油田收集油井最高允许井口回压规定

油井高回压成因及降回压技术分析一、油井高回压成因在油田开发中，常常会出现油井高回压的情况。

高回压是指在油井产能正常的情况下，油井井口处产生一定的压力，影响油井生产。

高回压的成因主要有以下几点：1. 气体油井产气过多当油井产气过多时，气体在油井内部堵塞油管，使得油井内部的压力增加，导致高回压的情况发生。

这种情况通常出现在气体油井中，通过调整气油比可以缓解高回压问题。

2. 水驱油井汇水能力不足在水驱油井中，如果油井周围的地层渗透率较低，汇水能力不足，导致地层中的水无法及时排出，就会在井口处形成高回压的情况。

3. 地质原因有些地质条件下，地层裂缝较少或者非常细小，导致地层中流体难以顺利通过，造成高回压。

4. 井底流体粘滞当井底流体粘滞时，使得流体难以顺利通过地层，也会造成高回压。

以上几点是导致油井高回压的主要原因，了解这些成因可以帮助油田工程师更好地制定降回压的技术分析与措施。

二、降回压技术分析对于产气过多的气体油井，需要通过降低气油比的方法来降低回压。

通常可以通过调整气体回收系统，加大气体处理设备的处理能力，或者提高注水量，降低井底流体粘滞等方法来实现。

对于水驱油井，需要通过提高地层渗透率的方法来提高油井的汇水能力，可以采用注水增产、压裂、酸化等工艺手段来实现。

针对地质原因导致的高回压问题，可以通过合理的井网布置、选井优选等手段来尽量避免这种情况的发生。

通过注入助排剂、调整注水量、采用加热、加压等手段来优化井底流体性能，减少油井高回压的发生。

针对油井高回压的成因进行分析和解决问题，需要综合考虑油井产能、地质情况、地层性质等多种因素，通过技术手段降低回压，最终实现油井的正常产能。

油田工程师需要不断学习和实践，结合油田实际情况，制定科学合理的降回压技术分析与措施，以提高油田的开发效率和产能。

井口高回压影响因素及治理措施摘要：针对油田部分油井高回压的现状，对其影响因素进行了分析，认为原油黏度高、极端地面温度低和地形起伏高差大是产生井口高回压的主要原因，提出了采用加热降低原油粘度、套管口添加破乳剂、增压点安装混输泵、防蜡和清蜡工艺等来解决该问题的措施，使近50个试验井口的油井回压由4～10MPa降低到≤2.5MPa。

关键词：油井井口；高回压；原因分析；治理措施前言油田开发时间越长，就越会因为不同的原因产生高回压井组，导致油管和抽油泵的漏失量增加，同时也增加了抽油机的负荷等诸多问题，因此展开对高回压井组的综合治理这一课题具有非常重要的意义。

1、高回压的形成原因1.1原油物质已知实验表明，在管线长度、管线半径、流体流量均保持不变的条件下，如果输送原油的粘度增大，一定会导致输送压力的同时增大。

产生高回压的区块原油的井口脱气原油的凝固点比较高，粘度也比较大，从而增大了油流的阻力，这就是导致高回压的直接原因。

可知导致井口形成高回压的主要原因就是因为原油的本身性质，也因此降低回压的有效方法之一就是对原油进行改性输送。

1.2环境温度每次当环境温度低于原油的凝固点时，原油就会凝固起来，导致原油的粘度进一步变大，流动性相应的也会变得很差，因此导致流动不畅通，使井口的输送压力也增加，从而导致回压的增大。

与此同时，由于环境温度的降低，也会导致原油中本来存在的一些石蜡沉降，附着在管线内部，缩小了管线的内径，更加阻碍了原油的流动，使得井口的输送压力变大，同样的导致井口的回压增大。

根据调查可以了解到，冬天温度低下，很容易达到本就不低的原油的凝固点，这样就使得原油的流动速度降低，导致大量的原油流动受阻，管内压力增加，井口的输送压力更是增高。

而夏季温度较高，原油不会无故凝固，流动不会受阻，井口的运输压力同样的也不会增大。

由此可见，环境温度是影响井口回压的外部重要因素，而冬季更是井口产生高回压的重要时间段，所以降低井口回压的另一个重要方法就是提高原油的输送温度，使得原油能够正常甚至快速地保持流动，从而降低井口的回压。

油井高回压成因及降回压技术分析油井高回压是指在采油过程中，油井的压力超过了设定的上限压力。

高回压现象会对油井的生产以及设备的正常运行造成很大的影响，甚至会导致井口喷油，严重危及工作人员和环境的安全。

因此，降低油井的回压，提高油井的生产效率，是油田开发的重要任务之一。

产生油井高回压的原因很多。

其中，最常见的原因是油井内部垫片老化、堵塞或破损，导致油井产油不畅或受阻；油井底部设备故障或失效，如泵杆断裂、泵的损坏、沉积物的沉积等；油井处于过渡期或水位上升期，产生过多的水、气，使下井的设备受到很大的压力；井口装置不当，如不可逆阀或压力释放阀故障等。

对于油井高回压问题，一般采用两种降压技术：添加降压剂和调整油井管柱。

其中，添加降压剂是最有效的方法之一。

降压剂一般由表面活性剂、酸化剂、消泡剂、抗沉积剂和扩散剂等组成，其作用是改善油井内环境、分散破碎沉积物、调节油井水质、降低油井黏度等。

例如，添加酸化剂可以溶解石灰沉积，增加油井的产油能力；添加消泡剂可以降低泡沫产生，减少泡沫的阻力，提高油井的生产效率。

此外，添加降压剂还可以保护油井的生产设备，减少设备的损坏和维护成本。

另一种常用的降压技术是调整油井管柱。

油井管柱的长度和直径会影响油井的生产效率。

对于高回压的油井，加长油井管柱可以减少油井内部的阻力，降低回压。

同时，通过调整油井管柱的直径和孔径，可以适当增加油井的产油能力。

此外，密度控制和流量控制也是调整油井管柱的重要方法，可以有效降低回压，提高油井的生产效率。

总之，降低油井高回压是油田开发的重要任务之一。

针对不同的问题，我们可以采用不同的降压技术，如添加降压剂和调整油井管柱。

通过这些技术手段，可以提高油井的生产效率，减少设备的损坏和维护成本，为油田开发提供有力保障。

油井井口回压与泵效的量化关系及优化措施发布时间：2021-08-09T15:33:09.620Z 来源：《中国科技信息》2021年9月中作者：胡晓杰刘蓬刘田甜钟磊[导读] 油田存在一定数量的高回压、低泵效区块，给生产技术分析与管理带来了一定的挑战。

东辛采油厂辛三管理区釆油五站胡晓杰刘蓬刘田甜钟磊摘要:油田存在一定数量的高回压、低泵效区块，给生产技术分析与管理带来了一定的挑战。

回压通过对抽油泵筒与柱塞的间隙漏失量以及冲程损失大小的影响进而对泵效产生影响，影响程度跟油井的具体状况有关。

井口回压是生产流程中井下系统与地面系统的衔接点。

回压的大小合理与否，对整个系统的高效合理运行有着重要的作用。

井口回压关系着井口产液量、抽油设备能耗及产能建设投资等问题。

为了合理优化机采系统，达到效益最大化，本文分析了井口回压对油管内流体密度、抽油泵漏失等因素的影响，进而确定井口回压与泵效的量化关系，形成计算程序，为生产管理人员提供了有利技术支持。

关键字: 抽油井；回压泵效关系；泵挂深度；动液面深度；抽油泵间隙本文主要根据油田稀油井的实际生产特点，建立抽油井回压与泵效关系的理论计算模型。

模型主要考虑了井口回压变化对冲程损失及漏失量的影响，进而对抽油泵泵效的影响。

在敏感性分析中主要分析了气液比、泵挂深度、动液面深度、抽油泵间隙以及含水率对泵效的影响。

通过研究确定了井口回压对泵效关系影响比较显著工况，为相关生产措施实施提供参考。

1引言井口回压对泵效影响的具体数量范围；（2）井口回压对泵效影响比较显著的条件或工况类型。

研究认为: 泵效与井口回压基本成线性关系，井口回压越大，泵效越低，井口回压增加1 MPa,泵效降低 1%～2%。

本文对回压泵效关系中敏感性相关因素如气液比、泵挂深度、动液面深度、抽油泵间隙以及含水率的影响进行了深入的计算分析，并确定了回压对泵效关系影响比较显著的几类工况。

2 抽油井泵效分析方法抽油井泵效的计算公式如下 :式中:n气 —抽油泵吸入口处自由气和溶解气对泵效的影响系数；n变 —抽油杆和油管的弹性变形对泵效的影响系数；n漏 —原油通过泵柱塞和泵筒间隙以及通过泵阀和阀座孔等处漏失量对泵效的影响系数。

吉林油田公司石油与天然气井下作业井控管理规定第一章总则第一条为确保井下作业过程中的井控安全，按照Q/SY1553-2012《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控技术规范》及有关标准文件，结合吉林油田井下作业生产实际，制定本规定。

第二条本规定是对井下作业井控设计、井控装备、作业过程中的井控要求、井控职责等做出的具体规定，适用于吉林油田自营区和合资合作区的井下作业施工。

第三条利用井下作业设备进行钻井（含侧钻和加深钻井）的施工，执行《吉林油田公司石油与天然气钻井井控治理规定》，利用钻井设备进行试油（气）和测试施工，执行本规定。

第四条带压作业施工执行Q/SY1119《油水井带压修井作业安全操作规程》和Q/SY1230《注水井带压作业技术规范》等文件及有关标准。

第二章井控设计第五条井下作业井控设计不单独编写，应该在地质设计、工程设计和施工设计中包含井控设计的内容和要求，并按照规定程序进行审核、审批。

（一）地质设计的井控要求。

1. 地质设计中应明确施工井所处区块的风险级不，并在设计封面右上角标明（A级风险、B级风险、C级风险）。

具体分级原则见《吉林油田公司井控治理方法》。

2. 基础数据。

（1）井身结构数据：目前井身结构，各层套管钢级、壁厚、外径和下入深度，人工井底，射孔井段、层位、水泥返深和固井质量等资料。

（2）地层流体性质：本井产层流体（油、气、水）性质、气油比等。

（3）压力数据：原始地层压力（目前地层压力）或本施工区域地层压力系数，井口压力等。

公布日期：2014年4月30日实施日期：2014年4月30日（4）产量数据：产量（测试产量及绝对无阻流量）、注水、注气（汽）量等。

（5）老井状况：试、修、采等情形，目前井下状况（包括水泥塞和桥塞位置，油管的钢级、壁厚、外径、下深、井下工具名称规范、井下套管腐蚀磨损）和井口情形等资料。

（6）邻井情形：邻井的注水或注气（汽）井口压力，本井与邻井地层连通情形，邻井的流体性质、产量、压力、有毒有害气体资料。

井口回压对油井生产的影响及控制措施1.井口回压对油井的影响1.1造成抽油杆管变形对产液量的影响1.2对抽油泵漏失量的影响1.4对油管内流动形态的影响油气混合物在油管内的形态一般分为4种：泡流、段塞流、环流、雾流。

当井筒某点的压力低于饱和压力时，溶解气就会从油中分离出来，以小气泡的形式分散在液体中，此时为泡状流；当油气混合物继续上升时，压力不断降低，溶解气分离出更多的小气泡，小气泡不断合并形成大气泡，直到占据大半个油管的内截面积，这时为段塞流；混合物继续上升，气体不断分离，大气泡逐渐形成连续的天然气通道形成环流。

但是由于井口回压的增大，使油管内压力不断上升，流体中的天然气分离时间延迟，各阶段的流体形态也不断后推，降低了溶解气分离时的气举效果，增加了抽油杆管的负荷。

2.降低井口回压的方法降低井口回压一般有降低原油粘度和降低集输管线压力两种办法。

2.1降粘技术原油的粘度越高，流动阻力越大，井口回压就越高。

所以各油田都采取了各种方法来降低流体的粘度，改善流体的流动条件，从而达到降低井口回压目的，这里主要介绍四种降粘技术。

2.1.1热力降粘技术原油粘度对温度十分敏感，随着温度的升高，粘度明显降低。

热力降粘方式主要有：①油套环空注高压水蒸汽技术；②电加热抽油杆加热技术；③井口加热炉或电加热器加热技术；④空心抽油杆注蒸汽技术；⑤井口管线伴热技术；⑥定期热洗；2.1.2化学降粘技术加药降粘具有以下性能优点：（1）表面活性剂吸附在管壁上形成亲水膜，一方面降低管壁的摩阻，另一方面还将金属管壁的亲油性转变为亲水性，抑制石蜡和凝油向管壁的沉积；（2）在水包油型原油乳状液中，表面活性剂吸附在油珠表面，对油珠之间的聚并有抑制作用，可降低油珠之间的聚并温度，对水包油型原油乳状液具有稳定作用，降低油管和集油管道中油块的形成温度；（3）降低原油乳状液转相点的含水率，提前形成具有适度稳定性的水包油型（O/W）原油乳状液或拟乳状液，显著降低含水原油的表观粘度；（4）对W/O型原油乳状液有破乳作用，有利于在中转站和联合站进行的油水分离。

陆上石油天然气井下作业过程中的井控要求1洗（压）井作业1.1洗（压）井方式、洗（压）井液密度、类型、用量应按设计要求执行。

1.2洗（压）井施工应安排专人观察压力和出口返液情况。

1.3最大施工压力应低于井口额定工作压力和套管抗内压强度的80%两者中的最小值。

1.4压井应不少于1.5个循环周，压井液进出口密度差小于0.02g∕cπΛ停泵油、套压均为零，出口无外溢，再下步作业。

1.5不能建立循环的油气井，应保持一定的液柱高度平衡地层压力。

1.6挤注法压井时，施工压力不应超过最大允许关井压力。

2换装井口作业2.1换装井口装置前应压稳地层，观察时间不少于换装井口作业周期，出口无异常后，用原密度压井液循环不少于1.5个循环周，再进行作业。

2.2井口完全密闭无法常规泄压的井，应先确定井内压力情况及流体类型。

2.3换装前在油管或套管内增设机械屏隙或采用冷冻井口的方式暂堵井筒时，应确保密封有效。

2.4换装井口装置前，应准备好所需的待换的井口装置、垫环、螺柱、螺母、内防喷工具或抢接装置。

2.5换装过程出现溢流，应按照用时最短原则控制井口。

2.6换装后，应按设计要求试压。

3起、下作业3.1起、下抽油杆前，应按设计配备防喷装置，抽油杆简易防喷装置转换接头应与井内抽油杆匹配。

3.2起、下管柱作业前，按设计要求安装井控装置，并准备好内防喷工具、防喷单根（或短节）及配合接头等，井口未安装防喷器的应准备好简易防喷装置。

3.3起、下管柱过程中应按设计要求灌液，灌液量以井简液柱压力能平衡施工层最高压力为原则。

3.4起、下大直径工具时，应密切观察悬重及井口液面；在油气层井段及顶部以上30OnI内，应控制起下速度。

3.5起、下管柱时应核实灌入液和返出液情况。

3.6起、下外挂电缆管柱，应备好电缆剪断工具。

3.7“三高”油气井起管柱完毕，等停期间应下入不少于作业层位以上井深三分之一的管柱。

4钻、磨、套、钱作业4.1钻、磨、套、铳作业所用井控装置及压井液性能应符合设计要求。

油井高回压成因及降回压技术分析一、引言油井高回压是指井下油藏产能不足以满足地面工厂所需产量，导致井口回压增加的情况。

而油井高回压的成因包括多方面因素，主要包括地层条件、井筒设计和管道系统等。

解决油井高回压问题是油田开发和生产中迫切需要解决的技术问题。

本文旨在分析油井高回压的成因及降回压技术，以期为油田生产提供参考。

二、油井高回压成因分析1. 地层条件地层条件是油井高回压的主要成因之一。

地层渗透率低、储层压力高、油藏孔隙度小等因素会导致油井产能受限，从而产生高回压问题。

地层渗透率的不均匀性、地层流体性质等因素也会影响油井高回压的产生。

2. 井筒设计井筒设计是影响油井高回压的重要因素之一。

井筒设计不合理会导致油井产能受限、产液受阻，从而形成高回压。

井底流速不合理、井筒尺寸设计不当、井底装置堵塞等因素都会导致油井高回压的产生。

3. 管道系统管道系统也是影响油井高回压的因素之一。

管道系统设计不当、管道堵塞、管道泄漏等因素都会导致油井高回压。

管道系统的运输能力、管道长度等也都会影响油井高回压的产生。

三、降回压技术分析1. 改造井筒通过改造井底流速和井筒尺寸等来降低井底回压是常见的降回压技术。

可以通过重新设计井筒配置，增设油管和气管等方式，来提高油井产能，从而降低回压。

2. 优化油井生产设备优化油井生产设备也是一种降回压的有效技术。

通过合理配置泵压、优化提升设备调度等方式，来提高油井出液速率和稳定产量，从而降低井底回压。

3. 管道清洗和检修针对管道系统的问题，可以通过定期清洗管道、检修管道设施等方式，来排除管道堵塞和泄漏等问题，从而降低管道系统的回压。

4. 采用化学助剂。

精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。

7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。

当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。

7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。

7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。

7．1．10油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]；t av——罐内原油平均温度(℃)；t amb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。

7．1．11油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T0511．1、《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T0511．2的规定。

d——管道内径(m)；v——管内液体流速(m／s)；q v——原油的体积流量(m3／s)；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。

表8．2．4水力阻力系数λ计算公式式中：Re——雷诺数；v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(m2／s)；ε——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。

式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。

8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。

不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。

2当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。

油气收集油井最高允许井口回压规定4油气收集4.1一般规定4.1.1油气集输设计应根据技术经济对比情况确定布站方式，可在一级布站、二级布站或三级布站方式中优选，根据具体情况也可采用半级布站方式。

4.1.2计量站、接转站、放水站和脱水站的设置，应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T0049的规定。

计量站管辖油井数宜为8口～30口，集油阀组间管辖油井数不宜超过50口。

4.1.3稠油油田油气集输分井计量装置宜依托采油井场集中设置。

当采用蒸汽吞吐放喷罐时宜依托站场设置。

4.1.4油田油气收集的基本流程宜采用井口不加热单管流程、井口加热单管流程、双管掺液流程、单管环状掺水流程。

各典型流程的选用应符合现行行业标准《油田地面工程建设规划设计规范》SY／T0049的规定。

根据油田实际情况，可采用单井进站或多井串接进站流程。

4.1.5油井较多、分布较为集中的油田，宜采用管道集输；油井分散的油田或边远的油井，宜采用汽车拉运、船运等集输方式。

4.1.6设计时，油井最高允许井口回压宜符合下列规定：1机械采油井宜为1.0MPa～1.5MPa；2稠油油井宜为0.6MPa～1.5MPa；3特殊地区机械采油井可提高到2.5MPa；4自喷井可为油管压力的0.4倍～0.5倍。

4.1.7油田伴生气集气工艺应结合油气集输工艺流程，通过技术经济分析，选择油气混输或油气分输工艺。

集气应充分利用油气分离的压力，当分离压力不能满足要求时，应进行增压。

净化处理后的干气可外输作为商品天然气或返输作为油田站场的燃料气。

4.1.8油气集输单项工程设计能力的计算，应符合下列规定：1采油井场的设备及出油管道的设计能力，应按油田开发方案提供的单井产油、气、水量及掺入液量或气举气量确定。

油井的年生产天数，自喷油井宜按330d计算，机械采油井宜按300d计算。

2各类站场含水原油处理及输送设施的设计能力，应按油田开发方案提供的所辖油井日产油量、原油含水率及收集过程中的掺入液量确定。

高回压对油井的影响及治理措施谷元伟【摘要】单井回压低于单井井口掺水压力，判断掺水可以进入回油管线，该井可以正常生产。

当单井回压高于单井井口掺水压力，超过计量间回压时，判断掺水不能进入回油管线。

此时该井回油管线堵，采取热洗泵冲洗管线，严重时用水泥车处理。

确定水、聚驱油井回压的界限及治理措施，聚驱单管集油的油井加密录取油、套压及电流资料，回压超过正常压力0.5 MPa的机采井，及时进行冲洗地面管线，保证回压控制在0.8 MPa以下。

水驱油井回压的确定要根据单井的实际生产情况，结合单井的各项生产参数制定合理的热洗周期和清蜡周期。

【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2013(000)005【总页数】2页(P103-103,104)【关键词】回压界限;黏度;压力;治理措施【作者】谷元伟【作者单位】大庆油田采油三厂【正文语种】中文井口回压主要取决于集输过程中的管线摩阻损失，管路的摩阻损失与流动介质的黏度有着直接的关系，黏度越高则管线摩阻就越大，原油黏度与温度、含水及压力等关系较大。

油、水混合物的黏度随着温度的降低而升高，随着压力的升高而升高。

北部过渡带水驱油井因集输半径增大及回油温度低，导致部分井掺不进水，因此油井回压升高。

聚驱油井因单管流程无掺水和热洗流程，含水低，回油温度低，混合液黏度随之增加，导致单管集油油井回压高。

1 高回压对油井的影响（1）抽油杆管变形使产液量减小。

抽油杆、油管在外力的作用下会发生弹性变形，根据虎克定律，当应力不超过比例极限时，杆件的伸长与拉力和杆件的原长成正比，与横截面面积成反比。

由于井口回压增加，使泵活塞的有效冲程减小。

（2）增大抽油泵漏失量。

从抽油泵静止条件下的漏失公式可以得出：当井口回压上升时，漏失量增大[1]。

（3）抽油机消耗电能增加。

当井口回压增大0.1 MPa 时，井筒内有流体要克服井口阻力做功。

由于受抽油机机械效率及电动机电能转化为动能的效率的影响，实际消耗的电能要大于理论值。

胜利油田井下作业井控细则胜利石油管理局胜利油田分公司二○一零年月目录第一章总则第二章井控设计第三章井控装备第四章井喷抢险应急预案及防火防硫化氢措施第五章施工过程中的井控工作第六章油气生产井井控管理要求第七章井喷失控的处理第八章长停井与报废井井控管理要求第九章井控技术培训第十章井控分级管理责任第十一章井控岗位操作第十二章附则附1：修井作业“五.七”动作——控制程序（发停抢开关关看）附2：防喷器井口装臵及井控管汇示意图胜利油田井下作业井控细则（陆上）第一章总则第一条为认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的方针和“以人为本”的理念，不断强化油气勘探开发全过程井控管理，严防井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄漏事故发生，保障人民生命财产安全与保护环境，保护和利用油气资源，特制定本细则。

第二条井喷失控是井下作业中性质严重、损失巨大的灾难性事故。

一旦发生井喷或井喷失控，将会造成油气资源破坏、设备损毁、油（气）水井报废、自然环境污染，甚至造成人员伤亡，要十分重视。

第三条井控工作是一项系统工程，涉及井位确定、设计编写、生产组织、技术管理、设备配套、安装维修、现场管理等各项工作，需要油田勘探、开发、装备、安全、培训、计划、财务等部门相互配合，共同做好井控工作。

第四条本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。

其中，“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d 及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。

第五条本细则依据国家安全生产有关法律法规、石油天然气行业有关标准、中石化集团公司井控管理规定和胜利石油管理局井控标准而制定，适用陆上井下作业及油气井井控管理工作。

第二章井控设计第六条井下作业井控设计不单独编写，应在地质设计、工艺（工程）设计和施工设计中包含相应的井控要求和措施，是作业设计的重要组成部分。

第七条井下作业地质设计应包含的井控内容：（一）新井投产（试油）作业：应提供井身结构资料、钻井液参数、预测地层压力、钻井显示、测录井资料、储层评价情况等资料、预测地层硫化氢及其它有毒有害气体含量、井温和产能等。

新疆油田井控管理规定新疆油田井控管理规定源自：生产技术部作者：更新时间： 2006-5-12 17:14:42 新疆油田石油与天然气钻井井控实施细则第一章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，既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。

第二条井喷失控是钻井工作中性质严重、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、造成人员伤亡、设备毁坏、油气井报废。

第三条井控工作是一项系统工程，油田（管理局和油田公司）勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备和培训等部门，必须十分重视，各项工作必须有组织地协调进行。

第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层井控作业、防火防爆、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。

第五条本细则是为贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》而制定的，凡在新疆油田进行钻井作业的所有单位都必须按此细则执行。

第六条本细则井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层井控作业等部分，未全面考虑欠平衡钻井作业。

欠平衡钻井作业中的特殊井控技术和管理，由其钻井工程设计作详细规定。

第二章井控设计第七条井控设计是钻井地质、钻井工程设计中的重要组成部分，主要包括以下内容：一、满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置。

参照执行Q/CNPC—XJ 0281—1999《钻井井场设备布置技术要求》规定的井场面积与设备布置。

二、钻井地质设计中应有：全井段的地层压力梯度，地层破裂压力梯度（预探井除外），注采井分层动态压力数据以及浅气层、邻近井资料。

区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。

三、适合地层特性和满足井控要求的钻井液类型和密度，合理的加重钻井液、加重剂和其它处理剂储备。

（预探井或外甩井、无取芯和岩屑资料，可选用地面露头岩样分析，以获得钻井液设计的基础资料。

精心整理中华人民共和国国家标准油田油气集输设计规范7．1．6原油脱水站的事故油罐可设1座，容积应按该站1d的设计油量计算。

7．1．7接转站、放水站不宜设事故油罐。

当生产确实需要时可设事故油罐，容积可按该站4h～24h设计液量计算。

7．1．8需要加热或维持温度的原油储罐的罐壁宜采取保温措施，事故油罐的罐壁可不设保温措施。

7．1．9油罐内原油的加热保温可采用掺热油方式、盘管加热方式或电加热方式，热负荷宜按油罐对外散热流量确定。

7．1．10油罐散热流量可按下式计算：式中：——油罐散热流量(W)；A1、A2、A3——罐壁、罐底、罐顶的表面积(m2)；K1、K2、K3——罐壁、罐底、罐顶的总传热系数[W／(m2·℃)]；t av——罐内原油平均温度(℃)；t amb——罐外环境温度(取最冷月平均温度)(℃)。

7．1．11油罐呼吸阀、液压安全阀的设计应符合现行行业标准《石油储罐附件第1部分：呼吸阀》SY／T0511．1、《石油储罐附件第2部分：液压安全阀》SY／T0511．2的规定。

d——管道内径(m)；v——管内液体流速(m／s)；q v——原油的体积流量(m3／s)；g——重力加速度，g＝9．81m／s2；λ——水力阻力系数，可按表8．2．4确定。

表8．2．4水力阻力系数λ计算公式式中：Re——雷诺数；v——液体的运动黏度(对含水油为乳化液黏度)(m2／s)；ε——管道相对粗糙度，；其中e为管道内壁的绝对粗糙度(m)，按管材、制管方法、清管措施、腐蚀、结垢等情况确定，油田集输油管道可取e＝0．1×10-3m～0．15×10-3m。

式中其他符号意义与本规范公式8．2．4-1、公式8．2．4-2中相同。

8．2．5埋地集输油管道总传热系数应符合下列规定：1应根据实测数据经计算确定。

不能获得实测数据时，可按相似条件下的运行经验确定。

2当无实测资料进行初步计算时，沥青绝缘管道的总传热系数可按照本规范附录D选用；硬质聚氨酯泡沫塑料保温管道的总传热系数可按照本规范附录E选用。