鑽井防過提裝置檢測報告

Ⅰ 防雷接地裝置多久檢查一次防

防雷接地裝置的自查可以根據企業的要求和管理情況決定檢查頻次。
國家強制的是：第一類防雷建築物6個月;第二、三類防雷建築物12個月。（注意需要有資質的單位檢測並出具檢測報告）具體分類自己查下，我就不唧唧歪歪了。
需要特別說明的是，比如加油站應屬二類，但實際中很多地方都是參照 一類執行（算危化品行業），所以還需要看各地的具體規定的。

Ⅱ 遼河油田鑽井井控實施細則的第三章 井控設計

第十三條 井控設計是鑽井工程設計書的重要組成部分。鑽井地質設計書和本細則是井控設計的前提和重要依據。
第十四條 地質設計書應包含以下內容：
（一）對井場周圍500m（高含硫油氣井3km）范圍內的居民住宅、學校、廠礦（如煤礦等採掘礦井坑道的分布、走向、長度和離地表深度等情況）、河流和自然保護區的位置進行細致描述，並明確標注。
（二）全井段預測地層孔隙壓力梯度、地層破裂壓力梯度，淺氣層分布和鄰井注采資料（注采井分布、注采層位、分層動態壓力等），並提出鑽開油氣層前應採取相應的停注、泄壓或停抽等措施。
（三）本區塊地質構造圖、斷層描述、岩性剖面、礦物（氣體）組分、油藏物性等資料。
（四）在可能含硫化氫等有毒有害氣體的地區鑽井，地質設計應對其層位、埋藏深度及含量進行預測。
第十五條 鑽井必須裝防噴器，工程設計書應包含以下內容：
（一）井控風險級別劃分及鑽機型號。
（二）滿足井控需要的井身結構。
（三）各次開鑽防噴器組合、井控裝置的配備和試壓要求。
（四）鑽井液體系、密度和其它性能，加重材料和其它處理劑儲備。
（五）鑽具內防噴工具和井控檢測儀器儀表的配備。
（六）單井有針對性的井控措施。
（七）完井井口裝置和交井技術要求。
第十六條 工程設計應根據地質設計所提供的地層壓力梯度、地層破裂壓力梯度、岩性剖面、油氣層保護和環境保護的需要，設計合理的井身結構，並滿足如下井控要求：
（一）同一裸眼井段原則上不應有兩個壓力梯度差值超過0.3MPa/100m的油氣水層。
（二）Ⅰ級風險井井身結構應充分考慮不可預見因素，宜留有一層備用套管。
（三）表層套管應滿足封堵淺層流砂、保護淺層水資源、防漏和承受關井時破裂壓力的需要。技術套管要考慮下部鑽井最高鑽井液密度和溢流關井時井口安全關井餘量。
（四）「三高」油氣井、含有毒有害氣體井的油層套管和技術套管，其材質和螺紋應符合相應的技術要求，固井水泥必須返至油氣層或含有毒有害氣體的地層頂部以上300m。
（五）在地下礦產採掘區鑽井，井筒與採掘坑道、礦井坑道之間的距離不少於100m，套管下深應封住開采層並超過開采段100m。
第十七條 工程設計應根據地質設計所提供的地層壓力梯度、油藏物性和礦物組份等資料確定合理的鑽井液體系和性能，應遵循有利於井下安全、發現和保護油氣層、提高機械鑽速和經濟的原則。
鑽井液密度的確定在考慮地應力和地層破裂壓力的情況下，應以裸眼井段預測最高地層壓力當量鑽井液密度為基準，再增加一個附加值：
（一）油井、水井0.05～0.10g/cm或增加井底壓差1.5～3.5MPa。
（二）氣井0.07～0.15 g/cm或增加井底壓差3.0～5.0MPa。
井深≤3000m按當量鑽井液密度附加值進行選擇；井深>3000m宜按井底壓差附加值進行選擇。
第十八條 鑽井液密度確定還應結合地層坍塌壓力以保持井壁穩定，綜合考慮地層孔隙壓力預測精度、油氣水層的埋藏深度、井控裝置配套情況以及硫化氫等有毒有害氣體的含量。
探井應採用地層壓力監（檢）測技術為鑽井液密度的調整提供指導。
第十九條 工程設計應明確探井在鑽開套管鞋以下第一個砂層3～5m進行破裂壓力試驗；對於套管鞋以下鑽進50m未遇砂層或潛山地層應進行地層承壓試驗。
承壓值相當於本次開鑽裸眼井段設計最高鑽井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋處所產生的壓力。破裂壓力試驗和承壓試驗壓力值均不應超過套管最小抗內壓強度的80%和防噴器額定工作壓力兩者的最小值。
第二十條 防噴器壓力等級的選用原則上應與裸眼井段中的最高地層壓力相匹配。同時綜合考慮套管最小抗內壓強度的80%、套管鞋破裂壓力、地層流體性質等因素，並根據不同的井下情況確定各次開鑽防噴器的尺寸系列和組合型式。遼河油區井控裝置組合型式選擇如下：
（一）防噴器組合
1.防噴器壓力等級為14 MPa組合見圖1～圖5。
2.防噴器壓力等級為21MPa、35MPa組合見圖4～圖9。
3.防噴器壓力等級為70MPa、105MPa組合見圖10～圖13。
環形防噴器可比照閘板防噴器低一個壓力等級；雙閘板防噴器上為全封、下為半封。
（二）節流管匯和壓井管匯：
1.節流管匯壓力等級為14 MPa見圖14。
2.節流管匯壓力等級為21 MPa見圖15。
3.節流管匯壓力等級為35 MPa見圖15、圖16。
4.節流管匯壓力等級為70 MPa見圖16、圖17。
5.節流管匯壓力等級為105MPa見圖17。
6.壓井管匯壓力等級為14 MPa、21MPa見圖18。
7.壓井管匯壓力等級為35 MPa見圖18、圖19。
8.壓井管匯壓力等級為70 MPa、105MPa見圖19。
第二十一條 套管頭、節流管匯和壓井管匯壓力等級應與防噴器最高壓力等級相匹配。Ⅰ級風險井應安裝液氣分離器，氣油比≥2000的井應配置除氣器。預探井、「三高井」應配備剪切閘板防噴器。
現場施工中，在滿足工程設計防噴器組合及壓力等級要求的前提下，可選用通徑不小於本次開鑽套管尺寸的防噴器型號。
第二十二條 鑽井工程設計書應明確鑽開油氣層前加重材料儲備量：Ⅰ級風險井能將1.5倍井筒容積鑽井液密度提高0.2g/cm（不少於30t）；Ⅱ級風險井能將1.5倍井筒容積鑽井液密度提高0.10g/cm（不少於20t）；Ⅲ級風險能將1.0倍井筒容積鑽井液密度提高0.10g/cm（不少於10t）。高密度鑽井液的儲備由鑽開油氣層檢查驗收會確定。
第二十三條 工程設計依據地質設計提供的壓力、地層流體性質和注采參數等資料，結合建設方要求，按照SY/T5127《井口裝置和採油樹規范》標准明確選擇完井井口裝置的型號、壓力等級、尺寸系列和交井技術要求。

Ⅲ 石油鑽井的新井架需要檢驗報告嗎

需要。敏正運基坑支護打錨桿的潛孔機嚴格意義上說是不屬於起橋梁重設備的，所以如果機械的廠家合格證和廠家檢測報告齊全的。而且本身機械運行良好就可以使用清數。

Ⅳ 產品防爆檢測報告怎麼做需要提供什麼資料

防爆檢測需要提供的資料：

1、產品圖紙和資料：產品電氣原理圖、總裝圖、PCB圖、元件布置圖、元器件清單（BOM表）、銘牌圖等

2、申請企業的營業執照（復印件）、

3、符合本安防爆要求的企業標准和說明書

4、其他資料

（1）樣品採用密封圈引入裝置的，需提供樣品涉及的各種規格的密封圈，

（2）樣品有澆封部件的，膠封件須送膠封和未膠封的組件，

（3）樣品外殼及部件採用橡膠材料的，須提供35mm×15mm×6mm橡膠塊3～5塊進行橡膠材料老化試驗。

（4）樣品外殼或部件為塑料製品的，須提供150mm×60mm 矩形塑料塊3～5 塊進行外殼表面電阻測定。

（5）樣品外殼採用非金屬材料的，須提供滿足：長125mm±5mm、寬13.0mm±0.5mm，並應提供的最小和最大厚度的樣品，但厚度不應大於 13.0mm，棱邊光滑，圓角半徑不應大於1.3mm進行外殼阻燃性試驗。

（6）樣品如有觀察窗的透明件，須另提供樣品。

（7）對於不能在外殼上進行引入裝置密封試驗的，需配合檢測中心提供試驗用工裝。

Ⅳ 設備狀態檢查總結報告

【 #報告# 導語】寫總結報告時應注意明確目的，突出重點，切不可面面俱到;要鼓舞人心，富有號召力。以下是 無 整理的設備狀態檢查總結報告，歡迎閱讀！

【篇一】設備狀態檢查總結報告

隨著公司發展，電氣設備安全生產形勢日益嚴峻，為保證電氣設備在迎峰度夏期間的正常工作，防止各類事故發生，針對實際情況，於20xx年X月X日開展了夏季電氣設備專項檢查活動，重點檢查了三個生產車間及制氫站的變壓器、高低壓配電室及開關櫃。對重點區域、重點設備進行了有針對性的專項檢測，現將本次檢查結果匯總如下：

一、基本情況：

1、所查變壓器室、配電室沒有漏雨現象。

2、變壓器室、配電室雜物過多。

3、配電室都有降溫設施，溫度適宜。

4、變壓器、高壓電機等主要電氣設備溫升符合要求。

二、個別問題：

1、霧化車間1000KVA變壓器室門打不開。

2、鐵粉車間二區破碎振磨總電源櫃斷路器電動分合閘動作不靈活。

3、鐵粉車間還原1#變壓器溫度59℃，2#變壓器溫度56℃，溫度偏高，兩個變返絕壓器室門散熱通風網積灰太多，將網眼糊住，影響通風散熱。

4、鐵粉車間新上10#、11#還原爐配電室內未鋪設絕緣墊。

三、問題整改：

1、變壓器室、配電室雜物清理、整理。

2、霧化車間1000KVA變壓器室門打不開，點檢不到位，需加強點檢。

3、鐵粉車間二區破碎振磨總電源櫃斷路器電動分合閘動作不靈活，更換新斷路器。

4、鐵粉車間還原1#變壓器、2#變壓器室門須盡快清除灰塵。可以考慮在允許的情況下，做好安全防護，定時將門打開，利於通風散熱。

5、鐵粉車間新上10#、11#還原爐配電室內未鋪設絕緣墊，應盡快按照要求鋪設。

6、鐵粉車間還原1#變壓器老化嚴重，需考慮檢修處理或更換。

7、各低配室4000A主開關無備件，需准備部分備件。

8、鐵粉車間還原1#變壓器滿負荷運行，適當考慮調整負荷。

【篇二】設備狀態檢查總結報告

為切實做好20xx年春運、春節期間的通信網路與信息安全的維護保障工作，確保通信網路暢仔帶通，維護通信生產安全，確保萬無一失，設備維護中心從20xx年01月15日到01月20日對管內設備進行了全面檢查，對存在的安全隱患進行了一次全面排查。

1、組織中心工作人員學習安全規章規則，提高業務水準，加強業務學習和演練，提高工作責任心，加強勞動紀律。特別是對重點機房，重點業務業務的數據製作要求人人都要會，人人都要通，人人都要要精，並將考試結果納入到當月工資考核中，極大地促進了員工的工作責任心提高。

2、對管內重點機房和設備進行了一次全面檢查。元月15日漏戚姿，16日要求傳輸、程式控制、電源機房對所轄設備進行了檢查，元月17日對中心管內重點機房進行了現場檢查，檢查的重點內容包括了以下幾個方面：

電源系統：結合填報《通信網路供電系統徑路及負載運用表》，現場核查了交流電引入負荷、設備交流電的接線端子、交流電線（包括空調使用的交流電線）的線徑、動環系統各項功能，對電源設備運行狀態進行了一次全面檢查。並對重點數據進行了記錄和分析，保證交流電使用不超負荷，接線端子接觸良好，交流電引入線徑符合用電標准，動環系統各項功能良好，確保運行狀態正常。

傳輸系統：重點檢查了承載鐵路業務的鐵通傳輸系統、各客票代售點通道和客票代售點視頻系統等重要系統，保證通道暢通，與鐵路有關的網路運行正常。測試了重點系統的傳輸指標，對指標不合格的，加以重點整改。重新審核了重點業務電路的倒代措施和預案，確保春運期間通信保障安全穩定。

交換系統：檢查了重點電話的路由數據，特別是鐵路訂票電話95105105和鐵路客服電話12306，確保路由正確，呼叫通暢；加強了管內話務預測，對話務超標路由及時申請擴容。目前正在處理的是TD話務超標，對移動正在協調擴容電路；對重點局向局數據進行了數據檢查，按照省公司的要求，開展了接通率的整治工作。

檢查備品備件。對各部門的備板備件進行了一次全面性的檢查，核對台帳，分機型放置。同時要求各支局及時把現在有的故障板件返回中心，及時送修，確保備件備品充足。

嚴肅各部門值班紀律，特別是春運期間，確保機房值班人員對重點方向，重點客戶的網管監控巡視，檢查，及時處理網管告警。

每位值班人員都要熟悉本部門迂迴倒線方案和應急保障措施，一旦出現問題，確保能夠迅速啟動應急機制，果斷進行處置。

【篇三】設備狀態檢查總結報告

根據集團公司市場管理部的安排，我們上游東部檢查分團一行9人，從8月2日至6日在華北局進行設備檢查。這次檢查是集團公司重組以來的第一次，集團公司領導和市場管理部十分重視，專門提出了具體要求。檢查組來到華北局首次進行檢查嘗試，由於時間短、任務重，加之我們的水平有限，走馬觀花，總結難免有遺漏和不完善的地方，請華北局的領導和同志們諒解。

一、設備檢查的具體做法。

設備檢查一方面是針對設備購置、基礎工作、現場管理、維護保養及油水管理、維修、報廢、設備等設備壽命周期全過程管理的檢查，另一方面對全員設備管理進行檢查。根據油田企業的特點，我們採取了「聽、查、問、拆」的檢查方式，在幾天的檢查中，我們先後聽取了華北局和第三、第四鑽井工程公司、井下作業公司以及壓裂大隊、50645、40545、40543、40541鑽井隊的設備管理工作匯報；查看了這些單位的管理制度、設備檔案、維護保養記錄及自查自改情況等，現場查看了四個鑽井隊、壓裂大隊等單位的設備管理情況；詢問了設備管理者和操作者「四懂三會」、「油水管理」、「十字作業」等管理知識，並現場演示了設備巡迴檢查過程。局部拆檢了柴油機、泥漿泵等10餘台設備，還檢查了機化公司固控系統的製造。在鑽井隊的檢查中，我們分了5個組，對現場的基礎管理、鑽井設備進行了抽查，並作了現場講評，肯定了工作中的成績，指出了存在的問題，提出了整改的要求。

二、華北局在設備管理方面的特點。

通過短短幾天的設備檢查，我們認為華北局的領導，對設備管理工作非常重視，各項管理制度健全，加大了裝備更新改造的投入，在設備管理方面做了扎實有效的工作；各基層隊設備管理工作引起了全員的高度重視。耳聞目睹了華北局在設備管理方面所做的工作，深刻感受到了華北局在設備管理方面取得的成績。

1、高度重視設備大檢查工作。

華北局在接到集團公司「關於開展設備管理大檢查的通知」文件後，成立了設備檢查領導小組，及時轉發了集團公司的檢查文件，並作了具體安排。二級單位進行了自查自改，管理局成立了七個專業檢查組，對全局44個二級單位的設備管理工作進行了全面檢查，總結了經驗，發現了問題，明確了設備管理工作今後的努力方向，為集團公司的檢查工作奠定了基礎。針對集團公司檢查組檢查基層隊伍過程中發現的問題，鑽井三、四公司、井下作業公司高度重視，召開了專門會議，迅速提出了問題的整改意見和方案，並落實到位，八月五日就收到了受檢單位的反饋意見。檢查組總的印象是，華北石油管理局對設備管理大檢查高度重視，態度端正，整改雷厲風行。

2、設備管理體制和制度。

群眾性的設備管理三級網路健全。管理局成立了以主管副局長為主任的設備管理委員會，各二級單位也都成立了廠、處級設備管理委員會，各基層隊成立了設備管理小組。定期召開設備管理會議，研究設備管理有關事項，並有原始記錄。

專業設備管理機構健全。管理局恢復了在重組改制過程中已撤消的設備管理職能部門，重新成立了設備管理處。各主要二級單位設有專職的設備管理科室，三級單位設有機動組，基層隊有專職設備管理人員。管理局堅持半年檢查一次，二級單位每季檢查一次，三級單位每月檢查一次，小隊每周檢查一次，崗位天天檢查的設備檢查制度。

整章建制工作成效顯著。設備管理處一成立就從建章立製做起，狠抓基礎工作，在短短的幾個月內就匯編了18冊、1500萬字的《設備操作維護規范與管理制度》，對規范基層的設備管理，指導操作者正確維護和操作設備，延長設備使用壽命，降低設備維修費用，促進職工素質和設備管理水平的提高，為全員設備管理打下了基礎。做了各油田想做而沒有做的事。

3、裝備購置和更新改造。

重組改制後，管理局決策層充分認識到裝備是工程技術服務單位創市場的准入證，是生存發展的基礎。幾年來，加大了裝備更新改造投入，共投資18.2億元。在充分考慮裝備的先進性、可靠性、經濟性、可維修性的基礎上，以滿足工藝技術不斷發展的需要為前提，購置了符合本企業實際的裝備，增強了施工作業單位的裝備實力和技術檔次，提高了參與市場的競爭能力，設備新度系數由0.3提高到0.57。

在檢查資料的過程中，隨機抽查了HQ-20xx壓裂車、XJ750修井機、ZJ50DBF、TDS-11SA進口頂驅關鍵設備的前期調研、可行性研究報告、技術協議的簽訂、監造和驗收相關資料，總體上講，各種資料齊全，符合集團公司對重大關鍵設備的購置要求，但TDS-11SA相關資料還不夠完善，希望高度重視重大關鍵設備的購置工作。

4、設備管理。

大部分單位在設備現場管理中，能夠狠抓以「十字」作業為主要內容的各項管理制度的落實，注重設備的使用與維護，保證了設備的安全運行，開展了有效的設備管理活動。

一是開展了設備的年審工作，年審范圍從設備主機配置、設備性能及完整性、油水管理、「十字」作業、外圍配套、生活設施、人員配置及資料等都作了具體規定，進行量化考核。這是一種管理創新，通過開展這項活動，使各單位設備現場管理水平有了較大程度的提高。

二是強化了設備油水管理，不斷提高油水管理水平。井下作業公司壓裂大隊把設備油水管理同延長設備使用壽命、降低油料消耗、降低維修費用聯系起來，嚴格執行潤滑油的「五定」制度，實行定期監測，按質換油的方法，各種設備油品按質換油率達到90%以上。設備冷卻液經過實踐進行優選，從源頭上杜絕不合格冷卻液的使用。

三是嚴格執行崗位責任制，狠抓「三基」工作，嚴格執行日常維護保養制度。依據設備的保養作業要求，堅持回場檢驗和三級保養，每次保養時間都按規定執行，有保養人簽字，保證了設備的正常運轉。

四是井下壓裂大隊將設備管理指標分解到班組和單車，落實到崗位，人人有責，形成了台台設備有人管，人人參與設備管理的良好局面。

5、設備管理信息化建設初見成效。

已經建立了局機關到二級單位和部分三級單位的網路系統，開發了設備管理軟體，初步實現了信息統計和業務管理的部分功能，特別是大型設備的技術檔案初步實現了數字化。提高信息的真實性、和准確度，也提高了信息管理的效率。

三、問題與建議

設備管理制度制定以後如何落實到位，設備現場管理是設備工作的重點和難點。設備管理要注重細節、注重效果，向設備管理深度延伸。通過檢查，我們發現基層隊的設備管理水平還不夠平衡，還存在著一些問題，需要改進提高。

1、40541鑽井隊的ZJ40L鑽機裝機功率偏小，匹配不合理，2台8V190柴油機帶鑽盤、絞車和1台泥漿泵，正常鑽進時長期單泵組打鑽，油耗增高，難以滿足工藝要求，建議管理局考慮改造問題。

2、50645鑽井隊使用的復合驅動鑽機，它的先進性之一就是具有自動送鑽功能，轉盤無級變速和扭矩顯示功能，而這些功能對提高機械鑽速，延長鑽頭使用壽命，保證井下安全有著直接的作用，而這台鑽機已打完一口井，還尚未使用。建議強化職工培訓，提高隊伍素質，加快設備新技術的消化和吸收。使先進裝備盡快發揮其功效。

3、分清設備管理職責，管理部門應該明確，操作者在設備管理方面應該干什麼，怎麼干，盡快編制設備的潤滑路線圖和潤滑周期表，下發到基層隊。提高操作者的設備管理意識，從「要我管」向「我要管」轉變。

4、提高後勤單位服務質量，保證鑽井施工安全。在我們檢查中，發現有的井隊高壓管匯和放噴管匯中的高壓閘閥黃油嘴缺失，無法保養，還有的井隊井場電器線路沒有按標准安裝，存在安全隱患。

5、進一步加強基層的基礎管理工作。強化設備的日常保養，完善鑽井隊設備運轉記錄、保養記錄，保證其真實性，進一步加強鑽井隊的油水管理。有的井隊泥漿泵游標尺沒有油位標記，無法准確指示油位，影響設備正常潤滑，降低設備使用壽命。

6、進一步完善設備管理信息系統，全面提升設備管理水平。加大設備管理信息化的投入，完善三級信息網路。要加強基層設備管理信息的錄入工作，把信息系統的使用作為設備管理的基礎工作來抓。

我們這次檢查，由於時間有限，僅抽查了幾個單位，查到了一些問題，但不是問題的全部，要真正搞好設備管理工作，需要大家共同努力，共同查找問題，不留死角，把設備管理工作落到實處，這次來華北局也是一個學習的過程，我們要把華北局設備管理的好經驗、好做法帶到我們各自油田，學習推廣，為提高集團公司設備管理整體水平做出貢獻。

Ⅵ 遼河油田鑽井井控實施細則的第四章 井控裝置安裝、試壓和管理

第二十四條 井控裝置包括套管頭、採油樹、鑽井四通（特殊四通）、防噴器及控制系統、內防噴工具、井控管匯、液氣分離器、除氣器和監測設備等。
第二十五條 含硫地區井控裝置材質應符合行業標准SY/T 5087《含硫化氫油氣井安全鑽井推薦作法》的規定。
第二十六條 井口裝置的配置和安裝執行以下規定：
（一）井控裝置的配備必須符合設計要求；用於「三高」井的防噴器累計上井時間應不超過7年。
（二）防噴器安裝：
1.防溢管內徑不小於井口內層套管通徑，管內不應有直台肩。
2.現場安裝完畢後，天車、轉盤、井口三者的中心應在同一鉛垂線上，偏差不大於10mm。要用4根直徑不小於 Ф16mm鋼絲繩對角綳緊固定牢靠。
（三）具有手動鎖緊機構的閘板防噴器（剪切閘板除外）應裝齊手動操作桿，靠手輪端應支撐牢固牢靠。手動操作桿與鎖緊軸之間的夾角不大於30°，並在醒目位置標明開、關方向和到底的圈數。手動操作桿距地面高度若超過2m，應安裝高度適合的操作台。
第二十七條 防噴器控制系統的控制能力應與所控制的防噴器組合及管匯等控制對象相匹配。其安裝要求：
（一）遠程式控制制台安裝在面對井架大門左側、距井口不少於25m的專用活動房內，距放噴管線或壓井管線應有2m以上距離，並在周圍留有寬度不小於2m的人行通道，周圍10m內不得堆放易燃、易爆或腐蝕物品。
（二）液控管線要通過高壓彎頭與防噴器及液動閥連接。液控管線與放噴管線的距離應在0.5m以上，車輛跨越處應裝過橋蓋板。不允許液控管線接觸地面或在其上堆放雜物。
（三）全封、半封、剪切閘板和液動閥控制手柄應與控制對象工作狀態一致，環形防噴器在完全打開狀態下將手柄處於中位。
（四）全封閘板控制手柄應裝罩保護，剪切閘板控制手柄應安裝防止誤操作的限位裝置。
（五）遠程式控制制台應與司鑽控制台氣源分開連接，嚴禁強行彎曲和壓折氣管束。氣源壓力保持在0.65～0.8MPa。
（六）電源應從配電箱總開關處直接引出，並用單獨的開關控制。
（七）待命狀態下液壓油油麵距油箱頂面不大於200mm。氣囊充氮壓力7±0.7MPa。儲能器壓力保持在18.5～21MPa。環形、管匯壓力10.5MPa。
（八）Ⅰ級風險井應同時配備電動泵和氣動泵，配備防噴器司鑽控制台和節流管匯控制箱。在便於操作的安全地方可設置輔助控制台。
（九）司鑽控制台上不安裝剪切閘板控制閥。
第二十八條 井控管匯包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線和放噴管線。其安裝要求：
（一）節流管匯、壓井管匯水平安裝在堅實、平整的地面上，高度適宜。
（二）在未配備節流管匯控制箱情況下，必須安裝便於節流閥操作人員觀察的立管壓力表。
（三）防噴管線、放噴管線和鑽井液回收管線應使用經探傷合格的管材。防噴管線應採用專用標准管線，不允許現場焊接。
（四）放噴管線安裝標准：
1.放噴管線的布局應考慮當地季風方向、居民區、道路、油罐區、電力線及各種設施等情況。
2.放噴管線應接至井場邊緣，正面不能有障礙物。Ⅰ級風險井備用接足75m長度的管線和固定地錨，Ⅱ級、Ⅲ級風險井主放噴管線接至排污池。
3.放噴管線通徑不小於78mm（井眼尺寸小於177.8mm的鑽井、側鑽井井控管線通徑不小於52mm，下同），出口處必須是鑽桿接頭，並有螺紋保護措施。
4.管線應平直引出。若需轉彎應使用角度不小於120°的鑄（鍛）鋼彎頭。確因地面條件限制，可使用同壓力級別的高壓隔熱耐火軟管或具有緩沖墊的90°彎頭。
5.放噴管線每隔10～15m、轉彎處及出口處用水泥基墩加地腳螺栓或地錨固定牢靠；放噴管線出口懸空長度不大於1.0m；若跨越10m寬以上的河溝、水塘等障礙，應架設金屬過橋支撐。
6. 水泥基墩長×寬×深為0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地腳螺栓直徑不小於20mm，預埋長度不小於0.5m。
（五）防噴管線拐彎處可使用與防噴器壓力級別（70Mpa以上級別防噴器除外）一致、通徑不小於78mm的高壓隔熱耐火軟管；節流管匯與鑽井液回收管線、液氣分離器連接處可使用不低於節流管匯低壓區壓力等級的高壓隔熱耐火軟管。軟管中部應固定牢靠，兩端須加裝安全鏈。
（六）防噴器四通兩側應各裝兩個閘閥，緊靠四通的閘閥應處於常閉狀態（備用閘閥常開），外側閘閥應處於常開狀態，其中應至少在節流管匯一側配備一個液動閥。安裝示意圖見圖20、圖21。
（七）井控管匯所配置的平板閥應符合SY/T5127《井口裝置和採油樹規范》中的相應規定。
（八）井控管匯應採取防堵、防凍措施，保證暢通和功能正常。
第二十九條 鑽具內防噴工具包括方鑽桿上、下旋塞、頂驅液控旋塞、浮閥、鑽具止回閥和防噴單根。其安裝要求：
（一）鑽具內防噴工具的額定工作壓力應不小於防噴器額定工作壓力。
（二）方鑽桿應安裝下旋塞閥。鑽台上配備與鑽具尺寸相符的備用旋塞閥（處於開位）。Ⅰ級風險井、氣油比≥2000的井應安裝上旋塞閥，並配備浮閥或鑽具止回閥。
（三）准備一根能與在用鑽鋌螺紋相連的防噴單根（母接頭處配有處於開位的旋塞閥），在起下鑽鋌作業時置於坡道或便於快速取用處。
第三十條 循環系統及液面監測儀器應符合如下要求：
（一）應配備鑽井液循環罐直讀標尺與液面報警裝置。
（二）Ⅰ級風險井必須配備灌泥漿計量裝置，並執行起下鑽工作單制度。
（三）按照設計要求配備液氣分離器和除氣器。液氣分離器進出口管線採用法蘭連接，排氣管線（管徑不小於排氣口直徑）接出距井口50m以遠，出口處於當地季風下風方向，並配備點火裝置和防回火裝置。除氣器安裝在鑽井液回收管線出口下方的循環罐上，排氣管線接出井場邊緣。
第三十一條 井控裝置的試壓：
（一）井控車間用清水試壓：環形防噴器（封鑽桿）、閘板防噴器、壓井管匯試壓、防噴管線和內防噴工具試壓到額定工作壓力；節流管匯高低壓區按額定工作壓力分別試壓。穩壓時間不少於10min，允許壓降≤0.7 MPa，密封部位無可見滲漏。
閘板防噴器、節流管匯、壓井管匯、鑽具內防噴工具應做低壓試驗，其試壓值1.4～2.1 MPa，穩壓時間不少於3min，允許壓降≤0.07 MPa，密封部位無可見滲漏。
上井井控裝置應具有試壓曲線及試壓合格證。
（二）現場安裝好試壓：在不超過套管抗內壓強度80%的前提下，環形防噴器（封鑽桿）試壓到額定工作壓力的70%；閘板防噴器（剪切閘板除外）、防噴管線、節流管匯和壓井管匯應試壓到額定工作壓力；放噴管線試壓值不低於10MPa。液控管線試壓21MPa。
按以上原則確定的試壓值大於30 MPa時，井控裝置的試壓值取預計裸眼最高地層壓力值（不小於30MPa）。
上述壓力試驗穩壓時間均不少於10min，允許壓降≤0.7 MPa，密封部位無可見滲漏。
（三）後續井控裝置檢查試壓值應大於地面預計最大關井壓力（不小於14 MPa）。
（四）每間隔60天對井控裝置試壓檢查一次。
（五）更換井控裝備承壓部件後，井控裝置應進行試壓檢查。
第三十二條 井控裝置的使用按以下規定執行：
（一）發現溢流後立即關井。應先關環形防噴器，後關閘板防噴器，在確認閘板防噴器正確關閉後，再打開環形防噴器。環形防噴器不得長時間關井，除非特殊情況，一般不用來封閉空井。
（二）一般情況不允許關井狀態下活動或起下鑽具。在必須活動鑽具的特殊情況下，關閉環形防噴器或閘板防噴器時，在關井套壓不超過14MPa情況下，允許鑽具以不大於0.2m/s的速度上下活動，但不準轉動鑽具或鑽具接頭通過膠芯。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°斜坡接頭的鑽具，起下鑽速度不得大於0.2m/s。
（三）具有手動鎖緊機構的閘板防噴器，預計關井30min以上，應手動鎖緊閘板。打開閘板前，應先手動解鎖，鎖緊和解鎖都應一次性到位，然後回轉1/4～1/2圈。
（四）當井內有鑽具時，嚴禁關閉全封閘板防噴器。
（五）嚴禁用打開防噴器的方式來泄井內壓力。
（六）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。
（七）有二次密封的閘板防噴器和平行閘板閥，只能在其密封失效至嚴重漏失的緊急情況下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待緊急情況解除後，立即清洗更換二次密封件。
（八）平行閘板閥開、關到底後，都應回轉1/4～1/2圈。其開、關應一次完成，不允許半開半閉和作節流閥用。
（九）壓井管匯不能用作日常灌注鑽井液用；防噴管線、節流管匯和壓井管匯應採取防堵、防漏、防凍措施；最大允許關井套壓值在節流管匯處以明顯的標示牌進行標示。
（十）井控管匯上所有閘閥都應編號並標明其開、關狀態。
（十一）鑽具組合中裝有鑽具止回閥下鑽時，每下20～30柱鑽桿向鑽具內灌滿一次鑽井液。下鑽至主要油氣層頂部應灌滿鑽井液，排出鑽具內的空氣後方可繼續下鑽。下鑽到井底也應灌滿鑽井液後再循環。
（十二）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。
（十三）防噴器及其控制系統的維護保養按SY/T 5964《鑽井井控裝置組合配套、安裝調試與維護》中的相應規定執行。
第三十三條 井控裝置的管理執行以下規定：
（一）工程技術服務企業應有專門機構負責井控裝置的管理、維修和定期現場檢查工作，並規定其具體的職責范圍和管理制度。
（二）鑽井隊在用井控裝置的管理、操作應落實專人負責，並明確崗位責任。
（三）必須建立井控設備、零部件的出入庫檢測制度，應設置專用配件庫房和橡膠件空調庫房，庫房溫度應滿足配件及橡膠件儲藏要求。
（四）防噴器組、遠程式控制制台、節流管匯、壓井管匯必須口井回廠檢測。鑽具內防噴工具每3個月回廠檢測，壓井作業後立即回廠檢測。
第三十四條 所有井控裝備及配件必須是經集團公司有關部門認可的生產廠家生產的合格產品。防噴器的檢查與修理執行SY/T6160《液壓防噴器的檢查與修理》標准，並嚴格執行集團公司《井控裝備判廢管理規定》。