钻井施工过程中的井口高度控制
井控培训(井控管理)
井控管理
二、钻井井控相关设计规范
9、在可能含硫化氢地区钻井，应对含硫化氢的层位、埋藏 深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的安全和 技术措施。 10、欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。欠 平衡钻井施工设计书中应制定确保作业安全、防止井喷、 井喷失控或着火的安全措施。 11、对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻检（监） 测技术；绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液 密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻 井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液 密度。
井控管理
二、钻井井控相关设计规范 6、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： • 探井、超深井、复杂井的井身结构充分估计不可 预测因素，留有1层备用套管； • 在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井 通道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开 采层并超过开采段100m；
井控管理
二、钻井井控相关设计规范 5、根据地质提供的资料，钻井液密度设计以各裸眼井 段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度为基准， 再增加一个附加值: 油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压 差1.5MPa～3.5MPa； 气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差 3.0MPa～5.0MPa
井控管理
二、钻井井控相关设计规范 8、钻井工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料 的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。 • 第一类井：加重钻井液的储备量为井筒容积的1～2倍， 加重钻井液的密度应大于在用钻井液密度0.2 g/cm3以上, 加重料储备量为在用钻井液总量密度提高0.2g/cm3用量。 • 第二类井：加重钻井液的储备量为井筒容积的0.5倍～ 1.5倍，加重钻井液的密度应大于在用钻井液密度 0.1g/cm3以上,加重料储备量为在用钻井液总量密度提高 0.1g/cm3用量。油区内部第二类井，在交通便利的情况 下，现场可只储备加重浆，加重料可就近集中存放。
井下作业井控技术规程
03 井控设备检查与维护保养制度
CHAPTER
井控设备日常检查内容
井口装置
防喷器
检查井口装置是否完好， 有无破损、变形、渗漏
等现象。
检查防喷器及其控制系 统是否正常工作，密封
性能是否良好。
压井管汇
检查压井管汇各阀门、 管线是否完好，有无渗
漏现象。
节流管汇
检查节流管汇各阀门、 管线是否完好，节流阀
性，确保油气层安全开采。
井口装置安装与调试
03
安装井口装置并进行调试，确保井口装置性能可靠，满足油气
开采要求。
05 应急情况下的井控措施及处置方法
CHAPTER
溢流、漏失等异常情况识别
观察井口压力变化
通过实时监测井口压力， 及时发现压力异常升高或 降低的情况，判断是否存 在溢流或漏失。
监测返出钻井液量
观察井口压力
关井后，应持续观察井口压力 变化，为后续处置提供依据。
注意事项
在关井过程中，要确保操作迅 速、准确，避免误操作引发更
严重的事故。
压井液选择和压井方法
压井液选择
根据井筒压力、地层特性和漏失情况等因素，选择合适的压井液类型和密度。
压井方法
根据具体情况选择合适的压井方法，如司钻法、工程师法等，确保压井作业安全有效。
故障诊断与排除方法
井口装置故障
如发现井口装置存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应 及时更换损坏部件。
防喷器故障
如发现防喷器存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应及 时更换损坏部件或整套防喷器。
压井管汇和节流管汇故障
如发现压井管汇或节流管汇存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无 法修复，应及时更换损坏部件或整套管汇。同时，要检查相关阀门和管线的密封性能，确 保其正常工作。
钻井井控实施细则新版3-5章
钻井井控实施细则新版3-5章第三章井控装置的安装、试压和使用第十九条井控装置的安装（一）井口装置1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。
其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。
2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。
用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。
手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。
4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。
5.远程控制台（1）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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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。
（3）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。
（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。
（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。
气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。
（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。
（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。
控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。
（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
【终】钻井井控实施细则2018(印刷版)
塔里木油田钻井井控实施细则2018年6月27日目录第一章总则 (1)第二章井控设计 (1)第三章井控装备 (11)第四章钻开油气层前的准备 (32)第五章油气层施工中的井控作业 (33)第六章欠平衡及控压钻井井控要求 (38)第七章防火防爆防H2S及井喷失控的处理 (44)第八章井控培训 (50)第九章井控九项管理制度 (51)第十章附则 (65)附录A 井口装置组合及目视化挂牌 (66)附录B：部分井控装备定队使用管理要求 (77)附录C：录井井控工作要求 (79)附表D：井控装备试压标准 (86)附录E：集团公司钻井井喷失控事故信息收集表 (88)附录F：坐岗记录及防喷演习记录 (90)钻进坐岗记录填写说明与要求 (90)起下钻坐岗记录填写说明与要求 (92)塔里木油田公司钻井井控实施细则第一章总则第一条为落实好集团公司井控工作要求，有序开展好油田的井控工作，防止井喷失控事故的发生，依据Q/SY1552《钻井井控技术规范》，参考GB/T31033《石油天然气钻井井控技术规范》、Q/SY1630《控压钻井作业规程》、SY/T5087《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》、Q/SY 1115《含硫油气井钻井作业规程》、SY/T 6543.1《欠平衡钻井技术规范第1部分：液相》等国家、行业及企业标准，并充分结合塔里木油田钻井井控工作实践，制定本细则。
第二条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术之一。
做好井控工作，有利于发现和保护油气层，能有效防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。
第三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，破坏油气资源，甚至造成火灾、环境污染、设备损坏、人员伤亡、油气井报废。
第四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，各项工作必须在本细则规定内有组织地协调进行。
井控细则及井喷案例
2、钻井设计 （1）井架底座高度设计： 在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度。 （2）井身结构设计： 〈1〉原则上钻井必须下表层、装防喷器。 〈2〉凡属下列情况之一者，必须安装井口防喷 装置及井控配套设施。 a 探井； b 天然气井； c 有浅气层的井； d 设计钻井液密度超过1.80g/cm3的井； e 丛式井等特殊作业井或试验井； f 地下情况复杂的井；
3、确定允许关井套压 （1）深层探井、有技术套管的井、参数井、外围新 区块第一口探井，在二次开钻及以后各次开钻后， 钻过第一个砂岩层，应进行地层破裂压力试验。如 果钻穿套管鞋30m后仍不见砂层则不做此试验，用 邻井地层破裂压力作为参考值。 （2）用地层破裂压力减二次开钻或以后对应各次开 钻的最大钻井液密度在试验井深产生的静液柱压力， 所得数值为最大关井套压值。地层破裂压力决定的 允许关井套压值为最大关井套压值的80%。
3、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。 4、当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 5、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 6、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。 7、有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能 在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其 二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后， 立即清洗更换二次密封件。
（2）防喷器主体安装平整，天车、转盘、井口中心 的最大偏差不能超过10mm。 （3）防喷器组用16mm钢丝绳正反花蓝螺栓四角绷 紧固定，钢丝绳不能妨碍其它操作。 （4）防溢管与顶盖的密封用密封垫环或专用橡胶圈， 防喷器上部安装挡泥伞。 （5）手动操作杆中心与锁紧轴之间的夹角不大于30° 挂牌标明开、关方向和到底的圈数及闸板类型。 5、井控管汇的安装 6、井控装备控制装置的安装
水源井成井施工方案
水源井成井施工方案一、项目背景水源井是获取地下水资源的重要设施，对于农田灌溉、城市供水以及工业用水等方面起着至关重要的作用。
本项目旨在制定一套水源井成井施工方案，确保施工过程安全、高效，并提供可靠的水源供应。
二、施工前准备工作1. 地质勘察：进行地质勘察，确定地下水的位置、水位、水质等情况，为施工方案的制定提供依据。
2. 设计方案：根据地质勘察结果，制定合理的设计方案，包括井深、井径、井壁支护等，确保井体结构稳固。
3. 施工材料准备：准备好所需的施工材料，包括钢管、水泥、砂石等，确保施工过程中材料的供应充足。
三、施工步骤1. 井口准备：在选定的施工位置上进行标定，清理周围杂物，确保施工区域整洁。
搭建起井口防护结构，确保施工人员的安全。
2. 钻井施工：使用钻机进行钻井作业，根据设计方案进行井深的控制，同时进行岩心取样以及地下水位监测。
钻井过程中，要及时清理钻孔内的岩屑。
3. 井壁支护：在钻孔完成后，根据地质情况进行井壁支护。
常用的井壁支护方式有套管支护、注浆支护等，根据具体情况选择合适的支护方式。
4. 安装滤管：在井壁支护完成后，安装滤管，用于过滤地下水中的杂质，确保取水质量。
5. 井底施工：在井底进行井筒加固，以确保井体的稳固性。
同时，进行井底清洗，清除井底的淤泥和杂质。
6. 完井测试：在井施工完成后，进行完井测试，测试井水的流量、水质等指标，确保井水符合使用要求。
7. 井口装饰：对井口进行装饰，美化井口环境，提高井口的整体形象。
四、施工安全措施1. 施工人员必须穿戴安全防护装备，包括安全帽、防护眼镜、防护手套等。
2. 在施工现场设置明显的警示标志，确保施工区域的安全。
3. 钻井作业时，要严格控制井口的高度，防止坍塌事故的发生。
4. 在井施工过程中，严禁吸烟、明火作业，确保施工现场的安全。
五、施工质量控制1. 施工过程中，严格按照设计方案进行施工，确保井体结构的稳固性。
2. 对施工材料进行质量检验，确保施工材料符合相关标准。
公司钻井井控实施细则
公司钻井井控实施细则目录第一章总则 (1)第二章井控管理组织机构和职责 (2)第三章井控管理制度 (2)第四章井控设计 (13)第五章井控装置的安装、试压检验和使用 (19)第六章油气层钻井过程中的井控措施 (28)第七章溢流关井后的处理 (33)第八章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理 (35)第九章附则 (40)第一章总则第一条为了进一步推进公司（以下简称公司）钻井井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效地预防和防止井喷、井喷失控和井喷着火爆炸事故的发生，保证人员和财产安全，保护油气资源和生态环境，遵循天然气集团公司井控管理相关规定，根据《石油天然气钻井井控技术规范》（GB/T 31033-2014）和《钻井井控技术规范》（Q/SY 02552-2018），结合公司油气勘探开发业务实际，修订《公司钻井井控实施细则》至第五版。
第二条树立井控为天、井控为先、井控为重的井控理念，强化超前预防、全员、全方位、全过程防控的井控意识，立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，坚持警钟长鸣、分级管理、强化监管、常抓不懈、根治隐患的工作方针，实行联责、联管、联动管理。
第三条井控管理的目标是杜绝井喷失控和井喷着火爆炸事故，杜绝有毒有害气体伤害事故，兼顾井控安全与油气层保护发现，实现井控绝无一失的工作目标。
第四条井控工作包括井控管理、井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层钻进的井控作业、防火防爆防硫化氢安全措施以及井控技术培训等七个方面。
第五条本细则适用于公司石油与天然气钻井井控全过程管理，所有进入公司承包钻井的钻井服务公司及其所属钻井队，以及相关专业技术服务单位，应严格执行本细则。
第二章井控管理组织机构和职责第六条井控工作实行公司、二级单位、作业现场三级管理，公司主要领导是公司井控工作的第一责任人，成立以主要领导为组长、分管领导为副组长，办公室、勘探开发部、党委组织部（人力资源部）、规划计划部、财务资产部、质量安全环保部、生产运行部、物资装备部、勘探开发一体化中心、质量安全环保监督中心、员工培训中心等相关部门（单位）为成员的井控管理领导小组，下设井控管理办公室。
钻井井控实施细则
第一章总则第一条为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。
第二条井控工作是一项系统工程。
涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。
各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。
第三条井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。
第四条辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。
第五条本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。
油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。
第六条欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。
第二章井控风险识别第七条辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。
油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。
其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。
每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。
第八条根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。
第九条按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。
（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。
气体钻井钻完井过程中的井口安全及环保控制技术
气体钻井钻完井过程中的井口安全及环保控制技术气体钻井是指以天然气或氮气为钻井液的一种钻井方式。
气体钻井具有环保、高效、节能等特点，在现代油气勘探中得到了广泛应用。
然而，气体钻井过程中会产生一定的井口安全和环保隐患，需要使用特定技术控制。
本文将详细介绍气体钻井钻完井过程中的井口安全及环保控制技术。
井口安全控制技术在气体钻井的钻完井过程中，井口安全控制是必不可少的一项技术。
主要包括以下几个方面：1. 合理布置井口安全防护设施井口安全防护设施是保障井口工人和设备安全的重要手段。
在气体钻井的钻完井过程中，井口防护设施应包括防爆网、燃气检测器、防毒面具等。
特别是钻井现场应该设置明显的警示标志，防止工人受伤和设备受损。
2. 强化井口通风在气体钻井的钻井过程中，由于钻井液为天然气或氮气，会产生大量气体，并且当井深增加时，井筒内的气体压力也会随之增加。
为了防止产生气体爆炸，应强化井口通风，使井筒内气体压力能够适时释放。
同时，通风系统应接通到燃气检测器，一旦探测到可燃气体，可自动切断通风机运行，并发送报警信号。
3. 控制井口温度气体钻井过程中，为了防止井口温度过高而引发危险，应该采取有效措施，控制井口温度。
一般采用通风降温、加装冷却设施等措施，同时还要做好视频监控、隔离帘帘等传统方案，确保操作人员经常观察井口，及时发现问题，防止事故发生。
4. 加强井口火源控制在气体钻井的钻完井过程中，应避免火源，将现场锅炉、发电机等设备隔离远离井口。
特别是不能在井口使用明火作业，如电焊等。
如果井口存在一定的火源危险，应当采用特殊的隔离措施，例如覆盖防爆板等。
环保控制技术气体钻井的钻完井过程中，还会产生一定的环保问题，需要使用特定技术控制。
主要包括以下几个方面：1. 节能降耗在气体钻井过程中，采用低粘度的钻井液、提高钻井速度、合理选择护壁等方式可以有效节能降耗，减少环境污染。
2. 合理处理钻井液废弃物钻井液废弃物是气体钻井过程中产生的主要废物之一，如果不加处理直接排放，会对周围的环境造成污染。
钻井井控设备讲义 (现场操作人员)
2、防喷器的型号
单闸板防喷器 FZ公称通径——最大工作压力
双闸板防喷器 2FZ公称通径——最大工作压力
三闸板防喷器 3FZ公称通径——最大工作压力
环形防喷器 FH公称通径——最大工作压力
字头为汉语拼音，公称通径单位为：cm，最大 工作压力单位为：MPa
如: FZ23-21 2FZ28-35
环形为：FH23-21
70Mpa 、105Mpa。
2）公称通径—上、下垂直通孔直径。 我国分为9种：
180mm 、 230mm 、 280mm 、 346mm 、 426mm 、 476mm 、 528mm、 540mm 、 680mm。 现场常用： 230mm （ 9” ） 280mm(11”) 346mm(13”) 540mm(21”)
五、闸板防喷器结构特点
壳体 是闸板防喷器的主体，一般由合金 刚铸造或锻造而成。
密封 1、 闸板防喷器封井时，必须有四处
密封同时起作用才能有效封井。
1)闸 板 前 部 与 管 柱 之 间 的 密 封 。 2)闸 板 顶 部 与 壳 体 之 间 的 密 封 。 3)壳体与侧门之间的密封。 4)闸板轴与侧门之间的密封。
2、节流、压井管汇的所有平板阀，逐个 进行试压，节流阀以后的闸阀可降低 一个压力级别。
3、试压稳压时间不少于10分钟，密封部 件无渗漏为合格。
4、高压、低压分别试压。
➢井 场 的 合 理 布 局 决 定 井 控 工作的成败
井口距民房500M以上，井场边缘 远离铁路、高速公路、高压线及其 它地面永久性民用设施。
FH28-35
四、井口防喷器的组合
1、防喷器公称通径的选择：应与其套管 头下的套管尺寸相匹配，以便通过相应 的钻头与钻具，继续钻井作业。
钻井现场井控管理讲解
三、井控设计 设计人员资质满足要求
三高井：设计者---高级技术职称
审核者---教授职称或设计单位技术专家 批准者---建设方总工或技术主管领导
常规井：设计者---中级技术职称 审核者---高级技术职称 批准者---建设方总工或技术主管领导
哈国喷出钻杆
G18-11B井喷事故
四、井控设备的试压、安装、维护
一、关于对井控工作的认识 另外： 辅助标准 SY/T6616-2005 《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》 Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》 Q/SYCQZ 006—2011 《钻井液液气分离器安装与使用规范》
《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》（2014版）
如长庆油田气井：
一级风险井 加重材料不少于60t，高于最高（目的层）地层压力 当量钻井液密度0.3g/cm3的加重钻井液不少于60 m3。
二级风险井 加重材料不少于50t，高于最高（目的层）地层压力当 量钻井液密度0.2g/cm3的加重钻井液不少于40 m3。
距离加重材料储备点超过200km以外或交通不便的井加重材料 储备量在以上要求的基础上增加50%以上。
为了加强井控装备管理，明确井 控装备的报废标准而出台的 ， 对防喷器、防喷器控制系统、管 汇系统的判废标准进行了规定。 对如何判废进行了要求。
一、关于对井控工作的认识
油田企业虽然管理方式各有不同，但关注的重点对象都是三高井 、两浅井、探井及特殊工艺井等井控高风险井。（ 中油工程字【 2006】274文件规定“三高”井 ） ★高压油气井：当地层流体充满井筒时，预测井口压力≥35Mpa ★高含硫油气井：天然气中H2S含量＞150mg/m3（100PPM） ★高危地区油气井：井口安全距离不能满足《规程》要求
井口高度的确定和计算
（２）技术套管上端面至转盘面距离＝补心 高+水泥基础高＋生产套管接箍高＋环形铁 板厚度－２５０ｍｍ＝４８５０+280＋３ ００＋３０－２５０＝5210ｍｍ
（３）９５／８套管双公短节长度=技术套 管上端面至转盘面距离—转盘面至井口底 法兰下端面距离=5210—4900=310ｍｍ
实际应用阐明
1、表层套管固井后，应实际测量套管接箍上 端面至转盘面之间旳距离，核对误差，作 为拟定技术套管联入和升高短节高度旳根 据，不能单独以计算成果为准，以免误差 积累。一样道理，技术套管固井后，也应 实际测量套管接箍上端面至转盘面之间旳 距离。
试计算：１、各次套管旳联顶节有效长度。
２、９５／８套管双公短节长度。
１、表层套管旳联顶节有效长度＝１只吊卡 高度＋补心高+水泥基础高＋生产套管接箍 高＋环形铁板厚度＋技术套管接箍高＋环形
铁板厚度－２５０ｍｍ＝２６０＋４８５０ +280＋３００＋３０＋３００＋３０－２５ ０＝５800ｍｍ
２、高+水泥基础高＋生产套管接箍 高＋环形铁板厚度－２５０ｍｍ＝２８０＋ ２８０＋４８５０+280＋３００＋３０－２ ５０＝5770ｍｍ
井口高度旳拟定和计算
一、控制井口高度旳目旳 1、满足各次开钻时井控装置旳安装要求。 2、满足甲方对完井井口装置旳高度控制要求。
二、控制井口高度旳基本措施
1、经过控制各次套管旳实际联入来控制套 管井口高度。
2、经过控制套管双公短节（升高短节）来 控制井控装置旳安装高度。
三、控制井口高度必须掌握旳基础数据
转盘面
钻井四通 底法兰 升高短节
技术套管接箍 环形铁板 表层套管接箍
五、计算举例
某井钻机补心高4.85ｍ，钻机底座“工字钢” 高度为０.３ｍ，钻机水泥基础面高于地面280mm。 设计井身构造为１３３／８——９５／８－５１／ ２，各次套管接箍高度分别为：２００ｍｍ、３０ ０ｍｍ、３００ｍｍ。相应旳套管吊卡高度分别为： ２６０ｍｍ、２８０ｍｍ、２８０ｍｍ。三开前井 口防喷器设计组合为：底法兰＋ＺＳ３５－３５＋ ２ＦＺ３５－３５＋ＦＨ３５－３５。钻井四通高 度为６６０ｍｍ，井口底法兰高度为１７０ｍｍ， 环形铁板厚度为３０ｍｍ。（上述数据系为以便计 算而拟定旳近似值，非现场实际数据，实际工作中 旳数据应以实测为准）
井下作业井控实施细则
井下作业井控实施细则12020年4月19日新疆油田公司井下作业井控实施细则第一章总则第一条为做好新疆油田公司（以下简称公司）井下作业井控工作，防止井喷、井喷失控、着火和爆炸事故发生，保障人身和财产安全，保护环境和油气资源，根据Q/SY 1553- 《井下作业井控技术规范》和相关标准，制定本细则。
第二条井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及油田勘探、开发、设计、施工、技术监督、安全环保、装备物资、培训等多个方面，各有关单位和部门要高度重视，牢固树立“安全第一、环保优先、以人为本”的指导思想，坚持“井控、环保联防联治”的原则，使各项工作协调进行。
第三条井控工作的内容包括井控风险分级与管理、井控设计、井控装置、作业过程中的井控工作、井控安全措施和井喷失控的处理、井控培训、井控管理制度等。
第四条利用井下作业设备进行钻井的井控要求（含套管内侧钻和加深钻井作业），执行《新疆油田钻井井控实施细则》。
第五条本细则适用于井下作业，凡在新疆油田公司所辖区域进行井下作业，均应执行本细则。
第二章井控风险分级与管理第六条按照集团公司井控分级管理原则，结合新疆油田油藏及井下作业工艺特点，对井控风险分级作如下规定：井控风险分级表注：1.油气层性质应以试油结果，确定风险分级。
2.多个风险级并存时，按照就高不就低的原则进行风险评级。
第七条管理要求（一）施工队伍Ⅰ类井由具有乙级及以上资质的队伍施工，其中H2S含量大于100ppm的井由具有甲级资质的队伍施工。
Ⅱ类、Ⅲ类井，由取得资质的队伍施工。
（二）三项设计地质设计、工程设计和施工设计的管理，执行《新疆油田公司井下作业设计管理规定》（油新技字〔〕1号）。
（三）监督管理现场监督管理执行《新疆油田公司井下作业监督管理规定》（油新技字〔〕5号）。
第三章井控设计第八条地质设计应有相应的井控内容，工程设计、施工设计中必须有井控设计。
第九条地质设计中的井控内容（一）井身结构、固井情况、油套管情况1．各层套管钢级、壁厚、外径、下入井深、油层套管抗内压强度以及套管串结构等。
钻井井控现场要求
1.1井控的定义
即对油气井的压力控制， 是指采取一定的方法控制 住地层孔隙压力，保持井 内压力平衡，保证钻井的 顺利进行的技术。 定义中所说的一定的方法 包括两方面： （1）合理的压井液密度 （2）符合要求的井控设 备
一.井控目的及定义
1.2井控目的
1.就是利用一定的设备和技术实施油、气、水压力的控制。保 持井内压力平衡，保证钻井的顺利进行。
1.4井控相关概念
一.井控目的及定义
❖ 气侵（Influx)
当地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙 中的气体侵入井内，通常称之为气侵。
❖ 溢流（Overflow)
井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后井 口钻井液自动外溢，这种现象称之为溢流。
一.井控目的及定义
❖ 井涌（Well Kick)
溢流进一步发展，钻井液涌出井口的现象称之 为井涌，延长气田一般认为泥浆涌出转盘面3米以 下的现象为井涌。
钻铤相匹配的接头，刷红漆，回压阀密封可靠，顶驱钻机配备防喷立柱。
四.井控设备安装要求
4.4节流压井管汇
4.4.1节流、压井管汇底座配备操作升降台（杜绝用黄土和沙袋代替）。 4.4.2液动平板阀每半年检测一次。 4.4.3节流、压井管汇和手动锁紧杆必须有挂牌提示，挂牌与闸阀开关状态 一致。手动锁紧杆接出底座外、靠手轮端硬支撑牢固，操作杆与锁紧轴 中心线的偏斜≤30°，转动灵活，挂牌标注对象、旋转方向和锁紧、解锁 到位的圈数，同时回转1/2-1/4圈,必须安装计数装置, 手动锁紧杆离地面 高度超过 1.6m应安装手轮操作台，手轮周围不得有障碍物影响操作。 4.4.4所有平板阀必须使用明杆阀，手轮完好，不得违规使用暗杆阀。 4.4.5压井管汇Y1止回阀前端接压井管线，压板固定牢靠，并安装保险绳。当
石油钻井井下作业井控规定
井控设备介绍 防喷器 射孔防喷器（闸门）及防喷管
简易防喷装置
采油（气）树 内防喷工具 防喷控制台 压井汇管 节流及相匹配的闸门等
井控设备介绍
防喷器分类： 环形防喷器包括锥形胶芯环形防喷器，球形胶芯环形 防喷器，筒形胶芯环形防喷器。
闸板防喷器按控制方式分为液动和手动闸板防喷器，
第27条，新增“预计为气层的井不应进行抽吸作 业”的要求。 另外本章还新增加了“压井作业”、“拆卸井口 ”、“冲砂作业”、“钻磨作业”、“不连续作 业”等各项施工过程中的有关要求。新增关于“ 油管射孔”、“过油管射孔”过程中的井控要求 。 本章内容更改的比较多，由原来的8条增加为14 条。 第五章：第32条，新增“井场若需动火”，应执 行SY/T5858《石油工业动火安全规程》中的规定 要求。
设计编制中容易发生的一些问题
问题一：地质设计中应提供的资料不全，有的
资料过于陈旧，没有参数价值，尤其是地质设
计中提供的压力资料及与邻井的连通情况等资
料，经常出现缺项的情况，使工程设计之中的
防喷措施制定缺少依据。还有的地质设计中所
给出的资料过于陈旧，根本没有参考价值，使
工程设计无所适从。
设计编制中容易发生的一些问题
系统工程，涉及各管理（勘探）局、油
（气）田公司的勘探开发、设计、施工单
位、技术监督、安全、环保、装备、物资、
培训等部门。要求所有涉及到的单位、部
门和相关人员高度重视，树立“以人为本” 的理念，“坚持安全第一，预防为主”的 方针，有效组织、协调，使《规定》真正 落到实处，井控工作做到万无一失。
四是井下作业井控工作包括的内容： 设计的井控要求、井控装备、作业 过程的井控工作、防火、防爆、防 硫化氢等有毒有害气体的安全措施 和井喷失控的紧急处理，井控培训
钻井井控实施细则新版3-5章
第三章井控装置的安装、试压和使用第十九条井控装置的安装（一）井口装置1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。
其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。
2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。
用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。
手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。
4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。
5.远程控制台（1）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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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。
（3）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。
（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。
（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。
气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。
（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。
（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。
控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。
（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
井控实施细则
1.5 井控装置及专用工具 1.5.1 下列情况应安装剪切闸板防喷器
a）所有含硫油、气井，从固技术套管后 直至完井、原钻机试油的全过程；
b）所有探井、评价井，从固技术套管后 直至完井、原钻机试油的全过程；
1.4 根据地质提供的资料，钻井液密度设计以 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：
a）油井、水井为0.05g/cm3—0.10g/cm3或 控制井底压差1.5MPa—3.5MPa；
b）气井为0.07g/cm3—0.15g/cm3或控制井 底压差3.0MPa—5.0MPa。
a）常规钻进、通井等钻具组合，止回阀 接在钻头与入井第一根钻铤之间；
b）带井底动力钻具的钻具组合，止回阀 接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间；
c）在油气层中取芯钻进使用非投球式取 芯工具，止回阀接在取芯工具与入井第一根钻 铤之间。 2.1.3.2.4 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻 具止回阀，并配有抢装止回阀专用工具，放于 方便取用处。 2.1.3.2.5 在大门坡道上准备一根防喷钻杆 单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和 钻具止回阀）。
1 钻井井控设计
井控设计的主要内容包括：地质资料及油 气水显示提示、井身结构及套管设计、分段钻 井液性能、硫化氢预测、井控装置、加重钻井 液及加重材料储备、欠平衡钻井对压力和硫化 氢含量的要求、井控技术措施、防硫措施、完 井方法及完井井口装置等。 1.1 油气井井口距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 路不小于200m；距井队生活区不少于300m，生 活区相对井场在当地季节风的上风或侧上风方 向；距学校、医院和大型油库等人口密集性、 高危性场所不小于500m。含硫油气井应急撤离
钻井井控实施细则(4篇)
钻井井控实施细则钻井井控是指在石油、天然气等资源开采过程中，为了确保作业安全和井壁稳固的一系列技术措施和操作规范。
下面是钻井井控实施细则的一些内容，供参考使用：1. 井控人员资格要求：a. 井控人员必须经过专门的培训和考试，获得合格证书方可从事井控作业。
b. 井控人员应具备良好的沟通能力、团队协作能力和应急处理能力。
2. 井控计划编制：a. 在进行钻井作业前，应编制详细的井控计划，包括井口控制、压力控制、流体控制等方面。
b. 井控计划应根据具体情况进行调整和修正，确保随时能应对突发情况。
3. 井控装备要求：a. 钻井设备必须符合国家相关标准和规范，保证其性能稳定可靠。
b. 井控装备应定期检修和维护，确保其处于良好状态。
4. 井控监测和预警：a. 在钻井作业过程中，应进行实时的井口、井底的监测和分析，发现异常情况应立即采取预警措施。
b. 钻井井控监测系统应具备高精度、高灵敏度的仪器设备，能够及时反映井下的工况变化。
5. 井控传递和沟通：a. 井场的井控信息应及时传递给相关人员，确保大家对井下情况有清晰的了解。
b. 井控人员之间应保持良好的沟通和合作，及时协调解决问题。
6. 井控风险评估和风险管控：a. 钻井作业前应进行全面的风险评估，制定相应的风险管控措施，确保井下作业安全。
b. 风险管控包括压力控制、井深控制、井壁稳定等方面的考虑，采取相应的措施减少和避免风险。
7. 井控应急预案：a. 钻井作业中应制定详细的井控应急预案，包括突发事件处理、事故现场救援、人员撤离等方面。
b. 井控应急预案应向作业人员进行充分的宣传和培训，确保能在紧急情况下采取正确的措施。
8. 井控数据管理：a. 钻井作业过程中产生的数据应进行及时整理和备份，确保数据的安全性和可靠性。
b. 井控数据应按照要求上报和归档，以备后期的分析和审核。
9. 井控质量管理：a. 钻井作业中应建立严格的质量管理体系，包括质量检查、质量验收等方面的措施。
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钻井施工过程中的井口高度控制摘要：本文阐述了井口高度控制的重要性与施工过程中高度控制的意义。
从钻井实践中总结出了联入计算的一般方法，即由完井井口高度要求倒推出一开双公长度，从而确定需求联顶节长度。
在实际钻井施工过程中，由套管附件的实际长度，先确定表套联入与垫高，再以表套实际联入为基础算出油套联入与垫高。
根据焊井口与使用套管头不同工艺以及是否需要整拖，给出井口高度控制的不同方法。
主题词：联入垫高焊井口套管头目录前言 (1)1 井口高度控制概述 (1)2 双公控制井口的高度 (4)2.1 预算油层理论联入 (4)2.2 确定表层理论联入 (5)2.3 确定双公与联顶节长度 (6)2.4 组织施工一开作业 (7)2.5 组织施工二开作业 (7)3 套管头控制井口的高度 (9)3.1 座封式套管头概述 (9)3.2 座封式套管头确定一开理论联入 (11)3.3 座封式套管头组织一开 (12)3.4 座封式套管头组织二开 (12)3.5 卡瓦式套管头概述 (13)3.6 卡瓦式套管头组织一开 (15)3.7 卡瓦式套管头组织二开 (16)4 结论与建议 (17)附录一参考文献 (18)附录二 32533SL井口高度控制计算数据............ 错误！未定义书签。
前言钻井施工过程中的井口高度计算和联入直接影响到后续的施工作业和完井交井井口质量。
井口高度在钻井施工过程中可以主要通过计算联入、双公、升高法兰、联顶节以及垫高来调节控制。
井口高度的控制不仅仅是指计算套管联入和垫高的过程，还包括对钻井施工过程中各开次进行监控与管理。
根据胜利油田企业标准要求，单井油层套管接箍顶面应高于自然地面0.20m，整拖井井口低于自然地面0.20m，并依次确定技术套管和表层套管的联入。
1井口高度控制概述井口高度与油井的类型、井身结构密切相关。
根据油井是否使用套管头可以分为焊井口完井、套管头完井；根据井架是否整拖可以分为单井和整拖井。
如果是焊井口，完成井井口由表层套管之上的环形钢板、油层母接箍、以及井口帽组成，井口的高度取决于油层套管母接箍顶的高度，如图1-1焊井口完井井口装置示意图。
各层套管之间采用厚度为50mm的环形钢板焊接，并且只能是对N80及其以下钢级套管接箍的焊接，不得将环形钢板与套管本体焊接。
图1-1 焊井口完井井口装置示意图在某些特殊情况下就不能使用焊井口的方法，如探井、井深大于3500米的深井、泥浆密度大于1.60g/cm3的高压井、欠平衡压力工艺钻井等特殊井，应使用套管头，其使用的套管头符合SY5127的规定。
使用套管头的井，完井井口应使用随套管头配置的专用井口帽。
套管头本体接于表层套管的最上端、四通接于套管头本体或其连接装置如升高法兰之上。
因此完井井口高度由套管头本体上端面来确定，如图1-2套管头完井井口装置示意图。
图1-2 套管头完井井口装置示意图井口的高度控制是安装井控设备的基础。
井控设备的标准安装是井控的前提，是减少井喷事故节省成本的有效措施，影响着完井井口高度。
例如与32钻机塔型井架配套的2FZ35-35防喷器，及相应的压井管汇、节流管汇等，安装效果见图1-3(1)、图1-3(2)。
图1-3(1) 第二次开钻井口装置示意图图1-3(2) 21MPa 节流压井管汇安装示意图2 用双公控制井口的高度2.1 预算油层理论联入对于焊井口而言，油层理论联入'o L 是井口要求高度H d 与钻台补心高H b 共同决定的，即'o L b d H H =- (式2-1)式中， 'o L ——油层理论联入，单位m 。
b H ——钻台面与地面的距离，即补心高，单位m 。
d H ——完井井口要求高度，常数，单位m 。
根据是否整拖井，完井井口要求高度d H 取值不同。
单井油层套管接箍顶面应高于自然地面0.20m ，d H =0.2m ；整拖井井口低于自然地面0.20m ，d H =-0.2m 。
2.2 确定表层理论联入参考油层理论联入，计算表层理论联入。
在完井井口组成中，油层联入下面是油层母接箍和环形钢板，表层理论联入's L 为：''s L o mo hg L H H =++ (式2-2)式中， 's L ——表层理论联入，单位m 。
'o L ——油层理论联入，单位m 。
mo H ——油层套管母接箍长度，单位m 。
hg H ——两层套管之间环形钢板总厚度，单位m 。
hg H 一般为常数，一般生产井只用厚度为50mm 的环形钢板1块，即0.05hg H m =。
对于热采井或者甲方的要求，使用厚度分别为50mm 、20mm 的环形钢板2块，那么0.07hg H m =。
例如，林5-26井要求焊井口，已知补心高 5.1b H m =，非整拖井d H =0.2m ，外径177.80mm 的油套母接箍长度0.25mo H m =。
可求得油层理论联入与表层理论联入：'o L 5.100.20 4.90b d H H m =-=-=''s L 4.900.250.05 5.20o mo hg L H H m =++=++=如果是整拖井，d H =-0.2m ，可以求得：'o L 5.10(0.20) 5.30b d H H m =-=--=''s L 5.300.250.05 5.60o mo hg L H H m =++=++=2.3 确定双公与联顶节长度为了标准安装井控设备，需要长度合适的双公与配套的一开联顶节。
二开井口装置与表套母接箍相连的是双公、底法兰、四通、封井器，其中四通与两侧管汇相连，四通高度过低或过高会导致无法接出六米管线，使井控失效，因此四通有一个合适的基准高度st H ：''()st b s sg fl st w b sg fl stw s H H L H H H H H H H L ⎡⎤=--++=+++-⎣⎦（式2-3） 式中， st H ——四通管汇距地面高度，单位m 。
's L ——表层理论联入，单位m 。
b H ——补心高，常数（32塔式井架取5.1），单位m 。
sg H ——双公理论有效长度，单位m 。
fl H ——底法兰高度，单位m 。
stw H ——四通有效厚度，单位m 。
已知与32井架配套的节流管汇高度是0.75m （即0.75st H m =），底法兰高度0.23fl H m =，四通有效厚度为w 0.22st H m =。
由式2-3可求得双公理论有效长度为:列等式： 0.755.100.230.2sg H =+++- 求解得： '0.40sg s st b fl stw H L H H H H m =+---=一开联顶节理论长度lds L 为表层理论联入加上两个吊卡的高度，即：5.200.53 5.73lds L m =+=。
对于整拖井，按企业标准可以求得：5.60+0.75-5.10-0.23-0.220.80sg H m ==5.600.536.13lds L m =+=在实际生产过程中，对整拖井双公的要求为，0.60~0.80sg H m =2.4 组织施工一开作业施工前，首先仔细阅读钻井设计内容，如井身结构、完钻层位、井深、下套管原则、井控设计等相关信息。
例如林5-26井，一开井眼φ346.10mm ×213m ，套管φ273.1mm ×212m ，二开井眼φ241.3mm ×1080m ，套管φ177.8mm ×1070m 。
然后确定联顶节长度5.73-5.80m ，双公长度0.40m 。
套管及其附件联顶节、吊卡、双公、底法兰、四通到井后，先测量其长度、外径等参数，再计算由此确定表层套管实际联入，计算方法由式2-3变为：()s b st sg fl stw L H H H H H =-+++ （式2-4）式中，字母含义同式2-3。
代入林5-26井数据计算表层实际联入: () 5.100.750.210.250.42 5.23s b st sg fl st w L H H H H H m =-+++=-+++=垫高 5.78 5.230.55lds s L L m ∆=-=-=一开固完井后，候凝需要4小时以上，即可缷联顶节。
安装好双公、底法兰、四通、封井器以及两侧的管汇等，即转入二开作业。
2.5 组织施工二开作业确定二开理论联入准备套管附件，因一开实际到井附件与理论值有些差异，因此用一开实际联入代入2-2式计算油层套管理论联入：'L o s mo hg L H H =-- （式2-5）代入林5-26井一开数据，得油层理论联入及联顶节理论长度： 'S L 5.230.250.05 4.93o mo hg L H H m =--=--=4.930.535.46ldo L m =+=结合理论计算参考固井设计，确定套管附件为：吊卡3只、环形钢板1块、循环帽、低压灌泥浆管线、联顶节长度5.50-5.60m ，焊井口。
代入林5-26实测数据由2-5式可得：油层实际联入：L 5.230.230.05 4.91o s mo hg L H H m =--=--=油层垫高： 5.58 4.910.67ldo o L L m ∆=-=-=垫物确定：吊卡2只(53cm)，专用钳头框（12cm ）两边分别一块。
下完套管循环好即进行焊井口作业。
热采井井口一般使用双层不等厚环形钢板，每层都由一块厚度为50mm 的钢板和一层厚度为20mm 的钢板组成。
下面一层环形钢板与外层（表层、技术）套管接箍上面焊接，并使钢板正面向上；上面一层与油层套管接箍底面焊接，以此防止套管的转动，如图2-1。
图2-1 双层环形钢板焊接示意图使用环形钢板的井，井口帽采用壁厚大于5mm的钢管焊制，长度比套管接箍长10—20mm，井口帽顶部以厚度不小于5mm的钢板封堵，下部与外层套管的环形钢板焊接，并留有长度约5mm一段不焊，作为观察口。
在完成井井口表层套管接箍的东方向，以电焊焊上井号。
井号中的汉字用拼音的第一个字母表示。
3套管头控制井口的高度套管头主要有两大作用，即悬挂油管承托井内全部油管柱的重量，密封油管、套管间的环形空间。
其种类繁多，根据密封方式主要分为座封式套管头和卡瓦式套管头。
3.1座封式套管头概述座封式套管头根据心轴的类型又可以分为心轴式套管头、直通式套管头（热采）。
这两种套管头具有结构简单、现场施工方便的特点，得到广泛使用。
座封式套管头完井同焊井口一样都用双公与表套连接，不同的是在完井后保留了双公的完整性。
安装热采套管头参见图3-1，在外层套管母接箍之上连接双公、套管头本体、升高法兰、四通和封井器。