油气田井控装置的安装试压使用和管理办法

PAGE29油气田井控装置的安装试压使用和管理办法1.1井控装置的安装主要包括：钻井井口装置、井控管汇、其他井控装置及井控作业专用设备等的安装配套，应符合以下规定。1.1.1钻井井口装置1.1.1.1钻井井口装置包括防溢管、防喷器、液压防喷器控制系统、钻井四通及套管头等。各次开钻井口装置应严格按设计安装。1.1.1.2防溢管a）宜采用法兰密封连接，其通径应不小于入井套管、工具外径，管内不应有台肩。防喷器顶部安装防溢管时，宜用螺栓连接，对不用的螺孔必须用防锈保护措施，其连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。b）防溢管处宜装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。1.1.1.3防喷器a）新区深探井、含硫化氢气井应安装剪切闸板防喷器，与全封闸板配套使用，安装在全封闸板之上，其压力级别和通径与配套井口装置一致。b）安装剪切全封闸板防喷器的钻井队现场应配备与使用钻杆尺寸匹配的钻杆死卡。c）防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。d）防喷器组安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用不小于16mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。e）闸板防喷器应配备手动或液动锁紧装置。具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，手轮应接出井架底座，可搭台便于操作。手动操作杆与防喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于30°。手动操作杆手轮上挂牌标明开关圈数及开关方向。1.1.1.4防喷器远程控制台a）远程控制台控制能力应与所控制的防喷器组及管汇等控制对象相匹配，要求控制对象数应大于防喷器与液动平板阀控制对象数之和。b）安装要求：1）安装在面对井架大门左侧、距井口不少于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，并在周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m范围内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。2）管排架与防喷管线及放喷管线的距离不小于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，并配置气源排水分离器，不应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）远程控制台储能器应充氮气压力7MPa±O.7MPa，气源压力0.65MPa～0.80MPa，电源电压380±19V。检查远程控制台的压力控制器和液气开关，分别控制电动泵和气动泵。当泵的输出达210-0.7MPa时应自动停泵，并在系统压力降至18.5MPa±O.3MPa时自动启动。6）远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。控制剪切闸板防喷器的远程控制台上应安装防止误操作剪切闸板防喷器控制换向阀的限位装置。1.1.1.5司钻控制台应安装在钻机操作台侧，并固定牢固。1.1.1.6司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的液路连接管线在连接时应清洁干净，并确保连接正确。1.1.1.7司钻控制台和远程控制台气源应从专用气源排水分配器上用管线分别连接到远程控制台和司钻控制台上。1.1.1.8应安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置（钻机防提断装置）。该装置按钮盒应安装在钻机操作台上，其气路与防碰天车气路并联。1.1.1.9钻井四通应与防喷器压力级别相匹配，使用双钻井四通井口装置的下钻井四通旁侧出口宜在基础面之上。1.1.1.10套管头压力级别根据地层压力并参考压裂等特殊工艺要求确定，套管头的安装宜使钻井四通与防喷管汇在各次开钻中的高度位置基本不变。1.1.2井控管汇1.1.2.1井控管汇包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、放喷管线等。1.1.2.2防喷管线的压力等级应不低于防喷器组压力等级，采用整体锻造和标准法兰连接，不允许现场焊接。钻井四通至节流管汇之间的部件通径应不小于78mm（高压含硫化氢天然气井应不小于103mm），钻井四通与压井管汇之间的部件通径应不小于52mm（高压含硫化氢天然气井应不小于103mm）；长度超过7m时应固定牢固。1.1.2.3节流管汇、压井管汇安装要求a）节流管汇、压井管汇应按设计进行安装。b）液动节流阀和手动节流阀除正常使用外钻井队现场应各备用一套。c）节流管汇的压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配，水平安装在井口液动闸阀端井架底座外的基础上。若节流管汇基础坑低于地平面，应排水良好。d）压井管汇为压井作业专用，其压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配，水平安装在井口液动闸阀对称端井架底座外的基础上。若基础坑低于地平面，应排水良好。e）安装单节流管汇、单压井管汇时，应与井口四通平齐连接。f）压井管汇宜采用双翼压井结构。一翼应与泥浆泵采用法兰连接27/8″平式油管，另一翼装带27/8″平式油管母扣的法兰，方便辅助压井设备接入。g）节流管汇J0上应安装与管汇额定工作压力相匹配压力表和16MPa压力表，16MPa压力表前应安装与管汇额定工作压力相匹配的考克。h）节流管汇控制台应安装在节流管汇上方的钻台上，套管压力表及套管压力变送器应安装在节流管汇五通上，立管压力变送器在立管上应垂直于钻台平面安装。泵冲计数器、传感器应按说明书要求分别安装在节控箱和泥浆泵上。i）供给控制台的气源管线应用专门的闸阀控制，所有液气管线应用快换接头连接。节流管汇、压井管汇上所有闸阀应按SY/T5964-2006或本细则第1.1.5条井控管汇示意图进行编号挂牌，并标明开、关状态。1.1.2.4放喷管线安装要求:a）放喷管线至少应有两条，其通径不小于78mm；高压含硫化氢天然气井应使用双四通、放喷管线应不少于四条，并向互为大于90°夹角的两个方向接出，其通径不小于103mm。b）放喷管线应使用专用标准管线，采用标准法兰连接，不准现场焊接。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，如因地形限制需要转弯，转弯处应使用夹角大于120°的铸（锻）钢弯头。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。含硫油气井放喷管线出口应接至距井口100m以远的放喷池内，距民宅不小于50m，防火带按放喷池周边50m设置，并在钻开含硫化氢油气层前，疏散放喷口100m内所有居民。g）放喷管线至少在一个主放喷口修建放喷池，川西陆相井执行分公司生产运行处下发《关于执行钻前工程标准方案设计的通知》相关要求，川西海相井及川东北地区气井严格执行《川东北钻前施工作业技术规范》（Q/SH0020-2009）规定。1）川西陆相井⑴当地基条件好时，放喷池采用半埋式，埋深0.4m；⑵放喷池底部及四周铺设复合防水卷材（聚乙烯丙纶复合卷材）作防渗漏处理；⑶放喷池容量及放喷池、防火墙结构设计见表3。表3川西陆相井放喷池及防火墙结构设计表井深m主放喷池m3副放喷池m3尺寸m池底/厚度池壁/厚度正墙/高/宽侧墙/高/宽备注2000以下50无5*10*1C25砼/300mm砖/370mm标砖/3.5m/370mm标砖/2m/370mm2000-3000100无10*10*1C25砼/300mm砖/370mm标砖/4m/370mm标砖/2.5m/370mm3000-4000100无10*10*1C25砼/300mm砖/370mm标砖/4m/370mm标砖/2.5m/370mm4000-500020010010*10*1C25砼/300mm砖/500mm标砖+耐火砖/4m/250+250mm标砖+耐火砖/2.5m/250+250mm100方做法5000-600020010010*20*1C25砼/300mm砖/500mm标砖+耐火砖/4m/250+250mm标砖+耐火砖/2.5m/250+250mm200方做法6000-7000200100同上2）川西海相及川东北地区气井⑴1#、2#放喷池的长度、宽度、深度分别为20m、10m、1.5m，放喷口对面墙壁为防火墙，放喷口距防火墙的距离宜为20m，防火墙宽度10m，厚度应不小于740mm，高度应不低于3.5m，侧墙不低于2m（均为放喷口以上墙壁高度）；⑵放喷池池底应用C30混凝土浇筑、底板厚250mm，底板内应配置双层双向钢筋Ф10@200；⑶放喷池池壁应采用双层结构，外侧池壁为混凝土墙体，厚度300mm，混凝土强度等级C30；池壁内侧（迎火面）采用烧结砖砌体，厚度240mm，砖强度等级MU10，砂浆强度等级M5。h）放喷管线每隔10m～15m、转弯处应使用水泥基墩（0.8m×0.8m×1.0m）加地脚螺栓（直径不小于20mm、长度大于0.5m）或地锚、预制基墩固定牢靠，悬空处要支撑牢固；若跨越10m以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；距出口0.3m～0.5m处用水泥基墩加双地脚螺栓或双地锚或预制基墩固定牢靠。遇地表松软时，基础坑体积应大于1.2m3；压板尺寸为宽度不小于100mm，厚度不小于10mm。1.1.2.5所有井控管汇应使用经探伤合格的管材，含硫天然气井应采用抗硫材质管线。1.1.2.6钻井四通双翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态（含硫化氢气井钻井四通两翼应连续安装两个闸阀，应处于常开状态；底座外装一个液动闸阀），其余的手动闸阀和液动闸阀应处于常关状态；并编号挂牌，标明其开、关状态。1.1.2.7在节流管汇处放置关井压力提示牌，用A4纸打印最大允许关井套压图表（附录A），张贴在关井压力提示牌上；节流控制箱箱盖内壁张贴A4纸打印的最大允许关井套压图表。1.1.4其他井控装置1.1.4.1其他井控装置包括钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装置等。1.1.4.2钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞阀、钻具止回阀、钻具旁通阀和防喷钻杆。a）总体安装要求：1）钻具止回阀、钻具旁通阀、上部和下部方钻杆旋塞阀等钻具内防喷工具除正常使用外，现场应与钻具尺寸相匹配各备2套，其额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力；2）应使用方钻杆上下旋塞阀，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，并配备抢装钻具止回阀的专用工具1套（备用1套），放在方便取用处；3）在钻台大门坡道上准备一根防喷钻杆单根（带配合接头和钻具止回阀）。b）方钻杆旋塞阀1）采用转盘驱动时应安装方钻杆上部和下部旋塞阀，顶驱应安装自动和手动两个旋塞阀。在油气层中钻进应定期活动、检查。2）方钻杆下旋塞阀不能与其下部钻具直接连接，应通过转换接头或保护接头与下部钻具连接。c）钻具止回阀1）在油气层钻井作业中，钻具止回阀的安装位置应以最接近钻柱底端为原则，主要有以下几种作法：⑴常规钻进、通井等钻具组合，钻具止回阀应接在钻头与入井第一根钻铤之间。⑵带井底动力钻具的钻具组合，钻具止回阀应接在井底动力钻具与入井第一根钻具之间。⑶在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，钻具止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。2）针对下列特殊情况不能安装钻具止回阀时，应制定相应内防喷措施：⑴堵漏钻具组合；⑵下尾管前的称重钻具组合；⑶处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合；⑷穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合；⑸传输测井钻具组合；⑹投球式取心钻具组合；⑺其它特殊情况。d）钻具旁通阀应按井控设计要求配备。额定工作压力、外径、强度应和钻具止回阀一致。安装位置如下：a）应安装在钻铤与钻杆之间；b）无钻铤的钻具组合，应安装在距钻具止回阀30m-50m处；c）水平井、大斜度井，应安装在井斜50°-70°井段的钻具中。e）其他要求1）钻具内防喷工具在现场使用过程中应做好日常维护保养工作。2）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便在提下钻铤时缩短关井时间。1.1.4.3钻井液池液面检测仪a）钻井液循环罐上均应安装池液面检测仪，含硫化氢气井单独使用灌浆罐应安装池液面检测仪器。b）钻井液池液面检测仪应能准确显示钻井液池液量变化，并应在液量超过预调范围时报警。c）坐岗用观察泥浆罐液面高度的标尺刻度，宜根据泥浆罐结构尺寸换算成立方米体积单位标注，以便快速直读。1.1.4.4钻井液自动灌注系统a）钻井作业现场应准备1套钻井液自动灌注系统；含硫化氢气井应单独使用灌浆罐；b）钻井液自动灌注系统应能：1）定时定量自动灌注作业；2）对井涌、井漏或异常情况进行监测报警；3）对灌注钻井液瞬时排量、累计流量进行记录和显示。c）钻井液自动灌注系统应有强制性人工灌注保障措施，确保当自动灌注系统失效时，用人工完成钻井液灌注等作业。1.1.4.5钻井液液气分离器和钻井液除气器a）钻井液气体分离器的压力等级和处理量的选择应满足钻井工程设计要求，其中川东北工区天然气井液气分离器罐体内径不小于1200mm，额定工作压力不小于1.6MPa；钻井液除气器钻井队现场按一套配备；b）钻井液液气分离器应安装在节流管汇汇流管出口一侧，与节流管汇用专用管线连接，用地脚螺栓及直径不小于12.7mm钢丝绳固定牢固。其钻井液出口管线应接至循环罐上的振动筛。c）钻井液液气分离器钻井液进液、排液管线采用法兰连接，钻井工程设计应明确进液管线通径（川东北天然气井进液管线内径不小于152.4mm），排液管线内径应大于进液管线内径，转弯处应用预制铸（锻）钢弯头，各管线出口处应固定牢固。d）钻井液液气分离器排气管线采用法兰连接，走向应沿当地季节风的下风方向，按设计通径接出井场50m以远（川东北天然气井：通径不小于203.2mm，接出井口75m以远，离井场边缘大于30m），使用水泥基墩（0.8m×0.8m×1.0m）、地脚螺栓固定，出口处应配备性能可靠的点火装置。含硫气井气液分离器安全阀旁通管宜接出井场。e）液气分离器应与其他井控装置进行同步试压检验，安全阀、压力表应按要求定期检验。f）钻井液除气器应安装在钻井液循环罐或地面上。设备和管线应固定牢固，避免吸入或排出钻井液时产生太大的震动。除气器排气管线使用硬管，出口应接出井场外。1.1.4.6硫化氢监测、报警系统及气防设备a）在新探区、新层位及已知含硫化氢地区钻井作业时，应配备硫化氢监测仪和报警系统。钻井队应配备正压式空气呼吸器15套，配备与正压式空气呼吸器压力相应的电动空气压缩机和汽油空气压缩机各1台，大功率报警器1套，备用气瓶不少于5个；按一个班次实际人数配备便携式硫化氢监测仪。b）气防设备的存放、检查和维护，面罩的限制、适应性要求、空气供应、呼吸空气压缩机等要求应按Q/SH0033-2009中1.4.2-1.4.6条相关规定执行。c）配备固定式硫化氢检测报警器1台，检测仪控制箱正常工作，能同时发出声光报警；监测传感器和防爆轴流风机安装正确，正常工作，各传感器电缆为完整无接头的屏蔽电缆，探头应分别安装在圆井、钻井液出口管口、振动筛、钻井液循环罐、司钻或操作员位置、井场工作室及所有其它硫化氢可能聚集的区域，报警浓度设定值应按15mg/m3（10ppm）、20mg/m3（20ppm）、150mg/m3（150ppm）设置。配备大排量防爆风扇3台，分别安装在钻台、井口、泥浆出口管部位。1.1.4.7点火装置a）井控状态下应至少保证两种有效点火方式。应有专人维护、管理点火装置和实施点火操作。b）“三高”油气井应确保3种有效点火方式，其中包括一套电子式自动点火装置。1.1.5井控装置推荐组合图根据分公司所辖各工区工程地质特点、各施工作业队伍井控装备、技术水平以及人员情况等现状，按压力等级对钻井作业防喷器和节流压井管汇组合图推荐如下：1.1.1.114MPa和21MPa压力级别a）井控装置组合图1a防喷器组合形式（14MPa和21MPa）图1b节流压井管汇安装示意图（14MPa和21MPa）b）相关说明1）图1a为14MPa和21MPa井控装置组合形式，适用川西工区蓬莱镇/遂宁组、云南工区浅层地层压力小于21MPa油气藏。2）施工现场应根据套管头与钻井四通通径尺寸和压力级别匹配关系来确定是否使用转换法兰联接。1.1.1.235MPa压力级别a）井控装置组合图2a防喷器组合形式（35MPa）图2b节流压井管汇安装示意图（35MPa）b）相关说明1）图2为35MPa井控装置组合形式，适用地层压力小于35MPa以及川西工区沙溪庙组气藏（压力级别按实际地层压力选择）。2）根据川西沙溪庙组气藏完井及增产作业要求，套管头压力级别采用70MPa，一般比防喷器组35MPa要高一级，可在套管头与钻井四通之间用转换法兰联接。1.1.1.370MPa压力级别a）井控装置组合图3a防喷器组合形式（70MPa）图3b节流压井管汇安装示意图（70MPa）b）相关说明1）图3为70MPa井控装置组合形式，适用川西工区须四气藏；其它工区地层压力介于35-70MPa井控装置组合按钻井工程设计执行。2）根据工区深层气藏完井及增产作业要求，套管头压力级别采用105MPa，比防喷器组70MPa要高一级，可在套管头与钻井四通之间用转换法兰联接；1.1.1.4105MPa压力级别a）井控装置组合图4a防喷器组合形式（105MPa）图4b双钻井四通井口井控管汇安装示意图（105MPa）（不含硫化氢气井、单节流管汇）b）相关说明1）图4为105MPa井控装置组合形式，适用地层压力介于70-105MPa或最大井口关井压力小于105MPa；2）使用三层套管头井，井控装置在未使用套管头上四通、中四通时要用占位短节替补，以确保各开次井口节流压井管汇平直安装；3）不含硫化氢气井各层套管头双侧各接一个平板闸阀，含硫化氢气井套管头下四通双侧各接一个平板闸阀、其余各层套管头双侧各接两个平板闸阀。4）不含硫化氢气井采用双四通单节流方式，新区第一口深探井或超深含硫气井，采用双四通双节流管汇、双液气分离器。图4c双钻井四通井口井控管汇安装示意图（105MPa）（含硫化氢气井、双节流管汇双液气分离器）1.2井控装置试压1.2.1总体要求井控设备试压应由具有资质的专业队伍按钻井设计要求进行。试压作业应按钻井设计要求编写试压设计并报钻井公司审批后执行。1.2.2试压值1.2.2.1井控车间a）防喷器及四通等应做1.4MPa-2.1MPa低压密封试验、静水压强度试验和额定工作压力试压。b）节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并作1.4MPa-2.1MPa低压密封试验。c）其他井控装置应作1.4MPa-2.1MPa低压密封试验和额定工作压力试压。1.2.2.2施工现场a）试压时间/周期1）井控装置试压应在各次开钻前（一开除外）、钻开主要油气层前50m-100m且距上一次试压已超过50天、更换井控装置部件后应进行试压。2）表层套管、技术套管与生产套管柱试压，宜在注水泥碰压后立即进行；未碰压的井、试压不合格的井和尾管固井套管柱试压应在固井质量评价后进行。b）试压标准1）在钻井现场安装好后，井口装置应作1.4MPa-2.1MPa的低压试验。2）在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器的高压试验值应为封闭钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的各控制元件应试压额定工作压力；放喷管线密封试压应不低于10MPa。若钻井现场安装好后不具备2）中试压要求，可根据井口装置套管头是否具备井口堵塞条件，对闸板防喷器采用两种试压标准：①具备井口堵塞条件，按额定工作压力试压；②不具备井口堵塞条件，半封闸板试压采用皮碗式堵塞器下至套管内10-20m，按套管抗内压强度80%试压；全封闸板试压在泥浆密度调至下开钻井液密度之后，按套管抗内压强度80%试压。3）防喷器控制系统用21MPa的油压作一次可靠性试压。4）套管头主副密封试压⑴套管头主密封试压原则上按套管抗外挤强度的80%与套管头相应额定工作压力两者的最小值，若有条件套管内打背压可试至额定工作压力；⑵副密封试压采用注塑泵对套管头各副密封处注密封脂，按使用说明书要求对各连接处、密封处试压，检查套管悬挂器密封性能，注脂压力和试验压力应为芯轴悬挂器抗外挤强度的80%（卡瓦悬挂式套管头为套管抗外挤强度的80%）与套管头相应额定工作压力两者的最小值。5）套管柱试压⑴采用注水泥后立即试压得套管柱试压值为套管抗内压强度值、浮箍正向试验强度值和套管螺纹承压状态下剩余连接强度最小值三者中最低值的55%。⑵采用固井质量评价后试压的套管柱，套管直径小于或等于244.5mm的套管柱试压值为20MPa，套管直径大于244.5mm的套管柱试压值为10MPa。若生产套管试压有特殊要求时，试压值应按完井设计或业主方审批意见执行。1.2.3试压要求1.2.3.1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。套管柱试压管内试压液采用原替浆液，管内应充满试压液。1.2.3.2高压含硫化氢天然气井井口装置出厂前应进行等压气密封检验。1.2.3.3套管头主密封、副密封试压以及其余井控装置试压稳压时间不少于10min，允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。采用注水泥后立即进行套管柱试压，稳压10min，无压降为合格；采用固井质量评价后进行套管柱试压，稳压时间为30min，允许压降不大于0.5MPa为合格。1.3井控装置的使用1.3.1环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况下不允许用来封闭空井。1.3.2一般情况不应在关井状态下活动或起下钻具。在套压不超过7MPa情况下且井内为18°斜坡接头钻具时，若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，控制起下钻速度不得大于0.2m/s。1.3.3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，并在司钻操作台上挂牌标识；打开闸板前，应先手动解锁，再用液压打开。锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈，并挂牌标识开关状态。1.3.4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，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。1.3.5剪切闸板防喷器的使用要求1.3.1.1根据西南石油局、西南油气分公司的勘探开发状况，针对剪切全封闸板防喷器及剪切闸板防喷器控制装置，特规定如下要求：a)剪切全封闸板在井控车间安装前，必须核实所要安装的腔体所对应的活塞直径能否提供满足剪切所需的液压。b)在井控车间应按《防喷器的检查和维修》相关要求对剪切全封闸板防喷器做相应的静水压强度试验和关闭试验。c)控制剪切全封闸板防喷器的远程控制台上应安装防止误操作剪切全封闸板防喷器控制换向阀的限位装置。d)在现场使用时，按所对应钻杆情况调定远程控制台的工作压力，并在远程控制台上对应的开关手柄上做特别醒目的标志，并对相关人员做警示。e)在井队现场应建立完善剪切闸板操作管理制度，制度中应包括现场检查、保养管理制度、使用时下达操作指令的最高责任人、执行最终操作者、剪切操作的相关要求及完成后的后续工作安排等。f)使用剪切闸板防喷器实现剪切关井的指挥权限：钻井队队长在与甲方钻井监督协商基础上，请示钻井公司井控责任人同意后，立即组织实施剪断钻具关井；若情况非常紧急来不及请示，钻井队队长在与甲方钻井监督协商后，可以决定并组织实施剪断钻具关井。g)剪切全封闸板在井队实际使用后，应报废不再使用，更换新的剪切全封闸板。1.3.1.2当钻具内防喷工具失效或井口处钻具弯曲等原因造成井喷失控而无法关井，采取其他措施也无法控制井口时，用剪切全封闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序：a）在确保钻具接头不在剪切全封闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车装置；b）关闭剪切全封闸板防喷器以上的环形防喷器、管子闸板防喷器；c）打开主放喷管线泄压；d）在钻杆上（转盘面上）适当位置安装上相应的钻杆死卡，用钢丝绳与钻机连接固定牢固；e）打开剪切全封闸板防喷器以下的管子闸板防喷器；f）打开防喷器远程控制装置储能器旁通阀，关剪切全封闸板防喷器，直至剪断井内钻杆或油管；g）关闭全封闸板防喷器，控制井口；h）手动锁紧全封闸板防喷器和剪切全封闸板防喷器；i）关闭防喷器远程控制装置储能器旁通阀；j）将远程控制装置的管汇压力调整的安全注意事项。1.3.1.3使用剪切闸板防喷器的安全注意事项：a）钻井队应加强对防喷器远程控制装置的管理，决不能因误操作而导致钻杆或油管的损坏或更严重的事故；b）操作剪切全封闸板防喷器时，除防喷器远程控制装置操作人员外，其余人员全部撤至安全位置，同时按应急预案布置警戒、人员疏散、放喷点火及之后的应急处理工作；c）处理事故剪切钻具或油管后的剪切闸板，应及时更换，不应再使用；d）剪切全封闸板防喷器的日常检查、试压、维护保养，按全封闸板防喷器的要求执行。1.3.6当井内有钻具时，不允许关闭全