塔里木油田钻井井控实施新版细则Word下载.docx

塔里木油田钻井井控实施新版细则Word下载.docx

《塔里木油田钻井井控实施新版细则Word下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《塔里木油田钻井井控实施新版细则Word下载.docx（41页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

生产井贮备比井浆密度高0.10g/cm3以上重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。

对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或远离基地井，要加大重钻井液和加重材料贮备，对高压油气井，重钻井液贮备要达成160m3以上，并配套使用自动加重装置。

对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内井，能够依靠泥浆站作为压井应急重钻井液支撑，并在钻井设计里明确。

6.在井身结构设计中，套管及其下深应满足井控要求。

通常在油气层顶部要下一层技术套管，标准上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大油气水层；

新区块第一口预探井井身结构设计要留有余地，最少备用一层套管。

7.选择满足井控作业需要井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。

预探井安装70MPa及以上压力等级井控装备；

其它井依据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完关井压力，来选择井控装备，P关≥70MPa，选择105MPa压力等级井控装备；

35MPa≤P关﹤70MPa，选择70MPa及以上压力等级井控装备；

14MPa≤P关<

35MPa井，选择35MPa及以上压力等级井控装备；

P关﹤14MPa井，选择14MPa及以上压力等级井控装备。

8.高含硫化氢井、新区第一口探井、高压气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。

9.依据井类型制订井控技术方法，并制订对应应急预案。

10.设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验要求；

对于加深钻进井，加深设计中须提供已钻井段相关井控资料。

11.固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控影响。

第七条平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液密度。

附加值可由下列两种方法之一确定：

1.密度附加值：

油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3；

2.压力附加值：

油水井为1.5～3.5MPa，气井为3.0～5.0MPa。

具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力估计精度、油气水层埋藏深度、地层油气水中H2S含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等原因。

浅气井采取3.0～5.0MPa压力附加值。

对于塔中和轮古地域碳酸岩地层，以平衡地层压力标准来确定钻井液密度。

第八条含H2S、CO2等有害气体或高压气井油层套管，有害气体含量较高复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合对应技术要求，且水泥浆应返至地面。

第九条欠平衡钻井施工设计书中应制订确保井口装置安全、预防井喷失控或着火和防H2S等有害气体伤害井控方法。

第十条按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置型号、压力等级和尺寸系列。

含H2S、CO2等有害气体井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备

第十一条井控装备包含：

套管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、油管头、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、液气分离器、钻井液加重装置、监测设备等。

第十二条塔里木油田常见防喷器组合按以下形式选择。

特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

1.压力等级14MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。

组合见图一；

2.压力等级35MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图二；

3.压力等级70MPa时，采取以下组合形式：

1）安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

2）安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图三或图四;

3）安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图五。

4.压力等级105MPa时，采取以下组合形式：

1）安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图三或图四。

2）安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

选择高一等级井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级防喷器组合标准。

第十三条使用复合钻具时，应配齐对应数量闸板防喷器，并配置对应尺寸闸板芯子。

半封闸板防喷器安装位置应确保关闭时封闭对应钻杆本体。

通常情况下，使用概率大半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。

需要安装剪切闸板，安装在全封闸板位置。

第十四条井控装备试压是检验其技术性能关键手段，也是井控一项基础工作。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检验：

1）从车间运往现场前；

2）现场安装后；

3）每次固井安装套管头后；

4）钻开油气层（目标层）前，试压间隔已经超出30天；

5）其它时间试压间隔超出100天；

2.凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开部位进行密封试压检验。

第十五条全套井控装备应在塔里木油田分企业工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功效试验及清水（冬季用防冻液体）试压。

环形防喷器公称通径>

11″，封5″钻杆试压；

公称通径≤11″，封31/2″钻杆进行试压；

试压值为其额定工作压力。

闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力，要求稳压10分钟，外观无渗漏，压降小于0.7MPa，无内漏（关井控制油压不上涨）。

出具试压合格证，随设备送井。

防喷器控制系统管排架和高压液控软管应进行21MPa压力检验，探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。

第十六条井控装备到现场后，钻井队负责验收和检验。

1.井控装备安装前检验内容：

1）井控装备及配件型号、规格和数量是否符合设计要求；

2）环形防喷器、闸板防喷器钢圈槽是否完好；

2.井控装备安装后检验内容：

1）环形防喷器油路密封和试压后胶芯恢复能力；

2）闸板防喷器油路密封、闸板总成开关灵活性和闸板总成能否完全退入腔室内等；

3）防喷器控制系统关键检验油路和气路密封情况、三缸柱塞泵和气动泵工作情况、司钻控制台固定情况等；

4）节流压井管汇关键检验液动及手动节流阀开关情况，各手动平板阀开关力矩，压力表灵敏情况等；

5）电动节流控制箱关键检验油路密封情况，和压力传感器、阀位变送器工作是否正常；

气动节流控制箱关键检验油路和气路密封情况。

第十七条防喷器安装必需平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1-3扣。

第十八条井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；

带手动锁紧装置闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆中心线和对应锁紧轴中心线之间夹角小于30°

，手轮和手轮之间应有间距、不能相互干扰；

挂牌标明闸板规格、开关方向和到位圈数，靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高应安装操作台；

液压锁紧闸板防喷器在安装完成后，要检验其开关和锁紧情况。

为了确保井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第十九条现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，要求稳压30分钟，外观无渗漏，压力降不超出0.7MPa，无内漏（关井控制油压不上涨）。

具体试压值见附表。

1.环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力70%；

2.闸板防喷器试压分两种情况：

套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；

套管头压力等级和闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；

3.节流压井管汇试压压力和闸板防喷器相同；

有低压区节流管汇，低压区按其额定工作压力试压；

4.安装油管头后，试压管线可接到闸板防喷器旁侧出口，其它情况不可如此连接。

第二十条井控欠平衡中心根据《套管头、采油树及井口试压配套服务协议》要求，负责井口套管头、采油树安装和现场井控设备试压，钻井队提供机具并派人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；

钻井监督现场验收合格并签字。

现场试压时，钻井监督、钻井队平台经理应在现场，负责协调、指挥和签字。

第二十一条井场井控装备由钻井队负责日常维护、检验、管理和现场装车和卸车工作。

在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。

防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇和闸板等井控配件，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后送新井使用。

对于大宛齐等地域井深小于1500m井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。

定队使用井控设备按《部分井控装备定队使用管理措施》要求实施。

第二十二条防喷器控制系统控制能力应满足控制对象数量及排油量和防喷器相匹配，见下表。

防喷器组合形式

控制系统型号

防喷器

规格型号

组合

54-14

环形防喷器+单闸板防喷器

8006或8007

35-35

环形防喷器+双闸板防喷器

6406

35-70

环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器

环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器

8007或1

28-105

1.远程控制台通常摆放在面对钻台左侧、放喷管线后方，距井口25m以远，和放喷管线有2m以上距离；

使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。

司钻控制台摆在司钻操作台周围，并固定牢靠；

远程控制台辅助控制盘要摆放在干部值班房；

2.远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源从气瓶专线供给；

3.远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；

预充氮气压力7MPa±

0.7MPa；

储能器压力为17.5～21MPa，汇管及控制环形防喷器压力为10.5MPa；

4.在待命工况下，远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）换向阀手柄用限位装置限制在中位，其它三位四通换向阀手柄倒向和防喷器及液动放喷阀开关状态一致；

5.司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3MPa；

储能器、管汇、环形压力表压力值显示正确，和远程控制台压力表压力值误差不超出1MPa。

6.防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降小于0.7MPa为合格。

第二十三条每口井应使用带旁通阀和压力表套管头，安装后进行注塑试压；

注塑试压值按该层套管抗外挤强度80%进行。

卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验，以检验卡瓦是否卡牢。

对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按此次所用套管抗外挤强度80%进行；

试压结束以后，应安装好专用防磨套，再进行下步作业。

双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层井除外）。

第二十四条为预防和减小套管磨损，应做到：

1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，导管中心线和井架底座中心线偏差小于10mm；

钻前施工单位应提供偏差方位和距离；

2.钻机安装时，转盘中心线和导管中心线偏差小于10mm；

3.各次开钻前全部应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，确保偏差≤10mm；

4.一开应开正井眼；

5.重负荷情况下，应以井口为基准，对井架、转盘进行校正，确保偏差≤10mm；

6.下完表层套管固井施工前，应对套管居中程度进行校正，确保套管中心线和转盘中心线偏差≤5mm；

7.每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了133/8″和95/8″套管头井应使用加长防磨套，每趟钻应取出检验，防磨套壁厚偏磨30%时，应更换。

对于一趟钻超出15天，应在15天之内取出检验；

对于井口偏磨严重，应在防磨套被磨穿前起钻更换；

8.施工过程中，应加强对套管磨损情况检验，如发觉有套管磨损现象，应立即采取套管防磨方法。

第二十五条井口钻井四通（特殊四通或油管头）靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（井口安装油管头时能够接两只手动平板阀）（见图六）；

节流压井管汇和钻井四通之间用标准内控管线连接，安装平直，接出井架底座以外。

第二十六条节流压井管汇压力等级不低于防喷器压力等级，组合形式按以下形式选择：

1.压力等级为35MPa节流管汇组合图七；

2.压力等级为70MPa节流管汇组合图七、图八或图九；

3.压力等级为105MPa节流管汇组合图八或图九；

4.压力等级为35MPa压井管汇组合图十；

5.压力等级为70MPa、105MPa压井管汇组合图十或图十一。

第二十七条节流管汇应预备1/2″NPT（或9/16″Autoclave）接口，方便于安装录井套压传感器。

为正确观察溢流关井后套压改变，35MPa及以上压力等级节流管汇另外配置16MPa（或21MPa）低量程压力表；

钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。

全部手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构回转3～4圈）。

山前井压井管汇和反循环管线连接处增加一只带27/8″平式油管扣接头三通。

第二十八条节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。

处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3MPa；

电动节流控制箱阀位开启度18～23mm；

气动节流控制箱阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30MPa，J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。

第二十九条钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862、NQF800B/0.7液气分离器。

1.液气分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检验，确保罐体和管线通畅；

2.液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；

排液管接到录井方罐；

分离器最少用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

排气管线外径为10″；

固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×

0.5m×

0.5m；

排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

3.排气管接出井口50m以远，走向和放喷管线一致；

排气管线点火口距离井场工作房应在25m以远。

第三十条放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、多种设施等情况。

1.山前井、高压气井、含H2S井使用FGX-88-21放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧放喷管线出口应配置自动点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检验，确保每根管线通畅；

其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；

生产井放喷管线采取5″钻杆，接出井口75m以远；

2.放喷管线通常情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采取整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。

预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0m×

1.0m×

0.8m；

放喷管线悬空跨度6m以上部位，中间应支撑固定。

其它井可采取活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5m×

0.5m×

3.放喷出口处采取双墩双卡固定，放喷口距最终一个固定基墩不超出1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，确保放喷液进入放喷池；

4.基墩固定螺栓埋入深度大于0.5m，统一采取M27螺栓、Ø

30螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；

压板采取A3钢，螺杆采取45号钢；

5.放喷管线试压10MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；

放喷管线拆装后，也要立即进行试压；

6.放喷管线采取防堵方法，确保管线通畅，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀额定工作压力大于放喷管线额定工作压力。

沙漠地域应预防沙子堵塞管口。

第三十一条自动点火装置含有远距离遥控点火功效，其液化气罐摆放在距离点火口25米以远井场周围，要遮阳处理，不得爆晒。

靠近点火口25米范围内液化气管线要掩埋，掩埋深度不得少于50mm。

另外，钻井队要准备好人工点火工具，配置好对应防护器具，做好人工点火准备。

第三十二条节流压井管汇、液气分离器、放喷管线、排气管线每次使用结束后，应立即排洁净，液气分离器应开启排污阀将钻井液排洁净。

对于使用密度大于1.8g/cm3压井液压井结束后，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检验。

第三十三条井控装备配件要妥善保管，橡胶件（包含闸板芯子）应放入橡胶库房保留。

第三十四条钻井队依据井控需要配置钻具内防喷工具，包含方钻杆上、下旋塞，液压旋塞，箭形止回阀，浮阀等。

进行欠平衡作业时，还要配置投入式止回阀。

内防喷工具管理严格实施《塔里木油田内防喷工具管理措施》。

1.内防喷工具压力等级不低于所使用闸板防喷器压力等级；

对于配套使用额定工作压力105MPa防喷器井，使用额定工作压力为70MPa及以上压力等级箭形止回阀和浮阀；

2.钻井队负责内防喷工具现场使用、维护；

3.使用复合钻具时，应配齐和钻杆尺寸相符箭形止回阀。

4.在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。

防喷立柱应由钻杆和钻铤变扣接头、钻杆立柱、箭形止回阀组成（或由箭形止回阀、钻杆、钻杆和钻铤变扣接头、钻铤组成）；

防喷单根由一根钻杆、箭形止回阀、钻杆和钻铤变扣接头组成。

5.钻台上备用一只和钻具尺寸、扣型相符下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开位置。

第三十五条井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻帮助钻井工程师管理井控装备，班组分工检验井控装备，认真做好“井控装备班报表”和“井控设备跟踪卡片”等资料填写；

月底由钻井工程师填写井控工作月报表和井控卡片，于次月十日前上报油田分企业井控管理部门。

第三十六条对于在用固井机，应配置对应管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作需要，并配置从泥浆泵到固井机供液硬管线。

第三十七条钻井队应确保加重系统完好，对于钻井液密度超出1.80g/cm3井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。

钻井队应确保除气器完好，所接排气管出口距离除气器15米以远。

第三十八条从每十二个月十一月十五日起至第二年三月底，对全部井控装备和管线进行防冻保温。

对于山前、塔中等低温地域，温度低于零度其它时间，也要采取防冻保温方法。

1.钻井队根据下面要求进行防冻保温工作：

1）对于山前结构井，采取两台煤锅炉（每台蒸气量≥1吨/小时）加电保温结合方法进行保温；

2）对于其它地域井，采取蒸气量大于0.3吨/小时锅炉加电保温方法进行保温；

3）提供干燥、清洁压缩空气；

气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配置电磁排水阀；

远程控制台和司钻控制台连接管缆用电热带缠绕保温；

4）内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇、钻井液循环高压管汇采取电热带缠绕方法进行保温；

5）应将使用过液气分离器及进液管线残余液体立即排掉，并对所使用节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防冰堵；

2.井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温方法：

1）山前井远程控制台使用10号航空液压油，其它井远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；

节流控制箱使用10号航空液压油；

2）远程控制台要配置防爆电保温设施；

3）气动节流控制箱配置防爆电保温装置；

4）冬季注塑时，使用冬季用塑料密封脂。

四、钻开油气层前准备

第三十九条钻开油气层前各井应做到：

1.现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层地质预告；

在进入油气层（目标层）前50m～100m，根据下步钻井设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验；

2.钻井队井控领导小组根据本细则，进行一次全方面、认真、根本大检验，对查出问题进行整改；

3.依据本井实际情况制订有针对性技术方法和应抢救援预案，由技术人员向全队职员进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控方法等方面技术交底；

4.钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，加重系统运转正常；

钻井液泵上水罐安装液面报警仪，全部参与循环钻井液罐安装直读液面标尺；

5.钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求贮备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂；

6.组织井控知识培训和井控装备操作学习。

根据关井程序要求，班组进行多种工况下防喷演练，在要求时间内控制井口；

7.落实坐岗制度和干部二十四小时值班制度；

8.预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；

钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并统计。

9.地破压力试验最高压力不得大于以下二者较小值：

a）井口设备额定工作压力；

b）井口套管抗内压强度80%。

1）每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个易漏层，做一次地破试验，绘出泵入量～压力曲线；

2）地破压力试验最高当量钻井液密度为本井段设计所用最高钻井液密度附加0.50g/cm3，地破压力试验控制当量密度不超出2.30g/cm3；

3）对于在碳酸盐岩地层进行地层漏失试验，试验最高当量钻井液密度为估计下部施工中作用在井底最高井底压力相当当量钻井液密度；

4）压力敏感性地层可不进行地层破裂压力试验和地层漏失试验。

5）试验完后应标出地破压力、地层漏失压力等，并统计在井控工作月报和井控工作统计本上；

10.对于油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层要求井要设法提升承压能力后再进行下步作业。

第四十条严格实施钻开油气层申报审批制度。

五、钻开油气层和井控作业

第四十一条有以下情况之一者，不准钻开油气层（或目标层），应立即停工整改：

1.未实施钻开油气层申报审批制度；

2.未按要求贮备重钻井液和加重材料；

3.井控装备未根据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.内防喷工具配置不齐全或失效；

6.防喷演练不合格；

7.井