西南油气田井控技术实施细则钻井.docx
- 文档编号:5304429
- 上传时间:2022-12-15
- 格式:DOCX
- 页数:111
- 大小:731.16KB
西南油气田井控技术实施细则钻井.docx
《西南油气田井控技术实施细则钻井.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《西南油气田井控技术实施细则钻井.docx(111页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
西南油气田井控技术实施细则钻井
西南石油局西南油气分公司
井控技术实施细则
中国石化集团公司西南石油局
中国石油化工股份有限公司西南油气分公司
二〇一二年四月
西南石油局西南油气分公司
《井控技术实施细则》
编委会
主任:
副主任:
编委:
编写组
主编:
编写人员:
前言
为了深入贯彻《钻井井控技术规程》(SY/T6426-2005)、《井下作业井控技术规程》(SY/T6690-2008)、《中国石化石油与天然气井井控管理规定》(中国石化安[2011]709号)等行业标准以及企业文件要求,提高西南油气田井控技术水平,有效预防井喷事故发生,特制定本实施细则。
西南石油局、西南油气分公司积极组建井控技术实施细则编制组,遵循石油天然气行业标准以及企业文件,结合西南局[2011]148号文件《西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则》,在参考国内其它油气田井控技术实施细则上,结合西南油气田各区块井控技术特点,采集细化了钻前、钻完井、井下试油气、修井、压裂酸化等作业井控技术规范条目共计二十章、十五个附录,系统编制出了《井控技术实施细则》。
目前,本细则完成了工程技术研究院两次审查、分公司相关处室四次审查,修改形成了《井控技术实施细则》。
鉴于分公司勘探开发区块多、石油天然气行业标准更新时间长等特点,建议在本细则颁布实施后按年限定期进行修订工作。
第一部分钻完井作业
1范围
1.1本细则规定了西南石油局、西南油气分公司(以下简称局分公司)石油与天然气钻井工程中的井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻井及完井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理等七个方面技术内容。
1.2本细则适用于西南油气分公司所属油气井的钻井工程作业井控技术管理。
西南石油局所属钻井工程作业队伍在分公司市场以外承担的钻井施工,应遵守业主方相关井控管理规定。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本细则的引用而成为本细则的条款。
凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本细则,然而,鼓励根据本细则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件中,其最新版本适用于本细则。
AQ2012-2007石油天然气安全规程
AQ2016-2008含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定
AQ2017-2008含硫化氢天然气井公众危害程度分级方法
AQ2018-2008含硫化氢天然气井公众安全防护距离
SY/T5087-2005含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
SY/T5127-2002井口装置和采油树规范
SY/T5225-2005石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY/T5466-2004钻前工程及井场布置技术要求
SY/T5467-2007套管柱试压规范
SY/T5623-2009地层压力预(监)测方法
SY/T5724-2008套管柱结构与强度设计
SY5742-2007石油与天然气井井控安全技术考核管理规则
SY/T5964-2006钻井井控装置组合配套安装调试与维护
SY5974-2007钻井井场、设备、作业安全技术规程
SY/T6160-2008防喷器的检查和维修
SY/T6203-2007油气井井喷着火抢险作法
SY/T6426-2005钻井井控技术规程
SY/T6616-2005含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范
SY/T6789-2010套管头使用规范
Q/SH0012-2007川东北井身结构设计技术规范
Q/SH0013-2007川东北复杂压力条件下钻井技术规范
Q/SH0017-2007川东北深井超深井套管保护技术规范
Q/SH0020-2009川东北钻前施工作业技术规范
Q/SH0033-2009川东北含硫化氢天然气井钻井与试气作业工程安全技术规范
Q/SH0205-2009川东北天然气井钻井井控技术规范
Q/SH0206-2008川东北天然气井钻井井控装置配套、安装和使用规范
Q/SHS0003.1-2004天然气井工程安全技术规范第1部分:
钻井与井下作业
中国石化安[2011]907号《中国石化石油与天然气井井控管理规定》
西南油气[2008]73号《中石化股份公司西南油气分公司钻井设计管理办法》
2011年1月20日下发生产运行处《关于执行钻前工程标准方案设计的通知》文件
3术语及定义
3.1井型:
按井深划分为四类井:
浅井(井深≤2000m)、中深井(2000m<井深≤4500m)、深井(4500m<井深≤6000m)和超深井(井深>6000m)。
3.2“三高”油气井:
是指具有高产、高压、高含H2S特征的井。
其中,“高产”是指天然气无阻流量达100×104m3/d及以上;“高压”是指地层压力达70MPa及以上;“高含H2S”是指地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上。
3.3高温高压气井:
是指井底温度等于或高于150℃、地层压力达70MPa及以上的井。
3.4含硫化氢气井:
指地层天然气的总压等于或大于0.4MPa,而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa;或H2S含量大于75mg/m3(50ppm)且硫化氢释放速率不小于0.01m3/s的天然气井。
3.5硫化氢释放速率:
事故状态下含硫化氢天然气井单位时间内向大气中释放的硫化氢的量,在标准状况(温度为0℃,压力为1标准大气压)下,用单位m3/s表示。
4井控设计
4.1总体要求
井控设计应遵循“安全第一,预防为主”思想,符合安全、环境和健康体系要求,在钻井工程设计中要单独成篇。
4.2设计管理要求
4.2.1资质人员
从事钻井工程设计单位应持有相应级别设计资质;从事“三高”井工程设计应持有乙级以上设计资质。
设计人员应具有相应资格,承担“三高”井工程设计人员应拥有相关专业3年以上现场工作经验和高级工程师以上任职资格。
4.2.2设计审批管理
4.2.2.1油气井钻井工程设计和施工设计均应有《井控专篇》。
《井控专篇》应以井控安全和防H2S等有毒有害气体伤害为主要内容。
包含井控装置的设计、井控工艺、应急预案等内容,并按标准要求提供相关资料,重点是硫化氢的储藏层位、含量、防护措施等。
4.2.2.2钻井工程设计应按局、分公司对应程序进行审批、签字等,未经审批不准施工。
组织工程与地质设计审查时,应有安全部门人员参与审查《井控专篇》。
“三高”油气井应由企业分管领导审批。
4.2.2.3一般井施工设计应由施工单位技术管理部门审核、技术负责人审批后实施;区域探井、深井、超深井及含硫油气井由施工单位技术负责人审核后,报局技术主管部门审批。
4.2.2.4如遇未预见因素需变更设计时,应由原设计单位按程序进行,并出具设计变更通知施工单位执行。
4.3井位选址要求
4.3.1安全距离
油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75m;距民宅不小于100m;距铁路、高速公路不小于200m;距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于500m。
若安全距离不能满足上述规定时,开发井应由业主方和施工作业方自主进行安全环境评估,并制定相应措施;区域探井、含硫油气井应由业主方组织具有相应资质专业机构进行安全环境评估,按其评估意见执行。
4.3.2井口间距
油气井井口间距不应小于3m;高含H2S油气井井口间距应大于所用钻机钻台长度,且最低不少于8m。
4.4地质设计要求
4.4.1应对高压天然气井、新区预探井及含硫化氢气井拟定井位周围3km、其余生产井周围2km范围内的居民住宅、学校、公路、铁路和厂矿等进行勘测,在地质设计中标明其位置,并调查500m以内的人口分布及其它情况。
4.4.2在煤矿、金属和非金属矿等非油气矿藏开采区钻井,还应标明地下矿井、坑道的层位、分布、深度和走向及地面井位与矿井、坑道的关系。
4.4.3在江河、沟谷附近的井位,设计中应标明井场与沟谷、河床的水平距离及相对高差,为合理选择表层套管下深提供依据。
4.4.4根据物探资料以及本构造邻近井和邻构造的钻探情况,提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面(新区第一口预探井可以不提供本井地层破裂压力数据,裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线,但应提供邻近已钻井地层承压试验资料)、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。
并特别注明含硫化氢、二氧化碳地层深度和预计含量。
4.5钻井液设计要求
4.5.1密度设计要求
4.5.1.1根据地质设计提供的资料,钻井液密度设计应以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准,另加一个安全附加值:
a)油井、水井为0.05g/cm3~0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa~3.5MPa;
b)气井为0.07g/cm3~0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa~5.0MPa。
4.5.1.2具体选择钻井液密度安全附加值时,还应考虑下列影响因素:
a)地层孔隙压力预测精度;b)油层、气层、水层的埋藏深度;c)地层油气中含硫化氢等有毒有害气体的含量(钻开高含硫地层的设计钻井液密度,其安全附加值应取上限);d)地应力和地层破裂压力;e)井控装置配套情况。
4.5.1.3考虑水平井井控作业风险,水平井在水平段钻井过程中钻井液安全附加值取0.15g/cm3。
4.5.2加重材料和加重钻井液储备要求
4.5.2.1川西工区:
根据工区各井距离后勤供应距离小于100km、交通方便,且工区建有泥浆转运站、应急处理能力强等特点,各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行。
4.5.2.2元坝工区:
根据工区山区特点交通不便特点,为加强“三高”油气井安全作业,各开次加重材料和加重钻井液储备应按表1和表2执行;一开、二开采用泡沫/空气钻井应按本开次井筒容积1.2倍、再附加30m3进行常规钻井液储备。
表1加重材料储备量要求
区块
井别
储备量(t)
川西工区
浅井、中深井
≥50
深井、超深井
开发井
≥100
勘探井
≥200
元坝工区
开发井
≥500
表2加重钻井液储备量要求
区块
钻井层位
钻井介质
井别
储备量
川西工区
目的层
钻井液
开发井(沙溪庙以浅)
按最后一开井筒容积0.5倍
勘探井
按本开次井筒容积1倍
非目的层
开发井、勘探井
按本开次井筒容积0.5倍
元坝工区
目的层
海相
钻井液
开发井
按本开次井筒容积1倍
陆相
开发井
按本开次井筒容积1倍
非目的层
钻井液
开发井
按本开次井筒容积1倍
备注:
加重钻井液密度按本开次设计最高密度值附加0.20g/cm3。
4.5.2.3偏远井按钻井工程设计书要求执行。
4.6井身结构设计要求
4.6.1套管下深要求
4.6.1.1根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、复杂情况提示及保护油气层等需要,设计合理的井身结构和套管程序。
4.6.1.2应满足如下要求:
a)探井、超深井、复杂井的井身结构设计应充分估计不可预测因素,留有一层备用套管。
b)在地下矿产采掘区钻井,井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m,表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段100m以上。
c)套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。
d)含硫化氢天然气井,若下开次钻遇含硫地层,则表层套管下深应不少于700m,若下开次不钻遇含硫地层,则表层套管下深应按地形条件和钻井工程要求来确定;井口与河流、沟谷水平距离小于1000m的井,表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于300m;井口与河流、沟谷水平距离大于1000m的井,表层套管下深应低于河床、沟谷底部不少于100m。
4.6.2固井设计要求
4.6.2.1套管柱应符合下列规定:
a)油气井套管柱设计应进行强度、密封和耐腐蚀设计;
b)套管柱强度设计安全系数:
抗挤为1.0-1.125,抗内压为1.05-1.25。
抗拉为1.8以上,含硫天然气井应取高限;
c)高温高压天然气井应使用气密封特殊螺纹套管;普通天然气井亦可根据实际情况使用气密封螺纹套管;
d)含硫化氢的井在温度低于93℃井段应使用抗硫套管;含二氧化碳的井应使用抗二氧化碳的套管;既含硫化氢又含二氧化碳的井应视各自含量情况选用既抗硫又抗二氧化碳的套管。
高压盐岩层和地应力较大的井应使用厚壁套管、外加厚套管等高抗外挤强度套管,与其配套使用的材料及设备应与硫化氢条件相适应;
e)在进行套管柱强度设计时,高温高压天然气井的生产套管抗内压设计除满足井口最大压力外,并应考虑满足进一步采取措施时压力增加值(如压裂等增产措施)及测试要求;中间技术套管抗内压强度设计应考虑再次开钻后高压水层及最高地层压力;
f)套管柱上串联的各种工具、部件都应满足套管柱设计要求,且螺纹应按同一标准加工;
g)受损和锈蚀的套管不得入井。
4.6.2.2注水泥浆应符合下列规定:
a)各层套管都应进行流变学注水泥设计,高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压力1MPa-2MPa;
b)固井施工前应对水泥浆性能进行室内试验,合格后方可使用;
c)有特殊要求的天然气井各层套管水泥浆应返至地面,未返至地面时应采取补救措施;
d)坚持压力平衡原则。
固井前气层应压稳,上窜速度不超过10m/h(特殊井和油气层保护的需要油气上窜速度控制在10-30m/h);
e)优化水泥浆体系,对天然气井优选防气窜水泥添加剂,防止气窜;
f)针对不同井况(低压漏失、长封固段以及高压等),应采取与之适应的固井方式、注水泥浆设计,保证固井前、注水泥浆过程和侯凝时的平衡压力固井,确保固井质量和固井井控安全;对于漏失井应在下套管前认真堵漏直至合格。
4.7破裂压力试验要求
4.7.1试验原则及要求
4.7.1.1实测地层破裂(漏失)压力的方法适用于砂泥岩为主的地层,对于脆性地层(如碳酸盐地层等)只做承压试验。
4.7.1.2探井各层套管固井开钻后应做地层破裂压力试验;对于开发井应根据是否具有邻井地层破裂压力数据来决定,其中丛式井组第一口井要求做地层破裂压力试验。
4.7.1.3根据地质预测或邻井资料,结合钻井液密度,选择合适的泵型和试压流程,一般作法是在钻至套管鞋以下第一个砂岩层3-5m处测定破裂压力,若未钻遇砂岩层应钻至套管鞋以下20-50m内测定破裂压力。
4.7.1.4试验压力应不大于井口设备额定工作压力和套管最小抗内压强度的80%二者中最小值;或当试验井底压力当量密度达到下部钻井施工钻井液密度要求时,应终止试验。
4.7.2试验程序
4.7.2.1调整钻井液性能,保证均匀稳定,满足试验要求。
4.7.2.2上提钻头到套管鞋以上,井内灌满钻井液,关闭相应尺寸的防喷器。
4.7.2.3缓慢开泵,向井内泵入钻井液。
当裸眼长度在5m以内时宜选用0.7-1L/s排量;超过5m时宜选用2-4L/s排量。
4.7.2.4当试验压力不再随注入量的增大而增大时,或当试验压力随着注入量的增大而下降时,终止试验。
4.7.3试验数据记录与处理
4.7.3.1应记录井号、试验日期、井深、地层岩性、钻井液密度、套管下深等破裂压力试验基础数据,以及每增加20-50L泵入量应记录一次相应时间、总泵入量、立管压力或套管压力等数据。
4.7.3.2按记录数据绘制泵入量-压力关系图,采用破裂(漏失)压力计算公式计算出地层破裂压力。
(1)
式中:
—地层破裂压力,MPa;
—漏失压力,MPa;
—钻井液密度,g/cm3;
—试验地层深度,m。
4.8井控装置配套
4.8.1防喷器
4.8.1.1防喷器压力等级应与相应裸眼井段中的最高地层压力相匹配,并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;当地层压力大于105MPa时,可根据井口最大关井压力选择105MPa防喷器。
4.8.1.2根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式,分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别,对应的防喷器组合形式具体参考本细则第5.1.5条相关要求。
4.8.2井控管汇
4.8.2.1节流和压井管汇压力级别应与全井防喷器最高压力等级相匹配,分为14MPa、21MPa、35MPa、70MPa和105MPa五个压力级别,对应的组合形式或连接形式具体参考本细则第5.1.5条相关要求。
4.8.2.2新区第一口深探井和超深含硫气井应安装双节流管汇、双液气分离器。
4.8.3绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图,并提出相应的安装、试压要求。
4.8.4有抗硫要求的井口装置及井控管汇,其金属材料应具有抗应力开裂性能、非金属材料应能承受指定压力、温度和硫化氢环境等要求,并应通过相关检验部门检验。
4.9钻具内防喷工具、钻具液池液面检测仪、钻井液自动灌注系统、钻井液液气分离器、钻井液除气器、点火装置等其他井控装置应根据分公司各区块特点进行配备,具体参考本细则5.1.4条相关要求。
4.10根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值,并考虑能满足进一步采取增产措施和后期注水、修井作业的需要,按工作压力、温度和材质等要求选用套管头、油管头、采油(气)树等完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。
4.11在可能含硫化氢地区钻井,应对其层位、埋藏深度及含量进行预测,并在设计中明确应采取的相应安全和技术措施。
4.12欠平衡钻井不应在含硫化氢气体的井段进行,应在地层情况等条件具备的井中进行。
欠平衡钻井施工设计书中应制定保证作业安全、防止井喷、井喷失控或着火等的安全措施。
4.13对探井、预探井、资料井砂泥岩地层应采用地层压力随钻检(监)测技术;绘制本井预测地层压力梯度曲线、设计钻井液密度曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线,根据监测和实钻情况,及时调整钻井液密度。
4.14在已开发调整区钻井,施工方要了解相邻井情况,规避在钻井与生产井、弃置井相互影响造成复杂钻井和井控问题,特别是钻开油气层之前应采取相应的技术措施,确保钻井井控安全。
若牵涉到需要相邻井停产(注)来解决钻井预计的难题,则事先由钻井公司向业主方请示,按业主方审批意见执行。
5井控装置的安装、试压、使用和管理
5.1井控装置的安装
主要包括:
钻井井口装置、井控管汇、其他井控装置及井控作业专用设备等的安装配套,应符合以下规定。
5.1.1钻井井口装置
5.1.1.1钻井井口装置包括防溢管、防喷器、液压防喷器控制系统、钻井四通及套管头等。
各次开钻井口装置应严格按设计安装。
5.1.1.2防溢管
a)宜采用法兰密封连接,其通径应不小于入井套管、工具外径,管内不应有台肩。
防喷器顶部安装防溢管时,宜用螺栓连接,对不用的螺孔必须用防锈保护措施,其连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。
b)防溢管处宜装挡泥伞,保证防喷器组及四通各闸阀清洁。
5.1.1.3防喷器
a)新区深探井、含硫化氢气井应安装剪切闸板防喷器,与全封闸板配套使用,安装在全封闸板之上,其压力级别和通径与配套井口装置一致。
b)安装剪切全封闸板防喷器的钻井队现场应配备与使用钻杆尺寸匹配的钻杆死卡。
c)防喷器上的液控管线接口应面向钻机绞车一侧。
d)防喷器组安装完毕后,应校正井口、转盘、天车中心,其偏差不大于10mm。
用不小于16mm钢丝绳在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定。
e)闸板防喷器应配备手动或液动锁紧装置。
具有手动锁紧机构的防喷器应装齐手动操作杆,靠手轮端应支撑牢固,手轮应接出井架底座,可搭台便于操作。
手动操作杆与防喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于30°。
手动操作杆手轮上挂牌标明开关圈数及开关方向。
5.1.1.4防喷器远程控制台
a)远程控制台控制能力应与所控制的防喷器组及管汇等控制对象相匹配,要求控制对象数应大于防喷器与液动平板阀控制对象数之和。
b)安装要求:
1)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1m以上距离,并在周围留有宽度不少于2m的人行通道,周围10m范围内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。
2)管排架与防喷管线及放喷管线的距离不小于1m,车辆跨越处应装过桥盖板,不允许在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。
3)总气源应与司钻控制台气源分开连接,并配置气源排水分离器,不应强行弯曲和压折气管束。
4)电源应从配电板总开关处直接引出,并用单独的开关控制。
5)远程控制台储能器应充氮气压力7MPa±O.7MPa,气源压力0.65MPa~0.80MPa,电源电压380±19V。
检查远程控制台的压力控制器和液气开关,分别控制电动泵和气动泵。
当泵的输出达210-0.7MPa时应自动停泵,并在系统压力降至18.5MPa±O.3MPa时自动启动。
6)远程控制台上的全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护。
控制剪切闸板防喷器的远程控制台上应安装防止误操作剪切闸板防喷器控制换向阀的限位装置。
5.1.1.5司钻控制台应安装在钻机操作台侧,并固定牢固。
5.1.1.6司钻控制台、远程控制台和防喷器之间的液路连接管线在连接时应清洁干净,并确保连接正确。
5.1.1.7司钻控制台和远程控制台气源应从专用气源排水分配器上用管线分别连接到远程控制台和司钻控制台上。
5.1.1.8应安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置(钻机防提断装置)。
该装置按钮盒应安装在钻机操作台上,其气路与防碰天车气路并联。
5.1.1.9钻井四通应与防喷器压力级别相匹配,使用双钻井四通井口装置的下钻井四通旁侧出口宜在基础面之上。
5.1.1.10套管头压力级别根据地层压力并参考压裂等特殊工艺要求确定,套管头的安装宜使钻井四通与防喷管汇在各次开钻中的高度位置基本不变。
5.1.2井控管汇
5.1.2.1井控管汇包括防喷管线、节流管汇、压井管汇、放喷管线等。
5.1.2.2防喷管线的压力等级应不低于防喷器组压力等级,采用整体锻造和标准法兰连接,不允许现场焊接。
钻井四通至节流管汇之间的部件通径应不小于78mm(高压含硫化氢天然气井应不小于103mm),钻井四通与压井管汇之间的部件通径应不小于52mm(高压含硫化氢天然气井应不小于103mm);长度超过7m时应固定牢固。
5.1.2.3节流管汇、压井管汇安装要求
a)节流管汇、压井管汇应按设计进行安装。
b)液动节流阀和手动节流阀除正常使用外钻井队现场应各备用一套。
c)节流管汇的压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配,水平安装在井口液动闸阀端井架底座外的基础上。
若节流管汇基础坑低于地平面,应排水良好。
d)压井管汇为压井作业专用,其压力级别和组合形式应与各开次防喷器压力级别和组合形式相匹配,水平安装在井口液动闸阀对称端井架底座外的基础上。
若基础坑低于地平面,应排水良好。
e)安装单节流管汇、单压井管汇时,应与井口四通平齐连接。
f)压井管汇宜采用双翼压井结构。
一翼应与泥浆泵采用法兰连接27/8″平式油管,另一翼装带27/8″平式油管母扣的法兰,方便辅助压井设备接入。
g)节流管汇J0上应安装与管汇额定工作压力相匹配压力表和16MPa压力表,16MPa压力表前应安装与管汇额定工作压力相匹配的考克。
h)节流管汇控制台应安装在节流管汇上
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 西南 油气田 技术 实施细则 钻井