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1、中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则第一章 总 则第一条 为了深入贯彻落实国家安全生产法、环境保护法和中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控技术规范，进一步加强中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司（以下简称公司）井控工作，有效预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，确保钻井安全生产，结合实际，特制定本细则。第二条 本细则主要依据：中华人民共和国石油天然气行业标准、中国石油天然气集团公司钻井井控技术规范、中国石油天然气集团公司井控培训管理办法等。第三条 钻井井控工作是一项技术要求严密的系统工程，涉及设计、施工、检查
2、、监督、验收、装备配置、应急救援和人员培训等，各项工作必须有计划、有组织地协调进行。第四条 井控工作包括井控风险管理、井控设计、井控装置的安装、试压、使用和管理、钻开油气层前的准备和验收工作、钻开油气层过程中的井控作业、欠平衡钻井要求、井喷失控处理、防火防爆、防硫化氢措施，井控技术培训和井控工作管理制度等八个方面。第五条 本细则适用于吐哈油田本区域石油与天然气钻井、录井、测井、固井等施工中的井控管理。第二章 井控风险管理第六条 工程技术处负责组织井控风险评估报告的讨论和发布；生产运行处、质量安全环保处、勘探部、开发部、勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督中心和采油厂参与井控风险评估报
3、告的讨论，勘探开发研究院负责编写井控风险评估报告。第七条 井控风险依据所钻井地面环境、地质情况、施工工艺等方面进行分级，公司将井控风险划分为三个等级，具体如下：1.井控一级风险井（不包括稠油井）：区域探井、预探井；评价井、开发井：井深（垂深）4500米的井；预测地层压力系数1.3的油井；气油比500：1的自然产能日产油大于4方的油井；预测地层压力系数1.0的自然产能日产气大于20000方的气井；预测地层天然气中含有硫化氢或其它有毒有害气体含量高于150毫克/立方米(100ppm)的井；井口周围500米范围内有村庄、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
4、源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道）的气井和地层压力系数大于1.1的油井；1200米内含有气层的井;欠平衡、新工艺实验等特殊施工井。2.井控二级风险井：除井控一、三级风险以外的井。3.井控三级风险井：井深（垂深）4500米的稠油开发井、井深（垂深）3200米且预测地层压力系数1.0且油气比200：1日产油低于3方的稀油开发井。 第八条 井控管理组织机构设置（一）公司成立井控领导小组,负责油田井控管理工作。（二）勘探开发研究院、工程技术研究院、勘探公司、监督中心、采油厂、钻井承包商分别成立井控管理领导小组，负责本单位井控管理和监督工作。第九条 公司井控领导小组构成与职责（一）公
5、司井控领导小组构成组 长：公司主管井控的副总经理组 员：工程技术处、质量安全环保处、生产运行处、规划计划处、财务处、设备管理处、企管法规处、人事处、勘探部、开发部、对外合作部、钻井设计与监督部门、勘探公司、采油厂、钻井承包商等单位的井控第一负责人。井控领导小组下设井控管理办公室，办公室设在工程技术处，负责公司井控管理工作。（二）公司井控领导小组职责1.贯彻落实中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份有限公司井控管理规定和有关文件精神；2.制定有关井控管理的规章制度；3.组织、监督井控新工艺、新技术的实施；4.检查落实各施工单位井控资源配备情况；5.协调解决井控工作中存在的重大问题；6.组织并
6、实施井喷失控事故的处理；7.组织井控工作大检查和年度井控工作总结评比。第十条 工程技术处井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度；（二）组织制（修）订井控细则、井控技术规定和标准；（三）组织钻井井控应急预案的编写、演练；（四）组织实施井控新工艺、新技术的推广和应用；（五）组织公司井控专项检查，监督、检查相关单位和人员执行本细则；（六）参与井喷失控事故的调查、分析，负责统计上报工作；（七）负责油田井控管理工作的现状调研，适时提出井控工作建议；（八）负责编制公司机关年度井控培训计划;（九）负责组织有关井控工作的资料汇总及上报工作。第十一条 质量安全环保处井控管理职责（一）贯彻落实上级
7、有关井控管理的标准、制度及本细则； （二）参与钻井井控应急预案的编写、演练；（三）参与公司井控专项检查；（四）监督检查井控应持证人员的持证情况；（五）组织井喷失控事故的调查、分析，并提出处理意见。第十二条 生产运行处井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则； （二）参与公司井控专项检查；（三）启动井控应急预案，组织井喷事故抢险救援工作；（四）参与钻井井控应急演练预案的编写和演练；（五）参与井喷失控事故的调查和分析。第十三条 对外合作部井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度；（二）检查、督促所辖区域相关单位和人员执行所在国家、地区的有关法律、法规和建设方井控管理相
8、关规定的落实情况；（三）负责组织所辖区域施工单位的井控工作检查；（四）负责组织对所辖区域施工作业队伍井喷失控事故的调查、处理和上报工作。第十四条 勘探部井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与公司井控专项检查；（三）负责探井地质设计、工程设计的审核；（四）负责检查督促所辖施工作业队伍井控工作；（五）组织对探井特殊工艺井钻井工程设计的评审；（六）参与所属钻井的井喷事故的调查与分析；（七）制定、实施本部门井控培训计划。第十五条 开发部井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与公司井控专项检查；（三）检查督促所辖施工队伍的井控工作；（四）负责开发
9、井地质设计、工程设计的审核；（五）组织对开发井特殊工艺井钻井工程设计的评审；（六）组织开发井井控一级风险井钻开油气层前的井控工作验收； （七）检查督促开发井关键工序的执行情况；（八）负责协调开发井邻井停注、泄压等事项；（九）参与开发井井喷事故的调查、分析；（十）制定、实施本单位井控培训计划。第十六条 勘探开发研究院井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与井喷事故的调查和分析；（三）制定、实施本单位井控培训计划。第十七条 工程技术研究院井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与井喷事故的调查和分析；（三）制定、实施本单位井控培训计划。第十八条
10、 监督中心井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）负责开发井的井控工作，参与公司井控专项检查；（三）组织钻井各次开钻和钻开油气层前的井控工作验收；（四）负责钻井作业过程中关键工序各环节的检查与监督;（五）按照井控培训计划、目标及要求，组织实施井控培训工作，对培训质量负责；（六）研究和改进培训方法、途径，编写井控培训补充教材；（七）负责井控中心实训基地及设施的管理工作，确保培训设施完整、安全；（八）参与井喷事故的调查和分析；（九）编制公司年度井控培训计划。第十九条 勘探公司井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）负责探井的井控工作，参与公司井控专项
11、检查；（三）负责探井地质设计、工程设计的审核；（四）负责检查督促所辖施工队伍井控工作；（五）负责组织探井各次开钻和钻开油气层前井控工作验收；（六）负责组织探井邻井停注、泄压等事项；（七）组织对探井特殊工艺井钻井工程设计的评审；（八）负责探井关键工序各环节的检查与监督;（九）参与探井井喷事故的调查与分析；（十）制定、实施本单位井控培训计划。第二十条 采油厂井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理的标准、制度与本细则；（二）参与公司组织的井控专项检查；（三）执行钻井地质设计和钻井工程设计中的邻井停注、泄压规定；（四）参与本单位范围内井喷失控事故的调查和分析；（五）制定和实施本单位井控培训计划。第二十
12、一条 钻井承包商井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则；（二）按标准、设计配备井控所需各类资源；（三）实施井控新工艺、新技术；（四）按照公司井喷事故应急预案，实施井喷事故的处理和抢险工作；（五）保证井控相关人员持证上岗。第二十二条 录井、测井单位井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则；（二）按标准、设计配备井控所需各类资源；（三）配合钻井承包商做好现场井控工作；（四）及时进行井控风险提示；（五）保证井控相关人员持证上岗。第三章 井控设计第二十三条 井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计的重要组成部分。第二十四条 地质设计单位负责收集、提供地表环境情
13、况，在地质设计中，应包含以下内容：（一）明确提供保证钻井井控安全作业的井场面积及进出井场的道路。若安全距离不能满足上述规定，由勘探部（开发部）组织相关单位进行风险评估，按其评估意见处置，并在设计中进行明确提示，在地质设计中应明确所钻井是否为“三高井”，且要明确“三高井”的类型。（二）进行地质设计前应对井场周围一定范围内（高含硫井3000米）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、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明，特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距地表深度；在江河、干渠、坎儿井周围钻井，应标明河道、干渠、坎儿井
14、的位置和走向等。（三）地质设计书应依据本细则第七条相关条件注明该井井控风险级别，应根据物探资料及本构造和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力、地层坍塌压力和地层破裂压力剖面图（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井地层承压检验资料）、本区块地质构造图（包括全井段断层分布）、浅气层资料、浅水层资料、油气水显示、邻井井身结构、水泥返高、固井质量、复杂情况等资料。（四）在含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对有毒有害气体分布的层位、埋藏深度及含量进行预测。在工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。（五）在已开发的调整区钻井，地质设计书中应提供该区注水、注气（汽）井
15、情况（明确注水层段），分层提供动态压力数据。第二十五条 工程设计要求（一）工程设计依据地质设计注明的井控风险等级，以及井控风险提示，明确井控要求，并提出针对性的施工措施。（二）钻井液密度的确定。钻井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。安全附加值为：1.油井、水井为0.05克/立方厘米0.10克/立方厘米或增加井底压差1.5兆帕3.5兆帕；2.气井为0.07克/立方厘米0.15克/立方厘米或增加井底压差3.0兆帕5.0兆帕；3.具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋
16、藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套情况等因素。含硫化氢等有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。（三）加重钻井液及加重材料储备情况。钻井工程设计应根据井眼状况，明确储备钻井液密度、数量及加重材料数量。1.区域探井在二开前储备一倍井筒容积的加重钻井液、加重材料60吨。2.预探井、含硫化氢井在二开前储备加重钻井液80方、加重材料60吨。3.除区域探井、预探井和含硫化氢井以外的一级井控风险井在打开油气层200米前，储备加重钻井液50方、加重材料40吨；二级井控风险井单井储备加重钻井液40方、加重材料30吨；三级井控风险
17、井可以不储备加重钻井液和加重材料。4.老井加深井、套管开窗井在施工前储备加重钻井液和加重材料按照开发井分类区域储备。5.离物资储备点大于200公里以外的井，增加加重材料40吨；储备的加重钻井液密度附加值，预探井、评价井为设计最高钻井液密度的0.30 克/立方厘米，开发井为设计最高钻井液密度的0.20克/立方厘米。（四）钻井工程设计应明确以防喷器为主的井口井控装置的组合形式、压力等级、安装标准和试压要求，并列出不同压力等级防喷器组合图。压力等级应不低于全井段最大油气层压力。“三高”油气井的井控装备应在要求的基础上提高一个压力级别，且防喷器使用时间不超过7年。钻井工程设计应明确钻具内防喷工具、井控
18、监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置的配置情况；以及油气井压力控制的主要技术措施；明确消防器材的配置标准，以及防喷防火应急措施。（五）钻井工程设计应明确提出合理的井身结构。表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、（地表）砾石层的要求，且其坐入稳固岩层应不少于10米，水泥浆应返至地面。同一裸眼井段存在两个以上的压力系统时，当压力梯度差值超过0.3兆帕/100米，或采用各种工艺措施仍不能解除严重井漏时，应下技术套管封隔，套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管。若不能达到以上
19、要求，在工程设计中应制定井控措施和相应的应急预案。套管的材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以及下一步钻井中应对相应地层不同流体的要求。高含硫油气井的水泥应返至上一级套管内或地面，并且其形成的水泥环顶面应高出已经被上层套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100米。油层水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300米。（六）欠平衡钻井井控设计应纳入钻井工程设计，其井身结构、井控装备配套和井控措施等方面的设计应满足欠平衡钻井的特殊安全要求。欠平衡钻井方式的选择和欠压值的确定应综合考虑地层特性、井壁稳定
20、性、地层孔隙压力、地层破裂压力、预计产量、地层流体和钻井流体的特性、套管抗内压及抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。油气储层不能实施空气钻井或以空气为介质的雾化钻井。（七）探井、油藏评价井应采用地层压力随钻监测技术，绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整钻井液密度。现场有综合录井仪的，录井小队必须为钻井队提供实时压力监测数据，并及时以书面形式向钻井队提供异常情况提示报告。（八）其他井控要求1.钻井工程设计应明确规定，每下入一层套管后，钻开新地层510米或第一个砂层，必须做地层破裂压力试验。2.开发井进
21、入油层前100米开始，探井从安装防喷器之日起，每天做一次低泵冲实验，使用无级变速泥浆泵的钻井队按30、40、50冲的排量进行实验，使用机械传动泥浆泵的井队按照单凡尔、双凡尔进行试验，并记录泵冲、泵压。第二十六条 设计审批原则（一）工程设计单位必须具备设计资质，从事“三高”井工程设计的单位必须具备甲级资质。（二）地质设计：由勘探开发研究院负责设计编写，一般油气井设计人员应具有现场工作经验和相应的专业中级技术职称，设计审核人员应具有相应专业的高级技术职称。（三）工程设计：由工程技术研究院负责设计编写，一般油气井设计人员应具有现场工作经验和相应的专业中级技术职称，设计审核人员应具有相应专业的高级技术
22、职称。（四）高压、高含硫井设计人员应具有现场工作经验和相应专业的高级技术职称，设计应由具有相应专业高级技术职称或本企业级以上的技术专家审核，负责勘探、开发的总工程师或主管领导批准；高含硫井的地质设计和工程设计应由公司主管井控的领导批准。第四章 井控装置的安装、试压、使用和管理第二十七条 井控装备组合按附图执行，含硫地区井控装备选用的材质要符合企业标准Q/SY 1115-2014含硫化氢油气井安全钻井推荐作法规定。防喷器压力等级的选用以全井最高地层压力为准。第二十八条 防喷器组合形式与压力级别的选择。根据井控风险评估结果，对不同级别的风险井采用不同级别的井控装备。（一）一级风险井垂深在4500米
23、以上的按照附件1图一组合，4500米以内的（含4500米）按照附件1图二组合；二级风险井区按照附件1图三组合（垂深1200米以上井选择35兆帕组合，1200米以内选择21兆帕组合）；三级风险井按照附件1图四组合。（二）高含硫油气井安装70兆帕或以上压力的防喷器时，必须安装剪切闸板防喷器。（三）套管开窗侧钻井按附件1图三组合。第二十九条 节流管汇、压井管汇压力级别和组合形式要与防喷器压力级别和组合形式相匹配。节流管汇按附件1图五至图八安装；压井管汇按附件1图九安装；防喷管线和四通闸门按照附件1图十安装。第三十条 井控装置现场安装要求（一）防喷器组合件的安装1.防喷器组合件：升高短节、四通、双闸板
24、防喷器（下面半封、上面全封）、环形防喷器，按规定顺序自下而上逐个安装，不可窜位。2.连接法兰：要求密封槽无伤痕、清洁无脏物，钢圈无变形，加密封脂（或黄油）放平摆正；四通两翼中心线正对井眼轴线，出口垂直指向井架左右两侧，并能接出两翼连接管线；各紧固螺栓配戴齐全，上平法兰，拧够扭矩；丝扣连接，要保证丝扣完整、清洁、无伤痕，加密封脂（或丝扣油）上够扭矩，密封可靠。3.闸板防喷器安装时，油路接口置后，控制油管线从井口后方连接，旁侧出口法兰正对井口前方，两侧门锁紧轴垂直指向井架底座两侧，且防喷器的高度要能保证手动锁紧杆顺利接出井架底座外，并便于操作（受钻机底座限制的可不接出，但手动锁紧杆安装必须留出操作
25、空间，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴线的夹角不大于30度，挂牌表明开、关方向及到底圈数）。手动锁紧操作杆离地面超过1.65米时，要安装操作台。4.闸板防喷器内所装半封闸板的尺寸必须与本井所用的钻杆公称尺寸相匹配，距井控车间200公里以远的井队，井场应配备相应的半封闸板和全封闸板各一副。5.防喷器安装好后，用直径15.24毫米钢丝绳对角固定在井架底座底部，用M301000正反螺丝绷紧，每处3个卡子，严禁在底座斜拉筋上固定；同时在防喷器上加装防淋伞，使用钢丝绳固定。（二）井控管汇的安装1.节流管汇、压井管汇及其所有的管线、闸门、法兰等配件的额定工作压力，必须与所使用的防喷器的额定工作压力相匹配
26、。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。2.防喷管线要使用专用硬管线，接出井架底座之外，并采用螺纹和标准法兰连接，不得在现场焊接。当防喷器额定工作压力级别不大于35兆帕时，若遇特殊情况，内防喷管线不能顺利接出井架底座的，经甲方监督许可后，可使用高压耐火软管，并在两端拴保险绳。3.井口四通两侧各安装两个平板闸阀，紧靠四通的闸阀处于常开状态（冬季处于常关状态）。防喷管线控制闸阀（手动或液动阀）接出井架底座以外，处于常关状态。（冬季：三塘湖区域：11月1日至4月1日；其他区域：12月1日次年3月1日）。4.节流压井管汇与防喷器四通、防喷管线连接一定要平直稳固，内径不得小于78毫米（壁厚不得
27、小于9毫米），节流压井管汇以外的主放喷管线通径不得小于78毫米，管线必须采用标准法兰连接，其布局要考虑当地季节风向，出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路、水源等，三级井控风险井接出井口30米，备足75米，其它区域接出井口75米以远。管线每隔10米要用基墩固定（基墩重量不小于500公斤），固定螺栓直径不得小于20 毫米，丝扣朝上，采用一次压制成型的压板（不允许焊接），压板宽100毫米，厚度不小于10毫米，压板与管线之间用橡胶材料隔离，固定牢靠。如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头或使用90度灌铅弯头，且弯头两端需用基墩固定。若受井场条件限制，放喷管线不能接出75
28、米以远，可接到井场边缘，备足75米管线、弯头、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两头要做防沙保护。如果有两条管线走向一致时，应保持大于0.3米的距离，并分别固定。放喷管线出口安装点火装置，对手动点火装置考虑不同风向，实现安全点火。一级井控风险井，自节流、压井管汇以外的前两个基墩使用地脚螺丝固定,其余基墩，1/2以上的本体埋入地表以下。5.副放喷管线出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路等，区域探井、预探井、超深井、高含硫井管线必须接出75米以远。三级井控风险区域的开发井、评价井距井口不少于10米，其它区域开发井和评价井距井口不少于18米，井场备足75米管线、弯头、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两
29、头做防沙保护。6.节流管汇至钻井液循环罐至少安装一条钻井液回收管线，转弯处必须采用弯度大于120度的铸钢弯头，转弯处及钻井液出口固定牢靠，回收管线出口必须安装在除气器前的循环罐。钻井液回收管线可以用高压防火软管线，拴保险绳，固定牢靠。7.节流、压井管汇安装双压力表，大分度值压力表量程应为防喷器额定工作压力的1.3倍，小分度值压力表量程10 兆帕，表盘朝向应与大门同向。待命工况，大量程压力表处于开位，小量程压力表处于关位，压力表均应装针形阀。8.节流、压井管汇底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得少于20毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用的钢板厚度不小于10毫米。9.不得在任一管线上开
30、孔焊接压力表和其它管线，所有井控管线的闸门必须统一编号，并标明开关状态。10.对远程控制室各手柄和压井、节流管汇各阀门统一挂牌标识。11.冬季钻井期间，所有井控管汇在使用后必须吹扫干净，对阀门、仪表、气路必须采取防冻措施，用电热带加毛毡保温，以保证管路畅通、阀门开关灵活、控制系统工作正常。12.欠平衡钻井燃烧管线或排砂管线应顺着季节风方向延伸至距井口75米以远的安全地带，燃烧筒距污水坑直接距离不小于20米，末端采用垂直地面、高1.5米的燃烧筒，燃烧管线上安装防回火装置，出口应安装自动点火装置，其点火间隔时间不大于3秒，同时应备用手动点火装置。多雨地区雨季燃烧筒应安装防雨罩，固定牢固。并修建燃烧
31、池，燃烧池大小应满足欠平衡钻井安全要求。13.区域探井、预探井、气井、含硫化氢井必须安装自动点火装置和防回火装置。采用垂直地面、高1.5米的燃烧筒，多雨地区雨季应安装防雨罩，并固定牢固。（三）控制系统的安装1.控制系统的控制能力应满足所控制的防喷器的需求和控制对象的个数。2.远程控制室安装在大门左侧，距井口25米以远，大门朝向井场方向，距放喷管线、水罐等应有2米以上距离，并在周围留有宽度不少于2米的人行通道，周围10米内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品，电控箱总闸必须是防爆开关，室内照明灯必须防爆。气动泵气源与储气罐接通。电源线、气源线必须是专线。3.远程控制室与防喷器各控制对象采用高压耐火软管或
32、高压硬管线连接，做到密封可靠，严禁将液控管线直接埋地，通过井场的管汇必须架空，并做好过桥保护。4.区域探井、预探井、评价井、气井、高压调整井以及气油比高于500:1、地层压力系数高于1.3的区块，同时在钻井过程中可能钻遇气层气、油顶气的开发油井必须安装司钻控制台、节控箱及配套装置。5.其它安装了液动节流阀的井必须安装节流管汇控制箱。6.司钻控制台安装在钻台上司钻易于操作的地方（一般安装在司钻操作箱附近），固定牢靠，各操作阀的控制对象、工作状态应有醒目的标识，配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束。（四）井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置的安装1.按设计要求配齐加重和灌注装置及钻井液
33、循环池液面监测与报警装置。 2.按设计要求配齐钻井液净化装置，区域探井、预探井、气井及油气比高于500:1的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，液气分离器排气管线（管径等于或不小于排气口直径）接出距井口50米以远。3.液气分离器底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得小于20 毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用的钢板厚度不小于10毫米。分离器总成自上部采用不少于4根的16毫米钢丝绳对角固定。排气管出口应接至距井口50米以上的安全地带，距各种设施不小于50米，且不能正对居民区、道路、油罐区、电力线及各种固定设施。管线每隔810米要用基墩或地脚螺栓固定，出口采用双基墩或地脚螺栓固定牢靠，
34、尽可能平直，固定螺栓直径不得小于20毫米，压板使用的钢板厚度不小于10毫米。4.钻井液液气分离器的进液管采用内径不小于100毫米的高压金属管线或高压耐火软管，两端拴保险绳，使用基墩固定。5.井控一级风险气井、欠平衡井应选择1200型以上液气分离器。6.液气分离器排气管线压力表安装1.6-2.5MPa的抗震压力表，表盘直径不小于100毫米，压力表表盘安装方向应与井架正面一致，垂直安装。7.钻井液回收管线必须使用与分离器出口相同尺寸的硬管线，出口接至振动筛入口处，固定牢靠。第三十一条 欠平衡井控装置安装要求（一）防喷器组合1.根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况，选择压力级别匹配
35、的旋转防喷器或旋转控制头。2.旋转防喷器或旋转控制头安装在常规钻井井口防喷器组合之上。3.井口装置通径应大于钻井、完井作业管串及附件的最大外径。4.探井、评价井进行欠平衡钻井时，井口装置按附件1图十一组合；生产井进行欠平衡钻井时，按附件1图十二组合。（二）油气储层欠平衡钻井需另外安装并使用一套独立于常规节流管汇的欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于旋转防喷器或旋转控制头的额定工作压力。在欠平衡钻井过程中不允许使用常规节流管汇。（三）气体欠平衡钻井施工使用不带旁通口的旋转防喷器或旋转控制头时，应在其与常规防喷器组之间安装一个专用三通或四通，作为欠平衡钻井的导流通道。（四）液相欠平衡钻井应配备
36、1200型及以上液气分离器，油井应配备撇油罐和储油罐。第三十二条 内防喷工具的配备。井队应配备方钻杆上旋塞1个、方钻杆下旋塞2个、钻具止回阀2个，未安装环形防喷器的钻井队，可不配备上旋塞。第三十三条 井控装备的送检。区域探井、预探井、气井（预测地层压力系数1.0）、欠平衡井、垂深4500米以上深井（稀油）全套井控装备每口井送井控车间检修试压；评价井（稀油）、开发油井（预测地层压力系数1.3）、气井（预测地层压力系数1.0）、垂深4500米以上深井（稠油）每2口井封井器送井控车间检修试压；评价井（稠油）、开发油井（预测地层压力系数1.3）每4口井封井器送井控车间检修试压；三塘湖和鲁克沁稠油区域垂
37、深小于4500米开发油井封井器每6口井送井控车间检修试压。防喷器在现场的试压检验周期不得超过3个月。 第三十四条 井控装备检修试压（一）对新购入的井控装置必须进行质检，并按标准进行试压合格后方可投入现场使用。井控设备的试压、维修、更换配件必须在具有中国石油天然气集团公司认可的且在本油田服务的井控车间进行，井控配件由井控车间统一在有资质的厂家购买。井控车间对回收的井控装置，包括防喷器、四通、闸阀、节流管汇、压井管汇、防喷管线、液气分离器、液控管线、内防喷工具等，必须分别清洗检修；防喷器组在井控车间进行分体试压。重点井、特殊井按照钻井工程设计要求，在井控车间按井场连接形式组装并用清水整体试压，环形
38、防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇、压井管汇、液控管线、按零部件额定工作压力分别试压。压力试验稳压时间不少于10分钟，允许压降0.7兆帕，密封部位无渗漏。并填写试压记录。（二）远程控制台、司钻控制台、节控箱应每年进行1次检修、保养、调试，使其能正常工作。（三）节流管汇和压井管汇每6个月送井控车间检修试压。（四）检修试压合格的井控设备应进行包装保护，防喷器、远程控制台等设备的油道口、法兰盘、气路接头等应上丝堵或进行包扎，对密封钢圈、螺栓等配件应进行装箱或包装保护，以防在运输过程中损坏。（五）经检修的井控设备按规定试压合格后，必须填写检修试压记录及合格
39、报告，经质检员签字后随设备一起交接。（六）井控装置现场试压与调试。1.试压标准。（1）在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80% 的前提下进行现场试压，环形防喷器在封管子状态下（不允许在封零状态下试压），试压至额定工作压力的70%；闸板防喷器及节流压井管汇试压到额定工作压力；防喷管线试压到防喷器额定工作压力，放喷管线试验压力不低于10兆帕。试压稳压时间不少于10分钟，允许压降不大于0.7兆帕，不刺不漏为合格。（2）拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行试压。（3）远程控制台在现场安装完毕后，按其额定工作压力（21兆帕）做一次可靠性试验。（4）远程控制台采用规定压力用液压油试压，其余井控装置
40、试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。（5）一级井控风险井采用专用试压泵试压，并出具试压曲线报告；其它井用试压泵、水泥车或具有无级调控排量的钻井泵试压。现场井控装置试压时，必须有代表公司的监督在现场并签字认可。（6）若使用变径闸板，应分别对两个尺寸的闸板进行试压。2.安装好的井控装置必须调试，使其达到待命工况。（1）防喷器全开。（2）控制室电源总闸处于开位，电控箱手柄处于自动位。（3）远程控制台三位四通换向阀手柄（除旁通阀外）统一处于工作位。（4）储能器进出油阀处于开位。（5）电泵、气泵进油阀处于开位。（6）油箱液压油储量符合标准。（7）储能器压力表显示压力17.5兆帕21兆帕。（8）管汇压力表显
41、示压力10.50.7兆帕，环形防喷器控制压力表显示8.510.5兆帕。（9）储能器充氮压力70.7兆帕。（10）气泵、司钻控制台气源压力为0.65兆帕0.80兆帕。（11）司钻控制台各压力表显示值应与远程控制台对应的压力表显示值相同，压力相差不超过1兆帕。（12）压力继电器下限调至17.5兆帕，上限21兆帕。（13）节流控制箱，液控节流阀阀位显示半开状态，各压力表显示值应与对应的压力表显示值相同。第三十五条 内防喷工具检验试压（一）试压要求使用清水试压。试压压力为低压2兆帕，高压试到额定工作压力；稳压5分钟，外观无渗漏，压降不大于0.7兆帕为合格。（二）试压方法。1.旋塞阀（1）旋塞阀开关活动
42、2次后，在关闭状态下对阀芯与阀座间的密封性能进行检测。（2）旋塞阀在半开、半关状态下对旋钮密封进行检测，试验压力为额定工作压力。（3）禁止用打开旋塞阀的方法进行泄压。2.浮阀（1）浮阀在未安装阀芯前，连接试压堵头，对壳体、螺纹要进行一一试压检测。 （2）装入阀芯，连接限位接头，进行密封性能试验。3.箭形止回阀（1）连接试压堵头，从母扣端对壳体、螺纹进行试压检测。 （2）连接试压堵头，从公扣端对箭形止回阀的密封性能进行试压检测，试验压力为额定工作压力。 （3）严禁用顶开装置进行泄压。4.投入式止回阀（1）投入式止回阀在未安装阀芯时，连接试压堵头，对壳体、螺纹进行试压检测。（2）不对装入阀芯的投入
43、式止回阀进行试压。 所有内防喷工具试压后，都要用压缩空气吹扫干净，减少腐蚀。 第三十六条 井控装置的使用规定（一）环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。（二）具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。当发生井喷，在内防喷工具失效的情况下且防喷器装有剪切闸板时，可采用剪切关井。（四）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。（五）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。（六）钻开油气层后，应定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器（在有钻具的条件下）试关井。（七）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T
44、5964-2006钻井井控装置组合配套安装调试与维护中的相应规定执行。（八）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。（九）手动平板闸板阀开、关到位后，都应回转1/4圈1/2圈，其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。（十）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；对防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防冻措施。（十一）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。（十二）套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。第三十七条 内防喷工具的使用（一）施工队伍
45、按照井控细则和设计要求配备内防喷工具。（二）内防喷工具每6个月进行一次检验试压，合格的出具试压合格证，否则不能继续使用。（三）新的内防喷工具，必须经过井控车间试压检验合格后方可使用。（四）现场使用的内防喷工具额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。（五）方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活动旋塞1次。（六）钻具浮阀 下钻时每下钻510柱必须灌满水眼。 （七）箭形止回阀1.用于抢接的箭形止回阀，应装好顶开装置，并确认阀芯已顶开，放在钻台，便于取放的位置。2.钻井队准备一根防喷钻杆单根，防喷单根带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和箭形止回阀或旋塞阀，并且所有连接螺纹必须预先紧扣，正常钻进时摆
46、放在管排架，起下钻铤时放在小鼠洞内或大门坡道上。第三十八条 井控装置的管理（一）资产拥有单位自行检验范围为：1.出厂时间不超过十年的防喷器和井控管汇；2.出厂时间不超过十二年的防喷器控制装置；3.经第三方检验机构检验合格，且在检验有效期内受到损伤的井控装备。（二）委托第三方检验机构检验范围为：1.出厂时间超过十年的防喷器和井控管汇；出厂时间超过十二年的防喷器控制装置；2.防喷器和井控管汇出厂时间未超过十年，防喷器控制装置出厂时间未超过十二年，但在运输、仓储、使用过程中损伤，或曾在硫化氢等腐蚀介质或着火环境中使用过，可能导致安全性能严重下降，且自行检验机构无法判定的装备；3.井控装备资产拥有单位
47、认为需要委托第三方检验机构检验的装备。4.井控装备资产拥有单位认为需要委托第三方检验机构检验的装备。（三）井控装备出厂时间总年限达到以下条件的应报废：1.防喷器十三年；2.防喷器控制装置十五年；3.井控管汇十三年。（四）达到报废总年限后确需延期使用的，须经第三方检验并合格，延期使用最长三年。（五）防喷器的报废管理1.性能损伤报废：井控装备在有效使用期间因现场使用工况恶劣或维修保养等环节的问题造成性能达不到本身性能指标的，必须进行报废处理。2.疲劳强制报废：井控装备超过有效使用期间因使用疲劳而达不到本身性能指标的，必须强制报废。强制报废条件执行中国石油天然气集团公司井控装备判废管理规定（中油工程字2006408号）规定。（1）防喷器和控制装置具备以下条件之一者，强制判废：防喷器出厂时间满16年的，控制装置出厂时间满18年的；主要元件（泵、换向阀、调压阀及储能器）累计更换率超过50的；经维修后，主要性能指标仍达不到行业标准SY/T 5053.2规定要求的；对回库检验及定期检验中发现的缺陷无法修复的；主要元器件
