版大庆油田钻井井控实施细则.docx

1、版大庆油田钻井井控实施细则大庆油田钻井井控实施细则（征求意见稿）大庆油田有限责任公司2015年2月附件1 术语和定义52附件2 井口装置组合图53附件3 井控管汇组合形式、编号及开关状态57附件4 关井操作程序59附加5 钻井井控记录格式60第一章 总 则第一条 为了进一步规范大庆油田钻井井控工作，有效预防井喷、井喷失控和井喷着火事故的发生，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。第二条 本细则依据国家法律法规、规章制度，钻井井控技术规范等石油天然气行业相关标准，集团公司钻井井控实施细则编写指南等相关文件，结合大庆油田钻井井控实际编制。第三条 各相关单位要高度重视井控工

2、作，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本、积极井控”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则，严格细致，常抓不懈。第四条 井控工作包括井控设计、井控装置、钻井及完井井控作业、井控技术培训及井控管理等。大庆油田公司油气勘探开发与评价、钻井工程、安全环保、物资装备、生产运行和教育培训等井控工作部门，必须各司其职，齐抓共管。第五条 本细则适用于大庆油田及所属区域石油与天然气钻井井控管理。第二章 井控风险管理第六条 大庆油田公司开发部、勘探事业部、油藏评价部、天然气开发部和海塔指挥部是公司建设方主管部门。勘探事业部、海塔指挥部、采气分公司和采油厂是公司建设方业主单位。建设方

3、业主单位负责井控风险评估，组织钻井设计、生产运行、安全环保、物资装备、井控管理等相关单位，通过分析地面环境、地质情况、施工工艺等方面井控风险的严重程度，按照Q/SY1356风险评估规范进行风险评估，经建设方主管部门批准后实施。第七条 根据大庆油田地质特点、施工环境、施工工艺等因素，将油气井划分为三个井控风险类别：（一）类井1、以勘探、开发气藏为目的的井； 2、区域探井、风险探井； 3、以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能大于等于35MPa的井；4、地层油气中硫化氢、一氧化碳含量分别大于150mg/m3（100ppm）、375mg/m3(300ppm)的井；

4、5、发生过井喷、且含有毒有害气体的高危地区油水调开井；6、采用气体、欠平衡等特殊工艺施工的井。（二）类井1、位于浅气层或气顶区域内的油水调开井；2、松辽盆地北部的中浅层（泉二段以上层位）探井；3、地层压力系数大于1.70的调开井；4、浅气区、气顶气区域之外的高危地区油水调开井；5、地层油气中硫化氢、一氧化碳含量分别不小于15 mg/m3（10ppm）和37.5mg/m3(30ppm)的井；6、外围盆地的井。（三）类井类、类井规定以外的井。第八条 井控风险管理职责。井控实行公司级、专业公司级和基层队三级风险管理。（一）公司级管理职责大庆油田公司建设方主管部门、业主单位，大庆钻探工程公司、采油工程

5、研究院的管理职责有：1、负责贯彻执行各项井控技术标准和中国石油天然气集团公司的各项井控管理制度；2、负责制定和修订大庆油田钻井井控实施细则及井控管理制度，并监督实施；3、负责钻井设计的审核与批准；4、负责本单位（部门）施工井钻开油气层前的验收审批、现场检查的风险管理；5、负责本单位（部门）井控突发事件应急方案的制定、应急体系的建设和井喷应急抢险组织工作； 6、负责本单位（部门）井控工作的总结与考核，组织召开井控例会；7、业主单位负责提供满足井控安全作业、物资运输和井喷事故应急抢险作业需求的井场和道路条件。（二）专业公司管理职责大庆钻探工程公司所属的钻井公司、钻井工程技术研究院、测井公司、钻井生

6、产技术服务公司、地质录井公司，提供钻完井、测井、录井等现场作业的承包商（或项目部）以及提供现场服务的技术公司等专业化公司的管理职责有：1、负责贯彻执行钻井井控技术标准、中国石油天然气集团公司井控管理制度和大庆油田钻井井控实施细则；2、负责本单位（部门）井控风险识别和防控措施的组织实施；3、负责本单位（部门）井控工作现场管理以及重点井、关键环节、关键程序的驻井指导；4、负责本单位井控突发事件应急方案制定、应急体系建设和应急抢险工作的组织实施；5、负责本单位（部门）井控工作检查与问题的整改落实；6、负责本单位（部门）井控工作的总结和考核，组织召开井控例会。（三）基层队管理职责现场作业的钻井队、录井

7、队、井控装置服务队和提供技术服务队伍等基层队的管理职责有：1、负责钻井井控技术标准、井控管理规定、大庆油田钻井井控实施细则以及制度规范的具体实施；2、负责井控设计和井控措施的贯彻执行，确保井控风险全面受控；3、负责组织各班组的防喷演习，做到及时发现溢流、及时成功关井、及时准确汇报； 4、负责井控检查问题的落实整改，对井控工作进行总结考核；5、负责井控资料的填写与管理。第九条 井控风险消减与防控措施（一）钻井设计必须经过油田公司主管部门审核，油田公司主管领导批准。（二）各类井控风险井必须由集团公司认证的资质队伍施工。类、类风险井由乙级以上钻井资质队伍施工，类井由丙级以上资质队伍施工。使用低级资质

8、的施工队伍，由建设方业主单位组织对其设备和人员能力评估，并制订单井井控技术措施和应急处置预案，由业主单位井控负责人审批后方可开钻。（三）严格执行钻开油气层前的申报审批制度，严肃开钻前的检查验收，严格落实坐岗制度。（四）井控风险分级监管。类风险井建设方业主单位、钻探工程公司井控管理部门重点监管，钻井公司井控专职管理人员对关键程序、关键环节驻井指导监督；类风险井钻井公司井控管理部门重点监管，关键程序现场HSE旁站监督；类井现场HSE监督管理。（五）超规定作业由提出方编写施工作业设计，施工单位总工程师、业主主管领导审批，大庆油田公司主管领导批准后方可实施。第三章 井控设计第十条 地质设计中所提供的井

9、位应符合下列安全距离要求。（一）油气井井位安全距离要求：1、油气井井口距电压10kV及以上高压线、计量间、联合站、城市公路等地面永久设施不小于75m；2、油水开发井距楼区、民宅等居住区和学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所边缘不小于100m；3、油气井距铁路、高速公路，河流、水库等水体边缘不小于200m； 4、油气井油库、炸药库、易燃易爆物品存放点等高危场所边缘，探井、气井距楼区、民宅等居住区和学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所边缘不小于300m；5、含有毒有害气体的井距楼区、民宅等居住区和学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所边缘不小于500m。（二）油气井井口间距要求：1、油气井之间的井口

10、间距不小于5m；2、高压、高含硫油气井井口距其它井井口之间的距离大于钻进本井所用钻机的底座长度，且不小于8m。（三）若安全距离不能满足上述规定，按本细则第六条进行评估。第十一条 地质设计中应包括：（一）应对探井周围2km、气井周围1km、其它井500m范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察，对距井口50m以内的地下管网（油管线、水管线、气管线及电缆线等）、通讯线等进行勘查，并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚诸如煤矿等采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。（二）提供预测地层孔隙压力、地

11、层破裂压力、地层坍塌压力、地层岩性剖面数据、浅气层资料，浅部淡水层资料、油气水显示等资料。（三）在已注采开发区钻井，应提供500m范围内注水（聚合物、三元驱）、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据，设计相应的停注、泄压和停抽等钻关方案。（四）在可能含硫化氢、一氧化碳等有毒有害气体的地区钻井，应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。（五）依据本细则，确定风险类别并在地质设计中注明。第十二条 工程设计应提供邻井、邻构造油气水显示及井涌、井喷、井漏等复杂情况提示。第十三条 钻井液密度设计以各裸眼井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值。（一）油、水井为0.0

12、5g/cm30.10g/cm3或增加井底压差1.5 MPa3.5MPa。（二）气井为0.07g/cm30.15g/cm3或增加井底压差3.0 MPa5.0MPa。（三）煤层气井为0.02g/cm30.15g/cm3。具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑地层孔隙压力预测精度、预测油气水层的产能、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢的含量、地应力和地层破裂压力、井控装置配套等因素。含硫化氢等有毒有害气体的油气层钻井液密度设计，其安全附加值或安全附加压力值应取最大值。第十四条 加重材料和钻井液储备要求（一）类井：设计井深小于等于1500m储备加重材料20t；1500m3000m储备加重

13、材料40t；大于3000m储备加重材料60t，同时现场储备高于设计最大钻井液密度0.2g/cm3以上钻井液50m3。（二）类井：设计井深小于等于1500m储备加重材料20t，其它储备加重材料30t。（三）类井：在施工区块集中储备加重材料不少于50t。（四）依据运输距离和油气井风险程度增加加重材料储备。（五）应急抢险钻井液储备库集中储备密度1.80g/cm3以上钻井液不少于300m3，加重材料不少于500t。第十五条 工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要，设计合理的井身结构和套管程序，并满足如下要求：（一）同一裸眼井段中有两个压力梯度差超过0.3MPa/1

14、00m的油气水层，应设计技术套管或采取其它有效措施。（二）深层天然气探井、复杂工艺井、区域探井的井身结构应充分估计不可预测因素，留有一层备用套管。套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井通道之间距离不少于100m。表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上。（四）表层套管下入深度应封固浅水层、疏松地层，套管鞋进入泥岩段或稳固岩层10m以上，固井水泥返至地面。（五）技术套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足封固复杂井段、固井工艺、井控安全以及下一步钻井中应对地层不同流体的需

15、求，水泥应返至套管中性（和）点以上300m，高含硫、高压油气井技术套管水泥返至上一级套管内或地面。（六）油层套管材质、强度、扣型、管串结构设计（包括钢级、壁厚以及扶正器等附件）应满足固井、完井、井下作业及油气生产的需求，水泥应返至技术套管内或油、气、水层以上300m。高含硫油气井油（气）层套管和固井水泥应具有抗酸性气体腐蚀能力，应采用相应工艺措施使固井水泥返到上一级套管内或地面，且其形成的水泥环顶面应高出已经被技术套管封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层以及全角变化率超出设计要求的井段以上100m。第十六条 钻井应安装防喷器或防喷导流器，并按井控装置配套要求进行设计。第十七条 井控装置配套标准（一）

16、防喷器压力等级应与相应裸眼井段最高地层孔隙压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度80%、地层流体性质、井控风险程度等因素，根据不同井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。1、选用7MPa的防喷导流器组合有一种形式供选择，见图2-1；2、选用14MPa的防喷器组合有三种形式供选择，见图2-2图2-4；3、选用21MPa的防喷器组合有四种形式供选择，见图2-5图2-8；4、选用35MPa的防喷器组合有四种形式供选择，见图2-9图2-12；5、选用70MPa、105MPa或140MPa的防喷器组合有二种形式供选择，见图2-13图2-14。（二）节流压井管汇的压力级别和组合形式应与闸板防喷

17、器压力级别相匹配，节流压井管汇组合形式及闸阀开关状态见图3-1图3-5。（三）防喷器远程控制台的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。三位四通换向阀宜有一个备用。选择70MPa、105MPa防喷器的井应配置司钻控制台和节流管汇控制箱。（四）高含硫油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程，应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压力等级和通径一致。（五）有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合SY/T5087含硫油气井安全钻井推荐作法、SY/T6616含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范中的相应规定。（六）套管头压力等级原则

18、上应与相应裸眼井段最高地层孔隙压力相匹配。钻井工程设计中应明确套管头的型号、压力等级、连接方式、悬挂器类型、组合形式、占位承压件和材料级别等。开钻后原则上不得对套管头进行变更，如有变更，应执行设计变更程序。（七）风险探井、区域探井、高压气井和气油比高于1000的井，配备除气器和液气分离器。（八）环形防喷器压力等级可比闸板防喷器低一个压力等级使用。（九）井控装置可高于设计压力等级使用。（十）选用压力等级35MPa的套管头应修建圆井。第十八条 工程设计应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，提出相应的安装、试压要求。第十九条 钻具内防喷工具包括旋塞阀、钻具止回阀和防喷钻杆（防喷立柱），其压力级

19、别与闸板防喷器相一致，并按以下要求配备。（一）类井：方钻杆上、下旋塞阀，备用旋塞阀，钻具止回阀，防喷钻杆；使用顶驱的井，备用钻具止回阀，防喷立柱。（二）类井：方钻杆下旋塞阀，备用旋塞阀，防喷钻杆。（三）类井：备用旋塞阀，防喷钻杆。（四）使用复合钻具时，应配齐与钻杆相匹配的备用旋塞阀。第二十条 工程设计井控技术要求应含有地层孔隙压力监测、破裂压力试验、低泵速试验及本细则中未涵盖的特殊技术要求等内容。第二十一条 钻井设计应明确完井井口要求和防护方式，并给出完井井口装置示意图。第二十二条 钻井设计至少应有设计单位审核人、设计单位负责人、油田主管部门审核人、油田公司批准人四级审核审批。设计变更时，执行

20、钻井设计的审批程序。第四章 井控装置的安装、试压、使用和管理第二十三条 钻井井口装置安装要求（一）钻井井口装置包括防喷器及控制装置、钻井四通、套管头等。（二）二次及以后各次开钻钻井四通出口高度一致，完井后法兰顶面高出地面50mm300mm。（三）防喷器组固定钢丝绳直径不小于16mm，用正反螺栓四角绷紧，不得妨碍液控管线装卸、四通两侧闸阀开关的操作。（四）防喷器与防溢管连接处应采用密封垫环或专用橡胶圈，35MPa及其以上压力级别防喷器，不用螺孔用丝堵堵住。（五）防喷器上部应安装挡泥伞，保证防喷器及四通两侧闸阀清洁。（六）防喷器连接螺栓应使用专用螺栓，螺栓齐全，两端余扣宜一致。（七）手动锁紧装置防

21、喷器应装齐手动操作杆，并满足如下要求。1、手动操作杆手轮宜在井架底座外，靠手轮端闭环支撑牢固，操作杆移动和手轮转动灵活、无阻碍；2、手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30；3、手动操作杆标识牌应标明开关方向、到位的圈数和闸板类型；4、手动操作杆宜配置开关圈数计数装置；5、手动操作杆离地面高度超过1.6m应安装方便2人站立作业的手轮操作台。（八）双闸板防喷器采用上全封闸板、下半封闸板；使用复合钻具时，应配齐相应数量闸板防喷器，小尺寸钻具闸板总成应安装在下面；剪切闸板安装在全封闸板位置。（九）防喷器控制装置安装要求1、远程控制台安装在面对井架大门左侧，距井口不少于25m（因场地区域制约的类调开井和

22、类井距井口不少于15m），并保持2m宽的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；2、电源应从发电房或配电板总开关处用专线直接引出，采用单独开关控制并标识；3、司钻控制台和远程控制台气源应从气瓶排水分配器上分开连接，单独控制，气源管线通径不低于设备标准配置通径，严禁强行弯曲和压折气管束，气水分离器与油雾器应垂直地面安装；4、远程控制台液压油满足季节使用要求。待命工况，液压油油面不低于油箱高度二分之一。液控管线备用接口用钢质承压堵头封堵，不得遮盖液压管线接头；5、远程控制台环型防喷器控制手柄位置处在中位，其它各控制手柄应处在工作位置，全封闸板操作手柄安装防护罩，剪切闸板操作手柄安装限位

23、装置；6、液压管线与防喷器、液动放喷闸阀连接处应使用90或125弯头。管排架未使用的备用管接头要采取防护措施；7、司钻控制台安装在钻台便于司钻操作的位置，并固定牢固；司钻控制台全封安装限位装置，不安装剪切闸板控制手柄。（十）四通的配置及安装、套管头的配置及安装应符合SY/T 5964钻井井控装置组合配套、安装调试与维护中的相应规定。简易套管头顶面宜用法兰式连接，并配齐配全阀门。第二十四条 井控管汇的安装要求 （一）井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管汇和放喷管线等。 （二）井控管汇禁止现场焊接。 （三）防喷管汇安装要求 1、防喷管汇应采用法兰连接（类井卡箍连接），通径不小于78mm，长度超过

24、7m应固定； 2、设计安装21MPa压力等级防喷器的井，放喷通道受场地制约时，防喷管线可使用不低于防喷器同等压力等级的高压耐火软管线。管线转弯角度大于1200，两端固定安全链，管线中部采用基墩固定牢靠； （四）节流管汇、压井管汇安装要求 1、21MPa压井管汇单流阀外端应连接52mm外螺纹油壬，35MPa压井管汇单流阀外端应分别连接52mm外螺纹油壬和通径不小于55mm的压井管线，并与钻井泵管汇闸阀组连接，压井管线每隔1015m及转弯处两端采用预制基墩固定； 2、节流管汇、压井管汇应同时安装高、低量程抗震压力表，且压力表下端有截止阀，低量程压力表截止阀处于常关状态； 3、节流管汇和压井管汇应采

25、用升降底座调节高度，不得垫方； 4、节流控制箱安装在钻台上靠立管一侧便于观察节流管汇和液气分离器的位置，立压、套压传感器应垂直地面安装。气源压力0.650.80MPa，油压23MPa，阀位开启度为1/31/2；待命状态时，液压油油面不低于油位显示计的1/3位置。 （五）放喷管线安装要求1、放喷管线通径不小于78mm，不允许现场焊接；2、气井采用法兰钢圈连接的专用放喷管线。其他井可采用127mm钻杆做为放喷管线，外螺纹朝向出口方向，连接无余扣；3、设计防喷器压力等级为21MPa的井和35MPa的油水井，接一条放喷管线，出口距井口不少于50m（7MPa防喷导流器的井不少于30m），预留抢接副放喷管

26、线的通道；设计防喷器压力等级为35MPa气井、70MPa以上的井、气油比大于1000的井接两条放喷管线，出口距井口不少于75m；4、放喷管线布局要考虑居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况，出口距危险和易损害设施不小于50m；5、放喷管线应平直引出，如因安装条件限制需要转弯，转弯处应使用角度大于120的铸（锻）钢弯头；6、放喷管线不允许埋入地下，行车处应有过桥，过桥下的管线应无法兰（螺纹）。若跨越15m宽以上的河沟、水塘、排污坑等障碍，应架设金属支撑；7、放喷管线每隔1015m及转弯处两端采用预制基墩或地锚固定，距放喷口0.52.0m处用双基墩或双地锚固定。预制基墩或地锚固定螺栓直径不小

27、于20mm，螺栓在地锚内的预埋长度大于0.5m，基墩钢板厚度不小于5mm，预制基墩整体重量不小于200kg；固定压板宽度不小于50mm，厚度不小于10mm；8、类井距放喷管线出口10 m 15m处设挡墙，挡墙宽度不少于5m，高度不少于1.5m；主放喷管线出口具备安全环保排污条件。（六）钻井液回收管线安装要求1、节流管汇应安装钻井液回收管线。2、钻井液回收管线可采用通径不小于78mm的高压耐火软管，管线中部采用基墩固定，两端采用安全链防护，出口处使用1200的铸（锻）钢弯头；21MPa节流管汇钻井液回收管线通径不小于55mm；3、钻井液回收管线接至除气器进液管前或同一罐内，出口伸入罐内长度不小于

28、0.2m并固定牢固。第二十五条 钻具内防喷工具（一）备用内防喷工具应安装好抢接工具，摆放在钻台上便于取用位置，旋塞阀扳手应与备用旋塞阀相匹配并拴好保险绳；钻具止回阀应有顶开装置；钻台上备有相应转换接头并标注螺纹类型。（二）防喷钻杆内螺纹端接旋塞阀并按规定扭矩紧扣，外螺纹上好螺纹保护器。钻台高度大于9m的钻机，防喷钻杆长度不小于12m；防喷钻杆使用空心提环。（三）钻铤提升短节应使用NC50螺纹扣。（四）使用顶驱时，防喷立柱旋塞阀应接在上单根的下端接并按规定扭矩紧扣。（五）备用旋塞阀、钻具止回阀、防喷钻杆，外表涂红漆标识，红漆不得遮盖旋塞阀开关标识。 （六）类井应在钻具上加装近钻头钻具止回阀，但堵

29、漏、下尾管前的称重、处理卡钻事故中的爆炸松扣、穿心打捞测井电缆及仪器、外输测井等钻具组合除外。第二十六条 井控监测仪器及井控辅助装置（1）钻井液循环罐、配液罐应安装直读式容积计量标尺。（2）安装液面监测报警装置，报警值设置不宜超过1方。（3）类井应配备专用灌浆罐，并按设计安装相关监测仪器。（四）应使用保持式（两位开关）喇叭发报警信号。（五）液气分离器安装要求1、液气分离器主体安装在节流管汇外侧距井口1114m的平整地面或专用基础上，用16mm钢丝绳和花篮螺栓三角或四角固定；2、进液管线应使用金属管线，钢圈法兰连接，通径不小于78mm。转弯处使用铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通，转弯处固定牢

30、固，不允许现场焊接；3、排液管线安装要求（1）排液管线使用金属管线，法兰连接，通径不小于液气分离器排液口通径，出口接至振动筛前钻井液分配槽液面以上；（2）排液管线“U”形管底部固定，在管线低点位置安装排污闸阀；（3）排液管线出口位置确保罐内液面控制在罐体高度的1/4-1/3处，排液管线出口和进口高度差不小于0.3m；（4）在排液管线靠近出口处安装试压蝶阀。4、排气管线安装要求（1）排气管线采用金属管线，法兰连接；通径不小于液气分离器排气出口通径；（2）排气管线应沿主放喷管线方向接出距井口不小于50m，含硫油气井不小于75m，出口距危险和易损害设施不小于50m；（3）排气管线低点位置应安装排污闸

31、门；（4）排气管线转弯处角度不小于90，每隔1015m、转弯处、出口处用基墩固定；（5）防回火装置应距安装在出口10m内的位置，下游安装试压蝶阀；（6）出口处设置高度不小于3m的直立火炬，用两道不小于13mm钢丝绳固定。火炬口安装自动远程点火装置和人工点火装置；（7）排气管线上流量计、气体取样口下端应安装截止阀。5、排污管线采用蝶阀控制，出口引至排污池；6、安全阀出口指向排污坑或主放喷出口一侧，出口不应连接管线；7、液气分离器上垂直于地面安装量程为04MPa抗震压力表，压力表表盘方向应与井架正面一致，压力表前安装截止阀，截止阀处于开位。(六) 除气器进液管线和排液管线分处不同罐内（不同隔舱）。排气管线应接出罐区，且出口距离除气器大于15m。第二十七条 井控装置试压要求（一）井控车间试压1、控制装置使用液压油试压，其余装置使用清水试压。冬季使用防冻介质试压；2、环形防喷器（封试压芯轴）、闸板防喷器、防喷导流器、压井管汇、闸阀、