BPRL-Well-Control-Manual 井控手册

井控手册(J部分) work Information Technology Company.2020YEAR目录1.0 钻井防喷器组 .......................................................................................................................... - 1 -1.1‘A’级10,000 PSI防喷器组 (1)1.1.1 ‘A’级 10,000 psi防喷器组组合（正常）........................................................................ - 1 -1.1.2 ‘A’ 级10,000 psi防喷器组组合（复合钻具）.................................................................. - 5 -1.2‘A’级5,000 PSI防喷器组 (6)1.2.1 ‘A’ 级5,000 psi防喷器组组合（正常）............................................................................ - 6 -1.2.2 ‘A’ 级5,000 psi防喷器组合（复合钻具）........................................................................ - 9 -1.3‘A’级3,000 PSI防喷器组 .. (10)1.3.1大尺寸井眼（深气井等）............................................................................................... - 11 -1.3.2小尺寸井眼（油井等）................................................................................................... - 12 -1.4‘B’级3,000PSI防喷器组 (15)1.5‘C’级3,000PSI防喷器组 (16)1.6‘D’级分流器组合 (17)1.7钻井防喷器设备的常规要求 (18)1.7.1环型防喷器....................................................................................................................... - 20 -1.7.2固定式闸板防喷器........................................................................................................... - 20 -1.7.3变径闸板防喷器............................................................................................................... - 21 -1.7.4剪切全封闸板................................................................................................................... - 21 -1.7.5防喷器侧面的盲板法兰................................................................................................... - 23 -1.7.6压井管线、备用压井管线和节流管线的最小通径要求 ............................................... - 23 -2.0修井防喷器组........................................................................................................................ - 23 -2.1‘I’级2000 PSI防喷器组 (24)2.2‘II’型3000 PS修井防喷器组合 (24)2.3‘III’级5000 PSI修井防喷器组 (25)2.4‘IV’级10000 PSI修井防喷器组 (26)2.5修井防喷器设备的常规要求 (26)2.5.1环型防喷器....................................................................................................................... - 28 -2.5.2 固定式闸板防喷器........................................................................................................... - 29 -2.5.3变径闸板防喷器............................................................................................................... - 29 -2.5.4剪切全封闸板................................................................................................................... - 29 -2.5.5防喷器侧面的盲板法兰................................................................................................... - 30 -2.5.6压井管线、备用压井管线和节流管线的最小通径要求 ............................................... - 31 -3.0特殊井作业防喷器组合......................................................................................................... - 31 -3.1连续油管作业时防喷器设备要求 (31)3.1.1低压连续油管防喷器设备要求....................................................................................... - 31 -3.1.2高压连续油管防喷器设备要求....................................................................................... - 32 -3.2起下油管作业防喷器组合 (34)3.2.1低压起油管作业防喷器设备要求................................................................................... - 34 -3.2.2高压起下油管作业防喷器设备要求............................................................................... - 35 -3.3电缆作业时防喷器组合. (36)3.3.1裸眼电缆作业时防喷器要求（过平衡条件） ............................................................... - 36 -3.3.2套管内电缆作业时防喷器要求（欠平衡条件） ........................................................... - 36 -4.0节流管汇 ............................................................................................................................... - 37 -4.0.1工作压力10,000 psi节流管汇 ........................................................................................ - 38 -4.0.2工作压力5,000 psi节流管汇 .......................................................................................... - 39 -4.0.3工作压力3,000 psi节流管汇 .......................................................................................... - 42 -4.1安装放置. (43)4.2节流管汇压力级别 (43)4.3节流管线规范 (43)4.4节流管汇出口 (43)4.4.1火炬管............................................................................................................................... - 43 -4.4.2分离器管线....................................................................................................................... - 44 -4.5节流阀要求 (45)4.6阀门要求 (45)4.7压力表 (45)4.8线路维护 (45)4.9正常阀门状态 (45)5.0储能器关闭单元 .................................................................................................................... - 46 -5.1流体要求 (46)5.2设计要求 (46)5.3氮气瓶预充压力要求 (46)5.4操作控制要求 (46)5.5放置储能器 (47)5.6泵系统 (47)5.7调压阀压力设置 (47)6.0筛选防喷器关闭设备................................................................................................................ - 47 -6.1一般要求 (47)6.2大小计算 (48)6.3改变大小计算 (51)7.0防喷器........................................................................................................................................ - 54 -7.1环型防喷器 (54)7.1.1H YDRIL‘MSP’环型防喷器 (55)7.1.2 Hydril ‘GK’ 环型防喷器....................................................................................... - 55 -7.1.3 Hydril‘GL’环型防喷器........................................................................................... - 56 -7.1.4 Shaffer球型防喷器.................................................................................................... - 57 -7.1.5 Cameron‘D’型环型防喷器....................................................................................... - 58 -7.2密封件 (59)7.3用环型防喷器起下钻 (60)7.4闸板防喷器 (60)7.4.1 Hydril ‘V’ 型闸板防喷器 ..................................................................................... - 60 -7.4.2 Shaffer‘LWS’型闸板防喷器 ................................................................................... - 61 -7.4.3 Shaffer‘SL’型闸板防喷器 ..................................................................................... - 62 -7.4.4 Cameron‘U’型闸板防喷器....................................................................................... - 62 -7.5闸板芯子结构 (63)7.5.1Hydril 闸板芯子........................................................................................................... - 63 -7.5.2 Cameron 闸板芯子....................................................................................................... - 63 -7.5.3 Shaffer 闸板芯子....................................................................................................... - 64 -7.6变径闸板 (65)7.7剪切全封闸板 (66)7.8二次密封 (68)8.0辅助井控设备............................................................................................................................ - 68 -8.1泥浆池液面检测器 (68)8.2泥浆流量指示器 (69)8.3泥浆气体分离器 (69)8.3.1除气器............................................................................................................................ - 69 -8.3.2泥浆气体分离器............................................................................................................ - 70 -8.4全开安全阀 (72)8.5内防喷器 (73)8.6钻井节流阀 (74)8.7起下钻循环罐 (75)8.8泵冲计数器 (76)8.9气体探测器 (77)8.10泥浆录井 (77)8.11泥浆密度记录仪 (77)8.12钻速记录仪 (77)8.13防磨套 (77)8.14钻杆浮阀 (78)8.15起阀堵头 (78)8.16背压阀 (79)8.16.1 单向背压阀................................................................................................................. - 79 -8.16.2双向式单流阀.............................................................................................................. - 80 -8.17C OFLEX软管 (81)8.18W ECO连接件 (81)8.19C HIKSANS连接件 (82)由于井控装置的组合方式和压力等级因来源标准不同而不同，所以其组合方式和压力等级等必须要经总经理以及钻井和修井工况等认可才行，钻井监督负责这些标准的执行，平台经理要确保设备完好和正确安装，所有井控装置执行API标准，如果标准中没有详细说明，那么则按以下条例执行：●空井、环空和下钻时关井方法●往井内打压和循环溢流的方法●控制泄压（井内流体）方法●任何功能失效时设备中有备用方法第三次编辑的沙特Aramco井控手册与修订本的不同之处在于其在右侧空白处有一条粗垂直线1.0 钻井防喷器组钻井作业程序要指定使用防喷器组1.1 ‘A’级 10,000 psi防喷器组‘A’级 10,000 psi防喷器组在沿海地区和海上的井使用，在这些地区井口压力可以大于5,000 psi却不会超过10,000psi.，所有工作压力10,000 psi的设备符合NACE 的 MR-01-75标准（最后修订本），除去环型防喷器是5000 psi外，所有部件满足10,000 psi压力级别，所有防喷器上的法兰都是13-5/8" 或者11”10M.，没有必要使用10,000 psi的旋转头，每只闸板防喷器本体侧面上有两只4-1/16" 10M法兰出口，可以在已经装好的防喷器组上更换闸板芯子1.1.1 ‘A’级 10,000 psi防喷器组组合（正常）当使用一种尺寸的钻杆时（全井一种尺寸），防喷器组合见图J.1a) 要安装一只井口四通（套管头），其端部是13-5/8"或11” 10M 法兰，两侧是2只 3-1/16" 10M法兰出口，这是用来进行备用压井作业的，其中一侧装有2只3-1/16" 10M平板阀和一块3-1/16" 10M盲板法兰，另外一侧装有1只手动平板阀（离井口较近）和1只液动平板阀（与备用压井管线连接），备用压井管线是一根法兰连接的独立钢管线，最少3"-10M压力等级，可以混合使用Coflex 软管和钢管，备用压井管线从井口接出直到坡道（大约90英尺），使用1只Weco 型1502焊接油壬连接到应急泵（不允许用丝扣连接）注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接b) 如果井口上法兰低于基础面，就需要使用1只13-5/8" 或11” 10M的间隔四通，如果井口四通的法兰不是13-5/8" 或11”，就需要1块双栽丝的转换法兰c) 在井口四通上面装 1只13-5/8" 或11” 10M的双闸板防喷器，内装主半封闸板芯子（下部）和全封闸板芯子（上部）d) 在双闸板防喷器的上面装1只13-5/8" 或11” 10M法兰连接的钻井四通，两侧有2只4-1/16" 10M的法兰出口，在压井管线一侧装1块双栽丝4-1/16" 10M ×2-1/16"10M转换法兰，从钻井四通出来，有：●1只2-1/16"手动平板阀（法兰连接）●1只2-1/16"液动平板阀（法兰连接）●1只2-1/16"间隔四通（法兰连接）●1只2-1/16"法兰三通在三通的每一边都有1只2-1/16"手动平板阀（法兰连接）和1只2-1/16"单流阀（法兰连接），在四通远端，有1根压井管线，压力级别是10M并且从井口到坡道的距离最少90英尺，连接有1块焊接Weco 2"油壬的法兰，在四通主要一边，压井管线压力级别是10M并直接与泥浆泵或者立管管汇连接，在压井管线和5M立管之间有1只10M手动隔离阀，在节流管线上，从钻井四通出来有：●1只4-1/16"手动平板阀（法兰连接）●1只4-1/16"液动平板阀（法兰连接）●1只4-1/16"管线并连接1只1只4-1/16"手动平板阀（在节流管汇上）所有钢管线是由10M法兰、三通、整体整体弯头和工作压力为10M的管线组成，所有三通必须装可以更换的10M的盲板法兰（不能使用焊接三通），在压井管线、备用压井管线或节流管线上不应使用Chiksans 和 Weco的连接件，可以在压井管线和备用压井管线上混合使用Coflex软管和钢管e)10M钻井四通上面装 1只13-5/8" 或11” 10M的双闸板防喷器，内装半封闸板芯子（上部）和剪切全封闸板芯子（下部）f)在双闸板防喷器的上面装1只环型防喷器，下法兰是13-5/8" 或11” 10M，上部是栽丝，可以上好栽丝g)在环型防喷器上面装 1只13-5/8" or 11” 5/10M旋转头（法兰连接），旋转头旁通是9" 3M 法兰出口，如果二者连接法兰不配套则需要间隔四通转换1.1.2 ‘A’ 级10,000 psi防喷器组组合（复合钻具）当使用复合钻具时，其防喷器组合和单一钻具防喷器组合基本相同，但是在下面的双闸板防喷器的全封闸板芯子要换成与小尺寸钻杆配套的闸板芯子，如表J.2.注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接1.2 ‘A’级5,000 psi防喷器组‘A’级 5,000 psi防喷器组在沿海地区和海上的井使用，在这些地区井口压力可以大于1,000 psi却不会超过5,000psi.，所有工作压力5,000 psi的设备符合NACE 的 MR-01-75标准（最后修订本），所有部件满足5,000 psi压力级别，所有防喷器上的法兰都是13-5/8" 或者11” 5M.，每只闸板防喷器侧面有2只 3-1/8"5M (或更大一些)出口，双闸板有4只出口，可以在已经装好的防喷器组上更换闸板芯子沿海地区所有‘A’级 5,000 psi防喷器组都在位于钻井四通上部的闸板腔室内装上剪切全封闸板，在海上有气顶地区和居住区所钻井上使用的防喷器组要注意防高 H2S，剪切闸板的详细应用在1.7.4.部分提供1.2.1 ‘A’ 级5,000 psi防喷器组组合（正常）当使用一种尺寸的钻杆时（全井一种尺寸），防喷器组合见图J.3a)要安装一只井口四通，其端部是13-5/8"或11” 3M 法兰，两侧是2只 2-1/16" 3M法兰出口，这是用来进行备用压井作业的，其中一侧装有2只2-1/16" 3M 平板阀上和一块2-1/16" 3M盲板法兰，另外一侧装有1只2-1/16" 3M手动平板阀（离井口较近）和1只2-1/16" 3M液动平板阀（与备用压井管线连接），备用压井管线是一根法兰连接的独立钢管线，最少2"－5M压力等级，可以混合使用Coflex软管和钢管在海上作业时，备用压井管线从井口接出直到坡道（大约90英尺），使用1只2" 1502焊接油壬连接到应急泵（不允许用丝扣连接）注意：如果使用剪切全封闸板，备用压井管线则需要是3”-5 M的，手动平板阀要使用2”×3”的双栽丝法兰来转换注意：如果井口四通顶部法兰是5M，那么其侧出口阀门也应当是5M.注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接b)如果井口上部法兰低于基础面，就需要使用1只13-5/8" 或11” 5M的间隔四通c) 在井口四通上面装 1只13-5/8" 或11” 5M的单闸板防喷器，内装主半封闸板芯子，对复合钻具可以选择变径闸板芯子（要有最小防 H2S等级和温度等级），但是主半封闸板芯子必须在1只固定闸板防喷器上注意：卡麦隆生产的变径高温VBR-II闸板芯子是5M防喷器唯一能使用的闸板芯子，关于其使用细节在1.7.3.部分提供d) 在单闸板防喷器的上面装1只13-5/8" 或11” 5M法兰连接的钻井四通，两侧有2只3-1/8"5M的法兰出口e) 在压井管线一边装上1只3-1/8" 5M×2-1/16" 5M双栽丝法兰从钻井四通出来，在节流管线上有：●1只3-1/8" 5M手动平板阀（法兰连接）●1只"3-1/8" 5M液动平板阀（法兰连接）1只3-1/8" 5M管线或Coflex软管连接到节流管汇上1只3-1/8"5M手动平板阀所有钢管线都由5M法兰、三通、整体弯头和工作压力为5M的管线组成，所有三通（不能使用焊接三通）必须装可以更换的5M的盲板法兰在压井管线、备用压井管线或节流管线上不应使用Chiksans 和 Weco的连接件，可以在压井管线和备用压井管线或节流管线上混合使用Coflex软管和钢管f) 要安装2只13-5/8"或11" 5M单闸板防喷器（或1只双闸板防喷器），具体要求见1.7.4部分g) 在闸板防喷器的上面安装1只13-5/8" 或11" 5M 下法兰上栽丝的环型防喷器，可以先装上栽丝h)可以选择安装1只13-5/8" 5M 或 11" 5M的旋转头1.2.2 ‘A’ 级5,000 psi防喷器组合（复合钻具）当使用复合钻具时，其防喷器组合和单一钻具基本相同，但是在下面的双闸板防喷器的全封闸板芯子要换成与小尺寸钻杆配套的闸板芯子，见图J.4注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接1.3 ‘A’级 3,000 psi防喷器组‘A’级 3,000 psi防喷器组要安装在大尺寸井眼上（如18-5/8"套管等）和井口压力达到3000 psi油藏井1.3.1大尺寸井眼（深气井等）所有工作压力3,000 psi的设备符合NACE 的 MR-01-75标准（最后修订本），所有防喷器部件满足3,000 psi压力级别，所有防喷器上的法兰都是26-3/4" 或20-3/4” 3M.，每个闸板防喷器侧面有2只 4-1/16" 3M 出口，双闸板有4只，可以在已经装好的防喷器组上更换闸板芯子，防喷器由下到上的组合如下：a) 要安装一只井口四通（18-5/8"端面或套管四通），其端部是20-3/4"3,000 psi 法兰，两侧是2只 3-1/16" 3M法兰出口，这是用来进行备用压井作业的，其中一侧装有1只3-1/16" 3M平板阀上和一块3-1/16" 3M盲板法兰，另外一侧装有1只3-1/16" 3M手动平板阀（离井口较近）和1只3-1/16" 3M液动平板阀（与备用压井管线连接），备用压井管线是一根法兰连接的独立钢管线，最少3"－10M压力等级，可以混合使用Coflex软管和钢管，备用压井管线从井口接出直到坡道（大约90英尺），使用1只3" 1502 Weco焊接油壬（不允许用丝扣连接）连接到应急泵b)如果井口上部法兰过低，就需要使用1只20-3/4” 3M的间隔四通c)在井口四通上面装 1只26-3/4” or 20-3/4” 3M的单闸板防喷器，内装主半封闸板芯子，如果使用26-3/4”防喷器组，就需要1块20-3/4” 3M ×26-3/4”的双栽丝转换法兰d)在单闸板防喷器的上面装1只26-3/4” 或 20-3/4” 3M法兰连接的钻井四通，两侧有2只4-1/16" 10M的法兰出口，在压井管线和节流管线上阀门排列与‘A’ 级10,000 psi防喷器相同，见图J.5e)安装1只26-3/4" 或 20-3/4" 3M 双闸板防喷器或者2只单闸板防喷器，在防喷器中装全封闸板芯子（下部）和半封闸板芯子（上部）注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接f) 在闸板防喷器上部要装1块26-3/4” or 20-3/4" 3M×30” 1M or 21-1/4" 2M双栽丝转换法兰，如果环型的法兰是26-3/4” 或20-3/4" 3M psi则可以将该法兰省去g) 在闸板防喷器上部装1只环型防喷器（下部是30” 1M 或21-1/4" 2M法兰），可以装上栽丝1.3.2小尺寸井眼（油井等）以钻井经理的处理准则，一些油井需要‘A’ 级3,000 psi防喷器组而不是‘B’ 级3,000 psi防喷器组,所有工作压力3,000 psi的设备符合NACE 的MR-01-75标准，所有‘A’ 级3,000 psi防喷器组的部件都是3,000 psi压力等级并且法兰是13-5/8" 3M的，每只闸板防喷器有2只3-1/16" 3M侧出口，双闸板有4只，在有气顶地区或居住区的井需要安装剪切全封闸板，由下到上的防喷器组合如下：a)要安装一只井口四通（13-5/8"端面或套管四通），其端部是13-5/8"3,000 psi 法兰，两侧是2只 2-1/16" 3M法兰出口，这是用来进行紧急压井作业的，其中一侧装有1只2-1/16" 3M平板阀上和一块2-1/16" 3M盲板法兰，另外一侧装有1只2-1/16" 3M手动平板阀（离井口较近）和1只2-1/16" 3M液动平板阀（与备用压井管线连接），备用压井管线是一根法兰连接的独立钢管线，最少3"-10M压力等级或2” 3M等级.，可以混合使用Coflex软管和钢管，备用压井管线从井口接出直到坡道（大约90英尺），使用1只 1502 Weco焊接油壬连接到应急泵（不允许用丝扣连接）注意：如果使用剪切全封闸板，备用压井管线则需要是3”-3M的，手动平板阀要使用2”×3”的双栽丝法兰来转换b) 如果井口上部法兰过低，就需要使用1只13-5/8”3M的间隔四通c)在井口四通上面装 1只13-5/8”3M的单闸板防喷器，内装主半封闸板芯子d)在单闸板防喷器的上面装1只13-5/8” 3M法兰连接的钻井四通，两侧有2只2-1/16" 3M的法兰出口，压井和节流管线的阀门排列设置与‘A’级5,000 psi防喷器组相同，见图J.6所有钢管由3M法兰、三通、整体弯头和工作压力为5M的管线组成，所有三通（不能使用焊接三通）必须装可以更换的3M的盲板法兰在压井管线、备用压井管线或节流管线上不应使用Chiksans 和 Weco的连接件，可以在压井管线和备用压井管线或节流管线上混合使用Coflex软管和钢管注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接e) 安装1只13-5/8" 3M双闸板防喷器或者2只13-5/8" 3M单闸板防喷器，在防喷器中装全封闸板芯子或剪切全封闸板芯子或剪切全封闸板芯子（下部）和半封闸板芯子（上部），具体要求见1.7.4部分f)在闸板防喷器上部要装1只13-5/8" 3M环型防喷器（法兰连接），环型防喷器上端面是栽丝1.4 ‘B’级3,000 PSI防喷器组在所有生产井、注水井、观察井和水处理井最低要使用B’ 级3,000 psi防喷器组（图J.7），所有‘B’ 级3,000 psi防喷器组都是13-5/8” 3,000 psi压力等级，压井、节流管线要求与‘A’ 级3,000 psi防喷器组设备的要求相同，压井管线压力级别是3M的并直接连接到泥浆泵或立管管汇所有三通（不能使用焊接三通）必须装可以更换的3M的盲板法兰，在压井管线、备用压井管线或节流管线上不应使用Chiksans 和 Weco的连接件，可以在压井管线和备用压井管线或节流管线上混合使用Coflex软管和钢管注意：上面所有工作压力3000 psi的井控装置只用法兰、焊接、整体或集成的连接这种防喷器组用在24”套管（K1 or K2井）或18-5/8”（MK1井）的深气井中，所有防喷器是26-3/4” 3M的，前面‘A’ 级3,000 psi.防喷器组已经描述1.5 ‘C’级3,000 PSI防喷器组在Arab-D的所有高压注水井进行钻井和酸化过程中要使用‘C’ 级3,000 psi防喷器组（见图J.8），最少需要1只环型防喷器和1只安装全封闸板芯子（上部）和半封闸板芯子（下部）的双闸板防喷器（或2只单闸板防喷器），在半封闸板的下部有2只3-1/16” 3M出口，1只用来连接压井管线，另1只用来连接节流管线，压井管线上用2-1/16” 3M法兰直接与泥浆泵或立管管汇连相接。

井控常识手册（修井）井控常识手册（井下作业）西北油田分公司采油气工程管理处二Ο一二年十二月第一部分井控管理知识1、井下作业井控工作管理有哪几项管理制度？答：井下作业井控工作有17项管理制度。

分别是：井控分级管理制度，井控工作责任制度，井控工作检查制度，井控工作例会制度，持证上岗制度，井控设计管理制度，监督管理制度，井控和H2S防护演习制度，井控设备管理制度，专业检验维修机构管理制度，井控设备安装调试与维护制度，开工检查验收制度，钻（射）开油气层审批（确认）制度，干部值班带班制度，坐岗观察制度，井喷应急管理制度，井喷事故管理制度。

2、“三高”油气井指的是什么？答：“三高”油气井指：具有高产、高压、高含硫化氢（三者具有其一）特征的油气井。

3、高含硫油气井的定义是什么？答：是指地层气体介质中硫化氢含量达1000ppm及以上的油气井。

4、阈限值的定义是什么？答：几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空气中的最大浓度。

如硫化氢的阈限值为15mg/m3(10ppm)，二氧化硫的阈限值为5.4mg/m3(2ppm)。

5、安全临界浓度定义是什么？硫化氢的安全临界浓度是多少？答：工作人员在露天安全工作8h可接受的某种有毒物质在空气中的最高浓度。

如硫化氢的安全临界浓度为30mg/m3(20ppm)。

6、危险临界浓度定义是什么？硫化氢的危险临界浓度是多少？答：有毒物质在空气中达到此浓度时，对生命和健康产生不可逆转的或延迟性的影响，如硫化氢的危险临界浓度为150mg/m3(100ppm)。

7、中石化安全生产十大禁令是什么？答：①严禁在禁烟区内吸烟，在岗饮酒，违者予以开除并解除劳动合同。

②严禁高处作业不系安全带，违者予以开除并解除劳动合同。

③严禁水面作业不按规定穿戴救生衣，违者予以开除并解除劳动合同。

④严禁无操作证从事电气、起重、电气焊作业，违者予以开除并解除劳动合同。

⑤严禁工作中无证或酒后驾驶机动车，违者予以开除并解除劳动合同。

井下作业井控管理现场操作手册前言第一篇井下作业井控相关文件和技术标准第一章中国石油天然气集团公司相关井控文件第一节中油工程字(2006)247号石油与天然气井下作业井控规定第二节中国石油天然气集团公司带压作业技术规程（试行）第三节关于加强高压高含硫高危地区勘探开发安全生产工作的紧急通知第四节中国石油天然气集团公司关于进一步加强井控工作的实施意见第二章井下作业井控相关技术标准第一节含硫化氢油气井井下作业推荐作法第二节含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法第三节SY/T6277-2005含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程第四节SY/T 6690-2008井下作业井控技术规程第三章华北油田公司相关井控文件及规定（两个新修订的细则）第二篇井控概述第一章积极井控理念（全生命周期井控）概述；第一节井控分级（一、二、三级）第二节井喷的原因及危害第三节做好井控管理工作好的制度和做法（采油厂节选）第二章井下作业井控设计第一节地质设计第二节工程设计第三节施工设计第三章井控车间试压、检修、维护工作标准（标准、制度、操作规程等）第三篇井控装备第一章井控装备概述及要求。

第一节采油（气）井口装置安装第二节防喷器安装标准第三节节流、压井、管汇，放喷管线安装标准第四节防喷器控制装置安装标准第五节液气分离器安装标准第六节放喷管线点火规定第七节井下作业对井控装备的要求第二章井控装备组合及功能第一节防喷器组成及功能第二节节流、压井、放喷管汇组成及功能第三节内防喷工具组成及功能第四节远程控制装置组合及功能第三章现场试压、保养工作标准第一节现场试压标准第二节现场保养工作制度第四章井控装备管理使用规定第一节防喷器第二节节流、压井、放喷管汇第三节内防喷工具第四节远程控制装置第五节仪表仪器第四篇井下作业过程中的井控工作第一节施工前的准备1、井场勘察与布置2、施工设计井控要求3、井控装备现场安装4、施工井井控技术交底第二节洗井（替喷）第三节压井（常用几种压井方法）第四节起下作业第五节带压作业第六节射孔作业第七节试油诱喷作业（抽汲、气举、泵排）第九节试油（测试）作业第十节常规打捞作业打捞施工的井控作业要求一、施工前的井控准备工作施工前，作业队应向全队职工进行地质、工程和井下等式方面的技术措施交底，并明确班组各岗位分工。

井控手册(K部分) work Information Technology Company.2020YEAR井控手册维护和检测要求部分目录1.0防喷设备的维护 .................................................................................................... - 1 -2.0防喷设备检测........................................................................................................ - 3 -2.1常用压力检测要求 (3)2.2‘A’级10M防喷器组的试压检测要求 (5)2.3‘A’级5M防喷器组的试压检测要求 (7)2.4‘A’级3M防喷器组的试压检测要求 (8)2.5‘B’级3M防喷器组的试压检测要求 (9)2.6‘C’或‘II’级3M防喷器组的试压检测要求 (10)2.7‘D’级分流器组试压检测要求 (11)3.0压力检测程序.............................................................................................................. - 12 -3.1性能检测和流动检测 (12)3.2向防喷器组灌水 (12)3.3套管检测 (13)3.4剪切闸板检测（全封闸板或者其它防喷器组合） (14)3.5环型防喷器检测 (15)3.6上部半封闸板检测 (15)3.7可靠密封节流阀检测 (16)3.8节流管汇上平板阀检测 (17)3.9节流管汇上阀门检测 (18)3.10节流管路上阀门检测 (19)3.11液动平板阀检测 (20)3.12节流、压井管线手动平板阀检测 (21)3.13主半封闸板检测 (22)3.14小尺寸半封闸板检测 (23)3.15方钻杆、地面循环装置、安全阀检测 (24)3.16套管头阀门检测 (25)4.0储能器检测.................................................................................................................. - 25 -5.0试压时的悬挂限制...................................................................................................... - 27 -6.0套管闸板的试压检测.................................................................................................. - 28 -1.0防喷设备的维护防喷设备是关键的装置，必须随时随地保持在正常工作状态。

重庆科技学院井控技术模拟训练手册沈亚明编重庆科技学院石油工程实验中心2014 年2 月1、训练一、正常钻进接钻杆训练------------------------------------------- 21、训练二、正常钻进与关井训练------------------------------------------- 42、训练三、起钻铤与关井训练------------------------------------------- 63、训练四、司钻法压井训练--------------------------------------------- 8训练一、正常钻井接钻杆操作训练一、训练目的：1、掌握正常钻井司钻操作方法。

2、熟悉钻压、转速、排量调节操作方法。

3、了解钻压、转速、排量与钻速的关系。

二、训练设备：DS-2、DS-7 钻井模拟器各一套三、操作要点：1、在主控计算机和图形计算机上选择正常钻井程序，打开环形闸板，上半封闸板，全封闸板，下半封闸板；关闭放喷阀。

2、在泥浆管汇上，把闸门调节为单泵立管正循环状态。

3、下钻，开泵。

在司钻台按1 开始按钮，启动绞车步骤：首先将右侧“驻车制动”向下拉到刹车位置，然后选择交流电机。

注意：将电机启动后，需要将“驻车制动”恢复到中间位置才可使钻具活动。

松刹把，下钻至钻头距井底2-3米2997处，刹刹把。

开泵，启动泥浆泵步骤：首先将MP1 REF旋钮调整至最小，然后将MP1开关打至“ ON”状态。

最后调节MP1 REF旋钮可调整泵冲，调排量30L/S。

指重表调零。

调整泥浆密度。

4、开转盘，下钻井底，加钻压。

首先将RT REF旋钮调整至最小，然后将RT开关打至“FWD ” 状态。

最后调节RT REF旋钮可调整转速80r/min。

松刹把，下钻至钻头距井底3000米，刹刹把加钻压，看指重表，慢慢向前推刹把加钻压12T，钻压不能超过20 T。

5、正常钻进，控制钻压。

延长油田股份有限公司钻井井控常识普及手册（试行）前言井喷是事故，井喷失控是灾难性事故，罗家16H水平井井控事故造成243人死亡，6人被送进监狱。

无数血淋淋事故时刻在警醒我们，井控能力是钻井人员自保之本。

井控工作是钻井安全的保护神，更是钻井人生命的保护神。

因此，请您对钻井井控工作给予更多的敬畏、足够的重视。

掌握井控基本知识是保障钻井安全的基础，为此，我们编写了这本手册，希望给广大延长钻井人掌握井控技能带来方便和帮助。

水平有限，不足之处，敬请批评指正。

一、井喷失控的危害井喷失控后轻则损坏设备、引发井下复杂事故，造成严重经济损失，且多数事故常伴随人身伤害，重则造成群体性伤亡。

罗家16H水平井，发生井喷失控，导致H2S大量外泄，造成243人死亡，4000多人受伤，6万多人被疏散，9万多人受灾，造成直接经济损失6432.31万元。

此外，井喷失控还会造成环境污染、油气资源浪费和恶劣社会影响等。

二、正确认识井控工作井喷很可怕，危害极严重，但实践证明，只要我们系统地做好井控工作，井喷事故就能避免。

因此掌握井控知识、提高井控处置能力是每位钻井人员关爱自身生命的体现，是对家庭、企业、社会负责的体现，所以必须学懂、做到位。

一要基础条件达标，主要包括表层强度要够（表层固井质量好、表层套管鞋处地层有足够的抗压能力）、防喷系统能用（设备状态良好、安装规范）、人员会用、应急物资充足（水、钻井液材料、加重材料）。

二要落实坐岗制度，能及时发现溢流，正确处理。

井控目标：要通过优化钻井液密度实现平衡钻井不溢流，发生溢流能早发现、早关井，并及时正确压井。

三、溢流、井涌、井喷发生的主要原因发生溢流、井涌和井喷的本质原因是钻井液的液柱压力低于地层孔隙压力，主要有六个方面的原因：1、地层压力异常钻遇异常压力地层，如果钻井液密度偏低或其他原因造成井底压力小于地层压力，则会引发溢流。

2、钻井液密度偏低因对地层压力掌握不准，钻井液设计密度偏低，或不按钻井液设计密度执行，实际密度低于设计密度，造成井底压力小于地层压力，引发溢流。

1.WELL CONTROL POLICY STATEMENTSPolicy statements are those global directives that are considered fundamental to the way we conduct our business and operations. Under normal circumstances deviation from well control policy is not permitted without prior approval through Operating Company procedures. These Policies provide the guidelines for interpretation, selection and application of procedures.1.1.Safety of OperationsAll well control operations shall be conducted in such a manner as to give highest priority to safety of personnel.1.2.Minimisation of Environmental ImpactThe second order of priority shall be to minimise environmental impact whether this be atmospheric, terrestrial, marine or subterranean.1.3.Minimisation of LossThe third order of priority shall be given to minimise losses be they loss of time, equipment or material.pliance with LawAs a minimum, all facets of well control shall be in accordance with the relevant laws of the area of operation.1.5.Dispensation from ProceduresThe procedures in this manual are set as a minimum standard, which must be bettered or at least equalled. Where operations are to be conducted using other procedures, dispensation must be granted by the OU Drilling Manager and the fact highlighted in the work programme1.6.Special CircumstancesWhere operations are non-standard or hazardous drilling conditions exist, additional safety measures shall be specified in the well programme.1.7.Industry StandardsAPI standards and recommended practices shall be followed to the extent that they do not conflict with these policies.1.8.Accurate RecordsAccurate records of all operations shall be maintained, with particular attention paid to any unusual occurrences. For pressure tests, recording charts are recommended and should be retained with other well documentation.1.9.Classification of WellsFor the purpose of well control, well specific risks shall be identified and reviewed using a structured evaluation system. Higher risk wells shall be the subject of a higher level of planning and control where modelling and other tools may be required.1.10.Maintenance of Primary ControlWell drilling, workover programmes and operational procedures shall be designed and executed to continuously maintain primary control.1.11.Underbalanced OperationsPrimary well control during intentional underbalanced operations shall be maintained by a combination of fluids, well bore casings and specialised pressure equipment. Specialist Well Control equipment shall be in addition to the normal BOP arrangement.1.12.Person in ChargeAll well control operations at the wellsite shall be under the direction of a pre-appointed “Person in Charge” whose responsibilities and duties shall be clearly defined. The Person in Charge for the drilling or Well Intervention unit and deputies shall be agreed in writing between the relevant Company and Contractor Management.1.13.Personnel ComplementAll well control operations shall be conducted with sufficient personnel to ensure safety and efficiency.1.14.Personnel Competency StandardsThe Operating Company shall be responsible for the assessment and appointment of personnel responsible for the planning and execution of well control procedures. These staff shall be both competent and qualified to the agreed Operating Company standard. 1.15.Well Control DrillsDrills shall be carried out to achieve and maintain an acceptable performance standard. Drills shall continue until the Shell representative is confident that equipment and personnel are operating to the agreed standard. Drills may include but not be limited to Drilling, tripping, stripping, out of hole, and volumetric.1.16.Duty to Inform DrillerThe Mud Logger, Mud Engineer, Derrickman and/or Shaker Hand, and other members of the drilling team shall each keep the Driller fully informed of any indications of a potential well control situation.1.17.Driller’s Duty to ActThe decision to take immediate corrective action shall be the responsibility of the Driller.1.18.Safe Assembly and Briefing AreasAt least two muster areas shall be established on each drilling or workover site/facility. Of these two areas, the one upwind at any given time is the safe muster area unless otherwise designated. Note: this may be because of inaccessibility, fire or other reasons.1.19.Dissemination of InformationWell control related information shall be disseminated to all relevant personnel and contractors, as required, and well control aspects shall be regularly discussed during handovers, the weekly safety meetings, or toolbox meeting. Safety meetings with Company, rig and contractor personnel shall be conducted before all well control operations. The meetings should review planned operations and contingencies.1.20.Reliable CommunicationsReliable 24 hours per day radio and/or telephone communications shall be established between the well site and base supervisory personnel. An independent backup system should also be available.1.21.Duty to Inform SuperintendentThe Company Rig Superintendent or equivalent e.g. Senior Well Engineer (Operations) etc. at the base shall be advised of any deficiencies in BOP equipment, standards, and operating procedures.1.22.Equipment ProvidedAll operations shall be provided with the equipment as agreed in the contract, which is necessary to conduct well control operations in a safe and efficient manner.1.23.Equipment StandardsAll well control equipment shall be of dimensions and pressure rating appropriate for the application. All well control equipment shall be maintained with manufacturer genuine or approved spares and shall be operated and tested in accordance with manufacturers recommended procedures.1.24.Blowout Prevention ReviewEach newly contracted drilling unit shall undergo a blowout prevention review as part of the commissioning process prior to spud of its first well and shall include:•BOP equipment, controls and control unit location;•Mud gas separator•Kick detection systems;•BOP operating standards and procedures;•BOP inspection, testing, and maintenance programme.This review is recommended to be repeated at suitable milestones during the life of the contract e.g. with a change in operational risk, before an exploration or workover campaign, particularly hazardous or tricky well etc.1.25.Blind/Shear RamsWhere there is a risk of drilling through formations containing hydrocarbons that have the potential to flow to surface, shear rams should be installed in the BOP stack and be proven capable of shearing the drill pipe in use under no-load conditions and subsequently provide a proper seal. (in use = sequentially added at surface while drilling) Where shear rams are not available or not able to cut the selected drill pipe, procedures to make the well safe must be in place and regularly practised for ALL such situations.1.26.Downhole Non Return (float) ValveWhenever there is a risk of uncontrolled flow up the drill string, a method of controlling flow shall be specified for each individual well operation.1.27.Material and SuppliesAdequate material, supplies and reserves to effectively deal with well control situations in a timely manner shall be available. The required quantity and quality of materials and supplies shall conform to Operating Company procedures and normally be documented in the well programme.1.28.Well DesignAll well casing and tubing designs shall be in accordance with the Shell Casing and Tubing Design Guide.1.29.Integrity Testing Casing or LinerAny new casing or liner shall undergo an integrity test before further drilling or other category of work is carried out through that casing. The type of integrity test shall be specified in the well programme. In general, the casing or liner shall be pressure tested immediately after cementing (soft cement) as specified in the well programme.1.30.Kick TolerancePeriodic checks shall be made to establish the kick tolerance in terms of magnitude and intensity of an influx that can be safely handled with the mud in use.1.31.This includes:a)The margin of safety (weight tolerance) between the current mud weight and the shoestrength (practical consideration), andb)The risk (volume or weight tolerance) and consequence of not being able to containand safely manage, and thus the choice of procedures to prevent and deal with, a kick. On drilling out each casing string, it is important to establish the formation integrity.1.32.Shallow GasAn optimal site investigation shall be conducted at a drilling location to determine the likelihood of shallow gas being present. In areas where shallow gas is deemed a possibility, consideration should be given to moving the surface location. In any case, a contingency plan shall be prepared prior to spud.1.33.Course of WellDeviation surveys shall be taken to ensure that the course of the well is within the limits given in the programme and that the bottom hole location is known to a degree that enables intersection by a relief well. .1.34.Continuous ObservationAny open well with exposed formation shall be monitored continuously for flow.1.35.Flow ChecksA flow check shall normally be made whenever a drilling break is encountered.As a minimum flow checks shall be performed on all trips out of the hole:•On bottom•In the shoe of the last casing string•Before starting to pull the BHA through the BOP.1.36.Swabbing/SurgingWhen tripping, procedures shall be used to minimise swabbing and surging. In circumstances where it is suspected that swabbing may have occurred, and provided there is no flow, the pipe shall be run back to bottom and bottoms-up circulated.e of Trip TankThe trip tank shall be used for the accurate measurement of mud volume changes when tripping. Trip sheets recording actual vs. theoretical volume changes shall be filled-in for each trip in and out of the hole. The trip tank should also be used for monitoring the well under static conditions i.e. logging etc.1.38.Transfer of MudThe Driller and Mud Logger shall be informed of all mud transfers with details of volumes, time intervals and completion of operations.1.39.Kill TechniqueThe technique adopted to control a well, shall be in line with Operating Company standards, or as specified in the well programme.1.40.Pre-recorded InformationA kill worksheet shall be maintained and pre-recorded data obtained at such frequency to allow accurate calculations of kill parameters.1.41.BarriersAll planned well operations will normally be executed under the protection of two independent barriers between reservoir and environment, in order to prevent an unintentional flow from the well. Should one barrier be lost then the focus of operations will divert to regaining two-barrier status.NOTE: One barrier may be acceptable in the case where the reservoir cannot produce to the environment without pressure boosting.Note: This page has been left blank intentionally。