钻井井控实施细则（共7篇）
辽河油田钻井井控实施细则
第一章 总 则
第一条 为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。
第二条 井控工作是一项系统工程。涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。
第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。
第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。
第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。
第六条 欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。
第二章 井控风险识别
第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。
油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。
每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。
第八条 根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。
第九条 按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：
（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。
（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。
（三）Ⅲ级风险井：稠油开发井、低压低渗开发井。
第十条 钻井队资质要求：
（一）Ⅰ级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。
（二）Ⅱ级风险井由具备集团公司乙级以上（含乙级）资质的钻井队负责实施。
（三）Ⅲ级风
险井由具备集团公司丙级以上（含丙级）资质的钻井队负责实施。
第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场：油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75ｍ；距民宅不小于100ｍ；距铁路、高速公路不小于200ｍ；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所不小于500ｍ。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500ｍ为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。
若安全距离不能满足上述规定，由建设方（油田公司所属钻井建设单位，下同）牵头，组织工程技术服务企业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估，按其评估意见处置。
第十二条 井场布置必须满足以下要求：
（一）井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。
（二）井队生活区距井口100ｍ以上，高含硫地区500ｍ以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。
（三）在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。
（四）发电房距井口20ｍ以上；锅炉房处于当地季风的上风方向，距井口30ｍ以上；储油罐必须摆放在距井口20ｍ以上、距发电房10ｍ以上的安全位置。
若不能满足上述要求，由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。
第三章 井控设计
第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。
第十四条 地质设计书应包含以下内容：
（一）对井场周围500m（高含硫油气井３km）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。
（二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。
（三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。
（四）在可能含硫化氢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。
第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容：
（一）井控风险级别划分及钻机型号。
（二）满足井控需要的井身结构。
（三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。
（四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。
（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。
（六）单井有针对性的井控措施。
（七）完井井口装置和交井技术要求。
第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求：
（一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。
（二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。
（三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。
（四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。
（五）在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。
第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。
钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值：
（一）油井、水井0.05～0.10g／cm或增加井底压差1.5～3.5MPa。
（二）气井0.07～0.15 g／cm或增加井底压差3.0～5.0MPa。
井深≤3000m按当量钻井液密度附加值进行选择；井深＞3000m宜按井底压差附加值进行选择。
第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。
探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。
第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。
承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。
第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压
力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下：
（一）防喷器组合 1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1～图5。
2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4～图9。
3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10～图13。
环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。
（二）节流管汇和压井管汇：
1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。
2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。
3.节流管汇压力等级为35 MPa见图
15、图16。
4.节流管汇压力等级为70 MPa见图
16、图17。
5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。
6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。
7.压井管汇压力等级为35 MPa见图
18、图19。
8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。
第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。
现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。
第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。
第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。
第四章 井控装置安装、试压和管理
第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同
一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求：
（一）远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，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小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6.水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻
杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环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。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用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0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，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1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检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。
（七）有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。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）压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；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。
第五章 钻开油气层前的准备工作
第三十五条 钻开油气层的申报审批制度：
（一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。
（二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。
（三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患应当场下达井控停钻通知书，钻井队按井控停钻通知书限期整改。
（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。
第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的 分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一指挥和协调。
第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行：
（一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。
（二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。
（三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。
（四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。
对于供应半径小于50km的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。
（五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。
（六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。
（七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。
第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。
第三十九条 从进入预计油气层前100m开始，每100m井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。
第六章 井控作业
第四十条 发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查。钻开预计异常高压或异常低压油、气、水层1～2m，遇到钻速突然加快、放空、井漏或气测异常应停止钻进，并循环观察，经判明无油气水侵和异常情况后再继续钻进。
第四十一条 油气层钻进过程中发现实际钻井液密度不能平衡正钻地层压力时，应按照审批程序及时申报调整钻井液密度，经批准后再实施；若遇紧急情况，现场可按井控压井程序进行处理，并及时上报。
第四十二条 下列情况应短程起下钻进行后效观察：
（一）钻开油气层后第一次起钻前。
（二）溢流压井后起钻前。
（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。
（四）钻
进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。
（五）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
第四十三条 短程起下钻的基本作法如下：
一般情况下试起10～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周测后效，在能满足起下钻作业安全的前提下方可进行起钻作业；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度，再次短起下钻循环观察，待井下正常后再起钻。
第四十四条 钻开油气层后应防止浅气层、稠油注汽、老井侧钻、抽吸、潜山井漏引发井喷，发现异常均应进行观察。如有溢流，应立即关井求压；如有抽吸，应下钻排除油气水侵；如有井漏，应及时采取相应堵漏措施。
（一）起钻前应充分循环钻井液，并调整好其性能，确保井眼清洁和进出口密度差不超过0.02g/cm，循环时间不少于1.5个循环周。钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内，起钻速度不应超过0.5m/s。
（二）起钻必须灌好钻井液。每起下3～5柱钻杆、1柱钻铤记录一次灌入或返出钻井液体积，及时校核单次和累计灌入或返出量与起出或下入钻具体积是否一致，发现异常情况及时报告司钻。
第四十五条 录井人员和“坐岗”人员及时发现溢流、井漏、油气显示、有毒有害气体等异常情况，应立即报告司钻。
第四十六条 起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。如果必须进行设备检修或因其它原因停工时，应将钻具下至套管鞋处，保证井内灌满钻井液，并指定专人观察井口。
第四十七条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内；若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。
第四十八条 高凝油油井在关井后实施压井作业前要定时观察立管和套管压力变化，发现压力下降时，允许打开节流阀放喷0.5m，防止高凝油凝固卡钻和堵死环空。
第四十九条 处理井下事故和复杂情况时应做好以下防喷工作：
（一）钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便观察。同时采取反灌钻井液措施，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。
（二）在注解卡剂等事故处理作业中，必须计算因密度变化而引起的液柱压力变化值，保证井筒压力稳定。
第五十条 电测、固井应作好如下防喷工作：
（一）测井队应配备剪切电缆工具。测井作业时钻井队应指定专人观察钻井液出口，并定时向井内灌钻井液，有异常情况立即报告司钻，发现溢流立即告知测井
队。紧急情况下应立即切断电缆，关闭全封闸板。在条件允许的情况下，可起出仪器抢下适量钻杆关井。
（二）下套管前，Ⅰ级风险井和未装环形防喷器的Ⅱ级风险井应更换与套管尺寸相同的防喷器闸板并试压检查；固井过程中保证井内压力平衡，尤其防止水泥浆候凝期间失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷。
第五十一条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取相应的处理措施：
（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽吸、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：
1、当关井套压为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除被侵污的钻井液即可。
2、当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。
（二）关井立管压力不为零，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：
1、所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。
2、根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。
第五十二条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。视情况间隔一段时间向井内注入加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。必要时即使加重材料不足也应实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
第五十三条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。
第五十四条 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照“压井作业单”进行压井。
第五十五条 压井作业程序：
（一）求关井立管压力值、套管压力值。
（二）判断溢流种类。
（三）计算压井液密度。
（四）确定压井方法。
（五）准备井筒容积1.5～2倍的压井液。
（六）计算并填写压井施工作业单。
（七）实施压井。
任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关
井套压内严禁放喷。
第七章 防火、防爆、防硫化氢等措施和井喷失控的处理
第五十六条 防火、防爆措施：
（一）井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在苇场、森林或草场等地进行钻井，应有隔离带或防火墙，隔离带宽度不小于20m。井场储水罐配有消防水龙带接口。
（二）井场消防器材的配备，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5974《钻井井场、设备、作业安全规程》中的规定。
消防器材不少于以下配置： 100L泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg干粉灭火器10个，5kg二氧化碳灭火器2个；发电机房配备5kg二氧化碳灭火器2个，机房应配备5kg二氧化碳灭火器3个，消防锹6把，消防斧2把，消防桶8只，消防水带80m，Ø19mm直流水枪2支，消防砂4m。
距井口30m以内所有电气设备（如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等）应符合防爆要求。
（三）钻台上下、井口、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。
（四）井场内严禁烟火,需要动火，严格执行动火审批制度，对于一级、二级、三级动火，应执行SY/T 5858《石油工业动火作业安全规程》中的安全规定；对于四级动火，动火地点周围10米内无易燃易爆物品，可由动火单位的上级安全部门授权井队干部或安全监督审批。
（五）柴油机排气管无破漏和积炭，有防火装置，方向不得对着钻台。
（六）放喷天然气应烧掉，防止与空气混合，引起爆燃或爆炸。
（七）冬季施工处理油气侵时，必须把机泵房、井架底座和节流管汇围布打开，防止天然气积聚引起爆炸。
第五十七条 防硫化氢等措施
含硫油气井应严格执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》标准，防止H2S、CO2等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，避免人身伤亡和环境污染，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏。
（一）在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。
（二）含硫地区的钻井队应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定配备硫化氢监测仪器和防护器具，并做到人人会使用、会维护、会检查。
（三）含硫油气井作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护知识培训，经考核合格后持证上岗。
（四）含硫油气井钻开油气层前，钻井队应向施工现场所有人员进行井控及防硫化氢安全技术交底。对可能存在硫化氢的层位和井段，地质人员要及时做出地质预报，钻井队值班干部及时传达，建立预警
预报制度。
（五）含硫地区钻井液的pH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中硫化氢浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在30mg/m（20ppm）以下。除气器排出的有毒有害气体应引出井场在安全的地点点燃。
（六）当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业,应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求做好人员安全防护工作。
（七）钻井队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的相应要求进行。
（八）钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案，并组织演练。一旦硫化氢溢出地面，浓度达到预案规定的启动值时，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。
（九）一旦发生井喷事故，井场应有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员值班。
（十）控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。
第五十八条 井喷失控后的紧急处理
（一）井喷失控后应采取的措施：
1、立即停车、停炉，关闭井架、钻台、机泵房等处全部照明灯和电器设备，必要时打开专业防爆探照灯；并设置警戒线，在警戒线以内，严禁一切火源。
2、测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划分安全范围。
3、迅速做好储水、供水工作，尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气喷流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的前提下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区。
4、应协助当地政府作好井口500m范围内居民的疏散工作。
5、应立即启动辽河油区井喷事故应急预案，根据失控状况制定抢险方案，统一指挥、组织和协调抢险工作。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。
6、发生井喷事故，尤其井喷失控事故处理中的抢险方案制订及实施，要把环境保护同时考虑，同时实施，防止出现次生环境事故。
7、抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203《油气井井喷着火抢险作法》中的要求进行技术交底和模拟演习。
第八章 井控技术培训
第五十九条 持证上岗制度：
（一）从事钻井生产的现场操作人员（井架工以上岗位）、录井工、专业技术人员、生产管理人员、现场服务人员和相关技术人员必须持有效的钻井井控培训合格证上岗。没有取得钻井井控培训合格证的领导干部、技术人员无权指挥生产。
（二）钻井井控操
作合格证有效期为两年，有效期满前必须进行换证培训，重新取证，原证无效。
（三）持假证及无证上岗的施工队伍、施工人员，油田公司有关部门有权停止其施工作业，并追究有关部门责任。
第六十条 三级培训制度：
（一）钻井分公司或钻井队技术人员，负责定期组织本单位职工的井控技术岗位培训，并演练本单位井控应急预案。
（二）钻井公司负责对井队一般岗位工人进行岗前井控知识的培训。
（三）辽河油田井控培训中心负责对应持证人员进行取证、换证培训。
第六十一条 培训对象分类
（一）现场操作人员：钻井队大班司钻、正副司钻、井架工、钻井技师、大班司机、钻井液大班、坐岗工、内外钳工和录井工等。
（二）专业技术人员：钻井工程技术人员、设计人员、工程技术管理人员和欠平衡钻井技术人员等。
（三）生产管理人员：主管钻井工作的各级领导、钻井监督、钻井队正副队长、指导员、安全员和安全监督等。
（四）现场服务人员：井控车间的技术人员和设备维修人员等。
（五）相关技术人员：地质设计、地质监督、测井监督以及测井、固井、录井、钻井液、取芯、打捞、定向井、中途测试等专业服务队伍的相关技术人员。
第六十二条 井控技术培训内容
（一）井控工艺：
1.地层压力的检测和预报。
2.溢流、井喷发生的原因和溢流的及时发现。
3.关井程序和常用压井方法的原理及参数计算。
4.压井施工和复杂井控问题的处理。
5.硫化氢的防护和欠平衡钻井知识。
（二）井控装置：
1.结构及工作原理。
2.安装及调试要求。
3.维护保养和故障排除。
（三）本细则和集团公司、辽河油田有关井控技术规定及相关标准。
（四）辽河油田井控工作特点、重点、问题和典型井控案例分析等。
第六十三条 井控培训应根据不同培训对象和辽河油田井控工作的特点，突出针对性，分类进行培训：
（一）现场操作人员的培训重点内容包括及时发现溢流和及时关井的措施方法；正确实施关井操作程序；井控装备的安装、使用、维护和保养等。
（二）专业技术人员的培训重点内容包括正确判断溢流的方法；正确关井程序；编制压井设计、压井程序、实施压井作业；正确判断井控
装置故障及一般故障的排除；正确处理井喷及井喷失控等。
（三）生产管理人员的培训重点内容包括井控工作的全面监督管理，复杂情况下的二次井控技术和三次井控技术，井控设计原则等。
（四）现场服务人员的培
训重点内容包括井控装置的结构、工作原理，井控装置的安装、调试、维修、故障判断和排除等。
（五）相关技术人员的培训重点内容包括井筒内各种压力的概念及其相互之间的关系；溢流的主要原因、显示及发生险情时的配合要求等。
（六）换证培训的内容应根据行业标准及集团公司井控规定的修订情况，结合辽河油田井控细则进行重点选择。
第六十四条 井控培训中心必须达到《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》有关教师、教学设备、教材、教具和办学条件等规定要求，并取得集团公司井控培训资质。
第六十五条 取证与换证培训学时及考核方式应符合《中国石油天然气集团公司井控培训管理办法》和SY5742《石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则》的要求，理论考试和实际操作考核均合格后，由井控培训机构颁发集团公司统一的钻井井控培训合格证。辽河油田公司和工程技术服务企业井控管理部门负责监督、检查和管理。
第九章 井控管理制度
第六十六条 井控分级责任制：
（一）油田公司是井控工作的责任主体，必须提供符合健康、安全、环保要求的作业条件，并对工程技术服务企业的井控工作统一协调管理。
（二）工程技术服务企业对其生产作业过程中的安全、环保、井控工作负责，必须提供符合油田公司要求的人力资源、装备设施和作业方案，承担合同规定的责任和义务。
（三）油田公司和工程技术服务企业总经理是井控工作的第一责任人，总工程师或主管副总经理是井控工作的主要责任人。
（四）油田公司和工程技术服务企业分别成立井控领导小组，组长由井控工作第一责任人担任。建设方及工程技术服务企业所属各公司应成立相应的井控管理小组，组长由行政正职担任。
第六十七条 钻井监督制度：
钻井监督对油田公司负责，代表油田公司行使监督权力、履行监督义务，并承担监督责任。及时纠正、制止和报告不符合设计、不符合安全环保要求的行为。
钻井监督依据：国家方针政策、法律法规；集团公司、股份公司和油田公司管理规定、技术标准和操作规定；钻井设计、作业方案和合同等。
Ⅰ级风险井钻井监督必须驻井，工程技术服务企业应同时派驻安全监督。
第六十八条 防喷演习制度：
（一）钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况，钻井队每班每月至少各演习一次。
（二）钻进和空井工况应在3分钟内控制住井口，起下钻杆工况应在5分钟内控制住井口，起下钻铤应在7分钟内控制住井口。
（三）钻井现场人
员均应参与防喷演习。演习后由值班干部进行讲评，提出存在问题和改进意见。
（四）防喷演习记录由班组人员按要求填写，由司钻和值班干部签字确认。
第六十九条“坐岗”责任制：
（一）钻进至油气层之前100m开始“坐岗”。
（二）“坐岗”人员上岗前必须经钻井队技术人员对其进行技术培训。
（三）“坐岗”记录包括时间、工况、井深、起下立柱数、钻井液灌入量、钻井液增减量、原因分析、记录人、值班干部验收签字等内容。
（四）发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。
第七十条 钻井队干部24小时值班制度：
（一）钻井队干部在钻井现场必须坚持24小时值班，值班干部要挂牌或有明显标志。井控装备试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在场组织指挥。
（二）值班干部应检查各井控岗位职责、制度落实情况，发现问题立即督促整改，并认真填写值班记录。
（三）值班干部和司钻应在班前、班后会上布置、检查和讲评井控工作。
第七十一条 井喷事故逐级汇报制度：
（一）井喷事故分级：
1、一级井喷事故
发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。
2、二级井喷事故
油气井发生井喷失控；含超标有毒有害气体的油气井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。
3、三级井喷事故
油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，并难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。
4、四级井喷事故
发生一般性井喷，并能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。
（二）汇报程序：
1．发生溢流立即采取有效措施控制井口。准确收集各项数据，同时钻井队值班干部、钻井监督及时向上级部门汇报。
2.接到井喷事故报警后，建设方和钻井公司核实情况，初步评估确定事故级别，同时向上级部门汇报。
3．油田公司和工程技术服务企业接到汇报后，依据事故情况决定是否启动辽河油区井喷事故应急预案。应急预案启动后应根据法规和当地政府规定，油田公司应在第一时间及时向属地政府部门报告。
4．发生Ⅰ级、Ⅱ级井喷事故在2小时内，按照《集团公司钻井井喷失控事故报告信息收集表》格式，以快报形式上报集团公司。发生Ⅲ级井喷事故时在 24小时内上报集团公司。
（三）井喷事故发生后，对汇报不及时或隐瞒井喷事故的，将追究隐瞒者及其领导者责任。
第七十二条 井控例会制度：
（一）钻井队每周召开一次以井控安全为主的安全例会。
（二）钻井公司及各技术服务公司每季度召开一次井控例会。
（三）建设方每季度召开一次井控例会。
（四）油田公司和工程技术服务企业每半年召开一次井控例会，总结、协调、解决井控工作中存在的问题，布置井控工作。
第七十三条 井控检查制度：
（一）油田公司和工程技术服务企业每半年组织一次井控工作检查。
（二）建设方和钻井公司每季度进行一次井控工作检查。
第十章 附 则
第七十四条 本细则自下发之日起执行。原辽河石油勘探局和辽河油田公司二00七年一月下发的《辽河油田钻井井控工作细则》（辽油发[2007]5号、中油辽字[2007]3号）同时废止。
关键词：小井眼,钻井,井控技术
小井眼,顾名思义是相对于常规井眼尺寸偏小的井眼结构,不同的国家定义不尽相同,有的认为是完钻井眼小于常规完钻井眼215.9mm(8讓讈″)的井眼,还有的认为是环空间隙小于25.4mm(1″)的井眼,而目前一般是把小于152.4mm(6″)的井眼定义为小井眼。小井眼可降低钻井成本,并有利于环保,目前小井眼成为一项热门钻井技术,随之而来的是如何控制小井眼钻井过程中井控的问题。
1 井控技术基本要素
1.1 基本参数及计算
1.1.1 内容积及计算
内容积是指钻柱(或管柱)的容积。
式中V内—内容积m3;
D柱内—钻柱(或管柱)内径mm;
H柱—钻柱(或管柱)长度m。
1.1.2 环空容积及计算
环空容积是井眼(或套管)与钻具之间的容积。
式中V环—单位环空容积m3;
D井—井眼直径mm。
1.1.3 排替量及计算
排替量是井内管柱排替井内流体的体积。
(1)管柱水眼畅通时
式中V排—排替量m3;
D柱内—钻柱(或管柱)内直径mm。
(2)管柱水眼堵塞时
说明:此时的管柱排替量等于管柱的外容积。
1.1.4 井底压力及计算
井底压力是井内液柱压力与其他垂直方向压力的矢量和。由于井内钻井液柱压力同时作用于井壁和井底,因此作业工况不同时,井底压力是不一样的。
井眼静止:P井底=P静液柱
正常循环:P井底=P静液柱+P环空损失
提钻时:P井底=P静液柱-P抽吸
下钻时:P井底=P静液柱+P激动
循环油气侵时:P井底=P静液柱+P环空损失+P节流回压
环空压力损失:
式中PV—钻井液塑性黏度mPa.s;
ρ—钻井液密度g/cm3;
Q—泵排量L/s;
D井、D柱外—井眼直径、钻柱(或管柱)内直径cm。
1.1.5 钻井液上返速度
式中v—钻井液上返速度m/s。
1.2 基本原理
1.2.1“U”形管原理及效应
“U”形管原理是压力平衡的基本原理。钻井作业是以“U”形管原理为依据,在钻井施工中,保持井底压力等于或略大于地层压力,即近平衡压力钻井。
当“U”形管压力达到平衡后,管底为一个压力平衡点,此压力为一个定值,可以通过任意一侧的压力获得。以“U”形管原理可以分析钻井时井内的各种压力平衡关系。
1.2.2 激动压力和抽吸压力
当钻井液在井内流动时,与井壁及管壁产生摩擦阻力,其方向与钻井液流动方向是相反的。提钻时,钻井液会向下流动补充钻具提出产生的空隙,产生向上的阻力称为抽吸压力,可以减少钻井液柱对井底的压力,大的抽吸压力,会诱使地层流体进入井筒。下钻时,钻井液会向上流动被挤出井筒,此时产生的阻力方向向下,会给地层施加一个额外的激动压力,大的激动压力,会造成井漏。
从对底层增加的压力来看,激动压力为正值,抽吸压力为负值,影响这2个压力的因素主要包括:起下管柱的速度、钻井液黏度、钻井液静切力、钻井液密度、井眼和管柱之间的环形空隙。
2 小井眼钻井的井控技术
2.1 小井眼的井控特点
2.1.1 环空间隙小,对溢流更敏感
以克拉玛依油田红浅井区观察001井为例:二开钻头尺寸为152.4mm,钻具尺寸为127mm,对比常规钻井钻头尺寸215.9mm,假设钻井液密度为1.20g/cm3,溢流物为水,溢流量为1m3,由式(2)、(6)计算得出:
常规井眼:
小井眼:
由上述计算可以得出下面2个结论:(1)相同溢流量情况下,小井眼井底压力降低值是常规井眼的4倍左右;(2)相同排量下,小井眼的上返速度是常规井眼的4倍多。
由上述计算及结论可以看出,小井眼与常规井眼相比,单位环空容积小,在相同溢流量下,流体在环空中占的高度高,上返速度快,对溢流有很强的敏感性。从井控控制来看,流体在井筒中侵入高度越高,控制难度越大。因此相同地层情况在发生溢流时,小井眼井更难控制,更容易失控。
2.1.2 小井眼钻井起钻作业时更容易产生抽吸,造成溢流或井喷的可能性越大
小井眼由于环空间隙小,在相同条件下,相同钻具的排替量在小井眼环空占的比例高,单位时间内,钻井液补充的速度快,产生的向上的阻力,即抽吸压力就会大,更容易抽吸造成溢流甚至井喷。
影响抽吸压力的因素有起钻的速度、钻井液的切力和黏度、钻头泥包情况等,其中最主要的是起钻速度,起钻速度在0.1m/s时,产生的抽吸压力位1.357MPa,当量钻井液比重是0.03g/cm3;起钻速度在1.0m/s时,产生的抽吸压力位3.770MPa,当量钻井液比重是0.084g/cm3。因此,控制起钻速度,能最大限度的减少抽吸压力。
2.1.3 循环压力损失大
循环压力损失包括:地面管汇、钻柱内、钻头水眼和环空压力损失。
以克拉玛依油田红浅井区观察002井为例,二开钻头尺寸为152.4mm,钻具尺寸为127mm,对比常规钻井钻头尺寸215.9mm,假设钻井液密度为1.20g/cm3,塑性黏度26mPa.s,排量28L/s,由式(5)计算得出:
常规井眼环空压力损失:
小井眼环空压力损失:
由上述计算可以得出,相同条件下,小井眼环空压力损失比常规井眼环空压力损失大得多,超过60多倍。在小井眼中,环空压力损失可占到泵压的90%,甚至更多,而在常规井眼中,环空压力损失仅为泵压的10%左右。另有小井眼中钻柱的旋转对环空压降的影响也很大,随着钻柱的高速旋转,环空压降会显著增加。
环空压力损失越大,钻井过程中要平衡相同地层压力,需要的钻井液柱压力就会越小,钻井液的密度就会越小,当停止循环静止时,液柱压力则不能平衡地层压力;当液柱压力能平衡地层压力时,循环时,过大的循环压力损失,会导致井漏,先漏后喷,致使井控复杂。
2.2 小井眼溢流检测技术
常规钻井溢流检测主要是通过观测钻井液罐液面的增量。这种检测方法的灵敏度主要取决于液面报警仪和坐岗人员的责任心,一般要等到钻井液罐的增量达到2m3以上才能检测到井涌。
小井眼钻井溢流时,反应时间短,不能单纯依靠钻井液罐增量来检测溢流,必须应用新的方法来提高检测精度和灵敏度,可采用的主要方法有:(1)出入口流量实时监测溢流检测方法。在钻井液入井口和返出口上安装电磁流量计,实时记录入口、出口的流量,并绘成实时曲线,可从曲线的变化来及时发现溢流,灵敏度较高;(2)钻井液流出量、立管压力实测与预测对比检测方法。实时采集钻井液流出量和立管压力,记录实测值,利用井筒动态模型预测钻井液流出量和立管压力,将实测值与预测值进行对比,根据两者之间的偏差及时判断是否发生了溢流;(3)其它溢流检测方法。钻井液流量波测量方法;钻井泵压力波的往复传播时间测量方法,此方法是根据波在气体中的传播速度比在钻井液中慢,发生气侵时传播时间会急剧增加。
2.3 小井眼压井方法
由式(2)可知,小井眼环空体积小,对溢流敏感,从发生溢流到发现溢流的时间短,并且小井眼环空压力损失很大,可占到泵压的90%,因此小井眼压井一般不能采用常规压井方法,通常采用动态压井法。
2.3.1 动态压井法(动平衡压井法)
利用循环钻井液时产生的压力损失来控制地层压力。以克拉玛依油田红浅井区观察003井为例,二开钻头尺寸为152.4mm,钻具尺寸为127mm,钻井液密度为1.20g/cm3,塑性黏度26mPa·s,由式(5)计算得出:
(1)排量为24L/s时:
当量循环密度:ρ当=0.13H柱/g H柱=1.3(g/cm3)
(2)排量为28L/s时:
当量循环密度:ρ当=0.17H柱/g H柱=1.7(g/cm3)
由上述计算可以看出,通过改变排量,可以改变环空压力损失,从而控制小井眼的井底压力,进而控制溢流,而不需要加重钻井液。
2.3.2 动态压井的现场实施
(1)实时环空压力损失监测:钻井过程中,通过改变泵排量,记录下不同排量下的实测环空压力损失,以备动态压井时使用;(2)钻进溢流时控制:现场检测到发生溢流时,应立即增大循环排量,通过增大对井底的压力,来平衡地层压力,阻止地层流体进一步侵入井筒;在不停钻的情况下,可通过提高钻具的转速来增大环空压力损失来控制溢流。
2.3.3 动态压井法的优点
动态压井法与常规压井的等待加重法和司钻法相比有以下几个优点:不用加重钻井液;可以尽快地实施压井作业;可最大限度地减小套管鞋处的压力。
常规压井是利用节流套压(井口回压)来增大井底压力,井内任意深度处所受的压力等于该深度以上钻井液柱压力与井口套压之和。而动态压井时,由于环空压力损失是均匀作用在整个井壁上的,井壁上任意深度处所受的压力等于该深度以上钻井液柱压力与环空压降之和。因此,对裸眼井段而言,动态压井比常规压井对井壁产生的压力要小。
2.3.4 动态法压井应注意事项
(1)采用动态压井法时,取全地层压力预测值和不同排量下的环空压力损失。影响环空压力损失大小的因素包括:钻井液泵的功率、井径、井深、钻井液性能、钻柱直径等;(2)动态压井主要依靠环空压力损失来平衡地层压力,由于影响环空压力损失的因素较多,因此不容易控制、量化,可能容易压漏地层,从而造成井控的进一步复杂。
所以小井眼压井的方法,也应根据现场具体情况来确定。具体考虑的因素包括:压井过程中施加给井眼内薄弱地层的最大静压力;循环压力损失;井内薄弱地层处的破裂压力。
比较压井最大静液柱压力与循环压力损失之和与地层破裂压力之间的大小,以确定是否可以利用动态压井法压井。
2.4 小井眼钻井的井控技术措施
(1)合理设计井身结构,确保高的地层承压能力;(2)合理选用钻井液性能,满足近平衡压力钻井;(3)起钻时应做到连续灌浆或按井控实施细则规定灌浆;(4)严格控制起下钻速度,及时调整钻井液性能;(5)利用有效的溢流检测方法,及时发现溢流;(6)标准化安装井控装置,确保发生溢流或井喷时能迅速控制井口,能在最短时间内恢复井内压力平衡;(7)井场储备一定量加重钻井液和加重材料;(8)根据井深、钻具的不同,选择合适的循环排量。
3 结束语
小井眼由于其井眼尺寸小的特殊性,在钻井作业过程中,应区别于常规井井控进行处置,制定针对性的井控技术措施,尤其是提高溢流检测的及时性、准确性,早发现、早关井、早处置,做到“发现溢流,及时关井;疑似溢流,关井检查;预测溢流,关井循环”。
参考文献
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[3]陈庭根,管志川.钻井工程理论与技术[M].东营:石油大学出版社.2000,142-165.
关键词：井控培训 井控技术 职业教育 教学质量 钻井
1 《井控技术》课程的特点
《井控技术》课程源自《钻井工程》课程“油气井压力控制”一章的内容，随着钻井技术的不断发展和近平衡钻井技术的应用，以及钻井作业安全控制的要求，为了有效防止和处理油气井井喷事故，不断发展和完善油气井压力控制理论、压井方法及井控设备硬件，最终形成了《井控技术》的课程体系。井控技术实际上就是钻井过程中的一种压力控制技术，它与钻井施工联系紧密，这就要求学生首先要熟练掌握钻井工艺流程，然后才能去理解地层压力检测、关井程序、井涌控制原理、压井方法等内容。同时，授课教师也应该具有现场施工的经验，这样考虑问题就能够比较结合实际。
2 《井控技术》课程定位和教学目标
井控技术课程的开设主要针对高职钻井技术专业有一定钻井工程理论基础的学生，井控技术教学的主要目标是让学生能熟练掌握各种井控设备的结构、工作原理及正确的使用方法，提高学生的井控意识，提升学生预防井喷、处理井喷的应急能力，帮助他们建立油气井压力控制的理论体系，初步培养他们的井控操作技能，为以后从事石油与天然气钻井工作打下坚实的基础。
3 提高《井控技术》课程教学质量的方法和措施
3.1 夯实理论教学 ①完善教学内容。随着钻井工程理论的发展和钻井工艺技术的进步，井控技术也向着多样化和专业化方向发展，井控的目的也不再局限于单纯的预防和处理井喷，而是要求有更加精细的控压钻井技术。因此，我们在选取教学内容时既要考虑理论的完整性，同时也要考虑内容的先进性。教师可以通过搜集资料来完善课程中缺失的内容，也可以通过引入井控新技术和新成果扩大学生的知识面，或者是分享最近发生的井控案例来丰富学生的视野。②改进教学方法。利用传统的教学方法讲解井控理论时，容易使学生感觉乏味和无趣，甚至会认为课程非常难懂。采用启发式教学、多媒体教学、案例教学等多种方法相结合的方式，可以很好地改善教学效果。比如对于“井涌的原因分析和预防”的相关内容，可以先引导学生去思考和分析，然后组织學生在课堂上进行分组讨论，各抒己见，集思广益，最后教师总结教学内容和讨论结果，这样在一种轻松愉悦的氛围中完成了对知识的理解和掌握，真正实现了“以教师为主导，以学生为主体”的教学理念。对于很多井控问题，可以通过分析井控案例来学习，比较典型的如1223重庆开县特大井喷失控事故，墨西哥湾井喷失控漏油事故等，通过这些案例的分析和讲解，不仅说明了井控工作的重要性，也可以从中学到很多三级井控的技术措施。
3.2 加强实践教学 ①做好校内实训教学。校内实训可以培养学生的职业适应能力、技术应用能力和技术创新能力。《井控技术》课程校内实训项目主要有：a通过物理模型对井控的物理过程进行模拟；b通过仿真模拟技术对井控中的溢流、关井、压井等过程进行计算机仿真模拟；c对井控设备模型进行拆装练习，熟悉设备内部的结构和工作原理；d学生分岗位进行井控演习，其中包括防井喷控制演习和消防演习。做好这些校内实训项目有助于学生对井控技术的理解，也能帮助他们很快适应未来的工作。②积极参加校外实习。校外实习是让学生对于作业现场的工作设备、生产工艺流程、人员分工等情况有直观的认识和了解。它给了学生一次与生产现场近距离接触的机会。因为任何一个教师的知识和经验都是有一定局限性的，他不可能深入了解井控技术的所有内容，这时可以发挥各人的专业优势，请现场不同岗位的工作人员对各种设备流程进行分段讲解，加深学生对于现场知识的了解。校外实习是对校内教学很好的补充和完善。③参加企业井控培训。如果条件允许，可以尝试让学生参加企业组织的井控培训。全国有很多井控培训中心，他们有很好的教学资源，也有专业的师资队伍，培训内容更贴近生产现场，而且他们培训的学员大多来自生产一线，有着丰富的现场经验。学生参加这样的企业培训可以学到更有用、更专业的井控技术知识和相应技能。
3.3 抓好教师队伍建设 教学质量的高低，很大程度上取决于教师的学术水平。所以要重视教师的培养，一方面要培养“双师型”教师，另一方面也要注意形成 “双师型”的教师结构。
4 结论和建议
①《井控技术》课程教学质量的提高对于石油与天然气钻井技术专业的学生来说非常重要，这不仅关系到他们的专业技能水平，而且与他们的安全有密切关系。②《井控技术》课程教学质量的提高有很多途径和方法，这些途径和方法需要教师和管理者共同研究探索，也需要在实践中进行检验。③建议《井控技术》课程能与企业开展联合培养。
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[5]吕凤滨，靳永山.当前高职实训教学存在的问题及对策[J].石油教育，2010（02）.
1、材料管理
20xx年井控科对每批进库泥浆材料进行抽样化验。根据化验结果给泥浆站下发发货通知或者退货通知，要求退货过程中井控科技术人员必须旁站监督，落实不合格材料的清退工作并要求认真如实填写退货回执单。
全年井控科总计完成钻井液材料抽样77批次，取样197个，检测钻井液材料197个，收到检测报告共计197份，其中合格137份，不合格60份，合格率69.54%。
2、成品浆管理
井控科实行驻站管理制度，通过技术人员现场管理、指导、落实
泥浆的配方加量；同时与中心化验室、泥浆站共同对出站泥浆性能进行检测，经过三方检验合格后方可出站。并要求泥浆站在钻井队二级固井前落实废旧泥浆回收工作。截止20xx年10月31日，泥浆站配送聚璜浆总计：7505方，重浆总计：7285方；回收聚璜浆：4890方，重浆：3450方。期间未发生因质量问题而引起的井下不正常。
3、现场应急
由于本区域地层刘家沟组和石千峰组存在漏、垮较为严重现象，本溪组存在异常压力这一特性。这就要求泥浆站随时做好配浆、送浆的准备。井控科要求泥浆站在现场储备性能达标的重浆80方、聚磺浆150方、压井材料100吨、备应急救援车3辆，并设专用应急救援池，随时做好应急救援的准备工作。20xx年井控科共计组织处理溢流、井涌8井次，泥浆站在各项配合工作中表现良好。例如：由勘探公司4001钻井队承钻的试254井，5月28日12:15下套管遇阻，循环处理过程中发生严重井漏，停泵观察，发现停泵10min后，溢流1方，经过反复观察，出口还不断向外流钻井液，马上实施下套管关井措施，配加重泥浆实施压井，关井后发现套压1MPa，立压为0MPa。由于井漏现场无聚磺浆实施堵漏作业导致无法实施正常压井作业，井控科接到通知后立即组织泥浆站配送密度1.15g/cm3,粘度50s聚磺浆100方，密度1.42g/cm3，粘度55s重浆30方，紧急配送到位于延长郑庄的试254井钻井现场，泥浆站接到通知后立即组织车辆配送，于14:45到达现场，井队得以正常堵漏，及时处理井下情况，18:00井下恢复正常，开始继续下套管作业。
（七）积极参与、配合钻井工程部相关活动，援助兄弟科室，共同为完成全年生产任务努力
1、参与工会团委活动
井控科积极参与钻井工程部工会、团委组织的各项活动，并取得优异成绩。例如：井控科成员参加健身排舞比赛，并随队参加了集团公司举办的职工健身排舞比赛，荣获规定套路2等奖，自选套路3等奖；科室全体成员参加油气勘探公司庆祝建党90周年大合唱比赛并随队取得比赛二等奖；20xx年8月油气勘探公司组织“创先争优“演讲比赛，井控科参赛人员获得钻井工程部二等奖的成绩；20xx年9月油气勘探公司组织“讲身边的人、说身边的事”演讲比赛，井控科参赛选手荣获油气勘探公司二等奖并随队参与各井队现场慰问演出。
2、积极配合兄弟科室的各项工作
20xx年由于钻井任务重在其他科室人员人数不能满足现场需求时井控科及时伸出援手派较为全面的监督协助工作，多次协助固井管理科现场监督下套管、固井及完井试压，技术人员能够完全按照固井管理科相关要求，严格要求钻井队、固井队，确保固井质量合格，其中除延446井未下套管外，其余全部试压合格；
3、发挥头脑风暴，积极开展质量管理小组活动
井控科积极开展质量管理小组活动，20xx年井控科共计成立QC小组两支，申报QC课题《提高闸板防喷器一次性试压合格率》、《提高膨润土检验合格率》两个，在QC小组成员的共同努力下，以及各个外协队伍的大力配合下，集思广益，充分发挥头脑风暴，目前这两
个课题已经取得了实质性的进展正在编写课题报告。争取在20xx年钻井工程部及油气勘探公司QC发布会上能取得好的成绩。
4、积极宣传科室动态，展示科室文明新风
井控科鼓励每位科员积极报道科室动态及身边涌现出的先进个人事迹，每月完成通讯稿至少2篇。每一篇通讯稿的完成，都是科室同事相互讨论，相互修改的结果，达到共同促进、共同提高的目的，无形中增强了科室的凝聚力。全年共计完成通讯稿20余篇，在油气勘探通讯发表11篇，科室一名成员还荣获钻井工程部优秀通讯员称号。
三、存在问题和隐患
虽然井控科按照油气勘探公司对井控工作的要求，结合延长气田实际情况，在井控管理中做了大量工作，但井控科也清醒的认识到井控工作中还存在许多井控隐患，在井控管理方面和上级要求还有一定的差距，主要表现在以下几个方面：
（一）部分井队人员井控意识淡薄、技术实力不强、应急处理能力差。目前延长气田准入钻井队大部分为民营企业，员工井控意识不高，没有接受系统专业的井控知识教育，虽然已经考取相关证件但是现场实践能力还有所欠缺。
1.辽河油田井控工作的原则是：立足做好一次井控工作、快速准确实施二次井控、杜绝发生井喷失控
2.井控九项制度包括：井控工作分级负责制；井控操作证制度；井控装置的安装、检修、试压、现场服务制度；钻开油气层的申报、审批制度；防喷演习制度；溢流监测岗位责任制；钻开油气层干部24小时值班制度；井喷事故逐级汇报制度；井控例会制度
3.地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于 75 m；距民宅不小于 100 m；距铁路、高速公路不小于 200 m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于 500 m。若安全距离不能满足上述规定，由油田公司与勘探局主管部门组织相关单位进行安全评估、环境评估，按照评估意见处理。
4.井队生活区距井口300m，高含硫地区500m以上，相对井场在当地季节风的上风或侧上风方向。
5.在草原、苇塘、林区、自然保护区进行钻井施工作业时，井场周围应筑防火墙或隔离带。
6.发电房、锅炉房等设置在当地季风的上风项，发电房距井口20m以上，锅炉房距井口30m以上，储油罐必须摆在距井口20m以上、距发电房10m以上的安全位置。若遇特殊情况，必须安全部门批准，在井场设置安全防护标识并制定相应措施。7.工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度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，另加一个安全附加值：油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa；气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa～5.0MPa。“三高井”在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值选用上限。
8.在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；
9.工程设计书应明确探井，每层套管固井开钻后，要求测定套管鞋下第一个3m～5m厚的易漏层的破裂压力。
10.具有手动锁紧机构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。
11.远控台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于20m的专用活动房内，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2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
12.液控管线与防喷管线及放喷管线的距离不少于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；
13.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；
14.电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； 15.蓄能器完好，压力保持在 17.5MPa—21MPa 之间，并始终处于工作压力状态。
16.井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。
17.钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材，含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。
18.钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78mm。
19.放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；放喷管线不允许在现场焊接；两条管线走向一致时，应保持大于0.5m的距离，并分别固定；管线应平直引出，一般情况下要求向井场两侧或后场引出；如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或特制的90度弯头
20.重点井、探井和油气比高的井节流管会一侧的放喷管线必须接出井场，正面不得有障碍物。其它井节流管会的放喷管线接到排污池，但应备有接足75m长度的管线和基敦
21.管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚或预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
22.钻具内防喷工具的额定工作压力不小于井口防喷器的额定工作压力。23.应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。24.钻台上准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。
25.在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80%的前提下进行现场试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流阀后的按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa。
26.平行闸板阀开、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。
27.套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。28.方钻杆上、下旋塞阀每三个月送井控车间检测一次，井口用钻具止回阀每五个月送井控车间检测一次，钻具止回阀经压井循环或在井下使用后应送井控车间检测。
29.加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。在进入油气层前50m～100m，按照下步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。调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。
30.强化钻井队干部在生产现场24h轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。
31.应建立“坐岗”制度，由专人定点观察溢流显示和循环池液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中，发现异常，立即报告值班干部。32.在预计进入油气层顶部前200m开始，钻进过程中每100m井段或每只钻头及钻井液性能发生变化时，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～1/2实测立管压力。
33.钻开油气层1m至2m，均应停止钻进并循环观察钻井液性能变化情况，经判断无油气显示和井喷预兆后，方可继续钻进。
34.发现溢流要及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。
35.任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。
36.柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；排气管的出口与井口相距15m以上，不朝向油罐。在苇田、草原等特殊区域内施工要加装防火帽。
37.在井架上、井场盛行风入口处等地应设置风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。
38.钻井队应取得井控操作正的人员包括：正副队长、指导员、钻井工程师、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工；没有取得井控合格证的领导干部和技术人员无权指挥生产，工人无证不得上岗操作。39.下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：
（一）钻开油气层后第一次起钻前；
（二）溢流压井后起钻前；
（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；
（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；
（五）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；
（六）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。
40.短程起下钻的基本作法如下：
（一）一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；
（二）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气侵，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。
41、油气上窜速度计算（技术员题）
V =（H油-H钻头 × t / T迟）/ t静 H油—油气层深度（m）
H钻头—循环钻井液时钻头所在井深（m）T迟—钻头所在井深的迟到时间（s）t—从开泵循环至油气显示时间（s）t静—静止时间（s）
42、发生井喷失控事故后，井队应立即采取哪些安全措施？
1）立即停机，停车，停炉，关闭井场所有照明灯及电器；熄灭一切火 源，将氧气瓶、油桶等易燃易爆品搬离井场；
2）做好储、供水工作，有条件时向井内连续注水，向油气流和井口周 围设备大量喷水；
3）组织好井场警戒，防人、车等因素着火； 4）迅速汇报并组织现场抢险指挥组，制定抢险方案，统一指挥、组织 抢险工作；
5）按要求监测天然气、硫化氢浓度，做好防爆、人员防毒工作。
李振智
2015年，公司广大干部职工认真贯彻落实上级井控工作会议精神，严格落实井控管理制度，健全组织机构，细化井控责任，强化过程管控，狠抓应急管理，严格井控检查、考核，加大责任追究，公司内外部市场实现井控安全平稳运行，圆满完成公司制定的“不发生三级以上井控事件”的目标，连续29 年未发生井喷失控事故。
一、所做的主要工作
（一）加强组织领导，强化过程管控
公司领导班子调整后，公司按照有关要求及时调整井控管理委员会，并结合公司内外部市场的实际状况成立了国内市场井控管理领导小组和海外市场井控管理领导小组以及公司井控专家组。认真总结多年来井控管理的经验和教训，强化过程管控。一是抓案例教育，将顺南
5、金跃402等井的的溢流事件案例制成多媒体材料，供一线员工学习、讨论，进一步提高员工对井控风险及危害性的认识。二是抓重点井督导，建立重点井井控工作周报，及时掌握重点井的施工动态，做到及时监督、及时指导，确保重点井施工安全；三是抓关键环节，充分发挥井控专家组的作用，实现井控管理关口前移，关键施工节点井控专家组成员亲临一线驻井指导，如顺南6井、明1井、1 马深1井等等；四是抓特殊时期，在春节、两会、国庆、元旦等特殊时期，实行井控日报制度，为节日期间井控安全提供了保障。
（二）加强责任落实，强化责任追究
为进一步规范井控管理工作，加强井控责任考核评价，确保井控“十七项管理制度”得到落实，按照“三严三实”的要求，公司制定了《井控检查考核及责任追究实施细则》，进一步明确了机关部门、基层队伍各岗位井控职责及责任追究的具体办法。在下半年井控专项检查中，按照细则要求，对172个问题所涉及到的196名相关责任人进行了责任追究，并进行一定的经济处罚。其中涉及处级干部 8名，科级干部 41名，基层管理干部62名。12月份，公司提升基层管理检查过程中，又查出井控问题95个，目前正对有关责任人进行梳理。近期公司将行文通报。从检查的问题上看，重复性的问题减少了很多，管理层的问题也大幅减少，责任追究见到了明显的效果。
（三）狠抓井控培训，提高技能素质
加强井控文件的宣贯学习，集团公司《中国石化井控管理规定》（中国石化油〔2015〕374号）下发后，迅速在技术例会上对文件的宣贯学习进行了要求，同时在处级干部培训班上，专门安排课程对井控管理规定进行宣贯学习。根据各单位井控培训需求，委托培训中心向集团公司申请举办处级干部换取证培训班，共组织43名处级干部参加了集团公司处级井控 管理人员换（取）证培训班;举办技术员培训班4期，进一步提高技术人员的井控安全意识和井控技能;各单位也通过倒休培训、现场培训等方式，持续提升班组“班自为战”能力。西南钻井分公司在川西井控、H2S防护技术比武劳动竞赛“井控比武优胜班级”第一名和“井控比武标兵”前四名的优异成绩，为公司争得了荣誉。
（四）狠抓装备管理，提升保障能力
一是更新关键井控设备。先后投入4000余万元资金，更新采购关键井控设备35台（套），报废井控装备及附件539台（件），其中海外工程公司投入562万美元，为沙特气井施工购置了7套喀麦隆防喷器。钻井公司投入300余万元，配套立式火炬电子点火装置28套，防喷器/钻机联动防提安全装置21套；非洲公司投入150万元，对井控装备进行检测、维修、再认证工作；管具公司在井控关键设备的标准化、规范化、信息化管理的基础上，建立钻井四通、液气分离器档案。同时更新作业程序、修订质量记录11项，新增质量记录16项。
（五）狠抓监督检查，提升管理水平
今年公司共组织开展井控检查4次，通过查阅资料、检查现场、随机提问、现场考试、组织演习等形式，对各单位、项目部和基层单位进行拉网式检查，实现了井控检查全覆盖。全年共检查基层单位232个，查出各类井控问题607个。通过检查和对相关责任人的问责，全员的井控意识和井控责任不 断提升，现场管理水平明显提高。
二、存在的主要问题
（一）全员的井控意识有待加强
一些单位领导和员工井控安全意识还比较淡薄，对井控工作的重要性认识程度不够，没有严格按照井控管理规定要求，严格落实井控管理十七项制度。在井控专项检查中发现个别单位集团公司《中国石化井控管理规定》宣贯不及时、执行不到位，一些基层队井控应急物资储备不足也反映出个别单位领导对井控管理工作的重视程度不够。
（二）井控设备的本质安全性不高
近几年，虽然通过更新关键井控设备，公司井控设备新度系数得到了进一步提高，但是一些地区还存在井控设备老化、溢流监测设备报警准确性及内防喷工具质量还比较差的现象。同时深井、超深井、“三高”气井越来越多，井控主体设备还不能完全满足施工需求，井控风险依然存在。
（三）员工的井控技能有待提高
虽然各单位采取井控取证、倒休培训、冬季轮休、现场培训等多种方式对员工进行井控培训，井控培训做到了全覆盖，但是通过提升检查和井控专项检查发现，一些基层队员工的井控实际操作技能还比较差、还不能完全满足井控安全的需要；特别是一些高素质的压井专业技术人员还很紧缺。
三、下步重点工作安排 公司施工队伍遍布国内五个区域市场，海外五大国际市场，点多、线长、面广；随着我们核心业务的不断优化，我们承钻的深井、超深井，气井、探井，非常规井所占的比例不断增加；加上因工作量不连续，人员流动快，班组变化大，所有这些都给我们的井控管理带来了很大的难度。为此，我们要重点做好以下几个方面的工作。
（一）提高井控意识。井控安全是公司安全管理工作的核心。井控管理要按照“思想观念和认识必须要到位、工作措施必须要到位、基层管理必须要到位、目标要求必须要到位、异体监督推进必须要到位、换季安全管理必须要到位”的要求，进一步提高认识、更新观念，正视井控管理中存在的问题，切实认识到井控管理“重点在基层，关键在班组，要害在岗位”。认真分析问题存在的原因，举一反三，制定措施、落实责任、组织学习，全面提升员工的井控安全意识。
（二）加强过程管控。严格落实井控十七项管理制度,进一步明确井控职责，强化井控责任追究，从严监管，从严要求，从严落实，狠抓井控基础管理工作，确保井控工作每个环节时刻处于受控状态。重点督导落实公司井控管理中存在的特殊钻具组合封井器变径闸板配套、小区域及边远井井控设备检维修、内防喷工具质量及液气分离器真空除气器统一规范、三高一远”井井控设备配套升级、井下特种作业公司井控标准执行、井控专家网络建设6项突出问题，进一步提高井控安全管理水平。
（三）加强装备管理。加强井控设备的检维修工作，确保出厂设备可靠、好用；规范内防喷工具管理，加快高压节流管汇、井下防喷器和内防喷工具质量攻关进度，不断提高井控装备的保障能力；进一步规范液气分离器、真空除气器、液面报警器等井控附属设备，完善各类井控设备的档案，不断提升井控装备的管理水平。
（四）强化应急管理。高度重视井控应急管理，齐抓共管，按照“一井一案”的原则，制定针对性、操作性强的应急预案，杜绝走形式。在严格按照井控要求做好应急物资储备的基础上，在西南和西北等含硫化氢区域施工队伍要重点做好硫化氢防护方面的应急演练；在顺南、顺托地区施工队伍要重点做好及时发现溢流，正确关井方面的应急演练。
（五）严格责任追究。按照从严、从细、从实的要求，切实加强现场井控管理，对管理不到位、责任心不强、安装不到位的人员，严格按照《井控检查考核及责任追究实施细则》要求，对相关责任人进行问责。
（六）加强井控专家队伍建设。要逐步完善公司各级井控专家队伍建设，强化井控人员的培养，快速提高公司井控专家队伍的能力素质和知名度；要结合公司市场分布广的特点，探讨井控专家管理模式，建立公司、区域和专业化公司三级井控专家管理网络，打破单位界限，实现井控管理人员资源共享，做到管理关口前移。
（七）切实抓好双节和两会期间的井控管理工作。春节、元宵节即将来临，节后国家要召开两会，目前天气又比较寒冷，尤其是塔里木分公司在春节期间有13口井在油气层钻进，为确保双节及两会期间的井控安全，各单位要重点做好以下几个方面的工作。一是重视节日期间井控安全工作，强化节日期间领导值班、带班，认真做好节日期间的各项准备工作。二是强化冬防保温工作，特别是新疆、东北地区要把井控管汇和远控设施的保温工作再进行一次检查。三是加强重点井管理，对钻开油气层的重点井认真做好井控风险评价，制定相应的井控安全风险消减措施，各单位主管井控工作的领导要对井控安全风险消减措施进行审核把关；同时要安排技术骨干住井现场指导生产，确保重点井井控安全。四是做好应急物资储备，要严格按照设计要求做好井控应急物资储备，复杂地形地区、边远探井要根据实际情况加大井控应急物资的储备数量，做到有备无患。五是认真落实重点井井控日报管理制度，及时掌握重点井的施工动态，如拐参1井、巴探4井等，确保施工安全。六是认真落实节日溢流汇报制度，节日期间发生溢流，各单位在快速组织力量处理的前提下，及时将溢流处理情况报井控管理委员会办公室。
1 钻井井控技术的现状
钻井工作有很多方面的影响因素, 首先钻井工作是一个长期的复杂的工程, 勘探井通常较深, 勘探时间较长、地层状况不一, 地层复杂等情况, 这就对井控安全技术的应用造成了很大程度的负面影响。
(1) 脱气问题井控安全技术存在着脱气困难的难题。在超高压油气井钻井时, 一般情况下需要通过加大钻井浓密度来平衡地层压力, 从而使得钻井液体系能够稳定发展。在高密度、高粘度钻井液的除气是一个非常困难的问题, 尤其是在毫米级气泡的分离上更是困难, 这样阻碍了钻井作业的正常进行。
(2) 设备因素钻井设备承压能力有限。如果在超高压油气层的钻井作业中, 发现钻井液密度偏低, 或者在发现溢流和实施关井作业过程中操作出现了严重的失误, 这将会使得关井立压大于钻井泵的正常工作压力, 从而使得钻井泵无法实施压井作业。
(3) 高含硫在高含硫地区进行钻井作业时, 由于硫化氢和井控问题结合在一起, 这使得井控技术存在重大的安全风险。在高含硫地区进行勘探作业时, 这种特殊的作业环境给井口设备、套管、油管等材料或者工具带来了一定的困难, 如果发生井喷或者泄漏的事件时, 极容易发生硫化氢恶性中毒事件。
2 做好井控技术的措施
井控工作在天然气石油的钻井工程中来说是一个基础的保障性工作, 做好井控工作, 既有利于发现和保护油气层, 也可防止井喷和着火事故的发生。井喷失控是钻井工程中性质严重, 损失巨大的灾难性事故.一但发生井喷失控, 将使油气资源受到严重破坏, 还易酿成火灾, 造成人员伤亡, 油气井报废, 自然环境污染。涉及勘探, 开发, 钻井, 技术监督, 安全, 环保等部门, 必须十分重视, 各项工作必须有组织地协调进行。井控工作包括井控设计, 井控装置, 钻开油气前的准备工作, 钻开油气层井控作业防火, 防硫化氢安全措施, 井喷失控的处理, 井控技术培训和井控管理制度等八个方面。
(1) 钻具钻具内防喷工具可采用方钻杆旋塞、投入式止回阀或回压阀 (以方钻杆旋塞为主, 如选用回压阀则需上级技术管理部门审批后使用) 。安装环型防喷器须装上旋塞, 其压力等级应与井口液压防喷器的等级一致 (超过70MPa时, 选用70MPa上旋塞) , 止回阀和回压阀可比闸板防喷器低一个压力等级, 但接头台肩密封性、抗扭强度应与所用钻杆一致, 其内、外径尺寸应与钻杆接头一致。
(2) 钻井液钻井液循环罐上必须安装能直接读出罐内钻井液总量、钻井液增减量, 以立方米为刻度单位的直读式钻井液液面标尺。配液罐也应有容积计量标记。根据不同裸眼井段最大地层压力选用不同压力级别的防喷器装置和组合形式。
(3) 天然气水合物天然气水合物的解决需要综合处理, 其中常用的有效方式就是预防与处理并行, 预防更为重要, 在预防措施上需要做好充分的准备, 其中包括钻井操作室采用合成油基泥浆以及根据场合选择不同的钻井工艺, 采用无隔水管钻进方式避免水合物区;定期进行水合物抑制剂注射;由于天然气水合物产生之后很难消除, 所以特别需要注重预防的工作, 但是当天然气水合物产生以后, 也需要采取加热法、机械法、化学方法和减压法等方法进行解决。
3 结语
综上所述, 井控技术在钻井作业的应用具有重要的意义, 这就需要我们不断的总结经验, 根据不同的工程具体情况, 科学的采用合理的井控技术, 从而综合的预防井喷等事故, 更好的保障开采过程中的安全和开采效率。
参考文献
[1]吴志均, 陈刚, 郎淑敏, 等.天然气钻井井控技术的发展[J].石油钻采工艺, 2010, 32 (5) :56-60.
[2]畅伟.天然气钻井井控技术[J].化工管理, 2014, (14) :106-106.
