西南油气田井控技术实施细则(钻井+

西南石油局西南油气分公司井控技术实施细则

中国石化集团公司西南石油局

中国石油化工股份有限公司西南油气分公司

二〇一二年四月

西南石油局西南油气分公司《井控技术实施细则》

编委会

主任：

副主任：

编委：

编写组

主编：

编写人员：

前言

为了深入贯彻《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）、《井下作业井控技术规程》（SY/T6690-2008）、《中国石化石油与天然气井井控管理规定》（中国石化安[2011]709号）等行业标准以及企业文件要求，提高西南油气田井控技术水平，有效预防井喷事故发生，特制定本实施细则。

西南石油局、西南油气分公司积极组建井控技术实施细则编制组，遵循石油天然气行业标准以及企业文件，结合西南局[2011]148号文件《西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则》，在参考国内其它油气田井控技术实施细则上，结合西南油气田各区块井控技术特点，采集细化了钻前、钻完井、井下试油气、修井、压裂酸化等作业井控技术规范条目共计二十章、十五个附录，系统编制出了《井控技术实施细则》。

目前，本细则完成了工程技术研究院两次审查、分公司相关处室四次审查，修改形成了《井控技术实施细则》。鉴于分公司勘探开发区块多、石油天然气行业标准更新时间长等特点，建议在本细则颁布实施后按年限定期进行修订工作。

目录

第一部分钻完井作业 (1)

1范围 (1)

2规范性引用文件 (1)

3术语及定义 (2)

4井控设计 (2)

5井控装置的安装、试压、使用和管理 (7)

6钻开油气层前的准备和检查验收 (24)

7钻井及完井过程中的井控作业 (26)

8溢流的处理和压井作业 (29)

9防火、防爆、防硫化氢安全措施 (31)

10井喷失控的处理 (36)

11附则 (38)

附录A XX井最大允许关井套压图表 (39)

附录B关井操作程序 (40)

附录C顶驱钻机关井操作程序 (43)

附录D关井操作程序岗位分工 (45)

附录E防喷（防硫化氢）演习记录表格式 (49)

附录F钻井井控坐岗记录表 (50)

附录G钻开油气层检查验收书格式 (53)

附录H井控停钻整改通知书格式 (62)

附录I钻开油气层检查整改回执格式 (63)

附录J关井立压求取方法 (65)

附录K压井作业单格式 (66)

附录L井喷或井喷失控汇报基本资料表格式 (69)

第二部分井下作业 (73)

1范围 (73)

2规范性引用文件 (73)

3井控设计 (73)

4井控装置的安装、试压、使用和管理 (76)

5井下作业中的井控技术 (79)

6井下作业过程中发生溢流的关井程序 (82)

7防火、防爆、防硫化氢安全措施 (84)

8井喷失控的处理 (85)

9应急管理 (86)

附录A最大关井压力计算公式 (89)

附录B井控装置组合示意图 (90)

附录C坐岗观察记录表 (91)

第一部分钻完井作业

1 范围

1.1 本细则规定了西南石油局、西南油气分公司（以下简称局分公司）石油与天然气钻井工程中的井控设计、井控装臵的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻井及完井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理等七个方面技术内容。

1.2 本细则适用于西南油气分公司所属油气井的钻井工程作业井控技术管理。西南石油局所属钻井工程作业队伍在分公司市场以外承担的钻井施工，应遵守业主方相关井控管理规定。

2 规范性引用文件

下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。

AQ 2012-2007 石油天然气安全规程

AQ 2016-2008 含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定

AQ 2017-2008 含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法

AQ 2018-2008 含硫化氢天然气井公众安全防护距离

SY/T 5087-2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法

SY/T 5127-2002 井口装臵和采油树规范

SY/T 5225-2005 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程

SY/T 5466-2004 钻前工程及井场布臵技术要求

SY/T 5467-2007 套管柱试压规范

SY/T 5623-2009 地层压力预（监）测方法

SY/T 5724-2008 套管柱结构与强度设计

SY 5742-2007 石油与天然气井井控安全技术考核管理规则

SY/T 5964-2006 钻井井控装臵组合配套安装调试与维护

SY 5974-2007 钻井井场、设备、作业安全技术规程

SY/T 6160-2008 防喷器的检查和维修

SY/T 6203-2007 油气井井喷着火抢险作法

SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程

SY/T 6616-2005 含硫油气井钻井井控装臵配套、安装和使用规范

SY/T 6789-2010 套管头使用规范

Q/SH 0012-2007 川东北井身结构设计技术规范

Q/SH 0013-2007 川东北复杂压力条件下钻井技术规范

Q/SH 0017-2007 川东北深井超深井套管保护技术规范

Q/SH 0020-2009 川东北钻前施工作业技术规范

Q/SH 0033-2009 川东北含硫化氢天然气井钻井与试气作业工程安全技术规范

Q/SH 0205-2009 川东北天然气井钻井井控技术规范

Q/SH 0206-2008 川东北天然气井钻井井控装臵配套、安装和使用规范

Q/SHS 0003.1-2004 天然气井工程安全技术规范第1部分：钻井与井下作业

中国石化安[2011]907号《中国石化石油与天然气井井控管理规定》

西南油气[2008]73号《中石化股份公司西南油气分公司钻井设计管理办法》

2011年1月20日下发生产运行处《关于执行钻前工程标准方案设计的通知》文件3 术语及定义

3.1 井型：按井深划分为四类井：浅井（井深≤2000m）、中深井（2000m<井深≤4500m）、深井（4500m<井深≤6000m）和超深井（井深>6000m）。

3.2 “三高”油气井：是指具有高产、高压、高含H

2

S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

H

2S”是指地层气体介质H

2

S含量达1000ppm及以上。

3.3 高温高压气井：是指井底温度等于或高于150?、地层压力达70MPa及以上的井。

3.4 含硫化氢气井：指地层天然气的总压等于或大于0.4MPa，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa；或H

2

S含量大于75mg/m3（50ppm）且硫化氢释放速率不小于0.01m3/s的天然气井。

3.5 硫化氢释放速率：事故状态下含硫化氢天然气井单位时间内向大气中释放的硫化氢的量，在标准状况（温度为0?，压力为1标准大气压）下，用单位m3/s表示。

4 井控设计

4.1 总体要求

井控设计应遵循“安全第一，预防为主”思想，符合安全、环境和健康体系要求，在钻井工程设计中要单独成篇。

4.2 设计管理要求

4.2.1 资质人员

从事钻井工程设计单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。

4.2.2 设计审批管理

4.2.2.1油气井钻井工程设计和施工设计均应有《井控专篇》。《井控专篇》应以井控安

全和防H

S等有毒有害气体伤害为主要内容。包含井控装臵的设计、井控工艺、应急预

2

案等内容，并按标准要求提供相关资料，重点是硫化氢的储藏层位、含量、防护措施等。

4.2.2.2 钻井工程设计应按局、分公司对应程序进行审批、签字等，未经审批不准施工。组织工程与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。“三高”油气井应由企业分管领导审批。

4.2.2.3一般井施工设计应由施工单位技术管理部门审核、技术负责人审批后实施；区域探井、深井、超深井及含硫油气井由施工单位技术负责人审核后，报局技术主管部门审批。

4.2.2.4如遇未预见因素需变更设计时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更通知施工单位执行。

4.3 井位选址要求

4.3.1 安全距离

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、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。

若安全距离不能满足上述规定时，开发井应由业主方和施工作业方自主进行安全环境评估，并制定相应措施；区域探井、含硫油气井应由业主方组织具有相应资质专业机构进行安全环境评估，按其评估意见执行。

4.3.2 井口间距

S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，油气井井口间距不应小于3m；高含H

2

且最低不少于8m。

4.4 地质设计要求

4.4.1 应对高压天然气井、新区预探井及含硫化氢气井拟定井位周围3km、其余生产井周围2km范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测，在地质设计中标明其位臵，并调查500m以内的人口分布及其它情况。

4.4.2 在煤矿、金属和非金属矿等非油气矿藏开采区钻井，还应标明地下矿井、坑道的层位、分布、深度和走向及地面井位与矿井、坑道的关系。

4.4.3 在江河、沟谷附近的井位，设计中应标明井场与沟谷、河床的水平距离及相对高差，为合理选择表层套管下深提供依据。

4.4.4 根据物探资料以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和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压试验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。并特别注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量。

4.5 钻井液设计要求

4.5.1 密度设计要求

4.5.1.1 根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计应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，另加一个安全附加值：

a）油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa；

b）气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。

4.5.1.2 具体选择钻井液密度安全附加值时，还应考虑下列影响因素:

a）地层孔隙压力预测精度；b）油层、气层、水层的埋藏深度；c）地层油气中含硫化氢等有毒有害气体的含量（钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加值应取上限）;d）地应力和地层破裂压力；e）井控装臵配套情况。

4.5.1.3 考虑水平井井控作业风险，水平井在水平段钻井过程中钻井液安全附加值取0.15g/cm3。

4.5.2 加重材料和加重钻井液储备要求

4.5.2.1 川西工区：根据工区各井距离后勤供应距离小于100km、交通方便，且工区建有泥浆转运站、应急处理能力强等特点，各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行。

4.5.2.2 元坝工区：根据工区山区特点交通不便特点，为加强“三高”油气井安全作业，各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行；一开、二开采用泡沫/空气钻井应按本开次井筒容积1.2倍、再附加30m3进行常规钻井液储备。

表1 加重材料储备量要求

区块井别储备量（t）

川西工区

浅井、中深井≥50 深井、超深井

开发井≥100

勘探井≥200

元坝工区开发井≥500

表2 加重钻井液储备量要求

区块钻井层位钻井介质井别储备量

川西工区

目的层

钻井液

开发井（沙溪庙以浅）按最后一开井筒容积0.5倍

勘探井按本开次井筒容积1倍非目的层开发井、勘探井按本开次井筒容积0.5倍

元坝工区目的层

海相

钻井液

开发井按本开次井筒容积1倍陆相开发井按本开次井筒容积1倍非目的层钻井液开发井按本开次井筒容积1倍备注：加重钻井液密度按本开次设计最高密度值附加0.20g/cm3。

4.5.2.3 偏远井按钻井工程设计书要求执行。

4.6 井身结构设计要求

4.6.1 套管下深要求

4.6.1.1 根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、复杂情况提示及保护油气层等需要，设计合理的井身结构和套管程序。

4.6.1.2 应满足如下要求:

a）探井、超深井、复杂井的井身结构设计应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管。

b）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m,

表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上。

c）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。

d）含硫化氢天然气井，若下开次钻遇含硫地层，则表层套管下深应不少于700m，若下开次不钻遇含硫地层，则表层套管下深应按地形条件和钻井工程要求来确定；井口与河流、沟谷水平距离小于1000m的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300m；井口与河流、沟谷水平距离大于1000m的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100m。

4.6.2 固井设计要求

4.6.2.1 套管柱应符合下列规定：

a）油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计；

b）套管柱强度设计安全系数：抗挤为 1.0-1.125，抗内压为 1.05-1.25。抗拉为1.8以上，含硫天然气井应取高限；

c）高温高压天然气井应使用气密封特殊螺纹套管；普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹套管；

d）含硫化氢的井在温度低于93?井段应使用抗硫套管；含二氧化碳的井应使用抗二氧化碳的套管；既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管，与其配套使用的材料及设备应与硫化氢条件相适应；

e）在进行套管柱强度设计时，高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外，并应考虑满足进一步采取措施时压力增加值（如压裂等增产措施）及测试要求；中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后高压水层及最高地层压力；

f）套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求，且螺纹应按同一标准加工；

g）受损和锈蚀的套管不得入井。

4.6.2.2 注水泥浆应符合下列规定：

a）各层套管都应进行流变学注水泥设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力1MPa-2MPa；

b）固井施工前应对水泥浆性能进行室内试验，合格后方可使用；

c）有特殊要求的天然气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施；

d）坚持压力平衡原则。固井前气层应压稳，上窜速度不超过10m/h（特殊井和油气层保护的需要油气上窜速度控制在10-30m/h）;

e）优化水泥浆体系，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，防止气窜；

f）针对不同井况（低压漏失、长封固段以及高压等），应采取与之适应的固井方式、注水泥浆设计，保证固井前、注水泥浆过程和侯凝时的平衡压力固井，确保固井质量和固井井控安全；对于漏失井应在下套管前认真堵漏直至合格。

4.7 破裂压力试验要求

4.7.1 试验原则及要求

4.7.1.1 实测地层破裂（漏失）压力的方法适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层（如碳酸盐地层等）只做承压试验。

4.7.1.2 探井各层套管固井开钻后应做地层破裂压力试验；对于开发井应根据是否具有邻井地层破裂压力数据来决定，其中丛式井组第一口井要求做地层破裂压力试验。

4.7.1.3 根据地质预测或邻井资料，结合钻井液密度，选择合适的泵型和试压流程，一般作法是在钻至套管鞋以下第一个砂岩层3-5m 处测定破裂压力，若未钻遇砂岩层应钻至套管鞋以下20-50m 内测定破裂压力。

4.7.1.4试验压力应不大于井口设备额定工作压力和套管最小抗内压强度的80%二者中最小值；或当试验井底压力当量密度达到下部钻井施工钻井液密度要求时，应终止试验。

4.7.2 试验程序

4.7.2.1 调整钻井液性能，保证均匀稳定，满足试验要求。

4.7.2.2 上提钻头到套管鞋以上，井内灌满钻井液，关闭相应尺寸的防喷器。

4.7.2.3 缓慢开泵，向井内泵入钻井液。当裸眼长度在5m 以内时宜选用0.7-1L/s 排量；超过5m 时宜选用2-4L/s 排量。

4.7.2.4 当试验压力不再随注入量的增大而增大时，或当试验压力随着注入量的增大而下降时，终止试验。

4.7.3 试验数据记录与处理

4.7.3.1 应记录井号、试验日期、井深、地层岩性、钻井液密度、套管下深等破裂压力试验基础数据，以及每增加20-50L 泵入量应记录一次相应时间、总泵入量、立管压力或套管压力等数据。

4.7.3.2 按记录数据绘制泵入量-压力关系图，采用破裂（漏失）压力计算公式计算出地层破裂压力。

L m L f H p p ρ00981.0+= （1）

式中：f p —地层破裂压力，MPa ；L p —漏失压力，MPa ；m ρ—钻井液密度，g/cm 3；L H —试验地层深度，m 。

4.8 井控装臵配套

4.8.1 防喷器

4.8.1.1 防喷器压力等级应与相应裸眼井段中的最高地层压力相匹配，并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；当地层压力大于105MPa 时，可根据井口最大关井压力选择105MPa 防喷器。

4.8.1.2 根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式，分为14MPa 、21MPa 、35MPa 、70MPa 和105MPa 五个压力级别，对应的防喷器组合形式具体参考本细则第

5.1.5条相关要求。

4.8.2 井控管汇

4.8.2.1 节流和压井管汇压力级别应与全井防喷器最高压力等级相匹配，分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别，对应的组合形式或连接形式具体参考本细则第

5.1.5条相关要求。

4.8.2.2 新区第一口深探井和超深含硫气井应安装双节流管汇、双液气分离器。

4.8.3 绘制各次开钻井口装臵及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。

4.8.4 有抗硫要求的井口装臵及井控管汇，其金属材料应具有抗应力开裂性能、非金属材料应能承受指定压力、温度和硫化氢环境等要求，并应通过相关检验部门检验。

4.9钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装臵等其他井控装臵应根据分公司各区块特点进行配备，具体参考本细则

5.1.4条相关要求。

4.10 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，按工作压力、温度和材质等要求选用套管头、油管头、采油（气）树等完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

4.11 在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。

4.12 欠平衡钻井不应在含硫化氢气体的井段进行，应在地层情况等条件具备的井中进行。欠平衡钻井施工设计书中应制定保证作业安全、防止井喷、井喷失控或着火等的安全措施。

4.13 对探井、预探井、资料井砂泥岩地层应采用地层压力随钻检（监）测技术；绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻情况，及时调整钻井液密度。

4.14 在已开发调整区钻井，施工方要了解相邻井情况，规避在钻井与生产井、弃臵井相互影响造成复杂钻井和井控问题，特别是钻开油气层之前应采取相应的技术措施，确保钻井井控安全。若牵涉到需要相邻井停产（注）来解决钻井预计的难题，则事先由钻井公司向业主方请示，按业主方审批意见执行。

5 井控装置的安装、试压、使用和管理

5.1 井控装臵的安装

主要包括：钻井井口装臵、井控管汇、其他井控装臵及井控作业专用设备等的安装配套，应符合以下规定。

5.1.1 钻井井口装臵

5.1.1.1 钻井井口装臵包括防溢管、防喷器、液压防喷器控制系统、钻井四通及套管头等。各次开钻井口装臵应严格按设计安装。

5.1.1.2 防溢管

a）宜采用法兰密封连接，其通径应不小于入井套管、工具外径，管内不应有台肩。

防喷器顶部安装防溢管时，宜用螺栓连接，对不用的螺孔必须用防锈保护措施，其连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。

b）防溢管处宜装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。

5.1.1.3 防喷器

a）新区深探井、含硫化氢气井应安装剪切闸板防喷器，与全封闸板配套使用，安装在全封闸板之上，其压力级别和通径与配套井口装臵一致。

b）安装剪切全封闸板防喷器的钻井队现场应配备与使用钻杆尺寸匹配的钻杆死卡。

c）防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。

d）防喷器组安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用不小于16mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。

e）闸板防喷器应配备手动或液动锁紧装臵。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手轮应接出井架底座，可搭台便于操作。手动操作杆与防喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于30°。手动操作杆手轮上挂牌标明开关圈数及开关方向。

5.1.1.4 防喷器远程控制台

a）远程控制台控制能力应与所控制的防喷器组及管汇等控制对象相匹配，要求控制对象数应大于防喷器与液动平板阀控制对象数之和。

b）安装要求：

1）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1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m范围内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。

2）管排架与防喷管线及放喷管线的距离不小于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。

3）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配臵气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束。

4）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

5）远程控制台储能器应充氮气压力7MPa±O.7MPa，气源压力0.65MPa～0.80MPa，电源电压380±19V。检查远程控制台的压力控制器和液气开关，分别控制电动泵和气

MPa时应自动停泵，并在系统压力降至18.5MPa±O.3MPa时动泵。当泵的输出达210

-0.7

自动启动。

6）远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。控制剪切闸板防喷器的远程控制台上应安装防止误操作剪切闸板防喷器控制换向阀的限位装臵。

5.1.1.5 司钻控制台应安装在钻机操作台侧，并固定牢固。

5.1.1.6 司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的液路连接管线在连接时应清洁干净，并确保连接正确。

5.1.1.7 司钻控制台和远程控制台气源应从专用气源排水分配器上用管线分别连接到

远程控制台和司钻控制台上。

5.1.1.8 应安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装臵（钻机防提断装臵）。该装臵按钮盒应安装在钻机操作台上，其气路与防碰天车气路并联。

5.1.1.9 钻井四通应与防喷器压力级别相匹配，使用双钻井四通井口装臵的下钻井四通旁侧出口宜在基础面之上。

5.1.1.10 套管头压力级别根据地层压力并参考压裂等特殊工艺要求确定，套管头的安装宜使钻井四通与防喷管汇在各次开钻中的高度位臵基本不变。

5.1.2 井控管汇

5.1.2.1 井控管汇包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、放喷管线等。

5.1.2.2防喷管线的压力等级应不低于防喷器组压力等级，采用整体锻造和标准法兰连接，不允许现场焊接。钻井四通至节流管汇之间的部件通径应不小于78mm（高压含硫化氢天然气井应不小于103mm），钻井四通与压井管汇之间的部件通径应不小于52mm（高压含硫化氢天然气井应不小于103mm）；长度超过7m时应固定牢固。

5.1.2.3 节流管汇、压井管汇安装要求

a）节流管汇、压井管汇应按设计进行安装。

b）液动节流阀和手动节流阀除正常使用外钻井队现场应各备用一套。

c）节流管汇的压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配，水平安装在井口液动闸阀端井架底座外的基础上。若节流管汇基础坑低于地平面，应排水良好。

d）压井管汇为压井作业专用，其压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配，水平安装在井口液动闸阀对称端井架底座外的基础上。若基础坑低于地平面，应排水良好。

e）安装单节流管汇、单压井管汇时，应与井口四通平齐连接。

″平式油管，f）压井管汇宜采用双翼压井结构。一翼应与泥浆泵采用法兰连接27/

8

另一翼装带27/

″平式油管母扣的法兰，方便辅助压井设备接入。

8

上应安装与管汇额定工作压力相匹配压力表和16MPa压力表，16MPa g）节流管汇J

压力表前应安装与管汇额定工作压力相匹配的考克。

h）节流管汇控制台应安装在节流管汇上方的钻台上，套管压力表及套管压力变送器应安装在节流管汇五通上，立管压力变送器在立管上应垂直于钻台平面安装。泵冲计数器、传感器应按说明书要求分别安装在节控箱和泥浆泵上。

i）供给控制台的气源管线应用专门的闸阀控制，所有液气管线应用快换接头连接。节流管汇、压井管汇上所有闸阀应按SY/T5964-2006或本细则第5.1.5条井控管汇示意图进行编号挂牌，并标明开、关状态。

5.1.2.4 放喷管线安装要求:

a）放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；高压含硫化氢天然气井应使用双四通、放喷管线应不少于四条，并向互为大于90°夹角的两个方向接出，其通径不小

于103mm。

b）放喷管线应使用专用标准管线，采用标准法兰连接，不准现场焊接。

c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。

d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。

e）管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用夹角大于120°的铸（锻）钢弯头。

f）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带,相距各种设施不小于50m。含硫油气井放喷管线出口应接至距井口100m以远的放喷池内，距民宅不小于50m，防火带按放喷池周边50m设臵，并在钻开含硫化氢油气层前，疏散放喷口100m内所有居民。

g）放喷管线至少在一个主放喷口修建放喷池，川西陆相井执行分公司生产运行处下发《关于执行钻前工程标准方案设计的通知》相关要求，川西海相井及川东北地区气井严格执行《川东北钻前施工作业技术规范》（Q/SH0020-2009）规定。

1）川西陆相井

⑴当地基条件好时，放喷池采用半埋式，埋深0.4m；

⑵放喷池底部及四周铺设复合防水卷材（聚乙烯丙纶复合卷材）作防渗漏处理；

⑶放喷池容量及放喷池、防火墙结构设计见表3。

表3 川西陆相井放喷池及防火墙结构设计表

井深m 主放喷

池m3

副放喷

池m3

尺寸

m

池底/厚度池壁/厚度正墙/高/宽侧墙/高/宽备注

2000以下50 无5*10*1 C25砼/300mm 砖/370mm 标砖/3.5m/370mm 标砖/2m/370mm 2000-3000 100 无10*10*1 C25砼/300mm 砖/370mm 标砖/4m/370mm 标砖/2.5m/370mm 3000-4000 100 无10*10*1 C25砼/300mm 砖/370mm 标砖/4m/370mm 标砖/2.5m/370mm

4000-5000 200 100 10*10*1 C25砼/300mm 砖/500mm

标砖+耐火砖

/4m/250+250mm

标砖+耐火砖

/2.5m/250+250mm

100方

做法

5000-6000 200 100 10*20*1 C25砼/300mm 砖/500mm

标砖+耐火砖

/4m/250+250mm

标砖+耐火砖

/2.5m/250+250mm

200方

做法

6000-7000 200 100 同上2）川西海相及川东北地区气井

⑴1#、2#放喷池的长度、宽度、深度分别为20m、10m、1.5m，放喷口对面墙壁为

防火墙，放喷口距防火墙的距离宜为20m，防火墙宽度10m，厚度应不小于740mm，高

度应不低于3.5m，侧墙不低于2m（均为放喷口以上墙壁高度）；

⑵放喷池池底应用C30混凝土浇筑、底板厚250mm，底板内应配臵双层双向钢筋Ф

10@200；

⑶放喷池池壁应采用双层结构，外侧池壁为混凝土墙体，厚度300mm，混凝土强度

等级C30；池壁内侧（迎火面）采用烧结砖砌体，厚度240mm，砖强度等级MU10，砂浆

强度等级M5。

h）放喷管线每隔10m～15m、转弯处应使用水泥基墩（0.8m×0.8m×1.0m）加地脚

螺栓（直径不小于20mm、长度大于0.5m）或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑

牢固；若跨越10m以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；距出口0.3m～0.5m

处用水泥基墩加双地脚螺栓或双地锚或预制基墩固定牢靠。遇地表松软时，基础坑体积

应大于1.2m3；压板尺寸为宽度不小于100mm，厚度不小于10mm。

5.1.2.5 所有井控管汇应使用经探伤合格的管材，含硫天然气井应采用抗硫材质管线。

5.1.2.6钻井四通双翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态（含硫化氢气井钻井四通两翼应连续安装两个闸阀，应处于常开状态；底座外装一个液动闸阀），其余的手动闸阀和液动闸阀应处于常关状态；并编号挂牌，标明其开、关状态。

5.1.2.7 在节流管汇处放臵关井压力提示牌，用A4纸打印最大允许关井套压图表（附录A），张贴在关井压力提示牌上；节流控制箱箱盖内壁张贴A4纸打印的最大允许关井套压图表。

5.1.4 其他井控装臵

5.1.4.1 其他井控装臵包括钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装臵等。

5.1.4.2 钻具内防喷工具

包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具止回阀、钻具旁通阀和防喷钻杆。

a）总体安装要求：

1）钻具止回阀、钻具旁通阀、上部和下部方钻杆旋塞阀等钻具内防喷工具除正常使用外，现场应与钻具尺寸相匹配各备2套，其额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；

2）应使用方钻杆上下旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀，并配备抢装钻具止回阀的专用工具1套（备用1套），放在方便取用处；

3）在钻台大门坡道上准备一根防喷钻杆单根（带配合接头和钻具止回阀）。

b）方钻杆旋塞阀

1）采用转盘驱动时应安装方钻杆上部和下部旋塞阀，顶驱应安装自动和手动两个旋塞阀。在油气层中钻进应定期活动、检查。

2）方钻杆下旋塞阀不能与其下部钻具直接连接，应通过转换接头或保护接头与下部钻具连接。

c）钻具止回阀

1）在油气层钻井作业中，钻具止回阀的安装位臵应以最接近钻柱底端为原则，主要有以下几种作法：

⑴常规钻进、通井等钻具组合，钻具止回阀应接在钻头与入井第一根钻铤之间。

⑵带井底动力钻具的钻具组合，钻具止回阀应接在井底动力钻具与入井第一根钻具之间。

⑶在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，钻具止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。

2）针对下列特殊情况不能安装钻具止回阀时，应制定相应内防喷措施：

⑴堵漏钻具组合；⑵下尾管前的称重钻具组合；⑶处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；⑷穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；⑸传输测井钻具组合；⑹投球式取心钻具

组合；⑺其它特殊情况。

d）钻具旁通阀

应按井控设计要求配备。额定工作压力、外径、强度应和钻具止回阀一致。安装位臵如下：a）应安装在钻铤与钻杆之间；b）无钻铤的钻具组合，应安装在距钻具止回阀30m-50m处；c）水平井、大斜度井，应安装在井斜50°-70°井段的钻具中。

e）其他要求

1）钻具内防喷工具在现场使用过程中应做好日常维护保养工作。

2）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便在提下钻铤时缩短关井时间。5.1.4.3 钻井液池液面检测仪

a）钻井液循环罐上均应安装池液面检测仪，含硫化氢气井单独使用灌浆罐应安装池液面检测仪器。

b）钻井液池液面检测仪应能准确显示钻井液池液量变化，并应在液量超过预调范围时报警。

c）坐岗用观察泥浆罐液面高度的标尺刻度，宜根据泥浆罐结构尺寸换算成立方米体积单位标注，以便快速直读。

5.1.4.4 钻井液自动灌注系统

a）钻井作业现场应准备1套钻井液自动灌注系统；含硫化氢气井应单独使用灌浆罐；

b）钻井液自动灌注系统应能：1）定时定量自动灌注作业；2）对井涌、井漏或异常情况进行监测报警；3）对灌注钻井液瞬时排量、累计流量进行记录和显示。

c）钻井液自动灌注系统应有强制性人工灌注保障措施，确保当自动灌注系统失效时，用人工完成钻井液灌注等作业。

5.1.4.5 钻井液液气分离器和钻井液除气器

a）钻井液气体分离器的压力等级和处理量的选择应满足钻井工程设计要求，其中川东北工区天然气井液气分离器罐体内径不小于1200mm，额定工作压力不小于1.6MPa；钻井液除气器钻井队现场按一套配备；

b）钻井液液气分离器应安装在节流管汇汇流管出口一侧，与节流管汇用专用管线连接，用地脚螺栓及直径不小于12.7mm钢丝绳固定牢固。其钻井液出口管线应接至循环罐上的振动筛。

c）钻井液液气分离器钻井液进液、排液管线采用法兰连接，钻井工程设计应明确进液管线通径（川东北天然气井进液管线内径不小于152.4mm），排液管线内径应大于进液管线内径，转弯处应用预制铸（锻）钢弯头，各管线出口处应固定牢固。

d）钻井液液气分离器排气管线采用法兰连接，走向应沿当地季节风的下风方向，按设计通径接出井场50m以远（川东北天然气井：通径不小于203.2mm，接出井口75m 以远，离井场边缘大于30m），使用水泥基墩（0.8m×0.8m×1.0m）、地脚螺栓固定，出口处应配备性能可靠的点火装臵。含硫气井气液分离器安全阀旁通管宜接出井场。

e）液气分离器应与其他井控装臵进行同步试压检验，安全阀、压力表应按要求定期检验。

f）钻井液除气器应安装在钻井液循环罐或地面上。设备和管线应固定牢固，避免吸入或排出钻井液时产生太大的震动。除气器排气管线使用硬管，出口应接出井场外。

5.1.4.6 硫化氢监测、报警系统及气防设备

a）在新探区、新层位及已知含硫化氢地区钻井作业时，应配备硫化氢监测仪和报警系统。钻井队应配备正压式空气呼吸器15套，配备与正压式空气呼吸器压力相应的电动空气压缩机和汽油空气压缩机各1台，大功率报警器1套，备用气瓶不少于5个；按一个班次实际人数配备便携式硫化氢监测仪。

b）气防设备的存放、检查和维护，面罩的限制、适应性要求、空气供应、呼吸空气压缩机等要求应按Q/SH 0033-2009中5.4.2-5.4.6条相关规定执行。

c）配备固定式硫化氢检测报警器1台，检测仪控制箱正常工作，能同时发出声光报警；监测传感器和防爆轴流风机安装正确，正常工作，各传感器电缆为完整无接头的屏蔽电缆，探头应分别安装在圆井、钻井液出口管口、振动筛、钻井液循环罐、司钻或操作员位臵、井场工作室及所有其它硫化氢可能聚集的区域，报警浓度设定值应按15mg/m3（10ppm）、20 mg/m3（20ppm）、150mg/m3（150ppm）设臵。配备大排量防爆风扇3台，分别安装在钻台、井口、泥浆出口管部位。

5.1.4.7 点火装臵

a）井控状态下应至少保证两种有效点火方式。应有专人维护、管理点火装臵和实施点火操作。

b）“三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装臵。

5.1.5 井控装臵推荐组合图

根据分公司所辖各工区工程地质特点、各施工作业队伍井控装备、技术水平以及人员情况等现状，按压力等级对钻井作业防喷器和节流压井管汇组合图推荐如下：

5.1.5.1 14MPa和21MPa压力级别

a）井控装臵组合

双闸板防喷器

（上全封、下半封）

套管头

钻 井

四 通

14MPa

套管头

双闸板防喷器

（上全封、下半封）

环形 防喷器

钻 井

四 通

21MPa

图1a 防喷器组合形式（14MPa 和21MPa ）

井口装置

套管头

钻井

四通

2#（开）

3#（开）4#（关）液动接放喷管线接液气分离器J 1（半开）J 2（开）J 3（关）

Y 1

1#（关）Y 4（关）Y 2（关）

14MPa

Y 3（关）

J 0（关）接泥浆泵

井口装置

套管头

钻井

四通

2#（开）

3#（开）4#（关）液动接放喷管线

J 1（半开）J 2（开）J 3（关）J 4（半开）J 5（开）J 6a （开）J 6b （关）J 7（关）

J 8（开）

J 9（关）J 10（关）1#（关）接液气分离器21MPa

Y 1

Y 4（关）Y 2（关）

J 0（关）Y 3（关）

接泥浆泵

图1b 节流压井管汇安装示意图（14MPa 和21MPa ） b ）相关说明

1）图1a 为14MPa 和21MPa 井控装臵组合形式，适用川西工区蓬莱镇/遂宁组、云南工区浅层地层压力小于21MPa 油气藏。

2）施工现场应根据套管头与钻井四通通径尺寸和压力级别匹配关系来确定是否使用转换法兰联接。

5.1.5.2 35MPa 压力级别

a ）井控装臵组合

套管头

双闸板防喷器

（上全封、下半封）

环形 防喷器

钻 井

四 通

图2a 防喷器组合形式（35MPa ） 井口装置

套管头

钻井

四通2#（开）

3#（开）4#（关）液动接放喷管线

J 1（半开）

J 2（开）J 3（关）J 4（半开）J 5（开）J 6a （开）J 6b （关）J 7（关）

J 8（开）J 9（关）

J 10（关）

接液气分离器Y 1

Y 4（关）Y 2（关）

1#（关）接放喷管线

J 0（关）Y 3（关）

接泥浆泵

图2b 节流压井管汇安装示意图（35MPa ） b ）相关说明

1）图2为35MPa 井控装臵组合形式，适用地层压力小于35MPa 以及川西工区沙溪庙组气藏（压力级别按实际地层压力选择）。

2）根据川西沙溪庙组气藏完井及增产作业要求，套管头压力级别采用70MPa ，一般比防喷器组35MPa 要高一级，可在套管头与钻井四通之间用转换法兰联接。

5.1.5.3 70MPa 压力级别

a ）井控装臵组合

华北油田公司钻井井控实施细则

发行版本： 石油与天然气钻井井控实施细则修改次数： 文件编号： 页码： 范围 本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。 本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。 —含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 —地层破裂压力测定套管鞋试漏法 —井口装置和采油树规范 —石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则 —油气井井喷着火抢险作法 —钻井井控装置组合配套安装调试与维护

中油工程字（）号石油与天然气钻井井控规定 中油工程字（）号关于进一步加强井控工作的实施意见 中油工程字（）号井控装备判废管理规定 中油工程字（）号井控培训管理办法 术语及定义 本细则采用下列定义。 “三高”油气井 3.1.1 高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过的井。 3.1.2 高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于（）的井。 3.1.3 高危地区油气井是指在井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，油库、炸药库等易燃易爆物品存放点，地面水资源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道），或位于江河、湖泊、滩海和海上的含有硫化氢（地层天然气中硫化氢含量高于（））、等有毒有害气体的井。 井喷事故分级 3.2.1 一级井喷事故（Ⅰ级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（气）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。 3.2.2 二级井喷事故（Ⅱ级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上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。 3.2.3 三级井喷事故（Ⅲ级）是指陆上油气井发生井喷，经过积极采取

钻井井控实施细则-2014(定稿版)

新疆油田钻井井控实施细则 （14版） ?? ????? ????? ????? 新疆油田公司 2013年9月

目录 第一章总则 ?第二章井控设计 ?第三章井控装臵的安装、试压、使用和管理 ?第四章钻开油气层前的准备和检查验收 ?第五章油气层钻井过程中的井控作业 ?第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理?第七章井控技术培训 ?第八章井控管理 ?第九章附则 1 .钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3. 关井操作程序 4. 带顶驱钻机关井操作程序 5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序 7. 防喷演习记录表格式 8. 坐岗记录表格式 9. 低泵冲试验表格式 10. 油气上窜速度表格式及计算公式 11. 关井提示牌格式 12. 钻开油气层检查验收证书格式

13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表

第一章总则 第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田的井控工作，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，制定本细则。 第二条各单位应，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。?? 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。 第四条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、井控技术培训以及井控管理等。 ?? 第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。 第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，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。 第二章井控设计 第七条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。 第八条地质设计书中，应明确所提供井位是否符合以下条件： 井口距离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（井深

钻井井控知识题库

钻井井控基本知识题库 一、名词解释 1、井控：实施油气井压力控制的简称。 2、溢流：当井底压力小于地层压力时，井口返出的钻井液量大于泵的排量，停泵后井口自动外溢的现象称之为溢流或井涌。 3、井喷：当井底压力远小于地层压力时，井内流体就会大量喷出，在地面形成较大喷势的现象称之为井喷。 4、井喷失控：井喷发生后，无法用常规方法控制井口和压井而出现井口敞喷的现象称之为井喷失控。 5、油气侵：油或天然气侵入井内后，在循环过程中，泥浆槽、液池面上有油或气泡时，称之为油气侵。 6、井控工作中“三早”的内容：早发现、早关井和早处理。 7、一级井控：指以合理的钻井液密度、合理的钻井技术措施，采用近平衡压力钻井技术安全钻穿油气层的井控技术，又称主井控。该技术简单、安全、环保、易于操作。 8、二级井控：溢流或井喷后，按关井程序及时关井，利用节流循环排溢流和压井时的井口回压与井内液柱压力之和来平衡地层压力，最终用重浆压井，重建平衡的井控技术。 9、三级井控：井喷失控后，重新恢复对井口控制的井控技术。 10、静液压力：由井内静液柱的重量产生的压力，其大小只取决于液体密度和液柱垂直高度。 11、地层压力：指作用在地层孔隙中流体上的压力，也称地层孔隙压力。 12、地层破裂压力：指某一深度处地层抵抗水力压裂的能力。当达到地层破裂压力时，地层原有的裂缝扩大延伸或无裂缝的地层产生裂缝。 13、波动压力：由于钻具在井内流体中上下运动而引起井底压力减少或增加的压力值。是激动压力和抽吸压力的总称。 14、井底压力：指作用在井底上的各种压力总和。 15、井底压差：指井底压力与地层压力之差。 16、压井：是发现溢流关井后，泵入能平衡地层压力的压井液，并始终控制井底压力略大于地层空隙压力，排除溢流，重建井眼与地层系统的压力平衡。

2017钻井井控实施细则 - 正式版

新疆油田钻井井控实施细则 （2017版） 新疆油田公司 2017年2月 目录 第一章总则 ?第二章井控设计 ?第三章井控装置的安装、试压、使用和管理 ?第四章钻开油气层前的准备和检查验收 ?第五章油气层钻井过程中的井控作业 ?第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 ?第七章井控技术培训 ?第八章井控管理 ?第九章附则 1 .钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3. 关井操作程序

4. 带顶驱钻机关井操作程序 5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序 7. 防喷演习记录表格式 8. 坐岗记录表格式 9. 低泵冲试验表格式 10. 油气上窜速度表格式及计算公式 11. 关井提示牌格式 12. 钻开油气层检查验收证书格式 13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表

第一章总则 第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田井控工作，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，制定本细则。 第二条各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。?? 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。 第四条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、井控技术培训以及井控管理等。 ?? 第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。 第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，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。 第二章井控设计

塔里木油田钻井井控实施细则

塔里木油田钻井井控实施细则 为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。 一、总则 第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。 第二条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，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。 第三条井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。 第四条本细则包括井控设计、井控装备、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H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。 第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。 二、井控设计 第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下内容：

1.对井场周围2Km范围（以井口为中心、2Km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘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、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。 2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100 m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500 m。 3.地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计硫化氢含量。 4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。 5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置。 6.在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气

最新井控问答题

1集团公司积极井控的理念是什么 答：风险评估、设计把关、主动防控、有序应对、保护油气。 2、什么是溢流 答：当井侵发生后，（1）井口返出的钻井液量比泵入的钻井液量多； （2）停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称之为溢流。 3、井喷失控的危害有哪些 答：（1）打乱全面的正常工作秩序，影响全局生产； （2）井喷失控极易造成环境污染，影响井场周围居民的生命安全，影响农田、渔场、牧场、林场环境； （3）伤害油气层、破坏地下油气资源； （4）造成机毁人亡和油气井报废，带来巨大的经济损失； （5）涉及面广，在国际、国内造成不良的社会影响。 4、什么是静液压力 答：所谓静液压力是由静止流体自身重量产生的压力。其大小取决于流体的密度和垂直高度，与液柱的横向尺寸及形状无关。 5、什么是地层压力 答：地层压力是指地下岩石孔隙内流体的压力，也称孔隙压力 6、什么是井底压力 答：井底压力就是指地面和井内各种压力作用在井底的总压力。 7、溢流发生的原因有哪些 答：（1）起钻时井内未灌满钻井液； （2）井眼漏失； （3）钻井液密度低； （4）抽汲； （5）地层压力异常。 8、钻进过程中发生溢流的直接显示有哪些 答：（1）出口管线内钻井液流速增加，返出量增加； （2）停泵后井口钻井液外溢； （3）钻井液罐液面上升。 9、起下钻时发生溢流的直接显示有哪些 答：（1）起钻时，当灌入钻井液量小于起出钻具的排替量时，则说明发生了溢流； （2）下钻时，当钻井液返出量大于下入钻具排替量时，则说明井内发生了溢流。 10、发现溢流为什么要迅速关井 答：（1）控制井口，有利于实现安全压井； （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，减小关井和压井时的套压值； （4）可准确计算地层压力和压井液密度。 11、发生溢流时软关井的优点和缺点有哪些 答：（1）优点：避免产生“水击效应”。 （2）缺点：关井时间长，在关井过程中地层流体仍要进入井内，关井套压相对较高。 12、硬关井的优点和缺点有哪些 答：（1）优点：关井时间短，地层流体进入井筒的体积小，关井套管压力相对较低。 （2）缺点：关井时井控装置受到“水击效应”的作用对井口装置不利。 13、按照《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控管理规定》规定，简述起下钻杆时的关井程序 答：（1）发出信号； （2）停止起下钻作业； （3）抢接钻具止回阀或旋塞阀； （4）开启液（手）动平板阀； （5）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）； （6）先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀； （7）认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。 14、按照《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控管理规定》规定，简述钻进时的关井程序 答：（1）发出信号； （2）停转盘，停泵，上提方钻杆；

南海深水钻井井控技术难点及应对措施

第37卷 第1期2015年1 月石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY Vol. 37 No. 1Jan. 2015 文章编号：1000 – 7393（2015） 01 – 0139 – 04 doi:10.13639/j.odpt.2015.01.036南海深水钻井井控技术难点及应对措施 叶吉华1　刘正礼1　罗俊丰1　畅元江2 （1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳　518067；2.中国石油大学（华东），山东青岛　266580） 引用格式：叶吉华，刘正礼，罗俊丰，等. 南海深水钻井井控技术难点及应对措施［J ］.石油钻采工艺，2015，37（1）：139-142.摘要：深水钻井井控存在着海床不稳定、地层破裂压力低、地层压力窗口窄、以及存在浅层气、浅层水流、气体水合物和海底低温等诸多问题。在对国内外深水井控技术充分调研的基础上，针对南海深水钻井井控特点和难点，结合近年南海深水钻井设计和作业实践经验，详细分析了深水钻井井控存在的地层压力窗口窄、溢流监测困难、压井难度大和压井作业时间长、井控设备复杂、存在水合物风险等问题，研究提出了有针对性的解决方案，并以南海深水井为例介绍了深水井控的具体措施。 关键词：深水钻井；井控难点；溢流；压井；水合物中图分类号：TE58 文献标识码：B Technical difficulties and countermeasures in well control of deepwater drilling in the South China Sea YE Jihua 1, LIU Zhengli 1, LUO Junfeng 1, CHANG Yuanjiang 2 （1.Shenzhen Branch of CNOOC , Shenzhen 518067, China ; 2. China University of Petroleum , Qingdao 266580, China ） Abstract: Due to the differences in sedimentary environment, deepwater drilling environment, and well control equipment of deepwater strata, the well control of deepwater drilling is trapped in many problems such as seabed instability, low formation fracture pressure, narrow formation pressure vessel, and the presence of shallow gas and shallow flow, gas hydrates, and subsea low temperature. Building on a full investigation about well control of domestic and foreign deepwater drilling and considering the characteristics and difficulties of well control of deepwater drilling in the South China Sea, a targeted solution is proposed based on the recent deepwater drilling design and operating experience and a detailed analysis of existing problems in well control of deepwater drilling, such as narrow formation pressure vessel, difficult overflow monitoring, difficult and long well killing operation, complex well control equipment, and the presence of hydrates. Specific measures about deepwater well control are also provided with the deepwater wells in the South China Sea as an example. The understanding and measures presented in this paper may provide a reference for the well control operations of deepwater drilling in the South China Sea. Key words: deepwater drilling; difficulties in well control; overflow; well killing; hydrate 基金项目：“十二五”国家科技重大专项“深水钻完井及其救援井应用技术研究”（编号：2011ZX05026-001-04） ；国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：5143009）。 作者简介：叶吉华，1976年生。2000年毕业于西安石油学院石油工程专业，主要从事深水及超深水井钻井工程设计和钻探工作，工程师。 E-mail ：yejihuadeepwater@https://www.sodocs.net/doc/418468447.html, 。 在海洋深水区钻井时，由于海洋沉积环境和作业工况的变化，地层承压能力低，隔水管压井、阻流管线长、摩阻大，压井时容易导致井漏，发生喷漏共存、地下井喷等复杂情况，故井控难度更大。且由于深水钻井防喷器组安装在海底泥线处，井涌余量随着水深的增大而减少，相对于浅水而言，油气会在短时间内窜入隔水管内，更容易造成井涌井喷事故。 此外，深水钻井平台和作业装备的复杂性特点也给 深水井控带来巨大的挑战［1-2］ 。深水钻井井控技术方面的研究与实践主要集中在早期溢流和井涌监测、压井方法研究及井控设备选择等方面，缺乏对深水钻井井控难点及其应对措

最新井控问答题

1集团公司积极井控的理念是什么？ 答：风险评估、设计把关、主动防控、有序应对、保护油气。 2、什么是溢流？ 答：当井侵发生后，（1）井口返出的钻井液量比泵入的钻井液量多； （2）停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称之为溢流。 3、井喷失控的危害有哪些？ 答：（1）打乱全面的正常工作秩序，影响全局生产； （2）井喷失控极易造成环境污染，影响井场周围居民的生命安全，影响农田、渔场、牧场、林场环境； （3）伤害油气层、破坏地下油气资源； （4）造成机毁人亡和油气井报废，带来巨大的经济损失； （5）涉及面广，在国际、国内造成不良的社会影响。 4、什么是静液压力？ 答：所谓静液压力是由静止流体自身重量产生的压力。其大小取决于流体的密度和垂直高度，与液柱的横向尺寸及形状无关。 5、什么是地层压力？ 答：地层压力是指地下岩石孔隙内流体的压力，也称孔隙压力 6、什么是井底压力 答：井底压力就是指地面和井内各种压力作用在井底的总压力。 7、溢流发生的原因有哪些？ 答：（1）起钻时井内未灌满钻井液； （2）井眼漏失； （3）钻井液密度低； （4）抽汲； （5）地层压力异常。 8、钻进过程中发生溢流的直接显示有哪些？ 答：（1）出口管线内钻井液流速增加，返出量增加； （2）停泵后井口钻井液外溢； （3）钻井液罐液面上升。 9、起下钻时发生溢流的直接显示有哪些？ 答：（1）起钻时，当灌入钻井液量小于起出钻具的排替量时，则说明发生了溢流； （2）下钻时，当钻井液返出量大于下入钻具排替量时，则说明井内发生了溢流。 10、发现溢流为什么要迅速关井？ 答：（1）控制井口，有利于实现安全压井； （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，减小关井和压井时的套压值； （4）可准确计算地层压力和压井液密度。 11、发生溢流时软关井的优点和缺点有哪些 答：（1）优点：避免产生“水击效应”。 （2）缺点：关井时间长，在关井过程中地层流体仍要进入井内，关井套压相对较高。 12、硬关井的优点和缺点有哪些？ 答：（1）优点：关井时间短，地层流体进入井筒的体积小，关井套管压力相对较低。 （2）缺点：关井时井控装置受到“水击效应”的作用对井口装置不利。 13、按照《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控管理规定》规定，简述起下钻杆时的关井程序？ 答：（1）发出信号； （2）停止起下钻作业； （3）抢接钻具止回阀或旋塞阀； （4）开启液（手）动平板阀； （5）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）； （6）先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀； （7）认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。 14、按照《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控管理规定》规定，简述钻进时的关井程序？ 答：（1）发出信号； （2）停转盘，停泵，上提方钻杆；

煤层气井钻井井控实施细则

煤层气钻井井控实施细则（暂行） 中石油煤层气有限责任公司 ○二一一年四月

目录 一一一总则 一一一风险评估和分级管理 一一一一级风险井井控管理 一一一二级风险井井控管理 第五章防火、防爆措施 第六章井控应急救援 第七章井控技术培训 第八章井控管理制度 第九章附则

第一章总则 第一条煤层气是一种以吸附态吸附在煤的微孔隙表面的气体，需要通过排水降压方式才得以采出，是一种非常规气藏。 第二条为了进一步推进煤层气钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏。参照中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合煤层气自身开发特点制定本实施细则。 第三条本实施细则适用于煤层气勘探开发钻井工程施工作业，进入所辖地区的所有钻井队伍及相关技术服务队伍应执行本细则。 第二章风险评估和分级管理 第四条井控风险评估 根据煤层气特点，将煤层气钻井作业风险划分为两级，按二 级井控风险进行管理。 一级风险井：预探井、含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的开发井、评价井。 二级风险井：不含浅层气和CO2、H2S等有毒有害气体的详探（评价）井、开发井。 第五条井控分级管理 （一）井控装备配套 一级风险井必须安装防喷器，二级风险井在满足一次井控的条件下，可不安装防喷器。

（二）管理要求 一级风险井：相关建设单位在公司专业管理部门的指导下全 面进行管理。 二级风险井：相关建设单位独立进行全面管理。 第三章一级风险井井控管理 第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成 部分，公司地质、工程设计部门要严格按照井控设计的相关要求进行井控设计，需由公司主管部门负责审核审批。 第七条钻井井口距离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等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，并制定有针对性的井控措施和应急预案。 第八条地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的地层压力系数、浅气层、有毒有害气体资料和复杂情况。 第九条工程设计应根据地层压力系数、浅气层资料、岩性剖面及安全钻进的需要，设计合理的井身结构和套管程序，绘制 各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。 第十条工程设计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钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值0.02g/cm3～0.15g/cm3；具

钻井井控技术综合试卷

钻井井控技术综合试卷 单位姓名分数 一、填空题（每小题2分，共28分） 1、井控也叫井涌控制或压力控制，是指采取一定的方法控制住地层孔隙压力，保 证各种生产顺利进行的控制措施。 2、根据井涌的规模和控制方法的不同，井控作业可分为初级井控、二级井控、 三级井控。 3、长庆油田井控工作的指导思想是立足初级井控、搞好二级井控、杜绝三级井 控。 4、井控的两种手段是溢流后迅速关井和关井后尽快压井。 5、钻井作业中，搞好井控工作的对策是思想重视、措施正确、严格管理、装备 完善和技术培训。 6、现场压力的表示方法主要有用压力的单位表示、压力梯度表示法、当量密度 表示法和压力系数表示法四种。 7、井内液体附加密度的范围，油井为0.05-0.10g/cm3，气井为0.07-0.15 g/cm3。 8、发生溢流后，要求及时关井的目的是控制住井口，制止地层液体继续进入井 内，保持井内有较多的钻井液，减小关井和压井时的套压值。 9、发生溢流关井时的关井套压不能超过井控设备额定工作压力、套管抗内压强 度的80%和地层破裂压力三个数值中的最小值。 10、在正常压力地层，随着井深的增加，页岩密度增大，空隙度减小。基岩应 力增大。 11、及时发现溢流，准确无误地迅速关井是井控工作的唯一正确处理措施 12、二次循环法压井，第一循环周是用原来井内泥浆将井内受污染的泥浆排除；

第二循环周是用加重后的泥浆顶替出原浆。 13、井内发生溢流后关井，地层压力可由关井套压和井内静液柱压力求得，简 P p=P h+P g。 14、钻井作业中，安全起下管柱，要求控制起下管柱速度，井底压力与地层压力的相互关系是井底压力大于地层压力压裂增产时，井底压力与地层压力的相互关系是井底压力小于地层压力。 二、判断题（每小题1分，共12分） 1、井喷失控是各种井下事故中，最恶性的灾难性事故（√） 2、井侵是溢流的先兆，溢流是井侵的发展结果。（×） 3、地层压力梯度不变的地层，就是正常压力地层。（√） 4、地层压力随井深的增加而增加，地层压力梯度也随着井深的增加而增加。（×） 5、起钻时的抽吸压力使井底压力降低，下钻时的激动压力使井底压力增加。（√） 6、为了减小起钻前的抽吸压力，起钻前可适当的增加井内 液体的密度。（×） 7、当井底压力大于地层压力时，地层流体不能进入井内泥 浆中。（×） 8、井内泥浆发生气侵后，粘度下降，密度增加。（×） 9、为了防止关井情况下，侵入井内的气柱对井内产生过大的压力，必要时通过可通过节流阀适当放压。（√） 10、发生溢流后长期关井，若井口压力不断上升，说明地层 压力在不断增加。（×） 三、选择题（每小题2分，共10分） 1、井控三级管理体系是指（BEF）。

各岗位井控工作职责

岗位井控职责 钻井公司*****队 2010年

各岗位井控工作职责 岗位名称：钻井队队长岗位 1、全面负责井队的井控管理工作，是本队井控安全第一责任人，认 真落实井控要求，负责井控装置安装、试压、调试的审核工作，严格按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求进行作业。 2、认真落实职工的井控培训制度、岗位练兵制度、岗位考核制度。 3、按照单井设计，参与制定各项井控技术措施，组织钻井生产，保 证井控安全。 4、负责本井队所有的井控设备的管理，建立健全相关管理制度及考 核制度。 5、督促岗位人员落实好井控设备的检查工作，并做好监督工作。 6、组织开展各种应急活动，参与制定各种切实可行的应急活动的措 施方案。 7、参与建立组织应急领导小组并制定相关措施。 岗位名称：钻井队书记岗位 1、负责井队的井控管理工作，认真落实井控要求，负责审核井控装 置安装、试压、调试工作，严格按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求进行作业。 2、认真落实职工的井控培训制度、岗位练兵制度、岗位考核制度 3、组织生产，保证施工质量安全和井控安全。 4、负责本井队所有的井控设备的管理，建立健全相关管理制度及考 核制度。 5、督促岗位人员落实好井控设备的检查工作，并做好监督工作。

6、组织开展各种应急活动，参与制定各种切实可行的应急活动的措 施方案。 7、参与建立组织应急领导小组并制定相关措施。 岗位名称：钻井队副队长岗位 1、协助队长完成本队的各项井控管理工作，队长不在时顶其岗位。 2、负责跟班作业，在生产过程中落实当班的井控安全工作，在生产 过程中严格执行《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求管理作业。 3、督促岗位人员落实好井控设备的检查工作，并做好监督工作。 4、负责现场应急领导小组的日常应急演习工作，参与制定各种切实 可行的应急活动的措施方案。 5、负责现场岗位练兵、员工培训工作。 岗位名称：钻井队技术员岗位 1、全面负责井队的井控设备管理，负责本井队所有的井控设备的管 理，建立健全相关管理制度及考核制度，负责井控装置验收、安装、调试、试压、维修等工作，严格按照《新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则》的要求管理作业。 2、负责井控资料的管理。 3、认真执行钻井井控设计，制订切实可行的井控措施和技术方案， 组织好日常的井控工作，保证施工井控安全。 4、督促岗位人员落实井控工作，并做好监督工作。 5、负责对岗位人员进行井控知识、井控技术的培训工作。 6、组织开展各种应急活动，制定各种切实可行的应急活动的措施方 案。定期组织开展井控例会，总结前一阶段的井控工作，并对下一阶段提出具体要求。 7、参与建立组织应急领导小组并制定相关措施。

西南油气田井控技术实施细则(钻井+

西南石油局西南油气分公司井控技术实施细则 中国石化集团公司西南石油局 中国石油化工股份有限公司西南油气分公司 二〇一二年四月

西南石油局西南油气分公司《井控技术实施细则》 编委会 主任： 副主任： 编委： 编写组 主编： 编写人员：

前言 为了深入贯彻《钻井井控技术规程》（SY/T6426-2005）、《井下作业井控技术规程》（SY/T6690-2008）、《中国石化石油与天然气井井控管理规定》（中国石化安[2011]709号）等行业标准以及企业文件要求，提高西南油气田井控技术水平，有效预防井喷事故发生，特制定本实施细则。 西南石油局、西南油气分公司积极组建井控技术实施细则编制组，遵循石油天然气行业标准以及企业文件，结合西南局[2011]148号文件《西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则》，在参考国内其它油气田井控技术实施细则上，结合西南油气田各区块井控技术特点，采集细化了钻前、钻完井、井下试油气、修井、压裂酸化等作业井控技术规范条目共计二十章、十五个附录，系统编制出了《井控技术实施细则》。 目前，本细则完成了工程技术研究院两次审查、分公司相关处室四次审查，修改形成了《井控技术实施细则》。鉴于分公司勘探开发区块多、石油天然气行业标准更新时间长等特点，建议在本细则颁布实施后按年限定期进行修订工作。

目录 第一部分钻完井作业 (1) 1范围 (1) 2规范性引用文件 (1) 3术语及定义 (2) 4井控设计 (2) 5井控装置的安装、试压、使用和管理 (7) 6钻开油气层前的准备和检查验收 (24) 7钻井及完井过程中的井控作业 (26) 8溢流的处理和压井作业 (29) 9防火、防爆、防硫化氢安全措施 (31) 10井喷失控的处理 (36) 11附则 (38) 附录A XX井最大允许关井套压图表 (39) 附录B关井操作程序 (40) 附录C顶驱钻机关井操作程序 (43) 附录D关井操作程序岗位分工 (45) 附录E防喷（防硫化氢）演习记录表格式 (49) 附录F钻井井控坐岗记录表 (50) 附录G钻开油气层检查验收书格式 (53) 附录H井控停钻整改通知书格式 (62) 附录I钻开油气层检查整改回执格式 (63) 附录J关井立压求取方法 (65) 附录K压井作业单格式 (66) 附录L井喷或井喷失控汇报基本资料表格式 (69) 第二部分井下作业 (73) 1范围 (73) 2规范性引用文件 (73) 3井控设计 (73) 4井控装置的安装、试压、使用和管理 (76) 5井下作业中的井控技术 (79) 6井下作业过程中发生溢流的关井程序 (82) 7防火、防爆、防硫化氢安全措施 (84)

钻井井控考试题2003-001(中级)

培训类别：钻井井控级别：中级试题编号：2003-001 一以下各题均为单项选择题，请在答题卡上选出正确答案。(每题1分，共35分) 1、在钻井中，依靠正在使用的钻井液密度已不能平衡地层压力，这时要依靠地面设备和适当的井控技术排除溢流，恢复井内的压力平衡，我们称为_______ 。 A初级井控B二级井控C三级井控 2、当井侵发生后，井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后井口钻井液自动外溢，这种现象称为_______ 。A井侵B井涌C溢流 3、压力的概念是指_______ 。 A静止液体重力产生的压力B物体单位面积上所受的垂直力 C单位深度压力的变化量D地层孔隙内流体的压力 4、静液压力的大小取决于_______ 。 A井眼直径和钻井液密度B井眼容积C钻井液密度和井眼垂直深度 5、某井使用钻井液密度为1.20 g/cm3，井眼垂直深度2000米，计算井底的静液压力为_______ 。 A 23.5 MPa B 24.7 MPa C 21.9 MPa 6、在直径是216mm和311mm的井眼中，如果所用钻井液密度相同，则在同样垂直深度2000米处的静液压力_______ 。 A 311mm井眼的大 B 216mm井眼的大 C 相等 7、已知某地层的压力梯度为12.645 KPa/m，垂直井深为3353米，计算井底的静液压力是。 A 42.4 MPa B 40.4 MPa C 38.5 MPa 8、已知钻井液密度为1.35g/cm3，井眼垂直深度为3500米，计算地层的压力梯度。 A 10.254 KPa/m B 13.244 KPa/m C 15.364 KPa/m 9、某井2000米处的压力为23.544 MPa，计算该处的钻井液当量密度是。 A 1.15 g/cm3 B 1.20 g/cm3 C 1.25 g/cm3 10、当静液压力_______ 地层破裂压力时，就会发生井漏。 A大于B小于C等于 11、地层压力是指_______ 。 A上覆岩层压力B基岩应力C地层岩石孔隙内流体的压力 12、下钻时作用在井底的压力有_______ 。 A环空静液压力B环空静液压力+抽吸压力C环空静液压力+激动压力 13、激动压力和抽吸压力是类似的概念，其数值_______ 。 A两者都是正值B激动压力是负值，抽吸压力是正值 C两者都是负值D抽吸压力是负值，激动压力是正值

钻井井控技术措施的优化

钻井井控技术措施的优化 发表时间：2018-06-20T10:52:37.400Z 来源：《基层建设》2018年第12期作者：李超赵伟 [导读] 摘要：钻井井控是石油与天然气勘探开发过程中的重要环节，是安全生产工作中的重中之重。 中石化胜利工程公司渤海钻井管具公司山东东营 257200 摘要：钻井井控是石油与天然气勘探开发过程中的重要环节，是安全生产工作中的重中之重。当今国内井控理论及工艺技术已基本成熟，井喷事故比例逐年降低，但在出现溢流险情进行压井处理过程中，仍存在一些技术措施粗糙、操作模糊的问题，导致压井失败、压漏地层等复杂情况发生，给现场压井施工造成一定的风险和资源浪费。本文主要是从井控的基本原理和分类出发，对钻井井控技术进行分析，探讨优化井控技术措施的途径。 关键词：钻井井控；施工技术；应用对策 在钻井施工过程中可能存在溢流、井涌以及井喷等问题，这类事故不仅影响到钻井施工的效率和进度，还会引发严重的安全事故，因此，要优化井控技术措施来保障钻井施工安全，应用井控设备和设施，有效地防止井喷事故的发生，并且消除对油气层的污染，采取的工艺技术措施就属于井控技术措施。 1 井控基本原理及分类 钻井井的井控是通过合理的方法和工艺技术来控制地层压力，保证钻井内部处于压力平衡状态，以此来促进钻井施工操作的顺利开展。在钻井施工过程中运用井控，能有效预防和降低井喷造成的危害，也能保护油气层，降低破坏周围环境和资源的程度。从当前的发展可将井控分为初级井控、二级井控和三级井控三类。初级井控是在钻井过程中通过工艺技术调整和钻井液的合理选用来提升井底压力，以此来有效控制地层压力，有效降低流体对地层的侵入。二级井控是井底压力低于地层压力的情况下，井内如果发生溢流现象，在控制溢流的基础上对压力平衡过程进行重建。三级井控是出现井喷时，通过对应的技术措施和合适的设备来进行抢险，对井底压力进行重新控制的过程。 2 钻井井控技术分析 2.1 压井中安全附加值的选择 在钻井过程中，钻井液密度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。考虑到油层段钻进时岩屑中的油气对钻井液的影响和起钻抽吸压力、液面下降对井底压力的影响，需要另外增加一个安全附加值，以保证安全钻进和起钻。我国石油行业的规定一般为：油水井附加密度0.05~0.10g/cm3或增加井底压力1.5~3.5MPa；气井附加密度0.07~0.15g/cm3或增加井底压力3.0~5.0MPa。目前在各钻井施工现场发生溢流关井后，压井液密度的设计，也按照上述安全附加值的规定进行附加（浅层气除外）。环空压耗一般为 0.7~1.4MPa，是最好的安全附加值，但其在压井中经常被忽略。综合考虑上述问题，为了降低其他因素对井筒造成的累加影响，建议在压井过程中不附加密度或压力，直接采用根据准确读取的关井立管压力计算得到的压井液密度进行压井施工。压井施工结束后，按照下步施工要求适当调整附加密度或压力后，再继续施工。 2.2 气侵压井中井口套压最大安全控制值 发生溢流关井时，最大关井套压值应不大于井口装置的额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%所允许的关井压力、地层破裂压力所允许的关井套压值三者中的最小值。通常情况下，井口装置的额定工作压力要与地层压力相匹配，井口装置按照规定选择、安装、试压后，其承压能力应完全满足关井的要求。在一口设计正确的井中，井口装置的额定工作压力最大，地层破裂压力最小，因此最大允许关井套压值的确定一般取决于地层破裂压力允许的关井套压值。在各钻井施工现场中，一般会根据地层破裂压力试验情况在节流管汇处放置关井压力提示牌。为了防止压漏地层，保障井下安全，现场通常的做法是：发现溢流关井和压井的整个处理过程中，都要保证井口套压低于关井压力提示牌中相应钻井液密度下的最大允许套压值。当井口套压即将超过最大允许套压值时，要采取相应的措施来降低井口套压。而在按照正常的压井曲线进行压井施工时，只能通过打开节流阀来降低套压，这样的操作会降低井底压力，导致溢流不能有效控制，从而压井失败，增加压井施工次数，甚至使事故进一步复杂恶化。 2.3 浅层气处理技术 在预防井喷方面，钻井井控工作有着重要的作用。对于钻井中的浅层气处理，主要可从以下几个方面入手：其一，在井控作业实施中如果没有隔水管，就要保证钻井液梯度略小于底层的压裂梯度；在钻进过程中遇到浅层气的情况下，要想钻井中注入压井液，以此来保障有效压井。当向钻井中注入压井液后仍不能有效压住井，就需要马上停止钻井施工，将工作平台转移到安全区域。除此之外，要对压井过程进行密切关注，避免其破坏地层。其二，在井控作业采取了隔水管的情况下，可通过导流系统来导流天然气，保证天然气能第一时间流向下风方向。 3 钻井井控技术措施优化探讨 3.1 强化井控技术的监督检查 对钻井施工现场的井控管理的监督和检查，能够有效地提高井控管理的水平，避免走过场，而引起严重的安全事故，给石油钻探施工带来巨大的经济损失。在石油钻井施工前，进行钻前准备阶段，检查井控设备和设施的准备情况，确认井控设备的安装质量，保证钻井施工过程中发挥井控的效果，达到井控管理的目标。钻井施工过程中，及时检查井控设备的完好率，严格执行井控管理技术措施，实时监测钻井施工过程，对钻探施工参数进行分析，发现安全隐患，立即进行处理，防止发生严重的安全事故，避免影响石油钻井的顺利实施。 3.2 建立事故应急处理机制 对石油钻井施工过程中发生的应急事故进行处理，建立事故应急处理机制。一旦发生事故，立即启动事故应急处理预案，防止事态扩大，给石油钻井施工过程带来隐患，导致严重的安全事故发生。对石油钻井施工进行安全风险评估，确定安全风险的等级，采取必要的风险削减管理体系，并实时检测钻井施工过程中的井筒压力，避免发生井喷、井涌及井漏的事故，保证安全钻探。提高岗位员工的应急处理能力，完善各种安全事故的预案，定期实施防喷演练，避免岗位员工不会应急处理，而导致严重的后果。完善钻井施工现场应急处理程序，使岗位员工明确应急处理的流程，充分利用事故案例分析，提高安全事故的防范能力，避免发生类似的安全事故，保证安全钻探。 3.3 对钻井井控实现分级管理 在初级井控能达到预期的情况下就不再需要后续井控技术措施。如果二级井控无效，应立即启动三级井控措施来控制井筒，确保施工