井控细则(2015)
井下作业井控实施细则
井下作业井控实施细则井下作业井控实施细则是针对井下作业过程中的安全管理措施进行规范和实施的细则。
井下作业是指石油、天然气、煤矿等行业中进行的地下作业，往往涉及到高风险的环境和作业条件，因此必须制定详细的措施来确保作业人员的安全和减少事故的发生。
一、作业前准备1.制定详细的井下作业方案，包括作业内容、作业流程、安全措施等。
2.组织作业人员进行必要的培训，了解井下作业的风险和应急处理方法。
3.对作业人员进行身体健康检查，确保其具备井下作业的身体素质和能力。
4.配备必要的个人防护装备，包括防护服、安全帽、防护眼镜等。
二、施工现场管理1.确保施工现场的通风良好，定期检查通风设备的运行情况。
2.对井下设备进行定期的维护和检修，确保其安全可靠。
3.标明井下作业区域的界限，并设置明显的安全警示标志，禁止无关人员入内。
4.设置必要的应急救援设备和装置，在紧急情况下能够及时采取相应的救援措施。
三、作业人员管理1.制定作业人员的岗位责任和职责，明确各个岗位的工作内容和权限。
2.严格执行作业人员的上岗制度，确保岗位无人空缺。
3.对作业人员进行必要的安全培训，提高其安全意识和应急处理能力。
4.建立健全的作业人员培训和技能评估制度，定期进行培训和测试。
四、作业安全控制1.严格执行作业许可制度，确认作业区域的安全条件和设备运行状况。
2.制定安全监测计划，包括对井下空气质量、温湿度等进行定期检测和评估。
3.加强对井下作业的监督和检查，及时发现和纠正安全隐患。
4.建立作业事故报告和事故分析制度，对每起事故进行详细的调查和分析，并采取相应的措施进行改进。
五、作业结束和总结1.作业结束后，对井下作业区域进行清理，并进行安全检查，确保没有残留的危险物或设备。
2.召开作业总结会议，对井下作业过程进行全面总结，并提出改进和加强措施。
3.整理和归档作业记录，包括作业方案、培训记录、事故报告等，以备将来参考和借鉴。
综上所述，井下作业井控实施细则是确保井下作业安全的重要文件，通过规范作业流程、加强管理和控制措施，能够有效地保护作业人员的安全，降低事故发生的风险，提高作业效率和质量。
中国石化油〔2015〕374号 中国石化井控管理规定
中国石化井控管理规定中国石化油〔2015〕374号2015年6月26日1 基本要求1.1 井控管理应贯彻落实“安全第一，预防为主”方针和“安全发展”、“以人为本”理念，切实加强管理，严防井喷失控和H2S等有毒有害气体泄漏发生，保障人民生命财产和环境安全，维护社会稳定，有利于发现、保护和利用油气资源。
1.2 井控工作是一项系统工程，涉及井位选址、地质与工程设计、设备配套、维修检验、安装验收、生产组织、技术管理、现场管理等项工作，需要设计、地质、生产、工程、装备、监督、计划、财务、培训和安全等部门相互配合，共同把关。
1.3 本规定所称“井控”是指油气勘探、开发、地下储气全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、录井、测试、注水（气）、井下作业、油气生产、储气注采和报废井弃置处理等生产环节。
1.4 本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含H2S特征之一的井。
其中“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d及以上；“高压”是指地层压力达70MPa及以上；“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm 及以上。
1.5 本规定所称“工程施工单位”是指提供钻井、测井、录井、固井、井下作业、试油（气）等服务的专业施工单位；本规定所称“油气生产单位”是从事石油与天然气开发生产的采油、采气和地下储气库运营等单位。
1.6 本规定适用于中国石化陆上石油与天然气井控管理；海上井控管理应根据海上井控特殊要求，在本规定基础上修订完善执行；境外油气生产应根据资源国的特殊要求修订完善执行。
1.7 油田勘探开发事业部、石油工程技术服务有限公司、国际石油勘探开发有限公司和天然气分公司分别为集团公司境内油气勘探开发、石油工程技术服务、境外油气生产和地下储气库等“四大业务板块”的井控安全管理主体和井控安全责任主体。
1.8 各油田分公司、地区石油工程公司均应根据本规定，结合油气生产和施工作业实际，认真开展区域井控风险评估，并针对不同区域风险级别，制定出具体实施细则报井控办公室备案。
井控细则(2015)
附件长庆油田试油（气）作业井控实施细则第一章总则第一条为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》、SY/T 6690《井下作业井控技术规程》和Q/SY 1553《井下作业井控技术规范》等，结合长庆油田特点，特制定本细则。
适用于长庆油田公司及在长庆油田从事试油（气）作业的承包商队伍。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现试油（气）井控安全。
第三条井控工作是一项系统工程。
长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，试油（气）承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，切实履行好各自井控安全职责。
第五条长庆油田试油（气）作业井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。
井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。
第六条本细则规定了长庆油田试油（气）作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置配备、安装、试压、使用和管理，作业前的井控准备，试油（气）作业施工过程中的井控工作，防火、防爆、防H2S、CO等有毒有害气体的安全措施，井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第八条每口井进行地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油（气）井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。
长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下一、气田一级风险井：“三高”井、异常高压井、区域探井、水平井。
大庆油田钻井井控实施细则2015年版
大庆油田钻井井控实施细则大庆油田有限责任公司2015年8月目录第一章总则 (1)第二章井控风险管理 (1)第三章井控设计 (5)第四章井控装置的安装、试压、使用和管理 (13)第五章钻开油气层前的准备和检查验收 (28)第六章钻开油气层的井控作业 (30)第七章欠平衡钻井井控 (37)第八章防火、防爆、防硫化氢措施 (43)第九章井喷失控处理 (47)第十章井控培训管理 (51)第十一章井控工作管理制度 (52)第十二章附则 (60)附件1：术语和定义 (61)附件2：井口装置组合图 (62)附件3：井控管汇组合形式、阀门编号及开关状态 (66)附件4: 关井操作程序 (70)附件5: 钻井井控记录格式 (81)第一章总则第一条为了进一步规范大庆油田钻井井控工作，有效预防井喷、井喷失控和井喷着火事故的发生，保障人民生命、财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。
第二条本细则依据国家法律法规、规章制度，《钻井井控技术规范》等石油天然气行业相关标准，集团公司钻井井控管理相关文件，结合大庆油田钻井井控实际编制。
第三条各相关单位要高度重视井控工作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本、积极井控”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，严格细致，常抓不懈。
第四条井控工作包括井控设计、井控装置、钻井及完井井控作业、井控技术培训及井控管理等。
油田公司油气勘探开发与评价、钻井工程、安全环保、物资装备、生产运行和教育培训等井控工作部门，应各司其职，齐抓共管。
第五条本细则适用于大庆油田及所属区域石油与天然气钻井井控管理。
第二章井控风险管理第六条油田公司开发部、勘探事业部、油藏评价部和天然气开发部是公司建设方主管部门。
勘探事业部、海塔指挥部、采气分公司和采油厂是公司建设方业主单位。
钻井井控办公室是钻井井控工作管理部门，组织钻井设计单位和施工方生产、安全环保、井控管理等部门，通过分析地面环境、地质情况、施工工艺等方面井控风险的严重程度，按照Q/SY1356《风险评估规范》进行风险评估，经建设方主管部门批准后实施。
油气田井控实施细则
西南油气田井控实施细则宣贯2015.1新实施细则与我方有关的主要变化如下：四十六条溢流应在2m3内发现。
发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。
关井方式推荐采用硬关井。
第四十七条溢流关井信号为一声长鸣笛；地面检测到有硫化氢逸出的关井信号为两声短鸣笛加一声长鸣笛。
关井结束信号为两声短鸣笛，开井信号为三声短鸣笛。
长鸣笛时间15s以上，短鸣笛时间2s左右。
第三十七条短程起下钻基本作法（一）一般情况下试起15柱钻具或起至套管鞋，再下入井底循环一周半，若钻井液无气侵，则可正式起钻；若后效严重，不具备起钻条件时，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻。
（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加其他空井作业时间，再下入井底循环一周半观察。
第三十八条（一）起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半；短程起下钻后的循环观察时间也应达到一周半以上；进出口密度差不超过0.02g/cm3。
短程起下钻应测油气上窜速度，满足井控安全要求才能进行起下钻作业。
（二）起钻中严格按规定每起出3柱～5柱钻杆灌满钻井液一次，每起出1柱钻铤灌满钻井液一次；若钻具水眼堵塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。
（三）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度不应超过0.5m/s，维持钻井液良好的造壁性和流变性，避免起钻中井内发生严重抽吸。
（四）下钻中应控制钻具下放速度，避免因井下压力激动导致井漏。
若井内钻井液静止时间长，应分段循环钻井液。
（五）起下钻过程中，设备检修应安排在下钻至套管鞋进行；若起钻过程中因故不得不检修设备时，检修中应采取相应的防喷措施，检修完后立即下钻到井底循环一周半，正常后再起钻。
严禁在空井情况下进行设备检修。
井控坐岗管理要求(中石化西南石油工程有限公司井控管理实施细则(2015试行)附件9.1)
附件9.1井控坐岗管理要求1 总体要求1.1为进一步细化和完善井控坐岗监测要求，规范管理程序、明确分工职责、提高井控坐岗的有效性，确保溢流及早发现，特制定本管理办法。
1.2钻井从安装防喷器到完井作业期间，井下作业从安装防喷器到下完完井管柱安装好采气树期间应有专人24小时负责坐岗观察液面，及时填写“井控坐岗记录表”，发现异常及时报告当班井控负责人。
1.3本办法中钻井用泥浆、井下作业用压井液、保护液等液体统称为“钻井液”。
1.4本管理办法只限于在西南石油工程有限公司承担施工任务的钻井、井下作业生产现场内执行。
2 设施要求2.1钻井队（试油气队、修井队）应在参与循环的泥浆罐及灌浆罐安装液面标尺，深探井、含H2S气井须在泥浆循环池中- 1 -安装一套独立的浮球式液面监测报警系统。
2.2录井队应在参与循环的泥浆罐及灌浆罐安装池体积传感器。
2.3现场除了配备液面自动报警仪、液面标尺之外，还应备用钢板尺用以测量罐面变化，但不得采用钢卷尺、皮尺等其他可能导致较大测量误差的工具。
2.4现场应配备专用的灌浆罐和自动灌浆装置，灌浆罐体积应不超过10m3。
2.5液面监测报警系统和综合录井仪现场应每天白班检测精度和灵敏度，使用期间应及时根据钻井液的实际变化情况校正检测体积和修正报警门限，确保钻井液体积溢流数据的真实性。
3 作业要求3.1井控坐岗的人员上岗前需由现场各方技术负责人共同组织进行专项培训，培训合格后方可上岗。
3.2现场井控坐岗参与人员均应清楚所有重浆储备罐、循环罐的编号和单位容积，钻井液循环走向、管串排代量，井筒容积，钻井液密度，钻井液储备量。
3.3钻井队（试油气队、修井队）、泥浆服务队井控坐岗人员每班接班时应校核所有循环罐、重浆储备罐内储备钻井液量及密度，并按钻井液储备表格式和要求填写（附件9.2），如有外- 2 -运泥浆、加重、堵漏等情况，应及时加密校核。
3.4录井仪器工程师应每天用实测泥浆罐内液量体积来校核池体积传感器读数，确保池体积传感器读数准确，校核过程应有记录。
井控管理制度实施细则
井控管理制度实施细则
一、井控管理的责任和组织
1.公司领导层要高度重视井控管理工作，确定专门的井控管理部门，
明确其职责权限。
2.井控管理部门要制定相应的井控管理制度，包括巡检、检修、应急
等方面的规定，并进行宣传和培训，确保各级人员了解井控管理制度。
3.各级管理人员要严格执行井控管理制度，带头做好井控工作，并定
期组织井控工作的评估和改进。
二、井控管理的目标和内容
1.井控管理的核心目标是确保井控安全，避免井控事故的发生。
2.井控管理的内容包括现场巡检、设备检修、资源利用、应急处理等
方面的工作，要做到全面、全程、全员参与。
三、井控管理的流程和方法
1.现场巡检：定期组织井控人员对井控设备和工作现场进行巡查，发
现问题及时整改，做到预防为主。
2.设备检修：定期对井控设备进行维护和检修，确保设备的正常运行，防止设备故障引发事故。
3.资源利用：合理调度和利用井控资源，确保资源的合理利用和节约，避免资源的浪费。
4.应急处理：建立健全的应急处理机制，包括事前预案、事中应急措
施和事后总结等，提高应对突发情况的能力。
四、井控管理的监督和评估
1.井控管理部门要定期对井控工作进行监督和检查，发现问题及时纠正。
2.对井控工作的绩效进行评估，制定相应的评估指标和评估方法，并向公司领导层报告评估结果。
3.针对评估结果，制定改进措施，并进行培训和宣传，提高井控管理水平。
以上是井控管理制度的实施细则，通过严格执行这些细则，可以确保井控工作的顺利进行，提高井控安全和效率，保护环境和资源的可持续利用。
同时，还需要根据具体的井控工作实际情况进行调整和完善。
井控细则
总则第一条井控技术是保证石油天然气钻井安全的关键技术。
做好井控工作，有利于发现和保护油气层，有效地防止井喷、井喷失控及着火事故的发生。
第二条井喷失控是钻井工程中性质严重、损失巨大的灾难性事故。
一旦发生井喷失控，将打乱正常的生产秩序，使油气资源受到严重破坏，造成环境污染，还易酿成火灾、人员伤亡、设备损坏甚至油气井报废。
第三条井控工作是一项系统工程。
塔里木油田的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备、培训以及钻井承包商和相关服务单位，必须高度重视，各项工作必须有组织地协调进行。
第四条本细则包括井控设计、井控装备、钻开油气层前的准备工作、钻开油气层和井控作业、防火防爆防HS措施和井喷失控的处理、井控技术培训以2及井控九项管理制度等十个方面。
第五条本细则适用于塔里木油田钻井井控工作。
二、井控设计第六条井控设计是钻井、地质工程设计中的重要组成部分。
钻井生产应先设计后施工，坚持无设计不能施工的原则。
井控设计主要包括以下内容：1.对井场周围2km范围（以井口为中心、2km为半径）内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）进行勘查并在钻井地质设计中标注说明。
特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度，在钻井工程设计中明确相应的井控措施。
2.油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于75m；距民宅应不小于100m；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。
3. 钻井地质设计提供全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度预测曲线、地层坍塌压力曲线，生产井分层动态压力以及浅气层、邻井资料及周围注S含量。
气注水情况，提供含硫地层及其深度和预计H24.满足井控要求的钻前工程及合理的井场布局。
井场布局应满足放喷管线S地区的安装需要，放喷管线应接到放喷池；一般不允许道路从后场进入；含H2井场布局应考虑HS防护的需要。
25.使用适合地层特性的钻井液体系和密度，储备合理的重钻井液、加重剂和其它处理剂。
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附件长庆油田试油（气）作业井控实施细则第一章总则第一条为有效地预防井喷、井喷失控、井喷着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，依据中国石油天然气集团公司《石油与天然气井下作业井控规定》、SY/T 6690《井下作业井控技术规程》和Q/SY 1553《井下作业井控技术规范》等，结合长庆油田特点，特制定本细则。
适用于长庆油田公司及在长庆油田从事试油（气）作业的承包商队伍。
第二条各单位应高度重视井控工作，贯彻集团公司“警钟长鸣、分级管理、明晰责任、强化监管、根治隐患”的井控工作方针，树立“以人为本”、“积极井控”的理念，严格细致，常抓不懈地搞好井控工作，实现试油（气）井控安全。
第三条井控工作是一项系统工程。
长庆油田公司的勘探开发、工程技术、安全环保、消防保卫、物资装备和教育培训等部门，试油（气）承包商工程技术及其他对应的主管部门都必须各司其职，齐抓共管。
第四条落实井控管理责任，按照“党政同责”、“一岗双责”、“管业务必须管安全、管行业必须管安全、管生产经营必须管安全”的要求，切实履行好各自井控安全职责。
第五条长庆油田试油（气）作业井控工作的原则是“立足一级井控、强化二级井控、做好三级井控预案”。
井控工作“关键在领导、重点在基层、要害在岗位”。
第六条本细则规定了长庆油田试油（气）作业地质、工程、施工设计中的井控要求，井控装置配备、安装、试压、使用和管理，作业前的井控准备，试油（气）作业施工过程中的井控工作，防火、防爆、防H2S、CO等有毒有害气体的安全措施，井喷应急救援处置，井控技术培训，井控管理组织及职责，井控管理制度等方面内容。
第七条连续油管作业、新工艺试验井的井控技术要求执行集团公司相关规定及工程设计。
第二章地质、工程、施工设计的井控要求第八条每口井进行地质、工程、施工设计时，要根据长庆油田试油（气）井控风险分级，制定相应的井控装备配置、技术及监管措施。
长庆油田试油（气）作业井控风险分级如下一、气田一级风险井：“三高”井、异常高压井、区域探井、水平井。
二级风险井：一级风险井之外的气井。
二、油田一级风险井：“三高”井、异常高压井、水平井、原始气油比大于100m3/t的井。
二级风险井：探井、评价井、调整更新井。
三级风险井：其它开发井。
第九条试油（气）作业的地质设计（试油气任务书、地质方案）、工程设计、施工设计中必须有明确的井控要求和提供必要的基础数据。
一、地质设计1．在进行地质设计前应对井场周围一定范围内（含硫化氢油气田探井井口周围3km、生产井井口周围2km范围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、水资源情况、森林植被情况、通讯设施和季风变化等进行勘察和调查，并在地质设计中标注说明；江河、干渠周围的油、气、水井应标明河道、干渠的位置和走向等。
2．应标明油气井井口距离高压线及其他永久性设施（民宅、铁路、高速公路、学校、医院），油库、河流、水库、人口密集及高危场所等距离。
3．应提供井身结构、人工井底、套管试压情况、水泥返高及固井质量、井下管柱的结构、套管钢级、壁厚、尺寸、螺纹类型、下入井深等资料，提供本井或邻井产层流体（油、气、水）的性质、本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、气油比、注水注气区域的注水注气压力、与邻井地层连通情况、地层流体中的H2S、CO等有毒有害气体含量，定向井、水平井应提供井眼轨迹数据、各作业层的温度情况、异常高温提示等以及与井控有关的资料。
4．注水（气）区块试油时应提供本井区主地应力方向，井距500m以内的注水（气）井井号、注水（气）压力、注水（气）层位、注水（气）量、注水（气）开始时间等有关资料。
二、工程设计1．根据地质设计提供的地层压力和流体性质，预测井口最高关井压力。
2．工程设计中应提供目前井下地层情况、套管的技术状况，必要时查阅井史，参考钻井时钻井液密度，明确压井液的类型、性能和压井相关技术要求等，提供施工压力参数、施工所需的井口、井控装备组合的压力等级。
提示本井和邻井在生产及历次施工作业中H2S、CO等有毒有害气体监测情况以及本井井控风险级别。
3．工程设计单位应依据地质设计对井场周围一定范围内的环境情况进行复查，并在工程设计中标注说明和提出相应的防范要求。
4．工程设计应明确井控装置的选择，对井控装置现场安装后提出试压要求，并对作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。
三、施工设计1．施工单位应依据地质设计和工程设计做出施工设计。
施工设计中应根据地质设计中提供的周边环境调查情况和工程设计的相关要求制定相应的应急预案；应明确防喷器的规格及组合形式，现场安装、调试与试压要求等，必要时应查阅钻井资料和有关技术要求，明确压井液、加重材料和处理剂的类型、数量、存放点及井控措施，并在施工设计中细化各项井控措施。
2．施工设计中要有从抢险物资存放点到施工井场详细的抢险道路描述（附详细道路示意图）。
3．施工设计中的重点井控内容：（1）井控设备及防护器材配备要求：防喷器、防喷井口、油管旋塞阀、放喷管线、H2S、CO等有毒有害气体检测仪器及安全防护设施等。
（2）压井液要求：配方、性能、数量等。
（3）压井材料准备：清水、添加剂、加重材料等。
（4）井控技术措施、防火、防爆、防H2S、CO等有毒有害气体中毒要求及相关的应急处理措施。
第十条从事工程、施工设计及审核单位和人员应达到相应条件，并执行相应的设计审批程序。
一、工程设计：1．工程设计单位必须要符合集团公司的相关资格要求，从事一级风险井的设计人员应具有5年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；一级风险井设计审核人员应具有相应的高级技术职称。
从事二、三级风险井的设计人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称；二、三级风险井设计审核人员应具有相应的中级技术职称。
2．气田一级风险井中的“三高”井、区域探井、采用裸眼封隔器改造的水平井、特殊工艺井或新工艺试验水平井由油田公司工程技术主管部门审核，油田公司主管领导审批;其它一级风险井由油田公司工程技术主管部门审批。
气田二级风险井中的探井、评价井、改造工艺尚未成熟区块的开发井、新工艺试验井、施工异常或施工难度较大的井由油田公司工程技术主管部门审批;其它二级风险井由建设单位（项目组）主管领导审批。
3．油田一级风险井设计单位按程序审核后，由工程技术主管部门审批，重点试验井上报油田公司主管领导审批。
油田二级风险井中的评价井由油藏评价主管部门审核，工程技术主管部门审批；探井由勘探主管部门审批；其它二级风险井由工程技术主管部门审批。
油田三级风险井由建设单位（项目组）主管领导审批，报工程技术主管部门备案。
二、施工设计：施工设计单位必须要符合集团公司的相关资格要求。
施工设计由施工单位编制，如施工单位不具备设计编制资格，可以委托有资格的单位或人员编制。
施工设计由施工单位主管领导审核，建设单位(项目组)主管领导审批，建设单位(项目组)备案。
施工设计的编写及审核人员应具有3年以上的现场工作经验和中级及以上技术职称。
第三章井控设备的配备、安装、试压、使用及管理要求第十一条井控装置配备原则一、气田1．依据地层压力选用井控设备配备级别，一般不低于35MPa。
2．配备液压双闸板防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及防喷管线、放喷管线，特殊情况执行工程设计。
气田防喷器组合见附件2：图1，地面流程见附件21。
二、油田1．依据地层压力选用井控设备配备级别，一级风险井一般不低于35MPa，二级、三级风险井一般不低于21MPa。
2．一级风险井配备液压双闸板防喷器及控制装置、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及防喷管线、放喷管线，特殊情况执行工程设计。
防喷器组合见附件2：图13．二级、三级风险井最低配备手动双闸板防喷器、防喷井口、油管旋塞阀各1套，以及放喷管线，特殊情况执行工程设计。
防喷器组合见附件2: 图2三、含硫区域井控设备的选择应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。
第十二条井控装置安装标准井控装置及附件连接螺栓尺寸符合要求，螺栓齐全，拧紧时对角紧固，两端公扣均匀露出。
应采取防堵、防冻措施，所有的闸阀应挂牌编号，并标明开关状态；防喷器应挂牌标明开关方向及圈数。
一、防喷器安装1．防喷器应安装在井口套管四通上，要求如下：(1)防喷器与井口四通的钢圈和钢圈槽应匹配。
(2)钢圈槽应清洗干净，并涂抹润滑脂。
(3)确认钢圈入槽、上下螺孔对正，方向符合要求。
2．防喷器安装好后，天车、游车、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。
3．防喷器安装完成后应进行下列作业：(1)有钻台作业时，防喷器应采用4根直径不小于16mm（5/8“）的钢丝绳在四方对角下“八字形”绷紧、固定。
(2)无钻台作业时、使用时防喷器顶部应加防护板。
(3)具有手动锁紧机构的液压防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°；挂牌标明开、关方向及圈数；同时配备锁紧圈数计数装置。
二、防喷器控制装置安装防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配，安装要求如下：1．安装在上风方向，前井场，距井口不小于25m，便于司钻（操作手）观察的位置。
周围留有不少于2米的人行通道，周围10m 内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品，并有专人检查保养。
2．液控管线上不应堆放杂物，与防喷管线、放喷管线距离大于1米；液控管线或接头不允许埋在地下，管线接头垫起不许遮盖，在车辆跨越处应有过桥盖板。
安装前应逐根检查，确保畅通；连接时接头应保持清洁干净，排列整齐，密封良好，管线拆卸后应采取防护措施。
3．电源应从发电房总配电板专线引出，线截面积≥6mm2并保持一致，并用单独的防爆开关控制。
4．远控台处于待命状态时，油面不低于油标下限，储能器预充氮气压力7±0.7 MPa；储能器压力17.5-21 MPa；管汇压力10.5 MPa。
5．远程控制台电控箱开关旋钮应处于自动位置，三位四通阀手柄应处于工作位置，备用三位四通阀手柄处于中位；控制全封闸板手柄应安装防护装置。
三、井控管汇安装要求1．安装要求(1)管线布局要考虑当地风向、居民区、水源、道路及各种设施的影响。
(2)放喷管汇距井口3m以外，压力表安装在防喷管线与放喷管汇之间。
(3)防喷、放喷管线，必须使用经过检测合格的钢质管线，材质与流体性质相适应；高含硫天然气井防喷、放喷管线应采用抗硫的专用管材。
(4)所有油气井必需要有备用的放喷管线，确保能接出井场之外。
(5)井控管汇不允许现场焊接，井控管汇的压力等级和组合形式应符合工程设计要求。
(6)转弯处应使用夹角≥120°的钢质弯头或使用90°的灌铅钢质专用两通，气井、高气油比井使用锻造高压弯头，不应使用活动弯头连接。