储气库修井与井控培训课件
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《井控设备培训》PPT课件
540mm。
23
ppt课件
四、液压防喷器的参数相互搭配
最大工作压力与公称通径两个参数相互 搭配所构成的液压防喷器，在SY5052— 84《液压防喷器》中确定了28个品种的 规格系列，见下表。
24
ppt课件
我国液压防喷器的系列
公称通径
最大工作压力MPa
mm in
180 71/16
21
35
70 105
FH35-35
346(135/8" )
35
<30 <10.5
43
ppt课件
环形防喷器更换胶芯
井内无钻具时，打开 顶盖取出已磨损的胶芯， 放入新胶芯，紧固好顶盖 即可。由于上油腔有防尘 圈封闭，尽管在现场条件 下，油腔也不会遭受污染 。
44
ppt课件
环形防喷器更换胶芯
井内有钻具时，可 采用切割法更换胶芯、如 图示。新胶芯虽有刀割切 口，但只要切口规矩平整 仍能有效的封井。为了便 于在井场更换胶芯，在井 口防喷器组中环行防喷器 总是安装在上部。
四、液压防喷器的工作压力与公称通径
按中华人民共和国石油与天然气行业标 准SY5053-91《液压防喷器》规定,我 国液压防喷器的最大工作压力共分为5 级。即14MPa、 21 MPa、 35 MPa、 70 MPa、105MPa 。
22
ppt课件
四、液压防喷器的工作压力与公称通径
我国液压防喷器常用的公称通径尺寸有：
5、闸板防喷器的壳体上有侧孔，在侧孔上连接 管线，可用以代替节流管汇，循环钻井液或 放喷。
56
ppt课件
闸板防喷器的类型
根据所配置的闸板数量 分为： 1、单闸板防喷器 2、双闸板防喷器 3、三闸板防喷器
《井控技术与管理》PPT课件
• 4．井喷（Well Blowout） • 井喷是指地层流体（天然气、石油、地层 水）无控制的进入井内，使井内修井液喷 出井口。（这里所说的井喷指的是地上井 喷。 • 5．井喷失控（Out of control for Blowout） • 井喷发生后，无法用常规方法控制井口而 出现敞喷的现象。这就是修井作业中的恶 性事故。 •
•
7、地层压力：是指地下岩石孔隙内流体的压力， 又称孔隙压力。 地层压力分: 正常地层压力 异常地层压力 异常 高压 异常低压 （1）正常地层压力：地下某一深度的地层压力等 于地层流体作用于该处的静液压力。 P地层＝P液 P地层≈P液
（2）异常地层压力：异常高压
P地层＞P液
异ห้องสมุดไป่ตู้
常低压 P地层＜P液
•
井控作业要从修井的目的和一口井今后整个 生产年限来考虑，既要安全、优质、高速的修好 井，又要有利于保护油气层，提高采收率，延长 油气井的寿命。所以，我们修井工作者要依靠良 好的井控技术进行近平衡地层压力修井。 目前的井控技术已从单纯的防喷发展成为保 护油气层、防止破坏资源、防止环境污染，已成 为快速低成本修井技术的重要组成部分和实施平 衡修井的重要保证。井控技术是保证石油天然气 井井下作业安全的关键技术。做好井控工作，既 有利于保护油气层，又可以有效地防止井喷、井 喷失控或着火事故的发生。
二、井控分级
• 人们根据井涌的规模和采取的控制方法之不 同，把井控作业分为三级，即一级井控、二级井 控和三级井控。 1．初级井控（一级井控）就是仅用修井液液 • 柱压力就能平衡（控制）地层压力的控制。没有 地层流体侵入井内，井涌量为零，自然也无溢流 产生。 2．二级井控是指仅靠井内修井液液柱压力不 • 能控制住地层压力，井内压力失去平衡，地层流 体侵入井内，出现井涌，地面出现溢流，这时候 要依靠关井地面设备建立的回压和井内液柱压力 共同平衡地层压力，依靠井控技术排除气侵修井 液，处理掉井涌，恢复井内压力平衡，使之重新 达到初级井控状态。
井控培训知识ppt课件-2024鲜版
对钻井过程中的井控资料进行整理和归档， 为后续工作提供参考资料。
2024/3/27
11
03
井下作业过程中的井控技 术
2024/3/27
12
试油（气）作业井控技术
01
02
03
井控设备配置与安装
井口压力控制
根据试油（气）作业的特点和要求，合理 配置井控设备，并进行正确的和要求
严格遵守国家和地方安全生产法律法规， 确保安全生产条件符合规定。
对现场作业人员进行安全教育和培训， 提高员工的安全意识和技能水平。
2024/3/27
建立健全现场安全管理制度，包括安全 生产责任制、安全检查制度、事故报告 和处理制度等。 配备齐全的安全设施和装备，如消防器 材、安全防护用品等，并定期进行检查 和维护。
漏。
02
控制钻进速度
根据地质情况和井内压力变化， 合理控制钻进速度，避免过快
或过慢导致井控风险。
03
及时调整钻井液性能
根据地层变化和井内情况，及 时调整钻井液密度、粘度等性 能参数，确保钻井液具有良好
的携岩和防塌能力。
04
严格执行坐岗制度
安排专人坐岗观察井口情况， 及时发现并处理异常情况。
2024/3/27
案例一
01
某油田井喷事故
事故经过
02
钻井过程中发生井喷，大量流体喷出，造成人员伤亡和设备损
坏。
原因分析
03
地质因素导致异常高压，工程因素中钻井液密度不足，人为因
素中操作失误。
24
典型事故案例剖析
2024/3/27
教训与启示
加强地质预测和工程措施，提高操作人员技能水平和应急处理能 力。
案例二
储气库修井完井工艺技术分解ppt
3
推广应用高压喷射、欠平衡等特殊钻井技术和 工具，提高储气库修井完井作业的安全性和效 率。
储气库修井完井工艺技术在未来能术的研发和创新，以满足未来能源领域 对储气库修井完井工程的需求。
02
深入研究储气库修井完井技术的发展趋势，了解国际上最新的
技术动态和进展。
适用性强
储气库修井完井工艺技术适用性强，可针对不同储气库的特点和需求进行定制化设计和应 用。
储气库修井完井工艺技术的未来发展方向与趋势
01
数字化智能化
未来储气库修井完井工艺技术将进一步数字化和智能化，通过引入大
数据、人工智能等技术，实现更高效、精准的修井完井作业。
02
环保和安全
随着社会对环保和安全的重视，储气库修井完井工艺技术将更加注重
实验方案设计
根据实际需要，设计实验方案，确定实验参数和测试方法。
数据收集与分析
通过实验收集相关数据，进行分析，总结规律，为改进储气库修井完井工艺提供 依据。
04
储气库修井完井工艺技术的应用案例
储气库修井完井工艺技术在某气田的应用实例
确定了储气库修井完井工程的施工方案和工艺流程。
选取了适合的完井工具和材料，并进行优化组合。
02
储气库修井完井工艺技术的基本原理
储气库修井完井工艺技术的理论基础
天然气储存的基本原理
天然气的物理性质和化学组成决定了其储存和运输的特性。
储气库的构造和原理
储气库由储层、盖层和采气井组成，其构造和原理与油气田类似。
储气库修井完井工艺技术的实际应用
储气库的修井工艺
储气库的修井工艺包括通洗井、冲砂、解堵、修复等环节， 需要根据具体情况进行选择和优化。
创新阶段
井控技术之井控管汇专题培训ppt课件
40
节流与压井管汇的组合型式
◆ 14MPa的节流压井管汇 ◆ 21MPa的节流压井管汇 ◆ 35MPa的节流压井管汇 ◆ 70MPa和105MPa的节流管汇
41
14MPa节流压井管汇组合
42
21MPa节流压井管汇组合
43
35MPa的节流压井管汇
44
70MPa和105MPa的节流管汇
45
三、节流管汇、压井管汇的正确使用
蓄能器(或直接由油泵来)出来，经速度调节阀(控制流量
的针阀)到手动三位五通换向阀，经该阀进入液动节流阀
的开启和关闭腔，使节流阀阀芯前后推进，以达到平衡
钻井工艺的要求。
27
进入空气滤清器的另一路，又经一空气滤清器， 进入空气减压阀，减压后的空气(小于0.35Pa)经 输气管进入立管压力变送器，管汇压力变送器、 阀位变送器，经比较变送后的压缩空气返回控制 箱到立管压力表、管汇压力表和阀位开度表，让 操作人员在控制箱上就能知道压力及阀的开启度 以便按平衡钻井工艺的要求来适时的操作节流阀
8
工作原理
利用节流元件改变流体通孔大小，从而达到节流的 目的。即液体经由狭小通道时，形成较大的局部阻力， 使流阻加大而造成回压。通孔越小，回压越大；通孔 越大，回压越小。
（1）液动节流阀
该阀可以遥控。其阀芯为筒形，为整体硬质合金； 阀座内圈镶硬质合金；阀盖与介质接触端堆焊有硬质 合金，使之具有良好的耐磨性和抗腐蚀性。在阀的出 口通道上嵌有尼龙的耐磨衬套，以保护阀体不受磨损.
2
（一）主要部件结构及原理
主要结构
3
1.节流阀
节流阀的功能是在实施油气井压力控制技术时， 借助它的开启和关闭维持一定的套压，将井底压力 变化稳定在一定窄小的范围内。节流阀是节流管汇 核心部件，节流阀的节流元件，其结构有多种，它 们的原理都是利用改变流体通孔大小，从而达到节 流的目的。即液体经由狭小通道时，形成较大的局 部阻力，使流阻加大而造成回压。通孔越小，回压 越大；通孔越大，回压越小
节流与压井管汇的组合型式
◆ 14MPa的节流压井管汇 ◆ 21MPa的节流压井管汇 ◆ 35MPa的节流压井管汇 ◆ 70MPa和105MPa的节流管汇
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14MPa节流压井管汇组合
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21MPa节流压井管汇组合
43
35MPa的节流压井管汇
44
70MPa和105MPa的节流管汇
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三、节流管汇、压井管汇的正确使用
蓄能器(或直接由油泵来)出来，经速度调节阀(控制流量
的针阀)到手动三位五通换向阀，经该阀进入液动节流阀
的开启和关闭腔，使节流阀阀芯前后推进，以达到平衡
钻井工艺的要求。
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进入空气滤清器的另一路，又经一空气滤清器， 进入空气减压阀，减压后的空气(小于0.35Pa)经 输气管进入立管压力变送器，管汇压力变送器、 阀位变送器，经比较变送后的压缩空气返回控制 箱到立管压力表、管汇压力表和阀位开度表，让 操作人员在控制箱上就能知道压力及阀的开启度 以便按平衡钻井工艺的要求来适时的操作节流阀
8
工作原理
利用节流元件改变流体通孔大小，从而达到节流的 目的。即液体经由狭小通道时，形成较大的局部阻力， 使流阻加大而造成回压。通孔越小，回压越大；通孔 越大，回压越小。
（1）液动节流阀
该阀可以遥控。其阀芯为筒形，为整体硬质合金； 阀座内圈镶硬质合金；阀盖与介质接触端堆焊有硬质 合金，使之具有良好的耐磨性和抗腐蚀性。在阀的出 口通道上嵌有尼龙的耐磨衬套，以保护阀体不受磨损.
2
（一）主要部件结构及原理
主要结构
3
1.节流阀
节流阀的功能是在实施油气井压力控制技术时， 借助它的开启和关闭维持一定的套压，将井底压力 变化稳定在一定窄小的范围内。节流阀是节流管汇 核心部件，节流阀的节流元件，其结构有多种，它 们的原理都是利用改变流体通孔大小，从而达到节 流的目的。即液体经由狭小通道时，形成较大的局 部阻力，使流阻加大而造成回压。通孔越小，回压 越大；通孔越大，回压越小
井控培训知识ppt课件
1990年10月11日，王15-33井井喷事故中， 1063小时的井喷，造成了严重的油气资源损失。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染
1983年 2月,伊朗瑙鲁滋油田和伊拉克一油井井喷， 对野生动物的打击是惨重的，受到毁灭性打击的动 物是以海藻为食的儒艮。据世界野生动物基金报道， 波斯湾的儒艮到1983年7月几乎全部死亡。 1979年6月3日，墨西哥石油公司的伊斯托克1号平 台，突然发生井喷，井喷造成10毫米厚的原油涌向 墨西哥和美国海岸。黑油带长480公里，宽40公里， 覆盖1.9万平方公里的海面，使这一带的海洋环境受 到严重污染。
三、井喷的原因
7、井控设备的安装及试压不符合（石油与天然气钻井 井控技术规定）的要求。
8、空井时间过长，无人观察井口。 9、钻遇漏失层段发生井漏未能及时处理或处理措施不 当。 10、相邻注水井不停注或未减压。 11、地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料。 12、发现溢流后处理措施不当。比如，有的井发现溢流 后不是及时正确地关井，而是继续循环观察，致使气侵段 钻井液或气柱迅速上移，再想关井，为时已晚。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染 酿成火灾
1984年9月1日，位于印度尼西亚西爪哇的 帕西加里笛的PSJ-A探井井喷，几秒中后着 火，钻机在10分钟内烧毁，当时的火焰高达 130米，在方圆300米内的噪音为100分贝。 美国Delta钻井公司承钻的SCB1井发生井喷 和引起着火，随之井喷失控，部分钻杆从防 喷器中喷出。
3、溢流：井侵发生后，地层流体进入井内，使返出的钻井液比泵入井 内的多，停泵后钻井液有自动外溢现象称为溢流。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染
1983年 2月,伊朗瑙鲁滋油田和伊拉克一油井井喷， 对野生动物的打击是惨重的，受到毁灭性打击的动 物是以海藻为食的儒艮。据世界野生动物基金报道， 波斯湾的儒艮到1983年7月几乎全部死亡。 1979年6月3日，墨西哥石油公司的伊斯托克1号平 台，突然发生井喷，井喷造成10毫米厚的原油涌向 墨西哥和美国海岸。黑油带长480公里，宽40公里， 覆盖1.9万平方公里的海面，使这一带的海洋环境受 到严重污染。
三、井喷的原因
7、井控设备的安装及试压不符合（石油与天然气钻井 井控技术规定）的要求。
8、空井时间过长，无人观察井口。 9、钻遇漏失层段发生井漏未能及时处理或处理措施不 当。 10、相邻注水井不停注或未减压。 11、地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料。 12、发现溢流后处理措施不当。比如，有的井发现溢流 后不是及时正确地关井，而是继续循环观察，致使气侵段 钻井液或气柱迅速上移，再想关井，为时已晚。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染 酿成火灾
1984年9月1日，位于印度尼西亚西爪哇的 帕西加里笛的PSJ-A探井井喷，几秒中后着 火，钻机在10分钟内烧毁，当时的火焰高达 130米，在方圆300米内的噪音为100分贝。 美国Delta钻井公司承钻的SCB1井发生井喷 和引起着火，随之井喷失控，部分钻杆从防 喷器中喷出。
3、溢流：井侵发生后，地层流体进入井内，使返出的钻井液比泵入井 内的多，停泵后钻井液有自动外溢现象称为溢流。
储气库知识培训(气藏和井)ppt课件
上述的孔隙度、饱和度和渗透率越大，反映储层的条件越好， 有利于流体的储集、注气和开采。
12
二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。
（2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。
板820气藏
板808气藏
板中北气藏 大张坨气藏
板中南气藏
板876气藏
5
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （1）储气库类型 • 废弃油气藏：包括废弃的干气藏、凝析气藏、带气顶的油藏或带油环的
气顶、纯油藏。 • 含水层储气库：注入高压天然气驱替岩层中的水，形成储气库。 • 盐穴储气库：用淡水溶解盐层，形成封闭盐溶洞穴用于储存天然气。 • 废矿的洞穴：一般需加内衬，防止天然气的泄漏。
24.48 10.97 4.2 13-30.5 300 900
9.71 4.7 0.46 13-30.5 225 600
8.24 4.69
4.17 2.57
1.78 0.58
13-30.5 15-37
15-37
360
600
合计 69.58 30.3 7.97
/ 1305 3400
4
一、储气库概况 板828气藏
废弃凝析气藏 带油环水淹气藏 带油环水淹气藏
构造类型 断鼻背斜 简单背斜
半背斜构造
背斜 半背斜构造
断鼻构造
投建时间 2000建成 2002年建成 一期2003年建成 二期2004年建成 2005年建成 2006年建成 2006年建成
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二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。
（2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。
板820气藏
板808气藏
板中北气藏 大张坨气藏
板中南气藏
板876气藏
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二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （1）储气库类型 • 废弃油气藏：包括废弃的干气藏、凝析气藏、带气顶的油藏或带油环的
气顶、纯油藏。 • 含水层储气库：注入高压天然气驱替岩层中的水，形成储气库。 • 盐穴储气库：用淡水溶解盐层，形成封闭盐溶洞穴用于储存天然气。 • 废矿的洞穴：一般需加内衬，防止天然气的泄漏。
24.48 10.97 4.2 13-30.5 300 900
9.71 4.7 0.46 13-30.5 225 600
8.24 4.69
4.17 2.57
1.78 0.58
13-30.5 15-37
15-37
360
600
合计 69.58 30.3 7.97
/ 1305 3400
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一、储气库概况 板828气藏
废弃凝析气藏 带油环水淹气藏 带油环水淹气藏
构造类型 断鼻背斜 简单背斜
半背斜构造
背斜 半背斜构造
断鼻构造
投建时间 2000建成 2002年建成 一期2003年建成 二期2004年建成 2005年建成 2006年建成 2006年建成
井控管理实施细则培训课件PPT
6
4.6 钻井井控基本要求 4.6.1 钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系 列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高 压力等级相匹配。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按 最大关井井口压力选用。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力 。 4.6.2 区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪 切闸板。5 寸以上钻杆应使用带助力液缸的剪切闸板防喷器。 4.6.5 探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第 1 口探井和高风险井 宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开主要目的层前，应进行安全风险评估，落实评 估建议和评审意见，控制井控风险。 4.6.6 “三高”气井应确保 3 种有效点火方式，其中包括1 套电子式自动点火装置。有条件的 可配置移动式可燃气体应急点火装置。
板防喷器出厂应做气密检验，各项检验指标应满足《闸板防喷器气密封检测安全技术规范 第
1 部分 采购验收》的要求。
3.7.3 实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为 13年，控制装置报废年限为 15 年，管
汇及阀组报废年限为 13 年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过 3 年。用
于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过 7 年，超过 7 年应加密检测并监控使
井控管理实施细则培训
2023年4月
1.1 目的依据 为了加强西南石油局有限公司、西南油气分公司（以下统称公司）井控管理，降低公司石油工 程作业井控风险，根据《中国石化井控管理规定》及相关技术规范，制定本细则。 1.2 适用范围 本细则适用于公司所属区域钻完井、井下作业、采油气等工程作业的井控管理。 1.3 规范内容界定 1.3.1 本细则所称“井控”是指油气勘探、开发全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、 录井、测试、注水（气）、井下作业（含试油（气）、储层改造、修井、带压作业等，下同） 、 油气生产和报废井弃置处理等各生产环节。 1.3.2 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征之一的井。其中“高产”是 指天然气无阻流量达 100×104 m 3 /d 及以上；“高压”是指地层压力达 70MPa 及以上； “高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量达 1000ppm 及以上。 1.3.3 本细则所称含硫化氢气井（含硫气井，下同）是指天然气的总压等于或大于 0.4MPa， 而且该气体中硫化氢分压等于或高于 0.0003Mpa，或硫化氢含量大于 50ppm（75mg/m3
4.6 钻井井控基本要求 4.6.1 钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系 列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高 压力等级相匹配。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按 最大关井井口压力选用。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力 。 4.6.2 区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪 切闸板。5 寸以上钻杆应使用带助力液缸的剪切闸板防喷器。 4.6.5 探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第 1 口探井和高风险井 宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开主要目的层前，应进行安全风险评估，落实评 估建议和评审意见，控制井控风险。 4.6.6 “三高”气井应确保 3 种有效点火方式，其中包括1 套电子式自动点火装置。有条件的 可配置移动式可燃气体应急点火装置。
板防喷器出厂应做气密检验，各项检验指标应满足《闸板防喷器气密封检测安全技术规范 第
1 部分 采购验收》的要求。
3.7.3 实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为 13年，控制装置报废年限为 15 年，管
汇及阀组报废年限为 13 年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过 3 年。用
于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过 7 年，超过 7 年应加密检测并监控使
井控管理实施细则培训
2023年4月
1.1 目的依据 为了加强西南石油局有限公司、西南油气分公司（以下统称公司）井控管理，降低公司石油工 程作业井控风险，根据《中国石化井控管理规定》及相关技术规范，制定本细则。 1.2 适用范围 本细则适用于公司所属区域钻完井、井下作业、采油气等工程作业的井控管理。 1.3 规范内容界定 1.3.1 本细则所称“井控”是指油气勘探、开发全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、 录井、测试、注水（气）、井下作业（含试油（气）、储层改造、修井、带压作业等，下同） 、 油气生产和报废井弃置处理等各生产环节。 1.3.2 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征之一的井。其中“高产”是 指天然气无阻流量达 100×104 m 3 /d 及以上；“高压”是指地层压力达 70MPa 及以上； “高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量达 1000ppm 及以上。 1.3.3 本细则所称含硫化氢气井（含硫气井，下同）是指天然气的总压等于或大于 0.4MPa， 而且该气体中硫化氢分压等于或高于 0.0003Mpa，或硫化氢含量大于 50ppm（75mg/m3
井控知识培训(2020年整理).pptx
37、关井程序中的报警信号、关井信号、解除信号怎样规定的？ 报警信号为一长鸣笛信号 30 秒；关井信号为两短鸣笛，响 3 秒—停 5 秒，再响 3 秒；解
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2）钻开油气层前，必须进行防喷演习，演习不合格不得打开油气层。 3）每个作业班组进行四种工况的防喷演习，每月不少于一次，分别在班报表、生产汇报 记录、井控台帐上做好记录。防喷演习记录包括：班组、时间、工况、讲评、组织演习人等 内容。
14、钻井队多长时间 100m—150m 开始，钻井队由谁负责班前班后会上的布置、检查和讲 评井控工作？
自查自改，合格后向分公司主管部门提出申请，由分公司主管部门牵头检查，检查合格后， 井控工程师签字批准。油田公司相关部门组织验收时，各施工单位要予以配合。
2钻开油气层（含浅气层）和高压水层前 100—150m，钻井队井控小组要进行井控工作 自查，然后向分公司主管部门提出申请。一般井，由分公司主管部门牵头，按规定进行井 控 工作检查验收，合格后，予以批准；重点井、探井、欠平衡井由二级单位主管部门牵头 ，按 规定进行井控工作检查验收，合格后，予以批准。油田公司相关部门组织验收时，各 施工单 位要予以配合。
两个；常开状态。 26、简述放喷管线安装标准是什么？
放喷管线布局要合理，应考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况，接出井口 75m 以外的安全地带，并距各种设施不小于 50m。一般情况下平直安装，需要转弯时，要采用 大于 120°铸（锻）钢弯头。放喷管线每隔 10—15m 或转弯处及放喷口要用水泥基墩与地
的钻头上面接钻具浮阀
33、什么是井控工作的最关键环节？ 及时发现溢流，迅速关井。
34、起钻过程中，灌钻井液的规定是什么？ 起三柱钻杆或一柱钻铤，灌满一次钻井液。
35、带有浮阀的钻具下钻时，下钻每下几柱钻杆灌满一次钻井液？ 每下 5—10 柱钻杆灌满一次钻井液。
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2）钻开油气层前，必须进行防喷演习，演习不合格不得打开油气层。 3）每个作业班组进行四种工况的防喷演习，每月不少于一次，分别在班报表、生产汇报 记录、井控台帐上做好记录。防喷演习记录包括：班组、时间、工况、讲评、组织演习人等 内容。
14、钻井队多长时间 100m—150m 开始，钻井队由谁负责班前班后会上的布置、检查和讲 评井控工作？
自查自改，合格后向分公司主管部门提出申请，由分公司主管部门牵头检查，检查合格后， 井控工程师签字批准。油田公司相关部门组织验收时，各施工单位要予以配合。
2钻开油气层（含浅气层）和高压水层前 100—150m，钻井队井控小组要进行井控工作 自查，然后向分公司主管部门提出申请。一般井，由分公司主管部门牵头，按规定进行井 控 工作检查验收，合格后，予以批准；重点井、探井、欠平衡井由二级单位主管部门牵头 ，按 规定进行井控工作检查验收，合格后，予以批准。油田公司相关部门组织验收时，各 施工单 位要予以配合。
两个；常开状态。 26、简述放喷管线安装标准是什么？
放喷管线布局要合理，应考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况，接出井口 75m 以外的安全地带，并距各种设施不小于 50m。一般情况下平直安装，需要转弯时，要采用 大于 120°铸（锻）钢弯头。放喷管线每隔 10—15m 或转弯处及放喷口要用水泥基墩与地
的钻头上面接钻具浮阀
33、什么是井控工作的最关键环节？ 及时发现溢流，迅速关井。
34、起钻过程中，灌钻井液的规定是什么？ 起三柱钻杆或一柱钻铤，灌满一次钻井液。
35、带有浮阀的钻具下钻时，下钻每下几柱钻杆灌满一次钻井液？ 每下 5—10 柱钻杆灌满一次钻井液。
《井控基础知识》PPT课件
• 5)井喷失控：
• 指发生井喷后，无法用常规方法控制 井口而出现敞喷的现象称为井喷失控。
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5 井喷分类
• 1)地下井喷 从井喷地层流入其它低 压层叫地下井
喷。 2)地上井喷
井喷流体自地层经井筒喷出地面叫 地 上井喷，
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6 井控设备
指控制油气井压力、防止 井喷的全套设备、工具的总 称。包括防喷器、防喷闸门。 放喷管线等。
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器。
井喷失控的直接原因
６.井控设备的安装及试压不符合《石油与天然气钻井井控技术规定》
的要求。比如：
（1）平台放喷管线、内控管线各部位焊接质量不过关，为经过专业探伤。 （2）连接管线的尺寸、壁厚、钢级不合要求； （3）各管线固定不牢； （4）防喷器及节流管汇各部件没有按规定的标准试压，各部件的阀门出现问题最多， 有的打不开，有的关不上，有的刺漏； （5）防喷器远程控制失灵； （6）防喷器远程控制失灵； （7）防喷器与井口头安装不标准，特别是套管座挂时密封件安装不合格，造成刺漏； （8）大勾、防喷器与井口不是三点一线，关井时闸板关不严，造成刺漏； （9）防喷器橡胶件老化，不能承受额定压力；控制系统储能器至防喷器的液压油管线 安装不规范，漏油。
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（2）二级井控：井底压力小 于地层压力，地层流体侵入 到井眼内，产生溢流，依靠 井控设备和井控技术，控制 产层液体的侵入，恢复井内 压力平衡。二级井控的关键 在于尽早发现溢流和迅速控 制井口。
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4
• （3）三级井控：是指二级井 控失败，井涌量大，失去控 制，发生了井喷(地面或地下)， 这时使用适当的技术与设备 重新恢复对井的控制，达到 初级井控状态。
井控培训教材井控技术
理等多个领域的知识。通过先进的计算机模拟技术和实时监测手段，可
以实现对井下状况的精确掌控和及时处理。
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井控技术应用领域
2024/1/24
石油天然气钻探
在石油天然气钻探过程中，井控技术是确保安全生产的关键环节。通过实施有效的井控措 施，可以防止地层流体无控制地流入井筒，避免井喷等事故的发生。
油气田开发
经验教训
重视井控技术的培训和实践，提高人员的井控意识和能力。
2024/1/24
加强井控装备的研发和更新，提高装备的可靠性和安全性。
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经验教训总结及改进方向探讨
• 建立健全的井控管理制度和应急预案，确保在紧急情况下 能够迅速有效地应对。
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经验教训总结及改进方向探讨
改进方向
加强智能化井控技术的研发和应用，提高井控的自动化 和智能化水平。
油工业的发展，人们逐渐认识到井控技术的重要性，并开始进行系统的
研究和实践。
02
发展阶段
随着科技的进步和石油工业的发展，井控技术不断得到完善和提高。人
们通过深入研究地层压力、流体性质等因素，逐渐形成了一套完整的井
控理论体系和技术方法。
03
成熟阶段
现代井控技术已经发展成为一门综合性的学科，涵盖了地质、工程、物
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03
井控操作规范与流程
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钻前准备阶段操作规范
井场选址
选择地势平坦、开阔，方便布 置井场设施的场地，避开地质 构造复杂、断层、滑坡等危险
区域。
2024/1/24
井场布置
合理规划井场布局，确保各功 能区互不干扰，便于施工和安 全管理。
储气库知识培训(气藏和井) ppt课件
上述的孔隙度、饱和度和渗透率越大，反映储层的条件越好， 有利于流体的储集、注气和开采。
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二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。
（2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。
运：指生成的油气由生油岩向储集油气的岩石运移的条件和过程，一般沿 断层面运移、水动力运移等。
储：为储集油气的空间，一般为砂岩的孔隙、碳酸盐的孔、洞及裂缝等。
圈：必须具备一定的水动力圈闭条件，保证油气的有效聚集。
盖：为储层的盖层，对聚集的油气给予有效的保护，防止油气的扩散。
ppt课件
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二、储气库气藏
ppt课件
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二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （2）不同类型储气库的特点 • 废弃油气藏：储气库的地质认识程度高，具有天然的密封性，储气量
及调峰量大，可用于季节性调峰和战略储备。 • 水层储气库：地质认识程度低，建设周期长，建设成本和管理费用相
对较高。优点如上。 • 盐矿储气库：密封性好，日提取量大，垫气量少，可用于日、周调峰。 • 废矿：密封性不可靠，工作压力低，工作气量有限，成本高。优点如
• 1、储气库气藏
• （4）储层条件 • 在地质条件下，天然气储存在岩石的微小孔隙内，对气藏而言，
岩石的孔隙内除储存有天然气外，还储存有水。 • ——孔隙度：岩石的孔隙体积与岩石体积的百分比，即是岩石的孔
隙度。它反映岩石储集流体的能力。 • ——含（油）气饱和度：岩石孔隙中天然气所占孔隙体积的百分比，
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二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。
（2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。
运：指生成的油气由生油岩向储集油气的岩石运移的条件和过程，一般沿 断层面运移、水动力运移等。
储：为储集油气的空间，一般为砂岩的孔隙、碳酸盐的孔、洞及裂缝等。
圈：必须具备一定的水动力圈闭条件，保证油气的有效聚集。
盖：为储层的盖层，对聚集的油气给予有效的保护，防止油气的扩散。
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二、储气库气藏
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二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （2）不同类型储气库的特点 • 废弃油气藏：储气库的地质认识程度高，具有天然的密封性，储气量
及调峰量大，可用于季节性调峰和战略储备。 • 水层储气库：地质认识程度低，建设周期长，建设成本和管理费用相
对较高。优点如上。 • 盐矿储气库：密封性好，日提取量大，垫气量少，可用于日、周调峰。 • 废矿：密封性不可靠，工作压力低，工作气量有限，成本高。优点如
• 1、储气库气藏
• （4）储层条件 • 在地质条件下，天然气储存在岩石的微小孔隙内，对气藏而言，
岩石的孔隙内除储存有天然气外，还储存有水。 • ——孔隙度：岩石的孔隙体积与岩石体积的百分比，即是岩石的孔
隙度。它反映岩石储集流体的能力。 • ——含（油）气饱和度：岩石孔隙中天然气所占孔隙体积的百分比，
井控技术培训 PPT课件
所有作用在环形空间的压力总和，就是井底 压力。
1、主要有：
静液柱压力 抽汲压力 激动压力 环空流动阻力 回压（井口）
2、不同钻井作业时的井底压力变化
（1）静止状态 井底压力=环形空间静液压力
（2）正常循环时 井底压力=环空静液压力+环空压力损失
（3）起钻时
井底压力=环空静液压力+抽汲压力（负值）
2、近平衡钻井：井底压力稍大于地层压力条件下的钻井过程为近 平衡钻井。
3、井侵：地层流体（油、气、水）侵入井内的过程。 4、溢流：地层流体进入井内后，推动井内钻井液从钻井液出口管
向外溢出的现象，形如泉水。 5、井涌：井内钻井液从井口向外涌出的高度在转盘面以下的现象，
形如涌泉。 6、井喷：井内钻井液从井口向外喷出的高度在转盘面以上的现象，
三、地层压力
是地下岩石孔隙内流体的压力，也称孔隙 压力。
盐水是常见的地层流体，它的密度大约为 1.07 g/cm3，大于为异常高压，小于为异常低 压。 四、静液压力
五、破裂压力
地层破裂压力是指某一深度地层发生破碎和 裂缝时所能承受的压力。
井内压力过大会使地层破裂并将全部钻井液侵 入地层。
六、井底压力
1.井控分级责任制度 2.井控操作证制度 3.井控装备的安装、检修、试压、现场服务制 度 4.钻开油气层的申报、审批制度 5.防喷演习制度 6.坐岗制度 7.钻井队干部24小时值班制度 8.井喷事故逐级汇报制度 9.井控例会制度
长庆局的井控指导思想是：
立足一次井控， 搞好二次井控， 杜绝三次井控。
关井操作程序
一、正常钻井发生溢流时：
1、发：发出长笛信号 2、停：停转盘，上提方钻杆、停泵。 3、开：开启手（液）动平板阀，开节流阀。 4、关：关与钻具尺寸相符的防喷器。 5、关：关节流阀试关井。 6、看：认真观察，准确计录立压、套压以及钻 井液池钻井液增量并迅速向值班干部或向工程 技术人员报告。
1、主要有：
静液柱压力 抽汲压力 激动压力 环空流动阻力 回压（井口）
2、不同钻井作业时的井底压力变化
（1）静止状态 井底压力=环形空间静液压力
（2）正常循环时 井底压力=环空静液压力+环空压力损失
（3）起钻时
井底压力=环空静液压力+抽汲压力（负值）
2、近平衡钻井：井底压力稍大于地层压力条件下的钻井过程为近 平衡钻井。
3、井侵：地层流体（油、气、水）侵入井内的过程。 4、溢流：地层流体进入井内后，推动井内钻井液从钻井液出口管
向外溢出的现象，形如泉水。 5、井涌：井内钻井液从井口向外涌出的高度在转盘面以下的现象，
形如涌泉。 6、井喷：井内钻井液从井口向外喷出的高度在转盘面以上的现象，
三、地层压力
是地下岩石孔隙内流体的压力，也称孔隙 压力。
盐水是常见的地层流体，它的密度大约为 1.07 g/cm3，大于为异常高压，小于为异常低 压。 四、静液压力
五、破裂压力
地层破裂压力是指某一深度地层发生破碎和 裂缝时所能承受的压力。
井内压力过大会使地层破裂并将全部钻井液侵 入地层。
六、井底压力
1.井控分级责任制度 2.井控操作证制度 3.井控装备的安装、检修、试压、现场服务制 度 4.钻开油气层的申报、审批制度 5.防喷演习制度 6.坐岗制度 7.钻井队干部24小时值班制度 8.井喷事故逐级汇报制度 9.井控例会制度
长庆局的井控指导思想是：
立足一次井控， 搞好二次井控， 杜绝三次井控。
关井操作程序
一、正常钻井发生溢流时：
1、发：发出长笛信号 2、停：停转盘，上提方钻杆、停泵。 3、开：开启手（液）动平板阀，开节流阀。 4、关：关与钻具尺寸相符的防喷器。 5、关：关节流阀试关井。 6、看：认真观察，准确计录立压、套压以及钻 井液池钻井液增量并迅速向值班干部或向工程 技术人员报告。
井控设备维修培训课件
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闸板防喷器常见故障处理
5 油缸内漏 5.1 故障原因： ➢ 活塞与缸套、闸板轴间的密封件老化失效。 ➢ 油缸套、活塞变形。 5.2 排除方法： ➢ 更换密封件。 ➢ 更换或修复油缸套或活塞总成。 6 防喷器液动部分稳不住压力 6.1 故障原因： ➢ 防喷器油缸、活塞、活塞杆密封圈损伤，密封表面损伤。 6.2 排除方法： ➢ 更换密封圈，修复密封表面或更换新件。 7 防喷器向井内漏油 7.1 故障原因： ➢ 闸板轴与侧门密封件失效。 ➢ 闸板轴有损伤。 ➢ 卡簧断裂、变形、脱落。 ➢ 卡簧槽锈蚀严重、使卡簧脱落。
2
闸板防喷器常见故障处理
2井内介质从壳体与侧门连接处流出 2. 1 故障原因： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧。 ➢ 密封面有污物、泥砂。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够。 2.2 排除方法： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏：更换密封圈即可。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧：紧固该部位全部连接螺栓。 ➢ 密封面有污物、泥砂：除去泥沙污将密封面清洗干净。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符：更换侧门盘根，换上尺寸相符的盘根。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大：补焊后重新加工。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀：补焊后重新加工。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够：更换质量好的盘根。
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闸板防喷器常见故障处理
11 更换闸板后侧门关不进去 11.1 故障原因： ➢ 新换闸板总成外形、 尺寸型号不相符。 11.2 排除方法： ➢ 更换相同型号尺寸的闸板总成。 12 更换闸板总成后，侧门螺钉上不起 12.1 故障原因： ➢ 侧门下垂变形。 ➢ 侧门螺钉或螺孔丝扣损伤。 12.2 排除方法： ➢ 上提或上顶侧门，上紧螺钉 ➢ 修复螺钉或螺孔螺纹。 或者更换螺钉。 13 闸板移动方向于控制阀铭牌标志不符 13.1 故障原因： ➢ 控制台与防喷器连接油路管线接错误。 13.2 排除方法： ➢ 倒换防喷器本身的油路管线位置。
闸板防喷器常见故障处理
5 油缸内漏 5.1 故障原因： ➢ 活塞与缸套、闸板轴间的密封件老化失效。 ➢ 油缸套、活塞变形。 5.2 排除方法： ➢ 更换密封件。 ➢ 更换或修复油缸套或活塞总成。 6 防喷器液动部分稳不住压力 6.1 故障原因： ➢ 防喷器油缸、活塞、活塞杆密封圈损伤，密封表面损伤。 6.2 排除方法： ➢ 更换密封圈，修复密封表面或更换新件。 7 防喷器向井内漏油 7.1 故障原因： ➢ 闸板轴与侧门密封件失效。 ➢ 闸板轴有损伤。 ➢ 卡簧断裂、变形、脱落。 ➢ 卡簧槽锈蚀严重、使卡簧脱落。
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闸板防喷器常见故障处理
2井内介质从壳体与侧门连接处流出 2. 1 故障原因： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧。 ➢ 密封面有污物、泥砂。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够。 2.2 排除方法： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏：更换密封圈即可。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧：紧固该部位全部连接螺栓。 ➢ 密封面有污物、泥砂：除去泥沙污将密封面清洗干净。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符：更换侧门盘根，换上尺寸相符的盘根。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大：补焊后重新加工。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀：补焊后重新加工。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够：更换质量好的盘根。
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闸板防喷器常见故障处理
11 更换闸板后侧门关不进去 11.1 故障原因： ➢ 新换闸板总成外形、 尺寸型号不相符。 11.2 排除方法： ➢ 更换相同型号尺寸的闸板总成。 12 更换闸板总成后，侧门螺钉上不起 12.1 故障原因： ➢ 侧门下垂变形。 ➢ 侧门螺钉或螺孔丝扣损伤。 12.2 排除方法： ➢ 上提或上顶侧门，上紧螺钉 ➢ 修复螺钉或螺孔螺纹。 或者更换螺钉。 13 闸板移动方向于控制阀铭牌标志不符 13.1 故障原因： ➢ 控制台与防喷器连接油路管线接错误。 13.2 排除方法： ➢ 倒换防喷器本身的油路管线位置。
储气库修井与井控培训课件
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（6）钢丝绳、吊环、吊卡 钢丝绳 钢丝绳的另外用途，是用于井架绷绳，固定稳定井架，使井架能承载井下 作业管柱负荷。钢丝绳在井下作业施工中还用于牵引拖拉起吊设备时的承力、 承重绳套。 吊环 吊环是起下钻管柱时连接大钩与吊卡用的专用提升用具。 吊卡 吊卡是用来卡住并起吊油管、钻杆、套管等的专用工具，在起下管柱时， 用双吊环将吊卡悬吊在游车大钩上，吊卡再将油管、钻杆、套管等卡住，便 可进行起下作业。
井漏
2
库 3-17 定向井 2009
3182
11.31
33.17 聚－硅
1.20-1.23
/
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库 3-18H
水平井 2009
3312
9.41
41.3
聚－胶
1.20-1.25
/
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库 3-1
定向井 2004
2904
11.42
24.22 聚－硅
1.18～1.21
/
5
库 3-2
定向井 2004
2910
11.62
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1、注采井
（1）注采井获取经过 a.经地质部门或专业公司确定区块和井眼位置 b.经专业部门或专业公司确定钻井设计和试油 设计 c.钻井 d.试油完井 e.交付生产单位使用
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1、注采井
（2）井下组成
储气库注采井井下工具通常组成为：油管、油管短节、流动 接头、循环滑套、封隔器、井下安全阀、坐落接头、变扣接头、 震击器、射孔抢组成。毛细管压力监测井中，井下工具还包括 毛细管传压筒（附属传压毛细钢管）。 a.油管和油管短节 处在油层套管内的不锈钢管。是油水气上升至地面井口的通 道，上端通过油管挂连接采油树 。 要求 储气库油管要求为气密封、执行API标准、承压、耐腐蚀 常见油管英文缩写含义： API：美国石油协会；NU：不加厚；EU：外加厚；SI：国际单位 制；IJ：整体接头
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井号
井别
钻井 完钻井深 机械钻速 年代 m m/h
钻井 周期 d
沙一中、沙一下 钻井液 井段钻井液密度 体系 3 g/cm
井
身
结
构
复杂 情况
1
库 3-16 定向井 2009
3013
12.66
27.14 聚－硅
1.20-1.23
一开：∮660.4mm×101m+∮508.0mm×99.7m 二开：∮374.6mm×1001m+∮273.1mm×1000.9m 三开：∮241.3mm×3013m+∮177.8mm×3008m 一开：∮660.4mm×152m+∮508.0mm×150m 二开：∮374.6mm×1503m+∮273.1mm×1502m 三开：∮241.3mm×3182m+∮177.8mm×3178m 一开：∮660.4mm×204m+∮508.0mm×203m 二开：∮374.6mm×2261m+∮273.1mm×2259m 三开：∮241.3mm×3312m+∮177.8mm×3305m 导 管 ： ∮ 660.4mm × 32.19m+ ∮ 508.0mm × 31.57m 一开：∮374.6mm×708m+∮273.1mm×706.67m 二开：∮241.3mm×2904m+∮177.8mm×2900.62m 导 管 ： ∮ 660.4mm × 32.11m+ ∮ 508.0mm × 31.69m 一开：∮374.6mm×708m+∮273.1mm×706.16m 二开：∮241.3mm×2910m+∮177.8mm×2904.44m 导 管 ： ∮ 660.4mm × 32.44m+ ∮ 508.0mm × 31.84m 一开：∮374.6mm×702m+∮273.1mm×700.24m 二开：∮241.3mm×2945m+∮177.8mm×2936.36m
抗内压 计算 强度 MPa 7.35 15.28 35.00 安全 系数
抗拉 理论 计算 强度 强度 MN MN 安全 系数
表层 套管 技术 套管 生产 套管
0～200
J-55
508.0 273.1 177.8
12.7 梯 8.89 梯 9.19 特
2.18 7.09 0.27 26.3 1.41 3.11 0.96 3.24 1.96 3.79 1.18 3.21
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二、储气库修井
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• 储气库修井
• 一切为使油气井处于良好状态与保持正常工作的维护 、修理作业和一系列增产技术改造措施，以及为了达 到某种特殊工程技术目的所采取的特殊手段等，均可 称为修井。实际上修井就是修理井身、完善井身，用 以达到安全运行目的。
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1、修井主要设备
（1）修井机
修井机是修井和井下作业施工中最基本、最主要的动力来源，按其运行结构 分为履带式和轮胎式两种形式。通常情况下，履带式适合于小修井作业，例如 储气库进行排水井检泵可以使用。而对储气库注采井和多数封堵、检泵而言， 通常使用轮胎式修井机，因为对于储气库而言，与油田的油井不同，即便是排 水井，但也可能因为气窜导致需要进行应急，这种情况下履带式就不实用了。 根据井控规则，使用修井机必须在计算井下负荷后才能确定，油田使用时，最 大负荷不能超过修井机允许工作负荷的80％。
22
（6）钢丝绳、吊环、吊卡 钢丝绳 钢丝绳的另外用途，是用于井架绷绳，固定稳定井架，使井架能承载井下 作业管柱负荷。钢丝绳在井下作业施工中还用于牵引拖拉起吊设备时的承力、 承重绳套。 吊环 吊环是起下钻管柱时连接大钩与吊卡用的专用提升用具。 吊卡 吊卡是用来卡住并起吊油管、钻杆、套管等的专用工具，在起下管柱时， 用双吊环将吊卡悬吊在游车大钩上，吊卡再将油管、钻杆、套管等卡住，便 可进行起下作业。
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1、注采井
c. 井下安全阀（重点）详见《注采设备培训：井下安全阀》
14
1、注采井
d.伸缩接头 在封隔器之上，安装伸缩接头，可以调整油管应力，避免以外 封隔器解封
e.坐落接头和堵塞器 连接在封隔器之下和滑套以上的工具，其作用是进行试压、座 封。
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1、注采井
f.封隔器 封隔器作用 （1）密封油套环形空间，保护套管内壁和 油管外壁； （2）固定井下管柱。
0～1630 J-55 0～3116 P110
仅作参考
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二、生产管柱与井下工具
8
生产管柱
为了保证储气库注采气生产、排水生产以及进行观察井 观察的井下管柱、工具的串。注采井通常由油管、井下安全 阀、封隔器、滑套等组成，排水井主要由油管、泵杆、泵组 成，观察井主要由油管柱组成，封堵井没有井下管柱，其井 身结构实际就是钻井套管结构和注入水泥塞。
23
24
2、注采井修井主要工序
（1）施工准备 出设计（地质方案设计、工艺设计、施工设计）→作业方案→井场调查及 搬迁（接井、搬迁、井场布置、用电协调、拆除地面安全控制系统、连接地面 管线）→立井架→吊装井口房→安装井口控制装置（防喷器) 设计实例（库2-2井修井） （2）开工验收 验收按如下顺序进行： 1）提升系统 2）循环系统 3）电路和用电器 4）锅炉 5）压力容器 6）其它项目（安全警戒、劳保佩戴、灭火器、施工安全距离等）
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（2）井架、天车、游动滑车、大钩
井架 井架是支撑吊升系统的构件，常用的井架可分为固定式井架和车载式井架两 种，在储气库修井作业施工中，经常使用车载式井架，有时候，排水井进行检泵 的过程也可以使用固定式。
天车和游动滑车 天车和游动滑车是吊升系统的两个部件,通过纲丝绳的反复上下穿绕把它们连 成一个定、动滑轮组合。 大钩 大钩是修井机游动系统的主要设备之一。它的作用是悬挂水龙头并通过吊环、 吊卡悬挂钻柱、套管柱、油管柱，并完成修井作业及其他辅助施工。
6
套管 程序
井段 m
套管 钢级 外径 mm
套管 壁厚 mm
螺 纹 类 型
本层 累重 t 有效 强度 MPa 31.7 98.24 120.56 5.31 10.89 42.9
抗外挤 计算 强度 MPa 1.19 5.04 38.2 安全 系数 4.46 2.16 1.12 理论 强度 MPa 15.99 21.58 68.7
井漏
2
库 3-17 定向井 2009
3182
11.31
33.17 聚－硅
1.20-1.23
/
3
库 3-18H
水平井 2009
3312
9.41
41.3
聚－胶
1.20-1.25
/
4
库 3-1
定向井 2004
2904
11.42
24.22 聚－硅
1.18～1.21
/
5
库 3-2
定向井 2004
2910
11.62
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2、注采井修井主要工序
（3）起下管柱 起下管柱是指用吊升系统将井内的管柱提出井口，逐根卸下放在油管桥上， 经过清洗、丈量、重新组配和更换下井工具后，再逐根下入井内的过程。一般 情况是，储气库排水井的油管柱经专业公司检查后才能够下井，注采井有关必 须经过专业公司检测，能够修复的才可以下入井下，否则必须使用新的管柱， 以保证气密封。 ※油管必须为经检测合格或者新购入并有合格证的油管 ※下井油管必须用油管规通过 ※井下工具必须由专业公司上扣试压合格 ※下井油管上扣必须由专业公司实施，同时，上扣扭矩必须在合理扭矩范 围内 ※起下油管柱必须保证洗压井才能进行 起油管：压井→拆采气树→安装防喷器→提油管挂→起油管和井下管柱 （注意：每起出10—20根油管向井内灌一次压井工作液，防止井内压井工作 液液面降低发生井喷。） 下油管：由专业液压钳公司对油管进行上扣。
类型 储气库所使用的封隔器主要包括：永久性 封隔器和可回收封隔器，目前逐渐使用可 回收封隔器取代永久性封隔器。
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2、封堵井和观察井
封堵 将原有井筒处理干净后，对已经使用储层实施水泥挤注，挤注后对 套管柱注灰，根据现有标准，上返注灰到距离井口800米。封堵井井 身较为简单，包括水泥、套管和封隔器（插管桥赛）。 观察井（这里指的是老井改建观察井） 观察井包括两类，第一类监测储层，比如板896和板848，第二类为 监测盖层，比如板901×1井。观察井井筒内通常有油管柱，但一般 没有井下工具，油管柱可以没有气密封，因此日常监测包括油压和 套压。
技术套管 374.6mmx1003m+273.1mmx1002.232m 水泥返深：地面，抗内压：21.6MPa
177.8mm分级箍（2165.79m）
生产套管 241.3mmx2960m+177.8mmx2957.986m 水泥返深：地面，抗内压： 35MPa, 人工井底:2933.76m
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序号
储气库修井与井控培训
大港储气库分公司
1
目 一、井身结构
录
二、生产管柱与井下工具
二、储气库修井 三、井控与井控设备
2
一、井身结构
3
表层套管 660.4mmx110m+508mmx109.499m 水泥返深：地面，抗内压： 16MPa
完井方式 储气库井身采 取三开井方式完井， 即表套（20”)＋技 术套管(10”)＋生 产套管(7”)组合， 并采用优质油井水 泥固井，返高到地 面。
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控制管线
2 、工具配套 封隔油套环空，一来保护油 实现测试功能 射孔枪总成 循环滑套是用来连通油套环 井下安全阀是确保注气 注气和采气时井筒内温度场和 套管，二来与安全阀配合使用， 空的工具。 井安全生产的重要设备， 压力场的变化会引起管柱的长 实现安全控制。 通过地面液压控制其开 推荐选用钢丝作业开关式滑 度变化，对管柱施加外力。配 推荐液压座封封隔器。 关。 套。 备膨胀伸缩管具有自由伸缩的 功能，可以有效吸收管柱的变 推荐选用油管起下自平 形，增加管柱的安全性，延长 衡式安全阀。 管柱的使用寿命。