长庆油田数字化钻井建设简要方案

第一篇：长庆油田数字化钻井建设简要方案

长庆油田数字化钻井建设简要方案

一、长庆油田工程管理信息系统概况

长庆油田工程管理信息系统经过近两年的开发、调试，系统各功能能模块运行平稳、安全，基本实现了现场数据到油田公司数据有效链接，我们还在钻井井场对该信息系统利用3G通讯网络进行测试，结果表明可以满足一线的生产需求。

该系统目前主要问题是数据源的问题，由于钻井队伍没有VPN帐户，进入不了油田公司石油网络，因此，队伍资质申报、工程质量、监督管理、结算管理等数据需要项目组管理人员输入，由于数据量大，加之项目组人员较少，因此，给系统有效使用带来一些问题，我们现在对该系统进行继续完善，主要是两方面：

1、充分利用油田公司已有的生产数据，减少现场人员的重复劳动。

2、利用现有公司网络，实现把钻井现场数据直接传送到油田公司相关部门。

二、长庆油田数字化钻井建设简要方案

目前，油田公司数字化生产指挥系统V2.0系统基本推广完毕并上线测试运行。数字化生产指挥系统已经实现了从公司—厂（处）—作业区—增压点—井场—单井—单井工况的链接，因此我们可以依靠生产指挥系统，实现对公司－项目组－钻井井场的有效连接，实现钻井生产的无缝管理。

1、总体思路

在钻井现场建立简易无线局域网，从在用的录井仪中实时截取或从钻井装备的仪表中分离信号读取钻井过程中采集到的数据，建立井场小型数据库。利用现有长庆现有成熟的通讯网络技术，将井场小型数据库中的数据实时传回钻井数据中心，为开展进一步的数据应用打下基础。在后方构建一个数据网站，该网站基于数据库系统，数据源来自多个钻井现场远传回的数据，经过处理，可以为授权的生产管理者和工程技术人员提供钻井现场数据咨询，同时，对关键区域实施展现场网络摄像，在后方可以实现视频监视，并实现即时通讯系统，便于技术专家集中诊断事故和复杂，提供技术支持；领导远程进行生产指挥。数字化钻井网络拓扑结构如图1所示。

图1 数字化钻井网络拓扑图

2、数字化井场的建立

同一井场会存在许多数据源，如综合录井仪、钻井多参数仪、测井仪器和固井参数采集仪器，首先要从这些仪表采集的数据中选取钻井工程相关数据，征求工程技术人员意见，确定现场拟获取数据的数据结构，各类仪表不包含的数据可以采取人工录入的方式补充。系统总的数据需求确定后，开展以下几方面的工作： ⑴ 现场数据的获取

对现有钻井队的钻井参数仪表进行改造，对大钩悬重、钻压、转盘扭矩等几十种参数进行检测，对钻井过程进行实时监测，对钻机的工作状态进行存储、打印、查询，为现场优化钻井、故障判断和排除提供依据，并为钻后提供历史数据，这是实现钻井数字化的核心；对于固井、测井等可以利用其固有的数据采集系统，都有自己的；其他生产管理所需数据，采取现场人工录入的方式；如果需要，可以用无线摄像头采集视频数据。⑵ 现场数据共享

简易的井场无线局域网建成后，在井场服务器上建立小型数据库，综合录井仪截取的数据、钻机配套仪表分离的数据、固井、测井采集的数据，以及手工补充录入的数据，通过无线局域网全部汇集到该数据库中。基于井场数据库，开发生产管理数据录入和数据查询显示模块，供现场人员使用，这样整个井场都可以通过无线局域网共享数据库中的数据。⑶ 数据远程传输 利用3G、G P R S等手段进行无线远程数据传输,编写相应的数据传输模块。然后根据带宽需求和现场所能提供的通讯手段，选择经济可靠的方式，把井场数据库中的数据统一远程传输至后方数据中心。在后方数据中心配臵数据库服务器和W E B 服务器，按照既定的数据结构建立数据库。现场数据库中的数据实时远程传输，进入到后方数据中心的数据库服务器中。

3、现场数据的处理和应用

现场数据远程传输到后方数据中心后，要着手考虑数据的处理和应用。首先要基于中心数据库建设现场数据咨询网站，支持数据显示和曲线显示，可以同时查询多口在钻的井的数据。当然在钻井工程信息管理和系统平台安全性管理方面要做细致的工作，保证现场数据的正常使用。另外利用数字化井场还可以开展以下应用： ⑴ 钻井队基本生产信息共享

钻井队的基本数据通过3G或GPRS 方式与后方连通，定期回传基本生产信息，届时挂接到数据咨询网站上，供有关单位和人员分享即可。⑵ 生产指挥即时通讯系统

即时通讯系统可以作为生产指挥的上下沟通手段。生产指挥人员通过数据咨询网站了解现场具体生产情况，利用即时通讯系统与前线交，并作出合理决策，指导钻井生产。⑶ 工程事故及复杂案例库的建立与应用

收集近几年事故复杂及处理措施案例，建立资料库及查询应用系统，现场的工程技术人员可以在线查询同区块发生过的类似事故复杂案 例以及处理措施，分析现存问题，达到解决问题的目的。⑷ 工程技术专家会诊

支持至于工程技术专家会诊支持方面，现在推广的即时通讯系统可以解决专家们协同工作相互沟通的问题，专家们需要的现场数据资料可通过前面建立的数字化井场来获得，网络条件允许可以把现场的图片和视频也传回后方，供专家们分析判断。

从网络和现有的技术来看，实现数字化钻井可行的，通过实时获取多个井场的钻井数据，实时数据回传，在后方通过数据咨询网站，为授权的生产管理者提供多口井钻井现场数据咨询浏览界面，油田各级领导和技术管理人员在后方就能够直观地了解现场具体生产情况，分析判断，做出合理决策，指导现场进行下一步生产作业，同时，也为钻井精细化管理打开一条思路。

第二篇：长庆油田数字化建设系列报道之二

苏里格的“眺望”

—长庆油田数字化建设系列报道之二

面对低渗、低压、低丰度的世界级开发难题，长庆人解放思想，用“老四化”（技术集成化、材料国产化、设备撬装化、服务市场化）解决了苏里格的低成本开发难题，又依靠“新四化”（技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化）实现了苏里格的规模开发。如今，踏上发展快车道的苏里格用数字化来把握发展的脉搏，步入了现代化大气田建设的新纪元。

——题记

9年前，横空出世的苏里格将世人的目光聚焦；4年前，市场竞争机制的引入解放了苏里格；2年前，1000万立方米日产量的突破宣告了苏里格的规模开发；而今天，苏里格在创新思想的指引下又打出了“数字化”的新名片，现代化大气田的建设步伐加紧迈进。

“眺望”苏里格，如同眺望延绵起伏的毛乌素沙漠，希望随着无垠的大漠一起延伸，蔓延至无尽的远方……

追溯苏里格：孕育希望与梦想的土地

苏里格——这个在蒙语中有着多种释义的词汇，对于长庆人来说不仅是一个地域名词，更是一个光荣与梦想的代名词。从横空出世的名噪一时，到令人担忧的静默无语；从卧薪尝胆的艰难探索，到突破重围的惊世腾飞，苏里格的建设者们演练的，是一次没有路线图的出征，每每提及，总会带给人们长长的回忆与思考。

2月的毛乌素沙漠，寂寥的红柳和依旧霜白着的骆驼草在凛冽的寒风中肆意扭动，似乎还在昭告着冬日的延续，而低洼处破冰而出的新枝又传递着春的讯息。苏里格就是这样一片神奇的土地，永远带给人们希望的温暖。

作为长庆油田最年轻的气田和中国最大的整装气田，苏里格从开发伊始就背负着沉沉的希冀。经过5年的规模有效开发，魅力四射的苏里格将沉甸甸的硕果回馈给了给予它厚望的人们。

世界级开发难题正在逐步攻克，全新机制体制正在有序运行，中国工程管理论坛上，专家院士们盛誉它为“大型企业管理的范本”；标准化建设的全面推广，中石油地面工程标准化推进会上，与会代表们称它是“油气田地面工程标准化建设的一面旗帜”；今天，当苏里格一开数字化管理的“先河”，依靠信息、科技和管理构架起现代化大气田的架构时，我们无法预知，明天的苏里格，又将带给世人怎样的惊喜……

成就苏里格：实事求是的创新精神

重提苏里格，就不得不提产生于这片土地上的“四化”开发思路，更不得不提苏里格建设者们在这片土地里生根发芽的一种独特气质，那就是唤醒了苏里格、解放了苏里格成就了苏里格的创新精神。

苏里格气田开发初期，由于其地质特征属国际上罕见的低渗、低压、低丰度气田，按常规，苏里格一口深3500米的开发井需要1200万元的投资，单井累计产量至少要达到3000万立方米以上才能赢利。而在前期开发试验中，由于单井控制储量小、产量低、压力下降快、稳产期短，还没有一口井能达到这个标准，曾一度在业内备受争议。在当时的技术条件下，苏里格是不具备有效开采价值的。

思想的深度决定着探路者脚步的距离。面对苏里格气田的现实，长庆人依靠科技、转变观念、创新机制，确立了“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的低成本开发思路，引入市场化竞争机制，创建了独具一格的“5＋1”合作开发模式，在苏里格气田展开了一场静悄悄的气田大会战，并形成了“六统一、三共享、一集中”的合作开发管理新模式，集成创新了12项适合苏里格气田特殊地质条件的配套开发技术。思想的解放唤醒了大气田开发的步伐，突破了制约苏里格气田经济有效开发的技术“瓶颈”，气田建设周期明显缩短，开发成本显著降低，生产管理水平得到大幅提升，单井投资控制在了800万元以内，Ⅰ＋Ⅱ类井的比例超过了80%，实现了苏里格气田的低成本开发。

回顾苏里格气田的开发，不难发现，苏里格的每一步发展都深深印刻着“解放思想、实事求是”创新精神的烙印。是创新赋予了苏里格气田新的生命力，也是创新解放了苏里格，将“福气”源源不断地送向了千家万户，成就着苏里格采气人的梦想。

展望苏里格：现代化大气田的崛起

基于地质特征的选择，苏里格的开发走的是一条低成本开发的“独木桥”。在开发过程中，曾经不止一次有人疑虑“用低成本开发苏里格能够实现建设科技、绿色、环保现代化大气田的目标吗？”然而苏里格用事实告诉人们，苏里格的低成本并不是因陋就简，低成本不代表管理的低水平，低成本不等同于低效率，低成本与现代化并不矛盾。

在低成本的前提下实现苏里格的现代化管理，苏里格选择了用数字化打造现代化大气田，以先进适用的技术为基础，用科技进步消解成本的上升；以管理创新为先导，用效率提升应对成本压力；以深化体制改革为动力，有效激励挖掘人力资源潜力。

如今，苏里格已经搭建起以生产运行管理系统、采气工艺子系统、地质专家子系统、地面管网优化运行子系统、电子自动巡井和远程紧急关井为基础的六大数字化生产管理平台。系统应用后，不但能实时提供整个气田的生产数据，当生产井站出现人员闯入、装置异常等紧急状况时，系统不但能自动预警，还可通过现场监控摄像头和无线传输，给出现场实时画面，为迅速决策提供第一手的参考资料。通过与总部联网，千里之外的西安指挥中心，也可同步获得相关资料，管理效率大幅提高。

敢为人先的苏里格建设者们给这条“独木桥”赋予了独特而丰富的内容，如今的苏里格气田已经形成了80亿立方米的年处理能力，2000多口气井和近40座集气站遍布在毛乌素沙漠中，像一颗颗明珠点缀在毛乌素沙漠的腹地，以科技、绿色、环保的全新姿态矗立在鄂尔多斯盆地。

第三篇：长庆油田公司数字化建设系列报道之一

数字化革命∶迎来大发展的春天

——长庆油田公司数字化建设系列报道之一

推行油气田数字化建设，实现油气田数字化管理，是长庆油田在“大油田管理、大规模建设”的发展阶段中，节省投资、降低成本、优化用工、提高劳动生产率的有效手段，是对传统采油、采气的一次深刻革命，更是实现油气当量5000万吨宏伟目标的重要支撑。

——题记

进入21世纪，长庆油田开始了跨越式大发展，年产油气当量以数百万吨的势头快速增长。2008年，年油气增长量相当于给国家贡献了一个中型油田。2009年，油气年产当量将递增500万吨，跨越3000万吨，中国石油第二大油气田的地位进一步牢固。2015年，长庆年产油气当量超越5000万吨后，将成为中国最大的油气生产基地。

37万平方公里的鄂尔多斯盆地，7万口油、气、水井，油气当量5000万吨的高远目标，给长庆的决策者们提出了一个新的课题：如何有效进行超大规模的建设和生产管理，大幅度提高劳动生产率？2009年，随着“大油田管理、大规模建设”的不断实践和推进，一个被赋予新内涵的名词——“数字化”响彻长庆，为充满期待的长庆人指明了方向。

解放思想：数字飓风席卷油田

长庆油田38年的发展史，是一部厚重的思想解放史。从油气田建设模式的创立、主力开发层系转移、突破原油产量困局到苏里格气田的成功开发，无时无处不闪耀着“解放思想”的理论光辉，而每一次思想的解放，都会带来丰厚的回报。

如果说“三个重新认识”的重要思想方法，使长庆人迎来了第一次思想大解放，继而掌握了特低渗透油藏开发技术，使油气勘探开发不断取得了突破，那么，以苏里格大气田开发为先导而提出的“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务”“四化”管理方略，便使长庆人迎来了第二次思想大解放，解决了苏里格开发技术难题，创造了著名的“苏里格模式”，迎来了油气勘探的重大突破。

如今的长庆，正悄悄地经历着以现代化大油田为标志的一场数字化革命。

当前，金融危机严重冲击全球经济，国际油价持续下跌，国内经济下行压力加大，石油石化市场需求萎缩，对上游企业造成的直接冲击使产、储、销矛盾突出，直接影响企业的收入和效益。主要表现在原油库存上升，天然气销售不畅，生产组织难度加大。但与此同时，长庆油田仍然具备大发展的有利条件和基础：中央出台的一系列政策措施，为加快油田大规模建设提供了良好的发展机遇和市场空间；国务院重视长庆油田的建设和发展；集团公司党组支持长庆油田实现5000万吨，在金融危机的大背景下力保长庆上产，已明确今年长庆投资不减、工作量不减；长庆油田具有西接资源、东临市场的区位优势，处于西气东输和中亚天然气管线的重要位置，占据国家油气发展的重要战略地位，担负着保障能源安全稳定供应的重任，客观上必须加快发展，已掌握“三低”油气田勘探开发的核心技术，形成了一套适合长庆地质特点的低成本开发技术和管理模式，能够做到较长时间稳产、规模有效开发。

2008年7月17日，蒋洁敏总经理在长庆油田调研时提出：发展大油田、建设大气田，实现油气当量5000万吨，把鄂尔多斯盆地建设成我国重要的油气生产基地，到2015年实现5000万吨时，用工效率依然保持良好。据测算，当长庆油田的油气当量达到5000万吨时，将有7万口油、气、水井在生产，还有数量可观的各种场站。长庆人意识到，只有靠管理创新、技术进步、市场化运作来保障这一目标的实现。在管理上，需要建设适合长庆的集生产指挥、综合分析决策、措施方案自动生成的生产管理系统。将员工从井场集中到增压点，完善站场生活、生产、文化设施，方便员工的生活和工作。

长庆油田管理的7万口油、气、水井广布在37万平方公里的鄂尔多斯盆地，涉及4省（区）、数十个市县，以西安为中心管理半径近千公里，管理难度之大可想而知。昔日油气生产一线，受制于长庆油田沟壑纵横、地域辽阔，员工靠双脚走到现场采样、发现泄漏及时处置，付出的是无比的艰辛，哪怕是开车巡井，也要把大多精力和时间用在跑路上，极大地影响了工作效率。在付出繁重体力劳动的同时，还必须忍受与荒凉为伴的寂寞，面对不法分子偷油打孔的危险。为维护油气生产的正常秩序，石油人不得不采取“地毯式轰炸”的做法，大海捞针般防范随时可能发生的意外情况，人力、物力投入巨大，增加开发成本的同时却效果有限。

数字化建设最直接的结果，就是建立起了一套精确制导系统，“天网恢恢，疏而不漏”，使得长庆油田应对7万口油、气、水井的突然变化，有了一套行之有效的处理办法，让“外科手术”式的打击成为可能。从而有效节约了成本，降低了用工总量，同时也减轻了一线员工劳动强度，实现了人员相对集中管理，也为集中培训提高员工素质提供了可能。

2008年8月，油田公司成立了数字化建设项目组，在苏里格气田和超低渗油藏开发应用数字化建设牛刀小试的基础上，要通过广为分布的监控设备、自动控制设备，实现人员闯入井场预警、抽油机远程启停、注水井远程配注、自动投球、工况分析、功图计量、电子巡井、增压点变频连续输油、输油泵自动启停，及时建立起一套现代化的自动报表生成、智能预警的现代化管理决策辅助系统，从而大幅度提高以现场管理为起点的管理效率，实现长庆油田基础管理的革命。数字化建设的实质，是搭建信息平台、畅通信息渠道、加强信息采集、优化信息处理，最终形成科学快速的决策，利用有限的时空创造最大的价值。

数字化是一个平台、一个方向，不仅是降低人工成本，实现扁平化管理，其意义是颠覆了传统采油的观念，使石油企业踏上了信息化、高智能的现代科技文明之路。

“精确制导”：为低成本探路

在长庆油田公司2009年工作会议上，提出了“四个不动摇”，即坚持发展目标不动摇、坚持低成本战略不动摇、坚持市场化方向不动摇、坚持以人为本不动摇。这是应对形势变化、迎接挑战的必然选择，是公司规范管理、提升效益、加快发展的迫切需要，是化解金融危机影响、进一步加快发展的有效措施。在实现3000万吨、迈向5000万吨的关键之年，强调和重视低成本战略，充分显示了低成本对于长庆的特殊意义。

在长庆油气田的开发历史中，降低开发成本、优化地面建设是不变的主题。特别是中油股份公司重组上市后，开发建设管理体制、运行机制发生了重大变革，为建设成本和操作成本设置了不能突破的上限。长庆油田站在积极的角度想问题，确立了“今天的投资就是明天的成本，地面建设一定要以效益为中心，合理控制投资，确保投资回报最大化”的思想，在油气田地面建设优化上不断创新，在会战初期形成的“马岭模式”及后来形成的“安塞模式”、“靖安模式”的基础上，创造出了全新的“西峰模式”、“苏里格模式”等多种先进适用的模式，为特低渗透油气藏开发创造了必要的条件。

然而，低成本并不是因陋就简，低成本与现代化并不矛盾，它的实施主要是要依靠管理上的创新、技术上的创新和机制体制的创新，通过深化改革，在低成本战略大的背景下，建设现代化的大油气田。苏里格气田的有效开发，正是低成本战略结出的硕果。

在应对当前金融危机的战争中，低成本战略更显得尤为关键，而数字化管理的提出成为低成本战略实施的有效手段之一。长庆油田目前劳动密集型生产架构多少年来没有发生根本的实质性改变，这种组织模式仍然是过去七八十年代的模式，因此生产组织方式上要由过去的“地毯式轰炸”、“人海战术”等方式转变为现在的“精确制导”、“精确打击”方式。如今社会发展了，技术水平具备了高科技的因素，是由过去的“大海捞针、守株待兔”的巡井方式，转变为现在的“电子巡井、精确制导的主动式”时代。

在追求效益为目的，严格控制用工总量的情况下，长庆油田把数字化管理提到了与油气发展同等重要的位置。一方面按计划对老油田、旧管道及已建成的基地全面进行数字化改造，另一方面，对新建的所有工程项目全部应用了数字化管理系统。实现了油气井生产及管道运行数据的自动采集处理，紧急情况自动关闭阀门，异常情况自动报警，现场工况实时监控及所有配套生活基地治安保卫的视频监控，发挥各种职能的“电子员工”遍布油区各个角落。大发展的长庆油田由此步入了“增产不增人”的良性发展轨道。

目前，长庆油田的数字化管理已经取得突破性进展。实现了单井电子巡井、井场数据实时采集、自动化控制和视频监控等功能。站场的数字化管理也取得了重要进展，增压站、接转站、联合站等的压力、温度、流量等控制实现了数字化，显现出强大的生命力。推行了数字化管理的西峰油田，也正是因为数字化的神奇魅力，年产百万吨，人员控制到了最低限。

苏里格气田的数字管理，使气田近两千口气井的生产数据管理，都能在生产指挥中心的数字化管理平台上轻松地实现，数字化管理已经成为推动气田快速上产的强大动力。过去，要掌握气井的生产状况，只有到井口采集数据。现在不同了，通过数据无线传输系统，气井的套压、油压、流量、温度等数据都传到了总控制室。苏里格气田成功地实现了数字化管理后，给我们提供了这样一组数据：从管理效率来看，实施数字化管理前人工巡井是3天巡井一次，实施数字化管理后控制平台可每5分钟电子巡井一次，巡井频率是以前人工巡井的800多倍；以前关井需要人工到井场上手工关井，时间少则几十分钟，多则几个小时，管理数字化后员工可直接在操作室实现自动开关井，时间不超过几十秒。通过数字化管理平台，苏里格各开发单元实现了真正意义上的数据分析、数据整合和数据共享，结合各种数字模型、经验数据、专家系统，对生产管理过程进行智能化指导，大大提高了生产管理水平。

随着“大规模建设”的提速，以网络传输、自动控制等高科技手段为核心的数字化，正在把长庆千里油气区的数万口油、气井，上千座站、库，数千公里长输管道的诸多生产、管理要素，集中在鼠标的控制下，使油气田的开发管理由过去的“守株待兔”变成“精确制导”。

数字油田：我们的未来不是梦

2009年，长庆油田迎来了数字化的春天。随着长庆油田数字化管理平台的运行，在融合传统管理特长的基础上，长庆油气生产管理将实现3个飞跃：从人工搜集信息到计算机辅助处理；从提供选择结果到自

动生成分析报告、应急处置方案；从打造信息组合到提供连续的信息流。这3个飞跃必将引发减少用工总量、优化组织结构、提高员工素质、减低生产成本等综合效应。

这个春天的收获，是油田公司近年来持续加大信息化建设力度，不断摸索数字化管理创建之路的必然。西峰油田的实践，已经初步显现了数字化管理给油田带来的革命性变化：有效节约了成本，降低了用工总量，同时也减轻了一线员工的劳动强度，实现了人员相对集中管理，为集中培训提高员工素质提供了可能；已连续稳产高产12年的靖安油田，依靠数字化管理和技术集成，走出了一条老油田稳产高产的效益之路，目前正在向稳产13年的目标冲刺；在建设初期就以高标准、低成本引人注目的苏里格大气田，在有效实现效益开发的同时，也成为数字化管理的示范区，吸引了油田内外的人前来参观学习；而作为数字化管理先导示范区的白豹155井区，则集中了目前最为先进的数字化技术，让我们看到了油田数字化管理的目标和方向。

2009年，长庆油田数字化管理将坚持“两高、一低、三优化、两提升”的建设思路，重点面向生产一线，现场井及井丛、管线、站（库）等基本生产单元的过程管理是数字化管理的重心和基础。

高水平——建成井站实时数据采集、电子巡井、危害预警、智能诊断油井机泵工况、生产指挥的智能专家系统。将油田管理模式由传统人工巡检、“守株待兔”的被动方式，转变为通过数字化管理智能系统，实现准确分析、判断问题 “精确制导”的主动方式。

高效率——通过数字化管理系统的应用，提高操作人员的工作效率（人力资源的优化效率）、生产运行的管理效率、油气田开发的综合效率。

低成本——从项目建设投资和运行成本角度综合考虑费用投入，坚持低成本发展思路。通过标准化设计市场化运作，在综合成本不上升的情况下实现数字化管理。

优化工艺流程——在确保安全环保的前提下，对工艺流程、生产设施简化优化，降低建设投资、减少管理流程。

优化地面设施——不追求单台设备的高水平，以系统的最佳匹配为标准，对站场关键设备进行优化。优化管理模式——精干作业区，取消井区，实行扁平化管理。按厂、区、站（增压点）三级管理模式：增压点、联合站等各类站场以监视、控制、操作为主；作业区以监视、调度、生产管理为主；采油厂以生产管理、优化分析、智能决策为主。实现增压点、联合站等各类站场对单井的日常管理，作业区对井组、油藏的重点管理，厂对油藏、油田的综合管理。

提升工艺过程的监控水平——借鉴苏里格气田数字化管理系统的经验，借助数据采集系统和电子巡井系统对工艺过程进行24小时实时监视，对照历史数据和经验数据进行预警、报警。

提升生产管理过程智能化水平——利用数据分析、数据整合、数据共享技术，结合各种数学模型、经验数据、专家系统，对生产管理过程进行智能化指导。

2009年是油田公司推进数字化管理的关键年。数字化管理将利用采油工艺整体优化技术、油藏管理技术、自动控制技术、计算机网络技术、数据整合技术、数据共享与交换技术，结合长庆油田特点，集成、整合现有的综合资源，创新技术和管理理念，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。

冉新权总经理也在2009年工作报告中为我们描述了数字化工作的远景：完善推广，建设以基本生产单元过程控制为核心功能的生产管理系统；建设以公司层面生产指挥、调度、安全环保监控为核心功能的生产运行系统；建设以油气藏经营管理为核心功能的决策指挥系统。

站在新的历史起点，“科学发展、和谐发展”的时代要求，“大油田管理、大规模建设”的新形势，“3000万吨、5000万吨”的新目标，召唤长庆、激励长庆。大发展的春天，正在以强劲有力的步伐向我们走来，一个现代化、信息化、数字化的大油田在经历了认识—实践—再认识—再实践的飞跃后，必将崛起于中国西部！

第四篇：长庆油田钻井井控实施细则

长

庆

油

田

石油与天然气钻井井控实施细则

二 O O 六 年 九 月

目录

第一章

总

则 第二章

井控设计

第三章

井控装臵的配套、安装、试压、使用和管理 第四章

钻开油气层前的准备和检查验收 第五章

油气层钻进过程中的井控作业

第六章

防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理 第七章

井控技术培训 第八章

井控管理 第九章

附

则

附件1-1 “三高”油气井定义 附件1-2 关井操作程序

附件1-3 顶驱钻机关井操作程序 附件1-4 井控装臵图 附件1-5 防喷演习记录格式 附件1-6 坐岗记录格式

附件1-7 钻开油气层检查验收证书格式 附件1-8 钻井井喷事故信息收集表

附件1-9 长庆石油勘探局井控设备管理台帐 附件1-10 常用压井计算公式 附件1-11 四种常规压井方法

第一章

总

则

第一条 为了深入贯彻SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》、《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》、Q/CNPC115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，进一步推进长庆油田井控管理工作科学化、规范化，提高长庆油田的井控管理水平，有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。

第二条

长庆油田各单位应高度重视井控工作，贯彻“安全第一，预防为主，环保优先，综合治理”的方针，树立“以人为本”、“井喷就是事故”、“井喷是可防可控”的理念，严格细致，常抓不懈的做好井控工作，实现钻井生产安全。

第三条

井控工作是一项系统工程。长庆油田的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门都必须十分重视，确保各项工作协调有序进行。

第四条

长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一次井控，搞好二次井控，杜绝三次井控”。日常井控工作的重点在钻井队、关键在班组、要害在岗位。

第五条

本细则依据《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》并结合长庆油田的特点而制定。包括：井控设计，井控装臵配套安装试压使用和管理，钻开油气层前准备和检查验收，油气层钻进过程中的井控作业，防火防爆、防H2S、防CO等有毒有害气体安全措施，井喷失控处理，井控技术培训和井控管理等八个方面内容。适用于所有在长庆油田施工的钻井承包商。

第二章

井控设计

第六条

井控设计是钻井地质和钻井工程设计中的重要组成部分，长庆油田地质、工程设计部门都要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。

井控设计应由具有相应资质的专业设计单位或部门进行设计。从事“三高”油气井(“三高”油气井定义见附件1，下同)设计的单位必须具备甲级设计资质，设计人员应具有相应的现场工作经验和中级及以上技术职称，设计审核人员应具有相应的高级技术职称。

第七条

钻井地质设计应包括以下井控方面内容：

(一)钻井地质设计书应根据物探及本构造临近井和临构造的钻探情况，提供本井区全井段预测的地层孔隙压力梯度、目的层破裂压力、浅气层层位、油气水显示和复杂情况等预测资料。在可能含H2S（或CO）等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。

(二)在已开发调整区钻井，钻井地质设计书中应明确：本井区主地应力方向，注水井方位、距离、注水量、注水开始时间。油田开发部门在钻开油层15日之前应采取停注等相应措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第八条 钻井工程设计书中应明确钻井必须装防喷器，并按井控压力级别要求进行井控装臵的配备设计。若因地质情况不装防喷器，应由生产建设单位所委托的设计部门和钻井公司、环保部门共同论证，在设计中确认，并由生产建设单位井控工作第一责任人签字批准。

第九条

钻井工程设计书应根据预测的地层孔隙压力梯度、目的层的地层破裂压力等资料，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：

(一)同一裸眼井段原则上不应有两个以上压力系数相差大于0.3的油气水层。

(二)新区块第一口预探井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。

(三)在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑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。

(四)“三高”油气井的生产套管，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，且固井水泥必须返到地面。

第十条

长庆油田油气井常用的井身结构(一)天然气井

井身结构大致可按以下几种情况确定：

1、预测储层天然气组分中H2S含量＜75mg/m3的气田内的探井、开发井可采用Ф273mm(Ф245mm)表层套管+Ф178mm(Ф140mm)套管完井。

2、预测储层天然气组分中H2S含量≥75mg/m3时采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入含硫气层顶部，挂Ф127mm尾管完井。

3、气田以外区域探井，采用Ф273mm表层套管+Ф178mm套管进入目的层顶部，挂Ф127mm尾管。或采用Ф340mm表层套管+Ф245mm技术套管，挂Ф178mm尾管，再往下挂Ф127mm尾管，上部回接Ф178mm套管。

4、天然气井表层套管井深要求：

（1）表层套管井深＞500m，且进入稳定地层＞30m。（2）特殊情况执行设计要求。（3）表层固井水泥返至地面。

(二)油井

油井的井身结构，一般采用Ф245mm表层套管+Ф140mm油层套管。且必须遵循以下要求：

1、油井表层套管必须钻穿上部疏松地层，进入硬地层30m-50m，对于油层压力较高的井，表层套管要适当加深。

2、表层套管必须固井，水泥返至地面，且封固良好。

3、有浅气层的井，应将表层套管下至浅气层顶部，装好防喷器再打开浅气层。

4、特殊情况执行设计要求。

第十一条 钻井工程设计书中应明确天然气井或装防喷器的油井每层套管固井开钻后，在钻出套管鞋进入第一个渗透层3-5m时，用低泵冲做地层破裂压力试验（丛式井组只在井组的第一口井进行地层破裂压力试验，其它井不做），并做出压力与排量关系曲线。算出地层破裂压力值和当量钻井液密度。注意试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：

1、井口设备的额定工作压力；

2、套管最小抗内压强度的80%。

第十二条 钻井工程设计书应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准，另加一个安全附加值。附加值可按下列两种原则之一确定，①附加密度：油井为0.05-0.10g/cm3；气井为0.07-0.15g/cm3；②附加井底液柱压力:油井为1.5-3.5MPa，气井为3.0-5.0MPa。同时，必须注意以下几点：(一)钻井液体系的确定应遵循有利于发现和保护油气层，有利于提高机械钻速、保持井壁稳定、井下安全和经济的原则。

(二)在具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装臵配套情况以及H2S等有毒有害气体含量。

(三)含硫油气井在进入目的层后钻井液密度或井底液柱压力附加值要选用上限值，即油井为0.10 g /cm3或3.5MPa；气井为0.15g/cm3或5.0MPa。

(四)探井、预探井、资料井应对随钻地层压力预（监）测技术提出要求。

第十三条 预测储层天然气组分中 H2S含量≥75mg/m3的天然气井目的层段不能进行欠平衡钻井。若进行欠平衡作业，在钻井工程设计书中必须制定确保井口装臵安全、防止井喷失控、防火、防H2S等有毒有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

第十四条 钻井工程设计书中应根据地层流体中H2S等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步增产措施和后期注水、修井作业的需要，按SY/T5127-2002《井口装臵和采油树规范》标准选择完井井口装臵的型号、压力等级和尺寸系列。

第十五条 钻井工程设计书还应包括以下内容：(一)明确满足井控要求的钻前工程及合理的井场布臵和放喷管线的安装要求。

(二)明确钻开油气层前加重钻井液密度及储备量，加重材料储备量，油气井压力控制的主要措施，含H2S、CO等有毒有害气体的油气井的安全防护措施。

(三)明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装臵和灌注装臵的配备要求，以满足井控技术的需求。

第三章

井控装置的配套、安装、试压、使用和管理

第十六条

井控装臵配套原则

(一)防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配。同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。

(二)防喷器的通径级别应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。同时应安装防偏磨法兰。

(三)含硫地区井控装臵选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》的规定。

(四)防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第十七条

长庆油田油气井井控装臵基本配套标准

(一)气田开发井井控装臵基本配套标准

1、井口装臵从下到上为

FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器。见附图一。预测上古生界有异常高压油气层的井及预测储层天然气组分中 H2S含量≥75mg/m3的井必须安装环形防喷器。见附图二。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。见附图

五、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。(二)天然气探井、区域探井井控装臵配套标准

1、井口装臵从下到上为

⑴天然气探井：FSP28-35四通+2FZ28-35双闸板防喷器+FH28-35防喷器。见附图二。

⑵区域探井：FSP35-70四通+2FZ35-70双闸板防喷器+FZ35-70单闸板防喷器+FH35-35防喷器 或FSP35-35四通+2FZ35-35双闸板防喷器+FZ35-35单闸板防喷器+FH35-35防喷器（根据地层压力选择）。见附图三。

2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。见附图

六、图八。

3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀，方钻杆上、下旋塞。

4、控制设备为远程控制台和司钻控制台。

(三)在区域探井、“三高”油气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装臵的压力等级和通径一致。其安装位臵由钻井工程设计书确定。

(四)油井分为Ⅰ、Ⅱ类

1、Ⅰ类油井，一般是指：

⑴ 异常高压的井和受注水影响压力异常井； ⑵ 有浅气层的井； ⑶ 注水区块的漏失井； ⑷ 气油比大于100m3/t区块的井;⑸ 油田勘探井、评价井;⑹ 含CO区块的井。

Ⅰ类油井必须安装防喷器，其安装配套标准为： ⑴ 井口安装14MPa及以上的单闸板防喷器。见附图四。⑵ 钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。⑶ 配单翼节流管汇和压井管汇，见附图

七、图八。⑷ 控制设备配远程液压控制台。

2、Ⅱ类油井，是指除Ⅰ类油井以外的井。

按照本细则第八条执行，同时井口必须留出高度适当完好的表层套管接箍或装好底法兰。

3、特殊井按单井钻井工程设计书要求执行。

(五)钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆，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。

(六)天然气井钻井队必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装臵；“三高”油气井配备液气分离器。

第十八条

井控装臵检修周期规定

(一)防喷器、四通、闸阀、远程控制台、司钻控制台、节流压井管汇等装臵，现场使用或存放不超过半年。

(二)井控装臵已到检修周期，而井未钻完，在保证井控装臵完好的基础上可延期到完井。

(三)实施压井作业的井控装臵，完井后必须返回井控车间全面检修。

第十九条

井控装臵的检修是保证其工作可靠性的必要手段，井控装臵在井控车间的检修，检修内容按SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》规定执行。同时，井控车间建立检修工艺流程、质量要求和出厂检验制度，报勘探局工程技术管理部门审批后执行。

第二十条

设计要求安装防喷器的油气井，二开前必须安装好井控装臵。第二十一条

井控装臵的安装标准。

(一)表层(技术)套管下完，井口先找正再固井，套管与转盘中心偏差：天然气井≤3mm，油井≤5mm。

(二)底法兰丝扣洗净后涂上专用密封脂并上紧；底法兰下用水泥填补、固牢。

(三)顶法兰用40mm厚的专用法兰，顶、底法兰内径应比防喷器通径小20mm左右。

(四)各法兰螺栓齐全，对称上紧，钢圈上平，螺栓两端公扣均匀露出。

(五)井口用四根Φ16mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧。

(六)具备安装手动锁紧机构的闸板防喷器要装齐手动锁紧装臵，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°，并挂牌标明旋转方向和锁紧、解锁到位的圈数。

(七)在任何施工阶段中，防喷器半封闸板芯子必须与使用的钻杆、套管尺寸相符。

(八)防喷器上面装挡泥伞，保持清洁。

第二十二条 防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配，防喷器远程控制台安装要求：

(一)防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开、关要求，并且备用一个控制对象。(二)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5m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。

(三)远控台的液控管线与防喷管线距离大于1米；车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施，不得挤压；不允许在液控管线上堆放杂物和作为电焊接地线或在其上进行割焊作业。

(四)远控台气泵连接完好，总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-1.0MPa；并配臵气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；司钻控制台显示的压力值与远程控制台压力表压力值的误差不超过0.1MPa。

(五)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。

(六)远程控制台待命状态时，油面高于油标下限100-150mm，储能器预充氮气压力7±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。

(七)远程控制台控制全封闸板的换向阀手柄用限位装臵控制在中位，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。

第二十三条

井控管汇应符合如下要求：

(一)井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

(二)四通两侧各有两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。

(三)天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。必须使用经过检测合格的管材；防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不能现场焊接、不能交叉、不能用由壬连接。高含硫油气井节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线应采用抗硫的专用管材。

(四)Ⅰ类油井可使用高压专用软防喷管线，但每口井必须进行试压检查和外观等检查，防止橡胶老化后失效。

(五)节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。

(六)放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井放喷管线应装两条，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。油井放喷管线装一条，接出井口50m以远。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远且两条放喷管线的夹角为90°-180°。

确因井场周围地形条件和环境限制，放喷管线无法满足上述要求，应由钻井公司工程项目部组织工程技术、安全环保等部门共同研究，制定具体措施，并由钻井公司工程项目部井控工作第一责任人签字批准后实施。

(七)放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

(八)放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的专用铸钢弯头或使用专用90°铸钢加厚两(三)通。

(九)放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓或卡子固定，卡子下面要垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧要用卡子固定；悬空处要支撑牢靠。

(十)水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

(十一)钻井液回收管线内径≥78mm，出口应接至1#循环罐并固定牢靠；拐弯处必须使用角度＞120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

(十二)压井管汇与节流管汇装在井架的两侧。

(十三)使用抗震压力表，量程应满足现场使用要求，压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。

(十四)放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。(十五)井场应配备点火装臵和器具。第二十四条

井控装臵的试压。

(一)井控装臵的试压是检验其技术性能的重要手段，下列情况必须进行试压检查。

1、井控装臵从井控车间运往现场前；

2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后；

4、进行特殊作业前。(二)井控装臵试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。

2、防喷器组在井控车间按井场连接形式用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井控装臵在现场安装好后，试验压力应在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管汇和节流管汇(节流阀前)试压到额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格(允许压降参考值≤0.7MPa)。

4、防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装臵试压介质均为清水(北方地区冬季加防冻剂)。

第二十五条

井控装臵及管线的防冻保温工作

(一)远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响开、关防喷器和液压阀的操作。

(二)远程控制台贮能器胶囊的工作温度在－10℃～70℃范围，如低于－10℃胶囊会脆裂破损，因此冬季远程控制台活动房内要进行保温。

(三)防喷器、防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线的防冻保温有以下几种方法：

1、排空液体

⑴ 把防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。

⑵ 用压缩空气将防喷管汇、节流、压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。

将防喷管汇、节流、压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。第二十六条

井控装臵的使用执行以下规定：

(一)环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。

(二)套压不超过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。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。

(三)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，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

(四)环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。

(五)当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。(六)严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。

(七)检修装有铰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。

(八)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）。

(九)井场应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具。

(十)防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964-2003《钻井井控装臵组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。

(十一)有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

(十二)平行闸板阀开、关到底后，都应回转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。

(十三)压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

(十四)井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

(十五)套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

第二十七条

钻具内防喷工具(包括方钻杆上、下旋塞，回压凡尔、钻具止回阀、防喷钻杆单根等)的管理。

(一)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。

(二)准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具止回阀）。

(三)管具公司负责内防喷工具的管理，定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压，并填写检查、试验和试压记录，出具合格证。试压时间超过半年或不能在试压保证期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

(四)钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。(五)旋塞阀在现场每起下一趟钻开、关活动一次；钻井队要填写内防喷工具使用跟踪卡片，记录使用时间和使用情况。

第二十八条

井控装臵的管理执行以下规定：

(一)井控装臵的管理维修由管具公司井控车间负责。井控装臵现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查；副司钻负责远控房的操作、检查。井架工负责防喷器的维护、检查；内钳工负责上、下旋塞和回压凡尔及开、关工具的保管、操作；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇的维护、检查。

(二)所有井控装臵必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制，并填写保养和检查记录。

(三)井控车间应设臵专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第二十九条 所有井控装备及配件必须是经中国石油天然气集团公司认证具有资格的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

第四章

钻开油气层前的准备和检查验收

第三十条 钻开油气层前钻井队必须做到：

(一)对全套钻井设备，重点对井控设备、井控管理制度的落实及执行情况、防火、防爆及安全防护设施、检测仪器、钻井液材料及钻井液加重材料的储备情况等进行一次全面的检查，对查出问题及时整改。

(二)调整井、先注后采区块井应指定专人按要求检查邻近注水、注气井停注、泄压情况。

(三)向全队职工进行技术交底。交底的主要内容包括：所钻油气层的基本岩性、油气层压力情况、有毒有害气体含量和层位、井控装臵的性能、钻井队主要工艺技术措施、设计钻井液密度、钻井液储备要求、井控物资储备情况、关井程序的实施要求和坐岗制度的落实等。

(四)在进入油气层前50m～100m，按照未钻井段设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。

(五)钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含H2S、含CO地区还应进行防H2S、防CO演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。防喷演习关井速度要求：钻进中为2分钟；起下钻杆时为3分钟；起下钻铤时为4-5分钟；空井为2分钟。演习结果要填入防喷演习记录。(六)强化钻井队干部在生产现场24小时轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。

(七)在进入油气层前50m～100m，井控坐岗工要佩戴正压空气呼吸器对钻井液出口有毒有害气体进行检测，未发现有毒有害气体时，开始定点坐岗观察溢流显示和循环池（罐）液面变化，并填写“井控坐岗记录”（格式见附件6），发现异常情况，立即报告司钻或值班干部采取措施。

(八)钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。

(九)开始执行禁火令和动火审批手续。第三十一条

钻开油气层前的井控验收

(一)钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

(二)钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。

(三)探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井由钻井公司主管井控的领导牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，并会同油田分公司工程技术管理部门及项目组有关人员，进行检查验收。

(四)除探井、预探井、特殊工艺井等重点井和井深4000m以上的深井外，其余井由钻井公司工程项目部主管领导或技术负责人牵头，工程技术部门负责，组织工程技术、消防、安全、井控车间等人员，组成井控检查验收小组，按钻开油气层的要求进行检查验收。油井丛式井组由项目部组织对第一口井进行验收，后续井在HSE监督员的监督下由钻井队自行组织验收。但如果在本井组中任一口井发生油气浸，后续井必须由工程项目部组织验收。油田分公司项目组有关人员督促和抽查验收情况。

(五)经检查验收合格、批准后方能钻开油气层。

第五章

油气层钻进过程中的井控作业

第三十二条 有下列情况之一者，不准钻开油气层：(一)未执行钻开油气层申报审批制度；(二)未按设计储备重钻井液和加重材料；(三)井控装备未按要求试压或试压不合格；(四)井控装备不能满足关井和压井要求；(五)内防喷工具配备不齐或失效；(六)防喷演习不合格；(七)井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十三条 油气层钻进过程中，及时发现异常情况并准确界定井控险情，采取正确、有效的控制措施，是井控工作中的关键。

(一)有关名词定义

1、油气侵：是指在钻井过程中，地层孔隙压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体(油、气、水)将侵入井内，在循环过程中上返，钻井液池面上有气泡、油花等现象。

2、溢流：是指地层流体侵入井内，推动井内液体在井口形成自动外溢的现象。若钻井液在循环，则井口返出的钻井液量大于泵入量，停泵后钻井液自动外溢。

3、井涌：是指溢流进一步发展后，出现钻井液涌出井口的现象。

4、井喷：是指井筒内液柱压力低于地层压力，地层流体自井筒喷出地面。

5、井喷失控：是指井口无法正常控制井喷，井喷完全或部分失控，大量有毒有害气体外泄、发生大面积特大环境污染，周围群众正常生活、生命及财产安全等受到严重影响。

6、井喷失控着火：是指井喷失控事故引起火灾，造成人员伤亡和重大社会影响。

7、一次井控：是依靠适当的钻井液密度来控制地层孔隙压力，使地层流体不能浸入井内的一种控制方法。也就是通过井内钻井液柱的压力来平衡地层压力。因此，要求在各种工况下，要始终保持井内钻井液液柱压力略大于地层压力。

8、二次井控：是指一级井控失败，地层流体侵入井内，出现溢流、井喷，依靠地面设备和适当的井控技术使井内压力恢复到初级井控状态的控制方法。

9、三次井控：是指二级井控失败，地面设备已不能控制井口，地层流体无控制的涌入井内，喷出地面时，重新恢复对井口的控制抢险。

(二)不同情况下的处臵程序

1、发生油气浸后由钻井队按《钻井队井控应急预案》和本细则第四十二条处臵，在1小时内汇报到工程项目部应急办公室，并随时向工程项目部汇报处臵情况。

2、发生溢流后钻井队在第一时间内汇报到工程项目部，由工程项目部按《工程项目部井控应急预案》和本细则第四十三条处臵，1小时内汇报到钻井公司应急办公室，并随时向钻井公司应急办公室汇报处臵情况，钻井公司根据处臵情况在24小时内上报勘探局(油田公司)应急办公室。

3、发生井涌、井喷后在第一时间内汇报到钻井公司，由钻井公司按《钻井公司井控应急预案》和本细则第四

十三、第四十四条、第四十五条条处臵，在2小时内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，并随时向勘探局(油田公司)应急办公室汇报处臵情况。

4、发生井喷失控、井喷失控着火后在第一时间内汇报到勘探局(油田公司)应急办公室，按勘探局(油田公司)《重大井喷事故救援预案》和本细则第五十四条、第五十五条处臵。

第三十四条

钻开油气层后，安装防喷器的钻井队应每天白班对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装臵按要求进行试压。

第三十五条 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井过程中当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后才能实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，同时要及时上报。发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不应小于裸眼段中的最高地层压力。

第三十六条 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常排量循环一周时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应补测。

第三十七条 规范操作，立足搞好一次井控；加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。

(一)录井人员要及时观察气测值，发现气测值升高或超过临界值时，要及时向钻井队值班干部下达书面通知；井控坐岗工观察钻井液出口返出量的变化、钻井液性能变化及钻井液池液面增减情况，含H2S及含CO区域还应佩带正压空气呼吸器进行有毒有害气体检测，每30分钟记录一次，发现溢流、井漏、有毒有害气体及油气显示等异常情况，应立即报告司钻，并加密观察和检测。

(二)钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势变化、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录，发现异常，立即停钻观察；并把方钻杆提出转盘面，根据实际情况采取相应措施。

(三)在油气层中起下钻作业时：

1、保持钻井液有良好的造壁性和流变性；起钻前充分循环井内钻井液，至少测量一个循环周的钻井液密度，并记录对比，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3；

2、钻杆每起3-5柱灌一次钻井液，起钻铤及重点井起钻时必须连续灌钻井液。观察出口管和钻井液池，并记录灌入量和起出钻具体积是否相符，如发现井口不断流或灌不进钻井液时，应立即报告司钻。

3、起钻遇阻时严禁拔活塞。特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的排量，防止钻头泥包；若起钻中发现有钻井液随钻具上行长流返出、灌不进钻井液、上提悬重异常变化等现象时，应立即停止起钻，尽可能下钻到正常井段，调整钻井液性能，达到正常后方可继续起钻。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0.5m/s；

4、下钻要控制速度，防止压力激动造成井漏。若静止时间过长，可分段循环钻井液防止后效诱喷。下钻到底先小排量循环顶通水眼，再逐渐增大排量，以防蹩漏地层失去平衡造成井喷。认真校核并记录入井钻具体积与井口钻井液返出量的变化。

5、起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。因故空井时间较长时，井口需经常灌钻井液，并有专人负责观察。

6、发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。

(四)发现溢流要及时发出报警信号：信号统一为：报警一长鸣笛，关井两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。(五)钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观察。根据井漏程度反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。

第三十八条

测井、固井完井等作业时，均应严格执行安全操作规程和井控措施，以便有效避免井下复杂情况和井喷事故的发生。

(一)电测作业应注意的事项

1、钻井队与测井队要共同制定和落实电测作业时发生溢流的应急预案。

2、井控坐岗工注意观察井口，每测完一条曲线及时灌满钻井液，保持井壁和油气层的稳定，有异常情况立即报告值班干部。

3、根据油气上窜速度计算井筒钻井液稳定周期，若电测时间过长，应及时下钻循环排出油气侵钻井液。

4、若发现井口外溢，停止电测作业，起出电缆强行下钻。发现井喷，来不及起出电缆时，根据应急预案的要求，将电缆剪断扔于井中，实施关井，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆，并视关井套压上升速度和大小，确定下一步处理措施。

(二)下套管、固井作业应采取的措施

1、下套管前，检查好防喷器，并在防喷钻杆上接好与套管连接的接头，立在大门坡道以备关井用。

2、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。下完套管必须先灌满钻井液，开始用小排量顶通，再逐步提高排量循环，防止诱喷或蹩漏地层。

3、下套管时发现溢流应及时控制井口，按钻具内有单流阀的方法求取立压，并根据立管压力调整钻井液密度。

4、循环钻井液时，发现溢流要调整钻井液密度，注水泥过程中发现溢流要强行固井并关井候凝，为抵消水泥浆初凝失重而引起的压力损失，可在环空施加一定的回压。

(三)对“三高”油气井油（气）层套管的固井质量应使用变密度测井或其它其它先进有效的测井技术进行质量评价，水泥胶结质量合格井段应达到封固段长度的70％以上。对于漏失严重、地层破碎易塌井段先治理后固井。对于固井质量存在严重问题的井，要采取有效措施进行处理，确保达到封固目的。

(四)中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装臵符合安装、试压要求的前提下进行。

第三十九条 空井及处理井下事故时保证井控安全的措施(一)打开油气层后，因等停等特殊情况造成空井时，应将钻具下到套管脚，并认真落实坐岗制度，根据油气上窜速度，定时下钻通井，及时排出油气浸钻井液。

(二)空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。

(三)处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液液柱压力的影响，保证液柱压力大于地层流体压力。

(四)在油气层套管内进行磨、铣处理时，尽量避免油气层段套管磨损，一旦发现套管磨穿，应提高钻井液密度，压稳油气层。

(五)对重大施工和关键技术环节，钻井公司应依据井下事故及复杂情况程度，制定相应措施，由其上级工程技术主管部门批准后，再安排相应能力的生产技术人员在现场指导，保证对现场工作提供必要和有效的技术支撑。

第四十条 下列情况需进行短程起下钻检查油气浸和溢流：

(一)钻开油气层后第一次起钻前；(二)溢流压井后起钻前；

(三)钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；(四)钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；(五)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；

(六)需长时间停止循环进行其它作业(电测、下套管、下油管、中途测试等)起钻前。

第四十一条 短程起下钻的基本作法如下：

(一)一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受浸污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；

(二)特殊情况时(需长时间停止循环或井下复杂时)，将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气浸，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。

第四十二条 发现油气浸后应立即停钻，及时循环除气、观察，适当调整钻井液密度，做好加重压井准备工作。若油气浸现象消除，恢复正常钻进。

第四十三条 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序(见附件

2、附件3)迅速关井；关井作业应做到：

(一)发生溢流后关井，其最大允许关井套压不得超过井口装臵额定工作压力，套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井压力三者中最小值。

(二)天然气井钻井队原则上要求配臵液面自动报警装臵和坐岗房，钻井液增减量超过1m3立即报警、2m3关井；油井钻井液增减量超过2m3立即报警、3m3关井。

(三)关井、开井应注意的问题

1、关井前

(1)必须清楚井口防喷装臵组合尺寸，压力级别及控制对象。

(2)控制系统、节流压井管汇处于最佳工作状态。(3)了解各控制闸门开启状况。

(4)在条件允许时，争取往井内多下钻具，以便更有利于压井作业，如情况紧急，必须立即实施关井。

2、关井(软关井)(1)关井前必须首先创造井内流体有畅通通道。

(2)环形防喷器不得用于长期关井，闸板防喷器较长时间关井应使用手动锁紧装臵。

(3)关井操作应由司钻统一指挥。严禁未停泵、方钻杆接头未提出转盘面关井以及井内有钻具时使用全封闸板关井等错误操作。

3、关井后

(1)关井后应及时、准确求得关井立管压力、关井套压，并观察、记录溢流量。

(2)当溢流发生时，井底周围地层液体已开始进入井内，这时地层液体压力下降，以至于在刚关井后的一段时间，井底压力并不等于地层压力。在一段时期以后，井底压力将由于地层压力而升高，直至等于地层压力。对于具有良好渗透率的地层，井底压力与地层压力间建立起平衡需10-15分钟，因此，关井后在套压不超过允许关井最高压力的情况下，关井时间不少于15分钟，求取立压、套压以准确的计算地层压力，为压井计算提供依据。

(3)接回压凡尔时立压求取方法。慢慢的启动泵并继续泵入，到泵压有一突然升高时留心观察套压，当其开始升高时停泵读出套压即将升高时的立管压力。如套压升高到关井套压值以上某个值，则从立管压力减去这个值即得关井立管压力。

(4)关井后原则上不允许活动井内钻具。

(5)各岗位应认真检查所负责装备的工作情况，并做好防火、加重、除气、警戒等工作。

(6)在允许关井套压值范围内严禁放喷。

(四)开井

1、检查手动锁紧装臵是否解锁。

2、检查立压、套压是否为零。

3、先开节流阀，然后从下至上开防喷器，关液动阀，并认真检查是否完全开启、关闭。

4、开井泄压一定要从节流放喷管线进行，且开各种闸阀的顺序应当是从井口依次向外逐个打开，以避免发生开、关困难。严禁以开防喷器的办法进行泄压。

第四十四条 关井后处理方法及措施 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，采取相应的处理方法及措施：

1、关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：

(1)当关井套压也为零时，说明环形空间钻井液浸污并不严重，保持原钻进时的流量、泵压，以原泥浆敞开井口循环,排除受浸污钻井液即可。

(2)当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。循环中应注意勤测量钻井液密度，同时不能将受侵污的钻井液重新泵入井内。在达到对溢流的控制以后，可以适当的提高钻井液密度，使井内压力得到更好的平衡。

2、关井立管压力不为零时，表明由未侵污的钻井液液柱压力不足以防止地层液体侵入井眼，所以必须提高钻井液密度，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：

(1)所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则。

(2)根据计算的压井参数和本井的具体条件(溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装臵的额定工作压力等)，结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。

3、空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井法、臵换法、压回法等方法进行处理。

4、天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。

5、压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、泥浆泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。

6、加重钻井液要慎重，预防密度太高导致井漏。加重时要适量加入降失水剂、稀释剂，以降低失水、改善泥浆的流动性和泥饼质量，并加入烧碱水将PH值提高到9-10。

7、压井过程中发生井漏时，应向环空灌入钻井液以降低漏速。维持一定液面，保持井内压力平衡，然后堵漏。

第四十五条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一者，应采取放喷措施。

(一)钻遇浅层气；(二)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；

(三)井口压力超过井控装臵的额定工作压力；(四)井口压力超过套管抗内压强度的80%；(五)井控装臵出现严重的泄漏。

(六)地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。

第六章

防火、防爆、防H2S和CO措施及井喷失控处理

第四十六条

井场布臵要求

(一)油气井井口距铁路、高速公路＞200m；距学校、医院和大型油库等人口密集性高危场所＞500m；距高压线及其它永久性设施＞75m。在钻井作业期间应撤离距油气井井口100m范围内的居民；对“三高”油气井和区域探井，在钻开油气层前2天到完井期间，应建立预警预报制度，由钻井队向周围居民提前告知，并及时做好地质预报，发现异常立即启动应急预案。对特殊情况，应进行专项安全风险评估，并采取或增加相应的安全保障措施。

(二)在树林草地等地区钻井，应有隔离带或隔火墙。锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备、设施应设臵在井口装臵及储油设施季节风的上风侧位臵；锅炉房与井口相距＞50m；发电房、储油罐与井口相距≥30m；储油罐与发电房相距＞20m。

(三)井场、钻台、油灌区、机房、泵房、危险品仓库、电器设备等处应设臵明显的安全防火标志，并悬挂牢固。

第四十七条

防火防爆要求

(一)井场严禁吸烟,严禁使用明火。确实需要使用明火及动用电气焊时，严格按照动火等级办理动火手续，落实防火防爆安全措施。

(二)柴油机排气管距井口15米以上，不面向油罐、不破漏、无积炭，安装冷却灭火装臵。

(三)钻台上下、机泵房周围禁止堆放杂物及易燃易爆物，钻台、机泵房下无积油。

(四)井口有天然气时，禁止铁器敲击。井场工作人员穿戴“防静电”劳保护具。

(五)生活区及井场值班房、工作间摆放均应避开放喷管线。

第四十八条

消防设施及管理

(一)井场消防器材应配备推车式MFT35型干粉灭火器3具、推车式MFT50型干粉灭火器2具、MFZ型8kg干粉灭火器10具、2～3kg CO2灭火器5具、5kg CO2灭火器2具、消防斧2把、消防锹6把、消防桶8只、消防毡10条、消防砂4m3、消防专用泵1台、Φ19mm直流水枪2只、水罐与消防泵连接管线和快速接头各1个、消防水龙带75m。

(二)消防器材要有专人管理，定期检查保养，严禁挪作它用。灭火器实行挂牌管理。

(三)井场集中放臵的消防器材，应设臵专用的移动式消防器材房。

第四十九条

电器安装

(一)井场电器设备、照明器具及输电线的安装、走向与固定符合安全及防火要求。

(二)钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器，井场电力线路要分路控制。电器控制开关距探井、“三高”油气井井口不小于30m，距其它油气井井口不小于15m。

(三)远程控制台，探照灯电源线路应在配电房内单独控制。

(四)电力线路宜采用防油橡胶电缆，不得裸露，不得搭铁，不得松弛，不得交叉和捆绑在一起，不能接触和跨越油罐和主要动力设备。

(五)使用通用电器集中控制房或MCC(电机控制)房，地面使用电缆槽集中排放。

第五十条

含硫油气井应严格执行SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》，防止H2S或CO等有毒有害气体进入井筒、溢出地面，最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏，避免环境污染和人身伤亡。

(一)在钻台上、震动筛、远控房、井场入口处等地应设臵风向标，一旦发生紧急情况，作业人员可向上风方向疏散。

(二)在钻台上下、振动筛、循环罐等气体易聚积的场所，应安装防爆排风扇以驱散工作场所弥漫的有毒有害、可燃气体。

(三)含H2S或CO油气井、气探井应配备1套固定式多功能气体检测仪，5台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，10套正压式空气呼吸器，并配备一定数量的正压式空气呼吸器作为公用。其它井场应配备2台便携式复合气体监测仪，1台高压呼吸空气压缩机，6套正压式空气呼吸器。并做到人人会使用、会维护、会检查。

(四)当检测到空气中H2S浓度达到15 mg/m3或CO浓度达到30 mg/m3时，立即启动钻井队应急程序，现场人员应：

1、当H2S气体浓度达到15mg/m3或CO浓度达到30 mg/m3，可循环观察，并随时监测气体浓度的变化。在上风口开启充气机随时准备给正压式空气呼吸器气瓶充气。切断危险区的不防爆电器的电源。

2、非作业人员应立即疏散到上风口安全处待命并由HSE监督员清点人数。应急突击队人员戴好正压式空气呼吸器，检查井口是否已控制；井控座岗工戴好正压式空气呼吸器负责测定现场H2S或CO浓度；卫生员随时准备急救。

3、当H2S气体浓度超过30 mg/m3或CO气体浓度超过60 mg/m3，现场人员全部戴上正压式空气呼吸器，撤离现场非应急人员，切断现场可能的着火源，并安排两人佩带正压式空气呼吸器在下风口100m处有监测毒有害气体浓度。

4、按本细则第四十二条、第四十三条进行循环或压井处臵，以减少H2S、CO溢出量。

5、待险情核实后，钻井技术员向项目部应急办公室及相关单位汇报、请示；钻井队值班干部同外部救援力量取得联系。

6、如果发现有人中毒，立即抬到上风口安全区由卫生员负责实施现场急救，同时与具有救治能力的医院联系，由钻井队队长落实车辆，在抢救的同时派人立即送医院。

7、现场正压式空气呼吸器的气源无法保障且H2S浓度超过30 mg/m3或CO超过60 mg/m3时，应立即安排现场所有人员撤离。

(五)当检测H2S浓度达到30 mg/m3或CO浓度达到60 mg/m3的安全临界浓度时，应启动项目部应急程序，现场人员应：

1、佩带正压式空气呼吸器；

2、向上级（第一责任人及授权人）报告；

3、指派两人佩带正压式空气呼吸器在主要下风口距井口100m处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密；

4、按本细则第四十三条、第四十四条进行处臵，控制H2S或CO泄漏量；

5、切断作业现场可能的着火源；

6、通知救援机构。

7、若下风口100m处H2S浓度达到75 mg/m3或CO浓度达到125 mg/m3时，立即通知附近当地政府组织周围居民撤离。撤离路线依据风向而定，应向上风向、高处撤离。

9、若现场H2S达到150 mg/m3或CO浓度达到125 mg/m3时，先切断电源、关闭柴油机，立即组织现场人员应全部撤离；撤离路线依据风向而定，应向上风向、高处撤离。

(六)含硫地区钻井液的PH值要求控制在9.5以上。加强对钻井液中H2S浓度的测量，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中H2S检测浓度在50mg/m3以下。除气器排出的H2S或CO应引出井场在安全的地点点燃。

(七)含硫油气井作业相关人员上岗前应接受H2S或CO防护技术培训，经考核合格后上岗。

(八)钻井队技术人员负责防H2S或CO安全教育，队长负责监督检查。钻开油气层前，钻井队应向全队职工进行井控及防H2S或CO安全技术交底，对可能存在H2S或CO的层位和井段，及时做出地质预报，建立预警预报制度。(九)当在空气中H2S或CO含量超过安全临界浓度的污染区进行必要的作业时，应按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》和Q/CNPC 115-2006《含硫油气井钻井操作规程》中的相应要求做好人员安全防护工作。

(十)发现溢流后要立即关井，尽快进行压井。当含H2S或CO气体的钻井液到井口时，应及时放喷，并由专人佩带防护用具点火，将气体烧掉。

(十一)钻井队及钻井相关协作单位应制定防喷、防H2S或CO的应急预案，并组织演练。一旦H2S或CO溢出地面，应立即启动应急预案，做出相应的应急响应。

(十二)一旦发生井喷事故，应及时上报上一级主管部门，并有消防车、救护车、医护人员和安全技术人员在井场值班。

(十三)控制住井喷后，应对井场各岗位和可能积聚H2S或CO的地方进行浓度检测。待H2S或CO浓度降至安全临界浓度时，人员方能进入。

第五十一条

发生井喷失控时，作业现场前期应急行动要执行以下临时处臵原则：

（1）疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡；（2）组织现场力量，控制事态发展；

（3）调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救；（4）保持通讯畅通，随时上报井喷事故险情动态；（5）分析现场情况，及时界定危险范围；

（6）分析风险，在避免发生人员伤亡的情况下，组织抢险。第五十二条

井喷失控后的处臵程序

(一)井喷失控后，事故单位要在第一时间内向勘探局(油田公司)应急办公室汇报，勘探局(油田公司)应立即启动《重大井喷事故应急救援预案》进行处臵，并按井喷事故逐级汇报制度的要求向上一级部门汇报。现场抢险指挥小组应立即制定现场人员撤离方案，集中统一领导，技术、抢险、供水、治安、生活供应、物资器材供应、医务等分头开展撤离组织工作，确保现场人员全部安全撤离。

由工程项目部安全环保办公室负责，确定专人佩戴正压式空气呼吸器，在井场周围安全范围内设臵观察点，定时取样，测定井场周围各处天然气、H2S或CO含量，划分安全区域和标明警戒线。根据监测情况决定是否扩大撤离范围。并立即指派专人向当地政府报告，协助当地政府作好井场周围居民的疏散工作。工程项目部及油田公司项目组及时向当地安全生产监督部门报告，并按SY/T 6203-1996《油气井井喷着火抢险作法》的要求做好人身安全防护工作和进行抢险准备。

(二)含H2S井井喷失控后的处理

H2S浓度达到150mg/m3的高含硫井，在人员生命受到巨大威胁、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，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火，油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任(特殊情况由施工单位自行处臵)。并按SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》中的要求做好人员撤离和人身安全防护。

第七章

井控技术培训

第五十三条

按中国石油天然气集团总公司《石油与天然气钻井井控规定》要求，应持证人员都必须经过培训、考核并取得井控操作合格证后才能上岗，严禁无证上岗。凡没有取得井控操作合格证而在井控操作中造成事故者要加重处罚。

(一)井控培训单位必须经中国石油天然气集团公司批准、授权后，才具有颁发井控操作合格证的资格；井控培训教师必须取得中国石油天然气集团公司认可的井控培训教师合格证，才能参与井控培训。

(二)井控培训要求：

1、初次持证培训时间要达到8天(49学时)以上；

2、井控复审培训时间要达到4天(25学时)以上；

3、实践操作必须保证1天以上；

4、采用脱产集中培训的方式。受训人员要集中到井控培训站或承担钻井井控培训的单位进行系统培训。施工现场的井控培训可以作为提高人员操作技能的帮促手段，不能依此发证。

5、必须对理论和实践操作同时考核，考核合格后才能发证。

6、井控操作合格证有效期为两年，每两年进行一次复审培训，考试合格者重新发给井控操作合格证或在原证上由主考人签字、主考单位盖章认可，不合格者，应吊销井控操作合格证。

(三)井控操作证制度的管理和落实：

1、勘探局钻井队伍的井控操作证制度落实由勘探局工程技术管理部门监督执行。其他队伍井控操作证制度的落实由建设方工程技术管理部门监督执行。

2、凡在长庆油田施工的钻井队伍，必须持有长庆油田认可的井控操作合格证。井控应持证人员的培训、考核和发证由长庆石油勘探局井控培训站负责。

3、对勘探局钻井队伍应持证人员，井控培训部门在培训考核后，应向勘探局工程技术管理部门和人事劳资部门上报考核成绩、发证人员名单、考核未合格吊销井控操作合格证人员名单等相关培训资料，便于备案审查。

4、对其它钻井队伍应持证人员，井控培训部门在培训考核后，应向建设方工程技术管理部门上报考核成绩、发证人员名单、考核未合格吊销井控操作合格证人员名单等相关培训资料，便于备案审查。第五十四条

井控技术培训内容要求如下：(一)井控工艺：

1、井控及相关的概念；

2、井喷、井喷失控的原因及危害；

3、井下各种压力的概念及其相互关系；

4、溢流的主要原因、预防与检测；

5、关井方法与程序；

6、常用压井方法的原理及参数计算；

7、H2S、CO的防护和欠平衡钻井知识；

8、井控应急预案；

9、井喷案例分析。(二)井控装臵：

1、各种防喷器的结构、原理、性能、规范、操作方法、维护方法和注意事项。

2、防喷器控制系统的组成、作用、工作原理、常用类型、主要部件和正常工作时的工况。

3、节流、压井管汇的组成、功用、主要技术参数、主要阀件、液动节流管汇与液控箱。

4、各种内防喷工具的结构、原理、性能、规范、操作方法、维护方法和注意事项。

(三)其它有关井控规定和标准。第五十五条

井控培训对象及要求：

(一)对钻井队工人(包括井控坐岗工)及固井技术人员、现场地质录井人员、钻井液技术人员的培训，要以能及时发现溢流、正确实施关井操作程序、及时关井、会对井控装臵进行安装、使用、日常维护和保养为重点。

(二)对钻井队技术人员以及欠平衡钻井、取心、定向井(水平井)等专业技术人员的培训，要以正确判断溢流、正确关井、计算压井参数、掌握压井程序、实施压井作业、正确判断井控装臵故障及具有实施井喷及井喷失控处理能力为重点。

(三)对井控车间技术人员和现场服务人员的培训，要以懂井控装臵的结构、工作原理，会安装、调试，能正确判断和排除故障为重点。

(四)对油田公司和钻井承包商主管钻井生产的领导和其它指挥人员、负责钻井现场生产的生产管理人员、工程技术人员和现场监督的培训，要以井控工作的全面监督管理、复杂情况下的二次控制及组织处理井喷失控事故为重点。

(五)对钻井工程和地质设计人员、井位踏看和钻前施工人员、现场安全管理和监督人员的井控技术培训，要以井控基本知识和相关井控管理规定、标准的学习理解为重点。

第八章

井控管理

第五十六条 井控分级责任制度

(一)勘探局、钻井承包商和油田公司主管生产和工程技术工作的局(公司)领导是井控安全第一责任人。

(二)勘探局(油田公司)工程技术部门是井控工作的主管部门。质量安全环保部门是井控安全的监督管理部门。

(三)勘探局、钻井承包商和油田公司分别成立井控领导小组，组长由井控安全第一责任人担任，成员由有关部门人员组成。领导小组负责贯彻执行井控规定，组织制订和修订井控实施细则及管理整个井控工作。

(四)钻井公司、录井公司和油田公司项目组主管生产的领导是本公司(项目组)井控安全第一责任人。钻井公司、录井公司、油田公司项目组成立井控领导小组，负责本公司(项目组)的井控工作。

(五)钻井公司(录井公司)各工程项目部、钻井队(录井队)、井控车间分别成立井控领导小组，负责本单位的井控工作。钻井现场井控第一责任人是钻井队(录井队)队长；班组井控第一责任人是当班司钻；溢流监测责任人是当班井控坐岗工，气测值检测责任人是当班录井工。

(六)各级负责人按谁主管谁负责的原则，应恪尽职守，做到有职、有权、有责。

第五篇：长庆油田数字化建设系列报道之六

数字油田的“探路者”

——长庆油田数字化建设系列报道之六

数字化是石油工业现代化的必由之路。西峰油田在开发建设的过程中，大胆创新，结合新技术攻关将数字化成功应用到开发管理中，走出了低渗透油田高效开发的现代化油田建设之路，成为低渗透油田开发的一个“范本”。

——题记

提起西峰油田，“中国陆上低渗透油田现代化建设的一面旗帜”、“现代石油工业的一朵奇葩”……一个个美誉接踵而来。而细心的人会发现，这许许多多的美誉中都离不开“现代”二字。传统印象中荒凉、艰苦、繁重的石油工业场景怎样与现代化划上了等号？

扫描“西峰模式”这个响当当的称号，不难发现，蕴涵着现代科技和管理理念的数字化的广泛应用，将西峰油田带上了一条通往现代工业文明的高速通道，西峰油田也成了长庆油田建设数字化油田的一道亮丽的风景线。

数字化催生西峰模式

有人说西峰油田的最大魅力主要体现在高科技给油田开发和管理带来的革命性变革。事实上，作为中国陆上近10年来石油勘探发现的重大成果，西峰油田从开发初期就备受关注。为了开发好、管理好西峰油田，自西峰油田开发建设伊始便坚持着高标准的起点，向着现代化油田的方向发起了挑战和探索。

广袤平坦的董志塬不仅将丰厚的石油地质资源交给了在这片土地上苦苦耕耘探索的长庆人，也以得天独厚的地理优势为西峰油田的开发建设者们提供了搭建现代化信息通道的便利。敢为人先的长庆人在这片土地上将智慧铺就成跨时空、地域连接的高速信息通道，完成了实现数字化的最基础平台。如今，西峰油田的网络建设已延伸到各个井站，覆盖率达到100%。

在信息网络健全的基础上，按照“四高、四新”的建设要求，西峰油田坚持创新主导建设、创新主导开发的思路，打造了以“五优四化、18项核心技术”为代表的“西峰模式”，探索出了用数字化开发、管理低渗透油田的新路子。目前，西峰油田已形成了以总控室为中心，辐射各作业区中控室和井站的集远程监控分析、信息反馈、资料收集、生产调度、指挥协调于一体的管理模式，实现了生产数据处理智能化、生产指挥信息化、生产动态实时监控，建立了专业管理、日常管理、现场管理互为一体、相互作用的立体矩阵式管理架构，形成了分散控制、集中管理的现代化管理模式。

数字化催生高效开发

从西峰油田发现的石破天惊，到产能建设的高速推进、原油产量的快速递增，数字化在油田生产的各个层面发挥着重要的作用，服务和支撑着西峰油田的快速高效开发。

在以往的老油田开发中，按照传统的做法，油藏描述都是人工绘图分析的，但仅一口井的数据测绘就要花上大半天的时间，根本无法展开区块油藏描述，精细化油藏描述更是无从谈起。然而，自西峰油田成功应用并普及功图计量法后，通过计算机软件的数据处理，一个区块的油藏测绘工作仅半个多小时就可以完成了，系统还可以通过数值模拟技术将该区块的数据形成数模，提供给地质人员。就好比是给地下的油藏做了个“Ｂ超”，过去看不见、摸不着的地下情况得以清晰地展现出来，减少了因地下情况不明造成的误判。从图表测绘员摇身变成了给油藏“会诊”的专家，地质人员只需根据形成的数模对后期的动态参数进行小范围修正，将更多的精力放在了油藏的精细描述和开发方案的制订上，从而有效保证了西峰油田的高效规模开发。

在西峰油田的采访中，谈起数字化带给油田的变化，员工们感慨良多。从华池油田调整到西峰油田工作的彭晓清说：”数字化油田给我们带来的好处真是说不完。在老油田，石油工人扛管钳、提样桶、跑现场，风里来雨里去，经常是一身雨水浑身泥，一身臭汗满身土。但在西峰油田，利用生产参数图和实时功图两项高科技技术，实现了油井冲次、载荷、功图的实时监控，短短1个小时就能解决以前4天才能完成的工作。还有在老油田，油田注水需要建立注水站、配水间，当班工人轮流值班，工作稍有疏忽就达不到„注好水、注够水‟的要求，但现在，稳流配水技术通过注水阀组管压、分水器压力、瞬时流量以及累计流量等参数的实时监测和配注量的远程调控，打破了传统工艺，实现了无人值守平稳注水。”

“过去每天上完班，填报表是最复杂烦琐的事情，光是登记每口油井的各项数据，就要耗费很大的功夫，对数据的整理计算更是件熬人的事，现在每口井的数据通过无线传感传输后，电脑可以自动生成每天的报表，把技术人员从繁杂的重复性劳动中解脱出来，将更多精力放在技术研究与措施制订上。如果按照老油田每50口井定员1名资料员的话，西峰油田2000余口油水井，至少需要40名资料员来完成每日报表的数据收集和录入，而现在，这项工作完全由中控室信息监控岗一人来完成，就像是从286升级到了双核电脑，大大提高了生产效率。”采油二厂科技与技术中心的徐铠说道。

数字化在西峰油田开发中的遍地开花，彰显着它作为现代化工业发展“杀手锏”的无限魅力，也让我们充分领略到，它的无穷潜力随着石油开发的进程必将被不断挖掘。

数字化支撑大发展

依靠思维突破、认识突破和技术创新精神，西峰油田的建设者们集成智慧，创造形成了独具西峰特色的现代化石油工业发展之路，为特低渗、超低渗油田的高效开发趟出了一条经验之路。经过6年的快速有效开发，西峰油田已经以不争的事实真正成为“中国陆上低渗透油田现代化开发的一面旗帜”，并作为现代化油田建设的奠基者和探路者，为同类油田的开发提供了许多有益的借鉴。

随着数字化在油田生产、管理中的广泛应用，长庆油田已经确立了“数字化是支撑长庆油田大发展的重要事业”的认识。可以肯定的是，西峰油田在数字化油田建设中的“探路者”作用不可忽视，其创先研发并推广应用的功图计量法作为数字化管理平台的基础技术，为公司进一步完善升级数字化应用平台，实现数字化更加智能、高效的管理奠定了基础。

2009年是长庆油田的“企业管理年”，公司将进一步加快企业转型的步伐，而数字化作为企业再造管理流程、更新管理理念、变革管理方式的有效手段之一，也将在现有基础上继续升级完善。

思想的解放没有终点，西峰油田作为“探路者”的脚步也将随着长庆“大规模建设、大油田管理”的道路无限延伸……