采油采气注水井井口装置选用技术规范
采油井口集成装置招标技术要求
采油井口集成防盗装置技术要求采油三厂工艺研究所2016年4月第一章引言1.1编写目的为配合可控的无人值守井场采油井口防偷防破坏提高切实有效的技术方案。
1.2编制背景自2013年起采油三厂自主研发了采油井口集成装置，用于采油树井口防偷防盗。
经过近三年的现场实践和不断改进，目前仍然存在含气量大井取样难、内部结垢腐蚀、密封件易失效、抗破坏性不足等问题，亟需进行改进或重新设计。
1.3需求概述（1）功能性需求要点根据《长庆油田简易采油、注水井口装置技术规范（修订稿）》，目前在用法兰和丝扣连接采油井口（如图1）可以实现油井生产、单量、取样、管线热洗扫线、投球、憋压等功能，设计多达10个附件，其中压力表组件、堵头、油壬、取样口为开放式结构，可以任意打开，原油泄露点多，容易流失。
图1 简易采油井口装置本项目拟进行改进或重新设计的采油井口集成防盗装置需要满足现场用于取样、投球、油压测量、泄压、井组热洗、扫线、并留有数字化压变防盗接口，还应设计有单流阀结构，可以防止油井停井时，与之相串接联其他油井原油倒灌进入井筒。
主要参数要求：连接方式：螺纹RC2”（上）、法兰DN50（下）单流阀开启压力：0.1 Mpa压力观测：压力范围0-0.6Mpa投球：通过ø48橡胶球（2）其它性能要求安全性能：整体承压13.8Mpa防盗性能：不能有任何开放式附件，安装方便防破坏性能：具备防止一段时间的恶意人为拆卸其它：可借助油田数字化油田技术扩展功能。
1.4项目目标以采油三厂在用的采油井口集成装置为参考，该进或重新设计完整的采油井口集成防盗装置完全满足1.3节需求的程度。
1.5定义采油井口集成防盗装置定义为安装于采油树井口流程上，具备压力观测、投球、取样和功能性接口四个基本功能，且能防止原油被盗，装置被破坏的新型采油工具。
第二章 技术方案要求2.1技术方案特点高度集成、简单好用，满足可控的无人值守井场技术要求，建议预留数字化控制接口2.2技术方案2.2.1总体设计部署整体设计，具有油流通道，至少具备四项基本功能，具有完整的防护措施。
胜利油田分公司油气水井井控管理规定(3.22)
胜利石油管理局胜利油田分公司井下作业（陆上）井控工作细则附则1：胜利油田分公司油气水生产井井控管理规定1 基本要求1.1 本管理规定所称井控是指油气开发过程中油、气、注入（水、汽、气、聚）井的控制与管理，涉及生产、注入、测试和报废井管理等生产环节。
1.2 本规定所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征的井。
其中高产是指天然气无阻流量100×104立方米/天(含)以上；高压是指地层压力70兆帕（含）以上；高含硫化氢是指地层气体介质硫化氢含量1500毫克/立方米(1000ppm，含)以上。
1.3 本规定适用于胜利油田分公司所属各开发生产单位的生产井、停产井、报废井的井控管理工作。
2 分工与职责2.1 分公司、相关二级单位、三级单位及所属基层采油队成立相应工作机构，负责本层级井控工作。
2.2 采油工程处负责分公司采油气生产井井控管理工作，由井控管理科负责组织，按照“谁主管，谁负责”的原则，相关部门分工职责为：2.2.1 采油管理科负责分公司采油井、注汽（气）井的井控管理工作。
2.2.2 注水管理科负责分公司注水井的井控管理工作。
2.2.3 作业管理科负责分公司井下作业设计管理工作。
开发处xx科负责注聚井的井控管理工作2.2.4 井控管理科负责分公司生产井井控管理整体组织运行及作业施工井的井控管理工作。
2.3 相关二级单位井控工作领导小组主要职责：2.3.1 贯彻落实集团公司及油田井控管理相关规定，制定本单位井控管理实施细则并组织落实。
2.3.2 建立本单位井控设备档案，组织制订井控装置更新改造计划，制定本单位井控工艺、井控装置近期、长期发展规划和科研课题。
2.3.4 每季度组织一次井控检查和井控例会，每半年组织一次井控应急预案演练，并将井控工作开展情况上报油田相关业务主管部门。
2.3.5 制定本单位培训计划，组织和选派人员参加井控技术培训，建立培训档案。
2.4 三级单位（采油矿）井控工作领导小组主要职责：2.4.1 贯彻落实油田及二级单位制定的井控管理规定和实施细则，负责本单位井控管理实施细则的制定落实工作。
采油采气井井控安全技术管理规定
采油采气井井控安全技术管理规定第一章总则第一条为了保证采油采气井井控过程中的安全，维护人员和设备的生命财产安全，以及环境保护，制定本规定。
第二条适用范围本规定适用于采油采气井井控工作。
第三条基本原则（一）安全第一，预防为主。
（二）依法管理，责任到人。
（三）技术规范，操作规程。
（四）现场目击，在岗教育。
第二章井控安全管理第四条井控安全管理的目标是保证井眼、井下及井口的稳定及安全，确保生产过程安全进行。
第五条对于存在异常井控情况的采油采气井，必须采取技术措施使其保持正常状态。
第六条井控安全工作，应当进行事前计划和设计，以便采取相应的技术措施和工艺准备。
第七条井控人员应具备相应的资质和技能，并负责井控现场的指导和管理工作。
第三章井控技术管理第八条采油采气井井控技术的选择和实施应符合国家和地方的相关规定。
第九条采油采气井井控技术的选择和实施应符合相应的安全标准和规范。
第十条井控技术使用前应进行安全技术评估，确保其可行性和有效性。
第十一条采油采气井井控技术的使用应当进行现场试验，并经过技术人员的认可。
第四章井控设备管理第十二条井控设备的选择和使用应符合国家和地方的相关规定。
第十三条井控设备的使用前应经过安全技术评估，并确保其可靠性和适用性。
第十四条井控设备的使用应符合相应的安全操作规程和操作要求。
第十五条井控设备的维修和保养应定期进行，确保其正常运行和安全使用。
第五章井控人员管理第十六条井控人员应持有效证件从事井控工作。
第十七条井控人员应参加相应的岗前培训和管理教育，提高其安全技术水平和管理能力。
第十八条井控人员在工作期间应遵守相关规程和规定，严格执行操作规程和操作要求。
第六章井控现场管理第十九条井控现场工作应进行必要的安全技术措施，确保现场的生产安全和作业环境。
第二十条井控现场工作应有专人负责指导和安全监督。
第二十一条井控现场应进行相应的安全检查和隐患排查，及时处理和汇报。
第二十二条井控现场应设置安全警示标志和安全防护设施，确保现场的安全和秩序。
石油与天然气井下作业井控装备管理规定
石油与天然气井下作业井控装备管理规定第六条井控装备、井控辅助仪器的配备应按以下要求执行：（一）防喷器及内防喷工具选用原则。
防喷器压力等级的选用应不小于施工层位目前最高地层压力、所使用套管抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中最小值。
1.Ⅰ类井、Ⅱ类井可选用的防喷器组合形式见附件1，有毒有害气体超标的井应选用环形防喷器，有钻台作业井应使用液动防喷器。
高压、高含硫井，应安装剪切闸板防喷器。
2.Ⅲ类井可不安装防喷器，但必须配备简易防喷装置（见附件1）。
3.内防喷工具压力等级应与防喷器压力等级一致。
（二）压井、节流管汇（线）选用原则。
1.压井管汇、节流管汇等装备的压力级别和组合形式应与防喷器压力级别和组合形式相匹配，2 7/8″完好油管可作为放喷管线使用，压井、节流管汇的组合形式按附件1中的组合形式选择。
2.节流管汇上应同时安装高、低量程压力表，压力表朝向井场前场方向，下端装截止阀，低压表下端所装截止阀处于常关状态，高压表下端所装截止阀处于常开状态。
高压表量程和节流管汇额定工作压力相匹配，低压表量程为高压表量程1/3左右。
第七条含硫地区井控装备、井控辅助仪器的选用应符合行业标准SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。
第八条井控装备试压要求。
（一）试压要求及介质。
1.试压介质为液压油和清水（冬季使用防冻液）。
2.除环形防喷器试压稳压时间不少于10分钟外，其余井控装置稳压时间不少于30分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。
低压密封试压稳压时间不少于10分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.07MPa为合格。
3.采油（气）井口装置在井控车间和上井安装后，试压稳压时间不少于30分钟，密封部位无渗漏，压降不超过0.5MPa为合格。
（二）井控车间试压。
1.防喷器、内防喷工具、节流管汇、压井管汇、射孔闸门按照额定工作压力进行密封试压。
闸板防喷器还应做1.4MPa~2.1MPa低压密封试压。
注水井带压作业技术规范
注水井带压作业技术规范井下作业分公司前言 ----------------------------------------------------------- 21范围------------------------------- ------------------------------ 3 2规范性引用文件------------------------------------------------ 33选井条件------------------------------------------------------ 34设备要求------------------------------------------------------ 35施工设计------------------------------------------------------ 46施工工艺------------------------------------------------------ 47安全与质量控制------------------------------------------------ 98资料录取----------------------------------------------------- 10油水井带压作业技术规范1范围本标准规定了采用不压井作业装置进行油水井带压作业的选井条件、施工工艺、与质量与安全控制及资料录取。
本标准适用于井口压力小于35MPa注水井带压作业施工。
2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注明日期的引用文件，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标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
SY/T 5053.1-2000地面防喷器及控制装置防喷器SY/T 5053.2-2001地面防喷器及控制装置控制装置SY/T 5587.5-2004常规修井作业规程第5部分：井下作业井筒准备SY/T 6058-2004自升式井架起放作业规程SY/T 6408-2004钻井和修井井架、底座的检查、维护、修理与使用SY/T 6610含硫化氢油气井井下作业推荐作法SY/T 6690-2008井下作业井控技术规程Q/SY 69井下作业资料录取项目规范3选井条件3.1注水井常规作业可采用不压井作业完成。
同井注采工艺技术规范
同井注采工艺技术规范同井注采是一种常用的石油开采方法，注采工艺技术规范是确保工艺流程顺利进行的重要指导文件。
以下是同井注采工艺技术规范的内容。
1.注采井设计（1）确定井筒的位置和方向，以确保注采系统的顺利运行。
（2）根据储层性质和开采方案，确定井身直径和井深。
（3）设置套管和油管，保证井身的完整性和安全性。
2.注采井的钻井作业（1）采用合适的钻井工艺，确保钻井过程的安全和高效。
（2）监测地下水位，防止地下水进入油层影响采油效果。
（3）进行井壁稳定性评价，及时采取加固措施，防止井壁塌陷。
3.注采井的完井作业（1）进行井筒完井，主要包括封隔水层以及安装与采油工艺相关的设备。
（2）注入防砂剂，防止砂层进入井筒。
（3）根据储层性质和采油工艺的要求，选择合适的人工提升装置，确保油气顺利地从井底流出。
4.注采井的注采操作（1）注入人工注水，提高油层压力，促进油的流动。
（2）监测井底压力和油水产量，及时调整注采参数，以获得最佳开采效果。
（3）进行周期性的井下作业，如冲洗油层、清除井底积聚物等。
5.注采井的维护和保养（1）定期对注采井进行检查和维修，确保设备和管道的完好性。
（2）定期进行清井操作，清除管道和井筒中的杂物，避免堵塞。
（3）定期更换设备和材料，减少故障和损耗。
6.注采井的安全管理（1）严格执行安全操作规程，确保工作人员的安全。
（2）定期进行安全培训，增强安全意识。
（3）设立应急预案，对突发事件进行应对和处理。
以上是同井注采工艺技术规范的主要内容。
在实际操作中，还应根据具体情况进行调整和改进，以提高采油效率和安全性。
同时，监测和记录工艺参数和运行情况，以便进行数据分析和改进工艺。
同井注采工艺技术规范的合理实施，将有效提高石油开采效率，确保生产的安全和可持续性。
油(气)水井井下作业技术要求
油（气）水井井下作业技术要求吉林油田分公司2000年3月目录第一部分油（气）水井常规作业技术要求 (3)一、小修作业施工设计编写要求 (4)二、油水井井下作业交接井技术要求 (4)三、压井替喷作业规程 (5)四、换井口装置作业规程 (6)五、补孔技术要求 (7)六、起下杆管作业质量要求 (7)七、洗井技术要求 (8)八、探、冲砂技术要求 (9)九、通井、刮削套管技术要求 (10)十、清蜡质量要求 (10)十一、打铅印技术要求 (11)十二、解卡（压裂卡）技术要求 (11)十三、环保要求 (11)十四、抽油泵的出厂检验 (12)十五、作业完井技术要求 (14)十六、注水井小修作业规程 (14)十七、分层注水作业方法 (17)十八、油(气)水井井下作业资料录取项目规范 (19)第二部分油（气）水井压裂施工技术要求 (29)一、压裂设计编写 (30)二、井下封隔器工具配件通用技术条件 (31)三、支撑剂技术要求 (33)四、压裂液技术要求 (33)五、压裂施工工序质量要求 (35)六、压裂施工质量要求 (36)七、油水井压裂操作规程 (40)八、二氧化碳施工安全规定 (42)第三部分油（气）水井措施作业技术要求 (47)一、油井CO2吞吐施工工序 (48)二、树脂胶球堵水作业程序 (49)三、振动酸化技术要求 (49)四、高能气体压裂技术要求 (51)五、抽油井分层测压操作规程 (53)六、蒸汽吞吐作业规程 (53)七、水力喷砂射孔作业规程 (55)八、找串、封串、验串作业规程 (56)九、潜油电泵起下作业方法 (60)十、打捞管类落物工艺作法 (63)十一、打捞杆类落物工艺作法 (65)十二、打捞绳类落物作业规程 (67)十三、抽油泵打捞作业方法 (68)十四、井下小件落物打捞作业方法 (70)十五、油（气）水井侧钻施工作业规程 (72)十六、注水泥塞作业规程 (74)十七、钻水泥塞作业规程 (75)十八、可钻式桥塞钻铣作业规程 (77)第一部分油（气）水井常规作业技术要求一、小修作业施工设计编写要求一、编写施工设计的依据和原则1．必须有采油厂或吉油公司有关部门提供的地质方案和要求。
抗硫采油(气)井口装置
油管头四通下法兰有200（或7“）BT密封及相应的注脂或试压孔，使用时必须从注脂阀注入高压密封脂，方能使BT密封起作用。若密封出现渗漏，应从注脂阀和试压阀分别注入密封脂，使密封继续生效。注脂压力不超过该法兰额定工作压力；如密封套管，则不超过该套管的额定许用挤毁压力。压力试压孔用于套管悬挂器外密封试验。
图6 采油（气）树
c. 采油（气）树的工作原理： 采油（气）树主平板阀为1、4、7号阀，两翼平板阀为8、9号阀，两翼节流阀为10、11号阀。在使用过程中，一般使用单翼，7号阀主要用于井口作业。单翼通道上平板阀有三只，任意关闭一只平板阀就可以截断通道，但1号阀一般不作为操作阀使用，当其它平板阀出现泄漏时截断通道，可以安全的更换泄漏的阀门。所以，对1号平板阀质量要求很高。可调式节流阀用于调节通道流量。特别注意：法兰式平行闸阀不可作为节流用，而可调式节流阀不宜作开关阀用。
根据用户的要求进行气密封试验。
验收准则：注脂孔冒气泡为前座密封不合格，不冒气泡为前座密封合格；
油管头下法兰接试压法兰，1、2、3阀全关，卸下注脂阀，其余阀全开，丝扣法兰堵头拆下，从油管头下法兰输入压力空气，检验阀1、2、3阀前座密封性能；
b. 外围阀后座密封性能试验：
.油管头下法兰接试压法兰，4、5、6阀全关,其余阀全开，丝扣法兰堵头拆下，装上1、2、3阀的注脂阀，从油管头下法兰输入压力空气，检验4、5、6阀后座密封性能；
抗硫采油(气)井口装置的检验： 抗硫采油(气)井口装置的性能要求、金属材料的质量控制要求、非金属材料的质量控制要求、抗腐蚀合金堆焊的质量控制、本体静水压试验（单独装置）要求和密封垫环及垫环槽形式与法兰式平行闸阀相同。抗硫采油(气)井口装置还应进行的试验： 通径试验：使用按SY/T5127-2002 P58表33加工的通径规完全贯通采油树主孔通径； 采油树(或油管头)本体静水压试验：完全采用已进行本体静水压试验过的装置（非散件连接装置）组装的采
石油工程技术 井下作业 排水采气工艺--主要技术类型
排水采气工艺--主要技术类型泡沫排水采气（简称泡排）的基本原理，是从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂(起泡剂)。
井底积水与起泡剂接触以后，借助天然气流的搅动，生成大量低密度含水泡沫，随气流从井底携带到地面，从而达到排出井筒积液的目的。
排水采气是解决“气井积液”的有效方法，也是水驱气田生产中常见的釆气工艺。
目前现场应用的常规排水采气工艺可分为：机械法和物理化学法。
机械法即优选管柱排水采气工艺、气举排水采气工艺、电潜泵排水采气工艺、机抽等排水采气工艺等，物理化学法即泡沫排水采气法及化学堵水等方法。
1排水采气·优选管柱小油管排水采气工艺技术适用于有水气藏的中、后期。
此时井已不能建立“三稳定”的排水采气制度，转入间歇生产，有的气井已濒临水淹停产的危险。
对这样的气井及时调整管柱，改换成较小管径的油管生产，任可以恢复稳定的连续自喷。
1.1优点：1.1.1属自力式气举，能充分利用其藏自身能量，不需人为施加外部能源助喷。
1.1.2变工艺井由间歇生产为较长时期的连续生产，经济效益显著。
1.1.3设计成熟、工艺可靠，成功率高。
1.1.4设备配套简单，施工管理方便，易于推广。
1.2缺点：1.2.1工艺井必须有一定的生产能力，无自喷能力的井必须辅以其他诱喷措施复产或采用不压井修井工艺作业。
1.2.2工艺的排液能力较小，一般在120m3/d左右。
1.2.3对11/2in小油管常受井深影响。
一般在2600m左右。
优选管柱排水采气工艺是在有水气井开采的中后期，重新调整自喷管柱的大小，减少气流的滑脱损失，以充分利用气井自身能量的一种自力式气举排水采气方法。
对排液能力比较好、流速比较高，产水量比较大的天然气井，可适当的放大管径生产，达到提高井口压力，减少阻力损失，增加产气量的目的。
该工艺理论成熟，施工容易，管理方便，工作制度可调，免修期长，投资少，其存在的工艺局限性是：气井排液量不宜过大，下入油管深度受油管强度的限制，因压井后复产启动困难，起下管柱时要求能实现不压井起下作业。
采油采气井井控安全技术管理规定
采油采气井井控安全技术管理规定是指针对采油采气井开展工作时，确保井控安全的技术管理规范。
该规定是根据石油天然气行业的特点和相关法律法规，结合实际工作经验制定的。
以下是一些可能包括在该规定中的内容：
1. 井控技术管理目标和原则：明确井控工作的目标和原则，强调安全第一、预防为主，保障工作人员和设备的安全。
2. 井控管理组织：确定井控管理组织的职责和权限，明确管理人员的岗位职责和工作程序。
3. 井控技术管理制度：制定井控技术管理制度，包括就地处置、自动报警、紧急切断等方面的技术管理要求。
4. 井控设备使用和维护：确保井控设备的正常运行，规定设备的使用、维护和保养要求，制定设备故障处理和紧急救援预案。
5. 井控作业安全规范：制定针对不同作业环节的安全规范，包括井口操作、压力控制、井下作业等方面的要求。
6. 井控安全培训：制定相关培训计划和内容，确保工作人员具备井控操作技能和安全意识，提高应急和救援能力。
7. 井控安全监督和检查：建立井控安全监督和检查机制，定期或不定期对井控工作进行检查，发现问题及时整改。
8. 井控事故报告与分析：要求对发生的井控事故进行及时报告和分析，总结经验教训，提出改进措施。
以上仅是一些可能包括在该规定中的内容，具体的规定内容应根据当地石油天然气行业的实际情况进行制定。
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Q/SY DG 1166－2011完成井井口装置安装质量要求 Q/SY DG 1357－2010 采油（气）井口安装试压及使用要求 Q/SY DG 1361－2010 试油井流程安装技术要求 Q/SY DG 1430－2010 测试井防喷装置的检查和维护 Q/SY DG 1449－2013 大港油田钻井井控实施细则 Q/SY DG 1450－2013 大港油田井下作业井控实施细则 Q/SY DG 2003-2010潜油电泵井管理规定 Q/SY DG 2006－2010 地面驱动螺杆泵井管理规定 Q/12DGY 3638-2011 防喷盒
报 3
提
井口装置规格型号
纲
4
井口装置的选用、安装及使用
5
井口装置新产品的技术评定
规范性引用文件
下列有效文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期 的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新 版本适用于本文件。
API SPEC 6A－2010井口装置和采油树设备规范 GB/T 22513-2008 石油天然气工业钻井和采油设备 井口装置和采油树 SY/T 5812－1996 环空测试井口装置 SY/T 6084-2007 地面驱动螺杆泵使用与维护 SY/T 6194－2003 石油天然气工业油气井套管或油管用钢管 SY/T 6327－2005石油钻采设备产品型号编制方法 SY/T 6789－2010 套管头使用规范
采油、采气、注水井井口装置 选用技术规范
采油工艺研究院 二〇一四年十月
本标准规定了大港油田采油、采气、注水井井口装置的标 准化配置和技术选型、安装、使用等规范要求。
本标准适用于大港油田采油、采气、注水井井口装置的配 置、技术选型、安装和使用。
1
规范性引用文件、定义及术语
汇
2 采油、采气、注水井井口装置标准配置
（9）套管头
用于悬挂和密封套管柱的装置。
（10）采油树、采气树
指安装在套管头上部用于控制油、气、水井的生产的闸门和附件的组合装置 总成。
（11）抽油机有杆泵井光杆密封装置
指安装在抽油机有杆泵井采油树上部的胶皮闸门和盘根盒组合装置，用于密 封采油树顶部和光杆间流体通道。
①胶皮闸门：用于关闭和开放采油树上部与光杆间流体通道的控制装置。 ②防喷盒（盘根盒）：用于密封采油树顶部光杆的装置。 ③密封盘根：也叫密封填料, 充填于防喷盒密封腔体内实现与光杆间的密封 ，通常由一定硬度、强度和压缩膨胀性的橡胶与纤维、石墨等材料混合制成。
（26）产品性能级别（Performance Request）
在额定的压力、温度和材料相适应的条件下，其性能符合相关要求的级别， 表示方法为PR1、PR2，要求级别依次升高。
（24）额定温度等级
井口装置在使用中,可承受的最低和最高温度范围，代码表示方法为K、L、 P、R、S、T、U、V。
（25）产品规范级别（Product Specification Levels）
根据井口装置使用于不同的酸性、硫化氢浓度和距离公共场所的远近，所 选择的规范级别，表示方法为PSL1、PSL2、PSL3、PSL3G、PSL4。
（12）抽油机有杆泵井环空测试井口装置
指安装在套管头上部用于控制油、气、水井的生产的闸门和附件的组合装置 总成。
（13）油管旋转器指安装在油管头四通部，用于旋转井内油管的井口装置。
（14）电动潜油泵井专用井口
指用于电动潜油泵井配套电缆穿越密封装置的井口组合装置。
（15）电动潜油泵井井口电缆穿越密封装置
指安装在水力泵井井口顶部，用于更换泵芯或沉没泵的井口防喷及捕捉 装置。
（19）清蜡用防喷管
指安装在自喷井和电动潜油泵井井口上部，用于为下井清蜡工具（串）提供 压力缓冲区和过渡区的装置。
（20）测试用防喷管
指安装在自喷井井口上部，为起下井的测试工具串提供压力缓冲区和仪器通 过的过渡区的装置。
（21）井口装置新产品
（1）采油井
为开采石油，按油田开发规划的布井系统所钻的井眼，石油由井底上升到井 口的通道。包括自喷井、抽油机有杆泵井、电动潜油离心泵井、地面驱动螺杆泵 井、水力泵井、电动潜油泵井等。
（2）采气井
为开采天然气而从地面钻到地层的井。
（3）注水井
注入水从地面进入地层的通道。
（4）高含气井
目的层预测气液体积比大于400且日产气超过10000m3的井。
（5）高压油气井
以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井 压力可能大于或等于35MPa的井。
（6）含硫油气井
地层天然气中硫化氢含量大于75mg/m3(50ppm)或井筒内硫化氢含量（紧贴 井口闸门出口处测量）大于75mg/m3(50ppm)的井。
（7）高含硫气井
地层天然气中硫化氢含量大于150mg/m3(100ppm)或井筒内硫化氢含量（紧 贴井口闸门出口处测量）大于150mg/m3(100ppm)的井。
（8）井口装置
包括套管头、采油树、采气树、抽油机有杆泵井光杆密封装置（胶皮闸门 +防喷盒）和环空测试井口装置、油管旋转器、电动潜油泵（包括电动潜油离 心泵、电动潜油柱塞泵、电动潜油螺杆泵）井专用井口及井口电缆穿越密封装 置、地面驱动螺杆泵井专用井口、双管水力喷射泵井专用井口、水力泵（包括 单管水力泵和双管水力泵）井井口捕捉装置（防喷管+捕捉器）、清蜡用防喷 管、测试用防喷管等。
指用于连接潜油电机和地面电气控制系统的井口电缆密封装置。
（16）地面驱动螺杆泵井专用井口
指安装在油管头四通上的光杆卡紧器、机械密封和盘根静密封的井口组 合装置。
（17）双管水力喷射泵井专用井口
特指双管水力喷射泵采油工艺安装在油管头四通上部用于控制油管注入 和产出的阀门和附件组合装置。
（18）水力泵井井口捕捉装置
指未取得大港油田公司物资市场准入资质或在原使用产品基础上进行改进并 未经技术评审的井口装置。
（22）额定工作压力
装置设计能承受和（或）控制的最大内压值，压力级别分为14MPa、21MPa、 35MPa、70 MPa、105 MPa、140 MPa。
（23）材料类别
井口装置在不同使用条件下所选用的材料，代码表示方法为AA、BB、CC、 DD、EE、FF、HH。