钻井井控装置的安装试压和使用
井控设备的安装、试压
4、试压程序
(1)环形防喷器的试压程序 1）对于公称尺寸小于或等于230mm(9″)的防喷器， 应采用89mm (31/2″)的钻杆试压；
对于公称尺寸大于或等于280mm(11″)的防喷器， 应采用127mm (5″)的钻杆试压。
2）试压时井口介质压力在不超过套管抗内压强度 80%的前提下，为防喷器额定工作压力的70%。
钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四 通及套管头等。
4.1.1.1防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964中 的相应规定。
4.1.1.2具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动 操作杆，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。
4.1.1.3防喷器远程控制台安装要求：
5、试压方法
现场井控设备试压共有两种方法：提升皮碗试 验器试压法和试压泵试压法。
（1）提升皮碗试验器试压法 1）将皮碗试验器接在钻杆下部，下入套管内； 2）用清水灌满井口； 3）关闭半封闸板防喷器或环形防喷器（注意：绝
不能关闭全封闸板）； 4）用钻机提升系统缓慢上提皮碗试验器，并观察
套压表，提至所需试验压力，10分钟后检查各 连接部位和密封部位是否有渗漏。
2、试压介质
（1）防喷器组合在井控车间整体组装后，用 清水进行试压，合格后方可送往井场。
（2）防喷器组合在井上安装好后，应对钻井 井口和井控管汇等用清水进行整体试压
3、试压设备
井口试压专用工具主要有：试压堵塞器、试压泵、试压 三通。
（1）试压堵塞器 根据其结构和用途的不同，可将试压堵塞器分为
皮碗试压器和塞型试压器。 试压堵塞器主要用于在对堵塞器以上的井口防喷
f）管线出口应接至距井口75m以上的安全地 带，距各种设施不小于50m；
钻井井控装置的安装试压和使用
钻井井控装置的安装试压和使用第十九条井控装置的安装（一）井口装置1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。
其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。
2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。
用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。
手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。
4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。
5.远程控制台（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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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）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，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。
（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。
（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。
气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。
（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。
（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。
控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。
（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
（9）控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。
海外石油钻井井控装置试压安全操作规程
井控装置试压安全操作规程1人员准备井队平台经理或带班队长、司钻、安全官、副司钻，井架工，钻工,场地工2工具准备2.1远控房。
2.2气动试压台及试压记录仪。
2.3灌浆泵、清水。
2.4联顶节及试压塞。
2.5BPV,TWCV,内六方扳手，T-BAR、榔头。
2.6护目镜、警示带。
3安全注意事项3.1操作要求3.1.1在工作开始之前开具PTW，要组织现场的所有参与施工的人员开安全会，讨论作业程序和作业过程中的风险隐患和应该做到的预防措施并对现场的人员进行合理的安排分工。
3.1.2确保检查设备处于良好的状况，穿戴好PPE。
3.1.3所有试压，必须先试低压再试高压。
禁止先试高压，然后泄压到低压。
3.1.4试压前进行功能测试，试开、关所有封井器控制单元。
3.1.5任何时候做功能测试，都要在封井器内没有管柱的情况下先测试盲板或剪切，确保盲板或剪切的管线连接正确后，再测试半封。
3.1.6禁止在井内无钻具的情况下关闭环形放喷器进行功能测试。
3.1.7环形都不能关空井，功能测试时将试压钻杆放入封井器或用联顶节与油管悬挂器连接。
3.1.8试压前检查试压单元的开关状态，检查立管及节流、压井管汇压力表。
3.1.9试压前从压井管线打入清水，清洗封井器组和节流管汇至液气分离器。
3.1.10如果使用试压塞试压，禁止将试压塞接反，试压塞下部要连接一柱钻杆。
3.1.11试压塞试压要比较封井器与井口的压力级别。
如果油管四通的压力级别小于封井器压力级别时，高压按照油管四通的额定压力进行试压。
如果井口的压力级别等于或大于封井器的压力级别，环形试压时要按照其压力级别的70%进行试压（但最低不得低于1500psi），闸板按照压力级别进行试压3.1.12下放试压塞前将必须将油管四通闸门打开，试压期间保持油管四通闸门常开直到起出试压塞。
3.1.13如果使用试压杯试压，试压闸板时要比较套管抗内压强的80%、井口压力级别和封井器压力级别，取其中最小的压力进行试压；试压环形时，要比较套管抗内压强的80%、井口压力级别和环形压力级别的70%，取其中压力最小的进行试压。
井口试压操作流程及注意事项
井口试压操作流程及注意事项一、井口示意图二、待试压设备：35MPa双闸板封井器、35MPa节流、压井管汇、各开次套管、套管头、放喷管线三、试压的工具：试压泵、试压堵塞器、试压塞试压塞和堵塞器的各自优缺点：试压塞试压方便，直接坐于套管头内，可使BOP与套管彻底隔开，BOP可以按照额定工作压力试压；试压塞到位后用套管头上的顶丝顶紧后，在钻台上卸开送入钻杆提出送入钻杆，关闭全封闸板然后用试压泵从压井管汇处打压可以单独试全封闸板。
堵塞器是将堵塞器下入井口的套管内，试验压力一般不得超过套管抗内压强度的80%，而且堵塞器试压不方便，要么提拉，要么用试压泵打压，提拉很容易损坏O型密封圈，造成试压失败。
而且堵塞器则只能用于半封闸板试压，试全封只能在水泥塞未钻开前与套管一起试压，进入裸眼段则全封无法试压，因此受到套管抗内压强度的限制，自从有了试压塞，试压堵塞器用的逐渐减少。
目前我们公司尚无试压塞，只有试压堵塞器（也叫皮碗式试压堵塞器）。
以下就是以皮碗式试压堵塞器为例做的试压流程。
四、试压的原则试压应符合2010年10月发布的《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》及2011年8月发布的《胜利石油管理局钻井陆上井控细则》的要求对照钻井工程设计各次井控装备试压要求标准进行试压；防喷器试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（禁止封零试压）试验压力到额定工作压力的70%，放喷管线试压>10MPa。
任何井口设备部件经拆卸、检修后必须重新试压至相应的压力值。
四、试压的顺序：井控设备按照从左往右，由下向上的顺序逐一进行高低压试压。
五、试压的步骤：1.首先做好试压前的各项准备工作。
2.试压泵连接在压井管汇处，先后依次对Y2、Y1、1#、2#闸门按要求分别进行试压。
3.打开Y2、1#、2#闸门，关闭3#闸门，关闭双闸板防喷器的全封闸板，用试压泵向井内泵入清水，直至设计要求的试压的低压值并按要求稳压，试压合格后，再继续打压至设计要求的高压值并按要求稳压，试压合格后泄压。
QSH10250100(2004钻井井控装置安装与检查验收要求)-
QSH10250100（2004钻井井控装置安装与检查验收要求）- 中原石油勘探局企业标准Q/SH1025 0100—2004更换Q0818-1999钻井井控装置安装、检查和验收要求钻井井控装置安装、检查和验收要求1范围本标准规定了钻井井控装置的安装和井控检查验收的要求。
本标准适用于石油天然气钻井井控设备的安装和井控检查验收。
2规范性参考文件以下文件中的条款通过引用本标准而成为本标准的条款。
对于注明日期的参考文件，其所有后续修订(不包括勘误)或修订版均不适用于本标准。
但是，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可以使用这些文件的最新版本。
对于未注明日期的参考文件，最新版本适用于本标准。
GB8978污水排放标准SY/T 5967-94钻井井控设备的安装、调试和维护SY 5225—1994《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》SY 5053.1—2000《地面防喷器及四通》SY 5279.2-91石油井口装置法兰类型尺寸和技术要求SY 5279.3-91井口装置法兰垫圈的类型、尺寸和技术要求SY 5053.2—2001地面防喷器和控制装置井控设备安装要求SY/T5323-92井控管汇和节流管汇33.1防喷器组3.1.1组合形式、尺寸和压力等级应符合工程设计要求。
3.1.2所有部件的螺栓连接应结合在一起，以确保完全紧固。
3.1.3 BX垫环只能使用一次，从法兰上拆下后必须更换。
3.1.4在环形防喷器顶盖上安装防溢管时，应使用螺栓连接。
未使用的螺栓孔应使用螺钉堵塞。
应使用密封垫圈或专用橡胶圈密封防溢管和顶盖。
3.1.5安装防喷器后，必须校正井口、转盘和天车中心，偏差不超过10毫米。
防喷器用16毫米钢丝绳拧紧井架底座的对角线。
3.1.6组件顶部装有防淋盖，防喷器的进油口和出油口正对井架大门。
3.1.7防喷器应符合SY5053.1-2000标准，其法兰应符合SY5279.2-91标准，垫圈应符合SY5279.3-91标准。
华北油田公司钻井井控实施细则
发行版本：C石油与天然气钻井井控实施细则修改次数：1文件编号：QG/HBYT 059-2009页码：1/681 范围本办法规定了石油与天然气钻井工程中井控风险等级评估、井控设计、井控装臵的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备、油气层钻井过程中的井控作业、防火防爆防硫化氢措施和井喷失控的处理、井控技术培训、井控管理组织与职责及井控管理制度九个方面的管理要求。
本办法适用于油田公司勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、承担油田公司钻井任务的有关钻探工程公司（以下简称钻探公司），承担老井侧钻和加深钻井的井下作业公司，以及进入油田公司的其他钻井工程技术服务单位。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本细则，然而，鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件中，其最新版本适用于本细则。
SY/T 5087—2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/ 5430—92 地层破裂压力测定套管鞋试漏法SY/T 5127—2002 井口装臵和采油树规范SY 5742—1995 石油天然气钻井井控安全技术考核管理规则SY/T 6203—1996 油气井井喷着火抢险作法中国石油华北油田公司2009-7-24发布2009-7-24实施QG/HBYT 059-2009 页码：2/68SY/T 5964—2006 钻井井控装臵组合配套安装调试与维护中油工程字（2006）247号石油与天然气钻井井控规定中油工程字（2006）274号关于进一步加强井控工作的实施意见中油工程字（2006）408号井控装备判废管理规定中油工程字（2006）437号井控培训管理办法3 术语及定义本细则采用下列定义。
3.1 “三高”油气井3.1.1 高压油气井是指以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过35MPa的井。
海外石油钻井井控装置试压安全操作规程
海外⽯油钻井井控装置试压安全操作规程井控装置试压安全操作规程1⼈员准备井队平台经理或带班队长、司钻、安全官、副司钻，井架⼯，钻⼯,场地⼯2⼯具准备2.1远控房。
2.2⽓动试压台及试压记录仪。
2.3灌浆泵、清⽔。
2.4联顶节及试压塞。
2.5BPV,TWCV,内六⽅扳⼿，T-BAR、榔头。
2.6护⽬镜、警⽰带。
3安全注意事项3.1操作要求3.1.1在⼯作开始之前开具PTW，要组织现场的所有参与施⼯的⼈员开安全会，讨论作业程序和作业过程中的风险隐患和应该做到的预防措施并对现场的⼈员进⾏合理的安排分⼯。
3.1.2确保检查设备处于良好的状况，穿戴好PPE。
3.1.3所有试压，必须先试低压再试⾼压。
禁⽌先试⾼压，然后泄压到低压。
3.1.4试压前进⾏功能测试，试开、关所有封井器控制单元。
3.1.5任何时候做功能测试，都要在封井器内没有管柱的情况下先测试盲板或剪切，确保盲板或剪切的管线连接正确后，再测试半封。
3.1.6禁⽌在井内⽆钻具的情况下关闭环形放喷器进⾏功能测试。
3.1.7环形都不能关空井，功能测试时将试压钻杆放⼊封井器或⽤联顶节与油管悬挂器连接。
3.1.8试压前检查试压单元的开关状态，检查⽴管及节流、压井管汇压⼒表。
3.1.9试压前从压井管线打⼊清⽔，清洗封井器组和节流管汇⾄液⽓分离器。
3.1.10如果使⽤试压塞试压，禁⽌将试压塞接反，试压塞下部要连接⼀柱钻杆。
3.1.11试压塞试压要⽐较封井器与井⼝的压⼒级别。
如果油管四通的压⼒级别⼩于封井器压⼒级别时，⾼压按照油管四通的额定压⼒进⾏试压。
如果井⼝的压⼒级别等于或⼤于封井器的压⼒级别，环形试压时要按照其压⼒级别的70%进⾏试压（但最低不得低于1500psi），闸板按照压⼒级别进⾏试压3.1.12下放试压塞前将必须将油管四通闸门打开，试压期间保持油管四通闸门常开直到起出试压塞。
3.1.13如果使⽤试压杯试压，试压闸板时要⽐较套管抗内压强的80%、井⼝压⼒级别和封井器压⼒级别，取其中最⼩的压⼒进⾏试压；试压环形时，要⽐较套管抗内压强的80%、井⼝压⼒级别和环形压⼒级别的70%，取其中压⼒最⼩的进⾏试压。
钻井井控实施细则
第一章总则第一条为了深入贯彻中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化，有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生，特制定本细则。
第二条井控工作是一项系统工程。
涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业，以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。
各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。
第三条井控工作要树立“以人为本”的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则，严细认真、常抓不懈地做好井控工作，实现钻井作业本质安全。
第四条辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控，快速准确实施二次井控，杜绝发生井喷失控”。
第五条本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井（含侧钻井，下同）工程，浅海钻井参照本细则。
油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。
第六条欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司《关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。
第二章井控风险识别第七条辽河油田地处渤海湾辽河平原，钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区，征地有一定难度。
油区内地质条件十分复杂，具有多断块、多套含油层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。
其中稠油、超稠油所占较大比例，部分区块分布浅气层，属中低压油气田。
每年的11月至来年3月气温基本在零度以下，气候较寒冷。
第八条根据集团公司有关文件要求，结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术，按照不同的井型、井别、施工区域，对钻井工程进行井控风险级别划分。
第九条按照分级管理的原则，辽河油区井控风险划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级：（一）Ⅰ级风险井：预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。
（二）Ⅱ级风险井：详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。
井控试压标准
井控试压标准
1、在井控车间（基地），环形防喷器（封闭钻杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等应作 1.4 MPa 〜2.1 MPa的低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并应作 1.4 MPa〜2.1 MPa的低压试验。
试验要求应符合SY/T 5053.1，SY/T 5127，SY/T 5215，SY/T 5323，SY/T 5525 等的有关规定。
2、在钻井现场安装好后，井口装置应作 1.4 MPa〜2.1 MPa的低压试验。
在不超过套管抗内压强度 80% 的前提下，环形防喷器的高压试验值应为封闭钻杆试压到额定工作压力的 70%；闸板防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的各控制元件应试压到额定工作压力；其后的常规试验压力值应大于地面预计最大关井压力。
3、钻开油气层前及更换井控装置部件后，应用堵塞器或试压塞参照“第2点”中的有关要求及条件试压。
4、除防喷器控制系统、各防喷器液缸和液动闸阀应用液压油做21 MPa控制元件、油路和液缸可靠性试压外，井控装置的密封试压均应用清水密封试压，试压稳压时间应不少于 10 min，密封部位不允许有渗漏，其压降应不大于 0.7 MPa。
5、放喷管线密封试压应不低于 10 MPa。
6、在井控车间（基地）的试压记录应使用压力计和图表记录器。
压力测试范围不允许小于压力计最大量程的 25 %，且不允许超过压力计最大量程的 75 %。
钻井现场的试压具体要求应按钻井工程设计
和有关井控技术规定进行。
回答完毕。
油田钻井井控装置的安装试压使用和管理实施细则
油田钻井井控装置的安装试压使用和管理实施细则第1条井控装置的安装包括钻井井口装置的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。
第2条钻井井口装置的安装规定：（一）钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。
各次开钻要按设计安装井口装置。
（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。
用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。
防喷器顶部安装防溢管时，不用的螺孔用丝堵堵住。
（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。
（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装置及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。
（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。
使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。
手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。
挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。
手轮处应有计量开关圈数的计数装置。
（六）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。
防喷器远程控制台安装要求：1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜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（稠油井如受场地限制，距井口距离不宜少于20m处），距放喷管线或压井管线有2m以上距离，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；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。
2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。
3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束。
6426-2005工艺
环形或闸板防喷器关闭后，在关井套压不 超过14MPa情况下，允许以不大于0.2m/s的 速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻 具接头。 当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷 器。 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力. 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。 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)
b)节流管汇组合配套标准
节流管汇的压力等级和组合形式应与 全井防喷器最高压力等级相匹配
14MPa压力等级节流管汇形式
21MPa压力等级节流管汇形式
35和70MPa压力等级节流管汇形式
建议： 1.本部阀件编号一致,标识 清楚. 2.编发《井控/防硫化氢》 安全小册子,人手一份.
3.防喷演习定期化,认真化, 规范化.
a)井口防喷器装置配套标准
14MPa压力等级防喷器组合形式
14MPa压力等级防喷器组合形式
21和35MPa压力等级防喷器组合形式
70和105MPa压力等级防喷器组合形式
70和105MPa压力等级防喷器组合形式
0-—防溢管； 1-—环形防喷器； 2-—单闸板防喷器； 3-—双闸板防喷器 4-—四通； 5-—套管头； 6-—放喷管线； 7-—压井管汇； 8-—防喷管汇； 9-—节流管汇。
钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使 用角度大于120°的铸(锻)钢弯头，其通径不小于78mm。
一、清溪１井基本情况
三、压井封井的主要过程
放喷管线安装要求： a)放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm； b)放喷管线不允许在现场焊接； c)布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、 电力线及各种设施等情况； d)两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离， 并分别固定；
石油与天然气钻井井控实施细则(2014版)
长庆油田石油与天然气钻井井控实施细则第一章总则第一条为有效地预防井喷、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，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，结合长庆油田特点，特制定本细则。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现钻井生产安全。
第三条井控工作是一项系统工程。
长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，钻井承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条长庆油田石油与天然气钻井井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。
井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。
第五条本细则规定了长庆油田井控设计；井控装臵配套、安装、试压、使用和管理；钻S、防CO等有毒开油气层前准备和检查验收；油气层钻进过程中的井控作业；防火防爆、防H2有害气体安全措施；井喷应急救援处臵；井控技术培训；井控管理组织及职责；井控管理制度等九个方面内容。
适用于长庆油田公司及在长庆油田施工的钻井承包商。
第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》（SY/T 6543.1、SY/T 6543.2、SY/T 6543.3）和本细则。
第二章井控设计第七条每口井进行地质、钻井工程设计时，要根据长庆油田钻井井控风险分级，制定相应的井控装备配臵、技术及监管措施。
长庆油田钻井井控风险分级如下：1.气田：一级风险井：“三高”井、区域探井、气体欠平衡井、水平井。
二级风险井：一级风险井以外的气井。
2.油田：一级风险井：“三高”井、欠平衡井、水平井。
二级风险井：探井、评价井、调整更新井、老井侧钻井、原始气油比大于100m3/t的井。
《石油与天然气钻井井控规定》
附件1石油与天然气钻井井控规定中国石油天然气集团公司二OO六年五月十九日目录• 第一章总则•第二章井控设计•第三章井控装置的安装、试压、使用和管理•第四章钻开油气层前的准备和检查验收•第五章油气层钻井过程中的井控作业•第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理•第七章井控技术培训•第八章井控管理•第九章附则附录：1. 井口装置组合图2. 关井操作程序3. 顶驱钻机关井操作程序4. 防喷演习记录表格式5. 坐岗记录表格式6. 钻开油气层检查验收证书格式7. 集团公司钻井井喷失控事故信息收集表第一章总则第一条为了深入贯彻《安全生产法》、《环境保护法》，进一步推进集团公司井控工作科学化、规范化，提高集团公司井控管理水平，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，特制定本规定。
第二条各油气田应高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，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。
•• 第三条井控工作是一项系统工程，油气田（管理局或勘探局、油气田公司）的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门必须高度重视。
•• 第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。
第五条本规定适用于陆上石油与天然气井钻井。
第二章井控设计第六条井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分，各油田地质、工程设计部门要严格按照井控设计的有关要求进行井控设计。
第七条地质设计书中应明确所提供井位符合以下条件：油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等不小于500m。
若安全距离不能满足上述规定，由油（气）田公司与管理（勘探）局主管部门组织相关单位进行安全评估、环境评估，按其评估意见处置。
吐哈油田分公司钻井井控管理实施细则
二参与井喷事故的调查和分析；
三制定、实施本单位井控培训计划.
第十八条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,参与公司井控专项检查；
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;
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
第二十三条井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计的重要组成部分.
第二十四条地质设计单位负责收集、提供地表环境情况,在地质设计中,应包含以下内容：
一明确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.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.
第七条井控风险依据所钻井地面环境、地质情况、施工工艺等方面进行分级,公司将井控风险划分为三个等级,具体如下：
1.井控一级风险井不包括稠油井：区域探井、预探井；评价井、开发井：井深垂深≥4500米的井；预测地层压力系数≥的油井；气油比≥500：1的自然产能日产油大于4方的油井；预测地层压力系数≥的自然产能日产气大于20000方的气井；预测地层天然气中含有硫化氢或其它有毒有害气体含量高于150毫克/立方米100ppm的井；井口周围500米范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所,油库、炸药库等易燃易爆物品存放点,地面水资源及工业、农业、国防设施包括开采地下资源的作业坑道的气井和地层压力系数大于的油井；1200米内含有气层的井;欠平衡、新工艺实验等特殊施工井.
第二条本细则主要依据：中华人民共和国石油天然气行业标准、中国石油天然气集团公司钻井井控技术规范、中国石油天然气集团公司井控培训管理办法等.
钻井井控实施细则新版3-5章
第三章井控装置的安装、试压和使用第十九条井控装置的安装（一）井口装置1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。
其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。
2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。
用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。
手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。
4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。
5.远程控制台（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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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）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，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。
（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。
（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。
气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。
（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。
（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。
控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。
（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
井控复习1-10
井控复习题（1）一、选择题1、按照SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》规定，当井处于受控状态，但存在对生命健康的潜在或可能的危险[硫化氢浓度小于15mg/m³(10ppm)]时，应挂 A 。
A绿牌B黄牌C红牌D蓝牌2、SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险做法规定：技术组职责是ABCD 。
A 勘察井喷流量、井口压力、设备及井口装置损坏等情况B 根据收集、查阅的各项地质、工程资料…做出技术分析报告C 及时传达指挥部指令，收集各组抢险工作汇报及相关资料，作出事故分析D 完成指挥部下达的其他任务3、SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险做法规定：清障应ABCD 拖拉出井场。
A 先易后难B 先外后内C 先上后下D逐段切割4、SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险做法规定：带火清障作业，可采用ABCD 等切割方法。
A 氧炔焰B电弧C钢锯D钢锯绳5、SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险做法规定：远距离切割可采用多功能机械手，进行ABC 切割。
A 高压研磨B水力喷砂C氧炔焰D电弧6、SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险做法规定：在产层空隙度好，流阻小，井口承压能力较大，且上不裸露地层压井时不破裂的情况下，一般采用 A 压井，否则采用压井。
A平推法、置换法B平推法、体积法C平衡点法、置换法D平衡点法、体积法7、液气分离器应安装在井场 B 测距井口11m~14m的地方。
A 左B右C前D后8、井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象称为 D 。
A 井侵B溢流C井涌D井喷失控9、通常情况下，力求一口井保持 A 井空状态，同时做好一切应急准备，一旦发生井涌和井喷能迅速做出反应，及时加以处理。
A一次B二次C三次D四次10、二级井控的主要目的是 B 。
A 防止发生溢流B及时发现溢流并关井，重建井内的压力平衡C 预防井喷着火D井喷失控后的抢险11、钻井液中混油过量或混油不均匀，容易造成井内液柱压力 B 地层孔隙压力。
井控实施细则
1.5 井控装置及专用工具 1.5.1 下列情况应安装剪切闸板防喷器
a）所有含硫油、气井，从固技术套管后 直至完井、原钻机试油的全过程；
b）所有探井、评价井，从固技术套管后 直至完井、原钻机试油的全过程；
1.4 根据地质提供的资料，钻井液密度设计以 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：
a）油井、水井为0.05g/cm3—0.10g/cm3或 控制井底压差1.5MPa—3.5MPa；
b）气井为0.07g/cm3—0.15g/cm3或控制井 底压差3.0MPa—5.0MPa。
a）常规钻进、通井等钻具组合，止回阀 接在钻头与入井第一根钻铤之间；
b）带井底动力钻具的钻具组合，止回阀 接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间；
c）在油气层中取芯钻进使用非投球式取 芯工具，止回阀接在取芯工具与入井第一根钻 铤之间。 2.1.3.2.4 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻 具止回阀，并配有抢装止回阀专用工具，放于 方便取用处。 2.1.3.2.5 在大门坡道上准备一根防喷钻杆 单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和 钻具止回阀）。
1 钻井井控设计
井控设计的主要内容包括：地质资料及油 气水显示提示、井身结构及套管设计、分段钻 井液性能、硫化氢预测、井控装置、加重钻井 液及加重材料储备、欠平衡钻井对压力和硫化 氢含量的要求、井控技术措施、防硫措施、完 井方法及完井井口装置等。 1.1 油气井井口距高压线及其它永久性设施不 小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公 路不小于200m；距井队生活区不少于300m，生 活区相对井场在当地季节风的上风或侧上风方 向；距学校、医院和大型油库等人口密集性、 高危性场所不小于500m。含硫油气井应急撤离
井控设备试压操作规程
井控设备试压操作规程一、试压准备1、详细检查待试压设备、工具的连接、紧固情况；2、核实各部件的额定工作压力是否满足试压要求的压力；3、详细检查各闸阀开关状态；4、划定安全区、高压危险区，并进行明显标识或拉警戒带；5、召开试压施工会议。
明确施工程序、人员分工、职责和安全注意事项。
二、试压标准1、试压应符合国家发展和改革委员会2005年3月发行的SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》及《玉门油田钻井井控实施细则》的要求或按照钻井工程设计各次井控装备试压要求标准进行试压；2、任何部件经拆卸、检修后必须重新试压至相应的压力值；三、试压程序1、将适合该层套管头的试压塞接在钻柱中，把试压塞连接扣上紧，将试压塞缓慢送入套管头内坐挂于试压台肩上；2、打开四通两侧平板阀，打开液动阀，开J1、J2 A、J2B、J3A、J3B、J4、J5、J6A、J6B、J7、J9 、Y1、Y2、Y3、Y4，关J8、J10；（冬季为了防冻关Y4、J9最后试放喷管线），关高压管汇处压井管线阀门、低量程表针型阀。
3、将放喷管线出口装上试压堵头，灌清水时发现有水流出时再拧紧堵头。
4、向井内灌满清水（冬季加防冻剂）；5、连接试压泵至压井管汇接口；6、向井口慢慢灌满清水，尽可能排出管线中的空气，便于稳压。
同时打开套管头侧阀门或卸下阀门外丝扣法兰上的堵头，以便于观察试压塞是否渗漏；7、关环型防喷器；关J9、Y4、8、启动试压泵，对放喷管线试压10MPa，稳压10min，压降小于0.7 MPa连接部位无渗漏为合格，（冬季为了防冻，可以最后试压放喷管线）；8、打开J8泄压至0MPa，开环型防喷器，卸放喷管线出口试压堵头，再关闭J8、J9、Y4，向井内灌满清水；9、关环型防喷器；10、启动试压泵，升压至14MPa停泵，详细检查各连接部位有无渗漏现象，观察10分钟。
若无渗漏、无压力降，可继续升压至环形防喷器额定工作压力的70%停泵。
稳压10分钟，压降不超过0.7MPa 为合格；11、打开J8泄压至0MPa，开环型防喷器，12、关闭上半封闸板防喷器；13、启动试压泵，连续升压至35 MPa（J8、J9、J10、压井管线额定压力）停泵，稳压10分钟，观察有无渗漏，压降不超过0.7MPa 为合格；14、开J8泄压至0MPa，打开高压管汇处压井管线阀门，关闭J2A、J3B (或J5、J6) 、J6B、Y2；15、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；16、开J6b泄压至0MPa，开上半封闸板防喷器，关下半封闸板防喷器，关J6A；17、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；18、开J6A泄压至0MPa，关J2B、J3A、J6A；19、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；20、以同样标准，由外向里直至压井管汇，对各平板阀逐个进行试压；试压合格后，泄压开下半封闸板防喷器；21、用气动小交车，缓慢上提钻具，起出试压塞，用吊卡将钻具坐与井口，用吊钳松开试压塞与上单根之间的扣，然后再缓慢的将试压塞送入套管头内坐挂于试压台肩上，然后平稳卸开上单根，缓慢上提上单根出井口，放入小鼠洞内，盖好井口防止井内落物；22、关闭全封闸板防喷器；开Y1、S1、S2，关S3；23、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；24、打开S3泄压至0MPa，开全封闸板防喷器；25、用气动小交车，缓慢将小鼠洞内的钻具单根提起，然后再缓慢将单根放入井内对扣，用吊钳紧扣后上提起出试压塞，用吊卡将钻具坐与井口，松开试压塞与钻具之间的扣，卸去试压塞，提出井内钻具；四、套管试压1、关闭全封闸板防喷器；开Y1、S1、S2，关S3；2、将试压车连接至压井管汇接口（或泥浆泵通过压井管线试压）；3、启动试压泵，连续升压至钻井工程设计套管试压要求压力（或套管抗内压强度的80%）停泵，观察有无渗漏，稳压30分钟，压降不超过0.7MPa为合格；4、打开S3泄压至0MPa，开全封闸板防喷器；5、试压合格后，把各路闸阀打开，逐个闸阀、管线用压缩空气吹扫干净，并按闸阀挂牌编号恢复至各阀门开关状态。
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钻井井控装置的安装试压和使用
第十九条井控装置的安装
（一）井口装置
1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。
其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。
2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。
用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。
手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。
4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。
5.远程控制台
（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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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）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，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。
（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。
（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。
气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。
（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。
（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。
控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。
（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
（9）控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。
（10）远程控制台液压管线备用接口应使用金属堵头封堵，管排架液压管线备用接口应戴上保护盖。
6.司钻控制台应安装在司钻操作台附近，司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
7.司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差小于0.6MPa、管汇压力及环形压力误差小于0.3MPa。
8.套管头的安装应符合SY/T 6789《套管头使用规范》中的相应规定。
（二）井控管汇
1.防喷管线安装
防喷管线应使用专用管线并采用标准螺纹法兰连接，压力等级与防喷器压力等级相匹配，长度超过7m应固定牢靠。
须家河及以上地层为目的层、地层压力低于35MPa、不含硫化氢的丛式井组，可使用与防喷器压力等级相匹配的耐火软管线，长度超过7m应加以固定。
2.放喷管线安装
（1）放喷管线的安装、固定、试压应在钻开设计提示的第一个油气显示层前完成。
（2）管线至少应接两条，高含硫井、区域探井和预计高产井应安装双四通和四条放喷管线。
（3）放喷管线一般情况下向井场两侧引出，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于120°的铸（锻）钢弯头，同时布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
（4）放喷管线低洼处应安装排污阀，排污阀的压力等
级与放喷管线的额定压力等级一致。
（5）管线应使用标准螺纹法兰连接的专用管线，不应现场焊接，其通径不小于78mm。
（6）管线连接法兰应露出地面，管线车辆跨越处应装过桥盖板。
（7）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带。
（8）放喷管线出口采用双压板固定，同时应安装燃烧筒，燃烧筒法兰距最后一个固定压板不超过1m，燃烧筒出口应居中正对挡火墙主墙，连接燃烧筒的法兰盘进入燃烧池不超过1m。
（9）管线每隔10m～15m、转弯处两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加压板固定，两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定；管线悬空跨度超过10m时，中间应支撑固定，其悬空两端也应在地面固定。
（10）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。
（11）地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m，不允许对焊；固定压板宽度不小于60mm、厚度不小于8mm。
3.钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于78mm，出口应固定牢靠，转弯处应使用夹角不小于120°的铸（锻）钢弯头。
4.节流、压井管汇上安装高、低量程压力表，压力表下端装缓冲器和截止阀；低量程压力表量程为16MPa，其下端所装截止阀处于常关状态，高量程压力表下端所装截止阀处于常开状态。
压井管汇在朝向前场方向安装油管短节，其基坑便于压井管线的连接。
反压井管线应固定牢靠，管线应采用内通径不小于50mm的硬管线。
5.四通两翼应至少各装两个闸阀，一个闸阀紧靠四通，另一个闸阀应接出井架底座以外。
6.井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指示器的平板阀。
7.所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态，。