(三级组合油杆防脱器套管内壁清壁规)3267-6井安装设计

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三开结构井二开长裸眼段下套管技术措施

三开结构井二开长裸眼段下套管技术措施针对塔河工区新三级结构井井位普遍增多，尤其在托普台区块，二开长裸眼段一直是钻井工程的施工重点和难点。

施工井段较长，地层跨度较大，自新进系库车组一直到奥陶系恰尔巴克组，地层复杂多变，地层压力系数相差很大，不仅仅在钻进期间有很大的施工难度，同时二开长裸眼段下套管的施工难度和风险也是相当大的。

一、井眼准备1、用牙轮通井，做好通井工作，对缩径井段、狗腿度大的井段进行反复划眼，大排量洗井，将井内彻底循环干净，为顺利下套管创造良好的井眼条件；2、通井到底，循环一周，短起至上层套管内，再回下，循环3周，在泥浆中加入润滑材料，提高润滑性能；调整好泥浆性能，通过监督旁站合格后再起钻；3、选择合理的钻具组合，钻具组合的刚性不能低于正常钻进的钻具组合刚性要求。

常规的通井钻具组合为：Φ250.88mm牙轮钻头+630*410+无磁钻铤×1根+Φ177.8mm钻铤×1根+（246-248mm)STB+Φ177.8mm钻铤×5根+Φ158.8mm钻铤×12根+Φ127mm加重钻杆×6根+411*520+Φ139.7mm钻杆4、起下钻时司钻、井口人员、二层台人员三点要配合好，保证施工的连续性；起下钻时，上提遇卡时，上提吨位不能大于原悬重100KN（除正常摩阻外），下压遇阻时，下压吨位不能小于原悬重150KN （除正常摩阻外）；二层台人员手势动作幅度要大，确保司钻能看清楚，以免误操作，井口人员要按钻具立柱顺序编号，整理井口工具，防止井下落物；5、井口人员刮好泥浆，认真检查钻具是否完好，发现钻具刺漏或丝扣未上紧，要立即汇报；按要求上卸钻具丝扣，必须进行二次确认，保证上扣扭矩符合要求，并检查丝扣和台阶面，若发现问题，要及时汇报；6、起钻时，定时定量灌浆，保证井筒液柱压力大于地层压力，确保井下安全；在专用计量罐坐岗，填写每15min起下钻的柱数，液面变化，校核计量数与起下钻具体体积是否相符，发现异常要及时汇报并加密测量；7、起钻在裸眼段，用一档低速，起钻至套管内，可以用二档低速，起钻至悬重达1000KN以内，可以用一档高速；扶钻人员上提下放不得超过自己权限，遇阻卡现象，经反复上提下放无效后，立即接方钻杆循环划眼，待井眼顺畅后，再继续起下钻。

井控设备的安装标准及隐患识别

第二章防喷器控制系统安装标准
错误5：远控台周围通道不足2米弊端：给维护和检修带来不便
第二章防喷器控制系统安装标准
错误6：远控台周围10米内有易燃易爆物品弊端：一旦发生着火或爆炸，可能引爆远控台的高压储能器，导致井口失控
第二章防喷器控制系统安装标准
探讨：远控台保护房大门朝向？
观点一：面对钻台，操作人员转身就可以很方便的与钻台上传递手势信号。
第二章防喷器控制系统安装标准
简易管排架，经济实用
第二章防喷器控制系统安装标准
三、司钻控制台的安装
错误1：司钻控制台可以遥控剪切闸板
《辽河油田钻井井控实施细则》中明确规定“司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀”。
错误2：各压力表显示的压力与远控台的压力误差超过规定值错误3：司控台与远控台的气源未分开连接错误4：司控台手柄开关指示标志与实际不符
错误5：手动锁紧杆未接出井架底座
第一章防喷器安装标准
错误6：手动锁紧杆与锁紧轴中心线夹角大于30度
第一章防喷器安装标准
错误7：无操作平台或平台高度不够
第一章防喷器安装标准
错误8：未标明实际开关到位的圈数
第一章防喷器安装标准
第一章防喷器安装标准
探讨：手动关井或锁紧到位后，再回旋1/4~1/2圈
一、防喷器使用年限 1、防喷器出厂时间总年限达到13年应报废，满16 年应强制报废。 2、用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
第一章防喷器安装标准
二、防喷器安装 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Ø16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠，且绷绳不能阻碍侧门开启。

抽油杆防脱安全接头的设计研究

抽油杆防脱安全接头的设计研究【摘要】抽油杆卡，倒扣解卡费时费力。

容易造成油管、抽油杆的报废。

同时，大大增加环保风险。

抽油杆防脱接头可防止抽油杆倒扣、脱扣引起的质量事故。

增加了倒扣解卡难度。

抽油杆防脱接头转变为抽油杆防脱安全接头使用型的研究、制作。

【关键词】抽油杆脱扣抽油杆卡钻倒扣解卡抽油杆防脱接头抽油杆防脱安全接头项目背景：玉门油田是中国石油的摇篮，已经开发了八十多年。

抽油杆脱扣造成油井停产的问题已经使用抽油杆防脱器而解决。

特别是老君庙油田的开发，已经进入三次开采。

油井出砂，结蜡现象越来越严重。

抽油杆脱扣的主要原因：抽油机工作时，井下抽油杆柱下部受拉力较小。

抽油杆柱上、下运动时，抽油杆柱所受应力方向随杆柱的上下往复运动而交特改变，联接螺纹的接触面也交特改变。

导致抽油杆与接箍处受到倒扣或者紧扣力矩作用。

经过现场调查，越是靠近活塞，处于下部的抽油杆螺纹越容易脱扣。

就是说泵挂深度越浅，发生脱扣的现象越少。

反之，泵挂深度越深的井，发生脱扣的现象越多。

再发生脱扣现象的井中，一般都在活塞以上10根以内的占比大于80%以上。

现场发生脱扣现象最多的一次脱扣发生在活塞以上26根抽油杆处。

将防脱扣接头下在活塞以上10根抽油杆处，脱扣的现象基本消失。

而将防脱接头下在抽油杆中部和距井口三分之一处的井，一旦发生卡钻，只要上提力大于原井抽油杆重量，就可以实现倒扣解卡的目的。

这也说明抽油杆防脱接头在负荷较大时，失去防防脱扣作用。

总的来说，上扣预紧力不足；杆柱组合或生产参数不合理；抽油杆工作特性三个方面的原因造成抽油杆脱扣。

抽油杆防脱扣的方法1、抽油杆柱入井时，采用较大的旋紧扭矩旋紧抽油杆与接箍连接螺纹。

优点是：不使用辅助工具。

缺点是：大扭矩容易造成抽油杆丝扣损坏，也不便于起抽油杆施工过程中的操作。

2、抽油杆柱中加入抽油杆防脱扣接头。

优点是：大大降低抽油杆脱扣几率，为保障完井质量提供可靠保障。

缺点是：抽油杆应力点难于确定，只能凭经验下入井内。

抽油杆防脱扣装置的研制与应用

应用技术
ＣｉａｓｅｎｎｅｈｏｌｇｅｉｗｈｎｃｉｃｅａｄＴｃｎｏｙＲｖｅ
●Ｉ
抽油杆防脱扣装置的研制与应用
韩荣华孙跃国朱明长李育新
（纯梁采油二矿２６０）５３０［要］文对油井抽油杆脱扣、杆偏磨等问题进行分析，摘本管研制了抽油杆防脱扣装置，用后取得了较好的效果。应［词］油杆防脱扣装置管杆偏磨研制应用关键抽中图分类号：Ｅ３．Ｔ９３２文献标识码：Ａ文章编号：０９９４２１）４０９ — １１０ — １Ｘ（０２０ — ２１０
上。
况下，原油被抽到磨穿处又漏到套管内，成油井不出油，造油井被迫停产，实施修井作业。４抽油杆防脱扣装■的设计针对这些问题，我们进行了调查分析，因从现场调பைடு நூலகம்查分析来看：杆偏磨多管数发生在整套管杆某一个井段，且在同一方向。能人为的设置一个使抽油杆若任意旋转的装置，虽然不能避免油管偏磨，但可避免抽油杆接箍在同一方向上偏磨，而延缓抽油杆接箍因偏磨断脱，长修井作业周期，少修井次数。从延减经过技术攻关，计研制出了抽油杆防脱扣装置。设１结构：、抽油杆防脱扣装置由一个防脱器外套、压力轴承、上盘组成（详见图片）防脱器外套内安装一个压力轴承，力轴承上安装一个上盘。，压２安装位置：体积小，装在悬绳器（传感器）杆防卡子之间。、它安测试与光３工作原理：、防脱器外套作用在悬绳器（测试传感器）平面上，上当抽油杆柱下行过程中遇到阻力时，过压力轴承旋转，通使上盘带动整个抽油杆柱随旋转扭力任意旋转，与杆之间、与泵之间的旋转扭力得到完全释放，效的杆杆有防止抽油杆脱扣的问题。

三管式防砂抽油泵优化设计

的泵筒。
三管式防砂抽油泵主要由外管、中管、内管（塞）柱、进油阀（固定阀）、出油阀（动阀）游、
进油三通等部件组成，图１ａ为带沉砂外管结构。
２．工作原理
有限公司从美国ＯＬＬＩＷＥＬ公司引进抽油泵技术资
料时，外方提供了三管式防砂抽油泵技术资料，随
着国内油田含砂油井的增多，新世纪机械制造有限
公司对引进的三管式防砂抽油泵资料进行整理，实施设计优化，使其能够在含砂油井中长期可靠工
维普资讯
石油
一
机
械
１６一１
ＣＩＡＰＴＯＥＭＭＣＩＥＹＨＮＥＲＬＵＡＨＮＲ
２００７年
第３５卷
第９期
．应用技术．
三管式防砂抽油泵优化设计
孙宝福王志明牛少辉张久利
力，可减少漏失。⑧ 外管与中管之间密封段较长，
一
６．密封段
在间隙相同条件下，密封段长度越短越不易卡
泵，在泵挂深度浅、产液量大或稠油油井中，可适
（）三管之间间隙较大，能使较大粒度的砂２
粒自由通过，有效防止砂卡；且砂粒通过时不易磨损泵筒和柱塞表面，延长抽油泵的使用寿命。
（）三管式防砂抽油泵是利用大间隙原则，３使砂粒顺利通过泵筒与柱塞之间的间隙而防止砂

石油工程技术井下作业表层套管及有放气管井取换套技术

表层套管及有放气管井取换套技术1小表层套管套损井取换套工艺1.1套铣参数钻压：钻压为40～100KN。

排量：1.2～16m3/min。

转速：500m以下,70～90r/min；500m～650m,60～80r/min；650m以上,50～80r/min。

三参数匹配值见表1和表2。

表1套铣头参数选择表井段m钻压KN转数r/min排量m3/min300以上30～40100 1.4～1.6300～55040～6070～90 1.4～1.6 550～水泥返高60～8060～80 1.4～1.6水泥返高以下80～10050～80 1.4～1.6水泥面控制器、扶正器、变点40～5040～60 1.2～1.5表2喇叭口套铣头参数选择表井段m钻压KN转数r/min排量m3/min 套损部位、水泥面控制器、扶正器30～4070～90 1.0～1.2套损部位以下5～10m80～10050～80 1.2～1.51.2取出牺牲阳极保护器大庆油田采油六厂和采油三厂有一部分井为了防止浅层套管腐蚀，完井时在地面以100m的油层套管上连接10个外径为φ165mm牺牲阳极保护器。

套铣筒内径φ172mm，与保护器之间的环隙只有7mm，致使套铣速度慢，憋泵严重。

解决这一问题的方法是套铣之前先将保护器取出，然后再套铣。

为了防止丢鱼头，切割打捞工具下部接加长管柱，使套管内始终留有示踪。

取出保护器后下引鱼管柱，使油层套管顺利进入套铣筒。

1.3套铣水泥面控制接头水泥面控制器是采油厂为了控制水泥返高，要求完井下套管时下的一种水泥面控制工具，其外径φ200mm，本体上镶焊硬质合金，与套管连接处有没有水泥封固的套管扶正器。

套损点位于水泥面控制接头以下时，需要套铣水泥面控制接头。

套铣水泥面控制接头需要专用的套铣钻头，常规的套铣钻头是不能胜任的。

专用套铣头是一种集套铣岩层、水泥环和套管扶正器、水泥面接头器为一体的多功能套铣钻头，结构尺寸为：φ245mmxφ170mmx350mm。

石油化工仪表规范目录

石油化工仪表规范目录自控专业工程设计用标准及规范1 行业法规及管理规定1.1 化工厂初步设计内容深度规定[(88)化基设字第251号]1.2 化工厂初步设计内容深度规定中有关内容更改的补充[(92)化基发字第695 号]1.3 自控专业施工图设计内容深度规定(HG 20506)1.4 化工装置自控工程设计规定(HG/T 20636~20639)1.4.1 自控专业设计管理规定(HG/T 20636)1 自控专业的职责范围(HG/T 20636.1)2 自控专业与工艺、系统专业的设计条件关系(HG/T 20636.2)3 自控专业与管道专业的设计分工(HG/T 20636.3)4 自控专业与电气专业的设计分工(HG/T 20636.4)5 自控专业与电信、机泵及安全（消防）专业的设计分工(HG/T 20636.5)6 自控专业工程设计的任务(HG/T 20636.6)7 自控专业工程设计的程序(HG/T 20636.7)8 自控专业工程设计质量保证程序(HG/T 20636.8)9 自控专业工程设计文件校审提要(HG/T 20636.9)10 自控专业工程设计文件的控制程序(HG/T 20636.10)1.4.2 自控专业工程设计文件的编制规定(HG/T 20637)1 自控专业工程设计文件的组成和编制(HG/T 20637.1)2 自控专业工程设计用图形符号和文字代号(HG/T 20637.2)3 仪表设计规定的编制(HG/T 20637.3)4 仪表施工安装要求的编制(HG/T 20637.4)5 仪表请购单的编制(HG/T 20637.5)6 仪表技术说明书的编制(HG/T 20637.6)7 仪表安装材料的统计(HG/T 20637.7)8 仪表辅助设备及电缆、管缆的编号(HG/T 20637.8)1.4.3 自控专业工程设计文件的深度规定(HG/T 20638)1.4.4 自控专业工程设计用典型图表及标准目录(HG/T 20639)1 自控专业工程设计用典型表格(HG/T 20639.1)2 自控专业工程设计用典型条件表(HG/T 20639.2)3 自控专业工程设计用标准目录(HG/T 20639.3)1.5 化工装置工艺系统工程设计规定(HG 20557-20559)1.5.1 工艺系统设计管理规定(HG 20557)1.5.2 工艺系统设计文件内容的规定(HG 20558)1.5.3 管道仪表流程图设计规定(HG 20559)1.6 石油化工装置基础设计（初步设计）内容规定(SHSG-033)1.7 石油化工自控专业工程设计施工图深度导则(SHB-Z01) 2 图形符号2.1 过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号(GB 2625)2.2 过程检测和控制系统用文字代号和图形符号(HG 20505)2.3 Instrumentation Symbols and Identification 仪表符号和标志[SHB-Z02 (等同于ISA S5.1)]2.4 Binary Logic Diagrams for Process Operations用于过程操作的二进制逻辑图[SHB-Z03 (等同于ISA S5.2)]2.5 Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logicand Computer Systems 分散控制/共用显示仪表、逻辑和计算机系统用图形符号[SHB-Z04 (等同于ISA S5.3)]2.6 Instrument Loop Diagrams仪表回路图图形[SHB-Z05 (等同于ISA S5.4)]2.7 Graphic Symbols for Process Displays (ISA S5.5) 过程显示图形符号2.8 分散型控制系统硬件设备的图形符号(JB/T5539)2.9 Process Measurement Control Function and Instrumentation-Symbolic Representation (ISO 3511)过程测量控制功能及仪表符号说明2.10 Recommended Graphical Symbols Part 15: Binary Logic Elements (IEC 117-15)推荐的图形符号：二进制逻辑元件2.11 Graphic Symbols for Logic Diagrams (two state devices) (ANSIY32.14)逻辑图用图形符号(二状态元件)2.12 Symbolic Representation for Process Measurement ControlFunctions and Instrumentation (BS 1646)过程测量控制功能及仪表用符号说明2.13 Bildzeichen fü r messen, steuern, regeln: Allgemeinebildzeichen. 自控图例：一般图形 (DIN 19228)2.14 仪表符号 (JIS Z8204)3 工程设计规范3.1 计算站场地技术要求(GB 2887)3.2 计算机机房用活动地板技术条件(GB 6650 )3.3 城乡燃气设计规范(GB 50028)3.4 氧气站设计规范(GB 50030)3.5 乙炔站设计规范(GB 50031)3.6 工业企业照明设计标准(GB 50034)3.7 锅炉房设计规范(GB 50041)3.8 小型火力发电厂设计规范(GB 50049)3.9 电子计算机机房设计规定(GB 50174)3.10 氢气站设计规范(GB 50177)3.11 压缩空气站设计规范(GBJ 29)3.12 冷库设计规范(GBJ 72)3.13 洁净厂房设计规范(GBJ 73)3.14 石油库设计规范(GBJ 74)3.15 工业用软水除盐设计规范(GBJ 109)3.16 工业电视系统工程设计规范(GBJ 115)3.17 化工厂控制室建筑设计规范(HG 20556)3.18 石油化工储运系统罐区设计规范(SH3007)3.19 炼油厂燃料油燃气锅炉房设计技术规定(SHJ 1026)3.20 加油站建设规定(SHQ1)4 自动化仪表4.1 工业自动化仪表电源、电压(GB 3368)4.2 不间断电源设备(GB 7260)4.3 工业自动化仪表用模拟气动信号(GB 777)4.4 工业自动化仪表用模拟直流电流信号(GB 3369)4.5 工业过程测量和控制系统用电动和气动模拟记录仪和指示仪性能测定方法(GB 3386)4.6 工业过程测量和控制用检测仪表和显示仪表精度等级(GB/T 13283)4.7 工业自动化仪表用气源压力范围和质量(GB 4830)4.8 工业自动化仪表工作条件温度和大气压(ZBY 120)4.9 工业自动化仪表电磁干扰电流畸变影响试验方法(ZBY 092)4.10 工业自动化仪表工作条件～振动(GB 4439)4.11 工业自动化仪表盘基本尺寸及型式(GB 7353)4.12 工业自动化仪表盘盘面布置图绘制方法(JB/T 1396)4.13 工业自动化仪表盘接线接管图的绘制方法(JB/T 1397)4.14 工业自动化仪表公称通径值系列(ZBN 10004)4.15 工业自动化仪表工作压力值系列(ZBN 10005)4.16 流量测量仪表基本参数(GB 1314)4.17 工业自动化仪表通用试验方法-接地影响(ZBN 10003.26)4.18 Quality Standard for Instrument Air (ISA S7.3)仪表空气的质量标准5 自控专业工程设计规范5.1 流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里测量充满圆管的流体流量(GB/T 2624 等同于ISA 5167)5.2 自动化仪表选型规定(HG 20507)5.3 控制室设计规定(HG 20508)5.4 仪表供电设计规定(HG 20509)5.5 仪表供气设计规定(HG 20510)5.6 信号报警联锁系统设计规定(HG 20511)5.7 仪表配管配线设计规定(HG 20512)5.8 仪表系统接地设计规定(HG 20513)5.9 仪表及管线伴热和绝热保温设计规定(HG 20514)5.10 仪表隔离和吹洗设计规定(HG 20515)5.11 自动分析器室设计规定(HG 20516)5.12 分散控制系统工程设计规定(HG/T 20573)5.13 自控设计常用名词术语5.14 石油化工自动化仪表选型设计规范(SH 3005)5.15 石油化工控制室和自动分析器室设计规范(SH 3006)5.16 石油化工仪表配管配线设计规范(SH 3019)5.17 石油化工仪表接地设计规范(SH 3081)5.18 石油化工仪表供电设计规范(SH 3082)5.19 石油化工分散控制系统设计规范(SH/T 3092)5.20 石油化工企业信号报警、联锁系统设计规范(SHJ 18)5.21 石油化工企业仪表供气设计规范(SHJ 20)5.22 石油化工仪表保温及隔离吹洗设计规范(SH 3021)5.23 石油化工紧急停车及安全联锁设计导则(SHB-Z06)5.24 Environmental Conditions for Process Measurement and Control Systems: Temperature and Humidity 过程测量和控制系统的环境条件：温度和湿度(ISA S71.01)5.25 Control Centers Facilities (ISA RP60.1) 控制中心设施5.26 Human Engineering for Control Centers (ISA RP60.3) 控制中心的人类工程5.27 Documentation for Control Centers (ISA RP60.4) 控制中心的文件5.28 Electrical Guide for Control Centers (ISA RP60.8)控制中心的电气导则5.29 Piping Guide for Control Centers (ISA RP60.9) 控制中心的配管导则5.30 Recommended Practice for the Design and Installation of Pressure-Relieving Systems in Refineries (API RP520)炼油厂压力泄压系统的设计和安装5.31 Vibration, Axial Position, and Bearing Temperature Monitoring Systems.(API 670)非接触式振动和轴位移监测系统5.32 Control Valve Sizing Equations for Incompressible Fluids (ISA S39.1) 不可压缩流体用调节阀的口径计算公式5.33 Flow Equations for Sizing Control Valves (ISA S75.01)控制阀口径计算公式5.34 Control Valve Terminology (ISA S75.05 )控制阀术语5.35 Control Valve Manifold Designs (ISA RP75.06)控制阀的阀组设计5.36 调节阀口径计算(ANSI FCI62-1)5.37 Control Valve Seat Leakage (ANSI B16.104/FCI70-2)控制阀泄漏量规定5.38 Terminology for Automatic Control (ANSI C85.1) 自动控制术语 6 通用图册和设计手册6.1 自控安装图册(HG/T 21581)6.2 仪表单元接线接管图册(TC 50B1)6.3 仪表回路接线图册(TC 50B2)6.4 自控设计防腐蚀手册(CADC 051)6.5 仪表修理车间设计手册(CADC 052)6.6 石油化工企业仪表修理车间设计导则(SHB-Z002)6.7 仪表维护设备选用手册(SHB-Z003)6.8 Manual on Installation of Refinery Instruments and Control systems (API RP550) 炼油厂仪表及调节系统安装手册6.9 Part ? Installation Operation and Maintenance of Combustible Gas Detection Instruments (ISA S12.13) 可燃气体检测仪表的安装、操作和维护 7 管法兰与管螺纹7.1 钢制管法兰国家标准汇编(GB 9112~9128)7.2 钢制管法兰、垫片、紧固件(HG 20592~20635~97)7.3 高压管、管件及紧固件通用设计(H1~37)7.4 石油化工企业钢制管法兰(SH 3406)7.5 管路法兰及垫片(JB/T 74~90)7.6 用螺纹密封的管螺纹(GB 7306，相应于55? 圆锥管螺纹)7.7 非螺纹密封的管螺纹(GB 7307，相应于55? 圆柱管螺纹)7.8 60? 圆锥管螺纹(GB/T 12716)7.9 钢管螺纹[ISO 7/1 (R.RC)]7.10 直管螺纹[ISO 228/1 (G.Ga)]7.11 Pipe Flanges and Falanged Fittings Flange surface shall be smooth. (ANSI B16.5)管法兰和法兰连接件7.12 Steel Orifice Flanges (ANSI B16.36、B16.36a)钢制孔板法兰7.13 Flange Mounted Sharp Edged Orifice Plates for Flow Measurement (ISA RP3.2)流量测量用法兰安装式锐孔板7.14 管螺纹(ASME B1.20.1)8 安全8.1 爆炸性环境用防爆电气设备(GB 3836)8.2 外壳防护等级的分类(GB 4208)8.3 电气设备安全设计导则(GB 4064)8.4 电子测量仪器安全要求(GB 4793)8.5 爆炸和火灾危险环境电力设计规范(GB 50058)8.6 石油化工企业设计防火规范(GB 50160)及1999年筑物抗震设计8.7 构筑物抗震设计规范(GB 50191)8.8 建筑抗震设计规范(GBJ 11)8.9 建筑设计防火规范(GBJ 16)8.10 火灾自动报警系统设计规范(GBJ 116)8.11 化工企业爆炸和火灾危险环境电力设计规范(HGJ 21)8.12 化工企业静电接地设计规程(HGJ 28)8.13 石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范(SH 3063)8.14 Electrical Instrument in Hazardous Atmospheres (ISA RP12.1) 危险大气里的电气仪表8.15 Instrument Purging for Reduction of Hazardous Area Classification (ISA S12.4)用于降低危险区域等级的仪表吹气法8.16 Installation of Intrinsically safe Systems for Hazardous (Classified) Locations (ISA RP12.6) 本安系统在危险区的安装8.17 Area Classification in Hazardous (Classified) Dust Locations (ISA S12.10) 危险粉尘场所的区域分类8.18 Electrical Equipment for Use in Class1, Division 2 Hazardous (Classified) Locations (ISA S12.12) 1区2类危险场所的电气设备8.19 Classification of Degrees of Protection Provided by Enclosures. (IEC 529) 外壳防护标准8.20 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres part10: Classification of hazardous areas.(IEC 79-10)爆炸气体场所的电力设备第10部分：危险场所的划分8.21 Part14: Electrical installations in explosive gas atmospheres.(IEC 79-14)爆炸气体环境的电力设备(除矿用外)8.22 Intrinsically Safe Apparatus in Division I Hazardous Locations (NFPA 493) I区危险场所中的本安设备8.23 Classification of Areas for Electrical Installations in Petroleum Refineries (APIRP500A)炼油厂电气安装用防爆场所的划分9 环境卫生9.1 密封放射源一般规定(GB 4076)9.2 放射卫生防护基本标准(GB 4792)9.3 电磁辐射防护规定(GB 8702)9.4 辐射防护规定(GB 8703)9.5 放射性物质安全运输规定(GB 11806)9.6 低、中水平放射性固体废物暂时贮存规定(GB 11928)9.7 操作开放型放射性物质的辐射防护规定(GB 11930)9.8 环境核辐射监测规定(GB 12379)9.9 放射性防护规范(GBJ 211)9.10 a 、g 射线外照射个人剂量监测规定(EJ 269)9.11 工业噪声控制设计规范(GBJ 87)9.12 工业企业噪声测量规定(GBJ 122)9.13 化工建设项目噪声控制设计规定(HG 20503)9.14 石油化工企业环境保护设计规范(SHJ 24)9.15 炼油厂卫生防护距离(SHJ 1070)9.16 Methods for the Measurement of Sound Pressure Levels (ANSI S1.13)声压级的测量方法9.17 石油化工企业职业安全卫生设计规范(SH3047) 10 施工验收10.1 工业自动化仪表工程施工及验收规范(GBJ 93)10.2 自动化仪表安装工程质量检验评定标准(GBJ 131)10.3 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范(GB 50169)10.4 电气装置安装工程低压电器施工及验收规范(GB 50254)10.5 洁净室施工及验收规范(HGJ 71)10.6 石油化工仪表工程施工技术规程(SH3521)10.7 长输管道仪表工程施工及验收规范(SYJ 4005)10.8 工业控制计算机系统验收大纲(JB/T 5234) 附录A 标准代号对照表A.1 GB(GB/T) 中华人民共和国国家标准A.2 JB(JB/T) 机械工业部行业标准A.3 HG(HG/T) 化学工业部行业标准A.4 HGJ 化学工业部工程建设标准A.5 H 原化学工业部标准A.6 CD 原化学工业部基本建设局标准A.7 TC(CADC) 化学工业部自动控制设计技术中心站标准A.8 SH 中国石化总公司行业标准A.9 SHJ(SYJ) 中国石化总公司工程建设标准A.10 SHB- Z 中国石化总公司自动控制设计技术中心站标准A.11 SYJ 中国石油天然气工业总公司工程建设标准A.12 NDGJ 电力工业部工程建设标准A.13 JGJ 建设部工程建设标准A.14 FJJ 纺织总会工程建设标准A.15 EJ 中国核工业总公司行业标准A.16 JJG 国家计量总局标准A.17 ZBY 仪器仪表专业标准A.18 ZBN 仪器仪表行业标准A.19 JB/YQ 仪器仪表行业内部标准A.20 ISO 国际标准化组织 INTERNATIONAL ORGANIZITION FOR STANDARDIZATIONA.21 IEC 国际电工委员会 INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISIONA.22 ISA 美国仪表协会 INSTRUMENT SOCIETY OF AMERICAA.23 API 美国石油学会 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTEA.24 ANSI 美国国家标准协会 AMERICAN NATIONAL STANDARDS INSTITUTEA.25 ASME 美国机械工程师协会 AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERSA.26 NEPA 美国国家防火协会、美国流体动力协会 NATIONAL FIRE PROTECTION ASSOCIATIONA.27 NEC 美国国家电气规程 NATIONAL ELECTRICAL CODEA.28 NEMA 美国电气制造商协会 NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURES ASSOCIATIONA.29 DIN 德国国家标准 DEUTSCHE INDUSTRIE NORMA.30 BS 英国国家标准 BRITISH STANDARDSA.31 JIS 日本国家标准 JAPANESE INDUSTRIAL STANDARDSGB2625-81 《过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号》 SH3063-1999 《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报告设计规范》SH3126-2001 《石油化工仪表及管道伴热和隔热设计规范（代替ＳＨJ21－90）》SH/T3081-2003 《石油化工仪表接地设计规范（代替ＳＨ3081－1997）》SH/T3082-2003 《石油化工仪表供电设计规范（代替ＳＨ3082－1997）》SH3097-2000 《石油化工静电接地设计规范》SHJ28-90 《石油化工企业信号报警、联锁系统设计规范》SHJ28-90 《石油化工企业生产装置电信设计规范》SH3044-2004 《石油化工精密仪器抗震鉴定标准（代替ＳＨ3044－1992）》SH3021-2001 《石油化工仪表及管道隔离和吹洗设计规范（代替SHJ21－90）》SH3005-2003 《石油化工自动化仪表选型设计规范》SH3006-2003 《石油化工控制室和自动分析器室设计规范》SH3009-2001《石油化工企业燃起系统和可燃性气体派放系统设计规范（代替SHJ9）》SHB-Z01-95 《石油化工自控专业工程设计施工图深度导则》SHB-Z02-95 《仪表符号和标志》SHB-Z04-95 《分散控制集中显示仪表、逻辑控制及计算机系统用流程图符号》SHB-Z05-95 《仪表回路图》SHB-Z06-1999 《石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则》SHB-Z07-2001 《自控设计安装材料编制导则》SH/T3019-2003 《石油化工仪表管道线路设计规范（代替ＳＨ3019－1997）》SH/T3104-2000 《石油化工仪表安装设计规范》SH3501-2002 《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》SH3521-1999 《石油化工仪表工程施工技术规程》SH/T3018-2003 《石油化工安全仪表系统设计规范（代替ＳＨ3018－1990）》GB500933-2002 《自动化仪表工程施工及验收规范》。

2024年各类修井作业的方法及安全技术要求(2篇)

2024年各类修井作业的方法及安全技术要求石油修井作业的主要工程包括：试油、中途测试、工程测试、小修、射孔、大修、侧钻、封串、压裂、酸化、防砂、堵水、调剖、解堵等。

这里主要介绍试油、小修、大修、压裂、酸化等。

1．清蜡包括机械清蜡和热力清蜡两种。

(1)机械清蜡。

包括刮蜡片清蜡和套管清蜡。

刮蜡片清蜡是利用井场电动绞车下入油井中，在油管结蜡井段上、下活动，将管壁上的腊刮下来被油流带出井口，该方法适用于自喷井和结蜡不严重的井；套管清蜡是将螺旋式刮蜡器接在油管下面，利用油管的上下活动将套管璧上的蜡清理掉，也可以利用转盘带动刮刀钻头刮削；同时利用液体循环把清理下的蜡带到地面。

(2)热力清蜡。

包括电热清蜡、热化学清蜡、热油循环清蜡和蒸汽清蜡等。

电热清蜡是以油井加热电缆，让电能转化为热能共给油流加热，使其温度升高达到清蜡、防蜡目的。

热化学清蜡是利用化学反应产生的热能来清蜡。

热油循环清蜡是利用本井生产的原油，经加热后注入井内不断循环，使井内温度达到蜡的熔点，蜡被逐渐融化并随同油流流到地面。

蒸汽清蜡是将井内油管起出来，摆放整齐，然后利用蒸汽车的高压蒸汽融化并刺洗管内外的结蜡。

2．冲砂(1)冲砂方式有正冲、反冲、旋转冲砂等。

正冲：冲砂液沿管柱流向井底，由环形空间返回地面。

反冲：与正冲相反。

旋转冲砂：利用动力源带动工具旋转，同时用泵循环卸砂，大修冲砂常用此法。

(2)安全技术要求：①不准带泵、封隔器等其他井下工具探砂面和冲砂；②冲砂工具距油层上界20m时，下放速度应小于0．3m／min；③冲砂前油管提至离砂面3m以上，开泵顺环正常后，方可下放管柱；④接单根前充分顺环，操作速度要快，开泵顺环正常后，方可再下放管柱；⑤冲砂过程中应注意中途不可停泵，避免沉砂将管柱卡住或堵塞；⑥对于出砂严重的井，加单根前必须充分洗井，加深速度不可过快，防止堵卡及憋泵；⑦连续冲砂5个单根后要洗井一次，防止井筒悬浮砂过多；⑧顺环系统发生故障，停泵时应将管柱上提至砂面以上，并反复活动；⑨提升系统出现故障，必须保持正常顺环；⑩泵压力不得超过管线的安全压力，泵排量与出口排量保持平衡，防止井喷或漏失；⑾水龙带必须拴保险绳。

2024年石油修井作业的安全技术要求(四篇)

2024年石油修井作业的安全技术要求(1)试油工程的技术方法。

试油是石油工业中测试、验证和落实地层流体性质(油、气、水)、产能、压力、温度等资料的工程过程。

它在钻井工程之后，在油井采油生产之前，是勘探工作的成果鉴定，是开发工作的前期开始，是采油工程的重要组成部分。

试油的技术方法可分为套管井试油和裸眼井试油。

套管井试油是在下套管井中，经过(包括)射孔使油气层与套管井筒连通后进行的。

裸眼井试油是在地层裸露条件下进行的，它包括在钻井过程中裸眼井中的试油和钻井、完井后的裸眼井段的试油。

套管井试油的技术方法是地层射孔后，下油管用清洁水替出井筒内的压井液，替喷，诱喷，自喷井试采求产、测压(包括压力恢复曲线)、测温、落实产液性质和产量；非自喷井经诱喷排液后，下取样器、温度计及压力计，取得温度及压力资料，取地层产出流体样，进行室内实验分析，确认产出流体性质及产量。

裸眼井试油的技术方法包括在钻井过程中裸眼井中的试油和钻井完井、固井后的裸眼井段的试油。

在钻井过程中裸眼井中的试油通常是通过中途测试来实现的；钻井完井、固井后的裸眼井段的试油，不需要射孔，可直接下油管用清水替喷后试油。

(2)小修工程的技术方法。

小修是为维护油气水井正常生产的井下作业工程。

小修工程的技术方法包括：作业准备(井架安装、作业设备安装、压井液选择、压井)、起下油管、起下抽油杆、起下泵、检泵、起下封隔器、起下隔热管、热洗、清蜡等。

(3)大修工程的技术方法。

大修是清除套管内的落物及对套管损坏进行修复的井下作业工程。

大修工程的技术方法包括：井下故障诊断、落物打捞、解卡、套管扩胀、套管整形、套管补贴及加固、换取套管、套管内的钻、磨、铣、打通道、钻水泥塞、查封窜、找堵漏、挤灰封存层等。

(4)压裂、酸化工程的技术方法。

压裂是油气水井的增产增注措施，是低渗透油田的战略进攻措施。

它既能解除地层的污染伤害；又能改造地层，使油气层形成人工裂缝，从而增加油、气、水井的产量和注入量。

套管挂坐技术实施细则20110703

AHDEB油田芯轴式套管头套管挂坐挂技术规程针对芯轴式套管头套管挂在下9 5/8"套管和7"套管作业结束后，循环、固井发生严重漏失问题，结合AHDEB油田多口井的成功施工经验，提出以下具体技术措施：一、先通过循环接头开泵顶通后，小排量边循环边缓慢下放套管柱，直到座挂到位。

在钻台大门坡道处把循环接头连接在带套管挂的联顶节顶部、上紧连接丝扣；用大钩提起联顶节，与井口处最后一根套管连接，再接高压软管线；开泵顶通后，继续小排量循环并缓慢下放最后一根套管（准备下放前必须重新校正封井器，保证套管挂在封井器中能较居中，不能让封井器组挂坏悬挂器密封圈），注意要控制排量不能过大，防止憋漏地层；正常坐挂并上紧顶丝后，再逐渐加大排量。

二、具体开泵原则：先小排量（5-10冲/分钟,每10分钟增加10冲）顶通，再以30冲/分钟的排量缓慢下放套管柱，保证套管坐到位且套管挂顶丝顶紧后再逐渐加大排量至固井设计要求排量， 9 5/8"套管最大排量为90-120冲（170mm缸套）， 7"套管为70-80冲（170mm 缸套），复杂情况时例外。

三、为了减少回压，套管头2个侧阀都接返泥浆管线，直径必须大于3寸。

四、下套管到井底循环：泥浆工程师应加紧把准备好的胶液加到泥浆中，调整泥浆性能，保证泥浆有较好的流变性，并彻底携砂、保持井眼清洁，尽量减少固井时循环压耗。

要根据立管压力掌握循环时间，洗井两周以上，彻底冲洗井底泥砂。

钻井作业部2011年7月4日附录：套管挂密封失效几点分析：一、安装第一层套管头时，井口导管没有打磨平正，套管头没装平正致使防喷器组与转盘中心相差太大，下套管作业时套管挂不易居中下放，可能挂坏密封胶圈。

二、开钻前安装井架底座时没有很好地对好中心，转盘中心和导管没有很好对正，致使后期装完防喷器组后钻进时钻具偏磨井口套管头，以及下套管作业时套管挂不易居中下放，造成挂坏密封胶圈。

三、套管挂下放时没有再次居中，致使下放时挂坏密封胶圈。

采油树教材.

采油树维修、使用交流材料2009年8月23日说明为了增加对采油树的了解和对采油树的细化管理，针对采油树的基本参数和检修试压要求以及采油树在使用过程中容易出现的问题，编写本材料，用以交流学习，编写水平有限，望各位专家谅解并提出修改意见。

目录1、典型采油树组装图2、采油树结构示意图3、KQY70/78-65油管头技术要求4、KQY105/78-65I油管头技术要求5、BX型钢圈尺寸6、1050型采油树数据7、700型采油树数据8、螺杆数据9、采油树维修装配试压要求10、大四通、套管头实物结构图11、大四通、套管头结构图示意图12、标准套管头技术要求13、套管头数据14、采油树大四通维修试压要求15、平板阀实物结构图16、节流阀实物结构图17、平板阀维修试压要求18、采油树试压、稳压、压降要求19、悬挂器实物结构图20、250型井口维修、试压要求21、250型卡箍阀维修、试压要求22、采油树检修工序图23、试压电脑压力曲线图24、采油树吊卸、运输、安装要求25、采油树现场使用常见问题及解决办法26、采油树、大四通现场试压要求及注意事项典型采油树组装图采油树结构示意图KQY70/78-65油管头技术要求1．1．主要用途KQY70/78-65油管头用以悬挂油管,密封油、套管环空和连接采油树。

为释放可能集聚在油管和套管柱之间的压力提供出口,还可以向井内泵入流体,是采油气井口装置的一个重要组成部分。

1．2．型号组成及代表意义K Q Y 70 / 78 65油管头额定工作压力MP a 旁通径mm主通径m m1．3．适用条件额定温度：-29℃-121℃（PU级）工作压力：70Mpa(10000PSI)工作介质：石油、天然气、泥浆、抗H2S1．4.安全性能产品从设计、选材、性能试验、出厂试验都符合API spec 6A«井口和采油树设备规范»的要求，故只要按照使用说明书要求正确操作,则本设备工作是安全可靠的。