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SY／T 5964-2019 钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范.pdf

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套管头；6一放喷管线

7一压井管汇；8一防喷管线；9节流管汇 a）1号、4号、5号、8号闸阀接出井架底座以外的双四通井口井控管汇示意图

DB11／T 1591-2018 城市道路日常养护作业规程7—压井管汇；8—防喷管线；9节流管汇 b）1号、4号、5号、8号闸阀接在井架底座以内的双四通井口井控管汇示意图 图8双四通井口井控管汇示意图

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套管买：6一放喷营 7一压井管汇，8一防喷管线；9一节流管汇 c）1号、4号、5号、8号闸阀接出井架底座以外的双四通井口井控管汇示意图

号、5号、8号闸阀接出井架底座以外的双四通井口井控管

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的预制铸（锻）钢弯头。 3.5.3节流、压井管汇 3.5.3.1配置的节流管汇和压井管汇应符合SY/T5323的规定。 3.5.3.2节流管汇的压力级别应与防喷器压力级别相匹配，并按图9至图14的组合形式进行选择。 3.5.3.3压井管汇组合形式如图15、图16和图17所示，其压力级别应与防喷器压力级别相匹配。 3.5.3.4节流压井管汇水平安装在井口液动闸阀端井架底座外的基础上。若基础坑低于地平面，应排 水良好。 3.5.3.5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 求安装在钻井泵上。

14MPa节流管汇组合形

图1021MPa节流管汇组合形式

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手动节流阀；J2a、J2b、 图1135MPa和70MPa节流管汇组合形式

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—手动节流阀Ja、J2b、J、Jb、J5、Ja、Js、J、Jg、J、Jie、Jil、Ji3—手动闸阀 图1370MPa和105MPa平面式节流管汇组合形式

J12—液动节流阀，J,Jis— 图14105MPa和140MPa节流管汇组合形式

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图1514MPa、21MPa和35MPa压井管汇组合形式

D、D,—单流阀；Yi、Y2、Ys—手动闸阀 图1670MPa和105MPa压井管汇组合形式

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D、D,—单流阀，Y、Y2、Ys、Y。—手动闸阀 图17105MPa和140MPa压井管汇组合形式

图17105MPa和140MPa压井管汇组合形式

所有液气管线应用快换接头连接 3.5.3.7节流管汇、压井管汇上所有闸阀应按图9至图17所示编号挂牌，并标明开、关状态。 3.5.3.8节流管汇、压井管汇上各闸 阀或带开关状态指示器的闸阀，

3.5.4.1放喷管线是指节流管汇和压井管汇后的管线，其通径应不小于78mm，布局应考虑当地季节 风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。 3.5.4.2含硫油气井至少应安装两条放喷管线，其布局夹角为90°～180°，放喷管线上可以根据需要 连接闸阀，但各闸阀应为明杆闸阀或带开关状态指示器的闸阀。 3.5.4.3放喷管线出口距井口的距离宜不小于75m。含硫油气井放喷管线出口距井口的距离应不小于 100m，距各种设施应不小于50m，且位于方便点火的开阔地带，应有两条放喷管线安装在当地季风 的下风方向。转弯处应用角度不小于120°的预制铸（锻）钢弯头或90°带缓冲短节的弯头。 3.5.4.4放喷管线不允许活接头连接和在现场进行焊接连接，每隔10m～15m及转弯处应采用水泥 基墩与地脚螺栓或地锚固定。放喷管线悬空处要支撑牢固，含硫油气井放喷管线应全部采用法兰连 接，现场不允许焊接，含硫油气井放喷管线和连接法兰应全部露出地面，在穿越汽车道、人行道等处 用防护装置实施保护。 3.5.4.5放喷管线出口处应用双基墩固定，并应配备性能可靠的点火装置。两条放喷管线走向一致 时，管线之间应保持大于0.3m的间距，管线出口方向应朝同一方向。 3.5.4.6水泥基坑的长×宽×深尺寸应为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基础坑体积应大于1.2m。 3.5.4.7放喷管线应有防冻、防堵措施，确保放喷时畅通。

1其他井控装置包括钻具内防喷工具；钻井液罐液面监测仪；钻井液自动灌注系统；钻井液液

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气分离器；钻井液除气器；点火装置等。含硫油气井还应配备硫化氢监测、报警仪器、 空气呼吸器 防护器具。 3.6.1.2其他井控装置宜根据各油田的具体情况配备，以满足井控工艺的要求。

3.6.2钻具内防喷工具

3.6.2.1旋塞阀选用应符合SY/T5525的规定。

a）采用转盘驱动时应安装方钻杆上部和下部旋塞阀，顶驱应安装液动和手动两个旋塞阀，旋塞 阀的额定工作压力应与防喷器压力级别相匹配，105MPa及以上的防喷器可选用105MPa的 旋塞阀。 b）方钻杆下部旋塞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。 3.6.2.3钻具止回阀应符合GB/T25429的规定。 3.6.2.4油气层钻进作业中，应在钻柱底部安装钻具止回阀，其额定工作压力宜不低于所使用的闸板 防喷器的压力等级，对于配套使用额定工作压力105MPa防喷器及以上的井，允许使用工作压力为 7OMPa及以上压力等级的钻具止回阀。外径、强度应与相连接钻柱的外径、强度相匹配。 3.6.2.5若配备了钻具旁通阀，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）应安装在钻与钻杆之间。 b）无钻链的钻具组合，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。

3.6.3钻井液罐液面监测仪

3.6.3.2坐岗用观察钻井液罐液面高度的标尺刻度，宜根据钻井液罐结构尺寸换算成立方米体积单 标注，以便快速直读。

3.6.4钻井液自动灌注系统

a）定时定量自动灌注作业。 b）对井涌、井漏或异常情况进行监测报警。 c）对灌注钻井液瞬时排量、累积流量进行记录和显示。 3.6.4.2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

3.6.5液气分离器和除气器

3.6.5.1液气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。 3.6.5.2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。其钻井液出口 管线应接至循环罐上的振动筛。 3.6.5.3液气分离器排气管线走向应沿当地季节风的下风方向，接出井场50m以远，并应配备性能可 靠的点火装置。 3.6.5.4液气分离器钻井液进出口管线、排气管线应采用法兰连接，通径应不小于设计进出口尺寸， 转弯处应用预制铸（锻）钢弯头，各管线出口处应固定牢固。 3.6.5.5除气器应安装在钻井液循环罐上。设备和管线应固定牢固，避免吸入或排出钻井液时产生太

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大的震动。除气器排气管线应接出15m以远

3.6.6.1进入油气层前200m，钻井队应安装点火装置。含硫油气井，同时配备其他移动点火器 3.6.6.2点火装置应专人管理。

3.6.7硫化氢监测、可燃气体监测报警仪器

3.6.7.1含硫油气开应配备固定式硫化氢监测、可燃气体监测报警仪器。当空气中硫化氢的浓度达到 15mg/m²（10ppm）时，硫化氢监测、可燃气体监测报警仪器能以声、光报警。 3.6.7.2固定式硫化氢探测、可燃气体监测报警仪器的探头应按照下列要求安装： a）司钻操作台附近。 b）钻台下。 c）振动筛处。 d）监督房。 e）上述区域以外的硫化氢、可燃气体可能聚集的区域。 3.6.7.3含硫油气井井队应配备3～5台便携式硫化氢监测仪。二氧化硫在大气中的含量值超过 5.72mg/m3（2ppm）（例如在产生二氧化硫的燃烧或其他操作期间），应在现场配备便携式二氧化硫检 测仪或带有检测管的比色指示探测器。

4.1防喷器及控制装置

4.1.1通径小于476mm的环形防喷器，关闭时间不应超过30s；通径大于或等于476mm的环形防喷 器，关闭时间不应超过45s。使用后的环形胶芯应在30min内恢复原状。闸板防喷器的关闭时间不应 超过10s，闸板总成打开后应完全退到壳体内。 4.1.2检查防喷器/钻机刹车联动防提安全装置在关闭防喷器半封闸板时是否正常工作。 4.1.3远程控制台储能器应充氮气压力7MPa土0.7MPa，气源压力0.65MPa～1MPa，电源电压 380V±19V。 4.1.4远程控制台换向阀转动方向、司钻控制台换向阀转动方向与防喷器开关状况应一致。 4.1.5关闭远程控制台的储能器，其电动泵和气动泵的总输出液量应在2min内使环形防喷器（不包 括分流器）密封在用的最小尺寸钻具、打开所有液动闸阀，并使管汇具有不小于8.4MPa的压力。 4.1.6启动远程控制台的电动泵和气动泵，在15min内应使储能器的液压从7MPa土0.7MPa升至 21MPa。 4.1.7检查远程控制台的压力控制器，电源开关在“自动”位置，系统压力降至接近18.5MPa时应自 动启动，当压力升到21MPa时应能自动停泵。 4.1.8检查远程控制台的液气开关，系统压力降低至17.5MPa应自动启动气泵，升压至20MPa时应 能自动停止气泵工作。 4.1.9检查远程控制台储能器溢流阀是否能在23MPa全开溢流，闭合压力应不低于21MPa。 4.1.10将司钻控制台二次仪表在无液压情况下调节到零位。 4.1.11 远程控制台压力变送器进气压力值范围按说明书调节。 4.1.12 在储能器压力为21MPa、环形防喷器调压阀出口压力为10.5MPa和管汇压力为21MPa的情 况下，用丝堵堵严液压油出口，使各三位四通换向阀分别在“中位”“开位”“关位”5min后，检查

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3min内的压力降。处于“中位”时压力降应不天于0.25MPa；处于“开位”“关位”时压力降应不天 于0.6MPa。 4.1.13液压控制管线现场安装后，应按21MPa做可靠性试压，试压时间应不少于10min，试验期间 无可见渗漏。 4.1.14远程控制台气源压力0.8MPa，切断气源后观察3min内司钻控制台各操作阀分别在“中 位”“开位”和“关位”的压力降，在“中位”时应不大于0.05MPa，“开位”和“关位”时应不大于 0.20MPa。 4.1.15调节压力变送器，使司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差不大于0.6MPa、管汇压力 及环形压力误差不大于0.3MPa

4.2.1节流阀控制箱气泵、变送器气源压力、储能器的充气压力和溢流阀的溢流压力，应符合表 4.2.2储能器充压时间应不超过4min。 4.2.3液动节流阀开关应无阻卡。用开关速度调节阀调节全开至全关应在2min以内完成。 4.2.4检查阀位开度表能否正常显示开关程度，并把开关位置调节到全程的3/8～1/2位置。 4.2.5检查立压变送器、套压变送器工作情况及二次仪表与立管和套管压力是否一致。 4.2.6对电动节流控制箱，按产品使用说明书规定的技术参数进行调试。

表2气动节流控制箱调压值

4.3.1在井控车间（基地），闸板防喷器应做1.4MPa～2.1MPa的低压试验；环形防喷器（封闭钻 杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等应做额定工作压力试压 节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压；试验要求应符合GB/T20174、GB/T22513、GB/T 25429、SY/T5323、SY/T5525等有关规定。 4.3.2在井控车间（基地）的试压记录应使用压力计和图表记录器。压力试验测量装置应有低压传感 器（准确度等级至少为0.25级，量程不大于10MPa），且与高压传感器分开设置，压力测试范围不允 许小于压力计最大量程的25%，且不允许超过压力计最大量程的75%。 4.3.3在钻井现场安装好后，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 制元件应试压到额定工作压力；其后的常规试验压力值应大于地面预计最大关井压力。 4.3.4钻开油气层前及更换井口装置密封部件后，应用堵塞器或试压塞参照4.3.3中的有关要求及条 件试压。

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4.3.5放喷管线密封试压应不低于10MPa。 4.3.6防喷器控制系统现场安装调试完成后应对各液控管路进行21MPa压力检验（环形防喷器液控 管路只试10.5MPa），稳压10min，管路各处不渗不漏，压降不大于0.7MPa为合格。 4.3.7内防喷工具试压稳压时间应不少于5min，其他井控装置的试压稳压时间应不少于10min。井控 装置的密封试压均应用清水或防冻液体密封试压。低压试验压降不大于0.07MPa，高压试验压降应不 大于0.7MPa，密封部位无可见渗漏为合格

5.1并控装置使用的具体规定和要求

5.1.1正常钻井作业施工中，在防喷器打开到位、液动阀关闭到位的情况下，远程控制台各防喷器 液动阀操作手柄宜置于中位。 5.1.2发现溢流后关井，应先关闭环形防喷器，后关闭闸板防喷器，在确认闸板防喷器关闭后，再打 开环形防喷器。环形防喷器不宜长时间关井，非特殊情况不应采用环形防喷器封闭空井。 5.1.3关井状态下不宜活动或起下钻具。特殊情况下，在只关闭环形防喷器且套压不超过14MPa时， 允许以不大于0.2m/s的速度上下活动钻具，但不允许转动钻具和钻具接头通过胶芯。若需用环形防 喷器进行不压井起下钻作业，在套压不超过7MPa且井内为18°斜坡接头钻具的情况下，起下钻速度 不应大于0.2m/s。 5.1.4采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；打开闸板前，应先手动解 锁，再液压打开；锁紧和解锁应一次性到位。 5.1.5当井内有钻具时，非特殊情况下不应关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。 5.1.6严禁直接打开防喷器泄压。 5.1.7施工作业现场检修装有铰链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，不应同时打开两侧门。 5.1.8油气层钻进中每周应关、开半封闸板和闸阀一次，每次起钻完关、开全封闸板和剪切闸板防喷 器各一次，环形防喷器每半月试关井（在有钻具的条件下）一次。 5.1.9井场宜备有与在用半封闸板同规格的半封闸板1副，存放在井场空调房内，保证不受压、不变 形、不损坏。 5.1.10有二次密封的闸板防喷器和平板阀，密封失效时方能使用二次密封，且止漏即可。紧急情况 解除后，立即清洗更换二次密封件

5.2剪切闸板防喷器的使用

2.1使用剪切闸板防喷器剪断钻具关井时，应按以下程序操作： a）确保钻具接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后，锁定钻机绞车刹车系统。 b）关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器，打开放喷管线泄压。 c）打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。 d）打开储能器旁通阀，关剪切闸板防喷器，直至剪断井内钻具关井；若未能剪断钻具，应由气 动泵直接增压，直至剪断井内钻具关井。 e）关闭全封闸板防喷器，手动锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。 美#

5.2.2安全注意事项：

导致钻具事故或更严重的事 b）操作剪切闸板时，除远 人员全部撤至安全位置

恢复正常工作后，剪切闸板应及时更换。 封闸板防喷器失效时，可采用剪切闸板防喷器封闭

井控管汇是井控设备的重要组成部分，正确的操作和使用 a）手动平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈，其开、关应一次到位，不应半开半闭和作 节流阀用。 b）压井管汇不应用作日常灌注钻井液用；反压井管线使用后应冲洗，保持管线畅通。 c）确保节流管汇、压井管汇、防喷管汇和放喷管线上各阀的正确开关状态，并挂牌示意。 d）井控管汇应定期检查，保持通道畅通，各阀应开关灵活，

5.4液气分离器的使用

排液管口有气体排出。 分离器出现裂缝、鼓包、变形、泄漏等缺陷。 安全附件失效。 进液管线、排液管线、排气管线、紧固件等损坏。 分离器与管线发生剧烈振动

5.5钻具内防喷工具的使用

应分别符合以下要求： a）在用的旋塞阀应每天开关活动各一次，保持旋塞阀开关灵活；旋塞阀开关扳手应放在钻台上 方便取用的地方。 b）钻具止回阀每次入井前，检查有无堵塞、刺漏及密封情况；备用钻具止回阀及抢接工具每次 起钻前检查一次，并做好记录。 c）接单根卸扣时，不能采取关下部旋塞阀的方法来控制方钻杆内钻井液的流出。 d）使用钻具止回阀下钻时，应坚持每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液（采用专用灌 注钻井液装置小排量灌注）；下钻至主要油气层顶部前应灌满钻井液，再循环一周排出钻具内 的剩余压缩空气后方可继续下钻。 e）抢接钻具止回阀工具应放在钻台上方便取用的地方。 f）钻具止回阀和旁通阀的使用管理，应建立记录卡，详细记录入井使用的时间及有关参数；每 次下钻前，由技术员、司钻检查钻具止回阀和旁通阀有无堵塞、刺漏和密封失效等问题。 g）钻具底部装有钻具止回阀时，起下钻发生溢流或井喷时仍按关井程序控制井口。

目前的点火装置种类繁多，应专人维护、使用和定期检查。 a）按照产品使用说明书的要求，指定专人使用和维护。 b）从进入油气层前200m开始，每天检查一次，确保工作正常

应定期检查，保证设备完好。

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6.1钻井队应做的维护工作

6.1.1对井控装置的管理、操作维护和现场检查工作，应落实专人负责，制定相关管理、使用维护制 度，参照表A.1进行日常的九部位七十二点巡回检查和维护。 6.1.2对设备出现的故障应及时处理。 6.1.3生产班组应将设备现场使用情况填入“井控装置班报表”。“井控装置班报表”应随井控装置回 收时交给井控车间（基地），以便检修时参考。井控装置班报表格式参见表B.1

JTG 3362-2018 公路钢筋混凝土及预应力混凝土桥涵设计规范 应用指南（2019-11-01开始实施）6.2并控车间应做的维护与检修

6.2.1对井控装置应进行定期现场巡回检查和现场检修，每次检修情况应填入“井控装置现场检修记 录表”。井控装置现场检修记录表格式参见表C.1。 6.2.2应建立使用运行、维护和检修管理档案。档案内容应包括设备的基础资料、现场使用及检修情 况、车间维护、检修和检验情况。 6.2.3防喷器的检查和维修应符合SY/T6160的规定。

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表A.1钻并并控装置安全检查内容

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T／SLEA 0031.1-2022 实验室用水气配件技术规范 第1部分：水龙头.pdfSY/T 59642019

[1]GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范 [2]SY/T5087硫化氢环境钻井场所作业安全规范

1GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范 SY/T5087硫化氢环境钻井场所作业安全规