新《长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则》.doc

长 庆 油 田石油与天然气钻井井控实施细则第一章 总 则第一条 为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定，结合长庆油田特点，特制定本细则。 第二条 各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。第三条 井控工作是一项系统工程。长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。第四条 长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。第五条 本细则规定了长庆油田井控设计；井控装置配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验收；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处置；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。第六条 欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，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（SY/T 6543.1、SY/T 6543.2、SY/T 6543.3）和本细则。第二章 井控设计第七条 每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。长庆油田钻井井控风险分级如下：1.气田：一级风险井：“三高”井、区域探井、气体欠平衡井、水平井。二级风险井：一级风险井以外的气井。2.油田：一级风险井：“三高”井、欠平衡井、水平井。二级风险井：探井、评价井、调整更新井、老井侧钻井、原始气油比大于100m3/t的井。三级风险井：其它开发井。第八条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。一、井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。从事一级风险井设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称；从事二级、三级风险井设计的单位必须具备乙级及以上设计资质，设计人员应具有中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的中级及以上技术职称。二、井控设计的审批程序依照长庆油田公司钻井工程设计管理办法执行。三、对环境敏感区、“三高井”等重点井钻井工程设计应由油田公司安全环保部门审核，并签署意见。 第九条 确定井位前，地质设计部门应对距离井位探井井口5km、生产井井口2km以内的居民住宅、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、水资源情况、森林植被情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道及油气等集输管道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。第十条 地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：1、油气井井口距离高压线及其它永久性设施75m；距民宅100m；距铁路、高速公路200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等500m。2、井位部署及踏勘也应满足第九条、第十条要求。第十一条 地质设计书中应提供以下资料：一、根据物探及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料，有条件的应提供相应的压力剖面。同时，应提供本圈闭邻近井的实测地层孔隙压力、实际地层破裂压力和实际钻井液密度。二、在可能含H2S(或CO)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描述和提示。三、应对异常高压、注水注气、邻井钻井事故及复杂情况（溢流、井涌、井漏、井喷等）进行描述和提示；对断层、漏层、超压层、膏盐层及浅气层等特殊层段要进行重点描述。四、在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500m以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。第十二条 钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力和保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：一、同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。二、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，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、矿井坑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底界100m。四、表层套管下深应满足井控安全，进入稳定地层30m以上，固井水泥返至地面，且封固良好。技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全要求，油气层套管应满足固井、完井、井下作业及油(气)生产需求；水泥返高执行油气田开发方案。五、“三高”油气井的生产套管、技术套管，其材质和连接螺纹应满足相应的技术要求。六、有浅气层的井，应将套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。第十三条 钻出套管鞋进入第一个砂层3-5m时，用低泵冲进行地层破裂压力试验（丛式井组只做井组第一口井），算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。但试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：1.井口设备的额定工作压力；2.套管最小抗内压强度的80%。第十四条 钻井工程设计单位应根据地质设计提供的地层孔隙压力和地层破裂压力剖面，进一步开展孔隙压力和破裂压力分析和预测工作；对于非均质性强的压力异常区、盐膏层等塑性地层发育区和破碎地层带等地区的井，应提供坍塌压力剖面。第十五条 应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值。附加值可按下列两种原则之一确定，附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井、“两浅井”及气油比100m3/t的油井为0.07-0.15g/cm3；附加井底液柱压力:油井为1.5-3.5MPa，气井、“两浅井”及气油比100m3/t的油井为3.0-5.0MPa。同时，必须注意以下几点： 一、钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定和井控安全的原则。二、在具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。三、含H2S(或CO)油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。第十六条 钻井工程设计书还应包括以下内容：一、满足井控装备安装的钻前工程及井场布置要求。二、钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，H2S、CO等有毒有害气体的安全防护措施。三、满足井控安全的井控装备配套、安装和试压要求。四、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配备要求。五、地层破裂压力试验及低泵冲试验要求。六、根据地质设计提示对出现井漏、溢流等复杂情况明确处置原则及技术措施。第十七条 加重钻井液和加重材料储备： 钻井工程设计中应按以下要求设计钻开油气层前加重材料和加重钻井液的储备量：一、气井：1、一级风险井：储备加重材料不少于60t，同时储备密度高于最高（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。2、二级风险井：储备加重材料不少于50t，同时储备密度高于最高（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。3、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。二、油井：1、一级风险井：储备加重材料不少于50t。2、二级、三级风险井：储备加重材料不少于30t。3、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。第十八条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S、CO等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127井口装置和采油树规范标准选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。第十九条 欠平衡作业时，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控、防火、防H2S、CO等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。预测储层天然气组分中H2S含量75mg/m3(50ppm)的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。 第三章 井控装置的配套、安装、试压、使用和管理第二十条 井控装置配套原则一、防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。二、防喷器的通径应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。同时应安装保护法兰或防偏磨法兰。三、含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法四、防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中的相应规定。第二十一条 井控装置基本配套标准针对不同的井控风险级别，井控装置按以下原则进行配备：一、气田(一)气田一级风险井：1、从下到上安装四通+双闸板防喷器+环形防喷器。安装组合见附图一。防喷器组合的通径和压力等应一致，且压力等级满足地层最高压力。经过研究和讨论，确需安装剪切闸板防喷器井，在钻井工程设计中进行要求和明确，安装组合见附图二。2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图六、图九。3、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。4、钻具内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。(二)气田二级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图三2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图七、图九。3、控制设备为相同级别的远程控制台。4、钻具内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。二、油田(一)油田一级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷器或从下到上配四通+单闸板防喷（半封）+环形防喷器。防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合附图三或附图四。2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、单翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图八、图九3、控制设备为相同级别的远程控制台。4、钻具内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆下旋塞。若井口安装有环形防喷器，应增加方钻杆上旋塞阀。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。 (二)油田二级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器（半封），防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图三或附图五。2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、单翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图八、图九。3、控制设备为相同级别的远程控制台。4、钻具内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上下旋塞。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。(三)油田三级风险：1、从下到上配置四通+单闸板防喷器（半封），防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。安装组合见附图五。2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、单翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。安装组合见附图八、图九。3、控制设备为相同级别的远程控制台。4、钻具内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆下旋塞。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。第二十二条 井控装置检修周期规定一、防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇及内防喷工具等装置，现场使用或存放不超过一年，检测到期必须送井控车间检修。二、井控装置已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装置完好的基础上可延期到完井。若防喷器在同一口井连续使用6个月的必须送井控车间检修。三、实施压井作业的井控装置，完井后必须返回井控车间全面检修。四、新购置的井控设备必须经井控车间试压后才能投入现场使用。五、严格执行井控设备报废规定，防喷器、节流管汇、压井管汇使用年限不超过13年，远控台使用年限不超过15年，到期必须报废并停止使用。第二十三条 井控装置在井控车间的检修，检修内容按SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护等规定执行。第二十四条 井控装置安装标准。一、表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差10mm。二、底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；井口用水泥回填牢固。三、顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。四、各法兰钢圈上平，螺栓齐全，对称上紧，螺栓两端公扣均匀露出。五、防喷器用四根16mm钢丝绳和导链或者紧绳器成下“八字形”对角对称拉紧，装挡泥伞，保持清洁。六、具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装置，靠手轮端应支撑牢固，手轮应接出井架底座，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。七、防喷器半封闸板胶芯必须与使用的管柱尺寸相符，可使用变径闸板。第二十五条 防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。防喷器远程控制台安装要求：一、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。二、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，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。控制系统安装完成后，应采用21Mpa的液压压力对控制系统、液控管线及接头等部位进行密封可靠性试压。三、远控台的液控管线与节流压井管汇及防喷管线距离大于1m；液控管线不允许埋在地下，车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；管线接头处不允许遮盖，不允许在液控管线上堆放杂物或在其上进行割焊等其它作业。四、远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-0.8MPa；并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.6MPa。五、电源应从发电房总配电板专线引出，线截面积6mm2并保持一致，并用单独的开关控制。六、远程控制台处于待命状态时，油面高于油标下限，储能器预充氮气压力70.7MPa；储能器压力为18.5 -21MPa ，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。七、远程控制台上所有三位四通换向阀手柄应处于与控制对象工作状态一致的位置；控制剪切闸板的的三位四通换向阀手柄应安装限位装置、控制全封闸板的三位四通换向阀手柄应安装保护装置。八、半封闸板防喷器的控制液路上应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。九、液控管线安装前应逐根检查，确保畅通。拆除系统液控管线时，液压管线接头和气管束接头要包扎密封。十、司钻控制台固定在司钻操作台附近，调试正常。第二十六条 井控管汇应符合如下要求：一、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。二、四通两侧各装两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。三、天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，必须使用经过检测合格的管材；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。高含硫天然气井节流管汇、压井管汇、防喷管线应采用抗硫的专用管材。四、压力等级35MPa的井，防喷管线可使用相同压力级别的井控高压耐火隔热软管。井控高压耐火隔热软管防喷管线每口井必须进行试压和外观检查，防止失效。五、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。1、天然气井应装两条放喷管线，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。一级风险油井至少装一条放喷管线，接出井口50m以远。二级及三级风险油井至少应接一条放喷管线至泥浆池。2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远，两条放喷管线的夹角为90-180。3、所有油气井必需要有备用的放喷管线，确保能接出井场之外。六、放喷管线用127mm钻杆，其通径78mm，放喷管线不允许现场焊接。七、放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度120的铸钢弯头或使用90的灌铅铸钢专用两通。八、放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓及压板固定，压板下面垫胶皮；放喷管线出口处使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧用卡子固定。九、水泥基墩长*宽*深为800mm800mm800mm，地脚螺栓直径20mm、长度500mm，固定压板宽度80mm、厚度10mm。十一、钻井液回收管线内径78mm，天然气井及一级风险油井回收管线出口接至一号泥浆罐，并用20mm的螺栓及压板固定牢靠；常规油井接至钻井液沉砂池；拐弯处必须使用角度120的专用铸钢弯头，固定牢靠。十二、压井管汇与节流管汇装在井架的外侧。十三、所有压力表必须抗震。节流、压井管汇高量程压力表要按照设计管汇压力级别最大值再附加1/3的原则选择，管汇压力级别为21MPa的高量程压力表量程选择25MPa，管汇压力级别为35MPa的高量程压力表量程选择40MPa，管汇压力级别为70MPa的高量程压力表量程选择100MPa。节流、压井管汇低量程压力表量程天然气井选择1016MPa，油井选择610MPa。压力表下必须有高压控制闸阀，并用螺纹或双面法兰固定，低量程压力表控制闸阀处于常关。十四、放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。十五、天然气井配备专用点火装置或器具。十六、所有井控管汇的闸阀应挂牌编号，并标明开关状态。十七、节流控制箱摆放在钻台上靠节流管汇的一侧。待命状态时，油面高3050mm，气源压力0.651.30MPa，油压23MPa；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。十八、在节流管汇处应有关井压力提示牌，节流控制箱盖内壁上张贴关井压力提示图表。第二十七条 井控装置的试压一、井控装置下列情况必须进行试压检查1、井控装置从井控车间运往现场前；2、现场组合安装后；3、拆开检修或重新更换零部件后；4、进行特殊作业前。二、井控装置试压要求及内容1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。2、防喷器组在井控车间用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力，并做1.4-2.1 MPa的低压试验。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间检测报告，钻井队和井控车间各持一份，超过检修周期或预计不能在检修周期内打完一口井的不能发给钻井队使用。3、全套井口装置在现场安装好后，在不超过套管抗内压强度80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管线和节流管汇(节流阀前)试压到额定工作压力；节流管汇各阀门分别试压至额定工作压力；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。以上各项试压，稳压时间均10分钟，密封部位无渗漏为合格(允许压降参考值0.7MPa)。同时防喷器应做1.4-2.1MPa的低压试验。4、防喷器控制系统用液压油按规定压力试压，其余井控装置试压介质均为清水(冬季加防冻剂，同时试完压后应该清空)。第二十八条 井控装置及管线的防冻保温工作一、远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响防喷器和液动阀的操作。二、气温低于-10时，要对远程控制台、司控台、液控管线及气管束采取保温措施。三、防喷器、防喷管线、节流、压井管汇和放喷管线等防冻保温有以下几种方法：1、排空液体把防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。用压缩空气将防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。2、充入防冻液体。将防喷管线、节流及压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。3、远程控制台气源管线上必须装有酒精雾化装置，防止冷凝水结冻堵塞气源管线。4、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。第二十九条 井控装置的使用执行以下规定一、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。二、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。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。三、具有手动锁紧机构的闸板防喷器若长时间关井，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，解锁应一次到位，然后回转1/4圈1/2圈。四、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。五、当井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。六、关井时井内管柱应处于悬吊状态。七、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。八、钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。九、防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护以及相关规定执行。十、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。十一、安装剪切闸板防喷器的井，由于钻具内防喷工具失效或井口处钻具弯曲等原因造成井喷失控而无法关井，采取其它措施也无法控制井口时，用剪切全封闸板剪断井内管柱。其操作程序为：1、在确保管柱接头不在剪切全封闸板剪断井内管柱位置后，锁定钻机绞车刹车装置。2、关闭剪切全封闸板防喷器以上的环形防喷器、闸板防喷器。3、打开主放喷管线泄压。4、在钻杆上(转盘面上)适当位置安装相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固。5、打开剪切全封闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。6、打开防喷器远程控制台储能器旁通阀，关闭剪切全封闸板防喷器，直到剪断井内管柱。7、关闭全封闸板防喷器，控制井口。8、手动锁紧全封闸板防喷器和剪切全封闸板防喷器。9、关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀。10、将远程控制台的管汇压力调整到规定值。操作剪切闸板防喷器时应注意：1、加强对远程控制台的管理，绝不能因误操作而导致管柱损坏或更大的严重事故。2、操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置，同时按应急预案布置警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作。3、处理事故剪切管柱后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用。4、剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。5、现场配备直径127mm、直径88.9mm的钻杆死卡各一副。十二、平行闸板阀应使用明杆阀，开、关到底后，都应回转1/4圈1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。十四、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。十五、套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。第三十条 其它井控装置一、钻具内防喷工具（一）钻井施工现场要按井控分级分别配备钻具内防喷工具，并保证完好可靠。钻具内防喷工具包括：旋塞阀、钻具止回阀、防喷钻杆单根及相应配套工具等。（二）钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。并如实填写内防喷工具使用记录。（三）井控车间负责定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压并编号，填写检查、试验、试压记录，出具探伤、试压报告。试压后超过检修周期不得使用。（四）旋塞阀1、气井钻井应安装方钻杆上、下旋塞阀或顶驱旋塞阀，油井钻井应安装方钻杆下旋塞阀（若井口安装有环形防喷器，应增加方钻杆上旋塞阀）。旋塞阀应有配合接头或保护接头与下部钻具连接。钻台上配备与所用旋塞阀配套的开关工具并放在便于取用的位置。2、旋塞阀每起下一趟钻开、关活动及保养一次。接单根卸扣时，不能采取关方钻杆下旋塞的方法来控制方钻杆内钻井液的流出。（五）钻具止回阀1.天然气井，油田一级、二级风险井在油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀或相同功能的内防喷工具，但下列特殊情况除外：堵漏钻具组合。下尾管前的承重钻具组合。处理卡钻事故中爆炸松扣钻具组合。穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。传输测井钻具组合。其它特殊情况，如不能接钻具止回阀应采取相应的安全措施，并报告钻井承包商现场井控负责人同意后实施。2.钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻铤外径、强度相匹配。每口井保养1-2次，以确保灵活好用。3.钻具止回阀的安装位置以最接近钻头为原则，主要有以下几种作法：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。带动力钻具的钻具组合，止回阀接在动力钻具与入井第一根钻铤之间。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，并配备抢接顶开装置，放于方便取用处。5.准备相应的防喷钻杆单根，其上端接钻具止回阀或旋塞阀（顶驱作业可接在下端），下端接与钻铤或与套管、或与复合钻具中大尺寸钻杆连接螺纹相符的配合接头，便于起下钻、油井下套管时发生溢流后尽快与井内管柱连接后关井，同时应连接相应的抢接顶开装置。防喷钻杆单根应摆放在鼠洞内备用。6.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专用工具每次起钻前检查一次，并做好记录。7.装有钻具止回阀下钻时，每下入20-30根钻杆向钻具内灌满钻井液一次；下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，循环一周钻井液排出钻具内的空气后方可继续下钻。二、液面检测报警装置天然气井、配备有钻井液循环罐的油井钻井时应在钻井液循环罐安装液面检测装置（直读式标尺或超声波液面检测仪）。三、钻井液液气分离器和除气器1.天然气井及高油气比区块油井水平井应配备除气器。除气器排气管线应接出罐区，出口距离除气器15m以远，并保持排气管畅通。2.天然气特殊工艺井需配备钻井液液气分离器时，应满足以下要求：压力等级和处理量的选择应满足钻井施工要求，并定期校验。安装在节流管汇汇流管出口一侧，与节流管汇用专用管线连接。进液管线通径不小于78mm，可使用井控高压耐火隔热软管，并用基墩固定；井控高压耐火隔热软管压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致。排液管线接至循环罐上振动筛前的分配箱，通径不小于203mm。排气管线通径不小于150mm，采用法兰连接，转弯处应有预制铸（锻）钢弯头，各管线出口处应固定牢固；走向应沿当地季风的下风方向，接出井场（井口）50m以远，并应配备性能可靠的点火装置。第三十一条 井控装置的管理执行以下规定一、井控装置的管理维修由具有集团公司资质的井控车间负责。井控装置现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；钻井队钻台大班负责井控设备的拆装及日常维护；司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇、液位(溢流)监测报警仪的维护、检查。二、对所有井控装置的管理必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制。保养和检查必须要填写记录。三、井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度、湿度应满足配件及橡胶件储藏要求。同时对各类井控装置配件应分类、编号、建档，并注明生产厂家、生产日期、有效期和库存数量。第三十二条 井控装备及配件的购买配置要求：1、所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品；2、钻井队伍配备、购置的不符合集团公司准入的井控设备（包括内防喷工具），送检时各井控车间不予以接收；3、各项目组、监督单位现场检查验收时发现不符合集团公司准入的井控设备（包括内防喷工具），要及时叫停钻井队伍，停工整改。第四章 钻开油气层前的准备和检查验收第三十三条 钻井承包商井控管理人员在现场检查过程中，发现问题要及时监督整改。一、指导钻井队制定有针对性的井控措施和应急预案。二、检查钻井队钻井液密度及其它性能、储备的加重钻井液、加重材料数量符合设计要求。三、对钻井队的自查自改情况进行复查，督促对存在的问题进行整改消项。四、检查落实确保井控工具、井控装置完好。第三十四条 在打开油气层前，钻井队、录井队、定向井服务队、现场HSE监督和油田公司的现场监督要履行各自井控职责，进行检查和监督，确保各项井控措施落实到位。第三十五条 钻开油气层前的井控验收一、根据地质提示，打开油、气层前验收必须在进入第一个油气层100m前进行。二、钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。三、钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。四、气田区域探井、气体欠平衡井由钻井承包商主管井控的领导负责，组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司，由工程技术部门牵头，组织生产运行、消防、安全、井控管理相关人员，进行检查验收。五、其它风险油气井由钻井承包商自我验收，合格后报油田公司项目组，由项目组牵头，组织钻井工程监督、安全、技术等相关人员进行检查验收。六、经检查验收合格，由验收小组负责人签字批准后方能钻开油气层。第五章 油气层钻进过程中的井控作业第三十六条 有下列情况之一者，不准钻开油气层：一、未执行钻开油气层申报审批制度；二、未按设计储备加重钻井液和加重材料；三、井控装备未按要求试压或试压不合格；四、井控装备不能满足关井和压井要求；五、内防喷工具配备不齐或失效；六、防喷演习不合格；七、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。第三十七条 在油气层钻井过程中要加强坐岗观察，及时发现溢流。坐岗要求为：实行钻井、录井双岗坐岗，坐岗人员每15分钟按钻井、录井坐岗观察记录要求记录一次坐岗情况。钻井队技术员对使用的循环罐、钻具体积等坐岗所用的数据进行校正，告知坐岗人员；带班干部每小时对坐岗情况检查一次，并做好记录；坐岗人员负责检查、适时调校液面报警装置的报警值。一、钻井队坐岗内容为：钻井液出口量变化、性能变化及液面增减情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量、有毒有害气体含量。坐岗人员发现溢流征兆等异常情况时，要立即报告司钻，停钻观察，根据实际情况及时采取相应措施。发现溢流征兆等异常情况，应立即停钻关井节流循环1-2周确认是否发生溢流，并根据实际情况及时采取相应的井控措施。二、录井队要加强地层对比,及时提出地质预告。其坐岗内容为：油气显示情况或全烃含量、有毒有害气体含量、下钻循环后效监测值、钻井液循环罐（池）液面变化情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量，钻时、钻具悬重、泵压等变化情况。发现异常情况时要立即通知司钻或钻井队技术员。第三十八条 钻井队应严格按工程设计的钻井液类型和密度施工，当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后实施。若遇紧急情况，先处理，后及时上报。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大于裸眼段中的最高地层压力。第三十九条 在油气层钻井过程中执行以下规定：一、钻开油气层后，钻井队应每天对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当对环形防喷器试关井。二、在钻开油气层后起下钻作业时应：1、起钻前充分循环钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，进出口密度差不超过0.02g/cm3。起下钻中注意观察、记录、核对起出(或下入)钻具体积和灌入(或流出)钻井液体积；要观察悬重变化；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。2、至少每起3个钻杆立柱、1个钻铤立柱灌一次钻井液，重点井或钻具水眼堵塞起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，关井循环，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。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；4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液,防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。要认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。6、发生溢流，应抢接钻具回压凡尔或备用旋塞，及时组织关井。三、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。根据井漏程度采取定时、定量反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。四、天然气井、水平井、重点井及曾发生过油气浸、溢流的井每次下钻到底，必须循环除去后效。第四十条 完井作业时，严格执行安全操作规程和井控措施，避免井下复杂情况和井喷事故的发生。一、电测作业注意事项1、钻井队与测井队要共同制定和落实电测作业时发生溢流的应急措施。2、井控坐岗工注意观察井口，每测完一条曲线及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，有异常情况立即报告值班干部。3、根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。4、测井作业人员要在测井前准备好应急工具，在测井过程中若发现井口外溢，停止电测作业，起出电缆强行下钻。若溢流量增大，来不及起出电缆时，剪断电缆，实施关井，视关井套压上升速度和