试油工艺技术.docx

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试油工艺技术

试油工艺技术

第一部分概述

20世纪50年代末，已初步形成玉门、新疆、青海、四川4个石油天然气基地，修井队伍不足10个。

1960年3月，一场关系石油工业命运的大规模石油会战，在大庆油田展开；同年5月，大庆油田井下作业队伍在石油会战初期宣告成立，主要是从玉门、新疆、青海调来的修井队、试油队、注水队和钻井队转行而组成井下作业施工队伍，都分别隶属采油指挥部的井下技术作业处，称为试注队、试油队、修井队、三选队。

继大庆油田发现开发之后，又相继开发了胜利、大港、辽河、华北、中原等油田，井下作业队伍初具规模，到1977年作业队伍已突破200个。

1999年集团公司开展重组改制，分开分立5年后，中石油共有井下作业队伍1225个，其中大修队133个，侧钻队48个，小修队842个，压裂队54个，酸化队21个，试油测试队101个，其它队伍26个。

20世纪70年代末期以前，我国试油技术是仿照前苏联的试油工艺方法，没有地层测试和测试资料处理解释的技术内容，缺点是试油周期长、获取的地层参数少、资料可靠性差、资料质量人为因素影响大。

目前把这种试油技术，习惯上称为常规试油方法，该试油方法在评价低渗透油气层方面仍然具有一定的优势。

70年代末期以后，我国引进了美国的以地层测试技术和测试资料处理解释软件为主的，包括油管传输负压射孔、地面油气水分离计量、电缆桥塞等一系列技术。

地层测试技术也称钻杆测试，英文名称为DST，是指在钻进中对油气显示层段不进行完井而用钻杆和测试工具，通过地层测试工作检测目的层是否含油气，采集地下油、气、水样，测取压力、温度等特性资料，以便及时准确地对产层进行经济和技术评价。

我国的地层测试技术研究工作是从60年代开始的，首先由四川石油管理局比较系统地翻译了美国关于地层测试理论、工艺等技术资料。

1970年，在江汉油田成立了第一个专门从事地层测试研究的机构，自行研制了支柱式裸眼地层测试器。

1976年，南海的一个单位从新加坡引进了一艘罗布雷-300自升式钻井平台，随船带有一套MFE地层测试器，同时期川局也从莱因斯（Lynes）公司引进了膨胀式测试器，随后研究人员在四川、南海对引进的液压膨胀式地层测试器、MFE地层测试器等进行了详细的研究和现场试验。

石油工业部根据当时各油田试油速度低、积压井越来越多的情况，认识到必须大力引进国外的地层测试技术。

从1978年开始，我国陆续引进美国江斯顿、莱因斯和哈里伯顿等公司各种类型的地层测试器，在华北油田建立了第一个从事地层测试技术引进、科研、推广、培训和技术服务的专业性油气井测试公司，形成了发展我国地层测试技术的中心。

目前，国内已有各类测试队伍约150支，年工作能力达2600余测试层，装备水平基本包括了多流测试器MFE、HST、压力控制测试器PCT、APR、膨胀式测试器等国内外各大测试设备厂家的产品。

井下记录仪器也从机械压力计发展到了电子压力计，国产电子压力计的精度目前可达0.05%FS；国外电子压力计包括GRC、PANEX、MICLLISTER、SPARTEK、PPS、DDI等产品，其精度可达0.02%FS，分辩率0.001%FS，最高耐温178℃。

由于井下记录仪器精度的不断提高、井下连续工作时间的延长，油藏评价的准确程度也相应提高。

随着测试技术的引进和发展，地层测试资料处理解释工作也在不断发展。

由单一的常规解释方法，发展为以现代试井解释为代表的各种资料解释方法。

自引进测试技术以来，也先后引进了弗洛彼托（Flopetrol）公司、ICT公司及美国SSI公司的试井解释软件，提高了资料解释的准确率和利用率。

1986年，根据我国测试技术的发展，华北测试公司在消化吸收国外试井解释软件的基础上，开始研制“WTC”试井解释软件，于1987年5月推出国内地层测试资料解释的第一个软件版本。

经过现场应用，已接近当时的国外试井软件水平。

此后，大港油田研究院推出了“DHC”现代试井解释软件；大庆试采公司推出“低渗透非自喷层测试资料解释软件”；西南石油学院推出气井解释软件等，均在部分油田取得了较好的应用效果。

地层测试资料和试井信息特征在国内各油田油气勘探开发中的作用已经越来越大。

单纯的静态信息如岩心分析和常规电测资料只能代表近井地带极为有限范围的地层。

作为动态信息的试井资料则在较大程度上克服了这一缺点。

不稳定试井的原理是通过关井或开井改变了地层内部的油气动态，从井底向四面八方发出一个压力变化的信号，这一压力波动向外传播时，对全部和井流通的地层起到扫描作用，它把向外扩散时所遇到的阻力状况，随时间的变化不断反馈到井底。

通过对井底压力随时间的连续变化的测试，试井人员能获得压力波在所测试时间内的重要信息。

如地层的流动系数、井壁附近受到泥浆污染的程度、地层中可能存在的裂缝和边界状况。

这种信息是一种比较全面的动态信息。

地层测试和测试资料处理解释技术的优点是能直接取得或计算出的地层和流体的特性参数有30项之多，加之时间短、效率高、见效快，资料准确可靠、资料质量无人为因素的影响，可以从动态角度，直接录取油气藏生产状态下的参数。

将这些技术与我国常规试油方法相结合，针对我国油气藏的地质条件，经过10年的试油生产实践，到20世纪九十年代初期，基本形成了符合我国实际情况的试油技术——科学试油系统工程。

（一）科学试油系统工程

科学试油系统工程是由一系列单项技术组成的，主要包括：

1、中途测试技术；2、优质试油压井液、射孔液；3、油管传输负压射孔技术；4、地层测试技术；5、地层测试与油管传输负压射孔联作技术；6、水力泵、螺杆泵、液氮及抽吸排液求产技术；7、地面油气水分离计量技术；8、电缆与机械桥塞封隔油层技术；9、储层措施改造技术；10、测试资料处理、解释技术。

近几年来,中国石油每年试油1300～1500层,其中地层测试占43～53%，钻井中途测试70～90层,试油交井500～600口,压裂500～550井次,酸化80～100井次,油管传输负压射孔与地层测试联作410～420井次,地面油气水分离计量230～250井次,电缆桥塞250～280井次,获得工业油气层390～540层,获得工业油气井280～350口。

（二）试油工艺过程，请见下面的图表

下面，我们把五十年代初期～七十年代末的常规试油与八十年代初引进国外地层测试工艺过程，以图表的形式展现给大家。

1、试油工艺过程

A、自喷常规试油

B、非自喷常规试油

开工准备（勘察井场、交接井、搬迁、立井架、排放丈量油管等）

开工准备（勘察井场、交接井、搬迁、立井架、排放丈量油管等）

通  井

通 井

循环调整泥浆性能

循环泥浆调整泥浆性能/清水循环替出泥浆

起出通井规

起出通井规

　射孔（常规电缆）

射孔（常规电缆）

下管柱（带管鞋）

下管柱（带管鞋）

安装井口、接流程管线

安装井口、接流程管线

诱喷（替喷／抽吸／汽化水／气举／液氮）

替喷/降掖面（提捞／汽化水／液氮／抽吸排液）

放喷

求产（提捞／抽吸／测液面点／测液面恢复）

求产

洗井（冷洗／热洗）

关井测压

起出管柱

洗井（压井）

下机械桥塞（丢手封隔器）

起出管柱

循环洗井

下机械桥塞（丢手封隔器）

投球、蹩压、丢掉

循环洗井

探桥塞、试压

投球、蹩压、丢掉

起出送入工具

探桥塞、试压

注释：

若注水泥塞封闭已试层，则利用原井管柱，洗井后加深或上提管柱，直接注水泥塞；候凝、探灰面、试压、起出管柱，本层结束。

起出送入工具

注释：

若注水泥塞封闭已试层，则利用原井管柱，洗（压）井后加深或上提管柱，直接注水泥塞；候凝、探灰面、试压、起出管柱，本层结束。

C、新井MFE测试工艺过程

准备工作（立井架、穿大绳等）※

通井※

循环泥浆（替泥浆）※

电缆常规射孔

下测试工具（坐封）

测试（自喷：

地面求产）

投杆、洗压井（自喷井投杆洗井）

起测试工具

（非自喷井起见液面投杆洗井）

2、试油工艺过程图解

 首试层

通井

替泥浆

起管

气举

抽吸

液氮

降液面,其方法同右

汽化水

射孔

降液面

下管

下MFE工具

测试求产

求产

起出工具

洗压井

下管

下管带枪

求产

洗压井

封层

封闭已试层

电缆桥塞

机械桥塞

注水泥塞

（三）试油工艺技术应用情况介绍

1、大庆油田大孔径、深穿透射孔技术

从73枪、89枪、102枪、102枪装127弹到1MD3弹射孔工艺技术已广泛应用,DP44RDX-5（1MD-3）弹射孔混凝土靶检测结果为平均穿深856mm,平均孔径12.4mm,是目前国内应用于139.7mm套管井穿透深度最深的射孔工艺技术。

在大庆、吉林油田应用1MD3弹射孔502口井。

通过对已投产井效果统计分析,应用1MD3弹射孔工艺射孔的井与应用普通射孔工艺射孔的井相比,采液强度平均提高20%左右。

2、复合射孔技术

复合射孔工艺技术是近年来研究开发的一项集射孔工艺与高能气体压裂于一体的高效完井技术,对地层进行高能气体压裂,部分解除近井地带钻井、固井、射孔等作业过程对地层造成的污染,从而提高油气井完善程度,达到射孔完井和增产、增注的目的。

3、华北油田APR全通径测试工具与射孔联作

1997年10月17日在华北油田的赵113井（赵112、文118井）应用98.4mmAPR全通径测试工具（通径达45mm）与射孔联作施工获得成功。

测试井况：

赵113井位于河北省赵县城关镇东庄村西约0.6km,是冀中凹陷赵县背斜赵20井断块上的一口评价井。

1997年10月14～17日采用了98.4mmAPR测试工具与射孔联作技术,对2169.60～2174.5m,2175.5～2179.4m井段进行了测试。

测试管柱结构自上而下为：

油管＋短油管＋油管（2根）＋A阀＋油管（2根）＋APR-M2阀＋APR-N阀＋上压力计托筒＋下压力计托筒＋传压接头＋封隔器＋筛管＋减震器＋点火头＋延时起爆器＋射孔枪。

其中APR-N阀下深2160.21米,卡瓦封隔器下深2167.32米,压力点火头下深2169.6米,射孔枪下深2179.4米。

测试过程：

1997年10月14日9:

16正转管柱一圈加压112KN,坐封一次成功；10:

30环空打压7.5Mpa,开井后打压至15Mpa,延时起爆器延时到10:

36射孔枪响,井口气泡强烈;18:

20环空压力迅速释放至0,初关井;15日10:

57环空打压11Mpa,实现二次开井,井口气泡强烈;16日16:

42环空压力迅速释放至0,二次关井;17日14:

25打压至25Mpa,打开APR-M阀进行反循环;15:

55解封起钻。

4、华北油田新型DST跨隔－射孔－测试联作

工具参数及管柱结构

①139.7mm套管井跨隔－射孔－测试联作工艺井下工具设计的总体参数为：

工具外径在95～102mm之间；抗拉强度大于1000KN；抗外挤强度大于105MPa（105N/mm2）；工具的密封性：

70MPa，水压30min无渗漏；工作温度150℃。

②177.8mm套管井跨隔－射孔－测试联作工艺井下工具设计的总体参数为：

工具外径在120～127mm之间；抗拉强度大于1500KN；抗外挤强度大于105MPa（105N/mm2）；工具的密封性：

70MPa，水压30min无渗漏；工作温度150℃。

③使用MFE跨隔－射孔－测试联作工艺管柱结构为（自上而下）：

钻杆（油管）＋校深短节＋钻杆（油管）＋反循环阀＋钻铤（油管）＋MFE测试阀＋锁紧接头＋减震托筒（2个）＋油压震击器＋传压接头＋跨隔封隔器＋安全接头＋液压点火头＋射孔枪＋压力释放装置＋VR安全接头＋卡瓦封隔器＋减震器＋压力计。

④使用APR跨隔－射孔－测试联作工艺管柱结构为（自上而下）：

钻杆＋校深短节＋钻杆＋伸缩接头＋钻铤＋APR-A阀＋钻铤＋APR-M2阀＋全通径放样阀＋LPR-N阀＋全通径压力计托筒＋大约翰震击器＋传压接头＋跨隔封隔器＋安全接头＋液压点火头＋射孔枪＋压力释放装置＋VR安全接头＋卡瓦封隔器＋减震器＋压力计。

5、辽河油田井下射孔－测试－排液联作

射孔-测试-水力射流泵排液三联作工艺技术，目前已在试油生产中应用五口井10层，其中实施排液的有四口井五层，效果比较明显。

这项技术的应用不但减少了施工工序，而且有效地减少了油气层的污染，缩短了射孔后射孔液对地层浸泡时间，提高了地层测试资料的真实程度，同时又有效地缩短了试油周期、加快了试油速度，使试油技术上了一个新台阶。

（1）工艺简介

用磁定位器先测套标，然后连接射孔枪、测试工具和水力喷射泵筒，用油管送入井内，再测油标，校深、调整油管，确保射孔枪对准射孔井段。

坐封开井，环空打压点火射孔，在保证封隔器所承受的压差内，开井前在油管内加一定量的水垫。

测试制度一般采用二开一关，二开后期测点，若液面高则进行泵排，泵排前将泵芯从油管内投入，当泵芯进入泵筒后，地面打压水力喷射泵开始工作，同时将地层流体和动力液一起从套管返出地面，通过计量可得到产液量。

6、大港油田射孔－测试－排液－酸化四联作

大港油田2001年根据油气层测试工艺的需要，在“射孔与测试”两联作的工艺基础上，成功的开发了集大孔径、深穿透负压射孔、地层测试和水力泵深排强排技术为一体的“射孔－测试－排液”三联作试油工艺技术，解决了非自喷井录取资料、连续排液的难题。

为了解决测试管柱进行措施改造时过流面积小和井筒循环等问题，实现了一趟管柱完成射孔、测试、排液、酸化的“四联作”工艺技术；2004年在歧北20井、扣G4井进行射孔、测试、排液、酸化联作，现场试验2井次获得成功，实现了联作试油测试新的突破。

复习思考题：

1、科学试油系统工程是由一系列单项技术组成的，主要包括哪些技术？

2、DP44RDX-5（1MD-3）弹射孔混凝土靶检测结果，其平均穿深为mm？

平均孔径为mm？

3、请回答：

APR跨隔－射孔－测试联作工艺管柱结构？

4、国产电子压力计的精度目前可达多少？

5、1970年在（       ）油田成立了第一个专门从事地层测试研究的机构，自行研制了（              ）地层测试器？

6、从1978年开始，我国陆续引进美国江斯顿、莱因斯和哈里伯顿等公司各种类型的地层测试器，在（        ）油田建立了第一个从事地层测试技术引进、科研、推广、培训和技术服务的专业性油气井测试公司，形成了发展我国（       ）技术的中心。

7、七十年代末期以后，我国引进了美国的以地层测试技术和（          ）处理解释软件为主的，包括油管传输负压射孔、地面油气水分离计量、（        ）等一系列技术。

8、请回答：

自喷井常规试油工艺过程？

第二部分特殊井试油工艺与高温高压油气井测试

A．特殊井试油工艺

特殊井试油的定义：

我们把水平井、稠油井、含硫化氢气井、出砂井、高凝油井等的试油工作称为特殊井试油。

这些特殊井试油工艺技术虽具有一般井的某些试油测试工序，如安装采油树、通井、试压、射孔、测试等，但在某些工序的操作上须采用与一般井不同的手段，才能搞好试油和测试工作。

第一节 水平井的试油工艺

水平井按其完井方式的不同分为水泥固井完井、裸眼完井、割缝尾管与封隔器完井、砾石充填筛管完井等。

一、水泥固井完井的水平井的试油

1、通井：

同一般井一样，需要通井至设计深度，但通井须选用橄榄形通井规。

其通井规上下两端台肩均为半球面，通井规外径比普通套管最小内径小6～8mm,通井规长1.2m。

2、射孔:

在井斜角大于55°的井内应用电缆传输技术依靠重力带动射孔枪到油层深度射孔是困难的。

因此,油管传输射孔和挠性管传输射孔是解决水平井射孔的重要途径。

但是为了起下油管安全,不挂碰套管接箍,下入水平井段的油管其接箍均打倒角3mm×45°,对于中小曲率半径的水平井最好采用挠性管传输射孔技术。

挠性管盘在滚筒上，电缆预先装入挠性管中,枪身装在挠性管底部一同下入井中,一次完成定位、点火、射孔。

3、测试：

若对水平井段总体测试，井下测试工具在水平井的垂直段或井斜小于45°的范围内测试，其测试方法于普通井相同，对水平井段分段测试，则用挠性管带入封隔器进行分段测试.

二、割缝尾管与封隔器完井的水平井的试油

基本相同于水泥固井完井的水平井的试油，仅是少了一道射孔工序。

其试油工序是：

洗井、替钻井液，并将筛管顶部的球冲至水平井段末端，然后下管测试。

第二节 稠油井的试油工艺

在50℃的温度下，原油粘度大于100mPa·s的原由称为稠油，存储稠油的地层称为稠油油层，稠油层具有以下特点：

①埋藏浅：

埋深一般在200～2000m的范围内,多数在600～1500m范围内。

②油层压力低、温度低。

③原油粘度高、密度大。

④原油中胶质、沥青质含量高。

⑤地层疏松，易出砂。

综合以上特点，常规试油方法是很难取全取准地质资料的。

一、稠油的分类

根据我国稠油的特点把稠油分为：

普通稠油、特稠油和超稠油三类。

在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为辅助指标，当两个指标发生矛盾时，则按粘度指标进行分类。

见表5-1-1。

原油粘度在100～150mPa·s的稠油试油易于取得各项资料，粘度在150～10000mPa·s的稠油能从地层中流入井筒，并能举升一定高度，但难以举升至地面。

粘度在10000～50000mPa·s的稠油和粘度大于50000mPa·s的超稠油在油层温度下很难流动，因此，常规试油方法无法取得地层资料。

表5-1-1稠油的分类

稠油分类

油层条件下原油粘度，mPa·s

20℃时原油密度，g/cm3

开采方式

Ⅰ

50～100

＞0.92

注水开采

100～10000

＞0.92

热采

Ⅱ

10000～50000

＞0.95

热采

Ⅲ

＞50000

＞0.95

热采

二、稠油井的试油工艺

（一）Ⅰ类稠油井的试油工艺

1、热洗抽汲法：

稠油井射孔后，对于粘度小并有一定供液能力的普通稠油，采用高温热水大排量热洗，提高井筒温度，迅速用抽汲法取得地层资料。

2、地层测试：

对原油粘度小，供液能力不足的，但能流入井筒的油井，用地层测试器进行测试可以取得地质资料。

3、自喷测试：

对于能自溢的稠油井一般采用套管求产，用油管打轻柴油的方法测压，但求产时地面管线需要保温。

4、热电缆试油：

对于地层环境下，具有较好的流动能力且地层压力高于静水柱压力而不能将原油举升到地面的油井，采用热电缆试油可以使油井自喷测试。

热电缆试油工艺为：

掏空降低井筒液面—油管传输射孔—下电缆至设计深度—通电加温井筒内原油—开油管自喷求产。

5、下热电杆抽油工艺：

稠油在地层条件下可以流动，地层压力低于静水柱压力的稠油井，在地面条件允许的情况下，可以下深井泵加电热杆抽汲工艺以取得地层资料。

（二）Ⅱ类和Ⅲ类的稠油井的试油工艺

稠油根本不能从地层中流入井底，或虽能流入井底，但无法举升等情况，上述的试油工艺无法求取地质资料，若要搞清油的产能、液性资料、可对地层加热，采用蒸汽吞吐试油。

蒸汽吞吐试油工艺要点是：

①油井油层套管必须是预应力固井，且固井水泥为专用的热井水泥。

②油层厚度大于10m。

③注蒸汽使用专用高压大排量蒸汽锅炉，井下管柱常用的是隔热管。

④根据地下油层情况注汽，焖井后自喷求产或泵抽求产及测试。

第三节 含硫化氢油气井的试油工艺

对于含硫化氢油气井的试油工艺应注意如下几点：

1、预测井口最高关井压力，选择防硫试气井口、地面设备、仪表和试油管柱。

鉴于硫化氢气体的毒性能导致严重的中毒事故，甚至造成人身伤亡，因此，对含硫化氢气的油气井作业时，应特别注意防护措施。

2、射孔方式的选择。

要有利于安全及保护油层，有利于诱喷等其他工艺的实施，因此，油管传输负压射孔是该类井的最佳选择。

3、完井管柱的选择。

要确保套管不被硫化氢腐蚀，采用封隔器与射孔枪组合管柱，其管柱中油管及其井下工具的连接必须密封可靠，普通的API油管在高气压差下很难密封，因此，采用防硫的3SB螺纹AC-90油管能起到很好的密封作用。

4、高含硫的油气井完井管柱都要下入封隔器保护套管，射孔后由于井筒内的高压油气使封隔器承受着很大的上顶力。

在上顶力的作用下，封隔器上移压缩管柱，易使管柱严重弯曲变形，因此，射孔前必须在环空中注入一定密度的压井液以部分的平衡封隔器的上顶力。

同时，由于压井液充满环形空间，也能有效的防止井筒内气体窜入环空，防止腐蚀套管。

5、安全操作注意事项：

（1）井口作业时，操作人员必须要戴好防毒或供氧面具、手套，穿好工作服。

操作时要站在上风头处，工作时间不要过长，工作完要洗手、洗澡。

（2）严禁将含有硫化氢气的天然气放空，必须放空时也要高架管线，点火烧掉，同时一定要注意风向和环境，防止污染。

（3）现场发现中毒要及时急救和治疗：

①在含有硫化氢区域作业时，必须配备硫化氢监测仪。

②井上需备有急救医疗器材和药品，必要时应有医生值班。

③应使中毒者立即脱离现场，呼吸困难者应做人工呼吸，输氧气或含二氧化碳5%～7%的氧气，或带上含有压缩空气的呼吸机。

心脏停跳者进行心脏外按压复苏，并马上送附近医院。

（4）施工后要立即去除污染，如脱去污染的衣服，用大量清水、微碱性清洗剂或肥皂水清洗污染的皮肤，冲洗受刺激的眼睛等。

（5）定期对操作人员进行体检，及时掌握接触硫化氢的操作人员的健康情况。

第四节 出砂井的试油工艺

油井出砂使地层砂随流体一起流入井筒，或沉于井筒某一部位或被带出地面，出砂较轻时，地层砂沉入井底填埋“口袋”，一次不能完成整个试油工序；出砂较重时，油井无法正常测试。

油井出砂的根本原因是由于地层砂胶结疏松，地层砂易于剥落，外部原因是由于操作不当，生产压差过大或建立生产压差过快等原因。

试油时应采取的工艺是：

1、出砂井试油管柱完成深度必须在油层以上。

2、生产压差不易过大，不采用气化水、地层测试大负压值等强烈的诱喷测试手段，采用抽吸求产方式应定时、定深，沉没度在100～150m；气举排液求产，应缓慢控制放气速度，放压油嘴小于2mm。

3、先防砂后试油：

对于出砂严重的油井有时由于出砂而无法正常试油，因此，可进行先期防砂再试油的工艺。

B、高温高压油气井测试

高温高压油气井测试，安全生产是最重要的。

必须设计可靠的测试管柱和高压井口控制装置，能够将高压油气流有控制的引导到三相分离器和燃烧器中去，使测试工作安全顺利的进行。

第一节高温高压油气井测试的特点

高温高压油气井测试的定义：

国内外对高温高压井的定义都不同，哈里伯顿公司为井底温度150℃；井口压力70MPa，斯仑贝谢公司为井底温度210℃，井口压力105MPa。

为了与国际接轨CNPC（中国石油天然气集团公司）一般采用国际高温高压井协会的定义，高温高压井定义为井口压力大于70MPa，井底压力大于105MPa，井底温度大于150℃。

超高温高压井：

井口压力大于105MPa，井底压力大于140MPa，井底温度大于175℃。

高压油气井中的天然气具有密度小（仅为原油的0.07%），可压缩膨胀，易爆炸燃烧和难以封闭等物理化学性能，在高压油气井进行测试中，极易引起井喷和燃烧、爆炸。

因此，必须做好防喷、防火、防爆的工作，如油气中含硫化氢气体时，则更应做好防毒工作。

对高压油气井测试，管柱内和井口的压力高，它给测试工作带来很大的危险。

管柱内压力高，管柱内的油气易从螺纹连接处漏出，严重时甚至将管柱刺坏；井口压力高，高压油气易从井口控制头螺纹连接处刺漏，严重时将控制头刺坏，造成井口失控井喷。

第二节高压地面控制装置

一、高压双翼地面控制装置

如图所示。

主要由高压控制头、投杆器、活动管汇和钻台管汇