冀东井控细则井控试题.doc

井控实施细则考试题1、钻井作业要坚持“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查”的关井原则，及时、果断处置井控险情，杜绝井喷和井喷失控事故发生。2、含浅层气的井，表层套管尽可能深下且水泥应返至地面。3、井口距离高压线（10KV以上）及其它永久性设施等不小于75m；距民宅等不小于100m；距铁路、高速公路、河流、水库等不小于200m；距学校、医院、油库等易燃易爆场所、人口密集场所等不小于500m。4、根据物探资料及本构造邻井和邻近构造的钻探情况，在探井地质设计书中提供本井全井段预测的地层孔隙压力、地层破裂压力（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井或邻区块已钻井地层承压检验资料）和地层坍塌压力“三压力”曲线以及浅层气的预测资料、邻井近期测压资料和实钻资料、富含气层位及埋藏深度资料、油气水显示和井喷、井漏等复杂情况，为工程设计和施工设计提供可靠的依据。5、钻井液密度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：油井、水井为0.05g/cm30.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa3.5MPa；气井为0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa5.0MPa。6、探井、超深井、复杂井井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。7、在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大（0.3MPa/100m）的油气水层。8、钻开油气层前100150m时，要以1/31/2正常排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速小排量实验。进入油气层后每钻300m时作一次，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。9、海洋油气井表层套管水泥返至泥线以下4.0m处，下层套管水泥至少应返至上层套管鞋以上100m处。10、含硫化氢等有毒有害气体的井，J1阀和4号闸阀应为液动闸阀。11、现场井控装置的安装包括：井口装置、井控管汇、液气分离器、钻具内防喷工具的安装等。12、防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，用16mm钢丝绳双股和600mm反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定；防喷器进油接头面对机房方向； 13、防喷器主体安装时要遵循上全下半的原则。应使液控管线安装在同一面，并按闸板防喷器数量配手动锁紧杆，手动锁紧杆尽可能接出钻机底座外，手轮上要标明开关方向、开关圈数和解锁状态。靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜不大于30。 14、防喷器远程控制台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，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。15、管排架（管排盒）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许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。16、远程控制台和司钻控制台气源专线供给，单独控制，气泵、司钻控制台气源压力为0.650.80MPa，并配置气源排水分离器，并严禁强行弯曲和压折气管束。17电源线应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。18、远程控制台使用10航空液压油或性能相当的液压油，液压油油面在无压力时应达到油箱上刻度线，待命工况时油箱中盛油不低于油位计中位。19、储能器瓶的压力应保持17.521MPa；储能器充氮压力70.7Mpa；20、管汇压力和环形防喷器压力为10.5MPa，并始终处于工作压力状态。21、压力继电器下限调至17.5MPa，上限21MPa；压力继气器（液压开关）临界值调至21MPa。22、远程台换向阀转动方向与防喷器开关状态应一致。23、待命状态下，远控台三位四通换向阀手柄处于工作位，要经常检查液压管线，确保不刺不漏。24、在海洋、人工岛等高危地区钻井及重点探井、超深井、含硫油气井、高压高产油气井钻井作业中，钻井平台要安装司钻控制台。25、远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。远程控制台上剪切闸板防喷器控制换向阀应安装防止误操作的限位装置。25、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高3050mm，气源压力0.650.8MPa，油压23MPa（孔板式节流阀，油压56MPa），气动节流控制箱的阀位开度3/81/2，电动节流控制箱的阀位开启度1823mm；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。节流控制箱处必须有关井提示牌。26、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板防喷器控制阀。27、液气分离器排气管线（其通径不小于140mm）接出距井口50m以远，井场受限接至井场边缘并按要求固定。28、防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态，内控管线控制闸阀（手动或液动阀）必须接出井架底座以外。29、放喷管线其通径不小于78mm。30、在井控车间，高压试验压力值为额定工作压力，稳压时间不小于10min，压降不大于0.7MPa，密封件部位无渗漏为合格。低压试验压力值为0.72.1MPa，稳压时间不小于3 min，压降不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏为合格。31、钻井队要对远程控制台至封井器的所有液压管线进行21MPa可靠性试压，确保不刺不漏。32、海洋钻井防喷器控制系统的控制能力应与防喷器组合相匹配，主控制台安装在钻台上，由应急配电中心供电，气动泵气源常供；辅助控制台安装在钻井平台生活区附近，控制气源常供。33、海洋钻井液气分离器排气管线要高出天车安装台1.52m，中间不准用胶管连接，其通径不小于100mm，用卡子将管线固定在井架大腿上。34、含硫化氢油气井的内控管线要采用抗硫的专用管材。内控管线长度超过7m时，必须固定。35、钻井四通两翼应各有两个闸阀，紧靠钻井四通的手动闸阀应处于常开状态， 1号和4号安装在井架底座外侧，应处于常关状态。4号应安装液动阀。36、压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关（处于开位）的1016MPa的低量程压力表。37、压井管汇为压井作业专用，其压力级别与防喷器压力级别相匹配，止回阀端必须接2由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，直通端兼作副放喷管线。38、钻井液回收管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材，不允许现场焊接。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。39、钻井液回收管线出口应接入钻井液罐内并固定牢靠，转弯处使用角度大于120的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，也可使用高压耐火软管并固定牢靠，其通径不小于78mm。40、放喷管线至少有两条，放喷管线通径不小于78mm，一律采用法兰连接，严禁在现场焊接。出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路和其它设备等障碍物。41、放喷管线管线每隔1015m、转弯前、后处用预制基墩或地锚固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m；基墩地脚螺栓直径不小于20mm，42、钻具内防喷工具包括：方钻杆上下旋塞、应急旋塞、钻具止回阀、防喷钻杆单根（其上接常开旋塞）及相应配套工具等。使用复合钻杆时，要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根和内防喷工具。含硫化氢井、气井、气油比高的井、区域探井要配备浮阀。43、钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀(位于开位)或箭型回压阀。 44、底座高大于9m的高底座钻机，要在钻台上准备一柱带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和旋塞阀防喷钻杆立柱。45、内防喷工具现场使用一年后要送管具服务公司进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。46、探井、气井及气油比超过300的油井应安装液气分离器和除气器。47、液气分离器安装在节流管汇的外侧，至少用3根直径12.7mm的钢丝绳作绷绳固定牢靠；其安全阀按规定进行校验（检验周期不超过一年），安全阀泄压出口指向井场右侧。48、钻井液液气分离器的进液管采用内径不小于78mm的高压软管线，使用保险绳、卡子和基墩固定；49、液气分离器的安全阀应定期检测。海洋钻井中，安全阀出口应回接至循环罐，陆地钻井中安全阀出口宜联接一只不变径弯接头（出口向下）。50、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外；51、防喷器在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；放喷管线试验压力不低于10MPa；稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。52、环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井；在套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s；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。53、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁。54、当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。55、 钻开油气层后，应定期对闸板防喷器及手动锁紧装置进行开、关活动，在井内有钻具的条件下应适当对环形防喷器进行试关井。56、发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段的最高地层压力。57、下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：（一）钻开油气层后的第一次起钻前；（二）溢流压井后起钻前；（三）油气层活跃井的每次起钻前；（四）钻开油气层井漏堵漏成功后或尚未完全堵住的起钻前；（五）钻进中曾发生油气侵但未溢流的起钻前；（六）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；（七）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管和中途测试等）起钻前。58、短程起下钻的基本作法如下：（1）一般情况下短起10柱15柱钻具，再下入井底循环观察一周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污的钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；（2）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或停泵所需的等值时间，再下至井底循环，至少观察一个循环周。若有油气侵，应调整处理钻井液；油气上窜速度小于30/时，即可起钻。59、起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3； 60、起钻时每起三柱钻杆或一柱钻铤时要灌满钻井液一次；欠平衡井起钻时必须连续灌满钻井液，及时记录、校核钻井液灌入量，及时发现异常情况；61、钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s； 62、起钻过程中，因设备故障停止作业时,要加密观察井口液面变化，待修好设备后再下钻到井底循环正常后，重新起钻；63、起钻过程中发生抽吸现象时，要停止起钻作业,开泵循环，正常后下钻到井底循环正常后，再重新起钻。64、起钻完要及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。65、检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。防喷器闸板尺寸要保持与钻具尺寸相匹配，确保随时关井。66、下钻时，进入油气层前300m要控制下钻速度，避免因压力激动造成井漏。安装钻具浮阀时，下钻中途打通钻井液后，再每下5-10柱钻杆要灌满一次钻井液，下钻中途和到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵循环。67、钻井取心作业时，割心后循环一个迟到时间，并停泵观察有无溢流，若无溢流，则可正式起钻；否则应节流循环加重钻井液，直到井内压力平衡方可起钻。68、发现气侵应及时排除，经过气侵的钻井液未经排气不得重新注入井内。69、坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻或值班干部。70、钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录；71、起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）的钻具容积和灌入（或流出）的钻井液容积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。72、发现溢流要及时发出报警信号：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。73、钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应的措施处理井漏。74、下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板； 75、洗压井后观察2小时以上(油套压力为零、出口无溢流等)，若无异常方可进行下一步施工。76、严格遵循“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”的原则，发现溢流应立即按关井操作程序迅速关井；关井后应及时准确求得关井立管压力、关井套压和溢流量。 77、“四七动作”完成关井以后，如发现井口依然在喷或井口周围冒油冒气，值班干部或技术员要立即查明原因，采取正确措施加以控制。另外，要立即检查远程控制室闸板防喷器控制手柄关井是否正确；储能器压力值是否正常；压井节流管汇闸阀开关状态是否正确；井控装置各法兰连接部位有无渗漏、各闸阀开关状态是否正确；欠平衡操作人员检查旋转防喷器；储备的应急压井液、应急加重剂数量是否够用等，发现问题立即纠正，或及时进行汇报。78、 任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。79、关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致。80、关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井。81、所有常规压井应始终控制井底压力略大于地层压力.82、天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。83、空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。84、欠平衡井实施条件：地层流体中硫化氢含量低于 50ppm。85、液相欠平衡钻井，对油气比高的储层，取值范围在：0.20.7MPa；对油气比低的储层，取值范围在：0.71.4MPa。86、欠平衡循环介质的设计原则：气基（纯气体、泡沫、充气）一般适用于地层压力系数小于1.0的井；液基（水基、油基）一般适用于地层压力系数大于1.0的井。87、旋转防喷器或旋转控制头安装在常规防喷器组合之上。88、欠平衡井作业时燃烧管线应顺着季风方向延伸距井口75m以远的安全地带，并修建燃烧池和挡火墙。燃烧池大小和挡火墙的高度应满足欠平衡钻井安全要求。燃烧管线上安装防回火装置，出口应安装自动点火装置，其点火间隔时间不大于3秒；同时应准备其它点火手段。89应为欠平衡钻井配备综合录井仪。录井队和欠平衡服务队伍的监测设备应满足实时监测、参数录取的要求。气体钻井时，岩屑取样器距井口不小于30米。90、实施气体欠平衡钻井时，供气设备距井口不小于15m。91、旋转防喷器或旋转控制头以及节流管汇的试压：在不超过套管抗内压强度80和井口其它设备额定工作压力的前提下，静压用清水试压到额定静密封压力的70，动压试压不低于额定动密封压力的70。稳压时间不少于10min，最大压降不超过0.7MPa。92、所有欠平衡钻井装备安装完毕和试压后，做欠平衡钻井循环流程试运转，正常运转时间不少于10min，连接部位不刺不漏。93、欠平衡井作业时，根据地层孔隙压力系数和现场情况，应储备密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.2-0.4g/cm3、足够的重钻井液。同时，现场还应储备足够的加重材料和处理剂。95、实施欠平衡钻井前，应制订有针对性和操作性的应急预案，至少包括以下程序：1、出现有毒、有害气体；2、套压超过设计上限；3、发生井下复杂；4、钻遇高产、高压油、气、水层；5、立压或套压出现异常变化；6、地面关键设备出现故障。96、在欠平衡钻井施工前，分别由钻井队、项目部和钻探公司逐级组织验收，对验收检查出的问题整改后，报油田钻井主管单位申请验收。由现场领导小组组织验收，对不满足欠平衡钻井安全施工条件的，不得批准开钻。97、欠平衡钻井中，当发现返出量明显增多或套压明显升高时，应关井求压。98、欠平衡钻井中，每趟起钻前，应对半封闸板防喷器进行关、开检查；每趟下钻前，应对全封闸板防喷器进行关、开检查；并对控制系统进行检查。99、欠平衡钻井中，带压起下钻期间，根据设备作业能力控制井口套压，专人观察、记录套压变化，发现异常应及时处理；当上顶力达到钻具浮重的80%时，应使用不压井起下钻装置。100、液相欠平衡钻井带压起钻作业期间，应及时向井内注入钻井液，注入量应与起出钻具体积基本一致，发现异常情况及时处理并报告。101、欠平衡作业的终止条件：自井内返出的气体（包括天然气），在未与大气接触之前所含硫化氢浓度等于或大于50ppm；或者自井内返出的气体（包括天然气），在其与大气接触的出口环境中硫化氢浓度大于20ppm。102、欠平衡作业的终止条件：钻进井段中有多个压力系数且上部高下部低致使作业时井口压力超过7MPa；钻具内防喷工具失效；103、实施空气钻井时，监测到可燃气体含量超过3%，停钻循环观察10min；若可燃气体含量仍继续上升达到5%，则应立即停止空气钻井。 104、发电房、锅炉房等应设置在季节风的上风位置。锅炉房距井口不小于50m，发电房和储油罐距井口不小于30m，发电房距储油罐不小于20m。对不防爆的值班房、地质录井房、定向井房等设施应布置在距井口不小于30m处。105、井场的生产与生活用电要在配电房分开控制。防爆探照灯、远控台、警报系统应专线控制。106、井架、钻台、机泵房的照明线路应各接一组电源，井场电线不得横跨主体设备。井场距井口30m以内的电气系统的所有电气设备如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等应符合防爆要求，做到整体防爆。107、在井架上、钻台四周、井场盛行风入口处等处应分别设置专用风向标6个以上，一旦发生紧急情况，作业人员立即向上风方向疏散。108、所有钻井现场必须根据季节风设置两个紧急集合点。109、在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇驱散有毒有害、可燃气体。110、监测探头应按标准分别安装在钻台下、司钻附近、循环高架槽出口及井口下风方向位置，报警器安装在钻井液值班房内。111、应配备当班作业人员和公用数量的正压式呼吸器，存放时达到正常压力值，放置在取用方便的位置；在距井口上风向50m以外配备空气压缩机1台；112、在钻开含硫地层前50m，将钻井液的PH值要求控制在9.5以上直至完井。113、加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，储备足够的除硫剂和降硫材料。保持钻井液中硫化氢浓度含量在30mg/m3以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场外安全处点燃。114、压井管线必须在季风的上风方向，以便必要时连接其它循环设备。115、控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。116、井喷失控后应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等井场处全部照明灯和电器设备。117、每口井在二开后、打开油气层前，每个班组至少按四种工况进行一次防喷演习，演习时必须由测井、录井、定向井、欠平衡钻井等现场技术服务人员参加。118、演习质量要求：从发出长笛报警信号开始，钻进和空井时应在2min内关住井口，起下钻杆时应在3mim内关住井口，起下钻铤时5min内控制住井口。119、钻进至油气（含浅层气）层、易漏地层、第一个注水层前100m和施工过程中提前发现油气水层后开始坐岗，并按坐岗要求认真填写坐岗记录。120、现场必须安装以“方”为单位的直读式计量仪，泥浆工按要求每15分钟测量一次，如发现异常，立即报告司钻和值班干部，并加密测量。121、当发生溢流、井涌或井喷及井下复杂等情况时，值班干部组织各岗位员工及时控制井口，并立即启动应急预案。122、驻井监督要履行井控和安全环保监督职责，监督井控装置的安装、试压和保养、防喷演习、坐岗等情况；123、驻井监督在钻开油气层后,要监督检查加重剂和压井液数量、坐岗记录、每次起钻完岗位人员进行试关、开防喷器以及井控技术措施的落实等情况，并做好记录。124、经初步评估确定事故级别为级、级井控事故时，在启动油田应急预案同时，2小时内以钻井井喷失控事故信息收集表内容汇报， 125、发生级井控事故时，油田在接到报警后，在启动油田应急预案的同时，24小时内上报集团公司应急办公室。并将情况通报股份公司勘探与生产分公司和集团公司工程技术分公司。126、油田实行零报告制度，主管钻井单位在每月10日前分别以书面和电子版形式向油田井控办公室汇报上一月度溢流、井涌及井喷事故（包括级井喷事故）处理情况及事故报告。 127、钻进至油气层100m之前，钻井队要组织进行工程、地质、钻井液、井控装置、防喷措施等方面的技术交底；以后由队长每周召开一次井控例会；技术交底和井控例会必须由全队（平台）员工和提供泥浆、录井、定向井（欠平衡井）等服务的现场负责人员参加。值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查、讲评井控工作。128、各钻井及其技术服务公司（项目部）每月召开一次井控例会，检查、总结、传达、布置井控工作。129、主管钻井单位每季度召开一次井控专题会议，总结、传达、协调、布置井控工作。130、油田公司每半年召开一次井控例会，总结、传达、协调、布置井控工作。