（根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.13”、）
第十一条 在已开发调整区钻井，设计单位应查清500m范围内注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，提供分层动态压力数据；钻开油气层之前7天，由监督部门落实相应的停注、泄压和停抽等措施，直到相应层位套管固井候凝完为止。（根据SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“3.14”、2004年中原局《钻井井控管理规定》）
第二十二条 完井转入原钻机试油时，技术人员要对试油队、钻井队进行技术交底；射孔、测试、起下油管、换装井口等作业都必须有防喷、防火、防毒安全措施，并纳入试油设计中。
第三章 井控装置的安装、试压、使用和管理
第二十三条 井控装置的安装 1.钻井井口装置
钻井井口装置包括防喷器及其控制系统、四通、套管头、转换法兰、法兰短节、转换短节等。（根据2003川局井控规定补充）
（1）防喷器的安装、校正和固定应符合SY/T5964中的相应规定。BX型密封垫环只能使用一次；井口、转盘、天车中心偏差不大于10mm；用3根直径16mm的钢丝绳在井架底底的对角线上将防喷器组向下绷紧固定；防溢管直径比所用套管加大一级，管内不得有台肩；具有手动锁紧机构的防喷器必须装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手轮申出井架底座以外，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和到底圈数；井架两侧配备手轮操作台；防喷器上必须安装防泥伞；（划线部分根据西指规定）
（2）四通的配置及安装应符合SY/T5964中的相应规定。 （3）套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。
（4）防喷器远程控制台的控制能力应与所控制的防喷器组相匹配。安装要求：
①安装在面对井架大门右侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线和节流井管线应有1m以上距离，并在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、易腐蚀物品；
②管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不允许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司钻控制台安装在司钻操作台侧，并固定牢靠；
④气管缆的安装应顺管排架安放在其侧面的专门位置上，多余的管缆盘放在靠近远程控制台附近的管排架上，严禁强行弯曲和压折气管束。
⑤蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态； ⑥电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制；
⑦司钻控制台、远程控制台气源应与司钻操作台气源分开连接，应用专用管线分别连接，并配置气源排水分离器；
⑧应安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置（钻机防提断装置）。该装置按钮盒安装在钻机操作台上，其气路与防喷天车气路并联；
⑨司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的液路连接管线在连接时应清洁干净，并确保连接正确。 （除划线部分外，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“4.1”相同） 2.井控管汇
井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管汇、放喷管线、泥浆回收管线。采用双四通的防喷管汇包括1#、2#、3#、4#、5#、6#、7#、8#平板阀及其节流管汇、压井管汇与四通出口之间的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件，采用单四通的防喷管汇包括1#、2#、3#、4#平板阀及其节流管汇、压井管汇与四通出口之
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间的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件。
（1）节流管汇、压井管汇、防喷管线的额定工作压力不应低于最后一次开钻所配备的钻井井口装置的额定工作压力值；（根据SY/T5964）
（2）防喷管线、泥浆回收管线、放喷管线应使用经探伤合格的管材；
（3）井控管汇所配置的平板阀应与防喷器压力级别相匹配，符合SY/T5127-2002中的相应规定； （4）节流液控箱安装在节流管汇上方的钻台上，套管压力表及变送器安装在节流管汇五通上，立管压力变送器垂直于钻台平面安装。节流液控箱气源与司钻操作台分开连接，应用专用管线连接，并配置气源排水分离器；所有液气管线用快速接头连接。
（5）防喷管汇、节流压井管汇、放喷管线上的所有的平板阀、节流阀应挂牌、编号，并标明开、关状态。 （6）防喷管汇安装要求：
①防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接；
②四通至节流管汇之间的部件通径不小于78mm，四通至压井管汇之间的部件通径不小于52mm； ③防喷管汇和节流管汇之间的液动平板阀，由防喷器控制装置控制；
④采用双四通连接时，应考虑上、下防喷管线能从钻机底座下顺利穿过；转弯处应使用角度大于120°的预制铸（锻）钢弯头；
⑤防喷器四通两翼应各安装两个平板阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态；靠外的手动或液动平板阀（防喷管线控制闸阀）应接出井架底底以外；（根据SY/T5967）
⑥防喷管线长度若超过7m，应打基墩固定。
（7）泥浆回收管线出口应接至泥浆罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其通径不小于78mm；
（8）放喷管线安装要求：
①第一、二类井放喷管线不少于二条，内径不小于78mm； ②放喷管线不允许在现场焊接；
③放喷管线布局应考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况； ④管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的预制铸（锻）钢弯头； ⑤两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；
⑥第一类井放喷管线出口接至距井口75m以上的安全地带；第二类井节流管汇一侧接至距井口75m以上的安全地带，压井管汇一侧接至距井口50m以上的安全地带；第三类井节流管汇一侧接至距井口75m以上的安全地带，压井管汇一侧接出井架底座；放喷管线出口距各种设施不小于50m；
⑦管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚或预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m宽以上的河沟，水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；出口处应使用双基墩固定；
⑧水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m。
（除划线部分外，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“4.1”相同） 3.钻具内防喷工具
钻具内防喷工具包括上、下旋塞、钻具止回阀和防喷钻杆。
（1）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器最高额定工作压力。
（2）应使用方钻杆旋塞，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀。
（3）钻台上准备一根防喷钻杆单根（带配合接头及回压凡尔的单根能直接接在钻铤上）。第一类井安装防喷器后，防喷钻杆备好；第二、三类井，进入目的层前50m～100m，防喷钻杆备好。
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（4）在钻具中接入的投入式止回阀，其阀座短节尺寸要和所用的钻具一样，投入阀芯应能从短节上部钻具的最小水小眼通过。
（除划线部分外，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》“4.1”相同） 4.钻井液液气分离器与真空除气器 （1）钻井液液气分离器
①液气分离器配置在节流管汇汇流管至钻井液循环罐之间，其进液口与节流管汇出口用专用硬管线连接，排液管接至循环罐，排液口高于液面0.3m，出口应固定牢靠；
②液气分离器应用三根16mm的钢丝绳固定；
③液气分离器进液管线通径大于78mm，第一类井排气管线通径大于177.8mm，应采用硬管线、法兰边接； ④液气分离器排气管线走向与放喷管线一致时，两者间距不小于0.5m，分别固定，基墩大小为0.8m×0.8m×1.0m；
⑤液气分离器排气管线接出井场50m，出口应朝上，高于地面3m，用三根直径12.7mm有钢丝绳固定牢靠，第一类井配备电子点火装置；与放喷管线出口相距10m以上。
（2）钻井液真空除气器
安装在泥浆罐或地面上，设备和管线应固定牢固，避免吸入和排出钻井液时产生太大的震动。 （根据SY/T5964和西指井控实施细则） 第二十四条 井控装置的试压 1.试压值
（1）防喷器组应在井控车间试压，环形防喷器（封闭钻杆、不试空井）、闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具、防喷管线试额定工作压力。
（2）井控装置在井场安装好后试压值：第一类井，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%，闸板防喷器、压井管汇和防喷管线按额定工作压力试压，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。第二类井安装了标准套管头的，试验压力执行第一类井的试压标准；安装了简易套管头的第二类井和第三类井，试验压力不超过第一根套管抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力（环形防喷器（封闭钻杆）为额定工作压力的70%）两者中的的最小值。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》不同）
（3）第一、二类井钻开油气层前100～150m及更换防喷器部件后，按标准重新试压。 （4）防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。
（5）采油（气）井口装置按额定工作压力试压。(根据川局2003年井控管理规定实施规则) 2.试压规则
（1）除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。
（2）试压稳压时间不少于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格；采油（气）井口装置压降不超过0.5MPa为合格。
第二十五条 井控装置的使用
1.环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井。
2.在套压不超过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。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，如果需要长时间关井，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应先旋到底，然后回转1/4～1/2圈。
4.环形防喷器在关井套压不超过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
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钻具或过钻具接头，单向行程控制在1.5m范围内，闸板防喷器如果只有一个半封不准活动钻具。
5.当井内有钻具时，不允许关闭全封闸板防喷器。 6.严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
7.检修装有铰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。
8.正常钻井中每周、油气层钻进中每3天活动半封闸板和闸阀一次。进入油气层后每次起钻完活动全封闸板一次。进入油气层前试关环形防喷器（在有钻具的条件下）一次。
9.防喷器及其控制系统的维护和保养执行SY/T5964中的相应规定执行。
10.第一类井井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具。
11.有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
12.平行闸板阀开、关到底后，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。
13.压井管汇不能用作日常灌钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。
14.井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。
15.采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。（除划线部分外，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》相同）
第二十六条 井控装置的管理
1.江汉钻井管具公司井控车间负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其职责范围和管理制度。
2.钻开油气层前50m～100m，井队每班对井控装置应检查的内容：
（1）防喷器控制系统压力:储能器压力17.5～21MPa、管汇压力10.5MPa，环形防喷器压力10.5MPa,气源压力0.6MPa～0.8MPa；
（2）防喷器控制系统各控制手柄与设备实际位置一致； （3）防喷器控制系统油箱的油量达到要求,各控制管汇不漏油；
（4）防喷器操作手柄、节流压井管汇各闸门挂牌正确,标明关井极限套压； （5）井口装置、节流压井管汇及控制系统清洁卫生，周围无障碍物； （6）钻井液净化、搅拌、加重设备良好，储备浆和加重料符合设计要求； （7）方钻杆旋塞灵活、好用；
（8）节流、压井管汇内泥浆清结，防冻措施可靠；
3.电测或其它完井作业前应活动一次防喷器，并换一副与套管尺寸一致的闸板芯子，以便下套管防喷和固井后加回压。
4.钻井队井控设备的岗位负责分工 （1）司钻：司钻控制台、液控箱； （2）副司钻：远程控制台；
（3）井架工：井口装置、节流管汇、压井管汇； （4）泥浆工、地质工：液面监测仪器、仪表；
（5）泥浆工、场地工：液气分离器、真空除气器、加重钻井液和加重材料。
5.井控车间应设置配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
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6.应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。
7.所有井控装置及配件应是经集团公司和股份公司有关部门共同认可的厂家生产的合格产品，事则不允许采购和使用。
第四章 钻开油气层前的准备工作和检查验收
第二十七条 钻穿水泥塞后3m～5m，钻穿第一个砂层进行地层漏失压力试验。试验压力不超过井口井控设备中的最小额定工作压力和套管抗内压强度的80%中的最小值（碳酸盐地层只做承压试验，不做地层破裂压力试验）。（增加内容）
第二十八条 加强地层对比，及时提出可靠的地质预报，尤其是高压油气层前标识层的预报。进入油气层前50m～100m，应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。若地层承压能力不能满足打开高压油气层要求，则应提前采取技术措施，避免发生“下喷上漏”。（除划线部分外，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》相同“5.1”）
第二十九条 调整井钻井队应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》相同”5.2”）
第三十条 日费井由钻井监督、大包井由钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的交底，并提出具体要求。（与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》相同”5.3”）
第三十一条 以班组为单位，落实井控责任制。作业班每月应进行不少于一次不同工况的防喷演习，进入油气层前50m～100m，各班组应能正确、熟练地完成各种工况的关井操作。钻进和空井状态应在3min内控制住井口，起下钻作业状态应在5mim内控制住井口，并将演习情况记录于“防喷演习记录表”中“参见附件七”。此外，在各次开钻前，特殊作业（取心、测试、完井作业等）前，都应进行防喷演习，达到合格要求。（划线为增加，其余与SY/T6426-2005相同“ 5.4”）
第三十二条 钻井队组织全队职工进行防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面预防措施，钻井公司专检组负责检查落实。（划线为增加内容，其余与SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》相同“5.5”）
第三十三条 强化钻井队干部在生产作业区24h轮流值班制度，负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任制，发现问题立即督促整改。要求：
1.值班干部在进入油气层前100m开始挂牌值班，认真填写干部交接班记录。
2.井控装置试压，防喷演习，处理溢流、井喷及井下复杂等情况，值班干部在现场组织指挥。 第三十四条 建立“坐岗制度”，定专人、定点观察溢流显示和循环池液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表” (参见附件八) 中。
表1 溢流监测岗位分工 溢流的预兆及显示 钻时明显加快，甚至放空 架空槽钻井液流速不均，返速增大 循环罐钻井液增加 泵压变化、悬重变化 钻井液密度下降、粘度变化 Cl增加、烃值增加 槽面出现油花、气泡 -监测岗位 司钻、地质工、气测工 坐岗人员、地质、气测工 坐岗人员、气测工 正副司钻、值班钻工 泥浆工 泥浆工、气测工 坐岗人员、地质、气测工 - 8 -