井口

概況

在天然氣開發過程中，地面井口安全系統的實質是在傳統壓力安全閥(壓力泄放)的基礎上，增加一級在意外和失控情況下緊急截斷井口氣源的保護，它在陸地高壓、高產、高危天然氣井及海上平台天然氣井的安全出產上發揮著重要的作用。API RP 14C標準已成為陸上和海上安全系統的通用規範。

通過對比國內外井口安全系統的狀況，剖析國內安全系統存在的問題，描述井口安全系統的基本功能和技術要點，為天然氣的安全生產找到一個安全、可靠和經濟的現場解決方案，即按照API RP 14C規範來分析、設計和生產井口安全系統。

美國石油協會和美國機械工程協會組織制定了API和ASME標準，並被石油企業廣泛認可。儘管石油公司都採用了API和ASME標準，但還是不斷發生意外事故。美國政府便積極推動建立和強制實施更安全的標準。

海上天然氣井較為密集地固定在海上平台上。平台上排列著生產儀器和生產設備，如分離器、壓縮機等，還有許多工作人員在平台上工作和生活，設備和人員高度集中。如果沒有嚴格的安全防範措施，發生事故造成的損失無法估量。因此，海上天然氣井的安全系統應力發展較陸地領先。

初期防止天然氣泄漏是採用井口截斷閥和簡單的壓力感測器來截斷採氣樹上的閥門。但由於這些系統的可靠性差、無法調校或調校精度低，不能有效地保護生產設備的安全，事故仍然不斷地發生。

1960年後的10年中，墨西哥灣天然氣藏的開採速度加快，油公司和美國政府認識到必須儘快設計和使用更為可靠的安全系統。

20世紀70年代初，作為監察美國天然氣生產的美國政府責任部門——美國地質勘探局(USGS)依據API-RP一14C(海上生產平台地面安全系統的分輯、設計、安裝和測試的推薦做法，簡稱14C)鍘定了相應的法規，要求油公司必須遵循14C，其中包括應安裝地面控制的井下安全閥(SCSSV)等內容。14C定義了海上平台安全系統的最低要求。14C的目的是採用多級保護手段來預防天然氣泄漏事故。例如：14C要求的第一級保護PSH是壓力安全高限保護，當壓力交得不安全時，PSH將感應壓力並動作，以截斷來自井口的流體；如果PSH失效或發生故障時，第二級保護將防止超壓，它是由一個帶泄放功能的壓力安全閥(PSV)來實現的。

在1970年後的10年裡，隨著14C在美國的強制實施，使得全世界海上平台安全系統的設計得到了進一步改善，國際油公司在項目中均採用14C的體系作為其通用規範在世界各地實施。和其他API規範一樣，讒多國家要求把14C作為一個天然氣井口安全系統的設計標準，不僅把14C用在海上平台，同樣也用於陸上的天然氣井口。

API-RP-14C頒布以來，安全系統工業化得到了很好的發展。美國許多公司根據14C的要求來研製和生產用於安全系統的部件，壓力感測器、液位開關、電磁閥、定時器和指示器等部件被開發並廣泛應用，設計出了各種簡捷實用的操作面板，形成了專業設計和製造安全系統控制屏的公司。控制部件的廠家如美國的8WB、SlGMA、VERSA程英國的Bifold Fluidpower公司，都有35年以上的歷史，並成為部件生產行業的領先者。生產井口控制屏的廠家則集中在美國的休斯頓和新奧爾良地區，而TEST、PETROTECH、API、W～INDUSTRY等是最大的製造商，也為哈里伯頓、卡麥隆、貝克公司做配套服務。

功能

地面井口安全系統的實質是在傳統的壓力安全閥(壓力泄放)的基礎上，增加一級在意外和失控的情況下緊急截斷井口氣源的保護。

基本功能如下：

(1)有序的對翼安全閥WSSV、主安全閥MSSV和井下安全閥SCSSV進行關斷和開啟。

(2)在以下地方實現人工緊急關斷：

①井口控制盤上；

②遠程控制開關上；

③RTU遠程終端上；

④ESD緊急關斷站上。

(3)在以下情況下採用自動緊急關斷：

①檢測點壓力因故超高限(檢測到安全壓力高)；

②地面管道的爆管泄漏事故(檢測到安全壓力低)；

③井口發生火災(易熔塞超過120℃熔化)；

④有毒氣體的泄漏及其他要求。

技術要點

(1)井口安全系統是全天候使用的設備，對氣(液)管路和部件的材料和工藝的要求較高，在溫差變化較大時，管路不能有泄漏。

(2)操作方式的設計應簡捷、適合一個人獨立操作、緊急操作和便於日常維護。

(3)任何管路、卡套接頭和部件的失效，均會導致系統故障。因此，安全系統的質量將由最差的部件決定。

(4)液動控制系統適用於每年平均有20天以上有霜凍的地區，而氣動控制系統常用於無霜凍的地區。維護方便、操作簡單、截斷時間短、擴展性強及經濟性使氣動比液動有更大的優勢。在高含硫的天然氣井場，可採用儀錶風、回鋪的凈化氣作動力源，也可用電能或太陽能做動力。

(5)對偏遠(如戈壁或沙漠)的天然氣井，安全系統的控制可用有線電話、手機或衛星電話遠程通信實現無人值守監控，而成本已較過去大大降低。

(6)導閥：高低壓導閥的精度為井口安全系統壓力感應的精度，BWB公司生產的導閥有5～10000PSI的範圍，已有35天的歷史，在美國被廣泛接受。

(7)自動中繼閥和手動中繼閥：主要的邏輯控制部件，要求有較好的操控性。

事故原因分析

（1）直接原因。

導致此事故的直接原因是井筒頂部發生爆炸，爆炸產生的碎片和衝擊波造成井口附近的人員受爆震傷害死亡。物質的不安全狀態。由於雙氧水等藥劑的反應以及間歇解堵方式構成了爆炸發生的全部條件。

這些條件分別是：天然氣來源，油氣井生產日報顯示該井含有一定壓力和濃度的天然氣；氧氣來源，解堵作業過程中雙氧水在井筒內遇到強鹼、金屬離子和地下高溫時快速分解，生成氧氣；氣相空間來源，由於解堵擠液過程中採取了間歇擠注作業，隨著解堵劑逐漸進入地層，井筒內部壓力降低，為地層天然氣與氧氣進入油管與套管之間的環形空間形成爆炸性氣體提供了條件，並逐步積聚到爆炸極限；點火能量來源，雙氧水分解過程中除生成氧氣外，還放出一定能量，特別是在高溫、接觸金屬雜質或在鹼性條件下會迅速分解並放出大量的熱，超過158℃，會發生爆炸性分解。

（2）間接原因。

人的不安全行為。某採油廠工藝技術負責人沒有對此次解堵作業涉及的井下公司和某石油化工有限公司進行安全技術交底，三家單位對井筒存在天然氣——危險源的辨識不到位；該採油廠工藝技術負責人沒有及時為解堵作業更換型號適合的採油樹，現場違反施工設計要求採取間歇擠注法作業，對變更工藝未進行危害分析，缺乏潛在風險的預見性；某石油化工有限公司紀某沒有對解堵藥劑的購買、藥劑配置特性進行危險性分析，未制定預防控制措施；紀某違反施工規定，沒有做到在投放解堵劑過程中每10min記錄監測壓力、排量，因而沒有及時發現壓力和排量所發生的變化，監控不到位。管理上的缺陷。某採油廠在整個解堵作業過程中未安排專門監督和管理人員現場監督檢查，監督檢查制度不落實；某採油廠對鹼性解堵技術了解不全面，審核把關不嚴，就安排解堵作業；該井採用的鹼性解堵技術在大港油田首次使用，某石油化工有限公司就該技術未進行室內評價、未經相關技術部門論證、審核、未經大港油田專家討論，擅自使用鹼性解堵技術指導施工，違反安全生產法中對新技術新工藝安全管理的有關規定。

事故預防措施

大港油田所有涉及技術服務的項目要認真貫徹落實國家法律法規規定，遵照行業技術規範和油田技術管理規定執行。對於下屬公司要細化各項規章制度落實情況的安全檢查，對制度落實不到位的單位要限期整改嚴肅考核。某採油廠要認真落實項目施工前的風險識別、風險交底，嚴格執行工藝紀律，遵守工藝安全管理規定，認真落實監督檢查工作，發現問題立即解決。某石油化工有限公司要對照國家法律法規要求和大港油田技術服務入網資格要求，認真查找公司管理上存在的問題，徹底解決。要提高承攬技術服務工程中各個環節的科學性、嚴謹性，充分辨識存在的各類潛在危險並制定有效的控制措施，強化落實，提高現場安全管理水平，加強現場技術服務人員的安全教育、提高現場人員的安全防範意識，認真履行現場作業的安全檢查職責。公司領導要加強法制學習，全面履行法律賦予的各項職責，為企業的生存發展負總責。大港油田要加強新工藝新技術的應用管理。新工藝新技術必須在完成公司內部審核的前提下，開展安全分析和安全評價，全面識別風險，制定預防控制措施，各部門和各單位要層層把關。

井口漏油問題，是一個長期讓人們關注的問題。井口漏油不但是影響美觀，而且是造成環保和浪費能量的問題，也給採油工們增加了較多的重複工作量等，井口漏油原因主要有：操作問題、措施問題、管理問題、質量問題、地層問題等。

井口漏油的原因：

1、操作原肉：在倒光桿時，用的不是無牙卡子，對光桿造成較大傷害，加盤根時沒有取凈碎盤根，加完后不平，沒有銼凈毛刺，井口和卡箍螺絲不緊或不平。鋼圈和鋼圈槽有損傷，未及時處理等。

2、措施原因：井沖次太快，不但對設備影響較大，並且使膠皮閘門中的盤根損傷較快。

3、管理原因：緊盤根太緊，摩擦嚴重，損害較快，擦井口時，油滲入盤根盒中，腐蝕盤根，井口縫隙油污未清理乾淨，滲出來。井口偏摩，沒有及時調偏或校機整改。

4、質量問題：主要是指有的光桿和盤根質量達不到要求。還有就是校機質量沒達到效果。

5、地層問題：有的油層礦化度較高，腐蝕嚴重，使普通光桿有許多麻點，並漸漸變細，小能與盤根盒有效的密封。

深水鑽井時水下井口承受的作用力主要來自由於隔水管底部球形接頭處的豎向和橫向反力、防噴器組及懸掛套管串的重力、作用於防噴器組及井口的橫向波流力、海底土層對套管的豎向和橫向阻力等。這些作用力的共同作用可能引起井口下陷或傾斜，當井口承受的彎矩值超出設計極限時將存在整個井口坍塌的危險。

另外，導管的直徑及壁厚、海底淺部土層的類型、井口距泥線的高度、泥線處沖刷深度等因素都對井口的穩定性具有一定影響。

分析結果表明：提高泥線以下一定深度的導管抗彎強度、控制合理的井口高度及沖刷深度、獲取淺部地層的取樣數據等措施可以很大程度上改善井口力學性能。

井口安全門

為保證人員運輸安全，各井口均設有安全門，由氣控閥件控制氣缸動作，實現安全門開關。人員進入罐籠后，安全門關閉，搖台抬起，位置開關將安全門和搖台狀態反饋到提升機信號系統，使信號系統具備發出信號條件，信號工方可發出開車信號。《煤礦安全規程》要求，升降人員和主要井口絞車的信號裝置的直接供電線路上，嚴禁分接其他負荷，因此井口安全門電磁閥由井口操車系統進行供電。但在實際使用過程中，井口操車系統供電取自井下變電所配電線路，存在因線路故障斷電的情況。罐籠運行到位后，因電磁閥控制電源中斷，安全門無法正常動作，人員無法進出罐籠。在供電系統短時間無法恢復的情況下，需維修人員拆除安全門與氣缸的連接，人工推拉安全門，實現人員進出罐籠，既不安全，同時也因處理人員到位的情況影響提升系統的安全運行。

安全門工作原理

安全門氣控系統的控制必須與井口操車系統、信號系統相互配合。罐籠到位后，井口信號工發出停車信號，停止信號經信號系統傳送到提升機主控系統，提升機司機及時停車后，井口信號工按下“打開安全門”按鈕，操車系統啟動液壓泵站通過換向閥控制搖台的驅動油缸動作，放下搖台，搖台到位后，發出到位信號。安全門具備開門條件，安全門氣控系統電磁閥得電，安全門打開，人員可以進出罐籠。當罐籠需要運行時，信號工按下“關閉安全門”按鈕，安全門電磁閥反方向得電，安全門關閉，並將信號傳送到操車系統，驅動液壓站抬起搖台。同時將搖台和安全門狀態傳輸到絞車控制系統，絞車具備運行條件，信號工根據需要運行位置，發車開車信號點，絞車司機操作提升機運行。

井口安全門氣控系統（如圖1）採用一個二位五通雙電控換向閥（3）控制一個氣控換向的二位五通主閥（4），實現安全門氣缸（6）的動作，帶動罐籠安全門運行。安全門上安裝有感應的位置開關來監視安全門的開關狀態。為了避免電磁閥斷電后安全門誤動作，電磁閥（3）為雙電控電磁閥，閥芯的每一個方向的動作，必須由兩端的電磁閥通電來實現，斷電時，主閥（4）不換向，安全門處於之前位置。氣控迴路中的壓風仍作用在氣缸上，人工無法打開或關閉安全門。安全門的開關狀態是與提升系統進行聯鎖，因此絞車無法正常運行。

井口安全門應急操作閥及成套裝置，包括二位五通雙電控換向閥、二位五通換向閥和氣缸，三者依次連通，在二位五通換向閥和氣缸之間設置能夠改變氣壓方向的換向閥，換向閥的一側設置有用於控制氣流變換的操作把手，使井口把鉤工能夠手動換向閥。當二位五通控制閥正常工作時，通過改變二位五通雙電控換向閥的不同氣路以達到控制二位五通換向閥的目的，二位五通換向閥與氣缸直接連接，可控制氣缸的運動方向，實現控制安全門的打開與關閉。而當電源斷電時，二位五通雙電控換向閥無法換向，進而導致二位五通換向閥和氣缸無法工作，二位五通換向閥中的氣流無法換向，氣缸無法改變氣壓方向，安全門無法正常移動。此時可通過手動控制換向閥來改變氣流的方向，換向閥的作用在於使原本流通的氣流交叉換向，也即原本進氣的管路變為出氣管路，原本出氣的管路變為進氣管路，因此氣缸的氣壓方向改變，實現了控制安全門改變開關狀態的目的，在斷電的情況下也能實現開合。科學合理地對閥芯、閥體進行改造，使二位五通閥具備二位四通閥功能。巧妙設計手動操作機構和安全閉鎖機構，可實現安全門電磁閥斷電情況下氣路的自由換向，不受安全門初始位置影響；不操作時，對原氣控系統無影響。