❶ 钻井井控制度有那些
钻井井控规定实施细则 2 井控装置的安装、试压、使用和管理 井控装置的安装、试压、使用和管理应按SY/T5964执行。 2.1 井控装置的安装 2.1.1 钻井井口装置 钻井井口装置包括各次开钻所配置的防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。 2.1.1.1 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，管内不得有台肩。 2.1.1.2 防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其同轴度误差不大于20mm，防喷器用16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上绷紧。 2.1.1.3 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30o。挂牌标明开、关方向和圈数。 2.1.1.4 防喷器远程控制台安装要求： a）安装在井场左前方距井口不小于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有1m以上距离，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品； b）控制管汇整齐安放并固定在管排架内，管排架与防喷管线及放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许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； c）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；严禁强行弯曲和压折气管束； d）电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制； e）蓄能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作压力状态。 2.1.1.5 井口下四通旁侧出口应位于地面之上，并保证各次开钻四通旁侧口高度不变。 2.1.1.6 套管头的安装应符合SY/T5964中的相应规定。 2.1.2 井控管汇 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。 2.1.2.1 防喷管线和放喷管线使用经探伤合格的管材，防喷管线采用螺纹与标准法兰连接，不得焊接。 2.1.2.2 防喷管线长度若超过6m的应打基墩固定。 2.1.2.3 节流管汇控制台的调试值见表1。 表1 节流管汇控制台部件调压值 MPa 部 件 35调压值 70调压值 阀位变送器 0.35 0.35 压力变送器 0.35 0.35 气泵停泵的工作压力 1.05～1.10 3 蓄能器氮气压力 0.35±0.05 1.00±0.05 溢流阀 1.2 3.5 2.1.2.4 放喷管线安装要求： a）放喷管线至少应接两条，高压、高含硫地区应接四条，其内径不小于78mm； b）管线连接不允许有任何焊接； c）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； d）两条管线走向一致时，应保持大于0.3m的距离，并分别固定； e）管线尽量平直引出，如因地形限制需转弯时，转弯处使用铸（锻）钢弯头，其转弯夹角不应小于120°； f）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； g）管线每隔10m～15m、转弯处、出口处用水泥基墩加地脚螺栓固定，悬空处要支撑牢固，若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑； h）水泥墩基坑长×宽×深为0.8m×0.8m×1.0m，遇地表松软时，基坑体积应大于1.2m3； i）预埋地脚螺栓直径不小于20mm，长度大于0.5m； j）放喷管线在车辆跨越处装过桥盖板。 2.1.2.5 钻井液回收管线出口应接至大土池或储备罐并固定牢靠，转弯处应使用角度大于120°的铸（锻）钢弯头，其内径不小于78mm。 2.1.2.6 节流管汇和压井管汇闸阀挂牌编号，并标明其开、关状态（见附录A中图A11、图A12、图A13、图A14、图A15）。最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌标示。 2.1.2.7 井控管汇所配置的闸阀应为平板阀。 2.1.2.8 防喷器四通两翼应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常开状态。防喷管线控制闸阀（单四通：1＃手动平板阀及4＃液动平板阀；双四通：1＃、4＃、5＃手动平板阀及8＃液动平板阀）应接出井架底座以外。 2.1.3 钻具内防喷工具 钻具内防喷工具包括方钻杆上部和下部旋塞阀、钻具回压阀和防喷钻杆单根。 2.1.3.1 钻具内防喷器工具的最大工作压力应与井口防喷器工作压力一致。 2.1.3.2 应使用方钻杆上部和下部旋塞阀，并定期活动。 2.1.3.3 钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具回压阀，并配有抢装回压阀专用工具。 2.1.3.4 在大门坡道上准备一根防喷钻杆单根（带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头和钻具回压阀）。 2.1.4 井控监测仪器仪表 钻井队应配备钻井液循环池液面监测报警仪，在含硫化氢等有毒气体的地区钻井应配备相应的有毒气体检测仪。 2.1.5 钻井液净化、加重和灌注装置 除应配齐振动筛、钻井液罐、搅拌器、除砂器、除泥器、离心机、加重泵、自动灌注装置外，探井、气井及气油比高的油井还应配备钻井液气体分离器和除气器，并将液气分离器排气管线接出井口50m以上。 2.2 井控装置的试压 2.2.1 试压介质：清水。 2.2.2 试压值： a）防喷器组应在井控车间按井场连接形式组装试压，环形防喷器（封闭钻杆，不封闭空井）、闸板防喷器和节流管汇、压井管汇、防喷管线试额定工作压力； b）在井上安装好后，在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的70%；闸板防喷器、方钻杆旋塞阀和压井管汇、防喷管线试额定工作压力；节流管汇按零部件工作压力分别试压； c）放喷管线试10MPa； d）钻开油气层前及更换井控装置部件后，应采用堵塞器或试压塞，参照上述有关条件及要求试压。 2.2.3 试压要求：上述井控装置在井控车间和上井安装后试压时稳压时间均不得少于30min , 压降不得超过0.7MPa , 密封部位无渗漏为合格；采油（气）井口装置压降不超过0.5MPa为合格。 2.3 井控装置的使用 2.3.1 环形防喷器不得长时间关井，非特殊情况不用来封闭空井。 2.3.2 在套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s 。 2.3.3 用具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁。锁紧和解锁都应先到底，然后回转1/4圈～1/2圈。 2.3.4 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，当关井套压不超过14MPa时，特殊情况下经上级批准可上下活动钻具，单向行程控制在1.5m范围内，但不准转动钻具或过钻具接头。 2.3.5 当井内有钻具时，严禁关闭全闭闸板防喷器。 2.3.6 严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。 2.3.7 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。 2.3.8 正常钻井中每周，油气层钻进中每3天应关、开半闭闸板和闸阀一次。油气层中每次起钻完关、开全闭闸板一次，环形防喷器每10天试关井（在有钻具的条件下）一次。 2.3.9 井场应备有一副与在用闸板同规格的闸板和相应的密封件及其拆装和试压工具。 2.3.10 有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。 2.3.11 平板阀开、关到底后，应回转1/4圈～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。 2.3.12 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；井控管汇安装好后，定期用钻井泵注清水冲洗，保持管线畅通。 2.3.13 采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。 2.4 井控装置的管理 2.4.1 对各种井控装置应分类、编号、建档（检查、维修、试压等情况），并绘制井控装置运行图表。 2.4.2 设置专用配件库房和橡胶件库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。所有橡胶密封件应入库分类、上架和避光保存，并注明厂家、出厂日期和库存数量。 2.4.3 所有井控装置及配件应是经集团公司和股份公司有关部门共同认可的厂家生产的合格产品，否则不允许采购和使用。
❷ 井控器材如何配备
试气队伍的井控设备按不低于35MPa的压力级别进行配套。气井一级风险井配备液压双闸板防喷器、防喷井口、油管旋塞阀各一套；
❸ 二三级井控风险井应配备哪些井控器材
摘要 按照21MPa的压力级别配置与作业井井口匹配的CYb25/65防喷井口一条，单闸扳手动防喷器一套(同时配备全封闸板芯子一套)油罐旋塞阀一套.7MPa抽油杆防喷器一套，放喷管线一套
❹ 辽河油田钻井井控实施细则的第四章 井控装置安装、试压和管理
第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统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。其安装要求：
（一）远程控制台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，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的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。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。
❺ 油田所用设备的安全检测内容
不知道这几种设备是不是楼主想要了解的内容，
http://www.hydrosyscorp.com/hydrosys_proct.htm 这有很多关于油田设备的内容
井控装置气密性试验系统：
井控装置气密性试验系统用于210MPa气密性试验，能够满足钻井防喷器、采油（气）树和井口装置、节流和压井管汇等产品的出厂检验，并同时能够满足上述产品的功能试验。设备遵循标准和要求。
井口安全阀控制系统：
用于油（气）田采油（气）井口地面安全阀和井下安阀的控制，为野外无人值守环境的油气井口提供安全保护。
井口装置气密封试验台：
用于防喷器、节流压井管汇、采油气井口、套管头、旋塞阀、钻具止回阀、阀门、油气输送钢管、锅炉压力容器等产品的气密测试。
❻ 井控设备合格试压压降为多少（例如旋塞、封井器、井口）
3.45 mpa或测试压力的5%中数值小者为准
❼ 油管旋塞阀的工作原理是怎样的
油管旋塞阀就是专用于封闭油管柱内部的防喷工具，是系统中的手动控制阀。 将油管旋塞阀装在管串上，在管柱内井喷紧急情况下，可用来封闭油管柱的中心通孔，防止发生井喷。油管旋塞阀平时为常开式，当发生溢流井涌时，关闭该阀门，可防止地层流体沿管柱水眼向上喷出。在井控作业中，水龙带、高压管汇损 坏时，关闭该装置，即可进行安全更换。
结构特点：
（1）油管旋塞阀采用经耐腐蚀耐冲刷特殊处理的球阀结构，且开关力矩较小。
（2）它靠波形弹簧的弹力使金属球与上下阀座的密封面紧密贴合，建立起初始密封，并在介质的压 力作用下实现助封，密封性能可靠。
（3）阀的球体与上、下阀座之间为钢性密封，因此，该阀使用寿命较长。
（4）独特的内定位机构由数控设备控制加工精度，不但可保证开关过程中旋转不会超过90度。，确保 阀处于全开或全关的位置，而且外径尺寸可比相同规格的油管旋塞阀大大减小。
（5）其开启和关闭采用手动方式，结构紧凑，开关轻便，使用专用扳手旋转90度即可实现开关。