2024年井控装置安全与控制（三篇）.pdf

2024年井控装置安全与控制

1油气井应装套管头，含硫化氢的天然气井应使用抗硫套管头，

其压力等级要等于或大于最高地层压力。选择时应以地层流体中硫化

氢含量为依据，并考虑能满足进一步采取增产措施压力增高的需要。

2根据所钻地层最高地层压力，选用高于该压力等级的液压防喷

器和与之相匹配的防喷装置及控制管汇。含硫化氢的井要选同压力级

别的抗硫井口装置及控制管汇。

3井控装置配套应符合有关标准的规定。高压天然气井、新区预

探井、含硫化氢天然气井应安装剪切闸板防喷器。

4防喷器组合应根据压力及地层特点进行选择，节流管汇及压井

管汇的压力等级和组合形式要与全井防喷器相匹配。

5应制订和落实井口装置、井控管汇、钻具内防喷工具、监测仪

器、净化设备、井控装置的安装、试压、使用和管理的规定。井底静

止温度为120°C以上，地层压力为45MPa以上的高温高压含硫天然气

井应使用双四通。高压天然气井的放喷管线应不少于两条，出口距井

口大于75m；含硫天然气井放喷管线出口应接至距井口100m以上的安

全地带，固定牢靠，排放口处应安装自动点火装置。对高压含硫天然

气井井口装置宜进行等压气密检验。

6防喷、放喷管线应使用专用标准管线，高产高压天然气井采用

标准法兰连接，不准使用软管线，且不应现场焊接。

7井控状态下应至少保证两种有效点火方式。应有专人维护、管

理点火装置和实施点火操作。

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8寒冷季节应对井控装备、防喷管线、节流管汇及压力表采取防

冻保温加热措施。放喷时放喷管及节流管汇应进行保温。

固井设计

1套管柱

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；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

满足井口最大压力之外，应并考虑满足进一步采取增产措施时压力增

加值（如压裂等增产措施）及测试要求；抗挤设计时套管内按全掏空

计算，对于盐膏层、岩盐层、塑性泥岩层的井段管外按上覆岩层压力

梯度的平均值0.0231MPa/m计算（当量密度2.31g/cm3）。中间技术套

管抗内压强度设计应考虑再次开钻后最高地层压力；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)固井套管和接箍不应损伤和锈蚀。2注水泥浆

a)根据平衡压力固井的原则和防气窜要求，各层套管都要进行流

变学注水泥浆设计，高温高压井水泥浆柱压力应至少高于钻井液柱压

力1～2MPa；b)固井施工前应按GB10238的规定进行室内试验；c)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)

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针对低压漏失层、深井高温高压气层或长封固段固井应采取尾管悬

挂、悬挂回接、双级注水泥、管外封隔器以及多凝水泥浆和井口蹩回

压等措施，确保固井质量；e)对于长封段的天然气井，宜采用套管回

接方式，如采用分级固井，分级箍应使用连续打开式产品，固井设计

和施工中一级水泥返高应超过分级箍位置；f)对有高压油气层或需要

高压压裂等增产措施井，应回接油层套管至井口，固井水泥返至地

面，然后进行下步作业；g)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；h)套管扶正器安放位置合理，保证套管居中，

采用有效措施，提高水泥浆顶替效率；i)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；j)对漏失井，应在下套管前认

真堵漏，直至合格。

中途测试

1中途测试应有测试设计，并按程序审批。

2中途测试前应按设计调整好钻井液性