石油鑽井套管頭安裝方法

『壹』 套管結構設計

鑽孔結構設計確定之後,需進行套管結構設計,其主要內容是套管的級配、上返水力計算、套管內外扶正與密封、套管座及尾管設置等。套管結構設計是安全鑽進的重要保障。

(一)套管的級配

深孔及特深孔鑽探一般設計4～6層套管。每層套管的內外徑規格及級配關系原則上應符合《地質岩心鑽探規程》所對應的口徑要求。目前我國地質岩心鑽探口徑系列及套管級配關系如表3-5所列。

表3-5 地質岩心鑽探鑽進口徑與套管級配推薦表

在實際施工中,根據地層的復雜程度,可將上部套管直徑加大,以增加套管預留層數。套管層間級配一般是上一層套管最小內徑要比下一層套管串最大外徑≥5mm。為了減少擴孔次數,上一級鑽進孔徑應滿足下一級套管下孔要求。若套管下入後需用水泥固井,套管外徑與孔壁環狀間隙應不小於20mm。套管內徑與鑽具之間的級配原則是環狀間隙不大於10mm(金剛石鑽進應在3～5mm之間),以保證鑽具回轉過程中的穩定性。

(二)鑽具與套管、孔壁環狀間隙水力計算

設計深孔套管結構時,要根據不同孔深條件下鑽具、套管及鑽孔的環狀間隙核算水力參數,以確定安全鑽進的最佳排量。

1.沖洗液流量計算

鑽進過程中,沖洗液流量應滿足攜帶岩粉、冷卻鑽頭的需要。根據鑽孔結構和鑽具級配參數,可按下式計算正循環所需流量:

深部岩心鑽探技術與管理

式中:v為沖洗液上返速度;D為鑽孔內徑;d為鑽桿外徑。

繩索取心系列口徑所需最小流量推薦值見表3-6。

表3-6 繩索取心系列口徑所需要的最小流量推薦值

注:表中流量推薦值以沖洗液上返流速分別為:清水1.5m/s,泥漿1m/s計算。

在實際施工中,由於上部套管內徑較大,鑽孔局部超徑、漏失等情況,實際流量要略大於計算值。採用孔底動力時,其流量必須滿足鑽具正常工作所需要求。

2.沖洗液循環阻力損失計算

鑽進過程中,當沖洗液流量一定時,循環阻力損失主要受循環通道總長度、鑽孔環狀間隙大小、鑽具形態、沖洗液密度和流變參數等影響。沖洗液循環阻力損失如公式(3-2)所示:

P=k(P₁+P₂+P₃+P₄)(3-2)

式中:P₁、P₂、P₃、P₄分別為流經鑽桿、環狀間隙、地面管路、孔底鑽具時的阻力損失,k值一般取1.1～1.4。當孔深增加到一定深度後,P₁和P₂佔了總阻力損失的絕大部分。

鑽桿內沖洗液循環阻力損失可由公式(3-3)計算:

深部岩心鑽探技術與管理

式中:P₁為循環壓力降;ρ為沖洗液密度;v為沖洗液上返速度;η_e為沖洗液塑性黏度;d為鑽桿內徑。

鑽孔環空間隙中循環壓力降可由公式(3-4)計算:

深部岩心鑽探技術與管理

式中:P₂為循環壓力降;l為鑽孔深度;v為上返速度;η_e為沖洗液塑性黏度;D為鑽孔內徑;d為鑽桿外徑。

實際施工中影響壓力損失因素較多,公式的理論計算值有一定誤差。在安徽廬樅科學鑽探現場,孔深3000m的N系列口徑鑽孔,採用無固相沖洗液鑽進的循環阻力損失達8MPa左右。可通過加大鑽頭外徑(增加鑽孔環狀間隙)、降低泥漿黏度等措施來降低沖洗液循環阻力損失。

(三)內套管及活動套管設置

套管與鑽孔孔壁接觸,以護壁為主要目的稱之為外套管。外套管內下入的套管稱之為內套管,分為固定式和活動式內套管。固定式內套管一部分置於套管內,其餘則延伸至地層中,以分層護壁為目的,一般在終孔前不從鑽孔中提出。活動式內套管主要解決套管與鑽具合理級配和預留口徑問題。

金剛石鑽探的鑽孔內活動套管設置如圖3-5所示。

圖3-5 金剛石鑽探鑽孔內活動套管設置示意圖

深孔鑽探設計套管串時須預留若干口徑,所以多採用下活動式內套管的方法。根據現場鑽進口徑條件可下入多層或單層活動式內套管。多層活動套管具有穩定性好、減少對外套管敲擊、保護外套管等優點,但費用增大,提拔內套管很麻煩,處理層間內套管夾卡事故難度大。單層活動套管可節約套管費用,降低提拔內套管的風險,但內外套管環狀間隙較大,穩定性差,對外套管有一定的敲擊作用。活動套管下入的次數及規格視鑽進口徑而定。在實際施工中,一般選擇單層活動式內套管,以扶正措施解決內套管穩定性問題。

鑽探過程中,若遇到其他措施無法護壁必須下套管的復雜地層,可提出活動套管再擴孔下入下一級套管。

(四)套管固定密封與扶正設計

1.套管固定與密封

深部鑽探往往孔內下有多層套管,如套管層間不用水泥固管,就存在套管密封問題。套管密封目的是防止復雜地層孔壁沉渣流入孔內,同時防止鑽屑進入內外套管間隙造成套管卡夾事故。套管的密封主要集中在地表套管口和孔內套管底兩大部位。

一般孔口套管(亦稱導向管)是焊接在一塊鋼板上並用水泥固牢,作為各層套管的承托。其他各層套管口與法蘭盤連接固定,各法蘭盤間設置橡膠密封圈(或膠皮墊)作為管口密封(圖3-6)。鑽進含油氣地層時,孔口套管需安裝防噴套管頭。

圖3-6 孔口套管密封裝置示意圖

1—防護套;2—法蘭盤;3—固定螺栓;4—固定銷;5—密封墊;6—承托鋼板;7—水泥底座;8—套管

套管底部密封常採用特殊設計的套管靴(套管座),套管靴上部連接套管,下部坐落在岩層上,活動套管一般承托在外套管靴上,固定式內套管也常帶套管靴,坐落在延伸的下段岩層上。套管底部的固定與密封裝置如圖3-7所示。

圖3-7 套管底部固定與密封裝置示意圖

(a)外套管靴;(b)活動套管座

套管底部應坐在較完整的硬岩層上,並以斜面錐度作為密封面。施工時,先用小一級口徑鑽5～10m深的引導孔(亦可作沉渣孔),再用錐形鑽頭修0.5m深的錐形面,以便外套管靴能吻合坐入。岩石較軟或破碎時,需將外套管靴用水泥固定,透孔後再下入內套管。

套管串下孔時,絲扣部位應採用環氧樹脂或厭氧膠粘接以增強密封性及連接強度,防止套管脫扣。

2.套管扶正器設計

為了使孔內套管居中,增加其穩定性和剛性,需要在套管柱上安裝扶正器。對固孔套管的扶正器而言,除了上述作用外,還有助於克服水泥漿竄槽,減少套管壓差卡鑽危險,提高水泥固井質量,減少套管與孔壁的摩擦阻力。

套管扶正器主要類型有:彈性扶正器、剛性扶正器、半剛性扶正器等,如圖3-8所示。應根據孔深、孔斜、套管外環間隙等參數來選擇套管扶正器。要求扶正器的過水斷面大,彈性好,強度高,與孔壁接觸面積小,並具有上下活動及轉動性能。固孔用套管扶正器一般選擇彈性扶正器,對於孔斜角較大的鑽孔採用半剛性扶正器;地層復雜孔段盡量選用螺旋形扶正器。

圖3-8 常用扶正器類型

彈性扶正器:(a)弓形;(b)螺旋形;(c)雙弓形;(d)半剛性;剛性扶正器:(e)直形;(f)螺旋形;(g)、(h)扶正圈

活動套管的扶正器與固孔套管扶正器作用有所不同,它沒有水泥環固結支撐(根據工程需要可提出孔外),因此,不僅要求扶正器對套管柱有很好的扶正穩定作用,而且要有良好的抗震和減震作用。

施工中一般在承壓套管段選擇剛性扶正器,受拉套管段選用半剛性扶正器。因小口徑金剛石鑽探的鑽孔與套管、套管與套管之間環空很小,無法使用標準的扶正器產品。小口徑鑽探的經驗表明,採用金屬扶正器一旦在孔內或活動套管環空中斷裂,便會造成很難處理的事故。我們曾用在套管上焊接金屬材料的剛性扶正器,一般鑽進2～3天即發生套管折斷事故,導致無法正常鑽進。針對這一問題,安徽省地礦局313地質隊探礦工程技術研究所設計了一種彈塑性套管扶正器(圖3-9)。這種扶正器用尼龍棒車制而成(也可壓膜成型),兼有彈性和剛性,對套管有良好的抗震、減震作用。由於它不是金屬材料,一旦發生套管事故也很容易處理。該扶正器先後在霍邱周集鐵礦區深部鑽探研究ZK1725試驗孔、汶川地震斷裂帶科學鑽探 WFSD-3孔、國家深部鑽探項目贛州於都3000m科學鑽探NLSD-1孔和安徽廬樅3000m科學鑽探LZSD-1孔中使用,沒有發生折斷、卡夾等套管事故,活動套管起拔自如,應用效果很好。

圖3-9 彈塑性套管扶正器

套管扶正器的安裝間距也影響著套管柱的穩定性,可參考石油天然氣行業SY/T5334—1996標准進行估算。金剛石地質岩心鑽探所用套管壁較薄,變形量較大,目前還沒有建立這方面的標准,只能憑經驗確定套管扶正器間距:外套管(固孔套管)30～40m,活動套管6～9m。基岩段套管與孔壁環狀間隙小於30mm固孔時,一般可不設扶正器。

(五)套管引鞋、旋流短節與浮力裝置

1.引鞋

引鞋是裝在套管柱底部的圓錐形帶循環孔的短節,其作用是引導套管入井,防止套管底部插入井壁或刮擠井壁泥餅,並使套管底座居中。套管引鞋一般用鋁、生鐵、水泥或硬質木料製成,如圖3 10所示。

圖3-10 引鞋結構示意圖

2.旋流短節

旋流短節是接在套管鞋上的一段帶有左螺旋排孔的短節(圖3-11),一般有8～9個出口方向傾斜向上的孔,孔徑25～30mm。其作用是使水泥漿旋流上返,有利於將沖洗液替走,以保證套管鞋附近的注水泥質量。

圖3-11 旋流短節結構示意圖

3.套管浮力裝置

套管浮力裝置有浮鞋和浮箍兩種形式。在引鞋中裝置一個回壓閥就成為浮鞋,如圖3-12所示。浮箍內部結構與浮鞋基本相同,但沒有引導套管下入的圓形凸頭(圖3-13)。浮鞋與浮箍的主要作用是:阻止沖洗液進入套管並產生浮力減輕升降系統、鑽塔及套管連接處的負荷;注水泥結束後阻止水泥漿迴流,防止水泥塞上移,保證水泥返高。浮箍上部的球座擋板即為注水泥時膠塞下行的承托環(也稱阻流環),下套管時將浮箍裝在水泥塞預定位置,在替沖洗液過程中,當膠塞被推到承托環時即遇阻碰壓,這時應立即停泵。

圖3-12 浮鞋結構圖

圖3-13 浮箍結構圖

浮鞋一般用水泥和鋁材料製成,浮箍一般用生鐵或鋁材料製成。在特殊情況下,浮鞋與浮箍也可同時使用,以保證浮箍不損壞,起到雙保險作用,有時為了三保險還加兩個浮箍,以滿足水泥返高等要求。

地質岩心鑽探多採用較為簡易的回壓凡爾浮箍形式(圖3-14),浮箍用生鐵製成,其螺紋與套管下部內加厚接箍連接,浮球用膠木或尼龍製成。這種形式結構簡單,加工方便成本低。

圖3-14 簡易回壓凡爾式浮箍

(六)尾管設計

尾管是指與主套管(或上層套管)底部相連而口徑小1～2級的套管。設置尾管可節約管材(無需從孔底下至孔口),減輕套管重量。

尾管懸掛裝置是下尾管的關鍵器具,它藉助液壓力或機械力使尾管牢固地連接在上一層套管上,達到護壁和固孔目的。尾管懸掛技術在油氣鑽井中應用較為廣泛,目前主要有封隔式、旋轉式、機械式、液壓式、膨脹式等尾管懸掛器,如圖3-15所示。

在地質岩心鑽探中,由於孔徑較小,套管間的環狀間隙小,尾管懸掛裝置橫向尺寸受到限制,給懸掛裝置設計帶來難度。近年來,為了適應深部鑽探的需要,部分地勘單位也進行了小口徑尾管懸掛技術的嘗試與研究。安徽省地礦局313地質隊探礦工程技術研究所設計的小口徑簡易尾管懸掛裝置在使用中取得了良好的效果。小直徑尾管懸掛裝置結構如圖3-16所示。小口徑尾管懸掛裝置主要設計尺寸見表3-7。

圖3-15 典型尾管懸掛器

(a)卡瓦封隔式;(b)旋轉式;(c)機械式;(d)液壓式;(e)膨脹式

圖3-16 小直徑尾管懸掛裝置

(a)懸掛座;(b)反脫接頭

表3-7 小口徑尾管懸掛裝置主要設計尺寸

小口徑尾管懸掛裝置工作原理示於圖3-17,該裝置利用上層套管座內錐面和尾管懸掛座外錐面相吻合的機構,實現在重力作用下的嵌入自卡來懸掛尾管。為了增加懸掛錐面間的摩擦阻力,在尾管懸掛裝置下到位後,從鑽桿內投入分水鋼球,並投放1kg左右細顆粒(Ф0.5～Ф1.0mm)鋼砂或石英砂,用泵將石英砂通過分水口送至上層套管座和尾管懸掛座間隙中。然後正向回轉鑽桿將反脫接頭回扣提出孔口,尾管便安裝結束。若尾管安裝後需要水泥固井,應提前在尾管下端鑽3～4個直徑15mm的返漿孔(為保證尾管強度不要在同一橫截面鑽孔)。注水泥漿時,將鑽桿下入尾管底部進行注漿固孔。

圖3-17 小直徑尾管懸掛裝置工作原理示意圖

『貳』 套管保護技術

造成套管磨損的原因是多方面的，包括：鑽前安裝質量、狗腿嚴重度、井斜、鑽柱組成、鑽井液類型及性能、固井質量、施工周期、鑽進模式、地質構造、地層及地層流體介質特性等。套管保護技術是一項系統工程，應立足於提高鑽井質量，為長期安全生產提供良好的井筒條件，因此，在井身結構設計、套管柱選擇、鑽井方式、鑽井液類型等方面，均需要考慮對套管實現有效的保護，主要有以下技術措施：

1）在套管內的鑽桿柱上使用專用套管防磨保護工具，減少鑽桿與套管的接觸面積及接觸時間，可以有效地降低鑽桿與套管的旋轉摩擦。

2）優化鑽井液體系，減少鑽桿與套管間的摩擦，降低套管的磨損程度。

3）控制井身質量，特別是控制全形變化率，以降低鑽具與套管的接觸面積和接觸應力，減小磨損。

4）調整底部鑽具組合，條件允許時採用復合鑽井方式，套管內鑽具組合盡量不使用扶正器或減少扶正器在套管內的轉動時間。

5）在鑽井施工過程中，套管環空應安裝壓力表，接出引流放噴管線，並定期檢查環空壓力變化，將環空壓力控制在允許的安全范圍之內，防止套管損壞。

6）表層及技術套管下部結構應採取穿銷釘、抹螺紋膠等特殊措施；使水泥漿返至地面，保證固井質量。

7）如需鑽電測口袋，必須採取扶正措施。鑽水泥塞出套管，應採取有效措施保證形成的新井眼與套管同心，防止下部套管倒扣及磨損。

8）套管頭內保護套應根據磨損情況及時調換位置或更換。

9）鑽水泥塞時，要注意保護套管，嚴防磨損套管。

國內外用於套管防磨工具和方式有：鑽桿接頭敷焊減磨合金帶、鑽柱式套管防磨接頭、分體式套管防磨襯套、鑽桿橡膠護箍、滾輪式鑽桿扶正器等。

有些石油工具公司研製的保護接頭可直接連接在鑽柱中，在接頭位置形成支撐，避免鑽桿接頭直接磨損套管，並通過外滑套與心軸間的軸承滑動來防止套管磨損，降低鑽井扭矩。並且，各石油工具公司還採取了不同的軸承設計（滾動和滑動），應用了不同的潤滑方式（開式和閉式）。

分體式非旋轉保護接頭的原理與整體式非旋轉保護接頭的相同，使用過程中套裝在鑽桿上，並採用了減磨的復合材料，重量輕、可鑽性好。分體式非旋轉套管防磨保護工具可適用於多種工況，是保護深井套管的首選方案，其次為鑽柱式套管防磨保護接頭，膠皮護箍由於其結構和材料的限制，在深井套管保護中不宜採用（圖4.7）。

圖4.7 套管防磨接頭

『叄』 井口專題（一）套管頭

套管頭是套管和井口裝置之間的重要連件，是用於各層套管之間、套管與防噴器之間的連接以及用於完井後與採油(氣)井口之間的支持與連接的裝置。
它的下端通過螺紋與表層套管相連，上端通過法蘭或卡箍與井口裝置或防噴器相連。通過懸掛器支撐其後各層套管的重量、承受防噴器的重量、在內外套管之間形成壓力密封、為釋放套管柱之間的壓力提供一個出口、可實施鑽采工藝方面的特殊作業。

為了好記憶，將套管頭的作用和用途歸納為四句話：

（1）底部卡瓦式連接：

（2）底部螺紋連接：

（3）底部焊接連接：

底部採用套焊方式與表層套管連接。

2、 按懸掛套管層數方式：
按懸掛套管層數可分為：單級套管頭、雙級套管頭、三級套管頭；其中單級套管頭一般用在低壓淺層地層生產井當中；雙級套管頭適用於大多數地層壓力較為明確的區域，使用量較多；三級套管頭一般用在高壓深井或勘探井中；

1、底部「WD」型套管懸掛器

2、「w」型套管懸掛器

懸掛器由腈化橡膠密封件、卡瓦牙、卡瓦殼體、支承座等組成。

3、WE型套管懸掛器

1、各種規格送入和取出工具

2、 各種規格防磨套 各種規格試壓塞

套管四通採用是符合API SPEC 6A規范的低合金鋼或不銹鋼製造而成。底部帶有兩道「BT」密封，並帶有兩個試壓孔檢驗密封性能。

鑽井四通主要由四通主體、上下法蘭及側法蘭組成。一是便於連接井控管匯。二是保護防噴器，延長其使用壽命。 根據現場需要，各種井口防噴器組合應配備1-2個鑽井四通，鑽井四通安裝於井口防噴器組合之間，它既能為井口防噴器組合提供一個空間，進行特殊作業，同時通過其兩翼的側孔，可與節流壓井管匯連接，以實現排除溢流和壓井節流循環。 鑽井四通工作壓力級別應與井口防噴器組合額定壓力一致，其公稱通徑不得小於最內層套管的內徑或等於井口組合的最大通徑。

法蘭、卡箍及鋼圈與其他井控裝備一樣同樣重要，它是連接、密封油氣鑽井井口必備的井控附件。井口防噴器組合有三種常用連接方式，即法蘭連接、卡箍連接、栽絲連接，其密封方式為鋼圈密封。 井口法蘭可分為環形法蘭、盲板法蘭、扇形法蘭和變徑法蘭。現場常用的環形法蘭又分為6B型、6BX型，盲板法蘭也分為6B型、6BX型。

墊環起密封作用，按作用形式可分為R型機械壓緊式和RX、BX型壓力自緊式三類。

『肆』 石油機械上的油管頭和套管頭是管子接頭，接頭嗎

這里的套管頭和油管頭是採油樹上的一個大部件，英文是tubing head 和casing head ，是一個非常大轉換裝裝置，而不是一個管子的接頭。圖片中的灰色零件6就是套管頭，通過零件1.2.3.4穩定內部的彩色部件5卡瓦。

『伍』 石油鑽井卡瓦式套管頭套管坐卡多少噸

一百八十噸位。石油鑽井卡瓦式套管頭套管坐卡一百八十噸位。卡瓦式套管頭主要用來固定鑽井的井口，連接井口套管柱，支持技術套管和油層套管的重力，密封各層管間的環形空間，為安裝防噴器、油管頭，採油樹提供過渡連接。

『陸』 石油鑽井的一般流程是什麼

石油鑽井的一般流程: 在油氣田開發方案確定之後,進入開發流程,這其中包括鑽井和生產兩個主要環節。鑽井環節涉及的設備有鑽機設備系統(其中又包括八大系統)、測錄井設備,生產環節涉及的設備有採油設備、測錄井設備。 鑽井前,首先要在地面確定鑽井的位置(即鑽井井位),然後在井位處打好安裝鑽機的...

『柒』 石油鑽井下油套管沾住了怎麼處理

戴著手套拿著水

『捌』 遼河油田鑽井井控實施細則的第四章 井控裝置安裝、試壓和管理

第二十四條 井控裝置包括套管頭、採油樹、鑽井四通（特殊四通）、防噴器及控制系統、內防噴工具、井控管匯、液氣分離器、除氣器和監測設備等。
第二十五條 含硫地區井控裝置材質應符合行業標准SY/T 5087《含硫化氫油氣井安全鑽井推薦作法》的規定。
第二十六條 井口裝置的配置和安裝執行以下規定：
（一）井控裝置的配備必須符合設計要求；用於「三高」井的防噴器累計上井時間應不超過7年。
（二）防噴器安裝：
1.防溢管內徑不小於井口內層套管通徑，管內不應有直台肩。
2.現場安裝完畢後，天車、轉盤、井口三者的中心應在同一鉛垂線上，偏差不大於10mm。要用4根直徑不小於 Ф16mm鋼絲繩對角綳緊固定牢靠。
（三）具有手動鎖緊機構的閘板防噴器（剪切閘板除外）應裝齊手動操作桿，靠手輪端應支撐牢固牢靠。手動操作桿與鎖緊軸之間的夾角不大於30°，並在醒目位置標明開、關方向和到底的圈數。手動操作桿距地面高度若超過2m，應安裝高度適合的操作台。
第二十七條 防噴器控制系統的控制能力應與所控制的防噴器組合及管匯等控制對象相匹配。其安裝要求：
（一）遠程式控制制台安裝在面對井架大門左側、距井口不少於25m的專用活動房內，距放噴管線或壓井管線應有2m以上距離，並在周圍留有寬度不小於2m的人行通道，周圍10m內不得堆放易燃、易爆或腐蝕物品。
（二）液控管線要通過高壓彎頭與防噴器及液動閥連接。液控管線與放噴管線的距離應在0.5m以上，車輛跨越處應裝過橋蓋板。不允許液控管線接觸地面或在其上堆放雜物。
（三）全封、半封、剪切閘板和液動閥控制手柄應與控制對象工作狀態一致，環形防噴器在完全打開狀態下將手柄處於中位。
（四）全封閘板控制手柄應裝罩保護，剪切閘板控制手柄應安裝防止誤操作的限位裝置。
（五）遠程式控制制台應與司鑽控制台氣源分開連接，嚴禁強行彎曲和壓折氣管束。氣源壓力保持在0.65～0.8MPa。
（六）電源應從配電箱總開關處直接引出，並用單獨的開關控制。
（七）待命狀態下液壓油油麵距油箱頂面不大於200mm。氣囊充氮壓力7±0.7MPa。儲能器壓力保持在18.5～21MPa。環形、管匯壓力10.5MPa。
（八）Ⅰ級風險井應同時配備電動泵和氣動泵，配備防噴器司鑽控制台和節流管匯控制箱。在便於操作的安全地方可設置輔助控制台。
（九）司鑽控制台上不安裝剪切閘板控制閥。
第二十八條 井控管匯包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線和放噴管線。其安裝要求：
（一）節流管匯、壓井管匯水平安裝在堅實、平整的地面上，高度適宜。
（二）在未配備節流管匯控制箱情況下，必須安裝便於節流閥操作人員觀察的立管壓力表。
（三）防噴管線、放噴管線和鑽井液回收管線應使用經探傷合格的管材。防噴管線應採用專用標准管線，不允許現場焊接。
（四）放噴管線安裝標准：
1.放噴管線的布局應考慮當地季風方向、居民區、道路、油罐區、電力線及各種設施等情況。
2.放噴管線應接至井場邊緣，正面不能有障礙物。Ⅰ級風險井備用接足75m長度的管線和固定地錨，Ⅱ級、Ⅲ級風險井主放噴管線接至排污池。
3.放噴管線通徑不小於78mm（井眼尺寸小於177.8mm的鑽井、側鑽井井控管線通徑不小於52mm，下同），出口處必須是鑽桿接頭，並有螺紋保護措施。
4.管線應平直引出。若需轉彎應使用角度不小於120°的鑄（鍛）鋼彎頭。確因地面條件限制，可使用同壓力級別的高壓隔熱耐火軟管或具有緩沖墊的90°彎頭。
5.放噴管線每隔10～15m、轉彎處及出口處用水泥基墩加地腳螺栓或地錨固定牢靠；放噴管線出口懸空長度不大於1.0m；若跨越10m寬以上的河溝、水塘等障礙，應架設金屬過橋支撐。
6. 水泥基墩長×寬×深為0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地腳螺栓直徑不小於20mm，預埋長度不小於0.5m。
（五）防噴管線拐彎處可使用與防噴器壓力級別（70Mpa以上級別防噴器除外）一致、通徑不小於78mm的高壓隔熱耐火軟管；節流管匯與鑽井液回收管線、液氣分離器連接處可使用不低於節流管匯低壓區壓力等級的高壓隔熱耐火軟管。軟管中部應固定牢靠，兩端須加裝安全鏈。
（六）防噴器四通兩側應各裝兩個閘閥，緊靠四通的閘閥應處於常閉狀態（備用閘閥常開），外側閘閥應處於常開狀態，其中應至少在節流管匯一側配備一個液動閥。安裝示意圖見圖20、圖21。
（七）井控管匯所配置的平板閥應符合SY/T5127《井口裝置和採油樹規范》中的相應規定。
（八）井控管匯應採取防堵、防凍措施，保證暢通和功能正常。
第二十九條 鑽具內防噴工具包括方鑽桿上、下旋塞、頂驅液控旋塞、浮閥、鑽具止回閥和防噴單根。其安裝要求：
（一）鑽具內防噴工具的額定工作壓力應不小於防噴器額定工作壓力。
（二）方鑽桿應安裝下旋塞閥。鑽台上配備與鑽具尺寸相符的備用旋塞閥（處於開位）。Ⅰ級風險井、氣油比≥2000的井應安裝上旋塞閥，並配備浮閥或鑽具止回閥。
（三）准備一根能與在用鑽鋌螺紋相連的防噴單根（母接頭處配有處於開位的旋塞閥），在起下鑽鋌作業時置於坡道或便於快速取用處。
第三十條 循環系統及液面監測儀器應符合如下要求：
（一）應配備鑽井液循環罐直讀標尺與液面報警裝置。
（二）Ⅰ級風險井必須配備灌泥漿計量裝置，並執行起下鑽工作單制度。
（三）按照設計要求配備液氣分離器和除氣器。液氣分離器進出口管線採用法蘭連接，排氣管線（管徑不小於排氣口直徑）接出距井口50m以遠，出口處於當地季風下風方向，並配備點火裝置和防回火裝置。除氣器安裝在鑽井液回收管線出口下方的循環罐上，排氣管線接出井場邊緣。
第三十一條 井控裝置的試壓：
（一）井控車間用清水試壓：環形防噴器（封鑽桿）、閘板防噴器、壓井管匯試壓、防噴管線和內防噴工具試壓到額定工作壓力；節流管匯高低壓區按額定工作壓力分別試壓。穩壓時間不少於10min，允許壓降≤0.7 MPa，密封部位無可見滲漏。
閘板防噴器、節流管匯、壓井管匯、鑽具內防噴工具應做低壓試驗，其試壓值1.4～2.1 MPa，穩壓時間不少於3min，允許壓降≤0.07 MPa，密封部位無可見滲漏。
上井井控裝置應具有試壓曲線及試壓合格證。
（二）現場安裝好試壓：在不超過套管抗內壓強度80%的前提下，環形防噴器（封鑽桿）試壓到額定工作壓力的70%；閘板防噴器（剪切閘板除外）、防噴管線、節流管匯和壓井管匯應試壓到額定工作壓力；放噴管線試壓值不低於10MPa。液控管線試壓21MPa。
按以上原則確定的試壓值大於30 MPa時，井控裝置的試壓值取預計裸眼最高地層壓力值（不小於30MPa）。
上述壓力試驗穩壓時間均不少於10min，允許壓降≤0.7 MPa，密封部位無可見滲漏。
（三）後續井控裝置檢查試壓值應大於地面預計最大關井壓力（不小於14 MPa）。
（四）每間隔60天對井控裝置試壓檢查一次。
（五）更換井控裝備承壓部件後，井控裝置應進行試壓檢查。
第三十二條 井控裝置的使用按以下規定執行：
（一）發現溢流後立即關井。應先關環形防噴器，後關閘板防噴器，在確認閘板防噴器正確關閉後，再打開環形防噴器。環形防噴器不得長時間關井，除非特殊情況，一般不用來封閉空井。
（二）一般情況不允許關井狀態下活動或起下鑽具。在必須活動鑽具的特殊情況下，關閉環形防噴器或閘板防噴器時，在關井套壓不超過14MPa情況下，允許鑽具以不大於0.2m/s的速度上下活動，但不準轉動鑽具或鑽具接頭通過膠芯。套壓不超過7MPa情況下，用環形防噴器進行不壓井起下鑽作業時，應使用18°斜坡接頭的鑽具，起下鑽速度不得大於0.2m/s。
（三）具有手動鎖緊機構的閘板防噴器，預計關井30min以上，應手動鎖緊閘板。打開閘板前，應先手動解鎖，鎖緊和解鎖都應一次性到位，然後回轉1/4～1/2圈。
（四）當井內有鑽具時，嚴禁關閉全封閘板防噴器。
（五）嚴禁用打開防噴器的方式來泄井內壓力。
（六）檢修裝有絞鏈側門的閘板防噴器或更換其閘板時，兩側門不能同時打開。
（七）有二次密封的閘板防噴器和平行閘板閥，只能在其密封失效至嚴重漏失的緊急情況下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待緊急情況解除後，立即清洗更換二次密封件。
（八）平行閘板閥開、關到底後，都應回轉1/4～1/2圈。其開、關應一次完成，不允許半開半閉和作節流閥用。
（九）壓井管匯不能用作日常灌注鑽井液用；防噴管線、節流管匯和壓井管匯應採取防堵、防漏、防凍措施；最大允許關井套壓值在節流管匯處以明顯的標示牌進行標示。
（十）井控管匯上所有閘閥都應編號並標明其開、關狀態。
（十一）鑽具組合中裝有鑽具止回閥下鑽時，每下20～30柱鑽桿向鑽具內灌滿一次鑽井液。下鑽至主要油氣層頂部應灌滿鑽井液，排出鑽具內的空氣後方可繼續下鑽。下鑽到井底也應灌滿鑽井液後再循環。
（十二）採油（氣）井口裝置等井控裝置應經檢驗、試壓合格後方能上井安裝；採油（氣）井口裝置在井上組裝後還應整體試壓，合格後方可投入使用。
（十三）防噴器及其控制系統的維護保養按SY/T 5964《鑽井井控裝置組合配套、安裝調試與維護》中的相應規定執行。
第三十三條 井控裝置的管理執行以下規定：
（一）工程技術服務企業應有專門機構負責井控裝置的管理、維修和定期現場檢查工作，並規定其具體的職責范圍和管理制度。
（二）鑽井隊在用井控裝置的管理、操作應落實專人負責，並明確崗位責任。
（三）必須建立井控設備、零部件的出入庫檢測制度，應設置專用配件庫房和橡膠件空調庫房，庫房溫度應滿足配件及橡膠件儲藏要求。
（四）防噴器組、遠程式控制制台、節流管匯、壓井管匯必須口井回廠檢測。鑽具內防噴工具每3個月回廠檢測，壓井作業後立即回廠檢測。
第三十四條 所有井控裝備及配件必須是經集團公司有關部門認可的生產廠家生產的合格產品。防噴器的檢查與修理執行SY/T6160《液壓防噴器的檢查與修理》標准，並嚴格執行集團公司《井控裝備判廢管理規定》。

『玖』 石油鑽井過程中石油套管的作用是什麼

表層套管：在頂部安裝套管頭，通過套管頭懸掛和支承後續各層套管；隔離地表淺水層和淺部復雜底層，是淡水層不受鑽井液污染
中間套管（技術套管）：隔離不同地層壓力的層系或易塌易漏等復雜地層。
生產套管：保護生產層，並給油氣從產層流至地面提供通道。
鑽井襯管：減輕下套管時鑽機的負荷和固井後套管頭的負荷，同時節省大量套管和水泥，降低固井成本。

親手打的，好長

『拾』 油氣井完成的步驟有哪些

完井(即油氣井完成)是鑽井工程的最後一個重要環節,主要包括鑽開生產層、確定井底完成方法、安裝井底和井口裝置以及試油投產。完井質量直接影響油井投產後的生產能力和油井壽命，因此必須千方百計地把完井工作做好，為油氣井的順利投產、長期穩產創造條件。

一、打開生產層完井就是溝通油氣層和井筒，為確保油氣從地層流入井底提供油流通道。任何限制油氣從井眼周圍流向井筒的現象稱為對地層損害的「污染」。實踐證明：鑽開生產層的過程或多或少都會對油氣層產生損害。因此，保護油氣層是完井所面臨的首要問題。過去，世界范圍內油價較低、油源充裕，在很大程度上忽視了對油氣層的保護。自20世紀70年代中期，西方一些國家出現能源危機以來，防止傷害油氣層，最大限度地提高油氣井產能才上升到重要地位，成為目前鑽井技術中最主要的熱門課題之一。

1.油氣層傷害的原因油氣層傷害機理的研究工作開展以來，有各式各樣的說法。最近比較精闢的理論認為：地層損害通常與鑽井液固體微粒運移和堵塞有關，還與化學反應和熱動力因素有關。在復雜條件下，要充分掌握油層損害機理是比較困難的。因此，目前的研究結果大多隻能定性地指導生產實踐，離定量評價還有一定的差距。

鑽生產井常用的鑽井液為水基泥漿。由於鑽進過程中鑽井液柱壓力一般大於地層壓力，在壓差作用下，鑽井液中的水、粘土等會侵入油氣層，對油氣層造成各種不同性質的傷害。

1)使產層中的粘土膨脹研究得知，油砂顆粒周圍一般都有極薄的粘土膜。砂粒之間的微孔道非常多，油氣層內部還有許多很薄的粘土夾層。在鑽井液自由水的侵入作用下，砂粒周圍的粘土質成分將發生體積膨脹，使油氣流動通道縮小，降低產出油氣的能力。

2)破壞油氣流的連續性油氣層含油氣飽和度較高時，油氣在孔隙內部呈連續流動狀態。少量的共生水貼在孔隙壁面，把極微小的鬆散微粒固定下來，在相當大的油氣流動速度下也不會被沖走。當鑽井液濾液侵入較多時，會破壞油氣流的連續性，原油或天然氣的單相流動變成油、水兩相或氣、水兩相流動，增加了油氣流動阻力。一旦水成為連續的流動相，只要流速稍大，就會把原來穩定在顆粒表面的鬆散微粒沖走，並在狹窄部位發生堆積，堵塞流動通道，嚴重降低滲透率。

3)產生水鎖效應，增加油氣流動阻力滲入油氣層中的鑽井液濾液是不連續的，而是呈一段小水栓一段油氣的分離狀態。在有些地方還會形成油、水乳化液。由於彎曲表面收縮壓的關系，會大大增加油氣流入井的阻力。

4)在地層孔隙內生成沉澱物

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由於油管柱與套管間的環空由油管掛密封，由地層流入井內的油氣只能進入篩管並沿著油管上升到地面。採油樹與地面採油管線相連,有控制地將油氣從井內輸出。

3.誘導油氣流下完油管、安裝好井口裝置後，下一步的工作一般是誘導油氣流。對於因井內液柱壓力過高而不能自噴的油氣井，應設法降低井內液柱高度或流體密度，從而降低液柱壓力，誘導油氣流進入井內。常用的方法有替噴法、提撈誘噴法、抽汲誘噴法和氣舉法等。

1)替噴法用原油或清水等低密度液體將井內的鑽井液循環替出，降低液柱壓力以誘使油氣流入井內的辦法稱為替噴法。替噴時清水從油管注入井內，逐步替出井內鑽井液。對於高壓井或深井，為了不致造成井內壓力變化過猛，可以先用輕鑽井液替出重鑽井液，再用清水替出輕質鑽井液的辦法進行替噴，確保井身安全。

2)提撈法提撈誘噴法是用特製的提撈筒，將井筒中的液體逐筒地撈出來，以降低液柱高度、誘導油氣流進入井內。這種方法一般是在替噴後仍然無效的情況下採用。

提撈誘噴法的一種變化稱為鑽具排液法。可以把裝有回壓閥的下部鑽具視為一個長的提撈筒，速度較快地將井內液面降低1000～1500m。

3)抽汲法抽汲法實際上是在油管柱內下入一個特製的抽子，利用抽子在油管內上下移動形成的部分真空，將井內部分清水逐步抽出去，從而降低井內液柱高度，達到誘噴的目的。

抽汲法可將井內液柱高度降到很低。抽子下行時閥打開，水從抽子中心管水眼流入油管內；上提抽子時閥關閉，油管內的水柱壓力使膠皮脹開緊貼油管內壁而起密封作用。抽子之上的水柱隨抽子上移而被排出井口。替噴後仍不能自噴的井，可採用抽汲法誘噴。

4)氣舉法氣舉法與替噴法的原理類似，只是替入井內的不是清水而是壓縮空氣。氣體是從環空注入而不是經油管注入。由於氣體密度小，只要油氣層傷害不是很嚴重，一般氣舉後可達到誘噴的目的。在某些有條件的地區，還可以用鄰井的高壓天然氣代替壓縮機進行氣舉。對替噴無效的井，也可採用氣舉法誘噴。

4.完井測試完井測試的主要任務是測定油氣的產量、地層壓力、井底流動壓力、井口壓力以及取全取准油、氣、水的資料，為油氣開采提供可靠的依據。

1)油氣產量的測定從油氣井中產出的油、氣、水進入分離器後，氣體經分離傘從上部排出，油和水沉降下來。玻璃連通管中的液面高度能反映分離器內油水液面的變化。記錄玻璃管中液面上升一定高度所需的時間，就能算出每口井的產液量，經采樣分析可得到油水含量。

通常用節流式流量計測定天然氣的產量。流量計的孔板直徑要適應天然氣的產量范圍。

2)地層壓力和井底流動壓力關井待井內壓力恢復到穩定後，用井下壓力計測得的井底壓力即為地層壓力。也可用關井井口壓力和液柱壓力計算得出地層壓力。對於滲透性差的地層，關井使井內壓力恢復需要很長時間。為了節省時間，可根據一段時間內的壓力恢復規律推斷地層壓力。

井底流動壓力是指穩定生產時測得的井底壓力。如果是油管生產，由套壓和環空液柱壓力可算得井底流動壓力。

3)井口壓力油氣井井口壓力包括油壓和套壓。油壓反映井口處油管內壓力，套壓反映井口處油管與套管環形空間的壓力。生產時油壓和套壓不同，關井壓力穩定後油壓和套壓應相等。可以在地面上通過壓力表讀得這兩個壓力值。

4)油、氣、水取樣取樣是為了對產層流體進行分析和評價。因此，要求取出的樣品具有代表性和不失真。一般情況在井口取樣。有時為了保持油氣在地下的原始狀態，需要下井下取樣器到井底取樣並封閉，然後取到地面用於測試和分析。

思考題

1.鑽井的作用是什麼?2.現代旋轉鑽井的工藝過程特點是什麼?3.井身結構包括什麼內容?4.鑽井工藝發展經歷了幾個階段?有些什麼特點?5.石油鑽機由哪些系統組成?各個系統的作用是什麼?6.防噴器有哪些類型？各有什麼用途？

7.鑽柱主要由哪幾種部件組成？

8.方鑽桿為什麼要做成正方形?9.扶正器、減振器、震擊器等輔助鑽井工具各有什麼用途?10.普通三牙輪鑽頭主要由哪幾部分組成?11.石油鑽井使用的金剛石鑽頭有哪些類型?各在什麼條件下使用?12．鑽井液的功用是什麼?13．水基鑽井液由哪些部分組成？屬於什麼樣的體系？

14．鑽井液性能的基本要素有哪些？

15．鑽井液密度與鑽井工作的關系如何?16．怎樣優選鑽頭？

17．井斜控制標準是什麼?18．壓井循環的特點是什麼？

19．常規井身軌跡有哪幾種類型？

20．井內套管柱主要受哪些外力作用？設計套管柱的基本原則是什麼?21．套管柱由哪些基本部件組成？

22．描述注水泥的基本過程。

23.鑽開油氣層時常採取哪些保護措施?24．目前常用哪幾種完井方法?25.誘導油氣流的主要方法有哪些?26.完井井口裝置有哪些部件?各起什麼主要作用?