4.3.2.1钻井平台上应配齐不小于防喷器同压力等级的钻杆内防喷工具。配备外螺纹接有 （或立柱）、回压阀（涂上红漆）、投人式止回阀、方钻杆上下旋塞、浮阀，顶驱的内防喷器 旋塞。钻井液池应设液位检测装置。

a）高密度钻井液。 b)加重材料。 c）油井水泥。 d）对含硫化氢的油气井，应备有硫化氢处理材料和放喷点火装置。 下载

4.4.1钻开油气层前的准备

4.4.1.1应进行井控措施交底。 O 4.4.1.2钻井液性能、加重材料、钻井液储备应符合设计要求。 4.4.1.3在已开发海区钻调整井，临近注采井对施工井并控安全有影响时，应及时通知甲方 的注人井和采油（气）井住宅标准规范范本，采取泄压措施。 4.4.1.4实行电报并经批准。

4.4.2钻开油气层后的井控

坐岗监测溢流开认具填与开控坐岗记录，每15min填写一次，特殊作业时应加密填写。 4.4.2.3从钻开油气层前100m开始至油气层被封隔前，每天应做低泵速实验，并记录相应排量和循 环压力。 4.4.2.4钻进中发现钻速突然加快、放空、井漏、整跳钻、气测值、油气显示等异常，应停钻观察。 发现溢流应迅速关井，关井最高压力不得超过井控装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地 层破裂压力三者中的最小值。 4.4.2.5钻进油气层后，起钻前应进行短起下并测油气上窜速度，油气上窜速度不超过15m/h。 4.4.2.6含硫化氢的油气井，在打开硫化氢地层前，应储备防硫化氢材料，施工人员应采取必要的防范措施。

4.4.3.1按照关并程序进行关井。

5.1.1地质录井人员在钻井施工之前应组织设计交底

地质录井人员在钻井施工之前应组织设计交底

5.1.2综合录井人员应对录并设备进行检查。 5.1.3对于安装在危险区域的探头应采取防爆措施

5.1.2综合录井人员应对录并设备进行检查。

SY/T 64322019

5.2.1录井应实行双坐岗制度，发现数据异常应及时向钻井队报警。 5.2.2氢气发生器应排气通畅，不堵不漏。 5.2.3当检测发现高含硫化氢时，应及时通知有关人员做好防护准备。 5.2.4在新探区、新层系及含硫化氢地区录井时，应进行硫化氢监测，并配备相应的正压式空气呼吸器 5.2.5发生井喷时，应服从平台统一指挥，启动应急预案。

5.2.1录井应实行双坐岗制度，发现数据异常应及时向钻井队报警。 5.2.2氢气发生器应排气通畅，不堵不漏。 5.2.3当检测发现高含硫化氢时，应及时通知有关人员做好防护准备。 5.2.4在新探区、新层系及含硫化氢地区录井时，应进行硫化氢监测，并配备相应的正压式空气呼吸器 5.2.5发生井喷时，应服从平台统一指挥，启动应急预案。

6.1.1应根据危险源辨识、风险评估，编制测井施工方案和应急预案，并按审批程序审批 6.1.2测井设备、地面系统、下井仪器等应完好无损。对含硫化氢井，应配备足够数量的 呼吸器及便携式硫化氢检测仪

6.1.3各种井口带压设备应定期进行试压

6.2.1测井作业前，应召开由钻井、地质录井、测井等参加的作业协调会，明确配合事项，制订安全 防护措施。 6.2.2测井作业前，井内情况应保持正常、稳定，井眼畅通。若井内情况异常或测井时间较长，应考 虑中间通井，循环钻井液后再进行测井作业。 6.2.3测井作业时，钻井队应有专人观察井口，保持井内液面符合井控要求。 6.2.4测井过程中发生溢流现象，应立即停止测井作业，尽快上提电缆起出仪器，同时向甲方监督报 告并通知井队。若发现井涌出现不可控趋势，立即剪断电缆。 6.2.5遇有突发事件，需要撤离时，应服从平台统一指挥。

7试油（气）与井下作业并控

1.1试油（气）与井下作业前，经过审批的井下地质、工程、施工设计中应有井控设计的内容 1.2并控设计内容应包括但不限于以下内容

7.1.2并控设计内容应包括但不限于以下内容： a）井身结构资料。 b）地层压力或相关邻井地质及产能资料。 c）地层硫化氢及其他有毒有害气体含量。 d）修井液类型、性能及液量。 e）井控配套设施及安装要求。 f）常规井控措施。 g）复杂情况的预防与处理。 h）含硫化氢地区的井控设计执行SY/T6610的要求。

a）井身结构资料。 b）地层压力或相关邻井地质及产能资料。 c）地层硫化氢及其他有毒有害气体含量。 d）修井液类型、性能及液量。 e）井控配套设施及安装要求。 f）常规井控措施。 g）复杂情况的预防与处理。 h）含硫化氢地区的井控设计执行SY/T6610的要求。

并控装置包括蓄能器组、控制台、防喷器组、井控管汇、内防喷工具等

应每半年进行检验，并取得有效合格证书。

应符合SY/T5053.2的要求

浅海石油作业设施上应至少配有一个司钻控制台和一个远程控制台，且两个控制台均能单独关闭 和开启防喷器组。远程控制台应安装在远离井口、人员易于到达的安全区内。

7.2.5.1组合与选型

a）组合应有环形防喷器，闸板防喷器应具有手动锁紧功能；组合后应具有半封、全封/剪切功能。 b）选型时应考虑压力级别、通径尺寸、组合型式及控制系统的控制数量，配备相应等级的防喷 装置组合及井控管汇等设施，其额定工作压力应至少与油（气）层最高地层压力相匹配。防 7.2.5.2试压： a）井控车间试压：环形防喷器（封油管）、闸板防喷器试压到额定工作压力，稳压时间不少于 15min，允许压降不超过0.7MPa。 b）现场试压： V 1）防喷器现场安装后，整体进行清水（或海水）试压，稳压时间不少于15min，允许压降不 超过0.7MPa。 2）空井简时，试压压力为套管抗内压强度80%、环形防喷器封油管试压到额定工作压力的 70%和闸板防喷器试压到额定工作压力三者中的最小值。 3）已下人管柱的油（气、水）井，在不超过井内管柱抗内压强度80%的情况下，环形防喷 器封油管试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器试压到额定工作压力，否则试压到管柱 抗内压强度的80%。 4）海上井组施工时，每施工一口井，防喷器应重新试压；更换井控装备部件后，应重新试压。 .2.5.3检查与维护： a）防喷盟安装共口组合后应确保开关灵注可情能盟组工作可告

7.2.5.3检查与维护：

a）防喷器安装井口组合后，应确保开、关灵活可靠，蓄能器组工作可靠。 b）防喷器应每班活动一次，其中全封闸板防喷器在每次起完管柱后活动一次。 c）防喷装置的管理应符合SY/T6690—2016中5.2和5.4的要求。

7.2.6.1井控管汇包括压井管汇和节流管 控管汇压力级别应高于或等于防喷器压力级另 7.2.6.2宜安装一套自动灌压井液设备，灌压井液管线接在井口上。

7.2.7.1内防喷工具主要包括旋塞阀、止回阀等。气并施工时，旋塞阀球座应为防爆型。 7.2.7.2根据不同地层压力，选用相应压力级别的内防喷工具

7.2.7.1内防喷工具主要包括旋塞阀、止回阀等。气井施工时，旋塞阀球座应

7.3.1井下作业前，应做好技术交底，严格坐岗记录及交接班记录。 7.3.2压井管汇应固定可靠并与钻井泵相连，钻井泵组处于完好状态。 7.3.3压井液性能应符合设计要求，液量储备应不小于井筒容积的1.5～2倍。 7.3.4施工不能连续时，应关闭防喷器，并将手动锁紧装置锁紧，装好油管闸阀并有效固定。

7.4.1射孔 7.4.1.1浅海井下作业射孔优先选用油管传输射孔；若采用电缆射孔时，应选用适宜的压井液和安全 可靠的电缆防喷装置。 7.4.1.2射孔前应对套管、防喷器及电缆防喷装置等按设计要求试压合格。 7.4.1.3 射孔管柱下完后，应安装内防喷工具或油管闸阀并固定可靠后，方可射孔。 7.4.1.4射孔时应密切观察井口显示情况，发现有井喷预兆，应根据实际情况采取果断措施，防止井喷。 7.4.1.5电缆射孔过程中发生井涌时，视其情况，采取相应措施。若电缆上提速度大于井筒液柱上顶 速度，则起出电缆，关防喷装置；若电缆上提速度小于井筒液柱上顶速度，则剪断电缆，关井，实施 压井作业。 7.4.1.6起射孔管柱前，应先循环压井液，观察油套管压力是否有异常现象，确定无异常现象后，方 可起管柱。 7.4.1.7起下管柱时应符合以下要求： a）现场应备有与井下管柱连接扣型相匹配的旋塞阀等内防喷工具及变扣。 b）起下作业时，应及时向内灌注与井内液性一致的修井液，灌注量应不少于起出管柱体积， 以保持井筒液柱压力的平衡。 c）起完管柱应及时进行下步作业，等措施期间应下人不少于井深三分之一的管柱，关井并监测 井口压力。 d）起完管柱或起下作业时如发生溢流，应关闭井口放喷装置并采取防顶措施。

7.4.2.1测试井口装置性能检验和试压应按SY/T5710的规定执行。 7.4.2.2地面管汇应采用高压管线，并试压合格、有效固定。 7.4.2.3地面测试树及阻流管汇在每层测试前应重新试压。 7.4.2.4测试过程中应备齐防喷装置，密切观察井口状况，发现井喷预兆，根据实际情况采取果断措 施，防止井喷。 7.4.2.5用试油船试气时，船应停靠在下风处，燃烧臂应在下风处燃烧，井口及试气流程接口应用高 压管线连接。 7.4.2.6 测试结束后，应先按设计要求压井，循环至进出口液体密度一致，井口无异常时，方可起 管柱。 7.4.2.7 起管柱时应符合7.4.1.7的要求

7.4.2.1测试并口装置性能检验和试压应按SY/T5710的规定执行。 7.4.2.2地面管汇应采用高压管线，并试压合格、有效固定。 7.4.2.3地面测试树及阻流管汇在每层测试前应重新试压。 7.4.2.4测试过程中应备齐防喷装置，密切观察井口状况，发现井喷预兆，根据实际情况采取果断措 施，防止井喷。 7.4.2.5用试油船试气时，船应停靠在下风处，燃烧臂应在下风处燃烧，井口及试气流程接口应用高 压管线连接。 7.4.2.6 测试结束后，应先按设计要求压井，循环至进出口液体密度一致，井口无异常时，方可起 管柱。 7.4.2.7 起管柱时应符合7.4.1.7的要求

SY/T 64322019

7.4.3.1修井作业起下管柱应符合7.4.1.7的要求，进行油井作业时还应符合以下要求： a）起下抽油泵前应按SY/T5587.3的规定，压井后再进行施工。 b）起下电泵机组时，现场应备有能与电泵机组连接的转换接头、放喷短节和剪断电缆的专用 剪断钳。 7.4.3.2使用方钻杆修井作业时，应安装与防喷器额定工作压力相等的旋塞阀

8.1.1完井工程设计中应有井控设计的内容，其内容应符合7.1.2的规定，审批后方可实施。 8.1.2有自喷自溢能力的油（气）生产井应安装井下安全阀、环空封隔器，以便宇在紧急或意外时， 能自动封闭油管与套管内环空通道，同时安装带有井口安全阀的采油树：其余并均安装带有井口安全 阀的采油树。 8.1.3对含有二氧化碳、硫化氢等酸性气体井，并控装置及并下管柱应具有相应的抗腐蚀能力

8.2.1并控装置组成

8.2.2.1并下安全阀

SY/T 64322019

h）井下安全阀在下井过程中应始终处于打开状态，控制管线内压力应保持在并下安全阀打开压 力以上。 8.2.2.2井口安全阀： a）井口安全阀应与采油（气）井口手动闸阀具有相同的压力等级、通径、连接形式等性能参数。 b）井口安全阀在使用前应进行开关试验，开关5次，其开启压力、关闭压力和关闭速度应达到 规定值。 c）井口安全阀在使用前应进行闸阀稳压密封试验。稳压30min以上，连续液体泄漏量不应超过 400mL/min或气体泄漏量不应超过0.4m*/min。 8.2.2.3安全阀的使用：井口、井下安全阀由地面控制盘统一自动控制。油（气）井正常生产期间 安全阀应保持常开状态，不得随意关闭，液控系统达到不渗不漏。遇有以下情况时，应关闭安全阀： a）采油（气）井口泄漏或损坏、有毒气体出现。 RA

8.2.2.2并口安全阀

8.2.3.1环空封隔器使用前应进行密封试验，试验压力为5MPa，试验时间10min以上，压降不应超 过试验压力的15%。 8.2.3.2环空封隔器坐封位置应避开套管接箍。按设计要求进行验封。 8.2.3.3装有排气阀的环空封隔器，排气阀使用前应进行室内锥阀密封试验和液控系统密封试验，试 验方法按8.2.2.1e)、f）进行。

8.2.4并口装置（含井口安全阀）

a）额定工作压力应至少与油（气）层最高地层压力相匹配。 b）应使用安装有井口安全阀的井口装置（含井口安全阀），并配备适用的井口测压防喷盒。 c）采油树应具有过井下安全控制系统的液控、电缆等通道及相应的密封装置。 d）满足油气井生产和安全控制要求。 e）满足海上采油（气）对环境、温度、压力、腐蚀、测试等要求。 f）采气井口的生产套管两侧应装双翼闸门。 8.2.4.2油（气）井井口宜设置易熔塞、火灾与可燃气体探测器、报警装置、应急关断等，应急关断 应设置自动和手动两种方式。系统启动时能紧急关闭所有井口安全阀和井下安全阀、排气阀。 8.2.4.3在装好井口、坐封封隔器前，应对井口压力传递系统试压，试验压力为额定工作压力，试验 时间10min，若压力稳定后压降不超过试验压力的5%，则再观察30min，压力不降为合格。 8.2.4.4上法兰与油管头连接钢圈应进行密封试验，试验压力为额定工作压力，稳压30min，压降小 于0.5MPa为合格。 8.2.4.5井口装置（含井口安全阀）应进行整体密封压力试验，试验压力为额定工作压力，稳压30min 压降小于0.5MPa为合格。 8.2.4.6采气井口使用前还应进行等压气密检验，稳压30min，压降小于0.5MPa为合格。 8.2.4.7井口装置（含井口安全阀）应定期进行检验，并取得有效合格证书

8.2.5.1地面控制盘应根据平台动力条件、安装位置、控制并数、操作介质、环境条件等因素进行选 择。其主要选择项目应包括： a）材料：应满足强度、疲劳、防腐和环境温度等条件的要求。 b）控制系统：液压或气压。 C）驱动方式：手动、电动、气动或液动。 d）工作压力：控制系统各组件的额定工作压力和最高工作压力不得低于组件所处压力系统的额 定工作压力和可能出现的最高工作压力；高压系统各组件的额定工作压力和最高工作压力不 得低于各被控安全阀或排气阀的额定工作压力和最高工作压力。 e）功能选择。 f）操作程序。 g）井口安全阀、井下安全阀及排气阀动作程序延时机构。 h）控制距离。 i）地面控制盘的防爆等级。 j）紧急关断机构。 k）温度控制回路（易熔塞回路）。 提供下载 1）带有储能器的自动操作的地面控制盘，储能器储存的高压介质应具有保证补充压力5次以上 的能量储备。 m）传感器：分析确定可用的传感器。包括热传感器，压力传感器和液位传感器。 8.2.5.2地面控制盘应安装在宽散、明亮、通行方便的安全区内。 8.2.5.3具备遥测遥控功能的采油平台，控制盘应与自动化系统连接配套，能实时监测控制盘主干线 压力，迅速遥控关闭平台全部油井的井口安全阀、井下安全阀和排气阀；不具备遥测遥控自动化的采 油平台，地面控制盘应在逃生口位置安装紧急关断装置，以红色醒目标牌标示，确保在紧急撤离时能 手动关闭油（气）井。 8.2.5.4在0类、I类危险区和平台其他易燃易爆区，应安装温度控制回路，其熔断温度不大于 80℃，关断反应时间不大于15s，以确保油气井在发生意外火灾时能实现自动紧急关井。 8.2.5.5控制盘的控制压力上下限应根据被控安全阀的工作压力范围设置。 8.2.5.6在连接安全阀之前，所有液、气或电动功能均应按操作程序进行试验。

.3.1油（气）并的开井、关井、日常管理及一般性维护措施应按操作规程执行。 8.3.2油（气）井生产过程中应执行巡回检查制度，发现异常情况及时向上级报告。 8.3.3拆卸采油井口进行油井清蜡、洗井、气举诱喷、生产测试、更换光杆及密封器等或气井试井进 行测压、清蜡、排液等施工前，应对可能发生的压力变化进行预测，并编制下达相应的施工设计书或 施工通知单，其内容应包含井控安全要求及预防井喷措施。 8.3.4发现气井出砂应采取防砂、控砂措施，确保气流不含砂。出砂气井在生产过程中应定期检查有 关生产参数。

8.4.1井下、井口安全阀应至少每半年开关试验一次。 8.4.2地面控制盘在正常生产期间应至少每半年进行一次功能检测。 8.4.3油井投产前或关井后再次打开前辅助软件，应检查安全控制系统液控压力。每次巡井时应检查一次液控

压力、记录检查情况、发现异常情况及时处理。

SY/T 64322019

9.1.1完井工程设计中应有井控设计的内容，其内容应符合7.1.2的规定，审批后方可实施 9.1.2注水（聚合物）井均应安装井口装置（含井口安全阀）、井下安全阀及环空封隔器。 9.1.3注水井分层测试调配设计内应含有HSE要求及应急预案。

9.2.1井控装置包括安全阀、环空封隔器、井口装置（含井口安全阀）、地面控制盘等 9.2.2井控装置要求应符合第8章的规定，

9.3.1注水（聚合物）并的并口注人压力不得超过并口额定工作压力 9.3.2高压注水井放压时，先停注关井，压力扩散后，再采取正吐控制流量的方式放压。放压方 式、时间、返出量等资料应录取准确。 9.3.3注水井分层测试时，应安装与地层压力等级对应的防喷管。井口防喷管装置高度超过2.5m时 应加绷绳固定。在测试过程中二建标准规范范本，不应进行洗井或放溢流。

按照8.4相关规定执行。

10.1对无工业开采价值的井应作弃井处理，对暂时无条件投产的有工业油（气）流的井应予封井 10.2对油（水）井弃井及封井的具体措施应按《海洋石油安全管理细则》中第九节的规定执行。 10.3对无工业开采价值的天然气井，应先将井压稳，从气层底部至顶部（射孔井段）全段挤注 水泥。水泥浆在套管内应返至气顶以上200m～300m（先期完井的井应返至套管鞋以上200m~ 300m）；在井口200m～300m处打第二个水泥塞进一步封井。 10.4对暂时无条件投产的有工业气流的天然气井，应先将井压稳，在气层以上50m打可钻高压桥塞 （先期完井的油气井应在套管鞋50m打可钻高压桥塞），然后打50m～100m的水泥塞；在井口200m~ 300m处打第二个水泥塞进一步封井。 10.5对无工业开采价值的井，应拆除井口装置，在泥线4.0m以下割断并取出套管；对暂时无条件 投产的有工业油（气）流的井，井口应按有关标准要求设置好助航标志，并做好井口保护，定期进 行检查。 10.6存在严重事故隐患不能正常生产的油（气）并，应根据实际情况，采取不同的封堵措施，达到 弃井的要求。封堵施工作业时，应有施工作业设计，并严格审批程序。