井口是井筒与地面连接的部位，是矿山生产系统中重要的组成部分，担负诸多的任务，井口位置的选择受地形的影响较大，在井口附近应有足够的工业场地，井口的应不受洪水、滚石、山崩的威胁。

概况

在天然气开发过程中，地面井口安全系统的实质是在传统压力安全阀(压力泄放)的基础上，增加一级在意外和失控情况下紧急截断井口气源的保护，它在陆地高压、高产、高危天然气井及海上平台天然气井的安全出产上发挥着重要的作用。API RP 14C标准已成为陆上和海上安全系统的通用规范。

通过对比国内外井口安全系统的状况，剖析国内安念系统存在的问题，描述井口安全系统的基本功能和技术要点，为天然气的安全生产找到一个安全、可靠和经济的现场解决方案，即按照API RP 14C规范来分析、设计和生产井口安全系统。

美国石油协会和美国机械工程协会组织制定了API和ASME标准，并被石油企业广泛认可。尽管石油公司都采用了API和ASME标准，但还是不断发生意外事故。美国政府便积极推动建立和强制实施更安全的标准。

海上天然气井较为密集地固定在海上平台上。平台上排列着生产共和生产设备，如分离器、压缩机等，还有许多工作人员在平台上工作和生活，设备和人员高度集中。如果没有严格的安全防范措施，发生事故造成的损失无法估量。因此，海上天然气井的安全系统应丽发展较陆地领先。

初期防止天然气泄漏是采用井口截断阀和简单的压力传感器来截断采气树上的阀门。但由于这些系统的可靠性差、无法调校或调校精度低，不能有效地保护生产设备的安全，事故仍然不断地发生。

1960年后的10年中，墨西哥湾天然气藏的开采速度加快，油公司和美国政府认识到必须尽快设计和使用更为可靠的安全系统。

20世纪70年代初，作为监察美国天然气生产的美国政府责任部门——美国地质勘探局(USGS)依据API-RP一14C(海上生产平台地面安全系统的分辑、设计、安装和测试的推荐做法，简称14C)铡定了相应的法规，要求油公司必须遵循14C，其中包括应安装地面控制的井下安全阀(SCSSV)等内容。14C定义了海上平台安全系统的最低要求。14C的目的是采用多级保护手段来预防天然气泄漏事故。例如：14C要求的第一级保护PSH是压力安全高限保护，当压力交得不安全时，PSH将感应压力并动作，以截断来自井口的流体；如果PSH失效或发生故障时，第二级保护将防止超压，它是由一个带泄放功能的压力安全阀(PSV)来实现的。

在1970年后的10年里，随着14C在美国的强制实施，使得全世界海上平台安全系统的设计得到了进一步改善，国际油公司在项目中均采用14C的体系作为其通用规范在世界各地实施。和其他API规范一样，谗多国家要求把14C作为一个天然气井口安全系统的设计标准，不仅把14C用在海上平台，同样也用于陆上的天然气井口。

API-RP-14C颁布以来，安全系统工业化得到了很好的发展。美国许多公司根据14C的要求来研制和生产用于安全系统的部件，压力传感器、液位开关、电磁阀、定时器和指示器等部件被开发并广泛应用，设计出了各种简捷实用的操作面板，形成了专业设计和制造安全系统控制屏的公司。控制部件的厂家如美国的8WB、SlGMA、VERSA程英国的Bifold Fluidpower公司，都有35年以上的历史，并成为部件生产行业的领先者。生产井口控制屏的厂家则集中在美国的休斯顿和新奥尔良地区，而TEST、PETROTECH、API、W～INDUSTRY等是最大的制造商，也为哈里伯顿、卡麦隆、贝克公司做配套服务。

功能

地面井口安全系统的实质是在传统的压力安全阀(压力泄放)的基础上，增加一级在意外和失控的情况下紧急截断井口气源的保护。

基本功能如下：

(1)有序的对翼安全阀WSSV、主安全阀MSSV和井下安全阀SCSSV进行关断和开启。

(2)在以下地方实现人工紧急关断：

①井口控制盘上；

②远程控制开关上；

③RTU远程终端上；

④ESD紧急关断站上。

(3)在以下情况下采用自动紧急关断：

①检测点压力因故超高限(检测到安全压力高)；

②地面管道的爆管泄漏事故(检测到安全压力低)；

③井口发生火灾(易熔塞超过120℃熔化)；

④有毒气体的泄漏及其他要求。

技术要点

(1)井口安全系统是全天候使用的设备，对气(液)管路和部件的材料和工艺的要求较高，在温差变化较大时，管路不能有泄漏。

(2)操作方式的设计应简捷、适合一个人独立操作、紧急操作和便于日常维护。

(3)任何管路、卡套接头和部件的失效，均会导致系统故障。因此，安全系统的质量将由最差的部件决定。

(4)液动控制系统适用于每年平均有20天以上有霜冻的地区，而气动控制系统常用于无霜冻的地区。维护方便、操作简单、截断时间短、扩展性强及经济性使气动比液动有更大的优势。在高含硫的天然气井场，可采用仪表风、回铺的净化气作动力源，也可用电能或太阳能做动力。

(5)对偏远(如戈壁或沙漠)的天然气井，安全系统的控制可用有线电话、手机或卫星电话远程通信实现无人值守监控，而成本已较过去大大降低。

(6)导阀：高低压导阀的精度为井口安全系统压力感应的精度，BWB公司生产的导阀有5～10000PSI的范围，已有35天的历史，在美国被广泛接受。

(7)自动中继阀和手动中继阀：主要的逻辑控制部件，要求有较好的操控性。

事故原因分析

（1）直接原因。

导致此事故的直接原因是井筒顶部发生爆炸，爆炸产生的碎片和冲击波造成井口附近的人员受爆震伤害死亡。物质的不安全状态。由于双氧水等药剂的反应以及间歇解堵方式构成了爆炸发生的全部条件。

这些条件分别是：天然气来源，油气井生产日报显示该井含有一定压力和浓度的天然气；氧气来源，解堵作业过程中双氧水在井筒内遇到强碱、金属离子和地下高温时快速分解，生成氧气；气相空间来源，由于解堵挤液过程中采取了间歇挤注作业，随着解堵剂逐渐进入地层，井筒内部压力降低，为地层天然气与氧气进入油管与套管之间的环形空间形成爆炸性气体提供了条件，并逐步积聚到爆炸极限；点火能量来源，双氧水分解过程中除生成氧气外，还放出一定能量，特别是在高温、接触金属杂质或在碱性条件下会迅速分解并放出大量的热，超过158℃，会发生爆炸性分解。

（2）间接原因。

人的不安全行为。某采油厂工艺技术负责人没有对此次解堵作业涉及的井下公司和某石油化工有限公司进行安全技术交底，三家单位对井筒存在天然气——危险源的辨识不到位；该采油厂工艺技术负责人没有及时为解堵作业更换型号适合的采油树，现场违反施工设计要求采取间歇挤注法作业，对变更工艺未进行危害分析，缺乏潜在风险的预见性；某石油化工有限公司纪某没有对解堵药剂的购买、药剂配置特性进行危险性分析，未制定预防控制措施；纪某违反施工规定，没有做到在投放解堵剂过程中每10min记录监测压力、排量，因而没有及时发现压力和排量所发生的变化，监控不到位。管理上的缺陷。某采油厂在整个解堵作业过程中未安排专门监督和管理人员现场监督检查，监督检查制度不落实；某采油厂对碱性解堵技术了解不全面，审核把关不严，就安排解堵作业；该井采用的碱性解堵技术在大港油田首次使用，某石油化工有限公司就该技术未进行室内评价、未经相关技术部门论证、审核、未经大港油田专家讨论，擅自使用碱性解堵技术指导施工，违反安全生产法中对新技术新工艺安全管理的有关规定。

事故预防措施

大港油田所有涉及技术服务的项目要认真贯彻落实国家法律法规规定，遵照行业技术规范和油田技术管理规定执行。对于下属公司要细化各项规章制度落实情况的安全检查，对制度落实不到位的单位要限期整改严肃考核。某采油厂要认真落实项目施工前的风险识别、风险交底，严格执行工艺纪律，遵守工艺安全管理规定，认真落实监督检查工作，发现问题立即解决。某石油化工有限公司要对照国家法律法规要求和大港油田技术服务入网资格要求，认真查找公司管理上存在的问题，彻底解决。要提高承揽技术服务工程中各个环节的科学性、严谨性，充分辨识存在的各类潜在危险并制定有效的控制措施，强化落实，提高现场安全管理水平，加强现场技术服务人员的安全教育、提高现场人员的安全防范意识，认真履行现场作业的安全检查职责。公司领导要加强法制学习，全面履行法律赋予的各项职责，为企业的生存发展负总责。大港油田要加强新工艺新技术的应用管理。新工艺新技术必须在完成公司内部审核的前提下，开展安全分析和安全评价，全面识别风险，制定预防控制措施，各部门和各单位要层层把关。

井口漏油问题，是一个长期让人们关注的问题。井口漏油不但是影响美观，而且是造成环保和浪费能量的问题，也给采油工们增加了较多的重复工作量等，井口漏油原因主要有：操作问题、措施问题、管理问题、质量问题、地层问题等。

井口漏油的原因：

1、操作原肉：在倒光杆时，用的不是无牙卡子，对光杆造成较大伤害，加盘根时没有取净碎盘根，加完后不平，没有锉净毛刺，井口和卡箍螺丝不紧或不平。钢圈和钢圈槽有损伤，未及时处理等。

2、措施原因：井冲次太快，不但对设备影响较大，并且使胶皮闸门中的盘根损伤较快。

3、管理原因：紧盘根太紧，摩擦严重，损害较快，擦井口时，油渗入盘根盒中，腐蚀盘根，井口缝隙油污未清理干净，渗出来。井口偏摩，没有及时调偏或校机整改。

4、质量问题：主要是指有的光杆和盘根质量达不到要求。还有就是校机质量没达到效果。

5、 地层问题：有的油层矿化度较高，腐蚀严重，使普通光杆有许多麻点，并渐渐变细，小能与盘根盒有效的密封。

深水钻井时水下井口承受的作用力主要来自由于隔水管底部球形接头处的竖向和横向反力、防喷器组及悬挂套管串的重力、作用于防喷器组及井口的横向波流力、海底土层对套管的竖向和横向阻力等。这些作用力的共同作用可能引起井口下陷或倾斜，当井口承受的弯矩值超出设计极限时将存在整个井口坍塌的危险。

另外，导管的直径及壁厚、海底浅部土层的类型、井口距泥线的高度、泥线处冲刷深度等因素都对井口的稳定性具有一定影响。

分析结果表明：提高泥线以下一定深度的导管抗弯强度、控制合理的井口高度及冲刷深度、获取浅部地层的取样数据等措施可以很大程度上改善井口力学性能。

井口安全门

为保证人员运输安全，各井口均设有安全门，由气控阀件控制气缸动作，实现安全门开关。人员进入罐笼后，安全门关闭，摇台抬起，位置开关将安全门和摇台状态反馈到提升机信号系统，使信号系统具备发出信号条件，信号工方可发出开车信号。《煤矿安全规程》要求，升降人员和主要井口绞车的信号装置的直接供电线路上，严禁分接其他负荷，因此井口安全门电磁阀由井口操车系统进行供电。但在实际使用过程中，井口操车系统供电取自井下变电所配电线路，存在因线路故障断电的情况。罐笼运行到位后，因电磁阀控制电源中断，安全门无法正常动作，人员无法进出罐笼。在供电系统短时间无法恢复的情况下，需维修人员拆除安全门与气缸的连接，人工推拉安全门，实现人员进出罐笼，既不安全，同时也因处理人员到位的情况影响提升系统的安全运行。

安全门工作原理

安全门气控系统的控制必须与井口操车系统、信号系统相互配合。罐笼到位后，井口信号工发出停车信号，停止信号经信号系统传送到提升机主控系统，提升机司机及时停车后，井口信号工按下“打开安全门”按钮，操车系统启动液压泵站通过换向阀控制摇台的驱动油缸动作，放下摇台，摇台到位后，发出到位信号。安全门具备开门条件，安全门气控系统电磁阀得电，安全门打开，人员可以进出罐笼。当罐笼需要运行时，信号工按下“关闭安全门”按钮，安全门电磁阀反方向得电，安全门关闭，并将信号传送到操车系统，驱动液压站抬起摇台。同时将摇台和安全门状态传输到绞车控制系统，绞车具备运行条件，信号工根据需要运行位置，发车开车信号点，绞车司机操作提升机运行。

井口安全门气控系统（图1）采用一个二位五通双电控换向阀（3）控制一个气控换向的二位五通主阀（4），实现安全门气缸（6）的动作，带动罐笼安全门运行。安全门上安装有感应的位置开关来监视安全门的开关状态。为了避免电磁阀断电后安全门误动作，电磁阀（3）为双电控电磁阀，阀芯的每一个方向的动作，必须由两端的电磁阀通电来实现，断电时，主阀（4）不换向，安全门处于之前位置。气控回路中的压风仍作用在气缸上，人工无法打开或关闭安全门。安全门的开关状态是与提升系统进行联锁，因此绞车无法正常运行。

井口安全门应急操作阀及成套装置，包括二位五通双电控换向阀、二位五通换向阀和气缸，三者依次连通，在二位五通换向阀和气缸之间设置能够改变气压方向的换向阀，换向阀的一侧设置有用于控制气流变换的操作把手，使井口把钩工能够手动换向阀。当二位五通控制阀正常工作时，通过改变二位五通双电控换向阀的不同气路以达到控制二位五通换向阀的目的，二位五通换向阀与气缸直接连接，可控制气缸的运动方向，实现控制安全门的打开与关闭。而当电源断电时，二位五通双电控换向阀无法换向，进而导致二位五通换向阀和气缸无法工作，二位五通换向阀中的气流无法换向，气缸无法改变气压方向，安全门无法正常移动。此时可通过手动控制换向阀来改变气流的方向，换向阀的作用在于使原本流通的气流交叉换向，也即原本进气的管路变为出气管路，原本出气的管路变为进气管路，因此气缸的气压方向改变，实现了控制安全门改变开关状态的目的，在断电的情况下也能实现开合。科学合理地对阀芯、阀体进行改造，使二位五通阀具备二位四通阀功能。巧妙设计手动操作机构和安全闭锁机构，可实现安全门电磁阀断电情况下气路的自由换向，不受安全门初始位置影响；不操作时，对原气控系统无影响。