XX石油工程事业部钻井井控考试题（钻井队职务姓名）1、二级风险井是指一级风险区以外的气井。
2、钻出套管鞋进入第一个砂层3-5m时，进行地层破裂压力试验。
3、地层破裂压力试验最高压力不得高于以下情况的任何一种：井口设备的额定工作压力；套管最小抗内压强度的80%。
4、防喷器上部应安装保护法兰或防偏磨法兰。
5、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。
6、天然气井的井控装臵现场使用或存放不超过半年，超过使用期，必须送井控车间检修。
7、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。
8、套管与转盘中心偏差≤10 mm。
9、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。
10、各法兰钢圈上平，螺栓齐全，对称上紧，螺栓两端公扣均匀露出。
11、防喷器用四根≥Φ16 mm钢丝绳和导链或者紧绳器对角对称拉紧，装挡泥伞，保持清洁。
12、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。
13、防喷器控制系统安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25 m的专用活动房内，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10 m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
14、远控台的液控管线与节流压井管汇及防喷管线距离大于 1 m；液控管线车辆跨越处应装过桥盖板采取保护措施。
15、远控台气泵总气源应与司钻控制台气源分开连接，气源压力为0.65-0.8MPa。
16、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0.6MPa。
17、远控台电源应从配电板专线引出，并用单独的开关控制。
18、远程控制台处于待命状态时，油面高于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7 MPa；储能器压力为18.5-21MPa ，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。
19、远程控制台上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。
20、四通两侧各装两个平板阀，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。
21、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；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。
22、天然气井应装两条放喷管线，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。
放喷管线其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。
23、放喷管线需要转弯时，要采用角度≥120°的铸钢弯头或使用90°铸钢专用两通。
放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓及压板固定，压板下面垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧用卡子固定。
24、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。
25、钻井液回收管线内径≥78mm，天然气井回收管线出口接至一号泥浆罐，并用Ф20mm的螺栓及压板固定牢靠。
26、所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力表量程为40MPa和10MPa。
压力表下必须有高压控制闸门。
压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。
27、井控装臵下列情况必须进行试压检查：井控装臵从井控车间运往现场前；现场组合安装后；拆开检修或重新更换零部件后；进行特殊作业前。
28、防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单。
29、全套井口装臵在现场安装好后，在不超过套管抗内压强度80%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、防喷管线和节流管汇(节流阀前)试压到额定工作压力；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)。
同时应做1.4-2.1MPa 的低压试验。
30、防喷器控制系统用液压油21 MPa压力试压。
31、气温低于-10℃时，要对远程控制台、司控台、液控管线及气管束采取保温措施。
32、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。
33、关井时井内管柱应处于悬吊状态。
34、平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4圈～1/2圈。
35、配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。
36、防喷钻杆单根，要带与钻铤(套管)连接螺纹相符合的配合接头；钻台上备用的回压凡尔必须有顶开装臵。
37、旋塞阀每起下一趟钻开、关活动及保养一次，钻具回压凡尔每口井保养1-2次。
38、司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。
井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；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、液位(溢流)监测报警仪的维护、检查。
39、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、未按设计储备加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。
40、坐岗人员每15分钟记录一次坐岗情况。
41、天然气井发现溢流征兆等异常情况，应立即停钻关井节流循环1-2周确认是否发生溢流。
42、在钻开油气层后起下钻作业时，至少测量一个循环周的钻井液密度，进出口密度差不超过0.02g/cm3。
43、每起3-5个钻杆立柱灌一次钻井液，起钻铤、重点井起钻时必须连续灌钻井液。
44、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；45、严禁在空井情况下进行设备检修。
46、电测作业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。
47、气井和一级风险油井在下套管前必须更换与套管尺寸相同的防喷器闸板。
48、下套管必须控制下放速度，每30根要灌满一次钻井液。
49、下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流，计算油气上窜速度：一、溢流压井后起钻前；二、钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前；三、钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；四、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；五、目的层及其以上300米井段内起钻遇阻拔活塞时。
50、发现溢流征兆或溢流，关井前要发出报警信号，报警信号为一长鸣笛，关井信号为两短鸣笛，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。
51、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。
52、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、井口压力超过允许关井压力；三、井控装臵出现严重的泄漏；四、地层流体为气体时，应及时在放喷口点火。
53、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。
54、锅炉房与井口相距≥50 m；发电房、储油罐与井口相距≥30 m；储油罐与发电房相距≥20 m。
55、柴油机排气管安装冷却灭火装臵。
56、钻台、井架、循环系统、机泵房、油罐区等必须使用防爆电器。
57、在井架、钻台上、井场盛行风入口处等地应设臵风向标。
58、二级风险天然气井应配备1套固定式多功能气体检测仪、配备3台便携式复合气体监测仪。
59、当检测到空气中H2S浓度达到15mg/m3或CO浓度达到31.25mg/m3阈限值时启动应急程序。
60、当检测到空气中H2S浓度达到150mg/m3或CO浓度达到375mg/m3的危险临界浓度值时，立即组织现场人员全部撤离。
61、防喷演习关井速度要求：正常钻进和空井为3分钟，起下钻为5分钟。
62、起下钻杆中发生溢流时关井操作程序： (1)发：发出信号；(2)停：停止起下钻作业；(3)抢：抢接钻具止回阀或旋塞阀；(4)开：开启液(手)动平板阀；(5)关：关防喷器(先关环形防喷器，后关半封闸板防喷器)；(6)关：先关节流阀(试关井)，再关节流阀前的平板阀，开环型防喷器(7)看：认真观察、准确记录立管和套管压力以及循环池钻井液增减量，并迅速向值班干部或钻井技术人员及甲方监督报告。
63、井场道路从大门前方进入。
64、含硫油气井的大门方向，应面向盛行风。
65、野营房应臵于井场边缘50m外的上风处。
66、防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。
67、离井口30米以内的钻台、机、泵房等处电器防爆。
68、固定式硫化氢监测仪探头距离监测面高度0.3—0.6米。
69、环境温度低于-10℃或超过40℃时灭火器应采取保温或隔热防爆措施；70、井控管汇包括：节流管汇、压井管汇、防喷管汇、放喷管汇。
71、远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。
72、除气器排气管线应接出15m以远。
73、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。
74、动火作业人员应执行“申请报告书没有批准不动火，防火监护人不在现场不动火，防火措施不落实不动火”的原则。
75、循环罐布臵在井场的右侧，中心线距井口11 m～ 18 m。
76、含硫地区钻井液的PH值要求控制在 9.5 以上。
