长 庆 油 田

石油与天然气钻井井控实施细则

第一章 总 则

第一条 为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。

第二条 各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条 井控工作是一项系统工程。长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。

第四条 长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。

第五条 本细则规定了长庆油田井控设计；井控装臵配套、安装、试压、使用和管理；钻开油气层前准备和检查验收；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施；井喷应急救援处臵；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。

第六条 欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》（SY/T 6543.1、SY/T 6543.2、SY/T 6543.3）和本细则。

第二章 井控设计

第七条 每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配臵、技术及监管措施。长庆油田钻井井控风险分级如下：

1.气田：

一级风险井：“三高”井、区域探井、气体欠平衡井、水平井。 二级风险井：一级风险井以外的气井。 2.油田：

一级风险井：“三高”井、欠平衡井、水平井。

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二级风险井：探井、评价井、调整更新井、老井侧钻井、原始气油比大于100m3/t的井。 三级风险井：其它开发井。

第八条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

一、井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。从事一级风险井设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称；从事二级、三级风险井设计的单位必须具备乙级及以上设计资质，设计人员应具有中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的中级及以上技术职称。

二、井控设计的审批程序依照《长庆油田公司钻井工程设计管理办法》执行。

三、对环境敏感区、“三高井”等重点井钻井工程设计应由油田公司安全环保部门审核，并签署意见。

第九条 确定井位前，地质设计部门应对距离井位探井井口5km、生产井井口2km以内的居民住宅、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、水资源情况、森林植被情况、通讯设施和季风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及油气等集输管道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位臵和走向等。

第十条 地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：

1、油气井井口距离高压线及其它永久性设施≥75m；距民宅≥100m；距铁路、高速公路≥200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等≥500m。

2、井位部署及踏勘也应满足第九条、第十条要求。 第十一条 地质设计书中应提供以下资料：

一、根据物探及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料，有条件的应提供相应的压力剖面。同时，应提供本圈闭邻近井的实测地层孔隙压力、实际地层破裂压力和实际钻井液密度。

二、在可能含H2S(或CO)等有毒有害气体的地区钻井地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行描述和提示。

三、应对异常高压、注水注气、邻井钻井事故及复杂情况（溢流、井涌、井漏、井喷等）进行描述和提示；对断层、漏层、超压层、膏盐层及浅气层等特殊层段要进行重点描述。

四、在已开发调整区或先注后采区钻井时应提供本井区主地应力方向，井距500m以内的注水井井号、注水压力、注水层位、注水量、注水开始时间等有关资料。

第十二条 钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力和保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

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一、同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。 二、新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。 三、在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m。

四、表层套管下深应满足井控安全，进入稳定地层30m以上，固井水泥返至地面，且封固良好。技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全要求，油气层套管应满足固井、完井、井下作业及油(气)生产需求；水泥返高执行油气田开发方案。

五、“三高”油气井的生产套管、技术套管，其材质和连接螺纹应满足相应的技术要求。 六、有浅气层的井，应将套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

第十三条 钻出套管鞋进入第一个砂层3-5m时，用低泵冲进行地层破裂压力试验（丛式井组只做井组第一口井），算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。但试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：

1.井口设备的额定工作压力； 2.套管最小抗内压强度的80%。

第十四条 钻井工程设计单位应根据地质设计提供的地层孔隙压力和地层破裂压力剖面，进一步开展孔隙压力和破裂压力分析和预测工作；对于非均质性强的压力异常区、盐膏层等塑性地层发育区和破碎地层带等地区的井，应提供坍塌压力剖面。

第十五条 应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值。附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井、“两浅井”及气油比≥100m3/t的油井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:油井为1.5-3.5MPa，气井、“两浅井”及气油比≥100m3/t的油井为3.0-5.0MPa。同时，必须注意以下几点：

一、钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定和井控安全的原则。

二、在具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装臵配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。

三、含H2S(或CO)油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

第十六条 钻井工程设计书还应包括以下内容： 一、满足井控装备安装的钻前工程及井场布臵要求。

二、钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，H2S、CO等有毒有害气体的安全防护措施。

三、满足井控安全的井控装备配套、安装和试压要求。

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四、钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装臵和灌注装臵的配备要求。 五、地层破裂压力试验及低泵冲试验要求。

六、根据地质设计提示对出现井漏、溢流等复杂情况明确处臵原则及技术措施。 第十七条 加重钻井液和加重材料储备：

钻井工程设计中应按以下要求设计钻开油气层前加重材料和加重钻井液的储备量： 一、气井：

1、一级风险井：储备加重材料不少于60t，同时储备密度高于最高（目的层）地层压力当量钻井液密度0.3g/cm3的加重钻井液不少于60 m3。

2、二级风险井：储备加重材料不少于50t，同时储备密度高于最高（目的层）地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3的加重钻井液不少于40 m3。

3、距离加重材料储备点超过200km以外或交通不便的井加重材料储备量在以上要求的基础上增加50%以上。

二、油井：

1、一级风险井：储备加重材料不少于50t。 2、二级、三级风险井：储备加重材料不少于30t。

3、距离加重材料储备点超过200km以外或交通不便的井加重材料储备量在以上要求的基础上增加50%以上。

第十八条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S、CO等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127《井口装臵和采油树规范》标准选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十九条 欠平衡作业时，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控、防火、防H2S、CO等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3(50ppm)的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。

第三章 井控装臵的配套、

安装、试压、使用和管理

第二十条 井控装臵配套原则

一、防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上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80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。

二、防喷器的通径应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。同时应安装保护法兰或防偏磨法兰。

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