试压堵塞器在降低井控安全风险中的应用_论文_百度文库
两大类热门资源免费畅读
续费一年阅读会员，立省24元！
您可以上传图片描述问题
联系电话：
请填写真实有效的信息，以便工作人员联系您，我们为您严格保密。
试压堵塞器在降低井控安全风险中的应用
||文档简介
中国最大最早的专业内容网站|
总评分0.0|
&&文​章​结​合​大​港​油​田​井​下​作​业​现​场​特​点​,​通​过​研​究​井​控​装​置​F​Z8​―5​防​喷​器​在​试​压​过​程​中​存​在​的​“​原​试​压​堵​塞​器​不​适​合5型​采​油​树​井​口​四​通​”​的​具​体​问​题​,​改​进​研​制​适​合​F​Z8​―5​防​喷​器​与5型​采​油​树​井​口​四​通​配​套​的​S​T8​―5​试​压​堵​塞​器​来​解​决​井​控​装​置​的​现​场​试​压​问​题​,​确​保​现​场​井​控​装​置​的​完​好​,​有​效​降​低​井​控​风​险​以​及​井​喷​事​故​污​染​环​境​的​风​险​。
试读已结束，如果需要继续阅读或下载，敬请购买
你可能喜欢您所在位置： &
&nbsp&&nbsp&nbsp&&nbsp
川庆井下作业井实施细则(059-).doc51页
本文档一共被下载：
次 ,您可全文免费在线阅读后下载本文档。
文档加载中...广告还剩秒
需要金币：170 &&
川庆井下作业井实施细则(059-)
你可能关注的文档：
··········
··········
川庆钻探工程有限公司企业标准
Q/SYCQZ 059―2010
井下作业井控实施细则
川庆钻探工程有限公司
规范性引用文件 1
井下作业设计中的井控内容 1
井控装置的安装、试压、使用和管理 2
井下作业前的开工准备和检查验收 6
井下作业中的井控 6
防火、防爆、防硫化氢安全措施 11
井喷失控的处理 12
井控技术培训、考核 12
井控工作分级责任制 14
井控事故逐级汇报制度 15
资料性附录
井下作业防喷器组合推荐形式 17
资料性附录
试油、修井标准地面流程及闸门开关状态 18
资料性附录
井下作业开工验收申请书 19
附录D（资料性附录
井下作业开工检查验收表 20
资料性附录
井下作业开工批准书 25
资料性附录
“三防“演习记录表 26
资料性附录
液面坐岗观察记录表 28
资料性附录
井口关井参数提示牌 29
资料性附录
井下作业溢流关井动作岗位分工（试行） 30
资料性附录
井控演习恢复作业程序 34
资料性附录
井下作业井控检查表 35
资料性附录
井控停止作业通知书 41
资料性附录
井下作业井控管理九项制度 42
资料性附录
井喷或井喷失控汇报基本资料表 45
为了深入贯彻《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》，进一步推进川庆钻探工程有限公司井下作业井控工作科学化、规范化，提高井控管理水平，有效预防井喷、井喷失控、井喷失控着火事故的发生，保证人民生命财产安全，保护环境和油气资源不受破坏，特制定本细则。
本细则参照了SY/T 《含硫化氢
正在加载中，请稍后...君，已阅读到文档的结尾了呢~~
新疆油田井控管理规定管理,井控,井井,新疆油田,新疆油田井,管理规定,井控管理,管理办法,新疆井,井控制度
扫扫二维码，随身浏览文档
手机或平板扫扫即可继续访问
新疆油田井控管理规定
举报该文档为侵权文档。
举报该文档含有违规或不良信息。
反馈该文档无法正常浏览。
举报该文档为重复文档。
推荐理由：
将文档分享至：
分享完整地址
文档地址：
粘贴到BBS或博客
flash地址：
支持嵌入FLASH地址的网站使用
html代码：
&embed src='/DocinViewer-4.swf' width='100%' height='600' type=application/x-shockwave-flash ALLOWFULLSCREEN='true' ALLOWSCRIPTACCESS='always'&&/embed&
450px*300px480px*400px650px*490px
支持嵌入HTML代码的网站使用
您的内容已经提交成功
您所提交的内容需要审核后才能发布，请您等待！
3秒自动关闭窗口当前位置： >>
井控装置失效案例
井控装置检测及失效事例石油工业井控装置质量监督检验中心目 录第一章 第二章 第三章 概述 井控装置检测 井控装置失效事例第一章 概述钻井可能发生井涌(井喷)，一旦发生井涌(井喷)，必 须迅速启动装在井口的防喷装置把井封住。常用的井控装 置主要由套管头、钻井四通、双闸板防喷器、单闸板
防喷器、环形防喷器、防喷器控制装置、井控管汇等组成。根据设计井深（地层压力、流体类型）和钻具的组合，选用 不同通径和不同压力级别的井控装置。井控装置标准配套示意图1一防喷器远程控制台；2一防喷器液压管线；3一防喷器气管束；4-压井管汇；5一四通；6一套 管头；7一方钻杆下旋塞；8一旁通阀；9-钻具止回阀；10一手动闸阀；11一液动闸阀；12―套管 压力表；13一节流管汇；14-放喷管线； 15-泥浆气体分离器；16一真空除气器；17-泥桨池液面 监侧仪；; 19-泥桨池液面监测装置传感器； 20-自动灌泥桨装置；21-泥桨池液面报警器；22一 自灌装置报誉箱；23一节流管汇控制箱；24一节流管汇控制管线；25一压力传感器；26一立管压 力表；27-防喷器司钻控制台；28一方钻杆旋塞阀；.29一防溢管；30一环形防喷器；31一双闸板 防喷器；32一单闸板防喷器。一.井控装置的组成和相关标准井控装置：是实施油气井压力控制技术的设备。 1.1 井口装置及控制装置：套管头、钻井四通、液压防喷器及 其控制系统。 API spec 6A 井口装置和采油树设备规范 API spec 16A 钻通设备规范 API spec 16D 井控设备控制系统及分流设备控制系统规范 API RP 53 钻井用防喷系统的推荐作法 GB/T 石油天然气工业 钻井和采油设备 钻通 设备SY/T1 防喷器及控制装置 控制装置SY/T7 SY/T SY/T钻井井口控制设备及分流设备控制系统规范 井口装置和采油树规范 地面防喷器控制装置专用液压气动元件SY/T液压防喷器的检查与修理1.2 井控管汇：节流和压井管汇、防喷管汇及放喷管线API spec 16CSY/T SY/T节流压井系统规范节流压井系统 钻井液循环管汇1.3 内防喷工具：方钻杆上、下旋塞；钻具止回阀；旁通阀等 SY/T SY/T5525-92 钻具止回阀 旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀1.4 井控仪器仪表：钻井液池液面监测、报警仪；综合录井仪等。1.5 钻井液净化、灌注装置：钻井液净化系统（除气、除砂、除泥）、增加密度和自动灌注装置等。1.6 专用设备及工具：旋转头、自封头、不压井起下装置、清 理障碍物专用工具及灭火设备等。2.井控装置的作用2.1 正常钻进及起下钻、停钻过程中，可对溢流及井喷进行及时准确的监测和预报。 2.2 发生溢流、井涌和井喷时，能快速有效的控制井口。 节制井筒内流体（钻井液、油、气、水）的释放；必要 时及时泵入性能合适的高密度钻井液，以恢复和重建井底压力平衡。2.3 发生井喷、井喷失控乃至着火时，具备有效地处理事故的基本条件。2.4能在不压井和关井条件下，下管柱以及固井、堵漏等特 殊作业中防止井喷。 3 井控装置的选择3.1 压力级别的选择3.1.1 套管抗内压强度的80%3.1.2 套管鞋处裸眼地层的破裂压力表23.1.3 地面预期的最高井口压力 三者之最小值作为井控装置的额定工作压力。生产井预期的最高井口压力=地层压力－半井深钻井液液柱压力； 深井、高压气井预期的最高井口压力=地层压力（空井）；井深≤2000m， Pg&14MPa, 选14 MPa； 井深2000――4000 m, 井深4000――7000 m, Pg=21――35MPa, 选21、35 MPa; Pg&35MPa, 选70、105MPa.常用的压力级别分为：14 MPa（2000psi） 、21MPa （ 3000psi）、35MPa （5000 psi）、70MPa（10000 psi）、 105 MPa（15000 psi）、140 MPa（20000 psi）。3.2通径尺寸的选择略大于所使用套管接箍的外径。 常用的通径系列有：阀门：46L（113/16in）、52L（21/16in）、65L（29/16in）、 78L（31/16in）、79L（37/8in）、103L（41/16in）、179L （71/16in）。 防喷器：179L（71/16in）、228L（9in）、279L（116in）、 346L（135/8in）、425L（163/4in）、476L（183/4in）、527 L（203/4in）、540L（211/4in）、680L（263/4in）、762L （30in）。3.3 组合配套型式选择 SY/T 维护 组合配套应包括组成中1.1――1.5 3.3.1 基本组合配套 钻井井控装置组合配套、安装调试与用几套不同规格（压力级别、通径系列不同）的防喷器打一口井，见下表。防喷器基本组合配套已下套管尺寸mm 型式 工作压力 508.0 A 14 A 35 339.7 B 21 A 70 244.5 B 35 套管头本体 套管头四通（中） 钻井四通 套管头四通（上） 井口组 合部件 单闸板 单闸板 双闸板 环形 钻井四通 双闸板 单闸板 ―― 环形 ―― 环形 控制对象（个） 公称容积L 套管头、井控管汇压力等 级 6 640-800 70 5 400-560 35 70 35 4 320-480 21 6 640-840 70或105 35 ―― 5 400-560 环形 ―― 单闸板 单闸板 环形 油管头四通 钻井四通 双闸板 ―― 环形 钻井四通 单闸板 环形 油管头四通 C 21 A 70 177.8 B 35 C 21钻井四通套管头四通 （本体）自上而下控制装 置213.3.2 特殊组合配套作为组合配套的特殊形式是：在下入508mm套管后，用一套 大通径高压力的防喷器完成打井任务。但仅适用于参数井、预 探井、沙漠井、滩海井、泡沫钻井和空气钻井等。 值得强调的是，各种组合形式应配备1――2个钻井四通。其作用一是便于连接井控管汇；二是保护防喷器，延长其使用寿命。见下表。防喷器特殊组合配套已下套管尺寸mm 型式 工作压力 508.0 A 14 339.7 B 35 339.7、244.5、177.8 A 70 套管头本体 钻井四通 环形 井口 组合 部件 自上而下 ―― 双闸板 环形 单闸板 ―― 环形 ―― ―― 控制 装置 控制对象（个） 公称容积L 6 640-800 70 5 400-560 35 6 640-800 70 5 400-560 35 钻井四通 双闸板 环形 套管头四通 套管头四通（上） 油管头四通 钻井四通 双闸板 单闸板 环形 6 640-800 70 环形 ―― 5 400-560 35 B 35 244.5、 177.8 A 70 177.8 B 35套管头、井控管汇压力 等级防喷器组合形式环形防喷器 单闸板防喷器双闸板防喷器单闸板防喷器环形防喷器四 通单闸板防喷器四 通四 通四 通套管头套管头单闸板防喷器套管头套管头14MPa以内的典型 防喷器组合形式21～35MPa以内的 典型防喷器组合形式69～103MPa以内的 典型防喷器组合形式4. 控制系统控制对象的选择控制对象应比实际所用的多一个，以作备用。 现场使用的液压防喷器国内产品主要来自宝鸡石油机械厂、河北华北石 油荣盛机械制造有限公司、四川石油管理局装备制造公司、上海神开机械有限责任公司、江苏信得石油机械有限公司、盐城三益石化机械有限公司、四川广汉石油井控公司等；生产控制系统的有北京石油机械厂、 广州石油机械厂、上海神开机械有限责任公司、盐城三益石化机械有限公司等。国外产品主要来自美国海德里尔（Hydyil）、歇福尔（Shaffer）、喀麦隆（Cameron）三个公司。上述厂家生产的液压防喷器 可供选择的规格见下表。国内常用井控装置的法兰、垫环相关数据见表8-2内常用井控装置的法兰、垫环相关数据见表8-2。二.井控装置的结构、原理套管头 套管头是套管与井口装置之间的重要连接件。它的下端 通过螺纹或焊接与表层套管相连，上端通过法兰或卡箍等与井口装置相连。一)、套管头的作用 1、通过悬挂器支撑除表层之外的各层套管的重量； 2、承受井口装置的重量； 3、可在内外套管柱之间形成压力密封；4、为可能蓄积在两层套管柱之间的压力提供了一个出口、 或在紧急情况下向井内泵入液体(压井钻井液、水或高效灭 火剂等)；5、可进行钻采工艺方面的特殊作业，如：(1) 若井未固好，可从侧孔补注水泥； (2) 在采取增产措施而搞酸化压裂时，可从侧孔打入压力 液以平衡油管压力。二)、套管头的组成及结构套管头主要由套管头本体、闸阀、套管悬挂器等组 成。套管头本体是支撑悬挂器，形成主侧通道的承压件 ；闸阀连接在套管头本体的旁侧出口上；作为回收泥浆 或为释放两层套管柱之间的压力提供出口。套管悬挂器是用来悬挂套管，是在内外两管柱之间形成环状密封的重要部件。其悬挂方式主要有螺纹和卡瓦两种。卡瓦可 以卡接箍，也可以卡管体。悬挂器密封总成一般分上、下密封。上密封在悬挂器的上部，密封上部液压。上密封分机械和液压式密封。液压式即注入密封脂进行密封；下密封直接同悬挂器相连，由座圈、密封圈、压圈等组成。 它密封两管柱间的环空压力。下密封可采用套管自重式密 封和手动密封两种。套管自重式密封靠套管的悬重压缩密 封圈，设计使用卡瓦式悬挂器必须控制套管头本体两个台阶的距离以控制密封圈的压缩量，使之能密封可靠又不能挤毁套管；单级套管头手动密封是靠人力压缩密封圈，其与套管悬重无关。 下密封还有金属对金属的密封，与套管悬重有关三)、套管头的型式及型号表示法 1、型式 (1)按悬挂的套管层数分为：a、单级套管头；b、双级套管头； c、三级套管头。 (2)、按套管悬挂器的结构型式分为：双级套管头三级套管头a、卡瓦式； b、螺纹式。 (3)、按本体间的连接方式分为： a、卡箍式；b、法兰式；c、独立螺纹式：悬挂套管柱上端和油管头本体下端用 螺纹连接的套管头。(4)、按本体的结构型式分为： a、单体式：一个本体内装一个悬挂器； b、组合式：一个本体内装多个悬挂器。2、型号表示法注：套管头尺寸代号(包括连接套管、悬挂套管)是用套管外径的英寸值表示。例：连接套管外径为339.7mm(133/8&）； 悬挂套管外径为244.5mm(９5/8&）、177.8mm(7&)；； 额定工作压力为35MPa； 型号表示为：T133/8&×９5/8&×７&-35。钻井四通(一)、作用安装于防喷器组合之间的承压件，在组合间形成主侧通道，通过侧孔可安装节流、压井管汇，可进行 压井、节流循环，挤注水泥及释放井内压力。若不装 四通而通过防喷器侧孔进行上述作业，必然会加快防 喷器的损坏而缩短其使用寿命，因此，四通还起着保 护防喷器的作用。(二)、型号表示方法： FS ××―××额定工作压力,通 产 径 品 代 代MPa号, cm号，FS(三)、结构特点及使用要求 1、 侧孔可以是法兰或卡箍式连接； 2、 其额定工作压力与防喷器组合一致； 3、通径大于最内层套管的最大内径或等于防喷器组合的最大通径；4、安装位置：可直接与套管头相连或装于两闸板防喷器 之间；5、防喷器与套管头本体上均有侧孔，通过它们同样可起到钻井四通的作用。但为避免高压钻井液或流体的冲刺而损坏，在非紧急情况下，不宜通过它们来完成钻井四 通的任务。环形防喷器结构图球形胶芯类环形防喷器 锥形胶芯类环形防喷器环形防喷器可与闸板防喷器配套使用，也可单独使用。环 形防喷器能完成以下作业:①.在钻进、取心、测井等作业中发生溢流或井喷时，能封闭方钻杆、钻杆、取心工具、电缆、钢丝绳等工具与 井筒所形成的环形空间； ②.当井内无工具时能全封闭井口；③.在使用减压调压阀或缓冲储能器控制的情况下， 能通过180台肩的对焊钻杆接头强行起下钻具，但起 下速度要慢，过接头时更要慢，允许胶心与钻杆之 问有少量泄漏口。强行起下钻具时的关井压力一般应低于环形防喷器额定工作压力的一半。能否进行强行起下钻具作业还必须考虑井下情况和安全施工 的条件。环形防喷器主要由壳体、顶盖、胶芯及活塞四大件组成。 其工作原理是： 关闭时，高压油从壳体中部油口进入活塞下部关闭腔， 推动活塞上行，活塞推胶芯，由于顶盖的限制，胶芯不能上行，只能被挤向中心，贮备在胶芯支承筋之间的橡胶因支承筋互相靠拢而被挤向井口中心，直至抱紧钻具或全封闭井口 ，实现封井的目的。当需要打开井口时，操作液压控制系统换向阀换向，使高压油从壳体上油口进入活塞上部的开启腔，推动活塞下行；关闭腔油泄压，作用在胶芯上的推挤力消 除，胶芯在本身弹性力作用下逐渐复位，打开井口。国产环形防喷器胶芯用丁睛橡胶硫化而成，适用于水 基或油基泥浆，使用温度为-l0℃～100℃。若用于含硫 化氢介质，其寿命要降低。 引进的胶芯要严格按其适用条件使用。海德里尔和歇福尔两个厂家各类胶芯的适用条件分别列于下表。海德里尔胶芯适用条件材料 天然橡胶 丁睛橡胶 氯丁橡胶 顺色标志 全黑 代号 R，NR 适用条件 水基泥致，-35℃以卜 油基泥浆，-7℃一120℃ 油基泥桨，-35℃以上红色条带 S.NBR 绿色条带 N. CR歇福尔胶芯适用条件胶芯 材科 天然 橡胶氯丁 橡胶颜色标 记红色 黑色系列编号第个数字1或2 3或4使用条件 低温水基泥浆;不压井起下 钻中耐磨 含硫化氢的水基泥桨，可在 油基泥浆中用，但寿命比丁 睛橡胶短 油基和水基泥浆;含硫化氢 的油基泥桨丁睛 橡胶务色5或6环形防喷器处于关闭状态时，允许上下活动钻具、但不能过平台肩接头，不准旋转钻具。严禁打开环形防喷器 来泄掉井口压力，以防刺坏胶芯。 型号表示方法： FH ××―××/××胶芯额定工作压力/法兰的工作压力, MPa通径代号, cm产品代号，FH闸板防喷器 一）. 用途――闸板防喷器可换装全封、半封和剪切等闸板， 完成以下作业: 1） 当井内有钻具(或其它管材时)，能封闭套管与钻具之间的 环形空间； 2） 当井内无钻具时，能全封闭井口； 3） 在封闭情况下，可通过壳体旁侧出口所连接的管汇，进行 钻井液循环、节流放喷、压井作业； 4）在特殊情况下，可切断钻具，并达到封井的目的 5） 可悬挂钻具。6） 闸板防喷器的闸板可用于长期封井。二）. 结构和工作原理闸板防喷器是由壳体、侧门、油缸、活塞、活塞杆、锁紧轴、缸盖、闸板等组成。 工作原理：当高压油进入左右油缸关闭腔时，推动活塞、活塞杆，使左右闸板总成沿着闸板室内导向筋限定的轨道，分别向井口中心移动，达到封井的目的。当高压油进入左右油缸的开启腔时，左右两个闸板总 成分别向离开井口中心的方向移动，达到打开井口的目的。闸板开和关的方向是由换向阀控制的。一般在3―8秒内即能关闭，满足钻井工艺的需要。闸板防喷器密封原理及其特点闸板防喷器要达到全封闭井口，必须要以下密封同时起作用，即：闸板顶部与壳体内顶面的密封； 闸板前部与钻具的密封；壳体与侧门间的密封；活塞杆与侧门间的密封; 闸板的密封原理是在外力作用下，闸板胶皮被挤压变形起密封作用
闸板结构特点(1).闸板是闸板防喷器的核心部件，闸板有管子闸板、全封闸板、变径闸板、剪切闸板。
活塞杆密封结构特点活塞杆密封是双向密封，防止井内介质和油缸油液互 相窜漏，起保护液压油免受污染和漏失，减少泵及阀件磨 损等作用。密封分为两组，中间由一间隔铜套将其分开。 部分闸板防喷器设有二次密封装置。二次密封装置的作用是：活塞杆密封失效时，井内介质或液压油会从泄流孔中流出，此时，就可以利用二次密封装置注入塑料密封脂，让其进入密封面，形成强制密封。操作步骤是：卸掉 二次密封孔口的六角堵头， 用适当工具顺时针转动注入螺钉，强制棒状塑料密封脂通过单流阀，经间隔铜套径向孔进入密封面。注入量不宜过多，止漏即可 。否则，会增加活塞杆的磨损及开关闸板的阻力。
闸板防喷器结构图闸板防喷器的手动锁紧装置图 闸板防喷器的液动锁紧装置图锁紧装置 闸板防喷器在使用中需长时间关闭时，需用手动锁紧机构(或液动锁紧机构)锁紧闸板，打开闸板前应检查锁紧机构是否解锁到底；严禁用打开闸板防喷器来泄掉井内压力的错误做法；装有二次密封机构 的闸板防喷器，只能在活塞杆密封处严重漏失的情况下才 能使用；钻井队至少要有一副与所使用的相同尺寸的闸板 备用；打开油气层后，每次起下钻需将闸板防喷器开关一次，观其效能。型号表示方法： FZ ××―×× 型号表示方额定工作压力, MPa法：通 径 代 号, cm产品代号，FZ―单闸板 2FZ―双闸板， 3FZ―三闸板。液压防喷器控制装置防喷器控制装置是一种开关防喷器和液动放喷阀的装置。它平时贮存有足够压力和数量的液压能，一 旦需要，可借助控制阀件把足够压力和排量的高压油 迅速地输送到防喷器和液动放喷阀的液缸，从而达到 开关防喷器和放喷阀的目的.1―分水滤气器；2―雾化器；3―截止阀；4―液气开关；5―截止阀；6―气动泵；7―截止阀； 8―单向阀；9―电机；10―液泵；11―压力继电器；12―电机开关；13―截止阀；14―单向阀； 15―截止阀；16―蓄能器；17―安全阀； 18―减压调压阀；19―气缸；20―单向阀；21―三位四 通转阀；22―旁通阀；23―安全阀；24―截止阀；25―截止阀；26―压力表；27―压力表；28、 29、30―压力变送器；31―调压阀；32―气源总阀；33―三位气滑阀；34―三位四通空气转阀； 35、36、37、38―压力表。 液压防喷器控制装置（气控液型）气控液气液流程方框图现场使用的防喷器控制系统主要有三种类型:一种是用液压操纵换 向阀使防喷器关闭或打开，简称“液控液系统”；第二种是用气 压操纵换向阀使防喷器关闭或打开，简称“气控液”系统(国内主 要采用这种方式，见气控液气液流程方框图)；第三种是用电操纵 换向阀使防喷器关闭或打开，简称“电控液”系统.陆上钻井主要 使用前两种类型的控制装置。 控制装置主要由远程控制台(又叫贮能器装置)、司钻控制台(又叫 主控制盘)和联结管汇三部分组成。1、远程控制台。它是控制装置的主要部分。(1)、油泵组。通常包括电动泵、气动泵和手动泵。 (2)、蓄能器。装置中常用瓶式蓄能器和球形蓄能器。 (3)、管路及各种控制阀件。 (4)、底座及油箱正常情况下都是在此控制台上控制防喷器及液动阀。2、司钻控制台。3、联结管汇。由液压管线及气、电缆组成。用来将远程控制台 与防喷器及液动阀的液路连接起来，将远程控制台与司钻控制台的气、液路连接起来，以实现对液压防喷器及液动阀的控制。防喷器控制系统应能在30s内关闭每个闸板防喷器；公称通径小 于476.25mm（183/4in）的环形防喷器的关闭时间应不超过30s，公称通径≥476.25mm（183/4in）的环形防喷器的关闭时间应不超过45s。液动阀的关闭、开启时间不应超过已知闸板防喷器响应时间 中的最小值。远程控制台的元件调试：控制装置气源标准压力为0. 8~1.4MPa；储能器充氮气压力为7士0.7MPa，储能器标准压力（储能器最 大工作压力）21MPa；“自动”位置――电泵19+0.5MPa起泵，21-0.5MPa停泵、气泵――18+0.5MPa起泵，20-0.5MPa停泵； 正常情况下管汇和环形的液压都是8.4～10.5MPa（环形的最大液压是10.5MPa）。蓄能器系统应保证一个或一组蓄能器失效所造成的容量损失 不大于蓄能器系统总容量的25%。蓄能器最低的可用液量，应在泵不工作的情况下，满足下 述两个要求： 1.井压为零时，可关闭一个环形防喷器和防喷器组合中的所有闸板防喷器，打开防喷器组一侧的液动阀所需的液量；2. 在排放完所要求的液量后，剩余的液量应大于关闭一个 环形防喷器、任一闸板防喷器（使用闸板防喷器关井比，不包括剪切闸板）及在防喷器组最大额定工作压力下打开防喷器组一侧的液动阀所需的液量。四.井控管汇井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管汇和放 喷管线等（实际就是阀――平板阀、节流阀、单流 阀，三通、四通、五通、管件的组合），其现场安 装下图所示：双四通井口井控管汇示意图单四通井口井控管汇示意图一）、节流管汇节流管汇是成功地控制井涌、实施油气井压力控制技术的可靠而必 要的设备。节流管汇的普遍使用，把我们目前的油气井压力控制技 术提高到一个更科学、更先进的水平。在油气井钻进中，井筒中的 钻井液一旦被流体所污染，就会使钻井液静液柱压力和地层压力之 间的平衡关系遭到破坏，导致井涌。当需循环出被污染的钻井液， 或泵入性能经调整的高密度钻井液压井，以便重建平衡关系时，在 防喷器关闭的条件下，利用节流管汇中节流阀的启闭控制一定的套 压，来维持稳定的井底压力，避免地层流体的进一步侵入。通常是 让钻井液流过节流阀来产生回压，并保证液柱压力略大于地层压力 的条件下排除溢流和进行压井。流管汇由主体和控制箱组成。主体主要由节流阀、闸阀、管线、管子配件、压力表等组成，其额定工作压力应等于或大于最大预期的地 面压力，节流阀后的零部件工作压力应比额定工作压力低一个等级。目前国内节流管汇工作压力已达105 MPa、所用平板阀通径有65、78、103 mm，其组合型式更是多种多样，其组合型式、压力、使用均可参 照SY/T6426――2005和SY/T5964――2006执行。主要部件结构及原理1、节流阀： 节流阀的功能是在实施油气井压力控制技术时，借助它的开启和关 闭维持一定的套压，将井底压力变化稳定在一定窄小的范围内。节流阀是节流管汇核心部件，节流阀的节流元件，其结构有多 种，它们的原理都是利用改变流体通孔大小，从而达到节流的目的。即液体经由狭小通道时，形成较大的局部阻力，使流阻加大而造成回压。通孔越小，回压越大；通孔越大，回压越小。 节流阀的控制各有不同，有固定式和可调式。可调式可以用气压遥控或液压遥控，也可手动调试。井控装置上不管手动或液动节流阀只能起节流作用、不能起密 封作用。
2.平板阀平板阀由阀体、阀盖、阀杆、阀板、阀座及密封圈等组成，见图。平板阀是一个沿顺流方向金属阀板对金属阀座密封的直通阀.由手轮（或液缸）操纵。1）.密封原理该阀的阀板两密封平面与阀座的密封平面贴和（在波 形弹簧和流体压力作用下）造成密封（阀板两密封平面 与阀座的密封平面之间采用浮动密封，即阀板与阀座均 能作微小的横向位移）；它是通过润滑导向板由阀腔得到润滑的阀门。平板阀的阀腔内要注满密封润滑脂，使阀板与阀座间有一层薄 薄的密封润滑脂膜，协助密封，且减轻操作力矩。2）. 阀杆密封 该阀的阀杆密封或尾杆密封正常情况下由阀杆密封圈和尾杆密封圈保证；若密封圈损坏，阀杆密封或尾杆密封处有二次密封 装置，其结构同防喷器的二次密封装置。 若二次密封失效，阀杆密封有三次密封（即上座密 封、回座密封、倒密封――实质是带压换密封圈）。3）.分类 暗杆平板阀：该阀的阀杆螺母在阀体内与介质直接接触，开闭闸板时用旋转阀杆来实现（若无显示机构，其开关状态不明显）。 此阀的高度总保持不变，安装空间小，适合于大口径 或安装空间有限制的情况。
明杆平板阀：该阀的阀杆螺母在阀杆支架上，开闭闸板时，用旋转阀杆螺母来实现阀杆的升降，故此阀开关明显，对阀杆有利润滑。 明杆不带尾杆的平板阀：此阀阀体同暗杆阀阀体一样.其下方无连接件。由于在开关中阀杆要上升或下降，故阀腔的容积要改变。明杆带尾杆的平板阀：这种阀在阀体的尾部加一尾座，其中有一 尾杆与阀板的尾部相接。尾杆的作用是使阀在上小 上下运动的全过程中阀腔的容积保持不变，故这种阀较不带尾杆的明杆平板阀力矩小。可采用进、出口端密封。现场使用的截止阀，现在大多数采用平行闸板结构的平板 阀。各种形式、结构、用途的平板阀在使用中决不能处于半 开半闭状态，即不能半关半开作节流阀用。否则会加速阀板 和阀体损坏。当开关平板阀时，手轮转到底后再反转手轮约1/ 4~ 1/ 2圈，以保证阀板和阀座有浮动的余地，使其达到理想的密封效果。操作手柄不能用管钳等加力工具；为了保证阀板 与阀座之间可靠的密封和得到良好润滑，要定时给阀腔补灌 特种润滑密封脂
节流管汇液控箱:1、节流管汇液控箱的作用及组成:节流管汇液控箱由气泵、油箱、储能器、换向阀、调速 阀、压力表、阀位开启度表等组成；它的作用是通过操作 换向阀给液动节流阀的开启度提供液压油，使套压和立压 符合现场施工的需要。节流管汇液控箱液压原理如图所示J8 液动节流阀 J1 J5 J2a J11 J12 回收管线到钻井液罐回收管线可调节流阀 J2b液 动平板阀 （手）J6aJ6b排放管线J9J3a J3b 回收管线到钻井液罐 J4 J7 液（手）动节流阀 J10节流管汇液控箱液压原理图2、节流管汇液控箱待命工况:气源压力表(在面板上)显示0.6~1.0MPa; 1.变送器供气管路上空气调压阀的输出气压表(在液控箱内)显示 0.35MPa;2.气泵供气管路上空气调压阀的输出气压表(在液控箱内)显示0.4~0.6MPa; 3.油压表(在面板上)显示1.4~2.0MPa;4.阀位开启度表(在面板上)显示4/8开启度(即指示液动节流阀处于半开);5.换向阀手柄处于中位; 6.调速阀打开; 7. 泄压阀关闭; 8. 立压表开关旋钮(在面板上)至开位;9.立压表 (在面板上)显示为零;10. 套压表 (在面板上)显示为零; 设备停用时应将箱内两个空气调压阀的输出气压调节 为零;打开泄压阀使油压为零;立压表开关旋钮旋至关位二）.压井管汇压井管汇是井控处理装置中必不可少的组成部分，它的功用 是：当不能通过钻柱进行正常循环时，可通过压井管汇向井 中泵入钻井液，以达到控制油气井压力的目的。同时还可以 通过它向井口注入清水和灭火剂，以便在井喷或失控着火时用来防止爆炸着火。它主要由单向阀、平板阀、压力表、三通或四通组成。 其组合型式、压力、使用均可参照SY/T和 SY/T执行。三）、防喷管线、放喷管线防喷管线、放喷管线按SY/T执行。 五、钻具内防喷工具 钻井过程中，当地层压力超过井底压力时，泥浆被推 动沿钻柱水眼向上喷出，为了保护 水龙带不被高压憋坏，需要使用钻具内防喷工具。它的使用还可起到节约泥浆，保持钻台清洁，减少环境污染的作用.1.方钻杆上、下旋塞方钻杆上、下旋塞一般采用球阀结构，其开启和关闭多半采用手动方式。 上旋塞也有采用气动远程控制方式的。联合使用上、下旋塞时，无论方钻杆处于任何位置都有一个可使用，即当其中一个发生故障时，另一个可起作用。 为防止起下钻挺时发生井喷钻台上应备有短节或单根，它可连接方钻杆和钻挺。方钻杆上部旋塞阀装于水龙头接头下端与方钻杆之间，下部方钻 杆旋塞阀装于方钻杆下方。钻杆旋塞阀是钻柱循环系统中的手动阀。上部和下部方钻杆旋塞阀的结构基本相同主要由：上接头、阀体、上阀座、球阀芯、下阀座、球芯外壳、旋转开关、密封环、波形弹簧、轴承和各种密封组成。并配备专用搬手。 工作原理是：方钻杆旋塞阀连接在方钻杆两端，通常情况下处于全开状态，钻井液在水眼中正常循环，当井内发生井涌和井喷而需要关闭方钻杆旋塞阀时，只须用专用搬手按要求转动90°其即能关闭旋 塞阀。阀关闭后球阀芯的球面在井内压力和波形弹簧的作用下与上、下阀座的密封面紧密贴合，实现了整个水眼通道的密封，当需要打开方钻杆旋塞阀时，只须用专用扳手反向旋转90°即能打开，打开旋塞 阀必须在规定的压差下进行。第二章防喷器检测井控装置检测出厂检验（见GB/T 《石油天然气工业 钻井和采油设备 钻通设备》）出厂检验项目包括A 金属材料化学成分（6.3.3）――制造商应规定用于制造承压件的材料的化学成分范围。 材料的化学成分应根据制造商的书面规范逐炉（对重 熔材料则是逐锭）确定。承压件用钢的化学成分限制合金元素 碳 锰 硅 碳钢和低合金钢限制 (% 质量分数) ≤0.45 ≤1.80 ≤1.00 马氏体不锈钢限制 (% 质量分数) ≤0.15 ≤1.00 ≤1.50磷硫 镍 铬 钼 钒≤0.025≤0.025 ≤1.00 ≤2.75 ≤1.50 ≤0.30≤0.025≤0.025 ≤4.50 11.0~14.0 ≤1.00 未作规定合金元素含量允许变化范围要求合金元素 碳 锰 硅 镍 铬 钼 钒 碳钢和低合金钢限制 (% 质量分数) 0.08 0.40 0.30 0.50 0.50 0.20 0.10 马氏体不锈钢限制 (% 质量分数) 0.08 0.40 0.35 1.00 ― 0.20 0.10a) 注：对于所规定的任何合金元素，这些值是其含量允许的变化范围，并且不应 超过表 1 所给出的最大值。B金属材料力学拉伸性能（6.3.4.1）――拉伸试验试样应从6.3.5 所规定的鉴定试棒（QTC）上截取。该 QTC 应用来鉴定一炉材料及由该炉材料制成的产品的合格性。应根据 GB/T 228-2002 所规定的程序，在室温下进行拉伸试验。 应至少进行一个拉伸试样试验。拉伸试验的结果应符合表 19 的适用要求。如果第一个试样试验的结果不符合适用要求，则可再做两个试样的试验。附加的两个试样中的每一个试样试验结果都应符合表 3 的要求。承压件的材料性能要求材料代号屈服强度，0. 2 %* 残余量 最小 MPa (psi) 36 000 45 000 MPa 483 483拉伸强度 最小 (psi) 70 000 70 000的延伸率 最小 % 21 19断面收缩 率 最小 % 未作规定 3236K 45K248 31060K75K41451760 00075 00058665585 00095 00018183535*疑有误，原文为 2 %。C金属材料低温夏比“V”型口冲击（6.3.4.2）――承压件所用的材料，每一炉都应作冲击试验。 冲击试验试样应从 6.3.5 所规定的 QTC 上截取。该 QTC 应用来鉴 定一炉材料及由该炉材料制成的产品的合格性。 应使用截面为 10 mm×10 mm 的标准尺寸冲击试样，在材料不足时 ，应使用可获得的小一级的标准截面试样。如果有必要准备小尺寸试 样，减小的尺寸应在与V形缺口的底面平行的方向。 应按照 ASTM A 370:1997 所规定的程序，采用夏比 V 形缺口法进 行冲击试验。 为了鉴定在本标准温度等级 T-0、T-20 或 T-75 下材料的合格性， 冲击试验应在不高于表 23 所示的试验温度下进行。一炉材料的鉴定应至少测试三个冲击试样。三次冲击试验的平均 值不得低于表 4 所示的值。其中任何一次的冲击值不得低于表 4 给出的最小平均值的 2/3。三次试验的结果中，至多有一件试样可低 于表 4 给出的最小平均值。如果试验失败，可在同一 QTC 的同一 部位（不得再进行热处理）再取三个试样重作试验。重作试验的平 均冲击值应不低于所要求的最小平均值。 表4 所示的值是在横向上鉴定被试锻件和锻造产品及铸件和焊接 合格性的最低验收值。锻件和锻造产品可以用纵向试验代替横向试 验，而平均值应至少为 27 J （20 ft-lb）。夏比V型缺口冲击试验的验收准则试验温度 温度等级 ℃ T-0 T-20 T-75 -18 -29 -59 (H) 0 -20 -75每组三个试样 所要求的最低平均冲 击值 J 20 20 20 (ft-1b) 15 15 15每组只有一个试样 所允许的最小冲击值 J 14 14 14 (ft-1b) 10 10 10D金属材料硬度（7.5.1.2）――适当时，硬度检测的方法应符合 GB/T228-2002、GB/T 231.1-2002、GB/T 9 或 GB/T 230.1-2004 的 规定。 每个零件应在制造商规范确定的位置至少作一次硬度测定，证明每个零 件合格性的硬度检测应在最终热处理（包括所有的消除应力热处理）之后及所有表面机加工完成之后进行。当设备是由规定的不同材料组成的焊接件时，制造商应在最终热处理（ 包括消除应力热处理）后对焊接件的每个组成零件进行硬度检测，检测的结果应分别满足对每个零件相应的硬度值要求。用碳钢、低合金钢及马氏体不锈钢制成的零件，其最大值硬度应符合 NACE MR
的规定，且最小值不低于表 5 的规定。最低硬度要求API 材料代号36 K 45 K 60 K 75 K布氏硬度140 HBW 140 HBW 174 HBW 197 HBW? E 焊缝 ? F无损检测（8.5.1.9.2、8.5.1.10、11、12、13、15）――尺寸的检验（8.5.1.5）―― 制造商规定的每个零件的关键尺寸应形成文件，并由制造商根据 8.6 的规定加以保存。制造 商应在文件中规定应被检验的尺寸。 G 防喷器胶芯橡胶性能和物理性能（8.5.5.1）――每一批材料的测试都应根据 ASTM 程序进行。如果不能采用适当的 ASTM 程序，制造商应提供一份书面试验程序。其特性应通过其力学性 能的测定加以确定。力学性能数据应包括以下内容： ?根据ASTM D 或ASTM D
测定的硬度数据； ?根据ASTM D 或ASTM D 412:1998 测定的拉伸数据； ?根据ASTM D 或ASTM D 412:1998 测定的延伸率数据； ?根据ASTM D 或ASTM D 412:1998 测定的弹性模量数据。 应根据制造商书面规范进行验收。? H静水压强度（8.5.8.6.2）――总则――在出厂前，所有的钻通设备应进行静水压强度试验。应使用水 或含有添加剂的水作为试验液。任何添加剂应记录在试验报告中。 ? 厂内本体或壳体静水压强度试验 如可行，钻通设备应与其处于打开位置的密封机构一起试验。 静水压强度试验或壳体试验压力应根据设备的额定工作压力来确定。静 水压强度试验压力如表 6所示。若设备带有不同工作压力的端部或出口连接，应以其中最低额定工作压力来确定壳体试验压力。静水压强度试验压力试验压力 额定工作压力 API 法兰公称尺寸 mm (in) API 法兰公称尺寸 mm (in) ≤346 (13 5/8) ≥425 (16 3/4) MPa 27.6 41.5 51.7 103.5 155.0 207.0 (psi) 4 000 6 000 7 500 15 000 22 500 30 000 MPa 20.7 31.0 51.7 103.5 155.0 ― (psi) 3 000 4 500 7 500 15 000 22 500 ―MPa 13.8 20.7 34.5 69.0 103.5 138.0(psi) 2 000 3 000 5 000 10 000 15 000 20 000液控油路和油缸强度（8.5.8.6.3）――每台装配好的 BOP 和液压连接器的液压控制系统都应进行试验。 液压控制腔的试验压力至少等于其额定工作压力的 1.5 倍。静水压强度和液压控制腔试验由三个步骤组成：a）初始保压期不少于 3 min； b）将压力减至零；c）二次保压期不少于 15 min。应从压力已稳定在制造商所规定的范围内且本体的外表面已彻 底干燥后开始计时。 验收准则应为无渗漏。I密封性能《BOP 关闭试验、环形胶芯试验、管子闸板、全封闸板和变径闸板、全封-剪切闸板》（8.5.8.7）――每台闸板和环形 BOP 在经过静水压强度试验后应进行关闭试验。所用的液压控制系统压力应 不大于制造商规定的关闭压力。关闭试验所用的试验液体应满足 8.5.8.6.1 的要求。 所有关闭试验应在试验压力稳定后开始计时。 ? 关闭试验分为低压和高压试验，并且低压试验总在高压试验之前进行。 ? 低压试验 应在关闭的闸板和环形胶芯下施加 1.4 MPa 至 2.1 MPa（200 psi 至 300 psi） 的压力。在压力稳定后，保压时间不少于 10 min。?高压试验 在关闭的闸板和环形胶芯下施加的压力应至少等于 BOP的额定工作压力。在压力稳定后，保压时间不少于 10 min。 （环形胶芯的其它要求见 8.5.8.7.2――环形胶芯应分两步 进行试验： 第一步：要求在表 7 所规定的相应尺寸的钻杆上进行压 力试验； 第二步：要求在 BOP 无钻杆即空井的条件下进行压力试 验。该步骤的高压试验应符合 8.5.8.7.1.3 的规定，但其试 验压力至少应为 BOP 额定工作压力的50 %。钻杆的尺寸要求孔径 mm 179 和 228 ≥279 (in) 7 1/16 和 9 ≥11 mm 88.9 127.0 钻杆尺寸 (in) 3 1 /2 5? 管子闸板、全封闸板和变径闸板 应采用适合于被试闸板尺寸的钻杆进行试验。VBR 应试验其尺寸范围内的最小尺寸和最大尺寸。? 全封-剪切闸板 每台装有全封-剪切闸板的 BOP 应进行剪切试验。所用剪切钻杆的最 小尺寸应符合表 8 的规定。试验应在钻杆不受拉伸力及井压为零的条 件下进行时。剪切和密封应在一次操作中完成。活塞的关闭压力不应超 过制造商规定的操作系统额定工作压力。提供的文件应包括制造商的剪 切闸板和BOP的结构、实际压力和剪切钻杆的力，还应包括ISO
规定的对钻杆的描述（尺寸、质量和级别）、钻杆的实际 抗拉性能和冲击性能。剪切钻杆的要求BOP的尺寸剪切钻杆 (最小)179 mm (7 1/16 in) 279 mm (11 in) 不小于346 mm (13 5/8 in)3 1/2 in 13.3 lb/ft E -75级 5 in 19.5 lb/ft E -75级 5 in 19.5 lb/ft G -105级?验收准则 应无可见的渗漏。G闸板锁紧装置试验（5.7.2.7）――本试验用于确定BOP 的闸板锁紧装置在卸去关闭和/或锁紧压力后维持井压密封的能力。本试验可在疲劳试验或悬挂试验时进行。变径闸 板应在其尺寸范围内的最小和最大尺寸上分别进行该试验。试验应在 1.4 MPa 至 2.1 MPa（200 psi 至 300 psi）和额定工作压力下进行。 ? K 通径试验（8.5.8.4）――闸板 BOP、环形 BOP、液压连接器、钻井四通和转换接头应进行通径规试验。所有压力试验后，用一根通径规芯轴穿过整机设备通孔。设备尺寸公称尺寸 mm 179 228 279 346 425 476 527 (in) 7 1/16 9 11 13 5/8 16 3/4 18 3/4 20 3/4 mm 178.61 227.84 278.64 345.31 424.69 475.49 526.29 通径规直径 (in) 7.032 8.970 10.970 13.595 16.720 18.720 20.720540680 76221 1/426 3/4 30538.99678.69 761.2421.22026.720 29.970通径规直径应符合表9的规定，公差为?0.25 0mm（0?0.01in）。通径规芯轴标准长度应至少比任何整机设备通孔长51 mm（2 in），且不小于 300 mm（12 in6)）。 压力试验后30 min内，通径规芯轴应不借助外力穿过通孔。? 附录H（规范性附录） 气密封试验 范围 本附录规定了 BOP 气密封性能试验的试验方法和程序。 本附录适用于天然气勘探钻井用 BOP或客户要求进行气密封性能试验 的BOP，而非对产品性能的强制要求。 试验要求试验方法本试验可作为闸板BOP和环形 BOP 静水压强度试验后关闭试验的补充 试验。所用的液压控制系统压力应不大于制造商规定的操作压力。本试验是在环境温度下，用空气或氮气作为试验介质，将被试产品完全浸没在水浴中进行。试验在试验压力稳定后，且 BOP 和压力监测仪器与压力源隔离后开始计时。 气密封性能试验分为低压和高压试验，并且低压试验总在高压试验之前进行。保压期间应进行监测。在低高压试验的保压期之间压力应降至零。低压试验 应在关闭的闸板和环形胶芯下施加1.4 MPa 至 2.1 MPa（200 psi 至300 psi）的压力。在压力稳定后，保压时间不少于10 min。高压试验 在关闭的闸板和环形胶芯下施加的压力应至少等于 BOP 的额定工作压力。在压力稳定后，保压时间不少于10 min。（环形胶芯的其它要求见H.2.2）验收准则在保压期间，水浴内应无可见的气泡，且压降不大于1.0 MPa。环形胶芯试验 环形胶芯应分两步进行试验：第一步：本试验要求在表 27 所规定的适当尺寸的钻杆上进行压力试验； 第二步：本试验要求在 BOP 无钻杆即空井的条件下进行压力试验。除试验压力应至少为 BOP 额定工作压力的50 % 外，高压试验应符合H.2.1.2 的规定。管子闸板、全封闸板和变径闸板应采用适合于被试闸板尺寸的钻杆进行本试验。VBR 应在其尺寸范围内 试验其最小尺寸和最大尺寸。 全封-剪切闸板 每台装有全封-剪切闸板的 BOP 都应进行剪切试验。试验用钻杆尺寸 至少应符合表 18的规定。剪切试验应在钻杆不受拉力和无井压的情况下 进行。剪切后应剪断钻杆，并形成密封。活塞的关闭压力不得超过制造商规定的操作系统的额定工作压力。制造商的剪切闸板和BOP 的结构、实际压力和剪切钻杆所需的力应形 成文件。此外，对钻杆的描述（尺寸、质量和等级）、 钻杆的实际抗拉性能和冲击性能应按 ISO
的规定形成文件。液压闸板锁定系统试验 每台装有液压闸板锁定系统的 BOP 都应在锁紧系统啮合状态下进行压力试验。该试验应适用于每种闸板，包括那种被设计成用闸板锁紧系统操作的闸板。在闸板关闭，锁 定系统啮合后，释放掉所有操作压力，按照 H.2.1.1 和 H.2.1.2 进行试验。附录B （规范性附录） 修理和修复的要求?判废条件 防喷器符合下列条件之一者，应判废： ?防喷器在使用中失效； ?从投入现场使用起，年限到达16年或承压件承压次数累计达500次应 报废； ?承压件发生严重变形或硬度已降低至HB 197以下的防喷器； ?防喷器通孔圆柱面在任一半径方向偏差超过5 mm； ?法兰厚度最大减薄量超过12.5%； ?承压件经无损检测发现裂纹； ?防喷器密封垫环槽严重损伤，且按SY/T 进行两次修复或不 能修复者； 上、下法兰外部连接螺纹孔严重损坏两个或两个以上。? 防喷器控制装置检测出厂检验（见SY/T7 《钻井井口控制设备及分流设备控制系统规范》） 每台地面防喷器控制装置，应经制造厂的质量检验部门进行出厂检验合格后，出具产品质量合格的证明文件，方能出厂。? 下列项目在整机出厂前应逐项检验 1. 气―油压力转换试验：气动压力变送器――压力转换后的显示误差小于其总量程的2.5%:蓄能器最大油压――21MPa（为防喷器控制系统的公称压力）、正常情况下的管汇压力――8.4～10.5MPa、环形最大控 制压力――10.5MPa；2. 泵组自动启停试验：“自动”位置――电泵19+0.5MPa起泵，210.5MPa停泵、气泵――18+0.5MPa起泵，20-0.5MPa停泵； 3. 蓄能器组充压时间检验(泵系统总流量试验)：在流量无损失的情 况下电泵和气泵同时工作使油压从7MPa升至21MPa，蓄能器组的油压升 压时间应小于15min； 4. 溢流阀超压保护试验(溢流阀启闭特性):蓄能器溢流阀――开启压 力不高于21MPa，关闭压力不低于23MPa、管汇溢流阀――开启压力不高 于34.5MPa，关闭压力不低于28.5MPa； 5. 溢流阀最大流量（抽泵）：蓄能器截止阀在“开位”，三位四通 换向阀在“中位”，手动启动电泵，升至全开时压力，电泵继续工作， 观察压力表1min（此项对流量≥35L/min电泵）；6. 调压阀出口压力稳定试验（允许在元件试验台上试）―减压 溢流阀调整:缓慢调节溢流阀手轮，调压范围0MPa～14MPa，出口 压力变化梯度不大于3MPa。 7. 环形减压溢流阀气动调压：调节减压溢流阀手轮使出口压力 为14MPa；调整司钻台上调压手轮（或三位四通气转阀）。减压溢 流阀手轮使出口压力为14MPa ～ 0MPa范围内变化. 8. 环形回路减压溢流阀出口压力稳定性：专用试验管汇,一端 接备用压力源接口,另一端接环形管汇“C”口,环形管汇三位四通 转阀在“关”位,环形减压溢流阀调定为10.5MPa。Ⅰ 缓慢打开截止阀Ⅰ使环形管汇升压;Ⅱ 关闭截止阀Ⅰ,缓慢打开截止阀Ⅱ使环形管汇降压。 分别观察减压溢流阀压力值的变化.要求出口压力波动范围为±1.05MPa。9. 环形减压溢流阀稳定性试验:蓄能器压力为21MPa，环形防喷 器减压溢流阀出口压力为10.5MPa,将压力传感器接在环形防喷器减 压溢流阀出油口处,用圆图记录仪“环形”压力的波动状况。10.气控液开关正确性试验：蓄能器截止阀在“开”位，旁通阀在“关”位，依次操作司钻台及辅助台上各气转阀，司钻台及辅助台上各对应 三位四通“开”、 “关”应动作准确、一致，气转阀及显示气缸（如果有 ）动作与所显示的位置应准确、一致。 11. 气控液反应时间试验：接入50m气管缆，关闭管汇卸荷阀，蓄能器压力为21MPa，管汇压力10.5MPa，响应时间应不大于3s。 12. 油密封试验：蓄能器压力为21MPa,环形防喷器减压溢流阀出口压力 为10.5MPa，管汇压力为21MPa, 5min内在中位、开位、关位的压力降，即观察记录“蓄能器”、“管汇”、“环形”压力计变化值。中位时压力降不应大于0.2MPa，开位、关位时压力降不应大于0.5MPa。13. 气密封试验：关闭蓄能器，打开卸荷阀，气源压力0.53MPa ～ 0.8MPa。关闭气源，气转阀分别在“中”位、 “开”位、“关”位保持 5min。 “中”位压降应小于0.05MPa， “开”位、“关”位压降应小于 0.2MPa。 14. 氮气压力检查:系统卸压，氮气压力为7MPa±0.7MPa。24h氮气压力下 降不超过0.3MPa。 15. 静压试验：关闭蓄能器截止阀和卸荷阀，打开液旁通阀，高压溢流阀 调定为34.5MPa，三位四通在中位，启动气泵（打开气旁通阀），系统压力 升到31.5MPa。停泵10min后，观察5min的压力降，应小于0.3 MPa。远程台 各处不准有渗漏、变形、开裂等异常现象。 有的控制装置具有报警（蓄能器压力低、气源压力低、油箱液位低）功能 、电动泵运转指示（远程台和司钻台――有或无灯光）、油箱电加热装置。节流压井管汇检测?出厂检验 ?结构完整性 试验的产品不应出现使任一性能要求得不到满足的永久变形。 ?压力完整性 a.室温静水压试验――室温下的静水压试验应在规定的保压时 间内不发生可见的泄漏。保压时间内压力测量装置上观察到的 压力变化，应小于测试压力的 5% 或者3.4 MPa (500 psi),取 两者中的较小值。 b.最低/最高温度试验――高温或者低温下的静水压试验，如果 在压力测量装置上观察到的压力变化小于测试压力的 5% 或者 3.4 MPa (500 psi)中的较小值，则是合格的。? ? ?标准测试流体的适应性 静水压试验 型式检验钻井液循环管汇检测?出厂检验 ?管汇应经质量检验部门按下列项目逐台进行出厂检验，符合要求后 方可出厂。 a.静水压强度试验； b.密封试验； c.外观质量； d.包装质量； e.资料文件。?静水压强度试验?承压零部件在组装前应做本体静水压强度试验。?试验用清水或有添加物的水作为介质，静水压强度试验应在喷 漆之前进行。?静水压强度试验应包括以下三个步骤:?压力从零升至试验压力，第一次稳压不小于3 min； ?压力降至零；?第二次升压至试验压力，稳压不小于15 min。?稳压时间应在达到试验压力之后，设备及压力计与压力源 隔离,被试件外表面完全干燥的情况下开始计时。?静水压试验压力应按设备额定工作压力确定。 其试验压 力值应符合表12的要求。静水压试验压力额定工作压力 21 35 MPa 静压试验压力 42 53 MPa5370 105 14070105 158 210?稳压期间无渗漏、无可见变形及未出现异常声响等现象为合格。 柔性管线总成按照GB/T 17744要求进行静水压强度试验。静水压强度 试验由柔性管制造商进行。?密封试验 ?试验用清水或有添加物的水作为介质。 ?管汇按部件进行密封试验。 ?密封试验应包括以下三个步骤: ?初次密封试验压力按不小于5%且不大于10%的额定工作压力进行, 稳压时间3 min～5 min； ?压力降至零； ?第二次升压至额定工作压力,稳压不小于15 min。 稳压期间无渗漏为合格。防喷管汇及放喷管线检测?防喷管汇 ?出厂检验 ?试验项目 管汇出厂应按下列项目逐件进行检验： ――强度试验应符合SY/T 中的规定。 ――密封试验应符合SY/T 中的规定。 ――外观质量检验应符合SY/T 中的规定。 ――包装质量检验应符合SY
中的规定。 强度试验 五通、三通、直管法兰组装前，单件应做静水压试验，试验压力值见表3。试验压力值额定工作压力 MPa 21 35 70 105强度试验压力 MPa 31.5 53 105 157.5?密封试验组装后的管线应做密封试验，试验压力值为工作压力。?试压要求 ?试压介质：清水。?试验压力应按7 MPa×n逐级递增，压力升到试验压力值，稳压时间不得少于3 min。减压至零，再逐级升至试验压力值，稳压时间不少 于3 min。注：其中n为1，2，3，4……。达到试验压力，试件外表面完全干后开始计稳压时间，稳压3 min。 稳压期间，以无压降和无渗漏为合格。? 放喷管汇检验 ? 试验项目管汇出厂应按下列项目逐件进行检验：――强度试验、密封试验、外观质量检验应符合SY/T 中的规定。 ――包装质量检验应符合SY
中的规定。? 强度试验三通、直管、弯头组装成部件后，单件应做强度静水压试验，试验压力42 MPa。? 密封试验组装后的管线和平板阀两端应做密封试验，试验压力21 MPa。? ? ?试压要求 试压介质：清水。 试验压力应按7MPa×n逐级递增，每一级试验压力升到试 验压力值时，稳压3min，无压力降，减压至零，再逐级升 至试验压力值，稳压3min，无压力降为合格。?注：其中n为1，2，3，4……。钻具止回阀检测? 出厂检验SY/T 【钻具止回阀】? 试验方法和检验规则? 止回阀所用钢材化学成份按照GB/T 222-1984 取样，并按照GB/T 223进行化学分析检验。 ? 止回阀阀体力学性能试验的取样方法应符合SY/T
中6.2的规定。拉伸试验应按GB/T 228-2002 规定的试验方法进行。?冲击试验应按GB/T 229-1994 规定的试验方法进行。冲击试样应优先选用10 mm×10 mm×55 mm的全尺寸冲击试样。如果在规定位置不能加工全尺寸试样时，应取所能加工的最大比例试样来代替。采用比例试样时对冲击功最小值的要求，应根据表13相应减少。不同规格试样尺寸及冲击功递减系数试样规格 全尺寸3/试样尺寸 × × ×递减系数 1.00 0.80 0.5541/2?止回阀阀体应按GB/T 230.1-2004 和GB/T 231.1-2002 进 行硬度试验。试验部位应在阀体的外圆表面上距外螺纹接 头密封台肩面或内螺纹接头密封台肩面25 mm至30 mm范围内进行。?无损探伤按JB
压力容器锻件无损检验的有关规定进行。? ?止回阀接头螺纹按GB/T 9 的规定检验。 密封橡胶件硬度按GB/T 531-1999 的规定检验。?止回阀成品检验项目应包括： C止回阀外径尺寸； C止回阀外部各处工作密封表面采取的防腐保护措施； C投入式止回阀的卡瓦牙在卡瓦牙座的燕尾槽内应滑动 灵活、无卡阻。?组装后的每只止回阀应用清水进行密封压力试验。密封试验分为低压和高压试验，密封试验要求见表14。密封试验要求试压要求a 止回阀额定工作压 力 MPa 低压 试验压力 MPa 稳压时间 Min. 试验压力 MPa ≥35.0 1.4 ～ 2.1 70 底干燥后开始计算。 ≥5 ≥70.0 ≥5 高压 稳压时间 Min.35a缓慢升压至试验压力。稳压时间应从压力已稳定在规定范围内，且阀体外表面已彻旋塞阀检测? ? ? ?出厂检验 SY/T5525-92 【旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀】 压力试验试验压力应按表6规定的压力进行。稳压3min不得渗漏。试验应在大气温度下用适当的非腐蚀、低粘度、低压缩性流体进行。在保压期间，从 压力获得稳定是开始计时，在此期间，应无观察到泄漏出现，压力下降值应在制造厂的零泄漏额定值的公差内。表6最大工作压力值和试验压力值（MPa）最大工作压力值 35 70 105强度试验压力值 70 105 157.5密封试验压力值≥35 ≥70 ≥105液压壳体试验?每个新阀门阀体应用下列方法进行液压试验，液压壳体试 验应在阀门的开启半关闭位置进行。如果阀体上有密封阀 杆，则必须做250psi (1.7MPa)的低压试验，低压和高压试验分下列三个步骤进行：C初始压力保压3 min。C减小压力至0。C最终压力保压时间不少于10 min。工作压力试验? ?下部试验的压力（适用于1类和2类阀） 应在阀门下端部（一般是在外螺纹端）施加压力，阀门处于关闭位置 。高低压试验都要进行。低压试验的压力了为250 Psi（1.7MPa）,高 压试验压力应为最大工作压力额定值。在高压试验之后要放空阀门中 腔体中的压力，并保持阀门的功能。 上部试验的压力（仅适用于2类阀） 应在阀门上端部（一般是在内螺纹端）施加压力，阀门处于关闭位置 。高低压试验都要进行。低压试验为250 psi（1.7 MPa），高压试验 压力应为最大工作压力额定值。在高压试验之后要放空阀门中腔体的 压力，再一次作低压试验，并保持阀门的功能。 注：在工作压力试验完成之后，检查“在开启位置”上球体和阀瓣的 中心最准线是否还在制造公差之内(中心对准线的偏离在现场使用时可 引起液体磨蚀问题)。? ??阀杆密封外压设计的验证试验?每个2类阀的设计应按下列所述进行适当的阀杆密封外压 试验。试验保压周期至少为5 min。对于2类阀所做的阀杆 密封外压试验，只是作为设计试验的目的，应在阀门的外测施加压力（如：在阀杆密封区域上安装一个高压套）阀门处于半开启位置。阀杆密封都应做高低压试验。低压试 验压力为250 psi（1.7 MPa），高压试验压力最小为2000 psi（13.8 MPa）,但要高于工作额定值，由制造厂选择。密封温度额定设计的验证试验?此验证仅用于2类阀，也只是作为设计验证的目的。标准 非金属密封典型的温度额定值为14H（－10℃）～194H（90℃），压力试验按4.5.2和4.5.3的规定在低温和高温下进行，试验使用合适的在极端温度条件下的流体。设计 验证试验应在此阀门和使用这个极端的温度条件下的试验 流体进行（除非采购方有规定）。套管头检测? ?出厂检验 本体静水压试验 C 试验方法?组装装置应在生产厂运输前进行本体静水压试验。本体静水压试验应是最先进行的压力试验。试验压力不应是阀关闭机构两端的压力差。 试验液可用水或带添加剂的水。试验应在涂漆前完成，但是如果本体和其它承压部件是由锻造材料制成的，则在涂漆后完成。? ?对组装装置的本体静水压试验由三部分组成： ――初始保压期；? ? ? ?――压力降至零； ――第二次保压期。 试验应在本体充填油脂之前进行，装配中允许使用润滑剂。两次保压期均不应少于3 min，并应在达到试验压力后，装置和压力测量仪表已与压力源隔离，本体构件外表面完全干燥时才开始计时。?静水压本体试验压力应根据装置的额定工作压力确定。静水压试验压力应以表 6 为准。本体静水压试验压力端部和出口连接装置法兰标称尺寸 mm (in) 管线管和 额定工作压力 MPa (psi) 298.5-339.7 ≤346 (135/8) MPa (psi) ≥425 (163/4) MPa (psi) 油管螺纹 114.3-273.0 (41/2-103/4) MPa (psi) 298.5-339.7 (113/4-133/8) MPa (psi) 套管螺纹 mm(16-20)MPa(psi)MPa 13.8 20.7 34.5 69.0 103.5 (2000) (3000) (5000) (10000) (1 41.5 51.7 103.5 155.0 (4000) (6000) (7500) (15000) (2 31.0 51.7 103.5 155.0 (3000) (4500) (7500) (15000) (2 41.5 51.7 103.5 (4000) (6000) (7500) (1 41.5 51.7 (4000) (6000) ( 31.0 (4000) ( -(psi) (2250) --138.0(20000)207.0(30000)---------特殊考虑?具有不同端部和出口连接工作压力的装置，应采用其最低的额定工作压力 值确定静水压本体试验压力(转换连接装置和节流阀除外)。?转换连接装置应根据其上部连接件的额定压力值来确定试验压力。试验压力应施加在其内部和下部连接的限面封隔机构以上。其下部连接应按限面封隔机构以下的压力额定值确定其试验压力。?对于入口连接比出口连接额定压力值高的节流阀，从入口连接至可更换阀座(或节流油嘴)的阀体－油嘴的阀体密封点，应按入口连接的相应压力作静水压试验。从密封点下游的阀体其余部分，应按出口连接相应的压力试 验。可采用临时阀座密封，以便于试验。??阀和节流阀在试验期间应局部开启。多孔装置的每一个孔应单独试验。C 验收准则?装置在试验压力下，不应有可见的渗漏。当连接有螺纹试验夹具、螺 纹式井口零件进行静水压试验时，超过螺纹的工作压力后，沿螺纹渗漏是允许的。? ?压力试验记录 静水压试验中应采用图形记录仪。该记录应标明记录装置、日期和签名。?气压试验中不要求图形记录仪。但气压试验应书面规定试验参数和验 收准则。? ? ? ? ? ? ?本体静水压试验（延长) 试验要求第二次保压周期最少延长至 15 min。 本体气压试验除进行本体静水压试验（延长的）外，本体气压试验应按如下进行：试验方法 试验在环境温度下进行，氮气作为试验介质。装置完全浸没在水中。 组装装置的本体气压试验应包括一次不少于15 min 的稳压时间。直 到达到试验压力且装置和压力检测仪表已经从压力源隔离以后才开始 记时。?测试压力应等于装置的额定工作压力。? ?特殊考虑（见 3.8.1.1 b）） 本体静水压试验的特殊考虑相宜之处，也适用于本体气压 试验。? ?验收准则 在稳压期间，水池内应无可见的气泡。只要在稳压期间水池内无可见气泡，气压试验压力降低不超过2 MPa（300psi），仍是可以接受的。第三章? ?井控装置失效事列一. 现场出现的失效事列 提升短节断裂：屈服强度(Rr0.2): 585 MPa（ 760） 抗 拉强度(Rm):832 MPa （970）断后伸长率(A):1: 12.7%（13） 布氏硬度：238HBW （ 285）夏比冲击功：9.5 J （54） 图片如下:
?2003年4月出厂并经过检测中心第三方验收合格的2FZ3570双闸板防喷器在新853井使用两月后回场例行保养试压 ，试压至69MPa时爆裂。
?失效分析：化学成分符合标准要求；力学性能不符合标准；金相组织粗大，为非正常调质；补焊热影响区为粗大的魏氏组织；热影响区硬度明显高于基材和补焊区；焊材中出现不 容许的铬；裂纹起源于补焊热影响区，为脆性断口。?应急措施：对同批产品开展声发射检测，停用有问题产品。?在日在轮古111井在控制液流过程中发生闸板 轴断裂?生产厂在坯件进厂后对随炉试棒、块复检的化学成分、机 械性能经常出现与坯件的材料证明书不一致，有时还相差 很大。这就出现了试棒、块是否随炉？材料证明书的真实性问题？?日，环形防喷器在车间试压过程中发生爆裂? ?二.室内试验密封失效事例 1998年（川东）以前，几套新购的防喷器验收时，出现控制 油压下降现象，经拆开液缸检查，发现液缸内有铁屑，致使 活塞密封圈损伤、液缸拉槽，后由厂家协助整改合格，?2001年2月（川东），一套70 MPa闸板防喷器在试密封时 ，侧门呈点滴状渗漏，每分钟5滴左右。经拆开更换侧门 密封圈后，仍有渗漏，后又拆开仔细观察，发现壳体密封面上有机加工刀痕，表面粗超度达不到要求。经打磨光滑后，解决了渗漏问题。?2004年（川东），一套新购的防喷器验收时，侧门渗漏，经拆开检查， 发现壳体密封面上有一道严重的刮痕。经返厂重新加工后解决了渗漏。?2005年（川东），两套新购的防喷器验收时，侧门渗漏，经拆开检查，发现密封圈高度比正常高度低了2～3mm。为密封圈质量差，受高压后产 生塑性变形。经更换密封圈后试压合格。三.现场失控事例? ? ?1.井控装置的质量问题 中16井（川西北） 采气井口的一个阀门（上海二石厂 铸件）爆炸冲上302厂的车间屋顶 落下来砸在机床上。??张1井（川东）1979年4月发生溢流关井后，防喷器闸板轴观察孔处有气体窜出，压井 成功后现场更换闸板轴密封圈。? ?新17井（川东）1986年9月发生溢流关井后，防喷器半封闸板密封失效。由于该井关井 压力较低，关环形防喷器压井成功。后更换闸板密封件恢复正常。? ?云安6井（川东） 1993年发生溢流关井后，罗马尼亚闸板防喷器半封闸板一 边侧门密封处渗漏严重，无法关井。由于当时气产量还不 大，经现场抢换侧门密封圈后，压井成功。?七北101井（川东）?日发生溢流后关上半封闸板，需打开时，液缸内窜漏严重，半封闸板打不开。压井成功后，现场更换 活塞密封盘根后恢复正常开关。2.井控装置与井口预期压力不配套? ? ?龙会2井（川东） 地层压力87 MPa，至少应装79 MPa的井控装置，实际装35 MPa的井口。 日，发生溢流后，按程序关井，时间133min, 套管压力由10 MPa 上升至26 MPa，关井后防喷器5半封闸板被刺坏，套管压力由26 MPa 下降至24 MPa，井口喷出钻井液5～10m高。经45min环形被刺坏 ，井口喷势越来越大，喷出气流高达25m以上。H2S含量6.154g/m2 ，失控7.5h后钻具氢脆断裂，上段冲出井口，下段掉井内后关全封闸板，实施直推法压井成功。?包33井（川西南）?装2FZ28-35防喷器，测试时油压37.5用高一级压力的防喷器。MPa，套压44.5 MPa（后一条管线放喷，套压上升至46.2 MPa）。超过防喷器额定工作压力，应选??包31井（川西南）装DF23-35防喷器，测试时套压上升至35.6 MPa。超过防喷器额定工 作压力，应选用高一级压力的防喷器。?放喷管线出口处在大片林木中，不敢点火，对放喷造成一定的局限。? ?渡1井（川东） 固95/8&后，设计要求井口承压70 MPa。该井的井口组合（从上到下 ）：套管头＋2×FS28-70＋2FZ28-70（全封＋5&闸板）＋FH28-35，除7#闸板阀为PFF78-70外其余闸阀和节流管汇均为35 MPa配套；放喷管线是旧钻杆接的。钻至井深5019m时井口试压为32 MPa。?日当钻至5037m出现溢流时（地层压力推算为90.54 MPa、H2S含量高）无法关井，造成险情。除工艺措施不当外，井控设备不完善、安装质量差（在较低的压力下，放喷管线、节流阀连接处方 发生刺漏；关井立压为32 MPa时，8#、9#闸阀密封垫环刺漏，j9#阀外刺漏）是造成险情的又一原因。? ?深井一般使用S135钢级的钻杆，此钢级钻杆不防硫。 井喷前循环加重钻井液时回压阀堵塞，事后未及时装上， 实际上缺少内防喷工具，以至于在关井时立管上堵头被冲 掉。3.误操作? ? ? ? ? ?朱沱4井（川南） 用管子闸板关钻头，钻头被拉断。 中29井（川西北）下7&套管仍装的钻杆闸板。新3井（川东） 1978年10月固Ф177.8mm尾管时，送尾管的钻杆在关井候凝时钻杆重 量座在半封闸板上，后无法打开防喷器。该防喷器为美国进口防喷器 ，液缸严重损坏，液压油直接回油箱。经拆开检查，活塞偏转，撞在 液缸下方缸体上，对称的两侧液缸损伤相同，缸体缺损长50mm，深3 ～5mm的凹槽。在更换液缸后恢复了正常开关。? ? ?磨78井（川中） 不装节流管汇，用平板阀来节流。导致阀体被刺穿造成失控。 7#阀为明杆阀，它的阀板为下开孔，故节流时，阀体下颈部被冲坏；1#为暗杆阀，它的阀板为上开孔，故节流时，阀体上颈部被冲坏? ?文9井（川西北） 井涌关环形防喷器后即组织压井，未换关闸板防喷器，造成环形防喷器胶芯刺坏而失控，后处理138天。
4.安装不符合标准? ?天东5井（川东） 放喷管线安装不符合标准，1#、3#放喷管出口因地形限制悬空长达 12m，高差1.25m，仅用两根Ф108mm铁管作支撑，下焊320mm2铁板作底盘，埋入1.3m×0.9m×0.65m的基墩坑内。H2S含量97.76g/m2。?日15：30井喷后，1#、3#放喷管线出口附近爆炸，1#闸门 处的90?弯管两端从法兰电焊处蹩脱。放喷管线炸成6节，最远的飞向井场右侧距井口91.3m，打死2人。? ? ? ?塘河1井（川南） 66年，因用旧钻杆作防管线，管线破裂着火。 西4井（川东）压井中因放喷管线未固定好，将出口端抬起，并向右侧位移7m,固定此管线的4#基墩坑地脚螺栓拉出一颗，5#基墩坑地脚螺栓全部拉出， 在5#基墩坑处管线右侧的斜坡上打倒一个老太婆（距管线出口19m），抢救无效死亡。该井管线固定不认真，基墩坑的深度、宽度以及水泥石子没有胶结在一块，地脚螺栓埋深不够，从5#基墩坑到管线出口 处的搅拌器长达19m悬空管线无任何固定致使开井时管线受压上抬，拉出地脚螺栓。? ? ? ?鹿3井（川南） 未装全封闸板，钻杆喷完后，也无法关井。 鹿7井（川南）下油管前，未换装27/8&闸板，井喷后无法关井，造成内外失控、着火，将钻杆盒内钻具、钻台设备烧毁，井架烧塌。灭火后，割油管接 箍和吊卡，使管串落井，完井。??丹（凤场）3井（川南）放喷管线下弯成90?，固定不牢。放喷时造成管口上抬，管线失去固 定，引起失火和人员伤亡。? ?纳6井（川南） 一条放喷管线中的法兰漏气，另一条因压力猛增，从90?转弯处蹩断 ，折断的放喷管线与井架相撞，产生火花引起着火。半小时后，井架烧塌、设备烧毁，仅剩两台钻井泵。? ?界14井（川西南） 放喷管线未按规定安装。只有一条可以放喷，关井超过试压值，未即时泄压，造成刺坏管子闸板失控。后采取提断钻具，关全封闸板的措施。5.其他? ? ? ? ?双9井（川东） 77年，井喷后20min未采取任何措施，3#柴油机排气管火花导致着火。 巴9井（川东）58年，因钻具喷出井外与井架相撞造成火花后着火。温泉4井（川东6020队） 设计井深4650m,Ф508mm套管下致井深20m，Ф339.7mm套管下致井深 238.99m，装环形防喷器、双闸板防喷器和双四通，试压12MPa。?发生事故井深1869.6m.? ? ? ? ? ? ? ?合4井（川南） 74年，雷击着火。陆参1井（滇黔桂钻井三公司45161队）设计井深1800m。 日16：00开钻，133/8&-304.9m。 6月1日13：00井涌，6月2日18：54爆炸着火。 1.井口用KPY23-350防喷器，试压12 MPa，30min压降0.5 MPa。此井 口在楚3井装过，在库内用21 MPa（液压）关（活动）防喷器，闸板 不动，后用30 MPa才将闸板推动；?2.井口试压未成，因闸板（单面用）装反了（连接为T型槽），后拆开装正试压方城； 3.防喷器为双闸板，但仅装了一个管子闸板；??4.没有安装防喷器控制装置，用手动关井。靠振动筛方向关到位，靠司钻台方因十字头销轴被扭断未关到位，造成井口失控。? ?5.放喷管线安装不符合要求。 6.为压井运输重晶石粉的东风车进入井场，尾管排出的火花点燃天然 气烧塌井架。? ? ?文13-73井（中原油田） 井控装置不符合技术要求，井口防喷器与地层压力不匹配。 因井架底座的限制，造成防喷管线不能呈直线通向井场外，而使用多个90?铸钢弯管，放喷时阻力大振动剧烈，加之与法兰连接处焊接质量差，造成管线蹩断，井口失控。?远程台控制房距井口太近，液控管线走向不对，也是造成井喷失控难以处理的原因之一。?由于法兰焊接处蹩断，两人被气流冲出2m多远，一人被打死。井内喷 出物打出火星，引起天然气爆炸着火，烧到井架、油罐爆炸，致使烧毁井场全部设备，经十余天抢险完备，直接经济损失共492.4万元。? ? ? ?卫146井（中原油田） 井控装置（1986年）仍装ΠΠM型； 在底法兰没上紧的情况下，就把防喷器装上了；在三开时防喷器不试压，放喷管线不固定，又没有接出井场，就仓促地开钻了。?该井井喷失控着火，直接经济损失327.3万元。? ? ? ? ?南7井（青海油田） 井控装置安装不符合规定： 震动筛一侧的放喷管线短，不能将喷出物放离出井场；放喷管线用水龙带代替；防喷器的升高短节使用133/8&套管原装公扣每两端法兰连接，中间采 用对焊制作。因丝扣与法兰盘连接不牢，最后从下法兰连接处将防器抬脱失控；?开放喷闸阀放喷，出口着火，火倒向泵房，使录井仪和泵房着火，后 火跟踪到井口，几分钟井架及提升系统倒在井口大门方向。?直接经济损失793.9万元。? ? ?轮南59井（新疆） 压力级别为70 MPa，未按规定试压； 井队对控制设备的管理重视不够，有侥幸心理。个别阀开 关困难。???玛4井（新疆）97年，割方钻杆着火。? ? ? ?迪那2井（新疆） 日开钻，日四开。 井口安装了20&×133/8&×95/8&×51/2&-70套管头及35-70防喷器组。日4：28，钻至4875.59m时发现溢流。22：10井口打平衡压力24 MPa，开旋塞失败，打30 MPa开旋塞成功。23：10，2台700型压裂 .车串联，采用密度为2.20g/cm3的钻井液正循环压井，压井排量为300～500L/min，立压控制在16～18 MPa，套压控制在33～36 MPa，注入?18m3后，液动节流阀损坏。23：20改用手动节流阀控制套压，继续节流 压井，压井排量为300～500L/min，注入3m3后，压裂车供浆软管憋脱。 23：25关井，立压为38 MPa，套压为41 MPa，重新连接供浆管线。23： 37开井，继续节流循环压井，压井排量为300～500L/min，立压控制在31 MPa，套压控制在38 MPa，注入3.6m3钻井液。23：45节流循环压井过程 中，发现套压由38 MPa迅速上升至55 MPa，准备开放喷闸门泄压，这时 听到手动节流阀一侧发出异声，当即决定撤离节流管汇处的人员时，?发现套压上升至66 MPa，随后手动节流阀一侧爆裂起火， 火舌长s40m，到监督房受阻后呈扇形漫延至钻台，宽 s25m。起火后井场发生十余次爆炸，人员全部撤离。4月30日2：00因火势漫延至钻台，绞车钢丝绳被烧断，大钩游车砸断压井管线，天然气从钻具内直喷着火。4：00井 架从半腰中烧倒，5：00开始清理现场。谢 谢！
钻井井喷案例 钻井井喷案例案例 1、川东钻探公司“12.23”特别重大井喷失控案例...井控装置失效案例 193页 1下载券 几起井控案例发生原因剖... 3页 1下载券...()34、在钻井现场,对井控装置的管理、维护、检查...起下钻过程 中发生溢流,钻台备用的内防喷工具失效...思维导图经典案例 Excel键盘快捷键 Photoshop的抠图技巧...钻井井控考试题(中级)_能源/化工_工程科技...。 33、溢流关井中,当液压失效后用手动锁紧装置关...六 案例分析 ( 10 分) 某井起钻铤时井喷失控着火...其关井最高压力不得超过井控 装置的额定工作压力,...8、液压失效后,用手动锁紧装置进行手动关井时,相...六 案例分析 ( 10 分) 5 井控考试试题 某井防...当液压失效后用手动关井前,相应远控台上的三位四通...井控装置的选用要考虑___ A 通径尺寸 B 组合形式...(6 项以上) 六 案例分析 ( 10 分) 某井在钻进...井喷事故及险情案例分析... 79页 免费井...钻井井控实施细则》规定:符合下述条件要对井控装置...关井套压上升到 22MPa 时环形防喷器失效,不得不...10、井控装置的安装包括:钻井井口装置、井控管汇、远程控制台、液气分离器的...职场生存攻略 思维导图经典案例 Excel键盘快捷键 Photoshop的抠图技巧分析...A 全套井控装置在井上安装好后 B 钻开油气层前 C 更换井控装置部件后 D ...六 案例分析 ( 10 分) 5 钻井井控考试试题 某井在正常钻进时出现井口泥浆返...A 确保关井后安全 B 液压失效后能手动关井并同时...A 钻机提升负荷 B 井控装置额定工作压力 C 套管抗...六、案例分析(10 分)丹 ABC 井一、基本情况 井型...井控装置由以下几 部分组成:1、钻井井口(又称防喷...最快时间启动关井程序,避免出现二次井控失败,酿成...典型案例的学习、培训,提高现场人员井控安 全意识、...
All rights reserved Powered by
copyright &copyright 。文档资料库内容来自网络，如有侵犯请联系客服。}