长庆井控细则

第二十四条 井控管汇应符合如下要求：

一、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

二、四通两侧各装两个平板阀，紧靠四通的平板阀应处于常开状态，靠外的手动或液动平板阀应接出井架底座以外。 三、天然气井的节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，必须使用经过检测合格的管材；防喷管线的法兰与管体之间连接不允许现场焊接。高含硫天然气井节流管汇、压井管汇、防喷管线应采用抗硫的专用管材。

四、高压专用耐火软防喷管线每口井必须进行试压和外观检查，防止失效。 五、节流管汇、压井管汇、控制闸门、防喷管线压力等级应与防喷器相匹配。 六、放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。

1、天然气井应装两条放喷管线，接出井口75m以远，放喷口前方50m以内不得有各种设施。一级风险油井至少装一条放喷管线，接出井口50m以远。二级及三级风险油井至少应接一条放喷管线至泥浆池。

2、高含硫气井放喷管线必须接出井口100m以远，两条放喷管线的夹角为90°-180°。 七、放喷管线用Ф127mm钻杆，其通径≥78mm，放喷管线不允许现场焊接。

八、放喷管线一般情况下要求安装平直，需要转弯时，要采用角度≥120°的铸钢弯头或使用90°铸钢专用两通。

九、放喷管线每隔10-15m、转弯处及管线端口，要用水泥基墩、地脚螺栓及压板固定，压板下面垫胶皮；放喷管线端口使用双卡固定；使用整体铸(锻)钢弯头时，其两侧用卡子固定。 十、水泥基墩的预埋地脚螺栓直径为20mm，长度为800mm。水泥基墩尺寸大于800mm×800mm×800mm。

十一、钻井液回收管线内径≥78mm，天然气井回收管线出口接至一号泥浆罐，并用Ф20mm的螺栓及压板固定牢靠；一级风险油井接至钻井液沉砂池；拐弯处必须使用角度≥120°的专用铸钢弯头，固定牢靠。

十二、压井管汇与节流管汇装在井架的外侧。 十三、所有压力表必须抗震，天然气井节流压井管汇中高、低压力表量程为40MPa和10MPa，油井节流压井管汇中高压量程表量程为25MPa，低压量程表量程不超过10Mpa。压力表下必须有高压控制闸门，并用螺纹或双面法兰钻孔固定，压力表支管不能焊在防喷管线上。压力级别提高时，按测量压力最大值再附加1/3的原则选择压力表。 十四、放喷管线应采取防堵及防冻措施，保证管线畅通。 十五、天然气井配备专用点火装置或器具。 第二十五条 井控装置的试压

一、井控装置下列情况必须进行试压检查 1、井控装置从井控车间运往现场前； 2、现场组合安装后；

3、拆开检修或重新更换零部件后； 4、进行特殊作业前。

二、井控装置试压要求及内容

1、对所有的防喷器，节流、压井管汇及阀件均要逐一试压，节流阀不作密封试验。 2、防喷器组在井控车间用清水试压。环形防喷器（封钻杆试压，不试空井）、闸板防喷器和节流压井管汇、防喷管线试压到额定工作压力，并做1.4-2.1 MPa的低压试验。防喷器组发给钻井队时，要有井控车间试压清单，钻井队和井控车间各持一份，超过检修周期或预计不能在检修周期内打完一口井的不能发给钻井队使用。

3、全套井口装置在现场安装好后，在不超过套管抗内压强度80%前提下，环形防喷器封闭

钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀、四通、压井管汇、防喷管线和节流管汇(节流阀前)试压到额定工作压力；节流管汇各阀门分别试压至额定工作压力；天然气井的放喷管线试验压力不低于10MPa。以上各项试压，稳压时间均≥10分钟，密封部位无渗漏为合格(允许压降参考值≤0.7MPa)。同时应做1.4-2.1MPa的低压试验。

4、防喷器控制系统用液压油按规定压力试压，其余井控装置试压介质均为清水(冬季加防冻剂，同时试完压后应该清空)。

第二十六条 井控装置及管线的防冻保温工作 一、远程控制台及液控节流阀控制箱采用低凝抗磨液压油，防止低温凝结或稠化影响防喷器和液动阀的操作。

二、气温低于-10℃时，要对远程控制台、司控台、液控管线及气管束采取保温措施。 三、防喷器、防喷管线、节流、压井管汇和放喷管线等防冻保温有以下几种方法： 1、排空液体

⑴把防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线，从井口向两边按一定坡度进行安装，以便排除管内积液。

⑵用压缩空气将防喷管线、节流及压井管汇和放喷管线内的残留液体吹净。

2、充入防冻液体。将防喷管线、节流及压井管汇内钻井液排掉，再用防冻液、柴油充满以备防冻。

3、用暖气或电热带随管汇走向缠绕进行防冻保温。 第二十七条 井控装置的使用执行以下规定

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、套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2M/s。并要有熟悉井控的技术人员在场指导。 三、具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次到位，然后回转1/4圈～1/2圈。

四、环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。 五、当井内有管柱时，严禁关闭全封闸板防喷器。 六、关井时井内管柱应处于悬吊状态。

七、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 八、钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。 九、防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》以及相关规定执行。 十、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。十一、安装剪切闸板防喷器的井，由于钻具内防喷工具失效或井口处钻具弯曲等原因造成井喷失控而无法关井，采取其它措施也无法控制井口时，用剪切全封闸板剪断井内管柱。其操作程序为：

1、在确保管柱接头不在剪切全封闸板剪断井内管柱位置后，锁定钻机绞车刹车装置。 2、关闭剪切全封闸板防喷器以上的环形防喷器、闸板防喷器。 3、打开主放喷管线泄压。

4、在钻杆上(转盘面上)适当位置安装相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固。 5、打开剪切全封闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。

6、打开防喷器远程控制台储能器旁通阀，关闭剪切全封闸板防喷器，直到剪断井内管柱。 7、关闭全封闸板防喷器，控制井口。

8、手动锁紧全封闸板防喷器和剪切全封闸板防喷器。 9、关闭防喷器远程控制台储能器旁通阀。 10、将远程控制台的管汇压力调整到规定值。 操作剪切闸板防喷器时应注意：

1、加强对远程控制台的管理，绝不能因误操作而导致管柱损坏或更大的严重事故。

2、操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制台操作人员外，其余人员全部撤至安全位置，同时按应急预案布置警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作。 3、处理事故剪切管柱后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用。

4、剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。 5、现场配备直径127mm、直径88.9mm的钻杆死卡各一副。

十二、平行闸板阀开、关到底后，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。

十三、压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。

十四、井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。

十五、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。最大允许关井套压值在节流管汇处要挂牌标注。

第二十八条 钻井队施工现场要按井控分级别配备内防喷工具，并保证完好可靠。

一、钻具内防喷工具包括：方钻杆上、下旋塞，钻具回压凡尔、防喷钻杆单根及相应配套工具等。配备的钻具内防喷工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。

二、备用的防喷钻杆单根，要带与钻铤(套管)连接螺纹相符合的配合接头；钻台上备用的回压凡尔必须有顶开装置及与钻铤连接螺纹相符合的配合接头。

三、井控车间负责定期对内防喷工具进行检查、功能试验和试压并编号，填写检查、试验、试压记录，出具合格证。试压后超过检修周期不得使用。

四、钻井队负责内防喷工具的现场安装、使用、维护。旋塞阀每起下一趟钻开、关活动及保养一次，钻具回压凡尔每口井保养1-2次，以确保灵活好用；并如实填写内防喷工具使用记录。

五、接单根卸扣时，不能采取关方钻杆下旋塞的方法来控制方钻杆内钻井液的流出。 六、天然气井必须配备除气器和钻井液循环罐液面检测与报警装置；天然气特殊工艺井配备液气分离器。

第二十九条 井控装置的管理执行以下规定 一、井控装置的管理维修由具有集团公司资质的井控车间负责。井控装置现场的安装、维护、保养由钻井队安排专人负责。钻井队工程技术员负责日常管理；司钻负责司钻控制台的操作、检查与保养；副司钻负责远控房的操作、检查与保养。井架工负责液控箱、防喷器的维护、检查与保养；内钳工负责内防喷工具及开、关工具的保管、操作与保养；外钳工负责节流管汇、防喷管汇及放喷管线的维护、检查；井控坐岗工负责压井管汇、液位(溢流)监测报警仪的维护、检查。 二、对所有井控装置的管理必须落实岗位责任制和交接班巡回检查制。保养和检查必须要填写记录。

三、井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度、湿度应满足配件及橡胶件储藏要求。

第三十条 所有井控装备及配件必须使用具有中国石油天然气集团公司认证资格的厂家生产的合格产品。

第四章 钻开油气层前的准备和检查验收

第三十一条 钻井承包商井控管理人员在现场检查过程中，发现问题要及时监督整改。 一、指导钻井队制定有针对性的井控措施和应急预案。

二、检查钻井队钻井液密度及其它性能、储备的加重钻井液、加重材料数量符合设计要求。 三、对钻井队的自查自改情况进行复查，督促对存在的问题进行整改消项。 四、检查落实确保井控工具、井控装置完好。

第三十二条 在打开油气层前，钻井队、录井队、定向井服务队、现场HSE监督和油田公司的现场监督要履行各自井控职责（见附件1-6），进行检查和监督，确保各项井控措施落实到位。

第三十三条 钻开油气层前的井控验收

一、钻井队进行自查自改后，确认可以钻开油气层时向上级有关部门申请井控验收。 二、钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。

三、一级风险气井由钻井承包商主管井控的领导负责，组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司，由工程技术部门牵头，组织生产运行、消防、安全、井控管理相关人员，进行检查验收。 四、其它风险油气井由钻井承包商组织相关部门和人员自我验收，合格后报油田公司项目组，由项目组牵头，组织生产运行、消防、安全、技术、监督等相关人员进行检查验收。

对于丛式井组，第一口井按照上述验收程序验收，后续井由钻井承包商自我验收后，油田公司项目组组织生产运行、消防、安全、技术、监督人员督促和抽查。如果在本井组中任一口井发生油气侵，后续井必须按照第一口井验收程序验收。

六、经检查验收合格，由验收小组负责人签字批准后方能钻开油气层。

第五章 油气层钻进过程中的井控作业

第三十四条 有下列情况之一者，不准钻开油气层： 一、未执行钻开油气层申报审批制度； 二、未按设计储备加重钻井液和加重材料； 三、井控装备未按要求试压或试压不合格； 四、井控装备不能满足关井和压井要求； 五、内防喷工具配备不齐或失效； 六、防喷演习不合格；

七、井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或未配套齐全的。

第三十五条 在油气层钻井过程中要加强坐岗观察，及时发现溢流。坐岗要求为：实行钻井、录井双岗坐岗，坐岗人员每15分钟按钻井、录井坐岗观察记录要求记录一次坐岗情况。 一、钻井队坐岗内容为：钻井液出口量变化、性能变化及液面增减情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量、有毒有害气体含量。坐岗人员发现溢流征兆等异常情况时，要立即报告司钻，停钻观察，根据实际情况及时采取相应措施。天然气井发现溢流征兆等异常情况，应立即停钻关井节流循环1-2周确认是否发生溢流，并根据实际情况及时采取相应的井控措施。 二、录井队要加强地层对比,及时提出地质预告。其坐岗内容为：油气显示情况或全烃含量、有毒有害气体含量、下钻循环后效监测值、钻井液循环罐（池）液面变化情况，起钻泥浆灌入量或下钻泥浆返出量，钻时、钻具悬重、泵压等变化情况。发现异常情况时要立即通知司钻或钻井队技术员。第三十六条 钻井队应严格按工程设计的钻井液类型和密度施工，当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后实施。若遇紧急情况，先处理，后及时上报。发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确