钻井溢流识别与关井常识.docx

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钻井溢流识别与关井常识

前言..........................................................1

第一章井控装置的安装与使用....................................2

第一节井控装置的安装..........................................2

第二节井控装置的试压..........................................6

第三节井控装置的使用管理......................................7

第二章打开油气层前的准备工作..................................9

第三章溢流的识别.............................................10

第一节溢流产生的原因.........................................10

第二节溢流的征兆和显示.......................................11

第三节岗位如何发现疑似溢流和溢流.............................12

第四章发生溢流时的关井程序...................................14

第一节常规钻井的关井程序.....................................14

第二节欠平衡钻井的关井程序...................................18

第三节下套管固井作业的关井程序...............................21

第四节不同情况下的应急关井...................................23

第五章钻开油气层作业.........................................24

第六章溢流的处理.............................................30

第七章防喷演习制度...........................................32

第八章井控培训要求...........................................33

前言

多年的井控工作实践尤其是井喷失控事故的教训告诫我们：

“井控工作是安全生产的重中之重”、“井控工作的关键在领导、重点在基层、要害在岗位”、“井喷是事故，井喷失控是灾难性的事故”。

在实际工作中，我们要坚持“安全第一、预防为主”的工作方针，坚持“安全发展、清洁发展”的指导思想，牢固树立“以人为本”、“井喷是可以预防的”、“井喷失控是重大责任事故”、“井控工作是系统工程”的理念，深刻理解“安全是否决性指标”的内涵，以对国家、集体和个人高度负责的态度，增强对井控安全工作的责任感、紧迫感，切实做好一次井控，预防和处理好二次井控，坚决杜绝三次井控。

本手册从“及早发现溢流、及时正确关井”的思路出发，对现场井控装置的标准安装与使用、打开油气层前的准备工作、产生溢流的原因、溢流的征兆和显示、岗位如何识别溢流、不同情况下的关井、钻开油气层的做法、溢流的处理、防喷演习制度、井控培训要求等方面进行了比较详细的阐述，旨在进一步提高基层队的井控应知应会和应急能力。

在此，希望钻井系统广大基层队干部与职工认真学习领会，并落实到实际工作中去。

第一章井控装置的安装与使用

目前，大港油田使用的钻井井控装置包括：

旋转防喷器（欠平衡井使用）、万能防喷器、闸板防喷器、四通、套管头、节流管汇、压井管汇、司钻控制台、远程控制台、高压防喷管线、放喷管线、液气分离器、内防喷工具等。

第一节井控装置的安装

井控装置的安装必须在值班干部或技术员的指导下进行。

安装完后，值班干部或技术员及安装人要在井控台帐上签字。

一、防喷器组的安装

防喷器组包括万能防喷器、闸板防喷器、钢圈、四通、套管头及其法兰连接螺栓等。

井架工负责防喷器组的日常使用、检查和保养。

1、四通与套管头、万能防喷器与闸板防喷器的钢圈槽及钢圈必须用棉纱擦干净，钢圈槽要均匀涂好黄油，放钢圈人的手必须干净。

2、吊装闸板防喷器和万能防喷器的钢丝绳必须符合安全要求，坐闸板防喷器、万能防喷器时要扶正慢放，要防止砸坏钢圈。

3、坐好防喷器后要对角上紧其连接的各个螺栓，以两头的螺帽无余扣为准。

4、防喷器密封钢圈只能一次性投入使用。

5、防喷器安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。

闸板防喷器要用4根直径不小于Ф16mm的钢丝绳对角绷紧固定。

6、防喷器顶部安装的防溢管与顶盖用垫环密封，连接螺栓齐全。

7、防喷器上应安装防泥伞，井口圆井上应安装防护盖。

8、具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，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、关方向和到底的圈数。

二、防喷器控制系统的安装

防喷器控制系统包括远程控制台、司钻控制台和相应的液、气管束。

司钻和副司钻分别负责司钻控制台、远程控制台及其液气管束的日常使用、检查和保养。

1、远程控制台安装在面对井架大门左侧，距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，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。

2、管排架或管线盒与防喷管线及放喷管线的距离不小于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架或管线盒上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。

3、远程控制台和司钻控制台气源专线供给，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束。

气源压力为0.60～0.80MPa，储能器、管汇和环形防喷器开关控制压力值分别为17.5～21MPa和8.5～10.5MPa，司钻控制台与远程控制台压力值的误差不超过1MPa。

4、电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制，保持远程控制台照明良好。

5、储能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。

6、远程控制台的剪切闸板手柄要安装锁紧装置，全封闸板控制手柄要安装防误操作装置，万能防喷器的控制手柄必须安装在面向远程控制台右手的第一个。

各控制手柄的标识要与控制的万能防喷器、闸板防喷器及其闸板相对应。

7、液动节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。

处于待命状态时，油面高30～50mm，油压2～3MPa；控制箱上的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.60～0.80MPa。

8、司钻控制台上不得安装剪切闸板的控制手柄。

三、井控管汇的安装

井控管汇包括节流管汇、压井管汇、手动或液动闸阀、防喷管线和放喷管线等。

井架工负责井控管汇的日常使用、检查和保养。

1、防喷管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材，含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。

回收管线使用经探伤合格的钢制管线或采用35Mpa及以上的高压耐火软管。

2、防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线应各装两个闸阀，一般情况下紧靠四通的闸阀应处于常开状态，防喷管线控制闸阀（手动或液动阀）应接出井架底座以外。

防喷管线总长度超过7m时，中间应有水泥预制基墩固定。

3、回收管线出口应接至钻井液罐，两端固定牢靠，使用高压耐火软管时两端要加固定安全链，钢制管线的转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78mm。

4、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。

放喷管线至少应有两条，在现场不允许焊接，其通径不小于78mm，两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。

5、放喷管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出。

如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头。

如确须要90°转弯时可以使用90°缓冲（如灌铅等）弯头。

6、放喷管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m。

放喷管线因地面条件限制外接长度不足75m时,可以接出井场边缘,而且在现场要备有不足部分的管线和基墩或地锚。

对含有硫化氢气体的井，放喷管线出口处要安装自动装置，并配有手动点火装置。

7、放喷管线每隔10m～15m、转弯前后处（不超过1m）、出口处（不超过1m）用预制基墩或地锚固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。

8、固定防喷管线和放喷管线的水泥基墩预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。

9、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配置三通压力表座，有备用低量程（16-20MPa）的压力表。

10、压井节流管汇、防喷、放喷和回收管线上的各闸阀要编号标识，注明开关状态。

其中，从压井管汇至节流管汇的防喷管线上的4个闸阀的编号分别为：

压井管汇内侧的闸阀是1号，四通左侧的闸阀是2号，四通右侧的闸阀是3号，节流管汇内侧的闸阀是4号。

11、防喷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，保证闸阀灵活可靠、管线畅通。

冬季施工时，放喷管线的安装要有2°-5°的坡度。

四、液气分离器的安装

区域探井、含浅层气及富含气井、含硫油气井要安装液气分离器。

非欠平衡井的液气分离器由场地工负责日常的使用、检查和保养。

液气分离器的安装应满足以下要求：

1、钻井液液气分离器的进液管采用外径不小于4″的高压管线，使用保险绳和基墩固定；

2、排液管接到钻井液罐；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；

3、排气管线（外径不小于进液管的外径）接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距20-30m，排气管出口与放喷管线距离3～5m，含硫化氢井排气管出口高出地面3m，要用3根5/8″钢丝绳绷紧固定。

排气管线靠近出口要安装防回火装置，出口要安装自动点火装置，并配有手动点火装置。

五、内防喷工具的准备

油田常用的内防喷工具包括方钻杆上下旋塞、应急旋塞、回压凡尔、浮阀等。

内防喷工具由内钳工负责日常使用、检查和保养。

1、区域探井、含浅层气或富含气井、含硫油气井在钻开油气层前必须准备好浮阀，并按设计要求安放在钻开油气层的钻具组合中。

2、探井二开前、开发井钻开油气层前必须将内防喷工具准备到位，并按规定要求进行定期试压检验，不合格的要立即更换。

3、原则上内防喷工具的额定工作压力应与防喷器额定工作压力一致，但最高不超过70MPa。

第二节井控装置的试压

井控装置在现场安装好后，应在甲方监督、安全监督旁站的情况下，由钻井队技术员组织班组按下述要求进行现场试压：

1、在二次开钻前，应对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇在不超过套管抗内压强度80%的前提下进行试压。

其中：

万能防喷器做封闭钻杆的试压，最高试压值不超过其额定工作压力的70%；闸板防喷器、防喷管线、节流与压井管汇的最高试压值不超过其额定工作压力。

现场安装的井控装置压力级别高于设计时，按井控设计要求进行试压。

放喷管线试压值不低于10MPa。

现场试压结束后，应用专用扳手对高压法兰连接螺栓逐个紧固一遍。

2、再次开钻前或上次试压后每间隔20-25天，必须用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按上述要求进行试压。

3、高压油气井、含硫油气井在钻开油气层前，必须用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按上述要求进行试压。

4、现场更换井控装置及其部件后，必须用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按上述要求进行试压。

5、在二开前和打开油气层前，应对远程控制台按其额定工作压力做一次可靠性检验。

第三节井控装置的使用管理

在井控装置安装试压合格后，钻井队每班在接班前的巡检过程中，首先要检查岗位所负责的井控装置。

同时，应执行好以下检查保养和使用规定：

一、井控装置的检查保养

1、每周安排专人对井控装置各闸阀活动保养一次，活动完后应回到闸阀标识的开或关的状态。

平板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈，其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。

2、每班安排专人对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查。

3、打开油气层前，每周活动一次闸板防喷器的半封（在井内有钻杆时）、全封（在空井时），可利用每次起下钻至表套或技套内做防喷演习时活动相应的闸板心子。

每周检查一次远程控制台管汇与储能器的压力数据是否符合要求，油量是否充足，电泵与气泵运转是否正常，液控管线是否漏油，发现问题立即通知井控车间整改。

4、打开油气层后，每次起钻前应活动一次防喷器的半封或万能防喷器，并检查好内防喷工具。

每班应检查一次远程控制台。

5、井控装置检查保养后，保养人和值班干部必须签字确认。

二、井控装置的使用规定

1、万能防喷器可在井内有方钻杆、钻铤、钻杆、套管及空井的情况下进行关井。

一般在空井状态下尽量使用全封闸板关井，在全封闸板刺漏时，可用万能防喷器进行应急处置。

2、半封闸板只能用于封闭钻杆本体的关井，禁止用半封闸板封闭钻杆接箍、钻铤和方钻杆。

若需要封套管本体时，应在下套管前，将半封闸板心子更换成与套管本体尺寸一致的心子。

3、全封闸板只能用于空井情况下的关井，禁止用全封闸板在井内有钻具、套管的情况下关井。

4、剪切闸板只能用于紧急情况下剪断井内钻具用，禁止常规关井情况下的使用。

5、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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性到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

6、万能防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，禁止转动井内的钻具；禁止钻杆接箍通过闸板防喷器；禁止平台肩钻杆接箍通过万能防喷器的胶芯。

7、在套压不超过7MPa的情况下，用万能环形防喷器进行不压井起下钻前，应先进行充分的计算和论证，且井内是18°斜坡接头钻具。

8、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

9、井控管汇上所有闸阀都应有牌编号并标明其开、关状态。

节流管汇处要有关井允许最大套压值的标识牌，且其标识应面对节流阀的操作者。

10、采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。

11、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸保护设备根据相关的标准配备，满足井控要求。

12、井控装置有问题时，钻井队不得打开油气层。

在打开油气层过程中，发现井控装置有问题时，要立即停止相应工况的作业，并采取手动关井的措施。

13、现场发现井控装置问题时，钻井队应立即向本单位上级部门汇报，由本单位生产部门尽快协调解决。

第二章打开油气层前的准备工作

钻开油气层前，钻井队应做好以下方面的工作：

1、了解所钻区块的特点和邻井钻探情况，查清区块浅层气、邻近注水井、采油井、作业井动态及压力情况，制定具体的井控措施和应急预案。

调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况等。

2、大包井由钻井队技术人员组织向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置、井控措施和应急预案等方面的技术交底，并提出具体要求。

3、落实钻井队各操作岗位的井控职责，进行一次识别溢流的教育。

4、钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。

5、检查钻井液密度及其它性能是否符合设计和施工要求，按设计和技术措施要求储备足量的重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，并在进入油气层前50m～100m，将钻井液密度提到设计上限值。

6、检查所有钻井设备、仪器仪表、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合规定，运转是否正常，发现问题及时整改。

7、检查井控装置及各连接法兰和螺栓平、稳、正、全、牢；控制系统无渗漏，储能器油压和控制液体压力及气泵启动压力达到规定要求，各控制手柄开关状态正确，远程控制台电源、气源专线控制，夜间照明良好；节流压井管汇、防喷管线等各闸阀开关状态正确，畅通无堵，冬季防冻保温良好；内防喷工具性能良好处于应急位置。

8、结合本井有无高压油气层、含硫油气层、浅层气和富含气层的特点及与上次试压间隔的时间，决定是否对整套井控装置按设计要求进行试压。

9、落实坐岗制度。

由专人定点观察溢流显示和循环池液面变化，定时将观察情况记录于坐岗记录表中，发现异常，立即报告值班干部。

10、落实钻井队干部现场24h值班制度。

值班干部负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。

11、对于区域探井、高压油气井、含硫油气井、浅层气及富含气井，在钻开目的层前100-150m，或钻开设计中没有提示的油气层以后，要及时在钻具组合中安装钻具浮阀。

12、在钻开油气层前100-150m开始,用正常钻进1/3—1/2的排量进行低泵冲试验,以后每加深200m或钻井液密度调整或更换钻井泵缸套后要进行一次低泵冲试验，以取全压井施工数据,并做好记录。

13、按照《井控工作检查批准书》中的内容进行自查自改，合格后向上级主管部门提出检查验收申请。

上级主管部门验收合格后，方可打开油气层。

否则，要立即将问题彻底整改。

第三章溢流的识别

第一节溢流产生的原因

当井内钻井液液柱压力小于地层孔隙压力时，井口会产生溢流。

而井内钻井液液柱压力小于地层孔隙压力的原因主要有以下三个方面：

1、钻井液密度偏低。

一是现场使用的钻井液密度本身偏低；二是调整钻井液性能时加水过多过急或混原油不均匀；三是调整钻井液性能时产生气泡。

2、钻井液柱高度不够。

一是起钻时未及时往环空灌满钻井液；二是因循环时当量液柱压力高或循环加重过猛或下钻（下套管）速度过快或沉砂蹩泵或开泵过猛或钻遇漏层，发生了井漏，造成井内液柱高度下降。

3、起钻抽吸降低了井内的液柱压力。

一是起钻速度过快；二是钻头或稳定器泥包；三是钻头水眼堵死；四是下部钻具组合的尺寸大且过长。

第二节溢流的征兆和显示

一、溢流的显示

1、钻进时溢流的显示：

循环罐钻井液液面升高；出口管钻井液流速、流量增加；停泵后出口管钻井液外溢。

2、起钻时溢流的显示：

起钻时灌入井内的钻井液体积小于起出钻柱的体积；未灌钻井液时，井内的钻井液随钻具上升，且停止起钻时，出口管钻井液外溢；钻井液灌不进井内，循环罐液面升高；在接方钻杆（顶驱）循环时，出口返出的钻井液流速、流量增加。

3、下钻时溢流的显示：

井口返出的钻井液体积大于下入钻具体积；停止下放立柱时，井眼内钻井液仍外溢；循环罐钻井液液面异常升高；中途和到底开泵循环时，出口返出的钻井液流速、流量增加。

4、空井（电测）时溢流的显示：

井口钻井液外溢；循环罐钻井液液面升高。

5、下套管时溢流的显示：

往套管内灌钻井液过程中，井口钻井液外溢；循环罐内钻井液的液面异常增加。

6、固井时溢流的显示：

前置液（隔离液）、水泥浆的累计注入量小于返出的钻井液总体积；注替水泥浆过程中，出口管钻井液流速、流量异常增加；碰压结束时，出口管钻井液外溢。

二、溢流的征兆（疑似溢流）

1、钻进时的现象：

蹩跳钻、钻速突然加快或钻进“放空”；钻具悬重减少或增加，泵压上升或下降；钻开油气层后发生井漏；井内返出的钻井液中有油花、气泡、硫化氢味；钻井液密度下降；钻井液粘度、切力变化；钻井液氯根含量增加；返出钻井液温度升高；综合（气测）录井全烃含量增加；岩屑尺寸加大，多为长条带棱角形状，岩屑数量增多；页岩密度和dc指数减少。

2、起钻时的现象：

在油气层段起钻时上提拉力增加，发生抽吸。

3、下钻时的现象：

钻开油气层后，下钻或开泵过程中发生井漏。

4、空井（电测）时的现象：

井口钻井液冒气泡。

5、下套管与固井时的现象：

发生井漏，井口不返钻井液或返出的钻井液量少。

第三节岗位如何发现疑似溢流和溢流

在钻开油气层作业过程中，坐岗人员是发现溢流的主体，其它岗位人员有义务发现溢流，各岗位可通过以下现象来发现溢流和疑似溢流：

一、司钻岗位

1、在钻进过程中，发现：

钻时明显加快；钻具突然放空；钻具原悬重发生变化；泵压发生变化。

2、在起下钻过程中发现悬重非正常增加。

3、在循环时发现泵压变化、水龙带跳动。

二、副司钻岗位

1、在泵房巡检时，发现：

钻井液罐中的钻井液量增加或减少（井漏）；钻井液中有油花（不是正常混入的原油）或气（泡）。

2、钻进时泵压变化、泵上水不稳。

三、内外钳工岗位

在接卸钻具单根或立柱时，发现：

井口或钻具内的钻井液中冒气（泡）；井漏（井内液面正在下降）；井口钻井液自溢。

四、坐岗人员（井架工、场地工、泥浆工）

1、在钻进或循环钻井液时，发现：

钻井液罐的液面升高；井口返出的钻井液流速和流量增加；井漏（井口不返钻井液或返出的钻井液少，钻井液罐的液面下降）；停泵接单根（立柱）时，井口钻井液外溢；钻井液中有油花或气（泡）。

2、在起钻时，发现：

钻井液罐的液面升高；起出钻具体积大于灌入钻井液体积；未灌钻井液时井内的钻井液随钻具提升而外溢、停止起钻时仍有钻井液外溢。

3、在下钻具或套管时，发现：

井漏（井口不返钻井液或返出的钻井液少，钻井液罐的液面下降）；钻井液罐的液面异常升高；井口返出的钻井液体积大于下入钻具（套管）体积；返出的钻井液中有油花或气（泡）。

4、在空井或电测时，发现：

钻井液罐的液面升高；井口钻井液外溢或冒气（泡）。

五、泥浆工岗位

在取钻井液样品时，发现：

钻井液罐的液面升高；井漏（井口不返钻井液或返出的钻井液少，钻井液罐的液面下降）；钻井液罐和井口返出的钻井液中有油花或气（泡）；在测量钻井液性能时，发现钻井液密度下降、粘度升高（油气侵入了井筒）或降低（地层水侵入了井筒）；钻井液氯根含量增加；返出的钻井液温度升高。

六、录井岗位

1、在测量全烃含量时，发现全烃含量值升高。

2、在捞取岩屑样品时，发现：

井口返出的钻井液流速和流量增加或钻井液有油花或气泡；岩屑尺寸加大，多为长条带棱角形状，岩屑数量增多；井漏（井口不返钻井液或返出的钻井液少）。

七、定向井人员

1、在投测和起出单、多点仪器的过程中，操作人员发现井口钻

井液外溢或冒气泡。

2、在定向或扭方位过程中，操作人员发现钻时明显加快或钻具突然放空或钻具原悬重及泵压发生变化。

八、测井人员

在测井过程中，井口操作人员发现井口钻井液外溢或冒气（泡）。

九、固井人员

1、在下完套管循环钻井液或注替水泥浆的过程中，发现：

井漏（井口不返钻井液或返出的钻井液少，钻井液罐的液面下降）；钻井液罐的液面异常升高；钻井液罐和井口返出的钻井液中有油花或气（泡）。

2、停泵后，发现井口冒气（泡）。

第四章发生溢流时的关井程序

在现场及时发现溢流的前提下，应立即按关井程序进行关井。

不同钻机和不同作业工况有不同的关井程序。

第一节常规钻井的关井程序

一、钻进工况

1、发信号。

由司钻发出长达30秒的报警信号，其他岗位人员停止作业，按照井控岗位职责分工，跑步进入井控操作位置。

如果井架工在二层台上，听到报警信号后要立即从二层台下来。

2、停止钻进。

由司钻操作停转盘（顶驱）、停泵。

3、抢提钻具。

由司钻操作抢提钻具，将转盘以下近井口钻杆接头提至转盘面0.5m以上，指挥内外钳工扣好吊卡。

4、开（四号）平板阀。

如平板阀是液动平板阀，安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台打开液动平板阀，副司钻在远程控制室观察液动平板阀控制手柄的开关状态，否则，由副司钻通过远程控制室打开液动平板阀；如平板阀不是液动平板阀，由场地工负责打开平板阀。

5、关防喷器半封闸板。

由司钻发出响5秒、停3秒、响5秒的关井信号。

如安装了