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胜利油田陆上钻井井控工作细则
1 基本规定
1.1 本细则所称井控是指油气勘探开发全过程油气井压力控制与管理，涉及钻井、测井、录井等生产环节。
1.2 本细则所称“三高”是指具备高产、高压、高含硫化氢特性井。其中“高产”是指天然气无阻流量100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力70MPa及以上；“高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量1500mg/m3（1000ppm）及以上。
1.3 本细则合用于胜利油田（简称油田，是胜利石油管理局、胜利油田分公司和胜利石油工程有限公司统称）所辖陆上油区钻井、录井、测井井控管理工作。
2 井控分级管理
2.1 油田及所属各单位应成立井控工作机构，负责井控管理工作。
2.2 油田井控工作领导小组办公室设在采油工程处、技术装备处，分别负责分公司、工程公司井控管理寻常工作。重要职责：
2.2.1 传达贯彻中石化集团公司井控工作规定，宣贯行业原则和中石化公司原则，组织制定油田井控原则和实行细则。
2.2.2 参加井控突发事件解决和应急抢险工作，制定压井和井喷抢险方案；组织井喷事故调查分析，下发事故通报。
2.2.3 负责井控培训工作，审查井控培训教材及培训方案，制定培训筹划并督促贯彻。
2.2.4 全面掌握井控工作状况，解决井控工作及设备、工具配套方面存在问题，审查各单位井控装置更新、改造筹划。
2.2.5 每半年组织一次井控检查，检查井控管理工作，研究、解决井控方面存在问题。
2.2.6 每半年组织召开一次井控工作例会，总结、布置井控工作。
2.2.7 收集分析国内（外）井控技术发展信息及井喷案例，为井控装置配备、更新和井控培训提供信息。
2.2.8 参加中石化集团公司及行业井控会议，进行技术研讨交流，增进井控工作。
2.2.9 每两年组织一次井控技术竞赛，每两年组织一次井控技术研讨交流会议。
2.3 有关部门职责
2.3.1 采油工程处负责分公司井控管理工作。
2.3.2 技术装备处负责工程公司井控管理工作。
2.3.3 安全环保处负责管理局、分公司井控安全寻常督查工作。
2.3.4 QHSE处负责工程公司井控安全寻常督查工作。
2.4 二级单位井控工作领导小组重要责任
2.4.1 技术科负责井控管理，安全科负责井控督导检查。
2.4.2贯彻井控原则、井控工作细则及钻井设计执行状况。
2.4.3 每季度组织一次井控检查和井控例会，对井控工作进行检查和考核，组织贯彻隐患整治。
2.4.4 掌握井控设备使用动态，制定和上报井控装置更新筹划。
2.4.5 推广应用新工艺、新技术，解决井控设备、工具及工艺技术方面存在问题。
2.4.6 制定培训筹划，贯彻井控培训工作。
2.4.7 组织“三高井”开钻前和钻开油气层前检查验收。
2.4.8 组织井控突发事件解决与应急抢险工作，参加事故调查解决。
2.5 钻井公司井控工作领导小组重要责任
2.5.1 技术办公室负责井控管理，安全办公室负责井控督导检查。
2.5.2 贯彻贯彻井控管理制度和实行细则，指引井队井控管理工作，及时解决施工中存在问题。
2.5.3 建立培训档案，制定培训筹划，及时组织参加井控培训。
2.5.4 组织井队二开前和钻开油气层前检查验收。
2.5.5 对重点井和特殊作业环节实行重点监控，制定井控技术办法并监督实行。
2.5.6 每月组织一次井控检查，对不执行井控办法井队责令停钻整治，对关于单位和人员提出解决意见。
2.5.7 在月度技术例会上对井控工作进行讲评，并向上级部门报告我司井控工作状况。
2.5.8 组织本单位井控问题解决，参加井喷事故调查。
2.6 管具公司井控工作领导小组重要职责
2.6.1 组织井控装置配套准备、供井、回收、检查和维修工作。
2.6.2 按照井控原则和井控设计分类别进行装置原则配套，保证井控装置及工具配套齐全、质量合格，负责防喷器液控某些现场安装调试。
2.6.3 组织本单位人员及时参加井控培训，做到持证上岗。
2.6.4 建立管具公司井控设备档案，实行动态管理，掌握设备新度系数，提出年度设备更新改造筹划。
2.6.5 对购买井控装置和工具按原则进行质量检查。
2.7 钻井队井控管理小组重要职责：
2.7.1 严格按钻井设计施工。
2.7.2 负责与管具公司人员对供井井控装置进行现场检查、验收、交接，贯彻井控装置现场安装及试压。
2.7.3 负责地层破裂压力实验，拟定地层破裂压力值和最大关井套压值。
2.7.4 抓好井控培训工作，井队有关岗位持证上岗。
2.7.5 定人定岗实行井队井控设备维护、保养，定期检查。
2.7.6 按照设计配套井控工具、储备加重材料，开钻前对职工进行井控技术办法交底，钻开油气层前向钻井公司提出申请。
2.7.7 贯彻坐岗制度，发现异常状况及时报告。
2.7.8 发现溢流，按关井程序实行关井并及时上报。
2.7.9 井队干部24小时值班，检查井控工作执行、贯彻状况，特殊作业必要在场组织实行。
2.7.10 井队干部、司钻每班布置井控工作并检查讲评，每周召开一次井控会议。
2.7.11 完井3天后上交井控档案。
2.8 分公司采油工程处、工程公司技术装备处设井控管理科，各有关二级单位在技术科或有关科室设专职科级井控管理人员、三级单位设井控主管岗位，钻井队、井控车间设兼职井控监督员。重要职责：
2.8.1 及时传达、贯彻上级井控工作有关规定和办法指令并认真监督执行，定期向上级主管部门报告井控工作。
2.8.2 接受井控工作领导小组领导，执行本单位（部门）职责范畴内井控监督、检查工作。
2.8.3 认真行使监督员权力，抵制一切有碍井控工作错误行为，制止违背井控规定生产作业。
3 井控设计管理
3.1 设计资质
3.1.1 井控设计是地质设计、钻井工程设计重要构成某些，地质设计和钻井工程设计单位应具备设计资质，从事“三高”井工程设计应具备甲级设计资质。
3.1.2 设计人员应具备相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有有关专业3年以上工作经验和高档工程师以上任职资格。
3.2 设计审批
3.2.1 所有设计均应按程序审批，未经审批不准施工。
3.2.2 因不可预见因素需变更设计时，应由原设计单位按程序进行变更，并出具变更设计并审批后方可执行。
3.2.3 工程设计应设立《井控专篇》某些，应有井控管理人员参加审查。
3.3 井控设计应涉及如下重要内容
3.3.1 地质设计
3.3.1.1 应对周边500米范畴内学校、居民住宅、医院、厂矿、公路等高危险场合进行勘察、标注。
3.3. 1.2 应有地层孔隙压力及地层破裂压力曲线、浅气层资料、邻近井资料以及开发区块分层动态压力数据。
3.3.2 钻井设计
3.3.2.1 应有满足井控作业安全各开次井控装置。
3.3.2.2 应有合理井身构造，含硫化氢、二氧化碳和高压气井油层套管要采用特种抗硫、抗腐蚀密封扣套管。
3.3.2.3 应有适合地层特性钻井液类型，合理钻井液密度。
3.3.2.4 油气井井口间距不应不大于2米，高含硫化氢油气井井口间距应不不大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8米。
3.4 设计规定
3.4.1 地质设计
3.4.1.1设计中要提供邻井油、气、水显示和复杂状况资料，已钻井油、气、水电测解释成果，地层测试及试油、气资料，并要特别注明预测含硫化氢、二氧化碳地层深度和含量。
3.4.1.2　探井应提供邻井邻区资料并进行地层压力预测，钻进中要用dc指数法或其她办法进行随钻压力监测和趋势预测。进行地层测试获得压力数据后，应依照监测与测试成果及时调节钻井液密度。
3.4.1.3　开发调节井要提供分层动态压力变化状况及邻近注水（气）井、注聚合物井井网布置，并采用相应停注泄压办法。
3.4.2 钻井工程设计
3.4.2.1 钻井液密度，应在最高地层压力系数基本上再附加一种附加值。油水井附加值为0.05克/立方厘米～0.10克/立方厘米或附加压力1.5MPa~3MPa，气井为0.07克/立方厘米～0.15克/立方厘米或附加压力3MPa~5MPa。对于含硫化氢等有害气体井，安全附加值应取上限值。
3.4.2.2 应依照地层压力、岩性剖面及保护油气层需要，拟定井身构造。
3.4.2.3 技术套管固井后再次开钻，钻穿套管鞋如下第一种砂层进行破裂压力实验，新井眼长度不适当超过100m。
3.4.2.4 地层破裂（漏失）压力测试合用于砂泥岩为主地层，对于脆性地层只做承压实验。
4 井控装备管理
4.1 设备管理
4.1.1 所有井控设备及配件，应为油田资质认证生产供应商生产合格产品。
4.1.2 所属二级单位为井控设备主管单位，应贯彻设备管理、检查维修和定期检查制度，建立设备档案、台帐。
4.1.3 防喷器主体报废年限为，管汇及阀组报废年限为，控制装置主体报废年限为（控制管线按厂商提供报废年限报废）。延期使用须经第三方专业检查合格，且延期年限不超过3年。用于“三高”油气井井控设备，合计使用时间不适当超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。
4.1.4 专业检查维修机构管理
4.1.4.1 油田井控设备专业维修机构应按总部规定获得相应专业检查维修资质，进行井控设备检查维修工作。
4.1.4.2 井控车间应建立完善检查维修质量保证体系，严格执行SY/T6160《防喷器检查与修理》等有关原则、制度，建立防喷器、控制系统、管汇等检查、维修和试压档案。
4.1.5 防喷器主体不超过3个月回车间检修一次，建井周期超过3个月每口井检修1次；井控管汇不超过6个月回车间检修1次，建井周期超过6个月每口井检修1次。防喷器检修应执行SY/T6160《防喷器检查和维修》。
4.1.6 配套供井防喷器装置应带有合格证，钻井队技术员验收签认。
4.1.8 钻井队负责在用井控设备维护保养、现场检查，贯彻专人负责。井控设备在井队浮现问题，要及时告知井控车间人员上井维修。
4.2 井控装置选用与匹配
4.2.1 防喷器压力级别应依照井口也许承受最高压力配备（不不大于套管抗内压强度、地层破裂压力）。依照不同地层压力和井型，选用不同压力级别井控装置组合。
4.2.2 对于最大压力低于21MPa井，安装压力级别为21MPa井控装置。井口装置见图1，井控管汇见图5。
4.2.3 对于最大压力21MPa～35MPa井，安装压力级别为35MPa井控装置。井口装置见图2，井控管汇见图6。
4.2.4 对于最大压力35MPa～70MPa井，安装压力级别70MPa井控装置，井口装置见图3，井控管汇见图6、7。
4.2.5 对于最大压力70MPa～105MPa井，安装压力级别105MPa井控装置，井口装置见图4，井控管汇见图7、8。
4.2.6 单四通井口按图11型式配备，双四通井口按图12型式配备。
4.2.7 高压高含硫油气井，从下入技术套管至完井，应安装剪切闸板，配备不少于两副直径与在用钻杆直径一致钻杆死卡。
4.2.8 探井、气井以及设计70MPa及以上压力级别井控装置井，应配备司钻控制台、节流管汇控制台、液动平板阀、液控节流阀、液气分离器、泥浆除气器、专用灌泥浆装置，所有应配备液气分离器、除气器。液气分离器排气管线接出井场之外，配备点火装置。
4.2.9 普通开发井配备两套以上液面报警器，预探井、深井、高压井每个循环罐配备一套。
4.3 井控设备安装规定
4.3.1 防喷器安装规定
4.3.1.1 防喷器主体安装时应使安装液控管线一面向后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不不不大于10mm。
4.3.1.2 用4条直径16毫米以上钢丝绳或正反扣丝杠（花篮螺栓）在井架底座对角线方向按“正八字”状将防喷器绷紧固定，井口上固定点应在闸板防喷器上端且不低于井口高度2/3处。
4.3.1.3 双公短节材质强度（钢级、壁厚）不低于所下套管强度，按原则力矩上紧。各次开钻井口设备要按原则规定安装，尽量保证四通出口高度不变。
4.3.1.4 防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。
4.3.1.5 闸板防喷器应安装手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑稳固。操作杆与水平方向夹角不不不大于30°，挂牌标明开、关方向和到位圈数。
4.3.2 井控管汇安装规定
4.3.2.1 节流管汇、压井管汇及其所有管线、闸阀、法兰等配件额定工作压力，必要与防喷器额定工作压力相匹配。内防喷管线用通径不不大于78毫米钢管线，长度要保证使1#、4#闸阀接在钻台底座之外，用细螺纹扣与法兰盘连接，中间不容许有焊缝。
4.3.2.2 普通状况下放喷管线平直安装，特殊状况下采用井控专用铸（锻）钢弯头连接。放喷管线用通径不不大于78毫米钻杆或专用放喷管线连接，每隔10米处、转弯处及放喷口必要用水泥基墩固定牢固。
4.3.2.3 预探井、气井、含硫化氢井、深井和安装70MPa以上井控装置井，应两侧安装放喷管线，放喷管线出口离井口不不大于75米，高含硫化氢井放喷管线出口离井口不不大于100米。安装35MPa及如下压力级别井控装置井，主放喷管线接出井场，压井管汇“S”弯管出口应贴近地面，前方不应有障碍物。
4.3.2.4 液气分离器排气出口应置于井场季风下风方向，距离井口距离应不不大于50米。
4.3.2.5 应备有专用放喷管线、连接弯管，以备加长放喷管线时迅速连接。采用钻杆作为放喷管线时，外端应为钻杆公扣。备用放喷管线宜放置在钻杆支架上外侧，以以便取用。
4.3.2.6 钻井液回收管线使用钢管或高压软管，出口接至泥浆罐体或上部专用出口。出口管应固定牢固、流程合理，出口方向无障碍。转弯处应使用井控专用铸（锻）钢弯头，通径尺寸不不大于78毫米。
4.3.2.7 压井阀门端应以2″母扣由壬接出，以备与水泥车等压井设备管线相连接。应采用防腐保护办法，保证完好状态。
4.3.2.8 节流、压井管汇所装压力表量程应不不大于井控装置压力级别，压力表下应有阀门控制。节流管汇还应安装带有旁通开关（正常状况下应处在关位）低量程压力表。
4.3.2.9 正常状态下，管汇各阀门编号、开关状态见附图，（冬季2#、3#常闭，1#、4#常开）；各闸阀手轮完好、开关灵活，编号标注清晰并标明开关状态。
4.3.2.10 含硫化氢油气井井控管汇应采用抗硫专用管材。
4.3.3 防喷器控制系统控制能力应与防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。远程控制台摆放在面对井架大门左侧前方，距井口25米以远。
4.3.4 控制装置电源线应从配电房（或发电房内）总开关后专线接出，用单独开关控制，开关处挂有明显标志。电线应采用专用电缆盒保护或架高4米以上，保持持续供电。
4.3.5 液控管线使用高压耐火隔热软管，排列整洁并采用保护办法，迅速接头处应架离地面。
4.5.6 控制系统压力保持在工作压力范畴，自开钻之日起控制台“主令”开关应始终处在“自动”状态。
4.3.7 正常钻井中，在拟定防喷器已处在全开位置、液动放喷阀处在关闭位置后，各三位四通阀控制手柄置于中间位置。全封和剪切闸板防喷器控制手柄要设有防误操作保护装置，且不影响司钻控制台关井操作。
４.3.8 司钻控制台摆在司钻操作台后侧附近便于操作位置，节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。
4.3.9 井队应配备齐全钻具内防喷工具。钻具内防喷工具涉及方钻杆上、下部旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆。钻台上配备与钻具尺寸相符钻具止回阀和旋塞阀，放在钻台上以便取用处，涂红漆标示。
4.3.10 旋塞阀处在打开状态， 钻具止回阀有打开装置并处在打开状态。准备1根防喷钻杆单根，接有与钻挺连接螺纹相符配合接头和处在打开状态旋塞阀。
4.3.11 井控监测仪器及钻井液除气装置规定：
4.3.11.1 钻井液循环罐应安装液面监测报警装置，报警值设立不得超过1方。循环罐、配液罐配备容积标尺，高压井、气井应配备6～12方专用灌浆罐。
4.3.11.2 所有井都应安装除气器，探井、深井、气井和安装70MPa防喷器井还应安装液气分离器。三高井配备液气分离器原则不低于NQF1200-4.0，其他配备原则不低于NQF1200-1.0。
u 液气分离器安装在节流管汇前外侧，用四根直径16mm钢丝绳绷紧固定。其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场外侧。
u 液气分离器进液管线为钢质管线，内径不不大于78mm，并用基墩固定。排气管线直径不不大于203mm，采用法兰连接，距放喷管线距离不不大于1m，每10-15m固定牢固，配备自动点火装置。排液管线应使用直径不低于203 mm硬管线，出口管线应接至振动筛缓冲罐上。
u 除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口接出循环罐外。
4.3.12 节流管汇前应设立井控数据牌，注明该井当前所下套管数据、井控装置级别、防喷器试压值、设计最高钻井液密度下最大关井容许套压值等数据，井控数据牌格式见附件6。
4.3.13 探井、气井、35MPa以上压力井、稠油热采井以及其她有特殊规定井，应使用套管头。
4.3.14 各种连接法兰上齐连接螺栓并紧固，螺杆两端丝扣突出螺母1～3扣，注意防锈蚀保护。
4.3.15 冬季施工时，节流、压井管汇、放喷管线必要采用防冻办法，保证管内畅通。
4.4 井控装置试压、检查
4.4.1 全套井控装置在井控车间用清水进行试压。环形防喷器封钻杆、闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷管线试压到额定工作压力，稳压时间15分钟，压降不不不大于0.7MPa。
4.4.2 全套井控设备在井上安装好后，进行清水试压。在不超过所下套管抗内压强度80%状况下，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力70%，闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷管线试压到额定工作压力，放喷管线试压10MPa。稳压时间15分钟，压降不不不大于0.7MPa。
4.4.3 在井控车间和现场都应进行低压实验，试压值为1.4～2.1MPa，稳压时间不少于5分钟。
4.4.4 对只下表层套管、无技术套管井，防喷器试压到14MPa。
4.4.5 井控管汇试压，按从外向内顺序对各平板阀逐个正向试压。
4.4.6 钻开油气层前及更换井控设备部件后，要采用堵塞器或试压塞重新试压。
4.4.7 各种内防喷工具在井控车间试压到额定工作压力。
4.5 井控装置使用
４.5.１ 环形防喷器不得长时间关井，除非特殊状况不用来封闭空井。套压不超过7MPa状况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头钻具，起下钻速度不得不不大于0.２m/s。环形防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa状况下，容许钻具以不不不大于0.2m/s速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。
４.5.２ 闸板防喷器关井后应手动锁紧，应一次锁紧到位，不容许回旋手轮。打开闸板前，应先手动解锁，解锁到位后可回旋1/4～1/2圈。
４.5.３ 当井内有钻具时，禁止关闭全封闸板防喷器。禁止用打开防喷器方式来泄井内压力。检修装有绞链侧门闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同步打开。
４.5.４ 平板阀开、关应一次完毕，不容许半开半闭和作节流阀用。开、关到位后，都应回转1/4圈～1/2圈。
４.5.５ 压井管汇不能用作寻常灌注钻井液管线，防喷管线、节流管汇和压井管汇应采用防堵、防冻办法，保证任何状态下各闸阀开关灵活。
5 施工井控规定
5.1 开钻及钻开油气层前准备工作
5.1.1 各次开钻前，应进行井控检查验收，验收合格后方可开钻。
5.1.2 开钻前，在值班房内张贴钻井施工设计大表、“四•七”动作图解、井控工作大表。探井要有预测地层压力、地层压力检测、设计钻井液密度和实际钻井液密度曲线四条曲线；开发井要有设计钻井液密度和实际钻井液密度两条曲线。下技术套管井，按规定进行地层承压实验或地层破裂压力实验。
5.1.3 应依照地质、工程状况制定防硫化氢、防火及防井喷事故应急预案。应急预案应涉及但不限于下列内容：
u 应急组织机构与联系方式；
u 应急岗位职责；
u 现场监测制度；
u 应急程序；
u 培训与演习。
5.1.4 钻开油气层前，钻井队应做工作。
5.1.4.1 进行地质、工程、钻井液、井控装置和井控办法等方面技术交底，并提出详细规定。
5.1.4.2 钻井液性能符合设计规定，并按设计规定储备压井液、加重材料、堵漏剂和解决剂。
5.1.4.3 在已开发区块钻调节井，按Q/SH1020 2162-《已开发油田钻调节井过程中停注水、气、气井和采油井规定》及时关停邻近注水（气）井和采油井，并采用泄压办法。钻井队要理解所钻井附近注水（气）、采油压力变化状况，采油开发单位应积极配合搞好停注与监控工作。
5.1.4.4 对井控装置进行试压和可靠性检查。闸板防喷器在含硫油气井持续使用超过3个月、普通油气井持续使用超过12个月，应更换闸板胶芯。
5.1.4.5 井控专用工具、消防器材配备齐全，防爆电路及电气设施性能良好、运转正常。
5.1.4.6 含硫化氢井施工人员要持有防硫化氢培训合格证。钻井队按原则设立风向标、安全区，配齐便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等，并按原则安装固定式检测报警系统。在钻入含硫化氢地层前，进行防硫化氢安全教诲并进行防硫化氢演习。
5.1.4.7 进出井场道路保持畅通。
5.1.5 贯彻井控及硫化氢防护演习制度。
5.1.5.1 钻井井控演习应分正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井等四种工况，每班每月每种工况演习不少于1次。
5.1.5.2 钻开油气层前，应组织1次井控演习，演习不合格不得打开油气层。
5.1.5.3 高含硫化氢井演习应包括硫化氢防护内容，钻开含硫化氢油气层前100m应按预案程序组织1次以硫化氢防护为重要目全员井控演习。
5.1.5.4 防喷演习时间规定：钻进作业和空井状态从发出溢流报警信号到全关井时间不超过3分钟，起下钻杆、起下钻铤不超过5分钟。戴正压式呼吸器防喷演习，时间延长3分钟。
5.1.5.5 井控演习由钻井队统一指挥，现场服务其她专业人员共同参加。演习结束应由井队长、钻井工程师对演习进行讲评，钻井监督人员参加讲评。填写井控演习记录，内容涉及班组、时间、工况、通过、讲评、参加人员等。
5.1.6 实行24小时干部值班带班制度。开发井从钻开产层前100m，探井从安装防喷器到完井期间，钻井现场应有井队干部跟班作业，组织钻井班组认真执行钻井设计和各项井控办法。
5.1.7 严格执行钻开油气层前申报验收制度。钻开油气层前200米，井队填写钻开油气层申请书并向主管部门申报，由钻井公司组织进行现场检查验收。验收合格并经批准后，方可钻开油气层。
5.1.8 严格坐岗观测制度。
5.1.8.1 探井、深井、高压井和气井从安装防喷器后开钻到完井、开发井从进入油气层前100米开始，应专人24小时坐岗观测溢流显示和循环池液面变化，并定期将观测状况记录于“坐岗登记表”中。每15分钟测量记录一次，特殊状况可加密测量。起下钻杆每3～5柱（最长不超过15分钟）测量一次，起下钻铤一柱测量一次。
5.1.8.2 “坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。
5.1.8.3 坐岗观测由钻井、钻井液和地质录井三方施工人员构成。
5.1.8.4 坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常状况，应及时报告司钻。
5.1.8.5 司钻接到溢流报警后应及时按关井程序组织关井，达到“发现溢流及时关井、疑似溢流关井观测”规定。
5.1.9 探井自二开开始、开发井钻开油气层前100米开始，每天以1/3、1/2钻进排量做低泵速实验，记录泵冲数、排量和相应循环压力。
5.1.10 有如下状况之一者不准钻开油气层（目层），应及时停工整治：
u 未执行钻开油气层申报审批制度。
u 未按规定储备压井液和加重材料。
u 井控装备未按照规定试压或试压不合格。
u 井控装备不能满足关井和压井规定。
u 内防喷工具配备不齐全或失效。
u 防喷演习不合格。
u 井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全。
5.1.11 井场钻井设备布局应考虑防火安全规定，发电房、储油罐等应按原则距离摆放，设立在季节风上风位置。
5.1.12 钻开油气层前，应做好柴油机排气管防火和紧急停车准备工作。钻台下面和井口周边应清洁，机泵房下面无积油。
5.2 钻开油气层井控作业
5.2.1 钻开油、气层后，每次起下钻对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次，各闸阀每天开关活动一次。
5.2.2 探井钻井要做好地层压力监测工作，加强地层对比，及时预告下一步地质状况。
5.2.3 钻调节井时，要安排专人监督、检查已停注水（气）井状况。
5.2.4 钻进中遇到钻速突然加快、放空、蹩钻、跳钻、气测异常及油气水显示等异常状况，应及时停钻停泵观测。
5.2.5 发现溢流应及时按关并程序关井，及时向值班干部或工程师报告，做好压井准备工作。应达到溢流在1m3内报警、2m3内关井规定。关井程序见附件4。
5.2.6 发现溢流关井时，最大关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度80%和薄弱地层破裂压力所容许关井套压三者中最小值。在容许关井套压值内禁止放喷。
5.2.7 只下表层套管井，发生溢流时应关井导流并及时采用循环压井办法。
5.2.8 下列状况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：
u 每钻开新油气层后第一次起钻前；
u 溢流压井后起钻前；
u 钻开油气层井漏堵漏后起钻前；
u 钻进中曾发生严重油气侵起钻前；
u 需长时间停止循环进行其他作业（如电测、下套管、下油管、半途测试等）起钻前。
5.2.9 短程起下钻基本作法：普通状况下循环钻井液2周以上，进出口密度差不超过0.02g/cm3。短起一定长度钻具，按规定上窜速度拟定静止时间，然后开泵循环检测油气上窜速度。若满足下一步施工需要时间并有安全余量，可下钻循环后起钻进行下一步作业。
5.2.10 起钻中，钻头在井底至油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s。起钻杆时每3柱向环空灌满钻井液，起钻铤一柱一灌满，起出钻柱体积与灌入钻井液体积相符，作好记录。
5.2.11 起钻完应及时下钻，检修设备时应保持井内有一定数量钻具，并观测出口管钻井液返出状况。禁止在空井状况下检修设备。
5.2.12 深井下钻应分段循环，防止因后效引起井控复杂，保证满足安全需要。
5.2.13 起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具旋塞阀和止回阀，条件容许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求取立压和溢流量。
5.2.14 发现钻井液气侵后应停止钻进，坚持循环排气加重，禁止边钻进边加重。若发生液面上涨应关井节流循环排气，未经除气不得重新入井。
5.2.15 钻进中如发生井漏，可将方钻杆提出转盘观测井内液面，依照漏失状况采用静止堵漏或其他堵漏办法。应密切注意液面变化状况，严防井漏后发生溢流井喷。
5.2.16 发生卡钻需减少井筒液柱压力时，应保证不不大于裸眼段地层最高压力。
5.2.17 进行钻杆测试、测井、完井等作业时，要严格执行安全操作规程和井控办法，避免发生井喷事故。
5.2.18 在含硫油气层钻进，钻井液中应提前加入足量除硫剂，并保证PH值不不大于9.5。
5.2.19 天然气溢流不容许长时间关井而不作解决。在等待加重材料或在加重过程中，应及时实行司钻法第一步循环排除溢流，防止井口压力过高。
5.2.20 空井关井后，应依照溢流严重限度采用强行下钻、置换法或硬顶（平推）法等办法进行解决。
5.2.21 压井施工应有详细设计，施工前应进行技术交底、设备检查，贯彻岗位人员，对照压井施工单进行压井。
5.3 下套管固井基本规定
5.3.1 下套管前应更换与套管外径一致防喷器闸板芯子，双闸板防喷器宜将全封闸板换成与套管尺寸相似半封闸板并试压合格。
5.3.2 下套管前油气上窜速度不不不大于10米/小时，固井前应拟定井眼承压能力。
5.3.3 固井及候凝过程中应保证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。
5.3.4 固井和候凝期间，应专人坐岗观测。
5.4 裸眼井半途测试基本规定
5.4.1 施工设计中应有井控规定。
5.4.2 应测双井径曲线，以拟定坐封井段。
5.4.3 测试前应调节好钻井液性能，保证井壁稳定和井内压力平衡。
5.4.4 测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。
5.4.5 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，进行反循环平衡后方可起钻。
5.4.6 含硫气井半途测试前，应进行专项安全风险评估，应制定专项测试设计和应急预案。
5.4.7 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分压井材料、设备和水源，满足正反循环压井需要。
5.5 液相欠平衡钻井井控规定
5.5.1 实行条件
5.5.1.1　地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清晰，且不含硫化氢气体。
5.5.1.2　裸眼井段宜选取压力单一地层，上层套管下深及固井质量满足施工规定。若地层存在各种压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井容许范畴。
5.5.1.3　欠平衡钻井服务队伍应具备相应资质。
5.5.2 井控设计
5.5.2.1　应以钻井地质设计提供岩性剖面、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根据，纳入钻井工程设计中。
5.5.2.2　应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预测产量、地层流体和钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备解决能力等因素，拟定欠压值。
5.5.2.3　应依照设计井深、预测地层压力、预测产量及设计欠压值等状况，拟定钻井井口、地面设备、钻具和井口工具。
5.5.2.4　欠平衡钻井应安装并使用1套独立于常规节流管汇专用节流管汇及专用液气分离器。
5.5.3 施工前期条件
5.5.3.1　成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。
5.5.3.2　组织贯彻施工作业准备、技术规定、作业交底、开工验收等事项，编写应急预案并进行演习。
5.5.3.3　钻井设备试压合格，按原则和设计规定储备压井液及解决材料、加重材料，配齐消防、气防及安全防护器材。
5.5.3.4　配备综合录井仪，监测设备应能满足实时监测、参数录取规定。
5.5.4 钻井施工作业
5.5.4.1　发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在安全前提下关井求压，并依照地层压力调节钻井液密度。
5.5.4.2　钻井队、录井队和欠平衡服务队人员应分工明确，实时观测并记录循环罐液面、钻井与钻井液参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应及时报告。
5.5.4.3　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状况等为根据，综合分析，适时进行调节。
5.5.4.4　每次起钻前均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。
5.5.4.5　钻柱至少应接2个止回阀，其中钻柱底部至少应接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。
5.5.4.6　钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应关井，视现场状况拟定下一步施工办法。
5.5.5 进行液相欠平衡钻井时，如发现井内返出流体所含硫化氢浓度不不大于75mg/m3(50ppm)、或者返出气体在与大气接触出口环境中硫化氢浓度大30mg/m3 (20ppm)、钻具内防喷工具失效、设备无法满足工艺规定或地层溢出流体过多等任何一种状况时，应及时终结欠平衡钻井作业。
5.6 气体钻井井控规定
5.6.1 施工基本条件
5.6.1.1　地层压力剖面和岩性剖面清晰，井身构造合理，裸眼井段井壁稳定。
5.6.1.2　地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实行，且所钻地层不含硫化氢气体。
5.6.1.3　空气钻井返出气体中全烃含量不大于3％，氮气钻井天然气出气无阻流量低于8×104立方米/天。
5.6.1.4　实行气体钻井专业队伍应具备相应资质。
5.6.2 井控设计
气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计，至少应涉及分层地层压力系数、地表温度和地温梯度，精确预告所钻井段油、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，异常状况应急办法等。
5.6.3 施工准备及规定
5.6.3.1　按照原则和设计规定安装好井控装置、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，并按规定储备钻井液及解决材料、加重材料。
5.6.3.1　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。
5.6.3.2　编制气体钻井专项应急预案，并组织培训和演习。
5.6.3.3　在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。
5.6.3.4　实行气体钻前应关闭2#、3#平板阀且每趟钻活动1次，每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。
5.6.4 终结条件
5.6.4.1　全烃含量持续不不大于3%或井下持续发生2次燃爆，应及时停止空气钻井。天然气出气无阻流量超过8×104立方米/天，应及时停止氮气钻井。
5.6.4.2　钻井过程如发现井内返出地层流体所含硫化氢浓度不不大于75mg/m3（50ppm）、或者井内返出气体在与大气接触出口环境中硫化氢浓度大30mg/m3 (20ppm)，应及时停止气体钻井。
5.6.4.3　大风天气且排砂口处在井场上风方向、危及井场安全时，应及时停止气体钻井。
6 井控培训管理
6.1 井控培训单位必要经集团公司认证并授权、获得井控培训资质。井控培训任课教师必要获得集团公司承认教师合格证，使用集团公司统一规定培训教材。
6.2 管理局钻井职工培训中心为油田井控培训指定单位，井控培训必要在培训单位内进行。
6.3 井控培训分为取证培训和复审培训。第一次参加井控证培训为取证培训，获得井控合格证书人员每2年进行1次复审培训。合格证书有效期满后至下一次井控复培可有30天滞后期。
6.4 学员取证必要通过理论考试和技能考核。理论考试100分为满分，70分以上为合格；技能考核100分为满分，80分以上为合格。理论考试和技能考核都合格者方可获得《井控培训合格证》。
6.5 井控培训由各单位技术主管部门负责组织实行。应制定培训筹划，贯彻培训工作，建立培训档案。各单位人员取证状况由工程技术科统一管理，便携卡由本人保管并持证上岗。
6.6 初次培训不少于80学时，复审培训时间不少于40学时。
6.7 没有获得井控培训合格证人员无权指挥生产，工人不得上岗操作。
6.8 钻井专业井控培训合格证分为A、A1、B1、B2、C、D1六种类别。
A类证书持证人员为井控决策、管理人员。涉及油田行政正职与主管勘探、开发、石油工程、安全和生产工作领导，勘探、开发、石油工程、安全、生产和勘探开发监督管理等部门负责人、主管领导和主管科（室）人员，各二级单位及所属钻井（分）公司经理、负责生产、技术、安全工作副经理、正（副）总工程师、主管科长。
A1类证书持证人员为钻井井控技术人员、钻井队管理人员。钻井（分）公司负责钻井技术、生产、现场科室管