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塔里木油田分公司井控细则

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塔里木 油田 分公司 细则
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塔里木油田钻井井控实施细则为进一步贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》 ,有利于塔里木油田井控工作的开展,杜绝井喷失控事故的发生,特制订本细则。一、 总则 第一条、井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作,有利于发现和保护油气层,有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。 第二条、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,使油气资源受到严重破坏,造成环境污染,还易酿成火灾、人员伤亡、设备破坏甚至油气井报废。 第三条、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,各项工作必须有组织地协调进行。 第四条、本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防 H2S 措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。 第五条、本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。 二、 井控设计 第六条、井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。钻井生产应先设计后施工,坚持无设计不能施工的原则。井控设计主要包括以下内容: 1、对井场周围 2KM 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)进行勘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,在钻井工程设计中明确相应的井控措施。 2、地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线,生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注气注水情况。 3、满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要,放喷管线应接到放喷池;一般不允许修“倒”井场;含 H2S 地区井的井场布局应考虑 H2S 防护需要。 4、使用适合地层特性的钻井液体系和密度,储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量,探井在安装防喷器之后,储备比井浆密度高 0.15g/cm3 以上的重钻井液 80m3 以上,加重材料 100 吨以上;生产井在钻开油气层之前,储备比井浆密度高 0.10g/cm3 以上的重钻井液 40m3 以上,加重材料 50 吨以上。对于钻井液密度在 1.80g/cm3 以上或者远离基地井,要加大重钻井液和加重材料的储备,并配套使用自动加重装置; 5、在井身结构设计中,套管与套管下深应满足井控要求。一般是油气层顶部要下一层技术套管,原则上同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层;新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地,备用一层套管;6、选择满足井控作业需要的井控装备,并明确井控装备配套、安装和试压要求。预探井安装 70 MPa 及以上压力等级的井控装备;其它井根据最大关井压力 P 关,即井筒内钻井液喷完的情况,选择井控装备,P 关≥70 MPa 的,选用 105 MPa 压力等级的井控装备;35 MPa≤P 关〈70 MPa 的,选用 70 MPa及以上压力等级的井控装备;14 MPa≤P 关11″ 的,封 5″钻杆试压;公称通径≤11″的,封 3 1/2″钻杆进行试压;试压值为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力。要求稳压 30 分钟,压降不大于 0.7MPa。出具试压合格证,随设备送井。探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行密封试压检验。 第十七条、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安装锁紧杆,挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数,并安装锁紧杆支架和操作台;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。 第十八条、现场用清水(冬季用防冻液体)对井控装备进行整体试压,要求稳压 30 分钟,压力降低不超过 0.7 MPa。具体试压值见附表。 1)、环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的 70%; 2)、闸板防喷器试压分两种情况:套管头压力等级小于闸板防喷器工作压力时,按套管头上法兰额定工作压力试压;套管头压力等级与闸板防喷器工作压力一致时,试压压力为闸板防喷器额定工作压力; 3)、节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相同;有低压区的节流管汇,按低压区的额定工作压力试压; 4)、除安装油管头外(未安装钻井四通或特殊四通的情况) ,其它情况下试压设备接口不得在防喷器旁通孔处连接。 第十九条、井控欠平衡中心按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求,负责井口套管头、采油树的安装以及现场井控设备的试压,钻井队提供机具和人员配合井控欠平衡中心现场人员共同完成;钻井监督现场验收合格并签字。 第二十条、井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查与管理。在钻井结束前,井控装备应保持待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台(辅助控制盘) 、节流控制箱、钻井四通(特殊四通) 、节流压井管汇、钻井液气体分离器等井控装备,完井后井控欠平衡中心负责回收、清洗、检修,试压合格后,送新井使用;对于大宛齐地区井深小于 1500m 的井,井控装备每使用 100 天送井控欠平衡中心检修一次。 第二十一条、防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及排油量与防喷器相匹配,见下表。 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;使用电动钻机时,远程控制台摆在钻台后方,距井口 25m 以远;司钻控制台摆在司钻操作台附近;远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房; 2)、远程控制台使用防爆电器,电源从发电房单独接出,气源是从气瓶专线供给; 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 7 MPa±0.7 MPa;储能器压力为 17.5~21 MPa,管汇及控制环形防喷器的压力为 10.5 MPa; 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及液动放喷阀的开关状态一致; 5)、司钻控制台气源专线供给,气源压力为 0.65~1.3 MPa ;储能器、管汇、环形压力表压力值正确,与远程控制台压力表压力值的误差不超过 1 MPa。 第二十二条、每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头,安装后进行注塑试压;注塑试压值按该层套管抗外挤强度的 80%进行。卡瓦式套管头安装完后,应对套管头进行提拉,以检验卡瓦是否卡牢。对于油层套管下到井口,继续进行钻井、试油作业的井,应安装特殊四通,并进行注塑试压,注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的 80%进行;试压结束之后,应安装好专用的防磨套之后再进行下步作业。 第二十三条、为防止和减小套管磨损,各次开钻前都应以井口为基准、对井架、转盘进行校正,保证偏差≤10mm。每次安装套管头后,应使用防磨套,对于安装了 13 3/8″及以下套管头的井应使用加长防磨套,每趟钻应取出检查,防磨套壁厚偏磨了 30%时,应更换。对于井口偏磨严重或一趟钻超过 15 天的,应在 15 天之内取出检查。 第二十四条、井口钻井四通(特殊四通或油管头)靠压井管汇一侧装两只手动式平板阀,靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀(见附图五) ;节流压井管汇与钻井四通之间用标准内控管线连接,安装平直,接出井架底座以外。 第二十五条、节流压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级,组合形式按以下形式选择: 1)、压力等级为 35 MPa 的节流管汇组合如图六;2)、压力等级为 70 MPa 的节流管汇组合如图六或图七; 3)、压力等级为 105 MPa 的节流管汇组合如图七; 4)、压力等级为 35 MPa 的压井管汇组合如图八; 5)、压力等级为 70 MPa、105 MPa 的压井管汇组合如图九。 第二十六条、节流管汇应预备 1/2″NPT 接口,以便于安装录井套压传感器。为准确观察溢流关井后的套压变化,35 MPa 及以上压力等级的节流管汇另外配置 16 MPa(或 21 MPa)的低量程压力表;钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后,均要回转 1/4~1/2 圈(有省力机构回转3~4 圈) 。 第二十七条、节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时,油面高 30~50mm,油压 2~3 MPa;电动节流控制箱的阀位开启度 18~23mm;气动节流控制箱的阀位开度 3/8~1/2,气源压力 0.65~1.30 MPa, J-2 型气压立管压力传感器应垂直安装。 第二十八条、预探井、高压气井应使用 ZQF1200/0.862 或 ZQF1400/0.862分离器,其余探井和含 H2S 井可以使用 NQF800B/0.7 或 NQF800C/0.7 分离器,其余生产井使用 NQF800C/0.7 或 NQF800/0.7 分离器。 1)、钻井液气体分离器送井前,井控欠平衡中心负责进行检查,保证罐体和管线畅通; 2)、ZQF1200/0.862、ZQF1400/0.862 和 NQF800B/0.7 分离器进液管使用硬管线,打水泥基墩固定;排液管接到录井方罐;分离器至少用 3 根 5/8″的钢丝绳绷紧固定;排气管线外径为 10 3/4″,接出井口 50m 以远,走向与放喷管线一致;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; 3)、NQF800C/0.7 分离器进液管使用硬管线,打水泥基墩固定;排液管接到录井方罐;分离器至少用 3 根 5/8″的钢丝绳绷紧固定;排气管线外径为6″,接出井口 50m 以远,走向与放喷管线一致;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; 4)、NQF800/0.7 分离器进液管使用软管线,使用保险绳,打水泥基墩固定;排液管接到钻井液罐;分离器至少用 3 根 5/8″的钢丝绳绷紧固定;排气管线内径大于 70mm,接出井口 50m 以远,走向与放喷管线一致;固定基墩间距20m,尺寸为 0.5m×0.5m×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。 第二十九条、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)、山前井、高压气井、含 H2S 井使用 FGX-88-21 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,井控欠平衡中心在送井前应进行检查,保证每条管线畅通;其它探井使用 5″钻杆,均接出井口 100m 以远;生产井放喷管线采用 5″ 钻杆,接出井口 75m 以远; 2)、放喷管线一般情况下要平直接出,特殊情况需转弯时,采用整体铸(锻)钢弯头,前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定,固定基墩间距 10~12m,尺寸为 1.0×1.0×0.8m;放喷管线悬空跨度 6m 以上的部位,中间应加衬管固定。其它井可采用活动基墩,基墩间距10~15m,尺寸为 0.5×0.5×0.5m, ; 3)、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,应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池,保证放喷液进入放喷池; 4)、基墩的固定螺栓统一采用 M27 的螺栓、 30 的螺杆,固定压板宽100mm、厚 10mm; 5)、放喷管线试压 10 MPa,稳压 15 分钟,以不渗漏为合格;放喷管线拆装后,也要及时进行试压; 6)、放喷管线采取防堵措施,保证管线畅通。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。 第三十条、钻井队根据井控需要配备钻具内防喷工具,包括方钻杆上、下旋塞,液压旋塞,箭形回压凡尔、钻具浮阀等。进行欠平衡作业时,还要配备投入式止回阀。 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(液压旋塞除外) ,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;钻井队使用井控欠平衡中心检验合格的内防喷工具;对于使用液压旋塞的井,由井队申请、工程技术部上井进行试压检验,合格的发放试压合格证; 2)、钻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,钻井队负责一周开关活动一次;旋塞和箭形回压凡尔,每使用 100 天由井控欠平衡中心到现场进行试压检验,试压检验合格的出具试压合格证,不合格者不得继续使用。钻井队填写内防喷工具使用跟踪卡片,记录使用时间和使用情况; 4)、使用复合钻具时,应配齐与钻杆尺寸相符的箭形回压凡尔。 5)、在起下钻铤时,应准备一柱防喷立柱。防喷立柱应由钻杆立柱、箭形回压凡尔、钻杆与钻铤变扣接头组成。 第三十一条、井控装备投入使用后,钻井工程师和大班司钻负责管理井控装备,班组分工检查井控装备,认真做好井控装备班报表和井控设备跟踪卡片等资料的填写;月底由钻井工程师填写井控工作月报表和井控卡片,于次月十日前上报油田分公司井控管理部门。 第三十二条、对于在用的固井机应配备相应的管线和接头,以满足正循环、反循环压井工作的需要,并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。 第三十三条、钻井队应保证加重系统装置完好,对于钻井液密度超过1.80g/cm3 的井,应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。 第三十四条、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。对于山前、塔中等低温地区,温度低于零度的其它时间,也要采取防冻保温措施。 1、钻井队按照下面要求进行防冻保温工作: 1)、对于山前构造的井,采用两台煤锅炉加电保温结合的方式进行保温; 2)、对于沙漠腹地的井,采用两台柴油锅炉加电保温结合的方式进行保温;3)、对于其它地区的探井,采用一台锅炉加电保温的方式进行保温;其它地区的生产井,采用电保温的方式进行保温; 4)、气源分配罐应用电热带缠绕保温,并配备电磁排水阀; 5)、内控管线、节流压井管汇及地面高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温; 6)、应将使用过的钻井液气体分离器及进液管线的残余液体及时排掉,并对所使用的节流压井管汇及放喷管线进行吹扫,以防止冰堵; 2、井控欠平衡中心按下面要求采取防冻保温措施: 1)、山前井的远程控制台使用 10 号航空液压油,其余井的远程控制台使用46 号低凝抗磨液压油;节流控制箱使用 10 号航空液压油; 2)、远程控制台要配备防爆电保温设施; 3)、气动节流控制箱配置防爆电保温装置; 4)、冬季注塑时,使用冬季用的塑料棒。 四、 钻开油气层前的准备 第三十五条、钻开油气层前各井应做到: 1)、现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告; 2)、钻井队井控领导小组按照本细则,进行一次全面、认真、彻底的大检查,对查出的问题进行整改; 3)、根据本井的实际情况制定有针对性的技术措施和应急救援预案,由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底; 4)、钻机地面高压管汇按井控要求试压合格,加重系统运转正常;钻井液泵上水罐安装液面报警仪,所有参与循环的钻井液罐安装液面标尺; 5)、钻井液密度及其它性能符合设计要求,按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂; 6)、组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定,班组进行各种工况下的防喷演习,在规定时间内控制井口; 7)、落实坐岗制度和干部 24 小时值班制度; 8)、预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验,其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验;钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。 9)、每次下套管固井后,在钻出套管鞋进入第一个砂岩层,做一次地破试验,绘出排量~压力曲线;试验最高压力不得大于如下两者之间的较小者:a) 井口设备的额定工作压力;b) 套管抗内压强度的 80%。 ① 预探井地破压力试验控制当量密度不超过 2.30g/cm3; ②其它井,试验最高当量钻井液密度为本井段所用最高钻井液密度附加 0.5 g/cm3; ③对于碳酸盐岩地层,应进行地层漏失实验,试验最高当量钻井液密度,为预计下部施工中作用在井底的最高井底压力相当的压力;标出地破压力、地层漏失压力等并记录在井控工作月报和井控工作记录本上; ④压力敏感性地层不进行地层破裂压力实验和地层漏失实验。 第三十六条 严格执行钻开油气层申报审批制度。 五、 钻开油气层和井控作业 第三十七条、有以下情况之一者,不准钻开油气层,应立即停工整改: 1)、未执行钻开油气层申报审批制度; 2)、未按要求储备重钻井液和加重材料; 3)、井控装备未按照要求试压或试压不合格; 4)、井控装备不能满足关井和压井要求; 5)、内防喷工具配备不齐全或失效; 6)、防喷演习不合格的; 7)、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的; 8)、无针对性的技术措施和应急救援预案。 第三十八条、从打开油气层(目的层)到完井,泥浆工坐岗观察井口和钻井液罐液面变化,录井队监测地层压力,并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化;钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测及油气水显示异常等情况,应立即停钻观察,地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施;如发现溢流要立即发出报警信号并实施关井;报警时溢流量不得超过 1m3,关井溢流量不得超过 2m3。 第三十九条、在油气层钻进中,发现溢流应立即实施关井,严禁强行起钻到安全井段或循环观察。浅气层、浅气井以及安装 54-14 防喷器组的井采取硬关井控制井口;其它井采用软关井控制井口。长鸣笛为报警信号、两短鸣笛为关井信号、三短鸣笛为解除信号。 第四十条、关井后钻井队专人连续观测和记录立管压力和套管压力,录井队要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队根据关井立、套压力的变化,绘制关井压力曲线,正确判断溢流类型,选择合理的压井方法,进行压井施工计算,填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值:a)井控装备的额定工作压力、b)套管抗内压强度的 80%、c)套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力;对于技术套管下到油气层顶部的井(不包括浅气井) ,最大关井压力不考虑套管鞋处的地层破裂压力所允许的井口关井压力。 第四十一条、落实压井岗位分工,做好应急准备,按压井施工单及时进行压井施工;利用节流阀控制回压,使作用于油气水层的压力略大于地层压力,排除井内溢流,重建压力平衡。 第四十二条、在关井或压井过程中,出现下列情况之一,应采取放喷措施:1、钻遇浅气层; 2、浅气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; 3、井口压力超过井控装备的额定工作压力; 4、井口压力超过套管抗内压强度的 80%; 5、井控装备出现严重的泄漏。 地层流体为气体或含 H2S 等天然气气体时,应及时在放喷口点火。 第四十三条、不论全面钻进还是取芯钻进,钻开新的油气层起钻前,为保证起下钻安全,防止起下钻中发生溢流,应进行短程起下钻,起至安全井段静止观察,下钻循环检测油气上窜速度。 1、起钻后静止时间为: 1)、井深 3000m 以下(包括 3000m)的井,静止 2 小时; 2)、井深 3000m 以上、5000m 以下(包括 5000m)的井,静止 4 小时; 3)、井深 5000m 以上的井,静止 5 小时。 2、油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法” ,满足下列条件之一才能起钻: 1)、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); 2)、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口 1000m 以下。 3、在起钻前应进行充分循环,循环时间不小于一个迟到时间,检查油气侵入情况;下钻到底后应循环排除后效后,再进行其它钻井作业。 第四十四条、起钻过程中,控制油气层井段的起钻速度;按井控规定向井内灌满钻井液,泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻具体积;检修设备时,把钻具起到或下到套管鞋处,严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。 第四十五条、电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间,同时要压稳油气层;电测时,钻井队准备一柱带箭形回压凡尔的防喷钻杆和挂电缆接头,并定时向井内灌浆;电测队准备剪切电缆工具和电缆卡子;泥浆工观察钻井液出口,有异常情况立即报告值班干部。 第四十六条、在钻开油气水层后,下套管前应换装套管闸板芯子并试压合格(试压值不大于本次所用套管抗外挤强度的 80%) ,下完套管后应充分循环钻井液排除后效;通过选择合理的固井方法、注水泥施工设计以及关井憋压候凝等技术措施,保证固井作业期间,压稳油气水层。 第四十七条、处理事故要保证井控安全。 1)、处理卡钻事故时,要考虑解卡剂对钻井液液柱的影响,保证液柱压力不小于地层流体压力; 2)、在油层套管进行磨、铣处理时,尽量避免油气层段套管磨损,一旦发现套管磨穿,应采取相应的措施,压稳油气层。 第四十八条、探井钻井中对已钻过的地层应及时组织测井,有测试条件的井段,要测试已打开的油气水层的地层压力值,为做好下步井控工作提供依据。第四十九条、发生溢流、井涌、井喷实施压井作业后,三日内由钻井工程师写出《溢流压井专报》 ,交油田分公司井控管理部门。 六、 井喷失控处理 第五十条、井喷失控,立即停车、停炉、断电,并设置警戒线。在警戒线以内,严禁一切火源。 第五十一条、测定井口周围及附近天然气、H2S 和 CO2 的含量,划定安全范围。 第五十二条、按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。 第五十三条、迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水,用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水,防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下,将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。 第五十四条、成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组,指挥抢险工作;生产运行处具体协调、落实抢险事宜。 第五十五条、清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。 第五十六条、抢险中每个步骤实施前,均应进行技术交底和演习,使有关人员心中有数。 第五十七条、处理井喷失控作业尽量不在晚间进行,施工时,不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。 第五十八条、做好人身安全防护工作,避免烧伤、中毒、噪音伤害等。 七、 防火、防爆、防硫化氢措施 第五十九条、井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井,应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口 50m 以远,发电房和储油罐距井口 30m 以远。 第六十条、井场电器设备、照明器具及输电线的安装应符合 SY5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》的要求。钻井队消防工作按《塔里木油田钻井(修井)队消防安全管理办法》执行。 第六十一条、柴油机和固井机的排气管、锅炉的烟囱不破不漏,有防火罩。进入井场的机具、车辆应有防火罩。钻台下面与井口周围严禁有易燃易爆物品,钻机底座下无油污。 第六十二条、井场进行动火作业前,应进行动火审批,动火审批执行《工业动火安全管理实施细则》 。 第六十三条、严格执行 SY5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》要求,防止 H2S 等有毒气体进入井眼、溢出地面,最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏,避免人身伤亡和环境污染。 1、发现有 H2S 气体溢出地面,浓度超过 20mg/m3 时应用手摇式报警器报警;在井场 H2S 浓度不超过 20mg/m3(14PPM)的情况下,可以连续工作 8 小时;井场 H2S 浓度超过 20mg/m3(14PPM)的情况下,作业人员立即戴正压式呼吸器进行作业。 2、钻井井场应设置风向标;含 H2S 地区井和探井,钻井队配备 4 台以上的 H2S 监测仪,工作可靠,配备不少于 10 套的正压式呼吸器;其余井,钻井队应有 2 台以上的 H2S 监测仪,工作可靠,配备不少于 4 套以上的正压式 H2S呼吸器。辅助专业执行《对含硫地区钻(修、试油)井辅助作业队伍硫化氢监测仪器及安全护品配备的暂行规定》 。 3、营房应配备便携式 H2S 监测仪 2 台,一台手摇式报警仪和两台排风扇。4、在含 H2S 气体的井段钻进,保证钻井液 PH 值不小于 11,钻井液中应加除硫剂,并制定防 H2S 的应急救援预案。 5、在钻井过程中,为了防止硫化氢进入井眼、导致钻具氢脆以及保证人身安全,应压稳油气层作业。 6、发现溢流后要立即关井,避免溢流量增多;溢流后压井,采用压回法将地层流体压回地层,再节流循环加重;如无法实施压回法压井,则尽快采取循环压井的方法,当含硫化氢气体的钻井液到井口时,通过分离器分离,用点火装置点火,若需人工点火时,应由专人佩带防护用品点火,将气体烧掉。 7、一旦含 H2S 的井发生井喷失控,启动防硫化氢应急救援预案。 八、 井控技术培训 第六十四条、提高井控技术水平和意识的有效办法是进行井控技术培训。塔里木油田对井控有关人员统一组织培训。未参加统一培训或考核不合格的,不得上岗。 第六十五条、井控操作持证者,每两年应参加复训和考核。考核不合格者吊销井控操作证。 第六十六条、在油田分公司的各类井控检查中,参加考试人员不及格者(60 分为及格) ,应立即回基地参加本单位组织的井控学习,之后由油田分公司统一再次组织考试,考试合格者重新上岗,否则不得在应持井控操作证的岗位上工作。 第六十七条、井控培训的具体要求: 1)、工人能及时发现溢流,正确实施关井操作,掌握井控装备的安装、使用等; 2)、钻井队干部和钻井监督能正确判断溢流、正确关井、计算压井数据、掌握压井程序等; 3)、井控欠平衡中心的人员要掌握井控装备的结构、工作原理,现场安装、调试、故障的判断及排除等; 4)、塔里木油田主管钻井生产的领导及管理人员学习井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次井控及三次井控技术等; 5)、对钻井和地质设计人员、地质监督、测井监督、现场地质技术人员及相关人员也要做基本的井控培训; 6)、固井、定向井、录井、射孔、欠平衡钻井等服务人员应进行基本的井控培训; 7)、井控培训应涉及欠平衡钻井井控技术和 H2S 防护的知识。 九、 井控工作九项管理制度 第六十八条、井控分级责任制度 1)、塔里木油田分公司分管工程技术的副总经理是井控安全工作的第一责任人,各分管领导是井控安全工作直接责任人。钻井技术办公室负责油田分公司的井控行业管理工作。质量安全环保处负责油田井控安全的监督管理工作。成立油田分公司井控领导小组,组长由井控安全第一责任人担任。井控领导小组全面负责油田的井控工作。 2)、各事业部和各项目经理部负责所辖井钻井全过程的井控安全。 3)、工程技术部负责井控装备和内防喷工具的管理并提供井控技术服务。 4)、各勘探公司经理为本公司井控安全第一责任人,应成立井控领导小组,负责本单位的井控工作。勘探公司全面负责各井总包作业期间井控安全问题的处理,完全承担各井总包作业期间的井控安全责任;并承担日费井中的井控操作责任。 5)、现场井控第一责任人是钻井队平台经理,班组井控第一责任人是当班司钻,溢流监测责任人是当班泥浆工;录井队溢流监测责任人是联机员。 6)、钻井技术办公室每半年至少组织一次油田分公司井控工作大检查,各事业部和各项目经理部每季度至少组织一次井控工作检查,勘探公司每月进行一次井控工作检查。 第六十九条 井控操作证制度 1)、指挥和监督钻井的领导干部、技术人员、安全管理人员和从事钻井工程设计的技术人员; 2)、钻井监督、钻井队平台经理、钻井工程师、HSE 监理、大班司钻、钻井液技师、正副司钻、井架工和泥浆工; 3)、地质监督、测井监督、现场地质管理人员和地质设计人员; 4)、井控欠平衡中心的主任、副主任、技术人员、维修人员、现场服务人员; 5)、钻井技术服务公司的正副经理,技术人员; 6)、定向井服务公司主管生产的正副经理、定向井工程师; 7)、钻井液技术服务公司主管生产的正副经理、现场管理人员、钻井液工程师; 8)、固井公司主管生产的正副经理、固井队正副队长、固井工程师、井口班班长、主副操作手; 9)、录井公司主管生产的正副经理、录井队队长、地质师、联机员; 10)、测井公司主管生产的正副经理、测井队队长、操作工程师; 11)、酸化压裂公司主管生产的正副经理、正副队长、工程师、井口班班长、主操作手; 12)、测试公司主管生产的正副经理、正副队长、测试工程师、井口测试工;13)、地面队正副队长; 以上人员应参加井控培训,考核并取得井控操作证。无证的领导干部、工程技术人员无权指挥钻井生产,工人不得上岗。凡未取得井控操作证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。 第七十条、井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度 1)、井控欠平衡中心负责井控装备的检修、试压、现场指导、巡检服务及制定装备、工具的配套计划; 2)、井控欠平衡中心负责套管头、采油树的现场安装以及井控设备的试压;由钻井监督验收,合格后方能进行下步施工; 3)、井控欠平衡中心建立分级责任、保养维修责任、巡检回访、定期回收检修、资料管理、质量负责和培训等各项管理制度,不断提高管理、维修和服务水平; 4)、钻井队钻井工程师和大班司钻负责井控装备的管理,班组负责井控装备的日常检查、保养,及时发现井控装备存在的问题并通知井控欠平衡中心,并认真填写井控装备班报表; 5)、井控管理人员和井控欠平衡中心巡检人员应及时发现和处理井控装备存在的问题,确保井控装备随时处于正常工作状态; 6)、井控欠平衡中心每月的井控装备使用动态、巡检报告等应在每月 10 日前上报油田分公司井控管理部门; 7)、采油(气)井口装置等井口装备应经井控欠平衡中心检验、试压合格后方能上井安装使用;采油(气)井口装置在井上组装后,应整体试压,合格后方可投入使用。 第七十一条 钻开油气层申报、审批制度 1、申报程序 1)、井队工程师是第一申报人,勘探公司主管井控的部门负责具体的申报事宜; 2)、钻井队在进行钻开油气层的申报前应进行自检自查,合格后方可进行钻开油气层的申报; 3)、钻开第一个预计的油气层(注:探井为目的层,生产井为油气层)前七天,由所承钻的钻井队向所属公司进行申报; 4)、对于油气显示提前的井,发现油气显示后,立即停钻,向油田分公司业主单位及时申报; 5)、井队按验收标准检查合格后,由钻井工程师填写《钻开油气层申报验收资料本》一式两份,放在井场,由井队钻井工程师将申报内容汇报至所属勘探公司主管部门,由勘探公司主管部门填写《钻开油气层申报表》并上报业主单位进行批复。 2、检查与审批 1)、业主单位收到《钻开油气层申报表》后安排检查验收,对于特殊情况和停钻待验收井,应立即组织验收。 2)、由业主单位牵头组织,工程技术部、勘探公司参加检查验收,验收合格,经验收小组组长签字同意后,方可钻开油气层。 3)、检查验收情况记录在《钻开油气层申报验收资料本》上,一份井队留存,一份报业主单位留存。 4)、验收结束或整改完毕后,油田分公司业主单位向钻井技术办公室通报验收及整改情况。 5)、对于检查验收不具备钻开油气层条件的井,根据情况责令钻井队限期整改或停钻进行整改,待整改合格后方能钻开油气层,同时钻井队应将整改情况上报所在勘探公司,由该公司将整改结果上报业主单位和钻井技术办公室。钻井工程师负责在留存的《钻开油气层申报验收资料本》上填写整改情况,备查。 6)、钻井技术办公室负责监督钻开油气层验收制度的执行情况,不定期对钻开油气层验收情况进行抽查,抽查结果作为考核业主单位以及勘探公司井控工作的依据。 3、对于业主单位变更的井,现场应重新向新的业主单位进行申报审批。 第七十二条、防喷演习制度 1、钻井队从井控装备安装就绪起开始防喷演习。每周每个钻井班至少进行一次防喷演习,一月内各种工况下的防喷演习都要做到。演习后由钻井工程师根据演习情况进行评分和讲评,并填写防喷演习记录。 2、防喷演习的时间要求(从发出溢流报警信号,到关闭液动节流阀前的平板阀(节 2a)的时间):空井 2 分钟、钻进 3 分钟、起下钻杆 4 分钟、起下钻铤 5 分钟。 3、在溢流报警信号发出后,钻井监督、钻井队值班干部应迅速上钻台了解溢流关井情况。 4、软关井操作前井口及节流、压井管汇各闸门待令工况按照附图五、图六、图七、图八、图九执行;硬关井操作前,3#闸门常关,4#闸门常开,节 2a 常关,井口及节流、压井管汇其余各闸门待令工况按照附图五、图六、图七、图八、图九执行。 5、溢流监测岗位分工: 1) 、泥浆工:发现溢流后立即报告当班司钻; 2) 、联机员:发现溢流后立即报告当班司钻。 6 、关井程序岗位分工: 1)、 司钻:发出警报,负责刹把及司钻控制台的操作,关井完成后负责将溢流关井情况报告值班干部; 2)、 副司钻:负责观察远程控制台的动作,接收指令在远程控制台进行关井或给储能器打压,同时传递相关信号; 3)、 内钳工:配合外钳工完成井口操作,负责节流控制箱的操作,并传递节流阀开关信息;在关井后负责节流控制箱上立、套压的记录; 4)、外钳工:配合内钳工完成井口操作,并负责向司钻传递闸板防喷器、液动放喷阀、节 2a 的开关信息; 5)、井架工:配合井口操作,协助场地工完成节 2a 的的操作; 6)、场地工:在钻台下观察闸板防喷器和液动放喷阀的开关情况,并传递开关信息;负责节 2a 的开关操作,并传递节 2a 的开关信息; 7)、泥浆工:负责观察钻井液出口和钻井液罐液面情况; 8)、机工岗:站到可与司钻保持联系的位置,听候司钻的调遣。 7、软关井程序规定如下: 钻进中的关井程序: 1)、发出报警信号,停止钻进,停泵; 2)、上提方钻杆接头出转盘面; 3)、打开液动放喷阀,关环形防喷器,将钻具坐在吊卡上; 4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器; 5)、关闭液动节流阀,再关闭液动节流阀前的平板阀,打开环形防喷器; 6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告; 7)、每 2 分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 起下钻杆中的关井程序: 1)、发出报警信号,停止起下钻作业; 2)、抢接箭形回压凡尔; 3)、打开液动放喷阀,关闭环形防喷器; 4)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器; 5)、关液动节流阀,再关闭液动节流阀前的平板阀,接方钻杆,打开环形防喷器; 6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告; 7)、每 2 分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 起下钻铤中的关井程序: 1)、发出溢流报警信号,下放钻铤座在转盘上,卡紧安全卡瓦; 2)、抢接防喷立柱,下放钻具; 3)、打开液动放喷阀,关环形防喷器; 4)、关闭与井内钻具相符的半封闸板防喷器; 5)、关闭液动节流阀,再关闭液动节流阀前的平板阀,接方钻杆,打开环形防喷器; 6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告; 7)、每 2 分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 空井情况下的关井程序: 1)、发出溢流报警信号; 2)、打开液动放喷阀; 3)、关全封闸板防喷器; 4)、关闭液动节流阀; 5)、关闭液动节流阀前的平板阀; 6)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告; 7)、每 2 分钟准确记录一次套管压力。 8 硬关井程序规定如下: 钻进中的关井程序: 1)、发出报警信号,停止钻进,停泵; 2)、上提方钻杆接头出转盘面; 3)、关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器,将钻具坐在吊卡上;打开 3#闸门; 4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告; 5)、每 2 分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 起下钻杆中的关井程序: 1)、发出报警信号,停止起下钻作业; 2)、抢接箭形回压凡尔;关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器; 3)、打开 3#闸门;接方钻杆; 4)、迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告; 5)、每 2 分钟准确记录
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