井控装备安全检查表

井控装备安全检查表检查部门:检查人：检查时间：编号:检查结果容查检检查结果容查检理11、现场除井控监测仪器、反循环管线、人工点火装置、放压管线、内防喷管线升高弯头、绳缆防喷装置、连续油管防喷装置等由承包商队伍自行配备；其它井控装备应由油田公司井控车间统一提供。12342、承包商队伍自行配备的井控装备应符合中国石油天然气集团公司装备生产资质要求，绳缆防喷装置、连续油管防喷装2343、油田统一提供的井控装备的现场安装指导、调试、试压及探伤检测应由油田公司井控车间执行。4、井控装备送达现场后，井队应验收合格，并在送井清单上签字确认。1、采油四通（一体化四通）到井安装前，应测量记录如下数据：（1）将顶丝完全退出四通主通径，测量并记录顶丝端部距四通法兰外圆长度并做好相应的标识，给退顶丝提供依据。装5（3）采油四通腔室内下部台阶面距离下法兰面的高度。5（4）配套有防磨套的将防磨套放入采油四通内进行试安装（顶紧顶平顶丝测量并记录顶丝端部距四通法兰外圆长度并做好相应的标识，给紧固顶丝提供依据。2、采油（气）井口装置的安装应符合下列要求：663、防喷器组的安装应符合下列要求：（1）防喷器组与井架底座平行安装，对于开关油路接口设置在防喷器一侧的，应将油路接口朝向井场后场；对于开关液路接口分别设置在防喷器前后两侧的，应将开启液路接口朝向井场后场。装（2）闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。使用手动锁紧装置的闸板防喷器，应装齐手动锁紧操作杆，操作杆的中心支撑架，支撑架应固定牢靠，手轮与支撑架距离满足锁紧杆行程要求；各操作手轮间应互不干扰，方便操作。手轮挂牌标明闸装7（3）井口防喷器组安装完，应在环形防喷器的四个专用吊耳处用4根16mm（5/8″）钢丝绳套和花篮螺丝将防喷器组固定绷紧在井架底座的对角线位置，环形防喷器无专用吊耳的、未安装环形防喷器的，应使用专用哈弗式绷绳卡箍卡在防喷器组最上面一个法兰上，固定绷绳。7（4）防喷器上部应安装防溢管，防溢管与防喷器采用螺栓连接，防溢管的通径应不小于井口防喷器组的通径，连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈，防喷器上法兰不使用的连接螺纹孔用专用丝堵堵住。（5）井口防喷器组安装后，应保证井口、转盘、天车的中心线偏差≤10mm。（6）井口防喷器组合安装完后，应实测各闸板防喷器闸板封芯与转盘面的距离，绘制井口装置示意图，并张贴在防喷器组附近和司钻操作台旁。84、防喷器控制系统的安装应符合下列要求：（1）远控台摆放在面对钻台左侧或后侧，距井口25m以远，便于司钻观察的位置。若压井管汇侧安装了放喷管线的，则摆放在放喷管线的后方，与放喷管线保持2m以上的距离，周围10m内不得堆放易燃、易爆和腐蚀物品；配备有司控台的则固定在钻台面司钻操作台附近。（2）管排架与放喷管线的距离不少于1m，下部应铺垫防渗膜。（3）各半封闸板封芯的关位控制油路上应安装防提断装置。（4）远控台各三位四通换向阀所控制对象的排列顺序应与井口防喷器组的安装顺序保持一致（防喷器从上到下，对应的控制手柄从右到左）。配备司控台的控制手柄所控制对象的排列顺序应与井口防喷器组的安装顺序保持一致。（5）远控台配备司控台的连接气管束应顺着管排架，余下的管束应整齐盘放在靠近远控台处的空地上，不得压折。（6）远控台配套使用的电器及电源接线应防爆，电源线应从发电房内用专线直接引出，电压380V±19V，用单独的开关控制，开关上标识控制对象。（7）远控台未使用的备用液压控制管线出口必须用专用的金属堵头进行封堵；管排架、高压软管等未使用的备用管路接口要采取防止沙尘或杂物进入的措施。9装5、内防喷管线的安装应符合下列要求：（1）修井现场应使用标准内防喷管线或内防喷管线升高弯头，严禁现场焊接；内防喷管线的额定工作压力等级不低于设计的最高关井压力。（2）内防喷管线应平直接出井架底座以外，特殊情况不能平直接出的：“三高井”应采用压力等级不低于内防喷管线压力等级的整体锻钢弯头，其它井可采用内防喷管线升高弯头。（3）内防喷管线长度超过8米时，应使用尺寸为0.5m×0.5m×0.5m预制活动水泥基墩固定。6、节流、压井管汇的安装应符合下列要求：（1）节流管汇应配置与其额定工作压力相匹配的高量程抗震压力表和量程不大于25MPa的低量程抗震压力表，低量程压力（2）配套有电动节流控制箱应摆放在面向井架大门钻台上的右侧，使用10＃航空液压油，油箱上应有液位标尺。（3）节流管汇处应放置关井压力提示牌（见附录A.3.5）。装7、放喷管线的安装应符合下列要求：放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、油罐、电力线等各种设施情况。（1）老区碎屑岩区块不能自喷的油井、注水井在原作业层位进行维护性作业时及转机采井，可不安装放喷管线；自喷井节流管汇一侧的放喷管线必须安装；超高压气井节流管汇、压井管汇两侧的放喷管线也必须安装；其它井，由业主单位进行评估审批后确定应安装节流管汇一侧的放喷管线。（2）放喷管线安装时，宜将放喷管线缓降至地面后顺直接出，特殊情况需转弯时，法兰放喷管线应采用整体锻钢直角弯头转弯；油管放喷管线应使用不小于90°的钢质弯头转弯；两条放喷管线走向一致时，应保持大于0.3（3）放喷管线应全部露出地面；冬季施工期间低洼处应向下倾斜安装三通，并连接压力等级不低于10MPa的排污阀；放喷管线跨越宽度10m以上的河流、水塘、沟壑时，应搭建金属过桥支撑固定。转弯处两端应固定，固定基墩与转弯处的距离不超过1m。（4）普通井放喷管线使用27/8″油管，通过活动水泥预制基墩固定，基墩间距10～15m，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m;放喷管线出口处应采用两个独立的基墩固定，距离不大于1m；放喷口距最近一个固定基墩的固定压板不超过1m；油管公扣为放喷口时，必须加一个接箍保护丝扣。（5）超高压气井、高含H2S自喷井应使用法兰放喷管线，通过埋设活动水泥预制基墩（基墩顶面与地面基本平齐）的方式固定，基墩间距10～15m，尺寸为1.0m×1.0m×0.8m；放喷管线出口处应采用两个独立的基墩固定，距离不大于1m；放喷管线出口应安装燃烧筒，燃烧筒连接法兰距最近一个固定基墩的固定压板不超过1m、距放喷池内边缘0.7~1.2m。（6）普通井需要安装放喷管线时，应接至距井口75m以上的安全地带；超高压气井、高含H2S自的安全地带；相距危险设施不小于50m，因特殊情况达不到要求时，应进行安全风险评估并制定有针对性的安全措施报业主单位分管领导同意后实施；沙漠地区放喷口应采取防沙措施，防止沙子堵塞（7）配备自动点火装置的，控制柜应摆放在距液气分离器排气管线主火炬20m、放喷管线燃烧筒40m以远；电、气油控器由修井队工程师负责保管和操作。8、反循环压井管线的安装应符合下列要求：（1）使用内通径不小于40mm、额定工作压力不小于35MPa的由壬管线，不允许现场焊接。（2）安装完毕应使用水泥基墩固定，基墩尺寸不小于0.5m×0.5m×0.5m，反循环管线基墩布置在船型底座两端，修井机基础外。转弯处两端应固定，固定基墩与转弯处的距离不大于1m。装9、放压管线的安装应符合下列要求：（1）修井作业开工前从采油树连接至节流管汇的放压管线使用内通径不小于40mm，额定工作压力不低于35MPa（高压、超高压气井不低于70MPa）的由壬管线，不允许现场焊接。（2）安装完毕后应使用防脱绳（链）固定牢靠。10、液气分离器的安装应符合下列要求：（1）液气分离器安装在节流管汇J10外侧平整坚实的基础上，用不少于3根5/8″的钢丝绳套相对均匀固定；进液管线使用4〞由壬专用硬管线；ZQF1000型排液管线和排气管线为6″法兰管线。（2）进液管线与节流管汇连接，并用水泥基墩支撑固定牢靠，基墩尺寸不小于0.5m×0.5m×0.5m。转弯处两端应固定基墩固定压板与转弯处的距离不超过1m。露出地面安装。（4）排气管线应接出井口50m以远（超高压气井、高含H2S自喷井应接至75米以上的安全地带管线用活动水泥预制基墩固定，基墩尺寸为0.5m×0.5m×0.5m，基墩间距15～20m，出口处采用双基墩固定；排气管线出口应安装防回火装置和立式燃烧筒，燃烧筒用3根5/8″钢丝绳套相对均布固定，燃烧筒出口相距危险设施不小于25m。（5）本体6″排液管下部应配套不低于2″排污阀；燃烧筒下部应安装排污阀（排污阀的额定工作压力不低1MPa排污管线由井队现场自行配套接入废液池或废液罐。装11、井控辅助装置及监测仪器的安装应符合下列要求：（1）泥浆泵上水罐应安装液面报警仪，并满足如下性能要求：a.报警门限值不得超过±0.5m3，达到报警门限值时，能够发出报警提示。b.能有效防止启停泵造成的误报。c.若需使用电器电路，应满足防爆要求。（2）所有参与循环的泥浆罐安装体积直读式液面标尺，标尺应满足如下性能要求：a.根据泥浆罐容积定制，采用体积直读进行标识，标识刻度对应的泥浆罐液面变化量为0.2m3。b.液面波动造成的计量误差不超过0.5m3。c.标尺导杆上下移动平稳，具有防沙防卡功能，指针稳固，能准确指位。d.当泥浆罐空罐、满罐时，能够准确计量。e.与泥浆接触的部位应具备抗腐蚀能力。f.不易被泥浆粘附，便于拆卸清理（清理一次所需时间不超过30分钟为宜）。做好人工点火的准备。（4）应保证加重系统完好。（5）配备有除气器的，应保证除气器完好，排气管应接出距除气器15m以远。（6）应配置气源排水分配器，总进气源应从气源房储气罐专线接入，进气压力0.65～1.3MPa（远控房进气压力与远控房铭牌要求一致分配供给司控台、远控台、防提断安全装置、自动点火装置等。（7）配备性能可靠的二层台逃生装置，逃生滑绳与地平面夹角不大于45°,不需使用二层台的井可不安装二层台逃生装置。装12、其它（通用）安装要求否符合下列要求：（1）井控装备各种连接法兰应上齐连接螺栓并对角拧紧，保持法兰平正、间隙一致；栽丝螺栓在确保一端与螺孔上满、另一端突出螺母1扣以上，双头螺栓两端丝扣突出螺母1扣以上,两端余扣基本一致。（2）压力表原则上要垂直安装，表面朝向便于操作人员观察的位置。（3）放喷管线、液气分离器排气管线等在车辆跨越处应装过桥盖板，盖板与管线应保持足够的空高距离，保证过车时盖板不与管线接触；管线连接法兰（连接部位）不宜置于泥浆罐下、过桥盖板下、涵洞内等位置。（4）放喷管线、液气分离器进液管线、排气管线、反循环压井管线固定基墩上的螺栓（普通井采用Φ18mm的螺杆（45号钢）、M16的螺纹；超高压气井、高含H2S自喷井采用Φ30mm的螺杆（45号钢）、M27的螺纹螺栓预埋入基墩的深度≥0.3m，螺栓露出基墩的长度应确保在紧固后，螺杆应突出螺帽1扣以上（但不宜超过管体高度螺帽应加备帽或弹簧垫，固定压板采用A3钢普通井板宽60mm、厚10mm；超高压气井、高含H2S自喷井板宽100mm、厚10mm圆弧应与对应管线的圆弧相匹配，压板和管线之间不得衬垫可燃物。（5）井口防喷器组安装完成后，防喷器组顶部应安装能有效防止泥浆滴落的防泥伞；圆井上应安装能有效防止人员掉落不影响各四通阀门的安装和操作、能在30分钟内移开的防护盖板。保持圆井内清洁，便于套管头检查和维护保养。（6）井控装备现场安装完毕后，作业队应按照目视化要求对设备及状态进行标识：井口防喷器组应挂牌标明闸板规格，井控管汇各闸阀挂牌标明阀门编号、开关状态；远控台和司控台相应的手柄处应有控制对象标识（半封闸板挂牌标明闸板规格，环形、剪切全封一体应标明开关状态）。、1、所有井控装备应由油田公司井控车间试压合格，并附有产品合格证。2、井控装备现场试压应由油田公司井控车间完成，试压过程中，工程监督或井队值班干部应在现场负责协调、监督及验收？合格后应按照如下要求签字确认，现场应留存试压报告单、试压曲线记录。（1）老区碎屑岩区块不能自喷的油井、注水井在原作业层位进行维护性作业时由井场值班干部在试压单上签字确认（工程监督在井时必须由工程监督签字确认）；（2）措施井、特殊工艺井及“三高井”由值班干部和驻井监督在试压单上签字确认。井控装备试压3、应按如下要求进行全套或部分井控设备应试压，并留存相关记录单：（1）从车间运往现场前。（2）现场安装后。（3）试压间隔已经超过100天。（若确因工艺需要或其它特殊情况，试压周期允许延长15天）（4）无论车间和现场，井控装备凡密封部位拆装后（检修或更换零部件应对所拆开的部位重新进行试压检验。（5）井控装备连续使用6个月或试压检查发现问题且现场处理不了的，必须送检。对于已安装并经现场试压合格的井控装备，可继续使用至本井结束。204、井控装备试压介质应满足如下要求：（1）防喷器、旋转控制头、节流管汇、压井管汇、套管头四通、采油四通（钻完井一体化四通）、采油（气）树、内防喷工具、升高短节、内防喷管线、放喷管线等工作腔试压时，试压介质为清水（冬季为防冻液体，放喷管线冬季可以使用盐水）。其中，采油四通、采油（气）树需要做气密封试压检测时，试压介质为氮气，防喷器在井控车间试压介质为清水上、下旋塞正常作业时，试压介质为作业液或清水。（2）控制系统、防喷器液压腔和液动闸阀液压腔试压时，试压介质为设备使用的液压油；管排架、耐火软管车间试压介质为清水（冬季为防冻液体现场试压介质为设备使用的液压油。（3）套管头四通、采油四通注塑时用专用注塑脂，试压时试压介质为有抗腐蚀能力的液体介质（机油或液压油等）。;21井控装备试压5、井控装备现场试压值应满足如下要求：（1）旋转控制头静压试压至其静密封额定工作压力的70%；旋转动压由业主单位根据井下情况确定试压值并在设计中予以明确。（2）环形防喷器封管柱（需入井的最小钻具）试压至额定工作压力的70%。（3）闸板防喷器、采油四通（钻完井一体化四通）、内防喷管线、节流管汇、压井管汇试压值为采油四通（钻完井一体化四通）额定工作压力、套管抗内压强度的80%和闸板防喷器（选择高一等级的防喷器时，按原来压力等级执行）额定工作压力三者中的最小值；有低压区的节流管汇，低压区按其额定工作压力试压。21MPa。环形防喷器控制油路密封试压至10.5MPa。（5）套管头、采油四通（钻完井一体化四通）注塑、试压值，按本次所接触套管抗外挤强度的80%和本级套管头下法兰额定工作压力二者中的低值试压。（6）采油（气）树安装后应对主阀以上进行整体试压，试压值为预测最高井口关井压力的1.2～1.5倍（最高不超过额定工作压力）。（7）套管头与油管头连接的密封试压，试压值为套管头额定工作压力和套管抗外挤强度的80%。（8）反循环压井管线试压至28MPa。（9）放喷管线试压至10MPa。（10）放压管线按预计最高关井压力的1.2～1.5倍试压。（11）内防喷工具试压：井控装备专业服务队定期试压时应试压至额定工作压力。（12）老井更换套管头(采油)四通注塑试压值：按注塑试压所接触套管抗外挤评估强度的80%和套管头(采油)四通下法兰额定工作压力二者中的低值。226、现场试压稳压时间和允许压降应满足如下要求：（1）旋转控制头、环形防喷器、闸板防喷器、四通、油（套）管头工作腔、油（套）管头注塑（试压）、内防喷管线、节流管汇、压井管汇：稳压15分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。（2）放喷管线、放压管线、反循环压井管线试压：稳压10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。（3）环形防喷器控制油路密封、防喷器控制系统管汇汇管、闸板防喷器液压腔和液动闸阀液压腔、管排架和耐火软管连接部位试压：稳压10分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。（4）内防喷工具：稳压15分钟，压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏为合格。237、应满足其他试压要求：（1）现场井控装备的试压（不包括套管头注塑试压应在全套井控装备及附件安装完毕后进行（可先不固定）。（2）安装油管头后，因试压塞坐在油管头旁通口之上，井口试压时，试压管线可接到闸板防喷器的旁侧出口，其它情况不可如此连接。（3）现场每次试压完后，应对承压部位的连接螺栓全部对角再紧固一遍。（4）进行试压密封试验时，应先试低压再试高压。（5）承包商队伍提供的井控装备到井控车间试压检测时，应提供相应装备的产品合格证、产品出厂检验报告等相关文件同时提供特殊装备的试压工装。经井控车间试压检验合格后出具的合格证有效期为180天。248、电泵采油四通（井下有管柱）拆采油树安装防喷器应按照如下步骤进行试压：（1）拆采油树，检查油管挂通径内母扣，安装试压盲堵接头；（2）安装防喷器（电缆穿过油管挂的，上提油管挂至钻台面，剪断电缆，安装油管挂电缆孔堵头，下放油管挂到采油四通内）；（3）下放专用试压堵头短节对闸板防喷器试压；（4）安装环形防喷器的，在试压盲堵接头上连接管柱进行环形试压；（5）试压结束后，解封上提油管挂至钻台面，拆下试压盲堵接头；259、ACME-M扣油管挂（井下有管柱）拆采油树安装防喷器应按照如下步骤进行试压：（1）拆采油树，检查油管挂通径内母扣，安装专用试压堵头；（2）安装防喷器；（3）下放专用试压堵头短节对闸板防喷器试压；（4）试压结束后，拆下试压管柱和专用试压堵头。26井控装备的使用与维护养，每班开展巡检，并填写《井控装备班报表》，确保井控装备随时处于完好待命状态。271、起油管挂前应将顶丝松到位。282、施工时拆下的采油（气）井口装置部件应清洗干净，并进行维护、保养。293、采油（气）井口装置在正常情况下应使用外闸阀，内闸阀保持全开状态，有两个总闸阀时先用上部的闸阀，下部闸阀保持全开状态。304、施工过程中，修井队应注意检查套管磨损情况，如发现有套管磨损现象，应及时采取套管防磨措施。315、顶丝应按照下列要求进行使用维护：（1）未使用时，顶丝必须完全退出采油四通主通径。（2）顶紧顶丝时，需对称上紧顶平。（3）正常情况下操作顶丝时不得卸松压帽，当操作困难时，可适当卸松顶丝压帽（1～2扣操作到位后，应及时上紧压帽。326、日常应检查保养应包含以下内容：（1）平板阀手轮销、手轮、润滑油嘴、护罩、注脂接头等完好、有效；阀（考克）处于打开状态。备用的连接口应采取防堵保护。（3）各连接部位紧固可靠、密封部位应有漏失。（4）各层套压表有无压力显示，压力表应在校验有效期内。（5）顶丝状态应与工况相符，应完好、无渗漏。33防喷器的使用与维护1、环形防喷器是否长时间关井？是否在非特殊情况不允许用来封闭空井？342、井口组合中，装有两副同一尺寸的半封闸板封芯时，关井应优先使用上部闸板封芯。353、带液动锁紧机构的闸板防喷器关井时，应观察液动锁紧装置的开关显示状态？带手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧到位；打开闸板前，应先手动解锁到位，再液压打开。364、关井后，需要开井时，应严格按照本细则防喷演习制度中开井程序开井。375、防喷器应作为采油（气）井口装置使用。386、防喷器应用于酸化作业。397、非特殊情况下连续油管防喷器应用于关井。408、特殊情况需要关闭剪切闸板时，应按照下列操作程序进行：（1）调整管柱位置，确保管柱本体在剪切闸板位置，锁定修井机绞车刹车系统。（2）在具备条件的情况下，用钻具死卡或钢丝绳套绷卡剪切点以上钻具。（3）关闭环形防喷器（配套安装环形防喷器的）。（4）使用远程控制系统按如下步骤操作:a.打开远控台储能器旁通阀，确认控制油压为21MPa后，关剪切闸板操作手柄；b.若未能剪断管柱，按以下程序操作：A、关闭储能器截止阀；B、打开气源旁通阀；C、启动气动泵，打开气动泵气源截止阀，给剪切闸板控制油压增压，直至剪断井内管柱关井。41防喷器远程控制系统的使用与维护1、远程台电、气泵工作应正常？在待命工况下，电控箱主令开关应处于“自动”位置，环形调压空气旋塞阀应指向司控422、液压油面距油箱底面高度应为20-60cm；储能器压力应在18.5～21MPa之间；管汇压力应10.5±0.7MPa；环形压力应为8.5-10.5MPa；气源压力应为0.65-1.3MPa；J-2型传感器的供气压力应为0.35MPa；433、控制手柄的位置应符合如下要求：（1）控制环形防喷器的三位四通阀手柄置于中位；（2）控制剪切全封一体式闸板总成的三位四通阀手柄使用限位装置限制在中位；（3）其它三位四通阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致。444、司控台开关位置显示标识(或指示灯)应与控制对象的开关状态一致。455、司控台储能器、管汇、环形二次压力表显示值与远控台对应压力表的误差应不超过2MPa。466、远控台、司控台气路油雾杯油面高度应为1/2～2/3？分水滤气器是否积水？各气路、油路密封应良好？477、管排架上是否堆放杂物、是否有辗压？是否作为电焊接地线或在其上进行焊割作业？液控管线周围应设立高压警示标志、围设警戒带？48管线的使用与维护1、低量程抗震压力表下端考克应处于常关状态。（溢流关井后，当井口套压低，高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀）492、节流压井管汇、放喷管线、反循环压井管线每次试压或使用完应立即用压缩空气吹扫，打开排污阀进行排污，应畅通。503、使用密度大于1.80g/cm3压井液节流循环压井结束后，应由油田公司井控车间对节流阀及下游冲蚀情况进行检查。514、压井管汇是否用作日常灌注泥浆用途？525、电动节流控制箱处待命状态时，液压油面距油箱底面高度应满足A型（控制一个节流阀）6-12cm、B型10-20cm的要求；油压应为2.5～4.2MPa；节流阀的阀位开度应为常关；数显仪显示压力与对应压力表显示压力的误差应不大于2MPa；53液气分离器的使用与维护1、液气分离器在井上首次安装完后，应通过液气分离器循环泥浆不少于30分钟检查管路畅通情况。542、冬季每次使用后应立即开启排污阀，用压缩空气吹扫罐体和管路保证畅通，排污管线应完好。55内防喷工具的使用和维护1、应按照如下要求的时限强制报废？未达到上述强制报废条件，但现场使用存放超过2年，应送回工程技术部检修合格后再用：（1）方钻杆上旋塞累计旋转或流体冲涮使用时间达到2000小时；（2）下旋塞、箭型止回阀累计旋转或流体冲涮使用时间达到800小时；562、内防喷工具（旋塞、浮阀等）每使用100天进行试压检测（原则上与防喷器试压时一并进行每年至少探伤检测一次，每15～20天内用泥浆泵（或专用泵）对方钻杆上下旋塞试压检查一次，试压压力20～25MPa，稳压5分钟，压降＜0.7MPa。573、内防喷工具上下钻台时应使用护丝保护公母扣；现场所有的在用或备用内防喷工具应内外清洁（旋塞内腔应在半开半关状态下冲洗）。584、管柱内带内防喷工具（浮阀）的井，作业需要释放井内压力时，应先通过节流管汇进行泄压，再放回水，确保内防喷工具上部和下部的压力全部泄掉。595、使用复合钻具时，应配齐与钻杆（油管）尺寸相符的内防喷工具（箭形止回阀或旋塞）及相应的配合接头；旋塞与管柱间是否只允许使用1支变扣接头（气密封扣油管允许使用2支变扣且旋塞开关距离转盘面高度应不超过1.5m？所需内防喷工具及配合接头应经保养、检查后在钻台定置摆放于便于取用的位置？606、井队应如实、及时填写《内防喷工具跟踪记录卡》，现场不再使用的内防喷工具，应在7日内将内防喷工具和对应的《内防喷工具跟踪记录卡》送回油田公司井控车间。617、方钻杆上、下旋塞使用过程中应注意以下事项：（1）使用过程中旋钮部位严禁夹持；（2）正常作业过程中每班开关活动旋塞1次；（4）旋塞单边承压需开启时，应先注平衡压力，再开启；（5）钻台上备用一只与入井钻具尺寸、扣型相符的