冀东油田钻井井控实施细则(正式版)

1、中国石油冀东油田公司石油与天然气钻井井控实施细则第一章 总 则第一条为贯彻集团公司石油与天然气钻井井控规定和相关标准规范，确保冀东油田井控工作的有效开展，防止井喷失控事故的发生，结合油田实际，特制定本细则。第二条 井喷是钻井事故，井喷失控是灾难性事故。一旦发生井喷失控或着火爆炸，将会打乱正常的生产和工作秩序，造成人员伤亡、设备毁坏、油气井报废、油气资源破坏和环境污染等严重后果。第三条钻井井控工作是一项要求严格的系统工程，涉及到勘探开发、钻井工程、安全环保和教育培训等部门。各单位各部门必须认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，牢固树立“井喷是可以预防的、井喷失控是可以避免的”、“井喷失

2、控是责任事故”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，构建完善“积极井控”长效机制，加强井控基础工作，坚决杜绝井喷失控事故的发生。第四条 钻井井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止钻井井喷、井喷失控事故的发生。第五条 本细则规定了冀东油田钻井井控风险分级和管理、井控设计、井控装置、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、防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控管理制度等九个方面的内容。第六条 本细则适用于冀东油田钻井作业的井控管理。油田有关部门、单位及进入冀东油田区域作业的钻井和专业技术服务单位必须执行本细

3、则。第二章 井控风险分级与管理第七条 井位踏勘、钻前准备和编制钻井设计时，必须进行井控风险识别，针对主要危害和重要环境因素，制定有针对性和可操作性的防控措施和应急措施。第八条 根据油田实际，从设计井的地质条件、地面环境和工艺技术难度等入手，钻井井控风险分为三级：一级风险井：区域探井、天然气井、地层压力系数大于1.35的井、地层天然气中硫化氢含量大于50ppm的井、深层潜山井、欠平衡钻井和海洋钻井平台施工井。二级风险井：探井、评价井、地层压力系数在1.1-1.35的开发井，地层天然气中硫化氢含量为10-50ppm的井、水平井、侧钻及中途测试等特殊工艺井，NP1-1人工端岛和NP1-2 、NP1-

4、3、 NP4-1、NP 4-2人工岛上施工的其它井。三级风险井：除一、二级井控风险井之外的其它井。第九条 井控风险的管理实行分级负责制。（一）工程技术处是井控风险识别的归口管理部门，主要职责是：负责修订完善井控风险分级管理制度。负责协调解决井控一级风险井实施过程中反映的井控技术问题。负责组织一级井控风险井目的层前及欠平衡钻井作业施工前的检查验收。（二）建设单位的主要职责：负责组织有关单位人员进行井位勘查。当提供的井场条件不能满足本细则第十三条第二款要求时，组织召开井控风险论证会。负责按井控风险级别选择相应的施工队伍。及时协调解决施工单位反映的井控技术问题。接报现场井控险情汇报，及时赶赴现场支持

5、、协调险情处置工作。（三）地质设计部门的主要职责：负责单井地质条件的风险分析并做出相应的提示。（四）工程设计部门的主要职责：根据地质、地面条件和工艺技术难度确定井控风险级别。（五）工程监督单位主要职责：负责井控一级风险井的现场驻井监督检查工作。负责二、三级井控风险井开工验收和钻开油气层的检查验收工作。负责各级钻井井控检查提出隐患整改落实、复查验收工作。接报现场井控险情汇报，及时赶赴现场监督、协调险情处置工作。（六）施工单位的主要职责：参加建设单位组织的井位勘查。负责单井风险识别，制定针对性井控管控措施和应急预案。组织历次开钻前和打开油气层前的预验收，向冀东油田工程监督单位申报历次开钻和打开油气

6、层前的验收。负责所属施工队伍溢流、井涌等井控险情的处置工作。负责本单位日常的井控监督检查与考核。第十条 削减和控制井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：（一）在选择井位时，高含硫油气井、欠平衡井、预探井尽量避开高危地区，不具备条件的不得实施欠平衡钻井。（二）在钻机选用上必须考虑适当的井架底座高度，任何井口装置、工具的安装要为井控装置和抢险装备的安装留有合理空间，为复杂井的钻井和井喷抢险提供必要条件。 （三）根据井控风险级别选择施工队伍。一级井控风险井，一般应由具备集团公司甲级资质的队伍施工，二级井控风险井，应由具备集团公司乙级以上资质的队伍施工。若施工队伍资质不能满足要求，由施工单位制定安全

7、保障措施，经其上级井控主管部门领导批准后向建设单位提出申请，经建设单位、油田井控办公室和公司主管领导同意后方可施工。第三章井控设计第十一条 井控设计是钻井地质设计和工程设计的重要组成部分，地质和工程设计单位要严格按照井控设计的有关要求进行设计、审批和变更。设计（包括补充设计和变更设计）没到位不得施工。第十二条 进行地质设计前，建设单位负责组织相关单位对设计井井口500m范围内的居民住宅、学校、厂矿、道路、国防设施、高压电线、水资源等情况和风向变化，井口150m范围内的地下油气水管道、电缆、光缆等地下设施及其走向和深度等情况进行勘察和调查，并标注说明。第十三条 地质设计要执行相关标准和以下规定：

8、（一）在地质设计中应明确标注对井位周边环境的勘查结果。江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。（二）地质设计中应明确所提供井位是否符合以下条件：油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路等不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。井场边缘未临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂、养殖池、盐卤池。（三）根据物探资料及本构造邻井和邻近构造的钻探情况，在探井地质设计书中提供本井全井段预测的地层孔隙压力、地层破裂压力（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井或邻区块已钻井地层承压检验资料）和地层坍

9、塌压力“三压力”曲线以及浅层气的预测资料、邻井实钻资料、富含气层位及埋藏深度资料、油气水显示和井喷、井漏等复杂情况，注采层位及近期测压资料，为工程设计和施工设计提供可靠的依据。（四）调整井的地质设计应明确提供500 m范围内的注水（气）井（含报废井）分布及其注水层位、压力等情况，提供分层静态与动态压力数据。提供邻井井身结构、水泥返高和固井质量等资料以及油气水显示和复杂情况。（五）在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。第十四条 工程设计要执行相关标准和以下规定：（一）工程设计中应明确井控风险级别。（二）工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩

10、性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：新区探井、超深井、复杂井井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大（0.3MPa/100m）的油气水层。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。（）滩海陆地导管入泥深度应超过桩基深度不小于15m；无井架基础桩的入泥深度不少于20m，海洋钻井平台隔水管入泥深度应不小于50m。 （）表层套管下深应满足井控安全及封固疏松地层的要求，坐入稳固岩层不少于10 m，固井水泥返至地面（海洋平台钻井表层套管水泥返至泥线以下4.0m处）。（

11、）技术套管下深要满足封固复杂井段以及下一步钻井中应对不同地层压力和流体的安全要求，水泥返高一般应返至套管中性点以上300m处（海洋平台钻井水泥应返至上层套管鞋内50m以上），“三高”油气井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面。对于资料证实有浅层气，应设计套管坐于浅气层顶部，水泥应返至地面。（）油层套管应满足完井、井下作业及油气生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m（海洋平台钻井水泥浆至少应返至上层套管鞋以上100m处）。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，水泥宜返到地面。（三）明确井控装备配置，

12、防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配。钻井井口装置配套要求：（）井控一级风险井防喷器组至少包括一个环形防喷器、一个双闸板防喷器、一个单闸板防喷器和一个四通。欠平衡或控压钻井需安装旋转防喷器（旋转控制头）。人工岛钻井、区域探井、天然气井、含硫油气井要安装剪切闸板防喷器。（）二级及三级井控风险井防喷器组应至少包括一个环形防喷器、一个双闸板防喷器和一个四通。人工岛钻井安装剪切闸板防喷器。海洋平台钻井按海洋石油安全管理细则要求配套防喷器组合形式：（）若有浅层气或者地质情况不清时，隔水（导）管上安装分流系统（或防喷器）；（）表层套管上安装1个环形防喷器，1个双闸板防喷器；大于133/8表层套管

13、上可以只安装1个环形防喷器；（）中间（技术）套管上安装1个环形、1个双闸板（或者2个单闸板）和1个剪切全封闭闸板防喷器；（）使用复合式钻柱的，装有可变闸板，以适应不同的钻具尽寸。一级井控风险井，从压井管汇至远程泵房接一条压井管线。钻井施工安装远程控制台和司钻控制台。海洋平台钻井配置防喷器辅助控制台装置。海洋平台钻井使用18°锥度钻具及大小头配合接头；高压气井、预探井钻井，钻井平台应配置燃烧臂。钻井工程设计应明确完井井口装置的类型、压力等级和尺寸系列。对于含硫化氢气体的油气井，井口装置及井控管汇应符合SY/T 6616含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范的相应要求。（四）井口装置

14、的基本组合形式（示意图见附录1）欠平衡钻井井口装置套管头+四通+单闸板防喷器（剪切）+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器+旋转防喷器（控制头）。一级井控风险井井口装置（）套管头+四通+单闸板防喷器（剪切）+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。（）套管头+四通+单闸板防喷器（半封）+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。二级、三级井控风险井井口装置（）套管头+四通+单闸板防喷器（剪切）+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。（）套管头+四通+单闸板防喷器（半封）+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。（）套管头+四通 +双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。（五）节流、压井管汇的

15、压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配。陆地、人工岛和NP1-1端岛钻井节流、压井管汇的组合形式（示意图见附录2）；海洋钻井平台节流、压井管汇的组合形式执行钻井平台装备设计要求。在欠平衡钻井井段应安装欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于常规防喷器额定工作压力。（六）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；套管头和四通的压力等级必须与防喷器压力等级相匹配。（七）工程设计应根据地质提供的资料进行钻井液设计，平衡压力钻井中，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：油井、水井为0.05g/cm30.10g/cm

16、3或增加井底压差1.5MPa3.5MPa；气井为0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa5.0MPa。在具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、邻区邻井的钻井液密度的使用情况、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套情况等因素。对于井控一级风险井的钻井液密度设计，含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，其安全密度附加值或安全附加压力值应取上限。（八）施工现场必须储备一定量的重钻井液和加重材料，制定油气井压力控制的主要技术措施。加重钻井液、加重剂和处理剂按以下要求进行设计和储备：类型设计井深(m)重浆储备

17、量(m3)加重剂储备量(t)小井眼侧钻井203015陆地滩海陆岸人工岛250040402500300060603000400080804000120120海洋钻井平台60加重材料40 油井水泥50 注：1、重钻井液密度要大于在用钻井液密度的0.15g/cm3（二级风险井以下），0.2g/cm3（一级风险井）。2、重钻井液储备罐在冬季必须有防冻措施。3、特殊井的重钻井液和加重材料的储备视具体情况而定。4、新构造的第一口探井或预测有硫化氢的油气井，应备有足够的硫化氢处理材料。5、所有的井在二开前必须储备加重剂。探井、含浅层气井在二开前储备重钻井液，其它井在钻开目的层前300m储备重钻井液。提前钻遇

18、到油气层及高压水层时，要立即储备重钻井液。6、欠平衡作业的井，宜储备井筒容积1.52.0倍的重钻井液。因地面条件限制，现场储备量达不到要求的，施工单位要在现场储备足量的加重剂，并制定和落实相应的应急措施。（九）钻井工程设计应明确每层技术套管固井质量评价后的套管柱试压值：套管直径小于或等于244.5 mm的套管柱试压值为20MPa，套管直径大于244.5 mm的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降不大于0.5 MPa。应明确每层技术套管固井开钻后，按SY/T 5623地层压力预（监）测方法要求测定地层破裂压力。 （十）工程设计应明确要求采取停注、泄压和停抽等措施，钻开注水层300-50

19、0m前对应注水井井口压力全部降至2 MPa以下，并直到该层位套管固井候凝完为止。（十一）工程设计应详细描述同一区域曾发生的井控险情或井喷事故、提示井控风险，明确历次开钻前井控装备现场试压值、钻开油气层前后对压力控制所采取的主要技术措施。 （十二）对预探井、评价井、资料井的地层压力随钻预（监）测做出明确的要求；并要求施工单位绘制该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。 （十三）钻井工程设计应明确欠平衡钻井的实施条件，海洋钻井平台钻井原则上不采用欠平衡钻井工艺，因特殊需要采用欠平衡钻井工艺时，应由油

20、田建设单位组织安全和环保评估，上报油田主管领导批准后方可实施。第四章 井控装置的安装、试压检验、使用和管理第十五条现场井控装置的安装是指井口装置（包括套管头、变径或升高法兰、钻井四通、分流器、防喷器组）、防喷器控制系统、井控管汇（包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线及回收管线）、液气分离器等。套管头、钻井四通、防喷器、节流压井管汇及其配件的额定工作压力必须与设计的防喷器额定工作压力相匹配。第十六条 钻井井口装置的安装执行以下规定：（一）钻井井口装置包括防喷器组（分流器）、四通及套管头等。各次开钻井口装置要严格按照设计安装，防喷器闸板尺寸应与作业钻具或套管的外径相匹配。（二）防喷器安装、校

21、正和固定应符合SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中的相应规定。防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，用16mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。（三）防喷器主体安装时要遵循上全下半的原则，使液控管线安装在同一面。海洋平台钻井闸板防喷器应采用液压锁紧机构，人工岛钻井闸板防喷器推荐采用液压锁紧机构。配备手动锁紧装置时，手动锁紧杆尽可能接出钻机底座外，手轮上要标明开、关方向和到底圈数，靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜角不大于30。，并安装计数装置。手动锁紧杆离地面超过1.6m应搭操作台。（四）防喷器顶部安装防溢管时用螺栓连接，

22、不用的螺孔用丝堵堵住；防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁，井口圆井应安装防护盖。冬季施工，防喷器装置应采取保温措施，保证开关灵活。（五）四通、套管头的配置与安装应符合SY/T 5964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 分流器系统的配套、安装要求：（一）海洋分流器类型应根据井身结构中隔水管尺寸进行选择，其蓄能器的容量应与所选用的分流器关闭性能相匹配。两侧管线原则上直径不小于254mm；排出管线出口设在平台尾部季节风的下风口或远离平台的两舷艉后安全地方；至少有一个侧向排出口长期处于开启状态。（二）分流器在

23、现场安装后和钻穿隔水导管鞋前，应进行功能试验和分流器排出管线通水试验。在寒冷季节，分流器系统安装后应进行吹扫。第十八条 防喷器控制装置的安装执行以下规定：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，控制换向阀应有一组备用。（一）人工岛和陆地钻井远程控制台安装要求：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2m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。液控管线排架（管排盒）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板保护；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊

24、割作业。在液控管线处应设立警示标志；液控高压软管必须具有耐火性能，液控高压软管线直径为25mm，额定耐压35MPa，不允许有急弯，根据需要两端安装专用弯头。远程控制台和司钻控制台气源用专线、分开连接，并配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力为0.60.8 MPa，并保持压缩空气干燥，储能器压力值为18.521MPa，管汇和防喷器开关控制压力值分别为8.510.5MPa，司钻控制台与远程控制台储能器压力值的误差不超过1 MPa，管汇和防喷器开关控制压力值的误差不超过0.5 MPa。冬季施工时应对气泵进行保温。远程控制台电源线应从发电房总开关处直接引出，并用单独的开关控制。远程控制

25、台使用10航空液压油或性能相当的液压油，液压油油面在无压力时应达到油箱上刻度线，待命工况时油箱中盛油不低于油位计低限。远程台三位四通换向阀转动方向与防喷器开关状态应一致。待命状态下，远控台三位四通换向阀手柄处于工作位，备用换向阀手柄置于中位。全封闸板防喷器控制换向阀应装罩防止误操作。远程控制台上剪切闸板防喷器控制换向阀应安装限位装置。（二）司钻控制台安装在有利于司钻操作的位置，并固定牢靠，陆地钻井司钻控制台上不连接操作剪切闸板防喷器控制手柄。海洋钻井司钻控制台全封、剪切闸板控制按钮应安装防护挡板，辅助控制装置应有按钮保护。（三）液动节流控制箱宜摆放在钻台上靠立管一侧，滩海丛式井和海洋钻井的液动

26、节流控制箱摆放在钻台靠节流管汇一侧。处于待命状态时，油面距油箱顶部3050mm，油压23MPa；控制箱上的阀位开度3/81/2，气源压力0.60.8MPa。节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直向上安装。（四）海洋平台钻井远程控制台应安装在远离井口和人员易于到达的安全区域，防喷器辅助控制台装置应安装在平台经理或工程师值班房便于操作，且装有气源压力低压报警装置。第十九条井控管汇应符合如下要求：（一）防喷管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用法兰连接，不允许现场焊接。回收管线使用经探伤合格的钢制管线或采用不低于14MPa的高压耐火软管。欠平衡钻井上层内控管线可应用与井口装置压力等级相

27、同的高压耐火软管，集中放喷管线接入处可应用高压耐火软管，人工岛、端岛钻井和海洋钻井的防喷管线和放喷管线的局部连接可以使用高压耐火软管线。（二）防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀为手动，应处于常开状态；海洋平台外侧控制闸阀均应为液动，人工岛和陆地施工压井管汇处允许为手动，须接出井架底座以外。防喷管线长度超过7m时，要固定牢固。（三）压井节流管汇、防喷、放喷和回收管线上的各闸阀要编号标识，注明开关状态。（四）节流管汇上应同时安装高、低量程压力表，压力表方向朝向井架方向，下端安装截止阀。低量程压力表的控制考克在待命状态下为常开，高量程压力表的控制考克在待命状态下为常开。不同压力等级的防喷器

28、组合对应的节流、压井管汇的高、低压力表为： 35 MPa（50 MPa,16 MPa），70 MPa（100 MPa,25 MPa），105 MPa（150 MPa,35 MPa）。（五）压井管汇为压井作业专用，其压力级别与防喷器压力级别相匹配，止回阀端必须接2由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，直通端兼作副放喷管线。（六）海洋钻井平台压井管汇旁接在立管上，除可使用泥浆泵压井外，还应留有固井泵压井接口。推荐在“双H”立管与泥浆罐和计量灌的管线间设置一个节流阀或者将立管与节流管汇相联接，满足反循环节流压井需要。（七）钻井液回收管线出口应接入钻井液罐内并固定牢靠，转弯处使用角度大于120

29、6;的铸（锻）钢弯头或90°灌铅弯头，其通径不小于78mm。（八）放喷管线安装要求：布局要综合考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线、河道走向、稻田、苇塘、鱼虾蟹池所在位置及各种设施等情况。放喷管线原则上接出两条，放喷管线通径不小于78mm，采用法兰连接，严禁在现场焊接。放喷管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；海洋钻井时，放喷管线接到排污池（罐）。两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或90°灌铅弯头。车辆跨越处应装过桥盖板保护,盖板下不得有连接接口。放喷

30、管线出口应接至距离井口75m以上的安全地带，出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路和其它设备等障碍物。一般井放喷管线出口距各种重要设施不小于30m，含硫油气井、预探井（参数井）和气井放喷管线出口距各种重要设施应不小于50m。其末端进行防堵处理。放喷管线因地面条件限制，外接长度不足75m时,可以接至井场边缘,而且在现场要备有不足部分的管线和基墩，并准备好连接的螺栓和钢圈。放喷管线离地面不超过20cm，连接法兰露出地面。每隔1015m、转弯处两端固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m。

31、井控管线的固定方法可以采用水泥基墩加地脚螺栓和预制基墩两种方法。水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m，其地脚螺栓预埋长度大于0.5m，直径不小于20mm。预制基墩尺寸不小于：底面尺寸0.7m×0.5m，顶面尺寸0.41m ×0.58m，高0.6m。（九）防喷管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵、防冻措施,保证闸阀灵活可靠、管线畅通。第二十条现场要按设计配备钻具内防喷工具,保证完好、可靠。（一）钻具内防喷工具包括：方钻杆上下旋塞（或顶驱旋塞阀）、应急旋塞、浮阀、钻具止回阀、防喷钻杆单根（或立柱，其上接常开旋塞）及相应配

32、套工具等。使用复合钻杆时，要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根和内防喷工具。（二）钻具内防喷工具的额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配（超过70MPa的，选70MPa旋塞）；钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀(位于开位)和回压阀，回压阀带顶开装置，旋塞阀应配有快速抢接装置。钻具内防喷及配套工具应标志明显、易于取用、操作灵活。（三）油气层作业中使用方钻杆钻进时，准备防喷钻杆单根，使用顶驱时，准备防喷立柱。现场准备与下井钻铤螺纹相匹配的防喷单根。使用复合钻杆时，还要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根。下套管作业时，应提前配备变扣接头和防喷单根。原钻机试油并使用复合钻具时，配备的转换接头螺纹要与防喷

33、单根或应急旋塞螺纹相一致。（四）一级井控风险井在油气层段作业时加装近钻头钻具止回阀，但下列情况除外：堵漏钻具组合；下尾管前的称重钻具组合；处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；传输测井钻具组合。（五）钻具浮阀每次起出钻具后,现场人员对阀芯与阀体进行检查，发现阀芯或阀体损坏、冲蚀时要及时进行更换。（六）原钻机试油并使用复合钻具时，要配备与钻具内防喷工具连接螺纹相符合的配合接头。（七）推荐使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便在起下钻铤时缩短关井时间。第二十一条 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合如下要求：（一）井队应配备坐岗房，配备灌浆计量罐，配备钻井液循

34、环罐液面监测与报警装置，循环罐液面标尺以立方米为刻度单位，能直接读出罐内钻井液量，配液罐有容积计量直读标尺。司控台报警装置，不得使用按钮式开关。（二）井控一级风险井施工配备泥浆总量自动监测和报警装置，推荐使用出口流量监测装置。（三）按设计要求配齐钻井液净化装置、加重和灌注装置。（四）探井、气井和气油比超过400的油井应安装液气分离器和除气器。陆地、人工岛和NP1-1人工端岛钻井液气分离器安装要求：（）液气分离器摆放在节流管汇外侧，至少用3根直径不小于12.7mm的钢丝绳固定牢靠。（）液气分离器进出口管线采用法兰连接。进液管为内径不小于103mm的高压密封钢管，当使用高压耐火软管（压力等级不小于

35、14MPa），使用安全链（保险绳）、卡子和基墩固定。（）排液管应设置U型管，接到振动筛进口槽上；现场安装时宜满足液柱液封面高度3m。 （）安全阀泄压出口应指向井场外侧，每年需经专业检测部门校验一次。（）排气管线内径不小于进液管的内径，每隔15-20m用基墩固定牢靠，接出距离井口50m以远，具备点火条件。（）排气管线出口安装自动点火装置，并配有手动点火装置。出口位于季节风的下风方向时，安装防回火装置。点火口高出地面3m，至少用3根4 mm（3"）钢丝绳绷紧固定，点火筒距放喷管线出口至少3米以上。海洋钻井平台上排气管线用专用卡子固定在井架大腿上，上端高出红色标志灯以上1.5-2m，靠近出

36、口要安装防回火装置。3. 除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外的安全地带。第二十二条 井控装置的试压、检验（一）井控车间试压：环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（含剪切闸板防喷器）、压井管汇、四通（不做低压密封试验）、防喷管线等应作1.42.1MPa的低压试验和额定工作压力试验，节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压。（二）在井上安装好后，分别对井口装置进行低、高压密封试验：低压试验：试验压力为1.42.1MPa，稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏为合格。高压试验：用堵塞器和试压塞对防喷器组、钻井四通、防喷管线、节流与压井管汇

37、进行试压，试压介质为清水。试压压力不低于设计试压值（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验压力不超过额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力不超过防喷器、套管头额定工作压力；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压）。放喷管线试验压力不低于10MPa。陆地钻井试压稳压时间不少于10分钟，海洋钻井平台和人工岛钻井试压稳压时间不少于15分钟，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。一级井控风险井反循环压井管线试验压力不低于25MPa。液气分离器排气管线安装好后，现场要进行压力不低于0.6MPa的现场试压，试压介质为空气，确保管线连

38、接处不刺不漏。（三）钻开油气层前（距前一次试压间隔15天）、现场更换井控装置部件后、钻开油气层后每间隔2025天，应采用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按本次开钻前的试压要求进行整体试压。（四）防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压，试压介质为液压油，密封部位无渗漏为合格。（五）现场试压结束后，应用专用扳手对高压法兰连接螺栓逐个紧固一遍。（六）防喷器控制系统用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。现场试压必须由专业试压队伍用专用试压车或泵车试压。现场试压完成，即时出具试压曲线，钻井队技术员填写试压记录。第二十三条 井控装置的使用按以下规定执行：（

39、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；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，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s；环形防喷器关闭后，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。（二）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，再用液压打开。锁紧和解锁都应一次性到位。推荐使用液动锁紧机构，具有液动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应观察液动锁紧显示状态。（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器；严禁用打开防喷器的方

40、式来泄井内压力。（四）检修装有绞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。（五）有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在其密封失效至严重漏失时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。（六）平板阀开、关到位后，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。（七）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施，保证任何状态下各闸阀开关灵活、管线畅通。（八）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开关状态。节流管汇处和节流控制箱处要有包括标有不同钻井液密度下的最大允许关井套压值的警示牌

41、或标识签，且其标识应面对节流阀的操作者。节流管汇处最大允许关井套压值警示牌见附录3。（九）闸板防喷器的全封（空井时）、环形防喷器（有钻具时）每周试关井一次；防喷器的半封闸板在打开油气层前每周试关井一次，打开油气层后每次起钻前试关井一次。控制台应交换进行活动；节流管汇的阀门、内防喷工具，应每周开关活动一次。（十）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964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。第二十四条 井控装置管理执行以下规定：（一）各钻井承包商单位冀东项目部应有专门机构，制定具体的井控装置现场管理、操作及维护保养制度，并监督所属施工单位执行本细则。（二）钻井队加强井控装置

42、的管理、操作，落实专人定期对井控装置进行巡回检查及保养、维修，填写保养和检查记录。（三）海洋钻井平台和距井控车间在100km以外的井场应备有与在用闸板同规格的闸板、相应的密封件及其拆装和试压工具。这些现场和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（1627）储藏要求。（四）井控装备回厂（井控车间）检修保养检验要求：井控装置（包括防喷器组、节流压井管汇、四通、远控台等）每六个月送回井控车间检修试压一次。对于因实钻周期长而不能回井控车间检测的，可由专业人员在现场进行检修并试压。内防喷工具的检测试压：（）方钻杆上、下旋塞阀每6个月检测试压，并出具合格证。（）应急旋塞阀、

43、防喷单根旋塞阀每12个月或在实施压井作业后检测、试压，并出具合格证。防喷管线、压井管线、放喷管线等井控管线每年探伤检验一次。钻井现场留存在用井控设备出厂日期、启用日期、检验试压合格证（附试压记录）、产品使用说明书和液气分离器的产品合格证等资料。（五）欠平衡钻井井控装置的配套、使用、维修和管理，由装置所有者负责。第二十五条 所有在冀东油田使用的井控装备及配件必须是经集团公司认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。第二十六条井控装备出厂时间总年限达到以下条件的应禁止使用：井控一级风险井为10年；井控二、三级风险井13年。第五章 钻开油气层前的准备和检查验收第二十七条建设单位负责协调作业区对与

44、设计井有影响的注采井进行停注、停采、泄压工作。第二十八条钻开油气层前的准备按以下规定执行：（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。在进入设计油气层前50m100m，根据实际需要，如实钻钻井液密度未达到设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。（二）检查落实注水井的停注泄压工作。施工单位指定专人检查对正钻井有影响的注水、注气（汽）井停注、泄压情况等，确保达到有关要求，并建立观察台帐。（三）落实工程技术交底工作。由钻井队技术人员向所有作业人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术和井控安全交底，并提出具体要求。（四）落实防喷演习制度。钻井队应组织全队职工进行不同工况

45、下的防喷演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，检查落实各方面的预防工作。防喷演习要遵循以司钻为中心、班组为单元的原则。（五）落实队干部24小时轮流值班制度。钻井队值班干部在生产现场负责检查、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。（六）落实井控坐岗制度。由专人观察出口返浆和循环罐液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中；发现异常，立即报告当班司钻。（七）检查钻井液密度及其它性能是否符合设计和施工要求，按设计和技术措施要求储备足量的重钻井液、加重材料、堵漏材料和其它处理剂。（八）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符

46、合规定，运转是否正常，发现问题及时整改。第二十九条 钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、检查验收、审批制度进行。第六章 油气层钻井过程中的井控作业第三十条 钻井队应严格按钻井工程设计要求的钻井液类型、密度值和数量配备钻井液和加重钻井液。钻井过程中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当设计与实际不相符时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后予以实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，再及时上报。随后办理有关审批手续。第三十一条 钻开油气层后，应定期对闸板防喷器及手动锁紧装置进行开、关活动，定期对井控装置进行试压。第三十二条 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需

47、适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段的最高地层压力。第三十三条 钻开油气层前100150m始进行低泵冲试验。每只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300m，都要以1/31/2正常排量循环一定时间，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、排量、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加测。第三十四条 钻进过程中的井控要求：（一）钻开油气层钻时加快时，要采取钻开12m停钻、停泵观察有无溢流的方式，在判明无溢流后，再继续钻进。（二）钻进中注意悬重、泵压、扭矩、钻时等有无变化，观察有无钻具放空、出现井漏等现象，注意钻井液出口流量、流势有无异常，是否出现气泡、气味

48、、油花等，了解气测录井显示和钻井液性能的变化情况，及时测量循环罐的液面变化，并作好记录。（三）钻进中发生井漏时，应立即停止钻进，将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，做好关井准备。定时、定量反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，然后采取相应堵漏措施处理井漏。（四）接单根（立柱）或停泵时，注意观察井口有无溢流。（五）接到全烃值升高、钻井液密度下降、有气泡、有气味、有油花等异常情况报告时，应立即停止钻进，停泵观察出口槽（管）有无溢流。第三十五条 起、下钻过程中的井控要求：（一）下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：钻开油气层后的第一次起钻前；钻进中曾发生油气侵起钻前；溢流压井后起

49、钻前；调低井内钻井液密度后起钻前；目的层水平钻井后起钻前；钻开油气层井漏堵漏后起钻前；需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管和中途测试等）起钻前。（二）短起下钻的基本作法如下：一般情况下短起10柱15柱钻具（至安全井段），静止观察（井深0-3000米的井：静止观察2小时；井深3000-5000米的井：静止观察4小时； 井深大于5000米的井：静止观察5小时），再下入井底循环检测油气上窜速度。油气上窜速度满足下列条件之一才能起钻：（）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）；（）在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000米以下。否则，应循环排除受侵污的钻井液并

50、适当调整钻井液密度，至短程起下钻正常后再起钻。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，再下至井底循环观察至少一个循环周。油气上窜速度满足下列条件才能起钻：（）测井阶段：起下钻周期测井所需的时间10小时油气上窜到井口的时间。（）下套管阶段：从起钻前停泵开始到下完套管所需的时间10小时油气上窜到井口的时间。否则，应循环排除受侵污的钻井液并适当调整钻井液密度，至短程起下钻正常后再起钻。（四）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3；保持其良好的造壁性和流变性。（五）每起3柱钻杆或1柱钻铤

51、要往井内灌满一次钻井液；欠平衡井或不压井作业井，每起1柱钻具要及时往井内灌入与钻具体积等量的钻井液。每次灌注钻井液后，要校核灌入量，及时发现异常情况。（六）钻头在经过油气层和油气层顶部以上300m井段时，起钻速度不得超过0.5m/s。（七）起钻发生抽吸现象时，要立即停止起钻作业，接方钻杆或顶驱循环观察有无油气侵，必要时将钻头重新下至井底循环观察或关井节流循环观察，并采取相应措施。（八）起钻因设备故障停止作业时，持续观察井口液面变化；待设备修好后，根据油气上窜速度确定时间是否能满足下步施工，否则要下钻到底循环，正常后重新起钻。（九）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排量，防

52、止钻头泥包。（十）起钻完要及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察钻井液出口管返出情况。（十一）下钻时，进入油气层前300m要控制下钻速度，避免因压力激动造成井漏。安装钻具浮阀的钻具组合，下钻中途打通钻井液后，再每下5-10柱钻杆要灌满一次钻井液，下钻中途和到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵循环。（十二）起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）的钻具体积和灌入（或流出）的钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。（十三）起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀（或旋塞阀或防

53、喷单根）。第三十六条测井、中途测试的井控要求：（一）若测井时间超过油气上窜造成溢流的时间，应中途通井循环再进行测井作业。（二）测井时准备一个防喷立柱，以备有条件时抢下钻具；测井队配备用于剪断电缆的工具。（三）电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若条件不允许，应立即剪断电缆，按空井溢流关井操作程序关井，不允许用关环形防喷器的方法继续起电缆。若钻具传输测井，应剪断电缆，起下钻工况溢流关井程序关井。（四）中途测试和先期完成井，在进行作业前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置安装、试压合格的前提下进行。第三十七条固井的井控要求：（一）下套管前，配备相应的循环接头。（二）下套管前，应换装与套管

54、尺寸相同的防喷器闸板（下尾管作业可不换装套管闸板，但应准备好相应的防喷单根），下套管过程中发生溢流，按起下钻工况发生溢流进行处理。固井全过程（下套管、固井、候凝）保持井内压力平衡，尤其防止施工漏失和水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡而导致井喷。（三）地层为明化镇组且钻进过程中未发生井漏、无注水层和油气显示的井，下技术套管时可以考虑不换装与套管尺寸相同的防喷器闸板。（四）对于固井质量不合格，威胁到井控安全、影响到后续施工的井，应采取有效措施进行处理，确实达到封固目的。第三十八条定向钻井、取心作业的井控要求：（一）不应在目的层和含硫油气层钻进中使用有线随钻仪进行随钻作业。（二）油气层采用吊测方

55、式测斜前，井内应平稳，满足安全测斜时间。（三）若测斜过程中发生溢流，当危及井控安全时，应立即剪断电缆控制井口。（四）在井口操作取心工具和岩心出心过程中发生溢流时，立即停止出心作业，快速抢接防喷钻杆单根或将取心工具快速提出井口，按程序控制井口。第三十九条 原钻机试油作业的井控要求：（一）完井后需要原钻机试油时，射孔作业全部采取油管输送射孔。采油(气)树井口压力级别要与地层压力相匹配，并在安装前必须按有关标准进行试压；现场安装后要整体试压，合格后方可进行射孔作业。（二）射孔点火前必须座好井口采油（气）树，连接螺栓上全上紧，装好油套压力表。（三）测磁定位校深及射孔后需要打捞点火棒时,射孔队必须安装防

56、喷管及防喷盒。（四）射孔后起管柱前应根据测压数据或井口压力情况确定压井液密度和压井方法进行压井，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。洗压井后观察2小时以上，若无异常(油套压力为零、出口无溢流等)方可进行下一步施工。第四十条 进入气层、油气层和提示气油比大于400的层位前，改善钻井液脱气性能，施工中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。若需对气侵钻井液加重，应先停止钻进，对气侵的钻井液循环除气后进行加重，严禁边钻进边加重。第四十一条 因故等停时，应将钻具起下到套管鞋处或安全井段，其间根据油气上窜速度，下钻分段循环通井。第四十二条加强溢流预兆的观察，做到及时发现溢流。坐岗人员发现溢流

57、、井漏等异常情况，应立即报告司钻。按照“发现溢流、及时关井；疑似溢流、关井检查”的原则采取相应措施。发现溢流或疑似溢流，司钻要及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15秒以上，短鸣笛时间2秒左右。第四十三条 发现溢流显示应立即按关井操作程序（见附录4）迅速关井；关井后应及时求得关井立压、关井套压和溢流量。关井后，值班干部应立即组织检查司钻控制台、远程控制台的防喷器开关控制手柄位置是否正确；储能器压力值是否正常；压井节流管汇闸阀开关状态是否正确；井控装置各法兰连接部位有无渗漏；储备的加重钻井液、加重剂数量是否够用等，发现问题立即纠正或汇报。欠平衡操作人员检查节流管汇