钻井井控实施细则正式版.docx

钻井井控实施细则正式版.docx

《钻井井控实施细则正式版.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《钻井井控实施细则正式版.docx（109页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

钻井井控实施细则正式版

新疆油田钻井井控实施细则

（2017版）

新疆油田公司

2017年2月

第一章总则

第二章井控设计

第三章井控装置的安装、试压、使用和管理

第四章钻开油气层前的准备和检查验收

第五章油气层钻井过程中的井控作业

第六章防火、防爆、防硫化氢措施和井喷失控的处理

第七章井控技术培训

第八章井控管理

第九章附则

1.钻井井控风险分级

2.“三高”油气井定义

3.关井操作程序

4.带顶驱钻机关井操作程序

5.溢流井喷（演习）时各岗位人员职责和关井程序

6．用剪切闸板剪断井内钻杆控制井口的操作程序

7.防喷演习记录表格式

8.坐岗记录表格式

9.低泵冲试验表格式

10.油气上窜速度表格式及计算公式

11.关井提示牌格式

12.钻开油气层检查验收证书格式

13.钻井队井控资料目录

14.集团公司钻井井喷失控事故信息收集表

第一章总则

第一条为贯彻《中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定》和行业标准，规范新疆油田井控工作，预防井喷、井喷失控、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，制定本细则。

第二条各单位应认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，树立“以人为本”的理念，坚持“井控、环保，联防联治”的原则。

第三条井控工作是一项系统工程，涉及到建设方、承包方的勘探开发、钻井工程、质量安全环保、物资装备和教育培训等部门，必须各司其职、齐抓共管。

第四条井控工作包括井控设计、井控装备、钻井及完井过程中的井控作业、井控技术培训以及井控管理等。

第五条油气井都应安装防喷器，在新疆油田进行钻井作业的所有单位都应执行此细则。

本细则也适用于套管内侧钻和加深钻井作业。

第六条欠平衡钻井作业中的井控技术和管理，执行《中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见》、《欠平衡钻井技术规范》和本细则。

第二章井控设计

第七条地质、工程设计部门要按照本细则进行井控设计。

更改设计时，应按设计审批程序经批准后实施。

第八条地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件：

井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m；距民宅不小于100m；距铁路、高速公路不小于200m；距学校、医院、油库、河流、水库（井深大于800m的井，距水库堤坝应不小于1200m）、人口密集（同一时间内聚集人数超过50人的公共活动场所的建筑）及高危场所等不小于500m。

若安全距离不能满足上述要求，由油田公司工程技术处组织建设方进行安全与环境评估，经油田公司井控办主任（原为主管领导）批准后，按评估意见处置。

稠油井的安全距离执行GB50183-2004《原油和天然气工程设计防火规范》中的相关规定。

第九条建设方在定井位时，应对探井周围3km，新区开发井周围2km，其它井周围1km的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线、公路（国道、省道）、铁路、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查，对距井口60m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坑道的分布、走向、长度和距地表深度；江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。

第十条地质设计书应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况，提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面（新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据，裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线，但应提供邻近已钻井地层承压检验资料）、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。

区域探井和重点探井设计时应安排地震测井（VSP）。

第十一条在开发调整区钻井，地质设计书中（地质方案编制部门）应提供300～500m范围内（具体距离范围由开发处评估后决定），注水、注汽（气）井分布及注水、注汽（气）情况，提供分层动态压力数据。

开钻前由勘探、开发项目经理部（建设方）地质监督或受委托的相关单位地质员，对相应的停注、泄压等措施进行检查（检查结果记录在井队井控专用本上）落实，直到相应层位套管固井候凝完为止。

第十二条在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井，地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测，在工程设计中明确应采取的相应安全和技术措施。

第十三条工程设计应根据地质设计提供的资料进行钻井液设计，钻井液密度以各裸眼井段中的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）油井、水井为0.05～0.10g/cm3或增加井底压差1.5～3.5MPa；

（二）气井为0.07～0.15g/cm3或增加井底压差3.0～5.0MPa。

对于已有钻井资料的高压低渗油气井，其钻井液密度的选择，也可以参考已钻邻井的实际钻井液密度值。

具体选择安全附加值时，应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度及预测油气水层的产能、地层油气中硫化氢含量、地应力和地层破裂压力、井控装备配套等因素。

含硫化氢等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。

井深≤500m的井及气油比≥300的油井，执行气井附加值。

第十四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）探井、超深井、复杂井的井身结构应充分考虑不可预测因素，宜留有一层备用套管；

（二）在井身结构设计中，同一裸眼井段中最大与最小地层孔隙压力当量密度差值不宜大于0.5g/cm3，地层孔隙压力与漏失压力当量密度差值不应大于0.4g/cm3；

（三）在地下矿产采掘区钻井，井筒与采掘坑道、矿井坑道之间的距离不少于100m，套管下深应封住开采层并超过开采段底界100m；

（四）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；

（五）高含硫井、高压井的技术套管水泥宜返至上一级套管内或地面；

（六）含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压（预计井口压力大于35MPa的井）气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，水泥宜返到地面。

其他井的油层套管水泥应返至技术套管内或油、气层以上300m；

（七）对于含硫化氢、二氧化碳的油气井，应由工程技术处组织安全评估后实施；

（八）依据SY/T5731-2012《套管柱井口悬挂载荷计算方法》确定合理的悬挂载荷。

第十五条探井每层套管固井开钻后，按SY/T5623-2009《地层压力预（监）测方法》实测地层破裂（漏失）压力，实测地层破裂（漏失）压力适用于砂泥岩为主的地层，对于脆性地层只做承压试验。

在钻穿套管鞋以下第一个砂层进行破裂压力试验，新井眼长度不宜超过100m。

试验压力应低于井口承压设备中的最小额定工作压力，应同时低于套管最小抗内压强度的80％；或当试验井底压力当量密度达到下部设计最高钻井液密度附加0.3g/cm3时，应终止试验。

在实测井口压力时应考虑，使试验压力（井口压力）+套管内、外压差（套管外压力按固井前使用的泥浆密度计算）≤套管最小抗内压强度的80％。

开发井由开发公司（建设方）根据井况以及已获得的邻井地层破裂压力数据情况，决定是否需测定地层破裂压力。

如果同一构造的邻井已取得同地层、相近井深的地层破裂压力数据，则可以不做地层破裂压力试验。

用泵车或专用试压泵（电动钻机用钻井液泵）测定地层破裂压力试验。

第十六条井控装置的配套标准：

（一）防喷器压力等级的选用，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素，并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式。

对已有同一构造邻井钻井资料的高压低渗油气井，也可以利用邻井实际使用的钻井液密度值换算成压力，依据换算的压力选择防喷器压力等级。

环形防喷器的压力等级可以比闸板防喷器压力等级低一级。

对地层压力大于105MPa的井，安装105MPa的井口装置。

防喷器组合形式如下：

1、14MPa稠油井防喷器组合形式如图1、图2。

2、14、21MPa防喷器组合形式如图3。

3、35MPa防喷器组合形式如图3、图4、图5。

4、70MPa防喷器组合形式如图4、图5、图6、图7、图8。

5、105MPa及以上防喷器组合形式如图6、图7、图8。

6、欠平衡钻井或可能需要不压井起下钻的井，防喷器组合形式如图4、图5、图6、图8。

（二）节流管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配：

1、14MPa、21MPa节流管汇如图9A、图9B、图9C。

2、35MPa节流管汇如图10A、图10B、图10C、图11。

3、70MPa节流管汇如图11、图12。

对于玛湖、吉木萨尔致密油区块等低渗透率的生产井，也可不配置液气分离器。

4、105MPa节流管汇如图12。

（三）压井管汇的压力等级和组合形式应与防喷器压力等级相匹配，止回阀端接2＂由壬，由壬压力级别与所用管汇级别一致，105MPa的可以使用70MPa的由壬，直通端可作副放喷管线：

14MPa、21MPa和35MPa压井管汇如图13，70MPa、105MPa压井管汇如图14。

（四）对只有表层套管，不下技术套管的井，可根据地层压力，选用21MPa或35MPa的井控装置。

（五）套管头其配件的额定工作压力应与防喷器压力等级相匹配。

（六）设计中应绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图，并提出相应的安装、试压要求。

（七）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；选择35MPa防喷器的探井、气油比大于300的井也宜配置司钻控制台和节流管汇控制箱；选择5个及以上控制对象的远程控制台，应配置司钻控制台（稠油井除外）。

（八）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组相匹配，控制对象宜有一组备用。

（九）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。

（十）在井深大于4000m的区域探井、高含硫油气井（H2S含量超过150mg/m3（100ppm））、高压（预计井口压力大于35MPa）油气井钻井作业中，从固技术套管后直至完井全过程，应安装剪切闸板防喷器（配备一副直径与在用钻杆直径一致的钻杆死卡）。

第十七条钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表及钻井液处理装置和灌注装置的配置要满足井控技术的要求。

第十八条根据地层流体中硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体含量及完井后最大关井压力值，并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要，应按照GB-T22513-2008《石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。

第十九条工程设计应明确钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量，以及油气井压力控制的主要技术措施。

重点探井和气井宜配备立式气动加重装置。

根据运输距离的远近，探井储备加重材料30～100t；生产井储备加重材料20～50t。

对钻井集中区块（供应半径小于25km），可采用集中储备加重剂、加重钻井液的方式，但井场储备加重材料不低于20t（浅层稠油井不少于5t）。

对于钻井液密度在1.80g/cm3以上，又远离基地的井（大于200km），储备比井浆密度高0.15～0.20g/cm3的钻井液60～180m3，加重材料50～100t。

具体单井储备量应在工程设计中明确。

在设计中还应根据井况明确堵漏材料的储备量。

第二十条欠平衡钻井应在地层情况等条件具备的井中进行。

裸眼段H2S含量超过30mg/m3（20ppm）的地层不能进行欠平衡钻井。

欠平衡钻井施工设计书中必须制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。

欠平衡液气分离器进液管线连接可以使用由壬。

第二十一条预探井、评价井、资料井应采用地层压力随钻预（监）测技术（由录井队实施），并绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线。

第三章井控装置的安装、试压、使用和管理

第二十二条井控装置的安装包括钻井井口装置的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。

第二十三条钻井井口装置的安装规定：

（一）钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。

各次开钻要按设计安装井口装置。

（二）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Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。

防喷器顶部安装防溢管时，不用的螺孔用丝堵堵住。

（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。

（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装置及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。

（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。

使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。

手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。

挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。

手轮处应有计量开关圈数的计数装置。

（六）防喷器控制系统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。

防喷器远程控制台安装要求：

1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜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（稠油井如受场地限制，距井口距离不宜少于20m处），距放喷管线或压井管线有2m以上距离，周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。

2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。

3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束。

4、电源线应从配电房（或发电房内）总开关后直接引出，并用单独的开关控制。

5、远程控制台使用10＃航空液压油或性能相当的液压油，待命工况时，液压油油面位于厂家规定的最高油位与最低油位之间，且油面超过油箱高度的1/2。

储能器瓶的压力在17.5～21MPa。

液控管线备用接口用钢制承压堵头堵塞。

6、远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；环形防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。

远程控制台上的全封闸板控制换向阀应装罩保护，剪切闸板控制换向阀应安装防止误操作的限位装置。

7、司钻控制台上不应安装操作剪切闸板的控制阀。

8、司钻控制台摆在司钻操作台附近，并固定牢固。

节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧。

待命状态时，油面高30～50mm，气源压力0.65～1.30MPa，油压2～3MPa（孔板式节流阀，油压5～6Mpa），孔板式节流阀的开启度为3/8～1/2，筒形节流阀开启度为18～23mm。

节流控制箱立压表的立管压力传感器要垂直安装。

9、液压管线与防喷器、液动闸阀的连接接口处应使用90°-125°弯头。

（七）四通的配置及安装、套管头的配置及安装应符合SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。

第二十四条井控管汇应符合如下要求：

（一）井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。

（二）防喷、放喷管线应使用经探伤合格的管材；防喷管线每年探伤一次，放喷管线每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用。

含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材。

防喷管线应采用高压法兰连接，不允许现场焊接。

放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接。

气井及井深大于4000m的井，放喷管线应使用高压法兰连接。

（三）钻井液回收管线出口位于除气器进液管前或同一罐内，并固定牢靠（固定不少于两个点,固定间距不宜小于0.3m），出口处使用大于120°的铸（锻）钢弯头，通径不小于78mm（侧钻井、老井加深井通径不小于62mm）。

使用硬管线时，每三年探伤一次，若压井作业使用过，则完井后经检验探伤合格后才可使用；转弯处使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。

使用高压软管线时，有固定安全链（绳），软管中间固定牢靠；35MPa、

21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，70MPa及以上压力级别节流

管汇可以使用35MPa高压耐火软管。

（四）放喷管线安装要求：

1、放喷管线应有两条，通径不小于78mm（侧钻井、老井加深井通径不小于62mm），不允许在现场焊接。

2、管线布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况，一般情况下管线应平直并向井场两侧或后场引出，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头或具有缓冲垫的标准两通；若用钻杆，公扣朝外；末端进行防沙堵处理。

3、管线出口距井口的距离：

浅层稠油井30m；生产井50m；预探井、评价井以及气井75m；含硫油气井100m。

预探井、评价井、气井、含硫油气井和地层压力大于35MPa的井，副放喷管线长度执行主放喷管线标准。

浅层稠油井、玛湖、吉木萨尔致密油等区块低渗油藏的生产井，可只接主放喷管线。

其它井，在工程设计中明确副放喷管线长度。

对于未接副放喷管线的井，应配备相应长度的放喷管线和固定基墩（浅层稠油井除外），在需要时可以随时连接。

管线出口前方50m以内不应有居民区、营房、省级以上道路、河流、湖泊、盐池，也不宜有其它设备等障碍物。

4、管线每隔9～11m、转弯处（前后基墩固定）、出口处用基墩或地锚固定牢靠；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑；放喷管线出口处使用双基墩固定，距出口端不超过1.5m，出口处固定压板下不得使用可燃物。

5、基墩地脚螺栓直径不小于30mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板（整体式，不允许焊接）宽100mm、厚10mm；基墩重量不少于600kg。

6、为满足环境保护要求，放喷管线中部可以使用三通，以便于在条件

允许的情况下，将喷出物排入废液池内。

通向废液池的短管，宜用基墩固

定。

（五）井控管汇所配置的平板阀应符合GB-T22513-2008《石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》中的相应规定。

（六）钻井四通两翼应各有两个闸阀，四通闸阀分别双联后安装在四通两翼，车载钻机受底座空间限制时，1#和4#可以安装在井架底座外侧，4#闸阀为液动阀，2#和3#闸阀常开，1#和4#闸阀常关。

浅层稠油井在四通两翼各有一个闸阀，1#闸阀常关，2#闸阀常开。

（七）压井管汇和节流管汇除安装高压表外，还必须安装带有旁通开关

（处于关位）的10～16MPa低量程压力表，度盘朝向应便于观察。

（八）稠油井以及选择35MPa防喷器的井可以使用与防喷器压力级别一致的高压耐火软管作为防喷管线，管线中部应与井架底座或用基墩固定。

第二十五条钻具内防喷工具要求：

（一）钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、顶驱旋塞阀、止回阀和防喷钻杆。

（二）钻台上配备与钻具尺寸相符的位于开位的备用旋塞阀（顶驱钻机可以不配），钻具内防喷工具的额定工作压力与井口防喷器额定工作压力相匹配（超过70MPa的，选70MPa旋塞）；定期活动旋塞阀，保证开关灵活。

（三）准备一根防喷单根或防喷立柱（上端接旋塞），防喷单根（防喷立柱）在提下至钻铤前，应置于坡道上或便于快速取用的位置。

（四）钻具内防喷工具每年检验一次，检验部门应出具检验合格证和试压曲线。

（五）应使用上部带钻杆扣的整体式提升短节，以便缩短关井时间。

（六）一类风险井油层套管井段钻进宜使用止回阀。

第二十六条井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置要求：

（一）配备坐岗房。

钻井液循环罐有液面监测声光报警装置（能直接读出罐内钻井液增减量，以立方米为刻度单位），报警装置分别安装在钻井液罐面（坐岗房内）和司钻操作台附近，报警值设置不宜超过1m3。

钻井液增减量的数据读取误差不超过±0.3m3。

循环罐、配液罐有容积计量标尺。

应配备6～12m3的专用灌浆罐。

（二）所有井（稠油井除外）都必须安装除气器，探井、气井及气油比超过300的油井还应安装液气分离器，液气分离器处理量不低于240m³/h。

1、液气分离器安装在节流管汇的外侧，用三或四根直径12.7mm的、均匀分布的钢丝绳作绷绳牢固固定；其安全阀按规定进行校验，安全阀泄压出口指向井场右侧。

2、液气分离器进液管线使用内径不小于78mm的高压耐火软管线，并用基墩固定；高压耐火软管线压力级别与节流管汇节流阀后端压力级别一致（若使用70MPa以上节流管汇，可使用35MPa高压耐火软管）；35MPa、21MPa节流管汇可以使用14MPa高压耐火软管，进液管线应使用高压法兰连接。

排气管线采用法兰连接，内径不小于140mm，接出井口50m以远，每10-15m固定牢靠，固定基墩重量不低于400kg，基墩地脚螺栓直径不小于20mm，地脚螺栓在水泥基墩的预埋长度大于0.5m；固定压板宽100mm、厚7mm。

排气管线离放喷管线距离不小于1.5m。

排液管线应使用直径不小于254mm的硬管线，其出口端可以使用软管线，出口置于缓冲罐上部。

井场备有通向排污池的排污管线，需要时再进行连接。

3、除气器排气管线可以使用橡胶管线，出口距钻井液罐15m以外。

（三）应使用保持型喇叭发报警信号。

第二十七条井控装置试压要求：

（一）井控车间试压：

环形防喷器（封闭钻杆）、闸板防喷器（剪切闸板防喷器）和节流管汇、压井管汇、防喷管线、试到防喷器额定工作压力，试压稳压时间不少于10min,允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

闸板防喷器应做低压试验，试压值为1.4～2.1MPa，稳压时间不少于3min，压降不大于0.07MPa，密封件部位无渗漏。

检修好的井控装置超过12个月，应重新试压。

送至井场的防喷器有试压曲线和试压合格证。

（二）在井上安装好后，使用堵塞器或试压塞试压，在不超过套管抗内压强度80%的前提下进行试压，环形防喷器封闭钻杆试验压力为额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试验压力为防喷器额定工作压力；节流管汇分级试压。

放喷管线试验压力不低于10MPa（11月1日至次年3月1日，或气温低于零度，为防止放喷管线冻结，可以不做清水试压，但必须保证放喷管线连接密封可靠），稳压时间不少于10min,允许压降不大于0.7MPa，密封部位无渗漏。

侧钻井、老井加深井，试压值按照防喷器、采油树四通额定工作压力、套管抗内压强度的70%及预计最大关井压力四者中最小值进行试压。

法兰式管挂井的全封闸板不做现场试压。

（三）在井上安装好后，FZ23-70、2FZ23-70防喷器全封闸板试压15MPa。

稠油井防喷器、放喷管线现场试压值为8MPa。

稠油井装有双闸板防喷器的，下套管专用闸板可以每3口井试压一次。

（四）更换井控装置部件后、防喷器现场安装后二开井段每隔40～45d，三、四开井段（稠油井除外）每隔25～30d，用堵塞器或试压塞按照上述要求试压。

下套管前，更换与套管直径一致尺寸的闸板后应进行试压。

若使用5″-51/2″变径闸板，在下套管前应做51/2″闸板封闭试压。

（五）在井上安装好后，防喷器控制系统按其额定工作压力（21MPa）做一次可