版《钻井井控实施细则》

新疆油田钻井井控实施细则

（10版）

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新疆油田公司

2010年1月8日

目录

第一章总则

?第二章井控设计

?第三章井控装置的安装、试压、使用和管理

?第四章钻开油气层前的准备和检查验收

?第五章油气层钻井过程中的井控作业

?第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理

?第七章井控技术培训

?第八章井控管理

?第九章附则

附录：1. “三高”油气井定义

2. 关井操作程序

3. 顶驱钻机关井操作程序

4. 各岗位人员职责和关井操作程序

5．用剪切全封闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序

6. 防喷演习记录表格式

7. 坐岗记录表格式

8. 低泵冲试验表

9. 油气上窜速度表格式

10. 关井提示牌格式

11. 钻开油气层检查验收证书格式

12. 钻井队井控资料目录

13. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表

第一章总则

第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，推进新疆油田井控工作的科学化、规范化，提高井控管理水平，预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，制定本细则。

第二条各单位应高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，严格细致，常抓不懈。

?? 第三条井控工作是一项系统工程，涉及到甲乙方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。

第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。

?? 第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。

第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》（SY/T 6543.1、SY/T 6543.2、SY/T 6543.3）和本细则。

第二章井控设计

第七条地质、工程设计部门要严格按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。

第八条地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：

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、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集及高危场所等不小于500m。

若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织勘探公司或开发公司进行安全与环境评估，经油田公司主管领导批准后，按评估意见处置。

第九条勘探、开发公司等建设单位在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，老区探井、开发井、浅层稠油井周围1km的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，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布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。

第十条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。

第十一条在开发调整区钻井，地质设计书中应提供（方案设计部门提供）注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。开钻前由勘探、开发公司项目经理部（建设方）地质监督或受委托的地质录井公司地质员，对相应的停注、泄压和停抽等措施进行检查（检查结果可以记录在井队例会记录本上、或记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第十二条在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在钻井工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。

对探井、评价井因地质需要加深钻进的，地质设计部门应出具书面的更改设计通知单，经勘探、开发公司主管钻井副经理组织安全评估通过后实施。

第十三条钻井工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为

基准，另加一个安全附加值：

（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；

（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。

对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。

具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。

井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。

第十四条钻井工程设计书应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

（一）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；

（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；

（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距

离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m；

（四）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量；?

（五）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；

（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，水泥宜返到地面。其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m。

（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施。

（八）依据SY/T5731-1995《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷。

第十五条探井每层套管固井开钻后，按SY 5430《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》要求测定套管鞋下第一个砂层的破裂压力；如果套管鞋以下未钻遇砂层，则钻进50m后测定套管鞋处地层破裂压力。开发井由开发公司根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力。如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验。

用泵车或专用试压泵（电动钻机用泥浆泵）测定地层破裂压力试验，

求得漏失压力、破裂压力、延伸压力值与瞬时停泵压力值，做出压力与排量关系曲线，算出地层破裂压力值和当量泥浆密度。试验最高压力不大于井口设备额定工作压力和套管最小抗内压强度的80％二者中最小值。

第十六条井控装置的配套标准：

（一）防喷器压力等级的选用，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。

对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级。

环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装置。

防喷器组合形式如下：

1、14MPa防喷器组合形式如图1、图2（只适用于稠油井）、图3：

2、21MPa防喷器组合形式如图3：

3、35MPa防喷器组合形式如图3、图

4、图5：

1# （常关）

2 #

（常开）

3#

（常开）

半封

全封

半封

全封

4#

（常关）

图4 35、70MPa井控装置组合图（半封+全封+半封+四通）

1#

（常关）

2#

（常开）

3#

（常开）

4#

（常关）

半封

全封

图5 35、70MPa井控装置组合图（环型+全封+半封+四通）

4、70MPa防喷器组合形式如图4、图

5、图

6、图

7、图8：

图6

图

1# （常关）

2#

（常开）

3#

（常开）

半封

半封

剪切

4#

（常关）

图6

5、105MPa及以上防喷器组合形式如图

6、图

7、图8：

6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图5、图6、图8：

（二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配：

1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C；

2、35MPa节流管汇如图10A、图10B、图10C、图11；

3、70MPa节流管汇如图11、图12；

4、105MPa节流管汇如图12。

（三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，直通端可作副放喷管线：

14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压

井管汇如图14。

（四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装置。

（五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

（六）设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。

（七）选择70MPa、105MPa防喷器的井应配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台。

（八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制

对象宜有一组备用。

（九）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》中的相应规定。

（十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过150mg/m3（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）。

（十一）井深大于4000m的区域探井、气井、高含硫油气井，地层压力大于70MPa的井，从压井管汇至远程泵房接一条压井管线。

第十七条钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配置要满足井控技术的要求。

第十八条根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，应按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

第十九条钻井工程设计书中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。

重点探井和气井宜配备立式气动加重装置。根据运输距离的远近，探

井储备加重材料30～100吨；生产井储备加重材料20～50吨。对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20吨（浅层稠油井不少于5吨）。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100吨。具体单井储备量应在钻井工程设计中明确。在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量。

第二十条欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）的地层不能进行欠平衡钻井。欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

第二十一条预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术（由录井队实施），并绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线。

第三章井控装置的安装、试压、使用和管理

第二十二条井控装置（包括井口装置、井控管汇、其它井控装置和井控作业专用设备）的安装包括钻井井口装置的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。

第二十三条钻井井口装置的安装规定：

（一）钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。各次开钻要按设计安装井口装置。

（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，。用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时、用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住。防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。

（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁、无泥浆。

（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装置及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。

（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，对手轮不能直接接出井架底座的钻机，应使用单或双万向节将操作杆手轮接出井架底座,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°，手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。

（六）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。防喷器远程控制台安装要求：

1、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有2m以上距离，周围留有宽度不少于2m的人行

通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远；

2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应在管排架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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管；

3、总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束；

4．电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制；

5、远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油，液压油油面在无压力时距油箱顶面200mm，储能器瓶的压力要始终保持在17.5～21MPa工作压力范围内。

6、远程控制台换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致。远程控制台上的全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装置。

7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。

8、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。节流控制箱摆放在

钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.65～1.30MPa，油压2～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。

9、液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90-125°弯头。

（七）四通的配置及安装、套管头的配置及安装应符合SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第二十四条井控管汇应符合如下要求：

（一）井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

（二）防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材；防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过井控管汇，则完井后经检验探伤合格后才可使用；含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用标准法兰连接，不允许现场焊接。放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接；稠油井以及21MPa的井可以使用钻杆作为放喷管线；井深大于4000m的区域探井、气井、高含硫油气井，地层压力大于70MPa的井放喷管线应使用钢圈法兰连接。

（三）钻井液回收管线宜使用高压耐火软管，中间固定牢靠，出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头，出口应接至钻井液罐并固定牢靠，通径不小于78mm，有固定安全链（绳），其压力级别与节流管汇后端压力级别

一致，35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管做为钻井液回收管线。使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过井控管汇，则完井后经检验探伤合格后才可使用；其转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，其通径不小于78mm。

（四）放喷管线安装要求：

1、放喷管线应有两条，通径不小于78mm ，不允许在现场焊接。

2、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，一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通；若用钻杆，公扣朝外；末端进行防沙堵处理。

3、管线出口距井口的距离：浅层稠油井30m。一般生产井（老区探井）50m，评价井（非气井）75m，出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路，也不宜有其它设备等障碍物。含硫油气井、预探井（参数井）和气井放喷管线出口距井口的距离应不小于100m，距各种设施应不小于50m。挖放喷坑的井管线出口距对面堤坝不小于15m。

4、管线每隔9～11m、转弯处（前后基墩固定）、出口处用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；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m。