油田钻井井控实施细则424号范本.docx

新疆油田钻井井控实施细则（2022版）新疆油田公司2022年2月 目 录第一章 总则第二章 井控设计第三章 井控装置的安装、试压、使用和管理第四章 钻开油气层前的准备和检查验收第五章 油气层钻井过程中的井控作业第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理第七章 井控技术培训第八章 井控管理第九章 附则1 .钻井井控风险分级2.“三高”油气井定义3. 关井操作程序4. 带顶驱钻机关井操作程序5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序7. 防喷演习记录表格式8. 坐岗记录表格式9. 低泵冲试验表格式10. 油气上窜速度表格式及计算公式11. 关井提示牌格式12. 钻开油气层检查验收证书格式 13. 钻井队井控资料目录14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表2第一章 总 则第一条 为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田井控工作，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，制定本细则第二条 各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。

 第三条 井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管第四条 井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等 第五条 油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业第六条 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》和本细则第二章 井控设计第七条 地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施第八条 地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件：井口距离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；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集(同一时间内聚集人数超过50人的公共活动场所的建筑)及高危场所等不小于500m若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司井控办主任（原为主管领导）批准后，按评估意见处置。

稠油井的安全距离执行GB50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》中的相关规定第九条 建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km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、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，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 地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，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检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）第十一条 在开发调整区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300～500m范围内（具体距离范围由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据。

开钻前由勘探、开发项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止第十二条 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，在工程设计中明确应采取的相应安全和技术措施第十三条 工程设计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钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值第十四条 工程设计应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：（一）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；（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）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）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）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，水泥宜返到地面。

其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m；（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施；（八）依据SY/T5731-2012《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷第十五条 探井每层套管固井开钻后，按SY/T 5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验在实测井口压力时应考虑，使试验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算）≤套管最小抗内压强度的80％开发井由开发公司（建设方）根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力试验。

第十六条 井控装置的配套标准：（一）防喷器压力等级的选用，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的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并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对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装置防喷器组合形式如下：1、14MPa稠油井防喷器组合形式如图1、图22、14、21MPa防喷器组合形式如图33、35MPa防喷器组合形式如图3、图4、图54、70MPa防喷器组合形式如图4、图5、图6、图7、图8 5、105MPa及以上防喷器组合形式如图6、图7、图86、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图4、图5、图6、图8 （二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配： 1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C2、35MPa节流管汇如图10A、图10B、图10C、图11。

3、70MPa节流管汇如图11、图12对于玛湖、吉木萨尔致密油区块等低渗透率的生产井，也可不配置液气分离器4、105MPa节流管汇如图12三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，105MPa的可以使用70MPa的由壬，直通端可作副放喷管线：14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装置五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配六）设计中应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、试压要求七）选择70MPa、105MPa防喷器的井应配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台（稠油井除外） （八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用九）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》、SY/T6616《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》中的相应规定。

十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过150mg/m3（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）第十七条 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置要满足井控技术的要求第十八条 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳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采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，应按照GB-T 22513-2008《石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列第十九条 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重点探井和气井宜配备立式气动加重装置根据运输距离的远近，探井储备加重材料30～100t；生产井储备加重材料20～50t对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20t（浅层稠油井不少于5t）对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100t。

具体单井储备量应在工程设计中明确在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量第二十条 欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm。