冀东陆地钻井井控细则应知应会题集

冀东油田陆地钻井井控细则应知应会题集

第一章 总 则

1． 钻井井控工作是一项要求严格的系统工程，油区各相关单位员工必须牢固树立“积极井控”理念，坚持“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查”的关井原则，及时、果断处臵井控险情，杜绝井喷和井喷失控事故发生。

第二章 井控风险分级与管理

2． 根据油田实际，从设计井的地质条件、地面环境和工艺技术难度等入手，钻井井控风险分为三级。一级风险井是指垂深大于4000 m的井，地层天然气中硫化氢含量等于或大于50ppm的井，区域风险探井，有浅层气的井，欠平衡钻井；该类井的井控监管级别为一级。

第三章 井 控 设 计

3． 在地质设计书中应明确标注：井口周围500m范围内有无村庄、居民区、学校、医院、工厂等人口密集场所或油库、河流、水库、炸药库、国防设施等高危场所；井口周围200m范围内有无铁路、高速公路；井口周围100m范围内有无民宅；井口周围75m范围内有无高压线（10KV以上）、其它永久性设施、其他施工作业队伍等；井口150m范围内的地下油气水管道、电缆、光缆等地下设施及其走向和深度等情况。

4．“三压力”是指地层孔隙压力、地层破裂压力和地层坍塌压力。 5． 钻井液密度设计应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：油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa；气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa～5.0MPa。对于井控一级风险井的钻井液密度设计，其安全密度附加值应取最大值。

6．所有的井在二开前必须储备加重剂。探井、含浅层气井在二开前储备重

钻井液，其它井在钻开目的层前300m储备重钻井液。提前钻遇到油气层及高压水层时，要立即储备重钻井液。

7．在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大于（0.3MPa/100m）的油气水层。

8．在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度，任何井口装臵、工具的安装应为井控装臵和抢险装备的安装留有合理空间，为复杂井的钻井和井喷抢险提供必要条件。

9． 钻井工程设计应明确每层技术套管固井质量评价后的套管柱试压值：套管直径小于或等于244.5 m m的套管柱试压值为20MPa，套管直径大于244.5 m m的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降不大于0.5 MPa。

10．区域探井、气油比高于300的井、含硫化氢等有毒有害气体的井，地层压力大于等于70MPa的井，必须加装司钻控制台，从压井管汇至远程泵（泥浆泵）接一条反循环压井管线。

11． 工程设计应明确要求钻开注水层前100 m应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，对应注水井井口压力全部降至2 MPa以下才可揭开相应层位，并直到该层位套管固井候凝完为止。

第四章 井控装臵的安装、试压检验、使用和管理

12． 钻井井口装臵包括防喷器组、防喷器控制系统、四通及套管头等。 13．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钢丝绳双股和600mm反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定；防喷器进油接头面对机房方向。

14．防喷器主体安装时要遵循上全下半的原则。应使液控管线安装在同一面，并按闸板防喷器数量配手动锁紧杆，手动锁紧杆尽可能接出钻机底座外，

手轮上要标明开、关方向和到底圈数。靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜不大于30。；达不到该要求时，手轮可以直接安装在封井器上。手动锁紧杆离地面超过1.6 m应搭操作台。

15．防喷器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少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

16．防喷器远程控制台管排架（管排盒）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许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。

17．在防喷器远程控制台液控管线处应设立警示标志；井口处使用的液控软管应具有耐火性能，液控软管线直径为25mm，额定耐压35MPa。软管线不允许有急弯，根据需要两端安装专用弯头。

18．远程控制台和司钻控制台气源专线供给，单独控制，气泵、司钻控制台气源压力为0.65～0.80MPa，并配臵气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束。

19．电源线应从配电房（或发电房）总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

20．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应达到油箱上刻度线，待命工况时油箱中盛油不低于油位计低限。

（1）保证蓄能器完好，蓄能器的压力应保持18.5～21MPa；蓄能器胶囊充氮压力7±0.7Mpa。

（2）管汇压力和环形防喷器压力为10.5MPa，并始终处于工作压力状态。 （3）司钻控制台各压力表显示值应与远程控制台对应的压力表显示值相同，储能器压力误差不得大于0.6MPa，管汇压力和环形压力误差不得大于

0.3MPa。

（4）压力继电器下限调至18.5MPa，上限21MPa。

（5）远程台三位四通换向阀转动方向与防喷器开关状态应一致。 （6）远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。远程控制台上剪切闸板防喷器控制换向阀应安装防止误操作的限位装臵。

21．现场安装合格后，要对远程控制台至防喷器的所有液压管线进行21MPa可靠性试压，确保不刺不漏。

22．待命状态下，远控台三位四通换向阀手柄处于工作位，要经常检查液压管线，确保不刺不漏。

23在重点探井、超深井、含硫油气井、高压高产油气井钻井作业中，要安装司钻控制台。司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固，司钻控制台上不应安装操作剪切闸板防喷器控制阀。

24节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，气源压力0.65～0.8MPa，油压2～3MPa，气动节流控制箱的阀位开度表能正常显示开关程度，并调整到全程的3/8～1/2位臵；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。节流控制箱处必须有关井提示牌。

25 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。 26．井控管线要使用经探伤合格管材，宜采用法兰连接（欠平衡钻井上层内控管线，可采用高压耐火软管和具有缓冲垫的标准两通与节流、压井管汇连接），其通径不小于78mm，不得现场焊接；含硫化氢油气井的内控管线要采用抗硫的专用管材。防喷管线长度超过7m时，必须固定。

27．压井管汇和节流管汇除安装高压表外，节流管汇还必须安装带有旁通开关（试压后处于开位）的10～16MPa的低量程压力表。

28．钻井液回收管线出口应接入钻井液罐内并固定牢靠，钻井液回收管线

不允许在现场焊接，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，回收管线爬坡段可使用高压耐火软管并固定牢靠，其通径不小于78mm。

29．放喷管线至少有两条，放喷管线通径不小于78mm，一律采用法兰连接，严禁在现场焊接。

30．一般情况下放喷管线应平直并向井场两侧或后场引出，两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。

31．管线出口接出距井口75m的安全地带， 出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路和其它设备等障碍物。一般井放喷管线出口距各种重要设施不小于30m，含硫油气井、预探井（参数井）和气井放喷管线出口距各种重要设施应不小于50m。其末端进行防堵处理。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。对含硫油气井，放喷管线出口要安装自动点火装臵。

32．管线每隔10～15m、转弯前、后处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；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m。

33．基墩地脚螺栓直径不小于20mm，水泥基墩的预埋长度大于0.5m。固定压板（整体式，不允许焊接）宽100mm、厚10mm；水泥基墩(长×宽×高＝1.0m× 0.5m × 0.5m）。

34．钻具内防喷工具包括：方钻杆上下旋塞、应急旋塞、钻具止回阀、防喷钻杆单根（其上接常开旋塞）及相应配套工具等。使用复合钻杆时，要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根和内防喷工具。含硫化氢井、气井、气油比高于300的井、区域探井要配备浮阀。

35．钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀(位于开位)或回压阀，回压阀带顶开装臵。旋塞阀旋塞扳手应放在醒目和易取的位臵，并配有快速抢接装臵。

36．推荐使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便在起下钻铤时缩短关井时间。

37．探井、气油比超过300的油井应安装液气分离器和除气器；设计提示含有硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体的井，钻井队（侧钻队）及录井、测井、定向井等现场作业人员配备必要的正压呼吸器和有毒有害气体检测仪。

38．液气分离器进出口管线、排气管线应采用法兰连接；排气管线内径不小于140mm，接出井口50m以远，井场受限接至井场边缘；固定基墩间距15-20m，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，并安装自动点火装臵，用3根8号钢丝绳绷紧固定。

39．除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。 40．井控车间试压：环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等应作1.4～2.1MPa的低压试验和额定工作压力试验，节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并作1.4～2.1MPa的低压试验。额定工作压力试压稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。低压试验稳压时间不少于3min，压降不大于0.07MPa，密封部位无渗漏。检修好的井控装臵库存时间不得超过6个月，否则重新试压。

41.在钻井现场安装好后，井口装臵应作1.4～2.1MPa的低压试验，稳压时间不少于3min，压降不大于0.07MPa，密封部位无渗漏。额定工作压力试验在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行，环形防喷器的高压试验值为封闭钻杆试验压力时额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线和节流管汇各零部件应按其额定工作压力试压，额定工作压力试压稳压时

间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。放喷管线试验压力不低于10MPa，稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

42．二开井，环形防喷器、闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、四通的试压不低于10MPa。

43．钻开油气层前（距前一次试压间隔15天）及更换井控装臵部件后、防喷器现场安装后每隔30天，用堵塞器或试压塞按照上述要求试压。

44．防喷器控制系统用液压油试压，其余井控装臵试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。

45．防喷器组（含四通）、节流压井管汇、远控台装臵每六个月（对于井深大于4000 m，且钻井计划周期超过四个月的，要求本井施工前后都要回井控车间检验试压）应回井控车间检修保养检验，用清水进行高、低压试压试验。内防喷工具必须每年检验试压一次并有试压合格证和出厂合格证。防喷管线、压井管线、放喷管线每年探伤检验一次。

46．环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井；在套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s；环形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，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

47．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1/4～1/2圈。

48．当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器；严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。

49．井场应备有与在用闸板同规格的闸板（距井控车间在100km以内的井可以不配备）、相应的密封件（存放在井场空调房内）及其拆装和试压工具。

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

51． 当井控装备出厂时间总年限达到以下条件的应禁止使用：防喷器为10年，防喷器控制装臵为12年，井控管汇为10年。

第五章 钻开油气层前的准备和检查验收

52．钻井队防喷演习要遵循以司钻为中心、班组为单元的原则，并达到本《细则》防喷演习制度的要求。

第六章 油气层钻井过程中的井控作业

53． 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段的最高地层压力。

54． 钻开油气层前100～150m时，要以1/3～1/2正常排量循环，待钻井液循环正常后进行低泵速试验。进入油气层后每钻300m时试验一次，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

55． 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流： （一）钻开油气层后的第一次起钻前； （二）溢流压井后起钻前； （三）油气层活跃井的每次起钻前；

（四）钻开油气层井漏堵漏成功后或尚未完全堵住的起钻前； （五）钻进中曾发生油气侵但未溢流的起钻前； （六）钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时；

（七）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管和中途测试等）起钻前。

56． 一般情况下短程起下钻检查油气侵和溢流的基本作法如下：短起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污的钻井液并适当调整钻井液密度，测定油气上窜速度小于30ｍ/ｈ时方可起钻。

57．起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3。

58．起钻时每起三柱钻杆或一柱钻铤时要灌满钻井液一次；欠平衡井起钻时必须连续灌满钻井液，及时记录、校核钻井液灌入量，及时发现异常情况。

59．钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s。

60．在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包。

61．起钻过程中发生抽吸现象时，要停止起钻作业,开泵循环，正常后下钻到井底，循环正常后，再重新起钻。

62．起钻完要及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察钻井液出口管返出情况。防喷器闸板尺寸要保持与钻具尺寸相匹配，确保随时关井。

63．下钻时，进入油气层前300m要控制下钻速度，避免因压力激动造成井漏。安装钻具浮阀的钻具组合，下钻中途打通钻井液后，再每下5-10柱钻杆要灌满一次钻井液，下钻中途和到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵循环。

64．钻井取心作业时，割心后循环一个迟到时间，并停泵观察有无溢流或

预兆或显示，若无溢流、油气上窜速度小于30ｍ/ｈ时，则可正式起钻。

65． 若需对气侵钻井液加重，应在对气侵的钻井液排完气后并在停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。

66．起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）的钻具体积和灌入（或流出）的钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。

67．发现溢流或疑似溢流要及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。

68． 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应的措施处理井漏。

69．测井前井内情况应正常、稳定；若测井时间超过油气上窜造成溢流的时间，应中途通井循环再进行测井作业。

70．下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。

71． 严格遵循“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”的原则，发现溢流应立即按关井操作程序迅速关井；关井后应及时准确求得关井立管压力、关井套管压力和溢流量。

72． 任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。

73． 关井后，关井立管压力、关井套压均为零时，处理方法：保持原钻进

时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除侵污钻井液即可。

74． 关井后，关井套压不为零，关井立管压力为零时，处理方法：应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。

75.关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井。

76． 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。对于不含硫化氢的气井，可采用立管压力法和体积法进行处理。

77． 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。

第七章 欠平衡钻井井控作业

78． 实施欠平衡井，要求地层孔隙压力、温度和地质情况比较清楚，地层流体中硫化氢含量低于75mg/m3 (50ppm)。

79．油气储层欠平衡钻井需另外安装并使用一套独立于常规节流管汇的欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于旋转防喷器。

80.燃烧管线应顺着季风方向延伸距井口75m以远的安全地带，并修建燃烧池和挡火墙。燃烧池大小和挡火墙的高度应满足欠平衡钻井安全要求。燃烧管线上安装防回火装臵，出口应安装自动点火装臵，其点火间隔时间不大于3秒；同时应准备其它点火手段。

81． 欠平衡钻井钻具组合转盘钻进应使用六方方钻杆，使用达到一级钻具标准的18°台肩钻杆，在近钻头位臵至少安装一只常闭式钻具止回阀。

82．实施气体欠平衡钻井时，供气设备距井口不小于15m，其内燃机排气管应加装灭火防火装臵。

83．旋转防喷器或旋转控制头以及节流管汇的试压：在不超过套管抗内压强度80％和井口其它设备额定工作压力的前提下，静压用清水试压到额定静密封压力的70％，动压试压不低于额定动密封压力的70％。稳压时间不少于10min，最大压降不超过0.7MPa。

84．所有欠平衡钻井装备安装完毕和试压后，做欠平衡钻井循环流程试运转，正常运转时间不少于10min，连接部位不刺不漏。

85．根据地层孔隙压力系数和现场情况，应储备密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.2-0.4g/cm3足够的重钻井液。同时，现场还应储备足够的加重材料和处理剂。

86．实施欠平衡钻井前，应制订有针对性和操作性的应急预案，至少包括以下六个方面情况的内容：1．出现有毒、有害气体；2．套压超过设计上限；3．发生井下复杂；4．钻遇高产、高压油、气、水层；5．立压或套压出现异常变化；6．地面关键设备出现故障。

87．每趟起钻前，应对半封闸板防喷器进行关、开检查；每趟下钻前，应对全封闸板防喷器进行关、开检查；并对控制系统进行检查。

88．自井内返出的气体（包括天然气），在未与大气接触之前所含硫化氢浓度等于或大于75mg/m3(50ppm)；或者自井内返出的气体（包括天然气），在其与

3大气接触的出口环境中硫化氢浓度大于30mg/m（20ppm）；终止欠平衡钻井作业。

89．钻进井段中有多个压力系数且上部高下部低致使作业时井口压力超过7MPa；终止欠平衡钻井作业。

第八章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控处理

90.发电房、锅炉房等应设臵在季节风的上风位臵。锅炉房距井口不小于50m，发电房和储油罐距井口不小于30m，发电房距储油罐不小于20m。对不防爆

的值班房、地质录井房、定向井房等设施应布臵在距井口不小于30m处。

91.井场的生产与生活用电要在配电房分开控制。防爆探照灯、远控台、警报系统应专线控制。井架、钻台、机泵房的照明线路应各接一组电源，井场电线不得横跨主体设备。井场距井口30m以内的电气系统的所有电气设备如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等应符合防爆要求，做到整体防爆。

92.柴油机排气管无破漏和积炭，排气管出口加装防火装臵。排气管出口与井口相距15米以上，不朝向油罐。

93．含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后持证上岗。

94.在钻开含硫地层前50m，将钻井液的PH值要求控制在9.5以上直至完井。 95.钻开含硫地层后要加强对硫化氢浓度的监测，储备足够的除硫剂和降硫

3

材料，发现硫化氢立即加入，保持大气环境下硫化氢浓度含量在30mg/m（20PPm）

以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场外安全处点燃。

96．井喷失控的井场处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行，以免发生人身事故，以及因操作失误而使处理工作复杂化。

第十章 井控管理制度

97. 井控培训合格证书有效期为两年，有效期满前应及时组织进行换证培训。各级监管单位负责监督检查持证情况。

98.井控装备必须由井控车间负责安装、检修、试压和现场技术服务。 99.每口井在打开油气层前，每个班组至少按四种工况进行一次防喷演习，测井、录井、定向井、欠平衡钻井等现场技术服务人员必须参加由钻井队组织的防喷演习。从发出长笛报警信号开始，钻进和空井时应在3min内控制住井口，

起下钻时应在5min内控制住井口。

100.坐岗时间：探井二开开始，侧钻井从开窗开始，其它类别井在钻进至油气（含浅层气）层、易漏地层、第一个注水层前100米开始坐岗（施工过程中提前发现油气水层后立即开始），并按坐岗要求认真填写坐岗记录。

101.现场必须安装以“方”为单位的直读式计量仪，泥浆工按要求每15分钟测量一次钻井液罐液面，起下钻过程中核对钻井液变化量是否与钻具体积相符，如发现异常，立即报告司钻和值班干部，并加密测量。

102.值班干部二开后，必须在施工现场24小时值班，监督检查各岗位井控制度、措施、和要求的落实情况，发现问题立即整改，未整改完问题交接清楚，认真填写值班记录。

103. 井喷事故按其严重程度分为四级。陆地施工的油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，油田难以在短时间内完成事故处理的井喷事故，属于三级井喷事故。

104. 油田井喷应急办公室（值班室设在生产运行处应急值班室）电话：03158765185 ；勘探开发建设项目部应急电话：03158765189 。

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