《GB_T 31033-202X石油天然气钻井井控技术规范.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GB_T 31033-202X石油天然气钻井井控技术规范.docx（30页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、ICS点击此处添加中国标准文献分类号中华人民共和OBI家标准GB/T31033XXXX代替GB/T310332014石油天然气钻井井控技术规范Specificationforwellcontroltechnologyofoil&gasdrilling点击此处添加与国际标准一致性程度的标识（报批稿）（本稿完成日期：）XXXX -XX-XX 实施XXXX-XX-XX发布中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局中国国家标准化管理委员会目次前言H1范围12规范性引用文件13术语和定义14井控设计15井控装置的安装和使用36钻开油气层前的准备和检查验收57油气层钻井过程中的井控作业58防火、防爆、防硫化氢
2、措施79井喷失控的处理810井控及硫化氢防护培训8附录A（资料性附录）井口装置组合图10附录B（资料性附录）套管头结构图15附录C（资料性附录）井控管汇组合、布置图16附录D（规范性附录）关井操作程序21参考文献23本文件按照GB/T1.1-20020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件代替GB/T310332014石油天然气钻井井控技术规范。与GB/T310332014相比主要技术变化如下：增加了在滩海或浅海地区的钻井井口间距标准；增加了地质设计中所提供的井位安全距离要求的补充条件；增加了MoMPa防喷器及140MPa节流压井管汇组合方式；更改了“闸板防喷器的
3、手动操作杆手轮”的要求；增加了剪切防喷器打超高压剪切钻具操作内容；更改了放喷管线安装、使用要求；更改了真空除气器排气管线的安装要求；更改了闸板防喷器、四通、防喷管线、节流管汇、压井管汇的试压要求；更改了作业班组防喷演习的时间要求；删除了井控及硫化氢防护培训内容；增加了附录A中140MPa防喷器组合内容及附录C中140MPa节流压井管汇组合内容。本文件由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口。本文件起草单位：中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司。本文件主要起草人：本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2014年12月首次发布；本次为第一次修订。石油天然气钻井井控
4、技术规范1范围本文件规定了石油天然气钻井作业的井控技术要求。本文件适用于陆上、滩海石油天然气勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制。2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T20174石油天然气工业钻井和采油设备钻通设备GB/T20972.1石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则GB/T20972.2石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁GB/T20972.3石油天然气工业油
5、气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金GB/T22513石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1含硫油气井suIfurousoiIandgasweII地层天然气中硫化氢含量75mgml(50ppm)的井。3.2高含硫油气井highsuIfurousoiIandgasweII地层天然气中硫化氢含量21500mgm3(1000PPnI)的井。3.3高压油气井high-pressureoiIandgasweII地层压力270MPa的井。4井控设计4.1 地质设计中所提供的井位应符合下列安全距离要求：a）油气井井口距高压线及其
6、它永久性设施不小于75叱距民宅不小于IOom；距地下矿产采掘坑道、矿井通道不小于100m；距铁路及高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、人口密集及高危场所等不小于500m；b）油气井之间的井口间距不小于2m；高压油气井、高含硫油气井井口距其它井井口之间的距离大于钻进本井所用钻机的钻台长度，且不小于8m。4.2 地质设计中应标注说明井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、饮用水资源以及季风风向变化等情况。在地下矿产采掘区钻井，应标明采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度；在江河、干渠周围钻井，应标明河道、干渠的位置和走向等。4.3 地质设计中应包括本井预测全井段地
7、层孔隙压力剖面、地层破裂压力数据（裂缝性碳酸盐岩地层可只提供邻近已钻井地层承压能力试验数据）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。4.4 地质设计中应对含硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体层位、埋藏深度及含量进行预测说明，工程设计中应明确相应的安全和技术措施。4.5 在开发调整区钻井，地质设计中应明确邻近注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。工程设计中明确钻开油气层之前应采取的相应停注、泄压和停抽等措施。4.6 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密度值为基准，附加一个安全值：a）油井、水井附加安全值为005gcm0.10gcm或附加压力1.5MPa3.5
8、MPa；b）气井附加安全值为0.07gc?0.15gcr或附加压力3.0MPa5.0MPa；c）煤层气井为0.02g/cm30.15g/cm3。含硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体的油气层钻井液密度设计，其附加安全值或附加压力宜取上限。4.7 井身结构设计的井控要求：a）同一裸眼井段内不宜有两个及以上压力梯度差值过大易产生喷漏矛盾的油气水层；b）探井、复杂井宜预留一级备用套管；c）在地下矿产采掘区钻井，表层套管或技术套管下深应封住开采段并超过其100m以上；d）高压油气井、高含硫油气井的技术套管、油层套管水泥应返至上一级套管内或地面；e）目的层含硫的井油层套管在温度低于93C的井段应使用抗硫套管。
9、4.8 探井应做地层破裂压力试验或地层承压能力试验。4.9 钻开油气层前应储备一定量的加重钻井液和加重材料，含硫油气井还应储备足量的除硫剂。4.10 井控装置配套：a）表层套管固井后应装防喷器或防喷导流器；b）防喷导流器的井口装置组合形式参见附录A中图A.1；c）防喷器压力等级应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋处地层破裂压力、地层流体性质等因素。不同压力等级防喷器的井口装置组合形式：1）压力等级为14MPa21MPa时，参见附录A中图A.2；2）压力等级为35MPa时，参见附录A中图A.3；3）压力等级为70MPa及以上时，参见附录A中A.4。d
10、）区域探井、高压油气井、高含硫油气井的目的层段钻井作业中，应安装剪切闸板；e）区域探井、高压油气井、含硫油气井、气井、深井和复杂井应使用标准套管头；套管头压力等级应与相应井段中的最高地层压力相匹配，其基本结构形式参见附录B:f）节流管汇压力等级应不低于设计井口防喷器压力等级，其组合形式：1）压力等级为14MPa时，参见附录C中图C.1；2）压力等级为21MPa时，参见附录C中图C.2；3） 压力等级为35MPa、70MPa、105MPa、140MPa时,参见附录C中图C.3。g）压井管汇压力等级应与井口防喷器压力等级相匹配，其组合形式参见附录C中图C.4；1）压力等级为14MPa时，参见附录C
11、中图C.1；2）压力等级为21MPa时，参见附录C中图C.2；3）压力等级为35MPa70MPa105MPa、140IPa时，参见附录C中图C.3。h）配备相应的钻具内防喷工具、钻井液液面监测装置、钻井液处理和灌注装置；含硫油气井、气油比高的油井应配备相应的气体监测装置；i）探井、气井、含硫油气井、气油比250（rft的油井应配备液气分离器；j）含硫油气井井控装置的承压金属零部件应具有抗硫化氢应力开裂的性能，符合GB/T20972.1、GB/T20972.2、GB/T20972.3规定的材料性能要求；其非金属材料零部件应具有在硫化氢环境下满足使用而不失效的性能。4.11 绘制各次开钻井口装置及
12、井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。5井控装置的安装和使用5.1 防喷导流器、防喷器、四通、套管头、闸阀、节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线的额定压力与公称通径系列及法兰、法兰用密封垫环的型式、尺寸连接等技术要求，应符合GB/T20174、GB/T22513的规定。5.2 防喷导流器和防喷器安装、使用要求：a）应在安装完毕校正井口、转盘、天车中心后，固定牢固：b）闸板防喷器应配备锁紧装置。使用手动锁紧操作杆的应支撑牢固，便于操作，并挂牌标明开、关旋转方向和开、关到位的圈数。5.3 防喷器远程控制台安装、使用要求：a）安装在面对井场左侧，距井口不小于25m,应确保操作方便、快捷、
13、安全；周围不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品；b）液压控制管线与防喷管线、放喷管线之间应保持一定距离；在穿越汽车道、人行道处用防护装置保护；液压控制管线上不应堆放杂物；采用管排架的不应以其作为电焊接地线或在其上进行焊接作业；c）气管束/电缆不应强行弯曲和压折；d）连接防喷器端的液控管线宜布置在靠钻机绞车一侧；应清洁干净液控管线内孔和接头处；远程控制台各三位四通换向阀的开关状态宜与控制对象的开关状态一致;半封闸板防喷器官安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置；e）液压控制对象总数宜大于实际控制防喷器和闸阀的总数；f）所需电源应从发电房或配电房用专线直接引出，用单独的开关控制，并有标识；g）所需气源应从
14、气源排水分配器上单独接入；h）全封闸板和剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的保护装置。5.4 司钻控制台应安装在钻机司钻操作台侧，固定牢固。5.5 配剪切闸板防喷器的井，应配备相应的钻具死卡。5.6使用剪切闸板防喷器剪断井内钻具/油管宜按以下程序操作：a）确保钻具/油管接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机刹车系统；b）打开放喷管线闸阀泄压；c）关闭剪切闸板防喷器上面的环形防喷器和半封闸板防喷器；d）条件允许的情况下，在转盘面上的钻具/油管上适当位置处安装相应的钻具死卡，并与钻机底座连接固定；e）打开剪切闸板防喷器下面的半封闸板防喷器；f）打开防喷器远程控制台储能器旁通阀，关闭剪切闸板防喷
15、器，直到剪断井内钻具/油管；若未能剪断钻具，先关闭储能器总截止阀，再由气动泵直接增压，直至剪断井内钻具关井；g）关闭全封闸板防喷器，控制井口；h）锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器；i）关闭放喷管线泄压闸阀，试关井。5.7 套管头安装、使用要求：a）应保证钻井四通与防喷管线在各次开钻中的高度位置基本不变,并确保完井时油管头本体上法兰面在地面以上；b）具有BT密封注脂结构的套管头应根据环境温度使用相应密封脂。5.8 钻井四通两翼应分别安装两个闸阀，并编号挂牌，标明开、关状态。单钻井四通的井口井控管汇布置形式参见附录C中图C.5,双钻井四通的井口井控管汇布置形式参见附录C中图C.6。5.9 防喷管
16、线安装、使用要求：a）额定压力大于35MPa宜采用钢制管线，两端法兰与管材宜为整体式结构，管线不应现场焊接连接；b）长度若超过7m应固定牢固，转弯处应采用相同压力等级的不小于120夹角预制铸（锻）钢弯头或90耐冲蚀弯头。5.10 节流管汇和压井管汇安装、使用要求：a）闸阀应编号挂牌，并标明开、关状态，参见附录C中图C.1、图C.2、图C.3、图C.4；b）节流控制箱宜安装在节流管汇上方的钻台上，所需气源应从专用气源排水分配器上接入；c）压井管汇不应用作日常灌注钻井液用途。5.11 防喷管线、节流管汇和压井管汇上压力表安装、使用要求：a）配套安装截止阀；b）使用高、低量程抗震压力表，低压量程表处
17、于常关状态；c）压力表定期检测，并有检测合格证。5.12 放喷管线安装、使用要求：a）宜平直接出井场安全地带，并考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及其它设施等情况，配备点火装置；b）当两条管线走向一致时，管线之间应保持一定间距，并分别固定，其出口应朝同一方向；c）不应油壬连接和在现场进行焊接连接；d）应全部露出地面；在穿越汽车道、人行道处应用防护装置保护，防护装置不宜覆盖管线连接法兰处；e）转弯处应采用相同压力等级的不小于120。夹角预制铸锻钢弯头或90耐冲蚀弯头；f）每隔IOm15m、转弯处、出口处应固定牢固；跨越IOm以上的河沟、水塘等障碍，悬空处要支撑牢固；g）含硫油气井至少
18、应安装两条放喷管线。5.13 内防喷工具安装、使用要求：a）采用转盘驱动时，应安装方钻杆旋塞；采用顶部驱动时，应安装液动或手动旋塞；旋塞的额定压力应与设计的防喷器压力等级相匹配；b）钻台上应配置抢接用钻具止回阀或旋塞，并配备防喷单根或防喷立柱；c）高含硫油气层钻井作业应在近钻头处安装钻具止回阀。5.14 液气分离器安装、使用要求：a）安装在节流管汇汇流管出口一侧，与节流管汇之间用专用管线连接；b）罐体不应在现场进行焊接作业；c）安全泄压阀出口应朝向井场外侧，不应连接泄压管线；d）排液管线接至循环罐上的振动筛前的分配箱上，悬空长度超过6m应支撑固定；不应将管口埋于箱内液体中，出口处固定牢固；e）
19、排气管线应接至井场外安全地带，走向沿当地季节风的下风方向；出口处固定牢固，并配备点火装置。5.15 配备真空除气器的应将排气管线接出井场以外安全地带。5.16 井控装置试压要求：a）在井控车间，环形防喷器（封闭钻杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、节流管汇、压井管汇应作额定压力密封试验，闸板防喷器还应作低压密封试验；b）在钻井现场安装好后，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）应作额定压力70%的密封试验，闸板防喷器、四通、防喷管线、节流管汇、压井管汇应按工程设计中防喷器额定压力密封试验，节流管汇低压端按其额定压力试验。c）各级套管头安装后的密封试验压力应为套管抗
20、外挤强度的80%与套管头连接法兰额定压力二者中的最小值；d）放喷管线连接后应试压检查连接密封情况；e）钻开油气层前及更换井口装置部件后，井口装置应进行压力密封试验；f）上述压力试验稳压时间不少于10min,低压试验压降不超过0.07MPa,高压试验压降不超过0.7MPa,密封部位无渗漏为合格。5.17 在寒冷地区冬季作业时，应对井控装置各组件、管线等进行防冻、防堵保护。6钻开油气层前的准备和检查验收6.1 应加强地层对比，及时提出可靠的地质预报。探井在进入目的层前50In100m,对裸眼地层进行承压能力试验。6.2 在调整区块钻井，应检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。6.3 应向钻井现
21、场有关工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底。6.4 钻井队应落实井控责任制。作业班组每月不应少于一次不同工况的防喷演习；钻进作业和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻杆作业状态应在5min内控制住井口，起下钻铤（加重钻杆）应在8min内控制住井口。6.5 钻井队应组织现场全体员工进行消防演习，含硫地区钻井应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作。6.6 实行钻井队干部在生产现场24h带班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即组织整改。6.7 实行“坐岗”制度，指定专人观察和记录循环罐液面变化及起下钻灌入或返出钻井液情况，及时发现
22、溢流显示。6.8 应检查钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合相关规定，功能是否正常，发现问题及时整改。6.9 钻井液密度及其它主要性能符合设计要求，并按设计储备加重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，保持其性能符合要求。6.10 钻开含硫油气层前，应对井场的硫化氢防护措施（含应急预案及演练等）进行检查。6.11 钻井队通过全面自检，确认准备工作就绪后，向建设单位汇报自检情况，并申请检查验收。6.12 检查验收组按钻开油气层的要求进行检查验收合格后，经建设单位批准方可钻开油气层。7油气层钻井过程中的井控作业7.1
23、 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报变更设计，经批准后才能实施；若遇紧急情况，已经危及到井控安全时，钻井队可先处理，再及时上报。7.2 对探井、预探井、资料井应监测地层压力，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。7.3 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，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段中的最高地层压力。7.4 每只新入井的钻头开始钻进前钻井液性能或钻具组合发生较大变化、连续钻进较长井段时，以1312钻进流量检测循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。7.5 下列情况应进行短程起下钻检查油气侵和溢流：a）钻开油
24、气层后第一次起钻前；b）井内钻井液密度降低后起钻前；c）钻进中曾发生严重油气侵起钻前；d）溢流压井后起钻前；e）钻开油气层井漏堵漏后起钻前；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。7.6 短程起下钻后再下入井底循环观察，油气上窜速度满足安全作业时间，方可进行下步作业。7.7 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，进出口密度差不大于0.02gc11c）起钻中及时向井内灌满钻井液，并作好记录、核对，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井段内起钻速度不大于0.5
25、m/s；e）在疏松地层，特别是造浆性强的地层，应防止钻头泥包；f）起钻完应及时下钻,检修设备时应保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况;严禁在空井情况下进行设备检修；g）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏；静止或下钻时间过长，必要时应分段循环钻井液。7.8 改善钻井液的脱气性能，发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不应重新注入井内。7.9 发生气侵后若需对钻井液加重，应在停止钻进、对气侵钻井液循环除气后进行加重，不应边钻进边加重。7.10 加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。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。7.11 钻进
26、中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，采取反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，其后采取相应措施处理井漏。7.12 电测的井控要求：a）若电测时间长，不能满足油气上窜速度的安全条件时，应考虑中途通井循环；b）电测时发生溢流应尽快起出井内电缆关井（增加）；若条件不允许，应立即剪断电缆关井。7.13 中途测试的井控要求：a）中途测试和先期完成井，作业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；b）在含硫地层中一般情况下不宜使用常规式中途测试工具进行地层测试工作，若需进行时，应减少钻柱在硫化氢环境中的浸泡时间，并采取相应的措施。7.14 固井的井
27、控要求：a）下油层（增加）套管前，应换装与套管尺寸匹配的防喷器闸板；尾管固井时可不换装防喷器闸板，备用防喷立柱或防喷单根；（增加）b）固井作业全过程应保持井内压力平衡，防止因井漏、水泥浆稠化初凝失重造成井内压力失衡而导致井喷。7.15 发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。关井方式可采用软关井或硬关井，其关井操作程序见附录Do7.16 最大允许关井套压不应超过井口装置额定压力、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。7.17 关井后应核实关井套压和溢流量，求取关井立压，并根据关井立压和套压的不同情况，分别采取相应处理措施。7.18 天然气溢流关井后若不能及时压井，应
28、采取相应处理措施防止井口压力过高。7.19 空井溢流关井后，可采用压回法、置换法、强行下钻分段压井法等方法进行处理；高含硫油气井发生溢流，宜选用压回法进行处理。8防火、防爆、防硫化氢措施8.1 防火、防爆措施8.1.1 井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在草原、苇塘、林区等地钻井时，应采取有效的防火隔离措施。8.1.2 在井场明显位置和有关的设施、设备处应设置安全警示标志。8.1.3 发电房、值班房、录井房、锅炉房和储油皤等的摆放，以及井场电器设备、照明器具和输电线路的安装应满足安全要求。8.1.4 钻机用柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却防火装置，出口不朝向油罐。在草原、苇塘等特殊区域
29、内施工要加装防火帽。8.1.5 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。8.1.6 根据现场需要配备消防器材，并定岗、定人、定期维护保养和更换失效器材，悬挂检查记录标签。8.1.7 钻开油气层后应避免在井场使用电焊、气焊；若需动火，应履行动火审批程序。8.2 含硫油气井防硫化氢措施8.2.1钻机设备的安放位置应考虑当地的主要风向和钻开含硫油气层时的季节风风向。生活设施及人员集中区域宜布置在相对井口、放喷管线出口、液气分离器及真空除气器的排气管线出口、钻井液循环罐等容易排出或聚集油气的装置的上风方向。8.2.2井场周围应设置不少于两处临时安全区，一个位于当地季节风的上
30、风方向处，其余与之成90。120。分布。8.2.3在井场入口、临时安全区、钻台上、循环系统、防喷器远程控制台、放喷点火口等处应设置风向标。8.2.4在钻台上下、振动筛、钻井液循环罐等气体易聚集的地方应使用防爆通风设备。8.2.5钻入含硫油气层前，应将机泵房、循环系统及二层台等处设置的防风护套和其它类似的围布拆除。寒冷地区在冬季施工时，对保温设施可采取相应的通风措施，以保证工作场所空气流通。8.2.6含硫地区的钻井现场作业队伍应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。8.2.7在钻开含硫油气层前50m,将钻井液PH值调整至9.5以上或碱度2.5以上；采用铝制钻具时,PH值
31、控制在9.510.5。8.2.8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，应做好人员安全防护工作。8.2.9钻井队在现场条件不能实施井控作业而放喷时，通过放喷管线放出的含硫油气应点火烧掉。8.2.10钻井队应制定防喷、防硫化氢的应急处置程序，并组织现场作业队伍开展演练。9井喷失控的处理9.1 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的电源，必要时打开专用防爆探照灯；熄灭火源，设立警戒区并组织警戒；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，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
32、，防止着火或事故继续恶化。9.2 立即向上一级主管单位或有关部门汇报，同时按应急程序向当地政府和安全生产监督部门报告，高含硫井还需协助当地政府做好井口500m范围内居民的疏散工作。9.3 应设置观察点，定时取样，测定井场各处天然气、硫化氢等有毒有害气体含量，划分安全范围。在警戒线以内，严禁一切火源。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。9.4 应迅速成立现场抢险指挥组，统一指挥、组织和协调抢险工作。9.5 制定抢险方案要同时考虑环境保护，防止出现次生环境事故。9.6 抢险中每个步骤实施前，应进行技术交底和模拟演习。9.7 含硫油气井井喷失控后的点火处理：a）井喷失控后，在失控井无希望得到控制，周边
33、人员生命受到巨大威胁、撤离无望的情况下，作为最后手段应按程序对油气井井口实施点火；b）点火程序的相关内容应在应急预案处置程序中明确；点火决策人宜由建设单位代表或其授权的现场负责人来担任，并列入应急处置程序中；c）点火人员佩带防护器具，在上风方向，尽量远离点火口使用移动点火器具点火；其他人员集中到上风方向的安全区；d）点火后应对下风方向，尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的硫化氢、二氧化硫等有毒有害气体浓度进行监测。附录A（资料性附录）井口装置组合图A.1防喷导流器的井口装置组合形式图A.1中的a）至C）给出了防喷导流器的井口装置组合形式。a） 井口装置组合形式1b） 井口装
34、置组合形式2c） 井口装置组合形式3图A.1防喷导流器的井口装置组合形式A.2不同压力等级防喷器的井口装置组合形式图A.2中的a)至d)给出了14MPaZ匚匚二单闸板I防喷器二_F71JI套，头)Il:a)井口装置组合形式4=I环形防喷器VII匚单闸号防喷器二1，四通,tJI套里头/C)井口装置组合形式6图A.214MPax221MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式。n1I双闸板防喷器II通(I,JI套*头)Ilb)井口装置组合形式5一一二II厂匚单闸板.喷器二,四通IIrU单闸板I防喷器二I.IJI套管头d)井口装置组合形式7MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式A.2.114MPa、21
35、MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式A.2.235MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式图A.3中的a)至C)给出了35UPa压力等级防喷器的井口装置组合形式。套与头a)井口装置组合形式8/井口装置组合形式9套管头环形防喷器通四通因c)井口装置组合形式10环形防喷器工闸板防喷器套椅头单翅极劭唉SS中闸号防喷as 1单闸1防喷器:J|双闸板防嗡器便管头/TTa) 井口装置组合形式11b) 井口装置组合形式12坏形刖咐招A.2.370MPax105MPa、140MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式图A.4中的a)至h)给出了70MPa、105MPa、140MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式
36、。环形防唯器环形防喷器双阳板功咐瑞双仰1板防嗡揩门叫;刈c) 井口装置组合形式13d) 井口装置组合形式14,-.-Jl丰丰环形防喷器VJI维网格防喷器1工IH:双钢板防喷器2EF=nD三y三D匚匚:取M8喷器IJIH=H套管头/IlJe）井口装置组合形式15芈环形防喷器V.IJ匚匚二单厢国防喷器二j2IR二二双俯板防喷器D=（pl匚工二单闻星防喷器1OziLLzQ套头/Il1,g）井口装置组合形式17理环形防喷器匚匚二中沏A唉卷,j-p1I一匚二.闸.防.*I!R“闸板防嘲笈PX=I匚匚的附板防唉器IJIftSk/IJk,f）井口装置组合形式16罩环形助唉掂L匚匚二联伸岛防喷器21IJI匚二
37、匚二於阿板防吸器二!R俯板劭嗓裾_2jILja匚二匚二单何做防喷器21IJI匚（四通口/Ilh）井口装置组合形式18附录B（资料性附录）套管头结构图图B.1中的a）给出了简易套管头结构图，b）至e）给出了标准套管头结构图。b）单级套管头结构图a）简易套管头结构图e）三级套管头结构图图B.1套管头结构图附录C（资料性附录）井控管汇组合、布置图C.1不同压力等级节流管汇组合形式C.1.114MPa压力等级节流管汇组合形式图C.1给出了14MPa压力等级节流管汇组合形式。JlJ2J3说明：Jl手（液）动节流阀;J2、J3手动闸阀。图C.114MPa压力等级节流管汇组合形式C.1.221MPa压力等级
38、节流管汇组合形式图C.2给出了21UPa压力等级节流管汇组合形式。说明：Jl液动节流阀；J4手（液）动节流阀；J2、J3、J5、J6a、J6b、J7、J8、J9、JlO手动闸阀。图C.221MPa压力等级节流管汇组合形式C.1.335MPa及以上压力等级节流管汇组合形式图C.3中的图a)至e)给出了35MPa及以上压力等级节流管汇组合形式。Jsa) 组合形式1c) 组合形式3b)组合形式2d)组合形式4e)组合形式5说明：Jl液动节流阀；J4、J13一一手(液)动节流阀；J2a、J2b、J2c、J3a、J3b、J3c、J5、J6a、J6b、J6c、J7、J8、J9、Jl0、JlhJI2、J14
39、手动闸阀。C.2压井管汇组合形式图C.4中的a）、b）出了压井管汇组合形式。a）压井管汇组合形式1压井管汇组合形式2b)说明：YhY2、Y3手动闸阀;DhD2单流阀。图C.4压井管汇组合形式C.3井口井控管汇布置形式C.3.1单钻井四通井口井控管汇布置形式图C. 5中的a）至C）给出了单钻井四通井口井控管汇布置形式。a）井控管汇布置形式1-Ib）井控管汇布置形式2说明：1 2 2b 3 3a 4a 4b、Fl F2*手动闸阀;2a 3b 4液动闸阀。图C.5（续）C. 3.2双钻井四通井口井控管汇布置形式图C.6中的a）、b）给出了双钻井四通井口井控管汇布置形式。a）井控管汇布置形式4图C6双
40、钻井四通井口井控管汇布置形式放喷管线压井管汇防喷管线防喷管线节流管汇Iab）井控管汇布置形式5说明：1235、6783手动闸阀；4液动闸阀。图C.6（续）附录D（规范性附录）关井操作程序D.1软关井操作程序D.1.1钻进中发生溢流时：a）发出信号；b）停转盘，停泵，上提方钻杆（带顶驱时为：停顶驱，停泵，上提钻具）；c）开启液（手）动平板阀；d）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；e）先关节流阀（试关井），再关节流阀前端的平板阀；f）观察、记录立管和套管压力以及钻井液增减量,并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.1.2起下钻杆中发生溢流时：a）发出信号；b）停止起下钻作业；c
41、）抢接钻具止回阀或旋塞阀；d）开启液（手）动平板阀；e）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；f）先关节流阀（试关井），再关节流阀前端的平板阀；g）观察、记录套管压力以及钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.1.3起下钻铤（加重钻杆）中发生溢流时：a）发出信号；b）停止起下钻作业；c）抢接防喷单根或防喷立柱；（1）开启液（手）动平板阀；e）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；f）先关节流阀（试关井），再关节流阀前端的平板阀；g）观察、记录套管压力以及钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.1.4空井发生溢流时：a）发出信号；b）开
42、启液（手）动平板阀；c）关全封闸板防喷器；d）先关节流阀（试关井），再关节流阀前端的平板阀；e）观察、记录套管压力以及钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.2硬关井操作程序D. 2.1钻进中发生溢流时：a）发出信号；b）停转盘，停泵，上提方钻杆（带顶驱时为：停顶驱，停泵，上提钻具）；c）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；cl）关节流阀前端的平板阀；e）开启液（手）动平板阀；f）观察、记录立管和套管压力以及钻井液增减量,并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.2.2起下钻杆中发生溢流时：a）发出信号；b）停止起下钻作业；c）抢接钻具止回阀或旋塞阀；d）关
43、防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；e）关节流阀前端的平板阀；f）开启液（手）动平板阀；g）观察、记录套管压力以及钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.2.3起下钻铤（加重钻杆）中发生溢流时：a）发出信号；b）停止起下钻作业；c）抢接防喷单根或防喷立柱；d）关防喷器（先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器）；e）关节流阀前端的平板阀；f）开启液（手）动平板阀；g）观察、记录套管压力以及钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。D.2.4空井发生溢流时：a）发出信号；b）关全封闸板防喷器；c）关节流阀前端的平板阀；d）开启液（手）动平板阀；e）观察、记录套管压力以及钻井液增减量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。参考文献134 6789SY/TSY/TSY/TSY/T5087-20175742-20195964-20196137-2005硫化氢环境钻井场所作业安全规范石油与天然气井井控安全技术考核管理规则钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法SYT6277-2016含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程SY/T6426-2005钻井井控技术规程SY/T6432-2019浅海石油作业井控规范SY/T5964-2019钻井井控装置组合配套、安装
