平台经理、副经理
1、疑似溢流的现象
① 钻进时的现象：综合（气测）录井全烃含量增加；蹩跳钻、钻速突然加快或钻进“放空”；井内返出的钻井液中有油花、气泡、H2S味；钻井液密度下降，粘度、切力变化；钻开油气层后发生井漏；钻具悬重、泵压发生变化。② 起钻时的现象：在油气层段起钻时上提拉力增加，发生抽吸。③ 下钻时的现象：钻开油气层后，下钻或开泵过程中发生井漏或返出的钻井液有油花、气泡、H2S味。④ 空井（电测）时的现象：井口钻井液冒气泡。⑤ 下套管与固井时的现象：发生井漏，井口不返钻井液或返出量少。 2、防喷器控制系统
① 远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢靠；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；② 远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源从气瓶专线供给；远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21 MPa，汇管及控制环形防喷器的压力为10.5 MPa；③在待命工况下，远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；④防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降不大于0.7MPa为合格。⑤每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，安装后进行注塑试压；注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%进行。卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验，以检验卡瓦是否卡牢。对于油层套管下到井口，继续进行钻井、试油作业的井，应安装特殊四通，并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%进行；试压结束之后，应安装好专用的防磨套，再进行下步作业。=双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层的井除外）。⑥放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0 m×1.0 m×0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上的部位，中间应支撑固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距10～15m，尺寸为0.5 m×0.5 m×0.5m；放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池；基墩的固定螺栓埋入深度不小于0.5 m，统一采用M27的螺栓、Ø30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；放喷管线采取防堵措施，保证管线畅通，低洼处应安装三通和排污阀，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。沙漠地区应防止沙子堵塞管口。 3、 钻开油气层前的准备和检查验收
（1）落实具体的井控应急预案。
（2）落实钻井队各操作岗位井控职责。
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（3）检查钻井液性能是否符合设计和施工要求，按设计和技术措施要求储备足量的重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂。
（4）检查所有钻井设备、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、运转是否正常。
（5）钻井队井控领导小组按照《井控安全检查细则》，进行一次全面、认真、彻底的大检查，对查出的问题进行整改。制定技术措施和应急预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控设备等方面的技术交底。组织井控知识培训和井控装备操作要领学习。按照“四七”动作规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口，探井进行模拟压井演习。
（6）落实坐岗制度和干部24小时值班制度。
（7）按照“井控工作检查批准书”内容组织自查自改。 4、短程起下钻是检查起下钻安全的有力手段。
1.下列情况下应进行短程起下钻检测油气上窜速度： 1）不论全面钻进还是取芯钻进，钻开新的油气层起钻前; 2）压完井后；
3）降钻井液密度后；
4）非目的层有油气水显示。
2.短程起钻后应停泵观察，停泵观察时间为： 1）油气层井深H≤3000m的井，停泵观察2小时； 2）3000m＜H≤5000m的井，停泵观察4小时； 3）H＞5000m的井，停泵观察5小时。
3.下钻循环检测油气上窜速度，油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：
1)起下一趟钻需要的时间(小时)+10小时<油气上窜到井口的时间(小时)； 2)在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000m以下。
4.在起钻前应进行充分循环，循环时间不少于一个循环周，进出口钻井液密度差≤0.02g/cm3；下钻到底先循环排除后效，再进行其它钻井作业。
5.钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.50m/s；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻具体积；检修设备时，把钻具起到或下到套管鞋处，严禁空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。 5、关井程序和应急关井
（1）应会常规钻井各种工况发生溢流时的关井程序 （2）应会下套管、固井作业发生溢流时的关井程序 （3）应会欠平衡钻井的关井程序 （4）应会特殊情况下的应急关井
6、含硫油气井应急预案的编制内容
（1）机构及职责：应急预案中应包括钻井各相关方的组织机构和负责人，并应明确应急现场总负责人及各方人员在应急中的职责。
（2）应急响应
① 当H2S浓度达到15mg/m3（10ppm）的阈限值时应启动应急程序，现场应： a、立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区。 b、切断危险区的不防爆电器的电源。
c、安排专人佩带正压式空气呼吸器到危险区检查泄露点。
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d、非作业人员撤入安全区。
② 当H2S浓度达到30mg/m3（20ppm）的安全临界浓度时，按应急程序应： a、戴上正压式空气呼吸器。 b、向上级报告。
c、指派专人在主要下风口100m、500m和1000m处进行H2S监测，必要时监测点可适当加密。
d、实施井控关井程序，控制H2S泄露源。 e、撤离现场的非应急人员。 f、清点现场人员。
g、切断作业现场可能的着火源。 h、通知救援机构。
③ 当井喷失控时，按下列应急程序立即执行：
a、由现场总负责人或其指定人员向当地报告，协助当地作好井口500m范围内的居民的疏散工作，根据监测情况决定是否扩大撤离范围。
b、关停生产设施。
c、设立警戒区，任何人未经许可不得入内。 d、请求援助。
④ 当井喷失控时，井场H2S浓度达到150 mg/m3（100ppm）的危险临界浓度时，现场作业人员应按预案立即撤离现场。现场总负责人应按应急预案的通信表通知（或安排通知）其它有关机构和相关人员（包括有关负责人）。由施工单位和生产经营单位按相关规定分别向其上级主管部门报告。
⑤ 在采取控制和消除措施后，继续监测危险区大气中的H2S及SO2浓度，以确定在什么时候方能重新安全进入。
7、含硫油气井的点火程序
（1）含硫油气井井喷或井喷失控事故发生后，应防止着火和爆炸。
（2）发生井喷后应采取措施，若井口压力超过允许关井压力，需点火放喷时，井场应先点火后放喷。
（3）井喷失控后，在人员的生命受到巨大威胁、人员撤离无望、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序对油气井井口实施点火。
（4）油气井点火程序的相关内容应在应急预案中明确。油气井点火决策人宜由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任，并列入应急预案中。
（5）井场应配备自动点火装置，并备用手动点火器具。点火人员应佩带防护器具，并在上风方向，离火口距离不少于10m处点火。
（6）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SO2的浓度进行监测。
8、在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取放喷措施。地层流体为气体时，应及时在放喷口点火：钻遇浅气层；浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力；井口压力超过井控装备的额定工作压力；井口压力超过套管抗内压强度的80%；井控装备出现严重的泄露。 9、关井时值班干部的主要工作内容
（1）督促各岗位迅速各就各位、各司其职。
（2）监督各岗位及时正确关井，迅速控制井口。
（3）立即检查司钻控制台、远程控制台防喷器控制手柄关井是否正确；井控装置各法兰连接部位有无渗漏、各闸阀开关状态是否正确。
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（4）组织相应岗位人员，准确求取记录关井后的立管压力、套管压力。 （5）督促技术员及时将溢流情况上报上级主管部门。 （6）组织做好防火、警戒及压井前的准备工作。
（7）遇到特殊情况，来不及上报请示，果断迅速处理，同时向上级主管部门报告。 10、有下列情况之一者，不准钻开油气层，应立即停工整改：
未执行钻开油气层申报审批制度。未按要求储备重钻井液和加重材料。井控装置未按照要求试压或试压不合格。井控装置不能满足关井和压井要求。内防喷工具配备不齐全或失效。防喷演习不合格的。井控监测仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全的。无针对性井控技术措施和应急救援预案的。 11、塔里木油田违反井控规定处罚办法
1 发生下列情况之一者，停产整顿或取消其在油田的施工资格：
（1） 由于施工队伍责任造成的井喷失控事故，由施工单位承担井控安全责任和由此造成的直接经济损失，取消该施工队伍在塔里木油田的施工资格。
（2） 在油田分公司组织的安全检查以及集团公司对油田分公司的安全抽查中，检查成绩排在后3名之列且所得总分低于300分（全部总分400分）的队伍，完工后停产整顿3个月。
（3） 在油田分公司组织的安全检查以及集团公司对油田分公司的安全抽查中，连续3次检查成绩均在后2名之列且所得总分低于300分的队伍将取消其在塔里木油田的施工资格。
（4） 两年之内发生三次受处罚10万元人民币以上的队伍，将取消其在塔里木油田的施工资格。
2 在油田分公司安全检查及抽查中发现存在严重安全隐患的按照以下条款进行处理：
序号 1 2 3 4 5 6 7 存在问题 未进行钻开油气层申报审批就钻开油气层（目的层）的钻井队，未进行开工验收或开工验收不合格就作业的修井队。 在要求井段未储备重钻井液或加重材料的； 井控装备安装不完善、不能满足关井和压井要求，就进行下步施工的； 井控装备试压不合格、不符合设计要求就进行施工作业的； 常规内防喷工具未配备的（包括旋塞、箭行止回阀、浮阀）； 地层破裂压力试验未达到设计要求的 井队平台经理、工程师未持有效井控操作证的。 油气层（目的层）作业中，防喷演习失败的（井未关完）。 泥浆、录井坐岗人员未按要求坐岗或填写虚假资料 储备重钻井液和加重材料量（包括重泥浆密度）不能满足设计要求的。 4
处罚办法 停工整顿，验收合格后再施工。对钻（修）井队伍处以10万元人民币的罚款，主要责任人离岗。 停工整改，验收合格后再施工。对钻（修）井队伍处以10万元人民币的罚款，主要责任人处以1万元人民币的罚款。 主要责任人处以1万元人民币的罚款。 停工整改，合格后再施工。对所属的勘探公司或井下作业公司罚款5万元人民币/人。 停工1天，对平台经理处以5000元人民币的罚款。 对责任人处以5000元人民币的罚款。 停工整改，合格后再施工。对责任人处以5000元人民币的罚款。 8 9 10
11 12 13 14 15 井控装备试压间隔超期未试压的。 冬季井控装备未按照细则要求进行保温的 未按井控实施细则要求进行短程起下钻检测油气上串速度就起钻的 按照井控实施细则规定应持而未持有效井控操作证的人员。 营房存在严重火灾隐患的 停工整改，合格后再施工。并对钻（修）井队伍处以10万元人民币的罚款。 对责任人处以5000元人民币的罚款。 罚款2000元人民币/人，并离岗。 停工整改，合格后再施工。并对钻（修）井队伍处以5万元人民币的罚款。 备注：停工期间，日费制井不给井队付费。 3 如果因为甲方管理人员违章指挥造成上述相关问题的发生，按油田分公司相关管理
规定处罚责任人。 12、思考题
1. 本岗位井控职责？塔里木油田井控相关规定？
2. 已知井深1000m处的地层压力为12MPa，试用地层压力的另外三种表示方法描述该地层压力的大小。
3. 关井后为何要准确确定关井立压？其影响因素有哪些？ 4. 常规关井方法有哪几种？有什么区别？ 5. 井控作业中有哪几种错误做法？
6. 液压防喷器控制装置有几种类型？由哪几部分组成？
7. 用10.5MPa液压油关闭闸板防喷器不起作用时可采用什么方法关井？ 8. 正常情况下在什么设备上操作防喷器？若无液压又如何操作？ 9. 浮阀的结构原理和使用注意事项？ 10. 井口装置的安装要求有哪些？
11. 对可能遇有H2S的作业井场的警示标志有何要求？ 12. 天发现溢流后,果断迅速的关井有哪些好处？
13. 钻入高压油、气层后为什么常常出现泵压下降的现象？ 14. 本队是否注重一日一题等多种方式的人员井控知识培训，09-10年里通报学习了那些井控案例和井控险情？
15. 简述工程师法压井（一步压井法）操作步骤？ 16. 简述井喷失控的危害？
钻井工程师
1、井控风险井的划分（应知内容）
根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度，将井控风险级别划分为一级、二级和三级。
一级：在高危地区实施的重点井，在危险地区实施的高含硫井。
二级：在危险和一般地区实施的重点井（不包括高含硫井）；在高危地区实施的常规井。
三级：在危险和一般地区实施的常规井。 2、井控装置的安装要求（应会内容）
（1）卡瓦悬挂式套管头的安装
下入第一层套管后的安装
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① 下表层套管固井后，计算表层套管的切割高度，并确保生产套管头上法兰顶面距地面高度300±50mm。
② 割断表层套管高出部分，并将套管端口内外圆倒钝。套入套管后拧紧底部卡瓦的上紧螺栓。
③ 应先对密封处进行注脂再进行试压，并对套管头进行提拉试验，以检验卡瓦是否卡牢。
④ 在套管头上安装双法兰短节，再安装钻井四通、防喷器组。 ⑤ 将试压塞坐在套管头内，按规定对井口装置试压。
⑥ 用工具送防磨保护套坐入表层套管头，并用顶丝顶紧固定。 （2）下入第二层套管后的安装
① 下第二层套管前，先退出顶丝，用专用工具取出防磨保护套。
② 第二层套管固井后，从已安装的套管头上法兰处拆除连接螺栓，上提防喷器、钻井四通和双法兰短节，上提距离为0.5～0.7m。
③ 将套管悬挂器扣合在上提露出的入井套管上，适当上提套管，将套管悬挂器放入套管头内，缓慢下放套管，使套管重量传递给套管悬挂器卡瓦并被卡紧。
④ 用手动注塑泵对套管头各副密封处注密封脂，按规定对各连接、密封处试压，检查套管悬挂器密封性能。
⑤ 距套管头下部本体上平面预留一定高度将套管割断取出，按套管头使用说明书规定的切割高度再次切割平正，套管端口内外圆倒钝。
⑥ 吊开防喷器、钻井四通和双法兰短节。
⑦ 检查并顶紧顶丝，将上一层套管头与表层套管头连接，然后安装上钻井四通和防喷器组。
⑧ 送试压塞坐在套管头内，按规定对井口装置试压。 ⑨ 用工具送防磨保护套坐入套管头，并用顶丝顶紧固定。 3、利用顶开回压阀法，测定关井立压的操作步骤
（1）记录关井套压。
（2）缓慢启动钻井泵，向井内注入少量钻井液，当套压超过关井套压0.5～1MPa时，回压阀被顶开，停泵。
（3）观察并记录套压、立压值。
（4）套压增量＝套压－关井套压；关井立压＝立压－立压增量。
注：由于钻柱内部与环形空间在钻柱底部是连通的，因此，套压增量与立压增量是相等的，即立压增量等于套压增量。
（5）开节流阀，使套压降至关井套压时关闭节流阀。 4、长期关井套压升高后利用立管压力法放压的操作步骤
（1）观察并记录关井立压。
（2）确定放压过程中关井立压的上、下限。
（3）当关井立压上升到上限时，打开节流阀，放掉一部分钻井液（约0.5m3左右），当立压降至下限时关节流阀。
（4）关井后，油气继续上升。当关井立压再次上升到上限时，再按上述方法重复操作，直到开始循环或是气柱到达井口。
5、采用立管压力法检查、释放圈闭压力的操作步骤
（1）打开节流阀，放出50～80L钻井液后关节流阀。
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（2）等待一定时间（井深×2÷0.3km/s）后，观察并记录关井立压，如果释放钻井液后的关井立压低于释放钻井液前的关井立压，则证明有圈闭压力，应继续释放钻井液。
（3）再次打开节流阀，放出50～80L钻井液，然后关节流阀，如果关井立压仍有下降，则按上述步骤继续释放钻井液，直至压力没有变化。
（4）如果关节流阀后，关井立压不下降，那么这时记录的关井立压就是我们要求得的真实关井立管压力。
6、采用套管压力法检查、释放圈闭压力的操作步骤
（1）打开节流阀，放出50～80L钻井液后关节流阀。
（2）观察并记录关井套压，如果释放钻井液后的关井套压低于释放钻井液前的关井套压，则证明有圈闭压力，应继续释放钻井液。
（3）再次打开节流阀后，放出50～80L钻井液，然后关节流阀，如果关井套压仍有下降，则按上述步骤继续释放钻井液。
（4）如果关节流阀后，关井套压不下降，反而升高，说明圈闭压力已被释放完。 7、压井时采用低排量的原因
（1）如果使用正常钻进时的排量进行压井，压井时循环系统压力损耗较大，再加上关井立管压力，可能会使循环立管压力超过钻井泵的额定工作压力。
（2）如果使用正常钻进时的排量进行压井，开大或关小节流阀时，套管压力或立管压力变化剧烈，使我们难于控制节流阀。
（3）如果使用正常钻进时的排量进行压井，环空压力损耗大，易发生井漏。 8、地层破裂压力试验
（1）地层破裂压力试验的步骤
地层破裂压力试验是为了确定套管鞋下面第一个砂岩层的破裂压力。试验方法如下：
① 井眼准备---钻开套管鞋以下第一个砂层后，循环钻井液，使钻井液密度均匀稳定。上提钻具，关防喷器。
② 一般以1～2 L / s的排量缓慢向井内灌入钻井液。 ③ 记录不同时间的注入量和立管压力。
④ 一直注到井内压力不再升高并有下降（地层已经破裂漏失），停泵，记录数据后，从节流阀泄压。
⑤ 从直角坐标内做出注入量和立管压力的关系曲线。如下图：
Pr
（2）进行地层破裂压力试验时，压力值的确定
① 漏失压力PL，试验曲线偏离直线的点。此时井内钻井液开始向地层少量漏失。一般以此值作为确定井控作业的关井压力依据。
② 破裂压力Pf，试验曲线的最高点。反映了井内压力克服地层的强度使其破裂，形成裂缝，钻井液向裂缝中漏失，其后压力将下降。
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③ 传播压力Pr，压力趋于平缓的点，它使裂缝向远处扩展延伸。 上述记录的压力值为井口压力。一般计算地层破裂压力还需加上井内钻井液的静液压力。
9、如何正确操作远控台
（1）储能器装置空负荷运转：打开泄压阀，旁通阀手柄置于开位，将电控箱旋钮转至手动位置启动电泵；疏通油路，排除管路中的空气，检查电泵、气泵空载运行情况；电泵链条的旋转方向；柱塞泵密封装置的松紧程度；柱塞运动的平稳状况。运行10min后手动停泵；开气泵进气阀启动气泵，检查气泵是否工作正常。关闭泄压阀，旁通阀手柄置于关位。
（2）储能器装置带负荷运转：使泵组在正常情况下运转，检查管路密封情况以及零部件的技术指标。包括压力表的示值是否正常，压力控制器的上下限是否正常；安全溢流阀的设定开启压力值是否正常。 10、节控箱工作状态时的工况
（1）气源压力表显示0.6～0.8MPa。（2）变送器供气管路上空气调压阀的输出气压表显示0.35MPa。（3）气泵供气管路空气调压阀的输出气压表显示0.4～0.6MPa。（4）油压表显示2～3MPa。（5）阀位开启度表显示3/8~1/2。（6）换向阀手柄处于中位。（7）调速阀打开。（8）泄压阀关闭。（9）立压表开关旋钮关闭。（10）立压表显示为零。（11）套压表显示为零。 11、手动锁紧装置在使用中应注意的问题
（1）封井后判断锁紧情况。（2）锁紧后要挂牌标明，以免误操作。（3）开井前必须解锁。每次打开闸板前都应检查手动锁紧装置是否已解锁。（4）为了确保闸板的浮动密封性能和再次使用灵活，锁紧或解锁手轮均不能强行扳紧，按规定圈数扳到位后再回旋手轮1/4～1/2圈。（5）在打开闸板后，应从锁紧轴所处的状态，判断闸板是否已全开，以防损坏闸板或钻具。（6）手动锁紧装置只能实现手动关井，不能进行手动开井，在进行手动关井时，应先将远程控制台相应换向阀手柄扳至关位，否则不能实现关井。
12、压井的原理：压井过程中，通过调节节流阀，保持井底压力等于或稍大于地层压力。 13、司钻压井法
第一循环周
（1）缓慢启动泵，同时打开节流阀，使套压保持关井套压不变，如果套压小于关井套压则关小节流阀，如果套压大于关井套压，则开大节流阀，将泵排量调整到压井排量。
（2）当排量调整到压井排量时，立管压力表上呈现的压力便是初始循环立管压力，在第一循环周向井内注入原浆时，首先要保持压井排量不变，然后要调节节流阀使立管压力始终等于初始循环立管压力不变。如果立管压力大于初始循环立管压力，则开大节流阀，反之，则应关小节流阀。直到受侵污钻井液排出地面。
（3）环空受侵污的钻井液排完后，应停泵、关节流阀。此时关井套管压力等于关井立管压力。若关井套压仍大于关井立压，则继续循环排除新的受侵污钻井液。在第一循环周的同时应配制压井重钻井液，重钻井液量为井筒容积的1.5～2倍。
第二循环周
（1）缓慢启动泵，同时打开节流阀，保持第一循环周末的关井套压不变，将泵排量调整到压井排量，并保持压井排量不变，向井内不断注入重钻井液，并调节节流阀，使套管压力仍一直等于第一循环周末的关井套压不变，直至重钻井液到达钻头处。
（2）在重钻井液由环空上返的过程中，仍要保持压井排量不变，并调节节流阀，使立管压力等于终了循环立管压力不变，直至重钻井液从环空返出地面。
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（3）停泵，关节流阀，关井套压、关井立压均应等于零，若关井套压不为零，则应重新压井。若关井套压、关井立压均为零，则打开防喷器。
（4）调整钻井液性能，直至整个井内的钻井液密度符合钻井要求后再恢复正常生产。
14、工程师压井法
（1）缓慢启动泵打开节流阀，使套压等于关井时的套压值。当排量达到选定的压井排量时，保持排量不变，调节节流阀的开启程度使立管压力等于初始循环立管压力。
（2）重钻井液由地面到达钻头的这段时间内，通过调节节流阀控制立管压力，使其按照“立管压力控制表”变化，即由初始循环立管压力逐渐降到终了循环立管压力。
（3）继续循环，重钻井液在环形空间上返，调节节流阀，使立管压力保持终了循环立管压力不变，当重钻井液到达地面后，停泵、关节流阀。检查套管和立管压力是否为零，若为零说明压井成功。 15、钻开油气层前的准备和检查验收
（1）了解所钻区块的特点和邻井钻探情况，查清区块浅层气、邻近注水井、采油井、作业井动态及压力情况，制定具体的井控应急措施。调整井负责检查邻近注水、
注气（汽）井停注、泄压情况等。
（2）大包井负责组织向钻井队人员进行工程、地质、钻井液、井控装置、井控应急措施等方面的技术交底，并提出具体要求。
（3）负责组织、讲评不同工况下的防喷演习。
（4）检查钻井液性能是否符合设计和施工要求，检查重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂的储备量。
（5）检查井控装置的安装是否符合要求、设备运转是否正常，发现问题组织人员及时整改。
16、在什么情况下进行短起下钻检查油气侵
（1）不论全面钻进还是取芯钻进，钻开新的油气层起钻前; （2）溢流压井后起钻前。
（3）钻开油气层井漏堵漏成功后起钻前。
（4）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。
（5）压完井后；降钻井液密度后；非目的层有油气水显示；
（6）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时。
（7）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下、中途测试等）起钻前。
短程起下钻是检查起下钻安全的有力手段。
17、如何计算油气上窜速度（迟到时间法）
HHt t t油静
μ：油气上窜速度，m/min H油：油气层深度，m
H钻头：循环钻井液时钻头的深度，m t迟：井深[H钻头]时的迟到时间，min t：从开泵循环至见油气显示的时间，min
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钻头迟t静：静止时间，即上次起钻停泵至本次开泵的时间，min
18、关井程序和应急关井
（1）应会常规钻井各种工况发生溢流时的关井程序 （2）应会下套管、固井作业发生溢流时的关井程序 （3）应会欠平衡钻井的关井程序 （4）应会特殊情况下的应急关井
19、井喷失控的应急处置
（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。
（2）立即向上一级主管单位或部门汇报。 （3）撤到应急集合点，听从统一指挥。
20、分析地质资料、数据
（1）分析随钻地层对比。
（2）掌握地质设计和邻井地层及油、气、水分布情况。
（3）查看全烃含量、单峰值、下钻循环后效监测值、循环罐钻井液面变化情况，分析钻时、钻具悬重、泵压、H2S、CO2气体等参数的变化。 21、H2S知识与防护
1、阈限值（TLV）的定义，H2S和SO2的阈限值
几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空气中的最大浓度。H2S的阈限值为15 mg/m3（10ppm），SO2的阈为5.4mg/m3（2ppm）。
2、安全临界浓度的定义，H2S的安全临界浓度
工作人员在露天安全工作8h可接受的H2S最高浓度；H2S安全临界浓度为30mg/m3（20ppm）。
3、危险临界浓度的定义，H2S的危险临界浓度
达到此浓度时，对生命和健康会产生不可逆转或延迟性影响；H2S的危险临界浓度为：150mg/m3（100ppm）。
4、H2S的物理性质
H2S是一种无色、剧毒、弱酸性气体。有臭鸡蛋气味，相对密度1.19，比空气重。 5、含H2S天然气的定义
指天然气的总压等于或大于0.4MPa，而且该气体中H2S分压等于或高于0.0003MPa；或H2S含量大于75mg/m3（50ppm）的天然气。
6、H2S作业井场的警示标志
（1）H2S浓度小于15mg/m3（10ppm），应挂绿牌。
（2）H2S浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间，应挂黄牌。 （3）H2S浓度大于30mg/m3（20ppm），应挂红牌。
22、含硫油气井在取芯作业中的特殊要求
（1）在从已知或怀疑含有H2S的地层中起出岩芯之前应提高警惕。在岩芯筒到达地面以前至少10个立柱，或在达到安全临界浓度时，应立即戴上正压式空气呼吸器。
（2）当岩芯筒已经打开或当岩芯已移走后，应使用移动式H2S监测设备来检查岩芯筒。在确定大气中H2S浓度低于安全临界浓度之前，人员应继续使用正压式空气呼吸器。
（3）在搬运和运输含有H2S的岩芯样品时，应提高警惕。岩样盒应采用抗H2S的材料制作，并附上标签。 23、思考题
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1. 2. 3. 4. 5.
压井时要注意的问题有哪些？
我国常用的井控装置压力级别如何？防喷器常用的通径有哪几种？ 硫化氢的特性有哪些？
打开油,气层前的准备工作有哪些？
本队的液控系统能否用充电泵使系统压力升至38.5MPa，如何才能使系统升至38.5MPa？
6. 闸板防喷器低压试验标准是什么（了解此项）？ 7. 出现哪些情况应采取放喷措施？
8. 手动关井和液压关井分别该怎样操作？ 9. 地层压力，地层破裂压力的定义？
10. 简述闸板防喷器的工作原理，及注意事项？ 11. 井控岗位职责？
12. 塔里木油田井控相关规定？
13. 谈谈你对碳酸盐岩地层和山前井高压气层的井控认识（没有标准答案，尽量表述）？ 14. 某井钻井液密度为1.40g/cm3，钻至井深4000米发生天然气溢流，关井立压为5.8MPa，关井套压7.2MPa，套管下入深度为3000米，套管鞋处地破压力当量密度为1.80g/cm3。试计算：（1）刚关井时的井底压力为多大？此时的最大允许关井套压为多大？（2）气柱运移到何处套管鞋处将会破裂？（3）气柱至井口时，井口和井底压力各为多大？ 15. 某井在钻进时发生溢流关井。已知井深3200m，井内钻井液密度为1.25g/cm3，关井10min后测得关井立压5MPa，关井套压6.5MPa，钻井液罐增量2.5m3。钻头直径215.9mm，技术套管内径224mm下深2400m，钻杆外径127mm，内径108.6mm，假设无钻铤。低泵冲Q 10L/s，低泵冲泵压3.8MPa。计算压井数据并简述用工程法压井步骤。
16. 假设几种井控装备出现问题下的非常规关井方案（如：接头在闸板防喷器腔里时关井；气管束被砸断情况下关井，注意环形的减压阀是气动手动两用的，断气后导致控制压力没有；信得闸板防喷器自锁装置不复位怎么办）？ 17. 井控设计主要包括哪些内容？
司钻、副司钻、井架工
1、如何识别溢流和疑似溢流
（1）溢流的显示：① 钻进（循环）时溢流的显示：出口槽钻井液流速、流量增加（地层压力大于井底压力时，地层流体流入井内，增加了环空的上返速度。天然气在井口的时候，快速膨胀。）；
钻井液液面上升(渗透性好，欠平衡越大，孔隙度越大，1、钻开高渗高压油气层时，井底欠平衡量较大，钻井液快速向井眼内涌入，从井内返聘大量的钻井液之前，钻井液并无油气侵显示，有钻进放空的现象，这是最危险的溢流。2、对于钻开高渗性地层时，首先欠平衡小，溢流量小，液面上升的很快，不过随着井内侵入的地层流体的增多，欠平衡量的增大，钻井液快速流出环空，上升速度快。3、钻开低渗透高压层时，井底处于欠平衡，地层液体向井内流动时，受到的阻力大，因而泥浆罐液面上升慢，如果压差很小，常有气侵显示。4、起钻过程中，演讲术压力稍大于地层压力，抽汲压力导致天然气进入井内内，天然气在井内滑脱 上升，并在井口迅速膨胀，引起 钻井液罐液面上升，)
停泵后出口槽钻井液外溢。② 起钻时溢流的显示：起钻时灌入井内的钻井液体积小于起出钻柱的体积；停止起钻未灌钻井液时，出口槽钻井液外溢。③ 下钻、下套管
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时溢流的显示：井口返出的钻井液体积大于下入管柱体积；停止下放管柱出口槽钻井液外溢。④ 空井（电测）时溢流的显示：出口槽钻井液外溢；计量（循环）罐液面升高。⑤ 固井时溢流的显示：注水泥浆、替钻井液过程中，出口槽钻井液流速、流量异常增加；碰压结束，出口槽钻井液外溢。
（2）疑似溢流的现象：① 钻进时的现象 ：蹩跳钻、钻速突然加快或钻进“放空”（当钻遇异常高压地层过渡带时，地层孔隙率增大。破碎岩石的能量小，加上井底正压差不利于井底清岩，此时钻速 会突然加快，1/3，当钻遇碳酸盐时裂缝发育层段时，或遇溶洞时，往往发生蹩跳钻，或钻进放空。）；钻开油气层后发生井漏；钻具悬重（钻井液的密度变化）、泵压发生变化（井内发生溢流后，若溢流物密度小于钻井夜密度，钻柱内液柱压力大于环空压力，气体沿环空上返时体积膨胀，有克服环空压耗。 ）。② 起钻时的现象：在油气层段起钻时上提拉力增加，发生抽吸。③ 下钻时的现象：钻开油气层后，下钻或开泵过程中发生井漏。④ 空井（电测）时的现象：井口钻井液冒气泡。⑤ 下套管与固井时的现象：发生井漏，井口不返钻井液或返出量少。钻井液的性能变化（油、地层水侵入后，会使钻井液密度和粘度下降，天然气侵密度下降，粘度 上升，）Dc指数减小，岩屑尺寸增大。 2、引起抽吸的原因：
（1）起钻速度过快。（2）井径不规则，摩擦系数大。（3）钻具组合复杂，环形空间较小。（4）钻头或扶正器泥包严重。（5）钻井液粘度、切力过高流动阻力大。 3、抽吸和溢流的区别
（1）溢流时，停止起钻作业，井口一直外溢钻井液，抽吸时，停止起钻作业井口钻井液无外溢。（2）溢流时，悬重由增加到下降，抽吸时，悬重增加。（3）溢流时，循环钻井液泵压下降，抽吸时，循环钻井液泵压升高。 4、井控装置的安装要求
（1）防喷器:① 四通与套管头、万能防喷器与闸板防喷器的钢圈槽及钢圈必须擦拭干净，防止杂物进入。钢圈槽要均匀涂好黄油。② 吊装闸板防喷器和万能防喷器的钢丝绳必须符合安全要求，坐闸板防喷器、万能防喷器时要扶正慢放，要防止砸坏、磕伤钢圈及钢圈槽。拆卸吊离井口前，必须戴好保护板。③ 坐好防喷器后要对角上紧其连接的各个螺栓，螺栓两头的余扣均匀。④ 防喷器密封钢圈只能一次性使用。⑤ 防喷器安装完后，要校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。闸板防喷器要用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定。⑥ 防喷器顶部安装的防溢管与顶盖用垫环密封，连接螺栓齐全。⑦ 防喷器上必须安装防泥伞，井口圆井上应安装防护盖。⑧防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1-3扣。井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角不大于30°，手轮与手轮之间应有间距、不能互相干扰；挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数，靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况。
（2）钻井液液气分离器
1.① 分离器至少用3根Ф16mm的钢丝绳绷紧固定。② 钻井液液气分离器的进液管采用内径不小于103mm的高压耐火软管，用保险绳和基墩固定；排液管接到循环罐。③ 排气管线接出井口75m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15-20m，排气管线出口距放喷管线3m以上。欠平衡井的排气管线靠近出口要安装防回火装置，出口要安装自动点火装置，并配有手动点火装置。
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5、如何检查司钻控制台
（①气源压力表显示0.65-1.3MPa。（2）气动压力变送器按规定调试，调节后的气压值与远程控制台油压值相等误差不大于±1MPa。（3）各闸阀灵活好用。（4）油雾器油杯油量过半。
6、远程控制台：（1）液压管线连接完好，活接头连接紧密、无刺漏。（2）压力表显示符合要求（储能器压力值17.5～21MPa，管汇压力值10.5MPa，万能防喷器压力值8.5～10.5MPa）。（3）油量符合要求。（4）电控箱旋钮在自动位。（5）电、气泵完好。（6）各换向阀手柄位置
7、远程控制台处于工作状态时的要求：
（1）将电源接通，电控箱旋钮转至自动位。（2）气源截止阀打开；气源压力表显示0.6～0.8MPa。（3）储能器钢瓶下部截止阀全开。（4）电泵与气泵输线汇合处的截止阀打开。（5）电泵、气泵进油阀全开。（6）泄压阀关闭。（8）旁通阀手柄处于关位。（9）换向阀手柄与控制对象状态一致。（10）储能器压力表显示17.5～21MPa。（11）万能防喷器供路压力表显示8.5～10.5MPa。（12）闸板防喷器供路压力表显示10.5MPa。（13）压力继电器调定值上限21MPa，下限17.5MPa。（14）气泵进气管路旁通截止阀关闭。（15）气泵进气阀关闭。（16）气动压力变送器的一次气压表显示0.35MPa。（17）油箱中油量高于下部油位计下限。（18）油雾器油杯油量过半。
8、如何正确操作远程控制装置
（1）储能器装置空负荷运转：打开泄压阀，旁通阀手柄置于开位，将电控箱旋钮转至手动位置启动电泵；疏通油路，排除管路中的空气，检查电泵、气泵空载运行情况；电泵链条的旋转方向；柱塞泵密封装置的松紧程度；柱塞运动的平稳状况。运行10min后手动停泵；开气泵进气阀启动气泵，检查气泵是否工作正常。关闭泄压阀，旁通阀手柄置于关位。
（2）储能器装置带负荷运转：使泵组在正常情况下运转，检查管路密封情况以及零部件的技术指标。包括压力表的示值是否正常，压力控制器的上下限是否正常；安全溢流阀的设定开启压力值是否正常。 9、钻开油气层的井控作业:
钻进过程中的井控要求 （1）揭开设计油气层钻时加快时，要采取钻开1～2m停钻、停泵观察10～15min，在判明无溢流后，再继续钻进。
（2）钻进中注意观察钻时、悬重、泵压、扭矩、钻具放空、井漏、钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，了解气测显示和钻井液性能及循环罐的液面变化。
（3）钻进发生油气侵时，应做好关井准备，在排除油气侵或全烃值回到基值后，恢复钻进。
（4）钻进中发生井漏时，应立即停止钻进，定时、定量反灌钻井液，并观察环空钻井液面高度，确定漏速，采取相应的堵漏措施。如果不灌钻井液时环空液面上升或出口槽流钻井液，应关井。
（5）接单根（立柱）或停泵时，注意观察井口有无溢流。
（6）接到全烃值升高、钻井液密度下降、有气泡、有气味、有油花等异常情况报告时，应立即停止钻进，停泵观察出口槽有无溢流。
（7）每次下钻到底开始钻进前或每钻进200－300m，都要以1/3～1/2正常排量测一次立管压力，并作好冲数、排量、立管压力记录。当钻井液性能参数发生较大变化时应补测。
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（8）钻井取芯作业时，割芯后先循环一个迟到时间，并停泵观察，若无溢流，则可正式起钻；否则应加重钻井液，直到井内压力平衡方可起钻。
起钻时的井控要求
（1）依据短起下钻求得的油气上窜速度，视情况调整钻井液密度，在满足下列条件之一时可以起钻：
①钻进阶段：起下钻周期＋10h＜油气上窜到井口的时间。
②测井阶段：起下钻周期＋测井所需的时间＋10h＜油气上窜到井口的时间。 ③下套管阶段：从起钻前停泵开始到下完套管所需的时间＋10h＜油气上窜到井口的时间。
（2）起钻作业
① 起钻前充分循环钻井液，钻井液密度等性能要满足一次井控和安全施工的需要，进出口密度差不得超过0.02g/cm3。
② 在起钻过程中，每起3柱钻杆或1柱钻铤要往井内灌满钻井液一次；欠平衡井或不压井作业井，每起1柱钻具要及时往井内灌入与钻具体积等量的钻井液。
③ 在油气层中和油气层顶部以上300m井段内的起钻速度不得超过0.5m/s。 ④ 在起钻过程中，因设备故障无法起钻时，接上应急旋塞，做好关井准备，并密切观察井口液面变化。待设备修好后，依据起钻条件决定是否继续起钻。
⑤ 起钻遇卡时，要观察出口槽有无溢流。遇卡倒划眼时应保持适当的排量，防止钻头、扶正器泥包引起抽吸。
⑥ 在起钻过程中，发生抽吸现象时，要立即停止起钻作业，接方钻杆或顶驱，做好关井准备，循环观察有无油气侵。确认正常后，再下钻到底循环观察，满足起钻条件再起钻。
⑦ 起钻完要及时将钻具下到表套或技套内，接上方钻杆或顶驱，再进行设备检修，严禁在空井情况下进行设备检修。检修设备时要观察出口槽，一旦发现溢流要立即关井。
下钻时的井控要求
（1）下入井内的钻具组合要满足安全施工需要。对要穿越喷漏同段的定向井，不宜下入动力钻具、MWD和LWD等定向工具与仪器，应下入常规钻具组合，且要放大钻头喷嘴。
（2）下钻中途开泵要避开易漏失层位，中途和到底开泵一律用小排量顶通，正常后再建立循环。
（3）安装钻具浮阀或钻具回压阀时，每下5～10柱钻杆要灌满一次钻井液，下钻中途和到井底开泵前必须先往钻具内灌满钻井液，然后再开泵循环。
（4）在下钻过程中，要注意观察、核对、记录下入钻具体积和流出钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。
（5）下钻中途或到底循环时，应做好关井准备。钻井队值班干部和当班司钻必须在钻台上指挥和操作。
10、关井程序和应急关井(注意钻井、试油、井下实施细则不同) 11、H2S知识与防护：
1）、H2S监测报警仪的警报设置
（1）第一级报警值应设置在阈限值 [15mg/m3（10ppm）]，提示现场作业人员H2S的浓度超过阈限值，非作业人员撤入安全区，并采取相应措施。
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（2）第二级报警值应设置在安全临界浓度 [30mg/m3（20ppm）]，达到此浓度时，现场作业人员应佩带正压式空气呼吸器，现场的非应急人员撤入安全区，并采取相应措施。
（3）第三级报警值应设置在危险临界浓度 [150mg/m3（100ppm）]，报警信号应与二级报警信号有明显区别，警示立即组织现场人员撤离，并采取相应措施。
2）、H2S作业井场的警示标志（应会内容）
（1）H2S浓度小于15mg/m3（10ppm），应挂绿牌。
（2）H2S浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间，应挂黄牌。 （3）H2S浓度大于30mg/m3（20ppm），应挂红牌。 3）、含硫油气井在取芯作业中的特殊要求
（1）在从已知或怀疑含有H2S的地层中起出岩芯之前应提高警惕。在岩芯筒到达地面以前至少10个立柱，或在达到安全临界浓度时，应立即戴上正压式空气呼吸器。
（2）当岩芯筒已经打开或当岩芯已移走后，应使用移动式H2S监测设备来检查岩芯筒。在确定大气中H2S浓度低于安全临界浓度之前，人员应继续使用正压式空气呼吸器。
4）、RHZK型正压式空气呼吸器的正确佩带使用方法
（1）呼吸器背在人体身后，根据身材可调节肩带、腰带，并以合身牢靠、舒适为宜。
（2）面罩的镜片应经常保持清洁、明亮。将面罩与供给阀相连（平时也可以连接使用），并将全面罩上一条长脖带套在脖子上，使用前面罩跨在胸前，以便佩带使用。
（3）使用时使供给阀转换开关处于关闭状态，打开气瓶开关，检查气瓶的压力。 （4）佩带好面罩，进行2～3次的深呼吸，感觉舒畅，有关的阀件性能必须可靠，屏气时，供给阀门应停止供气。
（5）在佩带不同系列的空气呼吸器时，佩带者在使用过程中应随时观察压力表的指示数值。当压力下降到4～6 MPa时，应撤离现场，这时警报器也会发出警报音响告戒佩带者撤离现场。
（6）使用后可将面罩系带卡子松开，从面部摘下面罩，同时将供给阀转换开关置于关闭状态。此时从身体上拆下呼吸器，并关闭气瓶开关。 12、思考题
1. 井控，一次井控，二次井控的定义？（司钻） 2. 激动压力，抽汲压力的影响因素有哪些？ 3. 发生溢流的主要原因有哪些？该如何预防？ 4. 钻进时、起钻时的溢流显示有哪些？ 5. 关井后要注意的问题有哪些？ 6. 压井的定义？
7. 在钻进过程中发现钻速加快能否说明一定是有溢流发生？为什么？ 8. 本岗位的井控职责？
9. 储能器装置上泵组，什么时候使用电泵工作，什么时候使用气泵工作？ 10. 储能器胶囊内预充什么气体？其压力是多少？
11. 节流管汇，压井管汇有何作用？各有哪些主要部件组成？
12. 压力变送器和阀位变送器的气源压力是什么？其接受压力表可否用普通表代替？ 13. 远控台的安装应注意些什么问题？
14. 钻入高压油,气层后钻速为什么会加快？
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15. 写出下套管时发生溢流的关井程序（四•七动作）。 16. 及时发现溢流及时正确关井的优点有哪些？ 17. 简述拆换闸板的操作顺序。
内外钳工、场地工、泥浆工
1、坐岗时如何识别溢流和疑似溢流 ：
（1）溢流的显示
钻进（循环）时溢流的显示：出口槽钻井液流速、流量增加。停泵后出口槽钻井液外溢；循环罐钻井液液面升高。
（2）疑似溢流的现象
钻进时井内返出的钻井液中有油花、气泡、H2S味；钻井液密度下降，粘度、切力变化；钻开油气层后发生井漏。 2、溢流发生的主要原因
（1）钻井液密度偏低。（2）钻井液液柱的高度不够。（3）抽吸降低了井内的液柱压力。
3、发现溢流后如何处置 ：发现溢流，立即报告当班司钻。 4、井控节流管汇在待命工况时各阀的位置
可调节流阀J1开度3/8～1/2 J5常开
到循环池或钻井液/气体分离器
J8常开
J2a常开
压力表 接防喷器四通出口
J2b常开
J6a常开
J6b常关
J9常关
放喷
J3a常开
4#常关 液控或手动平板阀
液控或可调节流阀J4开度3/8～1/2
J3b常关
J7常开
到循环池或钻井液/气体分离器
J10常关
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5、节控箱工作状态时的工况
（1）气源压力表显示0.6～0.8Mpa。（2）变送器供气管路上空气调压阀的输出气压表显示0.35MPa。（3）气泵供气管路空气调压阀的输出气压表显示0.4～0.6MPa。（4）油压表显示2～3MPa。（5）阀位开启度表显示3/8~1/2。（6）换向阀手柄处于中位。（7）调速阀打开。（8）泄压阀关闭。（9）立压表开关旋钮关闭。（10）立压表显示为零。（11）套压表显示为零。 6、坐岗要求
（1）必须持证上岗。（2）非顶驱钻机钻进时坐岗。（3）填写坐岗记录。（4）会测量液面并核对钻井液增减量。（5）会及时调节液面报警器限位板位置。 7、钻井液量与钻具体积的对应关系
1（1）起出100m32＂钻杆需灌钻井液约为0.23m3 （2）起出100m5＂钻杆需灌钻井液约为0.34m3
1（3）起出100m52＂钻杆需灌钻井液约为0.38m3 （4）起出100m6¼＂钻铤需灌入液约为1.46m3 （5）起出100m8＂钻铤需灌入液约为2.84m3
8、手动锁紧装置在使用中应注意的问题 ：（1）封井后判断锁紧情况。（2）锁紧后要挂牌标明，以免误操作。（3）开井前必须解锁。每次打开闸板前都应检查手动锁紧装置是否已解锁。（4）为了确保闸板的浮动密封性能和再次使用灵活，锁紧或解锁手轮均不能强行扳紧，按规定圈数扳到位后再回旋手轮1/4～1/2圈。（5）在打开闸板后，应从锁紧轴所处的状态，判断闸板是否已全开，以防损坏闸板或钻具。（6）手动锁紧装置只能实现手动关井，不能进行手动开井，在进行手动关井时，应先将远程控制台相应换向阀手柄扳至关位，否则不能实现关井。 9、井控装置的检查保养
（1）闸阀与标识的开、关状态一致；每周对井控装置各闸阀活动保养一次，平板阀开、关到底后，回旋1/4～1/2圈，不允许半开半闭。（2）每班对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查。（3）井控装置检查保养后填写保养记录。
10、关井程序（以下为钻井井控细则规定关井程序，注意试油、井下细则要求的不同）
1）、软关井程序规定如下： （1)钻进中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止钻进，停泵；
b) 上提方钻杆接头出转盘面500mm（±50 mm）； c) 打开液动放喷阀，关环形防喷器；
d) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上； e) 关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 （2)起下钻杆中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止起下钻作业；
b) 抢接箭形止回阀，上提钻具100mm（±50 mm）； c) 打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；
d) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上； e) 关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （3)起下钻铤中的关井程序：
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a) 发出溢流报警信号，下放钻铤坐在转盘上，卡紧安全卡瓦；
b) 抢接防喷立柱（或防喷单根），下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处； c) 打开液动放喷阀，关环形防喷器；
d) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上；
e) 关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接方钻杆，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （4)空井情况下的关井程序： a) 发出溢流报警信号； b) 打开液动放喷阀； c) 关全封闸板防喷器； d) 关闭液动节流阀；
e) 关闭液动节流阀前的平板阀；
f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次套管压力。 2）.硬关井程序规定如下： （1)钻进中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止钻进，停泵；
b) 上提方钻杆接头出转盘面500mm（±50 mm），打开液动放喷阀；
c) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上； d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 （2)起下钻杆中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止起下钻作业，抢接箭形止回阀，上提钻具100mm（±50 mm）； b) 打开液动放喷阀，关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器； c) 将吊卡缓慢坐在转盘面上，接方钻杆；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （3)起下钻铤中的关井程序：
a) 发出溢流报警信号，下放钻铤坐在转盘上，卡紧安全卡瓦；
b) 抢接防喷立柱（或防喷单根），下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处； c) 打开液动放喷阀，关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上，接方钻杆；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （4)空井情况下的关井程序： a) 发出溢流报警信号； b) 打开液动放喷阀； c) 关全封闸板防喷器；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次套管压力。 3）.顶驱软关井程序规定如下： （1)钻进中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止钻进，停泵；
b) 提出第一个钻杆接头出转盘面500mm（±50 mm）； c) 打开液动放喷阀，关环形防喷器；
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d) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上； e) 关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 （2)起下钻杆中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止起下钻作业；
b) 抢接箭形止回阀，上提钻具100mm（±50 mm）； c) 打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；
d) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上； e) 关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀；接顶驱，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （3)起下钻铤中的关井程序：
a) 发出溢流报警信号，下放钻铤坐在转盘上，卡紧安全卡瓦；
b) 抢接防喷立柱（或防喷单根），下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处； c) 打开液动放喷阀，关环形防喷器；
d) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上； e) 关闭液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接顶驱，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （4)空井情况下的关井程序： a) 发出溢流报警信号； b) 打开液动放喷阀； c) 关全封闸板防喷器； d) 关闭液动节流阀；
e) 关闭液动节流阀前的平板阀；
f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次套管压力。 4）.顶驱硬关井程序规定如下： （1)钻进中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止钻进，停泵；
b) 提出第一个钻杆接头出转盘面500mm（±50 mm），打开液动放喷阀； c) 关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将钻具缓慢坐在吊卡上； d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力、套管压力。 （2)起下钻杆中的关井程序：
a) 发出报警信号，停止起下钻作业；
b) 抢接箭形止回阀，下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处；
c) 打开液动放喷阀，关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上，接顶驱；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （3)起下钻铤中的关井程序：
a) 发出溢流报警信号，下放钻铤坐在转盘上，卡紧安全卡瓦；
b) 抢接防喷立柱（或防喷单根），下放钻具至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处； c) 打开液动放喷阀，关闭与井内钻具尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在
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转盘面上，接顶驱；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （4)空井情况下的关井程序： a) 发出溢流报警信号； b) 打开液动放喷阀； c) 关全封闸板防喷器；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次套管压力。
5）.安装54-14井控装备空井关井程序（实施硬关井作业） 1) 发出溢流报警信号；
2) 抢下防喷立柱（或防喷单根）至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处； 3) 打开液动放喷阀，关半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上； 4) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； 5) 每2分钟准确记录一次套管压力。 6）.下套管作业关井程序 （1)软关井操作程序
a) 发出报警信号，停止下套管作业；
b) 下放套管至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处； c) 打开液动放喷阀，关闭环形防喷器；
d) 关闭与井内套管尺寸相符的半封闸板防喷器，将吊卡缓慢坐在转盘面上； e) 关液动节流阀，再关闭液动节流阀前的平板阀，接水泥头，打开环形防喷器； f) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； g) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 （2)硬关井操作程序
a) 发出报警信号，停止下套管钻作业，下放套管至吊卡离转盘面100mm（±50 mm）处；
b) 打开液动放喷阀，关闭与井内套管尺寸相符的半封闸板防喷器； c) 将吊卡缓慢坐在转盘面上，接水泥头；
d) 迅速向钻井监督、钻井队平台经理或钻井工程师报告； e) 每2分钟准确记录一次立管压力和套管压力。 7）. 开井程序：
1、打开液动节流阀前的平板阀 ； 2、全开液动节流阀；
3、观察液气分离器出口2分钟，确认无钻井液流出； 4、打开闸板防喷器； 5、关闭液动放喷阀；
6、将液动节流阀开启度调至3/8～1/2。 11、H2S知识与防护
1、H2S作业井场的警示标志
（1）H2S浓度小于15mg/m3（10ppm），应挂绿牌。
（2）H2S浓度在15mg/m3（10ppm）～30mg/m3（20ppm）之间，应挂黄牌。 （3）H2S浓度大于30mg/m3（20ppm），应挂红牌。 2、RHZK型正压式空气呼吸器的正确佩带使用方法
（1）呼吸器背在人体身后，根据身材可调节肩带、腰带，并以合身牢靠、舒适为宜。
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（2）面罩的镜片应经常保持清洁、明亮。将面罩与供给阀相连（平时也可以连接使用），并将全面罩上一条长脖带套在脖子上，使用前面罩跨在胸前，以便佩带使用。
（3）使用时使供给阀转换开关处于关闭状态，打开气瓶开关，检查气瓶的压力。 （4）佩带好面罩，进行2～3次的深呼吸，感觉舒畅，有关的阀件性能必须可靠，屏气时，供给阀门应停止供气。
（5）在佩带不同系列的空气呼吸器时，佩带者在使用过程中应随时观察压力表的指示数值。当压力下降到4～6 MPa时，应撤离现场，这时警报器也会发出警报音响告戒佩带者撤离现场。
（6）使用后可将面罩系带卡子松开，从面部摘下面罩，同时将供给阀转换开关置于关闭状态。此时从身体上拆下呼吸器，并关闭气瓶开关。 12、发现溢流后如何处置:发现溢流，立即报告当班司钻。 13、测量钻井液性能的要求
（1）在钻进或循环状态下，每20～30min测量一次钻井液密度和粘度，每个循环周测量一次钻井液的入口密度和粘度，每班做2～3次钻井液常规全套性能的测量，并做好相应的记录。
（2）在钻开油气层的过程中，井口见到油气显示或录井气测异常时，泥浆工应每2～3min在1#罐处测量一次井口返出的钻井液密度，及时测量入口钻井液密度，泥浆大班要在现场组织钻井液性能的调整，并做好相应的记录。
（3）钻开油气层后的短起下钻或起钻前或下钻到底的循环时，每10～15min测量一次井口返出的钻井液密度和粘度，每个循环周做1～2次钻井液常规全套性能的测量，并做好相应的记录。 14、H2S对钻井液的污染
H2S主要是对水基钻井液的污染较大，它会使钻井液的性能发生很大变化，如密度下降，pH值下降，粘度上升，以至形成流不动的冻胶，颜色变为瓦灰色，墨色和墨绿色。
15、含硫油气对钻井液的要求
（1）在钻开含硫地层前50m，应将钻井液的pH值调整到9.5以上直至完井。若采用铝制钻具时，pH值控制在9.5～10.5之间。
（2）利用钻井液除气器和除硫剂，控制钻井液中H2S的含量在50mg/m3（33.3ppm）以下，并随时对钻井液的pH值进行监测。 16、井控细则摘要：
探井储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的重钻井液60～80m3,加重材料50～100吨；生产井储备比井浆密度高0.10～0.15g/cm3的重钻井液40m3,加重材料30～50吨。
密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3； 压力附加值：油水井为1.5～3.5MPa，气井为3.0～5.0MPa；
井控装备包括：套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、节流压井管汇、钻井液气体分离器、监测设备等。半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部。
防喷器组用4根5/8∥钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应安装锁紧杆，挂牌标明锁紧和解锁到位的圈数；现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行整体试压，要求稳压30分钟，压力降低不超过0.5MPa。
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远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后面，距井口25m以远，与放喷管线有1m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远；司钻控制台摆在司钻操作台附近；
远程控制台待命状态时，下油标尺油面高100~150mm；预充氮气7MPa±0.7MPa；储能器压力为17.5~21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa；
远程控制台控制全封闸板的换向阀手柄用限位装置控制在中位，其他三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；
35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16MPa的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4~1/2圈。
节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高30~50mm，气源压力0.65~1.30MPa，油压2~3MPa，气动节流控制箱的阀位开度3/8~1/2，电动节流控制箱的阀位开启度18~23mm；节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。
预探井、高压气井应使用ZFQ1200/0.862或ZFQ1400/0.862分离器，期于探井可以使用NQF800B/0.7分离器，对以油为主的生产井使用NQF800/0.7分离器。
ZFQ1200/0.862或ZFQ1400/0.862和NQF800B/0.7分离器进液管线使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到振动筛入口；分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径为10″，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，用3根1/2″钢丝绳绷紧固定；
NQF800/0.7分离器进液管线使用软管线，使用保险绳，打水泥基墩固定；排液管接到钻井液罐；分离器至少用3根1/2″钢丝绳绷紧固定；排气管线内径大于70m，接出井口50m以远，走向与放喷管线一致；固定基墩间距20m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管出口与放喷管线距离3～5，出口不得正对放喷池。
山前井、高压气井使用FGX-88-21放喷管线，其它探井使用5″钻杆，均接出井口100m以远；生产井放喷管线采用5″钻杆，接出井口75m以远；特殊情况下需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，前后用基墩固定。⑴预探井、高压气井放喷管线固定基墩间距10～15 m，尺寸为1.0×1.0×0.8 m；⑵放喷管线悬空跨度6 m以上的部位，中间应加衬管固定。其它井可以采用活动基墩，基墩间距10～15 m，尺寸为0.5×0.5×0.5m；放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最后一个固定基墩不超过1m，保证放喷液进入放喷池；基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、30的螺杆，固定压板宽100mm、厚10mm；
旋塞在现场起用时，钻井队要自行试压20MP，稳压15分钟，无渗漏为合格，一周开关活动一次；旋塞和箭行回压凡尔，每使用3个月由井控公司到现场进行试压检验；
发电房和储油罐距井口30m以远。
硫化氢气体溢出地面应用手摇式报警器报警；2、钻井应设置风向标，观测直观；喊硫化氢地区井的井场有4 台以上的硫化氢监测仪，工作可靠，配备不少于10自给式呼吸器和6套以上的过滤式硫化氢呼吸器的井场有2台以上的硫化氢监测仪，工作可靠，配备不少于6套以上的过滤式硫化氢呼吸器。
井控管理九项制度：⑴井控分级责任制度；⑵井控操作证制度；⑶井控装备的安装、检修、试压、现场服务制度；⑷钻开油气层申报、审批制度；⑸防喷演习制度；⑹坐岗制度；⑺干部24小时值班制度；⑻井喷事故逐级汇报制度；⑼ 井控例会制度。 17、思考题
1. 溢流，井喷，井喷失控的定义？
2. 已知某井钻至井深3000m处，所用钻井液密度为1.5g/cm3，求井底处的静液压力？
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3. 在钻进、起钻、下钻、静止等几种常见的工况中，井底压力最小的工况是哪一种？在该工况下如何做好井控工作？
4. 中国石油天然气集团公司对于“三高”油气井时如何定义的？ 5. 泥浆罐液面升高的快慢是否与所钻井的地层有关？ 6. 发生溢流后为何要及时关井？
7. 最大允许关井套压有哪些条件？ 8. 选用井控装置应包括哪些内容？
9. 环形防喷器由哪些主要部件组成，使用其主要应注意什么？ 10. 闸板防喷器有何作用？
11. 长期关井是用环形防喷器，还是用闸板防喷器，为什么？ 12. 平板阀的密封特点是什么？使用中注意什么问题？ 13. 放喷管线的安装要求有哪些？ 14. 井控装置的试压要求有哪些？ 15. 发现溢流为什么要迅速关井？
16. 闸板封井器采取手动关井后，当压井作业完毕，现准备打开井口，试问应如何操作？ 气控液型控制装置，其遥控装置上只需装设空气换向阀既可实施遥控，为什么还加设气源总阀？
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