钻井井控实施细则新版1-2章.doc

钻井井控实施细则二一五年目录第一章 总 则1第二章 井控设计1第三章 井控装置的安装、试压和使用6第四章 钻开油气层检查验收18第五章 钻井及完井过程中的井控19第六章 溢流的处理和压井作业24第七章 防火、防爆、防硫化氢安全措施26第八章 井喷失控的处理31第九章 井控技术培训、考核32第十章 井控工作分级责任制35第十一章 井喷突发事件逐级汇报制度37第十二章 附则38附录 A 井口装置基本组合图（规范性附录）39附录 B 井控管汇布置图（规范性附录）42附录 C 关井压力提示牌要求（规范性附录）48附录 D 关井操作程序（规范性附录）49附录 E 关井操作岗位分工（规范性附录）50附录 F 开井操作程序（规范性附录）52附录 G 钻开油气层检查验收书（资料性附录）53附录 H 钻开油气层申请书（资料性附录）60附录 I 钻开油气层批准书（资料性附录）61附录 J 井控停止钻井作业通知书（资料性附录）62附录 K 井控复钻申请单（资料性附录）63附录 L 演习记录表（资料性附录）64附录 M 坐岗记录表（资料性附录）66附录 N 关井立压求取方法（资料性附录）67附录 O 压井作业单（资料性附录）68附录 P 钻井井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录）71附录 Q 集团公司井控管理九项制度（资料性附录）73钻井井控实施细则第一章 总 则第一条 根据中国石油天然气集团公司Q/SY 1552-2012钻井井控技术规范所阐述的准则，结合西南油气田井控工作特点，特制定本细则。第二条 井控工作是一项系统工程，涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，西南油气田分公司（以下简称“分公司”）的勘探开发、生产运行、工程技术、设备管理、质量安全环保、监督管理等部门和单位以及钻井承包商和其他相关专业化技术服务承包商，必须各司其职、齐抓共管。第三条 本细则规定了西南油气田的井控设计、井控装置安装试压使用、钻开油气层检查验收、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、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷突发事件逐级汇报制度等内容。第四条 本细则适用于分公司所属油气井钻井，其它井可参照执行。第二章 井控设计第五条 油气井井口安全距离要求（一）距高压线及其它永久性设施不小于75m。（二）距民宅不小于100m。（三）距铁路、高速公路不小于200m。（四）距学校、医院和大型油库等人口密集或高危性场所不小于500m。（五）油气井之间的井口间距不小于5m；高压油气井、高含硫油气井井口与其它井井口之间的距离应大于本井所用钻机钻台长度且不小于8m；丛式井组之间的井口距离不小于20m。特殊情况无法满足上述条件时，由项目建设单位组织相关单位进行安全和环境评估，按评估意见处置，经项目建设单位井控主管领导批准后方可实施。第六条 井场布局要求（一）道路应从前场进入。（二）废水池低于方井时应修涵洞，高于方井时应在方井内修集液坑。（三）应有放喷管线接出和固定所需的通道。（四）至少在一个主放喷口修建燃烧池，其尺寸依据井控风险分级选择：1.地层压力不小于105MPa的井、硫化氢含量不小于30g/m3且地层压力不小于70MPa的井、风险探井、新区和新领域第一口预探井等一级风险井，其燃烧池长宽为16m9m。2.地层压力不小于70MPa的井、硫化氢含量不小于30g/m3的井和预探井等二级风险井，其燃烧池长宽为13m3m。3.除一、二级以外的三级风险井，其燃烧池长宽为7m3m。挡火墙高3m，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。一级风险井燃烧池周围防火隔离带距离不小于50m，二、三级风险井不小于25m。（五）燃烧池附近应修建1个集液池，如残液能自流至废水池，其容积按10m3设计，否则按20m3设计。第七条 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，并在地质设计书中标注说明，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。第八条 地质设计书应根据物探资料以及本构造邻近井和邻构造井的钻探情况，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试验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。第九条 在已开发调整区钻井，地质设计书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结束为止。第十条 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。第十一条 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密度值为基准附加一个安全附加值：（一）气井附加值为0.07g/cm30.15g/cm3或附加压力3.0MPa5.0MPa；油、水井附加值为0.05g/cm30.10g/cm3或附加压力1.5MPa3.5MPa。（二）含硫油气井的安全附加值应取上限，同时还应考虑下列影响因素：1.地层孔隙压力预测精度；2.油、气、水层的埋藏深度；3.预测油气水层的产能；4.地应力和地层破裂压力；5.井控装置配套情况。第十二条 井身结构和套管设计井身结构和套管设计应满足下列井控要求：（一）同一裸眼井段内原则上不应有两个以上用同一钻井液密度无法兼顾的油气水层。（二）探井、超深井、复杂井井身结构宜留有一层备用套管。（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。（四）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。（五）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，且水泥浆应返至地面。第十三条 井控装置配套（一）防喷器的压力等级应与相应井段中的最高地层压力相匹配。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：1.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.5。2.压力等级为21MPa或35MPa时，其防喷器组合有三种形式供选择，见附录A中图A.6图A.8。3.压力等级为70MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A中图A.9图A.12。4.压力等级为105MPa或140MPa时，其防喷器组合有六种形式供选择，见附录A中图A.9图A.14。（二）区域探井、高含硫井、预计高产井，技术套管固井后至完井、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两种形式供选择，见附录A中图A.13和图A.14。（三）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：1.压力等级为14MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.1。2.压力等级为21MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.2。3.压力等级为35MPa或70MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.3。4.压力等级为105MPa或140MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.4。（四）压井管汇的压力等级应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其基本形式见附录B中图B.5。（五）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法中的相应规定。第十四条 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。第十五条 钻具内防喷工具、液面监测报警装置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。第十六条 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，结合增产措施和后期注水、修井作业的需要，按GB/T 22513石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。第十七条 加重钻井液和加重材料储备（一）下列情况，可储备不低于1倍井筒容积的清水，同时储备能配制不低于1倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂：1.须家河及以上地层为目的层，地层压力当量密度不高于1.20g/cm3，不易出现又喷又漏和不含硫化氢的井。2.地层压力不高于静水柱压力且不含硫化氢的井。（二）须家河及以上地层为目的层，地层压力当量密度高于1.20g/cm3的井，应储备不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。（三）须家河以下地层为目的层的井，技术套管固井前，应储备不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。（四）须家河以下地层为目的层的井，技术套管固井后，储备加重钻井液、加重材料和处理剂按以下规定执行：1.含硫井、易漏失井、预计高产井应储备不低于1倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。预探井、区域探井，在地质情况不清楚的井段，应加大加重钻井液储备量。2.不含硫化氢的井应储备不低于0.5倍井筒