SYT5964钻井井控装置组合配套安装调试与维护.docx

1、SYT5964钻井井控装置组合配套安装调试与维护SY中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5964-2006 代替 SY/T 5964-2003 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。2 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

2、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/T 5053.1 地面防喷器及控制装置 防喷器SY/T 5053.2 地面防喷器及控制装置 控制装置SY/T 5127 井口装置和采油树规范SY/T 5215 钻具止回阀SY/T 5323 节流和压井系统SY/T 5525 旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀SY/T 6160 液压防喷器的检查与修理NACE MR 0175 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

3、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/T 5127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

4、见附录C。3.3 防喷器组3.3.1 防喷器组的一般要求。3.3.1.1 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。3.3.1.2 配置的液压防喷器和钻井四通应符合SY/T 5053.1的规定。3.3.2 防喷器组的组合要求。3.3.2.1 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/T 5127的规定。3.3.2.2 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。3.3.2.3 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。

5、3.3.2.4 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。3.3.2.5 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。3.3.2.6 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NACE MR0175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。3.3.2.7 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

6、或更高。3.3.2.8 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。3.3.2.9 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，MPa14213570105套管外径，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

7、）-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3.3.3.1 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。3.3.3.2 防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。3.3.3.3 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

8、线上将防喷器组绷紧固定。3.3.3.4 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

9、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

10、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3.5.1.1 井控管汇包括防喷管汇、节流管汇、压井管汇和

11、放喷管线等。3.5.1.2 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。3.5.1.3 井控管汇所配置的闸阀应符合SY/T 5127的规定。3.5.2 防喷管汇3.5.2.1 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。3.5.2.2 采用单四通的防喷管汇包括：a) 1号、4

12、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。3.5.2.3 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。 3.5.2.4 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。3.5.2.5 防喷管汇上的液动闸阀,由防喷器控制装置控制。3.5.2.6 采用双钻井四通连接时，应考虑上、下防喷管线能从钻机底

13、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。3.5.2.7 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。3.5.2.8 防喷管线长度若超过7m应打固定牢固。3.5.2.9 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。3.5.3.1 配置的节流管汇和压井管汇应符合SY/T 5323的规定。3.5.3.2 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

14、形式相匹配，并按图7图10的组合形式进行选择。3.5.3.3 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。3.5.3.4 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。3.5.3.5 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。3.5.3.6 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。3.5.3.7 供给控制台的气源管线应

15、用专门的闸阀控制，所有液气管线应用快速接头连接。3.5.3.8 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3.5.4.1 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。3.5.4.2 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。3.5.4.3 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

16、墩与地腿螺栓或地锚固定。防喷管线悬空处要支撑牢固。3.5.4.4 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。3.5.4.5 水泥基墩的长宽深的尺寸为0.8m0.8m1.0m，遇地表松软时，基础坑体积应大于1.2m3。3.5.4.6 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3.6.1 其他井控装置一般要求3.6.1.1 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。3.6.1.2 其他井控装置宜根据各油田的

17、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3.6.2.1 方钻杆旋塞阀应符合SY/T 5525的规定。3.6.2.2 钻具止回阀应符合SY/T 5215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。3.6.2.3 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

18、钻具组合，应安装在距钻具止回阀30m50m处。c) 水平井、大斜度井，应安装在井斜5070井段的钻具中。3.6.3 钻井液池液面检测仪3.6.3.1 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。3.6.3.2 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3.6.4.1 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。3.6.4.2 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

19、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3.6.5.1 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。3.6.5.2 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。3.6.5.3 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。3.6.5.4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。3.6.5.5 钻井液除气器安装在

20、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

21、储能器充氮气压力7MPa0.7MPa,气源压力0.65MPa0.80MPa，电源电压380V19V。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7MPa0.7MPa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

22、动停泵，并在系统压力降至18.5MPa0.3MPa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。4.1.1

23、2 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.

24、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0.350.051.00.05溢流阀1.23.54.2.5 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

25、.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1.4MPa2.1MPa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1.4MPa2.1MPa的低压试验。试验要求应符合SY/T 5053.1，SY/T 5127，SY/T 5215，SY/T 5323，SY/T 5525等的有关规定。4.3.2 在钻井现场安装好后，井口装置应作1.4MPa2.1MPa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

26、、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

27、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

28、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/T 6160的规定。5.2.4 其他井控装置的检查与修理宜按SY/T 6160和SY/T 5127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

29、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

30、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

31、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.2.1A.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。