国内外井控标准中钻修井井控管汇形式分析与修订建议.pdf

标准化Vol.39 No.11TechnologyoleumIndustry第3 9 卷第11期Nov.20232023年11月石油工业技术监督国内外井控标准中钻修井井控管汇形式分析与修订建议郭虹，李小兵，张旭升中国石油长庆油田分公司培训中心（陕西西安7 10 0 2 1）摘要为将井控管汇的功能发挥到最大化，确保溢流与井喷压井中井内压力始终处于受控状态，并实现配套形式与使用方法的规范统一，对国内外最新版井控标准进行了分析研究。通过对涉及井控管汇的3 项国外标准和6 项国内标准的研究表明，标准中存在的问题影响着现场配套与使用，关系着关井与压井安全。指出了现行标准中存在的问题，阐述了14140 MPa节流与压井管汇的合理流程形式。对该问题的研究，有利于提高井控装置配套与使用的科学性和规范化水平，为井控压井安全提供可靠保障。关键词钻修井井控；节流压井；管汇流程；使用方法D01:10.20029/j.issn.1004-1346.2023.11.005Analysis and Revision Suggestions of Well Control Manifold for Drilling andWorkoverin Domesticand Foreign Well Control StandardsGUO Hong,LI Xiaobing,ZHANG XushengTraining Center,Changqing Oilfield Company,PetroChina(Xian,Shaanxi 710021,China)Abstract To maximize the functionality of well control manifold,ensure that the well pressure remains under control during overflowand blowout operations,and achieve the standardization and uniformity of matching form and application method,this study analyzedthe latest domestic and foreign drilling well control standards.Through studying three foreign standards and six domestic standards re-lated to well control manifold,it has been found that the problems present in the standards have an impact on on-site matching and us-age,which are related to the safety of shut in and well killing.The identified problems existing in the standards have been pointed out,and a reasonable flow form for choke and kill manifolds with flow rate ranging from 14 MPa to 140 MPa has been put forward.Researchon this problem is beneficial in improving the scientific and standardized level of well control device matching and usage,providing a re-liable guarantee for well control and killing safety.Key words well control in drlling and servicing;throttling and killing;manifold flow form;application method郭虹，李小兵，张旭升.国内外井控标准中钻修井井控管汇形式分析与修订建议 J石油工业技术监督，2 0 2 3.3 9(11):2 2-2 8.GUO Hong,LI Xiaobing,ZHANG Xusheng.Analysis and revision suggestions of well control manifold for drilling and workover in domes-tic and foreign well control standardsJj.Technology Supervision in Petroleum Industry,2023,39(11):22-28.0引言井控管汇是井控设备的重要组成部分，在溢流压井作业中用以控制井内压力和流体流动路线，主要包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线等,压力等级与井口防喷器相同。节流管汇、压井管汇是井控管汇的主要组成部分，节流管汇则是井控管汇的核心部分。在溢流、井喷压井中，井控管汇用于控制井内压力进行压井作业，其流程形式和使用方法影响着管汇功能，决定着压井成败。查阅了API标准、IADC标准和国内标准中有关井控管汇的内容规定，发现不同标准的管汇压力级别和流程形式要求不一致、有的标准中也存在不合理的问题，会直接影响管汇的功能。这些问题会直接影响压井作业安全，甚至会决定压井工作的成败。井控标准是井控技术、设备配备与使用的依据，具有权威性和规范性，但随着对井控技术的不断研究和应用，发现部分标准也有不完善、甚至不收稿日期：2 0 2 3-0 2-14；修回日期：2 0 2 3-0 9-10作者简介：郭虹（197 2 一），女，高级讲师,现主要从事钻井、井下作业及井控技术的教学与研究工作。E-mail:ghong_cqpetro-23郭虹等：国内外井控标准中钻修井井控管汇形式分析与修订建议正确的地方，因此应适时对标准中存在的问题进行修正，以指导现场应用1国内外井控标准中钻修井井控管汇形式问题分析查阅了与井控管汇有关的3 项国外标准和6 项国内标准，分别是APISTD532018钻井井控设备系统、APISPEC16C2015节流压井设备 2 和IADC2015钻井手册3 、GB/T310332014石油天然气钻井井控技术规范41、SY/T59642019钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范 5、SY/T5323一2 0 16 石油天然气工业钻井石采油设备节流和压井设备6)、SY/T68682016钻井作业用防喷设备系统7 、SY/T66902016井下作业井控技术规程8 1、SY/T69622018海洋钻井装置井控系统配置及安装要求。发现GB/T310332014石油天然气钻井井控技术规范和SY/T59642019钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范两个标准中关于井控管汇基本部分比较合理。其他7 项标准中在井控管汇部分均发现存在一些不合理和不完善之处，其中有共性的问题,也有一些个性的问题。APISTD532018钻井井控设备系统与APISPEC16C2015节流压井设备两个标准的主要问题基本相同，因此本文以APISTD532018钻井井控设备系统为例进行阐述，对于APISPEC16C一2015节流压井设备与之相同之处不再赘述。IADC一2 0 15钻井手册中的管汇流程形式采用了老版本的API标准。国内标准SY/T5323一2 0 16 石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备，因该标准采用APISPEC16C2015节流压井设备（引用APISTD532018钻井井控设备系统）,存在的主要问题与API标准基本相同,但还存在其他问题。SY/T68682016钻井作业用防喷设备系统与SY/T5323一2 0 16 石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备存在相同的问题，本文国内标准分析以SY/T53232016石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备为例，SY/T68682016钻井作业用防喷设备系统与之相同之处不再赘述。1.1存在的共性问题1）A PI S T D 53 2 0 18 钻井井控设备系统（原文图2-7，图9与IADC2015钻井手册（原文图WC-35）、S Y/T 53 2 3 2 0 16 石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备（原文图2-4,图9)存在节流管汇没有汇流管或汇流管连接不完善的问题，前者缺少节流放喷功能，后者不能进行流程调节，管汇功能不完善2）A PIS T D 53 2 0 18 钻井井控设备系统（原文图4)与SY/T53232016石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备高压力级别节流管汇节流通道少（原文图1.3）,压力控制和安全备用可靠性差3）A PIS T D 53 2 0 18 钻井井控设备系统（原文图5-7)与SY/T53232016石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备压井管汇一侧未设置放喷管线（原文图1.4、1.5、1.6)不利于应急放喷安全。IADC一2 0 15钻井手册标准未规定压井管汇流程和流程不合理（原文图WC-37），不能保证压井井控安全。4）A PI S T D 53 一2 0 18 钻井井控设备系统（原文图3、4)与SY/T53232016石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备（原文图1.2、I.3)存在没有手动节流阀或手动节流阀位置不合适或不明确，控制方式存在不足和缺陷。5）A PI S T D 53 2 0 18 钻井井控设备系统（原文图9)水下防喷器节流管汇通道少，无直放喷通道，SY/T53232016石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备没有钻井液回收循环通道，无放喷通道（原文图1.7），井控应急处置能力和可靠性不足。而APISPEC16C一2 0 15节流压井设备在水下节流压井管汇流程中，只有一条通向液气分离器通道，功能更不完善。因没有压井液回收循环通道，压井控制中全靠液气分离器通道，安全可靠性比较差。1.2存在的个性问题1）I A D C 一2 0 15钻井手册高压力级别双四通利用不合理、流程不合理（原文图WC-37），压井时极易发生管汇被刺漏损坏的问题，井控管汇应急能力严重不足。2）S Y/T 53 2 3 2 0 16 石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备水下管汇压力级别没有划分，这不利于井控装备管汇部分设计配套及现场使用。3）S Y/T 6 96 2 2 0 18 海洋钻井装置井控系统配置及安装要求中在井控管汇也存在问题较多，有些问题已经属于井控隐患。分述如下：小于3 5MPa节流管汇流程图没有表示出压井管汇的节点与流程（原文图4）。规定压井管汇可以接人节流管汇不合理（5.5.2.1款）。这样连接，只要有一套管汇发生刺穿损坏，将同时造成整套管汇系统的损坏失24石油工业技术监督效。尽管描述说明“不应影响正常的节流放喷流程”，但实际上影响很大。放喷管线接人液气分离器排气管线不合理（原文图4、图5）。这种流程在放喷中可能造成管线刺穿、液气分离器爆裂损坏等问题，极易引发着火爆炸等重大井控险情，严重影响应急放喷作业过程的安全。压井管汇中未使用单流阀，不利用压井作业安全。节流管汇与压井管汇彼此不具备独立性（原文图5、图6、图7），使用中将会相互干扰，影响功能和安全可靠性。立体式高压管汇缺少应急直放喷通道（原文图6），若出现必须放喷的井控险情时，没有放喷泄压保护井口和钻修井作业平台的手段，存在平台安全保障隐患。直立式管汇的压井管汇没有独立放喷管线（原文图5），不能满足较大喷出量情况下两侧进行应急放喷，不利于井口的安全保护。立体式管汇没有手动节流阀（原文图6），放压控制方式存在不足和缺陷。立体式管汇没有放喷管线（原文图6），整套管汇没有放喷功能，不能满足节流放喷和应急直放喷，不能保证井口安全。4)SY/T6690一2 0 16 井下作业井控技术规程，该标准中A19、A 2 0、A 2 1、A 2 2、A 2 3、A 2 4、A 2 5、A 2 6这8 个图中防喷管线中1#阀和2#阀，3#阀和4#阀采用双联组合形式，距离井口太近，不合理。1#阀和4#阀待命工况为常关，2#阀、3#阀待命工况常开。由于1#和4#两阀距井口太近，关井时如果操作人员不能及时打开4#阀，井口喷势较大时，操作该阀人员存在人身安全隐患。有钻台作业时，如按上述安装，1#和4#两阀接在钻台底座下，人员要进人狭窄和逃生通道不畅的井架底座内开关1#阀和4#阀，不仅不方便，而且非常危险 2。如果关井时，一旦操作人员不能及时打开4#阀，井下情况又不允许硬关井时，有井口失控的风险，修井作业中生产井特别是老井套管的承压能力完好程度，是影响井口最大允许关井套压的主要因素。采油工程中注水、地质改造中的压裂酸化、固井质量、套管螺纹类型、套管强度不符合要求等问题都会影响油气水井内的套完好程度。套管深埋在井下，由于受地层应力，地下水、注入水、硫化氢腐蚀，以及在频繁的起下油管作业等诸多因素的影响而引起腐蚀破损、泥岩蠕动等引起的变形甚至错断等，均影响生产套管的整体承压能力及完整性。分析可知，在上述具有权威性和影响力的国内外9项钻修井井控标准中涉及了井控管汇流程形式。在这些标准中,有7 项标准中均存在很多问题。因此，为确保现场井控安全，不能盲目引用，不能沿用标准中不合理、不正确的内容2修订建议井控管汇是实施油气井压力控制技术必不可少的井控设备。发生溢流或井喷，通过管汇进行放压降低井口套压，保护井口防喷器组，循环、压井，重建井内压力平衡，因此井控管汇应现场操作简便且安全可靠。2.1合合理的管汇流程形式API标准、IADC标准和SY/T5323一2 0 16 石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备、SY/T68682016钻井作业用防喷设备系统、SY/T69622018海洋钻井装置井控系统配置及安装要求SY/T66902016井下作业井控技术规程中井控管汇存在的不合理、不完善问题，应在现场实际应用中避免。合理的井控管汇组合如下：地面节流管汇及各阀门在井控待命工况如图1图5所示U0,压井管汇如图6、图7、图8 所示，井控管汇中防喷管线在现场试压时和防喷器试一个压力级别,是井控管汇承受高压的部分，1#阀和4#阀的布局应充分考虑便于现场作业人员的安全操作，如图9所示，有钻台作业时防喷管线1#阀和4#阀必须接出井架底座以外。J（半开）J.(半开)J.(开)J.(开)J.(关)J(开)J.(关)A向A向J-手动节流阀;J2、J;-手动闸阀J-手动节流阀;J2J-手动闸阀(a)管汇组合形式1(b）管汇组合形式2注：字母J表示节流管汇，下标数字代表顺序编号，下同图114MPa节流管汇组合形式图4a和o5Mpa节流管汇组台形式25郭虹等：国内外井控标准中钻修井井控管汇形式分析与修订建议5J(开)J.(半开)J.(开)J(开)显 J(开)Ja(关)J.(关)AJ.(关）J(开)A向J(半开)Jo（关）图2.2 1MPaa节流管汇组合形式J（开）J.(半开)J.(开)HJ2.（开）Ji(关)Ji(半开)-口口BJa（开）三J（开）Ja（关）A8Ji(关)CCJis(半开)二J（关）J.(开)广J.（半开）Ji（关）(a)整体图J.(半开)J.(开)J.（开）J2(开)J2b(开)J(开)Jeb(关),J(关)J.(开)J3（关）J.(开)A向叮(半开）Jio(关）图3 3 5MPa和7 0 MPa节流管汇组合形式Ji2(半开)J(关)J.(关)A向B-BJis半开)Ji(关)Ja(关)C-C(b)局部图J.（开）J.(半开)Ji2(半开)Jis(关)J.(开)北HJ.(开)J.(关)Jn(关）BBJi2(半开)Jz（开）J（开）Ja（关）J(关)A向B-BAJis(半开)Je(关)J.（开）Ji(关)Jis(半开）CJi4(关)J3(关）J.(开）J.（半开）C-CJo（关）(a)整体图(b)局部图图510 5MPa和140 MPa节流管汇组合形式Y(关)Y(关)DA向图6 14MPa、2 1M Pa 和3 5MPa压井管汇组合形式D2Y,(关)Y.(关)Y(关)DA向图7 7 0 MPa和10 5MPa压井管汇组合形式26石油工业技术监督D2D2Y(关)Y(关)Y.(关)Y:(关)Y(关）TY（关)Y2(关）DA向D(a)管汇组合形式1(b)管汇组合形式2图8 10 5MPa和140 MPa压井管汇组合形式1231（关）2（开）223(开)4(关5高高E647带81-防溢管；2-环形防喷器；3-闸柜防喷器；4-作业四通；5-放喷管线；6-压井管汇；7-防喷管线；8-节流管汇图9防喷管线上的1#阀和4#阀安装示意图2.2功能分析与使用方法井控管汇主要由管线和阀件组成，包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、放喷管线，控制井内压力主要通过控制各阀件的开关状态和管汇的流程进行。对于流程合理的管汇系统，只有正确使用才能充分发挥管汇功能，为成功压井提供可靠保障2.2.1功能分析节流、压井管汇具有如下功能：节流管汇的主要作用是通过节流阀的节流作用实施压井作业；通过节流阀的泄压作用，降低井口压力，实施“软关井”；在井口难以控制时，通过放喷阀大量泄流。压井管汇的主要作用是在全封闸板全封井口时，强行吊灌重的压井液，实施挤压井作业；实施反循环压井；当已经发生井喷时，通过压井管汇往井口强注清水、灭火剂，以防燃烧起火或辅助灭火。压井管汇的核心部件是单流阀，其工作原理是高进低出，压井过程中，防止液体倒流从而保护泵车组。2.2.2使用方法井控管汇各阀件的使用原则是“自外而内，从后向前”。进行节流控制时，关闭节流通道应先关节流阀，再关闭平板阀；打开时应先打开平板阀，再打开节流阀。首先使用节流阀后面的平板阀，前面的作为备用，充分保护节流通道可控和管汇的功能。2.2.2.1陆上井控管汇对于不同压力级别的井控管汇，使用方法如下。1)14MPa管汇。压力级别为14MPa的管汇用于井控风险较低的井。节流管汇为单翼手动节流管汇（图1），压井管汇有一条压井管线和一条放喷管线（图6)。需要关井时先打开防喷管线上4#平板阀，下同，再关闭防喷器，然后关闭J进行“软关井”，最后关闭J2，如图1（a）所示。若14MPa管汇在节流阀后装一个平板阀如图1(b)所示，则关闭J进行“软关井”，最后关闭J3。节流阀前面的平板阀J作为备用。正循环压井时，压井液从管柱内部泵入井内，从环空返出，通过防喷管线进入节流管汇，通过调节节流阀J的开启度来调节井底压力和返出量，始终保持井底压力等于或略大于地层压力，从而控制循环立压（或油压）、套压进行循环压井，直至压井结束。需要放喷时，打开J可直接放喷反循环或平推（挤注）法压井时，打开压井管汇上Y阀（下同），压井液从环空泵人，单流阀D可起到防止压井液倒流的作用。反循环的压井液从管27郭虹等：国内外井控标准中钻修井井控管汇形式分析与修订建议柱内返出，接人节流管汇进行循环压井。2)21MPa管汇。压力级别为2 1MPa的管汇，节流管汇为双翼节流管汇（图2）,压井时一般J.阀所在的一条节流管汇常用，另一条J4阀所在的节流管汇为备用（下同）。一般J阀为液动节流阀，方便尽快关井，J为手动节流阀，方便现场人员放压操作。在实施“软关井”时，先打开防喷管线上的4#平板阀，再关闭防喷器，再关闭J.阀，最后关闭J.阀上游的平板阀。在循环压井时，通过调节节流阀J或J4的开启度来调节井底压力和返出量，始终保持井底压力等于或略大于地层压力，从而控制循环立压（或油压）、套压进行循环压井，直至压井结束。若压井过程中发生节流管汇上节流阀刺坏、堵塞等问题，无法继续工作时，关闭改节流阀前面的平板阀，改用备用另一条节流通道继续压井。在井内返出的压井液可通过J.进入循环系统回收再利用；若返出压井液含有气体，则可通过Jo阀进人液气分离器进行除气处理，分离出的气体可以通过点火装置点火处理。若压井液受侵污严重，可打开J，进行节流循环排除溢流物。特殊情况下需要从直通管线放喷保护井口时，则打开J6b、J 阀放喷(下同）。反循环或平推（挤注）法压井时，打开压井管汇上Y阀（下同）,压井液从环空泵入进行压井。3)35MPa管汇。压力级别为35MPa的管汇，J阀和J阀采用双联平板阀，分别为J2a和J2b、J 3a 和J3b（图3)。与压力级别为2 1MPa的管汇相比，除了有备用节流管汇外，平板阀也增加了2 个备用，进一步提升了管汇的安全性能。4)70MPa管汇。压力级别为7 0 MPa的管汇,对于开发井多采用（图3），而对于探井、气井、等井控风险较大的井，采用3条节流管汇的形式（图4）。压井管汇也增加了1条压井管线（增加了平板阀Y,和单流阀D，）（图7），作为1条备用的压井管线。在实施“软关井”时，先打开防喷管线上的4#平板阀，在关闭防喷器，再关闭J阀，再关闭J.阀上游的平板阀。循环压井时，对于两条节流的管汇，使用方法同35MPa压力级别的管汇；对于有3条节流管汇者，J2这条通道也是备用的，在压井过程中如果节流阀JI、J 发生刺坏、堵塞等问题，无法继续工作时，则打开Jn阀和J3阀，关闭另外两条节流通道，通过Ji2的开启度来调节井底压力和返出量，始终保持井底压力等于或略大于地层压力，从而控制循环立压（油压）、套压进行循环压井，直至压井结束。反循环或平推(挤注)法压井时，打开压井管汇上Y阀或Y连接压井泵车，压井液从环空泵入进行压井。反循环的压井液从管柱内返出，接人节流管汇进行循环压井。5)105MPa管汇。压力级别为10 5MPa的管汇，对于开发井多采用与7 0 MPa压力级别相同,压力级别为10 5MPa的管汇（图4)；对于探井、气井等井控风险比较大的井，则采用4条节流管汇通道（图5）。压井管汇又增加1条分支(增加了平板阀Y4)备用的压井管线(图8)。在实施“软关井”时，先打开防喷管线上的4#平板阀，在关闭防喷器，再关闭J.阀，再关闭J阀上游的平板阀。循环压井时，对于3条节流的管汇，使用方法同70MPa压力级别的管汇；对于有4条节流管汇者，除了使用JI、J 4通道进行循环压井,J2和Jis的通道也是作为备用的节流循环压井的通道，注意打开有一条节流管汇的通道时，其他3条节流管汇通道应关闭。调节所使用的管汇上节流阀的开启度来调节井底压力和返出量，始终保持井底压力等于或略大于地层压力，从而控制循环立压（油压）、套压进行循环压井，直至压井结束。反循环或平推（挤注)法压井时，打开压井管汇上Y,阀或Y或Y4阀连接压井泵车，压井液从环空泵人进行压井。反循环的压井液从管柱内返出，接人节流管汇进行循环压井。6)140MPa管汇。压力级别为140 MPa的管汇（图5），压井管汇（图8），关井方法与压井方法与压力级别为10 5MPa的管汇相同2.2.2.2海上井控管汇海上井控管汇主要应考虑海上作业空间的限制，在陆上管汇流程基础上增加和改变了节流管汇放喷流程，增加压井管汇放喷管线，增加压井单流阀的数量，以最大限度地提高海上井控压井作业和井控应急处置能力陆上与海上节流管汇的安装位置和结构虽有些差别，但其管汇的功能、流程都是相同的。海上压井管汇与节流管汇一般组合布局，但二者的流程和功能还是独立的。压井管汇与陆上管汇相同，一般压井管汇与节流管汇的放喷管线共用应该注意的是，在现场试压检查结束后，应对各连接部分的螺栓进行再次检查紧固，克服松紧不本文编辑：崔杰上接第2 1页）本文编辑：崔杰28石油工业技术监督均的现象，井控管汇上各阀的开关状态应调整到规定的待命工况状态。管汇上的套管压力表应使用高压、低压两个量程抗震压力表，以满足关井、压井过程中录取不同套管压力的需求，在使用过程中应保持压力表灵敏、可靠，管汇上各阀工作正常，开关灵活。3结论与认识1)当前国内外井控标准中存在着一些问题，既有不同标准之间不一致的问题，也有单项标准中不合理的问题。本着井控本质安全的要求，在标准使用的过程中，应进行认真地对比分析，采用正确的做法。2)不同压力级别井控管汇形式，决定着该压力级别关井压井的安全可靠性。井控管汇合理的流程形式及使用方法，能最大限度地发挥装置功能，应达到满足压力级别要求和功能需要条件下的最简便组合形式，为现场使用提供安全保障。3)井下作业井控是在钻井井控的基础上结合井下作业工艺转化而来。井控管汇与钻井大部分使用相同的标准，在使用过程中应结合井下作业工艺技术特点。井下作业井控管汇从井控安全的角度考虑，应结合地下地质情况、井身结构、套管技术状况、工艺技术等方面去综合考虑设备的选择、安装与使用。4)井控标准在推行实施中具有约束性和权威性。针对国内外标准层次多、数量多、要求不一致，甚至存在井控安全隐患的问题,应克服惯性思维和盲从国外标准的做法，适时研究制定技术先进、要求一致的井控标准，以满足井控安全需要。6 American Petroleum Institue.Evalution of Well Perfortors:API RP19B:2021S.API:API Recommended Praction 19BThird,July 2021.7全国统计方法应用标准化技术委员会.计数抽样检验程序第1部分：按接收质量限(AQL)检索的逐批检验抽样计划：GB/T2828.12012S.北京：中国标准出版社，2013.8】朱晓栋.超高速射流侵彻射孔枪和套管及砂岩的机理研参考文献：1 American Petroleum Institute.Well control equipment sys-tems for drilling wells:API STD 532018S.Washington:API Publishing Services,2018.2 American Petroleum Institute.Choke and kill equipment:API SPEC 16C2015S.Washington:API Publishing Ser-vices,2015.3 International Association of Drilling Contractors.IADC drill-ing manual:IADC2015S.20154全国石油天然气标准化技术委员会.石油天然气钻井井控技术规范：GB/T310332014S.北京：石油工业出版社,2 0 15.5石油钻井工程专业标准化委员会.钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范：SY/T59642019S.北京：石油工业出版社,2 0 19.6】全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会.石油天然气工业钻井和采油设备节流和压井设备：SY/T53232016S.北京：石油工业出版社,2 0 16.7全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会.钻井作业用防喷设备系统：SY/T68682016S.北京：石油工业出版社,2 0 16.8采油采气专业标准化委员会.井下作业井控技术规程：SY/T66902016S.北京：石油工业出版社,2 0 16.9】石油钻井工程专业标准化委员会.海洋钻井装置井控系统配置及安装要求：SY/T69622018S.北京：石油工业出版社,2 0 18.10张桂林,陈志宁.现行钻井井控标准存在的问题分析及修订建议 J.石油钻探技术,2 0 14,42(1):7-13.11吴奇.井下作业监督 M.3版.北京：石油工业出版社2014.12孙孝真.实用井控手册：现场井控装置隐患辨识及对策图文本 M.北京：石油工业出版社,2 0 13.究 D.西安：西安石油大学,2 0 2 1.9张庆生,雷有为,鲁俊,等.普光气田大湾区块套管水平井管柱防卡技术 J.天然气工业,2 0 12,32(12):7 9-8 0.10中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司西南油气分公司.一种变径式套管刮削器：CN113323630 AP.2022-08-31.11中国石油天然气股份有限公司,大庆油田有限责任公司.一种通井器：CN202021077620.2P.2020-06-12.