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大庆油田钻井井控实施细则2006

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大庆油田 钻井 实施细则 2006
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大庆油田钻井井控实施细则大庆石油管理局大庆油田有限责任公司二ΟΟ六年九月1目 录1 主题内容与适用范围 ···················22 总则······························ 23 井控设计···························24 井控装 备的安装与维护······················· 95 井控装 备的试压 与使用······················· 166 钻开油气 层前的准备 和检查验收 ················207 钻开油气 层后的井控工作················· 228 溢流的控制及压井作 业···················249 防火、防爆、防硫化氢 措施···················2610 井喷失控的 处理·····················2811 井控技术培训·······················3112 井控九项管理制度····················· 3313 附则······························4414 附录································4515 附录A “四七”动作···················· 4616 附录B “四七 ”动作 岗位 责任制及关井操作程序·····4817 附录C 司钻法压井 ······················6118 附录D 工程 师法压井 ·····················6219 附件E 井口装置组合 图····················6320 附录F 固定基墩示意图···················7221 附录G 防 喷演习示意图····················7522 挂牌式样···························7623 钻井井控记录格式····················· 7821 据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》,结合大庆油田钻井生产实际,特制定本细则 。细则适用于在大庆 油田及所属区块 从事 钻井施工的石油与天然气钻井井控管理。2 控工作是保证石油与天然气钻井安全的重要组成部分。做好井控工作,既有利于发现和保护油气层,又可有效地防止井喷、井喷失控或井喷着火事故的发 生。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,极易 酿 成火灾、设备损坏、油气井报废、环境污 染、使油气资 源受到严重破坏甚至造成人员伤亡。控工作是一项 系统工程,管理局和油田公司的勘探开发、钻井工程、安全质量环保、物资 装备、技 术监督、教育培训等部门,必须高度重视。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、井控技术培训及井控管理等。3 控设计是钻井地质设计和 钻井工程设计 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要求进行井控设计 。质设计 确定的井位要符合以下条件。气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于 75m;气井井口距离民宅不小于100m;气井井口距离 铁路、高速公路不小于 200m;气井井口距离学校、医院、油 库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m;气井井口之 间的距离:一般油气井不小于5m;最大地 层孔隙压力大于35安全距离不能满足上述 规定,由油田公司与管理局主管部门组织相关单位进行安全评 估、环境评估,按其评估意见处 置。行地质设计前应对井 场周 围2硫油气井3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、水 资源情况和风向变 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、长度和距地表深度;江河、湖泊、干渠周 围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。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梯度剖面、地层破裂压力梯度剖面、地层岩性剖面数据、浅气层资 料、 邻井资 料、油气水显示和复杂情况。已开发区钻调整井,地 质设计书中要提供邻 近注采井分 层动态压力数据、注采关系、套 损等情况。开钻前应 采取相 应 的停注、泄压和停抽等措施,直到相应层位套管固井候凝完为止。可能含硫化氢、二氧化碳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 。钻机选 用上 应考虑 适当的井架底座高度,任何井口装置、工具的安装应为井控装备 和抢险装 备的安装留有合理空间,为井4喷抢险提供必要条件。则上 钻井必须下表层 、装防喷 器。若因地质情况不下表层或不装防喷器,由生产经营单位委托的钻井设计部门 和钻井作业方、安全质量环保部门共同提出论证报告,汇编到钻井 设计 中,经生产经营单位井控第一责任人批准或授权批准后执行。属下列情况之一者,必须安装井口防喷装置及井控配套设施。a 探井;b 天然气井;c 有浅气层的井;d 设计钻 井液密度超过 e 丛式井等特殊作业 井或试验 井;f 地下情况复 杂 的井;g ~ 第 井身结构设计中,同一裸眼井段中不应有两个压 力梯度相差超过3 则要 设计技术套管或采取其它有效措施,避免井下复杂 情况的发 生。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100m。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。表层应封固浅水 层、疏软地层 ,且进入 稳固岩层不少于10m。硫化氢、二氧化碳等有毒有害气体和高压 气井的生产套管管串、有毒有害气体含量较高的复杂井技 术套管管串,其材质和5螺纹应符合相应的技术要求。心轴悬挂器的套管 头,水泥可以返到地面;用卡瓦悬挂器的套管头,水泥要求返到1000时要在满足井控要求的前提下,根据油气层显示情况确定水泥上返深度。据裸眼井段中最高地 层孔隙压力 选择 井控装备压力等 级和组合形式,含硫地区井控装置选用材质应 符合行业标准5087《含硫化氢油气井安全 钻井推荐作法》的规定。裸眼井段中最高地层 孔隙压力<14用 压力等级不低于14,有5 种 组合形式供选择 (允许使用套管头,其额定工作压力要与防喷器匹配):a 钻井四通+单闸板+防溢管(见图1);b 钻井四通 +双闸 板(全封+半封)+防溢管( 见图 2);c 钻井四通+单闸板+单闸板 +防溢管( 见图 3);d 钻井四通 +单闸 板 +环形 +防溢管( 见图 4);e 单闸板+钻井四通+单闸板+防溢管(见图5 )。14裸眼井段中最高地层孔隙压力<21 ,选用压力等级不低于215种组合形式供选择(允许使用套管头,其额定工作压力要与防喷器匹配):a 钻井四通+单闸板+防溢管(见图1);b 钻井四通 +双闸 板(全封+半封)+防溢管( 见图 2);c 钻井四通+单闸板+环 形+防溢管(见图4);d 钻井四通 +双闸 板(全封+半封)+环形+防溢管( 见图6)。e 单闸板+钻井四通+双闸 板(全封 +半封)+环形 +防溢管( 见图7 )。21裸眼井段中最高地层孔隙压力<35 ,选用压力等级不低于354种组合形式供选择(对于油6井允许选用底法兰):a 套管头+钻井四通+双 闸板(全封+半封)+防溢管( 见图8);b 套管头+钻井四通+双闸 板(全封+半封)+环形(21防溢管(见图9);c 套管头+单闸板+ 钻井四通+双 闸板(全封+半封)+环 形(2135防溢管(见图10);d 套管头+钻井四通+双闸 板(全封+半封)+单闸板+环 形(2135防溢管(见图11)。35裸眼井段中最高地层孔隙压力<70 ,选用压力等级不低于703种组合形式供选择:a 套管头+钻井四通+双闸 板(全封+半封)+环形(35防溢管(见图9);b 套管头+单闸板+ 钻井四通+双 闸板(全封+半封)+环 形(3570防溢管(见图10);c 套管头+钻井四通+双闸 板(全封+半封)+单闸板+环 形(3570防溢管(见图11)。裸眼井段中最高地层孔隙压力≥70 ,选用压 力等 级105,有 2种组 合形式供选择 :a 套管 头+单闸板+ 钻 井四通+双 闸板(全封+半封)+环形(70+防溢管(见图10);b 套管 头+钻井四通+双闸 板(全封+半封)+单闸板+环形(70+防溢管(见图11)。流、压井管汇及其所有连接 闸门、法兰、防 喷管线、配件等的压力级别,不低于裸眼井段中最高地 层孔隙 压 力。流管汇有3 种形式中供 选择 :7a 压力等级为14 21流管汇,见图 12;b 压力等级为3570流管汇,见图 13、图14 。c 压力等级为105管 汇 ,见图14 。井管汇有2 种形式供选择:a 压力等级为141管汇 ,见图 15;b 压力等级为357005图16。具内防 喷工具、井控 监测仪器、 仪表、钻井液处理及灌注装置、防毒面具、正压式呼吸器要满 足井控、 井液密度的确定,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,再增加一个安全附加值。选择附加 值时要考虑地层孔隙压力预测精度、地层坍塌压力、地层破裂压力、硫化氢含量、二氧化碳含量和井控设备 配套情况。附加值按以下两种原则之一确定(欠平衡井或其他特殊井执行 钻井工程设计给定的附加值)。a 油井、b 确备用加重剂种 类及数量。定有针对性的井控技术措施,立足于搞好一次井控工作,钻井施工中做好二次井控的准 备工作,及时发现和处理油气显示、溢流等异常情况。井过程中钻井 队要 认真做好地层孔隙 压 力监测及绘制“四条(三条)曲 线”的工作。8a 具备录井条件的井做四条曲线 。四条曲 线包括 预测地层 孔隙 压力曲线、 监测地层孔隙压力曲线 、设计钻井液密度曲 线、实际钻井液密度曲线。b 不具备录井条件的井做三条曲 线。三条曲线包括预测 地 层孔隙压力曲线、设计钻井液密度曲线 、实际钻井液密度曲 线。c 四条(三条)曲线贴于井场值班房墙上。控设备的试压维护保养、活动要求。喷演习、破裂压力 试验、低泵速 试验 等方面的要求。控应 急措施,包括压井 钻井液及井控工具的储备、压井措施、消防灭火、 环保等主要内容。证通讯设备畅通的要求。硫油气层或上部裸眼井段地层中的硫化氢含量大于5087《含硫化氢油气井安全 钻井推荐作法》中的 规定 标准时 ,不能开展欠平衡钻井。平衡钻井施工设计中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火、安全防护 、防硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体伤害的井控措施,制定相应 的井控安全 应急预案。工过程中地质情况或施工条件出现较 大变 化时,应 及时对钻井作业进行风险识别和 评价,制定出安全技术 保障措施,并修改设计,按程序审批后方可实 施。4 井控装 次开钻的井口装置要严格按标准 规范安装,保证四通出口9高度始终不变。喷器、钻 井四通、套管头 (底法兰)、节流管汇、压井管汇、防喷管线和阀门的各部连 接法兰的密封垫环 槽、密封垫环(密封垫环只能使用一次)要清洁干 净,并涂润滑脂安装。各部位的连接螺栓要齐全并对称均匀扭紧,螺栓两端露头长度一致,法兰间隙要均匀。冬季施工时 ,要做好闸阀和管线等井控设备 的防冻保温工作。装套管头的井要修建圆 井, 圆井壁用厚度不低于5壁配备上下扶梯。套管前,准确计算 联顶节长度,保证生产层套管头顶 。套管头吊平、摆正下放,下放时 注意套管头的密封部位,以免损坏。下放到位后校正出口方位及水平度。套管头进行注塑、试压。试压压 力为套管抗挤强 度的80%与套管头额定工作压力二者中的最小值,稳压 30 喷器底法兰套管短节 上下连接不得偏扣、不得电焊,密封满足试压要求。喷器主体安装平整,天 车、转盘、井口中心的最大偏差不能超过10喷器组用 16反花 蓝螺栓四角绷紧 固定,钢丝绳不能妨碍其它操作。溢管与顶盖的密封用密封垫环或专用橡胶圈,防 喷器上10部安装挡泥伞。有手动锁紧机构的 闸板防喷器 应装齐手 动操作杆,操作手轮原则上接到井架底座外,靠手轮端应支撑牢固,其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°。挂牌标明开、关方向和到底的圈数及闸板类型。常情况下,双闸板防喷 器采用上半封闸 板,下全封闸板。控管汇包括防喷 管线 、节 流管汇、压井管汇、压井管线、钻井液回收管线、放喷 管线 。喷管线应使用经探 伤检验合格的专用管材,通径不小于78用焊接法 兰连 接或螺 纹法 兰连接,不允许现场焊接。装完 毕的 节流管汇、压 井管汇 、防喷管线 和钻井四通应达到平直,不允许防喷 管线 拐弯。裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21 ,选用压 力等 级不低于21一条与远程 泵连 接的压井管线,配有单向阀,末端有φ52壬(公头 )。不与钻井泵 高压管 线连接。裸眼井段中最高地层孔隙压力≥35 ,选用压 力等 级不低于35两条压 井管线,一条与远程泵连接,配有单向阀,末端有φ 52油壬(公头),另一条也配有 单 向阀,用外径φ73泵 高压管线连接,在地面管 汇处有球阀。裸眼井段中最高地层孔隙压力≥35 ,钻井四通两翼闸阀、节流管汇和压井管汇 的安装方式和开关状态见图17裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21 ,钻井四通两翼闸阀、节流管汇和压井管汇 的安装方式和开关状态见图17流管 汇、压井管汇 、钻井四通两侧的每个闸阀 要按照标准编号挂牌,并处于标 准的开关状态, 节 流阀开度1/3~1/2。其它型号的节流、压井管汇闸阀开关状 态比照执行。力等级≤21管汇 ,钻井液回收管 线 用外径φ73压 力等 级≥35 节流管汇以及气井、特殊井用通径不小于78井液回收管线,出口处必须 固定牢,进入1号罐或2号罐,但回收的钻井液必须回流到1号罐;回收管线应使用经探伤检验 合格的专用管材,拐弯角度不小于120° ,不得在井场焊接,螺纹连接余扣不大于一扣。喷管线用法兰连接的通径不小于78 专用管线或用φ127 于裸眼井段中最高地层孔隙压力>21喷管线长度距井口不少于75m ;对于裸眼井段中最高地层孔隙压力≤21喷管线长度距井口不小于50m。喷管线出口保持平直,距各种设 施不小于50m 。布局要考虑当地季节风方向、居民区、道路、油罐区、电力 线及各种设施等情况。裸眼井段中最高地层 孔隙压力≤21节 流管 汇接一条放喷管线。在压 井管汇外 侧接平板阀,平板阀外侧 留外螺 纹端,作备用放喷管线的 连接点。在压 井管汇外侧留放喷管 线的通道。裸眼井段中最高地层 孔隙压力≥35节 流管 汇和压井管汇各接一条放喷 管线 。喷管线要平直,螺 纹连接紧固牢靠,不得焊接。如遇特殊情况管线需要转弯时,要用铸 (锻 )钢弯头连接,其角度不小于120°。放喷管线每隔10~ 15m、转 弯处 用水泥基墩地角螺栓或地 锚固定,间 必须 有双基墩,水泥基墩如图18。地脚螺栓直径不小于20喷管 线需要悬空安装时,悬空 处要支撑固定,支撑点 间距控制在 10果裸眼井段中最高地层 孔隙压力 ≤21可以采用图18 中的铁基墩。对于活动基墩,必须 有不小于1/3 高度埋入地下。喷口前应 挖放喷坑。深层天然气井主放喷坑 规格为3m(宽)×5m(长)×)或体 积 不小于15m 3的回收罐,副放喷坑规格为2m(宽)×3m( 长 )×)或体积 不小于6m 3的回收罐;其它井放喷坑规格为2m(宽)×3m(长)×)或体积不小于6m 3的回收罐;挖取的土堆放在放喷坑前方,形成土墙。放喷口处有固定或人工点火装置,人工点火点在出口上风方向不小于15m。控装 备控制装置包括 远程控制台、司 钻 控制台、节流管汇控制箱、液压管线。程控制台安装在面对井架大门左 侧、距井口不少于25m ,距放喷管线或压井管线应有2m 以上距离,并在周围 留有 宽度不少于2围 10爆、腐蚀物品。程控制台总气源应 与司钻控制台气源分开连接,并配置气源排水分离器。严禁 强行弯曲和压折气管束。程控制台电源 应从配电 板总开关处直接引出,并用单独的开关控制,不得与照明或其它用电器线路串接。压管线的连接。 连接井口部位井控设备 的液压管 线用外敷防火花材料的高压耐火隔热软管。管排架与防喷管线 、放喷管线 、压井管线的距离不少于1m ,车辆跨越处应 装 过桥 盖板;不允许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。条件允许时全部使用高压 耐火隔热软管。钻控制台安装在钻 台的左侧,即司钻工作位置后面便于操作的地方。流控制箱安装在钻 台的右侧,在操作节流控制箱的同时能观察到液动节流阀的地方。要标明控制对 象的控制 闸阀 挂牌。井或气油比高的油井需要安装液气分离器和除气器。气器安装在1号罐上,排气管线接出距除气器15m 以外。气分离器的钻 井液排出管线要使用“U” 型管, “U”型管高度不小于3m,进入罐或钻井液槽的管线高度要低于液气分离器1/3高度。气分离器入口管 线用通径不小于78高压耐火隔热软管或专用管线,用法兰连接,不允许现场焊接,每隔4气分离器用16气分离器排污阀用蝶形阀门 ,并接有排 污管线。气分离器安装量程为 0~ 4压力表前安装截止阀。全阀出口方向指向排污坑或主放喷管线 一侧。接出距井口不小于50m ;在出口 处有固定或人工点火装置,人工点火点在出口上风方向不小于15m ;固定方式与第 固定方式相同。具内防 具内防喷 工具包括方钻杆上旋塞、方 钻 杆下旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆。具内防喷工具的 额定工作压力不小于防 喷 器额定工作压力。井、气井和安装环 形防喷器的井,接方 钻 杆上旋塞、方 钻杆下旋塞,备用钻具止回阀 和旋塞;其它井,接方钻杆下旋塞, 备用钻具止回阀和旋塞。旋塞开关扳手放在钻台工具箱上,有专人管理。装防喷器的井备用一根防喷钻杆。防 喷钻杆是在钻杆内螺纹端接旋塞并紧扣的钻 杆,旋塞处于常开状 态 ,上有提环,下有螺纹保护器,钻台上有旋塞扳手。喷钻杆在钻进时放置在滑道左侧的钻杆支架上,其它工况放置在大门坡道上。果钻具组合中的钻铤只有一种螺纹类 型,且与钻 杆螺 纹不相同,要在防喷钻杆外螺 纹端 连接钻杆与 钻铤内螺 纹 的转换 接头,并紧扣;如果钻具 组合中的 钻铤有两种或两种以上的螺纹类 型,要在钻台上准备与不同螺纹类型钻铤内螺纹匹配的专用 转换 接 头。钻台上再备 用一只能够与防喷钻杆中旋塞连接的钻具止回阀。喷钻 杆、钻具止回 阀、专用转换接头等内防喷工具的表面应全部涂红漆。密闭循环系统 要在每个密闭罐内装钻井液量标尺,按每小格1m 3 、每大格5m 3设计。走地面池循环时 ,在池内也应 有钻井液量标尺,~ 备钻井液循环 池液面监测与报 警装置。重装置 处于随时可用的良好状态。照钻井安全标 准配备有毒有害气体监测仪器、仪 表。季井架底座围布及循 环罐保温棚应留有通风口。次起钻前活动一次半封闸 板防喷 器,起完 钻 具后活动一次全封闸板防喷器。周活动一次半封闸板防喷 器,每半月活动一次手动锁紧装置。控管 汇 的闸门每半月注一次润滑脂,每周开关活动 一次,闸门丝杆有防湿、防锈 措施。程控制台三位四通换向阀 每半月保养一次。、气 泵 上的油滤网每周清洗一次。泵前气水分离器每周放水一次,油雾器内机油量保持容积的1/2~3/4。泵曲轴箱机油保持在上下限之间,每半月检查 一次。钻杆上旋塞、方钻杆下旋塞、防喷钻杆上的旋塞和螺纹保护器每3 天活动 一次;旋塞、钻 具止回阀每使用200h 探 伤一次,有问题必须更换。165 井控装 备的试压 井控设备控制装置的试压采用规定的液压油试压外,其余的井控装备在井控厂用清水 试压。形防喷器封钻 杆试压到 额定工作压力,闸 板防 喷 器试压到额定工作压力,节流管汇 、压井管汇、阀门及内防喷喷 工具试压到额定工作压力。控设备在钻井 压前的检查与准备a 检查防喷器组 及液 动放喷阀开关是否灵活。环形防喷器开、关一次时间不大于20s;闸板防喷器开、关一次时间 不大于8s;液动放 喷阀开、关一次时间不大于3s。b 检查司钻控制台与远 程控制台对应压 力表的表示值是否一致,司钻控制台是否有效控制远程控制台的操作。c 检查司钻控制台、远程控制台的三位四通换向阀 的开关与防 喷器、液动放喷阀的开关是否一致。三位四通换向阀 的待命状态在中位。d 检查液、气泵的上油阀是否打开,各压力表的压力是否符合要求。流管 压 1e 储能器充压前油箱液压 油液面距箱顶不大于20cm。f 检查节流管汇 控制箱 阀位开关度表读数和 实际阀位是否一致。g 具有低压压力表的节 流管汇,试压时要保证低压压力表前的截17止阀处于关闭状态。除发生井喷读取低压套压值时,不能打开该截止阀。压对象包括:防喷 器组 、套管头 (底法兰),钻井四通、节流管汇、 压井管汇、阀门、防喷管 线、放喷 管线、压井管线及所有连接部位。压要求a 未装套管头的井,采用整体试压(未钻水泥塞前),试验压力为套管抗内压强度的80%和闸 板防 喷 器额 定工作压力两者间的最小值。b 安装套管头的井,采用试压塞试压。闸板防喷器试压到额 定工作压力;环形防喷 器封钻 杆试压到额 定工作压 力的 70%;节 流管 汇、压井管汇、防喷管线及相关 闸阀、方钻杆旋塞阀试压到额 定工作 压力;节流管汇按零部件额定工作压 力分别试压。c 旋转防喷器或旋转压力控制头(欠平衡压力钻 井)封钻杆静压试到额定工作压力的70%,动压试压额定工作压力的50%。d 对于选用了高于裸眼井段最高地层孔隙压力一个级别 或以上的井控设备,可以按照裸眼井段最高地 层孔隙 压力确定的 压力等 级进行试压。e 压井管线试验压力 为20喷 管线试验压 力为10f 以上 试压稳压时间不少于 10参考值),密封部位无渗漏为合格。g 液气分离器、连接管线 和燃烧管 线使用压缩 气体进行试压,漏为 合格。h 防喷器控制系统按其 额定工作压 力做一次可靠性试压 。压设备为专用 试压泵。压顺序:全封、半封、环形(不做封零 试压 )、防喷 管线节流管汇、 压井管汇、阀门、 压 井管线、放喷 管线。换或拆装井控 设备部件后,应采用堵塞器或试压塞按 更换或拆装的和与之有关 联的井控设备 ,按要求重新进行试压。控设备 要定期进行 试压检验。现场连续使用的井控设备 ,两次试压间隔时间不大于90天。防喷工具每3 个月或井喷 承压使用后送回井控厂检 修、试压、检验 一次,合格后才能使用。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。压不超 过 7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 s。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 都应一次性到位,然后回转1/4圈~1/2圈。 形防喷器或 闸板防喷器关闭 后,在关井套压不超过14s 的速度上下活动,但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。井内有 钻具时 ,严 禁关闭全封 闸 板防 喷 器。禁用打开防喷 器的方式来泄井内压力。修装有绞链侧门的闸 板防喷器或更换其闸 板时,两 侧门 不能同时打开。开油气 层后,按照第 器开、关活动试 关井。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其二次密封功能,且止漏即可,待紧急情况解除后,立即清洗更换二次密封件。行闸板 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。井管汇不能用作日常灌注钻 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。6 钻开油气 层前的准备 要求对 井控设备进行一次全面检查,保证灵活好用。次开钻的钻 开油气 层前由钻井 队技术人 员向全队进 行地质、工程、钻井液、井控装备 等方面的井控技 术交底,可以和各次开钻前的技术交底同时进行。井液性能必须符合钻 井设计要求,按井型 储备足够 的钻井液和加重材料。000发 井最少储备 20t;000m~3000m 的探井、开 发井最少储备 30t;于3000发井最少 储备50t ;于2000m 以上的钻井液60于2000m 以上的钻井液30田内部 调整井最少储备 30t;层探井、有技术套管的井、参数井、外围新区块第一口探井,在二次开钻及以后各次开钻 后,钻过第一个砂岩 层,应进行地层破裂压力试验。如果钻穿套管鞋30 砂层则不做此 试验,用邻井地层破裂压 力作为参考值。地层破裂压 力减二次开钻或以后对应 各次开钻的最大钻井液密度在试验井深产生的静液柱 压力,所得数值为 最大关井套压值。地 层破裂压力决定的允许 关井套 压值为 最大关井套 压值 的80%。大允许关井套压值为 防喷 器额定工作压力、地层破裂压力决定的允许关井套 压值、套管抗内压强度的 80%,三者中的最小值。大允 许 关井套压值、设计最大钻 井液密度、地层破裂压力梯度、最大允许钻井液密度、套管抗内 压强度等有关压井数据制成标牌,如图20,置于节 流控制箱和节 流管汇处 。要求做地 层破裂压力 试验的井,用 邻井资料或近似法计算地层破裂压力。进入油气层 前50m~100m ,按照下部钻井的设计 最高钻井液密度值,对裸眼地层进行承压 能力 检验。已开发区 块钻 井,邻近注水井要采取降压措施,注水井的井口恢复压力不得高于规定要求,不符合规定不得开钻。防喷演习要求,在一个月内对每个现场钻 井班按不同钻井工况至少各进行一次防喷 演习 ,但要保 证每个 现场钻井班在施工井都能按不同钻井工况至少各 进行一次防喷演 习,应有夜间防喷演习。硫地区钻井还应进行防硫化氢演 习,检查 落 实各方面安全预防工作。查所有钻井设备、 仪 器仪 表、井控装备、防护设备及 专用工具、消防器材、防爆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。真执行钻开油气层前的申 报审批制度,批准后方可 钻开油气层。照钻井井控九项管理制度的要求,做好坐岗工作、干部值班等工作。7 钻开油气 时发现溢流是井控技术的关键,必 须严 格落实一次井控的各项工作。强地层对比和地质预告,掌握地层压力并 认 真执行 钻井工程设计。已开发区块钻井,要经 常检查钻井区块地层 降压措施的落实情况,并做好注水井 动态数据记录 。井液性能符合钻 井设计要求,特别 是钻井液密度必 须在设计范围内。起钻前充分循环 井内钻井液,使其性能稳定,进 。进时 司 钻注意观察 泵压、钻速等变化,发现异常立即停止钻进,循 环钻井液观察后效。岗人员注意观 察、记录钻井液性能变化、 钻井液量增减等,及时向司钻汇报,将有关数据记 入《井控坐 岗记录 》。钻过程中,要 严 格控制起钻速度,钻头 在油气层中和油气层顶部以上300m 井段内起钻 用Ⅰ s,预22防抽吸引起井喷。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;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,并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行 设备检修。井作 业时间(如电测、井壁取心等)原则上不能超 过24h,或根据坐岗观察和钻井工程设计要求的空井时间,否则必 须下钻通井。开浅气层或油气层后,每次起钻前 钻井液密度达到设计 上限,都要进行一次250m~ 350 算气体上窜速度,循环钻井液观察后效,正常后才可起 钻。 孔隙压 力监测 及 绘制“四条(三条)曲线”的工作。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。泡油、混油或 调 整钻 井液密度时 ,应确保井筒液柱压力不小于裸眼段中的最高地层 孔隙压力。井下套管建立循 环前,必须在套管内灌 满钻井液。于安装井口防喷设备 的井,要落实以下主要要求:周由钻井队队长 或技术负责人组织对井控设备进行一次全面检查。井、深井、采气井,从钻开油气层前 50只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300 ±50液性能发生较 大变化时,都要以正常排量的1/3 ~1/2循 环一定时间,待钻井液循环正23常后测一次低泵速循环压力,将试验结 果记录 在低泵速 试验记录中。开油气 层后,按照第 固井作 业时不得拆除防喷 器,应配套微变径 闸板、换 与套管直径相匹配的闸板或在钻 台配备套管螺纹和防喷钻 杆相匹配的接头。固井全过程保证井内压 力平衡,尤其防止水泥浆候凝期间因失重造成井内压力平衡的破坏,甚至井 喷。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。8 警时溢流量不超过 井 时溢流量不超过 现溢流的报警信号:报 警信号为一 长鸣 笛,关井结束信号为两短鸣笛,开井结束信号为 三短鸣笛。长鸣笛时间15 鸣 笛时间2隔1现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井;关井后及时求得关井立管压力、关井套压 和溢流量。下钻中发 生溢流,
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本文标题:大庆油田钻井井控实施细则2006
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