《井控实施细则》word版.doc

钻井井控规定实施细则四川石油管理局西南油气田分公司二00六年九月目 录前言 1 井控设计 12 井控装置的安装、试压、使用和管理 43 钻开油气层前的准备和检查验收 114 钻井及完井过程中的井控作业 125 溢流的处理和压井作业 156 防火、防爆、防硫化氢安全措施 167 井喷失控的处理 208 井控技术培训、考核219 井控工作分级责任制2310 井喷事故逐级汇报制度 2611 附则 27附录A（规范性附录） 井口装置基本组合图 28附录B（规范性附录） 井控管汇布置图及关井压力提示牌格式图样34附录C（规范性附录） 井控“四七”动作 39附录D（规范性附录） 井控“四七”动作岗位分工 41附录E（资料性附录） “三防”演习记录表格式 45附录F（资料性附录） 坐岗记录表格式 47附录G（资料性附录） 钻开油气层检查验收书格式 48附录H（资料性附录） 钻开油气层批准书格式 55附录I（资料性附录）井控停钻通知书格式 56附录J（资料性附录） 关井立压求取方法 57附录K（资料性附录） 压井作业单格式58附录L（资料性附录） 井喷或井喷失控汇报基本资料表格式61附录M（资料性附录） 集团公司井控管理九项制度 6571前 言在石油天然气勘探开发作业过程中，地层流体（油、气、水）一旦失去控制，就会导致井喷或井喷失控，无法进行正常钻进作业，甚至毁坏钻井设备、污染自然环境并危及人员和油气井的安全。井喷后，特别是钻井液喷空后的压井，对油气产层往往造成严重污染和伤害。因此，油气井井喷就是事故，井喷失控或着火是油气勘探开发中性质严重、损失巨大的灾难性事故。井控工作是一项系统工程，四川石油管理局和西南油气田分公司的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备和培训等部门和单位都应十分重视井控工作，认真贯彻 “安全第一、预防为主”的方针，树立“以人为本”的理念，严格细致，常抓不懈。为深入贯彻安全生产法、环境保护法，继续推进四川油气田井控工作科学化、规范化、标准化，提高井控管理水平，有效预防井喷、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。遵循集团公司石油与天然气钻井井控规定所阐述的准则，结合四川油气田井控工作的实际特点，在原钻井井控规定实施细则（2003年7月版）的基础上，特修订本实施细则。钻井井控规定实施细则1 井控设计1.1 地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：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、高危性场所不小于500m。特殊情况不能满足上述规定时，由建设单位与施工单位主管部门组织相关单位进行安全和环境评估，按其评估意见处置。1.2 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、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明，还应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，江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。1.3 地质设计书应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（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检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。1.4 在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确油气田开发部门要及时查清注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。钻开油气层之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。1.5 在可能含硫化氢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，并在工程设计书中明确相应的安全和技术措施。1.6 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/cm30.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa3.5Mpa。b）气井为0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa5.0MPa。含硫油气井的钻井液密度设计，其安全附加值应取上限。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：地层孔隙压力预测精度。油、气、水层的埋藏深度。预测油气水层的产能。地层流体中硫化氢含量。地应力和地层破裂压力。井控装置配套情况。1.7 井身结构和套管设计应满足以下井控要求： a）同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值过大的油气水层。 b）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管。c）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。d）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。e）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且水泥应返至地面。1.8 井控装置配套1.8.1防喷器的压力等级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的80%、地层流体性质等因素。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：a）压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A中图A.1、图A.2、图A.3、图A.4、图A.5。b）压力等级为21MPa时，其防喷器组合有八种形式供选择，见附录A中图A.4、图A.5、图A.6、图A.7、图A.8、图A.9、图A.10、图A.11。c）压力等级为35MPa时，其防喷器组合有十种形式供选择，见附录A中图A.4、图A.5、图A.6、图A.7、图A.8、图A.9、图A.10、图A.11、图A.12、图A.13。d）压力等级为70MPa时，其防喷器组合有八种形式供选择，见附录A中图A.10、图A.11、图A.12、图A.13、图A.14、图A.15、图A.16、图A.17。e）压力等级为105MPa时，其防喷器组合有六种形式供选择，见附录A中图A.12、图A.13、图A.14、图A.15、图A.16、图A.17。1.8.2 在区域探井、高含硫井、预计高产井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程，应安装剪切闸板防喷器。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。有剪切闸板的防喷器组合有三种形式供选择，见附录A中图A.8、图A.15、图A.17。1.8.3 节流管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配。并按以下形式进行选择：a）额定工作压力为14MPa时，节流管汇按附录A中图A.18连接安装。 b）额定工作压力为21MPa时，节流管汇按附录A中图A.18或图A.19连接安装。 c）额定工作压力为35MPa时，节流管汇按附录A中图A.19或A.20连接安装。 d）额定工作压力为70MPa 和105MPa时，节流管汇按附录A中图A.20或图A.21连接安装。1.8.4 压井管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配，其基本形式如附录A中图A.22。1.8.5 有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087中的相应规定。1.9 绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，按SY/T 5964提出相应的安装、试压要求。1.10 钻具内防喷工具、液面监测与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。1.11 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，并考虑增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T 5127选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。1.12 加重钻井液和加重材料储备1.12.1 钻井工程设计中应设计钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量。1.12.1.1下列情况的井，可只储备不低于1倍井筒容积的清水，同时储备能配制11.2倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液的加重材料和处理剂： a）以须家河及以上地层为目的层，设计地层压力当量钻井液密度小于1.20 g/cm3，且不易发生又喷又漏复杂情况和不含硫化氢的井。b）地层压力等于或低于静水柱压力且不含硫化氢的开发井。1.12.1.2 以须家河及以上地层为目的层，设计地层压力当量钻井液密度高于1.20g/cm3的井，应储备0.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液，同时储备能配制0.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液的加重材料和处理剂。1.12.1.3 其它井技术套管固井前，应储备0.51倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。1.12.1.4 其它井技术套管固井后，储备加重钻井液、加重材料和处理剂按下列要求执行：a）含硫井、易漏失井、预计高产井及探井应储备11.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.30.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。 b）不含硫化氢的井储备0.51倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.30.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。1.12.1.5 泥浆欠平衡钻井应储备1倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.20.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。1.12.1.6气体欠平衡钻井应储备1倍井筒容积以上、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.20.4g/cm3的加重钻井液，及足够的加重材料和处理剂。1.12.2 非目的层气体欠平衡钻井应准备1倍井筒容积以上的近平衡钻井液。1.13 明确提出各次开钻的重点井控技术措施。1.14 欠平衡钻井施工设计书中应制定具体的安全措施及应急预案。2 井控装置的安装、试压、使用和管理2.1 井控装置的安装2.1.1 钻井井口装置2.1.1.1 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。2.1.1.2 防喷器安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。防喷器用16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。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，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30，挂牌标明开、关方向和圈数，手轮离地高度超过2m的，其下方应安装操作台。2.1.1.4 防喷器远程控制台安装： a）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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。 b）控制管汇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小于1m，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa1.0Mpa。d）电源应从总配电板处直接引出，并用单独的开关控制。e）液压油油面距油箱顶面200mm（无压力时），气囊充氮压力7MPa0.7MPa，蓄能器压力17.5MPa21MPa，环形和管汇压力10.5MPa，并始终处于工作压力状态。防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。f）远程控制台控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。2.1.1.5 司钻控制台应安装并固定在司钻操作台附近（钻台左后侧），司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。2.1.1.6 远程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。2.1.1.7 应安装防喷器钻机刹车联动防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。2.1.1.8 控制系统的液压管线安装前，应用压缩空气逐根吹扫，所有管线应整齐排放。拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。2.1.1.9 井口下四通旁侧出口应保证各次开钻高度不变。2.1.1.10 套管头的安装应符合SY/T 5964中的相应规定。2.1.2 井控管汇2.1.2.1 防喷管线应使用专用管线并采用螺纹与标准法兰连接，压力等级与防喷器一致，长度超过6m应打基墩固定。2.1.2.2 放喷管线安装：a）放喷管线至少应接两条，高含硫井、预探井和预计高产气井均应安装双四通和四条放喷管线。 b）放喷管线使用标准螺纹法兰连接的专用管线，不得现场焊接，其通径不小于78mm。含硫油气井的放喷管线应采用抗硫专用管材。c）布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。d）一般情况下向井场两侧引出，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于120的铸（锻）钢弯头。e）两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定。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；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带，至少在一个主放喷口修建燃烧池，其挡火墙长宽高为6m3m3m，正对燃烧筒的墙厚0.5m，其余墙厚0.25m，内层采用耐火砖修建。g）管线每隔10m15m、弯头两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加相应的压板固定；连接法兰应露出地面，不得用穿管的方法实施保护；放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板；若跨越10m以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。 h）水泥基墩坑长宽深为0.8m0.8m1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。i）地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m，不允许对焊。2.1.2.3 钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于78mm，出口应固定牢靠，转弯处应使用夹角不小于120的铸（锻）钢弯头。2.1.2.4 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。2.1.2.5 四通两翼应各装两个闸阀，其外控闸阀应接出井架底座以外。2.1.2.6 所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态，正常情况下各闸阀的开关状态见附录B中图B.1、图B.2、图B.3 、图B.4。 2.1.2.7 在节流管汇处放置关井压力提示牌，节流控制箱处张贴提示图，标示最大允许关井套压值。2.1.2.7.1关井压力提示牌的制作要求，格式图样见图B.5。a）“关井压力提示牌”用红色字体，牌内字体用黑色；填写字体用红色。牌子底板颜色用白色。b）表格用黑色线条。整个表格分为两个区：关井压力提示区和备注栏区。外框线和分区线加粗（45mm），其余线条略细（23mm）。c）牌子尺寸：宽80厘米，高60厘米；架座高度100厘米。d）牌子应有一定强度，同时具有一定的防锈、防腐性。2.1.2.7.2关井压力提示牌的摆放位置：靠近节流管汇（靠泥浆泵方向）、面向前场。2.1.2.7.3节流控制箱处提示图的要求：将关井压力提示牌格式图用A4纸打印，张贴在节流控制箱箱盖内壁。2.1.3 钻具内防喷工具2.1.3.1 旋塞阀a）油气层中钻进，应装方钻杆旋塞阀，并定期活动、检查。b）方钻杆下旋塞阀不得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。2.1.3.2 钻具止回阀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：a）堵漏钻具组合。b）下尾管前的称重钻具组合。c）处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。d）穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。e）传输测井钻具组合。f）其它特殊情况，如不能接止回阀应采取相应的安全措施，并报告钻探公司井控第一责任人或井控负责人同意后实施。2.1.3.2.2 钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻铤外径、强度相匹配。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，主要有以下几种作法：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）在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。2.1.3.2.4钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配备抢装止回阀的专用工具，放于方便取用处；在大门坡道上准备相应的防喷钻杆单根，其上端接钻具止回阀、下端带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头；“三高”气井、复杂井应配备能与井内钻具相连接、与特殊四通相匹配的钻杆锥管挂，在特别复杂井段作业可考虑将特殊四通内的保护套取掉。2.1.4 井控监测仪器仪表2.1.4.1 钻井液循环罐和处理剂胶液罐都应安装液面直读标尺。2.1.4.2 钻井液循环罐应配备液面监测报警仪。2.1.4.3 监测仪、防护器材配备：a) 便携式硫化氢监测仪：钻井作业现场至少配备5台。b) 可燃气体监测仪：钻井作业现场配备1台。c) 空气呼吸器：钻井作业现场按生产班组每人配备一套，另按钻井队人数的15%作备用。d) 空气压缩机：钻井作业现场配备1台。e) 安全防护设备除满足现场作业需要外，钻探公司应有一定数量的应急储备：空气呼吸器不少于30套、便携式硫化氢监测仪不少于10台、可燃气体监测仪不少于5台、空气压缩机不少于1台。2.1.5 气井及气油比高的油井应配备钻井液气体分离器和除气器。2.1.5.1 液气分离器排气管线通径不小于152mm，出口接至井口50m以上有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78；分离器应定期检验、试压。2.1.5.2 除气器排气管线应接出罐区。2.2 井控装置试压2.2.1 试压介质：清水。2.2.2 试压值2.2.2.1 在井控车间，环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力。井口装置还应做1.42.1MPa低压密封试验。2.2.2.2 在井上安装好后：a）508mm表层套管和井口装置试压38 MPa。b）339.7mm、244.5mm表层套管和井口装置试压，在不超过套管最小抗内压强度80%的前提下，按上覆岩层压力（上覆岩层压力梯度0.025MPa/m）试压，若上覆岩层压力低于10MPa，按10MPa试压。c）技术套管和油层套管固井后，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、压井管汇和防喷管线试额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分级试压。d）放喷管线试压10MPa。2.2.3 试压要求2.2.3.1 试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。2.2.3.2 采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于30min，密封部位无渗漏，压降不超过0.5MPa为合格。2.2.3.3 钻开油气层前50m100m、更换井控装置部件后以及钻进中每30天，应采用提拉式堵塞器或试压塞对井口装置试压一次。井口附近套管试压，在不超过套管最小抗内压强度80%的前提下，按提拉式堵塞器额定工作压力值试压。2.3 井控装置的使用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。不应用环形防喷器长时间关井，非特殊情况不应用环形防喷器来封闭空井。2.3.2 一般情况不应在关井状态下活动或起下钻具。特殊情况下，且只关闭环形防喷器时，在套压不超过14MPa，经上级主管部门批准，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具和钻具接头通过胶芯。若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18斜坡接头钻具的情况下，控制起下钻速度不得大于0.2m/s，由上级单位批准并组织实施。2.3.3 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，再用液压打开。锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈1/2圈。2.3.4 当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。2.3.5 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。2.3.6 施工作业现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不应同时打开。2.3.7 正常钻井中每两周，油气层钻进中每周应关、开半封闸板和闸阀一次；油气层中每次起钻完关、开全封闸板和剪切闸板防喷器各一次，环形防喷器每半月试关井（在有钻具的条件下）一次。2.3.8 剪切闸板防喷器的使用2.3.8.1 井控车间应对剪切闸板进行外观检查，并按10%抽样进行剪切钻杆试验：a）2835、3535、2870、3570、28105和35105剪切闸板防喷器选用5S135钻杆做抽样试验。b）1835和1870剪切闸板防喷器选用3 1/2S135钻杆做抽样试验。 c）试验过的剪切刀片不再安装使用。2.3.8.2 剪切闸板防喷器原则上不应作全封闸板使用，在全封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。2.3.8.3 使用剪切闸板的前提条件：井喷失控、现场已无力改变井喷失控状态、且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内钻具，控制井口。2.3.8.4 使用剪切闸板防喷器实现剪切关井的指挥权限：钻井队队长在同甲方钻井监督协商一致后，应请示钻探公司井控第一责任人（井控第一责任人不在时，请示井控负责人）同意后，立即组织实施剪断钻具关井；若情况紧急，来不及请示，钻井队队长经与甲方钻井监督协商一致后，可以决定并组织实施剪断钻具关井。2.3.8.5 剪切闸板防喷器剪断钻具关井的操作程序：a）锁定钻机绞车刹车系统。 b）关闭环形防喷器及剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器，打开主放喷管线泄压。 c）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。 d）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应由气动泵直接增压，直至剪断井内钻具关井。e）关闭全封闸板防喷器。f）试关井。2.3.8.6 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，避免因误操作而导致钻具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。c）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。2.3.9 井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板一副，存放在井场空调房内，保证不受压、不变形、不损坏。2.3.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在密封失效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。2.3.11 手动平板阀开、关到底后，应回转1/41/2圈。其开、关应一次到位，不应半开半闭和作节流阀用。2.3.12 压井管汇不应用作日常灌注钻井液用；井控管汇安装好后，定期泵注清水冲洗，保持管线畅通。2.3.13 钻具内防喷工具的使用：a）每周开关活动方钻杆旋塞阀一次，保持旋塞阀开关灵活。b）使用钻具止回阀下钻时，每下2030柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液；下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，再循环一周排出钻具内的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。c）每次下钻前，由技术员、司钻检查钻具止回阀有无堵塞、刺漏及密封情况。2.3.14 钻井现场配备5和3 1/2钻杆死卡各一付。2.4 井控车间井控装置的管理2.4.1 对各种井控装置应分类、编号、建档，并绘制井控装置运行表。2.4.2 设置专用库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。橡胶密封件应分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。2.4.3 所有井控装置及配件应是经建设单位和四川石油管理局认可的厂家生产的合格产品，否则不允许采购和使用。3 钻开油气层前的准备和检查验收3.1 加强地层对比分析，及时提出可靠的地层分层预报，在进入油气层前50100m，按照下部井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，若发生井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。3.2 了解邻近井生产及产层压力情况，为油气层中作业提供压力对比分析依据。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、井控装置和井控措施等方面的技术交底。3.3 安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习（见附录C、D）；其后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，记录演习情况（见附录E）。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，记录演习情况（见附录E）。3.5 建立钻井队干部24h带班作业制度。进入油气层之前100m开始带班作业，带班干部应挂牌或有明显标志，负责带领生产班组全面完成各类作业，检查、监督各岗位严格执行井控制度，并认真填写带班干部交接班记录。3.6 建立“坐岗”制度，指定专人观察和记录循环池液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现溢流显示，坐岗记录表格式（见附录F）。3.7 检查各种钻井设备、仪器仪表、防护设施、消防器材及专用工具是否齐全，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。3.8 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，储备的加重钻井液每7天循环处理一次。3.9 钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向钻探公司主管部门申请钻开气层前的检查验收。3.10 检查验收组由钻探公司主管部门牵头，人员由钻探公司和建设单位相关部门人员组成，按钻开油气层的要求进行检查验收。3.11 检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收书”中（见附录G），检查合格并经检查人员在检查验收书上签字，由钻探公司和建设单位主管技术或生产的领导签发“钻开油气层批准书”（见附录H）后，方可钻开油气层。如存在严重井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”（见附录I），钻井队按“井控停钻通知书”限期整改，再验收合格后，方可恢复生产。4 钻井及完井过程中的井控作业4.1 高含硫井、区域探井、预计高产井，在油气层中钻井作业时，应派驻以井控安全为主的安全监督，同时钻探公司还应派工程技术人员驻井把关。4.2 钻井队应严格执行钻井设计，当发现井下情况与设计不相符需修改设计时，应按更改设计程序进行；若遇紧急情况，已经危及到安全生产时，钻井队队长和钻井监督商定后，可先处置，再及时上报，建设单位应按更改设计程序及时审批、回复。4.3 钻井作业中应绘制本井预测地层压力当量钻井液密度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。预探井、资料井由综合录井队对砂、泥、页岩地层绘制dc指数随钻监测地层压力当量钻井液密度曲线。4.4 钻开油气层或在主要油气层井段钻进时，钻头应使用大直径喷嘴，便于压井和堵漏。4.5 每只钻头入井钻进前，应以1/31/2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。当钻井液性能发生较大变化时应重作上述低泵冲试验。4.6 坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢流，下列情况需进行短程起下钻：a）钻开油气层后每次起钻前。b）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流的起钻前。c）溢流压井后起钻前。 d）调低井内钻井液密度后起钻前。e）钻开油气层井漏堵漏后起钻前。f）钻开油气层后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。4.7 短程起下钻两种基本作法： a）一般情况下试起15柱钻具或起至套管鞋，再下入井底循环一周半，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，停泵观察一个起下钻周期加其它空井作业时间，再下回井底循环一周半观察。4.8 起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措施：a）起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半；短程起下钻后的循环观察时间也应达到一周半以上；进出口密度差不超过0.02g/cm3。b）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；若钻具水眼堵塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。c）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不应超过0.5m/s，维持钻井液良好的造壁性和流变性，避免起钻中井内发生严重抽吸。d）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏。e）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，正常后再起钻。严禁在空井情况下进行设备检修。4.9 正常钻进中气侵钻井液的处理：a）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应重新注入井内。b）若需加重，应在气侵钻井液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。4.10 坐岗制度4.10.1 表层套管固井后开始“坐岗”。4.10.2 “坐岗”人员上岗前应经钻井队技术人员进行培训。4.10.3 钻进中由钻井作业班安排专人“坐岗”，地质录井人员按要求对循环罐液面等进行监测；起下钻、其它辅助作业或停钻时，钻井作业班和地质录井人员应同时落实专人“坐岗”。4.10.4 “坐岗”要求：a）钻进作业，应注意观察出口流量、钻时、岩性、气泡、气味、油花，测量循环罐液面、钻井液密度和粘度、气测值、氯根含量等变化情况，每隔15min对循环罐液面作一次观察记录，遇特殊情况应加密观察记录，发现异常情况及时报告司钻。b）起下钻作业，应注意观察停止灌钻井液时和停止下放钻具时出口钻井液是否断流，每起下3柱5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。c）其它作业，应注意观察出口是否有钻井液外溢或液面是否在井口，关井情况下井口是否起压，并根据要求做好记录，发现异常情况及时报告司钻。4.11 井漏的处理4.11.1 非目的层及油层套管固井前，钻进中发生井漏，有条件应起钻下光钻杆堵漏；起钻、下钻和注水泥或堵漏剂堵漏后都应反灌钻井液平衡地层压力，防止井喷。4.11.2 油层套管固井后，钻进中发生井漏的处理。4.11.2.1 井漏后静液面不在井口：a）停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，作好井控准备。b）每10min反灌一次密度不低于井浆的钻井液，每次灌入量1m32m3，或小排量连续反灌钻井液，维持井内钻井液液柱压力大于地层压力。c）在安全的情况下，将钻头起至套管鞋或安全井段进行观察。d）根据吊灌情况，请示钻探公司或建设单位同意后，采取相应措施进行处理。e）若井内钻井液液柱压力与产层压力相差悬殊，有条件的井，抢装锥管挂并座入特殊四通，再进行下步处理。4.11.2.2 井漏后静液面在井口：a）停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，作好井控准备。b）在安全的情况下，将钻头起至套管鞋内或安全井段进行观察。c）观察无异常则小排量循环，根据漏失情况采取堵漏、起钻或调整钻井液性能等措施进行处理。d）若产层井漏，根据静液柱压力求出平衡产层压力的钻井液密度，调整好性能，进行小排量循环均匀，起至套管鞋内观察一个起下钻周期后，下入井底循环不漏，再进行钻井作业。4.12 电测、固井、中途测试的井控4.12.1 电测前井内应正常、稳定。若电测时间长，应考虑中途通井。电测时准备一柱带止回阀的钻杆，以备有条件时抢下钻具。电测队配备用于剪断电缆的工具。4.12.2 下套管前，应换装与套管尺寸相同的半封闸板。固井全过程应保持井内压力平衡，防止固井作业中因井漏、注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡被破坏而导至井喷。4.12.3 中途测试和先期完成井，在进行作业以前应观察一个作业周期。5 溢流的处理和压井作业5.1 发现溢流应在2m3内报警并立即关井。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15s以上，短鸣笛时间2s左右。5.2 起下钻中发生溢流，要尽快抢接钻具止回阀或防喷单根。只要条件允许，尽可能多下钻具，然后按溢流关井操作程序关井。下套管中发生溢流按起下钻中发生溢流进行处理。5.3 电测时发生溢流应尽快起出井内电缆；如果条件不允许，则立即剪断电缆，按空井溢流关井操作程序关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。若是钻具传输测井，应剪断电缆按起下钻中发生溢流进行处理。5.4 最大允许关井套压值的确定原则a）下深1000m以内的表层套管或技术套管固井后，钻进5m10m做地层破裂压力试验（若套管鞋处为非泥页岩或砂岩地层，则按上覆岩层压力的80%作为地层破裂压力），取地层破裂压力、井口装置额定工作压力和套管抗内压强度的80%三者中的最小值作为最大允许关井套压值。b）技术套管下深超过1000m、套管鞋处为泥页岩或砂岩地层时，其固井后最大允许关井套压值的确定同a）；技术套管下深超过1000m、套管鞋处为碳酸盐岩地层时，最大允许关井套压值取井口装置额定工作压力和套管抗内压强度的80%两者中的最小值，其薄弱地层的承压能力只作为参考。c）油层套管固井后，最大允许关井套压值取井口装置额定工作压力和套管抗内压强度的80%两者中的最小值。5.5 除不能满足上述关井条件或发生其它情况需要降压外，一般情况下不应放喷。紧急情况下被迫放喷时，若时间允许，放喷应请示上一级主管部门批准。5.6天然气井溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在钻井液加重过程中，视情况间隔一定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第一步排除溢流，防止井口压力过高。5.7 溢流关井后应准确求取关井立压，作为压井依据，关井立压求取方法见附录J。5.8 常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底液柱压力略大于地层压力的原则。根据计算的压井参数、本井的具体情况和装备条件正确选择压井方法。5.9 关井后，应根据关井立压和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施。a）关井立压为零、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，排除侵污钻井液即可。b）关井立压为零、套压不为零时，应控制回压保持井底压力略大于地层压力，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。c）关井立压不为零时，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。d）空井溢流关井后，应根据溢流的严重程度，分别采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等进行处理。5.10 压井作业应有施工方案。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压、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（见附录K）。6 防火、防爆、防硫化氢安全措施6.1 防火、防爆措施6.1.1 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在草原、苇塘、林区钻井时，应采取有效的防火隔离措施。6.1.2 在井场明显处和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。6.1.3 发电房应距井口30m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。6.1.4 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY 5225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。井场电线不应横跨主体设备。井架、钻台、机泵房和净化系统照明全部采用防爆灯。6.1.5 钻机用柴油机排气管无破漏和积炭并有冷却防火装置，出口不朝向油罐。在苇塘、草原等特殊区域内施工应加装防火帽。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。6.1.7 消防器材的配备执行四川石油管理局钻井（试修）队消防器材使用管理办法，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。钻井队消防器材的配备要求如下：a)消防房1栋。包括：35Kg干粉灭火器4具，8Kg干粉灭火器10具，5KgCO2灭火器2具，消防水带6条（共150米），19mm直流水枪2支，消防斧2把，消防锹6把，消防钩2支，消防桶10只。 b)井场消防器材配备：消防砂4m3，安装消防栓2个，钻台、振动筛、循环罐、机房、发电房、油品房、油罐区各配置8Kg干粉灭火器2具，发电房、电控房及配电屏处各配置5KgCO2灭火器2具。 c)营区消防器材配备：职工食堂配置8Kg干粉灭火器6具、5KgCO2灭火器2具，每3栋野营房配置8Kg干粉灭火器1具。6.1.8 井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场内使用电、气焊。若需动火，应执行SY/T 5858中的安全规定。6.2 防硫化氢措施6.2.1 钻机设备的安放位置应考虑当地的主要风向和钻开含硫油气层时的季节风风向。生活设施及人员集中区域宜布置在相对井口、放喷管线出口、液气分离器及除气器的排气管线出口、钻井液罐等容易排出或聚集天然气的装置的上风方向。6.2.2 井场周围应设置两处临时安全区，一个应位于当地季节风的上风方向。6.2.3 在井场入口、临时安全区、井架上、钻台上、循环系统、防喷器远控台等处应设置风向标。6.2.4 在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚集的地方应使用防爆通风设备（如鼓风机或风扇）。6.2.5 钻入含硫油气层前，应将机泵房、循环系统等处的防风围布拆除。6.2.6 储备足量的除硫剂。在钻开含硫油气层前50m，将钻井液的pH值调整到9.5以上直至完井。若采用铝制钻具时，pH值控制在9.510.5之间。利用除气器和除硫剂，控制钻井液中硫化氢的含量在50mg/m3（33ppm）以下。6.2.7 含硫油气井作业，相关人员上岗前应接受硫化氢防护培训，钻井队负责防硫化氢安全教育，安全监督负责监督检查。6.2.8 监测、防护器材配备见2.1.4.3条款。6.2.9 硫化氢防护器具应存放在便于取用的地方，并妥善保管