ICS 75.020 CCS E 13
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6962—2025
代替SY/T 6962—2018
海洋钻井装置井控系统配置及安装要求
Requirements of configuration and installation for well control system on offshore drilling unit
2025—09-28发布 2026—03-28实施
国家能源局 发布
SY/T 6962—2025
目 次
SY/T 6962—2025
前 言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规 定起草。
本文件代替SY/T 6962—2018《海洋钻井装置井控系统配置及安装要求》,与SY/T 6962—2018相 比，除结构性调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a) 更改了“范围”的描述(见第1章，2018年版的第1章);
b) 更改了“规范性引用文件”的内容(见第2章，2018年版的第2章);
c) 增加了“复合式控制系统”的术语和定义(见3.3);
d) 更改了“术语和定义”主控盘的内容(见3.7,2018年版的3.1);
e) 增加了导流管线上阀门阀位显示的规定(见5.1.1.9);
f) 增加了转盘分流器安装示意图(见图2);
g) 增加了分流器控制系统备用气源的规定(见5.1.2.6);
h) 将防喷器组配置数量和组合形式合并，更改为配置要求(见5.2.2,2018年版的5.2.2和5.2.3);
i) 增加了防喷器、钻井四通、压井放喷闸阀符合标准的规定(见5.2.2.1);
j) 增加了防喷器组配置要求(见5.2.2.2);
k) 增加了14 MPa 防喷器组的配置规定(见表1);
1)增加了转换法兰和占位短节配置的规定(见5.2.2.8);
m) 增加了钻井四通通径及额定工作压力的规定(见5.2.2.9);
n) 增加了21 MPa及以下压力等级防喷器组组合示意图(见图3);
o) 增加了蓄能器系统供给剪切闸板防喷器压力的规定(见5.3.1.3);
p) 更改了节流管汇配置的要求(见表2,见2018年版的表2);
q) 增加了节流阀上游端安装闸板阀的规定(见5.4.1.7);
r) 增加了节流阀出口端连接闸板阀的额定工作压力的规定(见5.4.1.8);
s) 增加了节流阀出口端安装防冲蚀短节的规定(见5.4.1.9);
t) 更改了缓冲管下游出口管线的规定(见5.4.1.14);
u) 删除了“应能通过切换闸阀或安装简易管线实现正循环或反循环压井及强行起下钻作业”(见 2018年版的5.5.1.1);
v) 增加了节流及压井管线的规定(见5.6);
w) 增加了液气分离器排液管线额定工作压力的规定(见5.7.1.9);
x) 增加了液气分离器排液管线二次排放管线公称直径的规定(见5.7.1.11);
y) 更改了液气分离器排液管线二次排放管线安装位置的规定(见5.7.1.12,2018年版的5.6.1.6);
z) 删除了钻井液除气器的规定(见2018年版的5.6.2);
aa) 将防喷器组配置数量和组合形式合并，更改为配置要求(见6.2.2,2018年版的6.2.2和6.2.3); bb) 更改了水下防喷器组配置的要求(见表3,见2018年版的表3);
cc) 增加了防喷器组上环形防喷器预留排气出口的规定(见6.2.2.10);
dd) 增加了深水防喷器控制系统配置的规定(见6.3.1.1); ee) 增加了应急控制系统的分类和配置的规定(见6.3.3); ff) 增加了声呐操控系统配置的规定(见6.3.4.2)。
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请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由石油工业标准化技术委员会石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。
本文件主要起草单位：中海油田服务股份有限公司。
本文件参加起草单位：中海石油(中国)有限公司、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公 司、中海油研究总院有限责任公司。
本文件主要起草人：金学义、赵景芳、刘洪波、郭彪、李晓刚、郭卫华、李波、龚军、王磊。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
——2013年首次发布为SY/T 6962—2013;
——2018年第一次修订;
——本次为第二次修订。
海洋钻井装置井控系统配置及安装要求
1 范围
本文件规定了海洋钻井装置井控系统的配置及安装要求。
本文件适用于海洋钻井装置钻完井作业中使用的井控系统。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文 件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适 用于本文件。
GB/T 20174 石油天然气钻采设备 钻通设备
GB/T 22513 石油天然气钻采设备 井口装置和采油树
GB/T 25429 石油天然气钻采设备 钻具止回阀规范
SY/T 5053.2 石油天然气钻采设备 钻井井口控制设备及分流设备控制系统
SY/T 5323 石油天然气工业 钻井和采油设备节流和压井设备
SY/T 5525 石油天然气钻采设备 旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀
SY/T 6667 分流器系统设备及作业推荐作法
SY/T 6671 石油设施电气设备场所I 级0区、1区和2区的分类推荐作法
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
冲蚀靶 erosion target
在高速流体流向改变的位置，为防止冲蚀而安装的一种管汇构件，可以为盲法兰、盲三通等。 3.2
分离式液压控制系统 discrete hydraulic control system
使用先导液压软管传输液压控制信号以操作水下防喷器组不同功能的系统。
3.3
复合式控制系统 multiplex control system
利用水下控制电缆或光缆传输专用控制指令以操作水下防喷器组不同功能的系统。 3.4
辅助遥控盘 auxiliary remote panel
安装在非危险区域内(通常在钻井领班办公室)的防喷器组或分流器控制面板。 3.5
缓冲管 buffer chamber
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一种将节流管汇下游端排放管线集成在一起、具有耐冲蚀能力的管体，用来调整节流管汇下游流 体流向，以引导流体至液气分离器等位置。
3.6
司钻控制盘 driller's panel
位于钻台上司钻操作台附近的防喷器组或分流器控制面板。
3.7
主控盘 master panel
位于主动力液压源附近，由控制管汇、控制阀及仪表等部件组成且对防喷器组或分流器的全部功 能都能够直接实施操作的控制面板。
注 ：水下防喷器组的复合式控制系统通常不配置主控盘。
4 配置原则
4.1 能够关闭各种工况下的井口通道，并满足井控工艺要求。
4.2 能够满足作业井内流体的腐蚀性和温度的要求。
4.3 海洋钻井装置井控系统的额定工作压力不应低于钻井设计要求，用于探井的不低于70 MPa。
5 水上防喷器井控系统
5.1 分流器系统
5.1.1 分流器、阀门及管线
5.1.1.1 分流器应符合设备生产时SY/T 6667的有效版本要求。
5.1.1.2 可选配环形防喷器式分流器或转盘分流器。
5.1.1.3 分流器额定工作压力不应低于3.45 MPa(500 psi)。
5.1.1.4 分流器的导流出口及管线公称直径不应小于254 mm(10 in)。
5.1.1.5 应配置两条通往钻井装置两侧的导流管线，如作业区域存在盛行风，根据风向可配置1条导 流管线，导流管线额定工作压力应与分流器相匹配，不应直接连接到液气分离器。
5.1.1.6 每条导流管线应分别设置1只全开式或全通径的遥控阀门，其通径和额定工作压力应与分流 器导流管线相匹配，遥控阀门的驱动器应能在分流器额定工作压力下打开阀门。
5.1.1.7 导流管线应采用刚性硬管，且尽可能直的沿长度方向采取下坡形式延伸至舷外。如果导流管 线需要变向，弯管处应满足Rld≥20, 或采用在流体方向上设置冲蚀靶。
注：R为中心线处测得的弯管半径，d 为管的内径。
5.1.1.8 如果导流管线进液口低于钻井液回流管线进液口，转盘分流器导流管线阀门与分流器应具有 联动设计，以便在关闭分流器前打开导流管线阀门。环形防喷器式分流器可不配置联动设计，但应明 确操作流程，规定在关闭分流器前打开导流管线阀门。
5.1.1.9 导流管线上的阀门应具有本地阀位显示装置，宜具有远程阀位显示装置。
5.1.1.10 分流器应能通过下一井段所用钻头并能至少封闭127 mm(5 in) 及以上外径的钻具或套管 的环空。
5.1.1.11 系统各组件连接应符合SY/T 6667的要求。
5.1.1.12 环形防喷器式分流器安装形式见图1,转盘分流器安装形式见图2。
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标引序号说明： 1——回流管; 2——喇叭管;
3 ——分流器;
4——钻井四通;
5.1.2 控制系统
5——导流管;
6 —隔水导管或升高管;
7 —导流管遥控阀; 8———灌注管。
图 1 环形防喷器式分流器安装示意图
5.1.2.1 应符合设备生产时SY/T 5053.2的有效版本要求。
5.1.2.2 环形防喷器式分流器可选用防喷器控制系统作为其控制系统，应在防喷器控制盘上安装临时 性标牌或图示。
5.1.2.3 转盘分流器应配置专用控制系统。
5.1.2.4 密封胶芯通径小于或等于508mm(20in) 的分流器，系统应在30 s 的响应时间内操作导流 管线阀、钻井液回流管线阀和其他连接在分流器系统上的辅助阀，并关闭分流器。密封胶芯通径大于 508 mm(20 in) 的分流器，系统应能在45s 的响应时间内操作导流管线阀、钻井液回流管线阀和其 他连接在分流器系统上的辅助阀，并关闭分流器。
注：如果在关闭分流器时不需要操作导流管线阀、钻井液回流管线阀和其他连接在分流器系统上的辅助阀，系统 的响应时间仅指关闭分流器的时间。
5.1.2.5 控制系统上的电气设备、电缆连接及相关部件应符合SY/T 6671区域划分等级的要求。应 配置主控盘、司钻控制盘，宜配置辅助遥控盘，控制盘应安装在人员容易进入的安全区域，并固定 牢靠。
5.1.2.6 应配置气源备用系统，用于系统主气源压力缺失时应急使用，备用气源应满足操作所有以气 动先导控制的功能两次，备用气源可与防喷器控制系统共用。
5.1.2.7 主控盘至分流器的液压控制管线应采用硬管或满足SY/T 5053.2要求的耐火软管，并施以功 能标识。
5.1.2.8 系统安装后，应进行功能试验。
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标引序号说明：
1——导流管;
2 ——导流管遥控阀; 3——回流管遥控阀; 4——回流管;
5 ——导流管;
6— 伸 缩 管 内 筒 ;
7——伸缩管外筒;
8——分流器壳体;
9 ——分流器;
10——转盘。
图 2 转盘分流器安装示意图
5.2 防喷器组
5.2.1 基本功能
5.2.1.1 能够封闭井内的钻具、套管等管柱的环空。
5.2.1.2 能够剪断井内钻杆后封闭空井。
5.2.1.3 满足压井和节流放喷工艺要求。
5.2.1.4 能够悬挂井内的钻具。
5.2.1.5 关闭闸板后能锁定防喷器的闸板轴。
5.2.1.6 能够实施强行起下钻作业。
5.2.2 配置要求
5.2.2.1 防喷器、钻井四通应符合设备生产时GB/T 20174的有效版本要求，压井放喷闸阀应符合设 备生产时SY/T 5323的有效版本要求。
5.2.2.2 防喷器组配置应按照作业各开次最大预期井口压力进行选配，并满足如下要求：
a) 对于最大预期井口压力为21 MPa(3000 psi) 及以下的油气井，应至少配置1个剪切密封闸 板防喷器和1个环形防喷器，或至少配置1个剪切密封闸板防喷器和1个管子闸板防喷器;
b) 对于最大预期井口压力大于21 MPa(3000 psi) 至70 MPa(10000 psi) 的油气井，应至少配 置1个环形防喷器、1个剪切密封闸板防喷器和2个管子闸板防喷器;
c) 对于最大预期井口压力大于70 MPa(10000 psi) 的油气井，应至少配置1个环形防喷器、 1个剪切密封闸板防喷器和3个管子闸板防喷器。
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5.2.2.3 常用尺寸和压力等级的防喷器组配置不应低于表1的要求。
5.2.2.4 环形防喷器应位于防喷器组合的最顶端，防喷器组压力等级大于或等于35 MPa(5000 psi) 时，环形防喷器压力等级可比闸板防喷器低一个等级。
5.2.2.5 剪切密封闸板防喷器宜配置具有剪切电缆能力的闸板。
5.2.2.6 闸板防喷器组合中宜装配1套能够封闭井内复合尺寸钻杆环空的变径闸板。
表1水上防喷器组配置
5.2.2.7 压力等级大于或等于35 MPa(5000 psi) 的防喷器组，钻井四通(如配置)下部应至少安装 1个管子闸板防喷器。
注 ：适用于单钻井四通防喷器组。
5.2.2.8 防喷器组下部安装的转换法兰或占位短节最小通径不应小于井口头通径，额定工作压力不应 小于各开次最大预期井口压力。
5.2.2.9 钻井四通通径及额定工作压力不应小于与其连接的防喷器通径及额定工作压力。
5.2.2.10 压井和节流端口应分别串接手动和遥控闸阀各1个，手动阀应靠近防喷器组一侧且保持常 开位置。压井端通径不应小于50.8mm(2in), 节流端通径不应小于76.2 mm(3in)。
5.2.2.11 推荐的防喷器组组合如图3、图4、图5所示。
5.2.3 安装要点
5.2.3.1 安装前应确认所用钻具与闸板芯子尺寸匹配。
5.2.3.2 应在司钻房张贴安装的防喷器组合图，并标明关井位置。
5.2.3.3 防喷器组上的闸阀应编号，手动闸阀应标明开关状态。
5.2.3.4 防喷器组各组件的连接应使用一次性密封钢圈。
5.2.3.5 法兰连接螺栓应满足GB/T 20174的要求，应对称均匀上紧并按照要求施加扭矩。
5.2.3.6 手动锁紧的闸板防喷器应配齐锁紧手轮。
5.2.3.7 防喷器组安装后，应进行功能试验和压力试验，合格后校正井口并固定牢靠。
5.3 防喷器控制系统
5.3.1 配置要求
5.3.1.1 应配置封闭式液压回路的控制系统，应符合设备生产时SY/T 5053.2的有效版本要求。
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a) b)
标引序号说明：
1——剪切密封闸板防喷器; 2——钻井四通;
3——井口头 ;
4——手动闸阀;
5— — 遥控闸阀;
6——万能防喷器;
7——管子闸板防喷器。
图3 21 MPa 及以下压力等级防喷器组组合示意图
标引序号说明：
1——环形防喷器;
2——剪切密封闸板防喷器; 3——上管子闸板防喷器; 4——钻井四通;
5——下管子闸板防喷器; 6——井口头 ;
7——手动闸阀;
8 ——遥控闸阀。
图 4 35 MPa和70 MPa防喷器组组合示意图
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a) b)
标引序号说明：
1——环形防喷器;
2——剪切密封闸板防喷器; 3—上管子闸板防喷器; 4——中管子闸板防喷器; 5——下管子闸板防喷器;
6——井口头; 7——手动闸阀; 8——遥控闸阀; 9——钻井四通。
图 5 105 MPa防喷器组组合示意图
5.3.1.2 应配置主控盘、司钻控制盘和辅助遥控盘，每个控制盘应具备操控所有防喷器及遥控压井和 防喷阀的功能。
5.3.1.3 应具备将蓄能器系统压力液不经过调压直接供给剪切闸板防喷器关位的液路。
5.3.1.4 每个控制盘内的剪切密封闸板防喷器功能按钮或操作阀应安装防止误操作的安全护罩。
注 ：触屏式控制盘采用双重确认操作设计防止误操作。
5.3.1.5 主控盘至防喷器组的液压控制软管应采用满足SY/T 5053.2的耐火铠装软管，并标识功能。
5.3.2 安装要点
5.3.2.1 主控盘、司钻控制盘、辅助遥控盘应符合SY/T 6671区域划分等级的要求，并应安装在人员 容易进入和便于操作的区域。
5.3.2.2 与防喷器组连接的控制软管应排列整齐并加以标识。
5.3.2.3 与防喷器组连接后应进行控制系统的功能试验。
5.4 节流管汇
5.4.1 配置要求
5.4.1.1 应符合设备生产时SY/T 5323的有效版本要求。
5.4.1.2 节流管汇配置不应低于表2的要求。
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表2节流管汇配置
标引序号说明：
1——压力表;
2——试压接口;
3——节流管线接口;
4——压井管线接口;
5——固井管线接口;
6——手动节流阀;
7——舷外放喷管线接口;
9——液气分离器;
10——排气管线接口;
11——舷外放喷管线接口;
12 ——缓冲管;
13——液控节流阀。
图 6 小于35 MPa 直立式节流管汇示意图
5.4.1.3 节流管汇结构型式可采用直立式或立体式结构。
5.4.1.4 节流管汇不应少于两条可通过节流阀控制井筒压力实现连续节流放喷作业的通路。
5.4.1.5 节流管汇额定工作压力不应小于在用闸板防喷器的额定工作压力，其通径不应小于76.2 mm (3 in)。
5.4.1.6 节流管汇下游端管线通径不应小于节流阀进口、出口通径尺寸。
5.4.1.7 节流阀进口上游端应至少连接安装1个闸板阀，额定工作压力大于或等于35 MPa(5000 psi) 的节流管汇，节流阀进口上游端宜串联安装2个闸板阀。
5.4.1.8 与节流阀出口端连接的第一个闸板阀额定工作压力宜与节流阀上游端的压力等级一致。
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图7 35 MPa～105 MPa直立式节流管汇示意图
标引序号说明：
1——遥控节流阀; 2——压力表;
3 — — 试压接口;
4——固井管线接口; 5——压井管线接口;
6——备用接口;
7——节流管线接口;
8——钻井液立管管线接口; 9——舷外放喷管线接口;
10——液气分离器接口;
11——缓冲管;
12——舷外放喷管线接口; 13——手动节流阀;
14——防冲蚀短节。
图 8 35 MPa～105 MPa立体式节流管汇示意图
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5.4.1.9 额定工作压力大于35 MPa(5000 psi) 的节流管汇，节流阀下游出口端与第一个闸板阀之间 宜安装一段不小于0.914m(3 ft) 防冲蚀短节。
5.4.1.10 除节流阀外，节流管汇上的其他阀门应采用全通径的闸板阀。
5.4.1.11 与节流阀上游端连接的第一个闸阀和缓冲管下游端连接的第一个闸阀宜采用遥控闸阀。
5.4.1.12 节流阀上游端应安装压力传感器和压力表，温度传感器可选配。
5.4.1.13 宜配置旁通节流阀的直接放喷管线。
5.4.1.14 节流阀下游应配置缓冲管，缓冲管通径不应小于节流管汇通径，缓冲管下游应配置通往液 气分离器的排出口，宜配置通往平台舷外的排出口，通往计量罐、钻井液槽、测试燃烧臂的排出口可 选配。
5.4.1.15 缓冲管宜分为两段，并在两段管之间配置隔离阀，每段管都应具备通往液气分离器的管路， 两条管路可分别与液气分离器直接连接，也可连相互通后与液气分离器连接。
5.4.1.16 节流管汇应配备具有立管压力、套管压力、泵冲数及节流阀开启度显示功能的专用控制装 置，并配置备用动力源(如手动泵或氮气源),控制装置的工作压力应满足在节流阀额定工作压力下 进行操作。
5.4.1.17 工作压力大于或等于21 MPa(3000 psi)的承压组件间的连接型式应符合GB/T 22513的要求。
5.4.1.18 应在节流管汇上流体换向的位置设置承受流体方向冲蚀的冲蚀靶。
5.4.1.19 对于寒冷区域作业，应考虑加热保温、排空、加注乙二醇防冻剂等方法进行防冻。
5.4.2 安装要点
5.4.2.1 应与节流管线连接，也可与压井管线及固井管线连接，但不应影响正常的节流、放喷通路。
5.4.2.2 节流阀控制装置或其操作盘应位于司钻操作台附近。
5.4.2.3 管汇上的电气设备、电缆及相关部件应符合SY/T 6671区域划分等级的要求。
5.4.2.4 管汇上的阀门应编号并标明开关状态。
5.4.2.5 管汇安装好后应进行通水和开关功能试验，再进行压力试验。
5.5 压井管汇
5.5.1 配置要求
5.5.1.1 应符合设备生产时SY/T 5323的有效版本要求。
5.5.1.2 压井管汇可为独立管汇或与节流管汇集成在一起。
5.5.1.3 额定工作压力不应小于在用闸板防喷器的额定工作压力，其通径不应小于50.8mm(2in)。
5.5.1.4 管汇上的阀门应配置全通径闸板阀。
5.5.1.5 推荐的管汇组合示意图如图9所示。
5.5.1.6 其他要求应符合5.4.1.17～5.4.1.19的规定。
5.5.2 安装要点
5.5.2.1 应与立管管汇、固井管汇连接，也可与节流管汇连接，但不应影响正常的节流、放喷流程。
5.5.2.2 其他要求应符合5.4.2.3～5.4.2.5的规定。
5.6 节流及压井管线
5.6.1 节流、压井管线额定工作压力不应小于在用闸板防喷器的额定工作压力，节流管线通径不应小 于76.2 mm(3 in), 压井管线通径不应小于50.8 mm(2in)。
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标引序号说明：
1——试压接口 ;
2——钻井液立管管线接口;
3——压井管线接口;
4——固井管线接口;
5 ——压力表。
图 9 压井管汇示意图
5.6.2 应采用硬管或满足SY/T 5323要求的耐火软管，不应使用铰接管线。
5.6.3 采用活接头连接的节流、压井管线应在活接头位置设置安全链。
5.6.4 工作压力大于或等于21 MPa(3000 psi) 的承压组件间的连接型式应符合GB/T 22513的要求。
5.6.5 宜平直布置并施以固定，应满足如下要求：
a) 采用硬管时，弯管处应满足R/d≥10, 否则应在流体方向设置冲蚀靶或流体缓冲垫。对于 90°弯头及“T” 形管，应在流体方向设置冲蚀靶。
注 ：R为中心线处测得的弯管半径，d 为管的内径。
b) 采用软管时，弯曲处的曲率半径不应小于制造商要求的曲率半径。
5.7 辅助系统
5.7.1 液气分离器
5.7.1.1 罐体内径不应小于762 mm(30 in), 处理液量不应小于180 m³/h。
5.7.1.2 应选用常压立式结构液气分离器，额定工作压力不应小于0.86 MPa(125 psi)。
5.7.1.3 进入液气分离器的流体流量应能够受控制。
5.7.1.4 罐体宜配置对内部结构进行检查的人孔盖。
5.7.1.5 应设置液封液面控制装置。
5.7.1.6 罐体应安装压力表和压力传感器，应能在司钻控制台处观察到压力读数。
5.7.1.7 进液管线公称直径不应小于节流管汇通径，排气管线公称直径不应小于152 mm(6 in),宜 大于或等于254 mm(10 in), 排液管线公称直径应大于进液管线。
5.7.1.8 排气管线额定工作压力不应小于液气分离器额定工作压力，宜引至井架顶部，并高出天车至 少 3m, 也可引至燃烧臂处。
5.7.1.9 排液管线额定工作压力不应小于液气分离器额定工作压力，对于采用“U” 型管形式进行液 面控制的液气分离器，还应考虑钻井液液柱产生的额外的压力。
5.7.1.10 应在液气分离器底部的排液管线上配置沉积物排放和冲洗的管线。
5.7.1.11 对于使用“U” 型管型式进行液面控制的液气分离器，液封高度宜不低于3m, 宜安装能够 监测液封状态的装置，并应在“U” 型管顶部安装二次排放硬管线，避免虹吸效应，二次排放硬管线 公称直径宜不小于101.6 mm(4 in)。
5.7.1.12 二次排放管线应引至井架并距液气分离器顶部不低于10.1m(33 ft),宜引至二层台及以上 的区域，不应与其他管线连接。
5.7.1.13 宜位于钻台外缘靠近节流管汇一侧并固定牢靠，进液、排液及排气管线应采用法兰连接方 式并加以固定。
5.7.1.14 安装后应进行通液功能试验。
5.7.2 钻井液计量罐
5.7.2.1 罐体容积不应大于15m³, 并宜分隔为大小两个罐体。
5.7.2.2 计量罐的尺寸和结构应满足测量装置能容易地测出罐内液体产生79.5L(0.5 bbl) 体积变化。
5.7.2.3 罐体内应配备2套液位测量装置，宜为机械式和电子式各一套，测量数据能在司钻控制台处 读取，并应具有液位高低位报警功能。
5.7.2.4 罐体底部应装有排放阀，并配置专用灌注泵。
5.7.2.5 计量罐上的电气设备、电缆及相关部件应符合SY/T 6671区域划分等级的要求。
5.7.3 钻具内防喷工具
5.7.3.1 旋塞阀
5.7.3.1.1 旋塞阀的技术要求应符合SY/T 5525的要求。
5.7.3.1.2 旋塞阀的额定工作压力不应低于在用闸板防喷器的额定工作压力，其尺寸及连接螺纹应与 钻柱相匹配。
5.7.3.1.3 应在顶驱中心管由上至下安装1个遥控旋塞阀和1个手动旋塞阀。
5.7.3.1.4 应在方钻杆顶部和底部各安装1个手动旋塞阀。
5.7.3.1.5 钻台上应至少配置1个处于常开位置的备用手动钻杆旋塞阀，手动钻杆旋塞阀提放装置不 应阻挡旋塞阀的通径。
5.7.3.1.6 手动旋塞阀应配齐操作扳手且放于钻台易取放的明显固定位置。
5.7.3.2 钻杆防喷阀
5.7.3.2.1 钻杆防喷阀的技术规范应符合GB/T 25429的要求，额定工作压力不应低于在用闸板防喷器 的额定工作压力。
5.7.3.2.2 钻台上应至少配置1个带有常开位置锁紧机构和装卸手柄的钻杆防喷阀，且放于钻台易取 放的明显固定位置，其提放装置不应阻挡防喷阀的通径。
5.7.3.3 钻具浮阀
5.7.3.3.1 钻具浮阀的技术规格应符合GB/T 25429的要求。
5.7.3.3.2 油气层井段入井的钻具中应至少安装1个钻具浮阀，且位于钻头附近的位置。
5.7.3.4 投入式止回阀
5.7.3.4.1 投入式止回阀的技术规格应符合GB/T 25429的要求。
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5.7.3.4.2 目的层井段入井的钻具中宜安装投入式止回阀阀体且位于加重钻杆底部，阀芯应存放于钻 台易取放的明显固定位置。
6 水下防喷器井控系统
6.1 分流器系统
6.1.1 分流器及管线、阀门
6.1.1.1 分流器应符合设备生产时SY/T 6667的有效版本要求。
6.1.1.2 浮式钻井装置应配置转盘分流器，密封形式可为插入芯子式或环形胶芯式。
6.1.1.3 分流器的工作压力应与伸缩节及挠性接头(或球接头)的工作压力相匹配，且不应低于 3.45 MPa(500 psi)。
6.1.1.4 分流器的导流出口通径不应小于305 mm(12 in)。
6.1.1.5 其他要求应符合5.1.1.5～5.1.1.11的规定。
6.1.1.6 安装形式见图10。
标引序号说明：
1— — 导流管;
2 — — 导流管遥控阀; 3——回流管遥控阀; 4——回流管;
5——导流管;
6——伸缩节内筒;
7——挠性接头或球接头; 8——分流器壳体;
9——分流器;
10——转盘。
图 10 转盘分流器安装示意图
6.1.2 控制系统
6.1.2.1 应配置专用的控制系统，应符合设备生产时SY/T 5053.2的有效版本要求。
6.1.2.2 宜配置在分流器关闭时伸缩节密封盘根操作压力能实现自动增压的系统。
6.1.2.3 其他要求应符合5.1.2.3～5.1.2.8的规定。
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6.2 防喷器组
6.2.1 基本功能
6.2.1.1 能够封闭井内的钻具、套管等管柱的环空。
6.2.1.2 能够剪断井内钻杆后封闭空井。
6.2.1.3 满足压井和节流放喷工艺要求。
6.2.1.4 能够悬挂井内的钻具。
6.2.1.5 关闭闸板后能液压控制或自动锁定防喷器闸板轴。
6.2.1.6 能实施强行起下钻作业。
6.2.1.7 能够解脱隔水管连接器和井口连接器。
6.2.2 配置要求
6.2.2.1 应符合设备生产时GB/T 20174的有效版本要求。
6.2.2.2 水下防喷器组组合形式不应低于表3的要求。
表3水下防喷器组配置
6.2.2.3 环形防喷器压力级别可比闸板防喷器低一个等级。
6.2.2.4 隔水管连接器上部不应少于1个环形防喷器。
6.2.2.5 剪切密封闸板防喷器宜配置具有剪切电缆能力的闸板，并应位于闸板防喷器组的顶端。
6.2.2.6 闸板防喷器组中应至少包括1套变径闸板。
6.2.2.7 防喷器组压井、节流端口通径不应小于76.2 mm(3in)。
6.2.2.8 防喷器组中每侧应至少预留1个出口，且每个出口应分别串接两个事故安全阀。
6.2.2.9 防喷器组用于密封井内压力的最下部闸板防喷器应预留1个出口。
6.2.2.10 防喷器组的上环形防喷器下方宜预留排气出口，出口应分别串接两个事故安全阀，阀门可 连接到节流或压井管线上。
6.2.2.11 推荐的水下防喷器组组合形式如图11、图12所示。
6.2.3 液压连接器
6.2.3.1 连接器通径应与防喷器组相同。
6.2.3.2 连接器额定工作压力不应低于顶部所连接防喷器的工作压力。
6.2.3.3 应具有遥控潜水器( ROV) 观察开、锁位置的指示器。
6.2.3.4 对于隔水管连接器，宜选用大角度解锁型连接器。
6.2.3.5 应具有二次解锁功能。
标引序号说明：
1——隔水管适配头; 2——挠性接头;
3——环形防喷器;
4——隔水管连接器; 5——环形防喷器;
6——剪切密封闸板防喷器; 7——上管子闸板防喷器;
8——中管子闸板防喷器; 9—下管子闸板防喷器;
10 ——井口连接器; 11——井口头;
12—双联水下事故安全阀; 13——节流压井插入头;
14——控制盒。
图1170 MPa 水下防喷器组组合示意图
6.2.4 事故安全阀
6.2.4.1 应为失去控制液压时能够自动关闭的闸板阀。
6.2.4.2 通径不应小于防喷器压井、节流端口通径。
6.2.4.3 额定工作压力不应低于闸板防喷器的额定工作压力。
6.2.5 安装要点
6.2.5.1 安装前应确认所用钻具与闸板芯子尺寸匹配。
6.2.5.2 在司钻房张贴安装的防喷器组合图和关井位置图。
6.2.5.3 各组件的连接应使用一次性密封钢圈，螺栓应上紧扭矩。
6.2.5.4 防喷器组入水前应进行功能试验和压力试验。
6.2.5.5 提前预接隔水管，应能一次性将防喷器组送至海面以下。
6.2.5.6 隔水管送入防喷器组的过程中，应适时对隔水管辅助管线进行压力试验。
6.2.5.7 鹅颈管安装后，在防喷器组坐井口前，应对全部隔水管辅助管线进行压力试验。
6.2.5.8 打开补偿器后，在遥控潜水器监控下对接井口连接器。
6.2.5.9 井口连接器连接后，应检查连接器关位指示杆和关闭流量。
a) b)
标引序号说明：
1——隔水管适配头; 2——挠性接头;
3——环形防喷器;
4——隔水管连接器; 5——环形防喷器;
6——剪切密封闸板防喷器; 7——上管子闸板防喷器; 8——中管子闸板防喷器;
9——下管子闸板防喷器; 10——井口连接器;
11——井口头;
12——双联水下事故安全阀; 13——阻流压井插入头;
14——控制盒;
15——单水下事故安全阀; 16——套管剪切闸板防喷器。
图12 105 MPa水下防喷器组组合示意图
6.2.5.10 防喷器组安装后，应进行功能试验和压力试验。
6.3 防喷器控制系统
6.3.1 配置要求
6.3.1.1 工作水深小于或等于1500 m 的防喷器组宜配置分离式液压控制系统，工作水深大于1500 m 的防喷器组宜配置复合式控制系统，系统应符合设备生产时SY/T 5053.2的有效版本要求。
6.3.1.2 分离式液压控制系统应配置主控盘、司钻控制盘和辅助遥控盘，复合式控制系统应配置司钻 控制盘和辅助遥控盘。
6.3.1.3 应配置两套功能完全相同的水下控制盒、控制管缆和滚筒，并能够独立切换使用。
6.3.1.4 宜配置高压剪切系统，能将储能器压力液直接供给剪切闸板关位的液路。
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6.3.1.5 每个控制盘内的剪切密封闸板防喷器、隔水管连接器、井口连接器功能按钮或操作阀应安装 防止误操作的安全护罩。
注：触屏式控制盘采用双重确认操作设计防止误操作。
6.3.2 安装要点
6.3.2.1 主控盘、司钻控制盘、辅助遥控盘应符合SY/T 6671区域划分等级的要求，并应安装在人员 容易进入和便于操作的区域。
6.3.2.2 控制管缆系附于井口导向绳或隔水管辅助管线上。管缆滚筒及滑轮应位于井架底座下部且视 线良好的位置并固定牢靠。
6.3.2.3 与防喷器组连接后应进行控制系统的功能试验。
6.3.3 应急控制系统
6.3.3.1 应急控制系统包括应急解脱系统、自动剪切系统、自动停机系统。
6.3.3.2 复合式控制系统应配置所有应急系统，分离式液压控制系统宜配置自动剪切系统、自动停机 系统。
6.3.3.3 自动停机系统如可实现自动剪切功能，可不需再单独配置自动剪切系统。
6.3.3.4 自动剪切系统和自动停机系统应配置专用储能器，蓄能器可共用。
6.3.3.5 在控制系统主供液漏失后，应急控制系统专用蓄能器压力不应受影响。
6.3.4 备用控制系统
6.3.4.1 遥控潜水器操控系统
遥控潜水器操控系统应符合以下要求：
a) 所有控制系统均应配置遥控潜水器操控系统作为备用控制系统;
b) 所操控功能不应少于关闭一只管子闸板、关闭剪切密封闸板、解锁隔水管连接器及井口连 接器;
c) 应在防喷器组易接近的位置安装易于识别的操控插口或多功能操控面板，并固定牢靠;
d) 最底部的插口距离海床面不应小于2.5m, 每个插口均应安装防止海生物阻塞和海水腐蚀的保 护帽;
e) 系统专用操控阀的工作压力不应低于阀所对应的控制元件的操控压力;
f) 连接插口应采用压力平衡式连接方式。
6.3.4.2 声呐操控系统
声呐操控系统应符合以下要求：
a) 复合式控制系统应配置声呐操控系统，分离式液压控制系统宜配置声呐操控系统;
b) 所操控功能不应少于关闭所有剪切闸板、一只管子闸板、隔水管连接器一级和二级解锁;
c) 声呐操控系统应配置专用蓄能器，也可与应急系统蓄能器系统共用;
d) 在控制系统主供液漏失后，声呐操控系统专用蓄能器压力不应受影响。
6.4 节流、压井管汇及管线
6.4.1 节流、压井管汇
6.4.1.1 应符合设备生产时SY/T 5323的有效版本要求。
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6.4.1.2 节流、压井管汇应为集成在一起的立体式结构，可通过倒换阀门相互切换。
6.4.1.3 节流管汇不应少于三条可通过节流阀控制井筒压力实现连续节流放喷作业的通路。
6.4.1.4 管汇通径不应小于76.2 mm(3in) 且不小于闸板防喷器侧出口的通径，额定工作压力不应小 于闸板防喷器额定工作压力。
6.4.1.5 其他配置应符合5.4.1.6～5.4.1.19的规定，管汇的安装应符合5.4.2.2～5.4.2.5的规定。
6.4.1.6 推荐的节流、压井管汇结构形式见图13。
标引序号说明：
1——遥控节流阀;
2——压力表;
3——试压接口;
4——固井管线接口;
5——压井管线接口;
6——节流管线接口;
7——钻井液立管管线接口;
8——舷外排放接口;
9 ——液气分离器接口;
10 — — 缓冲管;
11 — — 舷外排放接口; 12——手动节流阀; 13——防冲蚀短节。
图13 节 流 、压井管汇示意图
6.4.2 节流及压井管线
6.4.2.1 节流、压井管线通径应相同，不应小于76.2 mm(3 in) 且不小于闸板防喷器侧出口的通径， 额定工作压力不应小于闸板防喷器额定工作压力。
6.4.2.2 鹅颈管处节流、压井管线应选用满足SY/T 5323要求的耐火软管，防喷器组挠性接头处节流、 压井管线可选用挠性硬管或满足SY/T5323 要求的软管。
6.4.2.3 其他要求应符合5.6.4、5.6.5的规定。
6.5 辅助系统
6.5.1 液气分离器内径不应小于1219 mm(48in), 其他要求应符合5.7.1.2～5.7.1.14的规定。
6.5.2 钻井液计量罐应符合5.7.2的规定。
6.5.3 钻具内防喷工具应符合5.7.3的规定。
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