QSH0205-2009川东北天然气井钻井井控技术规范.pdf

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1、ICS 75.020 E 13 中 国 石 油 化 工 集 团 公 司 企 业 标 准 Q/SH Q/SH 02052009 代替 Q/SH 02052008 川东北天然气井钻井井控技术规范 Technical specification for well control technology of gas well drilling in the northeast of Sichuan 2009- 10- 20 发布 2009- 12- 31 实施 中国石油化工集团公司 发布 Q/SH 02052009 I 目 次 前言. 1 范围. 1 2 规范性引用文件.1 3 钻井井控设计.1 4

2、井控装置的安装、试压、使用和管理.4 5 钻开气层前的准备和检查验收.6 6 气层钻井过程中的井控作业.7 7 溢流的处理和压井作业.8 8 防火、防爆、防硫化氢安全措施.8 9 井喷失控的处理.9 10 井控技术培训、考核.10 11 井控工作分级责任制.12 Q/SH 02052009 II 前 言 本标准代替Q/SH 02052008川东北天然气井钻井井控技术规范。 本标准与Q/SH 02052008相比，主要变化如下： 钻井井控工程设计书的内容、 井身结构设计中对含硫化氢及二氧化碳井的套管要求、 放喷管线的出口安装、液气分离器排气管线接出口距离、井控装置的试验压力、短程起下钻的基本作法

3、等不再最具体要求，直接引用 Q/SH 00332009川东北天然气井钻井与井下作业工程安全技术规范（分别见 3.3.2、3.4、4.1.2.2、4.1.4.3、4.2.1.2 及 6.5）； 修改了新区第一口探井关于防喷器的防腐要求（见 3.6.1.1）； 增加了“含硫天然气井宜使用抗硫钻杆”的要求（见 5.1）。 本标准由中国石油化工集团公司油田企业经营管理部提出。 本标准由中国石油化工股份有限公司科技开发部归口。 本标准主要起草单位：中国石化川气东送建设工程指挥部工程技术部。 本标准参加起草单位：中原油田分公司普光分公司。 本标准主要起草人：陈家贤、彭新忠、王德良。 本标准所代替标准的历次

4、版本发布情况为：Q/SH 02052008。Q/SH 02052009 3 Q/SH 02052009 1 川东北天然气井钻井井控技术规范 1 范围 本标准规定了川东北工区钻井井控设计，井控装置的安装、试压、使用和管理规范，井控技术的管理、实施及培训原则。 本标准适用于川东北工区勘探、 开发钻井作业中的气井压力控制技术， 其他同类地区天然气井钻井井控可参照本规范执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。 凡是注日期的引用文件， 其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本

5、。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY/T 50872005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 SY/T 51272002 井口装置和采油树规范 SY/T 5430 地层破裂压力测定 套管鞋试漏法 SY 5742 石油天然气井井控安全技术考核管理规则 SY/T 58582004 石油工业动火作业安全规程 SY/T 59642006 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护 SY 59742007 钻井井场、设备、作业安全技术规程 SY/T 62032007 油气井井喷着火抢险作法 Q/SH 00332009 川东北天然气井钻井与井下作业工程安全技术规范 3 钻井井控设计 3.1 井

6、控安全距离 井口距高压线及其他永久性设施不少于75m，距民宅不少于100m；含硫化氢天然气开发井井口距民宅不少于300m，距铁路、高速公路不少于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不少于500m。含硫油气井应急撤离措施见SY/T 50872005有关规定。 3.2 钻井地质设计的要求 3.2.1 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、通讯光缆、 高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查， 并在地质设计中绘图标注说明 3km范围内人口分布情况。特别应标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度。其他要求应符

7、合 Q/SH 00332009 的规定。 3.2.2 根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，地质设计应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检验资料）、气层资料、油气水显示、地层油气中硫化氢的含量和钻井复杂情况。 3.3 钻井液密度确定和储备要求 3.3.1 根据地质提供的资料，钻井液密度设计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 0.07g/cm30.15g/cm3。具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑下列影响因素： 地层孔隙压力预测精度； Q/SH 02

8、052009 2 油层、气层、水层的埋藏深度； 地层油气中硫化氢等有毒有害气体的含量； 地应力和地层破裂压力； 井控装置配套情况。 3.3.2 钻井工程设计书中应明确各次开钻钻井液和加重材料的储备量，具体应遵照 Q/SH 00332009中 3.3.2.3 的规定。 3.4 井身结构 根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护产层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求： 探井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管； 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，套管下深应封住开采层并超过开采层底部 100m； 含硫化氢井的天然气

9、井，表层套管下深应不少于700m；井口与河流、沟谷水平距离小于 1000m的井，表层套管的下深应低于河床、沟谷底部不少于 300m；井口与河流、沟谷水平距离大于 1000m的井，表层套管的下深应低于河床、沟谷底部不少于 100m； 含硫化氢、二氧化碳井的套管应遵照 Q/SH 00332009 中 3.3.4.1.3 的规定； 套管下深应考虑下一开次钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。 3.5 破裂压力和承压试验 每层套管固井开钻后应按SY/T 5430的规定测定套管鞋下第一个3m5m厚的易漏层的破裂压力。 3.6 井控装置配套 3.6.1 防喷器 3.6.1.1 防喷器的防腐要求

10、应与地层含腐蚀性流体情况相匹配， 高含硫化氢应选择 HH 抗腐蚀级， 含硫化氢但同时含分压大于 0.021MPa 二氧化碳宜根据硫化氢含量选择 HH 或 FF 抗腐蚀级，低含硫化氢选择 EE 抗腐蚀级；新区第一口探井宜根据邻区参考井中含腐蚀性流体最高的情况选择相应抗腐蚀级。 3.6.1.2 压力等级选择应根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷器；对于地层压力高于 105MPa 的地区，井控装置可根据最大关井井口压力选择。可分别选择压力等级为 14MPa、 21MPa、35MPa、70MPa 和 105MPa 的防喷器组。 3.6.1.3 防喷器组合形式： 压力等级为 14MPa

11、、21MPa 和 35MPa 的防喷器组合形式应符合 SY/T 59642006 的规定； 压力等级为 70MPa 和 105MPa 的防喷器组合顺序为：环形防喷器+半封闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+四通+套管头，具体形式见图 1；或：环形防喷器+半封闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+四通+半封闸板防喷器+四通+套管头，具体形式见图 2；或用 2 个单闸板代替 1 个双闸板，具体形式见图 3。 Q/SH 02052009 3 图 1 防喷气组合形式1 图 2 防喷气组合形式2 图 3 防喷气组合形式3 3.6.2 节流管汇和压井管汇 节流管汇和压井

12、管汇的压力等级、阀件组合形式和防腐要求应与防喷器相匹配，主通径 103mm，节流管汇与四通平直连接，不允许用弯头连接。 3.6.3 放喷管线数量及点火方式 四通两侧放喷管线应不少于4条，两组放喷管线应平直走向，个别地区两组放喷口与井口连线之夹角不小于90 。 应保证不少于三种有效点火方式。 3.6.4 防喷、放喷管线 防喷、 放喷管线应使用专用抗硫材质管线， 采用标准法兰连接， 由专业厂设计、 加工成组件和检验，防喷管线应采取整体锻造，内径103mm。 3.6.5 井口装置及井控管汇示意图 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。 3.6.6 套管头 套管头应根据

13、最大地层压力或高一个压力级别进行选择， 防腐蚀性能应与地层含腐蚀性流体情况相匹配。 3.7 内防喷工具及辅助设施 3.7.1 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。 3.7.2 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置，应根据具体情况配齐，以满足井控技术的要求。 3.8 完井井口装置 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， 并考虑能满足进一步采取增产措施的需要，按SY/T 51272002的规定选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。 3.9 含硫气井钻井 应根据钻井地质设计预测含硫化氢的情况，在钻井设计中明确应采取

14、的安全和技术措施。 3.10 欠平衡钻井 欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。欠平衡钻井施工设计书中应制定保证作业安全、防止井喷、井喷失控或着火的安全措施。不应在含硫化氢气体的井段实施欠平衡钻井。 Q/SH 02052009 4 3.11 地层压力监测 对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻检（监）测技术；绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。 4 井控装置的安装、试压、使用和管理 4.1 井控装置的安装 4.1.1 钻井井口装置 4.1.1.1 防喷器安装、校正和固定应符合 SY/T 59642006 中的相应

15、规定。 4.1.1.2 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应有支撑和操作台，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于 30。挂牌标明开、关方向和圈数。 4.1.1.3 防喷器远程控制台安装要求： 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1m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； 管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于 1m，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； 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；严禁强行弯曲和压

16、折气管束； 电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； 蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态； 远程控制台上全封、 剪切闸板的三位四通阀操作手柄处应安装防误操作的安全装置， 全封闸板的安全操作装置应不影响司钻控制台操作，司钻控制台上不应安装防喷器剪切闸板的控制阀。 4.1.1.4 四通的配置及安装应符合 SY/T 59642006 中的相应规定。 4.1.1.5 套管头的安装应符合 SY/T 59642006 中的相应规定。 4.1.2 井控管汇 4.1.2.1 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于 120的铸（锻）钢弯头，其通径103mm。

17、 4.1.2.2 放喷管线安装要求： 其通径103mm； 放喷管线的组件不应在现场安装时进行切割、焊接改造； 布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况； 放喷管线走向一致时，应保持大于 0.3m的距离，并分别固定； 管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于 120的铸（锻）钢弯头； 出口要求应遵照 Q/SH 00332009 中 3.3.3.3.1 的规定； 管线每隔 10m15m、转弯处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，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；距出口 0.3m0.5m处用水泥基墩

18、加双地脚螺栓或双地锚或预制基墩固定牢靠； 水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于 20mm，长度大于 0.5m； 压板尺寸为：宽度不小于 100mm，厚度不小于 10mm。 4.1.2.3 井控管汇所配置的平板阀应符合 SY/T 51272002 中的相应规定。 4.1.2.4 防喷器四通两翼应连续安装两个闸阀，应处于常开状态。 4.1.3 钻具内防喷工具 4.1.3.1 气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀和旁通阀；下述特殊情况应有相应的防喷 措施： 堵漏钻具组合； Q/SH 02052009 5 下尾管前的称重钻具组合； 处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合； 穿心打捞测井电缆及仪器组合； 传

19、输测井钻具组合。 4.1.3.2 钻具止回阀的安装位置： 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； 在气层中取芯钻进应使用非投球式取芯工具。止回阀接在取芯工具与入井的第一根钻具 之间。 4.1.3.3 应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。 4.1.3.4 钻台上准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符的配合接头和钻具止回阀）。 4.1.4 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置 4.1.4.1 应配备钻井液循环池液面监测与报警装置。 4.1.4.2 按设

20、计要求配齐钻井液净化装置和除气器。 4.1.4.3 液气分离器应符合以下要求： 天然气井液气分离器罐体内径不小于 1200mm，进液管线内径不小于 152.4mm，用法兰、钢圈连接；排液管线内径应大于进液管线内径，排气管线内径不小于 203.3mm；管线用法兰连接； 液气分离器罐额定工作压力不小于 1.6MPa； 液气分离器排气管线接出口距离应遵照 Q/SH 00332009 中 3.3.3.4.3 的规定； 液气分离器用地脚螺栓及钢丝绳固定牢固，排气管线应使用水泥基墩（0.8m0.8m1m）、地脚螺栓固定。 4.2 井控装置的试压 4.2.1 试压值 4.2.1.1 防喷器组应在井控车间按井

21、场连接形式组装试压，环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力，防喷器组应进行气密封试验。 4.2.1.2 井控装置的试验压力应符合 Q/SH 00332009 中 3.3.3.5.1 的规定。 4.2.1.3 钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照 4.2.1.2 的有关条件及要求试压。 4.2.1.4 防喷器控制系统用 21MPa 的油压作一次可靠性试压。 4.2.2 试压规则 4.2.2.1 除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。 4.2.2.2 试压稳压时间不少于 30min，允许压降不大于

22、 0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。 4.3 井控装置的使用 4.3.1 环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况不应用来封闭空井。 4.3.2 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。 4.3.3 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，锁紧和解锁都应先到位，然后回转 1/4 圈1/2 圈。 4.3.4 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，允许以不大于 0.2m/s 的速度上下活动钻具，但不应转动钻具或过钻具接头。 4.3.5 当井内有钻具时

23、，严禁关闭全封闸板防喷器。 4.3.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 4.3.7 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不应同时打开。 Q/SH 02052009 6 4.3.8 钻开油气层前、后，定期对闸板防喷器进行开、关活动及在钻开油气层前使用环形防喷器进行一次试关井（在有钻具的条件下） 。 4.3.9 井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。 4.3.10 防喷器及其控制系统的维护保养按 SY/T 59642006 中的相应规定执行。 4.3.11 有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止

24、漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。 4.3.12 平行闸板阀开、关到位后，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。 4.3.13 压井管汇不应用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处应以明显的标示牌标示。 4.3.14 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。 4.3.15 井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。 4.4 井控装置的管理 4.4.1 各油气田应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定

25、期现场检查工作，并规定其职责范围和管理制度。 4.4.2 钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。 4.4.3 设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。 4.4.4 相关施工单位应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。 5 钻开气层前的准备和检查验收 5.1 含硫天然气井宜使用抗硫钻杆。 5.2 加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入气层前 50m100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值对裸眼地层进行承压能力检验。 5.3 由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交

26、底，并提出具体要求。 5.4 以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月不少于四次不同工况的防喷或防硫化氢演习。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，并将演习情况记录于“防喷演习记录表”中。此外，在各次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求。 5.5 钻井队应组织全队职工进行防火演习、防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。 5.6 钻井队干部在生产作业区 24h 轮流值班，负责检查、监督各岗位执行井控岗位责任制情况，发现问题立即督促整改： a）值班干部应在进入气层前 100m开始挂牌值

27、班，并认真填写值班干部交接班记录； b）井控装置试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在现场组织 指挥。 5.7 检查所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。 5.8 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。 5.9 钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向业主单位和施工单位相关部门汇报自检情况，并申请检查验收。 5.10 检查验收组由业主单位和施工单位相关部门有关人员组成，按标准进行检查验收工作。 5.11 检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收书”中；如存在井控隐患应当场下达“井控整改通知书”，钻井

28、队按“井控整改通知书”限期整改。检查合格并经检查人员在检查验收书上签字，Q/SH 02052009 7 由业主单位和施工单位主管生产技术的领导或其委托人签发“钻开油气层批准书”，方可钻开油 气层。 6 气层钻井过程中的井控作业 6.1 钻井队应按工程设计选用钻井液类型和密度值。钻井中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线，根据实钻地层压力适时调整钻井液密度。 6.2 发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力应能够压稳裸眼段中压力最高的地层。 6.3 每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以 1/31/2 正常流量测一次低泵速循环压力

29、，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。 6.4 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流： 钻开油气层后第一次起钻前； 溢流压井后起钻前； 钻开气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前； 钻进中曾发生严重气侵但未溢流起钻前； 钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时； 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。 6.5 短程起下钻的基本作法应符合 Q/SH 00332009 中 3.8.3 的规定。 6.6 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施： 保持钻井液有良好的造壁性和流变性； 起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密

30、度差不超过 0.02g/cm3； 起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况； 钻头在气层中和气层顶部以上 300m井段内起钻速度不得超过 0.5m/s； 在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包； 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。 6.7 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。 6.8 若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，不应边钻进边 加重。 6.9 加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。“坐岗”观察溢流显示的人员应在进人油气层前 100m开始“坐岗”，

31、“坐岗”人员上岗前应经钻井队技术人员技术培训。“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。要求： 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黏度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录； 起下钻中注意观察、记录、核对起出(下人)钻具体积和灌人(流出)钻井液体积；观察悬重变化以及防钻头水眼堵塞后突然打开引起的井喷。 6.10 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，其后采取相应措施处理井漏。 6.11 电测、固井、中途

32、测试应做好井控防喷工作： 电测前井内情况应正常、稳定，若电测时间长应考虑中途通井循环再电测； 下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）应保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷； 中途测试和先期完成井，在进行作业以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。 Q/SH 02052009 8 7 溢流的处理和压井作业 7.1 溢流量达到 1m3时报警，溢流量达到 2m3时关井并报警。 7.2 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流

33、量。 7.3 起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。 7.4 电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不应用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。 7.5 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。 7.6 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施： a）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

34、致，其处理方法如下： 1）当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液控制回压节敞开井口循环，排除侵污钻井液即可； 2）当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业； b）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： 1）所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则； 2）根据计算的压井参数和本井的具体条件(溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、加重能力、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等)，结合常规压井方法的优缺点选择

35、其压井方法。 7.7 天然气溢流不应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。 7.8 空井溢流关井后，应根据溢流的严重程度，采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。 7.9 压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵人量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。 8 防火、防爆、防硫

36、化氢安全措施 8.1 防火、防爆措施 8.1.1 发电房、锅炉房和储油罐的摆放应符合： 发电房、油罐区距井口不小于 30m； 发电房与油罐区相距不小于 20m； 锅炉房距井口不小于 50m。 8.1.2 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合： 电气控制宜使用通用电气集中控制房或电机控制房，地面敷设电气线路应使用电缆槽集中排放； 钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分开控制； 井架、钻台、机泵房、野营房的照明线路应各接一组专线； 地质综合录井、测井等井场用电应设专线； 探照灯的电源线路应在配电房内单独控制； 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

37、器仪表、电器Q/SH 02052009 9 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； 发电机应配备超载保护装置； 电动机应配备短路、过载保护装置。 8.1.3 柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；出口与井口相距 15m 以上，不应朝向油罐。在苇田、草原等特殊区域内施工应加装防火帽。 8.1.4 钻台上下、机泵房周围不应堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。 8.1.5 消防器材的配备执行 SY/T 59742007 中的规定。 8.1.6 井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应执行SY/T 58582004中的安全规定。 8.2

38、防硫化氢措施 8.2.1 在井架上、井场盛行风人口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。 8.2.2 钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有害、可燃气体。 8.2.3 钻井队应按 Q/SH 00332009 的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。 8.2.4 钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。 8.2.5 含硫地区钻井液的 pH 值要求控制在 9.5 以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在 50mg/m3以下。 8.2.

39、6 当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按 Q/SH 00332009中的相应要求做好人员安全防护工作。 8.2.7 钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按 SY/T 50872005 中的相应要求进行。 8.2.8 一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。 8.2.9 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，人员方能进人。 9 井喷失控的处理 9.1 严防着火，井喷失控后应立即停机、停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器

40、设备，必要时打开专用探照灯；熄灭火源，组织警戒；立即转移地质、钻井等重要资料，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。 9.2 设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。 9.3 应对下风方向尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的二氧化硫的浓度进行跟踪监测。 9.4 迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。 9.5 抢险中每个步骤实施前，均应按

41、SY/T 62032007 中的要求进行技术交底和模拟演习。 9.6 井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理： 检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值； 检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况； 井内有钻具时，应采取防止钻具上顶的措施； 按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊；对油罐、氧气瓶、乙炔发生器等易燃易爆Q/SH 02052009 10 物采取安全保护措施； 迅速组织力量配制压井液压井，压井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压力等来确定，其准备量应为井筒容积的 2 倍3 倍； 当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业；

42、对具备投产条件的井，经批准可座钻杆挂以原钻具完钻。 9.7 井口装置损坏或其他原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火的处理： 失控井都应清除抢险通道及井口装置周围可能使其歪斜、 倒塌、 妨碍处理工作进行的障碍物 （转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充分暴露和保护井口装置；着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，采取氧炔焰切割和水力喷砂切割带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火，清障时应大量喷水和使用铜制工具； 采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液、固快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不

43、同程度的天然气井大火； 密集水流法是其余几种灭火方法应同时采用的基本方法。 9.8 新井口装置的设计原则： 在天然气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环应固定； 原井口装置不能利用的应拆除； 大通径放喷以尽可能降低回压； 优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理井下事故等作业。 9.9 原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间，消除着火的可能。 9.10 井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行， 以免发生抢险人员人身事故， 以及因操作失误而使处理工作复杂化；施工时不应

44、在现场进行干扰施工的其他作业。 9.11 按 SY/T 62032007 的要求做好人身安全防护。 9.12 含硫化氢气井失控的点火处理： a）含硫气井井喷失控后，在人员的生命受到巨大威胁、撤离无望，失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序实施井口点火； b）井口点火程序的相关内容应在应急预案中明确，井口点火决策人宜由业主单位代表或其授权的现场总负责人担任，并列入应急预案中； c）井口点火的决策与实施应极其慎重，因井口点火会烧毁钻机设备，有可能产生爆炸和破坏油气资源，决定井口点火时应： 1）对井场空气中的天然气和硫化氢的浓度进行监测； 2）井场空气中的天然气浓度在 515之间

45、井口不能点火，否则会发生爆炸； 3）井场空气中的硫化氢浓度在 4.346之间井口不能点火，否则也会发生爆炸； 4）井口点火应使用自动点火装置，若用手动点火器具，点火人员应在上风方向安全距离以外实施点火，点火人员应佩戴防护器具； 5）点火后应对下风方向，尤其是井场生活区、井场周边居民区、医院和学校等人员聚集的高危场所的二氧化硫浓度进行监测，一旦二氧化硫浓度即将达到或达到 14mg/m3（5ppm）时，任何人都应佩戴正压式空气呼吸器或迅速撤离。 10 井控技术培训、考核 10.1 “井控操作证”制度 从事钻井生产、技术和安全管理的各级人员应持“井控操作证”上岗。 Q/SH 02052009 11

46、10.2 执行“井控操作证”制度的人员 执行“井控操作证”制度的人员包括： a）施工单位和业主单位主管钻井工作的局领导、分公司领导、相关部门处级领导和技术人员； b）钻井公司的经理、主管钻井生产和技术的副经理、正副总工程师及负责现场生产和安全工作的技术人员； c）钻井队的钻井监督、正副队长、指导员、钻井工程师(技术员)、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工； d）欠平衡钻井、固井、综合录井、钻井液、取心、定向井等专业服务公司(队)的技术人员及主要操作人员；井控车间技术人员和现场服务人员；现场地质技术人员、地质监督、测井监督和地质设计人员；从事钻井工程设计的技术人员。 10.3 井控培训

47、单位资格 井控培训单位的资格应符合SY 5742的要求。 10.4 井控技术培训内容 10.4.1 井控工艺包括： 地层压力的检测和预报； 溢流、井喷发生原因和溢流的及时发现； 关井程序和常用压井方法的原理及参数计算； 压井施工和复杂井控问题的处理； 硫化氢的防护和欠平衡钻井技术。 10.4.2 井控装置包括： 结构及工作原理； 安装及调试要求； 维护保养和故障排除； 有关井控规定和标准。 10.5 井控技术培训要求 各油气田井控培训中心应针对钻井队工人、 技术人员和钻井监督， 井控车间技术人员和现场服务人员，地质设计人员、现场地质技术人员、地质监督、测井监督及相关人员，油气田主管钻井生产的领

48、导和钻井管理人员等进行不同内容的井控培训： 对钻井队工人的培训，应以能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、会对并控装置进行安装、使用、日常维护和保养为重点； 对钻井队技术人员以及欠平衡钻井、固井、综合录井、钻井液、取心、定向井等专业服务公司（队）的技术人员的培训，应以正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、掌握压井程序、实施压井作业、正确判断井控装置故障及具有实施井喷及井喷失控处理能力为重点； 对井控车间技术人员和现场服务人员的培训，要以懂井控装置的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断和排除故障为重点； 对钻井公司正副经理、正副总工程师和其他指挥人员、监督、负责钻井现场生产的领导干

49、部、技术人员以及从事钻井工程设计的技术人员的培训， 要以井控工作的全面监督管理、 复杂情况下的二次控制及组织处理井喷失控事故为重点。 10.6 培训学时 井控技术培训学时应符合SY 5742中的相应要求。 10.7 考核方式 培训考核方法按SY 5742中的相应规定执行。 Q/SH 02052009 12 11 井控工作分级责任制 11.1 成立各级井控领导小组，确定第一责任人和成员。 11.2 成立井控监督小组，在井控领导小组指导下工作。 11.3 制定各级井控工作内容和相应管理制度，并明确其职责。 Q/SH 02052009 13 Q/SH 02052009 中国石油化工集团公司 企 业 标 准 川东北天然气井钻井井控技术规范 Q/SH 02052009 * 中国石化出版社出版发行中国石化出版社出版发行 地址：北京市东城区安定门外大街 58 号 邮编：100011 电话：（010）84271850 读者服务部电话：（010）84289974 http:/www.sinopec- E- mail: 北京金明盛印刷有限公司印刷 版权专有 不得翻印 * 开本 8801230 1/16 印张 1.25 字数 32 千字 2009 年 11 月第 1 版 2009年11月第1次印刷 * 书号：1551140040 定价：12.00 元 （购买时请认明封面防伪标识）