井控练习题（精选5篇）
井控练习题 篇1
现场操作人员
井控复习题
中国石油天然气集团公司 编制
2011年3月
一、单项选择题（只有1个是正确的，将正确的选项号填入括号内）
1、井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象称为（D）。A、井侵 B、溢流 C、井涌 D、井喷失控
2、地层流体无控制地涌入井筒，喷出转盘面（D）米以上的现象称为井喷。A、0.5 B、1 C、1.5 D、2
3、通常情况下，力求一口井保持（A）井控状态，同时做好一切应急准备，一旦发生井涌和井喷能迅速做出反应，及时加以处理。A、一次 B、二次 C、三次 D、四次
4、相邻注水井不停注或未减压，很容易引发井侵、井涌，甚至（D）。A、井漏 B、井眼缩径 C、井斜 D、井喷
5、钻井液中混油过量或混油不均匀，容易造成井内（B）低于地层孔隙压力。A、抽吸压力 B、液柱压力 C、激动压力 D、循环流动阻力
6、井控工作包括井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防硫化氢的安全措施、井喷失控的处理、（A）和井控管理制度等方面。A、井控技术培训 B、队伍管理 C、成本控制 D、井位测量
7、钻井施工队伍应坚持干部（D）小时值班制度，采取切实可行的措施，强化对现场的技术支撑和井控管理。
A、8 B、12 C、16 D、24
8、压力梯度是指(D)压力的增加值。
A、某一深度 B、套管鞋深度 C、单位井深 D、单位垂直深度
9、计算钻井液的静液压力时，井深数值必须依据(C)。A、钻柱长度 B、测量井深 C、垂直井深 D、设计井深
10、地层压力当量钻井液密度是指把(C)折算成钻井液密度。A、地层破裂压力 B、循环压力 C、地层压力 D、回压
11、地层压力是确定钻井液（A）的依据。A、密度 B、粘度 C、失水 D、切力
12、地层破裂压力是确定(D)的重要依据之一。
A、地层压力 B、抽吸压力 C、坍塌压力 D、最大允许关井套管压力
13、钻井过程中，配制合理的钻井液（A），平衡地层坍塌压力，防止地层失稳。A、密度 B、粘度 C、含砂 D、失水
14、大部分的压力损失发生在钻柱里和（A）。
A、水眼处 B、地面管汇 C、环空内 D、出口处
15、产生抽汲压力的工况是(A)。
A、起钻 B、下钻 C、钻进 D、空井
16、下钻产生的激动压力能导致井底压力（A）。A、增大 B、减小 C、不变 D、为零
17、在钻井作业中，井底压力最小的工况是(B)。A、钻进 B、起钻 C、下钻 D、空井
18、油水井的钻井液密度安全附加值为（B）g/cm3。
A、0.01～0.05 B、0.05～0.10 C、0.10～0.15 D、0.15～0.20
19、气井的钻井液密度安全附加值为（C）g/cm3。
A、0.01～0.05 B、0.05～0.10 C、0.07～0.15 D、0.15～0.20 20、增大井底压差，机械钻速会（B）。
A、不变 B、减小 C、增大 D、无规律变化
21、欠平衡钻井，井底压差（D）。
A、大于零 B、等于零 C、约等于零 D、小于零
22、钻井中造成溢流的根本原因是（B）。
A、井底压力大于地层压力 B、井底压力小于地层压力
C、井底压力等于地层压力 D、井底压力小于地层破裂压力
23、起钻时，从井内每起出（A）柱钻铤必须向井内灌一次钻井液。A、1 B、2 C、3 D、4
24、起钻时发生溢流的显示是：灌入井内的钻井液量（B）从井内起出钻具的体积。A、大于 B、小于 C、等于 D、不确定
25、下钻时发生溢流的显示是：从井内返出的钻井液量（A）下入钻具的体积。A、大于 B、小于 C、等于 D、不确定
26、发生溢流后要求及时关井的目的是（D）。
A、防止井塌 B、防止卡钻 C、防止井漏 D、保持井内有尽可能多的液柱压力
27、发生溢流后正确的做法是（A）。
A、迅速关井 B、循环观察 C、及时请示 D、等待命令
28、发生溢流硬关井时，容易产生（D）现象。A、坍塌 B、卡钻 C、憋泵 D、水击
29、关井程序中，如未安装司钻控制台，由（B）通过远程控制台关防喷器。A、司钻 B、副司钻 C、井架工 D、场地工
30、发生溢流关井后，一般情况下，要等（C）分钟才能读取稳定的立管压力值。A、1～2 B、3～5 C、10～15 D、60～90
31、关井操作由（D）统一指挥，防止误操作。A、队长 B、工程师 C、值班干部 D、司钻
32、关井后需要放喷泄压时，要通过（A）放喷降压
A、节流管汇、放喷管线 B、立管 C、打开防喷器 D、打开钻具内空间
33、钻井液发生气侵后，其密度的变化规律是（B）。
A、随井深自上而下逐渐降低 B、随井深自下而上逐渐降低 C、全井不发生变化 D、全井无规律变化
34、钻井液发生气侵对（B）的影响，深井小于浅井。
A、地层压力 B、井内静液柱压力 C、地层破裂压力 D、地层坍塌压力
35、在关井状态下，气体在带压滑脱上升过程中可导致（C）。
A、关井立压不变，关井套压不断上升 B、关井立压不断上升，关井套压不变 C、关井立压、套压不断上升 D、关井立压、套压不断下降
36、发生溢流关井后，当井口压力不断增大而达到井口允许的承压能力时，应(C)。A、打开防喷器 B、开井循环 C、节流泄压 D、继续观察
37、在整个压井施工过程中，要求作用于井底的压力等于或略大于（C）。A、上覆岩层压力 B、基岩应力 C、地层压力 D、地层破裂压力
38、在关井条件下，井底压力等于钻柱内静液压力与（B）之和。
A、关井套管压力 B、关井立管压力 C、地层压力 D、地层破裂压力
39、司钻法压井第一循环周结束后，停泵、关节流阀，此时的套管压力等于（B）。A、初始循环压力 B、关井立管压力 C、关井套管压力 D、循环泵压 40、关井后，如果立管压力大于零，套管压力大于零，这时应（A）。A、压井 B、开井 C、循环观察 D、恢复钻进
41、实施油气井压力控制技术所需的专用设备、管汇、专用工具、仪器和仪表等统称为
（C）。
A、节流管汇 B、防喷器 C、井控设备 D、内防喷工具
42、按行业标准SY/T5964规定，闸板防喷器关闭应能在等于或小于（D）秒内完成。A、15 B、20 C、35 D、10
43、按石油天然气行业标准SY/T 5053.1《地面防喷器及控制装置》规定，我国液压防喷器的额定工作压力级别最低的是（B）。A、7MPa B、14MPa C、21MPa D、35MPa
44、液压防喷器的最大工作压力是指防喷器安装在井口投入工作时所能承受的最大（D）。
A、地层压力 B、立管压力 C、液控压力 D、井口压力
45、液压防喷器产品代号中“FH”所表述的含义是（A）。
A、环形防喷器 B、闸板防喷器 C、单闸板防喷器 D、双闸板防喷器
46、环形防喷器在蓄能器控制下，能通过（A）无细扣对焊钻杆接头，强行起下钻具。A、18° B、45° C、75° D、90°
47、球形胶芯环形防喷器胶芯呈（C）。
A、圆台状 B、圆球状 C、半球状 D、锥形
48、环形防喷器正常关井油压不允许超过（B）MPa。A、8.4 B、10.5 C、15 D、21
49、FH28—35环形防喷器关井时间（D）秒。A、3-8 B、5 C、大于30 D、小于30 50、环形防喷器在封井状态，可（B）。
A、慢速转动钻具 B、慢速上下活动钻具 C、快速上下活动钻具 D、快速转动钻具
51、双闸板防喷器通常安装一副（D）以及一副半封闸板。A、自封 B、环形 C、变径 D、全封闸板
52、为了使闸板防喷器实现可靠的封井，必须保证其良好密封的部位有（C）。A、二处 B、三处 C、四处 D、五处 53、2FZ28—35闸板防喷器的关井与开井动作是靠（B）实现的。A、电动 B、液压 C、手动 D、气动
54、打开或关闭闸板防喷器侧门时，控制该闸板防喷器的换向阀应处于（C）。A、开位 B、关位 C、中位 D、任意位置
55、闸板防喷器关井后进行手动锁紧，若锁紧圈数为23圈，则开井解锁圈数为（C）圈。A、20 B、22 C、23 D、25
56、闸板手动解锁的操作要领是（D）。
A、顺旋，到位 B、顺旋，到位，回旋 C、逆旋，到位 D、逆旋，到位，回旋
57、手动关井时，先将远程控制台上的换向阀手柄迅速扳至（B）。A、开位 B、关位 C、中位 D、任意位置
58、遥控关闭闸板防喷器时，同时扳动气源总阀和控制该防喷器的换向阀不少于（B）。A、2秒 B、5秒 C、20秒 D、25秒
59、闸板防喷器投入使用时，应卸下（D）并经常观察有否钻井液或油液流出。A、二次密封内六方螺钉 B、锁紧装置 C、侧门螺栓 D、二次密封观察孔丝堵 60、半封闸板关井后（D）转动钻具。
A、可以快速 B、可以中速 C、可以慢速 D、严禁
61、液压闸板防喷器开井操作完毕后，应到（A）检查闸板是否全部打开。A、井口 B、远程控制台 C、司钻控制台 D、控制箱
62、防喷器动作所需液压油是由（A）提供的。
A、控制装置 B、遥控装置 C、辅助遥控装置 D、压力补偿装置
63、当10.5MPa的压力油不能推动闸板防喷器关井时，可操纵（A）使蓄能器里的高压油直接进入管汇中，利用高压油推动闸板。
A、旁通阀 B、泄压阀 C、减压阀 D、三位四通换向阀
64、电泵柱塞密封装置不应压得过紧，应保持油液微溢，以每分钟滴油（C）滴为宜。A、1—2 B、3—4 C、5—10 D、10－20 65、额定工作压力21MPa的蓄能器,预充氮气压力为（B）±0.7MPa。A、5 B、7 C、9 D、6 66、控制装置在“待命”工况时，电源开关合上，电控箱旋钮转至（C）。A、手动位 B、中位 C、自动位 D、停位
67、FKQ640-7型控制装置正常工作时，蓄能器压力在（C）MPa。A、8.4－17.5 B、10.5－21 C、19－21 D、21－24 68、节流管汇压力等级在（D）MPa以上时，应增设一条带手动节流阀的备用支线。A、14 B、21 C、35 D、70 69、节流管汇上的节流阀，平时应处于（A）工况。A、半开 B、全开 C、常闭 D、任意
70、压井管汇试压应试到额定工作压力的（A）。A、100% B、80% C、70% D、60% 71、压井管汇的公称通径一般不得小于（B）mm。A、25 B、50 C、76 D、102 72、开启手动平板阀的动作要领是（C）。A、顺旋，到位 B、逆旋，到位
C、逆旋，到位，回旋 D、顺旋，到位，回旋 73、节流管汇液控箱上属于一次仪表的是（D）。
A、立压表 B、套压表 C、阀位开启度表 D、油压表
74、放喷管线按规定要平直，有弯角时，其弯角要大于（D）度。A、90 B、100 C、110 D、120 75、四通出口至节流管汇、压井管汇之间的管线、平行闸板阀、法兰及连接螺柱或螺母等零部件组成（D）。
A、放喷管线 B、压井管线 C、灌浆管线 D、防喷管线 76、钻具止回阀结构形式代号FJ所代表的是（A）。
A、箭形止回阀 B、球形止回阀 C、碟形止回阀 D、投入止回阀
77、钻具中装有止回阀下钻时，应坚持每下（A）柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。A、20～30 B、30～40 C、40～50 D、50～60 78、关于方钻杆旋塞阀说法正确的是（C）。
A、方钻杆上旋塞阀，接头丝扣为右旋螺纹（正扣），使用时安装在方钻杆上端 B、方钻杆下旋塞阀，接头丝扣为左旋螺纹（反扣），使用时安装在方钻杆下端 C、钻井作业时，方钻杆旋塞阀的中孔畅通并不影响钻井液的正常循环 D、使用专用扳手将球阀转轴旋转180°即可实现开关
79、关于方钻杆旋塞阀的安装和使用叙述正确的是（C）。A、方钻杆下旋塞阀与其下部钻具直接连接
B、坚持每周开关活动各旋塞阀一次，保持旋塞阀开关灵活
C、方钻杆旋塞阀选用时应保证其最大工作压力与井口防喷器组的压力等级一致
D、钻具止回阀失效或未装钻具止回阀时，在起下钻过程中发生管内溢流，应先关防喷器，然后再抢接处于打开状态的备用旋塞阀或止回阀
80、防喷器远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于（D）m的专用活动房内。
A、10 B、15 C、20 D、25 81、在井上安装好后，井口装置做（B）MPa的低压试压。A、0.7～1 B、1.4～2.1 C、2.4～3.1 D、5～10.5 82、现场环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的(C)。A、30% B、50% C、70% D、100% 83、H2S浓度为（D）ppm时，人吸上一口就会立即死亡。A、50 B、150 C、200 D、2000 84、H2S浓度为(A)ppm可嗅到臭鸡蛋味，一般对人体不产生危害。A、0.13～4.6 B、4.6～10 C、10～20 D、20～50 85、口对口吹气法要求每(A)秒均匀吹一次。A、3 B、5 C、10 D、15 86、井场上的所有作业人员都能高效地应付H2S紧急情况，应当每天进行一次H2S防护演习。若所有人员的演习都能达到规定要求，该防护演习可放宽到每（A）一次。A、星期 B、半月 C、一个月 D、季度
87、固定式和便携式硫化氢监测仪的第一级报警值应设置在（A），达到此浓度时启动报警，提示现场作业人员硫化氢的浓度超过阈限值。A、15mg/m3(10ppm)B、30mg/m3(20ppm)33C、75mg/m（50ppm）D、150mg/m(100ppm)88、佩带正压式空气呼吸器前应检查气瓶压力降至（D）巴时报警哨是否自动报警。A、10～20 B、20～30 C、40～50 D、50～60 89、井下温度高于(D)℃，不会发生应力腐蚀。A、60 B、75 C、83 D、93 90、在钻含硫油气井时，欲减少钻具的硫化物应力腐蚀破裂事故及井场环境污染，钻井液的PH值应保持在（C）以上。
A、7 B、8.5 C、10 D、15 91、钻井液性能必须符合钻井设计要求，按井型储备足够的钻井液和加重材料。大于2000m的Ⅰ类井最少储备（A）t加重材料。A、50 B、40 C、30 D、20 92、地层压力系数大于1.70的井属于（B）类井。
A、Ⅰ B、Ⅱ
C、Ⅲ
D、Ⅳ
93、钻进时（B）注意观察泵压、钻速等变化，发现异常立即停止钻进，循环钻井液观察后效。
A、技术员 B、司钻 C、井架工
D、场地工
94、空井作业时间（如电测、井壁取芯等）原则上不能超过（C）hr，或根据坐岗观察和钻井工程设计要求的空井时间，否则必须下钻通井。A、12 B、6 C、24 D、48
95、含硫地区钻井液的pH值要求控制在（B）以上。A、1 B、9.5 C、7 D、对酸碱性无要求
96、发生井喷时，钻井队应在（A）min内向钻井公司汇报。A、10 B、20 C、300 D、60
97、油气井距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不得小于（D）m。A、75 B、100 C、200 D、500
98、现场连续使用的井控设备，两次试压间隔时间不超过（A）个月。
A、3 B、4 C、5 D、6 99、井控操作证有效期为（B）年，到期由大庆井控培训中心复训一次，经考核合格后颁发井控操作证。A、一 B、二 C、三
D、四
100、井深大于（D）m的井，每口井完井后将井控设备送井控厂检修一次；其它井，井控设备，出厂（）日内送井控厂检修。A、180 B、120 C、90 D、60
二、判断题（对的画“√”，错的画“×”）
1、井控就是采用一定的方法平衡地层孔隙压力，即油气井的压力控制技术。&√&
2、一次井控是指靠钻井液密度来控制地层压力，使得没有地层流体进入井内，溢流量为零。&√&
3、井喷发生后地层流体只能从井筒内喷出。&×&
标准答案：井喷发生后，地层流体既能从井筒内喷出，也可能喷到压力比较低的层位。
4、起钻不按规定及时灌注钻井液是造成溢流的直接原因之一。&√&
5、井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。&√&
6、要严格执行井控问题整改“消项制”，要对井控检查存在的问题采取“回头看”的办法，在下次检查时首先检查上次检查存在问题的整改。&√&
7、提高井控工作的针对性，逐级削减井控风险，要强化设计源头的井控管理，设计要严格依据有关规定和标准，不能为效益而丧失安全不能为速度而丧失安全。&√&
8、静液压力的大小与井眼的尺寸有关。&×&
标准答案：静液压力的大小与液体的密度和垂直高度有关，与井眼的尺寸无关。
9、静液压力梯度受液体密度、含盐浓度、溶解气体的浓度以及温度梯度的影响。&√&
10、正常地层压力当量钻井液密度等于地层水的密度。&√&
11、异常高压地层压力当量钻井液密度小于地层水的密度。&×& 标准答案：异常高压地层压力当量钻井液密度大于地层水的密度。
12、在各种沉积物中，异常高压地层的地层压力大于从地表到地下该处连续地层水的静液柱压力。&√&
13、按习惯，把压力梯度在9.8kPa/m～10.5kPa/m之间的地层称为正常压力地层。&√&
14、地层的埋藏深度越深，岩石的密度越大，孔隙度越小，上覆岩层压力越小。&×& 标准答案：地层的埋藏深度越深，岩石的密度越大，孔隙度越小，上覆岩层压力越大。
15、岩石骨架应力是造成地层沉积压实的动力，因此只要异常高压带中的基岩应力存在，压实过程就会进行。&√&
16、地层破裂压力是指某一深度地层发生破裂和裂缝时所能承受的压力。&√&
17、套管鞋处的地层通常是全井最强的部位。&×& 标准答案：套管鞋处的地层通常是全井较薄弱的部位。
18、地层漏失压力试验是指当钻至套管鞋以下第一个砂岩层时（或出套管鞋3～5m），用水泥车进行试验。&√&
19、地层漏失压力试验时，如果压力保持不变，则试验结束。&×&
标准答案：地层漏失压力试验时，如果压力保持不变，则继续泵入，重复以上步骤，直到压力不上升或略降为止。
20、泵压是克服循环系统中摩擦损失所需的压力。&√&
21、在钻井泵克服这个流动阻力推动钻井液向上流动时，井壁和井底也承受了该流动阻力，因此，井底压力增加。&√&
22、钻井液在环空中上返速度越大、井越深、井眼越不规则、环空间隙越小，且钻井液密度、切力越高，则环空流动阻力越大；反之，则环空流动阻力越小。&√&
23、抽吸压力使井底压力减小。&√&
24、下钻产生的激动压力与钻井液的性能无关。&×& 标准答案：下钻产生的激动压力与钻井液的性能有关。
25、激动压力是由于下放钻柱而使井底压力增加的压力，其数值就是阻挠钻井液向上流动的流动阻力值。&√&
26、由于套管外径尺寸较小，因此，在下套管时，可以不控制下放速度。&×&
标准答案：在下套管时，要控制起下速度，不要过快，在钻开高压油气层和钻井液性能不好时，更应注意。
27、井口压力的变化会影响井底压力的变化。&√&
28、井底压力是不随钻井作业工况而变化的。&×& 标准答案：井底压力是随钻井作业工况而变化的。
29、通常所说的近平衡压力钻井是指压差值在规定范围内的过平衡压力钻井。&√& 30、所谓井底压差就是地层压力与井底压力之差。&×& 标准答案：所谓井底压差就是井底压力与地层压力之差。
31、起钻过程中井筒内钻井液液面下降最大不允许超过50m。&×& 标准答案：起钻过程中井筒的钻井液液面下降最大不允许超过30m。
32、起钻时产生过大的抽汲压力，是导致溢流发生的一个主要的原因。&√&
33、钻速加快是判断溢流发生的最准确的信号。&×&
标准答案：钻速的变化受很多因素的影响，要综合判断是否是进入异常压力地层或有溢流的发生。
34、停止循环后，井口钻井液仍不断地外溢，说明已经发生了溢流。&√&
35、及时发现溢流并迅速控制井口是防止井喷的关键。&√&
36、溢流发现的越早，关井后的套压越大。&×& 标准答案：溢流发现的越早，关井后的套压越小。
37、若能尽早地发现溢流，则硬关井产生的“水击效应”就较弱，也可以使用硬关井。&√&
38、产生圈闭压力的原因主要有：停泵前关井；关井后天然气溢流滑脱上升。&√&
39、圈闭压力是指在立管压力表或套管压力表上记录到的低于平衡地层压力的压力值。&×&
标准答案：圈闭压力是指在立管压力表或套管压力表上记录到的超过平衡地层压力的压力值。
40、按规定，井口装置的额定工作压力要与裸眼最高地层压力相匹配。&√&
41、一般情况下，井底通常是裸眼井段最薄弱的部分。&×&
标准答案：一般情况下，套管鞋处通常是裸眼井段最薄弱的部分。
42、关井后要及时组织压井，如果是天然气溢流，可允许长时间关井而不作处理。&×& 标准答案：关井后要及时组织压井，特别是天然气溢流，不允许长时间关井而不作处理。
43、通过井口压力的变化情况可以判断井下是否发生井漏和地下井喷等复杂情况。&√& 44．从天然气侵入井内的方式来看，当井底压力大于地层压力时，天然气不会侵入井内。&×&
标准答案：从天然气侵入井内的方式来看，即使井底压力大于地层压力时，天然气也会侵入井内。
45．气体侵入钻井液与液体侵入钻井液对钻井液性能的影响相同。&×& 标准答案：气体侵入钻井液与液体侵入钻井液对钻井液性能的影响不同。46．不能用关井很长时间后得到的关井立管压力来计算地层压力。&√&
47、压井时，为了实现井底压力与地层压力的的平衡，可以通过调节节流阀来控制立管压力。&√&
48、压井时可以利用正常钻进时排量快速循环排除溢流。&×& 标准答案：压井排量一般取钻进时排量的1/3～1/2。
49、钻井液密度的安全窗口值越大，在压井过程中调整的余地越大。&√& 50、压回法是从钻柱内泵入钻井液把进井筒的溢流压回地层。&×& 标准答案：压回法是从环空泵入钻井液把进井筒的溢流压回地层。
51、井控设备就是实施油气井压力控制技术的井口防喷器组。&×&
标准答案：井控设备是实施油气井压力控制技术所需的专用设备、管汇、专用工具、仪器和仪表等。
52、液压防喷器的胶芯或闸板使用中磨损、老化变质，可在现场条件下及时进行拆换。&√&
53、防喷器是井控设备的关键部分，其性能优劣直接影响油气井压力控制的成败。&√&
54、液压防喷器的压力等级标志着防喷器的液控油压大小。&×&
标准答案：液压防喷器的压力等级标志着防喷器的最大工作压力大小。
55、型号为2FZ35—35的防喷器其公称通径的实际尺寸为346mm。&√& 56、3FZ代表双闸板防喷器加上一个环形防喷器的组合。&×& 标准答案：3FZ代表该防喷器为三闸板防喷器。
57、环形防喷器的上油腔输进高压油，下油腔通油箱，胶芯立即动作关井。&×& 标准答案：环形防喷器的下油腔输进高压油，上油腔通油箱，胶芯立即动作关井。
58、环形防喷器通常与闸板防喷器配套使用，也可单独使用。&√&
59、球形胶芯封井时，“漏斗效应”可增加胶芯密封的可靠性。&√&
60、球形胶芯环形防喷器，当井内有钻具时不能用切割胶芯的办法进行更换胶芯。&×& 标准答案：球形胶芯环形防喷器，当井内有钻具时能用切割胶芯的办法进行更换胶芯。61、FH28—35环形防喷器最大工作压力28MPa。&×& 标准答案：FH28—35环形防喷器最大工作压力35MPa。
62、每次开井后必须检查环形防喷器是否全开，以防挂坏胶芯。&√&
63、在井内有钻具时发生井喷，采用软关井的关井方式，则先用环形防喷器控制井口，但不能长时间关井，一则胶芯易过早损坏，二则无锁紧装置。&√& 64、5″半封闸板对5″钻具才能实现封井，否则不能有效密封。&√& 65、闸板防喷器不能长期封井。&×& 标准答案：闸板防喷器可用来长期封井。
66、在闸板关井过程中，由于井内压力对闸板前部的助封作用，关井液压油的油压值并不需要太高，通常调定为10.5MPa。&√&
67、拆下侧门紧固螺栓，旋开侧门前，应检查蓄能器装置上控制该闸板的换向阀手柄位置，使之处于中位。&√&
68、侧门旋动时，液控管路内应保持一定的压力。&×& 标准答案：侧门旋动时，液控管路内应卸掉压力。
69、闸板防喷器的锁紧装置分为手动锁紧装置和液压自动锁紧装置。&√& 70、液压随动结构的锁紧轴与活塞以左旋梯形螺纹（反扣）连接。&√&
71、闸板防喷器在液控失效采用手动关井时，远程控制台上控制该防喷器的换向阀应处于中位。&×&
标准答案：闸板防喷器在液控失效采用手动关井时，远程控制台上控制该防喷器的换向阀应处于关位。
72、打开闸板防喷器前，必须先逆时针旋转闸板防喷器锁紧轴两侧操纵手轮到位解锁。&√&
73、在待命工况下，发现活塞杆盘根密封失效时，必须启用活塞杆二次密封。&×& 标准答案：发生溢流关井后，当活塞杆盘根密封失效严重时，必须启用活塞杆二次密封。74、某井使用89mm(31/2“)钻杆，井口闸板防喷器所配装的半封闸板规格应为31/2”。&√&
75、气泵的供气管路上的旁通截止阀通常处于开启工况，当需要制备高于21MPa的压力油时，将旁通截止阀关闭，利用气泵制造高压液能。&×&
标准答案：气泵的供气管路上的旁通截止阀通常处于关闭工况，当需要制备高于21MPa的压力油时，将旁通截止阀打开，利用气泵制造高压液能。
76、FKQ640-7远程控制台的气泵只能使系统压力升至21MPa。＆×＆ 标准答案：FKQ640-7远程控制台的气泵能使系统压力超过34.5MPa。
77、控制装置处于“待命”工况时，电泵与气泵输油管线汇合处的截止阀打开、蓄能器进出油截止阀关闭。＆×＆
标准答案：控制装置处于“待命”工况时，电泵与气泵输油管线汇合处的截止阀打开、蓄能器进出油截止阀打开。
78、控制装置的待命工况，油路旁通阀手柄处于关位。&√& 79、蓄能器装置空负荷运转应在3分钟以上。＆√＆ 80、手动平板阀可以当节流阀使用。&×& 标准答案：手动平板阀不可以当节流阀使用。
81、节流管汇液控箱上的调速阀用来控制液动节流阀的关开。&×& 标准答案：节流管汇液控箱上的换向阀用来控制液动节流阀的关开。
82、节流管汇液控箱立压表下方装有立压表开关旋钮，在正常钻井作业时，该旋钮处于“关”位。&√&
83、四通至节流管汇之间的部件通径不小于78mm，四通至压井管汇之间的部件通径不小于52mm。&√&
84、含硫和高压地区钻井，四条放喷管线出口都应接出距井口75米以远，并具备放喷点火条件。&×&
标准答案：含硫和高压地区钻井，四条放喷管线出口都应接出距井口100米以远，并具备放喷点火条件。
85、选用投入式止回阀时按钻柱结构选择相应规格的联顶接头，并根据所用钻柱的最大内径比止回阀最大外径大1.55mm以上选择止回阀。&×&
标准答案：选用投入式止回阀时按钻柱结构选择相应规格的联顶接头，并根据所用钻柱的最小内径比止回阀最大外径大1.55mm以上选择止回阀。
86、方钻杆旋塞阀在联接到钻柱上之前，须处于“全关”状态。&×& 标准答案：方钻杆旋塞阀在联接到钻柱上之前，须处于“全开”状态。
87、一旦发生溢流或井喷，钻具内防喷工具用来封闭钻具水眼空间，它同封闭环空的防喷器同等重要。&√&
88、内防喷工具应建立使用档案。&√&
89、根据行业标准，放喷管线试压35MPa。&×& 标准答案：根据行业标准，放喷管线试压10MPa。
90、H2S防护演习应保证至少两人在一起工作，禁止任何人单独出入H2S污染区。＆√＆ 91、H2S防护演习，井队的司钻应检查H2S传感和检测设备、发现故障及时整改。&×& 标准答案：H2S防护演习，井队的健康、安全与环境监督应检查H2S传感和检测设备、发现故障及时整改。
92、在钻井过程中应对钻井液中H2S含量严格控制，并对含硫油气井的钻井管材、井口装置、防喷器及仪器仪表等材料必须按规定选材。&√&
93、发生井喷后需要依靠井控设备实施压井作业，重新恢复对油气井的压力控制。&√& ￥A1003C￥
94、在施工区块集中的Ⅲ类井储备加重材料不少于40t。&×& 标准答案：在施工区块集中的Ⅲ类井储备加重材料不少于50t。95、含浅气或气顶的井从二开开始坐岗。&×& 标准答案：含浅气或气顶的井从一开开始坐岗。
96、类井，从钻开油气层前50m开始采用水力学公式法计算低泵速泵压，并记录。&√& 97、钻井设备的布局要考虑季节风向防火的安全要求。&√& 98、含浅气层或气顶的井，下钻前应向钻井公司汇报。&×& 标准答案：含浅气层或气顶的井，起钻前应向钻井公司汇报。
99、发生井喷后，关闭可能引起爆炸、着火的电源及设备。&√&
100、井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。&√&
井控 简答题 篇2
2、按照SY5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》规定：硫化氢监测仪报警浓度的设置有何要求？
3、按照SY/T5087-2005«含硫化氢油气井安全钻井推荐作法»规定：当硫化氢浓度达到15mg/m3（10ppm）的阈限值时启动应急程序，现场应做哪些工作？
4、按照SY/T5087-2005«含硫化氢油气井安全钻井推荐作法»规定：当硫化氢浓度达到30mg/m3（20ppm）的阈限值时启动应急程序，现场应做哪些工作？
5、按照SY/T5087-2005«含硫化氢油气井安全钻井推荐作法»规定：井喷失控时按应急程序应做哪些工作？
6、按照SY5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》规定：取芯作业防硫工作有哪些？
7、按照SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》规定：有哪些情况下需进行短程提下钻检查油气侵和溢流？
8、一口井的Dc指数工作完成后，工作总结包括哪四个方面？
9、钻井作业中的溢流间接显示主要有哪些？
10、为什么要及时发现溢流，正确关井？
11、地层压力如何进行分类的？
12、井涌、井喷应收集哪些资料数据？
13、录井现场如果井喷失控并且着火，撤离顺序依次是哪些？
14、硫化氢的主要特性有哪些？
15、气侵有何特征？
16、你通过参加井控培训后，应掌握哪些井控方面的知识？
1井控工作包括哪8方面？ 8 答：(1)井控设计；(2)井控装备；(3)钻开油气层前的准备工作；(4)钻开油气层井控作业；(5)防火、防爆、防硫化氢安全措施；(6)井喷失控的处理；(7)井控技术的培训；(8)井控管理制度。2对H2S报警设置的要求？ 3 答：(1)当H2S浓度超过阈限值10PPM时，监测仪器能自动报警；(2)当H2S浓度超过安全临界浓度20PPM时，警示现场人员戴上正压式呼吸器。(3)当H2S浓度超过危险临界浓度100PPM时，警示现场人员立即撤离。
3当H2S浓度达到阈限值10PPM时启动应急程序? 4 答：(1)立即安排专人观察风向、风速，以便确立受侵害的危险区；(2)切断危险区不防爆电器电源；(3)安排专人戴正压式呼吸器到危险区检查泄漏点；(4)非作业人员撤入安全区。4当H2S浓度达到20PPM时启动应急程序？ 8 答：(1)戴上正压式呼吸器；(2)向上级报告；(3)指排专人至少在主要下风口距井口100m、500m、1000m处进行H2S监测，需要时监测点可适当加密；(4)实施井控程序，控制H2S泄露源；(5)撤离现场非工作人员；(6)清点现场人员；(7)切断作业现场可能的着火源；(8)通知救援机构。5井喷失控应急程序应做哪些工作？ 4 答：a)由现场总负责人和其指定人员向当地政府报告，协助政府做好井场周围500m范围内的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围；b)关停生产设备；c)设立警戒区，任何人不经许可不得入内；d)请求支援。井喷失控时应防止着火和爆炸。6取芯作业防硫工作有哪些？ 3
答：A在岩芯筒到达地面以前至少十个立柱或在达到安全临界浓度时，应立即戴上正压式空气呼吸器。B当岩芯筒已经打开或岩芯已移走后，应使用移动式硫化氢监测设备来检查岩芯筒，在确定大气中的硫化氢浓度低于安全临界浓度之前，人员应继续使用正压式空气呼吸器。C岩样盒应采用抗硫化氢的材料制作。7哪些情况下需要进行短程提下钻，检查油气侵和溢流？ 6 答：(1)钻开油气层后的第一次起钻前。(2)溢流压井后起钻前。(3)钻开油气层井漏，堵漏后尚未安全堵漏起钻前。(4)钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。(5)钻头在井底连续长时间工作中途需刮井壁时。(6)需要长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、中途测试等）起钻前。8一口井DC指数工作完成后，总结包括哪四个方面？ 4 答：(1)工作概况；(2)地层压力检测值与实际对比情况；(3)DC指数法与其它方法检测压力的对比情况；(4)钻速与经济效益分析，工作经验与教训，设计目的是否达到。9钻井中的溢流间接显示？ 6 答：(1)机械钻速突快或放空；(2)循环泵压下降及泵速增加；(3)钻具悬重发生变化；(4)钻井液性能发生变化；(5)dc指数减小；(6)岩屑尺寸加大。10为什么要及时发现溢流，正确关井？5 答：(1)防止井喷，保护人员和地面设备；(2)制止地层流体继续进入井内；(3)保持井内有较多的钻井液，减小关井后的套压值；(4)求得关井压力，为组织压井做准备。(5)如果关井不正确，可能造成对地面井控设备的损坏，给其后的井控处理带来困难。11地层压力是如何进行分类的? 3 答：(1)正常地层压力：正常情况下，地下某一深度的地层压力。压力系数1.0-1.07。(2)异常高压：地层压力梯度大于正常压力梯度，压力系数＞1.07。(3)异常低压：地层压力梯度小于正常压力梯度，这种情况多发生于衰竭产层和大孔隙的老地层，压力系数＜1.0。12井涌(喷)收集资料数据？
答：井涌(喷)起止时间，井深，层位，钻头位置，井涌(喷)物性质、数量，涌(喷)高度(或射远)、方式、间歇时间、停喷时间，钻井液量变化、取样及处理情况。若喷前有预兆，应收集悬重、泵压等有关工程参数的变化，钻井液性能的变化及处理措施情况。
13录井现场如果井喷失控并且着火，撤离顺序依次是哪些？
答：一旦井喷后起火，录井地质师和录井工程师首先想到的应是工作人员的人身安全，判断火势和风向后，再决定撤离的方向，撤离顺序依次为：地质工、录井操作员，最后是录井工程师、地质师。14硫化氢的主要特性有？ 4
答：(1)无色、剧毒、强酸性气体；(2)易燃易爆：(3)密度大于空气 ；(4)有强烈的腐蚀性。15气侵的特征？ 3 答：(1)钻井液气侵，密度随井深自下而上逐渐降低，不能用井口测量的密度计算井内液柱压力；(2)井比较深的情况下，即使返出气侵很严重，但井内液柱压力并未大幅降低；(3)气侵对井内静液柱压力影响随井深不同，井越深影响越小，井越浅影响越大。
16你通过参加井控培训后，应掌握哪些井控方面的知识？ 5
井控管理制度 篇3
一 井控分级负责制度
1、长庆油田公司井控领导小组，负责组织贯彻执行井控规定，制定和修订井控实施细则，组织开展井控工作。
2、各采油单位的井控领导小组，负责本单位井控管理工作,组织井控检查，贯彻执行井控规定，领导和组织开展本单位的井控工作。
3、作业大队（市场化作业公司）或作业区均要成立井控领导小组，各施工作业队要成立井控小组，负责本单位的井控工作。
4、市场化作业公司应按照集团公司、油田公司的规定，配备兼职的井控技术管理人员。
5、作业队井控小组负责按照设计要求组织施工和落实现场处置预案；落实上级部门查出问题的整改消项工作，发现油气侵、井涌、溢流等井喷预兆时，按照现场处置预案控制溢流、井涌，组织作业队人员关井，并及时向采油单位请示汇报；发生井喷失控时，按本队《井喷失控事故应急处置预案》执行。
二
《井控培训合格证》制度
1、下列人员必须经井控培训、考核并取得有效的《井控培训合格证》：（1）指挥、监督修井作业现场生产的各级生产管理人员、监督和专业技术人员；
（2）从事修井作业地质、工程、施工、井控设计的技术人员；
（3）现场作业的人员：一级井控风险井所有作业人员应全部持证；在二、三级井控风险井施工作业的队长、副队长、技术员、班长、司钻，一岗、二岗应持证；特殊区域施工人员持证执行相关的管理规定；
（4）井控车间（站）的生产管理人员、技术人员、现场服务人员。
2、没有取得井控培训合格证的管理和技术人员无权指挥生产，操作人员不得上岗操作。凡没有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，并追究主管领导责任。
3、井控培训合格证的管理和落实
（1）各采油单位主管部门负责本单位井控培训合格证制度的落实。（2）凡在长庆油田施工的井下作业队伍，必须持有长庆油田公司认可的井控培训合格证。
4、记录好井控培训合格证台帐。三 井控设备的检修、试压、安装制度
1、井控设备的年检、试压必须由专业的井控车间负责。井控车间试压设备的管理、操作应有专人负责，并明确岗位职责。
2、作业队使用的井控设备在作业前必须进行密封性试压。达到检修周期后送井控车间进行年检和试压。
3、作业队应定岗、定人、定时对井控设备、工具进行管理、检查、操作和维护保养，并认真填写保养和检查记录。
4、作业队应按规定安装与井口、入井钻具配套的防喷器，连接牢靠，密封正常。
5、检修要记录好井控及防护器材统计、试压（标定）台帐，日常维护要记录好井控、防护器材日常检查、维护保养与使用情况记录。
四 防喷演习制度
1、作业队根据不同工况，每个月进行不少于一次的防喷演习，对超过三个月未实施过的作业工序要求先进行防喷演习，然后再正常作业。
2、作业队应制定起下管柱作业、射孔作业（电缆作业）、空井、旋转作业、起下大直径管柱（工具）等5种作业时发生井涌、溢流等的应急处置预案。
3、防喷演习应按处置预案制定的程序进行。
4、作业队应按岗位对防喷演习人员进行分工。
5、井控演习统一用作业机气喇叭报警、指挥： 报 警 信 号：一声长鸣； 关闭防喷器信号：两声短鸣； 解 除 信 号：三声短鸣；
长鸣喇叭声为10秒以上，短鸣喇叭声为2秒。
6、演习时间要求：完成起下钻防喷演习时间不超过4分钟，射孔防喷演习时间不超过2分钟，空井防喷演习时间不超过3分钟，旋转作业防喷演习时间不超过3分钟，起下大直径工具防喷演习时间不超过5分钟。
7、作业队人员熟练掌握井控岗位职责。应做到岗位分工明确，处理程序准确，在规定时间内完成演习为合格。如达不到上述要求，演习为不合格，必须重新安排演习，直到合格为止。
8、每次防喷演习后要做好井控演练（救援）记录，认真总结和讲评。五 坐岗观察制度
1、所有修井作业在井口处于打开的情况下必须进行坐岗观察。
2、坐岗人员上岗前必须经过技术培训。
3、坐岗记录内容包括时间、工况、压井液性质及数量、入井及返出液量、有毒有害气体检测情况、记录人等。
4、坐岗人员发现异常情况应立即报告司钻。
5、司钻接到溢流、井涌等异常报告后，立即发出报警信号，由值班干部组织全班按井控处置程序控制溢流。
6、记录好《井下作业坐岗观察和干部值班记录》。六 作业队干部值班制度
1、作业队值班干部必须24小时值班，值班干部应挂牌或有明显标志。
2、值班干部和HSE监督员应检查监督各岗位执行井控制度情况，发现问题立即整改。试压、射孔、溢流、井喷、井下复杂情况处理、演习等情况，必须在现场组织、指挥处理工作。
3、记录好《井下作业坐岗观察和干部值班记录》。七 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)油水井发生井喷失控，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)油水井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油水井发生井喷；井内大量喷出流体造成对江河、湖泊和环境造成灾难性污染。
（3）三级井喷事故(Ⅲ级)油水井发生井喷，油田公司所属单位或承包商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。
（4）四级井喷事故(Ⅳ级)油水井发生溢流、井涌或井喷，油田公司所属单位或承包商自身能在24小时内建立井筒压力平衡。
2、井喷事故报告要求（1）发生井喷事故后，井下作业队在最短时间内向其上级单位汇报，采油单位经过初步判定确定突发事故的级别，符合Ⅲ级及以上级别的井喷突发事故时，立即启动事发单位的井喷突发事故应急预案，并在1小时内向油田公司生产应急指挥中心汇报。汇报首先以《井下作业井喷失控事故信息收集上报表》形式上报油田公司。
油田公司应根据相关法规和当地政府规定，在第一时间内立即向属地政府部门报告。
（2）发生Ⅳ事故时，采油单位单位接到报警后，立即启动本单位应急预案，指挥、协调事故处理，并在24小时内上报油田公司应急指挥中心。
（3）发生溢流、井涌等异常情况应记录好《井下作业溢流、井涌、井喷等异常（事故）情况统计周报表》，按照《关于加强井下作业过程中发生溢流、井涌等信息上报工作的通知》（长油油开字〔2010〕22号）要求向油田公司相关部门报告。
3、发生井喷或井喷失控事故后应有专人收集资料，资料要详实准确。
4、发生井喷事故后，随时保持各级通信联络畅通，并有专人值班。
5、油田公司在每月10日前以书面形式向集团公司主管部门汇报上一月度井喷事故(包括Ⅳ级井喷事故)处理情况及事故报告。汇报实行零报告制度。
6、井喷事故发生后，事故单位以《长庆油田井下作业井喷失控事故信息收集表》形式向油田公司汇报，使油田公司领导及时掌握现场抢险救援动态。井喷事故得到控制，现场事态恢复正常后，事故单位要书面向油田公司主管部门详细汇报事故经过、事故原因、处理过程及教训。
八 井控例会制度
1、油田公司每半年召开一次井控例会，总结、布置井控工作。
2、各采油单位每季度召开一次井控例会，检查、总结、布置井控工作。
3、作业大队、采油作业区或市场化作业公司每月组织召开一次井控例会，总结、安排井控工作。
4、作业队每周由队长主持召开一次井控例会，分析、总结前一阶段井控工作中存在的问题，提出下一阶段井控工作要求和注意事项，落实井控存在问题消项整改情况。每天班前会、班后会上，要根据设计中有关井控要求进行井控工作布置，检查井控设备、设施等，明确岗位分工，总结井控工作。
5、每次例会后做好例会记录。
九 井喷事故的责任追究执行《长庆油田分公司事故管理规定》和《长庆油田分公司事故责任追究暂行规定实施细则》（长油字[2004]228号）。
十 井控工作定期检查制度
井控管理部门应对井控工作进行定期检查，油田公司每半年进行一次井控工作检查，采油单位每季度进行一次井控工作检查，各作业大队、作业区、市场化公司每月进行一次井控工作检查，作业队每日进行自查自改。检查内容主要包括：
（1）井控管理制度的落实；（2）井控设备的管理与使用；
（3）井控持证是否符合规定、井控资料的填写是否规范；（4）“四项设计”中井控要求是否明确、应急演习是否熟练等；（5）相关文件的传达、学习、执行情况。
各级管理人员在检查过程中必须对照检查表逐项进行检查，详细记录《长庆油田井下作业井控检查记录表》和《问题整改汇总记录》。对严重违章或存在重大隐患的施工队伍，有权责令其立即整改、限期整改或停工整改。十一 井控隐患整改消项制度
1、井控隐患削减实行消项制度。各单位或部门发现的隐患，均应登记备案，并限期整改消项。
2、井控隐患消项实行责任制，由隐患所在单位限期治理。列入治理的井控隐患，必须建立完备的监控措施。对发现的隐患进行整改消项时实行“四定”的原则，即定方案，定措施，定责任人，定完成时间。
3、井控隐患治理消项由责任单位或部门负责实施，较大及其以上井控隐患的消项实行项目管理，一般隐患项目随时发现，随时治理。井控工作主管、监督部门负责井控隐患消项治理项目实施进度的监督工作。
4、井控隐患的处理方式：现场整改、限期整改和停工整改。均应签发《长庆油田井下作业井控检查记录表》；同时要把存在问题，处理情况详细记录在《监督日志》中。
现场整改：监督员（检查人员）在监督检查过程中，对发现的井控隐患现场告知作业队现场负责人和操作人员，要求现场立即进行整改，在《监督日志》中详实记录。
限期整改：对现场发现的井控隐患，现场无法立即整改的，除了口头告知作业现场负责人外，还需要签发《长庆油田井下作业井控检查记录表》，限期整改。限期整改期间，要制定好施工时针对隐患的预防措施，确保施工安全。
停工整改:对现场发现的较大井控隐患，要责令作业队伍停止作业，签发《长庆油田井下作业井控检查记录》，停工进行整改。并详细录取隐患资料（包括隐患(问题)的描述、现场图片资料和相关证据）。
4、签发《隐患消项记录》:作业队伍整改完《长庆油田井下作业井控检查记录表》上所列出的全部隐患(问题)后,向监督员（检查人员）递交书面复工申请,经监督员（检查人员）现场核实, 并填写《隐患消项记录》具备复工条件后准予开工。
2017井控预案演练方案 篇4
试油作业大队
拟定时间：2017年5月18日
一、成立现场应急中心组。
总指挥长：赖仕文 现场指挥长：蔡文斌
专家组：由中心相关领导、专家组成 现场抢险执行组长：张栓柱 检测组：SY133队5人 清障组：XJ101队5人 第一突击组：XJ103队5人 第二突击组：XJ109队5人 第三突击组：SY136队5人 警戒组：大队机关人员5人
二、参加本次演练单位。
中心机关科室、试油作业大队、特种车辆大队、生产准备大队、消防护卫大队等单位。
三、应急物资配备情况：
1、FZ18-21封井器1台、YZF-25旋塞2套、单柄旋塞抢装装置1套、双柄旋塞抢装装置1套、250型闸门一套。
（103队负责）2、35KG干粉灭火器6具，8KG干粉灭火器12具，消防锹3把，消防桶2个、消防毯1套。（大队材料主管负责）
3、耳塞100个、口罩100个、防护镜20个、安全带2副，应急药箱1套、警戒带3卷。（大队材料主管负责）
4、各种安全标志牌及逃生线路指示牌齐全。（103队负责）
5、扩音器、袖标、空呼16套（大队安全办负责）
6、桌子2张、椅子2把、清水、桶（服务队负责）
四、模拟井喷失控应急预案启动和终止。
（一）基层队作业井场启动应急程序。
1、施工井：王9-1教学井
2、JH-XJ103修井队在施工过程中，井口突然发生溢流，司钻发出信号，鸣一声长笛，启动现场应急程序。
场地工快速关闭井场总电源，现场警戒，立即向队长汇报：“王9-1井发生溢流，逐渐变大，正在组织抢喷。”
3、班长组织抢喷，溢流迅速变成井涌，越来越大，无法安装旋塞，发生井喷失控，并且一名员工受伤。
4、司钻立即将设备熄火，班长组织井场所有人员有序撤离，并将受伤员工抬至安全区域。
5、队长迅速到达作业井场，立即向大队调度室、119消防、120急救、大队领导汇报：“王9-1井下冲砂管柱至98
根，发生井喷已经失控，目前一名员工受伤，所有人员已经全部撤离井场，井场位于五七采油路3号，距离作业公寓500米，距离联合站300米，请求救援。”。
6、组织井场警戒，非施工人员、救援车辆禁止进入，组织到主要路口，接应救援人员和车辆，组织封锁附近道路，对附近住宅区告知关闭电源、火源，并劝告先行撤退。
7、其他人员在待命区等候指令。
（二）试油作业大队及处启动应急程序。
1、大队调度室接到报警后，立即向大队长汇报，大队长发出指令，立即向江汉经理部、中心调度室汇报情况：“103修井队在王9-1井下冲砂至98根，发生井喷失控，一人受伤，所有人员已经全部撤离井场，井场位于五七采油路3号，距离作业公寓500米，距离联合站300米，请求支援。”
2、生产办主任接到通知后，立即安排大队各救援组及救援车辆，快速赶往王9-1井。
3、中心调度接到报告后，立即向领导汇报，根据领导指示，启动处级应急预案。
（三）应急交接
1、试油作业大队应急指挥组到达现场后，及时了解情况，JH-XJ103修井队现场应急小组全面接受大队现场应急指挥部的指挥。
2、中心应急指挥组到达现场后，大队立即汇报相关情
况，有利于专家组做出合理正确的决策。
（四）中心应急组召开现场会，制定措施、安排分工。
1、中心总指挥召集专家组和抢险组召开现场会，制定抢险方案和措施。
2、现场抢险组组长根据制定的方案，召开抢险会议，按阶梯制定五个突击组。即检测硫化氢和可燃气体组、井场清障组、第一、第二、第三突击抢险组。
3、抢险组长将突击队按照顺序进行排列，检查装备、防护措施是否到位。
（五）抢险。
1、班组员工负责将伤员抬至急救车，医疗组负责救治，消防队负责降温、防火等措施。
2、抢险组长清点检测组人员，由133队5人穿戴好空呼，一人场外监控、接应，其余两人一组，持检测设备探测硫化氢及可燃气体含量。检测后，及时撤离井场，并向中心总指挥汇报检测的相关数据。：“报告总指挥，检测组进场5人，出场5人，无人员受伤，检测暴露空间硫化氢含量25ppm,超出警戒值，可燃气体有轻微含量。”
3、抢险组长清点清障组人员，由101队5人，穿戴好空呼，进入井场，清理井口及周围障碍物。清理完毕后及时撤出井场，向总指挥汇报：“清障组进场5人,出场5人，无人员受伤，清障完毕”
4、该井含硫化氢25 ppm，由第一突击组103队5人，穿戴好空呼，携带便携式旋塞进行抢装，但因液柱压力大，几次安装失败。
由第二突击组109队5人，穿戴好空呼，更换工具，携带单柄旋塞装置进入井场，安装失败。
由第三突击组，136队5人，穿戴好空呼，携带抢装旋塞装置进入井场（提前将旋塞至打开状态）。
5、班长岗负责装置固定，将固定脚插入法兰螺孔内，另外四人合力将装置翻至油管接箍上，流体通过旋塞向上喷出，场地工2人负责稳住装置，井架工负责旋塞和油管接箍对中，防止偏扣，班长及井口人员负责旋转上满丝扣。
6、班长岗关闭旋塞，场地工快速关闭套管闸门。
7、全班人员快速接好放喷、压井管汇做好压井准备工作，记录井口压力。
8、班长岗再次组织人员检查井控装置，观察油套压力情况，做好记录。
9、及时向井场总指挥汇报：“报告总指挥，王9-1井井口已控制，无人员受伤，目前油压5.0兆帕，套压5.5兆帕。请指示。”
10、按照总指挥要求，进行下一步施工。
五、请总指挥长预案演练点评。
钻井井控实施细则 篇5
辽河油田钻井井控实施细则
第一章 总 则
第一条 为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。
第二条 井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。
第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。
第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。
第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。
第六条 欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。
第二章 井控风险识别
第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。
油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。
每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。
第八条 根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。
第九条 按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：
（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。
（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。
（三）Ⅲ级风险井：稠油开发井、低压低渗开发井。
第十条 钻井队资质要求：
（一）Ⅰ级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。
（二）Ⅱ级风险井由具备集团公司乙级以上（含乙级）资质的钻井队负责实施。
（三）Ⅲ级风
险井由具备集团公司丙级以上（含丙级）资质的钻井队负责实施。
第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场：油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75ｍ；距民宅不小于100ｍ；距铁路、高速公路不小于200ｍ；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所不小于500ｍ。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500ｍ为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。
若安全距离不能满足上述规定，由建设方（油田公司所属钻井建设单位，下同）牵头，组织工程技术服务企业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估，按其评估意见处置。
第十二条 井场布置必须满足以下要求：
（一）井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。
（二）井队生活区距井口100ｍ以上，高含硫地区500ｍ以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。
（三）在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。
（四）发电房距井口20ｍ以上；锅炉房处于当地季风的上风方向，距井口30ｍ以上；储油罐必须摆放在距井口20ｍ以上、距发电房10ｍ以上的安全位置。
若不能满足上述要求，由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。
第三章 井控设计
第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。
第十四条 地质设计书应包含以下内容：
（一）对井场周围500m（高含硫油气井３km）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。
（二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。
（三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。
（四）在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。
第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容：
（一）井控风险级别划分及钻机型号。
（二）满足井控需要的井身结构。
（三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。
（四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。
（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。
（六）单井有针对性的井控措施。
（七）完井井口装置和交井技术要求。
第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求：
（一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。
（二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。
（三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。
（四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。
（五）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m。
第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。
钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值：
（一）油井、水井0.05～0.10g／cm或增加井底压差1.5～3.5MPa。
（二）气井0.07～0.15 g／cm或增加井底压差3.0～5.0MPa。
井深≤3000m按当量钻井液密度附加值进行选择；井深＞3000m宜按井底压差附加值进行选择。
第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。
探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。
第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。
承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。
第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压
力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下：
（一）防喷器组合 1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1～图5。
2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4～图9。
3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10～图13。
环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。
（二）节流管汇和压井管汇：
1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。
2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。
3.节流管汇压力等级为35 MPa见图
15、图16。
4.节流管汇压力等级为70 MPa见图
16、图17。
5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。
6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。
7.压井管汇压力等级为35 MPa见图
18、图19。
8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。
第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。
现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。
第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。
第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。
第四章 井控装置安装、试压和管理
第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同
一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求：
（一）远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6.水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻
杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。
第五章 钻开油气层前的准备工作
第三十五条 钻开油气层的申报审批制度：
（一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。
（二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。
（三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患应当场下达井控停钻通知书，钻井队按井控停钻通知书限期整改。
（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。
第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的 分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一指挥和协调。
第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行：
（一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。
（二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。
（三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。
（四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。
对于供应半径小于50km的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。
（五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。
（六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。
（七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。
第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。
第三十九条 从进入预计油气层前100m开始，每100m井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。
第六章 井控作业
第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。
第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。
第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察：
（一）钻开油气层后第一次起钻前。
（二）溢流压井后起钻前。
（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。
（四）钻
进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。
（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
第四十三条 短程起下钻的基本作法如下：
一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。
第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。
（一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。
（二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。
第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。
第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。
第四十七条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。
第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。
第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：
（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。
（二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。
第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：
（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井
队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。
（二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。
第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：
（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：
1、当关井套压为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除被侵污的钻井液即可。
2、当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。
（二）关井立管压力不为零，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：
1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。
2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。
第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
第五十三条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。
第五十四条 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。
第五十五条 压井作业程序：
（一）求关井立管压力值、套管压力值。
（二）判断溢流种类。
（三）计算压井液密度。
（四）确定压井方法。
（五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。
（六）计算并填写压井施工作业单。
（七）实施压井。
任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关
井套压内严禁放喷。
第七章 防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理
第五十六条 防火、防爆措施：
（一）井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在苇场、森林或草场等地进行钻井，应有隔离带或防火墙，隔离带宽度不小于20m。井场储水罐配有消防水龙带接口。
（二）井场消防器材的配备，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全规程》中的规定。
消防器材不少于以下配置： 100L泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg干粉灭火器10个，5kg二氧化碳灭火器2个；发电机房配备5kg二氧化碳灭火器2个，机房应配备5kg二氧化碳灭火器3个，消防锹6把，消防斧2把，消防桶8只，消防水带80m，Ø19mm直流水枪2支，消防砂4m。
距井口30m以内所有电气设备（如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等）应符合防爆要求。
（三）钻台上下、井口、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。
（四）井场内严禁烟火,需要动火，严格执行动火审批制度，对于一级、二级、三级动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定；对于四级动火，动火地点周围10米内无易燃易爆物品，可由动火单位的上级安全部门授权井队干部或安全监督审批。
（五）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火装置，方向不得对着钻台。
（六）放喷天然气应烧掉，防止与空气混合，引起爆燃或爆炸。
（七）冬季施工处理油气侵时，必须把机泵房、井架底座和节流管汇围布打开，防止天然气积聚引起爆炸。
第五十七条 防硫化氢等措施
含硫油气井应严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S、CO2等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。
（一）在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。
（二）含硫地区的钻井队应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。
（三）含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护知识培训，经考核合格后持证上岗。
（四）含硫油气井钻开油气层前，钻井队应向施工现场所有人员进行井控及防硫化氢安全技术交底。对可能存在硫化氢的层位和井段，地质人员要及时做出地质预报，钻井队值班干部及时传达，建立预警
预报制度。
（五）含硫地区钻井液的pH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在30mg/m（20ppm）以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。
（六）当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业,应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求做好人员安全防护工作。
（七）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。
（八）钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，浓度达到预案规定的启动值时，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。
（九）一旦发生井喷事故，井场应有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员值班。
（十）控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。
第五十八条 井喷失控后的紧急处理
（一）井喷失控后应采取的措施：
1、立即停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专业防爆探照灯；并设置警戒线，在警戒线以内，严禁一切火源。
2、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划分安全范围。
3、迅速做好储水、供水工作，尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。
4、应协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。
5、应立即启动辽河油区井喷事故应急预案，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。
6、发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。
7、抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习。
第八章 井控技术培训
第五十九条 持证上岗制度：
（一）从事钻井生产的现场操作人员（井架工以上岗位）、录井工、专业技术人员、生产管理人员、现场服务人员和相关技术人员必须持有效的钻井井控培训合格证上岗。没有取得钻井井控培训合格证的领导干部、技术人员无权指挥生产。
（二）钻井井控操
作合格证有效期为两年，有效期满前必须进行换证培训，重新取证，原证无效。
（三）持假证及无证上岗的施工队伍、施工人员，油田公司有关部门有权停止其施工作业，并追究有关部门责任。
第六十条 三级培训制度：
（一）钻井分公司或钻井队技术人员，负责定期组织本单位职工的井控技术岗位培训，并演练本单位井控应急预案。
（二）钻井公司负责对井队一般岗位工人进行岗前井控知识的培训。
（三）辽河油田井控培训中心负责对应持证人员进行取证、换证培训。
第六十一条 培训对象分类
（一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液大班、坐岗工、内外钳工和录井工等。
（二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程技术管理人员和欠平衡钻井技术人员等。
（三）生产管理人员：主管钻井工作的各级领导、钻井监督、钻井队正副队长、指导员、安全员和安全监督等。
（四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员等。
（五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务队伍的相关技术人员。
第六十二条 井控技术培训内容
（一）井控工艺：
1.地层压力的检测和预报。
2.溢流、井喷发生的原因和溢流的及时发现。
3.关井程序和常用压井方法的原理及参数计算。
4.压井施工和复杂井控问题的处理。
5.硫化氢的防护和欠平衡钻井知识。
（二）井控装置：
1.结构及工作原理。
2.安装及调试要求。
3.维护保养和故障排除。
（三）本细则和集团公司、辽河油田有关井控技术规定及相关标准。
（四）辽河油田井控工作特点、重点、问题和典型井控案例分析等。
第六十三条 井控培训应根据不同培训对象和辽河油田井控工作的特点，突出针对性，分类进行培训：
（一）现场操作人员的培训重点内容包括及时发现溢流和及时关井的措施方法；正确实施关井操作程序；井控装备的安装、使用、维护和保养等。
（二）专业技术人员的培训重点内容包括正确判断溢流的方法；正确关井程序；编制压井设计、压井程序、实施压井作业；正确判断井控
装置故障及一般故障的排除；正确处理井喷及井喷失控等。
（三）生产管理人员的培训重点内容包括井控工作的全面监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，井控设计原则等。
（四）现场服务人员的培
训重点内容包括井控装置的结构、工作原理，井控装置的安装、调试、维修、故障判断和排除等。
（五）相关技术人员的培训重点内容包括井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系；溢流的主要原因、显示及发生险情时的配合要求等。
（六）换证培训的内容应根据行业标准及集团公司井控规定的修订情况，结合辽河油田井控细则进行重点选择。
第六十四条 井控培训中心必须达到《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》有关教师、教学设备、教材、教具和办学条件等规定要求，并取得集团公司井控培训资质。
第六十五条 取证与换证培训学时及考核方式应符合《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求，理论考试和实际操作考核均合格后，由井控培训机构颁发集团公司统一的钻井井控培训合格证。辽河油田公司和工程技术服务企业井控管理部门负责监督、检查和管理。
第九章 井控管理制度
第六十六条 井控分级责任制：
（一）油田公司是井控工作的责任主体，必须提供符合健康、安全、环保要求的作业条件，并对工程技术服务企业的井控工作统一协调管理。
（二）工程技术服务企业对其生产作业过程中的安全、环保、井控工作负责，必须提供符合油田公司要求的人力资源、装备设施和作业方案，承担合同规定的责任和义务。
（三）油田公司和工程技术服务企业总经理是井控工作的第一责任人，总工程师或主管副总经理是井控工作的主要责任人。
（四）油田公司和工程技术服务企业分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任。建设方及工程技术服务企业所属各公司应成立相应的井控管理小组，组长由行政正职担任。
第六十七条 钻井监督制度：
钻井监督对油田公司负责，代表油田公司行使监督权力、履行监督义务，并承担监督责任。及时纠正、制止和报告不符合设计、不符合安全环保要求的行为。
钻井监督依据：国家方针政策、法律法规；集团公司、股份公司和油田公司管理规定、技术标准和操作规定；钻井设计、作业方案和合同等。
Ⅰ级风险井钻井监督必须驻井，工程技术服务企业应同时派驻安全监督。
第六十八条 防喷演习制度：
（一）钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况，钻井队每班每月至少各演习一次。
（二）钻进和空井工况应在3分钟内控制住井口，起下钻杆工况应在5分钟内控制住井口，起下钻铤应在7分钟内控制住井口。
（三）钻井现场人
员均应参与防喷演习。演习后由值班干部进行讲评，提出存在问题和改进意见。
（四）防喷演习记录由班组人员按要求填写，由司钻和值班干部签字确认。
第六十九条“坐岗”责任制：
（一）钻进至油气层之前100m开始“坐岗”。
（二）“坐岗”人员上岗前必须经钻井队技术人员对其进行技术培训。
（三）“坐岗”记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液灌入量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部验收签字等内容。
（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。
第七十条 钻井队干部24小时值班制度：
（一）钻井队干部在钻井现场必须坚持24小时值班，值班干部要挂牌或有明显标志。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。
（二）值班干部应检查各井控岗位职责、制度落实情况，发现问题立即督促整改，并认真填写值班记录。
（三）值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查和讲评井控工作。
第七十一条 井喷事故逐级汇报制度：
（一）井喷事故分级：
1、一级井喷事故
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
油气井发生井喷失控；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、海洋和环境造成灾难性污染。
3、三级井喷事故
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，并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
发生一般性井喷，并能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。
（二）汇报程序：
1．发生溢流立即采取有效措施控制井口。准确收集各项数据，同时钻井队值班干部、钻井监督及时向上级部门汇报。
2.接到井喷事故报警后，建设方和钻井公司核实情况，初步评估确定事故级别，同时向上级部门汇报。
3．油田公司和工程技术服务企业接到汇报后，依据事故情况决定是否启动辽河油区井喷事故应急预案。应急预案启动后应根据法规和当地政府规定，油田公司应在第一时间及时向属地政府部门报告。
4．发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故在2小时内，按照《集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表》格式，以快报形式上报集团公司。发生Ⅲ级井喷事故时在 24小时内上报集团公司。
（三）井喷事故发生后，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究隐瞒者及其领导者责任。
第七十二条 井控例会制度：
（一）钻井队每周召开一次以井控安全为主的安全例会。
（二）钻井公司及各技术服务公司每季度召开一次井控例会。
（三）建设方每季度召开一次井控例会。
（四）油田公司和工程技术服务企业每半年召开一次井控例会，总结、协调、解决井控工作中存在的问题，布置井控工作。
第七十三条 井控检查制度：
（一）油田公司和工程技术服务企业每半年组织一次井控工作检查。
（二）建设方和钻井公司每季度进行一次井控工作检查。
第十章 附 则
第七十四条 本细则自下发之日起执行。原辽河石油勘探局和辽河油田公司二00七年一月下发的《辽河油田钻井井控工作细则》（辽油发[2007]5号、中油辽字[2007]3号）同时废止。