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1、西南石油局 西南油气分公司井控技术实施细则中国石化集团公司西南石油局中国石油化工股份有限公司西南油气分公司二一二年四月西南石油局 西南油气分公司井控技术实施细则编 委 会主 任：副主任：编 委：编 写 组主 编：编写人员：前 言为了深入贯彻钻井井控技术规程（SY/T6426-2005）、井下作业井控技术规程（SY/T6690-2008）、中国石化石油与天然气井井控管理规定（中国石化安2011709号）等行业标准以及企业文件要求，提高西南油气田井控技术水平，有效预防井喷事故发生，特制定本实施细则。西南石油局、西南油气分公司积极组建井控技术实施细则编制组，遵循石油天然气行业标准以及企业文件，结合西
2、南局2011148号文件西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则，在参考国内其它油气田井控技术实施细则上，结合西南油气田各区块井控技术特点，采集细化了钻前、钻完井、井下试油气、修井、压裂酸化等作业井控技术规范条目共计二十章、十五个附录，系统编制出了井控技术实施细则。目前，本细则完成了工程技术研究院两次审查、分公司相关处室四次审查，修改形成了井控技术实施细则。鉴于分公司勘探开发区块多、石油天然气行业标准更新时间长等特点，建议在本细则颁布实施后按年限定期进行修订工作。目 录第一部分 钻完井作业11 范围12 规范性引用文件13 术语及定义24 井控设计25 井控装置的安装、试压、使用和管理76 钻
3、开油气层前的准备和检查验收247 钻井及完井过程中的井控作业268 溢流的处理和压井作业299 防火、防爆、防硫化氢安全措施3110 井喷失控的处理3611 附 则38附录A XX井最大允许关井套压图表39附录B 关井操作程序40附录C 顶驱钻机关井操作程序43附录D 关井操作程序岗位分工45附录E 防喷（防硫化氢）演习记录表格式49附录F 钻井井控坐岗记录表50附录G 钻开油气层检查验收书格式53附录H 井控停钻整改通知书格式62附录I 钻开油气层检查整改回执格式63附录J 关井立压求取方法65附录K 压井作业单格式66附录L 井喷或井喷失控汇报基本资料表格式69第二部分 井下作业731 范
4、围732 规范性引用文件733 井控设计734 井控装置的安装、试压、使用和管理765 井下作业中的井控技术796 井下作业过程中发生溢流的关井程序827 防火、防爆、防硫化氢安全措施848 井喷失控的处理859 应急管理86附录A 最大关井压力计算公式89附录B 井控装置组合示意图90附录C 坐岗观察记录表91第一部分 钻完井作业1 范围1.1 本细则规定了西南石油局、西南油气分公司（以下简称局分公司）石油与天然气钻井工程中的井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻井及完井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理等七个方
5、面技术内容。1.2 本细则适用于西南油气分公司所属油气井的钻井工程作业井控技术管理。西南石油局所属钻井工程作业队伍在分公司市场以外承担的钻井施工，应遵守业主方相关井控管理规定。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。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细则，然而，鼓励根据本细则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中，其最新版本适用于本细则。AQ 2012-2007 石油天然气安全规程AQ 2016-2008 含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定AQ 2017-2008 含硫化氢天然气井公
6、众危害程度分级方法AQ 2018-2008 含硫化氢天然气井公众安全防护距离SY/T 5087-2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/T 5127-2002 井口装置和采油树规范SY/T 5225-2005 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY/T 5466-2004 钻前工程及井场布置技术要求SY/T 5467-2007 套管柱试压规范SY/T 5623-2009 地层压力预（监）测方法SY/T 5724-2008 套管柱结构与强度设计SY 5742-2007 石油与天然气井井控安全技术考核管理规则SY/T 5964-2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护SY
7、 5974-2007 钻井井场、设备、作业安全技术规程SY/T 6160-2008 防喷器的检查和维修SY/T 6203-2007 油气井井喷着火抢险作法SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程SY/T 6616-2005 含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范SY/T 6789-2010 套管头使用规范Q/SH 0012-2007 川东北井身结构设计技术规范Q/SH 0013-2007 川东北复杂压力条件下钻井技术规范Q/SH 0017-2007 川东北深井超深井套管保护技术规范Q/SH 0020-2009 川东北钻前施工作业技术规范Q/SH 0033-2009 川东北含硫化氢天然
8、气井钻井与试气作业工程安全技术规范Q/SH 0205-2009 川东北天然气井钻井井控技术规范Q/SH 0206-2008 川东北天然气井钻井井控装置配套、安装和使用规范Q/SHS 0003.1-2004 天然气井工程安全技术规范 第1部分：钻井与井下作业中国石化安2011907号 中国石化石油与天然气井井控管理规定西南油气200873号中石化股份公司西南油气分公司钻井设计管理办法2011年1月20日下发生产运行处关于执行钻前工程标准方案设计的通知文件3 术语及定义3.1 井型：按井深划分为四类井：浅井（井深2000m）、中深井（2000m井深4500m）、深井（4500m6000m）。3.2
9、 “三高”油气井：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100104m3/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。3.3 高温高压气井：是指井底温度等于或高于150、地层压力达70MPa及以上的井。3.4 含硫化氢气井：指地层天然气的总压等于或大于0.4MPa，而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa；或H2S含量大于75mg/m3（50ppm）且硫化氢释放速率不小于0.01m3/s的天然气井。3.5 硫化氢释放速率：事故状态下含硫化氢天然气井单位时间内向大气中释放的硫化氢的
10、量，在标准状况（温度为0，压力为1标准大气压）下，用单位m3/s表示。4 井控设计4.1 总体要求井控设计应遵循“安全第一，预防为主”思想，符合安全、环境和健康体系要求，在钻井工程设计中要单独成篇。4.2 设计管理要求4.2.1 资质人员从事钻井工程设计单位应持有相应级别设计资质；从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。设计人员应具有相应资格，承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。4.2.2 设计审批管理4.2.2.1油气井钻井工程设计和施工设计均应有井控专篇。井控专篇应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容。包含井控装置的设计、
11、井控工艺、应急预案等内容，并按标准要求提供相关资料，重点是硫化氢的储藏层位、含量、防护措施等。4.2.2.2 钻井工程设计应按局、分公司对应程序进行审批、签字等，未经审批不准施工。组织工程与地质设计审查时，应有安全部门人员参与审查井控专篇。“三高”油气井应由企业分管领导审批。4.2.2.3一般井施工设计应由施工单位技术管理部门审核、技术负责人审批后实施；区域探井、深井、超深井及含硫油气井由施工单位技术负责人审核后，报局技术主管部门审批。4.2.2.4如遇未预见因素需变更设计时，应由原设计单位按程序进行，并出具设计变更通知施工单位执行。4.3 井位选址要求4.3.1 安全距离油气井井口距高压线及
12、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、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。若安全距离不能满足上述规定时，开发井应由业主方和施工作业方自主进行安全环境评估，并制定相应措施；区域探井、含硫油气井应由业主方组织具有相应资质专业机构进行安全环境评估，按其评估意见执行。4.3.2 井口间距油气井井口间距不应小于3m；高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度，且最低不少于8m。4.4 地质设计要求4.4.1 应对高压天然气井、新区预探井及含硫化氢气井拟定井位周围3km、其余生产井周围2km范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿
13、等进行勘测，在地质设计中标明其位置，并调查500m以内的人口分布及其它情况。4.4.2 在煤矿、金属和非金属矿等非油气矿藏开采区钻井，还应标明地下矿井、坑道的层位、分布、深度和走向及地面井位与矿井、坑道的关系。4.4.3 在江河、沟谷附近的井位，设计中应标明井场与沟谷、河床的水平距离及相对高差，为合理选择表层套管下深提供依据。4.4.4 根据物探资料以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（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，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试验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。并特
14、别注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量。4.5 钻井液设计要求4.5.1 密度设计要求4.5.1.1 根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计应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/cm30.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa3.5MPa；b）气井为0.07g/cm30.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa5.0MPa。4.5.1.2 具体选择钻井液密度安全附加值时，还应考虑下列影响因素:a）地层孔隙压力预测精度；b）油层、气层、水层的埋藏深度；c）地层油气中含硫化氢等有毒有害气体的含量（钻开高含硫地层的设计钻井液密
15、度，其安全附加值应取上限）;d）地应力和地层破裂压力；e）井控装置配套情况。4.5.1.3 考虑水平井井控作业风险，水平井在水平段钻井过程中钻井液安全附加值取0.15g/cm3。4.5.2 加重材料和加重钻井液储备要求4.5.2.1 川西工区：根据工区各井距离后勤供应距离小于100km、交通方便，且工区建有泥浆转运站、应急处理能力强等特点，各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行。4.5.2.2 元坝工区：根据工区山区特点交通不便特点，为加强“三高”油气井安全作业，各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行；一开、二开采用泡沫/空气钻井应按本开次井筒容积1.2倍、再附加30m3进
16、行常规钻井液储备。表1 加重材料储备量要求区 块井 别储备量（t）川西工区浅井、中深井50深井、超深井开发井100勘探井200元坝工区开发井500表2 加重钻井液储备量要求区 块钻井层位钻井介质井 别储备量川西工区目的层钻井液开发井（沙溪庙以浅）按最后一开井筒容积0.5倍勘探井按本开次井筒容积1倍非目的层开发井、勘探井按本开次井筒容积0.5倍元坝工区目的层海相钻井液开发井按本开次井筒容积1倍陆相开发井按本开次井筒容积1倍非目的层钻井液开发井按本开次井筒容积1倍备注：加重钻井液密度按本开次设计最高密度值附加0.20g/cm3。4.5.2.3 偏远井按钻井工程设计书要求执行。4.6 井身结构设计要
17、求4.6.1 套管下深要求4.6.1.1 根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、复杂情况提示及保护油气层等需要，设计合理的井身结构和套管程序。4.6.1.2 应满足如下要求:a）探井、超深井、复杂井的井身结构设计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不少于100m,表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上。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）含硫化氢天然气井，若下开次钻遇含硫地层，则表层套管下深应不少于700m，若下开次不钻遇含硫地层，则表层套管下深应按地形条件和钻
18、井工程要求来确定；井口与河流、沟谷水平距离小于1000m的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300m；井口与河流、沟谷水平距离大于1000m的井，表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100m。4.6.2 固井设计要求4.6.2.1 套管柱应符合下列规定：a）油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计；b）套管柱强度设计安全系数：抗挤为1.0-1.125，抗内压为1.05-1.25。抗拉为1.8以上，含硫天然气井应取高限；c）高温高压天然气井应使用气密封特殊螺纹套管；普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹套管；d）含硫化氢的井在温度低于93井段应使用抗硫套管；含二氧化碳的井应使用
19、抗二氧化碳的套管；既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管，与其配套使用的材料及设备应与硫化氢条件相适应；e）在进行套管柱强度设计时，高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外，并应考虑满足进一步采取措施时压力增加值（如压裂等增产措施）及测试要求；中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后高压水层及最高地层压力；f）套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求，且螺纹应按同一标准加工；g）受损和锈蚀的套管不得入井。4.6.2.2 注水泥浆应符合下列规定：a）各层套管都应进行
20、流变学注水泥设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力1MPa-2MPa；b）固井施工前应对水泥浆性能进行室内试验，合格后方可使用；c）有特殊要求的天然气井各层套管水泥浆应返至地面，未返至地面时应采取补救措施；d）坚持压力平衡原则。固井前气层应压稳，上窜速度不超过10m/h（特殊井和油气层保护的需要油气上窜速度控制在10-30m/h）;e）优化水泥浆体系，对天然气井优选防气窜水泥添加剂，防止气窜；f）针对不同井况（低压漏失、长封固段以及高压等），应采取与之适应的固井方式、注水泥浆设计，保证固井前、注水泥浆过程和侯凝时的平衡压力固井，确保固井质量和固井井控安全；对于漏失井应在下套管前认真
21、堵漏直至合格。4.7 破裂压力试验要求4.7.1 试验原则及要求4.7.1.1 实测地层破裂（漏失）压力的方法适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层（如碳酸盐地层等）只做承压试验。4.7.1.2 探井各层套管固井开钻后应做地层破裂压力试验；对于开发井应根据是否具有邻井地层破裂压力数据来决定，其中丛式井组第一口井要求做地层破裂压力试验。4.7.1.3 根据地质预测或邻井资料，结合钻井液密度，选择合适的泵型和试压流程，一般作法是在钻至套管鞋以下第一个砂岩层3-5m处测定破裂压力，若未钻遇砂岩层应钻至套管鞋以下20-50m内测定破裂压力。4.7.1.4试验压力应不大于井口设备额定工作压力和套管最小抗内
22、压强度的80%二者中最小值；或当试验井底压力当量密度达到下部钻井施工钻井液密度要求时，应终止试验。4.7.2 试验程序4.7.2.1 调整钻井液性能，保证均匀稳定，满足试验要求。4.7.2.2 上提钻头到套管鞋以上，井内灌满钻井液，关闭相应尺寸的防喷器。4.7.2.3 缓慢开泵，向井内泵入钻井液。当裸眼长度在5m以内时宜选用0.7-1L/s排量；超过5m时宜选用2-4L/s排量。4.7.2.4 当试验压力不再随注入量的增大而增大时，或当试验压力随着注入量的增大而下降时，终止试验。4.7.3 试验数据记录与处理4.7.3.1 应记录井号、试验日期、井深、地层岩性、钻井液密度、套管下深等破裂压力试
23、验基础数据，以及每增加20-50L泵入量应记录一次相应时间、总泵入量、立管压力或套管压力等数据。4.7.3.2 按记录数据绘制泵入量-压力关系图，采用破裂（漏失）压力计算公式计算出地层破裂压力。 （1）式中：地层破裂压力，MPa；漏失压力，MPa；钻井液密度，g/cm3；试验地层深度，m。4.8 井控装置配套4.8.1 防喷器4.8.1.1 防喷器压力等级应与相应裸眼井段中的最高地层压力相匹配，并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；当地层压力大于105MPa时，可根据井口最大关井压力选择105MPa防喷器。4.8.1.2 根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器
24、的尺寸系列和组合形式，分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别，对应的防喷器组合形式具体参考本细则第5.1.5条相关要求。4.8.2 井控管汇4.8.2.1 节流和压井管汇压力级别应与全井防喷器最高压力等级相匹配，分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别，对应的组合形式或连接形式具体参考本细则第5.1.5条相关要求。4.8.2.2 新区第一口深探井和超深含硫气井应安装双节流管汇、双液气分离器。4.8.3 绘制各次开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。4.8.4 有抗硫要求的井口装置及井控管汇，其金属
25、材料应具有抗应力开裂性能、非金属材料应能承受指定压力、温度和硫化氢环境等要求，并应通过相关检验部门检验。4.9钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装置等其他井控装置应根据分公司各区块特点进行配备，具体参考本细则5.1.4条相关要求。4.10 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，按工作压力、温度和材质等要求选用套管头、油管头、采油（气）树等完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。4.11 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
26、应采取的相应安全和技术措施。4.12 欠平衡钻井不应在含硫化氢气体的井段进行，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保证作业安全、防止井喷、井喷失控或着火等的安全措施。4.13 对探井、预探井、资料井砂泥岩地层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，根据监测和实钻情况，及时调整钻井液密度。4.14 在已开发调整区钻井，施工方要了解相邻井情况，规避在钻井与生产井、弃置井相互影响造成复杂钻井和井控问题，特别是钻开油气层之前应采取相应的技术措施，确保钻井井控安全。若牵涉到需要相邻
27、井停产（注）来解决钻井预计的难题，则事先由钻井公司向业主方请示，按业主方审批意见执行。5 井控装置的安装、试压、使用和管理5.1 井控装置的安装主要包括：钻井井口装置、井控管汇、其他井控装置及井控作业专用设备等的安装配套，应符合以下规定。5.1.1 钻井井口装置5.1.1.1 钻井井口装置包括防溢管、防喷器、液压防喷器控制系统、钻井四通及套管头等。各次开钻井口装置应严格按设计安装。5.1.1.2 防溢管a）宜采用法兰密封连接，其通径应不小于入井套管、工具外径，管内不应有台肩。防喷器顶部安装防溢管时，宜用螺栓连接，对不用的螺孔必须用防锈保护措施，其连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。b）防溢管
28、处宜装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。5.1.1.3 防喷器a）新区深探井、含硫化氢气井应安装剪切闸板防喷器，与全封闸板配套使用，安装在全封闸板之上，其压力级别和通径与配套井口装置一致。b）安装剪切全封闸板防喷器的钻井队现场应配备与使用钻杆尺寸匹配的钻杆死卡。c）防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。d）防喷器组安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用不小于16mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。e）闸板防喷器应配备手动或液动锁紧装置。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手轮应接出井架底座，可搭台便于操作。手动操作杆与防
29、喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于30。手动操作杆手轮上挂牌标明开关圈数及开关方向。5.1.1.4 防喷器远程控制台a）远程控制台控制能力应与所控制的防喷器组及管汇等控制对象相匹配，要求控制对象数应大于防喷器与液动平板阀控制对象数之和。b）安装要求：1）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范围内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。2）管排架与防喷管线及放喷管线的距离不小于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。3）总气源应与司钻控制台气
30、源分开连接，并配置气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束。4）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。5）远程控制台储能器应充氮气压力7MPaO.7MPa，气源压力0.65MPa0.80MPa，电源电压38019V。检查远程控制台的压力控制器和液气开关，分别控制电动泵和气动泵。当泵的输出达210-0.7MPa时应自动停泵，并在系统压力降至18.5MPaO.3MPa时自动启动。6）远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。控制剪切闸板防喷器的远程控制台上应安装防止误操作剪切闸板防喷器控制换向阀的限位装置。5.1.1.5 司钻控制台应安装在钻机操作台侧，并固定牢固。5.1.1
31、.6 司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的液路连接管线在连接时应清洁干净，并确保连接正确。5.1.1.7 司钻控制台和远程控制台气源应从专用气源排水分配器上用管线分别连接到远程控制台和司钻控制台上。5.1.1.8 应安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置（钻机防提断装置）。该装置按钮盒应安装在钻机操作台上，其气路与防碰天车气路并联。5.1.1.9 钻井四通应与防喷器压力级别相匹配，使用双钻井四通井口装置的下钻井四通旁侧出口宜在基础面之上。5.1.1.10 套管头压力级别根据地层压力并参考压裂等特殊工艺要求确定，套管头的安装宜使钻井四通与防喷管汇在各次开钻中的高度位置基本不变。5.1.2 井控管汇
32、5.1.2.1 井控管汇包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、放喷管线等。5.1.2.2防喷管线的压力等级应不低于防喷器组压力等级，采用整体锻造和标准法兰连接，不允许现场焊接。钻井四通至节流管汇之间的部件通径应不小于78mm（高压含硫化氢天然气井应不小于103mm），钻井四通与压井管汇之间的部件通径应不小于52mm（高压含硫化氢天然气井应不小于103mm）；长度超过7m时应固定牢固。5.1.2.3 节流管汇、压井管汇安装要求a）节流管汇、压井管汇应按设计进行安装。b）液动节流阀和手动节流阀除正常使用外钻井队现场应各备用一套。c）节流管汇的压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配，
33、水平安装在井口液动闸阀端井架底座外的基础上。若节流管汇基础坑低于地平面，应排水良好。d）压井管汇为压井作业专用，其压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配，水平安装在井口液动闸阀对称端井架底座外的基础上。若基础坑低于地平面，应排水良好。e）安装单节流管汇、单压井管汇时，应与井口四通平齐连接。f）压井管汇宜采用双翼压井结构。一翼应与泥浆泵采用法兰连接27/8平式油管，另一翼装带27/8平式油管母扣的法兰，方便辅助压井设备接入。g）节流管汇J0上应安装与管汇额定工作压力相匹配压力表和16MPa压力表，16MPa压力表前应安装与管汇额定工作压力相匹配的考克。h）节流管汇控制台应安装
34、在节流管汇上方的钻台上，套管压力表及套管压力变送器应安装在节流管汇五通上，立管压力变送器在立管上应垂直于钻台平面安装。泵冲计数器、传感器应按说明书要求分别安装在节控箱和泥浆泵上。i）供给控制台的气源管线应用专门的闸阀控制，所有液气管线应用快换接头连接。节流管汇、压井管汇上所有闸阀应按SY/T5964-2006或本细则第5.1.5条井控管汇示意图进行编号挂牌，并标明开、关状态。5.1.2.4 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；高压含硫化氢天然气井应使用双四通、放喷管线应不少于四条，并向互为大于90夹角的两个方向接出，其通径不小于103mm。b）放喷管线应使用专用标
35、准管线，采用标准法兰连接，不准现场焊接。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，转弯处应使用夹角大于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,相距各种设施不小于50m。含硫油气井放喷管线出口应接至距井口100m以远的放喷池内，距民宅不小于50m，防火带按放喷池周边50m设置，并在钻开含硫化氢油气层前，疏散放喷口100m内所有居民。g）放喷管线至少在一个主放喷口修建放喷池，川西陆相井执行分公司生产运行处下发关于执行钻前工程标准方案
36、设计的通知相关要求，川西海相井及川东北地区气井严格执行川东北钻前施工作业技术规范（Q/SH0020-2009）规定。1）川西陆相井当地基条件好时，放喷池采用半埋式，埋深0.4m；放喷池底部及四周铺设复合防水卷材（聚乙烯丙纶复合卷材）作防渗漏处理；放喷池容量及放喷池、防火墙结构设计见表3。表3 川西陆相井放喷池及防火墙结构设计表井 深m主放喷池m3副放喷池m3尺寸m池底/厚度池壁/厚度正墙/高/宽侧墙/高/宽备注2000以下50无5*10*1C25砼/300mm砖/370mm标砖/3.5m/370mm标砖/2m/370mm2000-3000100无10*10*1C25砼/300mm砖/370mm
37、标砖/4m/370mm标砖/2.5m/370mm3000-4000100无10*10*1C25砼/300mm砖/370mm标砖/4m/370mm标砖/2.5m/370mm4000-500020010010*10*1C25砼/300mm砖/500mm标砖+耐火砖/4m/250+250mm标砖+耐火砖/2.5m/250+250mm100方做法5000-600020010010*20*1C25砼/300mm砖/500mm标砖+耐火砖/4m/250+250mm标砖+耐火砖/2.5m/250+250mm200方做法6000-7000200100同上2）川西海相及川东北地区气井1#、2#放喷池的长度、宽度
38、、深度分别为20m、10m、1.5m，放喷口对面墙壁为防火墙，放喷口距防火墙的距离宜为20m，防火墙宽度10m，厚度应不小于740mm，高度应不低于3.5m，侧墙不低于2m（均为放喷口以上墙壁高度）；放喷池池底应用C30混凝土浇筑、底板厚250mm，底板内应配置双层双向钢筋10200；放喷池池壁应采用双层结构，外侧池壁为混凝土墙体，厚度300mm，混凝土强度等级C30；池壁内侧（迎火面）采用烧结砖砌体，厚度240mm，砖强度等级MU10，砂浆强度等级M5。h）放喷管线每隔10m15m、转弯处应使用水泥基墩（0.8m0.8m1.0m）加地脚螺栓（直径不小于20mm、长度大于0.5m）或地锚、预制
39、基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；距出口0.3m0.5m处用水泥基墩加双地脚螺栓或双地锚或预制基墩固定牢靠。遇地表松软时，基础坑体积应大于1.2m3；压板尺寸为宽度不小于100mm，厚度不小于10mm。5.1.2.5 所有井控管汇应使用经探伤合格的管材，含硫天然气井应采用抗硫材质管线。5.1.2.6钻井四通双翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态（含硫化氢气井钻井四通两翼应连续安装两个闸阀，应处于常开状态；底座外装一个液动闸阀），其余的手动闸阀和液动闸阀应处于常关状态；并编号挂牌，标明其开、关状态。5.1.2.7 在节流管汇处放置关
40、井压力提示牌，用A4纸打印最大允许关井套压图表（附录A），张贴在关井压力提示牌上；节流控制箱箱盖内壁张贴A4纸打印的最大允许关井套压图表。5.1.4 其他井控装置5.1.4.1 其他井控装置包括钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装置等。5.1.4.2 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、钻具旁通阀和防喷钻杆。a）总体安装要求：1）钻具止回阀、钻具旁通阀、上部和下部方钻杆旋塞阀等钻具内防喷工具除正常使用外，现场应与钻具尺寸相匹配各备2套，其额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；2）应使用方钻杆上下旋塞阀，并定期活动
41、；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀，并配备抢装钻具止回阀的专用工具1套（备用1套），放在方便取用处；3）在钻台大门坡道上准备一根防喷钻杆单根（带配合接头和钻具止回阀）。b）方钻杆旋塞阀1）采用转盘驱动时应安装方钻杆上部和下部旋塞阀，顶驱应安装自动和手动两个旋塞阀。在油气层中钻进应定期活动、检查。2）方钻杆下旋塞阀不能与其下部钻具直接连接，应通过转换接头或保护接头与下部钻具连接。c）钻具止回阀1）在油气层钻井作业中，钻具止回阀的安装位置应以最接近钻柱底端为原则，主要有以下几种作法：常规钻进、通井等钻具组合，钻具止回阀应接在钻头与入井第一根钻铤之间。带井底动力钻具的钻具组合，钻具止回阀
42、应接在井底动力钻具与入井第一根钻具之间。在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，钻具止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。2）针对下列特殊情况不能安装钻具止回阀时，应制定相应内防喷措施：堵漏钻具组合；下尾管前的称重钻具组合；处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；传输测井钻具组合；投球式取心钻具组合；其它特殊情况。d）钻具旁通阀应按井控设计要求配备。额定工作压力、外径、强度应和钻具止回阀一致。安装位置如下：a）应安装在钻铤与钻杆之间；b）无钻铤的钻具组合，应安装在距钻具止回阀30m-50m处；c）水平井、大斜度井，应安装在井斜50-70井段的钻具中。e）其他要求1）
43、钻具内防喷工具在现场使用过程中应做好日常维护保养工作。2）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便在提下钻铤时缩短关井时间。5.1.4.3 钻井液池液面检测仪a）钻井液循环罐上均应安装池液面检测仪，含硫化氢气井单独使用灌浆罐应安装池液面检测仪器。b）钻井液池液面检测仪应能准确显示钻井液池液量变化，并应在液量超过预调范围时报警。c）坐岗用观察泥浆罐液面高度的标尺刻度，宜根据泥浆罐结构尺寸换算成立方米体积单位标注，以便快速直读。5.1.4.4 钻井液自动灌注系统a）钻井作业现场应准备1套钻井液自动灌注系统；含硫化氢气井应单独使用灌浆罐；b）钻井液自动灌注系统应能：1）定时定量自动灌注作业；2）对井
44、涌、井漏或异常情况进行监测报警；3）对灌注钻井液瞬时排量、累计流量进行记录和显示。c）钻井液自动灌注系统应有强制性人工灌注保障措施，确保当自动灌注系统失效时，用人工完成钻井液灌注等作业。5.1.4.5 钻井液液气分离器和钻井液除气器a）钻井液气体分离器的压力等级和处理量的选择应满足钻井工程设计要求，其中川东北工区天然气井液气分离器罐体内径不小于1200mm，额定工作压力不小于1.6MPa；钻井液除气器钻井队现场按一套配备；b）钻井液液气分离器应安装在节流管汇汇流管出口一侧，与节流管汇用专用管线连接，用地脚螺栓及直径不小于12.7mm钢丝绳固定牢固。其钻井液出口管线应接至循环罐上的振动筛。c）钻
45、井液液气分离器钻井液进液、排液管线采用法兰连接，钻井工程设计应明确进液管线通径（川东北天然气井进液管线内径不小于152.4mm），排液管线内径应大于进液管线内径，转弯处应用预制铸（锻）钢弯头，各管线出口处应固定牢固。d）钻井液液气分离器排气管线采用法兰连接，走向应沿当地季节风的下风方向，按设计通径接出井场50m以远（川东北天然气井：通径不小于203.2mm，接出井口75m以远，离井场边缘大于30m），使用水泥基墩（0.8m0.8m1.0m）、地脚螺栓固定，出口处应配备性能可靠的点火装置。含硫气井气液分离器安全阀旁通管宜接出井场。e）液气分离器应与其他井控装置进行同步试压检验，安全阀、压力表应按
46、要求定期检验。f）钻井液除气器应安装在钻井液循环罐或地面上。设备和管线应固定牢固，避免吸入或排出钻井液时产生太大的震动。除气器排气管线使用硬管，出口应接出井场外。5.1.4.6 硫化氢监测、报警系统及气防设备a）在新探区、新层位及已知含硫化氢地区钻井作业时，应配备硫化氢监测仪和报警系统。钻井队应配备正压式空气呼吸器15套，配备与正压式空气呼吸器压力相应的电动空气压缩机和汽油空气压缩机各1台，大功率报警器1套，备用气瓶不少于5个；按一个班次实际人数配备便携式硫化氢监测仪。b）气防设备的存放、检查和维护，面罩的限制、适应性要求、空气供应、呼吸空气压缩机等要求应按Q/SH 0033-2009中5.4.2-5.4.6条相关规定执行。c）配备固定式硫化氢检测报警器1台，检测仪控制箱正常工作，能同时发出声光报警；监测传感器和防爆轴流风机安装正确，正常工作，各传感器电缆为完整无接头的屏蔽电缆，探头应分别安装在圆井、钻井液出口管口、振动筛、钻井液循环罐、司钻或操作员位置、井场工作室及所有其它硫化氢可能聚集的
