井控设计规范
石油天然气钻井井控技术规范-编制说明
《石油天然气钻井井控技术规范》修订初稿编制说明中国石油集团川庆钻探工程有限公司二。
二三年四月一、任务来源近年来，随着油气勘探向复杂深层迈进，钻井难度逐渐增加,井控技术与装备要求越来越高，面临的井控风险也愈加严峻。
随着井控技术及装备也在不断的发展，GB/T31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》中部分条款已不能满足当前各油气田企业对石油天然气钻井井控的技术需求。
此次由川庆钻探工程有限公司牵头修订GB/T31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》。
二、主要内容及依据本标准规定了规定了石油天然气钻井作业中涉及的井控设计，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，以及井喷失控的处理，内容包括：--- 前言——范围——规范性引用文件——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标准的修订主要依据行业标准SY/T5087-2017《硫化氢环境钻井场所作业安全规范》、SY/T5742-2019《石油与天然气井井控安全技术考核管理规则》、SY/T5964-2019《钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范》，同时参考了现行的相关标准。
三、国内外相关标准概况GB/T31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》中引用的部分国内相关标准和规定相继进行了更新和修订，对石油天然气钻井井控安全做出了相应进一步明确或变化，GB/T31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》中部分条款已不能满足当前国内各油气田企业对于石油天然气钻井过程中井控作业安全管理要求。
四、制定工作过程(1)成立标准制定工作组，在各类文献检索平台进行相关资料收集、调研，制定了起草计划。
(2022年08月~2023年09月)(2)调研GB/T310332014《石油天然气钻井井控技术规范》在执行过程中存在的问题，征集《石油天然气钻井井控技术规范》修订建议。
井控培训(井控管理)
井控管理
二、钻井井控相关设计规范
9、在可能含硫化氢地区钻井，应对含硫化氢的层位、埋藏 深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的安全和 技术措施。 10、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、 井喷失控或着火的安全措施。 11、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。
井控管理
二、钻井井控相关设计规范 6、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： • 探井、超深井、复杂井的井身结构充分估计不可 预测因素，留有1层备用套管； • 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，套管下深应封住开 采层并超过开采段100m；
井控管理
二、钻井井控相关设计规范 5、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为基准， 再增加一个附加值: 油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压 差1.5MPa～3.5MPa； 气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差 3.0MPa～5.0MPa
井控管理
二、钻井井控相关设计规范 8、钻井工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料 的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。 • 第一类井：加重钻井液的储备量为井筒容积的1～2倍， 加重钻井液的密度应大于在用钻井液密度0.2 g/cm3以上, 加重料储备量为在用钻井液总量密度提高0.2g/cm3用量。 • 第二类井：加重钻井液的储备量为井筒容积的0.5倍～ 1.5倍，加重钻井液的密度应大于在用钻井液密度 0.1g/cm3以上,加重料储备量为在用钻井液总量密度提高 0.1g/cm3用量。油区内部第二类井，在交通便利的情况 下，现场可只储备加重浆，加重料可就近集中存放。
04井控设计规范
7.7 压井施工前必须进行技术交底、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、 套管压力、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。
c）井场电器设备、照明器具及输电线路的安装，必须符合 SY5225的要求。井架、钻台、机泵房照明线路应各接一组电 源，探照灯电路应单独安装。井场电线不得横跨主体设备。 井架、钻台、机泵房和净化系统照明，全部采用防爆灯。距 井口30m以内的电器设备，必须使用防爆开关、马达。
3.钻井井控设计
d）井队生活区距井口300m以上，相对井场在当 地季节风的上风或侧上风方向。 e）对井场周围2km以内的居民住宅、学校、厂 矿等进行勘查，并将其位置标明在设计书中。 f）在草原、苇塘、林区钻井时，井场周围应筑 防火隔离墙。
3.钻井井控设计
3.1 根据地震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、浅气层资料、油气水显 示和复杂情况。
3.钻井井控设计
3.2 据地质资料，分段设计适合地层特性的钻井液类型和近 平衡压力钻井所需合理的钻井液密度。
在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，以裸眼井段的最 高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，加一个附加值： 油/水井：0.05～0.10g/cm3 或1.5～3.5MPa； 气井：0.07～0.15 g/cm3 或3.0～5.0MPa； 具体选择附加值时，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/气/水层的埋藏深度； ●地层油气中硫化氢的含量； ●及井控装置配套情况； ●钻井人员的井控技术水平。
QHS 海上钻井作业井控规范
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低 于最大地层孔隙压力的 1.2 倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于 70 MPa。 2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。 2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构 宜带有封隔器。 2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。 2.7 在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。 2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。 2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备 应满足井控要求。 2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段 1.5 倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20 g/cm3 的需要；常压井加重材料储备量不少于 80 t，高压气井加重材料储备量不少于 150 t。 2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。 2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高 PH 值的碱性材料。 2.14 在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动 态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前 15 日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝 完为止。 2.15 高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。 2.16 深水钻井应进行溢流允许量计算，以 0.12 g/cm3 井涌强度为基础的溢流允许量宜大于 4 m3，否则 应调整井身结构。
井下作业井控技术规程
03 井控设备检查与维护保养制度
CHAPTER
井控设备日常检查内容
井口装置
防喷器
检查井口装置是否完好， 有无破损、变形、渗漏
等现象。
检查防喷器及其控制系 统是否正常工作，密封
性能是否良好。
压井管汇
检查压井管汇各阀门、 管线是否完好，有无渗
漏现象。
节流管汇
检查节流管汇各阀门、 管线是否完好，节流阀
性，确保油气层安全开采。
井口装置安装与调试
03
安装井口装置并进行调试，确保井口装置性能可靠，满足油气
开采要求。
05 应急情况下的井控措施及处置方法
CHAPTER
溢流、漏失等异常情况识别
观察井口压力变化
通过实时监测井口压力， 及时发现压力异常升高或 降低的情况，判断是否存 在溢流或漏失。
监测返出钻井液量
观察井口压力
关井后，应持续观察井口压力 变化，为后续处置提供依据。
注意事项
在关井过程中，要确保操作迅 速、准确，避免误操作引发更
严重的事故。
压井液选择和压井方法
压井液选择
根据井筒压力、地层特性和漏失情况等因素，选择合适的压井液类型和密度。
压井方法
根据具体情况选择合适的压井方法，如司钻法、工程师法等，确保压井作业安全有效。
故障诊断与排除方法
井口装置故障
如发现井口装置存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应 及时更换损坏部件。
防喷器故障
如发现防喷器存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无法修复，应及 时更换损坏部件或整套防喷器。
压井管汇和节流管汇故障
如发现压井管汇或节流管汇存在故障，应立即停机检查，找出故障原因并进行修复；如无 法修复，应及时更换损坏部件或整套管汇。同时，要检查相关阀门和管线的密封性能，确 保其正常工作。
井控关井程序规范
井控关井程序规范一、常规钻机井控关井程序规范（一）钻进时发生溢流1、发信号。
由司钻发出长笛报警信号，其他岗位人员停止作业，按照井控岗位职责分工，跑步进入井控操作位置。
2、停止钻进。
由司钻操作停转盘，停止钻进。
3、抢提方钻杆。
由司钻操作抢提方钻杆，将转盘以下近井口钻杆接头提至转盘面0.5m以上，停泵，指挥内外钳工扣好吊卡。
4、开（四号）平板阀。
如平板阀是液动平板阀，安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台打开液动平板阀，副司钻在远程控制室观察液动平板阀控制手柄的开关状态，否则，由副司钻通过远程控制室打开液动平板阀；如平板阀不是液动平板阀，由场地工负责打开平板阀。
5、关防喷器。
由司钻发关井信号。
如安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台关防喷器，副司钻在远程控制室观察防喷器相关控制手柄的开关状态，一旦发现防喷器控制手柄关井没有到位或发现司钻关防喷器操作失误时，要立即纠正；如没有安装司钻控制台，由副司钻通过远程控制室关防喷器。
6、关节流阀，试关井。
由井架工负责关节流阀，待节流阀关闭以后，场地工负责关闭下游第一个平板阀。
如节流阀是液动阀由场地工负责观察防喷器关井是否到位，并通知井架工关节流阀，试关井。
7、看套管压力、立管压力、钻井液变化量。
关井以后，由井架工看套管压力，内钳工看立管压力，泥浆工看循环罐钻井液变化量，并将三个参数分别报告司钻。
（二）起下钻杆时发生溢流1、发信号。
由司钻发出长笛报警信号，其他岗位人员停止作业，按照井控岗位职责分工，跑步进入井控操作位置。
2、停止起下钻杆作业。
由司钻操作将井口钻杆坐在转盘上，通知井架工立即从井架二层台下来，组织内外钳工做抢接应急旋塞阀的准备工作。
3、抢接应急旋塞。
由司钻根据溢流情况判断，在条件允许抢下钻杆时，要组织井架工、内外钳工抢下钻杆，然后抢接应急旋塞，否则直接抢接应急旋塞，并负责将井口钻杆接头提离转盘面。
4、开（四号）平板阀。
如平板阀是液动平板阀，安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台打开液动平板阀，副司钻在远程控制室观察液动平板阀控制手柄的开关状态，否则，由副司钻通过远程控制室打开液动平板阀；如平板阀不是液动平板阀，由场地工负责打开平板阀。
《井下作业设计规范》
中国石油
井下作业设计规范（地质设计）
4.1.3 历次作业情况简述 按时间排序简述历次作业情况，详细叙述最近一次作业情况。 4.1.4 施工目的及要求 分析减产、停产和停注原因，简述地质目的和地质要求。 4.1.5 与井控相关的情况提示 1) 与邻井油层连通情况及气（汽）窜干扰情况； 2) 本井和邻井硫化氢等有毒有害气体检测情况； 3) 地层压力或压力系数、气油比、产出气及伴生气主要成分等； 4)提供井场周围500m（含硫化氢油气田探井井口周围3km、生产井 井口周围2km)的居民住宅、学校、厂矿等环境敏感区域的说明，并提出 相应的井控提示等； 5) 其它风险提示。 4.1.6 井况、井身结构及生产管柱数据 井下落物情况，套管技术状况，井身结构及生产管柱数据等。 （详见附录A）
复、油气水井弃置及封井等；
中国石油
井下作业设计规范（地质设计）
4.1 小修作业地质设计 4.1.1 油气水井基本数据 除了提供该井所属油气田或区块名称、地理位置，还包 括以下几类数据： 钻完井数据：开钻日期、完钻日期、完井日期、完钻井 深、人工井底、目前人工井底、钻井液性能、固井质量等； 生产油气层基本数据：层位、层号、解释井段、厚度、 孔隙度、渗透率、含油饱和度、岩性等； 射孔数据：层号、射孔井段、厚度、射孔液等； 套管数据：规范、钢级、壁厚等。 4.1.2 油气水井生产数据 本井生产情况包括油气生产情况、注水、注气（汽）情 况，邻井生产情况包括相邻（或井组对应）油气水井生产情 况、连通井受益情况等。
中国石油
三、《井下作业设计规范》标准内容
目 次 1 范围 ……………………………………………………………………… …………… 1 2 规范性引用文件 ……………………………………………………………………… 1 3 设计书要求……………………………………………………………………………… 1 4 地质设计内容…………………………………………………………………………… 1 5 工程设计内容…………………………………………………………………………… 3 6 施工设计内容…………………………………………………………………………… 5 7 设计书格式……………………………………………………………………………… 6 附录A ………………………………………………………………………………………7 附录B ………………………………………………………………………………………13 附录C ………………………………………………………………………………………20 附录D ………………………………………………………………………………………26 附录E ………………………………………………………………………………………30 附录F ………………………………………………………………………………………33 附录G ………………………………………………………………………………………37 附录H ………………………………………………………………………………………40 附录I ………………………………………………………………………………………44 附录J ………………………………………………………………………………………48 附录K ………………………………………………………………………………………52
煤层气井钻井井控实施细则
煤层气井钻井井控实施细则
包括以下内容：
1. 井控计划的制定：制定煤层气井钻井的井控计划，明确井控的目标和要求。
2. 井控设备的准备：准备井控所需的设备、工具和材料，确保井控设备的正常运转。
3. 井口设备的安装：安装井口设备，包括井口防喷装置、井口排气装置等，确保井口的安全。
4. 井内装置的安装：安装井内装置，包括井眼防喷装置、井内搅拌装置等，确保井内的安全。
5. 井筒稳定的措施：采取稳定井筒的措施，包括合理布置钻头、调整钻速等，防止井筒崩塌。
6. 气体监测和处理：对钻井过程中的气体进行监测，及时发现异常情况，并采取相应的处理措施，保障人员的安全。
7. 钻井液的控制：控制钻井液的密度、循环速度等参数，确保井底的稳定和钻井液的正常循环。
8. 钻井参数的监测：监测钻井的参数，包括钻压、回压、钻速等，及时调整钻井参数，防止意外事件的发生。
9. 井底停工的措施：在遇到井控异常情况时，及时停工，采取相应的措施解决问题，并确保井底的安全。
10. 井口人员的安全防护：对井口人员进行安全教育培训，提供安全防护装备，并严格执行安全操作规程。
以上是煤层气井钻井井控实施细则的一些主要内容，具体的实施细节还需要根据实际情况进行制定和执行。
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井控设计规范
第八条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，大港油田地质、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。
第九条进行地质设计前应对井场周围2000米范围内的居民住宅、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、水资源情况和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、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。
第十条地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：
油气井井口距离高压线及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、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。
若安全距离不能满足上述规定，由油田公司与油田集团公司安全主管部门组织相关单位进行安全和环境评估，按其评估意见处置。
含硫油气井的应急撤离措施，执行SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》有关规定。
第十一条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段预测的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。
第十二条在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确提供注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。
第十三条在可能含硫化氢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预测，并在工程设计书中明确应采取的相应的安全和技术措施。
第十四条工程设计书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钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：
一、油井、水井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa～3.5MPa；
二、气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或增加井底压差
3.0MPa～5.0MPa。
具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套情况等因素。
含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。
第十五条工程设计书应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：
一、探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素；
二、在井身结构设计中，同一裸眼井段中原则上不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层；
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100m；
四、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。
•表层套管下深应满足井控安全、封固疏松地层、砾石层的要求，固井水泥应自环空返至地面。
技术套管应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全的要求，水泥返高要执行相关标准，“三高”油气井的技术套管水泥应返至上一级套管内或地面。
油层套管应满足固井、完井、井下作业及油（气）生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300m。
五、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，且水泥必须返到地面。
六、在钻机选用上应考虑适当的井架底座高度，任何井口装置、工具的安装应为井控装置和抢险装备的安装留有合理空间，为复杂井的钻井和井喷抢险提供必要条件。
七、用于高含硫油气井的防喷器累计上井使用时间应不超过7年，且使用前应经过严格的试压检验，各项指标必须合格。
第十六条工程设计书应明确每层技术套管固井开钻后，要求测定套管鞋下第一个砂层的破裂压力；如果套管鞋以下未钻遇砂层，则钻进50m后测定套管鞋处地层破裂压力。
第十七条钻井必须装防喷器，并按井控装置配套要求进行设计。
第十八条工程设计书应明确井控装置的配套标准：
一、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.钻井设计中提示有浅气层且需表层套管封固的井，要设计下入导管，并用水泥固牢，同时设计安装井口防喷器或导流器，见附件1中图1；
2.选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附件1中图2～图5；
3.选用压力等级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有三种形式供选择，见附件1中图6～图8；
4.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，见附件1中图9～图12。
二、欠平衡钻井作业
1.压力等级为35MPa时,其防喷器组合有两种形式供选择，见附件1中图6～图8,并在其上面安装旋转防喷器。
2.压力等级为7OMPa和105MPa时，其防喷器组合形式选择，见附件1中图10～图12,并在其上面安装旋转防喷器。
三、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，节流管汇见附件1中图13；
2. 压力等级为21MPa时，节流管汇见附件1中图14；
3. 压力等级为35Mpa和70MPa时，节流管汇见附件1中图15；
4. 压力等级为105MPa时，节流管汇见附件1中图16。
四、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，其基本形式见附件1中图17、图18；
五、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；
六、含硫井的井控装置、套管头、四通、防喷管线、放喷管线、回收管线等连接管线、内防喷工具、液气分离器等设施，其材质符合SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》规定。
七、含硫化氢井、居民区域井、人员聚集场所附近井等，J1阀和4号闸阀应为液动闸阀。
八、区域探井、气井、气油比高的井、含硫化氢等有毒
有害气体的井，地层压力大于等于70MPa的井，从压井管汇至远程泵房接一条压井管线。
第十九条根据地层流体中硫化氢和二氧化碳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采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，工程设计书应按照SY/T 5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。
第二十条工程设计书应明确钻具内防喷工具、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的配备，以满足井控技术的要求；“三高”油气井的井控设计应综合考虑地层流体的性质和压力，套管鞋以下裸眼地层的破裂压力和防喷器、套管头、技术套管的额定压力以及随后进行的钻井、井下作业可能对它们的承压能力造成的降低，井控装置和工具的选择应留有余地。
第二十一条钻井工程设计书中，应明确钻开油气层前储备一定量的重钻井液和加重材料，以及油气井压力控制的主要技术措施。
一、设计井深≤2000m的井，设计储备加重剂不少于30t；设计井深＞2000m的井，不少于60t。
二、设计书中要设计储备比设计最高密度高0.2g/cm3的压井液40-80m3。
三、探井从二开开始储备压井液，气井和气油比高的开。