中石化井控管理规定.ppt

1、集团公司井控管理规定修订情况汇报,一、修订的主要依据和思路 二、第三、四、五章修订情况,一、修订的主要依据和思路,A、国家相关法律法规及标准 B、行业相关标准、企业标准及相关规定（含中石油） C、继续坚持大井控的原则 D、近年来国际国内井控事件的经验教训和混淆的井控问题。 E、近年来钻井技术进步的要求 F、对“三高”井与一般井的井控管理实行分级要求。,AQ2012-2007石油天然气安全规程 AQ 2016-2008 含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定 AQ 2017-2008 含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法 AQ 2018 2008含硫化氢天然气井公众安全防护距离,A、国家相关法律法

2、规及标准,行业标准、企业标准涉及井控的有37项之多。 中石油在12.23后陆续出台相关井控规定。 来源于标准但不等同于标准，强调井控的原则和管理内容，技术细节不过多涉及,B、行业相关标准、企业标准及相关规定（含中石油,C、继续坚持大井控的原则 从地质设计、钻前工程（包括选址）、钻井设计、钻井、录井、测井、试油（气）与作业、油气生产、报废井等过程的井控管理。,D、近年来国际国内井控事件的经验教训,中石油12.23事故： 2003年12月23日夜，重庆市开县高桥镇，由川东石油钻探公司承钻的中国石油天然气集团公司西南油气田分公司川东北气矿罗家16井在起钻时，突然发生井喷，富含硫化氢的气体从钻井喷出达

3、30米高程，失控的有毒气体随空气迅速扩散，导致在短时间内发生大面积灾害。事故造成243人死亡、4000多人受伤，疏散转移6万多人，9.3万多人受灾。,直接原因：起钻前泥浆循环时间严重不足； 长时间停机检修后没有充分循环泥浆即行起钻； 起钻过程中没有按规定灌注泥浆； 未能及时发现溢流征兆； 卸下钻具中的回压阀； 未能及时采取放喷点火措施。,管理原因 ： 安全生产责任制不落实 ； 工程设计有缺陷，审查把关不严 ； 事故应急预案不完善； 高危作业企业没有对社会进行安全告知。,12.23事故前后川东北的井控现状： 勘探南方分公司2001年进入川东北，几乎所 有的探井都发生过溢流压井事件。 “12.23

4、”事件后集团公司组织了川东北井控专 项检查，四口探井三口井被停工整改。 “12.23”事件后至2006年先后发生了双庙1 井、毛坝4井、龙8井等井的严重溢流及溢流引起的 钻具氢脆事故。,“12.23”事件中石化的促进： 1、把以井控为中心的油田施工安全管理的重视程度提高到了前所未有的高度。 2、直接促使川气东送工程启动时，从标准、管理、设备配套及培训多方面全方位加强了川东北工区的井控工作。 3、从国家、地方政府对川东北工区严格的监管，提升了川东北工区的井控工作。,事件经过：2006年12月20日2:15，在4285-4285.38米时，钻时加快，停钻循环观察，关井求压、压井、堵漏、节流循环泄压

5、，但套压反复变化，21日套压多数时间保持在20MPa以上，21日20:05，套压急剧上升，地面控制系统失效，决定放喷泄压，20:45,拉响警报，启动应急预案，正式通知居民疏散；21:05，南方公司书面通知宣汉县政府，启动“企地联合应急预案”；21:37,套压上升到56.4MPa,开启一条放喷管线放喷；22:35，两条副放喷管线点火放喷；23:40,主放喷管线点火放喷，三条管线放喷，套压降至4-5MPa。,中石化“12.21”清溪1井井喷事故,原因分析 清溪1井是清溪构造的第一口预探井，对地层情况了解、认识不足。该井主要目的层为石炭系储层，兼探嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组。飞仙关二段可能钻

6、遇气层，而本井在飞三段意外钻遇大气藏（估计井口流量1000-1200万方/天），且不含H2S。 海相碳酸盐岩地层，地层压力预测难度大，压力预测精度低。本井飞仙关至龙潭组（4180-5220m）设计地层压力系数1.30-1.45,采用钻井液密度为1.60g/cm3，突然钻遇异常高压地层（经关井、压井过程推算地层压力系数1.80左右），井内液柱压力不能平衡地层压力发生溢流。,所钻地层为裂缝型灰岩气藏，同一裸眼井段、同一层位，漏、溢矛盾突出，漏、溢之间压力窗口窄，增加了溢流处理难度。溢流发生后，关井套压上升到20MPa,又很快降低，后续的节流压井数据证实，出现了多次井漏现象，井漏与溢流同时存在。 部

7、分井控配套设备不能满足高压、高产气井的要求。压井抢险施工过程中，管汇闸门、弯头及管线多次被高速流体刺坏，尤其在第一次压井抢险中，节流阀失效，节流套压上不去，致使压井不成功。,问题和教训 对川东北地区地质情况的特殊性认识不足，对天然气资源的勘探开发中可能出现的安全风险估计不足。 应急机制不够完善和应急处置能力不足。 部分井控配套设备可靠性差，使用寿命短，不能满足高压、高产、高含硫化氢气井的要求。,13天3次压井使用了6套节流管汇。,现场被刺坏的法兰、弯头,清溪1井的幸运之处： 1、本井虽然在普光气田的相近区块，目的层基本相同，但天然气不含硫化氢。 2、在二开期间，因储备浆储备能力远未达到标准要求

8、及放喷口直对井队生活区且距离太近等问题，停工整改40天，提高了应急处置能力。 3、第一次在川东北开展了进入主要目的层前的企地疏散演练工作。 4、第一口配备大功率防空警报器的探井。 5、在进入油气层前，强制要求更换了所有封井器闸板胶蕊。,针对事故，深刻吸取事故教训，中石化采取了一系列措施： 关于印发中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定的通知（中国石化安200647号； 关于制修订油田企业基层应急预案的通知（中国石化按油函200673 号，含油田板块钻井队应急预案模板） 关于进一步加强川东北地区10项安全措施的通知（中国石化安200771号文）。 开展含硫天然气放喷点火技术与装置研究,1

9、、施工现场的放喷及节流管汇的安装固定要牢固、规范，最 大限度减少弯头使用数量。使用的弯头必须是整体式弯头。 2、放喷管线通径必须达到102mm。尽量在钻前工程时改善井场外放喷管线所处地面条件。 3、钻遇主力气层前，最后一层技术套管的抗内压强度要尽可能达到Q/SHS0003.12004天然气井工程安全技术规范的要求。 4、钻抵气层15m以前，放喷口要保持长明火并储备100支射程50米以远的礼花弹。施工队伍必须同时具备三种点火方式。,川东北勘探加强了井控管理,5、在“一字号”和井探风险大的探井使用双节流双压井配套标准，最大限度提高井控能力，降低井控风险。 6、各施工单位井场必须配有大功率的电动防空

10、报警器（声压级别135分贝，至少能传出2000米以外）和手摇防空报警器。 7、进一步规范套管头、钻井四通、内防喷管线、升高短节等井口装置的安装质量和和试压工作。 8、严格验收程序，各施工单位所在油田副总以上领导带队验收合格后，向南方公司提出验收申请。 9、施工井队必须配备气动下灰加重装置。储备防喷器闸板及胶芯，现场储备一次全部能更换完全的放喷管弯头。 10、对已开钻的1字号井要做好井控和防硫化氢风险评估，,11、加强企地应急联动，勘探南方分公司的一级应急预案必须向项目实施所在地的县安监部门备案、各施工单位的二级应急预案必须向工地所在地乡镇政府备案， 凡发生溢流放喷事件，基层施工队负责向乡（镇）

11、和村报告，协助乡（镇）政府及时搞好居民的安全疏散撤离工作。,E、近年来钻井技术进步的要求 气体钻井：空气、氮气、雾化、泡沫等, 2008年开展47井次，进尺33059.92m，占全部进尺的33%；2009年共28井次，进尺22595.52m，占进尺的37.35%；2010年1-11月，共51井次，进尺47526.99m , 占进尺的49.33%。 欠平衡钻井、控压钻井； 以上技术的应用，对提速、提效起到关键性的作用，也存在井控风险。,F、对“三高”井与一般井的井控管理实行分级要求 “三高”井与一般井的井控管理分别对待，既削减了“三高”井的井控风险，又有利于提高条例的可操作性。,二、第三、四、五

12、章修订情况,第三章 钻井井控管理要求 原规定本章是14条，修订后规整为11条，将原来的设计（第1517条）、技术交底（第21条）、应急预案（第22条）、钻开油气层审批制度、坐岗观察制度、24小时值班制度（第23-25条）纳入第二章井控管理基本制度，参照国标、行标、企标和中石油钻井井控规定，增加了井位选址、表层套管下深、钻井井控基本要求、钻开油气层应具备的条件、进入油气层主要井控措施、溢流和井控处置及关井原则、井喷失控处理原则、下套管固井基本要求、液相欠平衡井控特殊要求、气体钻井井控特殊要求等条款。,第二十三条 井位选址基本要求 （一）井位选址应综合考虑周边人口和永久性设施、水源分布、地理地质特

13、点、季风方向等，确保安全距离满足标准和应急需要。矿区选址应考虑矿井坑道分布、走向、长度和深度等。 （二）井场道路应能满足标准要求，不应有乡村道路穿越井场，含H2S油气井场应实行封闭管理。 （三）油气井井口间距不应小于3m；高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8m。 （原规定第十九条钻前井场及井场道路布置，应能满足井喷或硫化氢溢出时人员和设备撤离的要求。）,第二十四条表层套管下深应能满足井控装置安装和封固浅水层、疏松层、砾石层需要，且坐入稳固岩层应不小于10m；山区“三高”气井表层套管下深应不少于700m；固井水泥应返至地面。 （增加条：Q/SH 0033 3.3.1井身

14、结构设计要求）,第二十五条钻井井控基本要求 （一）钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高压力等级相匹配。当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按最大关井井口压力选用。 AQ2012、行业标准、安监总局石油天然气安全规程专家研讨会议纪要,AQ标准调研组在雷北1井检查,（二）区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从技术套管固井后至完井，均应安装剪切闸板。(SY5964 3.3.2.8、中石油第二十三条第五款） （三）钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪

15、、正压式空气呼吸器、充气机、报警装置、备用气瓶等，并按标准安装固定式检测报警系统。 （Q/SH 0033 5.3硫化氢监测、5.4呼吸保护设备条款要求） （四）每次开钻及钻开主要油气层前，应向施工人员进行地质、工程和应急预案等井控措施交底，明确职责和分工。（SY6246 5.3 ）,（五）新区第一口探井和高风险井应进行安全风险评估，落实评估建议及评审意见，削减井控风险。（关于进一步加强川东北地区10项安全措施的通知（中国石化安200771号）文件要求） （六）“三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装置。（Q/SH 0033 3.3.3.3.1要求）,燃烧筒及点火杆的安

16、装位置,控制箱,第二十六条钻开油气层应具备的条件 （一）管理基本条件。加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报；进入油气层前50100m，按照设计下部井段最高泥浆密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，确保井筒条件满足井控要求；开发井应安排专人检查邻近注水（气、汽）井停注和泄压情况。（中石油第三十一条第一款）,（二）应急基本条件。高含H2S油气井钻开产层前，应组织井口500m内居民进行应急疏散演练，并撤离放喷口100m内居民。（中国石化安2009189号关于调整东北地区若干安全环保监管措施的通知）,（三）井控基本条件。钻台应备好与防喷器闸板尺寸一致且能有效使用的防喷单根；“三高”油气井应对全套井控

17、装置进行试压，并对防喷器液缸、闸板、控制部分作可靠性检查；对含硫油气井连续使用超过3个月，一般油气井连续使用超过12个月的闸板胶芯予以更换。 （四）物资储备条件。认真落实压井液、加重剂、加重泥浆、堵漏材料和其他处理剂的储备数量；对于距离远、交通条件差和地面环境复杂的井应适当提高应急物资储备标准。,第二十七条 进入油气层主要井控措施 （一）发现设计地层压力与实钻不符时应及时报告；变更泥浆设计须经批准；紧急情况可先处理、后补报。（SY6426 6.1） （二）按照要求进行低泵冲试验。起钻前应进行短程起下，确保油气上窜速度满足标准；下钻完毕应测油气后效。 （SY6426 6.3、6.4） （三）起钻

18、完毕应及时下钻，检修保养时井筒应有足够数量的钻具并加强坐岗观察。空井状况严禁检修保养。 （SY6426 6.5） （四）发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力时，应确保液柱压力不小于裸眼段地层最高压力。 （SY6426 6.2） （五）在含硫油气层钻进，泥浆中应提前加入足量除硫剂，并保证pH值不小于9.5。 （SY5087 6.3）,第二十八条 溢流和井漏处置及关井原则 （一）发现溢流、井漏及油气显示异常应立即报告司钻，并做到溢流量1m3报警、 2m3关井，确保快速控制井口。（Q/SH 0033 3.8.1） （二）发现泥浆气侵应及时排除，未经除气不得重新入井。对气侵泥浆加重应停止

19、钻进，严禁边钻进边加重。（SY6426 6.6、6.7）,（三）起下钻发生溢流时，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞；条件允许时应抢下钻具，然后关井。关井后应及时求压和求取溢流量。（SY6426 7.3） （四）任何情况下关井，最大允许关井套压均应同时不超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力。在允许关井套压值内严禁放喷。（SY6426 7.5）,（五）气井关井后应采取措施，防止井口压力过高；空井关井后，应根据溢流严重程度，分别采取强行下钻分段压井法、置换法和压回法等措施进行处理。（SY6426 7.6、7.7） （六）压井施工作业应有详细设计，作业前应进行技术交底、设备检查

20、并控制和落实岗位操作人员；压井结束后应认真整理压井作业单。（SY6426 7.9） （七）钻进中如发生井漏，应将方钻杆提出转盘以便观察，处理时应遵守“先保持压力，后处理井漏”的原则。（中石油第四十三条）,第二十九条井喷失控处理原则 （一）首先采取相应措施保护井口装置，严防井喷着火和事故继续恶化。（SY6426 9.1） （二）立即启动应急预案并做好应急响应，同时上报上级主管单位（部门）及当地政府。 （三）制定井喷及井喷失控应急抢险方案时，应同时考虑环境保护，防止发生次生环境事故。抢险方案每个步骤实施前，均应进行技术交底和模拟演习。 （四）含H2S油气井发生井喷失控，在人员生命受到严重威胁、撤离

21、无望，且短时无法恢复井口控制时，应按照应急预案实施弃井点火。（SY5087 8.3）,第三十条下套管固井基本要求 （一）下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子并试压合格。 （二）下套管前应压稳地层，确保油气上窜速度小于10m/h；固井前应确定井眼承压能力。（AQ2012 5.2.3.5.2 ) （三）固井及候凝过程中应确保井筒液柱平衡地层压力。候凝时间未到，不应进行下一步工序作业。（河飞203井） （四）固井和候凝期间，应安排专人坐岗观察。 （SY6426 6.11b）： 下套管前应更换与套管外径一致的防喷器闸板，固井全过程（起钻、下套管、固井）应保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间

22、因水泥失重造成井内压力平衡破环，甚至井喷。,第三十一条裸眼井中途测试基本要求 （一）施工应有专项设计，设计中应有井控要求。 （二）必须测双井径曲线，以确定坐封井段。 （三）测试前应调整好泥浆性能，保证井壁稳定和井控安全。 （四）测试阀打开后如有天然气喷出，应先点火后放喷。 （五）测试完毕起封隔器前，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。 （六）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。（ （七）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。

23、（ （Q/SH 0033 4.2.5）,第三十二条液相欠平衡钻井井控特殊要求 （一）液相欠平衡钻井实施条件。 1对地层压力、温度、岩性、敏感性、流体特性、组分和产量基本清楚，且不含H2S气体。（第八条、Q/SH 0033 3.8.9 2裸眼井宜选择压力单一地层，若地层存在多个压力系统，则各层压差值不应超过欠平衡钻井允许范围。 3在主要目的层进行欠平衡钻井，上层套管下深及固井质量应能满足施工要求。（第九条） 4欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。第十条,参照中石油欠平衡规定和 SY6543.1,（二）液相欠平衡钻井井控设计。 1井控设计应以钻井地质设计提供的岩性剖面、岩性特征、地温梯度、油气藏

24、类型、地层流体特性及邻井试油气等资料为依据，并纳入钻井工程设计中。（第十三条） 2选择钻井方式和确定欠压值应综合考虑地层特性、孔隙压力、破裂压力、井壁稳定性、预计产量、地层流体和钻井流体特性，以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。（第十五条） 3选择钻井井口、地面设备、钻具和井口工具应根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况确定。（第十六条） 4欠平衡钻井应安装并使用1套独立于常规节流管汇的专用节流管汇及专用液气分离器。 （第十七条）,（三）液相欠平衡钻井施工前期条件。 1成立现场施工领导小组，明确岗位、职责和权限。 （第十六条） 2组织落实施工作业准备、技术要求、

25、作业交底、开工验收等事项；组织编写应急预案并进行演练。（第二十六条） 3对欠平衡钻井装备进行安装并试压合格。按标准和设计要求储备加重泥浆及处理材料、加重材料，并配齐消防、气防及安全防护器材。 （第二十九条） 4配备综合录井仪，且监测设备应能满足实时监测、参数录取的要求。,（四）液相欠平衡钻井施工作业。 1发现返出量明显增多或套压明显升高时，应在安全的前提下关井求压，并根据地层压力调整泥浆密度。（第三十三条） 2钻井队、录井队和欠平衡服务队值班人员应分工明确，实时观察并记录循环罐液面、钻井与泥浆参数、气测全烃值、返出量、火焰高度等变化，发现异常应立即报告。 （第三十四条） 3套压控制应以立管压力

26、、循环液面和排气管出口火焰高度或喷出情况等为依据，综合分析，适时进行处理。 （第三十五条）,4每次起钻前均应对半封闸板防喷器进行关开检查；每次下钻前应对全封闸板防喷器进行关开检查。 （第三十七条） 5钻柱至少应接2个止回阀，其中钻具底部至少应接1个常闭式止回阀。每次下钻前，应由专人负责检查确认钻具止回阀功能完好后方可入井。（sy6543.1 12.3、 12.4） 6钻进或起下钻具时，发现旋转防喷器（旋转控制头）失效时应紧急关井，视现场情况确定下一步施工措施。,（五）进行液相欠平衡钻井时，如发现返出气体中含H2S，钻具内防喷工具失效，设备无法满足工艺要求或地层溢出流体过多等任何一种情况时，应立

27、即终止欠平衡钻井作业。（第四十三条）,第三十三条 气体钻井井控特殊要求。 （一）气体钻井施工基本条件 1地层压力剖面和岩性剖面清楚，井身结构合理，裸眼井段井壁稳定。 （Q/SH 0034 4.1） 2地层出水量不影响井壁稳定和气体钻井工艺实施，且所钻地层不含H2S气体。 （Q/SH 0034 4.3） 3实施空气钻井井段返出气体中全烃含量小于3；实施氮气钻井井段天然气出气无阻流量在8104 m3/d 以下。 （Q/SH 0034 4.2） 4实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。,参照Q/SH 0034,（二）气体钻井井控设计特殊要求。气体钻井井控设计应纳入钻井工程设计中，至少应包括：分层地层

28、压力系数、地表温度和地温梯度；准确预告所钻井段油、气、水层和预测产量，并提供地层流体组份和性质；气体流量设计；气体钻井井控设备配备及安装使用；燃爆检测系统、气防器具和消防器材配备及安装使用；异常情况应急措施等。 （Q/SH 0034 5）,（三）气体钻井准备及施工特殊要求。 1按照标准和设计要求安装好井控装置、气体钻井设备及监测仪器设备，配齐消防、气防及安全防护器材，并按要求储备泥浆及处理材料、加重材料。 （Q/SH 0034 6、8） 2施工作业前应由气体钻井工程师、地质工程师和井队工程师对全体施工作业人员进行作业交底，并组织进行施工前检查验收。 （Q/SH 0034 6.3）,3编制气体钻

29、井专项应急预案，并组织培训和演练。 （Q/SH 0034 6.7） 4在钻柱底部（钻头之上）至少安装1只钻具止回阀。 （Q/SH 0034 7.3.1） 5实施气体钻前应关闭内防喷管线靠近四通的平板阀，且每趟钻活动1次；每趟钻至少应用喷射接头冲洗1次防喷器；每次下完钻应在钻杆顶部接1只可泄压止回阀。（ Q/SH 0034 7.3.1）,（四）气体钻井终止条件。（ Q/SH 0034 7.4） 1全烃含量连续大于3%或井下连续发生2次燃爆，应立即停止空气钻井并转换为其他钻井；天然气出气无阻流量超过8104 m3/d，应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。 2钻遇地层出油，应立即停止并转换为其他钻井方式。 3钻井过程发现返出气体含有H2S，应立即停止气体钻井并转换为常规钻井。 4大风天气且风向使排砂口处于井场上风方向并危及井场安全时，应立即停止气体钻井。,第四章 录井井控管理要求 原规定5条，修订后7条，增加防硫化氢内容 第三十四条录井队应结合钻井队应急预案编制防井喷、防H2S应急预案，并参加联合应急演练。（AQ2012 5.3.1） 第三十五条 在含H2S区域或新探区录井作业时，应按标准安装固定式气体检测报警系统及声