钻井技术井控操作规程

钻井技术井控操作规程

1.1钻井井控设计

1.1.1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；距井

队生活区不少于300m,生活区相对井场在当地季节风的上

风或侧上风方向；距学校、医院和大型油库等人口密集性、

高危性场所不小于500mo含硫油气井应急撤离措施参见

SY/T5087有关规定。

1.1.2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、高压电线和水资

源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在钻井地质设计

中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井井口位置

及坑道的分布、走向、长度和离地表深度。

1.1.3根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，

绘出本井地层压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破

裂压力曲线），并提供浅气层资料、地层动态压力资料、油

气水显示和可能出现的复杂情况。

1.1.4根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计以各裸眼

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.油井为0.05g/cm3〜O.lOg/cn?或控制井底压差L5MPa〜

3.5MPa。

b.气井为0.07g/cm3〜0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa〜

5.0MPao

具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、

油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、地应力、地

层破裂压力和井控装备配套情况等因素。钻开高含硫地层的

设计钻井液密度，其安全附加密度值或安全附加压力值应取

上限。

1.1.5井控装置

1.1.5.1井控装置及专用工具的配套应按SY/T5964执行。

不同压力等级的防喷器组合及节流管汇、压井管汇的组合形

式参见《钻井井控规定实施细则》。

1.1.5.2下列情况应设计安装剪切闸板防喷器

a.所有含硫油、气井，从固技术套管后直至完井、原钻机试油

的全过程。

b.所有探井、评价井，从固技术套管后直至完井、原钻机试油

的全过程。

c.预计可获高压高产天然气的开发井，从固技术套管后直至完

井、原钻机试油的全过程。

剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压

力等级和通径一致。

1.1.5.3有剪切闸板的防喷器组合根据井别类型按下述形式

选择

a.一般开发井：哈吠式防溢管+环形防喷器+双闸板防喷

器（上为全封闸板、下为半封闸板）+2只四通+套管头

b.需要安装剪切闸板的浅井和试修井：哈吠式防溢管+

环形防喷器+双闸板防喷器（上为剪切闸板、下为半封闸板）

+2只四通+套管头

c.探井、评价井、含硫井：哈映式防溢管+环形防喷器+

剪切闸板防喷器+双闸板防喷器（上为全封闸板、下为半封

闸板）+2只四通+套管头

d.预计可获高压高产天然气的开发井：哈吠式防溢管+

环形防喷器+单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+双闸板防喷器

（上为全封闸板、下为半封闸板）+2只四通+套管头

1.1.5.4绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，按

SY/T5964提出相应的安装、试压要求，还应包括剪切闸板防

喷器的安装、试压与使用内容。

1.1.5.5有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合

SY/T5087中的相应规定。

1.1.5.6钻具内防喷工具、液面报警器及其它井控监测仪器、

仪表、钻井液处理装置和灌注装置的配备应满足井控技术的

要求。

1.1.6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SY/T5127选用完井井口装置的型

号、压力等级和尺寸系列。

1.1.7钻井工程设计中应提出钻开油气层前加重钻井液（密

度大于在用钻井液密度OZg/cn?〜0.3g/cn?）和加重材料的储

备量，加重钻井液的储备量一般为井筒容积的1倍〜1.5倍。

对油气层压力等于或低于静水柱压力且不含硫化氢的开发

井，可只储备配制井筒容积1倍〜1.5倍钻井液的加重材料。

明确提出各次开钻的重点井控技术措施。

1.1.8在可能含硫化氢地区钻井，应对含硫化氢的层位、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。

1.1.9进行欠平衡作业的井，欠平衡钻井应纳入钻井设计之

中。

1.2井控装置的安装、试压和使用

1.2.1井控装置的安装

1.2.1.1钻井井口装置

1.2.1.1.1防溢管一律采用两半哈映式法兰密封连接。其直

径应比所用套管加大一级，管内不得有台肩。

1.2.1.1.2防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中

心，其同轴度误差不大于lOmmo防喷器用①16mm钢丝绳

和反正螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。

1.2.1.1.3具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作

杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心线与锁紧轴之间的夹角不

大于30°,手动操作杆手轮下方应安装操作台。挂牌标明开、

关方向和圈数。

1.2.1.1.4防喷器远程控制台安装要求

a.安装在井架大门左前侧、面向井场、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,

并在周围保持2m以上的行人通道，10m内不得堆放易燃、

易爆、腐蚀物品。

b.控制管汇整齐安放并固定在管排架内，管排架与防喷

管线及放喷管线的距离不少于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。

c.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，气源压力控制在

0.65MPa〜0.8MPa。

d.电源应从发电房的配电板总开关处直接引出，并用单独

的开关控制。

e.液压油油面距油箱顶面200mm,气囊充氮压力7MPa土

0.7MPa,蓄能器压力17.5MPa〜21MPa,管汇压力10.5MPa,

并始终处于工作压力状态。

f.远程控制台控制剪切闸板防喷器和全封闸板防喷器的三

位四通阀上方应安装防误操作的安全装置。

1.2.1.1.5司钻控制台应安装在钻机的司钻操作台附近，即

钻台左后侧的钻台边上。司钻控制台上不安装剪切闸板控制

阀。

1.2.1.1.6远程控制台和司钻控制台各控制阀的操作手柄应

处于与控制对象工作状态相一致的位置。

1.2.1.1.7控制系统的液压管线和气动管线安装前，用压缩

空气逐根吹扫，然后“对号入座”连接，所有管线应整齐排

放。完钻后，拆开与防喷器连接的液压管线，用压缩空气将

管线内的液压油吹回油箱，防喷器液压管线接口用堵头堵

好。

1.2.1.1.8井口下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各

次开钻四通旁侧口高度不变。

1.2.1.2井控管汇

1.2.1.2.1防喷管线和放喷管线一律使用经探伤合格的管

材，防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得现场焊接。

1.2.1.2.2防喷管线长度若超过6m的应打基墩固定。

1.2.1.2.3放喷管线安装要求

a.油井放喷管线至少应接两条，气井放喷管线应接四条,

其通径不小于78mmo

b.管线全部使用法兰连接，不允许在现场焊接，放喷管

线和连接法兰应全部露出地面，不得用穿管的方法实施保

护。

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.管线应尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯

处距井口不小于15m,使用转弯夹角大于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。含硫和高压高产地区钻井，四条放喷管

线出口都应接至距井口100m以上的安全地带，并具备放喷

点火条件。

g.管线每隔10m〜15m、弯头两端、出口处用水泥基墩

和地脚螺栓加压板固定，悬空处要支撑牢固，若跨越10m宽

以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

h.水泥墩基坑长X宽X深为0.8mX0.8mXl.Om,遇地表

松软时，基坑体积应大于IZH?。

i.预埋地脚螺栓直径不小于20mm,长度大于0.5m,不

许对焊。

j.放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板。

k.凡经过井喷放喷使用后的管线，应经探伤、测厚、试压

合格才能使用。

1.2.1.2.4钻井液回收管线出口应接至大土池或储备罐并固

定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，

其内径不小于78mm。

1.2.1.2.5井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置

指示器的平板阀。

1.2.1.2.6防喷器四通两翼应各装两个闸阀，防喷管线控制

闸阀（单四通为1#和4#平板阀，双四通为1#、4#、5#和8#平

板阀）应接出井架底座以外。

1.2.1.2.7所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关

状态。最大允许关井套压值在节流管汇和节流控制箱处以明

显的标示牌标不。

1.2.1.2.8正常情况下井控闸阀的开关状态

a.常开：2#、3#、6#、7#、J2a、J2b、J3a、J5、J6a、J7、

9#（J9）、10#o

b.常闭:1#、4#、5#、8#、J3b、J6b、J8、J10>11#、12#。

C.半开d/8〜％）：JI、J4o

1.2.1.3钻具内防喷工具

1.2.1.3.1旋塞阀

1.2.13.1.1油气层中钻进，采用转盘驱动时应装方钻杆上、

下旋塞阀，采用顶部驱动时钻杆上部应分别安装自动和手动

两个旋塞阀。旋塞阀压力等级应与井口装置的压力等级一致。

1.2.1.3.1.2方钻杆下旋塞不能与其下部钻具直接连接，应通

过配合接头或保护接头与下部钻具连接。

1.2.1.3.2钻具止回阀、旁通阀

1.2.1.3.2.1油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回

阀和旁通阀，但下列特殊情况除外：堵漏钻具组合、下尾管

前的称重钻具组合、处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合、

穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合、传输测井钻具组合。

其它特殊情况，如不能接止回阀和旁通阀应报告钻井公

司井控第一责任人或井控负责人同意后实施。

1.2.1.3.2.2钻具止回阀和旁通阀的压力等级应与井口装置

的压力等级一致，外径、强度应与相连接的钻铤外径、强度

相匹配。

1.2.1.3.2.3钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原

则

a.常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井

第一根钻铤之间。

b.带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻

具与入井的第一根钻具之间。

c.在油气层中取芯钻进使用非投球式取芯工具，止回阀

接在取芯工具与入井第一根钻铤之间。

1.2.1.3.2.4钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配

有抢装止回阀专用工具，放于方便取用处。在大门坡道上准

备一根防喷钻杆单根，其下端带与钻铤连接螺纹相符合的配

合接头和钻具止回阀。预计有硫化氢、高压高产的天然气井，

应配备能与井内钻具相联接、与特殊四通相匹配的钻杆挂，

需要时座入井口。

1.2.1.3.2.5旁通阀安装在钻铤与钻杆之间或距钻具止回阀

30m〜50m米处，水平井、大斜度井旁通阀安装在井斜角

50°〜70°井段的钻具中。

1.2.1.4井控监测仪器仪表

应安装井喷报警装置，配备钻井液循环池液面监测报警

仪，在含硫化氢等有毒气体的地区和新构造钻井应配备相应

的有毒气体检测仪。

1.2.1.5钻井液净化、加重和灌注装置

除应配齐振动筛、钻井液罐、搅拌器、除砂器、除泥器、

离心机、加重泵、自动灌注装置外，探井、气井及气油比高

的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器。气体分离器排

气管线应从分离器单独接出，其通径不小于152mm,出口接

出井口50m以上有点火条件的安全地带，点火时不影响放喷

管线的安全。

1.2.2井控装置的试压

1.2.2.1试压介质

清水。

1.2.2.2试压值

a.防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压，环

形防喷器（封闭钻杆，不封闭空井）、闸板防喷器、剪切闸

板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力。

b.在井上安装好后，在不超过套管最小抗内压强度80%

的前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的70%；闸

板防喷器、剪切闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防

喷管线试额定工作压力；节流管汇按零部件工作压力分别试

压。

c.放喷管线试10MPao

d.钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或

试压塞，参照上述有关条件及要求试压。

1.2.2.3试压要求

上述井控装置在井控车间和上井安装后试压时稳压时

间均不得少于30min,压降不得超过0.7MPa,密封部位无渗

漏为合格；采油（气）井口装置压降不超过0.5MPa为合格。

1.2.2.4采油（气）井口装置等井控装置应在井控车间经检

验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上

组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

1.2.3井控装置的使用

1.2.3.1发现溢流后关井，应先关环形防喷器，后关闸板防

喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。

不得使用环形防喷器长时间关井，非特殊情况不用来封闭空

井。

1.2.3.2在特殊情况下，若用环形防喷器进行强行起下钻作

业，套压不得超过7MPa,并使用18°斜坡接头钻具，起下

钻速度不得大于0.2m/so

1.2.3.3用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，

应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，才能用液压

打开。锁紧和解锁都应先到底，然后回转％圈〜%圈。

1.2.3.4闸板防喷器关闭后，当关井套压不超过14MPa时，

特殊情况下可上下活动钻具，单向行程控制在1.5m范围内，

但不准转动钻具或过钻具接头。

1.2.3.5当井内有钻具时，严禁关闭全闭闸板防喷器和剪切

闸板防喷器。

1.2.3.6严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

1.2.3.7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，打开和关闭侧门前应先泄掉控制系统

压力。

1.2.3.8正常钻井中每周，油气层钻进中每3天应关、开半

闭闸板和闸阀一次。油气层中每次起钻完关、开全闭闸板和

剪切闸板防喷器各一次，环形防喷器每10天试关井（在有

钻具的条件下）一次。

1.2.3.9剪切闸板防喷器的使用

1.2.3.1.1井控车间应对每批剪切闸板（芯子）进行外观检查和按

10%抽样进行剪切钻杆试验

a.28—35、35—35、28—70、35—70、28—105和35—105剪

切闸板防喷器选用5"S135钻杆做抽样试验。

b.18—35和18—70剪切闸板防喷器选用3%〃S135钻杆或

3〃油管做抽样试验。

c.试验过的剪切闸板不再安装使用。

1.2.3.1.2剪切闸板防喷器原则上不能作全闭使用。在全闭

闸板防喷器失效情况下，剪切闸板防喷器可在空井状态下关

井。

1.2.3.1.3使用剪切闸板防喷器剪断井内钻杆（油管）控制

井口的前提条件

在采用正常关井程序处理井喷中，当环形防喷器和半闭

闸板防喷器或钻具内防喷工具失效、以及井口段钻具变形而

无法关井导致井喷失控、现场已无力改变井喷失控状况、并

危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板防喷器剪断井内

钻杆（油管）控制井口，创造放喷点火的条件。

1.2.3.1.4关剪切闸板应由钻井队队长指挥钻井技术负责人或当班

副司钻在远程控制台操作，实现剪切关井。

1.2.3.1.5使用剪切闸板防喷器实现剪切关井的指挥权限

在无法控制井口而发生井喷失控的情况下，钻井队队长

在同甲方钻井监督和安全监督协商后，立即请示钻井公司井

控第一责任人或井控负责人（井控第一责任人不在时）同意

后，组织实施剪断钻杆（油管）关井。因情况紧急，在来不

及请示的特殊情况下，钻井队队长经与甲方钻井监督和安全

监督协商后，可以决定并组织实施剪断钻杆（油管）关井。

1.2.3.1.6剪切闸板防喷器剪切钻杆（油管）关井的操作程序

a.锁定刹车装置，并尽量作一些因钻具被剪断后猛烈跳动可能

引起严重不良后果的预防措施。

b.在环形防喷器和相应尺寸的半闭闸板防喷器都关闭的情况

下，打开主放喷管线泄压。

c.检查剪切闸板防喷器以上的半闭闸板防喷器和环形防喷器

是否处于关闭状态。

d.打开剪切闸板防喷器以下的半闭闸板防喷器。

已打开蓄能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直到剪断井

内钻杆（油管）。

f.关闭蓄能器旁通阀。

g.关闭全闭闸板防喷器控制井口。

h.手动锁紧全闭闸板防喷器和剪切闸板防喷器。

i.试关井：打开8#液动平板阀，用节流阀节流放喷；关

闭4#放喷管线以外的其它放喷管线；关节流阀试关井；若关

井压力达到允许最高关井压力则迅速实施放喷点火。

j.将远程控制台的管汇压力调整至正常值。

k.立即安排人员观察井口及压力情况，做压井准备工作。

1.2.3.1.7使用剪切闸板防喷器的安全注意事项：

a.钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，绝不能因误操作

而导致钻具（油管）事故或更严重的事故。

b.操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人

员全部撤至安全位置，同时组织按应急救援预案布置警戒、

人员疏散、放喷点火及其后的应急处理工作。

C.剪切闸板在遇井喷失控剪切钻杆后应及时更换，已剪切过的

剪切闸板不再使用。

1.2.3.10井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板和相应

的密封件及其拆装和试压工具。

1.2.3.11有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在密封失

效至严重漏失的紧急情况下才能使用二次密封，且止漏即

可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

1.2.3.12手动平板阀开、关到底后，应回转％圈〜%圈。

其开、关应一次到位，不允许半开半闭和作节流阀用。

1.2.3.13压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；井控管汇安

装好后，定期用钻井泵注清水冲洗，保持管线畅通。

1.2.3.14内防喷工具的使用

1.2.3.14.1坚持每天开关活动方钻杆各旋塞阀一次，保持旋

塞阀开关灵活。

1.2314.2接单根卸扣时，不能采取关下旋塞阀来控制方钻

杆内钻井液溢出。

1.2.3.14.3使用钻具止回阀下钻时，应坚持每下20柱〜30

柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液；下钻至主要油气层顶部前

应灌满钻井液，再循环一周排出钻具内的剩余压缩空气后方

可继续下钻；下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。

1.2.3.14.4钻具止回阀和旁通阀按入井特殊工具的使用管理

要求建立记录卡，详细记录入井使用的时间及有关参数。每

次下钻前，由技术员、司钻检查止回阀和旁通阀有无堵塞、

刺漏及密封情况。

1.2.3.14.5入井钻井液应在地面认真清洁过滤，避免造成止

回阀堵塞。

1.2.3.14.6钻具底部装有止回阀时，起下钻发生溢流或井喷

仍按“四.七”动作控制井口。

1.2314.7钻井队现场配备一付5〃和一付3%〃钻杆死卡。

1.3钻开油气层前的准备和检查验收

1.3.1加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入油

气层前50m〜100m,按照下部井段钻井设计最高钻井液密度

值，对裸眼地层进行承压能力检验。

1.3.2由钻井队技术人员向全队职工（包括在钻井现场的所

有甲、乙方工作人员）进行工程、地质、钻井液和井控装置、

井控工艺等方面的技术交底。要求“坐岗”人员能及时发现

气侵、溢流；生产班人员能在溢流量规定范围内按“四•七”

动作迅速、安全地关井；钻井队能及时采取有效压井方法恢

复井内压力平衡。

1.3.3以班组为单位，落实井控岗位责任制。作业班按钻进、

起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况，定期按井

控“四・七”动作要求进行防喷演习。各生产班组每月不少

于一次不同工况的防喷演习。钻进作业和空井状态应在3min

内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控制住井口。

在二开后的各次开钻前、特殊作业（取芯、测试、固井、完

井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求。

1.3.4钻井队应组织全队职工进行防火演习。含硫地区钻井

还应按应急预案进行硫化氢防护演习。若含硫油气井周边是

人口密集的高危场所，还应按应急预案与地方人员共同进行

硫化氢防护联动演习。

1.3.5建立钻井队干部（队长、指导员、技术员）在生产作

业区24h轮流跟班值班制度。负责检查、监督各岗位严格执

行井控岗位责任制，并认真填写值班干部交接班记录。井控

装置试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，

值班干部应在现场组织指挥。

1.3.6建立“坐岗”制度，定专人观察记录溢流显示、循环

池液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况。进入油气层后

每隔15min将观察情况记录于“钻井液液面观察记录表”中;

遇特殊情况应加密观察。

1.3.7检查所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规

定，功能是否正常，发现问题应及时整改。

1.3.8按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对

储备加重钻井液定期循环处理。

1.3.9钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向钻井

公司和油气田分公司二级单位相关部门申请检查验收。

1.3.10检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收证书”

中，如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，钻井

队按“井控停钻通知书”限期整改。检查合格并经检查人员

在检查验收书上签字，由双方二级单位主管生产技术的领导

或其委托人签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层。

1.4油气层钻井过程中的井控作业

1.4.1含硫井、高产井、工艺井、区域探井等重点井，在油

气层中钻井作业时，除派驻井控、安全监督外，钻井公司还

应派工作组驻井把关。驻井工作组包括领导、钻井工程师、

泥浆技术人员、装备管理人员等。

1.4.2钻井队应严格按钻井设计选择钻井液类型和密度值。

当发现井下情况与设计不相符需修改设计时，应按设计审批

程序进行；但若遇紧急情况，已经危及到安全生产时，钻井

队长和钻井监督、安全监督共同商定后，可先处置，再及时

上报。

1.4.3发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井

液密度时，井筒液柱压力不能小于裸眼段中的最高地层压

力。

1.4.4钻开油气层或在主要油气层井段钻进，应使用大喷嘴

钻头保持钻柱有足够的循环通道，便于压井和堵漏。

1.4.5每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前，

都要以%〜%正常流量测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲

数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较

大变化时应重作上述低泵冲试验。

1.4.6坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢流

1.4.6.1下列情况需进行短程起下钻：钻开油气生产层后每

次起钻前；溢流压井后起钻前；钻开油气层井漏堵漏后或尚

未完全堵住起钻前；钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻

前；钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；需长时

间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测

试等）起钻前。

1.4.6.2短程起下钻两种基本作法

a.一般情况下试起10柱〜15柱钻具，再下入井底循环一

周，若钻井液无气侵，则可正式起钻。若后效严重，不具备

起钻条件时，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密

度至短程起下钻正常后再起钻。

b.特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻

具起至套管鞋内或安全井段，停泵检查一个起下钻周期或需

停泵工作时间，再下回井底循环一周观察。

1.4.7起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施

1.4.7.1起钻前循环井内钻井液时间不得少于一周半；短程

起下钻的循环观察时间也应达到一周半以上，进出口密度差

3

不超过0.02g/cmo

1.4.7.2起钻中严格按规定每起出3柱〜5柱钻杆灌满钻井

液一次，每起出1柱钻铤灌满钻井液一次，并作好记录、及

时校核单次和累计灌入量与起出钻具体积是否一致，发现异

常情况应进行分析处理后，才能继续起钻作业。

1.4.7.3避免起钻中井内发生严重抽吸

a.保持钻井液良好的造壁性和流变性。

b.消除井眼缩径、泥饼过厚等因素。

c.钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻

速度不得超过0.5m/So

d.在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应

保持足够的流量，防止钻头泥包。

1.4.7.4下钻中钻具下放不能过快，避免因井下压力激动产

生漏失。

1.4.7.5下钻中记录、校核返出钻井液体积与下入钻具体积

是否一致，发现异常情况应进行分析处理后，才能继续下钻

作业。

1.4.7.5在起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋

进行。若起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采取

相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半以上,

若后效严重，不具备起钻条件时，应调整钻井液密度，使之

具备起钻条件。起钻完要及时下钻，严禁在空井情况下进行

设备检修。

1.4.8正常钻进中气侵钻井液的处理

1.4.8.1注意改善钻井液的脱气性能，发现气侵应及时排除,

气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。

1.4.8.2若需对气侵钻井液加重，应在排完气后停止钻进的

情况下进行，严禁边钻进边加重。加重速度要均匀，每个循

环周密度增量控制在0.05g/cm3以内。

1.4.9加强溢流预兆及溢流显示的观察

1.4.1.1钻进中，钻井生产班应落实人员坐岗。起下钻、停

钻或其它辅助作业时，钻井生产班和地质人员应同时落实专

人坐岗，发现异常情况应及时报告司钻。

1.4.1.2钻进中应认真观察钻时、蹩跳钻、放空、泵压、悬

重、井漏、气测和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油

花、防溢管等的异常情况，定时测量钻井液密度和粘度、氯

根含量、循环池液面等变化，及时发现气侵、溢流。

1.4.10井漏的处理

1.4.10.1非目的层及油层套管固井前，钻进中发生井漏，有

条件应起钻完下光钻杆堵漏。起钻、下钻和注水泥堵漏后都

应反灌钻井液平衡地层压力，防止井喷。

1.4.10.2油层套管固井后再钻开目的层的井，钻进中发生井

漏，应根据正循环漏速及反灌钻井液时的漏速，再进行处理。

1.4.10.2.1漏速大于20m3/h

a.停钻上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，作好井控准备。

b.每20min反灌一次密度不低于井浆的钻井液，每次灌注

3

量为lm0

c.漏速较大的井，不允许正循环灌注钻井液，反灌量一次

不得超过15m3；井漏后，未征得钻井公司允许不得随意起钻。

d.在安全的情况下，要将钻头起至套管鞋内或安全井段进

行观察。

已如漏层以上有油气层，则反灌的钻井液所形成的液柱压

力应大于上部油气层压力；如果液柱压力与产层压力相差悬

殊，有条件的井，井口第一根钻具上要抢装好锥管挂并座入

特殊四通关井。

1.4.10.2.2漏速小于20m3/h

a.钻进中发生井漏应停钻、停泵观察，观察时将钻头起

至套管鞋内或安全井段。定时、定量反灌钻井液（注入量同

前），注意观察井下变化。

b.如是单一漏层，根据静液柱压力求出平衡地层压力的

钻井液密度，调整好性能，进行小流量循环均匀，起至套管

鞋内观察一个起下钻周期，再下入井底不漏时，才能进行正

常钻井作业。

1.4.11电测、固井、中途测试的井控作业

1.4.11.1电测前井内情况应正常、稳定。若电测时间长，应

考虑中途通井循环再电测，电测时准备一柱带止回阀的钻

杆，以备井内异常时强行下入控制井口。

1.4.11.2下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板。

固井全过程（通井、下套管、注水泥、候凝）应始终保持井

内压力平衡，注意防止水泥候凝期间因水泥失重造成井内压

力平衡的破坏，甚至井喷。

1.4.11.3中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个

起下钻、换装井口的作业期时间。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。

1.5溢流的处理和压井作业

1.5.1溢流应在In?内发现并报警。报警信号为一声长鸣笛,

关闭防喷器后信号为两声短鸣笛，关井结束信号为三声短鸣

笛。长鸣笛时间15秒以上，短鸣笛时间2秒。

1.5.2发现溢流显示应在溢流量不超过2m3时按“四•七”

动作迅速关井。

1.5.3起下钻中发生溢流，要尽快抢接钻具止回阀。只要条

件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下钻具，然后

按“四•七”动作关井。下套管中发生溢流按起下钻杆过程

中发生溢流进行处理。

1.5.4电测时发生溢流应尽快起出井内电缆；如果溢流量将

超过规定值，则立即砍断电缆，按“四・七”动作关井，不

允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。若是钻具内电测

按起下钻杆过程中发生溢流进行处理。

1.5.5溢流关井“四•七”动作

1.5.5.1钻进中发生溢流时

a.发出信号，停转盘，停泵。（顶驱钻机是发出信号。）

b.上提方钻杆。（顶驱钻机是上提钻具，停顶驱，停泵。）

c.打开液动平板阀。

d.关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）。

e.先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧挨的手动平

板阀，然后打开环形防喷器。

f.迅速向队长或钻井技术员报告。

g.认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井

液增减量。

1.5.5.2起下钻杆中发生溢流时

a.发出信号，停止起下钻作业。

b.抢接钻具止回阀。

c.打开液动平板阀。

d.关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）。

e.先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧挨的手动平

板阀，然后打开环形防喷器。

f.迅速向队长或钻井技术员报告。

g.认真观察，准确记录立管和套管压力以及循环池钻井

液增减量。

1.5.5.3起下钻铤中发生溢流时

&发出信号，停止起下钻作业，抢接钻具止回阀或防喷

单根。

b.抢接钻杆。

c.打开液动平板阀。

d.关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）。

e.先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧挨的手动平

板阀，然后打开环形防喷器。

f.迅速向队长或钻井技术员报告。

g.认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井

液增减量。

1.5.5.4空井发生溢流时

a.发出信号。

b.打开液动平板阀。

c.关防喷器（先关环形防喷器，后关全封闸板防喷器）。

d.先关节流阀（试关井），再关节流阀前端紧挨的手动平

板阀。

e.打开环形防喷器。

f.迅速向队长或钻井技术员报告。

g.认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减

量。

1.5.6最大允许关井套压值的确定原则

1.5.6.1下深1000m以内的表层套管固井后，钻地层5m~

10m后对地层做破裂压力试验（若套管鞋处为非泥页岩和砂

岩地层，则做漏失压力试验），再取其地层破裂压力（或漏

失压力）、井口装置额定工作压力和套管抗内压强度的80%

所允许关井套压三者中的最小值作为最大允许关井套压值。

1.5.6.2技术套管下深在1000m以内和下深超过1000m但套

管鞋处为泥页岩或砂岩地层的，其固井后最大允许关井套压

值的确定同1.551。技术套管下深超过1000m且套管鞋处为

碳酸盐岩地层，其最大允许关井套压值主要以井口装置额定

工作压力和套管抗内压强度的80%所允许关井套压两者中

的最小值作为依据，其薄弱地层的承压能力只作为参考。

1.5.6.3油层套管固井后，最大允许关井套压值只以井口装

置额定工作压力和套管抗内压强度的80%所允许关井套压

两者中的最小值作为依据。

1.5.7除不能满足上述关井条件或发生其它意外情况需要

降压外，一般情况下严禁放喷。紧急情况下被迫放喷时，若

时间允许，放喷应请示钻井公司批准。

1.5.8溢流关井后应求得关井立管压力、关井套压和溢流量

作为其后压井设计的依据。

1.5.9关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别

采取相应的处理措施。

1.5.1.1关井立管压力为零时，此时井内钻井液的静液柱压

力能平衡地层压力，无需提高钻井液密度。溢流发生是因抽

汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致。

其处理方法如下:

a.当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，

以原钻井液敞开井口循环，排除侵污钻井液即可。

b.当关井套压不为零时，应控制回压维持原钻进流量和

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。

1.5.1.2关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、

边循环边加重法等常规压井方法压井。

1.5.10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

加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大

于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应

及时实施司钻法压井的第一步排除溢流，防止井口压力过

高。

1.5.11空井溢流关井后，应根据溢流的严重程度，采用强

行下钻分段压井法、置换法、压回法等进行处理。

1.5.12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。压井结束后，认真整理压井作业单

1.6防火、防爆、防硫化氢安全措施

1.6.1防火、防爆措施

1.6.1.1在草原、苇塘、林区钻井时，应采取有效的防火隔

离措施。

1.6.1.2在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警

zj\j志;o

1.6.1.3发电房、锅炉房等应设置在当地季节风的上风方向;

发电房距井口30m以上，锅炉房距井口50m以上；储油罐

应摆放在距井口30m以上、距发电房20m以上的安全位置。

1.6.1.4井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合

SY5225的要求。井架、钻台、机泵房的照明线路应各接一

组电源，探照灯电路应单独安装。井场电线不得横跨主体设

备。井架、钻台、机泵房和净化系统照明全部采用防爆灯。

1.6.1.5柴油机排气管无破漏和积炭并有冷却灭火装置，出

口与井口相距15m以上，不朝向油罐。

1.6.1.6钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物,

钻台、机泵房下无积油。

1.6.1.7消防器材的配备执行SY/T5876的规定，并定岗、定

人、定期维护保养和更换失效药剂，悬挂检查记录标签。

1.6.1.8井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用

电焊、气焊。若需动火，应执行SY/T5858中的安全规定。

1.6.2防硫化氢措施

1.6.2.1在井场入口、井架上、钻台边上、循环系统等处应

设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风口疏散。

1.6.2.2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害、可燃气体。

1.6.2.3在含硫地区钻井，作业区应配备空气呼吸器15套、

充气泵一台、可燃气体监测报警仪二台、便携式硫化氢监测

报警仪五台、固定式硫化氢监测报警仪一台。并做到人人会

使用、会维护、会检查。

1.6.2.4值班干部、当班司钻、