钻井井控实施工作细则正式版.doc

新疆油田钻井井控实行细则（）新疆油田公司2月 目 录第一章 总则第二章 井控设计第三章 井控装置安装、试压、使用和管理第四章 钻开油气层前准备和检查验收第五章 油气层钻井过程中井控作业第六章 防火、防爆、防硫化氢办法和井喷失控解决第七章 井控技术培训第八章 井控管理第九章 附则1 .钻井井控风险分级2.“三高”油气井定义3. 关井操作程序4. 带顶驱钻机关井操作程序5. 溢流井喷(演习)时各岗位人员职责和关井程序 6用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口操作程序7. 防喷演习登记表格式8. 坐岗登记表格式9. 低泵冲实验表格式10. 油气上窜速度表格式及计算公式11. 关井提示牌格式12. 钻开油气层检查验收证书格式 13. 钻井队井控资料目录14. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表第一章 总 则第一条 为贯彻中华人民共和国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定和行业原则，规范新疆油田井控工作，防止井喷、井喷失控、井喷着火事故发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，制定本细则。第二条 各单位应认真贯彻“安全第一、防止为主、综合治理”方针，树立“以人为本”理念，坚持“井控、环保，联防联治”原则。 第三条 井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教诲培训等部门，必要各司其职、齐抓共管。第四条 井控工作涉及井控设计、井控装备、钻井及完井过程中井控作业、井控技术培训以及井控管理等。 第五条 油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业所有单位都应执行此细则。本细则也合用于套管内侧钻和加深钻井作业。第六条 欠平衡钻井作业中井控技术和管理，执行中华人民共和国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理意见、欠平衡钻井技术规范和本细则。第二章 井控设计第七条 地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。更改设计时，应按设计审批程序经批准后实行。第八条 地质设计书中应明确所提供井位与否符合如下条件：井口距离高压线及其他永久性设施不不大于75m；距民宅不不大于100m；距铁路、高速公路不不大于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深不不大于800m井，距水库堤坝应不不大于1200m）、人口密集(同一时间内汇集人数超过50人公共活动场合建筑)及高危场合等不不大于500m。若安全距离不能满足上述规定，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司井控办主任（原为主管领导）批准后，按评估意见处置。稠油井安全距离执行GB50183-原油和天然气工程设计防火规范中有关规定。第九条 建设方在定井位时，应对探井周边3km，新区开发井周边2km，其他井周边1km居民住宅、学校、厂矿（涉及开采地下资源矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源状况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m以内地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，并在地质设计中标注阐明；特别需标注清晰诸如煤矿等采掘矿井坑道分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周边钻井应标明河道、干渠位置和走向等。第十条 地质设计书应依照物探资料及本构造邻近井和邻构造钻探状况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检查资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂状况。区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。第十一条 在开发调节区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300500m范畴内（详细距离范畴由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）状况，提供分层动态压力数据。开钻前由勘探、开发项目经理部（建设方）地质监督或受委托有关单位地质员，对相应停注、泄压等办法进行检查（检查成果记录在井队井控专用本上）贯彻，直到相应层位套管固井候凝完为止。第十二条 在也许含硫化氢等有毒有害气体地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在工程设计中明确应采用相应安全和技术办法。第十三条 工程设计应依照地质设计提供资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一种安全附加值：（一）油井、水井为0.050.10g/cm3或增长井底压差1.53.5MPa；（二）气井为0.070.15g/cm3或增长井底压差3.05.0MPa。对于已有钻井资料高压低渗油气井，其钻井液密度选取，也可以参照已钻邻井实际钻井液密度值。详细选取安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层埋藏深度及预测油气水层产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。含硫化氢等有害气体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。井深500m井及气油比300油井，执行气井附加值。第十四条 工程设计应依照地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层需要，设计合理井身构造和套管程序，并满足如下规定：（一）探井、超深井、复杂井井身构造应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；（二）在井身构造设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不适当不不大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应不不大于0.4g/cm3；（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m；（四）套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量；（五）高含硫井、高压井技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预测井口压力不不大于35MPa井）气井油层套管、有害气体含量较高复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应技术规定，水泥宜返到地面。其她井油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m；（七）对于含硫化氢、二氧化碳油气井，应由工程技术处组织安全评估后实行；（八）根据SY/T5731-套管柱井口悬挂载荷计算办法拟定合理悬挂载荷。第十五条 探井每层套管固井开钻后，按SY/T 5623-地层压力预（监）测办法实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力合用于砂泥岩为主地层，对于脆性地层只做承压实验。在钻穿套管鞋如下第一种砂层进行破裂压力实验，新井眼长度不适当超过100m。实验压力应低于井口承压设备中最小额定工作压力，应同步低于套管最小抗内压强度80；或当实验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终结实验。在实测井口压力时应考虑，使实验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用泥浆密度计算）套管最小抗内压强度80。开发井由开发公司（建设方）依照井况以及已获得邻井地层破裂压力数据状况，决定与否需测定地层破裂压力。如果同一构造邻井已获得同地层、相近井深地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力实验。用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力实验。第十六条 井控装置配套原则：（一）防喷器压力级别选用，原则上应与相应井段中最高地层压力相匹配，同步综合考虑套管最小抗内压强度80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并依照不同井下状况选用各次开钻防喷器尺寸系列和组合形式。对已有同一构造邻井钻井资料高压低渗油气井，也可以运用邻井实际使用钻井液密度值换算成压力，根据换算压力选取防喷器压力级别。环形防喷器压力级别可以比闸板防喷器压力级别低一级。对地层压力不不大于105MPa井，安装105MPa井口装置。防喷器组合形式如下：1、14MPa稠油井防喷器组合形式如图1、图2。 2、14、21MPa防喷器组合形式如图3。3、35MPa防喷器组合形式如图3、图4、图5。 4、70MPa防喷器组合形式如图4、图5、图6、图7、图8。 5、105MPa及以上防喷器组合形式如图6、图7、图8。6、欠平衡钻井或也许需要不压井起下钻井，防喷器组合形式如图4、图5、图6、图8。 （二）节流管汇压力级别和组合形式应与防喷器压力级别相匹配： 1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C。2、35MPa节流管汇如图10A、图10B、图10C、图11。 3、70MPa节流管汇如图11、图12。对于玛湖、吉木萨尔致密油区块等低渗入率生产井，也可不配备液气分离器。4、105MPa节流管汇如图12。（三）压井管汇压力级别和组合形式应与防喷器压力级别相匹配，止回阀端接2由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，105MPa可以使用70MPa由壬，直通端可作副放喷管线：14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14。（四）对只有表层套管，不下技术套管井，可依照地层压力，选用21MPa或35MPa井控装置。（五）套管头其配件额定工作压力应与防喷器压力级别相匹配。（六）设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应安装、试压规定。（七）选取70MPa、105MPa防喷器井应配备司钻控制台和节流管汇控制箱；选取35MPa防喷器探井、气油比不不大于300井也宜配备司钻控制台和节流管汇控制箱；选取5个及以上控制对象远程控制台，应配备司钻控制台（稠油井除外）。 （八）防喷器控制系统控制能力应与所控制防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。（九）有抗硫规定井口装置及井控管汇应符合SY/T5087含硫油气井安全钻井推荐作法、SY/T6616含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范中相应规定。（十）在井深不不大于4000m区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过150mg/m3（100ppm）、高压（预测井口压力不不大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致钻杆死卡）。第十七条 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液解决装置和灌注装置配备要满足井控技术规定。第十八条 依照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用增产办法和后期注水、修井作业需要，应按照GB-T 22513-石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树原则明确选取完井井口装置型号、压力级别和尺寸系列。第十九条 工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料储备量，以及油气井压力控制重要技术办法。重点探井和气井宜配备立式气动加重装置。依照运送距离远近，探井储备加重材料30100t；生产井储备加重材料2050t。对钻井集中区块（供应半径不大于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液方式，但井场储备加重材料不低于20t（浅层稠油井不少于5t）。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地井（不不大于200km），储备比井浆密度高0.150.20g/cm3钻井液60180m3，加重材料50100t。详细单井储备量应在工程设计中明确。在设计中还应依照井况明确堵漏材料储备量。第二十条 欠平衡钻井应在地层状况等条件具备井中进行。裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）地层不能进行欠平衡钻井。欠平衡钻井施工设计书中必要制定保证井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害安全办法及井控应急预案。欠平衡液气分离器进液管线连接可以使用由壬。第二十一条 预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术（由录井队实行），并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。 第三章 井控装置安装、试压、使用和管理第二十二条 井控装置安装涉及钻井井口装置安装、井控管汇安装、钻具内防喷工具安装等。第二十三条 钻井井口装置安装规定：（一）钻井井口装置涉及防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。各次开钻要按设计安装井口装置。（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不不不大于10mm。用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座对角线上将防喷器绷紧固定。防喷器顶部安装防溢管时，不用螺孔用丝堵堵住。（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0），井口装置及井控管汇应采用保温办法，保证开关灵活。（五）具备手动锁紧机构闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。使用单万向节操作杆与水平方向夹角不不不大于30；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。手轮处应有计量开关圈数计数装置。（六）防喷器控制系统控制能力应与所控制防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。防喷器远程控制台安装规定：1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜安装在面对井架大门左侧）、距井口不少于25m专用活动房内（稠油井如受场地限制，距井口距离不适当少于20m处），距放喷管线或压井管线有2m以上距离，周边留有宽度不少于2m人行通道，周边10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。2、管排架（液压管线）与放喷管线距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配备气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不不大于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束。4、电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独开关控制。 5、远程控制台使用10航空液压油或性能相称液压油，待命工况时，液压油油面位于厂家规定最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度1/2。储能器瓶压力在17.521MPa。液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。6、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。远程控制台上全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作限位装置。7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板控制阀。8、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。待命状态时，油面高3050mm，气源压力0.651.30MPa，油压23MPa（孔板式节流阀，油压56Mpa），孔板式节流阀启动度为3/81/2，筒形节流阀启动度为1823mm。节流控制箱立压表立管压力传感器要垂直安装。9、液压管线与防喷器、液动闸阀连接接口处应使用90-125弯头。（七）四通配备及安装、套管头配备及安装应符合SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中相应规定。第二十四条 井控管汇应符合如下规定：（一）井控管汇涉及节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。（二）防喷、放喷管线应使用经探伤合格管材；防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检查探伤合格后才可使用。含硫油气井井口管线及管汇应采用抗硫专用管材。防喷管线应采用高压法兰连接，不容许现场焊接。放喷管线与节流、压井管汇连接采用法兰连接。气井及井深不不大于4000m井，放喷管线应使用高压法兰连接。（三）钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内，并固定牢固（固定不少于两个点,固定间距不适当不大于0.3m），出口处使用不不大于120铸（锻）钢弯头，通径不不大于78mm(侧钻井、老井加深井通径不不大于62mm)。 使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检查探伤合格后才可使用；转弯处使用角度不不大于120铸（锻）钢弯头或具备缓冲垫原则两通。 使用高压软管线时，有固定安全链（绳），软管中间固定牢固； 35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，70MPa及以上压力级别节流管汇可以使用35MPa高压耐火软管。（四）放喷管线安装规定：1、放喷管线应有两条，通径不不大于78mm (侧钻井、老井加深井通径不不大于62mm)，不容许在现场焊接。2、管线布局要考虑本地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等状况，普通状况下管线应平直并向井场两侧或后场引出，转弯处应使用角度不不大于120铸（锻）钢弯头或具备缓冲垫原则两通；若用钻杆，公扣朝外；末端进行防沙堵解决。3、管线出口距井口距离：浅层稠油井30m；生产井50m；预探井、评价井以及气井75m；含硫油气井100m。预探井、评价井、气井、含硫油气井和地层压力不不大于35MPa井，副放喷管线长度执行主放喷管线原则。浅层稠油井、玛湖、吉木萨尔致密油等区块低渗油藏生产井，可只接主放喷管线。其他井，在工程设计中明确副放喷管线长度。对于未接副放喷管线井，应配备相应长度放喷管线和固定基墩（浅层稠油井除外），在需要时可以随时连接。管线出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不适当有其他设备等障碍物。4、管线每隔911m、转弯处（先后基墩固定）、出口处用基墩或地锚固定牢固；若跨越10m宽以上河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m，出口处固定压板下不得使用可燃物。 5、基墩地脚螺栓直径不不大于30mm，地脚螺栓在水泥基墩预埋长度不不大于0.5m；固定压板（整体式，不容许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kg。6、为满足环保规定，放喷管线中部可以使用三通，以便于在条件容许状况下，将喷出物排入废液池内。通向废液池短管，宜用基墩固定。（五）井控管汇所配备平板阀应符合GB-T 22513-石油天然气工业钻井和采油设备 井口装置和采油树中相应规定。（六）钻井四通两翼应各有两个闸阀，四通闸阀分别双联后安装在四通两翼，车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧，4#闸阀为液动阀，2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关。浅层稠油井在四通两翼各有一种闸阀，1#闸阀常关，2# 闸阀常开。（七）压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必要安装带有旁通开关（处在关位）1016MPa低量程压力表，度盘朝向应便于观测。（八）稠油井以及选取35MPa防喷器井可以使用与防喷器压力级别一致高压耐火软管作为防喷管线，管线中部应与井架底座或用基墩固定。第二十五条 钻具内防喷工具规定：（一）钻具内防喷工具涉及方钻杆上部和下部旋塞阀、顶驱旋塞阀、止回阀和防喷钻杆。（二）钻台上配备与钻具尺寸相符位于开位备用旋塞阀(顶驱钻机可以不配)，钻具内防喷工具额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配（超过70MPa，选70MPa旋塞）；定期活动旋塞阀，保证开关灵活。（三）准备一根防喷单根或防喷立柱（上端接旋塞），防喷单根（防喷立柱）在提下至钻铤前，应置于坡道上或便于迅速取用位置。（四）钻具内防喷工具每年检查一次，检查部门应出具检查合格证和试压曲线。（五）应使用上部带钻杆扣整体式提高短节，以便缩短关井时间。（六）一类风险井油层套管井段钻进宜使用止回阀。第二十六条 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置规定：（一）配备坐岗房。钻井液循环罐有液面监测声光报警装置（能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位），报警装置分别安装在钻井液罐面（坐岗房内）和司钻操作台附近，报警值设立不适当超过1m3。钻井液增减量数据读取误差不超过0.3 m3。循环罐、配液罐有容积计量标尺。应配备612 m3专用灌浆罐。 （二）所有井（稠油井除外）都必要安装除气器，探井、气井及气油比超过300油井还应安装液气分离器，液气分离器解决量不低于 240 m/h 。1、液气分离器安装在节流管汇外侧，用三或四根直径12.7mm、均匀分布钢丝绳作绷绳牢固固定；其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。2、液气分离器进液管线使用内径不不大于78mm高压耐火软管线，并用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致（若使用70MPa以上节流管汇，可使用35MPa高压耐火软管）；35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，进液管线应使用高压法兰连接。排气管线采用法兰连接，内径不不大于140mm，接出井口50m以远，每10-15m固定牢固，固定基墩重量不低于400kg，基墩地脚螺栓直径不不大于20mm，地脚螺栓在水泥基墩预埋长度不不大于0.5m；固定压板宽100mm、厚7mm。排气管线离放喷管线距离不不大于1.5m。排液管线应使用直径不不大于254 mm硬管线，其出口端可以使用软管线，出口置于缓冲罐上部。井场备有通向排污池排污管线，需要时再进行连接。3、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。（三）应使用保持型喇叭发报警信号。第二十七条 井控装置试压规定：（一）井控车间试压：环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（剪切闸板防喷器）和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试到防喷器额定工作压力，试压稳压时间不少于10min ，容许压降不不不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。闸板防喷器应做低压实验，试压值为1.42.1MPa，稳压时间不少于3min，压降不不不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏。检修好井控装置超过12个月，应重新试压。送至井场防喷器有试压曲线和试压合格证。（二）在井上安装好后，使用堵塞器或试压塞试压，在不超过套管抗内压强度80% 前提下进行试压，环形防喷器封闭钻杆实验压力为额定工作压力70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线实验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇分级试压。放喷管线实验压力不低于10MPa（11月1日至次年3月1日，或气温低于零度，为防止放喷管线冻结，可以不做清水试压，但必要保证放喷管线连接密封可靠），稳压时间不少于10min ，容许压降不不不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。侧钻井、老井加深井，试压值按照防喷器、采油树四通额定工作压力、套管抗内压强度70%及预测最大关井压力四者中最小值进行试压。法兰式管挂井全封闸板不做现场试压。（三）在井上安装好后，FZ23-70、2FZ23-70防喷器全封闸板试压15MPa。稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。稠油井装有双闸板防喷器，下套管专用闸板可以每3口井试压一次。（四）更换井控装置部件后、防喷器现场安装后二开井段每隔4045d，三、四开井段（稠油井除外）每隔2530d，用堵塞器或试压塞按照上述规定试压。下套管前，更换与套管直径一致尺寸闸板后应进行试压。若使用5-51/2变径闸板，在下套管前应做5 1/2闸板封闭试压。（五）在井上安装好后，防喷器控制系统按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试压，稳压时间不少于3min ,密封部位无渗漏。（六）防喷器控制系统用液压油试压，别的井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。（七）现场试压由钻井工程师填写试压记录，安全监理现场确认并签字。（八）三开（稠油井除外）及后来各次开钻试压，必要用专用试压车或泵车试压，井队留存试压曲线以备检查。试压介质一律用清水，不得用钻井液做介质试压。（九）采油（气）井口装置等井控装置应经检查、试压合格后方能上井安装（附试压合格证）；气井还应做气密封实验；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。第二十八条 井控装置使用按如下规定执行：（一）环形防喷器不得长时间关井，除非特殊状况，普通不用来封闭空井；套压不超过7MPa状况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18斜坡接头钻具，起下钻速度不得不不大于0.2m/s；环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa状况下，容许钻具以不不不大于0.2m/s速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。（二）具备手动锁紧机构闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，解锁到位后回转1/4圈1/2圈。（三）当井内有钻具时，禁止关闭全封闸板防喷器；禁止用打开防喷器方式来泄井内压力。检修装有绞链侧门闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同步打开。（四）距井控车间距离在100km以外井，井场或项目部（离井队不超过25km）应备有与在用闸板同规格半封闸板、相应密封件（存储温度1627）及其拆装和试压工具。（五）防喷器及其控制系统维护保养按SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中相应规定执行。（六）有二次密封闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失紧急状况下才干使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急状况解除后，及时清洗更换二次密封件。（七）平板阀开、关到位后，都应回转1/4圈1/2圈，其开、关应一次完毕，不容许半开半闭和作节流阀用。（八）压井管汇不能用作寻常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采用防堵（自安装之日起每5 10d用压缩空气对井控管汇进行一次扫线，保证管线畅通）、防冻办法（节流、压井管汇房内距地面0.3m处，温度高于3），保证任何状态下各闸阀开关灵活；最大容许关井套压值在节流管汇处以明显标示牌（附录11）进行标示。（九）井控管汇上所有闸阀，都应用不同颜色色环或标记牌（红色表达关，绿色表达开）标明其开、关状态。各种压力级别节流管汇待命工况下闸阀开关状态见图9-图14。压井管汇上平板阀待命时均处在关闭状态。第二十九条 井控装置管理执行如下规定：（一）井控车间负责井控装置管理、维修和现场定期检查；负责重点探井井控装置安装指引，并对安装质量负责。（二）钻井队负责井控装置安装，并贯彻专人负责井控装置管理、操作，填写保养和检查记录。1、 技术员负责井控装置寻常巡回检查及维修；2、 司钻负责司钻控制台、节流管汇控制箱检查、维护、保养；3、 副钻负责远控房检查、维护和保养；4、 架工负责防喷器、四通两侧闸阀及套管头两侧闸阀检查、维护和保养；5、 内钳工负责方钻杆上、下旋塞及开关工具检查、维护和保养；6、 外钳工负责压井管汇、液气分离器检查、维护和保养； 7、 场地工负责节流管汇、除气器及放喷管线检查、维护和保养；8、 各岗位按上述分工每个班对井控装置进行一次检查、维护和保养。（三）井控车间应设立专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件（1627）储藏规定。（四）欠平衡钻井特殊井控作业设备配套、管理、使用和维修，由设备所有者负责。第三十条 所有井控装备及配件必要是经集团公司关于部门承认生产厂家生产合格产品，否则不容许使用。本油田内加工生产产品应通过关于部门认证允许，附合格证方能送井。第四章 钻开油气层前准备和检查验收第三十一条 钻开油气层前按照钻开油气层申报、审批制度进行检查验收。第三十二条 钻开油气层前准备工作：（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠地质预报。预探井在进入油气层前50m100m，按照下步钻井设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检查。（二）调节井应由地质监督或受委托有关方地质员按规定检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压状况。（三）日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场合有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控办法等方面技术交底，并提出详细规定。（四）钻井队应贯彻井控责任制，进行不同工况下防喷演习，防火演习，含硫地区还应进行防硫化氢演习，并检查贯彻各方面安全防止工作，直至合格为止。（五）贯彻钻井队干部生产现场24h值班制度。贯彻 “坐岗”制度。（六）钻井液密度及其他性能符合设计规定，并按设计规定储备压井液、加重剂、堵漏材料和其他解决剂，对储备加重钻井液定期循环解决，防止沉淀。（七）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路安装符合规定，功能正常。（八）钻开油气层前按第二十七条对井控装备进行一次试压。第五章 油气层钻井过程中井控作业第三十三条 钻开油、气层后，每次起下钻（离上次活动时间超过5d）对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。定期对井控装置进行试压，每次试压后应对井控装置固定螺栓进行紧固。第三十四条 钻井队按工程设计选取钻井液类型和密度值。按工程设计规定进行随钻地层压力监测，当发现实际与设计不相符合时，按设计审批程序，经批准后实行。若遇紧急状况（溢流、井涌或井喷），钻井队可先解决，再及时上报。第三十五条 发生卡钻需泡油、混油或因其他因素需恰当调节钻井液密度时，应保证井筒液柱压力不应不大于裸眼段中最高地层压力。第三十六条 探井二开后来、其他井三开后来井段，每只新入井钻头开始钻进前以及每钻进300m，都要以1/31/2钻进排量循环一定期间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、流量、循环压力记录（见附录9）。第三十七条 下列状况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流（稠油井不进行短程起下钻）：（一）每钻开新油气层后第一次起钻前；（二）溢流压井后起钻前；（三）钻开油气层井漏堵漏后起钻前；（四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；（五）需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、下油管、半途测试等）起钻前。第三十八条 短程起下钻基本作法如下：（一）普通状况下试起10柱15柱钻具，再下入井底循环观测一种循环周，循环检测油气上窜速度，若油气侵上窜到井口时间不不大于提下钻时间，便可正式起钻。油气上窜速度计算公式（附录10）采用“迟届时间法”，同步依照井深附加一定附加时间,深井(不不大于4000m)附加时间不适当不大于8h，否则应循环排除受侵污钻井液并恰当调节钻井液密度后再起钻。（二）特殊状况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观测一种起下钻周期或停泵所需等值时间，再下回井底循环一周，观测一种循环周。若油气侵上窜到井口时间不大于等值时间，应调节解决钻井液；若油气侵上窜到井口时间不不大于等值时间，便可正式起钻。第三十九条 起、下钻中防止溢流、井喷技术办法： （一）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不适当超过0.02g/cm3。 （二）起钻杆时每35柱向环空灌满钻井液，起钻铤要持续灌浆，作好记录、校核；若灌入钻井液量不不大于或不大于应灌入量，均应停止起钻作业，进行观测，如有溢流，应及时关井求压；如有井漏，应及时采用相应办法。 （三）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；裸眼井段起下钻速度应依照井深浅、裸眼井段长短、井眼尺寸、钻井液性能以及井下状况进行控制。 （四）起钻完应及时下钻，检修设备时应保持井内有一定数量钻具，并观测出口管钻井液返出状况。禁止在空井状况下检修设备。第四十条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。第四十一条 若需对气侵钻井液加重，应停止钻进，然后对气侵钻井液排气和加重，禁止边钻进边加重。第四十二条 加强溢流预兆及溢流显示观测，及时发现溢流。坐岗人员发现溢流、井漏及油气显示等异常状况，应及时报告司钻。 （一）钻进中注意观测钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等状况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池罐面等变化，并作好记录。 （二）起下钻中注意观测、记录、核对起出（或下入）钻详细积和灌入（或流出）钻井液体积；要观测悬重变化以及防止钻头堵塞水眼在下钻半途突然打开，使井内钻井液面减少而引起井喷。（三）发现溢流及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，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。第四十三条 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观测。采用定期、定量反灌钻井液办法，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采用相应办法解决井漏。第四十四条 电测、固井、半途测试井控规定：（一）电测前井内状况应正常、稳定；若电测时间超过等值时间，应半途通井循环再电测。 （二）测井队到井后应向井队理解井况，确认后效时间，电测时发生溢流应及时停止电测，尽快起出井内电缆，当不具备起出电缆条件，钻井液涌出转盘面时，可以在井口实行剪断电缆。由钻井队队长（实行日费制井，由钻井监督决定）决定何时切断电缆并进行关井作业，测井队专用剪切工具应放置在钻台上，测井中随时处在待命状态，测井队队长负责实行剪断电缆工作。不容许用关闭环形防喷器办法起电缆。 （三）下套管前，应换装与套管尺寸相似防喷器闸板（双闸板防喷器宜将全封闸板换成与套管尺寸相似半封闸板），并进行试压；固井全过程（起钻、下套管、固井）保证井内压力平衡，特别防止注水泥候凝期间因水泥浆失重导致井内压力平衡破坏，而导致井喷。（四）半途测试和先期完毕井，在进行作业此前观测一种作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压规定前提下进行。第四十五条 发现溢流及时关井，疑似溢流关井检查；关井后应及时求得关井立管压力、关井套压和溢流量。第四十六条 关井最大容许关井套压不得超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度80%和薄弱地层破裂压力所容许关井套压三者中最小值。在容许关井套压内禁止放喷。对于技术套管下深超过1200m井（不合用于山前构造以及附近500 m内有地下矿井井），最大关井压力不考虑套管鞋处地层破裂压力，其最大关井压力，按井口装置额定工作压力和技术套管抗内压强度80%，两者中最小值执行。对只下表层套管井，应依照套管鞋处地层破裂压力限定关井压力，此类井发生溢流时不应关井求压。第四十七条 关井后应依照关井立管压力和套压不同状况，分别采用如下相应解决办法：（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力减少所致，其解决办法如下：1、当关井套压也为零时，保持原钻进时流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环,排除侵污钻井液即可。2、当关井套压不为零时，在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检查，决定与否调节钻井液密度，然后恢复正常作业。 （二）关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井办法压井：1、所有常规压井办法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略不不大于地层压力原则。2、依照计算压井参数和本井详细条件（溢流类型、钻井液和加重剂储备状况、井壁稳定性、井口装置额定工作压力等），结合常规压井办法优缺陷选取其压井办法。第四十八条 天然气溢流不容许长时间关井而不作解决。在等待加重材料或在加重过程中，视状况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同步