基层单位(钻井队)检查细则

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GB/T31033-2014《石油天然气井井控技术规范》5.10，5.11，5.12闸阀应编号挂牌并 标注开、关状态。压力表检测合格并开关正确，转弯处、出口处固定牢靠；配备点火 装置等。井控管汇（压井管汇、节流管汇、防喷、放喷管线）内防喷管线平直，长度 4.15 井控管汇 大于7m必须固定；压力级别与防喷器一致，管汇闸门手轮齐全、灵活好用，开关状态 与挂牌一致、正确。安装大小量程压力表，大量程压力表闸门处于开位。压力表有控 制闸门和检验合格证。转弯处、上罐处固定牢靠，不小于120度。应安装反循环压井管 线，管线表面无明显的龟裂和弯扁，固定牢固，试压合格。 行业标准SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》3.5.4放喷管线至 少有两条，通径不小于78mm，出口距离井口不小于75m，含硫井不小于100m，距各种设 4.16 放喷管线 施不小于50m，转弯处应用角度不小于120º预制铸（锻）钢弯头。不允许有活接头连接 和在现场进行焊接连接，每隔10-15m采用水泥基墩或地脚螺栓固定，悬空处要支撑， 出口采用双基墩固定，固定基墩长、宽、高尺寸应为0.8m*0.8m*1.0m。放喷管线密封 行业标准SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》4.远程控制台气源 压力0.65-0.8MPa,检查远程控制台的压力控制器和液气开关分别控制电动泵和气泵当 泵的输出压力达21±0.7MPa时应自动停泵，并在系统压力降至18.5MPa±0.3MPa时自动 启动，在储能器压力为21MPa时，环形防喷器调压阀出口压力为10.5MPa。控制系统(远 控房、司控台、节流箱）远控房专线供电；储能器压力18.5～21MPa；环形压力 4.17 控制系统 10.5MPa；管汇压力10.5MPa；气源压力0.65～0.8MPa。待命工况时，下油标尺油面 100-150mm；液压管线、气管线排列整齐，无渗漏；电泵、气泵工作正常，储能器压力 总阀、各钢瓶并联阀在开位。留有一组液压管线接口。全封、剪切闸板有限位装置。 司钻控制台放在司钻便于操作的位置，固定牢固，管线、阀件连接牢固，密封良好。 节控箱换向阀灵活好用，压力表显示正确，气泵工作正常，油、气路连接牢固、密封 液气分离器并至少三角固定；内径不 GB/T 31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》第5.14条排液管线悬空长度超过6m 小于1200mm，进液管线内径不小于 米时应支撑固定，出口必须固定。行业标准SY5974-2014《钻井井场、设备、作业安全 4.18 108mm，排气管线内径不小于203mm， 技术规程》排气管线按设计通径配置，出口处固定并配置点火设备。GB/T 31033-2014 10-15米按要求固定；安全阀、压力 《石油天然气钻井井控技术规范》5.14 d）排液管线接至循环罐上的振动筛前的分配 表完好有效定期校验。 箱上，悬空长度超过6m米时应支撑固定，不应将管口埋于箱内液体中，出口处固定牢 循环加重、液面监测、除气系统：钻 1.液面报警装置安装位置是否合适；2.工作是否正常；3.液面报警装置溢流、井漏报 4.19 井液密度符合设计；除气器安装规范 警设定阈限值是否在合理范围内（按各地区公司细则要求）。 、能正常使用。 安装防喷器/ 钻机刹车联动防提安全 GB/T31033-2014《石油天然气井井控技术规范》5.3半封闸板防喷器液控管线上宜安装 4.20 装置 ( 钻机防提断装置)，工作正常 防喷器/ 钻机刹车联动防提安全装置。 （每次使用后确认是否可靠）
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开展井控检查：钻井队每月组织一次 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.3各级井控领导小组应定期组织开 井控工作检查。对检查出的问题整改 展井控安全检查，基层队每月一次。 闭合。 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.4各级井控领导小组应定期组织开 井控例会（查三个月例会记录）。 展井控工作例会，基层队每月一次。 有各次开钻前检查验收记录；有钻开 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.12钻井和作业（试油）各次开钻 油气层申请审批记录。存在问题得到 （开工）前，均应进行开钻（开工）前检查验收，检查验收不合格不得开钻（开 及时整改。“三高”气井每次开钻 工）；2.13第一套油气层100米前，提出钻开油气层申请，经检查验收合格并获批准后 前，应由企业副总师或以上领导带队 方可钻开油气层。 坐岗观察“三岗联坐”；坐岗记录内 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.15开发井从打开油气层前100米， 容填写及时、准确、齐全，值班干部 探井从安装防喷器到完井应有专人24小时坐岗观察溢流。坐岗观察由钻工、泥浆工和 及时检查坐岗情况并签字；坐岗房内 地质录井人员负责。 张贴钻具排代量表、泥浆罐体积高度 日常井控演习。按要求开展井控演 练，演练合格（考虑三项内容时间、 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.8每班每月每种工况不少于一次， 操作、讲评）、记录齐全，并有录井 演习应做好记录，井控、防硫化氢演习中应附录井仪截图曲线。2.8.1钻开含硫化氢有 截图曲线。钻开含硫化氢有油气层前 油气层前100米应按照预案组织1次硫化氢防护全员演习。或按照甲方要求执行。 100米应按照预案组织1次硫化氢防护
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揭开储层或非目的层揭开高压地层流 体的井，下套管作业前，应更换与套 4.21 管外径一致的防喷器闸板芯子，并试 压合格。 配备三种有效的点火装置，其中1套 4.22 自动点火装置。 内防喷工具有台账；额定工作压力应 与防喷器额定压力相匹配、钻具内防 喷工具灵活可靠，保养到位，旋塞配 4.23 有旋塞扳手；回压凡尔抢接装置放置 位置便于操作，有符合标准的防喷单 根。使用顶驱钻进时必须安装上下旋
钻井队HSE检查细则 4.I类（70、105MPa）井控管理（55分）
序号 4.1 检查内容 成立井控领导小组，小组职责分工明 确，职责分工应覆盖现场协作单位。 钻井、地质设计齐全，有地质、施工 、钻井液、井控大表。设计更改应有 更改记录。油气井工程设计和施工设 计或施工方案应有专门章节对井控工 作提出系统的要求。 落实井控专家驻井工作制度。 依据（法律法规、规章制度、标准等） 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.1.5各基层成立以队长为组长的井 控领导小组 2.2各级井控领导小组及成员部门均负有井控管理职责，应明确制定井控 GB/T31033-2014《石油天然气井井控技术规范》无设计不能开钻。中国石化油 [2015]374《中国石化井控管理规定》2.6.3油气井工程设计和施工设计均应有专门章 节对井控工作提出系统的要求。 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.7.1“三高”气井、预探井和其他 重点井应实行驻井监督工作制。 分值 扣分 1
中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》3.8.4揭开储层或非目的层揭开高压 地层流体的井，下套管作业前，应更换与套管外径一致的防喷器闸板芯子，并试压合 格。 GB/T31033-2014《石油天然气井井控技术规范》5.14排气管线出口固定牢靠，并配备 点火装置。
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按设计要求加装内防喷工具，行业标准SY5974-2014《钻井井场、设备、作业安全技术 规程》7.2.3配备钻具止回阀，钻台防喷单根，开关工具，定期活动。
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中国石化油（2015）374号《中国石化井控管理规定》2.16.1 钻井施工、试油（气） 施工、井下作业和油气生产井应按照“一井一案”原则，编制工程和安全综合应急预 案。应急预案应包括防井喷失控、防H2S泄漏和防油气火灾爆炸等子预案。2.16.2 钻 有防井喷失控、防H2S泄露、防油气 井施工、试油（气）施工、井下作业防井喷失控和防H2S泄漏应急预案，除满足规定编 火灾爆炸子预案。现场应急处置方案 制要素外，还应明确规定双方应急责权、点火条件和弃井点火决策及操作岗位等。 4.9 ห้องสมุดไป่ตู้单明了，各岗位清楚应急职责，应 2.16.3 钻井队、试油（气）队和井下作业队分别是钻井施工、试油（气）施工和井 下作业的应急责任主体，所有配合施工作业和后勤服务的队伍，其应急预案均应服从 急处置卡片化。 责任主体单位的应急预案，并服从应急指挥。 2.16.4 安全应急预案按照分级管理的 原则，分别报当地政府和上级安全部门审查备案。 中国石化安非 （2016）63号《关 于全面落实简化应急预案和现场处置方案卡片化工作的通知》简化应急预案；应急处 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.14干部24小时值班。开发井钻开油 4.10* 干部值班、带班作业落实情况。 气层前100米，探井从安装防喷器到完井期间，干部带班作业。 井控应急物资（现场钻井液、加重剂 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》3.4.5按照标准及设计要求，认真落 4.11 、除硫剂、堵漏材料等）储备满足设 实储备钻井液、加重剂、堵漏材料和井控配件等储备数量。 计要求。 中国石化油[2015]374《中国石化井控管理规定》2.9井控设备管理制度，2.10专业检 井控设备（防喷器组、管汇、防喷管 验维修机构管理制度，2.11现场安装、调试与维护制度油气井工程设计应有专门章节 线、四通、内防喷工具、液气分离器 4.12 对井控工作提出系统的要求。Q/SH 0164—2008《陆上井控装置判废技术条件》，SY 等）档案、检测检验报告、试压报告 5974-2014《钻井井场、设备、作业安全技术规程》。中石化油工安[2016]54号《中石 齐全，检测和试压合格。 化石油工程技术服务股份有限公司钻井Ⅰ类井控装置检测管理规定》。 油气层前100米至完钻的井段：有低 GB/T31033-2014《石油天然气井井控技术规范》7.4每只钻头入井开始钻进前以及每日 4.13 泵冲试验记录、有压井标识牌并且内 白班开始钻进前，以 1/3〜1/2 钻进流量检测循环压力，并作好泵冲数、流量、循环 容填写规范、正确。 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。 行业标准SY5974-2014《钻井井场、设备、作业安全技术规程》7.2应校正井口、转盘 、天车中心；四角固定牢靠；手动锁紧杆安装规范，与锁紧轴之间夹角不大于30度， 标注开关方面和圈数。井口装置（防喷器、套管头、四通）：井口、转盘、天车中心 4.14 井口装置（防喷器、套管头、四通） 其偏差不大于10mm；防喷器固定用Ф 16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的四角上绷紧 固定；液控管线接口应面向钻机绞车一侧，井口套管环空安装带考克的压力表，且接 出方井外。手动锁紧杆安装规范、标记开关方向和圈数，锁紧杆高度超过两米时，应 安装操作台，便于操作。有剪切闸板的配置与钻具匹配的死卡。