。打開閘板前，應先手動解鎖，再用液壓打開。鎖緊和解鎖都應一次性到位。推薦使用液動鎖緊機構，具有液動鎖緊機構的閘板防噴器關井后，應觀察液動鎖緊顯示狀態。（三）當井內有鉆具時，嚴禁關閉全封閘板防噴器；嚴禁用打開防噴器的方

40、式來泄井內壓力。（四）檢修裝有絞鏈側門的閘板防噴器或更換其閘板時，兩側門不能同時打開。（五）有二次密封的閘板防噴器和平板閥，只能在其密封失效至嚴重漏失時才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待緊急情況解除后，立即清洗更換二次密封件。（六）平板閥開、關到位后，都應回轉1/4圈1/2圈，其開、關應一次完成，不允許半開半閉和作節流閥用。（七）壓井管匯不能用作日常灌注鉆井液用；防噴管線、節流管匯和壓井管匯應采取防堵、防漏、防凍措施，保證任何狀態下各閘閥開關靈活、管線暢通。（八）井控管匯上所有閘閥都應掛牌編號并標明其開關狀態。節流管匯處和節流控制箱處要有包括標有不同鉆井液密度下的最大允許關井套壓值的警示牌

41、或標識簽，且其標識應面對節流閥的操作者。節流管匯處最大允許關井套壓值警示牌見附錄3。（九）閘板防噴器的全封（空井時）、環形防噴器（有鉆具時）每周試關井一次；防噴器的半封閘板在打開油氣層前每周試關井一次，打開油氣層后每次起鉆前試關井一次。控制臺應交換進行活動；節流管匯的閥門、內防噴工具，應每周開關活動一次。（十）防噴器及其控制系統的維護保養按SY/T 5964鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與維護中的相應規定執行。第二十四條 井控裝置管理執行以下規定：（一）各鉆井承包商單位冀東項目部應有專門機構，制定具體的井控裝置現場管理、操作及維護保養制度，并監督所屬施工單位執行本細則。（二）鉆井隊加強井控裝置

42、的管理、操作，落實專人定期對井控裝置進行巡回檢查及保養、維修，填寫保養和檢查記錄。（三）海洋鉆井平臺和距井控車間在100km以外的井場應備有與在用閘板同規格的閘板、相應的密封件及其拆裝和試壓工具。這些現場和井控車間應設置專用配件庫房和橡膠件空調庫房，庫房溫度應滿足配件及橡膠件（1627）儲藏要求。（四）井控裝備回廠（井控車間）檢修保養檢驗要求：井控裝置（包括防噴器組、節流壓井管匯、四通、遠控臺等）每六個月送回井控車間檢修試壓一次。對于因實鉆周期長而不能回井控車間檢測的，可由專業人員在現場進行檢修并試壓。內防噴工具的檢測試壓：（）方鉆桿上、下旋塞閥每6個月檢測試壓，并出具合格證。（）應急旋塞閥、

43、防噴單根旋塞閥每12個月或在實施壓井作業后檢測、試壓，并出具合格證。防噴管線、壓井管線、放噴管線等井控管線每年探傷檢驗一次。鉆井現場留存在用井控設備出廠日期、啟用日期、檢驗試壓合格證（附試壓記錄）、產品使用說明書和液氣分離器的產品合格證等資料。（五）欠平衡鉆井井控裝置的配套、使用、維修和管理，由裝置所有者負責。第二十五條 所有在冀東油田使用的井控裝備及配件必須是經集團公司認可的生產廠家生產的合格產品，否則不允許使用。第二十六條井控裝備出廠時間總年限達到以下條件的應禁止使用：井控一級風險井為10年；井控二、三級風險井13年。第五章 鉆開油氣層前的準備和檢查驗收第二十七條建設單位負責協調作業區對與

44、設計井有影響的注采井進行停注、停采、泄壓工作。第二十八條鉆開油氣層前的準備按以下規定執行：（一）加強隨鉆地層對比，及時提出可靠的地質預報。在進入設計油氣層前50m100m，根據實際需要，如實鉆鉆井液密度未達到設計最高鉆井液密度值，對裸眼地層進行承壓能力檢驗。（二）檢查落實注水井的停注泄壓工作。施工單位指定專人檢查對正鉆井有影響的注水、注氣（汽）井停注、泄壓情況等，確保達到有關要求，并建立觀察臺帳。（三）落實工程技術交底工作。由鉆井隊技術人員向所有作業人員進行工程、地質、鉆井液、井控裝置和井控措施等方面的技術和井控安全交底，并提出具體要求。（四）落實防噴演習制度。鉆井隊應組織全隊職工進行不同工況

45、下的防噴演習，含硫地區鉆井還應進行防硫化氫演習，檢查落實各方面的預防工作。防噴演習要遵循以司鉆為中心、班組為單元的原則。（五）落實隊干部24小時輪流值班制度。鉆井隊值班干部在生產現場負責檢查、監督各崗位嚴格執行井控崗位責任制，發現問題立即督促整改。（六）落實井控坐崗制度。由專人觀察出口返漿和循環罐液面變化，定時將觀察情況記錄于“坐崗記錄表”中；發現異常，立即報告當班司鉆。（七）檢查鉆井液密度及其它性能是否符合設計和施工要求，按設計和技術措施要求儲備足量的重鉆井液、加重材料、堵漏材料和其它處理劑。（八）檢查所有鉆井設備、儀器儀表、井控裝置、防護設備及專用工具、消防器材、防爆電路和氣路的安裝是否符

46、合規定，運轉是否正常，發現問題及時整改。第二十九條 鉆開油氣層前的檢查驗收按照鉆開油氣層的申報、檢查驗收、審批制度進行。第六章 油氣層鉆井過程中的井控作業第三十條 鉆井隊應嚴格按鉆井工程設計要求的鉆井液類型、密度值和數量配備鉆井液和加重鉆井液。鉆井過程中要進行以監測地層壓力為主的隨鉆監測，繪出全井地層壓力梯度曲線。當設計與實際不相符時，應按審批程序及時申報更改設計，經批準后予以實施。但若遇緊急情況，鉆井隊可先積極處理，再及時上報。隨后辦理有關審批手續。第三十一條 鉆開油氣層后，應定期對閘板防噴器及手動鎖緊裝置進行開、關活動，定期對井控裝置進行試壓。第三十二條 發生卡鉆需泡油、混油或因其它原因需

47、適當調整鉆井液密度時，應確保井筒液柱壓力不小于裸眼段的最高地層壓力。第三十三條 鉆開油氣層前100150m始進行低泵沖試驗。每只新入井的鉆頭開始鉆進前以及每鉆進300m，都要以1/31/2正常排量循環一定時間，待鉆井液循環正常后測一次低泵速循環壓力，并作好泵沖數、排量、循環壓力記錄。當鉆井液性能或鉆具組合發生較大變化時應加測。第三十四條 鉆進過程中的井控要求：（一）鉆開油氣層鉆時加快時，要采取鉆開12m停鉆、停泵觀察有無溢流的方式，在判明無溢流后，再繼續鉆進。（二）鉆進中注意懸重、泵壓、扭矩、鉆時等有無變化，觀察有無鉆具放空、出現井漏等現象，注意鉆井液出口流量、流勢有無異常，是否出現氣泡、氣味

48、、油花等，了解氣測錄井顯示和鉆井液性能的變化情況，及時測量循環罐的液面變化，并作好記錄。（三）鉆進中發生井漏時，應立即停止鉆進，將鉆具提離井底、方鉆桿提出轉盤，做好關井準備。定時、定量反灌鉆井液，保持井內液柱壓力與地層壓力平衡，防止發生溢流，然后采取相應堵漏措施處理井漏。（四）接單根（立柱）或停泵時，注意觀察井口有無溢流。（五）接到全烴值升高、鉆井液密度下降、有氣泡、有氣味、有油花等異常情況報告時，應立即停止鉆進，停泵觀察出口槽（管）有無溢流。第三十五條 起、下鉆過程中的井控要求：（一）下列情況需進行短程起下鉆檢查油氣侵和溢流：鉆開油氣層后的第一次起鉆前；鉆進中曾發生油氣侵起鉆前；溢流壓井后起

49、鉆前；調低井內鉆井液密度后起鉆前；目的層水平鉆井后起鉆前；鉆開油氣層井漏堵漏后起鉆前；需長時間停止循環進行其它作業（電測、下套管、下油管和中途測試等）起鉆前。（二）短起下鉆的基本作法如下：一般情況下短起10柱15柱鉆具（至安全井段），靜止觀察（井深0-3000米的井：靜止觀察2小時；井深3000-5000米的井：靜止觀察4小時； 井深大于5000米的井：靜止觀察5小時），再下入井底循環檢測油氣上竄速度。油氣上竄速度滿足下列條件之一才能起鉆：（）起下一趟鉆需要的時間（小時）+10小時油氣上竄到井口的時間（小時）；（）在一趟起下鉆時間內油氣上竄到井口1000米以下。否則，應循環排除受侵污的鉆井液并

50、適當調整鉆井液密度，至短程起下鉆正常后再起鉆。特殊情況時（需長時間停止循環或井下復雜時），將鉆具起至套管鞋內或安全井段，停泵觀察一個起下鉆周期或停泵所需的等值時間，再下至井底循環觀察至少一個循環周。油氣上竄速度滿足下列條件才能起鉆：（）測井階段：起下鉆周期測井所需的時間10小時油氣上竄到井口的時間。（）下套管階段：從起鉆前停泵開始到下完套管所需的時間10小時油氣上竄到井口的時間。否則，應循環排除受侵污的鉆井液并適當調整鉆井液密度，至短程起下鉆正常后再起鉆。（四）起鉆前充分循環井內鉆井液，使其性能均勻，進出口密度差不超過0.02g/cm3；保持其良好的造壁性和流變性。（五）每起3柱鉆桿或1柱鉆鋌

51、要往井內灌滿一次鉆井液；欠平衡井或不壓井作業井，每起1柱鉆具要及時往井內灌入與鉆具體積等量的鉆井液。每次灌注鉆井液后，要校核灌入量，及時發現異常情況。（六）鉆頭在經過油氣層和油氣層頂部以上300m井段時，起鉆速度不得超過0.5m/s。（七）起鉆發生抽吸現象時，要立即停止起鉆作業，接方鉆桿或頂驅循環觀察有無油氣侵，必要時將鉆頭重新下至井底循環觀察或關井節流循環觀察，并采取相應措施。（八）起鉆因設備故障停止作業時，持續觀察井口液面變化；待設備修好后，根據油氣上竄速度確定時間是否能滿足下步施工，否則要下鉆到底循環，正常后重新起鉆。（九）在疏松地層，特別是造漿性強的地層，遇阻劃眼時應保持足夠的排量，防

52、止鉆頭泥包。（十）起鉆完要及時下鉆，嚴禁在空井情況下進行設備檢修。檢修設備時必須保持井內有一定數量的鉆具，并觀察鉆井液出口管返出情況。（十一）下鉆時，進入油氣層前300m要控制下鉆速度，避免因壓力激動造成井漏。安裝鉆具浮閥的鉆具組合，下鉆中途打通鉆井液后，再每下5-10柱鉆桿要灌滿一次鉆井液，下鉆中途和到井底開泵前必須先往鉆具內灌滿鉆井液，然后再開泵循環。（十二）起下鉆中注意觀察、記錄、核對起出（或下入）的鉆具體積和灌入（或流出）的鉆井液體積；要觀察懸重變化以及防止鉆頭堵塞的水眼在起鉆或下鉆中途突然打開，使井內鉆井液面降低而引起井噴。（十三）起下鉆中發生溢流，應盡快搶接鉆具止回閥（或旋塞閥或防

53、噴單根）。第三十六條測井、中途測試的井控要求：（一）若測井時間超過油氣上竄造成溢流的時間，應中途通井循環再進行測井作業。（二）測井時準備一個防噴立柱，以備有條件時搶下鉆具；測井隊配備用于剪斷電纜的工具。（三）電測時發生溢流應盡快起出井內電纜。若條件不允許，應立即剪斷電纜，按空井溢流關井操作程序關井，不允許用關環形防噴器的方法繼續起電纜。若鉆具傳輸測井，應剪斷電纜，起下鉆工況溢流關井程序關井。（四）中途測試和先期完成井，在進行作業前觀察一個作業期時間；起、下鉆桿或油管應在井口裝置安裝、試壓合格的前提下進行。第三十七條固井的井控要求：（一）下套管前，配備相應的循環接頭。（二）下套管前，應換裝與套管

54、尺寸相同的防噴器閘板（下尾管作業可不換裝套管閘板，但應準備好相應的防噴單根），下套管過程中發生溢流，按起下鉆工況發生溢流進行處理。固井全過程（下套管、固井、候凝）保持井內壓力平衡，尤其防止施工漏失和水泥候凝期間因水泥失重造成井內壓力平衡而導致井噴。（三）地層為明化鎮組且鉆進過程中未發生井漏、無注水層和油氣顯示的井，下技術套管時可以考慮不換裝與套管尺寸相同的防噴器閘板。（四）對于固井質量不合格，威脅到井控安全、影響到后續施工的井，應采取有效措施進行處理，確實達到封固目的。第三十八條定向鉆井、取心作業的井控要求：（一）不應在目的層和含硫油氣層鉆進中使用有線隨鉆儀進行隨鉆作業。（二）油氣層采用吊測方

55、式測斜前，井內應平穩，滿足安全測斜時間。（三）若測斜過程中發生溢流，當危及井控安全時，應立即剪斷電纜控制井口。（四）在井口操作取心工具和巖心出心過程中發生溢流時，立即停止出心作業，快速搶接防噴鉆桿單根或將取心工具快速提出井口，按程序控制井口。第三十九條 原鉆機試油作業的井控要求：（一）完井后需要原鉆機試油時，射孔作業全部采取油管輸送射孔。采油(氣)樹井口壓力級別要與地層壓力相匹配，并在安裝前必須按有關標準進行試壓；現場安裝后要整體試壓，合格后方可進行射孔作業。（二）射孔點火前必須座好井口采油（氣）樹，連接螺栓上全上緊，裝好油套壓力表。（三）測磁定位校深及射孔后需要打撈點火棒時,射孔隊必須安裝防

56、噴管及防噴盒。（四）射孔后起管柱前應根據測壓數據或井口壓力情況確定壓井液密度和壓井方法進行壓井，確保起管柱過程中井筒內壓力平衡。洗壓井后觀察2小時以上，若無異常(油套壓力為零、出口無溢流等)方可進行下一步施工。第四十條 進入氣層、油氣層和提示氣油比大于400的層位前，改善鉆井液脫氣性能，施工中發現氣侵應及時排除，氣侵鉆井液未經排氣不得重新注入井內。若需對氣侵鉆井液加重，應先停止鉆進，對氣侵的鉆井液循環除氣后進行加重，嚴禁邊鉆進邊加重。第四十一條 因故等停時，應將鉆具起下到套管鞋處或安全井段，其間根據油氣上竄速度，下鉆分段循環通井。第四十二條加強溢流預兆的觀察，做到及時發現溢流。坐崗人員發現溢流

57、、井漏等異常情況，應立即報告司鉆。按照“發現溢流、及時關井；疑似溢流、關井檢查”的原則采取相應措施。發現溢流或疑似溢流，司鉆要及時發出報警信號：報警信號為一長鳴笛，關閉防噴器信號為兩短鳴笛，開井信號為三短鳴笛。長鳴笛時間15秒以上，短鳴笛時間2秒左右。第四十三條 發現溢流顯示應立即按關井操作程序（見附錄4）迅速關井；關井后應及時求得關井立壓、關井套壓和溢流量。關井后，值班干部應立即組織檢查司鉆控制臺、遠程控制臺的防噴器開關控制手柄位置是否正確；儲能器壓力值是否正常；壓井節流管匯閘閥開關狀態是否正確；井控裝置各法蘭連接部位有無滲漏；儲備的加重鉆井液、加重劑數量是否夠用等，發現問題立即糾正或匯報。欠平衡操作人員檢查節流管匯