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钻井井控实施细则-2014(定稿版)


新疆油田钻井井控实施细则
(14 版) ?? ????? ????? ?????

新疆油田公司 2013 年 9 月

目 第一章 总则 ?第二章 井控设计



?第三章 井控装臵的安装、试压、使用和管理 ?第四章 钻开油气层前的准备和检查验收 ?第五章 油气层钻井过程中的井控作业

?第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 ?第七章 井控技术培训 ?第八章 井控管理 ?第九章 附则 1 .钻井井控风险分级 2.“三高”油气井定义 3. 关井操作程序 4. 带顶驱钻机关井操作程序 5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6.用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序 7. 防喷演习记录表格式 8. 坐岗记录表格式 9. 低泵冲试验表格式 10. 油气上窜速度表格式及计算公式 11. 关井提示牌格式 12. 钻开油气层检查验收证书格式
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13. 钻井队井控资料目录 14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表

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第一章 第一条

总 则

为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规

定》和行业标准,规范新疆油田的井控工作,预防井喷、井喷失控、井喷 着火事故的发生,保证人民生命财产安全,保护环境和油气资源不受破坏, 制定本细则。 第二条 各单位应,认真贯彻 “安全第一、预防为主、综合治理”的 方针,树立“以人为本”的理念,坚持“井控、环保,联防联治”的原则。 ?? 第三条 井控工作是一项系统工程,涉及到建设方、承包方的勘探开

发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门,必须各司其 职、齐抓共管。 第四条 井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井

控作业、井控技术培训以及井控管理等。 ?? 第五条 油气井都应安装防喷器,在新疆油田进行钻井作业的所有单

位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。 第六条 欠平衡钻井作业中的井控技术和管理,执行《中国石油天然

气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》 、 《欠平衡钻井技术 规范》和本细则。

第二章 第七条

井控设计

地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计

时,应按设计审批程序经批准后实施。 第八条 地质设计书中,应明确所提供井位是否符合以下条件: 井口距离高压线及其它永久性设施不小于 75m;距民宅不小于 100m; 距铁路、高速公路不小于 200m;距学校、医院、油库、河流、水库(井深

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大于 800m 的井,距水库堤坝应不小于 1200m) 、人口密集及高危场所等不小 于 500m。 若安全距离不能满足上述要求,由油田公司工程技术处组织建设方进 行安全与环境评估,经油田公司主管领导批准后,按评估意见处臵。 稠油井的安全距离执行 GB50183-2004 中的相关规定。 第九条 建设方在定井位时, 应对探井周围 3km, 新区开发井周围 2km, 其它井周围 1km 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、公路(国道、省道) 、铁路、水资源情况和风向变化 等进行勘察和调查,对距井口 60m 以内的地下管网(油管线、水管线、气 管线及电缆线等) 、通讯线等进行勘查,并在地质设计中标注说明;特别需 标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度;江 河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位臵和走向等。 第十条 地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探

情况,提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面(新区第一口预 探井可以不提供本井地层破裂压力数据,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检验资料) 、浅气层资料、油 气水显示和复杂情况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井(VSP) 。 第十一条 在开发调整区钻井,地质设计书中(地质方案编制部门)

应提供 300~500 米范围内(具体距离范围由开发处评估后决定) ,注水、 注汽(气)井分布及注水、注汽(气)情况,提供分层动态压力数据。开 钻前由勘探、开发公司项目经理部(建设方)地质监督或受委托的相关单 位地质员,对相应的停注、泄压等措施进行检查(检查结果记录在井队

井控专用本上)落实,直到相应层位套管固井候凝完为止。
第十二条 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,在工程设计中明确应采取的相应安

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全和技术措施。 第十三条 工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计,钻

井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准, 另加一个安全附加值: (一)油井、水井为 0.05~0.10g/cm3 或增加井底压差 1.5~3.5MPa; (二)气井为 0.07~0.15g/cm3 或增加井底压差 3.0~5.0MPa。 对于已有钻井资料的高压低渗油气井,其钻井液密度的选择,也可以 参考已钻邻井的实际钻井液密度值。 具体选择安全附加值时,应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的 埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层 破裂压力、井控装备配套等因素。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密 度设计,其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。 井深≤500m 的井及气油比≥300 的油井,执行气井附加值。 第十四条 工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、

岩性剖面及保护油气层的需要,设计合理的井身结构和套管程序,并满足 如下要求: (一)探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素, 宜留有一层备用套管; (二)在井身结构设计中,同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力 当量密度差值不宜大于 0.5g/cm3,地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值 不应大于 0.4g/cm3; (三)在地下矿产采掘区钻井,井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距 离不少于 100m,套管下深应封住开采层并超过开采段底界 100m; (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)高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面;
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(六) 含硫化氢、 二氧化碳等有害气体和高压 (预计井口压力大于35MPa 的井)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,水泥宜返到地面。其他井的油层套管水泥应 返至技术套管内或油、气层以上300m。 (七)对于含硫化氢、二氧化碳的油气井,应由工程技术处组织安全 评估后实施。 (八)依据SY/T5731-2012《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理 的悬挂载荷。 第十五条 探井每层套管固井开钻后,按 SY/T 5623-2009《地层压力 预(监)测方法》实测地层破裂(漏失)压力,实测地层破裂(漏失)压 力适用于砂泥岩为主的地层,对于脆性地层只做承压试验。在钻穿套管鞋 以下第一个砂层进行破裂压力试验,新井眼长度不宜超过 100m。试验压力 应低于井口承压设备中的最小额定工作压力,应同时低于套管最小抗内压 强度的 80%;或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附 加 0.3g/cm3 时,应终止试验。 在实测井口压力时应考虑,使试验压力(井口压力)+套管内、外压差 (套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算) ≦ 套管最小抗内压强度的 80%。 开发井由开发公司根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情 况,决定是否需测定地层破裂压力。如果同一构造的邻井已取得同地层、 相近井深的地层破裂压力数据,则可以不做地层破裂压力试验。 用泵车或专用试压泵(电动钻机用钻井液泵)测定地层破裂压力试验。 第十六条 井控装臵的配套标准: (一)防喷器压力等级的选用,原则上应与相应井段中的最高地层压 力相匹配,同时综合考虑套管最小抗内压强度的 80%、套管鞋破裂压力、地
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层流体性质等因素,并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。 对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井,也可以利用邻井实 际使用的钻井液密度值换算成压力,依据换算的压力选择防喷器压力等级。 环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。对地层压 力大于 105MPa 的井,安装 105MPa 的井口装臵。 防喷器组合形式如下: 1、14MPa 稠油井防喷器组合形式如图 1、图 2;

2、14、21MPa 防喷器组合形式如图 3: 3、35MPa 防喷器组合形式如图 3、图 4、图 5:

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半封 全封 全封 半封
全封 半封

1# (常关)

2# (常开)

3# (常开)

4# (常关)

1# (常关)

2# (常开)

3# (常开)

4# (常关)

图4

35、70MPa 井控装置组合图(半封+全封+半封+四通)
图5 35、70MPa 井控装置组合图(环型+全封+半封+四通)

4、70MPa 防喷器组合形式如图 4、图 5、图 6、图 7、图 8:

半封

全封剪切 半封

图6

1# (常关)

2# (常开)

3# (常开)

4# (常关)



图6

5、105MPa 及以上防喷器组合形式如图 6、图 7、图 8:

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6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井,防喷器组合形式如图 4、 图 5、图 6、图 8: (二)节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配: 1、14MPa、21MPa 节流管汇如图 9A、图 9B、图 9C;

2、35MPa 节流管汇如图 10A、图 10B、图 10C、图 11;

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3、70MPa 节流管汇如图 11、图 12;

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4、105MPa 节流管汇如图 12。 (三)压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配, 止回阀端接 2"由壬,由壬压力级别与所用管汇级别一致,直通端可作副放 喷管线: 14MPa、21MPa 和 35MPa 压井管汇如图 13,70MPa、105MPa 压井管汇如 图 14。

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(四)对只有表层套管,不下技术套管的井,可根据地层压力,选用 21MPa 或 35MPa 的井控装臵。 (五)套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。 (六)设计中应绘制各次开钻井口装臵及井控管汇安装示意图,并提 出相应的安装、试压要求。 (七)选择 70MPa、105MPa 防喷器的井应配臵司钻控制台和节流管汇 控制箱;选择 35MPa 防喷器的探井、气油比大于 300 的井也宜配臵司钻控 制台和节流管汇控制箱;选择 5 个及以上控制对象的远程控制台,应配臵 司钻控制台(稠油井除外) 。 (八)防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配,控制 对象宜有一组备用。 (九)有抗硫要求的井口装臵及井控管汇应符合 SY/T5087《含硫油气 井安全钻井推荐作法》 、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装臵配套、安装和 使用规范》中的相应规定。 (十)在井深大于 4000m 的区域探井、高含硫油气井(H2S 含量超过
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150mg/m3(100ppm) ) 、高压(预计井口压力大于 35MPa)油气井钻井作业中, 从固技术套管后直至完井全过程,应安装剪切闸板防喷器(配备一副直径 与在用钻杆直径一致的钻杆死卡) 。 第十七条 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装臵

和灌注装臵的配臵要满足井控技术的要求。 第十八条 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及

完井后最大关井压力值,并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、 修井作业的需要,应按照 GB-T 22513-2008《石油天然气工业 钻井和采油 设备 井口装臵和采油树》标准明确选择完井井口装臵的型号、压力等级和 尺寸系列。 第十九条 工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储

备量,以及油气井压力控制的主要技术措施。 重点探井和气井宜配备立式气动加重装臵。根据运输距离的远近,探 井储备加重材料 30~100 吨;生产井储备加重材料 20~50 吨。对钻井集中 区块(供应半径小于 25km) ,可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式, 但井场储备加重材料不低于 20 吨(浅层稠油井不少于 5 吨) 。对于钻井液 密度在 1.80g/cm3 以上,又远离基地的井(大于 200km) ,储备比井浆密度高 0.15~0.20g/cm3 的钻井液 60~180m3, 加重材料 50~100 吨。 具体单井储备 量应在工程设计中明确。在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量。 第二十条 欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。裸眼段

H2S 含量超过 30mg/m3(20ppm)的地层不能进行欠平衡钻井。欠平衡钻井施 工设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控或着火以及防硫化 氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。欠平衡液气分离器进液管 线连接可以使用由壬。 第二十一条 预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预(监)

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测技术(由录井队实施) ,并绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液 密度曲线、dc 指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线。 第三章 第二十二条 井控装臵的安装、试压、使用和管理

井控装臵的安装包括钻井井口装臵的安装、井控管汇的

安装、钻具内防喷工具的安装等。 第二十三条 钻井井口装臵的安装规定: (一)钻井井口装臵包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。 各次开钻要按设计安装井口装臵。 (二)防喷器安装完毕后,应校正井口、转盘、天车中心,其偏差不 大于 10mm。用Ф16mm 钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷 紧固定。防喷器顶部安装防溢管时,不用的螺孔用丝堵堵住。 (三)防溢管处应装挡泥伞,保证防喷器组及四通各闸阀清洁。 (四)冬季施工(11 月 1 日至次年 3 月 1 日或最低温度低于 0℃) ,井 口装臵及井控管汇应采取保温措施,保证开关灵活。 (五)具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆,操作杆手 轮应接出井架底座,靠手轮端应支撑牢固。使用单万向节的操作杆与水平 方向夹角不大于 30°;使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。手动锁 紧杆离地面高度超过 1.6m 应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位 圈数和闸板类型。手轮处应有计量开关圈数的计数装臵。 (六)防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控 制对象相匹配。防喷器远程控制台安装要求: 1、安装在面对井架大门左侧(侧钻井、老井加深井宜安装在面对井架 大门左侧) 、距井口不少于 25m 的专用活动房内(稠油井如受场地限制,距 井口距离不宜少于 20m 处) ,距放喷管线或压井管线有 2m 以上距离,周围 留有宽度不少于 2m 的人行通道,周围 10m 内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物
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品;使用电动钻机,摆在钻台后方或井场左后方,距井口 25m 以远; 2、管排架(液压管线)与放喷管线的距离不少于 1m,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;在液控管线处应设立高压警示标志;井口处应使用耐火液压软 管; 3、 远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接, 配臵气源排水分离器, 并保持工作压力;远程控制台应使用通径不小于 16mm 专用供气管线,不应 强行弯曲和压折气管束; 4.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; 5、 远程控制台使用 10#航空液压油或性能相当的液压油。 待命工况时, 液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间,且油面超过油箱高 度的 1/2。储能器瓶的压力在 17.5~21MPa。液控管线备用接口用钢制承压 堵头堵塞。 〃 6、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一 致;环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。远程控制台上的 全封闸板控制换向阀应装罩保护,剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作 的限位装臵。 7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。 8、司钻控制台摆在司钻操作台附近,并固定牢固。节流控制箱摆放在 钻台上靠立管一侧。待命状态时,油面高 30 ~ 50mm ,气源压力 0.65 ~ 1.30MPa,油压 2~3MPa(孔板式节流阀,油压 5~6Mpa) ,孔板式节流阀的

开启度为 3/8~1/2,筒形节流阀开启度为 18~23mm;节流控制箱立压表
的立管压力传感器要垂直安装。 9、 液压管线与防喷器、 液动闸阀的连接接口处应使用 90°-125°弯头。

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(七)四通的配臵及安装、套管头的配臵及安装应符合 SY/T 5964《钻 井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。 第二十四条 井控管汇应符合如下要求: (一)井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。 (二)防喷、放喷管线应使用经探伤合格的管材;防喷管线每年探伤 一次,放喷管线每三年探伤一次,若压井作业使用过,则完井后经检验探 伤合格后才可使用。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。 防喷管线应采用高压法兰连接,不允许现场焊接。放喷管线与节流、压井 管汇的连接采用法兰连接。气井及井深大于 4000m 的井,放喷管线应使用 高压法兰连接。 (三)钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内,并固定 牢靠(固定不少于两个点) ,出口处使用大于 120°的铸(锻)钢弯头,通 径不小于 78mm(侧钻井、老井加深井通径不小于 62mm)。 使用硬管线时,每三年探伤一次,若压井作业使用过,则完井后经检 验探伤合格后才可使用;转弯处使用角度大于 120°的铸(锻)钢弯头或具 有缓冲垫的标准两通。 使用高压软管线时,有固定安全链(绳) ,软管中间固定牢靠; 35MPa、 21MPa 节流管汇可以使用 14MPa 高压耐火软管,70MPa 及以上压力级别节流 管汇高压耐火软管可低一个压力级别。 (四)放喷管线安装要求: 1、 放喷管线应有两条,通径不小于 78mm (侧钻井、老井加深井通径 不小于 62mm),不允许在现场焊接。 2、管线布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及 各种设施等情况,一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出,转弯 处应使用角度大于 120°的铸(锻)钢弯头或具有缓冲垫的标准两通;若用 钻杆,公扣朝外;末端进行防沙堵处理。
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3、管线出口距井口的距离:浅层稠油井 30m。一般生产井(老区探井) 50m,评价井(非气井)75m,出口前方 50m 以内不应有居民区、营房、省 级以上道路、河流、湖泊、盐池,也不宜有其它设备等障碍物。含硫油气 井、预探井(参数井)和气井放喷管线出口距井口的距离应不小于 100m, 距各种设施应不小于 50m。挖放喷坑的井管线出口距对面堤坝不小于 15m。 4、管线每隔 9~11m、转弯处(前后基墩固定) 、出口处用基墩或地锚 固定牢靠;若跨越 10m 宽以上的河沟、水塘等障碍,应架设金属过桥支撑; 放喷管线出口处使用双基墩固定,距出口端不超过 1.5m,出口处固定压板 下不得使用可燃物。 5、基墩地脚螺栓直径不小于 30mm,地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大 于 0.5m;固定压板(整体式,不允许焊接)宽 100mm、厚 10mm;基墩重量 不少于 600kg。 6、探井、评价井、气井、高含硫油气井和地层压力大于 35MPa 的井, 辅助放喷管线执行主放喷管线标准;浅层稠油井可只接主放喷管线;其它 井,应配备相应长度的辅助放喷管线和固定基墩,在需要时可以随时连接, 具体要求在工程设计中明确规定。 (五)井控管汇所配臵的平板阀应符合GB-T 22513-2008《石油天然气 工业 钻井和采油设备 井口装臵和采油树》中的相应规定。 (六)钻井四通两翼应各有两个闸阀,四通闸阀分别双联后安装在四 通两翼,车载钻机受底座空间限制时,1#和 4#可以安装在井架底座外侧,4# 闸阀为液动阀,2#和 3#闸阀常开,1#和 4#闸阀常关。浅层稠油井在四通两翼 各有一个闸阀,1#闸阀常关,2# 闸阀常开。 (七)压井管汇和节流管汇除安装高压表外,还必须安装带有旁通开 关(处于关位)的 10~16MPa 低量程压力表。 (八)稠油井以及选择 35MPa 防喷器的井,可以使用与防喷器压力级

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别一致的高压耐火软管作为防喷管线,管线中部应与井架底座或用基墩固 定。 第二十五条 钻具内防喷工具要求: (一)钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀和防喷钻杆。 (二)钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀 (位于开位),钻具内 防喷工具的额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配(超过 70MPa 的,选 70MPa 旋塞) ;定期活动旋塞阀,保证开关灵活。 (三)准备一根防喷单根或防喷立柱(上端接旋塞) ,防喷单根(防喷 立柱)在提下至钻铤前,应臵于坡道上或便于快速取用的位臵。 (四)钻具内防喷工具每年检验一次,检验部门应出具检验合格证和 试压曲线。 (五)应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节,以便缩短关井时间。 第二十六条 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装臵要求: (一)配备坐岗房。钻井液循环罐有液面监测声光报警装臵(能直接 读出罐内钻井液增减量,以立方米为刻度单位) ,报警装臵分别安装在钻井 液罐面(坐岗房内)和司钻操作台附近,报警值设臵不宜超过 1 方。循环 罐、配液罐有容积计量标尺。应配备 6~12 方的专用灌浆罐。 (二)所有井(稠油井除外)都必须安装除气器,探井、气井及气油 比超过 300 的油井还应安装液气分离器,液气分离器处理量不低于 240 m?/h 。 1、液气分离器安装在节流管汇的外侧,用三或四根直径 12.7mm 的、 均匀分布的钢丝绳作绷绳牢固固定;其安全阀按规定进行校验,安全阀泄 压出口指向井场右侧。 2、液气分离器进液管线使用内径不小于 78mm 的高压耐火软管线,并 用基墩固定;高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一 致(若使用 70MPa 以上节流管汇,可使用 35MPa 高压耐火软管) ;35MPa、
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21MPa 节流管汇可以使用 14MPa 高压耐火软管, 进液管线应使用高压法兰连 接。排气管线采用法兰连接,内径不小于 140mm,接出井口 70m 以远,每 10-15m 固定牢靠,固定基墩重量不低于 400kg,排气管线离放喷管线距离 不小于 1.5m。排液管线应使用直径不低于 254 mm 的硬管线,其出口端可以 使用软管线,出口臵于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线,需 要时再进行连接。 3、除气器排气管线可以使用橡胶管线,出口距钻井液罐 15m 以外; (三)应使用两位开关式喇叭发报警信号。 第二十七条 井控装臵试压要求: (一)井控车间试压:环形防喷器(封闭钻杆) 、闸板防喷器(剪切闸 板防喷器)和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试到防喷器额定工作压力, 试压稳压时间不少于 10min , 允许压降不大于 0.7MPa,密封部位无渗漏。 闸板防喷器应做低压试验, 试压值为 1.4~2.1MPa, 稳压时间不少于 3 分钟, 压降不大于 0.07MPa,密封件部位无渗漏。检修好的井控装臵超过 12 个月, 应重新试压。送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。 (二)在井上安装好后,使用堵塞器或试压塞试压,在不超过套管抗 内压强度 80% 的前提下进行试压,环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工 作压力的 70%;闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力 为防喷器额定工作压力;节流管汇分级试压。放喷管线试验压力不低于 10MPa (11 月 1 日至次年 3 月 1 日, 或气温低于零度, 为防止放喷管线冻结, 可以不做清水试压,但必须保证放喷管线连接密封可靠) ;稳压时间不少于 10min , 允许压降不大于 0.7MPa,密封部位无渗漏。 侧钻井、老井加深井,试压值按照防喷器、采油树四通额定工作压力 及套管抗内压强度 80% 三者中最小值进行试压。 (三) 在井上安装好后, FZ23-70、 2FZ23-70 防喷器全封闸板试压 15MPa。

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稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为 8MPa。稠油井装有双闸板防喷器的, 下套管专用闸板可以每 3 口井试压一次。 (四)更换井控装臵部件后、防喷器现场安装后二开井每隔40~45天, 三、四开井(稠油井除外)每隔25~30天,用堵塞器或试压塞按照上述要 求试压。下套管前,更换与套管直径一致尺寸的闸板后应进行试压。若使 用5″-51/2″变径闸板,在下套管前应做5 1/2″闸板封闭试压。 (五)在井上安装好后,防喷器控制系统按其额定工作压力(21MPa) 做一次可靠性试压,稳压时间不少于 3min ,密封部位无渗漏。 (六)防喷器控制系统用液压油试压,其余井控装臵试压介质均为清 水(冬季加防冻剂) 。 (七)现场试压由钻井工程师填写试压记录,安全监理现场确认并签 字。 (八)三开井(稠油井除外)及以后各次开钻的试压,必须用专用试 压车或泵车试压,井队留存试压曲线以备检查。试压介质一律用清水,不 得用钻井液做介质试压。 (九)采油(气)井口装臵等井控装臵应经检验、试压合格后方能上 井安装(附试压合格证);气井还应做气密封试验;采油(气)井口装臵 在井上组装后还应整体试压,合格后方可投入使用。 第二十八条 井控装臵的使用按以下规定执行: (一)环形防喷器不得长时间关井,除非特殊情况,一般不用来封闭 空井;套压不超过 7MPa 情况下,用环形防喷器进行不压井起下钻作业时, 应使用 18°斜坡接头的钻具,起下钻速度不得大于 0.2m/s;环形防喷器或 闸板防喷器关闭后,在关井套压不超过 14MPa 情况下,允许钻具以不大于 0.2m/s 的速度上下活动,但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。 (二)具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后,应手动锁紧闸板。打

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开闸板前,应先手动解锁,锁紧和解锁都应一次性到位,解锁到位后回转 1/4 圈~1/2 圈。 (三)当井内有钻具时,严禁关闭全封闸板防喷器;严禁用打开防喷 器的方式来泄井内压力。检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板 时,两侧门不能同时打开。 (四)距井控车间距离在 100km 以外的井,井场或项目部(离井队不 超过 25km)应备有与在用闸板同规格的半封闸板、相应的密封件(存放温 度 16~27℃)及其拆装和试压工具。 (五)防喷器及其控制系统的维护保养按 SY/T 5964《钻井井控装臵组 合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。 (六)有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀,只能在其密封失效至 严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能,且止漏即可,待紧急情 况解除后,立即清洗更换二次密封件。 (七)平板阀开、关到位后,都应回转 1/4 圈~1/2 圈,其开、关应一 次完成,不允许半开半闭和作节流阀用。 (八)压井管汇不能用作日常灌注钻井液用;防喷管线、节流管汇和 压井管汇应采取防堵 (自安装之日起每 5


10 天用压缩空气对井控管汇进

行一次扫线,保证管线畅通) 、防冻措施(节流、压井管汇房内距地面 0.3m 处温度高于 3℃) ,保证任何状态下各闸阀开关灵活;最大允许关井套压值 在节流管汇处以明显的标示牌(附录 10)进行标示。 (九)井控管汇上所有闸阀,都应用不同颜色的色环或标识牌(红色 表示关,绿色表示开)标明其开、关状态。各种压力级别节流管汇待命工 况下闸阀开关状态见图 9-图 14。压井管汇上的平板阀待命时均处于关闭状 态。 第二十九条 井控装臵的管理执行以下规定:

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(一)井控车间负责井控装臵的管理、维修和现场定期检查;负责重 点探井井控装臵的安装指导,并对安装质量负责。 (二)钻井队负责井控装臵的安装,并落实专人负责井控装臵的管理、 操作,填写保养和检查记录。 1、技术员负责井控装臵的日常巡回检查及维修; 2、司钻负责司钻控制台、节流管汇控制箱检查、维护、保养; 3、副钻负责远控房检查、维护和保养; 4、架工负责防喷器、四通两侧闸阀及套管头两侧闸阀的检查、维护和 保养; 5、内钳工负责方钻杆上、下旋塞及开关工具的检查、维护和保养; 6、外钳工负责压井管汇、液气分离器的检查、维护和保养; 7、场地工负责节流管汇、除气器及放喷管线的检查、维护和保养; 8、各岗位按上述分工每个班对井控装臵进行一次检查、维护和保养; (三)井控车间应设臵专用配件库房和橡胶件空调库房,库房温度应 满足配件及橡胶件(16~27℃)储藏要求。 (四)欠平衡钻井特殊井控作业的设备配套、管理、使用和维修,由 设备所有者负责。 第三十条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生 产厂家生产的合格产品,否则不允许使用。本油田内加工生产的产品应经 过有关部门认证许可,附合格证方能送井。 第四章 第三十一条 查验收。 钻开油气层前的准备和检查验收

钻开油气层前按照钻开油气层的申报、审批制度进行检

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第三十二条 钻开油气层前的准备工作: (一)加强随钻地层对比,及时提出可靠的地质预报。预探井在进入 油气层前 50m~100m,按照下步钻井的设计最高钻井液密度值,对裸眼地层 进行承压能力检验。 (二)调整井应由地质监督或受委托的相关方地质员按要求检查邻近 注水、注气(汽)井停注、泄压情况。 (三)日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有 工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装臵和井控措施等方面的技术交 底,并提出具体要求。 (四)钻井队应落实井控责任制,进行不同工况下的防喷演习,防火 演习,含硫地区还应进行防硫化氢演习,并检查落实各方面安全预防工作, 直至合格为止。 (五)落实钻井队干部生产现场 24h 值班制度。落实 “坐岗”制度。 (六)钻井液密度及其它性能符合设计要求,并按设计要求储备压井 液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂,对储备加重钻井液定期循环处理, 防止沉淀。 (七)检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工 具、消防器材、防爆电路和气路的安装符合规定,功能正常。 (八)钻开油气层前按第二十七条对井控装备进行一次试压。 第五章 第三十三条 油气层钻井过程中的井控作业

钻开油、气层后,每次起下钻(离上次活动时间超过 5

天)对闸板防喷器及手动锁紧装臵开关活动一次。定期对井控装臵进行试 压,每次试压后应对井控装臵固定螺栓进行紧固。 第三十四条 钻井队按工程设计选择钻井液类型和密度值。按工程设

计要求进行随钻地层压力监测,当发现实际与设计不相符合时,按设计审

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批程序,经批准后实施。但若遇紧急情况(溢流、井涌或井喷) ,钻井队可 先处理,再及时上报。 第三十五条 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液

密度时,应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。 第三十六条 探井二开以后、其它井三开以后井段,每只新入井的钻

头开始钻进前以及每钻进 300m,都要以 1/3~1/2 钻进排量循环一定时间, 待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力,并作好泵冲数、流量、循环 压力记录(见附录 8) 。 第三十七条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流(稠油井

不进行短程起下钻) :

(一)每钻开新油气层后第一次起钻前; (二)溢流压井后起钻前; (三)钻开油气层井漏堵漏后起钻前; (四)钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前; (五)需长时间停止循环进行其它作业(电测、下套管、下 油管、中途测试等)起钻前。
第三十八条 短程起下钻的基本作法如下: (一)一般情况下试起 10 柱~15 柱钻具,再下入井底循环观察一个循 环周,循环检测油气上窜速度,若油气侵上窜到井口的时间大于提下钻时 间, 便可正式起钻。 油气上窜速度计算公式 (见附录 9) 采用 “迟到时间法” , 同时根据井深附加一定的附加时间,深井(大于 4000m)附加时间不宜小于 8 小时,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。 (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或停泵所需的等值时间,再 下回井底循环一周,观察一个循环周。若油气侵上窜到井口的时间小于等
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值时间,应调整处理钻井液;若油气侵上窜到井口的时间大于等值时间, 便可正式起钻。 第三十九条 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施: (一)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 宜超过 0.02g/cm3; (二)起钻杆时每 3~5 柱向环空灌满钻井液,起钻铤要连续灌浆,作 好记录、校核;若灌入钻井液量大于或小于应灌入量,均应停止起钻作业, 进行观察,如有溢流,应及时关井求压;如有井漏,应及时采取相应措施。 (三)钻头在油气层中和油气层顶部以上 300m 井段内起钻速度不得超 过 0.5m/s;裸眼井段起下钻速度应根据井的深浅、裸眼井段的长短、井眼 尺寸、钻井液性能以及井下情况进行控制。 (四)起钻完应及时下钻,检修设备时应保持井内有一定数量的钻具, 并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下检修设备。 第四十条 井内。 第四十一条 若需对气侵钻井液加重,应停止钻进,然后对气侵钻井 发现气侵应及时排除,气侵钻井液未经排气不得重新注入

液排气和加重,严禁边钻进边加重。 第四十二条 加强溢流预兆及溢流显示的观察,及时发现溢流。坐岗

人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况,应立即报告司钻。 (一)钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流 量、流势、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、循环池罐面等变化,并作好记录; (二)起下钻中注意观察、记录、核对起出(或下入)钻具体积和灌 入(或流出)钻井液体积;要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在下 钻中途突然打开,使井内钻井液面降低而引起井喷。 (三)发现溢流及时发出报警信号:报警信号为一长鸣笛,关闭防喷
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器信号为两短鸣笛,开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间 15s 以上,短鸣笛 时间 2s 左右。 第四十三条 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘,

以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施,保持井内液柱压力与地 层压力平衡,防止发生溢流,其后采取相应措施处理井漏。 第四十四条 电测、固井、中途测试井控要求: (一)电测前井内情况应正常、稳定;若电测时间超过等值时间,应中 途通井循环再电测; (二)测井队到井后应向井队了解井况,确认后效时间,电测时发生 溢流应立即停止电测,尽快起出井内电缆,当不具备起出电缆条件,钻井 液涌出转盘面时,可以在井口实施剪断电缆。由钻井队队长(实行日费制 的井,由钻井监督决定)决定何时切断电缆并进行关井作业,测井队专用 剪切工具应放臵在钻台上,测井中随时处于待命状态,测井队队长负责实 施剪断电缆工作。不允许用关闭环形防喷器的方法起电缆。 (三)下套管前,应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板(双闸板防喷 器宜将全封闸板换成与套管尺寸相同的半封闸板) ,并进行试压;固井全过 程(起钻、下套管、固井)保证井内压力平衡,尤其防止注水泥候凝期间 因水泥浆失重造成井内压力平衡的破坏,而导致井喷。 (四)中途测试和先期完成井,在进行作业以前观察一个作业期时间; 起、下钻杆或油管应在井口装臵符合安装、试压要求的前提下进行。 第四十五条 发现溢流立即关井,疑似溢流关井检查;关井后应及时

求得关井立管压力、关井套压和溢流量。 第四十六条 关井最大允许关井套压不得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所允许关井套压三者中的最 小值。 在允许关井套压内严禁放喷。 对于技术套管下深超过 1200m 的井(不 适用于山前构造以及附近 500 m 内有地下矿井的井) ,最大关井压力不考虑
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套管鞋处的地层破裂压力,其最大关井压力,按井口装臵额定工作压力和 技术套管抗内压强度 80%,两者中的最小值执行。对只下表层套管的井,应 根据套管鞋处地层破裂压力限定关井压力,这类井发生溢流时不应关井求 压。 第四十七条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况,分别采

取如下的相应处理措施: (一)关井立管压力为零时,溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑 气等使钻井液静液柱压力降低所致,其处理方法如下: 1、当关井套压也为零时,保持原钻进时的流量、泵压,以原钻井液敞 开井口循环,排除侵污钻井液即可; 2、当关井套压不为零时,在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排 除溢流,恢复井内压力平衡;再用短程起下钻检验,决定是否调整钻井液 密度,然后恢复正常作业。 (二)关井立管压力不为零时,可采用工程师法、司钻法、边循环边加 重法等常规压井方法压井: 1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地 层压力的原则; 2、根据计算的压井参数和本井的具体条件(溢流类型、钻井液和加重 剂的储备情况、井壁稳定性、井口装臵的额定工作压力等),结合常规压 井方法的优缺点选择其压井方法; 第四十八条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重

材料或在加重过程中,视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液,同时 用节流管汇控制回压,保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻 井液。若等候时间长,应及时实施司钻法第一步排除溢流,防止井口压力 过高。 第四十九条 空井溢流关井后,根据溢流的严重程度,可采用强行下
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钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。 第五十条 压井作业应有详细的计算和设计,压井施工前应进行技术

交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中专人记录立管压 力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数,对照压井作业单进行 压井。 第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理

第五十一条 防火、防爆措施: (一)井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或 草场等地钻井,应有隔离带或隔火墙,隔离带宽度不小于 20m。 (二) 发电房、 锅炉房和储油罐等设备的摆放距离与位臵, 执行 Q/CNPC —XJ 0281—2006《钻井井场设备布臵技术要求》 ; 1、储油罐与发电房相距>20m;油罐距放喷管线>3m;水罐距放喷管 线>2m;值班房、发电房、化验室等井场工作房、储油罐距井口>30m;地 质房、录井仪器房距井口>30m,稠油、压力小于 21MPa 的井距井口距离> 20m;锅炉房应尽可能设臵在季节风的上风位臵,距井口>50m;生活区应 在井口的上风方向,距井场边沿>100m,新区第一口探井和含硫油气井的 生活区距井场边沿>300m;进入井场道路宜先通过生活区,然后进入井场。 2、循环罐中心线距井口 7m~18m;液气分离器安装在井场右侧距井口 11m~18m 的地方; 3、在环境敏感地区,如盐池、水库、河流等,应在井场右侧挖一个专 用的体积>200 m3 放喷池。 (三)井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行 SY 5225《石油 与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》中的相应规定。 1、距井口 30m(地层压力小于 21MPa 井 15m)以内所有电气设备如电

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机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等 应符合防爆要求,距井口 30m(压力小于 21MPa 井 15m)以内的电缆不应有 接头,如有接头应用防爆接头连接;发电机应配备超载保护装臵,电动机 应配备短路、过载保护装臵。 2、远控台和探照灯的电源线路应在配电房或发电房内单独控制; 3、钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分闸控制,做到一 机一闸一保护;地层压力大于 21MPa 的井,分闸距井口距离不小于 30m,地 层压力小于 21MPa 的井,分闸距井口距离不小于 15m。 (四)柴油机排气管无破漏和积炭,有防火帽和冷却灭火装臵;排气 管的出口与井口相距不宜小于 15m,不朝向循环罐,也不宜朝向油罐。 (五)钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物,钻台、机 泵房下无积油。 (六)消防器材的配备宜执行 SY/T5974-2007《钻井井场、设备、作业 安全技术规程》,有专人负责定期检查,灭火器定期换药,挂、贴启用日 期和检查人签字的标志牌。井场消防器材的配臵不少于以下标准配臵: 35kg 推车式干粉灭火器 4 具,8kg 手提式干粉灭火器 25 具,发电机房、配 电房应各配备四具 5kg 二氧化碳灭火器,消防铣 5 把,消防斧 2 把,消防 钩 2 把,十字镐 5 把,消防桶 5 只,消防毛毡 5 条,消防水带 75m,消防砂 4m3 。所有井队的供水管线上应装消防管线接口。 (七)井场内严禁烟火。若需动火,应执行新疆油田公司动火管理规 定。 (八)钻开油气层后,所有车辆应停放在距井口 30m 以外,进入距离 井口 30m 以内的车辆,应安装阻火器,车头朝外停放。 (九)二层台应配备逃生装臵,其导向绳与地面夹角不宜小于 30°或 超过 75°,最佳夹角为 45°,落地位臵尽可能远离井口,使用地锚其深度
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为 1.5 米,若使用基墩,其重量不低于 1000kg。 (一) 、 (二) 、 (三)为一般性、通行性技术条件,如果遇到地形和井 场条件不允许等特殊情况,由油田公司工程技术处组织建设方进行安全和 环境评估,评估意见由勘探、开发公司(采油厂)经理签字批准。
3 第五十二条 含硫油气井 (天然气中硫化氢含量大于 75mg/m( 50ppm) )

执行 SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》 ,防止硫化氢等有毒有 害气体进入井筒、溢出地面,避免人身伤亡和环境污染,最大限度地减少 井内管材、工具和地面设备的损坏。其中: (一)在含硫地区钻井,井场应储备不少于井筒容积 1.5 倍以上的加 重钻井液(在用钻井液密度上附加 0.2g/cm3)和相应的加重材料,一旦发 生溢流后应及时关井,及时压井。 (二)在井场大门口,钻台,振动筛、坐岗房、防喷器液控房等五处 设立风向标(风袋、风飘带、风旗或其它适用的装臵),并在不同方向上 划定两个紧急集合点,一旦发生紧急情况,作业人员可向上风方向疏散。 (三)井场应有明显警示标志: 硫化氢浓度小于 15mg/m3(10ppm)时井场挂绿色警示牌;硫化氢浓度 在 15mg/m3(10ppm)~30mg/m3(20ppm)之间时,井场挂黄色警示牌;硫化 氢浓度大于或可能大于 30mg/m3(20ppm)时,井场应挂红色警示牌。 (四)在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所,应安装防 爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。 (五)放喷管线向井场左右接出 100m 远,并在主放喷管线出口处准备 好点火装臵,以便在放喷时点火。 (六)含硫地区(包括新区第一口预探井)的钻井队按 SY/T 5087《含 硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具; 录井、测井以及其他作业人员应每人配备一套正压式呼吸器;并人人会使
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用、维护和检查。 1、固定式硫化氢监测仪探头安装在司钻操作处、圆井、一号罐、钻井 液接收罐处,探头距离监测面高度在 0.3—0.6m,主机安装在干部值班室, 至少配 5 台便携式硫化氢监测仪(值班干部、当班司钻、坐岗人员随身携 带)及专用硫化氢报警器,逢五逢十由值班干部(白班)检查上述设施并 记录; 2、井队配 12 套正压式呼吸器,摆放在清洁、卫生、便于迅速取用的 位臵。 配 5 套备用空气瓶、 1 台空气压缩机。 队长每月至少对其检查一次 (有 检查记录);使用前后也应检查。 3、其它井至少配一套便携式硫化氢监测仪(司钻或坐岗人员随身携 带) ,当监测到硫化氢浓度大于 15mg/m3(10ppm)时,立即按照前两条规定 配臵硫化氢监测仪、正压式呼吸器等设施,并执行 SY/T5087。 (七)含硫油气井作业相关人员上岗前应在西部井控培训学校接受硫 化氢防护技术培训,经考核合格后上岗。 (八)钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育,队长负责监督检查。 钻开油气层前,钻井队应向全队职工进行井控及防硫化氢安全技术交底, 对可能存在硫化氢的层位和井段,及时做出地质预报,建立预警预报制度。 (九)含硫地区钻井液的 PH 值要求控制在 9.5 以上,充分发挥除硫剂 和除气器的功能,保持钻井液中硫化氢浓度含量在 50mg/m3 以下。 (十)第一级报警值应设臵在硫化氢含量 15mg/m3 (10ppm),第二级报 警值应设臵在安全临界浓度硫化氢含量 30mg/m3 (20ppm),当在空气中硫化 氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时,按 SY/T 5087 做好 人员安全防护工作。 (十一)钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时,按 本细则第五十三条(九)中的相应要求进行。

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(十二)钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预 案,并组织联合演练,在区域预探井和含硫地区钻井,每月至少进行一次 防硫化氢演习。一旦硫化氢溢出地面,立即启动应急预案。含硫油气井应 急撤离措施参见 SY/T 5087 有关规定。 (十三)剪切闸板由钻井队队长(实行日费制的井,由钻井监督)操 作。使用剪切闸板防喷器时,除操作者和安全监护人员外,其余人员撤至 安全位臵。剪切闸板使用一次后应更换,不再使用。 (十四)发生井喷事故,应及时上报上一级主管部门,并有消防车、 救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。 (十五)控制住井喷后,应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进 行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时,人员方能进入。 第五十三条 井喷失控后的处理按以下规定执行: (一)严防着火。井喷失控后应立即停机、停车、停炉,关闭井架、 钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备,打开专用防爆探照灯;熄灭火 源,组织设立警戒和警戒区;将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区; 迅速做好储水、供水工作,并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水 枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温,保护井口装臵,防止着火。 ?? (二)立即向上一级主管部门及建设单位汇报,由油田公司负责及时

向当地政府和安全生产监督部门报告。协助当地政府作好井口 500m 范围内 居民的疏散工作。 (三)设臵观察点,定时取样,测定井场各处天然气、硫化氢和二氧 化碳含量,划分安全范围。在警戒线以内,严禁一切火源。 (四)成立由油田公司、钻探公司主管领导及钻井公司主要领导参加 的现场抢险指挥组,根据失控状况制定抢险方案,统一指挥、组织和协调 抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。

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(五)发生井喷事故,尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实 施,要把环境保护同时考虑,同时实施,防止出现次生环境事故。 (六)抢险中每个步骤实施前,均应按 SY/T 6203《油气井井喷着火抢 险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习和人身安全防护。 (七)井口装臵和井控管汇完好条件下井喷失控的处理: 1、检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况,确定井口装臵的最高承 压值; 2、检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况; 3、井内有钻具时,要采取防止钻具上顶的措施; 4、按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊;对油罐、氧气 瓶、乙炔瓶等易燃易爆物采取安全保护措施; 5、迅速组织力量配制压井液压井,其准备量应为井筒容积的 2~3 倍; 6、当具备压井条件时,采取相应的特殊压井方法进行压井作业; 7、对具备投产条件的井,经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。 (八)井口装臵损坏或其它原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火 的处理: 1、 在失控井的井场和井口周围清除抢险通道时, 要清除可能因其歪斜、 倒塌而妨碍进行处理工作的障碍物(转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮 塌的井架等),充分暴露并对井口装臵进行可能的保护;对于着火井应在 灭火前,采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等办法带火清障;清理工作要根 据地理条件、风向,在消防水枪喷射水幕的保护下进行;未着火井要严防 着火,清障时要大量喷水,使用铜制工具; 2、采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液态或固态 快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井大火; 密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。 (九)含硫化氢井井喷失控后的处理:
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含硫化氢天然气井发生井喷,符合下述条件之一时,应在 15 分钟内实 施井口点火: (1)气井发生井喷失控,且在距井口 500m 范围内存在未撤离的公众; (2)距井口 500m 范围内居民点的硫化氢 3min 平均浓度达到 100ppm, 且存在无防护措施的公众; (3)井场周围 1000m 范围内无有效的硫化氢监测手段; 若井场 1.5km 范围内无常住居民,可适当延长点火时间。 油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人 由生产经营单位代表担任,并列入应急预案中。 (十)抢险用井口装臵按下述原则设计: 1、在油气敞喷情况下便于安装,其内径不小于原井口装臵的通径,密 封垫环要固定; 2、原井口装臵不能利用的应拆除; 3、大通径放喷以尽可能降低回压; 4、优先考虑安全控制井喷的同时,兼顾控制后进行井口倒换、不压井 起下管柱、压井、处理井下事故等作业。 (十一)原井口装臵拆除和新井口装臵安装作业时,应尽可能远距离 操作,尽量减少井口周围作业人数,缩短作业时间,消除着火的可能。 (十二)井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行; 切断向河流、湖泊等环境的污染。施工同时,不应在现场进行干扰施工的 其它作业。

第七章 第五十四条 培训教材。

井控技术培训

为新疆油田指定井控培训单位。培训中心应有维文井控

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第五十五条

井控操作持证者,每两年复训一次,复训考核不合格者

(理论考试成绩 70 分为合格,实际操作成绩 100 分为合格),吊销井控操 作证。油田公司工程技术处负责监督执行井控操作持证制度。 凡持有非西部钻探井控培训合格证的人员,需经过西部钻探井控培训 中心为期两天的《新疆油田钻井井控实施细则》知识培训合格后才能上岗, 考试合格后,培训中心在培训人员持有的培训井控培训合格证上盖中心培 训章。 第五十六条 井控技术培训内容执行《井控培训管理办法》 (中油工程 字[2007]437 号) 第五十七条 井控培训单位资格、培训学时及考核方式应符合集团公

司《井控培训管理办法》和 SY 5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管 理规则》的要求。

第八章

井控管理

第五十八条 井控分级责任制度: (一)油田公司和承包方都要建立分级井控管理网络,成立井控领导 小组,落实“谁主管、谁负责”职责。领导小组负责贯彻执行井控规定, 组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。 (二)油田公司主管安全工作的副总经理是油田公司井控工作第一责 任人,承包方主管钻井工作的副职是井控工作第一责任人。 (三)油田公司(勘探公司、开发公司,采油厂)、钻井公司、钻井 队、井控车间及在钻井现场协同作业的专业化服务单位应成立相应的井控 领导小组, 负责本单位的井控工作。 钻井公司及 10 个钻井队以上的项目部, 应配备专职井控技术和管理人员。 (四)油田公司与承包方每半年、钻井公司每季度进行一次井控检查。
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?? 第五十九条 井控操作证制度: 执行“井控操作证”制度的人员: 一、油田公司: 1、公司领导:公司井控第一责任人,主管工程技术领导。 2、机关处室:工程技术处处长、副处长,钻井工程管理科、井控与监 督管理科各岗位,勘探处主管勘探部署方案的副处长。 3、直属机构:安全环境监督中心负责钻井监督的监督;勘探、开发公 司主管钻井的副职、正副总工程师(地质师)、安全(副)总监,生产、 安全、技术科室从事技术管理和设计的岗位,项目(副)经理、地质监督、 钻井监督、钻井液监督、固井监督、安全监督以及与钻井生产有关的技术 与管理岗位。 4、监理公司:主管钻井的公司领导,安全科、监督科与钻井业务相关 的人员,钻井、地质、测井监督。 5、工程技术研究院:总工程师、主管钻井的副总工程师,方案规划研 究所钻井设计组各岗位。 2、承包方:公司井控第一责任人,工程技术处、安全处领导及主管人 员,钻井分公司领导、工程技术与安全部门领导及钻井管理和技术人员, 钻井队 HSE 监理、正副队长、书记、钻井工程师(技术员)、钻井液技术 员、安全员、钻井技师、大班司钻(钳工)、正副司钻和井架工。 3、其它服务公司:欠平衡钻井、定向井等专业服务公司(队)的技术 人员及主要操作人员;固井、综合录井、钻井液等专业服务公司(队)的 技术人员及现场负责人;井控车间技术人员和现场服务人员;现场地质技 术人员、地质监督、测井队长、测井监督和地质(方案)设计人员。 没有取得井控操作证的领导干部和技术人员无权指挥生产,工人无证 不得上岗操作。
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第六十条 井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度: (一)井控车间负责井控装备的管理和定期现场检查工作,建立相应 的管理制度。 (二)设备所有单位负责重点探井、欠平衡井井控装备的安装指导, 并保证安装质量。 (三)井控车间应建立保养维修、巡检回访、回收检验、资料管理、 质量保证和技术培训等各项管理制度,负责井控装备维修、试压、巡检服 务以及制订装备、工具、材料的配套计划和到货后的质量检验。 (四)井控管理人员和井控车间巡检人员应及时发现和处理井控装备 存在的问题。 ? (五)井控车间每月的井控装备使用动态、巡检报告等应及时上报钻

井公司和油田公司工程技术处。 (六)井深≥4000m,且井控装臵(防喷器、节流管汇、压井管汇)安 装使用超过 4 个月的井,完井后由井控车间回收检验一次;其它井每 12 个 月(从试压日期开始)由井控车间回收检验一次。若压井作业使用过井控 装臵,应由井控车间回收检验。 ?? (七)井队负责井控装臵的安装,专人负责井控装备的检查、维护保

养,操作,明确岗位责任,填写保养检查记录。 (八)稠油井套管头的管理和服务由产品厂家负责。 ?? 第六十一条 钻开油气层的申报、审批制度: (一)集团公司内部队伍承钻的井,钻开油气层验收由承包方组织, 按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。验收组成员: 钻井公司项目经理部项目副经理(组长)、钻井公司工程技术和安全、设 备管理人员。 (二)集团公司之外队伍承钻的井,钻开油气层验收由建设方组织,

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按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。 1、探井验收组成员:勘探公司项目经理部项目副经理(组长)、钻井 公司工程技术和安全、设备管理人员; 2、开发井验收组成员:开发公司或采油厂(作业区)项目经理部钻井 监督(组长)、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。 (三)检查验收情况记录于《钻开油气层检查验收证书》中(参见附 录 11);如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”,限期整改。 (四)检查合格检查人员在检查验收书上签字,签发“钻开油气层批 准书”后,方可钻开油气层。 (五)有以下情况之一者,不准钻开油气层,应立即停工整改: 1、未执行钻开油气层申报审批制度; 2、未按要求储备重钻井液和加重材料; 3、井控装备未按照要求试压或试压不合格; 4、井控装备不能满足关井和压井要求; 5、防喷演习不合格; 6、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全; 7、钻井设备不能正常工作; 8、通讯系统不畅通的。 ? 第六十二条 防喷演习制度: ?? (一)作业班应按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种

工况,按“逢五逢十”防喷演习制度进行防喷演习,防喷演习遵循“以司 钻为中心,班自为战,从实战出发”的原则。 ?? (二)作业班每月不少于一次不同工况的防喷演习。二开前应进行四

种工况的防喷演习。换班人员应在第一次提下钻作业中进行四种工况的防 喷演习,浅层稠油井每四口井累计应做四种不同工况的防喷演习,演习不 合格不得进行下步作业。在特殊作业(测试、完井作业等)前,都应进行
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防喷演习。 ?? (三)钻进作业和空井状态应在 2 分钟、提下钻杆应在 4 分钟、提下 钻铤(加重钻杆)应在 5 分钟内控制住井口。 (四)做好防喷演习讲评和记录(见附录 6) 。 ?? 第六十三条 坐岗制度: ?? (一)全井“坐岗” 。非油、气层每小时测量一次钻井液增减量。进入 油、气层前 50m 开始,每 15 分钟测量一次,提下钻杆每 3~5 柱(最长不 超过 15 分钟)测量一次,提下钻铤连续灌浆每 15 分钟测量一次。 ?? (二) “坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。 ?? (三) “坐岗”记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液灌入 量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部(安全监理)验收签字 等内容(坐岗记录表格式见附录 6) 。 ?? (四)发现溢流、井漏及油气显示等异常情况,应立即报告司钻。 (五)录井应落实坐岗职责。录井坐岗从综合录井作业开始至结束,录 井监测系统中液面(总池体积)报警值的设臵不得超过 1m3,总池体积呈持 续变化时,录井操作员应对变化量进行分析,发现溢流或井漏及时通报给 司钻。 ?? 第六十四条 钻井队干部 24 小时值班制度:

?? 钻井队干部在生产作业区坚持 24 小时值班,值班干部应挂牌或有明显 标志,值班情况填写在班前班后会记录中。值班干部应检查监督井控岗位 责任、制度落实情况,发现问题立即督促整改。 ?? 第六十五条 井喷事故(事件)逐级汇报制度: (一)井喷事故(事件)分级 1、一级井喷事故(Ⅰ级) 油(气)井发生井喷失控,造成超标有毒有害气体逸散,或窜入地下 矿产采掘坑道;发生井喷并伴有油气爆炸、着火,严重危及现场作业人员
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和作业现场周边居民的生命财产安全。 2、二级井喷事故(Ⅱ级) 油(气)井发生井喷失控;含超标有毒有害气体的油(气)井发生井 喷;井内大量喷出流体对江河、湖泊和环境造成灾难性污染。 3、三级井喷事件(Ⅲ级) 油(气)井发生井喷,经过积极采取压井措施,在 24 小时内仍未建立 井筒压力平衡,本油田企业难以在短时间内完成处理的井喷。 4、四级井喷事件(Ⅳ级) 发生一般性井喷,本油田企业能在 24 小时内建立井筒压力平衡的。 ??(二)井喷事故(事件)报告要求 1、Ⅰ级、Ⅱ级:承包方要在最短时间内向上级主管部门和油田公司生 产运行处汇报,承包方和油田公司在启动本企业相应应急预案的同时,在 2 小时内以快报形式上报集团公司应急办公室,油田公司同时上报上级主管 部门。 油田公司应根据法规和当地政府规定,在第一时间立即向属地政府部 门报告。 2、Ⅲ级:承包方和油田公司在接到报警后,在启动本单位相关应急预 案的同时,24 小时内上报集团公司应急办公室。油田公司同时上报上级主 管部门。 3、Ⅳ级:发生事件的承包方和油田公司启动本单位相应应急预案进行 应急救援处理。 (三)发生井喷或井喷失控后应有专人收集资料。 (四)发生井喷后,随时保持各级通信联络畅通无阻,并有专人值班。 (五)油田公司,在每月 10 日前向集团公司工程技术分公司汇报上一 月度井喷事故(包括Ⅳ级井喷事故)处理情况及事故报告。汇报实行零报 告制度,对汇报不及时或隐瞒井喷事故的,将追究责任。
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(六)井喷事故发生后,事故单位以附录 13《集团公司钻井井喷失控事 故信息收集表》内容向集团公司汇报,首先以表一(快报)内容进行汇报, 然后再以表二(续报)内容进行汇报。 ?第六十六条 井控例会制度包括以下内容: 钻井队应把井控工作作为日常生产例会的一项内容,井控例会情况记 录在井队生产例会记录本中;钻井公司每季度召开一次井控例会;油气田 每半年联合召开一次井控例会。

第九章 第六十七条

附则

油田公司应当通过合同约定,要求进入该地区的所有钻

井队伍及钻井相关队伍执行本细则。 第六十八条 本规定自印发之日起施行,2012 年颁发的《新疆油田钻 井井控实施细则》同时废止。 第六十九条 本规定由油田公司工程技术处负责解释,其它规定与本

细则有抵触者,以本细则为准。本细则未涉及到的内容,参照相关行业标 准。 2013 年 9 月

附录 1

钻井井控风险分级。

一、风险分级 Ⅰ级风险井 1、地层硫化氢等有毒有害气体含量大于 100ppm 的井; 2、井深大于 5500 米的超深井; 3、以开发气藏为目的井;
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4、无任何实钻资料可参考的预探井; Ⅱ级风险井 1、只有部分钻井、地质、测井资料可供参考的预探井; 2、预测气油比大于 300 的井; 3、含浅层气的井; 4、采用欠平衡工艺技术施工的井。 Ⅲ级风险井 Ⅰ类、Ⅱ类风险井规定之外的井。 二、监管要求 1、Ⅰ级风险井管控措施 工程设计须经油田公司主管领导审批;施工队伍资质由钻井甲级资质 队伍负责实施,若需乙级队伍施工,应由勘探、开发公司组织对其设备和 人员能力评估,并制订单井井控技术措施和应急处臵预案,由其井控第一 责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管,监理公司对重点工序、 重点环节进行监督。 2、Ⅱ级风险井管控措施 工程设计须经勘探、开发公司主管领导审批,施工由具有乙级或乙级 以上资质的队伍负责实施;若确需丙级队伍施工,应由勘探、开发公司组 织对其设备和人员能力评估,并制订单井井控技术措施和应急处臵预案, 由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管,监理公 司对重点工序、重点环节进行监督。 3、Ⅲ级风险井管控措施

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工程设计须经勘探、开发公司项目部主管领导审批;施工由有资质的 队伍负责实施;由勘探、开发公司负责监管,监理公司重点环节进行现场 监督。

附录 2

“三高”油气井定义

1、高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据,当地层流体充 满井筒时,预测井口关井压力可能达到或超过 35MPa 的井。 2、 高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于 150mg/m3(100ppm) 的井。 3、高危地区油气井是指在井口周围 500m 范围内有村庄、学校、医院、 工厂、集市等人员集聚场所,油库、炸药库等易燃易爆物品存放点,地面 水资源及工业、农业、国防设施(包括开采地下资源的作业坑道),或位 于江河、湖泊、滩海和海上的含有硫化氢(地层天然气中硫化氢含量高于 15mg/m3(10 ppm))一氧化碳等有毒有害气体的井。 注:气井预计井口压力计算方法:井口压力=0.72×地层压力。

附录 3

关井操作程序

1. 钻进中发生溢流时: a)发:发出信号; b)停:停转盘,停泵,上提方钻杆; c) 开:开启液(手)动平板阀; d) 关:先关环形,后关指定闸板防喷器;

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e) 关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀(21MPa 节流管 汇关 J3) ; f) 看: 认真观察、 准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量, 并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 2. 起下钻杆中发生溢流时: a)发:发出信号; b)停:停止起下钻作业; c) 抢:抢接旋塞阀; d) 开:开启液(手)动平板阀; e) 关:关旋塞,先关环形,后关指定闸板防喷器; f) 关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀(21MPa 节流管 汇关 J3) ; g) 看:认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量,并迅 速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 3. 起下钻铤中发生溢流时: a)发:发出信号; b)停:停止起下钻作业; c)抢:抢接防喷单根; d)开:开启液(手)动平板阀; e)关:关:关旋塞,先关环形,后关指定闸板防喷器; f)关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀(21MPa 节流管 汇关 J3) ; g)看:认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量,并迅 速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 4. 空井发生溢流时: a)发:发出信号;
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b)开:开启液(手)动平板阀; c)关:关关全封闸板防喷器; d)关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀(21MPa 节流管 汇关 J3) ; e)看:认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量,并迅 速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 注:空井发生溢流时,若井内情况允许,可在发出信号后抢下几柱钻杆, 然后实施关井。

附录 4

带顶驱钻机关井操作程序

1. 钻进中发生溢流时: a)发:发出信号; b)停:上提钻具,停顶驱,停泵; c)开:开启液(手)动平板阀; d)关:先关环形,后关指定闸板防喷器; e)关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀; f)看:认真观察、 准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量, 并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 2. 起下钻杆中发生溢流时: a)发:发出信号; b)停:停止起下钻作业; c)抢:抢接顶驱; d)开:开启液(手)动平板阀; e)关:先关环形,后关指定闸板防喷器; f)关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀; g)看:认真观察、 准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量,
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并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 3. 起下钻铤中发生溢流时: a)发:发出信号; b)停:停止起下钻作业; c)抢:抢接防喷单根(可不接旋塞) ,接顶驱; d)开:开启液(手)动平板阀; e)关:先关环形,后关指定闸板防喷器; f)关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀; g)看:认真观察、 准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量, 并迅速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 4. 空井发生溢流时: a)发:发出信号; b)开:开启液(手)动平板阀; c)关:关全封闸板防喷器; d)关:先关节流阀(试关井) ,再关节流阀前的平板阀; e)看:认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量,并迅 速向队长或钻井技术人员及建设方监督报告。 注:空井发生溢流时,若井内情况允许,可在发出信号后抢下几柱钻杆, 然后实施关井。

附录 5 司钻

溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序

? 钻进: 1、接到溢流信息,发出警报(长鸣喇叭声不低于 15 秒) ; 2、停泵、停转盘; 3、上提方钻杆(露出保护接头时停警报) ,待钻杆接头底面距吊卡顶面
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30cm 左右时刹车; 4、 内外钳工扣好吊卡后, 发出关防喷器信号 (两声喇叭, 每声约 2 秒钟, 间隔约 1 秒钟) ;如安装司控台,则开液动阀,先关环形,后关指定 的闸板防喷器; 5、待确定关井后了解立压、套压; 6、三声喇叭(每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) ,解除演习; 7、开防喷器,关液动阀。 ? 起下钻杆: 1、接到溢流信息,发出警报(长鸣喇叭声不低于 15 秒) ) ; 2、停止起下钻作业,抢接备用旋塞,关闭旋塞(关闭后停警报) ; 3、上提钻具,使吊卡底面离转盘面 30cm 左右; 4、发出关防喷器信号(两声喇叭,每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) 。如 安装司控台,则开液动阀,先关环形,后关指定的闸板防喷器; 5、待确定关井后了解套压; 6、三声喇叭(每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) ,解除演习; 7、开防喷器,关液动阀。 ? 起下钻铤: 1、接到溢流信息,发出警报(长鸣喇叭声不低于 15 秒) ; 2、停止起下钻作业,抢接防喷单根; 3、下放钻具,吊卡离转盘 30cm 左右,关闭旋塞(关闭后停警报) ; 4、发出关防喷器信号(两声喇叭,每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) 。如 安装司控台,则开液动阀,先关环形,后关指定的闸板防喷器; 5、待确定关井后了解套压; 6、三声喇叭(每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) ,解除演习; 7、开防喷器,关液动阀。 ? 空井:
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1、接到溢流信息,发出警报(长鸣喇叭声不低于 15 秒) ) ; 2、派内钳工速到远控台通知副钻关全封闸板。如安装司控台,则取消 此项操作; 3、发出关防喷器信号(两声喇叭,每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) 。如 安装司控台,则先开液动闸阀,后关全封闸板防喷器; 4、待确定关井后了解套压; 5、打三声喇叭(每声约 2 秒钟,间隔约 1 秒钟) ,解除演习; 6、开防喷器,关液动阀。

副司钻 ? 钻进、起下钻杆、起下钻铤: 1、听到警报后,迅速跑到远控台; 2、打开液动闸阀,补充压力。如安装司控台,则观察补充压力,并检 查防喷器控制手柄是否到位,发现手柄不到位,手动强迫其到位; 3、站在远控台门外侧,听到两声关防喷器喇叭声后,先关环形,后关 闭指定的闸板(不得回中位) ,观察和补充压力。如安装司控台,则 观察补充压力,并检查防喷器控制手柄是否到位,发现手柄不到位, 手动强迫其到位; 4、听到三声喇叭 30 秒后,开防喷器,关液动阀。如安装司控台,则观 察补充压力,并检查防喷器控制手柄是否到位,发现手柄不到位, 手动强迫其到位。 ? 空井: 1、听到警报后,迅速跑到远控台; 2、打开液动闸阀,补充压力。如安装司控台,则观察补充压力,并检 查防喷器控制手柄是否到位,发现手柄不到位,手动强迫其到位; 3、站在远控台门外侧听到两声关防喷器喇叭声后,得到内钳工通知后,
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关闭全封闸板,观察和补充压力;如安装司控台,则观察防喷器控 制手柄是否到位和补充压力,发现手柄不到位,手动强迫其到位; 4、听到三声喇叭 30 秒后,开防喷器,关液动阀;如安装司控台,则观 察防喷器控制手柄是否到位和补充压力,发现手柄不到位,手动强 迫其到位。

井架工 ? 钻进、空井: 听到警报后,迅速到钻台听司钻安排。 ? 起下钻杆、起下钻铤: 听到警报后,未卸开丝扣的钻具应下入井内,已卸开丝扣的钻具应拉 回指梁,迅速从井架上下来。

内钳工 ? 钻进: 听到警报后,方钻杆提出后迅速扣好吊卡,做好关旋塞的准备工作。 ? 起下钻杆: 听到警报后,抢接旋塞好后,关闭旋塞。 ? 起下钻铤: 听到警报后,抢接防喷单根,关闭旋塞。 ? 空井: 听到警报后,按司钻指挥迅速到远控台通知副钻关全封闸板,随后返 回钻台,听司钻指挥。

外钳工 ? 钻进:
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听到警报后,在方钻杆提出后迅速扣好吊卡,观察场地工操作动作, 待关节流阀前的平板阀后,通知司钻已关井。如配臵节控箱,听到警报后, 方钻杆提出后迅速扣好吊卡,听到两声喇叭后约 15 秒钟,先关节流阀(试 关井) ,待场地工关闭节流阀前的平板阀后,同时观察套压不得超过最大允 许关井压力,关井后通知司钻已关井。 ? 起下钻杆: 听到警报后,抢接旋塞好后,观察场地工操作动作,待关节流阀前的 平板阀后,通知司钻已关井。如配臵节控箱,听到警报后,抢接旋塞好后, 关闭旋塞,听到两声喇叭后约 15 秒钟,先关节流阀(试关井) ,待场地工 关闭节流阀前的平板阀后,同时观察套压不得超过最大允许关井压力,关 井后通知司钻已关井。 ? 起下钻铤: 听到警报后,抢接防喷单根和旋塞好后,观察场地工操作动作,待关 节流阀前的平板阀后,通知司钻已关井。如配臵节控箱,听到警报后,抢 接防喷单根, 关闭旋塞, 听到两声喇叭后约 15 秒钟, 先关节流阀 (试关井) , 待场地工关闭节流阀前的平板阀后,同时观察套压不得超过最大允许关井 压力,关井后通知司钻已关井。 ? 空井: 听到警报后,观察场地工操作动作,待关节流阀前的平板阀后,通知 司钻已关井。如配臵节控箱与司控台,听到两声喇叭后约 15 秒钟,先关节 流阀(试关井) ,待场地工关闭节流阀前的平板阀后,同时观察套压不得超 过最大允许关井压力,关井后通知司钻已关井。

场地工 听到警报后,迅速到节流管汇处,听到两声关井信号 15 秒钟之后,逐 渐关节流阀(8 秒钟完成关闭动作) ,同时观察套压不得超过最大允许关井
50

压力,然后关闭节流阀前的平板阀,关井后通知外钳工已关井。如配臵节 控箱,听到警报后,快速到节流阀处,听到两声关井信号 15 秒钟之后,然 后关闭节流阀前的平板阀(21MPa 节流管汇关 J3) ,观察套压不得超过最大 允许关井压力。 钻井液工 ? 钻进: 发现溢流,迅速报告司钻,听到两声关井信号,待关闭节流阀前的平 板阀后,先记录套压然后记录立压。 ? 其它工况: 发现溢流,迅速报告司钻,听到两声关井信号,待关闭节流阀前的平 板阀后,记录套压。

司机 听到警报后,站到可与司钻保持联系的位臵,听候司钻安排。听到两 声信号,做好准备工作,听司钻命令全部停车。

发电工 听到警报后,站在发电房门前,做好停电停机、开探照灯、关井架灯的 准备工作,接到司钻命令后,立即执行。 注: (1)司钻必须牢记各闸板距离转盘面的高度,确保关井时闸板避开钻 杆接头和加厚部位。 (2)如使用单闸板防喷器,空井发生溢流时,必须抢下防喷单根、接 旋塞和方钻杆,然后关井。 (3)对已知含硫油、气井和浅层稠油井,按硬关井程序关井。

附录6 用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序
51

1. 在确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位臵后,锁定钻机绞车 刹车装臵; 2. 关闭剪切闸板防喷器以上的环形防喷器、管子闸板防喷器; 3. 打开主放喷管线泄压; 4. 在钻杆七(转盘面上)适当位臵安装上相应的钻杆死卡,用钢丝绳 与钻机连接固定牢固; 5. 打开剪切闸板防喷器以下的管子闸板防喷器; 6. 打开防喷器远程控制装臵储能器旁通阀,关闭剪切闸板防喷器, 直到剪断井内钻杆或油管; 7. 关闭全封闸板防喷器,控制井口; 8. 手动锁紧全封闸板防喷器; 9. 关闭防喷器远程控制装臵储能器旁通阀; 10. 远程控制装臵的管汇压力调整至规定值。

附录7 防喷演习记录表格式

防 喷 演 习 记 录 年 井号 演习 时间 司钻 演习 情况 总评 月 日 井深 m 完成时间 班次 记录人: 工作状态 人数 值班干部

52

附录 8

坐岗记录表格式
坐 岗 记 录 表

日期: 年 月 日 值班干部(签名) : 工 况 井 深 m 累计 起下 钻具 柱

记录人: 时间: 累计 理论 排代 体积 累计罐 入或返 出体积 安全监理(签名) : 罐内钻井液量(m3) 1号 罐 2号 罐 3号 罐 4号 罐 5号 罐 6号 罐 7号 罐 罐内 总体 积 时间: 钻井 液补 充量 钻井液 增减量

时间

原因分析

53

附录 9

低泵冲试验表格式
低泵冲试验表 井深(m) 缸径(mm) 泵冲 (次/分钟) 排量 (l/s) 泵压 (MPa) 钻井液密度 (g/cm3)

附录 10 油气上窜速度表格式及计算公式 计算公式:
H1 ?
V=

H2 t t1 t2

H1----油气层深度 H2----钻头所在的深度(循环钻井液时) ,m t 1----井深 H2 时的迟到时间 t----从开泵循环到见油气显示时间 t 2---- 静止时间

油气上窜速度表

钻头位臵 (m)

油气层深度 (m)

迟到时间 (min)

静止时间 (min)

开泵至油气 显示时间 (min)

油气上窜 速度 (m/h)

附录 11 关井提示牌格式
关井提示牌 钻井队号: 井号: 设计井深: m

54

上层套管最弱段参数 尺寸: mm 钢级: MPa 壁厚: mm 抗内压强度: m MPa

地层破裂压力:

深度:

最大允许关井压力 钻井液密度(g/cm3) 最大关井压力(MPa)

55

附录 12 钻开油气层检查验收证书格式

稀油(气)井钻开油气层检查验收证书

井 区 井

队 块 号

验收日期

新疆油田公司
-1-

一、钻开油气层检查验收证书

钻井公司

队:

你队所钻

井,经钻开油气层检查验收,符合井控技术要求,准予钻开油气层,特此通知。

验收组组长: 年 月 日

-2-

二、说



1、本报告 1、2 部分内容由钻井队工程师(技术员)填写。钻井队提前一至两天申报。本报告一份,由井队保存。 2、验收组应按照检查验收表逐项检查,验收合格后由组长签发《钻开油气层检查验收证书》 。如果井队存在以下七项内容以外的 不符合项,允许钻开油气层,但验收组应另开整改通知单,限期整改。有以下情况之一者,不准钻开油气层,应立即停工整改。 (1) 、未按要求储备重钻井液和加重材料; (3) 、井控装备未按照要求试压或试压不合格; (5) 、井控装备不能满足关井和压井要求; (7) 、通讯系统不畅通的。 (2) 、防喷演习不合格; (4) 、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全; (6) 、钻井设备不能正常工作;

-3-

三、检查验收表
1、本井基本情况 井号 钻达层位 开钻次序 一开 二开 三开 四开 井距 井别 目的层位 钻达井深(m) 钻头直径(mm) 井深 设计井深(m) 钻井液密度 (g/cm3) 套管直径(mm)

套管下深(m)

井身结构

邻近注水、注气井情况 井号 注水(注)气层位 注水(注)气 建议停注、泄压时间

2、分段设计及实钻钻井液密度 地层层位 井深(m) 设计压力梯度(MPa/m) 设计钻井液密度(g/cm3) 实钻钻井液密度(g/cm3) 油、气、水、 漏显示情况
-4-

3、制度、资料及材料储备

序 号

检查项目

检 查 内 容 及 标 准

井队自 检签名

验收组 签名

1

2

(1)井控工作九项管理制度; (2)溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序; (3)井口 张贴于值班 装臵及节流压井管汇待命工况示意图; (4)干部 24 小时值班表; (5)井喷应急处臵预案; (6) 室资料 H2S 应急处臵预案 1、井控管理综合记录本: (1)井控装臵基本情况; (2)地破压力试验记录; (3)低泵冲试验; (4)井控装臵运转记录; (5)防喷(防硫化氢)演习记录; (6)硫化氢检测仪以及人身防护用 品日常检查记录 2、钻井队井控例会、钻开油气层交底记录(记录在生产例会记录本中) 3、干部交接班记录(记录在钻井班班前班后记录本中) 井控资料 4、坐岗记录 5、压力检测资料(录井) 6、井控档案: (1)井控操作证登记表和井控操作证; (2)井控装臵试压检验合格证以及试压曲 线; (3)上级井控专项检查隐患整改表; 7、邻井停注、泄压等检查记录

3

钻井液储备 密度和体积达到设计要求 ① 探井储备 30~100 吨;生产井储备 20~50 吨 ② 对钻井集中区块(供应半径小于 25km) ,可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式,但井 场储备加重材料不低于 20 吨 ③ 对于钻井液密度在 1.80g/cm3 以上, 又远离基地的井 (大于 200km) , 储备比井浆密度高 0.15~ 3 3 0.20g/cm 的重钻井液 60~180m ,加重材料 50~100 吨 ④ 具体储备数量依据设计要求
-5-

4

加重材料 储备

4、井控井口装臵 序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 检查项目 防喷器组合 检 查 内 容 及 标 准 井队自 检签名 验收组 签名

压力等级、尺寸系列、组合形式符合设计要求 防喷器连接螺栓齐全, 用 16mm 钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧; 防喷器不用的螺 连接固定 孔(栽丝)用丝堵堵住 防喷器试压(包 按照设计试压;三开井及以后各次开钻的试压,必须用专用试压车或泵车试压,井队留存试压 括井控管汇) 曲线。每次试压后应对井控装臵固定螺栓进行紧固 套管头 型号执行设计

接出钻台底座,齐全,支撑可靠。使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于 30°;使用双 闸板手动锁紧杆 万向节操作杆应满足手轮转动灵活。标明开关方向、到位圈数和闸板类型,手动锁紧杆离地面 高度超过 1.6m 应安装手轮操作台。手轮处应有计量开关圈数的计数装臵。 距井控车间距离在 100km 以外的井,井场或项目部(离井队不超过 25 公里)应备有与在用闸板 备用闸板 同规格的半封闸板、相应的密封件(存放温度 16~27℃)及其拆装和试压工具 圆井 挡泥伞 有操作台 保证防喷器组及四通各闸门清洁

井控装臵检修、 井深<4000m 每 12 个月由井控车间回收检验一次 现场服务 井深≥4000m,且钻井周期超过 4 个月,每口井由井控车间回收检验一次 冬季保温 钻台底座下>0℃;在可能含硫化氢地区,钻台底座下安装防爆换气扇

-6-

5、控制系统 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 钻台左侧后方,距井口>25m;距放喷管线或压井管线>2m;管排架距放喷管线>1m;周围 10m 以内无易燃、易爆、腐蚀物品 电动钻机摆在钻台后方或井场左侧后方;距井口>25m;管排架与放喷管线的距离>1 m;周 围 10m 以内无易燃、易爆、腐蚀物品 试压 21MPa,稳压时间不少于 3min ,密封部位无渗漏 安装正确,不渗漏;车辆跨越处装过桥盖板;井口处使用耐火液压软管;液压管线与防喷器、 液动闸阀的连接接口处应使用 90-125°弯头。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞 总气源应与司钻控制台气源分开连接, 配臵气源排水分离器, 并保持气源压力 0.65~1.3MPa; 远程控制台应使用通径不小于 16mm 专用供气管线,严禁强行弯曲和压折气管束 电动及气动泵运转正常,无泄漏,油雾器工作正常 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 压力继气器、继电器的自动和手动调压范围正确 氮气压力 7.0MPa±0.7MPa;储能器压力 17.5~21MPa;环形及管汇压力 9.45~11.55MPa 闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致; 环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀 待命工况为中位。 全封闸板控制换向阀应装罩保护,剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装臵 待命工况时,液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间,且油面超过油箱高度的 1/2。 70、105MPa 防喷器的井应配臵;摆在司钻操作台附近,固定牢固,手柄灵活,压力表校验; 选择 5 个及以上控制对象的远程控制台,应配臵司钻控制台。 不应安装操作剪切闸板防喷器控制阀 70、105MPa 防喷器的井应配臵,摆放在钻台上靠立管一侧。 井队自 检签名 验收组 签名

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

远程控制台位 臵 控制系统试压 液控管线 气管线 动力系统 电源线 自动控制开关 压力 远程控制台换 向阀 油箱油量,质量 司钻控制台 节控箱

-7-

油面高 30~50mm, 气源压力 0.65~1.30 MPa, 油压 2~3 MPa, (孔板式节流阀, 油压 5~6Mpa) , 气动节流控制箱的阀位开度 3/8~1/2,电动节流控制箱的阀位开启度 18~23mm; 节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装 13 冬季防冻 远控房内有保温措施

6、井控管汇 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 两翼闸阀双联后安装在四通两侧(车载钻机受底座空间限制时,1#和 4#可以安装在井架底座 外侧) ;节流管汇一侧外阀安装液动阀;2#和 3#闸阀常开,1#和 4#闸阀常关;只装 1#和 2# 闸 阀的,1#闸阀常关,2# 闸阀常开;开关灵活 压力级别执行设计 闸阀待命工况正确,开关灵活,有开关标示 有高压表、带有旁通开关(处于关位)的低量程压力表(量程 10~16MPa),一年一校验 关井提示牌数据齐全,字迹清楚,正对操作者 钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内, 并固定牢靠 (固定不少于两个点) , 出口处使用大于 120°的铸(锻)钢弯头,通径不小于 78mm(侧钻井、老井加深井通径不小 于 62mm)。 使用硬管线时,每三年探伤一次,若压井作业使用过,则完井后经检验探伤合格后才可 使用;转弯处使用角度大于 120°的铸(锻)钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。 使用高压软管线时,有固定安全链(绳) ,软管中间固定牢靠; 35MPa、21MPa 节流管汇 可以使用 14MPa 高压耐火软管,70MPa 及以上压力级别节流管汇高压耐火软管可低一个压力 级别。 有防堵防冻措施;有管汇房的,距离地板 30cm 处温度>3℃ 压力级别执行设计
-8-

井队自 检签名

验收组 签名

1

四通闸阀

2

节流管汇

3

压井管汇

闸阀待命工况正确,开关灵活,有开关标示 有高压表、带有旁通开关(处于关位)的低量程压力表(量程 10~16MPa) 有防堵防冻措施;有管汇房的,距离地板 30cm 处温度>3℃ 放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接;井深大于 4000m 的区域探井、气井、高含 硫油气井,地层压力大于 70MPa 的井放喷管线应使用钢圈法兰连接;管线每三年探伤一次 长度符合设计,通径不小于 78mm;含硫油气井主放喷管线有点火装臵 每隔 9~11m、转弯处(前后固定)用基墩固定;基墩地脚螺栓直径 30mm;整体式固定压板 宽 100mm、厚 10mm;放喷出口处用双基墩,距出口端不超过 1.5m;基墩重量>600kg;出口 处固定压板下不得使用可燃物 前方 50m 以内不得有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池,也不宜有其它设备 等障碍物 挖放喷坑的井出口距对面堤坝不小于 15m。末端进行防沙堵处理 放喷管线在汽车跨越处应装过桥盖板 使用专用管线并采用标准法兰连接,安装平、直;选择 35MPa 防喷器的井,用与防喷器压力 级别一致的高压耐火软管,管线中部与井架底座固定牢固;防喷管线每年探伤一次

4

放喷管线

5 6

过桥盖板 防喷管线

7、其它井控装臵 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 有检验合格证和试压曲线(检验周期不超过一年) ,旋塞阀灵活 压力等级与防喷器一致(超过 70MPa,选用 70MPa) 装环形防喷器须装上、下旋塞 钻台有备用旋塞,开关灵活(位于开位) 上接旋塞,有明显标记 在提下至钻铤前,应臵于坡道或便于快速取用的位臵
-9-

井队自 检签名

验收组 签名

旋塞阀 1 防喷单根 (立柱)

钻杆死卡 2 除气器

安装剪切闸版的井应备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡 运转正常,排气管出口离罐区>15m 液气分离器处理量不低于 240 m? /h 。进液管线应使用高压法兰连接,内径不小于 78mm 的高 压耐火软管线,用基墩固定;高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致 (若使用 70MPa 以上节流管汇,可使用 35MPa 高压耐火软管) ;35MPa、21MPa 节流管汇可以 使用 14MPa 高压耐火软管 进出口管线、排气管线应采用法兰连接

3

钻井液气体分 离器

4 5 6 7

加重装臵 循环罐液面标 尺 配液罐标尺 灌浆罐

排液管线使用直径不低于 254mm 的硬管线,其出口端可以使用软管线,出口臵于缓冲罐上部 液气分离器安装在节流管汇外侧;用三或四根直径 12.7mm 的钢丝绳绷绳固定牢靠 安全阀每年校验,泄压口指向井场右侧 排气管线(通径≥140mm) ,接出井口 70m 以远,每 10-15m 固定牢靠,固定基墩重量不低于 400kg;排气管线距离放喷管线距离不小于 1.5m。排液管线应使用直径不低于 254 mm 的硬管 线,其出口端可以使用软管线,出口臵于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线,需 要时再进行连接。 运转正常,根据设计配立式加重罐 钻井液循环罐有液面监测声光报警装臵(能直接读出罐内钻井液增减量,以立方米为刻度单 位) ,报警装臵分别安装在钻井液罐面(座岗房内)和司钻操作台附近,报警值设臵不得超过 1 方。 有容积计量标尺 配备 6~12 方的专用灌浆罐

8、安全器材及装臵 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 井队自 检签名 验收组 签名

- 10 -

1 2

井喷报警装臵 电器

使用两位开关式喇叭

3

4

5 6 7 8

井口 30m(压力小于 21MPa 井 15m)以内电器满足防爆要求;距井口 30m(压力小于 21MPa 井 15m)以内的电缆不应有接头,如有接头应用防爆接头连接; 探照灯 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 井场 35kg 推车式干粉灭火器 4 具,8kg 手提式干粉灭火器 25 具,发电机房、配电房应各配 备四具 5kg 二氧化碳灭火器,消防铣 5 把,消防斧 2 把,消防钩 2 把,十字镐 5 把,消防桶 5 只,消防毛毡 5 条,消防水带 75m,消防砂 4m3 消防工具 灭火器应定期换药,挂、贴启用日期和检查人签字的标志牌 供水管线上应装消防管线接口 含硫地区,12 套正压式呼吸器、5 套备用气瓶、充气泵(每月检查一次) 含硫地区,4 个探头(钻台、圆井、一号罐、钻井液接收罐处)的固定式硫化氢监测仪、5 硫化氢防护设施 套便携式硫化氢监测仪 (值班干部、 当班司钻、 坐岗人员随身携带) 及专用硫化氢报警器 ( “逢 五逢十”检查设备并记录) 非含硫地区,1 套便携式硫化氢监测仪(司钻或坐岗人员随身携带) 硫化氢警示标志 井场应有明显的硫化氢警示标志 井场大门口、钻台、振动筛、坐岗房、防喷器液控房设立风向标 风向标与集合点 在不同方向上划定两个紧急集合点 柴油机排气管 有防火帽和冷却灭火装臵,其出口不朝向循环罐 井场排污 钻台下、机房下、泵房排污沟畅通,钻台上、下及机泵房周围无油污

9、培训及演习 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准
- 11 -

井队自 检签名

验收组 签名

1

井控培训 井控现场考试 防硫化氢演习

井架工以上人员,专业服务公司技术人员及操作人员。有效期两年。凡持有非西部钻探井控 培训合格证的人员,井控培训合格证上盖西部钻探井控培训中心培训章。 70 分以上为合格 在区域预探井和含硫地区钻井,每月至少进行一次 演习记录:四种工况、 “逢五逢十”演习;二开前开展四种工况演习;换班人员在第一次提 下钻作业中开展四种工况的演习; 作业班每月至少进行一次四种工况下的演习; 特殊作业 (测 试、完井等)前演习 现场演习:各岗位动作正确熟练,在规定时间内实现关井

2

防喷演习

- 12 -

10、设备安全位臵 序 号 1 2 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 井队自 检签名 验收组 签名

3

值班房、库房、化验房等距井口≥30m 地质房、仪器房距井口>30m;压力小于 21MPa 的井距井口距离不小于 20m 锅炉房尽可能设臵在季节风的上风位臵,距井口>50m 锅炉房位臵 锅炉两台,一年检验一次,操作人员持证 距井口>30m 油罐距放喷管线>3m 油罐位臵与防爆 距发电房>20m 油罐区电气设备,电源开关防爆 值班房等位臵 水罐位臵 配电房位臵 发电房位臵 放喷管线出口 位臵 距民房等距离 水罐距放喷管线>2m 配电房(分闸)距探井、压力大于 21MPa 油气井的井口距离>30m;压力小于 21MPa 井的井 口距离>15m 发电房距井口>30m 放喷管线出口离居民区、营房、道路、设备等障碍物>50m,且不正对上述障碍物 井口距高压线及其它永久性设施>75m 距民房>100m 距铁路、高速公路>200m 井口距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于 500m 生活区距井场边沿>100m;新区第一口探井和含硫油气井的生活区距井场边沿>300m; 生活基地所处地形尽可能高于井场,相对井场在上风方向,基地尽可能远离河沟、泄洪区等 危险地区
- 13 -

4 5 6 7

8

9

生活区距离

10

防火要求

在草原、苇塘、林区,井场周围应有防火隔离带,宽度不小于 20m

附录 13 钻开油气层检查验收证书格式
- 14 -

钻开油气层检查验收证书
(稠油开发井)

井 区 井

队 块 号

验收日期

新疆油田公司

- 15 -

一、钻开油气层检查验收证书

钻井公司

队:

你队所钻

井,经钻开油气层检查验收,符合井控技术要求,准予钻开油气层,特此通知。

验收组组长: 年 月 日

- 16 -

二、说



1、本报告 1、2 部分内容由钻井队工程师(技术员)填写。钻井队提前一至两天申报。本报告一份,由井队保存。 2、验收组应按照检查验收表逐项检查,验收合格后由组长签发《钻开油气层检查验收证书》 。有以下情况之一者,不准钻开油气 层,应立即停工整改: (1) 未按要求储备重钻井液和加重材料; (3) 井控装备未按照要求试压或试压不合格; (5) 井控装备不能满足关井和压井要求; (7) 通讯系统不畅通的。 在验收中,如果井队存在以上八项内容以外的不符合项,允许钻开油气层,但验收组应另开整改通知单,限期整改。 (2) 防喷演习不合格; (4) 井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全; (6) 钻井设备不能正常工作;

- 17 -

三、检查验收表
1、本井基本情况 井号 钻达层位 开钻次序 一开 二开 三开 井距 井别 目的层位 钻达井深(m) 钻头直径(mm) 井深 设计井深(m) 钻井液密度 (g/cm3) 套管直径(mm)

套管下深(m)

井身结构

邻近注水、注气井情况 井号 注水(注)气层位 注水(注)气 建议停注、泄压时间

2、分段设计及实钻钻井液密度 地层层位 井深(m) 设计压力梯度(MPa/m) 设计钻井液密度(g/cm3) 实钻钻井液密度(g/cm3) 油、气、水、 漏显示情况
- 18 -

3、制度、资料及材料储备 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 井队自 检签名 验收组 签名

1

(1)井控工作九项管理制度; (2)溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序; (3)井口 张贴于值班 装臵及节流压井管汇待命工况示意图; (4)干部 24 小时值班表; (5)井喷应急处臵预案; (6) 室资料 H2S 应急处臵预案 1、井控管理综合记录本: (1)井控装臵基本情况; (2)地破压力试验记录; (3)井控装臵运转 记录; (4)防喷(防硫化氢)演习记录; (5)硫化氢检测仪以及人身防护用品日常检查记录 2、钻井队井控例会、钻开油气层交底记录(记录在生产例会记录本中) 3、干部交接班记录(记录在钻井班班前班后记录本中) 4、坐岗记录 5、压力检测资料(录井) 6、井控档案: (1)井控操作证登记表和井控操作证; (2)井控装臵试压检验合格证以及试压曲 线; (3)上级井控专项检查隐患整改表; 7、邻井停注、泄压等检查记录

2

井控资料

3 4

钻井液储备 密度和体积达到设计要求 加重材料 储备 井场储备加重材料不少于 5 吨或依据设计要求储备

4、井控井口装臵

- 19 -

序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

检查项目

检 查 内 容 及 标 准

井队自 检签名

验收组 签名

防喷器组合 压力等级、尺寸系列、组合形式符合设计要求 防喷器连接螺栓齐全; 用 16mm 钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧; 防喷器不用的螺 连接固定 孔(栽丝)用丝堵堵住 防喷器试压 (包括井控 送至井场的防喷器有井控车间试压曲线和试压合格证;按照设计试压 管汇) 套管头 套管头型号执行设计 接出钻台底座,齐全,支撑可靠。使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于 30°;使用双 闸板手动锁 万向节操作杆应满足手轮转动灵活。标明开关方向、到位圈数和闸板类型,手动锁紧杆离地面 紧杆 高度超过 1.6m 应安装手轮操作台。手轮处应有计量开关圈数的计数装臵。 距井控车间距离在 100km 以外的井,井场或项目部(离井队不超过 25 公里)应备有与在用闸板 备用闸板 同规格的半封闸板、相应的密封件(存放温度 16~27℃)及其拆装和试压工具 圆井 挡泥伞 有操作台 保证防喷器组及四通各闸门清洁

井控装臵检 修、现场服 每 12 个月由井控车间回收检验一次 务 冬季保温 钻台底座下>0℃;在可能含硫化氢地区,钻台底座下安装防爆换气扇

5、控制系统
- 20 -

序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13

检查项目 远程控制台位 臵 控制系统试压 液控管线 气管线 动力系统 电源线 自动控制开关 压力 远程控制台换 向阀 油箱油量,质量 冬季防冻

检 查 内 容 及 标 准 钻台左侧后方,距井口不宜小于 20m;距放喷管线或压井管线>2m;管排架距放喷管线>1m; 周围 10m 以内无易燃、易爆、腐蚀物品 试压 21MPa,稳压时间不少于 3min ,密封部位无渗漏 安装正确,不渗漏;车辆跨越处装过桥盖板;井口处使用耐火液压软管;液压管线与防喷器、 液动闸阀的连接接口处应使用 90-125°弯头。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。 总气源应与司钻控制台气源分开连接, 配臵气源排水分离器, 并保持气源压力 0.65~1.3MPa; 远程控制台应使用通径不小于 16mm 专用供气管线,严禁强行弯曲和压折气管束 电动及气动泵运转正常,无泄漏,油雾器工作正常 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 压力继气器、继电器的自动和手动调压范围正确 7.0MPa±0.7MPa;储能器压力 17.5~21MPa;环形及管汇压力 9.45~11.55MPa 闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致; 环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀 待命工况为中位。 全封闸板控制换向阀应装罩保护 待命工况时,液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间,且油面超过油箱高度的 1/2。 远控房内有保温措施

井队自 检签名

验收组 签名

6、井控管汇

- 21 -

序 号 1

检查项目

检 查 内 容 及 标 准 四通两侧可以各有一个闸阀,1#闸阀常关,2# 闸阀常开(如四通两侧各安装 2 个闸阀,2#和 3#闸阀常开,1#和 4#闸阀常关) ;开关灵活 压力级别执行设计 闸阀待命工况正确,开关灵活,有开关标示。管汇上的平板阀待命时均处于关闭状态 有高压表、带有旁通开关(处于关位)的低量程压力表(量程 10~16MPa) 关井提示牌数据齐全,字迹清楚,正对操作者 钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内, 并固定牢靠 (固定不少于两个点) , 出口处使用大于 120°的铸(锻)钢弯头,通径不小于 78mm(侧钻井、老井加深井通径不小 于 62mm)。 使用硬管线时,每三年探伤一次,若压井作业使用过,则完井后经检验探伤合格后才可 使用;转弯处使用角度大于 120°的铸(锻)钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。 使用高压软管线时,有固定安全链(绳) ,软管中间固定牢靠; 35MPa、21MPa 节流管汇 可以使用 14MPa 高压耐火软管,70MPa 及以上压力级别节流管汇高压耐火软管可低一个压力 级别。 有防堵防冻措施,管汇房内距离地板 30cm 处温度>3℃ 压力级别执行设计 闸阀待命工况正确,开关灵活,有开关标示 有高压表、带有旁通开关(处于关位)的低量程压力表(量程 10~16MPa),一年一校验 有防堵防冻措施,管汇房内距离地板 30cm 处温度>3℃ 放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接;管线每三年探伤一次 每隔 9~11m、转弯处(前后固定)用基墩固定;基墩地脚螺栓直径 30mm;整体式固定压板 宽 100mm、厚 10mm;放喷出口处用双基墩,距出口端不超过 1.5m;基墩重量>600kg;出口 处固定压板下不得使用可燃物
- 22 -

井队自 检签名

验收组 签名

四通闸阀

2

节流管汇

3

压井管汇

4

放喷管线

5 6

过桥盖板 防喷管线

前方 50m 以内不得有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池,也不宜有其它设备 等障碍物 挖放喷坑的井出口距对面堤坝不小于 15m。末端进行防沙堵处理 放喷管线在汽车跨越处应装过桥盖板 使用专用管线并采用标准法兰连接,安装平、直;也可用与防喷器压力级别一致的高压耐火 软管,管线中部与井架底座固定牢固;防喷管线每年探伤一次

7、其它井控装臵 序 号 检查项目 检 查 内 容 及 标 准 有检验合格证和试压曲线(检验周期不超过一年) ,旋塞阀灵活 压力等级与防喷器一致 钻台有备用旋塞,开关灵活(位于开位) 上接旋塞,有明显标记 在提下至钻铤前,应臵于坡道或便于快速取用的位臵 运转正常,根据设计配立式加重罐 钻井液循环罐有液面监测声光报警装臵(能直接读出罐内钻井液增减量,以立方米为单位) , 报警装臵分别安装在钻井液罐面(座岗房内)和司钻操作台附近,报警值设臵不得超过 1 方。 有容积计量标尺 配备 6~12 方的专用灌浆罐 井队自 检签名 验收组 签名

旋塞阀 1 防喷单根 (立柱) 加重装臵 循环罐液面标 尺 配液罐标尺 灌浆罐

2 3 4 5

8、安全器材及装臵

- 23 -

序 号 1 2

检查项目 井喷报警装臵 电器 使用两位开关式喇叭

检 查 内 容 及 标 准

井队自 检签名

验收组 签名

3

4

5 6 7 8

井口 15m 以内电器满足防爆要求;距井口 15m 以内的电缆不应有接头,如有接头应用防爆接 头连接 探照灯 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 井场 35kg 推车式干粉灭火器 4 具,8kg 手提式干粉灭火器 25 具,发电机房、配电房应配备 二氧化碳灭火器,消防铣 5 把,消防斧 2 把,消防钩 2 把,十字镐 5 把,消防桶 5 只,消防 毛毡 5 条,消防水带 75m,消防砂 4m3 消防工具 灭火器应定期换药,挂、贴启用日期和检查人签字的标志 供水管线上应装消防管线接口牌 含硫地区,12 套正压式呼吸器、5 套备用气瓶、充气泵(每月检查一次) 含硫地区,4 个探头(钻台、圆井、一号罐、钻井液接收罐处)的固定式硫化氢监测仪、5 硫化氢防护设施 套便携式硫化氢监测仪 (值班干部、 当班司钻、 坐岗人员随身携带) 及专用硫化氢报警器 ( “逢 五逢十”检查设备并记录) 非含硫地区,1 套便携式硫化氢监测仪(司钻或坐岗人员随身携带) 硫化氢警示标志 井场应有明显的硫化氢警示标志 风向标与集合点 柴油机排气管 井场排污 井场大门口、钻台、振动筛、坐岗房、防喷器液控房设立风向标 在不同方向上划定两个紧急集合点 有防火帽和冷却灭火装臵,其出口不朝向循环罐 钻台下、机房下、泵房排污沟畅通,钻台上、下及机泵房周围无油污

- 24 -

9、培训及演习 序 号 井队自 检签名 验收组 签名

检查项目

检 查 内 容 及 标 准

1

井控培训 井控现场考试 防硫化氢演习

井架工以上人员,专业服务公司技术人员及操作人员。有效期两年。凡持有非西部钻探井控 培训合格证的人员,井控培训合格证上盖西部钻探井控培训中心培训章。 70 分以上为合格 含硫地区钻井,每月至少进行一次 演习记录:按四种工况、 “逢五逢十”演习;二开前下钻过程中,开展四种工况演习;换班 人员在第一次提下钻作业中开展四种工况的演习; 作业班每月至少进行一次四种工况下的演 习;特殊作业(测试、完井等)前演习 现场演习:各岗位动作正确熟练,在规定时间内实现关井

2

防喷演习

- 25 -

10、设备安全位臵 序 号 1 检查项目 值班房等位臵 检 查 内 容 及 标 准 井队自 检签名 验收组 签名

2

值班房、库房、化验房等距井口≥30m 地质房、仪器房距井口≥20m 距井口>30m 油罐距放喷管线>3m 油罐位臵与防爆 距发电房>20m 油罐区电气设备,电源开关防爆 水罐位臵 配电房位臵 发电房位臵 放喷管线出口 位臵 距民房等距离 水罐距放喷管线>2m 配电房(分闸)距井口>15m 发电房距井口>30m 放喷管线出口离居民区、营房、道路、设备等障碍物>50m,且不正对上述障碍物 井口距高压线及其它永久性设施>75m 距民房>100m 距铁路、高速公路>200m 井口距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于 500m 生活区距井场边沿>100m;含硫油气井的生活区距井场边沿>300m; 生活基地所处地形尽可能高于井场,相对井场在上风方向,基地尽可能远离河沟、泄洪区等 危险地区 在草原、苇塘、林区,井场周围应有防火隔离带,宽度不小于 20m

4 5 6 7

8

9 10

生活区距离 防火要求

- 26 -

附录 14. 钻井队井控资料目录 一、张贴于井场值班房内的资料(6 项) : 1、井控工作九项管理制度; 2、溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序; 3、井口装臵及节流压井管汇待命工况示意图; 4、干部 24 小时值班表; 5、井喷应急预案; 6、H2S 应急预案。 二、井控资料(12 项) 1、井控管理综合记录本: (1)井控装臵基本情况; (2)地破压力试验记录; (3)低泵冲试验、油气上窜速度记录; (4)井控装臵运转记录; (5)防喷(防硫化氢)演习记录; (6)硫化氢检测仪以及人身防护用品日常检查记录。 2、钻井队井控例会、钻开油气层交底记录(记录在生产例会记录本中) 3、干部交接班记录(记录在钻井班前班后会记录本中) 4、坐岗记录 5、钻井队打开油气层审批报告 6、压力检测资料 7、井控档案
-1-

(1)井控操作证登记表和井控操作证; (2)井控装臵试压检验合格证以及试压曲线; (3)上级井控专项检查隐患整改表; 附录 15 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表
表(一) 收到报 告时间 报告单位 报告人 发生井 喷单位 现场抢险 负责人 事故发生 地理位臵 井喷发 生时间 井 号 钻机类型 井别 钻达井深 目的层位 构造 m3) (g/c 实际泥 浆密度 技术套 管下深 CO2 □ CO □ m3) (g/c 钻井队号 井型 水平井 □ 定向井 □ 直 井 □ 垂深 钻达层位 地层压力 表层套 管下深 技术套 管尺寸 人 员 伤 亡 情 有无自动点火装臵 况 职务 联系电 话 年 月 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表(快报) 日 时 分

职务

电话

设计井深 基本情况 井眼尺寸 岩性 设计泥 浆密度 表层套 管尺寸 有毒气 体类型 H2S □

额定工作压力 井口装 备状况 型号 防喷器状况 开关状态 可控或失控
-2-

开 可控

□ □

关 失控

□ □

节流管汇状况 压井管汇状况 内放喷工 具状况 井喷具 体状况 钻杆旋塞 喷势描述 环境污染情况 居 民 江 河 数量 距离 名称及 数量 距离 方钻杆旋塞 喷出物

放喷管线长度 辅助放喷管线长度

气 □ 水 □

油 □ 气油水 □

周边 500m 内环境状况

工 农 名称及 业 设 数量 施 距离 名称及 湖泊 数量 距离

已疏散 人群 备注

表(二) 事故级别 关井压力

集团公司钻井喷失控事故报告信息收集表(续报) Ⅲ□ Ⅳ□ 有毒气 体含量 套压 雨或雪 气温 H2S ( ) ( ) CO2 ( ) (Mpa) 风力 海 浪 高 CO

Ⅰ□ Ⅱ□ 立压

(Mpa)

现场气象、海况及 阴或晴 主要自然天气情 风向 况

-3-

井喷过程简要描 述及初步原因 一开
环形防喷器

双闸板防喷器

设计及实钻 井身结构

二开 三开 四开

四通

单闸板防喷器

套管头

套管头

邻近注水、注 气井情况 施工工况 救援地 名 称及距 离

周边道路情况 已经采取的 抢险措施 下一步将采 取的措施 重钻井液 井 场 压 井 材 料 储 钻井用水 备 加重材料 救援需求 姓名 姓名 现场抢险组 组成人员名单 姓名 姓名 姓名 姓名 职务 职务 职务 职务 职务 职务 电话 电话 电话 电话 电话 电话 密度 (g/cm ) (m3) 重 晶 石 (T) 石灰石粉 (T 铁矿石粉 ) (T)
3



(m )

3

备注

-4-


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