华北油田公司钻井井控实施新版细则.doc

发行版本：C
石油和天然气钻井井控实施细则 修改次数：1
文件编号：QG/HBYT 059-
页 码：1/68
1 范围
本措施要求了石油和天然气钻井工程中井控风险等级评定、井控设计、井控装置安装试压使用和管理、钻开油气层前准备、油气层钻井过程中井控作业、防火防爆防硫化氢方法和井喷失控处理、井控技术培训、井控管理组织和职责及井控管理制度九个方面管理要求。
本措施适适用于油田企业勘探开发相关直属单位、相关职能处室、各油气生产单位、负担油田企业钻井任务相关钻探工程企业（以下简称钻探企业），负担老井侧钻和加深钻井井下作业企业，和进入油田企业其它钻井工程技术服务单位。
2 规范性引用文件
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SY/T 5087— 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— 井口装置和采油树规范
SY 5742—1995 石油天然气钻井井控安全技术考评管理规则
SY/T 6203—1996 油气井井喷着火抢险作法
SY/T 5964— 钻井井控装置组合配套安装调试和维护
中油工程字（）247号 石油和天然气钻井井控要求
中油工程字（）274号 相关深入加强井控工作实施意见
中油工程字（）408号 井控装备判废管理要求
中油工程字（）437号 井控培训管理措施
3 术语及定义
本细则采取下列定义。
3.1 “三高”油气井
3.1.1 高压油气井是指以地质设计提供地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，估计井口关井压力可能达成或超出35MPa井。
3.1.2 高含硫油气井是指地层天然气中硫化氢含量高于150mg/m3（100ppm）井。
3.1.3 高危地域油气井是指在井口周围500m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（包含开采地下资源作业坑道），或在江河、湖泊、滩海和海上含有硫化氢（地层天然气中硫化氢含量高于15mg/m3（10ppm））、CO等有毒有害气体井。
3.2 井喷事故分级
3.2.1 一级井喷事故（Ⅰ级）是指海上油（气）井发生井喷失控；陆上油（气）井发生井喷失控，造成超标有毒有害气体逸散，或窜入地下矿产采掘坑道；发生井喷并伴有油气爆炸、着火，严重危及现场作业人员和作业现场周围居民生命财产安全。
3.2.2 二级井喷事故（Ⅱ级）是指海上油（气）井发生井喷；陆上油（气）井发生井喷失控；陆上含超标有毒有害气体油（气）井发生井喷；井内大量喷出流体对江河、湖泊、海洋和环境造成灾难性污染。
3.2.3 三级井喷事故（Ⅲ级）是指陆上油气井发生井喷，经过主动采取压井方法，在二十四小时内仍未建立井筒压力平衡，集团企业直属企业难以在短时间内完成事故处理井喷事故。
3.2.4 四级井喷事故（Ⅳ级）是指发生通常性井喷，集团企业直属企业能在二十四小时内建立井筒压力平衡事故。
4 职责
4.1 钻采工程部是油田企业井控归口管理部门，关键职责：
4.1.1 负责修订和完善油田企业钻井井控实施细则、相关管理制度及企业级应急预案。
4.1.2 协调处理井控实施过程中出现井控技术问题。
4.1.3 对探井、关键评价井、关键开发井（包含全部一级风险井）施工过程井控技术方法、日常管理和现场监督进行定时和不定时检验，并对其它井进行不定时抽查。
4.1.4 参与建设单位组织井控风险安全评定，负责确定被评定井井控风险等级及对应技术方法。
4.2 勘探部、油藏评价部作为油田企业建设单位，关键职责：
4.2.1 勘探部全方面负责探井钻井过程生产运行组织及管理。
4.2.2 油藏评价部负责评价井、开发井钻井过程生产运行组织及管理。4.2.3 负责组织相关单位人员进行井位勘查。当井场条件不满足井控安全要求时，组织相关单位和部门进行井控安全评定。
4.2.4 按井控风险等级选择施工队伍，确保人员、装备达成对应要求。
4.3 工程监督部作为油田企业现场施工监督管理归口部门，关键职责：
4.3.1 对探井、关键评价井、关键开发井直接选派现场监督（包含全部一级风险井），指导各油气生产单位对其它井监督管理。
4.3.2 督促相关单位落实井控方法及应急处理预案。
4.3.3 对所选派监督现场工作进行定时和不定时检验，对油气生产单位现场监督工作进行不定时抽查。
4.4 质量安全环境保护处关键职责：
4.4.1 负责审核钻井工程设计中相关安全环境保护内容。
4.4.2 参与建设单位组织井控风险安全评定，负责井位现场安全环境保护方面评定。
4.5 生产运行处关键职责：
4.5.1 推行油田企业应急指挥部办公室职责，负责落实油田企业井控应急指挥部指令，对井控应急抢险全方面协调、调度。
4.5.2 参与建设单位组织井控风险安全评定，负责处理土地、工农关系方面问题。
4.6 油气生产单位关键职责：在上级各主管部门领导下抓好所负责井风险评定、设计、现场用地、施工井监督管理。
4.7 地质设计单位关键职责：
4.7.1 参与建设单位组织井位勘查。按本细则5.2.4要求，在地质设计书中描述并标识井位周围环境。
4.7.2 按本细则5.2.5要求，明确相关安全距离。
4.7.3 提供和钻井相关有毒有害气体情况。
4.7.4 初步确定设计井井控风险等级并向建设单位汇报。
4.8 工程设计单位关键职责：
4.8.1 依据地质设计书中描述和标识井位周围环境，结合设计井工艺技术特点，确定设计井井控风险等级。
4.8.2 按相关行业标准和本细则相关要求进行工程设计。
4.9 施工单位关键职责：
4.9.1 参与建设单位组织井位勘查，当施工现场达不到井控安全条件时，立即采取口头或书面方法向建设单位反馈意见和提议，认为现场不能满足施工安全条件时，有权拒绝施工。
4.9.2 负责井控设备安装、试压、操作和维护。
4.9.3 制订施工井对应井控方法和应急处理预案，并给予实施。
5 管理内容
5.1 井控风险评定和分级管理
5.1.1 依据集团企业相关井控风险评定汇报相关要求，对油田企业所属油田、区块进行风险评定，结合施工井地面环境及其工艺技术特点，确定施工井风险等级，并依据不一样风险等级实施分级管理。
5.1.2 区块井喷风险评定
5.1.2.1 一类风险区块：估计地层压力系数大于等于1气藏区块或气油比大于400油气藏区块、估计地层压力系数大于等于1.2油藏区块、含超标有毒有害气体区块。
5.1.2.2 二类风险区块：估计地层压力系数小于1气藏区块、估计地层压力系数在1—1.2之间油藏区块、含有浅气层区块、含不超标有毒有害气体区块、以开发潜山为目标层区块。
5.1.2.3 三类风险区块：估计地层压力系数小于等于1油藏区块。
5.1.3 施工井环境风险评定
5.1.3.1 一类风险环境：井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，或有油库、炸药库等易燃易爆物品存放点。
5.1.3.2 二类风险环境：井口周围200m范围内有铁路、高速公路；井口周围100m范围内有民宅；井口周围75m范围内有高压线（大于等于6千伏）及其它永久性设施。
5.1.3.3 三类风险环境：除一类、二类风险环境外其它施工环境。
5.1.4 施工井井控风险等级
5.1.4.1 一级风险井：高压油气井；高含硫油气井；一类风险环境下一类风险区块内施工井；区域探井；风险探井；欠平衡施工井。
5.1.4.2 二级风险井：除区域探井和风险探井外其它探井；一、二类风险环境下二、三类风险区块内施工井；二、三类风险环境下一类风险区块内施工井。
5.1.4.3 三级风险井：除一、二级风险井以外施工井。
5.1.5 施工队伍资质要求
5.1.5.1 一级风险井中“三高”井应由含有甲级资质队伍施工，不然须经油田企业钻井技术管理部门同意后方可实施。
5.1.5.2 除“三高”井外一级风险井应由含有乙级（含乙级）以上资质队伍施工。
5.1.5.3 二级风险井应由含有乙级（含乙级）以上资质队伍施工，或选择拥有经验丰富人员丙级队伍施工。
5.1.6 井控风险分级管理
5.1.6.1 一级风险井：由油田企业和钻探企业专业技术管理部门直接监管。
5.1.6.2 二级风险井：由油田企业建设单位和钻探企业二级施工单位直接监管，油田企业和钻探企业相关部门进行定时和不定时抽查。
5.1.6.3 三级风险井：由油田企业油气生产单位和钻探企业二级施工单位直接监管，油田企业和钻探企业相关部门不定时抽查。
5.1.6.4 二连地域、苏里格地域、山西煤层气各类井，由代表油田企业建设单位在上级主管部门领导下直接监管。
5.2 井控设计
5.2.1 井控设计是钻井地质和钻井工程设计关键组成部分，钻井地质、工程设计部门要严格根据井控相关要求进行设计。设计单位必需含有设计资质，从事“三高”井设计单位必需含有甲级设计资质。
5.2.2 钻井工程设计审核、审批实施集团企业中油工程字（）274号《相关深入加强井控工作实施意见》要求：
5.2.2.1 高压、高含硫油气井钻井工程设计，应由对应专业教授级技术职称或是本企业级以上技术教授审核，或由对应专业技术管理部门组织教授审核，同意人为油田企业对应专业技术主管领导。
5.2.2.2 除高压、高含硫油气井以外钻井工程设计，审核人员应含有对应专业高级技术职称，同意人为油田企业对应专业管理部门总工程师或技术主管领导。
5.2.3 施工设计由提供服务单位依据地质设计和工程设计进行编写，高压、高含硫油气井施工设计由钻探企业专业技术管理部门领导审核，钻探企业相关专业技术主管领导审批；其它井由二级施工单位技术主管部门审核，主管领导审批。
5.2.4 进行地质设计前应对井场周围一定范围内（通常油气井距井口500m范围内；高含硫化氢井距井口3000m范围内）居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、地下光缆、水资源情况和风向改变等进行勘测和调查，并在地质设计中进行细致描述，在井位详图上标注说明。尤其需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道分布、走向、长度和距地表深度，江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠位置和走向等。
5.2.5 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大于75m；距民宅大于100m；距铁路、高速公路大于200m；距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所等大于500m。若安全距离不能满足上述要求，应组织进行安全、环境评定，按其评定意见处理。
5.2.5.1 根据谁投资、谁负责基础标准，探井安全、环境评定由勘探部牵头组织， 评价井、开发井由油藏评价部牵头组织。
5.2.5.2 参与评定部门或单位有：安全环境保护、生产运行、工程监督、技术管理、施工单位。
5.2.6 高含硫油气井开钻前应做好以下几方面工作：
5.2.6.1井位应选择在以井口为圆心、500m为半径范围内无常驻人口和工农业设施地方。
5.2.6.2 或在井位选定后遣散和撤去500m范围内常驻人口和公用、民用等设施。
5.2.6.3 若因特殊原因不能按上述要求确定井位，安全环境保护部门牵头做好对环境和后期影响评定，同时建立油地共建联动机制，而且油田企业井控领导小组组织相关单位和人员做好应急预案并反复演练，做好道路维修、环境保护等工作，在确保所述区域内人民生命财产安全和环境保护前提下，报经油田企业主管领导和地方政府相关部门同意后方可施工。
5.2.7 若施工前未确定施工井是高含硫油气井，但钻井过程中出现硫化氢含量高于150 mg/m3（100ppm）时，应立即落实能否达成5.2.6款要求，不然应封井停钻。
5.2.8 通常油气井井口和任何井井口之间距离应大于5m；高压、高含硫油气田油气井井口和其它任何井井口之间距离应大于钻进本井所用钻机钻台长度，但不能小于8m。
5.2.9 地质设计书应依据物探资料、本结构邻近井和邻结构钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力、地层破裂压力（裂缝性碳酸岩地层可不作破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）和地层坍塌压力剖面、浅气层资料、油气水显示及复杂情况，尤其是工程报废井取得相关资料。
5.2.10 在已开发调整区钻井，地质设计书中应明确目标井周围注水、注气（汽）井分布和井间连通情况和注水、注气（汽）情况，并提供分层动态压力剖面。钻开油气层前7—20天，采油厂要指定专员负责，对可能影响施工井注水、注气（汽）井采取停注、泄压等方法，直到固井候凝完为止。
5.2.11 在可能含硫化氢等有毒有害气体地域钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行估计，并在工程设计书中明确应采取对应安全和技术方法。
5.2.12 施工过程中地质情况或施工条件出现较大改变时，应立即进行风险识别和评价，制订出安全技术保障方法，并修改设计，按程序审批后再继续施工。设计变更遵照“谁设计、谁更改，谁审核、谁复核，谁同意、谁批复”标准。
5.2.13 工程设计书依据地质设计提供资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中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：
5.2.13.1 油井、水井为0.05g/cm3—0.10g/cm3或增加井底压差1.5MPa—3.5MPa。
5.2.13.2 气井为0.07g/cm3—0.15g/cm3或增加井底压差3.0MPa—5.0MPa。
5.2.13.3 具体选择钻井液密度安全附加值时，应考虑地层孔隙压力估计精度、油气水层埋藏深度及估计油气水层产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层漏失压力、井控装备配套情况等原因。含硫化氢等有害气体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。
5.2.14 工程设计书应依据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层需要，设计合理井身结构和套管程序，并满足以下要求：
5.2.14.1 探井、超深井、复杂井井身结构应充足考虑不可估计原因，留有一层备用套管。
5.2.14.2 表层套管下深应满足井控安全、封固浅水层、疏松地层、砾石层要求，且其坐入稳固岩层应不少于10m，固井水泥浆应自环空返到地面。
5.2.14.3 在井身结构设计中，当裸眼井段不一样压力系统压力梯度差值超出0.3MPa/100m时应下技术套管封隔。
5.2.14.4 在地下矿产采掘区钻井，井筒和采掘坑道、矿井坑道之间距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超出开采段100m。
5.2.14.5 套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。
5.2.14.6 技术套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包含钢级、壁厚和扶正器等附件）应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全和下一步钻井中应对对应地层不一样流体要求。水泥应返至套管中性（和）点以上300m；“三高”油气井技术套管水泥应返至上一级套管内或地面。
5.2.14.7 油层套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包含钢级、壁厚和扶正器等附件）应满足固井、完井、井下作业及油（气）生产要求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300m。“三高”油气井油（气）层套管和固井水泥应含有抗酸性气体腐蚀能力，应采取对应工艺方法使固井水泥返到上一级套管内，而且其形成水泥环顶面应高出已经被技术套管封固了喷、漏、塌、卡、碎地层和全角改变率超出设计要求井段以上100m。
5.2.15 探井、评价井及没有地层破裂压力资料开发井工程设计应明确每层套管固井开钻后，按SY/T 5430《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》要求测定套管鞋下第一个3—5 m厚易漏层破裂压力；若钻开新地层50 m仍未钻遇砂层，则应停钻进行地层承压力测定。地层破裂压力和地层承压力大小测定，均不应超出所下套管最小抗内压强度80%和井控装置额定压力二者中最小值；若裸眼段为碳酸盐岩或火成岩地层可不做破裂压力和承压力测定。
5.2.16 钻井工程设计应遵照主动井控标准设计对应井控装置和防喷器组合。若建设单位书面确定不装防喷器也可确保安全作业，可由第一责任人签字上报油田企业井控第一责任人。
5.2.17 工程设计书应明确井控装置配套标准
5.2.17.1 防喷器压力等级应和裸眼井段中最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等原因。并依据不一样井下情况，选择各次开钻防喷器组合形式：
5.2.17.1
a）选择压力等级为14MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图1-图5）。
b）选择压力等级为21MPa和35MPa时，其防喷器组合有四种形式供选择，见附录A（图5-图8）。
c）选择压力等级为70MPa和105MPa时，其防喷器组合有五种形式供选择，见附录A（图8—图12）。
5.2.17.2 节流、压井管汇压力等级应和全井防喷器最高压力等级相匹配，其组合形式为：
a）压力等级为14MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图1-图2）。
b）压力等级为21MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图3）。
c）压力等级为35MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4—图5）。
d）压力等级为70MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图4-图6）。
e）压力等级为105MPa时，节流、压井管汇选择见附录B（图7）。
f）实施欠平衡钻井时，节流、压井管汇选择见附录B（图8—图9）。
5.2.17.3 绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出对应安装、试压要求。
5.2.17.4 有抗硫要求井口装置及井控管汇应符合SY/T 5087《含硫油气井安全钻井推荐作法》中对应要求。
5.2.18 工程设计书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等配套标准，以满足井控技术要求。
5.2.19 依据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足深入采取增产方法和后期注水、修井作业需要，要求压裂投产井，地质设计书中应该提供压裂时井口压力数据等参数，工程设计书应根据SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置型号、压力等级和尺寸系列。
5.2.20 “三高”油气井井控装备应在常规井控设计要求基础上提升一个压力等级。井控设计应综合考虑地层流体性质和压力，套管鞋以下裸眼地层破裂压力和防喷器、套管头、技术套管额定压力和随即进行钻井、井下作业可能对它们承压能力造成降低，井控装备和工具选择应留有余地。同时应在井控工艺设计上做出专门工艺要求，制订出对应技术方法，并提议油井使用无套压生产方法，确保井口安全。
5.2.21加重钻井液、加重材料贮备，含浅层气井应在二开前贮备到位，其它井在二开前贮备加重材料，在钻开油气层前300m贮备加重钻井液。堵漏材料在钻至估计漏失层前贮备。
5.2.21.1 一级风险井（实施欠平衡工艺井除外），井深小于3000 m井，贮备加重材料不少于30t，同时贮备密度高于本井段目标层钻进设计钻井液密度0.2g/cm3以上钻井液不少于30m3；井深大于3000 m井，贮备加重材料不少于60t，同时贮备密度高于本井段目标层钻进设计钻井液密度0.2g/cm3以上钻井液不少于60m3。
实施欠平衡工艺开发井，贮备加重材料不少于60t，贮备密度高于设计本井段地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3以上钻井液大于井筒容积1.5倍。实施欠平衡工艺探井，贮备加重材料不少于60t，贮备密度高于设计本井段地层压力当量钻井液密度0.2g/cm3以上钻井液大于井筒容积2.0倍。
5.2.21.2 二级风险井：井深小于1500 m井，加重材料贮备不少于20t；井深大于1500 m小于3000m井，加重材料贮备不少于30t；井深大于3000m井，加重材料贮备不少于40t，同时贮备密度高于本井段目标层钻进设计钻井液密度0.2g/cm3以上钻井液不少于40m3。
5.2.21.3 冀中地域三级风险井贮备加重材料不少于20t。
5.2.22 钻井工程设计书应明确实施欠平衡钻井应在地层情况等条件含有井中进行。含硫油气层或上部裸眼井段地层中估计硫化氢含量大于75mg/m3（50ppm）时，不能开展欠平衡钻井作业。欠平衡钻井施工设计书中必需制订确保井口装置安全、预防井喷失控或着火和防硫化氢等有害气体伤害安全方法及井控应急预案。在施工中发觉有硫化氢时，要连续测量三个点，每个测量点间隔不超出10分钟，假如三个测点硫化氢含量均大于75mg/m3（50ppm），现场有权立即终止欠平衡钻井施工。
5.2.23 探井、预探井、资料井采取地层压力随钻监（预）测技术；绘制本井估计地层压力梯度曲线、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，依据监测和实钻结果，立即调整钻井液密度。安装综合录井仪施工井，综合录井队和钻井队全部要进行随钻地层压力监测，综合录井队要立即向钻井队提供随钻地层压力监测结果，并对钻井全过程实施监控（包含起下钻过程等），对井下可能发生事故提出预报。没有安装综合录井仪钻井队，由钻井队负责完成随钻地层压力监测工作。
5.3 井控装置安装、试压、使用和管理
5.3.1 井控装置安装包含：钻井井口装置、井控管汇、远程控制台、液气分离器安装和钻具内防喷工具配套等。
5.3.2 钻井井口装置安装实施以下要求：
5.3.2.1 钻井井口装置包含防喷器、远程控制台、司钻控制台、四通及套管头等。各次开钻井口装置要严格按设计安装。
5.3.2.2 防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试和维护》中对应要求。
5.3.2.3 钻机选择应考虑井架底座高度，井口装置、工具等应为井控和抢险装备安装留有合理空间，为井口抢险提供必需条件。如受井架底座高度限制时，防喷器组合可选择附录A（图5）组合形式，但该类型钻机不得承钻一级风险井。
5.3.2.4 含硫地域井控装置选择材质应符合行业标准SY/T5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》要求。
5.3.2.5 在区域探井、高含硫油气井、高压高产油气井及高危地域钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程施工中，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板应和全封闸板配套使用，安装在全封闸板下面。剪切闸板防喷器压力等级、通径应和其配套井口装置压力等级和通径一致。高危地域井，假如受到井架高度限制时，可用剪切闸板替换全封闸板，不过剪切闸板必需含有全封闸板密封功效。
5.3.2.6 一级和二级风险井应安装司钻控制装置。
5.3.2.7 防喷器组安装完成后，必需校正井口、转盘、天车中心，其偏差小于10mm。用大于16mm钢丝绳和正反扣螺栓在井架底座对角线上将防喷器组绷紧固定。70Mpa、105Mpa防喷器组要分上、下两层固定。严禁在防喷器上自焊固定点。防喷器上没有固定点用4根钢丝绳绕防喷器法兰连接处朝四角方向拉紧固定。防喷器上应安装防护伞，井口园井上应安装防护盖。
5.3.2.8 闸板防喷器应装齐手动锁紧操作杆，标准上要接出井架底座以外，靠手轮端应支撑牢靠，手轮支撑固定严禁焊接在井架底座上，其中心线和锁紧轴之间夹角小于30°，并挂牌标明开、关方向和到位圈数。当受钻机底座限制，手动操作杆不能接出井架底座以外时，可在井架底座内装短手动操作杆。
5.3.2.9 远程控制台控制能力应和所控制防喷器组及管汇等控制对象相匹配。远程控制台安装要求：
a）安装在面对井架大门左侧、距大门中心线不少于15m，距井口不少于25m专用活动房内，并在周围留有宽度不少于2m人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。远控房背朝大门前方（操作者面对井架方向），过车道路在远控房左侧经过。
b）液控管线用管排架或高压耐火软管规范连接。耐火软管束应设过桥，其它部分用警示线隔开。放喷管线车辆跨越处应加装过桥盖板；不许可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；钻台下液控管线使用带聚胺脂高压耐火胶管且不许可和防喷管线接触。
c）远程控制台、司钻控制台气源应从总气源单独接出并控制，需配置气源滤气器，严禁压折气管束，钻井队应确保气源洁净、干燥，并定时检验放水，做好统计。
d）远程控制台电源应从配电室总开关处直接引出，并用单独开关控制。
e）蓄能器完好，压力达成要求值，并一直处于工作压力状态。
5.3.2.10 四通、套管头配置应和防喷器压力等级相匹配。其安装应符合SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试和维护》对应要求。
5.3.3 井控管汇应符合以下要求：
5.3.3.1 井控管汇包含节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线。
5.3.3.2 节流管汇、压井管汇要加装基础，防喷管线平直接出，采取螺纹和标准法兰连接，不许可现场焊接。节流、压井管汇安装抗震压力表，其中节流管汇要安装大、小量程压力表。大量程压力表压力等级和井口防喷器组一致，有特殊要求除外。大、小量程压力表均应装针形阀门，小量程压力表针形阀使用时打开。
5.3.3.3 一级风险井需配置液动节流压井管汇。
5.3.3.4 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处使用角度大于120°铸（锻）钢弯头并用基墩固定，其通径大于78mm。回收管线出口和钻井液罐连接处上、下垫胶皮，用压板固定。钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤和试压合格管材，一、二级风险井钻井液回收管线不得用由任联接和现场焊接，含硫油气井井口管线及管汇应采取抗硫专用管材。钻井液回收管线也能够用高压防火软管线，高压软管要固定牢靠。
5.3.3.5 放喷管线安装要求：
a）一级和二级风险井放喷管线最少应有两条，其通径大于78mm。
b）放喷管线不许可在现场焊接。
c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及多种设施等情况。
d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m距离，并分别固定。
e）通常情况下要求向井场两侧或后场引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°铸（锻）钢弯头。节流端放喷管线（主放喷管线）宜平直接出，压井端放喷管线（副放喷管线）用“S”弯管靠地面接出。
f）管线出口应接至距井口75m以远安全地带，距多种设施大于50m；受井场条件限制时，可按以下要求接出（含硫地域钻井除外）：
1）一级风险井，主放喷管线接出75m，副放喷管线接至井场边缘，备用接足75m长度管线和基墩。
2）二级风险井主、副放喷管线均接至井场边缘。主放喷管线备用接足75m长度管线和基墩。
3） 三级风险井主放喷管线接至井场边缘，备用接足75m长度管线和基墩，副放喷管线接出“S”弯管并用基墩固定。
4）施工单位应在预案中应明确将备用管线接出距井口75m以远安全地带井况条件。
g）放喷管线每隔10—15m、转弯处、出口处用水泥基墩或预制基墩加地脚螺栓固定牢靠，悬空处要支撑牢靠。放喷管线未接足75m，出口处用单基墩固定，接足75m出口处用双基墩固定。压板和管线间垫胶皮固定。若跨越10m宽以上河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
h）水泥基墩及压板规格尺寸见附录C。
5.3.3.6 管汇所配置平板阀应符合SY/T 5127《井口装置和采油树规范》对应要求。
5.3.3.7 防喷器四通两翼应各装两个平板阀，靠四通平板阀处于常开状态。靠外液动（或手动）平板阀必需接出井架底座以外。
5.3.3.8 冬季施工防喷管线及闸门、节流管汇、压井管汇、钻井液回收管线应采取防冻、防堵方法。
5.3.4 钻具内防喷工具应符合以下要求：
5.3.4.1 钻具内防喷工具包含方钻杆上、下旋塞阀、带顶开装置钻具止回阀（或旋塞阀）、钻具浮阀和防喷单根。
5.3.4.2 钻具内防喷工具额定工作压力应大于井口防喷器额定工作压力。当使用70 MPa以上防喷器时，应配置市场可提供最高压力等级内防喷工具。
5.3.4.3 应安装方钻杆上、下旋塞阀，钻井队天天白班活动一次。钻台上配置带顶开装置钻具止回阀（或旋塞阀）。
5.3.4.4 钻台大门坡道一侧准备一根防喷单根，下端连接和钻铤螺纹相符合配合接头（当钻铤、钻杆螺纹一致时只准备钻杆单根），并涂有不一样于其它钻具红色标识。上部接旋塞。当钻台面高于单根长度时要配置加长防喷单根。
5.3.4.5 施工单位要钻具内防喷工具管理，要有试压资料和合格证，检测和试压周期要求以下：
a）方钻杆上、下旋塞阀每6个月回井控车间检测、试压，并出具合格证。
b）应急旋塞阀、防喷单根旋塞阀每12个月或在实施压井作业后，回井控车间检测、试压，并出具合格证。
c）钻具浮阀每次起出钻具后,现场技术人员对阀芯和阀体进行检验，发觉阀芯或阀体损坏、冲蚀时要立即进行更换。
5.3.5 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置应符合以下要求：
5.3.5.1 应配置钻井液循环池液面监测和报警装置，每个循环池配置直读液面标尺，刻度以立方米为单位，灵活好用，能正确显示钻井液池液量改变情况，在液量超出预定范围时立即报警。
5.3.5.2 按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井、欠平衡井及地质设计有气体提醒井应配置钻井液气分离器，液气分离器处理量要满足设计要求。进液管线不准用由壬连接，排气管线通径符合要求，接出距井口50m以远，并安装完善点火装置。进行欠平衡施工井，排气管线接出距井口75m位置并构筑挡火墙。安装液气分离器地面要进行硬化处理，并四角用绷绳固定。除气器要将排气管线接出井场以外。
5.3.6 井控装置试压按以下要求实施：
5.3.6.1 井控车间
a）环形防喷器（封闭钻杆，不试空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试到防喷器额定工作压力。
b）闸板防喷器进行1.4 MPa—2.1 MPa低压密封试验，10分钟压力下降不超出0.07MPa为合格。
5.3.6.2 施工现场
a）试压周期：
1）各次开钻前（除一开外）应试压。
2）到钻开油气层前检验验收时，距上一次试压已超出50天，钻开油气层前验收时应重新试压。
3）更换井控装置部件后应重新试压。
b）试压标准：
1）在井上安装好后，在不超出套管抗内压强度80% 前提下进行现场试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa。
2）钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采取堵塞器或试压塞根据上述现场试压要求试压。
5.3.6.3 试压稳压时间不少于10分钟, 许可压降小于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。
5.3.6.4 远程控制台在现场安装完成后，按其额定工作压力（21MPa）做一次可靠性试验。
5.3.6.5 远程控制台采取要求压力用液压油试压，其它井控装置试压介质均为清水（冬季加防冻剂）。
5.3.6.6 采取专用试压泵试压，也可用水泥车或含有没有级调控排量钻井泵试压。
5.3.6.7 现场井控装置试压时，必需有代表油田企业监督在现场并签字认可。
5.3.7 井控装置使用按以下要求实施：
5.3.7.1 环形防喷器非特殊情况不得长时间关井，通常不用来封闭空井。
5.3.7.2 套压不超出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°斜坡接头钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。
5.3.7.3 含有手动锁紧机构闸板防喷器关井后，长久关井应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁全部应一次性到位，然后回转1/4圈—1/2圈。
5.3.7.4 安装剪切闸板时，其司钻控制台控制手柄增加保护（锁死）装置，远程控制台控制手柄加装限位装置。安装全封闸板时，其司钻控制台控制手柄加装保护装置。
5.3.7.5 远程控制台换向阀转动方向应和防喷器开关状态一致。
5.3.7.6 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超出14MPa情况下，许可钻具以小于0.2m/s速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头经过胶芯。
5.3.7.7 严禁用打开防喷器方法来泄井内压力。
5.3.7.8 检修装有绞链侧门闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
5.3.7.9 钻开油气层后，定时对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具条件下）。
5.3.7.10 防喷器及其控制系统维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试和维护》对应要求实施。
5.3.7.11 有二次密封闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失紧急情况下才能使用其二次密封功效，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
5.3.7.12 平板阀开、关到位后，全部应回转1/4圈—1/2圈。其开、关应一次完成，不许可半开半闭和作节流阀用。
5.3.7.13 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用。防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防冻方法。在节流管汇处放置井控标识牌，标注不一样钻井液密度情况下最大许可关井套压值。
5.3.7.14 防喷管线、节流管汇和压井管汇闸阀在使用中天天检验一次、每10天保养一次，并对其检验保养情况进行统计。
5.3.7.15 井控管汇上全部闸阀全部应挂牌编号并标明其开、关状态。闸门编号和开关状态见附录B 。
5.3.7.16 冬季钻井队应对使用过管汇进行吹扫，以防冻结。
5.3.7.17 冬季施工作业远程控制台气泵应定时活动，并保持系统中压缩空气干燥、清洁。
5.3.7.18 液气分离器使用后要立即清除残液。
5.3.8 井控装置管理实施以下要求：
5.3.8.1 施工单位应有专门井控车间，负责井控装置管理、维修和现场检验工作，并要求其具体职责范围和管理制度。
5.3.8.2 钻井队在用井控装置管理、操作应落实专员负责，并明确岗位责任。
5.3.8.3 井控车间应设置专用配件库房、应急抢险专用活动房（箱）和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
5.3.8.4 实施欠平衡钻井作业前，要有具体欠平衡钻井井控设计，施工单位要制订出一整套井控作业及井控装备安装、使用、检验、维修具体方法。
5.3.8.5 用于“三高”油气井防喷器累计上井使用时间应不超出7年，且使用前应经过严格试压检验，各项指标必需合格。其它井控装置使用期限实施集团企业中油工程字（）408号《井控装备判废管理要求》。
5.3.9 全部井控装备及配件必需是经集团企业相关部门认可生产厂家生产合格产品。
5.4 钻开油气层前准备和检验验收
5.4.1 钻开油气层前钻井队必需做到：
5.4.1.1 由钻井队工程师（或技术员）负责向全队职员进行地质、工程、钻井液、井控装置和井控方法等方面技术交底，并提出具体要求。
5.4.1.2 调整井应指定专员按要求检验邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。
5.4.1.3 对钻井设备进行全方面检验，确保钻机绞车、动力系统、高压循环系统和净化设备等运转正常。
5.4.1.4 多种井控装备及专用工具、消防器材、防爆电路系