井控审计大纲

1、 中国石化集团国际石油勘探开发有限公司井控专项检查书起草： 审核： 批准： 2013-2-18公司开展井控专项检查工作的说明一、井控专项检查目的：专项检查是是根据公司井控细则的要求对公司范围内各项目公司执行公司井控细则的情况进行检查，确认公司井控管理体系是否完善，制度是否落实，找出存在的问题，提高井控管理水平。二、井控专项检查依据及范围依据：国勘公司颁发石油天原气井控管理细则和井控手册对雅达项目1/2的施工队伍进行检查三、井控专项检查内容及形式：专项检查的内容：表1井控制度检查表。表2井控装置的安装试压使用管理。表3电测、固井、中途测试应做好如下井控防喷工作。表4油气生产井管理检查表。专项检查

2、的形式：文件和现场目测四、检查组成员及时间：检查组成员：李国华 刘建民 罗玉建 侯立中 雅达项目部：HSE部、钻井部、生产部、油藏部相关人员。检查时间：2013年2月23-28日五、专项检查总结:对专项检查对象进行评估。从井控管理体系和井控管理制度是否完善、各项管理制度落实程度和关键岗位是否胜任对专项检查对象进行评估。采用100分制，把检查分换算成100分。90分以上且关键项不合格不多于3顶为井控管理工作已完善，75分以上为井控管理工作基本完善，小于75分为井控管理工作正在完善。指出存在的问题和解决办法。由检查组组长指定专人写出总结报告并反馈给项目公司。附表：表1 井控制度检查表被检查单位检查

3、责任人范围全部细则规定检查项目是否执行规定检查方式重要程度备注11.2.1 井控分级管理制度1、各大项目、国家公司成立井控工作领导小组，文件关键2、承包商成立井控工作领导小组，文件关键21.2.2 井控工作责任制度1、各大项目、国家公司建立井控分级管理责任责任制； 文件关键2、承包商建立井控分级管理责任责任制文件关键3、各级井控监督管理部门设置井控管理岗位文件关键3井控工作检查制度。1、定期组织开展井控检查工作。文件关键2、大项目、国家公司每季度组织一次，文件关键3、承包商每月度组织一次。文件关键4、钻井班每班进行一次井控工作自查。文件关键41.2.4 井控工作例会制度1、大项目、国家公司等单

4、位每季度1次例会， 文件关键2、基层单位每月1次， 文件关键3、进入目的层前100米文件关键51.2.5 井控持证上岗制度各大项目、国家公司等单位领导及管理人员持证情况文件 关键施工队伍持证情况文件关键其他人员持证情况文件关键61.2.6井控设计管理制度设计按程序审批文件关键71.2.7甲方监督管理制度监督人员应持有效证书上岗文件关键现场监督人员井控责任制文件关键81.2.8 井控和硫化氢防护演习制度井控和硫化氢防护演习文件、目视关键91.2.9承包商的井控设备管理1、承包商明确井控设备管理机构， 文件关键2、制定设备管理、检查维修和定期检验制度。文件关键3、建立防喷器、控制系统、阀组、管汇等

5、使用维修档案。文件重要101.2.10井控装置现场安装、调试与维护制度井控设备维修检验需委托有资质的专业化机构进行，并出具检验合格报告文件重要公司所属作业监督区块防喷器使用年限不得超过13 年，控制装置使用年限不得超过15 年，管汇及阀组使用年限不得超过13 年。延期使用须经原厂家维修、检验合格，且延期年限不超过3 年。用于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过7 年，超过7 年应加密检测并监控使用。文件重要按设计安装使用井口设备、井控装备，并做好日常检验维护和记录文件重要井口设施、井控装置，现场安装完毕或更换部件后进行密封试压文件关键防喷器定期进行检查文件重要现场安装后应进行可靠性检

6、测文件关键1、钻井队在各次开工（开钻）前，应按设计要求对井控装置进行试压，并有试压相关记录。文件关键2、钻井队在各次开工（开钻）前，项目公司组织有关人员对井队的井控装备进行检查验收，并下达开工开钻）批准书后方可开工（开钻）。文件关键111.2.11开钻（开工）检查验收制度121.2.12 钻（射）开油气层审批（确认）制度3进入油气层前100米文件关键射孔作业射开油气层前施工队应在自检自查的基础上，向项目公司主管部门提出射开油气层申请确认文件关键131.2.13值班带班制度合格的带班队长文件、目视关键141.2.14坐岗观察制度1、坐岗人员经过坐岗培训，熟练掌握坐岗知识。井控坐岗制度落实到位。目

7、视关键2、坐岗房内坐岗设施配备齐全，清洁卫生。一般3、坐岗房内张贴钻具排代量表、泥浆罐体积高度换算表。目视一般4、坐岗记录内容填写及时、准确、齐全。值班干部及时检查坐岗情况并签字。目视、文件一般151.2.15井喷应急管理制度各海外项目机构井喷应急预案文件关键承包商、服务商编制相应的应急预案文件关键161.2.16井喷事故管理制度发生井喷、井喷失控或硫化氢泄漏事故，事故单位迅速启动应急预案文件关键按照“四不放过”原则调查处理文件一般表2 井控装置的安装试压使用管理被检查井队检查责任人检查范围全部细则规定检查项目是否执行规定检查方式重要程度备注12.3.1井控装置的安装1、防喷器压力级别、组合形

8、式符合设计要求，不符合设计要求应有变更设计审批手续。目视关键2、防喷器固定用16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的四角上绷紧固定，与垂直方向不小于45目视重要3、防喷器防淋罩的面积大于防喷器，固定牢固且有钻井液回收管线。目视一般4、手动操作杆与防喷器锁紧轴中心线的偏斜度小于30，手动锁紧杆必须接出井架底座外并支撑牢固，应标明开关方向、圈数、闸板尺寸。目视重要5、防喷器、套管头、防喷管线的各连接法兰螺栓齐全，上紧、平直，两端余扣对称。目视重要6、防喷器上的旁侧法兰接口应面向大门一侧。目视7、井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，目视重要8、防喷器闸板芯子尺寸符合设计。目视重要9、套管头压力级

9、别、型号符合设计要求，附件齐全。不符合设计应有变更设计审批手续。目视重要防喷器控制系统1、防喷器控制系统与控制对象相匹配。目视重要2、摆放位置：钻台左侧前方，据井口25米；据放喷管线或压井管线的距离2米；管排架距放喷管线的距离1米；周围10米内不得堆放易燃、易爆、易腐性物品。目视重要3、液控管线：排列整齐；接头抬离地面；管线及接头处不渗漏；管排整齐完好；管排上不能堆放杂物；不能以其作为电焊接地线或在其上进行割焊作业；车辆跨越处装过桥盖板；井口处使用耐火液控软管；液控管线不与内防喷管线及电线相缠绕。目视重要4、气管线：远程控制台气源应从气瓶专线供给且与司钻控制台气源分开连接；配置气源排水分离器，

10、严禁强行弯曲和压折气管束。寒冷地区要有保温措施。目视重要5、动力系统：电动及气动泵运转正常；管线无泄露；油雾器润滑油油量、质量达到标准；分水滤清器内积水不超标；电动及气动泵开关灵活，好用。目视重要6、电源线： 电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制；电缆线要深埋或架空；远程控制台内要入接线盒，不允许用接头相连。目视重要7、自动控制开关：压力继电器的自动及手动调压范围正常；电机旋钮开关待命时必须放置在“自动”位置。目视重要8、压力表显示： 储能器压力17.521Mpa；环形压力8.310.5Mpa，管汇压力10.5Mpa；气源压力0.651.0Mpa。目视重要9、三位

11、四通换向阀：三位四通换向阀手柄转动方向待命工况时与所控制防喷器开关状态一致；储能器旁通阀门手柄待命工况时处于关位；全封闸板、剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装置。目视重要10、油箱内油量：液压油油面在待命工况时，下油标尺油面高100-150m；质量符合要求。目视重要11.安全设施：远程房内必须采用防爆电机、防爆照明灯及防爆开关；各开关灵活好用；远程控制房进线要橡胶保护套；远程控制房本体、电机及控制开关盒有接电线；接地线固定牢靠达到标准；内放置8KG消防灭火器2台， 目视重要12、远控房标准：远控房外观整洁、部件齐全无破损；无油泥物；远控房内整洁未存放杂物；远程控制台内各设备表面无油污、

12、无尘土见本色。目视重要13、安全标识：远程控制台应张贴“禁止非专业人员操作”的标识；张贴保养人员名单；放置井控装置检查保养记录本并按要求进行检查保养；各三位四通换向阀手柄上挂牌标明控制对象、闸板尺寸。目视重要14、司钻控制台：35Mpa及以上压力级别井控装置必须配置司钻台；摆放在司钻操作台附件便于司钻操作的位置；固定牢固不晃动；控制手柄灵活；司钻控制台清洁见本色；部件齐全；司钻台控制手柄位置指示显示与实际工作状态一致，手柄上不挂任何物品；储能器、环形、管汇压力表压力值指显示正确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1.0Mpa；气源应从气瓶专线供给，气源压力0.651.0Mpa；气源畅通；气管

13、线各处连接牢固、密封良好不泄露；油雾器润滑油油量、质量达到标准；分水滤清器内积水不超标；冬季施工时气路应有保温措施；防喷器和钻机气路联动安全装置动作准确。目视重要15、液动节流控制箱：35Mpa及以上压力级别装置必须配备液动节流控制箱；摆放在钻台上靠近立管一侧的位置；通道畅通无阻碍；立管压力传感器应垂直安装；传感器各管线排列有序；压力显示23Mpa；其它压力表灵活好用、显示准确；气源应从气瓶专线供给，气源压力0.651.0Mpa；气源畅通；气管线各处连接牢固、密封良好不泄露；换向阀灵活、复位好；待命工况下节流阀阀位开度在1/41/2；液压油油面高3050mm；节流控制箱清洁见本色；部件齐全；各

14、阀件手柄上未挂任何物品；箱内张贴压井数据标示牌；冬季施工时气路应有保温措施。目视重要2.3.1.2 井控管汇按照井控装置的安装标准对节流管汇、压井管汇、防喷管汇、放喷管线、钻井液除气和回收管线；在寒冷地区冬季作业时，应考虑所所用材料的低温性能，各组件可通过加热、排放、充填适当的流体等方式防冻。1、节流压井管汇闸门手轮齐全、灵活好用，开关状态与挂牌一致、正确。压力表齐全、灵敏、有控制闸门和检验合格证。目视重要2、节流管汇回水管线接至泥浆罐。转弯处、上罐出口处使用120铸钢弯头，节流管汇出口、转弯处、上罐处固定牢靠。寒冷地区施工有放水丝堵。目视重要3、内防喷管线平直，长度大于m必须固定。双公短节余

15、扣不超过3扣，不允许焊接，目视重要4、放喷管线至少应有两条，平直接出，两个管线夹角不得小于90度，通径应不小于78mm，两条放喷管线走向一致时，管线之间保持大于0.3目视重要5、放喷管线布局应考虑当地季风方向，出口距井口的距离应不小于75m，距民宅不小于100m，距铁路、高速公路不小于200m 距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不少于500m，目视重要6、放喷管线不允许用由壬连接和在现场进行焊接连接。每隔1015m及转弯处（距锻钢弯头处不能大于0.3m，两端采用双卡固定）应采用水泥基墩或地锚固定。放喷管线悬空大于7m要支撑牢固。放喷管线出口处应用双基墩固定，第一个基墩距出口长度不

16、大于目视重要7、放喷管线应有防冻、防堵措施，确保放喷时畅通。车辆通过处有过桥装置。目视重要8、固定放喷管线用的压板，螺栓符合标准，压板下垫胶皮，水泥基墩的长宽深的尺寸0.8m0.8m1.0m，遇地表松软时，基础坑体积应大于1.2m3。如用地锚，地锚长度不小于1目视重要2.3.1.3 钻具内防喷工具钻具内防喷工具包括方钻杆上旋塞阀、下旋塞阀、钻具止回阀、钻具旁通阀和防喷钻杆。1、钻具内防喷工具的额定工作压力应与防喷器额定压力相匹配，有检验合格证。目视重要2、钻具内防喷工具方钻杆灵活、可靠好用，保养到位，旋塞配有旋塞板手。目视重要3、回压凡尔抢接装置放置位置便于操作，有符合标准的防喷单根。目视重要

17、4、钻具内防喷工具按标准返回井控车间检查探伤、试压,合格后才能投入使用。文件重要5、配备数量：钻杆单流阀2只、上旋塞1只、下旋塞2只、投入式止回阀1只、快接装置1只、旁通阀1只。目视重要2.3.1.4 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置1、探井、气井、设计井底压力大于等干35Mp的油气井应配置液气分离器。 目视重要2、液气分离器罐体内径不小于1200mm，进液管线内径不小于108mm，管线用法兰连接，排液管线内径应大于进液管线内径，排气管线内径不小于目视重要3、安全阀、压力表完好有效，额定工作压力不小于1.6Mpa，并定期校验。目视重要4、液气分离器用16mm的钢丝绳加反正螺栓不少于三个

18、方向拉紧固定在地脚螺牷上，两端使用3目视重要5、液气分离器排气管线应接出井口50m目视重要6、排气管线每隔1015m打水泥墩或地锚固定（要求固定螺栓：M22*80cm以上），压板固定牢靠，出口处用双基墩固定。目视重要7、液气分离器的排污管线接到污水沟或泥桨池内。目视8、加重材料、高密度储备钻井液（高于设计密度0.2/cm3）储备符合设计要求。设计密度1.5g/cm3 加重材料50t高密度钻井液40m3；设计密度1.5g/cm3 加重材料100t：高密度钻井液80m3；“三高目视关键9、钻井液密度符合设计要求。目视关键10、加重漏斗及下灰罐下灰情况能满足快速加重要求，加重漏斗有放水丝堵。目视关键

19、11、重泥浆储备罐有搅拌装置，有泥浆密度、储备量标识，能快速参与循环。目视重要12、电子监测装置灵活好用， 目视关键13、柴油机排气管安装冷却灭火装置。目视重要14、真空除气器运转正常，部件齐全，排气管线接出循环罐，固定牢固。目视重要22.3.2 井控装置的试压井控装置的试压值符合规定文件重要井控装置的试压频率符合规定文件重要井控装置的试压记录齐全文件重要钻开油气层前准备工作和检查验收32.4.1 地质预警1、钻开油气层前地质预警符合要求。文件重要42.4.2 调整井要求钻开油气层前邻井注水、注气（汽）井停注、泄压执行情况符合要求。文件重要52.4.3 开钻及钻开主要油气层前1、每次开钻及钻开

20、主要油气层前工作记录。文件、目视重要2、措施交底，职责和分工重要62.4.4 防火演习和应急演练钻开油气层前防火演习和应急演练文件、目视重要72.4.5 监督和组织制度钻开油气层前监督和钻井队主要生产负责人员在生产作业区24h轮流值班制度落实情况文件、目视重要82.4.6 井控装置和附属设施检查钻开油气层前井控装置和附属设施检查文件、目视重要92.4.7 应急储备物资的管理钻开油气层前按设计要求落实压井液、加重剂、加重泥浆、堵漏材料和其他处理剂的储备数量文件、目视重要102.4.8 井控装置的试压和检查钻开油气层前井控装置的试压和检查文件、目视重要油气层钻井过程中的井控作业112.5.1地层压

21、力检测和调整钻井中要进行以地层压力为主要内容的随钻监测文件、目视重要122.5.2 井控与钻头选型钻头选型合理文件、目视重要132.5.3 钻井液监控钻井、录井、泥浆均应有专人坐岗观察井口溢流显示和钻井液液面变化，发现溢流、井漏等异常情况立即报告。文件、重要钻开油气层前严格落实“坐岗”制度，定专人、定点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观察班报表中重要坐岗人员上岗前必须经现场监督的技术培训；发现溢流、井漏及油气显示等异常情况应立即先向司钻报告、同时通知值班负责人和钻井监督。重要142.5.4 钻井液密度的调整提高钻井液密度时，必须均匀加重文件、一般152.5.6 低泵速试验

22、低泵速试验短程起下钻检查油气侵和溢流文件、目视重要162.5.7下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：钻开油气层后第一次起钻前文件一般溢流压井后起钻前文件一般钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。文件一般钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。文件一般钻头在井底连续长时间工作后中途需短起下钻。文件一般需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管或油管、中途测试等）起钻前。文件一般172.5.8 短程起下钻的两种基本做法一般情况下试起10柱15柱钻杆，再下入井底循环1周，钻井液无油气侵，可正式起钻。否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻。文件一般特殊情况（需长时间停止循环或

23、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。文件一般182.5.9 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施保持钻井液有良好的造壁性和流变性。文件一般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。文件一般/下钻中严格按规定及时向井内灌满/计量返出钻井液，并做好记录、校核并找出变化的规律，及时发现异常情况。起下钻灌浆记录表见附件五。文件重要头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s。文件重要在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包。文件一般起钻前

24、、起钻到上层套管鞋处、起钻到钻铤时都要灌满泥浆检查溢流情况、检查灌浆情况。文件重要起钻完要及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。下钻完毕应测油气后效。文件重要192.5.10 气侵下钻井液调整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。文件一般202.5.12 加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口排量、流速、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。文件一般起下钻中注意观察、记录、核对起出（下入）钻具体积和灌入（返出）钻井液体积； 文件一般表3 电测、固井、中途测试应做

25、好如下井控防喷工作被检查单位检查责任人范围全部细则规定检查 项目是否执行规定检查方式重要程度备注12.5.14 电测、固井、中途测试应做好如下井控防喷工作：2.5.14.1 电测前井内情况应正常、稳定；若时间长，应考虑中途通井循环再电测。文件重要2.5.14.2 固井a) 下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器半封闸板并试压合格。b) 下套管前应压稳地层，确保油气上窜速度小于10m/h。c) 固井前应确定井眼承压能力；固井全过程（起钻、下套管、固井、候凝）应保证井内压力平衡，尤其防止候凝期间因水泥浆失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷；候凝时间未到，不得进行下一步工序作业。d) 固井和候凝期间

26、，应安排专人坐岗观察。必要时可关井候凝，并注意观察压力变化，过高时适当泄压。文件重要2.5.14.3中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察1个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。裸眼井中途测试基本要求：a) 施工应有专项设计，设计中应有井控要求。b) 必须测双井径曲线，以确定坐封井段。c) 测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。d) 测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。e) 测试完毕解封隔器前，如钻具内液柱已排空，应打开反循环阀，进行反循环压井方可起钻。f) 含硫气井中途测试前，应进行专项安全风险评估，符合测试条件应制定专项测试设计和应急预案。三高井测试应使用气密扣油管作为测试管柱。g) 含硫油气层测试应采用抗硫封隔器、抗硫油管和抗硫采气树。对“三高”油气井测试时，应准备充足的压井材料、设备和水源，以满足正反循环压井需要。文件重要表4 油气生产井长停井报废井管理被检查单位检查责任人范围全部细则规定检查项目执行规定情况检查方式备注油气生产井管理油气生产井控管理体系文件关键油气生产井控分级岗位责任制文件关