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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

d）防喷器组合形式4

图2压力等级为14MPa的防喷器组合形式

QLLK 0002S-2014 丽江辣木种植科技有限公司 辣木叶代用茶SY/T 59642019

b）防喷器组合形式2

3压力等级为21MPa和35MPa的防喷器组合形

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注：环形防喷器的额定工作压力可比配套的闸板防喷器低一级

压力等级为70MPa和105MPa的防喷器组合形式

注：环形防喷器的额定工作压力可比配套的闸板防喷器低一级。

力可比配套的闸板防喷器低

图5压力等级为105MPa和140MPa的防喷器组

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主：环形防喷器的额定工作压力可比配套的闸板防喷器低一

3.3.2防喷器组的安装要求

图6安装剪切闸板的防喷器组合形式

3.3.2.1防喷器顶部安装防溢管时，用螺栓连接，不用的螺孔用丝堵堵住。防溢管宜采 式。防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或橡胶圈。 3.3.2.2防喷器上的液控管线接口宜朝向井场后场。 3.3.2.3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。用直径16mm 的钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。 3.3.2.4闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。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°。手动操作杆手轮上应挂牌标明开关圈数及开关方向。 3.3.2.5安装剪切全封闸板防喷器的钻井队现场应配备相应钻具尺寸的死卡，并备用直径不小于 22mm固定用钢丝绳，

3.4.2远程控制台应有足够的在停泵、井口无回压时关闭一套全开状态的环形防喷器和闸板防喷器组 并打开液动闸阀的液体量，且剩余液压应不小于1.4MPa。 3.4.3远程控制台应安装在面对井场左侧，距井口不少于25m的专用活动房内，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、腐蚀物品。 3.4.4远程控制台全封闸板换向阀手柄应装罩保护，剪切闸板换向阀手柄应安装防止误操作安全装置。 3.4.5远程控制台电源应从发电房或配电房直接引出，专线专用，并用单独的开关控制。

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3.4.6管排架与防喷管线距离应不少于1m。在穿越汽车道、人行道等处应用防护装置实施保护。 3.4.7气管缆的安装应沿管排架安放在其侧面的专门位置上，剩余的管缆盘放在靠远程台附近的管排 架上，不允许强行弯曲和压折。 3.4.8司钻控制台应安装在钻机司钻操作台侧，并固定牢固，司钻控制台上不应安装操作剪切全封闸 板防喷器的控制阀。 3.4.9根据特殊要求，对重点井、含硫油气井和区域探井可配置防喷器辅助控制台。防喷器辅助控制 台宜安装在平台经理或工程师值班房便于操作处。 3.4.10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。 3.4.11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。 3.4.12宜安装防喷器/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

3.5.1并控管汇一般要求

3.5.1.1井控管汇包括防喷管汇、节流管汇、压井管汇和放喷管线等。 3.5.1.2井控管汇的额定工作压力应不低于各次开钻所配置的钻井井口装置最高额定工作压力值。 3.5.1.3井控管汇配置的各闸阀应符合GB/T22513的规定，闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态

3.5.2.1采用单四通的防喷管汇包括

2.1采用单四通的防喷管

5.2.1采用单四通的防喷管汇包括： a）1号、4号闸阀接出井架底座以外的防喷管汇，包括1～4号闸阀及其闸阀间相连的管线、螺 栓、密封垫环和法兰等零部件，如图7a）所示。 b）1号、4号闸阀接在井架底座以内的防喷管汇，包括1～4号闸阀及与节流管汇、压井管汇相 连的管线，螺栓密封热环和法兰等零部件、如图7h）所示

栓、密封垫环和法兰等零部件，如图7a）所示。 b）1号、4号闸阀接在井架底座以内的防喷管汇，包括1～4号闸阀及与节流管汇、压井管汇相 连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件，如图7b）所示。 3.5.2.2采用双四通的防喷管汇包括： a）1号、4号、5号、8号闸阀接出井架底座以外的防喷管汇，包括1～8号闸阀及其闸阀间相 连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件，如图8a）、c）所示。 b）1号、4号、5号、8号闸阀接在井架底座以内的防喷管汇，包括1～8号闸阀及与节流管汇 压井管汇相连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件，如图8b）、d）所示。 3.5.2.3与节流管汇、压井管汇连接的额定工作压力大于35MPa的防喷管线应采用钢制管线。 3.5.2.4防喷管线及闸阀通径应不小于78mm。 3.5.2.5防喷管汇上的液动闸阀，应由防喷器控制装置控制。 3.5.2.6采用双四通连接时，应考虑上、下防喷管线能从钻机底座工字梁下（或上）顺利穿过。转弯 处应采用相同压力等级的角度不小于120°的预制铸（锻）钢弯头或90°带缓冲短节的弯头。防喷管 线等不允许在现场进行焊接。 3.5.2.7四通两翼应各有两个闸阀。紧靠四通的手动闸阀应处于常开状态，其余的手动闸阀和液动闸 阀应处于常关状态。并编号挂牌，标明开、关状态。 3.5.2.8防喷管线长度若超过7m应固定牢固。 3.5.2.9在寒冷地区冬季作业时，应考虑防喷管汇等所用材料的低温性能，各组件可通过加热、排 放、充填适当的流体等方式防冻。

3.5.2.2采用双四通的防喷管汇包括

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环形防喷器：3一板防喷器：4一四通 一套管：6 7一压井管汇；8一防喷管线；9一节流管汇

a）1号、4号闸阀接出井架底座以外的单四通井口井控管汇示意图

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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

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

LS/T 3212-2014 挂面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GB 29143-2012 单端无极荧光灯用交流电子镇流器能效限定值及能效等级，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