塔里木油田试油井控实施细则.doc

塔里木油田试油井控实施细则第一章 总则第一条 井控技术是保证试油作业安全的关键技术之一。做好试油井控工作，可有效地防止试油作业中井喷、井喷失控或着火事故的发生。为规范塔里木油田分公司（以下简称“油田分公司”）的试油井控工作，特制定本细则。第二条 本细则包括试油井控设计、试油交接井要求、试油井控装备选用及配置要求、电缆作业井控要求、起下管柱作业井控要求、测试过程中井控要求、压井作业井控要求、易喷易漏试油层压井换装井口井控要求、封堵作业井控要求、钻塞作业井控要求、裸眼井中途测试井控要求、酸化压裂井控要求、液氮气举作业井控要求、抽汲作业井控要求、处理事故井控要求、试油防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、试油井控技术培训以及试油井控工作管理规定等二十个方面。第三条 本细则适用于油田分公司探井、开发井试油（包括中途测试）及试油完井的井控工作。第二章 试油井控设计第四条 试油井控设计是试油设计的重要组成部分，试油井控设计应包含在试油工程设计中。第五条 试油设计应包括钻开各试油井段的泥浆密度或地层压力梯度、井身结构、套管规格等基础数据，根据基础数据及试油工艺要求对井筒安全性进行科学、准确的评价。第六条 根据井筒安全性评价结果提出是否回接技术套管或油层套管的要求。第七条 根据井筒安全性评价、试油工艺的特点、液体配伍性试验结果及在测试期间取得的地层压力系数确定压井液的类型和密度。压井液按井筒容积1.5倍配备，储备加重材料50吨以上，易喷易漏井、压井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，储备加重材料100吨以上。对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井设计里明确。原钻机试油压井液密度一般采用钻井时泥浆密度，或者以钻井期间取得的地层压力系数为基数，再增加一个安全附加值来确定压井液的密度。附加值的确定方法：1、密度附加法：油水井为0.05g/cm30.1g/cm3, 气井为0.07g/cm30.15g/cm3；2、压力附加法：油水井为1.5MPa 3.5MPa，气井为3.0MPa 5.0MPa。第八条 选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求，保证试油各项工序中井控装备都处于完好待命工况。1、预探井安装70MPa及以上压力等级的井控装备；2、其它井根据最大关井压力P关，即井筒内压井液喷完的关井压力来选择井控装备，P关70MPa的，选用105MPa及以上压力等级的井控装备；35MPaP关70MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；P关35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；3、按井控设计选用井控装备，再依据选用的井控装备组合选择适用的试油修井钻机，保证试油修井钻机满足井控装备安装需要。第九条 试油层封堵应有效地防止井喷和环境污染事故的发生。废弃井采用下机桥注水泥塞封堵射开井段，井口附近注水泥塞，盖盲板法兰的方式封井；暂时不投产的油气井下机桥注水泥塞封堵射开井段，下油管至水泥塞顶部，装采油树试压合格后完井。第十条 根据试油井的类型制定井控措施及相应的应急预案。第十一条 井场布局要满足试油要求的各种设备的摆放，并符合防H2S等HSE管理要求。设计部门要熟悉井场2km（H2S井3km）范围内居民住宅、学校、工厂等分布情况，并在试油设计中标明。第三章 试油交接井要求第十二条 试油监督应在接井前三天提前介入试油接井的准备工作。第十三条 接井前检查内容：井口装置、水泥塞面、喇叭口磨铣、刮管等情况及压井液的性能、数量、现场压井材料的储备、钻具组合。第十四条 接井时要按标准对套管、套管头（注塑试压）、防喷器、管汇进行试压（试压值见附表），注塑、试压合格后方能接井。第十五条 对于套管可能存在损坏或严重磨损信息，应在交接书内填写清楚，并以书面形式上报主管部门。第十六条 应接收的资料：固井施工报告书、特殊作业的书面报告（射孔、补挤水泥等）、井史（由钻井工程师保管）、图件（固井、电测、完井电测对比图1：200）。第十七条 交井时要按标准对套管、套管头（注塑试压）、采油树进行试压（试压值见附表），注塑、试压合格后方能交井。第十八条 完井交接书的所有内容要填写齐全，一式三份；交井前应提前三天通知有关部门。第四章 试油井控装备选用及配置要求第十九条 试油井控装备包括：防喷器组、内控管线、控制系统、节流管汇、压井管汇、内防喷工具、采油（气）井口、测试控制头、地面排污流程、地面求产流程、套压快速释放管汇、井下安全阀、井口防喷管等。第二十条 试油防喷器常用组合形式按以下形式选择，特殊需要时，在以下组合的基础上增加闸板放喷器和旋转控制头。1、压力等级70MPa时：a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图1；b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图2；c 安装环形防喷器、双闸板防喷器、单闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图3。2、压力等级105 MPa时：a、安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图2；b、安装环形防喷器、双闸板防喷器、单闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图3；c、安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图4。选用压力级别高一等级井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合形式。第二十一条 使用复合钻具时，应备齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子，高压气井、H2S井要选配剪切闸板。第二十二条 工程技术部负责井控装备到现场前的检修、试压，并出具出厂合格证明；井队负责现场井控装备验收、检查、日常维护与管理。井控装备到井后验收内容：1、井控装备及配件的型号、规格和数量是否按设计要求配送；闸板芯子尺寸应与所使用管柱尺寸一致；2、环形防喷器、闸板防喷器、钻井四通（油管头）等的钢圈槽是否完好；3、压力表是否经校验合格，是否在有效期内。安装后主要检查内容：1、环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力；2、闸板防喷器油路密封、闸板芯子开关的灵活性以及闸板芯子能否完全退入腔室内等；3、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；4、节流、压井管汇主要检查液动节流阀、手动节流阀、手动平板阀开关是否正常，压力表灵敏情况等；5、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。6、点火装置工作是否正常。第二十三条 工程技术部按照套管头、采油树及井口试压配套服务合同的要求，负责井口油管头、采油树的安装指导以及现场井控设备的试压，井队提供机具和人员配合共同完成安装和试压工作，试压期间试油监督应在现场负责协调和现场验收签字。1、远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。司钻控制台摆在司钻操作台附近；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；2、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源应专线供给；3、液控管线安装完毕后，应对液控管线进行21MPa试压检验（环形防喷器液控管线只试10.5MPa），稳压10分钟，压降不大于0.7MPa为合格。4、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100150mm；预充氮气压力7 MPa0.7 MPa；储能器压力为17.521MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。5、在待命工况下，远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置限制在中位，其它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；6、司钻控制台安装在司钻操作台附近，并固定牢靠，司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.651.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值显示准确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1MPa。7、防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧,螺杆两端丝扣突出螺母13扣。8、全套井控系统在现场安装完毕后，用清水(冬季加防冻剂)对井控装置试压。要求稳压30分钟，压力降不超过0.7MPa，无渗漏为合格，原则上环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、内控管线、压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按各闸门额定工作压力分别试压。在试压过程中要采取措施防止套管承受试验压力。试压标准按附表执行。第二十四条 井场防喷器组合安装完，用4根5/8钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆中心线与锁紧轴中心线之间的夹角不大于30，手轮与手轮之间应有间距、不能互相干扰，挂牌标明闸板规格、开关方向和到底的圈数，靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。第二十五条 钻井四通（特殊四通）靠压井管汇一侧装两只手动平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀，组合及阀门编号见图5.1；油管头两侧各装两只手动平板阀，组合及阀门编号见图5.2；油管头上装有采油树时，组合及阀门编号见图12.112.5；节流、压井管汇与钻井四通（特殊四通或油管头）之间内控管线采用法兰硬管线或法兰高压柔性软管连接，法兰硬管线压力级别与节流、压井管汇高压部分相同，法兰硬管线用丝扣连接，不允许焊接。法兰高压柔性软管额定工作压力比节流、压井管汇高压部分高一压力等级，连接后高压柔性软管的弯度不得小于120，并且只做短时压井或放喷用，不允许做为长期的测试放喷管线，地层压力超过70MPa的井不允许使用高压柔性软管做内控管线。内控管线接出井架底座以外。第二十六条 节流、压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：1、压力等级为35MPa的节流管汇组合见图6；2、压力等级为70MPa的节流管汇组合见图6、图7.1、图7.2；3、压力等级为105MPa的节流管汇组合见图7.1、图7.2；4、压井管汇组合见图8.1、图8.2。第二十七条 节流管汇仪表法兰上应预备1/2NPT（或9/16AutoClave）接口，以便于安装测试套压传感器。为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16MPa（或21MPa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/41/2圈（有省力机构的回转34圈）。山前井按图8.1或8.2配套压井管汇。第二十八条 山前井、高压气井、酸化压裂措施井应使用套压快速释放管汇。套压快速释放管汇的安装及试压要求参照附件2。第二十九条 节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油标尺油面高3050mm，油压23MPa；电动节流控制箱的阀位开启度1823mm；气动节流控制箱的阀位开度3/81/2，气源压力0.651.30MPa， J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。第三十条 预探井、高压气井应使用ZQF1200/0.862液气分离器，其余井根据情况使用NQF1000/0.862、NQF800B/0.7 、NQF800C/0.7或 NQF800/0.7液气分离器。1、钻井液气分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；2、ZQF1200/0.862和NQF800B/0.7钻井液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；液气分离器至少用3根5/8的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径为10；固定基墩间距1520m，尺寸为1.0m0.5m0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8钢丝绳绷紧固定；3、NQF1000/0.862、NQF800C/0.7钻井液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；液气分离器至少用3根5/8的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径为6；固定基墩间距1520m，尺寸为0.5m0.5m0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8钢丝绳绷紧固定；4、NQF800/0.7钻井液气分离器进液管使用高压软管，装保险绳，打水泥基墩固定；排液管接到泥浆罐；钻井液气分离器至少用3根5/8的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径大于60mm，固定基墩间距1520m，尺寸为0.5m0.5m0.5m；排气管出口与放喷管线距离35m，出口不得正对放喷池；6、排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；排气管线点火口距离井场工作房应在25m以远。7、自动点火装置具备远距离遥控点火的功能，其液化气罐摆放在距离点火口25米以远的井场附近，要进行遮阳处理，不得爆晒。靠近点火口25米范围内的液化气管线要掩埋，掩埋深度不得少于50mm。另外，钻井队要准备好人工点火的工具，配备好相应的防护器具，做好人工点火准备。第三十一条 井控放喷管线要求：放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。1、用修井机试油时井控放喷管线采用FGX-80-21法兰放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备自动点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每条管线畅通；原钻机试油作业沿用原钻井时的放喷管线。2、放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体锻钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距1012m，尺寸为1.0m1.0m0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距1015m，尺寸为0.5m0.5m0.5m；3、放喷管线接出井口75m以远，放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；4、基墩的固定螺栓埋入深度不小于0.5m，统一采用M27的螺栓，固定压板宽100mm、厚10mm；压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；5、放喷管线试压10 MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；6、放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。第三十二条 井控装备在转入完井试油前和试油期间每次换装井口后应进行试压检查。节流压井管汇、液气分离器、放喷管线、排气管线每次使用结束后，应及时排干净，液气分离器应开启排污阀将钻井液排干净。对于使用密度大于1.8g/cm3压井液压井结束后，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。井控装备配件要妥善保管，橡胶件（包括闸板芯子）应放入橡胶库房保存。第三十三条 安装特殊四通时应进行注塑试压，注塑试压值按井口套管抗外挤强度的80%与联接法兰额定工作压力二者的低值进行。试压结束之后，应装好专用的防磨套，再进行下步作业。第三十四条 采油（气）井口的选用、试压及安装要求：1、按最大关井井口压力，选用相应压力级别的采油（气）井口。最大关井井口压力35MPa，选用35MPa采油（气）井口，35MPa最大关井井口压力70MPa，选用70MPa采油（气）井口，最大关井井口压力70MPa，选用105MPa及以上压力等级采油（气）井口；2、按流体性质和对钢材的腐蚀特性选用采油（气）井口的材质，符合SY/T5127井口装置和采油树规范的要求；3、预测关井井口压力超过35MPa的气井，采油（气）井口应配备安全阀，采用金属密封结构；4、试油用的采油（气）井口到现场前在井控欠平衡中心按额定工作压力清水（冬季用防冻液）试压，稳定30分钟，压降0.7MPa,表面无渗漏为合格,气井要按额定工作压力用氮气进行气密封试压，稳定30分钟，压降0.7MPa,表面无渗漏为合格。出具试压合格证并送井。5、下列情况，采油（气）井口应返回工程技术部井控欠平衡中心进行检修，重新试压合格后方能再次使用。a、高压气井每层试油结束后； b、在含有腐蚀性介质（H2S、CO2等）情况下试油结束后； c、高压措施作业后。6、现场安装时，要求采油（气）井口生产厂家、工程技术部井控欠平衡中心工程技术人员现场指导安装、按额定工作压力清水（冬季使用防冻液）试压，稳压30分钟，压降0.7MPa,表面无渗漏为合格。高压气井要按额定工作压力用氮气进行气密封试压，稳定30分钟，压降0.7MPa,表面无渗漏为合格。经现场监督验收后方能投入使用。7、普通采油树的安装要求参照Q/SY TZ0075-2001试油换装井口作业规程；不拆防喷器新型试油井口的安装要求参照附件1。第三十五条 内防喷工具要求：1、井队应配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞、箭形止回阀，内防喷工具管理严格执行塔里木油田内防喷工具管理办法。2、内防喷工具的压力等级应不低于闸板防喷器的压力等级；对于使用额定工作压力为105MPa的防喷器的井，使用额定工作压力为70MPa及以上压力等级的箭形止回阀。3、井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。4、在起下钻铤时，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱应由钻杆与钻铤变扣接头、钻杆立柱、箭形止回阀组成（或由箭形止回阀、钻杆、钻杆与钻铤变扣接头、钻铤组成）；防喷单根由一根钻杆、箭形止回阀、钻杆与钻铤变扣接头组成。第三十六条 从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。1、井队按照下面要求进行防冻保温工作：、对于山前构造的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量1吨/小时）加电保温结合的方式进行保温；、对于其它地区的井，采用蒸气量不小于0.3吨/小时的锅炉加电保温的方式进行保温；、气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；、应将使用过的钻井液气分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的节流、压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵。2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：、山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；、远程控制台要配备防爆电保温设施；、气动节流控制箱配置防爆电保温装置；、冬季注塑时，使用冬季用的塑料密封脂。第三十七条 地面流程的选用： 1、常压井（预测井口压力35MPa）的地面流程根据试油工艺特点按图11.1至11.4所示选用。 2、 高压井（35MPa预测井口压力70MPa）的地面流程根据试油工艺特点按图11.5至11.7所示选用。 3、 高压气井或超高压井（预测井口压力70MPa）的地面流程根据试油工艺特点按图11.8所示选用。第三十八条 地面测试流程要求1、根据最大关井井口压力选用地面流程高压部分（油嘴管汇到井口），地面流程高压部分的压力级别与井口装置的压力级别应一致。2、在含腐蚀性介质（H2S、CO2等）试油作业时，应选用抗腐蚀材料制造的管汇和油气分离器；3、高压气井、地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）压井液较多、出砂井、加砂压裂措施作业井，应配备求产和排污两套地面流程，应安装地面安全阀及除砂器；4、含酸性气体（H2S、CO2等）的地面测试流程应安装远程液动阀和紧急关断安全阀，控制柜操作距离25m以远、位置要求置于上风位。5、高温高压高产气井地面测试流程的高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接；采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距1012m，尺寸为1.01.00.8m；水泥基墩的固定螺栓埋深不小于0.5m，统一采用M27的螺栓，固定压板宽100mm、厚10mm。6、高温高压气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头同步进行强度试压和气密封试压。顺序是按额定工作压力先试水压再试气压，稳压时间30 分钟。对流程中的各个阀门应单独试压，以确定是否内漏。试压结束后，应对所有的螺栓重新紧一遍。7、油气井试油作业地面测试流程中不允许使用间接火加热炉，应使用蒸汽式热交换器，并配备2吨/小时蒸汽量的锅炉；使用化学注入泵注防冻液对油嘴管汇保温。 第三十九条 地面流程设备安装距离要求：1、分离器距离井口大于30m，距离环保罐大于30m； 2、气管线出口点火处距离井口、环保罐、分离器大于100m。3、操作间距离井口大于30m，距离环保罐大于30m。4、提供蒸汽的锅炉距离地面计量操作区、井口大于50m以上。第四十条 测试放喷管线要求：1、 高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用5 套管，排污管线采用3 1/2油管，均接出井口100m以远。2、求产时井口油压大于21MPa的高产油气井或增产措施作业井，地面流程放喷管线每间隔10m15m和拐弯处用固定水泥基墩固定，尺寸为1.0m1.0m0.8m；其它井况下的地面流程放喷管线采用活动水泥基墩固定，尺寸为0.5m0.5m0.5m；水泥基墩的固定螺栓埋深不小于0.5m，统一采用M27的螺栓，固定压板宽100mm、厚10mm。3、放喷管线出口用双墩双卡固定；放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过1m。放喷管线拐弯处用整体锻钢弯头连接，前后均用基墩固定；放喷管线悬空6m以上的部位，中间应加支架固定。4、放喷管线与油气水分离器同步试压，按分离器额定工作压力试压，稳压30 分钟，以不渗漏为合格。第四十一条 地面流程储油罐要求1、对于凝析气井，要准备足够的储备罐，并接一条长度大于20m的倒油管线。2、分离器、储油罐等含重烃高的区域应采取防静电接地措施，并派专人定期检测检查。第四十二条 作业管柱和工具要求1、 封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等应满足相关作业的安全要求。2、 高压气井测试管柱及工具应根据测试井的井下条件经过安全校核，安全系数应达到1.2以上方可入井。3、预测关井井口压力超过50MPa的气井试油时，应使用气密封油管做测试管柱，并配置压控式井下关断阀。4、在腐蚀性介质（H2S、CO2等）中作业时，应选用抗腐蚀材料的管柱和工具；5、用油管测试时，应备齐油管和内防喷工具相匹配的转换接头。6、下油管由专业油管服务队服务，根据供货方提供的上扣扭矩值上扣。7、测试工具入井前，测试队伍应向监督出具第三方认证证书和保养试压清单。8、预测关井井口压力超过35MPa的气井DST测试时，测试控制头应配备安全阀。第四十三条 其他作业设备要求1、在用水泥车或压裂车进行试压、射孔、酸化压裂、座封机桥（封隔器）等作业时，严禁使用设备卸井内的压力，必须用专门的卸压管线卸压，卸压管线长度要求25m，固定，可控。2、现场施工压裂车或固井机应配备与试油井控装备相适应的管线和接头，以满足正、反循环压井作业的需要。第五章 射孔、电缆及钢丝作业的井控要求第四十四条 带压电缆钢丝作业包括负压电缆射孔、电缆直读试井作业、钢丝下电子压力计、钢丝下取样器等作业。作业前制定详细的施工方案和应急预案，经主管部门技术主管审批后方可施工。具体要求如下：1、地面连接好防喷装置，按标准额定工作压力试压，稳压30分钟，无渗漏为合格；2、对防喷装置与采油（气）井口联接法兰按额定工作压力进行清水（冬季加防冻剂）密封试压，稳压30分钟，压降0.7MPa,表面无渗漏合格，气井还要进行氮气试压；3、作业前准备好剪切工具，在防喷装置或采油（气）井口刺漏无法控制的情况下，剪断电缆或钢丝，实施关井。第四十五条 常规电缆钢丝作业是指在安装有防喷器情况下，井内没有管柱时进行的电缆作业，包括电缆射孔、电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井等1、空井电缆作业前先压稳油气层。通井循环时要计算安全电缆作业时间，同时井队与作业队共同制定发生溢流的应急预案；作业时井队定时向井内灌浆，并准备好防喷单根（防喷管柱），作业队伍准备剪切电缆工具、接头和电缆卡子；泥浆工观察压井液出口，有异常情况立即报告司钻。2、当发生溢流时应立即停止作业，及时起出电缆及工具，抢下防喷管柱，关井；来不及起出电缆及工具的，应立即抢接电缆悬挂接头、旁通阀，剪断电缆，抢下钻杆，实施关井。现场监督负责根据溢流性质和大小决定抢下钻具的深度、何时剪断电缆实施关井。第四十六条 传输射孔作业时传输管柱应具备循环压井功能。第六章 起下管柱作业井控要求第四十七条 严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检修。第四十八条 中途测试或已获得高产气井（层）起下测试管柱前，为保证起下钻(或起下测试管柱)的安全，要利用通井管柱进行短起下钻，循环检测油气上窜速度。1、起钻后静止时间为：a、油气层井深H3000m的井，静止2小时；b、3000mH5000m的井，静止4小时；c、H5000m的井，静止5小时。2、采用“迟到时间法” 计算油气上窜速度，满足下列条件之一才能起钻：a、起下一趟钻需要的时间（小时）+10小时油气上窜到井口的时间（小时）；b、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。第四十九条 在油气层井段或小井眼段起测试管柱时控制速度，并按井控管理规定要求向井内灌满钻井液，泥浆工和泥浆工程师认真核对灌入量和起出钻具体积。发现溢流，立即关井。第五十 条 关井后井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断井下情况，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值：1、井控装备的额定工作压力；2、套管抗内压强度的80%；3、套管鞋处的地层破裂压力（裸眼井）。对于技术套管下到油气层顶部的井，最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力。第七章 测试过程中井控要求第五十一条 测试过程中发现环空有溢流，应立即关闭防喷器或套管闸门。根据套压上升的情况，正确判断井下工具（封隔器、测试工具、循环阀、钻杆或油管）的状态，决定是否进行压井，并确定压井方案。第五十二条 测试过程中采油树闸门或地面管汇发生刺漏，要严格遵循由外到里的顺序关断闸门进行整改，紧急情况下直接关闭液控安全阀。第五十三条 测试过程中采油树主阀或控制头如果有刺坏的迹象，应立即关闭井下安全阀。在没有配置井下安全阀或井下安全阀失效的情况下，应先关闭井下测试阀再实施压井作业。第八章 压井作业井控要求第五十四条 测试结束后，在压井作业前现场必须制定详细压井施工方案和井控安全措施，报本部门主管井控安全的领导审批，方可进行压井施工。第五十五条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施。1、对于技术套管未下到油气层顶部的井，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；2、井口压力超过井控装备的额定工作压力；3、井口压力超过套管抗内压强度的80%；4、井控装备出现严重的泄漏。第九章 易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求第五十六条 易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求按附件3易喷易漏试油层压井、换装井口井控安全管理办法（暂行）执行。另在压井结束后换装井口前必须安装油管内防喷工具，保证在换装井口期间油管内处于可控状态。第十章 封堵作业井控要求第五十七条 根据试油工序或完井作业的需要，选用桥塞、倒灰、注水泥塞等工艺方法，封堵已经结束试油的油、气、水层或实施全井筒封闭。一、上返封堵：1、 如果上返的层位不进行增产措施作业（酸化或压裂），干层或低产层可采用单桥塞封堵并验封合格。2、 如果上返的层位要进行增产措施作业（酸化或压裂），干层或低产层可采用单桥塞封堵并在其上部注水泥塞或倒灰加固，验封合格。3、高压高产层要求应采用下桥塞后注水泥塞加固的封堵方式。二、完井封堵1、干井、低产井或废弃井采用注水泥塞封堵射开井段，厚度不小于200m；在井深500m处注水泥塞200m，盖盲板完井；2、暂时不进行投产的油气井封堵，用桥塞做隔板并在上部连续注水泥塞，厚度不小于300m，下入油管至水泥塞顶部替环空保护液，装采油（气）井口按额定工作压力试压合格后完井。第十一章 钻机桥和水泥塞井控要求第五十八条 钻机桥和水泥塞1、钻至桥塞或水泥塞时先充分循环，一旦钻开桥塞打开水泥塞下的油气层后应立即关井充分循环，泥浆工要连续坐岗观察井口和泥浆罐液面变化，密切注意压井液密度变化，如发现溢流应立即关井。关井后根据油管压力和套管压力的变化，确定处理措施或压井方案。2、钻磨完成后要充分循环洗井1.52个循环周，停泵观察至少30分钟，井口无溢流时方可进行下步工序的作业。第十二章 裸眼井中途测试井控要求第五十九条 中途测试施工前，根据钻井、录井和测井资料对工程施工进行风险评估。第六十 条 井下情况复杂，漏失严重、粘卡严重、溢流严重的井一般不进行裸眼中途测试。第六十一条 高压气井一般不宜进行长裸眼中途测试。第六十二条 中途测试前，要做好施工设计和应急预案。裸眼封隔器座封位置应选择在岩性致密、井径规则的井段，以保证封隔器座封的可靠性。第六十三条 测试过程中密切观察环空液面的变化，发现溢流应立即关井。第六十四条 解封后，应将封隔器上提离开原坐封井段，再进行反循环作业。反循环时要用油嘴控制管内外压差，使环空保持适当的静液柱压力，既要防止地层垮塌，同时也要防止压破地层。第十三章 酸化压裂井控要求第六十五条 酸化压裂前，要做好施工设计和应急预案。第六十六条 酸化压裂前，要对井口和压裂管线进行检查，按额定工作压力试压合格后，方可施工。采油（气）井口用4根5/8钢丝绳分别对角绷紧固定。第六十七条 酸化压裂施工时套压不允许超过套管抗内压强度的80%。第十四章 液氮气举作业井控要求第六十八条 液氮气举作业前，要做好施工设计和应急预案。第六十九条 连续油管气举设备安装、试压要求：1、在安装前检查连续油管注入防喷装置的动静密封原件是否齐全完好，注脂泵工作是否正常；2、连续油管注入防喷装置与采油（气）井口联接法兰的规格是否正确，是否完好；3、在采油（气）井口连接好连续油管注入设备后，按注入设备的额定工作压力对与连接处的采油（气）井口的法兰密封进行试压，合格后方可进入下一步工作。第七十条 连续油管气举设备与钻杆相联的部分应有旋塞阀和三通，其额定工作压力与气举设备额定工作压力相匹配。第七十一条 气举时应划定警戒区，非工作人员不准入内。第十五章 抽汲作业井控要求第七十二条 防喷管应有足够的长度，以满足关闭采油树闸门更换抽子的需要。第七十三条 间喷井要利用间歇周期进行抽汲作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将抽子起到防喷管内观察。第七十四条 气井完井时不准进行抽汲诱喷作业。第十六章 处理事故时的井控要求第七十五条 裸眼中途测试处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液密度的影响，保证液柱压力不小于地层压力；同时应根据管柱结构和井下情况选择适当的循环方式，避免事故进一步恶化或引起井喷。第七十六条 在油层套管进行磨、铣处理作业时，应尽量避免磨损油气层段套管。一旦发现套管磨穿，应提高压井液密度，压稳油气层。第七十七条 发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后，三日内由井队工程师写出溢流压井专报，交油田分公司井控管理部门。第十七章 井喷失控的处理第七十八条 发生井喷失控，要立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。第七十九条 检测井口周围及井场附近的天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。第八十 条 按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。第八十一条 迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。第八十二条 成立抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处具体负责协调、落实抢险事宜。第八十三条 清除井口周围和抢险通道上的障碍物，已着火的井要带火清障。第八十四条 抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。第八十五条 处理井喷失控作业尽量不在夜间进行，不能在施工现场同时进行可能干扰抢险的其它作业。第八十六条 做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。第十八章 试油防火、防爆、防硫化氢措施第八十七条 井场设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口50m以远，锅炉房距储油罐20m以远。发电房和储油罐距井口30m以远，发电房距储油罐20m以远，如果不能满足安全距离要求的应采取有效的隔离措施。第八十八条 地面测试流程的所有电器设备、照明器具及输电线的安装应符合SY5225石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全规定的要求；井队消防工作按塔里木油田钻井（修井）队消防安全管理办法执行。第八十九条 柴油机和固井机的排气管、锅炉的烟囱不破不漏，带防火罩。进入井场的机具、车辆应带防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品，钻机底座下无油污。第九十 条 试油时，井场进行电气焊作业应经动火审批，电缆射孔时严禁进行电焊作业。第九十一条 钻井时如果发现有H2S等有毒气体，试油设计中井控装备都要按防H2S等有毒气体准备。试油时发现有H2S等有毒气体，应尽量缩短测试时间，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免人身伤亡和环境污染。具体要求：1、若测试井属含H2S地区井或探井，井队（井场）应配备固定式H2S监测仪、4台以上的便携式H2S监测仪（其中至少有一台量程达到1500 mg/m3（1000 PPM）、不少于12套的正压式呼吸器；其余井，井队（井场）应配备2台以上的H2S监测仪、不少于6套的正压式呼吸器。另外配1套声光报警装置用于发现H2S时发出警示。辅助专业执行对含硫地区钻（修、试油）井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定。2、井场应设置醒目的风向标；配备不少于6套防爆鼓风机（风机直径600mm，钻台上、 圆井、震动筛处各摆放2台），充气泵1台，负责为现场所有服务队伍配备的正压式呼吸器提供充气。3、井场H2S浓度不超过30mg/m3（20PPM）的情况下，作业人员可以连续工作8小时；井场H2S浓度超过30mg/m3（20PPM）的情况下，作业人员应戴正压式呼吸器进行作业。4、测试采用防硫管柱和井口装置。裸眼钻杆测试中若发现H2S，应立即终止测试。5、含H2S地区井的营房摆放应距井口1km以远，避开低洼处，并处于季节风的上风方向或侧风方向，同时设置醒目的风向标。另外至少配备便携式H2S监测仪2台，正压式呼吸器2套，一台手摇式报警仪。6、固定式H2S监测仪一年校验一次，便携式H2S监测仪每6个月校验一次。H2S监测仪在超过满量程浓度的环境使用后应重新校验合格后方能投入使用。7、在放喷求产时，放喷口配备自动点火装置或设置常明火。8、放喷口附近严禁聚集非操作人员。9、在含H2S气体的井试油时，除硫剂应作为常规储备料，要保证压井液pH值不小于9，压井液中应加除硫剂，排出水相液体应加除硫剂中和。10、为防止硫化氢进入井眼导致钻具氢脆以及保证人身安全，除地层测试外的所有试油工序均应在压稳油气层后进行；11、发现溢流后要立即关井，避免溢流量增多；溢流后压井应采用压回法将地层流体压回地层，再节流循环加重；如无法实施压回法压井，则尽快采取循环压井的方法，当含H2S气体的压井液到井口时，通过分离器分离，由专人佩带防护用品点火，将气体烧掉。12、一旦含H2S的井发生井喷失控，立即启动防硫化氢应急预案。第十九章 试油井控技术培训第九十二条 塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训或考核不合格的，不得上岗。第九十三条 井控操作证持证者每两年参加复训和考试，考试不合格者不颁发井控操作合格证。第九十四条 在油田分公司组织的各类井控检查中，参加考试人员不及格者应立即回基地参加本单位组织的井控学习，之后由油田分公司统一再次组织考试，考试合格者重新上岗，否则不得在原来的岗位上工作。第九十五条 井控技术培训的具体要求1、工人能及时发现溢流，正确实施关井操作。掌握井控装备的安装、使用等。2、 井队干部和试油监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等。3、井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理，现场安装、调试、故障的判断及排除等。4、油田分公司各生产管理单位主管试油的领导及安全生产管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控及三次井控技术等。5、试油监督、试油设计人员、现场生产管理人员及相关人员应进行相关的井控技术培训。6、地层测试队、固井队、地面计量队、酸化压裂队、油管队、射孔队等服务人员应进行相关的井控技术培训。7、井控技术培训应涉及欠平衡钻井井控技术和H2S防护的知识。第二十章 试油井控工作管理规定第九十六条 井控分级责任制度试油井控工作是油田分公司井控管理工作的组成部分，实行分级责任制。1、油田分公司分管工程技术的副总经理是油田井控安全的第一责任人，各分管领导是油田井控安全的直接责任人。钻井技术办公室负责油田分公司的井控行业管理工作，质量安全环保处负责油田井控安全的监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组，组长由油田井控安全第一责任人担任，井控领导小组全面负责油田的井控工作。2、各事业部和各项目经理部负责所辖井试油全过程的井控安全。3、工程技术部负责井控装备的管理并提供井控技术服务。4、各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人，成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责总包井作业期间井控安全问题的处理，完全承担总包井作业期间的井控安全责任并承担日费井的井控操作责任。5、现场井控第一责任人是井队平台经理，班组井控第一责任人是当班司钻，溢流监测责任人是当班泥浆工。6、钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查，各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查，勘探公司每月进行一次井控工作检查。第九十七条 井控操作证制度从事试油生产的相关人员应参加井控培训取得井控合格证，必须持证上岗。未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。应参加井控培训并取得井控操作证的人员包括：1、各事业部和各项目经理部负责组织和监督试油生产的生产管理人员、工程技术人员、安全管理人员及试油监督、设计人员。2、井队平台经理、工程师、HSE监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工。3、工程技术部现场井控服务人员及在塔里木油田从事井控装备、采油（气）井口维修人员。4、钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师。5、固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长。6、射孔公司主管生产的正副经理、射孔队队长、操作工程师。7、酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长。8、测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工。9、地面计量队正副队长、操作人员。10、油管服务队的正副队长、操作人员。11、连续油管、抽汲队的正副队长、操作人员。第九十八条 井控装备的安装、检修、试压和现场服务制度1、井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划。2、井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压，试油监督负责验收。3、 井队工程师和大班司钻负责井控装备的现场管理，班组负责井控装备的日常检查、保养、认真填写井控装备班报表，发现井控装备存在的问题应及时通知井控欠平衡中心。4、井控管理人员和井控欠平衡中心巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题，确保井控装备随时处于正常工作状态。5、井控欠平衡中心每月10日前向油田分公司井控管理部门上报上月度井控装备使用动态和巡检报告。6、采油（气）井口等井口装备（不含测试设备）应在井控欠平衡中心检验、试压合格后方能上井安装使用；采油（气）井口装置若在井上组装，应进行整体试压，合格后方可投入使用。7、井下工具、地面流程和测试用控制管汇等试油用的井控装备上井前由各专业服务公司在工房检验、试压合格后挂牌，方能上井使用。第九十九条 防喷演习制度1、井队自井控装备安装就绪后每周每个钻井班进行一次防喷演习，防喷演习要兼顾安排在当前不同工况条件下进行。由井队工程师根据演习情况进行评分和讲评，并填写防喷演习记录。2、防喷演习的时间要求（从发出溢流报警信号，到关闭液动节流阀前的平板阀（节2a）的时间）：空井2分钟，钻进3分钟，起下钻杆4分钟，起下钻铤5分钟。戴正压式呼吸器的防喷演习，时间均延长2分钟。3、在溢流报警信号发出后，试油监督、井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。4、关井操作前井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图5.1、图5.2、图6、图7.1、图7.2、图8.1、图8.2执行；钻井四通更换成油管头后，4#阀为手动平板阀，关井四七动作中的“打开液动放喷阀”改为“打开4#手动平板阀”。司钻得到溢流信息后，先发出报警信号（一声长鸣笛）；在打开液动放喷阀之前，发出关井信号（两声短鸣笛）；司钻得到钻井监督或值班干部开井通知后，在开井前打开井信号（三声短鸣笛）。戴正压式呼吸器的防喷演习要求：司钻听到声光报警装置报警后，发出一声长鸣报警信号，无关人员迅速撤离到上风方向紧急集合点，班组人员迅速戴好正压式呼吸器，再按照关井程序关井，关井完成后要检测H2S浓度。5、“四七”动作岗位分工：5.1 司钻：发出警报，负责刹把及司钻控制台的操作，关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部。5.2 副司钻：负责观察远程控制台的动作，接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压，同时传递相关信号。5.3 内钳工：配合外钳工完成井口操作，负责节流控制箱的操作，并传递节流阀开关信息；在关井后负