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1、,现场中的井控设备管理,大港油田井下教培中心,配备、安装、维护好井控装置，确保装置可靠、好用,这是现场井控工作的基础/关键之一，也是确保井控安全的重要条件之一。,前 言,石油、天然气井下行业，历来非常重视井控工作。因为井控技术是保证石油、天然气井下作业的关键技术。做好井控工作既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。为此，中油集团公司制定了“石油、天然气钻井井控规定”，钻井标准化委员会制定了“钻井井控技术规程”（SY/T 6426）；“钻井井控装置组合、配套、安装、调试与维护”（SY/T 5964）等井控技术的行业标准，安标委也制定了含硫油气井安全钻井推荐作法（S
2、Y/T 5087）；石油钻井队安全生产检查规定（SY/T 5876）；含硫油气田硫化氢与人身安全防护规定（SY 6277）等行业标准。其中不少条款均涉及钻井井控工作，目的就是规范各企业行为，确保钻井作业实现安全生产。,但由于认识、管理、人员素质、工作作风、技术水平等多种多样的原因使得有关井控安全等方面的法规、标准在钻井现场还不能全部得到落实。井喷失控、着火、甚至重大人员伤亡、设备毁坏、油气井报废等恶性事故还没有杜绝，每年各油田组织的井控检查和集团公司组织的井控检查中，都能发现不少问题，个别井队的问题还相当严重，部分基层队的领导、监督和操作人员井控基本知识不清楚；井控装置漏油、压力不够、远控台电
3、源不是专线、关井时储能器压力下降过快、闸门的开关不灵活、未按规定回1/4-1/2圈、防喷演习动作不正确或不懂以至不能及时关井、井场设备安装不规范、距井口50m以内吸烟、甚至在循环罐上还吸烟等等问题在检查时都可发现。,这些问题一方面要靠各单位、企业加强内部管理，严格考评制度，加强员工上岗前的培训和现场监督、检查来解决。另一方面靠我们强化井控技术培训，提高培训质量，使受培人员既懂得井控技术的基本理论，又熟练掌握井控装置的结构、原理、安装、调试、维护、保养和操作要领，而且能承担起对现场其他操作工人的岗位培训任务。只有不断强化这两方面的工作，我们钻井井控工作才能在基层钻井队得到落实。,现场中的井控设备
4、管理,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，
5、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
6、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。,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。,放喷管线 应用采用抗硫管材，法兰连接或使用E级钢5钻杆。采用钻杆当放喷管线时，公扣应
7、朝外，不宜使用套管丝扣连接当作放喷管线。 在探井、高压油气井、气井、硫化氢的井要安装点火装置和防回火装置。,井控车间的工作,井控车间应定期对井控装置进行维护、保养、试压，合格后才能送往井场。 a橡胶密封件应保存在空调房内，更换闸板时现装橡胶件不宜先装好密封件后长期存放。 b对闸板防喷器，特别使用时间较长的闸板防喷器，要做低压试验，试压值为0.7-2.1MPa（100-300psi）。检查防喷器在低压状态下能否正常工作。 c检查电动泵、气动泵是否能正常工作。,d检查储能器氮气压力。 e检查储能器油品是否起泡，起泡严重的油不能用作井控装置的液压油（标准规定应使用10#航空液压油）。 f检查各法兰螺
8、栓是否为标准螺栓。现在一般用45号钢车的螺栓不行，35Mpa的防喷器螺栓应用35MnCr的材料，70 Mpa的防喷器螺栓应用42CrMr的钢材。用45号钢车的螺栓容易伸长，造成漏失。因此井控车间应当从标准件厂生产标准螺栓，还要检查钢材，到货后还要检验材质，否则退货。 g检查闸门是否灵活好用（一只手不用太使劲即可开、关闸板）。,井控装置的试压,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。 2、在井上安装好后，试验压力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验压力为额定工作压力的70%
9、；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。,3、防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。 4、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。 5、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
10、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还有待各油田的专家协商。,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。 但SY/T59642003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
11、低压试验要求。,另外，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21MPa(或用气动泵直接打压)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 剪断管柱 钻杆 钻杆规格 密封要求 通径（mm） 尺寸(mm) 级别 K
12、g/m 1794 88.9 E 19.8 9.346 剪断管柱后,做 279.4 127.0 E 29.0 9.195 密封性能试验, 346.1 127.0 G 29.0 9.195 密封部位无渗漏 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。,井控装置的使用,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。 2、在套压不超过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。,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
13、应先到底，然后回转1/4圈1/2圈。 4、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。 5、当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 6、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 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。,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）。 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。 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。 11、有二次密封的闸板
14、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。,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。 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。 14、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。 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。,井控装置在使用上主要存在的问题,
15、1、远控台三位四通换向阀手柄在正常情况下处于中位。 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“开位”可防止闸板伸出，避免损坏胶芯或闸板；处于“开位”也有利于及时判断液压管线接头是否漏油、防喷器是否有内漏等，以便井控车间上井维修。防喷器液控系统使用说明书（如北京石油机械厂产品说明书）也说：正常钻进时，控制各防喷器的转阀应在“开位”，控制液动放喷阀的转阀应在“关位”。而当试压或检修设备时，各转阀均应扳到“中位”。,2、全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器的三位四通换向阀手柄用铅丝捆死，而不是防误操作安全罩。 3、防喷管线紧靠四通的内控
16、阀处于关闭状态。 4、远控台油箱液压油量不够。,5、电控箱压力继电器未调整好，自动控制不正常（正常控制是：21MPa自动停泵；17.5MPa自动启动）。 6、远控台和司钻台的压力表值相差悬殊（压力变送器未调整好）。 7、远控台储能器氮气压力不足（正常情况是70.7MPa）。,8、液压管线泄漏（特别是由壬连接处）。 9、远控台气动泵不能正常工作（有的是气路闸阀损坏，有的是气动泵本身有故障）。 10、将压井管汇作为日常灌注钻井液管线用（尤其是密度较高的钻井液因沉降，干涸易堵塞通道）。,11、平板阀关到底后未回转1/41/2圈（未使阀板与阀座处于浮动状态）。 12、液动节流阀阀位传感器有故障，节控箱阀位开度表无显示或显示不正常。 13、节控箱液动节流阀开关（换向阀）损坏。 14、节控箱气动泵不能正常工作（气路泄漏或气动泵活塞阻卡）。,井控装置的管理,1、各油气田应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其职责范
