第一章总则
第一条井控技术是保证试油作业安全的关键技术之一。做好试油井控工作，可有效地防止试油作业中井喷、井喷失控或着火事故的发生。为规范塔里木油田分公司（以下简称“油田分公司”）的试油井控工作，特制定本细则。
第二条本细则包括试油井控设计、试油交接井要求、试油井控装备选用及配置要求、电缆作业井控要求、起下管柱作业井控要求、测试过程中井控要求、压井作业井控要求、易喷易漏试油层压井换装井口井控要求、封堵作业井控要求、钻塞作业井控要求、裸眼井中途测试井控要求、酸化压裂井控要求、液氮气举作业井控要求、抽汲作业井控要求、处理事故井控要求、试油防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、试油井控技术培训以及试油井控工作管理规定等二十个方面。 第三条本细则适用于油田分公司探井、开发井试油（包括中途测试）及试油完井的井控工作。
第二章试油井控设计
第四条试油井控设计是试油设计的重要组成部分，试油井控设计应包含在试油工程设计中。
第五条试油设计应包括钻开各试油井段的泥浆密度或地层压力梯度、井身结构、套管规格等基础数据，根据基础数据及试油工艺要求对井筒安全性进行科学、准确的评价。 第六条根据井筒安全性评价结果提出是否回接技术套管或油层套管的要求。
第七条根据井筒安全性评价、试油工艺的特点、液体配伍性试验结果及在测试期间取得的地层压力系数确定压井液的类型和密度。压井液按井筒容积1.5倍配备，储备加重材料50吨以上，易喷易漏井、压井液密度在1.80g/cm3以上或者远离基地井，储备加重材料100吨以上。
对于距离泥浆站常规路100km或沙漠路40km范围内的井，可以依托泥浆站作为压井应急重钻井液的支撑，并在钻井设计里明确。
原钻机试油压井液密度一般采用钻井时泥浆密度，或者以钻井期间取得的地层压力系数为基数，再增加一个安全附加值来确定压井液的密度。附加值的确定方法：
1、密度附加法：油水井为0.05g/cm3~0.1g/cm3, 气井为0.07g/cm3~0.15g/cm3；
2、压力附加法：油水井为1.5MPa ~3.5MPa，气井为3.0MPa ~5.0MPa。
第八条选择满足井控作业需要的井控装备，并明确井控装备配套、安装和试压要求，保证试油各项工序中井控装备都处于完好待命工况。 1、预探井安装70MPa及以上压力等级的井控装备；
2、其它井根据最大关井压力P
关，即井筒内压井液喷完的关井压力来选择井控装备，P
关
≥
70MPa的，选用105MPa及以上压力等级的井控装备；35MPa≤P
关
＜70MPa的，选用70MPa及以上
压力等级的井控装备；P
关
＜35MPa的井，选用35MPa及以上压力等级的井控装备；
3、按井控设计选用井控装备，再依据选用的井控装备组合选择适用的试油修井钻机，保证试油修井钻机满足井控装备安装需要。
第九条试油层封堵应有效地防止井喷和环境污染事故的发生。废弃井采用下机桥注水泥塞封堵射开井段，井口附近注水泥塞，盖盲板法兰的方式封井；暂时不投产的油气井下机桥注水泥塞封堵射开井段，下油管至水泥塞顶部，装采油树试压合格后完井。
第十条根据试油井的类型制定井控措施及相应的应急预案。
第十一条井场布局要满足试油要求的各种设备的摆放，并符合防H
2
S等HSE管理要求。设
计部门要熟悉井场2km（H
2
S井3km）范围内居民住宅、学校、工厂等分布情况，并在试油设计中标明。
第三章试油交接井要求
第十二条试油监督应在接井前三天提前介入试油接井的准备工作。
第十三条接井前检查内容：井口装置、水泥塞面、喇叭口磨铣、刮管等情况及压井液的性能、数量、现场压井材料的储备、钻具组合。
第十四条接井时要按标准对套管、套管头（注塑试压）、防喷器、管汇进行试压（试压值见附表），注塑、试压合格后方能接井。
第十五条对于套管可能存在损坏或严重磨损信息，应在交接书内填写清楚，并以书面形式上报主管部门。
第十六条应接收的资料：固井施工报告书、特殊作业的书面报告（射孔、补挤水泥等）、井史（由钻井工程师保管）、图件（固井、电测、完井电测对比图1：200）。
第十七条交井时要按标准对套管、套管头（注塑试压）、采油树进行试压（试压值见附表），注塑、试压合格后方能交井。
第十八条完井交接书的所有内容要填写齐全，一式三份；交井前应提前三天通知有关部门。
第四章试油井控装备选用及配置要求
第十九条试油井控装备包括：防喷器组、内控管线、控制系统、节流管汇、压井管汇、内防喷工具、采油（气）井口、测试控制头、地面排污流程、地面求产流程、套压快速释放管汇、
井下安全阀、井口防喷管等。
第二十条试油防喷器常用组合形式按以下形式选择，特殊需要时，在以下组合的基础上增加闸板放喷器和旋转控制头。 1、压力等级≤70MPa时：
a 安装环形防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图1；
b 安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图2；
c 安装环形防喷器、双闸板防喷器、单闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图3。
2、压力等级105 MPa时：
a、安装环形防喷器、单闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图2；
b、安装环形防喷器、双闸板防喷器、单闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图3；
c、安装环形防喷器、双闸板防喷器、双闸板防喷器、钻井四通（油管头），组合见图4。
选用压力级别高一等级井控装备时，防喷器组合形式选择原来压力等级的防喷器组合形式。
第二十一条使用复合钻具时，应备齐相应数量的闸板防喷器，并配备相应尺寸的闸板芯子，S井要选配剪切闸板。
高压气井、H
2
第二十二条工程技术部负责井控装备到现场前的检修、试压，并出具出厂合格证明；井队负责现场井控装备验收、检查、日常维护与管理。
井控装备到井后验收内容：
1、井控装备及配件的型号、规格和数量是否按设计要求配送；闸板芯子尺寸应与所使用管柱尺寸一致；
2、环形防喷器、闸板防喷器、钻井四通（油管头）等的钢圈槽是否完好；
3、压力表是否经校验合格，是否在有效期内。
安装后主要检查内容：
1、环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力；
2、闸板防喷器油路密封、闸板芯子开关的灵活性以及闸板芯子能否完全退入腔室内等；
3、防喷器控制系统主要检查油路和气路的密封情况，三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等；
4、节流、压井管汇主要检查液动节流阀、手动节流阀、手动平板阀开关是否正常，压力表灵敏情况等；
5、电动节流控制箱主要检查油路密封情况，以及压力传感器、阀位变送器工作是否正常；气动节流控制箱主要检查油路和气路的密封情况。
6、点火装置工作是否正常。
第二十三条工程技术部按照《套管头、采油树及井口试压配套服务合同》的要求，负责井口油管头、
采油树的安装指导以及现场井控设备的试压，井队提供机具和人员配合共同完成安装
和试压工作，试压期间试油监督应在现场负责协调和现场验收签字。
1、远程控制台一般摆放在面对钻台的左侧、放喷管线的后方，距井口25m以远，与放喷管线有2m以上的距离；使用电动钻机时，远程控制台摆在钻台后方，距井口25m以远。司钻控制台摆在司钻操作台附近；远程控制台的辅助控制盘要摆放在干部值班房；
2、远程控制台使用防爆电器，电源从发电房单独接出，气源应专线供给；
3、液控管线安装完毕后，应对液控管线进行21MPa试压检验（环形防喷器液控管线只试10.5MPa），稳压10分钟，压降不大于0.7MPa为合格。
油田阀门4、远程控制台处于待命状态时，下油标尺油面高100～150mm；预充氮气压力7 MPa±0.7 MPa；储能器压力为17.5～21MPa，管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa。
5、在待命工况下，远程控制台控制全封闸板（或剪切闸板）的换向阀手柄用限位装置限制在中位，其它三位四通换向阀手柄的倒向与防喷器及液动放喷阀的开关状态一致；
6、司钻控制台安装在司钻操作台附近，并固定牢靠，司钻控制台气源专线供给，气源压力为0.65～1.
3 MPa；储能器、管汇、环形压力表压力值显示准确，与远程控制台压力表压力值的误差不超过1MPa。
7、防喷器安装必须平正，各控制闸门、压力表应灵活、可靠，上齐连接螺栓并拧紧，螺杆两端丝扣突出螺母1~3扣。
8、全套井控系统在现场安装完毕后，用清水(冬季加防冻剂)对井控装置试压。要求稳压30分钟，压力降不超过0.7MPa，无渗漏为合格，原则上环形防喷器（封管柱）试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器、内控管线、压井管汇试压到额定工作压力，节流管汇按各闸门额定工作压力分别试压。在试压过程中要采取措施防止套管承受试验压力。试压标准按附表执行。
第二十四条井场防喷器组合安装完，用4根5/8″钢丝绳分别对角绷紧固定；带手动锁紧装置的闸板防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆中心线与锁紧轴中心线之间的夹角不大于30°，手轮与手轮之间应有间距、不能互相干扰，挂牌标明闸板规格、开关方向和到底的圈数，靠手轮端应安装锁紧杆支架，锁紧杆过高的应安装操作台；液压锁紧的闸板防喷器在安装完成后，要检查其开关和锁紧情况；为了保证井口清洁、安全，环形防喷器上应安装防泥伞，圆井上应安装防护盖。
第二十五条钻井四通（特殊四通）靠压井管汇一侧装两只手动平板阀，靠节流管汇一侧装一只手动和一只液动平板阀，组合及阀门编号见图5.1；油管头两侧各装两只手动平板阀，组合及阀门编号见图5.
2；油管头上装有采油树时，组合及阀门编号见图12.1～12.5；节流、压井管汇与钻井四通（特殊四通或油管头）之间内控管线采用法兰硬管线或法兰高压柔性软管连接，法
兰硬管线压力级别与节流、压井管汇高压部分相同，法兰硬管线用丝扣连接，不允许焊接。法兰高压柔性软管额定工作压力比节流、压井管汇高压部分高一压力等级，连接后高压柔性软管的弯度不得小于120°，并且只做短时压井或放喷用，不允许做为长期的测试放喷管线，地层压力超过70MPa的井不允许使用高压柔性软管做内控管线。内控管线接出井架底座以外。
第二十六条节流、压井管汇的压力等级不低于防喷器的压力等级，组合形式按以下形式选择：
1、压力等级为35MPa的节流管汇组合见图6；
2、压力等级为70MPa的节流管汇组合见图6、图7.1、图7.2；
3、压力等级为105MPa的节流管汇组合见图7.1、图7.2；
4、压井管汇组合见图8.1、图8.2。
第二十七条节流管汇仪表法兰上应预备1/2″NPT（或9/16″AutoClave）接口，以便于安装测试套压传感器。为准确观察溢流关井后的套压变化，35MPa及以上压力等级的节流管汇另外配置16MPa（或21M
Pa）的低量程压力表；钻台立管压力表安装在立管闸阀之上。所有手动平板阀开关到位后，均要回转1/4～1/2圈（有省力机构的回转3～4圈）。山前井按图8.1或8.2配套压井管汇。
第二十八条山前井、高压气井、酸化压裂措施井应使用套压快速释放管汇。套压快速释放管汇的安装及试压要求参照附件2。
第二十九条节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。处于待命状态时，油标尺油面高30～50mm，油压2～3MPa；电动节流控制箱的阀位开启度18～23mm；气动节流控制箱的阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65～1.30MPa， J-2型气压立管压力传感器应垂直安装。
第三十条预探井、高压气井应使用ZQF1200/0.862液气分离器，其余井根据情况使用NQF1000/0.862、NQF800B/0.7 、NQF800C/0.7或 NQF800/0.7液气分离器。
1、钻井液气分离器送井前，井控欠平衡中心负责进行检查，保证罐体和管线畅通；
2、ZQF1200/0.862和NQF800B/0.7钻井液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；液气分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径为10″；固定基墩间距15～20m，尺寸为1.0m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3根5/8″钢丝绳绷紧固定；
3、NQF1000/0.862、NQF800C/0.7钻井液气分离器进液管使用硬管线，打水泥基墩固定；排液管接到录井方罐；液气分离器至少用3根5/8″的钢丝绳绷紧固定；排气管线内径为6″；固定基墩间距15～20m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管出口高3m，并安装自动点火装置，用3
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