大港油田钻井井控实施细则

大港油田钻井井控实施细则
大港油田公司
二○一○年五月
目录
第一章总则
第二章井控风险识别与管理
第三章井控设计
第四章井控装置的安装、试压、使用和管理
第五章钻开油气层前的准备和检查验收
第六章油气层钻井过程中的井控作业
第七章防火、防爆、防硫化氢措施
第八章井喷失控的处理
第九章井控管理制度
第十章附则
附录1 井口装置组合形式示意图
附录2 节流压井管汇组合形式示意图
附录3 各种工况下发生溢流时的关井程序
附录4 钻井（侧钻）队打开油气层前检查验收批准书附录5 钻井井喷失控事故信息收集表
第一章总则
第一条根据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》,为了进一步推进大港油田井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。

第二条井控工作是一项系统工程，涉及到勘探开发、钻井工程、安全环保、物资装备和教育培训等多个专业，必须各司其职，齐抓共管。

第三条井喷是事故，井喷失控是灾难性事故。

一旦发生井喷失控,将打乱人们正常的生产和生活秩序，甚至造成人员伤亡、环境污染、设备毁坏、酿成火灾、油气井报废、油气资源遭到严重破坏。

第四条各单位、各部门要高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的工作方针，坚持“安全发展、清洁发展”的指导思想，牢固树立“以人为本”、“井控是系统工程”、“井喷是可以预防且井喷失控是可以避免的”、“井喷失控是责任事故”、“做不好井控工作就是失职”的理念，建立完善“积极井控”长效机制，加强井控基础工作，坚决杜绝井喷失控事故的发生。

第五条本细则规定了大港油田钻井井控风险识别与管理、井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻开油气层的井控作业、防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、井控管理制度等内容。

第六条本细则适用于大港油田钻井工程作业。

包括陆上钻井、在浅海和滩海地区利用陆基平台自移动式丛式井钻机钻井（以下简称滩海丛式井）、海洋钻井、利用井下作业设备进行老井侧钻或加深钻井（以下简称老井侧钻）等。

利用原钻机试油作业的井控要求，执行《大港油田井下作业井控实施细则》。

各油气建设单位要通过合同约定，要求进入所辖地区的所有钻井队伍及钻井相关技术服务队伍执行本细则。

第二章井控风险识别与管理
第七条油田公司建设单位是井控风险识别的主体。

井控风险识别应从设计井涉及的地面环境条件和工艺技术难度入手。

（一）按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危险、一般地区三类。

1．高危地区：井口周围500m范围内有村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所；井场边缘临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂或井口位于滩涂、海上。

2．危险地区：井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有部分民宅；井口周围75m范围内有高压线及其它永久性设施；井口周围75m范围内有其它施工作业队伍；井场边缘临近养殖池、盐卤池。

3．一般地区：除高危和危险之外的地区。

（二）按工艺技术难度（或目的层特征）将设计井划分为重点井和常规井两类。

1．重点井：预测地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3（100ppm）的井（简称高含硫井）；当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过35MPa 的井（简称高压井）；全井或目的层段无任何实钻参考资料的探井（简称预探井）；垂深1000m以内非目的层含气层的井（简称浅层气井）；目的层预测气油体积比大于400且邻井日产气超过10000 m3的井（简称高含气井）；工程救援井；欠平衡井；正钻井中途测试井。

2．常规井：重点井之外的井。

第八条根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度（或目的层特征），将井控风险级别划分为一级、二级和三级。

（一）井控一级风险井：高含硫井；高压井；欠平衡井；滩海丛式井；海洋钻井；在高危地区实施的其它重点井。

（二）井控二级风险井：在危险和一般地区实施的重点井（不包括高含硫井、高压井、欠平衡井）；在高危地区实施的常规井（不包括滩海丛式井、海洋钻井）。

（三）井控三级风险井：在危险和一般地区实施的常规井。

第九条井控风险的管理实行分级负责制。

（一）油田公司工程技术处是井控风险识别的归口管理部门，主要职责是：1．负责修订完善井控风险井的范围。

2．负责协调解决井控一级风险井实施过程中出现的井控技术问题。

3．负责组织井控一级风险井打开油气层前的井控检查验收。

（二）建设单位的主要职责：
1．负责依据井位公报或井位设计组织有关单位人员进行井位勘查，并组织把勘测结果报送相关设计部门，然后根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度（或目的层特征）确定井控风险级别。

2．当提供的井位不能满足本细则第十三条第（二）款要求时，委托现场监督组织钻井队制订风险削减措施并监督执行。

3．及时协调解决施工单位反映的井控技术问题；对于井控一级风险井中不能解决的井控技术问题，及时向上级主管部门反映。

4．负责组织井控二级风险井打开油气层前的井控检查验收，参加井控一级风险井打开油气层前的井控检查验收。

（三）地质设计部门的主要职责：
1．负责按相关行业标准和本细则有关规定进行地质设计。

2．参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

（四）工程设计部门的主要职责：
1．负责按相关行业标准、规定和本细则的有关要求进行工程设计。

2．参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

（五）施工单位的主要职责：
1．参加建设单位组织的井位勘查，及时将不符合井控安全要求的井位情况向建设单位反馈。

2．参加设计（变更）评审，提出有关意见和建议。

3．负责按井控风险级别选择施工队伍，确保人员、装备与作业对象相匹配。

4．负责按有关要求制定相应的井控措施和应急处置预案，并予以实施。

5．向建设单位申报井控一、二级风险井打开油气层前的验收；组织井控三级风险井打开油气层前的验收。

6．及时协调解决钻井过程中出现的井控技术问题；对于不能解决的井控一、二级风险井中出现的井控技术问题，及时向上级主管部门和建设单位反映。

7．负责本单位日常的井控监督检查与考核。

第十条削减和控制井控风险的措施，包括但不局限于以下方面：
（一）在选择井位时，高含硫井、欠平衡井、预探井宜避开高危地区，地面环境不具备条件的不得实施欠平衡钻井。

（二）根据井控风险级别选择施工队伍。

对于井控一级风险井，由甲级队或经评定的其它等级队伍施工；对于井控二级风险井，由乙级及以上等级队伍或经
评定的其它等级队伍施工。

如需临时超范围施工，应由施工单位制定安全保障措施，经单位主管技术领导批准后向建设单位提出申请，井控二级风险井由建设单位批准、井控一级风险井由施工单位上级井控管理部门和油田公司井控管理部门分别审查批准后才能施工。

（三）施工作业单位应积极做好现场一次井控工作，努力避免二次井控，杜绝三次井控。

（四）根据井控风险级别，实行钻开高压水层和钻开油气层前的井控分级验收管理。

（五）施工队伍要严格执行本细则中的有关规定，施工前应主动识别地面环境、工艺难度、人员变化、井控装备等方面存在的风险，采取相应的消减控制措施。

第三章井控设计
第十一条井控设计是钻井地质和工程设计的重要组成部分，地质和工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行。

第十二条进行钻井地质设计前，建设单位负责组织相关单位对设计井（海洋钻井、滩海丛式井除外）井口500m范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，并标注说明。

对含硫探井应将勘测范围扩大到3公里、含硫开发井扩大到2公里。

第十三条钻井地质设计要执行相关标准和以下规定：
（一）在地质设计中应明确标注对井位周边环境的勘察结果。

江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。

（二）地质设计中应明确所提供井位是否符合以下条件：油气井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、高速公路等不小于200m；距村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所不小于500m。

井场边缘未临近海洋、江河、湖泊、水库、滩涂、养殖池、盐卤池。

（三）根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，在地质设计书中提供本井全井段预测的地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井或邻区块已钻井地层承压检验资料）、浅层气、富含气层位及埋藏深度资料、油气水显示和井喷、井漏等复杂情况。

（四）在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确提供有影响的当前注水（气）井（含报废井）的分布及注水（气）情况，提供分层静态与动态压力数据。

（五）在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、埋藏深度及硫化氢含量进行标明。

第十四条工程设计要执行相关标准和以下规定：
（一）根据建设单位的井控风险分级，在工程设计中明确井控风险级别。

（二）明确钻井必须装防喷器，防喷器压力等级应大于相应井段的井口最大承受压力值。

井口最大承受压力值可按以下方法确定：
1、高含气井井口最大压力值等于气层孔隙压力值。

2、油井井口最大压力值等于油层孔隙压力与相应深度地层流体液柱压力的差值，如果存在浅气层，则井口最大压力值不低于浅气层孔隙压力值。

（三）井控装置配套要求
1．在预测有浅层气的海区钻井，隔水管必须安装分流器或防喷器。

除导管上安装的分流器以及20"套管上安装的防喷器外，其它井控装置压力级别不低于35MPa。

海洋钻井平台节流、压井管汇及防喷管线的额定工作压力不低于70MPa。

2．70MPa和105MPa压力级别防喷器组应至少包括一个环形防喷器、一个双闸板防喷器、一个单闸板防喷器和一个四通。

35MPa及以下压力级别防喷器组应至少包括一个环形防喷器、一个双闸板防喷器和一个四通，欠平衡钻井井段还应包括一个单闸板防喷器。

使用复合钻具钻井时应配备与钻具尺寸相匹配的两个半封闸板。

欠平衡或控压钻井需安装旋转防喷器或旋转控制头。

3．高含硫井、欠平衡井、滩海丛式井、海洋钻井在目的层井段应设计带剪切闸板（不得代替全封闸板）的防喷器。

剪切闸板防喷器压力等级、通径应与其配套的井口装置压力等级和通径一致。

剪切闸板防喷器在现场不做剪切功能试验。

4．防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及闸阀等控制对象相匹配。

井控一级风险井、浅层气井、高含气井应安装司钻控制台。

5．在井控一级风险井、浅层气井、高含气井，应接一条压力级别不低于35MPa 的反循环压井管线，J1阀和4号闸阀应为液动闸阀，应安装液气分离器，并配备钻井液计量罐。

滩海丛式井和海洋钻井防喷器四通两翼应各装一个液动闸阀和一个手动闸阀；紧靠四通的闸阀为手动，应处于常开状态。

6．在钻开油气层的钻具组合中应安装浮阀，钻具组合中有动力钻具时，将
浮阀安装在动力钻具的上部；钻具组合中无动力钻具时，将浮阀安装在近钻头位置。

7．含硫油气井（硫化氢含量不低于30mg/m3,即20ppm）井控装置应符合SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》相关规定。

投入使用时间超过7年的防喷器不能在高含硫井现场使用。

8．套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

（四）井口装置的基本组合形式（示意图见附录1）
1． 105MPa或70MPa压力级别的井口装置
（1）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+双闸板防喷器（剪切、半封）+环形防喷器。

（图1）
（2）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+单闸板防喷器（半封）+环形防喷器。

（图2）
（3）套管头+单闸板防喷器（半封）+四通+双闸板防喷器（全封、半封）+环形防喷器。

（图3）
2．35MPa压力级别的井口装置
（1）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+单闸板防喷器（半封或剪切）+环形防喷器。

（图4）
（2）套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）+环形防喷器。

（图5）
3．2FZ53-21或2FZ54-14防喷器的井口装置
套管头+四通+双闸板防喷器（半封、全封）。

（图6）
（五）节流、压井管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配。

节流、压井管汇的组合形式（示意图见附录2）
1.压力等级为105MPa时，其节流、压井管汇基本组合形式（图1）；
2.压力等级为70MPa时，其节流、压井管汇基本组合形式（图2）；
3.压力等级为35MPa时，其节流、压井管汇基本组合形式（图3）。

（六）在欠平衡钻井井段应安装欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于常规防喷器额定工作压力。

（七）现场试压设计值按以下方法确定：
1．各次开钻前套管试压值的确定：
（1）表层套管试压要求
a) 表层套管下深＜800m时，在阻流环或浮鞋未钻开之前，表层套管试压
8MPa，30分钟压降不大于0.5MPa为合格。

b) 表层套管下深≥800m时，在阻流环或浮鞋未钻开之前，表层套管试压12MPa，30分钟压降不大于0.5MPa为合格。

（2）技术套管按套管抗内压强度的80%和井口装置额定压力取二者中较小值试压，30分钟压降不大于0.5MPa为合格。

（3）老井侧钻开窗前要对套管进行试压，具体试压值考虑目的层流体性质、地层预测压力及承压套管的生产时间与腐蚀等因素，但不得低于8MPa。

2.井口装置试压与套管试压分别进行，防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇在不超过套管抗内压强度（老井套管开窗侧钻井按原生产套管抗内压强度计算）80%的前提下进行高压试验：环形防喷器做封闭钻杆的试验，如果环形防喷器额定工作压力的70%高于套管抗内压强度的80%，则环形防喷器设计试压值为套管抗内压强度的80%，否则其设计试压值为环形防喷器额定工作压力的70%；如果闸板防喷器、防喷管线、节流与压井管汇的额定工作压力高于套管抗内压强度的80%，则闸板防喷器、防喷管线、节流与压井管汇的设计试压值为套管抗内压强度的80%，否则其设计试压值为相应井口装置的额定工作压力。

（八）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，另增加安全密度附加值：1．油、水井为0.05～0.10g/cm3或控制井底压差1.5～3.5MPa；
2．气井为0.07～0.15g/cm3或控制井底压差3.0～5.0MPa。

具体选择钻井液密度安全附加值时，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、邻区邻井的钻井液密度的使用情况、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套情况等因素。

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。

（九）明确钻开油气层前储备一定量的重钻井液和加重材料，以及油气井压力控制的主要技术措施。

1．储备比设计最高密度高0.2g/cm3的重钻井液40～80m3。

设计井深≤2000m 的井，储备加重材料不少于30吨；设计井深＞2000m的井，储备加重材料不少于60吨。

2．在二开前必须储备加重材料。

探井、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。

所有井提前钻遇油气层及高压水层时，要立即储备重钻井液。

3．侧钻井要在侧钻前储备加重材料15吨，储备比设计最高密度高0.15～0.2g/cm3的重钻井液20～30m3。

4．欠平衡井、高含硫井，应储备井筒容积1.5～2.0倍的重钻井液。

因地面条件限制，现场储备量达不到要求的，施工单位应制定相应的应急措施。

（十）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：
1．区域探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素。

2．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。

3．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。

表层套管下深应满足井控安全、封固疏松地层、砾石层的要求，固井水泥应返至地面；当施工过程中固井水泥未返至地面时，施工单位应采取补救措施，确保表层套管外环空注满水泥。

技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全的要求，水泥返高要执行相关标准。

高含硫井、高含气井、海洋钻井的技术套管水泥应返至上层套管鞋以上50m，否则，环空应挤水泥进行封堵。

（十一）明确规定探井在每层套管固井开钻后、其它井在每层技术套管固井开钻后，按SY/T 5430《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》要求测定套管鞋下新钻3～5m内的地层破裂压力或第一个易漏层（砂岩层）的破裂压力。

（十二）完井井口装置的型号、压力等级、和尺寸系列选择，要综合考虑后期压裂、注水、修井等增产措施的影响。

（十三）若预计硫化氢分压大于0.3KPa时，应使用抗硫套管头等完井井口装置和抗硫套管、油管等其他管材。

在井下温度高于93℃以深的井段，套管可不考虑其抗硫性能。

（十四）高含硫井应明确相应的技术措施和安全应急措施。

第十五条地质、工程设计实行分级审核审批程序。

高压、高含硫井的地质设计需由油田公司主管部门负责审核审批，其它井的地质设计由油气建设单位主管部门和主管领导审核审批。

工程设计由建设单位审核，油田公司主管部门审批，
其中井控一级风险井由油田公司主管领导或委托主管部门审批。

具体的设计审核审批程序执行相关的管理办法。

第四章井控装置的安装、试压、使用和管理
第十六条现场井控装置的安装是指井口装置（包括套管头、变径或升高法兰、钻井四通、防喷器组）、防喷器控制系统、井控管汇（包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线及回收管线）、液气分离器等。

套管头、钻井四通、防喷器、节流压井管汇、各连接管线及其配件的额定工作压力必须与设计的防喷器额定工作压力相匹配。

其安装应执行以下规定：
（一）井口装置的安装要求
1．各次开钻前要严格按设计或高于设计的标准安装井口装置。

2．套管头的配置及安装应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》和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。

老井侧钻前，应将原井的套管短节更换为新套管短节，并将采油树四通更换为法兰连接的钻井四通。

3．防喷器组的安装要求：
（1）钢圈槽及钢圈必须擦拭干净，钢圈槽要涂好黄油。

（2）坐好防喷器后要对角上紧其连接的各个螺栓，螺栓两头的余扣均匀。

（3）防喷器密封钢圈只能一次性使用。

（4）防喷器组安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定。

滩海丛式井和海洋钻井时，套管头以上、高度大于5m的防喷器组在防溢管法兰处再加4根直径不小于16mm 的钢丝绳对角绷紧固定。

（5）防喷器顶部安装的防溢管与顶盖用垫环密封，连接螺栓齐全。

（6）防喷器上应安装防泥伞，井口圆井上应安装防护盖。

（7）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动锁紧杆，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°。

手轮应接出底座，并搭操作台便于操作。

挂牌标明开关状态、旋转方向和到底圈数。

（二）防喷器控制系统的安装要求
1．远程控制台安装在面对井架大门侧前方，距离井口25m以上，距放喷管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得
堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

海洋钻井时，防喷器控制系统安装在钻井平台设计指定的位置。

2．管排架或管线盒与防喷管线及放喷管线的距离不小于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架或管线盒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。

3．远程控制台和司钻控制台气源专线供给，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束。

气源压力为0.6～0.8 MPa，并保持压缩空气干燥，储能器、管汇和防喷器开关控制压力值分别为17.5～21MPa和8.5～10.5 MPa，司钻控制台与远程控制台压力值的误差不超过1 MPa。

冬季施工时应对气泵进行保温。

4．电源应从发电房总开关处单独引出控制。

保持远程控制台照明良好。

5．远程控制台的剪切闸板手柄要安装限位装置，全封闸板控制手柄要安装防误操作警示装置，环形防喷器的控制手柄必须安装在面向远程控制台右手的第一个，各控制手柄的标识要与控制对象相对应，待命状态下与工作状态一致。

当控制对象较多而现场同时使用两套远程控制台时，一套用来控制防喷器的开关，另一套控制液动平板阀的开关，并有醒目的警示。

6．在远程控制台未打压储能之前，油面距油箱顶部200±10mm。

7．液动节流控制箱宜摆放在钻台上靠立管一侧，滩海丛式井和海洋钻井的液动节流控制箱摆放在钻台靠节流管汇一侧。

处于待命状态时，油面距油箱顶部30～50mm，油压2～3MPa；控制箱上的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.6～0.8MPa。

8．陆上钻机司钻控制台上不得安装剪切闸板的控制手柄。

海洋钻井司钻控制台全封、剪切闸板控制按钮应安装防护挡板。

（三）井控管汇的安装要求
1．防喷管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材。

防喷管线应采用法兰连接，不允许现场焊接。

回收管线使用经探伤合格的钢制管线或采用35MPa及以上的高压耐火软管。

滩海丛式井钻井和海洋钻井的防喷管线和放喷管线的局部连接可以使用高压耐火软管线，但必须固定且加装安全链。

2．防喷器四通的两侧应接防喷管线，每条防喷管线上至少各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态，防喷管线上最外侧的控制闸阀应接出井架底座以外。

防喷管线总长度超过7m时，中间应加以固定。

3．回收管线出口应接至钻井液罐，两端固定牢靠，使用高压耐火软管时两。