钻井工程设计.doc

钻井完井工程设计

班 级： 石油工程高122
姓 名： 陈基磊
学号： 060713
中国石油大学（北京）远程教育学院
2014年 10 月19日

目 录
1 设计依据 1
1.1 设计依据 1
1.2 构造名称 1
1.3 地理及环境资料 1
1.4 地质要求 1
1.5 地质分层 2
2 技术指标及质量要求 3
2.1 井身质量要求 3
2.2 固井质量要求 3
2.3 钻井取心要求 3
2.4 资料录取要求 4
3 工程设计 4
3.1 井下复杂情况提示 4
3.2 地层压力预测和地层温度 4
3.3 井身结构设计 6
3.4 钻机选型及钻井主要设备 8
3.5 钻具组合设计 9
3.6 钻井液设计 11
3.7 钻头及钻井参数设计 14
3.8 油气井压力控制 16
3.9 油气层保护措施 22
3.10 取心设计 23
3.11 固井设计 25
3.12 各次开钻或分井段施工重点要求 30
3.13 完井设计 36
3.14 弃井要求 37
3.15 钻井进度计划 37
4 健康、安全与环境管理 38
4.1 基本要求 38
4.2 健康、安全与环境管理体系要求 38
4.3 健康管理要求 38
4.4 安全管理要求 40
4.5 放射性防护要求 41
4.6 钻井过程中的环境保护 42
4.7 健康安全环保应急反应计划 44
5 生产信息及完井提交资料 44
5.1 生产信息类 44
5.2 完井提交资料 45

2

1 设计依据
1.1 设计依据
1.1.1 塔19-101井钻井地质设计；
1.1.2 塔19-39、塔21-33、塔19-64井等邻井实钻资料；
1.1.3 SY/T 6426-2005 《钻井井控技术规程》等有关标准及法规。
1.2 构造名称
塔木察格盆地南贝尔凹陷西次凹南洼槽。
1.3 地理及环境资料
1.3.1 井口坐标：纵(X)：5265607m，横(Y)：20456078m。
1.3.2 地面海拔：地面海拔638m。
1.3.3 构造位置：位于塔木察格盆地南贝尔凹陷西次凹南洼槽北端。
1.3.4 地理位置：蒙古国塔木察格盆地19合同区块塔19-39井东北约11.3km。
1.4 地质要求
1.4.1 钻探目的：
落实南贝尔凹陷西次凹南洼槽北段烃源岩发育状况和含油气情况。
1.4.2 设计井深：3340m。
1.4.3 井别与井型：井别为预探井；井型为直井。
1.4.4 目的层位：南屯组、铜钵庙组，兼探大磨拐河组。
1.4.5 完钻层位及完钻原则：
完钻层位：铜钵庙组。
完钻原则：钻至设计井深后，距井底50m无油气显示完钻。
1.4.6 完井方法：完钻后依据录井显示及测井解释结果确定。

1.5 地质分层
地质分层见表1。
表1 地质分层情况表
地层
地震
反射层
设计地层
地层产状
故障
提示
系
群
组
段
底界深度
m
厚度
m
倾向
（°）
倾角
（°）
第四系
贝尔湖群

T2

T2-2

T3

T5
80
75

防
塌
第三系

480
400

白垩系
扎
赉
诺
尔
群
青元岗组

缺失

伊敏组
二三段

缺失

防卡

防塌
防斜

防掉
钻头

一段
1202
722
175
5.4
大磨拐河组
二段
2208
1006
125
3.2
一段
南屯组
二段
3284
1076
110
18.3
一段
铜钵庙组
∨
56
80
13.0
侏罗系
兴安岭群

布达特群（基底）

断层

备注：井点深度由塔19-39井的时深关系读取，所附井位设计图件为北京奥创达科技发展有限公司最新解释的t0图中间成果；地层产状由塔木察格项目组提供。

2 技术指标及质量要求
2.1 井身质量要求
各井段井身质量要求见表2。
表2 井身质量要求
井 深
m~m
井 斜
（°）
全角变化率
（°）
水平位移
m
井径扩大率
%
井斜测量间距
m
0~501
＜1.0
≤1.00
≤15.0
≤20
25
501~1000
≤3.0
≤30.0
≤15
1000~1500
≤1.25
≤40.0
≤10
1500~2000
≤4.5
≤50.0
2000~2500
≤5.0
≤2.17
≤65.0
2500~3000
≤80.0
3000~3340
＜5.7
≤2.50
≤93.6
2.2 固井质量要求
固井质量要求见表3。
表3 固井质量要求
开 钻
次 数
钻 头
尺 寸
mm
井 深
m
套 管
尺 寸
mm
套 管
下 深
m
水泥封固
井 段
m~m
阻流环
位 置
m
测 井
项 目
固井质量要 求
一开
374.7
501
273.1
500
地面~501
/
/
合格
二开
215.9
3340
139.7
3337
2058~3340
3315
CBL&VDL
合格
注：若大磨拐河组油层发育，水泥封固井段为1052m~3340m。
2.3 钻井取心要求
钻井取心层位、取心井段设计见表4。
表4 钻井取心设计表
层位
设计井段
m
取心进尺
m
对比井
收获率
%
取心原则
大磨拐河组
2085~2090
5

≥ 90
见暗色泥岩取心
南屯组二段
2325~2335
10
塔19-39井
2070m~2080m
南屯组见油气显示取心
南屯组一段
2530~2540
10
塔19-39井
2260m~2270m
铜钵庙组
3315~3325
10

铜钵庙组见显示取心
机动

10

1700m以下设计取心段外见好生油岩或好油气显示机动取心
合计

45

2.4 资料录取要求
资料录取要求详见《塔19-101井钻井地质设计》。
3 工程设计
3.1 井下复杂情况提示
据塔木察格盆地地层和现有钻井情况，钻井施工队伍应在钻井施工中注意以下事项：
a) 第四系地层疏松，在钻井施工中要注意防漏、防塌。
b) 伊敏组大段泥岩段地层要防止井壁坍塌、井漏。
c) 伊敏组及以下地层倾角较大，南屯组地层倾角18.3°，铜钵庙组地层倾角13.0°，在施工中要注意防斜、防卡、防掉钻头和钻具。
d) 本井钻井液密度设计为1.15g/cm3，在施工中要做好井控工作，防止井喷的发生。
e) 在钻井施工中应密切观察钻井液的返出量，防止钻井过程和固井时发生井漏，以及井漏后发生井喷。
3.2 地层压力预测和地层温度
3.2.1 邻井实测压力成果。
本井地层压力由南贝尔凹陷塔19-39井地层压力梯度0.88 MPa/100m换算得出。预测南屯组地层压力19.43 MPa，铜钵庙组地层压力28.90MPa。见表5。
表5 邻井实测地层压力成果表
序号
井 号
层位
井深
m
地层压力
MPa
地层压力系数
1
塔19-39
铜钵庙组
2492.89
21.86（最高压力）
0.89
2
塔21-7
铜钵庙组
1947.63
18.40
0.96
1900.31
18.14
0.97
3
塔21-18
铜钵庙组
1496.38
13.70
0.93
4
塔21-9
铜钵庙组
2402.79
25.48
1.08
南屯组
2116.72
20.55
0.99
3.2.2 塔19-101井地层压力预测图见图1。

压力系数
铜钵庙组
大磨拐河组
南屯组
井深

图1 塔19-101井地层压力预测图
3.2.3 邻井地层破裂压力
统计该地区2口生产井经压裂所得的破裂压力数据表明，南屯组破裂压力梯度为2.19MPa/100m（由塔19-39井测得），铜钵庙组破裂压力梯度为1.81MPa/100m（由塔21-18井测得）。详见表6。
表6 邻井实测破裂压力成果表
序号
井号
层位
射孔顶界
m
射孔底界
m
破裂压力
MPa
破裂压力梯度
MPa/100m
　1
塔19-39
南屯组
2498.0
2510.0
55.2
2.19
2
塔21-18
铜钵庙组
1550.4
1552.6
33.2
2.14
1462.8
1479.0
26.6
1.81
3.2.4 邻井测温情况
本井地层温度根据南贝尔凹陷塔19-39井地温梯度3.28℃/100m计算，预测本井井底3340m处最高地层温度109.55℃。邻井测温成果见表7。
表7 邻井测温成果表
井号
深度
m
温度
℃
地温梯度
℃/100m
塔21-18
1547.90
57.00
3.68
1462.18
53.00
3.62
塔21-9
2402.79
89.00
3.70
2388.26
87.10
3.65
2116.72
78.20
3.69
塔19-39
2492.89
81.75
3.28
3.3 井身结构设计
3.3.1 井身结构设计数据
根据地层压力和区块情况，本井设计套管程序为二层，设计情况见表8。
表8 井身结构设计数据表
开钻
次序
井 深
m
钻头尺寸
mm
套管尺寸
mm
套管下入
地层层位
套管下入深 度
m
环空水泥浆返 深
m
备 注
一 开
501
374.7
273.1
伊敏组
500
地面
插入式固井
二 开
3340
215.9
139.7
铜钵庙组
3337
2058

备注：若大磨拐河组油层发育，水泥返深至1052m。
3.3.2 井身结构示意图
图2给出了各层次套管下深、钻头尺寸和水泥浆封固井段等。
系
群
组
第四系
第三系
白垩系
侏罗系
伊敏组
大磨拐河组
南屯组
铜钵庙组
贝
尔
湖
群
扎
赉
诺
尔
群

二三段
一段
二段
一段
二段
一段
深度
m

1202
φ139.7mm生产套管×3337m
水泥浆返至2058m；如果大磨拐河组油层发育，水泥浆返至1052m
φ374.7mm钻头×501m
φ273.1mm表层套管×500m

青元
岗组

段
2208
80
阻流环深度：3315m
兴安岭群
布达特群（基底）
井 身 结 构
3284

V

φ215.9mm钻头×3340m
480

图2 井身结构示意图

3.4 钻机选型及钻井主要设备
表9给出了ZJ40钻机和主要设备性能参数，如没有相同型号的钻机和设备，可选用能满足钻井施工要求的其它型号的钻机和设备。
表9 钻机选型及钻井主要设备性能表
序号
名 称
型 号
载 荷
t
功 率
kW
备 注
1
钻机
ZJ-40D

2
井架
JJ225/43-K1
225

3
提升系统
天车
TC-225
225

游动滑车
YC-225
225

大钩
DG-225
225

水龙头
SL-225
225

绞车
JC-40DB1

735

4
转盘
ZP-275

441

5
循环系统
钻井泵1#
SL3NB－1300A

956

钻井泵2#
SL3NB－1300A

956

钻井液罐

6
动力系统
柴油机1#
PZ12V 190B

882

柴油机2#
PZ12V 190B

882

发电机1#
12V135

200

发电机2#
12V135

200

7
钻机控制系统
自动压风机
5.5/12V

5.5

电动压风机
5.5/12V

5.5

8
固控设备
振动筛
2YNS－D

2台
除砂器
ZQJ-250×2

1台
除泥器
NQJ-100×8

1台
离心机
LW450－842N

1台
9
液压大钳
YQ－100

100kN•m

3.5 钻具组合设计
3.5.1 钻具组合
各次开钻钻具组合见表10。
表10 各次开钻钻具组合
开钻次序
井眼
尺寸
mm
钻具
组合
名称
钻具组合
一 开
374.7
塔式
钻具
Φ374.7mm钻头+Φ177.8mm钻铤×54.0m+Φ158.7mm钻铤×54.0m+Φ127.0mm钻杆
二 开
215.9
复合
钻进
钻具
Φ215.9mm钻头+Φ172.0mm 0.75°螺杆×8.85m+Φ177.8mm无磁钻铤×9.4m+Φ177.8mm钻铤×27.0m+Φ158.7mm钻铤×72.0m+Φ127.0mm钻杆
塔式
钻具
Φ215.9mm钻头+Φ177.8mm减震器×5.2m+Φ177.8mm无磁钻铤×9.4m+Φ177.8mm钻铤×108.0m+Φ158.7mm钻铤×72.0m+Φ127.0mm钻杆
取心
钻具
Φ215.9mm取心钻头+Φ177.8mm取心筒×10.0m +Φ177.8mm钻铤×36.0m+Φ158.7mm钻铤×72.0m+Φ127.0mm钻杆
3.5.2 钻柱设计数据
表11给出了各次开钻钻具组合的钻柱设计数据。
表11 钻柱设计数据
开钻
顺序
井 段
m
钻头尺寸
mm
钻铤
钻杆
外径mm
内径
mm
长度
m
重量
kN
钢级
外径mm
内径mm
长度
m
重量
kN
一开
0~501
374.7
177.8
71.4
54.0
86.37
G105
127.0
108.6
393
113.97
158.7
71.4
54.0
65.57
二开
501
~3340
215.9
177.8
71.4
122.6
196.08
G105
127.0
108.6
3145.4
912.17
158.7
71.4
72.0
87.21

3.5.3 钻具校核
经过对无旋转起钻时的满眼钻具进行了轴向拉力校核，钻具结构能够满足要求，钻具结构校核图见图3。

图3 钻具轴向拉力校核图
3.5.4 常用打捞工具
钻井队应配备表12给出的常用打捞工具。
表12 常用打捞工具数据表
名 称
规 格 型 号
数 量
公锥
GZ/NC38
2
公锥
GZ/NC50
2
母锥
MZ/NC50
1
平底磨鞋
MP210
2
强磁打捞器
CL175ZG
2
卡瓦打捞矛
LM/T73
1
卡瓦打捞矛
LM/T89
1
卡瓦打捞筒
LT/T168
1
卡瓦打捞筒
LT/T200
1
安全接头
AJ-159
1

10

3.6 钻井液设计
3.6.1 钻井液性能设计、配方及处理方法
一开设计为膨润土混浆钻井液，其性能、配方及处理方法见表13。二开设计为两性复合离子钻井液，其性能、配方及处理方法见表14。
表13 一开钻井液完井液设计
开钻次序
井 段
m~m
常 规 性 能
流 变 参 数
固相含量
%
膨润土含量
g/L
密度
g/cm3
漏斗
粘度
s
API
失水
mL
泥饼
mm
PH值
含砂
%
摩阻
系数
静切力
塑性
粘度
mPa.s
动切力
Pa
n值
K值
初切
Pa
终切
Pa
一开
0~501
1.05~1.20
45~70
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
/
类 型
配 方
处 理 方 法 及 维 护
膨润土混浆
膨润土
4.0%~5.0%
1. 一开前仔细检查钻井液循环系统、固控设备、储备系统，使之能够满足各钻井阶段的实际要求。
2. 检查钻井液储备材料储备，现场应备足三天以上所需材料。
3. 配膨润土浆60m3，预水化24h后，按配方加入携砂剂和KOH，方可开钻。
4. 钻进中用清水和少量携砂剂调节粘度。
5. 要求排量不低于40L/s，完钻后充分循环洗井，以保证下套管和固井作业顺利进行。
纯碱
0.2%~0.4%
KOH
0.04%~0.06%
携砂剂
0.1%~0.2%

表14 二开钻井液完井液设计
开钻次序
井 段
m~m
常 规 性 能
流 变 参 数
固相含量
%
膨润土含量
g/L
密度
g/cm3
漏斗
粘度
s
API
失水
mL
泥饼
mm
PH
值
含砂
%
摩阻
系数
静切力
塑性
粘度
mPa.s
动切力
Pa
n值
K值
初切
Pa
终切
Pa
二开
501~1172
1.05~1.15
50~70
≤6
≤0.5
9~11
/
/
0.5~3.0
2.0~5.0
12~22
5~10
0.45~0.75
0.20~0.60
≤12
40~80
1172~3340
1.10~1.15
50~70
≤4
≤0.5
9~11
≤0.4
≤0.2
1.0~3.0
4.0~12.0
12~24
6~18
0.45~0.75
0.20~0.60
≤12
40~80
固井前
1.15~1.20
50~55
≤4
≤0.5
9~11
≤0.4
/
1.0~2.0
4.0~8.0
5~20
≤5
/
/
/

类 型
配 方
处 理 方 法 及 维 护
两性复合离子
钻井液体系
膨润土
4.0%~5.0%
1. 二开前，充分循环洗井，加入纯碱，防止水泥侵。
2. 钻进过程中，用4.0%~6.0%的有机硅腐钾水溶液进行维护处理，PH值低时用0.04%~0.06%的KOH水溶液进行调整，粘度高时用XY28水溶液处理；在补充新浆时，提高有机硅腐钾、高效封堵降滤失剂、SPNH、NPAN的加量，以利于防塌、防卡和储层保护。
3. 每钻进300m~400m进行一次大处理，加足NPAN、SPNH、有机硅腐钾、FA368等处理剂，维护并保持钻井液性能稳定。
4. 钻进至1172m，加入SPNH、有机硅腐钾、XY28、高效封堵降滤失剂、QS-2等处理剂，调整钻井液性能达到设计。进入油层后，不断补充NPAN、SPNH、有机硅腐钾，严格控制失水，降低储层伤害。
5. 钻进至易塌井段，为保证井壁稳定，现场可以适当调整钻井液密度。
6. 全井根据钻井液性能情况，调整钻井液性能。
7. 下套管后，加入XY28降粘剂等处理剂，调整钻井液性能达到设计要求后，方可固井。
纯碱
0.2%~0.4%
NPAN
0.8%~1.0%
FA368
0.25%~0.35%
XY28
0.2%~0.3%
高效封堵降滤失剂
1.2%~1.5%
QS-2
2.0%~3.0%
SPNH
1.0%~2.0%
有机硅腐钾
1.0%~1.5%
KOH
0.04%~0.06%
注：若1.15g/cm3~1.20g/cm3钻井液密度不能满足固井压稳要求，根据现场实际情况下钻通井时进行适当调整，直到满足要求为止。

13

3.6.2 钻井液材料用量设计
钻井液材料在开钻前，按设计用量（见表15）提前备好，并且是质检合格的产品。
表15 钻井液材料用量设计数据表
开 钻 次 序
一 开
二 开
钻头尺寸 mm
374.7
215.9
井段 m~m
0~501
501~3340
井筒容积 m3
73
150
地面循环量 m3
40
60
钻井液消耗量 m3
10
67
钻井液总量 m3
123
277
材 料 名 称
材 料 用 量
t
材 料 用 量
t
膨润土
6.1
13.8
纯 碱
0.4
1.1
NPAN
/
2.8
XY28
/
0.9
有机硅腐钾
/
4.2
FA368
/
1.0
SPNH
/
5.5
KOH
0.1
0.2
高效封堵降滤失剂
/
4.2
QS-2
/
3.0
携砂剂
0.2
/
重晶石粉（备用）
50
3.6.3 钻井液储放和处理设备配置要求
3.6.3.1 除锥形罐外，应配备至少4个40m3带搅拌器的钻井液罐。
3.6.3.2 配备1个2m3~4m3带搅拌器的加药池。
3.6.3.3 按要求配齐固控设备，振动筛筛布要求80目~120目，使用时间占总循环时间100%，除砂器使用时间占总循环时间80%，除泥器和离心机等固控设备的使用视钻井液密度和固相含量等情况而定。
3.6.4 钻井液性能测量要求
3.6.4.1 一开开钻至一开完钻501m，每间隔1h测量一次钻井液密度、粘度。
3.6.4.2 二开开钻至大磨拐河组油层顶以上30m（1172m），每间隔1h测量一次钻井液密度、粘度，每8h测量一次钻井液全套性能。
3.6.4.3 大磨拐河组油层顶以上30m（1172m）至完钻3340m，每间隔0.5h测量一次钻井液密度、粘度，每8h测量一次钻井液全套性能，每24h测量一次泥饼摩阻系数；固井前测量钻井液密度、粘度、切力、失水。
3.6.4.4 循环过程中每隔0.5h观察一次钻井液池液面高度、钻井液性能变化，以及是否含有气泡等异常情况，如有异常情况加密测量钻井液密度、粘度，并进行相应处理。
3.7 钻头及钻井参数设计
3.7.1 钻头设计
表16给出了各井段钻头设计情况。
表16 各次开钻钻头设计数量表
序号
尺寸
mm
型号×数量
钻进井段
m~m
进尺
m
纯钻时间
h
机械钻速
m/h
1
374.7
PDC
0~501
501
16.70
30.00
2
215.9
R235H×1
501~2085
1584
75.43
21.00
3
215.9
SC279×1
2085~2090
5
10.00
0.50
4
215.9
HJ517G×2
2090~2325
235
23.50
10.00
5
215.9
SC279×1
2325~2335
10
22.22
0.45
6
215.9
HJ537G×1
2335~2530
195
39.00
5.00
7
215.9
SC279×1
2530~2540
10
25.00
0.40
8
215.9
HJ617G×5
2540~3315
775
221.43
3.50
9
215.9
SC279×1
3315~3325
10
33.33
0.30
10
215.9
HJ637G×1
3325~3340
15
7.50
2.00
注1：表中是推荐钻头使用型号，钻井队也可选用同类型的其它型号钻头；
注2：见到好的油气显示机动取心10m，钻头使用SC279一个。

15

3.7.2 钻井参数设计
各次开钻钻井参数设计见表17。
表17 各次开钻钻井参数设计数据表
开钻次序
井段
m~m
喷嘴
组合
mm
钻 井 液 性 能
钻 进 参 数
水 力 参 数
密度
g/cm3
PV
mPa•s
YP
Pa
钻压
kN
转速
r/min
排量
L/s
立管
压力
MPa
钻头
压降
MPa
环空
压耗
MPa
冲击
力
N
喷射速度
m/s
钻头
水功率
kW
比水
功率
W/mm2
上返
速度
m/s
一开
0~501
13.49×3
+12.70×2
1.15
15
10
80
~140
150
~80
45~50
/
/
/
/
/
/
/
/
二开
501~2085
10.32×4
1.15
20
10
10
~50
（50~80）+DN
30~32
12.64
5.83
1.14
3520
96
186.6
5.03
1.38
2085~2090
/
1.15
20
10
30
~70
80
~40
28
~30
/
/
/
/
/
/
/
/
2090~2325
11.91×2
+11.11
1.15
20
10
100
~180
（50~80）+DN
32
13.07
6.38
1.28
3683
100
204.3
5.51
1.37
2325~2335
/
1.15
20
10
30
~70
80
~40
28
~30
/
/
/
/
/
/
/
/
2335~2530
11.91×2
+11.11
1.15
20
10
100
~180
（50~80）+DN
32
13.34
6.38
1.32
3683
100
204.3
5.51
1.37
2530~2540
/
1.15
20
10
30
~70
80
~40
28
~30

2540~3315
11.91×2
+11.11
1.15
20
10
100
~180
（50~80）+DN
32
15.46
6.38
1.62
3683
100
204.3
5.51
1.36
3315~3325
/
1.15
20
10
30
~70
80
~40
28
~30

3325~3340
11.91×2
+11.11
1.15
20
10
100
~180
（50~80）+DN
32
15.54
6.38
1.64
3683
100
204.3
5.51
1.36
注1：钻井施工中，可根据实际情况选择当量面积相近的喷嘴组合。
注2：DN为螺杆钻具的转速。

17

3.8 油气井压力控制
3.8.1 二开井控装置示意图
3.8.1.1 二开井口装置示意图，见图4。

注：井口挖直径1m，深1m的圆井，挖好后周围用5 mm厚的钢板围住，防止圆井坍塌。钢板
焊好后，内壁用60×60角铁焊接固定。圆井底部铺0.5m厚的砂浆，并找平。

图4 二开井口装置示意图
3.8.1.2 节流管汇及压井管汇示意图
节流管汇及压井管汇示意图，见图5、图6。

图5 节流管汇布置示意图

图6 压井管汇布置示意图

3.8.2 二次开钻试压要求
3.8.2.1 二次开钻井控装置试压要求，见表18。
表18 二次开钻井控装置试压要求
开钻
次数
井控装置
名 称
型 号
试 压 要 求
介质
压力
MPa
时间
min
允许压降
MPa
二

开
环形防喷器
FH35-35
清水
17.0
10
≤1.0
双闸板防喷器
2FZ35-35
清水
17.0
10
≤0.7
四通
FS35-35
清水
17.0
10
≤0.7
远程控制台
FK2403
油
21.0
10
0
节流管汇
JG-35
清水
17.0
10
≤0.7
压井管汇
YG-35
清水
17.0
10
≤0.7
放喷管线
管线两头带法兰
清水
10.0
10
≤0.7
单法兰短节

清水
17.0
10
≤0.7
套管头
Φ273.1mm×Φ139.7mm-35MPa
清水
17.0
30
≤0.5
3.8.2.2 二次开钻套管试压要求，见表19。
表19 二次开钻套管试压要求
开钻次数
套管尺寸
mm
试压介质
试压压力
MPa
试压时间
min
允许压降
MPa
二开
273.1
清水
17.0
10
≤0.7
3.8.3 井控要求
3.8.3.1 井控设备安装要求
3.8.3.1.1 井口装置安装要求
3.8.3.1.1.1 防喷器主体安装平整，天车、转盘、井口中心的最大偏差不能超过10mm；防喷器组用16mm钢丝绳正反花蓝螺栓四角绷紧固定，钢丝绳不能妨碍其它操作。
3.8.3.1.1.2 本井使用微变径双闸板防喷器，防喷器闸板应装齐闸板手动锁紧杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开关方向和到底的圈数及闸扳的类型。
3.8.3.1.1.3 四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度始终不变。
3.8.3.1.2 防喷器远程控制台安装
3.8.3.1.2.1 安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，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。
3.8.3.1.2.2 连接井口部位的井控设备的液压管线用外敷防火花材料的高压耐火隔热软管。管排架与防喷管线、放喷管线和压井管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；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。
3.8.3.1.2.3 远程控制台总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器。严禁强行弯曲和压折气管束。
3.8.3.1.2.4 远程控制台电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制，不得与照明或其它用电器线路串接。
3.8.3.1.2.5 储能器要始终处于工作压力状态（17.5MPa~21.0MPa）。
3.8.3.1.3 井控管汇安装要求
3.8.3.1.3.1 节流管汇和压井管汇上的所有的管线、闸阀、法兰等配件的额定工作压力必须与全井最高压力等级防喷器的额定工作压力相匹配。
3.8.3.1.3.2 防喷管线应使用经探伤合格的管材，通径不得小于78mm，采用焊接法兰连接或螺纹法兰连接，不得现场焊接。
3.8.3.1.3.3 钻井液回收管线出口应接至漏斗罐并固定牢靠，拐弯处必须使用角度不小于120°的铸钢弯头，其通径不得小于73mm。
3.8.3.1.4 放喷管线安装要求
3.8.3.1.4.1 放喷管线用法兰连接的通径不小于78mm的专用管线或用Ф127mm钻杆并且外螺纹向外。
3.8.3.1.4.2 管线连接在施工现场不允许现场焊接。
3.8.3.1.4.3 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。
3.8.3.1.4.4 放喷管线要平直引出，螺纹连接紧固牢靠，如特殊情况管线需要转弯时要用铸（锻）钢弯头连接，其角度不小于120°。
3.8.3.1.4.5 放喷管线每隔10m~15m及转弯处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定，其中0.5m~2.0m之间必须用双基墩；放喷管线需要悬空安装时，悬空处要支撑牢固，支撑点间距控制在10 m以内。
3.8.3.1.4.6 水泥基墩坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m。遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。
3.8.3.1.4.7 放喷管线固定基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，埋入长度不小于0.5m。
3.8.3.1.4.8 放喷口前应挖放喷坑，放喷坑规格为2m（宽）×3m（长）×1.5m（深）或体积不小于6m3的回收灌；挖取的土堆放在放喷坑前方，形成土墙。
3.8.3.1.4.9 放喷管线要安装点火装置，人工点火点在出口上风方向不小于15m。
3.8.3.1.5 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。防喷管线控制闸阀 (手动或液动阀)必须接出井架底座以外。
3.8.3.1.6 钻具内防喷工具安装要求
3.8.3.1.6.1 钻具内防喷工具的最大工作压力应为35MPa。
3.8.3.1.6.2 应使用方钻杆上、下旋塞阀，钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具旋塞阀和投入式止回阀。
3.8.3.1.6.3 从二次开钻开始，在钻杆支架上准备一根防喷钻杆（即钻杆母扣端接旋塞阀并紧扣的钻杆，旋塞阀处于常开状态，上有提环，下有螺纹保护器）。
3.8.3.1.6.4 防喷钻杆在钻进时放置在滑道左侧的钻杆支架上，其它工况放置在大门坡道上。
3.8.3.1.6.5 如果钻具组合中的钻铤只有一种螺纹类型，且与钻杆螺纹不相同，要在防喷钻杆外螺纹端连接钻杆与钻铤内螺纹的转换接头，并紧扣；如果钻具组合中的钻铤有两种或两种以上的螺纹类型，要在钻台上准备与不同螺纹类型钻铤内螺纹匹配的专用转换接头。
3.8.3.1.6.6 在钻台上再备用一只能够与防喷钻杆中旋塞连接的钻具止回阀。
3.8.3.1.6.7 防喷钻杆、钻具止回阀、专用转换接头等内防喷工具的表面应全部涂红漆。
3.8.3.1.7 监测仪器配备要求
要配备钻井液循环池液面计量标尺及报警装置，装备H2S、CO2监测仪及报警装置。
3.8.3.2 井控装置的试压
3.8.3.2.1 井控装置在现场安装好后，按要求进行试压。
3.8.3.2.2 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要求试压。
3.8.3.2.3 防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。
3.8.3.2.4 套管头试压试到额定压力。
3.8.3.3 井控培训要求：
从事钻井生产和技术管理的钻井队干部应经过培训、考核取得井控操