井控实施细则.ppt

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1、 第一章第一章、术语和定义术语和定义第二章第二章、井控装备配套要求井控装备配套要求第三章第三章、井控装置的安装要求井控装置的安装要求第四章第四章、现场试压要求现场试压要求第五章第五章、钻井过程中的井控要求钻井过程中的井控要求第六章第六章、防喷演习防喷演习第七章、附录第七章、附录 含硫油气井 Sulfurous oil and gas well 地层天然气中硫化氢含量大于75 mg/m3(50 ppm)的井 高含硫油气井 High sulfurous oil and gas well 地层天然气中硫化氢含量大于150 mg/m3(100 ppm)的井 高压油气井 High-pressure oi

2、l and gas well 以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能大于或等于35 MPa的井。 浅层气井 Shallow gas well 垂深1000 m以内含气层的井 高含气井 High gas well 目的层预测气液体积比大于400且日产气超过10000m3的井 重点井 Important well 高含硫油气井、高压油气井、预探井、浅层气井、高含气井、工程救援井及欠平衡井 井控一级风险井 High risk well 高含硫油气井、高压油气井、欠平衡井及在高危地区实施的其它重点井 井控二级风险井 Medium risk well 在危险和一般地区

3、实施的重点井；在高危地区实施的常规井 井控三级风险井 Low risk well 在危险和一般地区实施的常规井 在预测有浅层气的地区钻井，如果表层井段钻遇气层，应在导管上安装分流器或大通径防喷器。 70 MPa和105 MPa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。 35 MPa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。 高含硫油气井、欠平衡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

4、防喷器在现场不做剪切功能试验。 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。 所有井控一、二级风险井4号闸阀应为液动闸阀，均应安装司钻控制台。 所有重点井，应接一条压力级别不低于35 MPa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。 含硫油气井井控装置应符合SY/T 6616中的相关规定。高含硫油气井现场使用的防喷器累计上井使用时间应不超过7年。 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。 套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与

5、防喷器压力等级相匹配。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；防喷器密封钢圈只能一次性使用；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、防喷器组安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10 mm，用4根直径不小于16 mm的钢丝绳对角绷紧固定。防喷器组的安装要求：4、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。对无法正常接出底座的，可采用万向节将半封闸板手动锁紧杆手轮接出底座，并转动灵活。防喷器控制系统

6、的安装要求：1、远程控制台安装在面对井架大门左侧前方，距离井口25 m以上，距放喷管线应有2 m以上距离，并在周围留有宽度不小于2 m的人行通道，周围10 m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品2、管排架或管线盒与防喷管线及放喷管线的距离不小于1 m，车辆跨越处应装过桥盖板防喷器控制系统的安装要求：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；气源压力为0.65 MPa0.8 MPa，储能器、管汇和防喷器开关控制压力值分别为17.5 MPa21 MPa和8.5 MPa10.5 MPa，且司钻控制台与远程控制台上的指示表压力误差不大于1 MPa4、电源应从发电房总开关处单独引出控制防喷

7、器控制系统的安装要求：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。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。防喷器控制系统的安装要求：6、节流控制箱宜摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油面距油箱顶部30 mm50 mm，油压2 MPa3 MPa；控制箱上的阀位开度3/81/2，气源压力0.65 MPa0.8 Mpa7、司钻控制台应安装在有利于司钻操作的位置，并固定牢靠；不安装剪切闸

8、板控制手柄；控制顺序必须与井口闸板防喷器组顺序一致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2、防喷管线和放喷管线局部连接可使用高压耐火软管线，但必须固定且安装安全链。防喷管线应采用法兰连接，不允许现场焊接3、回收管线使用经探伤合格的钢制管线或采用35 MPa及以上的高压耐火软管井控管汇的安装要求：4、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5、防喷管线总长度超过7 m时，中间应加以固定井控管汇的安装要求：6、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端还应

9、加安全链，钢制管线的转弯处应使用角度大于120的铸钢弯头或90灌铅缓冲弯头，通径不小于78 mm7、放喷管线至少应有两条，不允许焊接，通径不小于78 mm；走向一致时，应保持大于0.3 m的距离，并分别固定；井控管汇的安装要求：8、放喷管线出口应接至距离井口75 m以上的安全地带，距各种设施不小于50 m。含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100 m以上的安全地带，距各种设施不小于50 m9、放喷管线的安装要有25的坡度；10、每隔10 m15 m、转弯前后（不超过1 m）、出口（不超过1 m）用预制基墩固定牢靠井控管汇的安装要求：11、节流管汇配置三通压力表座，35 MPa节流管汇应配备低

10、量程为16 MPa、高量程为50 MPa的两块压力表，70 MPa节流管汇应配备低量程为25 MPa、高量程为100 MPa的两块压力表；低量程压力表的控制考克在待命状态下为常关12、压力表朝向手动节流阀液气分离器的安装要求：1、钻机液气分离器至少用3根直径不小于16 mm的钢丝绳地锚绷紧固定；进液管内径不小于103 mm，使用安全链或基墩固定；排液管接到振动筛进口槽上；排气管线接出距离井口50 m以上；固定基墩间距20 m30 m，出口距放喷管线3 m以上2、排气管线出口要安装防回火与自动点火装置，并配有手动点火装置内防喷工具的要求：1、施工现场要配备方钻杆上下旋塞（或顶驱旋塞）、应急旋塞（

11、或箭型止回阀）、浮阀、防喷单根（其上接常开旋塞）等内防喷工具及相应配套的工具。2、钻具内防喷工具的最大工作压力与井口防喷器工作压力一致。3、现场准备与下井钻铤螺纹相匹配的防喷单根内防喷工具的要求：4、方钻杆上、下旋塞阀（或顶驱旋塞）每6个月检测试压，并出具合格证5、应急旋塞阀（或箭型止回阀）、防喷单根旋塞阀每12个月或在实施压井作业后检测、试压，并出具合格证6、钻具浮阀每次起出钻具后, 对阀芯与阀体进行检查，发现损坏、冲蚀时要及时进行更换 在阻流环或浮鞋未钻开之前，表层套管试压8 MPa，30 min压降不大于0.5 MPa为合格 在套管直径小于或等于244.5 mm的套管柱试压值为20 MP

12、a，套管直径大于244.5 mm的套管柱试压值为10 MPa，稳压30 min，压降不大于0.5 MPa为合格 老井侧钻开窗前要对套管进行试压，试压值不得低于8MPa。 闸板防喷器低压试验：试验压力为1.4 MPa2.1 MPa，稳压时间不少于10 min，压降不大于0.07 MPa，密封部位无渗漏为合格； 高压试验：用堵塞器或试压塞对防喷器组、钻井四通、防喷管线、节流与压井管汇进行试压，试压介质为清水。试验压力不低于设计试压值； 节流管汇按各控制元件分级试压； 防喷器控制系统用21 MPa的油压作一次可靠性试压，试压介质为液压油，密封部位无渗漏为合格 放喷管线试验压力不低于10 MPa。试压

13、稳压时间不少于10 min，允许压降不大于0.7 MPa，密封部位无渗漏为合格 反压井管线试验压力不低于25 Mpa 防喷器控制系统用21 MPa的油压作一次可靠性试压，试压介质为液压油，密封部位无渗漏为合格 放喷管线试验压力不低于10 MPa。试压稳压时间不少于10 min，允许压降不大于0.7 MPa，密封部位无渗漏为合格 反压井管线试验压力不低于25 Mpa 钻开油气层前试压间隔时间已经超过20 d、现场更换井控装置承压部件后、钻开油气层后距离上次试压时间20 d25 d，应采用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按本次开钻前的试压要求进行整体试压。钻进过程中的井控要求：1

14、、钻时加快时，要采取钻开1 m2 m停钻、停泵观察有无溢流的方式，在判明无溢流后，再继续钻进。2、钻进中发生井漏时，应立即停止钻进，将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，做好关井准备。反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，然后采取相应堵漏措施处理井漏起下钻过程中的井控要求：1、每起3柱钻杆或1柱钻铤要往井内灌满一次钻井液；欠平衡井或不压井作业井，每起1柱钻具要及时往井内灌入钻井液2、钻头在经过油气层和油气层顶部以上300 m井段时，起钻速度不得超过0.5 m/s3、安装钻具浮阀或钻具回压阀时，每下15柱20柱钻杆要向钻具内灌满一次钻井液电测、固井、中途测试过程中的井控要求：1、若测井时间超过油

15、气上窜造成溢流的时间，应中途通井循环再进行测井作业；电测队配备用于剪断电缆的工具2、中途测试和先期完成井，在进行作业前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。电测、固井、中途测试过程中的井控要求：3、下套管前，配备相应的循环接头4、高含硫油气井须换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；其它井安装环形防喷器的可以不换与套管尺寸相匹配的防喷器闸板5、固井全过程应保持井内压力平衡，尤其要防止候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷欠平衡过程中的井控要求：1、安装并使用一套欠平衡钻井专用节流管汇,其压力级别不低于旋转防喷器或旋转控制头的额定工作压力2、现场应储备不低于设计要求密度与体积的重钻井液3、钻井队、录井队指定专人坐岗监测同时做好记录，坐岗记录时间间隔为5 min1、钻井（侧钻）队应组织作业班组按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井等不同工况下进行防喷演习，各班组每月不同工况下的防喷演习不少于一次，并设置复杂情况进行防喷演习2、钻进作业和空井状态应在3 min内控制住井口，起下钻杆作业状态和起下钻铤作业状态应在5 min内控制住井口 3、报警信号为一长鸣笛 关闭防喷器信号为两短鸣笛 开井信号为三短鸣笛 长鸣笛时间15 s以上 短鸣笛时间2 s左右，鸣笛间隔时间1 s