石油钻井套管头安装方法

‘壹’ 套管结构设计

钻孔结构设计确定之后,需进行套管结构设计,其主要内容是套管的级配、上返水力计算、套管内外扶正与密封、套管座及尾管设置等。套管结构设计是安全钻进的重要保障。

(一)套管的级配

深孔及特深孔钻探一般设计4～6层套管。每层套管的内外径规格及级配关系原则上应符合《地质岩心钻探规程》所对应的口径要求。目前我国地质岩心钻探口径系列及套管级配关系如表3-5所列。

表3-5 地质岩心钻探钻进口径与套管级配推荐表

在实际施工中,根据地层的复杂程度,可将上部套管直径加大,以增加套管预留层数。套管层间级配一般是上一层套管最小内径要比下一层套管串最大外径≥5mm。为了减少扩孔次数,上一级钻进孔径应满足下一级套管下孔要求。若套管下入后需用水泥固井,套管外径与孔壁环状间隙应不小于20mm。套管内径与钻具之间的级配原则是环状间隙不大于10mm(金刚石钻进应在3～5mm之间),以保证钻具回转过程中的稳定性。

(二)钻具与套管、孔壁环状间隙水力计算

设计深孔套管结构时,要根据不同孔深条件下钻具、套管及钻孔的环状间隙核算水力参数,以确定安全钻进的最佳排量。

1.冲洗液流量计算

钻进过程中,冲洗液流量应满足携带岩粉、冷却钻头的需要。根据钻孔结构和钻具级配参数,可按下式计算正循环所需流量:

深部岩心钻探技术与管理

式中:v为冲洗液上返速度;D为钻孔内径;d为钻杆外径。

绳索取心系列口径所需最小流量推荐值见表3-6。

表3-6 绳索取心系列口径所需要的最小流量推荐值

注:表中流量推荐值以冲洗液上返流速分别为:清水1.5m/s,泥浆1m/s计算。

在实际施工中,由于上部套管内径较大,钻孔局部超径、漏失等情况,实际流量要略大于计算值。采用孔底动力时,其流量必须满足钻具正常工作所需要求。

2.冲洗液循环阻力损失计算

钻进过程中,当冲洗液流量一定时,循环阻力损失主要受循环通道总长度、钻孔环状间隙大小、钻具形态、冲洗液密度和流变参数等影响。冲洗液循环阻力损失如公式(3-2)所示:

P=k(P₁+P₂+P₃+P₄)(3-2)

式中:P₁、P₂、P₃、P₄分别为流经钻杆、环状间隙、地面管路、孔底钻具时的阻力损失,k值一般取1.1～1.4。当孔深增加到一定深度后,P₁和P₂占了总阻力损失的绝大部分。

钻杆内冲洗液循环阻力损失可由公式(3-3)计算:

深部岩心钻探技术与管理

式中:P₁为循环压力降;ρ为冲洗液密度;v为冲洗液上返速度;η_e为冲洗液塑性黏度;d为钻杆内径。

钻孔环空间隙中循环压力降可由公式(3-4)计算:

深部岩心钻探技术与管理

式中:P₂为循环压力降;l为钻孔深度;v为上返速度;η_e为冲洗液塑性黏度;D为钻孔内径;d为钻杆外径。

实际施工中影响压力损失因素较多,公式的理论计算值有一定误差。在安徽庐枞科学钻探现场,孔深3000m的N系列口径钻孔,采用无固相冲洗液钻进的循环阻力损失达8MPa左右。可通过加大钻头外径(增加钻孔环状间隙)、降低泥浆黏度等措施来降低冲洗液循环阻力损失。

(三)内套管及活动套管设置

套管与钻孔孔壁接触,以护壁为主要目的称之为外套管。外套管内下入的套管称之为内套管,分为固定式和活动式内套管。固定式内套管一部分置于套管内,其余则延伸至地层中,以分层护壁为目的,一般在终孔前不从钻孔中提出。活动式内套管主要解决套管与钻具合理级配和预留口径问题。

金刚石钻探的钻孔内活动套管设置如图3-5所示。

图3-5 金刚石钻探钻孔内活动套管设置示意图

深孔钻探设计套管串时须预留若干口径,所以多采用下活动式内套管的方法。根据现场钻进口径条件可下入多层或单层活动式内套管。多层活动套管具有稳定性好、减少对外套管敲击、保护外套管等优点,但费用增大,提拔内套管很麻烦,处理层间内套管夹卡事故难度大。单层活动套管可节约套管费用,降低提拔内套管的风险,但内外套管环状间隙较大,稳定性差,对外套管有一定的敲击作用。活动套管下入的次数及规格视钻进口径而定。在实际施工中,一般选择单层活动式内套管,以扶正措施解决内套管稳定性问题。

钻探过程中,若遇到其他措施无法护壁必须下套管的复杂地层,可提出活动套管再扩孔下入下一级套管。

(四)套管固定密封与扶正设计

1.套管固定与密封

深部钻探往往孔内下有多层套管,如套管层间不用水泥固管,就存在套管密封问题。套管密封目的是防止复杂地层孔壁沉渣流入孔内,同时防止钻屑进入内外套管间隙造成套管卡夹事故。套管的密封主要集中在地表套管口和孔内套管底两大部位。

一般孔口套管(亦称导向管)是焊接在一块钢板上并用水泥固牢,作为各层套管的承托。其他各层套管口与法兰盘连接固定,各法兰盘间设置橡胶密封圈(或胶皮垫)作为管口密封(图3-6)。钻进含油气地层时,孔口套管需安装防喷套管头。

图3-6 孔口套管密封装置示意图

1—防护套;2—法兰盘;3—固定螺栓;4—固定销;5—密封垫;6—承托钢板;7—水泥底座;8—套管

套管底部密封常采用特殊设计的套管靴(套管座),套管靴上部连接套管,下部坐落在岩层上,活动套管一般承托在外套管靴上,固定式内套管也常带套管靴,坐落在延伸的下段岩层上。套管底部的固定与密封装置如图3-7所示。

图3-7 套管底部固定与密封装置示意图

(a)外套管靴;(b)活动套管座

套管底部应坐在较完整的硬岩层上,并以斜面锥度作为密封面。施工时,先用小一级口径钻5～10m深的引导孔(亦可作沉渣孔),再用锥形钻头修0.5m深的锥形面,以便外套管靴能吻合坐入。岩石较软或破碎时,需将外套管靴用水泥固定,透孔后再下入内套管。

套管串下孔时,丝扣部位应采用环氧树脂或厌氧胶粘接以增强密封性及连接强度,防止套管脱扣。

2.套管扶正器设计

为了使孔内套管居中,增加其稳定性和刚性,需要在套管柱上安装扶正器。对固孔套管的扶正器而言,除了上述作用外,还有助于克服水泥浆窜槽,减少套管压差卡钻危险,提高水泥固井质量,减少套管与孔壁的摩擦阻力。

套管扶正器主要类型有:弹性扶正器、刚性扶正器、半刚性扶正器等,如图3-8所示。应根据孔深、孔斜、套管外环间隙等参数来选择套管扶正器。要求扶正器的过水断面大,弹性好,强度高,与孔壁接触面积小,并具有上下活动及转动性能。固孔用套管扶正器一般选择弹性扶正器,对于孔斜角较大的钻孔采用半刚性扶正器;地层复杂孔段尽量选用螺旋形扶正器。

图3-8 常用扶正器类型

弹性扶正器:(a)弓形;(b)螺旋形;(c)双弓形;(d)半刚性;刚性扶正器:(e)直形;(f)螺旋形;(g)、(h)扶正圈

活动套管的扶正器与固孔套管扶正器作用有所不同,它没有水泥环固结支撑(根据工程需要可提出孔外),因此,不仅要求扶正器对套管柱有很好的扶正稳定作用,而且要有良好的抗震和减震作用。

施工中一般在承压套管段选择刚性扶正器,受拉套管段选用半刚性扶正器。因小口径金刚石钻探的钻孔与套管、套管与套管之间环空很小,无法使用标准的扶正器产品。小口径钻探的经验表明,采用金属扶正器一旦在孔内或活动套管环空中断裂,便会造成很难处理的事故。我们曾用在套管上焊接金属材料的刚性扶正器,一般钻进2～3天即发生套管折断事故,导致无法正常钻进。针对这一问题,安徽省地矿局313地质队探矿工程技术研究所设计了一种弹塑性套管扶正器(图3-9)。这种扶正器用尼龙棒车制而成(也可压膜成型),兼有弹性和刚性,对套管有良好的抗震、减震作用。由于它不是金属材料,一旦发生套管事故也很容易处理。该扶正器先后在霍邱周集铁矿区深部钻探研究ZK1725试验孔、汶川地震断裂带科学钻探 WFSD-3孔、国家深部钻探项目赣州于都3000m科学钻探NLSD-1孔和安徽庐枞3000m科学钻探LZSD-1孔中使用,没有发生折断、卡夹等套管事故,活动套管起拔自如,应用效果很好。

图3-9 弹塑性套管扶正器

套管扶正器的安装间距也影响着套管柱的稳定性,可参考石油天然气行业SY/T5334—1996标准进行估算。金刚石地质岩心钻探所用套管壁较薄,变形量较大,目前还没有建立这方面的标准,只能凭经验确定套管扶正器间距:外套管(固孔套管)30～40m,活动套管6～9m。基岩段套管与孔壁环状间隙小于30mm固孔时,一般可不设扶正器。

(五)套管引鞋、旋流短节与浮力装置

1.引鞋

引鞋是装在套管柱底部的圆锥形带循环孔的短节,其作用是引导套管入井,防止套管底部插入井壁或刮挤井壁泥饼,并使套管底座居中。套管引鞋一般用铝、生铁、水泥或硬质木料制成,如图3 10所示。

图3-10 引鞋结构示意图

2.旋流短节

旋流短节是接在套管鞋上的一段带有左螺旋排孔的短节(图3-11),一般有8～9个出口方向倾斜向上的孔,孔径25～30mm。其作用是使水泥浆旋流上返,有利于将冲洗液替走,以保证套管鞋附近的注水泥质量。

图3-11 旋流短节结构示意图

3.套管浮力装置

套管浮力装置有浮鞋和浮箍两种形式。在引鞋中装置一个回压阀就成为浮鞋,如图3-12所示。浮箍内部结构与浮鞋基本相同,但没有引导套管下入的圆形凸头(图3-13)。浮鞋与浮箍的主要作用是:阻止冲洗液进入套管并产生浮力减轻升降系统、钻塔及套管连接处的负荷;注水泥结束后阻止水泥浆回流,防止水泥塞上移,保证水泥返高。浮箍上部的球座挡板即为注水泥时胶塞下行的承托环(也称阻流环),下套管时将浮箍装在水泥塞预定位置,在替冲洗液过程中,当胶塞被推到承托环时即遇阻碰压,这时应立即停泵。

图3-12 浮鞋结构图

图3-13 浮箍结构图

浮鞋一般用水泥和铝材料制成,浮箍一般用生铁或铝材料制成。在特殊情况下,浮鞋与浮箍也可同时使用,以保证浮箍不损坏,起到双保险作用,有时为了三保险还加两个浮箍,以满足水泥返高等要求。

地质岩心钻探多采用较为简易的回压凡尔浮箍形式(图3-14),浮箍用生铁制成,其螺纹与套管下部内加厚接箍连接,浮球用胶木或尼龙制成。这种形式结构简单,加工方便成本低。

图3-14 简易回压凡尔式浮箍

(六)尾管设计

尾管是指与主套管(或上层套管)底部相连而口径小1～2级的套管。设置尾管可节约管材(无需从孔底下至孔口),减轻套管重量。

尾管悬挂装置是下尾管的关键器具,它借助液压力或机械力使尾管牢固地连接在上一层套管上,达到护壁和固孔目的。尾管悬挂技术在油气钻井中应用较为广泛,目前主要有封隔式、旋转式、机械式、液压式、膨胀式等尾管悬挂器,如图3-15所示。

在地质岩心钻探中,由于孔径较小,套管间的环状间隙小,尾管悬挂装置横向尺寸受到限制,给悬挂装置设计带来难度。近年来,为了适应深部钻探的需要,部分地勘单位也进行了小口径尾管悬挂技术的尝试与研究。安徽省地矿局313地质队探矿工程技术研究所设计的小口径简易尾管悬挂装置在使用中取得了良好的效果。小直径尾管悬挂装置结构如图3-16所示。小口径尾管悬挂装置主要设计尺寸见表3-7。

图3-15 典型尾管悬挂器

(a)卡瓦封隔式;(b)旋转式;(c)机械式;(d)液压式;(e)膨胀式

图3-16 小直径尾管悬挂装置

(a)悬挂座;(b)反脱接头

表3-7 小口径尾管悬挂装置主要设计尺寸

小口径尾管悬挂装置工作原理示于图3-17,该装置利用上层套管座内锥面和尾管悬挂座外锥面相吻合的机构,实现在重力作用下的嵌入自卡来悬挂尾管。为了增加悬挂锥面间的摩擦阻力,在尾管悬挂装置下到位后,从钻杆内投入分水钢球,并投放1kg左右细颗粒(Ф0.5～Ф1.0mm)钢砂或石英砂,用泵将石英砂通过分水口送至上层套管座和尾管悬挂座间隙中。然后正向回转钻杆将反脱接头回扣提出孔口,尾管便安装结束。若尾管安装后需要水泥固井,应提前在尾管下端钻3～4个直径15mm的返浆孔(为保证尾管强度不要在同一横截面钻孔)。注水泥浆时,将钻杆下入尾管底部进行注浆固孔。

图3-17 小直径尾管悬挂装置工作原理示意图

‘贰’ 套管保护技术

造成套管磨损的原因是多方面的，包括：钻前安装质量、狗腿严重度、井斜、钻柱组成、钻井液类型及性能、固井质量、施工周期、钻进模式、地质构造、地层及地层流体介质特性等。套管保护技术是一项系统工程，应立足于提高钻井质量，为长期安全生产提供良好的井筒条件，因此，在井身结构设计、套管柱选择、钻井方式、钻井液类型等方面，均需要考虑对套管实现有效的保护，主要有以下技术措施：

1）在套管内的钻杆柱上使用专用套管防磨保护工具，减少钻杆与套管的接触面积及接触时间，可以有效地降低钻杆与套管的旋转摩擦。

2）优化钻井液体系，减少钻杆与套管间的摩擦，降低套管的磨损程度。

3）控制井身质量，特别是控制全角变化率，以降低钻具与套管的接触面积和接触应力，减小磨损。

4）调整底部钻具组合，条件允许时采用复合钻井方式，套管内钻具组合尽量不使用扶正器或减少扶正器在套管内的转动时间。

5）在钻井施工过程中，套管环空应安装压力表，接出引流放喷管线，并定期检查环空压力变化，将环空压力控制在允许的安全范围之内，防止套管损坏。

6）表层及技术套管下部结构应采取穿销钉、抹螺纹胶等特殊措施；使水泥浆返至地面，保证固井质量。

7）如需钻电测口袋，必须采取扶正措施。钻水泥塞出套管，应采取有效措施保证形成的新井眼与套管同心，防止下部套管倒扣及磨损。

8）套管头内保护套应根据磨损情况及时调换位置或更换。

9）钻水泥塞时，要注意保护套管，严防磨损套管。

国内外用于套管防磨工具和方式有：钻杆接头敷焊减磨合金带、钻柱式套管防磨接头、分体式套管防磨衬套、钻杆橡胶护箍、滚轮式钻杆扶正器等。

有些石油工具公司研制的保护接头可直接连接在钻柱中，在接头位置形成支撑，避免钻杆接头直接磨损套管，并通过外滑套与心轴间的轴承滑动来防止套管磨损，降低钻井扭矩。并且，各石油工具公司还采取了不同的轴承设计（滚动和滑动），应用了不同的润滑方式（开式和闭式）。

分体式非旋转保护接头的原理与整体式非旋转保护接头的相同，使用过程中套装在钻杆上，并采用了减磨的复合材料，重量轻、可钻性好。分体式非旋转套管防磨保护工具可适用于多种工况，是保护深井套管的首选方案，其次为钻柱式套管防磨保护接头，胶皮护箍由于其结构和材料的限制，在深井套管保护中不宜采用（图4.7）。

图4.7 套管防磨接头

‘叁’ 井口专题（一）套管头

套管头是套管和井口装置之间的重要连件，是用于各层套管之间、套管与防喷器之间的连接以及用于完井后与采油(气)井口之间的支持与连接的装置。
它的下端通过螺纹与表层套管相连，上端通过法兰或卡箍与井口装置或防喷器相连。通过悬挂器支撑其后各层套管的重量、承受防喷器的重量、在内外套管之间形成压力密封、为释放套管柱之间的压力提供一个出口、可实施钻采工艺方面的特殊作业。

为了好记忆，将套管头的作用和用途归纳为四句话：

（1）底部卡瓦式连接：

（2）底部螺纹连接：

（3）底部焊接连接：

底部采用套焊方式与表层套管连接。

2、 按悬挂套管层数方式：
按悬挂套管层数可分为：单级套管头、双级套管头、三级套管头；其中单级套管头一般用在低压浅层地层生产井当中；双级套管头适用于大多数地层压力较为明确的区域，使用量较多；三级套管头一般用在高压深井或勘探井中；

1、底部“WD”型套管悬挂器

2、“w”型套管悬挂器

悬挂器由腈化橡胶密封件、卡瓦牙、卡瓦壳体、支承座等组成。

3、WE型套管悬挂器

1、各种规格送入和取出工具

2、 各种规格防磨套 各种规格试压塞

套管四通采用是符合API SPEC 6A规范的低合金钢或不锈钢制造而成。底部带有两道“BT”密封，并带有两个试压孔检验密封性能。

钻井四通主要由四通主体、上下法兰及侧法兰组成。一是便于连接井控管汇。二是保护防喷器，延长其使用寿命。 根据现场需要，各种井口防喷器组合应配备1-2个钻井四通，钻井四通安装于井口防喷器组合之间，它既能为井口防喷器组合提供一个空间，进行特殊作业，同时通过其两翼的侧孔，可与节流压井管汇连接，以实现排除溢流和压井节流循环。 钻井四通工作压力级别应与井口防喷器组合额定压力一致，其公称通径不得小于最内层套管的内径或等于井口组合的最大通径。

法兰、卡箍及钢圈与其他井控装备一样同样重要，它是连接、密封油气钻井井口必备的井控附件。井口防喷器组合有三种常用连接方式，即法兰连接、卡箍连接、栽丝连接，其密封方式为钢圈密封。 井口法兰可分为环形法兰、盲板法兰、扇形法兰和变径法兰。现场常用的环形法兰又分为6B型、6BX型，盲板法兰也分为6B型、6BX型。

垫环起密封作用，按作用形式可分为R型机械压紧式和RX、BX型压力自紧式三类。

‘肆’ 石油机械上的油管头和套管头是管子接头，接头吗

这里的套管头和油管头是采油树上的一个大部件，英文是tubing head 和casing head ，是一个非常大转换装装置，而不是一个管子的接头。图片中的灰色零件6就是套管头，通过零件1.2.3.4稳定内部的彩色部件5卡瓦。

‘伍’ 石油钻井卡瓦式套管头套管坐卡多少吨

一百八十吨位。石油钻井卡瓦式套管头套管坐卡一百八十吨位。卡瓦式套管头主要用来固定钻井的井口，连接井口套管柱，支持技术套管和油层套管的重力，密封各层管间的环形空间，为安装防喷器、油管头，采油树提供过渡连接。

‘陆’ 石油钻井的一般流程是什么

石油钻井的一般流程: 在油气田开发方案确定之后,进入开发流程,这其中包括钻井和生产两个主要环节。钻井环节涉及的设备有钻机设备系统(其中又包括八大系统)、测录井设备,生产环节涉及的设备有采油设备、测录井设备。 钻井前,首先要在地面确定钻井的位置(即钻井井位),然后在井位处打好安装钻机的...

‘柒’ 石油钻井下油套管沾住了怎么处理

戴着手套拿着水

‘捌’ 辽河油田钻井井控实施细则的第四章 井控装置安装、试压和管理

第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统的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。其安装要求：
（一）远程控制台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，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，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、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。

‘玖’ 石油钻井过程中石油套管的作用是什么

表层套管：在顶部安装套管头，通过套管头悬挂和支承后续各层套管；隔离地表浅水层和浅部复杂底层，是淡水层不受钻井液污染
中间套管（技术套管）：隔离不同地层压力的层系或易塌易漏等复杂地层。
生产套管：保护生产层，并给油气从产层流至地面提供通道。
钻井衬管：减轻下套管时钻机的负荷和固井后套管头的负荷，同时节省大量套管和水泥，降低固井成本。

亲手打的，好长

‘拾’ 油气井完成的步骤有哪些

完井(即油气井完成)是钻井工程的最后一个重要环节,主要包括钻开生产层、确定井底完成方法、安装井底和井口装置以及试油投产。完井质量直接影响油井投产后的生产能力和油井寿命，因此必须千方百计地把完井工作做好，为油气井的顺利投产、长期稳产创造条件。

一、打开生产层完井就是沟通油气层和井筒，为确保油气从地层流入井底提供油流通道。任何限制油气从井眼周围流向井筒的现象称为对地层损害的“污染”。实践证明：钻开生产层的过程或多或少都会对油气层产生损害。因此，保护油气层是完井所面临的首要问题。过去，世界范围内油价较低、油源充裕，在很大程度上忽视了对油气层的保护。自20世纪70年代中期，西方一些国家出现能源危机以来，防止伤害油气层，最大限度地提高油气井产能才上升到重要地位，成为目前钻井技术中最主要的热门课题之一。

1.油气层伤害的原因油气层伤害机理的研究工作开展以来，有各式各样的说法。最近比较精辟的理论认为：地层损害通常与钻井液固体微粒运移和堵塞有关，还与化学反应和热动力因素有关。在复杂条件下，要充分掌握油层损害机理是比较困难的。因此，目前的研究结果大多只能定性地指导生产实践，离定量评价还有一定的差距。

钻生产井常用的钻井液为水基泥浆。由于钻进过程中钻井液柱压力一般大于地层压力，在压差作用下，钻井液中的水、粘土等会侵入油气层，对油气层造成各种不同性质的伤害。

1)使产层中的粘土膨胀研究得知，油砂颗粒周围一般都有极薄的粘土膜。砂粒之间的微孔道非常多，油气层内部还有许多很薄的粘土夹层。在钻井液自由水的侵入作用下，砂粒周围的粘土质成分将发生体积膨胀，使油气流动通道缩小，降低产出油气的能力。

2)破坏油气流的连续性油气层含油气饱和度较高时，油气在孔隙内部呈连续流动状态。少量的共生水贴在孔隙壁面，把极微小的松散微粒固定下来，在相当大的油气流动速度下也不会被冲走。当钻井液滤液侵入较多时，会破坏油气流的连续性，原油或天然气的单相流动变成油、水两相或气、水两相流动，增加了油气流动阻力。一旦水成为连续的流动相，只要流速稍大，就会把原来稳定在颗粒表面的松散微粒冲走，并在狭窄部位发生堆积，堵塞流动通道，严重降低渗透率。

3)产生水锁效应，增加油气流动阻力渗入油气层中的钻井液滤液是不连续的，而是呈一段小水栓一段油气的分离状态。在有些地方还会形成油、水乳化液。由于弯曲表面收缩压的关系，会大大增加油气流入井的阻力。

4)在地层孔隙内生成沉淀物

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由于油管柱与套管间的环空由油管挂密封，由地层流入井内的油气只能进入筛管并沿着油管上升到地面。采油树与地面采油管线相连,有控制地将油气从井内输出。

3.诱导油气流下完油管、安装好井口装置后，下一步的工作一般是诱导油气流。对于因井内液柱压力过高而不能自喷的油气井，应设法降低井内液柱高度或流体密度，从而降低液柱压力，诱导油气流进入井内。常用的方法有替喷法、提捞诱喷法、抽汲诱喷法和气举法等。

1)替喷法用原油或清水等低密度液体将井内的钻井液循环替出，降低液柱压力以诱使油气流入井内的办法称为替喷法。替喷时清水从油管注入井内，逐步替出井内钻井液。对于高压井或深井，为了不致造成井内压力变化过猛，可以先用轻钻井液替出重钻井液，再用清水替出轻质钻井液的办法进行替喷，确保井身安全。

2)提捞法提捞诱喷法是用特制的提捞筒，将井筒中的液体逐筒地捞出来，以降低液柱高度、诱导油气流进入井内。这种方法一般是在替喷后仍然无效的情况下采用。

提捞诱喷法的一种变化称为钻具排液法。可以把装有回压阀的下部钻具视为一个长的提捞筒，速度较快地将井内液面降低1000～1500m。

3)抽汲法抽汲法实际上是在油管柱内下入一个特制的抽子，利用抽子在油管内上下移动形成的部分真空，将井内部分清水逐步抽出去，从而降低井内液柱高度，达到诱喷的目的。

抽汲法可将井内液柱高度降到很低。抽子下行时阀打开，水从抽子中心管水眼流入油管内；上提抽子时阀关闭，油管内的水柱压力使胶皮胀开紧贴油管内壁而起密封作用。抽子之上的水柱随抽子上移而被排出井口。替喷后仍不能自喷的井，可采用抽汲法诱喷。

4)气举法气举法与替喷法的原理类似，只是替入井内的不是清水而是压缩空气。气体是从环空注入而不是经油管注入。由于气体密度小，只要油气层伤害不是很严重，一般气举后可达到诱喷的目的。在某些有条件的地区，还可以用邻井的高压天然气代替压缩机进行气举。对替喷无效的井，也可采用气举法诱喷。

4.完井测试完井测试的主要任务是测定油气的产量、地层压力、井底流动压力、井口压力以及取全取准油、气、水的资料，为油气开采提供可靠的依据。

1)油气产量的测定从油气井中产出的油、气、水进入分离器后，气体经分离伞从上部排出，油和水沉降下来。玻璃连通管中的液面高度能反映分离器内油水液面的变化。记录玻璃管中液面上升一定高度所需的时间，就能算出每口井的产液量，经采样分析可得到油水含量。

通常用节流式流量计测定天然气的产量。流量计的孔板直径要适应天然气的产量范围。

2)地层压力和井底流动压力关井待井内压力恢复到稳定后，用井下压力计测得的井底压力即为地层压力。也可用关井井口压力和液柱压力计算得出地层压力。对于渗透性差的地层，关井使井内压力恢复需要很长时间。为了节省时间，可根据一段时间内的压力恢复规律推断地层压力。

井底流动压力是指稳定生产时测得的井底压力。如果是油管生产，由套压和环空液柱压力可算得井底流动压力。

3)井口压力油气井井口压力包括油压和套压。油压反映井口处油管内压力，套压反映井口处油管与套管环形空间的压力。生产时油压和套压不同，关井压力稳定后油压和套压应相等。可以在地面上通过压力表读得这两个压力值。

4)油、气、水取样取样是为了对产层流体进行分析和评价。因此，要求取出的样品具有代表性和不失真。一般情况在井口取样。有时为了保持油气在地下的原始状态，需要下井下取样器到井底取样并封闭，然后取到地面用于测试和分析。

思考题

1.钻井的作用是什么?2.现代旋转钻井的工艺过程特点是什么?3.井身结构包括什么内容?4.钻井工艺发展经历了几个阶段?有些什么特点?5.石油钻机由哪些系统组成?各个系统的作用是什么?6.防喷器有哪些类型？各有什么用途？

7.钻柱主要由哪几种部件组成？

8.方钻杆为什么要做成正方形?9.扶正器、减振器、震击器等辅助钻井工具各有什么用途?10.普通三牙轮钻头主要由哪几部分组成?11.石油钻井使用的金刚石钻头有哪些类型?各在什么条件下使用?12．钻井液的功用是什么?13．水基钻井液由哪些部分组成？属于什么样的体系？

14．钻井液性能的基本要素有哪些？

15．钻井液密度与钻井工作的关系如何?16．怎样优选钻头？

17．井斜控制标准是什么?18．压井循环的特点是什么？

19．常规井身轨迹有哪几种类型？

20．井内套管柱主要受哪些外力作用？设计套管柱的基本原则是什么?21．套管柱由哪些基本部件组成？

22．描述注水泥的基本过程。

23.钻开油气层时常采取哪些保护措施?24．目前常用哪几种完井方法?25.诱导油气流的主要方法有哪些?26.完井井口装置有哪些部件?各起什么主要作用?