钻井防过提装置检测报告

Ⅰ 防雷接地装置多久检查一次防

防雷接地装置的自查可以根据企业的要求和管理情况决定检查频次。
国家强制的是：第一类防雷建筑物6个月;第二、三类防雷建筑物12个月。（注意需要有资质的单位检测并出具检测报告）具体分类自己查下，我就不唧唧歪歪了。
需要特别说明的是，比如加油站应属二类，但实际中很多地方都是参照 一类执行（算危化品行业），所以还需要看各地的具体规定的。

Ⅱ 辽河油田钻井井控实施细则的第三章 井控设计

第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。
第十四条 地质设计书应包含以下内容：
（一）对井场周围500m（高含硫油气井3km）范围内的居民住宅、学校、厂矿（如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况）、河流和自然保护区的位置进行细致描述，并明确标注。
（二）全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度，浅气层分布和邻井注采资料（注采井分布、注采层位、分层动态压力等），并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。
（三）本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物（气体）组分、油藏物性等资料。
（四）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。
第十五条 钻井必须装防喷器，工程设计书应包含以下内容：
（一）井控风险级别划分及钻机型号。
（二）满足井控需要的井身结构。
（三）各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。
（四）钻井液体系、密度和其它性能，加重材料和其它处理剂储备。
（五）钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。
（六）单井有针对性的井控措施。
（七）完井井口装置和交井技术要求。
第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要，设计合理的井身结构，并满足如下井控要求：
（一）同一裸眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。
（二）Ⅰ级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素，宜留有一层备用套管。
（三）表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。
（四）“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管，其材质和螺纹应符合相应的技术要求，固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。
（五）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100m。
第十七条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能，应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。
钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准，再增加一个附加值：
（一）油井、水井0.05～0.10g/cm或增加井底压差1.5～3.5MPa。
（二）气井0.07～0.15 g/cm或增加井底压差3.0～5.0MPa。
井深≤3000m按当量钻井液密度附加值进行选择；井深>3000m宜按井底压差附加值进行选择。
第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定，综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。
探井应采用地层压力监（检）测技术为钻井液密度的调整提供指导。
第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层3～5m进行破裂压力试验；对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。
承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。
第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼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确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下：
（一）防喷器组合
1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1～图5。
2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4～图9。
3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10～图13。
环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级；双闸板防喷器上为全封、下为半封。
（二）节流管汇和压井管汇：
1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。
2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。
3.节流管汇压力等级为35 MPa见图15、图16。
4.节流管汇压力等级为70 MPa见图16、图17。
5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。
6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。
7.压井管汇压力等级为35 MPa见图18、图19。
8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。
第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。Ⅰ级风险井应安装液气分离器，气油比≥2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。
现场施工中，在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下，可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。
第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量：Ⅰ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.2g/cm（不少于30t）；Ⅱ级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于20t）；Ⅲ级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm（不少于10t）。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。
第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料，结合建设方要求，按照SY/T5127《井口装置和采油树规范》标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。

Ⅲ 石油钻井的新井架需要检验报告吗

需要。敏正运基坑支护打锚杆的潜孔机严格意义上说是不属于起桥梁重设备的，所以如果机械的厂家合格证和厂家检测报告齐全的。而且本身机械运行良好就可以使用清数。

Ⅳ 产品防爆检测报告怎么做需要提供什么资料

防爆检测需要提供的资料：

1、产品图纸和资料：产品电气原理图、总装图、PCB图、元件布置图、元器件清单（BOM表）、铭牌图等

2、申请企业的营业执照（复印件）、

3、符合本安防爆要求的企业标准和说明书

4、其他资料

（1）样品采用密封圈引入装置的，需提供样品涉及的各种规格的密封圈，

（2）样品有浇封部件的，胶封件须送胶封和未胶封的组件，

（3）样品外壳及部件采用橡胶材料的，须提供35mm×15mm×6mm橡胶块3～5块进行橡胶材料老化试验。

（4）样品外壳或部件为塑料制品的，须提供150mm×60mm 矩形塑料块3～5 块进行外壳表面电阻测定。

（5）样品外壳采用非金属材料的，须提供满足：长125mm±5mm、宽13.0mm±0.5mm，并应提供的最小和最大厚度的样品，但厚度不应大于 13.0mm，棱边光滑，圆角半径不应大于1.3mm进行外壳阻燃性试验。

（6）样品如有观察窗的透明件，须另提供样品。

（7）对于不能在外壳上进行引入装置密封试验的，需配合检测中心提供试验用工装。

Ⅳ 设备状态检查总结报告

【 #报告# 导语】写总结报告时应注意明确目的，突出重点，切不可面面俱到;要鼓舞人心，富有号召力。以下是 无 整理的设备状态检查总结报告，欢迎阅读！

【篇一】设备状态检查总结报告

随着公司发展，电气设备安全生产形势日益严峻，为保证电气设备在迎峰度夏期间的正常工作，防止各类事故发生，针对实际情况，于20xx年X月X日开展了夏季电气设备专项检查活动，重点检查了三个生产车间及制氢站的变压器、高低压配电室及开关柜。对重点区域、重点设备进行了有针对性的专项检测，现将本次检查结果汇总如下：

一、基本情况：

1、所查变压器室、配电室没有漏雨现象。

2、变压器室、配电室杂物过多。

3、配电室都有降温设施，温度适宜。

4、变压器、高压电机等主要电气设备温升符合要求。

二、个别问题：

1、雾化车间1000KVA变压器室门打不开。

2、铁粉车间二区破碎振磨总电源柜断路器电动分合闸动作不灵活。

3、铁粉车间还原1#变压器温度59℃，2#变压器温度56℃，温度偏高，两个变返绝压器室门散热通风网积灰太多，将网眼糊住，影响通风散热。

4、铁粉车间新上10#、11#还原炉配电室内未铺设绝缘垫。

三、问题整改：

1、变压器室、配电室杂物清理、整理。

2、雾化车间1000KVA变压器室门打不开，点检不到位，需加强点检。

3、铁粉车间二区破碎振磨总电源柜断路器电动分合闸动作不灵活，更换新断路器。

4、铁粉车间还原1#变压器、2#变压器室门须尽快清除灰尘。可以考虑在允许的情况下，做好安全防护，定时将门打开，利于通风散热。

5、铁粉车间新上10#、11#还原炉配电室内未铺设绝缘垫，应尽快按照要求铺设。

6、铁粉车间还原1#变压器老化严重，需考虑检修处理或更换。

7、各低配室4000A主开关无备件，需准备部分备件。

8、铁粉车间还原1#变压器满负荷运行，适当考虑调整负荷。

【篇二】设备状态检查总结报告

为切实做好20xx年春运、春节期间的通信网络与信息安全的维护保障工作，确保通信网络畅仔带通，维护通信生产安全，确保万无一失，设备维护中心从20xx年01月15日到01月20日对管内设备进行了全面检查，对存在的安全隐患进行了一次全面排查。

1、组织中心工作人员学习安全规章规则，提高业务水准，加强业务学习和演练，提高工作责任心，加强劳动纪律。特别是对重点机房，重点业务业务的数据制作要求人人都要会，人人都要通，人人都要要精，并将考试结果纳入到当月工资考核中，极大地促进了员工的工作责任心提高。

2、对管内重点机房和设备进行了一次全面检查。元月15日漏戚姿，16日要求传输、程控、电源机房对所辖设备进行了检查，元月17日对中心管内重点机房进行了现场检查，检查的重点内容包括了以下几个方面：

电源系统：结合填报《通信网络供电系统径路及负载运用表》，现场核查了交流电引入负荷、设备交流电的接线端子、交流电线（包括空调使用的交流电线）的线径、动环系统各项功能，对电源设备运行状态进行了一次全面检查。并对重点数据进行了记录和分析，保证交流电使用不超负荷，接线端子接触良好，交流电引入线径符合用电标准，动环系统各项功能良好，确保运行状态正常。

传输系统：重点检查了承载铁路业务的铁通传输系统、各客票代售点通道和客票代售点视频系统等重要系统，保证通道畅通，与铁路有关的网络运行正常。测试了重点系统的传输指标，对指标不合格的，加以重点整改。重新审核了重点业务电路的倒代措施和预案，确保春运期间通信保障安全稳定。

交换系统：检查了重点电话的路由数据，特别是铁路订票电话95105105和铁路客服电话12306，确保路由正确，呼叫通畅；加强了管内话务预测，对话务超标路由及时申请扩容。目前正在处理的是TD话务超标，对移动正在协调扩容电路；对重点局向局数据进行了数据检查，按照省公司的要求，开展了接通率的整治工作。

检查备品备件。对各部门的备板备件进行了一次全面性的检查，核对台帐，分机型放置。同时要求各支局及时把现在有的故障板件返回中心，及时送修，确保备件备品充足。

严肃各部门值班纪律，特别是春运期间，确保机房值班人员对重点方向，重点客户的网管监控巡视，检查，及时处理网管告警。

每位值班人员都要熟悉本部门迂回倒线方案和应急保障措施，一旦出现问题，确保能够迅速启动应急机制，果断进行处置。

【篇三】设备状态检查总结报告

根据集团公司市场管理部的安排，我们上游东部检查分团一行9人，从8月2日至6日在华北局进行设备检查。这次检查是集团公司重组以来的第一次，集团公司领导和市场管理部十分重视，专门提出了具体要求。检查组来到华北局首次进行检查尝试，由于时间短、任务重，加之我们的水平有限，走马观花，总结难免有遗漏和不完善的地方，请华北局的领导和同志们谅解。

一、设备检查的具体做法。

设备检查一方面是针对设备购置、基础工作、现场管理、维护保养及油水管理、维修、报废、设备等设备寿命周期全过程管理的检查，另一方面对全员设备管理进行检查。根据油田企业的特点，我们采取了“听、查、问、拆”的检查方式，在几天的检查中，我们先后听取了华北局和第三、第四钻井工程公司、井下作业公司以及压裂大队、50645、40545、40543、40541钻井队的设备管理工作汇报；查看了这些单位的管理制度、设备档案、维护保养记录及自查自改情况等，现场查看了四个钻井队、压裂大队等单位的设备管理情况；询问了设备管理者和操作者“四懂三会”、“油水管理”、“十字作业”等管理知识，并现场演示了设备巡回检查过程。局部拆检了柴油机、泥浆泵等10余台设备，还检查了机化公司固控系统的制造。在钻井队的检查中，我们分了5个组，对现场的基础管理、钻井设备进行了抽查，并作了现场讲评，肯定了工作中的成绩，指出了存在的问题，提出了整改的要求。

二、华北局在设备管理方面的特点。

通过短短几天的设备检查，我们认为华北局的领导，对设备管理工作非常重视，各项管理制度健全，加大了装备更新改造的投入，在设备管理方面做了扎实有效的工作；各基层队设备管理工作引起了全员的高度重视。耳闻目睹了华北局在设备管理方面所做的工作，深刻感受到了华北局在设备管理方面取得的成绩。

1、高度重视设备大检查工作。

华北局在接到集团公司“关于开展设备管理大检查的通知”文件后，成立了设备检查领导小组，及时转发了集团公司的检查文件，并作了具体安排。二级单位进行了自查自改，管理局成立了七个专业检查组，对全局44个二级单位的设备管理工作进行了全面检查，总结了经验，发现了问题，明确了设备管理工作今后的努力方向，为集团公司的检查工作奠定了基础。针对集团公司检查组检查基层队伍过程中发现的问题，钻井三、四公司、井下作业公司高度重视，召开了专门会议，迅速提出了问题的整改意见和方案，并落实到位，八月五日就收到了受检单位的反馈意见。检查组总的印象是，华北石油管理局对设备管理大检查高度重视，态度端正，整改雷厉风行。

2、设备管理体制和制度。

群众性的设备管理三级网络健全。管理局成立了以主管副局长为主任的设备管理委员会，各二级单位也都成立了厂、处级设备管理委员会，各基层队成立了设备管理小组。定期召开设备管理会议，研究设备管理有关事项，并有原始记录。

专业设备管理机构健全。管理局恢复了在重组改制过程中已撤消的设备管理职能部门，重新成立了设备管理处。各主要二级单位设有专职的设备管理科室，三级单位设有机动组，基层队有专职设备管理人员。管理局坚持半年检查一次，二级单位每季检查一次，三级单位每月检查一次，小队每周检查一次，岗位天天检查的设备检查制度。

整章建制工作成效显著。设备管理处一成立就从建章立制做起，狠抓基础工作，在短短的几个月内就汇编了18册、1500万字的《设备操作维护规范与管理制度》，对规范基层的设备管理，指导操作者正确维护和操作设备，延长设备使用寿命，降低设备维修费用，促进职工素质和设备管理水平的提高，为全员设备管理打下了基础。做了各油田想做而没有做的事。

3、装备购置和更新改造。

重组改制后，管理局决策层充分认识到装备是工程技术服务单位创市场的准入证，是生存发展的基础。几年来，加大了装备更新改造投入，共投资18.2亿元。在充分考虑装备的先进性、可靠性、经济性、可维修性的基础上，以满足工艺技术不断发展的需要为前提，购置了符合本企业实际的装备，增强了施工作业单位的装备实力和技术档次，提高了参与市场的竞争能力，设备新度系数由0.3提高到0.57。

在检查资料的过程中，随机抽查了HQ-20xx压裂车、XJ750修井机、ZJ50DBF、TDS-11SA进口顶驱关键设备的前期调研、可行性研究报告、技术协议的签订、监造和验收相关资料，总体上讲，各种资料齐全，符合集团公司对重大关键设备的购置要求，但TDS-11SA相关资料还不够完善，希望高度重视重大关键设备的购置工作。

4、设备管理。

大部分单位在设备现场管理中，能够狠抓以“十字”作业为主要内容的各项管理制度的落实，注重设备的使用与维护，保证了设备的安全运行，开展了有效的设备管理活动。

一是开展了设备的年审工作，年审范围从设备主机配置、设备性能及完整性、油水管理、“十字”作业、外围配套、生活设施、人员配置及资料等都作了具体规定，进行量化考核。这是一种管理创新，通过开展这项活动，使各单位设备现场管理水平有了较大程度的提高。

二是强化了设备油水管理，不断提高油水管理水平。井下作业公司压裂大队把设备油水管理同延长设备使用寿命、降低油料消耗、降低维修费用联系起来，严格执行润滑油的“五定”制度，实行定期监测，按质换油的方法，各种设备油品按质换油率达到90%以上。设备冷却液经过实践进行优选，从源头上杜绝不合格冷却液的使用。

三是严格执行岗位责任制，狠抓“三基”工作，严格执行日常维护保养制度。依据设备的保养作业要求，坚持回场检验和三级保养，每次保养时间都按规定执行，有保养人签字，保证了设备的正常运转。

四是井下压裂大队将设备管理指标分解到班组和单车，落实到岗位，人人有责，形成了台台设备有人管，人人参与设备管理的良好局面。

5、设备管理信息化建设初见成效。

已经建立了局机关到二级单位和部分三级单位的网络系统，开发了设备管理软件，初步实现了信息统计和业务管理的部分功能，特别是大型设备的技术档案初步实现了数字化。提高信息的真实性、和准确度，也提高了信息管理的效率。

三、问题与建议

设备管理制度制定以后如何落实到位，设备现场管理是设备工作的重点和难点。设备管理要注重细节、注重效果，向设备管理深度延伸。通过检查，我们发现基层队的设备管理水平还不够平衡，还存在着一些问题，需要改进提高。

1、40541钻井队的ZJ40L钻机装机功率偏小，匹配不合理，2台8V190柴油机带钻盘、绞车和1台泥浆泵，正常钻进时长期单泵组打钻，油耗增高，难以满足工艺要求，建议管理局考虑改造问题。

2、50645钻井队使用的复合驱动钻机，它的先进性之一就是具有自动送钻功能，转盘无级变速和扭矩显示功能，而这些功能对提高机械钻速，延长钻头使用寿命，保证井下安全有着直接的作用，而这台钻机已打完一口井，还尚未使用。建议强化职工培训，提高队伍素质，加快设备新技术的消化和吸收。使先进装备尽快发挥其功效。

3、分清设备管理职责，管理部门应该明确，操作者在设备管理方面应该干什么，怎么干，尽快编制设备的润滑路线图和润滑周期表，下发到基层队。提高操作者的设备管理意识，从“要我管”向“我要管”转变。

4、提高后勤单位服务质量，保证钻井施工安全。在我们检查中，发现有的井队高压管汇和放喷管汇中的高压闸阀黄油嘴缺失，无法保养，还有的井队井场电器线路没有按标准安装，存在安全隐患。

5、进一步加强基层的基础管理工作。强化设备的日常保养，完善钻井队设备运转记录、保养记录，保证其真实性，进一步加强钻井队的油水管理。有的井队泥浆泵游标尺没有油位标记，无法准确指示油位，影响设备正常润滑，降低设备使用寿命。

6、进一步完善设备管理信息系统，全面提升设备管理水平。加大设备管理信息化的投入，完善三级信息网络。要加强基层设备管理信息的录入工作，把信息系统的使用作为设备管理的基础工作来抓。

我们这次检查，由于时间有限，仅抽查了几个单位，查到了一些问题，但不是问题的全部，要真正搞好设备管理工作，需要大家共同努力，共同查找问题，不留死角，把设备管理工作落到实处，这次来华北局也是一个学习的过程，我们要把华北局设备管理的好经验、好做法带到我们各自油田，学习推广，为提高集团公司设备管理整体水平做出贡献。

Ⅵ 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》。