GB/T31033-2014
石油天然气钻井井控技术规范
Specificationforwellcontroltechnologyofoil&gasdrilling
- 中国标准分类号（CCS）E13
- 国际标准分类号（ICS）75.020
- 实施日期2015-06-01
- 文件格式PDF
- 文本页数25页
- 文件大小843.49KB
以图片形式预览石油天然气钻井井控技术规范
石油天然气钻井井控技术规范
国家标准 GB/T31033一2014 石油天然气钻井井控技术规范 Speeifieationforwellcontroltechnologyofoil&gasdriing 2014-12-05发布 2015-06-01实施 国家质量监督检验检疫总局 发布 国家标准化管理委员会国家标准
GB/I31033一2014 目 次 前言 范围 规范性引用文件 术语和定义 井控设计 井控装置的安装和使用 钻开油气层前的准备和检查验收 油气层钻井过程中的井控作业 防火、防爆、防硫化氢措施 井喷失控的处理 井控及硫化氢防护培训 l0 附录A(资料性附录)井口装置组合图 附录B(资料性附录套管头结构图 附录c资料性附录井控管汇组合、布置图 附录D(规范性附录)关井操作程序 26 参考文献
GB/T31033一2014 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草
本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口 本标准起草单位;石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院
本标准主要起草人:李强、王乐闻、王茂林、杨开雄、高碧桦、王增年、杨小珊、姜国秀、孙蚓成、程艳、 周颖
GB/T31033一2014 石油天然气钻井井控技术规范 范围 本标准规定了石油天然气钻井作业的井控技术要求
本标准适用于陆上、滩海石油天然气勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制
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 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 GB/T20972.1 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 石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树 GB/T22513 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件
含硫油气井sulfurousoilandgaswelm 天然气的总压等于或大于0.4MPa(60psi),而且该气体中硫化氢分压等于或大于0.0003MPa的 井;或地层天然气中硫化氢含量大于75 mg/m`(S0ppm)的井 3.2 高含硫油气井highsufroslandaswell 地层天然气中硫化氢含量等于或大于1500mg/ /m'(1000 ppm)的井
3.3 wel 高压油气井high-pressureoiland gas 地层压力等于或大于70MPa的井
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 油气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m;距民宅不小于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他井井口之间的距离
GB/T31033一2014 大于钻进本井所用钻机的钻台长度,且不小于8m 井筒与地下矿产采掘坑道,矿井通道之间的距离不小于100m. 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 油井,水井附加安全值为0.05g/em0.10g/em或附加压力1.5MPa3.5MPa; a 气井附加安全值为0.07g/ b /ems0.15g/cm或附加压力3.0MPa5.0MPa
含硫化氧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应取 上限
4.7井身结构设计的井控要求 a)同一裸眼井段内不应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,超深井、复杂井宜预留一级备用套管; 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 c) 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 含硫油气井油层套管在温度低于93C的井段应使用抗硫套管
ee 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)钻井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.l; e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: 压力等级为14MPa和21MPa时,参见附录A中图A.2; 1 2) 压力等级为35MPa时,参见附录A中图A.3 3) 压力等级为70MPa和105MPa时,参见附录A中A.4
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; dD e 区域探井、高压油气井、 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 节流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: 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和105MPa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; 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;
GB/T31033一2014 i 探井,高压气井、含硫油气井、气油比高的油井应配备液气分离器; 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井控管汇安装示意图,并提出相应的安装、试压要求
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
防喷导流器和防喷器安装,使用要求 5.2 应在安装完毕校正井口转盘,天车中心后,同定牢同 a 闹板防喷器的手动操作杆手轮应接出井架底座以外,支撑牢因,便于操作,并挂牌标明开,关 b 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 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、安全;周围不应堆放易燃、 易爆易腐蚀物品 管排架与防喷管线,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;管排架上不应堆放杂物,不应以其作为电媒接地线或在其上进行煤接作业; 气管束/电缆应沿管排架安放在其侧面的专门位置上,剩余的气管束/电缆应放在靠远程台附 近的管排架上,不应强行弯曲和压折; 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,连 接时应确保远程控制台各三位四通换向阀的开关与控制对象的开关状况一致;半封闸板防喷 器液控管线上宜安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置; 液压控制对象总数应大于实际控制防喷器和闸阀的总数; e) 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: f g)所需气源应从专用气源排水分配器上接人; 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
应在无液压情况下将其二次仪表调节到 零位
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 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; a b关闭剪切闸板防喷器上面的环形防喷器 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 打开剪切闸板防喷器上面和下面的半封闸板防喷器; 打开防喷器远程控制台储能器旁通阀,关闭剪切闸板防喷器,直到剪断井内钻具/油管; 关闭全封闸板防喷器,控制井口; 手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器; 关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀,将防喷器远程控制台管汇压力调整至常规值
GB/I31033一2014 5.7套管头安装、使用要求: 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 a 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季节压注夏季或冬季用密封脂
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防喷管线安装、使用要求 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 a 连接; 长度若超过7m应固定牢固,转弯处应采用相同压力等级的120'夹角预制铸(锻)钢弯头或 b 90"带缓冲短节的弯头
5.10节流管汇和压井管汇安装、使用要求: 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和图c.4 a 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人 b 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; 使用高、低量程抗震压力表,低压量程表处于常关状态; b 压力表定期检测,并有检测合格证
c) 5.12放喷管线安装、使用要求 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、电力线及其他设施等 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 e)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; 转弯处应采用相同压力等级的120"夹角预制铸(锻)钢弯头或90"带缓冲短节的弯头; e) fD 每隔10m15m、转弯处、出口处应固定牢固;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; g)含硫油气井至少应安装两条放喷管线,其布局夹角为90'"~180" 5.13内防喷工具安装、使用要求 a)采用转盘驱动时,应安装方钻杆上旋塞和下旋塞;采用顶部驱动时,应安装液动或手动旋塞;旋 塞的额定压力应与井口防喷器压力等级相匹配; b 钻台上应配置备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; 罐体不应在现场进行焊接作业; b 安全泄压阀出口应朝向井场外侧,不应连接泄压管线; c 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; 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
GB/T31033一2014 5.15真空除气器排气管线应接出井场以外安全地带
5.16井控装置试压要求: 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; 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、压井管汇应作额定压力密封试验; 各级套管头安装后的密封试验压力应为套管抗外挤强度的80%与套管头连接法兰额定压力 二者中的最小值; 放喷管线,排气管线连接后应试压检查连接密封情况 d 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 e f min,低压试验压降不超过0.07MPa,高压试验压降不超过 上述压力试验稳压时间不少于10 0.7MPa,密封部位无渗漏为合格
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
5.17 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
探井在进人目的层前50m一100m,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3nmin内控制住井口,起下钻作业状态应在5min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人或返出钻井液情况,及时发 现溢流显示
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钻井液密度及其他主要性能符合设计要求,并按设计储备加重钻井液、加重剂、堵漏材料和其他处 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
油气层钻井过程中的井控作业 7.1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 序及时申报更改设计,经批准后才能实施;若遇紧急情况,已经危及到安全生产时,钻井队可先处理,再 及时上报
7.2对探井、预探井、资料井应采用地层压力随钻监测技术,根据监测和实钻结果,及时调整钻井液 密度
GB/I31033一2014 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每只新人井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前,以1/31/2钻进流量检测循环压力,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
7.5下列情况应进行短程起下钻检查油气侵和溢流 a)钻开油气层后第一次起钻前; b)井内钻井液密度降低后起钻前; 钻进中曾发生严重油气侵起钻前; d 溢流压井后起钻前; 钻开油气层井漏堵漏后起钻前; 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
f 7.6短程起下钻后再下人井底循环观察,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: 保持钻井液有良好的造壁性和流变性; a 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0.02g/cm' 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 c 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0.5rm/s; 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循环流量,防止钻头泥包; 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; 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人井内
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,严禁边钻进边 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;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固井的井控要求: 下套管前,应换装与套管尺寸匹配的防喷器闸板; a 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D
GB/T31033一2014 7.16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关井后应及时求得关井立压、关井套压和溢流量,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,可采用强行下钻分段压井法、置换法、压回法等方法进行处理;高含硫油气井发 生溢流,宜选用压回法进行处理
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
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 8.1.2 8.1.3发电房、值班房、录井房、锅炉房和储油罐等的摆放,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、,机系房下无积油
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
钻开油气层后应避免在井场使用电煤、气焊;若需动火,应履行动火审批程序
8.1.7 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天然气的装置的上风方向
8.2.2井场周围应设置两到三处临时安全区，一个位于当地季节风的上风方向处,其余与之成90°~ 120"分布
8.2.3在井场人口、临时安全区,井架上、钻台上,循环系统、防喷器远控台等处应设置风向标
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钻人含硫油气层前,应将机系房、循环系统及二层台等处设置的防风护套和其他类似的围布拆 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,将钻井液密度调整至设计上限,pH值调整至9.5以上;采用铝制钻 具时,pH值控制在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钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防硫化氢的应急预案,并组织演练;一旦硫化氢溢出 地面,应立即启动应急预案
GB/I31033一2014 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;迅速做好储水将供水工作,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， 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,硫化氢和二氧化碳含量,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 井喷失控后,在人员生命受到巨大威胁、撤离无望,失控井无希望得到控制的情况下,作为最后 a 手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火; 点火程序的相关内容应在应急预案中明确;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,并列人应急预案中; 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; 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二氧化 硫浓度进行监测
1 井控及硫化氢防护培训 10.1井控培训 10.1.1执行“井控培训合格证”制度的人员 从事钻井生产,技术和安全管理的各级人员,现场操作和现场技术服务有关人员以及井控培训教师 应持井控培训合格证上岗
10.1.2井控培训内容 井控培训应包括(但不限于)如下内容 a)井控基本理论、地层压力预测和监测、溢流和井喷发生原因及溢流的及时发现、关井程序和常 用压井方法的原理及参数计算,压井施工和复杂井控问题的处理 井控装置的结构、工作原理、安装,调试,试压,使用维护保养和故障排除
10.2硫化氢防护培训 10.2.1执行“硫化氢防护培训合格证”制度的人员 在含硫化氢环境中的作业人员上岗前都应接受硫化氢防护培训,经考核合格后持证上岗
GB/T31033一2014 10.2.2硫化氢防护培训内容 硫化氢防护培训应包括(但不限于)如下内容: 硫化氢的来源,理化特性、中毒反应,以及中毒的现场救护; a b硫化氢腐蚀及防腐措施; 现场作业的安全措施及应急响应程序; c D 硫化氢监测仪器及防护器具的使用
GB/I31033一2014 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)e)给出了防喷导流器的井口装置组合形式
排出管线 排出管线 防喷导流器 闸阀 防喷导流 闸阀 遇母进里细 抖进一母蛋地里知 压井管线闸阀 闹阀 排出管线 拌出管线 压井管线用网 闸阀 井口装置组合形式1 井口装置组合形式2 排出管线 闸阀 里回 防喷导流器 丹四u与班 排出管线 压井管线闸风 闸阀 任管斗 c 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 A.2.114MIPa和21MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式 图A.2中的a)d)给出了14MPa和21MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式
10o
GB/T31033一2014 双闻板防喷器 单闸板防喷器 四通 四通 套管头 套管头 井口装置组合形式4 井口装置组合形式5 a b 环形防喷器 单网板防喷器 单闸板防喷器 四通 四通 单闸版防喷器 套管头 套管头 井口装置组合形式6 井口装置组合形式7 图A.214MPa和21MPa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)e)给出了35MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式
11
GB/I31033一2014 环形防喷器 双闸板防喷器 环形防喷器 四通 双闸板防喷器 )四通 四通 套管头 套管头 井口装置组合形式8 b 井口装置组合形式9 a 环形防喷器 单闸板防喷器 四迪 单闸板防喷器 四通 套管头 井口装置组合形式10 图A.335MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式 A.2.370MPa和105Pa压力等级防喷器的井口装置组合形式 图A.4中的a)h)给出了70MPa和105MPa压力等级防喷器的井口装置组合形式
12
GB/T31033?2014 η η ? ? ? ?? ?? ? ? ?? ?? ??11 ??12 a b η η ? ? ? ? ?? )? ? ? ? ?? d ??13 ??14 c ?A.470MIPa105MIPa????? 13
GB/I31033?2014 η η ? ? ? ?? ?? ? ? ? ?? ??15 oO ??16 η ? η ? ? ?? ?? ? ? ? ù S? ? ? ? ??17 ??18 h g ?A.4 14
GB/T31033一2014 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)e)给出了标准套管头结构图
二" 简易套管头结构图 单级套管头结构图 整体套管头结构图 a b e+ 双级套管头结构图 三级套管头结构图 d 图B.1套管头结构图 15
GB/I31033一2014 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
说明 1 手(液)动节流阀 12,J3手动闸阀 图c.114MIPa压力等级节流管汇组合形式 c.1.221MIPa压力等级节流管汇组合形式 图c.2给出了21NMPa压力等级节流管汇组合形式
J10 说明 液动节流阀 -手(液)动节流阀 J4 手动刚阀
J2、J3、J5、J6a、J6b、J7、J8、J9、J10 图C.221MIPa压力等级节流管汇组合形式 c.1.335MPa、70MPa和105MPa压力等级节流管汇组合形式 图C.3中的图a)e)给出了35MPa、70MPa和105MPa压力等级节流管汇组合形式
16
GB/T31033一2014 J8 J2a 15 东已 J2b 应 J2a J2e 1J12 14 玉 O送 " 灿店 J2b J6aJ6b J6a J3a 口 第啊 J6aJ6b JM A店 J3b 定 3b 造 Rc 班泪 芒 白J10 J10 J10 组合形式1 组合形式2 组合形式3 a b J2a 2n J2b J2b 2 2 I6 2e B”" J6b J3a J6c 13a J3b J3h I3% e 拦 m 5J10 组合形式4 组合形式5 d e 说明: J1 -液动节流阀 J4,J13手(液)动节流阀 J2a、J2bJ2e、J3a、J3bJ3c、J5、J6a、J6b、J6ce、J7、J8、J9J10、J11、J12、J14一 手动闸阀
图c.335MPa,70MPa和105MPa压力等级节流管汇组合形式 压井管汇组合形式 图C.4中的a)和b)给出了压井管汇组合形式
17
GB/I31033一2014 D2 Y3 弓长只白 Y2 Y2 Y y1 D1 D1 压井管汇组合形式1 压井管汇组合形式2 说明 手动闸阀 Yl1、Y2、Y3 D1、D2 -单流阀
图c.4压井管汇组合形式 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)e)给出了单钻井四通井口井控管汇布置形式
舞身 片尖 互 卖 白啡 放喷管线 压井管汇 防喷管线 防喷管线 节流管汇 放喷管线 井控管汇布置形式1 e中一 三 1=2 兰 放喷管线 压井管汇 防喷管线 防喷管线 节流管汇 放喷管线 h 井控管汇布置形式2 图c.5单钻并四通并口井控管汇布置形式 18
GB/T31033一2014 毛张啡 " 早 可 三算中一 -眨日 " 2at 2 F"互 裳 些非 放喷管线 放喷管线 压井管汇 防喷管线 防喷管线 节流管汇 井控管汇布置形式3 说明 1*,2”,2b,3*,3a*,ta”,4b*,F1",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)和b)给出了双钻井四通井口井控管汇布置形式
异 丰声 单身 消 放喷管线 防喷管线 放喷管线 压井管汇 防喷管线 节流管汇 井控管汇布置形式4 a 尖 排 芒一 放喷管线 防喷管线 节流管汇 放喷管线 压井管汇 防喷管线 井控管汇布置形式5 b 说明: 1、2、3、5=,6=、7#、8 手动闸阀 -液动闸阀
图c.6双钻井四通井口井控管汇布置形式 19
GB/I31033一2014 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); e)开启液(手)动平板阀; 关防喷器(先关环形防喷器,后关半封闸板防喷器) 先关节流阀试关井),再关节流阀前端的平板阀; e 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; 抢接钻具止回阀或旋塞阀 c d开启液(手)动平板阀 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起下钻铤中发生溢流时 发出信号; a b停止起下钻作业; e抢接防喷单根或防喷立柱 d 开启液(手)动平板阀; 关防喷器(先关环形防喷器,后关半封闸板防喷器) e f 先关节流阀试关井),再关节流阀前端的平板阀; 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
g D.1.4空井发生溢流时 发出信号， a b)开启液(手)动平板阀 e)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 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
e 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
D.2硬关井操作程序 D.2.1 钻进中发生溢流时 20
GB/T31033一2014 发出信号; a 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); d 关节流阀前端的平板阀; 开启液(手)动平板阀 e 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; 停止起下钻作业; D 抢接钻具止回阀或旋塞阀 c 关防喷器(先关环形防喷器,后关半封闸板防喷器) d 关节流阀前端的平板阀 e f 开启液(手)动平板阀" 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
g D.2.3起下钻铤中发生溢流时 发出信号 a b停止起下钻作业; e)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); 关节流阀前端的平板阀 e) 开启液(手)动平板阀; f 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
g D.2.4空井发生溢流时 a)发出信号 b)关全封闸板防喷器 e)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
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 21
GB/I31033一2014 参 考 文 献 [1]sY/T5087一2005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 [2]sY5712一2007石油与天然气井井控安全技术考核管理规则 [1 SY/T5964一2006钻井井控装置组合配套安装调试与维护 sY/T6137一2005含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法 [5 SY/T6277一2005含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 C sY/T6426一2005钻井井控技术规程 口" 1999 SY/T6432 浅海石油作业井控要求 [8]sY/T6616一200s 含硫油气井钻井井控装置组合配套,安装和使用规范 sY/T67892010套管头使用规范 LO 含硫油气井钻井作业规程 Q/SY1l152013 Q/SY1552-2012钻井井控技术规范 Q/SH10200851一2012海洋钻井平台井控装置配套、安装与检查 Q/Hs20282010海上钻井作业井控规范 [u13 Q/sYcQZ058一2011四川油气田钻井井控实施细则 LI0 [15]石化安[2010)379号石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定 号 海洋石油钻井井控实施细则 [[16]石油集团海洋工程有限公司海工字[2005101 [17]塔里木油田钻井井控实施细则 [18]胜油局发[C2011]247号胜利石油管理局,胜利油田分公司钻井(陆上)井控工作细则 22
石油天然气钻井井控技术规范GB/T31033-2014解读
井控技术是指通过监测井口流量、井底压力、井身温度等参数，对钻井过程中井眼稳定性、钻头运行状态等进行实时监测和控制的技术。在石油天然气勘探开发中，井控技术是保障工程质量、提高生产效率和节约成本的关键技术之一。
根据《石油天然气钻井井控技术规范GB/T31033-2014》，井控技术主要分为三类：机械式井控、液压式井控和电子式井控。
机械式井控技术是指通过井口机械装置控制钻柱的下降速度和井眼稳定性的技术，适用于一些简单井型。液压式井控技术是指通过改变循环流量和泥浆密度等影响井底压力的因素来控制钻井井眼稳定性的技术，适用于大部分井型。电子式井控技术则是指通过使用传感器和计算机系统实时监测井内参数，并对参数进行分析、处理和调整的技术，适用于复杂多变的井型。
除了上述三类井控技术外，《石油天然气钻井井控技术规范GB/T31033-2014》还对如下内容进行了规范：
- 井控技术的应用条件和基本要求；
- 井控设备、工具和仪器的选择、组合和试验；
- 井控过程中需要注意的安全事项和操作规范；
- 井控数据的收集、处理和分析方法；
- 井控现场质量评价标准和方法。
总之，《石油天然气钻井井控技术规范GB/T31033-2014》的发布，为我国石油天然气勘探开发行业提供了统一的技术规范和标准，推动了井控技术的研究与应用。相信在不久的将来，随着技术的不断进步和完善，井控技术将会在石油天然气勘探开发中发挥更加重要的作用。
