钻井井控装置的安装试压和使用.docx

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钻井井控装置的安装试压和使用

钻井井控装置的安装试压和使用

第十九条井控装置的安装

（一）井口装置

1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。

其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。

2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。

用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。

3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。

手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。

4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。

5.远程控制台

（1）安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。

（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。

（3）总气源应与司钻控制台气源分开连接，并配置气源排水分离器，不应强行弯曲和压折气管束，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。

（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。

（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。

气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。

（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。

（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。

控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。

（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。

（9）控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。

（10）远程控制台液压管线备用接口应使用金属堵头封堵，管排架液压管线备用接口应戴上保护盖。

6.司钻控制台应安装在司钻操作台附近，司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。

7.司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差小于0.6MPa、管汇压力及环形压力误差小于0.3MPa。

8.套管头的安装应符合SY/T6789《套管头使用规范》中的相应规定。

（二）井控管汇

1.防喷管线安装

防喷管线应使用专用管线并采用标准螺纹法兰连接，压力等级与防喷器压力等级相匹配，长度超过7m应固定牢靠。

须家河及以上地层为目的层、地层压力低于35MPa、不含硫化氢的丛式井组，可使用与防喷器压力等级相匹配的耐火软管线，长度超过7m应加以固定。

2.放喷管线安装

（1）放喷管线的安装、固定、试压应在钻开设计提示的第一个油气显示层前完成。

（2）管线至少应接两条，高含硫井、区域探井和预计高产井应安装双四通和四条放喷管线。

（3）放喷管线一般情况下向井场两侧引出，如因地形限制需转弯时，应使用夹角不小于120°的铸（锻）钢弯头，同时布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。

（4）放喷管线低洼处应安装排污阀，排污阀的压力等级与放喷管线的额定压力等级一致。

（5）管线应使用标准螺纹法兰连接的专用管线，不应现场焊接，其通径不小于78mm。

（6）管线连接法兰应露出地面，管线车辆跨越处应装过桥盖板。

（7）管线出口应接至距井口75m以上的安全地带，相距各种设施不小于50m；含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口100m以上的安全地带。

（8）放喷管线出口采用双压板固定，同时应安装燃烧筒，燃烧筒法兰距最后一个固定压板不超过1m，燃烧筒出口应居中正对挡火墙主墙，连接燃烧筒的法兰盘进入燃烧池不超过1m。

（9）管线每隔10m～15m、转弯处两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加压板固定，两条管线走向一致时，应保持间距大于0.3m，并分别固定；管线悬空跨度超过10m时，中间应支撑固定，其悬空两端也应在地面固定。

（10）水泥基墩坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3。

（11）地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m，不允许对焊；固定压板宽度不小于60mm、厚度不小于8mm。

3.钻井液回收管线使用专用管线，其通径不小于78mm，出口应固定牢靠，转弯处应使用夹角不小于120°的铸（锻）钢弯头。

4.节流、压井管汇上安装高、低量程压力表，压力表下端装缓冲器和截止阀；低量程压力表量程为16MPa，其下端所装截止阀处于常关状态，高量程压力表下端所装截止阀处于常开状态。

压井管汇在朝向前场方向安装油管短节，其基坑便于压井管线的连接。

反压井管线应固定牢靠，管线应采用内通径不小于50mm的硬管线。

5.四通两翼应至少各装两个闸阀，一个闸阀紧靠四通，另一个闸阀应接出井架底座以外。

6.井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指示器的平板阀。

7.所有井控管汇闸阀应挂牌编号，并标明其开、关状态，正常情况下各闸阀的开关状态见附录B中图B.6、图B.7、图B.8、图B.9。

8.节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧，阀位开度3/8～1/2，气源压力0.65MPa～1.00MPa。

9.应在节流管汇处放置关井压力提示牌（关井压力提示牌格式见附录C），同时将关井压力提示牌内容打印张贴在节流控制箱箱盖内壁。

（三）钻具内防喷工具

1.钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。

2.旋塞阀

油气层中钻进，应装方钻杆或顶驱旋塞阀，旋塞阀通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。

3.钻具止回阀

（1）油气层钻井作业中，应在钻柱下部安装钻具止回阀。

下列情况除外：

a.堵漏钻具组合。

b.下尾管前的称重钻具组合。

c.处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。

d.穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。

e.传输测井钻具组合。

（2）钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻具外径、强度相匹配。

（3）钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原则，主要有以下作法：

a.常规钻进、通井等钻具组合，止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间。

b.带井底动力钻具的钻具组合，止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间。

c.在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具，止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。

（4）钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀，并配备抢装止回阀的专用工具，放于方便取用处。

4.防喷钻杆

（1）在大门坡道上准备相应的防喷单根，其上端接旋塞阀（处于常开状态）。

（2）顶驱作业可准备防喷立柱，放于便于取用处，旋塞阀（常开）可接在中单根上端或下端。

（3）使用复合钻具时，按小尺寸钻杆准备防喷单根。

（4）整体式钻铤提升短节可以入井，其上端母扣应与钻杆扣一致。

（四）钻杆挂

区域预探井、高含硫井、预计高产井、复杂井应配备能与井内钻具相连接且与特殊四通相匹配的钻杆挂。

（五）旁通阀

1.油气层钻井作业中，存在井漏风险的井应安装旁通阀。

2.宜安装在靠近钻头处。

（六）液面监测报警装置

1.钻井液循环罐和处理剂胶液罐都应安装液面直读装置。

2.钻井液循环罐应配备液面监测报警仪。

（七）液气分离器和除气器

1.气井及气油比高的油井应配备液气分离器和除气器。

2.液气分离器排气管线出口应接至距井口50m以远有点火条件的安全地带，出口端应安装防回火装置；进液管线通径不小于78mm，可使用35MPa的软管连接；分离器应定期检验。

3.除气器的排气管应接出罐区，出口距离除气器15m以远，并保持排气管畅通。

（八）储备罐回收和放出管线应独立分开。

加重系统的双机双漏斗能分开单独运行。

第二十条井控装置和套管柱试压

（一）试压介质

防喷器控制系统试压介质为所用液压油，井控装置试压介质为清水，套管柱试压介质为钻井液。

（二）试压值

1.井控装置

（1）所有井控装置应在有资质单位按额定工作压力试压，闸板防喷器还应做1.4MPa～2.1MPa低压密封试验，出具试压合格证，随设备送井，井控装置检测试压日期与送井使用日期超过半年应重新检测试压合格后送井。

井口装置、防喷管线及内控闸阀每半年应检测合格方可使用；防喷器控制装置、液气分离器、节流管汇、压井管汇应每年检测。

（2）井控装置安装后试压。

大于339.7mm的表层套管固井后，试压3MPa～8MPa；其余表层套管固井后，按套管柱最小抗内压强度的80%和井口装置额定工作压力两者中的最小值试压；技术套管和油层套管固井后，在不超过套管柱最小抗内压强度的80%前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的70%，闸板防喷器、剪切闸板防喷器、压井管汇和防喷管线试额定工作压力，节流管汇按零部件额定工作压力分级试压。

（3）放喷管线试压10MPa。

（4）井口装置试压时，应对反压井管线、水龙带及立管按三者中最小额定压力的70%进行试压。

2.套管柱

（1）大于339.7mm的表层套管在评价固井质量后，试压3MPa～8MPa。

（2）其余尺寸表层套管在评价固井质量后，按套管柱最小抗内压强度的80%和井口装置额定工作压力两者中的最小值试压。

（3）技术套管柱、油层套管柱试压

a.注水泥替浆碰压后立即对套管柱试压25MPa，但不大于套管柱最小抗内压强度的80%、套管柱剩余抗拉强度的60%二者中的最小值，若最小值小于25MPa则按其下b的要求试压。

b.对于尾管固井后无上/下水泥塞，注水泥替浆未碰压或试压不合格的井，应在固井质量评价后对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80%试压，但试压值不大于25MPa。

（4）尾管固井后需继续钻进的套管柱试压

a.探至上塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的70％试压。

b.钻塞至喇叭口后，对喇叭口封固质量检验试压10MPa～15MPa，但不大于套管柱最小抗内压强度的70%。

c.探钻下塞至要求井深并电测固井质量后，在井内为下开钻井液情况下对全井套管柱对套管柱按套管柱最小抗内压强度的70％试压。

（5）需继续钻进的回接套管柱试压

a.探至水泥塞后，在井内为下开钻井液情况下对套管柱按套管柱最小抗内压强度的80％试压。

b.钻塞完后，在井内为下开钻井液情况下对回接筒处按套管柱最小抗内压强度的80％试压。

3.钻开油气层前50m～100m及钻井作业过程中每30天，应在不超过套管柱最小抗内压强度的80%前提下，用提拉式堵塞器对井口附近套管柱（30～50m）试压30MPa，同时用试压塞对防喷器组及节流压井管汇按上述1中相应要求进行试压。

4.更换井控装置部件、换装套管闸板后，应按上述1中相应要求重新试压。

5.防喷器控制装置在现场安装好后按21MPa做一次可靠性试压。

（三）试压要求

1.井控装置试压稳压时间不少于30min，内防喷工具试压稳压时间不少于5min，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。

低压密封试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。

试压后应对所有连接螺栓进行检查。

2.套管柱试压时，固井碰压试压稳压时间不少于10min，无压降为合格；固井后试压稳压时间不少于30min，压降不超过0.7MPa为合格。

3.要求进行低压试验的，宜先试高压再试低压。

4.采油（气）井口装置在送井前和上井安装后，试压稳压时间不少于30min，允许压降不大于0.5MPa，密封部位无渗漏为合格。

5.完整记录每次试压资料。

现场试压记录应由钻井队队长（或技术负责人）、安全监督和钻井监督三方签字。

第二十一条井控装置使用

（一）发现溢流后关井，应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器