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1第一章总则第一条试油（气）作业井控是试油（气）作业安全施工的基本保障。做好井控工作，既可以有效防止和避免井喷及其失控事故，实现作业过程的安全生产，又有利于试油（气）作业过程中保护和发现油气层，顺利完成作业施工。第二条长庆油田井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，指导方针是“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”，树立“以人为本”、“积极井控”的理念。第三条试油（气）作业井控工作包括：地质、工程、施工设计的井控要求，井控装备配备及管理，作业前的井控准备，试油（气）作业施工过程中的井控工作，防火防爆防硫化氢等有毒有害气体的安全措施，井喷失控的处理，井控技术培训及井控管理制度等内容。第四条带压作业井的井控技术要求和管理由作业设计作详细规定。第五条本细则是依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气试油（气）井控规定》和SY/T6690-2008《井下作业井控技术规程》，并结合了长庆油田试油（气）作业的特点而制定的。第六条本细则适用于长庆油田公司及在长庆油田区域从事试油（气）作业的承包商队伍。2第二章地质、工程、施工设计的井控要求第七条试油（气）作业的地质设计（试油气任务书、地质方案）、工程设计、施工设计中必须有相应的井控要求和提供必要的基础数据。1、在进行地质设计前应对井场周围一定范围内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围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、水资源情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围的油、气、水井应标明河道、干渠的位置和走向等。2、地质设计(试油任务书、地质方案)应标明油气井井口距离高压线及其他永久性设施（民宅、铁路、高速公路、学校、医院），油库、河流、水库、人口密集及高危场所等安全距离。3、地质设计(试油任务书、地质方案)中应提供井身结构、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返高及固井质量等资料，提供本井或邻井产层流体的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比、注水注汽区域的注水注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的硫化氢等有毒有害气体含量，以及与井控有关的资料。4、工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要3时查阅井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井相关技术要求等，提供施工压力参数,提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体监测情况以及本井井控风险级别。5、工程设计单位应依据地质设计对一级风险井井场周围一定范围内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围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以及风向变化等进行复查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定出具体的预防和应急措施。6、施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计，施工设计中应明确防喷器组合形式，压井液和处理剂的类型、数量及井控措施，必要时应查阅钻井资料和有关技术要求。7、地质、工程、施工设计完成后，按本细则第九条规定程序进行审批，未经审批同意不得施工。第八条长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下：气田作业：一级风险井：所有“三高”区块井、水平井、甩开区域探井。二级风险井：指除一级风险井之外的所有井。油田试油作业：4一级风险井：所有“三高”区块井。二级风险井：高气油比区块井、水平井、探井、评价井、调整更新井。三级风险井：一级风险、二级风险以外的油田开发井。第九条从事地质设计、工程设计、施工设计的设计单位和人员应取得相应的设计资质和资格，并执行相应的设计审批程序：1、工程设计单位必须具备乙级及以上设计资质。从事一级风险井设计人员应具有五年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；从事二、三级风险井设计人员应具有三年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称。设计审核人员应具有相应的高级技术职称。2、依据地质设计进行工程设计，工程设计审批执行以下程序：一级风险井及水平井工程设计由油田公司工程技术主管部门审定，油田公司主管领导审批；二级风险井中的高气油比区块井、探井、评价井、气井骨架井及工艺试验井由油田公司工程技术主管部门审批；其它二级风险井和三级风险井工程设计由项目组主管试油（气）工程的领导审批。3、施工设计的单位必须具备乙级及以上设计资质，从事一级风险井设计人员应具有三年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称，从事二、三级风险井设计人员应具有二年以上的现场工作经验和初级5及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的中级技术职称。施工设计由项目组主管试油（气）工程的领导审批。第十条施工设计中的井控内容：1、井控设备及防护器材配备要求：防喷器、防喷井口、油管旋塞阀、压井设备、节流压井管汇、放喷管线、有毒有害气体检测仪器及安全防护设施等。2、压井液要求：配方、性能、数量等。3、压井材料准备：清水、添加剂、加重材料等。4、井控技术措施、防火、防爆、防中毒要求及相关的应急处理措施。第三章井控设备的配备、使用及管理第十一条井控设备配备：1、试气队伍的井控设备按不低于35MPa的压力级别进行配套。气井一级风险井配备液压双闸板防喷器、防喷井口、油管旋塞阀各一套；气井二级风险井配备手动双闸板防喷器一套、防喷井口、油管旋塞阀各一套。2、油田一级风险井试油队伍的井控设备按不低于35MPa的压力级别进行配套：配备手动单闸板防喷器一套、油管旋塞阀一套、防喷井口一套。63、油田二级、三级风险井试油队的井控设备按21MPa的压力级别进行配套：配备手动单闸板防喷器一套、油管旋塞阀一套、防喷井口一套。4、特殊井试油(气)作业井控设备根据井下实际情况选择。5、含硫区域井控设备的选择执行集团公司《石油天然气试油（气）井控规定》和行业标准SY/T6610－2005《含硫化氢油气井试油（气）推荐作法》。气田防喷器组合见附件13图一；油田防喷器组合见附件13图二。第十二条试油（气）作业承包商井控设备配置要求试油（气）作业承包商除按第十一条要求配齐施工现场井控设备外,还应根据作业区域就近储备2FZ18－35MPa液压双闸板防喷器，防爆工具（管钳、扳手、榔头、撬杠），节流、压井管汇各一套，压井材料40吨。第十三条井控设备管理要求1、井控设备检修周期为12个月，超过12个月必须在井控车间检修。但在现场实施过井控作业的防喷器，即使不满12个月，也必须送回井控车间检修合格后，方可继续使用。2、井控设备的年检由试油（气）作业承包商送油田公司认可的井控车间进行，出厂时井控车间应出具检修报告，统一编号，建立台帐。73、试油（气）作业队在每口井开始作业前，应对作业井口、防喷器、防喷井口和油管旋塞进行检查、保养和试压，并建立记录台账。使用防喷器前，检查并确保防喷器闸板芯子尺寸与入井管柱（或电缆）尺寸相匹配。4、现场使用的井控设备必须挂牌，明确保养人员、所有闸门要明确开关状态，手动防喷器和锁紧杆标明开关方向和圈数。5、液压防喷器的远程控制台与防喷器相匹配，远程控制台摆放在距井口25米以远，便于司钻观察的位置，并保持不少于2米的人行通道；周围10米内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品，并有专人检查保养。6、井控设备的使用要做到：三懂四会（懂工作原理、懂设备性能、懂工艺流程；会操作、会维修、会保养、会排除故障）。第四章作业前的井控准备第十四条所有新完钻的油水井、气井在进行射孔作业前必须试压，油水井试压15MPa，气井试压25MPa，稳压30分钟，压降小于0.7MPa为合格。第十五条气井在作业前必须安装油、套管放喷管线，接出井口30m以外；油井至少应接一条放喷管线，接出井口20m以外。1、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、排液池及各种设施的情况，分离器至井口地面管线试压25MPa，放喷管线试压不低8于10Mpa。2、放喷管线不能焊接，拐弯处必须用锻造的高压三通，高压三通的堵头应正对油气流冲击方向；地面放喷管线每隔8～10m要用水泥基墩带地脚螺栓卡子或标准地锚固定，地锚应满足放喷固定要求，拐弯处两端、放喷出口2米内要用水泥基墩带双地脚螺栓卡子或双地锚固定。3、地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.8m，水泥基墩尺寸不小于0.8m×0.6m×0.8m，压板圆弧应与放喷管线一致，卡子上用双螺帽并紧固。4、油气井地面放喷管线应使用2-7/8″油管，高含硫井应使用2-7/8″防硫油管、防硫阀联接。第十六条大四通与防喷器之间的钢圈槽要清洗干净，钢圈装平并用专用螺栓联结上紧，螺栓两端公扣均匀露出。第十七条试油(气)队在作业前应做好以下工作：1、按Q/SY1124.3-2007《石油企业现场安全检查规定》，根据井场实际情况布置好井场的作业区、生活区及电路、气路，符合安全要求。2、井控装置及各种防喷工具齐全，并经检查试压合格，摆放在井口。3、按设计要求储备好压井液及防火、防中毒、防爆器材。94、落实井控岗位责任制、培训及演练等井控管理制度。5、检修好动力、提升设备。6、对井控技术措施、要求向全体施工人员交底，明确各岗位分工。第十八条井控验收1、气井及油田一级风险井由井下作业承包商（单位）验收合格后向油田公司项目组提出验收申请，由项目组主管领导牵头，及时组织工程技术、安全、监督等人员会同井下作业承包商（单位）检查验收，达到井控要求后方可施工。2、油田二级、三级风险井由作业队主管干部负责，会同油田公司项目组现场监督共同验收，达到井控要求后方可施工。第五章试油（气）作业施工过程井控要求第十九条射孔1、天然气井电缆射孔必须安装双闸板防喷器，其中上部为电缆闸板。2、预测能自喷的井选用油管传输射孔与压裂联作工艺，射孔前必须座好井口、连接好地面放喷管线，做好放喷准备。3、射孔液密度应根据油气层预测压力系数加上附加值来确定。一般情况下附加值的确定：天然气井0.07－0.15g/cm3或3.0－5.0MPa；油井0.05－0.10g/cm3或1.5－3.5MPa。104、射孔前应准备好断绳器，必须按设计向井筒灌满射孔液（负压射孔除外），射孔过程中应连续灌入，确保液面在井口，并有专人坐岗观察，同时对有毒有害气体及可燃气体进行检测。5、气井射孔过程中若发现溢流，停止射孔作业，关闭防喷器、关井观察、记录压力，紧急情况下可以将电缆切断，抢装井口，关井观察、记录压力。同时按程序向主管部门汇报。6、油井电缆射孔必须安装带电缆闸板芯子防喷器，油井射孔过程中若发现溢流或井涌停止射孔作业，及时起出枪身，来不及起出射孔枪时，关闭防喷器或剪断电缆、抢装井控装置。射孔后卸防喷器，座防喷井口，换油管闸板，卸井口前应观察井内有无压力，无压力后卸井口装防喷器进行起下钻作业。第二十条起下钻1、油气层打开后，起、下钻前必须向井筒内灌满压井液，起钻过程中应连续补充，保持井筒压力平衡。需要压井时确认压井合格后，才能进行起、下钻作业。2、起下钻作业前必须安装防喷器，检查保养好防喷井口、钢圈和油管旋塞，并摆放在井口备用。防喷井口闸门全开、油管旋塞处于打开状态，灵活好用。3、起下大直径钻具时，必须控制起下钻速度，距射孔段300米以内，11起下管柱速度不超过5米/分钟，注意观察悬重及井口液面的变化。如果有异常，不得强行起管柱。4、更换钻具后应立即下钻，严禁起下钻中途停工休息和空井检查设备。若起下钻中途设备发生故障，在维修设备前必须安装好防喷井口（或油管旋塞），关井观察压力，严禁敞开井口。5、起下钻应坐岗观察，检测有毒有害及可燃气体含量，做好记录。若中途发生溢流、井涌，应及时关井观察。6、试油（气）起钻完等下步方案时，井内必须先下入不少于井深1/3的油管，座好井口，严禁空井等停。第二十一条填、冲砂1、进行填、冲砂作业时,井口要安装防喷装置。2、填、冲砂前应先循环压井，将井筒内的油气排尽，观察确认井筒内平稳后，才能开始作业。3、施工中途若遇到返出液量明显大于入井液量时，应及时调整钻具，装防喷井口或装油管旋塞并关防喷器，观察井口压力变化，