QSY 1553-2012 井下作业井控技术规范
井控技术规定
井控技术规定1、主题内容与通用范围本标准对井控设备的安装、使用、及井控工艺作出明确的技术要求。
本标准适用于本公司各钻井队。
2、井控装置井控装置应包括以下六个部分：2.1以压防喷器为主体的井口装置（包括四通、套管头或简易套管头、过渡法兰等）。
2.2 以节流管汇为主的井控管汇（包括放喷管线、压井管线、注水管线、灭火管线）。
2.3 钻具内防喷工具（包括钻杆回压凡尔、投入式止回阀、方钻杆上、下旋塞阀）。
2.4以监测和预报地层压力为主的井控仪器仪表（泥浆液面自动报警装置、起下钻自动灌泥浆与计量装置等）。
3、井口装置3.1 井口装置必须保证四条防喷管线以下,并遵照以下原则组装:上部为多效能,中间为全闭,下部为环封闸板.井口装置必须经检维修站（井控车间）检查组装，清水试压合格，并建立防喷器使用卡片，卡片随防喷器送到井队，卡片由钻井技术员负责填写。
防喷收回检维修站时，卡片一起收回。
3.2法兰与套管联接：底法兰的通径与井口套管尺寸、压力等级一致；油层套管的底法兰规格，应与采气井口装置相同；直径244、178、127mm的套管，将套管原接箍卸掉与底法兰直接或用与井口装置规格相同的双公扣套管短节联接，试压合格，但油层套管的底法兰必须与最上一根套管丝扣相连。
3.3 底法兰与上层套管的联接,应尽量采用套管头（或简易套管头）；套管头应符合SY5127标准的规定。
严禁在技术上、油层套管上电焊。
3.4 井口试压:按固井质量标准及井口试压规定执行.油（气）层套管装好采气井口按规定试压合格后，改装钻进井口时，还要按规定试压。
3.5 两层套管环间,应装高压泄压管线、压力表和控制闸门，并能承受5~10Mpa的压力。
3.6固井后,各次开钻以前,必须装好放喷管线,其外控制闸门以内的管线应与井口一同试压.3.7防溢管一律采用两半式法兰密封联接,其直径应比所下套管加大一级,喇叭口内不得有台肩。
3.8 防喷管线所有法兰、铜圈、螺丝，必须符合规范要求，装齐全，不缺少，并认真上平上紧。
井控细则(2015)
附件长庆油田试油（气）作业井控实施细则第一章总则第一条为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》、SY/T 6690《井下作业井控技术规程》和Q/SY 1553《井下作业井控技术规范》等，结合长庆油田特点，特制定本细则。
适用于长庆油田公司及在长庆油田从事试油（气）作业的承包商队伍。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现试油（气）井控安全。
第三条井控工作是一项系统工程。
长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，试油（气）承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，切实履行好各自井控安全职责。
第五条长庆油田试油（气）作业井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。
井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。
第六条本细则规定了长庆油田试油（气）作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置配备、安装、试压、使用和管理，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H2S、CO等有毒有害气体的安全措施，井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第八条每口井进行地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油（气）井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。
长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下一、气田一级风险井：“三高”井、异常高压井、区域探井、水平井。
井下作业井控装备安装规范
井下作业井控装备现场安装规范（征求意见稿）一、无钻台常规作业（手动防喷器)井控装备安装1、井控装备配套:21MPa手动双闸板防喷器、油管旋塞阀、简易压井与放(防）喷管线。
2、井控装备安装：1－压井管线；2－手动双闸板防喷器;3－套管四通；4－三通；5－压力表；6－放喷管线7－外螺纹油壬；1＃和2＃闸阀为原井四通两侧阀门；3＃闸阀为放喷阀门；4＃闸阀为排液阀门图1 无钻台手动双闸板防喷器的简易压井与放（防)喷管线示意图（1）防喷器安装：①防喷器与套管四通的连接必须采用井控车间配发的专用螺栓，其规格为M30×3。
②连接螺栓配备齐全并对称旋紧,螺栓两端余扣一致,一般以出露2－3扣为宜。
法兰间隙均匀,密封垫环槽、密封垫环清洁干净，并涂润滑脂安装，确保连接部位密封性能满足试压要求。
③防喷器各闸板需挂牌标识开关状态。
（2）放（防）喷管线安装：①放喷管线安装在当地季节风下风方向套管四通的阀门上,接出井口30m以远,管线出口为油管公扣，不得连接接箍、弯头或未经固定的短节。
放喷管线出口不得有障碍物，且距危险或易损害设施距离不小于30m。
②放喷管线如遇特殊情况需要转弯时，要用锻造钢弯头或钢制弯管,转弯夹角不小于90°。
③放喷管线每隔10－15m用基墩固定牢靠，一般情况下需要4个基墩:第1个基墩宜安装在放喷阀门外侧且靠近放喷阀门处;放喷管线出口2m内用双基墩固定;第1个基墩与出口双基墩之间再用1个基墩固定.若放喷管线需要转弯时,转弯处前后均需固定。
④放喷管线一侧紧靠套管四通的阀门(2#）处于常开状态。
⑤放喷阀门(3＃）距井口3m以远，压力表接在内控管线与放喷阀门之间，并使用截止阀垂直向上安装，表面朝向放喷阀门。
⑥排液阀门（4＃）的开关状态根据具体施工需要而定，出口端连接油壬。
⑦放喷阀门（3＃）、排液阀门(4＃）可使用旋塞阀或球阀。
⑧放（防）喷管线上各闸阀需挂牌标识开关状态。
⑨放喷管线不允许埋入地下，车辆跨越处应有过桥保护措施，过桥盖板下的管线应无法兰、丝扣或油壬连接.（3）压井管线安装：①压井管线安装在当地季节风上风方向套管四通的阀门上。
井下作业井控关井及压井
5电缆射孔发生溢流的关井程序
检测有毒有害气体； 检测有毒有害气体； 1.发报警信号 发报警信号； 1.发报警信号； 2.停止射孔作业 停止射孔作业； 2.停止射孔作业； 3.抢提电缆或剪断电缆 抢提电缆或剪断电缆； 3.抢提电缆或剪断电缆； 4.开节流管汇或放喷或套管闸门 开节流管汇或放喷或套管闸门； 4.开节流管汇或放喷或套管闸门； 5.关液动或手动防喷器 关液动或手动防喷器； 5.关液动或手动防喷器； 关节流阀或放喷或套管闸门； 6. 关节流阀或放喷或套管闸门； 套管压力和溢流量。 7. 套管压力和溢流量。
3.起下钻井控演习 3.起下钻井控演习 （1）发出声音报警 统一用通井机的气喇叭信号指挥。 统一用通井机的气喇叭信号指挥。 报警信号：一声长鸣喇叭声， 15秒 ①报警信号：一声长鸣喇叭声，鸣15秒。 解除信号：二短一长喇叭声， ②解除信号：二短一长喇叭声，鸣4秒→停3秒 15秒 →鸣4秒→停3秒→鸣15秒。 关防喷器信号：两声短（ ③关防喷器信号：两声短（3-5秒）鸣喇叭声 停止起下作业，开探照灯，关井口、 （2）停止起下作业，开探照灯，关井口、井架 灯。 抢装井口或接油管回压凡尔、关闭防喷器， （3）抢装井口或接油管回压凡尔、关闭防喷器， 控制放喷。 控制放喷。 试关井，记录油套压。 （4）试关井，记录油套压。 （5）记录所需要的时间 。
4起下带大直径管柱附件的管柱时发 生溢流的关井程序
5.关液动或手动防喷器（司机、一岗、 5.关液动或手动防喷器（司机、一岗、 关液动或手动防喷器 二岗、三岗）； 二岗、三岗）； 关节流阀或放喷或套管闸门（ 6. 关节流阀或放喷或套管闸门（资料 员）； 7.看油管 立管） 看油管（ 7.看油管（立管）压力 、套管压力和 溢流量。（二岗、资料员） 。（二岗 溢流量。（二岗、资料员）
榆林气田老井封堵技术研究
榆林气田老井封堵技术研究赵乃鹏;鲁莎;刘鹏;王德龙;宫淑毓;何婷;王轩;王磊;王彦林【摘要】老井封堵技术历史悠久,目前已形成了独有的工艺技术,注水泥封堵技术目前应用最广泛.近年来,榆林气田由于老并使用年限较长出现的一系列问题以及周边城镇的侵占和建设,加大了气田老井封堵的难度.通过对榆林气田老井封堵难点的分析,提出了气井封堵3×3管理法以及封堵工序的“三步法”:“套管严密性试压、打捞钻磨桥塞、气层段挤封”,并对关键控制指标进行了分析.实际现场应用效果表明:依据提出的管理法及封堵工序对老井进行封堵,加之有效的控制关键指标,井口没有出现流体的下漏和上窜情况,封堵作业成功.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2017(036)001【总页数】5页(P50-54)【关键词】封堵技术;榆林气田;老井;注水泥;封隔器;严密性试压;桥塞;压井【作者】赵乃鹏;鲁莎;刘鹏;王德龙;宫淑毓;何婷;王轩;王磊;王彦林【作者单位】中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000;中国石油长庆油田分公司第二采气厂,陕西榆林719000【正文语种】中文【中图分类】TE355.5榆林气田位于鄂尔多斯盆地东北部，以沙漠和黄土塬地貌为主，海拔较高、地理环境较差，气田老井多为20世纪80年代末完井，使用年限较长，出现了井下油套管不同程度的腐蚀变形，固井胶结质量差，技术套管和油层套管环空窜气等一系列问题，且近年来，由于气井周边城镇侵占、储气库建设、气井隐患治理等原因的逐渐增加，加大了老井封堵的难度，提高了对老井封堵质量的要求。
关于转油站及井下作业检查的安全经验分享
单位 金达作业队 金峰作业队 金霖作业队 井泰作业队
劳服作业队
信辰作业队 作业八队 作业九队 作业三队 作业十队
合计
井下作业检查问题整改情况汇总表
问 已整 题改 76 10 9 11 11 88
20 17
77 44 22 32 76 79 72
未整改 1 1 0 0
3
0 0 0 1 1 7
未整改项目
散指示
资进料计划
2 2、盐酸外包装箱无安全标签
盐酸属于管控药品，供货商无经营 和运输资质，库房存储需要到公安
局备案，并且说明来源
6
一、四月份检查问题整改情况
3、井下作业
厂安全监督站四月份对在我厂从事井下作业施 工的作业大队、金峰作业队、金霖作业队、劳服作 业队、信辰作业队、井泰作业队和金达作业队等作 业施工现场进行了监督检查，重点检查平面布局、 设计、设备设施、人员管理及环保等，共检查各类 隐患问题79项，截至目前，已整改72项，剩余7项未 整改。
一、四月份检查问题整改情况
1、卸油点
卸油点问题19项，截至目前，已整改18项，剩余1项未整改。
卸油点检查问题整改情况汇总表
单位
问题 已整改 未整改
未整改项目
隐患单位回复
杏五二卸油点
9
9
太北五号转油站卸 油点
4
4
高四号转油站卸油 点
6
5
合计
19
18
0
0
矿里无资质对
阀组间与值班室之间的穿墙采 仪表线路进行
二、井下作业典型隐患问题分析
1、U型绳卡安装不规范 不符合《井下作业安全规程》（SY5727-2007）3.6.4 绳卡安装方向应符合U型 环卡在辅绳上的要求。卡距为绷绳直径的6—8倍，卡紧程度以钢丝变形1/3为准。
吉林油田公司石油与天然气井下作业井控管理规定
吉林油田公司规章制度制度编号：JLYT-ZC-01-02-2014 发布版本：A 吉林油田公司石油与天然气井下作业井控管理规定第一章总则第一条为确保井下作业过程中的井控安全，根据Q/SY1553 -2012《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控技术规范》及相关标准文件，结合吉林油田井下作业生产实际，制定本规定。
第二条本规定是对井下作业井控设计、井控装备、作业过程中的井控要求、井控职责等做出的具体规定，适用于吉林油田自营区和合资合作区的井下作业施工。
第三条利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的施工，执行《吉林油田公司石油与天然气钻井井控管理规定》，发布日期：2014年4月30日实施日期：2014年4月30日利用钻井设备进行试油（气）和测试施工，执行本规定。
第四条带压作业施工执行Q/SY1119《油水井带压修井作业安全操作规程》和Q/SY1230《注水井带压作业技术规范》等文件及相关标准。
第二章井控设计第五条井下作业井控设计不单独编写，应该在地质设计、工程设计和施工设计中包含井控设计的内容和要求，并按照规定程序进行审核、审批。
（一）地质设计的井控要求。
1. 地质设计中应明确施工井所处区块的风险级别，并在设计封面右上角标明（A级风险、B级风险、C级风险）。
具体分级原则见《吉林油田公司井控管理办法》。
2. 基础数据。
（1）井身结构数据：目前井身结构，各层套管钢级、壁厚、外径和下入深度，人工井底，射孔井段、层位、水泥返深和固井质量等资料。
（2）地层流体性质：本井产层流体（油、气、水）性质、气油比等。
（3）压力数据：原始地层压力（目前地层压力）或本施工区域地层压力系数，井口压力等。
（4）产量数据：产量（测试产量及绝对无阻流量）、注水、注气（汽）量等。
（5）老井状况：试、修、采等情况，目前井下状况（包括水泥塞和桥塞位置，油管的钢级、壁厚、外径、下深、井下工具名称规范、井下套管腐蚀磨损）和井口情况等资料。
西南油气田分公司井下作业井控实施细则修订(第二稿)讲解
井下作业井控实施细则西南油气田分公司二○一七年三月目录第一章总则 (1)第二章井下作业设计中的井控要求 (1)第三章井控装置的安装、试压和使用 (4)第四章开工准备和检查验收 (15)第五章井下作业中的井控 (16)第六章溢流的处理和压井作业 (22)第七章防火、防爆、防硫化氢安全措施 (23)第八章井喷失控的处理 (25)第九章井控技术培训、考核 (26)第十章井控工作分级责任制 (30)第十一章井控突发事件逐级汇报制度 (33)第十二章附则 (34)附录A 井下作业防喷器组合推荐形式 (35)附录B 井下作业压井节流管汇 (38)附录C 井下作业地面测试流程 (39)附录D 井下作业开工井控验收申请书 (42)附录E 井下作业开工井控检查验收表 (43)附录F 井下作业开工井控批准书 (48)附录G 地面测试流程检查验收表 (49)附录H “三防“演习记录表 (52)附录I 井口关井参数提示牌 (53)附录J 液面坐岗观察记录表 (54)附录K 停止作业通知书 (55)附录L 复工申请单 (56)附录N 西南油气田分公司高含硫化氢天然气井井口失控后井口点火程序（试行） (58)附录O 西南油气田分公司井控风险分级管理规定（暂行） (63)附录P 井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录） (66)附录Q 集团公司井控管理九项制度（资料性附录） (69)西南油气田分公司井下作业井控实施细则第一章总则第一条根据中国石油天然气集团公司Q/SY 1553-2012《井下作业井控技术规范》和集团公司井控管理相关规定，结合西南油气田井控工作特点，特制定本细则。
第二条井控工作是一项系统工程，西南油气田的勘探、开发、设计、监督、质量安全环保、物资装备、教育培训以及井下作业相关的承包商、协作方等部门和单位必须高度重视，各司其职，在本细则规定内有组织地协调进行。
第三条本细则规定了西南油气田井下作业设计中的井控要求、井控装置、开工准备和检查验收、井下作业中的井控、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷事故逐级汇报制度等内容。
井下作业井控装置操作规程
井下作业井控装置操作规程井下作业井控装置操作规程1、井下作业井控装置安装1.1安装井口大四通1.1.1卸套管头盖板螺丝，将钢圈槽清洗干净并涂均匀密封脂。
1.1.2用直径φ12.7 mm钢丝绳绳套将井口大四通挂好，缓慢吊至井口。
1.1.3将法兰盘密封钢圈槽清洗干净，涂匀黄油，放好钢圈，调整好防喷器方向，缓慢将防喷器放下，使四通底法兰平稳坐于套管头上。
1.1.4缓慢下放大四通，对准钢圈槽，穿上所有螺栓，并对称紧固，最后去掉吊绳，用专用工具对角紧扣后，再安装其余螺栓。
1.2安装防喷器1.2.1检查防喷器是否完好、开关是否灵活,试压合格证是否有效。
1.2.2清洗上、下法兰、联连件和钢圈、钢圈槽并涂黄油，检查四通上法兰钢圈槽是否完好，钢圈是否与钢圈槽相匹配。
1.2.3检查吊装工具、用具是否完好。
1.2.4根据施工设计或井控规定要求的防喷器组合形式进行安装。
1.2.5液压防喷器安装时，手动锁紧装臵的手轮操作杆应与井口大四通套管闸门方向一致，以便于观察活塞杆盘根泄流口漏油情况；手动防喷器安装时防喷器手轮应与井口大四通套管闸门方向一致。
1.2.6用φ19 mm的钢丝绳套系牢防喷器，在专人指挥下，操作人员互相配合、平稳操作，用游动滑车吊钩提起，施加适当的侧向拉力，缓慢将防喷器吊至井口，按防喷器的方向，放臵到四通上，对好钢圈槽，确保钢圈进槽。
1.2.7在防喷器没有与下部井口装臵连接好之前，不要施加任何推、拉载荷和压力载荷。
1.2.8对准法兰孔眼穿入12条法兰螺栓，用扳手对角上紧螺栓，上紧螺栓时用力应均匀，使压紧的钢圈密封，达到要求后，取掉绳套。
1.2.9防喷器及组合安装后，应校正井口，其偏差不大于10mm；液压防喷器顶部高度距地面超过1.5米，应采用4根直径不小于9.5mm的钢丝绳分别对角绷紧、找正并固定于钻台底座或地锚上。
1.2.10具有手动锁紧机构的液压防喷器，应装齐手动操作杆并支撑牢固，手轮位于钻台以外，操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向及圈数。
井下作业井控实施细则
版井下作业井控实施细则————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：新疆油田公司井下作业井控实施细则第一章总则第一条为做好新疆油田公司（以下简称公司）井下作业井控工作，防止井喷、井喷失控、着火和爆炸事故发生，保障人身和财产安全，保护环境和油气资源，根据Q/SY 1553-2012《井下作业井控技术规范》和相关标准，制定本细则。
第二条井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及油田勘探、开发、设计、施工、技术监督、安全环保、装备物资、培训等多个方面，各有关单位和部门要高度重视，牢固树立“安全第一、环保优先、以人为本”的指导思想，坚持“井控、环保联防联治”的原则，使各项工作协调进行。
第三条井控工作的内容包括井控风险分级与管理、井控设计、井控装置、作业过程中的井控工作、井控安全措施和井喷失控的处理、井控培训、井控管理制度等。
第四条利用井下作业设备进行钻井的井控要求（含套管内侧钻和加深钻井作业），执行《新疆油田钻井井控实施细则》。
第五条本细则适用于井下作业，凡在新疆油田公司所辖区域进行井下作业，均应执行本细则。
第二章井控风险分级与管理第六条按照集团公司井控分级管理原则，结合新疆油田油藏及井下作业工艺特点，对井控风险分级作如下规定：井控风险分级表类别评价因素风险分级范围风险级别措施作业井压力施工介质工艺技术1.预计施工压力＞70MPa措施井；2.酸化施工井；3.可燃、可爆介质挤注作业井；4.新工艺、新技术施工井。
Ⅰ类其余措施作业井。
Ⅱ类稠油井压力系数硫化氢含量地层连通情况硫化氢含量≥100ppm。
Ⅰ类1.压力系数≥1；2.硫化氢含量≥20ppm；3.有汽窜。
Ⅱ类其他Ⅲ类稀油井压力系数硫化氢含量气液比日产气量1.压力系数≥1.8；2.硫化氢含量≥100ppm；3.气液比≥1000m3/t且日产气量≥30000m3。
Ⅰ类1.压力系数≥1.2；2.硫化氢含量≥20ppm；3.气液比>500m3/t且日产气量≥5000m3。
井下作业井控技术
第一章
井控的基本概念
（4）循环出气涌时，井底压力=环形空间静液 压力+环形空间压力损失+节流器压力 （5）起钻时，井底压力=环空静液压力+抽吸 压力 （6）下钻时，井底压力=环空静液压力+激动 压力 （7） 空井时，井底压力=环空静液压力 （8）关井时，井底压力=环空静液压力+井口 回压+气侵附加压力
第二章
2、
井喷的处理与预防
溢流原因
井底压力小于地层孔隙压力，①泥浆密度不够 a、对地层压力掌握不准.b、开发区注水②起钻 时不灌或不认真灌泥浆a、为避免起钻喷泥浆 而不灌或少灌泥浆.b、无人坐岗观察井口或泥 浆罐液面，不检查核对起出管材体积与灌入泥 浆体积是否相等。③过大的抽汲压力。a、所 下管材结构及工具与井眼配备不适当，导致环 空间隙太小b、起钻，尤其在油气层井段起钻 速度过快。c、泥浆性能差，特别是高粘、高 切情况时④井漏⑤人为因素
第二章
1、
井喷的处理与预防
井喷的预防
井下作业的井控工作不同于钻井井控工作， 在井下作业施工过程中既要保证作业施工人员 的安全和施工顺利，又要避免采用大密度压井 液压井造成油气层伤害，这就需要从人们的意 识上和井控工作具体实施上进行落实。采取重 点是以预防井喷为主，制喷为辅的工作思路搞 好井控工作。 a) 各级管理者必须高度重视井控工作
第一章
井控的基本概念
井下各种压力概念及相互关系
压力是井控的最主要的基本概念之一。了解 压力的概念及各种压力之间的关系对于掌握井控 技术和防止井喷是非常重要的。
1）压力
所谓压力是指物体单位面积上所受的垂直力。 压力的单位是帕，符号是Pa。1Pa是1m2面积上受 到1N（牛顿）的力时形成的压力，即1Pa＝1N/m2 根 据 需 要 ， 有 时 用 千 帕 （ kPa ） 或 兆 帕 （MPa）。 1 kPa=1×103Pa 1 Mpa=1 ×106Pa
井下作业中的井控技术
井下作业中的井控技术井下作业中的井控技术1.1 起下管柱作业时的井控1.1.1 起下管柱作业前，相关作业⼈员应弄清井下管柱结构、⼯具性质及与起下管柱有关的井下情况。
1.1.2起下管柱作业前应对设备、⼯具进⾏检查保养。
1.1.3起下管柱作业时井⼝应配套安装相应压⼒等级的防喷器，防喷器的闸板应与井内管柱外径尺⼨相匹配，内防喷⼯具及其附件、油管悬挂器、配合接头等⼯具应备齐置于钻台（边）上。
1.1.4安全起下管柱作业的基本要求1.1.4.1循环时，⼯作液进出⼝密度差不⼤于0.02 g/cm3；1.1.4.2 下列情况起钻前需进⾏静⽌观察或短程起下钻检查油⽓侵和溢流；a）射开油⽓层后和储层改造、井内压井介质改变后第⼀次起钻前；b）溢流压井后起钻前；c）井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；d）井内发⽣严重油⽓侵但未溢流起钻前；e）需长时间停⽌循环进⾏其他作业（下桥塞、测井、换装井⼝等）起钻前。
1）静⽌观察时间宜超过下⼀作业周期的时间，才能进⾏起下钻作业；2）在录井设备在场的情况下，可进⾏短程起下钻检查油⽓侵和溢流。
短程起下钻基本做法：①⼀般情况下可试起10-15柱管柱，再下⼊井底循环⼀周，若⽆油⽓侵，则可正式起钻；②特殊情况下（长时间⽆法循环或井下复杂）时，可将管柱起⾄安全井段，停泵检查⼀个起下钻周期或停泵需要时间，在下⾄井底循环⼀周观察。
3）起钻前循环井内⼯作液不应少于2周。
1.1.5在⽔平井、⼤斜度井、⾼产井等产层已打开的井进⾏起下管柱作业时应控制起下钻速度，在距产层300 m内，起下管柱速度不超过5 m/min，全程起下管柱控制速度，减⼩压⼒波动。
1.1.6作业队应严格执⾏液⾯坐岗观察制度并做好坐岗记录（见附录C），观察出⼝及液⾯的变化，对⼯作液的进、出量进⾏计量，循环⼯况时每隔15 min记录⼀次液量变化，遇特殊情况应加密观察并记录。
1.1.7每起下6-10根钻杆、2根钻铤或10-15根油管应记录⼯作液灌⼊或返出量⼀次，并及时校核累计灌⼊或返出量与起下管柱的本体体积是否⼀致，若发现实际量与理论量不符，应先停⽌作业，⽴即关井，查明原因，整改确认井内正常后⽅可继续进⾏作业。
井下作业井控设计规范
井下作业井控设计规范1.1井下作业设计包括地质设计、工程设计和施工设计，都应有井控方面的内容。
1.2地质设计中的井控内容1.2.1本井和邻井的各产层中有毒有害气体含量。
1.2.2本井产层性质（油、气、水）预测，本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水区域的注水压力、采出程度，以及其它地质层段在钻开时的钻井液性能，油、气、水、漏显示资料，原试油（气）情况（层段、产能、压力及流体性质资料）。
对于含硫气井还应有井场周围人居情况调查资料，包括井场周围3km范围内的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、水资源情况以及风向变化等环境勘察评价的文字和图件资料，并标注说明。
1.2.3地层分层及其岩性。
钻进中如遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌层等特殊地层应提示。
1.2.4井身结构，井内各层套管钢级、壁厚、尺寸、下入井深，水泥返高，固井情况，试压情况，套管腐蚀磨损情况；井下管串的结构、钢级、壁厚、尺寸、下入井深，井下复杂情况；井口情况；以及丛式井组中邻井试采简况等资料。
1.3工程设计中的井控内容1.1.1防喷器选用原则1.1.1.1防喷器压力等级应不小于施工层位中预测最高井口关井压力。
井内为纯天然气时井口最高关井压力预测见附录A。
1.1.1.2井下作业至少应安装一个全封和一个半封闸板，闸板防喷器数量应根据作业管柱尺寸进行增加，可不安装环形防喷器；侧钻等大修作业，按SY/T6426执行。
防喷器推荐组合见附录B。
1.1.1.3含硫气井井控装置应具有抗硫性能并能实现剪切功能，使用单作用剪切闸板防喷器和全封闸板防喷器时，剪切闸板应安装在全封闸板之上。
1.1.1.4气井均应采用液控防喷器。
防喷器通径应不小于入井管柱、工具的最大外径。
1.1.2地面测试流程1.1.2.1井口关井压力不大于35 MPa的油气井采用一级35MPa地面流程；井口关井压力35MPa～70MPa的油气井采用一级70 MPa或(70+35) MPa二级地面流程；井口关井压力大于70 MPa的油气井采用一套压力级别的二级(105+70)MPa或(105+70+70)三级地面流程。
井下作业处井控技术实施细则(修订)
井下作业处井控技术实施细则(2012修订)1总则1.1井下作业井控是井下作业安全施工的基本保障。
为有效地预防与防止井喷、井喷失控和井喷着火事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，实现安全生产，顺利完成作业施工，特制定本规定。
1.2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，树立“万无一失”、“以人为本”、“大井控”的理念。
井控目标是杜绝井喷失控和井喷着火事故，杜绝有毒有害气体伤害事故，工作重点在施工队，关键在班组，要害在岗位，核心在人。
1.3井控工作是一项系统工程，涉及施工设计、设备配套、安装维修、生产组织、技术和管理、现场管理、培训等各项工作，处各相关管理部门及单位的相互配合，共同做好井控工作。
1.4本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。
其中“高产”是指天然气无阻流量达100*104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000PPm及以上。
1.5本细则适应于河南油田井下作业、试油(气)、大修等施工作业的井控工作。
1.6外部项目部以甲方井控管理规定为准，若甲方无相关管理规定则参照此细则执行。
1.7利用井下作业设备进行侧钻、加深钻井时，执行河南油田钻井井控实施细则。
2引用标准下列文件中的条款通过本规定的引用成为本规定的条款。
《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》《河南油田石油与天然气井井控管理办法》《河南油田采油、井下作业井控实施细则》《河南油田试油作业井控技术实施细则》《河南油田井控设备检查、维修与检测管理规定》SY/T5964－2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》SY/T5053.1－2001《防喷器及控制装置防喷器》SY/T6610－2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》SYT6690-2008《井下作业井控技术规程》3 井控设计井下作业设计有地质设计(方案) 工程设计和施工设计，设计中有相应的井控要求和措施，是设计的重要组成部分。
井控细则(2015)全解
附件长庆油田试油（气）作业井控实施细则第一章总则第一条为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》、SY/T 6690《井下作业井控技术规程》和Q/SY 1553《井下作业井控技术规范》等，结合长庆油田特点，特制定本细则。
适用于长庆油田公司及在长庆油田从事试油（气）作业的承包商队伍。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现试油（气）井控安全。
第三条井控工作是一项系统工程。
长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，试油（气）承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，切实履行好各自井控安全职责。
第五条长庆油田试油（气）作业井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。
井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。
第六条本细则规定了长庆油田试油（气）作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置配备、安装、试压、使用和管理，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H2S、CO等有毒有害气体的安全措施，井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第八条每口井进行地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油（气）井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。
长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下一、气田一级风险井：“三高”井、异常高压井、区域探井、水平井。
QSY 1627-2013 油气水三相分离器现场使用技术规范 - 2012年井下作业分标委制定标准送审稿
中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY XXXX-2013油气水三相分离器现场使用技术规范Specifications for horizontal three-phase separatoroperations（送审稿）2013-XX-XX发布2013-XX-XX实施中国石油天然气集团公司发布油气水三相分离器现场使用技术规范1范围本标准规定了油气水三相分离器制造与检验、施工准备、现场安装、试压及调试、测试计量、施工收尾、HSE要求等内容。
本标准适用于油气水三相分离器的现场操作使用。
2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
SY/T 0515-2007 分离器规范SY/T 0599-2006 天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求TSG R0004-2009 固定式压力容器安全技术监察规程SY/T 6507-2010 压力容器检验规范维护检验、定级、修理和改造GB/T 21446-2008 用标准孔板流量计测量天然气流量SY/T 6581-2012 高压油气井测试工艺技术规程SY/T 6293-2008 勘探试油工作规范SY/T 5154-1999 油气藏流体取样推荐作法GB 14050 系统接地的型式及安全技术要求SY/T 6013-2009 试油资料录取规范SY 6355-2010 石油天然气生产专用安全标志SY/T 6610 含硫化氢油气井井下作业推荐做法SY/T 6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程SY/T 5225 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY 5727-2007井下作业安全规程Q/SY 1553-2012 井下作业井控技术规范3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。
3.1含残酸油气井 oil and gas well with spent acid对地层酸化后进行返排作业，返排液PH值小于或等于5的井。