华北油田公司钻井井控实施细则.doc

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1、华北油田公司钻井井控实施细则QG/HBYT 059-2009 页码：70/68 发行版本：C石油与天然气钻井井控实施细则 修改次数：1 文件编号：QG/HBYT 059-2009 页 码：1/681 范围本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、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、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻

2、井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。SY/T 50872005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/ 543092 地层破裂压力测定套管鞋试漏法SY/T 51272002 井口装置和采油树规范SY 57421995 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则SY/T 62031996 油气井井喷着火抢险

3、作法SY/T 59642006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护中油工程字（2006）247号 石油与天然气钻井井控规定中油工程字（2006）274号 关于进一步加强井控工作的实施意见中油工程字（2006）408号 井控装备判废管理规定中油工程字（2006）437号 井控培训管理办法3 术语及定义本细则采用下列定义。3.1 “三高”油气井3.1.1 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。3.1.2 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。3.1.3 高危地区油气井是指在井口周围

4、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）、CO等有毒有害气体的井。3.2 井喷事故分级3.2.1 一级井喷事故（级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（气）井发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周边居民的生命财产安全。3.2.2 二级井喷事故（级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生

5、井喷失控；陆上含超标有毒有害气体的油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。3.2.3 三级井喷事故（级）是指陆上油气井发生井喷，经过积极采取压井措施，在24小时内仍未建立井筒压力平衡，集团公司直属企业难以在短时间内完成事故处理的井喷事故。3.2.4 四级井喷事故（级）是指发生一般性井喷，集团公司直属企业能在24小时内建立井筒压力平衡的事故。4 职责4.1 钻采工程部是油田公司井控归口管理部门，主要职责：4.1.1 负责修订和完善油田公司钻井井控实施细则、相关管理制度及公司级应急预案。4.1.2 协调解决井控实施过程中出现的井控技术问题。4.1.3 对探井、重

6、点评价井、重点开发井（包括所有一级风险井）施工过程的井控技术措施、日常管理和现场监督进行定期和不定期检查，并对其它井进行不定期抽查。4.1.4 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责确定被评估井的井控风险级别及相应技术措施。4.2 勘探部、油藏评价部作为油田公司的建设单位，主要职责：4.2.1 勘探部全面负责探井钻井过程的生产运行组织及管理。4.2.2 油藏评价部负责评价井、开发井钻井过程的生产运行组织及管理。4.2.3 负责组织有关单位人员进行井位勘查。当井场条件不满足井控安全要求时，组织相关单位和部门进行井控安全评估。4.2.4 按井控风险级别选择施工队伍，确保人员、装备达到相应的要求。

7、4.3 工程监督部作为油田公司的现场施工监督管理的归口部门，主要职责：4.3.1 对探井、重点评价井、重点开发井直接选派现场监督（包括所有的一级风险井），指导各油气生产单位对其它井的监督管理。4.3.2 督促有关单位落实井控措施及应急处置预案。4.3.3 对所选派监督的现场工作进行定期和不定期检查，对油气生产单位现场监督工作进行不定期抽查。4.4 质量安全环保处主要职责：4.4.1 负责审核钻井工程设计中有关安全环保内容。4.4.2 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责井位现场安全环保方面的评估。4.5 生产运行处主要职责：4.5.1 履行油田公司应急指挥部办公室职责，负责落实油田公司井控

8、应急指挥部指令，对井控应急抢险全面协调、调度。4.5.2 参加建设单位组织的井控风险安全评估，负责处理土地、工农关系方面的问题。4.6 油气生产单位主要职责：在上级各主管部门的领导下抓好所负责井的风险评估、设计、现场用地、施工井的监督管理。4.7 地质设计单位的主要职责：4.7.1 参加建设单位组织的井位勘查。按本细则5.2.4要求，在地质设计书中描述并标识井位周边的环境。4.7.2 按本细则5.2.5要求，明确有关的安全距离。4.7.3 提供与钻井有关的有毒有害气体情况。4.7.4 初步确定设计井的井控风险级别并向建设单位报告。4.8 工程设计单位的主要职责：4.8.1 根据地质设计书中描述

9、和标识的井位周边环境，结合设计井的工several group number, then with b a, =c,c is is methyl b two vertical box between of accurate size. Per-23 measurement, such as proceeds of c values are equal and equal to the design value, then the vertical installation accurate. For example a, b, and c valueswhile on horizontal v

10、ertical errors for measurement, General in iron angle code bit at measurement level points grid errors, specific method is from baseline to methyl vertical box center line distance for a, to b vertical box distance for b, list can measured点。5.1.3.2 二类风险环境：井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有民宅；井口周围75m范围

11、内有高压线（大于等于6千伏）及其它永久性设施。5.1.3.3 三类风险环境：除一类、二类风险环境外的其它施工环境。5.1.4 施工井井控风险级别5.1.4.1 一级风险井：高压油气井；高含硫油气井；一类风险环境下一类风险区块内的施工井；区域探井；风险探井；欠平衡施工井。5.1.4.2 二级风险井：除区域探井和风险探井外的其它探井；一、二类风险环境下二、三类风险区块内的施工井；二、三类风险环境下一类风险区块内的施工井。5.1.4.3 三级风险井：除一、二级风险井以外的施工井。5.1.5 施工队伍资质要求5.1.5.1 一级风险井中的“三高”井应由具备甲级资质的队伍施工，否则须经油田公司钻井技术管

12、理部门批准后方可实施。5.1.5.2 除“三高”井外的一级风险井应由具备乙级（含乙级）以上资质的队伍施工。5.1.5.3 二级风险井应由具备乙级（含乙级）以上资质队伍施工，或者选择拥有经验丰富人员的丙级队伍施工。5.1.6 井控风险分级管理5.1.6.1 一级风险井：由油田公司和钻探公司专业技术管理部门直接监管。5.1.6.2 二级风险井：由油田公司建设单位和钻探公司二级施工单位直接监管，油田公司和钻探公司有关部门进行定期和不定期抽查。5.1.6.3 三级风险井：由油田公司油气生产单位和钻探公司二级施工单位直接监管，油田公司和钻探公司有关部门不定期抽查。5.1.6.4 二连地区、苏里格地区、山

13、西煤层气的各类井，由代表油田公司的建设单位在上级主管部门的领导下直接监管。5.2 井控设计5.2.1 井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，钻井地质、工程设计部门要严格按照井控有关要求进行设计。设计单位必须具有设计资质，从事“三高”井设计的单位必须具备甲级设计资质。5.2.2 钻井工程设计的审核、审批执行集团公司中油工程字（2006）274号关于进一步加强井控工作的实施意见要求：5.2.2.1 高压、高含硫油气井的钻井工程设计，应由相应专业教授级技术职称或者是本企业级以上的技术专家审核，或者由相应专业技术管理部门组织专家审核，批准人为油田公司相应专业技术主管领导。5.2.2.2 除高

14、压、高含硫油气井以外的钻井工程设计，审核人员应具有相应专业的高级技术职称，批准人为油田公司相应专业管理部门的总工程师或技术主管领导。5.2.3 施工设计由提供服务的单位依据地质设计和工程设计进行编写，高压、高含硫油气井的施工设计由钻探公司专业技术管理部门领导审核，钻探公司相关专业技术主管领导审批；其它井由二级施工单位技术主管部门审核，主管领导审批。5.2.4 进行地质设计前应对井场周围一定范围内（一般油气井距井口500m范围内；高含硫化氢井距井口3000m范围内）的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、地下光缆、水资源情况和风向变化等进行勘测和调查，并在地质设计中进行细致的描述，在井位详图

15、上标注说明。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，江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。5.2.5 地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：油气井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；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。若安全距离不能满足上述规定，应组织进行安全、环境评估，按其评估意见处置。5.2.5.1 按照谁投资、谁负责的基本原则，探井的安全、环境评估由勘探部牵头组织， 评价井、开发井由油藏评价部牵头组织。5.2.5.2 参加评估的部门或单位有：安全环保、

16、生产运行、工程监督、技术管理、施工单位。5.2.6 高含硫油气井开钻前应做好以下几方面工作：5.2.6.1井位应选择在以井口为圆心、500m为半径的范围内无常驻人口以及工农业设施的地方。5.2.6.2 或在井位选定后遣散和撤去500m范围内的常驻人口以及公用、民用等设施。5.2.6.3 若因特殊原因不能按上述要求确定井位，安全环保部门牵头做好对环境和后期影响的评估，同时建立油地共建联动机制，并且油田公司井控领导小组组织相关单位和人员做好应急预案并反复演练，做好道路维修、环境保护等工作，在确保所述区域内人民生命财产安全和环境保护的前提下，报经油田公司主管领导和地方政府相关部门批准后方可施工。5.

17、2.7 若施工前未确定施工井是高含硫油气井，但钻井过程中出现硫化氢含量高于150 mg/m3（100ppm）时，应立即落实能否达到5.2.6款要求，否则应封井停钻。5.2.8 一般油气井井口与任何井井口之间的距离应不小于5m；高压、高含硫油气田的油气井井口与其它任何井井口之间的距离应大于钻进本井所用钻机的钻台长度，但不能小于8m。5.2.9 地质设计书应根据物探资料、本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力、地层破裂压力（裂缝性碳酸岩地层可不作破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）和地层坍塌压力剖面、浅气层资料、油气水显示及复杂情况，特别是工程报废井取得的有关资料

18、。5.2.10 在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确目标井附近的注水、注气（汽）井分布和井间连通情况以及注水、注气（汽）情况，并提供分层动态压力剖面。钻开油气层前720天，采油厂要指定专人负责，对可能影响施工井的注水、注气（汽）井采取停注、泄压等措施，直到固井候凝完为止。5.2.11 在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，并在工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。5.2.12 施工过程中地质情况或施工条件出现较大变化时，应及时进行风险识别和评价，制定出安全技术保障措施，并修改设计，按程序审批后再继续施工。设计变更遵循“谁设计、谁更改，谁审核

19、、谁复核，谁批准、谁批复”的原则。5.2.13 工程设计书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：5.2.13.1 油井、水井为0.05g/cm30.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa3.5MPa。5.2.13.2 气井为0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa5.0MPa。5.2.13.3 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、地应力和地层漏失压力、井控装备配套情况等因素。含硫化氢等有害气体的油气层

20、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。5.2.14 工程设计书应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：5.2.14.1 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。5.2.14.2 表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且其坐入稳固岩层应不少于10m，固井水泥浆应自环空返到地面。5.2.14.3 在井身结构设计中，当裸眼井段不同压力系统的压力梯度差值超过0.3MPa/100m时应下技术套管封隔。5.2.14.4 在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道

21、、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100m。5.2.14.5 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。5.2.14.6 技术套管的材质、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。水泥应返至套管中性（和）点以上300m；“三高”油气井的技术套管水泥应返至上一级套管内或地面。5.2.14.7 油层套管的材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足固井、完井、井下作业及油（气）生产的要求，水泥应返至技术套管内或油、气

22、、水层以上300m。“三高”油气井油（气）层套管和固井水泥应具有抗酸性气体腐蚀能力，应采取相应工艺措施使固井水泥返到上一级套管内，并且其形成的水泥环顶面应高出已经被技术套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100m。5.2.15 探井、评价井及没有地层破裂压力资料的开发井的工程设计应明确每层套管固井开钻后，按SY/T 5430地层破裂压力测定套管鞋试漏法要求测定套管鞋下第一个35 m厚的易漏层的破裂压力；若钻开新地层50 m仍未钻遇砂层，则应停钻进行地层承压力测定。地层破裂压力和地层承压力大小的测定，均不应超过所下套管最小抗内压强度的80%和井控装置额定压力两者

23、中的最小值；若裸眼段为碳酸盐岩或火成岩地层可不做破裂压力和承压力测定。5.2.16 钻井工程设计应遵循积极井控原则设计相应的井控装置和防喷器组合。若建设单位书面确认不装防喷器也可保证安全作业，可由第一责任人签字上报油田公司井控第一责任人。5.2.17 工程设计书应明确井控装置的配套标准5.2.17.1 防喷器压力等级应与裸眼井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。并根据不同井下情况，选用各次开钻防喷器的组合形式：5.2.17.1 a）选用压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图1-图5）。 b）选用压力等

24、级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A（图5-图8）。 c）选用压力等级为70MPa和105MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图8图12）。5.2.17.2 节流、压井管汇的压力等级应与全井防喷器最高压力等级相匹配，其组合形式为：a）压力等级为14MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图1-图2）。b）压力等级为21MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图3）。c）压力等级为35MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4图5）。d）压力等级为70MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4-图6）。 e）压力等级为105MPa时，节流、压井管汇选择见

25、附录B（图7）。 f）实施欠平衡钻井时，节流、压井管汇选择见附录B（图8图9）。5.2.17.3 绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。5.2.17.4 有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087含硫油气井安全钻井推荐作法中的相应规定。5.2.18 工程设计书应明确钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置等配套标准，以满足井控技术的要求。5.2.19 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，要求压裂投产的井，地质设计书中应当提供压

26、裂时的井口压力数据等参数，工程设计书应按照SY/T5127井口装置和采油树规范标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。5.2.20 “三高”油气井的井控装备应在常规井控设计要求的基础上提高一个压力级别。井控设计应综合考虑地层流体的性质和压力，套管鞋以下裸眼地层的破裂压力和防喷器、套管头、技术套管的额定压力以及随后进行的钻井、井下作业可能对它们的承压能力造成的降低，井控装备和工具的选择应留有余地。同时应在井控工艺设计上做出专门的工艺要求，制定出相应的技术措施，并建议油井使用无套压生产方式，确保井口安全。5.2.21加重钻井液、加重材料的储备，含浅层气的井应在二开前储备到位，其它井在二

27、开前储备加重材料，在钻开油气层前300m储备加重钻井液。堵漏材料在钻至预测漏失层前储备。5.2.21.1 一级风险井（实施欠平衡工艺的井除外），井深小于3000 m的井，储备加重材料不少于30t，同时储备密度高于本井段目的层钻进设计的钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不少于30m3；井深大于3000 m的井，储备加重材料不少于60t，同时储备密度高于本井段目的层钻进设计的钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不少于60m3。实施欠平衡工艺的开发井，储备加重材料不少于60t，储备密度高于设计本井段地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不小于井筒容积的1.5倍。实施欠平衡工艺的探井

28、，储备加重材料不少于60t，储备密度高于设计本井段地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不小于井筒容积的2.0倍。5.2.21.2 二级风险井：井深小于1500 m的井，加重材料储备不少于20t；井深大于1500 m小于3000m的井，加重材料储备不少于30t；井深大于3000m的井，加重材料储备不少于40t，同时储备密度高于本井段目的层钻进设计的钻井液密度0.2g/cm3以上的钻井液不少于40m3。5.2.21.3 冀中地区的三级风险井储备加重材料不少于20t。5.2.22 钻井工程设计书应明确实施欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。含硫油气层或上部裸眼井段地层中预计硫化

29、氢含量大于75mg/m3（50ppm）时，不能开展欠平衡钻井作业。欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。在施工中发现有硫化氢时，要连续测量三个点，每个测量点间隔不超过10分钟，如果三个测点硫化氢含量均大于75mg/m3（50ppm），现场有权立即终止欠平衡钻井施工。5.2.23 探井、预探井、资料井采用地层压力随钻监（预）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。安装综合录井仪的施工井，综合录井队和钻井队都

30、要进行随钻地层压力监测，综合录井队要及时向钻井队提供随钻地层压力监测结果，并对钻井全过程实施监控（包括起下钻过程等），对井下可能发生的事故提出预报。没有安装综合录井仪的钻井队，由钻井队负责完成随钻地层压力监测工作。5.3 井控装置的安装、试压、使用和管理5.3.1 井控装置的安装包括：钻井井口装置、井控管汇、远程控制台、液气分离器的安装和钻具内防喷工具的配套等。5.3.2 钻井井口装置的安装执行以下规定：5.3.2.1 钻井井口装置包括防喷器、远程控制台、司钻控制台、四通及套管头等。各次开钻井口装置要严格按设计安装。5.3.2.2 防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964钻井井控装置组合

31、配套、安装调试与维护中的相应规定。5.3.2.3 钻机选用应考虑井架底座高度，井口装置、工具等应为井控和抢险装备的安装留有合理空间，为井口抢险提供必要条件。如受井架底座高度限制时，防喷器组合可选择附录A（图5）的组合形式，但该类型钻机不得承钻一级风险井。5.3.2.4 含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法的规定。5.3.2.5 在区域探井、高含硫油气井、高压高产油气井及高危地区的钻井作业中，从固技术套管后直至完井的全过程施工中，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板应和全封闸板配套使用，安装在全封闸板的下面。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口

32、装置的压力等级和通径一致。高危地区井，如果受到井架高度限制时，可用剪切闸板代替全封闸板，但是剪切闸板必须具备全封闸板的密封功能。5.3.2.6 一级和二级风险井应安装司钻控制装置。5.3.2.7 防喷器组安装完毕后，必须校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用不小于16mm的钢丝绳与正反扣螺栓在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。70Mpa、105Mpa的防喷器组要分上、下两层固定。严禁在防喷器上自焊固定点。防喷器上没有固定点的用4根钢丝绳绕防喷器法兰连接处朝四角方向拉紧固定。防喷器上应安装防护伞，井口园井上应安装防护盖。5.3.2.8 闸板防喷器应装齐手动锁紧操作杆，原则上要接出

33、井架底座以外，靠手轮端应支撑牢固，手轮支撑固定严禁焊接在井架底座上，其中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30，并挂牌标明开、关方向和到位的圈数。当受钻机底座限制，手动操作杆不能接出井架底座以外时，可在井架底座内装短手动操作杆。5.3.2.9 远程控制台控制能力应与所控制的防喷器组及管汇等控制对象相匹配。远程控制台安装要求：a）安装在面对井架大门左侧、距大门中心线不少于15m，距井口不少于25m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10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。远控房背朝大门前方（操作者面对井架方向），过车道路在远控房左侧通过。b）液控管线用管排架或高压耐火软管规范连接。

34、耐火软管束应设过桥，其余部分用警示线隔开。放喷管线的车辆跨越处应加装过桥盖板；不允许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；钻台下液控管线使用带聚胺脂的高压耐火胶管且不允许与防喷管线接触。c）远程控制台、司钻控制台气源应从总气源单独接出并控制，需配置气源滤气器，禁止压折气管束，钻井队应保证气源的洁净、干燥，并定期检查放水，做好记录。d）远程控制台电源应从配电室总开关处直接引出，并用单独的开关控制。e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。5.3.2.10 四通、套管头的配置应与防喷器压力等级相匹配。其安装应符合SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与

35、维护相应规定。5.3.3 井控管汇应符合以下要求：5.3.3.1 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线。5.3.3.2 节流管汇、压井管汇要加装基础，防喷管线平直接出，采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接。节流、压井管汇安装抗震压力表，其中节流管汇要安装大、小量程压力表。大量程压力表压力级别与井口防喷器组一致，有特殊要求除外。大、小量程压力表均应装针形阀门，小量程压力表针形阀使用时打开。5.3.3.3 一级风险井需配备液动节流压井管汇。5.3.3.4 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处使用角度大于120的铸（锻）钢弯头并用基墩固定，其通径不小于7

36、8mm。回收管线出口与钻井液罐连接处上、下垫胶皮，用压板固定。钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤和试压合格的管材，一、二级风险井钻井液回收管线不得用由任联接和现场焊接，含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。钻井液回收管线也可以用高压防火软管线，高压软管要固定牢靠。5.3.3.5 放喷管线安装要求：a）一级和二级风险井放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm。b）放喷管线不允许在现场焊接。 c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定。e）一般情况下要求向井场两侧或后场引出，如因地形

37、限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120的铸（锻）钢弯头。节流端放喷管线（主放喷管线）宜平直接出，压井端放喷管线（副放喷管线）用“S”弯管靠地面接出。f）管线出口应接至距井口75m以远的安全地带，距各种设施不小于50m；受井场条件限制时，可按以下要求接出（含硫地区钻井除外）：1）一级风险井，主放喷管线接出75m，副放喷管线接至井场边缘，备用接足75m长度的管线和基墩。2）二级风险井主、副放喷管线均接至井场边缘。主放喷管线备用接足75m长度的管线和基墩。3） 三级风险井的主放喷管线接至井场边缘，备用接足75m长度的管线和基墩，副放喷管线接出“S”弯管并用基墩固定。4）施工单位应在预案中应明确将备

38、用管线接出距井口75m以远安全地带的井况条件。g）放喷管线每隔1015m、转弯处、出口处用水泥基墩或预制基墩加地脚螺栓固定牢靠，悬空处要支撑牢固。放喷管线未接足75m的，出口处用单基墩固定，接足75m的出口处用双基墩固定。压板与管线间垫胶皮固定。若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。h）水泥基墩及压板的规格尺寸见附录C。5.3.3.6 管汇所配置的平板阀应符合SY/T 5127井口装置和采油树规范相应规定。5.3.3.7 防喷器四通两翼应各装两个平板阀，靠四通的平板阀处于常开状态。靠外的液动（或手动）平板阀必须接出井架底座以外。5.3.3.8 冬季施工防喷管线及闸门、节流管

39、汇、压井管汇、钻井液回收管线应采取防冻、防堵措施。5.3.4 钻具内防喷工具应符合以下要求：5.3.4.1 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞阀、带顶开装置的钻具止回阀（或旋塞阀）、钻具浮阀和防喷单根。5.3.4.2 钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。当使用70 MPa以上的防喷器时，应配备市场可提供的最高压力级别的内防喷工具。5.3.4.3 应安装方钻杆上、下旋塞阀，钻井队每天白班活动一次。钻台上配备带顶开装置的钻具止回阀（或旋塞阀）。5.3.4.4 钻台大门坡道一侧准备一根防喷单根，下端连接与钻铤螺纹相符合的配合接头（当钻铤、钻杆螺纹一致时只准备钻杆单根），并涂有

40、不同于其它钻具的红色标识。上部接旋塞。当钻台面高于单根长度时要配备加长的防喷单根。5.3.4.5 施工单位要钻具内防喷工具的管理，要有试压资料和合格证，检测和试压周期要求如下：a）方钻杆上、下旋塞阀每6个月回井控车间检测、试压，并出具合格证。b）应急旋塞阀、防喷单根旋塞阀每12个月或在实施压井作业后，回井控车间检测、试压，并出具合格证。c）钻具浮阀每次起出钻具后,现场技术人员对阀芯与阀体进行检查，发现阀芯或阀体损坏、冲蚀时要及时进行更换。5.3.5 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合以下要求：5.3.5.1 应配备钻井液循环池液面监测与报警装置，每个循环池配备直读液面标尺，刻度以立

41、方米为单位，灵活好用，能准确显示钻井液池液量变化情况，在液量超过预定范围时及时报警。5.3.5.2 按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井、欠平衡井及地质设计有气体提示的井应配备钻井液气分离器，液气分离器的处理量要满足设计要求。进液管线不准用由壬连接，排气管线通径符合要求，接出距井口50m以远，并安装完善的点火装置。进行欠平衡施工的井，排气管线接出距井口75m的位置并构筑挡火墙。安装液气分离器的地面要进行硬化处理，并四角用绷绳固定。除气器要将排气管线接出井场以外。5.3.6 井控装置的试压按以下规定执行：5.3.6.1 井控车间a）环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井

42、管汇、防喷管线试到防喷器额定工作压力。b）闸板防喷器进行1.4 MPa2.1 MPa低压密封试验，10分钟压力下降不超过0.07MPa为合格。5.3.6.2 施工现场a）试压周期：1）各次开钻前（除一开外）应试压。2）到钻开油气层前检查验收时，距上一次试压已超过50天，钻开油气层前验收时应重新试压。3）更换井控装置部件后应重新试压。b）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，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不

43、低于10MPa。2）钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照上述现场试压要求试压。5.3.6.3 试压稳压时间不少于10分钟, 允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。5.3.6.4 远程控制台在现场安装完毕后，按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试验。5.3.6.5 远程控制台采用规定压力用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。5.3.6.6 采用专用试压泵试压，也可用水泥车或具有无级调控排量的钻井泵试压。5.3.6.7 现场井控装置试压时，必须有代表油田公司的监督在现场并签字认可。5.3.7 井控装置的使用按以下规定执行：5.3.7.1

44、 环形防喷器非特殊情况不得长时间关井，一般不用来封闭空井。5.3.7.2 套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。5.3.7.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，长期关井应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4圈1/2圈。5.3.7.4 安装剪切闸板时，其司钻控制台控制手柄增加保护（锁死）装置，远程控制台控制手柄加装限位装置。安装全封闸板时，其司钻控制台控制手柄加装保护装置。5.3.7.5 远程控制台换向阀转动方向应与防喷器开关状态一致。5.3.7.6 环形防喷器或闸板

45、防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。5.3.7.7 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。5.3.7.8 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。5.3.7.9 钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。5.3.7.10 防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护相应规定执行。5.3.7.11 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

46、紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。5.3.7.12 平板阀开、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。5.3.7.13 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防冻措施。在节流管汇处放置井控标识牌，标注不同钻井液密度情况下的最大允许关井套压值。5.3.7.14 防喷管线、节流管汇和压井管汇的闸阀在使用中每天检查一次、每10天保养一次，并对其检查保养情况进行记录。5.3.7.15 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。闸门编号与开关状态见附录B 。5.3.7.16 冬季钻井队应对使用过的管汇进行吹扫，

47、以防冻结。5.3.7.17 冬季施工作业远程控制台气泵应定时活动，并保持系统中压缩空气的干燥、清洁。5.3.7.18 液气分离器使用后要及时清除残液。5.3.8 井控装置的管理执行以下规定：5.3.8.1 施工单位应有专门的井控车间，负责井控装置的管理、维修和现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。5.3.8.2 钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。5.3.8.3 井控车间应设置专用配件库房、应急抢险专用活动房（箱）和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。5.3.8.4 实施欠平衡钻井作业前，要有详细的欠平衡钻井井控设计，施工单位要制定出一整套井控作业及井控装备安装、使用、检查、维修的具体措施。5.3.8.5 用于“三高”油气井的防喷器累计上井使用时间应不超过7年，且使用前应经过严格的试压检验，各项指标必须合格。其它井控装置的使用期限执行集团公司中油工程字（2006）4