井控装置 晏国秀

井控设备晏国秀井控技术培训中心井控设备的发展简史在1957年2月2日，前苏联专家帮助我国所钻探的重庆巴9井，在钻井过程中因井漏起钻，未灌泥浆，发生强烈井喷。井内216m钻具全部冲出，与井架撞击着火，焰高120余米。在前苏联专家帮助下采用了空中爆炸灭火法，先后共进行3次爆炸才将大火扑灭。该井是我国解放后第一口天然气井在钻井过程中发生的井喷失控着火井。应该说，从此在我国石油天然气勘探行业引起了对天然气井钻井井喷、井喷失控和着火事故的重视。然而，在60年代初钻井工艺技术还很不成熟，而我国当时的井控设备也只有从前苏联引进的老式手动防喷器，所以井喷失控、着火事故经常发生，造成大量人员和财产损失。目前，我国的石油与天然气工业，经过几十年的创业与开拓，已经获得了举世瞩目的巨大发展。在钻井工艺技术不断改进与革新并日趋科学化的同时，井控设备也发展得尤为迅速。它已由单一的老式手动防喷器发展成一整套完整的井控设备系统。井控设备为安全钻井提供了保障，保护了钻井人员、钻井设备以及油气井的生产安全，使油气田的勘探与开发获得更好的效益。如果井控设备安装、维护、使用不当，那么这些设备就等于虚设，就有井喷、着火等重大事故隐患的威胁。因此，要求钻井人员及钻井相关人员对井控设备必须具有一定的基础知识和正确而熟练的操作技能，使井控设备发挥应有的效能，从而确保钻井工程的安全、优质与高速度，使我国的石油与天然气工业获得更大的发展。据四川油气井灭火公司不完全统计，近10年（1994-2003）我国陆上共发生15口井钻井严重井喷失控（着火）事故。其中,四川油田有3口。•第1口：渡一井（95.12.25—12.30),井喷失控的直接原因是钻具断。•第2口:温泉4井(98.03.22),井喷失控的直接原因是地下井喷。•第3口:罗家16H井(2003.12.23),井喷失控的直接原因是抢装回压阀失败。•罗家16H-1井:开钻时间2004.7.19-8.241994-2003我国陆上部分钻井严重井喷失控（着火)井情况序号失控(着火)井溢流时间关井前溢流(M3)失控时间着火时间关井(MPa)关井前工况失控（着火)前工况地层流体H2S含量g/m3失控（着火)直接原因地理区域PdPc1陆参1井94.6.1井涌94.6.194.6.2起钻井涌气未能关井井口刺坏爆炸着火滇黔桂油田２渡1井95.12.252.295.12.304.27.5压井钻具刺断气231.93钻具断四川油田３大宛齐105井96.7.28钻具内冒泥浆96.7.28起钻井内38m钻廷全喷出油、气溢流未及时发现塔里木油田４文13－120井96.8.10发现溢流96.8.10电测强行下钻廷气水井内钻廷4根冲出中原油田序号失控(着火)井溢流时间关井前溢流(M3)失控时间着火时间关井(MPa)关井前工况失控(着火)前工况地层流体H2S含量g/m3失控(着火)直接原因地理区域PdPc５W24-23井96.10.2396.10.2596.10.25下钻通井井喷气、砂石未装井口注水井影响长庆油田６仙7井97.6.14钻杆冒泥浆97.6.154.55起钻压井气井口半封刺坏青海油田７玛四井97.9.2797.9.2797.9.30钻进气割气水无井口塔里木油田８高7－3井98.2.11498.2.1198.2.12016钻进压井气油套管蹩爆冀东油田1994-2003我国陆上部分钻井严重井喷失控（着火)井情况(续)1994-2003我国陆上部分钻井严重井喷失控（着火)井情况(续)序号失控(着火)井溢流时间关井前溢流(M3)失控时间着火时间关井(MPa)关井前工况失控(着火)前工况地层流体H2S含量g/m3失控(着火)直接原因地理区域PdPc９温泉4井98.3.2258.57.9钻进压井气0.539地下井喷四川油田10吐孜1井99.11.223.299.11.3099.11.3000钻进压井气关旋塞未成功塔里木11窿五井2000.12.7事故处理2000.12.1716：00-2400.12.1700.12.1702处理井下事故压井气、油四通闸阀刺漏玉门油田12迪那2井2001.4.294.301.4.2901.4.291416钻进压井气地面管线爆炸塔里木油田1994-2003我国陆上部分钻井严重井喷失控（着火)井情况(续)序号失控（着火)井溢流时间关井前溢流（M3)失控时间着火时间关井(MPa)关井前工况失控（着火)前工况地层流体H2S含量g/m3失控（着火)直接原因地理区域PdPc13涩3－9井01.9.801.9.902下钻压井气、水四通刺漏青海油田14T705井02.6.1502.6.15电测油气未安装全封、环形胶芯刺漏西北石油局塔河油田15罗家16井03.12.231.103.12.23起钻关井气151抢装回压阀失败四川油田第一章井控设备概述第二章套管头与钻井四通第三章环形防喷器第四章闸板防喷器第五章液压防喷器的检查与修理第六章防喷器控制装置第七章节流管汇、压井管汇第八章钻井液净化、灌注装置第九章旋转防喷器第十章内防喷工具第十一章井控装置相关标准第一章井控设备概述一井控装置的作用二井控装置的组成三钻井工艺对井控装置的要求四液压防喷器的最大工作压力与公称通径五地面液压防喷器的型号六井控装置的选择七实例八复习题在油气勘探开发过程中，如何通过井内液柱压力来平衡地层压力钻井，以及这种平衡被破坏时，如何及时发现、正确控制和处理，尽快重建压力平衡的技术(简称平衡钻井及井控技术)，不仅关系着地下油气资源的发现、保护和开发，而且还直接关系着钻井速度的提高，井喷事故的防止和油气污染的消除，是一项有着重大经济效益和社会效益的关键技术。为实施这一关键技术除要有扎实的井控工艺外，还必须抓实现平衡钻井的基础———井控装置的完善和配套、标准化安装等。一井控装置的作用在钻井生产中井控装置有如下作用：1、正常钻进及起下钻和其它停钻过程中，可对溢流及井喷进行及时准确的监测和预报；2、发生溢流、井涌或井喷时，能快速有效的控制井口，节制井筒内流体(钻井液、油、气、水)的释放；能及时泵入高密度钻井液压井，以恢复和重建井底压力平衡；3、发生井喷或井喷失控乃至着火时，具备有效地处理事故的基本条件；4、能在不压井和关井情况下下管柱以及固井，并能满足堵漏等特殊作用中防止井喷。井控装置由以下六部分组成：1、井口装置及控制系统：液压防喷器及控制系统、四通、套管头、法兰短节等；2、井控管汇：节流管汇、压井管汇、防喷管汇和放喷管线等；3、内防喷工具：方钻杆上、下旋塞、钻具止回阀等4、井控仪器仪表：综合录井仪、液面监测仪等；5、钻井液净化、灌注装置：钻井液净化系统、除气装置、增加密度及自动灌注装置等；6、专用设备及工具：旋转头、自封头、不压井起下装置、清理障碍物专用工具及灭火设备二井控装置的组成1、能够有效地控制井口和钻具的内孔；2、能够强行起下钻具(对环形防喷器)；3、能够实施节流压井；4、具有一定的防腐能力，以适应含H２S气体的地区使用；5、操作方便、控制迅速；6、安全可靠;7、维修简单、拆换方便；8、结构紧凑、适应性强。三钻井工艺对井控装置的要求四液压防喷器的最大工作压力与公称通径公称通径最大工作压力MPammin18071/1621357010523092135701052801114213570105346135/8213570105426163/414213570476183/4540211/414213570105球形类胶芯FH通径代号--额定工作压力MPa锥形类胶芯FHZ通径代号--额定工作压力MPa双环形防喷器2FH通径代号--额定工作压力MPa单闸板防喷器FZ通径代号--额定工作压力MPa双闸板防喷器2FZ通径代号--额定工作压力MPa三闸板防喷器3FZ通径代号--额定工作压力MPa五地面液压防喷器的型号选用井控装置的原则：应根据钻井中可能导致井喷的各种因素进行选用。如地层压力、流体类型、人员技术状况、现有设备状况、钻台底座高度、工艺措施的要求、防护程度(环境污染、人员、设备的安全等)；尤其是在人口密集的城市、交通要道、厂矿企业、海洋湖泊、河流等地方钻井更应考虑防护程度。原则上应以最少量的设备，能有效地实施油气井压力控制技术。六井控装置的选择1、压力级别的选择井控装置压力级别的选择，取决于所用套管的抗内压强度、套管鞋处裸眼地层的破裂压力、井口可能出现的最高压力三者中最小值。目前国外对井控装置压力级别的选择，主要是根据井控装置要承受的预期最大地面压力，即井中可能出现的最高压力，而此压力应该是以溢流或井喷时迅速控制井口并保证井筒内有一半或一半以上的液柱来估算的。即井控装置耐压力=地层压力—井筒内液柱压力。国内对防喷器压力级别的选择，是按全井最高地层常用压力来选用。井控装置的选择包括：2、通径尺寸的选择井口装置通径尺寸的选择，主要取决于所使用的套管尺寸，即必须略大于所使用的套管接箍的外径。我国目前井口装置通径系列共有五个尺寸可供选择，即：180mm；230mm；280mm；346mm；540mm；3、组合配套型式选择井控装置组合配套型式的选择，主要是根据钻井工艺、钻具结构以及设备的具体情况来决定的。另外，它还受压力等级、井架底座的高度制约。比如，当使用复合钻具时，则需配备相应尺寸的闸板防喷器；为了适应不同尺寸的管体与电缆的封闭，应选配环形防喷器；当需要进行不压井起下钻柱时，为了倒换接头，则应配备两个以上的闸板防喷器，并应有一定间矩，便于作业。1)井控装置组合配套基本型式2)井控装置组合配套特殊型式井控装置组合配套特殊型式仅适用于参数井、预探井、沙漠井、滩海井、泡沫钻井及空气钻井等。特殊组合配套型式不受井身结构的限制，在任何套管程序和各次开钻情况下，均采用相同的一种钻井井口装置，仅508mm套管下入后允许采用不同通径钻井井口装置。钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表和钻井液净化及灌注装置、专用设备及工具，根据各油田的具体情况配齐以满足井控工艺的要求。井控管汇的额定工作压力应与最后一次开钻所配置的钻井井口装置工作压力值相同。井控装置的系列压力要一致。防喷器控制装置的控制对象应比实际所用的多1个。在含硫地区，还必须考虑防硫问题。井喷、井喷失控乃至着火，处理作业艰巨，因此预防井喷失控是极为重要的。但在实际工作中，往往因追求时效和怕麻烦，在许多细小环节上总被忽略或是存在侥幸心理，往往把该严格要求的技术规范放松了。一旦发生井涌、井喷、常因在某个环节上末做好而导致极为危险的井喷失控，造成极大的损失。为了防止这类事故的发生，井口装置和预防处理井喷所必要的设备应配备齐全、压力要匹配，绝不可忽视。要知道，一旦发生井喷失控事故，其损失要比配备必要的装置所花的费用大得多。实例装2FZ28—35防喷器(DF23—35)，测试时油压:37.5MPa,套压:44.5MPa(后一条管线放喷，套压；上升至46.2MPa)包31井套压上升至35.6MPa，均超过防喷器额定工作压力，选用应高一级压力。实例1包33井(包31井)实例2龙会2井P１地层压力87MPa，至少应装备70MPa的井控装置，实际为35MPa井口，因而井涌后尽管按程序关井，时间133min，5″闸板刺坏，井口喷出钻井液5～１０m高。经45min环形被刺坏，井口喷势越来越大，喷出气流高达25m以上，造成井口失控抢险的严重被动局面。1、井口用KPY23—350。此井口在楚三井装过。在库内用21MPa关(活动)防喷器不动，后用30MPa才将闸板推动；2、井口试压未成，因闸板(单面用)装反了(连接为T形槽)，后拆开后装正试压方成；3、防喷器为双闸板，仅安了一个管子闸板；4、未安防喷器控制装置，用手动关井。靠振动筛方向关到位，靠司钻台方因十字头销轴被扭断未关到位，造成井口失控。实例3陆参一号井(滇黔桂石油勘探局钻井三公司45161队)时间：1994年6月固9５／８″套管后，设计要求井口承压能力为70MPa，而该井的井口组合(从下至上)：9５／８″套管头+2×FS28-70+2FZ28-70(全封+5″闸板)+FH28-35，除7#闸板