发布时间 : 星期三 文章AQ 2012-2007《石油天然气安全规程》更新完毕开始阅读
井管线应有1m以上距离，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道、周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品；
2)管排架与防喷管线及放喷管线的距离应不少于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；
3)总气源应与司钻控制台气源分开连接，井配置气源排水分离器，严禁强行弯曲和压折气管束；
4)电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； 5)蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 5.2.5.1.2 井控管汇应符合下列要求：
——钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接，不允许现场焊接；
——钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头，其通径不小于78mm。 5.2.5.1.3 放喷管线安装要求：
——放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm； ——放唼管线不允许在现场焊接；
——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； ——两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定；
——管线尽量平直引出，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120°的铸(锻)钢弯头；
——管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，距各种设施不小于50m； ——管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚、预制基墩固定牢靠，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；
——水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m。 5.2.5.1.4 钻具内防喷工具应符合下列要求：
——钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；
——应使用方钻杆旋塞阀，并定期活动；钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀或旋塞阀；
——钻台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止回
阀)；
——应配备钻井液循环池液面监测与报警装置；
——按设计要求配齐钻井液净化装置，探井、气井及气比油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(按设计通径)接出井口50m以上。 5.2.5.2 井控装置的试压
5.2.5.2.1 试压值应符合下列要求：
——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(封闭钻秆-不试空井)、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；
——在井上安装好后，试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为额定工作压力；节流管汇按零部件额定工作压力分别试压；放喷管线试验压力不低于10MPa；
——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按照本条第二项规定的有关条件及要求试压；
——防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。 5.2.5.2.2 试压规则应符合下列要求：
——除防喷器控制系统采用规定压力油试压外，其余井控装置试压介质均为清水： ——试压稳压时间不步于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。 5.2.5.3 井控装置的使用应符合下列要求：
——环形防喷器不应长时间关井，非特殊情况不允许用来封闭空井；
——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°斜坡接头的钻具，起下钻速度不应大于0.2m/s；
——具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后，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；
——环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过14MPa情况下，允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不准转动钻具或过钻具接头； ——当井内有钻具时，不应关闭全封闸板防喷器； ——严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力；
——检修装有铰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； ——钻开油气层后，定期对闸板防喷器开、关恬动及环形防喷器试关井(在有钻具条件
下)；
——井场应备有一套与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装工具和试压工具；
——对防喷器及其控制系统及时按国家现行标准关于钻井井控装置组合配套安装调试维修的规定进行维护保养；
——有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，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；
——平行闸板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不应半开半闭和作节流阀用；
——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；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示； ——井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态；
——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。 5.2.5.4 井控装置的管理应符合下列要求：
——企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其职责范围和管理制度；
——在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任；
——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； ——企业应制定欠平衡钻井特殊井控作业设备的管理、使用和维修制度。 5.2.6 开钻前验收
5.2.6.1 钻井监督或开钻前应由甲方或甲方委托的施工监督单位组织，对道路、井场、设备及电气安装质量、通信、井场安全设施、物资储备、应急预案等进行全面检查验收，经验收合格后方可开钻。 5.2.6.2 钻开油气层前验收
5.2.6.2.1 应加强地层对比，及时提出可靠的地质预报。
5.2.6.2.2 在进入油气层前50m～100m，应按照下步钻井的设计最高钻井液密度值，对裸眼地层进行承压能力检验。调整井应指定专人检查邻近洼水、注气(汽)井停注、泄压情况。 5.2.6.2.3 钻进监督或钻井队技术人员向钻井现场所有工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底，提出具体要求，并应组织进行防喷、防火演习，含
硫化氢地区钻井还应进行防硫化氢演习，直至合格为止。
5.2.6.2.4 落实24h轮流值班制度和“坐岗”制度，指定专人、定点观察溢流显示和循环池液面变化，检查所有井控装置、电路和气路的安装及功能是否正常，并按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料，并对储备加重钻井液定期循环处理。
5.2.6.2.5 钻井队应通过全面自检，确认准备工作就绪后，由上级主管部门组织，按标准检查验收合格并批准后，方可钻开油气层。 5.2.7 钻进 5.2.7.1 常规钻进
5.2.7.1.1 钻进时应严格按规定程序和操作规程进行操作，选择合理的钻具组合和适当的钻井液，钻进时应根据井内、地面设备运转、仪表信息变化情况，判断分析异常情况，及时采取相应措施。
5.2.7.1.2 及时观察钻头运行情况，发现异常及时更换钻头；钻具在井内不应长时间静止，钻达下技术(油层)套管深度后，应根据设计及时测井、固井等作业。
5.2.7.1.3 开钻前检查、第一次钻井，再次钻进，接单根、起下钻、换钻头、钻水泥塞、油气层钻进等应符合国家现行标准关于常规钻进的安全技术要求。
5.2.7.1.4 欠平衡钻井应符合国家现行标准关于欠平衡钻井的安全技术要求。 5.2.8 井口与套管保护
5.2.8.1 各层次套管要居中，保持天车、井口与转盘在一条垂直线上，其偏差应控制在规定范围内。
5.2.8.2 对于钻井周期较长的井、大位移井、水平井，在表层套管、技术套管内的钻井作业应采取有效措施减少磨损套管。
5.2.8.3 高温、高压、高含硫化氢井及套管长期受磨损井在打开目的层前应对上层套管进行磨损检查，并根据磨损情况决定打开目的层前是否采取补救措施，并符合5.2.3.5的规定。
5.2.8.4 对于下完尾管继续钻进的井，若决定测试时，应先回接套管至井口，并常规固井。
5.2.8.5 大直径表层套管应保证圆井周围不窜漏。复杂地区坚硬地层的表层套管下套管时应采取防倒扣的措施。
5.2.8.6 防喷器应在井架底座上绷紧固定。
5.2.8.7 钻水泥塞钻头出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下