联合检查验收方式。检查验收合格后下达“开钻（开工）批准书”同意开钻（开工）；检查验收不合格不得开钻（开工）。
2.12.3 承钻“三高”气井，最后一次钻开主要油气层前的开钻检查验收，应经施工企业自行组织检查验收合格后，再由甲方组织正式开钻检查验收。开钻检查验收应由企业副总师以上领导带队，工程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加。
2.13 钻（射）开油气层审批（确认）制度 2.13.1 钻井施工钻开油气层审批制度 2.13.1.1 钻开第１套油气层100米前，施工企业在自检合格的基础上向业主企业提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后方可钻开油气层；获准1个月未钻开，须重新组织检查验收。“三高”气井若包括多个差异较大的主要油气层，则每钻开1层须检查验收1次。
2.13.1.2 业主企业检查验收由主管部门牵头，工程、安全、环保、消防等部门参加，根据有关标准和制度进行。检查验收合格后，下达“钻开油气层批准书”同意钻开油气层；检查验收不合格，则应下达隐患整改通知书责令限期整改。
2.13.1.3 “三高”气井钻开主要气层检查验收，由油田企业副总师以上领导带队，工程、设备、安全、环保等管理部门人员参加。
2.13.2 射孔作业射开油气层确认制度。下入射孔枪前，施工主体单位应向业主单位提出射开油气层申请，经现场监督人员确认同意后，方可射开油气层。
2.14 干部值班带班制度。钻井施工、试油（气）和井下作业均应实行干部24小时值班制度。开发井从钻开产层前100米，探井从安装防喷器到完井期间，均应有干部带班作业；“三高”区域进行试油（气）作业，应有干部带班作业。
2.15 坐岗观察制度。开发井从钻开油气层前100米，探井从安装防喷器到完井，均应安排专人24小时坐岗观察溢流，坐岗由钻井人员、泥浆人员和地质录井人员负责。试油（气）和井下作业施工应安排专人观察井口，发生溢流应按程序处置并上报。
2.16 井喷应急管理制度
2.16.1 钻井施工、试油（气）施工、井下作业和油气生产井应按照“一井（站）一案”原则编制工程和安全综合应急预案。安全应急预案应包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸3个子预案。
2.16.2 钻井施工、试油（气）施工、井下作业防井喷失控和防H2S泄漏应急预案，除满足规定编制要素外，还应明确规定双方应急责权、点火条件和弃井点火决策等。
2.16.3 钻井队、试油（气）队和井下作业队分别是钻井施工、试油（气）施工和井下作业的应急责任主体，所有配合施工作业和后勤服务的队伍，其应急预案均应服从责任主体单位的应急预案，并服从应急指挥。
2.16.4 安全应急预案按照分级管理的原则，分别报当地政府和上级安全部门审查备案。 2.17 井喷事故管理制度
2.17.1 根据事故严重程度，井喷事故分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级。
2.17.1.1 Ⅰ级井喷事故：发生井喷失控造成H2S等有毒有害气体溢散，或窜出地表、窜入地下矿产采掘坑道、伴有油气爆炸着火、危及现场及周边居民生命财产安全。
2.17.1.2 Ⅱ级井喷事故：发生井喷失控，或虽未失控但导致H2S等有毒有害气体喷出，对人员存在伤害可能，或对江河湖泊和环境造成较大污染。
2.17.1.3 Ⅲ级井喷事故：发生井喷事故，24小时内仍未建立井筒压力平衡，且短时间难以处理。 2.17.1.4 Ⅳ级井喷事故：发生一般性井喷，24小时内重新建立了井筒压力平衡。
2.17.2 发生井喷、井喷失控或H2S泄漏事故，事故单位应立即上报并启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在2小时内报至总部应急指挥中心办公室和办公厅总值班室，并同时报地方政府相关部门；Ⅲ级井喷事故应及时上报总部进行应急预警。
2.17.3 发生井喷事故或H2S泄漏事故，均应按照“四不放过”原则调查处理。其中，Ⅰ级井喷事故和Ⅱ级井喷事故由总部直接调查处理；Ⅲ级井喷事故原则上由油田企业调查处理；Ⅳ级事故原则上由专
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业化公司或油气生产单位调查处理。
3 钻井井控管理要求 3.1 井位选址基本要求
3.1.1 井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。矿区选址应考虑矿井坑道分布、走向、长度和深度等。
3.1.2 井场道路应能满足标准要求，不得有乡村道路穿越井场，含H2S油气井场应实行封闭管理。 3.1.3 油气井井口间距不应小于3米；高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8米。
3.2 表层套管下深应能满足井控装置安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10米；山区“三高”气井表层套管下深不应少于700米；固井水泥应返至地面。
3.3 钻井井控基本要求
3.3.1 钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。
3.3.2 区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。 3.3.3 钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。
3.3.4 每次开钻及钻开主要油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。
3.3.5 新区第1口探井和高风险井应进行安全风险评估，落实评估建议及评审意见，降低井控风险。 3.3.6 “三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括1套电子式自动点火装置。 3.4 钻开油气层应具备的条件
3.4.1 管理基本条件。加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报；进入油气层前50～100米，按照设计下部井段最高泥浆密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，确保井筒条件满足井控要求；开发井应安排专人检查邻近注水（气、汽）井停注和泄压情况。
3.4.2 应急基本条件。高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500米内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100米内居民。
3.4.3 井控基本条件。钻台应备好与防喷器闸板尺寸一致且能有效使用的防喷单根；“三高”油气井应对全套井控装置进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查；对含硫油气井连续使用超过3个月，一般油气井连续使用超过12个月的闸板胶芯予以更换。
3.4.4 物资储备条件。认真落实压井液、加重剂、加重泥浆、堵漏材料和其他处理剂的储备数量；对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井应适当提高应急物资储备标准。
3.5 进入油气层主要井控措施
3.5.1 发现设计地层压力与实钻不符时应及时报告；变更泥浆设计须经批准；紧急情况可先处理、后补报。
3.5.2 按照要求进行低泵冲试验。起钻前应进行短程起下，确保油气上窜速度满足标准；下钻完毕应测油气后效。
3.5.3 起钻完毕应及时下钻，检修保养时井筒应有足够数量的钻具并加强坐岗观察。空井状况严禁检修保养。
3.5.4 发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力不小于裸眼段地层最高压力。
3.5.5 在含硫油气层钻进，泥浆中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。 3.6 溢流和井漏处置及关井原则
3.6.1 发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，并做到溢流量1m3报警、2m3关井，确保快速控制井口。
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3.6.2 发现泥浆气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵泥浆加重应停止钻进，严禁边钻进边加重。
3.6.3 起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞；条件允许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求压和求取溢流量。
3.6.4 任何情况下关井，最大允许关井套压均应同时不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。在允许关井套压值内严禁放喷。
3.6.5 气井关井后应采取措施，防止井口压力过高；空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和压回法等措施进行处理。
3.6.6 压井施工作业应有详细设计，作业前进行技术交底、设备检查并落实岗位操作人员；压井结束后应认真整理压井作业单。
3.6.7 钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。
3.7 井喷失控处理原则
3.7.1 采取相应措施保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。
3.7.2 立即启动应急预案并做好应急响应，同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。
3.7.3 制定井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。
3.7.4 含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离无望，且短时间内无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。
3.8 下套管固井基本要求
3.8.1 下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。
3.8.2 下套管前应压稳地层，确保油气上窜速度小于10m/h；固井前应确定井眼承压能力。
3.8.3 固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力。候凝时间未到，不得进行下一步工序作业。 3.8.4 固井和候凝期间应安排专人坐岗观察。 3.9 裸眼井中途测试基本要求
3.9.1 施工应有专项设计，设计中应有井控要求。 3.9.2 必须测双井径曲线，以确定坐封井段。
3.9.3 测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。 3.9.4 测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。
3.9.5 测试完毕起封隔器前，如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井方可起钻。 3.9.6 含硫气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。
3.9.7 含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树。对“三高”油气井测试时，应准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。
3.10 液相欠平衡钻井井控特殊要求 3.10.1 液相欠平衡钻井实施条件
3.10.1.1 对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。 3.10.1.2 裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。
3.10.1.3 在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。 3.10.1.4 欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。 3.10.2 液相欠平衡钻井井控设计
3.10.2.1 井控设计以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。
3.10.2.2 选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预
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计产量、地层流体及钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。
3.10.2.3 选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况确定。
3.10.2.4 欠平衡钻井应安装并使用1套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。 3.10.3 液相欠平衡钻井施工前期条件
3.10.3.1 成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。
3.10.3.2 组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验收等事项；编写应急预案并进行演练。
3.10.3.3 对欠平衡钻井装备进行安装并试压合格；按标准和设计要求储备加重泥浆及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。
3.10.3.4 配备综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。 3.10.4 液相欠平衡钻井施工作业
3.10.4.1 发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在保证安全的前提下关井求压，并根据地层压力调整泥浆密度。
3.10.4.2 钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常立即报告。
3.10.4.3 套压控制应以立管压力、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行处理。
3.10.4.4 每次起钻前应对半封闸板防喷器进行关开检查；每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。
3.10.4.5 钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少接1个常闭式止回阀。每次下钻前，由专人负责检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。
3.10.4.6 钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。
3.10.5 进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等情况时，应立即终止欠平衡钻井作业。
3.11 气体钻井井控特殊要求 3.11.1 气体钻井施工基本条件
3.11.1.1 地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。
3.11.1.2 地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。
3.11.1.3 实施空气钻井井段返出气体中全烃含量小于3％；实施氮气钻井井段天然气出气无阻流量在8×104 m3/d 以下。
3.11.1.4 实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。 3.11.2 气体钻井井控设计特殊要求
气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计中，至少包括：分层地层压力系数、地表温度和地温梯度；准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量，并提供地层流体组份和性质；气体流量设计；气体钻井井控设备配备及安装使用；燃爆检测系统、气防器具和消防器材配备及安装使用；异常情况应急措施等。
3.11.3 气体钻井准备及施工特殊要求
3.11.3.1 按照标准和设计要求安装好井控装置、气体钻井设备及监测仪器设备，配齐消防、气防及安全防护器材，并按要求储备泥浆及处理材料、加重材料。
3.11.3.2 施工作业前应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师对全体施工作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。
3.11.3.3 编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演练。 3.11.3.4 在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。
3.11.3.5 实施气体钻前应关闭内防喷管线靠近四通的平板阀，且每趟钻活动1次；每趟钻至少应用
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喷射接头冲洗1次防喷器；每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。
3.11.4 气体钻井终止条件
3.11.4.1 全烃含量连续大于3%或井下连续发生2次燃爆，应立即停止空气钻井并转换为其他钻井；天然气出气无阻流量超过8×104 m3/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。
3.11.4.2 钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。
3.11.4.3 钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。
3.11.4.4 大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。 4 录井井控管理要求
4.1 录井队应结合钻井队应急预案编制防井喷、防H2S应急预案，并参加联合应急演练。
4.2 在含H2S区域或新探区录井作业时，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声光报警系统，配备便携式气体检测仪、正压式空气呼吸器。
4.3 综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示及井场通讯系统。
4.4 现场录井人员应加强地质分析，在钻开油气层前向井队提出预告。钻开油气层后，每次起下钻均应进行后效录井，测量油气上窜速度等。
4.5 发现有油气或H2S显示，应先向当班司钻报告，同时向现场监督、值班干部报告。
4.6 钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中，录井人员应坚持坐岗观察，发现溢流应及时通知当班司钻，并提供井控相关资料。
4.7 若发生井喷或H2S浓度超标，应按井队应急预案统一行动。 5 测井井控管理要求
5.1 “三高”油气井及重点探井测井前，应与钻井队、录井队制定联合应急预案，并组织联合演练。 5.2 “三高”油气井及重点探井测井应有测井施工设计，并按规定程序审批、签字。 5.3 测井车辆应停放在井架大门前，且距离井口25米以上。
5.4 测井队应在施工前组织召开由钻井队、地质录井队参加的施工交底会，通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等，明确配合事项，确保安全施工。
5.5 在含H2S井测井时，入井仪器、电缆应具有良好的抗硫性能；现场至少应配备空气呼吸器和便携式H2S检测仪各3套。
5.6 施工中应严格控制电缆起下速度，钻井队应有专人观察井口，并及时灌满泥浆。钻台上应备有1根带回压阀且与防喷器闸板尺寸相符的钻杆，以备封井使用。如发生溢流，应服从钻井队指挥。
5.7 测井前应进行通井循环，保证井眼通畅、泥浆性能稳定和压稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行，超出安全时间应通井循环。
5.8 测井过程中发生溢流，应首先考虑切断电缆并按空井溢流进行处理。
5.9 带压测井应使用专用电缆防喷器，并安装防喷管，测井仪器长度应小于防喷管长度；带压测井防喷装置压力级别应满足井口控制压力要求；带压测井要有专人观察记录套压，发现异常及时报告。
6 试油（气）与井下作业井控管理要求
6.1 试油（气）与井下作业施工应有地质设计、工程设计和施工设计，设计应包括井控和H2S防护内容，长停井作业井控措施应充分考虑区域地质特点和该井现状。
6.2 井场设备就位与安装应符合有关规定，道路及井场布置能满足突发情况下的应急需要。 6.3 在含H2S区域进行试油（气）与井下作业施工时，应按规定配备气防设施。 6.4 井控装置安装要求
6.4.1 试油（气）与井下作业应安装井控装置，气井、高气油比井和“三高”油气井应安装液压井控装置，压力等级原则上应同时不小于施工层位目前最高地层压力和套管抗内压强度的额定工作压力。
6.4.2 当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别时，井控装置可按最大关井井口压力选用。 6.4.3 井控装置组合方式由企业根据标准选择，高含H2S油气井应安装剪切闸板。
6.4.4 井筒存在多种规格管柱组合时，防喷器通径应能满足不同外径管柱的井控要求，内防喷工具应配有相应的转换接头，并能迅速完成连接。
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6.5 电缆射孔应安装全封闸板防喷器、电缆防喷器、放喷管线和压井管线，并有专人观察井口和放喷管线出口，发生溢流时应迅速关井。 6.6 气井与气层不应进行抽汲作业。
6.7 连续油管作业时，应安装连续油管防喷器组；含气抽油井进行起下抽油杆作业时，应安装抽油杆防喷器。
6.8 存在管柱上顶潜在风险井进行起下作业时，应制定防止井内管柱顶出措施。起管柱过程中，应向井内及时补充压井液，并保持井筒液柱压力。
6.9 采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装置。井口控制装置应固定牢靠并有防顶（飞）出措施，同时现场储备井筒容积1.5倍的压井液。
6.10 不连续作业时，应关闭井控装置。
6.11 进行抽汲、气举、泡排、连续油管、替喷、酸化压裂、钻磨、冲砂、测试等作业，应执行相关井控要求。
6.12 试油（气）与井下作业施工时，拆卸采油（气）树部件要清洗、保养备用，严禁使用闸板阀控制放喷或将防喷器作采油树使用。
6.13 含H2S油气井作业应制定应急预案，并报当地政府审查备案，同时将H2S气体及危害、安全事项、撤离程序等告知1.5公里范围内人员。
6.14 当2支以上队伍联合作业时，责任主体队伍应与配合（协助）队伍在施工前相互进行施工交底，交底内容至少包括设计、现状、操作程序、防范措施、应急预案等，并由责任主体队伍组织联合演练。
6.15 在已开发油气区进行试油（气）与井下作业时，井口安全距离如未达到标准要求，应由油田企业主管部门进行安全评估、环境评估，并按评估意见处置。
6.16 利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）时，应执行钻井井控标准。 7 油气生产井井控管理要求
7.1 采油（气）井、注入井应根据压力等级、流体特性选择相应的井下和地面井控装置，并定期进行检测。
7.2 “三高”气井应安装井口安全控制系统；含H2S井场应安装固定式H2S检测仪和防爆排风扇等，并配备足够数量的气防器具。
7.3 采油井在开关井作业前应做好检查和准备工作，并按操作规程实施开关井作业。气井、“三高”油气井开井前应编制施工方案，方案中应包括井控内容。
7.4 采油（气）井在生产过程中，应严格执行生产管理制度，及时开展生产动态监测和分析；含H2S、CO2等酸性气体的采气井，应按照工艺设计要求采取防腐、防垢、防水合物等工艺措施。
7.5 出砂气井应采取防砂、控砂措施，并制定针型阀、油嘴等节流装置冲蚀情况检查检测制度。 7.6 “三高”油气井管汇台和井口装置应定期进行配件完整性、灵活性、密封性及腐蚀状况等专项检查和维修保养，并做好记录。
7.7 采油（气）井进行清蜡、洗井、气举诱喷等作业和试井作业施工前，应提前预测压力变化，并下达施工设计，其内容包含井控安全及防井喷措施。
8 长停井与废弃井井控管理要求
8.1 长停井应保持井口装置完整，并建立巡检、报告制度；“三高”油气井应根据停产原因和停产时间，采取可靠的井控措施。
8.2 废弃井封堵施工作业应有施工设计，并按程序进行审批。作业前应进行压井，压稳后方可进行其他作业。
8.3 采油及注入井废弃时，井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5毫米的圆形钢板焊牢，钢板面上应用焊痕标注井号和封堵日期。气井及含气油井废弃时应安装简易井口，装压力表，盖井口房。
8.4 已完成封堵的废弃井每年至少巡检1次，并记录巡井资料；“三高”油气井封堵废弃后应加密巡检。
主题词：印发 井控 管理 规定 通知
中国石油化工集团公司办公厅 2011年10月10日印发
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