冀东井控细则井控试题

井控实施细则考试题1、钻井作业要坚持“发现溢流立即关井、疑似溢流关井检查”的关井原则，及时、果断处臵井控险情，杜绝井喷和井喷失控事故发生。

2、含浅层气的井，表层套管尽可能深下且水泥应返至地面。

3、井口距离高压线（10KV以上）及其它永久性设施等不小于75m；距民宅等不小于100m；距铁路、高速公路、河流、水库等不小于200m；距学校、医院、油库等易燃易爆场所、人口密集场所等不小于500m。

4、根据物探资料及本构造邻井和邻近构造的钻探情况，在探井地质设计书中提供本井全井段预测的地层孔隙压力、地层破裂压力（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井或邻区块已钻井地层承压检验资料）和地层坍塌压力“三压力”曲线以及浅层气的预测资料、邻井近期测压资料和实钻资料、富含气层位及埋藏深度资料、油气水显示和井喷、井漏等复杂情况，为工程设计和施工设计提供可靠的依据。

5、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。

6、探井、超深井、复杂井井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

7、在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大（0.3MPa/100m）的油气水层。

8、钻开油气层前100～150m时，要以1/3～1/2正常排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速小排量实验。

进入油气层后每钻300m时作一次，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。

当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

9、海洋油气井表层套管水泥返至泥线以下4.0m处，下层套管水泥至少应返至上层套管鞋以上100m处。

10、含硫化氢等有毒有害气体的井，J1阀和4号闸阀应为液动闸阀。

11、现场井控装臵的安装包括：井口装臵、井控管汇、液气分离器、钻具内防喷工具的安装等。

12、防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm，用Ф16mm 钢丝绳双股和Ф600mm反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定；防喷器进油接头面对机房方向；13、防喷器主体安装时要遵循上全下半的原则。

应使液控管线安装在同一面，并按闸板防喷器数量配手动锁紧杆，手动锁紧杆尽可能接出钻机底座外，手轮上要标明开关方向、开关圈数和解锁状态。

靠手轮端应支撑牢固，操作杆与锁紧轴中心线的偏斜不大于30º。

14、防喷器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少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

15、管排架（管排盒）与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。

16、远程控制台和司钻控制台气源专线供给，单独控制，气泵、司钻控制台气源压力为0.65～0.80MPa，并配臵气源排水分离器，并严禁强行弯曲和压折气管束。

17．电源线应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

18、远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油，液压油油面在无压力时应达到油箱上刻度线，待命工况时油箱中盛油不低于油位计中位。

19、储能器瓶的压力应保持17.5～21MPa；储能器充氮压力7±0.7Mpa；20、管汇压力和环形防喷器压力为10.5MPa，并始终处于工作压力状态。

21、压力继电器下限调至17.5MPa，上限21MPa；压力继气器（液压开关）临界值调至21MPa。

22、远程台换向阀转动方向与防喷器开关状态应一致。

23、待命状态下，远控台三位四通换向阀手柄处于工作位，要经常检查液压管线，确保不刺不漏。

24、、在海洋、人工岛等高危地区钻井及重点探井、超深井、含硫油气井、高压高产油气井钻井作业中，钻井平台要安装司钻控制台。

25、、远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。

远程控制台上剪切闸板防喷器控制换向阀应安装防止误操作的限位装臵。

25、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。

节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。

待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.65～0.8MPa，油压2～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6MPa），气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。

节流控制箱处必须有关井提示牌。

26、、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板防喷器控制阀。

27、液气分离器排气管线（其通径不小于140mm）接出距井口50m以远，井场受限接至井场边缘并按要求固定。

28、防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态，内控管线控制闸阀（手动或液动阀）必须接出井架底座以外。

29、放喷管线其通径不小于78mm。

30、在井控车间，高压试验压力值为额定工作压力，稳压时间不小于10min，压降不大于0.7MPa，密封件部位无渗漏为合格。

低压试验压力值为0.7～2.1MPa，稳压时间不小于3 min，压降不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏为合格。

31、钻井队要对远程控制台至封井器的所有液压管线进行21MPa可靠性试压，确保不刺不漏。

32、海洋钻井防喷器控制系统的控制能力应与防喷器组合相匹配，主控制台安装在钻台上，由应急配电中心供电，气动泵气源常供；辅助控制台安装在钻井平台生活区附近，控制气源常供。

33、海洋钻井液气分离器排气管线要高出天车安装台1.5—2m，中间不准用胶管连接，其通径不小于100mm，用卡子将管线固定在井架大腿上。

34、含硫化氢油气井的内控管线要采用抗硫的专用管材。

内控管线长度超过7m时，必须固定。

35、钻井四通两翼应各有两个闸阀，紧靠钻井四通的手动闸阀应处于常开状态， 1号和4号安装在井架底座外侧，应处于常关状态。

4号应安装液动阀。

36、压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关（处于开位）的10～16MPa的低量程压力表。

37、压井管汇为压井作业专用，其压力级别与防喷器压力级别相匹配，止回阀端必须接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，直通端兼作副放喷管线。

38、钻井液回收管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材，不允许现场焊接。

含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

39、钻井液回收管线出口应接入钻井液罐内并固定牢靠，转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，也可使用高压耐火软管并固定牢靠，其通径不小于78mm。

40、放喷管线至少有两条，放喷管线通径不小于78mm，一律采用法兰连接，严禁在现场焊接。

出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路和其它设备等障碍物。

41、放喷管线管线每隔10～15m、转弯前、后处用预制基墩或地锚固定牢靠，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；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m；基墩地脚螺栓直径不小于20mm，42、钻具内防喷工具包括：方钻杆上下旋塞、应急旋塞、钻具止回阀、防喷钻杆单根（其上接常开旋塞）及相应配套工具等。

使用复合钻杆时，要配齐与闸板直径相匹配的防喷单根和内防喷工具。

含硫化氢井、气井、气油比高的井、区域探井要配备浮阀。

43、钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀(位于开位)或箭型回压阀。

44、底座高大于9m的高底座钻机，要在钻台上准备一柱带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和旋塞阀防喷钻杆立柱。

45、内防喷工具现场使用一年后要送管具服务公司进行试压检验，试压检验合格的出具试压合格证，不合格者不得继续使用。

46、探井、气井及气油比超过300的油井应安装液气分离器和除气器。

47、液气分离器安装在节流管汇的外侧，至少用3根直径12.7mm的钢丝绳作绷绳固定牢靠；其安全阀按规定进行校验（检验周期不超过一年），安全阀泄压出口指向井场右侧。

48、钻井液液气分离器的进液管采用内径不小于78mm的高压软管线，使用保险绳、卡子和基墩固定；49、液气分离器的安全阀应定期检测。

海洋钻井中，安全阀出口应回接至循环罐，陆地钻井中安全阀出口宜联接一只不变径弯接头（出口向下）。

50、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外；51、防喷器在井上安装好后，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；放喷管线试验压力不低于10MPa；稳压时间不少于10min , 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

52、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；在套压不超过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；环形防喷器或闸板防喷器关闭后，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。

53、具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。

54、当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。

55、钻开油气层后，应定期对闸板防喷器及手动锁紧装臵进行开、关活动，在井内有钻具的条件下应适当对环形防喷器进行试关井。

56、发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段的最高地层压力。

57、下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：（一）钻开油气层后的第一次起钻前；（二）溢流压井后起钻前；（三）油气层活跃井的每次起钻前；（四）钻开油气层井漏堵漏成功后或尚未完全堵住的起钻前；（五）钻进中曾发生油气侵但未溢流的起钻前；（六）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；（七）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管和中途测试等）起钻前。

58、短程起下钻的基本作法如下：（1）一般情况下短起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污的钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；（2）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，再下至井底循环，至少观察一个循环周。

若有油气侵，应调整处理钻井液；油气上窜速度小于30ｍ/ｈ时，即可起钻。

59、起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3；60、起钻时每起三柱钻杆或一柱钻铤时要灌满钻井液一次；欠平衡井起钻时必须连续灌满钻井液，及时记录、校核钻井液灌入量，及时发现异常情况；61、钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s；62、起钻过程中，因设备故障停止作业时,要加密观察井口液面变化，待修好设备后再下钻到井底循环正常后，重新起钻；63、起钻过程中发生抽吸现象时，要停止起钻作业,开泵循环，正常后下钻到井底循环正常后，再重新起钻。