大庆油田钻井井控实施细则(定稿)

1、大庆油田钻井井控实施细则大庆石油管理局大庆油田有限责任公司二六年九月目 录1 主题内容与适用范围···················22 总则······················&

2、#183;·······23 井控设计···························24 井控装备的安装与维护············

3、;···········95 井控装备的试压与使用·······················166 钻开油气层前的准备和检查验收··········

4、3;·····207 钻开油气层后的井控工作·················228 溢流的控制及压井作业···················249 防火、防爆、防硫化氢措施·&

5、#183;·················2610 井喷失控的处理·····················2811 井控技术培训·······&#

6、183;···············3112 井控九项管理制度·····················3313 附则··········

7、····················4414 附录·····························

8、;···4515 附录A “四七”动作····················4616 附录B “四七”动作岗位责任制及关井操作程序·····4817 附录C 司钻法压井············

9、83;·········6118 附录D 工程师法压井·····················6219 附件E 井口装置组合图··············&#

10、183;·····6320 附录F 固定基墩示意图···················7221 附录G 防喷演习示意图····················

11、7522 挂牌式样···························7623 钻井井控记录格式···················&#

12、183;·78 主题内容与适用范围1.1 根据中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定，结合大庆油田钻井生产实际，特制定本细则。1.2 本细则适用于在大庆油田及所属区块从事钻井施工的石油与天然气钻井井控管理。 总则2.1 井控工作是保证石油与天然气钻井安全的重要组成部分。做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或井喷着火事故的发生。2.2 井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，极易酿成火灾、设备损坏、油气井报废、环境污染、使油气资源受到严重破坏甚至造成人员伤亡。2.3 井控工作是一项系统工程，管理

13、局和油田公司的勘探开发、钻井工程、安全质量环保、物资装备、技术监督、教育培训等部门，必须高度重视。2.4 井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训及井控管理等。3 井控设计3.1 井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的要求进行井控设计。3.2 地质设计3.2.1 地质设计确定的井位要符合以下条件。3.2.1.1 油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；3.2.1.2 油气井井口距离民宅不小于100m；3.2.1.3 油气井井口距离铁路、高速公路不小于200m；3.2.1.4 油气井井口距离学校、医院、

14、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m；3.2.1.5 油气井井口之间的距离：一般油气井不小于5m；最大地层孔隙压力大于35MPa的气井不小于16m。3.2.1.6 若安全距离不能满足上述规定，由油田公司与管理局主管部门组织相关单位进行安全评估、环境评估，按其评估意见处置。3.2.2 进行地质设计前应对井场周围2km（含硫油气井3km）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、水资源情况和风向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、湖泊、干渠周围钻井应标明河道、干

15、渠的位置和走向等。3.2.3 地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力梯度剖面、地层破裂压力梯度剖面、地层岩性剖面数据、浅气层资料、邻井资料、油气水显示和复杂情况。3.2.4 在已开发区钻调整井，地质设计书中要提供邻近注采井分层动态压力数据、注采关系、套损等情况。开钻前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。3.2.5 在可能含硫化氢、二氧化碳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。3.3 钻井设计3.3.1 在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度，任何井口装置、工具的安装应为井控装备和抢险装备

16、的安装留有合理空间，为井喷抢险提供必要条件。3.3.2 井身结构设计3.3.2.1 原则上钻井必须下表层、装防喷器。若因地质情况不下表层或不装防喷器，由生产经营单位委托的钻井设计部门和钻井作业方、安全质量环保部门共同提出论证报告，汇编到钻井设计中，经生产经营单位井控第一责任人批准或授权批准后执行。3.3.2.2 凡属下列情况之一者，必须安装井口防喷装置及井控配套设施。a 探井；b 天然气井；c 有浅气层的井；d 设计钻井液密度超过1.80g/cm3的井；e 丛式井等特殊作业井或试验井；f 地下情况复杂的井；g 油气井井口距离达不到第3.2.1.1条第3.2.1.5条中要求的井。3.3.2.3

17、在井身结构设计中，同一裸眼井段中不应有两个压力梯度相差超过3kPa/m的油气水层，否则要设计技术套管或采取其它有效措施，避免井下复杂情况的发生。3.3.2.4 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。3.3.2.5 套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。表层应封固浅水层、疏软地层，且进入稳固岩层不少于10m。3.3.2.6 含硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体和高压气井的生产套管管串、有毒有害气体含量较高的复杂井技术套管管串，其材质和螺纹应符合相应的技术要求。3.3.2.7 用心轴悬挂器的套管头

18、，水泥可以返到地面；用卡瓦悬挂器的套管头，水泥要求返到1000m以下；同时要在满足井控要求的前提下，根据油气层显示情况确定水泥上返深度。3.3.3 根据裸眼井段中最高地层孔隙压力选择井控装备压力等级和组合形式，含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法的规定。3.3.3.1 当裸眼井段中最高地层孔隙压力14MPa时，选用压力等级不低于14MPa的防喷器，有5种组合形式供选择（允许使用套管头，其额定工作压力要与防喷器匹配）：a 钻井四通+单闸板+防溢管（见图1）；b 钻井四通+双闸板（全封+半封）+防溢管（见图2）；c 钻井四通+单闸板+单闸板+防溢管（

19、见图3）；d 钻井四通+单闸板+环形+防溢管（见图4）；e 单闸板钻井四通+单闸板+防溢管（见图5）。3.3.3.2 当14MPa裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa时，选用压力等级不低于21MPa的防喷器，有5种组合形式供选择（允许使用套管头，其额定工作压力要与防喷器匹配）：a 钻井四通+单闸板+防溢管（见图1）；b 钻井四通+双闸板（全封+半封）+防溢管（见图2）；c 钻井四通+单闸板+环形+防溢管（见图4）；d 钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形+防溢管（见图6）。e 单闸板钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形+防溢管（见图7）。3.3.3.3 当21MPa裸眼井段中最高地层孔隙压力3

20、5MPa时，选用压力等级不低于35MPa的防喷器，有4种组合形式供选择（对于油井允许选用底法兰）：a 套管头+钻井四通+双闸板（全封+半封）+防溢管（见图8）；b 套管头+钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形（21MPa或35MPa）+防溢管（见图9）；c 套管头+单闸板+钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形（21MPa或35MPa）+防溢管（见图10）；d 套管头+钻井四通+双闸板（全封+半封）+单闸板+环形（21MPa或35MPa）+防溢管（见图11）。3.3.3.4 当35MPa裸眼井段中最高地层孔隙压力70MPa时，选用压力等级不低于70MPa的防喷器，有3种组合形式供选择：a 套管头

21、+钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形（35MPa或70MPa）+防溢管（见图9）；b 套管头+单闸板+钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形（35MPa或70MPa）+防溢管（见图10）；c 套管头+钻井四通+双闸板（全封+半封）+单闸板+环形（35MPa或70MPa）+防溢管（见图11）。3.3.3.5 当裸眼井段中最高地层孔隙压力70MPa时，选用压力等级105MPa的防喷器组合，有2种组合形式供选择：a 套管头+单闸板+钻井四通+双闸板（全封+半封）+环形（70MPa）+防溢管（见图10）；b 套管头+钻井四通+双闸板（全封+半封）+单闸板+环形（70MPa）+防溢管（见图11）。3.3

22、.4 节流、压井管汇及其所有连接闸门、法兰、防喷管线、配件等的压力级别，不低于裸眼井段中最高地层孔隙压力。3.3.4.1 节流管汇有3种形式中供选择：a 压力等级为14 MPa 、21MPa的节流管汇，见图12；b 压力等级为35MPa、70MPa的节流管汇，见图13、图14。c 压力等级为105MPa的节流管汇，见图14。3.3.4.2 压井管汇有2种形式供选择：a 压力等级为14MPa、21MPa的压井管汇，见图15；b 压力等级为35MPa、70MPa、105MPa的压井管汇，见图16。3.3.5 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻井液处理及灌注装置、防毒面具、正压式呼吸器要满足井控

23、、HSE的相关标准。3.3.6 钻井液设计3.3.6.1 钻井液密度的确定，以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，再增加一个安全附加值。选择附加值时要考虑地层孔隙压力预测精度、地层坍塌压力、地层破裂压力、硫化氢含量、二氧化碳含量和井控设备配套情况。附加值按以下两种原则之一确定（欠平衡井或其他特殊井执行钻井工程设计给定的附加值）。a 油井、水井为0.050.10g/cm3 或增加井底压差1.53.5MPa。b 气井为0.070.15g/cm3或增加井底压差3.05.0MPa。3.3.6.2 钻井液设计中按第6.3条的要求，明确备用加重剂种类及数量。3.3.7 井控技术主要要求3

24、.3.7.1 制定有针对性的井控技术措施，立足于搞好一次井控工作，钻井施工中做好二次井控的准备工作，及时发现和处理油气显示、溢流等异常情况。3.3.7.2 钻井过程中钻井队要认真做好地层孔隙压力监测及绘制“四条（三条）曲线”的工作。a 具备录井条件的井做四条曲线。四条曲线包括预测地层孔隙压力曲线、监测地层孔隙压力曲线、设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线。b 不具备录井条件的井做三条曲线。三条曲线包括预测地层孔隙压力曲线、设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线。c 四条（三条）曲线贴于井场值班房墙上。3.3.7.3 井控设备的试压维护保养、活动要求。3.3.7.4 防喷演习、破裂压力试验、低

25、泵速试验等方面的要求。3.3.7.5 井控应急措施，包括压井钻井液及井控工具的储备、压井措施、消防灭火、环保等主要内容。3.3.7.6 保证通讯设备畅通的要求。3.3.8 欠平衡钻井3.3.8.1 含硫油气层或上部裸眼井段地层中的硫化氢含量大于SY/T5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法中的规定标准时，不能开展欠平衡钻井。3.3.8.2 欠平衡钻井施工设计中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火、安全防护、防硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体伤害的井控措施，制定相应的HSE管理及欠平衡钻井井控安全应急预案。3.3.9 施工过程中地质情况或施工条件出现较大变化时，应及时对钻井作业进行风险识别

26、和评价，制定出安全技术保障措施，并修改设计，按程序审批后方可实施。4 井控装备的安装与维护4.1 井控装备的安装4.1.1 各次开钻的井口装置要严格按标准规范安装，保证四通出口高度始终不变。4.1.2 防喷器、钻井四通、套管头（底法兰）、节流管汇、压井管汇、防喷管线和阀门的各部连接法兰的密封垫环槽、密封垫环（BX型密封垫环只能使用一次）要清洁干净，并涂润滑脂安装。各部位的连接螺栓要齐全并对称均匀扭紧，螺栓两端露头长度一致，法兰间隙要均匀。冬季施工时，要做好闸阀和管线等井控设备的防冻保温工作。4.1.3 套管头的安装4.1.3.1 安装套管头的井要修建圆井，圆井壁用厚度不低于5mm的钢板，内壁配

27、备上下扶梯。4.1.3.2 下套管前，准确计算联顶节长度，保证生产层套管头顶面高出地面的高度在0.2m0.3m之间。4.1.3.3 把套管头吊平、摆正下放，下放时注意套管头的密封部位，以免损坏。下放到位后校正出口方位及水平度。4.1.3.4 对套管头进行注塑、试压。试压压力为套管抗挤强度的80%与套管头额定工作压力二者中的最小值，稳压30min，压降不大于0.5MPa。4.1.4 防喷器组的安装4.1.4.1 防喷器底法兰套管短节上下连接不得偏扣、不得电焊，密封满足试压要求。4.1.4.2 防喷器主体安装平整，天车、转盘、井口中心的最大偏差不能超过10mm。4.1.4.3 防喷器组用16mm钢

28、丝绳正反花蓝螺栓四角绷紧固定，钢丝绳不能妨碍其它操作。4.1.4.4 防溢管与顶盖的密封用密封垫环或专用橡胶圈，防喷器上部安装挡泥伞。4.1.4.5 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作手轮原则上接到井架底座外，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°。挂牌标明开、关方向和到底的圈数及闸板类型。4.1.4.6 通常情况下，双闸板防喷器采用上半封闸板，下全封闸板。4.1.5 井控管汇的安装4.1.5.1 井控管汇包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、压井管线、钻井液回收管线、放喷管线。4.1.5.2 防喷管线应使用经探伤检验合格的专用管材，通径不小于78mm，

29、采用焊接法兰连接或螺纹法兰连接，不允许现场焊接。4.1.5.3 安装完毕的节流管汇、压井管汇、防喷管线和钻井四通应达到平直，不允许防喷管线拐弯。4.1.5.4 当裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa时，选用压力等级不低于21MPa的压井管汇，接一条与远程泵连接的压井管线，配有单向阀，末端有52mm的高压油壬（公头）。不与钻井泵高压管线连接。4.1.5.5 当裸眼井段中最高地层孔隙压力35MPa时，选用压力等级不低于35MPa的压井管汇，接两条压井管线，一条与远程泵连接，配有单向阀，末端有52mm高压油壬（公头），另一条也配有单向阀，用外径73mm的油管与钻井泵高压管线连接，在地面管汇处有球阀。

30、4.1.5.6 当裸眼井段中最高地层孔隙压力35MPa时，钻井四通两翼闸阀、节流管汇和压井管汇的安装方式和开关状态见图17-1和图17-2。4.1.5.7 当裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa时，钻井四通两翼闸阀、节流管汇和压井管汇的安装方式和开关状态见图17-3。4.1.5.8 节流管汇、压井管汇、钻井四通两侧的每个闸阀要按照标准编号挂牌，并处于标准的开关状态，节流阀开度1/31/2。其它型号的节流、压井管汇闸阀开关状态比照执行。4.1.5.9 压力等级21MPa的节流管汇，钻井液回收管线用外径73mm油管；压力等级35MPa的节流管汇以及气井、特殊井用通径不小于78mm的专用管。钻井液回

31、收管线，出口处必须固定牢，进入1号罐或2号罐，但回收的钻井液必须回流到1号罐；回收管线应使用经探伤检验合格的专用管材，拐弯角度不小于120°，不得在井场焊接，螺纹连接余扣不大于一扣。4.1.5.10 放喷管线用法兰连接的通径不小于78mm的专用管线或用127mm钻杆并且外螺纹向外。对于裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa的井，放喷管线长度距井口不少于75m；对于裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa的井，放喷管线长度距井口不小于50m。4.1.5.11 放喷管线出口保持平直，距各种设施不小于50m。布局要考虑当地季节风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。4.1.5.12

32、 当裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa时，在节流管汇接一条放喷管线。在压井管汇外侧接平板阀，平板阀外侧留外螺纹端，作备用放喷管线的连接点。在压井管汇外侧留放喷管线的通道。4.1.5.13 当裸眼井段中最高地层孔隙压力35MPa时，在节流管汇和压井管汇各接一条放喷管线。4.1.5.14 放喷管线要平直，螺纹连接紧固牢靠，不得焊接。如遇特殊情况管线需要转弯时，要用铸（锻）钢弯头连接，其角度不小于120°。放喷管线每隔1015m、转弯处用水泥基墩地角螺栓或地锚固定，其中距放喷口0.5m2.0m之间必须有双基墩，水泥基墩如图18。地脚螺栓直径不小于20mm，埋入长度不小于0.5m。放喷管线

33、需要悬空安装时，悬空处要支撑固定，支撑点间距控制在10m之内。如果裸眼井段中最高地层孔隙压力21MPa时，可以采用图18中的铁基墩。对于活动基墩，必须有不小于1/3高度埋入地下。4.1.5.15 放喷口前应挖放喷坑。深层天然气井主放喷坑规格为3m（宽）×5m（长）×1.5m（深）或体积不小于15m3的回收罐，副放喷坑规格为2m（宽）×3m（长）×1.5m（深）或体积不小于6m3的回收罐；其它井放喷坑规格为2m（宽）×3m（长）×1.5m（深）或体积不小于6m3的回收罐；挖取的土堆放在放喷坑前方，形成土墙。4.1.5.16 在放喷口处有

34、固定或人工点火装置，人工点火点在出口上风方向不小于15m。4.1.6 井控装备控制装置的安装4.1.6.1 井控装备控制装置包括远程控制台、司钻控制台、节流管汇控制箱、液压管线。4.1.6.2 远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m，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少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。4.1.6.3 远程控制台总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器。严禁强行弯曲和压折气管束。4.1.6.4 远程控制台电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制，不得与照明或其它用电器线路串接。4.1.6.5

35、液压管线的连接。连接井口部位井控设备的液压管线用外敷防火花材料的高压耐火隔热软管。管排架与防喷管线、放喷管线、压井管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。条件允许时全部使用高压耐火隔热软管。4.1.6.6 司钻控制台安装在钻台的左侧，即司钻工作位置后面便于操作的地方。4.1.6.7 节流控制箱安装在钻台的右侧，在操作节流控制箱的同时能观察到液动节流阀的地方。4.1.6.8 需要标明控制对象的控制闸阀挂牌。4.1.7 除气设备的安装4.1.7.1 气井或气油比高的油井需要安装液气分离器和除气器。4.1.7.2 除气器安装在1

36、号罐上，排气管线接出距除气器15m以外。4.1.7.3 液气分离器的钻井液排出管线要使用“U”型管，“U”型管高度不小于3m，进入罐或钻井液槽的管线高度要低于液气分离器1/3高度。4.1.7.4 液气分离器入口管线用通径不小于78mm的高压耐火隔热软管或专用管线，用法兰连接，不允许现场焊接，每隔4m用水泥基墩或地锚固定。4.1.7.5 液气分离器用16mm钢丝绳三角或四角在地面用地锚固定。4.1.7.6 液气分离器排污阀用蝶形阀门，并接有排污管线。4.1.7.7 液气分离器安装量程为04MPa的压力表，在压力表前安装截止阀。4.1.7.8 安全阀出口方向指向排污坑或主放喷管线一侧。4.1.7.

37、9 液气分离器排气管线外径不小于152.4mm，接出距井口不小于50m；在出口处有固定或人工点火装置，人工点火点在出口上风方向不小于15m；固定方式与第4.1.5.14条放喷管线的固定方式相同。4.1.8 钻具内防喷工具4.1.8.1 钻具内防喷工具包括方钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆。4.1.8.2 钻具内防喷工具的额定工作压力不小于防喷器额定工作压力。4.1.8.3 探井、气井和安装环形防喷器的井，接方钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞，备用钻具止回阀和旋塞；其它井，接方钻杆下旋塞，备用钻具止回阀和旋塞。旋塞开关扳手放在钻台工具箱上，有专人管理。4.1.8.4 安装防喷器的井备用一根

38、防喷钻杆。防喷钻杆是在钻杆内螺纹端接旋塞并紧扣的钻杆，旋塞处于常开状态，上有提环，下有螺纹保护器，钻台上有旋塞扳手。4.1.8.5 防喷钻杆在钻进时放置在滑道左侧的钻杆支架上，其它工况放置在大门坡道上。4.1.8.6 如果钻具组合中的钻铤只有一种螺纹类型，且与钻杆螺纹不相同，要在防喷钻杆外螺纹端连接钻杆与钻铤内螺纹的转换接头，并紧扣；如果钻具组合中的钻铤有两种或两种以上的螺纹类型，要在钻台上准备与不同螺纹类型钻铤内螺纹匹配的专用转换接头。4.1.8.7 在钻台上再备用一只能够与防喷钻杆中旋塞连接的钻具止回阀。4.1.8.8 防喷钻杆、钻具止回阀、专用转换接头等内防喷工具的表面应全部涂红漆。4.

39、1.9 井控监测仪器及钻井液处理装置4.1.9.1 有密闭循环系统要在每个密闭罐内装钻井液量标尺，按每小格1m3 、每大格5m3设计。走地面池循环时，在池内也应有钻井液量标尺，每小格在1.02.0m3 。4.1.9.2 配备钻井液循环池液面监测与报警装置。4.1.9.3 加重装置处于随时可用的良好状态。4.1.9.4 按照钻井安全标准配备有毒有害气体监测仪器、仪表。4.1.10 冬季井架底座围布及循环罐保温棚应留有通风口。4.2 井控装备的维护4.2.1 每次起钻前活动一次半封闸板防喷器，起完钻具后活动一次全封闸板防喷器。4.2.2 每周活动一次半封闸板防喷器，每半月活动一次手动锁紧装置。4.

40、2.3 井控管汇的闸门每半月注一次润滑脂，每周开关活动一次，闸门丝杆有防湿、防锈措施。4.2.4 远程控制台三位四通换向阀每半月保养一次。4.2.5 电、气泵上的油滤网每周清洗一次。4.2.6 气泵前气水分离器每周放水一次，油雾器内机油量保持容积的1/23/4。4.2.7 电泵曲轴箱机油保持在上下限之间，每半月检查一次。4.2.8 方钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞、防喷钻杆上的旋塞和螺纹保护器每3天活动一次；旋塞、钻具止回阀每使用200h探伤一次，有问题必须更换。5 井控装备的试压与使用5.1 井控装备的试压5.1.1 井控设备在井控厂的试压5.1.1.1 除井控设备控制装置的试压采用规定的液压油试

41、压外，其余的井控装备在井控厂用清水试压。5.1.1.2 环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器试压到额定工作压力，节流管汇、压井管汇、阀门及内防喷喷工具试压到额定工作压力。5.1.2 井控设备在钻井现场的试压5.1.2.1 试压前的检查与准备a 检查防喷器组及液动放喷阀开关是否灵活。环形防喷器开、关一次时间不大于20s；闸板防喷器开、关一次时间不大于8s；液动放喷阀开、关一次时间不大于3s。b 检查司钻控制台与远程控制台对应压力表的表示值是否一致，司钻控制台是否有效控制远程控制台的操作。c 检查司钻控制台、远程控制台的三位四通换向阀的开关与防喷器、液动放喷阀的开关是否一致。三位四通换向

42、阀的待命状态在中位。d 检查液、气泵的上油阀是否打开，各压力表的压力是否符合要求。环形控制压力9.5MPa10.5MPa，汇流管压力9.5MPa10.5MPa，储能器压力17.5MPa21MPa，压缩空气气液压力0.65MPa0.80MPa。e 储能器充压前油箱液压油液面距箱顶不大于20cm。f 检查节流管汇控制箱阀位开关度表读数和实际阀位是否一致。g 具有低压压力表的节流管汇，试压时要保证低压压力表前的截止阀处于关闭状态。除发生井喷读取低压套压值时，不能打开该截止阀。5.1.2.2 试压对象包括：防喷器组、套管头（底法兰），钻井四通、节流管汇、压井管汇、阀门、防喷管线、放喷管线、压井管线及所

43、有连接部位。5.1.2.3 试压要求a 未装套管头的井，采用整体试压（未钻水泥塞前），试验压力为套管抗内压强度的80%和闸板防喷器额定工作压力两者间的最小值。b 安装套管头的井，采用试压塞试压。闸板防喷器试压到额定工作压力；环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；节流管汇、压井管汇、防喷管线及相关闸阀、方钻杆旋塞阀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。c 旋转防喷器或旋转压力控制头（欠平衡压力钻井）封钻杆静压试到额定工作压力的70%，动压试压额定工作压力的50%。d 对于选用了高于裸眼井段最高地层孔隙压力一个级别或以上的井控设备，可以按照裸眼井段最高地层孔隙压力确定的压

44、力等级进行试压。e 压井管线试验压力为20MPa，放喷管线试验压力为10MPa。f 以上试压稳压时间不少于10min，允许压降不超过0.7MPa，环形防喷器允许压降不超过1.0MPa（参考值），密封部位无渗漏为合格。g 液气分离器、连接管线和燃烧管线使用压缩气体进行试压，试验压力为0.8MPa，不漏为合格。h 防喷器控制系统按其额定工作压力做一次可靠性试压。5.1.2.4 试压设备为专用试压泵。5.1.2.5 试压顺序：全封、半封、环形（不做封零试压）、防喷管线节流管汇、压井管汇、阀门、压井管线、放喷管线。5.1.3 更换或拆装井控设备部件后，应采用堵塞器或试压塞按5.1.2.3条的要求，对更

45、换或拆装的和与之有关联的井控设备，按要求重新进行试压。5.1.4 井控设备要定期进行试压检验。现场连续使用的井控设备，两次试压间隔时间不大于90天。5.1.5 内防喷工具每3个月或井喷承压使用后送回井控厂检修、试压、检验一次，合格后才能使用。5.2 井控装备的使用5.2.1 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。5.2.2 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。5.2.3 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性到位，然后

46、回转1/4圈1/2圈。5.2.4 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。5.2.5 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。5.2.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。5.2.7 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。5.2.8 钻开油气层后，按照第4.2条对闸板防喷器开、关活动试关井。5.2.9 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。5.2.10

47、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。5.2.11 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。6 钻开油气层前的准备和检查验收6.1 按第4.1条和第5.1.2条要求对井控设备进行一次全面检查，保证灵活好用。6.2 各次开钻的钻开油气层前由钻井队技术人员向全队进行地质、工程、钻井液、井控装备等方面的井控技术交底，可以和各次开钻前的技术交底同时进行。6.3 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。6.3.1 2000m以内的探井、开发井最少储备20t；6.3.2

48、2000m3000m的探井、开发井最少储备30t；6.3.3 大于3000m的探井、开发井最少储备50t；6.3.4 大于2000m的气井同时储备密度1.50g/cm3 以上的钻井液60m3 ；6.3.5 小于2000m的气井同时储备密度1.50g/cm3 以上的钻井液30m3 ；6.3.6 油田内部调整井最少储备30t；6.4 确定允许关井套压6.4.1 深层探井、有技术套管的井、参数井、外围新区块第一口探井，在二次开钻及以后各次开钻后，钻过第一个砂岩层，应进行地层破裂压力试验。如果钻穿套管鞋30m后仍不见砂层则不做此试验，用邻井地层破裂压力作为参考值。6.4.2 用地层破裂压力减二次开钻或

49、以后对应各次开钻的最大钻井液密度在试验井深产生的静液柱压力，所得数值为最大关井套压值。地层破裂压力决定的允许关井套压值为最大关井套压值的80%。6.4.3 最大允许关井套压值为防喷器额定工作压力、地层破裂压力决定的允许关井套压值、套管抗内压强度的80%，三者中的最小值。6.4.4 最大允许关井套压值、设计最大钻井液密度、地层破裂压力梯度、最大允许钻井液密度、套管抗内压强度等有关压井数据制成标牌，如图20，置于节流控制箱和节流管汇处。6.4.5 不要求做地层破裂压力试验的井，用邻井资料或近似法计算地层破裂压力。6.5 在进入油气层前50m100m，按照下部钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进

50、行承压能力检验。6.6 在已开发区块钻井，邻近注水井要采取降压措施，注水井的井口恢复压力不得高于规定要求，不符合规定不得开钻。6.7 按防喷演习要求，在一个月内对每个现场钻井班按不同钻井工况至少各进行一次防喷演习，但要保证每个现场钻井班在施工井都能按不同钻井工况至少各进行一次防喷演习，应有夜间防喷演习。6.8 含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，检查落实各方面安全预防工作。6.9 检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。6.10 认真执行钻开油气层前的申报审批制度，批准后方可钻开油气层。6.11 按照钻

51、井井控九项管理制度的要求，做好坐岗工作、干部值班等工作。7 钻开油气层后的井控工作7.1 及时发现溢流是井控技术的关键，必须严格落实一次井控的各项工作。7.1.1 加强地层对比和地质预告，掌握地层压力并认真执行钻井工程设计。7.1.2 在已开发区块钻井，要经常检查钻井区块地层降压措施的落实情况，并做好注水井动态数据记录。7.1.3 钻井液性能符合钻井设计要求，特别是钻井液密度必须在设计范围内。起钻前充分循环井内钻井液，使其性能稳定，进出口密度差不超过0.02g/cm3。7.1.4 钻进时司钻注意观察泵压、钻速等变化，发现异常立即停止钻进，循环钻井液观察后效。7.1.5 坐岗人员注意观察、记录钻

52、井液性能变化、钻井液量增减等，及时向司钻汇报，将有关数据记入井控坐岗记录。7.1.6 起钻过程中，要严格控制起钻速度，钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻用挡或起钻速度不超过0.5m/s，预防抽吸引起井喷。起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况；起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。7.1.7 空井作业时间（如电测、井壁取心等）原则上不能超过24h，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。7.1.8 钻开浅气层或油气层后，每次起钻前钻井液密度达到设计

53、上限，都要进行一次250m350m的短起下钻，计算气体上窜速度，循环钻井液观察后效，正常后才可起钻。7.1.9 按照第3.4.6条要求做好地层孔隙压力监测及绘制“四条（三条）曲线”的工作。7.1.10 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施，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。7.1.11 需泡油、混油或调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段中的最高地层孔隙压力。7.1.12 完井下套管建立循环前，必须在套管内灌满钻井液。7.2 对于安装井口防喷设备的井，除做好第7.1条中要求的井控工作外，还要落

54、实以下主要要求：7.2.1 每周由钻井队队长或技术负责人组织对井控设备进行一次全面检查。7.2.2 探井、深井、采气井，从钻开油气层前50m开始，每只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300±50m和钻井液性能发生较大变化时，都要以正常排量的1/31/2循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，将试验结果记录在低泵速试验记录中。7.2.3 钻开油气层后，按照第4.2条要求活动和保养井控装备。7.2.4 固井作业时不得拆除防喷器，应配套微变径闸板、换与套管直径相匹配的闸板或在钻台配备套管螺纹和防喷钻杆相匹配的接头。固井全过程保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间因失重造成井

55、内压力平衡的破坏，甚至井喷。7.2.5 中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。 溢流的控制及压井作业8.1 报警时溢流量不超过1.0m3，关井时溢流量不超过2.0m3。8.2 发现溢流的报警信号：报警信号为一长鸣笛，关井结束信号为两短鸣笛，开井结束信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右、间隔1s左右。8.3 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井；关井后及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。8.4 起下钻中发生溢流，应尽快抢接防喷钻杆或旋塞，关闭旋塞后接钻具止回阀，然后打开旋塞。只要条件允许

56、，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。8.5 电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。8.6 出现溢流或井喷，钻井队立即向钻井分公司汇报，钻井分公司向钻井公司有关部门和领导汇报，钻井公司向钻探集团、管理局和油田公司有关部、室和领导汇报，并启动相应的井控应急预案。8.7 发生溢流、井涌、井喷时，按照附录A和附录B的“四七”动作和各岗位责任制正确进行处理。8.8 汇报内容包括：8.8.1 溢流前、后的钻井液密度、粘度、泵压；8.8.2 最大允许关井套压，关井后的立管压力、套管压力、溢流量；8.8

57、.3 溢流前的作业状况；8.8.4 加重材料储备量；8.8.5 井控设备额定工作压力及组合形式；8.8.6 关井时井深、下井钻具组合及长度；8.8.7 上一层套管尺寸和下深。8.9 重新建立井筒内液柱压力平衡。8.9.1 根据收集的有关数据，判别溢流种类。8.9.2 计算压井用钻井液密度。8.9.3 计算钻柱内外容积、钻井液量及加重材料用量。8.9.4 计算循环时的初始循环立管压力和终了循环立管压力。8.9.5 计算注入重钻井液到达钻头和从环空返至井口所需时间。8.10 选择适当的压井方法压井。8.10.1 当关井立管压力为零，套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排

58、除侵污钻井液即可。8.10.2 当关井立管压力为零，套压不为零时，应在控制回压维持原钻进排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。8.10.3 关井立管压力不为零时，可采用工程师法（见附录C）、司钻法（见附录D）、边循环边加重法等常规压井方法压井。8.11 任何情况下关井，最大关井套压不得超过最大允许关井套压，在允许关井套压内严禁放喷。8.12 所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制液柱压力略大于地层孔隙压力的原则。8.13 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻

59、井液，同时用节流管汇控制回压，保持液柱压力略大于地层孔隙压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。8.14 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。8.15 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。8.16 压井结束后，填写压井施工单。9 防火、防爆、防硫化氢措施9.1 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有

60、隔离带或隔火墙。发电房、配电柜、锅炉房等应设置在季风的上风向，锅炉房距井口不小于50m，值班房、发电房、配电柜距井口不小于30m。油罐距井口不小于30m，距放喷管线不小于3m，距发电房不小于20m。9.2 距井口30m以内及钻井液循环系统的电气设备、照明设备、开关、输电线路及接线方法应符合防火防爆安全规定。9.3 做好防止柴油机排气管排火的工作。钻台下面和井口周围严禁堆放杂物和易燃品，机泵房下无积油。柴油机排气管无破漏和积炭，并有灭火装置，出口与井口距离不小于15m，不朝向油罐。在苇田、草原等特殊区域内施工要加装防火帽。9.4 井场内严禁吸烟和动用明火，应有明显的防火标志。若需动火，应执行井场

61、动火申报制度。9.5 按照标准要求配齐灭火器和其它消防工具。9.6 发生井喷时要立即停炉、断电，关闭一切可能引起爆炸、着火的设备，并设置警戒线，警戒线内严禁一切火源，布置专人警戒。9.7 含硫油气井应严格执行防硫化氢措施，避免人身伤亡和环境污染。9.7.1 在井架上、井场盛行风入口处、钻台等地应至少设置2个风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向设定的2个紧急集合点疏散。9.7.2 在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。9.7.3 钻井队应按规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，做到人人会使用、会维护、会检查。9.7.4 含硫化

62、氢油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后持证上岗。9.7.5 HSE部门负责防硫化氢安全教育。钻开油气层前，钻井队应向全队职工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，及时做出地质预报，建立预警预报制度。9.7.6 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50mg/m3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。9.7.7 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时，应按安全标准的要求做好人员安全防护工作。9.7.8 钻井队及

63、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，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。9.7.9 一旦发生井喷事故，要及时上报上级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。9.7.10 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。10 井喷失控的处理10.1 严防着火。井喷失控后应立即停机、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，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源，组织设立警戒和警戒区；将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽

64、快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。10.2 立即启动钻井井控应急预案，向上一级主管单位或部门汇报，并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。油田公司负责及时向当地安全生产监督部门报告。10.3 设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。10.4 迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，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。10.5 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。10.6 抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T 6203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。10.7 井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理。10.7.1 检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值；10.7.2 检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；10.7.3 井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施；10.7.4 按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊；对油罐、氧气瓶、乙炔发生器等易燃易爆物采取安全保护措施；10.7.5 迅速组织力量配制压井液，压井液密