塔里木油田钻井井控实施细则讲解Word文件下载.docx

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第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。

二、井控设计

第六条井控设计是钻井地质设计、钻井工程设计中的必要组成部分。

钻井生产应先设计（包括补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工的原则。

井控设计主要包括以下内容：

1.对以井口为中心、2km为半径范围内的居民住宅、学校、厂矿进行勘查并在钻井地质设计中注明，必须标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距离地表深度，并在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应≥75m；

距民宅应≥100m；

距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应≥500m。

如无法满足上述要求，应采取相应的防范措施，降低井控安全风险。

3.钻井地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测、地层坍塌压力梯度曲线；

本区块地质构造图（包括全井段的断层展布）、邻井井身结构、水泥返高、固井质量及周围井注采层位和分层动态压力；

浅气层、浅部淡水层的相关资料，提供含H2S地层及其深度、预计H2S含量。

4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。

井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；

一般不允许道路从后场进入；

含H2S地区井场布局应考虑H2S防护的需要；

对这类油气井井位周边3km范围内的居民、工业、国防及民用设施、道路、水系、地形地貌等进行细致的描述，并在井位详图上明确标注其具体位置。

也必须考虑套管、井口的腐蚀问题，钻进气层前钻柱中必须安装内防喷工具。

5.一般油气井井口间的距离应≥5m，高压、含H2S油气井井口间距离≥8m。

6.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。

钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。

预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。

预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料储备100t以上；

生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料储备50t以上。

对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备。

对预计喷空后关井压力超过50MPa的油气井，重钻井液储备160m3以上，加重材料储备100t以上，并配套使用自动加重装置。

含H2S井的防硫材料储备5t以上。

对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井工程设计中明确。

7.在井身结构设计中，套管及下深应满足井控要求。

表层套管下深应满足封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且套管鞋坐入稳固岩层应≥10m，固井水泥应自井底返至地面；

一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则是同一裸眼井段不应有两个以上用同一钻井液密度无法兼顾的油气水层；

新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，至少备用一层套管；

8．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的影响；

“三高”油气井中的喷、漏、塌、卡地层以及断层、大斜度井段的水泥胶结质量应达到良好水平；

（所有井的表层套管、固井施工正常的山前开发井钻开盐层前所下的套管，允许不测固井质量，其余套管固井后均应进行固井质量测井。

）各层套管均应进行固井质量测井评价，以保证施工安全和油气井寿命。

9.套管柱应按SY/T5467-2007《套管柱试压规范》的要求进行试压。

采用注水泥后立即试压的套管柱试压值为套管抗内压强度值、浮箍正向试验强度值和套管螺纹承压状态下剩余连接强度最小值三者中最低值的55%，稳压10min，无压降为合格；

采用固井质量评价后试压的套管柱，套管直径小于或等于244.5mm（95/8in）的套管柱试压值为20MPa，套管直径大于244.5mm（95/8in）的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降小于或等于0.5MPa为合格。

10.选择满足井控需要的井控装备，并明确井控装备的配套、安装和试压要求。

预探井目的层安装70MPa及以上压力等级的井控装备；

其它井目的层根据预计最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的关井压力，来选择井控装备，P关≥70MPa的，选用105MPa压力等级的井控装备；

35MPa≤P关＜70MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；

14MPa≤P关＜35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；

P关＜14MPa的井，选用14MPa及以上压力等级的井控装备。

11.高含H2S区域的井、新区第一口探井、高压气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。

12.根据井的类型，进行井控风险识别，并制定相应的井控技术措施及应急预案。

13.设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；

对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

14.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记录。

15.地破压力试验最高压力不得大于井口设备的额定工作压力和井口套管抗内压强度的80%两者之较小值。

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一般不超过2.30g/cm3；

特殊井可根据下部施工所需钻井液密度提高地破压力试验值。

3）对于在碳酸盐岩地层进行的地层漏失试验，试验最高当量密度为预计下部施工中作用在井底的最高压力相当的密度。

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，并记录在井控工作月报和井控工作记录本上。

6）实施空气钻井的井段可不做地破试验。

16.施工过程中，地质情况或施工条件出现较大变化以及井控设备暂时低于设计规格时，由业主单位提出变更报告，包括对井控风险进行识别和评估，制定出安全技术保障措施，报油田管理部门审批后方可实施。

17.“三高”油气井一般应由具备甲级资质的队伍施工，若确需乙级队伍施工时，应由管理作业队伍资质的资质初审领导小组和业主单位的钻井技术部门共同批准方可施工。

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的密度。

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预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。

浅气井采用3.0～5.0MPa的压力附加值。

对于碳酸岩地层，以平衡地层压力的原则来确定钻井液密度。

第八条含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且固井水泥浆应返至地面。

第九条欠平衡钻井、控压钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。

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

含H2S、CO2等有害气体的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括套管头、油管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、防喷器、防喷器控制系统（远程控制台和司钻控制台）、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用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或旋转控制头。

1.压力等级14MPa时，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，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）环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。

2）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）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）环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。

2）环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。

选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

使用三闸板防喷器时，三闸板防喷器视为单闸板和双闸板防喷器的组合。

第十三条使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子；

半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时密封对应的钻杆本体；

一般情况下，使用概率大的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；

需要安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位置。

井口组合中，装有两副同一尺寸半封闸板芯子的，关井时优先使用上面的半封闸板防喷器。

第十四条井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。

井控装备的车间及现场试压均由工程技术部负责，并提供计算机自动记录后打印生成的试压记录单，车间试压记录单保存在车间备查，现场试压记录单交井队保存备查。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：

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（目的层）前，试压间隔已经超过30天。

5）其它时间试压间隔已经超过100天。

（有确因工艺需要或其他特殊情况，井控装备现场试压周期允许延长七天。

）

2.无论车间和现场，井控装备凡密封部位拆装后（检修或更换零部件）,应对所拆开的部位重新进行密封试压检验。

第十五条全套井控装备应在工程技术部进行功能试验及清水（节流压井管汇、采油树、四通冬季用防冻液体）试压。

环形防喷器公称通径>

11″的，封5″钻杆试压；

公称通径≤11″的，封31/2″钻杆试压；

试压压力为其额定工作压力。

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≤0.7MPa，防喷器开关腔不串漏。

试压合格后出具试压合格证，随设备送井。

防喷器控制系统的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的上法兰进行试压检验。

第十六条井控装备到现场后，钻井队负责验收和检验。

1.井控装备安装前的检查内容：

1）井控装备及配件的型号、规格和数量是否符合设计要求。

2）环形防喷器、闸板防喷器、四通等的钢圈槽是否完好。

2.井控装备安装后检查内容：

1）环形防喷器的油路密封和试压后胶芯的恢复能力。

2）闸板防喷器的油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等。

3）防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作情况、司钻控制台固定情况等。

4）节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的开关情况，各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等。

5）电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常。

6）自动点火装置工作是否正常。

第十七条防喷器与正面井架底座平行安装；

各控制闸门、压力表应灵活、可靠；

各种连接法兰上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1～3扣，过长或过短的连接螺栓不能使用，另外法兰连接螺栓还应注意防锈蚀。

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；

带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆应接出井架底座以外，其中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角≤30°

，手轮与手轮之间应有足够的间距、不能互相干涉；

手轮挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数；

靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；

液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况；

为了保证井口清洁、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，外观无渗漏，压力降≤0.7MPa为合格，试压合格后，井场值班干部和钻井监督在试压单上签字确认，具体试压值见附表。

冬季井控装备的防冻保温包裹应在试压合格后进行。

1.环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%，稳压30分钟。

2.闸板防喷器试压分两种情况：

套管头上法兰压力等级＜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，稳压30分钟；

套管头上法兰压力等级≥闸板防喷器额定工作压力时，按闸板防喷器额定工作压力试压，稳压30分钟。

3.节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；

有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压，稳压30分钟。

4.安装油管头后，井口试压因无法从油管头旁通打压，此时，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。

5.反循环压井管线试压25MPa，稳压10分钟。

6.旋转控制头试静压和旋转动压时，分别按其额定工作压力的70%试压，稳压10分钟。

7.使用FGX88-21、FGX103-35标准放喷管线均试压10MPa，稳压10分钟。

第二十条工程技术部按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场试压。

钻井队应提供机具并派人员配合工程技术部现场服务人员共同完成，现场安装及试压过程中钻井监督及井队值班干部应在现场负责协调、指挥及验收，合格后签字确认。

第二十一条井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装、卸车工作。

在钻井结束前，井控装备应保持完好待命状态。

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）、节流压井管汇以及闸板总成、转换法兰、升高短节等井控配件，每口井完井后由工程技术部负责回收、清洗、检修、试压，合格后送新井使用。

对于大宛齐等井深＜1500m的井，井控装备每使用100天送工程技术部检修一次。

定队使用的液气分离器、标准放喷管线、防提装置及管排架应按《部分井控装备定队使用管理办法》的要求执行。

第二十二条防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象数量的要求和开关防喷器组储能器储油量的要求，具体见下表。

规格

防喷器组合形式

控制系统型号

54-14

环形防喷器+单闸板防喷器

8006及以上

54-35

环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器

环形防喷器（54-14）+双闸板防喷器

环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器+双闸板防喷器

8007及以上

54-70

环形防喷器（54-14）+3个单闸板防喷器

35-35

环形防喷器+双闸板防喷器

35-70

环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器

8006及以上

环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器

35-105

环形防喷器+3个单闸板防喷器

28-105

28-140

28-70

1.远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；

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附近，并固定牢靠；

远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房附近。

2.远程控制台使用的电器及电源接线必须防爆，电源应从发电房配电盘单独接出，气源从气瓶专线供给。

3.远程控制台处于待命工况时，油面距油箱底面高度150～200mm，工程技术部负责在油箱上用标尺进行相应的标记；

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的压力为10.5MPa。

4.在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器的手柄置于中位，控制全封闸板（剪切闸板）的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的倒向与所控制对象的开关状态一致。

5.司钻控制台气源应专线供给，气源压力为0.65～1.3MPa；

储能器、汇管、环形压力表压力值显示应与远程控制台对应压力表的压力值误差不超过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≤0.7MPa为合格。

7.远程控制台未使用的备用液压控制管线出口必须用专用的金属堵头进行封堵，管排架、高压软管等未使用的备用管路接口也要采取防砂防堵措施，防止沙尘或其他杂物进入管内。

第二十三条每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验（拉力为100kN），以检验卡瓦是否卡牢；

安装完后需进行注塑试压，注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%和法兰额定工作压力两者较小值进行（稳压15min,压降≤0.7Mpa为合格）；

对于油层套管下到井口，继续进行钻进的井应安装特殊四通（多功能四通）并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%和法兰额定工作压力两者较小值进行（稳压15min,压降≤0.7Mpa为合格）；

试压结束，应安装好专用的防磨套，并对称均匀顶紧顶丝，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的井除外）。

第二十四条为防止井口偏斜和减少套管磨损，应做到：

1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，井架底座中心线与导管中心线偏差≤10mm；

钻前施工单位应提供偏差的方位和距离。

2.钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差≤10mm。

3.一开应开正井眼。

4.下完表层套管，要调整并保持套管与转盘中心线同轴再固井。

5.下完表层套管，保持套管吊卡底面离开转盘面30-50cm进行固井施工，注完水泥浆后，应在确定的套管头安装位置立即割开导管，然后用环形铁板将套管围住，并将环形铁板与导管焊接固定，保证井口套管在候凝过程中不发生偏移，确认水泥浆凝固后才能放松套管，切割套管安装表层套管头。

6.以后各次开钻前都应以转盘（井口）中心为基准、对井架进行校正，保证偏差≤10mm。

7.每次安装套管头后，应使用防磨套，并对称均匀顶紧顶丝；

使用加长防磨套的井，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨30%时，应更换；

对于一趟钻超过15天的，应在15天之内取出检查；

对于井口偏磨严重的，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的检查，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。

第二十五条井口钻井四通（特殊四通）靠压井管汇一侧装两只手动平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（井口安装油管头四通时可以接两只手动平板阀）（见图六）；

节流、压井管汇与钻井四通之间用标准内防喷管线连接，平直接出井架底座以外。

第二十六条节流压井管汇的压力等级不低于闸板防喷器的压力等级，组合形式选择如下：

1.压力等级为35MPa的节流管汇组合如图七。

2.压力等级为70MPa的节流管汇组合如图七、图八或图九。

3.压力等级为105MPa的节流管汇组合如图八或图九。

4.压力等级为35MPa的压井管汇组合如图十。

5.压力等级为70MPa、105MPa的压井管汇组合如图十、图十一和图十二。

第二十七条节流管汇仪表法兰上应预留1/2″NPT或9/16″Autoclave螺纹接口，以便于安装录井套压传感器；

为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16MPa（或21MPa）的低量程压力表，低量程压力表前应安装截止阀，截止阀处于常关状态，当井口套压低，高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀；

钻台立管压力表安装在立管闸阀之上；

所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（带省力机构的回转3～4圈）。

第二十八条电动节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧；

处于待命状态时，油面距油箱底面高度30～50mm，工程技术部负责在油箱上用标尺做好相应的标记，油压2.5～4.2MPa；

电动节流控制箱的阀位开度18～23mm。

第二十九条钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器（大宛齐的低压浅井钻井允许使用ZQF800/0.7液气分离器）。

1.ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器进液管使用4〞由壬硬管线，排液管和排气管线为10″法兰管线，液气分离器送井前，工程技术部负责进行检查，保证罐体和管线畅通。

2.液气分离器现场安装在专用水泥基础上，至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定，分离器进液管线用基墩支撑并固定牢靠，排液管接到录井方罐并固定牢靠，排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致，用基墩固定，固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×

0.5m×

0.5m，排气管出口距危险设施40m以远，并安装自动点火装置。

3.排污管线由现场自行配套，保证所排液体能顺利进入排污池。

第三十条钻井使用FGX88-21和FGX103-35标准放喷管线，放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、邻井、高压线路等各种设施情况。

1.工程技术部在送井前应进行检查，保证每根管线畅通。

特殊高压井使用FGX103-35标准放喷管线，探井和含H2S井放喷管线接出井口100m以远，生产井放喷管线接出井口75m以远。

两侧放喷管线出口安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口必须配备自动点火装置。

2.放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（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以上的部位，中间应支撑固定。

其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5m×

0.5m。

3.放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最近一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池。