2013年井控实施细则.doc

关于转发中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则和中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司井控安全奖惩办法的通知公司各单位：为进一步加强井控管理工作，严格执行各项井控管理规章制度，落实井控管理职责，杜绝井喷事故的发生，确保钻井井控安全，现将中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则和中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司井控安全奖惩办法（吐哈油字201355号文件）转发给你们，望认真组织学习，并严格遵照执行。同时2008年5月所印发的吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则废止，希周知。 附件1: 关于印发等三项制度的通知 附件2：中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则 附件3：中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司井控安全奖惩办法二一三年三月十五日附件1吐哈油字201355号关于印发中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则等三项制度的通知各有关单位：现将中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则、中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司井下作业井控管理实施细则和中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司井控安全奖惩办法印发给你们，望认真遵照执行。二一三年三月七日主题词：钻井井控细则通知抄送：公司领导、副总师、总经理助理、安全副总监，机关各处、室，勘探部、开发部、对外合作部、物资管理部。中国石油吐哈油田公司办公室 2013年3月12日印发校对：黄生星 份数：43份附件2 中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则第一章 总 则第一条 为了深入贯彻落实国家安全生产法、环境保护法和中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控技术规定（中油工程字2006247号文件），进一步加强中国石油天然气股份有限公司吐哈油田分公司（以下简称公司）井控工作，有效预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，确保钻井安全生产，结合实际，特制定本细则。第二条 认真贯彻 “安全第一、预防为主、综合治理”的方针，发挥有感领导，落实属地管理和直线责任，高度树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，严格细致，常抓不懈。第三条 井控技术是实现近平衡、欠平衡钻井的基础技术。做好井控技术工作，既有利于及时发现和保护油气层，又可以防止井喷和井喷失控的发生，实现安全生产。在钻井作业中，一旦发生井喷，就会使井下情况复杂化，无法进行正常钻井作业；压井作业会对油气层造成不同程度的损害。同时，井喷后极易导致失控，井喷失控将使油气资源遭受严重破坏，还易酿成火灾，造成人身伤亡、设备毁坏、油气井报废、环境污染、打乱正常的生产秩序等一系列问题。井喷失控事故是油气勘探开发中性质最为严重、损失巨大的灾难性事故，必须防止并杜绝井喷失控事故的发生。第四条 吐哈油田钻井施工区域分散，地貌及周围环境复杂，生产组织及后勤供给困难。因此，在钻井施工过程中，要牢固树立“积极井控”理念，克服麻痹大意的思想，提高井控意识，加大井控工作管理力度，在钻井作业中切实做好井控工作，杜绝和防止发生井喷失控是首要目标。第五条 井控工作是一项技术要求严密的系统工程，涉及设计、施工、检查、监督、验收、装备配置、应急救援和人员培训等，各项工作必须有计划、有组织地协调进行。第六条 井控工作包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备、随钻地层压力检测与预测，防火防爆、防硫化氢安全措施，井喷及井喷失控的处理、井控技术培训、应急处置和井控管理制度等10个方面。第七条 本细则主要依据：中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6426-2005钻井井控技术规程、中国石油与天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定、中国石油天然气集团公司井控培训管理办法等。第八条 本细则适用于吐哈油田本区域石油与天然气钻井。第二章 井控管理组织机构与职责第九条 公司成立井控领导小组，负责油田井控管理工作。各采油厂、各钻井承包商分别成立井控管理领导小组，负责本单位井控管理和监督工作。第十条 公司井控领导小组构成与职责（一）公司井控领导小组构成组 长：公司主管井控的副总经理组 员：工程技术处、质量安全环保处、生产运行处、规划计划处、财务处、设备管理处、企管法规处、人事处、勘探部、开发部、对外合作部以及钻井设计与监督部门、勘探公司、采油厂、钻井承包商等单位的井控第一负责人。井控领导小组下设井控管理办公室，办公室设在工程技术处，负责公司井控管理工作。（二）公司井控领导小组职责1.贯彻落实中国石油天然气集团公司、中国石油天然气股份有限公司井控管理规定和有关文件精神；2.制定有关井控管理的规章制度；3.组织、监督井控新工艺、新技术的实施；4.检查落实各施工单位井控资源配备情况；5.协调解决井控工作中存在的重大问题；6.组织并实施井喷失控事故的处理；7.组织井控工作大检查和年度井控工作总结评比。第十一条 工程技术处井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度；（二）组织制（修）订井控细则、井控技术规定和标准；（三）组织钻井井控应急预案的编写、演练；（四）组织实施井控新工艺、新技术的推广和应用；（五）组织井控专项检查，监督、检查相关单位和人员执行本细则；（六）参与井喷失控事故的原因调查、分析，负责统计和上报工作；（七）负责油田井控管理工作的现状调研，适时提出井控工作建议；（八）负责编制公司机关年度井控培训计划;（九）负责组织有关井控工作的资料汇总及上报工作。第十二条 质量安全环保处井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度及本细则； （二）参与钻井井控应急预案的编写、演练；（三）参与油田组织的井控专项检查；（四）监督检查井控应持证人员的持证情况；（五）按本细则要求核发安全生产许可证；（六）组织井喷失控事故原因的调查、分析，并提出处理意见。第十三条 生产运行处井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理标准、制度及本细则； （二）参与油田组织的井控工作检查；（三）启动井控应急预案，并参与井控应急演练；（四）组织井喷事故抢险救援所需物资调遣工作；（五）参与井喷失控事故的调查工作。第十四条 对外合作部井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度；（二）检查、督促所辖区域相关单位和人员执行所在国家、地区的有关法律、法规和建设方关于井控管理相关规定的落实情况；（三）与相关处室共同组织开展所辖区域施工作业队伍的井控工作检查；（四）负责组织对所辖区域施工作业队伍井喷失控事故的调查、处理和上报工作。第十五条 勘探部井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与油田组织的井控工作检查；（三）负责钻井地质设计、工程设计的审核；（四）负责检查督促所辖施工作业队伍井控工作；（五）组织对特殊工艺井钻井工程设计的评审；（六）参与所属钻井的井喷事故原因调查；（七）制定、实施本部门井控培训计划。第十六条 开发部井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与油田组织的井控工作检查；（三）检查督促所辖施工作业队伍的井控工作；（四）负责钻井地质设计、工程设计的审核；（五）组织对特殊工艺井钻井工程设计的评审；（六）组织特殊工艺井各次开钻前和钻开油气层前的井控工作验收；（七）检查督促钻井作业过程中关键工序的执行情况；（八）负责协调钻井邻井停注、泄压等事项；（九）参与井喷事故原因的调查、分析；（十）制定、实施本单位井控培训计划。第十七条 工程技术研究院井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与井喷事故的原因调查和分析；（三）制定、实施本单位井控培训计划。第十八条 勘探开发研究院井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）参与井喷事故的原因调查和分析；（三）制定、实施本单位井控培训计划。第十九条 工程监督中心井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）负责开发井的井控工作，参与油田组织的井控工作检查；（三）组织钻井各次开钻和钻开油气层前的井控工作验收；（四）负责钻井作业过程中关键工序各环节的检查与监督;（五）按照井控培训计划、目标及要求，组织实施井控培训工作，对培训质量负责；（六）研究和改进培训方法、途径，编写井控培训补充教材；（七）负责井控中心实训基地及设施的管理工作，确保培训设施完整、安全；（八）参与井喷事故的原因调查和分析；（九）编制公司年度井控培训计划。第二十条 勘探公司井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理标准、制度及本细则；（二）负责探井的井控工作，参与油田组织的井控工作检查；（三）负责钻井地质设计、工程设计的审核；（四）负责检查督促所辖施工作业队伍井控工作；（五）负责组织各次开钻前和钻开油气层前井控工作验收；（六）负责组织钻井邻井停注、泄压等事项；（七）组织对特殊工艺井钻井工程设计的评审；（八）负责钻井作业过程中关键工序各环节的检查与监督;（九）参与所属钻井的井喷事故原因调查；（十）制定、实施本单位井控培训计划。第二十一条 采油厂井控管理职责（一）贯彻落实各项井控管理的标准、制度与本细则；（二）参与油田组织的井控工作检查；（三）执行钻井地质设计和钻井工程设计中的邻井停注、泄压工作；（四）参与本单位范围内井喷失控事故的调查和分析；（五）制定和实施本单位井控培训计划。第二十二条 钻井承包商井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则；（二）按标准、设计配备井控所需各类资源；（三）实施井控新工艺、新技术；（四）按照公司井喷事故应急预案，实施井喷事故的处理和抢险工作；（五）保证井控相关人员持证上岗。第二十三条 录井、测井单位井控管理职责（一）贯彻落实上级有关井控管理的标准、制度与本细则；（二）按标准、设计配备井控所需各类资源；（三）配合钻井承包商做好现场井控工作；（四）及时进行井控风险提示；（五）保证井控相关人员持证上岗。第三章 井控设计第二十四条 井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，包括以下主要内容：（一）地质设计书中应明确按相关规定提供保证钻井井控安全作业的井场面积及进出井场的道路。“三高”井井位应选择在以井口为圆心、500米为半径的范围内无常住人口以及工农业设施的地方。若安全距离不能满足上述规定，由勘探部（开发部）组织相关单位进行风险评估，按其评估意见处置，并在设计中进行明确提示，在地质设计中应明确所钻井是否为“三高井”，且要明确“三高井”的类型。 （二）进行地质设计前应对井场周围一定范围内（高含硫井3000米）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明，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；在江河、干渠、坎儿井周围钻井，应标明河道、干渠、坎儿井的位置和走向等。（三）地质设计书应根据物探资料及本构造和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力、地层坍塌压力和地层破裂压力剖面图（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻井地层承压检验资料）、本区块地质构造图（包括全井段断层分布）、浅气层资料、浅水层资料、油气水显示、邻井井身结构、水泥返高、固井质量、复杂情况等资料。（四）在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对有毒有害气体分布的层位、埋藏深度及含量进行预测。在工程设计书中明确应采取的相应安全和技术措施。（五）在已开发的调整区钻井，地质设计书中应提供该区注水、注气（汽）井情况（明确注水层段），分层提供动态压力数据。（六）钻井工程设计应明确规定，每下入一层套管后，钻开新地层5 - 10米或第一个砂层，必须做地层破裂压力试验。（七）钻井工程设计应明确规定：开发井进入油层前100米开始，探井从安装防喷器之日起，每天做一次低泵冲实验，使用无级变速泥浆泵的钻井队按30、40、50冲的排量进行实验，使用机械传动泥浆泵的井队按照单凡尔、双凡尔进行试验，并记录泵冲、泵压。（八）钻井工程设计应明确提出合理的井身结构。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10米，水泥浆应返至地面。同一裸眼井段存在两个以上的压力系统时，当压力梯度差值超过0.3兆帕/100米，或采用各种工艺措施仍不能解除严重井漏时，应下技术套管封隔，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。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。若不能达到以上要求，在工程设计中应明确制定井控措施和相应的应急预案。（九）钻井工程设计应明确以防喷器为主的井口井控装置的组合形式和压力等级、安装标准、试压要求。压力等级应不低于全井段最大油气层压力。“三高”油气井的井控装备应在要求的基础上提高一个压力级别，且防喷器使用时间不超过7年。（十）“三高”井在钻机选用上应充分考虑井架底座高度，任何井口装置、工具的安装应为井控装备和抢险装备的安装留有合理空间，为井喷抢险提供必要条件。（十一）钻井工程设计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的配置情况；明确在打开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施；明确消防器材的配置标准，以及防喷防火应急措施。（十二）欠平衡钻井井控设计应纳入钻井工程设计，其井身结构、井控装备配套和井控措施等方面的设计应满足欠平衡钻井的特殊安全要求。（十三）欠平衡钻井方式的选择和欠压值的确定应综合考虑地层特性、井壁稳定性、地层孔隙压力、地层破裂压力、预计产量、地层流体和钻井流体的特性、套管抗内压及抗外挤强度和地面设备处理能力等因素。油气储层不能实施空气钻井或以空气为介质的雾化钻井。第二十五条 探井、油藏评价井应采用地层压力随钻监测技术，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。现场有综合录井仪的，录井小队必须为钻井队提供实时压力监测数据，并及时以书面形式向钻井队提供异常情况提示报告。第二十六条 钻井液密度的确定。钻井工程设计应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。安全附加值为：（一）油井、水井为0.05克/立方厘米0.10克/立方厘米或增加井底压差1.5兆帕3.5兆帕；（二）气井为0.07克/立方厘米0.15克/立方厘米或增加井底压差3.0兆帕5.0兆帕。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、地应力和地层破裂压力、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。第二十七条 加重钻井液及加重材料储备情况。钻井工程设计应根据井眼状况，明确储备钻井液密度、数量及加重材料数量。（一）参数井、区域探井在二开前储备一倍井筒容积的加重钻井液、加重材料60吨。（二）探井、含硫化氢井在二开前储备加重钻井液80方、加重材料60吨；评价井按照开发井分类区域储备。（三）开发井：在打开油气层200米前，一类区域储备加重钻井液50方、加重材料40吨；二类区域单井储备加重钻井液40方、加重材料30吨；三类区域可以不储备加重钻井液和加重材料。（四）老井加深井、套管开窗井在施工前储备加重钻井液和加重材料按照开发井分类区域储备。离物资储备点大于200公里以外的井，增加加重材料40吨；储备的加重钻井液密度附加值，探井、评价井为设计最高钻井液密度的0.30 克/立方厘米，开发井为设计最高钻井液密度的0.20 克/立方厘米。第二十八条 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。高含硫油气井的水泥应返至上一级套管内或地面，并且其形成的水泥环顶面应高出已经被上层套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100米。油层水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300米。第二十九条 施工过程中地质情况或施工条件出现较大变化时，建设方和施工方应及时对钻井进行风险识别和评价，制定安全技术保障措施，并修改设计，按程序审批后方可实施。第三十条 设计审批制度。（一）工程设计单位必须具备设计资质，从事“三高”井工程设计的单位必须具备甲级资质。（二）地质设计：由勘探开发研究院负责设计，一般油气井设计人员应具有现场工作经验和相应的专业中级技术职称，设计审核人员应具有相应专业的高级技术职称。（三）工程设计：由工程技术研究院负责设计，一般油气井设计人员应具有现场工作经验和相应的专业中级技术职称，设计审核人员应具有相应专业的高级技术职称。（四）高压、高含硫井设计人员应具有现场工作经验和相应专业的高级技术职称，设计应由具有相应专业高级技术职称或本企业级以上的技术专家审核，负责勘探、开发的总工程师或主管领导批准；高含硫井的地质设计和工程设计应由公司主管井控的领导批准。第三十一条 地质设计和工程设计对“三高”井要明确井控要求，工程设计针对“三高”井要有针对性的施工措施。第四章 井控装备的配套、安装、试压和使用管理第三十二条 井控装备组合按附图执行，含硫地区井控装备选用的材质要符合企业标准Q/SY 1115-2007含硫油气井钻井操作规程规定。防喷器压力等级的选用以全井最高地层压力为准。第三十三条 防喷器的组合形式与压力级别的选择。根据井控风险评估结果，将吐哈油田按区块分为三类风险区。对不同类别的风险区域采用不同级别的井控装备。（一）吐哈油田各区块风险分级（见附件1）。（二）一类风险区井深在4000米以上的按照附件2图一组合，4000米以内的（含4000米）按照附件2图二组合；二类风险区按照附件2图三组合（2000米以上井选择35兆帕组合，2000米以内选择21兆帕组合）；三类风险区按照附件2图十组合。（三）参数井、预探井防喷器组合形式。井深在4000米以上的按附件2图一组合，4000米以内的（含4000米）按附件2图二组合。（四）地层压力系数大于1.3的井按附件2图二组合。（五）高含硫油气井安装70兆帕或以上压力的防喷器时，必须安装剪切闸板防喷器。（六）套管开窗侧钻井按附件2图三组合。第三十四条 节流管汇、压井管汇压力级别和组合形式要与防喷器压力级别和组合形式相匹配。节流管汇按附件2图四至图七安装；油藏评价井、开发井压井管汇按附件2图八安装；防喷管线和四通闸门按照附件2图九安装。第三十五条 欠平衡井控装置安装要求。（一）防喷器组合。1.根据设计井深、预测地层压力、预计产量及设计欠压值等情况，选择压力级别匹配的旋转防喷器或旋转控制头。2.旋转防喷器或旋转控制头安装在常规钻井井口防喷器组合之上。3.井口装置通径应大于钻井、完井作业管串及附件的最大外径。4.探井、评价井进行欠平衡钻井时，井口装置按附件2图十一组合；生产井进行欠平衡钻井时，按附件2图十二组合。（二）油气储层欠平衡钻井需另外安装并使用一套独立于常规节流管汇的欠平衡钻井专用节流管汇，其压力级别不低于旋转防喷器或旋转控制头的额定工作压力。在欠平衡钻井过程中不允许使用常规节流管汇。（三）气体欠平衡钻井施工使用不带旁通口的旋转防喷器或旋转控制头时，应在其与常规防喷器组之间安装一个专用三通或四通，作为欠平衡钻井的导流通道。（四）液相欠平衡钻井应配备液气分离器，油井应配备撇油罐和储油罐。第三十六条 井控装备的送检。参数井、预探井、探井、气井、欠平衡井、4500米以上深井全套井控装备，每口井送井控车间检修试压；油藏评价井、开发井每2口井（三塘湖区域、稠油区域4口井）将封井器送井控车间检修试压，每4口井全套井控装备送井控车间检修试压。在用井控装置检验周期不得超过6个月（内防喷工具执行第五章规定）。第三十七条 井控装备检修试压。（一）井控设备的试压必须在具有中国石油天然气集团公司认可的且在本油田服务的井控车间进行。井控车间对回收的井控装置，包括防喷器、四通、闸阀、节流管汇、压井管汇、防喷管线、液气分离器、液控管线、内防喷工具等，必须分别清洗检修；防喷器组在井控车间进行分体试压。重点井、特殊井按照钻井工程设计要求，在井控车间按井场连接形式组装并用清水整体试压，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力，闸板防喷器和压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇、压井管汇、液控管线、按零部件额定工作压力分别试压。压力试验稳压时间不得少于10分钟，允许压降0.7兆帕，密封部位无渗漏。并填写试压记录。对新购入的井控装置必须进行质检，并按标准进行试压。（二）对远程控制台、司钻控制台、节控箱应进行检修、保养、调试，使其能正常工作。（三）检修试压合格的井控设备应进行包装保护，防喷器、远程控制台等设备的油道口、法兰盘、气路接头等应上丝堵或进行包扎，对密封钢圈、螺栓等配件应进行装箱或包装保护，以防在运输过程中损坏。（四）经检修的井控设备按规定试压合格后，必须填写检修试压记录及合格报告，经质检员签字后随设备一起交接。第三十八条 防喷装置现场安装与要求。（一）防喷器组合件的安装。1.防喷器组合件：升高短节、四通、双闸板防喷器（下面半封、上面全封）、环形防喷器，按规定顺序自下而上逐个安装，不可窜位。2.连接法兰：要求密封槽无伤痕、清洁无脏物，钢圈无变形，加密封脂（或黄油）放平摆正；四通两翼中心线正对井眼轴线，出口垂直指向井架左右两侧，并能接出两翼连接管线；各紧固螺栓配戴齐全，上平法兰，拧够扭矩；丝扣连接，要保证丝扣完整、清洁、无伤痕，加密封脂（或丝扣油）上够扭矩，密封可靠。3.闸板防喷器安装时，油路接口置后，控制油管线从井口后方连接，旁侧出口法兰正对井口前方，两侧门锁紧轴垂直指向井架底座两侧，且防喷器的高度要能保证手动锁紧杆顺利接出井架底座外，并便于操作（受钻机底座限制的可不接出，但手动锁紧杆安装必须留出操作空间，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴线的夹角不大于30度，挂牌表明开、关方向及到底圈数）。手动锁紧操作杆离地面超过1.65米时，要安装操作台。4.闸板防喷器内所装半封闸板的尺寸必须与本井所用的钻杆公称尺寸相匹配，距井控车间200公里以远的井队，井场应配备相应的半封闸板和全封闸板各一副。5.防喷器安装好后，用直径15.24毫米钢丝绳对角固定在井架底座上，用M301000正反螺丝绷紧，每处3个卡子，严禁在底座斜拉筋上固定；同时在防喷器上方加防淋伞，防淋伞固定用钢丝绳加绳卡子。（二）井控管汇的安装。1.节流管汇、压井管汇及其所有的管线、闸门、法兰等配件的额定工作压力，必须与所使用的防喷器的额定工作压力相匹配。含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。2.防喷管线要使用专用硬管线，接出井架底座之外，并采用螺纹和标准法兰连接，不得在现场焊接。当防喷器额定工作压力级别不大于35兆帕时，若遇特殊情况，内防喷管线不能顺利接出井架底座的，承包商需向建设方申报，经建设方审批后，可使用高压耐火软管，并在两端拴保险绳。3.井口四通两侧各安装两个平板闸阀，紧靠四通的闸阀处于常开状态（冬季可处于常关状态）。防喷管线控制闸阀（手动或液动阀）应接出井架底座以外，处于常关状态。4.节流压井管汇与防喷器四通、防喷管线连接一定要平直稳固，内径不得小于78毫米（壁厚不得小于9毫米），节流压井管汇以外的主放喷管线通径不得小于78毫米，管线必须采用标准法兰连接，其布局要考虑当地季节风向，出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路、水源等，三类区域接出井口30米，备足75米，其它区域接出井口75米以远。管线每隔1015米要用基墩固定（基墩重量不小于500公斤），参数井、探井、区域探井以及一类区域开发井，自节流、压井管汇以外的前两个基墩使用地脚螺丝固定；其余基墩，1/2以上的本体埋入地表以下，固定螺栓直径不得小于20 毫米，采用一次压制成型的压板（不允许焊接），压板宽100毫米，厚度不小于10毫米，压板与管线之间用橡胶材料隔离，固定牢靠。如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120度的铸（锻）钢弯头或使用90度灌铅弯头，且弯头两端需用基墩固定。若受井场条件限制，放喷管线不能接出75米以远，可接到井场边缘，备足75米管线、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两头要做防沙保护。如果有两条管线走向一致时，应保持大于0.3米的距离，并分别固定。放喷管线出口安装点火装置，对手动点火装置考虑不同风向，实现安全点火。5.压井管汇放喷管线的出口不得正对电力线、油罐区、居民区、道路等，探井、超深井、高含硫井管线必须接出75米以远，并固定牢靠。三类区域的开发井、评价井距井口不少于10米，其它区域开发井和评价井距井口不少于18米，井场备足75米管线、基墩及配件，备用管线摆放整齐，两头做防沙保护。6.节流管汇至钻井液循环罐至少安装一条钻井液回收管线，转弯处必须采用弯度大于120度的铸钢弯头，转弯处及钻井液出口固定牢靠，回收管线出口必须安装在除气器前的循环罐。钻井液回收管线可以用高压防火软管线，高压软管要固定牢靠。7.节流、压井管汇安装双压力表，大分度值压力表量程应为防喷器额定工作压力的1.3倍，小分度值压力表量程10 兆帕，表盘朝向应与大门同向。待命工况，大量程压力表处于开位，小量程压力表处于关位，压力表均应装针形阀。8.节流、压井管汇底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得少于20毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用的钢板厚度不小于10毫米。9.不得在任一管线上开孔焊接压力表和其它管线，所有井控管线的闸门必须统一编号，并标明开关状态。10.对控制室各手柄、压井节流管汇各阀门统一挂牌标识。11.冬季钻井期间，所有井控管汇在使用后必须吹扫干净，对阀门、仪表、气路必须采取防冻措施，用电热带加毛毡保温，以保证管路畅通、阀门开关灵活、控制系统工作正常。12.欠平衡钻井燃烧管线或排砂管线应顺着季风方向延伸距井口75米以远的安全地带，末端采用垂直地面、高1.5米的燃烧筒，燃烧管线上安装防回火装置，出口应安装自动点火装置，其点火间隔时间不大于3秒；同时应备用其它点火手段。多雨地区雨季燃烧筒应安装防雨罩，固定牢固。并修建燃烧池，燃烧池大小应满足欠平衡钻井安全要求。（三）控制系统的安装。1.控制系统的控制能力应满足所控制的防喷器的需求和控制对象的个数。2.远程控制室安装在大门左侧，距井口25米以远，面向井场方向，距放喷管线、水罐等应有2米以上距离，并在周围留有宽度不少于2米的人行通道，周围10米内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品，电控箱总闸必须是防爆开关，室内照明灯必须防爆。气动泵气源与储气罐接通。电源线、气源线必须是专线。3.远程控制室与防喷器各控制对象采用高压耐火软管或高压硬管线连接，做到密封可靠，严禁将液控管线直接埋地，通过井场的管汇必须架空，并做好过桥保护。 4.参数井、探井、油藏评价井、气井、高压调整井以及气油比高于300方/吨、地层压力系数高于1.3的区块，同时在钻井过程中可能钻遇气层气、油顶气的开发油井必须安装司钻控制台、除气器、液气分离器、节控箱及配套装置。5.安装了液动节流阀的井必须安装节流管汇控制箱。6.司钻控制台安装在钻台上司钻易于操作的地方（一般安装在司钻操作箱附近），固定牢靠，各操作阀的控制对象、工作状态应有醒目的标识，配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束。（四）井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置的安装。1.按设计要求配齐钻井液循环池液面监测与报警装置。 2.按设计要求配齐钻井液净化装置，参数井、探井、气井及油气比高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，液气分离器排气管线（管径等于或不小于排气口直径）接出距井口50米以远。欠平衡井的排气管线靠近出口要安装防回火装置，出口要安装自动点火装置，并配有手动点火装置。3.液气分离器底座用地脚螺栓在四角固定牢靠，固定螺栓直径不得小于20 毫米，埋深不少于0.5米，压板所使用的钢板厚度不小于10毫米。分离器总成自上部采用不少于4根的16毫米钢丝绳对角固定。排气管出口应接至距井口50米以上的安全地带，距各种设施不小于50米，且不能正对居民区、道路、油罐区、电力线及各种固定设施。管线每隔8 10米要用基墩或地脚螺栓固定，出口采用双基墩或地脚螺栓固定牢靠，尽可能平直，固定螺栓直径不得小于20毫米，压板使用的钢板厚度不小于10毫米。4.钻井液液气分离器的进液管采用内径不小于100毫米的高压金属管线或高压耐火软管，管线使用基墩固定，且耐火软管两端使用保险绳固定。5.参数井、预探井、气井、含硫化氢井必须安装自动点火装置和防回火装置。采用垂直地面、高1.5米的燃烧筒，多雨地区雨季应安装防雨罩，并固定牢固。6.钻井液回收管线必须使用与分离器出口相同尺寸的硬管线，出口接至振动筛入口处，固定牢靠。（五）井控装置现场试压与调试。1.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，环形防喷器在封管子状态下（不允许在封零状态下试压），试压至额定工作压力的70%；闸板防喷器及节流压井管汇试压到额定工作压力；防喷管线试压到防喷器额定工作压力，放喷管线试验压力不低于10兆帕。试压稳压时间不少于10分钟，允许压降不大于0.7兆帕，不刺不漏为合格。（2）拆装及更换井控装备部件后，按要求再次进行试压。（3）远程控制台在现场安装完毕后，按其额定工作压力（21兆帕）做一次可靠性试验。（4）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）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。现场井控装置试压时，必须有代表公司的监督在现场并签字认可。（6）若使用变径闸板，应分别对两个尺寸的闸板进行试压。2.安装好的井控装置必须调试，使其达到待命工况。（1）防喷器全开。（2）控制室电源总闸处于开位，电控箱手柄处于自动位。（3）远程控制台三位四通换向阀手柄（除旁通阀外）统一处于工作位。（4）储能器进出油阀处于开位。（5）电泵、气泵进油阀处于开位。（6）油箱液压油储量符合标准。（7）储能器压力表显示压力17.5兆帕21兆帕。（8）管汇压力表显示压力10.5兆帕，环形防喷器控制压力表显示8.5 10.5兆帕。（9）储能器充氮压力70.7兆帕。（10）气泵、司钻控制台气源压力为0.65兆帕0.80兆帕。（11）司钻控制台各压力表显示值应与远程控制台对应的压力表显示值相同，压力相差不超过1兆帕。（12）压力继电器下限调至17.5兆帕，上限21兆帕。（13）节流控制箱，液控节流阀阀位显示半开状态，各压力表显示值应与对应的压力表显示值相同。第三十九条 井控装置的使用规定。（一）环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。（二）具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。（三）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。当发生井喷，在内防喷工具失效的情况下且防喷器装有剪切闸板时，可采用剪切关井。（四）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。（五）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。（六）钻开油气层后，应定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器（在有钻具的条件下）试关井。（七）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964-2006钻井井控装置组合配套安装调试与维护中的相应规定执行。（八）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，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。（九）手动平板闸板阀开、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。（十）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；对防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防冻措施。（十一）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。（十二）根据设计要求配备钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸保护设备，满足设计要求。（十三）套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。（十四）参数井、预探井、气井钻井队（侧钻队）及录井、测井、定向井等现场作业人员配备必要的正压式空气呼吸器和有毒有害气体检测仪。1.参数井、预探井、气井钻井队正压式空气呼吸器不少于8套。录井、测井、定向井现场配备不少于2套。2.参数井、预探井、气井、含硫化氢井钻井队配备安装固定式有毒有害气体检测仪，便携式有毒有害气体检测仪不少于4套。3.其它井钻井队现场配备正压式呼气器不少于4套，便携式毒有害气体检测仪不少于4套。第四十条 所用井控装备及配件必须是经中国石油天然气集团公司有关部门认可的厂家生产的合格产品。 第五章 内防喷工具管理第四十一条 内防喷工具的使用。（一）施工队伍按照井控细则和设计要求配备内防喷工具，并建立内防喷工具使用记录，记录使用时间和使用工况等资料。（二）内防喷工具每3个月进行一次检验试压和探伤，合格的出具试压合格证，否则不能继续使用。（三）内防喷工具使用记录不清楚，无法判断其使用情况的，不得继续使用。（四）新的内防喷工具，必须经过井控车间试压检验合格后方可使用。（五）现场使用的内防喷工具额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。（六）未安装环形防喷器的钻井队，可不配备上旋塞。第四十二条 内防喷工具检验试压规程.（一）试压要求。使用清水试压。试压压力为低压2兆帕，高压试到额定工作压力；稳压10分钟，外观无渗漏，压降不大于0.7兆帕为合格。（二）试压方法。1.旋塞阀。（1）旋塞阀开关活动2次后，在关闭状态下对阀芯与阀座间的密封性能进行检测。（2）旋塞阀在半开、半关状态下对旋钮密封进行检测，试验压力为额定工作压力。（3）禁止用打开旋塞阀的方法进行泄压。2.浮阀。（1）浮阀在未安装阀芯前，连接试压堵头，对壳体、螺纹要进行一一试压检测。 （2）装入阀芯，连接限位接头，进行密封性能试验。3.箭形止回阀。（1）连接试压堵头，从母扣端对壳体、螺纹进行试压检测。 （2）连接试压堵头，从公扣端对箭形止回阀的密封性能进行试压检测，试验压力为额定工作压力。 （3）严禁用顶开装置进行泄压。4.投入式止回阀。（1）投入式止回阀在未安装阀芯时，连接试压堵头，对壳体、螺纹进行试压检测。（2）不对装入阀芯的投入式止回阀进行试压。 所有内防喷工具试压后，都要用压缩空气吹扫干净，减少腐蚀。 第四十三条 内防喷工具的现场使用规范。（一）方钻杆上、下旋塞。1.正常作业过程中每班开关活动旋塞1次。2.每15天内用泥浆泵对旋塞试压检查一次，试压压力20兆帕，稳压5分钟，压降小于0.7兆帕。 （二）钻具浮阀 。下钻时每下钻510柱必须灌满水眼。 （三）箭形止回阀。1.用于抢接的箭形止回阀，应装好顶开装置，并确认阀芯已顶开，放在钻台，便于取放的位置。2.钻井队准备一根防喷钻杆单根，防喷单根带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和箭形止回阀，并且所有连接螺纹必须预先紧扣，正常钻进时摆放在管排架，起下钻铤时放在小鼠洞内。第四十四条 内防喷工具强制报废条件。上旋塞和液压旋塞累计旋转时间达到3000小时的，下旋塞、箭形止回阀、投入式止回阀、浮阀、旁通阀累计旋转时间达到1200小时的，强制报废。第六章 钻开油气层前的准备和检查验收第四十五条 施工方应制定钻开油气层的安全技术措施，并向施工人员进行工程、地质、泥浆、井控装备和井控措施等方面的技术交底。第四十六条 对设计中预告或在实钻中发现地层中存在有害气体如硫化氢、二氧化碳和一氧化碳等，由钻井承包商负责组织对钻井队和相关人员进行教育和培训。对周围居民通过当地政府采取多种形式（如下发学习材料、讲课、广播等）进行宣传、教育。第四十七条 泥浆密度和其它性能要符合钻开油气层设计要求，按设计要求储备足量的加重钻井液、加重剂、堵漏材料和处理剂，对储备的加重钻井液定期循环，防止沉淀。第四十八条 各种井控设备，井控工具，消防设备（包括消防砂8立方米），电路系统，通信设施，液面报警装置，加重装置配备齐全，运转正常。第四十九条 调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。第五十条 距井口30米以内所有电器设备和电器开关必须防爆。探照灯、消防泵必须是专线。柴油机要有紧急停车装置，对柴油机、发电机安装防火罩。第五十一条 在进入油气层前50米100米，井队井控领导小组对井控设备进行一次全面、细致检查，使设备进入待命工况，发现问题立即整改，合格后及时申报验收。对新区块井，按照设计最高钻井液密度值对裸眼地层进行承压能力检验。第五十二条 严格执行打开油气层前申报、审批制度，验收合格后方可打开油气层，否则不能钻开油气层。第五十三条 所有井队应有醒目的路牌标识。第七章 钻开油气层井控要求第五十四条 加强地质录井的地层对比，及时提出可靠的地质预报。在钻开油气层前200米，将钻井液密度逐步加重至设计要求，钻井液各项性能指标应符合设计要求。对探井，从安装防喷器后的钻进开始要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线，根据监测结果，若需调整钻井液密度，必须经建设方同意。但不包括以下情况：（一）发生溢流、井涌时；（二）钻遇硫化氢时；（三）发现地层压力异常时。第五十五条 生产井从打开油气层前200米到完井，探井从安装防喷器之日到完井，要密切注意发现溢流的各种显示，特别要落实专人观察井口和循环池液面变化，及时发现溢流并及时报告，同时做好记录。第五十六条 钻进中，发现钻速突然加快、放空、井漏、气侵及油气水显示异常，应立即停钻观察，若发现溢流要立即按“四七”动作关井程序（见附件3）关井。做到“发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查”。信号统一为：（一）报警为一长鸣笛信号（长鸣信号15秒以上）；（二）关井为两短鸣笛信号（短鸣信号2秒左右）；（三）解除为三短鸣笛信号。第五十七条 钻进中发生井漏时，应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘面，以便观察；采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。第五十八条 油气层钻进时，每15分钟测一次钻井液密度和粘度，若遇异常（气侵、溢流等）应加密每5分钟测量一次钻井液密度和粘度。如平均密度低于设计要求或进出口钻井液密度差大于0.02 克/立方厘米时，均应加至井下所需密度。第五十九条 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。若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。第六十条 发现溢流后关井求压，根据关井压力和安全附加压力值确定压井液密度值，迅速实施压井作业。同时要留有专人观察立压、套压变化情况，其关井最高套压不得超过井控装备额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力所允许关井压力三者中的最小值。若关井套压将要超过允许套压值时，应通过节流阀有控制的放压，控制其套压在允许最大关井套压范围内。第六十一条 钻开油气层后，每班对半封闸板开关活动一次，每趟钻对全封闸板开关活动一次，在冬季每班检查活动压井、节流管汇闸门。第六十二条 钻开油气层后发生卡钻需泡解卡剂、泡油或因其他原因要调整钻井液密度时，其液柱压力要保证不小于地层压力，施工单位制定防喷防火措施，报本单位总工程师批准执行。第六十三条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流。（一）钻开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或尚未完全堵住起钻前；（四）钻进中曾发生油气侵但未溢流起钻前；（五）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻，通井或划眼修整井壁时；（六）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试、检修设备等）起钻前。第六十四条 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施。 （一）保持钻井液有良好的造壁性和流变性； （二）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02克/立方厘米； （三）起钻中严格按规定连续向井内灌满钻井液，并做好记录、校核，及时发现异常情况； （四）钻头在油气层中和油气层顶部以上300米井段内，起钻速度不得超过0.5米/秒； （五）在疏松地层特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持合理的流量，防止钻头泥包；若发现钻头泥包时，应及时循环、处理钻井液，防止抽吸诱发井喷。（六）起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修或其它作业。第六十五条 钻杆测试、测井、固井及完井作业中要严格执行操作规程，避免发生井喷事故。（一）完井电测通井起钻前，钻井队必须求出油气上窜速度，充分循环钻井液，将井压稳；电测时井队当班人员应坚守岗位并指定专人观察井口，发现溢流应及时通知电测人员起出电缆仪器，立即下钻，充分循环。若电缆不能及时起出，应切断电缆，进行关井。（二）下套管前要通井调整钻井液性能，确保起钻、下套管、固井时井下平稳。同时要更换与套管尺寸相同的半封闸板。对油气活跃的井和钻井各次开钻周期超过3个月时，要重新对井口试压，按最薄弱部分的80%试压。在注水泥施工过程中，若发生溢流或井喷，立即关井，通过节流阀有控制的把水泥浆替到预定位置，关井憋压候凝。第六十六条