长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则.docx

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长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则

长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则

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钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。

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，实现钻井生产安全。

第三条井控工作是一项系统工程。

长庆油田的勘探开发、工程技术、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，钻井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。

第四条长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。

井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。

第五条本细则规定了长庆油田井控设计；井控装置配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处置；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。

适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章井控设计

第六条每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。

长庆油田钻井井控风险分级如下：

1.气田：

一级风险井：

“三高”区块井、甩开区域探井、欠平衡井。

二级风险井：

一级风险区以外的气井。

2.油田：

一级风险井：

“三高”区块井、欠平衡井。

二级风险井：

水平井、探井、评价井、调整更新井、侧钻井。

三级风险井：

其它油田开发井。

第七条井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

一、井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。

从事一级风险井设计的单位必须具备甲级设计资质，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，设计审核人员应具有相应的高级技术职称，由油田主管领导或主管领导委托的具有高级技术职称的人员进行审批。

二、从事二级、三级风险井设计的单位必须具备乙级及以上设计资质，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中级及以上技术职称。

由油田公司项目组主管领导或主管领导委托的具有中级及以上技术职称的人员审批。

第八条在进行地质设计前应对井场周围一定范围内的居民住宅、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、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。

第九条钻井地质设计应明确所提供的井位符合第六章第四十七条。

第十条地质设计书中应提供以下资料：

一、根据物探及本构造邻近井和临构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料。

在可能含H2S（或CO）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。

二、在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500米以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。

油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注泄压等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第十一条钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力和保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

一、同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

二、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

三、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。

四、表层套管下深应满足井控安全，进入稳定地层30米以上，固井水泥返至地面，且封固良好。

技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全要求，油气层套管应满足固井、完井、井下作业及油（气）生产需求；水泥返高执行油气田开发方案。

五、“三高”油气井的生产套管、技术套管，其材质和连接螺纹应满足相应的技术要求。

六、有浅气层的井，应将套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

第十二条钻出套管鞋进入第一个砂层3-5m时，用低泵冲进行地层破裂压力试验（丛式井组只做井组第一口井），算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。

但试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：

1、井口设备的额定工作压力；

2、套管最小抗内压强度的80%。

第十三条应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值。

附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：

油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:

油井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。

同时，必须注意以下几点：

一、钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定和井控安全的原则。

二、在具体选择附加值时应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H2S等有毒有害气体含量。

三、含H2S（或CO）油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10g/cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

第十四条钻井工程设计书还应包括以下内容：

一、满足井控装备安装的钻前工程及井场布置要求。

二、钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，H2S、CO等有毒有害气体的安全防护措施。

三、满足井控安全的井控装备配套、安装和试压要求。

四、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配备要求。

五、地层破裂压力试验及低泵冲试验要求。

第十五条钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S、CO等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》标准选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

第十六条欠平衡作业时，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控、防火、防H2S、CO等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3（50ppm）的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。

第三章井控装置的配套、安装、试压、使用和管理

第十七条井控装置配套原则

一、防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应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80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。

二、防喷器的通径应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。

同时应安装保护法兰或防偏磨法兰。

三、含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》

四、防喷器安装、校正和固定应符合SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第十八条井控装置基本配套标准

针对不同的井控风险级别，井控装置按以下原则进行配备：

一、气田

（一）气田一级风险井：

1、从下到上安装四通+双闸板防喷器+环形防喷器。

安装组合见附图一。

防喷器组合的通径和压力等应一致，且压力等级满足地层最高压力。

经过研究和讨论，确需安装剪切闸板防喷器井，在钻井工程设计中进行要求和明确，安装组合见附图二。

2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。

安装组合见附图六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。

（二）气田二级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。

安装组合见附图三

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。

安装组合见附图五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。

二、油田

（一）油田一级风险井：

1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器.防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。

安装组合附图三或附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。

3、配置单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相同压力级别的耐火软管。

安装组合见附图七、图八。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。

（二）油田二级风险井：

1、从下到上配四通+单闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。

安装组合见附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压凡尔和方钻杆下旋塞。

3、配单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相同压力级别的耐火软管。

安装组合见附图七、图八。

4、控制设备为相同级别的远程控制台。

（三）、油田三级风险：

1、从下到上配置四通+单闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。

安装组合见附图四。

2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。

3、配单翼节流管汇和压井管汇，或简化的导流防喷管线，防喷管线也可使用相同压力级别的耐火软管。

安装组合见附图七、图八。

4、手动控制或配备相同级别的远程控制台。

第十九条井控装置检修周期规定

一、防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇及内防喷工具等装置，天然气井现场使用或存放不超过半年，油井现场使用或存放不超过一年。

超过使用期，必须送井控车间检修。

二、井控装置已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装置完好的基础上可延期到完井。

三、实施压井作业的井控装置，完井后必须返回井控车间全面检修。

第二十条井控装置在井控车间的检修，检修内容按SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》、SY/T5323-2004《节流和压井系统》、SY/T5053-2000《防喷器及控制装置》等规定执行。

第二十一条设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装置。

第二十二条井控装置安装标准。

一、表层（技术）套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差≤10mm。

二、底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；井口用水泥回填牢固。

三、顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

四、各法兰钢圈上平，螺栓齐全，对称上紧，螺栓两端公扣均匀露出。

五、防喷器用四根≥Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧，装挡泥伞，保持清洁。

六、具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装置，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。

七、在任何施工阶段中，防喷器半封闸板芯子必须与使用的管柱尺寸相符。

第二十三条防喷器控制系统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。

防喷器远程控制台安装要求：

一、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。

二、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，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

三、远控台的液控管线与节流压井管汇及防喷管线距离大于1m；液控管线不允许埋在地下，车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物或在其上进行割焊等其它作业。

四、远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-0.8MPa；并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.6MPa。

五、电源应从配电板专线引出，并用单独的开关控制。

六、远程控制台处于待命状态时，油面高于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7MPa；储能器压力为18.5-21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。

七、远程控制台上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。

第二十四条井控管汇应符合如下要求：

一、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

二、四通两侧各装两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

三、天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，必须使用经过检测合格的管材；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。

高含硫天然气井节流管汇、压井管汇、防喷管线应采用抗硫的专用管材。

四、高压专用耐火软防喷管线每口井必须进行试压和外观检查，防止失效。

五、节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

六、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井应装两条放喷管线，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。

一级风险油井至少装一条放喷管线，接出井口50m以远。

二级及三级风险油井至少应接一条放喷管线至泥浆池。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远，两条放喷管线的夹角为90°-180°。

七、放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

八、放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的铸钢弯头或使用90°铸钢专用两通。

九、放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓及压板固定，压板下面垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸（锻）钢弯头时，其两侧用卡子固定。

十、水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。

水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

十一、钻井液回收管线内径≥78mm，天然气井回收管线出口接至一号泥浆罐，并用Ф20mm的螺栓及压板固定牢靠；一级风险油井接至钻井液沉砂池；拐弯处必须使用角度≥120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

十二、压井管汇与节流管汇装在井架的外侧。

十三、所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力表量程为40MPa和10MPa，油井节流压井管汇中高压量程表量程为25Mpa，低压量程表量程不超过10Mpa。

压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。

压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。

十四、放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。

十五、天然气井配备专用点火装置或器具。

第二十五条井控装置的试压

一、井控装置下列情况必须进行试压检查

1、井控装置从井控车间运往现场前；

2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后；

4、进行特殊作业前。

二、井控装置试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间用清水试压。

环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力，并做1.4-2.1MPa的低压试验。

防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过检修周期或预计不能在检修周期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井口装置在现场安装好后，在不超过套管抗内压强度80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管线和节流管汇（节流阀前）试压到额定工作压力；节流管汇各阀门分别试压至额定工作压力；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。

以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格（允许压降参考值≤0.7MPa）。

同时应做1.4-2.1MPa的低压试验。

4、防喷器控制系统用液压油按规定压力试压，其余井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂，同时试完压后应该清空）。

第二十六条井控装置及管线的防冻保温工作

一、远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响防喷器和液动阀的操作。

二、气温低于-10℃时，要对远程控制台、司控台、液控管线及气管束采取保温措施。

三、防喷器、防喷管线、节流、压井管汇和放喷管线等防冻保温有以下几种方法：

1、排空液体

⑴把防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。

⑵用压缩空气将防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。

将防喷管线、节流及压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。

第二十七条井控装置的使用执行以下规定

一、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、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。

并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

三、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

四、环形防喷器或闸板防喷器关闭后，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。

五、当井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。

六、关井时井内管柱应处于悬吊状态。

七、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

八、钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。

九、防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》以及相关规定执行。

十、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。

十一、安装剪切闸板防喷器的井，由于钻具内防喷工具失效或井口处钻具弯曲等原因造成井喷失控而无法关井，采取其它措施也无法控制井口时，用剪切全封闸板剪断井内管柱。

其操作程序为：

1、在确保管柱接头不在剪切全封闸板剪断井内管柱位置后，锁定钻机绞车刹车装置。

2、关闭剪切全封闸板防喷器以上的环形防喷器、闸板防喷器。

3、打开主放喷管线泄压。

4、在钻杆上（转盘面上）适当位置安装相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固。

5、打开剪切全封闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。

6、打开防喷器远程控制台储能器旁通阀，关闭剪切全封闸板防喷器，直到剪断井内管柱。

7、关闭全封闸板防喷器，控制井口。

8、手动锁紧全封闸板防喷器和剪切全封闸板防喷器。

9、关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀。

10、将远程控制台的管汇压力调整到规定值。

操作剪切闸板防喷器时应注意：

1、加强对远程控制台的管理，绝不能因误操作而导致管柱损坏或更大的严重事故。

2、操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置，同时按应急预案布置警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作。

3、处理事故剪切管柱后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用。

4、剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。

5、现场配备直径127mm、直径88.9mm的钻杆死卡各一副。

十二、平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。

其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。

十四、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

十五、套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

第二十八条钻井队施工现场要按井控分级别配备内防喷工具，并保证完好可靠。

一、钻具内防喷工具包括：

方钻杆上、下旋塞，钻具回压凡尔、防喷钻杆单根及相应配套工具等。

配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。

二、备用的防喷钻杆单根，要带与钻铤（套管）连接螺纹相符合的配合接头；钻台上备用的回压凡尔必须有顶开装置及与钻铤连接螺纹相符合的配合接头。

三、井控车间负责定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压并编号，填写检查、试验、试压记录，出具合格证。

试压后超过检修周期不得使用。

四、钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。

旋塞阀每起下一趟钻开、关活动及保养一次，钻具回压凡尔每口井保养1-2次，以确保灵活好用；并如实填写内防喷工具使用记录。

五、接单根卸扣时，不能采取关方钻杆下旋塞的方法来控制方钻杆内钻井液的流出。

六、天然气井必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装置；天然气特殊工艺井配备液气分离器。

第二十九条井控装置的管理执行以下规定

一、井控装置的管理维修由具有集团公司资质的井控车间负责。

井控装置现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。

钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。

井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇、液位（溢流）监测报警仪的维护、检查。

二、对所有井控装置的管理必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制。

保养和检查必须要填写记录。

三、井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度、湿度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第三十条所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品。

第四章钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条钻井承包商井控管理人员在现场检查过程中，发现问题要及时监督整改。

一、指导钻井队制定有针对性的井控措施和应急预案。

二、检查钻井队钻井液密度及其它性能、储备的加重钻井液、加重材料数量符合设计要求。

三、对钻井队的自查自改情况进行复查，督促对存在的问题进行整改消项。

四、检查落实确保井控工具、井控装置完好。

第三十二条在打开油气层前，钻井队、录井队、定向井服务队、现场HSE监督和油田公司的现场监督要履行各自井控职责（见附件1-6），进行检查和监督，确保各项井控措施落实到位。

第三十三条钻开油气层前的井控验收

一、钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。

二、钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

三、一级风险气井由钻井承包商主管井控的领导负责，组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司，由工程技术部门牵头，组织生产运行、消防、安全、井控管理相关人员，进行检查验收。

四、其它风险油气井由钻井承包商组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司项目组，由项目组牵头，组织生产运行、消防、安全、技术、监督等相关人员进行检查验收。

对于丛式井组，第一口井按照上述验收程序验收，后续井由钻井承包商自我验收后，油田公司项目组组织生产运行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。

如果在本井组中任一口井发生油气侵，后续井必须按照第一口井验收程序验收。