塔里木油田钻井井控实施细则.docx

1、塔里木油田钻井井控实施细则塔里木油田钻井井控实施细则为进一步贯彻集团公司石油与天然气钻井井控规定，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。一、总则第一条 井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。第二条 井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。第三条 井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻

2、井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。第四条 本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。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、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下内容：1.对井场周围2Km范围（以井口为中心、2Km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分

3、布、走向、长度和离地表深度，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不小于75m；距民宅应不小于100 m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500 m。3.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曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计硫化氢含量。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地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。5.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻

4、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100吨以上；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50吨以上。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，并配套使用自动加重装置。6.在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差

5、大的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，备用一层套管。7.选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。预探井安装70 MPa及以上压力等级的井控装备；其它井根据最大关井压力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105 MPa压力等级的井控装备；35MPaP关70 MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；14MPaP关11的，封5钻杆试压；公称通径11的，封3 1/2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，压降不大于0.7MPa，无内漏（

6、关井控制油压不上涨）。出具试压合格证，随设备送井。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.井控装备安装前的检查内容：1）井控装备及配件的型号、规格和数量是否按照设计要求；2）环行防喷器、闸板防喷器的钢圈槽是否完好；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等；4）节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压力表灵

7、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；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。 第十七条 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，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，并安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；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。第十八条 现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行整体试压，要求稳压30分钟，外观无渗漏，压力降低不超过0.7 MPa，无内漏（关井控制油压不上涨）。

8、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的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；套管头压力等级与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；4.除安装油管头外（未安装钻井四通或特殊四通的情况），其它情况下试压设备接口不得在防喷器旁通孔处连接。第十九条 井控欠平衡中心按照套管头、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井控设备的试压，钻井队提供机具和人员配合井控欠平衡中心现

9、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，负责协调和、指挥和签字。第二十条 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、钻井液气体分离器等井控装备，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；对于大宛齐等地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。第二十一条 防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。防喷

10、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800735-35环形防喷器+双闸板防喷器640635-7035-70环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器8006或800728-105环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器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；远程控制台的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

11、油面高100150mm；预充氮气压力7 MPa0.7 MPa；储能器压力为17.521 MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；4.远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；5.司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.651.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值正确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1 MPa。第二十二条 每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的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

12、卡牢。对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，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%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套，之后再进行下步作业。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。第二十三条 为防止和减小套管磨损，应做到：1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，导管中心线与井架底座中心线偏差不大于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不大于10mm；3.各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正，保证偏差10mm； 4.一开应开正井眼；5.重负荷情况

13、下，应以井口为基准，对井架、转盘进行校正，保证偏差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，保证套管中心线与转盘中心线偏差不大于5mm；7.每次安装套管头后，应使用防磨套，对于安装了13 3/8和9 5/8套管头的井应使用加长防磨套，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。第二十四条 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

14、液动平板阀（见附图五）；节流压井管汇与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。第二十五条 节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：1.压力等级为35 MPa的节流管汇组合如图六；2.压力等级为70 MPa的节流管汇组合如图六或图七；3.压力等级为105 MPa的节流管汇组合如图七；4.压力等级为35 MPa的压井管汇组合如图八；5.压力等级为70 MPa、105 MPa的压井管汇组合如图九。第二十六条 节流管汇应预备1/2NPT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，35 MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16 MP

15、a（或21 MPa）的低量程压力表；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1/41/2圈（有省力机构的回转34圈）。 山前井压井管汇与反循环管线连接处增加一只带2 7/8平式油管扣接头的三通。第二十七条 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3050mm，油压23 MPa；电动节流控制箱的阀位开启度1823mm；气动节流控制箱的阀位开度3/81/2，气源压力0.651.30 MPa， J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。第二十八条 预探井、高压气井应使用ZQF1200/0.862或ZQF1400/0.862分离器，其余探井和含H2S井可以使用N

16、QF800B/0.7 或NQF800C/0.7分离器，其余生产井使用NQF800C/0.7或 NQF800/0.7分离器。1.钻井液气体分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；2.ZQF1200/0.862、ZQF1400/0.862和NQF800B/0.7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；分离器至少用3根5/8的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为10 3/4；固定基墩间距1520m，尺寸为1.0m0.5m0.5m；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.NQF800C/0.7分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液

17、管接到录井方罐；分离器至少用3根5/8的钢丝绳绷紧固定；排气管线外径为6；固定基墩间距1520m，尺寸为1.0m0.5m0.5m；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；4.NQF800/0.7分离器进液管使用软管线，使用保险绳，打水泥基墩固定；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；排气管线内径大于70mm，固定基墩间距20m，尺寸为0.5m0.5m0.5m；排气管出口与放喷管线距离35m，出口不得正对放喷池；5.排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；排气管线点火口距离井场工作房应在25m以远。第二十九条 放喷管线布局要考虑当地风向、居民

18、区、道路、各种设施等情况。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，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，井控欠平衡中心在送井前应进行检查，保证每根管线畅通；其它探井使用5钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5钻杆，接出井口75m以远；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1012m，尺寸为1.0 m1.0 m0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距1015m，

19、尺寸为0.5 m0.5 m0.5m，；3.放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后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；4.基墩的固定螺栓埋入深度不小于0.5 m，统一采用M27的螺栓、30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；5.放喷管线试压10 MPa，稳压15分钟，以不渗漏为合格；放喷管线拆装后，也要及时进行试压；6.放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。第三十条 节流压井管汇、泥浆气体分离器、放喷管线

20、、排气管线每次使用结束后，应及时排干净，泥浆气体分离器应开启排污阀将泥浆排污干净。对于使用高密度钻井液压井结束后，应对节流管汇下游冲蚀情况进行检查。第三十一条 钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞，液压旋塞，箭形回压凡尔、钻具浮阀等。进行欠平衡作业时，还要配备投入式止回阀。1.井控欠平衡中心是塔里木油田内部唯一有权销售内防喷工具的单位，负责内防喷工具的采购（液压旋塞除外），对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；内防喷工具试压时间离出库时间不得超过7天，否则应重新试压；钻井队使用井控欠平衡中心检验合格的内防喷工具；对于使用液压旋塞

21、的井，由井队申请、工程技术部上井进行试压检验，合格的发放试压合格证方可使用；2.钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护；3.旋塞在现场使用过程中，钻井队负责一周开关活动一次；旋塞和箭形回压凡尔，每使用100天由井控欠平衡中心到现场进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。钻井队填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况；4.使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形回压凡尔。5.在起下钻铤时，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱应由钻杆与钻铤变扣接头、钻杆立柱、箭形回压凡尔组成（或由箭形回压凡尔、钻杆、钻杆与钻铤变扣接头、钻铤组成）；防喷单根由一根钻杆、箭

22、形回压凡尔、钻杆与钻铤变扣接头组成。第三十二条 井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻协助钻井工程师管理井控装备，班组分工检查井控装备，认真做好井控装备班报表和井控设备跟踪卡片等资料的填写；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公司井控管理部门。第三十三条 对于在用的固井机，应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。第三十四条 钻井队应保证加重系统装置完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。第三十五条 从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井

23、控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。1.钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：1)对于山前构造的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量1吨/小时）加电保温结合的方式进行保温；2)对于其它地区的井，采用蒸气量不小于0.3吨/小时的锅炉加电保温的方式进行保温；3)提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配罐应用电热带缠绕保温，并配备电磁排水阀；远程控制台与司钻控制台连接的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用电热带缠绕的方式进行保温；5)应将使用过的钻井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉，并对所使用的

24、节流压井管汇及放喷管线进行吹扫，以防止冰堵；2.井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施：1)山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油；节流控制箱使用10号航空液压油；2)远程控制台要配备防爆电保温设施；3)气动节流控制箱配置防爆电保温装置；4)冬季注塑时，使用冬季用的塑料棒。四、钻开油气层前的准备第三十六条 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的地质预告；在进入油气层（目的层）前50m100m，按照下步钻井的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按照本细则，进行一次全

25、面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改；3.根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底；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，所有参与循环的钻井液罐安装液面标尺；5.钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、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。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口；7.落实坐岗制度和干部24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

26、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。9.地破压力试验最高压力不得大于如下两者之间的较小值：a) 井口设备的额定工作压力；b) 套管抗内压强度的80%。1)每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个砂岩层，做一次地破试验，绘出泵入量压力曲线；a)预探井地破压力试验控制当量密度不低于2.30g/cm3；b)其它井，试验最高当量钻井液密度为本井段所用最高钻井液密度附加0.5 g/cm3； 2)对于碳酸盐岩地层，应进行地层漏失实验，试验最高当量钻井液密度，为预计下部施工中作用在井底的最高井底压力相当的压力； 3)压力敏感性地层可不进行地层破裂压力实验和地层漏失实验。4)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；第三十七条 严格执行钻开油气层申报审批制度。五、钻开油气层和井控作业第三十八条 有以下情况之一者，不准钻开油气层（或目的层），应立即停工整改：1.未执行钻开油气层申报审批制度；2.未按要求储备重钻井液和加重材料；3.井控装备未按照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.内防喷工具配备不齐全或失效；6.防喷演习不合格的；7.井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的；8.无本井针对性井控技术措施和应急救援预案。第三十九