塔里木油田钻井井控实施工作细则.doc

塔里木油田钻井井控实行细则（）中华人民共和国石油天然气有限公司塔里木油田分公司目 次一、总则1二、井控设计1三、井控装备3四、钻开油气层前准备10五、钻开油气层和井控作业10六、井喷失控解决13七、防火、防爆、防H2S办法13八、井控技术培训15九、井控工作九项管理制度15十、附则21塔里木油田钻井井控实行细则为了贯彻集团公司石油与天然气钻井井控规定，保证塔里木油田井控工作有效开展，防止井喷失控事故发生，特制定本细则。一、总则第一条 井控技术是保证石油天然气钻井安全核心技术。做好井控工作，有助于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故发生。第二条 井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大劫难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常生产秩序，使油气资源受到严重破坏，导致环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废。第三条 井控工作是一项系统工程。塔里木油田勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和有关服务单位，必要高度注重，各项工作必要在本细则规定内有组织地协调进行。第四条 本细则涉及井控设计、井控装备、钻开油气层前准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S办法和井喷失控解决、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。第五条 本细则合用于塔里木油田钻井井控工作 。二、井控设计第六条 井控设计是钻井地质设计、钻井工程设计中必要构成某些。钻井生产应先设计（涉及补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工原则。井控设计重要涉及如下内容：1.对以井口为中心、2km为半径范畴内居民住宅、学校、厂矿进行勘查并在钻井地质设计中注明，必要标注清晰诸如煤矿等采掘矿井坑道分布、走向、长度和距离地表深度，并在钻井工程设计中明确相应井控办法。2.油气井井口距高压线及其他永久性设施应75m；距民宅应100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场合应500m。如无法满足上述规定，应采用相应防范办法，减少井控安全风险。3.钻井地质设计提供全井段地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测、地层坍塌压力梯度曲线；本区块地质构造图（涉及全井段断层展布）、邻井井身构造、水泥返高、固井质量及周边井注采层位和分层动态压力；浅气层、浅部淡水层有关资料，提供含H2S地层及其深度、预测H2S含量。4.满足井控规定钻前工程及合理井场布局。井场布局应满足放喷管线安装需要，放喷管线应接到放喷池；普通不容许道路从后场进入；含H2S地区井场布局应考虑H2S防护需要；对此类油气井井位周边3km范畴内居民、工业、国防及民用设施、道路、水系、地形地貌等进行细致描述，并在井位详图上明确标注其详细位置。也必要考虑套管、井口腐蚀问题，钻进气层前钻柱中必要安装内防喷工具。5.普通油气井井口间距离应5m，高压、含H2S油气井井口间距离8m。6.使用适合地层特性钻井液体系和密度，储备合理重钻井液、加重剂和其他解决剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上重钻井液80m3以上，加重材料储备100t以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上重钻井液40m3以上，加重材料储备50t以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料储备。对预测喷空后关井压力超过50MPa油气井，重钻井液储备160m3以上，加重材料储备100t以上，并配套使用自动加重装置。含H2S井防硫材料储备5t以上。对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范畴内井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液支撑，并在钻井工程设计中明确。7.在井身构造设计中，套管及下深应满足井控规定。表层套管下深应满足封固浅水层、疏松地层、砾石层规定，且套管鞋坐入稳固岩层应10m，固井水泥应自井底返至地面；普通在油气层顶部要下一层技术套管，原则是同一裸眼井段不应有两个以上用同一钻井液密度无法兼顾油气水层；新区块第一口预探井井身构造设计要留有余地，至少备用一层套管；8固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控影响；“三高”油气井中喷、漏、塌、卡地层以及断层、大斜度井段水泥胶结质量应达到良好水平；各层套管均应进行固井质量测井评价，以保证施工安全和油气井寿命。9. 套管柱应按SY/T5467-套管柱试压规范规定进行试压。采用注水泥后及时试压套管柱试压值为套管抗内压强度值、浮箍正向实验强度值和套管螺纹承压状态下剩余连接强度最小值三者中最低值55%，稳压10min，无压降为合格；采用固井质量评价后试压套管柱，套管直径不大于或等于244.5mm（9 5/8in）套管柱试压值为20MPa，套管直径不不大于244.5mm（9 5/8in）套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降不大于或等于0.5MPa为合格。10.选取满足井控需要井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压规定。预探井目层安装70MPa及以上压力级别井控装备；其他井目层依照预测最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完关井压力，来选取井控装备，P关70MPa，选用105 MPa压力级别井控装备；35MPaP关70 MPa，选用70MPa及以上压力级别井控装备；14MPaP关35MPa井，选用35MPa及以上压力级别井控装备；P关14MPa井，选用14MPa及以上压力级别井控装备。11.高含H2S区域井、新区第一口探井、高压气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。12.依照井类型，进行井控风险辨认，并制定相应井控技术办法及应急预案。13.设计中应有地层破裂压力实验及低泵冲实验规定；对于加深钻进井，加深设计中须提供已钻井段关于井控资料。14.预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲实验，其他井在钻开油气层验收后开始做低泵冲实验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲实验并记录。 15.地破压力实验最高压力不得不不大于井口设备额定工作压力和井口套管抗内压强度80%两者之较小值。1)每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一种易漏层，做一次地破实验，绘出泵入量压力曲线。2)地破压力实验最高当量密度为本井段设计所用最高钻井液密度附加0.50g/cm3，地破压力实验控制当量密度普通不超过2.30g/cm3；特殊井可依照下部施工所需钻井液密度提高地破压力实验值。3)对于在碳酸盐岩地层进行地层漏失实验，实验最高当量密度为预测下部施工中作用在井底最高压力相称密度。4)压力敏感性地层可不进行地层破裂压力实验和地层漏失实验。5)实验完后应标出地破压力（地层漏失压力）等，并记录在井控工作月报和井控工作记录本上。6)实行空气钻井井段可不做地破实验。16.施工过程中，地质状况或施工条件浮现较大变化以及井控设备暂时低于设计规格时，由业主单位提出变更报告，涉及对井控风险进行辨认和评估，制定出安全技术保障办法，报油田管理部门审批后方可实行。17.“三高”油气井普通应由具备甲级资质队伍施工，若确需乙级队伍施工时，应由管理作业队伍资质资质初审领导小组和业主单位钻井技术部门共同批准方可施工。第七条 平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增长一种安全附加值来拟定钻井液密度。附加值可由下列两种办法之一拟定：1.密度附加值：油水井为0.050.10g/cm3，气井为0.070.15g/cm3。2.压力附加值：油水井为1.53.5MPa，气井为3.05.0MPa。详细选取附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层埋藏深度、地层油气水中H2S含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。浅气井采用3.05.0MPa压力附加值。对于碳酸岩地层，以平衡地层压力原则来拟定钻井液密度。第八条 含H2S、CO2等有害气体或高压气井油层套管，有害气体含量较高复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应技术规定，且固井水泥浆应返至地面。第九条 欠平衡钻井、控压钻井施工设计书中应制定保证井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害井控办法。第十条 按SY/T5127井口装置和采油树规范选取完井井口装置型号、压力级别和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体井应使用抗腐蚀套管头和采油树。 三、井控装备第十一条 井控装备涉及套管头、油管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、防喷器、防喷器控制系统（远程控制台和司钻控制台）、内防喷工具、节流压井管汇、液气分离器、钻井液加重装置、监测设备等。第十二条 塔里木油田惯用防喷器组合按如下形式选取。特殊需要时，在如下组合基本上增长闸板防喷器或旋转控制头。1.压力级别14MPa时，环形防喷器单闸板防喷器钻井四通。组合见图一。2.压力级别35MPa时，环形防喷器双闸板防喷器钻井四通。组合见图二。3.压力级别70MPa时，采用如下组合形式：1)环形防喷器双闸板防喷器钻井四通。组合见图二。2)环形防喷器单闸板防喷器双闸板防喷器钻井四通。组合见图三或图四。3)环形防喷器双闸板防喷器双闸板防喷器钻井四通。组合见图五。4.压力级别105MPa时，采用如下组合形式：1)环形防喷器单闸板防喷器双闸板防喷器钻井四通。组合见图三或图四。2)环形防喷器双闸板防喷器双闸板防喷器钻井四通。组合见图五。选用高一级别井控装备时，防喷器组合形式选取本来压力级别防喷器组合原则。使用三闸板防喷器时，三闸板防喷器视为单闸板和双闸板防喷器组合。第十三条 使用复合钻具时，应配齐相应数量闸板防喷器，并配备相应尺寸闸板芯子；半封闸板防喷器安装位置应保证关闭时密封相应钻杆本体；普通状况下，使用概率大半封闸板芯子安装在下面，全封闸板芯子安装在闸板防喷器最上部；需要安装剪切闸板，安装在全封闸板位置。井口组合中，装有两副同一尺寸半封闸板芯子，关井时优先使用上面半封闸板防喷器。第十四条 井控装备试压是检查其技术性能重要手段，也是井控一项基本工作。井控装备车间及现场试压均由工程技术部负责，并提供计算机自动记录后打印生成试压记录单，车间试压记录单保存在车间备查，现场试压记录单交井队保存备查。1.有下列状况之一，全套井控设备应进行试压检查：1)从车间运往现场前。2)现场安装后。3)每次固井安装套管头后。4)钻开油气层（目层）前，试压间隔已经超过30天。5)其他时间试压间隔已经超过100天。2.无论车间和现场，井控装备凡密封部位拆装后（检修或更换零部件）,应对所拆开部位重新进行密封试压检查。第十五条 全套井控装备应在工程技术部进行功能实验及清水（节流压井管汇、采油树、四通冬季用防冻液体）试压。环形防喷器公称通径11，封5钻杆试压；公称通径11，封3 1/2钻杆试压；试压压力为其额定工作压力。闸板防喷器、节流压井管汇试压到额定工作压力，规定稳压10分钟，外观无渗漏，压降0.7MPa，防喷器开关腔不串漏。试压合格后出具试压合格证，随设备送井。防喷器控制系统管排架和高压液控软管应进行21MPa压力检查；探井、高压气井还要对防喷器上法兰进行试压检查。第十六条 井控装备到现场后，钻井队负责验收和检查。1.井控装备安装前检查内容：1)井控装备及配件型号、规格和数量与否符合设计规定。2)环形防喷器、闸板防喷器、四通等钢圈槽与否完好。2.井控装备安装后检查内容：1)环形防喷器油路密封和试压后胶芯恢复能力。2)闸板防喷器油路密封、闸板总成开关灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等。3)防喷器控制系统重要检查油路和气路密封状况、三缸柱塞泵和气动泵工作状况、司钻控制台固定状况等。4)节流压井管汇重要检查液动及手动节流阀开关状况，各手动平板阀开关力矩，压力表敏捷状况等。5)电动节流控制箱重要检查油路密封状况，以及压力传感器、阀位变送器工作与否正常。6）自动点火装置工作与否正常。第十七条 防喷器与正面井架底座平行安装；各控制闸门、压力表应灵活、可靠；各种连接法兰上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母13扣，过长或过短连接螺栓不能使用，此外法兰连接螺栓还应注意防锈蚀。第十八条 井场防喷器组合安装完，用4根5/8钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆应接出井架底座以外，其中心线与相应锁紧轴中心线之间夹角30，手轮与手轮之间应有足够间距、不能互相干涉；手轮挂牌标明闸板规格、开关方向和到位圈数；靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高应安装操作台；液压锁紧闸板防喷器在安装完毕后，要检查其开关和锁紧状况；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。第十九条 现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，外观无渗漏，压力降0.7MPa为合格，试压合格后，井场值班干部和钻井监督在试压单上签字确认，详细试压值见附表。冬季井控装备防冻保温包裹应在试压合格后进行。1.环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力70%，稳压30分钟。2.闸板防喷器试压分两种状况：套管头上法兰压力级别闸板防喷器工作压力时，按套管头上法兰额定工作压力试压，稳压30分钟；套管头上法兰压力级别闸板防喷器额定工作压力时，按闸板防喷器额定工作压力试压，稳压30分钟。3.节流压井管汇试压压力与闸板防喷器相似；有低压区节流管汇，低压区按其额定工作压力试压，稳压30分钟。4.安装油管头后，井口试压因无法从油管头旁通打压，此时，试压管线可接到闸板防喷器旁侧出口，其他状况不可如此连接。5.反循环压井管线试压25MPa，稳压10分钟。6.旋转控制头试静压和旋转动压时，分别按其额定工作压力70%试压，稳压10分钟。 7.使用FGX88-21、FGX103-35原则放喷管线均试压10MPa，稳压10分钟。第二十条 工程技术部按照套管头、采油树及井口试压配套服务合同规定，负责井口套管头、采油树安装以及现场试压。钻井队应提供机具并派人员配合工程技术部现场服务人员共同完毕，现场安装及试压过程中钻井监督及井队值班干部应在现场负责协调、指挥及验收，合格后签字确认。第二十一条 井场井控装备由钻井队负责寻常维护、检查、管理以及现场装、卸车工作。在钻井结束前，井控装备应保持完好待命状态。防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇以及闸板总成、转换法兰、升高短节等井控配件，每口井完井后由工程技术部负责回收、清洗、检修、试压，合格后送新井使用。对于大宛齐等井深1500m井，井控装备每使用100天送工程技术部检修一次。定队使用液气分离器、原则放喷管线、防提装置及管排架应按某些井控装备定队使用管理办法规定执行。第二十二条 防喷器控制系统控制能力应满足控制对象数量规定和开关防喷器组储能器储油量规定，详细见下表。规格防 喷 器 组 合 形 式控制系统型号54-14环形防喷器+单闸板防喷器8006及以上54-35环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器环形防喷器（54-14）+双闸板防喷器环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器+双闸板防喷器8007及以上54-70环形防喷器（54-14）+3个单闸板防喷器 8007及以上35-35环形防喷器+双闸板防喷器8006及以上35-7035-70环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器8006及以上 环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器8007及以上35-105环形防喷器+3个单闸板防喷器8007及以上28-105环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器8006及以上 环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器8007及以上28-140环形防喷器+3个单闸板防喷器8007及以上28-70环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器8006及以上1.远程控制台普通摆放在面对钻台左侧、放喷管线后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固；远程控制台辅助控制盘要摆放在干部值班房附近。2.远程控制台使用电器及电源接线必要防爆，电源应从发电房配电盘单独接出，气源从气瓶专线供应。3.远程控制台处在待命工况时，油面距油箱底面高度150200mm，工程技术部负责在油箱上用标尺进行相应标记；预充氮气压力7MPa0.7MPa；储能器压力为17.521MPa，汇管及控制环形防喷器压力为10.5MPa。4.在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器手柄置于中位，控制全封闸板（剪切闸板）换向阀手柄用限位装置限制在中位，其他三位四通换向阀手柄倒向与所控制对象开关状态一致。5.司钻控制台气源应专线供应，气源压力为0.651.3MPa；储能器、汇管、环形压力表压力值显示应与远程控制台相应压力表压力值误差不超过1MPa。6.防喷器控制系统现场安装调试完毕后应对各液控管路进行21MPa压力检查（环形防喷器液控管路只试10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降0.7MPa为合格。7.远程控制台未使用备用液压控制管线出口必要用专用金属堵头进行封堵，管排架、高压软管等未使用备用管路接口也要采用防砂防堵办法，防止沙尘或其她杂物进入管内。第二十三条 每口井应使用带旁通阀和压力表套管头，卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉实验（拉力为100kN），以检查卡瓦与否卡牢；安装完后需进行注塑试压，注塑试压值按该层套管抗外挤强度80%和法兰额定工作压力两者较小值进行；对于油层套管下到井口，继续进行钻进井应安装特殊四通（多功能四通）并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度80%和法兰额定工作压力两者较小值进行；试压结束，应安装好专用防磨套，并对称均匀顶紧顶丝，再进行下步作业。双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层井除外）。第二十四条 为防止井口偏斜和减少套管磨损，应做到：1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，井架底座中心线与导管中心线偏差10mm；钻前施工单位应提供偏差方位和距离。2.钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差10mm。3.一开应开正井眼。4.下完表层套管，要调节并保持套管与转盘中心线同轴再固井。5.下完表层套管，保持套管吊卡底面离开转盘面30-50cm进行固井施工，注完水泥浆后，应在拟定套管头安装位置及时割开导管，然后用环形铁板将套管围住，并将环形铁板与导管焊接固定，保证井口套管在候凝过程中不发生偏移，确认水泥浆凝固后才干放松套管，切割套管安装表层套管头。6.后来各次开钻前都应以转盘（井口）中心为基准、对井架进行校正，保证偏差10mm。7.每次安装套管头后，应使用防磨套，并对称均匀顶紧顶丝；使用加长防磨套井，每趟钻应取出检查，防磨套壁厚偏磨30%时，应更换；对于一趟钻超过15天，应在15天之内取出检查；对于井口偏磨严重，应在防磨套被磨穿前起钻更换。8.施工过程中，应加强对套管磨损状况检查，如发既有套管磨损现象，应及时采用套管防磨办法。第二十五条 井口钻井四通（特殊四通）靠压井管汇一侧装两只手动平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀（井口安装油管头四通时可以接两只手动平板阀）（见图六）；节流、压井管汇与钻井四通之间用原则内防喷管线连接，平直接出井架底座以外。第二十六条 节流压井管汇压力级别不低于闸板防喷器压力级别，组合形式选取如下：1.压力级别为35MPa节流管汇组合如图七。2.压力级别为70MPa节流管汇组合如图七、图八或图九。3.压力级别为105MPa节流管汇组合如图八或图九。4.压力级别为35MPa压井管汇组合如图十。5.压力级别为70MPa、105MPa压井管汇组合如图十、图十一和图十二。第二十七条 节流管汇仪表法兰上应预留1/2NPT或9/16Autoclave螺纹接口，以便于安装录井套压传感器；为精确观测溢流关井后套压变化，35MPa及以上压力级别节流管汇此外配备16MPa（或21MPa）低量程压力表，低量程压力表前应安装截止阀，截止阀处在常关状态，当井口套压低，高量程压力表不便于精确观测时再打开截止阀；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上；所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/41/2圈（带省力机构回转34圈）。第二十八条 电动节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧；处在待命状态时，油面距油箱底面高度3050mm，工程技术部负责在油箱上用标尺做好相应标记，油压2.54.2MPa；电动节流控制箱阀位开度1823mm。第二十九条 钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器（大宛齐低压浅井钻井容许使用ZQF800/0.7液气分离器）。1.ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器进液管使用4由壬硬管线，排液管和排气管线为10法兰管线，液气分离器送井前，工程技术部负责进行检查，保证罐体和管线畅通。2.液气分离器现场安装在专用水泥基本上，至少用3根5/8钢丝绳绷紧固定，分离器进液管线用基墩支撑并固定牢固，排液管接到录井方罐并固定牢固，排气管接出井口50m以远，走向与放喷管线一致，用基墩固定，固定基墩间距1520m，尺寸为1.0m0.5m0.5m，排气管出口距危险设施40m以远，并安装自动点火装置。3.排污管线由现场自行配套，保证所排液体能顺利进入排污池。第三十条 钻井使用FGX88-21和FGX103-35原则放喷管线，放喷管线布局要考虑本地风向、居民区、道路、邻井、高压线路等各种设施状况。1.工程技术部在送井前应进行检查，保证每根管线畅通。特殊高压井使用FGX103-35原则放喷管线，探井和含H2S井放喷管线接出井口100m以远，生产井放喷管线接出井口75m以远。两侧放喷管线出口安装燃烧筒，节流管汇一侧放喷管线出口必要配备自动点火装置。 2.放喷管线普通状况下要平直接出，特殊状况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头，先后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采用挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距1012m，尺寸为1.0m1.0m0.8m；放喷管线悬空跨度6m以上部位，中间应支撑固定。其他井可采用活动基墩，基墩间距1015m，尺寸为0.5m0.5m0.5m。3.放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距近来一种固定基墩不超过1m，应顺着放喷管线走向向外推成长方形放喷池，保证放喷液进入放喷池。4.基墩固定螺栓埋入深度0.5m，统一采用30mm螺杆、M27螺栓，固定压板宽100mm、厚10mm，压板采用A3钢，螺杆采用45号钢；螺帽应加备帽或弹簧垫，防止放喷时振动松扣。5.放喷管线低洼处应安装三通，并连接排污阀，排污阀额定工作压力不不大于放喷管线额定工作压力。沙漠地区应采用防砂办法，防止沙子堵塞管口。第三十一条 井控装备现场安装完毕应按照目视化规定进行管理。防喷器挂牌标明闸板规格，各闸阀挂牌标明阀门编号、开关状态，远程控制台和司钻控制台相应手柄挂牌标明控制对象（半封闸板应标明闸板规格，环形、全封应标明开关状态）。远程控制台和司钻控制台控制对象标牌顺序必要与防喷器实际安装顺序相符。井控装备刷（喷）漆时，不得覆盖设备铭牌及编号。第三十二条 工程技术部负责井控装备（涉及试压装置）所配压力表定期校验，抗震压力表每年校验一次，普通压力表每半年校验一次，校验合格压力表必要粘贴校验合格证。第三十三条 自动点火装置应具备远距离遥控点火功能。此外，钻井队要准备好人工点火工具，配备好相应防护器具，做好人工点火准备。第三十四条 节流压井管汇、放喷管线每次试压或使用完要及时用压缩空气吹扫，保证管线畅通，液气分离器应启动排污阀将钻井液排干净。对于使用密度不不大于1.80g/cm3压井液压井结束，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀状况进行检查。第三十五条 井控装备及配件要妥善保管，闸板芯子应避光保存，橡胶件应放入橡胶库房保存；防喷器、四通、升高短节等带钢圈槽密封设备不得将密封面直接置于地面，应放置于专用底座或进行铺垫，防止钢圈槽损坏。第三十六条 钻井队依照井控需要配备方钻杆上、下旋塞、钻杆旋塞、顶驱液压旋塞、顶驱手动上旋塞、箭形止回阀、浮阀等钻具内防喷工具。内防喷工具管理严格执行塔里木油田内防喷工具管理办法（油钻字2号）。内防喷工具强制报废时限为：方钻杆上旋塞和液压顶驱旋塞合计旋转时间达到小时；顶驱手动上旋塞合计旋转时间达到1500小时；下旋塞、箭形止回阀、投入式止回阀、浮阀合计旋转时间达到800小时。内防喷工具每使用100天必要进行探伤检测，旋塞、箭型止回阀、浮阀每使用100天必要进行试压检查；方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活动旋塞1次，每15天内用泥浆泵对旋塞试压检查一次，试压压力20MPa，稳压5分钟，压降0.7MPa。浮阀使用时，每下钻510柱必要灌满水眼。1.内防喷工具压力级别普通不低于所使用闸板防喷器压力级别，但对于配套使用额定工作压力105MPa防喷器井，容许使用额定工作压力为70MPa及以上压力级别箭形止回阀和浮阀。2.钻井队负责内防喷工具现场维护、保养。3.使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符箭形止回阀。4.在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱应由箭形止回阀钻杆立柱钻杆与钻铤变扣接头构成（或由箭形止回阀钻杆钻杆与钻铤变扣接头钻铤构成）；防喷单根由箭形止回阀一根钻杆钻杆与钻铤变扣接头构成，箭形止回阀带顶开装置接于最上部；防喷立柱或防喷单根在备用状态下应紧好扣，并保护好上下连接丝扣。5.钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符下旋塞及开关工具，该下旋塞处在常开状态。第三十七条 井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻协助，班组负责维护保养和巡检，每次巡检后，按照填写阐明规定及时精确填写井控装备班报表，保证井控设备随时处在完好待命状态。第三十八条 对于在用固井机，应配备相应管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作需要，并配备从泥浆泵到固井机供液硬管线。第三十九条 钻井队应保证加重系统完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。钻井队应保证除气器完好，所接排气管出口朝向排污池，距离除气器15m以远。第四十条 钻机地面高压管汇按井控规定试压合格，泥浆泵上水罐安装液面报警仪，所有参加循环泥浆罐安装直读液面标尺。第四十一条 井队应配备二层台逃生装置，逃生装置与地平面夹角不不不大于30。逃生装置每月至少检查一次，每半年至少对井架工开展一次二层台使用逃生装置逃生演习，新上岗井架工规定在上岗7天内必要进行一次二层台使用逃生装置逃生演习，各次检查和演习完毕后做好相应记录。第四十二条 井队负责参照本细则，按照属地管理原则，规定有关协作方对所用设备进行安装、固定、试压及挂牌等，使之满足井控安全规定，有关协作方必要积极配合。第四十三条 从每年十一月十五日起至次年三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。对于山前、塔中档低温地区，温度低于0其他时间，也要采用防冻保温办法。1.冬季钻井队按照下面规定进行防冻保温工作：1)对于山前及塔中地区井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量1t/h）加电保温结合方式进行保温。2)对于其他地区井，采用一台煤锅炉（蒸气量1t/h）加电保温结合方式进行保温。3)提供干燥、清洁压缩空气；气源分派罐应用电热带缠绕保温，井队配备电磁排水阀；远程控制台与司钻控制台连接管缆用电热带缠绕保温。4)防喷器、四通、内控管线、节流压井管汇、液气分离器进液管线、液气分离器排污口、反循环压井管线、钻井液循环高压管汇采用电热带缠绕方式进行保温；防喷器远程控制台和节流控制箱采用加防爆电暖器或暖气片方式进行保温。5)每次节流循环压井后或有关施工后，要将液气分离器内残存液体尽快排除，并使用压缩空气对节流压井管汇、液气分离器进液管线、放喷管线等也许有残存液体井控设备进行吹扫，防止冰堵，保证畅通。6)在井控设备待命工况下必要用良好电热带保温保证内控管线不发生冻堵；不容许采用关闭四通2、3号平板阀方式防止内控管线冻堵。2.工程技术部按下面规定采用防冻保温办法：1)所有节流控制箱和山前井远程控制台使用10号航空液压油，别的井远程控制台使用46号低凝抗磨液压油。2)远程控制台要配备防爆电保温设施。3)冬季对套管头、油管头注塑时，必要使用冬季专用塑料密封脂。四、钻开油气层前准备第四十四条 钻开油气层前各井应做到：1.现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层地质预告；2.钻井队井控领导小组负责按照本细则及塔里木油田井控违规惩罚办法、塔里木油田井控安全检查规定规定，进行一次全面大检查，对查出问题认真组织整治。3.依照本井实际状况，全面分析井控风险，制定有针对性技术办法和应急预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、钻井液和井控装备、井控办法等方面技术交底。4.钻井液密度及其他性能符合设计规定，按设计规定储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其他解决剂。5.组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下防喷演习，在规定期间内控制井口。6.贯彻坐岗制度和干部24小时值班制度。7.加强地层对比，及时提出可靠地质预报，在进入油气层前100m，对裸眼地层进行承压能力检查，对于油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层规定井要设法提高承压能力后再进行下步作业。第四十五条 严格执行钻开油气层申报审批制度。五、钻开油气层和井控作业第四十六条 有如下状况之一者，不准钻开油气层（目层），应及时停工整治。1.未执行钻开油气层申报审批制度。2.未按规定储备重钻井液和加重材料。3.井控装备未按照规定试压或试压不合格。4.井控装备不能满足关井和压井规定。5.内防喷工具配备不齐全或失效。6.防喷演习不合格。7.井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全。8.油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层规定。第四十七条 在油气层（目层）钻井作业过程中，泥浆工坐岗观测钻井液出口流量变化、钻井液循环罐液面变化及钻井液性能变化，同步，井队还应配备泥浆液面监测系统，以实时监测钻井液循环罐液面变化；录井队监测地层压力，并运用探测仪实时监测钻井液罐液面变化，录井联机员坐岗观测；钻进中浮现钻速突然加快、放空、井漏、气测、油气水显示、钻井液性能变化等异常状况，应及时停钻观测，地质和钻井技术人员进行分析判断并采用相应办法；对于作业过程中补充胶液或从储备罐倒钻井液时，做好计量工作，并调节循环罐液面基准量。如发现溢流及时关井，怀疑溢流关井检查。第四十八条 在油气层中钻进，发现溢流应及时实行关井，禁止强行起钻到安全井段或循环观测；山前深层盐水溢流关井后，为防卡钻，在油田井控专家指引下，容许带压起钻头到安全井深再解决；浅气井及突然钻遇浅气层井采用先打开放喷通道导流，然后直接关闭闸板防喷器控制井口；其他状况采用常规软关井方式控制井口。第四十九条 关井后钻井队应派专人持续观测和记录立管压力和套管压力，录井队也要监测关井立管压力和套管压力变化。钻井队负责将关井立、套压变化状况及时报告给业主单位和勘探公司，业主单位与勘探公司拟定压井解决方案，向勘探开发部报告并获得批准后，方可组织实行。普通最大关井压力不得超过下面三项中最小值：1.井控装备额定工作压力。2.井口套管抗内压强度80%。3.套管鞋下地层破裂压力所容许井口关井压力。对于技术套管下到油气层顶部井（不涉及大宛齐浅油气井）或技术套管下深达到800m井，最大关井压力不考虑套管鞋下地层破裂压力所容许井口关井压力。第五十条 贯彻压井岗位分工，做好应急准备，在油田井控专家指引下按压井施工单及时进行压井施工。井控专家负责对井上各项与井控关于工作进行指引和把关。第五十一条 在关井或压井过程中，浮现下列状况之一，应采用控压放喷办法：1.浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所相应容许关井压力。2.井口压力超过井控装备额定工作压力。3.井口压力超过套管抗内压强度80%。4.井控装备浮现严重泄漏。地层流体为天然气或含H2S等有毒有害气体时，应及时在放喷出口点火。第五十二条 短程起下钻是检查起下钻安全有力手段（溢漏同层井除外）。1.下列状况起钻前应进行短程起下钻检测油气上窜速度：1)无论全面钻进还是取芯钻进，钻开油气层后每趟起钻前。2)每次压完井后。3)降钻井液密度后。4)非目层有油气水显示。2.短程起钻1015柱（水平井起到直井段），然后停泵观测，观测时间为：1)油气层井深H3000m井，观测2小时。2)3000mH5000m井，观测4小时。3)H5000m井，观测5小时。3.下钻循环检测油气上窜速度，油气上窜速度计算公式采用“迟届时间法”，满足下列条件之一才干起钻：1)起下一趟钻需要时间(小时)+10小时油气上窜到井口时间(小时)。2)在一趟起下钻时间内油气上窜距井口1000m如下。4.在起钻前应进行充分循环，循环时间不少于一种循环周，进出口钻井液密度差0.02g/cm3；下钻究竟先循环排除后效，再进行其他钻井作业。第五十三条 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0.30m/s；按井控规定向井内灌满钻井液，泥浆工和录井队监测人员认真核对灌入量和起出钻详细积；检修设备时，钻头应起到或下到套管鞋处，禁止空井或钻具静止在裸眼井段进行检修。第五十四条 使用顶驱钻机，为保证关井时在钻台面有便于控制钻杆旋塞，钻开目层必要采用接单根方式钻进，钻杆旋塞接在下单根上端；此外防喷立柱上内防喷工具要接在上单根和中间单根之间。第五十五条 电测前通井时掌握油气上窜规律、计算安全测井时间，同步要压稳油气层；电测前，钻井队准备防喷单根或防喷立柱，制定测井期间井控应急预案；电测队准备电缆悬挂接头、旁通阀及相应配合接头、剪切电缆工具和电缆卡子，置于钻台上便于取用地方，处在待命状态，钻杆传播测井还需要准备将电缆与钻杆本体固定在一起专用卡子；测井期间，应定期向井内灌浆，保持环空液面相对稳定，长时间测井要安排电测半途通井排除后效；泥浆工要坐岗观测钻井液出口，有异常状况及时报告值班干部。若发现溢流：1、及时停止电测作业，强行起出电缆，抢下防喷单根（或防喷立柱），实行关井。2、当状况紧急（溢流速度明显增大）时，及时抢接电缆悬挂接头、旁通阀，剪断电缆，抢下钻杆，实行关井。3、钻杆传播测井发生溢流，及时将电缆卡在钻杆上，在卡点以上50cm剪断电缆，下放钻具实行关井。4、由于抢下钻具重量有限，关井后要用卡子和钢丝绳固定钻具，防止钻具上窜。5、日费井由钻井监督、总包井由钻井队平台经理依照溢流性质、大小决定何时剪断电缆、抢下钻具深度和何时关井，钻井队和测井队无条件执行。第五十六条 在钻开油气水层后，下套管前应换装套