井控标准参考

井控有关标准,全息实业精密刀具有限公司,主要内容,第五章井控技术有关标准和规定第一节井控工艺方面第二节井控装置方面附1：SY/T6426钻井井控技术规程附2：SY/T5087含硫油气井安全钻井推荐作法附3：石油与天然气钻井井控规定附4：石油与天然气井下作业井控规定附5：钻井井控规定实施细则附6：井下作业井控规定实施细则,第五章井控技术有关标准和规定本章介绍国内外井控技术有关标准和规定的主要内容。第一节井控工艺方面一、国内规定和标准1“石油与天然气钻井井控规定”本规定是石油天然气总公司颁布的第一个陆上钻井技术法规。规定重申：在钻井作业中应坚持近平衡压力钻井，做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，又可以防止井喷和井喷失控，实现安全钻井。井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。规定的主要内容有以下七个方面：,(1)井控设计：井控设计的主要内容、地层压力的预测和检测、钻井液密度设计、合理的井身结构。(2)井控装备：井控装备和工具的配套、防喷器组合形式、节流压井管汇、防喷和放喷管线的配置、固定要求，井控装备的试压、检验。(3)钻开油气层前的准备：必须向井队职工进行技术交底、储备足够的泥浆、加重材料，落实溢流监测岗位和各种制度，进行防喷演习和钻开油气层前的检查验收。(4)钻开油气层和井控作业：做好地层压力监测工作、及时发现溢流，正确关井和压井。钻开油气层后起钻要求。,(5)井喷失控的处理：井喷后防止着火措施、失控后处理的基本原则和作业要求。(6)防火、防硫化氢措施：发电房、锅炉房的位置，电器、照明、输电、消防设施的安装和井场防火要求，以及防硫化氢措施。(7)井控技术培训：井控操作证制度和井控培训要求。2QCY“井控技术规定实施规则”本实施规则是在试行四川石油管理局井控技术规定实施细则的基础上修订的。该企业标准遵循总公司石油与天然气钻井井控技术规定所阐述的安全准则，总结了四川井控工作经验，结合四川裂缝性碳酸盐岩高压油气,藏的特点和对井控工艺及井控装备提出的要求，强调四川的井控工作除精心搞好平衡钻井作业外，重点应放在正确使用井控装置、及时发现溢流显示、迅速控制井口、重建井内压力平衡关系的二次控制阶段。标准主要内容包括：(1)井控设计：地质资料、地层分段钻井液密度、井身结构的选择和套管设计、完井方法和完井液类型、完井井口装置。(2)井控装置的安装、试压、使用和管理：井控设备基本组合配套形式、钻井井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、井控监测仪器仪表、泥浆净化、加重灌注装置、井控专用设备和工具、井控装置的试压检查。,(3)钻开油气层前的准备和检查验收：加强地层对比、承压能力试验、技术措施交底、防喷演习和岗位责任以及检查验收。(4)油气层钻井过程中的井控作业：泥浆密度须符合设计要求，应使用大喷嘴钻头、起下钻中防止溢流、井控技术措施、避免压力激动发生井漏、及时发现溢流各岗位职责、短程起下钻、溢流最大允许量、井漏处理、电测、固井、中测、试油井控作业等。(5)溢流处理和压井作业：关井须知和关井后几种情况的处理。(6)防火、防硫化氢安全措施：井场布局和设,备、发电房、锅炉房、电路等安装要求、消防和防硫化氢器具配置、钻进和井喷后防火措施以及井喷后的防硫化氢措施。(7)井喷失控的处理：井喷失控后的防火措施、井口装置和井控管汇完好的条件下及井口装置损坏或其它原因造成复杂情况下的井喷失控的处理方法、抢险新井口的设计原则。(8)井控工作责任制：管理局、矿（公司）、钻井队、井控装置作业队的井控工作责任制。(9)井控技术培训：井控操作合格证制度和执行对象、井控培训和重复培训要求、培训内容、培训时间要求等。(10)附录：“四七”动作、防喷演习记录表、,防火防毒演习记录表、溢流显示观察记录表、钻开油气层检查验收证书、井控停钻通知书、钻开油气层批准书、溢流三类十五种显示、压井作业单等。3SY508793“含硫油气田安全钻井法”该标准适用于陆地含硫油气田勘探开发中的钻井施工，以便最大限度地减少因硫化氢溢出地层而造成的井下管材和地面设备的破坏以及人身伤亡和环境污染，尤其是在人口密度较大地区及其附近钻井时，应执行本标准所阐述的安全准则。该标准可供海洋钻井施工参考。标准的主要内容有：安全临界浓度、氢脆、硫化物应力腐蚀开裂、硫化氢分压等术语解,释,井场及钻机设备的布置，硫化氢的监测,井控设备的安装和材质，钻井设计的特殊要求，钻井安全操作，钻井人员的安全钻井培训和一个附录硫化氢防护术培训内容。附件内容包括硫化氢的理化性质、对人体的危害、对金属材料、非金属材料和钻井液的影响等。4SY508985“钻井井史及班报表格式”本标准对钻井队的井控工作提出了文字、资料记载要求，如井身结构资料、各次开钻井口装置及液压防喷器控制系统资料，地层孔隙压力测试数据，地层破裂压力测试数据，溢流或井喷复杂情况的发生、处理资料等。,5SY522587“石油与天然气钻井开发储运防火防爆安全管理规定”本标准皆在石油于天然气钻井、开发、储运中，贯彻“安全第一、预防为主”的方针，避免发生油气火灾、爆炸事故，保护国家和人民生命财产的安全。标准对钻井设计、井场及钻井设施、防喷防火装备、油气层钻进、特殊作业（包括解卡、电测、射孔、钻杆测试、完井测试、压裂、酸化、化堵等）、压井、起下管柱及不压井作业等都提出了相应的安全要求。二、国外规定和标准APIRP49“含硫化氢井安全钻井的推荐作法”其主要内容有：它的适用范围；硫化氢的物理,性质与毒性；钻井设备布局；钻杆、防喷设备及特殊设备的选配，硫化氢探测，呼吸设备，工程设计，意外事故发生后的应急措施、人员疏散以及钻井人员、救急人员培训要求等。第二节井控装置方面一、国内标准1SY5053.192“地面防喷器及控制装置”本标准规定了地面防喷器的型式与基本参数、技术要求和检测规则等，标准适用于陆上和海上平台石油、天然气钻井、修井等用防喷器及四通，其工作介质为钻井液、原油、天然气等流体。标准主要内容有：,(1)术语：解释了防喷器、额定工作压力、公称通径、环形和闸板防喷器、四通、承压件等名词。(2)产品类型：包括型号、代号、通径代号和额定工作压力。(3)技术要求：设计要求，金属、非金属材料要求和质量控制。(4)试验：试验要求、程序、压力、次数的规定，液控部分试验，环形防喷器封管柱、封空井密封性能试验；对管子闸板、全封闸板和变径闸板进行高、低压试验；闸板手动关闭试验也对管子闸板和全封闸板进行高、低压试验。通径、功能试验项目和要求、特殊性能试验。,(5)检验：产品的出厂检验和型式检验。(6)质量记录、产品标志、表面防护、包装和储存。(7)附录：防喷器功能试验。2SY5053.291“地面防喷器及控制装置”本标准规定了地面防喷器控制装置的产品分类、技术要求、试验方法、检验方法、检验规则、标志、包装和储存。其主要内容有：(1)术语：解释了地面防喷器控制装置、关闭时间、蓄能器的可用液量、控制滞后时间等技术术语。(2)产品的分类、系列和型号。(3)技术要求：公称压力、关闭时间、对泵组、,蓄能器组、控制管汇和阀件、液压液和油箱、司钻控制台的要求。(4)试验方法：试验准备、试验条件、方法和技术指标（关闭时间、控制滞后时间、蓄能器充压时间、溢流阀过载保护、调压阀出口压力稳定性、油密封、动作一致性、三位四通液转阀操作力矩、耐压、气密封、泵组自动启停、气动泵等项试验方法和技术指标。(5)出厂检验和型式检验规则。(6)产品和包装标志以及外包装和储存。3SY544392“防喷器控制装置专用元件试验方法”本标准规定了地面防喷器控制装置专用元,件的试验方法和技术指标，适用于这些专用元件的出厂试验和型式试验。其主要内容有：(1)术语解释：公称流量、公称压力、额定流量、额定压力、空载压力、公称转速、排量、额定工况、试验流量以及参量符号和单位。(2)通则：试验装置、试验一般要求和阀耐压试验。(3)型式试验和出厂试验。(4)试验内容：曲轴柱塞泵、气动油泵、三位四通液阀、三位四通气阀、调压阀、液气开关等元件的试验回路与条件、试验项目与方法以及特性曲线等。,4SY5279.191“石油井口装置额定工作压力与公称通径系列”本标准规定了石油井口装置的额定工作压力与公称通径、法兰、卡箍公称通径与管子公称直径的选配，套管头、油管头的相关尺寸。标准适用于石油天然气井井口装置。主要内容有：(1)术语解释：额定工作压力和公称通径。(2)压力、通径、管子选配和相关尺寸：钻井防喷器、套管头、固井水泥头、采油（气）树、油管头以及酸化压裂、注水和不压井作业等井口装置的额定工作压力与公称通径，井口装置法兰、卡箍的公称通径和管子公称直径的选配；套管头、油管头的相关尺寸等。,5SY5279.291“石油井口装置法兰型式、尺寸及技术要求”本标准规定了法兰型式、尺寸、技术要求和标志。标准适用于石油天然气井井口装置。其主要内容有：(1)型式及尺寸：环形法兰（整体式、螺纹式和焊颈式6B型；整体式、焊颈式6BX型）、盲板法兰（6B型和6BX型）、肩形法兰（双油管、三油管和四油管）。(2)技术要求：6B型套管螺纹法兰、油管螺纹法和管线螺纹法的加工和检验，密封垫环、法兰用钢材、法兰连接螺母、螺栓、螺钉用钢材、法兰连接时上紧扭矩、强度试验等技术要求。,(3)标志位置和内容。(4)附录：“法兰连接螺母”、“法兰连接螺栓、螺钉和螺母钢材”、“堆焊不锈钢垫环槽”和“螺柱、螺钉连接上紧扭矩推荐值”。6SY5279.391“石油井口装置法兰用密封垫环型式、尺寸及技术要求”本标准适用于石油天然气井口装置法兰用密封垫环。其主要内容有：(1)型式及尺寸：按作用型式，密封垫环可分为R型机械压紧式和RX、BX型压力自紧式两类。R型用于6B型法兰,RX型用于6B法兰和扇形法兰，R与RX型在6B法兰中可互换，BX型用于6BX型法兰。R型有椭圆和八角形两种载面。,(2)技术要求：材料和硬度指标，密封垫环不应重复使用。(3)标志。7SY512792“石油井口装置、套管头”本标准规定了套管头的型式、基本参数、技术要求、试验方法、检测规则、标志和包装。其主要内容有：(1)型式：按悬挂的套管层数分为单级、双级和三级套管头；按套管悬挂器的结构型式分为卡瓦式和螺纹式。(2)型号表示方法。(3)基本参数：单级、双级、三级和独立螺纹式套管头的基本参数。,(4)技术要求：套管头法兰、卡箍和管子公称直径选配、本体垂直通径和悬挂器外径，套管头用法兰及连接螺栓、螺母、螺钉和密封垫环规格、材料及其理化性能，套管头承压零件、本体的钢材及其力学性能、化学成分。水压强度试验、水压密封试验和悬挂载荷试验。(5)试验方法：材料的化学分析和力学性能试验、无损探伤、水压强度试验、水压密封试验和悬挂试验和悬挂载荷试验。(6)检验规则：出厂检验、型式试验。(7)标志、包装及储存。,8SY/T532392“压井管汇及节流管汇”本标准规定了压井管汇与节流管汇的型号、规格、技术要求、试验方法、检验规则、标志、包装及储存。其主要内容有：(1)型号、规格：型号表示方法和规格。(2)技术要求：温度范围、材料、结构型式和基本参数。(3)试验方法和检验规则：零件的化学成份分析及机械性能试验、探伤、强度及密封性能试验（试压要求和程序）。(4)标志、包装及储存。9SY/T552592“旋转钻井设备：上部和下部方钻杆旋塞阀”,本标准规定了方钻杆旋塞阀的型式、规格及主要尺寸、技术要求、试验方法、检验规则、标志、包装和运输。其主要内容有：(1)型式与主要规格尺寸：按结构分为整体式和分体式。(2)技术要求：阀体材料、连接螺纹表面处理、阀座阀芯性能、额定工作压力、强度和密封试验压力等技术要求。(3)试验方法与检验规则：质量检验、内螺纹和外螺纹检查、强度和密封试验方法。(4)标志、包装及运输。10SY521587“钻具止回阀”本标准适用于石油、天然气钻井、修井用钻具内防喷的钻具止回阀。其主要内容有：,(1)型式、基本参数和主要尺寸：按结构型式有箭形、球形、蝶形和投入止回阀。(2)技术要求：钢材的理化性能和制造(螺纹、阀瓣密封表面硬度、无损探伤等)。(3)试验方法和检验规则：钢材化学成份质量保证、机械性能试验、硬度试验、密封试验方法、整体检验项目。(4)标志、包装、运输及储存。11.Q/CY19593“井控装置放喷管线技术条件”本标准规定了放喷管线的基本参数技术要求、试验方法、检验规则、标记、包装和运输。标准适用于陆地大、中型钻机井口装备的放喷管线。其主要内容有：,(1)型式代号。(2)基本参数：压力、工作介质、连接型式、安装、连接螺纹、主要尺寸等。(3)技术要求：主要零件材料的机械性能和化学成份、锻件质量、外购件要求等。(4)试验方法及检验规则：探伤、测厚、强度及密封试验（试验压力和试压程序）。(5)标志、包装、运输及储存。12.SY/T596494“钻井井控装置组合配套规范”本标准规定了钻井装置组合配套型式和技术要求，其主要内容有：(1)组合配套型式：基本型式和仅适用于参数,井、预探井、沙漠井、滩海井、泡沫或空气钻井的特殊型式。其它装备配套应满足井控工艺要求。(2)组合配套技术要求：钻井井口装置的（包括液压防喷器及控制系统、四通、转换法兰、双法兰短节、转换短节、采气井口装置大四通、套管头等）最大工作压力、公称通径、法兰和垫环的型式、尺寸与技术要求。井控管汇、防喷管汇、节流管汇、压井管汇、防喷管线、钻具内防喷工具、井控检测仪器仪表、泥浆自动灌注系统、泥浆净化装置、井控专用设备和工具组合配套技术要求。,13.ST596794“钻井井控装置安装调试与维护”本标准适用于井控装置液压防喷器组、套管头、节流压井管汇、防喷管汇和放喷管线在现场的安装、调试和维护保养。其主要内容有：(1)安装：螺纹和卡瓦悬挂式套管头及底法兰的安装。防喷器的安装、校正和固定，垫环的使用规定，控制系统远程台、司钻台、管排架的安装位置、距离和连接，对电源、气源的要求。井控管汇的安装和固定（水泥基墩尺寸和点距），节流管汇控制箱及相关仪表的安装和连接。(2)调试：涉及防喷器关闭时间和动作、控制系统电控箱手动和自动控制，气泵工作，溢流,阀全开和闭合压力，司钻台二次仪表调节、压力变送器压力值范围、蓄能器充压和时间、换向阀中位稳压时间和允许压降等。调试还涉及节流管汇控制台泵、变送器气源、蓄能器充气压力、溢流阀溢流压力值、节流阀开关速度调节、阀位开度表开关位置调节、压力变送器工作情况以及安装后的试压。(3)维护和检修：钻井队日常维护和作业队巡检，以及井控车间检修。(4)附录：“螺纹悬挂式套管头的安装”、“卡瓦悬挂式套管头的安装”、“底法兰的安装”、“钻井控装置安全检查内容”、“井控装置班报表”、“井控装置现场检修记录表”。,14SY/T“液压防喷器的检查与修理”本标准规定了对液压防喷器定期检查的内容和修理规范，其主要内容有：(1)检查周期的划分：分为三月期、一年期和三年期检查。(2)三月期的检查内容及修理项目：外观检查，进行密封试验检查各部位是否泄漏、若泄漏则应修理，直至合格。(3)一年期的检查及修理项目：检查环形防喷器顶盖、壳体、活塞、垂直通孔园柱面是否偏磨、各活塞的耐磨环有无破碎、螺纹孔有无乱扣、缺扣、各密封面、密封圈槽有无影响密封性能的缺陷，密封胶芯内孔和表面有无严重变,形、撕裂、支撑筋断裂、扭曲及胶芯老化现象，所有密封圈是否有断裂和老化现象，当修理或更换零部件后需进行密封试压。闸板防喷器需检查壳体侧平面、闸板室顶部密封圈、垫环槽、侧门平面和密封圈、槽、档圈等部位有无影响密封性能的缺陷，垂直通孔园柱面偏磨情况、闸板胶芯工作面有无磨损、撕裂、脱胶、变形和老化现象，检查闸板体和轴连接槽有无裂纹、变形、闸板体是否严重磨损，锁紧轴是否有裂纹弯曲、螺纹孔是否有乱扣、缺扣现象，当经修理和更换零部件后需进行密封试验和油路密封试验。(4)三年期检查内容及修理项目：环形防喷器,和闸板防喷器除按一年期内容检查外，应对主要零件的主要尺寸进行测量，经修理或更换零部件后，应先进行油路密封试验、合格后进行密封性能试验。(5)大面积补焊修理必须送具备修理条件的工厂按SY5053.1标准进行。检查和修理完的防喷器应喷涂防锈漆，现场使用过的密封垫环不得重复使用。15Q/CY3501996“NZX系列泥浆自动灌注系统技术条件”本标准适用于石油天然气钻井作业起下钻、停钻期间井筒泥浆自动控制和井涌、井漏异常自动监测的NZX系列泥浆自动灌注系统。其主要内容有：,(1)定义：给“周期定柱”、“保护定柱”、“灌注间隔延时”等术语下定义。(2)要求：工作条件（介质、环境温度、相对湿度、电源等）、技术要求（对产品主要组成部分、如单螺杆泵、电动机、泥浆吸入管、泥浆灌注管汇、电控柜、起下钻传感器、液流传感器、监视器、钻台显示箱、报警器、电缆等提出的技术要求）。(3)试验方法：试验环境要求、型式试验、检验项目（水压试验、浸水试验、喷水试验和外观质量、绝缘电阻、功能调试和无故障时间检验）、出厂检验。,(4)标志、标签和包装。16SY515693“采油(气)井口装置”本标准适用于陆上和海洋平台用采油(气)井口装置，也适用于热采、注水、试油和酸化压裂等作业的井口装置。其主要内容有：(1)术语及定义：给采油（气）井口装置、油管头等术语下定义。(2)分类：其结构型式按其连接型式分为螺纹式、法兰式和卡箍式。分类中还列出了采油（气）井口、油管头、闸阀、三通和四通的结构型式。(3)基本参数：产品的规范级别有PSL1、PSL2、PSL3和PSL4四个。井口装置装设环境是否为,酸性（以含水和硫化氢判断）和具有潜在影响的环境条件。额定工作压力与公称通径（采油（气）井口、油管头、闸阀、可调式节流阀、固定式节流阀、定量油嘴、生产油嘴、三通、四通）、与管子通径的选配、连接尺寸、适用温度范围、适用工况等。(4)产品代号与标注方法。(5)技术要求：主要零件的金属材料、非金属材料的理化性能、焊接和焊补工艺评定、质量要求、设计方法和质量保证。(6)试验方法：化学分析和力学性能试验、无损探伤（超声波探伤、磁粉探伤、射线探伤、渗透探伤）、静水压试验（试压介质、试验程,序、强度试验、密封试验、试验次数）、油管挂使用性能试验、气压试验（全浸没水中用氮气试额定工作压力）、通径试验、闸阀开关力距试验。(7)检验规则：外购件和外协件检验、静水压试验、气压试验、阀门开关力距试验、通径试验、油管挂出厂检验、材料或工艺变更的试验项目。(8)标志、涂漆和包装。二、国外标准1APIRP53“防喷装备系统的推荐作法”本推荐作法的目的是协助石油工业提供人身安全、社会安全和环境保护，为陆上钻机和,海上钻机安装防喷设备系统提供准确的资料。其主要内容有：(1)分流器系统的用途、安装和设备要求。(2)防喷器组合的分类、组件代号,闸板锁紧，备件及其储存，钻井四通。(3)节流压井管汇的用途、安装、维修和备件。(4)防喷器控制系统：陆地用系统储能器要求，泵组要求，阀件、管件、管线和管汇要求，工作液和容量要求，安装位置和远控要求，泵组排量试验和储能器试验。控制系统水下设备与地面设备的差异，储能器要求，液压液控制混合系统，泵的要求中心控制点和其它控制盘，水下控制箱。,(5)水下辅助设备：导向索系统、隔水套管张紧系统，井口连接器和隔水导管，引导构件，节流压井管汇总成和阀等。地面辅助设备：如方钻杆上、下旋塞，钻具回压阀，投入式止回阀，起钻泥浆补给罐，泥浆池容积测定和记录装置，流量传感器，泥浆密度自动测量装置，泥浆气体分离器、除气器等。(6)地面和水下设备的现场验收和试验、维修程序，试验堵塞器和试验接头。(7)地面设备密封件：法兰、卡箍、密封垫环、螺栓及橡胶材料密封件。水下设备如井口连接器、隔水导管、水下控制系统等的密封件。,(8)用于硫化氢气体环境的防喷器适用范围，设备的改进和要求。(9)强行起下钻装置的用途及辅助设备。2API6A“井口和采油(气)树设备”编写本标准的目的是保证井口和采油(气)树设备的安全可靠性和尺寸、功能的互换性，其技术内容提出了使用、设计、材料、试验和检验、焊接、标志、储存和运输方面的要求。标准的主要内容有：(1)设计的一般要求：使用状态（压力级别、温度级别、保持流体级别）和设计方法（法兰、套管悬挂器、油管悬挂器、锁紧螺钉和螺栓及各种设计数据）。,(2)材料的一般要求(螺栓、螺帽、法兰材料、垫环材料，低温使用材料)：性能依据，质量要求、处理、化学成份及鉴定用试件等。(3)焊接的一般要求：螺栓、螺帽、法兰的加工、修复和表面处理，除堆焊外的非压力连接焊件、压力连接制作焊件(螺栓、螺帽、法兰)的连接设计、材料、焊接工艺鉴定、焊接性能鉴定、焊接要求、焊接后热处理、焊接控制。压力连接修复焊件的基础材料、熔焊及焊接人员鉴定等。抗腐蚀表面堆焊或硬表面和其它材料表面特性控制，如垫环槽。(4)质量控制：测量和试验设备的一般要求，外形测量设备和压力测量装置，质量控制人员,资格,质量控制要求(螺栓、螺帽、法兰、焊件、阀孔密封结构、垫环、非金属密封等构件)。(5)设备标记：丝扣、油管挂、转换法兰、转换四通标记实例，螺栓、螺母、垫环、阀门、手轮、多层完井阀、采油（气）树的标记，螺栓、螺帽、法兰的硬度标志。(6)储运要求。(7)特殊要求设备：法兰端和出口连接，法兰的类型、使用、设计(各种法兰的压力等级、尺寸等级、如6B型、6BX型和扇型法兰)、材料、试验、标记和储运；丝扣端和出口连接的一般要求、设计（尺寸和公差，试验和标志）；螺栓、螺帽的一般要求、设计、材料、制造要求；,垫环的设计（R、RX和BX垫环尺寸,再用垫环尺寸）、材料、标志和储运；出口管阀、多层完井阀、自动关闭阀、节流阀的设计、材料、试验和储运标志；套管头和油管头的设计(负荷、端部连接、出口连接、法兰锥口、垂直孔、额定工作压力、试验、锁紧螺钉及转换四通)、材料、制造、试验、标志和储运;套管挂和油管挂、油管头连接器、节流阀、三通和四通、用于105MPa和140MPa设备的试验与压力表连接器、流体采样装置、采油树、转换连接器、独立螺旋井口等的设计、材料、试验、标记和储运。3API16A“钻井通过设备规范”本标准的编写目的与6A一样,是保证钻井通,过设备的安全可靠性和尺寸、功能互换性,其技术内容提出了对性能、设计、材料、试验、焊接、标志、储运各方面的要求。主要内容有：(1)设计要求：规格代号、使用条件（额定工作压力、温度限、流体特性）；设备特殊设计要求（如法兰式端部和出口连接：6B和6BX型；螺栓式端部和出口连接：6B和6BX型；式端部和出口连接：16B和16BX型；卡箍、防喷器和钻井四通：尺寸、设计方法、端部连接、出口连接、材料，密封垫环，焊接颈，转换接头）；法兰、承受井眼压力零件、封闭螺栓的设计方法和资料、设计验证，防喷器工作性能试验（闸板防喷器的密封、疲劳、落寿命、座承、剪切、,闸板收放试验；环形防喷器的密封、疲劳、封隔件收放、落寿命试验）；操作手册要求。(2)材料要求：材料性能基础、处理、化学成份、材料鉴定、质量鉴定试样。(3)焊接要求：焊接设计和结构（压力容器的装配焊接、承载焊件、焊件修复、焊接表面加工），焊接控制（工艺、应用、焊接设计、预热、仪器校准、材料、焊后热处理），焊接工艺和性能鉴定等。(4)质量控制：测量和试验要求，质量控制人员资格，16A产品质量控制要求，特殊产品和零件的质量控制（螺栓和螺帽、封闭螺栓、密封垫环、非金属密封材料和模压密封总成、环形,封隔胶芯、组装的防喷器组和四通），质量控制记录要求。(5)标记：金属与非金属件的识别印记，闸板防喷器、环形防喷器、钻井四通和转换接头、密封垫环、螺栓和螺帽、封闭螺栓、连接、封隔件和密封件的特殊编组要求，制造厂家标牌和设计位置要求，API产品说明及型号。(6)储运。,中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6424-1999钻井井控技术规程Specificationforwellcontroltechnologyofdrilling19990809发布20000401实施国家石油和化学工业局发布,目次前言范围引用标准钻井井控设计井控装置的安装、试压、使用和管理钻开油气层前的准备和检查验收油气层钻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10井控工作分级责任制11井控技术培训,附录A(标准的附录)井控装置组合图附录B(标准的附录)关井操作程序附录C(标准的附录)防喷演习记录表格式附录D(标准的附录)坐岗记录表格式附录E(标准的附录)钻开油气层检查验收证书格式附录F(标准的附录)井控停钻通知书格式附录G(标准的附录)钻开油气层批准书格式,前言在钻井作业中，井喷就是事故。井喷后极易导致失控，井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。坚持近平衡压力钻井、做好井控工作，既可以减轻对油气层的损害、及时发现和保护油气层，又可以防止井喷和井喷失控事故的发生，实现安全钻井。为了进一步规范各油田各级管理机构及钻井队的井控工作，以适应安全钻井和保护油气层的要求，依据石油与天然气钻井井控技术规定的主要条款，并参照钻井井控装置组合配套规定、钻井井控装置安装调试与维护、含硫油气田安全钻井法等标准中的有关内容，特制定本规程。,本标准的附录A、附录B是标准的附录。本标准的附录C、D、E、F、G都是提示。本标准由中国石油天然气集团公司提出。本标准由石油钻井工程专业标准化委员会归口。本标准起草单位：四川石油管理局钻采工艺技术研究院本标准主要起草人：高碧桦李强杨开雄邓亚明闫凯,1范围本标准规定了钻井井控技术的管理、准备及实施原则。本标准适用于陆地油气田勘探、开发中的近平衡压力钻井及油气井压力控制技术。2引用标准石油与天然气钻井井控技术规定SY508793含硫油气田安全钻井法SY515693采(油)气井口装置SY52251994石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定SY543092地层破裂压力测定、套管鞋试漏法,SY57421995石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则SY/T596494钻井井控装置组合配套规定SY/T596794钻井井控装置安装调试与维护SY/T62031996油气井井喷着火抢险作法SY/T62831997石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南3钻井井控设计3.1根据地震资料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、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。,3.2根据地质提供资料，分段设计适合地层特性的钻井液类型和近平衡压力钻井所需合理的钻井液密度。密度确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，以裸眼井段的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，加一个附加值：油、水井为0.050.10g/cm或控制井底压差1.53.5MPa；气井为0.070.15g/cm或控制井底压差3.05.0MPa。具体选择附加值时，应根据实际情况考虑下列影响因素：,地层孔隙压力预测精度；油、气、水层的埋藏深度；地层油气中硫化氢的含量；井控装置配套情况；钻井人员的井控技术水平。3.3对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻检(监)测技术；必须绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线,根据监测和实钻结果,及时调整钻井液密度。3.4在已开发调整区钻井，油田开发部门要及时查清注水、气(汽)井分布及注水、气(汽)情况，提供分层动态压力数据；钻井施工之前应,采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到油层套管固井候凝完为止。3.5每层套管固井开钻后，按SY5430测定套管鞋下第一个35m厚的易漏层的破裂压力。3.6根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，确定合理的井身结构和套管程序：a)同一裸眼井段内不应有两个压力梯度差值过大的主要目的层；b)探井、超深井、复杂井的井身结构必须充分估计不可预测因素，留有余地；c)裸眼井段防止被钻下部地层时的钻井液液柱压力和因正常溢流关井和压井作业而被压裂；,d)含硫化氢地层的套管设计，其材质选择除考虑强度条件外,还应考虑抗硫化氢腐蚀的能力。3.7在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。3.8钻井工程设计书中应提出钻开油气层前加重钻井液和加重剂的储备量，以及油气井控制的主要技术措施。3.9钻前工程必须满足下列要求：a)井口距民房500m以远,井场边缘距铁路、高压线及其它地面永久性民用设施50m以远；b)发电房、锅炉房等应设置在当地季节风的上风方向，发电房距井口30m以远，锅炉房距,井口50m以远，储油罐必须摆放在距井口30m以远、距发电房20m以远的安全位置。在井场明显处设置安全防火标志。c)井场电器设备、照明器具及输电线路的安装，必须符合SY5225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。井场电线不得横跨主体设备。井架、钻台、机泵房和净化系统照明，全部采用防爆灯。距井口30m以内的电器设备，必须使用防爆开关、防爆马达。d)井队生活区距井口300m以远，相对井场在当地季节风的上风或侧上风方向；,e)对井场周围2Km以内的居民住宅、学校、厂矿等进行勘查,并将其位置标明在设计书中；f)在草原、苇塘、林区钻井时，井场周围应筑防火隔离墙。3.10井控装置配套应按SY/T5964执行。3.10.1根据裸眼井段中最高地层压力和不同的井下情况选用各次开钻液压防喷器的压力等级、尺寸系列和组合形式：a)选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A(标准的附录)中图A1图A4；b)选用压力等级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有两种形式供选择，见附录A(标准的附录)中图A5、图A6；,c)选用压力等级为70MPa和105MPa时，其防喷器组合有两种形式供选择，见附录A(标准的附录)中图A7、图A8。3.10.2节流管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器最高压力等级相匹配：a)压力等级为14MPa时,节流管汇见附录A(标准的附录)中图A9；b)压力等级为21MPa时,节流管汇见附录A(标准的附录)中图A10；c)压力等级为35MPa时，节流管汇见附录A(标准的附录)中图A11；d)压力等级为70MPa和105MPa时，节流管汇见附录A(标准的附录)中图A12。,3.10.3压井管汇的压力等级和连接形式要与全井防喷器最高压力等级相匹配，其形式见附录A(标准的附录)中图A13。3.10.4钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置，应根据各油田的具体情况配齐以满足井控技术的要求。3.11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。3.12根据地层流体中硫化氢含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要,按SY5156选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。,4井控装置的安装、试压、使用和管理4.1井控装置的安装4.1.1井口装置井口装置包括液压防喷器、防喷器控制系统、四通、转换法兰、双法兰短节、转换短节、采气井口装置的油管头及套管头等。4.1.1.1防喷器安装完毕后，必须校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧。4.1.1.2防喷器必须装齐闸板手动操作杆，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。挂牌标明开关方向和到底的圈数。,4.1.1.3根据不同油气井的实际情况，可采用单四通或双四通配置，下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度始终不变。4.1.1.4防喷器远程控制台安装要求：a)安装在井场左前方距井口不小于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；b)管排架与防喷管线的距离不少于1m，当汽车要跨越时，必须装过桥盖板。不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊搭铁，或在其上进行焊割作业；,c)气源应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束；d)电源必须从配电板总开关处直接引出,并用单独的开关控制；e)储能器要始终处于工作压力状态。4.1.2井控管汇井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。4.1.2.1节流管汇和压井管汇上所有的管线、闸阀、法兰等配件的额定工作压力,必须与全井最高压力等级防喷器的额定工作压力相匹配。4.1.2.2钻井液回收管线、防喷和放喷管线使用经内部探伤的合格管材，含硫化氢油气井的,防喷和放喷管线采用抗硫专用管材。节流压井管汇以内的防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得焊接。4.1.2.3钻井液回收管线出口应接至漏斗罐并固定牢靠，拐弯处必须使用角度大于120的铸钢弯头，其内径不得小于75mm。4.1.2.4放喷管线安装要求：a)放喷管线至少应有两条，其内径不小于78mm；b)管线连接不允许有任何焊接；c)布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施；d)两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离；,e)管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸(锻)钢弯头，其转弯夹角不应小于120；f)管线出口应接至距井口75m以远的安全地带，相距各种设施不小于50m；g)管线每隔1015m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定,悬空处要支撑牢固,若跨越10m宽以上的河沟、水塘应采用金属过桥；h)水泥墩基坑长宽深为0.8m0.8m1.0m,遇地表松软时,基坑体积应大于1.2m3；i)预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。,4.1.2.5井控管汇所配置的阀应为平行闸板阀。4.1.2.6防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态；防喷管线控制闸阀(手动或液动阀)必须接出井架底座以外；寒冷地区在冬季应对控制闸阀以内的防喷管线采取相应的管线防冻措施。4.1.3钻具内防喷工具钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具回压阀、投入式止回阀和防喷钻杆。4.1.3.1钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。4.1.3.2应坚持使用方钻杆旋塞阀,钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具回压阀和投入式止回阀.,4.1.3.3准备一柱防喷钻杆(带与钻铤连接丝扣相符合的配合接头和钻具回压阀)。4.1.4监测仪器及净化设备4.1.4.1必须配备钻井液循环池液面计量标尺和报警装置。4.1.4.2除必须配齐振动筛、钻井液槽池和搅拌器、加重泵外，探井、气井及油气比高的油井还必须配备钻井液气体分离器和除气器，并将排气管线接出井场以外。4.2井控装置的试压4.2.1试压值4.2.1.1在井控装置车间，环形防喷器(封闭钻杆，不试空井)、闸板防喷器和节流、压井、防喷管汇试额定工作压力。,4.2.1.2在井上安装好后，试验压力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额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井、防喷管汇试额定工作压力，节流阀后的部件按较其额定工作压力低一个压力等级试压，放喷管线试压不低于10MPa。4.2.1.3钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞参照4.2.1.2条中的有关要求及条件试压。4.2.1.4防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。4.2.2试压规则,4.2.2.1除防喷器控制系统用合格压力油试压外，其余井控装置试压介质均采用清水。4.2.2.2试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏为合格。4.3井控装置的使用和管理4.3.1井控装置的使用4.3.1.1环形防喷器非特殊情况不用来封闭空井。4.3.1.2在套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，必须使用18斜坡接头的钻具,起下钻速度不得大于0.2m/s。4.3.1.3闸板防喷器关井后,应手动锁紧闸板。打开闸板前必须先手动解锁，锁紧和解锁都须先到底，然后回转1/41/2圈。,4.3.1.4环形防喷器和闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具和过钻具接头。4.3.1.5当井内有钻具时,严禁关闭全封闸板。4.3.1.6严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。4.3.1.7检修装有绞链或侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。4.3.1.8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)。,4.3.1.9有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换密封件。4.3.1.10平行闸板阀开、关到底后，须回转1/41/2圈。其开、关须一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。4.3.1.11压井管汇不能用作日常灌注钻井液用4.3.2井控装置的管理4.3.2.1远离后方井控装置车间和基地的偏远井,井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板。4.3.2.2防喷器及其控制系统的维护保养，应按SY/T5967执行。,4.3.2.3防喷管线及节流压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施。4.3.2.4所有闸阀都必须挂牌编号并标明其开、关状态。4.3.2.5对井控设备应分类、编号建档(检查、维修、试压等情况)。制定井控装置运行图表。4.3.2.6设置专用空调橡胶库房。所有橡胶密封件应入库分类、上架和避光保存，并注明厂家出厂日期。5钻开油气层前的准备和检查验收5.1加强地层对比,及时提出可靠的地质预报，在进入油气层前50100m，按照下步钻井的设,计最高钻井液密度值，通过调整井内钻井液密度，并在井口施加当量压力，对裸眼地层进行承压能力检验。5.2调整井必须指定专人按要求检查邻近注水、注气(汽)井停注、泄压情况，并将检查结果报告上级地质、工程部门。5.3由钻井队技术干部向全队职工进行工程、地质、钻井液和井控装置等四个方面的技术措施交底，并提出具体要求。5.4以班组为单位，落实井控责任制，按附录B(标准的附录)中的关井操作程序要求进行防喷演习，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，,并将演习情况记录于“防喷演习记录表”中见附录C(标准的附录)。此外，在各次开钻前、特殊作业(取芯、测试、完井作业等)前，都必须进行防喷演习，达到合格要求。5.5建立井队干部24h轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控责任制。5.6建立坐岗制度，观察溢流显示和循环池液面变化,定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中见附录D(标准的附录)。5.7井队应组织全队职工进行一次防火演习，含硫地区钻井还应进行一次防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作。5.8检查所有井控装置，电、气路的安装是否,符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。5.9按设计要求储备足够的加重钻井液和加重剂，并对储备的加重钻井液定期循环处理。5.10钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向上级主管部门汇报自检情况，并申请检查验收。5.11检查验收组由公司(矿)主管部门牵头，组织相关单位按钻开油气层要求进行检查验收工作。5.12检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收证书”中见附录E(标准的附录),各单位参加检查的人员在检查验收书上签字,报公司(矿),总工程师批准。对检查出的问题要求钻井队按“井控停钻通知书”见附录F(标准的附录)限期整改，直至验收合格签发“钻开油气层批准书”见附录G(标准的附录)，方允许钻开油气层。6油气层钻井过程中的井控作业6.1钻井队必须严格按工程设计选择钻井液类型和密度值，当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可临机处理，随后须及时上报。6.2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，井筒液柱压力不能小于裸眼段中的最高地层压力。6.3发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。6.4若需对气侵钻井液加重，应在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/cm以内。6.5每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前都要以1/31/2正常流量测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能发生较大变化时应补作。6.6下列情况需进行短程起下钻检查油气侵：,当钻开油气层后第一次起钻前；溢流压井后起钻前；钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；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。6.7短程起下钻的两种基本作法：a)一般情况下试起1015柱钻具，再下入井底循环一周，若钻井液无油气侵则可正式起钻,否则,应循环并调整钻井液密度后再起钻；,b)特殊情况(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，停泵检查一个起下钻周期或需停泵工作时间,再下回井底循环一周观察。6.8严格执行起钻中防止溢流、井喷的技术措施。6.8.1保持钻井液有良好的造壁性和流变性。6.8.2起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差小于0.02g/cm。6.8.3起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况。6.8.4在油气层中和油气层顶部以上300m长的井段内起钻速度不得超过0.5m/s。,6.8.5在疏松地层,特别是造浆性强的地层,遇阻划眼时应保持足够的流量,防止钻头泥包。6.9起钻完要及时下钻，严禁空井或钻具停留在裸眼中进行设备检修。6.10避免因井下压力激动产生漏失。钻具下放不能过快，制动不能太猛；钻井泵开泵前须先将钻具内灌满钻井液，起动泵应平缓，流量应稳定，不宜太大；防止钻具遇卡蹩泵等。6.11加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。6.11.1溢流应在本油田规定数量内发现并报警，报警信号为一长鸣笛,关井信号为两短鸣笛，结束信号为三短鸣笛。,6.11.2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、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。6.11.3起下钻中注意观察、记录、核对起出(下入)钻具体积和灌入(流出)钻井液体积。6.12起下钻中发生溢流，要尽快抢接钻具回压阀。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。6.13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。采取定时、定量反灌钻井液措施防止发生溢流。,6.14电测、固井、中途测试、试油作业必须做好井控的防喷工作。6.14.1电测前井内情况必须正常、稳定。若电测时间长，应考虑中间通井循环再电测。6.14.2下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器芯