钻井井控规定实施细则
蓄能器使系统运行更加平稳；
蓄能器使系统运行更加安全；
蓄能器使系统运行效率提高；
蓄能器使系统运行能耗降低。
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2 井控装置的安装、试压、使用和管理
井控装置的安装、试压、使用和管理应按SY/T5964执行。
2.1 井控装置的安装
2.1.1 钻井井口装置
钻井井口装置包括各次开钻所配置的防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。
2.1.1.1 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级，管内不得有台肩。
2.1.1.2 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其同轴度误差不大于20mm，防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧。
2.1.1.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30o。挂牌标明开、关方向和圈数。
2.1.1.4 防喷器远程控制台安装要求：
a）安装在井场左前方距井口不小于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；
b）控制管汇整齐安放并固定在管排架内，管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于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；
c）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器；严禁强行弯曲和压折气管束；
d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制；
e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。
2.1.1.5 井口下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度不变。
2.1.1.6 套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。
2.1.2 井控管汇
井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。
2.1.2.1 防喷管线和放喷管线使用经探伤合格的管材，防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得焊接。
2.1.2.2 防喷管线长度若超过6m的应打基墩固定。
2.1.2.3 节流管汇控制台的调试值见表1。
表1 节流管汇控制台部件调压值 MPa
部 件 35调压值 70调压值
阀位变送器 0.35 0.35
压力变送器 0.35 0.35
气泵停泵的工作压力 1.05～1.10 3
蓄能器氮气压力 0.35±0.05 1.00±0.05
溢流阀 1.2 3.5
2.1.2.4 放喷管线安装要求：
a）放喷管线至少应接两条，高压、高含硫地区应接四条，其内径不小于78mm； b）管线连接不允许有任何焊接；
c）布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况；
d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；
e）管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于120°；
f）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m；
g）管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，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；
h）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1.2m3；
i）预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m；
j）放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板。
2.1.2.5 钻井液回收管线出口应接至大土池或储备罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其内径不小于78mm。
2.1.2.6 节流管汇和压井管汇闸阀挂牌编号，并标明其开、关状态（见附录A中图A11、图A12、图A13、图A14、图A15）。最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。
2.1.2.7 井控管汇所配置的闸阀应为平板阀。
2.1.2.8 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。防喷管线控制闸阀（单四通：1＃手动平板阀及4＃液动平板阀；双四通：1＃、4＃、5＃手动平板阀及8＃液动平板阀）应接出井架底座以外。
2.1.3 钻具内防喷工具
钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、钻具回压阀和防喷钻杆单根。
2.1.3.1 钻具内防喷器工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。
2.1.3.2 应使用方钻杆上部和下部旋塞阀，并定期活动。
2.1.3.3 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具回压阀，并配有抢装回压阀专用工具。
2.1.3.4 在大门坡道上准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具回压阀）。
2.1.4 井控监测仪器仪表
钻井队应配备钻井液循环池液面监测报警仪，在含硫化氢等有毒气体的地区钻井应配备相应的有毒气体检测仪。
2.1.5 钻井液净化、加重和灌注装置
除应配齐振动筛、钻井液罐、搅拌器、除砂器、除泥器、离心机、加重泵、自动灌注装置外，探井、气井及气油比高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线接出井口50m以上。
2.2 井控装置的试压
2.2.1 试压介质：清水。
2.2.2 试压值：
a）防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压，环形防喷器（封闭钻杆，不封闭空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力；
b）在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试额定工作压力；节流管汇按零部件工作压力分别试压；
c）放喷管线试10MPa；
d）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，参照上述有关条件及要求试压。
2.2.3 试压要求：上述井控装置在井控车间和上井安装后试压时稳压时间均不得少于30min , 压降不得超过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。
2.3 井控装置的使用
2.3.1 环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。
2.3.2 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°斜坡接头钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s 。
2.3.3 用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁。锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈。
2.3.4 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，当关井套压不超过14MPa时，特殊情况下经上级批准可上下活动钻具，单向行程控制在1.5m范围内，但不准转动钻具或过钻具接头。
2.3.5 当井内有钻具时，严禁关闭全闭闸板防喷器。
2.3.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
2.3.7 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。
2.3.8 正常钻井中每周，油气层钻进中每3天应关、开半闭闸板和闸阀一次。油气层中每次起钻完关、开全闭闸板一次，环形防喷器每10天试关井（在有钻具的条件下）一次。
2.3.9 井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装和试压工具。
2.3.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。
2.3.11 平板阀开、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。
2.3.12 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；井控管汇安装好后，定期用钻井泵注清水冲洗，保持管线畅通。
2.3.13 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。
2.4 井控装置的管理
2.4.1 对各种井控装置应分类、编号、建档（检查、维修、试压等情况），并绘制井控装置运行图表。
2.4.2 设置专用配件库房和橡胶件库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。所有橡胶密封件应入库分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。
2.4.3 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，否则不允许采购和使用。