江汉油田钻井井控实施细则
（讨论稿）
江汉油田分公司 二○○五年十二月
目 录
第一章 总则 .......................................................... 1 第二章 钻井井控设计 .................................................. 1 第三章 井控装置的安装、试压、使用和管理 .............................. 4 第四章 钻开油气层前的准备工作和检查验收 .............................. 8 第五章 油气层钻开过程中的井控作业 .................................... 9 第六章 溢流的处理和压井作业 ......................................... 11 第七章 防火、防爆、防硫化氢安全措施 ................................. 12 第八章 井喷失控的处理 ............................................... 14 第九章 井控培训、考核 ............................................... 15 第十章 井控工作九项管理制度 ......................................... 16 第十一章 附则 ....................................................... 19
附件一：井口装置组合图 ........................................... 20 附件二：含硫油气井应急撤离措施 ................................... 25 附件三：关井操作程序 ............................................. 26 附件四：顶驱钻机关井操作程序 ..................................... 27 附件五：关井各岗位动作配合要求 ................................... 28 附件六：钻开油气层检查验收证书格式 ............................... 32 附件七：防喷演习记录表格式 ....................................... 39 附件八：坐岗记录表格式 ........................................... 40 附件九：井控停钻记录书格式 ....................................... 42 附件十：钻开油气层批准书格式 ..................................... 43 附件十一：钻井井控装置安全检查内容格式 ........................... 44
江汉油田钻井井控实施细则
第一章 总则
第一条 在钻井作业中，井喷就是事故。一旦发生井喷，就会使井下情况复杂化，无法进行正常钻进作业，而被迫进行压井作业，对油气层将造成不同程度的损害。同时，井喷失控后，将使油气资源受到严重的破坏，还易酿成火灾，造成机毁人亡，油气井报废，自然环境受到污染。所以，井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。
第二条 钻井井控工作是一项技术要求严密的系统工程,包括钻井井控设计、井控装置的安装、试压、使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层钻井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火、防爆和防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训、考核、井控工作分级责任制等九部分。（SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“目录”）
第三条 江汉油田储层地层压力分布多为低压，但也存在高压，应用的钻井液体系为饱和盐水为主，为了进一步搞好江汉油田的井控管理工作，防止井喷事故的发生，根据中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》的要求，结合江汉油田的具体情况，特制定本实施细则。
第四条 本实施细则适用于江汉油田范围内的石油与天然气钻井（包括侧钻井、原钻机试油）作业。在江汉油田范围内施工的所有钻（侧钻）井队伍、后勤服务及相关单位必须执行本实施细则。（参考2004年7月19日中原石油勘探局《钻井井控管理规定》制定）
第二章 钻井井控设计
第五条 井控设计是钻井工程设计、地质工程设计中的重要组成部分，钻井生产必须先设计后施工，坚持无设计不施工的原则。
第六条 江汉油田钻井井控实行分级管理：
1.第一类：含硫油气井、天然气井、区域探井和其它有特殊要求的井；
2.第二类：一般探井、已知高压区块的开发井（如盐间非砂岩井、受注水影响的井）； 3.第三类：已知常压、低压区块的开发井。 （11月16日会议确定）
第七条 油气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m，距民宅（包括井队生活区）不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m，距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。含硫油气井应急撤离措施符合SY/T5087有关规定。（划线部分根据2003年四川局井控规定实施细则制定，其它与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.1”相同）
第八条 第一、二类井对井场周围3公里、第三类井对井场周围2公里（高压天然气井、探井及含硫气井为5公里）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、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、长度和离地表深度。（划线部分根据SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》“7.1”，其它与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.2”相同）
第九条 井场布局和钻前工程必须满足井控、安全和环保要求，特别是在河道、干堤边钻井，钻屑坑和井场布局必须满足放喷管线安装的需要，同时符合国家安全、环保规定。
第十条 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、地层破裂
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压力、坍塌压力、漏失压力、地层应力和岩性剖面（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）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。（根据中原2004年井控规定，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.3”相同）
第十一条 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为基准，再增加一个附加值:
1.油水、水井为0.05g/cm～0.10g/cm或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa； 2.气井为0.07g/cm～0.15g/cm或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。
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、油层、气层、水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢的含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套情况等因素。
（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.4”相同）
第十二条 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：
1.同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值过大的油气水层； 2.探井、超深井、复杂井的井身结构充分估计不可预测因素，留有一层备用套管；
3.在地下矿产采掘区钻井，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段100m；
4.套管下深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；
5.含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压气井的油层套管、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，且水泥返至地面。
（划线部分根据“2003年川局井控实施细则”，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.5”相同） 第十三条 每层套管固井开钻后，按SY/T5430要求测定套管鞋下第一个3m～5m厚的易漏层的破裂压力（碳酸盐地层只做承压试验，不做地层破裂压力试验）。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.6”相同，其中括号内为增加的内容）
第十四条 井控装置配套（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.7”对应） 1．井控装置压力等级选择：
（1）含硫油气井、天然气井、区域探井和其它有特殊要求的井：井控装置压力等级不小于裸眼井段最高地层压力；
（2）油、水井：井控装置压力等级不小于裸眼井段最高地层压力与二分之一井筒钻井液液柱压力之差。 （11月16日会议确定） 2．防喷器组合选择：
（1）第一类井：基本组合形式有四种（图A1～图A4）（图A1～图A18参见附件一），其中含硫油气井和区域探井，必须安装剪切闸板防喷器，有三种组合形式可供选择（图A5～图A7）；（根据SY/T5087-2005）
（2）第二类井：有二种形式可供选择（图A8～图A9）；
（3）第三类井：有三种形式可供选择（图A10～图A12），其中已知低压、物性差、井深不超过2000m的井，井口组合形式选择图A12。
（11月16日会议确定）
3．节流管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级匹配。 （1）压力等级为105MPa时，节流管汇选择（图A13）。 （2）压力等级为35MPa和70MPa时，节流管汇选择（图A14）； （3）压力等级为21MPa时，节流管汇选择（图A15）；
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（4）压力等级为14MPa时，节流管汇选择（图A16）； （根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.7 b）”制定）
4．压井管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级匹配，其基本形式见图A17、图A18。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.5”相同）第三类井防喷器压力级别为14MPa的井口，可不安装压井管汇，但必须把防喷管线接出井架底座以外，安装好1#手动平板阀。（11月16日会议确定）
5．第一类井应接反循环压井管线，第二类井预测地层压力大于35MPa应接反循环管线。
6．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。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.5”相同）
7．有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087中的相应规定。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.7”相同）
第十五条 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、灌注装置的配备应满足井控技术的要求。
1．第一类井：二只上旋塞，三只下旋塞，二只钻具止回阀，二个旁通阀，防喷钻杆单根，液气分离器（处理量大于300m/h、承压能力大于1.0MPa），真空除气器，司钻控制台，节流控制箱，钻井液液面监测仪，自动灌浆装置，二套泥浆加重装置（特殊情况应配备自动下灰装置），按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》配备防硫装置。（西部新区做法）
2．第二类井：二只下旋塞，一只钻具止回阀，防喷钻杆单根，钻井液液面监测仪，自动灌浆装置，二台可携带式可燃气体检测仪；地层压力大于35MPa或欠平衡压力钻进的井应配备司钻控制台及节流控制箱；高压区的开发井和有裂缝性油气藏的井，配备液气分离器，真空除气器。
3．第三类井：一只下旋塞、一只钻具止回阀，防喷钻杆单根、钻井液液面监测仪。 （根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.8”）
第十六条 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和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。（根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.9”）
第十七条 钻井工程设计书中应提出钻开油气层前加重泥浆（密度大于在用泥浆密度0.1g/cm以上）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。加重钻井液的储备量一般为井筒容积的0.5～2倍，加重料的储备量一般为配制井筒容积1～1.5倍钻井液所需要的量。非已知高压区块（如拖市、王北、王东等区块）的开发井、无裂缝性油气藏井、无高压盐水层的井，在不含硫化氢的情况下，现场可只储备加重料。（根据SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》，其中划线部分根据“2003年四川局井控规定实施细则”和“江汉油田1996井控工作管理规定”制定、）（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.10”对应）
第十八条 在可能含硫化氢地区钻井，应对含硫化氢的层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。（根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.11”）
第十九条 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确保作业安全、防止井喷、井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施。（根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.12”）硫化氢含量超过20mg/m的地层或上部未封固井段存在硫化氢含量高于20mg/m的地层不能开展欠平衡钻井作业。（根据“2003年四川局井控规定实施细则”）
第二十条 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、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和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。
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