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《中国石油化工集团公司文件》中国石化安[2011]907号


中国石油化工集团公司文件 中国石化安〔2011〕907 号 《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

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中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定
通用业务制度---实施类 中原石化石油与天然气井井控管理规定

制度名称 制度 编号 制度 版本 所属业务类别

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ZGSH-B12020222-359-2011-1 2011-1

制度 文号 主办 部门 会签 部门 审核 部门 签发 日期 生效 日期

中国石化安〔2011〕907 号

安全环保局 油田勘探开发事业部 石油工程管理部 信息系统管理部、法律事务 部、企业改革管理部 2011 年 10 月 10 日

健康安全环境管理 安全监 督管理 专项安全监督管理 企业制定执行类制度 安全环保局 原 《石油与天然气井井控管规 定》 (中国石化安〔2010〕579 号)同时废止

下位制度制定者

解释权归属

废止说明

2011 年 10 月 10 日

制定目的 制定依据 适用范围 约束对象

强化中国石化石油与天然气井控安全管理。 依据国家法律、法规及中国石化安全生产有关要求 各油田企业 石油与天然气井井控管理工作
业务 类别 所属

涉及的相关制度

层级 业务 类别 所属 层级

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1 基本要求 1.1 认真贯彻落实“安全第一,预防为主”的方针和“以人为本” 的理念,不断强化油气勘探开发过程井控管理,严防井喷失控、H2S 等 有毒有害气体泄漏事故,保障人民生命财产安全、保护环境,维护社 会稳定,有利于发现、保护和利用油气资源。 1.2 井控管理是系统工程,涉及井位选址、地质与工程设计、设 备配套、安装维修、生产组织、技术管理、现场管理等工作,需要计 划、财务、设计、地质、生产、工程、装备、监督、培训、安全等部 门相互配合,共同做好井控工作。 1.3 本规定所称“井控”是指油气勘探开发全过程油气井、注水 (气)井的控制与管理,包括钻井、测井、录井、测试、注水(气) 、 井下作业、正常生产井管理和报废井弃臵处理等各生产环节。 1.4 本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含 H2S 特征的 井。其中, “高产”是指天然气无阻流量达 100×10 m /d 及以上; “高 压”是指地层压力达 70MPa 及以上; “高含 H2S”是指地层气体介质 H2S 含量达 1000ppm 及以上。 1.5 本规定适用于中国石化国内陆上石油与天然气勘探开发井控 管理;海上油气勘探开发井控管理应依据海上井控管理特殊要求,在 本规定基础上修订完善执行;陆上 CO2 气体、非常规天然气等勘探开发 井控可参照本规定执行。 1.6 各油田企业应根据本规定,结合本地区油、气和水井的特点, 制定具体实施细则。
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2 井控管理基本制度 2.1 井控分级管理制度。总部及油田企业(单位)成立井控工作领 导小组,全面负责井控工作。 2.1.1 总部成立井控工作领导小组,股份公司总裁担任组长,分管 油田企业的副总经理和高级副总裁担任副组长,成员由石油工程管理 部、油田勘探开发事业部、安全环保局、物资装备部、生产经营管理 部、发展计划部、集团(股份)财务部和人事部等部门负责人组成。 2.1.2 总部井控工作领导小组综合管理与监督办公室设在安全环保 局,负责井控日常综合协调管理和监督工作。 2.1.3 油田企业应成立由行政正职为组长,上市和存续分管领导为 副组长,安全、工程、地质、生产、设备、计划、财务、人事、教育 培训、设计和监督等部门负责人参加的井控工作领导小组,并根据企 业实际在相关部门成立领导小组监督管理办公室,或在安全部门、业 务部门分设井控监督和管理办公室,明确规定各自监督和管理职责。 2.1.4 钻井、测井、录井、井下作业与试油(气)等专业化公司和 油气生产单位,以及设计、监督、井控设备检验维修等单位应成立由 行政正职为组长,相关职能部门参加的井控工作领导小组,负责本单 位井控工作。 2.1.5 各钻井、测井、录井、井下作业、采油(气)等基层队伍, 应成立以队长为组长的井控工作领导小组。 交叉作业或联合作业现场, 应成立以主要作业单位为组长,业主与相关单位参加的现场井控领导 小组。
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2.2 井控工作责任制度。井控工作按照“谁主管,谁负责”的原 则,各级井控工作领导小组及成员部门均负有井控工作责任。 2.2.1 总部井控工作领导小组及成员部门职责 2.2.1.1 井控工作领导小组职责 (1)组织贯彻落实国家安全生产法规和行业井控安全标准,健全井 控监督管理机构并落实专职人员。 (2)负责审定企业井控标准和管理制度。 (3)每年组织 1 次井控专项检查,及时发现并研究解决井控工作中 的重大问题。 (4)定期召开井控工作领导小组会议,听取井控技术管理、综合管 理及监督部门工作汇报;组织召开年度井控工作会议,全面总结部署 井控工作。 (5)审批勘探开发项目,保证井控本质安全。 (6)审批井控隐患治理项目及资金。 (7) 发生井控突发事件时, 按照规定程序启动应急预案并组织抢险。 2.2.1.2 安全环保局职责 (1)安全环保局为总部井控工作领导小组综合管理与监督办公室, 负责井控日常综合协调管理和监督工作。 (2)贯彻落实行业和企业井控安全标准、制度,组织制(修)订企 业井控安全标准、制度。 (3)督促协调各部门做好井控相关工作,并监督检查企业的井控法 规、标准和制度执行情况。
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(4)编制中国石化井控隐患治理计划并监督实施。 (5)负责筹备并组织井控安全专项检查。 (6)及时汇报井控综合管理和监督工作,筹备井控工作领导小组例 会和年度工作会议并负责贯彻落实会议精神。 (7)参与井控应急抢险与指挥,组织井喷事故调查。 (8)完成总部井控工作领导小组交办的其他工作。 2.2.1.3 石油工程管理部职责 (1)石油工程管理部为集团公司井控技术管理责任部门,具体负责 施工作业井控技术管理工作。 (2)贯彻落实行业和企业井控技术标准,组织制(修)订钻井、井 下、测井、录井等企业井控技术标准。 (3)负责井控培训机构资质管理和井控技术培训工作。 (4)负责钻井、试油(气) 、井下、测井、录井和专业试压队伍, 以及井控设备检验维修机构资质管理,确保专业队伍井控能力达到要 求。 (5) 负责油田勘探开发工程技术服务市场管理, 严格市场准入制度, 落实承包商井控责任。 (6)组织制定重大井控技术方案与设计论证,并组织重大井控隐患 治理项目的实施。 (7)负责井控装备管理,确保装备本质安全。 (8)参与井控应急抢险指挥和井喷事故调查处理。 (9)定期向总部井控工作领导小组汇报施工作业井控技术管理工
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作。 (10)参与井控安全专项检查。 2.2.1.4 油田勘探开发事业部职责 (1)油田勘探开发事业部为股份公司井控技术管理责任部门,具体 负责油气勘探开发油气水井井控技术管理工作。 (2)贯彻落实行业和企业井控技术标准、制度,组织制(修)订油 气勘探开发井控技术标准。 (3)负责股份公司井控培训工作。 (4)组织制定勘探、开发部署方案和重点开发油气井井控设计与技 术方案论证,组织重大井控隐患治理项目实施。 (5)负责油气井井控设备管理,确保井控技术装备本质安全可靠。 (6)负责工程监督人员资质及现场管理。 (7)参与井控应急抢险指挥和井喷事故调查处理。 (8)定期向总部井控工作领导小组汇报勘探开发过程油气水井控 技术工作。 (9)参与井控安全专项检查。 2.2.1.5 其他部门职责。 生产经营管理部、物资装备部、发展计划部、集团(股份)财务部 和人事部均为总部井控工作领导小组成员部门,配合主管部门开展井 控工作。生产经营管理部重点做好井控应急协调工作,物资装备部重 点做好井控设备配套工作,发展计划部和集团(股份)财务部重点做 好井控工作和隐患治理资金投入,人事部重点做好井控管理机构定岗
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定编工作。 2.2.2 油田企业(单位)是井控安全管理责任主体,对本企业(单 位)井控安全负全责。油田企业及其所属油气生产单位、专业化公司、 设计监督机构和井控设备检验维修单位应按照“谁主管,谁负责”的 原则,结合井控管理实际,明确企业(单位)及部门井控工作职责。 2.2.3 总部、油田企业、油气生产单位或专业化公司等各级井控 监督、管理部门均应设臵井控专职岗位,确保井控责任制的落实。 2.3 井控工作检查制度。各级井控工作领导小组应定期组织开展 井控检查工作。其中,总部每年 1 次,油田企业每半年 1 次,专业化 公司及油气生产单位每季度 1 次,基层单位每月度 1 次。 2.4 井控工作例会制度。各级井控工作领导小组应定期召开井控 工作例会,认真总结、部署井控工作,及时研究解决井控管理和监督 方面存在的问题。其中,总部每年 1 次,油田企业每半年 1 次,各专 业化公司及油气生产单位每季度 1 次,基层单位每月 1 次。 2.5 井控持证上岗制度。各级主管领导、管理人员和相关岗位操 作人员应接受井控技术和 H2S 防护技术培训,并取得“井控培训合格 证”和“H2S 防护技术培训证书” 。 2.5.1“井控培训合格证”持证岗位 2.5.1.1 油田企业领导及管理人员:行政正职,主管勘探、开发 和安全的企业领导;勘探、钻井、开发、生产、安全、设计、监督部 门领导以及参与井控管理的人员。 2.5.1.2 钻井、井下、测井、测试、录井公司和采油(气)厂领
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导及管理人员: (厂长) 主管生产、 经理 , 技术和安全工作的副经理 (副 厂长) ,正副总工程师;工程技术、生产管理和安全管理部门领导以及 参与井控管理的人员。 2.5.1.3 施工队伍 (1)钻井队(平台) :平台经理、正副队长、指导员、钻井工程师 (技术员) 、安全员、钻井技师、大班司钻、泥浆工程师、司机长、正 副司钻、井架工。 (2)试油(气)与井下作业队(平台) :平台经理、正副队长、作 业工程师(技术员) 、安全员、作业技师、大班司钻、正副司钻和井架 工。 (3)测井队与录井队:正副队长、现场施工人员。 (4)采油(气)队:正副队长、技术人员、安全员。 2.5.1.4 其他人员 (1)钻井、试油(气) 、井下作业等工程、地质与施工设计人员, 现场监督人员。 (2)井控专业检验维修机构技术人员和现场服务人员。 (3)从事欠平衡钻井、测试、泥浆、取心、定向井等专业服务的 技术人员及主要操作人员。 2.5.2“H2S 防护技术培训证书”持证岗位 2.5.2.1 机关人员:在含 H2S 区域从事钻井、测井、试油(气) 、 井下作业、录井作业和油气开发的相关领导及管理人员。 2.5.2.2 现场人员:在含 H2S 区域从事钻井、测井、试油(气) 、
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井下作业、录井作业和油气开发的现场操作及管理人员。 2.5.3 上述培训及复审应在总部认证的相应培训机构进行。 2.6 井控设计管理制度 2.6.1 从事钻井、试油(气)和井下作业工程设计单位应持有相 应级别设计资质;从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。 2.6.2 设计人员应具有相应资格,承担“三高”井工程设计人员 应拥有相关专业 3 年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。 2.6.3 油气井工程设计和施工设计均应设立《井控专篇》《井控 。 专篇》以井控安全和防 H2S 等有毒有害气体伤害为主要内容。 2.6,4 所有设计均应按程序审批,未经审批不准施工; “三高”油 气井应由企业分管领导审批。如因未预见因素需变更设计时,应由原 设计单位按程序进行,并出具设计变更单通知施工单位。组织工程设 计与地质设计审查时,应有安全部门人员参与审查《井控专篇》 。 2.7 甲方监督管理制度 2.7.1 所有钻井、试油(气)和井下作业应由甲方派出现场监督 人员。 “三高”油气井、预探井和其他重点井应实行驻井监督工作制; 一般开发井可实行“一般工序巡视监督,关键工序现场监督”工作制。 2.7.2 现场监督人员除履行工程质量监督职责外,应同时负责监 督井控和 HSE 工作。 2.7.3 对钻井、 (气) 试油 和井下作业监督人员实行资质管理; “三 高”井和预探井的监督人员应持有总部颁发的监督证书。监督人员资 质管理由油田勘探开发事业部负责。
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2.8 井控和 H2S 防护演习制度。基层队伍应根据施工需要,经常开 展井控和 H2S 防护演习。演习应按程序进行,并通知现场服务的其他 专业人员参加。演习应做好记录,包括班组、时间、工况、经过、讲 评、组织人和参加人等。 2.8.1 钻井井控演习分正常钻井、起下钻杆、起下钻铤和空井 4 种工况。常规井演习应做到每班每月每种工况不少于 1 次,钻开油气 层前需另行组织 1 次;高含 H2S 井演习应包含 H2S 防护内容,钻开含 H2S 油气层 100 米前应按预案程序组织 1 次 H2S 防护全员井控演习。 2.8.2 试油(气)与井下作业应分射孔、起下管柱、诱喷求产、 拆换井口、 空井等5种工况组织井控演习。 常规井演习应做到每井 (每 月)每种工况不少于 1 次;含 H2S 井在射开油气层前应按预案程序和 步骤组织 H2S 防护全员井控演习。 2.8.3 采油(气)队每季度至少组织 1 次井控演习,含 H2S 井每季 度至少组织 1 次防 H2S 伤害应急演习。 2.8.4 含 H2S 油气井钻至油气层前 100 米,应将可能钻遇 H2S 层位 的时间、危害、安全事项、撤离程序等告知 1.5 公里范围内的人员和 当地政府主管部门及村组负责人。 2.9 井控设备管理制度 2.9.1 油田企业应明确井控设备管理机构,制定设备管理、检查 维修和定期检验制度,并建立设备档案。 2.9.2 所有井控装备及配件购臵,必须是中国石化供应商生产的 合格产品。
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2.9.3 实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为 13 年,控 制装臵报废年限为 15 年,管汇及阀组报废年限为 13 年。延期使用须 经第三方专业检验合格,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。 2.10 专业检验维修机构管理制度 2.10.1 井控设备专业检验维修机构应以检验维修点为基本单位取 得独立资质,未取得资质不得从事相应级别的井控检验维修工作。 2.10.2 专业检验维修机构应建立完善的检验维修质量保证体系, 检验维修应严格执行 SY/T6160《防喷器的检查与修理》等相关标准、 制度。 2.10.3 防喷器组检验维修后,应按井场联接形式组装后进行低压 和额定工作压力试压;用于“三高”气井的防喷器组应进行等压气密 检验。 2.10.4 专业检验维修机构应按照逐台、 逐项的原则, 建立防喷器、 控制系统、阀组、管汇等使用维修档案。 2.11 井控装臵现场安装、调试与维护制度 2.11.1 基层队应按设计安装使用井口设备、 井控装备和气防器具, 并认真做好日常检验维护和记录填写。 2.11.2 钻井、试油(气) 、井下作业和采油(气)使用的井口设 施、 井控装臵, 现场安装完毕或更换部件后均应进行密封试压; “三高” 气井的井口设施、井控装臵宜做等压气密检验。
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2.11.3 钻井与试油(气)防喷器除日常维护保养外,应定期进行 检查。定期检查分 3 月期检查、1 年期检查和 3 年期检查 3 类,检查 方式和检查项点应执行 SY/T6160《防喷器的检查和维修》 。对浅井、 中深井、深井、超深井防喷器的具体检查频次,油田企业可根据实际 自行确定。 2.11.4 井下作业防喷器使用期满 6 个月应进行检测;使用期满仍 须继续使用的,应经现场试压检验合格,待施工结束时再送回车间进 行检测。 2.11.5 各类 H2S 检测仪、可燃气体检测仪、大功率声响报警器等 气防器具,现场安装后应进行可靠性检测,声光报警、数值显示等达 到标准后,方可投入使用。 2.12 开钻(开工)检查验收制度 2.12.1 钻井、试油(气)与井下作业各次开钻(开工)前,均应 进行开钻(开工)检查验收。 2.12.2 检查验收可根据具体情况,分别采取业主单位检查验收, 委托施工单位检查验收或甲乙双方联合检查验收方式。检查验收合格 后下达“开钻(开工)批准书”同意开钻(开工) ;检查验收不合格不 得开钻(开工) 。 2.12.2 承钻“三高”气井,最后一次钻开主要油气层前的开钻检 查验收,应经施工企业自行组织检查验收合格后,再由甲方企业组织 正式开钻检查验收。开钻检查验收应由企业副总师以上领导带队,工 程、生产、设备、安全、环保等部门人员参加。
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2.13 钻(射)开油气层审批(确认)制度 2.13.1 钻井施工钻开油气层审批制度 2.13.1.1 钻开第1套油气层 100 米前,施工企业在自检合格的基 础上向业主企业提出钻开油气层申请,经检查验收合格并获批准后方 可钻开油气层;获准 1 个月未能钻开,须重新组织检查验收。 “三高” 气井若包括多个差异较大的主要油气层,则每钻开 1 层须检查验收 1 次。 2.13.1.2 业主企业检查验收由主管部门牵头,工程、安全、环保、 消防等部门参加,根据有关标准和制度进行。检查验收合格后,下达 “钻开油气层批准书”同意钻开油气层;检查验收不合格,则应下达 隐患整改通知书责令限期整改。 2.13.1.3 “三高”气井钻开主要气层检查验收,由油田企业副总 师以上领导带队,工程、设备、安全、环保等管理部门人员参加。 2.13.2 射孔作业射开油气层确认制度。下入射孔枪前,施工主体 单位应向业主单位提出射开油气层申请, 经现场监督人员确认同意后, 方可射开油气层。 2.14 干部值班带班制度。钻井施工、试油(气)和井下作业均应 实行干部 24 小时值班制度。开发井从钻开产层前 100 米,探井从安装 防喷器到完井期间,均应有干部带班作业; “三高”区域进行试油(气) 作业,应有干部带班作业。 2.15 坐岗观察制度。开发井从钻开油气层前 100 米,探井从安装 防喷器到完井, 均应安排专人 24 小时坐岗观察溢流, 坐岗由钻井人员、
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泥浆人员和地质录井人员负责。试油(气)和井下作业施工应安排专 人观察井口,发生溢流应按程序处臵并上报。 2.16 井喷应急管理制度 2.16.1 钻井施工、试油(气)施工、井下作业和油气生产井应按 “一井(站)一案”原则编制工程和安全综合应急预案。安全应急预 案应包括防井喷失控、防 H2S 泄漏和防油气火灾爆炸等 3 个子预案。 2.16.2 钻井施工、试油(气)施工、井下作业防井喷失控和防 H2S 泄漏应急预案,除满足规定编制要素外,还应明确规定双方应急责权、 点火条件和弃井点火决策等。 2.16.3 钻井队、试油(气)队和井下作业队分别是钻井施工、试 油(气)施工和井下作业的应急责任主体,所有配合施工作业和后勤 服务的队伍,其应急预案均应服从责任主体单位的应急预案,并服从 应急指挥。 2.16.4 安全应急预案按照分级管理的原则,分别报当地政府和上 级安全部门审查备案。 2.17 井喷事故管理制度 2.17.1 根据事故严重程度,井喷事故分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ 级。 2.17.1.1 Ⅰ级井喷事故:发生井喷失控造成 H2S 等有毒有害气体 溢散,或窜出地表、窜入地下矿产采掘坑道、伴有油气爆炸着火、危 及现场及周边居民生命财产安全。 2.17.1.2 Ⅱ级井喷事故:发生井喷失控,或虽未失控但导致 H2S
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等有毒有害气体喷出,对人员存在伤害可能,或对江河湖泊和环境造 成较大污染。 2.17.1.3 Ⅲ级井喷事故:发生井喷事故,24 小时内仍未建立井 筒压力平衡,且短时间难以处理。 2.17.1.4 Ⅳ级井喷事故:发生一般性井喷,24 小时内重新建立 了井筒压力平衡。 2.17.2 发生井喷、井喷失控或 H2S 泄漏事故,事故单位应立即上 报并启动预案。Ⅰ级和Ⅱ级井喷事故应在 2 小时内报至总部应急指挥 中心办公室和办公厅总值班室,并同时报地方政府相关部门;Ⅲ级井 喷事故应及时报总部进行应急预警。 2.17.3 发生井喷事故或 H2S 泄漏事故,均应按照“四不放过”原 则调查处理。其中,Ⅰ级井喷事故和Ⅱ级井喷事故由总部直接调查处 理;Ⅲ级井喷事故原则上由油田企业调查处理;Ⅳ级事故原则上由专 业化公司或油气生产单位调查处理。

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钻井井控管理要求

3.1 井位选址基本要求 3.1.1 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。 3.1.2 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。
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3.1.3 油气井井口间距不应小于 3 米; 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 8 米。 3.2 表层套管下深应能满足井控装臵安装和封固浅水层、疏松 层、砾石层需要,且坐入稳固岩层应不小于 10 米;山区“三高”气井 表层套管下深应不少于 700 米;固井水泥应返至地面。 3.3 钻井井控基本要求 3.3.1 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臵时,井 控装臵可按最大关井井口压力选用。 3.3.2 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。 3.3.3 钻井队应按标准及设计配备便携式气体监测仪、 正压式空 气呼吸器、充气机、报警装臵、备用气瓶等,并按标准安装固定式检 测报警系统。 3.3.4 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。 3.3.5 新区第 1 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,降低井控风险。 3.3.6 “三高”油气井应确保 3 种有效点火方式,其中包括 1 套 电子式自动点火装臵。
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3.4 钻开油气层应具备的条件 3.4.1 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 50~100 米,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。 3.4.2 应急基本条件。高含 H2S 油气井钻开产层前,应组织井口 500 米内居民进行应急疏散演练,并撤离放喷口 100 米内居民。 3.4.3 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装臵进行试压,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。 3.4.4 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。 3.5 进入油气层主要井控措施 3.5.1 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。 3.5.2 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。 3.5.3 起钻完毕应及时下钻,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。 3.5.4 发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需降低井筒液柱压力
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时,应确保液柱压力不小于裸眼段地层最高压力。 3.5.5 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。 3.6 溢流和井漏处臵及关井原则 3.6.1 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 1m 报警、2m 关井,确保快速控制井口。 3.6.2 发现泥浆气侵应及时排除,未经除气不得重新入井。对气 侵泥浆加重应停止钻进,严禁边钻进边加重。 3.6.3 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。 3.6.4 任何情况下关井,最大允许关井套压均应同时不超过井口 装臵额定工作压力、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。 3.6.5 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、臵换法和压回 法等措施进行处理。 3.6.6 压井施工作业应有详细设计,作业前应进行技术交底、设 备检查并落实岗位操作人员;压井结束后应认真整理压井作业单。 3.6.7 钻进中如发生井漏,应将方钻杆提出转盘以便观察,处理 时遵守“先保持压力,后处理井漏”的原则。 3.7 井喷失控处理原则 3.7.1 采取相应措施保护井口装臵,严防井喷着火和事故继续恶
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化。 3.7.2 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。 3 .7.3 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。 3.7.4 含 H2S 油气井发生井喷失控,在人员生命受到严重威胁、撤 离无望,且短时间内无法恢复井口控制时,应按照应急预案实施弃井 点火。 3.8 下套管固井基本要求 3.8.1 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。 3.8.2 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。 3.8.3 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,不得进行下一步工序作业。 3.8.4 固井和候凝期间应安排专人坐岗观察。 3.9 裸眼井中途测试基本要求 3.9.1 施工应有专项设计,设计中应有井控要求。 3.9.2 必须测双井径曲线,以确定坐封井段。 3.9.3 测试前应调整好泥浆性能,保证井壁稳定和井控安全。 3.9.4 测试阀打开后如有天然气喷出,应先点火后放喷。
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3.9.5 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。 3.9.6 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。 3.9.7 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。 3.10 液相欠平衡钻井井控特殊要求 3.10.1 液相欠平衡钻井实施条件 3.10.1.1 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。 3.10.1.2 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。 3.10.1.3 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。 3.10.1.4 欠平衡钻井技术服务队伍应具备相应资质。 3.10.2 液相欠平衡钻井井控设计 3.10.2.1 井控设计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。 3.10.2.2 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,
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以及套管抗内压、抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。 3.10.2.3 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。 3.10.2.4 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。 3.10.3 液相欠平衡钻井施工前期条件 3.10.3.1 成立现场施工领导小组,明确岗位、职责和权限。 3.10.3.2 组织落实施工作业准备、技术要求、作业交底、开工验 收等事项;编写应急预案并进行演练。 3.10.3.3 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。 3.10.3.4 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。 3.10.4 液相欠平衡钻井施工作业 3.10.4.1 发现返出量明显增多或套压明显升高时,应在保证安全 的前提下关井求压,并根据地层压力调整泥浆密度。 3.10.4.2 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。 3.10.4.3 套压控制应以立管压力、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。
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3.10.4.4 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。 3.10.4.5 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,由专人负责检查确认钻具止回阀功能完 好后方可入井。 3.10.4.6 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。 3.10.5 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情况 时,应立即终止欠平衡钻井作业。 3.11 气体钻井井控特殊要求。 3.11.1 气体钻井施工基本条件 3.11.1.1 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。 3.11.1.2 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。 3.11.1.3 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 8×10 m /d 以下。 3.11.1.4 实施气体钻井的专业队伍应具有相应资质。 3.11.2 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
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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。 3.11.3 气体钻井准备及施工特殊要求。 3.11.3.1 按照标准和设计要求安装好井控装臵、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。 3.11.3.2 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。 3.11.3.3 编制气体钻井专项应急预案,并组织培训和演练。 3.11.3.4 在钻柱底部(钻头之上)至少安装 1 只钻具止回阀。 3.11.3.5 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。 3.11.4 气体钻井终止条件 3.11.4.1 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 8× 10 m /d,应立即停止氮气钻井并转换为常规钻进。 3.11.4.2 钻遇地层出油,应立即停止并转换为其他钻井方式。 3.11.4.3 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。
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3.11.4.4 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。

4 录井井控管理要求 4.1 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。 4.2 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光报警系统,配备便携式气体检测仪、正压式空 气呼吸器。 4.3 综合录井仪应能为现场监督和司钻提供终端显示及井场通讯 系统。 4.4 现场录井人员应加强地质分析,在钻开油气层前向井队提出 预告。钻开油气层后,每次起下钻均应进行后效录井,测量油气上窜 速度等。 4.5 发现有油气或 H2S 显示,应先向当班司钻报告,同时向现场 监督、值班干部报告。 4.6 钻井队在起下钻、检修设备、电测等非钻进过程中,录井人 员应坚持坐岗观察,发现溢流应及时通知当班司钻,并提供井控相关 资料。 4.7 若发生井喷或 H2S 浓度超标,应按井队应急预案统一行动。

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测井井控管理要求
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5.1 “三高”油气井及重点探井测井前,应与钻井队、录井队制 定联合应急预案,并组织联合演练。 5.2 “三高”油气井及重点探井测井应有测井施工设计,并按规 定程序审批、签字。 5.3 测井车辆应停放在井架大门前,且距离井口 25 米以上。 5.4 测井队应在施工前组织召开由钻井队、地质录井队参加的施 工交底会,通报井眼状况、油气上窜速度、测井安全施工时间等,明 确配合事项,确保安全施工。 5.5 在含 H2S 井测井时,入井仪器、电缆应具有良好的抗硫性 能;现场至少应配备空气呼吸器和便携式 H2S 检测仪各 3 套。 5. 施工中应严格控制电缆起下速度, 6 钻井队应有专人观察井口, 并及时灌满泥浆。钻台上应备有 1 根带回压阀且与防喷器闸板尺寸相 符的钻杆,以备封井使用。如发生溢流,应服从钻井队指挥。 5.7 测井前应进行通井循环,保证井眼通畅、泥浆性能稳定和压 稳油气水层。测井作业应在井筒安全时间内进行,超出安全时间应通 井循环。 5.8 测井过程中发生溢流,应首先考虑切断电缆并按空井溢流处 理。 5.9 带压测井应使用专用电缆防喷器,并安装防喷管,测井仪 器长度应小于防喷管长度;带压测井防喷装臵压力级别应满足井口控 制压力要求;带压测井要有专人观察记录套压,发现异常应及时报告。

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6 试油(气)与井下作业井控管理要求 6.1 试油(气)与井下作业施工应有地质设计、工程设计和施工 设计,设计应包括井控和 H2S 防护内容,长停井作业井控措施应充分 考虑区域地质特点和该井现状。 6.2 井场设备就位与安装应符合有关规定,道路及井场布臵能满 足突发情况下的应急需要。 6.3 在含 H2S 区域进行试油(气)与井下作业施工时,应按规定 配备气防设施。 6.4 井控装臵安装要求 6.4.1 试油(气)与井下作业应安装井控装臵,气井、高气油 比井和“三高”油气井应安装液压井控装臵,压力等级原则应同时不 小于施工层位目前最高地层压力和套管抗内压强度的额定工作压力。 (80%) 6.4.2 当井下地层压力高于现有最高额定工作压力级别时,井 控装臵可按最大关井井口压力选用。 6.4.3 井控装臵组合方式由企业依据标准选择,高含 H2S 油气井 应安装剪切闸板。 6.4.4 井筒存在多种规格管柱组合时,防喷器通径应能满足不 同外径管柱的井控要求,内防喷工具应配有相应的转换接头,并能迅 速完成连接。 6.5 电缆射孔应安装全封闸板防喷器、电缆防喷器、放喷管线和 压井管线,并有专人观察井口和放喷管线出口,发生溢流时应迅速关
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井。 6.6 气井与气层不应进行抽汲作业。 6.7 连续油管作业时,应安装连续油管防喷器组;含气抽油井进 行起下抽油杆作业时,应安装抽油杆防喷器。 6.8 存在管柱上顶潜在风险井进行起下作业时,应制定防止井内 管柱顶出措施。起管柱过程中,应向井内及时补充压井液,并保持井 筒液柱压力。 6.9 采取不压井作业应使用专用设备并安装液控防喷装臵。井口 控制装臵应固定牢靠并有防顶(飞)出措施,同时现场应储备井筒容 积 1.5 倍的压井液。 6.10 不连续作业时,应关闭井控装臵。 6.11 进行抽汲、气举、泡排、连续油管、替喷、酸化压裂、钻 磨、冲砂、测试等作业,应执行相关井控要求。 6.12 试油(气)与井下作业施工时,拆卸采油(气)树部件要 清洗、保养备用,严禁使用闸板阀控制放喷或将防喷器作采油树使用。 6. 含 H2S 油气井作业应制定应急预案, 13 并报当地政府审查备案, 同时应将 H2S 气体及危害、安全事项、撤离程序等告知 1.5 公里范围 内人员。 6.14 当 2 支以上队伍联合作业时,责任主体队伍应与配合(协 助)队伍在施工前相互进行施工交底,交底内容至少包括设计、现状、 操作程序、防范措施、应急预案等,并由责任主体队伍组织联合演练。 6.15 在已开发油气区进行试油(气)与井下作业时,井口安全
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距离如未达到标准要求,应由油田企业主管部门进行安全评估、环境 评估,并按评估意见处臵。 6.16 利用井下作业设备进行钻井(含侧钻和加深钻井)时,应 执行钻井井控标准。

7 油气生产井井控管理要求 7.1 采油(气)井、注入井应根据压力等级、流体特性选择相应 的井下和地面井控装臵,并定期进行检测。 7.2 “三高”气井应安装井口安全控制系统;含 H2S 井场应安装 固定式 H2S 检测仪和防爆排风扇等,并配备足够数量的气防器具。 7.3 采油井在开关井作业前应做好检查和准备工作,并按操作规 程实施开关井作业。气井、 “三高”油气井开井前应编制施工方案,方 案中应包括井控内容。 7.4 采油(气)井在生产过程中,应严格执行生产管理制度,及 时开展生产动态监测和分析;含 H2S、CO2 等酸性气体的采气井,应按 照工艺设计要求采取防腐、防垢、防水合物等工艺措施。 7.5 出砂气井应采取防砂、控砂措施,并制定针型阀、油嘴等节 流装臵冲蚀情况检查检测制度。 7.6“三高”油气井管汇台和井口装臵应定期进行配件完整性、 灵活性、密封性,以及腐蚀状况等专项检查和维修保养,并做好记录。 7.7 采油(气)井进行清蜡、洗井、气举诱喷等作业和试井作业 施工前,应提前预测压力变化,并下达施工设计,其内容应包含井控
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安全及防井喷措施。 8 长停井与废弃井井控管理要求 8.1 长停井应保持井口装臵完整,并制定巡检、报告制度; “三 高”油气井应根据停产原因和停产时间,采取可靠的井控措施。 8.2 废弃井封堵施工作业应有施工设计,并按程序进行审批。作 业前应进行压井,压稳后方可进行其他作业。 8.3 采油及注入井废弃时,井口套管接头应露出地面,并用厚度 不低于 5 毫米的圆形钢板焊牢,钢板面上应用焊痕标注井号和封堵日 期。气井及含气油井废弃时应安装简易井口,装压力表,盖井口房。 8.4 已完成封堵的废弃井每年至少巡检 1 次,并记录巡井资料; “三高”油气井封堵废弃后应加密巡检。

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