QGHBYT 156石油与天然气井下作业井控实施细则.docx

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QGHBYT156石油与天然气井下作业井控实施细则

发行版本：

C

石油与天然气井下作业井控实施细则修改次数：

0

文件编号：

QG/HBYT156-2009

页码：

1/43

1范围

本细则规定了井下作业井控工作管理规定和实施要求。

本细则适用于华北油田范围内油水井和天然气井的试油、射孔、油气水井措施（大修、压裂、酸化等）及维护性作业等施工。

利用井下作业设备在华北油田进行钻井（含侧钻和加深钻井）施工，执行QG/HBYT104-2009《石油与天然气钻井井控实施细则》。

井下作业施工单位到其它油田（煤层气）施工的队伍，执行当地油区井控实施细则，无实施细则（煤层气）时执行本细则。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。

SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》

SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》

SY5727-2007《井下作业安全规定》

SY/T5858《石油工业动火作业安全规程》

SY/T5225-2005《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程》

SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》

SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》

SY/T6277-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》

中油工程字（2006）247号《石油与天然气井下作业井控规定》

3术语及定义

本细则采用下列定义。

3.1井下作业施工队伍：

是指从事井下试油、大修、措施、小修的作业队（修井队）。

3.2井下作业井控内容：

设计中的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施，井喷及井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度七个方面。

3.3“三高”油气井定义

3.3.1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。

3.3.2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。

3.3.3　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（10ppm）］一氧化碳等有毒有害气体的井。

3.4井侵

地层流体（油、气、水）侵入井内的现象。

3.5溢流

在正循环时，井口返出的液量比泵入的液量多，停泵后井口修井液自动外溢的现象。

3.6井涌

溢流进一步发展，修井液涌出井口。

3.7井喷失控

井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的无控制现象。

3.8　井喷事故分级

3.8.1一级井喷事故（Ⅰ级）

海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（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和作业现场周边居民的生命财产安全。

3.8.2二级井喷事故（Ⅱ级）

海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体造成对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。

3.8.3三级井喷事故（Ⅲ级）

陆上油气井发生井喷，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，集团公司直属企业难以短时间内完成事故处理的井喷事故。

3.8.4四级井喷事故（Ⅳ级）

发生一般性井喷，集团公司直属企业能在24小时内建立井筒压力平衡的井喷事故。

4职责

4.1井控分级职责

4.1.1各级井控负责人按“谁主管，谁负责”的原则，恪尽职守，做到有职、有权、责任明确到位。

4.1.2华北油田公司主管工程技术的领导是井下作业井控工作第一责任人。

4.1.3油田公司的井控领导小组，由第一责任人担任组长。

井控领导小组由勘探部经理、油藏评价部经理、工程监督部经理、钻采工程部经理、生产运行处处长、质量安全环保处处长及相关二级生产单位和采油工艺研究院主要行政领导组成。

负责组织贯彻集团公司井下作业井控规定，发布井下作业井控实施细则和井喷失控应急预案，组织开展井下作业井控工作。

4.1.4钻采工程部是井下作业井控归口管理部门,油田公司井控办公室设在钻采工程部。

其工作职责是负责贯彻执行井下作业井控管理规定、制定和完善井下作业井控实施细则和相关井喷失控应急预案，开展各项井控检查与日常管理工作。

4.1.5工程监督部负责组织勘探井试油、大修作业及重大措施施工前的开工验收，以及驻井监督的委派。

并委托下一级监督部门进行开工验收和重点工序监督。

4.1.6勘探部负责华北油田勘探井试油，地质和工程设计的审批。

4.1.7油藏评价部负责华北油田的产能建设井评价井试油，地质和工程设计的审批。

4.1.8生产运行处全面负责：

4.1.8.1履行油田公司应急指挥部办公室职责，负责落实油田公司井控应急指挥部指令，对井控应急抢险全面协调、调度。

4.1.8.2参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责处理土地、工农关系方面的问题。

4.1.9各油气生产单位、井下作业公司、油气井测试公司及其下属单位应成立井控工作领导小组，制定和修订本单位井喷失控应急预案及相关井控管理规定，负责本单位的井控工作。

同时，要设置井控办公室，配备专职井控技术和管理人员，主要职责是负责本单位的井控日常管理工作。

4.1.10各施工作业大队，大修、试油分公司等单位，及在华北油田以外的施工作业队伍，都要设置井控专职管理人员。

主要职责是配合上一级单位督促和指导本单位作业队伍做好井控工作。

各油气生产单位的采油工区也要分别设置井控管理岗，其职责是协助主管领导做好本单位的井控管理工作。

巡视、检查本单位现场井控工作，并配合上级井控管理部门进行井控检查和巡视。

生产运行处

5井控管理流程图

井控办公室

油气生产及施工作业单位

基层施工小队

华北油田公司

井控领导小组

工程监督部

钻采工程部

勘探部

油藏评价部

6管理内容

6.1井控风险评估分级

按照井控风险评估分级管理原则，综合考虑油田区块地质特点、井场周边环境和工艺技术特点，将施工作业井划分为三个风险级别（参见附录A）。

6.1.1一级风险井：

“三高”井、探井、含超标有毒有害气体区块施工的井；水平井、大位移井；气井、气油比超过150的井、具有自喷能力的井；预测地层压力系数大于1.0的井等。

6.1.2二级风险井：

发生过井喷、井涌区块的井；含有不超标硫化氢等有毒有害气体区块的油水井；气油比在50—149之间的油井；预测地层压力系数在0.8—1.0区间的井。

6.1.3三级风险井：

除1—2级风险井外，其他为三级风险井。

6.1.4根据作业井不同风险级别，施行分级管理。

6.1.4.1一级风险井：

由油田公司直接监管，油气生产（建设）单位全面进行管理。

6.1.4.2二、三级风险井：

由油气生产（建设）单位进行管理，油田公司工程技术部门进行定期和不定期井控抽查。

6.2设计的井控要求

井下作业的地质设计、工程设计和施工设计必须有相应的井控要求或明确井控设计内容：

6.2.1建设单位的地质设计

6.2.1.1新井：

应提供井身结构、井口装置、井下管串结构、地层压力、完井日期、套管钢级、壁厚、尺寸、固井质量、人工井底、钻井液性能、水泥返深、射孔方式、试油结果等资料；地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，本井的井控风险评估结果和简述施工目的要求。

6.2.1.2老井：

要提供投产日期，套管目前现状，历次修井、压裂检测情况、井身结构、井口装置、井下管串结构、井内地层情况、套管钢级、壁厚、尺寸、人工井底、固井质量、水泥返深、射孔方式、试油结果等资料；并对目前井内套管、管柱结构、井口可能损伤情况以及所承受的最低压力进行评估。

本井产层及作业层的性质（油、气、水）、本井目前地层压力、井口压力、动液面、油气比、油气生产、区域注水井压力、与邻井地层连通情况、地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，本井的井控风险评估级别。

6.2.2建设单位的工程设计中应有目前井口装置、井下管串结构、落物情况、井下地层情况、套管的技术状况，依据井控风险评估结果，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合及压力等级和井控相关要求，提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体的监测情况及目前该井周边环境描述。

压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。

附加值可选用下列两种方法之一：

a）油水井为0.05－0.1g/cm3；气井为0.07－0.15g/cm3

b）油水井为1.5－3.5MPa；气井为3.0－5.0MPa

具体选择附加值时应考虑：

地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装备等。

6.2.3工程设计单位应对井场目前周围500m内（含硫油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内）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、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在设计中标注说明和提出相应的防范要求。

施工单位应进一步复核，并制定具体的预防和应急措施。

6.2.4施工单位依据地质设计和工程设计做出施工设计，在施工设计中要明确防喷器组合、节流、压井管汇（管线）的选择、井控装备的安装、试压要求、压井液性能、用量、压井材料及处理剂的储备量等，并细化各项井控措施。

6.2.5设计审批程序要求

6.2.5.1地质设计由油气生产（建设）单位，按照管理程序进行审核、审批。

6.2.5.2工程设计一级风险井的大修、大型酸化、增注（液量300m3、设计压力70Mpa以上）及压裂井（设计压力80MPa以上）的工程设计，由建设单位主管领导审核后上报油田公司由钻采工程部主管领导审批。

其中高压井（关井压力≥35MPa）、高含硫井（硫化氢含量≥150mg/m3）的工程设计，由钻采工程部审核后报油田公司主管领导审批。

6.2.5.3一级风险井的其它作业，二级、三级风险井的措施及大修井的工程设计，由油气生产单位主管领导审批。

6.2.5.4二级、三级风险井的小修作业的工程设计，均由油气生产单位主管部门审批。

6.2.5.5探井、评价井以及产能建设井试油工程设计，由采油工艺研究院负责编写，上报油气建设单位主管部门审核、审批。

6.2.5.6施工设计由施工单位依据审批后的工程设计编写施工设计。

一级风险井由施工单位主管领导审批，二、三级风险井，均由施工单位主管部门审批。

6.2.5.7设计完毕后，按规定程序进行审批，未经审批同意不准施工。

6.2.5.8在施工过程中，因特殊情况需要进行设计变更时，必须有相应的井控措施和相配套的井控装置，确保井控安全。

设计变更程序为谁编写谁变更，谁审核谁复核，谁审批谁批复。

6.2.6井口采油（气）树的选择。

6.2.6.1井口采油（气）树装置的工作压力必须大于地层预测压力的30%以上，高压井、含硫化氢井在常规井口设计要求的基础上提升一个压力级别。

6.2.6.2井口采油（气）树装置按SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》选择型号、尺寸系列。

6.2.6.3井口采油（气）树装置的选择应满足井下作业及后期开发的需要。

6.2.7防喷器的选择

6.2.7.1防喷器压力等级的选用，原则上不小于施工层位目前最高地层压力和所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中最小者。

6.2.7.2防喷器组合选择推荐的组合形式（参见附录B）。

6.2.8节流、压井管汇的选择。

6.2.8.1节流、压井管汇及阀门压力级别要与防喷器压力级别相匹配。

6.2.8.2节流、压井管汇组合推荐形式（参见附录C）。

6.2.9含硫地区井控装备选用的材质应符合SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》规定要求。

6.2.10高温高压井、气井、含硫化氢等有毒有害气体井及大修井施工作业必须安装防喷器、节流、压井管汇、放喷管线及点火装置等井控装置。

6.2.10.1新井（包括探井、评价井）、老井新层补孔、压裂、酸化措施井的施工作业必须安装防喷器、放喷、压井管线等井控装置，选择安装节流、压井管汇。

6.2.10.2其它措施及维护性作业井等都要安装防喷器、放喷管线，所有安装的井控装置必须现场试压合格。

6.2.11对“三高”油气井井控装备应在常规井控设计要求的基础上提升一个压力级别。

6.3井控装备管理

6.3.1井控装备包括防喷器、射孔防喷器、及防喷管、防喷器控制系统、采油（气）树、简易防喷工具、内防喷工具、节流、压井管汇、相匹配的闸门及点火装置等。

6.3.2井控装备及零配件必须是经过集团公司认可的厂家生产的合格产品。

6.3.3井控装备在井控车间的试压、维修和检验。

6.3.3.1井控装备、井控工具实行专业化管理，由井控车间负责井控装备和工具的试压、维修、检验及现场技术服务，所有井控装备都要建档。

井控车间及试压、检测人员必须有相应的资质。

6.3.3.2车间试压要求：

环形防喷器（禁止封零）试压达到额定工作压力的80%，稳压时间不少于10分钟；闸板防喷器、采油（气）树、射孔防喷器、节流、压井管汇及内防喷工具试压达到额定工作压力，稳压时间不少于10分钟，压降≤0.7MPa或密封部位无渗漏为合格。

防喷器要进行低压试验，试验压力1.4MPa—2.1MPa,稳压时间不少于3分钟，压降≤0.07MPa为合格。

功能检验和试压检验合格后要填写相应的试压记录，并填写试压合格证，随设备送至施工队伍。

6.3.3.3防喷器控制系统，每年检验一次，井控车间按照相关标准或进厂检验标准进行检验、维修。

6.3.3.4其它井控装置，每使用三个月，送井控车间维护、检修一次。

如果单井施工时间超过三个月，则在施工结束后送到井控车间进行检验、维修。

6.3.3.5井控车间应设置专用橡胶件（含带橡胶件的井控装置配件、成品）储存库房，库房温度应满足橡胶件、配件及成品储藏要求，所有井控装置橡胶件应分类、避光保存。

6.3.4井控装备在作业现场的检验、安装、试压。

6.3.4.1防喷器现场安装前应核实、检查压力等级与设计是否吻合、闸板芯子尺寸与所使用管柱尺寸是否一致，检查防喷器法兰尺寸与采油（气）树四通法兰尺寸是否匹配。

6.3.4.2防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，连接螺栓要上全、上平、上紧。

6.3.4.3防喷器控制系统安装在距井口25m以外。

必须采取防漏、防堵、防冻措施，确保控制系统灵活可靠。

控制管线要安放整齐，电源应从总开关处单独引出，用单独的防爆开关控制。

控制系统的气源应配置排水分离器，严禁强弯和压折控制系统的气管线。

6.3.4.4节流管汇、放喷管线安装在当地季节风的下风方向。

节流管汇和放喷闸门距井口3m以远，放喷管线要接出井口30m以远，高压气井、含硫化氢等有毒有害气体井的放喷管线接出井口50m以远，管线通径不小于50mm。

如受井场条件限制，则要准备足够的备用管线和地锚。

遇特殊情况需要转弯时，转弯处要用锻造钢制弯头，每隔10—15m（填充式基墩或标准地锚）固定，悬空处要支撑牢固，出口及转弯处前后均应固定。

放喷管线的闸门应处于常开状态，并采取防堵、防冻措施，保证其畅通。

6.3.4.5压井管汇、压井管线安装在当地季节风的上风方向。

压井管线必须使用钢制高压管线，其通径至少在50mm以上，转弯处要用锻造钢制弯头，管线要进行固定。

6.3.4.6放喷管线、压井管线、控制管线等，在车辆跨越处要架设过桥盖板或其它保护装置。

6.3.4.7井控装备在现场安装完毕后，应用清水（冬季加防冻剂）对井控装备试压，环形防喷器（封钻具）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、节流、压井管汇试压到额定工作压力。

稳压时间不少于10分钟，压降≤0.7MPa或密封部位无渗漏为合格。

6.3.4.8防喷器现场试压要有详细记录，由作业队带班干部签字认可，方可进行下步施工。

6.3.5防喷器、防喷器控制系统使用要求。

6.3.5.1防喷器、防喷器控制系统等在使用过程中，施工作业队要指定专人负责检查与保养，保证井控装备处于完好状态。

6.3.5.2一级风险井施工期间，每班进行试开关防喷器半封一次。

每次起完井内管柱后，要进行试开关全封防喷器一次。

二、三级风险井每天进行试开关防喷器半封一次。

6.3.5.3在不连续作业时，确保井口处于受控状态。

6.3.5.4严禁在未完全打开闸板防喷器的情况下进行起下管柱作业。

6.3.5.5作业过程中关闭防喷器时达到额定工作压力时，待施工作业结束后，必须对防喷器重新进行试压，合格后再进行下步作业。

特殊作业需要更换防喷器时，必须对新安装的防喷器进行试压，达到合格为止。

6.3.5.6液压防喷器的控制手柄应有开关标识，不准随意扳动。

6.3.5.7具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，原则上要接出井架底座以外，靠手轮端应支撑牢固，手轮支撑固定严禁焊接在井架底座上，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于300，并挂牌标明开、关方向和到底的圈数。

6.3.5.8环型防喷器不得长时间关井，非特殊情况下不能用来封闭空井。

6.3.5.9严禁将防喷器当作采油（气）树使用。

传输射孔、排液、求产等工况，必须安装采油（气）树。

6.3.6采油（气）树的保养与使用。

6.3.6.1施工时拆卸的采油（气）树部件要保持清洁并及时保养。

6.3.6.2当油管挂坐入大四通后应将顶丝全部顶紧。

6.3.6.3双闸门采油（气）树在正常情况下使用外闸门和上面的总闸门，内闸门和下面的总闸门保持全开状态。

6.3.6.4对高压油气井和出砂井禁止使用闸门控制放喷，应采用针型阀或油嘴放喷。

6.3.6.5对高压油气井和出砂井尽可能缩短放喷时间（放喷时间不超过两小时）,以确保井口安全。

6.3.7节流、压井管汇在现场的使用要求。

6.3.7.1节流、压井管汇（参见附录C）的各个闸门要进行编号，标明开关状况，施工队伍每天要定人、定岗检查开关状态并维护保养。

严禁用节流、压井管汇进行其他作业。

6.3.7.2一级风险井施工时，各闸门每班开关一次，二、三级风险井每天对各闸门进行试开关一次，验证其功能保证安全。

6.3.8内防喷工具的使用要求。

6.3.8.1内防喷工具包括：

旋塞阀、防喷总成、防喷单根（参见附录B）。

6.3.8.2内防喷工具要与井内管柱相匹配，放在钻台上（或井口边），处于开启状态待用。

6.4作业过程的井控工作

6.4.1作业过程的井控工作是：

按照设计要求，使用匹配的井控装备和工具，采取相应的技术措施等手段，快速安全控制井口，达到防止发生井喷、井喷失控、井喷着火和爆炸事故的目的。

6.4.2井下作业施工前，大修队、试油队、作业队应做到：

6.4.2.1本着以人为本，安全第一的原则，地质、工程、施工设计中提出的有关井控方面的要求、技术措施和生产准备应向全队职工进行交底，明确作业班组各岗位分工，并按设计要求准备相应的井控装备及工具。

6.4.2.2使用液压防喷器时，控制系统储能器压力保持在17.5MPa—21MPa，预充氮气压力保持在7MPa±0.7MPa，油箱内液压油的油量、油质符合标准要求。

6.4.2.3施工现场使用的放喷管线、节流、压井管汇必须符合使用规定，并安装固定、试压合格。

6.4.2.4施工现场应备足满足设计要求的压井液或泥浆加重材料及处理剂。

6.4.2.5施工作业时，钻台上（或井口边）要备有与井内管柱相匹配的旋塞或防喷装置，作为备用内防喷工具。

6.4.2.6大修作业井、新层射孔（补孔）井，开工前必须经过油气生产单位组织井控验收，验收合格后，开具开工验收合格通知单方可施工。

6.4.3现场监督管理

6.4.3.1探井试油、大修作业及重大措施施工前，由油田公司工程监督部组织开工验收，并派驻井监督进行过程监督。

6.4.3.2评价井及普通射孔投产井试油，由油田公司工程监督部委托油气生产单位监督部门进行开工验收，并派监督进行工序监督。

6.4.3.3除大修、试油以外的一般措施及小修均由油气生产单位监督部门组织开工验收并实施工序监督。

6.4.3.4油田公司有关部门和油气生产单位主管部门要对施工进行检查、监督，对检查出的问题要求施工单位限期进行整改。

6.4.3.5“三高”井作业队伍必须具备甲级队伍资质，若确需乙级队伍施工时，应由油田公司专业管理部门批准后方可施工。

6.4.3.6除“三高”井以外的一级风险井、二级风险井，应由具备集团公司颁发的乙级（含乙级）以上的资质的队伍进行施工，严格控制丙级队伍施工。

6.4.3.7所有施工人员有权对井控安全提出异议，有权拒绝违章施施工作业。

6.4.4现场井控工作要以班组为单位，每班设井控安全员一名（兼职），每月按不同作业工况进行三次防喷演习。

6.4.5及时发现溢流是井控技术的关键环节，“三高”井、射孔作业以及大修井都要在作业过程中要有专人观察井口，以便及时发现溢流。

6.4.6发现溢流后要及时发出信号［信号统一为：

报警信号为一长鸣笛（不少于5秒），关井信号为两短鸣笛，解除信号为三短鸣笛］。

关井时，要按正确的关井方法及时关井，其关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管实际允许的抗内压强度的两者中的最小值。

6.4.7压井作业要求

6.4.7.1压井前现场必须储备井筒容积1.5—2倍的压井液。

6.4.7.2循环压井时，进出口压井液密度要一致，停泵观察30min以上，确认井口无溢流后，方可拆卸井口和安装井控装置，确保井口安全。

6.4.7.3挤压井作业时，压井液需挤至油层顶部以上50m，停泵关井观察2小时以上井口无压力，然后开井观察30min以上，确认井口无溢流后，方可拆卸井口和安装井控装置。

6.4.8射孔作业要求：

　　根据实际情况确定射孔方式，即油管传输射孔、常规电缆射孔、过油管射孔等。

　　探井、评价井（测井解释为气层）、含硫化氢井、无法预测地层产液性能及压力情况不明的井，必须采用油管传输射孔。

6.4.8.1常规电缆射孔（测井）要求：

a）射孔（测井）前应根据设计中提供的压井液及压井方法进行洗压井，并确保井筒内液柱压力大于地层压力，方可进行电缆射孔（测井），如果不能确保井筒内液柱压力大于地层压力，则改为传输射孔。

b）射孔（测井）前要按标准安装射孔防喷器、放喷管线及压井管线，并将放喷闸门打开。

c）射孔（测井）过程中要有专人观察井口显示情况，若液面不在井口，应及时向井筒内灌入同样性能的压井液。

d）射孔（测井）过程中发生溢流时，应停止射孔（测井），及时起出枪身（测井仪器），关防喷器，依据实测地层压力，确定压井液密度压井，并保持液面在井口。

来不及起出射孔枪（测井仪器）时，应剪断电缆，迅速关闭电缆防喷器。

e）射孔（测井）结束后，要有专人负责观察井口情况，观察时间不少于2个小时以上确定无异常后，才能卸掉射孔防喷器进行下一步