塔里木油田试油井控实施细则(发布稿)

塔里木油田试油井控实施细则（2012年）中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、试油交接井要求2四、井控装备2五、作业过程中的井控要求14六、井喷失控的处理19七、防火、防爆、防硫化氢措施20八、井控技术培训21九、井控九项管理制度22十、附则28附件1塔里木油田井控培训分班办法29附件2井控装备示意图31附件3井控装备配套试压标准46附件4集团公司井喷失控事故信息收集表47附件5采油树的安装50附件6TG70/7850套压快速释放管汇的安装和使用52附件7易漏易喷试油层压井及换装井口安全管理办法（暂行）53附件8中国石油天然气集团公司带压作业技术规程（试行）60塔里木油田试油井控实施细则为确保塔里木油田试油井控工作有效开展，防止井喷失控事故的发生，特制订本细则。一、总则第一条井控技术是保证试油作业安全的关键技术之一，做好试油井控工作，可有效地防止试油作业中井喷、井喷失控及井喷失控着火事故的发生。第二条井喷失控是试油过程中性质严重、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，造成油气资源破坏、环境污染、设备损坏甚至人员伤亡。第三条井控工作是一项系统工程，塔里木油田的安全、环保、物资、装备、培训以及试油相关的监管方、承包商、协作方等，必须高度重视，并在本细则规定内有组织地协调进行。第四条本细则包括井控设计、交接井要求、井控装备、作业过程中的井控工作、防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等八个方面。第五条本细则适用于塔里木油田试油作业（包括中途测试）过程中的井控工作。二、井控设计第六条井控设计是试油设计的重要组成部分，试油生产应坚持先设计（包括补充设计和设计变更）后施工、无设计不施工的原则。第七条设计应明确以井口为中心2KM（H2S井3KM）范围内学校、居民住宅、重要设施等，并提出相应的防范要求。第八条设计应提供井身结构、套管规格、技术套管和油层套管磨损情况，固井质量、井口装置试压密封情况，以及各试油井段在钻井过程中所使用的泥浆密度、油气显示等基础数据，并结合试油井的类型、工序，进行风险分析，提出相应的井控安全提示和防范措施。同时，根据试油工艺要求进行科学的井筒安全性评价，提出是否回接技术套管或油层套管的要求。第九条根据井筒安全性评价、试油工艺特点、液体配伍性试验结果以及钻井（测试）期间取得的地层压力系数、温度梯度确定压井液的密度和类型。1压井液的密度按以下原则确定一般采用钻井时的泥浆密度，或者以地层压力系数为基数，再增加一个安全附加值来确定。（1）密度附加法油水井为005G/CM301G/CM3,气井为007G/CM3015G/CM3；（2）压力附加法油水井为15MPA35MPA，气井为30MPA50MPA。对于碳酸盐岩地层，压井液密度以平衡地层压力及满足安全需要的原则来确定。2压井液及加重材料储备压井液量按井筒容积的15倍配备，并储备加重材料50吨以上，易喷易漏井、压井液密度在180G/CM3以上的井、远离基地的井，应储备加重材料100吨以上。对于距泥浆站常规路100KM范围内、沙漠路40KM范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重压井液的支撑，但应在试油设计中明确。第十条选择满足作业需要的井控装备，并明确其配套、安装和试压要求。井控装备的压力级别根据预测最大关井压力P关（井筒内压井液喷完的关井压力）选择1P关70MPA，选用105MPA及以上压力等级的井控装备；235MPAP关70MPA，选用70MPA及以上压力等级的井控装备；3P关35MPA，选用35MPA及以上压力等级的井控装备。依据选用的井控装备组合选择合适的钻（修）井机，保证底座高度满足井控装备的安装需要。第十一条高含H2S区域井、高压气井在试油过程中应配套使用剪切闸板。第十二条三高油气井一般应由具备甲级资质的队伍施工，若确需乙级队伍施工时，应由管理作业队伍资质的资质初审领导小组和业主单位的试油技术部门共同批准方可施工。第十三条试油层封堵或封井应有效地防止井喷和环境污染事故的发生，封堵作业严格执行Q/SYTZ00312000试油封闭油气水层技术规程相关规定，封堵完成后必须验封合格。三、试油交接井要求第十四条试油监督应在交接井前三天到井，介入试油接井的准备工作。第十五条转试油接井前应检查的内容井口装置、钻具组合、水泥塞面、喇叭口磨铣、刮壁等情况以及压井液的性能、数量、现场压井材料的储备。1按标准对套管、套管头（注塑试压）、防喷器、管汇进行试压（试压值见附表），注塑、试压合格后方能接井。对于套管可能存在损坏或严重磨损、喇叭口可能窜漏等情况，应在交接书内填写清楚，并以书面形式报业主单位。2应接收的资料固井施工报告书、特殊作业的书面报告（射孔、补挤水泥等）、井史（由井队工程师保管）、图件（固井质量、完井电测对比图1200）。第十六条钻井转试油，钻井队准备完井交接书，所有内容要填写齐全，一式三份，交井前三天通知有关部门。试油完交开发，按照塔里木油田公司交接井管理规定执行。四、井控装备第十七条井控装备包括套管头、油管头、采油树、转换法兰、升高短节、钻井四通（特殊四通）、防喷器组、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、液气分离器等。塔里木油田试油现场使用的井控装备统一由油田公司提供。第十八条试油作业选择以下防喷器组合形式，如有特殊需要，可在以下组合的基础上增加闸板防喷器或旋转控制头。对于原钻机试油的井，允许沿用钻井期间的防喷器。1压力等级70MPA时，采取以下组合形式（1）环形双闸板油管头四通（多功能四通、钻井四通），组合见图1；（2）环形单闸板双闸板油管头四通（多功能四通、钻井四通），组合见图2；（3）环形双闸板单闸板油管头四通（多功能四通、钻井四通），组合见图3。2压力等级105MPA时，采取以下组合形式（1）环形单闸板双闸板油管头四通（多功能四通、钻井四通），组合见图2；（2）环形双闸板单闸板油管头四通（多功能四通、钻井四通），组合见图3；（3）环形双闸板双闸板油管头四通（多功能四通、钻井四通），组合见图4。选用压力级别高一等级井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合标准。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的组合。对于特殊井况，经油田公司批准，可采用特殊井控装备组合。第十九条使用复合钻具时，应配齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子；半封闸板的安装位置应保证关闭时密封对应的钻杆本体；一般情况下，使用概率大的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；需安装剪切闸板的，安装在全封闸板的位置。井口组合中，装有两副同一尺寸半封闸板芯子的，关井时优先使用上面的半封闸板防喷器。第二十条井控装备试压是检验其技术性能的重要手段，也是井控的一项基础工作。井控装备的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的试压记录单，车间试压记录单保存在车间备案，现场试压记录单交井队保存备案。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）试压间隔已经超过100天；（4）交接井时。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密封试压检验。第二十一条全套井控装备应在工程技术部进行功能试验及清水（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的，封5钻杆试压；公称通径11的，封31/2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。要求稳压10分钟，外观无渗漏，压降07MPA，防喷器开关腔不窜漏。试压合格后出具试压合格证，随设备送井。防喷器控制系统的管排架和高压液控软管应进行21MPA压力检验；探井、高压气井还要对防喷器的上法兰进行试压检验。第二十二条井控装备到现场后，井队负责验收和检验。1井控装备安装前的检查内容（1）井控装备及配件的型号、规格、数量是否符合设计要求。（2）环形防喷器、闸板防喷器、四通等的钢圈槽是否完好。（3）各试压孔、注塑孔是否畅通。（4）各连接螺栓是否配套齐全。2井控装备安装后检查内容（1）环形防喷器的油路密封和试压后胶芯的恢复能力。（2）闸板防喷器的油路密封、闸板总成开关的灵活性以及闸板总成能否完全退入腔室内等。（3）防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作情况、司钻控制台固定情况等。（4）节流压井管汇主要检查液动及手动节流阀的开关情况，各手动平板阀的开关力矩，压力表是否灵敏、校验是否在有效期内等。（5）电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常。（6）自动点火装置工作是否正常。第二十三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，过长或过短的连接螺栓不能使用，另外法兰连接螺栓还应注意防锈蚀。第二十四条井场防喷器组安装完，用4根5/8钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的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，其中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角30，手轮与手轮之间应有足够的间距、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；靠手轮端应安装操作杆支架，操作杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况；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。第二十五条防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象数量的要求和开关防喷器组储能器储油量的要求，具体见下表。规格防喷器组合控制系统型号5414环形防喷器单闸板防喷器环形防喷器（5414）单闸板防喷器环形防喷器（5414）双闸板防喷器8006及以上5435环形防喷器（5414）单闸板防喷器双闸板防喷器8007及以上5470环形防喷器（5414）3个单闸板防喷器8007及以上35353570环形防喷器双闸板防喷器8006及以上环形防喷器单闸板防喷器双闸板防喷器8006及以上3570环形防喷器双闸板防喷器双闸板防喷器8007及以上35105环形防喷器3个单闸板防喷器8007及以上环形防喷器单闸板防喷器双闸板防喷器8006及以上28105环形防喷器双闸板防喷器双闸板防喷器8007及以上28140环形防喷器3个单闸板防喷器8007及以上2870环形防喷器单闸板防喷器双闸板防喷器8006及以上1远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25M以远，与放喷管线有2M以上的距离；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，并固定牢靠；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房附近。2远程控制台使用的电器及电源接线必须防爆，电源应从发电房配电盘单独接出，气源从气瓶专线供给。3远程控制台处于待命工况时，油面距油箱底面高度低限为150200MM，工程技术部负责在油箱上用标尺进行相应的标记；预充氮气压力7MPA07MPA；储能器压力为17521MPA，汇管及控制环形防喷器的压力为105MPA。4在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器的三位四通换向阀手柄置于中位，控制全封闸板（剪切闸板）的三位四通换向阀手柄用限位装置限制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致。5司钻控制台气源应专线供给，气源压力为06513MPA；储能器、汇管、环形压力表压力值显示应与远程控制台对应压力表的压力值误差不超过1MPA。6防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPA压力检验（环形防喷器液控管路只试105MPA），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降07MPA为合格。7远程控制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也要采取防砂防堵措施，防止沙尘或其他杂物进入管内。第二十六条井口钻井四通（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装两只手动平板阀）（见图51和图52）。第二十七条节流、压井管汇与钻井四通（特殊四通、油管头四通）之间用标准内防喷管线（法兰硬管线或法兰高压柔性软管）连接，平直接出井架底座以外1法兰硬管线压力级别应与节流、压井管汇高压部分相同，用丝扣连接，不允许焊接。因井架底座限制需要拐弯的，应使用专用方墩进行转换。2法兰高压柔性软管只做短时压井或放喷用，不允许做为长期的测试放喷管线，对于地层压力超过70MPA的井不允许使用高压柔性软管做内控管线。使用法兰高压柔性软管时，其额定工作压力应比节流、压井管汇高压部分高一压力等级，连接弯度不得小于120。第二十八条节流、压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按如下选择1压力等级为35MPA的节流管汇组合见图6；2压力等级为70MPA的节流管汇组合见图6、图71、图72；3压力等级为105MPA的节流管汇组合见图71、图72；4压井管汇组合见图81、图82。第二十九条节流管汇仪表法兰上应预留1/2NPT或9/16AUTOCLAVE螺纹接口（70MPA以上压力级别必须配置9/16AUTOCLAVE螺纹接口），以便于安装测试套压传感器；为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPA及以上压力等级的节流管汇另外配置16MPA（或21MPA）的低量程压力表，低量程压力表前应安装截止阀，截止阀处于常关状态，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；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（带省力机构的回转34圈）。第三十条山前井、高压气井、酸化压裂措施井应使用套压快速释放管汇。套压快速释放管汇的安装及试压要求参照附件2。第三十一条电动节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧；处于待命状态时，油面距油箱底面高度低限为3050MM，工程技术部负责在油箱上用标尺做好相应的标记，油压2542MPA；电动节流控制箱的阀位开度1823MM。第三十二条预探井、高压气井使用ZQF1400/0862、ZQF1200/0862常压液气分离器，其余井根据情况可使用NQF1000/0862常压液气分离器。1ZQF1400/0862、ZQF1200/0862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；ZQF1000/0862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6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础上，至少用3根5/8的钢丝绳绷紧固定，分离器进液管线用基墩支撑并固定牢靠，排液管接到录井方罐并固定牢靠，排气管接出井口50M以远，走向与放喷管线一致，用基墩固定，ZQF1400/0862、ZQF1200/0862分离器排气管线固定基墩间距1520M，尺寸为10M05M05M；NQF1000/0862分离器排气管线固定基墩间距1520M，尺寸为05M05M05M。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。第三十三条试油期间，放喷管线使用FGX8821或FGX10335标准放喷管线，由工程技术部负责配套送井，工程技术部在送井前应进行检查，保证每根管线畅通。放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、邻井、高压线路等各种设施情况。1特殊高压井使用FGX10335标准放喷管线，原钻机试油作业沿用钻井时的放喷管线；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；两侧放喷管线出口安装燃烧筒，节流管汇一侧的放喷管线出口必须配备自动点火装置。2放喷管线一般情况下要平直接出，特殊情况需转弯时，采用整体铸（锻）钢弯头或法兰连接组合件，前后用基墩固定。预探井、高压气井放喷管线采取挖基墩坑、打水泥固定，固定基墩间距1012M，尺寸为10M10M08M；放喷管线悬空跨度6M以上的部位，中间应支撑固定。其它井可采用活动基墩，基墩间距1015M，尺寸为05M05M05M。3放喷出口处采用双墩双卡固定，放喷口距最近一个固定基墩不超过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基墩的固定螺栓埋入深度05M，统一采用30MM的螺杆、M27的螺栓，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，排污阀的额定工作压力不小于放喷管线的额定工作压力。沙漠地区应采取防砂措施，防止沙子堵塞管口。第三十四条自动点火装置应具备远距离遥控点火的功能，另外，井队要准备好人工点火工具，配备好相应的防护器具，做好人工点火的准备。第三十五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的要求，负责井口套管头、采油树的安装以及现场试压。第三十六条现场用清水（冬季用防冻液体）对井控装备进行试压，外观无渗漏，压力降07MPA为合格，具体试压值见附表。试压过程中要打开套管头旁通阀门，防止套管承受试验压力，另外冬季井控装备的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的70，稳压30分钟。2闸板防喷器试压分两种情况套管头上法兰压力等级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；套管头上法兰压力等级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同；有低压区的节流管汇，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的旁侧出口，其它情况不可如此连接。5反循环压井管线试压25MPA，稳压10分钟。6标准放喷管线均试压10MPA，稳压10分钟。第三十七条特殊四通、多功能四通、油管头四通应进行注塑试压，注塑试压值按井口套管抗外挤强度的80与联接法兰额定工作压力二者的低值进行，稳压30MIN，压降小于07MPA为合格。试压结束之后，应装好专用的防磨套，再进行下步作业。第三十八条井控装备现场安装完毕应按照目视化要求进行管理。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的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的标牌顺序必须与防喷器实际安装顺序相符。刷（喷）漆时，不得覆盖内防喷工具标记槽和设备的铭牌及编号。第三十九条工程技术部负责井控装备及试压装置（包括套管头、采油树）所配压力表的定期校验，抗震压力表每年校验一次，普通压力表每半年校验一次，校验合格的应粘贴校验合格证。井交开发后，由业主单位负责套管头、采油树所配压力表的校验，工程技术部不再承担该职责。第四十条节流压井管汇、液气分离器、放喷管线、排气管线每次使用结束后，应及时将残留液排干净。对于使用密度大于180G/CM3压井液压井结束后，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查和维修。第四十一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的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。第四十二条井队根据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及相应的配合接头。内防喷工具的管理严格执行塔里木油田内防喷工具管理办法（油钻字20102号）。内防喷工具的强制报废时限为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、投入式止回阀、浮阀累计旋转时间达到800小时。内防喷工具每使用100天必须进行探伤检测，旋塞、箭型止回阀、浮阀每使用100天必须进行额定工作压力试压检验；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07MPA。浮阀使用时，每下钻510柱必须灌满水眼。1内防喷工具的压力等级一般不低于所使用闸板防喷器的压力等级，但对于配套使用额定工作压力105MPA防喷器的井，允许使用额定工作压力为70MPA及以上压力等级的箭形止回阀和浮阀。2钻井队负责内防喷工具的现场维护、保养。3使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形止回阀。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组成（或由箭形止回阀钻杆钻杆与钻铤变扣接头钻铤组成）；防喷单根由箭形止回阀一根钻杆钻杆与钻铤变扣接头组成，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。5钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开状态。第四十三条防喷器、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。定队使用的液气分离器、标准放喷管线、防提装置及管排架应按部分井控装备定队使用管理办法的要求执行。第四十四条采油（气）井口的选用、试压及安装要求1原则上按最大关井井口压力或最大井口施工压力选择相应压力级别的采油（气）井口。最大井口压力35MPA，选用35MPA采油（气）井口，35MPA最大井口压力70MPA，选用70MPA采油（气）井口，最大井口压力70MPA，选用105MPA及以上压力等级采油（气）井口；特殊情况下，为满足储层改造工艺的需要，当储层改造最大井口压力高于生产压力时，可直接选用高压力级别的采油（气）井口，也可采取井口保护器或配置临时改造井口装置，改造完毕后换装相应压力级别的采油（气）井口，但井口保护器或临时改造井口装置的压力级别不得低于改造时的最大井口压力。2按流体性质和对钢材的腐蚀特性选用采油（气）井口的材质，符合SY/T5127井口装置和采油树规范的要求。3预测关井井口压力35MPA的气井，采油（气）井口应采用金属密封结构，同时配备安全阀。4试油用的采油（气）井口到现场前在工程技术部按额定工作压力进行清水（冬季用防冻液体）试压，稳定30分钟，压降07MPA,表面无渗漏为合格,气井要按额定工作压力进行氮气气密封试压，稳定30分钟，压降07MPA,表面无渗漏为合格。出具试压合格证并送井。5下列情况，采油（气）井口应返回工程技术部进行检维修，重新试压合格后方能再次使用。（1）高压气井每口井试油结束后；（2）在含有腐蚀性介质（H2S、CO2等）情况下试油结束后；（3）高压措施作业后。6现场安装采油（气）井口时，要求采油（气）井口生产厂家现场工程师、工程技术部技术人员现场指导安装，并按额定工作压力对各闸门进行清水（冬季使用防冻液体）试压，稳压30分钟，压降07MPA,表面无渗漏为合格。高压气井要按额定工作压力用氮气对各闸门进行气密封试压，稳定30分钟，压降07MPA,表面无渗漏为合格。7普通采油树的安装要求参照Q/SYTZ00752001试油换装井口作业规程；不拆防喷器试油井口的安装要求参照附件1，采油树组合及阀门编号见图121125。第四十五条井场井控装备由井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装、卸车工作。现场安装及试压过程中，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成，试油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。在试油结束前，井控装备应保持完好待命状态。第四十六条地面测试流程的选择、安装要求塔里木油田地面测试流程的配套严格执行Q/SYTZ01722007地面测试流程配套规范。1地面流程高压部分（油嘴管汇到井口）原则上依据最大关井井口压力确定，特殊要求应在设计中明确，同时要考虑防硫、防酸要求。（1）低压井（预测井口关井压力35MPA），选择三类及以上级别的地面设备。地面流程参照附图111114；（2）高压井（35MPA预测井口关井压力70MPA），选择二类及以上级别的地面设备。地面流程参照附图115118；（3）超高压井（预测井口关井压力70MPA），选择一类地面设备。地面流程参照附图118。2地面测试流程配套及安装要求（1）含腐蚀性介质（H2S、CO2等）试油作业时，选用抗腐蚀的管汇和油气分离器。（2）含腐蚀性介质（H2S含量大于1000PPM）、超高压高产气井（日产气50104M3）的地面测试流程应安装远程液动阀和紧急关断系统，控制柜操作距离25米以远、置于上风位或侧风位。（3）超高压高产气井（日产气50104M3）、地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）作业液较多井、出砂井、加砂压裂措施作业井，应配备排污流程、地面安全阀及除砂器；高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接，管线固定采取挖基墩坑、打水泥，固定基墩间距1012M，尺寸为100808M；水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于05M，固定压板宽100MM、厚10MM。超高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用5套管，排污管线采用31/2油管，均接出井口100M以远。（4）超高压低产气井（日产气50104M3）及高压高产油气井（日产气50104M3），地面流程放喷管线每间隔1015M和拐弯处用整体锻钢弯头或法兰连接组合件连接，前后均用水泥基墩固定；固定水泥基墩尺寸为08M08M08M（或05M05M05M双活动基墩）；排气管线内径大于76MM，接出井口75M以远且距其它设备大于25M（H2S含量大于1000PPM的井接出井口100M以远）；放喷管线内径大于76MM，接出井口75M以远（H2S含量大于1000PPM的井接出井口100M以远）。（5）高压低产气井及低压油气井的地面流程放喷管线采用活动基墩固定，尺寸为05M05M05M；排气管线内径大于60MM，接出井口50M以远且距其它设备大于25M（H2S含量大于1000PPM的井接出井口100M以远）；放喷管线内径大于60MM，接出井口75M以远（H2S含量大于1000PPM的井接出井口100M以远）。水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于03M、固定压板宽100MM、厚10MM。（6）所有井的放喷管线出口用双墩双卡固定；放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过1M；放喷管线拐弯处用大于120整体锻钢弯头或法兰连接组合件连接，前后均用基墩固定；放喷管线悬空6M以上的部位，中间应加支架固定。放喷管线与油气水分离器同步试压，试压压力至少高于分离器最大预计操作压力的10，稳压15分钟，压降07MPA为合格。（7）试油完井地面测试流程在H2S含量1000PPM、超高压高产气井、超高压低产气井、高压高产油气井中应使用蒸汽式热交换器，并配备2吨/小时蒸汽量的锅炉对油嘴管汇保温。距离井口大于35米；在H2S含量100PPM、高压低产油气井、常压井作业中使用直燃式间接火加热炉时距离井口大于30米。（8）分离器距离井口大于30米、距离环保罐大于30米、距离加热炉大于15米、距离数采房大于15米；气管线出口点火处距离井口、环保罐、分离器均大于50米；数采房距离井口大于30米、距离环保罐大于30米。提供蒸汽的锅炉距离地面计量操作区、井口大于50米。（9）对于凝析气井，要准备足够的储备罐，并接一条长度大于20M的倒油管线。（10）分离器、储油罐等含重烃高的区域应采取防静电接地措施，并派专人定期检测检查。（11）对于工作温度低于46的环境，其设备要选择温度级别LU的材料。3高压、超高压高产油气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头，各阀门和密封部位均应进行进行额定工作压力水密封和气密封试压（先试水压再试气压），各稳压时间30分钟，压降07MPA为合格，试压结束后，应对所有连接螺栓进行重新紧固。第四十七条作业管柱和工具的要求1封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等应满足作业要求。2高压气井测试管柱及工具应根据测试井的井下条件进行安全校核，安全系数应按SY/T6581高压油气井测试工艺技术规程执行。3预测关井井口压力超过50MPA的气井试油时，应使用气密封油管做测试管柱，并配置压控式井下安全阀。4在腐蚀性介质（H2S、CO2等）中作业时，应选用抗腐蚀材料的管柱和工具；5用油管测试时，应备齐油管和内防喷工具相匹配的转换接头。6下油管由专业油管服务队服务，根据供货方提供的上扣扭矩值上扣。气密封油管入井时应按最大关井压力进行气密封试压检查。7井下工具入井前，测试队伍应向监督出具第三方认证证书和保养试压清单。8预测关井井口压力超过35MPA的气井DST测试时，井口控制装置应配备液动安全阀。第四十八条其他井控相关设备要求1在用水泥车或压裂车进行试压、射孔、酸化压裂、座封机桥（封隔器）等作业时，严禁使用水泥车或压裂车卸井内的压力，必须用专门的卸压管线卸压，卸压管线长度要求25M，固定牢靠。2现场施工压裂车或固井机应配备与试油井控装备相适应的管线和接头，以满足正、反循环压井作业的需要。第四十九条井队负责参照本细则，按照属地管理原则，要求相关协作方对所用设备进行安装、固定、试压及挂牌等，使之满足井控安全要求，相关协作方必须积极配合。第五十条从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备、放喷管线、测试设备及管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于0的其它时间，也要采取防冻保温措施。1冬季钻井队按照下面要求进行防冻保温工作（1）对于山前及塔中地区的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量1T/H）加电保温结合的方式进行保温。（2）对于其它地区的井，采用一台煤锅炉（蒸气量1T/H）加电保温结合的方式进行保温。（3）提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配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的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的方式进行保温；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的方式进行保温。（5）每次节流循环压井后或相关施工后，要将液气分离器内的残余液体尽快排除，并使用压缩空气对节流压井管汇、液气分离器进液管线、放喷管线等可能有残余液体的井控设备进行吹扫，防止冰堵，保证畅通。（6）在井控设备待命工况下必须用良好的电热带保温保证内控管线不发生冻堵；不允许采用关闭四通2、3号平板阀的方式防止内控管线冻堵。2工程技术部按下面要求采取防冻保温措施（1）所有的节流控制箱和山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用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，必须使用冬季专用的塑料密封脂。3测试队按下面要求采取防冻保温措施对于测试队地面管线、管汇，以及易发生冻堵辅助设备参照上述钻井队及相关规定进行保温。对于修井机试油的井，井队根据配套的井控设备情况参照上述钻井队保温要求进行保温。五、作业过程中的井控要求第五十一条射孔、电缆及钢丝作业的井控要求1所有射孔作业前均应制定详细的施工方案和应急预案，经业主单位审批后方可施工。2传输射孔作业时应该注意以下问题（1）传输射孔作业时传输管柱应具备循环压井功能。（2）射孔施工过程中遭遇狂风、雷电等恶劣天气时应终止作业，夜间原则上不进行射孔作业。（3）在射孔器未定位到射孔目的层前，禁止使用大排量循环洗井、替换压井液、调整液面等。（4）高压气井射孔，建议采用一次引爆，不采用分级引爆。3常规电缆钢丝作业是指在安装有防喷器情况下，井内没有管柱时进行的电缆作业，包括电缆射孔、电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、工程测井等。相关要求如下（1）空井电缆作业前先压稳油气层。通井循环时要计算安全电缆作业时间，同时井队与作业队共同制定溢流处置预案；作业前准备好防喷单根（防喷管柱）、剪切电缆工具、接头和电缆卡子；作业过程中井队定时向井内灌浆，泥浆工观察泥浆出口，有异常情况立即报告司钻。（2）当发生溢流时应立即停止作业，及时起出电缆及工具，抢下防喷管柱，实施关井；来不及起出电缆及工具的，应立即抢接电缆悬挂接头及旁通阀，剪断电缆，抢下防喷管柱，实施关井。现场监督负责根据溢流性质和大小决定抢下钻具的深度，何时剪断电缆，实施关井。4过油管射孔是指在安装有防喷装置的情况下，从油管内下入电缆进行射孔，连通油套环空和管内，达到处理井下复杂的目的。现场安装完防喷装置后，应对防喷装置及与采油（气）井口联接法兰用清水（冬季用防冻液体）进行额定工作压力试压检验，稳压30分钟，压降07MPA，表面无渗漏合格；气井还要进行氮气气密封试压，稳压30MIN，压降07MPA，表面无渗漏合格。5带压电缆钢丝作业包括负压电缆射孔、电缆直读试井、钢丝下电子压力计、钢丝下取样器等作业。具体要求如下（1）现场安装完防喷装置后，应对防喷装置及与采油（气）井口联接法兰用清水（冬季用防冻液体）进行额定工作压力试压检验，稳压30分钟，压降07MPA，表面无渗漏合格；气井还要进行氮气气密封试压，稳压30MIN，压降07MPA，表面无渗漏合格。（2）作业前准备好剪电缆、钢丝工具，在防喷装置或采油（气）井口刺漏无法控制的情况下，剪断电缆或钢丝后，实施关井。（3）钢丝、电缆的材质要求适应井内流体。第五十二条起下管柱作业井控要求1起下刮壁器或大尺寸测试工具时，要严格控制起下钻速度，在油气层井段、油气层顶部300M井段内的起下速度不得超过03M/S，起钻时要按规定灌浆，泥浆工和泥浆工程师要认真核对灌返量和起出下入钻具的体积。2为保证起下钻（或起下测试管柱）安全，以下情况每次起钻前需要进行短程起下钻检测油气上窜速度A、中途测试或已获得高产的井（层）起下测试管柱；B、射孔后起钻；C、降低井内泥浆密度起钻；D、压完井起钻；（1）起钻后静止时间为A、油气层井深H3000M的井，静止2小时；B、3000MH5000M的井，静止4小时；C、H5000M的井，静止5小时。（2）采用“迟到时间法”计算油气上窜速度，满足下列条件之一才能起钻A、起下一趟钻需要的时间（小时）10小时油气上窜到井口的时间（小时）；B、在一趟起下钻时间内油气上窜到井口1000M以下。第五十三条测试过程中的井控要求1封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等性能应满足测试要求。2测试过程中发现环空有溢流，应立即关闭防喷器或套管闸门。根据套压情况，正确判断井下工具（封隔器、测试工具、循环阀、钻杆或油管）的状态，决定是否压井以及合适的压井方案。3测试过程中地面管汇发生刺漏，要严格遵循由外到里的顺序关断刺漏点以内的闸门，并进行整改；控制头如果有刺坏的迹象，应立即关闭井下测试阀，再实施压井作业。第五十四条易喷易漏试油层压井、换装井口井控要求按附件7易喷易漏试油层压井、换装井口井控安全管理办法（暂行）执行。压井结束、换装井口前必须安装油管内防喷工具，保证在换装井口期间油管内处于可控状态。第五十五条封堵作业井控要求封堵作业严格执行Q/SYTZ00312000试油封闭油气水层技术规程相关规定，根据试油工序或完井作业的需要，选用桥塞、倒灰、注水泥塞等方法，封堵已经结束试油的油、气、水层或实施全井筒封闭，封堵完成后，必须进行验封。1上返封堵（1）如果上返的层位不进行增产措施作业（酸化或压裂），干层或低产层可采用单桥塞封堵并验封合格。（2）如果上返的层位要进行增产措施作业（酸化或压裂），干层或低产层可采用单桥塞封堵并在其上部注水泥塞或倒灰加固，验封合格。（3）高压高产层要求应采用下桥塞后注水泥塞加固的封堵方式，验封合格。2完井封堵（1）干井、低产井或废弃井采用注水泥塞封堵射开井段，厚度不小于200M；在井深500M处注水泥塞200M；井口盖盲板完井。（2）暂不投产的油气井封堵，用桥塞做隔板并在上部连续注水泥塞，厚度不小于300M，下入油管至水泥塞顶部替环空保护液，装采油（气）井口并按额定工作压力试压合格后完井。第五十六条钻磨作业井控要求1钻磨时必须安装方钻杆上、下旋塞，顶驱必须配备顶驱液压旋塞和手动下旋塞。2钻至桥塞或水泥塞底部前先充分循环，一旦钻开桥塞打开下部油气层，应立即进行充分循环，泥浆工要连续坐岗监测泥浆罐液面变化和出口泥浆密度变化，如发现溢流立即关井。3钻磨完成要充分循环洗井152周，停泵观察至少30分钟，无异常后方可进行下步作业。4高含硫化氢自喷井、高压气井入井管柱中，应在磨鞋或工具上部接钻具止回阀。5钻磨工具的材质要求适应井内流体。第五十七条裸眼井中途测试井控要求1中途测试施工前，根据钻井、录井和测井资料进行风险评估，并编制施工设计和应急预案。2存在严重漏失、粘卡等井下复杂的井一般不进行裸眼中途测试。3高压、超高压气井、高含硫化氢井一般不进行长裸眼中途测试。4裸眼封隔器座封位置应选择在岩性致密、井径规则的井段，以保证封隔器座封可靠。5测试过程中密切观察环空液面的变化，一旦发现异常应立即关井。6裸眼封隔器解封后，应上提封隔器离开原坐封井段，再进行反循环作业。反循环时要用油嘴控制管内外压差，使环空保持适当的静液柱压力，既要防止地层垮塌，也要防止压破地层。7测试管柱的材质一定要与井内流体的腐蚀、氢脆程度相配套。侦查性测试可放宽条件。第五十八条酸化压裂井控要求1酸化压裂前，要编制施工设计和应急预案。2酸化压裂前，要对井口和压裂管线进行试压检验，按额定工作压力试压合格后，方可施工。3采油（气）井口用4根5/8钢丝绳分别对角绷紧固定。4酸化压裂施工时套压不允许超过套管抗内压强度的80和注塑压力两者中的低值，并且作用在封隔器上的管内外压差应小于封隔器额定压差的70。5超深井进行酸化时应配备超压保护装置。6高压酸化作业的管柱一定要进行强度计算。7酸化压裂施工现场应划定警戒区，非工作人员不准入内。第五十九条液氮气举作业井控要求1液氮气举作业前，要编制施工设计和应急预案。2连续油管气举设备安装、试压要求（1）安装前检查连续油管注入设备防喷装置的动静密封原件是否齐全完好，注脂泵工作是否正常。（2）连续油管注入防喷装置与采油（气）井口联接法兰的规格是否正确、完好。（3）在采油（气）井口连接好连续油管注入设备后，按注入设备的额定工作压力对与连接处的采油（气）井口的法兰密封进行试压（稳压30MIN，压降07MPA为合格），合格后方可进入下一步工作。（4）用连续油管进行气举排液、诱喷等作业时，必须装好注入设备防喷装置，并按额定工作压力试压合格（稳压30MIN,压降07MPA为合格）。（5）连续油管气举设备与钻杆相联的部分应安装旋塞阀和三通，其额定工作压力不低于气举设备额定工作压力。（6）连续油管车距井口应大于8米，制氮车距井口应大于12米。3对于间喷井要利用间歇周期进行气举作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将连续油管起到注入头内观察。4为保证气举效果，在保证安全的前提下夜间可连续气举。5不允许使用空气进行气举排液。6对于含腐蚀介质的气井，连续油管材质必须考虑防腐要求。7气举时应划定警戒区，非工作人员不准入内。第六十条抽汲作业井控要求1抽汲作业前应认真检查抽汲装备、工具，装好防喷盒。2安装的防喷管长度要便于关闭采油树清蜡闸门更换抽子。3对于间喷井要利用间歇周期进行抽汲作业，发现气顶或液面上升加快的情况，要快速将抽子起到防喷管内观察。4气井不允许进行抽汲作业。第六十一条处理事故时井控要求1裸眼中途测试处理卡钻事故时，要考虑解卡剂对钻井液密度的影响，保证液柱压力不小于地层压力；同时应根据管柱结构和井下情况选择适当的循环方式，避免事故进一步恶化。2在油层套管进行磨、铣处理作业时，应尽量避免磨损油气层段套管，一旦发现套管磨穿，应提高压井液密度，压稳油气层。3严禁空井或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检修。第六十二条不压井作业井控要求不压井作业井口装备配套、工程设计、工艺设计、风险评估、施工准备、操作程序、主要设备检测和人员素质要求及培训等必须结合塔里木油田实际情况，并按照附件8中国石油天然气集团公司带压作业技术规程（试行）相关规定执行，确保施工过程安全。第六十三条冲砂作业井控要求1冲砂作业要使用符合设计要求的作业液进行施工。2冲开被埋的地层时应保持循环正常，并加强坐岗，发现溢流立即关井，待压井成功后，再进行下步施工。第六十四条替液作业井控要求1采取前期优化尾管悬挂固井工艺、引进先进井下封隔工具等措施提高喇叭口封固质量。2山前高压气井完井转试油降密度前，应在试油监督的指导下进行一次喇叭口负压检验（检验方式在设计中明确），若检验不合格，应采取短回接套管等措施进行补救，直至负压检验合格后方可进行替液作业。3替液作业要考虑设备连续工作能力，防止中途停止，检修设备。第六十五条压井作业井控要求1溢流关井后井队派专人连续观测和记录立管和套管压力，绘制出关井压力曲线，正确判断井下情况，选择合理的压井方法，填写压井施工单。最大关井压力不能超过下面三项中的最小值（1）井控装备的额定工作压力；（2）套管抗内压强度的80；（3）套管鞋处的地层破裂压力（裸眼井）。对于技术套管下到油气层顶部的井（不包括大宛齐浅油气井）或技术套管下深达到800M的井，最大关井压力不考虑套管鞋下的地层破裂压力所允许的井口关井压力。2压井作业前，应制定详细的压井施工方案，报业主单位井控主管领导审批后，在井控专家的指导下组织施工。3在关井或压井过程中，出现下列情况之一时，应采取控压放喷措施。（1）井口压力超过最大允许关井压力；（2）井控装备出现严重的泄漏。4压井施工后，三日内由井队工程师写出溢流压井专报，交勘探开发部井控管理科。六、井喷失控的处理第六十六条一旦井喷失控，立即停车、停炉、断电，并设置警戒线。在警戒线以内，严禁一切火源。第六十七条测定井口周围及附近天然气、H2S和CO2的含量，划定安全范围。第六十八条按井喷事故逐级汇报制度进行汇报。第六十九条迅速做好储水、供水工作。尽快由四通向井口连续注水，用消防水枪向油气流和井口周围大量喷水，防止着火和保护井口。在确保人员安全的情况下，将氧气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区。第七十条成立由油田主要行政、技术领导为核心的抢险领导小组，指挥抢险工作；生产运行处协调、落实抢险具体事宜。第七十一条清除井口周围和抢险通道上的障碍物。已着火的井要带火清障。第七十二条抢险中每个步骤实施前，均应进行技术交底和演习，使有关人员心中有数。第七十三条处理井喷失控作业尽量不在夜间进行，施工时，不能在施工现场同时进行可能干扰施工的其它作业。第七十四条做好人身安全防护工作，避免烧伤、中毒、噪音伤害等。七、防火、防爆、防硫化氢措施第七十五条井场设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地试油作业，应有隔离带或隔火墙。发电房、锅炉房等摆放在季节风的上风位置。锅炉房距井口50M以远，锅炉房距储油罐20M以远。发电房和储油罐距井口30M以远，发电房距储油罐20M以远，如果不能满足安全距离要求的应采取有效的隔离措施。井队营房与井口的距离应大于100M。第七十六条