位无渗漏为合格。
2．高压试验：用堵塞器或试压塞对防喷器组、钻井四通、防喷管线、节流与压井管汇进行试压，试压介质为清水。试压压力不低于设计试压值，但环形防喷器封闭钻杆试验压力不超过额定工作压力的70%，闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和节流管汇、压井管汇、防喷管线试验压力不超过防喷器、套管头额定工作压力；放喷管线试验压力不低于10MPa。试压稳压时间不少于10分钟，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。反压井管线试验压力不低于25MPa。
（三）钻开油气层前、现场更换井控装置部件后、钻开油气层后每间隔20～25天，应采用堵塞器或试压塞对防喷器组、防喷管线、节流与压井管汇按本次开钻前的试压要求进行整体试压。
（四）防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压，试压介质为液压油，密封部位无渗漏为合格。
（五）现场试压结束后，应用专用扳手对高压法兰连接螺栓逐个紧固一遍。 第十九条 井控装置的使用执行以下规定：
（一）关井时，应先关环形防喷器，再关闸板防喷器。不能用环形防喷器长时间关井，非特殊情况下不得用环形防喷器封闭空井。半封闸板只能用于封闭钻杆本体，禁止用半封闸板封闭钻杆接箍、钻铤和方钻杆。全封闸板只能用于空井工况下关井，禁止用全封闸板在井内有钻具或套管的情况下关井。剪切闸板只能用于紧急情况下剪断井内钻杆本体，禁止常规关井情况下使用。
（二）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁。锁紧和解锁都应一次到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）平板阀开、关到位后，应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（五）有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（六）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、防冻措施。
（七）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开关状态。节流管汇处或节流控制箱处要有包括标有不同钻井液密度下的最大允许关井套压值的警示牌
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或标识签，且其标识应面对节流阀的操作者。
（八）环形防喷器关闭后，在关井套压不超过7MPa的情况下，可以用环形防喷器进行不压井起下钻作业，但必须使用18°斜坡接头的钻杆，起下钻速度不得大于0.2m/s。环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动；禁止转动井内的钻具；禁止钻杆接箍通过闸板防喷器；禁止平台肩钻杆接箍通过环形防喷器胶芯。
（九）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。
（十）闸板防喷器的全封（空井时）、环形防喷器（有钻具时）每周试关井一次；防喷器的半封闸板在打开油气层前每周试关井一次，打开油气层后每次起钻前试关井一次。
（十一）海洋钻井平台上应备有与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件、拆装工具和试压工具等。
第二十条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）施工单位应制定具体的井控装置现场管理、操作及维护保养制度。 （二）陆上钻井队的井控装置（包括防喷器组、节流压井管汇等）每口井交井后，要送回井控车间检修试压一次。滩海丛式井钻井平台和海洋钻井平台使用的井控装置应定期回车间试压检修，检修周期不能超过6个月，对达到6个月不能回车间检修的井控装置，应由专业人员在现场进行检修并试压。
（三）井控车间和海洋钻井平台上应设置专用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。
第二十一条 所有井控装置及配件必须是经中油集团公司认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。
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第五章 钻开油气层前的准备和检查验收
第二十二条 建设单位负责协调采油厂对与设计井有影响的注采井进行停注、停采、泄压，具体执行以下规定：
（一）采油厂采取相应停注、泄压措施。注水层位在二开井段的在开钻前、注水层位在三开井段的在三开前，使注水井井口压力符合下列要求：
1．相关注水深度在1000m以内的注水井，其井口压力控制在2MPa以内。 2．相关注水深度在1001-1500m的注水井，其井口压力控制在2.5MPa以内。 3．相关注水深度在1501-2000m的注水井，其井口压力控制在3MPa以内。 4．相关注水深度大于2000m的注水井，其井口压力控制在4MPa以内。 （二）对于出砂无法泄压或泄压缓慢且又不能满足钻井安全施工要求的注水井，由采油厂组织有关单位和部门，依据井位设计提供的资料，共同分析研究其它注水井的停注工作。
（三）对经泄压井口压力降不到停注原则要求、出砂无法泄压或压力自然下降缓慢的注水井，由采油厂组织相关部门，结合钻井井控要求进行分析论证，明确注水井与设计井的关系，确认不用泄压或相邻注水井控制一定的井口压力可以实现钻井施工后，由采油厂主管领导书面签字确认，建设单位组织施工单位制定保障措施和应急预案并批准实施。
（四）为保证固井施工和候凝时地下流体保持相对静止状况，在固井前4～6小时，除注水井达到要求外，邻近有影响的采油井也需停采。停采时间由施工单位向建设单位提出，建设单位通知采油厂实施。
（五）注水井、采油井恢复注采的时间一般在固井完成后8～12小时；采用低密度或有特殊要求固井的井，注水井和采油井恢复注采时间按固井要求执行。
第二十三条 钻开油气层前的准备按以下规定执行：
（一）加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。在进入设计油气层前50m～100m，根据实际需要，按照下步设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。
（二）检查落实注水井的停注泄压工作。施工单位指定专人检查对正钻井有影响的注水、注气（汽）井停注、泄压情况等，确保达到有关要求。
（三）落实工程技术交底工作。日费制井由钻井监督、大包井由钻井队技术
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人员组织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技术交底，并提出具体要求。
（四）落实防喷演习制度。钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，检查落实各方面的预防工作。
（五）落实队干部24小时轮流值班制度。钻井队值班干部在生产现场负责检查、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。
（六）落实井控坐岗制度。由专人定点观察溢流显示和循环罐液面变化，定时将观察情况记录于“坐岗记录表”中；发现异常，立即报告当班司钻。
（七）检查钻井液密度及其它性能是否符合设计和施工要求，按设计和技术措施要求储备足量的重钻井液、加重材料、堵漏材料和其它处理剂。
（八）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路的安装是否符合规定，运转是否正常，发现问题及时整改。钻开油气层前对全套井控装备进行一次试压。
第二十四条 钻开油气层前的检查验收按照打开油气层的申报、审批制度进行。
第六章 油气层钻井过程中的井控作业
第二十五条 钻开油气层后，应按本细则第十九条（十）款的要求对防喷器进行开、关活动，按本细则第十八条（三）款的要求定期对井控装置进行试压。
第二十六条 钻井队应严格按工程设计选择钻井液类型和密度值。钻井过程中要进行以监测地层压力为主的随钻监测，绘出全井地层压力梯度曲线。当设计与实际不相符时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后予以实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，再及时上报。
第二十七条 发生卡钻需泡油、混油或因其它原因需适当调整钻井液密度时，应确保井筒液柱压力不小于裸眼段中的最高地层压力。
第二十八条 每只新入井的钻头开始钻进前以及每日白班开始钻进前，都要以1/3～1/2正常排量循环一定时间，待钻井液循环正常后测一次低泵速循环压力，并作好泵冲数、排量、循环压力记录。当钻井液性能或钻具组合发生较大变化时应加测。
第二十九条 钻进过程中的井控要求
（一）钻开油气层钻时加快时，要采取钻开1～2m停钻、停泵观察有无溢流
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的方式，在判明无溢流后，再继续钻进。
（二）钻进中注意悬重、泵压、扭矩、钻时等有无变化，观察有无钻具放空、出现井漏等现象，注意钻井液出口流量、流势有无异常，是否出现气泡、气味、油花等，了解气测录井显示和钻井液性能的变化情况，及时测量循环罐的液面变化，并作好记录。
（三）钻进中发生井漏时，应立即停止钻进，将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，做好关井准备。定时、定量反灌钻井液，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，然后采取相应堵漏措施处理井漏。
（四）接单根（立柱）或停泵时，注意观察井口有无溢流。
（五）接到全烃值升高、钻井液密度下降、有气泡、有气味、有油花等异常情况报告时，应立即停止钻进，停泵观察出口槽（管）有无溢流。
第三十条 起、下钻时的井控要求
（一）下列情况应进行短起下钻作业，计算油气上窜速度： 1．钻开油气层后第一次起钻前； 2．溢流压井后起钻前；
3．钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前； 4．钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；
5．需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、中途测试等）起钻前。 （二）短起下钻的基本作法如下：
1．一般情况下试起10～15柱钻具或试起过新钻开油气层顶部以上300m，再下入井底循环观察1-2个循环周，测定油气上窜速度。
2．特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，观察一个停泵工作（包括起下钻、电测、设备修理等）时间，再下回井底循环观察1-2个循环周，测定油气上窜速度。
（三）依据短起下钻求得的油气上窜速度，视情况调整钻井液密度，在满足下列条件时可以起钻，否则应对钻井液密度进行适当调整，直至满足起钻要求方可起钻作业：
1．钻进阶段：起下钻周期＋10小时＜油气上窜到井口的时间。
2．测井阶段：起下钻周期＋测井所需的时间＋10小时＜油气上窜到井口的时间。
3．下套管阶段：从起钻前停泵开始到下完套管所需的时间＋10小时＜油气
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