井下作业细则题库答案Word文件下载.docx

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井口周围（500m）范围内有村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或（油库）、（炸药库）等易燃易爆场所；

井场边缘临近（海洋）、江河、湖泊、（水库）、（滩涂）或井口位于滩涂、海上。

4、危险地区：

井口周围（200m）范围内有铁路、高速公路；

井口周围（100m）范围内有部分民宅；

井口周围（75m）范围内有高压线及其它永久性设施；

井口周围（75m）范围内有其它施工作业队伍；

井场边缘临近（养殖池）、（盐卤池）。

5、按工艺技术难度（或目的层特征）将设计井划分为（重点井）和（常规井）两类。

6、重点井：

地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3（100ppm）或井筒内硫化氢含量（紧贴井口闸门出口处测量）高于（150mg/m3（100ppm））的井（简称高含硫井）；

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（简称高压井）；

目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井（简称预探井）；

垂深（1000m）以内含气层且与（套管）内连通的井（简称浅层气井）；

目的层预测气油体积比大于（400）且日产气超过（10000）方的井（简称高含气井）；

正钻井中途测试井；

带压作业的油水井。

7、根据设计井的（地面环境条件）和（工艺技术难度）（或目的层特征），将井控风险级别划分为一级、二级和三级。

8、井控一级风险井：

（高含硫井）；

（高压井）；

在（高危地区）实施的重点井。

9、根据（井控风险级别）选择施工队伍。

对于井控一级风险井，由甲级队或（拥有经验丰富技术人员的乙级队）施工；

对于井控二级风险井，由乙级队或拥有经验丰富技术人员的丙级及以上队伍施工；

对于井控三级风险井，由（丙级队及以上）队伍施工。

10、施工作业单位应积极做好现场（一次井控工作），努力避免（二次井控），杜绝（三次井控）。

11、施工队伍要严格执行本细则中的有关规定，施工前应主动识别（地面环境）、（工艺难度）、（人员变化）、（井控装备）等方面存在的风险，采取相应的消减控制措施。

12、油田公司（工程技术处）是井控风险识别的归口管理部门，负责组织井控一级风险井中（高含硫井）、（高压井）打开油气层前的井控检查验收。

一、井控风险的管理实行分级负责制，本单位或部门的主要职责是什么？

1.负责按相关行业标准和本细则有关要求进行工艺设计。

2.结合地质设计提供的地面环境描述，准确划分设计井的井控风险级别，并制定相应的井控技术措施。

3.参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

1、（井控设计）是井下作业地质、工艺、施工设计的重要组成部分，设计部门要严格按照相关标准和本细则要求执行。

2、进行地质设计前，油气建设（生产）单位负责组织相关单位对设计井井口（500m）范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，并标注说明。

对高含硫探井应将勘测范围扩大到（3km）、高含硫开发井扩大到（2km）。

3、在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。

要标注清（地下管线）、（电缆的分布、走向、长度）和（距地表的深度）；

江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的（位置和走向）等。

4、地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件：

油气井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、河流、水库等不小于（200m）；

距村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所不小于（500m）。

5、应提供井身结构（包括套管钢级、壁厚、尺寸、（水泥返高）、（固井质量）、井斜数据等资料）；

本井或邻井目前地层压力或（原始地层压力）、（气油比）；

应提供钻井过程中钻井液性能、溢流和井喷情况。

6、应提供设计井生产动态数据和流体性质（油、气、水）；

注水（气）井的（层位）、（深度）和井口压力、日注量、累计量与邻井地层连通情况；

历次作业、井筒及井下落物情况。

7、提示含硫化氢等有毒有害气体其（层位）、（埋藏深度）及（含量）；

提供本井和邻井在生产及历次施工作业硫化氢等有毒有害气体监测情况。

8、根据设计井的（地面环境条件）和（工艺技术难度），在井控设计中明确（井控风险级别）。

9、应依据地质设计的有关参数，明确压井液及添加剂的（类型）、（性能）、（用量）、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求；

明确施工工艺步骤、井控及技术要求；

明确井口数据（采油树、套管头型号）。

10、压井液密度的确定应以实测地层压力或钻井资料显示最高地层压力系数为基准，再增加安全密度附加值或安全压力附加值。

附加值可选用下列方法确定：

1.油、水井附加安全密度（0.05－0.1）g/cm3或附加井底安全压力（1.5－3.5）MPa。

2.气井附加安全密度（0.07－0.15）g/cm3或附加井底安全压力（3－5）MPa。

具体选择附加值时应考虑（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）等；

井控一级风险井设计的压井液密度，其安全密度附加值或安全压力附加值应取（上限）。

11、对于闲置时间超过两年或本次作业前采油（气）时间累计超过一年的（高压）、（高含硫化氢）油气井，在起出井内管柱后应用测井仪器（如多臂井径、电磁探伤、变密度测井或井周成像测井等）对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀情况进行测井检测，并根据检测后的套管状况进行设计。

12、防喷器的通径应确保（油管挂）能顺利通过。

13、防喷器压力等级的选择，在施工层位最高压力状况下，地层流体充满井筒时，不小于预测的（井口关井压力）。

可以提高级别配置。

14、压井、节流管汇及阀门压力级别应与（防喷器压力等级）相匹配，可以提高级别配置。

15、施工单位应对现场进行（复核勘察），依据地质设计和工程（工艺）设计做出施工设计。

16、设计时应查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，按工程（工艺）设计中提出的（压井液性能）、（数量）及（灌注方式）等要求，选配相应压力等级的井控装置等。

17、（高含硫）、（高压井）的地质设计由油田公司主管部门负责审核审批，其它井的地质设计由油气建设（生产）单位主管部门和主管领导审核审批。

工程（工艺）设计根据井控风险的级别划分，（井控一级风险井）由油田公司主管部门负责审核审批，其中（高压、高含硫井）由油田公司主管部门审核，报主管领导审批或委托主管部门审批；

（井控二、三级风险井）由油气建设（生产）单位主管部门审核，报主管领导（或委托人）审批。

1、井控装备包括（防喷器）、采油（气）树、（简易井口）、内防喷工具、防喷器控制装置、（压井管汇和节流管汇）、（带压作业装置）及相应工具等。

2、安装钻台（或操作台）的井，液控闸板防喷器应装齐（手动操作杆），并伸出操作台，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于（30°

）。

挂牌标明开关状态和圈数。

安装环形防喷器的井要用（4）根直径不小于（16mm）的钢丝绳对角绷紧固定。

安装完防喷器后，要校正井口、转盘和天车中心，其偏差不大于（10mm）。

（三）防喷器控制系统的安装要求：

3、防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方，距井口（25m）以远，距放喷管线或压井管线的距离应大于（2m），并在周围留有宽度不小于（2m）的人行通道，周围（10m）内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

4、远程控制台储能器压力要达到（17.5-21MPa）、管汇压力达到（8.5-10.5MPa）；

远程控制台电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制；

保持远程控制台照明良好，且接地保护。

5、远程控制台的各控制手柄标识与控制对象相对应，待命状态下与闸板/胶芯的工作状态一致；

全封闸板控制手柄要安装（防误操作装置）；

当试压或检修井控设备时，各控制手柄均应扳到（中位）。

5、液控管线连接后应试压，试验压力（21MPa），稳压时间不少于10min，连接部位无渗漏。

6、车辆跨越液控管线处应安装（过桥盖板）进行保护。

（四）井控管汇的安装要求：

7、井控管汇包括（节流管汇）、（压井管汇）、（防喷管线）和（放喷管线）等。

8、压井、节流管汇应安装在距井口（3m）以远，且平正。

闸阀要挂牌编号标识，标明开关状态。

9、采油树四通闸阀应处于常开状态，两侧应接钢质防喷管线。

若防喷管线上安装了控制闸阀（手动或液动阀），应接出（钻台（或操作台））底座以外。

防喷管线长度超过（7m）时，中间应有地锚、基墩或沙箱固定。

10、大修、试油作业时，防喷管线平直引出，防喷管线整根长度为（3-7m）。

350型井口四通井或（高含硫井）、（高压井），防喷管线两端应用法兰连接；

250型井口四通（除高含硫井）井防喷管线两端可用（丝扣）连接。

对于老井，若井口高度不合适，应采取调整井口或节流压井管汇高度等方式。

若（防喷管线）平直引出无法实现，由施工单位技术部门组织评估，制定连接方案并由主管领导审批。

11、放喷管线通径不小于（50mm）。

放喷管线应使用钢质管材。

高含硫井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

12、放喷管线布局要考虑（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，应安装在当地季节风的下风方向，接出井口（30m）以远；

高压气井放喷管线接出井口（50m）以远。

13、放喷管线每隔（10－15m）用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。

出口（不超过1m）及转弯处（不超过2m）前后均要用地锚、基墩或沙箱固定牢靠。

14、放喷管线进罐时可用长度小于（2m）的高压软管线连接，但必须固定牢靠。

15、对（高含硫井），放喷管线出口要安装自动点火装置，同时要备有手动点火器具。

16、压井管线应安装在当地季节风的上风方向，通径不小于（50mm），接出距井口（30m）以远，固定牢固。

17、放喷、压井管线因地面条件限制外接长度不足时,应接至井场边缘,且在现场要备有不足部分的管线和地锚、基墩或沙箱。

对于不符合本细则第十三条第

（二）款要求的井，应（挖放喷坑）或（设置放喷罐）。

18、冬季施工时，放喷管线的安装要有（排液坡度），防喷管线、压井管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵、防冻措施。

19、防喷器现场安装后，需用堵塞器或试压短节对防喷器组用清水试压。

先低压试验压力（1.4—2.1MPa），稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏为合格。

然后试压到设计压力值，稳压时间不少于10分钟，压降不大于（0.7MPa），密封部位无渗漏。

20、放喷管线用清水试压（10MPa），稳压时间不少于10分钟，压降不大于（0.7MPa），密封部位无渗漏。

21、严禁在防喷器闸板（未完全打开）的状况下进行起下管柱作业。

22、半封闸板只能用于封闭（油管本体），禁止用其封闭油管接箍、钻铤和方钻杆；

全封闸板只能用于（空井情况下）下的关井；

环形防喷器可在任何工况情况下进行关井。

一般在空井状态下优先使用（环形防喷器）关井，在全封闸板刺漏时，再用环形防喷器进行应急处置。

23、具有手动锁紧机构的液动闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。

打开闸板前，应先手动解锁。

锁紧和解锁都应一次到位，然后回转（1/4—1/2圈）。

24、环形防喷器关闭后，在关井套压不超过（7MPa）的情况下，可以用环形防喷器进行不压井起下钻作业，但必须使用18°

斜坡接头的钻杆，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，允许管柱以不大于（0.2m/s）的速度上下活动；

禁止（转动井）井内的管柱；

禁止（接箍）通过闸板防喷器；

禁止（平台肩接箍）通过环形防喷器胶芯。

25、打开油气层前，每（周）活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）；

打开油气层后，起下作业前或防喷演习时，应活动一次闸板防喷器的半封和全封（在空井时）。

26、在防喷器上法兰面上起下管柱作业时，上法兰必须装（保护装置）。

27、防喷器连续使用（20天），应进行一次试压；

拆装及更换防喷器部件后，应按标准再次进行试压。

每班对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查。

28、（油管传输射孔）、（诱喷）、（求产）等工况，严禁将防喷器当作采油树使用，必须换装采油树。

29、作业队的液控防喷器和远程控制台、35MPa及以上的节流、压井管汇，每（两）个月回井控车间进行检修；

若作业周期超过两个月，施工结束后回井控车间进行检修。

小修用手动防喷器每（三）个月回井控车间检修。

所有井控设备损坏、试压不合格、开关不灵活等情况，现场解决不了时应立即回井控车间检修。

旋塞阀等内防喷工具每（6）个月回厂检测、试压。

30、井控车间应设置专用（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）储藏要求。

31、所有井控装置及配件必须是经（中油集团公司）认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

32、操作台上（或井口附近）应备有能连接井内管柱的防喷单根（组合管柱时）、内防喷工具、（防窜装置）（工具）、简易井口、（变扣接头）等防喷装置。

33、作业队要定岗检查保养内防喷工具，每班检查开关（是否灵活），备用时要处于（常开）状态，并保持丝扣完好清洁。

一、防喷器控制系统的使用要求有哪些？

1.作业队要定岗，每班检查一次远程控制台的储能器与管汇压力、电泵与气泵运转情况、液控管线、油量等，发现问题立即进行整改，保证防喷器控制系统处于完好状态。

2.防喷器控制装置的控制手柄都应标识，不准随意扳动。

3.防喷器控制台、液压管线不使用时，端口的油壬要加以保护。

二、采油树和简易井口的使用要求有哪些？

1.施工作业前应检查采油树、简易井口，确保部件齐全。

2.卸下的采油树和简易井口要及时清洗、检查、保养，闸门保持全开状态。

3.检查井口四通法兰的钢圈槽、顶丝、阀门并进行保养或更换。

4.当油管悬挂器坐入四通后应将顶丝全部顶紧。

5.双阀门采油树在正常情况下使用外侧阀门，内侧阀门保持全开状态。

6.放喷或求产时，应采用节流阀或油嘴放喷，严禁使用采油树阀门控制放喷。

三、压井、节流管汇的使用要求有哪些？

1.各阀门要进行编号并标明开关状态，作业队要定岗每班检查开关状态，并活动开关一次，及时进行保养。

2.禁止使用压井、节流管汇进行注灰作业。

四、采油（气）树的安装要求有哪些？

1.采油（气）树运到现场后要进行验收检查，各零部件齐全，阀门开关灵活，主体无损坏。

2.采油（气）树安装时，应从四通底法兰卸开，各钢圈应清洁并涂抹润滑脂，钢圈无损坏。

3.先将法兰连同套管短节安装到井口的套管接箍上，将钢圈安放在法兰的钢圈槽内并涂好润滑脂，然后将整套采油（气）树装好，依次对角上紧各连接螺栓，装齐油、套压力表。

4.压裂、酸化等大型施工采油（气）树井口必须要加固。

五、防喷器的安装要求有哪些？

1.安装前应检查闸板尺寸是否与所用管柱尺寸相吻合，检查配合四通的钢圈、螺孔应与防喷器、套管四通相吻合，各控制闸门应灵活可靠，管汇压力表应在检校期内。

2.闸板防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须干净，均匀涂好润滑脂。

3.吊装闸板防喷器时要防止砸坏钢圈。

带管柱安装防喷器时应使用钢圈护板。

4.防喷器安装必须平正，坐好防喷器后要对角上紧全部连接螺栓，螺栓两头的余扣应均匀。

5.安装钻台（或操作台）的井，液控闸板防喷器应装齐手动操作杆，并伸出操作台，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°

。

安装环形防喷器的井要用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定。

安装完防喷器后，要校正井口、转盘和天车中心，其偏差不大于10mm。

六、采油（气）树的试压要求有哪些？

1.对新井采油（气）树，在不超过套管抗内压强度80%的前提下进行试压：

采气树（或探井的采油树）安装后，应先套管气试压12MPa，然后用水升压至额定工作压力，稳压时间不少于10分钟；

其它采油树安装后，应用清水进行整体试压至额定工作压力；

在试压过程中要监测套管内压力情况。

2.老井应对采油树按设计进行试压。

1、井下作业井可分为（常规作业井）和（带压作业井）两种。

（常规作业井）必须先进行洗压井作业方可进行下步工序；

（带压作业井）的井口压力值必须满足（带压作业设备）的可控范围。

2、原钻机试油（中途测试）的井控要求

（一）（建设单位派驻的现场监督）负责原钻机试油的技术协调和过程监管，组织现场打开油气层前检查验收，督促钻井队制定井控联合应急处置预案并演练，试油队配合。

（二）现场成立井控联合领导小组，组长由（钻井队队长（平台经理））担任，副组长由试油队主要负责人担任，成员由钻井队、试油队的井控领导小组成员和其他相关方负责人组成。

（三）钻井队负责制定井控应急处置预案，试油队给予配合，双方二级单位技术部门负责人进行审批。

井控联合领导小组组长组织对现场作业人员进行（井控应急处置预案交底），并实施不同工况的（联合应急演练）。

（四）现场监督组织试油队与钻井队有关人员进行联合交底。

试油队技术人员对（设计工艺）、（施工措施）、（试油装备）、（井控要求）等进行技术交底；

钻井队技术人员对现场所使用的（钻井设备）、（井下状况）、（井控要求）等注意事项做详细说明。

（五）按照设计要求配置与压力级别匹配的井控装置以及与管柱扣型匹配的（内防喷工具），试油四通与节流、压井管汇的连接应为（直线连接）。

（六）井控装置必须按照试压要求进行试压，试压期间（钻井队）、（试油队）和（现场监督人员）必须在现场把关。

（七）试油队与钻井队分别行使各自的井控职责，原则上（谁的设备谁管理），（谁的设备谁操作）。

按照试油协调会上的分工，准备好满足要求的（压井液）和（灌注液）。

（八）打开油气层前，按照井控风险井分级验收的要求组织有关人员分别按照（钻井队）和（试油队）打开油气层前检查验收表对（各自负责的内容）进行检查验收。

（九）如发生井喷险情，由（钻井队）统一指挥，（试油队）要坚决服从（钻井队）的抢险指挥，保证人员和设备的安全，其它人员要积极协同抢险。

3、发现溢流要立即按关井程序进行关井，报警信号为一长鸣笛，（10）秒以上；

关井信号为两短鸣笛，响3秒-停3秒-响3秒；

解除信号为三短鸣笛，响3秒-停3秒-响3秒-停3秒-响3秒。

没有报警设备时，由（班长）统一发信号进行指挥操作。

4、关井求压时，其关井最高压力不得超过（井控装备额定工作压力）、（套管抗内压强度的80%（老井取套管试压值））二者中的最小值。

5、根据（关井压力）和（安全附加值）确定压井液密度,选择合适的压井方法，尽快组织洗压井作业。

6、井内管柱较深且能够建立循环时，采用（工程师法）等方法进行循环洗压井作业。

7、井内管柱不能够建立循环时，采用（压回法（挤压））等方法进行洗压井作业。

8、空井或井内管柱少时，在关井后可采用（置换法）、（压回法（挤压））等方法进行洗压井作业。

9、关井后如需要放喷时，应用（节流管汇）控制放喷，放喷管线出口喷出的天然气必须点燃。

一、简述洗压井作业的井控要求。

洗压井作业时，必须严格按洗压井作业标准进行施工。

（一）洗压井作业前，应先用节流阀控制放压。

（二）在压井管汇装单流阀，节流管汇装节流阀，用符合设计要求的压井液循环洗压井一周以上，并控制出口排量与进口排量保持基本平衡。

（三）循环洗压井中计量增减量，如果漏失严重要采取防漏措施。

（四）进出口压井液密度差不超过0.02g/cm3，停泵开井观察油、套管无溢流。

（五）高压井、高含气井、高含硫化氢井洗压井后观察时间，应大于预计起下管柱时间的1倍以上，观察后要用原性能压井液循环压井一周以上，然后立即进行下一步施工。

二、简述起下泵杆作业的井控要求。

（一）井口应配备施工所需的泵杆变扣和泵杆悬挂器。

（二）起下泵杆应在采油树（或简易井口）上进行作业。

（三）对于组合抽油杆不能通过采油（气）树闸门时，应拆下采油（气）树并安装防喷器，在防喷器上进行起下作业。

（四）发生溢流时，应立即抢装泵杆悬挂器，如果喷势较大不能安装上泵杆悬挂器，应立即将泵杆丢入井内，关闭采油（气）树总闸门或防喷器。

三、简述拆卸采油（气）树（不包括四通）、安装防喷器作业的井控要求。

（一）在采油（气）树上安装油、套管压力表，观察30分钟以上，确认无压力且开井后无溢流显示，方可拆卸采油（气）树。

若有压力或开井后有溢流，应按照要求进行洗压井作业。

（二）修井动力运转正常，防喷器等井控设备及工具准备齐全、完好。

（三）拆卸采油（气）树时，保持连续灌入压井液至井口（漏失井保持连续大排量灌入）。

（四）卸下采油（气）树，将带旋塞阀的提升短节连接在油管悬挂器上。

（五）吊装防喷器并上齐上紧全部螺栓，然后通过防喷器将油管悬挂器提出采油（气）树四通。

四、简述起管柱作业的井控要求。

（一）起管柱前（油气层已射开）要按设计要求进行压井。

（二）起管柱过程中，由资料员或三岗位（场地工）坐岗观察，计量、灌注操作并填写坐岗记录。

每起10-20根油管（2-3柱钻杆或1柱钻铤），要向井内灌注一次压井液，并保持液面在井口。

（三）如发现下列情况表明已发生溢流或疑似溢流，应立即停止起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，求取油、套压力，确定压井液密度，按要求进行压井，确认正常后方可继续施工。

1.计量灌入的压井液量小于所起出的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；

油、套管不连通时为油管内容积和油管本体体积之和）。

2.未灌注且液面在井口。

3.停止起管柱时，井口（油、套管出口）压井液仍然外溢。

（四）如发现下列情况表明已产生漏失，应计量每小时漏失量。

如漏失量较小，液面能够灌至井口，可保持连续大排量灌入继续起管柱作业；

如漏失量严重，液面不能够灌至井口，应停止起管柱作业，按起下管柱关井程序关井，制定有效的工艺措施方可继续施工。

1.计量灌入的压井液量大于所起出的油管体积（油、套管连通时为油管本体体积；

2.液面灌不到井口。

（五）在起带封隔器等大直径工具管柱时，在油层上部300m范围内应控制起钻速度（0.2-0.3m/s或30-50s/单根），如出现抽汲现象，要立即停止起管柱作业，用压井液循环或挤压井一周，并开井观察30分钟以上，无溢流试起10根管柱，如仍出现抽汲现象，则停止起管柱，按起下管