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石油与天然气钻井井控规定
喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的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。
（三）钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞按照上述现场试压要求试压。
（四）防喷器控制系统按其额定工作压力做一次可靠性试压。
（五）防喷器控制系统采用规定压力用液压油试压，其余井控装置试压介质均为清水（北方地区冬季加防冻剂）。
（六）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。 第二十八条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。
（二）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。
（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性到位，然后回转1/4圈～1/2圈。
（四）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，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。
（五）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。 （六）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（七）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。 （八）钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关活动及环形防喷器试关井（在有钻具的条件下）。
（九）井场应备有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。 （十）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
（十一）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，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。
（十二）平行闸板阀开、关到底后，都应回转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。
（十三）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进行标示。
（十四）井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。
（十五）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。
（十六）钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸保护设备根据相关的标准和各油田的具体情况配备，并满足井控技术的要求。
（十七）套管头、防喷管线及其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。 第二十九条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）各油气田应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
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（三）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。 （四）各油气田应根据欠平衡钻井的相关行业标准制定欠平衡钻井特殊井控作业以及设备的配套管理、使用和维修制度。
第三十条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。
第四章 钻开油气层前的准备和检查验收
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第三十一条 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。在进入油气层前50m～100m，按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。
（二）调整井应指定专人按要求检查邻近注水、注气（汽）井停注、泄压情况。 （三）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技术交底，并提出具体要求。
（四）钻井队应组织全队职工进行不同工况下的防喷、防火演习，含硫地区钻井还应进行防硫化氢演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止。
（五）以班组为单位，落实井控责任制，作业班组应按规定进行防喷演习。
（六）强化钻井队干部在生产现场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。
（七）应建立“坐岗”制度，由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”中，发现异常，立即报告值班干部。
（八）钻井液密度及其它性能符合设计要求，并按设计要求储备压井液、加重剂、堵漏材料和其它处理剂，对储备加重钻井液定期循环处理，防止沉淀。
（九）检查所有钻井设备、仪器仪表、井控装备、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，功能是否正常，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。
第三十二条 钻开油气层前的检查验收按照钻开油气层的申报、审批制度进行。
第五章 油气层钻井过程中的井控作业
第三十三条 钻开油气层后，应定期对闸板防喷器进行开、关活动。在井内有钻具的条件下应适当地对环形防喷器试关井；定期对井控装置按要求进行试压。
第三十四条 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。当发现设计与实际不相符合时，应按审批程序及时申报更改设计，经批准后才能实施。但若遇紧急情况，钻井队可先积极处理，再及时上报。
第三十五条 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应小于裸眼段中的最高地层压力。
第三十六条 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、流量、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补测。
第三十七条 下列情况需进行短程起下钻检查油气侵和溢流： （一）钻开油气层后第一次起钻前；
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（二）溢流压井后起钻前；
（三）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前； （四）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前；
（五）钻头在井底连续长时间工作后中途需起下钻划眼修整井壁时；
（六）需长时间停止循环进行其它作业（电测、下套管、下油管、中途测试等）起钻前。 第三十八条 短程起下钻的基本作法如下：
（一）一般情况下试起10柱～15柱钻具，再下入井底循环观察一个循环周，若钻井液无油气侵，则可正式起钻；否则，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度后再起钻；
（二）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，停泵观察一个起下钻周期或停泵所需的等值时间，再下回井底循环一周，观察一个循环周。若有油气侵，应调整处理钻井液；若无油气侵，便可正式起钻。
第三十九条 起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施执行以下规定： （一）保持钻井液有良好的造壁性和流变性；
（二）起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3； （三）起钻中严格按规定及时向井内灌满钻井液，并作好记录、校核，及时发现异常情况；
（四）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不得超过0.5m/s； （五）在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包；
（六）起钻完应及时下钻，检修设备时必须保持井内有一定数量的钻具，并观察出口管钻井液返出情况。严禁在空井情况下进行设备检修。
第四十条 发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。
第四十一条 若需对气侵钻井液加重，应在对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，严禁边钻进边加重。
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第四十二条 加强溢流预兆及溢流显示的观察，做到及时发现溢流。“坐岗”人
员发现溢流、井漏及油气显示等异常情况，应立即报告司钻。并按以下要求办理：
（一）钻进中注意观察钻时、放空、井漏、气测异常和钻井液出口流量、流势、气泡、气味、油花等情况，及时测量钻井液密度和粘度、氯根含量、循环池液面等变化，并作好记录；
（二）起下钻中注意观察、记录、核对起出（或下入）钻具体积和灌入（或流出）钻井液体积；要观察悬重变化以及防止钻头堵塞的水眼在起钻或下钻中途突然打开，使井内钻井液面降低而引起井喷。
（三）发现溢流要及时发出报警信号：报警信号为一长鸣笛，关闭防喷器信号为两短鸣笛，开井信号为三短鸣笛。长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。
（四）报警和关井时的溢流量应控制在本油田规定的数量内。 ——
第四十三条 钻进中发生井漏应将钻具提离井底、方钻杆提出转盘，以便关井观
察。采取定时、定量反灌钻井液措施，保持井内液柱压力与地层压力平衡，防止发生溢流，其后采取相应措施处理井漏。
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第四十四条 电测、固井、中途测试应做好如下井控工作：
（一）电测前井内情况应正常、稳定；若电测时间长，应考虑中途通井循环再电测； （二）下套管前，应换装与套管尺寸相同的防喷器闸板；固井全过程（起钻、下套管、固井）保证井内压力平衡，尤其防止注水泥候凝期间因水泥失重造成井内压力平衡的破坏，甚至井喷；
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（三）中途测试和先期完成井，在进行作业以前观察一个作业期时间；起、下钻杆或油管应在井口装置符合安装、试压要求的前提下进行。
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第四十五条 发现溢流显示应立即按关井操作规定程序迅速关井；关井后应及时起下钻中发生溢流，应尽快抢接钻具止回阀或旋塞。只要条件允许，控制溢流量电测时发生溢流应尽快起出井内电缆。若溢流量将超过规定值，则立即砍断电缆第四十六条 任何情况下关井，其最大允许关井套压不得超过井口装置额定工作
求得关井立管压力、关井套压和溢流量。 在允许范围内，尽可能多下一些钻具，然后关井。
按空井溢流处理，不允许用关闭环形防喷器的方法继续起电缆。
压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内严禁放喷。
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第四十七条 关井后应根据关井立管压力和套压的不同情况，分别采取如下的相
应处理措施：
（一）关井立管压力为零时，溢流发生是因抽汲、井壁扩散气、钻屑气等使钻井液静液柱压力降低所致，其处理方法如下：
1.当关井套压也为零时，保持原钻进时的流量、泵压，以原钻井液敞开井口循环，排除侵污钻井液即可；
2.当关井套压不为零时，应在控制回压维持原钻进流量和泵压条件下排除溢流，恢复井内压力平衡；再用短程起下钻检验，决定是否调整钻井液密度，然后恢复正常作业。
（二）关井立管压力不为零时，可采用工程师法、司钻法、边循环边加重法等常规压井方法压井：
1.所有常规压井方法应遵循在压井作业中始终控制井底压力略大于地层压力的原则； 2.根据计算的压井参数和本井的具体条件（溢流类型、钻井液和加重剂的储备情况、井壁稳定性、井口装置的额定工作压力等），结合常规压井方法的优缺点选择其压井方法。
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第四十八条 天然气溢流不允许长时间关井而不作处理。在等候加重材料或在加
重过程中，视情况间隔一段时间向井内灌注加重钻井液，同时用节流管汇控制回压，保持井底压力略大于地层压力排放井口附近含气钻井液。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流，防止井口压力过高。
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第四十九条 空井溢流关井后，根据溢流的严重程度，可采用强行下钻分段压井第五十条 压井作业应有详细的计算和设计，压井施工前应进行技术交底、设备
法、置换法、压回法等方法进行处理。
安全检查、人员操作岗位落实等工作。施工中安排专人详细记录立管压力、套压、钻井液泵入量、钻井液性能等压井参数，对照压井作业单进行压井。压井结束后，认真整理压井作业单。
第六章 防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理
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第五十一条 防火、防爆措施按以下规定执行：
（一）井场钻井设备的布局要考虑防火的安全要求。在森林、苇田或草场等地钻井，应有隔离带或隔火墙。
（二）发电房、锅炉房和储油罐的摆放，井场电器设备、照明器具及输电线路的安装按SY 5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定》中的相应规定执行。
—— （三）柴油机排气管无破漏和积炭，并有冷却灭火装置；排气管的出口与井口相距15m以上，不朝向油罐。在苇田、草原等特殊区域内施工要加装防火帽。