西南油气田分公司钻井井控实施细则宣贯PPT课件

1、第一章总 则井控管理中心第1页/共206页第一条 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。第一章 总则第2页/共206页第一章 总则第二条 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3页/共206页第三条 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

2、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。 第一章 总则第四条 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4页/共206页第二章井控设计井控管理中心第5页/共206页第五条 （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。第二章 井控设计油气井口安全距离要求第6页/共206页 （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

3、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。 第二章 井控设计这 一 条 为 新 增 内容：主要针对一些丛式井组、一场多井或布井较近的井口的要求。第7页/共206页 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。 第二章 井控设计第8页/共206页第六条 （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。 第二章 井控设计井场布局要求第9页/共206页 （四）至少在一个主放喷口修建燃烧

4、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。 第二章 井控设计 修改燃烧池尺寸修建标准，按井的风险分级修建。

5、明确了各类风险井燃烧池隔离带的距离。第10页/共206页 （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。 第二章 井控设计第11页/共206页第七条 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。第二章 井控设计第12页/共206页第八条 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，

6、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。 第二章 井控设计第13页/共206页第九条 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。第二章 井控设计第14页/共206页第十条 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。第二章 井控

7、设计第15页/共206页第十一条 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。第二章 井控设计第16页/共206页 （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。第二章 井控设计第17页/共206页第十二条 井身结构和套

8、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。 第二章 井控设计井身结构和套管设计第18页/共206页 （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。第二章 井控设计第19页/

9、共206页第十三条 （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： 第二章 井控设计井控装置配套第20页/共206页 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。 第二章 井控设计图A.1图A.2图A.3图A.4图A.5第21页/共206页 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。 第二章 井控设计图A.6图A.7图A.8合并了21MPa和35MPa的防喷器组合，并由原有的8种+10种减为3种组合。第22页/共206页 3.压

10、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。 第二章 井控设计由原有的8种减为4种组合。图A.9图A.10图A.11图A.12第23页/共206页 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。 第二章 井控设计增加了140MPa防喷器组合的内容图A.9图A.10图A.11图A.12图A.14图A.13第24页/共206页 （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

11、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。 第二章 井控设计图A.14图A.13第25页/共206页 （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。 第二章 井控设计图B.1第26页/共206页 2.压力等级为21MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.2。 第二章 井控设计图B.2第27页/共206页 3.压力等级为35MPa或70MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.3。 第二章 井控设计图B.3第28页/共206页 4.压力等级为105MPa或140MPa时，节流管汇组合见附

12、录B中图B.4。 第二章 井控设计图B.3第29页/共206页 （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。 第二章 井控设计图B.5第30页/共206页 （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。 第二章 井控设计第31页/共206页第十四条 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。 第二章 井控设计第十五条 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32页/共206页第十六条 根据地层流

13、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。 第二章 井控设计第33页/共206页第十七条 （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。 第二章 井控设计加重钻井液和加重材料储备 第34页/共206页 （二）须家河及以上

14、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。 第二章 井控设计第35页/共206页 （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

15、。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。 第二章 井控设计第36页/共206页 （五）加重钻井液密度按相应井段最高预测地层压力当量密度附加0.30g/cm3确定，若实钻地层压力高于最高预测地层压力时，加重钻井液密度作相应调整。钻井液密度高于2.20g/cm3时，储备密度2.50g/cm3的加重钻井液，同时应加大加重材料储备量。 第二章 井控设计明确了储备钻井液的密度设计要求。第37页/共206页第十八条 钻井工程设计应针对钻井井控风险明确提

16、出各次开钻的重点井控技术措施。 第二章 井控设计第38页/共206页第三章井控装置的安装、试压和使用 井控管理中心第39页/共206页第十九条（一）井口装置 1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。 2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。 第三章 井控装置的安装、试压和使用井控装置的安装 第40页/共206页 3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30，挂牌标明开、关方向和圈数。手轮离地

17、高度超过2m，其下方应安装操作台。 4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。第三章 井控装置的安装、试压和使用第41页/共206页5.远程控制台 （1）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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。 （2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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割作业。 （3）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa1.

18、00MPa。第三章 井控装置的安装、试压和使用第42页/共206页5.远程控制台 （6）蓄能器压力17.5MPa21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa10.5MPa，管汇压力10.5MPa1.0MPa，并始终处于工作压力状态。 （7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。 （8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第43页/共206页5.远程控制台 （9）控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管

19、线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。 （10）远程控制台液压管线备用接口应使用金属堵头封堵，管排架液压管线备用接口应戴上保护盖。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第（10）的要求为新增加内容，明确了远控房、管排架等的管线的保护方式。第44页/共206页 6.司钻控制台应安装在司钻操作台附近，司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。 7.司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差小于0.6MPa、管汇压力及环形压力误差小于0.3MPa。 8.套管头的安装应符合SY/T 6789套管头使用规范中的相应规定。 第三章 井控装置的安装、试压和使用删除了“钻台

20、左后侧”的具体要求，各机型可根据实际情况安装。增加了“管汇和环形压力”的误差要求。安装标准由“SY/T 5964”更新为“SY/T 6789”第45页/共206页（二）井控管汇 1.防喷管线安装 防喷管线应使用专用管线并采用标准螺纹法兰连接，压力等级与防喷器压力等级相匹配，长度超过7m应固定牢靠。 须家河及以上地层为目的层、地层压力低于35MPa、不含硫化氢的丛式井组，可使用与防喷器压力等级相匹配的耐火软管线，长度超过7m应加以固定。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第二段为增加内容：明确了“高压耐火软管线”的使用条件。第46页/共206页 2.放喷管线的安装 （1）放喷管线的安装、固定、试

21、压应在钻开设计提示的第一个油气显示层前完成。第三章 井控装置的安装、试压和使用（1）为增加内容，明确了放喷管线的安装、固定、试压的时间要求。 （2）管线至少应接两条，高含硫井、区域探井和预计高产井应安装双四通和四条放喷管线。 （3）放喷管线一般情况下向井场两侧引出，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于120的铸（锻）钢弯头，同时布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。第47页/共206页 2.放喷管线的安装 （4）放喷管线低洼处应安装排污阀，排污阀的压力等级与放喷管线的额定压力等级一致。 第三章 井控装置的安装、试压和使用（4）为增加内容，明确了排污阀的安装要求。 （5

22、）管线应使用标准螺纹法兰连接的专用管线，不应现场焊接，其通径不小于78mm。 （6）管线连接法兰应露出地面，管线车辆跨越处应装过桥盖板。 （7）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带。 第48页/共206页 2.放喷管线的安装 （8）放喷管线出口采用双压板固定，同时应安装燃烧筒，燃烧筒法兰距最后一个固定压板不超过1m，燃烧筒出口应居中正对挡火墙主墙，连接燃烧筒的法兰盘进入燃烧池不超过1m。 第三章 井控装置的安装、试压和使用（8）中增加了“燃烧筒出口应居中正对挡火墙主墙，连接燃烧筒的法兰盘进入燃烧池不超过1

23、m。 ”内容。 （9）管线每隔10m15m、转弯处两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加压板固定，两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定；管线悬空跨度超过10m时，中间应支撑固定，其悬空两端也应在地面固定。 第49页/共206页 2.放喷管线的安装 （10）水泥基墩坑长宽深为0.8m0.8m1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。 （11）地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m，不允许对焊；固定压板宽度不小于60mm、厚度不小于8mm。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第50页/共206页 3.钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于78mm，出口应固定牢靠

24、，转弯处应使用夹角不小于120的铸（锻）钢弯头。 4. 节流、压井管汇上安装高、低量程压力表，压力表下端装缓冲器和截止阀；低量程压力表量程为16MPa，其下端所装截止阀处于常关状态，高量程压力表下端所装截止阀处于常开状态。压井管汇在朝向前场方向安装油管短节，其基坑便于压井管线的连接。 反压井管线应固定牢靠，管线应采用内通径不小于50mm的硬管线。 第三章 井控装置的安装、试压和使用明确了反压井管线的通径要求。第51页/共206页 5.四通两翼应至少各装两个闸阀，一个闸阀紧靠四通，另一个闸阀应接出井架底座以外。 6.井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指示器的平板阀。 第三章 井控装置的安

25、装、试压和使用第52页/共206页 7.所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态，正常情况下各闸阀的开关状态见附录B中图B.6、图B.7、图B.8、图B.9。 第三章 井控装置的安装、试压和使用图B.6第53页/共206页第三章 井控装置的安装、试压和使用图B.7第54页/共206页第三章 井控装置的安装、试压和使用图B.8第55页/共206页第三章 井控装置的安装、试压和使用图B.9第56页/共206页 8.节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，阀位开度3/81/2，气源压力0.65MPa1.00MPa。 9.应在节流管汇处放置关井压力提示牌（关井压力提示牌格式见附录C），同时将关井压力提

26、示牌内容打印张贴在节流控制箱箱盖内壁。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第57页/共206页1.关井压力提示牌制作要求： （1）“关井压力提示牌”用红色字体，牌内用黑色字体，填写字体用红色，牌子底板颜色用白色。 （2）表格分为关井压力提示区和备注栏区，表格框线用黑色线条，外框线和分区线粗4mm5mm，其余线条粗2mm3mm。 （3）牌子宽高为80cm60cm，架座高度为100cm。2.关井压力提示牌摆放在靠近节流管汇（靠钻井泵方向）、面向前场的地方。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第58页/共206页（三）钻具内防喷工具 1.钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。

27、2.旋塞阀油气层中钻进，应装方钻杆或顶驱旋塞阀，旋塞阀通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。 第三章 井控装置的安装、试压和使用1.为增加内容：明确了“内防喷工具”的压力等级。第59页/共206页3.钻具止回阀 （1）油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀。下列情况除外： a.堵漏钻具组合。 b.下尾管前的称重钻具组合。 c.处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。 d.穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。 e.传输测井钻具组合。 （2）钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻具外径、强度相匹配。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第60页/共206页3.钻具止回阀 （3）钻具止回阀的安装位置以最接近

28、钻柱底端为原则，主要有以下作法： a.常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间。 b.带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间。 c.在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。 （4）钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配备抢装止回阀的专用工具，放于方便取用处。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第61页/共206页4.防喷钻杆 （1）在大门坡道上准备相应的防喷单根，其上端接旋塞阀（处于常开状态）。 （2）顶驱作业可准备防喷立柱，放于便于取用处，旋塞阀（常开）可接在中单根上端或下端。 （3）使用复合钻

29、具时，按小尺寸钻杆准备防喷单根。 （4）整体式钻铤提升短节可以入井，其上端母扣应与钻杆扣一致。 第三章 井控装置的安装、试压和使用增加内容：明确了顶驱作业时防喷立柱的配置要求。明确了旋塞阀的开关状态。增加内容：明确复合钻具时防喷单根要求。第62页/共206页（四）钻杆挂 区域预探井、高含硫井、预计高产井、复杂井应配备能与井内钻具相连接且与特殊四通相匹配的钻杆挂。（五）旁通阀 1.油气层钻井作业中，存在井漏风险的井应安装旁通阀。 2.宜安装在靠近钻头处。 第三章 井控装置的安装、试压和使用2. 由应安装在钻铤与钻杆之间或距钻头2850m修改为宜安装在靠近钻头处 。 第63页/共206页（六）液面

30、监测报警装置 1.钻井液循环罐和处理剂胶液罐都应安装液面直读装置。 2.钻井液循环罐应配备液面监测报警仪。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第64页/共206页（七）液气分离器和除气器 1.气井及气油比高的油井应配备液气分离器和除气器。 2.液气分离器排气管线出口应接至距井口50m以远有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78mm，可使用35MPa的软管连接；分离器应定期检验。 3.除气器的排气管应接出罐区，出口距离除气器15m以远，并保持排气管畅通。 第三章 井控装置的安装、试压和使用2. 中删除了旧版中排气管线通径不小于150mm 的要求。第65页/共206页

31、（八）储备罐回收和放出管线应独立分开。加重系统的双机双漏斗能分开单独运行。 第三章 井控装置的安装、试压和使用删除了旧版中钻井液储备罐底面应高于循环灌顶面0.5m以上的要求第66页/共206页第二十条（一）试压介质 防喷器控制系统试压介质为所用液压油，井控装置试压介质为清水，套管柱试压介质为钻井液。 第三章 井控装置的安装、试压和使用井控装置和套管柱试压 修改了旧版中的部分要求：套管柱试压的介质由清水更改为钻井液。第67页/共206页1.井控装置 （1）所有井控装置应在有资质单位按额定工作压力试压，闸板防喷器还应做1.4MPa2.1MPa低压密封试验，出具试压合格证，随设备送井，井控装置检测试

32、压日期与送井使用日期超过半年应重新检测试压合格后送井。井口装置、防喷管线及内控闸阀每半年应检测合格方可使用；防喷器控制装置、液气分离器、节流管汇、压井管汇应每年检测。 第三章 井控装置的安装、试压和使用增加了防喷器组送井时对资料的要求。对于各类井控设备、设施的检测时间要求，由西南油气田分公司最终解释确认。在实际工作中同建设方沟通协商解决。第68页/共206页1.井控装置 （2）井控装置安装后试压。大于339.7mm的表层套管固井后，试压3MPa8MPa；其余表层套管固井后，按套管柱最小抗内压强度的80%和井口装置额定工作压力两者中的最小值试压；技术套管和油层套管固井后，在不超过套管柱最小抗内压

33、强度的80%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、剪切闸板防喷器、压井管汇和防喷管线试额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分级试压。第三章 井控装置的安装、试压和使用第69页/共206页1.井控装置 （3）放喷管线试压10MPa。 （4）井口装置试压时，应对反压井管线、水龙带及立管按三者中最小额定压力的70%进行试压。第三章 井控装置的安装、试压和使用第70页/共206页2.套管柱 （3）技术套管柱、油层套管柱试压 a.注水泥替浆碰压后立即对套管柱试压25MPa，但不大于套管柱最小抗内压强度的80%、套管柱剩余抗拉强度的60%二者中的最小值，若最小值小于25MPa

34、则按其下b的要求试压。 b.对于尾管固井后无上/下水泥塞，注水泥替浆未碰压或试压不合格的井，应在固井质量评价后对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80%试压，但试压值不大于25MPa。第三章 井控装置的安装、试压和使用第71页/共206页2.套管柱 （4）尾管固井后需继续钻进的套管柱试压 a.探至上塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的70试压。 b.钻塞至喇叭口后，对喇叭口封固质量检验试压10MPa15MPa，但不大于套管柱最小抗内压强度的70%。 c.探钻下塞至要求井深并电测固井质量后，在井内为下开钻井液情况下对全井套管柱对套管柱按套管柱最小抗内压强度的70试压。第三章

35、 井控装置的安装、试压和使用第72页/共206页2.套管柱 （5）需继续钻进的回接套管柱试压 a.探至水泥塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80试压。 b.钻塞完后，在井内为下开钻井液情况下对回接筒处按套管柱最小抗内压强度的80试压。第三章 井控装置的安装、试压和使用第73页/共206页 3.钻开油气层前50m100m及钻井作业过程中每30天，应在不超过套管柱最小抗内压强度的80%前提下，用提拉式堵塞器对井口附近套管柱（3050m）试压30MPa，同时用试压塞对防喷器组及节流压井管汇按上述1中相应要求进行试压。 4.更换井控装置部件、换装套管闸板后，应按上述1中相应

36、要求重新试压。 5.防喷器控制装置在现场安装好后按21MPa做一次可靠性试压。 第三章 井控装置的安装、试压和使用修订了对防喷器组月度试压和更换部件、闸板后的试压要求。第74页/共206页（三）试压要求 1.井控装置试压稳压时间不少于30min，内防喷工具试压稳压时间不少于5min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。低压密封试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。试压后应对所有连接螺栓进行检查。 2.套管柱试压时，固井碰压试压稳压时间不少于10min，无压降为合格；固井后试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格。 第三章 井控

37、装置的安装、试压和使用增加了对内防喷工具试压的具体要求。增加内容：明确了对套管柱试压的具体要求。第75页/共206页（三）试压要求 3.要求进行低压试验的，宜先试高压再试低压。 4.采油（气）井口装置在送井前和上井安装后，试压稳压时间不少于30min，允许压降不大于0.5MPa，密封部位无渗漏为合格。 5.完整记录每次试压资料。现场试压记录应由钻井队队长（或技术负责人）、安全监督和钻井监督三方签字。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第76页/共206页第二十一条 （一）发现溢流后关井，应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不宜长时间关井，非

38、特殊情况不应采用环形防喷器封闭空井。第三章 井控装置的安装、试压和使用井控装置使用 第77页/共206页 （二）关井状态下不宜活动或起下钻具。特殊情况下，在只关闭环形防喷器且套压不超过14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不允许转动钻具和钻具接头通过胶芯。若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18斜坡接头钻具的情况下，起下钻速度不应大于0.2m/s。第三章 井控装置的安装、试压和使用活动钻具处删除了经钻井公司和（油）气矿或事业部主管部门领导批准 ； 不压井起钻处删除了由钻井公司和（油）气矿或事业部主管部门批准并组织实施 。第78页/共206页

39、（三）采用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧；打开闸板前，应先手动解锁，再液压打开；锁紧和解锁应一次性到位。 （四）当井内有钻具时，非特殊情况下不应关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。 （五）严禁直接打开防喷器泄压。第三章 井控装置的安装、试压和使用增加了“锁紧和解锁应一次性到位”。 增加了“非特殊情况下”，放宽了全封和剪切关闭的前提条件。 第79页/共206页 （六）施工作业现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，不应同时打开两侧门。 （七）油气层钻进中每周应关、开半封闸板和闸阀一次，每次起钻完关、开全封闸板和剪切闸板防喷器各一次，环形防喷器每半月试关井（在有钻具的

40、条件下）一次。第三章 井控装置的安装、试压和使用删除了“正常钻井中每两周应关、开半封闸板和闸阀一次”的内容。 第80页/共206页 （八）剪切闸板防喷器使用 1.使用剪切闸板的前提条件：井喷失控，现场已无力改变井喷失控状态且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内钻具，控制井口。 2.使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：钻井队长同钻井监督协商一致后，请示项目建设单位和钻井承包商井控第一责任人同意后，立即组织实施剪断钻具关井；若情况紧急，来不及请示，经钻井监督同意，由钻井队长组织实施剪断钻具关井。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第81页/共206页3.剪切闸板防喷器剪断钻具关井操

41、作程序（1）确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车系统。（2）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器，打开放喷管线泄压。（3）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。（4）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应由气动泵直接增压，直至剪断井内钻具关井。（5）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。（6）试关井。第三章 井控装置的安装、试压和使用第82页/共206页4.剪切闸板防喷器使用安全注意事项 （1）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致钻具事故或更严重的事故。 （2）操作剪切闸板时，

42、除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置。 （3）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。 5. 全封闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭空井。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第83页/共206页 （九）井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板1副，存放在井场空调房内，保证不受压、不变形、不损坏。 （十）有二次密封的闸板防喷器和平板阀，密封失效时方能使用二次密封，且止漏即可。紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。 （十一）手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈1/2圈。其开、关应一次到位，不应半开半闭和作节流阀用。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第84页/共206页 （十二

43、）压井管汇不应用作日常灌注钻井液用；反压井管线使用后应冲洗，保持管线畅通。 （十三）钻井现场应配备与井内钻杆和方钻杆相匹配的死卡，并备用直径不小于22mm固定用钢丝绳。第三章 井控装置的安装、试压和使用第85页/共206页（十四）钻具内防喷工具的使用 1.每周开关活动旋塞阀一次，保持其开关灵活。 2.钻具止回阀每次入井前，检查有无堵塞、刺漏及密封情况；备用钻具止回阀及抢接工具每次起钻前检查一次，并做好记录。 3.装有钻具止回阀下钻时，每下20柱30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液；下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，循环一周排出钻具内的空气后方可继续下钻。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第86页

44、/共206页 （十五）技术套管固井后的正常钻井作业中应使用套管防磨工具，在井口附近的3柱钻具中每柱加1只防磨接头。 （十六）套管头保护 1.安装套管头后应使用防磨套，正常情况下每月月度试压时取出检查一次。 2.固井注水泥施工后使用清水冲洗井口或憋压，防止水泥浆堵塞套管头两侧闸门和压力表。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第87页/共206页（十七）套管头压力观察 1.除表层套管外，其余下至井口的各层套管固井施工完成后，应在环空安装相应量程的压力表。 2.如果套管环空有压力则每天记录压力值，如果没有压力则每周记录一次，并将数据填入井史内。 3.套管环空压力应不大于对应外层套管抗内压强度的80%

45、、闸阀和相应套管头额定压力三者中的最小值，否则应接管线至井场外安全位置点火泄压。 4.对井口和套管进行试压作业时，均应观察和记录各层套管环空压力变化情况。 第三章 井控装置的安装、试压和使用第88页/共206页第四章钻开油气层检查验收 井控管理中心第89页/共206页 安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习（见附录D、附录E和附录F）；其后每月不少于一次不同工况的防喷演习。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，记录演习情况（见附录L）。 第四章 钻开油气层检查验收第二十二条第90页/共206页

46、附录 D 关井操作程序（规范性附录） 第四章 钻开油气层检查验收由旧版中的“软关井”修改为“硬关井” 。第91页/共206页附录 E 关井岗位操作分工（规范性附录） 第四章 钻开油气层检查验收第92页/共206页附录 E 关井岗位操作分工（规范性附录） 第四章 钻开油气层检查验收删减、修改了“岗位分工” 。第93页/共206页附录 F 开井操作程序（规范性附录） 第四章 钻开油气层检查验收新增内容：明确了硬关井后的开井程序 。第94页/共206页 钻井队应组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应按应急预案进行硫化氢防护演习，记录演习情况（见附录L）。 第四章 钻开油气层检查验收第二十三条第9

47、5页/共206页附录 L 演习记录表（资料性附录） 第四章 钻开油气层检查验收主持主持人人带班带班干部干部司钻司钻记录记录人人班组班组演习演习工况工况演习演习人数人数完成完成时间时间参加参加演习演习人员人员（签（签字）字）钻井队钻井队人员人员现场监现场监督督服务人服务人员员其他人其他人员员演习演习情况情况讲评讲评 讲评人（签字）：讲评人（签字）：注：防喷演习讲评内容应包括关井操作顺序是否正确、各项操注：防喷演习讲评内容应包括关井操作顺序是否正确、各项操作是否有遗漏、是否达到要求、人员岗位是否正确、手势是否作是否有遗漏、是否达到要求、人员岗位是否正确、手势是否正确、完成时间是否达到要求等。正确、

48、完成时间是否达到要求等。钻井钻井承包承包商商钻井钻井队队井号井号主持主持人人带班带班干部干部记录记录人人参加参加演习演习人员人员（签（签字）字）钻井队钻井队人员人员现场监现场监督督服务人服务人员员其他人其他人员员演习演习情况情况讲评讲评 讲评人（签字）：讲评人（签字）：表L.1 防喷演习记录表 演习日期： 年 月 日 表L.2 防火（防硫化氢）演习记录表 演习日期： 年 月 日 第96页/共206页 进入油气层之前100m开始实行钻井队干部24h带班作业。带班干部应挂牌或有明显标志，负责带领生产班组全面完成各类作业，检查、监督各岗位严格执行井控制度，并认真填写带班干部交接班记录。 第四章 钻开

49、油气层检查验收第二十四条第97页/共206页 实行“坐岗”制度，指定专人观察和记录循环池液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现溢流显示。第四章 钻开油气层检查验收第二十五条附录 M 坐岗记录表（资料性附录） 第98页/共206页 检查各种钻井设备、仪器仪表、防护设施、消防器材及专用工具是否齐全，所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定，运转是否正常，发现问题应及时整改。 第四章 钻开油气层检查验收第二十六条第二十七条 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料；在储备罐上注明加重钻井液的密度和数量；储备加重钻井液每7天循环处理一次。 第99页/共206页 钻开设计提示的第一个油气显示层

50、前，由钻井监督组织，按照钻开油气层检查验收书内容进行钻开油气显示层检查验收，并报项目建设单位备案。 第四章 钻开油气层检查验收第二十八条新增内容：明确了揭开油气显示层前要开展检查验收及开展程序 。第100页/共206页附录 G 钻开油气层检查验收书（资料性附录） 第四章 钻开油气层检查验收图G.1钻开油气层检查验收书封面格式 图G.2钻开油气层检查验收书说明页格式 第101页/共206页附录 G 钻开油气层检查验收书（资料性附录） 第四章 钻开油气层检查验收第102页/共206页附录 G 钻开油气层检查验收书（资料性附录） 第四章 钻开油气层检查验收第103页/共206页 技术套管固井后开钻前

51、，由项目建设单位组织进行工程、地质、钻井液、井控措施等方面的技术交底。 第四章 钻开油气层检查验收第二十九条第104页/共206页 钻开油气层前，项目建设单位组织钻开油气层检查验收，检查验收情况及验收意见记录在钻开油气层检查验收书中；检查验收井控隐患和问题整改完毕后，钻井承包商向项目建设单位提交钻开油气层申请书；项目建设单位主管领导签发钻开油气层批准书后，方可钻开油气层。 第四章 钻开油气层检查验收第三十条第105页/共206页附录 H 钻开油气层申请书（资料性附录） 第四章 钻开油气层检查验收新增内容，旧版中无“钻开油气层申请书”表格。第106页/共206页附录 H 钻开油气层申请书（资料性

52、附录） 第四章 钻开油气层检查验收旧版细则中的“钻开油气层批准书”第107页/共206页第五章钻井及完井过程中的井控 井控管理中心第108页/共206页 加强地层对比分析，及时提出可靠的地层分层预报，在进入油气层前50m100m，按照下部井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。若发生井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。 第五章 钻井及完井过程中的井控第三十一条由旧版细则的第四章移动至新版的第五章。第109页/共206页 钻井作业中应绘制本井预测地层压力当量钻井液密度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。预探井、资料井由综合录井队对砂、泥、页岩地层绘制dc指数随钻监测地层

53、压力当量钻井液密度曲线。第四章 钻开油气层检查验收第三十二条第三十三条 钻开油气层或在主要油气层井段钻进时，钻头应采用大直径喷嘴，便于压井和堵漏。第110页/共206页 钻开油气层前50m100m及油气层钻进过程中，每只钻头入井钻进前、调整钻井液性能和钻具组合后，应以1/31/2正常流量测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。第五章 钻井及完井过程中的井控第三十四条增加了调整钻井液性能和钻具组合后应做低泵冲实验的内容。第111页/共206页 油气层钻进作业中发生放空、严重井漏、钻井液出口流量增大等异常情况应关井检查；发现钻时明显加快、蹩跳钻、循环泵压异常、悬重变化、初始气侵、气

54、测异常、氯根含量变化、钻井液密度和粘度变化、气泡、气味、油花等情况应停钻观察。第五章 钻井及完井过程中的井控第三十五条第112页/共206页 坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢流，下列情况需进行短程起下钻： （一）钻开油气层后每次起钻前。 （二）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流的起钻前。 （三）溢流压井后起钻前。 （四）调低井内钻井液密度后起钻前。 （五）钻开油气层井漏堵漏后起钻前。 （六）钻开油气层后需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。 第五章 钻井及完井过程中的井控第三十六条第113页/共206页 （一）一般情况下试起15柱钻具或起至套管鞋，再下入井底循环

55、一周半，若钻井液无气侵，则可正式起钻；若后效严重，不具备起钻条件时，应循环排除受侵污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。 （二）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加其他空井作业时间，再下入井底循环一周半观察。 第五章 钻井及完井过程中的井控第三十七条短程起下钻基本作法第114页/共206页 （一）起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半；短程起下钻后的循环观察时间也应达到一周半以上；进出口密度差不超过0.02g/cm3。短程起下钻应测油气上窜速度，满足井控安全要求才能进行起下钻作业。 （二）起钻中严格按规定每起出3柱5

56、柱钻杆灌满钻井液一次，每起出1柱钻铤灌满钻井液一次；若钻具水眼堵塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。 （三）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不应超过0.5m/s，维持钻井液良好的造壁性和流变性，避免起钻中井内发生严重抽吸。 第五章 钻井及完井过程中的井控第三十八条起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措施第115页/共206页 （四）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏。若井内钻井液静止时间长，应分段循环钻井液。 （五）起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋进行；若起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采取相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一

57、周半，正常后再起钻。严禁在空井情况下进行设备检修。 第五章 钻井及完井过程中的井控第三十八条起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措施第116页/共206页 （一）改善钻井液的脱气性能，发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不应重新注入井内。 （二）若需加重，应在气侵钻井液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/cm3以内。 第五章 钻井及完井过程中的井控第三十九条正常钻进中气侵钻井液处理第117页/共206页 因故停等时，应将钻具起（下）到套管鞋内，停等期间根据油气上窜速度定期下钻到井底循环。 第五章 钻井及完井过程中的井控第四十条第1

58、18页/共206页 （一）表层套管固井后开始坐岗。 （二）坐岗人员应经钻井队（录井队）培训合格。 （三）钻进中由钻井作业班安排专人坐岗，地质录井人员按要求对循环罐液面等进行监测；起下钻、其他辅助作业或停钻时，钻井作业班和地质录井人员应同时落实专人坐岗。钻井队与录井队的坐岗人员应错开时间记录。 第五章 钻井及完井过程中的井控第四十一条“坐岗”制度增加并明确了：“钻井队与录井队的坐岗人员应错开时间记录” 。第119页/共206页（四）坐岗要求 1.钻井技术负责人对使用不同的循环罐和不同排量在开泵与停泵过程中钻井液槽面占有量（或回流量）进行实测，作好记录并告知坐岗人员。 2.坐岗人员负责检查、调校液

59、面报警器的报警值。 3.钻进中报警值的设置按照参加循环的所有循环罐钻井液总量增减2m3进行设置；未参加循环的循环罐，报警值按每个罐增减0.5m3进行设置；油气层钻井作业，只能使用一个循环罐作为上水罐。 第五章 钻井及完井过程中的井控第120页/共206页（四）坐岗要求 4.带班干部每小时对坐岗情况检查一次并在坐岗记录上签字。 5.钻进作业，应注意观察钻时、放空、井漏、泵压、气测值和钻井液出口流量、气泡、气味、油花，测量循环罐液面、钻井液密度和粘度、氯根含量等变化情况，每隔15min对所有循环罐液面作一次观察记录，液面增减量超过0.5m3要及时分析并注明原因，遇特殊情况应加密观察记录，发现异常情

60、况及时报告司钻。 第五章 钻井及完井过程中的井控第121页/共206页（四）坐岗要求 6.起下钻作业，停止灌钻井液时和停止下放钻具时应注意观察出口钻井液是否断流，每起下3柱5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。 7.其他作业，应注意观察出口是否有钻井液外溢和液面是否在井口，关井情况下井口是否起压，并根据要求做好记录，发现异常情况及时报告司钻。第五章 钻井及完井过程中的井控第122页/共206页（一）井漏后静液面不在井口 1.停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，做好井控准备。 2.间断或小排量连续反