资源简介
ICS 75.180.10 CCS E 92
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 7012—2025
代替SY/T 7012—2014
石油天然气钻采设备连续油管井控设备系统
Petroleum drilling and production equipment— Well control equipment system for coiled tubing
2025-12-18发布 2026—06-18实施
国家能源局发布
目次
前言 Ⅲ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语、定义及缩略语 1
3.1 术语和定义 1
3.2 缩略语 2
4 井控设备 2
4.1 总则 2
4.2 主要井控设备 2
4.3 其他井控设备 4
4.4 用于硫化氢环境的井控设备 5
4.5 配套要求 5
4.6 安装和操作 8
4.7 定期检查与维护 8
4.8 保存和贮存 9
5 控制系统 9
5.1 总则 9
5.2 功能要求 9
5.3 元件 9
5.4 液压油箱 10
5.5 泵系统和规格 10
5.6 蓄能器组和蓄能器规格 10
5.7 控制面板和管汇 11
5.8 液压油 11
6 密封件 11
6.1 总则 11
6.2 抗气爆性能(RGD) 12
6.3 化学兼容性 12
6.4 适用温度 12
6.5 抗挤压 12
6.6 抗磨损/冲蚀 12
6.7 额定压力 12
6.8 其他注意事项 12
I
7 井控设备试验 13
7.1 总则 13
7.2 性能试验 13
7.3 载荷试验 14
7.4 压力试验 14
7.5 试验文件 16
7.6 压力试验设备 16
附录A(资料性)不同等级连续油管井控设备组合形式示意图 17
附录B(规范性) 连续油管井控设备闸板性能试验——卡瓦闸板和半封卡瓦闸板 23
附录C(规范性) 连续油管井控设备闸板性能试验——剪切闸板和全封剪切闸板 28
附录D(资料性)蓄能器尺寸计算 30
Ⅱ
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 7012—2014《连续油管井控设备系统》,与SY/T 7012—2014相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：
a) 更改“气体快速泄压(RGD)” 为“抗气爆性能 (RGD)” ( 见3.1、6.2,2014年版的3.36、 7.2);
b) 增加了“连续油管井控设备应符合 SY/T 7010和GB/T 22513的要求(如适用),按照GB/T 22513制造的井控设备产品规范级别不能低于PSL3” 的要求(见4.1);
c) 更改了“管子闸板”为“半封闸板”(见4.2.2,2014年版的3.32);
d) 增加了井控设备下方的压力隔离保护(见4.5.6);
e) 增加了设备保存和贮存、安装、操作和维护等要求(见4.6、4.7、4.8);
f) 增加了其他井控零部件承压件的焊接要求(见4.7.10);
g) 删除了防弯支架(2014年版的4.4.4);
h) 删除了连续油管管串和接头(2014年版的第5章);
i) 更改了井控设备控制系统的功能要求(见5.2,2014年版的第13章);
j) 更改了蓄能器组和蓄能器规格总则，明确了蓄能器组(见5.6,2014年版的13.6);
k) 更改“弹性密封件与刚性密封件”为“密封件”(见第6章，2014年版的第7章);
1)增加了非金属密封件的时效控制和储存方法(见第6章);
m) 增加了高压试验压降要求(见7.4.3);
n) 更改了压力试验设备的要求 (见7.6.2,2014年版的12.7);
o) 删除了节流管汇与节流管线(2014年版的第8章);
p) 删除了压井管线(见2014年版的第9章);
q) 删除了泵送管线(见2014年版的第10章);
r) 删除了连续油管地面设备(见2014年版的第11章);
s) 删除了开关试验“每7d 至少一次”的要求(见2014年版的12.2.6);
t) 删除了检测注意事项(见2014年版的12.6);
u) 删除了作业计划和准备(见2014年版的第14章);
v) 修改了闸板性能检测的最长周期要求(见附录B,2014 年版的第12章);
w) 删除了连续油管井控应急预案和演练(见2014年版的附录B);
x) 增加了连续油管井控设备闸板性能试验——卡瓦闸板和半封卡瓦闸板(见附录B);
y) 增加了连续油管井控设备闸板性能试验——剪切闸板和全封剪切闸板(见附录C);
z) 修改了蓄能器尺寸计算相关要求(见附录D,2014 年版的附录A); aa) 增加了专用全封剪切闸板蓄能器组的尺寸计算(见附录D)。
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。
本文件由全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会 (SAC/TC 96) 提出并归口。
本文件主要起草单位：石油工业井控装置质量监督检验中心、川庆钻探工程有限公司、河北华北石油荣盛机械制造有限公司、宝鸡金辉石油机械有限公司、塔里木油田分公司、中石油江汉机械研究
Ⅲ
所有限公司、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司、烟台杰瑞石油装备技术有限公司、中国石油集团宝石管业有限公司。
本文件主要起草人：陈晓彬、陈绍伟、吴婷婷、刘辉、陈文斌、邓勇刚、李淼、廖志涛、徐勇军、郭彪、马小龙、孙兆岩、杨红斌、段文益、屈志明、张晓平、罗彬、朱再思、邹光贵、陈世波、 王刚、骆彦锦、曾钟、曾莲、孙洪祥、唐顺东、冯强、许龙、董怀伟、祖健、张建。
本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：
——2014年首次发布为SY/T 7012—2014;
——本次为第一次修订。
IV
1 范围
本文件规定了连续油管井控设备、控制系统、密封件的配套及井控设备试验的要求。
本文件适用于连续油管作业用井控设备系统的配套及试验。
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 20972(所有部分)石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料
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
GB/T 34204 连续油管
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 7010 井下作业用防喷器
3 术语、定义及缩略语
3.1 术语和定义
GB/T 20174、GB/T 22513、GB/T 34204、SY/T 5053.2中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1.1
管重 pipe-heavy
井筒内作业时，入井管柱浮重大于井筒内压力对油管柱的上推力的状态。
注：该情况下，下入或回收管柱过程中要求使用机械辅助装置支撑油管柱的重量。
3.1.2
管轻 pipe-light
井筒内作业时，入井管柱浮重小于井筒内压力对油管柱的上推力的状态。
注：该情况下，下入或回收管柱过程中要求使用机械辅助装置推动油管柱。
3.1.3
抗气爆性能 rapid gas decompression(RGD)
高压气体环境下的弹性密封元件在压力突然释放时，克服渗入弹性密封元件的气体快速膨胀鼓泡、爆破等失效的能力。
3.1.4
响应时间 response time
操作控制系统使防喷器关闭，并实现其功能的时间。
3.1.5
井控屏障 well control barriers
防止地层流体无控制喷出的一套设备和/或工具。
3.1.6
预测最大井口压力 maximum anticipated surface pressure(MASP)
预计井口可能遇到的最大压力。
3.1.7
预测最大施工压力 maximum anticipated operating pressure (MAOP)
给定设备组件在完成规定作业以及/或者应急作业期间将承受的最大压力 (MAOP 可等于或大于
MASP)。
3.2 缩略语
下列缩略语适用于本文件。
BHA: 底部工具组合 (Bottom Hole Assembly)
CT: 连续油管 (Coiled Tubing)
MTR: 材料报告(Materials Testing Report)
OEC: 其他端部连接 (Other End Connection)
PQR: 工艺评定记录(Procedure Qualification Record)
PSL: 产品规范级别 (Product Specification Level)
RWP: 额定工作压力 (Rated Working Pressure)
SBR: 全封剪切闸板( Shear-Blind Ram)
WPS: 焊接工艺规程 (Welding Procedure Specification)
4 井控设备
4.1 总则
连续油管井控设备应符合SY/T 7010和GB/T 22513的要求，按照GB/T 22513制造的井控设备产品规范级别应不低于PSL3。
所有防喷盒、闸板防喷器应能通过远程控制。
4.2 主要井控设备
4.2.1 防喷盒
4.2.1.1 应至少安装一个防喷盒。
4.2.1.2 井口可能有压力时，注入头与防喷盒入口之间的无支撑段宜采用防弯曲导向装置。
4.2.1.3 每个防喷盒应作为单独的压力控制元件。不得组合使用两个防喷盒来调节井口压力或两个密封元件之间的圈闭压力。
4.2.1.4 防喷盒应满足以下要求：
a) 连续油管在井内时，防喷盒胶芯、抗挤压环、导向铜套应能更换;
2
b) 防喷盒胶芯的机械性能和耐磨性能，应满足连续油管起下作业要求;
c) 最大速度起下连续油管过程中，防喷盒动密封性能应满足施工要求;
d) 使用防喷盒时，如要达到运行最大速度，需考虑井口压力、井口温度、管体粗糙度和润滑情况、井筒流体及防喷盒胶芯材质。
4.2.1.5 应检查防喷盒中的每个弹性密封元件。
4.2.2 防喷器
4.2.2.1 全封闸板
连续油管作业时，全封闸板通常是安装在标准井控设备组合最上部的闸板。
注：标准井控设备组合的定义及要求见4.5.4.1.1。
4.2.2.2 剪切闸板
4.2.2.2.1 剪切闸板应能在预测最大井口压力和无拉伸载荷作用于连续油管上时，剪断连续油管管体 (包括内置在管内电缆、光纤等)。
4.2.2.2.2 标准井控设备组合中，剪切闸板通常安装在紧靠全封闸板的下方。
4.2.2.2.3 剪切闸板至少能够对所使用外径尺寸、壁厚和钢级的连续油管工作管柱进行两次剪切操作。
4.2.2.2.4 连续油管悬挂在卡瓦闸板内时，剪切闸板应能剪断连续油管工作管柱。
4.2.2.2.5 在预测最大井口压力下，剪断连续油管的关闭压力，应小于井控蓄能器系统稳定操作压力， 不超过闸板操作系统的额定工作压力。
4.2.2.2.6 每次剪切连续油管操作后，应及时更换剪切闸板剪切刀片。
4.2.2.2.7 剪切切割后，下端面的开口横截面积至少应为原始横截面积的30%,剪切口的形状也应方便后续的打捞作业。
4.2.2.3 卡瓦闸板
4.2.2.3.1 卡瓦闸板应与所用连续油管的尺寸相匹配，并配置导向装置，使连续油管在井控设备内居中，卡瓦闸板通常安装在紧靠半封闸板的上方。
4.2.2.3.2 卡瓦闸板应能承受连续油管最大预期悬重和上顶力，并确保连续油管不滑移。
4.2.2.3.3 在预测最大井口压力下，闸板固定连续油管所需的关闭压力，应小于井控蓄能器系统稳定操作压力，且不超过闸板操作系统的额定工作压力。
4.2.2.4 半封闸板
半封闸板应与所用连续油管相匹配，通常安装在防喷器的最下部。
4.2.2.5 全封剪切闸板
4.2.2.5.1 全封剪切闸板应能在预测最大井口压力和无拉伸载荷作用在连续油管上时，剪断连续油管管体(包括内置在管内的电缆、光纤等)。
4.2.2.5.2 全封剪切闸板剪切完成后，应在不移动连续油管工作管柱的情况下封闭井筒。
4.2.2.5.3 全封剪切闸板至少能够对所使用外径尺寸、壁厚和钢级的连续油管工作管柱进行两次剪切和密封操作。
4.2.2.5.4 当连续油管悬挂在卡瓦闸板或半封卡瓦闸板内时，全封剪切闸板应能将其剪断。
3
4.2.2.5.5 在预测最大井口压力下，闸板剪断连续油管和密封井筒所需的关闭压力，应小于井控蓄能器系统稳定操作压力，且不超过闸板操作系统的额定工作压力。
4.2.2.5.6 全封剪切闸板的剪切刀片，应在每次连续油管剪断操作后及时更换。
4.2.2.6 半封卡瓦闸板
4.2.2.6.1 半封卡瓦闸板在一次闸板操作中同时实现悬挂连续油管、隔离连续油管外围与井控设备内通道之间的环空压力这两个功能。
4.2.2.6.2 半封卡瓦闸板的尺寸应与使用的连续油管的外径尺寸相匹配，并应配置导向装置，使连续油管在井控设备内居中。
4.2.2.6.3 半封卡瓦闸板在承受最大预测连续油管悬重和上顶力时，连续油管不滑移，同时实现环空密封。
4.2.2.6.4 在预测最大井口压力下，闸板悬挂连续油管和密封环空所需的关闭压力，应小于井控蓄能器系统稳定操作压力，且不超过闸板操作系统的额定工作压力。
4.2.3 防喷管、转换短节
4.2.3.1 防喷管、转换短节至少应承受以下载荷之和：
a) 防喷管上部的所有压缩载荷之和;
b) 由滚筒反向张紧、运动和风力所产生的弯曲载荷;
c) 内压产生的载荷。
4.2.3.2 防喷管通径应大于BHA的最大外径。
4.2.3.3 防喷管的配置长度宜大于BHA的长度，确保有效关井，连接方式可采用由壬或法兰连接。
4.2.4 井下止回阀
4.2.4.1 井下止回阀应具备双重止回功能。
4.2.4.2 以下装置可代替井下止回阀：
a) 油管尾堵;
b) 钢丝作业堵塞器(使用的电缆，向下泵入等);
c) 风暴节流阀(例如井下安全阀);
d) 破裂盘;
e) 泵出口背压阀。
4.2.4.3 井下止回阀应符合GB/T 25429的要求，提供可追溯性的材料和弹性密封件记录，用于确认其是否适合作业条件。
4.2.4.4 当止回阀作为屏障元件，且在现场进行重新组装时，应完成4.7.5a)、c)、d) 和f), 并在止回阀恢复使用之前更新文件记录(4.8.2)。
4.2.4.5 在不能使用止回阀装置时，应有可供使用和评估的井控应急方案。应急方案应遵循4.5.3和表1中的井控设备要求。
4.3 其他井控设备
4.3.1 压力平衡装置
井控设备组合应有压力平衡装置，用于打开闸板之前平衡压力密封闸板上下的压力。
4.3.2 闸板锁紧装置
所有压力密封和卡瓦类闸板部件应有将闸板锁定在关闭位置的装置。闸板锁紧装置应能在泄掉液压力的情况下，使闸板保持关闭位置。
4.3.3 闸板位置指示
每个闸板类井控设备应配备可视位置指示器，以确定每个闸板的位置(如开或关)。
4.3.4 压井管线进口
压井管线进口至少为50.8 mm 的法兰连接，其额定工作压力不低于闸板防喷器额定工作压力。进口仅作为流体通道，用于井控设备压力测试、平衡密封闸板压力时泵注流体。
4.3.5 四通/三通
四通或三通通常安装在标准井控设备组合的下方，应符合GB/T 22513的要求。紧固件/螺栓应符合GB/T 22513的要求。
4.4 用于硫化氢环境的井控设备
所有暴露于硫化氢环境下的井控设备应符合GB/T 20972(所有部分)的规定，剪切刀片和卡瓦体除外。
4.5 配套要求
4.5.1 总体要求
以下内容应遵循本文件井控设备的配置、安装、试验的要求：
a) 预测最大井口压力 (MASP);
b) 预测最大施工压力 (MAOP);
c) 井控屏障;
d) 井控设备等级;
e) 井控设备组合形式;
f) 井控设备通径及连接方式。
4.5.2 井控屏障
下列设备或组合分别构成一个井控屏障：
a) 半封闸板、连续油管和下部工具组合中的止回阀的组合;
b) 全封闸板、剪切闸板的组合;
c) 全封剪切闸板。
注：无论井控设备中有多少个全封闸板， 一个全封闸板和一个剪切闸板的组合只能构成一个屏障。
4.5.3 井控设备压力类别
现场作业应按照表1选择连续油管井控设备。
MAOP或MASP超出PC-4 等级的情况，不在本文件规定范围。
表1压力类别
压力类别
(PC)
MASP范围
MPa
井控设备组合额定工作压力”
井控屏障最小数量
PC-0
0²
≥21
1
PC-1
0
PC-2
10
≥35
PC-3
24
≥70
PC-4
42
PC-5
52
≥105
PC-0适用于不能自喷到地面的井。
井控设备组合最小额定工作压力应不小于MAOP。
4.5.4 组合形式
4.5.4.1 通用要求
4.5.4.1.1 标准井控设备组合从上至下应包含下列组件：
a) 一个防喷盒(见4.2.1);
b) 一个全封闸板(见4.2.2.1);
c) 一个剪切闸板(见4.2.2.2);
d) 一个压井管线进口(见4.3.4);
e) 一个卡瓦闸板(见4.2.2.3);
f) 一个半封闸板(见4.2.2.4);
采用双组合闸板时，全封剪切闸板通常位于半封卡瓦闸板的上方;压井管线进口应安装在全封剪切闸板与半封卡瓦闸板之间。
4.5.4.1.2 四通/三通的推荐见4.3.5。
4.5.4.2 PC-0
PC-0 井控设备应符合如下所述组合要求(由上至下)。
a) 通过采油树或井口装置返出流体时(见图A.1), 应配置：
1)一个防喷盒和一个止回阀;
2)一个半封闸板或半封卡瓦闸板。
b) 通过井控设备组合中的三通或四通返出流体时(见图A.2), 应配置：
2)一个三通或四通;
3)一个半封闸板或半封卡瓦闸板。
c) 无止回阀时(见4.2.4.5),应安装一个全封闸板和剪切闸板组合或安装一个全封剪切闸板井控组件。
4.5.4.3 PC-1 到PC-5
井控设备等级PC-1 至PC-5 的配置方案应符合表2。
6
表2井控设备配置方案
井控设备组件
单联防喷盒
必选
一
双联防喷盒
可选
装置组至防喷盒连接
法兰、快速连接
或OEC
法兰、快速连接或 O E C
法兰、快速连接或OEC
全封闸板
剪切闸板
压井管线入口连接
卡瓦闸板
半封闸板组件(上部)
四通/三通
半封闸板组件bc(下部)
专用剪切闸板d
可使用制造商提供的全封和剪切闸板的单一组合。
可使用制造商提供的卡瓦和半封闸板的单一组合。
在双组合闸板装置组上，压井管线人口应安装在组合全封剪切闸板和组合半封卡瓦闸板之间。 专用SBR通过独立蓄能器回路运行，该回路仅用于运行SBR。
●承压液压闩锁连接可用于最上面的闸板式井控组件上方。
4.5.4.4 PC-1 (0 MPa
PC-1、PC-2 和PC-3 井控设备应符合表1规定的井控设备等级和如下所述组合要求(由上至下)。
a) 通过采油树或井口装置返出流体时(见图A.3), 应配置一个标准井控设备组合和一个止回阀。
b) 通过井控设备组合中三通或四通返出流体时(见图A.4), 应配置：
1)一个标准井控设备组合和一个止回阀;
3)一个半封闸板(选用)。
c) 无止回阀时(见4.2.4.5),除安装一个标准井控设备组合外，还应安装一个全封剪切闸板或一个剪切闸板和一个全封闸板。
4.5.4.5 PC-4(42 MPa
PC-4 和PC-5 井控组件应符合表1规定的井控设备等级和如下所述组合要求(由上至下)。
a) 通过采油树或井口装置返出流体时(见图A.5), 应配置：
1)一个标准井控设备组合(其中防喷盒为双联防喷盒)和一个止回阀;
2)一个半封闸板;
3)一个全封剪切闸板，尽可能安装在靠近采油树的位置。
7
b) 通过井控设备组合中三通或四通返出流体时(见图A.6), 应配置：
3) 一个半封闸板;
4)一个全封剪切闸板，尽可能安装在靠近采油树的位置。
c) 无止回阀时(见4.2.4.5),应将全封剪切闸板用作备用井控设备。
4.5.5 通径、额定工作压力及连接规范
4.5.5.1 井控设备组件(不包括防喷盒组件)的通径应大于连续油管的最大可能挤毁宽度。
4.5.5.2 井控设备组合端部连接和旁通出口连接应符合GB/T 22513和/或GB/T 20174的规定。 不同井控设备等级对应的连接要求如下。
a) PC-0: 所有连接的最小压力等级为21 MPa。
b) PC-1: 采油树与防喷器组采用法兰，最小压力等级为21 MPa。最上端闸板组件上方使用的法兰连接或其他类型连接，最小压力等级为21 MPa。若井口装置中仅适用螺纹连接，连接螺纹应符合21 MPa的最小压力等级，且只能作为井口装置和井控设备组合之间的连接。
c) PC- 2: 采油树与防喷器组采用法兰，最小压力等级为35 MPa。最上端闸板组件上方使用的法兰连接或其他类型连接，最小压力等级为35 MPa。若井口装置中采用螺纹连接，连接螺纹应符合35 MPa的最小压力等级要求，且只能作为井口装置和井控设备组合间的连接。
d) PC-3 和PC-4: 采油树与防喷器组采用法兰，最小压力等级为70 MPa。最上端闸板组件上方使用的法兰连接或其他类型连接，最小压力等级为70 MPa。
e) PC-5: 采油树至井控设备组合最上端闸板组件之间的所有连接应为法兰，最小压力等级为
105 MPa。最上端闸板组件上方使用的法兰连接或其他类型连接，最小压力等级为105 MPa。
f) 应使用绷绳、吊车、支撑装置等外部支撑来减少设备作用在连接处的弯曲载荷和转移载荷。
4.5.5.3 密封垫环不可回收再用。
4.5.6 井控设备下方的压力隔离保护
4.5.6.1 在将PC-1 至 PC-4 连续油管井控设备组合安装到采油(气)树、试油(气)井口或其他可能接触井筒流体的连接处时，应使用机械压力隔离装置(如阀门)隔离井筒。
4.5.6.2 如果需要安装到钻杆或油管上，则应至少使用一个压力隔离装置(如全开安全阀等)与钻杆或工作管柱隔离。
4.6 安装和操作
4.6.1 井控设备部件应能承压、控压或保压。
4.6.2 更换的零部件应符合相关标准，并满足原始设备制造商( OEM) 规定的设计要求。
4.6.3 井控设备系统在安装过程中，应确保密封件在有效期内。
4.6.4 承压、控压、保压部件的安装、作业、维护应由有资质的人员按照原始设备制造商的规定操作。
4.7 定期检查与维护
4.7.1 在检查和维护井控设备时，应按照设备所有者的维护程序进行。设备所有者维护程序应满足或高于设备制造商的维护要求。
4.7.2 井控设备每五年应至少检验一次，包括内部/外部的目视检验、尺寸检测和无损检测( NDE) 等。
8
4.7.3 五年期按以下准则之一开始计时：
a) 设备所有者验收交付井控设备的日期;
b) 当存在符合4.8规定的保存和存储记录时，受检设备投入使用的日期;
c) 当存在符合4.8规定的保存和存储记录时，部件的最后一次检验日期。
4.7.4 相应闸板应分别按照附录B、附录C 进行性能试验。检验结果应根据相关标准或制造商的验收标准进行验证。
4.7.5 井下止回阀维保项目包括：
a) 应拆卸止回阀，并目视检查止回阀的机械部件是否发生腐蚀或机械磨损;
b) 应对止回阀的机械部件进行超声探伤检测;
c) 应对止回阀密封件和接触面进行清洁且检查无腐蚀损坏(点蚀、壁厚损失、结疤等);
d) 更换止回阀的密封件后，应填写维保记录;
e) 所有承载或压力密封螺纹部位，应进行无损检测(如磁粉检验、渗透检验等);
f) 每个止回阀应按照制造商指定的RWP进行压力测试，压力测试记录应可供现场用户审查;
g) 应向用户提供检测报告。
4.7.6 检验应由有资质的机构和人员进行。
4.7.7 拆卸设备时，应检查弹性部件及其密封表面的粗糙度。
4.7.8 所有修理文件和再制造文件应根据4.8进行保存。
4.7.9 应保存维护、维修历史和/或制造档案。
4.7.10 具有焊接端连接的升高短节、转换短节、防喷管、四通和三通应符合以下要求：
a) 承压、承载部件的所有焊接应满足GB/T 20174的要求;
b) 经过资格认证的焊工按照特定的焊接工艺进行操作
c) 通过实施书面WPS 和维修设施的支持PQR来验证其合规性;
d) 焊接应按照书面WPS 及 GB/T 20174中的焊接要求进行;
e) 所有焊接连接处应进行射线或超声等无损检测。
4.8 保存和贮存
4.8.1 井控设备应按照设备所有者或制造商要求方式进行贮存。
4.8.2 在恢复使用之前，应根据设备所有者或制造商要求对部件进行检查和测试，并进行相关的记录，保证设备的性能满足使用要求。
4.8.3 设备所有者应保存与设备部件的贮存、保养及后续检查相关的记录。
5 控制系统
5.1 总则
5.1.1 井控设备控制系统应提供一套蓄能器组液压控制系统，用于操作井控设备组件。
5.1.2 井控设备控制系统应有独立的液压控制系统操作井控设备组件。
5.2 功能要求
井控设备控制系统蓄能器组的压力和容积应满足功能要求。
5.3 元件
井控设备控制系统包括下列元件：
9
a) 液压油箱;
b) 泵系统(对液压油增压);
c) 蓄能器组(储存动力液);
d) 控制面板和管汇(动力液输送到井控设备组件);
e) 液压油。
注：当带压时，液压油被用作动力液。
5.4 液压油箱
5.4.1 液压油箱的容积应满足蓄能器组储存液压油液量的需求，包含控制阀、管汇和井控设备组件的容积。
5.4.2 液压系统油箱应配备检查/清理口、油量标尺、泵吸油口、从防喷器组和蓄能器组回流的回油口。
5.5 泵系统和规格
5.5.1 为井控设备控制系统提供动力液，系统满足下列要求：
a) 不使用蓄能器时，能够操作井控设备;
b) 在蓄能器组管汇的最低操作压力下，能够完成所有井控设备闸板部件的功能操作;
c) 如果使用气动泵对蓄能器系统充压，气动泵应能在最低0.52 MPa的气源下将蓄能器组充至系统工作压力。
5.5.2 泵系统应设计超压保护装置并安装在泵的出口管汇中。
5.5.3 应确定使用泵系统关闭井控设备组合各部件所需的时间。应根据作业类型，评估关闭时间是否适合。
5.6 蓄能器组和蓄能器规格
5.6.1 总则
蓄能器组能够储存高压液压油。当泵系统(一级系统)不能工作时，蓄能器组中储存的能量用于操作井控元件，蓄能器组管线配备液动和手动两种模式的隔离泵和蓄能器组。
每个蓄能器组至少需要两个储能罐。
5.6.2 蓄能器容积
蓄能器组应有充足的可用液压油，当系统泵不能工作时，通过一个完整的“关一开—关”顺序能够操作所有的井控设备部件。完成“关一开—关”顺序操作后，蓄能器瓶剩余的压力至少比预充压力高1.4 MPa (见5.6.5)。井控设备蓄能器容积和预充压力的计算方法见附录D。
5.6.3 蓄能器组响应时间
应确定蓄能器组关闭井控设备组合各部件所需的响应时间。应根据作业类型评估响应时间是否适合。
通过观察位置指示器的状态(关/开),或者观察因控制管线中的摩阻压力损失而导致操作系统压力下降的恢复情况，可以确定井控元件是否完成其功能。如果要求确定压力密闭，应采用在闸板下部或通过阀门的方式进行压力检测。
5.6.4 稳定工作压力
蓄能器和管汇的稳定工作压力不大于井控操作系统元件的预测最大施工压力。蓄能器组的稳定工作压力应为初始压力平衡30 min 后观察的压力。
10
5.6.5 蓄能器预充压力
蓄能器预充压力提供了最小的可能储存能量，能量驱动蓄能器中的动力液。在不超过蓄能器额定工作压力的条件下，计算出满足井控设备最低操作要求和作业环境的预充压力(见附录D)。预充压力计算要符合下列规定：
a) 蓄能器只能用惰性气体预充;
b) 应同时记录预充压力及蓄能器瓶体温度。
蓄能器预充后，待蓄能器达到热平衡(一般为30 min),记录下预充压力和瓶体温度。
5.7 控制面板和管汇
5.7.1 井控设备控制系统配有一个或多个控制面板。主控制面板一般安装在CT设备操作面板上或附近。控制管汇直接连接动力液与井控设备组件。所有控制面板的液压元件和管汇的额定工作压力都要大于或等于操作系统的预测最大施工压力。
5.7.2 控制面板应满足以下要求。
a) 两步操作完成井控设备组合闸板控制。保护好所有井控设备组合控制阀，避免出现误操作。
b) 控制阀应明确标识：
1)操作的井控部件;
2)控制阀的位置(即开、关、空挡)。
c) 显示蓄能器压力、闸板元件压力、操作系统液压泵压力和气动泵空气压力(只有空气操作的面板)。
d) 动力液回路应安装一个隔离阀，位置在控制阀上游，在非工作状态下，减少控制阀漏失而造成动力液量和压力的损失。常规操作时，该隔离阀处于关闭状态，仅操作井控闸板元件时打开。
注：所有闸板控制阀在作业期间应处于打开状态。
5.7.3 所有连接扣、管和管接头及所有液压控制管汇上的焊接接头应符合制造商的要求。
5.8 液压油
液压油应符合设备制造商推荐的要求且不低于当地环境、安全规范的要求。
6 密封件
6.1 总则
井控设备上使用的非金属密封件和金属密封件应适应可能遇到的各种液体、气体和(或)化学品。密封组件和密封压盖应匹配所用工作部件的额定压力。井控设备供应商应提供所使用密封件的记录，确保使用的是推荐的非金属密封件和金属密封件。
非金属密封件的选择应至少包括下列参数：
a) 抗气爆性能;
b) 化学兼容性;
c) 适用温度;
d) 抗挤压性能;
e) 抗磨损/冲蚀性能;
f) 额定压力。
注：上述准则不是独立的，而是相互关联的。
11
6.2 抗气爆性能 ( RGD)
6.2.1 快速压降时的密封性能主要取决于所用材料的特性和密封件的几何形状。
6.2.2 若制造商没推荐压降速度，则压力低于7 MPa时的压降速度不应超过0.5 MPa/min。在压力小于7MPa 时，压降速度不应超过密封组件力学破坏的压降速度。
注：对某些材料，CO₂会增加RGD破坏的可能性。
6.3 化学兼容性
6.3.1 井控组件上的密封件应适应作业过程中的流体。
6.3.2 减少化学品对井控设备非金属密封件不利影响的措施包括但不限于：
a) 连续注入惰性流体或缓蚀剂通过闸板;
b) 采用防止化学活性的流体进入井控设备的工艺;
c) 涂保护层。
6.4 适用温度
6.4.1 作业过程中，非金属密封件应在规定温度范围内使用。
6.4.2 引起温度变化的因素包括但不限于：
a) 极端环境温度;
b) 井筒温度;
c) 卸压时由于节流效应导致的温度降低;
d) 加热处理液;
e) 低温流体。
6.4.3 确保非金属材料在原始设备制造商要求的温度范围内工作的措施包括：
a) 向闸板和管线持续注入流体，炎热环境注入冷却液，寒冷环境注入热流体;
b) 控制井控设备和管线的外部工作环境。
6.5 抗挤压
根据原始设备制造商的推荐，应有抗挤压装置以保持密封件几何形状，避免挤压破裂。
6.6 抗磨损/冲蚀
磨损和冲蚀会破坏非金属材料的密封完整性。为减小磨损和冲蚀应注意：
a) 闸板打开时应确认到位;
b) 保证密封材料满足工作条件;
c) 在使用橡胶软管时，尽量平直安装，以减少高压流体对管壁的冲蚀。
6.7 额定压力
非金属密封件应能承受井控组件的额定压力。
6.8 其他注意事项
6.8.1 暴露
如果井控设备的密封件暴露在超出其适应性能的环境中(例如快速降压、温度、化学品等),该
12
承压密封件应尽早更换。
6.8.2 闸板胶芯的疲劳寿命
闸板胶芯的疲劳寿命应高于预计作业时间。非金属密封件的疲劳试验参见GB/T 20174。
6.8.3 非金属密封件的时效控制和储存
制造商应提供有关保存非金属密封件的书面要求。对于非金属密封件的储存，应采用以下方法：
a) 时效控制;
b) 室内储存;
c) 贮存温度宜为15℃~25℃;
d) 免受直接自然光的照射;
e) 非金属密封件的包装和储存不得施加足以导致永久变形或其他损坏的拉伸或压缩应力;
f) 远离液体储存;
g) 防止臭氧和射线损伤。
6.8.4 产品标记
密封件或其包装上应有以下标记：
a) 制造商名称;
b) 硬度;
c)化合物类型;
d) 制造日期(硫化日期);
e) 零件号;
f) 保存期限。
6.8.5 设备贮存
非金属密封件在库存时其性能也会降低。贮存的设备在使用前应进行测试，必要时应更换。
7 井控设备试验
7.1 总则
井控设备应按照7.2～7.6进行试验。
7.2 性能试验
7.2.1 总体要求
应对剪切闸板、卡瓦闸板、全封剪切闸板、半封卡瓦闸板进行性能试验，试验各组件应符合相关要求。应提供最近的剪切闸板、卡瓦闸板、全封剪切闸板和半封卡瓦闸板在MASP下完成指定项目时功能符合要求的试验报告。
7.2.2 剪切闸板性能试验
应对剪切闸板进行试验，以确认闸板体、嵌入式剪切刀体和驱动机构(包括增力缸，如安装)能够可靠剪断连续油管管柱，并保证剪切后具有合适的几何形状和横截面积，以便通过悬挂在卡瓦闸板
13
上的连续油管进行循环压井作业。剪切闸板性能试验方案、频率和要求按照附录C 执行。
7.2.3 卡瓦闸板性能试验
应对卡瓦闸板进行试验，以确认在作业期间对连续油管工作管柱施加最大预计轴向载荷时，卡瓦能够夹持指定的连续油管。卡瓦闸板性能试验方案、频率和性能要求按照附录B 执行。
7.2.4 全封剪切闸板性能试验
应对全封剪切闸板进行试验，以确认闸板体、嵌入式剪切刀体、密封件和驱动机构(包括增力缸，如安装)能够剪断连续油管管柱，并保证剪切后具有合适的几何形状和横截面积，以便通过悬挂在卡瓦闸板或半封闸板上的连续油管进行循环压井作业。此外，应证明全封剪切闸板在MASP下密封空井的能力。全封剪切闸板性能试验方案、频率和要求按照附录C 执行。
7.2.5 半封卡瓦闸板性能试验
应对半封卡瓦闸板进行试验，以确认在作业期间连续油管工作管柱施加最大预计轴向载荷时，半封卡瓦闸板能够夹持指定的连续油管并密封指定的连续油管环空。半封卡瓦闸板性能试验方案、频率和性能要求按照附录B 执行。
7.2.6 闸板锁紧装置压力密封试验
应对密封闸板(全封闸板、半封闸板、全封剪切闸板和半封卡瓦闸板)上的闸板锁紧装置进行试验，以确认液控油压释放后闸板能保持关闭和密封。闸板锁紧装置性能试验按照闸板额定工作压力进行，试验周期不超过一年。应保留闸板锁紧装置压力密封试验的文件记录。
7.2.7 开关试验周期
开关试验是指依次关闭和开启一次井控设备部件。下述情况应进行井控设备部件的开关试验：
a) 首次安装井控设备和液压控制系统之后;
b) 连接特定组件后会影响液压控制系统完整性时。
7.2.8 控制系统试验
7.2.8.1 该项试验用于验证液压系统能按照设计要求驱动各个井控部件。试操作各个井控部件并进行目视确认。
7.2.8.2 控制系统液压系统的最小工作压力应是该闸板在大气压下实现闸板功能所需操作压力与克服井压所需操作压力之和。
7.2.8.3 液压系统应能提供在MASP下操作防喷器组所需液量。
7.3 载荷试验
在进行压力试验之前，止回阀应按照制造商推荐的程序安装在连续油管上。与止回阀相连的连续油管底部工具组合接头应按照预测承受的最大拉力/载荷(包括突发情况)进行拉力试验。
7.4 压力试验
7.4.1 总体要求
所有井控设备都应进行压力试验。压力试验包括一次低压试验和一次高压试验。
14
7.4.2 低压试验
试验压力为1.4 MPa～2.1 MPa。压力稳定后，保压时间不少于5min。
验收准则：无可见渗漏，保压期间压力不低于所需的最小试验压力且压降不超过0.07 MPa。
低压试验压力应在1.4 MPa 与2.1 MPa之间。试验前，高于2.1 MPa且低于3.45 MPa的压力可降至1.4 MPa与2.1 MPa之间;超过3.45 MPa的压力应卸压至零后重新升压。
注：3.45 MPa及以上的压力在卸压至1.4 MPa与2.1 MPa 之间后会增强密封性能进而稳定压力，因此该情况不能视为低压试验合格。
7.4.3 高压试验
试验压力等于MAOP加3.45 MPa, 且其上限值的偏差应不超过额定工作压力的5%或3.45 MPa (两者取其小)。压力稳定后，保压时间不少于10 min。
验收准则：无可见渗漏，保压期间压力不低干所需的最小试验压力且压降不超过0.7 MPa。
7.4.4 井控设备压力试验类型
压力试验类型如下：
a) 闸板/阀门压力试验：通过压力完整性试验验证井控部件在关闭状态时能达到设计压力密封能力;
b) 系统压力试验：通过整体压力完整性试验验证井控设备工作时所有压力容器的压力密封能力;
c) 连接件压力试验：通过压力完整性试验验证系统内一个或多个连接件的压力密封完整性。
7.4.5 井控设备压力试验频次
井控设备压力试验频次如下：
a) 闸板/阀门压力试验：
1)初次安装井控设备和液压控制系统时;
2)出现任何有损压力密封的情况后。
b) 系统压力试验：初始安装井控设备和液压控制系统时。
c) 连接件压力试验：
1) 初次安装井控设备未对闸板/阀门进行压力试验时;
2)完成任何需要断开压力密封的操作之后。
7.4.6 特殊情况下的压力试验
7.4.6.1 受作业条件影响，不能进行额定压力试验时，可施加与井筒压力相同的压力进行试验。
7.4.6.2 当连续油管位于防喷器组内，需要更换防喷盒组件或维修时，在完成更换后应进行压力试验，可采用当前井压试压。
7.4.6.3 防喷盒压力试验应稳压至少10 min, 无可见渗漏。
7.4.6.4 工具再次入井作业之前，应对受影响部件进行压力试验。
7.4.7 止回阀压力试验
止回阀在安装到连续油管连接器之前，应按照止回阀的额定工作压力或者MASP加3.45 MPa进行止回阀内部压力试验，试验频次不低于7.4.5推荐的最低试验频次。
为确认止回阀安装后的性能，应进行止回阀内部压力试验。应取止回阀预期承受的最大压差、连
15
续油管挤毁压力中的较小值进行试验。止回阀试验应证明止回阀的密封性能及防止流体通过连续油管工作管柱回流的能力。
7.5 试验文件
试验记录应包括以下内容：
a)压力试验中包含的井控组件;
b) 低压试验保压期间压力值和保压时长;
c) 高压试验保压期间压力值和保压时长;
d) 压力试验结果(合格或不合格);
e) 试验设备(包含压力表或压力传感器等相关监测设备的编号和校准日期);
f) 试验人员签字和试验日期。
7.6 压力试验设备
7.6.1 应采用压力表、曲线记录仪以及/或者数据采集设备来记录井控设备的压力试验。
7.6.2 对于高压试验，若使用弹簧管压力测量设备，测量的压力范围应为压力表量程的20%～80%。
7.6.3 压力表刻度应满足压力试验要求的精度;当使用曲线记录仪时，记录曲线应设置为4h 或更短的时间。
7.6.4 若使用数据采集系统记录压力试验，则压力传感器精度至少为全量程的0.5%。
7.6.5 根据设备的可重复性及使用频繁程度进行校准。校准周期不超过一年，并记录。
16
附录 A
(资料性)
不同等级连续油管井控设备组合形式示意图
不同等级连续油管井控设备组合形式见图A.1～图 A.6。
4
标引序号说明：
1——连续油管;
2 ——防喷盒;
3——半封闸板或半封卡瓦闸板;
4——止回阀。
图A.1 PC-0通过采油树或井口装置返出流体时的井控设备组合
17
2——防喷盒 ;
3——防喷管;
4——半封闸板或半封卡瓦闸板;
5——四通;
6——止回阀。
图A.2 PC-0通过井控设备组合中的三通或四通返出流体时的井控设备组合
18
2——防喷盒;
3 ——防喷管;
4——压井管线进口;
5 ——止回阀;
6 ——全封闸板;
7 — — 剪切闸板; 8——卡瓦闸板; 9——半封闸板。
图A.3 PC-1、PC-2、PC-3通过采油树或井口装置返出流体时的井控设备组合
19
5——半封闸板(选用);
6——四通;
7——止回阀;
8 ——全封闸板;
9——剪切闸板;
10——卡瓦闸板;
11——半封闸板。
图 A.4 PC-1、PC-2、PC-3通过井控设备组合中的三通或四通返出流体时的井控设备组合
20
nlnin
另一种装配
1 ——连续油管 ;
2——双联防喷盒 ;
5——半封闸板;
6——全封剪切闸板;
8——全封剪切闸板;
9——半封卡瓦闸板;
10——双组合闸板组;
11——全封闸板;
12——剪切闸板;
13——卡瓦闸板;
14——半封闸板。
图 A.5 PC-4、PC-5通过采油树或井口装置返出流体时的井控设备组合
21
22
nlnu nln
nn nn
ou
2——双联防喷盒;
7 ——四通;
8 ——止回阀;
9——全封剪切闸板; 10——半封卡瓦闸板; 11——双组合闸板组; 12——全封闸板;
13——剪切闸板; 14——卡瓦闸板; 15——半封闸板。
图A.6 PC-4、PC-5 通过井控设备组合中的三通或四通返出流体时的井控设备组合
附录 B
(规范性)
连续油管井控设备闸板性能试验——卡瓦闸板和半封卡瓦闸板
B.1 卡瓦闸板性能试验
B.1.1 目的
卡瓦闸板性能试验是为了确认闸板在井控作业时(关闭后),能够卡定连续油管工作管柱轴向载荷不产生滑移。
B.1.2 试验用连续油管要求
卡瓦闸板性能试验应使用符合以下条件的连续油管：
a) 材料屈服强度大于或等于连续油管工作管柱的材料屈服强度;
b) 外径与作业中的连续油管柱匹配;
c) 应在大气压下用闸板内孔进行卡瓦闸板试验。
B.1.3 连续油管工作管柱最厚壁段管重卡瓦闸板试验
B.1.3.1 在管重卡瓦闸板性能试验前，应确定以下试验信息：
a)MASP;
b) 连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量(轴向拉伸载荷)。
B.1.3.2 在管重卡瓦闸板试验中，闸板应将连续油管工作管柱最厚部分保持在卡瓦牙内不移动，其重量应为连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量。轴向拉伸试验载荷应从闭合卡瓦闸板下方施加。稳定后(管体拉伸，卡瓦牙内对准达到平衡后),如最大规定悬挂重量能保持至少15min, 则卡瓦闸板试验成功。
B.1.3.3 为了记录试验，应调整施加到卡瓦闸板的液控油压，以代表施加到指定MASP的有效液控油压。有效液控油压是通过从关闭卡瓦闸板后(不借助蓄能器系统泵)保留的蓄能器系统压力减去闸板活塞平衡压力来确定的，不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.1.3.4 应进行卡瓦闸板锁紧试验。卡瓦闸板关闭并将锁紧装置拧动到位，以确认在液压力释放后， 锁紧装置能够保证安全的轴向载荷，管体在卡瓦牙内没有移动。稳定后(管体拉伸，卡瓦牙内对准达到平衡后),如最大规定悬挂重量保持至少15 min, 则卡瓦闸板锁紧试验成功。
B.1.3.5 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向拉伸的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.1.3.6 管重卡瓦闸板性能试验的最低频率为1次/年。
B.1.4 最大液控油压下连续油管管重卡瓦闸板试验
B.1.4.1 本试验针对井控作业中可能出现的情况，即在闸板关闭后，施加到卡瓦闸板上的液控油压可能会增加到最大蓄能器系统压力，并且关闭的闸板上方井控设备组合中的压力会降低到大气压力。管重卡瓦闸板试验是为了评估在最大蓄能器系统压力下及连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量条件下，连续油管段的损坏情况。
B.1.4.2 在管重卡瓦闸板试验中，闸板应将连续油管工作管柱最厚部分保持在卡瓦牙内不移动，其重
23
量应为连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量。轴向拉伸试验载荷应从闭合卡瓦闸板下方施加。
B.1.4.3 管重卡瓦闸板试验应在防喷器最大液控油压下进行。最大液控油压应为来自蓄能器系统的压力(没有闸板活塞平衡压力调节),不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.1.4.4 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向拉伸的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.1.4.5 应使用特定的卡瓦闸板，在最大液控油压下对作业中使用的每种外径尺寸、钢级和壁厚的连续油管至少进行一次管重卡瓦性能试验。试验记录及连续油管外表面损坏情况的报告应可供用户查阅。
B.1.5 连续油管工作管柱最薄壁段管轻卡瓦闸板试验
B.1.5.1 在进行管轻卡瓦闸板试验之前，应确定试验所用的MASP。
B.1.5.2 在管轻卡瓦闸板试验中，卡瓦闸板应将连续油管工作管柱最薄部分保持在卡瓦牙内不移动， 加载力应大于或等于MASP与管体截面积的乘积。轴向压缩载荷应从闭合卡瓦闸板下方施加。稳定后(管体压缩，卡瓦内对准达到平衡后),如规定的向上压缩力保持至少15 min, 则卡瓦闸板试验成功。
如果管轻卡瓦闸板试验是在封闭卡瓦闸板上方施加轴向拉伸载荷的情况下进行的(而不是从下方施加轴向压缩载荷),该试验可能无法代表闸板特定设计性能。因此，还应记录施加轴向载荷的方向。 B.1.5.3 为了记录试验，应调整施加到卡瓦闸板上的液控油压，以代表施加到指定MASP的有效液控油压。有效液控油压是通过从关闭卡瓦闸板后(不借助蓄能器系统泵)保留的蓄能器系统压力中减去闸板活塞平衡压力来确定的，不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.1.5.4 应进行卡瓦闸板锁紧试验，卡瓦闸板关闭并将锁紧装置拧动到位，以确认在液压力释放后， 锁紧装置能够保证安全的轴向载荷，管体在卡瓦牙内没有移动。稳定后(管体压缩，卡瓦牙内对准达到平衡后),如最大规定悬挂重量保持至少15 min, 则卡瓦闸板锁紧试验成功。
B.1.5.5 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向拉伸的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.1.5.6 管轻卡瓦闸板性能试验的最低频率为1次/年。
B.1.6 最大液控油压下连续油管管轻卡瓦闸板试验
B.1.6.1 本试验针对井控作业中可能出现的情况，即在闸板关闭后，施加到卡瓦闸板上的液控油压可能会增加到最大蓄能器系统压力，并且关闭的闸板上方井控设备组合中的压力会降低到大气压力。管轻卡瓦闸板试验是为了评估在最大蓄能器系统压力及连续油管工作管柱的最大规定轴向压缩载荷下连续油管段的损坏情况。
B.1.6.2 在管轻卡瓦闸板试验中，闸板应在规定的最大轴向压缩力下将连续油管工作管柱最薄部分保持在卡瓦牙内不移动。轴向压缩试验载荷应从闭合的卡瓦闸板下方施加。稳定后(管体压缩，卡瓦内对准达到平衡后),如规定的向上压缩力保持至少15min, 则卡瓦闸板试验成功。
如果管轻卡瓦闸板试验是在闭合的卡瓦闸板上方施加轴向拉伸载荷的情况下进行的(而不是轴向压缩载荷),该试验可能无法代表闸板特定设计性能。因此，还应记录施加轴向载荷的方向。
B.1.6.3 管轻卡瓦闸板试验应在防喷器最大液控油压下进行。最大液压系统压力应为来自蓄能器系统的压力(没有闸板活塞平衡压力调节),不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.1.6.4 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向压缩的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.1.6.5 应使用特定的卡瓦闸板，在最大液控油压下对作业中使用的每种外径尺寸、钢级和壁厚的
24
连续油管至少进行一次管轻卡瓦性能试验。试验记录及连续油管外表面损坏情况的报告应可供用户查阅。
B.1.7 试验报告数据
每个卡瓦闸板管重和管轻载荷试验的试验报告数据应包括：
a) 连续油管样品外径、平均壁厚、MTR材料屈服强度和钢级;
b) 卡瓦闸板组件的制造商，包括型号、内径、RWP和序列号;
c) 闸板组件驱动装置的型号，包括防喷器液压控制腔最大允许液控油压;
d) 施加到卡瓦闸板上的有效液控油压(根据指定的MASP进行调整);
e) 施加在卡瓦闸板上的最大液控油压(最大液控油压试验);
f) 卡瓦闸板和卡瓦牙的序列号和/或零件号;
g) 每次卡瓦闸板试验完成后，卡瓦牙的状况;
h) 从每次试验开始到结束的液压压力的数字记录.包括仅使用闸板锁紧装置保持轴向载荷(液压压力降至零)的试验期间的文件记录;
i) 所保持的轴向载荷的记录;
j) 试验日期和地点。
管重试验中报告的施加到卡瓦闸板上的液控油压应基于B.1.3 ( 根据指定的MASP进行调整)或 B.1.4 ( 最大液控油压试验)来确定。管轻试验中报告的施加到卡瓦闸板上的液控油压应基于B.1.5 (根据指定的MASP进行调整)或B.1.6 (最大液控油压试验)来确定。
B.1.8 数据采集
应使用数据采集系统记录试验压力。压力传感器精度应不低于传感器全量程的0.5%。
B.2 半封卡瓦闸板
B.2.1 目的
半封卡瓦闸板试验是为了确认闸板在井控作业时(关闭后),能够卡定连续油管工作管柱轴向载荷并隔离闸板上下压力。
B.2.2 试验用连续油管要求
半封卡瓦闸板性能试验应使用符合以下条件的连续油管管段：
c) 应在大气压下用闸板内孔进行半封卡瓦闸板试验。
B.2.3 连续油管工作管柱最厚壁段管重半封卡瓦闸板试验
B.2.3.1 在进行管重半封卡瓦闸板试验前，应确定以下试验信息：
B.2.3.2 在管重半封卡瓦闸板试验中，闸板应将连续油管工作管柱壁厚最厚部分保持在卡瓦牙内不移动，其重量应为连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量。轴向拉伸试验载荷应从闭合的半封卡瓦闸板下方施加。稳定后(管体拉伸，卡瓦牙内对准达到平衡之后),如最大规定悬挂重量能保持至少
25
15 min, 则半封卡瓦闸板试验成功。
B.2.3.3 为记录试验，应调整施加到半封卡瓦闸板的液控油压，以代表施加到指定MASP的有效液控油压。有效液控油压是通过从关闭半封卡瓦闸板(不借助蓄能器系统泵)后保留的蓄能器系统压力减去闸板活塞平衡压力来确定，且不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.2.3.4 应进行半封卡瓦闸板锁紧试验。卡瓦闸板关闭并将锁紧装置拧动到位，以确认在液压力释放后，锁紧装置能够保证安全的轴向载荷，管体在卡瓦牙内没有移动。稳定后(管体拉伸，卡瓦牙内对准达到平衡后),如最大规定悬挂重量保持至少15 min, 则卡瓦闸板锁紧试验成功。
B.2.3.5 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向拉伸的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.2.3.6 管重半封卡瓦闸板性能试验的最低频率为1次/年。
B.2.4 最大液控油压下连续油管管重半封卡瓦闸板试验
B.2.4.1 本试验针对井控作业中可能出现的情况，即在闸板关闭后，施加到半封卡瓦闸板上的液控油压可能会增加到最大蓄能器系统压力，并且关闭的闸板上方井控设备组合中的压力会降低到大气压力。管重半封卡瓦闸板试验是为了评估在最大蓄能器系统压力下及连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量条件下，连续油管段的损坏情况。
B.2.4.2 在管重半封卡瓦闸板试验中，闸板应将连续油管工作管柱壁厚最厚部分保持在卡瓦牙内不移动，其重量应为连续油管工作管柱的最大规定悬挂重量。轴向拉伸试验载荷应从封闭的半封卡瓦闸板下方施加。
B.2.4.3 管重半封卡瓦闸板试验应在防喷器最大液控油压下进行。最大液控油压应为来自蓄能器系统的压力(没有闸板活塞平衡压力调节),不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.2.4.4 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向拉伸的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.2.4.5 应使用特定的卡瓦闸板，在最大液控下对作业中使用的每种外径尺寸、钢级和壁厚的连续油管至少进行一次管重半封卡瓦性能试验。试验记录及连续油管外表面损坏情况的报告应可供用户查阅。
B.2.5 连续油管工作管柱最薄壁段管轻半封卡瓦闸板试验
B.2.5.1 在进行管轻半封卡瓦闸板试验之前，应确定试验所用的MASP。
B.2.5.2 在管轻半封卡瓦闸板试验中，卡瓦闸板应将连续油管工作管柱最薄部分保持在卡瓦牙内不移动，加载力应大于或等于MASP 与管体截面积的乘积。轴向压缩载荷应从闭合卡瓦闸板下方施加。 稳定后(管体压缩，卡瓦内对准达到平衡后),如规定的向上压缩力保持至少15 min, 则半封卡瓦闸板试验成功。
如果管轻卡瓦闸板试验是在封闭卡瓦闸板上方施加轴向拉伸载荷的情况下进行的(而不是从下方施加轴向压缩载荷),该试验可能无法代表闸板特定设计性能。因此，还应记录施加轴向载荷的方向。 B.2.5.3 为了记录试验，应调整施加到半封卡瓦闸板上的液控油压，以代表施加到指定MASP的有效液控油压。有效液控油压通过从关闭半封卡瓦闸板(不借助蓄能器系统泵)后保留的蓄能器系统压力中减去闸板活塞平衡压力来确定，不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.2.5.4 应进行半封卡瓦闸板锁紧试验。卡瓦闸板关闭并将锁紧装置拧动到位，以确认在液压力释放后，锁紧装置能够保证安全的轴向载荷，管体在卡瓦牙内没有移动。稳定后(管体拉伸，卡瓦牙内对准达到平衡后),如最大规定悬挂重量保持至少15min, 则半封卡瓦闸板锁紧试验成功。
B.2.5.5 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向拉伸的组合载荷不会对卡瓦
26
牙压痕以外的管道造成损坏。
B.2.5.6 管轻半封卡瓦闸板性能试验的最低频率为1次/年。
B.2.6 最大液控油压下连续油管管轻半封卡瓦闸板试验
B.2.6.1 本试验针对井控作业中可能出现的情况，即在闸板关闭后，施加到半封卡瓦闸板上的液控油压可能会增加到最大蓄能器系统压力，并且关闭的闸板上方井控设备组合中的压力会降低到大气压力。管轻半封卡瓦闸板试验是为了评估在最大蓄能器系统压力及连续油管工作管柱的最大规定轴向压缩载荷下连续油管段的损坏情况。
B.2.6.2 在管轻半封卡瓦闸板试验中，闸板应在规定的最大轴向压缩力下将连续油管工作管柱最薄部分保持在卡瓦牙内不移动。轴向压缩试验载荷应从闭合的卡瓦闸板下方施加。稳定后(管体压缩，卡瓦内对准达到平衡后),如规定的向上压缩力保持至少15min, 则半封卡瓦闸板试验成功。
如管轻半封卡瓦闸板试验是在闭合的卡瓦闸板上方施加轴向拉伸载荷的情况下进行的(而不是轴向压缩载荷),该试验可能无法代表闸板特定设计性能。因此，还应记录施加轴向载荷的方向。
B.2.6.3 管轻半封卡瓦闸板试验应在防喷器最大液控油压下进行。最大液压系统压力应为来自蓄能器系统的压力(没有闸板活塞平衡压力调节),不超过防喷器液压控制腔RWP。
B.2.6.4 应对受影响的管段进行目视和尺寸检验，以确认液控油压和轴向压缩的组合载荷不会对卡瓦牙压痕以外的管道造成损坏。
B.2.6.5 应使用特定的半封卡瓦闸板，在最大液控油压下对作业中使用的每种外径尺寸、钢级和壁厚的连续油管至少进行一次管轻卡瓦性能试验。试验记录及连续油管外表面损坏情况的报告应可供用户查阅。
B.2.7 试验报告数据
每个管重和管轻半封卡瓦闸板载荷试验报告数据应包括：
b) 半封卡瓦闸板组件的制造商，包括型号、内孔、RWP和序列号;
d) 施加到半封卡瓦闸板上的有效液控油压(根据指定的MASP进行调整);
e) 施加在半封卡瓦闸板上的最大液控油压(最大液控油压试验);
f) 半封卡瓦闸板和卡瓦牙的序列号和/或零件号;
g) 每次半封卡瓦闸板试验完成后卡瓦牙的状况;
h) 从每次试验开始到结束，液压驱动装置压力的数字记录，包括仅使用闸板锁紧装置保持轴向载荷(液压力降至零)的试验期间的文件记录;
管重试验中报告的施加到半封卡瓦闸板上的液控油压应基于B.2.3 ( 根据指定的MASP进行调整) 或B.2.4 (最大液控油压试验)来确定。管轻试验中报告的施加到半封卡瓦闸板上的液控油压应基于 B.2.5 ( 根据指定的MASP进行调整)或B.2.6 (最大液控油压试验)来确定。
B.2.8 数据采集
27
附录 C
连续油管井控设备闸板性能试验——剪切闸板和全封剪切闸板
C.1 剪切闸板性能试验
C.1 .1 试验用连续油管要求
剪切闸板性能试验应使用符合以下条件的连续油管段：
a) 材料屈服强度大于或等于连续油管工作管柱管壁最厚管段的材料屈服强度;
b) 连续油管样品应为规定用途连续油管工作管柱的管壁最厚部分;
c) 试验样品应包括连续油管工作管柱内的所有部件(如电缆、毛细管、光纤线路);
d) 对于连续油管穿电缆的作业，剪切试验应考虑电缆型号;
e) 剪切闸板试验应在不带井压且连续油管样品或内部可缠绕组件(如电缆、毛细管、光缆线路) 不受拉伸的情况下进行。
C.1.2 试验要求
应在连续油管样品固定在卡瓦闸板内的情况下进行一次剪切闸板试验。在连续油管样品偏离通径中心且垂直于剪切刀片剪切面边缘的闸板轴轴线的情况下，至少进行一次额外的剪切试验。
C.1.3 试验报告数据
每次剪切试验报告数据应包括：
a) 连续油管样品外径、平均壁厚、MTR 材料屈服强度和钢级;
b) MTR的每种内部可缠绕部件和材料屈服强度说明;
c) 剪切闸板组件的制造商，包括型号、内径、RWP和序列号;
d) 闸板组件驱动装置的型号，包括防喷器液压控制腔最大允许液控油压;
e) 剪切刀片的序列号和/或零件号，以及刀片剪切面形状描述;
f) 剪切关闭压力;
g)剪切开启压力;
h) 剪切试验完成后剪切刀片的状况;
i) 从试验开始到结束的液压压力的数字记录，包括连续油管剪切压力。
C.1.4 数据采集
C.2 全封剪切闸板性能试验
C.2.1 试验用连续油管要求
全封剪切闸板性能试验应使用符合以下条件的连续油管段：
28
e) 剪切闸板试验应在不带井压且连续油管样品或内部可缠绕组件(如电缆、毛细管、光缆线路) 不受拉伸的情况下进行。
C.2.2 试验要求
C.2.2.1 如需要使用全封剪切闸板剪切连续油管工作管柱，以方便过油管泵送和压井作业，则至少需要进行一次全封剪切闸板试验，且连续油管应固定在位于全封剪切闸板下方的卡瓦闸板或半封卡瓦闸板内。
C.2.2.2
评论