钻井监督试题(钻井井控实施细则)

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钻井监督试题（2014版钻井井控实施细则内容）填空：1、井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m。2、井口距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）。3、井口距人口密集及高危场所等不小于500m。4、建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km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、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查。5、工程设计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钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：（一）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。6、对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。7、井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。8、 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底界100m。9、探井每层套管固井开钻后，按SY/T5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。10、在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。11、破裂压力试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。12、压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致。13、选择70MPa、105MPa防喷器的井应配置司钻控制台和节流管汇控制箱。14、选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配置司钻控制台和节流管汇控制箱。15、选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台（稠油井除外）。16、防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。17、在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过150mg/m3（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器 （配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）18、探井储备加重材料30～100吨；生产井储备加重材料20～50吨。对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20吨（浅层稠油井不少于5吨）。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100吨。19、欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）的地层不能进行欠平衡钻井。20、防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时，不用的螺孔用丝堵堵住。21、防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。22、冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装置及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。23、具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，24、操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。25、使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。26、手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。手轮处应有计量开关圈数的计数装置。 27、防喷器远程控制台安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜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（稠油井如受场地限制，距井口距离不宜少于20m处），28、防喷器远程控制台距放喷管线或压井管线有2m以上距离，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；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。29、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；30、不应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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。31、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力。32、远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束33、远程控制台电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制。34、远程控制台待命工况时，液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度的1/2。储能器瓶的压力在17.5～21MPa。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。35、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应 一致；36、环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。37、远程控制台上的全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装置。38、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。39、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（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），孔板式节流阀的开启度为3/8～1/2，筒形节流阀开启度为18～23mm；40、节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。41、液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90°-125°弯头。42、防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次。压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用。43、气井及井深大于4000m的井，放喷管线应使用高压法兰连接。44、钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内，并固定牢靠（固定不少于两个点）。45、钻井液回收管线出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头，通径不小于78mm(侧钻井、老井加深井通径不小于62mm)46、钻井液回收管线使用高压软管线时，有固定安全链（绳），软管中间固定牢靠。 47、放喷管线出口距井口的距离：浅层稠油井30m。一般生产井（老区探井）50m，评价井（非气井）75m，出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不宜有其它设备等障碍物。48、含硫油气井、预探井（参数井）和气井放喷管线出口距井口的距离应不小于100m，距各种设施应不小于50m。挖放喷坑的井管线出口距对面堤坝不小于15m49、放喷管线每隔9～11m、转弯处（前后基墩固定）、出口处用基墩或地锚固定牢靠；50、若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。51、放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m，出口处固定压板下不得使用可燃物。52、放喷管线基墩地脚螺栓直径不小于30mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板（整体式，不允许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kg53、探井、评价井、气井、高含硫油气井和地层压力大于35MPa的井，辅助放喷管线执行主放喷管线标准。54、浅层稠油井可只接主放喷管线；其它井，应配备相应长度的辅助放喷管线和固定基墩，具体要求在工程设计中明确规定。55、四通闸阀分别双联后安装在四通两翼，车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧，4#闸阀为液动阀，2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关。 56、浅层稠油井在四通两翼各有一个闸阀，1#闸阀常关，2#闸阀常开。57、压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关（处于关位）的10～16MPa低量程压力表。58、钻具内防喷工具每年检验一次，检验部门应出具检验合格证和试压曲线。59、钻井液循环罐有液面监测声光报警装置，报警值设置不宜超过1方。60、循环罐、配液罐有容积计量标尺。应配备6～12方的专用灌浆罐。61、液气分离器安装在节流管汇的外侧，用三或四根直径12.7mm的、均匀分布的钢丝绳作绷绳牢固固定；其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。62、液气分离器处理量不低于240m³/h。63、液气分离器进液管线使用内径不小于78mm的高压耐火软管线，并用基墩固定。64、排气管线采用法兰连接，内径不小于140mm，接出井口70m以远，每10-15m固定牢靠，固定基墩重量不低于400kg，65、液气分离器排气管线离放喷管线距离不小于1.5m。排液管线应使用直径不低于254mm的硬管线，其出口端可以使用软管线，出口置于缓冲罐上部。井场备有通向排污池的排污管线，需要时再进行连接。66、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。 67、FZ23-70、2FZ23-70防喷器全封闸板试压15MPa。稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。稠油井装有双闸板防喷器的，下套管专用闸板可以每3口井试压一次。68、更换井控装置部件后、防喷器现场安装后二开井每隔40～45天，三、四开井（稠油井除外）每隔25～30天，用堵塞器或试压塞按照上述要求试压。67、下套管前，更换与套管直径一致尺寸的闸板后应进行试压。若使用5″-51/2″变径闸板，在下套管前应做51/2″闸板封闭试压。68、防喷器控制系统按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试压，稳压时间不少于3min,密封部位无渗漏。69、防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵（自安装之日起每5～10天用压缩空气对井控管汇进行一次扫线，保证管线畅通）、防冻措施（节流、压井管汇房内距地面0.3m处温度高于3℃），保证任何状态下各闸阀开关灵活。70、探井二开以后、其它井三开以后井段，每只新入井的钻头开始钻进前以及每钻进300m，都要以1/3～1/2钻进排量循环一定时间，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。72、起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不宜超过0.02g/cm3；73、起钻杆时每3～5柱向环空灌满钻井液，起钻铤要连续灌浆。74、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；75、检修设备时应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。严禁在空井情况下检修设备。76、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。77、储油罐与发电房相距＞20m；油罐距放喷管线＞3m；水罐距放喷管线＞2m；值班房、发电房、化验室等井场工作房、储油罐距井口＞30m；地质房、录井仪器房距井口＞30m，稠油、压力小于21MPa的井距井口距离＞20m；78、锅炉房应尽可能设置在季节风的上风位置，距井口＞50m；生活区应在井口的上风方向，距井场边沿＞100m，新区第一口探井和含硫油气井的生活区距井场边沿＞300m；79、进入井场道路宜先通过生活区，然后进入井场。80、循环罐中心线距井口7m～18m；液气分离器安装在井场右侧距井口11m～18m的地方81、在环境敏感地区，如盐池、水库、河流等，应在井场右侧挖一个专用的体积＞200m3放喷池。82、距井口30m（地层压力小于21MPa井15m）以内所有电气设备如电机、开关、照明灯具、仪器仪表、电器线路以及接插件、各种电动工具等应符合防爆要求。83、距井口30m（压力小于21MPa井15m）以内的电缆不应有接头，如有接头应用防爆接头连接。 84、远控台和探照灯的电源线路应在配电房或发电房内单独控制。85、钻台、机房、净化系统的电气设备、照明器具应分闸控制，做到一机一闸一保护；地层压力大于21MPa的井，分闸距井口距离不小于30m，地层压力小于21MPa的井，分闸距井口距离不小于15m。86、柴油机排气管无破漏和积炭，有防火帽和冷却灭火装置；排气管的出口与井口相距不宜小于15m，不朝向循环罐，也不宜朝向油罐。87、钻开油气层后，所有车辆应停放在距井口30m以外，进入距离井口30m以内的车辆，应安装阻火器，车头朝外停放。88、二层台应配备逃生装置，其导向绳与地面夹角不宜小于30°或超过75°，最佳夹角为45°，落地位置尽可能远离井口，使用地锚其深度为1.5米，若使用基墩，其重量不低于1000kg。89、在含硫地区钻井，井场应储备不少于井筒容积1.5倍以上的加重钻井液（在用钻井液密度上附加0.2g/cm3）和相应的加重材料。90、在井场大门口，钻台，振动筛、坐岗房、防喷器液控房等五处设立风向标。并在不同方向上划定两个紧急集合点。91、含硫油气井在钻台上下、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。92、含硫油气井固定式硫化氢监测仪探头安装在司钻操作处、圆井、一号罐、钻井液接收罐处，探头距离监测面高度在0.3—0.6m，主机安装在干部值班室，至少配5台便携式硫化氢监测仪（值班干部、当班司钻、坐岗人员随身携带）及专用硫化氢报警器，逢五逢十由值班干部（白班）检查上述设施并记录； 93、含硫油气井队配12套正压式呼吸器，摆放在清洁、卫生、便于迅速取用的位置。配5套备用空气瓶、1台空气压缩机。队长每月至少对其检查一次（有检查记录）；使用前后也应检查。94、其它井至少配一套便携式硫化氢监测仪（司钻或坐岗人员随身携带），当监测到硫化氢浓度大于15mg/m3（10ppm）时，立即执行含硫油气井井控规定。95、含硫地区钻井液的PH值要求控制在9.5以上，充分发挥除硫剂和除气器的功能，保持钻井液中硫化氢浓度含量在50mg/m3以下。96、第一级报警值应设置在硫化氢含量15mg/m3(10ppm)，第二级报警值应设置在安全临界浓度硫化氢含量30mg/m3(20ppm)。97、在区域预探井和含硫地区钻井，每月至少进行一次防硫化氢演习。98、剪切闸板由钻井队队长（实行日费制的井，由钻井监督）操作。99、井控操作持证者，每两年复训一次，复训考核不合格者（理论考试成绩70分为合格，实际操作成绩100分为合格）吊销井控操作证。100、井深≥4000m，且井控装置（防喷器、节流管汇、压井管汇）安装使用超过4个月的井，完井后由井控车间回收检验一次；其它井每12个月（从试压日期开始）由井控车间回收检验一次。若压井作业使用过井控装置，应由井控车间回收检验。101、集团公司内部队伍承钻的井，钻开油气层验收由承包方组织，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。102、集团公司之外队伍承钻的井，钻开油气层验收由建设方组织，按《钻开油气层检查验收证书》的检查项目进行检查验收。 103、开发井验收组成员：开发公司或采油厂（作业区）项目经理部钻井监督（组长）、钻井公司工程技术和安全、设备管理人员。104、防喷演习，钻进作业和空井状态应在2分钟、提下钻杆应在4分钟、提下钻铤（加重钻杆）应在5分钟内控制住井口。105、全井“坐岗”。非油、气层每小时测量一次钻井液增减量。进入油、气层前50m开始，每15分钟测量一次，提下钻杆每3～5柱（最长不超过15分钟）测量一次，提下钻铤连续灌浆每15分钟测量一次。106、“坐岗”人员上岗前由钻井队技术人员对其进行技术培训。107、Ⅰ级风险井：地层硫化氢等有毒有害气体含量大于100ppm的井；井深大于5500米的超深井；以开发气藏为目的井；无任何实钻资料可参考的预探井。108、Ⅱ级风险井：只有部分钻井、地质、测井资料可供参考的预探井；预测气油比大于300的井；含浅层气的井；采用欠平衡工艺技术施工的井。109、Ⅲ级风险井：Ⅰ类、Ⅱ类风险井规定之外的井。110、Ⅰ级风险井管控措施工程设计须经油田公司主管领导审批；施工队伍资质由钻井甲级资质队伍负责实施，若需乙级队伍施工，应由勘探、开发公司组织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处置预案，由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管，监理公司对重点工序、重点环节进行监督。111、Ⅱ级风险井管控措施 工程设计须经勘探、开发公司主管领导审批，施工由具有乙级或乙级以上资质的队伍负责实施；若确需丙级队伍施工，应由勘探、开发公司组织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处置预案，由其井控第一责任人审批后方可上钻。勘探、开发公司重点监管，监理公司对重点工序、重点环节进行监督。112、Ⅲ级风险井管控措施工程设计须经勘探、开发公司项目部主管领导审批；施工由有资质的队伍负责实施；由勘探、开发公司负责监管，监理公司重点环节进行现场监督。113、高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过35MPa的井114、高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3(100ppm)的井。115、高危地区油气井是指在井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，油库、炸药库等易燃易爆物品存放点，地面水资源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道），或位于江河、湖泊、滩海和海上的含有硫化氢（地层天然气中硫化氢含量高于15mg/m3(10ppm)）一氧化碳等有毒有害气体的井。116、气井预计井口压力计算方法：井口压力=0.72×地层压力。