井下作业处井控技术实施细则(修订).doc

井下作业处井控技术实施细则(修订)1 总则井下作业井控是井下作业安全施工的基本保障。做好井控管理工作，有效地预防与防止井喷、井喷失控和井喷着火事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，实现安全生产，顺利完成作业施工。井控工作的原则是立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控，树立 “万无一失”、“以人为本”、“大井控”的理念。井控目标是杜绝井喷失控和井喷着火事故，杜绝有毒有害气体伤害事故，工作重点在施工队，关键在班组，要害在岗位，核心在人。井下作业井控工作包括：井下作业过程中的井控设计、井控装备、生产组织、现场管理、井控技术培训等井控基本要求。井控工作是一项要求严密的系统工程，涉及处各相关管理部门及单位, 各部门及单位必须十分重视，分头把关，相互配合，共同做好井控工作。本细则适应于河南油田井下作业、试油(气)、大修等施工作业的井控工作。，当与甲方管理规定冲突时，以甲方管理规定为准。2引用标准 下列文件中的条款通过本规定的引用成为本规定的条款。河南油田石油与天然气井井控管理办法河南油田采油、井下作业井控实施细则河南油田试油作业井控技术实施细则河南油田井控设备检查、维修与检测管理规定Q/SHS0003.12004天然气井安全技术规范（第一部分：钻井与井下作业）SY/T59642003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护SY/T5053.12000防喷器及控制装置防喷器 SY/T66102005含硫化氢油气井井下作业推荐作法SY/T 5587常规修井作业规程 SY/T6426-2005钻井井控技术规范SYT6690-2008井下作业井控技术规程3井控设计井下作业设计包括地质设计(地质方案) 工程设计和施工设计，设计中必须有相应的井控要求和措施，是设计的重要组成部分。设计不单独编写，在地质、工程和施工设计中应包含井控设计内容及要求。3.2大修、气井、水平井等特殊施工井应单独编写井控设计（预案），严格执行逐级审批程序。井控设计未经井控主管领导或副总工程师审批不得施工。3.3地质设计(方案)的井控要求 新井作业：应提供井场周围500m范围内的环境情况、井身结构资料、储层评价、钻开油气层钻井液密度、预测产层流体性质、地层压力、预测硫化氢及其它有毒有害气体含量、井温和产能等。老井作业：应提供油气水井井身结构、地层压力(系数)、油气比、硫化氢及其它有害气体含量等资料；相关邻井的地质及产能、注水注汽井分布、层位和压力、层间连通情况等资料。必要时关停邻近的注水(汽），并采取泄压措施。中途测试井还要提供施工井的钻井显示、录井显示、钻井液参数等资料。3.4施工设计的井控要求根据地质和工程设计，施工设计应有明确的井控内容，包括但不限于以下内容：3.4.1明确施工井井控装置的压力等级、型号、规格、组合形式，配套装置的安装和试压要求。3.4.2根据施工工序(起下钻、绳索作业、空井筒、抽汲、旋转作业等)制定有效的井控措施。3.4.3明确压井液的类型、性能、数量、最低储备量。对气井、高压井、预测有自喷能力井、含硫化氢等有毒有害气体井、可疑层、未解释层以及处于高危险环境的井，设计时应采用油管传输射孔。优化设计合理的管柱结构。选择使用有利于防止和控制井喷的井下管柱和工具，以适应突发事故的处理和补救措施的需要。3.4.6压井液密度确定原则，在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，以目前生产层或拟射开地层最高压力为压井液密度设计基准，再增加一个密度附加值或压力附加值。3.5MPa。5.0MPa。具体选择附加值时应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层埋藏深度、油气中硫化氢含量、井控装置配套情况。4井控装置 井下作业井控装置包括采油树、防喷器及防喷器控制系统、防喷管、内防喷工具、压井管汇、节流管汇、测试流程和仪器仪表、闸门及附件等。4.井控装置应考虑组合后的压力等级及材质。根据地层压力和井型，选用不同压力级别的井控装置组合；含硫化氢、二氧化碳井，井控装置还应分别具有相应的抗硫化氢、二氧化碳能力；含硫地区材质选用应符合行业标准SY/T66102005含硫化氢油气井井下作业推荐作法的规定。 4.防喷器压力等级的选用原则上应不小于施工层位目前最高地层压力和所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中最小者。闸板防喷器闸板尺寸必须与所下管柱尺寸相匹配。4.一般维护作业井：依据设计要求，选用适合本井工作压力的手动防喷器。试油井、大修作业井、含有毒有害气体井应根据实际情况选用适合本井工作压力的手动或液动防喷器和压井、节流管汇。4.1稀油常采井：配备单闸板SFZ18-21全封防喷器或双闸板2SFZ18-21防喷器。4.2稠油热采井：配备单闸板SFZ18-21全封防喷器或双闸板2SFZ18-14/21半全两用防喷器或双闸板2SFZ18-21半、全(整体闸板)两用防喷器。4.3试油井、大修井：根据施工井井况配备双闸板手动防喷器或双闸板液动防喷器。.4气井、含硫化氢、高油气比井：配备双闸板液动防喷器，根据现场情况增加剪切防喷器。4.5超深井：大于4500米的井必须配备双闸板2FZ18-70MPa液动防喷器，根据现场情况增加剪切防喷器。4.6使用液动防喷器必须配备远程控制台；高产气井在出口管线上必须安装远程液压控制的紧急关闭阀。4.7气井、试油井、大修井应安装压井、节流管汇，管汇及阀门等装置的压力级别防喷器压力级别相匹配。4.8所有配备半封、半全封闸板防喷器的井必须配备两个与管柱相匹配的旋塞阀。4.9抢险防喷装置：作业一部二套；作业二部、大修部、试油项目部各配备一套，应有专人管理。(详见附表1) 4.3井控装置的、试压检测4.3.1凡在河南油田施工的井下作业队伍使用的井控装备必须在井下作业处井控服务站进行试压、检测，统一发放试压合格证。井控服务站对防喷器检修应进行密封性能试验，低压密封性能试验试压值1.4-2.1MPa，稳压时间不少于10min，允许压降不大于0.07MPa。高压密封性能试验试压防喷器额定工作压力，稳压时间不少于15min，允许压降不大于0.7MPa。所有试验压力都应有记录，并保存归档。所有井控设备依据中石化油气水井井下作业井控技术规程要求，实行定期回收、检测维保制度；送检测站进行强制性检测、维修保养、试压，检验合格后方可投入使用。作业、试油、大修使用期满6个月的防喷器、旋塞阀、节流/压井管汇；井控设备使用中出现故障或经检测发现有异常情况的；新进、停用、放置超过一个检测周期以上未使用的；对于施工周期超过6个月的井，使用期满6个月的井控装置，应在现场进行试压检验，检验合格的可继续使用，完工后进行检测；外部项目部的井控装置由各外部项目部按照SY/T6160-1995液压封井器的检查与修理的规定就近送往有资质的单位进行检测维修；试气流程装置使用期满6个月应对管体、壁厚进行检测；防喷器本体每四年进行一次无损探伤，钻井四通、井控管汇及泥浆气体分离器每三年进行一次无损探伤；5. 现场井控装置的安装、使用和管理 (见表二)；根据作业井的工况及施工设计准备相应型号、规格、压力级别和数量的井控装置及附件。井控装置应经检测、试压合格，有合格报告。5.2井控装置的安装 5.2.1防喷器的安装要求5.2.1.1防喷器安装前应将钢圈槽清理干净，在确认钢圈入槽、上下螺孔对正和方向符合要求的情况下，安装全部连接螺栓，对角上紧。5.2.1.2防喷器及组合安装后，应校对井口，其偏差不大于10mm；防喷器顶部高度距地面超过m，应采用4根直径不小于mm的钢丝绳分别对角绷紧，找正固定。5.2.1.3具有手动锁紧机构的液压防喷器，应装齐手动操作杆并支撑牢固，手轮位于钻台以外，操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向及圈数。5.2.2远程控制台的安装要求5.2.2.1安装液压防喷器的作业井应配备液压远程控制台或司钻控制台。防喷器控制系统控制能力与所控制的液压防喷器组合相匹配，并且备用一个控制对象。远程控制台应摆放在距井口25m以外便于操作和司钻观察的位置，周围留有不少于m的人行道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。5.2.2.2液压管线排放整齐，管排架与防喷管线距离不少于。车辆跨越要有过桥保护措施，禁止在上面堆放杂物。5.2.2.3电源线要专线单独连接，直接由配电板总开关控制。5.2.2.4远程控制台处于待命状态时，储能器气囊充氮气压力7.0 MPa左右，气源压力0.65 -21MPa，管汇及控制防喷器的压力10.5 MPa。 5.2.2.5远控台与司钻控制台气源线要单独连接，严禁强行弯曲和压折气管线。.6启动控制台的泵在15min内应使储能器的液压由至21.0MPa。5.2.3井控管汇的安装要求 5.2.3.1井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。5.2.3.2压力级别与组合形式符合施工设计要求，不允许使用焊接管线及软管线。5.2.3.3管汇、管线及测试流程的安装：要考虑风向、居民区、道路、油罐区、电力线设施等；放喷管线根据井况至少一条，出口接至距井场外安全地带；管线要求安装平直，如遇特殊情况需转弯，要采用铸(锻)钢弯头，角度不小于120°，每隔10-15m、转弯处及放喷出口要用水泥基墩与地脚螺栓或地锚固定，管线出口要加密固定。5.2.4分离器的安装要求5.2.4.1分离器距井口30m以上，立式分离器用钢丝绳对角四方绷紧、固定；卧式分离器用水泥基墩与地脚螺栓或地锚固定。5.2.4.2分离器本体上应安装与之相匹配的安全阀。5.2.5内防喷工具的要求 5.2.5.1内防喷工具包括箭型止回阀、旋塞阀、高压闸阀、井下安全阀、堵塞器、防喷单根等。5.2.5.2内防喷工具的额定压力应不小于所选用防喷器压力等级，专用扳手，应放在方便取用的位置。5.2.6含硫油气井检测装置的安装要求 含硫油气井施工作业，应事先安装好硫化氢探测设备、气体监测报警仪器，探测设备应装在探制室或中心控制室，与感应器、探测仪相连。监测传感器的安装位置应在：修井液出口； 修井液循环罐；司钻或操作员位置；井场工作室；贴近井场的生活区；未列入限制空间的其他可能聚集硫化氢的区域。6施工前的井控准备6.1应按设计进行技术交底，施工单位未见设计不得进行施工；明确带班干部。6.2按施工设计及5.2的安装要求安装好井控装置，并对井控装置进行检查，确保安装符合要求。6.3新投产井、水井、无杆油井、气井等，起下管柱前应安装防喷器。抽油机井，应在起完抽油杆、起油管前安装防喷器。6.4稠油井施工前，应查明周边150-300米范围内的注汽、焖、放喷井情况，同时查明是否与该井同层、有无汽窜历史等井史资料、并做好记录。井控装置安装后，经试压合格方可进行施工，试压按以下原则确定：.1试压时，在不超过套管抗内压强度80 %的情况下，环形防喷器封油管（钻杆）试压到额定工作压力的70 %、闸板防喷器试压到额定工作压力。稳压时间不少于15min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。.2 节流、压井管汇试压，节流阀前各阀应与闸板防喷器一致，节流阀后各阀可以比闸板防喷器低一个压力等级，并从外向内逐个试压。.3放喷管线、测试流程试压不低于10.0MPa，分离器及安全阀的现场试压值，执行施工设计要求。.4现场每次拆装防喷器和井控管汇或更换部件后，应重新试压。作业现场的电路、设备、预防设施等的布置、安装、摆放应安全规范，应有紧急逃生通道，特种车辆应有防火罩。6.7应进行开工验收，禁止无“验收报告”开工。大修、气井、水平井等特殊复杂井，有单井井控预案。6.9所有施工井均应安装防喷器。若因特殊情况不能安装防喷器，应由设计部门提出论证报告，经井下作业处井控主管领导签字批准。7、井控装置在使用中的要求7.1使用防喷器前，检查确保防喷器所装闸板芯子尺寸与入井管柱尺寸相匹配。防喷器每完成一口井的作业，应进行全面的清洗、检查。7.2不应在未打开闸板防喷器的情况下进行起下管柱作业。7.3不应用打开防喷器闸板或射孔闸门的方式进行泄压。7.4环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井筒。7.5闸板防喷器操作时应灵活，无卡阻现象；胶皮芯子无损坏，无缺陷；不能卡在油管(钻杆)接箍或大直径工具等上；正常起下时，应处于全开状态；手动半封闸板防喷器操作时，两翼应同步打开或关闭。7.6在不连续作业时，应装好悬挂器和防喷闸门，关闭防喷器，有效关闭井口。7.7油管传输射孔、排液、求产等工况，应安装采油树，不应将防喷器当采油树使用。7.8闸板防喷器长时间关井，应手动锁紧，打开前，应先手动解锁，锁紧和解锁时都应先开、关到位，然后回转1/4-1/2圈。7.9远程控制台上全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄与控制对象工作状态应一致，换向手柄应标识开、关状态，应使用专用限位装置，严禁死固定；同时定期检查液压油面、蓄能气压力；0压井管汇不能用作日常灌注压井液，简易压井、放喷管线、节流和压井管汇应挂牌标明开、关状态。1平板闸板阀开、关到位后，应回转1/4-1/2圈，且开、关应一次完成，不允许作节流阀使用。7.12基层队井控装备的管理、操作应落实专人负责。做到班班有检查，保证井控装备始终处于完好状态。8作业过程中的井控要求作业过程的井控工作主要是指在作业过程中按照设计要求，使用井控装备和工具，出现异常情况时，采取相应的技术措施，快速安全控制井口，防止井喷、井喷失控和着火或爆炸事故的发生。在作业过程中根据井况要有专人观察井口，以便及时发现井涌预兆。8.1.3发现井涌预兆后，按正确的关井方法及时关井或装好井口。8.1.4拆井口前应测油、套管压力，根据压力决定是否实施压井，确定无异常方可拆井口，拆井口后及时安装防喷器。8.2起下作业井控要求 起下油管、钻杆作业 .1起下油管、钻杆作业前应按设计要求进行洗、压井，在确认井已被压住的情况下，按设计及5.2的要求安装好与井口匹配的防喷器。.2起下管柱过程中，及时向井内灌入压井液，保持井筒常满，不能保持井筒常满状态的，以保持井筒内液柱压力略大于地层压力为依据。起下过程中必须观察井口，发现井涌预兆时，立即关井。.3备有至少两个与管柱相配备的旋塞阀，并始终处于开启状态，一个连接在油管下端放在油管桥上，一个存放在井口易于拿取的地方，每次起下管柱前要开、关活动一次。.4起下封隔器、配水器等大尺寸工具时，应控制起下钻速度，距射孔井段300m以内起下速度不得超过5m/min，以减小压力波动；对井下工具收缩不到位的，应采取反洗（挤）或上下反复活动的方法，迫使其收缩回位，再动管柱，作业过程中应保持油套连通。对于不能正常循环，下部可能存在高压圈闭时，应在防喷装置上加装防顶卡瓦或防顶器。.5施工期间休息、修车等短时停等过程应有效封闭井口；施工工序不连续，应下50根或井深1/3的防喷管柱，再关闭防喷装置有效封闭井口。8.6若出现井涌预兆，应立即停止起下作业，关闭井控装置，采取下步措施后，方可继续施工。.7稠油井起管前应先洗压井，若稠油井（不含斜井）周边300米范围内无注汽井、焖井、同层或汽窜放喷压力低于1.0MPa后方可作业。当井下管柱为隔热封隔器+张力油管锚注汽完井管柱和热采堵水完井管柱结构时，井控措施：a、起完抽油杆后，灌注压井液正挤，判断是否存在堵塞，若挤通，实施下步施工，若挤不通，待压力扩散后再上作业。b、拆完井口螺丝，套上反加压钢丝绳，上提1米解封，上下活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。c、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，立即停止起下作业，采取丢油管措施，关闭防喷器，待定下步施工措施；若油管丢不下去，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。当井下管柱为隔热管+热敏封隔器注汽完井管柱时，井控措施：a、动管柱前用热水进行洗井，洗通，说明热敏封隔器解封，井口无异常后，方可施工；若洗不通，经甲乙双方议定后采取有效措施方可进行下步施工。b、拆完井口螺丝，套上加压钢丝绳，上提1米，上下活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。c、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。当井下管柱为防砂隔热注汽完井管柱时，井控措施：a、动管柱前须用热水进行反洗井，洗通，井口无异常后，方可施工；若洗不通，正挤，挤不通由甲乙双方议定后方可进行下步施工。b、拆完井口螺丝，套上加压钢丝绳，上提2米、3米、5米，活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。c、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。当井下管柱为普通完井管柱结构时，井控措施：a、起完抽油杆，拆完井口螺丝，套上加压钢丝绳，上提管柱活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰。b、安装半全封防喷器，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭井口防喷器。斜井作业井控措施：a、动管柱前用热水进行洗井，洗通，井口无异常后，方可施工，若洗不通，经甲乙双方议定后采取有效措施方可进行下步施工。b、拆完井口螺丝，上提1米，上下活动观察30分钟，井口无异常后，方可拆卸上法兰，安装半全封防喷器。c、起下油管过程中，必须在油管上部安装油管旋塞阀，在起下油管发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，应及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，关闭半封防喷器。当井下管柱为光油管时，井控措施：a、动管柱前应用热水进行洗井，洗通，井口无异常后，方可施工，若洗不通，经甲乙双方议定后采取有效措施方可进行下步施工。b、拆完井口螺丝，安装半全封防喷器，起下油管过程中，发现有井喷预兆（井筒流体上顶管柱、井涌预兆或井喷等）时，应及时采取丢油管措施，关闭全封防喷器，待定下步施工措施，若油管丢不下去，在保证管柱畅通的情况下，关闭进站闸门，打开套管闸门泄压，安装油管旋塞阀，关闭半封防喷器。.8试油井、气井、自喷井、大修井施工作业过程，要落实专人坐岗观察；起钻前要进行短程起下钻观察，起钻时在连续灌满修井液的同时应校核灌入量；施工中若出现钻速突然加快、放空、井漏及油气水显示异常等情况应立即停钻观察，如发现井涌预兆立即实施关井措施。起、下抽油杆作业.1起、下油油杆时，应安装抽油杆防喷器；未安装抽油杆防喷器的井，必须安装上法兰和总闸门，并配备简易泵杆抢喷装置(光杆+盘根盒等)。.2起下泵、杆作业时，应打开采油树的两侧生产闸门。.3发生井涌预兆时，立即关闭抽油杆防喷器或抢装简易泵杆抢喷装置或采取丢抽油杆关总闸门措施，及时封闭井口。起下电泵作业.1起、下电泵作业执行起、下油管(钻杆)作业程序。.2井口备有剪断电缆的专用剪线钳。.3起电泵过程中，发现井涌预兆或井喷预兆时，应立即切断电缆(打好卡子)，采取关井措施，待压井后起出井内管柱电缆。偏心井口作业.1井口备有旋塞阀、油管挂、井口螺栓、上法兰及上部总闸门、简易泵杆抢喷装置。.2起杆前，先起出光杆和一根抽油杆卸松，再下入井内探泵底至悬重落零，倒扣起出光杆及抽油杆，起带偏心井口的一根油管，安装好油管头、上法兰、总闸门。.3抽油杆对扣后进行起杆作业，起杆柱执行起、下泵杆柱作业程序。.4一旦发生井喷显示，立即抢装简易泵杆抢喷装置，控制井口。.5起、下管柱前必须安装合格设计要求的防喷器，执行起、下油管（钻杆）柱作业的程序。.6下入光杆前不能将采油树换为偏心井口,下杆执行起、下泵杆柱作业程序。.7下光杆前，先将最上部一根抽油杆倒入油管内，再把带偏心井口油管下入井内,座好偏心井口，下光杆对扣、调防冲距。8.2.5 取换套作业8.2.5.1取换套作业前调查浅层气深度、压力等详细资料。8.2.5.2取换套前，应按设计及5.2的要求安装好防喷器，配齐内防喷工具。8.2.5.3取换套前，必须封闭已打开油层且试压合格。8.2.5.4取换套全过程修井液的液柱压力必须大于浅气层压力。8.2.5.5作业时，专人坐岗观察，及时灌注修井液。8.2.5.6取换套作业应连续施工。8.3 打开封闭油气层作业防喷要求有以下情况之一者，视为打开封闭油气层作业：射孔作业；冲砂作业；钻、磨铣、套铣水泥塞、桥塞、封隔器作业；打捞大直径工具作业；解封、解卡作业。8.3.1射孔作业8.3.1.1电缆射孔作业射孔前应检查射孔通知单，施工队技术员与射孔队技术员一道向所有施工人员进行防喷安全生产技术交底，并落实各岗位负责人。射孔前，应按设计及5.2的要求安装好闸板防喷器，有条件的应安装电缆防喷器。射孔前，应将专用电缆剪线钳放于井口便于取用的位置。根据设计要求灌注压井液，确保液柱压力不低于生产层与拟射地层压力，方可进行电缆射孔。射孔过程中应有专人负责观察井口，若液面下降，及时灌注压井液，若发生井涌预兆，停止射孔作业，快速起出枪身，关闭防喷器，来不及起出枪身则快速剪断电缆，关闭防喷器。射孔结束后，立即组织下管作业，不允许空井，以防发生井喷。.2油管传输射孔作业按设计及5.2的要求安装好防喷器，防喷器压力级别与地层压力相匹配。配齐内防喷工具。对井口、采油树分别进行整体试压合格，射孔作业时应拆下防喷器，座好采油树，方可进行射孔作业。射孔后应根据测压数据或井口压力确定压井液密度和压井方法进行压井，确保起管柱过程中井筒内压力平衡。起管柱前应重新安装好防喷器并试压合格后再进行起这作业。8.3.2冲砂作业 8.3.2.1按施工设计及的要求安装好防喷器，试压合格。8.3.2.2所用修井液性能要与封闭地层前修井液性能相一致。8.3.2.3冲砂作业前，应在套管闸门一侧连接放喷管线至污油池(罐)，每隔10-15米用地锚固定，应尽量使用直管线，不允许使用焊接管线及软管线。8.3.2.4冲砂作业时每冲完一根油管(钻杆)，要充分循环15分钟以上才能更换单根。8.3.2.5冲开被砂埋的地层时应保持正常循环，若发现出口排量大于进口排量时，及时压井后再进行下步施工。8.3.2.6对于大油气比或地层压力较高的井，应在冲砂单根或方钻杆底部接好旋塞阀；若发现井涌预兆，立即上提单根或方钻杆，关闭旋塞阀、防喷器。8.3.3钻磨、套铣水泥塞、桥塞、封隔器作业8.3.3.1按施工设计及的要求安装好防喷器、试压合格。8.3.3.2钻磨、套铣水泥塞、桥塞、封隔器施工所用修井液性能要与封闭地层前修井液性能相一致。.3应连接好放喷管线，每隔10-15米用地锚固定牢固，应尽量使用直管线，不允许使用焊接的管线及软管线。8.3.3.4钻磨、套铣完一根单根，要充分循环15分钟以上才能更换单根。8.3.3.5钻磨开封堵油气层时，应-2个循环周，停泵观察至少30分钟，井口无井涌预兆时方可进行下步工序的作业。8.3.4打捞大直径工具及解封、解卡作业8.3.4.1按施工设计及的要求安装好防喷器、试压合格。8.3.4.2打捞大直径工具及解封、解卡作业施工所用修井液性能要与封闭地层前用修井液性能相一致。8.3.4.3打捞时应用与井内性能一致的压井液进行充分冲洗后打捞，捞获卡封管柱并使封隔器解封后，观察2小时以上井口无井涌预兆方可起钻。.4起钻时应控制起钻速度，防止产生抽汲或压力激动，并及时向井内灌注压井液。8.3.4.5打捞过程中发生井涌预兆，迅速关井进行循环压井处理，待油套平衡后再进行下步措施。8.4地层测试过程井控要求 常规地层测试 8.4.1.1测试开井前应安装好地面测试流程，用水泥墩或地锚固定。.2不装采油(气)树的测试井，管柱顶端应安装大于预测井口压力的旋转控制头。8.4.1.3测试过程中，发现环空有井涌预兆，应立即关闭套管闸门，根据套压情况，正确判断井下工具（封隔器、测试工具、循环阀等）的状态，决定是否进行压井。8.4.1.4测试过程若发现采油树阀门或地面管汇刺漏，要严格遵守由外到内的顺序关闭阀门，紧急情况下直接关闭液控安全阀；若发生采油树或控制头刺漏，应立即关闭井下测试阀，打开安全循环阀，用压井液进行循环压井。8.4.1.5若安全循环阀打不开，则打开断销式循环阀，实现油套连通，然后用合适密度的压井液循环压井。8.4.1.6 测试结束压井后，对高压高产气层观察（2-4）h，对低产气层观察（6-8）h，确定无井涌预兆或漏失后，重新循环2周以上，待进出口压井液密度差不超过0.02/cm3后方可起管柱。裸眼井中途测试8.1裸眼井中途测试施工前，根据钻井、录井和测井资料应对测试工程施工进行风险性评估，井下施工条件复杂的井(如漏失严重、粘卡严重、井涌预兆严重)一般不适宜进行裸眼井中途测试作业。.2中途测试前，按设计调整好压井液性能，保证井壁稳定和井控安全。.3裸眼井中途测试已获得高产油气（层）起下测试管柱前，应进行短程起下钻，循环控制油气上窜速度。.5严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备维修，以防井壁坍塌掩埋测试管柱及工具。 8.5抽汲诱喷作业井控要求8.5.1抽汲前应认真检查抽汲工具，装好气控防喷盒、防喷管，气控防喷盒打压筒应距井口不少于25米，防喷管长度大于抽子和加重杆总长的。抽汲时严格执行操作规程，做到“三快三慢”，即准备工作快，上提快，换抽子快，零点记号进出井口前、后慢，快接触液面时慢。抽汲诱喷过程中，井口要有专人检查记号，抽汲诱喷后，将抽子快速提到防喷管内，并确认抽子已进入防喷管，再关闭采油树清蜡闸门，打开放压闸门放掉压力，提出抽子。8.5.4对于地层压力系数大于.0的地层，应控制抽汲强度。每抽汲一次，将抽子起出，关闭闸门，观察1030分钟，无自喷显示时，方可进行下一次抽汲。8.5.5抽汲时若发生钢丝绳上顶打扭或抽汲车拉力降低等抽喷预兆，应及时将抽子提出，快速关闭闸门；不能及时提出抽子时，应剪断抽汲绳，快速关闭闸门。8.5.6用连续油管进行气举排液、替喷等作业时，必须装好连续油管防喷器组合。进行气举、汽化水、液氮等诱喷作业后，如果不喷，需洗(压)井后，再进行下步施工工序。8.6压井、替喷作业井控要求8.6.1压井替喷施工时，严格执行施工设计和压井作业标准，压井后观察30min无井涌预兆显示后,再用原性能压井液循环一周以上，进行下步施工。按施工设计及5.2的要求安装好防喷器、压井管汇、节流管汇，并试压合格。8.6.3起管前准备的压井液。 8.6.4替喷作业应采用正循环替喷方法，以降低井底回压，减小套管反排压力，确保地面放喷管线安全。高压油气层替喷必须采用二次替喷，即先用低密度压井液替出油层顶部100m至人工井底的压井液，将管柱完成于完井深度，安装采油树后，再用低密度的压井液替出井筒全部压井液。同时应采用针型阀或油嘴控制放喷。替喷作业结束后，应采用由外到内顺序关闭闸门。8.7更换井口井控作业要求8.7.1更换前检查修井动力工作正常，更换的新井口及工具准备齐全。 先用合适比重的压井液进行压井，起出压井管柱后，更换井口前灌满井内相同密度的压井液，并在更换井口过程中保持液面在井口，若漏失，则保持连续灌注，若出现井涌预兆，不能进行更换井口作业。现场由带班干部指挥，施工人员分工明确，严格按SY/T 5587.9-93换井口装置作业规程应连续施工。高压、气井等特殊井更换井口作业必须编写更换井口施工设计、应急预案，并报主管部门批准，施工现场必须有监护人员。8.8试井作业井控要求8.8.1试井防喷管压力等级应大于地层压力，防喷管上有泄压闸门和压力表接口。 8.8.2油水井试井：试井车与井口距离不小于15米，且停放在井口上风或侧上风处。8.8.3气井试井：试井车与井口距离不小于30米，且停放在井口上风或侧上风处。8.8.4 防喷管如有刺漏应立即起出试井仪器，如果刺漏严重或压力上升过快应剪断钢丝或电缆，关闭清蜡闸门。8.9气井及含硫化氢井作业井控要求8.9.1气井及含硫井制定井控预案，含硫井应急预案报当地县、乡政府审查和备案，同时将硫化氢气体的危害、安全事项、撤离程序等，告知3公里范围内人员。井场布置符合安全要求，有消防设施、安全通道，照明使用防爆灯，进出车辆应安装阻火器，在井架、钻台、循环罐等位置设置风向标。应向全体员工进行防硫化氢安全技术交底，并进行防硫化氢演练。8.9.4采油(气)井口和防喷器应满足气井要求，含硫气井所有井控装置、采油井口、管柱均为防硫材质。8.9.5按施工设计及5.2的要求安装防喷装置、压井节流、放喷管汇，放喷管线不少于两条，并试压合格。8.9.6施工现场必须有干部带班，现场应配备齐全可燃气体检测仪2台、便携式硫化氢气体检测仪4台、固定式硫化氢气体检测仪1套，当班生产班组每人配备一套正压式空气呼吸器，现场备有一定数量作为备用。8.9.7放喷产生的含硫化氢、天然气气体，应点火燃烧。8.9.8准备不少于井筒容积2倍压井液，含硫化氢井压井液。0所有施工井作业过程必须实施三级井控检查(井控检查表见附表1) 即施工前井控检查、施工过程中井控检查、施工结束后井控检查。9井喷应急处理 发现井涌预兆后要及时发出警报信号，按井下作业井控正确关井动作及时关井，其关井最高压力不得超过地层破裂压力、井控装置额定工作压力、套管抗内压强度80%三者中最小值。（见附录）当关井最高压力超过三者中最小值，打开泄压闸门卸压。9.1电缆射孔作业井喷应急处理9 出现井涌预兆现象时，应根据井涌预兆速度判断，如果溢出物缓慢从套管溢出，则由带班干部与射孔队联系快速起出井内电缆，电缆起出后，关闭电缆防喷器或抢装上法兰及总闸门，录取压力，及时上报。9 起射孔枪过程，若射孔枪或电缆遇卡，井喷处于起始状态，应迅速上提解卡起出射孔枪；若井下电缆被卡无法在短时间处理或井喷有强势发展状态，应马上在靠近射孔车部位截断电缆，抢关防喷器和井口装置。9.2起下油管、抽油杆作业时发生井喷应急处理9 起下管柱过程中发现井喷预兆，打开套管闸门，管柱下放至井口，安装油管旋塞阀，上提管柱离开井口23，从两个方向同步关闭半封防喷器，下放管柱，关闭旋塞阀、关套管闸门；若管柱下带大直径工具不能够下放至井口，则上提管柱卸掉该油管，安装旋塞阀后，按正常程序关井（稠油井可采取丢油管措施）。9.2.2起下抽油杆过程中发生井喷预兆，打开套管闸门，将抽油杆放至井口，关闭抽油杆防喷器；如未安装抽油杆防喷器，则抢装简易泵杆防喷装置，关套管闸门。起下带电泵井作业过程中发现井涌预兆，立即停止起下，剪断电缆，安装旋塞阀，上提管柱离开井口23，从两个方向同步关半封封井器，下放管柱，关闭旋塞阀、关套管闸门。9.2.4关井后，在旋塞阀上安装总闸门和压力表，记录油、套压。 9.2.5在实施关闭防喷器的过程中应注意：.1当井下为73光油管、井内管柱根数小于井内压力（兆帕）数值的20倍时；.2当井下为89光油管、井内管柱根数小于井内压力（兆帕）数值的15倍时；.3当井下有大直径工具（大于井内套管内径的80%）时；则必须采用不小于19钢丝绳套对井内油管进行反加压。9.3空井筒井喷应急处理9发现井喷预兆时，打开套管闸门泄压。若井口安装为全封防喷器，则关闭全封防喷器。若井口安装为半封防喷器。第一种方法：上提带旋塞阀油管下放至井口，两边同步关闭防喷器，用不小于19钢丝绳实行反加压，关旋塞阀、关套管闸门；第二种方法：在防喷器上安装采油树总闸门。避开喷出的油气流，先在总闸门法兰与防喷器法兰穿入一条加长螺栓，两端螺母先不上紧，后强行旋转总闸门使钢圈落槽，对称穿入四条螺栓，对角上紧螺帽，再上齐所有螺栓，关闭总闸门，关闭套管闸门。安装油、套压表录取压力。9尽量减少“空井筒”出现的几率。9.4诱喷求产井喷应急处理9发现井喷预兆时，上提加重杆至防喷管内，关闭防喷管下部闸门。9观察井口井涌预兆物及井涌预兆量，如果地层流体到达井口，则关闭总闸门。安装油、套压表录取压力。（附：抽汲诱喷井口装置图）9.5旋转作业(钻塞、磨铣、套铣、冲砂等)井喷应急处理9发现井喷预兆时，停止冲洗或钻进作业，打开套管闸门泄压，关闭半封防喷器，安装油、套压表录取压力。10防火、防爆、防硫化氢等有毒有害气体安全措施10.1井场设备的布局要考虑防火的安全要求，标定井场内的施工区域并严禁烟火。在森林、草地、采油（气）场站等地进行井下作业时，应设置隔离带或隔离墙。发电房、锅炉房等应在井场盛行季节风的上风处，发电房和储油罐距井口不小于30m，且相互间距不小于20m，井场内应设置明显的风向标和防火防爆安全标志。若需动火，应执行SY/T 5858石油工业动火作业安全规程中的安全规定。钻台（操作台）上下、远程控制台等重要设施周围禁止堆放杂物及易燃、易爆物。10.2井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY5727井下作业井场用电安全要求标准要求。井场必须按消防规定备齐消防器材并定岗、定人、定期检查维护保养。10.3在含硫化氢等有毒有害气体井进行井下作业施工时，应严格执行SY/T 6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐作法和SY/T 6277-2005含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程标准。含硫油气井进行井下作业施工前，制定具体的井喷应急预案，包括汇报程序、关井程序、点火措施、人员撤离和压井施工等措施。11、井喷失控的应急处理 11.1迅速启动应急预案，成立现场抢险领导小组，集中、统一领导，负责现场施工指挥。11.2一旦发生井喷失控，应迅速停机、停车、断电，并设置警戒线。在警戒线内，严禁一切火源。并将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。同时进行井口喷出油流的围堵和疏导，防止井场地面易燃物扩散。11.3迅速做好储水、供水工作，用消防水枪向井口周围大量喷水或泡沫，冷却保护井口，防止着火或事态继续恶化。11.4测定井口周围及附近的天然气或硫化氢气体的浓度，划分安全范围，并准备必要的防护用具。11.5清除井口周围和抢险通道上的障碍物，充分暴露井口,清障时用水力切割，严防引燃油气着火，准备好新的井口装置、抢喷专用设备和器材。11.6按照抢险方案组织现场抢险。11.7抢险中每个步骤实施前，必须进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。11.8做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音等伤害。同时配合地方政府，紧急疏散井场附近的居民，防止发生人员伤亡。11.10若发生井喷失控并已着火，按SY/T6203-1996油气井井喷着火抢险作法执行。