QHS 海上钻井作业井控规范
QHS 海上钻井作业井控规范
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低 于最大地层孔隙压力的 1.2 倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于 70 MPa。 2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。 2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构 宜带有封隔器。 2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。 2.7 在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。 2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。 2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备 应满足井控要求。 2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段 1.5 倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20 g/cm3 的需要；常压井加重材料储备量不少于 80 t，高压气井加重材料储备量不少于 150 t。 2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。 2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高 PH 值的碱性材料。 2.14 在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动 态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前 15 日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝 完为止。 2.15 高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。 2.16 深水钻井应进行溢流允许量计算，以 0.12 g/cm3 井涌强度为基础的溢流允许量宜大于 4 m3，否则 应调整井身结构。
青海油田石油与天然气钻井井控实施细则
青海油田石油与天然气钻井井控实施细则吐哈石油青海钻井公司安全质量环保科翻印二〇〇六年九月二十日目录第一章总则 (1)第二章井控设计 (1)第三章井控装备 (5)第四章钻开油气层前的准备工作 (11)第五章钻开油气层和井控作业 (12)第六章井喷失控的处理 (17)第七章防火防硫化氢措施 (18)第八章井控技术培训 (19)第九章井控工作九项管理制度 (20)第十章附则 (24)附件1 东部天然气钻井井控措施 (25)附录1 井口装置组合图 (27)附录2 关井操作程序 (32)附录3 顶驱钻机关井操作程序 (34)青海油田石油与天然气钻井井控实施细则第一章总则第一条为了深入贯彻《安全生产法》、《环境保护法》，进一步推进油田井控工作科学化、规范化，提高公司井控管理水平，有效预防井喷、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，根据集团公司对井控工作的要求，特制定本《青海油田石油与天然气钻井井控实施细则》。
第二条本着“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，做好井控工作，既有利于发现和保护油气层，又可有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。
第三条井控工作是一项系统工程，油田公司的勘探、开发、钻井、技术监督、安全、环保、物资、装备和培训等部门，必须十分重视，各项工作必须有组织地协调进行。
第四条井控工作包括井控设计、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、防火防爆防硫化氢安全措施和井喷失控的处理、井控技术培训以及井控管理制度等方面内容。
第二章井控设计第五条井控设计是钻井地质工程设计中的重要组成部分，包括以下主要内容：1、满足井控安全的钻前工程及合理的井场布置。
2、全井段的地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层（或浅水层、浅盐层）资料，开发区块分层动态压力数据。
3、适合地层特性的钻井液类型，合理的钻井液密度，合理的加重钻井液、加重剂和其他处理剂的储备。
海上作业项目部井控管理制度汇编(全部)
Petrochina中国石油海上作业项目部井控管理实施办法汇编2017年1月目录1.海上作业项目部井控工作领导小组2.总则3.高危地区施工作业井控针对性措施4.井控设计管理5.井控考核办法6.施工井喷事故责任追究实施办法7.开工验收实施办法8.井控定期检查和井控培训制度9.隐患整改消项制度一.海上作业项目部井控工作领导小组为推进海上项目部井控工作管理科学化、规范化，提高井控管理水平，做好井下作业井控工作，有效地防止井喷失控事故的发生，保证人身和财产安全，保护环境和油气资源，依据国家有关法律法规、行业标准和《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》，结合项目部所施工地区生产特点，特成立项目部井控工作领导小组：组长：王建文副组长：杨国发杨学林组员：刘文彪曲皓张军明李胜朱汉东黎蜀平二.总则1.坚持“以人为本、安全第一、预防为主、综合治理”的原则，全面实施“积极井控”，严格按操作规程施工，立足一次井控、快速准确实施二次井控、杜绝井喷失控事故的发生。
2.井下作业井控工作的主要内容包括:井控风险管理、设计管理、井控装备管理、施工过程管理、井控安全措施和井控失控紧急处理管理、井控培训管理及井控管理制度等七个方面。
3.本汇编适用于海上作业项目部的作业队伍。
4.海上作业项目部井控应急办公室是生产组主管工程技术的负责部门。
三.高危地区施工作业井控针对性措施1、在井控装备上，对高危地区井、高压井及重点井要配齐2FZ18-35井口防喷器及应急抢喷装置，对射孔井要使用专用防喷器，保证作业施工井控装备齐全好用。
2、在设计把关上，施工设计实行四级审批制，即：作业大队工程技术员，作业大队生产副大队长，处工程技术科室及处主管领导。
3.在海上施工区域，严格执行海上井控管理标准，遵行甲方（天时公司）指令，做好联合应急演练计划，有针对性开展应急演练项目，不断提高应急演练项目的实效性，杜绝安全隐患。
4、在监督管理上，处工程技术科，安全监督站均要派专人全程跟踪监督。
钻井井控操作规范
钻井井控关井操作规范第一节常规钻机井控关井操作规范(一)钻进时发生溢流1.发：由司钻发出长笛报警信号，其他岗位人员停止作业，按照井控岗位职责分工，跑步进入井控操作位置。
2.停：由司钻操作停转盘，上提方钻杆，将转盘以下近井口钻杆接头提至转盘面0.5m以上，停泵，指挥内外钳工扣好吊卡。
3.开：开启（四号）平板阀。
如平板阀是液动平板阀，安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台打开液动平板阀，副司钻在远程控制室观察液动平板阀控制手柄的开关状态，否则，由副司钻通过远程控制室打开液动平板阀；如平板阀不是液动平板阀，由场地工负责打开平板阀。
4.关：由司钻发关井信号。
如安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台关防喷器，副司钻在远程控制室观察防喷器相关控制手柄的开关状态，一旦发现防喷器控制手柄关井没有到位或发现司钻关防喷器操作失误时，要立即纠正；如没有安装司钻控制台，由副司钻通过远程控制室关防喷器。
5.关：先关节流阀，试关井。
由井架工负责关节流阀，待节流阀关闭以后，场地工负责关闭上游第一个平板阀。
如节流阀是液动阀由场地工负责观察防喷器关井是否到位，并通知井架工关节流阀，试关井。
6.看：认真观察、准确记录套管压力、立管压力、钻井液变化量。
关井以后，由井架工看套管压力，内钳工看立管压力，钻井液工看循环罐钻井液变化量，并迅速向队长或钻井技术人员及甲方监督报告。
(二)起下钻杆时发生溢流1.发：由司钻发出长笛报警信号，其他岗位人员停止作业，按照井控岗位职责分工，跑步进入井控操作位置。
2.停：停止起下钻杆作业。
由司钻操作将井口钻杆坐在转盘上，通知井架工立即从井架二层台下来，组织内外钳工做抢接应急旋塞阀的准备工作。
3.抢：接钻具止回阀或旋塞阀。
由司钻根据溢流情况判断，在条件允许抢下钻杆时，要组织井架工、内外钳工抢下钻杆，然后抢接应急旋塞，否则直接抢接应急旋塞，并负责将井口钻杆接头提离转盘面。
4.开：（四号）平板阀。
如平板阀是液动平板阀，安装了司钻控制台，由司钻通过司钻控制台打开液动平板阀，副司钻在远程控制室观察液动平板阀控制手柄的开关状态，否则，由副司钻通过远程控制室打开液动平板阀；如平板阀不是液动平板阀，由场地工负责打开平板阀。
QHS 14005—2011高温高压井钻井指南
Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准Q/HS14005—2011高温高压井钻井指南Guideline for high pressure-high temperature well drilling2011－08－03发布2011－11－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布Q/HS 14005—2011目次前言 (Ⅱ)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (1)4 设计要求 (1)4.1 设计原则 (1)4.2 基础资料 (1)4.3 井身结构和套管柱设计 (2)4.4 井控设计 (2)4.5 钻井液设计 (2)4.6 固井设计 (2)4.7 钻具组合设计 (3)4.8 风险分析及应急处理预案 (3)5 作业要求 (3)5.1 钻前检验 (3)5.2 作业时间窗口 (3)5.3 钻开高温高压地层前的安全检查 (3)5.4 高压地层钻进 (3)5.5 井控 (4)5.6 起下钻 (4)5.7 钻井液降温 (4)5.8 钻井液的配置与维护 (4)5.9 电缆测井作业 (4)5.10 下套管作业 (5)5.11 固井作业 (5)5.12 弃井作业 (5)附录A（资料性附录）钻开高温高压层之前的安全检查表 (6)IQ/HS 14005—2011II前言本标准的起草依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》。
本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司湛江分公司。
本标准主要起草人：黄凯文、张勇、汪顺文、黄熠、李炎军、罗黎敏。
本标准主审人：周俊昌、罗勇。
Q/HS 14005—2011高温高压井钻井指南1 范围本标准给出了海上高温高压井钻井设计和作业的指南。
本标准适用于中国海洋石油总公司在中华人民共和国的内水、领海、毗连区、专属经济区、大陆架，以及中华人民共和国海管辖的其他海域内进行的高温高压井钻井。
中国石化井控管理规定
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—3—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。
海洋钻井日常管理制度
海洋钻井日常管理制度一、总则为保证海洋钻井作业的安全、高效和有序进行，加强对钻井作业人员的管理和监督，按照相关法律法规和公司规定，制定本海洋钻井日常管理制度。
二、作业人员管理1.作业人员的选拔和培训：（1）根据作业需要，合理安排钻井作业人员的岗位分工，确保人员结构合理、技能匹配。
（2）对新员工进行入职培训，并按照公司规定定期进行技能培训，提高员工的专业素质和安全意识。
（3）严格对作业人员进行考核评估，根据考核结果决定晋升、培训或解聘。
2.作业人员的管理：（1）全面负责钻井作业人员的日常管理工作，确保各部门之间的协调配合。
（2）对作业人员的出勤、作业状态进行监督和检查，及时发现问题并做出处理。
（3）建立健全作业人员奖惩制度，激励员工积极参与作业，提高工作效率。
三、安全管理1.安全意识培养：（1）定期组织安全培训，提高作业人员的安全意识和应急处理能力。
（2）制定安全操作规程，明确各项安全措施和操作标准，确保作业过程中不发生安全事故。
2.安全设施管理：（1）负责钻井平台和设备的安全检查和维护，保证设备的完好性和稳定性。
（2）提供必要的安全装备和紧急救援设施，确保作业人员在紧急情况下能够及时获救。
3.应急预案管理：（1）制定钻井作业的应急预案，并进行演练，提高作业人员在紧急情况下的应急反应和处理能力。
（2）建立应急联系机制，确保与相关部门的有效沟通和协调，保障应急处置的及时性和有效性。
四、质量管理1.作业质量管理：（1）定期检查作业质量，发现问题及时整改，并对整改效果进行评估。
（2）建立质量管理档案，记录作业质量相关信息，为后续作业提供参考和借鉴。
2.技术管理：（1）负责技术文件的管理和更新，确保作业人员掌握最新的技术知识和操作流程。
（2）推动技术创新，提高作业效率和质量水平，不断完善钻井作业技术。
五、环境管理1.环保政策：（1）积极贯彻环保法规，推行绿色作业理念，减少对海洋环境的污染。
（2）规范处理废弃物和污水，确保作业现场的清洁和整洁。
钻井技术井控操作规程
钻井技术井控操作规程1.1 钻井井控设计1.1.1 油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距井队生活区不少于300m，生活区相对井场在当地季节风的上风或侧上风方向；距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。
含硫油气井应急撤离措施参见SY/T5087有关规定。
1.1.2 对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查，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井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度。
1.1.3 根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，绘出本井地层压力剖面（裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线），并提供浅气层资料、地层动态压力资料、油气水显示和可能出现的复杂情况。
1.1.4 根据地质设计提供的资料，钻井液密度设计以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值：a.油井为0.05g/cm3～0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa。
b.气井为0.07g/cm3～0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。
具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、地应力、地层破裂压力和井控装备配套情况等因素。
钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加密度值或安全附加压力值应取上限。
1.1.5 井控装置1.1.5.1 井控装置及专用工具的配套应按SY/T5964执行。
不同压力等级的防喷器组合及节流管汇、压井管汇的组合形式参见《钻井井控规定实施细则》。
1.1.5.2 下列情况应设计安装剪切闸板防喷器a.所有含硫油、气井，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程。
b.所有探井、评价井，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程。
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Q/HS 2028—2010
海上钻井作业井控规范
1 范围
本标准规定了海上钻井作业的井控技术要求。 本标准适用于公司海上钻井作业，非海上钻井作业参考使用。
2 钻井井控设计
2.1 根据地层孔隙压力、地层破裂压力、岩性，设计井身结构和套管程序，并满足如下要求： a) 初探井、高温高压井、复杂井的井身结构宜备用一层套管； b) 同一裸眼井段中不宜有两个及以上压力体系相差大的油气水层； c) 技术套管鞋宜置于致密或低渗透性的岩层中； d) 套管下深应满足下一井段最高钻井液密度和关井允许最大套管压力的要求； e) 含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性流体的井段，其套管、套管头、井控系统的材质、连接方式和强 度设计应满足要求；气井的生产套管的螺纹和强度设计应满足要求； f) 当油井的气油比大于 350 时，按照气井进行设计。
2.2 常规钻井液密度设计以各井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值： a） 油井、水井为 0.05 g/cm3～0.10 g/cm3 或控制井底压差 1.5 MPa～3.5 MPa； b） 气井为 0.07 g/cm3～0.15 g/cm3 或控制井底压差 3.0 MPa～5.0 MPa。
3.2 井控装置的使用
3.2.1 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。 3.2.2 套压在不超过 7 MPa 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 0.2 m/s。 3.2.3 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过 14 MPa 情况下，允许钻具以不大于 0.2 m/s 的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。 3.2.4 当井内有钻具时，非应急情况下，严禁关闭剪切全封闸板防喷器。 3.2.5 关闭防喷器时钻杆接头要避开胶芯密封关闭的位置。 3.2.6 不得用打开防喷器的方式来泄井内压力。 3.2.7 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（井内有钻具条件下）。闸板防 喷器每次起下钻进行一次开关活动，若每日多次起钻，只开关活动一次即可。 3.2.8 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；应在节流管汇处明显标示最大允许关井套压值。 3.2.9 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。 3.2.10 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。
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低 于最大地层孔隙压力的 1.2 倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于 70 MPa。 2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。 2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构 宜带有封隔器。 2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。 2.7 在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。 2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。 2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备 应满足井控要求。 2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段 1.5 倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20 g/cm3 的需要；常压井加重材料储备量不少于 80 t，高压气井加重材料储备量不少于 150 t。 2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。 2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高 PH 值的碱性材料。 2.14 在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动 态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前 15 日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝 完为止。 2.15 高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。 2.16 深水钻井应进行溢流允许量计算，以 0.12 g/cm3 井涌强度为基础的溢流允许量宜大于 4 m3，否则 应调整井身结构。
并补充相应内容； —— 增加了高温高压井、深水井井控有关内容； —— 增加了附录 A（资料性附录）钻开油气层前检查表、附录 B（规范性附录）压井原始数据表、
附录 C（规范性附录）关井操作程序、附录 D（资料性附录）防喷演习记录表、附录 E（规范 性附录）压井施工单、附录 F（资料性附录）压井施工记录表； —— 删除了防喷器组具体配置要求，保留了基本功能要求，改为“安装的防喷器组其闸板防喷器应 具备剪切和全封闭功能”； —— 缩简了套管和固井基本要求、其他设施配备基本要求、安全资质基本要求； —— 删除了有关修井的文字及内容； —— 删除了人员资历基本要求、安全作业周期； —— 明确了平台加重材料储备量； —— 删除了有关管理性要求； —— 删除了浅层气井控、失控应急措施。 本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司钻井部。 本标准起草人：韦红术、陈建兵、黄凯文、罗勇、刘正礼。 本标准主审人：周俊昌、熊志强。
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Q/HS 2028—2010
前言
本标准的起草依据 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写》。 本标准代替 Q/HS 2028-2007《海上钻井作业气井井控规范》。 本标准与 Q/HS 2028-2007 相比，主要变化如下： —— 删除了术语和定义； —— 对目次进行了调整，相关内容重新组合、排序，增加了钻井井控设计、井控装置的安装和使用，
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Q/HS 2028—2010
2.17 深水钻井的井控设备和钻井液体系应考虑水合物影响的因素。
3 井控装置的安装和使用
3.1 井控装置的安装
3.1.1 套管四通的套管悬挂应考虑环境压力和温度的变化对套管悬挂和密封的影响。 3.1.2 防喷器组的储能器应安装在平台安全区域内。防喷器组控制盘的配备应不少于两台，一台安装在 钻台，一台安装在远离井口的生活区域。水下防喷器还应具备无线遥控和潜水器（ROV）控制功能。 3.1.3 安装的防喷器组其闸板防喷器应具备剪切、全封闭功能。 3.1.4 地面防喷器组安装应与转盘同心。 3.1.5 放喷管汇接口之间的连接方式应保障整体稳固牢靠。 3.1.6 应在防喷器开关控制等重要部位配置预防误操作装置或提示标识。 3.1.7 拆井口前要进行溢流观察，套管内外液柱压力能够平衡地层压力；井口装置内无圈闭压力和聚集 油气，井口区无可燃气体和有毒有害气体等。 3.1.8 生产套管固井后，地面井口在拆防喷器后应安装采油树或安装带有 2 个侧翼出口、翼阀及压力表 的套管四通和盲板法兰，并按标准试压合格。 3.1.9 防喷器组及管汇系统安装好后应分别进行开关动作与通水功能试验；然后分别进行 2.1 MPa 的低 压试验和高压试验；高压试验压力在不超过套管抗内压强度 80 %的前提下，环形防喷器的试验压力为额 定工作压力的 70 %，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力，在明确地层压力低于闸板 防喷器和相应控制设备额定工作压力的 80 %时，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力 的 80 %；稳压时间应不少于 15 min。试压的间隔不超过 14 日。 3.1.10 防喷器控制系统采用规定的防喷器控制液试压，井控装置试压介质均为清水（北方地区冬季加 防冻剂）。 3.1.11 套管四通和油管四通的试验压力应不低于套管头和油管四通额定工作压力的 80 %，稳压时间应 不少于 15 min。 3.1.12 在钻穿套管鞋前，应对套管串进行压力密封试验，试验压力不大于套管抗内压强度的 80 %，稳 压时间应不少于 15 min。
Q/HS 2028—2010
目次
前言··································································································································································· Ⅱ 1 范围·······························································································································································1 2 钻井井控设计 ···············································································································································1 3 井控装置的安装和使用································································································································2 4 钻开油气层前的准备和检验························································································································3 5 油气层钻井过程中的井控作业 ····················································································································3 6 溢流处理和压井作业 ···································································································································4 附录 A （资料性附录） 钻开油气层前检查表 ·····························································································6 附录 B （规范性附录） 压井原始数据表·····································································································9 附录 C （规范性附录） 关井操作程序······································································································· 11 附录 D （资料性附录） 防喷演习记录表 ··································································································14 附录 E （规范性附录） 压井施工单···········································································································15 附录 F （资料性附录） 压井施工记录表 ···································································································17