6--华北油田--井身结构优化方案
抽油机节能降耗措施探究李亚敏1刘广业2
抽油机节能降耗措施探究 李亚敏1 刘广业2
发布时间：2023-05-30T04:31:47.129Z 来源：《工程管理前沿》2023年6期 作者： 李亚敏1 刘广业2
[导读] 抽油机是油气资源开采过程中必须用到的一种机器，随着大家的节能意识越来越高，抽油机的能耗问题一直是油气资源开采过程中的首要问题。本文主要阐述了对抽油机耗能产生影响的因素，并有针对性的提出了抽油机节能降耗的措施，旨在能够有效的降低油气开采
过程中的能耗，推动石油产业进一步的发展。
1.华北油田检验检测中心节能监测站 河北任丘 062552
2.华北油田检验检测中心特检公司 河北任丘 062552
摘要：抽油机是油气资源开采过程中必须用到的一种机器，随着大家的节能意识越来越高，抽油机的能耗问题一直是油气资源开采过
程中的首要问题。本文主要阐述了对抽油机耗能产生影响的因素，并有针对性的提出了抽油机节能降耗的措施，旨在能够有效的降低油气
开采过程中的能耗，推动石油产业进一步的发展。
关键词：抽油机；节能；降耗；措施
一 引言
随着我国工业化进程的不断推进，经济的快速发展，对于能源的需求量不断在增加。我国目前的能源结构中，石油与天然气是主要的
能源之一。随着我国对油气资源的不断开采，我国的开采技术越来越成熟，但与此同时，开采地质的条件越来越差，我们面临的挑战也越
来越多。在整个油气资源开发的过程中，抽油机是一种必备的工具，其主要作用是将油气资源从地下运输到地上。但是通过实践总结发
现，整个石油开发过程中三分之一的能源损耗都来自于抽油机。在如今大力提倡的节能政策下，我们油气资源的开采也必须要把降低能耗
作为一项重点工作。降低油气资源开采耗能对于降低石油开发成本，提升石油开发收益具有十分重要的应用，本文主要对油田抽油机耗能
的因素展开分析，并提出了抽油机节能降耗的措施，旨在能够有效的降低油气开采过程中的能耗，推动石油产业进一步的发展。
二 油田抽油机耗能因素分析
抽油机的工作机理可以看成是一种活塞运动，通过空气、水压入井下后将井底原油抽出。基于井底抽油管柱的往复运动，对油气储层
泵送桥塞分段压裂工艺在煤层气“二开半程固井”水平井中的应用
第17卷第6期
2020年12月中国'煤层气；
CHINA
COALBED
METHANEVol
. 17 No
. 6
Dec
ember
. 2020
泵送桥塞分段压裂工艺在煤层气
二开半程固井”水平井中的应用
姚伟薛占新金国辉王青川王琪徐婷婷
(华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西046000)
摘要：
沁水盆地樊庄、郑庄区块水平井主要采取“二开半程固井+油管拖动压裂”的开方式
式，该工艺实现了单分支水平井日产万方的突破。但该工艺施工周期长，安全隐患大的问题逐步
显现。为此，借鉴常规油气和页岩气开发经验，首次在国内二开半程固井水平井开展泵送桥塞分
段压裂试验，取得成功。现场试验表明：泵送桥塞分段压裂工艺可在煤层气半程固井水平井中推
广应用；该工艺可实现一天压裂3~4段，提高了施工效率；依据井眼轨迹不同，桥塞可选用速
钻桥塞、可溶桥塞。
关键词：
煤层气水平井泵送桥塞分段压裂
Application of Pumping Bridge Plug Staged Fracturing Technology in
CBM Horizontal Well with Second Spud Halfway Cementing
YAOWei,
XUEZhanxin,
JINGuohui,
WANG
Qingchuan,
WANGQi,
XU
Tingling
(Shanxi
CBM
Exploration &
Development
Branch,
PetroChina
Huabei
Oilfield
Company,
Shanxi 046000)
Abstract：
The
horizontal
wells
in
the
Fanzhuang
Block
and
Zhengzhuang
Block
in
Qinshui
Basin
mainly
adopt
the
development
method
of
‘‘second
spud
复合盐层钻井技术
复合盐层钻井技术
复合盐层对钻井工程的危害
复合盐层钻井，特别是深井复合盐层钻井，是一个钻井技术难题。据国内外资料介绍和塔里木复合盐层钻井情况分析，复合盐层层钻井时会产生以下复杂情况：
1． 深部盐层会呈现塑性流动的性质，盐岩的塑性变形产生井径缩小。
2． “软泥岩”蠕变速率极高。美国安秋子牧场油田曾测得这种“软泥”的初始蠕变速率约2.54cm/h。
3． 以盐为胎体或胶结物的泥页岩、粉砂岩或硬石膏团块，遇矿化度低的水会溶解。盐溶的结果导致泥页岩、粉砂岩、硬石膏团块失去支撑而坍塌。
4． 夹在盐岩层间的薄层泥页岩、粉砂岩，盐溶后上下失去承托，在机械碰撞作用下掉块、坍塌。
5． 山前构造多次构造运动所形成的构造应力加速复合盐层的蠕变和井壁失稳。
6． 无水石膏等吸水膨胀、垮塌。无水石膏吸水变成二水石膏体积会增大26%左右，其它盐类如芒硝、氯化镁、氯化钙等也具有类似性质。
7． 盐层段非均匀载荷引起套管挤毁变形。
8． 石膏或含石膏的泥岩在井内钻井液液柱压力不能平衡地层本身的横向应力时，会向井内运移垮塌。
以上8个方面的复杂问题构成了复合盐层钻井的困难。在国内，比较典型的复合盐层存在于中原油田的文东地区沙三2、沙三4地层中，1976～1986年中共发生复合盐层恶性卡钻事故17口井，其中6口井报废，5口井侧钻，6口井倒扣解除，2口井事故完井。据华北油田1993年的统计，第三系复合盐层造成荆丘地区64%油水井的套管被挤毁，美国的安秋子牧场油田由于复合盐层影响也多次发生卡钻、套管挤毁等复杂问题。塔里木第三系，石炭系和寒武系复合盐层给钻井带来了不同程度的危害性。
5.2 复合盐层井井身结构设计
5.2.1 确定井身结构准则
复合盐层地质条件复杂，纵向和横向分布不均匀，存在不同的地层压力系统，因此根据常规的地层压力和地层破裂压力梯度来考虑的井身结构设计方法是不能满足工程需要的。复合盐层井身结构设计要同时考虑套管设计，因为有些地层需要下组合套管，其设计准则如下：
水平井桥塞分层试油工艺技术
２００８年１Ｏ月 油气井测试 第１７卷第５期
水平井桥塞分层试油工艺技术
郝增贤 肖中海 李民乐 王伟秋
（华北油田井下作业公司河北任丘０６２５５２）
摘要水平井试采是目前一项逐渐成熟的、有效提高油气产能的技术途经。但因水平井特殊
的井身结构，使得在水平井段进行井下施工操作具有独特的施工环境，试油和开采过程中有别于直
井或斜井的常规试油工艺。使用改进的水平井可捞式桥塞，克服了水平井段普通桥塞不易坐封和 打捞困难的缺憾，对水平井段封层和分层试油及现场类似操作具有一定的借鉴作用。
关键词水平井桥塞试油 应用
前 言
水平井试采是大幅度提高油气产能和采收率，
降低油田开发成本的有效途径，目前水平井已作为
常规技术应用于几乎所有类型的油藏，成为开发油
气田的一种有效手段。由于水平井受其特殊的井身
结构影响，这类井眼对分层试油测试、分层措施改
造、卡堵水等工艺不同于一般的直井和斜井，因此，
研究、开发和应用水平井井下作业分层试油测试、分
层措施改造、卡堵水工艺技术有着十分重要的现实
意义。
改进型ＦＸＳＰ．Ｙ４４５—１ １２桥塞
在水平段坐封封隔器及封隔器的打捞工作比直
井和斜井段要困难得多，故在水平井选用合理的封
隔器及封隔器的坐封、打捞技术有着特殊的要求，需
要对常规井下工具进行加工改造。现场通过应用改
进型的ＦＸＳＰ—Ｙ４４５一儿２可取式桥塞，成功进行了封
堵上返试油、分层卡水工艺，并顺利取出，充分证实
该工艺在水平井试采过程中完全适用并安全可靠。
１．工具串组合技术原理
（１）桥塞结构：由上、下两个扶正器，单向阀和水
平堵水工具组成，液压坐封，双向卡瓦，步进锁定，下
打捞工具捞矛或捞筒解封打捞。该水平井可捞式桥 塞主要由送封装置、封堵装置和锚定装置三个部分
组成 ¨。 （２）工作原理：①坐封：下到预定的位置后，从油
管内正憋压，当压差大于２～４ ＭＰａ时，衬管以外部
分与坐封机构脱开。在液压作用下，下卡瓦卡住套
XJ900DBN电动储能内绷绳修井机技术方案-
XJ900DBN电动储能内绷绳修井机
技术方案
中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司
中油石油集团渤海石油装备制造有限公司
2017年4月17日
1 一、 总体方案概述
XJ900DBN电动储能内绷绳修井机是将电储能技术和内绷绳技术相结合，取消修井机外绷绳，保留内绷绳，直接接入井场电源工作的新型电驱修井设备。该设备有效解决了电动修井机受井场配电容量、井场作业空间限制的问题，适用于配备50kVA及以上井场变压器电源的油、气、水井的小修作业，满足村庄、城区、养殖场、戈壁、沙漠等狭小复杂地形环境以及低噪音修井作业要求，具有节能降耗、减排降噪的工作特性。
整机由专用底盘车、电控系统、超级电容储能系统、传动系统、内绷绳专用井架、游动系统、液气系统、照明系统、稳定监测系统等组成，总体布置示意图见图1，工作状态图见图2。
图1 整机布置图
2
图2 整机工作状态图
3 传动原理：
整车动力传动包括工作动力传动路径和行车动力传动路径。工作动力传动路径动力源为变频电机，电机输出动力给变速箱，经角箱、链条箱、绞车驱动游动系统进行管柱起下。行车动力动力源为底盘车发动机，发动机动力通过变速箱、分动箱驱动车桥行驶。传动原理见图3。
图3传动原理图
二、 设计技术标准及依据
GB/T 23505-2009《石油修井机》
GB 1589-2016 《道路车辆外廓尺寸、轴荷及质量限值》
API Spec 4F 《钻井和修井井架、底座规范》
API Spec 7K 《钻修井设备规范》
API Spec 8C 《钻井采油提升设备规范》
4 API Spec 9A 《钢丝绳规范》
API RP 500 《石油设施电气设备的区域分类推荐作法》
SY/T 6680 《石油钻机和修井机出厂验收规范》
三、 整机主要技术参数及指标
1、主要技术参数
修井深度：4000m（2 7/8″外加厚油管）
定向井工艺在复杂基岩地层地热钻井中的应用
２００７ Ｖ０１．２ Ｎｏ．２ 黄学勤等：定向井工艺在复杂基岩地层地热钻井中的应用 ２００７ 第２卷第２期
定向井工艺在复杂基岩地层地热钻井中的应用
黄学勤，柯柏林，赵连海，温泽涛，佟红兵
（北京市地质勘察技术院，北京１０２２１８）
摘要：定向井工艺首次在北京复杂基岩地层地热钻井中的成功应用，对指导类似地区地热资源的勘探开发具有 重要的借鉴意义。本文以ＹＲ－２定向井的施工过程为例，介绍了定向井的钻井工程设计和区域地质构造条件，详 细论述了定向井的地质构造条件、井身质量参数及钻探施工工艺，对应用定向井工艺的经验进行了总结。 关键词：定向井；基岩地层；地热；钻井 中图分类号：ＴＥ２４ 文献标识码：Ａ 文章编号：１ｏｏ７—１９０３（２００７）０２－００３７－０６
０引言
北京北苑家园住宅小区建筑面积８０万ｍ ，其中４３
万ｍ 采用地热供暖，６０万ｍ 使用地热温泉供生活热水， 共钻探了３眼地热井（ＹＲ—ｌ、ＹＲ一２、ＹＲＧ—１），该地
热供暖项目首次采用项目融资运作模式ｎｌ。在设计阶段，
为了增大地热资源补给范围，考虑地理条件限制，同时 为降低投资成本，在勘查研究地热地质条件可行的基础
上，ＹＲ一２地热井采用了定向井工艺【２ｌ。由于是北京第一
眼定向井，缺乏类似地质条件定向井项目可借鉴的施工 经验，钻探地质条件复杂，定向钻进施工难度大。基岩
地层时代有侏罗系、二叠系、石炭系、奥陶系及蓟县系，
岩性有火山碎屑岩、火山熔岩、陆源碎屑岩、泥（页）岩、
煤、碳酸盐岩等。碎屑岩、熔岩致密坚硬，煤系地层软
硬变化大，碳酸盐岩岩溶裂隙发育；ＹＲ－２定向井井深
３２３８．６８ｍ、水平位移１０３ １．９８ｍ、出水量２４１０ｍ ／ｄ、出
水温度７２￣Ｃ。该定向井的钻探成功，不仅地热供暖项目
取得了较好的社会经济效益，同时也为在复杂基岩地层
地区钻探定向井取得了丰富的借鉴经验。
１区域地质构造条件
ＹＲ－２地热井位于平原地区，基岩地层被新生界覆 盖。以黄庄一高丽营断裂为界，西北盘为燕山台褶带构 造单元，第四系下伏基岩地层为侏罗系；东南盘为华北
十大石油新技术(国内)
1. 变质基岩油气成藏理论及关键技术指导渤海湾盆地发现亿吨级储量区带
针对基岩内幕有无良好储层、能否规模成藏等制约成熟盆地深化认识和规模发现的重大地质问题，中国石油通过对辽河凹陷变质基岩潜山油气成藏的系统研究，创建了变质基岩内幕油藏成藏理论和成熟盆地基岩油气藏评价理论，创新和发展了基岩油藏预测与评价等六项关键技术，树立了“源储一体化”勘探理念，指明了基岩油藏勘探的三大潜力领域。
变质基岩内幕油气成藏理论突破了变质基岩油藏五项传统认识，发现了变质基岩内幕存在多套油水系统，提出了油气成藏底界深度不小于烃源岩最大埋藏深度的理念，把占凹陷15%～20%的潜山领域拓展到全凹陷基岩内幕领域；发展了变质基岩油气藏评价理论，即T-CDMS多要素匹配成藏评价理论；创新和发展了变质基岩内幕地震成像预测技术、变质基岩岩性识别与储层评价等七项关键技术；形成以储层评价为核心，以源岩评价为约束的“源储一体化”勘探理念，揭示出成熟盆地富油气凹陷规模发现前景广阔，指出了变质基岩内幕油气藏和岩性油气藏等是该区下一步勘探获规模发现的重要潜力领域。
目前，在变质基岩油气成藏理论及勘探配套技术的指导下，辽河油田在变质基岩内幕等领域发现了亿吨级规模储量区带三个，累计新增探明储量1.2亿吨、控制储量1.4亿吨、预测储量1.4亿吨，储量规模4.0亿吨，总体技术达到国际领先水平，将对我国类似盆地的油气勘探起到指导作用。
2.高煤阶煤层气勘探开发理论和技术突破推动沁水盆地实现煤层气规模化开发
煤层气是我国最现实的战略接替资源，对保障我国天然气可持续发展意义重大。中国石油华北油田公司和勘探开发研究院经多年攻关，煤层气勘探开发关键理论与技术获突破性进展，新增加基本探明地质储量2045亿立方米，形成沁水盆地等煤层气产业基地，实现中国煤层气规模化开发。
在煤层气勘探方面，系统建立中国煤层气成因、赋存、成藏地质理论体系，实现了高煤阶煤层气地质理论的突破，揭示了煤层气富集规律；阐明了高煤阶煤层气开采过程中渗透率的变化规律；形成煤层气可采资源预测和煤层气富集区综合地质评价方法，开发三维三分量采集—处理—解释一体化煤储层裂隙预测技术和煤层气富集区AVO预测技术。煤层气地质理论和勘探技术有效指导沁水盆地探明我国第一个千亿立方米级煤层气大气田，累计探明储量1239.2亿立方米，预计可探明5000多亿立方米，为“十二五”煤层气产能建设提供了资源基础，培育和催生了我国煤层气战略性新兴产业。
辽河油区地热资源评价及开发利用
https://张吉昌等：辽河油区地热资源评价及开发利用第13卷第12期（2023-12）
辽河油田开发利用地热资源起步早，起点高，
经过近20a持续试验、研究与应用实践，在“找
热、取热、储热、用热、换热”方面，形成多项地热利用技术、兴建多项地热示范工程，具有良好的
社会与经济效益，在地热资源勘察评价与综合开发
利用方面走出一条成熟可行之路。地热开发利用先辽河油区地热资源评价及开发利用
张吉昌1赵艳1范显利1林中阔2杜文拓2吴荣碧1孙安培2
（1.辽河油田环境工程公司；2.辽河油田勘探开发研究院）
摘要：辽河油田地热资源丰富，为开发利用地热资源，2005年探明矿区内地热资源总量8800×108m3，
折合标煤340×108t。2006年首次钻探一口中深层地热井，取代原燃煤锅炉向油田职工供应生
活热水，年外输水量80×104t，节约标煤1×104t。2008年新建6口地热井，满足矿区17×104m2
住宅供暖需求，年节约标煤0.6×104t。2020年把废弃油井改造成地热井，替代原水套炉为欢
三联合站原油生产及站内采暖供热，年节省天然气931.5×104m3。辽河油田经过近20a的探索实
践，在地热资源评价、开发利用方面积累了丰富的经验，形成5类关键技术，建成13个示范工
程，走出一条成熟可行地热利用之路，对未来地热开发利用具有重要借鉴意义。
关键词：辽河油区；地热；资源评价；开发利用；示范工程
DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2023.12.015
Geothermalresourcesevaluation，developmentandutilizationinLiaoheoilfield
ZHANGJichang1，ZHAOYan1，FANXianli1，LINZhongkuo2，DUWentuo2，WURongbi1，
SUNAnpei2
1LiaoheOilfieldEnvironmentalEngineeringCompany2LiaoheOilfieldExplorationandDevelopmentInstitute
裸眼封隔器
裸眼封隔器
水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用
水平井裸眼分段压裂是一项先进的完井工艺技术，是低压、低渗透油气藏开发的重要增产措施之一，近年来在国内开始推广应用。水平井裸眼分段压裂工具是实现这项工艺技术的核心硬件，该技术被少数国外公司垄断，国内自主研发尚处于起步阶段。此前，用传统工具和工艺改造水平井，耗时长、产量低，用国外先进技术和工艺改造水平井效果虽好，但费用太高。为此，渤海钻探工程技术研究院研发了水平井裸眼完井分段压裂配套工具并在苏里格地区成功应用，预示着国产水平井分段压裂工具及压裂工艺进入了一个崭新的时期。裸眼封隔器作为水平井分段压裂配套工具的重要组成部分，在多段压裂过程中的作用至关重要，其性能直接影响着压裂施工的效果。为此对裸眼封隔器的一些关键部分进行了缜密的设计。
1裸眼封隔器的研制
苏里格气藏具有低压低渗透、开采难度大的特点，4000 m 井底温度达到
130 ℃。水平井分段压裂时，裸眼封隔器的工作位置处于水平裸眼段，井底情况复杂、地层压力高。封隔器下入过程中，在井壁摩擦及管内液柱压力的作用下比较容易损坏胶筒和提前坐封，同时由于裸眼段井径变化大，使用密封胶筒较短的常规压缩式封隔器可能会导致坐封不完全，影响后期的压裂施工。针对上述情况，设计了开启阀式扩张封隔器，该封隔器将开启阀与单流阀综合利用，封隔器开启压力根据施工井的具体情况进行调节，能有效地防止下井过程中封隔器提前打开并坐封的现象；单流阀的设计使液体单向流入密封胶筒并防止回流，在后期打开压差滑套和压裂作业时即使压力骤增也可继续通过单流阀向密封胶筒内单向泵
入液体，使胶筒充分膨胀，加强密封效果。该封隔器具有外径小、密封段长的特点，不但有利于工具的顺利下入，而且长密封胶筒与裸眼地层有更大的接触面积，更好地保证完全密封。 2技术分析
2.1结构及工作原理
水平井裸眼完井分段压裂专用裸眼封隔器结构，该封隔器在现场配合自主研发的悬挂器、投球滑套、压差滑套、坐封球座等使用。现场应用时根据地质情况对分段压裂的段数进行调整，根据段数的不同对投球滑套和裸眼封隔器数量进行改变，以满足不同情况的分段压裂施工要求。封隔器下到预定位置后，由油管内投球使球坐于坐封球座上；井口打压注入液体，当压力打到8~10 MPa 时，开启阀芯上的销钉被剪断，开启阀被打开；液体经过中心管的进液孔把单流阀推开，进入中心管与胶筒之间的环形腔内使胶筒膨胀坐封，当内压达到设定值时，封隔器坐封完毕，可进行后续作业。
石油与天然气井下井控实施细则
—1— 石油与天然气 井下作业井控实施细则(修订本) —2— 目 录 第一章 总则 第二章 设计中的井控要求 第三章 井控装备管理 第四章 作业过程的井控工作 第五章 防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体安全措施 第六章 井喷及井喷失控的紧急处理 第七章 井控培训 第八章 井控工作的七项管理制度 第九章 附则 附件1 集团公司井下作业队井喷失控事故信息收集表(快报) 附件2 集团公司井下作业队井喷失控事故信息收集表(续报) 附件3 防喷器组合形式 附件4 防喷总成 附件5 节流、压井管汇组合形式 附件6 抢喷作业（井控演习）操作程序 附件7 “三高”油气井定义 附件8 一、二、三级风险区块 井下作业喷失控事故报告信息收集表（续报） —3— 第一章 总 则 第一条 井下作业井控技术是保证井下作业安全的关键技术。为进一步推进华北油田井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，及时有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火和爆炸事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源，特制定本细则。 第二条 井喷失控是指试油、射孔、油气水井措施（大修、压裂、酸化等）及维护性作业等井下作业中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将会造成油气资源破坏、自然环境污染，还易酿成火灾，导致设备毁坏，油气井报废，甚至人员伤亡，给企业带来巨大的经济损失，因此要高度重视井控工作。 第三条 井控工作坚持“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”的原则；要“立足一次井控，做好二次井控，杜绝三次井控”。 第四条 井下作业井控工作是一项要求严密的系统工程。涉及华北油田公司的勘探开发、设计、施工、技术监督、安全、环保、装备、物资、培训等部门，各相关单位必须高度重视，每项工作必须有组织地协调进行，共同做好井下作业井控工作。 第五条 井下作业井控工作的内容包括：设计中的井控要求，井控装备，作业过程的井控工作，防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体的安全措施，井喷及井喷失控的紧急处理，井控培训及井控管理制度等方面。 第六条 按照分级管理细化的原则，以区块为主体，划分华北油田井控风险评估为一级风险、二级风险和三级风险区块。（见附件8）。以上区块中，根据地质设计描述和标识的井场周边环境，结合设计井的地 —4— 质特征和工艺技术特点，确定该井的井控风险级别。 一、一级风险井：华北油田所有勘探新区块、含超标有毒有害气体区块施工的井；水平井、大位移井；气井、超深井、气油比高的井、具有自喷能力的井；老区新层补射孔作业的井；高压井或气井酸化压裂后起下管柱作业的井；大修井；地层压力系数大于1.0的井。 二、二级风险井：发生过井喷、井涌区块的井；含有硫化氢(含量大于10ppm)等有毒有害气体区块的油水井；气油比较低的油井，地层压力系数在0.8-1.0的井。 三、三级风险井：未发生过溢流区块的生产井 ；不含硫化氢或其他有毒有害气体区块的低压低产油水井；地层压力系数在0.8以下且单井单层的井。 四、一级风险井由油田公司和油气生产单位直接监管。钻采工程部对一级风险井施工过程的井控技术措施、日常管理和现场监督进行定期和不定期检查，对二级风险井进行抽查。 五、油气生产单位对二级风险以下的井直接进行管理，钻采工程部进行定期和不定期井控抽查。 第七条 本细则适用于华北油田内的试油、射孔、油气水井措施（大修、压裂、酸化等）及维护性作业等井下作业，华北油田内所有井下作业施工队伍必须执行本细则。 第八条 利用井下作业设备在华北油田内进行钻井（含侧钻和加深钻井）的井控要求，执行华北油田《石油与天然气钻井井控实施细则（修订本）》。到其它油田施工队伍执行当地油区实施细则，无实施细则地区（含 —5— 煤层气区）可参照执行本细则。 第二章 设计中的井控要求 第九条 井下作业的地质设计、工程设计和施工设计中必须有相应的井控要求或明确的井控设计内容。 第十条 建设单位的地质设计(送修书或地质方案)中应有井身结构、井口装置、井下管串结构、井下技术状况（套变、落物等）、井下地层情况、套管钢级、壁厚、尺寸、水泥返深、射孔方式、试油方式及固井质量等资料；提供本井产层及作业层的性质(油、气、水)、本井或邻井目前地层压力、井口压力、动液面或原始地层压力，油气比、采油、注水注汽区域的注水、注汽压力、与邻井地层连通情况、地层流体中硫化氢等有毒有害气体含量，明确井控风险评估区域、级别，并标注井场周边环境情况。 第十一条 建设单位的工程设计中应有目前井口装置、井下管串结构、落物情况、井下地层情况、套管的技术状况，依据井控风险评估结果，明确压井液的类型、性能和压井要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合及压力等级和井控相关要求，提示本井和邻井在生产及历次施工作业中硫化氢等有毒有害气体的监测情况及周边环境描述。 压井液密度的确定应以钻井资料显示最高地层压力系数或实测地层压力为基准，再加一个附加值。附加值可选用下列两种方法之一确定： (一)油水井为0.05－0.1g/cm3；气井为0.07－0.15g/cm3 (二)油水井为1.5－3.5MPa；气井为3.0－5.0MPa 具体选择附加值时应考虑：地层孔隙压力大小、油气水层的埋藏深度、 —6— 钻井时的钻井液密度、井控装备等。 第十二条 工程设计单位应对井场周围500m内(含硫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(包括开采地下资源的矿业单位)、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，并在设计中标注说明和提出相应的防范要求。施工单位应进一步复核，并制定具体的预防和应急措施。 第十三条 施工单位依据地质设计和工程设计做出施工设计，必要时查阅钻井及修井井史等资料和有关技术要求，在施工设计中要明确防喷器组合、节流、压井管汇（管线）的选择、井控装备的安装、试压要求、压井液性能、用量、压井材料及处理剂的储备量等，并细化各项井控措施。 第十四条 严格设计审批程序。凡是重点井、特殊井、侧钻加深、大型酸化压裂、以及重大新工艺新技术试验井，地质、工程设计必须由油田公司主管领导进行审批。 一般措施井、大修井的地质、工程设计，由油气生产单位主管领导进行审批。 小修井的地质、工程设计由油气生产单位指定有关单位和部门进行审批。 施工设计由施工单位相关技术部门进行审核。主管生产和技术的领导进行审批。 第十五条 在施工过程中，因设计变更必须有相应的井控措施和相配套的井控装置，确保井控安全。 第十六条 井口采油（气）树的选择。 一、井口采油（气）树装置的工作压力必须大于井筒预测的最高关井 —7— 压力。 二、井口采油（气）树装置按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择型号、尺寸系列。 三、井口采油（气）树装置的选择应满足井下作业及后期开发的需要。 第十六条 防喷器的选择 一、防喷器压力等级的选用，原则上不低于施工层位目前最高地层压力、所使用套管抗内压强度及套管四通额定工作压力三者中最小者。 二、防喷器组合选择推荐形式见附件3。 第十七条 节流、压井管汇的选择。 一、节流、压井管汇及阀门压力级别要与防喷器压力级别相匹配。 二、节流、压井管汇组合推荐形式见附件5。 第十八条 含硫地区井控装备选用的材质应符合SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。 第十九条 （分类为依据）高温高压井、气井、含硫化氢等有毒有害气体井的施工作业必须安装防喷器、节流、压井管汇、放喷管线等井控装置；新井（包括探井、评价井）、老井新层补孔、大修井、压裂、酸化措施井的施工作业必须安装防喷器、放喷、压井管线等井控装置，选择安装节流、压井管汇；其它措施及维护性作业井等都要安装防喷器、放喷管线，所有安装的井控装置必须现场试压合格。 第二十条 设计按规定程序进行审批，若设计内容不全、未经审批的设计不准施工。 第三章 井控装备管理 —8— 第二十一条 井控装备包括防喷器、射孔防喷器（闸门）及防喷管、防喷器控制系统、采油（气）树、简易防喷工具、内防喷工具、节流、压井管汇及相匹配的闸门等。 第二十二条 井控装备及零配件必须是经过集团公司认可的厂家生产的合格产品。 第二十三条 井控装备在井控车间的试压、维修、检验。 一、井控装备、井控工具实行专业化管理，由井控车间负责井控装备和工具的试压、维修、检验及现场技术服务，所有井控装备都要建档管理，经检验合格的出具检验合格证。井控车间试压、检测人员必须有相应的试压、检测资质。 二、车间试压要求：环形防喷器（禁止封零）试压达到额定工作压力的80%，稳压时间不少于10分钟；闸板防喷器、采油（气）树、射孔防喷器（闸门）、节流、压井管汇及内防喷工具试压达到额定工作压力，稳压时间不少于10分钟，压降≤0.7MPa密封部位无渗漏为合格。防喷器要进行低压试验，试验压力1.4MPa, 稳压时间不少于3分钟，压降≤0.07MPa。功能检验和试压检验合格后要填写相应的试压记录，并填写试压合格证，随设备送至施工队伍。 三、防喷器控制系统，每年送井控车间一次，按照生产厂家相关标准或进厂检验标准进行检验、维修。 四、其它井控装置，每使用三个月，送井控车间维护、检修一次。如果单井施工时间超过三个月，则在施工结束后送井控车间进行检验、维修。 五、井控车间应设置专用橡胶件（含带橡胶件的井控装置配件、成品） —9— 储存库房，库房温度应满足橡胶件、配件及成品储藏要求，所有井控装置橡胶件应分类、避光保存。 第二十四条 井控装备在作业现场的检验、安装、试压。 一、防喷器现场安装前应核实、检查压力等级、闸板芯子尺寸与所使用管柱尺寸是否（与设计）吻合，检查防喷器法兰尺寸与采油（气）树四通法兰尺寸是否匹配。 二、防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，连接螺栓要上全、上平、上紧。 三、防喷器控制系统安装在距井口25米以外。必须采取防漏、防堵、防冻措施，确保控制灵活可靠。控制管线安放整齐（在车辆跨越处要架设过桥盖板或其它保护装置）。电源应从总开关处单独引出，用单独的防爆开关控制。控制系统的气源应配置排水分离器，严禁强弯和压折控制系统的气管线。 四、节流管汇、放喷管线安装在当地季节风的下风方向。节流管汇和放喷闸门距井口3m以远，放喷管线要接出井口30m以远，高压气井、含硫化氢等有毒有害气体井的放喷管线接出井口50m以远，（高（承）压部分应防硫）管线通径不小（大于）于50mm。如受井场条件限制，则要准备足够的备用管线和地锚。遇特殊情况需要转弯时，转弯处要用锻造钢制弯头（90或120℃？），每隔10 -15 m (填充式基墩或标准地锚)固定，悬空处要支撑牢固，出口及转弯处前后均应固定。放喷管线的闸门应处于常开状态，并采取防堵、防冻措施，保证其畅通。 五、压井管汇、压井管线安装在当地季节风的上风方向。压井管线必 —10— 须使用钢制高压管线，其通径至少在（大于）50mm以上，转弯处要用锻造钢制弯头，管线要进行固定。 六、放喷管线、压井管线、控制管线等，在车辆跨越处要架设过桥盖板或其它保护装置。 七、井控装备在现场安装完毕后，应用清水（冬季加防冻剂）对井控装备试压，环形防喷器（封钻具）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、节流、压井管汇试压到额定工作压力。 八、防喷器的现场试压（记录）由作业队带班干部签字认可（并做好记录）。 第二十五条 防喷器、防喷器控制系统使用要求。 一、防喷器、防喷器控制系统等在使用过程中，施工作业队要指定专人负责检查与保养，保证井控装备处于完好状态。并标明开关状态、挂牌。 二、施工期间，每天进行试开关防喷器半封一次。每次起完井内管柱后，要进行试开关防喷器全封一次。 三、在不连续作业时，确保井口处于受控状态。 四、严禁在未全开闸板防喷器的情况下进行起下管柱作业。 五、液压防喷器的控制手柄应有开关（状态）标识，不准随意扳动。 六、环型防喷器不得长时间关井，非特殊情况下不能用来封闭空井。 七、严禁将防喷器当作采油（气）树使用。传输射孔、排液、求产等工况，必须（在拆防喷器后）安装采油（气）树。 三、在含有硫化氢井上作业时，井口装置及管汇抗硫要求应符合 SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。