中国石化井控管理详细规定.doc

1 基础要求 1.1 井控管理应落实落实“安全第一，预防为主”方针和“安全发展”、“以人为本”理念，切实加强管理，严防井喷失控和H2S等有毒有害气体泄漏发生，保障人民生命财产和环境安全，维护社会稳定，有利于发觉、保护和利用油气资源。 1.2井控工作是一项系统工程，包含井位选址、地质和工程设计、设备配套、维修检验、安装验收、生产组织、技术管理、现场管理等项工作，需要设计、地质、生产、工程、装备、监督、计划、财务、培训和安全等部门相互配合，共同把关。 1.3 本要求所称“井控”是指油气勘探、开发、地下储气全过程井口控制和管理，包含钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、油气生产、储气注采和报废井弃置处理等生产步骤。 1.4 本要求所称“三高”是指含有高产、高压、高含H2S特征之一井。其中“高产”是指天然气无阻流量达100104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。 1.5本要求所称“工程施工单位”是指提供钻井、测井、录井、固井、井下作业、试油（气）等服务专业施工单位；本要求所称“油气生产单位”是从事石油和天然气开发生产采油、采气和地下储气库运行等单位。 1.6 本要求适适用于中国石化陆上石油和天然气井控管理；海上井控管理应依据海上井控特殊要求，在本要求基础上修订完善3实施；境外油气生产应依据资源国特殊要求修订完善实施。 1.7 油田勘探开发事业部、石油工程技术服务、国际石油勘探开发和天然气分企业分别为集团企业境内油气勘探开发、石油工程技术服务、境外油气生产和地下储气库等“四大业务板块”井控安全管理主体和井控安全责任主体。 1.8 各油田分企业、地域石油工程企业均应依据本要求，结合油气生产和施工作业实际，认真开展区域井控风险评定，并针对不一样区域风险等级，制订出具体实施细则报井控办公室立案。 2 井控管理基础制度 2.1井控分级管理制度。集团企业井控管理实施“集团企业领导，井控工作领导小组办公室管理，安全监管局监管”。“四大业务板块”专业化对口管理，企业是井控责任主体具体负责”井控分级管理制度。 2.1.1集团企业成立井控工作领导小组，组长由股份企业总裁担任，副组长由分管油田企业副总经理和高级副总裁担任，组员由油田勘探开发事业部、石油工程技术服务、国际石油勘探开发、天然气分企业、安全监管局、能源和环境保护部、外事局、物资装备部、生产经营管理部、发展计划部、集团（股份）财务部和人事部等部门责任人组成。油田勘探开发事业部加挂集团企业井控工作领导小组办公室牌子，归口管理集团企业井控工作，统筹负责集团企业井控工作日常综合协调和监督管理。 2.1.2油田勘探开发事业部、石油工程技术服务、国际石油勘探开发和天然气分企业分别为集团企业境内油气勘探开发、石油工程技术服务、境外油气生产和地下储气库等“四大业务板块”井控安全管理主体和井控安全责任主体，应设置井控管理部门或岗位，并配置井控高级教授，配齐专兼职管理人员，具体负责本业务板块井控管理和井控监督工作。 2.1.3 油田分企业、地域石油工程企业应成立由行政正职为组长，分管领导为副组长，安全、工程、地质、生产、设备、计划、财务、人事、教育培训、供给、设计和监督等部门（单位）责任人参与井控工作领导小组，并在技术部门成立井控办公室，负责日常井控管理和井控技术工作；关键地域成立专门井控管理部门及设置井控高级教授。 2.1.4 各工程施工单位、油气生产单位和设计、监督、井控设备检测维修等单位均应成立由行政正职为组长，相关部门参与井控工作领导小组，明确责任部门，负责本单位井控工作。 2.1.5 各工程施工单位和油气生产单位基层队伍，应成立以队长为组长井控工作领导小组；交叉作业或联合作业现场，应成立以井控责任主体单位为组长，业主和相关单位参与现场井控领导小组。 2.2 井控工作责任制度。根据“谁主管，谁负责”、“管生产必需管井控”和“管专业必需管井控”标准，各级井控工作领导小组及组员部门均负有井控管理职责，应明确制订井控管理责任制。 2.2.1集团企业井控工作领导小组及组员部门职责 2.2.1.1 井控工作领导小组职责 （1）组织落实落实国家安全生产法规和行业井控安全标准，健全井控管理和监督机构，并落实专职人员。 （2）负责审定集团企业井控标准和管理制度。 （3）每十二个月组织1次井控安全专题检验，立即发觉并研究处理井控管理重大问题。 （4）定时召开井控工作领导小组会议，听取井控监督部门和事业部（专业化企业）井控工作汇报；组织召开年度井控工作会议，总结布署井控工作。 （5）审批重大勘探开发项目，确保井控本质安全。（6）审批井控隐患治理项目及资金。（7）发生井控突发事件时，根据要求程序开启应急预案并组织抢险。2.2.1.2 井控工作领导小组办公室职责（1）落实落实施业和企业井控安全标准、制度，组织制（修）订集团企业井控安全标准、制度。（2）负责监督各业务板块井控管理工作。（3）负责监督集团企业重大井控隐患治理项目实施。（4）负责筹备并组织年度井控安全专题检验。（5）立即汇报井控监督检验工作，筹备集团企业年度井控工作会议，并负责落实落实会议精神。（6）参与井控应急抢险和指挥，组织级井控事故调查处理。 2.2.1.3油田勘探开发事业部职责油田勘探开发事业部行使井控管理责任主体职能和甲方井控管理职能，代表集团企业井控工作领导小组，全方面行使办公室日常监督、管理和协调责任。专业化管理以境内业务为主。关键职责以下：（1）落实落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。（2）审批业务板块井控隐患治理项目并组织实施。（3）定时向集团企业井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。（4）负责业务板块井控培训计划及井控新技术、新工艺和新装备研究和推广工作。（5）负责制订油气勘探开发总体计划方案、区域滚动开发方案井控技术方法，和预探井、高风险井、关键开发井工程设计审查，确保井控本质安全。（6）负责油气勘探开发劳务市场井控安全准入资质准入，并负责监督管理。（7）组织集团企业井控安全专题检验，组织业务板块开展井控日常检验工作及井控年度工作会议。（8）负责业务板块井控应急管理，并组织级井控应急抢险指挥。（9）负责业务板块井控事故管理，组织级和级井控事故调查处理。2.2.1.4石油工程技术服务是石油工程技术服务业务板块井控安全管理主体和井控责任主体。关键职责以下：（1）落实落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。（2）审批业务板块井控隐患治理项目并组织实施。（3）定时向集团企业井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。（4）负责井控新技术、新工艺和新装备研究和推广工作。（5）负责编制业务板块井控培训计划和实施。（6）负责预探井、高风险井、关键开发井井控技术方法制订和组织实施。（7）参与集团企业井控安全专题检验，组织业务板块开展井控日常检验工作。（8）负责业务板块井控事故管理，参与级和级井控事故调查处理。（9）负责业务板块井控应急管理，并参与I级井控应急抢险指挥。2.2.1.5国际石油勘探开发和天然气分企业职责国际石油勘探开发、天然气分企业分别为境外油气勘探开发业务板块、地下储气库业务板块井控安全管理主体和井控责任主体。关键职责以下：（1）落实落实井控安全法规、标准，组织制（修）订业务板块井控安全标准、制度和规程，并认真组织落实。（2）审批业务板块井控隐患治理项目并组织实施。（3）定时向集团企业井控工作领导小组汇报板块井控管理工作。（4）负责对应井控新技术、新工艺和新装备研究和推广工作。（5）负责编制业务板块井控培训计划并组织实施。（6）组织制订总体布署安排、关键工程方案井控技术方法并组织实施。（7）负责业务板块市场准入、承包商资质审查，并负责监督管理。（8）定时组织业务板块井控安全专题检验。（9）负责业务板块井控事故管理，参与级和组织级井控事故调查处理。（10）负责业务板块井控应急管理，并参与I级井控应急抢险指挥。2.2.1.6安全监管局职责：安全监管局总体监督集团企业井控工作。关键包含：（1）建立完善井控监管体系并督促实施。（2）参与井控应急处理。（3）参与调查I级井喷事故。（4）负责组织调查包含人员伤害或造成火灾爆炸等I级井事故。2.2.1.7生产经营管理部全方面跟踪并具体了解井喷失控等应急事件发展动态及处理情况，立即向中国石化应急指挥中心汇报。2.2.1.8其它部门职责能源和环境保护部关键做好应急过程环境保护工作，外事局关键做好境外企业井控监督检验工作，物资装备部关键做好井控设备购置并对质量负责，发展计划部和集团（股份）财务部关键做好井控工作和隐患治理资金投入，人事部关键做好井控管理机构定岗定编和井控培训计划管理工作。2.2.2油田分企业、地域石油工程企业及其所属油气生产单位、工程施工单位、设计单位、监督机构和井控设备检测维修单位，分别为各级井控安全责任主体，应根据“谁主管，谁负责”标准，结合井控管理实际，明确企业（单位）及部门及其岗位井控工作职责。技术部门负责井控管理和井控技术工作；安全部门负责井控监督工作。2.2.3业务板块井控管理主体单位、油田分企业、地域石油工程企业、工程施工单位、油气生产单位等均应设置井控管理部门或井控高级教授或专职岗位，确保井控责任制落实。2.3 井控工作检验制度。各级井控工作领导小组应定时组织开展井控检验工作。其中，总部每十二个月度1次，油田分企业和地域石油工程企业每六个月1次，工程施工单位和油气生产单位每三个月1次，基层单位每个月度1次。2.4井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定时组织开展井控工作例会。其中，总部每十二个月度1次，油田分企业和地域石油工程企业每六个月1次，并将会议纪要上报油田事业部（井控办公室），工程施工单位和油气生产单位每三个月1次，基层单位每个月度1次。2.5井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操作人员应接收井控技术和H2S防护技术培训，并取得“井控培训合格证”和“H2S防护技术培训证书”。2.5.1 “井控培训合格证”持证岗位2.5.1.1 业务板块井控管理主体单位领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管生产、安全领导；勘探、开发、生产、钻井、安全、设计、监督部门领导和参与井控管理人员。2.5.1.2油田分企业和地域石油工程企业领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管勘探、开发和安全企业领导；勘探、开发、生产、钻井、安全、设计、监督部门领导和参与井控管理人员。2.5.1.3工程施工单位和油气生产单位领导及管理（含监督）人员：行政正职，主管生产、技术和安全工作单位领导，正副总工程师；工程技术、生产管理和安全管理部门领导和参与井控管理人员。2.5.1.4施工队伍（1）钻井队（平台）：平台经理、正副队长、书记、钻井工程师（技术员）、钻井液工程师、安全员、钻井技师、大班、司机长、钻井现场操作工。（2）试油（气）和井下作业队（平台）：平台经理、正副队长、作业工程师（技术员）、安全员、作业技师、大班、现场操作工。（3）测井队、录井队、固井队：正副队长、现场施工人员。（4）采油（气）队：正副队长、技术人员、安全员。（5）地下储气库：正副主任、技术人员、安全员。2.5.1.5其它人员（1）钻井、试油（气）、井下作业等工程、地质和施工设计人员，现场监督人员。（2）井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员。（3）从事欠平衡钻井/控压钻井、气体钻井、试油（气）、钻井液、取心、定向等专业服务技术人员及关键操作人员。2.5.2 “H2S防护技术培训证书”持证岗位2.5.2.1 机关人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、试油（气）、井下作业和油气开发相关领导及管理人员。2.5.2.2现场人员：在含H2S区域从事钻井、测井、录井、试油（气）、井下作业、专业化服务和油气开发现场操作及管理人员。2.5.3上述培训及复审应在总部认证对应培训机构进行；A类井控培训取证由总部指定井控培训机构负责。其它实施专业化培训。2.6 井控设计管理制度2.6.1 从事钻井、试油（气）和井下作业工程设计单位应持有对应等级设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。2.6.2 负担“三高”井设计人员应含有对应资格，地质设计人员应有高级以上职称；工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。2.6.3 油气井工程设计和施工设计均应有专门章节对井控工作提出系统要求。2.6.4全部设计均应按程序审批，未经审批不准施工；“三高”油气井由油田分企业分管领导或首席审批。如因未预见原因需变更设计时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更单通知施工单位。2.7甲方监督管理制度2.7.1全部钻井、试油（气）和井下作业应由甲方派出现场监督人员。“三高”油气井、预探井和其它关键井应实施驻井监督工作制；通常开发井可实施“通常工序巡视监督，关键工序现场监督”工作制。2.7.2现场监督人员除推行工程质量监督职责外，应同时负责监督井控和HSE工作。2.7.3对钻井、试油（气）和井下作业监督人员实施资质管理；“三高”井和预探井监督员应持有总部颁发监督证书。监督人员资质管理由油田勘探开发事业部负责。2.8 井控和H2S防护演练制度。基层队伍应依据施工需要，常常开展井控和H2S防护演练。演练根据程序进行，并通知现场服务其它专业人员参与。演练应做好统计，包含班组、时间、工况、经过、讲评、组织人和参与人等。井控、防H2S演练统计中应附综合录井仪截图曲线。2.8.1钻井井控演练分为正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井4种工况。常规井演练应做到每班每个月每种工况不少于1次，钻开油气层前需另行组织1次；高含H2S井演练应包含H2S防护内容，钻开含H2S油气层100米前应按预案程序组织1次H2S防护全员井控演练。2.8.2试油（气）和井下作业分为射孔、起下管柱、诱喷求产、拆换井口、空井等种工况组织井控演练。常规井演练应做到每井（每个月）每种工况不少于1次；含H2S井在射开油气层前应按预案程序和步骤组织H2S防护全员井控演练。2.8.3采油（气）队、地下储气库每三个月最少应组织1次井控演练，含H2S井每三个月最少应组织1次防H2S伤害应急演练。2.8.4含H2S油气井钻至油气层前100米，应将可能钻遇H2S层位时间、危害、安全事项、撤离程序等通知500m范围内人员和当地政府主管部门及村组责任人。2.9井控设备管理制度2.9.1油田分企业、地域石油工程企业应明确井控设备管理机构，制订设备管理、检测查维修和定时检验制度，并建立设备档案。2.9.2全部井控装备及配件购置，必需是中国石化供给商生产合格产品，全部井控装置在额定工作压力范围内必需能长时间有效密封。含有气密功效闸板防喷器出厂应做气密检验，各项检验指标应满足闸板防喷器出厂气密封检测技术规范要求。2.9.3 实施井控设备定时报废制度。防喷器报废年限为，控制装置报废年限为，管汇及阀组报废年限为。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超出3年。用于“三高”油气井井控设备，累计使用时间不宜超出7年，超出7年应加密检测并监控使用，用于“三高”气井钻井四通不应超出7年。对于无明确标牌、无法确定使用年限防喷器组、钻井四通等不许可在“三高”油气井使用。2.10 专业检验维修机构管理制度2.10.1 井控设备专业检验维修机构应以检验维修点为基础单位取得独立资质；未取得资质者不得从事对应等级井控检验维修工作。2.10.2专业检验维修机构应建立完善检验维修质量确保体系，检验维修应严格实施SY/T6160防喷器检验和修理等相关标准、制度。2.10.3 防喷器组检验维修后，应分别进行低压和额定工作压力试压，先低压，后高压；用于“三高”气井防喷器组应进行等压气密检验，且满足在役防喷器气密封检测规范要求。2.10.4用于“三高”气井节流管汇、压井管汇和采气树进场维修应解体和清洗，并逐一更换闸阀密封件；壳体和管道应进行无损探伤，重新组装后应双向试压合格；节流管汇现场进行整体试压后应对各闸门按要求进行正反向试压。用于“三高”气井钻井四通应无放喷统计并检测合格、钢圈槽、主侧通径等有维修统计钻井四通不能在“三高”气井使用。一般井钻井四通应有明确使用档案。钻进四通报废按相关标准实施。2.10.5专业检验维修机构应根据逐台、逐项标准，建立防喷器、控制系统、阀组、管汇、井口“四通”等使用维修档案。送检单位应提交装置在现场上使用数据统计。2.10.6实施井控设备检测维修质量定时抽检制度，且抽检率不低于年维修量2%。抽检工作由总部委托有资质质量监督机构进行。2.11井控装置现场安装、调试和维护制度2.11.1基层队应按设计要求，安装使用井口设备、井控装备和气防器具，并认真做好日常检验维护和统计填写。2.11.2 钻井、试油（气）、井下作业和采油（气）使用井口设备、井控装置，现场安装完成或更换部件后，均应进行密封试压。2.11.3 钻井和试油（气）防喷器除进行日常维护保养外，应进行定时检验。定时检验分3月期检验、1年期检验和3年期检验，检验方法和检验项点应实施SY/T6160防喷器检验和维修。对浅井、中深井、深井、超深井防喷器具体检验频次，油田企业可依据实际自行确定。2.11.4防喷器使用期满6个月应进行检测；使用期满仍须继续使用，应经现场试压检验合格，待施工结束时，再送回专业检验维修机构检测。2.11.5钻井、试油（气）、井下作业和固井作业使用各类高压管汇，每六个月由专业检测维修机构进行检测维修。2.11.6各类H2S检测仪、可燃气体检测仪、大功率声响报警器等气防器具，现场安装后应进行可靠性检测，声光报警、数值显示等达成标准后，方可投入使用。2.12开钻（开工）检验验收制度2.12.1钻井、试油（气）和井下作业各次开钻（开工）前，均应进行开钻（开工）检验验收。2.12.2检验验收可依据具体情况，选择采取业主单位检验验收，委托施工单位检验验收或甲乙双方联合检验验收方法。检验验收合格后，下达“开钻（开工）同意书”同意开钻（开工）；检验验收不合格不得开钻（开工）。2.12.3承钻“三高”气井,钻开关键油气层前开钻检验验收，应经施工企业自行组织检验验收合格后，再由甲方组织正式开钻检验验收。开钻检验验收应由企业副总师或以上领导带队，工程、生产、设备、安全、环境保护等部门人员参与。2.13 钻（射）开油气层审批（确定）制度2.13.1钻开油气层审批制度2.13.1.1 钻开第一套油气层100米前，地质人员提前3天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层地质预告；施工企业应在自检合格基础上，向业主企业提出钻开油气层申请，经检验验收合格并获同意后方可钻开油气层；获准30天未钻开，须重新组织检验验收。“三高”气井应地域石油工程企业副总师或以上领导带队验收，若包含多个差异较大关键油层，验收间隔达30天以上，则每钻开一层，需组织验收1次。2.13.1.2 业主企业检验验收由主管部门牵头，工程、安全、环境保护、消防等部门参与，并依据相关标准和制度进行。检验验收合格应下达“钻开油气层同意书”，同意钻开油气层；不然应下达隐患整改通知书责令限期整改。2.13.1.3 “三高”气井钻开关键气层检验验收，应由业主副总师或以上领导带队，地质、工程、设备、安全、环境保护、监督等管理部门人员参与。2.13.2 射开油气层确定制度。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审批，经现场监督人员确定同意后，方可射开油气层。2.14 干部值班带班制度。钻井施工、试油（气）和井下作业均应实施干部二十四小时值班制度。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”井试油（气）作业，应有干部带班作业。2.15 坐岗观察制度。探井自安装防喷器至完井，开发井自钻开油气层前100米至完井均应安排专员二十四小时坐岗观察溢流，坐岗观察由钻井人员、钻井液人员和地质录井人员负责，坐岗统计时间间隔小于15分钟，溢流井漏应加密监测。试油（气）和井下作业施工应安排专员观察井口，发生溢流应按程序处理并上报。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根据“一井一案”标准，编制工程和安全综合应急预案。应急预案应包含防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸等子预案。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，除满足要求编制要素外，还应明确要求双方应急责权、点火条件和弃井点火决议及操作岗位等。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）施工和井下作业应急责任主体，全部配合施工作业和后勤服务队伍，其应急预案均应服从责任主体单位应急预案，并服从应急指挥。2.16.4安全应急预案根据分级管理标准，分别报当地政府和上级安全部门审查立案。2.17井控事故管理制度2.17.1依据事故严重程度，井控事故分为级、级、级和级。关键“三高井”设计应报安全监管局和油田事业部立案。2.17.1.1 级井控事故：井喷失控造成火灾、爆炸、人员伤亡，井口失控造成H2S等有毒有害气体逸散且未能立即点火。2.17.1.2级井控事故：发生井喷事故或严重溢流，造成井筒压力失控，井筒流体处于放喷状态虽未能点火但喷出流体不含H2S，或虽含H2S等有毒有害气体但已立即点火等。2.17.1.3级井控事故：发生井喷事故，72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级井控事故：发生通常性井喷，72小时内重新建立了井筒压力平衡。2.17.1.5 关井套压大于35MPa，建立井筒压力平衡困难时，业主单位可报请油田事业部（集团企业井控领导小组办公室）组织集团企业内井控高级教授帮助其制订方案。2.17.2发生井控事故，事故单位应立即上报并开启应急预案。级和级井控事故应在2小时内逐层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；级井控事故应立即逐层上报总部进行应急预警。2.17.3发生各级井控事故，均应根据“四不放过”标准调查处理。其中，级事故由油田事业部组织调查处理，有些人员伤亡、火灾等由安全监管局组织调查处理，级事故由业务板块井控管理主体单位（部门）组织调查处理并报安全监管局立案，级事故标准上由油田分企业调查处理，级事故标准上由油气生产单位和工程施工单位调查处理。2.17.4井控事故责任追究应依据调查组责任认定，分别追究甲乙各方责任。2.17.4.1因人为原因造成地层设计压力和实际压力出入过大，设计存在严重缺点，承包商准入把关不严，甲方所负责材料存在质量缺点，或因重大应急处理决议失误而造成事故发生，由甲方企业负担责任。2.17.4.2因违反设计违规作业或违章操作，施工设备出现故障，工程或所负责材料存在质量缺点，作业人员素质过低，应急物资组织不立即，或因现场应急处理不妥等原所以造成事故发生，由乙方企业负担责任。3 钻井井控管理要求3.1 井位选址基础要求3.1.1井位选址应综合考虑周围人口和永久性设施、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。在采矿区选址时，应同时考虑矿井坑道分布、走向、距离和深度等。井位选址安全风险评定不过关不能布井。3.1.2井场道路应能满足标准要求，乡村道路不应穿越井场，“三高”气井及含H2S油气井场应实施封闭管理。3.1.3油气井井口间距不应小于3米；高压、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3.2.1表层套管下深应能满足井控装置安装和封隔浅部复杂层段（浅油气水层、疏松层、砾石层等）需要，且坐入稳固岩层应大于10米；固井水泥应返至地面。3.2.2含H2S天然气井，表层套管下深宜不少于700米；井口和河流、沟谷水平距离小于1000米井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300米；井口和河流、沟谷水平距离为1000-米井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100米。3.3钻井井控基础要求3.3.1钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应和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择；压井和节流管汇压力等级和组合形式应和防喷器最高压力等级相匹配。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力等级井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选择。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达成闸板防喷器额定工作压力。3.3.2区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。3.3.3钻井队应按标准和设计要求，规范安装风向标、通风设备及固定式检测报警系统，配置便携式气体监测仪、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等。223.3.4每次开钻及钻开关键油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控方法交底，明确职责和分工。3.3.5探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第1口探井和高风险井宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开关键目标层前，应进行安全风险评定，落实评定提议和评审意见，控制井控风险。3.3.6“三高”气井应确保3种有效点火方法，其中包含1套电子式自动点火装置。有条件可配置可燃气体应急点火装置。3.4钻开油气层应含有条件3.4.1管理基础条件。加强随钻地层对比，立即提出可靠地质预报；进入油气层前50100米，应根据下部井段最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，承压能力不能满足安全钻开产层要求时，不得钻开产层；应安排专员检验邻近注水（气、汽）井停注和泄压情况；页岩气井钻井及相邻井压裂应进行联动风险评定。3.4.2 应急基础条件。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井控基础条件。钻台应备好和防喷器闸板尺寸一致且能有效使用防喷单根；“三高”气井应对全套井控装置及井口段套管进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检验。“三高”气井使用顶驱钻进时必需安装上下旋塞。3.4.4实施防喷器闸板胶芯定时更换制度。胶芯在含硫油气井、高压高产气井或通常油气井连续工作时间，分别达成3个月、6个月或12个月时，钻开油气层前应予更换。3.4.5物资贮备条件。根据标准及设计要求，认真落实贮备钻井液、加重剂、堵漏材料和井控配件等贮备数量；对于距离远、交通条件差和地面环境复杂井应合适提升应急物资贮备标准。3.5进入油气层关键井控方法3.5.1发觉设计地层压力和实钻不符时应立即汇报甲方；变更钻井液密度紧急情况可先处理、后补报。3.5.2根据要求进行低泵冲试验。起钻前应测油气上窜速度，确保油气上窜速度满足标准；下钻完成应测油气后效。高压气层排完后效再正常钻进。3.5.3起钻完成应立即下钻，检修保养时井筒应有足够数量钻具并加强坐岗观察。空井情况严禁检修保养。3.5.4进行泡油、混油作业，或因其它原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力能压稳地层。3.5.5在含硫油气层钻进，钻井液中应提前加入足量除硫剂，并确保pH值应在9.5以上，并按设计书严格实施。3.6 溢流和井漏处理及关井标准3.6.1处理溢流应实施“发觉溢流立即关井，疑似溢流关井观察”基础标准。3.6.2岗位发觉溢流、井漏及油气显示异常时，应立即汇报司钻，做到溢流量1m3发觉、2m3关井。3.6.3发觉气侵应立即排除，钻井液未经除气不得重新入井。对气侵钻井液加重时，应首先停止钻进，严禁边钻进边加重。3.6.4起下钻发生溢流时，应立即抢接钻具止回阀或旋塞；条件许可时应抢下钻具，然后关井。抢接旋塞后，若要抢下钻具，必需打开旋塞再下钻。关井后应立即求压和确定溢流总量。3.6.5合理控制关井套压，未下技术套管井，最大许可关井套压应不超出井口装置额定工作压力、套管抗内压强度80%和微弱地层破裂压力最小值。已下技术套管井，最大许可关井套压应同时不超出井口装置额定工作压力和套管抗内压强度80%。3.6.6 气井关井后应采取方法，预防井口压力过高；空井关井后，应依据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和压回法等方法进行处理。3.6.7 压井施工作业应有具体方案，作业前应进行技术交底、设备检验、施工条件确定，并落实岗位操作人员；压井结束后应认真整理压井作业单。3.6.8 节流压井过程应严格控制液气分离器进液压力，不得超出额定工作压力80%。如发觉液气分离器抖动显著或超出其额定天然气处理量50%时，应立即停止使用。3.6.9 每次节流压井后，应对地面井控装置进行试压检验，“三高”气井立即更换节流阀。3.6.10钻进中如发生井漏，应将钻头提离井底至适宜位置方便观察，处理时遵守“先保持压力，后处理井漏”标准。3.7 井喷失控处理标准3.7.1 采取对应方法保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。3.7.2立即开启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制订井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，预防发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演练。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，应根据应急预案实施弃井点火。3.8 下套管固井井控基础要求3.8.1 产层固井设计应有井控技术方法。3.8.2 下套管前应压稳地层，油气上窜速度应小于10米/小时。起钻钻井液进出口密度差不超出0.02g/cm3。3.8.3 下套管、固井施工过程应有专员坐岗观察，并控制套管下放速度。发觉溢流或井漏，应停止下套管作业并进行处理，排除风险或采取可控方法后，方可进行下步作业。3.8.4 揭开储层或非目标层揭开高压地层流体井，下套管作业前，应更换和套管外径一致防喷器闸板芯子并试压合格。实施悬挂固井时，如悬挂段长度不足井深1/3，则可采取由过渡接头和止回阀组成防喷单根。使用无接箍套管时，应备用防喷单根。3.8.5固井和候凝过程应确保井筒液柱平衡地层压力，并专员坐岗观察；候凝时间不足，不得进行下道工序作业。3.9裸眼井中途测试基础要求3.9.1施工应有专题设计，设计中应有井控要求。3.9.2必需测双井径曲线，以确定坐封井段。3.9.3测试前应调整好钻井液性能，确保井壁稳定和井控安全；测试阀打开应先点火后放喷。3.9.4封隔器解封前必需压稳地层，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。3.9.5含硫油气井中途测试前，应进行专题安全风险评定，符合测试条件应制订专题测试设计和应急预案。3.9.6含硫油气层严禁使用钻杆进行中途测试，应采取抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采油气树、抗硫地面步骤。对“三高”气井测试时，应提前连接压井步骤，并准备充足压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。3.9.7 含H2S“三高”气井不许可进行裸眼中途测试。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、流体特征、组分和产量基础清楚，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出欠平衡钻井许可范围。3.10.1.3在关键目标层进行欠平衡钻井，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含有对应资质。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岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏类型、地层流体特征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 选择钻井方法和确定欠压值应综合考虑地层特征、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、估计产量、地层流体及钻井流体特征，和套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等原因。3.10.2.3选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具，应依据设计井深、估计地层压力、估计产量及设计欠压值等确定。3.10.2.4欠平衡钻井应安装并使用一套独立于常规节流管汇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；按标准和设计要求贮备加重钻井液及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。3.10.3.4配置综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录用要求。3.10.4液相欠平衡钻井施工作业3.10.4.1发觉返出量显著增多或套压显著升高时，应在确保安全前提下关井求压，并依据压力调整钻井液密度。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，实时观察并统计循环罐液面、钻井和钻井液参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等改变，发觉异常立即汇报。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，并以保持井筒压力稳定，钻井液密度不连续降低为标准，经综合分析后进行处理。3.10.4.4每次起钻前，应对半封闸板防喷器进行关开检验；每次下钻前，应对全封闸板防喷器进行关开检验。3.10.4.5钻柱最少应接2个止回阀，其中钻具底部最少接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应由专员检验确定钻具止回阀功效完好后方可入井。3.10.4.6钻进或起下时，如发觉旋转防喷器失效时应视现场情况确定下步施工方法或紧急关井。3.10.5进行液相欠平衡钻井时，如地层溢出流体过多应立即调整钻井液密度或控制套压进行控制，如发觉返出气体中含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气体钻井施工基础条件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应小于3；实施氮气钻井井段，天然气出气无阻流量应在8104m3/d以下。3.11.1.4实施气体钻井队伍应含有对应资质。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，最少应包含：分层地层压力系数、地表温度和地温梯度；正确预告所钻井段油、气、水层和估计产量，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置及安装使用；燃爆检测系统、消（气）防器具配置和安装使用；应急处理方法等。3.11.3气体钻井准备及施工特殊要求3.11.3.1根据标准和设计要求，安装井控装置、气体钻