《安全技术规程》word版.doc

行业标准SY/T5974-2007钻井井场、设备、作业安全技术规程辅导讲义行业标准SY/T5974-2007钻井井场、设备、作业安全技术规程辅导讲义 在石油工业安全标准化技术委员会的精心组织和指导下 在中石油、中石化、中海油三大集团各油气田的大力支持下，行业标准SY/T5974-2007钻井井场、设备、作业安全技术规程于2007年10月8日由国家发展改革委员会批准发布。正如该标准前言中所说明的一样，该标准将SY/T5974-94钻井作业安全规程、SY/T6551-2003欠平衡钻井安全技术规程、SY6043-94钻井设备拆装安全规程、SY SY5876-93石油钻井队安全生产检查规定、6309-1997钻井井场照明、设备颜色、联络信号安全规范等六项标准进行整合、修订而成。由于该标准涉及石油工程中从钻前工程、钻井设备搬家安装、常规及特殊钻井作业到安全生产管理等多学科，因此，对上述标准的整合、修订及宣贯，标准起草人感到难度很大，尤其是宣贯，因此，经安标委同意，标准起草人从自己熟悉的专业出发，对该标准中的重要条款进行解读。1 范围本标准规定了石油及天然气钻井工程井场安全要求、钻井设备安装、拆卸的质量、安全要求及钻进作业过程中的钻进、接单根、起下钻等常规钻井作业的安全要求。本标准适用于陆地钻井作业。滩海陆岸钻井作业可参照使用。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适合本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可以使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适合于本标准。GB 2819-1995 移动电站通用技术条件GB 5082-1985 起重吊运指挥信号GB 50034-2004 建筑照明设计标准GB/T 6527.2-1996 安全色使用导则SY/T 5024-1999 弓形弹簧套管扶正器SY/T 5087-2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/T 5127-2002 井口装置和采油树规范SY/T 5172-1996 直井下部钻具组合设计方法 SY/T 5225-2005 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全管理规定SY 5322-2000 套管柱强度设计方法SY/T 5347-2005 钻井取心作业规程SY 5369-1994 石油钻具的管理使用 方钻杆、钻杆、钻铤SY/T 5430-1992 地层破裂压力测定 套管鞋试漏法 SY/T 5529-1992 石油钻机用大钩SY/T 5593-93 钻井取心质量标准 SY/T 5858-2004 石油企业工业动火安全规程SY/T 5964-2003 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护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SY/T 6426-2005 钻井井控技术规程SY/T6543.1-2003 欠平衡钻井技术规范第一部分：设计方法SY/T6543.2-2003 欠平衡钻井技术规范第二部分：井口压力控制装置及地面装置配备要求DL 409-1991 电业安全工作规程（电力线路部分）3 井场安全要求3.1 公路3.1.1通往井场的道路（包括沙漠、森林、草原、海滩等无道路的地区），为钻探施工项目修筑的简易道路应满足在建井到完井、试油整个周期内，达到路面平整，其路基（桥梁）承载量、路宽、坡度应满足运送钻井设备与物资的车辆和钻井特殊作业车辆的安全行驶要求，其弯度、会车点的设置间距要充分考虑这些车辆的安全通过性。3.1.2 进入井场的公路宜选择在井架大门前（或前偏左、前偏右）。3.1.3公路沿线两侧伸入路面及横跨公路的构筑物的限高，从路面标高到建筑物的净高不得低于5m。3.2 井场3.2.1 井场的要求：a）井场地面应有足够的抗压强度。场面平整、中间略高于四周，有1:1001:200的坡度，排水良好。在经受各种车辆和自然因素作用下，不发生过大的变形；b)井场周围排水设施要畅通，钻井液大土池和废液池周围要有截水沟，防止自然水浸入；c)基础平面应高于井场面100mm200mm，并应排水畅通。d)油、气放喷管线的安装要求应符合SY/T 6426的相关规定。e)井场应配备足够的钻井液储备池(罐)，池(罐)应做到不垮、不漏、不渗。f)井场有毒物品应单独储存，设有明显标志区别，并有专人保管和发放。g)在平原、森林、耕地处的井场完井后应按规定恢复地貌。3.2.2井场各类设备基础，应设置在地基承载力较大的挖方上。无论挖地基或人工处理地基，其地基承载能力不得小于0.2MPa。3.2.3各类钻机设备基础，应根据钻机设备的载荷和地基的承载力，决定基础的结构和形式。3.2.4 井场的有效使用面积不小于表1的要求(不包括活动住房、其他建筑电力线、通讯线、井场外管线等井场附属设施的占地面积)。表 1 井场的有效使用面积 钻机级别井场面积m2长度（m）宽度（m）20及以下钻机6400808030810090904010000100100501102510510570及以上钻机121001101103.2.6 井场布置应考虑当地季风的风频、风向。3.2.7 井场设备应根据地形条件和钻机类型合理布置，利于防爆和操作与管理。3.2.8 井场、钻台、油罐区、机房、泵房、危险品仓库、净化系统、远程控制系统、电气设备等处应有明显的安全标志牌，并应悬挂牢固。在井场入口、井架上、钻台、循环系统等处设置风向标。井场安全通道应畅通。 3.2.9 石油钻井专用管材摆放在专用支架上，高度不得超过三层，各层边缘用绳系牢或专用装置设施固定牢，排列整齐，支架稳固。 3.2.10 井场值班房、发电房、锅炉房、材料房、消防器材房等设施应摆放整齐，内外清洁。3.2.11 井场场地应平整，干净，无积水和油污。废料分类堆放，道路畅通，行走方便。3.2.12 地处海滩、河滩的井场，在洪、潮汛季节应修筑防洪防潮堤坝和采用其它相应预防措施。3.2.13 安全间距3.2.13.1 油气井井口距高压线及其他永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m；距铁路，高速公路应不小于200m；距学校、医院及大型油库等人口密集、高危场所应不小于500m。3.2.13.2 值班房、发电房、库房、化验室等工作房及油罐区距井口不小于30m，发电房与油罐区相距不小于20m，锅炉房在井口上风方向距井口不小于50m。3.2.13.3 在草原、苇塘、林区钻井时，井场周围应有防火墙或隔离带，隔离带宽度不小于20m。3.2.14 消防3.2.14.1 井场应配备100L泡沫灭火器（或干粉灭火器）2个，8kg干粉灭火器10个，5kg二氧化碳灭火器2个，消防斧2把，防火锹6把，消防桶8只，防火砂4m3，20m长消防水龙带4根，19mm直流水枪2支。这些器材均应整齐清洁摆放在消防房内。机房配备8kg二氧化碳灭火器3只，发电房配备8kg二氧化碳灭火器2只。在野营房区也应配备一定数量的消防器材。3.2.14.2 消防器材由专人挂牌管理，定期维护保养，不应挪为它用，消防器材摆放处，应保持通道畅通，取用方便，悬挂牢靠。3.2.14.3 井场内不应吸烟。井场动火严格按SY/T 5858中的安全规定执行。3.2.14.4 在探井、高压井、气井的施工中，立管至泥浆泵上的供水管线上宜有合格的消防管线接口。3.2.14.5 井场火源、易燃易爆物源的安全防护应符合SY 5225中的要求。3.2.15 大门绷绳3.2.15.1 绷绳坑距井口30m35m，坑长1.5m，宽1.5m，坑深2m，坑木250mmlm(或用钢筋混凝土的地锚)，并用石块和土夯实。3.2.15.2 绷绳应用19mm的钢丝绳组成，长40m-45m，绷绳应固定牢固，死滑轮封口拴牢。对于井场安全要求这章，重点强调以下几点：1、井场道路应满足从建井到完井、试油整个周期内运送钻井设备、物资及作业车辆的安全行驶要求。尤其不允许出现油气井一旦出现诸如井喷失控、着火等重大事故时，应急抢险物资、设备、车辆因公路质量问题而不能到达井场的情况发生。2、井场公路宜选择在井架大门前（或前偏左、前偏右），不能因进场公路选择不当而形成“倒井场“。3、井场钻井液大土池、废液池等池、罐要求做到不垮、不漏、不渗，不能因池、罐的渗漏，出现重大环境污染事故。4、井场设备应根据地形条件和钻机类型合理布置，除有利于防爆和操作与管理外，尤其是让当地季节风能吹过整个井场、值班房、库房、化验室、生活区等应在季节风的上风方向。另外，井场的布局要有利于放喷管线的安装、维护和使用。高架水罐、油罐、发电房宜放在井场外。上述设施距井口的安全距离各油田应有明确规定。5、油气井井口距民宅、学校、医院、铁路等公共设施的安全间距。“12.23”事故发生前，井控相关标准制定时的主要出发点是规范油气井钻井作业中的井控工作，保护作业人员的人身安全和避免油气资源及钻井设备受损失，但对井场周边的公共设施及居民等的安全关注较少，以为危险很少有机会或不太可能降临在井场周边群众的头上。这两条的内容完善了1999年版本的不足，上述条款中油气井井口距公共设施和人口密集性、高危场所的距离经“钻井安全标准紧急清理工作会议”提出，由“行业标准清理审查会”的代表审定（2004年3月）。具体距离是综合考虑SY/T5272常规钻井安全技术规程、SY/T5466钻前工程技术条件、SY/T5958井场布置原则和技术要求等标准修订而成：SY5272：3.2.4 a.井场边缘应距铁路10KV以上高压电路及其它永久性设施不少于50m； b.井场距居民住宅不少于100m。SY/T5466-19973.3.2一般油、气井、井口距民房400m以外；井场边缘距铁路、高压输电线路、地下电缆及其它永久性设施不得少于50m；3.3.3高压油、气井、井口距民房400m以外；井场边缘铁路、高压输电线路、地下电缆及其它永久性设施不得少于100m。SY/T5958-941.5.1.3高压油气井，井口距民房150m以外，井场边缘距铁路，高压输电线路、地下电缆及其它永久性设施不得小于100m； 1.5.1.4含硫油气田的井，井口距民房的距离应以使其不受H2S扩散影响为准则。围内的居民住宅、学校、铁路和厂矿等进行勘测并在设计书中本标准规定的安全间距高于GB50183规定的油气井与周围建（构）筑物、设施和防火间距。GB50183油气井与周围建（构）筑物、设施和防火间距名 称自喷井、气井、单井拉油井机械采油井一、二、三、四级厂站、库储罐及甲、乙类容器4020100人以上的居民区、村镇、公共福利设施4525相邻厂、矿企业4020铁路国家线4020企业专用线3015公路1510架空通讯线国家、级4010其他通讯线152035kv及以上独立变电所4020架空电力线35kv以下1.5倍杆高35kv以上注：当气井关井压力超过25Mpa时，与100人以上的居民区、村镇、公共福利设施和相邻厂矿企业的防火间距、应按本表规定的数值增加50%。关于含硫化氢油气井与公共设施的安全间距请关注国家安全生产监督管理总局即将发布的安全生产行业标准（AQ）的相关规定。另外为保证含硫油气井钻井过程中硫化氢溢出或放喷点火生成的二氧化硫对井场周边群众造成伤害，SY/T5087中规定：“应对拟定探井周围3Km、生产井位2Km范标明其位置”，“在江河、干堤附近钻井应标明干堤、河道位置，同时应符合国家安全、环保的规定。”对于油气井所在地存在开采地下资源的矿业单位，在地质设计书中应标注说明，特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表的深度。1998年3月某油田某井在用钻井液密度1.071.14g/cm3的钻井液钻609.51747m井段过程中，发生多次井漏，漏速在2.530m3/h之间。多次采用桥塞钻井液堵漏，累计漏失钻井液473.6m3，桥塞钻井液105.8 m3。后用密度1.09g/cm3的钻井液钻至井深1835.9m时，发生溢流后井口微涌。将钻井液密度提高到1.14g/cm3又发生井漏，漏速28m3h。后又钻至井深 1869.60m时井涌，涌势猛烈后关井观察，关井套压最高达8.1MPa，因表层套管（339.7mm）下深238.99m，裸眼长，漏层多，不得不进行间断放喷，随后进行压井处理，因该构造已钻的几口井在该层位均未发现气显示，从而造成该井从设计到施工对该气层认识不足。该井井身结构是在地质预告的地层压力，参考该构造已完钻的几口井的实钻资料基础上设计的。表层套管设计只考虑了封固地表疏松跨塌层段，没有考虑封隔煤层，导致井涌关井后，该井天然气窜入附近煤矿。致使采煤工人死伤和硫化氢中毒。因而“在地质设计中”特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井、坑道的分布走向、长度和离地表深度。在选点确定地面井位时，应对地面附近煤矿做实地调查，尽量避开小煤矿，这些小煤矿经长期开采，采掘坑道相互串通，地层出现大量采动裂隙，承压能力低。若不了解这些煤矿，钻井工程设计和钻井中又未采取针对性的技术措施，就会造成天然气窜入某个采掘坑道，继而蔓延到数个煤矿，出现大面积受灾。若该井在悉知井筒所在地煤矿分布的详细资料的前提下，在第一次溢流后就果断地把244.5mm套管提前下入，就不会出现溢流后关井造成地下井喷的局面。6、各油田应对一般油气井、高压高含硫油气井、丛式井等井口之间的安全距离分别提出要求。7、消防器材的定期维护保养，挂牌管理应有制度予以保证，各类灭火器需注明灌药时间和有效期，灭火器材的检查、维修和报废按GA95的规定执行。8、按SY/T5858的划分，钻开油气层后井场使用电、气焊属三级动火范围。“动火前，由施工单位填写动火报告，制定动火措施；动火单位主管领导审查后，由二级单位安全技术部门审查批准”。这里说的二级单位就是钻井公司。动火申请报告书批准后，有关人员应到现场检查动火准备工作及动火措施的落实情况，并监督实施，确保施工安全。施工安全得不到保证时，安全部门有权制止施工。动火现场5m以内做到无易燃物、无积水、无障碍物，便于在紧急情况下施工人员迅速撤离，非动火人员不准随意进入动火现场。动火现场应按动火措施要求，配备足够的消防设备和器材。动火完工后，监护人员对现场进行检查，确认无火种存在方可撤离。4 通讯4.1 井场通讯设施宜安装在井场以外的安全地方。4.2 井场内应使用防爆通讯工具。4.3 应满足24h与生产指挥机构的正常通讯联络。除正常的、能满足24小时生产运行的通讯联络以外，尤其应重视应急通讯联络，应急通讯联络包括但不限于：1、与上级生产指挥部门的通讯；2、与地方相应政府部门的通讯；3、在地质设计书中必须详查和标注井口周围500米范围内的居民和其他人员（学校、医院、商业区、厂矿企业等公共设施）的分布情况。并将每户居民人数、户主姓名、电话等资料纳入井队应急预案。4、与内部应急资源（应急抢险专家、抢险灭火公司、应急物资储备库、消防、医院等）的通讯；5、与外部应急资源（公安、武警、消防、医院、环境监测、交通运输、物资供应等）的通讯；6、与社会新闻媒体的通讯。5 设备安装、拆卸 井场设备的安装是一件技术性很强，质量要求非常严格的工作，应按本标准的要求和产品说明书（本标准涉及电动钻机设备的安装要求很少）进行安装。检查设备的安装、拆卸又是一件非常精细的工作，一旦失误，有可能造成重大人员伤害和设备损坏。6 联络信号和岗位操作的安全管理 关于井控信号主要是为了规范 “关井程序”中涉及钻台上、防喷器远程控制台和节流管汇处各岗位之间开、关设备的联系手势。另外，联络手势的标准化既有利于各岗位之间的准确沟通、避免操作失误，也便于对井队防喷演习熟练程度的评定。7 井控设计和井控装置安装、试压及井控作业7.1钻井井控设计7.1.1 对井场周围一定范围内的居民住宅、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、长度和离地表深度。7.1.2 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。 钻井现场的安全工作应以井控安全工作为重点，派驻井队的钻井监督和安全监督应在钻井作业全过程对钻井队的井控工作实施监督。其主要工作内容是针对钻井队作业人员（包括所有专业技术服务队作业人员）在井控工作中的不安全行为，井控装备配套、安装、使用、维护方面存在的不安全状态，以及钻井队在井控工作管理方面存在的缺陷进行监督、检查和纠正。本条主要强调三点：1、地质设计中应提供本构造邻近井（若是探井就提供邻近构造邻近井）的地层孔隙压力和地层破裂压力资料，油、气、水显示和复杂情况提示。2、裂缝性碳酸盐岩地层既是同构造、同一层位，由于裂缝发育程度的不同，地层破裂压力并不象均质地层（如砂岩、泥页岩地层）那样随井深而增加，因而无规律可言，所以不要求作破裂压力曲线。3、重视浅气层资料。若是探井，尤其要重视浅气层的井控工作，否则，就会造成失控的恶果。如某油气田某参1井，表层套管（339.7mm）下深304.9m，井口装有液压防喷器，但未配远控台。1994年6月钻至井深595.34m，钻时明显加快、气测异常、总烃含量上升，循环观察5周，气测值恢复正常。后根据地质设计要求起钻准备取心，刚起出一立柱坐于转盘准备卸扣时发生井涌，至转盘面上0.51米，1分钟后喷至二层台上。因未装远程台，只能用手动锁紧杆关井，而手动锁紧杆和活塞杆连接十字头锁销被扭断，致使关井失败，造成井喷失控。约4个半小时后钻杆在转盘处被刺断，防喷器底法兰与四通也被带砂气流刺穿，后因未经许可擅入井场的运输车排气管排出的火花引发爆炸起火。钻遇埋藏较浅的异常压力地层发生溢流，若控制不当，溢流转化为井喷时间短；由于表层套管下深也浅，钻井液密度较低，发生溢流后关井往往关井套压值较高；在等候处理期间，有可能因套压持续上升（天然气滑脱上升速度快）而导致地层漏失，甚至发生地下井喷。若因套压上升而被迫放喷，又可能造成井壁跨塌而卡钻。对付浅气层的有效方法，除工艺上制定相应的对策外，在井口装置上可加装导流器（也叫分流器）。7.1.3 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值为基准，另加一个安全附加值：a）油井、水井为0.05g/cm30.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa3.5MPa；b）气井为0.07g/cm30.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa5.0MPa。具体选择钻井液密度安全附加值时，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；油层、气层、水层的埋藏深度；地层油气中硫化氢的含量；地应力和地层破裂压力；井控装置配套情况。具体选择钻井液安全附加密度值和安全附加压力值时，所考虑的影响因素中，“地层油气中硫化氢的含量”在SY/T5087中作了明确规定：“钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加密度在规定的范围内或附加井底压力在规定的范围内应取上限值。”其目的就是不让硫化氢溢流进入井筒，尽量减少硫化氢对套管、钻杆、钻井液以及返出地面后对作业人员造成伤害。但HS随钻屑或井壁渗透、钻井液与空隙、裂缝中的天然气中里置换进入井筒的方式不可避免。7.1.4 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：a）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管；b）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；c）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；d）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。含CO2的油气井中，H2S分压超过含硫油气井的划分标准时应按含H2S的油气井对待。设计合理的井身结构和套管程序考虑的因素很多。如考虑工程、地质、试采对套管层次和下入深度的需要；考虑工艺技术的可行性（如固井技术）；考虑能否加快钻井速度，提高工程质量，降低钻井成本，来获取合理的经济效益等等，这里所列的要求仅仅是从井控的需要提出的，即：1、考虑探井、超深井和复杂井需封隔钻进过程中出现的跨塌层、盐水层、石膏层、煤层、漏层和地层压力梯度相差悬殊的地层等因素，需在设计时留有再下一层套管的余地。2、井筒与地下采矿坑道和矿井之间的距离不少于100m，且套管下深应封隔开采层段并超过其100m，避免在钻进中或因溢流关井或压井时发生地下井喷，致使高压含硫油气进入地下采掘矿井和坑道。3、套管下深需考虑最大允许关井套压。4、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。5、含硫化氢、二氧化碳等有毒气体和高压气井的油层套管、有毒有害气体含量较高的复杂井技术套管固井时，水泥必须返到地面。6、天然气井各层套管固井时，原则上水泥浆都应返至地面。7、杜绝长段裸眼井段不下技术套管的作法、否则在打开油气层前后，可能出现塌、漏、喷、卡等复杂情况。7.1.5 每层套管固井开钻后，按SY 5430要求测定套管鞋下第一个3m5m厚的易漏层的破裂压力。每层套管固井开钻后，按SY 5430要求测定套管鞋下第一个3m5m厚的易漏层的破裂压力。若套管鞋以下35m为均质地层（泥页岩、砂岩地层等）应作破裂压力试验；若为脆性岩层（如灰岩地层），因作破裂压力试验时其开裂前变形量很小，很难在地层漏失时停止破裂压力试验，因而往往将地层压裂、使其承压能力下降。所以脆性岩层只作极限压力试验，极限压力根据下部地层钻井将采用的最大钻井液密度及溢流发生后关井和压井时，对该地层承压能力的要求决定。7.1.6 井控装置配套：a）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； b）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： c）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； d）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；e）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087中的相应规定。井控装置配套：a）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）选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见图A.1图A.5； 2）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，见图A.6图A.8； 3）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，见图A.9图A.12。b）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，节流管汇见图A.13；2）压力等级为21MPa时，节流管汇见图A.14；3）压力等级为35MPa和70MPa时，节流管汇见图A.15；4）压力等级为105MPa时，节流管汇见图A.16。 c）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，其基本形式见图A.17、图A.18； d）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；e）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087中的相应规定。1、标准中提出的液压防喷器、节流管汇和压井管汇中的各种压力等级下的组合形式为基本组合形式，各油田可根据油田的具体情况，增加组合形式并在各油田井控实施细则中明确。2、钻井必须装防喷器。若因地质情况允许不装防喷器，应由生产经营单位（中石油为油气田分公司）所委托的设计部门和钻井作业方共同提出论证报告，并经生产经营单位井控第一负责人签字批准。3、含硫油气田所用井控装置的材料（金属和非金属）应具备抗硫性能。金属材料应符合NACE MR0175（或SY/T0599天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料的要求）材料要求。非金属材料应能承受指定的压力、温度和硫化氢环境，同时考虑化学元素或其它钻井液条件的影响。4、含硫油气井、区域探井应安装剪切闸板防喷器，安装剪切闸板防喷器的钻井井口装置组合形式主要有三种（从上到下）：（1）环形防喷器+半封单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+半封单闸板防喷器+四通+套管头（2）环形防喷器+半封单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+四通+套管头（3）环形防喷器+半封单闸板防喷器+剪切闸板防喷器+全封闸板防喷器+半封闸板防喷器+四通+套管头根据钻井承包方式的不同，各油田应制定剪切闸板防喷器及其控制装置相应的使用和管理程序，川渝油气田这种大承包井使用剪切闸板防喷器实现剪切闸板关井的指挥权限是这样规定的：在无法控制井口而发生井喷失控的情况下，钻井队队长在同甲方钻井监督协商后立即请示钻井公司井控第一责任人或井控负责人同意后，组织实施剪断钻杆（油管）关井。在来不及请示的特殊情况下，钻井队队长与甲方钻井监督协商后可以决定并组织实施剪断钻杆（油管）关井。SY/T6616-2005含硫油气井钻井井控装置配套安装和使用规范中规定了用剪切闸板剪断井内钻杆或油管控制井口的操作程序：a）在确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车装置；b）关闭剪切闸板防喷器以上的环形防喷器和半封单闸板防喷器；c）打开主放喷管线泄压d）在钻杆上（转盘面以上）适当位置安装上相应的钻杆死卡（安装剪切闸板防喷器的井队应配备127mm和88.9mm的钻杆死卡各一只），用钢丝绳与钻机连接固定牢固；e）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器；f）打开远控台储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直到剪断钻杆或油管；g）关全封闸板防喷器，并手动锁紧全封和剪切闸板防喷器；h）关储能器旁通阀，将远控台管汇压力调整到规定值。控制剪切闸板防喷器的三位四通换向阀应安装防误操作安全装置，司控台不应安装剪切闸板防喷器操作控制阀。使用剪切闸板防喷器时，除操作者外，其余人员撤至安全位置。剪切闸板使用一次后应及时更换，不再使用。剪切闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，应按全封闸板防喷器的要求执行。7.1.7 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，应根据各油气田的具体情况配齐，以满足井控技术的要求。由于装钻具止回阀会给堵漏、压井、传输测井等作业带来不方便。钻井过程中，尤其是在油气层中钻进是否装钻具止回阀的问题，各油田的专家未达成一致意见，因而本条写了“应根据各油气田的具体情况配齐，以满足井控技术的需要”。“12.23”特大恶性井喷事故虽然国务院调查组已就事故原因下了结论，且负有直接责任人员已承担了刑事责任，从井控工艺技术的角度来看，事故发生最根本的原因是井队在起钻前和起钻过程中严重违规违章造成的。当然，生产技术管理不到位和其它方面的原因也给这次事故埋下了隐患。川渝油气田为吸取事故教训在是否装钻具止回阀的问题上为“井控实施细则”作了补充规定：1）油气层钻井作业中，除下述特殊情况外，都应在钻柱下部安装钻具止回阀和旁通阀：A）堵漏钻具组合；B）下尾管前的称重钻具组合；C）处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；D）穿心打捞测井电缆及仪器组合；E）传输测井钻具组合。除以上特殊情况外如不能接钻具止回阀和旁通阀，应经钻井公司井控第一责任人（或井控负责人）同意。2）钻具止回阀的安装位置规定：A）常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间；B）带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间；C）在油气层中取芯钻进应使用非投球式取芯工具。止回阀接在取芯工具与入井的第一根钻具之间。为保证需要的旁通阀之旁通孔滑套能顺利打开，规定旁通阀安装在钻铤与钻杆之间或距止回阀3070m之处。水平井、大斜度井旁通阀安装在5070井段的钻具中。为避免钻进中止回阀被堵塞，要求入井钻井液应在地面认真清洁过滤。装有止回阀的钻具在下钻时还应坚持每下2030柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部前应灌满钻井液、再循环一周排出钻具内的剩余压缩空气后方可继续下钻。钻具止回阀和旁通阀按入井特殊工具的使用管理要求建记录卡，详细记录入井使用时间等有关参数，每次下钻前由技术员、司钻检查其有无堵塞，刺漏和密封失效等情况。另外，钻柱中装有止回阀时，起下钻发生溢流或井喷仍按关井操作程序控制井口。7.1.8 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳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，按SY/T 5127选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。SY/T51272002井口装置和采油树规范已将SY5279.1-91石油井口装置 额定工作压力与公称通径系列、SY5279.2-91石油井口装置 法兰型式、尺寸及技术要求、SY5279.3-91石油井口装置 法兰用密封垫环型式尺寸及技术条件、SY5127-92石油井口装置 套管头、SY5156-93采油（气）井口装置整合。整合后的标准同等采用API Spec 6A井口装置和采油树设备规范（1999年第17版）。7.1.9 钻井工程设计书中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。这里未对加重钻井液的储备量和密度以及加重材料储备量作明确规定，各油气田可根据开发井油气产层地层压力梯度和其上部地层压力梯度的差异以及区域探井的地层压力梯度的预测精度分别在“实施细则”中规定。但SY/T5087中规定含硫油气井“应储备井筒容积0.52倍的大于在用钻井液密度0.1g/cm3以上钻井液和满足需要的钻井液加重材料。钻井监督和安全监督除监督钻井队是否按设计要求储备加重钻井液和加重材料外，还应监督钻井队定期对储备钻井液进行循环，并对循环日期、时间和储备钻井液性能作记录。7.1.10 在可能含硫化氢地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。 “采用相应安全和技术措施”就是按SY/T5087的规定来保证作业人员、井场周边群众的安全，来选择抗硫井控设备和井下管材、工具或采取相应的防护措施。7.1.11 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订确保作业安全、防止井喷、井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施。7.1.12 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。由于dc指数随钻监测地层压力的方法仅适用于可压实均质地层，因而非均质的裂缝性碳酸盐岩地层不要求作dc指数随钻监测地层压力梯度曲线。7.1.13 在已开发调整区钻井，油气田开发部门要及时查清注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据。钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。本款旨在开发调整区钻井时，避免因注水、注气等因素导致油气层地层压力异常而增加井控工作的难度、井下复杂情况和增加钻井成本。1992年2月12日某油田某井钻至井深1395m时发现水侵，钻井液密度从1.32降至1.26（设计钻井液密度为1.3），粘度由23.5降至20.5秒，停止钻进，循环加重至1.35，恢复正常。当钻至1402m时又出现水侵，钻井液密度从1.35降到1.12，再次停止循环加重，半小时后发生井喷，喷高30m后关井停喷，因井壁跨塌埋死钻具。分析井喷原因是：周围注水井未及时停注，更没有泄压，开发部门也没有提供地层压力。处理过程中发生井架倒塌，决定不再处理本井，其损失312小时，报废钻具2320.73m，报废进尺2781.5m。7.2 井控装置的安装对于井控装置的安装标准，经油田有关部门进行安全评估后，在确保钻井安全的情况下，对本标准的相关条款可作适当调整。7.2.1 钻井井口装置钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。7.2.1.1 防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964中的相应规定。7.2.1.2 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30。挂牌标明开、关方向和到底的圈数。7.2.1.3 防喷器远程控制台安装要求：a）安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；b）管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业；c）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；不应强行弯曲和压折气管束；d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制；e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。7.2.1.4 四通的配置及安装应符合SY/T 5964中的相应规定。7.2.1.5 套管头的安装应符合SY/T 5964中的相应规定。7.2.2 井控管汇井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。7.2.2.1 钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。7.2.2.2 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78mm。7.2.2.3 放喷管线安装要求：a）放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；b）放喷管线不允许在现场焊接；c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况；d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；e）管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120的铸（锻）钢弯头；f）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m；g）管线每隔10m15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚或预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；h）水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。7.2.2.4 井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T 5127中的相应规定。7.2.2.5 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。7.2.3 钻具内防喷工具钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆。7.2.3.1 钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。7.2.3.2 应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。7.2.3.3 钻台准备防喷钻杆（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。7.2.4 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置7.2.4.1 应配备钻井液循环池液面监测与报警装置。7.2.4.2 按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气油比高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线（按设计通径）接出井口50m以上。其详细的规定在SY/T59642006钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中规定得较详细，但从历次井控检查的结果及井喷和失控事故原因来看，井控装置的安装主要存在以下一些问题：1、井控装置压力等级不配套某油气田某1井1995年发生井喷失控后在处理过程中才发现防喷器组合为70MPa压力等级，而防喷管线的内控闸门却是35MPa压力等级。因而，无论是关井、压井等作业，只能按井控设备承压能力为35MPa考虑。2、防喷器安装完毕后，未认真校正井口，转盘，天车中心（其偏心差应小于或等于10mm），造成钻井过程中防喷器、套管头严重偏磨。3、防喷器组合固定钢丝绳小于16mm，常用1/2甚至3/8钢丝绳。4、防喷器手动锁紧杆未装齐或锁紧杆与锁紧轴之间的夹角大于30。5、防喷器组合太高，手动锁紧操作杆离地面距离大而无法操作。6、防喷器仅有一侧挂有手动锁紧操作开关方向和到底圈数的标牌。7、远控台紧靠放喷管线，距井口距离小于25m。8、司控台未固定。9、节流管汇和压井管汇法兰连接螺栓两端与螺帽未上平齐，有的螺栓明显偏短。10、放喷管线出口：一条接出井场离井口75m以远，而另一条（压井管汇侧）刚接至井场边；甚至刚连接到远控台旁。放喷管线出口对准公路、民居或在树林旁而无任何防火措施（如修燃烧坑池、防火墙等）。11、放喷管线转弯处铸（锻）钢弯头为90。12、放喷管线悬空无支撑；转弯处仅一端固定；固定卡子和管线间用木棒、木块填塞。13、走向一致的两条放喷管线紧挨在一起，或间距小于0.3m。14、未配液气分离器。15、钻台上未准备防喷单根。16、液气分离器排出管线未按设计通径接出（大多为27/8油管）；排出管线悬空无支撑；转弯处弯头为多段管子焊接而成；固定不牢固，甚至和放喷管线捆绑在一起；排出管出口距井口距离小于50m。“放喷管线不允许现场焊接”这是在行业标准清理审查会上对本标准1999年版所作的修订，原版为“不允许有任何焊接”。对于一般油气井，工厂焊接可采取焊接保温等消除焊接区产生内应力的措施，从而可保证使用安全，而现场焊接不具备这样的条件。川渝油田在放喷管线的安装上根据本油田的具体情况还作了补充规定：A、放喷管线全部使用法兰连接；B、放喷管线和连接法兰应全部露出地面，不能用穿管的方法实施保护；C、含硫和高压高产地区钻井、四条放喷管线出口都应接出距离井口100m以远，并具备放喷点火条件。在井控装置的组合、配套及安装方面，SY/T5964-2006版与SY/T5964-2003版有很多不同的地方，现将主要差异罗列于后：1、压力等级为70Mpa、105Mpa的防喷器组合形式中增加两组双四通防喷器组合形式。2、将03版防喷器选用压力等级“应不小于相应井段最高地层压力”改为“应与裸眼井段中最高地层压力相匹配”。3、明确了大于或等于35Mpa的防喷管线应采用金属材料。4、规定了含硫油气井、高压高产油气井、区域探井应安装剪切闸板防喷器并纳入检查范围。5、还建议“根据特殊要求，对重点井、含硫油气井、区域探井和环境特殊井可配置防喷器辅助控制装置。6、防喷管线外控阀（无论是单四通或双四通井口组合）可与内控阀连装，也可装在井架底座外。7、钻具止回阀和旁通阀的安装位置要求。8、固定（或自动）点火装置配置。9、规定了放喷管线不允许活动接头连接和现场焊接连接。各油田应规定钻井监督和安全监督在井队安装井控设备时的职责，并落实到具体的监督“点”上。井队若在井控设备安装过程中出现违反标准和规定的地方，钻井监督和安全监督必须立即指出并纠正，不能等到各级井控检查时，经检查团指出后才来纠正。出现这种情况，是监督工作不到位，是监督的失职。7.3井控装置的试压7.3.1 试压值7.3.1.1 防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压，环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力。7.3.1.2 在井上安装好后，试验压力在不大于套管抗内压强度80% 的前提下，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa。7.3.1.3 钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照7.3.1.2中的有关条件及要求试压。7.3.1.4 防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。7.3.2 试压规则7.3.2.1 除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。7.3.2.2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。这里要强调几点：1、按钻井工程设计要求试压。因为钻井井口装置的试压，钻井工程设计不仅考虑了防喷器组合的额定工作压力，也考虑了套管的承压能力和地层破裂压力。2、防喷器控制系统的油路用21MPa的油压作一次可靠性试压，尤其是装有剪切闸板的钻井井口装置。3、各油气田在稳压时间上可高于标准（即10min）。4、关于井控车间是否要对环形防喷器和闸板防喷器进行低压密封试验的问题：在SY/T5053.12002防喷器及控制装置 防喷器标准中（该标准主要是针对防喷器的设计、制造和检验，即制造厂家而言）规定：A、对环形防喷器应作试验压力为1.42.1MPa的低压密封管柱试验和密封空井试验；B、对闸板防喷器（含剪切闸板、变径闸板和液压锁紧闸板）都应作压力为1.42.1MPa的低压密封试验。SY/T5964-2003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护标准中（该标准主要针对油气井井控装置的使用提出要求）无上述低压试验要求。但SY/T5964-2006版本中4.3.1和4.3.2中提出了相应要求：4.3.1在井控车间（基地）、环形防喷器（封闭钻杆、不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等应作1.4Mpa2.1Mpa的低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制原件的额定工作压力分别试压，并应作1.4Mpa2.1Mpa低压试验。防喷器控制系统用21Mpa的油压作一次可靠性试压，其目的有两个：A、当环形防喷器胶芯或闸板防喷器闸板因钻井液固结或其它原因，用正常控制液压（10.5MPa）不能推动而关（开）井时，可直接用储能器液压（21MPa）不经调压阀来推动环形防喷器胶芯或闸板防喷器闸板；B、闸板防喷器的液控油路和液缸在生产厂家出厂前作过31.5MPa的强度实验，因而不仅能用21MPa的液压来推动闸板关（开）井，而且剪切闸板防喷器能用31.5MPa（气动泵直接打压）压力来剪断钻具。剪断管柱出厂试验要求见下表：防喷器公称通径（mm）剪断管柱尺寸（mm）钻杆级别钻杆规格密封要求Kg/m179488.9E19.89.346在剪断管柱后，做密封性能试验，密封部位无渗漏279.4127.0E29.09.195346.1127.0G29.09.195若钻井现场对剪切闸板有特殊要求（如具备剪断加重钻杆或其它钢级的钻杆的能力），在订货时必须做特殊说明；5、环形防喷器在井控车间和现场 都不作密封空井的密封试验，即使在生产厂家出厂时作封闭空井的密封实验，试验压力也只有工作压力的50%。6、SY/T5964-2006版本年版本还特别规定：“在井控车间（基地）的试压记录应使用压力计和图表记录器。压力测试范围不允许小于压力计许用压力的25%，且不允许超过压力计许用压力的75%。”7、用于天然气钻井的防喷器，用户可以要求生产厂家作出厂气密封试验。气密封试验压力为防喷器的工作压力。试验时，防喷器置于水中（全淹没），密封部位不得有气泡冒出。钻井监督和安全监督应按设计要求监督钻井队每月对井口试压，倒换井口或更换胶芯后重新对井口试压并有试压记录，发现问题后也应有问题和整改及重新试压记录。7.4 井控装置的使用7.4.1 环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。7.4.2 套压不大于7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。7.4.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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底，然后回转1/4圈1/2圈。7.4.4 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不大于14MPa情况下，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头。7.4.5 当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器。7.4.6 不应用打开防喷器的方式来泄井内压力。7.4.7 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。7.4.8 钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。7.4.9 井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。7.4.10 防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964中的相应规定执行。7.4.11 有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。7.4.12 平行闸板阀开、关到底后，应回转1/4圈1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。7.4.13 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。7.4.14 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。7.4.15 采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。井控装置的使用上主要存在以下问题：1、远控台三位四通换向阀手柄在正常钻进中处于中位。 API RP53防喷设备系统推荐作法中规定：在钻井过程中，每个防喷器控制阀应转到开启位置（不是中间位置），处于“开