钻井井控实施细则2018(印刷版)

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业塔里木油田钻井井控实施细则2018年6月27日目 录 TOC o 1-3 h z u 塔里木油田公司钻井井控实施细则第一章 总则第一条 为落实好集团公司井控工作要求，有序开展好油田的井控工作，防止井喷失控事故的发生，依据Q/SY1552钻井井控技术规范，参考GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范、Q/SY1630控压钻井作业规程、SY/T5087硫化氢环境钻井场所作业安全规范、Q/SY 1115含硫油气井钻井作业规程、SY/T 6543.1欠平衡钻井技术规范第1部

2、分：液相等国家、行业及企业标准，并充分结合塔里木油田钻井井控工作实践，制定本细则。第二条 井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术之一。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，能有效防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。第三条 井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，破坏油气资源，甚至造成火灾、环境污染、设备损坏、人员伤亡、油气井报废。第四条 井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、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相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须在本细则规定内有组织地协调进行。第五条 本细则适用于塔里

3、木油田钻井井控工作。第二章 井控设计第六条 井控设计是钻井地质设计、钻井工程设计中的必要组成部分。钻井生产应先设计（包括补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工的原则。第七条 钻前工程和井场布局应满足井控要求：1. 道路宜从前场进入；2. 应有满足安装井控装备的场地要求；3. 放喷管线出口应修建容积不低于100m3的放喷池，同时应保证放喷物不造成污染。第八条 地质设计前应对井口半径2km（含硫区域井为3km）范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、道路、地形地貌、饮用水资源情况以及风向变化、煤矿等采掘矿井井口位置及坑道分布、走向、长度和距离地表深度等进行勘察和调查；江河、干渠周围的井，应标

4、明河道、干渠的位置和走向，并在钻井地质设计中注明井场布局图。第九条 钻井地质设计所提供的井位应符合下列安全距离要求：1. 油气井井口距高压线及其它永久性设施应75m；距民宅应100m；距铁路、高速公路应200m；距学校、医院和大型油库等人口密集及高危性场所应500m；在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道和矿井通道之间的距离应100m。2. 一般油气井井口间的距离应5m；高压、含H2S油气井井口与其它任何井井口之间的距离应8m；丛式井组之间的井口距离应20m。特殊情况不能满足时，由业主单位组织进行风险评估，提出相应的风险削减或控制措施，经业主单位主管领导审批后实施。第十条 钻井地质设计应根据物探

5、资料及本构造邻近井和邻近构造的钻探情况，以及本区块地质构造图（包括全井段的断层展布），提供本井全井段地层压力、地层坍塌压力和地层破裂压力预测剖面（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验资料）、全井段主要岩性描述、浅气层资料、油气水显示和复杂情况，邻近井井身结构、水泥返高、固井质量、泥浆使用情况及邻近井注采层位和分层动态压力等资料。第十一条 部署在已注采开发区域的井，钻井地质设计中应提供以井口为中心、方圆2km范围内注采井的注采资料（包括注采井分布、注采层位、分层动态压力、注采关系、套损等）。钻开油气层前或可能受注水影响的其它作业前，业主单位负责根据地质提示并结

6、合钻井工作需要，与开发生产单位协调停注、泄压或停抽事宜。第十二条 在可能含H2S等有毒有害气体的地区钻井，钻井地质设计应对可能含H2S等有毒有害气体的层位、埋藏深度及含量进行预测；钻井工程设计应明确相应的安全和技术措施。第十三条 钻井工程设计应根据钻井地质设计提供的资料，并参考邻井实钻资料，考虑地层压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力、地层漏失压力、井控装备配套以及钻进作业方式等因素，综合确定泥浆的密度：1. 平衡压力钻井时，泥浆密度以裸眼井段中的最高地层压力当量泥浆密度值为基准，另加一个安全附加值：（1）密度附加值：油水井为0.050.10g/cm

7、3，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。2. 控压钻井等特殊工艺钻井时，以能够和井控装备一起建立有效屏障为原则，合理确定泥浆密度。3. 特殊地层钻井时：（1）碳酸盐岩地层，以平衡地层压力的原则来确定泥浆密度。（2）含H2S等有毒有害气体地层，安全附加值宜取最大值。（3）浅气井和山前超深井裂缝性目的层宜采用压力附加。（4）盐膏层等易发生塑性变形的特殊复杂地层，依据上覆岩层压力值与地层蠕变性，合理确定泥浆密度。（5）地层压力预测精度不高又无较可靠临井实钻资料参考的目的层，宜设计较高的泥浆密度钻开，之后根据实钻情况调整泥浆密度。第

8、十四条 钻井工程设计中应明确加重材料和重泥浆的储备和维护要求。1. 预探井在安装防喷器之后储备重泥浆和加重材料，评价井和开发井在钻开油气层验收前7天储备重泥浆和加重材料。2. 预探井和评价井：储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重泥浆不低于80m3，储备加重材料不低于100吨。井浆密度2.35 g/cm3的井，可储备不低于井浆密度的重泥浆。对于井浆密度在1.50g/cm3以上或者距离泥浆站常规路大于200km（或沙漠路大于40km）的井，要储备重泥浆160m3以上。3. 开发井：距泥浆站常规路200km（或沙漠路40km）范围内的井，可依托泥浆站作为压井应急重泥浆的支撑，井场可不储备重泥浆

9、，但要储备加重材料50吨以上；超出上述距离的井要储备比井浆密度高0.1g/cm3的重泥浆80m3以上，加重材料100吨以上，并在钻井工程设计中明确。4. 储备的重泥浆性能应符合现场使用要求，并根据实际情况（地层压力系数、泥浆体系等）及时调整。依托泥浆站进行重泥浆储备的井，业主单位应与泥浆站签订支撑保障合同，每月对泥浆站储备的重泥浆至少检查一次，确保储备的重泥浆数量和性能满足应急支撑需求。5. 井场重泥浆储备罐应能直接连接泥浆泵上水管线，并具备良好搅拌功能，保证泥浆不沉淀。 6. 重浆应定期维护确保重浆性能，并做好记录。密度1.80g/cm3的重泥浆，应至少每4小时搅拌一次（持续时间以性能达标为

10、准），每天用加重装置循环一周以上；密度1.80g/cm3的重泥浆应交替连续搅拌，每班至少用加重装置循环一周以上。因重浆的组分差异，现场可根据实际情况及时调整维护方式。第十五条 钻井工程设计应根据地层压力梯度、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层序，并满足以下井控要求：1. 同一裸眼井段不宜存在用同一泥浆密度无法兼顾的多套压力系统； 2. 对于复杂地质条件和地质信息存在不确定性的井，应充分考虑不可预测因素，留有一层备用套管； 3. 在地下矿产采掘区钻井，表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上； 4. 表层套管下深应满足封固浅水层、疏松地层、砾石

11、层、流沙层的要求，且套管鞋坐入稳固岩层深度应10m，固井水泥应自井底返至地面；对于存在浅气层的井，表层套管原则上应下至浅气层顶部。5. 油气层顶部一般在要下一层技术套管。第十六条 钻井工程设计中应明确套管柱试压要求：1. 套管柱试压方法参照套管柱试压规范（SY/T5467）的相关规定执行，采取固井质量评价后试压的方式进行。高压气井套管试压应考虑对水泥环完整性的影响。2. 套管柱试压。直径小于或等于244.5mm （9 5/8）的套管柱试压值为20MPa，直径大于244.5mm （9 5/8）的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降小于或等于0.5MPa为合格。老井侧钻井出现液柱压力加井

12、口附加的试压压力超过套管抗内压强度80%的井，应在井深1000m左右的管外致密地层以下20m部位下入封隔器，然后对上部套管串进行试压。3. 喇叭口试压：钻塞至喇叭口后，根据套管尺寸正向试压1020MPa检验喇叭口封固质量。对于目的层采用尾管完井的山前高压气井，在替液降密度前，应对喇叭口进行负压差不低于20MPa的反向密封性能检验。4. 试压达不到规定要求时，应采取相应的补救措施。第十七条 钻井工程设计中应明确套管头配套要求：各开次套管头的额定工作压力应大于本开次最大允许关井压力；高温高压气井优先选用金属密封的芯轴式悬挂器。第十八条 钻井工程设计中应明确井控装备的配套：1. 防喷器压力等级原则上

13、应与相应井段的最高地层压力相匹配（即：防喷器压力等级不小于预计最大井口关井压力），同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋处地层破裂压力、地层流体性质等因素； （1）风险探井、预探井，防喷器压力等级的选择应综合考虑套管抗内压强度，在条件具备的情况下，宜在与预测最高地层压力匹配（即：防喷器压力等级不小于预计最大井口关井压力）的基础上高配一个压力等级。（2）其它井目的层根据预计最大关井压力P关，即井筒内泥浆喷完的关井压力，来选择井控装备： P关105MPa的，选用140 MPa压力等级的井控装备，组合见附录A.2图7； 70MPaP关105 MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备，组

14、合见附录A.2图3、图4、图5、图6； 35MPaP关70 MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备，组合见附录A.2图2、图3、图4、图5、图6； 14MPaP关35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备，组合见附录A.2图2； P关14MPa的井，选用14MPa及以上压力等级的井控装备，组合见附录A.2图1。2. 井口组合的设计一般应遵循以下原则：（1）全封闸板总成应安装在闸板防喷器组的最上部，当需要安装剪切全封一体式闸板总成时，剪切全封一体式闸板总成安装在全封闸板的位置。（2）半封闸板总成的安装位置可根据井架底座高度进行调整，保证其关闭时能密封其对应的钻杆本体。（3）

15、使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并安装相应尺寸的闸板总成。一般情况下，使用概率大的半封闸板总成安装在下面。当使用三种及以上复合钻具时，若不能装齐相应数量的闸板防喷器，可优先安装使用频率高、与段长较长钻具配套的闸板总成，在起下钻前应配备与其余尺寸钻具连接的防喷单根或防喷立柱。3. 新区第一口探井或已探明含浅气层井，在未安装防喷器前，宜安装导流器。4. 高含H2S区域的井、新区第一口探井、高压气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切全封一体式闸板总成和相应的钻具死卡。5. 节流、压井管汇的压力等级与应配套使用的闸板防喷器压力等级相匹配：（1）压力等级为35MPa的节

16、流管汇组合如附录A.2图11。（2）压力等级为70MPa的节流管汇组合如附录A.2图11、图12、图13。（3）压力等级为105MPa的节流管汇组合如附录A.2图12、图13。（4）压力等级为35MPa的压井管汇组合如附录A.2图14。（5）压力等级为70MPa、105MPa的压井管汇组合如附录A.2图14、图15。6. 钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压式液气分离器（大宛齐的低压浅井钻井允许使用ZQF1000/0.862常压式液气分离器），排气管线出口安装立式燃烧筒。高含H2S井、高压气井和风险探井目的层钻井时，排气管线出口必须配备自动点火装置。7. 现场原则

17、上应安装两条放喷管线，放喷管线的布局要考虑当地风向、民众聚集区、以及道路、邻井、高压线路等周边设施情况。对于英买2、英买力潜山，轮南、东河、牙哈、桑吉、哈得、塔中碎屑岩井，安装节流管汇侧放喷管线后，压井管汇侧的放喷管线可暂不安装，但要备齐管线和基墩，保证需要放喷时能够迅速接出。（1）一般井使用FGX88-21放喷管线，特殊高压井使用FGX103-35放喷管线；（2）探井和含H2S井放喷管线接出井口100m以远，开发井放喷管线接出井口75m以远。（3）放喷管线出口安装燃烧筒，高含H2S井、高压气井和风险探井目的层钻井时，节流管汇一侧的放喷管线出口必须配备自动点火装置。第十九条 内防喷工具配备要求

18、：1. 使用方钻杆的井，应连接方钻杆上、下旋塞阀；使用顶驱的井，应连接顶驱液压旋塞和顶驱手动上旋塞。2. 高含硫油气层作业应在钻具上加装近钻头钻具止回阀，但下列工况的钻具组合可不加近钻头钻具止回阀： （1）堵漏钻具组合；（2）下尾管前的称重钻具组合；（3）处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；（4）穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；（5）传输测井钻具组合；（6）注水泥塞作业钻具组合。3. 高压气井的盐膏层、目的层作业，在钻头出套管鞋时，井口应安装旋塞和浮阀。4. 第2、3款要求以外的井，业主单位可根据井控安全风险评估情况，在井控风险受控的前提下，确定内防喷工具的配套事宜，并由设计编写单位写入钻井工程

19、设计钻具组合中。5. 在起下钻铤或特殊尺寸（井口缺少相应闸板总成）钻杆前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱由“箭形止回阀钻杆立柱钻杆与钻铤（钻杆）变扣接头”组成；防喷单根由箭形止回阀一根钻杆钻杆与钻铤（钻杆）变扣接头组成，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。6. 内防喷工具的压力等级与应配套使用的闸板防喷器压力等级相匹配。第二十条 钻井四通的额定工作压力和通径应不小于与之配套的套管头四通上法兰额定工作压力和通径。第二十一条 欠平衡钻井、控压钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控以及防H2S等有毒有害气体伤害的井控措施

20、。第二十二条 固井井控设计1. 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的影响；2. “三高”油气井中的喷、漏、塌、卡、碎地层以及断层、大斜度井段的水泥胶结质量应满足有效封固的要求； 3. 技术套管材质、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不同流体的要求，水泥一般应返至上一级套管鞋或套管中和点以上不少于300m，“三高”油气井应返至地面；4. 油层套管材质、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，水泥一般应返至技术套管鞋或油、气、水层以上30

21、0m，“三高”油气井应返到地面，且其形成的水泥环顶面应高出被技术套管已经封固的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上不少于300m。含H2S、CO2等有毒有害气体或高压气井的油层套管，套管的材质和丝扣应符合相应的技术要求。第二十三条 钻井工程设计中应有低泵冲试验及地层破裂压力试验的要求。1. 预探井在安装防喷器开钻之日起，其它井在钻开油气层验收后，在每只新入井的钻头开始钻进前和每日白班接班后开始钻进或循环作业前，以1/31/2钻进排量进行低泵冲试验，若受钻机限制，以本钻机可以达到的最低排量做低泵冲试验，并作好记录。当泥浆性能或钻具组合发生较大变化时应及时进行实测。2. 每次

22、下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个易漏层，做一次地破试验，绘出泵入量压力曲线。3. 地破压力试验最高当量密度为本井段设计所用最高泥浆密度附加0.20g/cm3，地破压力试验控制当量密度一般不超过2.30g/cm3；特殊井可根据下部施工所需泥浆密度提高地破压力试验值。地破压力试验最高压力不得大于井口设备的额定工作压力和套管最小抗内压强度的80%两者之较小值。4. 对于在碳酸盐岩地层进行的地层承压试验，试验最高当量密度为预计下部施工中作用在井底的最高压力相当的密度。5. 压力敏感性地层可不进行地层破裂压力试验和地层承压试验。6. 试验完后应绘制地破压力（地层漏失压力）曲线等，并记录存档。7. 实

23、施空气钻井的井段可不做地破试验。8. 水平井在水平井段不进行地破试验。9. 老井侧钻不进行地破试验，但应根据侧钻使用的最高泥浆密度进行承压试验。第二十四条 钻井工程设计应针对钻井井控风险明确提出各次开钻的重点井控技术措施。第二十五条 现场实际与井控设计不匹配时，应按钻井工程方案设计编制、审核、审批管理办法要求做好变更。第三章 井控装备第二十六条 井控装备包括套管头、钻井四通（钻完井一体化四通）、防喷器组、防喷器控制系统（远控台和司控台）、井控管汇（内防喷管线、节流管汇、压井管汇、放喷管线、放喷管汇）、旋转控制头及其控制装置、安全防提断装置、内防喷工具、液气分离器、点火装置、井控辅助装置、井控监

24、测仪器等。其中，顶驱旋塞、井控监测仪器、人工点火装置等井控辅助装置由承包商提供；其它井控装备由油田公司井控车间统一提供。第二十七条 油田公司井控车间负责统一提供井控装备的现场安装指导、调试、试压及探伤检测，同时负责顶驱旋塞、反循环管线等承包商自行提供的井控装备的试压，钻井队负责提供机具并派人配合完成安装。第二十八条 井控装备送达现场后，钻井队应做好验收工作，验收合格后在送井清单上签字确认。第二十九条 为了保证井控装备的正常安装和安装后的正常使用，并降低井口及套管偏磨风险，前期应做好以下工作：1. 钻前施工时，导管应掩埋垂直；钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差10mm，确保一开开正井眼。以后

25、各开次开钻前都应保证井口、转盘、天车的中心线偏差10mm。2. 各层套管下入前，井队必须准确丈量套管长度，合理调整入井管串结构，挑选出长度、外径尺寸、外观平整度及椭圆度均满足套管头安装要求的套管作为井口套管。3. 下完表层套管，保持井口段套管处于拉伸状态，调整并保持套管与转盘中心线同轴再进行固井施工；注完固井水泥浆后，立即在确定的套管头安装位置割开导管，若固井水泥浆不在井口，应向导管与套管间环空回填水泥浆至导管面（如井漏，可在固井水泥浆凝固后再回填），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能放松套管。4. 导管、表层套管的切

26、割高度，应满足在每开次内防喷管线能平直接出井架底座以外的基础上，最后一级套管头的上法兰面高于井架基础面10-30cm。5. 套管头到井安装前，应测量记录如下数据。（1）将顶丝完全退出四通主通径，测量并记录顶丝端部距四通法兰外圆长度并做好相应的标识，给退顶丝提供依据。（2）套管头高度。（3）套管头腔室内下部台阶面距离下法兰面的高度。（4）将防磨套（或套管悬挂器）放入套管头内进行试安装（顶紧顶平顶丝），测量并记录顶丝端部距四通法兰外圆长度并做好相应的标识，给紧固顶丝提供依据。 顶丝顶入状态示意图 顶丝退出状态示意图第三十条 套管头的安装1. 表层套管头安装时，表层套管切割面应与套管头台阶面贴合，并

27、校正套管头水平度及套管头旁通口朝向，确保套管头安装平正。 2. 卡瓦式表层套管头安装完后，应对套管头上提100kN进行试验，检验卡瓦是否卡牢。然后将套管头托盘与环形钢板焊接固定，同时还应作好卡瓦螺钉防止退处理。3. 当井口防喷器组重量过大，影响吊装安全时，在保证下套管至套管坐挂期间正常关井的前提下，可在下套管前拆甩掉环形防喷器或全封闸板防喷器。安装完套管悬挂器，切割完套管（或起出送入管柱）后，应将防喷器挪出井口，再安装下一级套管头四通（或油管头四通）。第三十一条 钻井四通(钻完井一体化四通、特殊四通、油管头四通）的安装1. 对于油层套管下到井口，继续钻进的井应安装钻完井一体化四通（或特殊四通）

28、，见图10；2. 安装钻井四通（钻完井一体化四通、油管头四通）后，需安装液面监测三通的，可安装在四通1#平板阀与左侧防喷管线之间；钻井作业期间，1#和2#闸门之间，3#和4#闸门之间不安装仪表法兰，待完井后安装。第三十二条 防喷器组的安装1. 防喷器组与井架底座平行安装，对于开关油路接口设置在防喷器一侧的，应将油路接口朝向井场后场；对于开关液路接口分别设置在防喷器前后两侧的，应将开启液路接口朝向井场后场。2. 闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。使用手动锁紧装置的闸板防喷器，应装齐手动锁紧操作杆，操作杆的中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角30，除受井架底座限制外，操作杆应接出井架底座以外，靠操

29、作手轮端应安装锁紧杆支撑架，支撑架应固定牢靠；各操作手轮间应互不干扰，方便操作。手轮挂牌标明闸板规格（尺寸）、开关方向和到位的圈数，靠近手轮处应有计量开关圈数的计数装置。3. 井口防喷器组安装完，应在环形防喷器的四个专用吊耳处用4根16mm（5/8）钢丝绳套和花篮螺丝将防喷器组固定绷紧在井架底座的对角线位置，环形防喷器无专用吊耳的、未安装环形防喷器的，应使用专用哈弗式绷绳卡箍卡在防喷器组最上面一个法兰上，固定绷绳。4. 防溢管与防喷器采用螺栓连接，防溢管的通径应不小于井口防喷器组的通径，连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈，防喷器上法兰不使用的连接螺纹孔用专用丝堵堵住。5. 井口防喷器组合安装

30、完后，应实测各闸板防喷器闸板总成与转盘面的距离，绘制井口装置示意图，并张贴在防喷器组附近和司钻房内。6. 钻井队应配套防喷器安装拆卸操作平台，操作平台应具备可随意升降、至少2-3人的工作承重和操作空间。第三十三条 防喷器控制系统的安装1. 远控台摆放在面对钻台左侧或后侧、放喷管线的后方，与放喷管线保持2m以上的距离，距井口25m以远，便于司钻观察的位置，周围10m内不得堆放易燃、易爆和腐蚀物品；司控台固定在钻台面司钻房附近，钻台空间允许的，司控台背面、侧面与其它设施间应预留0.3m以上的距离；如配备了辅助控制台和无线遥控装置，辅助控制台摆放在干部值班房附近便于操作处；无线遥控装置应处于待命工况

31、摆放在干部值班房内。2. 管排架与放喷管线的距离不少于1m，下部应铺垫防渗膜。3. 各半封闸板总成的关位控制油路上应安装防提断安全装置。4. 远控台各三位四通换向阀所控制对象的排列顺序应与井口防喷器组的安装顺序保持一致（防喷器从上到下，对应的控制手柄从右到左），液动放喷阀的控制手柄在防喷器控制手柄左侧。司控台三位四通换向阀所控制对象的排列顺序应与井口防喷器组、液动放喷阀的安装顺序保持一致。5. 远控台与司控台连接的气管束、电控线缆应顺着管排架，余下的管缆应整齐盘放在靠近远控台处的空地上，不得压折。6. 远控台、司控台配套使用的电器及电源接线应防爆，电源线应从配电屏（或发电房内）用专线直接引出，

32、电压380V19V，用单独的开关控制，开关上标识控制对象。7. 远控台未使用的备用液压控制管线出口必须用专用的金属堵头进行封堵；管排架、高压软管等未使用的备用管路接口要采取防止沙尘或杂物进入的措施。第三十四条 现场应使用标准内防喷管线，严禁现场焊接；内防喷管线的额定工作压力等级应与配套使用的闸板防喷器压力等级相匹配；内防喷管线应平直接出井架底座以外，特殊情况不能平直接出的，转弯处应采用压力等级不低于内防喷管线压力等级的整体锻钢弯头。第三十五条 节流管汇、压井管汇、放喷管汇的安装1. 节流管汇五通仪表法兰上预留1/2NPT（一般为70MPa及以下压力级别使用）或HF 9/16Autoclave（

33、一般为70MPa以上压力级别使用）的螺纹接口，并配套相应压力等级的反循环压井四通和考克，用于安装录井套压传感器。2. 节流管汇应配置与其额定工作压力相匹配的高量程抗震压力表和量程不大于25MPa的低量程压力表，低量程压力表前端应再安装考克。压井管汇应配置与其额定工作压力相匹配的高量程抗震压力表。3. 电动节流控制箱应摆放在钻台上靠立管一侧，使用10航空液压油，油箱上应有液位标尺。4. 节流管汇、节控箱处应分别放置关井压力提示牌（见附录A.3.9）。第三十六条 放喷管线的安装1. 放喷管线安装时，可将放喷管线缓降至地面后顺直接出，特殊情况需转弯时，应采用整体锻钢直角弯头转弯；两条放喷管线走向一致

34、时，应保持大于0.3m的距离，并分别打基墩固定。2. 放喷管线应全部露出地面；低洼处应向下倾斜安装三通，并连接不小于放喷管线压力等级的排污阀。3. 放喷管线两侧出口处采用两个独立的基墩固定，距离不大于1m；放喷管线出口应安装燃烧筒，燃烧筒连接法兰距最近一个固定基墩的固定压板不超过1m、距放喷池内边缘0.7-1.2m；沙漠地区放喷口应采取防沙措施，防止沙子堵塞管口；在环保敏感地区，放喷池周边还应采取防护措施。4. 预探井、高压气井放喷管线通过埋设活动水泥预制基墩（基墩顶面与地面基本平齐）的方式固定，基墩尺寸1.0m1.0m0.8m，基墩间距1012m。其它井放喷管线通过活动水泥预制基墩固定，基墩

35、尺寸0.5m0.5m0.5m，基墩间距1015m。放喷管线跨越宽度10m以上的河流、水塘、沟壑时，应搭建金属过桥支撑固定。转弯处两端应固定，固定基墩与转弯处的距离不超过1m。第三十七条 自动点火装置控制柜应摆放在距液气分离器排气管线主火炬20米、放喷管线燃烧筒50米以远；电、气、油线缆应沿放喷管线走向安装，并安装隔热防护罩，余下的线缆应整齐盘放在靠近控制柜处的空地上，不得压折；点火遥控器由井队工程师负责保管和操作。第三十八条 反循环压井管线的安装1. 使用内通径不小于50.8mm、额定工作压力不小于35MPa的由壬管线，不允许现场焊接。2. 安装完毕应使用水泥基墩固定，基墩尺寸不小于0.5m0

36、.5m0.5m，基墩间距7m。转弯处两端应固定，固定基墩与转弯处的距离不超过1m。第三十九条 液气分离器的安装1. 液气分离器安装在节流管汇J10外侧的专用水泥基础上，用不少于3根5/8的钢丝绳套相对均匀固定；进液管线使用4由壬专用硬管线；ZQF1000型排液管线和排气管线为6法兰管线，ZQF1400型、ZQF1200型排液管线和排气管线为10法兰管线，法兰连接螺栓应装齐平垫和弹簧垫。2. 进液管线与节流管汇连接，并用水泥基墩支撑固定牢靠，基墩尺寸不小于0.5m0.5m0.5m。转弯处两端应固定，固定基墩与转弯处的距离不超过1m。3. 排液管线应接入录井方罐，并支撑固定牢靠；排气管线走向与放喷

37、管线一致，距离放喷管线不少于0.5m， 并露出地面安装。4. 排气管线应接出井口50m以远，管线用活动水泥预制基墩固定，基墩尺寸为0.5m0.5m0.5m，基墩间距1520m，出口处采用双基墩固定；排气管线出口应安装防回火装置和立式燃烧筒，燃烧筒用3根5/8钢丝绳套相对均布固定，燃烧筒距离危险设施（录井房）不小于40m。5. 本体10排液管下部应标准配套4排污阀；燃烧筒下部和排气管线低洼处应安装排污阀（排污阀的额定工作压力不低于液气分离器的额定工作压力）；排污管线由井队现场自行配套。第四十条 井控辅助装置及监测仪器的安装1. 泥浆泵上水罐应安装液面报警仪，并满足如下性能要求： （1）报警门限值

38、不得超过0.5m3，达到报警门限值时，能够发出报警提示。（2）能有效防止启停泵造成的误报。（3）若需使用电器电路，应满足防爆要求。2. 所有参与循环的泥浆罐安装体积直读式液面标尺，标尺应满足如下性能要求： （1）根据泥浆罐容积定制，采用体积直读进行标识，标识刻度对应的泥浆罐液面变化量为0.2 m3。（2）液面波动造成的计量误差不超过0.5m3。（3）标尺导杆上下移动平稳，具有防沙防卡功能，指针稳固，能准确指位。（4）当泥浆罐空罐、满罐时，能够准确计量。（5）与泥浆接触的部位应具备抗腐蚀能力。（6）不易被泥浆粘附，便于拆卸清理（清理一次所需时间不超过30分钟为宜）。3. 在放喷管线、液气分离器排

39、气管线出口上风、侧风两个方向安全距离以外分别准备好人工点火器具和防护用品，做好人工点火的准备。4. 应保证加重系统完好。5. 保证除气器完好，排气管应接出距除气器15m以远。6. 应配置气源排水分配器，总进气源应从钻机（机房）气瓶专线接入，进气压力0.65-1.3 MPa，分配供给司控台、远控台、防提断安全装置、自动点火装置等。7. 配备性能可靠的二层台逃生装置，逃生滑绳与地平面夹角不大于45。第四十一条 其它（通用）安装要求1. 井控装备各种连接法兰应上齐连接螺栓并对角拧紧，保持法兰平正、间隙一致；栽丝螺栓在确保一端与螺孔上满、另一端突出螺母1扣以上，双头螺栓两端丝扣突出螺母1扣以上, 两端

40、余扣基本一致。2. 压力表原则上要垂直安装，表面朝向便于操作人员观察的位置。3. 放喷管线、液气分离器排气管线等在车辆跨越处应装过桥盖板，盖板与管线应保持足够的空高距离，保证过车时盖板不与管线接触；管线连接法兰不宜置于泥浆罐下、过桥盖板下、涵洞内等位置。4. 放喷管线、液气分离器进液管线、排气管线、反循环压井管线固定基墩上的螺栓采用30mm的螺杆（45号钢）、M27的螺纹，螺栓预埋入基墩的深度0.3m，螺栓露出基墩的长度应确保在紧固后，螺杆应突出螺帽1扣以上（但不宜超过管体高度），螺帽应加备帽或弹簧垫，固定压板采用A3钢，板宽100mm、厚10mm，圆弧应与对应管线的圆弧相匹配，压板和管线之间

41、不得衬垫可燃物。5. 井口防喷器组安装完成后，防喷器组顶部应安装能有效防止泥浆滴落的防泥伞；圆井上应安装能有效防止人员掉落、不影响各四通阀门的安装和操作、能在30分钟内移开的防护盖板。保持圆井内清洁，便于套管头检查和维护保养。6. 井控装备现场安装完毕后，钻井队应按照目视化要求对设备及状态进行标识：井口防喷器组应挂牌标明闸板规格，井控管汇各闸阀挂牌标明阀门编号、开关状态；远控台和司控台相应的手柄处应有控制对象标识（半封闸板挂牌标明闸板规格，环形、全封应标明开关状态），挂牌标准见附录A.3。第四十二条 井控车间试压合格后，应将产品合格证随设备一并送到钻井现场。井控装备的现场试压由油田公司井控车间

42、负责，钻井队提供机具和人员协助完成，试压过程中，工程监督和钻井队值班干部应在现场负责协调、监督及验收，合格后签字确认；试压报告单、试压曲线记录等交钻井队存档。1. 有下列情况之一，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（钻完井一体化四通）后。（4）钻开油气层（目的层）前、钻井转试油、试油转钻井时，试压间隔已超过30天的。（5）其它时间试压间隔超过100天（若确因工艺需要或其它特殊情况，试压周期允许延长7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），应对所拆开的部位重新进行试压检验。第四十三条 井控装备现场安装完

43、后，油田公司井控车间现场安装指导人员应与井队人员一同对设备性能、安装达标情况进行全面的检查确认，并及时对不符合项进行整改。第四十四条 井控装备试压介质1. 防喷器、旋转控制头、节流管汇、压井管汇、套管头、钻井四通（钻完井一体化四通）、油管头四通、采油（气）树、内防喷工具、升高短节、内防喷管线、放喷管线等工作腔试压时，试压介质为清水（冬季为防冻液体）。其中，油管头、采油（气）树需要做气密封试压检测时，试压介质为氮气；上、下旋塞正常作业时，试压介质为泥浆或清水。2. 控制系统、防喷器液压腔和液动闸阀液压腔试压时，试压介质为设备使用的液压油；管排架、耐火软管车间试压介质为清水（冬季为防冻液体），现场

44、试压介质为设备使用的液压油。3. 套管头、油管头（钻完井一体化四通）注塑时用专用注塑脂，试压时试压介质为有抗腐蚀能力的液体介质（机油或液压油等）。第四十五条 井控装备车间试压值1. 环形防喷器工作腔试压值：公称通径13 5/8的封5管柱试压，公称通径为13 5/8的封3 1/2管柱试压，公称通径11的封2 7/8管柱试压；低压密封试压1.42.1MPa，高压密封试压至额定工作压力。用于探井、高压气井时送井前还应对上法兰试压至额定工作压力。2. 防喷器控制系统高压油路试压至21MPa；管排架和耐火软管试压35MPa；闸板防喷器、液动闸阀的液压腔试压值21MPa（54-14闸板防喷器液压腔试压10

45、.5MPa），环形防喷器液压腔室试压10.5MPa。3. 闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、四通、内防喷工具，低压密封试压1.42.1MPa，高压密封试压至额定工作压力。4. 旋转控制头壳体、旋转动压，低压密封试压1.42.1MPa，高压密封试压（静密封试压）至额定工作压力。5. 采油（气）树水密封试压、气密封试压（需要时）至额定工作压力。6. 内防喷工具试压至额定工作压力。第四十六条 井控装备现场试压值1. 旋转控制头静压和旋转动压分别试压至其静密封、动密封额定工作压力的70%。2. 环形防喷器封管柱（需入井的最小钻具）试压至额定工作压力的70%。3. 闸板防喷器、四通、套管头工作腔、内防喷管

46、线、节流管汇、压井管汇试压值为套管头上法兰与闸板防喷器二者额定工作压力的低值；有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压。另外，闸板防喷器还应做1.42.1MPa低压密封试验。4. 防喷器控制系统管汇汇管、闸板防喷器液压腔和液动闸阀液压腔、管排架和耐火软管连接后应作油路密封试压至21MPa。环形防喷器、54-14闸板防喷器控制油路密封试压至10.5MPa。5. 套管头、油管头（钻完井一体化四通）注塑、试压值，按本次所接触套管抗外挤强度的80%和本级套管头下法兰额定工作压力二者中的低值试压。6. 反循环压井管线试压至28MPa。7. 放喷管线试压至10MPa。8.内防喷工具试压：井控装备专业

47、服务队定期试压时应试压至额定工作压力；井队日常对旋塞的试压见本细则第五十四条第二款要求。9. 老井侧钻井的套管头注塑试压值：按注塑试压所接触套管抗外挤评估强度的80%和本级套管头下法兰额定工作压力二者中的低值。第四十七条 井控装备试压稳压时间和允许压降1. 旋转控制头、环形防喷器、闸板防喷器、四通、套管头工作腔、套管头注塑、内防喷管线、节流管汇、压井管汇、内防喷管线稳压15分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。2. 闸板防喷器低压试压：稳压10分钟，压降不大于0.07MPa，密封部位无渗漏为合格。3. 放喷管线、反循环压井管线试压：稳压10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无

48、渗漏为合格。4. 环形（54-14闸板防喷器）控制油路密封、防喷器控制系统管汇汇管、闸板防喷器液压腔和液动闸阀液压腔、管排架和耐火软管连接部位试压：稳压10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。第四十八条 其它试压要求1. 现场井控装备的试压（不包括套管头注塑试压），应在全套井控装备及附件安装完毕后进行（可先不固定）。2. 井口防喷器组试压时，最上面一层套管头的旁通出口闸阀应处于打开状态。3. 安装油管头后，因试压塞坐在油管头旁通口之上，井口试压时，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。4. 现场每次试压完后，应对承压部位的连接螺栓全部对角再紧固一遍。5. 进

49、行试压密封试验时，应先试低压再试高压。第四十九条 井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理，大班司钻协助，班组负责操作、维护保养和按照SY/T5964-2006要求每班开展巡检，每次巡检后，按照填写说明的要求及时准确的填写井控装备班报表、套管头维护保养记录，确保井控装备随时处于完好待命状态。各钻井承包商自行制定钻井队井控装备检查维护责任制。第五十条 套管头、四通的使用与维护1. 钻完井过程中，钻井队负责套管头的使用维护，并建立维护档案。2. 每次安装套管头试压完成后，应使用防磨套，并全部对称均匀顶紧顶丝；使用加长防磨套的井，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天的

50、，应在15天之内取出检查；对于井口偏磨严重的，应缩短检查周期，并在防磨套被磨穿之前进行更换。3. 施工过程中，井队还要注意检查套管磨损情况，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。4. 每次固井施工完应立即对水泥浆流经过的套管头旁通进行冲洗、清洁，确保水泥浆不在套管头的平板阀腔室及旁通通道内凝固、堵塞，并灌水验证旁通通道的畅通性，如有堵塞应及时处理。5. 顶丝使用维护注意事项（1）未使用时，顶丝必须完全退出四通主通径。（2）紧顶丝时，需对称上紧顶平。（3）正常情况下操作顶丝时不得卸松压帽，当操作困难时，可适当卸松顶丝压帽（12扣），操作到位后，应及时上紧压帽。6. 每周日常应检查保养以下

51、内容：（1）平板阀开关状态是否符合工况要求：套管下入前或套管未回接到井口或下入尾管的，套管头四通旁通平板阀均应处于关闭状态；下入套管后或套管回接到井口的，带压力表一侧的套管头四通旁通平板阀应处于打开状态，另一侧平板阀处于关闭状态。（2）手轮销、手轮、润滑油嘴、护罩、注脂接头等完好、有效；（3）压力表、截止阀（考克）完好有效，压力表表面朝向井场前场，应保持清洁，同时盖好圆井盖，防止落物碰损；截止阀（考克）处于打开状态。备用的连接口应采取防堵保护。 （4）表层套管头的底座完好可靠，卡瓦螺栓紧固可靠。（5）各连接密封部位是否有漏失。（6）各层套压表有无压力显示，压力表是否在校验有效期内。（7）顶丝状

52、态是否与工况相符，是否完好、无渗漏。7. 每月对井口所有套管头旁通手动平板阀开关活动一次，确保阀门完好有效。对于使用密度1.40g/cm3泥浆的井，每月还应检查、清洁一次尚未悬挂套管（指下层套管还未下入、套管未回接到井口或下入尾管的情况）的套管头四通旁通通道，防止堵塞。8. 套管头试压间隔超过100天（若确因工艺需要或其它特殊情况，试压周期允许延长7天），油田公司井控车间负责对各级套管头副密封进行注脂及试压检查、主密封进行试压检查，原则上同防喷器试压一并进行。第五十一条 防喷器的使用与维护1. 环形防喷器不宜长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井。2. 井口组合中，装有两副同一尺寸的半封闸板

53、总成时，关井应优先使用上部闸板总成。3. 带液动锁紧机构的闸板防喷器关井时，应观察液动锁紧装置的开关显示状态，发现异常应及时检查确认。带手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧到位；打开闸板前，应先手动解锁到位，再液压打开。4. 关井后，需要开井时，应严格按照本细则防喷演习制度中开井程序开井，严禁直接打开防喷器。5. 特殊情况需要关闭剪切闸板，剪切闸板操作程序如下：（1）调整钻具位置，确保钻杆本体在剪切闸板位置，锁定钻机绞车刹车系统。（2）用钻具死卡方式卡住剪切点以上钻具。（3）关闭环形防喷器。（4）使用远程控制系统按如下步骤操作:打开远控台储能器旁通阀，确认控制油压为21MPa后，关

54、剪切闸板操作手柄；若未能剪断钻具，按以下程序操作：关闭储能器截止阀；打开气源旁通阀；启动气动泵，给剪切闸板控制油压增压，直至剪断井内钻具关井。第五十二条 防喷器远程控制系统的使用与维护1. 远程台应保持电、气泵工作正常；在待命工况下，电控箱主令开关处于“自动”位置，环形调压空气旋塞阀指向司控台，液压油面距油箱底面高度20-60cm，储能器压力18.521MPa、管汇压力10.50.7MPa、环形压力8.5-10.5MPa、气源压力0.65-1.3 MPa，J-2型传感器的供气压力0.35 MPa。远程台控制环形防喷器的三位四通阀手柄置于中位，控制剪切全封一体式闸板总成的三位四通阀手柄使用限位装

55、置限制在中位，其它三位四通阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致。2. 司控台开关位置显示标识(或指示灯)应与控制对象的开关状态一致。司控台储能器、管汇、环形二次压力表显示值与远控台对应压力表的误差不超过2MPa。3. 远控台、司控台气路油雾杯应保持油面高度1/22/3，分水滤气器应及时排除杯内积水。各气路、油路应密封良好。4. 管排架上不得堆放杂物、不得辗压、不得作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。液控管线周围应设立高压警示标志、围设警戒带。第五十三条 管汇、四通、管线的使用与维护1. 低量程抗震压力表下端考克处常关状态（溢流关井后，当井口套压低，高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀）。

56、2. 节流压井管汇、放喷管线、反循环压井管线每次试压或使用完要立即用压缩空气吹扫，打开排污阀进行排污，保证畅通。使用密度大于1.80g/cm3压井液节流循环压井结束后，由油田公司井控车间对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。压井管汇不应用作日常灌注泥浆用途。3. 电动节流控制箱处待命状态时，液压油面距油箱底面高度：A型（控制一个节流阀）6-12cm，B型（控制两个节流阀）10-20cm，油压2.54.2MPa；节流阀的阀位开度为常关。数显仪显示压力与对应压力表显示压力的误差不大于2MPa，阀位开度显示误差不大于1mm。第五十四条 液气分离器的使用与维护1. 液气分离器在井上首次安装完后，应通过液气分

57、离器循环泥浆不少于30分钟，检查其管路是否畅通。2. 排污管线完好无破损，每次使用后应立即开启排污阀，用压缩空气吹扫罐体和管路，保证畅通。第五十五条 内防喷工具的使用和维护1. 内防喷工具的强制报废时限：方钻杆上旋塞和顶驱液压旋塞累计旋转时间达到2000小时；顶驱手动上旋塞累计旋转时间达到1500小时；下旋塞、箭形止回阀、浮阀累计旋转时间达到800小时。2. 内防喷工具每使用100天必须进行探伤检测，旋塞、箭形止回阀、浮阀每100天必须进行试压检验（原则上与防喷器试压时一并进行）；每15-20天内用泥浆泵对方钻杆上下旋塞试压检查一次，试压压力20-25MPa，稳压5分钟，压降0.7MPa。3.

58、 内防喷工具上下钻台时须使用护丝保护公母扣，确保螺纹和密封台阶部位不受碰撞等损伤；现场摆放在钻台上和库房内的内防喷工具，应保持内外清洁（旋塞内腔应在半开半关状态下冲洗）。4. 管柱内带内防喷工具（箭形、浮阀）的井，在做完地破、地层承压试验等工序后，或其它作业需要释放井内压力时，应先通过节流管汇进行泄压，再放回水，确保内防喷工具上部和下部的压力全部泄掉。5. 钻井队应如实、及时填写内防喷工具跟踪记录卡，现场不再使用的内防喷工具以及完井后，应在7日内将内防喷工具和对应的内防喷工具跟踪记录卡送回油田公司井控车间。6. 方钻杆上、下旋塞（顶驱接单根钻进所带钻杆旋塞）使用过程中应注意以下事项：（1）使用

59、过程中旋钮部位严禁夹持；（2）正常作业过程中每班开关活动旋塞1次；（3）使用过程中，必须处于全开或全关状态；（4）旋塞单边承压需开启时，应先注平衡压力，再开启；（5）钻台上备用一只与入井钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于全开状态，作为起下钻备用应急抢装内防喷工具。7. 浮阀使用过程中应注意以下事项：（1）浮阀阀芯应避光保存，不能露天存放；（2）浮阀使用时，应注意阀芯的安装方向；（3）带浮阀下钻时每下钻510柱必须灌满水眼（不得使用方钻杆灌浆）。（4）浮阀每次入井前应检查阀芯是否与连接处钻具接头内径匹配（阀芯外径不小于钻具接头内径）；（5）拆卸浮阀时先从浮阀下接头处缓慢卸扣再卸浮

60、阀上接头处，以防阀芯在钻具内压力的作用下顶出。8. 箭形止回阀使用过程中应注意以下事项：（1）用于抢接的箭形止回阀，应装好顶开装置，下压顶杆顶开阀芯并锁紧，并确认阀芯已顶开。（2）抢接完后，应先解锁顶杆，让顶杆回位后，再卸下顶开装置。（3）顶开装置导流口应朝上，通径不小于阀体通径，顶杆应具备防冲脱功能。9. 顶驱液压、手动旋塞使用过程中应注意以下事项：（1）手动旋塞使用过程中旋钮部位严禁夹持；（2）正常作业过程中每班开关活动旋塞1次；（3）使用过程中，必须处于全开或全关状态；（4）旋塞单边承压需开启时，应先注平衡压力，再开启；（5）累计旋转时间达到500小时应卸下换装备用旋塞使用。卸下的旋塞应