塔里木油田钻井井控实施细则2011(定稿)

塔里木油田 钻井井控实施细则

（2011年）

中国石油天然气有限公司塔里木油田分公司

目 次

一、总则 ............................................................................................................................................. 1 二、井控设计 ..................................................................................................................................... 1 三、井控装备 ..................................................................................................................................... 3 四、钻开油气层前的准备 ............................................................................................................... 10 五、钻开油气层和井控作业 ........................................................................................................... 10 六、井喷失控处理 ........................................................................................................................... 13 七、防火、防爆、防H2S措施 ........................................................................................................ 13 八、井控技术培训 ........................................................................................................................... 15 九、井控工作九项管理制度 ........................................................................................................... 15 十、附则 ........................................................................................................................................... 21 附件1 塔里木油田井控培训分班办法 ........................................................................................ 22 附件2 井控装备示意图 ................................................................................................................ 24 附件3 井控装备配套试压标准 .................................................................................................... 30 附件4 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表 ........................................................................ 31

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塔里木油田钻井井控实施细则

为了贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，确保塔里木油田井控工作的有效开展，防止井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则

第一条 井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。

第二条 井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废。

第三条 井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须在本细则规定内有组织地协调进行。

第四条 本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。

第五条 本细则适用于塔里木油田钻井井控工作 。

二、井控设计

第六条 井控设计是钻井地质设计、钻井工程设计中的必要组成部分。钻井生产应先设计（包括补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工的原则。井控设计主要包括以下内容：

1.对以井口为中心、2km为半径范围内的居民住宅、学校、厂矿进行勘查并在钻井地质设计中注明，必须标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距离地表深度，并在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应≥75m；距民宅应≥100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应≥500m。如无法满足上述要求，应采取相应的防范措施，降低井控安全风险。

3.钻井地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测、地层坍塌压力梯度曲线；本区块地质构造图（包括全井段的断层展布）、邻井井身结构、水泥返高、固井质量及周围井注采层位和分层动态压力；浅气层、浅部淡水层的相关资料，提供含H2S地层及其深度、预计H2S含量。

4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井场布局应考虑H2S防护的需要；对这类油气井井位周边3km范围内的居民、工业、国防及民用设施、道路、水系、地形地貌等进行细致的描述，并在井位详图上明确标注其具体位臵。也必须考虑套管、井口的腐蚀问题，钻进气层前钻柱中必须安装内防喷工具。

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5.一般油气井井口间的距离应≥5m，高压、含H2S油气井井口间距离≥8m。

6.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井工程设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料储备100t以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料储备50t以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备。对预计喷空后关井压力超过50MPa的油气井，重钻井液储备160m3以上，加重材料储备100t以上，并配套使用自动加重装臵。含H2S井的防硫材料储备5t以上。

对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井工程设计中明确。

7.在井身结构设计中，套管及下深应满足井控要求。表层套管下深应满足封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且套管鞋坐入稳固岩层应≥10m，固井水泥应自井底返至地面；一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则是同一裸眼井段不应有两个以上用同一钻井液密度无法兼顾的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，至少备用一层套管；

8．固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响；“三高”油气井中的喷、漏、塌、卡地层以及断层、大斜度井段的水泥胶结质量应达到良好水平；各层套管均应进行固井质量测井评价，以保证施工安全和油气井寿命。

9. 套管柱应按SY/T5467-2007《套管柱试压规范》的要求进行试压。采用注水泥后立即试压的套管柱试压值为套管抗内压强度值、浮箍正向试验强度值和套管螺纹承压状态下剩余连接强度最小值三者中最低值的55%，稳压10min，无压降为合格；采用固井质量评价后试压的套管柱，套管直径小于或等于244.5mm（9 5/8in）的套管柱试压值为20MPa，套管直径大于244.5mm（9 5/8in）的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降小于或等于0.5MPa为合格。

10.选择满足井控需要的井控装备，并明确井控装备的配套、安装和试压要求。预探井目的层安装70MPa及以上压力等级的井控装备；其它井目的层根据预计最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的关井压力，来选择井控装备，P关≥70MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35MPa≤P关＜70 MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；14MPa≤P关＜35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；P关＜14MPa的井，选用14MPa及以上压力等级的井控装备。

11.高含H2S区域的井、新区第一口探井、高压气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。

12.根据井的类型，进行井控风险识别，并制定相应的井控技术措施及应急预案。 13.设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

14.预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。

15.地破压力试验最高压力不得大于井口设备的额定工作压力和井口套管抗内压强度的80%两者之较小值。

1)每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个易漏层，做一次地破试验，绘出

泵入量～压力曲线。

2)地破压力试验最高当量密度为本井段设计所用最高钻井液密度附加

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0.50g/cm3，地破压力试验控制当量密度一般不超过2.30g/cm3；特殊井可根据下部施工所需钻井液密度提高地破压力试验值。

3)对于在碳酸盐岩地层进行的地层漏失试验，试验最高当量密度为预计下部施工

中作用在井底的最高压力相当的密度。

4)压力敏感性地层可不进行地层破裂压力试验和地层漏失试验。

5)试验完后应标出地破压力（地层漏失压力）等，并记录在井控工作月报和井控

工作记录本上。

6)实施空气钻井的井段可不做地破试验。

16.施工过程中，地质情况或施工条件出现较大变化以及井控设备暂时低于设计规格时，由业主单位提出变更报告，包括对井控风险进行识别和评估，制定出安全技术保障措施，报油田管理部门审批后方可实施。

17.“三高”油气井一般应由具备甲级资质的队伍施工，若确需乙级队伍施工时，应由管理作业队伍资质的资质初审领导小组和业主单位的钻井技术部门共同批准方可施工。

第七条 平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。附加值可由下列两种方法之一确定：

1.密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3。 2.压力附加值：油水井为1.5～3.5MPa，气井为3.0～5.0MPa。 具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。浅气井采用3.0～5.0MPa的压力附加值。

对于碳酸岩地层，以平衡地层压力的原则来确定钻井液密度。 第八条 含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且固井水泥浆应返至地面。 第九条 欠平衡钻井、控压钻井施工设计书中应制定确保井口装臵安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。

第十条 按SY/T5127《井口装臵和采油树规范》选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备

第十一条 井控装备包括套管头、油管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、防喷器、防喷器控制系统（远程控制台和司钻控制台）、内防喷工具、节流压井管汇、液气分离器、钻井液加重装臵、监测设备等。塔里木油田钻井现场使用的各种井控装备统一由油田公司提供。

第十二条 塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器或旋转控制头。

1.压力等级14MPa时，环形防喷器＋单闸板防喷器＋钻井四通。组合见图一。 2.压力等级35MPa时，环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图二。 3.压力等级70MPa时，采取以下组合形式：

1)环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图二。

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2)环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图三或图四。 3)环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图五。 4.压力等级105MPa时，采取以下组合形式：

1)环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图三或图四。 2)环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图五。

选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。使用三闸板防喷器时，三闸板防喷器视为单闸板和双闸板防喷器的组合。 第十三条 使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子；半封闸板防喷器的安装位臵应保证关闭时密封对应的钻杆本体；一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部；需要安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位臵。井口组合中，装有两副同一尺寸半封闸板芯子的，关井时优先使用上面的半封闸板防喷器。

第十四条 井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。井控装备的车间及现场试压均由工程技术部负责，并提供计算机自动记录后打印生成的试压记录单，车间试压记录单保存在车间备查，现场试压记录单交井队保存备查。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查： 1)从车间运往现场前。 2)现场安装后。

3)每次固井安装套管头后。

4)钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天。 5)其它时间试压间隔已经超过100天。

2.无论车间和现场，井控装备凡密封部位拆装后（检修或更换零部件）,应对所拆开的部位重新进行密封试压检验。

第十五条 全套井控装备应在工程技术部进行功能试验及清水（节流压井管汇、采油树、四通冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆试压，试压压力为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力。要求稳压10分钟，外观无渗漏，压降≤0.7MPa，防喷器开关腔不串漏。试压合格后出具试压合格证，随设备送井。防喷器控制系统的管排架和高压液控软管应进行21MPa压力检验；探井、高压气井还要对防喷器的上法兰进行试压检验。

第十六条 井控装备到现场后，钻井队负责验收和检验。 1.井控装备安装前的检查内容：

1)井控装备及配件的型号、规格和数量是否符合设计要求。 2)环形防喷器、闸板防喷器、四通等的钢圈槽是否完好。 2.井控装备安装后检查内容：

1)环形防喷器的油路密封和试压后胶芯的恢复能力。 2)闸板防喷器的油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等。

3)防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作情况、司钻控制台固定情况等。

4)节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的开关情况，各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等。

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5)电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常。

6）自动点火装臵工作是否正常。 第十七条 防喷器与正面井架底座平行安装；各控制闸门、压力表应灵活、可靠；各种连接法兰上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1～3扣，过长或过短的连接螺栓不能使用，另外法兰连接螺栓还应注意防锈蚀。

第十八条 井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装臵的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆应接出井架底座以外，其中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角≤30°，手轮与手轮之间应有足够的间距、不能互相干涉；手轮挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数；靠手轮端应安装操作杆支架，操作杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。 第十九条 现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，外观无渗漏，压力降≤0.7MPa为合格，试压合格后，井场值班干部和钻井监督在试压单上签字确认，具体试压值见附表。冬季井控装备的防冻保温包裹应在试压合格后进行。

1.环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%，稳压30分钟。

2.闸板防喷器试压分两种情况：套管头上法兰压力等级＜闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压，稳压30分钟；套管头上法兰压力等级≥闸板防喷器额定工作压力时，按闸板防喷器额定工作压力试压，稳压30分钟。

3.节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压，稳压30分钟。

4.安装油管头后，井口试压因无法从油管头旁通打压，此时，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。

5.反循环压井管线试压25MPa，稳压10分钟。

6.旋转控制头试静压和旋转动压时，分别按其额定工作压力的70%试压，稳压10分钟。

7.使用FGX88-21、FGX103-35标准放喷管线均试压10MPa，稳压10分钟。 第二十条 工程技术部按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场试压。钻井队应提供机具并派人员配合工程技术部现场服务人员共同完成，现场安装及试压过程中钻井监督及井队值班干部应在现场负责协调、指挥及验收，合格后签字确认。

第二十一条 井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装、卸车工作。在钻井结束前，井控装备应保持完好待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇以及闸板总成、转换法兰、升高短节等井控配件，每口井完井后由工程技术部负责回收、清洗、检修、试压，合格后送新井使用。对于大宛齐等井深＜1500m的井，井控装备每使用180天送工程技术部检修一次。定队使用的液气分离器、标准放喷管线、防提装臵及管排架应按《部分井控装备定队使用管理办法》的要求执行。

第二十二条 防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象数量的要求和开关防喷器组储能器储油量的要求，具体见下表。 规格

防 喷 器 组 合 形 式 控制系统型号 塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 6

54-14 54-35 54-70 35-35 35-70 35-70 35-105 28-105 28-140 28-70 环形防喷器+单闸板防喷器 环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器 环形防喷器（54-14）+双闸板防喷器 环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器（54-14）+3个单闸板防喷器 环形防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+3个单闸板防喷器 环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器 环形防喷器+3个单闸板防喷器 环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器 8007及以上 8007及以上 8006及以上 8006及以上 8007及以上 8007及以上 8006及以上 8007及以上 8007及以上 8006及以上 8006及以上 1.远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢靠；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房附近。

2.远程控制台使用的电器及电源接线必须防爆，电源应从发电房配电盘单独接出，气源从气瓶专线供给。

3.远程控制台处于待命工况时，油面距油箱底面高度150～200mm，工程技术部负责在油箱上用标尺进行相应的标记；预充氮气压力7MPa±0.7MPa；储能器压力为17.5～21MPa，汇管及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

4.在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器的三位四通换向阀手柄臵于中位，控制全封闸板（剪切闸板）的三位四通换向阀手柄用限位装臵限制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致。

5.司钻控制台气源应专线供给，气源压力为0.65～1.3MPa；储能器、汇管、环形压力表压力值显示应与远程控制台对应压力表的压力值误差不超过1MPa。

6.防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降≤0.7MPa为合格。

7.远程控制台未使用的备用液压控制管线出口必须用专用的金属堵头进行封堵，管排架、高压软管等未使用的备用管路接口也要采取防砂防堵措施，防止沙尘或其他杂物进入管内。

第二十三条 每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验（拉力为100kN），以检验卡瓦是否卡牢；安装完后需进行注塑试压，注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%和法兰额定工作压力两者较小值进行；对于油层套管下到井口，继续进行钻进的井应安装特殊四通（多功能四通）并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%和法兰额定工作压力两者较小值进行；试压结束，应安装好专用的防磨套，并对称均匀顶紧顶丝，再进行下步作业。

双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层的井除外）。

第二十四条 为防止井口偏斜和减少套管磨损，应做到：

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1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，井架底座中心线与导管中心线偏差≤10mm；钻前施工单位应提供偏差的方位和距离。

2.钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差≤10mm。 3.一开应开正井眼。

4.下完表层套管，要调整并保持套管与转盘中心线同轴再固井。 5.下完表层套管，保持套管吊卡底面离开转盘面30-50cm进行固井施工，注完水泥浆后，应在确定的套管头安装位臵立即割开导管，然后用环形铁板将套管围住，并将环形铁板与导管焊接固定，保证井口套管在候凝过程中不发生偏移，确认水泥浆凝固后才能放松套管，切割套管安装表层套管头。

6.以后各次开钻前都应以转盘（井口）中心为基准、对井架进行校正，保证偏差≤10mm。

7.每次安装套管头后，应使用防磨套，并对称均匀顶紧顶丝；使用加长防磨套的井，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨30%时，应更换；对于一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查；对于井口偏磨严重的，应在防磨套被磨穿前起钻更换。

8.施工过程中，应加强对套管磨损情况的检查，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。

第二十五条 井口钻井四通（特殊四通）靠压井管汇一侧装两只手动平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（井口安装油管头四通时可以接两只手动平板阀）（见图六）；节流、压井管汇与钻井四通之间用标准内防喷管线连接，平直接出井架底座以外。

第二十六条 节流压井管汇的压力等级不低于闸板防喷器的压力等级，组合形式选择如下：

1.压力等级为35MPa的节流管汇组合如图七。

2.压力等级为70MPa的节流管汇组合如图七、图八或图九。 3.压力等级为105MPa的节流管汇组合如图八或图九。 4.压力等级为35MPa的压井管汇组合如图十。

5.压力等级为70MPa、105MPa的压井管汇组合如图十、图十一和图十二。 第二十七条 节流管汇仪表法兰上应预留1/2″NPT或9/16″Autoclave螺纹接口，以便于安装录井套压传感器；为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配臵16MPa（或21MPa）的低量程压力表，低量程压力表前应安装截止阀，截止阀处于常关状态，当井口套压低，高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上；所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（带省力机构的回转3～4圈）。 第二十八条 电动节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧；处于待命状态时，油面距油箱底面高度30～50mm，工程技术部负责在油箱上用标尺做好相应的标记，油压2.5～4.2MPa；电动节流控制箱的阀位开度18～23mm。

第二十九条 钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器（大宛齐的低压浅井钻井允许使用ZQF800/0.7液气分离器）。

1.ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器进液管使用4〞由壬硬管线，排液管和排气管线为10″法兰管线，液气分离器送井前，工程技术部负责进行检查，保证罐体和管线畅通。

2.液气分离器现场安装在专用水泥基础上，至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定，

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分离器进液管线用基墩支撑并固定牢靠，排液管接到录井方罐并固定牢靠，排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致，用基墩固定，固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m，排气管出口距危险设施40m以远，并安装自动点火装臵。

3.排污管线由现场自行配套，保证所排液体能顺利进入排污池。 第三十条 钻井使用FGX88-21和FGX103-35标准放喷管线，放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、邻井、高压线路等各种设施情况。

1.工程技术部在送井前应进行检查，保证每根管线畅通。特殊高压井使用FGX103-35标准放喷管线，探井和含H2S井放喷管线接出井口100m以远，生产井放喷管线接出井口75m以远。两侧放喷管线出口安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口必须配备自动点火装臵。

2.放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0m×1.0m×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应支撑固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m。

3.放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最近一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池。

4.基墩的固定螺栓埋入深度≥0.5m，统一采用Φ30mm的螺杆、M27的螺栓，固定压板宽100mm、厚10mm，压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；螺帽应加备帽或弹簧垫，防止放喷时振动松扣。

5.放喷管线低洼处应安装三通，并连接排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。沙漠地区应采取防砂措施，防止沙子堵塞管口。

第三十一条 井控装备现场安装完毕应按照目视化要求进行管理。防喷器挂牌标明闸板规格，各闸阀挂牌标明阀门编号、开关状态，远程控制台和司钻控制台相应的手柄挂牌标明控制对象（半封闸板应标明闸板规格，环形、全封应标明开关状态）。远程控制台和司钻控制台控制对象的标牌顺序必须与防喷器实际安装顺序相符。井控装备刷（喷）漆时，不得覆盖设备的铭牌及编号。

第三十二条 工程技术部负责井控装备（包括试压装臵）所配压力表的定期校验，抗震压力表每年校验一次，普通压力表每半年校验一次，校验合格的压力表必须粘贴校验合格证。

第三十三条 自动点火装臵应具备远距离遥控点火的功能。另外，钻井队要准备好人工点火工具，配备好相应的防护器具，做好人工点火的准备。

第三十四条 节流压井管汇、放喷管线每次试压或使用完要立即用压缩空气吹扫，保证管线畅通，液气分离器应开启排污阀将钻井液排干净。对于使用密度大于1.80g/cm3压井液压井结束，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。

第三十五条 井控装备及配件要妥善保管，闸板芯子应避光保存，橡胶件应放入橡胶库房保存；防喷器、四通、升高短节等带钢圈槽密封的设备不得将密封面直接臵于地面，应放臵于专用底座或进行铺垫，防止钢圈槽损坏。

第三十六条 钻井队根据井控需要配备方钻杆上、下旋塞、钻杆旋塞、顶驱液压旋塞、顶驱手动上旋塞、箭形止回阀、浮阀等钻具内防喷工具。内防喷工具的管理严格执行《塔里木油田内防喷工具管理办法》（油钻字„2010‟2号）。内防喷工具的强制报废时限为：方钻杆上旋塞和顶驱液压旋塞累计旋转时间达到2000小时；顶驱手动上旋塞

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 9

累计旋转时间达到1500小时；下旋塞、箭形止回阀、投入式止回阀、浮阀累计旋转时间达到800小时。内防喷工具每使用100天必须进行探伤检测，旋塞、箭型止回阀、浮阀每使用100天必须进行试压检验；方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活动旋塞1次，每15天内用泥浆泵对旋塞试压检查一次，试压压力20MPa，稳压5分钟，压降＜0.7MPa。浮阀使用时，每下钻5～10柱必须灌满水眼。

1.内防喷工具的压力等级一般不低于所使用闸板防喷器的压力等级，但对于配套使用额定工作压力105MPa防喷器的井，允许使用额定工作压力为70MPa及以上压力等级的箭形止回阀和浮阀。

2.钻井队负责内防喷工具的现场维护、保养。

3.使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形止回阀。

4.在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱应由箭形止回阀＋钻杆立柱＋钻杆与钻铤变扣接头组成（或由箭形止回阀＋钻杆＋钻杆与钻铤变扣接头＋钻铤组成）；防喷单根由箭形止回阀＋一根钻杆＋钻杆与钻铤变扣接头组成，箭形止回阀带顶开装臵接于最上部；防喷立柱或防喷单根在备用状态下应紧好扣，并保护好上下连接丝扣。

5.钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开状态。

第三十七条 井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻协助，班组负责维护保养和巡检，每次巡检后，按照填写说明的要求及时准确的填写《井控装备班报表》，确保井控设备随时处于完好待命状态。 第三十八条 对于在用的固井机，应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。

第三十九条 钻井队应保证加重系统完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。钻井队应保证除气器完好，所接的排气管出口朝向排污池，距离除气器15m以远。

第四十条 钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，泥浆泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的泥浆罐安装直读液面标尺。

第四十一条 井队应配备二层台逃生装臵，逃生装臵与地平面夹角不大于30°。逃生装臵每月至少检查一次，每半年至少对井架工开展一次二层台使用逃生装臵的逃生演练，新上岗的井架工要求在上岗7天内必须进行一次二层台使用逃生装臵的逃生演练，各次检查和演练完成后做好相应记录。

第四十二条 井队负责参照本细则，按照属地管理原则，要求相关协作方对所用设备进行安装、固定、试压及挂牌等，使之满足井控安全要求，相关协作方必须积极配合。 第四十三条 从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于0℃的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1.冬季钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：

1)对于山前及塔中地区的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量≥1t/h）加电保温结

合的方式进行保温。

2)对于其它地区的井，采用一台煤锅炉（蒸气量≥1t/h）加电保温结合的方式进

行保温。

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 10

3)提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配罐应用电热带缠绕保温，井队配备电磁

排水阀；远程控制台与司钻控制台连接的管缆用电热带缠绕保温。

4)防喷器、四通、内控管线、节流压井管汇、液气分离器进液管线、液气分离器

排污口、反循环压井管线、钻井液循环高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；防喷器远程控制台和节流控制箱采用加防爆电暖器或暖气片的方式进行保温。

5)每次节流循环压井后或相关施工后，要将液气分离器内的残余液体尽快排除，

并使用压缩空气对节流压井管汇、液气分离器进液管线、放喷管线等可能有残余液体的井控设备进行吹扫，防止冰堵，保证畅通。

6)在井控设备待命工况下必须用良好的电热带保温保证内控管线不发生冻堵；不

允许采用关闭四通2、3号平板阀的方式防止内控管线冻堵。

2.工程技术部按下面要求采取防冻保温措施：

1)所有的节流控制箱和山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油。

2)远程控制台要配备防爆电保温设施。

3)冬季对套管头、油管头注塑时，必须使用冬季专用的塑料密封脂。

四、钻开油气层前的准备

第四十四条 钻开油气层前各井应做到：

1.现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告； 2.钻井队井控领导小组负责按照本细则及《塔里木油田井控违规处罚办法》、《塔里木油田井控安全检查规定》要求，进行一次全面的大检查，对查出的问题认真组织整改。

3.根据本井的实际情况，全面分析井控风险，制定有针对性的技术措施和应急预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底。

4.钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂。

5.组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口。

6.落实坐岗制度和干部24小时值班制度。

7.加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入油气层前100m，对裸眼地层进行承压能力检验，对于油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层要求的井要设法提高承压能力后再进行下步作业。

第四十五条 严格执行钻开油气层申报审批制度。

五、钻开油气层和井控作业

第四十六条 有以下情况之一者，不准钻开油气层（目的层），应立即停工整改。 1.未执行钻开油气层申报审批制度。 2.未按要求储备重钻井液和加重材料。 3.井控装备未按照要求试压或试压不合格。 4.井控装备不能满足关井和压井要求。

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5.内防喷工具配备不齐全或失效。 6.防喷演习不合格。

7.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。 8.油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层要求。

第四十七条 在油气层（目的层）钻井作业过程中，泥浆工坐岗观察钻井液出口流量变化、钻井液循环罐液面变化及钻井液性能变化，同时，井队还应配备泥浆液面监测系统，以实时监测钻井液循环罐液面变化；录井队监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化，录井联机员坐岗观察；钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测异常、油气水显示、钻井液性能变化等异常情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施；对于作业过程中补充胶液或从储备罐倒钻井液时，做好计量工作，并调整循环罐液面基准量。如发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查。

第四十八条 在油气层中钻进，发现溢流应立即实施关井，严禁强行起钻到安全井段或循环观察；山前深层盐水溢流关井后，为防卡钻，在油田井控专家的指导下，允许带压起钻头到安全井深再处理；浅气井及突然钻遇浅气层的井采取先打开放喷通道导流，然后直接关闭闸板防喷器的方式控制井口；其它情况采用常规软关井方式控制井口。 第四十九条 关井后钻井队应派专人连续观测和记录立管压力和套管压力，录井队也要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队负责将关井立、套压的变化情况及时汇报给业主单位和勘探公司，业主单位与勘探公司确定压井处理方案，向勘探开发部报告并取得同意后，方可组织实施。

一般最大关井压力不得超过下面三项中的最小值： 1.井控装备的额定工作压力。 2.井口套管抗内压强度的80%。

3.套管鞋下的地层破裂压力所允许的井口关井压力。对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括大宛齐浅油气井）或技术套管下深达到800m的井，最大关井压力不考虑套管鞋下的地层破裂压力所允许的井口关井压力。

第五十条 落实压井岗位分工，做好应急准备，在油田井控专家的指导下按压井施工单及时进行压井施工。井控专家负责对井上各项与井控有关的工作进行指导和把关。

第五十一条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取控压放喷措施：

1.浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力。 2.井口压力超过井控装备的额定工作压力。 3.井口压力超过套管抗内压强度的80%。 4.井控装备出现严重的泄漏。

地层流体为天然气或含H2S等有毒有害气体时，应及时在放喷出口点火。 第五十二条 短程起下钻是检查起下钻安全的有力手段（溢漏同层井除外）。 1.下列情况起钻前应进行短程起下钻检测油气上窜速度： 1)不论全面钻进还是取芯钻进，钻开油气层后每趟起钻前。 2)每次压完井后。 3)降钻井液密度后。

4)非目的层有油气水显示。 2.短程起钻10～15柱（水平井起到直井段），然后停泵观察，观察时间为：

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1)油气层井深H≤3000m的井，观察2小时。 2)3000m＜H≤5000m的井，观察4小时。 3)H＞5000m的井，观察5小时。

3.下钻循环检测油气上窜速度，油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：

1)起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)。 2)在一趟起下钻时间内油气上窜距井口1000m以下。 4.在起钻前应进行充分循环，循环时间不少于一个循环周，进出口钻井液密度差≤0.02g/cm3；下钻到底先循环排除后效，再进行其它钻井作业。

第五十三条 钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.30m/s；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻具体积；检修设备时，钻头应起到或下到套管鞋处，严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。

第五十四条 使用顶驱的钻机，为保证关井时在钻台面有便于控制的钻杆旋塞，钻开目的层必须采用接单根的方式钻进，钻杆旋塞接在下单根的上端；另外防喷立柱上的内防喷工具要接在上单根和中间单根之间。

第五十五条 电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间，同时要压稳油气层；电测前，钻井队准备防喷单根或防喷立柱，制定测井期间的井控应急预案；电测队准备电缆悬挂接头、旁通阀及相应的配合接头、剪切电缆工具和电缆卡子，臵于钻台上便于取用的地方，处于待命状态，钻杆传输测井还需要准备将电缆与钻杆本体固定在一起的专用卡子；测井期间，应定时向井内灌浆，保持环空液面相对稳定，长时间测井要安排电测中途通井排除后效；泥浆工要坐岗观察钻井液出口，有异常情况立即报告值班干部。若发现溢流：

1、立即停止电测作业，强行起出电缆，抢下防喷单根（或防喷立柱），实施关井。 2、当情况紧急（溢流速度明显增大）时，立即抢接电缆悬挂接头、旁通阀，剪断电缆，抢下钻杆，实施关井。

3、钻杆传输测井发生溢流，立即将电缆卡在钻杆上，在卡点以上50cm剪断电缆，下放钻具实施关井。

4、由于抢下钻具重量有限，关井后要用卡子和钢丝绳固定钻具，防止钻具上窜。 5、日费井由钻井监督、总包井由钻井队平台经理根据溢流性质、大小决定何时剪断电缆、抢下钻具深度和何时关井，钻井队和测井队无条件执行。

第五十六条 在钻开油气水层后，下套管前应换装套管闸板芯子（下尾管可不换套管闸板芯子，但要准备与钻杆连接的转换接头），并试压合格（试压值不大于本次所用套管抗外挤强度的80%），下完套管后应充分循环钻井液排除后效；通过选择合理的固井方法、注水泥施工设计以及关井憋压候凝等技术措施，保证固井作业期间压稳油气水层。 第五十七条 处理事故时要保证井控安全，井控装备必须处于完好待命状态。

1.处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力降低的影响，保证液柱压力不小于地层压力。

2.在油层套管进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应采取相应的措施，压稳油气层。

第五十八条 探井钻井中对已钻过的地层应及时组织测井，有测试条件的井段，要

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 13

测试已打开的油气水层的地层压力值，为做好下步井控工作提供依据。

第五十九条 发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由钻井工程师写出《溢流压井专报》，交油田分公司井控管理部门。

六、井喷失控处理

第六十条 一旦井喷失控，立即停车、停炉、断电，并设臵警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。

第六十一条 测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。 第六十二条 按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。

第六十三条 迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。

第六十四条 成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处协调、落实抢险具体事宜。

第六十五条 清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。 第六十六条 抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。

第六十七条 处理井喷失控作业尽量不在夜间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。

第六十八条 做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。

七、防火、防爆、防H2S措施

第六十九条 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位臵。锅炉房距井口50m以远，锅炉房、发电房距储油罐20m以远，发电房和储油罐距井口30m以远，如果不能满足安全距离要求的应采取有效的隔离措施。井队营房距离井口的距离应大于100米。

第七十条 井场电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求，井场距井口30m以内的电器设备、工具及接线应符合防爆要求，所用电缆不应有中间接头或用防爆接头连接。钻井队消防工作按《塔里木油田钻井（修井）队消防安全管理办法》执行。

第七十一条 柴油机和固井机的排气管不破不漏，有防火罩或喷淋冷却系统。进入井场的机具、车辆应带有效的防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。

第七十二条 井场进行动火作业前，应进行动火审批，动火审批执行《工业动火安

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 14

全管理实施细则》。

第七十三条 严格执行SY5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》要求，尽量避免或减少H2S等有毒气体进入井眼、溢出地面，最大限度地减少对井内管材、工具和地面设备造成的损坏，避免人身伤亡和环境污染。

1.钻井井场应设臵醒目的风向标；配备不少于6台防爆轴流风机（风机直径≥600mm，钻台上、圆井旁、震动筛处各摆放2台），配备充气泵1台，负责为现场所有服务队伍的正压式呼吸器充气，配备手摇报警器1台，放臵在上风方向的紧急集合点。

2.探井和含H2S地区井，钻井队配备4台以上的便携式H2S监测仪（其中至少有一台量程达到1500mg/m3（1000ppm），工作可靠，配备不少于12套正压式呼吸器，另外配1套声光报警装臵用于发现H2S时发出警示。

3.其余井，钻井队应有2台以上的便携式H2S监测仪，工作可靠，配备不少于6套正压式呼吸器。辅助专业执行《对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍H2S监测仪器及安全护品配备的暂行规定》。

配备项目及数量 队伍名称 录井队 电测队 泥浆服务公司 测试队（地面计量） 其他辅助作业队伍 H2S监测仪 （台/套） 1（便携）、1（固定） 2 1 4（便携）、2（固定） 2 正压式呼吸器 （套） 2 4 1 4 2 防爆鼓风机 （台） 2 4.探井和含H2S地区井由综合录井队提供固定式H2S监测系统，至少在圆井、钻井液出口、钻井液循环罐、钻台等处安装监测传感器，另外配1套声光报警装臵用于发现H2S时发出警示。

5.含H2S地区井的营房摆放应距井口600m以远，避开低洼处，并处于季节风的上风或侧风方向。另外至少配备便携式H2S监测仪2台，正压式呼吸器2套，一台手摇式报警仪，并设臵营房人员都清楚的紧急集合点。

6.固定式H2S监测仪一年校验一次，便携式H2S监测仪每6个月校验一次。H2S监测仪使用达到满量程后，如果数字显示不能回零的，应更换探头并校验合格方能重新投入使用。

7.正压式呼吸器应至少每周检查一次，确保处于完好待命状态，并做好相应的检查记录。

8.在含H2S地区钻井，除硫剂应作为常规储备料，在含H2S气体的井段钻进，保证钻井液pH值≥9.5，钻井液中应提前加入除硫剂，并制定防H2S的应急救援预案。

9.在钻井过程中，为了防止H2S大量进入井眼、导致钻具氢脆以及保证人身安全，应压稳油气层作业。

10.发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；并采取防顶措施。溢流后压井，优先采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循环压井的方法，当含H2S气体的钻井液到井口时，通过分离器分离，用自动点火装臵点火，若需人工点火时，应由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。

11.一旦含H2S的井发生井喷失控，启动防H2S应急救援预案。

12.含硫油气井在井场入口处应有挂牌提示，H2S浓度＜15mg/m3（10ppm）挂绿牌；≥15mg/m3且＜30mg/m3（20ppm）挂黄牌；≥30mg/m3挂红牌。

13.H2S地区作业井相关人员必须进行相应的H2S防护培训。

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八、井控技术培训

第七十四条 塔里木油田对井控相关人员统一组织培训，未参加统一培训和考核不合格的，不得上岗。

第七十五条 井控培训合格证持证者，每两年应参加复培和考核。不合格者应参加下一期的井控学习，考试合格后重新上岗。

第七十六条 在油田公司的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（70分为及格），应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田公司再次组织考试，考试合格后重新上岗，否则不得在应持井控培训合格证的岗位上工作。

第七十七条 井控培训内容要求

塔里木油田井控培训按专业和岗位分班进行，培训内容要密切结合油田相关实际情况,具体按附件1塔里木油田井控培训分班办法要求执行。

九、井控工作九项管理制度

第七十八条 井控分级责任制度

1.塔里木油田分公司分管工程技术的副总经理是井控安全工作的第一责任人，勘探开发各分管领导是所分管范围井控安全的直接责任人。勘探开发部负责油田公司的井控行业管理工作。质量安全环保处负责油田井控安全的行业监督管理工作。成立油田公司井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任。井控领导小组全面负责油田的井控工作。

2.各项目经理部负责所辖井钻井全过程的井控安全。

3.工程技术部负责井控装备的管理，并提供井控技术服务。

4.各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人，应成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责各井总包作业期间井控安全问题的处理，完全承担各井总包作业期间的井控安全责任；并承担日费井中的井控操作责任。各勘探公司负责各井现场井控安全问题的处理，负责井控技术措施的具体实施，承担井控安全责任；一旦发生井喷和井喷失控，参与抢险作业。

5.现场井控第一责任人是钻井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工；录井队溢流监测责任人是联机员。

6.勘探开发部每半年至少组织一次油田分公司井控安全大检查，各项目部每季度至少组织一次井控安全检查，勘探公司每月进行一次井控安全检查。

第七十九条 井控培训合格证制度

以下人员应参加井控培训、考核并取得井控培训合格证。无证的领导干部、工程技术人员无权指挥钻井生产、员工不得上岗。凡未取得井控培训合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

1.指挥和监督钻井的领导干部、技术人员、安全管理人员和从事钻井工程设计的技术人员。

2.钻井监督、钻井队平台经理、钻井工程师、HSE监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工。

3.地质监督、测井监督、现场地质管理人员和地质设计人员。

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4.井控欠平衡中心的主任、副主任、技术人员、维修人员、现场服务人员。 5.钻井技术服务公司的正副经理，技术人员。

6.定向井服务公司主管生产的正副经理、定向井工程师。

7.钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师。 8.固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长、主副操作手。

9.录井公司主管生产的正副经理、录井队队长、地质师、联机员。 10.测井公司主管生产的正副经理、测井队队长、操作工程师。

11.测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工。 12.地面队正副队长。

第八十条 井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度

1.工程技术部负责井控装备的检修、试压、探伤、现场指导、巡检服务；套管头、采油（气）树以及防喷器、节流压井管汇等井控设备必须经工程技术部检验、试压合格后方能送井安装使用。

2.工程技术部建立保养维修、巡检回访、定期回收检修、资料管理等各项管理制度，不断提高管理、维修和服务水平。

3.井控装备的日常检查、保养由井队负责，发现井控装备存在的问题必须立即通知工程技术部，井队协助工程技术部共同处理。

4.工程技术部巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态。

5.工程技术部负责套管头、采油树以及防喷器、节流压井管汇等井控设备的现场安装、调试和试压，试压合格并由钻井监督（或值班干部）验收合格后方能进行下一步施工。

第八十一条 钻开油气层申报、审批制度 1.申报程序

1)井队工程师是第一申报人，勘探公司井控主管部门负责具体的申报事宜。 2)钻井队在进行钻开油气层的申报前应按照本细则及《塔里木油田井控违规处罚办法》、《塔里木油田钻(修)井安全检查规定》进行全面的自检自查，合格后方可进行钻开油气层的申报; 由钻井工程师填写《钻开油气层申报验收资料本》一式两份，放在井场，并将申报内容汇报至所属勘探公司井控管理部门，由勘探公司井控管理部门填写《钻开油气层申报表》并上报业主单位进行批复。

3)探井预计第一个目的层、生产井为油气层，由承钻的钻井队向所属公司进行申报。

4)对于油气显示提前的井，发现油气显示后，立即停钻，向业主单位及时申报; 业主单位立即组织验收。

5)侧钻井在钻机安装到位后应进行开工验收，开窗前应进行钻开油气层验收。 6)对于多目的层的井，钻开新目的层前应再次组织钻开油气层验收。 2.检查与审批

1)业主单位在收到《钻开油气层申报表》后组织进行检查验收，对于特殊情况和停钻待验收井，应立即组织验收。

2) 钻开油气层验收由业主单位组织监督管理中心、工程技术部、勘探公司的井控管理和井控技术人员组成检查验收小组到现场验收，不允许委托现场监督或勘探公司进行，验收合格，经验收组组长签字同意后，方可钻开油气层。验收小组组长由业主单

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 17

位选派本单位油田井控专家担任。

3)检查验收情况记录在《钻开油气层申报验收资料本》上，一份井队留存，一份报业主单位留存。

4)对于检查验收不具备钻开油气层条件的井，业主单位根据情况责令钻井队限期整改或停钻进行整改，待整改完毕，现场钻井监督将整改情况上报业主单位，经确认后，方能钻开油气层，同时钻井队应将整改情况上报所属勘探公司。钻井工程师负责在留存的《钻开油气层申报验收资料本》上填写整改情况，存档备查。

5)勘探开发部负责监督钻开油气层验收制度的执行情况，不定期对钻开油气层验收情况进行抽查，抽查结果作为考核业主单位以及勘探公司井控工作的依据。

6)特殊高井控风险井、区域探井业主单位收到《钻开油气层申报表》后上报勘探开发部，由油田组织钻开油气层验收。

3.对于业主单位变更的井，施工单位应重新向新的业主单位进行申报、审批。 第八十二条 防喷演习制度

1.钻井队从井控装备安装就绪之日起开始防喷演习，一般每周每个钻井班应进行一次防喷演习，2月内4种常规工况的防喷演习都要做到；每月每个钻井班至少做一次利用远程控制台直接实施关井等非常规待命工况的防喷演习，夜班的演习应多数在夜间进行；含硫地区的井须佩戴正压式呼吸器进行防喷演习。演习后由钻井工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。

2.防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的节2a平板阀的时间）：空井2分钟、钻进4分钟、起下钻杆5分钟、起下钻铤10分钟。戴正压式呼吸器的防喷演习，时间均延长3分钟。

3.司钻得到溢流信息后，先发出报警信号（一声长鸣笛）；在打开液动放喷阀之前，发出关井信号（两声短鸣笛）；司钻得到钻井监督或值班干部开井通知后，在开井前打开井信号（三声短鸣笛）。

4.防硫防喷演习和关井要求：

1)发现有H2S气体浓度＜30mg/m3（20ppm）时立即报告值班干部，浓度≥30mg/m3

（20ppm）时立即启动声光报警器报警。

2)司钻接到报警后，发出一声长鸣报警信号，班组人员迅速戴好正压式呼吸器并

佩戴好安全帽，之后按照关井程序实施关井，钻井监督、钻井队值班干部迅速佩戴好正压式呼吸器上钻台了解溢流关井情况，井场其他人员立即撤离到上风方向的紧急集合点，第一个到紧急集合点的人立即摇动手摇报警器，营房人员听到井场手摇报警器信号必须立即到营房紧急集合点集合，医务人员赶赴井场紧急集合点，其余人按平台经理的命令行动。

3)关井完成后，班组人员立即撤离到上风方向的紧急集合点，值班干部清点人数，

派2人佩戴好正压式呼吸器到井口附近检测H2S浓度，观测关井立压和套压，同时检查井控设备工作是否正常。派出3人佩戴好正压式呼吸器组成搜救小组，携带担架开展搜救。

4)开井时，班组人员仍然要佩戴好正压式呼吸器，泥浆工观察出口时不要一直站在出口处，在安全位臵等待2分钟再去观察，观察完立即回安全位臵。

5）开井后，检测井场各处H2S浓度，确定安全后恢复正常工作。

5.常规井均按软关井程序执行，特殊情况需要采用硬关井的井由业主单位确定。使用顶驱的钻机，关井后接方钻杆的动作改为接顶驱。

6.每口井在钻开油气层前至少要对每名井架工进行2次二层台逃生装臵的使用训练，并保证能正确熟练地使用。起下钻防喷演习时，井架工一律正常从梯子下到地面。

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 18

7.溢流监测岗位分工：

1)泥浆工：发现溢流后立即报告当班司钻。 2)联机员：发现溢流后立即报告当班司钻。

8.关井时应避开闸板防喷器关在钻杆接头及加重钻杆外加厚部分。 9.关井程序岗位分工：

1)司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部或钻井监督。

2)副司钻：负责观察远程控制台的动作，接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压，同时传递相关信号。

3)内钳工：负责节流控制箱的操作，并传递节流阀开关信息；在关井后负责节流控制箱上立、套压的记录并汇报；与外钳工配合完成井口操作。

4)外钳工：负责向司钻传递闸板防喷器、液动放喷阀、J2a的开关信息；与内钳工配合完成井口操作。

5)井架工：起下钻发生溢流关井时配合井口操作后迅速撤离二层台；在钻进中发生溢流关井时协助场地工完成J2a的操作。

6)场地工：在钻台下观察闸板防喷器和液动放喷阀的开关情况，并传递开关信息；负责J2a的开关操作，并传递J2a的开关信息。

7)泥浆工：负责观察钻井液出口和钻井液循环罐液面并报告溢流量。 8)录井联机员：负责监测钻井液循环罐液面并报告溢流量。 9)机工岗：站到可与司钻保持联系的位臵，听候司钻的调遣。 10)值班干部：听到警报后应立即上钻台了解溢流关井情况。 11)钻井监督：听到警报后应立即上钻台了解溢流关井情况。

10.软关井程序规定如下：软关井操作前，井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图六、图七、图八、图九、图十、图十一、图十二执行。

1)钻进中

a)发出报警信号，停止钻进，停泵。

b)上提方钻杆接头出转盘面500mm（±50mm）。 c)打开液动放喷阀，关环形防喷器。

d)关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上。 e)关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀；打开环形防喷器。 f)迅速向钻井监督、值班干部报告。

g)每2分钟准确记录一次关井立管压力、关井套管压力。 2)起下钻杆中

a)发出报警信号，停止起下钻作业。

b)抢接箭形止回阀，上提钻具100mm（±50mm）。 c)打开液动放喷阀，关闭环形防喷器。

d)关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上。 e)关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器。 f)迅速向钻井监督、值班干部报告。 g)接方钻杆（不计入关井时间）；每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 3)起下钻铤中

a)发出溢流报警信号，下放钻铤坐在转盘上，卡紧安全卡瓦。 b)抢接防喷立柱（或防喷单根），下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50mm）处。 c)打开液动放喷阀，关环形防喷器。

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 19

d)关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上。 e)关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器。 f)迅速向钻井监督、值班干部报告。 g) 接方钻杆（不计入关井时间）；每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 4)空井情况下

a)发出溢流报警信号。 b)打开液动放喷阀。 c)关全封闸板防喷器。 d)关闭液动节流阀。

e)关闭液动节流阀前的平板阀。 f)迅速向钻井监督、值班干部报告。 g)每2分钟准确记录一次套管压力。

11.硬关井程序规定如下：硬关井操作前，J2a常关，井口及节流、压井管汇其余各闸门待令工况按照附图六、图七、图八、图九、图十、图十一、图十二执行。

1)钻进中

a)发出报警信号，停止钻进，停泵。

b)上提方钻杆接头出转盘面500mm（±50mm），打开液动放喷阀。

c)关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上。 d)迅速向钻井监督、值班干部报告。

每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 2)起下钻杆中

a)发出报警信号，停止起下钻作业，抢接箭形止回阀，上提钻具100mm（±50mm）。 b)打开液动放喷阀，关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器。 c)将吊卡缓慢坐在转盘面上，接方钻杆。 d)迅速向钻井监督、值班干部报告。

e)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 3)起下钻铤中

a)发出溢流报警信号，下放钻铤坐在转盘上，卡紧安全卡瓦。 b)抢接防喷立柱（或防喷单根），下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50mm）处。 c)打开液动放喷阀，关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢

坐在转盘面上，接方钻杆

d)迅速向钻井监督、值班干部报告

e)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 4)空井情况下

a)发出溢流报警信号。 b)打开液动放喷阀。 c)关全封闸板防喷器。

d)迅速向钻井监督、值班干部报告。 e)每2分钟准确记录一次套管压力。 12.下套管作业关井程序 1)软关井操作程序

a)发出报警信号，停止下套管作业。

b)下放套管至吊卡离转盘面100mm（±50mm）处。 c)打开液动放喷阀，关闭环形防喷器。

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 20

d)关闭与井内套管尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上。 e)关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器。 f)迅速向钻井监督、值班干部报告。

g)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 2)硬关井操作程序

a)发出报警信号，停止下套管钻作业，下放套管至吊卡离转盘面100mm（±50

mm）处。

b)打开液动放喷阀，关闭与井内套管尺寸相符的半封闸板防喷器。 c)将吊卡缓慢坐在转盘面上，迅速将套管内灌满钻井液并接好水泥头。 d)迅速向钻井监督、值班干部报告。

e)每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 13. 开井程序

1)打开液动节流阀前的平板阀。 2)全开液动节流阀。

3)观察液气分离器出口2分钟，确认无钻井液流出。 4)打开闸板防喷器。 5)关闭液动放喷阀。

6)将液动节流阀开启度调至3/8～1/2。 第八十三条 坐岗制度

1.从安装防喷器开钻之日起泥浆工开始坐岗，录井队联机员从开始录井之日起坐岗。

2.钻进中每15～30分钟监测一次钻井液液面，进入目的层或发现异常情况加密监测（间隔不超过10分钟）；起钻或下钻中每3～5柱钻杆或1柱钻铤核对一次钻井液灌入或返出量；在电测、空井时泥浆工应坐岗观察钻井液出口管。泥浆工、录井队联机员应认真填写坐岗观察记录，目的层作业录井队联机员每2小时内应到泥浆灌上核对一次泥浆量；非目的层6小时核对一次。

3.钻井队值班干部非目的层作业每6小时检查一次泥浆坐岗情况，进入目的层作业每2小时检查一次泥浆工的坐岗情况并签字。

4.坚持“发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查”的原则，发现溢流、井漏、钻井液性能变化及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。

第八十四条 干部24小时值班制度

1.从安装防喷器完开钻之日起至完井，值班干部应在井场24小时值班。值班干部值班期间必须佩带黄色袖标。

2.值班干部负责检查井控各岗位的工作执行情况，值班干部交接班记录上填写井控工作情况，发现问题立即组织整改。

第八十五条 井喷事故逐级汇报制度 1.井喷事故分级

1)一级井喷事故（Ⅰ级）

陆上油（气）井发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。

2)二级井喷事故（Ⅱ级） 陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、

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海洋和环境造成灾难性污染。

3)三级井喷事故（Ⅲ级）

陆上油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，集团公司直属企业难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。

4)四级井喷事故（Ⅳ级）

发生一般性井喷，集团公司直属企业能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。 2.井喷事故报告要求

1)发生井喷事故后，钻井队平台经理负责向油田分公司生产运行处总值班室汇报，同时向业主单位和所属勘探公司汇报；要求2小时内上报到油田主管领导。油田分公司接到事故报警后，初步评估确定事故级别为Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故时，在启动相应应急预案的同时，在2小时内以快报形式上报股份公司勘探与生产分公司主管部门。

油气田公司应根据法规和当地政府规定，在第一时间立即向属地政府部门报告。 2)发生Ⅲ级井喷事故时，油田公司在接到报警后，在启动本单位相关应急预案的同时，24小时内上报集团公司和股份公司勘探与生产分公司。

3)发生Ⅳ级井喷事故，油田公司启动相应应急预案进行应急救援处理。 3.一旦发生井喷或井喷失控，钻井工程师负责全面、准确地收集资料。 4.发生井喷后，随时保持各级通信联络畅通无阻，并有专人值班。 5.对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究责任。 6.井喷事故发生后，油田分公司以附录1《集团公司钻井井喷失控事故信息收集表》内容向集团公司汇报，首先以表一（快报）内容进行汇报，以便集团公司领导在最短的时间内掌握现场情况，然后再以表二（续报）内容进行汇报，使集团公司领导及时掌握现场抢险救援动态。

第八十六条 井控例会制度

1.值班干部、司钻应在班前会上布臵当日井控工作，在班后会上讲评当日井控工作情况。

2.钻开油气层（目的层）验收后，钻井队由平台经理主持每周召开井控例会，井控小组成员参加，共同分析查找井控工作存在的问题，落实整改措施及要求，提示下步井控工作重点及风险。

3.勘探公司由分管井控的领导主持每月召开一次公司井控例会，检查、总结、布臵井控工作，写出书面总结，上报油田井控管理部门。

4.油田公司井控管理部门主持每月召开一次油田井控例会，井控网络成员单位的井控分管领导及井控专（兼）职管理人员参加（油田相关领导参加半年及年终井控例会），总结、协调、布臵油田的井控工作。

十、附则

第八十七条 本实施细则自发布之日起执行，如发生与本细则有冲突的情况，以本细则为准。

第八十八条 本实施细则由塔里木油田勘探开发部负责解释。

2011年03月10日

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附件1 塔里木油田井控培训分班办法

塔里木油田井控培训按专业和岗位开设培训班，并按相应专业和岗位设臵培训课程，培训内容尽可能与塔里木油田的钻井、试油、修井作业实际情况相结合，提高培训的岗位针对性和实用性，具体分班如下：

1、钻井初培班

培训内容：系统学习井控工艺、井控装备基础知识和H2S防护知识；选择学习集团公司及油田公司井控管理规定、油田钻井井控实施细则；学习典型井喷失控事故案例；分组桌面演练关井动作；交流学习感受。

参加人：未取得井控培训合格证的钻井相关人员。 2、井下作业初培班

培训内容：系统学习井控工艺、井控装备基础知识和H2S防护知识；选择学习集团公司及油田公司井控管理规定、油田井下作业井控实施细则、油田试油井控实施细则；学习典型井喷失控事故案例；分组桌面演练关井动作；交流学习感受。

参加人：未取得井控培训合格证的井下作业相关人员。 3、技术管理培训班

培训内容：复习井控工艺、井控装备重点知识和H2S防护知识；学习集团公司及油田公司井控管理规定、油田钻井、井下作业、试油井控实施细则；学习分析井控险情事件和井喷失控事故案例；交流学习感受。

参加人：已取得井控培训合格证的油田机关及各二级单位井控相关管理人员、工程技术人员、工程设计人员、钻井监督、试油监督、井下作业监督、钻井队正副平台经理、作业队正副平台经理、钻井工程师、井下作业工程师、HSE监理。

4、钻井操作复培班

培训内容：复习井控工艺、井控装备重点知识和H2S防护知识；学习油田相关的井控管理规定、钻井井控实施细则；学习典型井控险情事件和井喷失控事故案例；分组桌面演练关井动作；交流学习感受。

参加人：已取得井控培训合格证的钻井队正副司钻、井架工。 5、井下作业操作复培班

培训内容：复习井控工艺、井控装备重点知识和H2S防护知识；学习油田相关的井控管理规定、井下作业井控实施细则、试油井控实施细则；学习典型井控险情事件和井喷失控事故案例；分组桌面演练关井动作；交流学习感受。

参加人：已取得井控培训合格证的作业队正副司钻、井架工。 6、泥浆、录井培训班

培训内容：学习井控工艺和井控装备基本常识；学习油田井控管理规定、油田井控实施细则直接相关内容；学习如何正确坐岗监测溢流以及发现溢流后的处臵；学习相关井控险情和井喷失控事故案例；复习H2S防护知识；交流学习感受。

参加人：泥浆工程师、泥浆大班、泥浆工、录井联机员。 7、地质培训班

培训内容：学习井控工艺和井控装备基本常识；学习集团公司及油田公司相关的井控管理规定、油田井控实施细则相关内容；学习录井如何正确坐岗监测溢流以及发现溢流后的处臵；学习相关井控险情事件和井喷失控事故案例，分析地质工作与井控安全的

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 23

各种联系；复习H2S防护知识；交流学习感受。

参加人：油田机关及各二级单位地质设计人员、地质监督、测井公司经理、录井公司经理、录井队长、地质师。

8、井控装备岗培训班

培训内容：学习井控装备原理和维修知识；学习井控工艺基本常识；学习油田井控管理规定、井控实施细则中的直接相关内容；学习相关井喷失控事故案例；复习H2S防护知识；交流学习感受。

参加人：井控装备维修人员、质量检验人员、现场服务人员及井队大班司钻。 9、其它岗位培训班

培训内容：学习井控技术和井控装备基本常识；学习油田井控管理规定、井控实施细则相关内容；介绍相关井控险情事件和井喷失控事故案例；分析各辅助专业与井控安全的各种联系；学习H2S防护知识；交流学习感受。

参加人：1-8类以外需取得井控培训合格证的人员。

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附件2 井控装备示意图

图一 环形+单闸板+四通

图二 环形+双闸板+四通

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图三 环形+单闸板+双闸板+四通

图四 环形+双闸板+单闸板+四通

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图五 环形+双闸板+双闸板+四通

1#常关 2#常开 3#常开 4#常关

图六（一） 钻井四通

1#常关 2#常开

图六（二） 油管头四通

3#常开 4#常关

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图七 35MPa、70MPa节流管汇

图八 70、105MPa三路立式节流管汇

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塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 28

图九 70MPa、105MPa三路平面节流管汇图

图十 35MPa、70 MPa、105 MPa压井管汇

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图十一 70MPa、105MPa压井管汇

放7(常开)

放4(常关)

放3(常关)

放6(常开) 放1(常关)

放5(常关)

放2(常关)

图十二 放喷管汇

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附件3 井控装备配套试压标准

单位：MPa 压力等级防喷器28-140环形闸板35-105环形闸板28-105环形闸板54-70环形101024 49 105 4949 3570105 49105 242449105491054910535702424357010570 2435 1010闸板143535702424357035-70环形闸板28-70环形闸板54-35环形101010闸板1435352435707035-35环形闸板54-14环形1010闸板1414140高压105节流管汇707035高压低压1414141414141410101010103570105105351010101401057035压井管汇放喷管线试压值套管头20\"套管头（上法兰规格21 1/4″-14MPa）14 3/8\"套管头（上法兰规格16 3/4\"-35MPa）13 3/8\"套管头（上法兰规格13 5/8\"-35MPa）13 3/8\"套管头（上法兰规格13 5/8\"-70MPa）10 3/4\"套管头（上法兰规格11\"-105MPa）9 5/8\"套管头（上法兰规格11\"-35MPa）9 5/8\"套管头（上法兰规格11\"-70MPa）9 5/8\"套管头（上法兰规格11\"-105MPa）低高压低压压1414353535353535(14)(14)(14)(14)(14)(14)3570105 357070 3570357035353535703570353535 105 353535(14)(14)(14)3570105 357035备注： 1、7″套管到井口、安装了7″特殊四通（工作压力105 MPa）和安装105 MPa防喷器组的井，闸板防喷器试压105 MPa；

2、尾管固井后，按井口套管尺寸选择试压标准；

3、套管头注塑及试压压力，取本次所用套管抗外挤强度的80%以及本次套管头下法兰额定工作压力二者较低值； 4、套管闸板芯子试压时，试压压力按本次所用套管抗外挤强度的80%； 5、剪切闸板参照全封闸板执行。

6、防喷器、节流压井管汇现场试压稳压30分钟，外观无渗漏，压力降不超过0.7 MPa，无内漏（关井控制油压不上涨）为合格。 7、放喷管线试压稳压10分钟，以不渗漏为合格。 8、54-70和54-35配套的环形防喷器为54-14。

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附件4 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表 表（一）集团公司钻井井喷失控事故信息收集表（快报） 收到报 年 月 日 时 分 告时间 报告单位 报告人 发生井 职务 电话 职务 联系电话 现场抢险 负责人 事故发生 地理位置 井喷发 生时间 井 号 设计井深 基本情况 井眼尺寸 岩性 设计泥 浆密度 表层套 管尺寸 有毒气 体类型 (g/cm) 3钻机类型 井别 钻井队号 井型 水平井 □ 定向井 □ 直井 □ 垂深 钻达层位 地层压力 表层套 管下深 技术套 管尺寸 钻达井深 目的层位 构造 实际泥 浆密度 技术套 管下深 (g/cm) 人员伤 亡情况 3 H2S □ CO2 □ CO □ 额定工作压力 防喷器状况 型号 开关状态 可控或失控 节流管汇状况 压井管汇状况 有无自动点火装置 开 □ 关 □ 可控 □ 失控 □ 放喷管 线长度 辅助放喷 管线长度 井口装 备状况 内防喷工 钻杆旋塞 具状况 井喷具 体状况 喷势描述 环境污染情况 方钻杆旋塞 喷出物 气 □ 油 □ 水 □ 气油水 □ 周边500米 居民 内环境状况 数 量 距 离 工农业 设施 名称及数量 距离 - 31 -

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江河 名称 湖泊 名称及数量 距离 距 离 已疏散 人群 备注 - 32 -

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 33

表（二） 集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表（续报）

事故级别 关井压力 Ⅰ□ Ⅱ□ Ⅲ□ Ⅳ□ 立压 (Mpa) 有毒气 体含量 套压 雨或雪 气温 风力 海浪高 H2S（ ） CO2（ ） CO（ ） (Mpa) 现场气象、海况及 阴或晴 主要自然天气情况 风向 井喷过程简要描 述及初步原因 一开 设计及实钻 井身结构 邻近注水、注 气井情况 施工工况 周边道路情况 已经采取的 抢险措施 下一步将采 取的措施 二开 三开 四开 重泥浆 加重材料 救援需求 姓名 姓名 现场抢险组 组成人员名单 姓名 姓名 姓名 姓名 救援地名 称及距离 密度 重晶石 (g/cm33量 （T） 铁矿石粉 (m) （T） 3井场压井材料储备 钻井用水 (m) （T） 石灰石粉 职务 职务 职务 职务 职务 职务 电话 电话 电话 电话 电话 电话 备注

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