① 鑽井井控制度有那些
鑽井井控規定實施細則 2 井控裝置的安裝、試壓、使用和管理 井控裝置的安裝、試壓、使用和管理應按SY/T5964執行。 2.1 井控裝置的安裝 2.1.1 鑽井井口裝置 鑽井井口裝置包括各次開鑽所配置的防噴器、防噴器控制系統、四通及套管頭等。 2.1.1.1 防溢管一律採用兩半式法蘭密封連接。其直徑應比所用套管加大一級，管內不得有台肩。 2.1.1.2 防噴器安裝完畢後，應校正井口、轉盤、天車中心，其同軸度誤差不大於20mm，防噴器用16mm鋼絲繩和反正螺絲在井架底座的對角線上綳緊。 2.1.1.3 具有手動鎖緊機構的閘板防噴器應裝齊手動操作桿，靠手輪端應支撐牢固，其中心與鎖緊軸之間的夾角不大於30o。掛牌標明開、關方向和圈數。 2.1.1.4 防噴器遠程式控制制台安裝要求： a）安裝在井場左前方距井口不小於25m的專用活動房內，距放噴管線或壓井管線應有1m以上距離，周圍10m內不得堆放易燃、易爆、腐蝕物品； b）控制管匯整齊安放並固定在管排架內，管排架與防噴管線及放噴管線的距離不少於1m，車輛跨越處應裝過橋蓋板。不允許在管排架上堆放雜物和以其作為電焊接地線或在其上進行焊割作業； c）總氣源應與司鑽控制台氣源分開連接，並配置氣源排水分離器；嚴禁強行彎曲和壓折氣管束； d）電源應從配電板總開關處直接引出，並用單獨的開關控制； e）蓄能器完好，壓力達到規定值，並始終處於工作壓力狀態。 2.1.1.5 井口下四通旁側出口應位於地面之上，並保證各次開鑽四通旁側口高度不變。 2.1.1.6 套管頭的安裝應符合SY/T5964中的相應規定。 2.1.2 井控管匯 井控管匯包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線和放噴管線。 2.1.2.1 防噴管線和放噴管線使用經探傷合格的管材，防噴管線採用螺紋與標准法蘭連接，不得焊接。 2.1.2.2 防噴管線長度若超過6m的應打基墩固定。 2.1.2.3 節流管匯控制台的調試值見表1。 表1 節流管匯控制台部件調壓值 MPa 部 件 35調壓值 70調壓值 閥位變送器 0.35 0.35 壓力變送器 0.35 0.35 氣泵停泵的工作壓力 1.05～1.10 3 蓄能器氮氣壓力 0.35±0.05 1.00±0.05 溢流閥 1.2 3.5 2.1.2.4 放噴管線安裝要求： a）放噴管線至少應接兩條，高壓、高含硫地區應接四條，其內徑不小於78mm； b）管線連接不允許有任何焊接； c）布局要考慮當地季節風向、居民區、道路、油罐區、電力線及各種設施等情況； d）兩條管線走向一致時，應保持大於0.3m的距離，並分別固定； e）管線盡量平直引出，如因地形限制需轉彎時，轉彎處使用鑄（鍛）鋼彎頭，其轉彎夾角不應小於120°； f）管線出口應接至距井口75m以上的安全地帶，相距各種設施不小於50m； g）管線每隔10m～15m、轉彎處、出口處用水泥基墩加地腳螺栓固定，懸空處要支撐牢固，若跨越10m寬以上的河溝、水塘等障礙，應架設金屬過橋支撐； h）水泥墩基坑長×寬×深為0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松軟時，基坑體積應大於1.2m3； i）預埋地腳螺栓直徑不小於20mm，長度大於0.5m； j）放噴管線在車輛跨越處裝過橋蓋板。 2.1.2.5 鑽井液回收管線出口應接至大土池或儲備罐並固定牢靠，轉彎處應使用角度大於120°的鑄（鍛）鋼彎頭，其內徑不小於78mm。 2.1.2.6 節流管匯和壓井管匯閘閥掛牌編號，並標明其開、關狀態（見附錄A中圖A11、圖A12、圖A13、圖A14、圖A15）。最大允許關井套壓值在節流管匯處以明顯的標示牌標示。 2.1.2.7 井控管匯所配置的閘閥應為平板閥。 2.1.2.8 防噴器四通兩翼應各裝兩個閘閥，緊靠四通的閘閥應處於常開狀態。防噴管線控制閘閥（單四通：1＃手動平板閥及4＃液動平板閥；雙四通：1＃、4＃、5＃手動平板閥及8＃液動平板閥）應接出井架底座以外。 2.1.3 鑽具內防噴工具 鑽具內防噴工具包括方鑽桿上部和下部旋塞閥、鑽具回壓閥和防噴鑽桿單根。 2.1.3.1 鑽具內防噴器工具的最大工作壓力應與井口防噴器工作壓力一致。 2.1.3.2 應使用方鑽桿上部和下部旋塞閥，並定期活動。 2.1.3.3 鑽台上配備與鑽具尺寸相符的鑽具回壓閥，並配有搶裝回壓閥專用工具。 2.1.3.4 在大門坡道上准備一根防噴鑽桿單根（帶與鑽鋌連接螺紋相符合的配合接頭和鑽具回壓閥）。 2.1.4 井控監測儀器儀表 鑽井隊應配備鑽井液循環池液面監測報警儀，在含硫化氫等有毒氣體的地區鑽井應配備相應的有毒氣體檢測儀。 2.1.5 鑽井液凈化、加重和灌注裝置 除應配齊振動篩、鑽井液罐、攪拌器、除砂器、除泥器、離心機、加重泵、自動灌注裝置外，探井、氣井及氣油比高的油井還應配備鑽井液氣體分離器和除氣器，並將液氣分離器排氣管線接出井口50m以上。 2.2 井控裝置的試壓 2.2.1 試壓介質：清水。 2.2.2 試壓值： a）防噴器組應在井控車間按井場連接形式組裝試壓，環形防噴器（封閉鑽桿，不封閉空井）、閘板防噴器和節流管匯、壓井管匯、防噴管線試額定工作壓力； b）在井上安裝好後，在不超過套管抗內壓強度80%的前提下，環形防噴器封閉鑽桿試額定工作壓力的70%；閘板防噴器、方鑽桿旋塞閥和壓井管匯、防噴管線試額定工作壓力；節流管匯按零部件工作壓力分別試壓； c）放噴管線試10MPa； d）鑽開油氣層前及更換井控裝置部件後，應採用堵塞器或試壓塞，參照上述有關條件及要求試壓。 2.2.3 試壓要求：上述井控裝置在井控車間和上井安裝後試壓時穩壓時間均不得少於30min , 壓降不得超過0.7MPa , 密封部位無滲漏為合格；採油（氣）井口裝置壓降不超過0.5MPa為合格。 2.3 井控裝置的使用 2.3.1 環形防噴器不得長時間關井，非特殊情況不用來封閉空井。 2.3.2 在套壓不超過7MPa情況下，用環形防噴器進行不壓井起下鑽作業時，應使用18°斜坡接頭鑽具，起下鑽速度不得大於0.2m/s 。 2.3.3 用具有手動鎖緊機構的閘板防噴器長時間關井時，應手動鎖緊閘板。打開閘板前，應先手動解鎖。鎖緊和解鎖都應先到底，然後回轉1/4圈～1/2圈。 2.3.4 環形防噴器或閘板防噴器關閉後，當關井套壓不超過14MPa時，特殊情況下經上級批准可上下活動鑽具，單向行程式控制制在1.5m范圍內，但不準轉動鑽具或過鑽具接頭。 2.3.5 當井內有鑽具時，嚴禁關閉全閉閘板防噴器。 2.3.6 嚴禁用打開防噴器的方式來泄井內壓力。 2.3.7 檢修裝有絞鏈側門的閘板防噴器或更換其閘板時，兩側門不能同時打開。 2.3.8 正常鑽井中每周，油氣層鑽進中每3天應關、開半閉閘板和閘閥一次。油氣層中每次起鑽完關、開全閉閘板一次，環形防噴器每10天試關井（在有鑽具的條件下）一次。 2.3.9 井場應備有一副與在用閘板同規格的閘板和相應的密封件及其拆裝和試壓工具。 2.3.10 有二次密封的閘板防噴器和平板閥，只能在密封失效至嚴重漏失的緊急情況下才能使用，且止漏即可，待緊急情況解除後，立即清洗更換二次密封件。 2.3.11 平板閥開、關到底後，應回轉1/4圈～1/2圈。其開、關應一次完成，不允許半開半閉和作節流閥用。 2.3.12 壓井管匯不能用作日常灌注鑽井液用；井控管匯安裝好後，定期用鑽井泵注清水沖洗，保持管線暢通。 2.3.13 採油（氣）井口裝置等井控裝置應經檢驗、試壓合格後方能上井安裝；採油（氣）井口裝置在井上組裝後還應整體試壓，合格後方可投入使用。 2.4 井控裝置的管理 2.4.1 對各種井控裝置應分類、編號、建檔（檢查、維修、試壓等情況），並繪制井控裝置運行圖表。 2.4.2 設置專用配件庫房和橡膠件庫房，庫房溫度應滿足配件及橡膠件儲藏要求。所有橡膠密封件應入庫分類、上架和避光保存，並註明廠家、出廠日期和庫存數量。 2.4.3 所有井控裝置及配件應是經集團公司和股份公司有關部門共同認可的廠家生產的合格產品，否則不允許采購和使用。
② 起鑽前井控准備工作有哪些
1、壓井，保持井筒液面壓力。
2、安裝防噴器及井控管匯。
3、准備壓井液大約1.5倍井筒體積。
4、井控裝置試壓合格。
5、做好起鑽井控應急預案：按照發、停、搶、關、關、看這幾個關井程序做好預案。
6、注意觀察液面、泵進出排量。
③ 修井過程中常用的井控裝置有哪些
一般指的井下作業起油管時起壓井作用的吧。平衡地層壓力，要不深井可能發生版井噴，自打有一回四川的權井噴事故後，國家對這個開始很重視了，一般井下作業前 都要嚴格壓井。大概- -。 還有挺多，裡面還得加什麼泡沫劑增粘劑的，好像還有比例@@
④ 井控裝置遠控房旁通閥的作用是什麼
⑤ 井下作業井控實施細則中對井架工有什麼要求
2
井控裝置的安裝、試壓、使用和管理
井控裝置的安裝、試壓、使用和管理應按SY/T5964執行。
2.1 井控裝置的安裝
2.1.1 鑽井井口裝置
鑽井井口裝置包括各次開鑽所配置的防噴器、防噴器控制系統、四通及套管頭等。
2.1.1.1 防溢管一律採用兩半式法蘭密封連接。其直徑應比所用套管加大一級，管內不得有台肩。
2.1.1.2
防噴器安裝完畢後，應校正井口、轉盤、天車中心，其同軸度誤差不大於20mm，防噴器用16mm鋼絲繩和反正螺絲在井架底座的對角線上綳緊。
2.1.1.3
具有手動鎖緊機構的閘板防噴器應裝齊手動操作桿，靠手輪端應支撐牢固，其中心與鎖緊軸之間的夾角不大於30o。掛牌標明開、關方向和圈數。
2.1.1.4 防噴器遠程式控制制台安裝要求：
a）安裝在井場左前方距井口不小於25m的專用活動房內，距放噴管線或壓井管線應有1m以上距離，周圍10m內不得堆放易燃、易爆、腐蝕物品；
b）控制管匯整齊安放並固定在管排架內，管排架與防噴管線及放噴管線的距離不少於1m，車輛跨越處應裝過橋蓋板。不允許在管排架上堆放雜物和以其作為電焊接地線或在其上進行焊割作業；
c）總氣源應與司鑽控制台氣源分開連接，並配置氣源排水分離器；嚴禁強行彎曲和壓折氣管束；
d）電源應從配電板總開關處直接引出，並用單獨的開關控制；
e）蓄能器完好，壓力達到規定值，並始終處於工作壓力狀態。
2.1.1.5 井口下四通旁側出口應位於地面之上，並保證各次開鑽四通旁側口高度不變。
2.1.1.6 套管頭的安裝應符合SY/T5964中的相應規定。
2.1.2 井控管匯
井控管匯包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線和放噴管線。
2.1.2.1 防噴管線和放噴管線使用經探傷合格的管材，防噴管線採用螺紋與標准法蘭連接，不得焊接。
2.1.2.2 防噴管線長度若超過6m的應打基墩固定。
2.1.2.3 節流管匯控制台的調試值見表1。
表1 節流管匯控制台部件調壓值
MPa
部 件 35調壓值 70調壓值
閥位變送器 0.35 0.35
壓力變送器 0.35 0.35
氣泵停泵的工作壓力 1.05～1.10 3
蓄能器氮氣壓力 0.35±0.05 1.00±0.05
溢流閥 1.2 3.5
2.1.2.4 放噴管線安裝要求：
a）放噴管線至少應接兩條，高壓、高含硫地區應接四條，其內徑不小於78mm； b）管線連接不允許有任何焊接；
c）布局要考慮當地季節風向、居民區、道路、油罐區、電力線及各種設施等情況；
d）兩條管線走向一致時，應保持大於0.3m的距離，並分別固定；
e）管線盡量平直引出，如因地形限制需轉彎時，轉彎處使用鑄（鍛）鋼彎頭，其轉彎夾角不應小於120°；
f）管線出口應接至距井口75m以上的安全地帶，相距各種設施不小於50m；
g）管線每隔10m～15m、轉彎處、出口處用水泥基墩加地腳螺栓固定，懸空處要支撐牢固，若跨越10m寬以上的河溝、水塘等障礙，應架設金屬過橋支撐；
h）水泥墩基坑長×寬×深為0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松軟時，基坑體積應大於1.2m3；
i）預埋地腳螺栓直徑不小於20mm，長度大於0.5m；
j）放噴管線在車輛跨越處裝過橋蓋板。
2.1.2.5
鑽井液回收管線出口應接至大土池或儲備罐並固定牢靠，轉彎處應使用角度大於120°的鑄（鍛）鋼彎頭，其內徑不小於78mm。
2.1.2.6
節流管匯和壓井管匯閘閥掛牌編號，並標明其開、關狀態（見附錄A中圖A11、圖A12、圖A13、圖A14、圖A15）。最大允許關井套壓值在節流管匯處以明顯的標示牌標示。
2.1.2.7 井控管匯所配置的閘閥應為平板閥。
2.1.2.8
防噴器四通兩翼應各裝兩個閘閥，緊靠四通的閘閥應處於常開狀態。防噴管線控制閘閥（單四通：1＃手動平板閥及4＃液動平板閥；雙四通：1＃、4＃、5＃手動平板閥及8＃液動平板閥）應接出井架底座以外。
2.1.3 鑽具內防噴工具
鑽具內防噴工具包括方鑽桿上部和下部旋塞閥、鑽具回壓閥和防噴鑽桿單根。
2.1.3.1 鑽具內防噴器工具的最大工作壓力應與井口防噴器工作壓力一致。
2.1.3.2 應使用方鑽桿上部和下部旋塞閥，並定期活動。
2.1.3.3 鑽台上配備與鑽具尺寸相符的鑽具回壓閥，並配有搶裝回壓閥專用工具。
2.1.3.4 在大門坡道上准備一根防噴鑽桿單根（帶與鑽鋌連接螺紋相符合的配合接頭和鑽具回壓閥）。
2.1.4 井控監測儀器儀表
鑽井隊應配備鑽井液循環池液面監測報警儀，在含硫化氫等有毒氣體的地區鑽井應配備相應的有毒氣體檢測儀。
2.1.5 鑽井液凈化、加重和灌注裝置
除應配齊振動篩、鑽井液罐、攪拌器、除砂器、除泥器、離心機、加重泵、自動灌注裝置外，探井、氣井及氣油比高的油井還應配備鑽井液氣體分離器和除氣器，並將液氣分離器排氣管線接出井口50m以上。
2.2 井控裝置的試壓
2.2.1 試壓介質：清水。
2.2.2 試壓值：
a）防噴器組應在井控車間按井場連接形式組裝試壓，環形防噴器（封閉鑽桿，不封閉空井）、閘板防噴器和節流管匯、壓井管匯、防噴管線試額定工作壓力；
b）在井上安裝好後，在不超過套管抗內壓強度80%的前提下，環形防噴器封閉鑽桿試額定工作壓力的70%；閘板防噴器、方鑽桿旋塞閥和壓井管匯、防噴管線試額定工作壓力；節流管匯按零部件工作壓力分別試壓；
c）放噴管線試10MPa；
d）鑽開油氣層前及更換井控裝置部件後，應採用堵塞器或試壓塞，參照上述有關條件及要求試壓。
2.2.3 試壓要求：上述井控裝置在井控車間和上井安裝後試壓時穩壓時間均不得少於30min , 壓降不得超過0.7MPa
, 密封部位無滲漏為合格；採油（氣）井口裝置壓降不超過0.5MPa為合格。
2.3 井控裝置的使用
2.3.1 環形防噴器不得長時間關井，非特殊情況不用來封閉空井。
2.3.2 在套壓不超過7MPa情況下，用環形防噴器進行不壓井起下鑽作業時，應使用18°斜坡接頭鑽具，起下鑽速度不得大於0.2m/s
。
2.3.3
用具有手動鎖緊機構的閘板防噴器長時間關井時，應手動鎖緊閘板。打開閘板前，應先手動解鎖。鎖緊和解鎖都應先到底，然後回轉1/4圈～1/2圈。
2.3.4 環形防噴器或閘板防噴器關閉後，當關井套壓不超過14MPa時，特殊情況下經上級批准可上下活動鑽具，單向行程式控制制在1.5m范圍內，但不準轉動鑽具或過鑽具接頭。
2.3.5 當井內有鑽具時，嚴禁關閉全閉閘板防噴器。
2.3.6 嚴禁用打開防噴器的方式來泄井內壓力。
2.3.7 檢修裝有絞鏈側門的閘板防噴器或更換其閘板時，兩側門不能同時打開。
2.3.8
正常鑽井中每周，油氣層鑽進中每3天應關、開半閉閘板和閘閥一次。油氣層中每次起鑽完關、開全閉閘板一次，環形防噴器每10天試關井（在有鑽具的條件下）一次。
2.3.9 井場應備有一副與在用閘板同規格的閘板和相應的密封件及其拆裝和試壓工具。
2.3.10
有二次密封的閘板防噴器和平板閥，只能在密封失效至嚴重漏失的緊急情況下才能使用，且止漏即可，待緊急情況解除後，立即清洗更換二次密封件。
2.3.11 平板閥開、關到底後，應回轉1/4圈～1/2圈。其開、關應一次完成，不允許半開半閉和作節流閥用。
2.3.12 壓井管匯不能用作日常灌注鑽井液用；井控管匯安裝好後，定期用鑽井泵注清水沖洗，保持管線暢通。
2.3.13
採油（氣）井口裝置等井控裝置應經檢驗、試壓合格後方能上井安裝；採油（氣）井口裝置在井上組裝後還應整體試壓，合格後方可投入使用。
2.4 井控裝置的管理
2.4.1 對各種井控裝置應分類、編號、建檔（檢查、維修、試壓等情況），並繪制井控裝置運行圖表。
2.4.2
設置專用配件庫房和橡膠件庫房，庫房溫度應滿足配件及橡膠件儲藏要求。所有橡膠密封件應入庫分類、上架和避光保存，並註明廠家、出廠日期和庫存數量。
2.4.3 所有井控裝置及配件應是經集團公司和股份公司有關部門共同認可的廠家生產的合格產品，否則不允許采購和使用。
⑥ 在保證作業施工質量前提下,如何做好井控及安全防護措施
⑦ 井控方案
方案選擇140MPa套管頭，選擇使用762mm×609.6mm×473.1mm×339.7mm
-15000psi（140MPa）三級氣密封套管頭，材料級別：上部套管頭FF級、中部套管頭EE級、下部套管頭DD級，均帶二次密封，609.6mm、473.1mm套管採用卡瓦式自密封懸掛器，339.7mm採用心軸式套管懸掛器。
一開井口裝置：914.4mm導管；
二開井口裝置：762mm×609.6mm×35MPa套管頭+短節+762mm×14MPa鑽井四通+762mm×14MPa雙閘板防噴器（BOP）+防溢管；
三開井口裝置：762mm×609.6mm×473.1mm×70MPa套管頭+短節+679.45mm×70MPa鑽井四通+679.45mm×70MPa雙閘板防噴器（BOP）+679.45mm×70MPa單閘板防噴器（BOP）+679.45mm×35MPa球形防噴器（BOP）+防溢管；
四開井口裝置：762mm×609.6mm×473.1mm×70MPa套管頭+短節+539.75mm×70MPa鑽井四通+539.75mm×70MPa雙閘板防噴器（BOP）+539.75mm×70MPa單閘板防噴器（BOP）+539.75mm×35MPa球形防噴器（BOP）+防溢管；
五開井口裝置：762mm×609.6mm×473.1mm×339.7mm×105MPa套管頭+346mm×105MPa鑽井四通+346mm×105MPa雙閘板防噴器（BOP）+346mm×105MPa單閘板防噴器（BOP）+346mm×70MPa球形防噴器（BOP）+防溢管；
六、七開井口裝置：762mm×609.6mm×473.1mm×339.7mm×140MPa套管頭+346mm×140MPa鑽井四通+346mm×140MPa雙閘板防噴器（BOP）+346mm×140MPa單閘板防噴器（BOP）+346mm×70MPa球形防噴器（BOP）+防溢管。