井控装置安全与控制.doc

仅供参考整理安全管理文书井控装置安全与控制 日期：_ 单位：_第 1 页 共 9 页井控装置安全与控制1油气井应装套管头，含硫化氢的天然气井应使用抗硫套管头，其压力等级要等于或大于最高地层压力。选择时应以地层流体中硫化氢含量为依据，并考虑能满足进一步采取增产措施压力增高的需要。2根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷器和与之相匹配的防喷装置及控制管汇。含硫化氢的井要选同压力级别的抗硫井口装置及控制管汇。3井控装置配套应符合有关标准的规定。高压天然气井、新区预探井、含硫化氢天然气井应安装剪切闸板防喷器。4防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器相匹配。5应制订和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理的规定。井底静止温度为120C以上，地层压力为45MPa以上的高温高压含硫天然气井应使用双四通。高压天然气井的放喷管线应不少于两条，出口距井口大于75m；含硫天然气井放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带，固定牢靠，排放口处应安装自动点火装置。对高压含硫天然气井井口装置宜进行等压气密检验。6防喷、放喷管线应使用专用标准管线，高产高压天然气井采用标准法兰连接，不准使用软管线，且不应现场焊接。7井控状态下应至少保证两种有效点火方式。应有专人维护、管理点火装置和实施点火操作。8寒冷季节应对井控装备、防喷管线、节流管汇及压力表采取防冻保温加热措施。放喷时放喷管及节流管汇应进行保温。固井设计1套管柱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1.01.125，抗内压为1.051.25。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；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之外，应并考虑满足进一步采取增产措施时压力增加值（如压裂等增产措施）及测试要求；抗挤设计时套管内按全掏空计算，对于盐膏层、岩盐层、塑性泥岩层的井段管外按上覆岩层压力梯度的平均值0.0231MPa/m计算（当量密度2.31g/cm3）。中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后最高地层压力；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)固井套管和接箍不应损伤和锈蚀。2注水泥浆a)根据平衡压力固井的原则和防气窜要求，各层套管都要进行流变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力12MPa；b)固井施工前应按GB10238的规定进行室内试验；c)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)针对低压漏失层、深井高温高压气层或长封固段固井应采取尾管悬挂、悬挂回接、双级注水泥、管外封隔器以及多凝水泥浆和井口蹩回压等措施，确保固井质量；e)对于长封段的天然气井，宜采用套管回接方式，如采用分级固井，分级箍应使用连续打开式产品，固井设计和施工中一级水泥返高应超过分级箍位置；f)对有高压油气层或需要高压压裂等增产措施井，应回接油层套管至井口，固井水泥返至地面，然后进行下步作业；g)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；h)套管扶正器安放位置合理，保证套管居中，采用有效措施，提高水泥浆顶替效率；i)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；j)对漏失井，应在下套管前认真堵漏，直至合格。中途测试1中途测试应有测试设计，并按程序审批。2中途测试前应按设计调整好钻井液性能，保证井壁稳定和井控安全，测双井径曲线，确定座封位置3中途裸眼井段座封测试应在规定时间内完成，累计测试时间应控制在8h以内，防止卡钻。4高温高压含硫化氢气层应采用抗硫油管测试。严格限制在含硫地层中用非抗硫化氢的测试工具、管柱进行测试工作。5测试井段井身质量差、含有大段页岩、石膏、易垮塌及缩径的泥岩、盐岩层以及用桥架钻井液堵漏的井和井身条件不能满足测试设计要求的井不应进行裸眼井段座封测试。7下钻中若发现测试阀打开，出现环空液面下降，应立即上提管串，同时反灌钻井液。8测试阀打开后如有天然气喷出，应在放喷出口处立即点火燃烧。9测试完毕后，起封隔器前如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井，待井压稳后才能起钻。井场布置及设备安装1井场布置应符合GB50183的有关规定，风向标安放在井场四周及井场出入口处。井队生活区距井口300m以上。江、河、干堤附近钻井井位应符合有关安全、环保规定。2井口距高压线及其它永久性设施不少于75m；距民宅不少于100m；距铁路、高速公路不少于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不少于500m。3井场施工用的锅炉房、发电房、值班房与井口、油池和储油罐的距离宜大于30m，锅炉房处于常风向的上风侧。4井架底座高度应满足井控装置安装的要求。井架底座内及钻井液暴露位置处应保持通风良好，含硫高温高压井井架底座内应采用机械通风系统，防止有毒可燃气体聚集。5井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合GB50052和GB50061的有关规定。井架、钻台、机泵房、值班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、净化系统所有电器设备、线路、接头、灯具、开关、插头等应达到防爆要求。6制订和落实井场灭火器材和安全要求，井场内严禁烟火，若需动火执行本标准4.3规定。7钻台和二层平台应按规定安装二层平台逃生器和钻台与地面专用逃生滑道及逃生通道，逃生通道应至少两条。8井口操作应避免金属撞击产生火花，设备的摩擦部位应设冷却装置。柴油机排气管道应安装火星熄灭器，对特殊井应将排气管道引出井场以外，并加以固定。进入井场车辆的排气管应安装阻火器。井口与套管保护1各层次套管要居中。保持天车、井口、转盘在一条垂直线上，其偏差不大于10mm，防止井口装置磨损。对于钻井周期较长的井、大位移井、水平井在表层套管、技术套管内的钻井作业应采取有效措施，防止磨损套管。重点高温、高压、高含硫气井及套管长期受磨损井在打开目的层前应对上层套管进行磨损检查，并根据磨损情况决定打开目的层前是否采取补救措施。对于下完尾管继续钻进的井，根据显示情况，若决定测试时，应先回接套管至井口，并正规固井。2大直径表层套管应采用插入法固井，水泥返至地面，保证圆井周围不窜漏。复杂地区坚硬地层的表层套管下套管时应采取防倒扣的措施。3防喷器应在井架底座上绷紧固定。4钻水泥塞出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨损。5在施工中，套管环空应安装压力表，接出引流放喷管线，并定期检查环空压力变化，需要时及时泄压，将环空压力控制在允许安全范围之内，防止套管损坏。6套管头内保护套应根据磨损情况及时调换位置或更换。7应进行井口套管的装定计算，确定井口合理受力状态。复杂情况的预防与处理1钻井施工中应设专人坐岗观察，及时发现、控制溢流。做到溢流1m3报警、2m3关井。2起钻前应充分循环，排除钻井液中的油气，每起35柱钻具至少应向环空和钻具内灌满一次钻井液。起下钻应控制速度，防止激动压力过大造成漏失或抽吸导致井下复杂，同时记录钻井液增量，警惕溢流发生。在溢流突然发生抢接回压阀无法实现井喷失控情况下，可扔掉或剪断井内钻具、工具、电缆等，以达到迅速关井控制井口的目的。3下列情况应进行短程起下钻，检查油气浸情况，及时发现和控制溢流，调整钻井液性能及密度，控制油气上窜速度不超过10m/h：a)钻开油气层后每次起钻前；b)溢流压井后起钻前；c)井漏堵漏或尚未完全堵住起钻前；d)钻进中曾发生严重油气浸但未溢流起钻前；e)钻头在井底连续长时间工作，中途通井后；f)长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试、设备维修或更换等）起钻前；g)钻井液性能发生变化，调整处理循环三周后起钻前。4起钻换钻头后应立即下入钻铤和部分钻杆，严防空井井喷。起钻中途检修等情况下，应将钻具重新下至井底，循环处理好钻井液后再起钻。5在气层钻进紧靠钻头之上应装钻具回压阀。6钻复杂地层井段时，下井钻头应选用较大水眼，防止水眼堵塞造成事故。天然气井使用PDC钻头应防止抽吸井喷。气井钻井应注意由漏转喷等复杂情况，坚持平衡压力钻井作业。7对裸眼井段中存在不同压力体系时，应通过承压试验，证实可达到下部裸眼压力要求强度后，才能钻开下一层高压层，否则应下套管封隔或采取其他特殊措施。8含硫天然气井宜使用抗硫钻杆（加厚钻杆、内涂层钻杆）、钻具、工具等。9装好采油采气井口（采油树采气树）方可交井，其压力等级与性能应满足采气及其他作业要求。完钻后地质报废的井应符合有关规定的要求。防喷1钻井队所有人员应按规定作法，掌握开泵、停泵、起下钻、发生溢流、抢险作业等各种报警系统的信号。2钻