油田石油与天然气钻井井控实施细则.doc

长 庆 油 田石油与天然气钻井井控实施细则二 o o 六 年 九 月目 录第一章 总 则第二章 井控设计第三章 井控装置的配套、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 油气层钻进过程中的井控作业第六章 防火、防爆、防h2s和co措施及井喷失控处理第七章 井控技术培训第八章 井控管理第九章 附 则附件1-1 “三高”油气井定义附件1-2 关井操作程序附件1-3 顶驱钻机关井操作程序附件1-4 井控装置图附件1-5 防喷演习记录格式附件1-6 坐岗记录格式附件1-7 钻开油气层检查验收证书格式附件1-8 钻井井喷事故信息收集表附件1-9 长庆石油勘探局井控设备管理台帐附件1-10 常用压井计算公式附件1-11 四种常规压井方法第一章 总 则 第一条 为了深入贯彻sy/t5087-2005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法、中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定、q/cnpc115-2006含硫油气井钻井操作规程，进一步推进长庆油田井控管理工作科学化、规范化，提高长庆油田的井控管理水平，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，特制定本细则。 第二条 长庆油田各单位应高度重视井控工作，贯彻“安全第一，预防为主，环保优先，综合治理”的方针，树立“以人为本”、“井喷就是事故”、“井喷是可防可控”的理念，严格细致，常抓不懈的做好井控工作，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、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门都必须十分重视，确保各项工作协调有序进行。 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”。日常井控工作的重点在钻井队、关键在班组、要害在岗位。 第五条 本细则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并结合长庆油田的特点而制定。包括：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收，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，井喷失控处理，井控技术培训和井控管理等八个方面内容。适用于所有在长庆油田施工的钻井承包商。第二章 井控设计第六条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，长庆油田地质、工程设计部门都要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。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“三高”油气井(“三高”油气井定义见附件1，下同)设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具有相应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。 第七条 钻井地质设计应包括以下井控方面内容： (一) 钻井地质设计书应根据物探及本构造临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，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。(二) 在已开发调整区钻井，钻井地质设计书中应明确：本井区主地应力方向，注水井方位、距离、注水量、注水开始时间。油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。第八条 钻井工程设计书中应明确钻井必须装防喷器，并按井控压力级别要求进行井控装置的配备设计。若因地质情况不装防喷器，应由生产建设单位所委托的设计部门和钻井公司、环保部门共同论证，在设计中确认，并由生产建设单位井控工作第一责任人签字批准。 第九条 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等资料，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) “三高”油气井的生产套管，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，且固井水泥必须返到地面。第十条 长庆油田油气井常用的井身结构(一) 天然气井井身结构大致可按以下几种情况确定： 1、预测储层天然气组分中h2s含量75mg/m3的气田内的探井、开发井可采用273mm(245mm)表层套管+178mm(140mm)套管完井。2、预测储层天然气组分中h2s含量75mg/m3时采用273mm表层套管+178mm套管进入含硫气层顶部，挂127mm尾管完井。3、气田以外区域探井，采用273mm表层套管+178mm套管进入目的层顶部，挂127mm尾管。或采用340mm表层套管+245mm技术套管，挂178mm尾管，再往下挂127mm尾管，上部回接178mm套管。4、 天然气井表层套管井深要求：（1）表层套管井深500m，且进入稳定地层30m。（2）特殊情况执行设计要求。（3）表层固井水泥返至地面。 (二) 油井油井的井身结构，一般采用245mm表层套管+140mm油层套管。且必须遵循以下要求：1、油井表层套管必须钻穿上部疏松地层，进入硬地层30m-50m，对于油层压力较高的井，表层套管要适当加深。2、表层套管必须固井，水泥返至地面，且封固良好。3、有浅气层的井，应将表层套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。4、特殊情况执行设计要求。第十一条 钻井工程设计书中应明确天然气井或装防喷器的油井每层套管固井开钻后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层3-5m时，用低泵冲做地层破裂压力试验（丛式井组只在井组的第一口井进行地层破裂压力试验，其它井不做），并做出压力与排量关系曲线。算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。注意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%。第十二条 钻井工程设计书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，附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；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、井下安全和经济的原则。(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) 含硫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0.10 g /cm3或3.5mpa；气井为0.15g/cm3或5.0mpa。(四) 探井、预探井、资料井应对随钻地层压力预（监）测技术提出要求。第十三条 预测储层天然气组分中 h2s含量75mg/m3的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。若进行欠平衡作业，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等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。第十四条 钻井工程设计书中应根据地层流体中h2s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。第十五条 钻井工程设计书还应包括以下内容：(一) 明确满足井控要求的钻前工程及合理的井场布置和放喷管线的安装要求。(二) 明确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，含h2s、co等有毒有害气体的油气井的安全防护措施。(三) 明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置的配备要求，以满足井控技术的需求。 第三章 井控装置的配套、安装、试压、使用和管理 第十六条 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的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。 (二) 防喷器的通径级别应比套管尺寸大，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和q/cnpc 115-2006含硫油气井钻井操作规程的规定。(四) 防喷器安装、校正和固定应符合sy/t 5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中的相应规定。 第十七条 长庆油田油气井井控装置基本配套标准 (一) 气田开发井井控装置基本配套标准 1、井口装置从下到上为fsp28-35四通+2fz28-35双闸板防喷器。见附图一。预测上古生界有异常高压油气层的井及预测储层天然气组分中 h2s含量75mg/m3的井必须安装环形防喷器。见附图二。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。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、控制设备为远程控制台和司钻控制台。(二) 天然气探井、区域探井井控装置配套标准1、井口装置从下到上为天然气探井：fsp28-35四通+2fz28-35双闸板防喷器+fh28-35防喷器。见附图二。 区域探井：fsp35-70四通+2fz35-70双闸板防喷器+fz35-70单闸板防喷器+fh35-35防喷器 或fsp35-35四通+2fz35-35双闸板防喷器+fz35-35单闸板防喷器+fh35-35防喷器（根据地层压力选择）。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。见附图六、图八。3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀，方钻杆上、下旋塞。4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。(三) 在区域探井、“三高”油气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，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。其安装位置由钻井工程设计书确定。(四) 油井分为、类1、类油井，一般是指： 异常高压的井和受注水影响压力异常井； 有浅气层的井； 注水区块的漏失井； 气油比大于100m3/t区块的井; 油田勘探井、评价井; 含co区块的井。类油井必须安装防喷器，其安装配套标准为： 井口安装14mpa及以上的单闸板防喷器。见附图四。 钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。 配单翼节流管汇和压井管汇，见附图七、图八。 控制设备配远程液压控制台。2、类油井，是指除类油井以外的井。按照本细则第八条执行，同时井口必须留出高度适当完好的表层套管接箍或装好底法兰。3、特殊井按单井钻井工程设计书要求执行。(五) 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆，钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。(六) 天然气井钻井队必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装置；“三高”油气井配备液气分离器。第十八条 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、节流压井管汇等装置，现场使用或存放不超过半年。(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。第十九条 井控装置的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装置在井控车间的检修，检修内容按sy/t 5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护规定执行。同时，井控车间建立检修工艺流程、质量要求和出厂检验制度，报勘探局工程技术管理部门审批后执行。第二十条 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。第二十一条 井控装置的安装标准。(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：天然气井3mm，油井5mm。(二) 底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；底法兰下用水泥填补、固牢。(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) 各法兰螺栓齐全，对称上紧，钢圈上平，螺栓两端公扣均匀露出。(五) 井口用四根16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧。(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钻杆、套管尺寸相符。(八) 防喷器上面装挡泥伞，保持清洁。第二十二条 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，距放喷管线或压井管线应有5m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。(三) 远控台的液控管线与防喷管线距离大于1米；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和作为电焊接地线或在其上进行割焊作业。(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0.65-1.0mpa；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0.1mpa。(五) 电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。(六) 远程控制台待命状态时，油面高于油标下限100-150mm，储能器预充氮气压力70.7mpa；储能器压力为17.5 -21mpa ，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5mpa。(七) 远程控制台控制全封闸板的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其他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。第二十三条 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) 四通两侧各有两个平板阀，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；防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不能现场焊接、不能交叉、不能用由壬连接。高含硫油气井节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线应采用抗硫的专用管材。(四) 类油井可使用高压专用软防喷管线，但每口井必须进行试压检查和外观等检查，防止橡胶老化后失效。(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、天然气井放喷管线应装两条，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。油井放喷管线装一条，接出井口50m以远。2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远且两条放喷管线的夹角为90-180。确因井场周围地形条件和环境限制，放喷管线无法满足上述要求，应由钻井公司工程项目部组织工程技术、安全环保等部门共同研究，制定具体措施，并由钻井公司工程项目部井控工作第一责任人签字批准后实施。 (七) 放喷管线用127mm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的专用铸钢弯头或使用专用90铸钢加厚两 (三)通。(九) 放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓或卡子固定，卡子下面要垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧要用卡子固定；悬空处要支撑牢靠。(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800mm800mm800mm。(十一) 钻井液回收管线内径78mm，出口应接至1#循环罐并固定牢靠；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两侧。(十三) 使用抗震压力表，量程应满足现场使用要求，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。(十四) 放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。(十五) 井场应配备点火装置和器具。第二十四条 井控装置的试压。(一) 井控装置的试压是检验其技术性能的重要手段，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按井场连接形式用清水试压。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。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，超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。3、全套井控装置在现场安装好后，试验压力应在不超过套管抗内压强度80%的前提下，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、防喷管汇和节流管汇(节流阀前)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；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)。4、防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水(北方地区冬季加防冻剂)。第二十五条 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开、关防喷器和液压阀的操作。(二) 远程控制台贮能器胶囊的工作温度在1070范围，如低于10胶囊会脆裂破损，因此冬季远程控制台活动房内要进行保温。(三) 防喷器、防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线的防冻保温有以下几种方法：1、排空液体 把防喷管汇、节流、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。 用压缩空气将防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。2、充入防冻液体。将防喷管汇、节流、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。第二十六条 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性到位，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) 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。(六) 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。(七) 检修装有铰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。(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) 井场应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具。(十) 防喷器及其控制系统的维护保养按sy/t 5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中的相应规定执行。(十一) 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。(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；最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。(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。第二十七条 钻具内防喷工具(包括方钻杆上、下旋塞，回压凡尔、钻具止回阀、防喷钻杆单根等)的管理。(一) 应使用方钻杆旋塞阀，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。(二) 准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。(三) 管具公司负责内防喷工具的管理，定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证。试压时间超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。(四) 钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。(五) 旋塞阀在现场每起下一趟钻开、关活动一次；钻井队要填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况。第二十八条 井控装置的管理执行以下规定：(一) 井控装置的管理维修由管具公司井控车间负责。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；副司钻负责远控房的操作、检查。井架工负责防喷器的维护、检查；内钳工负责上、下旋塞和回压凡尔及开、关工具的保管、操作；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的维护、检查。(二) 所有井控装置必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制，并填写保养和检查记录。(三) 井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。第二十九条 所有井控装备及配件必须是经中国石油天然气集团公司认证具有资格的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。 第四章 钻开油气层前的准备和检查验收第三十条 钻开油气层前钻井队必须做到：(一) 对全套钻井设备，重点对井控设备、井控管理制度的落实及执行情况、防火、防爆及安全防护设施、检测仪器、钻井液材料及钻井液加重材料的储备情况等进行一次全面的检查，对查出问题及时整改。(二) 调整井、先注后采区块井应指定专人按要求检查邻近注水、注气井停注、泄压情况。(三) 向全队职工进行技术交底。交底的主要内容包括：所钻油气层的基本岩性、油气层压力情况、有毒有害气体含量和层位、井控装置的性能、钻井队主要工艺技术措施、设计钻井液密度、钻井液储备要求、井控物资储备情况、关井程序的实施要求和坐岗制度的落实等。(四) 在进入油气层前50m100m，按照未钻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。(五) 钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含h2s、含co地区还应进行防h2s、防co演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。防喷演习关井速度要求：钻进中为2分钟；起下钻杆时为3分钟；起下钻铤时为4-5分钟；空井为2分钟。演习结果要填入防喷演习记录。(六) 强化钻井队干部在生产现场24小时轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。(七) 在进入油气层前50m100m，井控坐岗工要佩戴正压空气呼吸器对钻井液出口有毒有害气体进行检测，未发现有毒有害气体时，开始定点坐岗观察溢流显示和循环池（罐）液面变化，并填写“井控坐岗记录”（格式见附件6），发现异常情况，立即报告司钻或值班干部采取措施。(八) 钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。(九) 开始执行禁火令和动火审批手续。第三十一条 钻开油气层前的井控验收(一) 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。(二) 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。(三) 探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井由钻井公司主管井控的领导牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，并会同油田分公司工程技术管理部门及项目组有关人员，进行检查验收。(四) 除探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井外，其余井由钻井公司工程项目部主管领导或技术负责人牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，按钻开油气层的要求进行检查验收。油井丛式井组由项目部组织对第一口井进行验收，后续井在hse监督员的监督下由钻井队自行组织验收。但如果在本井组中任一口井发生油气浸，后续井必须由工程项目部组织验收。油田分公司项目组有关人员督促和抽查验收情况。(五) 经检查验收合格、批准后方能钻开油气层。第五章 油气层钻进过程中的井控作业第三十二条 有下列情况之一者，不准钻开油气层：(一) 未执行钻开油气层申报审批制度；(二) 未按设计储备重钻井液和加重材料；(三) 井控装备未按要求试压或试压不合格；(四) 井控装备不能满足关井和压井要求；(五) 内防喷工具配备不齐或失效；(六) 防喷演习不合格；(七) 井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。第三十三条 油气层钻进过程中，及时发现异常情况并准确界定井控险情，采取正确、有效的控制措施，是井控工作中的关键。(一) 有关名词定义1、油气侵：是指在钻井过程中，地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体(油、气、水)将侵入井内，在循环过程中上返，钻井液池面上有气泡、油花等现象。2、溢流：是指地层流体侵入井内，推动井内液体在井口形成自动外溢的现象。若钻井液在循环，则井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后钻井液自动外溢。3、井涌：是指溢流进一步发展后，出现钻井液涌出井口的现象。4、井喷：是指井筒内液柱压力低于地层压力，地层流体自井筒喷出地面。5、井喷失控：是指井口无法正常控制井喷，井喷完全或部分失控，大量有毒有害气体外泄、发生大面积特大环境污染，周围群众正常生活、生命及财产安全等受到严重影响。6、井喷失控着火：是指井喷失控事故引起火灾，造成人员伤亡和重大社会影响。7、一次井控：是依靠适当的钻井液密度来控制地层孔隙压力，使地层流体不能浸入井内的一种控制方法。也就是通过井内钻井液柱的压力来平衡地层压力。因此，要求在各种工况下，要始终保持井内钻井液液柱压力略大于地层压力。8、二次井控：是指一级井控失败，地层流体侵入井内，出现溢流、井喷，依靠地面设备和适当的井控技术使井内压力恢复到初级井控状态的控制方法。9、三次井控：是指二级井控失败，地面设备已不能控制井口，地层流体无控制的涌入井内，喷出地面时，重新恢复对井口的控制抢险。(二) 不同情况下的处置程序1、发生油气浸后由钻井队按钻井队井控应急预案和本细则第四十二条处置，在1小时内汇报到工程项目部应急办公室，并随时向工程项目部汇报处置情况。2、发生溢流后钻井队在第一时间内汇报到工程项目部，由工程项目部按工程项目部井控应急预案和本细则第四十三条处置，1小时内汇报到钻井公司应急办公室，并随时向钻井公司应急办公室汇报处置情况，钻井公司根据处置情况在24小时内上报勘探局(油田公司)应急办公室。3、发生井涌、井喷后在第一时间内汇报到钻井公司，由钻井公司按钻井公司井控应急预案和本细则第四十三、第四十四条、第四十五条条处置，在2小时内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，并随时向勘探局(油田公司)应急办公室汇报处置情况。4、发生井喷失控、井喷失控着火后在第一时间内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，按勘探局(油田公司)重大井喷事故救援预案和本细则第五十四条、第五十五条处置。第三十四条 钻开油气层后，安装防喷器的钻井队应每天白班对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装置按要求进行试压。第三十五条 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井过程中当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后才能实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，同时要及时上报。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，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。第三十六条 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/31/2正常排量循环一周时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，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补测。第三十七条 规范操作，立足搞好一次井控；加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。(一) 录井人员要及时观察气测值，发现气测值升高或超过临界值时，要及时向钻井队值班干部下达书面通知；井控坐岗工观察钻井液出口返出量的变化、钻井液性能变化及钻井液池液面增减情况，含h2s及含co区域还应佩带正压空气呼吸器进行有毒有害气体检测，每30分钟记录一次，发现溢流、井漏、有毒有害气体及油气显示等异常情况，应立即报告司钻，并加密观察和检测。 (二) 钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势变化、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录，发现异常，立即停钻观察；并把方钻杆提出转盘面，根据实际情况采取相应措施。(三) 在油气层中起下钻作业时：1、保持钻井液有良好的造壁性和流变性；起钻前充分循环井内钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，并记录对比，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3； 2、钻杆每起3-5柱灌一次钻井液，起钻铤及重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，尽可能下钻到正常井段，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。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/s； 4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。5、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。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。6、发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。(四) 发现溢流要及时发出报警信号：信号统一为：报警一长鸣笛，关井两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。(五) 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。根据井漏程度反灌钻井液，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。第三十八条 测井、固井完井等作业时，均应严格执行安全操作规程和井控措施，以便有效避免井下复杂情况和井喷事故的发生。 (一) 电测作业应注意的事项1、钻井队与测井队要共同制定和落实电测作业时发生溢流的应急预案。2、井控坐岗工注意观察井口，每测完一条曲线及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，有异常情况立即报告值班干部。3、根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。4、若发现井口外溢，停止电测作业，起出电缆强行下钻。发现井喷，来不及起出电缆时，根据应急预案的要求，将电缆剪断扔于井中，实施关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆，并视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施。(二) 下套管、固井作业应采取的措施1、下套管前，检查好防喷器，并在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井用。2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。(三) 对“三高”油气井油（气）层套管的固井质量应使用变密度测井或其它其它先进有效的测井技术进行质量评价，水泥胶结质量合格井段应达到封固段长度的70以上。对于漏失严重、地层破碎易塌井段先治理后固井。对于固井质量存在严重问题的井，要采取有效措施进行处理，确保达到封固目的。(四) 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。第三十九条 空井及处理井下事故时保证井控安全的措施(一) 打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速度，定时下钻通井，及时排出油气浸钻井液。(二) 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。(三) 处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力的影响，保证液柱压力大于地层流体压力。(四) 在油气层套管内进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应提高钻井液密度，压稳油气层。(五) 对重大施工和关键技术环节，钻井公司应依据井下事故及复杂情况程度，制定相应措施，由其上级工程技术主管部门批准后，再安排相应能力的生产技术人员在现场指导，保证对现场工作提供必要和有效的技术支撑。第四十条 下列情况需进行短程起下钻检查油气浸和溢流：(一) 钻开油气层后第一次起钻前；(二) 溢流压井后起钻前；(三) 钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；(四) 钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；(五) 钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；(六) 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。第四十一条 短程起下钻的基本作法如下：(一) 一般情况下试起10柱15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受浸污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；(二) 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或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气浸，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。 第四十二条 发现油气浸后应立即停钻，及时循环除气、观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气浸现象消除，恢复正常钻进。第四十三条 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序(见附件2、附件3)迅速关井；关井作业应做到：(一) 发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力，套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。(二) 天然气井钻井队原则上要求配置液面自动报警装置和坐岗房，钻井液增减量超过1m3立即报警、2m3关井；油井钻井液增减量超过2m3立即报警、3m3关井。(三) 关井、开井应注意的问题1、关井前(1) 必须清楚井口防喷装置组合尺寸，压力级别及控制对象。(2) 控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。(3) 了解各控制闸门开启状况。(4) 在条件允许时，争取往井内多下钻具，以便更有利于压井作业，如情况紧急，必须立即实施关井。2、关井(软关井)(1) 关井前必须首先创造井内流体有畅通通道。(2) 环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装置。(3) 关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆接头未提出转盘面关井以及井内有钻具时使用全封闸板关井等错误操作。3、关井后(1) 关井后应及时、准确求得关井立管压力、关井套压，并观察、记录溢流量。(2) 当溢流发生时，井底周围地层液体已开始进入井内，这时地层液体压力下降，以至于在刚关井后的一段时间，井底压力并不等于地层压力。在一段时期以后，井底压力将由于地层压力而升高，直至等于地层压力。对于具有良好渗透率的地层，井底压力与地层压力间建立起平衡需10-15分钟，因此，关井后在套压不超过允许关井最高压力的情况下，关井时间不少于15分钟，求取立压、套压以准确的计算地层压力，为压井计算提供依据。(3) 接回压凡尔时立压求取方法。慢慢的启动泵并继续泵入，到泵压有一突然升高时留心观察套压，当其开始升高时停泵读出套压即将升高时的立管压力。如套压升高到关井套压值以上某个值，则从立管压力减去这个值即得关井立管压力。(4) 关井后原则上不允许活动井内钻具。(5) 各岗位应认真检查所负责装备的工作情况，并做好防火、加重、除气、警戒等工作。(6) 在允许关井套压值范围内严禁放喷。 (四) 开井1、检查手动锁紧装置是否解锁。2、检查立压、套压是否为零。3、先开节流阀，然后从下至上开防喷器，关液动阀，并认真检查是否完全开启、关闭。4、开井泄压一定要从节流放喷管线进行，且开各种闸阀的顺序应当是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开、关困难。严禁以开防喷器的办法进行泄压。第四十四条关井后处理方法及措施关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施：1、关井立管压力为零时，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：(1) 当关井套压也为零时，说明环形空间钻井液浸污并不严重，保持原钻进时的流量、泵压，以原泥浆敞开井口循环,排除受浸污钻井液即可。(2) 当关井套压不为零时，应在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。循环中应注意勤测量钻井液密度，同时不能将受侵污的钻井液重新泵入井内。在达到对溢流的控制以后，可以适当的提高钻井液密度，使井内压力得到更好的平衡。2、关井立管压力不为零时，表明由未侵污的钻井液液柱压力不足以防止地层液体侵入井眼，所以必须提高钻井液密度，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) 所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。(2) 根据计算的压井参数和本井的具体条件(溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等)，结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。3、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。4、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第一步排除溢流，防止井口压力过高。5、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、泥浆泵入量、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。6、加重钻井液要慎重，预防密度太高导致井漏。加重时要适量加入降失水剂、稀释剂，以降低失水、改善泥浆的流动性和泥饼质量，并加入烧碱水将ph值提高到9-10。 7、压井过程中发生井漏时，应向环空灌入钻井液以降低漏速。维持一定液面，保持井内压力平衡，然后堵漏。第四十五条在关井或压井过程中，出现下列情况之一者，应采取放喷措施。(一) 钻遇浅层气；(二) 井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；(三) 井口压力超过井控装置的额定工作压力；(四) 井口压力超过套管抗内压强度的80%；(五) 井控装置出现严重的泄漏。(六) 地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。第六章 防火、防爆、防h2s和co措施及井喷失控处理第四十六条 井场布置要求(一) 油气井井口距铁路、高速公路200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性高危场所500m；距高压线及其它永久性设施75m。在钻井作业期间应撤离距油气井井口100m范围内的居民；对“三高”油气井和区域探井，在钻开油气层前2天到完井期间，应建立预警预报制度，由钻井队向周围居民提前告知，并及时做好地质预报，发现异常立即启动应急预案。对特殊情况，应进行专项安全风险评估，并采取或增加相应的安全保障措施。(二) 在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设置在井口装置及储油设施季节风的上风侧位置；锅炉房与井口相距50m；发电房、储油罐与井口相距30m；储油罐与发电房相距20m。(三) 井场、钻台、油灌区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设置明显的安全防火标志，并悬挂牢固。第四十七条 防火防爆要求(一) 井场严禁吸烟,严禁使用明火。确实需要使用明火及动用电气焊时，严格按照动火等级办