塔里木油田分公司井控细则

塔里木油田钻井井控实施细则为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，有利于塔里木油田井控工作的开展，杜绝井喷失控事故的发生，特制订本细则。

一、总则第一条、井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。

做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。

第二条、井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。

一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。

第三条、井控工作是一项系统工程。

塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条、本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。

第五条、本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。

二、井控设计第六条、井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。

钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。

井控设计主要包括以下内容：1、对井场周围2KM范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）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、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。

2、地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况。

3、满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。

井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许修“倒”井场；含H2S地区井的井场布局应考虑H2S防护需要。

4、使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。

钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量，探井在安装防喷器之后，储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料100吨以上；生产井在钻开油气层之前，储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料50吨以上。

对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备，并配套使用自动加重装置；5、在井身结构设计中，套管与套管下深应满足井控要求。

一般是油气层顶部要下一层技术套管，原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，备用一层套管；6、选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求。

预探井安装70 MPa及以上压力等级的井控装备；其它井根据最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的情况，选择井控装备，P关≥70 MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35 MPa≤P关〈70 MPa的，选用70 MPa及以上压力等级的井控装备；14 MPa≤P关<35 MPa的井，选用35 MPa及以上压力等级的井控装备；P关〈14 MPa的井，选用14 MPa及以上压力等级的井控装备。

7、预探井、高压气井、高含硫化氢井应配套使用剪切闸板。

8、根据井的类型制定井控技术措施，并制定相应的应急预案。

9、设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。

10、固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响。

第七条、平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。

附加值可由下列两种方法之一确定：1)、密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3；2)、压力附加值：油水井为1.5～3.5 MPa，气井为3.0～5.0 MPa。

具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。

浅气井采用3.0～5.0 MPa的压力附加值。

第八条、含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。

第九条、欠平衡钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。

H2S含量超过20mg/m3的地层或上部未封固井段存在H2S含量超过20mg/m3的地层不能进行欠平衡钻井。

第十条、按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。

三、井控装备第十一条、井控装备包括：套管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、油管头、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、钻井液气体分离器、钻井液加重装置、监测设备等。

第十二条、塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。

特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

1)、压力等级14 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、钻井四通。

组合见图一；2)、压力等级35 MPa时，安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图二；3)、压力等级70 MPa时，采取以下组合形式：a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图二；b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图三或图四;4)、压力等级105 MPa时，安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通。

组合见图三或图四。

选用高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。

第十三条、使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。

半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。

一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。

需要安装剪切闸板的替换全封闸板。

第十四条、井控装备的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装备在车间的检修主要包括以下内容：1)、环形防喷器主要检查垫环槽、油路密封和试压后胶芯的恢复能力；2)、闸板防喷器主要检查垫环槽、油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等；3)、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；4)、节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的阀芯和阀座、各手动平板阀的开关力矩，压力表灵敏情况等；5)、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。

第十五条、井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。

1.有下列情况之一，全套井控设备应进行试压检查：◎从车间运往现场前；◎现场安装后；◎每次固井安装套管头后；◎钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天的；◎试压间隔超过100天的；2、凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。

第十六条、全套井控装备应在塔里木油田分公司工程技术部井控欠平衡中心（以下简称井控欠平衡中心）进行功能试验及清水（冬季用防冻液体）试压。

环形防喷器公称通径>11″的，封5″钻杆试压；公称通径≤11″的，封3 1/2″钻杆进行试压；试压值为其额定工作压力。

闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力。

要求稳压30分钟，压降不大于0.7MPa。

出具试压合格证，随设备送井。

探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。

第十七条、井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数，并安装锁紧杆支架和操作台；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第十八条、现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行整体试压，要求稳压30分钟，压力降低不超过0.7 MPa。

具体试压值见附表。

1)、环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%；2)、闸板防喷器试压分两种情况：套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压；套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时，试压压力为闸板防喷器额定工作压力；3)、节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同；有低压区的节流管汇，按低压区的额定工作压力试压；4)、除安装油管头外（未安装钻井四通或特殊四通的情况），其它情况下试压设备接口不得在防喷器旁通孔处连接。

第十九条、井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压，钻井队提供机具和人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成；钻井监督现场验收合格并签字。

第二十条、井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查与管理。

在钻井结束前，井控装备应保持待命状态。

防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇、钻井液气体分离器等井控装备，完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修，试压合格后，送新井使用；对于大宛齐地区井深小于1500m的井，井控装备每使用100天送井控欠平衡中心检修一次。

第二十一条、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配，见下表。

1)、远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m 以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远；司钻控制台摆在司钻操作台附近；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；2)、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源是从气瓶专线供给；3)、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21 MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；4)、远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；5)、司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值正确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1 MPa。

第二十二条、每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。

卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉，以检验卡瓦是否卡牢。

对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套之后再进行下步作业。