井控常识文档格式.docx

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c、dc指数下降；

d、泵压下降；

e、悬重增加。

⑵、钻井液参数变化：

a、气侵；

b、密度下降；

c、出口温度增加；

d、出口流量增加；

e、池面上升；

f、氯化物含量增加。

三、起下钻：

1、起钻灌泥浆：

⑴、灌泥浆罐标注刻度；

⑵、每起三柱，压力下降1个大气压左右，灌泥浆1次。

钻具尺寸

壁厚

重量

每立柱体积

每3柱体积

5〞钻杆与井眼环空深度

95/8〞

81/2〞

5〞

9.16mm

29.04kg/m

107升

0.321方

9.38m

13.4m

31/2〞

9.26mm

20.53kg/m

72升

0.216方

注：

5〞钻杆×

95/8〞井眼环空容积34.2t升/m

81/2〞井眼环空容积23.9t升/m

2、下钻：

井眼静止时间要限制（根据油气上窜速度），及时通井循环。

当将油气浸段泥浆顶部循环到井口时，注意井涌，且要充分将气帽循环出来，全井泥浆比重要均匀，恢复正常为止。

四、井喷定义：

1、溢流：

井口返出量大于泵入量，停泵后泥浆自动外溢；

2、井涌：

溢流的进一步发展，停泵后泥浆呈一定流量形式涌出井口；

3、井喷：

地下流体无控制的涌入井筒，泥浆呈规摸性流量喷出井口或转盘面。

五、地层—井眼压力平衡条件：

Ph=Pp+Pe

Pp—地层孔隙压力；

Pe—附加压力系数；

（油井Pe=1.5～1.3MPa（0.05～0.1g/cm3））

（气井Pe=3～5MPa（0.07～0.15g/cm3））

六、浅层气：

据地震剖面和邻井资料分析。

海上钻井，海调资料中电火花地震资料也能显示500m以内浅层气情况。

措施:

1、81/2〞小钻头领眼钻进；

重泥浆循环；

2、隔水管装分流器。

导流，不能关井。

七、钻开油气层前防范措施

1、钻开油气层前100米，井控演习一次（除每周井控演习一次外）；

2、对平台井控设施及安全设施状态全面检查一遍；

3、除配足80方重泥浆外,贮存100～150吨加重材料；

4、守护船备有100～150吨加重材料，及时补充；

5、做一次低泵冲试验，取得压井有关数据（冲数、排量、循环压力）；

6、制订钻开油气层安全规定和作业程序；

7、实施坐岗制度；

8、钻头上接浮阀；

9、防火、防爆。

八、油气层钻进安全起钻条件：

1、井眼状况：

起下钻畅通无阻，循环泵压正常，无塌无漏，液面探测到底；

2、泥浆性能稳定，比重均匀，液柱压力始终大于地层压力1.5～3.0MPa；

3、起钻前进行一次短起下（20～30柱），测后效,检验有无油气浸。

⑴、灌泥浆情况；

⑵、循环一周测后效，全烃值（气测值>

10%）高或油气上窜速度≥10-30m/h时，需循环提高泥浆比重，气消除后方能起钻；

4、井控装置灵活可靠，开启到位（压井—节流系统）；

5、钻台上备一只手动安全阀或接一个带考克的立根（或立柱）；

6、电测：

时间长，充分压井，确保一趟电测过程中油气窜不上来（ν≤10-30m/h），电测中途项目倒换期间下钻通井。

九、关井方式：

1、硬关井：

发现溢流时，未事先打开节流管汇情况下首先关闭防喷器；

2、软关井：

发现溢流欲关井前，先打开节流阀（节流阀正常开启度为3/8—1/2），再关防喷器。

倡导：

软关井不是突关突闭，对地层和井口不产生突然液击现象，逐渐诱导引流。

提倡软关井。

十、关井控制原则

1、进行试关井，求取井口压力值，不要放喷；

2、关井套压应控制在

⑴井口装置额定压力以内；

⑵套压抗内压强度<

80%；

⑶破裂压力。

选取和控制在三者中最小值范围内。

否则，应及时和不断放喷泄压。

十一、“四·

七”动作：

按照正常钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井及电测五种状态排定操作程序。

即：

1、钻进：

⑴发信号；

停转盘，上提钻具接头至合适位置，便于关闭防喷器；

⑵停泵；

⑶开四通液动平板阀及管汇下手动平板阀（节流阀正常开启3/8—1/2）；

⑷关防喷器（先环型后闸板）；

⑸关节流阀，试关井；

⑹向平台经理或监督报告；

⑺录取关井立压、套压及泥浆池增量（关井10—15分钟后数据）。

2、起下钻杆：

⑵停止起下作业，抢接钻具内防喷工具及方钻杆（或顶驱）；

⑶开四通液动平板阀及阻流管汇下部手动平板阀（节流阀正常开启3/8—1/2）；

⑹报告平台经理或监督；

⑺求出关井立压和套压及泥浆池增量（关井10—15分钟后数据）。

3、起下钻铤：

⑵停止起下钻铤作业，抢接钻杆并下放到最低位，接方钻杆或顶驱；

⑺求出关井立压、套压及泥浆池增量（关井10—15分钟后数据）。

4、空井：

⑴发出井喷信号；

⑵开四通平板阀（节流阀正常开启3/8—1/2）；

⑶关井：

先关万能，再关全封；

⑷利用万能和全封抢行下钻（钻杆）1柱（带安全阀）；

打开全封，利用万能和单闸板继续抢行下钻（钻杆）到最低位；

接方钻杆或顶驱；

⑸关节流阀，试关井（关单闸板），打开万能；

⑹报告；

⑺记录：

立压、套压和池面涨幅等；

5、测井期间：

⑴测井前的最后一次通井循环，按井控规定调整泥浆液柱压力大于地层孔隙压力，并控制油气侵入后上窜速度不大于30m/h；

以此速度上窜到地面的时间衡量是否满足电测一趟及起下钻时间；

⑵发生溢流，应尽快起出电缆和仪器，改为强行下钻和实施关井程序；

⑶严重溢流或井喷，电缆来不及起出时，应立即关万能，将情况汇报平台经理及电测监督决策是否剪断电缆关闭井口，按空井状态实施井控程序。

十二、压井

1、压井方法：

⑴司钻压井法（二次循环法）：

先用原比重泥浆排出环空浸污泥浆，第二循环周再用加重泥浆将全井泥浆一个过程连续置换完；

⑵工程师压井法（等候加重法）：

先关井配好重泥浆后，用一个循环周完成压井作业。

初始按关井套压不变替入，当重泥浆返出钻头后，保持立管压力不变，将全井油气浸泥浆置换成重泥浆。

2、压井控制原则：

关井压井，为了不使地层压漏，初始维持套压不变，慢速替入重泥浆；

当钻具内全为重泥浆或者重泥浆返出钻头始，保持立压不变（套压逐渐下降），继续替入重泥浆，直至套压为0（即重泥浆返出地面）。

3、空井压井：

⑴、置换法压井：

关井后由压井管线重复挤入定量加重泥浆，关井使重泥浆下沉，然后泄掉井口压力，反复进行，直到井口压力降到一定程度，再强行下钻到底按常规压井方法完成压井作业；

⑵、回压法压井：

以最大允许关井套压为施工最高工作压力，向地层挤入重泥浆，直到套压为零，然后下钻到底循环，使井内压力平衡和泥浆比重均匀；

该方法是将油气浸泥浆乃至重泥浆挤入地层中，很可能将油气层枪毙（实际也不知挤到哪一层去了），需征得甲方需同意。

另外，挤入后地层压力膨胀，不断释出，井下难以实现稳定性平衡，泥浆比重找不到平衡点，为安全钻进和井控增加了变数。

⑶强行下钻到底循环压井法：

根据下入钻具体积，同时不断放掉相同体积泥浆，以减小万能压力；

⑷、又喷又漏压井：

原则是先堵漏后压井。

泥浆比重找不到平衡点，难以安全钻进，需实施旋转防喷头欠平衡钻井。

十三、常见井控操作错误和准备不足：

⑴、发现溢流不及时关井：

⑵、下钻过程发生井涌待下完钻时才关井；

⑶、不管井下情况是否允许，将钻具起到套管鞋内（怕裸眼粘卡）；

⑷、压井重泥浆比重过大或过小，不经压力平衡核算；

⑸、空井或起下钻过程井涌未及时抢接安全阀和方钻杆（或顶驱）；

⑹、关井后常时间不压井，事态发展越来越严重；

⑺、关井后不控制井口回压，造成地下井喷或井口设备损坏；

⑻、压井过程中套压和立压超出试关井时的数值（未参考低泵速实验数值），地层压漏；

⑼、半封和全封液控管线接错或换位，造成误操作全封剪断钻具；

（10）闸板关在钻杆接头上；

（11）油气层钻穿后不短起测后效盲目起钻；

（12）不按规定时间试压和不按规定压力试压；

防喷器开关不灵和泄漏；

（13）操作程序有误，关井放喷时后开平板阀（四通处和阻流管汇处）或用平板阀控制放喷。

（14）关井不锁紧；

（15）高压井井控设备耐压档次低或高含硫地层不采用抗硫井控设备，导致井控失效。

（16）表层或技套鞋下未做地层漏试，盲目压井导致地层漏失；

（17）未泄压打开防喷器，钻具冲向天车；

（18）手动锁紧后，手轮未回转1/4-1/2圈；

（19）压井和放喷管线做灌泥浆用，沉淀堵塞；

（20）阻流管汇闸门开关状态错乱；

（21）测试结束，未反循环压井起钻诱发井涌；

（22）无与套管相匹配的闸板芯子，下套管井喷失控；

（23）井喷失控后忘记首先集中水力喷洒，防着火。

十四、常用钻具内防喷器工具;

1、方钻杆上下旋塞；

2、顶驱内防喷器；

3、钻头浮阀；

4、钻柱安全阀。

十五、水面防喷器组合方式（API53标准，1997年）

1、代表符号：

BOP—防喷器；

G-—旋转头；

A—环形BOP；

R—单闸板BOP，管闸板或全封由用户选择；

Rd—双闸板BOP，类型和上下位置由用户选择；

Rt——三重管闸板，位置由用户定；

S—带连接压井和阻流管线側门的四通；

K—1000PSI额定工作压力。

2、BOP组合：

（！

）2K型：

A、SRR；

B、RSRG（四通位址任选）；

（2）3K和5K型：

A、SRRAG；

B、RSRAG；

四通位址任选；

环型和旋转头是低压的；

（3）10K、15K、20K型：

A、SRRRA；

B、RSRRA；

四通及其位置任选；

环形和旋转头可以是低压的且位置随意；

3、四通出口闸门：

手动+液动

十六、BOP试压标准

（一）API53标准,1997年

1、低压试压：

200—300PSI；

≥5分钟；

2、高压试压：

1）初始试压：

根据已安装的BOP组、阻流管汇、压井—放喷管线额定工作压力或井口头的额定工作压力在使用前分别试压；

2）后期井口高压联合试压：

大于最大预期的地表井口压力，但不能超出BOP闸板的工作压力。

最大预期地表井口压力是根据每口井预期的孔隙压力确定的。

3）环形防喷器（用钻杆试）：

试压≦工作压力的70%或闸板防喷器的井口试验压力，二者取小者；

4）试压时间：

高压试压，最少静止观察为5分钟；

大尺寸环空防喷器由于大的橡胶件吃压后，连续做些小的运动，试压过程中压力可能有些小的波动。

5）操作压力：

施加到环空BOP橡胶件试验压力最少为1500psi；

闸板液压件操作压力和阀件最大操作压力按照厂家推荐压力执行。

（二）行业标准（石油天燃气安全规程）井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，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、防喷管线实验压力为额定工作压力；

节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；

防喷管线试验压力不低于10Mpa；

钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照以上有关条件及要求试压。

防喷器控制系统用21Mpa的油压做一次可靠性试压。

除防喷器控制系统采用规定压力试油试压外，其余井控装置试压