SYT-5964-2006-钻井井控装置组合配套安装调试与维护

八方泵业/更新资讯请查看高温油泵_不锈钢齿轮泵_沥青泵_单螺杆泵_导热油泵_高粘度泵相关本文由北京SEO整理发布八方油泵/更新资讯请查看高温油泵_不锈钢齿轮泵_沥青泵_单螺杆泵_导热油泵_高粘度泵相关北京搬家公司_海淀搬家公司_朝阳搬家公司/北京搬家公司_海淀搬家公司_朝阳搬家公司/SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5964-2006代替SY/T5964-2003钻井井控装置组合配套安装调试与维护2006-07-10发布2007-01-01实施国家发展和改革委员会发布钻井井控装置组合配套安装调试与维护1范围本标准规定了钻井井控装置组合配套型式、安装、调试与维护要求。本标准适用于陆上石油天然气钻井井控装置。引用标准下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。SY/T5053.1地面防喷器及控制装置防喷器SY/T5053.2地面防喷器及控制装置控制装置SY/T5127井口装置和采油树规范SY/T5215钻具止回阀SY/T5323节流和压井系统SY/T5525旋转钻井设备上部和下部方钻杆旋塞阀SY/T6160液压防喷器的检查与修理NACEMR0175油田设备有抗硫化物应力开裂的金属材料3井控装置配套、安装要求3.1井控装置3.1.1钻井井口装置一般包括：a)环形防喷器；b)闸板防喷器；c)钻井四通；d)套管头；e)液压防喷器控制装置。3.1.2井控管汇包括：a)节流管汇；b)压井管汇；c)防喷管汇；d)放喷管线。3.1.3其他井控装置有：a)钻具内防喷工具；b)钻井液池液面检测仪；c)钻井液自动灌注系统；d)钻井液液气分离器；e)钻井液除气器；f)点火装置。典型的井控装置配套示意图如图1所示。3.2套管头3.2.1套管头包括单级、双级和三级套管头等。3.2.2配置的套管头应符合SY/T5127的规定。3.2.3安装的套管头应保证钻井四通与防喷管汇在各次开钻中的高度位置基本不变。3.2.4安装螺纹悬挂式套管头见附录A。3.2.5安装卡瓦悬挂式套管头见附录B。3.2.6安装底法兰见附录C。3.3防喷器组3.3.1防喷器组的一般要求。防喷器组包括在钻井过程中各次开钻时所配置的液压防喷器及钻井四通等。配置的液压防喷器和钻井四通应符合SY/T5053.1的规定。3.3.2防喷器组的组合要求。防喷器、钻井四通、转换四通及配套使用的转换法兰、双法兰短节和转换短节等的额定工作压力与公称通径系列；法兰型式、尺寸及技术要求；法兰用密封垫环型式、尺寸及技术要求均应符合SY/T5127的规定。防喷器组公称通径与套管公称直径的组合应符合表1的规定。防喷器组压力等级的选用与裸眼井段中最高地层压力相匹配。选用各次开钻液压防喷器的压力等级和组合形式，应按图2～图4的组合形式进行选择。根据不同油气井的实际情况,可采用单钻井四通和双钻井四通配置，单钻井四通和双钻井四通的下钻井四通旁侧出口应在基础面之上。在硫化氢环境中使用的井控装置，金属材料应具有抗应力开裂的性能，符合NACEMR0175的规定，并应通过相关检验部门检验；非金属材料，应能承受指定的压力、温度和硫化氢环境，具有在硫化氢环境中满足使用而不失败的性能，并应通过相关检验部门检验。在硫化氢环境中使用的井控装置需要更换的零部件，其标准牌号、力学性能及抗硫化氢性能应与原零部件的性能一致或更高。含硫油气井、高压高产油气井、区域探井，应安装剪切闸板防喷器。防喷器组组合特殊形式仅适用于参数井、预探井、沙漠井、海滩井等，防喷器组特殊组合配套形式不受井身结构的限制。表1井控装置公称通径与套管公称直径组合井控装置公称通径mm（in）井控装置最大工作压力，MP管外径，mm180（71/16）114.3（41/2）～177.8（7）230（9）193.7（75/8）-219.1（83/4）280（11）219.1（83/4）-244.5（95/8）219.1（83/4）244.5（95/8）346（135/8）298.4（113/4）-339.7（133/8）273.1（103/4）298.4（113/4）426（163/4）406.4（16）476（183/4）--473.1（185/8）528（203/4）--508.0（20）--540（211/4）580（227/8）--3.3.3防喷器组安装要求防喷器顶部安装防溢管时，用螺栓连接，不用的螺孔用螺钉堵住。防溢管宜采用两半组合式。防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。用16mm的钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。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，靠边手轮端应支撑牢固，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。3.4防喷器控制装置3.4.1防喷器控制装置包括远程控制台和司钻控制台等。配置的防喷器控制装置应符合SY/T5053.2的规定。3.4.2防喷器控制装置的控制能力应与所控制的防喷器组相匹配。3.4.3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一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。3.4.4远程控制台安装在面对井场左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，并保持2m宽的行人通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。3.4.5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。3.4.6远程控制台电源应从发电房或配电房用专线直接引出，并用单独的开关控制。3.4.7管排架与防喷管线距离不少于1m。在穿越汽车道、人行道等处应用防护装置实施保护。3.4.8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。3.4.9司钻控制台应安装在司钻操作台侧，并固定牢固。3.4.10根据特殊要求，对重点井、含硫油气井、区域探井和环境特殊井可配置防喷器辅助控制台装置。防喷器辅助控制台装置应安装在平台经理或工程师值班房便于操作处。3.4.11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。3.4.12司钻控制台和远程控制台气源应从专用气源排水分离器上用管线分别连接到远程控制台和司钻控制台。3.4.13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）。该装置按钮盒安装在钻机操作台上，其气路与防碰天车气路并联。3.5井控管汇3.5.1井控管汇一般要求井控管汇包括防喷管汇、节流管汇、压井管汇和放喷管线等。井控管汇的额定工作压力不应低于最后一次开钻所配置的钻井井口装置最高额定工作压力值。井控管汇所配置的闸阀应符合SY/T5127的规定。3.5.2防喷管汇采用双钻井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号～8号闸阀及其闸阀间相连接的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件，见图5a)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号～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，见图5b)所示。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号～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，见图6a）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号～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，见图6b）所示。与节流管汇、压井管汇连接的额定工作压力大于或等于35MPa的防喷管线应采用金属材料。钻井四通至节流管汇之间的部件通径不小于78mm；钻井四通至压井管汇之间的部件通径不小于52mm。防喷管汇上的液动闸阀,由防喷器控制装置控制。采用双钻井四通连接时，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。转弯处应用角度大于120°的预制铸（锻）钢弯头。防喷管线等不允许在现场进行焊接。钻井四通两翼应各有两个闸阀，紧靠钻井四通的手动闸阀应处于常开状态，其余手动闸阀或液动闸阀应处于常关状态；并编号挂牌，标明开、关状态。防喷管线长度若超过7m应打固定牢固。在寒冷地区冬季作业时，应考虑工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。3.5.3节流、压井管汇。配置的节流管汇和压井管汇应符合SY/T5323的规定。节流管汇的压力级别和组合形式应与防喷器压力级别和组合形式相匹配，并按图7～图10的组合形式进行选择。压井管汇为压井作业专用，组合形式如图11所示，其压力级别和组合形式应与防喷器压力级别和组合形式匹配。节流管汇水平安装在井口液动闸阀端井架底座外的基础上。若节流管汇基础低于地平面应排水良好。压井管汇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。节流管汇控制台安装在节流管汇上方的钻台上，套管压力表及压力变送器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、传感器按说明书的要求安装在泥浆泵上。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速接头连接。节流管汇、压井管汇上所有闸阀应按图7～图11所示挂牌编号，并标明开、关状态。3.5.4放喷管线放喷管线是指节流管汇和压井管汇后的管线，至少应有两条。其通径应不大于78mm，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。放喷管线出口距井口的距离应不小于75m，含硫油气井放喷管线出口的距离应不小于100mm，距各种设施应不小于50mm。转弯处应用角度大于120°的预制铸（锻）钢弯头。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腿螺栓或地锚固定。防喷管线悬空处要支撑牢固。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，管线之间保持大于0.3m的距离，管线出口方向应朝不同方向。水泥基墩的长×宽×深的尺寸为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基础坑体积应大于1.2m3。放喷管线应有防冻、防堵措施，确保放喷时畅通。3.6其他井控装置其他井控装置一般要求其他井控装置包括钻具内防喷器工具、钻井液池面检测仪、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。其他井控装置宜根据各油田的具体情况配置，以满足井控工艺的要求。3.6.2钻具内防喷工具方钻杆旋塞阀应符合SY/T5525的规定。钻具止回阀应符合SY/T5215的规定并满足以下要求:a)钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原则.不能安装钻具止回阀时,应制定相应内防喷措施。b)在钻具中接入的投入式止回阀，其阀座短节尺寸要和所有的钻具一致，投入阀芯应能从短节上部钻具的最小水眼通过。c)钻台上应配置和钻具尺寸一致的备用钻具止回阀。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。3.6.3钻井液池液面检测仪钻井液池液面检测仪应能准确显示钻井液池液量的变化，并在液量超过预调范围时报警。坐岗观察泥浆罐液面高度的标尺刻度,宜根据泥浆罐尺寸换算成立方米体积单位标注,以便快速直读。3.6.4钻井液自动灌注系统钻井液自动灌注系统应能：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。钻井液自动灌注系统应有强制人工灌注保障措施，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钻井液液气分离器和钻井液除气器钻井液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。钻井液液气分离器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。钻井液液气分离器排气管线走向应沿当地季风的下风方向，按设计通径接出井场50m以远，并应配备性能可靠的点火装置。钻井液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，转弯处应有预制铸（锻）钢弯头，各管线出口处应固定牢固。钻井液除气器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。除气器排气管线应接出15m以远。3.6.6固定（或自动）点火装置：应建立维护、检查及使用制度，确保点火装置在高速、高压流体作用下的正常工作。4调试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；通径等于或大于476mm的环形防喷器,关闭时间不应超过45s；使用后胶芯能在30min内恢复原状。闸板防喷器关闭应能在等于或小于10s，闸板总成打开后应能完全退到壳体内。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远程控制台储能器充氮气压力7MPa±0.7MPa,气源压力0.65MPa～0.80MPa，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就在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±0.7MPa升至21MPa。4.1.7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。当泵的输出压力达210-0.7MPa时应自动停泵，并在系统压力降至18.5MPa±0.3MPa时自动启动。4.1.8检查远程控制台储能器溢流阀是否能在23.1MPa时全开溢流，闭合压力应不低于21MPa。4.1.9将司钻控制台二次仪表在无液压情况下调节到零位。4.1.10远程控制台压力变送器进气压力值范围按说明书调节。4.1.11在储能器压力为21MPa、环形防喷器调压阀压力为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”和“关位”5min后，检查3min内的压力降。处于“中位”时压力降应不大于0.25MPa，处于“开位”和“关位”时应不大于0.6MPa。4.1.12管排架和高压软管可作31.5MPa耐压试验。保压10min后，不允许有泄漏，各处不允许有明显变形、裂纹等缺陷。4.1.13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0.5MPa，在“开位”和“关位”时，压力降应不大于0.2MPa。4.1.14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，管汇压力和环形压力误差不大于0.3MPa。4.2节流管汇及控制箱4.2.1节流管汇控制箱气泵、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2的规定。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的位置。表2节流控制箱调压值MPa部件35MPa节流控制箱70MPa节流控制箱位变送器0.350.35压力变送器0.350.35气泵停泵的工作压力1.05-1.103储能器氮气压力0.35±0.051.0±0.05溢流阀.5检查立压变送器、套压变送器的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。4.3试压4.3.1在井控车间(基地)，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作1.4MPa～2.1MPa的低压试验和额定工作压力；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的低压试验。试验要求应符合SY/T5053.1，SY/T5127，SY/T5215，SY/T5323，SY/T5525等的有关规定。4.3.2在钻井现场安装好后，井口装置应作1.4MPa～2.1MPa的低压试验。在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封高压试验值应为密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。4.3.3钻开油气层前及更换井控装置部件后，应用堵塞器或试压塞按4.3.2中的有关要求及条件试压。4.3.4除防喷器控制系统、各防喷器液缸和液动闸阀应用液压油做21MPa控制元件、油路和液缸可靠性试压外，井控装置的密封试压均应用清水密封试压，试压稳压时间不少于10min，密封部位不允许有渗漏，其压降应不大于0.7MPa。。4.3.5放喷管线密封试压应不低于10MPa。4.3.6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%。钻井现场的试压具体要求应按钻井工程设计和有关井控技术规定进行。5维护与检修5.1钻进队应作的维护工作5.1.1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D.1进行日常的八部位六十三点巡回检查和维护。5.1.2对设备出现的一般性故障应及时处理。5.1.3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E.1。5.2井控车间应作的维护与检修5.2.1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F.1。5.2.2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、车间检修和检验情况。5.2.3液压防喷器的检查与修理应符合SY/T6160的规定。5.2.4其他井控装置的检查与修理宜按SY/T6160和SY/T5127的相关条款执行。附录A(规范性附录)螺纹悬挂式套管头的安装1）A.1第一层套管下入后的安装A.1.1下表层套管前，计算好长度，以保证套管头下部本体和钻井四通安装后，与钻井四通相连接的防喷管线能从井架底座工字梁下(或上)穿过，并确保完井油管头四通上法兰顶面距地面不超过0.5m。A.1.2固井后，卸下联顶节，用双外螺纹短节与套管接箍连接后（如图A.1所示），套上托盘，将双外螺纹短节外螺纹与套管头本体内螺纹与按规定扭矩上紧，并让套管头本体侧法兰对准防喷管线的位置，用工具送防磨保护套坐入表层套管头，并用顶丝顶紧固定。A.1.3将套管头的托盘上端面顶住套管头下部本体底平面，地面与托盘下端面填满沙石、水泥并与地面结合。亦可将托盘与导管焊接，加强固定支撑。A.1.4根据上套管头上部本体高度，用双法兰短节或钻井四通安装在套管头下部本体上占位，安装上井口装置，套管头以上井口装置通径应大于悬挂器最大外径。A.1.5按钻井设计要求试压，稳压30min，压降不应超过0.5MPa。A.1.6钻井过程中定期活动、检查保护套。A.2第二层套管下入后的安装A.2.1下第二层套管前，先退出套管头下部本体的顶丝，用专用工具取出防磨保护套。A.2.2计算好联顶节长度，套管悬挂器下端与所下套管连接，套管悬挂器上端连接联顶节，将悬挂器坐入套管头下部本体内。注1）不同生产厂的套管头安装要求不同，请参照生产厂的套管头操作说明书执行。A.2.3从套管头下部本体旁侧孔连接回收钻进液管线到备用三通上。A.2.4第二层套管固井后，拆下全套防喷器组、钻井四通和双法兰短节等。A.2.5将套管头上部本体安装在套管头下部本体上。安装套管头上部本体时注意保护该层套管悬挂器上部密封部位，以免损坏上密封；按对角方向上平、拧紧连接上、下部套管头本体法兰螺栓；用工具将防磨保护套装入套管头上部本体，拧紧顶丝；在套管头上部本体上安装上井口装置。套管头上部本体以上全套井口装置通径应大于所用悬挂器最大外径。A.2.6用手动注塑泵对套管头各副密封处注密封脂，按规定对各连接、密封处试压，检查套管悬挂器密封性能。试验压力为套管头额定工作压力，稳压30min，压降不应超过0.5MPa。A.3第三层或更多层套管下入后的安装A.3.1安装方法同A.2.1～A.2.5。A.3.2将完井油管头四通安装在套管头上部本体上，下放时注意保护该层套管悬挂器上部密封部位。A.3.3套管头试压同A.2.6。A.3.4装上采油（气）井口后，按钻井设计要求，对采油（气）井口和套管头试压。附录B(规范性附录)卡瓦悬挂式套管头的安装2）B.1第一层套管下入后的安装B.1.1下表层套管固井后，以保证套管头下部本体和钻井四通安装后，与钻井四通相连接的防喷管线能从井架底座工字梁下(或上)穿过，并确保完井油管头四通上法兰顶面距地面不超过0.5m为前提，计算表层套管的切割高度。B.1.2割断表层套管高出部分，并将套管端口内外圆倒钝（如图B.1所示）。B.1.2.1对焊接式套管头，套入套管后进行内外焊接。B.1.2.2对底座卡瓦式套管头，套入套管后拧紧底部卡瓦的上紧螺栓。B.1.3试压B.1.3.1对焊接式套管头，从两焊接缝间的试压孔试压。B.1.3.2对底部卡瓦式套管头，应先对密封处进行注脂再进行试压，并对卡瓦的卡紧进行上提30t的检查。B.1.4在套管头上安装占位双法兰短节，再安装钻井四通、防喷器组。B.1.5送试压塞坐在套管头内，按规定对井口装置试压。B.1.6用工具送防磨保护套坐入表层套管头，并用顶丝顶紧固定。B.2第二层套管下入后的安装B.2.1下第二层套管前，先退出顶丝，用专用工具取出防磨保护套。B.2.2第二层套管固井后，从已安装的套管头上法兰处拆除连接螺柱，上提防喷器、钻井四通和双法兰短节，上提距离为500mm-700mm。B.2.3将套管头悬挂器扣合在上提露出的入井套管上，适当上提套管，将套管悬挂器放入套管头内，缓慢下放套管，使套管重量传递给套管悬挂器卡瓦被卡紧。B.2.4用手动注塑泵对套管头各副密封处注密封脂，按规定对各连接、密封处试压，检查套管悬挂器密封性能。B.2.5距套管头下部本体上平面预留一定高度将套管割断取出，按套管头使用说明书规定的切割高度切割平正,套管端口内外圆倒钝。注2）不同生产厂的套管头安装要求不同，请参照生产厂的套管头操作说明书执行。B.2.6吊开防喷器、钻井四通和双法兰短节。B.2.7检查并顶紧顶丝，将上一层套管头与表层套管头连接，然后安装上钻井四通和防喷器组。B.2.8送试压塞坐在套管头内，按规定对井口装置试压。B.2.9用工具送防磨保护套坐入套管头，并用顶丝顶紧固定。B.3第三层或更多套管下入后的安装B.3.1安装方法同B.2.1～B.2.9。B.3.2完井油管头的安装，方法同B.2.1～B.2.9。附录C(规范性附录)底法兰的安装C.1下表层套管或技术套管底法兰的安装C.1.1室内将底法兰与双外螺纹套管短节相连，按二者之最低要求压力试压，合格后送至现场。套管内径与井场通径不同时，可在底法兰通径内内扶正导向滑坡。C.1.2固表层或技术套管时，井口第一根套管接箍不允许电焊。C.1.3下表层套管的安装：将连接好的底法兰和双外螺纹短节安装在套管接箍上，按规定扭矩上紧，不允许电焊，见图C.1a)所示。上法兰顶面距地面不应超过0.5m。C.1.4下第二层套管后的安装，装底法兰的方法见C.1.3，在底法兰上加扶正器，或在通径内加工一扶正导向斜坡,见图C.1b)、图c）所示。C.1.5底法兰装好后，按C.3.2试压。C.2下油层套管底法兰的安装C.2.1在室内将底法兰和升高短节连接（升高短节钢级、壁厚不允许低于井口套管。套管内径与井口通径不同时，可在底法兰通径内加工扶正导向滑坡），按C.3.1试压合格，送至现场。C.2.2将升高短节与井口套管接箍连接并上紧，按图C.1d）安装。油层套管外面与底法兰不允许焊接，环形铁板不允许焊在油气层套管上，可与技术套管和衬套焊接。C.2.3在技术套管衬套上焊接一只通径73mm钻杆短节，并在短节上装一放气阀和工作压力相适应的截止阀和压力表，环形空间的试压按C.3.2执行。C.2.4对油层套管水泥浆未返至地面的井，底法兰可采用卡瓦法兰的安装方式，见图C.1e）所示。C.3试压C.3.1室内试压应按底法兰工作压力或套管强度的最低值试压。C.3.2现场试压应按各次开钻钻井工程设计要求进行。附录D(规范性附录)钻井井控装置安全检查内容钻井井控装置安全检查内容见表D.1。表D.1钻井井控装置安全检查内容序号设备名称检查要点检查结果一防喷器组1.手动操作杆的安装与固定2.防喷器是否紧固绷紧3.各处连接是否牢固4.防喷器液路部分各处密封是否良好5.防喷器是否处在正确的开关位置6.防喷器的清洁二防喷管汇及放喷管线1.连接和固定情况2.压力表及截止阀是否齐全、完好3.各闸阀是否处在正确的开关位置4.管汇及管线畅通情况5.长度及方向是否符合规定三节流、压井管汇1.各闸阀是否处在正确的开关位置2.各连接处是否牢固齐全（包括仪表、液、气路管线等）3.管汇的畅通情况4.节流、压井管汇坑的排水情况5.清洁情况四钻井液液气分离器1.仪表是否齐全完好2.阀手动和气动开关动作情况3.安全阀能否手动开启和复位4.分离器钻井液排出管线是否与钻井液循环罐固定牢固5.设备清洁情况6.排气管长度及方向是否符合规定五远程控制台及液气压管线1.蓄能器、管汇、环形压力值是否符合规定2.电、气源是否通畅，电、气管缆走向是否安全3.各换向阀手柄是否处于正确的位置4.各液、气压管路连接是否牢固，密封是否良好5.电泵、气泵工作是否正常，电泵曲轴箱内的润滑油量是否在标尺之内6.油箱内是否有足够的液压油7.油雾器内的润滑油量，排除分水滤气器内的积水8.全封闸板换向阀手柄是否装罩保护9.剪切闸板控制换向阀手柄是否被限位保护10.环形调压阀空气选择开关手柄是否对准司钻控制台(只有特殊情况才对准远程控制台)11.管排架及所有液压管线连接是否牢固、密封良好12.气管缆是否沿管排架的专用位置排放，或空中架设，并未被其他物件所折、压表D.1（续）六远程控制台及液气压管线13.远程控制台周围有无堆放易燃、易爆、腐蚀性等物品，并有方便操作、维护的行人通道14.远程控制台的清洁15.远程控制台是否放在规定位置16.电源线是否从发电房拉专线七司钻控制台1.气源是否通畅2.蓄能器管汇、环形二次仪表的压力显示是否符合规定，压力值与远程控制台的实际压力是否一致3.各处连接是否牢固、密封良好4.位置指示所显示的开、关位置与实际位置是否一致5.油雾器内的润滑油量，排除分水滤气器内的积水6.防喷器和钻机气路联动安全装置动作是否准确7.各阀件手柄是否未挂任何物品，方便操作8.司钻控制台清洁八节流管汇控制台1.气源是否通畅2.气泵、手压泵工作是否正常3.油箱内有无足够的液压油4.各油、气路连接是否牢固、密封良好5.换向阀是否灵活、复位好6.节流阀阀位开度表反映的节流阀开度位置是否正确7.二次仪表与一次仪表是否一致8.泵冲计数器、传感器及电缆安装是否齐全，工作是否正常9.排出分水滤气器内的积水10.节流管汇控制台的清洁附录E(规范性附录)井控装置班报表格式井控装置班报表格式如表E.1。表E.1井控装置班报表井队：年月日防喷器型号防喷器控制装置型号节流管汇型号蓄能器压力液动闸阀工作状态管汇压力上、下旋塞开关状态环形压力油路密封情况远程控制台油箱油量气路是否通畅电泵性能电路是否正常气泵性能节流控制台油压环形防喷器工作状态节流阀开闭程度半封闸板防喷器工作状态节流控制台气泵性能全封闸板防喷器工作状态剪切闸板防喷器工作状态防喷器开关、试压情况记录：上、下旋塞开关状态井控装置存在问题及处理情况记录：备注“防喷器开关、试压情况记录表”栏以上，由当班副司钻填写；以下由钻井大班或钻井技术员填写。填表人：钻井大班：钻井技术员：附录F(规范性附录)井控装置现场检修记录表格式井控装置现场检修记录表格式如表F.1所示。表F.1井控装置现场检修记录表防喷器控制装置型号防喷器型号节流管汇控制台型号节流压井管汇及防喷管汇型号蓄能器氮气压力MPa1#2#3#4#5#环形气动油泵液动节流阀6#7#8#9#10#半封手动油泵手动节流阀11#12#13#14#15#全封空气减压阀各闸阀16#17#18#19#20#半封分水滤气器压井单流阀蓄能器电泵电控箱剪切油箱液量节流管线油箱油量三位四通液控阀手动操纵杆立压、套压压力表管汇压力表调压阀管汇环形钻井四通阀位开度表管汇压力表截止阀溢流阀蓄能器管汇设备连接情况气压、液压表低量程压力表气动泵1#2#钻进液液面报警仪换向阀闸阀的编号挂牌、开关状态油雾器远程台司钻台自动灌钻井液装置速度调节阀分水滤清器远程台司钻台钻井液液气分离器溢流阀其他压力变送器蓄能器管汇环形真空除气器立压变送器方钻杆旋塞阀上旋塞滤清器电泵气泵1#气泵2#联动安全装置套压变送器箭形止回阀下旋塞空气减压阀变送器远控台司钻台阀位变送器投入式止回阀浮阀压力表储能器管汇环形泵冲计数器钻具旁通阀气源总闸检查、检修后遗留问题：三位四通气转阀气源压力表处理意见：井号队号：井队干部井控监督检修人员：检修日期：年月日附加说明:（即前言）本标准修订并代替SY/T5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》。本标准与SY/T5967-2003的主要差异是：――整合SY/T5964-2003图3、图4为本标准图3。――压力等级为70MPa，105MPa的防喷器组