井下作业井控技术规程.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流井下作业井控技术规程.精品文档.井下作业井控技术规程 1范围 本标准规定了井下作业井控设计、井控装置、溢流预防与处理、井控工作要求、井喷失控的紧急 处理和井控技术培训等技术要求。 本标准适用于陆上油气田油、气、水井的井下作业过程中的压力控制，不适用于侧钻、加深钻进作业。 2规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 SY

2、/T 5127-2002 井口装置和采油树规范(idt API Spec 6A:1999) SY/T 5225-2005 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程 SY/T 5323-2004 节流和压井系统(API Spec 16C：1993, IDT) SY/T 5325-2005 射孔施工及质量监控规范 SY/T 5587.3-2004常规修井作业规程第3部分：油气井压井、替喷、诱喷 SY/T 5587.5-2004常规修井作业规程第5部分：井下作业井简准备 SY/T 5587.11-2004常规修井作业规程第1 1部分：钻铣封隔器、桥塞 SY/T 5587.12-2004常规

3、修井作业规程第1 2部分：打捞落物 SY 5742石油与天然气井井控安全技术考核管理规则 SY/T 5858-2004石油工业动火作业安全规程 SY/T 5964-2006钻井井控装置组合配套、安装调试与维护 SY/T 6203油气井井喷着火抢险作法 SY/T 6610-2005含硫化氢油气井井下作业推荐作法(APIRP 68: 1998, MOD)3井控设计要求 井下作业并控设计不单独编写，应在地质设计、工程设计和施工设计中包含井控设计内容及要求，设计应按程序审核、审批。3.1地质设计的井控要求3.1.1基础数据。3.1.1.1井身结构数据：应包括目前井身结构，各层套管钢级、壁厚、外径和下人

4、深度，人工井底，射孔井段、层位，水泥返深和固井质量等资料。3.1.1.2地层流体的性质：本井产层流体（油、气、水）性质、气油比等。3.1.1.3压力数据：原始地层压力（目前地层压力）或本施工区域地层压力系数、井口压力等。3.1.1.4产量数据：产量（测试产量及绝对无阻流量），注水、注气（汽）量等。3.1.1.5老井井况试、修、采等情况，目前井下状况（包括水泥塞或桥塞位置，压井液性能，油管柱的钢级、壁厚、外径、下深，井下工具名称规范，并下套管腐蚀磨损）和井口情况等资料。3.1.1.6邻井情况：邻井的注水或注气（汽）井口压力，本井与邻井地层连通情况，邻井的流体性质、产量、压力及有毒有害气体等资料。

5、 3.1.1.7钻井情况：钻井显示、测录井资料、中途测试及钻井液参数等资料。 3.1.2风险提示。 3.1.2.1标注和说明。 在地质设计中标注和说明，井场周围一定范围内（含硫化氢油气田探并井口周围3km范围内，生产井井口周围2km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、高压电线和水资源情况以及风向变化等情况。 3.1.2.2异常高压等特殊情况。 本井及构造区域内可能存在的异常高压情况的提示或说明。 3.1.2.3有毒有害气体提示。 本井或本构造区域内，硫化氢等有毒有害气体的情况。 3.2工程设计的并控要求 3.2.1 工程设计应依据地质设计提供的并场周围一定范

6、围内的情况，制定预防措施。 3.2.2 根据地质设计提供的地层压力，预测井口最高关井压力。 3.2.3 压井液密度设计应依据地质设计与作业层位的最高地层压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值确定压井液密度。附加值可选用下列方法确定： a)油水井为 。 b)气井为（含硫化氢等有毒有害气体的井取最高值）。 具体选择时应考虑：地层压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井控装置、套管强度和井内管柱结构等。 3.2.4根据地质设计的参数，明确压井液的类型、密度、性能、备用量及压井要求等。 3.2.5施工所需要的井控装置压力等级和组合形式示意图，参见图A.l图A8；应提出采油（气）井口装置以

7、及地面流程的配置及试压要求等。 3.2.6设计中，不需要配置压井与节流管汇进行井下作业的，应明确要求安装简易压井与放（防）喷管线，其通径不小于50mm，参见图A9 a）和图A9 b）。 3.2.7工程设计应进行下列油层套管压力控制设计： a)依据套管规范的参数、使用状况及井身结构等，确定目前的套管性能能否满足井下施工作业的安全施工要求，有必要时应进行实测评价。 b)油层套管压力控制设计应包括（但不限于）：清水时最大掏空深度、纯天然气时最低套压、清水时最高套压和纯天然气时最高套压等。 3.2.8工程设计中选择的作业管柱应满足井控的需要。 3.2.9依据地质设计中硫化氢等有毒有害气体的风险提示，制

8、定相应的防范要求。 3.3施工设计的井控要求 3.3.1依据地质设计和工程设计，施工设计中应有明确的井控内容。应包括（但不限于）以下内容： a)压井液要求：性能、数量。 b)压井材料准备：清水、添加剂和加重材料等。 c)防喷器的规格、组合及示意图，节流、压井管汇规格及示意图。 d)井控装置的现场安装、调试与试压要求等。 e)管柱内防喷工具规格、型号、数量。 f)起下管柱、旋转作业（钻、磨、套、铣等）、起下大直径工具（钻铤或封隔器等）、绳索作业和空井时，应有具体的井控安全措施。 g)施工作业过程中，发生溢流时关井方法的确定（软关井或硬关井）。 h)应明确环境保护、防火和防硫化氢等有毒有害气体的具

9、体措施及器材准备等。3.3.2井控应急预案的编写按SY/T 6610-2005的规定执行。4 井控装置的现场准备4.1井下作业井控装置包括井口装置、防喷器及防喷器控制系统、内防喷工具、井控管汇、测试流程和仪器仪表等。4.2井控装置应有检测报告，检测合格，其原件或复印件粘贴在表B4检测证存档处，备查。4.3井控装置及配件的型号、规格和数量应符合设计要求，闸板芯子尺寸、内防喷工具的连接扣型应与所使用管柱相匹配。4.4环形防喷器、闸板防喷器、井口四通等钢圈和钢圈槽应匹配完好。4.5压力表量程应与井控装置压力级别相匹配。4.6闸板防喷器的闸板芯子应灵活，能完全退人腔室内。4.7防喷器、远程控制台、压井

10、与节流管汇、内防喷工具等井控装置的型号、生产厂家、检测日期、数量等资料要进行核实并记录。5 井控装置的安装、试压、使用和管理5.1安装5.1.1防喷器。5.1.1.1防喷器应按工程设计的要求，安装在井口四通（三通）上。 a)井口四通及防喷器的钢圈槽应清理干净，并涂抹黄油，然后将钢圈放入钢圈槽内。 b)在确认钢圈人槽、上下螺孔对正和方向符合要求后，应上全连接螺栓，对角上紧。5.1.1.2防喷器安装后，应保证防喷器的通径中心与天车、游动滑车在同一垂线上，垂直偏差不得超过10mm。5.1.1.3防喷器安装后应进行下列作业； a)进行常规井下作业，安装双闸板防喷器组且防喷器顶部距地面高度超过1. 5m

11、时，应采用4根直径不小于9. 5mm的钢丝绳分别对角绷紧、找正固定。 b)无钻台作业时，安装闸板防喷器，顶部距地面高度小于1. 5m的，可以不用钢丝绳固定，防喷器顶部应加防护板。 c)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。手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大子300，挂牌标明开、关方向及圈数。5.1.2远程控制台。5.1.2.1远程控制台安装在距井口不少于25m，便于司钻（操作手）观察的位置，并保持不少于2m宽的人行通道；周围10m内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。5.1.2.2液控管线应排列整齐，管排架与防喷管线距离应不少于1m。车辆跨越处应有过桥保

12、护措施，液控管线上不允许堆放杂物。5.1.2.3电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。5.1.2.4储能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作状态。 5.1.3井控管汇。5.1. 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，简易压井和放喷管线等。 5.1.3.2应使用合格的管材，含硫化氢油气井应使用抗硫化氢的管材和配件。5.1. 3.3井控管汇的压力级别及组合形式，应符合工程设计要求。5.1.3.4不允许现场焊接井控管汇。5.1.3.5转弯处应使用不小于900的钢质弯头，气井（高气油比井）不允许用活动弯头连接。5.1.3.6井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T 51

13、27-2002中的相应规定。5.1.3.7压井管汇和节流管汇应符合SY/T 5323-2004中的相应规定。5.1.3.8放喷管线及测试流程，应按下列要求进行安装： a)放喷管线应是钢质管线，至少应接一条，其通径不小于50mm。 b)布局要考虑当地季节风的风向、居民区、道路、油罐区、电力线等情况。 c)放喷管线出口应接至距井口30m以上的安全地带；高压油气井或高含硫化氢等有毒有害气体的井，放喷管线应接至距井口75m以上的安全地带。d)管线每隔10m15m、转弯处用地锚或地脚螺栓水泥基墩(长、宽、高分别为o8m，0.6m， 0.8m)或预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；管线出口处2m内宜加密固

14、定。若跨越 10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。 e)水泥基墩预埋地脚螺栓直径不小于20mm，埋深不小于0.5m，压板圆弧应与放喷管线一致。5.1.3.9作业井口井控管汇的安装形式： a)无钻台作业，井控管汇的安装，参照图A9 a）或图A9 b）。 b)有钻台作业，井控管汇的安装，参照图A10 a）或图A10 b）。5.1.4分离器。5. 1.4.1分离器距井口应大于30m，非撬装分离器用水泥基墩地脚螺栓固定。立式分离器宜用钢丝绳对角四方绷紧、固定。5.1.4.2分离器本体上应安装与之相匹配的安全阀。5.1.4.3排污管线固定牢靠并接入废液池或废液罐。5.1.5内防喷工具5.1

15、.5.1内防喷工具包括箭式回压阀、旋塞阀、高压闸阀、井下安全阀、堵塞器、防喷单根等。5.1.5.2内防喷工具的额定工作压力应不小于所选用的防喷器压力等级。专用扳手，要放在方便取用的位置。5.1.5.3采用手动防喷器时，井口附近应准备与管柱尺寸及井口尺寸相匹配的简易防喷工具，参见图A1l a）和图A11 b）。 a)简易防喷工具的抗拉强度应满足施工作业的要求。 b)简易防喷工具的额定工作压力应不小于作业井口的压力级别。5.1.5.4现场使用的旋塞阀，每次起下管柱前应开、关活动一次，旋塞阀要处于常开状态。5.1.5.5使用液压防喷器，钻台上应准备一根防喷单根。5.1.5.6管柱组合中是否接止回阀，

16、应按工程设计执行。5.1.6采油（气）树。5.1.6.1安装采油（气）树时，应把钢圈槽和钢圈清洗干净，不允许有砂泥等杂物留在槽内。下放吻合法兰时，应缓慢防止碰损钢圈，所有螺栓对角上紧，两端余扣相同。5.1.6.2采油（气）树手轮方向一致，在一个垂直平面。5.2试压5.2.1试压规则。5.2.1.1除防喷器控制系统采用规定的液压油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。5.2.1.2试压稳压时间不少于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。5.2.2试压值。5.2.2.1试压值按SY/T 5964-2006中4.3.2的规定执行。5.2.2.2放喷管线、测试流程试验压力不低于

17、lOMPa。分离器及安全阀的现场试验压力值执行工程设计中的要求。5.2.2.3以组合形式出现的井控装置现场组合安装后，以各部件的额定压力的最小值为试验压力。5.2.2.4现场每次拆装防喷器和井控管汇后应重新试压。5.2.2.5压裂酸化的井门装置，应按其施工设计中的要求进行试压。5.3使用及要求 5.3.1环形防喷器，非特殊情况不允许用来封闭空井。 5.3.2具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应先到位，然后回转1/4圈1/2圈。 5.3.3当井内有管柱时，不允许关闭全封闸板防喷器。 5.3.4不允许用打开防喷器的方式来泄井内压力。 5.

18、3.5检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。 5.3.6手动半封闸板防喷器操作时，两翼应同步打开或关闭。 5.3.7若装有环形防喷器，在井内有管柱的条件下，应试关井。 5.3.8防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964-2006中的相应规定执行。 5.3.9平行闸板阀开、关到位后，应回转14圈1/2圈，且开、关应一次完成，不允许作节流阀用。 5.3.10压井管汇及简易压井、放喷管线。 5.3.10.1压井管汇不能用作日常灌注压井液用，防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施。在节流管汇处应采取挂牌形式明示最大允许关井套压值。 5.3.10.2施工

19、设计中，要求安装使用简易压井、放喷管线的井，对简易压井、放喷管线应采取固定、防堵、防漏、防冻措施。在放喷闸门处应采取立牌或挂牌的形式明示最大允许关井套压值。 5.3.10.3井控管汇上所有闸阀，都应挂牌编号并标明其开、关状态。 5.3.11采油（气）井口装置。 5.3.11.1施工时拆卸的采油树部件要清洗、保养、备用。 5.3.11.2当油管挂坐人大四通后应将顶丝全部顶紧。 5.3.11.3双阀门采油树在正常情况下使用外阀门，有两个总阀门时先用上面的阀门，下面的阀门保持全开状态，要定期向阀腔内注入润滑密封脂。 5.4管理 5.4.1井控装置应有专门的单位负责管理、维修和定期检查。 5.4.2井

20、控车间应对各种井控装置分类、编号、建档（包括检查、维修、试压、使用等情况），并建立井控装置台账。 5.4.3库房温度应满足橡胶件储藏要求。 5.4.4作业队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。井控装置日常检查、维护保养与使用记录格式参见表B.5。6溢流的预防6.1射孔6.1.1预测能自喷的井应优先选用油管（钻杆）传输射孔。按设计要求压井，现场储备足量的符合工程设计要求的压井液。6.1.2电缆射孔。6.1.2.1射孔前，应安装射孔闸阀或防喷器以及压井、放喷管线，并按要求进行试压。并核对“射（补）孔通知单”，确保射孔层位及井段准确无误。6.1.2.2射孔队应将灵活好用的电缆钢丝

21、钳摆放在井口方便取用的位置。6.1.2.3射孔过程中，要有专人负责观察井口显示情况。若发生溢流时，应立即停止射孔作业，快速起出枪身，关闭射孔闸阀或防喷器；来不及起出枪身的应剪断电缆，迅速控制井口。6.1.2.4射孔结束后，应立即下管柱，不允许空井。6.1.3油管（钻杆）传输射孔：执行SY/T 5325-2005中的规定。6.2诱喷6.2.1抽汲、替喷、气举等诱喷作业，执行SY/T 5587.3-2004中的相应规定。6.2.2连续油管气举排液前，应安装连续油管防喷器组。已有油或气的井不允许使用空气进行气举排液，宜采用液氮进行排液。6.2.3特殊井、异常高压井和高含硫化氢等有毒有害气体的井，不允

22、许夜间进行诱喷作业。6.3放喷、测试6.3.1放喷前，要检查采油气井口的各部分连接紧固情况。6.3.2地面放喷、测试流程，按照5.2.2.2的要求进行试压。6.3.3采油（气）树的闸门操作，开井时，应遵循先内后外的原则；关井时，应遵循先外后内的原则。紧急情况下，可直接关液控安全阀或井口总闸门。6.3.4应用针形阀或油嘴控制放喷。经分离器分离出的天然气和气井放喷的天然气应点火烧掉，火炬出口距井口、建筑物及森林应大于100m，且位于井口油罐区主导风向的下风侧，火炬出口管线应固定牢靠。6.3.5如发生井口超压，应及时开启放喷管汇降压。，6.4起下管柱6.4.1起下作业应符合SY/T 5587.520

23、04中4.1的规定。6.4.2防喷器、远程控制台和井控管汇的安装、试压，按5.1.1，5.1.2，5.1.3和5.2.2的规定执行。6.4.3起下作业前，在井口附近应准备好简易防喷工具或防喷单根等。6.4.4气井溢流压井后起管柱前，应进行短程起下作业，发现异常及时采取相应措施。6.4.5起下大直径工具时，距射孔井段300m以内，起下管柱速度不得超过5m/min，以减小压力波动。6.4.6起带封隔器的管柱时，要注意观察悬重及井口液面的变化。如果有异常情况，不得强行起管柱。6.4.7加强坐岗观察与记录。下管柱的排出量或起管柱的灌入量，应与计算值相符，否则应采取措施。6.4.8起管柱完毕，在等措施期

24、间，应下入不少于井深三分之一的管柱若主机设备（作业机或修井机）出现问题，应及时安装简易井口或关闭全封防喷器。6.4.9起下抽油杆作业，应安装使用抽油杆防喷工具。6.5冲砂6.5.1冲砂作业应符合SY/T 5587.5-2004中的相应规定。6.5.2按工程设计安装好防喷器，防喷器的试压按5.2.2的规定执行。6.5.3冲开被埋的油、气、水层时，要控制出口排量，其排量应与进口排量相平衡，当发现出口排量大于进口排量或者进口排量大于出口排量时，应分析原因后采取措施，再继续冲砂作业。6.6钻磨套铣6. 6.1钻磨套铣作业应符合SY/T 5587.11-2004和SY/T 5587.12-2004中的相

25、应规定。6.6.2防喷器、远程控制台和井控管汇的安装、试压，按5.1.1，5.1.2，5.1.3和5.2.2的规定执行。6.6.3钻磨水泥塞、桥塞、封隔器，套铣被卡落鱼等施工作业，所用压井液密度符合工程设计要求。6.6.4钻磨、套铣作业起管柱前，应循环压井液不得少于一周半，且压井液进出口密度差小于或等于6.7打捞6. 7.1 打捞作业应符合SY/T 5587.12-2004中的相应规定。6.7.2防喷器、远程控制台和井控管汇的安装、试压，按5.1.1，5.1.2，5.1.3和5.2.2的规定执行。6.7.3捞获大直径工具上提管柱时，应有防止管柱上顶的技术措施。6.7.4打捞过程中发生溢流时，按

26、7.2的要求执行，测取井口压力，然后组织压井。6.8 投、捞油管堵塞器6.8.1作业前应安装相应的防喷装置，并试压至额定工作压力。6.8.2在实施连通作业前（如捞堵塞器、射开油管连通环空等作业），应按设计要求，对井口预加相应的压力。6.9压裂酸化 压裂酸化作业执行SY/T 5225-2005中4.3.15的规定。6.10其他作业6.10.1根据设计，施工作业过程中，有产生井内压力变化的环节，应有具体的井控防范措施。6.10.2井下施工作业期间，应保证井口或井液出口处有专人随时观察显示情况，发现异常及时报警并采取措施。6.10.3施工作业过程中，应保持井内液柱压力与地层压力的平衡。6.10.4不

27、压井（带压）作业，应按施工设计的要求进行施工。7溢流的处理7.1发现溢流时，应立即报警，并按7.2的要求关井。7.2关井程序： a)旋转作业（钻磨、套铣）：。发现溢流时，关井操作程序应执行C1或D1。 b)起下管柱，发现溢流时：关井操作程序应执行C2或D2。 c)起下大直径工具：发现溢流时，关井操作程序应执行C3或D3。 d)空井作业，发现溢流时关井操作程序应执行C4或n 4。7.3常规压井方法，应遵循控制井底压力始终略大予地层压力的原则。7.4根据计算的压井参数和本井的具体条件；进行压井作业。7.5压井作业前，应进行技术交底、设备安全检查和岗位责任落实等工作。8井控工作要求8.1应落实各级井

28、控责任制，并编写井控应急预寨8.2作业班组每月应进行不少于一次不同工况的防喷演练。防喷演练的时间要求：空井不大于2min，旋转作业（钻磨、套铣）不大于3min，起下锸不大于4min，起下锚铤载封隔器等大直径工具不大于5min，将演练情况作好记录，记录表格式参见表B6。8.3作业队应组织全队职工进行防火演习，食硫地区作业还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止，并将演练情况记录子表B 78.4强化作业队干部在生产作业区24h轮流值班制度，负责检查、督促备岗位严格落实井控岗位责任制的情况。干部值班记录表格式参见表B8。8.5射开油气层前，作业队技术人员应向全队职工进行地质、

29、工程、压井液、井控装置、井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。8.6 日常井控检查中，如存在井控隐患，应当场下达“井控整改通知书”，格式参见附录E，作业队按“井控整改通知书”限期整改。9防火、防爆、防硫化氢安全措施9.1防火、防爆措施9. 1.1井场施工用的锅炉房、发电房、值班房与井口、废液池和储油罐的距离应不小于30m，相互间距不小于20m，锅炉房处于季节风的上风方向；井场内应设置明显的防火防爆标志及风向标。9.1.2井场电器设备、照明器具及输电线路的安装应符合SY/T 5225-2005中的相应规定。9.1.3柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；排气管的出口要安装防火罩，不朝向

30、井口、油罐。9.1.4作业机排气管、进出井场车辆的排气管应安装防火罩。井场油气管线及电缆，应采取防止碾压损坏的保护措施。9.1.5消防器材的配备执行SY/T 5225-2005中8.4.2的规定。9.1.6油气井作业施工区域内严禁烟火。在井场进行动火施工作业，应执行SY/T 5858-2004中的安全规定。9.1.7在天然气易泄漏的地方和敞开井口作业时，应安装防爆排风扇和可燃性气体监测仪。9.2防硫化氢措施9.2.1放喷、测试期间的含硫化氢天然气气体，应点火燃烧。9.2.2在井架上、井场季节风人口处等应设置风向标。一旦发生紧急情况，作业人员应向上风方向的地势高处疏散；根据硫化氢的监测浓度情况决

31、定是否扩大撤离范围。9.2.3钻台上下（井口周围）、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇。9.2.4含硫地区的作业队应按SY/T 6610-2005中的规定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。9.2.5作业相关人员上岗前应接受硫化氢防护技术培训，经考核合格后持证上岗。9.2.6作业前，应向全队职工进行防硫化氢安全技术交底，并进行防硫化氢演练。9.2.7压井液的pH值要求控制在9.5以上。加强对压井液中硫化氢浓度的测量，保持压井液中硫化氢浓度含量在以下。9.2.8当在空气中硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行作业时，应按SY/T 6610-2005的规

32、定做好人员安全防护工作。9.2.9作业队在现场条件不能实施井控作业而决定放喷点火时，应按SY/T 6610-2005中的要求进行。10井喷失控的紧急处理10.1 当发生井喷失控时，应立即启动应急救援预案。10.2抢险作业应按SY/T 6203中的要求执行。10.3控制住井喷后，应对各岗位和井场可能积聚硫化氢的地方进行浓度检测。待硫化氢浓度降至安全临界浓度内，作业人员方能进入。11 井控技术培训、考核11.1 “井控操作证”制度 从事井下作业生产、技术和安全管理的各级人员应参加井控培训，并取得“井控培训合格证”，持证上岗。11.2井控培训单位资格 井控培训单位资格应符合SY 5742中的要求。1

33、1.3井控培训内容 井控培训应包括（但不限于）如下内容。11.3.1井控技术： a)溢流、井喷发生的原因和溢流的及时发现。 b)关井程序和常用压井方法的原理及参数计算。 c)压井施工和复杂井控问题的处理。d)硫化氢等有毒有害气体的防护。 e)应急预案的编制及演练。11.3.2井控装置： a)结构及工作原理。 b)安装及调试要求。 c)维护保养和故障排除。11.3.3井控管理： a)井控规定。 b)管理制度。11.4井控技术培训要求 井控培训中心应针对作业队工人、技术人员，井控车间技术人员和现场服务人员，施工设计人员及相关人员，油气田主管井下作业生产的领导和作业管理人员、地质设计人员、工程设计人

34、员、井下作业监督等进行不同内容的井控培训。其重点如下。 11.4.1对作业队工人的培训，重点是预防井喷，及时发现溢流，正确快速地实施关井操作程序及时关井，能够对井控装置进行安装、使用，能够对井控设备进行日常维护和保养。 11.4.2对井下作业队技术员、生产管理人员的培训，重点是溢流的判断、关井程序、压井参数计算，压井方法、井控装备一般故障的诊断和排除等，具有防井喷事故的处理能力。 11.4.3对井下作业公司（处）正副经理、正副总工程师、正副安全总监、安全监督、施工设计人员，油气田主管井下作业生产的领导、作业管理人员、井下作业监督以及从事地质与工程设计人员的培训，重点是井控工作的全面监督管理、井

35、控各项规定和规章制度的落实、井喷事故的紧急处理与组织协调等。 11.4.4 相关技术人员，培训重点是预防井喷，配合作业队快速实施关井操作程序等。 11.4.5技术服务人员，培训重点是掌握井控装置的结构、工作原理，日常维护保养和安装调试，正确判断和排除故障等。 上述人员都应进行含硫化氢、二氧化硫等有毒有害气体的防护培训。 11.5培训学时与考核方式 有钻台作业人员的培训，应符合SY 5742中的相应要求；无钻台作业人员的培训，取证不少于40学时，换证（复培）不少于24学时。附录A（资料性附录）井控装置组合示意图A.1防喷器压力等级和组合形式。A.1.1无钻台作业：选用压力等级为14MPa，21M

36、Pa，35MPa时，其防喷器组合有两种形式供选择，见图A1。A 1.2有钻台作业：选用压力等级为14MPa，21MPa，35MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见图A.2。 1-环形防喷器；2-单闸板防喷器；3-双闸板防喷器；4-作业四通；5-套管头。图A2有钻台作业压力等级为14MPa21MPa35MPa的防喷器组合形式A1.3有钻台作业：选用压力等级为70MPa，105MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见图A3。1环形防喷器；2一单闸板防喷器；3双闸板防喷器；4作业四通；5一套管头。图A3有钻台作业，压力等级为70MPa105MPa的防喷器组合形式A2节流管汇的压力等级和组合形式

37、应与防喷器组最高压力等级相匹配。A2.1压力等级为14MPa时，节流管汇组合形式见图A4。A2.2压力等级为21MPa和35MPa时，节流管汇组合形式见图A5。A2.3压力等级为35MPa和70MPa时，节流管汇组合形式见图A6。A2.4压力等级为70MPa和105MPa时，节流管汇组合形式见图A7。A3压井管汇的压力等级和连接形式应与防喷器组最高压力等级相匹配，其基本形式见图A.8。A4无钻台作业井口管汇安装示意图见图A9 a）和图A.9 b）；有钻台作业井控管汇安装示意图见图A10 a）和图A. 10 b）。a) 14MPa21MPa和35MPa单翼压井管汇组合形式 b）35&fPa70:

38、IPa和105MPa双翼压井管汇组合形式Y1,Y2，Y3-手动闸阀。图A8压井管汇组合形式1-压井管线；2-单闸板防喷器；3-作业四通；4-三通；5-压力表；6-放喷管线。 注：1，闸阀常关；28闸阀和3s闸阎常开(3#用于节流时，应换成针形阀)。 a)无钻台简易压井与放喷管线（单闸板防喷器）1-压井管线；2-双闸板防喷器；3-作业四通；4-防喷管线， 注：1闸阀常关I 29闸阀、30闸阀和4闸阁常开 b)无钻台简易压井与防喷管线（双闸板防喷器）图A9无钻台简易压井与放（防）喷管线示意图1-防溢管；2环形防喷器I 3-闸板防喷器；4-作业四通；5-放喷管线；6-压井管汇：7-防喷管线；8-节流管汇a)1-防溢管；2-环形防喷器；3-闸板防喷器；4-作业四通；5-放喷管线；6-压井管汇；7-防喷管线；8-节流管汇。b)图A.10有钻台单作业四通井控管汇示意图A5简易防喷工具示意图见图A. 11 a）和图A11 b）。1提升短节；2-旋塞阀；3-油管头 1提升短节；2-旋塞闽I 3-油管悬挂器；异径接头；4-分瓣捞矛。 4-转换接头。圈A11简易防喷工具示意图