塔里木油田井下作业井控实施细则Word文档下载推荐.docx

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油水井为1.5MPa—3.5MPa，气井为3.0MPa—5.0MPa。

另：

对于机采井（半压井作业）按下列公式确定：

ρ＝PH／H×

10.1972×

10+密度附加值

其中PH＝Pi-（Hm-H）×

ρf／（10×

10.1972）

ρf：

井筒内流体密度（g／cm3）

H：

压井循环深度（m）

Pi：

产层静压值（MPa）

Hm：

油层中部深度（m）

第十条工程设计单位对井场周围500m（含硫化氢井3000m）内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线和水资源情况进行现场勘察，在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求，施工单位进一步复核，并制定具体的防喷应急措施。

第十一条不能自喷的油井在原作业层位进行维护性作业经审批后可以使用简易防喷装置，其它类型的作业必须安装防喷器。

第十二条按规定程序进行审批的设计未到现场不准施工。

第三章、井控装备

第十三条井控装备包括防喷器组、内控管线、简易防喷装置、采油（气）井口、套管头、内防喷工具、防喷器控制系统、压井管汇、节流管汇、放喷管线、气液分离器、监测设备等。

第十四条含硫地区井控装备选用材质应符合行业标准SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。

第十五条防喷器的选择

1、防喷器压力等级的选择：

根据最高井口关井压力（P关），即井筒内压井液喷完情况下的井口压力来选择井控装备：

P关≥70MPa的井，选用105MPa及以上压力等级的井控装备；

35MPa≤P关<

70MPa的井，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；

P关＜35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备。

2、防喷器组合型式的选择：

（1）压力等级为35MPa时：

不能自喷的油井在原作业层位进行维护性作业经审批后可以使用简易防喷装置，自喷井作业防喷器组合参照附图1、附图2，附图3。

（2）压力等级为70MPa时：

防喷器组合参照附图3、附图4、附图5.1、附图5.2。

（3）压力等级为105MPa时：

防喷器组合参照附图5.1、附图5.2。

3、高压气井、H2S井选配剪切闸板。

4、防喷器通径的选择应根据作业工艺来确定。

特殊需要时，在以上组合基础上增加闸板防喷器和旋转控制头。

选用压力级别高一等级的井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合形式。

第十六条使用复合钻具时，应备齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子。

半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的油管（钻杆）本体。

一般情况下，使用概率大的半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器组最上部。

需要安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位置。

第十七条不装防喷器的井，必须配备变扣接头、旋塞（或箭形回压阀）、油管挂等组成的简易防喷装置，做到能随时控制井口。

第十八条节流管汇的压力级别要与防喷器压力级别相匹配，并按以下形式进行选择：

1、额定压力≤70MPa时，节流管汇形式参照附图6连接安装；

2、额定压力>

70MPa时，节流管汇形式参照附图7连接安装。

第十九条压井管汇为压井作业专用，其压力级别要与防喷器压力级别相匹配，压井管汇形式参照附图8。

第二十条节流、压井管汇与钻井四通（特殊四通或油管头）之间采用法兰硬管线或法兰高压柔性软管连接，法兰硬管线压力级别与节流、压井管汇高压部分相同，法兰硬管线用丝扣连接，不允许焊接。

法兰高压柔性软管额定工作压力比节流、压井管汇高压部分高一压力等级，连接后高压柔性软管的弯度不得小于120°

，并且只做短时压井或放喷用，不允许做为长期的测试放喷管线。

地层压力超过70MPa的井不允许使用法兰高压柔性软管做内控管线。

内控管线接出井架底座以外。

第二十一条高压高产气井、含H2S井使用ZQF1200/0.862或NQF800B/0.7的钻井液气分离器，其余生产井使用NQF800C/0.7或NQF800/0.7的钻井液气分离器。

①钻井液气分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；

②ZQF1200/0.862和NQF800B/0.7钻井液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；

钻井液气分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；

排气管线内径为10″；

固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×

0.5m×

0.5m；

排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；

③NQF800C/0.7钻井液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；

排气管线内径为6″；

④NQF800/0.7钻井液气分离器进液管使用软管线，使用保险绳，打水泥基墩固定；

排气管线内径大于60mm，固定基墩间距15～20m，尺寸为0.5m×

排气管出口与放喷管线距离3～5m，出口不得正对放喷池；

⑤排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；

排气管线点火口距离井场工作房应在25m以远。

第二十二条工程技术部负责井控装备到现场前的检修、试压，并出具出厂合格证明；

井队负责井场井控装备验收、检查、日常维护与管理。

1、井控装备到井后验收内容：

（1）井控装备及配件的型号、规格和数量是否按设计要求配送；

闸板芯子尺寸必须与所使用管柱尺寸一致；

（2）环形防喷器、闸板防喷器、钻井四通、套管头等装备的钢圈槽是否完好；

（3）压力表是否校验合格,是否在有效期内;

2、安装后主要检查内容：

（1）环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力；

（2）闸板防喷器油路密封、闸板芯子开关的灵活性以及闸板芯子能否完全退入腔室内等；

（3）防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；

（4）节流、压井管汇主要检查液动节流阀、手动节流阀、手动平板阀开关是否正常，压力表灵敏情况等；

（5）电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；

气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况；

（6）点火装置工作是否正常。

第二十三条工程技术部按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口油管头、采油树的安装指导以及现场井控设备的试压，井队提供机具和人员配合共同完成安装和试压工作，试压期间井下作业监督应在现场负责协调和现场验收签字。

（1）远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离。

（2）远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源从气瓶专线供给；

（3）远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；

预充氮气压力7MPa±

0.7MPa；

储能器压力为17.5～21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa；

（4）远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器开关状态一致；

（5）防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧,螺杆两端丝扣突出螺母1-3扣。

（6）全套井控系统在现场安装完毕后，用清水（冬季加防冻剂）对井控装置试压。

原则上环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、内控管线、压井管汇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。

在试压过程中要采取措施防止套管承受试验压力。

试压标准按下表执行。

要求稳压时间30min，压降参考值小于或等于0.7MPa，且外观无渗漏为试压合格。

（7）试压间隔不能超过100天；

超过100天必须重新试压。

凡拆开检修或更换零部件后,应对所拆开的部位进行密封试压检验。

试压部位

35MPa井控设备

70MPa井控设备

105MPa井控设备

试压值/稳压时间

环形防喷器

24MPa/30min

49MPa/30min

闸板防喷器

35MPa/30min

70MPa/30min

105MPa/30min

节流管汇

高压端70MPa/30min

低压端35MPa/30min

高压端105MPa/30min

低压端70MPa/30min

压井管汇

放喷管线

10MPa/30min

油管头

油管头密封注塑、试压值为套管抗外挤强度的80%和油管头下法兰额定工作压力两者中的较小值，稳压30min。

油管挂主副密封间

（盖板法兰试压口）

10MPa/30min（电泵井井口）

35MPa/30min（非电泵井井口）

采油（气）树

第二十四条井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；

带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，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，并安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；

为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。

第二十五条修井队必须配备内防喷工具，包括方钻杆上、下旋塞，箭形回压凡尔等。

1.井控欠平衡中心是塔里木油田内部唯一有权销售内防喷工具的单位，负责内防喷工具的采购，对内防喷工具进行外观检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证；

内防喷工具试压时间离出库时间不得超过7天，否则应重新试压；

修井队使用井控欠平衡中心检验合格的内防喷工具。

2、修井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护；

3、旋塞在现场使用过程中必须保证开关灵活、密封可靠，井队一周开关活动一次。

旋塞和箭形回压凡尔每使用100天到井控欠平衡中心进行试压检验，试压合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。

4、使用复合钻具时，要配齐与钻杆（油管）尺寸相符的箭形回压凡尔和配备相应的配合接头。

5、所需内防喷工具及配合接头应经保养、检查、标记后放在钻台上。

第二十六条放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、各种设施等情况。

1、节流管汇一侧的放喷管线必须安装；

压井管汇一侧的放喷管线在“三高”井、高产气井作业时必须安装。

2、放喷管线一般安装在当地季节风的下风方向，接出井口75m以外，放喷管线一般情况下要平直安装，特殊情况需转弯时，采用整体锻钢弯头，前后用水泥基墩固定。

3、对于普通井，放喷管线使用27/8"

油管放喷，采用活动水泥基墩并埋地，基墩间距10m—15m，尺寸为0.5m×

0.5m，基墩的固定螺栓统一采用M16的螺栓，固定压板宽60mm、厚10mm；

对于高产气井，含H2S井使用专用放喷管线，两侧放喷管线出口应安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口应配备点火装置，采用固定水泥基墩，基墩间距8-12m，尺寸为1.0m×

1.0m×

0.8m，基墩的固定螺栓统一采用M27螺栓，埋入深度不小于0.5m,固定压板宽100mm、厚10mm。

放喷管线悬空6m以上的部位，中间必须加支架固定。

4、放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，保证放喷液进入放喷池。

5、放喷管线使用前试压10MPa，稳压30分钟，压降参考值小于或等于0.7MPa，且外观无渗漏为合格。

第二十七条从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。

对于一些低温地区，温度低于零度的其它时间，也要采取防冻保温措施。

第二十八条井控装备在使用中的要求：

1、防喷器组、防喷器控制系统等在使用过程中，修井队要指定专人负责检查与保养，保证井控装备始终处于完好状态。

2、一般作业工况下，严禁将防喷器当采油树使用。

3、修井队在安装防喷器时必须同时安装防提断装置。

4、液动防喷器的控制手柄都应标识，不准随意扳动；

全封闸板（剪切的换向阀手柄用限位装置控制在中位.其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器的开关状态一致。

5、防喷器在不使用期间应保养后妥善保管。

第二十九条采油（气）井口的保养与使用：

1、施工时拆卸的采油（气）树部件要及时检查、清洗、保养、备用。

2、当油管挂坐入油管四通后应将顶丝全部顶紧。

3、双闸门采油（气）树在正常情况下使用外闸门，有两个总闸门时先用上面的闸门，备用闸门保持全开状态；

严禁用平板阀控制放喷和节流循环。

4、采油（气）树安装好后，按标准进行注塑、试压，试压结束后和放喷后均要进行再次紧扣。

第四章、作业过程中的井控工作

第三十条开工前严格执行开工验收制度。

第三十一条现场井下作业井控工作主要是指执行设计，利用井控装备、工具，采取相应的措施，快速安全控制井口，防止发生井涌、井喷、井喷失控和着火事故。

第三十二条开工前修井队应做到：

1、向全队职工进行地质、工程和井控等方面的技术措施交底，并明确作业班组各岗位分工。

2、对现场安装的井控装备、放喷管线、节流及压井管汇、配备的内防喷工具必须进行检查、试压，使之处于完好状态。

3、施工现场应备足满足设计要求的压井液及压井材料。

第三十三条现场井控工作要以班组为主，按《塔里木油田井下作业关井程序“五·

七”动作》进行演练，在作业过程中要有专人观察井口立压、套压、泥浆池液量增减，做到及时发现溢流，发出准确报警信号。

第三十四条如发现溢流要立即关井，怀疑溢流关井检查。

信号统一为：

报警一长鸣笛信号，关井两短鸣笛信号，解除三短鸣笛信号。

要求报警时溢流量不得超过1m3，关井溢流量不得超过2m3。

第三十五条关井程序按《塔里木油田井下作业关井程序“五·

七”动作》执行；

其关井最高压力不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80％和地层破裂压力所允许关井压力三者中的最小值（对于技术套管下到油气层顶部的井，最大关井压力不考虑地层破裂压力）。

第三十六条电缆（钢丝）作业井控要求

电缆作业从井控角度考虑分两种工况：

带压电缆（钢丝）作业和常规电缆（钢丝）作业。

1、带压电缆（钢丝）作业包括负压电缆射孔、电缆直读试井作业、钢丝下电子压力计、钢丝下取样器等作业。

作业前制定详细的施工方案和应急预案，经主管部门技术主管审批后方可施工。

具体要求如下：

（1）地面联接好防喷装置，按额定工作压力试压，稳压30min，无渗漏为合格；

（2）对防喷装置与采油（气）井口联接法兰按额定工作压力进行清水（冬季加防冻剂）密封试压，稳压30min，压降≤0.7MPa,表面无渗漏合格.高压气井还需进行氮气试压；

（3）作业前准备好剪切工具，在防喷装置或采油（气）井口刺漏无法控制的情况下，剪断电缆或钢丝，实施关井。

2、常规电缆（钢丝）作业是指在安装有防喷器情况下，井内没有管柱时候进行的电缆作业，包括电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井及电缆射孔作业。

（1）作业前要先压稳油气层，并准备一柱防喷单根（或防喷立柱）以及剪切电缆工具和电缆卡子。

（2）作业时，作业队定时向井内灌浆，要有专人负责观察压井液出口情况。

当发生溢流时：

A立即强行起出电缆，抢下防喷单根（或防喷立柱）；

B溢流明显增大时，由现场甲方监督决定，按电缆剪切程序剪断电缆，迅速关井。

第三十七条诱喷作业井控要求

1、抽汲作业前应认真检查抽汲装备、工具，装好防喷盒，安装的防喷管长度，便于关闭采油树清蜡闸门更换抽子。

对于间喷井要利用间歇周期进行抽汲作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将抽子起到防喷管内观察。

2、用连续油管进行气举排液、诱喷等作业时，必须装好连续油管防喷器组；

按额定工作压力试压。

气举时应划定警戒区，非工作人员不准入内。

3、气井不允许进行抽汲作业；

不允许使用空气进行气举排液。

4、严禁夜间进行替喷作业。

第三十八条压井作业井控要求

1、压井施工前作好压井方案，落实压井岗位分工，做好应急准备，严格按压井施工方案及时进行压井施工。

2、在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取控制放喷卸压措施。

（1）对于技术套管未下到油气层顶部的井，井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；

（2）井口压力超过井控装备的额定工作压力；

（3）井口压力超过套管抗内压强度的80%；

（4）井控装备出现严重的泄漏。

第三十九条起下管柱作业井控要求

1、严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检修。

2、在起下封隔器等大尺寸工具时，应控制起下钻速度，防止产生抽汲或压力激动。

3、对于超高压高产气井起下管柱前，为保证起下钻的安全，要利用通井管柱进行短起下钻，循环检测油气上窜速度。

（1）短起下钻后静止时间为：

a、油气层井深3000m的井，静止2小时；

b、3000m油气层井深5000m的井，静止4小时；

c、油气层井深5000m的井，静止5小时。

（2）采用“迟到时间法”计算油气上窜速度，满足下列条件之一才能起钻：

a、起下一趟钻需要的时间（小时）+10小时<

油气上窜到井口的时间（小时）；

b、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。

4、在起下管柱过程中，按井控规定向井内及时补灌压井液，保持液柱压力平衡。

5、在起下管柱过程中发现溢流时,按《塔里木油田井下作业关井程序“五·

七”动作》关井。

关井后井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力，根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断井下情况，选择合理的压井方法，进行压井，压井正常后，方可进行下步施工。

第四十条起下电泵管柱作业井控要求

1、作业前要准备好带有电缆死堵的油管挂、旋塞及变扣的防喷单根，以及剪切电缆工具。

2、换装电泵井口后，按电泵井口试压要求进行试压，试压合格后方可进行下步作业。

3、作业过程中，要有专人负责观察井筒液面变化情况，当发生溢流时，立即按《塔里木油田井下作业关井程序“五·

七”动作》中的起下电泵管柱关井程序进行关井。

第四十一条钻磨作业井控要求

1、钻至桥塞或水泥塞时先充分循环，一旦钻开桥塞或水泥塞下的油气层后应立即关防喷器循环，泥浆工要连续坐岗观察井口和泥浆罐液面变化，密切注意修井压井液密度变化，如发现溢流要立即关井。

关井后根据油管压力和套管压力的变化，确定处理措施或压井方案。

2、钻磨完成后要充分循环洗井至1.5～2个循环周，停泵观察至少30分钟，井口无溢流时方可进行下步工序的作业。

第四十二条测试作业的井控要求

一、地面流程的选用：

根据最大关井井口压力选用地面流程高压部分（油嘴管汇到井口），地面流程高压部分的压力级别应与井口装置的压力级别一致。

按以下形式进行选择：

1、常压井（预测井口关井压力35MPa）：

地面流程参照图9-11；

2、高压井（35MPa预测井口关井压力70MPa）：

地面流程参照图12-13；

3、超高压井（预测井口关井压力70MPa）：

地面流程参照图14。

二、地面测试流程要求

1、在含腐蚀性介质（H2S、CO2等）的井作业时，应选用抗腐蚀的管汇和油气分离器；

2、高压气井、地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）压井液较多、出砂井、加砂压裂措施作业井，应配备求产和排污的两套地面流程，应安装地面安全阀及除砂器；

3、含酸性气体（H2S、CO2等）的地面测试流程应安装远程液动阀和紧急关断安全阀，控制柜操作距离25米以远、位置要求置于上风位。

4、高温高压高产气井地面测试流程的高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接；

采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×

1.0×

0.8m；

水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于0.5m，固定压板宽100mm、厚10mm。

5、高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用5"

套管，排污管线采用31/2"

油管，均接出井口100m以远。

6、最大关井井口压力大于35MPa的高产油气井，地面流程放喷管线每间隔10m15m和拐弯处用固定水泥基墩固定，尺寸为1.0m×

其它井况下的地面流程放喷管线采用活动水泥基墩固定，尺寸为0.5m×

水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于0.5m、固定压板宽100mm、厚10mm。

7、放喷管线出口用双墩双卡固定；

放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过1m。

放喷管线拐弯处用整体锻钢弯头连接，前后均用基墩固定；

放喷管线悬空6m以上的部位，中间应加支架固定。

8、放喷管线与油气水分离器同步试压，按分离器额定工作压力试压，稳压30min，以不渗漏为合格。

高温高压气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头同步进行额定工作压力水密封试压和气密封试压，顺序是按额定工作压力先试水压再试气压，稳压时间30min，试压结束卸压后，应对所有的螺栓重新紧一遍。

对流程中的各个阀门应单独试压，以确定是否内漏。

9、油气井试油作业地面测试流程中不允许使用间接火加热炉，应使用蒸汽式热交换器，