【终】钻井井控实施细则2018(印刷版)

塔里木油田钻井井控实施细则2018年6月27日目录第一章总则......................................................................1第二章井控设计...............................................................1第三章井控装备.............................................................11第四章钻开油气层前的准备...........................................32第五章油气层施工中的井控作业....................................33第六章欠平衡及控压钻井井控要求................................38第七章防火防爆防H2S及井喷失控的处理.....................44第八章井控培训.............................................................50第九章井控九项管理制度...............................................51第十章附则....................................................................65附录A井口装置组合及目视化挂牌...............................66附录B：部分井控装备定队使用管理要求........................77附录C：录井井控工作要求.............................................79附表D：井控装备试压标准.............................................86附录E：集团公司钻井井喷失控事故信息收集表.............88附录F：坐岗记录及防喷演习记录...................................90钻进坐岗记录填写说明与要求.........................................90起下钻坐岗记录填写说明与要求......................................92-1-塔里木油田公司钻井井控实施细则第一章总则第一条为落实好集团公司井控工作要求，有序开展好油田的井控工作，防止井喷失控事故的发生，依据Q/SY1552《钻井井控技术规范》，参考GB/T31033《石油天然气钻井井控技术规范》、Q/SY1630《控压钻井作业规程》、SY/T5087《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》、Q/SY1115《含硫油气井钻井作业规程》、SY/T6543.1《欠平衡钻井技术规范第1部分：液相》等国家、行业及企业标准，并充分结合塔里木油田钻井井控工作实践，制定本细则。第二条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术之一。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，能有效防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。第三条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，破坏油气资源，甚至造成火灾、环境污染、设备损坏、人员伤亡、油气井报废。第四条井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须在本细则规定内有组织地协调进行。第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。第二章井控设计第六条井控设计是钻井地质设计、钻井工程设计中的必要组成部分。钻井生产应先设计（包括补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工的原则。第七条钻前工程和井场布局应满足井控要求：-2-1.道路宜从前场进入；2.应有满足安装井控装备的场地要求；3.放喷管线出口应修建容积不低于100m3的放喷池，同时应保证放喷物不造成污染。第八条地质设计前应对井口半径2km（含硫区域井为3km）范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、道路、地形地貌、饮用水资源情况以及风向变化、煤矿等采掘矿井井口位置及坑道分布、走向、长度和距离地表深度等进行勘察和调查；江河、干渠周围的井，应标明河道、干渠的位置和走向，并在钻井地质设计中注明井场布局图。第九条钻井地质设计所提供的井位应符合下列安全距离要求：1.油气井井口距高压线及其它永久性设施应≥75m；距民宅应≥100m；距铁路、高速公路应≥200m；距学校、医院和大型油库等人口密集及高危性场所应≥500m；在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道和矿井通道之间的距离应≥100m。2.一般油气井井口间的距离应≥5m；高压、含H2S油气井井口与其它任何井井口之间的距离应≥8m；丛式井组之间的井口距离应≥20m。特殊情况不能满足时，由业主单位组织进行风险评估，提出相应的风险削减或控制措施，经业主单位主管领导审批后实施。第十条钻井地质设计应根据物探资料及本构造邻近井和邻近构造的钻探情况，以及本区块地质构造图（包括全井段的断层展布），提供本井全井段地层压力、地层坍塌压力和地层破裂压力预测剖面（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）、全井段主要岩性描述、浅气层资料、油气水显示和复杂情况，邻近井井身结构、水泥返高、固井质量、泥浆使用情况及邻近-3-井注采层位和分层动态压力等资料。第十一条部署在已注采开发区域的井，钻井地质设计中应提供以井口为中心、方圆2km范围内注采井的注采资料（包括注采井分布、注采层位、分层动态压力、注采关系、套损等）。钻开油气层前或可能受注水影响的其它作业前，业主单位负责根据地质提示并结合钻井工作需要，与开发生产单位协调停注、泄压或停抽事宜。第十二条在可能含H2S等有毒有害气体的地区钻井，钻井地质设计应对可能含H2S等有毒有害气体的层位、埋藏深度及含量进行预测；钻井工程设计应明确相应的安全和技术措施。第十三条钻井工程设计应根据钻井地质设计提供的资料，并参考邻井实钻资料，考虑地层压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力、地层漏失压力、井控装备配套以及钻进作业方式等因素，综合确定泥浆的密度：1.平衡压力钻井时，泥浆密度以裸眼井段中的最高地层压力当量泥浆密度值为基准，另加一个安全附加值：（1）密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3。（2）压力附加值：油水井为1.5～3.5MPa，气井为3.0～5.0MPa。2.控压钻井等特殊工艺钻井时，以能够和井控装备一起建立有效屏障为原则，合理确定泥浆密度。3.特殊地层钻井时：（1）碳酸盐岩地层，以平衡地层压力的原则来确定泥浆密度。（2）含H2S等有毒有害气体地层，安全附加值宜取最大值。（3）浅气井和山前超深井裂缝性目的层宜采用压力附加。-4-（4）盐膏层等易发生塑性变形的特殊复杂地层，依据上覆岩层压力值与地层蠕变性，合理确定泥浆密度。（5）地层压力预测精度不高又无较可靠临井实钻资料参考的目的层，宜设计较高的泥浆密度钻开，之后根据实钻情况调整泥浆密度。第十四条钻井工程设计中应明确加重材料和重泥浆的储备和维护要求。1.预探井在安装防喷器之后储备重泥浆和加重材料，评价井和开发井在钻开油气层验收前7天储备重泥浆和加重材料。2.预探井和评价井：储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重泥浆不低于80m3，储备加重材料不低于100吨。井浆密度≥2.35g/cm3的井，可储备不低于井浆密度的重泥浆。对于井浆密度在1.50g/cm3以上或者距离泥浆站常规路大于200km（或沙漠路大于40km）的井，要储备重泥浆160m3以上。3.开发井：距泥浆站常规路200km（或沙漠路40km）范围内的井，可依托泥浆站作为压井应急重泥浆的支撑，井场可不储备重泥浆，但要储备加重材料50吨以上；超出上述距离的井要储备比井浆密度高0.1g/cm3的重泥浆80m3以上，加重材料100吨以上，并在钻井工程设计中明确。4.储备的重泥浆性能应符合现场使用要求，并根据实际情况（地层压力系数、泥浆体系等）及时调整。依托泥浆站进行重泥浆储备的井，业主单位应与泥浆站签订支撑保障合同，每月对泥浆站储备的重泥浆至少检查一次，确保储备的重泥浆数量和性能满足应急支撑需求。5.井场重泥浆储备罐应能直接连接泥浆泵上水管线，并具备良好搅拌功能，保证泥浆不沉淀。-5-6.重浆应定期维护确保重浆性能，并做好记录。密度1.80g/cm3的重泥浆，应至少每4小时搅拌一次（持续时间以性能达标为准），每天用加重装置循环一周以上；密度≥1.80g/cm3的重泥浆应交替连续搅拌，每班至少用加重装置循环一周以上。因重浆的组分差异，现场可根据实际情况及时调整维护方式。第十五条钻井工程设计应根据地层压力梯度、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层序，并满足以下井控要求：1.同一裸眼井段不宜存在用同一泥浆密度无法兼顾的多套压力系统；2.对于复杂地质条件和地质信息存在不确定性的井，应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管；3.在地下矿产采掘区钻井，表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上；4.表层套管下深应满足封固浅水层、疏松地层、砾石层、流沙层的要求，且套管鞋坐入稳固岩层深度应≥10m，固井水泥应自井底返至地面；对于存在浅气层的井，表层套管原则上应下至浅气层顶部。5.油气层顶部一般在要下一层技术套管。第十六条钻井工程设计中应明确套管柱试压要求：1.套管柱试压方法参照《套管柱试压规范》（SY/T5467）的相关规定执行，采取固井质量评价后试压的方式进行。高压气井套管试压应考虑对水泥环完整性的影响。2.套管柱试压。直径小于或等于244.5mm（95/8″）的套管柱试压值为20MPa，直径大于Φ244.5mm（95/8″）的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降小于或等于0.5MPa为合格。老井侧钻井出现液柱压力加井口附加的试压压力超过套管-6-抗内压强度80%的井，应在井深1000m左右的管外致密地层以下20m部位下入封隔器，然后对上部套管串进行试压。3.喇叭口试压：钻塞至喇叭口后，根据套管尺寸正向试压10~20MPa检验喇叭口封固质量。对于目的层采用尾管完井的山前高压气井，在替液降密度前，应对喇叭口进行负压差不低于20MPa的反向密封性能检验。4.试压达不到规定要求时，应采取相应的补救措施。第十七条钻井工程设计中应明确套管头配套要求：各开次套管头的额定工作压力应大于本开次最大允许关井压力；高温高压气井优先选用金属密封的芯轴式悬挂器。第十八条钻井工程设计中应明确井控装备的配套：1.防喷器压力等级原则上应与相应井段的最高地层压力相匹配（即：防喷器压力等级不小于预计最大井口关井压力），同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋处地层破裂压力、地层流体性质等因素；（1）风险探井、预探井，防喷器压力等级的选择应综合考虑套管抗内压强度，在条件具备的情况下，宜在与预测最高地层压力匹配（即：防喷器压力等级不小于预计最大井口关井压力）的基础上高配一个压力等级。（2）其它井目的层根据预计最大关井压力P关，即井筒内泥浆喷完的关井压力，来选择井控装备：P关≥105MPa的，选用140MPa压力等级的井控装备，组合见附录A.2图7；70MPa≤P关＜105MPa的，选用105MPa压力等级的井控装备，组合见附录A.2图3、图4、图5、图6；-7-35MPa≤P关＜70MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备，组合见附录A.2图2、图3、图4、图5、图6；14MPa≤P关＜35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备，组合见附录A.2图2；P关＜14MPa的井，选用14MPa及以上压力