井控装置中手动锁紧杆的作用

① 辽河油田钻井井控实施细则的第五章 钻开油气层前的准备工作

第三十五条 钻开油气层的申报审批制度：
（一）钻进到油气层（主力油气层、未开采油气层或异常高压地层，下同）前50～100m，钻井队按钻开油气层准备工作内容自查自检之后，向建设方和钻井公司主管部门申请验收。
（二）建设方和钻井公司主管部门负责组织钻开油气层验收。Ⅰ级风险井油田公司和工程技术服务企业管理部门参加。
（三）验收组按油气田规定及行业标准要求进行检查，检查情况记录于钻开油气层检查验收证书中，如存在井控隐患应当场下达井控停钻通知书，钻井队按井控停钻通知书限期整改。
（四）未执行钻开油气层申报审批或验收不合格不准钻开油气层。
第三十六条 钻开油气层前，由钻井队负责召集有关技术服务单位，就其施工措施，进行明确的分工，各负其责，并建立各专业的联动机制。发现异常，统一指挥和协调。
第三十七条 钻开油气层前的准备按以下规定执行：
（一）地质录井人员根据地质设计和录井资料，加强随钻地层对比，及时提出可靠的地质预报。钻井队在进入油气层前50～100m，将钻井液密度调整至设计或钻开油气层检查验收时要求的密度，并确保井眼畅通。
（二）钻开油气层前如发生井漏，应先行堵漏，并用钻开油气层规定的钻井液密度对漏失层位进行验证，对难以处理的漏失层应下套管封隔。
（三）调整井施工时，建设方组织和协调停注、泄压等事宜，钻井监督与地质、钻井技术员检查落实邻近注水（汽）井停注、泄压情况。
（四）按照设计和钻开油层检查验收要求，储备加重材料、高密度钻井液、防漏堵漏材料和其它处理剂等。
对于供应半径小于50km的区块钻井，可采取加重材料或高密度钻井液集中储备的方式。
（五）钻井队应按规定要求组织全队职工进行防喷演习，预探井、含硫井应进行防硫化氢演习，并对有毒有害气体进行重点监测。
（六）落实井控岗位责任制、钻井队干部24小时值班制度和“坐岗”制度。
（七）各种钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路系统符合规定、功能正常。
第三十八条 钻开油气层前按第三十一条规定对井控装置进行试压检查（距前一次试压不超过14天可不进行试压检查，但应关井检查）。钻开油气层后应每天对闸板防喷器及手动锁紧装置开关活动一次。
第三十九条 从进入预计油气层前100m开始，每100m井段或在更换钻头、钻具后，以及钻井液性能发生变化后，应进行低泵冲试验。以正常钻进排量的1/3～2/3实测立管压力，并做好井深、泵冲、排量、循环压力等记录，以指导井控工作。

② 辽河油田钻井井控实施细则的第四章 井控装置安装、试压和管理

第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统的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。其安装要求：
（一）远程控制台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2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。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。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。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，起下钻速度不得大于0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检修装有绞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。
（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）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进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）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。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务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，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队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。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，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。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。

③ 钻井井控制度有那些

钻井井控规定实施细则 2 井控装置的安装、试压、使用和管理 井控装置的安装、试压、使用和管理应按SY/T5964执行。 2.1 井控装置的安装 2.1.1 钻井井口装置 钻井井口装置包括各次开钻所配置的防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。 2.1.1.1 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级，管内不得有台肩。 2.1.1.2 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其同轴度误差不大于20mm，防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧。 2.1.1.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30o。挂牌标明开、关方向和圈数。 2.1.1.4 防喷器远程控制台安装要求： a）安装在井场左前方距井口不小于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，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品； b）控制管汇整齐安放并固定在管排架内，管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于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； c）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；严禁强行弯曲和压折气管束； d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 2.1.1.5 井口下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度不变。 2.1.1.6 套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。 2.1.2 井控管汇 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。 2.1.2.1 防喷管线和放喷管线使用经探伤合格的管材，防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得焊接。 2.1.2.2 防喷管线长度若超过6m的应打基墩固定。 2.1.2.3 节流管汇控制台的调试值见表1。 表1 节流管汇控制台部件调压值 MPa 部 件 35调压值 70调压值 阀位变送器 0.35 0.35 压力变送器 0.35 0.35 气泵停泵的工作压力 1.05～1.10 3 蓄能器氮气压力 0.35±0.05 1.00±0.05 溢流阀 1.2 3.5 2.1.2.4 放喷管线安装要求： a）放喷管线至少应接两条，高压、高含硫地区应接四条，其内径不小于78mm； b）管线连接不允许有任何焊接； 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，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于120°； 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； g）管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，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； h）水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3； i）预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m； j）放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板。 2.1.2.5 钻井液回收管线出口应接至大土池或储备罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其内径不小于78mm。 2.1.2.6 节流管汇和压井管汇闸阀挂牌编号，并标明其开、关状态（见附录A中图A11、图A12、图A13、图A14、图A15）。最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。 2.1.2.7 井控管汇所配置的闸阀应为平板阀。 2.1.2.8 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。防喷管线控制闸阀（单四通：1＃手动平板阀及4＃液动平板阀；双四通：1＃、4＃、5＃手动平板阀及8＃液动平板阀）应接出井架底座以外。 2.1.3 钻具内防喷工具 钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、钻具回压阀和防喷钻杆单根。 2.1.3.1 钻具内防喷器工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。 2.1.3.2 应使用方钻杆上部和下部旋塞阀，并定期活动。 2.1.3.3 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具回压阀，并配有抢装回压阀专用工具。 2.1.3.4 在大门坡道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回压阀）。 2.1.4 井控监测仪器仪表 钻井队应配备钻井液循环池液面监测报警仪，在含硫化氢等有毒气体的地区钻井应配备相应的有毒气体检测仪。 2.1.5 钻井液净化、加重和灌注装置 除应配齐振动筛、钻井液罐、搅拌器、除砂器、除泥器、离心机、加重泵、自动灌注装置外，探井、气井及气油比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接出井口50m以上。 2.2 井控装置的试压 2.2.1 试压介质：清水。 2.2.2 试压值： a）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（封闭钻杆，不封闭空井）、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； b）在井上安装好后，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、防喷管线试额定工作压力；节流管汇按零部件工作压力分别试压； c）放喷管线试10MPa； d）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，参照上述有关条件及要求试压。 2.2.3 试压要求：上述井控装置在井控车间和上井安装后试压时稳压时间均不得少于30min , 压降不得超过0.7MPa , 密封部位无渗漏为合格；采油（气）井口装置压降不超过0.5MPa为合格。 2.3 井控装置的使用 2.3.1 环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。 2.3.2 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°斜坡接头钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s 。 2.3.3 用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。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。 2.3.4 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，当关井套压不超过14MPa时，特殊情况下经上级批准可上下活动钻具，单向行程控制在1.5m范围内，但不准转动钻具或过钻具接头。 2.3.5 当井内有钻具时，严禁关闭全闭闸板防喷器。 2.3.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 2.3.7 检修装有绞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。 2.3.8 正常钻井中每周，油气层钻进中每3天应关、开半闭闸板和闸阀一次。油气层中每次起钻完关、开全闭闸板一次，环形防喷器每10天试关井（在有钻具的条件下）一次。 2.3.9 井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装和试压工具。 2.3.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。 2.3.11 平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。 2.3.12 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；井控管汇安装好后，定期用钻井泵注清水冲洗，保持管线畅通。 2.3.13 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。 2.4 井控装置的管理 2.4.1 对各种井控装置应分类、编号、建档（检查、维修、试压等情况），并绘制井控装置运行图表。 2.4.2 设置专用配件库房和橡胶件库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。所有橡胶密封件应入库分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。 2.4.3 所有井控装置及配件应是经集团公司和股份公司有关部门共同认可的厂家生产的合格产品，否则不允许采购和使用。

④ 中石油井控设备试压要求稳压多长时间

钻井井控规定实施细则 2 井控装置的安装、试压、使用和管理 井控装置的安装、试压、使用和管理应按SY/T5964执行。 2.1 井控装置的安装 2.1.1 钻井井口装置 钻井井口装置包括各次开钻所配置的防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。 2.1.1.1 防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级，管内不得有台肩。 2.1.1.2 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其同轴度误差不大于20mm，防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧。 2.1.1.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30o。挂牌标明开、关方向和圈数。 2.1.1.4 防喷器远程控制台安装要求： a）安装在井场左前方距井口不小于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，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品； b）控制管汇整齐安放并固定在管排架内，管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于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； c）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；严禁强行弯曲和压折气管束； d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 2.1.1.5 井口下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度不变。 2.1.1.6 套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。 2.1.2 井控管汇 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。 2.1.2.1 防喷管线和放喷管线使用经探伤合格的管材，防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得焊接。 2.1.2.2 防喷管线长度若超过6m的应打基墩固定。 2.1.2.3 节流管汇控制台的调试值见表1。 表1 节流管汇控制台部件调压值 MPa 部 件 35调压值 70调压值 阀位变送器 0.35 0.35 压力变送器 0.35 0.35 气泵停泵的工作压力 1.05～1.10 3 蓄能器氮气压力 0.35±0.05 1.00±0.05 溢流阀 1.2 3.5 2.1.2.4 放喷管线安装要求： a）放喷管线至少应接两条，高压、高含硫地区应接四条，其内径不小于78mm； b）管线连接不允许有任何焊接； 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，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于120°； 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； g）管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，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； h）水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3； i）预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m； j）放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板。 2.1.2.5 钻井液回收管线出口应接至大土池或储备罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其内径不小于78mm。 2.1.2.6 节流管汇和压井管汇闸阀挂牌编号，并标明其开、关状态（见附录A中图A11、图A12、图A13、图A14、图A15）。最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。 2.1.2.7 井控管汇所配置的闸阀应为平板阀。 2.1.2.8 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。防喷管线控制闸阀（单四通：1＃手动平板阀及4＃液动平板阀；双四通：1＃、4＃、5＃手动平板阀及8＃液动平板阀）应接出井架底座以外。 2.1.3 钻具内防喷工具 钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、钻具回压阀和防喷钻杆单根。 2.1.3.1 钻具内防喷器工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。 2.1.3.2 应使用方钻杆上部和下部旋塞阀，并定期活动。 2.1.3.3 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具回压阀，并配有抢装回压阀专用工具。 2.1.3.4 在大门坡道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回压阀）。 2.1.4 井控监测仪器仪表 钻井队应配备钻井液循环池液面监测报警仪，在含硫化氢等有毒气体的地区钻井应配备相应的有毒气体检测仪。 2.1.5 钻井液净化、加重和灌注装置 除应配齐振动筛、钻井液罐、搅拌器、除砂器、除泥器、离心机、加重泵、自动灌注装置外，探井、气井及气油比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接出井口50m以上。 2.2 井控装置的试压 2.2.1 试压介质：清水。 2.2.2 试压值： a）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（封闭钻杆，不封闭空井）、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； b）在井上安装好后，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、防喷管线试额定工作压力；节流管汇按零部件工作压力分别试压； c）放喷管线试10MPa； d）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，参照上述有关条件及要求试压。 2.2.3 试压要求：上述井控装置在井控车间和上井安装后试压时稳压时间均不得少于30min , 压降不得超过0.7MPa , 密封部位无渗漏为合格；采油（气）井口装置压降不超过0.5MPa为合格。 2.3 井控装置的使用 2.3.1 环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。 2.3.2 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°斜坡接头钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s 。 2.3.3 用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。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。 2.3.4 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，当关井套压不超过14MPa时，特殊情况下经上级批准可上下活动钻具，单向行程控制在1.5m范围内，但不准转动钻具或过钻具接头。 2.3.5 当井内有钻具时，严禁关闭全闭闸板防喷器。 2.3.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 2.3.7 检修装有绞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。 2.3.8 正常钻井中每周，油气层钻进中每3天应关、开半闭闸板和闸阀一次。油气层中每次起钻完关、开全闭闸板一次，环形防喷器每10天试关井（在有钻具的条件下）一次。 2.3.9 井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装和试压工具。 2.3.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，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。 2.3.11 平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。 2.3.12 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；井控管汇安装好后，定期用钻井泵注清水冲洗，保持管线畅通。 2.3.13 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。 2.4 井控装置的管理 2.4.1 对各种井控装置应分类、编号、建档（检查、维修、试压等情况），并绘制井控装置运行图表。 2.4.2 设置专用配件库房和橡胶件库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。所有橡胶密封件应入库分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。 2.4.3 所有井控装置及配件应是经集团公司和股份公司有关部门共同认可的厂家生产的合格产品，否则不允许采购和使用。

⑤ 钻井队八大件六块铁指的是什么

钻井八大件与钻井八大系统

钻井的八大件:天车，大钩、游车、井架、泥浆泵、水龙头、绞车、转盘

1井架

井架由井架的主体、人字架、天车台、二层台、工作梯、立管平台、钻台和井架底座等几个部分组成，主要用于安放和悬挂天车、游车、大钩、吊环、液气大钳、液压绷扣器、吊钳、吊卡等提升设备与工具。

2天车

天车一般是多个滑轮装在同一根芯轴或两根轴心线一致的芯轴上。现在的天车大都是滑轮通过滚柱轴承装在一根芯轴上。芯轴一般是双支承的，轴的直径较大，芯轴的一端或两端有黄油嘴，芯轴里有润滑油道。润滑脂从黄油嘴注入，以润滑轴承。

3游车

游车的形状为流线型，以防起下时挂碰二层台上的外伸物。同时，游车要保证一定的重量，以便它在空载运行时平稳而垂直地下落。现在，钻机各型游车都是一根芯轴，滑轮在轴上排成一列，其结构与天车相似。

4大钩

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大钩是提升系统的重要设备，它的功用是在正常钻进时悬挂水龙头和钻具，在起下钻时悬挂吊环起下钻具，完成起吊重物、安放设备及起放井架等辅助工作。目前使用的大钩有两大类。一类是单独的大钩，其提环挂在游车的吊环上，可与游车分开拆装，如DG—130型大钩;另一类是将游车和大钩做成一个整体结构的游车大钩，如MC—400型游车大钩。为防止水龙头提环从大钩中脱出，在钩口处装有安全锁体、滑块、拔块、弹簧座及弹簧等构成的安全锁紧装置。为悬挂吊环和提放钻具，钩身压装轴及挂吊环轴用耳环闭锁，用止动板防止两支撑轴移动。钩身与钩杆用轴销连接，钩身可绕轴销转一定角度。

5绞车

绞车是构成提升系统的主要设备，是组成一部钻机的核心部件，是钻机的主要工作机械之一。其功用是:提供几种不同的起升速度和起重量，满足起下钻具和下套管的需要;悬挂钻具，在钻进过程中送钻和控制钻压;利用绞车的猫头机构上、卸钻具螺纹;作为转盘的变速机构和中间传动机构;当采用整体起升式井架时用来起放井架;当绞车带捞砂滚筒时，还担负着提取岩心筒、试油等项工作;帮助安装钻台设备，完成其他辅助工作。 6水龙头

在一部钻机中，水龙头既是旋转系统的设备，又是循环系统的一个部件。它悬挂于大钩之下，上接有水龙带，下接方钻杆。在钻进时，悬挂并承受井内钻柱的全部重量，并将钻柱与水龙带连接起来，构成钻井液循环通道。

7转盘

转盘主要由水平轴、转台、主轴承、壳体、方瓦及方补心等组成，其主要作用是带动钻具旋转钻进和在起下钻过程中悬持钻具、卸开钻具螺纹以及在井下动力钻井时承受螺杆钻具的反向扭矩。转盘的动力经水平轴上法兰或链轮输入，通过锥齿轮转动转台，借助转台通孔中的方瓦和方补心带动方钻杆、钻柱和钻头转动;同时，方补心允许方钻杆轴向自由滑动，实现边旋转边送进。

8泥浆泵

泥浆泵，是指在钻探过程中向钻孔里输送泥浆或水等冲洗液的机械。泥浆泵是钻探设备的重要组成部分。在常用的正循环钻探中,它是将地表冲洗介质??清水)泥浆或聚合物冲洗液在一定的压力下，经过高压软管)水龙头及钻杆柱中心孔直送钻头的底端，以达到冷却钻头、将切削下来的岩屑清除并输送到地表的目的。

常用的泥浆泵是活塞式或柱塞式的，由动力机带动泵的曲轴回转，曲轴通过十字头再带动活塞或柱塞在泵缸中做往复运动。在吸入和排出阀的交替作用下，实现压送与循环冲洗液

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的目的。

钻井作业的八大系统:起升系统、旋转系统、钻井液循环系统、传动系统、控制系统、动力驱动系统、钻机底座、钻机辅助设备系统

1、起升系统

起升系统是必不可少的，一般由井架、绞车、天车、游车、大钩、滚筒和钢丝绳组成。起升系统一般具有以下功能:

1)下放、悬吊或起升钻柱、套管柱和其他井下设备进、出井眼;

2)起下钻、接单根和钻进时的钻压控制。

2、旋转系统

旋转系统由转盘、水龙头、钻头、钻柱组成。其主要功能是保证在钻井液高压循环的情况下，给井下钻具提供足够的旋转扭矩和动力，以满足破岩钻进和井下其它要求。 3、循环系统

循环系统由泥浆泵、泥浆池(钻机的“心脏”)、立管、水龙带、分离装置组成。其主要功能有以下几点:

1)从井底清楚岩屑;

2)冷却钻头和润滑钻具。

泥浆的功能有以下几点:

1)悬浮和携带钻屑;

2)润滑和冷却钻具;

3)稳定井壁;

4)平衡地层压力;

5)传递水平功率

6)泥浆录井。

泥浆的循环流程:

泥浆泵—地面高压汇管—立管—水龙带—水龙头—钻柱—(方钻杆、钻杆、钻铤)—钻头—环形空间—地面排出管线—固控设备—泥浆池—泥浆泵。

4、驱动与传动系统

驱动与传动系统由动力机、与传动部分组成。动力机一般为柴油机或电动机，传动部分由联轴器、离合器、变速箱、皮带传动及链条传动等装置组成。

驱动与传动系统主要功能是产生动力，并把动力传递给泥浆泵、绞车和转盘。

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5、气控系统

气控系统由控制机构、传输管线、阀门、执行机构(气动离合器等)以及气压及等组成。其主要功能是确保对整个钻机各个工作机构及其部件的准确、迅速控制，使整机协调一致的工作。

驱动与传动系统、气控系统组成了钻井的动力系统。

6、井控系统

井控系统由防喷器组、节流管汇、压井管线以及液、气控制机构组成。其主要功能是控制井内的压力，防止底层流体无控制地流入井中。

防喷器的功能:

1)密封钻具;

2)强行起下钻;

3)悬挂钻具;

4)手动、液动锁紧闸板;

5)用作分液系统;

6)可以剪断钻具。

节流管汇:由一系列特殊的、可远程控制的管线组成，用井口防喷器组关井后，司钻可以通过它释放井底压力，不至于造成井下失控。

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