井喷是地层流体（油、气和水）无控制地涌入井筒，喷出地面的现象。钻井过程中，井喷是危及海上作业安全的恶性事故，井喷失控是重大恶性事故，井喷失控着火更是灾难性的恶性事故。溢流失控导致井喷或井喷失控，使井下情况复杂，无法进行钻井作业。如果井喷失控着火将会造成船毁人亡、井眼报废、破坏油气资源、污染自然环境等严重后果，给国家和企业带来巨大损失。因此，切实加强防喷工作，掌握和实施井控技术，杜绝井喷事故的发生，确保海上钻井作业安全，是我们海上钻井工作者的头等大事。溢流和井喷的根本原因是地层和井眼系统的压力失去平衡。当我们对地层孔隙压力掌握不清，或由于某些外力及人为因素造成钻井液柱压力降低，使静液柱压力小于地层孔隙压力较多时，将导致溢流和井喷。为了保持地层与井眼系统的压力平衡，在现场作业中，应使钻井液柱压力略大于地层孔隙压力，防止地层流体侵入井眼内。当溢流发生后，则要利用具有不同功能的各种先进的井控设备控制溢流。在平台上钻井和地质监督、平台经理、高级队长和司钻等高岗位人员是实施井控技术的关键人物，参加平台钻井作业的人员必须了解井喷的征兆和预防措施，熟悉现代井控装置的功能和特性，掌握和井喷作斗争的原理和方法，而且具有在紧急情况下能够制服溢流和井喷的过硬本领，这就是我们研究和掌握井控技术的根本任务。
第一节 与井控有关的压力问题
一．井眼内几个压力的基本概念
1．地层孔隙压力（地层压力）：
是指在地下岩石孔隙内流体（油、气和水）聚集的压力。用符号PP表示，单位用兆帕（MPa）或磅／英寸2（psi）和公斤／厘米2（Kg／cm2）表示。
地层压力梯度：单位深度的地层压力变化。用符号GP表示，单位用兆帕／米（MPa／m）或磅／英寸2／英尺（psi／f t）和公斤／厘米2／米（kg／cm2／m）表示。
2．静液柱压力：是指在静止液体中的任意一点液柱重量产生的压力，它的大小和液柱单位重量及垂直高度有关，而和液柱的横向尺寸及形状无关。用符号Ph表示，单位用MPa或psi和kg／cm2表示。
Ph＝ C1×W×H…………………………………………………（8一l）
式中： Ph——静液柱压力，MPa（psi）
W－一钻井液密度，克／厘米3（磅／加仑）或g／cm3（lb／gal）
H－一垂直深度，米（英尺）或m（f t）
Cl——与采用单位有关的系数。当采用法定计量单位时，Cl＝0.0098；当采用括号内英制单位时，Cl＝0.052。
静压梯度：单位垂直深度的静压力变化。用符号Gh表示，单位MPa／m或psi／ft。现场一般用等效钻井液密度表示为g／cm3（lb／gal）。
Gh＝ C2×W………………………………………………（8－2）
式中：Gh――静压梯度，MPa／m（psi／ft）
W－－钻井液密度，g／cm3（lb／gal）
C2——与采用单位有关的系数。当采用法定计量单位时，C2＝0.0098；当采用括号内的英制单位时，C2＝0.052。
淡水压力梯度＝0.0098 MPa／m（0.433psi／ft）
盐水压力梯度＝0.0105 MPa／m（0.465psi／ft）
3．上覆岩层压力：指覆盖在该地层以上地层岩石和孔隙中流体（油、气或水）的总重量造成的压力。用符号Po表示，单位MPa或ps i或Kg／cm2。
4．当量钻井液密度的概念
压力可用当量钻井液密度的形式来表示，等于实际钻井液密度与所附加压力钻井液密度之和。即：
……………………………………（8－3）
式中：We——当量钻井液密度，g／cm3（lb／gal）
Wo——实际密度，g／cm3（lb／gal）
P——附加压力，MPa（psi）
H－－垂直深度，m（ f t）
C3——与采用单位有关的系数。当采用法定计量单位时，C3＝0.0098；当采用括号内的英制单位时，C3＝0.052。
5．井底压力：指井眼底部所受的总压力，包括钻井液柱压力和井口所受压力的总和。
6．异常压力：指与正常压力趋势不相符的任何压力。正常条件下，地下某一深度的地层压力等于地层流体作用于该处的静液柱压力。地层压力梯度在0.0098～0.0105MPa／m（或0.433～0.465Psi／ft或0.l～0.107kg／cm2／m）之间的为正常地层压力。
地层压力梯度大于0.0105MPa／m（0.465psi／ft）为异常高压。
地层压力梯度小于0.0098MPa／m（0.433psi／ft）的为异常低压。
异常高压的上限大约等于上覆岩层的总重量，即相当于压力梯度为0.02262MPa／m（lpsi／ft）。但在浅处则要稍小些，也有局部地层超过上覆岩层压力梯度达40％的所谓“压力桥”
二．异常地层压力的预报和监测
要搞好井控，必须准确掌握地层压力，特别是异常高压地层。为此就要搞好地层异常压力的预告和检测。目前异常地层压力的预报和监测方法大致有以下几种：
1．钻前预报：包括地震法、重力勘探、磁法勘探、电法勘探等地球物理方法以及利用井底以上的电测资料预报井底以下尚未钻开地层的孔隙压力和对邻井资料的综合分析。
2．随钻监测：
（1）根据钻井参数的变化进行监测。其中有根据机械钻速增加、d指数下降、dc指数下降、钻速方程、随钻测井以及扭矩、卡阻增加等现象来判断高压地层的出现。
（2）根据钻井液参数的变化来监测。钻井液气侵、出口钻井液密度下降、出口钻井液温度上升、钻井液中氯化物含量增加、钻井液的电阻率下降、钻井液性能的突变、泥浆池液面上升、钻井液总量和钻井液出口管流量增加、钻井液灌不进或灌进量减少等现象都可能是异常高压地层出现的征兆。
（3）根据页岩岩屑参数的变化来监测。页岩密度下降、页岩岩屑中搬土含量增加、岩屑体积、尺寸和形状有变化等现象可能是异常高压地层出现的征兆。
（4）随钻气侵监测。
3．钻后检测：
电测井、声波时差测井、中途测试和完井测试等都是最直接的异常高压地层的钻后检测方法。
4．几种具有代表性预报和监测方法的基本原理
（l）地震层速度法
这是一种钻前预测方法。地震层速度是一个重要参数，是地震预测地层压力的主要依据。正常情况下，地震层速度随着埋深的增加而增加。岩石埋深增加，压实作用愈强，岩石密度愈大，而孔隙度却下降，地震层速度就会增加。这就是说地震速度与岩石密度成正比，与地层孔隙度成反比。当钻遇高压地层，由于地层压力增高，往往孔隙增大，岩石密度变小，使地震波速度降低。因此如果地震层速度随着深度的增加而明显减低，则有可能是异常高压地层出现的前兆。据此还可根据地震层速度与地层孔隙压力的关系，预测地层孔隙压力。
（2）dc指数法
dc 指数法是在机械钻速法的基础上建立起来的。其计算公式是：
………………………………………（8－4）
式中：dc一一钻压指数，无因次
Vm一一机械钻速，米／小时（m／h）
n－－转速，转／分（r／min）
P－－钻压，千牛（ kN）
D－－钻头直径，毫米（mm）
We一一正常地层压力的当量钻井液密度，（g／cm3）
Wo——实际用钻井液密度，（g／cm3）
上式 中的值总是小于1。因此dc指数与机械钻速成反比。而机械钻速与钻井液柱压力和地层孔隙压力的压差有关。正常压力地层，对泥岩和页岩而言，随着井深的增加dc指数也增大。当钻遇压力过渡带或异常高压地层时，压差减小，机械钻速增大，而dc指数明显偏小，根据这种机理，可以监测地层异常压力的出现。
（3）声波测井法
声波测井法是利用声波时差与地层孔隙度成正比，而孔隙度与地层孔隙压力成正比的关系来检测地层孔隙压力。正常情况下，随着深度的增加，压实作用愈强，孔隙度减小，声波传播速度增大，而声波时差逐渐减小。当钻遇压力过渡带或异常压力地层时，地层孔隙增大，导致声波时差也偏大。因此只要建立起正常地层压力带的地层孔隙压力与声波时差间的关系，就可以计算异常地层压力。声波时差法是利用钻后的电测资料来检测地层孔隙压力的方法之一。
单靠某一种方法不能比较准确地检测和预报异常地层的出现，只有将几种方法取得的资料进行综合分析和比较才能较准确预报。
三．地层破裂压力
1．地层破裂压力的概念
由于井内液柱压力过高，会使地层产生拉伸破裂或使地层原有裂缝张开而造成井漏。使地层原有裂隙张开或形成新裂隙时的井内静液柱压力，称为地层破裂压力。单位MPa或psi；用符号Pf表示。
每单位深度增加的破裂压力值，叫地层破裂压力梯度。
地层破裂压力和上覆岩石压力、地层孔隙压力、岩性、地层年代、地层埋藏深度及该处岩石的应力状态有关。因此地层破裂压力梯度的大小决定于上覆岩石压力梯度、地层孔隙压力梯度和岩石基岩应力的大小。
地层破裂压力梯度是一个十分重要的地层参数，它对研究地层的稳定性，确定钻井过程中的钻井液密度，保护油气层，确定合理的压井液密度以及正确的井身结构设计都有很大的影响。为了实现优质、快速和安全钻井，必须保持井内流体压力介于地层孔隙压力和地层破裂压力之间。
2．地层破裂压力漏失试验
要知道实际的地层破裂压力，最好的方法是在现场进行漏失试验。试验方法是通过关闭防喷器并以不变的泵速向钻杆内缓慢泵送流体以迫使泵入流体总量的一部分进入地层使其破裂。具体步骤和最大允许钻井液密度的计算见第三章第八节。
地层破裂压力梯度除现场漏失实测方法外，还有其他一些预测方法，如休伯特和威利斯法、马修斯和凯利法、伊顿法等。我国石油大学黄荣樽教授经过研究，根据地层的破裂是由井壁上的应力状态决定的理论，提出了新的破裂压力预测方法。这些方法涉及的资料和理论计算较多，本章不专门论述，如果要了解可阅读《钻井手册》（甲方）第二章。通过各种方法的对比，可以发现各有其特点，但最好的方法还是现场进行破裂试验，能求出比较实际的地层破裂压力。
3．水深对地层破裂压力的影响
地层破裂压力一般来说是随井深而增加的。但在深水中，相同的井深，破裂压力梯度比浅水中的小，其原因是由于水的深度和从粘土一粉砂、砂岩到页岩的深度分级而使在深水情况下上覆盖层应力低所致。所以相同的井深，地表面有海水，其地层破裂压力梯度较低。由于海床至转盘面一段距离不存在岩石的基质应力，在深水地区作业，应考虑水深对地层破裂压力梯度的影响。
四．地层坍塌压力概念
近年来，根据地层孔隙压力剖面、地层坍塌压力剖面和地层破裂压力剖面的资料，预告异常高压的出现是比较好的方法，对确定合理的钻井液密度和井身结构具有很好的参考价值。所谓地层坍塌压力是指地层钻开后，井壁围岩产生剪切破坏而向井内产生坍塌或缩径时的井内静液柱压力。单位MPa或psi。
第二节 溢流及其正确控制方法
一．有关溢流和井喷的名词概念
为表示地层流体侵入井筒的严重程度，对井控有关名词定义如下：
1．油、气侵—一油、气侵入钻井液，使其性能变坏的过程。
2．溢流——井口返出的钻井液量比泵入量大，停泵后井口钻井液自动外溢的现象。
3．井涌一一一溢流的进一步发展，在循环或停泵后，钻井液涌出井口的现象。
4．井喷——地层流体（油、气或水）无控制地涌入井筒，喷出井口的现象。
5．地下井喷——井下高压层的地层流体（油、气或水）把井内某一薄弱地层压破，流体由高压层大量流入被压破的地层内，这种现象叫地下井喷。
6．井喷失控——发生井喷后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象。
二．地层一井眼系统平衡条件
在钻井作业中，某些外力可能会引起液柱压力升降变化，为了保持地层与井眼系统的压力平衡，在现场是使钻井液柱压力略大于地层孔隙压力。建立下列平衡式：
Ph＝Pp＋ Pe…………………………………………（8－5）
式中：Ph －一钻井液静液柱压力 （MPa）
Pp一一地层孔隙压力 （MPa）
Pe－－平衡安全附加压力 （MPa）
根据安全钻井，保护油气层和提高机械钻速，防止溢流等因素来决定Pe值。
经验数据，一般规定：
油井Pe为1.5～3.5 MPa（相当附加钻井液密度0.05～0.10g／cm3）
气井Pe为3～5 Mpa（相当附加钻井液密度0.07～0.15g／cm3）
三．溢流发生的原因
溢流发生的根本原因是地层与井眼系统压力失去平衡，井内液柱压力小于地层孔隙压力而引起溢流或井喷。其影响因素有：
1．地层掌握不准确，钻到异常高压层，事先未预告，或者预告不准确，特别是在新探区钻井经常出现这种现象。
2．钻井液柱压力减少。引起液柱压力减小的主要因素有：
（l）因井漏，井内液柱高度降低而使液柱压力减小。这种情况往往不易及时发现，要加强观察。
（2）起钻时未向井内灌足钻井液。
起钻时由于井内钻具起出而使钻井液面下降，如不及时灌足钻井液，就会使液面下降，使井内液柱压力降低可能引起溢流。
（3）起钻发生抽汲作用。
起钻柱时，由于钻井液的粘滞作用产生的使井底减小的瞬时液柱压力叫抽汲压力。由于起钻太快，钻井液在井内下落的速度小于钻柱上提的速度就产生一种抽汲作用，使井内液柱压力减小而引起溢流。
（4）压力激动引起井漏从而使液柱压力减小。
钻井作业中，由于某些外力引起井内压力发生升降变化，尤其是钻柱快速向下运动时会对井内产生一个附加压力（激动压力）而使井底压力增加，可能压漏地层，使液柱压力减小引起溢流。
（5）井内钻井液密度降低。
钻开油气层后，油气水不断侵入井内钻井液，使其密度逐渐降低，造成液柱压力降低。液柱压力降低又使油气水侵入更厉害，以致最后造成溢流或井喷。
3．钻入邻近的油气井。
一个平台若钻定向井，如果钻头钻入邻近的油气井内或正在生产的油气井内，就会导致溢流或井喷。这是一种很危险的现象，这种井应严格控制井眼轨迹，正确设计。
四．气侵的特点
地层中的流体，有油气水单独存在的，也有油气水共存的。由于气体的特性，气侵时无论侵入的方式或运移的状态都不同于油侵或水侵。为了有效地进行防喷和压井作业，熟悉和掌握气侵的特点是十分重要的。
1．气侵的途径与方式
（1）钻进气层时，随着气层岩石的破碎，岩石孔隙中含有的气体侵入钻井液。钻到大裂缝或溶洞气藏，有可能出现置换性的大量气体突然侵入钻井液。
（2）气层中的气体通过钻井液（含泥饼）向井内扩散。
（3）当井底压力小于地层压力时，井下处于较大的欠平衡状态，气体由气层以气态或溶解气状态大量地流入或侵入钻井液。
2．气侵对钻井液柱压力的影响：
由于气体有压缩和膨胀的特征，气体侵入钻井液后，在井底时因受上部液柱时因受上部液柱的压力，气体体积很小，随着钻井液循环上，气体上升速度越来越大，气体所受液柱压力也会逐渐减小，气体体积就逐渐膨胀增大，特别是气体接近地面时气体膨胀就很快增大。因此，即使返到地面的钻井液气侵很厉害，形成很多气泡，密度降低很多，但钻井液柱压力减少的绝对值仍是很小的。从图8－2中可见，即使地面气侵钻井液密度只有原钻井液密度的一半，钻井液柱压力减少值也未超过0.4MPa。但是，在钻井过程中，若不采取有效的除气措施，就会反复将气侵钻井液泵入井内，使钻井液气侵程度更加严重，造成井底压力不断降低，就有出现溢流或井喷的危险。
3．气侵的几个特点：
（1）气侵的钻井液在不同深度的密度是不同的。
（2）气侵钻井液接近地面时其密度才变得很小，所以即使地面钻井液气侵厉害，密度降低很多，但井底钻井液柱压力减少并不大。这时不能再以地面气侵钻井液密度乘以井深来计算液柱压力。
（3）由于抽汲或长时间停止循环（如因换钻头、修泵或电测等）井底积聚有相当数量的天然气形成的气柱，上升膨胀时可能导致钻井液外溢。
（4）钻井液气侵后而井又关闭时，由于密度差的缘故，天然气会滑脱上升，最后积聚在井口。若井筒和井口装置无渗漏，则滑脱上升的天然气不会膨胀，体积不会变化，但上升过程中，井口压力会逐渐增加。当气体升至井口时，钻井液柱上增加了一个与溢流在井底相同的压力同时作用于井筒，而井口则作用有原来溢流在井底时的压力，此时，有可能形成过高的井底压力和井口压力。为了避免出现这种情况，气侵钻井液循环出井时，要允许气体膨胀，释放部分压力，同时不要让井眼长时间关井而不循环。
（5）关井时气体上升而不膨胀的情况下，地层压力不等于井口压力加钻井液柱压力，因此，不能用这个压力来计算所需钻井液密度。
五．溢流信号
钻井循环系统是一个封闭系统，系统内任何流体的增加（油、气或水），在地面会有一定的显示或使钻井液的性能变化，或使钻井液数量发生变化，我们把这些显示和变化称为溢流出现的信号。熟悉和正确识别这些信号是井控技术的重要组成部分。
1．这些信号有（但不限于）：
（1）钻进中有蹩钻、钻速突然加快或出现放空现象。
地层流体要进入井筒，所钻地层要有良好的渗透性，因此钻进中有可能出现蹩跳、钻速加快现象。钻到大裂缝或溶洞则出现放空。上述现象的出现，有可能是钻到油气层，因此要观察，综合分析是否是溢流出现的前兆。
（2）钻进中泵压下降和泵冲数增加。
出现这种信号，应检查出口流量和钻井泵。若系无问题，出口流量增加则是溢流出现。当低密度的地层流体进入环空代替高密度钻井液时，泵压会下降，钻具内的高密度钻井液就有下落的趋势，泵冲数就可能增加。
（3）钻井液密度下降。
如果钻井液返出时密度下降，可能是由于地层流体侵入钻井液使其密度下降，造成液柱压力降低，最后发生溢流。
（4）钻具悬重发生变化。
当低密度的地层流体侵入钻井液后，使其密度降低，造成钻井液浮力减少，出现悬重增加的现象。此时要认真观察井内情况，提防出现溢流。
（5）烃类或氯根含量增高。
钻井液中上述成份增加，有可能是油、气或水进入井内，要提高警惕，防止溢流发生。
（6）钻井液返出流量突然增加。
在泵排量不变的情况下，钻井液返出量突然增加，说明地层流体已进入井内，这是溢流发生的告急信号之一。
（7）循环池钻井液量增多。
若不是人为增加循环池钻井液量，而钻井液面增加时，则是溢流发生了。因为溢流进入井筒排代了同体积的钻井液到循环池，使循环池液面增高，液量增加，这也是溢流发生的告急信号之一。
（8）停泵后井内钻井液外溢。
若停泵后，井内钻井液忽大忽小外溢，说明溢流已经发生。（由于钻井液比重差而引起的外溢不属此类）这也是溢流告急信号。
（9）起钻时井内灌钻井液困难，或者灌入量少，甚至灌不进钻井液。
起钻时如果灌入井内的钻井液量小于因起出钻具体积相应减少的测算量，可能是溢流发生。因为地层流体进入井筒，填补了部分起出钻具所占的空间，当进入井筒的流体使全井液柱压力小于地层压力时就会发生溢流。这也是溢流告急信号之一。
（10）油气层钻进发生井漏。
油气层钻进发生井漏，很快使钻井液柱压力减小，溢流很快就会出现甚至发展成井喷。
2．为了及时发现溢流，掌握井控工作的主动权，日常钻进中，除仔细发现溢流信号外，应重点做好下述工作。
（1）井控有关的仪表，要保持性能良好可靠，按要求定期检查校正。
（2）出口管钻井液传感器要求灵敏可靠。
（3）钻进中要特别重视以下情况的监测：
①井口进出流量及温度变化；
②泥浆池液面变化。
③气测值的变化；
④起下钻时灌钻井液情况；
⑤钻井液性能变化；
⑥dc指数的变化。
（4）注意浅层气的出现。浅层气存在深度浅，溢流信号和井喷的间隙时间短，在浅地层钻进一定要十分重视发现有无浅层气存在。
（5）钻开油气层前要有防范措施，并坚持防喷演习。
防喷演习是防止井喷事故的有效措施。钻开油气层前100米开始，每周要进行一次演习外，每天每班要按钻井总监的要求不定期地进行防喷演习。通过演习检查承包商人员对付井喷的实际能力，检查井控设备的可靠性，提高钻井人员对井喷的反应速度，熟悉操作步骤，使每个钻井人员明白发生井喷后的岗位和职责。通过演习协调岗位配合，达到具有能在紧急情况下尽快控制井口的过硬本领。
钻开油气层前要制定具体防范措施，至少应做好以下工作：
①作业者应组织有关人员对平台进行一次全面的安全检查。
②钻开油气层前，作业者应在平台上储备100～150吨钻井液加重材料，做好防喷压井准备工作。守护船也应储备100～150吨钻井液加重材料，以便在应急情况下补充给平台。
③钻开油气层前100米，通过钻井循环通道作一次低泵速试验，以后每班都应做循环通道的低泵速试验，取得压井的有关数据，并记录在日报表和监督日志上。（浮式钻井船，低泵速试验时，要考虑阻流管汇压力损失对压井的影响）。
④做好防火、防爆工作。钻井平台按危险严重程度严格划分出安全与危险区并应有明显标志。
（6）要制定钻开油气层的安全规定和作业程序。
3．油气层钻进安全起钻条件：
在高压过渡带或油气层钻进，决定是否起钻的原则是钻井液柱压力能平衡地层孔隙压力。过去的经验记录表明，溢流或井喷多发生在起钻过程中，因此掌握安全起钻条件，对于每一个钻井工作者，尤其是钻井平台高岗位人员和钻井监督是一项非常重要的井控技术。起钻前要对起下钻过程中可能引起溢流的各种影响因素进行综合分析，达不到安全起钻条件，不能贸然起钻，否则，将会带来严重的不良后果。为确保起下钻中不发生溢流应从以下几个方面考虑：
（1）井眼状况良好。
所谓井眼状况良好是指井眼内畅通无阻、循环泵压正常、不垮塌和不井漏。如果发生轻微井漏要搞清原因，若有探不到液面的情况绝对不能起钻。
（2）井眼内钻井液性能稳定，钻井液密度没有大的波动，液柱压力始终要保持在比地层压力大 1.5～ 3MPa，保证压稳地层才能起钻。
（3）起钻前要进行一次短程起下钻（20～30立柱）。主要目的是检查井内有无地层流体侵入及其严重程度。
①通过短程起下钻检查灌入钻井液量是否正常。由准确的计量罐记录灌入量，并由司钻和泥浆录井人员记录在专用报表上。如果实际灌入量的体积与计算的不一致，应停止起钻并将钻具下到井底进行循环观察有无溢流发生，根据井下情况采取相应的井控措施。
②循环井底钻井液一周后，对钻井液中的天然气含量进行详细检查，通过后效反应，测出最大气测值。如果气测值大于10％，不能起钻，要提高钻井液密度，消除气侵后才能起钻。
（4）井控装置要灵活可靠。起钻前对井控装置包括阻流和压井管汇要进行全面检查，确保当溢流出现时能迅速控制井口。例如考虑到井喷后迅速安装的需要，应将具有适当压力额定值的钻杆安全阀放置在易于取放的位置，而且安全阀要带上必需的转换接头，以适合所有钻杆和井底钻具的快速连接。开关扳手应准备好放在固定位置便于急用。
（5）浮式钻井平台，升沉的幅度会影响抽汲或压力激动，起钻前要认真校核，考虑影响程度。
一般情况下升沉的幅度不能超过4米，否则不能起钻。另外，还要考虑海况和天气的影响，天气恶劣或台风季节要考虑起钻安全时间，要在发生溢流前完成起下钻作业。
（6）对起下钻中可能发生的溢流要有预防和应急措施。
①控制起钻速度。尽量将起钻速度放慢到足以防止抽汲。起钻前应做出有关抽汲和压力激动的计算。
②起钻中要求在以下位置进行溢流检查，每次检查不少于15分钟。
一一在最低的套管鞋处。
一一底部钻具组合通过防喷器组时。
一一存在任何疑问时。
如果有溢流要立即关井，严格控制溢流量在311.5毫米（121／4英寸）井眼内不超过3米3”，215.9毫米（81/2英寸）井眼内不超过2米3。
③起下钻中由于修理设备或其它原因要中断起下钻作业时，要求将安全阀接到钻柱上并用动力钳扭紧。
④下钻时，当进入高压层，每次下完钻继续钻进之前，应将井底钻井液循环出来，以检查气侵情况。如果气侵严重，建议气侵钻井液经过阻流管汇返出。
（7）如果井限内气侵严重，要测气窜速度，气窜速度小于50米／小时才能起钻。
六．正确控制溢流的方法
1．溢流发生后平台人员应共同遵守的规定：
（1）溢流发生后，司钻有权立即关井，在发出溢流信号的同时，按井控程序正确控制井口。
（2）听到溢流信号后，平台高级队长立即通知不在岗人员到指定地点集合待命，并迅速组织当班人员检查井口有无渗漏，了解井口压力变化情况。
（3）电报员通知守护船到平台附近待令。
（4）发出溢流信号后，严禁任何人在危险区使用火种或进行电气焊工作。
（5）设备总监检查电源及各种开关的使用情况，避免触发火灾。
（6）船长（或平台压载工程师）及时收集海况、天气和潮汐情况，了解钻井船起伏及甲板载荷变化情况，随时向钻井总监和高级队长汇报。
（7）钻井总监根据溢流情况及平台动态，向基地有关部门汇报并保持联系。
（8）钻井监督组，根据收集的井口压力数据和其他压井资料，确定压井液密度，制订压井方案，得到上级主管领导的批准后，积极组织压井作业，防止井下情况恶化。
2．关井方式：
关井有硬关井和软关井两种方式。所谓硬关井是当发现溢流时，立即关闭防喷器的操作程序，关防喷器前阻流管汇是不通的。所谓软关井是当发现溢流关井时，先打开阻流阀再关防喷器，最后关闭阻流阀的操作程序。硬关井比软关井程序简单，控制井口快。但是硬关井会因为井内喷出流体和钻井液循环速度突然变为零对地层产生一个“液击”现象，给井口装置和地层可能带来不良后果。而较关井可使喷出的流体逐渐被关住而不对地层产生猛烈的“液击”。目前海上平台作业，基本上都按软关井方式制定关井程序。
3．井口未装防喷器或装有防喷器不能关井（特殊情况）时，溢流的处理方法：
如果井口未装防喷器或者装有防喷器而套管鞋下得很浅，或者套管鞋处的地层不能承受合理的关井压力，如关井会出现溢流沿井口周围窜出地面的危险。遇到这种情况，不能关井，而要采用分流放喷方法来处理溢流比较安全。
分流放喷要在井口安装有转喷器或压力分流器的情况下才能进行。（自升式平台和浮式钻井船转喷器见图8－3和图8－4）。分流放喷操作程序。
（1）上提钻具，使方钻杆和钻杆接头露出转盘面；
（2）停泵；
（3）溢流检查；
（4）打开分流放喷管线（有自动打开的阀）；
（5）关闭分流放喷器胶芯；
（6）检查分流放喷器胶芯是否关闭，检查风向；
（7）按照分流放喷设计要求，用双泵以最大速度泵入。或者可按某种方式泵入一定数量的高密度钻井液。除分流放喷方法外，也可采用泵一段高密度钻井液控制溢流，然后再根据井下情况决定是否下套管封隔，或下钻井封隔器，或是调整钻井液密度继续钻进。
4．装有防喷器能关井（一般情况）时的关井程序。
（1）关井控制井口的原则：
①发现溢流或井喷时，一般情况下不准放喷，必须进行试关井；
②最大关井套压，不能超过下面三个极限值中的最小值：
A：井口装置的额定工作压力。
B：套管柱抗内压强度的80％（要考虑套管内外钻井液密度差造成的压力损失对套管抗内压强度的降低）；
C：地层破裂压力。
③溢流时的作业不同，控制井口的程序也应不同。基本上有四种情况：正常钻进、起下钻杆、起下钻铤和无钻具的空井作业。
④非紧急情况不能关闭剪切或全封闸板防喷器。
（2）钻进时的关井程序：
①发出井喷信号，停转盘，将钻具提离井底，使钻杆接头避开所要关闭的防喷器芯子；
②停泵；
③适当打开阻流阀（浮式钻井船打开水下阻流阀）；
④关井（先关环形防喷器，再关闸板防喷器）；
⑤关阻流阀，试关井（浮式钻井船关水下阻流阀）；
⑥向钻井监督报告；
⑦认真观察，准确记录关井后10～15分钟的立管压力、套管压力和循环池钻井液增减量。
（3）起下钻杆时的关井程序：
①发出井喷信号，迅速将立柱下到能接方钻杆或顶部驱动中心管的最低位置，并使钻杆接头避开所要关闭的闸板防喷器；
②抢接回压阀。
③适当打开阻流阀（浮式钻井船打开水下阻流阀）；
④关井（先关环形防喷器，再关闸板防喷器）；
⑤关阻流阀，试关井（浮式钻井船关水下阻流阀）；
⑥报告钻井监督，并尽快接上方钻杆或顶部驱动中心管；
⑦认真观察，准确记录关井后10～15分钟的立管压力、套管压力和循环池钻井液增减量。
（4）起下钻铤时的关井程序：
发出井喷信号，迅速将钻铤立柱下到最低位置；
②抢接配合接头和安全防喷阀，在条件允许时，抢下部分钻杆；
③适当打开阻流阀（浮式钻井船打开水下阻流阀）；
④关防喷器（关环形防喷器），若下有钻杆再关闸板防喷器；
⑤关阻流阀，试关井（浮式钻井船关水下阻流阀）；
⑥报告钻井监督，并尽快接上方钻杆或顶部驱动中心管；
⑦认真观察，准确记录关井后10～15分钟的立管压力、套管压力和循环池钻井液增减量。
（5）空井时的关井程序：
①发出井喷信号；
②适当打开阻流阀（浮式钻井船打开水下阻流阀）；
③先关环形防喷器，再关全封闸板防喷器；
④关阻流阀，试关井（浮式钻井船关水下阻流阀）；
⑤打开环形防喷器；
⑥报告钻井监督；
⑦认真观察，准确记录关井后10～15分钟的关井压力和循环池钻井液增减量。关防喷器前，若井下情况允许，可先抢下一些钻杆后，再按起下钻杆关井程序控制井口。
（6）电测时溢流的处理
①电测前提：
电测时间超过许可的井内静止最长安全时间，不能电测。井内静止最长安全时间，可参考钻穿油气层后所经历的最长起下钻和其他辅助时间来推定。另外电测前要掌握井内静止时油气上窜的速度。
②电测时应严格监测井内情况。各岗位人员、泥浆录井和泥浆服务等人员要严守岗位，防止井内溢流发生。
③电测期间井内发生溢流，如果情况允许，应尽快起出电测仪器，强行下钻，循环排除溢流或下入钻杆按有关程序关井。
④电测时发生严重溢流，不允许超出电测仪器，司钻要立即关环形防喷器，并请示钻井监督和测井监督，是否剪断电缆关闭井口，按空井情况进行井控工作。
（7）钻柱悬挂作业
对于浮式钻井船发生溢流后，为了减少由于船和钻柱发生的移动，造成防喷器芯子的磨损，在天气海况不佳时，往往在井控作业时把钻柱重量放到闸板防喷器闸板上，即将钻柱悬挂于闸板防喷器上。
发生溢流后，首先要作悬挂钻柱准备，遇到下面几种情况时进行悬挂作业：
①钻井船起伏超过1米；
②关井套管压力超过7MPa（1000psi）；
③天气情况不好。
钻柱悬挂作业程序：
①关井完成后，关闭上闸板防喷器，并锁紧闸板；
②降低环形防喷器液压；
③下放钻具直到悬重全落在闸板上为止；（也可考虑将闸板防喷器以上钻具的重量提着）；
④调整补偿器，使其位于中间冲程，打开上环形防喷器；
⑤记录此时的关井钻杆压力和套管压力。
（8）关井说明及注意问题：
①“适当打开阻流阀”的含义是只打开阻流阀开度的1/2；
②“关防喷器”动作，应持续到闸板防喷器关闭后，确认井口已安全控制住，再打开环形防喷器才结束；
③“关阻流阀，试关井”是为防止关井过程中或关井后，立管压力和套管压力超过允许关井压力而制定的一条措施；
④如要关剪切防喷器，应注意先关下面钻杆闸板防喷器，防止切断后钻具落井。
⑤一旦将井口控制住，应立即组织有关人员对以下几个区域进行检查有无泄漏及其它问题。
A：防喷器组；
B：立管和阻流管汇；
C．振动筛区域（包括钻井液出口管，钻井液储罐区，除气器等）；
D：泵房，钻井泵和固井泵等；
E：循环池；
F：高压管线（从钻井泵到立管之间）。
⑥为了保证钻杆接头不防碍关井，在处理溢流前可先标定间隔。实测办法是：关闭闸板防喷器后，慢慢下放钻具直到钻杆接头接触闸板面，记录此时方入和水深，算出转盘面至关闭的闸板防喷器闸板面上的距离。
第三节 压 井 方 法
一．压井基本数据计算
1．溢流种类的判别
根据关井钻杆压力和关井套管压力、钻柱内钻井液流体密度等参数，先计算出溢流流体的压力梯度，再按此压力梯度的数据范围判断出溢流种类。
溢流压力梯度计算公式：
…………………………………………（8－6）
式中： Gw――溢流流体压力梯度，MPa／m
Gh－一钻柱内钻井液柱压力梯度，MPa／m
Gw＝0.01w
w－－钻柱内钻井液密度，g／cm3
P a一－关井套压，MPa
Pd ――关井钻杆压力，MPa
hw――溢流在井底的高度，m
………………………………………（8－7）
式中：Vb――溢流后循环池钻井液增量，升（L）
Va――环空单位容积，升／米（L／m）
θ――井斜角
表8－1 流体压力梯度与流体种类对照表
| 序 号 | 流体压力梯度MPa／m | 流 体 种 类 |
| l | 0.00118～0.00353 | 气体 |
| 2 | 0.0068～0.00 | 油 |
| 3 | 0.0098 | 淡水 |
| 4 | 0.0101 | 海水 |
| 5 | 0 .0105～0.0118 | 地层水（盐水） |
2．关井钻杆压力的确定（即关井立压）
压井作业中，关井钻杆压力和套管压力是两个十分重要的参数。关井钻杆压力用于确定溢流种类，计算地层压力和压井液密度。关井套管压力用于提供回压和确定溢流种类参数。
发生溢流关井后，井内钻柱、环空和地层压力系统之间存在以下关系（见图8－5）：
Pp＝Pd＋Pmd………………………………………（8－8）
Pp＝Pa＋Pmd ＋Pw…………………………………（8－9）
式中： Pp——地层压力，MPa
Pd－－关井钻杆压力，Mpa
Pa一一关井套管压力，MPa
Pmd一一钻柱内钻井液柱压力，Mpa
Pma——环空钻井液柱压力，MPa
Pw――溢流柱静水压力，MPa
如果井底压力是稳定的，则可以根据关井钻杆压力和钻柱内钻井液柱压力求得地层压力。确定正确的关井钻杆压力有两种情况：
（1）钻柱中未装回压阀时的关井钻杆压力
关井10～15分钟后的立管压力为关井钻杆压力。因为一般情况下，关井后10～15分钟井眼周围的地层压力才能恢复到原始地层压力。恢复时间的长短与地层流体种类、地层渗透率和欠平衡压差等因素有关。
（2）钻柱中装有回压阀时测定关井钻杆压力的方法：
①调节阻流阀，保持套压恒定，低泵速求关井钻杆压力。
调节阻流阀，保持套压恒定，用尽可能低的泵速开泵。当钻杆压力停止上升时，立即停泵关并，停泵后的立管压力就是关井钻杆压力。
②关阻流阀，低泵速求关井钻杆压力。
关井后，以极慢的泵速开泵，当套管压力上升时停泵。此时的立管压力就是关井钻杆压力。若套管压力升高到关井套压以上较多，则从立管压力值中减去这个套管压力增加值即为关井钻杆压力。
Pd＝P′d－ΔPa…………………………………（8—10）
ΔPa＝P′a－Pa…………………………………（8—11）
式中：Pd ――关井钻杆压力，MPa
P′d 一－关井开泵后，套压升高时的立压，MPa
ΔPa一一关井开泵后，套压比关井套压升高值，Mpa
P′a一一关井开泵后，升高了的套管压力，MPa
Pa 一一关井套管压力，MPa
③打开阻流阀，用压井泵速求关井钻杆压力。
打开阻流阀，开泵泵速开到预计的压井泵速，然后调节阻流阀使套压等于关井套压，记录此时的立管总压力，此值减去循环压力，其差值即为关井钻杆压力。
Pd＝Pt－Pci………………………………（8－12）
式中：Pd――关井钻杆压力，MPa
Pt一一立管总压力，MPa
Pci——压井泵速下的循环压力，MPa
注意在确定立管压力值时要消除圈闭压力的影响。所谓圈闭压力是在立管或套管上出现的超过平衡地层压力的压力值。消除的方法就是从阻流阀排泄压力直到立管压力停止下降为止，此时立管压力为正确的关井钻杆压力。产生圈闭压力的原因是由于停泵前关井或关井后天然气滑脱上升出现的现象。
3．压井参数计算公式：
（l）压井液密度
W1＝ W十Δw＋ We……………………………………（8—13）
式中：Wl——压井液密度，g／cm3
W－－钻柱内原钻井液密度，g／cm3
Δw一钻井液密度增加值，g／cm3
…………………………………………（8－14）
式中：Pd――关井钻杆压力，MPa
H－一垂直井深，m
We一安全附加密度，一般附加0.07～0.12g／cm3
（2）初始循环压力
PTi＝Pd十Pci…………………………………………（8—15）
式中：PTi一一初始循环压力，MPa
Pci——压井泵速下的循环压力，Mpa
（3）最终循环压力
…………………………………………（8－16）
（4）压井液从地面到钻头所需泵冲数
………………………………………………（8－17）
式中：Ssb——压井液从地面到钻头所需泵冲数，冲（S）
VdT——地面到钻头的管子内容积，升（L）
Cp－一井泵每冲容积，L／S
（5）压井液从钻头到地面所需泵冲数
……………………………………………（8－18）
式中：Sbs——压井液从钻头至地面所需泵冲数，S
Vabs一一钻头到地面的环空容积，L
（6）压井循环行程所需泵总冲数
Sr＝ Ssb＋ Sbs…………………………………………（8－19）
（7）压井液从地面到钻头循环行程时间：
………………………………（8－20）
式中：Tsb——压井液从地面到钻头循环行程时间，分（ min）
Spm——泵速，S／min
QP——泵排量，L／min
（8）压井液从钻头到地面循环行程时间：
………………………………………（8—21）
式中：Tbs——压井液从钻头到地面循环行程时间，min
（9）压井液整个循环周行程时间：
TT一Tab＋Tbs……………………………………………………（ 8－22）
4．压井计算有关图表：
（l）根据井深、钻杆尺寸、泵排量求钻井液从地面到钻头所需的时间（见图8－6）。
（2）钻井液柱静水压力（见图8－7）。
（3）压井时所需要的钻井液密度增量（见图8－8）。
（4）用环形空间尺寸、钻井液屈服值求钻井液的起钻安全系数（见图8－9）。
二．压井方法
恢复和重建井眼一地层系统压力平衡的工作叫压井。即发现溢流关井后，向井内打入能平衡地层压力当量钻井液密度的高密度钻井液，并借助阻流管汇控制一定的井口回压，保持井底压力略大于地层压力，以排除溢流的工作，就是压井工作全过程。
l．关井立管压力为零的压井
关井立管压力为零，说明井内钻井液柱压力能够平衡地层压力。溢流发生的原因是由于抽汲作用或井壁气扩散等因素使钻井液柱压力降低所致。此时有两种情况出现，套管压力为零和套管压力不为零。
（1）套管压力为零时：
这种情况说明环空溢流不严重，溢流体积小，溢流所造成的压力降小于安全附加压力，此时打开防喷器循环就可排除溢流。
（2）套管压力不为零时：
这种情况表示溢流体积大，处理方法是：
①打开阻流阀，用选定泵速开泵，然后调节阻流阀使套压等于关井套压，并记下此时立管压力；
②调节阻流阀，保持立管压力不变，直到溢流体循环排出井口为止；
③停泵。套压、立管压力均为零时压井工作结束。
2．关井立管压力不为零的压井方法
这种情况表明井内钻井液柱压力小于地层孔隙压力。为防止地层流体侵入井内，必须提高泵入井内的钻井液密度，重建井眼一地层压力系统的平衡关系。压井方法有很多种，归纳起来可分为两类：常规压井方法和特殊压井方法。所谓常规压井方法就是当溢流或井喷发生后，能正常关井，在泵入压井液过程中，能保持井底压力略大于地层压力的原则完成压井作业的方法。如等待加重法、司钻法和边循环边加重法等。所谓特殊压井方法就是溢流或井喷发生后不具备常规压井条件而采用的压井作业方法。如井内无钻具井喷时采用顶部压井法和容积法等。
（l）几种常规压井方法：
①等候加重法（又称工程师法或一次循环法）
这种方法是发生溢流或井喷后先关井，待压井液加重好后，用一个循环周完成压井作业。具体施工步骤是：
A．发现溢流后，用正确程序关井；
B．待井口压力稳定后（约10～15分钟）记录关井钻杆压力、关井套管压力和循环池钻井液增量；
C．计算压井所需压井液密度，并进行配置。
D．计算有关数据，填写压井工作卡；
E．按以下程序进行施工：
a．开泵，泵速开到压井泵速，调节阻流阀，使套压等于关井套压，这时钻杆压力为初始循环压力。
b．泵入压井液，调节阻流阀，当压井液从地面达到钻头时，钻杆压力从初始循环压力降到最终循环压力。
c．调节阻流阀，保持钻杆压力不变，一直到压井液从阻流管汇返出地面。
d．当压井液近出后，停泵，关闭阻流阀。如还有套压，应打开阻流阀继续循环，直到环空返出压井液关阻流阀后无套压为止。
e．停泵。钻杆压力和套管压力均为零时，打开防喷器，恢复正常循环，压井作业结束。
②司钻法（又称二次循环法）
这种方法通常至少需要循环两周。第一循环周用原来密度的钻井液循环排除环空中的溢流液体和侵污的钻井液。待加重钻井液配好后，第二循环周泵入加重好的钻井液，压井过程中保持井底压力略大于地层压力。
压井施工程序：
A．发生溢流后，停泵用正确的程序关井；
B．待井口压力稳定后（ 10～15分钟），准确记录关井钻杆压力、套管压力和循环池钻井液增量；
C．检查钻杆是否有圈闭压力。
D．用原密度钻井液进行第一周循环，用低泵速循环，调节阻流阀使套管压力等于关井套压。
E．再调节阻流阀，使钻杆压力不变，泵速维持恒定，一直把溢流流体完全从井口循环出来，环空不再有溢流流体；
F．停泵关井，记录当时新的套管压力。
G．根据计算出来的压井液密度，配备好所需压井液；
H．进行第二循环周压井。开泵，泵入压井液，泵速开到压井泵速，调节阻流阀，保持套压等于新的关井套压不变，一直到加重压井液到达钻头；
I．这时转变为控制钻杆压力，调节阻流阀，保持钻杆压力不变（最终循环压力），泵速不变，一直到加重压井液排出井口；
J．停泵，当钻杆压力和套管压力为零时，打开防喷器恢复正常情况，压井作业结束。
③边加重边循环法
发现溢流正确关井后，取得有关数据，立即边循环边加重压井。压井液密度是按照一定的进度逐步提高，计算出钻杆内钻井液每提高0.01克／厘米3时，钻杆压力下降多少，计算出钻井液从地面到达钻头所需泵冲数，初始循环压力以及钻井液从原密度达到压井液密度时的最终循环压力等数据，施工时按这些数据进行控制钻杆压力。当压井液充满钻杆时，钻杆压力降到最终循环压力，然后保持钻杆压力不变，直到环空完全充满压井钻井液，溢流体全部排出井口，压井作业结束。
④几种常规压井方法比较
等候加重法的优点是循环时间短，环空压力较低。海洋钻井装置中拥有较先进的处理钻井液和加重钻井液设备，具有自动化程度较高的重晶石散装系统，能达到迅速在循环池中加重钻井液的条件，因此在压井时阻流压力不高过套管抗内压强度或套管鞋附近地层破裂压力时，建议使用这种加重压井方法。
司钻法虽然压井时作用于套管鞋处地层压力比等候加重法大，但由于这种方法能先期消除侵人井眼中的地层流体，防止了气体滑脱上升，能减少井下钻具被粘卡的危险，并且在取得稳定的钻杆压力和套管压力后，无须进行压井计算就可进行第一循环周。因此在平台重晶石储量不够时，可选用司钻法压井。
边加重边循环法的优点是等候时间较少，允许大幅度连续逐步增加钻井液密度。但计算比较复杂，长时间的压力循环，施工比较难控制。只有当储备的高密度钻井液与所需压井液密度相差较大时，要加重调整，且井下情况需及时压井时才采用此法。
⑤采用常规压井方法说明：
A．开始压井前，允许情况下钻头应尽量下深，但不宜下入新钻开的层段，以免新形成的泥饼粘卡钻具。
B．一定要控制好压井钻井液密度，过大或过小将会导致井漏或井喷使压井作业失败。合理的压井液密度应是求得的地层井底压力的当量钻井液密度再附加0.07～0.12克／厘米3。
C．压井时只需控制井底压力不变，应当让进入井眼的气体膨胀，防止将井蹩漏，因此循环池液面会有升降变化现象，但不一定是井涌或井漏还在继续。
D．严格按30冲／分～50冲／分的泵速压井，或按钻开油气层前的低泵速试验取得的数据压井。
（2）特殊压井方法：
①空井压井
空井是指井内无钻具，但能关井的状态。空井压井常采用以下方法：
A．置换式压井法（又称顶部压井法）
所谓置换式压井法是重复向井内挤入定量钻井液，关井使钻井液下落至井底，然后泄掉定量井口压力，直到井口压力降到一定程度，再强行下钻到底按常规压井方法完成压井作业，这种方法就是置换式压井法。注意强行下钻时，钻柱应装回压阀，并及时灌满钻井液。
B．回压法压井
所谓回压压井法就是从压井管线泵入压井液把进入井筒的溢流压回地层的压井作业。具体施工方法是：以最大允许关井套压作为施工最高工作压力，向井内挤入原密度或密度稍高一点的钻井液，挤入的钻井液量至少等于关井时循环池的增量，直到井内压力平衡得到恢复。使用这种方法要慎重，因为回压所需的压力通常要比正循环所需压力大得多，容易引起地层破裂而漏失。同时岩屑有可能堵塞钻头水眼而循环不通，导致蹩漏地层或引起地层破裂。此法适用条件是空井外溢。溢流初期；套管下得较深，裸眼短，只有一个产层且渗透性很好的情况。
C．强行下钻到底循环压井法
在井口关闭的情况下，强行下钻到底，然后按常规压井法进行压井作业。强行下钻时要根据下入钻具的体积，放掉相同体积的井内钻井液量。通过减小环形防喷器压力来完成下钻工作。
②又喷又漏的压井
井喷与井漏同时存在一裸眼井段中，这种情况处理的原则是要优先解决井漏后压井，否则因钻井液漏失，液柱压力降低而无法维持井底压力平衡。又喷又漏的井有三种情况出现，应根据不同情况采用不同压井方法。
A．上喷下漏
产生这种情况的原因是在高压层以下钻遇漏层（低压层），钻井液漏失得不到补充，使井内液柱压力降低导致上部高压层井喷。处理原则是减小漏速。当井眼一地层系统出现暂时动平衡状态时进行堵漏，堵漏成功后再按常规压井法进行压井作业。
B．上漏下喷
这种情况的出现是当钻遇高压层发生溢流后，提高钻井液密度压井将高压层上部地层压漏。处理原则是先将喷层和漏层隔开，再堵漏，堵漏成功后按常规压井方法进行压井作业。当发现上部地层有漏失时，应立即停止循环，间歇定时定量反灌钻井液，然后隔离井喷层和漏层。
隔离喷层和漏层及堵漏的方法有：
a．注水泥塞隔离和堵漏
将钻具置于喷层附近，在漏层以下位置，注水泥塞隔离喷层和漏层。水泥塞凝固牢后，对上部地层找漏，并进行堵漏。若堵漏成功，则用压井液对漏层进行试压，若试压合格，就可钻开水泥塞并按常规方法进行压井作业，压井成功后恢复正常钻进。应注意防止喷层中的流体向上推移尚未凝固的水泥浆卡住钻具。若发生这种情况则要强行起出钻具，关井蹩压。
b．打重晶石塞隔离与堵漏
若喷层以上注水泥难以形成水泥塞，可改注重晶石塞，然后在重晶石塞以上漏层以下注水泥塞，隔离喷层和漏层，并达到堵漏的目的。
c．当漏层接近喷层时，无法注水泥塞，可泵入一定密度的堵漏钻井液堵漏，堵漏成功后，进行压井作业。
d．若喷层与漏层相距较远，可在漏层以下注一段高密度钻井液，先压住井喷，注塞分隔后再对上部漏层进行堵漏。
C．喷漏同层
这种情况多发生在裂缝、孔隙发育地层。这种地层对井底压力变化相当敏感。处理方法是间隔定时反灌一定量的钻井液，维持低压头下的漏失，当井眼与地层压力系统处于暂时动平衡状态时起钻，然后下光钻杆堵漏，堵漏成功后，按常规压井程序进行压井作业。
③容积压井法
当井内无钻具，或井内钻具水眼堵塞，不能循环，或井内钻具被刺和折断，断口距井底很远时发生溢流，又无法强行下钻时，多采用容积法压井。
容积法压井的机理是：先让溢流气体膨胀上升，直至气体排出井口，然后向井内泵入钻井液。根据注（排）的钻井液是，计算出其在井内时的钻柱压力增（减）量，然后控制井口压力减（增）值，使井底压力保持不变，并与地层压力平衡。
容积法施工程序：
A．发现溢流用正确程序关井；
B．井口压力稳定后，记录关井钻杆压力、关井时间，循环钻井液增量和井内钻井液密度；
C．计算以下数据：
a．井内钻井液在井内每升的液柱压力
…………………………………………………（8－23）
式中：Py—一原钻井液在井内每升的液柱压力，MPa／L
Vc——井眼（或环空）单位容积（按当时流体所在井段的井径计算），L／m
W—一井内原钻井液密度，g／cm3
Gh一一钻井液压力梯度，MPa／m
b．循环池单位容积
c．井底压力
d．地层压力
e．井口压力变化
D．填写容积法计算表。
E．按容积法施工原理进行施工，并填写容积法工作记录表。
表8－4 容积法计算表
循环池液
量变化
| ±m3 | 循环池液 面变化 cm | 钻井液 密度 g／cm3 | 每升钻井 液柱压力 MPa／L | 井口压力 及变化 Mpa | 原井口 压力 MPa | 排（注）后 井口压力 MPa | 备 注 |
循环池钻井液量
| L | 循环池增（减） L | 井口压力增（减） Mpa | 井口压力 MPa | 备 注 |
下表将详细说明异常情况的判断与处理。
表8－6 压井过程中异常情况的判断与处理
| 异常现象 | 故障判断 | 处理措施 |
| 立压、套压均上升约相同值，打开阻流器上压、套压都下降。关井后压力又上升。 | 阻流管汇堵塞 | ①开大阻流阀 ②关闭压井管线上的主阀释放管汇中压力 ③清洗被堵支路 |
| ①钻头水眼堵死 ②钻具堵塞 | ①上下活动钻具 ②打开钻具旁通阀，另建循环通道 ③若是钻具堵塞，可用反循环或泵压振荡解堵 ④若无旁通阀，在钻具上射孔或炸掉水眼 | |
| 立压、套压都下降或立压无变化而套压下降，开大关小阻流器后立压、套压都无变化。 | ①井漏 ②固井质量不好 | ①降低压井排量 ①调整钻井液性能，加人堵漏剂 ③打重晶石塞 |
| 立压下降或突然下降，而套压无变化，关小阻流器后立压、套压都上升。 | ①钻井泵发生故障 ②钻具被刺或折断 | ①检查钻井泵有无问题 ②若是钻具刺漏，先确定刺漏位置，再按不同情况处理 ③刺漏位置离井底远离井口近可往井内打高密度钻井液，起出被刺钻具进行更换 ④离井底近可继续压井作业 |
井控作业中若处理措施不当或不及时，会给作业带来不良后果。轻者会延误压井时间，重者会使井下情况恶化，造成井控工作更加困难，因此井控中应防止出现以下错误做法：
1．关井意识不强，发现溢流后不及时关井。
发现溢流后不及时关井，继续循环观察，或请示钻井监督，结果延误了关井时间，增加了井内溢流体，造成立管、套管压力和井底压力增高。因此要求司钻要有强烈的关井意识，发现溢流后，无论严重与否，都要立即关井，按正确程序进行井控，然后再汇报请示。
2．起下钻时发现溢流企图抢时间，下完钻后才关井。
这种情况多发生在下钻后期发生溢流时抢时间下钻完。实际效果是延误了关井时间，增加了井控难度。正确方法应立即关井，根据井下具体情况，采取相应措施。
3．不论井下情况是否允许，发现溢流后将钻头起到套管内。
由于担心钻头和钻具在裸眼段被卡，发现溢流后，不论钻头在什么位置，甚至钻头离套管鞋很远时，也将钻头起到套管内，结果仍是延误了关井时间和机会，计算的压井液密度比实际需要的高。
4．压井液密度不过大就过小。
由于地层压力掌握得不准确，压井液密度可能会过大或过小，过大了造成过高的井口压力。压井液密度过小会使地层流体不断侵入井筒，从而拖延作业时间。因此要求压井前收集的资料力求准确，使计算的压井液密度比较准确。
5．关井后长时间不压井。
由于各种原因，关井后长时间不进行压井作业，使井下情况更加复杂。如果是天然气溢流，长时间关井会因为天然气滑脱上升积聚井口，使井口压力增高。若超过井口装置或套管承受能力，会更增加作业难度。同时长期关井不活动钻具有可能发生卡钻。
6．不控制井口回压，试图敞开井口使泵入压井液速度超过溢流上升速度。
种种原因，当井口关不严时，企图尽可能快地系入压井液建立液柱压力。然而，这种方法通常不可能向钻杆里泵入足够的比喷出的还快的钻井液充填环形空间。若不控制一定的井口压力，这种方法往往是压不住井的。
7．排除天然气溢流时，企图保持循环池液面不变的方法。
企图保持循环池液面不变的方法，对于排除天然气溢流是无效的。因为要保持循环池液面不变排除天然气溢流，就必须关小阻流阀，降低泵速，可是这样套压会升高，地层有可能压漏，严重时套管可能出现断裂。发生这些事故会使井控失败。
第四节 井控设备
井控方法包括地层流体进入井眼和应用井口防喷系统进行紧急井控两部分。熟悉井控设备的性能，掌握井控设备的操作方法，是井控技术不可分割的内容。
一．井控对井口装置的要求及防喷器分类
井口装置系指实施油气井压力控制时所需的井口防喷器组、管汇和专用工具仪器等。
1．为了满足油气井压力控制要求，井口装置必须具有下述功能：
①在溢流、井喷发生时，能迅速关闭井的顶部；
②能控制溢流的释放；
③能及时泵入压井液使之重建井底压力平衡；
④在特殊情况下，能容许钻杆的运动；
⑤能在钻井过程中准确监测和预报地层压力、地层流体、主要钻井参数和钻井液参数等。
对防喷系统的要求，决定于钻进时的危险性和不同环境下需要保护的程度。海上钻井平台处于一个孤立的海上环境，设备、人员都比较集中，一旦井喷失控，将会带来灾难性的后果，因此要求使用比较先进，可靠性极好的防喷系统。
2．井口防喷器的分类
IADC的分类是以井口压力为基准来分的。其分类方法和API推荐的防喷器尺寸见表8－7。
表8－7 API推荐的防喷器尺寸
API
| 级别 | 工作压力 Mpa（psi） | 法兰或压板尺 寸mm（in） | 最小垂直 孔径 mm（in） | API 级别 | 工作压力 MPa（psi） | 法兰或压板 尺寸 mm（in） | 最小垂直 孔径 mm（in） |
| 500psi | 3.5（500） | 749.3（291/2） | 749.3（291/2） | 5M | 35（5000） | 539.8（211/4） 476.3（183/4） 425.5（163/4） 346.1（135/8） | 539.8（211/4） 476.3（183/4） 425.5（163/4） 346.1（135/8） |
| 2M | 14（2000） | 679.5（263/4） 508.0（20） 406.4（16） | 679.5（263/4） 539.8（211/4） 425.5（163/4） | ||||
| 10M | 70（10000） | 539.8（211/4） 476.3（183/4） 425.5（163/4） 346.1（135/8） | 539.8（211/4） 476.3（183/4） 425.5（163/4） 346.1（135/8） | ||||
| 3M | 21（3000） | 679.5（263/4） 508.0（20） 304.8（12） 254.0（ 10） 203.2（8） 152.4（6） | 679.5（263/4） 527.1（203/4） 346.1（135/8） 279.4（11） 228.6（9） 179.4（71/16） | ||||
| 15M | 105（15000） | 279.4（11） 179.4（71/16） | 279.4（11） 179.4（71/16） |
防喷器部件代码
代码 部件名称 代码 部件名称
A 环形防喷器 Rd 双闸板防喷器
G 旋转头 Rt 三闸板防喷器
R 单闸板防喷器 S 钻井四通
压力代码
M＝1000psi额定工作压力
API防喷器组描述举例。
“5M－135/8in SRRA”表示工作压力为5000psi；防喷器芯子为135/8in，各部件从下往上依次为：钻井四通、单闸极防喷器、单闸板防喷器和环形防喷器。
二．海上油气井井控装置配套标准
1．井控装置的基本组成：
①包括环形防喷器、闸板防喷器、套管头、水下井口头、四通等在内的钻井防喷器组。
②以阻流管汇为主的井控管汇及操作控制系统。包括阻流和压井管汇、放喷管线、注水管线、灭火管线、远程控制操作管线及操作台。
③钻具内防喷器。包括方钻杆上下旋塞、顶部驱动安全阀、钻具回压阀、投入式止回阀，钻头浮阀等。
④钻井液加重、除气、灌注设备。包括钻井液除气器、钻井液加重装置、气体分离器、起钻灌钻井液装置等。
⑤井控仪器仪表。包括泥浆池液面、钻井液密度、钻井液返出量、泵冲数等参数的监测仪器。
⑥特殊作业设备。包括强行下钻加压装置、自封头、灭火设备等。
2．防喷器组合要求（简称对BOP要求）：
防喷器组合的内容包括防喷器压力级别的选择，防喷器类型及数量，防喷器位置排列以及地面管汇布置等。
防喷器组合的合理性和安全性，决定于钻井平台钻井时的危险性和防护程度、地层压力、井身结构、地层流体类型、人员技术素质、气象海流、交通运输条件、工艺技术难度和环境保护要求等诸多因素。简言之要求安全、合理和低成本。
IADC推荐的防喷器组合要求见表 8－8
表 8－8 IADC推荐的防喷器组
IADC
| 使用级别 | 作业条件 | 工作压力 MPa（ps i） | 防 喷 器 组 的 组 成 部分 |
| 2M | 轻型 | 14（2000） | 2个闸板防喷器*或1个能够封闭开孔的环形防喷器。2个出口。 |
| 3M | 低压 | 21（3000） | 2个闸极防喷器*和1个环形防喷器。2个出口** |
| 5M 10M 15M | 中压 高压 超高压 | 35（5000） 70（10000） 105（15000） | 2个闸极防喷器*和1个环形防喷器。2个出口** 3个闸板防喷器*和1个环形防喷器***。各种尺寸的环形防喷器均可用 35兆帕（ 5000psi）的 |
** 出口应从防喷器或钻井四通引出。
*** 183/4和211/4环形防喷器的工作压力为35MPa（5000psi）。
用于10M和15M工作压力在地面安装的典型防喷器组合布置见图8－12。
3．海上油气井井控装置
海洋钻井具有危险性大，保护程度要求高的特点，同时海洋钻井装备类型较多，目前常用的分为自升式平台和浮式钻井船两类。不同的钻井装置其井控设备配套不同，但是其基本组成和部件功能大都一样。
（l）自升式钻井平台常用井口防喷器组合及配套标准：
①由一个环形防喷器和指定的2～3个闸板防喷器，钻井四通，套管头组成的井口防喷器组。
②一套液压控制系统和3个遥控操作面板。
③一套与防喷器组额定工作压力相一致的阻流管汇和压井管汇。
④包括方钻杆上下旋塞、钻具回压阀、投入式上回阀、钻头浮阀在内的钻具内防喷器应有备用，随时放在固定位置，便于使用。
⑤尽量安装一套自动灌泥浆系统和泥浆池液面监控装置。
（2）自升式平台各次开钻常用防喷器组合见第三章有关部分。
（3）浮式钻井船水下防喷器组合典型的“BOP”见图 8－13。
三．防喷器
1．环形防喷器（又称万能防喷器）
（l）基本结构见图8－14。
（2）工作原理。
关井时，液压推动活塞向上运动，迫使密封胶芯封着管子外围。当施加液压使活塞下行运动时让密封胶芯回到原位置，防喷器就打开。
（3）工作特点：
①能够在不同尺寸钻柱的任何部件上关闭。
②能关闭空井。
③能关闭试油抽子，测井或射孔的电缆及各种工具。
④在使用减压调节阀或缓冲储能器控制下，能够上下活动钻具或强行起下钻柱，但不能旋转钻具。
（4）几种海上平台常用的环形防喷器
（5）环形防喷器胶芯
环形防喷器的主要部件是胶芯密封件（又称盘根单元）。国产胶芯是用丁睛橡胶硫化而成，使用温度为－10℃～100℃，适用于水基和油基钻井液环境。
国际上生产胶芯的厂家很多，不同类型要在不同条件下使用。如海德里公司和雪福尔公司的胶芯适用条件见表8－9和8－10。
表8－9 海德里（HYDRIL）胶芯适用条件
| 材 料 | 颜色标志 | 代 号 | 适 用 条 件 |
| 天然橡胶 | 全黑 | R．NR | 水基钻井液一35℃以上 |
| 丁睛橡胶 | 红色条带 | S．NBR | 油基钻井液一7℃～120℃ |
| 氯丁橡胶 | 绿色条带 | N．CR | 油基钻井液一35℃以上 |
| 胶芯材料 | 颜色标志 | 系列编号第一个数字 | 适 用 条 件 |
| 天然橡胶 | 红色 | 1或2 | 低温水基钻井液不压井起下钻中耐磨 |
| 氯丁橡胶 | 黑色 | 3或4 | 含硫化氢的水基钻井液可在油基钻井液用，但寿命比丁睛橡胶短 |
| 丁睛橡胶 | 蓝色 | 5或6 | 油基和水基钻井液含硫化氢的油基钻井液 |
①关闭空井，只有在紧急情况下使用，否则将加速密封装置的损坏。
②正常情况下，操作液压为10.5MPS（1500psi）。
③在关闭防喷器后，强行起下钻控制关闭压力为3.5～4.2MPa（500～600psi）。
2．闸板防喷器
闸板防喷器是能承受高压、可靠性好的主要井控设备，是井控的安全保证，其结构见图8－23。
（l）工作原理：
把处于收缩位置的两个闸板通过液压控制同时向内推移，使它们卡紧在管柱外面而实现封闭井口。
（2）工作特点：
①安装时不能上下倒置，因闸板芯只能承受向上的压力。
②芯轴有二次密封作用。
③闸板密封钻柱的橡胶有自封作用。
④特殊情况下，闸板关闭后，钻杆接头可坐在闸板上。
（3）闸板防喷器的主要功能：
闸板防喷器可换装管子闸板芯，全封和剪切阀版芯及可变径闸板芯。防喷器壳体是通用的。目前国内外已广泛采用液压控制的阀极防喷器，这种防喷器的优点是：开关动作迅速，操作轻便省力，使用安全可靠，维修保养容易。其主要功能有：
①井内有钻柱、和套管时，利用管子闸板防喷器封闭相应管子与井眼形成的环形空间，达到封井目的。
②用盲板（全封）防喷器，井中无钻具时，可全封井眼。
③在特殊情况下可用全封／剪切闸板防喷器剪断钻具并达到全封井的目的。
④可变径芯子闸板防喷器，可以适用于几个不同尺寸的钻具，在整个起钻柱过程中不必经常更换闸板芯，就可以达到封井目的。
⑤必要的情况下，管子闸板防喷器可以悬挂钻柱。
⑥通过防喷器壳体旁侧出口，可以进行循环和阻流压井作业。
（4）闸板防喷器有四种主要闸板结构：盲板（全封闸板）、管子闸板、可变径管
子闸板和剪切盲板。见图8－24、图8－25、图8－26、图8－27。
（7）操作闸板防喷器规则：
①管子闸板尺寸要适合正使用中的钻杆、套管和尺寸。
②液压控制开关压力10.5MPa（1500psi），不宜采用过高关闭压力（剪断钻杆时要高些），避免闸板上的弹性材料磨损增加，活动管子时液压应调到有少量钻井液从闸板漏出以减少摩擦增加润滑。
③当钻杆在井眼中一般不要关闭盲板和剪切闸板，否则将损坏钻杆。
④用锁紧装置时，关闭闸板后将其锁住在关闭位置。
⑤当环形防喷器不能用时，用闸板防喷器在压力下强行起下钻，必须使用两个防喷器，而且相隔距离必须容纳钻杆接头。
四．防喷器控制系统
防喷器控制系统指用于向防喷器各组件提供关闭能量的装置，包括储能器系统和液压控制系统等部分。
1．对防喷器控制系统的要求：
①在紧急情况下，能迅速方便地操作防喷器。
②储能器容量至少一次就能关闭所用组合中的全部装置，并且还有合理的储备。
③操作压力源储液器和主控制面板应安装在离井眼有一定安全距离的位置。
④要有备用的防喷操作装置。
2．储能器
储能器包括贮能罐（球形或圆柱形）、高压油泵、控制器和贮能箱等。储能器是一个带有将气体和所充液体隔离开的活塞或薄膜的高压容器，其工作原理是利用氮气受压缩贮存能量，当要操作防喷器时，打开阀门氮气膨胀，以推动液油完成开关动作。储能器中充装的气体应采用氮气，只能用氮气、不能用氧气。储能器中，应有足够的液体容量，以壳体容积的一半为基础。储能器容积设计一般要考虑两个因素：一个是关闭防喷器组全部液压系统后，储能器内还剩余有50％的液体，其压力保持在8.3MPa（1200psi）；另一个因素是关闭井再打开全部液压系统后，还剩余25％的液体，其压力仍保持8.3MPa（1200psi）。不同规范的储能器的要求不同。液压油量有151升、303升和454升等。
储能器压力经常保持18MPa～21MPa（2600～3000psi）。
操作防喷器的关闭压力一般为：闸板防喷器正常为10.5MPa（1500psi），最大为21MPa（3000psi）。环形防喷器正常为4.2～6.2MPa（600～900psi），最大为10.5MPa（1500psi）。
泵一储液器机组装置能自动向储液器充灌液体，并保持所希望的压力，以备急用。
为了防止现场全部电源切断后出现的复杂情况，井场上应备用附加储能器（一组高压氮气瓶）。它们与防喷器关闭管汇和空气泵相连，其工作能量与各储能器之和相等，确保防喷器组关启作业完成。
3．自升式平台液压控制系统
将管线分别接到每个防喷器和每个液压控制阀，使之与储能器成为一个“闭路系统”，即输送液体至防喷器，又能回到原供油箱，这一套装置就是液压控制系统。它是通过调节器，各种单流阀、旁通阀等来完成其控制功能。
调节器——调节不同级别压力，供给防喷器各组件需要的不同压力。
主调节器——用于减压供调节器之前，把压力降到10.5MPa（1500psi）。
单流阀——防止压力短暂时间损失。
旁通阀——接在主调节器处，便于紧急情况下，直接提供18～21MPa（2600～3000psi）关闭压力。
四通阀一一控制防喷器组各组件。
4．控制面板
所有控制功能都通过控制面板的操作来实现。控制面板是摇控操作，一般都有两个以上摇控操作控制面板。一个安装在钻台上离井口有一个安全距离，便于司钻操作的地方；另一个摇控面板安装在平台监督房或平台办公室内，当在平台弃船时作为最后的关井手段。
自升式平台液压控制系统工作流程见图 8－34、图8－35和8－36。
5．库美（ Koomev）T－80控制系统介绍：
生产防喷器控制系统的厂家很多，有海德里公司等，但常用的是库美系统。库美控制系统见图8－37。
这是典型的地面防喷器控制系统
（1）库美T－80控制系统特性。
①库美系统推荐工作压力 3000psi，附加50％安全系数。
②50％储备液提供足够的补偿。
③在井喷紧急情况下，关闭压力 3000psi比低压能更快更安全可靠。
（2）库美系统部件说明，按图上编号顺序解释如下：
1）储能器——按标号预加压力，只能用氮气，禁止用氧，每月检查一次。
2）储能器组隔离阀（手动操作，正常情况下打开）。
3）储能器排泄阀（正常情况下关闭）。
4）减压阀（安全阀）。
5）空气过滤器——自动排泄，30天清洁一次。
6）空气润滑器——灌装SASE10号润滑油，6滴／分钟，每周检查一次油位。
7）气压表——0～300ps i。
8）液压一一气动压力开关。压力达到2900psi时自动停气泵，压力降到400psi时自动启动泵。
9）供应阀——正常情况下打开，使用气动泵时关闭。
10）进气阀。正常情况打开，维修泵时关闭。
11）进气滤网。每月清洁一次。
12）气动泵
13）排泄单向阀。
14）双缸泵或三缸泵。在40℉至115℉环境温度时，用SAE20号油灌注曲轴箱，每月检查一次。
15）链条密封罩。20℉以上工作温度，使用SAE40号油，每月检查一次油位。
16）防爆电机。
17）电动压力开关。储能器压力达到3000psi自动停泵，压力降到2700psi泵启动开始工作。
18）马达起动器。维修时关闭。
19）双缸泵或三缸泵吸入阀。正常时打开，维修时关闭。
20）泵吸入滤网。每30天清洁一次。
21）排泄单流阀。
22）高压滤网。30天清洁一次。
23）封闭阀。用于分离液泵，正常情况下关闭。
24）管汇调节器——对于闸板防喷器手动调压0～1500psi。
25）管汇调节器内超压阀。正常情况下在低压位置即手柄在左边。当压力超过1500psi移到高压位置，手柄在右边。
26）四通控制阀。（工作压力4500psi）。
27）管汇旁通阀。
28）储能器压力表。（0～6000pai）。
29）管汇压力表。（0～10000pai）。
30）环形调节器。对环形防喷器提供0～1500psi压力，对卡麦隆D型可提供3000psi。
31）环空压力表。
32）环空压力传感器。
33）储能器压力传感器。（0～6000psi液压输入，3～15psi气压输出）。
34）管汇压力传感器。（0～1000psi液压输入，3～15psi气压输出）。
35）空气连接盒。
36）储油箱。
37）清洁通道。
38）液面观察器（透明杯）。
39）旁通阀（液动一气动压力开关）。
40）正常压力隔离阀。正常情况下打开，超过3000psi以上压力关闭，可用于剪切。
41）管汇安全阀（设置到5500psi）。
6．浮式钻井船防喷器控制系统
水下防喷器控制系统是一套对水下防喷器组和一些地面设备进行准确、迅速操作和控制的装置。它能在几十秒内把水下防喷器打开和关闭，在紧急情况下能将上部防喷器组与井口及时脱开和回接，能有效控制水下井口连接器、事故安全阀等。
该系统主要由液压动力装置、主控制板、钻台控制板、遥控板、两套液压管线绞盘、两个绞盘控制板、应急电池直流电源、两个控制盒、地面及水下储能器组和若干梭阀组成（见图8－38）。液压动力装置把配制好的控制液打入储能器。当需要关闭防喷器组时，只要在钻台控制板或遥控板上操作相应的按钮，电流打开液压动力装置上防爆盒中相应的低压空气电磁阀，低压气进入主控制板液压四通阀气缸，液压指令信号通过四通阀迅速传递到水下控制盒，打开控制盒中的SPM阀（液压控制阀），水下储能器中的有效控制液迅速准确地通过SPM阀进入防喷器关闭液缸，使防喷器关闭。同时，当液压指令信号向水下传递时，防爆盘中的压力开关也接到此信号，压力开关接通控制板指示灯电源，指示灯通电显示操作完成。
在21MPa（3000psi）控制系统中，动力装置向系统提供19～21MPa（2700～3000psi）有效控制液，加压是通过电动泵和气动泵来完成。为保证泵在平台失去动力时仍保持工作，平台配备有应急电池直流电源供电动泵使用，空气储能瓶的气供气动泵用。泵的启动和停止是完全自动的。电动泵一般在19MPa（2700psi）启动，21MPa（3000psi）停止。气动泵在18MPa（2600psi）启动，20MPa（2900psi）停止。电、气动泵同时工作时，一般能在15分钟内使系统由预充压力达到最大额定工作压力。安全阀设置承受23MPa（3300psi）压力。系统控制液由可溶性浓缩防喷器控制液与水按1∶100自动配制。配制控制液的混合系统由控制液箱的液位开关控制，低位启动，高位断开。整个操作系统控制液是不可回收的。
泵入的高压控制液储存在具有一定容积的储能器中，这些储能器由气囊和钢瓶组成。一般情况气囊预充氮气压力7MPa（1000psi）。也有不用
气囊的储能器，它通过一个浮子来隔离液面储能器，但储存的有效控制液必须满足开关所有闸板防喷器和一个环形防喷器所用液量的两倍。
主控制板、钻台控制板、遥控板被分别安装在防喷器控制室、钻台和高级队长办公室。主控制板和钻台控制板具有相同的操作功能。当这两个控制板操作有危险时，高级队长或司钻可到队长办公室实施井控操作。有些平台装有应急声纳控制系统，当整个平台面临危险时，该系统可撤离平台外，在一海里范围内的拖轮上对井口进行遥控操作，控制井口。我国南海五号、南海六号都装有声纳应急控制系统。
地面与水下的液压连接方法是通过两根胶管束来完成，每根胶管束内有数拾根4.76毫米（3/16英寸）和一根25.4毫米（1英寸）胶管。1英寸胶管从地面向水下输送高压控制液，3/16英寸胶管用来传递指令。在深水作业中，为了迅速控制井口，3/16英寸指令管可用电缆代替，称电缆控制系统。电缆控制系统由于材料价格昂贵，维持费用高，一般水深超过一千米时才使用，目前国内外都很少使用，为了保证对井口的控制，平台设有两套的水下控制系统，即两个绞盘和两个控制盒。为便于区分，一般把他们涂成黄色和蓝色，称黄、蓝盒控制系统。一套使用时，另一套备用，两套系统之间通过梭阀实现控制液换向，因此工作件每个液压孔处都有至少一个梭阀。
浮式钻井船防喷器控制系统，由水下工程师或者平台高级队长和司钻操作，其他人员不能随意操作。水下工程师要经常对它进行检查保养，保持灵敏可靠。
五．井控装置的其它主要部件及附件
1．套管头和水下井口头
（l）套管头是套管与防喷器组之间的重要联接件，下端与表层套管相连，上端与防喷器连接。套管头的主要功能是：
①支承其后各层套管柱的大部分重量；
②在内外套管之间形成压力密封；
③释放两层套管之间的压力；
④承受井口防喷器组的重量；
⑤可以从侧孔补挤水泥。
（2）套管头结构见图8－39。
海上油田常用的套管头规格有：
508mm×339.7mm×244.5mm×177.8mm（20in×133/8×95/8×7in）、 339.7mm×244.5mm×177.8mm（133/8in×95/8in×7in）和339.7mm×177.8mm×127mm（133/8in×7in×5in）
（3）套管头型号：
按悬挂的套管层数分为：
①单级套管头（见图8－40）
注：套管尺寸代号（包括连接套管和悬挂套管）是用套管外径的英寸值表示。每层套管间用“×”连接。
型号描述举例：T133/8in×7in×5in—14
表示连接套管外径为：133/8in，悬挂套管外径为：7in×5in，额定工作压力为：14MPa。
（4）套管头基本参数见表8－12、8－13、8－14。
表8－12 单级套管头基本参数
| 连接套管外径D | 悬挂套管外径D1 | 本体额定工作 压力 MPa | 本体垂直通径 Dt Mm |
| mm（代号） | |||
| 193. 7（75/8） | 114.3（41/2 ） | 7 | 178 |
| 14 | |||
| 21 | |||
| 244.5（95/8） | 127.0（5）* 139.7（51/2） 177.8（7） | 7 | 230 |
| 14 | |||
| 21 | |||
| 35 | |||
| 273.0（103/4） | 139.7（51/2） 177.8（7） | 7 | 254 |
| 14 | |||
| 21 | |||
| 35 | |||
| 298.4（113/4） | 139.7（51/2） 193.7（75/8） 177.8（7） | 7 | 280 |
| 14 | |||
| 21 | |||
| 35 | |||
| 323.8（123/4） | 139.7（51/2）* | 7 | 308 |
| 14 | |||
| 21 | |||
| 35 | |||
| 339.7（133/8） | 139.7（51/2） 177.8（7） 193.7（75/8） 244.5（95/8） | 7 | 318 |
| 14 | |||
| 21 | |||
| 35 | |||
（5）水下井口头（浮式钻井船用）
水下井口头有以下功能：
①悬挂各层套管的重量。
②承受防喷器的重量。
③由于其它因素临时弃井，可在海底脱开。
④在海底井口头上装有声波发生器，便于重返井口。
海上平台常用的NATIONAL System。井口头见图8－44和常用的“维高” SG－5型海底井口头见图8－45、图8－46和图8－47。
2．钢圈和钢圈糟
防喷器组合时，连接处或法兰间的压力密封是靠钢圈和钢圈槽的密封来实现的。在 API标准中，法兰有两种基本类型：6B和6BX。6B型法兰有着平底槽子，能采用可以互换的R型或RX型钢圈。R型钢圈有椭圆型和八角型的其结构见图 8－48。BX型法兰只能采用 BX钢圈。RX型和 BX型钢圈不可以互换，见图8－49、8－50。
3．阻流和压井管汇
阻流管汇是指从井口防喷器下钻井四通与阻流阀组相连接的管线和阻流阀组组合的一套装置。它的主要功能是在井控作业时，控制一定的井口回压来维持稳定的井底压力。
压井管汇是指由钻井泵或固井泵到井口钻井四通相连接的高压管线及阀闸组成的装置。它的主要功能是通过管汇循环排出被污染的井内钻井液，在井控作业期间通过压井管汇向井内泵入压井液和反循环压井作业。
目前阻流、压井管汇根据其连接形式，按额定工作压力划分其规范有；2M、5M、10M和15M等几种。海洋钻井装置多采用10M以上的规范。典型的安装连接形式见图8－51和图8－52。
图8－5l 额定工作压力为10000psi（70MPa）～20000psi（140MPa）阻流管汇安装形式
对阻流、压井管汇的要求：
①管线的额定工作压力应当与防喷器装置的额定压力一致。
②对于3M和以上工作压力的管汇都要用焊接或法兰连接，管汇焊接后，焊口应作调质处理。
③管线内径要一致。
④阻流管汇不应设置在井架底座或钻台下井口区内。
⑤通常一条阻流管线上的一个液压阀关闭，其余阀开着。而可调液压阻流处于半开状态，便于发现溢流时能迅速控制井口。
⑥不允许将阻流、压井管汇用于日常的油泥浆管线。
⑦阻流压井管汇冬天要做好防冻工作，可采用保温或灌入合适的防冻液或用压缩空气扫线进尽管线内的液体。
阻流管汇液压控制系统
阻流管汇液压控制是通过操作钻台上安装的液压控制箱来实现的。控制系统的所有气液控制元件都安装在控制箱内，控制仪表布置在控制箱的面板上（见图8－53），液压控制系统的作用是在压井作业中，通过控制液动阻流阀的打开和关闭，维持稳定的井底压力，并根据仪表上提供的精确数据，迅速对井眼中的各种变化作出反应，保持井底压力在小范围内变化直到压井作业完成。该控制系统除钻井泵泵冲程计数器外，都由钻机供气作为动力，控制阻流阀启闭的液压动力来自气动泵，控制箱的气动、液压线路见图8－54。控制箱内的元件很多，连接比较复杂，下面又介绍控制面板上的仪表及其作用：
（l）钻杆压力表
通过“J－2”压力传感器转换来的低气压讯号输送到控制箱压力表，就能指示钻杆的实际压力，其精确度达0.5％。压力传感器能把高的流体压力转换成低的空气压力讯号，并输送到压力表上，因此控制箱内就没有危险的高压管线。
（2）信号缓冲器
它是一个能够调整的小针形阀。它能消除压力表指针的振动，使读数更精确。顺时针转动旋钮时，讯号压力脉冲就可得到衰减，使指针的不稳定状态降至最小。
（3）阻流管汇压力表
所谓阻流管汇压力就是关井套压。红指针显示阻流管汇的实际压力，黑指针显示预调的阻流管汇最大允许压力。
（4）最大许可压力调节系统
最大许可压力调节系统包括最大允许压力调节器和最大允许阻流管汇压力开关。借助阻流管汇最大允许压力调节器将最大允许阻流管汇压力预调到低于额定压力0.3～0.35MPa（40～50psi），当管汇实际压力达到最大允许压力时，控制系统将自动地开启阻流阀而释放过高压力。一旦实际管汇压力降低，低于最大允许压力0.14MPa（20psi）时，阻流阀会自动关闭，其闸板将返回它原来的位置。最大允许压力开关，开启时指示器呈绿色，关闭时指示器呈红色，此时表示最大允许阻流管汇压力控制液路已断开。
（5）阻流阀位置指示表
此表显示与阻流阀全开位置成比例的阻流阀阀板之实际位置，如开启1/2、1/3、1/4等，此数值并不是阻流阀孔径，而是流体流量或压力的一个量度值。
（6）泵冲程计数器
显示钻井泵的泵速和一段时间内的总冲数。它可以监控两台泵中任何一台泵的双传感器和选择开关。预调刻度盘可以调到预定的冲程总数，当达到预定冲程总数时，它将发出警报信号，信号灯闪亮，提请司钻注意。
（7）手动选择手柄和手动阻流阀位置控制杆
手动选择手柄的作用是当采用两个液压操作的液动阻流阀时，通过手柄向左或向右移动，就能控制左边或右边的阻流阀。
手动阻流阀位置控制杆的作用是用它手动远程控制阻流阀的启闭。此杆扳到右边，则阻流阀打开；扳到左边，则阻流阀关闭。
4．钻具内防喷器
钻具内防喷器的主要功能是控制钻柱内钻井液沿水眼往上喷出。
（1）方钻杆上下旋塞
方钻杆上旋塞安装在方钻杆和水龙头之间，它具有使钻柱内钻井液与水龙头、水龙带和立管隔绝的功能。
方钻杆下旋塞安装在方钻杆底端，与方钻杆上旋塞联合使用。当井内有压力而下旋塞失效时，可关闭上旋塞。还可关闭下旋塞，卸方钻杆，安装内防喷器，接单根。方钻杆上下旋塞一般采用的都是球阀结构，其开启和关闭多采用手动方式，需用专门扳手，扳手应放在钻台上方便的固定位置。
方钻杆上下旋塞应具有等于或稍大于防喷器组合的额定工作压力。其公称尺寸和联接螺纹要与方钻杆螺纹一致。
方钻杆上下旋塞结构见图8－55和8－56。
（2）安装有顶部驱动系统的钻井装置中，其顶部驱动上部装有遥控安全阀，下部装有手动安全阀。两种安全阀均为球型结构。起下钻时随钻柱起下，因此起下钻发生溢流时，安全阀可以迅速在任何位置与钻柱连接，上部遥控间可以迅速关闭，很快控制钻柱内溢流。其基本结构见图8－57、8－58和 8－59。
（3）安全阀（或叫回压阀）
起下钻期间发生溢流，在未装顶部驱动系统的平台上，无方钻杆上下旋塞时，只好抢装一种类似钻杆回压阀的备用阀，这就是安全阀。这种阀起单流阀的作用。钻井液可以从上往下通过，但由下面的压力作用可以自动关闭，钻井液不能往上喷出。一般在钻台上要备有l～2只，放在显眼的固定位置。
（4）钻柱防喷阀
所有控制钻柱内喷的阀都是“钻柱防喷阀”，常用的有两种：一种是可开式的管内防喷阀，它通过一个螺钉使里面的单流阀保持在打开位置，这时就易于连接，接好后退出螺杆单流阀关闭。其结构见图8－60。另一种是投入式止回阀，一般在第一、二号加重钻杆之间安装投入式止回阀阀座接头，需要时投入阀芯，泵送就位，在钻具水眼内起到封堵井内压力的作用；这种投入式止回阀多用于压井作业和特殊的强行起钻的操作，其结构见图8－61。
（5）钻头浮阀
钻头浮阀为一种内部“钻柱防喷阀”。它的结构是一种翼阀或座式单流阀，安装在钻头短节上，防止接单根时钻井液回流。但它受钻井液冲蚀严重，容易失去其功能。因此设计一种带槽的翼阀，使回流减至最小，关井时不影响钻杆稳定的压力值，其结构见图8－62。
5．钻具旁通阀
钻具旁通阀接在靠近钻头的钻柱上。当压井作业过程中发现钻头水眼堵塞时，可通过旁通阀建立新的循环通道，继续进行压井作业。具体方法是一：当发现钻头水眼堵塞又无法解堵时，卸掉方钻杆投球后，再接方钻杆使球落到旁通阀阀座上，然后开泵，只要泵压升高到一定值就会剪断固定销，使阀座下行到排泄孔全部打开，泵压随即下降，就建立起了新的循环通道。其结构见图8－63。
6．附属设备
（l）除气设备
除气设备的主要功能是排除钻井液的气侵，避免由于气侵钻井液的再循环而引起严重的溢流或井喷。常用的除气器有真空式、常压式和离心式三种。真空式除气器通过调节罐内液面，保证罐体内的真空度，完成除去钻井液内气体的任务。这种除气器能处理相当大量的气侵钻井液，能在全井循环排量达到2.27米3／分（ 14.26桶／分）时处理含有堵漏材料的钻井液。但这种除气器安装复杂，结构笨重，消耗功率大，还得另配离心泵。常压式除气器主要由自通风式离心泵和喷射罐组成，不需要真空泵和真空罐，除气量小，有的要另配抽风机使除气钻井液再流回井眼内。离心式除气器，是目前海洋钻井常配的一种除气设备。它利用离心分离的原理，将钻井液中的气体分离出来，由抽气机输出井场外，这种除气设备可以保证安全。
（2）灌钻井液装置
起钻时为了准确计量灌入井眼内的钻井液，安装一种能计量的罐，称为灌钻井液装置。有重力灌注式和自动灌注式两种。重力灌注式就是配置一个刻有计量钻井液标度的灌注小罐，起钻过程中，当井内液面下降时，罐中的钻井液借助其出口与井眼出口的高度差，利用钻井液的重量，将钻井液流入井眼内。有的是用一台小的离心泵把钻井液从计量罐打到井内。自动灌浆装置比较复杂，它由传感器、电控柜、显示箱和灌注系统等组成。由电子系统指挥灌注系统按预调的时间定时向井内灌钻井液，并自动计量和自动停灌，预报溢流。
（3）其它监测仪表
泵冲数表、泥浆池钻井液计数表和流量指示表等安装在司钻操作台的控制仪器中，要求这些仪表准确灵敏，能有效地指示溢流的预兆。
第五节 井控装置试压
井控装置是实现井控的主要设备，只有当其处于良好和灵活的操作状态时，才能有效地完成井控任务。对井控设备进行经常性的检查和定期试压，则是保证这些设备处于完好状态的重要方法。通过试压可以及时发现井控设备故障，从而保证设备的可靠性，因此井控装置试压是绝不可缺少的一项井控工作。
井控装置试压应进行功能试验和压力测试。通过摇控面板对平台防喷器组各部件功能进行试验，功能合格者将进行试压，否则修理或更换至到功能合格才能使用。
一．试压次数要求
1．安装前进行预试压。
2．井口和防喷器组合安装完，开钻前进行试压。
3．每层套管下完装好井口，开钻前进行试压。
4．任何组件进行更换和修理后进行试压。
5．钻开油气层前进行试压。
6．在任何情况下，防喷器组及有关设备都应定期试压，一般每隔7天试压一次。对于剪切／盲板不需7天试压一次，但至少应每层套管固井后，钻水泥塞之前进行试压。
7．生产试油前进行试压。
所有试压资料、图表和数据要全部记录在防喷器试压报告表上，并填写在钻井日报上。
试压对象包括井口防喷器组及其连接件、防喷器控制操作装置、阻流、压井管汇和立管管汇。钻具内防喷器、安全阀等在开钻前和每层套管固完，钻水泥塞前进行试压。
二．试验压力规定
1．低压试验。每次试压时，先用0.7～2.1MPa（100～300psi）的压力试压5分钟不漏，再进行高压试验。其目的是防止钻井液高压压实而密封，而低压更容易发现漏失。
2．防喷器组安装在套管头上试压时，必须下入试压塞或密封总成，试验压力不得超过套管抗内压强度的70％。
3．地面防喷器试压。
①环形防喷器试压压力不超过其额定工作压力的50％，或者按套管最小抗内压强度的70％，二者取其较小者进行试压。
②闸板防喷器和相应控制设备，包括阻流和压井管汇应按防喷器组的额定工作压力的70％或按套管抗内压强度的70％，二者取其较小者分段试压。
4．水下防喷器组的试压：
水下防喷器和所有有关井控设备，在试压桩上试压到额定工作压力。但环形防喷器试压不超过其额定工作压力的50％。防喷器组在水下安装好后，控制设备和与钻杆柱一致的防喷器闸板要按照地面防喷器组试压的规定进行。
5．立管管汇及闸阀，顶部驱动系统安全阀试压到额定工作压力的70％。
6．钻具内防喷器。方钻杆上下旋塞、止回阀、安全阀等试压到额定工作压力的70％。
所有高压试验，要求稳压10分钟不漏合格。
三．试压介质
清水是最好的试压介质。地面井控设备试压时，都应采用清水或其它替代液如防冻液作为试压介质。对于油基泥浆，使用柴油或可接受的替代品。对高压气井，最好用氮气之类的惰性气体作为试压介质。
四．试压设备和工具
井控装置试压，大多数试压压力都要超过钻井泵的最大工作压力，因此一般需备有小型高压泵作为试压设备。海上作业基本上都用固井泵对井控设备试压。
对防喷器组试压时，为防止套管和裸眼井段承受施加给防喷器的试验高压，试压时需用套管堵头，即试压塞。常用的试压塞有悬挂式和皮碗式两种。其结构见图8－、8－65。悬挂式试压塞用于试压防喷器组。用钻杆或专用试压管将试压塞坐入相应尺寸的套管头内，关闭要试压的闸板或环形防喷器，然后通过侧孔泵入清水进行试压。如果要试全封／剪切和盲板防喷器，可将钻杆倒出，并上提到全封闸板以上，而把试压塞留在套管头内，然后关闭全封闸板或剪切盲板防喷器进行试压。注意试压时必须防止试压塞漏失，防止把压力加到套管或裸眼井段。
皮碗式试压塞用于套管和防喷器试压，用钻柱把试压塞下放至套管需要试压的位置（通常认为是钻进中易磨损或低于套管外水泥面的位置），然后关闭闸板和环形防喷器，注入清水进行试压。套管试压压力不超过套管抗内压强度的70％。
当皮碗式试压塞坐在套管内时，不能倒出钻具对全封闸板防喷器试压，可采用支撑式皮碗试压塞（见图8－66）。将皮碗式试压塞放在套管内支撑，倒出钻具后，进行全封闸板防喷器试压。使用皮碗式试压塞起钻时要控制提钻速度，避免发生抽汲而引起溢流等复杂情况。一般情况下建议用试压塞进行试压，操作既安全又方便。
几种试压工具图
五．试压程序
1．自升式平台防喷器组试压程序：
试压前，将试压钻杆带上试压塞，下到套管头内坐好后，向防喷器内灌满清水进行试压。首先进行低压试验，要求试压2.1MPa（300psi），稳压5分钟不漏合格，然后按（图8－67）所示的管汇连接对防喷器组进行高压试压。要求除环形防喷器试压到额定工作压力的50％外，其余防喷器和阀试压到额定工作压力的70％，稳压10分钟不漏合格。
（1）防喷器组的试压步骤：
①开阻流管线（16）、（17）阀和压井管外阀，关立管管线阀（1）、阻流管线阀（15）。关上下闸板和阻流管内阀。通过总管线对上下闸板防喷器和阻流管线内阀进行试压。
②开上闸板，关环形防喷器并对其试压。
③开环形防喷器和阻流管内阀，开下闸板倒出试压钻杆，关盲板和阻流管线外阀。对盲板和阻流管外阀进行试压。
④开立管管线（1）阀和（2）阀，开阻流管线阀（15）、（2）和（l）。关阻流管线阀（17）、（5）、（6）和（3）。关压井管汇内阀并对其试压。
⑤开压井管内阀，关压井管外阀对其进行试压。
（2）阻流管汇试压步骤：
①开阀（16），关阀（15）和（17），对阀（15）和（17）进行试压。
②开阀（15），关阀（2）和（5）并对其试压。
③开阀（2），关阀（l）、（3）、（6）并对其试压。
④开阀（3），关阀（4）、（7）并对其试压。
⑤开阀（5）、（7）、（4）、（8）。关手动阀，遥控阀和液动阀，并对其试压，试压压力14MPa（2000psi），稳压5分钟。
⑥开阀（6）和手动阀、液动阀和遥控阀，关阀（9）、（10）、（11）、（12）并对其试压。
⑦开阀（9）、（10）、（11）、（12），关阀（13）、（14）并对其试压。
（3）立管管汇试压步骤：
①开阀（13）、（17）、（14），关阀（15）和泥浆泵阀（在泵房），管线灌满海水。关立管管汇阀（1）和压井管外阀，对立管管阀（l）进行试压。
②开立管阀（1），关阀（2）、（3）、（6）并对其进行试压。
③开阀（3）、（6），关阀（4）、（7）并对其进行试压。
④开阀（7），关阀（8）、（9）、（10）并对其试压。
⑤开阀（4）、（8）、（10），关阀（5）、（7）、（11），对阀（5）和（1）进行试压。
此试压步骤是根据南海四号阻流压井管汇安装情况制订的，其它自升式平台可根据管线安装不同情况适当调整试压步骤。
2．浮式钻井平台（船）水下防喷器组的试压程序：
（l）水下防喷器组在试压桩上试压
水下防喷器下入前要在地面试压桩上进行试压，检查防喷器各部件的连接密封情况。地面试压要进行低压和高压试验。低压试验要求2.1MPa（300psi），稳压5分钟。高压除环形防喷器试压至额定工作压力的50％外，其余防喷器和阀要试到额定工作压力，稳压10分钟不漏合格。试压前，将一根试压钻杆下入防喷器内并与试压桩螺纹连接，防喷器内灌满清水，用地面试压泵按图8－68所示步骤进行试压。
①关下闸板、内压井阀，打开其余防喷器和阀，对下闸板、内压井阀试压。
②关中闸板、外压井阀和下内阻流阀，打开其余防喷器和阀，对中闸板、外压井阀和下内阻流阀试压。
③关上闸板、外压井阀、上内阻流阀和下外阻流阀，打开其余防喷器和阀，对上闸板、下外阻流阀和上内阻流阀试压。
④关上闸板、外压井阀、上外阻流和下外阻流阀，打开其余防喷器和阀，对（上闸板、外压井阀、下外阻流阀）上外阻流阀试压。
⑤关下环形防喷器、外压井阀、上外阻流阀和下外阻流阀，打开其余防喷器及阀，对下环形防喷器试压。
⑥关上环形防喷器、外压井阀、上外阻流阀和下外阻流阀，打开其余防喷器及阀，对上环形防喷器试压。
⑦将试压钻杆从防喷器内起出，关剪切闸板、外压井阀、上外阻流和下外阻流阀，打开其余防喷器及阀，对剪切闸板进行试压。
（2）防喷器下入过程中试压
水下防喷器在试压桩上完成试压后，移至月池进行功能试验，检查控制管线是否正确。功能试验应对工作的两套控制管线（黄、蓝盒）分别进行。具体功能试验项目是：
①井口连接器锁与解锁是否与控制板相对应，指示杆标志是否到位？
②上闸板、中闸板、下闸板和剪切闸板的开、关是否与控制操作对应，是否动作？
③防喷器组各阀开、关是否与控制板相对应，是否动作？
④上、下环形防喷器开、关是否与控制板相对应，是否动作？
⑤隔水管连接器锁与解锁是否与控制板相对应，指示杆标志是否到位？
水下防喷器下入过程中，习惯作法是每下入2～3根隔水管，对压井／阻流管线进行试压，检查隔水管之上的压井／阻流管线与防喷器之间以及隔水管间的压井／阻流管线的密封性能，确保防喷器下入后试压成功。
（3）水下防喷器组的日常试压
水下防喷器下入并与井口头连接好后、应对其试压。按照国际惯例每隔七天应对水下防喷器进行试压，试压压力一般按自升式平台防喷器组试压要求，也可由作业者视情况决定。
水下防喷器组试压前，要对地面阻流管汇上各阀、立管管汇各阀及与之相关的管线、阀进行试压，试压合格后，按（图8－69）所示步骤对水下防喷器试压，并将试压情况填写到试压报告表上。
①坐好试压塞，关下闸板，打开其余防喷器和阀，对下闸板和井口连接试压。
②关中闸板、内压井阀和上内阻流阀，打开其余防喷器及阀，对中闸板和内压井阀试压。
③关中闸板、外压井阀和上外阻流阀，打开其余防喷器及阀，对外压井阀试压。
④关上闸板、上内阻流阀和下内阻流阀，打开其余防喷器及阀，对上闸板、上内阻流阀和下内阻流阀试压。
⑤关上闸板、上外阻流和下外阻流阀，打开其余防喷器及阀，对上外阻流阀、下外阻流阀进行试压。
⑥关下环形防喷器、上外阻流阀和下外阻流阀，打开其余防喷器及阀，对下环形防喷器进行试压。
⑦关上环形防喷器、上外阻流阀和下外阻流阀，打开其余防喷器和阀，对上环形防喷器和隔水管连接器进行试压。
⑧起出试压塞，关剪切闸板、上外阻流阀和下外阻流阀，对剪切闸板、套管进行试压。
本试压程序主要根据南海五号平台的防喷器组及管线连接制订的，如果防喷器上只有四个阀，应根据具体情况进行试压。
3．井控装置检查、试压报告表
（1）自升式平台井控装置试压报告表，见表8－16。
（2）浮式钻井船井控装置试压报告表，见表8－17。
（3）井控设备检查记录表，见表8－18。
附件1
井控主要人员的职责
1．能控制井口的情况
钻井总监：
（1）上钻台与高级队长向司钻了解事态发展，商量决定对策，采取正确的关井程序，组织指挥井控作业。
（2）报告地区公司应急中心，并保持联系。
钻井监督：
协助钻井总监搞好井控，收集记录有关井控资料。
平台高级队长：
（1）听到井喷信号后，通知设备总监立即停止所有明火和热工作，上钻台与钻井总监一起组织和实施井控程序。
（2）告诉电报员通知守护船靠台附近上风待令。
（3）用广播通知所有非在岗人员到指定地点集合待令。
（4）井口控制住后，通知平台人员危险期已过。
司钻：
（1）发出井喷警报。
（2）负责刹把操作，开水下阻流阀（自升式平台开液压阻流阀），关环形防喷器；
（3）负责指挥开关阻流管汇和防喷器；
（4）记录关井立管压力和套管压力，并报告钻井总监。
副司钻／井架工：
（l）听到井喷警报后，立即到泵房，检查各类管线和闸阀，作加重钻井液准备，等待泥浆工程师加重指令；
（2）开始循环后，保证循环系统正常运转，负责观察钻井液变化情况，并与司钻保持联系。
钻工：
到钻台集中，听从司钻指挥，实施井控。
船长（或压载工程师）：
检查有无进行明火或电气焊等热工作，检查各类灭火装置，作吹灰加重准备。
泥浆工程师：
（l）负责向钻井总监报告压井工作准备情况。循环时，负责了解钻井液性能的变化；
（2）到泵房检查加重设备，下达加重作业指令，协助完成加重工作。
电器工程师：
检查各类电器开关和线路，防止触火事故。
水下工程师：
到防喷器控制台或钻台附近，了解井控设备的工作情况，听从钻井总监和高级队长指挥。
非当班人员：
（1）到指定地点集中待令。
（2）准备救生衣，作弃船准备。
电报员：
（1）听到井喷警报后，立即通知守护工作船起锚到平台附近待令。
（2）接通公司应急中心电话，并保持联系。
2．不能控制井口的情况
按应急程序进行工作。
附件2
海上井喷失控的应急程序
海上钻井平台油气井发生井喷失控，情况紧急，十分危险，需要采取有效的应急措施，否则后果难以想像。井喷失控后有两种情况，一是失控未着火，一是失控后着火。不同情况需采用不同应急办法。
1．井喷失控未着火的应急程序：
（l）井喷失控时，钻井总监应立即采取以下急救措施：
①会同平台高级队长根据现场情况采取自救措施，组织力量进行井控，布置船长做好防火防爆工作。高级队长负责组织非在岗位人员撤离到守护船上。
②钻井总监立即向地区公司安全应急中心汇报井喷失控情况，汇报内容有：
A．失控时间；
B．失控井的地层、井深、井下钻具和钻井液密度；
C．油气喷出的高度及喷势；
D．海面污染情况；
E．现场气象及海况；
F．失控的原因；
G．防喷设备状况；
H．平台现存压井物资；
I．急需的压井和消防材料计划；
J．有无伤亡及救援计划。
（2）平台高级队长及各承包单位，集中所有非在岗人员待令。
（3）当井喷危及平台人员安全时，现场钻井总监有权决定执行弃船程序，事后向公司有关部门报告。
（4）应急中心接到井喷失控报告后，除立即向总公司应急中心汇报听取指示外，还应做好以下工作：
①按钻井总监确定的方案，统筹协调后勤支援工作。
②向海上安全指挥部、海军、救助站等通报井喷情况，必要时请求救援。
2．井喷失控着火的应急程序：
（1）钻井总监会同平台高级队长根据现场情况尽快采取自救措施。（ 2）钻井总监立即向公司应急中心汇报着火情况。
（3）若不能灭火，又不能控制井喷，果断地采取弃船决定。
（4）平台高级队长，发出弃船警报，并按“弃船应急程序”组织撤离工作。
（5）公司应急中心向公司领导及有关部门报告弃船决定，并组织海上救助。
表8－16 自升式平台井控装置试压报告表
| 井 号 | 试 压 人 | ||||
| 钻井平台 | 试压日期 | ||||
| 试压井深（米） | 试压介质 | ||||
| 套管深度（米） | 上次试压日期 | ||||
| 试压设备 | 试验压力MPa（psi） | 试压时间（分） | 备 注 | ||
| 环形防喷器 | |||||
| 上闸板防喷器 | |||||
| 下闸板防喷器 | |||||
| 全封闸板防喷器 | |||||
| 阻流管线及阀 | |||||
| 压井管线及阀 | |||||
| 阻流阀、液动 | |||||
| 阻流阀、手动 | |||||
| 方钻杆及旋塞 | |||||
| 安全阀 | |||||
| 顶部驱动安全阀 | |||||
| 立管管汇 | |||||
| 水龙带 | |||||
| 内防喷器 | |||||
| 钻井监督 | 平台高级队长 | ||||
表8－18 井控设备检查记录表
| 检 查 项 目 | 有／完好 | 无／不完好 | ||
| 钻台上的循环头、安全阀 | ||||
| 钻台上的内防喷器及短节 | ||||
| 钻台上的方钻杆阀及短节 | ||||
| 方钻杆旋塞及手动扳手 | ||||
| 起下钻杆灌泥浆装置及计量器工作状况 | ||||
| 防喷器和所有阀门的锁紧装置工作状态 | ||||
| 泥浆池液量计量器工作状况 | ||||
| 出口流量计和传感器工作状况 | ||||
| 钻台泵冲数仪器工作状况 | ||||
| 除气器的工作状况 | ||||
| 检查结果及意见（要求说明有无泄漏、功能不良和残缺的设备及采取的补救措施等）。 | ||||
| 钻井监督 | 平台高级队长 | |||
［1］《IADC钻井手册》1994年。
［2］《钻井手册》（甲方）石油工业出版社 1990．12。
［3］《油气井压力控制》。石油工业部《钻井总工程师技术》教材 1980． 6。
［4］《海上高压钻井和试井的井控》英国石油学会安全作业标准第十七部分 1992年。南海西部石油公司科技发展部译 1995． l。
［5］《实用井控技术》南海西部石油公司教育培训中心教材 刘一中编 1993。
［6］《钻井作业手册》南海东部石油公司编 1991．12。
［7］《中华人民共和国石油天然气行业标准》石油工业出版社 1994年。
［8］《钻井测试手册》四川石理局、西南石油学院编写 1975年。
［9］《海洋石油作业井控要求》能源部海洋石油作业安全办公室 1988．11．3颁发。
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