井控实施细则汇编.doc

井控实施细则二一六年一月目录第一章 总 则1第二章 井控设计1第三章 井控装置的安装、试压和使用6第四章 钻开油气层检查验收18第五章 钻井及完井过程中的井控19第六章 溢流的处理和压井作业24第七章 防火、防爆、防硫化氢安全措施26第八章 井喷失控的处理31第九章 井控技术培训、考核32第十章 井控工作分级责任制35第十一章 井喷突发事件逐级汇报制度37第十二章 附则38附录 A 井口装置基本组合图（规范性附录）39附录 B 井控管汇布置图（规范性附录）42附录 C 关井压力提示牌要求（规范性附录）48附录 D 关井操作程序（规范性附录）49附录 E 关井操作岗位分工（规范性附录）50附录 F 开井操作程序（规范性附录）52附录 G 钻开油气层检查验收书（资料性附录）53附录 H 钻开油气层申请书（资料性附录）60附录 I 钻开油气层批准书（资料性附录）61附录 J 井控停止钻井作业通知书（资料性附录）62附录 K 井控复钻申请单（资料性附录）63附录 L 演习记录表（资料性附录）64附录 M 坐岗记录表（资料性附录）66附录 N 关井立压求取方法（资料性附录）67附录 O 压井作业单（资料性附录）68附录 P 钻井井喷突发事件报告信息收集表（资料性附录）71附录 Q 集团公司井控管理九项制度（资料性附录）73钻井井控实施细则第一章 总 则第一条 根据中国石油天然气集团公司Q/SY 1552-2012钻井井控技术规范所阐述的准则，结合西南油气田井控工作特点，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，西南油气田分公司（以下简称“分公司”）的勘探开发、生产运行、工程技术、设备管理、质量安全环保、监督管理等部门和单位以及钻井承包商和其他相关专业化技术服务承包商，必须各司其职、齐抓共管。第三条 本细则规定了西南油气田的井控设计、井控装置安装试压使用、钻开油气层检查验收、钻井及完井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井喷突发事件逐级汇报制度等内容。第四条 本细则适用于分公司所属油气井钻井，其它井可参照执行。第二章 井控设计第五条 油气井井口安全距离要求（一）距高压线及其它永久性设施不小于75m。（二）距民宅不小于100m。（三）距铁路、高速公路不小于200m。（四）距学校、医院和大型油库等人口密集或高危性场所不小于500m。（五）油气井之间的井口间距不小于5m；高压油气井、高含硫油气井井口与其它井井口之间的距离应大于本井所用钻机钻台长度且不小于8m；丛式井组之间的井口距离不小于20m。特殊情况无法满足上述条件时，由项目建设单位组织相关单位进行安全和环境评估，按评估意见处置，经项目建设单位井控主管领导批准后方可实施。第六条 井场布局要求（一）道路应从前场进入。（二）废水池低于方井时应修涵洞，高于方井时应在方井内修集液坑。（三）应有放喷管线接出和固定所需的通道。（四）至少在一个主放喷口修建燃烧池，其尺寸依据井控风险分级选择：1.地层压力不小于105MPa的井、硫化氢含量不小于30g/m3且地层压力不小于70MPa的井、风险探井、新区和新领域第一口预探井等一级风险井，其燃烧池长宽为16m9m。2.地层压力不小于70MPa的井、硫化氢含量不小于30g/m3的井和预探井等二级风险井，其燃烧池长宽为13m3m。3.除一、二级以外的三级风险井，其燃烧池长宽为7m3m。挡火墙高3m，正对燃烧筒的墙厚0.5m，其余墙厚0.25m，内层采用耐火砖修建。一级风险井燃烧池周围防火隔离带距离不小于50m，二、三级风险井不小于25m。（五）燃烧池附近应修建1个集液池，如残液能自流至废水池，其容积按10m3设计，否则按20m3设计。第七条 地质设计前应对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察，并在地质设计书中标注说明，还应标注清楚诸如煤矿等采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度，江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。第八条 地质设计书应根据物探资料以及本构造邻近井和邻构造井的钻探情况，提供本井全井段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，但应提供邻近已钻井地层承压试验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。第九条 在已开发调整区钻井，地质设计书应明确油气田开发部门要及时查清注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝结束为止。第十条 在可能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、埋藏深度及含量进行预测，并在工程设计书中明确相应的安全和技术措施。第十一条 钻井液密度设计应以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准附加一个安全附加值：（一）气井附加值为0.07g/cm30.15g/cm3或附加压力3.0MPa5.0MPa；油、水井附加值为0.05g/cm30.10g/cm3或附加压力1.5MPa3.5MPa。（二）含硫油气井的安全附加值应取上限，同时还应考虑下列影响因素：1.地层孔隙压力预测精度；2.油、气、水层的埋藏深度；3.预测油气水层的产能；4.地应力和地层破裂压力；5.井控装置配套情况。第十二条 井身结构和套管设计井身结构和套管设计应满足下列井控要求：（一）同一裸眼井段内原则上不应有两个以上用同一钻井液密度无法兼顾的油气水层。（二）探井、超深井、复杂井井身结构宜留有一层备用套管。（三）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，表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上。（四）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。（五）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和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，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，且水泥浆应返至地面。第十三条 井控装置配套（一）防喷器的压力等级应与相应井段中的最高地层压力相匹配。根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式：1.压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A中图A.1图A.5。2.压力等级为21MPa或35MPa时，其防喷器组合有三种形式供选择，见附录A中图A.6图A.8。3.压力等级为70MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A中图A.9图A.12。4.压力等级为105MPa或140MPa时，其防喷器组合有六种形式供选择，见附录A中图A.9图A.14。（二）区域探井、高含硫井、预计高产井，技术套管固井后至完井、原钻机试油的全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压力等级和通径一致。有剪切闸板的防喷器组合有两种形式供选择，见附录A中图A.13和图A.14。（三）节流管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配，并按以下形式进行选择：1.压力等级为14MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.1。2.压力等级为21MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.2。3.压力等级为35MPa或70MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.3。4.压力等级为105MPa或140MPa时，节流管汇组合见附录B中图B.4。（四）压井管汇的压力等级应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其基本形式见附录B中图B.5。（五）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法中的相应规定。第十四条 绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。第十五条 钻具内防喷工具、液面监测报警装置及其它井控监测仪器仪表、钻井液处理装置和灌注装置的配备应满足井控技术的要求。第十六条 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，结合增产措施和后期注水、修井作业的需要，按GB/T 22513石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。第十七条 加重钻井液和加重材料储备（一）下列情况，可储备不低于1倍井筒容积的清水，同时储备能配制不低于1倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂：1.须家河及以上地层为目的层，地层压力当量密度不高于1.20g/cm3，不易出现又喷又漏和不含硫化氢的井。2.地层压力不高于静水柱压力且不含硫化氢的井。（二）须家河及以上地层为目的层，地层压力当量密度高于1.20g/cm3的井，应储备不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。（三）须家河以下地层为目的层的井，技术套管固井前，应储备不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。（四）须家河以下地层为目的层的井，技术套管固井后，储备加重钻井液、加重材料和处理剂按以下规定执行：1.含硫井、易漏失井、预计高产井应储备不低于1倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。预探井、区域探井，在地质情况不清楚的井段，应加大加重钻井液储备量。2.不含硫化氢的井应储备不低于0.5倍井筒容积的加重钻井液，同时储备能配制不低于0.5倍井筒容积加重钻井液的加重材料和处理剂。（五）加重钻井液密度按相应井段最高预测地层压力当量密度附加0.30g/cm3确定，若实钻地层压力高于最高预测地层压力时，加重钻井液密度作相应调整。钻井液密度高于2.20g/cm3时，储备密度2.50g/cm3的加重钻井液，同时应加大加重材料储备量。第十八条 钻井工程设计应针对钻井井控风险明确提出各次开钻的重点井控技术措施。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0.65MPa1.00MPa。（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7.0MPa0.7MPa。（6）蓄能器压力17.5MPa21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa10.5MPa，管汇压力10.5MPa1.0MPa，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。（9）控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。（10）远程控制台液压管线备用接口应使用金属堵头封堵，管排架液压管线备用接口应戴上保护盖。6.司钻控制台应安装在司钻操作台附近，司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。7.司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差小于0.6MPa、管汇压力及环形压力误差小于0.3MPa。8.套管头的安装应符合SY/T 6789套管头使用规范中的相应规定。（二）井控管汇1.防喷管线安装防喷管线应使用专用管线并采用标准螺纹法兰连接，压力等级与防喷器压力等级相匹配，长度超过7m应固定牢靠。须家河及以上地层为目的层、地层压力低于35MPa、不含硫化氢的丛式井组，可使用与防喷器压力等级相匹配的耐火软管线，长度超过7m应加以固定。2.放喷管线安装（1）放喷管线的安装、固定、试压应在钻开设计提示的第一个油气显示层前完成。（2）管线至少应接两条，高含硫井、区域探井和预计高产井应安装双四通和四条放喷管线。（3）放喷管线一般情况下向井场两侧引出，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于120的铸（锻）钢弯头，同时布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。（4）放喷管线低洼处应安装排污阀，排污阀的压力等级与放喷管线的额定压力等级一致。（5）管线应使用标准螺纹法兰连接的专用管线，不应现场焊接，其通径不小于78mm。（6）管线连接法兰应露出地面，管线车辆跨越处应装过桥盖板。（7）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带。（8）放喷管线出口采用双压板固定，同时应安装燃烧筒，燃烧筒法兰距最后一个固定压板不超过1m，燃烧筒出口应居中正对挡火墙主墙，连接燃烧筒的法兰盘进入燃烧池不超过1m。（9）管线每隔10m15m、转弯处两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加压板固定，两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定；管线悬空跨度超过10m时，中间应支撑固定，其悬空两端也应在地面固定。（10）水泥基墩坑长宽深为0.8m0.8m1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。（11）地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m，不允许对焊；固定压板宽度不小于60mm、厚度不小于8mm。3.钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于78mm，出口应固定牢靠，转弯处应使用夹角不小于120的铸（锻）钢弯头。4. 节流、压井管汇上安装高、低量程压力表，压力表下端装缓冲器和截止阀；低量程压力表量程为16MPa，其下端所装截止阀处于常关状态，高量程压力表下端所装截止阀处于常开状态。压井管汇在朝向前场方向安装油管短节，其基坑便于压井管线的连接。反压井管线应固定牢靠，管线应采用内通径不小于50mm的硬管线。5.四通两翼应至少各装两个闸阀，一个闸阀紧靠四通，另一个闸阀应接出井架底座以外。6.井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指示器的平板阀。7.所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态，正常情况下各闸阀的开关状态见附录B中图B.6、图B.7、图B.8、图B.9。8.节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，阀位开度3/81/2，气源压力0.65MPa1.00MPa。9.应在节流管汇处放置关井压力提示牌（关井压力提示牌格式见附录C），同时将关井压力提示牌内容打印张贴在节流控制箱箱盖内壁。（三）钻具内防喷工具1.钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。2.旋塞阀油气层中钻进，应装方钻杆或顶驱旋塞阀，旋塞阀通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。3.钻具止回阀（1）油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀。下列情况除外：a.堵漏钻具组合。b.下尾管前的称重钻具组合。c.处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。d.穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。e.传输测井钻具组合。（2）钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻具外径、强度相匹配。（3）钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原则，主要有以下作法：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.在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。（4）钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配备抢装止回阀的专用工具，放于方便取用处。4.防喷钻杆（1）在大门坡道上准备相应的防喷单根，其上端接旋塞阀（处于常开状态）。（2）顶驱作业可准备防喷立柱，放于便于取用处，旋塞阀（常开）可接在中单根上端或下端。（3）使用复合钻具时，按小尺寸钻杆准备防喷单根。（4）整体式钻铤提升短节可以入井，其上端母扣应与钻杆扣一致。（四）钻杆挂区域预探井、高含硫井、预计高产井、复杂井应配备能与井内钻具相连接且与特殊四通相匹配的钻杆挂。（五）旁通阀1.油气层钻井作业中，存在井漏风险的井应安装旁通阀。2.宜安装在靠近钻头处。（六）液面监测报警装置1.钻井液循环罐和处理剂胶液罐都应安装液面直读装置。2.钻井液循环罐应配备液面监测报警仪。（七）液气分离器和除气器1.气井及气油比高的油井应配备液气分离器和除气器。2.液气分离器排气管线出口应接至距井口50m以远有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78mm，可使用35MPa的软管连接；分离器应定期检验。3.除气器的排气管应接出罐区，出口距离除气器15m以远，并保持排气管畅通。（八）储备罐回收和放出管线应独立分开。加重系统的双机双漏斗能分开单独运行。第二十条 井控装置和套管柱试压（一）试压介质防喷器控制系统试压介质为所用液压油，井控装置试压介质为清水，套管柱试压介质为钻井液。（二）试压值1.井控装置（1）所有井控装置应在有资质单位按额定工作压力试压，闸板防喷器还应做1.4MPa2.1MPa低压密封试验，出具试压合格证，随设备送井，井控装置检测试压日期与送井使用日期超过半年应重新检测试压合格后送井。井口装置、防喷管线及内控闸阀每半年应检测合格方可使用；防喷器控制装置、液气分离器、节流管汇、压井管汇应每年检测。（2）井控装置安装后试压。大于339.7mm的表层套管固井后，试压3MPa8MPa；其余表层套管固井后，按套管柱最小抗内压强度的80%和井口装置额定工作压力两者中的最小值试压；技术套管和油层套管固井后，在不超过套管柱最小抗内压强度的80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的70%，闸板防喷器、剪切闸板防喷器、压井管汇和防喷管线试额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分级试压。（3）放喷管线试压10MPa。（4）井口装置试压时，应对反压井管线、水龙带及立管按三者中最小额定压力的70%进行试压。2.套管柱（1）大于339.7mm的表层套管在评价固井质量后，试压3MPa8MPa。（2）其余尺寸表层套管在评价固井质量后，按套管柱最小抗内压强度的80%和井口装置额定工作压力两者中的最小值试压。（3）技术套管柱、油层套管柱试压a.注水泥替浆碰压后立即对套管柱试压25MPa，但不大于套管柱最小抗内压强度的80%、套管柱剩余抗拉强度的60%二者中的最小值，若最小值小于25MPa则按其下b的要求试压。b.对于尾管固井后无上/下水泥塞，注水泥替浆未碰压或试压不合格的井，应在固井质量评价后对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80%试压，但试压值不大于25MPa。（4）尾管固井后需继续钻进的套管柱试压a.探至上塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的70试压。b.钻塞至喇叭口后，对喇叭口封固质量检验试压10MPa15MPa，但不大于套管柱最小抗内压强度的70%。c.探钻下塞至要求井深并电测固井质量后，在井内为下开钻井液情况下对全井套管柱对套管柱按套管柱最小抗内压强度的70试压。（5）需继续钻进的回接套管柱试压a.探至水泥塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80试压。b.钻塞完后，在井内为下开钻井液情况下对回接筒处按套管柱最小抗内压强度的80试压。3.钻开油气层前50m100m及钻井作业过程中每30天，应在不超过套管柱最小抗内压强度的80%前提下，用提拉式堵塞器对井口附近套管柱（3050m）试压30MPa，同时用试压塞对防喷器组及节流压井管汇按上述1中相应要求进行试压。4.更换井控装置部件、换装套管闸板后，应按上述1中相应要求重新试压。5.防喷器控制装置在现场安装好后按21MPa做一次可靠性试压。（三）试压要求1.井控装置试压稳压时间不少于30min，内防喷工具试压稳压时间不少于5min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。低压密封试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。试压后应对所有连接螺栓进行检查。2.套管柱试压时，固井碰压试压稳压时间不少于10min，无压降为合格；固井后试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格。3.要求进行低压试验的，宜先试高压再试低压。4.采油（气）井口装置在送井前和上井安装后，试压稳压时间不少于30min，允许压降不大于0.5MPa，密封部位无渗漏为合格。5.完整记录每次试压资料。现场试压记录应由钻井队队长（或技术负责人）、安全监督和钻井监督三方签字。第二十一条 井控装置使用（一）发现溢流后关井，应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不宜长时间关井，非特殊情况不应采用环形防喷器封闭空井。（二）关井状态下不宜活动或起下钻具。特殊情况下，在只关闭环形防喷器且套压不超过14MPa时，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不允许转动钻具和钻具接头通过胶芯。若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18斜坡接头钻具的情况下，起下钻速度不应大于0.2m/s。（三）采用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧；打开闸板前，应先手动解锁，再液压打开；锁紧和解锁应一次性到位。（四）当井内有钻具时，非特殊情况下不应关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。（五）严禁直接打开防喷器泄压。（六）施工作业现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，不应同时打开两侧门。（七）油气层钻进中每周应关、开半封闸板和闸阀一次，每次起钻完关、开全封闸板和剪切闸板防喷器各一次，环形防喷器每半月试关井（在有钻具的条件下）一次。（八）剪切闸板防喷器使用1.使用剪切闸板的前提条件：井喷失控，现场已无力改变井喷失控状态且危及人身安全的情况下，才能使用剪切闸板剪断井内钻具，控制井口。2.使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限：钻井队长同钻井监督协商一致后，请示项目建设单位和钻井承包商井控第一责任人同意后，立即组织实施剪断钻具关井；若情况紧急，来不及请示，经钻井监督同意，由钻井队长组织实施剪断钻具关井。3.剪切闸板防喷器剪断钻具关井操作程序（1）确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车系统。（2）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器，打开放喷管线泄压。（3）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。（4）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应由气动泵直接增压，直至剪断井内钻具关井。（5）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。（6）试关井。4.剪切闸板防喷器使用安全注意事项（1）钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理，避免因误操作而导致钻具事故或更严重的事故。（2）操作剪切闸板时，除远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置。（3）恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。5.全封闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭空井。（九）井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板1副，存放在井场空调房内，保证不受压、不变形、不损坏。（十）有二次密封的闸板防喷器和平板阀，密封失效时方能使用二次密封，且止漏即可。紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。（十一）手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈1/2圈。其开、关应一次到位，不应半开半闭和作节流阀用。（十二）压井管汇不应用作日常灌注钻井液用；反压井管线使用后应冲洗，保持管线畅通。（十三）钻井现场应配备与井内钻杆和方钻杆相匹配的死卡，并备用直径不小于22mm固定用钢丝绳。（十四）钻具内防喷工具的使用1.每周开关活动旋塞阀一次，保持其开关灵活。2.钻具止回阀每次入井前，检查有无堵塞、刺漏及密封情况；备用钻具止回阀及抢接工具每次起钻前检查一次，并做好记录。3.装有钻具止回阀下钻时，每下20柱30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液；下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，循环一周排出钻具内的空气后方可继续下钻。（十五）技术套管固井后的正常钻井作业中应使用套管防磨工具，在井口附近的3柱钻具中每柱加1只防磨接头。（十六）套管头保护1.安装套管头后应使用防磨套，正常情况下每月月度试压时取出检查一次。2.固井注水泥施工后使用清水冲洗井口或憋压，防止水泥浆堵塞套管头两侧闸门和压力表。（十七）套管头压力观察1.除表层套管外，其余下至井口的各层套管固井施工完成后，应在环空安装相应量程的压力表。2.如果套管环空有压力则每天记录压力值，如果没有压力则每周记录一次，并将数据填入井史内。3.套管环空压力应不大于对应外层套管抗内压强度的80%、闸阀和相应套管头额定压力三者中的最小值，否则应接管线至井场外安全位置点火泄压。4.对井口和套管进行试压作业时，均应观察和记录各层套管环空压力变化情况。第四章 钻开油气层检查验收第二十二条 安装好防喷器后，各作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习（见附录D、附录E和附录F）；其后每月不少于一次不同工况的防喷演习。钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控制住井口，记录演习情况（见附录L）。第二十三条 钻井队应组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应按应急预案进行硫化氢防护演习，记录演习情况（见附录L）。第二十四条 进入油气层之前100m开始实行钻井队干部24h带班作业。带班干部应挂牌或有明显标志，负责带领生产班组全面完成各类作业，检查、监督各岗位严格执行井控制度，并认真填写带班干部交接班记录。第二十五条 实行“坐岗”制度，指定专人观察和记录循环池液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现溢流显示（见附录M）。第二十六条 检查各种钻井设备、仪器仪表、防护设施、消防器材及专用工具是否齐全，所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定，运转是否正常，发现问题应及时整改。第二十七条 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料；在储备罐上注明加重钻井液的密度和数量；储备加重钻井液每7天循环处理一次。第二十八条 钻开设计提示的第一个油气显示层前，由钻井监督组织，按照钻开油气层检查验收书（见附录G）内容进行钻开油气显示层检查验收，并报项目建设单位备案。第二十九条 技术套管固井后开钻前，由项目建设单位组织进行工程、地质、钻井液、井控措施等方面的技术交底。第三十条 钻开油气层前，项目建设单位组织钻开油气层检查验收，检查验收情况及验收意见记录在钻开油气层检查验收书中；检查验收井控隐患和问题整改完毕后，钻井承包商向项目建设单位提交钻开油气层申请书（见附录H）；项目建设单位主管领导签发钻开油气层批准书（见附录I）后，方可钻开油气层。第五章 钻井及完井过程中的井控第三十一条 加强地层对比分析，及时提出可靠的地层分层预报，在进入油气层前50m100m，按照下部井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。若发生井漏，应采取堵漏措施提高地层承压能力。第三十二条 钻井作业中应绘制本井预测地层压力当量钻井液密度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。预探井、资料井由综合录井队对砂、泥、页岩地层绘制dc指数随钻监测地层压力当量钻井液密度曲线。第三十三条 钻开油气层或在主要油气层井段钻进时，钻头应采用大直径喷嘴，便于压井和堵漏。第三十四条 钻开油气层前50m100m及油气层钻进过程中，每只钻头入井钻进前、调整钻井液性能和钻具组合后，应以1/31/2正常流量测一次低泵冲循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。第三十五条 油气层钻进作业中发生放空、严重井漏、钻井液出口流量增大等异常情况应关井检查；发现钻时明显加快、蹩跳钻、循环泵压异常、悬重变化、初始气侵、气测异常、氯根含量变化、钻井液密度和粘度变化、气泡、气味、油花等情况应停钻观察。第三十六条 坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢流，下列情况需进行短程起下钻：（一）钻开油气层后每次起钻前。（二）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流的起钻前。（三）溢流压井后起钻前。（四）调低井内钻井液密度后起钻前。（五）钻开油气层井漏堵漏后起钻前。（六）钻开油气层后需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。第三十七条 短程起下钻基本作法（一）一般情况下试起15柱钻具或起至套管鞋，再下入井底循环一周半，若钻井液无气侵，则可正式起钻；若后效严重，不具备起钻条件时，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻。（二）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期加其他空井作业时间，再下入井底循环一周半观察。第三十八条 起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措施（一）起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半；短程起下钻后的循环观察时间也应达到一周半以上；进出口密度差不超过0.02g/cm3。短程起下钻应测油气上窜速度，满足井控安全要求才能进行起下钻作业。（二）起钻中严格按规定每起出3柱5柱钻杆灌满钻井液一次，每起出1柱钻铤灌满钻井液一次；若钻具水眼堵塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。（三）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不应超过0.5m/s，维持钻井液良好的造壁性和流变性，避免起钻中井内发生严重抽吸。（四）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏。若井内钻井液静止时间长，应分段循环钻井液。（五）起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋进行；若起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采取相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半，正常后再起钻。严禁在空井情况下进行设备检修。第三十九条 正常钻进中气侵钻井液处理（一）改善钻井液的脱气性能，发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不应重新注入井内。（二）若需加重，应在气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重；加重速度要均匀，每个循环周密度增量控制在0.05g/cm3以内。第四十条 因故停等时，应将钻具起（下）到套管鞋内，停等期间根据油气上窜速度定期下钻到井底循环。第四十一条 “坐岗”制度（一）表层套管固井后开始坐岗。（二）坐岗人员应经钻井队（录井队）培训合格。（三）钻进中由钻井作业班安排专人坐岗，地质录井人员按要求对循环罐液面等进行监测；起下钻、其他辅助作业或停钻时，钻井作业班和地质录井人员应同时落实专人坐岗。钻井队与录井队的坐岗人员应错开时间记录。（四）坐岗要求1.钻井技术负责人对使用不同的循环罐和不同排量在开泵与停泵过程中钻井液槽面占有量（或回流量）进行实测，作好记录并告知坐岗人员。2.坐岗人员负责检查、调校液面报警器的报警值。3.钻进中报警值的设置按照参加循环的所有循环罐钻井液总量增减2m3进行设置；未参加循环的循环罐，报警值按每个罐增减0.5m3进行设置；油气层钻井作业，只能使用一个循环罐作为上水罐。4.带班干部每小时对坐岗情况检查一次并在坐岗记录上签字。5.钻进作业，应注意观察钻时、放空、井漏、泵压、气测值和钻井液出口流量、气泡、气味、油花，测量循环罐液面、钻井液密度和粘度、氯根含量等变化情况，每隔15min对所有循环罐液面作一次观察记录，液面增减量超过0.5m3要及时分析并注明原因，遇特殊情况应加密观察记录，发现异常情况及时报告司钻。6.起下钻作业，停止灌钻井液时和停止下放钻具时应注意观察出口钻井液是否断流，每起下3柱5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。7.其他作业，应注意观察出口是否有钻井液外溢和液面是否在井口，关井情况下井口是否起压，并根据要求做好记录，发现异常情况及时报告司钻。第四十二条 油气层钻进中井漏处理（一）井漏后静液面不在井口1.停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，做好井控准备。2.间断或小排量连续反灌钻井液，维持井内钻井液液柱压力大于地层压力。3.在安全的情况下，将钻头起至套管鞋或安全井段进行观察。4.根据吊灌情况，请示上级主管部门或领导后，采取相应措施进行处理。5.若井内钻井液液柱压力与产层压力相差悬殊，有条件的井，抢装钻杆挂并坐入特殊四通，再进行下步处理。（二）井漏后静液面在井口1.停钻、上提方钻杆、停泵，活动钻具观察，做好井控准备。2.在安全的情况下，将钻头起至套管鞋内或安全井段进行观察。3.观察无异常则小排量循环，根据漏失情况采取堵漏、起钻或调整钻井液性能等措施进行处理。4.若产层井漏，根据静液柱压力求出平衡产层压力的钻井液密度，调整好性能，进行小排量循环均匀，起至套管鞋内观察一个起下钻周期后，下入井底循环不漏，再进行钻井作业。第四十三条 电测、固井、中途测试井控要求（一）电测前井内应正常、稳定。若电测时间长，油气上窜速度不能满足井控安全要求时，应进行中途通井循环。电测时准备一柱带止回阀的钻杆，以备有条件时抢下钻具。电测队配备用于剪断电缆的工具。（二）下套管前，应换装与套管尺寸相同的半封闸板；下尾管作业可不换装套管闸板，但应准备好相应防喷钻杆。固井作业全过程应保持井内压力平衡，防止固井作业中因井漏、注水泥候凝期间水泥失重造成井内压力平衡被破坏而导致井喷。（三）中途测试和先期完成井，在进行作业以前应观察一个作业周期。第四十四条 定向钻井、取心钻井井控要求（一）不应在目的层和含硫油气层钻进中使用有线随钻仪进行随钻作业。（二）油气层采用吊测方式测斜前井内应平稳，满足安全测斜时间。（三）若测斜过程中发生溢流，当危及井控安全时应立即剪断电缆控制井口。（四）在井口取心工具操作和岩心出心过程中发