新疆油田钻井井控实施细则(2025版)

新疆油田钻井井控实施细则(2025版)一、井控基本要求（一）井控设计管理钻井工程设计必须包含井控专项设计，由油田公司工程技术管理部门组织审查。设计依据需涵盖区域地质资料、邻井压力数据、地层流体性质（含H₂S、CO₂等有害气体时需明确含量）及断裂带分布等关键信息。探井、预探井及高压气井需开展地层压力预测，采用地震资料反演、邻井实测数据类比等方法确定地层孔隙压力、破裂压力及坍塌压力，设计安全密度窗口，确保压井液密度高于地层孔隙压力当量密度0.05-0.10g/cm³（气层0.07-0.15g/cm³）。井身结构设计应满足“保护油气层、封隔复杂层”原则，一开套管应封隔地表松散层及浅层水，二开及以上套管鞋应坐落于可靠的封闭层，且套管抗内压强度需高于最高关井压力的1.1倍。含H₂S地层的井，套管材质需符合NACEMR0175标准，螺纹脂选用抗硫专用产品。（二）井控装备配套标准所有钻井井场必须按“双配冗余、分级控制”原则配备井控装备。探井、高压气井及含H₂S井需配置双四通防喷器组（2FZ35-70+FH35-70组合），开发井可配置单四通（FZ35-70+FH35-35组合）。防喷器通径与套管尺寸匹配，闸板防喷器需配备与钻具尺寸对应的半封闸板（含18°斜坡钻杆、加重钻杆及套管闸板），探井需额外配备剪切闸板（剪切能力覆盖最大钻具尺寸）。液控系统采用司钻控制台与远程控制台双控模式，远程控制台安装于井场左前方（距井口≥25m），储能器预充氮气压力7-8MPa，液压油压力17.5-21MPa，备用储能器组容量满足关井3次以上需求。节流压井管汇采用双节流阀（1个手动、1个液动），管汇通径不小于78mm，最高工作压力与防喷器匹配，各闸门标识清晰，开关状态与流程图一致。（三）井控分级管理根据地层压力系数（P）及流体性质，将井控风险分为三级：一级风险井（P≥1.80或含H₂S≥50ppm）、二级风险井（1.50≤P＜1.80或5ppm≤H₂S＜50ppm）、三级风险井（P＜1.50且H₂S＜5ppm）。一级风险井由油田公司井控专家小组驻井监督，每日召开井控分析会；二级风险井由区域技术中心派专人巡回检查（每3日1次）；三级风险井由作业队自行管控，基层单位每月至少1次专项检查。二、井控装备安装与维护（一）安装规范防喷器组安装前需对井口套管头进行水平度检测（误差≤2mm/m），四通上平面距地面高度控制在300mm±50mm。各部件连接螺栓采用双螺母紧固，M36螺栓扭矩2200-2400N·m，M30螺栓扭矩1500-1700N·m，紧固后螺栓露出螺母2-3扣。四通两翼闸门应平行于井架底座对角线方向，手轮朝向便于操作侧，标识“开”“关”方向。节流压井管汇安装在井场右侧（距井口≥15m），管线走向避免直角弯（弯曲半径≥3倍管径），固定墩间距≤6m，悬空段≤2m。管汇各闸门编号与流程图对应，液动节流阀控制管线采用高压胶管，长度≤10m，连接后进行10MPa压力测试（无渗漏）。（二）调试与检测防喷器组安装后需进行现场试压：环形防喷器试额定工作压力的70%（稳压10min，压降≤0.7MPa），闸板防喷器试额定工作压力（稳压30min，压降≤0.7MPa），四通及管汇试额定工作压力的100%（稳压30min，压降≤0.5MPa）。含H₂S井需增加抗硫密封性能测试（注入5%H₂S混合气体，稳压24h无泄漏）。液控系统调试时，检查各控制手柄与防喷器对应关系（标识清晰），远程控制台紧急泄压功能测试（30s内压力降至0），司钻控制台与远程控制台信号同步性（动作延迟≤2s）。每月对液控系统进行滤芯更换（精度≤10μm），每季度检测液压油粘度（40℃时32-46mm²/s），冬季更换-35℃低温液压油。（三）日常维护作业队设专职井控装备管理员（持证上岗），每日进行“三查”：查密封部位（无渗漏）、查控制管线（无磨损）、查手动锁紧装置（灵活无锈蚀）。环形防喷器胶芯累计使用时间≤100h（或关井3次）需更换，闸板胶芯每150h或起下钻10次后检查，磨损超过1/3时更换。远程控制台储能器胶囊每12个月检测一次（氮气泄漏量≤0.5MPa/周），失效后立即更换。三、钻井作业过程井控控制（一）钻进阶段钻进中每2h检测一次钻井液性能（密度、粘度、切力、失水），气层段每1h检测一次，出口流量监测采用质量流量计（精度±0.5%），当出口流量增量≥2%或返速突然升高时，立即停钻观察。钻遇气测异常（全烃值≥10%）或钻井液密度下降≥0.02g/cm³时，停止钻进，循环观察30min，确认无溢流后缓慢恢复钻进。钻开油气层前100m，需进行低泵冲试验（泵冲10-15冲/min），测定循环压耗，计算压井所需泵压。钻开油气层后，每30m核对一次地层压力（通过dc指数、sigma值监测），发现异常及时调整钻井液密度（每次调整幅度≤0.03g/cm³）。（二）起下钻阶段起钻前充分循环钻井液（2周以上），停泵观察30min（出口无返浆），确认井下稳定后起钻。起钻速度控制：直井≤0.5m/s，斜井≤0.3m/s，每起3-5柱钻杆向井内灌钻井液一次（气井每起1柱灌一次），记录灌入量与起出管柱体积的差值（油井≤0.1m³，气井≤0.05m³），超差时立即停止起钻，循环排除气体后再作业。下钻时控制下放速度（≤0.8m/s），每下10柱钻杆开泵顶通一次（泵压≤3MPa），防止憋漏地层。下钻至井底前100m，缓慢开泵（先小排量循环，逐渐提高至正常排量），循环过程中监测泵压变化（波动≤1MPa），异常时停止下钻，分析原因。（三）测井与完井阶段测井前对防喷器闸板进行开关测试（确保与电缆尺寸匹配），井口安装电缆防喷器（额定压力≥35MPa），测井期间井口必须有司钻或井控管理员值守。电缆遇卡时，立即停止上提，缓慢下放电缆（速度≤0.2m/s），若卡阻超过电缆安全拉力80%，启动剪切闸板剪断电缆并关井。完井替浆时，采用双泵循环（排量≥2.5m³/min），替浆量按井筒容积1.2倍计算，替浆过程中监测进出口密度（差值≤0.03g/cm³）。替浆结束后，关井憋压30min（压力≤地层破裂压力的80%），确认井筒密封良好后安装采油树（螺栓扭矩符合API6A标准）。四、井控应急处置（一）溢流发现与关井发现溢流（出口流量增加、钻井液池体积增加≥1m³、停泵后井口返浆）时，立即执行“关井程序”：司钻发出警报（长鸣30s），停钻停泵，上提钻具至闸板防喷器以上（方钻杆在井口时，先将钻具下放至转盘面，卡好卡瓦），手动关闭半封闸板（气井需同时手动锁紧），关闭环形防喷器（仅在闸板失效时使用），最后关闭节流阀（软关井）。关井后记录关井立压、套压（每5min记录一次），观察30min确认压力稳定后，计算压井液密度（压井液密度=原密度+关井立压/(0.0098×垂直井深)）。（二）压井作业采用工程师法压井（适用于地层能量中等井）或司钻法压井（适用于地层能量较高井），压井排量控制在低泵冲试验排量的60%-80%（≤1.5m³/min）。压井过程中密切监测立压、套压变化（立压按理论曲线下降，套压不超过防喷器额定工作压力的80%），若套压超过允许值，立即打开节流阀泄压，调整压井液密度后重新压井。压井成功后，循环钻井液2周以上（确保性能均匀），停泵观察60min（井口无返浆、钻井液池体积稳定），确认井控安全后恢复作业。（三）井喷失控处置发生井喷失控时，立即启动油田公司井控应急预案，设置警戒区（半径≥500m），疏散下风方向1km内人员，通知消防、环保、医疗等救援队伍。对含H₂S井，需在警戒区外设置H₂S监测点（每30min检测一次浓度），超过100ppm时启动应急撤离。抢喷作业前，清理井口周围障碍物（距井口10m内无易燃物），采用液氮灭火（若井口着火），然后安装备用防喷器组。抢喷过程中，所有人员穿戴正压式空气呼吸器（气瓶容量≥30min），使用防爆工具（表面涂防碰撞涂层），禁止金属工具撞击产生火花。五、井控培训与演练（一）人员资质钻井队队长、技术员、司钻、井控管理员需持“井控操作证”上岗（有效期2年，复训时间≥40学时）。新入职员工需接受72学时井控培训（含H₂S防护、设备操作、应急处置），考核合格后方可参与作业。（二）演练要求班组每周开展1次井控桌面推演（模拟钻进、起钻、测井等场景的溢流处置），每月开展1次实战演练（关井、压井全流程操作）。演练需记录“关井响应时间”（≤2min）、“压井准备时间”（≤30min）、“设备操作正确率”（≥95%），对不合格项分析原因，制定整改措施（3日内完成）。（三）档案管理井控培训与演练档案需包含：人员资质证书、培训课程记录、演练视频（保存≥1年）、考核成绩单。油田公司每年组织1次井控技能竞赛（涵盖设备拆装、压井计算、应急决策等内容），对优秀团队奖励5万元，对连续2次演练不合格的班组停工整改（直至考核通过）。六、井控监督与考核（一）监督机制油田公司安全环保处、工程技术处联合成立井控监督组（每季度轮换），采用“四不两直”方式检查（不发通知、不打招呼、不听汇报、不用陪同，直奔基层、直插现场）。检查内容包括：井控装备完好率（≥98%）、钻井液密度达标率（≥100%）、井控演练合格率（≥90%）、隐患整改闭环率（≥100%）。（二）考