塔里木油田试油井控实施细则.doc

1、1塔里木油田试油井控实施细则（试行）第一章 总则第一条 井控技术是保证试油作业安全的关键技术之一。作好试油井控工作，可有效地防止试油作业中井喷、井喷失控或着火事故的发生。为规范塔里木油田分公司（以下简称“油田分公司” ）的试油井控工作，特制定本细则。第二条 本细则包括试油井控设计、试油交接井要求、试油井控装备选用及配置要求、电缆作业井控要求、起下管柱作业井控要求、测试过程中井控要求、压井作业井控要求、易喷易漏试油层压井换装井口井控要求、封堵作业井控要求、裸眼井中途测试井控要求、酸压裂水力加砂压裂井控要求、液氮气举作业井控要求、抽汲作业井控要求、处理事故井控要求、试油防火防爆防硫化氢措施、井喷失

2、控的处理、试油井控技术培训以及试油井控工作管理规定等十七个方面。第三条 本细则适用于油田分公司探井、开发井试油（包括中途测试）及试油完井的井控工作。第二章 试油井控设计第四条 井控设计是试油设计的重要组成部分，井控设计应包含在试油工程设计中。第五条 试油设计应包括钻开各试油井段的泥浆密度或地层压力梯度、井身结构、套管规格等基础数据，根据基础数据及试油工艺要求对井筒安全性进行科学、准确的评价。第六条 根据井筒安全性评价结果提出是否回接技术套管或油层套管的要求。第七条 根据井筒安全性评价、试油工艺的特点、液体配伍性试验结果及在测试期间取得的地层压力系数来确定压井液的类型和密度。压井液按井筒容积 1

3、.5 倍配备，储备加重材料 50t以上，易喷易漏井、压井液密度在 1.80g/cm3以上或者远离基地井，应加大加重材料的储备。原钻机试油压井液密度一般采用钻井时泥浆密度，或者以钻井期间取得的地层压力系数为基数，再增加一个安全附加值来确定压井液的密度。附加值的确定方法：1、密度附加法：油水井为 0.05 g/cm30.1 g/cm3, 气井为 0.07 g/cm30.15g/cm3；2、压力附加法：油水井为 1.5 MPa 3.5 MPa,气井为 3.0 MPa 5.0MPa。第八条 按井控设计选用井控装备；按井控装备的规格选用适用的试油修井钻机。在井控设计中应详细列出井控装备及配件详细清单，以

4、供现场执行人员提前准备。第九条 试油层封堵应有效地防止井喷和环境污染事故的发生。废弃井采用下机桥注水泥2塞封堵射开井段，井口附近注水泥塞，盖盲板法兰的方式封井；暂时不投产的油气井采用下机桥注水泥塞封堵射开井段，下油管至水泥塞顶部，装采油树试压合格后完井。第十条 根据试油井的类型制定井控措施及相应的应急预案。第十一条 井场布局要满足试油要求的各种设备的摆放，并符合防 H2S 等 HSE 管理要求。井队要熟悉井场 2 千米范围内（H 2S 井 3 千米）居民住宅、学校、工厂等分布情况。第三章 试油交接井要求第十二条 试油监督应在接井前三天提前介入试油接井的准备工作。第十三条 接井前检查内容：井口装

5、置、水泥塞面、喇叭口磨铣、刮管等情况及压井液的性能、数量、现场压井材料的储备、钻具组合。第十四条 接井时要按标准对套管、套管头、防喷器、管汇进行试压（试压值见附表） ，试压合格方能接井。第十五条 对于套管可能存在损坏或严重磨损信息，应在交接书内填写清楚，并以书面形式上报主管部门。第十六条 应接收的资料：固井施工报告书、特殊作业的书面报告（射孔、补挤水泥等） 、井史（由钻井工程师保管） 、图件（固井、电测、完井电测对比图 1：200） 。第十七条 交井时要按标准对套管、套管头、采油树进行试压（试压值见附表） ，试压合格方能交井。第十八条 完井交接书的所有内容要填写齐全，一式三份；交井前应提前三天

6、通知有关部门。第十九条 其它按有关规定交接，交接井双方要在交接书签字认可，有争议的问题在交接书注明。第四章 试油井控装备选用及配置要求第二十条 试油井控装备包括：防喷器组、控制系统、节流管汇、压井管汇、内防喷工具、采油（气）井口、测试控制头、地面排污流程、地面求产流程、套管自动放压装置、井下安全阀、井口防喷管等。第二十一条 试油防喷器组合压力等级应按气井最大关井压力（井筒喷空情况，充满气体）选用：1、压力等级 35 MPa 时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通） ，组合见附图 1；32、压力等级 70 MPa 时，a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通） 。组合见

7、附图 2；b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通） 。组合附图3；c 安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通） 。组合附图4；3、压力等级 105 MPa 时，a、防硫情况：安装环形防喷器、双闸板防喷器、单闸板防喷器、钻井四通（采油四通） ，组合按附图 2、附图 3。b、不防硫情况：安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（采油四通） ，组合按附图 4。选用高一等级井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。第二十二条 使用复合钻具时，应备齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子，高压气井、H 2S 井要配

8、备剪切闸板。第二十三条 工程技术部负责井控装备到现场前的检修、试压，并出据出厂合格证明；井队负责井场井控装备的日常维护、检查与管理。井控装备安装前检查内容：1、 井控装备及配件的型号、规格和数量是否按设计要求配送；2、 环形防喷器、闸板防喷器的钢圈槽是否完好；安装后验收内容：1、 环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力；2、 闸板防喷器油路密封、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等；4、 节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；5、 电动节流控

9、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；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。第二十四条 现场井控设备的安装、试压、检验：1、现场安装前认真保养防喷器，并检查闸板芯子尺寸应与所使用管柱尺寸相吻合。2、防喷器控制系统必须采取防堵、防漏、防冻措施，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，保证灵活好用。43、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源是从气瓶专线供给。4、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高 100150mm；预充氮气压力 7 MPa0.7 MPa；储能器压力为 17.521

10、MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为 10.5MPa。5、远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致。6、防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧。7、全套井控系统在现场安装完毕后，用清水(冬季加防冻剂)对井控装置试压。要求稳压30 min，压力降低不超过 0.7Mpa，无渗漏为合格，原则上环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的 70%，闸板防喷器、内控管线、压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分别试压。在试压过程中要采取措施防止套管承受试验压力。试压标

11、准按附表执行。第二十五条 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；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数；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。第二十六条 井控装备在转入完井试油前和试油期间每次换装井口后应进行试压检查。第二十七条 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井控设备的试压，井队提供机具和人员配合完成安装和试压工作，试油监督负责协调和现场验收。第二十八条 安装特殊四通时应进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行。试压结束之后

12、，应装好专用的防磨套，再进行下步作业。第二十九条 采油（气）井口选用、试压、安装要求：1、按最大关井井口压力，选用相应压力级别的采油（气）井口。例 35MPa最大关井井口压力70MPa，选用 70MPa 采油（气）井口，以此类推；2、按流体性质和对钢材的腐蚀特性选用采油（气）井口的材质符合 SY/T5127-2002井口装置和采油树规范的要求；3、 预测关井井口压力超过 35MPa 的气井，采油（气）井口应配备安全阀；4、 预测关井井口压力超过 35MPa 的高产气井，采油（气）树井口采用金属密封结构；5、 预测关井井口压力超过 35MPa 的高产气井，试油时内防喷管线采用法兰硬管线或高压金属

13、软管线联接，压力级别与节流压井管汇高压部分相同，联接后高压金属软管线的弯度不得小于 120 度。56、试油用的采油（气）井口到现场前在欠平衡及井控中心按额定工作压力清水试压稳定30min，压降0.5MPa,表面无渗漏合格,气井要按额定工作压力用氮气进行气密封试压稳定30min，压降0.5MPa,表面无渗漏合格。7、每个试油层结束后，采油（气）井口要返回工程技术部欠平衡井控中心进行检修，重新试压合格后方能再次使用。8、现场安装时，要求采油（气）井口生产厂家、工程技术部欠平衡井控中心工程技术人员现场指导安装、按额定工作压力清水（冬季使用防冻液）试压，稳压 30min，压降0.5MPa,表面无渗漏为

14、合格。经现场监督验收后方能投入使用。9、采油（气）井口现场安装完后，用 4 根 5/8钢丝绳分别对角绷紧固定。第二十九条 预测关井井口压力超过 35MPa 的气井 DST 测试时，测试控制头应配备安全阀。第三十 条 内防喷工具要求：1、 井队应配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞；2、 测试队伍配备油管堵塞器等内控工具；3、 工程技术部负责钻具内防喷工具（液压旋塞除外）的采购，对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；4、钻具内防喷工具试压时间离出库时间不得超过 7 天，否则应重新试压。 第三十一条 现场施工压裂车或固井机应配备与试油井控装备相适应的

15、管线和接头，以满足正、反循环压井作业的需要。第三十二条 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，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。1、井队按照下面要求进行防冻保温工作：、对于山前构造的井，采用两台煤锅炉加电保温结合的方式进行保温；、对于沙漠腹地的井，采用两台柴油锅炉加电保温结合的方式进行保温；、对于其它地区的探井，采用一台锅炉加电保温的方式进行保温；其它地区的生产井，采用电保温的方式进行保温；、气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；、应将使用过的钻

16、井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵；2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：6、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；节流控制箱使用 10 号航空液压油；、远程控制台要配备防爆电保温设施；、气动节流控制箱配置防爆电保温装置；、冬季注塑时，使用冬季用的塑料棒。2、地面测试流程采取防冻保温要求：、没有自带锅炉、使用热交换器的地面流程，测试时由井队锅炉提供 2 吨/小时蒸汽量；、使用化学注入泵注防冻液对油嘴管汇保温；第三十三条 用油管测试时，应备齐油管和内防喷工具相匹配的转换接

17、头。第三十四条 预测关井井口压力超过 50MPa 的气井试油时，应使用气密封油管做测试管柱，并配置压控式井下关断阀。第三十五条 含硫油气井试油时，所有的井控设备（从井下管柱到地面流程）应满足防硫的要求。第三十六条 普通采油树的安装要求参照 Q/SY TZ0075-2001试油换装井口作业规程 ；不拆封井器新型试油井口的安装要求参照附件 1。第三十八条 山前井、高压气井、酸压裂及加砂压裂措施井应使用套压快速释放管汇。套压快速释放管汇的安装及试压要求参照附件 2。第三十九条 高压气井应配备求产和排污的两套地面流程，必要时应安装地面安全阀及除砂器；含 H2S 油气井的地面测试流程应安装远程液动安全阀

18、或紧急关断安全阀，操作距离 25 米以远、位置要求置于上风位。第四十 条 根据最大关井井口压力选用地面流程高压部分（油嘴管汇到井口） ，地面流程高压部分的压力级别与井口装置的压力级别应一致。第四十一条 对于地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）压井液较多容易对地面求产设备造成损坏的井，地面应增加排污流程。第四十二条 地层出砂或进行加砂压裂施工的高压油气井，在油嘴管汇前应增加除砂器。第四十三条 地面流程的选用：1、常压井的地面流程根据试油工艺特点按附图 11.1 至 11.4 所示选用，压力级别 35 MPa 70MPa。2、 高压井的地面流程根据试油工艺特点按附图 11.5 至图 11.7 所示选用

19、，压力级别 70 MPa 105MPa。73、 高压气井或超高压的地面流程根据试油工艺特点按附图 11.8 所示选用，压力级别105 MPa 140MPa。第四十四条 高压气井（最大关井压力超过 50MPa）的地面流程中不允许使用燃烧式加热炉，应使用蒸汽式热交换器。第四十五条 地面流程设备安装距离要求：1、分离器距离井口大于 30 米，距离环保罐大于 30 米，距离间接火加热炉 1015 米，2、间接火加热炉距井口距离大于 30 米，距离环保罐大于 30 米。3、气管线出口点火处距离井口、环保罐、分离器大于 100 米。4、操作间距离井口大于 30 米，距离环保罐大于 30 米。距离间接火加热

20、炉大于 30 米。第四十六条 高温高压高产气井地面测试流程的高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接。第四十七条 井控放喷管线要求：放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。1) 山前井、高压气井、含 H2S 井使用 FGX-88-21 放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，井控中心在送井前应进行检查，保证每条管线畅通；其它探井使用 5钻杆，均接出井口 100m 以远；使用修井机试油放喷管线采用27/8油管，接出井口 75m 以远；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

21、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1012m，尺寸为 1.01.00.8m；放喷管线悬空跨度 6m 以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距 1015m，尺寸为 0.50.50.5m；3) 放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后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) 基墩的固定螺栓统一采用 M27 的螺栓、30 的螺杆，固定压板宽 100mm、厚 10mm；5) 放喷管线试压 10 MPa，稳压 15 分钟，以不渗漏为合格；放喷管线每次安装后要及时进行试压；放喷管线采取防堵措施，保证

22、管线畅通。沙漠地区应防止沙子堵塞管口第四十八条 测试放喷管线要求：1、 高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用 5 “套管，排污管线采用 3 1/2“油管，均接出井口 100m 以远。82、求产时井口油压大于 21MPa 的高产油气井或增产措施作业井，地面流程放喷管线每间隔10m15m 和拐弯处用固定水泥基墩固定；其它井况下的地面流程放喷管线采用活动水泥基墩固定。3、放喷管线出口用双墩双卡固定；放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过 1m。放喷管线拐弯处用整体铸（锻）钢弯头连接，前后均用基墩固定；放喷管线悬空 6m 以上的部位，中间应加衬垫固定。4、 求产时井口油压大于 21MPa 的高产

23、油气井，放喷管线的固定基墩的尺寸为1.0m1.0m1.0m，其他井放喷管线的固定基墩的尺寸为 0.5m0.5m0.5m（也可采用活动基墩） 。5、 水泥基墩的固定螺栓统一采用 M27 的螺栓、30mm 的螺杆，固定压板宽 100mm、厚10mm。6、 放喷管线与油气水分离器同步试压，按分离器额定工作压力试压，稳压 15 min，以不渗漏为合格。高温高压气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头同步进行强度试压和气密封试压。顺序是按额定工作压力先试水压再试气压，稳压时间 30 min。对流程中的各个阀门应单独试压，以确定是否内漏。第四十九条 高温高压井的高压管汇部分在试压结束卸压

24、后，应对所有的螺栓重新紧一遍。第五十 条 对于凝析气井，要准备足够的储备罐，并接一条长度大于 20m 的倒油管线。第五十一条 分离器、储油罐等含重烃高的区域应采取防静电接地措施，并派专人定期检测检查。第五十二条 封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等应满足相关作业的安全要求。第五十三条 高压气井测试管柱及工具应根据测试井的井下条件经过安全校核，安全系数应达到 1.2 以上方可入井。第五十四条 在用水泥车或压裂车进行试压、射孔、酸化压裂、座封机桥（封隔器）等作业时，严禁使用压力设备泄井内的压力，必须用专门的卸压管线卸压，卸压管线长度要求 25 米，固定，

25、可控。第五十五条 高温高压气井使用油管时要有专业油管服务队服务，根据供货方提供的上扣扭矩值上扣。第五十六条 测试工具入井前，测试队伍应向监督出具第三方认证证书和保养试压清单。9第五章 射孔、电缆及钢丝作业的井控要求第五十七条 有以下情况之一者，不准射开油气层，应立即停工整改。1、试油设计未到井或生产管理部门没有书面通知。2、未按要求储备压井液和加重材料。3、井控装备（包括采油树、地面流程等）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。5、内防喷工具配备不齐全，试压不合格。6、井控监测仪器仪表及安全防护设施未配套或配套不齐全。7、防喷演习不合格。第五十八条 带压电缆钢丝作业包

26、括负压电缆射孔、电缆直读试井作业、钢丝下电子压力计、钢丝下取样器等作业。作业前制定详细的施工方案和应急预案，经主管部门技术主管审批后方可施工。具体工作步骤如下：1、 在安装前检查防喷装置的密封原件是否齐全完好，注脂泵工作是否正常；2、 防喷装置与采油（气）井口联接法兰的规格是否正确，是否完好；3、 地面联接好防喷装置，按标准额定工作压力试压，稳压 30min，无渗漏为合格；4、 吊装防喷装置与采油（气）井口联接；5、 对防喷装置与采油（气）井口联接法兰按额定工作压力进行清水（冬季加防冻剂）密封试压，稳压 30min，压降0.5MPa,表面无渗漏合格.气井还要进行氮气试压；6、 进行应急演练；7

27、、 施工。第五十九条 常规电缆钢丝作业是指在安装有防喷器情况下，井内没有管柱时候进行的电缆作业，包括电缆射孔、电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井等1、空井电缆作业时前先压稳油气层。通井循环时要计算安全电缆作业时间，同时井队与作业队共同制定发生溢流的应急预案；作业时井队定时向井内灌浆，并准备好防喷单根（防喷管柱） ，作业队伍准备剪切电缆工具和电缆卡子；泥浆工观察压井液出口，有异常情况立即报告司钻。2、当发生溢流时应立即停止作业，及时起出电缆及工具，抢下防喷管柱，关井；来不及起出电缆及工具，由现场监督决定，按剪断电缆程序剪断电缆，关井。3、进行电缆作业要控制起电缆速度不超过 2000m/h。

28、10第六十 条 传输射孔作业时传输管柱应具备循环压井功能。第六章 起下管柱作业井控要求第六十一条 严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检修。第六十二条 中途测试或已获得高产气井（层）起下测试管柱前 ， 为保证起下钻(或起下测试管柱)的安全，要利用通井管柱进行短起下钻，循环检测油气上窜速度。1、起钻后静止时间为：a、井深 3000m 以下（包括 3000m）的井，静止 2h；b、井深 3000m5000m 的井，静止 4h；c、井深 5000m 以上的井，静止 5h。2、采用“迟到时间法” 计算油气上窜速度，满足下列条件之一才能起钻：a、 （起下一趟钻需要的时间 h+10h）；b、在一趟起下

29、钻时间内油气上窜到井口 1000m 以下。第六十三条 在油气层井段或小井眼段起测试管柱时控制速度，并按井控管理规定要求向井内灌满钻井液，泥浆工和泥浆工程师认真核对灌入量和起出钻具体积。发现溢流，按四七动作，立即关井。根据井下管柱长度、管柱的类型和井口压力确定压井方案。第六十四条 关井后井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断判井下情况，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：1、井控装备的额定工作压力；2、套管抗内压强度的 80%；3、套管鞋处的地层破裂压力（裸眼井） 。对于技术套管下到

30、油气层顶部的井，最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力。第七章 测试过程中井控要求第六十五条 测试过程中发现环空有溢流，应立即关闭防喷器或套管闸门。根据套压上升的情况，正确判断井下工具（封隔器、测试工具、循环阀、钻杆或油管）的状态，决定是否进行压井，并确定压井方案。第六十六条 测试过程中采油树闸门或地面管汇发生刺漏，要严格遵循由外到里的顺序关断闸门进行整改，紧急情况下直接关闭液控安全阀。11第六十七条 测试过程中采油树主阀或控制头如果有刺坏的迹象，应立即关闭井下安全阀。在没有配置井下安全阀或井下安全阀失效的情况下，应先关闭井下测试阀再实施压井作业。第八章 压井作业井控要求第六十八条 测试结束

31、后，在压井作业前现场必须制定详细压井施工方案和井控安全措施，报本部门主管井控安全的领导审批，方可进行压井施工。第六十九条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施。1、对于技术套管未下到油气层顶部的井，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。第九章 易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求第七十 条 易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求按附件 3易喷易漏试油层压井、换装井口井控安全管理办法（暂行） 执行。第十章 封堵作业井控要求第七十一条 根据试油工序或完井作业的

32、需要，选用桥塞、倒灰、注水泥塞等工艺方法，封堵已经结束试油的油、气、水层或实施全井筒封闭。一、上返封堵：1、 如果上返的层位不进行增产措施作业（酸化或压裂） ，干层或低产层可采用单桥塞封堵。2、 如果上返的层位要进行增产措施作业（酸化或压裂） ，干层或低产层可采用单桥桥塞封堵并在其上部注水泥塞或倒灰加固。3、高压高产层要求应采用下桥塞后注水泥塞加固的封堵方式。二、完井封堵1、干井、低产井或废弃井采用用注水泥塞封堵，厚度不小于 200m；井口注水泥塞 200 米，盖盲板完井；2、暂时不进行投产的高压气井封堵，用桥塞做隔板并在上部连续注水泥塞，厚度不小于300m，下入油管至水泥塞顶部，装采油（气）

33、井口按额定工作压力试压合格后完井。第七十二条 在钻磨桥塞或水泥塞过程中，发现溢流应立即实施关井。12第十章 裸眼井中途测试井控要求第七十三条 中途测试施工前，根据钻井、录井和测井资料对工程施工进行风险性评价。第七十四条 井下情况复杂，漏失严重、粘卡严重、溢流严重的井一般不进行裸眼中途测试。第七十五条 高压气井一般不宜进行长裸眼中途测试 。第七十六条 中途测试前，要作好施工设计和应急预案。裸眼封隔器坐封位置应选则在岩性致密、井径规则的井段，以保证封隔器坐封的可靠性。第七十七条 测试过程中密切观察环空液面的变化，发现溢流应立即关井。第七十八条 解封后，应将封隔器上提离开原坐封井段，再进行反循环作业

34、。反循环时要用油嘴控制管内外压差，使环空保持适当的静液柱压力，既要防止地层垮塌，同时也要防止压破地层。第十一章 酸压裂、水力加砂压裂井控要求第七十九条 酸压裂或加砂压裂前，要作好施工设计和应急预案。第八十 条 酸压裂或加砂压裂前，要对井口和压裂管线进行检查，按额定工作压力试压合格后，方可施工。第十二章 液氮气举作业井控要求第八十一条 液氮气举作业前，要作好施工设计和应急预案。第八十二条 液氮气举设备安装、试压要求1、 在安装前检查连续油管注入防喷装置的动静密封原件是否齐全完好，注脂泵工作是否正常；2、连续油管注入防喷装置与采油（气）井口联接法兰的规格是否正确，是否完好；3、在采油（气）井连接好

35、连续油管注入设备后，按注入设备的额定工作压力对与连接处的采油（气）井口的法兰密封进行试压合格后方可进入下一步工作。第八十三条 连续油管气举设备与钻杆相联的部分应有旋塞阀和三通，其额定工作压力与气举设备额定工作压力相匹配。第八十四条 气举时应划定警戒区，非工作人员不准入内。第十三章 抽汲作业井控要求第八十五条 防喷管应有足够的长度，以满足关闭采油树闸门更换抽子的需要。13第八十六条 间喷井要利用间歇周期进行抽汲作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将抽子起到防喷管内观察。第八十七条 气井完井时一般不进行抽汲诱喷作业。第十四章 处理事故时的井控要求第八十八条 裸眼中途测试处理卡钻事故时，要考虑

36、解卡剂对钻井液密度的影响，保证液柱压力不小于地层压力；同时应根据管柱结构和井下情况选择适当的循环方式，避免事故进一步恶化或引起井喷。第八十九条 在油层套管进行磨、铣处理作业时，应尽量避免磨损油气层段套管。一旦发现套管磨穿，应提高压井液密度，压稳油气层。第九十 条 发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由井队工程师写出溢流压井专报 ，交油田分公司井控管理部门。第十五章 井喷失控的处理第九十一条 发生井喷失控，要立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。第九十二条 检测井口周围及井场附近的天然气、H 2S 和 CO2的含量，划定安全范围。第九十三条 按井喷事故逐级汇报制度

37、进行汇报。第九十四条 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。第九十五条 成立抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处具体负责协调、落实抢险事宜。第九十六条 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 。第九十七条 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。第九十八条 处理井喷失控作业尽量不在夜间进行，不能在施工现场同时进行可能干扰抢险的其它作业。第九十九条 做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。第十六章 试油防火、防

38、爆、防硫化氢措施第一百 条 试油设备的摆放要充分考虑防火、防硫化氢的安全要求。涉及农田、森林、苇田或草场，放喷口要有隔离带或隔火墙。14第一百零一条 地面测试流程的所有电器设备、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、储运防火防爆安全规定的要求；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。第一百零二条 柴油机和固井机的排气管、锅炉的烟囱不破不漏，带防火罩。进入井场的机具、车辆应带防火罩。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。第一百零三条 试油时，井场进行电气焊作业应经动火审批，电缆射孔时严禁进行电焊作业。第一百零四条 钻井时如果发现有

39、H2S 等有毒气体，试油设计中的井控装备都要按防 H2S 等有毒气体准备。试油时发现有 H2S 等有毒气体，应尽量缩短测试时间，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。具体要求：1、若测试井属含 H2S 地区井或探井，井队（井场）应配备 4 台以上的 H2S 监测仪、不少于10 套的正压式呼吸器；其余井，井队（井场）应配备 2 台以上的 H2S 监测仪、不少于 4 套的正压式呼吸器。辅助专业执行对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定 。2、营房应配备便携式 H2S 监测仪 2 台，一台手摇式报警仪和两台排风扇。3、井场设置风向

40、标，发现有 H2S 气体溢出地面应用手摇式报警器报警。4、测试采用防硫管柱和井口装置。裸眼中途测试若发现 H2S，应立即终止测试。5、在放喷求产时，放喷口配备自动点火装置或设置常明火。6、放喷口附近严禁聚集非操作人员。7、井场 H2S 浓度不超过 20mg/m3（14PPM）的情况下，作业人员可以连续工作 8h；井场 H2S浓度超过 20mg/m3（14PPM）的情况下，作业人员应戴正压式呼吸器进行作业。8、在含 H2S 气体的井试油时，要保证压井液 pH 值不小于 11，压井液中应加除硫剂，排出水相液体应加除硫剂中和。9、为防止硫化氢进入井眼导致钻具氢脆以及保证人身安全，除地层测试外的所有试

41、油工序均应在压稳油气层后进行；10、发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井应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，当含硫化氢气体的压井液到井口时，通过分离器分离，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，立即启动防硫化氢应急预案。15第十七章 试油井控技术培训第一百零五条 塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训或考核不合格的，不得上岗。第一百零六条 井控操作持证者每两年参加复训和考试，考试不合格者吊销井控操作证。第一百零七条 在油田分公司组织的各类井控检查中，参加考试人员不及格者（

42、80 分为及格）应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田分公司统一再次组织考试，考试合格者重新上岗，否则不得在原来的岗位上工作。第一百零八条 井控技术培训的具体要求1、能及时发现溢流，正确实施关井操作。掌握井控装备的安装、使用等。2、 井队干部和试油监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等。3、井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理，现场安装、调试、故障的判断及排除等。4、油田分公司各生产管理单位主管试油的领导及安全生产管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控及三次井控技术等。5、试油监督、试油设计人员、现场生产管理人员及相关人员应进行相关

43、的井控技术培训。6、地层测试队、固井队、地面计量队、酸化压裂队、油管队、射孔队等服务人员应进行相关的井控技术培训。7、井控技术培训应涉及欠平衡钻井井控技术和 H2S 防护的知识。第十八章 试油井控工作管理规定第一百零九条 井控分级责任制度试油井控工作是油田分公司井控管理工作的组成部分，实行分级责任制。1、油田分公司分管工程技术的副总经理是油田井控安全的第一责任人，各分管领导是油田井控安全的直接责任人。钻井技术办公室负责油田分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监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组，组长由油田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、

44、各事业部和各项目经理部负责所辖井试油全过程的井控安全。3、工程技术部负责井控装备和内防喷工具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，成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责总包井作业期间井控安全问题的处理，完全承担总包井作业期间的井16控安全责任并承担日费井的井控操作责任。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。6、钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查，勘探公司每月进行一次井控工作检查。检查内容见附件 3附件 7。第

45、一百一十条 井控操作证制度从事试油生产的相关人员应参加井控培训并取得井控操作证。无证的生产管理人员、工程技术人员、安全管理人员无权指挥试油生产，无证的工人不得上岗。未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。应参加井控培训并取得井控操作证的人员包括：1、各事业部和各项目经理部负责组织和监督试油生产的生产管理人员、工程技术人员、安全管理人员及试油监督。2、井队平台经理、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、工程技术部现场服务的工程技术人员。4、工作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。5、固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队

46、长、固井工程师、井口班班长、主副操作手。6、射孔公司主管生产的正副经理、射孔队队长、操作工程师。7、酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长、主操作手。8、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。9、地面计量队正副队长、操作人员。10、油管服务队的正副队长、操作人员。11、助排队的正副队长、操作人员。第一百一十一条 井控装备的安装、检修、试压和现场服务制度1、井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划。2、井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压，试油监督负责验收。3、 井队工程师和大班司钻

47、负责井控装备的现场管理，班组负责井控装备的日常检查、保17养、认真填写井控装备班报表，发现井控装备存在的问题应及时通知井控欠平衡中心。4、井控管理人员和井控欠平衡中心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、井控欠平衡中心每月 10 日前向油田分公司井控管理部门上报上月度井控装备使用动态和巡检报告。6、采油（气）树等井口装备（不含测试设备）应在井控欠平衡中心检验、试压合格后方能上井安装使用；采油（气）井口装置若在井上组装，应进行整体试压，合格后方可投入使用。7、井下工具、地面流程和测试用控制管汇等试油用的井控装备上井前由各专业服务公司在工房检验、试压合格

48、后挂牌，方能上井使用。第一百一十二条 防喷演习制度1、井队自井控装备安装就绪后每周每个钻井班进行一次防喷演习，防喷演习要兼顾安排在当前不同工况条件下进行。由井队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平板阀（节 2a）的时间）：空井 2min，钻进 3min，起下钻杆 4min，起下钻挺 5min。3、在溢流报警信号发出后，试油监督、井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。4、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 4、5、6、7、8 执行；硬关井操作前，3#闸门常关，4#闸门常开，节 2a 常关，

49、井口及节流、压井管汇其余各闸门待令工况按照附图 4、5、6、7、8 执行。5、 “四七”动作岗位分工：5.1 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。5.2 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。5.3 内钳工：配合外钳工完成井口操作，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。5.4 外钳工：配合内钳工完成井口操作，并负责向司钻传递闸板放喷器、液动放喷阀、节2a 的开关信息。5.5 井架工：配合井口操作，负责节 2a 的开关操作，并传递节 2a 的开关信息；关井后，负责节流管汇上的套压记录。185.6 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；协助井架工完成节 2a 的操作。5.7 泥浆工：负责观察压井液出口和压井液罐液面情况。5.8 机工岗：站到可与司钻保持联系的位置，听候司钻的调遣。6、 “四七”动作规定：6.1 钻磨（或套铣等）过程中的关井程序6.1.1 发出报警信号，停止钻进，停泵。6.1.2 上提方钻杆接头出转盘面。6.1.3 打开液动放喷阀，关环形防喷器，将钻具坐