钻井井控装备

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），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，电压380V±19V，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1/2″NPT（一般为70MPa及以下压力级别使用）或HF 9/16″Autoclave（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1.0m×1.0m×0.8m，基墩间距10～12m。其它井放喷管线通过活动水泥预制基墩固定，基墩尺寸0.5m×0.5m×0.5m，基墩间距10～15m。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0.5m×0.5m×0.5m，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0.5m×0.5m×0.5m。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0.5m×0.5m×0.5m，基墩间距15～20m，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Φ30mm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1.4～2.1MPa，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10.5MPa），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1.4～2.1MPa，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1.4～2.1MPa，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1.4～2.1MPa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，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（1～2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，关剪切闸板操作手柄；

 若未能剪断钻具，按以下程序操作：①关闭储能器截止阀；②打开气源旁通阀；③

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18.5～21MPa、管汇压力10.5±0.7MPa、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1/2～2/3，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）。

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2.5～4.2MPa；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. 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5～10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。卸下的旋塞应探伤检测，并在半开半关状态下反复冲洗，清除腔室内沉积的异物；清洗检查螺纹、密封台阶；活动检查阀芯；向腔室内加注润滑油；

（6）累计旋转时间达到1000小时的，不得用于山前的事故处理井、钻具悬重达到200吨的井以及目的层作业井。

第五十六条 自动点火装置的使用和维护

1. 油气层钻进时每天应试点火1次。

2. 点火一次不成功时，宜停等15-30秒再进行点火。

3. 冬季应防止供气管线结冰冻堵。

第五十七条 其他通用要求及配件管理

1. 各控制闸阀应灵活、可靠。四通、节流管汇、压井管汇各闸阀的开关状态按照附录A.2图10-图15执行。手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（带省力机构的回转圈数按铭牌标识执行，无铭牌标注的回转1～2圈）；每班应作开关状态检查、每周应全

开全关检查一次、每季度注油保养一次。

2. 现场在用的井控装备所配套的压力表，应按照Q/SY TZ 0430-2015《计量器具管理规范》组织校验，并粘贴有效的校验合格证，无校验合格证的压力表不得使用。井控设备（包括套管头、采（油）气树）配套的压力表由油田公司井控车间负责定期校验。钻井队负责钻井期间井控装备配套压力表的使用管理，发现损坏或到期的压力表应及时到油田公司井控车间领取合格的压力表并更换。

3. 井控装备及配件拆卸后未使用的，应进行清洁保养并妥善保管。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，应放置于专用底座上或进行铺垫，同时，上部钢圈槽部位也应进行遮盖保护，防止钢圈槽损坏。橡胶密封件应放入专用房间保存。暴露在潮湿、沙尘环境中的连接螺栓要通过涂抹黄油、加保护套的方式防锈蚀。

4. 二层台逃生装置每月至少检查一次，每半年至少对井架工开展一次二层台使用逃生装置的逃生演练，新上岗的井架工要求在上岗7天内必须进行一次二层台使用逃生装置的逃生演练，各次检查和演练完成后做好相应记录。待命时，手动控制器地面端应保持自由状态，不得锁死。

5. 设备刷（喷）漆时，不得覆盖设备铭牌。

6. 钻井队负责井控装备的现场装、卸车工作。

7. 除液气分离器、标准放喷管线、防提装置等定队使用的设备外，其余井控装备应于每口井完井后，由油田公司井控车间负责回收、清洗、检修、试压，合格后方可再次配套送井使用，其中，对于大宛齐等井深＜1500m 的井，井控装备每使用100 天送油田公司

井控车间检修一次。

8. 定队使用的设备按附录B《井控装备定队使用管理要求》执行。

第五十八条 井控装备的冬防保温要求

从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备和管线进行防冻保温。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. 钻井队冬季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，采用两台锅炉（每台蒸气量≥1吨/小时）加电保温结合的方式进行保温。

（2）对于其它地区的井，采用一台锅炉（每台蒸气量≥1吨/小时）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，气源排水分配器安装电磁排水阀。

2. 井控装备及管线外层保温应满足以下要求：

（1）防喷器、四通、内防喷管线、节流管汇、压井管汇、液气分离器罐体以下除排气管线以外的其他管线及阀门、远程台与司控台连接的控制气管缆等通过电热带进行保温，液气分离器每次使用完后立即排空。防喷器组、节流管汇、压井管汇不得搭建保温棚。

（2）保温装置选用抗高低温、阻燃、抗油污、水侵、能重复使用的材料，电路应满足

防爆要求。

（3）被保温装置的外表温度不低于5℃，且能够实时观察，各泄漏观察部位和工作状态显示部位应便于检查。

3. 油田公司井控车间按下面要求采取防冻保温措施：

（1）节流控制箱和远控台使用10号航空液压油。

（2）远控台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。

第五十九条 协作方井控相关设备的管理

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，相关协作方应积极配合。

第四章 钻开油气层前的准备

第六十条 钻开油气层前的准备和检查验收：

1. 现场地质人员提前七天以上、以书面形式向钻井队提出钻开油气层的地质预告。

2. 钻井队井控领导小组负责按照本细则及《塔里木油田井控安全检查表》的要求，进行一次全面的井控检查，并对查出的问题认真组织整改。

3. 全面分析井控风险，制定针对性的技术措施和应急预案，由技术人员向全队职工进行地质、工程、泥浆和井控装备、井控措施等方面的技术交底。

4. 泥浆、重泥浆性能，加重剂、堵漏材料和其它处理剂储备符合设计要求；依靠泥浆站进行重浆集中储备的井应对泥浆站内重浆情况进行确认。

5. 班组按规定进行各种工况下的防喷演习（含H2S地区钻井，进行防硫防喷演习）。

6. 严格落实坐岗制度和干部24小时值班制度。

7. 加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，在进入油气层前50～100m，按照下步钻井的设计最高泥浆密度值，对裸眼地层进行承压能力检验，对于油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层要求的井，要设法提高承压能力后再进行下步作业。

8. 钻开油气层前按照井控九项管理制度中《钻开油气层申报、审批制度》进行验收。