修井井控应急预案

修井井控应急预案（精选4篇）

修井井控应急预案 第1篇

合生固井

应急预案及HSE井控安全

陕西合生科技实业发展有限公司 合生固井井控应急预案 第一条目的和范围

1.为确保在发生井控险情时能采取有序有效的救助措施，特制定本预案。

2.本预案规定了合生固井队伍在发生险情的情况下，应急管理控制的方法和程序。第二条组织机构 1.应急领导小组 组长：经理

成员：副经理、HSE监督员、调度员、修理工、技术员 2.应急办公室

公司井控应急指挥中心设在定边基地，电话：0912-4229903 调度室负责应急信息收集、传递。第三条职责

1.井控应急领导小组职责

（1）井控应急领导小组组长是井控应急第一决策人，全面管理应急资源。

（2）井控应急组长下达井控应急预案的启动和关闭命令，进行井控应急组织、协调、通讯联络工作，就近调集救助力量。2.部门职责

负责做好水泥车、灰罐车出车前的充分准备，在不能开启井场动力的情况下实施压井，并按要求配齐车辆防火罩及灭火器。带队负责人负责向钻井队井控应急小组和服务部井控应急小组汇报。

第四条井控应急程序

1.汇报程序：公司任何人或组织接到井控应急求援信息后，应立即向应急指挥中心汇报，汇报内容必须包括：险情发生时间、地点、严重程度。

2.应急预案的启动：应急指挥中心接到井控应急求援后，由调度立即安排压井车辆及相关材料的准备，根据井控现场领导小组统一安排实施压井作业。

3.井涌应急作业中，根据钻井项目部方案完成应急任务，并向应急指挥中心汇报应急动态。4.井喷应急作业中，根据钻井项目部安排进行，同时，在接到井喷应急求援后，安排现场应急负责人，安排应急车辆、人员、器材物资，以及值班等事项。5.井控应急设备、材料：水泥车、灰罐车、供水车、水泥头等。6.应急人员：

应急人员应包括：经理、队长、技术员、调度员、HSE监督员、汽车驾驶员、固井操作工，人员总数不得少于10人。

公司应急人员为应急领导小组人员。

7.井控应急工作完成后，应急领导小组对应急工作进行认真总结和分析，并上报。第五条预案的关闭与验证

由应急领导小组根据现场险情状态，在事态恢复正常的情况下，经过验证做出决定，由应急办公室领导小组负责宣布关闭。

第六条井控应急救援培训计划、培训及演习应急培训、演习计划

1.由应急领导小组组织实施，每年至少一次，培训情况备案。参加培训的人员为应急指挥机构成员、应急保障系统和应急信息系统具体实施人员。2.应急预案培训计划、培训记录在培训结束后备案。3.井控应急预案演习。

（1）每年根据实际组织进行一级井控应急预案演习，演习结束后向应急办公室上报应急演习总结报告、演习记录。

（2）应急救援必要时可联络相关单位共同参加，通过组织模拟实战演习，检验和提高对井控险情的应急反应、协同应变的处置能力。

（3）应急演习计划和应急演习总结要备案，以便实施有效的协调、指导，监督和检查。第七条应急预案管理维护

1.本预案由应急领导小组人员维护、管理，根据井控应急预案演习及应急机构成员变更、联系方式变化情况，对预案进行修改完善后发布、实施。2.预案的修订由应急领导小组进行并备案。

3.联系电话的即时更新由应急领导小组负责组织人员进行，并通知（发放）应急预案所有相关人员和单位。

第八条本预案由应急领导小组负责解释 第九条本预案自发布之日起施行。合生固井井控应急联系电话表 单位

姓名

电话

手机

组长

朱建祥

***

副组长

伍小兵

***

副组长 王文辉

***

技术员兼

HSE监管员

靳刚

***

调度员

张双宝

0912-4229903

***

车队长

合生固井井控应急汇报程序 固井施工应急预案

一、井眼准备

1、完钻、通井时井漏

预案：堵漏，堵漏成功后，筛掉大颗粒的堵漏材料，起钻下套管。

2、气井发现井队不通井

预案：气井、特殊井必须原钻具通井（苏里格除外），否则不允许下套管。

3、气井通井泥浆性能不符合要求（粘度≤65-75秒）预案：重新下到井底，调整泥浆性能，提高泥浆的流动性能。

二、下套管作业

1、套管内掉落物

预案：停止下套管，分析原因，若不影响固井施工时可进行后续作业；若可能导致留水泥塞甚至引起水眼堵死时，请示相关领导后起套管。

2、下套管中途井漏

预案：停止下套管，循环处理泥浆，返出正常后再下套管。若堵漏无效，漏层在上部，不会导致油气层固井质量不合格，请示上级主管领导同意后，制定漏失井固井的相应措施，继续下套管固井。若漏层在油气层及以下，可能导致油气层固井质量不合格，必须起套管堵漏。

3、下套管遇阻

预案：立即接方钻杆，不允许方钻杆进入转盘面以下，开泵循环，上下活动套管，下压吨位一般不超过20吨。

4、下完套管开泵时蹩泵，循环不通

预案：若判断套管外堵，则活动套管，小排量间歇挂泵，蹩压猛放回水。若还不能开泵则起出部分套管，循环处理。若套管内堵，起套管。

5、下完套管井漏不返

预案：配堵漏浆堵漏，建立循环。若堵漏无效，判断漏层明确，而且在产层以上，漏层吸收量大，提出处理措施，请示领导，在不影响产层封固的情况下，可进行固井施工。若可能对产层封固质量有影响，则继续堵漏。

6、套管下不到井底

预案：a.接方钻杆，开泵循环，活动套管，严禁将方钻杆下入钻盘面以下； b.清查、核实套管根数及长度；c.查明原因,人工井底是否满足地质要求，如果现场不能确定，请示领导；d.油井在满足地质要求的情况下,请示主管领导，可以考虑做假接箍； e.在以上措施均不满足的情况下，起套管。

7、固井前循环压力高

预案：循环钻井液，观察压力有无下降趋势；排除地面因素；若仍不能搞清楚原因，循环压力无下降趋势，且压力高于5Mpa，请示相关领导处理。

8、遇到钻井液太稠，可能导致下套管过程井漏

预案：控制套管下放速度(不能大于30秒/根)，减少压力激动，每下500米套管循环稀释处理一次钻井液。

9、下套管前未换与套管同尺寸的封井器闸板芯 预案：考虑井控和固井完蹩压要求，在保证井控安全的前提下，选择适当时机必须换闸板芯。

10、发现分级箍入井还没有量尺寸

预案：停止下套管，及时与管具公司联系，询问同批次分级箍的尺寸，再测量胶塞尺寸，相符合后再下套管。

11、发现碰压圈未装

预案：若下入套管不多则起出套管装碰压圈；若下入套管较多应及时了解情况，请示相关领导，替量时可多留150-200米水泥塞。

12、悬重不正常

预案：查清原因，如不是指重表原因，原因不明则可以拒绝施工。

三、固井前准备工作

1、水不够，供水不正常

预案： a.气井水量在满足配浆及前置液总量的情况下再附加20%，可进行施工；油井用钻井液替量应请示主管领导，否则停下等水； b.供水系统不符合要求，停下整改。

2、井队设备不正常

预案：a.气井固井时如有一台泵正常，另一台泵不正常，必须请示主管领导后方可施工，同时水泥车做好替量准备。

3、固井设备不正常

预案： a.固井前供水车不正常：若有足够的备用3台4〞潜水泵且供电设备正常，可用潜水泵供水固井；b.气井固井必须保证注水泥车及泡沫液车正常，方可施工，或修理设备、调换设备，等设备正常或调换设备到来时，再进行施工；c.灰罐车不正常，若压风机坏，可接钻井队气源，若灰罐车到不了井，应重新组织灰； d.立式罐下不出灰，有把握修好立即组织修理，没把握修好重新组织上灰。

4、井口配件不全或损坏

预案：胶塞未带或检查不合格则重新组织；水泥头挡销打不开则换水泥头；平衡管坏若灰量大于4车必须重新组织；泵压表坏必须更换；

5、流量计坏

预案：与钻井队通气，人工计量准确，根据泵冲校核泵的排量，分级固井的一级可留少量水泥塞；或重新组织。

6、固井前泥浆性能达不到要求

预案：钻井队必须按要求处理泥浆（原则：流动性良好，粘度要求<55S）。

7、固井前检查套管数据有问题 预案：多下少下套管，查明原因，将套管下到预定位置；短套管位置下错，请示甲方项目组；若多种壁厚或钢级，套管位置下错，性能不能满足设计要求，请示相关领导起套管。

8、固井前发现油井井口未割焊无法蹩压 预案：必须割焊井口，达到蹩压要求。

四、固井施工

1、注灰压力高

预案：降低排量，注意观察。

2、注水泥过程中水泥车不正常，密度达不到设计要求

预案： a.余灰量大，将余灰倒换到另外一台水泥车上； b.注灰后期密度低，停止注灰，若余灰量小，满足产层封固，压胶塞，顶替；若余灰量多，不能满足油气层要求，换车或修车，绝对不能将不符合要求的水泥浆打入井内。c.降失水配方，若因水泥浆太稠密度打不起来，可视情况，在水泥浆能流动的情况下，尽量提高密度施工。

3、注水泥过程中，灰罐车不正常

预案： a.装领浆的车不正常，如下灰堵等则不注该车灰，如压风机不正常则接其它气源进行下灰作业；b.尾浆灰不正常时，若余灰量大，有把握整改好可排除故障，若余灰量小压胶塞顶替。

4、注水泥过程中供水车不正常

预案： a.余灰量大，抢修供水车，同时抢接潜水泵，争取继续施工； b.余灰量小，可保证产层封固的情况下，停止注水泥，压胶塞顶替。

5、挡销打不开

预案：卸水泥头套管，压备用胶塞，接水泥头，顶替，如无法压备用胶塞计量顶替，管内留300米水泥塞，待水泥浆稠化，间歇挤水泥，关井蹩压（超过静液差5-8MPa）侯凝。

6、胶塞未压下去，已开始替量 预案：预留200米水泥塞；

7、压胶塞时水泥车压力较高、且有迹象表明可能压不下

预案：检查井口各闸门处是否有水泥浆引起的堵塞，挡销是否打开，水泥车出口闸门是否打开。

8、顶替过程中发生漏失

预案：降低排量，继续顶替，密切观察记录泵压变化；

9、计量已够，不碰压

预案：立即停止顶替，确认胶塞已压入，准确计量，可多替总量的3%后停止顶替，若认为计量有一点误差，继续替量，密切关注井口返出正常、压力变化；

10、替量过程中压力忽高忽低 预案：a.顶替时排量不变，泵压忽高忽低，判断环空是否有砂堵，应降低排量，继续替量，压力异常高时可停止顶替，待压力降低后再开泵。

11、压力低于正常压力

预案：继续顶替，观察井口返出是否有无漏失，检查顶替设备是否正常，排量有无变化，判断套管是否有问题，钻井液是否短路；分级固井时，分级箍是否提前打开；若井漏，泵上水正常，继续替量；若保险销子蹩掉，倒换泵或换保险销子；如循环罐液面低，导致泥浆泵上水不好，需快速补充泥浆；若套管破裂钻井液短路，则停止顶替，分析原因，有条件时请示主管领导。

12、顶替时泵压升高 预案：a.判断井下是否坍塌，或套管内堵，水泥浆是否初凝，降低排量顶替，密切观察泵压、排量变化；b.油井控制最高压力25MPa，13、浮箍浮鞋的回压凡尔失效

预案：a.防回水不断流，再蹩一次压，超过静压差3～5 Mpa，再关井侯凝，侯凝时压力不高于静压差3Mpa；

14、现场灰与复合实验不符

预案：a.在水罐内湿混缓凝剂；b.如不能进行调整，应重新组织灰。

15、立式罐里的灰下得慢

预案：在满足稠化时间的情况下继续下灰；若余灰量不多停止下灰。

16、下灰时，混浆池没有水泥

预案：停下，尽快检查，如不能修好者倒下灰管线到另外一台水泥车上。

17、注一级尾浆时灰罐车下灰不正常

预案：余灰量小，压胶塞替量；余灰量大，视情况可考虑倒换到另一台水泥车。

18、碰压后稳不住压

预案：先检查管线、车辆、水泥头处有无刺漏，若无刺漏，考虑套管内或胶塞有问题，此时卸压观察井口，井口正常，开井候凝；井口不断流再碰压（不要超过第一次最高压力），关井候凝。

修井井控应急预案 第2篇

试油作业大队

拟定时间：2017年5月18日

一、成立现场应急中心组。

总指挥长：赖仕文 现场指挥长：蔡文斌

专家组：由中心相关领导、专家组成 现场抢险执行组长：张栓柱 检测组：SY133队5人 清障组：XJ101队5人 第一突击组：XJ103队5人 第二突击组：XJ109队5人 第三突击组：SY136队5人 警戒组：大队机关人员5人

二、参加本次演练单位。

中心机关科室、试油作业大队、特种车辆大队、生产准备大队、消防护卫大队等单位。

三、应急物资配备情况：

1、FZ18-21封井器1台、YZF-25旋塞2套、单柄旋塞抢装装置1套、双柄旋塞抢装装置1套、250型闸门一套。

（103队负责）2、35KG干粉灭火器6具，8KG干粉灭火器12具，消防锹3把，消防桶2个、消防毯1套。（大队材料主管负责）

3、耳塞100个、口罩100个、防护镜20个、安全带2副，应急药箱1套、警戒带3卷。（大队材料主管负责）

4、各种安全标志牌及逃生线路指示牌齐全。（103队负责）

5、扩音器、袖标、空呼16套（大队安全办负责）

6、桌子2张、椅子2把、清水、桶（服务队负责）

四、模拟井喷失控应急预案启动和终止。

（一）基层队作业井场启动应急程序。

1、施工井：王9-1教学井

2、JH-XJ103修井队在施工过程中，井口突然发生溢流，司钻发出信号，鸣一声长笛，启动现场应急程序。

场地工快速关闭井场总电源，现场警戒，立即向队长汇报：“王9-1井发生溢流，逐渐变大，正在组织抢喷。”

3、班长组织抢喷，溢流迅速变成井涌，越来越大，无法安装旋塞，发生井喷失控，并且一名员工受伤。

4、司钻立即将设备熄火，班长组织井场所有人员有序撤离，并将受伤员工抬至安全区域。

5、队长迅速到达作业井场，立即向大队调度室、119消防、120急救、大队领导汇报：“王9-1井下冲砂管柱至98

根，发生井喷已经失控，目前一名员工受伤，所有人员已经全部撤离井场，井场位于五七采油路3号，距离作业公寓500米，距离联合站300米，请求救援。”。

6、组织井场警戒，非施工人员、救援车辆禁止进入，组织到主要路口，接应救援人员和车辆，组织封锁附近道路，对附近住宅区告知关闭电源、火源，并劝告先行撤退。

7、其他人员在待命区等候指令。

（二）试油作业大队及处启动应急程序。

1、大队调度室接到报警后，立即向大队长汇报，大队长发出指令，立即向江汉经理部、中心调度室汇报情况：“103修井队在王9-1井下冲砂至98根，发生井喷失控，一人受伤，所有人员已经全部撤离井场，井场位于五七采油路3号，距离作业公寓500米，距离联合站300米，请求支援。”

2、生产办主任接到通知后，立即安排大队各救援组及救援车辆，快速赶往王9-1井。

3、中心调度接到报告后，立即向领导汇报，根据领导指示，启动处级应急预案。

（三）应急交接

1、试油作业大队应急指挥组到达现场后，及时了解情况，JH-XJ103修井队现场应急小组全面接受大队现场应急指挥部的指挥。

2、中心应急指挥组到达现场后，大队立即汇报相关情

况，有利于专家组做出合理正确的决策。

（四）中心应急组召开现场会，制定措施、安排分工。

1、中心总指挥召集专家组和抢险组召开现场会，制定抢险方案和措施。

2、现场抢险组组长根据制定的方案，召开抢险会议，按阶梯制定五个突击组。即检测硫化氢和可燃气体组、井场清障组、第一、第二、第三突击抢险组。

3、抢险组长将突击队按照顺序进行排列，检查装备、防护措施是否到位。

（五）抢险。

1、班组员工负责将伤员抬至急救车，医疗组负责救治，消防队负责降温、防火等措施。

2、抢险组长清点检测组人员，由133队5人穿戴好空呼，一人场外监控、接应，其余两人一组，持检测设备探测硫化氢及可燃气体含量。检测后，及时撤离井场，并向中心总指挥汇报检测的相关数据。：“报告总指挥，检测组进场5人，出场5人，无人员受伤，检测暴露空间硫化氢含量25ppm,超出警戒值，可燃气体有轻微含量。”

3、抢险组长清点清障组人员，由101队5人，穿戴好空呼，进入井场，清理井口及周围障碍物。清理完毕后及时撤出井场，向总指挥汇报：“清障组进场5人,出场5人，无人员受伤，清障完毕”

4、该井含硫化氢25 ppm，由第一突击组103队5人，穿戴好空呼，携带便携式旋塞进行抢装，但因液柱压力大，几次安装失败。

由第二突击组109队5人，穿戴好空呼，更换工具，携带单柄旋塞装置进入井场，安装失败。

由第三突击组，136队5人，穿戴好空呼，携带抢装旋塞装置进入井场（提前将旋塞至打开状态）。

5、班长岗负责装置固定，将固定脚插入法兰螺孔内，另外四人合力将装置翻至油管接箍上，流体通过旋塞向上喷出，场地工2人负责稳住装置，井架工负责旋塞和油管接箍对中，防止偏扣，班长及井口人员负责旋转上满丝扣。

6、班长岗关闭旋塞，场地工快速关闭套管闸门。

7、全班人员快速接好放喷、压井管汇做好压井准备工作，记录井口压力。

8、班长岗再次组织人员检查井控装置，观察油套压力情况，做好记录。

9、及时向井场总指挥汇报：“报告总指挥，王9-1井井口已控制，无人员受伤，目前油压5.0兆帕，套压5.5兆帕。请指示。”

10、按照总指挥要求，进行下一步施工。

五、请总指挥长预案演练点评。

完善钻井井控应急管理的策略探讨 第3篇

一旦发生井喷失控,会打乱正常的生产运行秩序,造成周围环境污染、生态破坏,甚至造成人员伤亡、油气井报废、油气资源严重破坏。如何预防钻井井喷,特别是预防井喷失控灾难性事故发生,是摆在各石油公司、油田和相关服务企业、钻井井队面前需要常抓不懈的工作。

钻井井喷具有突发性特点,但绝不像自然灾害一样具有偶然性特征,因而,钻井井喷和井喷失控是可防可控可避免的。实践经验表明,钻井井喷事故的预防和处理,也是一个非时序性有机结合的减灾、准备、响应和恢复的管理过程,完全符合传统应急管理四阶段特征,钻井井控实施应急管理完全有其可行性和必要性,具有深入探究的实践意义。

1 井控应急管理阶段划分

现代应急管理理念的产生以1979年美国联邦应急管理局(FEMA)成立为标志,特别是FEMA于1986年明确提出的传统应急管理所包含的减灾、准备、响应和恢复四阶段理论,更是在各国、各领域的应急管理实践中产生深远影响。但减灾、准备、响应和恢复四阶段并非物理意义上的突发事件有序时间生命周期,而按致灾过程进行事前、事中、事后三阶段划分更具实践意义[2]。

井喷和井喷失控按其发生、发展、演变过程可以用图1表示,相应井控应急管理可以分为井喷前、井喷中、停喷后3个有序管理阶段。如何使井控应急管理的3个有序阶段有机衔接,促使产生联动效应,取决于井控应急管理的架构特征。

2 实行全程井控应急管理的必要性

通常意义上的应急管理是出于防灾减灾的目的,应急管理的价值就在于应急预案。要实现应急预案的价值,就必须重视预案的预防事故的价值,事故的预防居于突发事件生命周期的事前阶段,所以完善的应急预案应涵盖突发事件生命周期的所有阶段,实现全程应急管理,同样钻井井控也具有实行全程应急管理的必要性。

井控应急管理重心应在预防,特别是要从源头上降低井控突发事件的风险,实现本质安全。井控应急管理在目前实行如图2所示的三级应急管理模式,要实现全程应急管理,就必须制定全程应急管理策略,集团级、企业级和基层级预案的启动条件要上下衔接、体现联动,不能出现预案断层或缺口,其中作为决策层的企业级起着非常重要的作用,要体现联动,关键在于企业级的井控应急预案重心要下移,要勇于承担主体安全管理责任,发生溢流就要进入启动准备状态,需要压井或发生井喷就要正式启动预案,部分或全部响应相应程序。

应急预案的生命力在于其可操作性,关键在于应急管理要与常态管理结合,实现井控应急管理全程化和预防管理常态化的无缝对接。

3 井控应急管理实践中的易见缺口

随着勘探钻井开发越来越深入、环保要求越来越高,水平井、分支井等特殊工艺和复杂结构井日益增多,高压、高含硫、高危的“三高井”比例逐渐增加,在钻井过程中,压井难度也明显增加[3]。

关井压井环节是井控突发事件的一个风险源。要防止井喷事故,第一环节就是要发现溢流险情,立即关好井,但关好井并不意味着安全,在生产实际中,压井2～3次,还不能有效控制溢流,这样的实例很多,更危险的是,不少井喷事故是在关井压井作业期间发生的。据不完全抽样调查统计,在关井压井作业期间因压不住井控制溢流而导致井喷的井占所有井喷失控井的比例曾一度达40%以上。压井作业是井控的关键环节,在某种意义上属于设计变更管理的范畴,不仅是调整钻井液密度的问题,有时还牵涉到优选压井方法的问题,根据井况、工况的不同,有时采用常规的司钻法压井、工程师法压井并非最佳,而需要采用其他诸如压回法、反循环法、置换法等方法。例如,DN22井在两次割芯起钻途中发生溢流,均成功采用压回法压井实施井控,最短只花费5.5h就处理完毕,节约了处理时间,减小了施工压力。

可见排除溢流的压井作业这一环节,技术是最复杂的,难度也相当大,易发生井喷失控事故,而井队井控应急管理很少涉及压井技术方案方面的应急决策,不少企业级的井控应急管理将已发生四级井喷事故才定为应急预案进入启动准备状态,这就弱化了对压井作业环节的应急管理,在实际井控应急管理中易形成如图3所示的缺口。

要从压井环节降低井控突发事件的风险,就要打破由钻井队基层负责的传统观念,这就需要明确责任,落实压井应急组织指挥权,必须要有关井后的压井应急预案,形成完整的压井方案技术决策及技术支持系统,采用上下联动、会商决策、统筹资源的管理形式,只有企业级的井控应急管理体现全程性,方可填补应急管理缺口,防范风险。

4 不安全井控行为发生的主要原因

事故致因理论表明,安全事故的发生不外乎人的不安全行为和物的不安全状态两大直接原因,绝大部分安全事故是可以预防的,在可预防的事故中,以人的不安全行为为主因的占绝大多数。井喷事故的发生是有规律可循的,井喷事故同样是可防可控可避免的,井喷事故事后调查分析也表明,现场的井控监督检查等常态化管理,所发现的问题并未构成井喷事故的直接主因,而主要在于人的不安全行为。

钻井过程中导致不安全井控行为的主要原因有6种:

(1)对井控危险级别认识不足,先进行低级别的风险控制作业。如打开油气层后的起钻过程中,发生遇阻、拔活塞情况,灌不进钻井液,先考虑卡钻风险,仍在上下活动钻柱,而不考虑溢流风险,进行分段下钻节流循环检查,就属于这种情形。

(2)违背操作规程。最典型的就是打开油气层后起钻前不进行短起下钻测后效,起钻过程中不灌钻井液或所灌钻井液量不够。

(3)井控应急时,不会处理其与操作规程关系。如关井后,担心钻柱被卡,又去活动钻柱,结果造成胶芯损坏。

(4)忽略安全应急程序或根本没有相应的应急程序。现场就经常发生当遇有明显的溢流预兆而不关井检查的这种情况。

(5)因生理周期疲劳、精神不佳等身体原因。这也是许多井控事故容易发生在晚上的原因之一。

(6)自我安全意识差,未按规定着装上岗,导致遇险操作时动作变形。例如,某井司钻在起下钻时,未戴护目镜,因躲闪井口涌出的钻井液,而造成动作变形、刹把失控,使水龙头砸向转盘,痛失关井良机而造成井喷。

5 现场井控应急管理问题分析及解决措施

井控应急管理的重点应在基层,要使现场井控应急管理得以改进,必须进行全方位的考虑,真正形成“能安心应急、有能力应急、按程序应急、会快速应急”的工作环境,需要在这些方面有所推动、改进和提高。

5.1 排除操作人员心理层面的困惑,树立井控优先理念

现场司钻的操作关系到人员、井下和设备的安全,受传统观念和操作习惯的影响,司钻最担心的其实是怕发生钻柱卡钻,再加上经济利益的驱使,发生卡钻,易使司钻及其班组、井队的收入、奖金、业务量等都受到影响,所以,遇到风险时首先考虑的是避免卡钻,而把井控置于次要险情位置,这样容易引起操作性决策失误,延误井控时机。某些公司已意识到有些奖惩措施的不协调和负作用,增加了操作人员的困惑,因而改变了管理策略,凡溢流检查及时关井和因关井导致的卡钻均不处罚,还要奖励。只有这样可以排除员工的心理压力,能安心井控应急,树立井控优先理念,采取积极主动井控措施。

5.2 解决应急培训和演练问题,提高应急能力

钻井井控应急管理,离不开应急培训,不仅应培训理论知识,更应注重动手能力,实操井控训练比模拟机训练更能锻炼人,实操训练有利于提高人的应急适应性,培养处险沉稳的团队协作能力,提高随“急”应变能力。

井控培训普遍存在不重视硬关井的问题。采取硬关井可减少关井时间,从而减少溢流量;在应急培训时不但应操练软关井,还要应知应会硬关井,能灵活运用环形防喷器实施关井,知道司控台不起作用、液压系统出现故障时怎样应急关井。

杜绝现场井控应急演练表演化问题。不少现场基层井队,因担心胶芯磨损,对现场各工况下的井控演练,一方面是演练次数不够,另一方面是比划动作,而不实操,把应急演练变成表演。这些不利于发现问题和提高应急处置速度,只有注重实效,才能提高应急能力。

5.3 消除操作规程与应急预案的矛盾,理顺应急处置关系

对于钻井井控应急管理,正确处理好相关操作规程与应急预案的关系非常重要。按规定现场级的事故应急处置预案应一事一案,但一般只有井喷失控应急处置预案、H2S泄漏应急处置预案,就井控方面的应急处置预案来说,缺少溢流关井应急处置预案。

应急处置预案在应急时就是应优先考虑和执行的。当缺少应急处置预案时,操作人员无形中就会按相关操作规程操作。而在有井控隐患或险情时,操作规程中的某些条款可能就不利于井控应急,而必须在相应的应急处置预案中加以明确才不至于引发矛盾,避免造成应急措施的混乱。

例如,钻井监督现场技术规范和SY 5974-2007《钻井井场、设备、作业安全技术规程》都涉及要确保钻柱在井内静止时间不得超过3min,以防止卡钻。与应急处置预案矛盾体现在实施关井后,就不得随意活动钻柱,这方面的经验教训也非常多。其实在关井后,如存在套压,钻柱并不易卡钻,例如,MB1井多次十几个小时以上关井不活动钻柱都没事,最长的经历55h未活动钻具都没卡钻;而活动钻柱一方面会造成进一步抽吸,再就是磨损胶芯,易造成刺漏,某油田的SH1025井压井过程中就发生过这种情况,关井后,因怕卡钻,而频繁活动钻具,导致闸板胶芯损坏,防喷器闸板刺漏而引起井喷失控。现在有的油气田与其采用防提装置,还不如在应急处置方案中明确规定不得活动钻柱,更直接有效解决矛盾。

在处理操作规程和应急处置的关系时,还要注意不可把个人经验、习惯做法当做操作规程来对待。如油气层钻进中不要一发生井漏情况就立即采取连续起钻到套管内的做法,这样反而容易引起溢流,不利于井控作业;而应按操作规程要求处置:“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。采取定时、定量反灌钻井液措施,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。”

5.4 强化溢流显示和预测的应对和应急控制,形成快速响应机制

溢流关井是钻井井控应急管理中的首要环节,是预防井控事故的重中之重,不少基层井队没有制定溢流关井应急处置预案,而使溢流风险识别不到位、溢流显示和预测应对措施不到位、关井检查意识不到位。作为现场井控应急的行动指南,溢流关井应急处置预案必须抓住几个关键点。

5.4.1 确立“发现溢流立即关井,预测溢流关井检查”的根本原则

发生溢流后,如果不能及时正确地处置,就可能导致井涌、井喷。现场井喷事故案例表明,已经发生井涌后才实施关井,不但增加控制井口难度,还会增加后续压井作业的难度。所以,在钻井过程中,及时发现和检查溢流并采用正确的关井操作程序迅速控制井口,成为防止发生井喷的关键环节。

对发现的溢流,司钻不必再请示等待就应迅速关井,而对预测到的溢流关井检查,这样有利于阻止地层流体继续进入井内,而使井内保持较多的钻井液,保持环空钻井液柱压力。有利于减小关井套压值,有利于准确计算地层压力和压井钻井液密度,关的越早溢流量越小,从而取得井控主动权。采取“发现溢流立即关井,预测溢流关井检查”这一根本原则,是对“报警和关井时的溢流量应控制在本油田规定的数量内”的传统做法和思维定势的有力突破和应急创新。

5.4.2 明确溢流关井方法软关井或(和)硬关井

溢流关井应急处置预案中必须指明具体的关井方法,最好是2种方法都列出来。特别是对于硬关井具有减少关井环节和关井时间的现实意义,从而可减少溢流量,避免关井井口压力高和井下发生复杂情况。这方面成功案例也不少,如某油田在WD3379井钻进过程中发现溢流后立即上提方钻杆,方钻杆刚提出7m时就发生井涌,将转盘大方瓦顶出转盘面,在井口操作能见度为零情况下,副司钻依据经验,强行将钻杆接箍提出转盘面。值班副队长迅速冲到远控房,关闭半封闸板,完成硬关井,从发现井涌到关井,只用时28s,成功地处置严重的井涌,避免井喷事故。

对于硬关井要列出具体的适用范围和条件,不但应在钻井井控实施细则中规定,如塔里木油田的钻井井控实施细则相应条款规定:“在油气层钻进中,发现溢流应立即关井,严禁强行起钻到安全井段或循环观察。浅气层、浅气井以及安装54-14防喷器组的井采取硬关井控制井口;其它井采用软关井控制井口”,而且在溢流关井应急处置预案中要进一步明确。

5.4.3 关井套压等于零时的应急安全考虑

在实施“发现溢流立即关井,预测溢流关井检查”后,关井套压等于零的情形会增多,当遇到关井套压等于零的情况时,不要急于开井,进行敞开井口循环,而要进行一些分析检查工作。因为如果是气侵,当井口开启循环时,随着侵入气体从井底上升,体积会不断增大,井底的液柱压力逐渐减小,导致更多的气体侵入井内,形成恶性循环,最终可能引起井喷。所以要重点关注一些方面,以确保安全,避免进一步井侵,减少压井工作量。在以原钻井液敞开井口循环出侵入流体之前,需要排除以下不安全因素:

(1)测压通道被堵塞、关闭或压力表本身存在问题。

(2)侵入流体停留在水平段。

(3)停泵自溢、气侵、气测值偏高、井筒中钻井液密度不均匀一致。

(4)阀门开启:检查压力表下的截止阀、四通和节流管汇间的平板阀,确保已全部开启。

(5)流道通畅:检查节流管汇是否堵塞,确保流道通畅。

(6)关井时间:在溢流后关井求压,通常是在关井10～15min后,读取立压和套压值,这是对渗透性较好的地层而言,对于低渗透地层可能需要关井更长时间,才有确切和稳定的套压显示。

(7)压力表配置和检查:最好配备高、低量程2个压力表,并采用高精度的压力表,以减少测量误差。由于压力表本身精度限制,存在误差,可能读表时套压值接近零,但不等于零。

(8)特殊工艺井:对于常规水平井、多分支水平井,井控有其特殊性,在水平段发生严重溢流后,通常套压也难有非零显示。

(9)自溢流关井:停泵后井口出现自溢时关的井,即使线流,关井套压为零,也不可开井敞口循环,应实施关井节流循环检查。

(10)溢流类型:发现溢流后,要立即进行地质、录井综合分析解释,判断是油侵、水侵还是气侵,如果属于气侵或气油比较高的油侵,都不可敞开井口循环。

(11)起下钻途中:在起下钻过程中发生溢流,即使关井套压为零,也不可继续起下钻作业,而应进行节流循环检查,确保安全后,再分段下钻节流循环检查,直至下到井底。

(12)节流循环检查:在确定进行节流循环检查时,不要随意活动钻柱,以免因井口不居中,而造成橡胶密封件偏磨和刺漏。对钻井液节流循环排气一周后,如果出口钻井液密度仍低于进口钻井液密度,气测值不降低,就必须进行钻井液边节流循环边加重,直到进出口钻井液密度相同,气测值降低到正常时方可恢复下步作业。

6 结论和建议

(1)完善的应急预案应涵盖突发事件生命周期的所有阶段,实现全程应急管理。在三级应急管理模式下,要实现井控应急全程管理,一是各级预案的启动条件要上下衔接、体现联动、明确责任,不能出现预案缺口;二是井控应急全程管理要与常态管理结合,实现井控应急管理全程化和预防管理常态化的无缝对接。

(2)现场井控管理要从只强调早发现溢流、早关井操作,进一步提升至“三早”(即早发现、早关井、早压井)的应急管理高度。因关井后的压井作业这一环节,技术最复杂,难度也相当大,在所有井喷失控井中因压井而导致的比例非常高。特别是面对复杂结构井、“三高井”比例日益增多,喷漏同层、喷漏同段的情况经常出现,压井难度也明显增加,要提高一次压井成功率,必须从完善井控应急管理开始,企业决策层应急预案应关口前移、重心下降,制定压井应急决策技术支持系统,消除应急缺口,发挥联动效应。制定压井应急预案,形成完整的优化压井方案技术决策支持系统,是完善和提升钻井井控应急能力的关键所在。

(3)调整和改变对基层操作人员实施经济处罚等不利于井控应急的简单化安全绩效管理策略,排除操作人员心理层面的压力和困惑,树立井控优先理念,达到能安心应急目的。

(4)井控应急培训应注重动手和配合能力,采用全尺寸模拟井喷实战培训,不但会软关井操作,还会硬关井操作,杜绝现场井控应急演练表演化,只有这样,方可锻造有应急能力的队伍。

(5)井控应急管理重心应在预防,基层钻井队必须以“发现溢流立即关井,预测溢流关井检查”为根本原则,制定溢流关井应急处置预案,来强化溢流风险识别应对,关井检查的应急控制,这样按程序应急、快速应急的机制才能形成。

参考文献

[1]马宗金.总结经验教训提高天然气井钻井井控能力[J].钻采工艺,2004,27(4):1-5.

[2]李湖生.应急管理阶段理论新模型研究[J].中国安全生产科学技术,2010,6(5):18-22.

塔河油田修井井控和防硫化氢技术 第4篇

塔河修井队伍多为XJ-650以上大型修井机，一旦发生井喷事故，经济损失必然十分惨重。作为井控工作的一项内容，井场标准化是塔河工区必须首先做好的工作之一。井口与各种设备之间，各种设施相互之间必须符合标准的安全距离；污油罐摆放在施工季节的下风位置；发电机组，值班房摆放在上风位置，近临远程控制台。压井节流管汇在施工前连建正常，试压合格。井口及钻台有鼓风机用于疏散井口溢出的天然气，避免H2S聚集；井口、操作台、泥浆罐、污油罐、值班房均有H2S监测探头，24小时有人监守。井场有紧急避险的疏散场所，并在此发出警报信号。

二、井控及防H2S设备符合要求压力等级，有定期的校验合格证明

对于塔河油井，个别高产油井，井口压力可达近20MPa，在AD区有日产近千方的油井压力更高，井控管汇一般采用70MPa以上的压井、节流防硫管汇，液压防喷器也采用70MPa以上的配置。按照西北局要求，井控装置每半年必须强制进行校验，且出具有资质厂家的校验证明，对于过期未进行校验的施工队伍，不得开工。施工现场人员，必须佩带可燃气体监测仪及H2S气体监测仪。

三、施工设计中必须有相应的井控安全措施、H2S防护措施和应急预案

必须进行一次井控和防硫化氢演练，必须经过甲方开工验收后，方可开工。塔河工区施工，每一口大修井，都要进行开工验收。除对设施配置，人员取证，健康状况等进行验收外，更要对现场施工内容中的应急预案，井控和H2S防护措施进行查看，有时现场随时抽查井控和H2S演练情况。

四、压井综合技术

2007～2008年，塔河油田施工，基本采用平推法压井，分别从油管和环空推入同一压井液到油管管脚位置，然后开始挤压井到井底。这一方法的优点是，井场流落的油污较少，施工工艺简单方便，但这对于施工较长的井，施工中不断补充井筒液自然漏失量，补充了地层能量，施工后期，井口往往会出现井涌或溢流，不得不重新压井。压井时及修井施工中如何减少地层漏失，是井控工作的一个关键。对于每一个区块及井况，施工前，先了解这一区块的地层压力系数，及本井生产情况及地层压力，准确掌握了地层静压这一数值。地层漏失多少，可以诱发自喷？对于一个200m3井筒，如果采用平推压井法压井，压井后，在三天内补液超过100m3就可能出现溢流，要在四天或是更长的时间内，相对就比较安全。通过近几年在塔河修井的情况，大体的一个认识是：一次压井最好不超过300m3压井液用量，特别是对于100m3井筒容积的井，漏失量超过200m3，造成自喷的可能在80%以上。为了弥补平推压井完全挤入地层液这一方法的不足，在后来的压井方法上进行了改进，即用：反循环油管正推压井。随着塔河工区油井管网的完善，单井采油的减少，这一方法更具应用性，也得到塔河采油二厂的推广。这一方法是：计算好套管环空容积，然后用相应体积的压井液进行反循环压井，出口原油经水套炉加热后，进入管网系统。目前，这一方法有效地减少了压井液的漏失，不会造成井底压力的升高，对顺利修井也及为有利，得到了采油二厂的首肯和推广应用。

五、压井液中加入碱式碳酸锌中和硫化氢

塔河修井中， 90%以上井都含有H2S，在压井液中加入一定量的碱式碳酸锌可以有效防止硫化氢的溢出。2009年9月，施工的TP8井加深泵挂，本井天然气硫化氢含量32745.88 mg/ m3。托甫台区块，是塔河区块中H2S含量较高的井，其次是AD区。而施工的TP8井又是本区块中H2S含量较高的井。由于本井因产能不足而加深泵挂，我们采用比重1.14的油田地层水加入0.5％碱式碳酸锌，应用平推压井法进行了压井，压井前，先对套管环空天然气引到井场外70m点火烧掉，然后压井，为了减少井口天然气溢出，在施工中勤补液，并适当增加补液量，尽可能不让井口有天然气溢出，这样，就是在井口处，直接监测，H2S报警仪也不会报警。

六、施工中及时补液，随时防范，密切观察井口显示

修井施工中及时补液，是施工中防喷的一个有效方法，前面已经提到，要做到单井计算漏失量，根据单井漏失量的测量结果，勤补液，少补液。对于空井筒的情况下，更要及时补充。为防止井口H2S溢出，一直用鼓风机，对井口吹风。对于因故停止施工的井，在关好防喷器和上好旋塞阀的同时，装上油套压力表。按时西北局的要求，起下钻正常施工中，为防止井筒储集效应产生的井涌，一般不许关井，这就必须随时观察井口的溢气情况，及溢流情况，一旦出现特别的显示，随时报警并应急处理。

七、对机抽转自喷的生产井，务必对完井井口装置做好试压及验收工作

机抽转自喷的井，有酸化后施工井，有因注水后能量上升的井，也有因邻井注水，产量上升快的井。这类井的产量不够稳定，变数较多，像TK720就是因为邻井注水，产量在1周内迅速上升，且油压很高。为此，这类完井采油树（二厂回收其它井），必须之前重新做修复，试压工作，对于四通内BT密封，必须重新更换，经过试压。修井后，修井队伍对于注脂处，必须进行注脂试压。确保井口安全。

八、冬季施工，井控设备及时巡查