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井下作业井控装置的安装试压使用和管理办法井下作业井控装置包括液压防喷器、防喷器控制系统、内防喷工具、防喷盒、防喷管、采油（气）井口装置、地面测试流程等。
1.1 防喷器的安装1.1.1 起下钻及旋转作业应安装防喷器，同时应配齐提升短节、内防喷工具、油管悬挂器等。
1.1.2 有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，并接出钻台底座，靠手轮端应支撑牢固，其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，同时挂牌标明开、关方向和圈数，如手动操作杆的高度大于2.0m，应安装操作平台。
1.1.3 防喷器安装应在压井结束，观察一个拆装采油（气）井口装置的作业时间周期后，在确认压稳的情况下再循环井筒压井液不少于2周后才能拆卸采油（气）井口装置，安装防喷器。
1.2 防喷器远程控制系统安装1.2.1 安装在距井口不少于20m的专用房内，距放喷管线，节流、压井管汇应有1 m以上的距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
1.2.2 管排架连接牢固，与防喷、放喷管线的距离不少于1m，在车辆跨越处装设过桥盖板。
不应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。
1.2.3 电源应从发电房配电板总开关处直接引出，同时用单独的开关控制，并有标识。
1.2.4 蓄能器完好且压力达到规定值，控制台油箱中液压油数量符合要求，液压油无乳化变质现象。
1.2.5 防喷器控制台上的控制手柄应有开关标识，同时全封、剪切手柄应有防误操作设施。
1.2.6 控制系统液压控制管线在安装前应用压缩空气逐根吹扫，管线应整齐排放，连接时接口应密封良好，安装后应进行开、关试验检查，管线拆除后应采取防堵措施。
1.2.7 近井口端液压软管线应有防静电措施。
1.2.8 远程控制台上的全封闸门防喷器控制换位阀应装罩保护。
1.2.9 气管缆的安装应按管排架安装在其侧面的专用位置上，剩余的管缆放在远程控制台附近的管排架上，不允许强行弯折和压折。
油田钻井井控装置的安装试压使用和管理实施细则第1条井控装置的安装包括钻井井口装置的安装、井控管汇的安装、钻具内防喷工具的安装等。
第2条钻井井口装置的安装规定：（一）钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。
各次开钻要按设计安装井口装置。
（二）防喷器安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心，其偏差不大于10mm。
用Ф16mm钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器绷紧固定。
防喷器顶部安装防溢管时，不用的螺孔用丝堵堵住。
（三）防溢管处应装挡泥伞，保证防喷器组及四通各闸阀清洁。
（四）冬季施工（11月1日至次年3月1日或最低温度低于0℃），井口装置及井控管汇应采取保温措施，保证开关灵活。
（五）具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆，操作杆手轮应接出井架底座，靠手轮端应支撑牢固。
使用单万向节的操作杆与水平方向夹角不大于30°；使用双万向节操作杆应满足手轮转动灵活。
手动锁紧杆离地面高度超过1.6m应安装手轮操作台。
挂牌标明开、关方向、到位圈数和闸板类型。
手轮处应有计量开关圈数的计数装置。
（六）防喷器控制系统控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。
防喷器远程控制台安装要求：1、安装在面对井架大门左侧（侧钻井、老井加深井宜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（稠油井如受场地限制，距井口距离不宜少于20m处），距放喷管线或压井管线有2m以上距离，周围留有宽度不少于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品；使用电动钻机，摆在钻台后方或井场左后方，距井口25m以远。
2、管排架（液压管线）与放喷管线的距离不少于1m，车辆跨越处应装过桥盖板；不应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；在液控管线处应设立高压警示标志；井口处应使用耐火液压软管。
3、远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力；远程控制台应使用通径不小于16mm专用供气管线，不应强行弯曲和压折气管束。
井控装臵的安装、试压、使用和管理安装防喷器1、防喷器安装在井口四通上。
a) 井口四通及防喷器的钢圈槽应清理干净，并涂抹黄油，然后将钢圈放入钢圈槽内。
b) 在确认钢圈入槽、上下螺孔对正和方向符合要求后，应上全连接螺栓，对角上紧，螺栓受力均匀，上部螺栓应不高出螺母平面3mm。
2、防喷器安装后，应保证防喷器的通径中心与天车、游动滑车在同一垂线上，垂直偏差不得超过10mm。
3、防喷器安装后应固定牢靠。
a）进行常规井下作业，安装双闸板防喷器组且防喷器顶部距地面高度超过1.5m，应采用4根直径不小于9.5mm的钢丝绳分别对角绷紧、找正固定。
b）无钻台作业时,安装闸板防喷器，顶部距地面高度小于1.5m的，可以不用钢丝绳固定,防喷器顶部应加防护板。
4、有钻台作业时具有手动锁紧机构的液压防喷器，应装齐手动操作杆，支撑牢固，手轮位于钻台以外。
手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向及圈数。
5、安装后试压，按设计要求执行。
现场每次拆装防喷器和井控管汇后，应重新试压。
远程控制台1、安装在距井口不少于25m，便于司钻（操作手）观察的位臵，距放喷管线或压井管线1m以上，周围留有宽度不少于2m的人行通道。
远程控制台10m范围内不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。
2、液控管线应排列整齐,车辆跨越处应有过桥保护措施，液控管线上不允许堆放杂物。
3、电源应从配电板总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
4、储能器完好，压力达到规定值，并始终处于工作状态。
井控管汇1、井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线，简易压井和放喷管线等。
应使用合格的管材，含硫化氢油气井不得使用不抗硫化氢的管材和配件。
2、不允许现场焊接井控管汇。
3、转弯处应使用不小于90°的钢质弯头，气井（高气油比井）不允许用活动弯头连接。
4、井控管汇所配臵的平板阀应符合SY/T 5127—2002中的相应规定。
5、压井管汇和节流管汇应符合SY/T 5323—2004的相应规定。
井控装置的配套安装试压使用和管理实施细则第十七条井控装置配套原则一、防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配。
同时综合考虑套管最小抗内压强度80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。
二、防喷器的通径应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。
同时应安装保护法兰或防偏磨法兰。
三、含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》四、防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。
第十八条井控装置基本配套标准针对不同的井控风险级别，井控装置按以下原则进行配备：一、气田(一)气田一级风险井：1、从下到上安装四通+双闸板防喷器+环形防喷器。
安装组合见附图一。
防喷器组合的通径和压力等应一致，且压力等级满足地层最高压力。
经过研究和讨论，确需安装剪切闸板防喷器井，在钻井工程设计中进行要求和明确，安装组合见附图二。
2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。
安装组合见附图六、图八。
3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。
4、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。
(二)气田二级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。
安装组合见附图三2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。
安装组合见附图五、图八。
3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。
4、控制设备为相同级别的远程控制台。
二、油田(一)油田一级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器。
防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。
安装组合附图三或附图四。
2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。
3、配置单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相同压力级别的耐火软管。
钻井井控装置的安装试压和使用第十九条井控装置的安装（一）井口装置1.防溢管一律采用两半式法兰密封连接。
其直径应比所用套管加大一级，管内不应有台肩。
2.防喷器每次安装完毕后，应校正井口、转盘、天车中心线，其偏差不大于10mm。
用直径16mm钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。
3.具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固，操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于30°，挂牌标明开、关方向和圈数。
手轮离地高度超过2m，其下方应安装操作台。
4.安装完后，绘制井口装置示意图，图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。
5.远程控制台（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，距放喷管线应有1m以上距离，10m范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
（2）控制管汇安放并固定在管排架内，管排架与放喷管线应有一定的距离，车辆跨越处应装过桥盖板，不应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，气源压力保持在0.65MPa～1.00MPa。
（4）电源应从总配电板处直接引出，用单独的开关控制，并有标识。
（5）非工作状态下，液压油油面距油箱顶面200mm；工作状态下，液压油油面距油箱底面不小于200mm。
气囊充氮压力7.0MPa±0.7MPa。
（6）蓄能器压力17.5MPa～21.0MPa，环形防喷器压力8.5MPa～10.5MPa，管汇压力10.5MPa±1.0MPa，并始终处于工作压力状态。
（7）各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。
控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销，控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。
（8）半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置，其气路与防碰天车气路并联。
（9）控制管汇安装前应逐根检查，确保畅通，所有管线应整齐排放；拆除控制系统时，防喷器液压管线接口应用堵头堵好，气管束接口应包装密封好。
附录1
气分离器
台井控设
备
注：
1．现场考核以100分为基础分，按照检查表检查点项扣除相应分值后，为最终考核打分结果。
2．违章问题按照检查表对应分值扣分，同时按照《井控奖惩管理办法进行违章处罚》进行处罚。
3．相关服务单位出现违章问题按照《井控奖惩管理办法进行违章处罚》进行处罚，同时按照单位累计相应扣分分值。
4．如检查表中要求与施工井所在油气田企业的井控细则有冲突，执行细则要求。
5．检查中发现表中未含有的井控隐患，可依据相关标准、制度等要求，参照类似问题扣分或认定违章。
并上报工程技术处，对检查表进行修订。
6．该检查表由工程技术处负责解释。
海外⽯油钻井井控装置试压安全操作规程井控装置试压安全操作规程1⼈员准备井队平台经理或带班队长、司钻、安全官、副司钻，井架⼯，钻⼯,场地⼯2⼯具准备2.1远控房。
2.2⽓动试压台及试压记录仪。
2.3灌浆泵、清⽔。
2.4联顶节及试压塞。
2.5BPV,TWCV,内六⽅扳⼿，T-BAR、榔头。
2.6护⽬镜、警⽰带。
3安全注意事项3.1操作要求3.1.1在⼯作开始之前开具PTW，要组织现场的所有参与施⼯的⼈员开安全会，讨论作业程序和作业过程中的风险隐患和应该做到的预防措施并对现场的⼈员进⾏合理的安排分⼯。
3.1.2确保检查设备处于良好的状况，穿戴好PPE。
3.1.3所有试压，必须先试低压再试⾼压。
禁⽌先试⾼压，然后泄压到低压。
3.1.4试压前进⾏功能测试，试开、关所有封井器控制单元。
3.1.5任何时候做功能测试，都要在封井器内没有管柱的情况下先测试盲板或剪切，确保盲板或剪切的管线连接正确后，再测试半封。
3.1.6禁⽌在井内⽆钻具的情况下关闭环形放喷器进⾏功能测试。
3.1.7环形都不能关空井，功能测试时将试压钻杆放⼊封井器或⽤联顶节与油管悬挂器连接。
3.1.8试压前检查试压单元的开关状态，检查⽴管及节流、压井管汇压⼒表。
3.1.9试压前从压井管线打⼊清⽔，清洗封井器组和节流管汇⾄液⽓分离器。
3.1.10如果使⽤试压塞试压，禁⽌将试压塞接反，试压塞下部要连接⼀柱钻杆。
3.1.11试压塞试压要⽐较封井器与井⼝的压⼒级别。
如果油管四通的压⼒级别⼩于封井器压⼒级别时，⾼压按照油管四通的额定压⼒进⾏试压。
如果井⼝的压⼒级别等于或⼤于封井器的压⼒级别，环形试压时要按照其压⼒级别的70%进⾏试压（但最低不得低于1500psi），闸板按照压⼒级别进⾏试压3.1.12下放试压塞前将必须将油管四通闸门打开，试压期间保持油管四通闸门常开直到起出试压塞。
3.1.13如果使⽤试压杯试压，试压闸板时要⽐较套管抗内压强的80%、井⼝压⼒级别和封井器压⼒级别，取其中最⼩的压⼒进⾏试压；试压环形时，要⽐较套管抗内压强的80%、井⼝压⼒级别和环形压⼒级别的70%，取其中压⼒最⼩的进⾏试压。
井控装置的配套安装试压使用和管理实施细则第十七条井控装置配套原则一、防喷器、四通、节流、压井管汇及防喷管线的压力级别，原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配。
同时综合考虑套管最小抗内压强度80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素。
二、防喷器的通径应比套管尺寸大，所装防喷器与四通的通径一致。
同时应安装保护法兰或防偏磨法兰。
三、含硫地区井控装置选用材质应符合行业标准SY/T5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》四、防喷器安装、校正和固定应符合SY/T 5964-2006《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定。
第十八条井控装置基本配套标准针对不同的井控风险级别，井控装置按以下原则进行配备：一、气田(一)气田一级风险井：1、从下到上安装四通+双闸板防喷器+环形防喷器。
安装组合见附图一。
防喷器组合的通径和压力等应一致，且压力等级满足地层最高压力。
经过研究和讨论，确需安装剪切闸板防喷器井，在钻井工程设计中进行要求和明确，安装组合见附图二。
2、井口两侧安装与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。
安装组合见附图六、图八。
3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀及方钻杆上、下旋塞。
4、控制设备为相同级别的远程控制台和司钻控制台。
(二)气田二级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷器，防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。
安装组合见附图三2、井口两侧接与防喷器相同压力级别的防喷管线、双翼节流管汇、压井管汇、放喷管线。
安装组合见附图五、图八。
3、钻柱内防喷工具为钻具回压阀、方钻杆上、下旋塞。
4、控制设备为相同级别的远程控制台。
二、油田(一)油田一级风险井：1、从下到上配四通+双闸板防喷或单闸板防喷器。
防喷器组合的通径和压力等级应一致，且压力等级满足地层最高压力。
安装组合附图三或附图四。
2、钻柱内防喷工具为钻具回压阀和方钻杆下旋塞。
3、配置单翼节流管汇和压井管汇，防喷管线可使用相同压力级别的耐火软管。
钻井井控装备试压标准D.1井控装备现场试压合格标准序稳压时间允许最大试压部位试压压力（ MPa）压降备注号（ min ）（ MPa）35MPa 和环形额定工作压力的 70%、本级套管头上法1旋转控制头壳体兰额定工作压力三者中的150.7低值额定工作压力的70%和本2环形防喷器级套管头上法兰额定工作150.7压力二者中的低值3闸板防喷器低压 1.4-2.1100.074闸板防喷器高压（套管所密封套管抗外挤强度的150.7封芯）80%5闸板防喷器高压（非套额定工作压力和本级套管150.7管封芯）头上法兰额定工作压力二6四通者中的低值150.77内防喷管线150.78节流管汇150.79压井管汇150.7所接触套管抗外挤强度的10套管头注塑80%和本级套管头下法兰额150.7定工作压力二者中的低值11内防喷工具额定工作压力150.7连接在在方钻杆上的井队用泥浆1220-2550.7上下旋塞泵试压13环形油路控制管线10.5100.714闸板油路控制管线10.5100.7（54-14）闸板油路控制管线（非1521100.7 54-14）16反循环压井管线2810/外观无渗漏17放喷管线1010/D.2井控装备车间试压合格标准试压压力稳压时间允许最大序号试压部位压降（MPa ）（min ）（MPa ）环形防喷器、闸板防喷器、1节流管汇、压井管汇、四通、1.4-2.1100.07内防喷工具、旋转控制头壳体、旋转动压低压2旋转控制头壳体高压35150.7 3旋转控制头旋转动压17.5150.7额定工作压4 环形防喷器150.7力备注公称通径＞ 13 5/8" 的封 5"管柱， 13 5/8"的封 3 1/2" 管柱，通径≤ 11"的封 2 7/8" 管柱5闸板防喷器6四通7内防喷管线额定工作压8节流管汇150.79力压井管汇10采油树11内防喷工具12环形油路控制管线10.5150.7 13闸板油路控制管线（ 54-14 ）10.5150.714闸板油路控制管线（非21150.7 54-14）15防喷器控制系统高压油路21100.716 管排架和耐火软管35100.7。
井控试压标准
1、在井控车间（基地），环形防喷器（封闭钻杆，不封空井）、闸板防喷器、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等应作 1.4 MPa 〜2.1 MPa的低压试验和额定工作压力试压；节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压，并应作 1.4 MPa〜2.1 MPa的低压试验。
试验要求应符合SY/T 5053.1，SY/T 5127，SY/T 5215，SY/T 5323，SY/T 5525 等的有关规定。
2、在钻井现场安装好后，井口装置应作 1.4 MPa〜2.1 MPa的低压试验。
在不超过套管抗内压强度 80% 的前提下，环形防喷器的高压试验值应为封闭钻杆试压到额定工作压力的 70%；闸板防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的各控制元件应试压到额定工作压力；其后的常规试验压力值应大于地面预计最大关井压力。
3、钻开油气层前及更换井控装置部件后，应用堵塞器或试压塞参照“第2点”中的有关要求及条件试压。
4、除防喷器控制系统、各防喷器液缸和液动闸阀应用液压油做21 MPa控制元件、油路和液缸可靠性试压外，井控装置的密封试压均应用清水密封试压，试压稳压时间应不少于 10 min，密封部位不允许有渗漏，其压降应不大于 0.7 MPa。
5、放喷管线密封试压应不低于 10 MPa。
6、在井控车间（基地）的试压记录应使用压力计和图表记录器。
压力测试范围不允许小于压力计最大量程的 25 %，且不允许超过压力计最大量程的 75 %。
钻井现场的试压具体要求应按钻井工程设计
和有关井控技术规定进行。
回答完毕。
井控装置试压操作规程
一、操作步骤
1、检查试压检测设备，各部完好，打开检测系统总电源；
2、用钥匙打开操作台电源开关，红色指示灯亮，供电系统正常，启动空压机；
3、按下计算机电源开关，启动计算机，打开监视器及工作警示灯；
4、在图像监控下吊装井控装置，在液压卡加紧牢固后，向其灌入清水，关闭
井控装置，工作人员撤离试压区域；
5、按工艺技术要求，把试压参数写入试压向导，由试压向导提示进行试验，
试压完成后及时保存试压检验报告并打印两份，点击卸压阀，使水压降零，打开防喷器并卸掉油压，使油压表为零，关闭工作警示灯，拆卸管线。
二、安全注意事项：
1、工作人员穿戴劳保用品齐全；
2、试压时防护大门一定要关闭，工作人员禁止入内；
3、试压用水必须清洁干净；
4、吊装防喷器时，钢丝绳挂好，人员站在侧面，严禁站在死角；
5、确保压力卸完之后，才能打开防喷器，严禁用打开防喷器的方式泄压；
6、下班离开前，关闭计算机及所有电源开关。
井控设备试压操作规程一、试压准备1、详细检查待试压设备、工具的连接、紧固情况；2、核实各部件的额定工作压力是否满足试压要求的压力；3、详细检查各闸阀开关状态；4、划定安全区、高压危险区，并进行明显标识或拉警戒带；5、召开试压施工会议。
明确施工程序、人员分工、职责和安全注意事项。
二、试压标准1、试压应符合国家发展和改革委员会2005年3月发行的SY/T6426-2005《钻井井控技术规程》及《玉门油田钻井井控实施细则》的要求或按照钻井工程设计各次井控装备试压要求标准进行试压；2、任何部件经拆卸、检修后必须重新试压至相应的压力值；三、试压程序1、将适合该层套管头的试压塞接在钻柱中，把试压塞连接扣上紧，将试压塞缓慢送入套管头内坐挂于试压台肩上；2、打开四通两侧平板阀，打开液动阀，开J1、J2 A、J2B、J3A、J3B、J4、J5、J6A、J6B、J7、J9 、Y1、Y2、Y3、Y4，关J8、J10；（冬季为了防冻关Y4、J9最后试放喷管线），关高压管汇处压井管线阀门、低量程表针型阀。
3、将放喷管线出口装上试压堵头，灌清水时发现有水流出时再拧紧堵头。
4、向井内灌满清水（冬季加防冻剂）；5、连接试压泵至压井管汇接口；6、向井口慢慢灌满清水，尽可能排出管线中的空气，便于稳压。
同时打开套管头侧阀门或卸下阀门外丝扣法兰上的堵头，以便于观察试压塞是否渗漏；7、关环型防喷器；关J9、Y4、8、启动试压泵，对放喷管线试压10MPa，稳压10min，压降小于0.7 MPa连接部位无渗漏为合格，（冬季为了防冻，可以最后试压放喷管线）；8、打开J8泄压至0MPa，开环型防喷器，卸放喷管线出口试压堵头，再关闭J8、J9、Y4，向井内灌满清水；9、关环型防喷器；10、启动试压泵，升压至14MPa停泵，详细检查各连接部位有无渗漏现象，观察10分钟。
若无渗漏、无压力降，可继续升压至环形防喷器额定工作压力的70%停泵。
稳压10分钟，压降不超过0.7MPa 为合格；11、打开J8泄压至0MPa，开环型防喷器，12、关闭上半封闸板防喷器；13、启动试压泵，连续升压至35 MPa（J8、J9、J10、压井管线额定压力）停泵，稳压10分钟，观察有无渗漏，压降不超过0.7MPa 为合格；14、开J8泄压至0MPa，打开高压管汇处压井管线阀门，关闭J2A、J3B (或J5、J6) 、J6B、Y2；15、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；16、开J6b泄压至0MPa，开上半封闸板防喷器，关下半封闸板防喷器，关J6A；17、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；18、开J6A泄压至0MPa，关J2B、J3A、J6A；19、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；20、以同样标准，由外向里直至压井管汇，对各平板阀逐个进行试压；试压合格后，泄压开下半封闸板防喷器；21、用气动小交车，缓慢上提钻具，起出试压塞，用吊卡将钻具坐与井口，用吊钳松开试压塞与上单根之间的扣，然后再缓慢的将试压塞送入套管头内坐挂于试压台肩上，然后平稳卸开上单根，缓慢上提上单根出井口，放入小鼠洞内，盖好井口防止井内落物；22、关闭全封闸板防喷器；开Y1、S1、S2，关S3；23、启动试压泵，连续升压至标准试压压力停泵，观察有无渗漏，稳压10分钟，压降不超过0.7MPa为合格；24、打开S3泄压至0MPa，开全封闸板防喷器；25、用气动小交车，缓慢将小鼠洞内的钻具单根提起，然后再缓慢将单根放入井内对扣，用吊钳紧扣后上提起出试压塞，用吊卡将钻具坐与井口，松开试压塞与钻具之间的扣，卸去试压塞，提出井内钻具；四、套管试压1、关闭全封闸板防喷器；开Y1、S1、S2，关S3；2、将试压车连接至压井管汇接口（或泥浆泵通过压井管线试压）；3、启动试压泵，连续升压至钻井工程设计套管试压要求压力（或套管抗内压强度的80%）停泵，观察有无渗漏，稳压30分钟，压降不超过0.7MPa为合格；4、打开S3泄压至0MPa，开全封闸板防喷器；5、试压合格后，把各路闸阀打开，逐个闸阀、管线用压缩空气吹扫干净，并按闸阀挂牌编号恢复至各阀门开关状态。
