钻井井控技术规程

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SY/T6426-2005代替SY/T6426-1999钻井井控技术规程Specificationforwellcontroltechnologyofdrilling自  2005-5-1  起执行目次　　前言　　1范围　　2规范性引用文件　　3钻井井控设计　　4井控装置的安装、试压、使用和管理　　5钻开油气层前的准备和检查验收　　6油气层钻井过程中的井控作业　　7溢流的处理和压井作业　　8防火、防爆、防硫化氢安全措施　　9井喷失控的处理　　10井控技术培训、考核　　11井控工作分级责任制　　附录A（规范性附录）井口装置组合图　　附录B（规范性附录）关井操作程序　　附录C（规范性附录）顶驱钻机关井操作程序　　附录D（资料性附录）防喷演习记录表格式　　附录E（资料性附录）坐岗记录表格式　　附录F（资料性附录）钻开油气层检查验收证书格式　　附录G（资料性附录）井控停钻通知书格式　　附录H（资料性附录）钻开油气层批准书格式　　前言　　本标准修订并代替SY/T6426-1999《钻井井控技术规程》。　　本标准与SY/T6426-1999相比，主要变化如下：　　——第3章各条的编号作了调整；　　——增加3.1井口距周边设施距离的要求；　　——3.5中删除对同一裸眼井段内不同压力梯度值的油气水层规定，增加在地下矿产采掘区钻井的要求；　　——3.7中增加抗硫井口装置及井控管汇要求；　　——增加3.12欠平衡钻井作业条件；　　——增加4.1.1.5套管头的安装规定；　　——4.1.2.4中删除放喷管线固定用水泥基坑的体积规定；　　——4.2.1中要求防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压、节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；　　——增加4.3.15对采油（气）井口装置的试压要求 ；　　——增加4.4.1、4.4.2和4.4.4对井控装置、欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理制度；　　——5.6中增加钻井队干部值班的具体要求；　　——删除原6.10下钻操作；　　——删除原6.14.4试油作业中的井控工作；　　——第7章各条的编号作了调整；　　——删除原7.4.2.3和7.4.2.4压井方法的选择；　　——第8章各条的编号作了调整，并加了标题；　　——8.1.6改其中执行标准SY/T6283为SY/T5858；　　——8.2.5改50mg/L为50mg/m3；　　——第9章各条进行了重新组合、排序，并对一些条的内容作了适当修改；　　——原第10章改为第11章，全部内容删除后新拟了3条原则要求；原第11章改为第10章；　　——10.2中增加了应持“井控操作证”上岗人员的规定；　　——删除原11.8“井控操作证”制度的管理；　　——附录A中增加了图A.1、图A.7、图A.11、图A.12和图A.18，并对原图A9～图A13（现图A.13～图A.17）作了适当修改；　　——增加了附录C；　　——附录F中的表F.1增加邻近注水、注气井情况。　　本标准的附录A、附录B和附录C为规范性附录，附录D、附录E、附录F、附录G和附录H为资料性附录。　　本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。　　本标准起草单位：四川石油管理局钻采工艺技术研究院、四川石油管理局技术检测中心。　　本标准主要起草人：高碧桦、李强、张斌、刘雪梅、杨小珊。　　本标准所代替标准的历次版本发布情况为：　　——SY/T6426-1999　　本标准以中文和英文两种文字出版。当英文与中文两种版本有歧义时，以中文版本为准。　　钻井井控技术规程　　1范围　　本标准规定了钻井井控技术的管理、实施及培训原则。　　本标准适用于陆地油气田勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制技术。　　2规范性引用文件　　下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。　　SY/T5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法　　SY/T5127井口装置和采油树规范　　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　　SY/T5430地层破裂压力测定套管鞋试漏法　　SY5742石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则　　SY/T5858石油工业动火作业安全规程　　SY5876石油钻井队安全生产检查规定　　SY/T5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护　　SY/T6203油气井井喷着火抢险作法　　3钻井井控设计　　3.1油气井井口距离（高）压线及其他永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m ；距铁路、高速公路应不小于200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。含硫油气井应急撤离措施参见SY/T5087有关规定。　　3.2对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，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。　　3.3根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。　　3.4根据地质提供的资料，钻井液密度设计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：　　a)油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa；　　b)气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。　　具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑下列影响因素：　　——地层孔隙压力预测精度；　　——油层、气层、水层的埋藏深度；　　——地层油气中硫化氢的含量；　　——地应力和地层破裂压力；　　——井控装置配套情况。　　3.5根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：　　a)探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管；　　b)在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离应不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段100m；　　c)套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量；　　d)含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求。　　3.6每层套管固井开钻后，按SY/T5430要求测定套管鞋下第一个3m～5m厚的易漏层的破裂压力。　　3.7井控装置配套：　　a)防喷器压力等级应与裸眼井段中最高地层压力相匹配，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式；　　1）选择压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见图A.1～图A.5；　　2）选用压力等级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有三种形式选择，见图A.6～图A.8；　　3）选用压力等级为70MPa和105MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见图A.9～图A.12。　　b)节流管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配：　　1）压力等级为14MPa时，节流管汇见图A.13；　　2）压力等级为21MPa时，节流管汇见图A.14；　　3）压力等级为35MPa和70MPa时，节流管汇见图A.15　　4）压力等级为105MPa时，节流管汇见图A.16。　　c) 压井管汇的压力等级和连接形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其基本形式见图A.17、图A.18。　　d)绘制各次井钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。　　e)有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087中的相应规定。　　3.8钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置，应根据各油气田的具体情况配齐，以满足井控技术的要求。　　3.9根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。　　3.10钻井工程设计书中应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井力控制的主要技术措施。　　3.11在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。　　3.12欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。欠平衡钻井施工设计书中应制定确保作业安全、防止井喷、井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施。　　3.13对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻检（监）测技术；绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果、及时调整钻井液密度。　　3.14在已开发调整区钻井，油气田开发部门要及时查清注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。　　4井控装置的安装、试压、使用和管理　　4.1井控装置的安装　　对于井控装置的安装标准，经油田有关部门进行安全评估后，在确保钻井安全的情况下，对本标准的相关条款可作适当调整。　　4.1.1钻井井口装置　　钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。　　4.1.1.1防喷器安装、校正和固定应符合SY/T5964中的相应规定。　　4.1.1.2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。　　4.1.1.3防喷器远程控制台安装要求：　　a)应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1m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、易腐蚀物品；　　b)管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于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；　　c)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；　　d)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制；　　e)蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。　　4.1.1.4四通的配置及安装应符合SY/T5964中的相应规定。　　4.1.1.5套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。　　4.1.2井控管汇　　井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。　　4.1.2.1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。防 喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。　　4.1.2.2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；　　4.1.2.3放喷管线安装要求：　　a)放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；　　b)放喷管线不允许在现场焊接；　　c)布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况；　　d)两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；　　e)管线尽量平直引出，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；　　f)管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m；　　g)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；　　h)水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。　　4.1.2.4井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127中的相应规定。　　4.1.2.5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。　　4.1.3钻具内防喷工具　　钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具止回阀（投入式止回阀）和防喷钻杆。　　4.1.3.1钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。　　4.1.3.2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。　　4.1.3.3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）。　　4.1.4井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置　　4.1.4.1应配备钻井液循环池液面监测与报警装置。　　4.1.4.2按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气油比高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线（按设计通径）接出井口50m以上。　　4.2井控装置的试压　　4.2.1试压值　　4.2.1.1防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压、环防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力。　　4.2.1.2在井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80％的前提下，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额定工作压力；节流管汇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。　　4.2.1.3钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器试压塞按照4.2.1.2中的有关条件及要求试压。　　4.2.1.4防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。　　4.2.2试压规则　　4.2.2.1除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。　　4.2.2.2试压稳压时间不少于10min，允许压降不大于0.7Mpa，密封部位无渗漏为合格。　　4.3井控装置的使用　　4.3.1环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井。　　4.3.2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。　　4.3.3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，锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4～1/2圈。　　4.3.4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，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。　　4.3.5当井内有钻具时，不允许关闭全封闸板防喷器。　　4.3.6严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。　　4.3.7检修装有铰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。　　4.3.8钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具有条件下）。　　4.3.9井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。　　4.3.10防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964中的相应规定执行。　　4.3.11有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。　　4.3.12平行闸板阀开、关到底后，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。　　4.3.13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标示。　　4.3.14井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。　　4.3.15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。　　4.4井控装置的管理　　4.4.1各油气田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，并规定其职责范围和管理制度。　　4.4.2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。　　4.4.3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。　　4.4.4各油气田应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。　　5钻开油气层前的准备和检查验收　　5.1应加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入油气层前50m～100m，应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。　　5.2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。　　5.3日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。　　5.4以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月应进行不少于一次不同工况的防喷演习，其关井操作程序见附录B和附录C。钻井作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5min内控制住井口，并将演习情况记录于“防喷演习记录表”中，参见附录D。此外，在各次开钻前、特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求。　　5.5钻井队应组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。　　5.6强化钻井队干部在生产作业区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。要求：　　a)值班干部应在进入油气层前100m开始挂牌值班，并认真填写值班干部交接班记录；　　b)井控装置试压，防喷演习，处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部应在现场组织指挥。　　5.7应建立“坐岗”制度，定专人、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 ，参见附录E。　　5.8应检查所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定，功能是否正常，发现问题及时整改。　　5.9应按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。　　5.10钻井队应通过全面自检，确认准备工作就绪后，向上级主管部门（钻井公司和油气田分公司所属二级单位相关部门）汇报自检情况，并申请检查验收。　　5.11检查验收组应由钻井公司和油气田分公司所属二级单位相关部门有关人员组成，按标准进行检查验收工作。　　5.12检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收证书”中，参见附录F；如存在井控隐患应当场下达“井控停钻通知书”，参见附录G，钻井队按“井控停钻通知书”限期整改。检查合格并经验查人员在检查验收书上签字，由双方二级单位主管生产技术的领导或其委托人签发“钻开油气层批准书”后，方可钻开油气层，参见附录H。　　6油气层钻井过程中的井控作业　　6.1钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报，经批准后才能修改。但若遇紧急情况，钻井队可先处理，再及时上报。　　6.2发生卡钻需泡油、混油或因其他原因需适当调整钻井液密度时，井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。　　6.3每只钻头入井开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常流量测一次低泵速循环压力，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。　　6.4下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流：　　a)钻开油气层后第一次起钻前；　　b)溢流压井后起钻前；　　c)钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；　　d)钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；　　e)钻头在井底连续长时间工作后中途需刮井壁时。　　f)需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。　　6.5短程起下钻的两种基本作法：　　a)一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环一周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；　　b)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，停泵检查一个起下钻周期或需停泵工作时间，再下回井底循环一周观察。　　6.6起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施：　　a)保持钻井液有良好的造壁性和流变性；　　b)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；　　c)起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液（起5柱灌一次），并作好记录、校核、及时发现异常情况；　　d)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；　　e)在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包；　　f)起钻完应及时下钻，严禁在空井情况下进行设备检修。　　6.7发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注人井内。　　6.8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。　　6.9加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。“坐岗”观察溢漏显示的人员应在进入油气层前100m开始“坐岗”，“坐岗”人员上岗前应经钻井队技术人员技术培训。“坐岗”人员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。要求：　　a)钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录；　　b)起下钻中注意观察、记录、核对起出（下入）钻具体积和灌入（流出）钻井液体积；观察悬重变化以及防钻头水眼堵塞后突然打开引起的井喷。　　6.10钻进中发生井漏应将钻具提离井底，方钻杆提出转盘，以便关井观察。采取定时、定量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。　　6.11电测、固井、中途测试应做好如下井控防喷工作：　　a)电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间长，应考虑中途通井循环再电测；　　b)下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）应保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷；　　c)中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。　　7溢流的处理和压井作业　　7.1溢流应在本油田规定数量内发现并报警。　　7.2发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井，见附录B和附录C；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。　　7.3起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。　　7.4电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。　　7.5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。　　7.6关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相应处理措施：　　a)关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、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）当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除侵污钻井液即可；　　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。　　b)关井立管压力不为零时，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、加重能力、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。　　7.7天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，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。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。　　7.8空井溢流关井后，应根据溢流的严重程序，采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理。　　7.9 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。压井结束后，认真整理压井作业单。　　8防火、防爆、防硫化氢安全措施　　8.1防火、防爆措施　　8.1.1发电房、锅炉房和储油罐的摆放按SY5225中的相应规定执行。　　8.1.2井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY5225中的相应规定。　　8.1.3柴油机排气管应无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；出口与井口应相距15m以上，不朝向油罐。在苇田、草原等特殊区域内施工应加装防火帽。　　8.1.4钻台上下、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。　　8.1.5消防器材的配备执行SY5876中的规定。　　8.1.6井场内严禁烟火。钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊。若需动火，应执行SY/T5858中的安全规定。　　8.2防硫化氢措施　　8.2.1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。　　8.2.2钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有害、可燃气体。　　8.2.3含硫地区的钻井队应按SY/T5087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。　　8.2.4钻井队技术人员负责防硫化氢安全教育，队长负责监督检查。　　8.2.5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50mg/m3以下。　　8.2.6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时，应按SY/T5087中的相应要求做好人员安全防护工作。　　8.2.7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/T5087中的相应要求进行。　　8.2.8一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和技术安全人员在井场值班。　　8.2.9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。　　9井喷失控的处理　　9.1严防着火。井喷失控后应立即停机、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，必要时打开专用探照灯；熄灭火源，组织警戒；将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品撤离危险区；迅速做好储水、供水工作，并尽快由注水管线向井口注水防火或用消防水枪向油气喷流和井口周围设备大量喷水降温，保护井口装置，防止着火或事故继续恶化。　　9.2应设置观察点，定时取样，测定井场中处天然气、硫化氢和二氧化碳含量，划分安全范围。　　9.3应迅速成立有领导干部参加的现场抢险指挥组，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。　　9.4抢险中每个步骤实施前，均应按SY/T6203中的要求进行技术交底和模拟演习。　　9.5井口装置和井控管汇完好条件下井喷失控的处理：　　a)检查防喷器及井控管汇的密封和固定情况，确定井口装置的最高承压值；　　b) 检查方钻杆上、下旋塞阀的密封情况；　　c)井内有钻具时，要采取防止钻具上顶的措施；　　d)按规定和指令动用机动设备、发电机及电焊、气焊；对油罐、氧气瓶、乙炔发生器等易燃易爆物采取安全保护措施；　　e)迅速组织力量配制压井液压井，压井液密度根据邻近井地质、测试等资料和油、气、水喷出总量以及放喷压力等来确定；其准备量应为井筒容积的2倍～3倍；　　f)当具备压井条件时，采取相应的特殊压井方法进行压井作业；　　g)对具备投产条件的井，经批准可坐钻杆挂以原钻具完钻。　　9.6井口装置损坏或其他原因造成复杂情况条件下井喷失控或着火处理：　　a)失控井都应清除抢险通道及井口装置周围可能使用其歪斜、倒塌、妨碍处理工作进行的障碍物（转盘、转盘大梁、防溢管、钻具、垮塌的井架等），充分暴露和保护井口装置；着火井应在灭火前按照先易后难、先外后内、先上后下、逐段切割的原则，采取氧炔焰切割和水力喷砂切割带火清障；清理工作要根据地理条件、风向，在消防水枪喷射水幕的保护下进行；未着火井要严防着火、清障时要大量喷水和使用铜制工具；　　b)采用密集水流法、突然改变喷流方向法、空中爆炸法、液固快速灭火剂综合灭火法以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井大火；密集水流法是其余几种灭火方法须同时采用的基本方法。　　9.7新井口装置按下述原则设计：　　a)在油气敞喷情况下便于安装，其内径不小于原井口装置的通径，密封垫环要固定；　　b)原井口装置不能利用的应拆除；　　c)大通径放喷以尽可能降低回压；　　d)优先考虑安全控制井喷的同时，兼顾控制后进行井口倒换、不压井起下管柱、压井、处理井下事故等作业。　　9.8原井口装置拆除和新井口装置安装作业时，应尽可能远距离操作，尽量减少井口周围作业人数，缩短作业时间，消除着火的可能。　　9.9井喷失控的井场内处理施工应尽量不在夜间和雷雨天进行，以免发生抢险人员人身事故，以及因操作失误而使处理工作复杂化；施工同时，不应在现场进行干扰施工的其他作业。　　9.10SY/T6203中的要求做好人身安全防护。　　10井控技术培训、考核　　10.1“井控操作证”制度　　从事钻进生产、技术和安全管理的各级人员应持“井控操作证”上岗。　　10.2执行“井控操作证”制度的人员　　a)管理局（勘探局）和油气田分公司：主管钻井工作的局领导、分公司领导、相关部门处级领导和技术人员；　　b)钻井公司：经理、主管钻井生产和技术的副经理、正副总工程师及负责现场生产和安全工作的技术人员；　　c)钻井队：钻井监督、正副队长、指导员、钻井工程师（技术员）、安全员、钻井技师、大班司钻、正副司钻和井架工；　　d)欠平衡钻井、固井、综合录井、钻井液、取心、定向井等专业服务公司（队）的技术人员及主要操作人员；井控车间技术人员和现场服务人员；现场地质技术人员、地质监督、测井监督和地质设计人员；从事钻井工程设计的技术人员。　　10.3井控培训单位资格　　应符合SY5742的要求。　　10.4井控技术培训内容 　　a)井控工艺：　　1）地层压力的检测和预报；　　2）溢流、井喷发生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技术。　　b)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。　　c)有关井控规定和标准。　　10.5井控技术培训要求　　各油气田井控培训中心应针对钻井队工人、技术人员和钻井监督，井控车间技术人员和现场服务人员，地质设计人员、现场地质技术人员、地质监督、测井监督及相关人员，油气田主管钻井生产的领导和钻井管理人员等进行不同内容的井控培训。其重点为：　　a)对钻井队工人的培训，要以能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、会对井控装置进行安装、使用、日常维护和保养为重点；　　b)对钻井队技术人员以及欠平衡钻井、固井、综合录井、钻井液、取心、定向井等专业服务公司（队）的技术人员的培训，要以正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、掌握压井程序、实施压井作业、正确判断井控装置故障及具有实施井喷及井喷失控处理能力为重点；　　c)对井控车间技术人员和现场服务人员的培训，要以懂井控装置的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断和排除故障为重点；　　d)对钻井公司正副经理、正副总工程师和其他指挥人员、监督、负责钻井现场生产的领导干部、技术人员以及从事钻井工程设计的技术人员的培训，要以井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次控制及组织处理井喷失控事故为重点。　　10.6培训学时　　应符合SY5742是的相应要求。　　10.7考核方式　　按SY5742中的相应规定执行。　　11井控工作分级责任制　　11.1应成立各级井控领导小组，确定其第一责任人和成员。　　11.2应成立井控监督小组，在井控领导小组指导下工作。　　11.3应制定各级井控工作内容和相应管理制度，并明确其职责。　　附录A　　（规范性附录）　　井口装置组合图　　图A.1～图A.5为14MPa压力等级防喷器组合形式；图A.6～图A.8为21MPa和35MPa压力等级防喷器组合形式；图A.9～图A.12为70MPa和105MPa压力等级防喷器组合形式。　　图A.13为14MPa压力等级节流管汇；图A.14为21MPa压力等级节流管汇；图A.15为35MPa和70MPa压力等级节流管汇；图A.16为105MPa压力等级节流管汇。　　 　　图A.1　　 　　图A.2　　 　　图A.3　　　　图A.4　　　　图A.5　　　　图A.6　　　　图A.7　　　　图A.8　　　　图A.9　　　　图A.10　　　　图A.11　　　　图A.12　　　　图A.13　　　　图A.14　　　　图A.15　　　　图A.16　　　　图A.17　　　　图A.18　　附录B　　（规范性附录）　　关井操作程序　　B.1钻进中发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)停：停转盘，停泵，上提方钻杆；　　c)开：开启液（手）动平板阀；　　d)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；　　e)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　f)看；认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　B.2起下钻杆中发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)停：停止起下钻作业；　　c)抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀；　　d)开：开启液（手）动平板阀；　　e)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；　　f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　g)看；认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　B.3起下钻铤中发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)停：停止起下钻作业；　　c)抢：抢接钻具止回阀（或旋塞阀或防喷单根）及钻杆；　　d)开：开启液（手）动平板阀；　　e)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；　　f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　g)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　B.4空井发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)开：开启液（手）动平板阀；　　c)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关全封闸板防喷器）；　　d)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　e)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。　　附录（C）　　（规范性附录）　　顶驱钻机关井操作程序　　C.1钻进中发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)停：上提钻具，停顶驱，停泵；　　c)开：开启液（手）动平板阀；　　d)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；　　e)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　f)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　C.2起下钻杆中发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)停：停止起下钻作业；　　c)抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀；　　d)开：开启液（手）动平板阀；　　e)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；　　f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　g)看；认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　C.3起下钻铤中发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)停：停止起下钻作业；　　c)抢：抢接钻具止回阀（或旋塞阀或防喷单根）及钻杆；　　d)开：开启液（手）动平板阀；　　e)关：关防喷器（先关环形喷器，后关半封闸板防喷器）；　　f)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　g)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　C.4空井发生溢流时：　　a)发：发出信号；　　b)开：开启液（手）动平板阀；　　c)关：关防喷器（先关环形防喷器，后关全封闸板防喷器）；　　d)关：先关节流阀（试关井），再关节流阀前的平板阀；　　e)看：认真观察、准确记录套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。　　注：空井发生溢流时，若井内情况允许，可在发出信号后抢下几柱钻杆，然后实施关井。　　附录D　　（资料性附录）　　防喷演习记录表格式　　防喷演习记录表格式见表D.1。　　表D.1防喷演习记录表　　　　附录E　　（资料性附录）　　坐岗记录表格式　　坐岗记录表格式见表E.1。　　表E.1坐岗记录表　　　　注：适时汇总并校正采集工、泥浆工观察记录。　　附录F　　（资料性附录）　　钻开油气层检查验收证书格式　　钻井油气层检查验收证书封面及说明页格式见图F.1和图F.2，内容见表F.1～表F.11。　　图F.1钻开油气层检查验收证书封面格式　　　　图F.2钻开油气层检查验收证书说明页格式　　表F.1本井基本情况　　　　表F.2分段设计及实钻钻井液密度　　　　表F.3井控工艺及管理　　　　表F.4井控井口装置　　　　表F.5井控控制系统　　　　表F.6井控管汇　　　　表F.7其余井控装置　　　　表F.8安全器材及装置　　　　表F.9其他动力设备　　　　表F.10培训及演习　　　　表F.11整改问题　　　　附录G　　（资料性附录）　　井控停钻通知书格式　　井控停钻通知书格式见图G.1。　　　　图G.1井控停钻通知书格式　　附录H　　（资料性附录）　　钻开油气层批准书格式　　钻开油气层批准书格式见图H.1。　　　　图H.1钻开油气层批准书格式　　（校对：阎守义责任编辑：竹勋）　　 发布单位：国家发展和改革委员会2005-3-19发布提出单位：石油钻井工程专业标准化委员会起草单位：四川石油管理局钻采工艺技术研究院、四川石油管理局技术检测中心批准单位：国家标准局