井控常识文档格式.docx

1、c、dc指数下降；d、泵压下降；e、悬重增加。、钻井液参数变化：a、气侵；b、密度下降；c、出口温度增加；d、出口流量增加；e、池面上升；f、氯化物含量增加。三、起下钻：1、起钻灌泥浆：、灌泥浆罐标注刻度；、每起三柱，压力下降1个大气压左右，灌泥浆 1次。钻具尺寸壁厚重量每立柱体积每3柱体积5钻杆与井眼环空深度9 5/88 1/259.16mm29.04kg/m107升0.321方9.38m13.4m3 1/29.26mm20.53kg/m72升0.216方注：5钻杆9 5/8井眼环空容积34.2t升/m8 1/2井眼环空容积23.9t升/m2、下钻：井眼静止时间要限制（根据油气上窜速度），及

2、时通井循环。当将油气浸段泥浆顶部循环到井口时，注意井涌，且要充分将气帽循环出来，全井泥浆比重要均匀，恢复正常为止。四、井喷定义：1、溢流：井口返出量大于泵入量，停泵后泥浆自动外溢；2、井涌：溢流的进一步发展，停泵后泥浆呈一定流量形式涌出井口；3、井喷：地下流体无控制的涌入井筒，泥浆呈规摸性流量喷出井口或转盘面。五、地层井眼压力平衡条件：Ph=Pp+PePp地层孔隙压力；Pe附加压力系数；（油井Pe=1.51.3MPa（0.050.1g/cm3）（气井Pe=35MPa（0.070.15g/cm3）六、浅层气：据地震剖面和邻井资料分析。海上钻井，海调资料中电火花地震资料也能显示500m以内浅层气情

3、况。措施:1、8 1/2小钻头领眼钻进；重泥浆循环；2、隔水管装分流器。导流，不能关井。七、钻开油气层前防范措施1、钻开油气层前100米，井控演习一次（除每周井控演习一次外）；2、对平台井控设施及安全设施状态全面检查一遍；3、除配足80方重泥浆外,贮存100150吨加重材料；4、守护船备有100150吨加重材料，及时补充；5、做一次低泵冲试验，取得压井有关数据（冲数、排量、循环压力）；6、制订钻开油气层安全规定和作业程序；7、实施坐岗制度；8、钻头上接浮阀；9、防火、防爆。八、油气层钻进安全起钻条件：1、井眼状况：起下钻畅通无阻，循环泵压正常，无塌无漏，液面探测到底；2、泥浆性能稳定，比重均匀

4、，液柱压力始终大于地层压力1.53.0MPa；3、起钻前进行一次短起下（2030柱），测后效,检验有无油气浸。、灌泥浆情况；、循环一周测后效，全烃值（气测值10%）高或油气上窜速度10-30m/h时，需循环提高泥浆比重，气消除后方能起钻；4、井控装置灵活可靠，开启到位（压井节流系统）；5、钻台上备一只手动安全阀或接一个带考克的立根（或立柱）；6、电测：时间长，充分压井，确保一趟电测过程中油气窜不上来（10-30m/h），电测中途项目倒换期间下钻通井。九、关井方式：1、硬关井：发现溢流时，未事先打开节流管汇情况下首先关闭防喷器；2、软关井：发现溢流欲关井前，先打开节流阀（节流阀正常开启度为3/8

5、1/2），再关防喷器。倡导：软关井不是突关突闭，对地层和井口不产生突然液击现象，逐渐诱导引流。提倡软关井。十、关井控制原则1、进行试关井，求取井口压力值，不要放喷；2、关井套压应控制在井口装置额定压力以内；套压抗内压强度80%；破裂压力。选取和控制在三者中最小值范围内。否则，应及时和不断放喷泄压。十一、“四七”动作：按照正常钻进、起下钻杆、起下钻铤、空井及电测五种状态排定操作程序。即：1、钻进：发信号；停转盘，上提钻具接头至合适位置，便于关闭防喷器；停泵；开四通液动平板阀及管汇下手动平板阀（节流阀正常开启3/81/2）；关防喷器（先环型后闸板）；关节流阀，试关井；向平台经理或监督报告；录取关井

6、立压、套压及泥浆池增量（关井1015分钟后数据）。2、起下钻杆：停止起下作业，抢接钻具内防喷工具及方钻杆（或顶驱）；开四通液动平板阀及阻流管汇下部手动平板阀（节流阀正常开启3/81/2）；报告平台经理或监督；求出关井立压和套压及泥浆池增量（关井1015分钟后数据）。3、起下钻铤：停止起下钻铤作业，抢接钻杆并下放到最低位，接方钻杆或顶驱；求出关井立压、套压及泥浆池增量（关井1015分钟后数据）。4、空井：发出井喷信号；开四通平板阀（节流阀正常开启3/81/2）；关井：先关万能，再关全封；利用万能和全封抢行下钻（钻杆）1柱（带安全阀）；打开全封，利用万能和单闸板继续抢行下钻（钻杆）到最低位；接方钻

7、杆或顶驱；关节流阀，试关井（关单闸板），打开万能；报告；记录：立压、套压和池面涨幅等；5、测井期间：测井前的最后一次通井循环，按井控规定调整泥浆液柱压力大于地层孔隙压力，并控制油气侵入后上窜速度不大于30m/h；以此速度上窜到地面的时间衡量是否满足电测一趟及起下钻时间；发生溢流，应尽快起出电缆和仪器，改为强行下钻和实施关井程序；严重溢流或井喷，电缆来不及起出时，应立即关万能，将情况汇报平台经理及电测监督决策是否剪断电缆关闭井口，按空井状态实施井控程序。十二、压井1、压井方法：司钻压井法（二次循环法）：先用原比重泥浆排出环空浸污泥浆，第二循环周再用加重泥浆将全井泥浆一个过程连续置换完；工程师压井

8、法（等候加重法）：先关井配好重泥浆后，用一个循环周完成压井作业。初始按关井套压不变替入，当重泥浆返出钻头后，保持立管压力不变，将全井油气浸泥浆置换成重泥浆。2、压井控制原则：关井压井，为了不使地层压漏，初始维持套压不变，慢速替入重泥浆；当钻具内全为重泥浆或者重泥浆返出钻头始，保持立压不变（套压逐渐下降），继续替入重泥浆，直至套压为0（即重泥浆返出地面）。3、空井压井：、置换法压井：关井后由压井管线重复挤入定量加重泥浆，关井使重泥浆下沉，然后泄掉井口压力，反复进行，直到井口压力降到一定程度，再强行下钻到底按常规压井方法完成压井作业；、回压法压井：以最大允许关井套压为施工最高工作压力，向地层挤入重

9、泥浆，直到套压为零，然后下钻到底循环，使井内压力平衡和泥浆比重均匀；该方法是将油气浸泥浆乃至重泥浆挤入地层中，很可能将油气层枪毙（实际也不知挤到哪一层去了），需征得甲方需同意。另外，挤入后地层压力膨胀，不断释出，井下难以实现稳定性平衡，泥浆比重找不到平衡点，为安全钻进和井控增加了变数。强行下钻到底循环压井法：根据下入钻具体积，同时不断放掉相同体积泥浆，以减小万能压力；、又喷又漏压井：原则是先堵漏后压井。泥浆比重找不到平衡点，难以安全钻进，需实施旋转防喷头欠平衡钻井。十三、常见井控操作错误和准备不足：、发现溢流不及时关井：、下钻过程发生井涌待下完钻时才关井；、不管井下情况是否允许，将钻具起到套管

10、鞋内（怕裸眼粘卡）；、压井重泥浆比重过大或过小，不经压力平衡核算；、空井或起下钻过程井涌未及时抢接安全阀和方钻杆（或顶驱）；、关井后常时间不压井，事态发展越来越严重；、关井后不控制井口回压，造成地下井喷或井口设备损坏；、压井过程中套压和立压超出试关井时的数值（未参考低泵速实验数值），地层压漏；、半封和全封液控管线接错或换位，造成误操作全封剪断钻具；（10）闸板关在钻杆接头上；（11）油气层钻穿后不短起测后效盲目起钻；（12）不按规定时间试压和不按规定压力试压；防喷器开关不灵和泄漏；（13）操作程序有误，关井放喷时后开平板阀（四通处和阻流管汇处）或用平板阀控制放喷。（14）关井不锁紧；（15）高

11、压井井控设备耐压档次低或高含硫地层不采用抗硫井控设备，导致井控失效。（16）表层或技套鞋下未做地层漏试，盲目压井导致地层漏失；（17）未泄压打开防喷器，钻具冲向天车；（18）手动锁紧后，手轮未回转1/4-1/2圈；（19）压井和放喷管线做灌泥浆用，沉淀堵塞；（20）阻流管汇闸门开关状态错乱；（21）测试结束，未反循环压井起钻诱发井涌；（22）无与套管相匹配的闸板芯子，下套管井喷失控；（23）井喷失控后忘记首先集中水力喷洒，防着火。十四、常用钻具内防喷器工具;1、方钻杆上下旋塞；2、顶驱内防喷器；3、钻头浮阀；4、钻柱安全阀。 十五、水面防喷器组合方式（API53标准，1997年） 1、 代表符

12、号 ：BOP防喷器；G-旋转头；A环形 BOP；R 单闸板BOP，管闸板或全封由用户选择；Rd 双闸板BOP，类型和上下位置由用户选择；Rt三重管闸板，位置由用户定；S带连接压井和阻流管线側门的四通；K1000PSI额定工作压力。 2、BOP组合：（！）2K型：A、SRR；B、RSRG（四通位址任选）；（2）3K和5K型：A、SRRAG； B、RSRAG；四通位址任选；环型和旋转头是低压的；（3）10K、15K、20K型：A、SRRRA；B、RSRRA；四通及其位置任选； 环形和旋转头可以是低压的且位置随意； 3、四通出口闸门：手动+液动 十六、BOP试压标准 （一）API53标准,1997年

13、1、 低压试压：200300PSI；5分钟；2、 高压试压：1） 初始试压：根据已安装的BOP组、阻流管汇、压井放喷管线额定工作压力或井口头的额定工作压力在使用前分别试压；2） 后期井口高压联合试压：大于最大预期的地表井口压力，但不能超出BOP闸板的工作压力。最大预期地表井口压力是根据每口井预期的孔隙压力确定的。3） 环形防喷器（用钻杆试）：试压工作压力的70%或闸板防喷器的井口试验压力，二者取小者；4） 试压时间：高压试压，最少静止观察为5分钟；大尺寸环空防喷器由于大的橡胶件吃压后，连续做些小的运动，试压过程中压力可能有些小的波动。5） 操作压力：施加到环空BOP橡胶件试验压力最少为1500psi；闸板液压件操作压力和阀件最大操作压力按照厂家推荐压力执行。 （二）行业标准（石油天燃气安全规程）井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线实验压力为额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；防喷管线试验压力不低于10Mpa；钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照以上有关条件及要求试压。防喷器控制系统用21Mpa的油压做一次可靠性试压。除防喷器控制系统采用规定压力试油试压外，其余井控装置试压