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【摘 要】重庆开县“罗家16H”井“12·23”井喷事故，给石油钻井施工敲响了警钟；井控事故发生前能够制定出较为完善的应急机制，建立起高效的危机预警组织和监督管理体系是保障井控安全生产的必要基础；遵循“关键在领导，重点在基层，要害在岗位”立足一次井控理念；
【关键词】采一产建；长城监督；井控管理；溢流处理；落实责任；井控培训；工作重点
引言：安塞油田王窑区块（塞130区块）地域面积33km?；属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡王窑隆起构造；现有采油井270口，注水井121口，年产能量占采油一厂4.5%；原始地层压力为9.13Mpa， 历经11年部署开发，现地层压力最高达13.69Mpa，区域压力保持水平149%；该区域生产目的层位：延长组长61与注水层位同层 ，原始溶解汽油比为73.8m?/t ， 钻井施工存在一定井控风险，因此，提高溢流防范意识，做好井控监督管理是井控安全工作重点。
1、为了有效控制溢流等井控险情，我们和监督部两家协商制定《采一产建区域溢流井现场处理十条方案》（图1），针对岗位人员井控操作技能、井控思想意识和井控設备的安装使用、钻井液转型、坐岗观察等，现场监督做到盯住、盯紧、盯死；经过实践，有效削减了施工单位经济成本和时间的损失，增强了井控险情的控制能力。
1.1按照长油工程函字〔2013〕14号（图2）要求，监督部向施工单位提供标准的电子版井控综合资料，并现场指导、督促井控综合资料填写规范。
要求录井小队和钻井队防喷演习同步，记录填写内容规范（图3），现场指导录井岗位人员防喷演习时自己该做什么。
1.2项目组联合监督部还不定期进行夜查（图4）井控设备设施检测、安装、固定、保养（图5）情况，注重正压式呼吸器（图6）和气体检测仪日常检查。
水平井队伍及黄陵区域钻井队伍限期配置了双闸板防喷器（图7）和符合要求的固控设备，满足了井控和井下安全需要。
1.3五月初，采一区域有些民营钻井队伍的井控设备安装不规范，放喷管线未按照要求安装和连接（图8），管汇压力表和表座不合格（图9），通过项目组的严格要求，钻井监督督促及下达限期整改通知单的形式，目前，所有的民营钻井队伍井控设备设施安装（图10图11）基本符合井控要求。
1.4依据监督手册和井控细则制定了《钻井井控检查要点及检查明细对照表》（图12）明确了监督检查的标准和要点。严格监督对二开验收和井控设备试压，不合格或整改达不到要求的施工队伍严禁钻井施工。
1.5建立井控装备台账（图13），对每个施工单位井控设备的维护、保养及使用情况随时抽检，每更换一个井组监督都会要求施工单位进行防喷演练并进行讲评，通过演习使他们熟练掌握各种不同工况的关井动作。
2、重视打开油层前钻井液转型工作，塞130区块施工的钻井队伍，要求加重材料储备达到50吨（图14）；打开油层前，泥浆密度达到设计上线；贯彻项目组文件精神（图15），确保施工队伍做好溢流井控制和处理，满足安全生产和井控要求。
3、经常性开展以井控防喷演练为重点，以防硫化氢、有毒有害气体中毒、气体检测仪使用（图16）和背戴正压式呼吸器（图17）为重点演练内容。对班组岗位员工一个一个过关演练，提高井控风险意识。
4.王97-341井溢流监督处理情况通报
4.1基本情况：王98-33井组第6口井王97-341井（注水井）。
4.1.1地理位置：位于陕西省安塞县王窑乡白台政村，
4.1.2钻井单位：安塞佳安油田服务有限公司佳安20008队。
4.1.3钻井时间：一开2013年8月30日13：40，二开9月1日17：10，完钻时间9月5 日23：00。
4.1.4完钻层位及完钻原则：延长组长63 钻穿油层打35米完钻 油田三级风险井
4.1.5井深结构：表套管下深：φ244.5*182.00m，
4.2溢流发生经过
2013年9月6日0：30分完井电测至760m遇阻，01：00下钻通井，12：00起完钻，通井期间未按规定循环灌注钻井液，14：00二次电测至1227m遇阻，在起出电测仪器至井口时，坐岗工发现溢流量为1㎡/h（图19）的带有硫化氢气味的污水溢出井口。
4.3处理方法
4.3.1工程监督15：20到井后，立即组织当班人员抢下钻（钻具下深156.00m）关防喷器（图20）观察，关井套压3.5MPa立压0MPa，保持套压在3MPa节流放压。
4.3.2组织工人利用现场加重资源立即配置密度1.40g/cm3，粘度70S钻井液（图21）准备循环压井，并要求施工方储备足量的压井加重材料，由于井口及放喷口伴随H2S浓度高达4-50PPm，钻井工人无法抢下钻操作。
4.3.3 9月7日10：00将重浆30㎡，密度1.42g/cm3，粘度70S，10：50注入井内15min后停泵，关井达30min后，井内仍有溢流，并伴随H2S浓度高达80PPm，23：00组织二次压井，将重浆30㎡，密度1.45g/cm3，注入井内30分钟后开井仍有大量气体外漏，井口H2S浓度高达50PPm，二次压井失败。
4.3.4 9月8日13：00考虑大量有毒气体会造成的危害较大等因素， 再次压井的成功几率较低。最后经公司同意固井强行封固措施，14：30分快速下钻至井深698m处，用固井车注入平均密度1.85g/cm?，水泥浆13T，从698米封至498米，观察井内无任何气体及泥浆流出，压井成功。准备候凝72小时后侧钻。
4.4.溢流原因及分析
4.4.1同层位有4口注水井停注后，地层压力为10MPa；（邻井地层压力参数图22） 4.4.2起钻及电测期间灌入井内泥浆密度低（实际密度1.05g/cm3，粘度32S，设计并要求密度1.15g/cm3，粘度50S），不能平衡地层的压力，因此地层流体进入井内，发生溢流；
4.4.3施工方井控意识不强，发生溢流初期未能及时抢下钻具关井；
4.4.4施工方地面配置重浆设备简陋，速度慢，循环罐容积小（20 m?）；达不到一次压井循环要求。
4.5过程监督情况及启示
4.5.1该井9月1日17：10二开验收及井控试压合格（图23）；9月4日监督在井深1140 m距打开油层50m，打开油层前验收合格，钻井液密度进口1.13g/cm3，粘度50S，出口密度1.12g/cm3，粘度45S，符合设计要求。
4.5.2 9月7日8时配重浆浆注入循环压井期间封井器闸板损坏，不能正常关井，测得井口H2S浓度60PPm，16：00队长组织工人再次压井，在配浆过程中有3名工人出现呕吐现象，此时注入井内密度1.45 g/cm?，粘度70S体积20m?钻井液，坐岗观察；
4.5.3 9月8日14时，测得井口硫化氢浓度45PPm，项目组决定水泥固井，注入13T密度1.85 g/cm3水泥，压井成功，封井段698m至498m。
4.5.4監督未在施工现场情况下（重点、关键工序巡井监督，三类油井一名监督承包2-3个钻井队伍），部分民营队伍不能完全执行油田公司、工程设计及项目组和监督部井控管理规定是发生此次溢流的根本原因；
4.5.5施工方负责人（现场经理）井控意识淡薄，持有井控提高证但无井控操作经验，需加强培训井控意识和提高技能。
5.结论
个别民营钻井队伍设备陈旧、故障率高；井控设备、设施安装、检查保养达不到井控要求，部分岗位员工井控意识淡薄；工程监督有责任督促施工方冬休前做好井控设备检修、检测、保养和岗位人员通过井控培训取证提高井控技能，以促进产建钻井队伍质量的提高，保证油田开发井控安全。
针对采一产建塞130区块，项目组在“落实责任、全员参与、控制风险”上狠下功夫，就如何做好施工现场井控监督管理，确保井控安全生产是我们下一步工作重点。
参考文献：
[1]王98-342井钻井工程设计.
[2]王98-342井钻井工程地质设计.
[3]《长庆油田2013年油田产能建设钻采工程方案》、《长庆油田2013年油田产能建设地质方案》，及有关技术规范及技术法规.
[4]王98-342井钻井工程过程监督及完井资料.
【关键词】采一产建；长城监督；井控管理；溢流处理；落实责任；井控培训；工作重点
引言：安塞油田王窑区块（塞130区块）地域面积33km?；属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡王窑隆起构造；现有采油井270口，注水井121口，年产能量占采油一厂4.5%；原始地层压力为9.13Mpa， 历经11年部署开发，现地层压力最高达13.69Mpa，区域压力保持水平149%；该区域生产目的层位：延长组长61与注水层位同层 ，原始溶解汽油比为73.8m?/t ， 钻井施工存在一定井控风险，因此，提高溢流防范意识，做好井控监督管理是井控安全工作重点。
1、为了有效控制溢流等井控险情，我们和监督部两家协商制定《采一产建区域溢流井现场处理十条方案》（图1），针对岗位人员井控操作技能、井控思想意识和井控設备的安装使用、钻井液转型、坐岗观察等，现场监督做到盯住、盯紧、盯死；经过实践，有效削减了施工单位经济成本和时间的损失，增强了井控险情的控制能力。
1.1按照长油工程函字〔2013〕14号（图2）要求，监督部向施工单位提供标准的电子版井控综合资料，并现场指导、督促井控综合资料填写规范。
要求录井小队和钻井队防喷演习同步，记录填写内容规范（图3），现场指导录井岗位人员防喷演习时自己该做什么。
1.2项目组联合监督部还不定期进行夜查（图4）井控设备设施检测、安装、固定、保养（图5）情况，注重正压式呼吸器（图6）和气体检测仪日常检查。
水平井队伍及黄陵区域钻井队伍限期配置了双闸板防喷器（图7）和符合要求的固控设备，满足了井控和井下安全需要。
1.3五月初，采一区域有些民营钻井队伍的井控设备安装不规范，放喷管线未按照要求安装和连接（图8），管汇压力表和表座不合格（图9），通过项目组的严格要求，钻井监督督促及下达限期整改通知单的形式，目前，所有的民营钻井队伍井控设备设施安装（图10图11）基本符合井控要求。
1.4依据监督手册和井控细则制定了《钻井井控检查要点及检查明细对照表》（图12）明确了监督检查的标准和要点。严格监督对二开验收和井控设备试压，不合格或整改达不到要求的施工队伍严禁钻井施工。
1.5建立井控装备台账（图13），对每个施工单位井控设备的维护、保养及使用情况随时抽检，每更换一个井组监督都会要求施工单位进行防喷演练并进行讲评，通过演习使他们熟练掌握各种不同工况的关井动作。
2、重视打开油层前钻井液转型工作，塞130区块施工的钻井队伍，要求加重材料储备达到50吨（图14）；打开油层前，泥浆密度达到设计上线；贯彻项目组文件精神（图15），确保施工队伍做好溢流井控制和处理，满足安全生产和井控要求。
3、经常性开展以井控防喷演练为重点，以防硫化氢、有毒有害气体中毒、气体检测仪使用（图16）和背戴正压式呼吸器（图17）为重点演练内容。对班组岗位员工一个一个过关演练，提高井控风险意识。
4.王97-341井溢流监督处理情况通报
4.1基本情况：王98-33井组第6口井王97-341井（注水井）。
4.1.1地理位置：位于陕西省安塞县王窑乡白台政村，
4.1.2钻井单位：安塞佳安油田服务有限公司佳安20008队。
4.1.3钻井时间：一开2013年8月30日13：40，二开9月1日17：10，完钻时间9月5 日23：00。
4.1.4完钻层位及完钻原则：延长组长63 钻穿油层打35米完钻 油田三级风险井
4.1.5井深结构：表套管下深：φ244.5*182.00m，
4.2溢流发生经过
2013年9月6日0：30分完井电测至760m遇阻，01：00下钻通井，12：00起完钻，通井期间未按规定循环灌注钻井液，14：00二次电测至1227m遇阻，在起出电测仪器至井口时，坐岗工发现溢流量为1㎡/h（图19）的带有硫化氢气味的污水溢出井口。
4.3处理方法
4.3.1工程监督15：20到井后，立即组织当班人员抢下钻（钻具下深156.00m）关防喷器（图20）观察，关井套压3.5MPa立压0MPa，保持套压在3MPa节流放压。
4.3.2组织工人利用现场加重资源立即配置密度1.40g/cm3，粘度70S钻井液（图21）准备循环压井，并要求施工方储备足量的压井加重材料，由于井口及放喷口伴随H2S浓度高达4-50PPm，钻井工人无法抢下钻操作。
4.3.3 9月7日10：00将重浆30㎡，密度1.42g/cm3，粘度70S，10：50注入井内15min后停泵，关井达30min后，井内仍有溢流，并伴随H2S浓度高达80PPm，23：00组织二次压井，将重浆30㎡，密度1.45g/cm3，注入井内30分钟后开井仍有大量气体外漏，井口H2S浓度高达50PPm，二次压井失败。
4.3.4 9月8日13：00考虑大量有毒气体会造成的危害较大等因素， 再次压井的成功几率较低。最后经公司同意固井强行封固措施，14：30分快速下钻至井深698m处，用固井车注入平均密度1.85g/cm?，水泥浆13T，从698米封至498米，观察井内无任何气体及泥浆流出，压井成功。准备候凝72小时后侧钻。
4.4.溢流原因及分析
4.4.1同层位有4口注水井停注后，地层压力为10MPa；（邻井地层压力参数图22） 4.4.2起钻及电测期间灌入井内泥浆密度低（实际密度1.05g/cm3，粘度32S，设计并要求密度1.15g/cm3，粘度50S），不能平衡地层的压力，因此地层流体进入井内，发生溢流；
4.4.3施工方井控意识不强，发生溢流初期未能及时抢下钻具关井；
4.4.4施工方地面配置重浆设备简陋，速度慢，循环罐容积小（20 m?）；达不到一次压井循环要求。
4.5过程监督情况及启示
4.5.1该井9月1日17：10二开验收及井控试压合格（图23）；9月4日监督在井深1140 m距打开油层50m，打开油层前验收合格，钻井液密度进口1.13g/cm3，粘度50S，出口密度1.12g/cm3，粘度45S，符合设计要求。
4.5.2 9月7日8时配重浆浆注入循环压井期间封井器闸板损坏，不能正常关井，测得井口H2S浓度60PPm，16：00队长组织工人再次压井，在配浆过程中有3名工人出现呕吐现象，此时注入井内密度1.45 g/cm?，粘度70S体积20m?钻井液，坐岗观察；
4.5.3 9月8日14时，测得井口硫化氢浓度45PPm，项目组决定水泥固井，注入13T密度1.85 g/cm3水泥，压井成功，封井段698m至498m。
4.5.4監督未在施工现场情况下（重点、关键工序巡井监督，三类油井一名监督承包2-3个钻井队伍），部分民营队伍不能完全执行油田公司、工程设计及项目组和监督部井控管理规定是发生此次溢流的根本原因；
4.5.5施工方负责人（现场经理）井控意识淡薄，持有井控提高证但无井控操作经验，需加强培训井控意识和提高技能。
5.结论
个别民营钻井队伍设备陈旧、故障率高；井控设备、设施安装、检查保养达不到井控要求，部分岗位员工井控意识淡薄；工程监督有责任督促施工方冬休前做好井控设备检修、检测、保养和岗位人员通过井控培训取证提高井控技能，以促进产建钻井队伍质量的提高，保证油田开发井控安全。
针对采一产建塞130区块，项目组在“落实责任、全员参与、控制风险”上狠下功夫，就如何做好施工现场井控监督管理，确保井控安全生产是我们下一步工作重点。
参考文献：
[1]王98-342井钻井工程设计.
[2]王98-342井钻井工程地质设计.
[3]《长庆油田2013年油田产能建设钻采工程方案》、《长庆油田2013年油田产能建设地质方案》，及有关技术规范及技术法规.
[4]王98-342井钻井工程过程监督及完井资料.