井下作业井控工作细则陆上.doc

管理局、分公司、工程公司制度-执行类

制度名称
胜利石油管理局 胜利油田分公司 胜利石油工程有限公司井下作业（陆上）井控工作细则
制度编号
/
制度文号

制度版本
/
主办部门
技术装备处
所属业务类别
健康安全环境管理/安全生产监督管理/专项安全监督管理
会签部门
安全环保处
QHSE管理处
采油工程处
生产管理部
监督检查者
技术装备处、采油工程处、安全环保处、QHSE管理处、勘探开发工程监督管理中心
审核部门
经营管理部
法律事务处
财务监控中心
解释权归属
技术装备处
签发日期

废止说明
《胜利石油管理局胜利油田分公司井下作业（陆上）井控工作细则》（胜油局发〔2011〕247号）同时废止
生效日期

制定目的
强化井下作业（陆上）井控管理，防范井控事故发生，指导井控事故处理，保障油田安全生产
制定依据
《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》（中国石化安〔2011〕907号）
适用范围
管理局、分公司、工程公司各有关单位，机关各有关部门
约束对象
井下作业（陆上）井控管理
涉及的相关制度
《胜利油田井喷事故责任追究规定（试行）》（胜油局发〔2009〕　263号）
业务
类别
健康安全环境管理/安全生产监督管理/专项安全监督管理
所属
层级
管理局、分公司、工程公司制度-实施类
1 基本要求
1.1本细则所称井控是指油气勘探开发试油（气）和井下作业过程中实施油气水井的压力控制。
1.2 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征的井。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 本细则适用于胜利油田所辖陆上油区试油（气）和井下作业井控管理工作。
2 井控分级管理
2.1 胜利石油管理局、胜利油田分公司、胜利石油工程公司（以下统称油田）及所属相关单位应成立井控工作机构并设立井控监督岗位，负责井控管理工作。
2.2 油田井控工作领导小组主要职责
2.2.1 设立井控工作领导小组办公室，负责井控日常管理工作。
2.2.2 宣贯石油天然气行业和中石化企业井控标准，贯彻执行中石化集团公司井控管理规定，制订油田井控标准和实施细则并督导实施。
2.2.3 指导各单位开展井控管理工作，组织制定重点项目或重点井的井控技术方案，审查井控设备的更新改造计划，及时解决井控方面存在的问题。
2.2.4 每半年组织一次井控检查、召开一次井控例会，每两年组织一次井控技能竞赛和井控技术研讨交流活动。
2.2.5 收集、借鉴国内外井控前沿技术和井喷案例，提升油田井控技术管理水平。
2.2.6 负责井喷等重大事故的应急指挥和调查处理。
2.3 相关部门职责：
2.3.1 技术装备处负责胜利石油工程有限公司井控管理作。
2.3.2 采油工程处负责胜利油田分公司井控管理作。
2.3.3 勘探项目管理部负责勘探试油（气）设计管理。
2.3.4 安全环保处、QHSE管理处、勘探开发工程监督管理中心负责井控安全督查工作。
2.3.5 生产管理部、运行管理处负责井喷事故应急抢险的组织。
2.4 相关二级单位井控工作领导小组主要职责
2.4.1 贯彻执行上级井控标准和管理制度，制定本单位井控管理制度并组织落实。
2.4.2 审核、批准相关设计，监督、检查设计执行情况，制订重点井井控技术措施并监督实施。
2.4.3 及时协调处理本单位井控方面存在的问题。
2.4.4 每季度组织一次井控检查和井控例会，每半年组织一次井控（硫化氢防护）应急预案演练。
2.4.5 建立本单位井控设备档案，制订井控设备更新改造计划并组织落实。
2.4.6 制定本单位井控技术中长期发展规划并组织落实。
2.4.7 制定本单位井控培训计划，组织相关人员参加培训并建立培训档案。
2.5 三级单位井控工作领导小组主要职责
2.5.1 贯彻执行上级井控标准和管理制度，制定本单位井控管理制度并组织落实。
2.5.2 制定本单位井控培训计划，组织相关人员参加培训并建立培训档案。
2.5.3 督导作业施工基层单位开展井控管理工作，及时协调解决施工存在的问题。
2.5.4 重点井和重要作业环节进行现场监控，制定井控技术措施并监督实施。
2.5.5 掌握井控设备的管理动态，监督、考核所属井控车间（井控装置检测维护部门）井控设备的管理和检修等工作。
2.5.6 每月组织一次井控检查，召开一次井控工作例会，每季度组织一次井控应急预案演练。
2.5.7 建立本单位井控设备档案，制订井控装置更新改造计划并组织落实。
2.6 作业施工基层单位井控工作管理小组主要职责
2.6.1 作业施工基层单位是指大修队、作业队、试油队、测试队、射孔队等与作业生产相关的基层单位。
2.6.2 严格执行各级井控标准和管理制度。
2.6.3 严格按设计施工，抓好作业施工井控管理工作，发现井喷预兆及时按规定程序关井。
2.6.4 值班干部和班长在班前、班后会布置、检查井控工作，发现问题立即组织整改或上报整改。
2.6.5 重点井和重点工序应有干部跟班。
2.6.6 每周组织召开一次以井控为主要内容的工作会议，每周组织各班组进行不同作业工况的井控演练，并填写演练周报。
2.7 班组人员关井操作职责
2.7.1 班长（司钻）负责刹把（司钻控制台）操作。
2.7.2 副班长（副司钻）负责防喷器远程控制台操作。
2.7.3 井口工负责井口操作、观察立管压力、向副班长和场地工传达班长（司钻）指令。
2.7.4 场地工（井架工）负责节流阀开关操作并观察套压。
2.8 井控车间井控工作主要职责
2.8.1 应取得井控装置检测维修资质并在有效期内。
2.8.2 严格执行上级井控标准和管理制度，建立并落实本部门井控装置检测维修管理制度。
2.8.3 建立本单位井控装备档案（包括但不限于设备名称、编号、配套时间、检测有效期、安装单位）。
2.8.4 对送检设备按标准进行检查、维修、试压等工作，并建档检测维修记录。
2.8.5 必要时协助施工现场进行井控装置安装、调试和试压。
2.8.6 编制井控设备及零部件配套需求计划，对橡胶密封件按标准进行妥善保管。
2.9 井控监督岗位主要职责：
2.9.1 接受本单位井控工作机构的直接领导，开展本单位井控监督、检查等工作。
2.9.2 及时传达、贯彻上级有关井控工作要求和措施指令，定期向上级主管部门汇报井控工作情况。
2.9.3 监督本单位井控标准和井控管理制度贯彻落实情况，有权制止相关违章行为和做法。
3 井控设计管理
3.1 设计资质
3.1.1 从事试油（气）和井下作业设计的单位应具备相应级别的设计资质；从事“三高”井设计的单位应具备乙级以上设计资质。
3.1.2 设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计人员应具有相关专业三年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。
3.2 设计审批
设计应按程序进行审批，“三高”油气井设计应由油田相应工作分管领导审批；无施工设计不允许施工；补充或变更设计应按设计审批程序实施。
3.3 设计要求
3.3.1 井下作业地质设计应包含的井控内容
3.3.1.1 新井投产（试油）作业：井身结构、钻井液参数、（预测）地层压力、钻井油气显示、测录井资料、储层评价、井温和产能等资料。
3.3.1.2 已开发井作业：井身结构、井筒现状（包括管柱、落物、套损、塞面位置等情况），产量数据、注水情况、地层压力（系数）、油气比等资料。
3.3.1.3 射孔井：预测有自喷能力的井，含硫化氢等有毒有害气体的井，处于特殊环境（如滩涂、水库边、居民区等）井以及可疑层、未解释层的井进行射孔作业时，应优先选用油管传输射孔。
3.3.1.4 其他要求：对灌液有特殊要求的井（“五敏”性、低压漏失等），应明确入井液性能或不灌液作业井控措施要求和不压井作业要求。
3.3.1.5 风险提示：
（1）井场周围一定范围内（含硫化氢油气田探井井口周围3公里范围内，开发井井口周围2km范围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况等情况。
（2）本井及构造区域内可能存在的异常高压情况，硫化氢等有毒有害气体含量。
3.3.2 井下作业工艺（工程）设计应包含的井控内容
3.3.2.1 确定井控装置压力等级。
3.3.2.2 确定最大允许关井压力。
（1）非压裂井：关井套压不得超过井控装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中的最小值。
（2）压裂井：关井套压不得超过井控装置额定工作压力和套管抗内压强度的80%。
3.3.2.3 确定入井液类型、性能、数量及压井要求。
3.3.3.4 作业和完井管柱设计应满足井控要求。
3.3.2.5 根据地质设计中的风险提示和灌液要求制定井控措施。
3.3.3 井下作业施工设计应包含的井控内容
3.3.3.1 根据地质设计、工艺（工程）设计要求选择相应压力等级的井控装置，确定其组合形式及现场安装和试压要求。
3.3.3.2　明确入井液类型、性能、数量及压井要求。
3.3.3.3　针对本井施工工序制定具体、可靠的井控措施。
3.3.3.4　根据地质和工艺设计的风险提示和灌液要求，制定具体的井控防范措施。
3.3.3.5　含硫化氢等有毒有害井，明确气防设备名称及数量。
3.3.3.6　井场设备就位与安装应符合有关标准和规定，道路及井场布置应能满足突发情况下应急需要。
3.3.4 入井液密度的确定，应在最高地层压力基础上再增加一个密度附加值或压力附加值,高含硫化氢井附加值取最大值。
3.3.4.1 入井液密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15 g/cm3。
3.3.4.2 压力附加值：油水井1.5～３.5MPa，气井3.0～5.0MPa。
4 井控设备管理
4.1 设备组成
4.1.1 井口装置：主要包括采油（气）树、测试树、压裂井口、连续油管井口、防喷器、防喷盒、防喷管、套管头等井口密封装置。
4.1.2 井控管汇：主要包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线等。
4.1.3 控制系统：主要包括司钻控制台、远程控制台等。
4.1.4 内防喷工具：主要包括旋塞阀、止回阀、安全阀、旁通阀等。
4.1.5 井控仪器仪表：主要包括循环罐液面监测报警仪、有毒有害及易燃易爆气体检测报警仪、密度监测报警仪等。
4.1.6 加重、除气、灌注设备：主要包括入井液密度加重设备、油气分离器、灌液装置等。
4.1.7 特殊井控设备：包括强行起下管柱（钻）装置、灭火设备、井口拆装工具等。
4.2 配套要求
4.2.1 井控设备应为具有该类产品生产资质的制造商生产的合格产品。
4.2.2 胜利油田所属队伍使用的井控设备应具有胜利油田井控装备生产技术资质入网许可证。
4.2.3 井控设备在施工现场安装使用前，应具有井控设备检测资质部门（井控车间）颁发的合格证。
4.2.4 施工现场配套使用的井控装置压力等级应与目前生产层或拟射层最高压力相匹配，应大于最高关井井口压力。
4.2.5 含硫化氢油气井配套使用的井控装置应达到相应抗硫级别。
4.2.6 井场电器设备、照明设备及输电线路的配套安装应符合相关安全标准和规定。
4.2.7 防喷器的配置
4.2.7.1 现场配套使用的防喷器通径应大于起下管柱和工具的最大外径，闸板防喷器应具有半封和全封双闸板。
4.2.7.2 地层压力系数小于1.0的井，可选用手动或液动防喷器（组合）。
4.2.7.3 大修井、气井、含有毒有害气体井、特殊环境或地层压力系数大于等于1.0的作业井应选用液动防喷器（组合）。
4.2.7.4 电缆射孔井应选用电缆射孔防喷器；连续油管作业井应选用连续油管防喷器；含气抽油井起下抽油杆作业应选用抽油杆防喷器。
4.2.7.5 “三高”井配套使用的防喷器应有剪切闸板。
4.2.7.6 井筒存在多种规格管柱组合时，防喷器应能满足不同外径管柱的关井需求，内防喷工具应配有相应的转换接头并能迅速连接。
4.2.8 井控管汇的配置
4.2.8.1 井控管汇应使用钢质管线，管汇内通径不小于62mm。
4.2.8.2 高产气井出口管线应安装远程液动控制阀。
4.3 安装要求
4.3.1 防喷器安装
4.3.1.1 所有密封垫环槽和螺纹都应清理干净并涂润滑脂。
4.3.1.2 防喷器顶部应加密封垫环槽防护盖板。
4.3.1.3 压力级别14MPa、21MPa的防喷器组合形式见图1；压力级别35Mpa的防喷器组合形式见图2；压力级别70MPa的防喷器组合形式见图3；压力级别105Mpa、140MPa的防喷器组合形式见图4。
4.3.2 远程控制台安装
4.3.2.1 远程控制台安装在距井口不少于25m，便于司钻（操作手）观察的位置，并保持不少于2m宽的人行通道；周围10m内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。
4.3.2.2 液控管线安装前应用压缩空气逐根清扫，安装后应进行开关试验检查，管线拆除后应采取防堵措施。管线应排列整齐，管排架与防喷管汇距离应不少于1m，车辆跨越处应有过桥保护措施，液控管线上不允许堆放杂物。
4.3.2.3 远程控制台电源应从井场供电设备总电源处直接引出，并用单独的开关控制。
4.3.3 井控管汇安装
4.3.3.1 放喷管线出口应接至距井口20m远的安全地带，且现场准备10m应急外接管线。高压气井或硫化氢含量大于等于15mg/m3（10ppm）的井，接至距井口75m远的安全地带。
4.3.3.2　放喷管线每隔10m用地锚固定，管线与地锚接触部位应采用绝缘材料隔离并固定。
4.3.3.3　需转弯时使用角度大于120°的钢制弯头，通径不小于62mm，不允许使用活动弯头连接。
4.3.3.4 14MPa、21MPa的井控管汇组合形式见图5；压力级别35MPa的井控管汇组合形式见图6；压力级别70MPa的井控管汇组合形式见图7；压力级别105Mpa、140MPa的井控管汇组合形式见图8；单井口四通井控管汇连接方式见图9，双井口四通井控管汇连接方式见图10。
4.3.4 分离器安装
4.3.4.1 分离器距井口应大于15m，非撬装分离器用水泥基墩地脚螺栓固定，立式分离器应用钢丝绳对角四方绷紧、固定。
4.3.4.2 分离器本体应安装与之相匹配的安全阀。
4.3.4.3　排污管线固定牢靠并接入废液池或废液罐。
4.4 试压要求
4.4.1 井控车间试压
4.4.1.1 防喷器和井控管汇完成检测、维修后试压合格方可出厂。
4.4.1.2 试压介质为清水，试压压力为额定工作压力，稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。环形防喷器应封油管（钻杆）试压。
4.4.1.3 用于“三高”气井的井控装置应做等压气密检验。
4.4.2 施工现场试压
4.4.2.1 防喷器：安装后整体进行清水试压。在不超过采油（气）井口额定工作压力和套管抗内压强度80%的情况下，环形防喷器封油管（钻杆）试压到额定工作压力的70%、闸板防喷器试压到额定工作压力。稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。
4.4.2.2 节流和压井管汇：节流管汇、压井管汇和防喷管线试压到额定工作压力，放喷管线试压压力不低于10MPa，管汇各阀门应从外向内逐个单独试压，稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。
4.5 检测要求
4.5.1 防喷器、井控管汇、内防喷工具（旋塞阀等）使用期满6个月或使用中出现问题，应由具有资质的井控车间进行维护、检测；使用期满3年应由具有资质的井控检测部门进行全面检测。检测合格并出具合格证后方可使用。
4.5.2 高压试气流程装置使用期满6个月，应对管体和壁厚进行检测；使用期满12个月（正在使用的待完成该井任务），应送检测部门进行全面检测。检测合格并出具合格证后方可使用。
4.5.3 压裂井口每使用3井次，应由具有资质的井控车间进行维护、检测；使用期满15井次应由具有资质的井控检测部门进行全面检测。检测合格并出具合格证后方可使用。
4.5.4 防喷器和节流压井管汇检测维修后，应按井场联接形式组装并试压，用于“三高”气井的防喷器组和节流压井管汇应做等压气密检验。
4.6 判废要求
4.6.1 通用要求
4.6.1.1 防喷器、管汇及阀组报废年限为13年，控制装置报废年限为15年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过3年。
4.6.1.2 用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过7年，超过7年应加密检测并监控使用。
4.6.2 技术要求
4.6.2.1 主通径孔任一半径方向磨损超过5mm，且经过两次补焊修复。
4.6.2.2 法兰厚度最大减薄量超过标准厚度的12.5%。
4.6.2.3 承压件本体明显变形或产生裂缝、承压件材料硬度异常。
4.6.2.4 承压法兰螺纹孔有两个或两个以上严重损伤，且无法修复。
4.6.2.5 承压件本体、承压密封垫环槽被流体刺坏，经过两次补焊修复或不能修复。
4.6.2.6 非密封件原因反复试压不合格。
5 施工井控管理
5.1 开工验收
5.1.1 试油（气）与井下作业施工前应进行开工验收。
5.1.2 开工验收可采取业主单位组织、委托施工单位组织或双方联合组织等形式。
5.1.3 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组织进行安全和环境评估，并按评估意见处置。
5.1.4 验收完成后应以书面形式告知施工单位，验收合格方可施工。
5.2 作业施工井控要求
5.2.1 施工前应向现场人员进行井控技术交底，明确施工过程的井控风险及防控措施。
5.2.2 两支以上队伍联合作业时，施工前责任主体队伍与配合（协助）队伍应相互进行技术交底。交底内容包括但不限于：设计、施工井现状、操作程序、防范措施和应急预案等，并由主体队伍组织联合演练。
5.2.3 作业过程中应确定专人观察井口，发现溢流或其它井喷预兆立即关井。
5.2.4 起下管柱作业：应按设计要求落实地层压力平衡措施，管柱潜在上顶风险时应采取防顶措施。
5.2.5 酸化、压裂、液氮诱喷等高压作业：与井口连接的管线应为硬管线并固定。油气层改造施工的最高压力不应超过井口额定工作压力和套管抗内压强度，否则应下入封隔器保护上部套管和井口。
5.2.6 钢丝、电缆及绳索作业：防喷管密封压力应大于井口关井压力，其长度应满足安装下井仪器的需要。
5.2.7 冲砂作业：冲砂管柱应联接内防喷装置。冲开砂埋地层前应大排量冲洗井筒2周。冲砂过程中，若出口排量大于进口排量时，应及时采取控制措施。
5.2.8 射孔（测井）作业
5.2.8.1 射孔（测井）前或起射孔管柱（油管传输射孔）应按设计要求灌液。
5.2.8.2 负压射孔应制定合理的井底压差，防止井底负压过大导致井喷。
5.2.8.3 电缆射孔作业，射孔队应配备电缆剪钳并摆放在井口方便取用的位置。
5.2.8.4 电缆射孔后应尽快下管柱；油管传输射孔后井口观察时间不少于30min。
5.2.9 测试作业
5.2.9.1 测试井口额定工作压力应大于目的层预测压力。不装测试井口的测试井，管柱顶端应安装大于预测井口压力级别的旋塞阀。
5.2.9.2 中途测试前，按设计调整好泥浆性能并循环，保证井壁稳定和井控安全。测试阀打开后如有天然气喷出，应根据具体情况确定点火或放喷措施。
5.2.9.3 测试结束压井后，观察是否外溢或者漏失（高压高产气层应观察2～4h，低产气层应观察6～8h）。观察不溢不漏应重新循环入井液不低于井筒2周，进出口密度一致后方可起管（钻）柱。
5.2.10 钻、磨、铣等作业
5.2.10.1 施工入井液性能要与封闭地层前所用入井液性能一致，并储备1.5倍井筒容积、高于施工入井液密度0.2g/cm3的入井液。
5.2.10.2 钻开封堵油气层前，应保持循环正常，管（钻）柱潜在上顶风险应采取防顶措施。当发现出口排量大于进口排量时应立即关井，压井后再进行下一步施工。
5.2.10.3 作业完成后应充分循环入井液，至进出口液量平衡停泵观察30min，井口无溢流方可进行下一步施工。
5.2.10.4 方钻杆下部或管柱顶部应联接内防喷装置。
5.2.11 诱喷作业
5.2.11.1 液体替喷
（1）替喷前应按设计要求，选用适合密度的替喷液体。
（2）自喷能力弱的井要采用一次替喷，自喷能力强的高压油气井要采用二次替喷，
（3）进口管线及井口装置应试压合格，出口管线应接钢质直管线并固定。
5.2.11.2 抽汲诱喷
（1）气井与气层不应进行抽汲诱喷。
（2）抽汲诱喷前应安装防喷盒、防喷管。
（3）高压或高气油比井不应连续抽汲，每抽2～3次及时观察动液面上升情况。
（4）抽汲中若发现井喷预兆，应迅速将抽子起入防喷管内并控制好井口。
5.2.11.3 高压气举及注氮诱喷
（1）管线应采用高压钢管线，出口应固定。
（2）压风机及施工车辆距井口不小于20m。
（3）气举后应根据设计要求确定放空油嘴型号，严禁用闸门控制放气。
5.2.12 不压井作业
5.2.12.1 采用不压井作业装置施工应符合QSH1020 1947-2011（油水井不压井作业技术规程）的要求。
5.2.12.2 施工现场应准备压井液（不少于井筒容积的1.5倍）和压井设备。
5.2.13 长停井与报废井封堵作业
5.2.13.1 长停井
（1）一般低压井，应在油层套管水泥返高以下、最上部油层射孔井段以上200m内，注50m长的水泥塞；然后在距井口深度200m以内注50m长的水泥塞封井。
（2）高压井，应在油层套管水泥返高以下、最上部油层射孔井段以上200m内先打高压桥塞，再在桥塞上注50m长的水泥塞，最后在距井口深度200m以内注50m长的水泥塞封井。
（3）封井后应对井筒进行试压。试压标操作符合附件4的要求。
（4）已封堵的井口套管接头应露出地面，并用厚度不低于5mm的圆形钢板焊牢，钢板上面应用焊痕标注井号和封堵日期。
（5）需保留井口的井，应设置井口防护房、套管保护装置，并标明井号和封堵日期。
5.2.13.2 永久弃井
（1）一般压力井，填砂填埋油层后，在油层套管水泥返高以下、最上部射孔段以上200m内，注50m长水泥塞,然后在距井口深度200 m以内注50 m长的水泥塞封井。
（2）高压井，应对油层挤注灰浆，封堵半径大于井眼半径0.3～0.5m，同时在油层以上留50～100m长水泥塞，油层套管水泥返高以下再注50m长水泥塞，最后在距井口深度200m以内再注一个50m长的水泥塞封井。
（3）执行本细则5.2.13.1中（3）、（4）、（5）条款内容。
（4）建立报废井档案。
5.2.14 含硫化氢井作业
5.2.14.1 施工人员应持有硫化氢防护培训证书，施工现场应设置安全区，配齐硫化氢防护设备。
5.2.14.2 作业施工前应对各生产班组进行硫化氢防护安全教育和硫化氢防护演练。
5.2.14.2 严格执行含硫油气田和天然气井工程安全技术标准。
6 井控（硫化氢防护）应急预案及演练
6.1 应急预案编制原则及要求
6.1.1 所有作业井均应编制井控应急预案，含硫化氢井及硫化氢区域施工应编制硫化氢防护应急预案。
6.1.2 应急预案应包括但不限于以下内容：
（1） 应急组织机构；
（2） 应急岗位职责；
（3） 应急程序；
（4） 现场监测制度。
6.2 应急预案编制及审批程序
6.2.1 常规作业井应急预案由施工作业队编写，三级单位审核。
6.2.2 大型施工井、不压井作业井、滩涂施工井、新工艺新技术试验井、有自溢能力的井、含硫化氢等有毒有害气体井，应急预案由三级单位编写，二级单位安全部门审核，二级单位分管安全领导审批。
3.3.2.3 “三高”井、特殊环境的重点施工井，应急预案由二级安全部门编写并经主管领导审核后，报油田主管部门批准。
6.3 演练要求
6.3.1 二级单位每半年组织一次井喷抢险、溢流关井和硫化氢防护演练。
6.3.2 三级单位每季度组织一次井喷抢险、溢流关井和硫化氢防护演练。
6.3.3 作业基层单位每周组织不同作业工况的溢流关井演练。
6.3.4 溢流关井演练包括但不限于射孔、起下管柱、诱喷求产、拆换井口、空井５种工况。
7 井喷失控的处理
7.1 发生井喷失控应立即启动井喷抢险应急预案。
7.2 现场应首先采取措施保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。立即停机、停车、断电（必要时使用应急照明设备），迅速将易燃、易爆物品拖离危险区，清除井口周围及抢险路线的障碍物，设立观察点，监测井口周围及近井地带天然气和硫化氢等气体含量，划分安全范围，撤离危险区人员。
7.3 现场抢险指挥组迅速制定抢险方案，统一指挥、组织抢险工作。抢险施工前，应向操作人员进行技术交底，必要时进行演习。
7.4 处理井喷抢险过程中，应做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒和噪音等伤害。
7.5 抢险时井场严禁动火，禁止金属撞击产生火花。
7.6 发生硫化氢气体溢出时，立即启动硫化氢防护应急预案。伴有硫化氢等有毒有害气体的井喷抢险操作应符合含硫油气田和天然气井工程安全技术标准。
7.7 安全条件不允许的情况下，避免在夜间进行井喷失控抢险施工。
7.8 事故单位应在1小时内报至油田应急指挥中心办公室。事故发生后要保持通信畅通，各级随时保持联络，并由专人值班。
8 井控技术培训
8.1 培训要求
8.1.1 从事井下作业设计、技术和安全管理、现场施工、现场监督等有关人员应进行井控培训，并持井控培训合格证上岗。
8.1.2 井控培训合格证有效期为2年，到期应复审培训。首次培训不少于80学时，复审培训不少于40学时。
8.1.3 取证或复审培训应由集团公司授权且具备井控培训资质的专业培训部门实施。
8.1.4 井控培训部门应结合不同的培训对象制定培训内容。
8.2 培训内容
8.2.1 井下作业施工操作人员的培训，要以能及时发现溢流和其他井喷预兆、按标准程序关井、正确安装使用和维护保养井控设备为重点。
8.2.2 井下作业队技术人员和管理人员、现场监督人员的培训，要以正确判断溢流和其他井喷预兆、正确关井、压井工艺、正确判断井控装置故障、正确处理井喷和井喷失控为重点。
8.2.3 井控车间技术人员和现场服务人员的培训，要以井控设备的结构、原理、安装、调试、故障判断和排除为重点。
8.2.4 各级机关管理人员的培训，要以井控工作的管理、一级、二级和三级井控全面技术为重点。
8.3 井控培训合格证分类
8.3.1 本细则适用的井控培训合格证分为A、A2、B3、C、D1、D2六种类别：
（1）A类证书持证人员为井控决策、管理人员。包括油田行政正职，油田主管勘探、开发、石油工程、安全和生产工作的领导，勘探、开发、石油工程、安全、生产和勘探开发监督管理等部门的负责人、主管领导和主管科（室）人员；井下作业公司和测井公司经理、各采油（气）厂厂长；各单位负责生产、技术、安全工作的副经理（副厂长）、正（副）总工程师。
（2）A2类证书持证人员为井下作业井控技术人员、作业队管理人员。井下作业公司及采油气厂负责井下作业的工程、技术、生产、安全和现场相关科室的管理人员；从事井下作业设计和监督监理部门的人员；试油（气）与井下作业队（平台）的平台经理（书记）、正副队长、作业工程师（技术员）、安全员。
（3）B3类证书持证人员为井下作业现场井控操作人员。试油（气）与井下作业队技师、大班司机、正副班长（司钻）、司机、井架工、井口工、场地工和带压作业的现场操作人员等。
（4）C类证书持证人员为井控车间技术、管理、检维修人员及现场服务人员。
（5）D1类证书持证人员为测井技术服务人员。测井公司工程、技术、生产、安全和现场相关科室的管理人员，基层队的正副队长、技术员、安全员、现场施工人员。
D2类证书持证人员为井下作业相关专业技术服务人员。注氮作业、酸化压裂等专业技术服务单位的工程、技术、生产、安全和现场相关科室的管理人员；基层队的正副队长、技术员、安全员、现场施工人员。
9 检查与考核
9.1 技术装备处每年组织两次井控专项检查；油田各业务主管部门实施不定时检查；二级单位每季度、三级单位每月组织一次井控检查。
9.2 检查组织单位对查出的问题提出处理意见并督导整改。
9.3 发生井喷事故按照《胜利油田井喷事故责任追究规定（试行）》（胜油局发〔2009〕263号）处理。
10 附件
10.1 防喷器及井控管汇组合形式示意图
10.2 不同作业工况的关井程序
10.3 井控操作信号规定
10.4 套管试压标准表
附件1:防喷器及井控管汇组合形式示意图

图1 14MPa、21MPa防喷器组合形式示意图

图2 35 MPa防喷器组合形式示意图

图3 70 MPa防喷器组合形式示意图

图4 105 Mpa、140 MPa防喷器组合形式示意图

1、2、J1、J3—手动平板阀；J2—节流阀；J0—压力表考克阀
图5 14Mpa、21MPa节流和压井管汇示意图

J1—节流阀；Y1—单项阀；J0、Y0压力表闸阀；其他—手动平板阀
图6 35 MPa节流和压井管汇组合形式示意图

J1—液动节流阀；J4—手动节流阀；Y1—单项阀；J0、Y0压力表闸阀；其他—手动平板阀
图7 70MPa节流和压井管汇组合形式示意图

J1、J12—液动节流阀；J4—手动节流阀；Y1—单项阀；J0、Y0压力表闸阀；其他—手动平板阀

图8 105Mpa、140MPa节流和压井管汇组合形式示意图

图9 单井口四通井控管汇连接示意图

图10 双井口四通井控管汇连接示意图

附件2
不同作业工况的关井程序

备注： 1、抢、开动作可同时进行。

附件3
井控操作信号规定

操作内容
声音信号
手势信号
（在井口或钻台上，面对操作者）
溢流报警信号
鸣报警器30s-1min

打开液动放喷阀
（节流阀）

左臂向左平伸
关环形防喷器

双臂向两侧平举呈一直线，手心向前，拇指与其余四指呈半弧状，然后同时向上摆合拢于头顶
关闸板防喷器

双臂向两侧平举呈一直线，五指伸开，手心向前，然后同时向前平摆，合拢于胸前
关闭液动放喷阀
（节流阀）

左臂平伸，右手向下顺时针划半圆
打开环形防喷器

双臂侧上方高举，手掌伸开，掌心向外，双臂向外展开
开闸板防喷器

手掌伸开，掌心向外，双臂胸前平举展开
溢流解除信号
三短鸣报警器

注：因天气原因，手势信号不能表达清楚时，由井口工负责巡回传达各种指
令，并落实防喷器的实际开关情况。

附件4
套管试压标准表

套管规格
mm
试验压力
MPa
稳压观察时间
min
试压介质
允许压降MPa
≤127.0
18.0
30
清水
≤0.5
139.7
15.0
30
177.8
12.0
30
244.5
10.0
30
339.7
8.0
30