塔里木油田钻井井控实施细则(2011).doc

塔里木油田钻井井控实施细则（2011） 34

塔里木油田
钻井井控实施细则
（2011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、井控装备 3
四、钻开油气层前的准备 10
五、钻开油气层和井控作业 10
六、井喷失控处理 13
七、防火、防爆、防H2S措施 13
八、井控技术培训 15
九、井控工作九项管理制度 15
十、附则 23

塔里木油田钻井井控实施细则

为了贯彻集团公司《石油与天然气钻井井控规定》，确保塔里木油田井控工作的有效开展，防止井喷失控事故的发生，特制订本细则。
一、总则
第一条 井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。
第二条 井喷失控是钻井工程中性质严重、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，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废。
第三条 井控工作是一项系统工程。塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须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、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防H2S措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控九项管理制度等十个方面。
第五条 本细则适用于塔里木油田钻井井控工作 。
二、井控设计
第六条 井控设计是钻井地质设计、钻井工程设计中的必要组成部分。钻井生产应先设计（包括补充设计和设计变更）后施工，坚持无设计不施工的原则。井控设计主要包括以下内容：
1.对以井口为中心、2km为半径范围内的居民住宅、学校、厂矿进行勘查并在钻井地质设计中注明，必须标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和距离地表深度，并在钻井工程设计中明确相应的井控措施。
2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应≥75m；距民宅应≥100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应≥500m。如无法满足上述要求，应采取相应的防范措施，降低井控安全风险。
3.钻井地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测、地层坍塌压力梯度曲线；本区块地质构造图（包括全井段的断层展布）、邻井井身结构、水泥返高、固井质量及周围井注采层位和分层动态压力；浅气层、浅部淡水层的相关资料，提供含H2S地层及其深度、预计H2S含量。
4.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。井场布局应满足放喷管线的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2S地区井场布局应考虑H2S防护的需要；对这类油气井井位周边3km范围内的居民、工业、国防及民用设施、道路、水系、地形地貌等进行细致的描述，并在井位详图上明确标注其具体位置。也必须考虑套管、井口的腐蚀问题，钻进气层前钻柱中必须安装内防喷工具。
5.一般油气井井口间的距离应≥5m，高压、含H2S油气井井口间距离≥8m。
6.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。钻井设计中明确加重材料和重钻井液的储备量。预探井在安装防喷器之后储备重钻井液和加重材料，评价井和生产井在钻开油气层验收前7天储备重钻井液和加重材料。预探井和评价井储备比井浆密度高0.15g/cm3以上的重钻井液80m3以上，加重材料储备100t以上；生产井储备比井浆密度高0.10g/cm3以上的重钻井液40m3以上，加重材料储备50t以上。对于钻井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，要加大重钻井液和加重材料的储备。对预计喷空后关井压力超过50MPa的油气井，重钻井液储备160m3以上，加重材料储备100t以上，并配套使用自动加重装置。含H2S井的防硫材料储备5t以上。
对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井工程设计中明确。
7.在井身结构设计中，套管及下深应满足井控要求。表层套管下深应满足封固浅水层、疏松地层、砾石层的要求，且套管鞋坐入稳固岩层应≥10m，固井水泥应自井底返至地面；一般在油气层顶部要下一层技术套管，原则是同一裸眼井段不应有两个以上用同一钻井液密度无法兼顾的油气水层；新区块第一口预探井的井身结构设计要留有余地，至少备用一层套管；
8．固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响；“三高”油气井中的喷、漏、塌、卡地层以及断层、大斜度井段的水泥胶结质量应达到良好水平；各层套管均应进行固井质量测井评价，以保证施工安全和油气井寿命。
9. 套管柱应按SY/T5467-2007《套管柱试压规范》的要求进行试压。采用注水泥后立即试压的套管柱试压值为套管抗内压强度值、浮箍正向试验强度值和套管螺纹承压状态下剩余连接强度最小值三者中最低值的55%，稳压10min，无压降为合格；采用固井质量评价后试压的套管柱，套管直径小于或等于244.5mm（9 5/8in）的套管柱试压值为20MPa，套管直径大于244.5mm（9 5/8in）的套管柱试压值为10MPa，稳压30min，压降小于或等于0.5MPa为合格。
10.选择满足井控需要的井控装备，并明确井控装备的配套、安装和试压要求。预探井目的层安装70MPa及以上压力等级的井控装备；其它井目的层根据预计最大关井压力P关，即井筒内钻井液喷完的关井压力，来选择井控装备，P关≥70MPa的，选用105 MPa压力等级的井控装备；35MPa≤P关＜70 MPa的，选用70MPa及以上压力等级的井控装备；14MPa≤P关＜35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；P关＜14MPa的井，选用14MPa及以上压力等级的井控装备。
11.高含H2S区域的井、新区第一口探井、高压气井的钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程应配套使用剪切闸板。
12.根据井的类型，进行井控风险识别，并制定相应的井控技术措施及应急预案。
13.设计中应有地层破裂压力试验及低泵冲试验的要求；对于加深钻进的井，加深设计中须提供已钻井段有关的井控资料。
14.预探井在安装防喷器开钻之日起开始做低泵冲试验，其它井在钻开油气层验收后开始做低泵冲试验；钻井队在钻进、循环作业时每日做低泵冲试验并记录。
15.地破压力试验最高压力不得大于井口设备的额定工作压力和井口套管抗内压强度的80%两者之较小值。
1)每次下套管固井后，在钻出套管鞋进入第一个易漏层，做一次地破试验，绘出泵入量～压力曲线。
2)地破压力试验最高当量密度为本井段设计所用最高钻井液密度附加0.50g/cm3，地破压力试验控制当量密度一般不超过2.30g/cm3；特殊井可根据下部施工所需钻井液密度提高地破压力试验值。
3)对于在碳酸盐岩地层进行的地层漏失试验，试验最高当量密度为预计下部施工中作用在井底的最高压力相当的密度。
4)压力敏感性地层可不进行地层破裂压力试验和地层漏失试验。
5)试验完后应标出地破压力（地层漏失压力）等，并记录在井控工作月报和井控工作记录本上。
6)实施空气钻井的井段可不做地破试验。
16.施工过程中，地质情况或施工条件出现较大变化以及井控设备暂时低于设计规格时，由业主单位提出变更报告，包括对井控风险进行识别和评估，制定出安全技术保障措施，报油田管理部门审批后方可实施。
17.“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钻井技术部门共同批准方可施工。
第七条 平衡压力钻井中，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。附加值可由下列两种方法之一确定：
1.密度附加值：油水井为0.05～0.10g/cm3，气井为0.07～0.15g/cm3。
2.压力附加值：油水井为1.5～3.5MPa，气井为3.0～5.0MPa。
具体选择附加值时应综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气水中H2S的含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套等因素。浅气井采用3.0～5.0MPa的压力附加值。
对于碳酸岩地层，以平衡地层压力的原则来确定钻井液密度。
第八条 含H2S、CO2等有害气体或高压气井的油层套管，有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和丝扣应符合相应的技术要求，且固井水泥浆应返至地面。
第九条 欠平衡钻井、控压钻井施工设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防H2S等有害气体伤害的井控措施。
第十条 按SY/T5127《井口装置和采油树规范》选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。含H2S、CO2等有害气体的井应使用抗腐蚀套管头和采油树。
三、井控装备
第十一条 井控装备包括套管头、油管头、采油树、升高短节、变径变压法兰、钻井四通（特殊四通）、防喷器、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、钻井液加重装置、监测设备等。
第十二条 塔里木油田常用防喷器组合按以下形式选择。特殊需要时，在以下组合基础上增加闸板防喷器或旋转控制头。
1.压力等级14MPa时，环形防喷器＋单闸板防喷器＋钻井四通。组合见图一。
2.压力等级35MPa时，环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图二。
3.压力等级70MPa时，采取以下组合形式：
1)环形防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图二。
2)环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图三或图四。
3)环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图五。
4.压力等级105MPa时，采取以下组合形式：
1)环形防喷器＋单闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图三或图四。
2)环形防喷器＋双闸板防喷器＋双闸板防喷器＋钻井四通。组合见图五。
选用高一等级的井控装备时，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。
第十三条 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；半封闸板防喷器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；需要安装剪切闸板的，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。
第十四条 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查，现场试压记录单交井队保存备查。
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后。
4)钻开油气层（目的层）前，试压间隔已经超过30天。
5)其它时间试压间隔已经超过100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密封试压检验。
第十五条 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3 1/2″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≤0.7MPa，防喷器开关腔不串漏。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。
第十六条 井控装备到现场后，钻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、规格和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。
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，压力表灵敏情况等。
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。（本细则中无气动节流控制箱的介绍）
6）自动点火装置工作是否正常。
第十七条 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1～3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。
第十八条 井场防喷器组合安装完，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、开关方向和到位的圈数；靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧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。
第十九条 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≤0.7MPa为合格，试压合格后，井场值班干部和钻井监督在试压单上签字确认，具体试压值见附表。冬季井控装备的防冻保温包裹应在试压合格后进行。（如果是已经包裹好之后才开始试压的，是否需要将防冻保温包裹拆掉？）
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.旋转控制头试静压和旋转动压时，分别按其额定工作压力的70%试压，稳压10分钟。
7.使用FGX88-21、FGX103-35标准放喷管线均试压10MPa，稳压10分钟。
第二十条 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。钻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，现场安装及试压过程中钻井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。
第二十一条 井场井控装备由钻井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装、卸车工作。在钻井结束前，井控装备应保持完好待命状态。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。对于大宛齐等井深＜1500m的井，井控装备每使用100天送工程技术部检修一次。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。
第二十二条 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 形 式
控制系统型号
54-14
环形防喷器+单闸板防喷器
8006及以上
54-35
环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器
环形防喷器（54-14）+双闸板防喷器
环形防喷器（54-14）+单闸板防喷器+双闸板防喷器
8007及以上
54-70
环形防喷器（54-14）+3个单闸板防喷器
8007及以上
35-35
环形防喷器+双闸板防喷器
8006及以上
35-70
35-70
环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器
8006及以上
环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器
8007及以上
35-105
环形防喷器+3个单闸板防喷器
8007及以上
28-105
环形防喷器+单闸板防喷器+双闸板防喷器
8006及以上
环形防喷器+双闸板防喷器+双闸板防喷器
8007及以上
28-140
环形防喷器+3个单闸板防喷器
8007及以上
28-70
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150～200mm，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7MPa±0.7MPa；储能器压力为17.5～21MPa，汇管及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。
4.在待命工况下，远程控制台控制环形防喷器的手柄置于中位，控制全封闸板（剪切闸板）的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0.65～1.3MPa；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10.5MPa），稳压10分钟，管路各处不渗不漏，压降≤0.7MPa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。
第二十三条 每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头，卡瓦式套管头安装完后，应对套管头进行提拉试验（拉力为100kN），以检验卡瓦是否卡牢；安装完后需进行注塑试压，注塑试压值按该层套管抗外挤强度的80%和法兰额定工作压力两者较小值进行；对于油层套管下到井口，继续进行钻进的井应安装特殊四通（多功能四通）并进行注塑试压，注塑试压值按本次所用套管抗外挤强度的80%和法兰额定工作压力两者较小值进行；试压结束，应安装好专用的防磨套，并对称均匀顶紧顶丝，再进行下步作业。
双级注水泥作业时，应在一级固井完、二级固井前先坐好套管悬挂器，然后再进行二级固井作业（存在压力敏感性地层的井除外）。
第二十四条 为防止井口偏斜和减少套管磨损，应做到：
1.钻前施工时，导管应掩埋垂直，井架底座中心线与导管中心线偏差≤10mm；钻前施工单位应提供偏差的方位和距离。
2.钻机安装时，转盘中心线与导管中心线偏差≤10mm。
3.一开应开正井眼。
4.下完表层套管，要调整并保持套管与转盘中心线同轴再固井。
5.下完表层套管，保持套管吊卡底面离开转盘面30-50cm进行固井施工，注完水泥浆后，应在确定的套管头安装位置立即割开导管，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，切割套管安装表层套管头。
6.以后各次开钻前都应以转盘（井口）中心为基准、对井架进行校正，保证偏差≤10mm。
7.每次安装套管头后，应使用防磨套，并对称均匀顶紧顶丝；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，应在防磨套被磨穿前起钻更换。
8.施工过程中，应加强对套管磨损情况的检查，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。
第二十五条 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接两只手动平板阀）（见图六）；节流、压井管汇与钻井四通之间用标准内防喷管线连接，平直接出井架底座以外。
第二十六条 节流压井管汇的压力等级不低于闸板防喷器的压力等级，组合形式选择如下：
1.压力等级为35MPa的节流管汇组合如图七。
2.压力等级为70MPa的节流管汇组合如图七、图八或图九。
3.压力等级为105MPa的节流管汇组合如图八或图九。
4.压力等级为35MPa的压井管汇组合如图十。
5.压力等级为70MPa、105MPa的压井管汇组合如图十、图十一和图十二。
第二十七条 节流管汇仪表法兰上应预留1/2″NPT或9/16″Autoclave螺纹接口，以便于安装录井套压传感器；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1/4～1/2圈（带省力机构的回转3～4圈）。（没有介绍山前井压井管汇与反循环管线连接处增加一只带2 7/8″平式油管扣接头的三通。）
第二十八条 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30～50mm，工程技术部负责在油箱上用标尺做好相应的标记，油压2.5～4.2MPa；电动节流控制箱的阀位开度18～23mm。
第二十九条 钻井使用ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862常压液气分离器（大宛齐的低压浅井钻井允许使用ZQF800/0.7液气分离器）。
1.ZQF1400/0.862、ZQF1200/0.862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，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，固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m，排气管出口距危险设施40m以远，并安装自动点火装置。（没有介绍排气管出口高3m ，用3根5/8钢丝绳绷紧固定；排气管线点火口距离井场工作房25m以远）
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。
第三十条 钻井使用FGX88-21和FGX103-35标准放喷管线，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.工程技术部在送井前应进行检查，保证每根管线畅通。特殊高压井使用FGX103-35标准放喷管线，探井和含H2S井放喷管线接出井口100m以远，生产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，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10～12m，尺寸为1.0m×1.0m×0.8m；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10～15m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m。
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≥0.5m，统一采用Φ30mm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。
第三十一条 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。井控装备刷（喷）漆时，不得覆盖设备的铭牌及编号。
第三十二条 工程技术部负责井控装备（包括试压装置）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，校验合格的压力表必须粘贴校验合格证。
第三十三条 自动点火装置应具备远距离遥控点火的功能。另外，钻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。（没有介绍液化罐的摆放位置、维护措施，液化气管线的掩埋处理措施）
第三十四条 节流压井管汇、放喷管线每次试压或使用完要立即用压缩空气吹扫，保证管线畅通，液气分离器应开启排污阀将钻井液排干净。对于使用密度大于1.80g/cm3压井液压井结束，由工程技术部对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。（取消了对液气分离器及排气管线的吹扫）
第三十五条 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。
第三十六条 钻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。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〔2010〕2号）。内防喷工具的强制报废时限为：方钻杆上旋塞和液压顶驱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＜0.7MPa。浮阀使用时，每下钻5～10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。
第三十七条 井控装备投入使用后，钻井工程师负责管理井控装备，大班司钻协助，班组负责维护保养和巡检，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》，确保井控设备随时处于完好待命状态。
第三十八条 对于在用的固井机，应配备相应的管线和接头，以满足正循环、反循环压井工作的需要，并配备从泥浆泵到固井机的供液硬管线。
第三十九条 钻井队应保证加重系统完好，对于钻井液密度超过1.80g/cm3的井，应从泥浆泵接一条管线到加重漏斗循环加重。钻井队应保证除气器完好，所接的排气管出口朝向排污池，距离除气器15m以远。
第四十条 钻机地面高压管汇按井控要求试压合格，泥浆泵上水罐安装液面报警仪，所有参与循环的泥浆罐安装直读液面标尺。
第四十一条 井队应配备二层台逃生装置，逃生装置与地平面夹角不大于30°。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。
第四十二条 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。
第四十三条 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.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。
四、钻开油气层前的准备
第四十四条 钻开油气层前各井应做到：
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《塔里木油田井控违规处罚办法》、《塔里木油田井控安全检查规定》要求，进行一次全面的大检查，对查出的问题认真组织整改。
3.根据本井的实际情况，全面分析井控风险，制定有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、钻井液和井控装备、井控措施等方面的技术交底。
4.钻井液密度及其它性能符合设计要求，按设计要求储备重钻井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂。
5.组织井控知识培训和井控装备操作学习。按照关井程序规定，班组进行各种工况下的防喷演习，在规定时间内控制井口。
6.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100m，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。
第四十五条 严格执行钻开油气层申报审批制度。
五、钻开油气层和井控作业
第四十六条 有以下情况之一者，不准钻开油气层（目的层），应立即停工整改。
1.未执行钻开油气层申报审批制度。
2.未按要求储备重钻井液和加重材料。
3.井控装备未按照要求试压或试压不合格。
4.井控装备不能满足关井和压井要求。
5.内防喷工具配备不齐全或失效。
6.防喷演习不合格。
7.井控监测仪器仪表、辅助及安全防护设施未配套或配套不齐全。
8.油气层上部裸眼承压能力不能满足钻开油气层要求。
第四十七条 在油气层（目的层）钻井作业过程中，泥浆工坐岗观察钻井液出口流量变化、钻井液循环罐液面变化及钻井液性能变化，同时，井队还应配备泥浆液面监测系统，以实时监测钻井液循环罐液面变化；录井队监测地层压力，并利用探测仪实时监测钻井液罐液面变化，录井联机员坐岗观察；钻进中出现钻速突然加快、放空、井漏、气测、油气水显示、钻井液性能变化等异常情况，应立即停钻观察，地质和钻井技术人员进行分析判断并采取相应的措施；对于作业过程中补充胶液或从储备罐倒钻井液时，做好计量工作，并调整循环罐液面基准量。如发现溢流立即关井，怀疑溢流关井检查。
第四十八条 在油气层中钻进，发现溢流应立即实施关井，严禁强行起钻到安全井段或循环观察；山前深层盐水溢流关井后，为防卡钻，在油田井控专家的指导下，允许带压起钻头到安全井深再处理；浅气井及突然钻遇浅气层的井采取先打开放喷通道导流，然后直接关闭闸板防喷器控制井口；其它情况采用常规软关井方式控制井口。（没有说安装54-14防喷器组的井采取硬关井控制井口；也没有介绍长鸣笛为报警信号、两短鸣笛为关井信号、三短鸣笛为解除信号。）
第四十九条 关井后钻井队应派专人连续观测和记录立管压力和套管压力，录井队也要监测关井立管压力和套管压力的变化。钻井队负责将关井立、套压的变化情况及时汇报给业主单位和勘探公司，业主单位与勘探公司确定压井处理方案，向勘探开发部报告并取得同意后，方可组织实施。（旧细则中说：钻井队根据关井立、套压力的变化，绘制关井压力曲线，正确判断溢流类型，选择合理的压井方法，进行压井施工计算，填写压井施工单。）
一般最大关井压力不得超过下面三项中的最小值：
1.井控装备的额定工作压力。
2.井口套管抗内压强度的80%。
3.套管鞋下的地层破裂压力所允许的井口关井压力。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。
第五十条 落实压井岗位分工，做好应急准备，在油田井控专家的指导下按压井施工单及时进行压井施工。井控专家负责对井上各项与井控有关的工作进行指导和把关。（就细则中说：落实压井岗位分工，做好应急准备，按压井施工单及时进行压井施工；利用节流阀控制回压，使作用于油气水层的压力略大于地层压力，排除井内溢流，重建压力平衡；新细则强调了井控专家的作用。）
第五十一条 在关井或压井过程中，出现下列情况之一，应采取控压放喷措施：
1.浅气井井口压力超过套管鞋处地层破裂压力所对应的允许关井压力。
2.井口压力超过井控装备的额定工作压力。
3.井口压力超过套管抗内压强度的80%。
4.井控装备出现严重的泄漏。（删掉了钻遇浅气层采取控压放喷措施的情况）
地层流体为天然气或含H2S等有毒有害气体时，应及时在放喷出口点火。
第五十二条 短程起下钻是检查起下钻安全的有力手段（溢漏同层井除外）。
1.下列情况起钻前应进行短程起下钻检测油气上窜速度：
1)不论全面钻进还是取芯钻进，钻开油气层后每趟起钻前。
2)每次压完井后。
3)降钻井液密度后。
4)非目的层有油气水显示。
2.短程起钻10～15柱（水平井起到直井段），然后停泵观察，观察时间为：
1)油气层井深H≤3000m的井，观察2小时。
2)3000m＜H≤5000m的井，观察4小时。
3)H＞5000m的井，观察5小时。
3.下钻循环检测油气上窜速度，油气上窜速度计算公式采用“迟到时间法”，满足下列条件之一才能起钻：
1)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)。
2)在一趟起下钻时间内油气上窜距井口1000m以下。
4.在起钻前应进行充分循环，