摘 要：介绍了高温高压井的分类。分析了目前高温高压井开发中存在的问题。探讨了高温高压井特殊螺纹接头的选用及测试评价。介绍了壳牌公司在高温高压井测试评价试验方面的成功应用经验。分析认为：应对高温高压井用特殊螺纹接头进行全面的实物测试评价试验，以证明其具有较高的可靠性和适用性；根据使用工况选择适当的接头测试试验级别，并依据ISO 13679∶2002标准制定补充试验评价程序；可借鉴壳牌公司在高温高压井用特殊螺纹接头选用中的经验，使用双级密封结构的特殊螺纹接头。
关键词：高温高压井；特殊螺纹接头；选用；评价试验；双级密封结构
*国家自然科学基金资助项目（51271146）、陕西省重点科技创新团队资助项目
王双来（1982-），男，硕士，工程师，主要从事油井管非API特殊螺纹接头产品的开发及评价试验研究。
随着石油开采速度的加快，易开采的油气资源已经非常少，油气的开采难度越来越大。随着钻井技术的发展，人们向工况更苛刻的高温高压井发起挑战。在过去10年内，全球范围内的高温高压井项目数量显著增加，但仅占全球在产油气藏的1%左右，主要分布在美国（墨西哥湾深水区域及较深的陆地高温井）、北海、挪威海、泰国和印度尼西亚。此外，稠油热采项目主要分布在加拿大、美国加利福尼亚、委内瑞拉和东欧等地区。
我国的高温高压井主要分布在西北（塔里木油田）、西南（川西区块）等区域，稠油热采项目主要分布在辽河油田、克拉玛依油田、胜利油田等［1-4］。塔里木油田的天山南坡带状构造带是世界上少有的典型超高压气藏富集区域，其储层埋藏较深，一般为5 000 m，最高可达7 800 m；地层压力高，一般为105 MPa，最高可达150 MPa；地层温度高，一般为130℃，最高可达176℃，开发工况十分苛刻［5］。
1 高温高压井定义
目前，人们勘探开发油气活动越来越多地涉及到了高温高压井底环境下的作业，发现和开发新的高温高压油气藏可能会遇到一系列的技术难题。石油工业界已涉足高温高压作业环境多年，但直至目前还没有建立起界定高温高压环境及其温度和压力之间的相互关系的行业标准。目前，对高温高压井有两种分类：一种是国际高温高压协会的分类［5］，另外一种是美国斯伦贝谢公司的分类［6］。文献［5］与文献［6］对高温高压井的分类基本相同，但国际高温高压井协会没有对极端高温高压井进行定义。根据文献［6］中的分类定义，极端高温井的温度在204～232℃，极端高压井的压力在136～170 MPa。高温高压井的分类见表1。
表1 高温高压井分类
在油井开发中，国际高温高压协会对高温高压井的应用分类较多一点。国际高温高压井协会对高温高压井进行分类时，更侧重于油井的勘探开发环境，但没有对极端高温高压井进行分类。目前，极端高温高压井的勘探开发已经非常少。
由文献［7］可知，美国斯伦贝谢公司仅对高温高压井的工况进行了分类，没有对深井、超深井进行分类，侧重于测井的工况。美国斯伦贝谢公司对高温高压井的分类主要以作业中一般会遇到的技术界限为依据，主要根据测井仪器中材料服役工作环境为界，将高温高压井划分成3类。
从表1可以看出：高温高压井的起始井底温度和起始井底压力分别为150℃和69 MPa，这一界限的确定依据与标准弹性密封件的特性有关。超高温高压井是指温度或压力超过现有电子技术实际作业范围（温度≥205℃或压力≥138 MPa）的那些井。目前要在超过205℃温度条件下开展作业，电子仪器内部必须增加散热装置，或者将仪器置于一个真空瓶内，以便将其与高温环境隔离开来。极端高温高压井是指在最极端的作业环境（温度≥260℃或压力≥241 MPa）下的井；虽然此类压力条件在可预见的未来较少遇到，但在温度方面，一些地热井和热采井的井底温度已经超过了260℃。
最近英国Welling & Company公司针对海底系统和服务的方向进行了专项调查。调查显示：在未来5～10年将要钻的油气井中，有11%的油气井的起始井底温度将超过177℃；另外有26%的被调查者认为起始井底压力将在69～103 MPa，而5%的被调查者认为压力会更高。
2 高温高压井开发中存在的问题
塔里木油田是我国典型的高温高压超深井区块，为了满足高温、高压、超深苛刻工况地质条件的开发，塔里木油田对高温高压井用特殊螺纹接头油、套管提出更苛刻的要求［8］。特殊螺纹接头具有较好的气密封性能和连接强度，较好地解决了苛刻工况油气藏的开发，但目前在高温高压井中的应用还存在一些问题。
2.1管柱存在气密封泄漏现象
油、套管特殊螺纹接头的气密封与压力介质密切相关，压力介质分子直径不同，其渗透率也不一样，气体介质比液体更难密封。
2.1.1国外情况
1970年，美国Loomis公司首先提出了氦气气密封检测，并实现氦气检测技术在油田的应用，在国外检测井数超过2 600口。根据美国矿业管理局统计的8 122口井，11 498层套管生产中起了稳定套压，其中生产套管异常起压井超过50%，主要由油管泄漏引起［9］。美国Loomis公司统计了1 053口井油管柱的泄漏情况，并按照螺纹接头类型进行了分类，具体见表2。
2.1.2国内情况
目前国内特殊螺纹接头应用最多的是接箍式结构，一般每个螺纹连接由两个外螺纹和一个内螺纹连接组成。制造厂将工厂端的一对外螺纹和内螺纹拧接好，现场端的一对螺纹连接需要在井场下井时再进行螺纹拧接。特殊螺纹接头的气密封性能与密封面结构拧接配合后的应力状况紧密相关，因此井场下井前现场端的螺纹拧接非常重要，扭矩过大或者太小都会造成气密封性能下降甚至泄漏。为了保证每个特殊螺纹接头在现场拧接后的气密封性都能达到产品设计性能，避免密封失效造成重大事故，国内某油田从2008年开始要求高温高压井中采用的气密封特殊螺纹接头在下井过程中测试每一个螺纹接头拧接后的气密封性能。
在现场下井过程中进行管柱气密封检测，可检测油、套管管柱在下井过程中受拉状态的气密封能力，并能同时检测现场端和工厂端螺纹连接，保证螺纹接头入井前的气密封性能。气密封检测依据SY/T 6872—2012《套管和油管螺纹连接气密封井口检测系统》标准，检测气体为氮气和氦气，最小检漏值为1×10-8Pa·m3/s。
文献［10］统计了2008—2012年西部某油田100口井接箍式气密封性套管的氦气检测结果，共计8 188根套管，3种国产气密封螺纹类型，具体结果见表3。
表2 美国Loomis公司统计的油管柱泄漏情况
表3 国内某油田的套管气密封检测结果
注：螺纹类型为国内用量最大的3种气密封套管螺纹类型。
笔者对2008—2014年国内某油田的143口井，共计6种螺纹类型的74 899根接箍式油管的气密封性能进行了统计，具体见表4。6种螺纹类型为目前油管气密封特殊螺纹接头用量最大的螺纹类型，密封结构为单级金属密封结构。这些螺纹类型都通过了API RP 5C5—1999《油套管螺纹连结性能评价方法》及SY/T 6128—1995《套管、油管螺纹接头性能评价试验方法》等标准的实物评价测试试验，螺纹参数检验在井队现场全部复检合格，但在实际下井应用中普遍都存在泄漏现象。
表4 2008—2014年国内某油田的油管气密封检测结果
2.2生产套管套压异常
生产套管柱的套压异常，长时间的高压易导致套管柱失效，造成气体泄漏，为安全生产埋下重大隐患。文献［11］统计了国内西部某油田投产1～2年不同区块94口气井的套管套压情况。其中，生产井套管起压比率高，有的区块高达94.7%，有50%的气井套管环空压力高于油管压力值的50%。国内西部某油田高温高压井生产套管套压异常统计如图1所示。
图1 国内西部某油田高温高压井生产套管套压异常统计
3 高温高压井螺纹接头选用及测试评价
高温高压环境会使油井在整个寿命周期内面临一系列的技术难题。发现和开发新的高温高压油气藏可能会遇到一系列的困难，因为油气开采者通常需要应对恶劣的井底环境。为了满足苛刻工况的需要，各个油井管制造企业开发了适合不同工况使用的特殊螺纹接头。为了验证这些特殊螺纹接头的适用性能，需要进行全尺寸实物评价试验，并依据其试验结果绘制载荷包络线。
生产套管、油管管柱承受高压，而螺纹接头是承受高压载荷的高风险、最薄弱环节的部件。在油气井的生产管柱中大约每12 m就有一对螺纹接头，每一串高压管柱中有500～600个螺纹接头［12］。实物评价试验可以验证螺纹接头的性能是否可以达到螺纹接头制造厂提供的接头性能。如果接头的性能与管体等强，钻井设计工程师可以根据管体的性能设计管柱；如果接头性能低于管体，需要根据接头性能进行管柱设计。钻井设计工程师应考虑实际工况载荷，计算载荷的不确定安全设计系数，接头测试的载荷包络线应确保测试载荷包络线高于工况载荷、压力、成倍的设计系数。对于高温高压井用特殊螺纹接头，一般要求接头的拉伸、压缩、外压、内压效率与管体相同。
目前，油井管螺纹接头测试主要依据ISO 13679∶2002《石油天然气工业套管和油管接头测试评价程序》［13］。该标准规定试验分为4个等级，用户可根据特定的服役条件确定接头的适用等级。
（1）接头级别Ⅳ（8个试样）：适用于最苛刻的环境，适用于气井生产和注采用的油管、套管。用气体做试验压力介质。
（2）接头级别Ⅲ（6个试样）：适用于苛刻的环境，适用于油、气井生产和注采用的油管、套管。用气体做试验压力介质。
（3）接头级别Ⅱ（4个试样）：适用于较不苛刻的环境，适用于油、气井生产和注采并承受有限外压的油管、套管及技术套管。用气体做试验压力介质。
（4）接头级别Ⅰ（3个试样）：适用于最不苛刻的环境，适用于油井的油管和套管。用液体做试验压力介质。
目前，实物试验测试的复合载荷包括四个象限的VME等效应力（内压/外压、拉伸/压缩）加弯曲的包络线试验、热循环试验和极限载荷破坏试验。ISO 13679∶2002标准提供了测试接头试验的等级，载荷包络线主要根据管体的规格、壁厚、钢级及螺纹接头的性能、测试试验等级来确定测试压力、轴向载荷、温度等。
由于ISO 13679∶2002标准中对苛刻工况与不苛刻工况没有明确的划分，因此用户在实际应用中对选用试验级别有一定的困惑，而油田用户和制造厂商又存在一定的分歧。对于如何选用高温高压井螺纹接头试验等级问题，可以参考国外相关油田公司的成熟经验，根据具体井的实际工况参数、用途及失效造成的影响综合进行选择。
4 国外螺纹接头选用经验及泄漏分析
4.1加强高温高压井的实物评价试验程序
壳牌公司在高温高压井的开发中积累了很成熟的应用经验。壳牌公司的螺纹接头评价程序主要采用ISO 13679∶2002和补充试验程序。
4.1.1试验等级的选用
（1）IV级试验等级用于压差ΔP∧82.74 MPa的一级屏障压力管柱。
（2）III级试验等级用于压差ΔP在55.16～82.74 MPa的一级屏障压力管柱。
（3）IV级试验等级用于压差ΔP∧103.42 MPa的二级屏障压力管柱。
（4）III级试验等级用于压差ΔP在82.74～ 103.42 MPa的二级屏障压力管柱。
由文献［14］可知，在油气井的使用寿命内确保井筒完整性需要2个独立的井身屏障，以阻止油气以非常规方式从产层泄漏到地表。第一级屏障包括泥浆柱、封隔器、油管、尾管和井下安全阀等，第二级屏障包括技术套管、井口、采油树等。确保井筒完整性的典型井身屏障如图2所示。套管和油管被认为是井身屏障的组成元素，因此完井后的一级压力屏障管柱包括封隔器、油管、尾管和井下安全阀，二级压力屏障管柱包括技术套管、井口、采油树等。
4.1.2补充试验程序
壳牌公司在高温高压井螺纹接头评价试验中增加了以下补充试验程序，试验条件应根据特定井的载荷和压力确定。
（1）每个接头需要进行螺纹和密封极限公差组合的最差配合工况的螺纹拧接与卸载试验，以验证其螺纹黏结敏感性。
（2）有弹性密封环的螺纹接头，需要根据ISO 13679∶2002标准对第9根试样进行补充螺纹拧接与卸载试验，确保没有一点螺纹黏结现象。螺纹接头公差配合为：螺纹高过盈+密封高过盈+最小体积密封环+外螺纹最陡锥度/内螺纹最缓锥度，螺纹低过盈+密封高过盈+最小体积密封环+外螺纹最缓锥度/内螺纹最陡锥度。
图2 确保井筒完整性的典型井身屏障示意
（3）外压用气体介质进行测试。
（4）对于海洋井应用工况，重复完成最终的C系循环试验（拉伸和内压条件下的热循环试验），试验温度为4.4℃。
（5）B系试验（第I和第II象限的载荷包络线试验）在实际使用的工况温度下进行。
（6）外压试验应在接箍上开小孔，外压载荷直接加载在金属密封面上。
（7）在测试金属密封试验的加载载荷时，应根据管体实际内径来计算管端封堵端部效应产生的载荷。为了避免接头载荷过载，壳牌勘探开发公司使用接箍扭矩台肩顶点的最大内径来计算内压载荷作用的端部载荷有效面积。这样计算的原因是，过高的轴向载荷作用时接箍和外螺纹的扭矩台肩是分离的。当测试弹性密封计算试验载荷，由于泄漏检测孔在接箍上，在计算中使用接箍螺纹减少槽的直径。
在螺纹接头测试过程中，尤其是高温高压井工况中使用，壳牌公司会实行全程的项目管理和监督试验。所有的试验工作都依据ISO 13679∶2002标准，并以ISO 13679∶2002标准为基础制定螺纹接头测试质量计划。
4.2使用双级密封结构的特殊螺纹接头
壳牌勘探开发公司在高温高压井用管柱内压压差大于55.16 MPa时，选用2个独立的通过了测试试验的具有密封结构的特殊螺纹接头。壳牌公司其他特殊工况的区块也使用双级密封结构的螺纹接头。自1981年以来，随着油井开发压力的逐渐增大，壳牌勘探开发公司在高温高压井中开始使用双级密封结构的特殊螺纹接头，即金属密封和弹性密封组成的双级密封接头。补充试验方案要求对螺纹接头的每一个密封结构单独进行测试，每个密封结构都需要独立通过苛刻的试验程序检测。由文献［15］可知，在过去的20年里，壳牌勘探开发公司在高温高压井中已经成功地应用了1 700万个特殊螺纹接头，仅有4个螺纹接头失效，失效发生在现场旋合拧接过程中。
国外文献也有较多对高温高压井接头选用的介绍。文献［16］介绍了关于气密封螺纹接头的密封性能，大多数的高温高压井用气密封特殊螺纹接头至少选用一个径向的金属密封，一部分选用多重的金属密封结构，还有选择弹性密封作为辅助密封和金属主密封进行复合的双重密封结构。在高温高压钻井及完井中使用的特殊螺纹接头，其径向的金属过盈密封是克服高压流体通过屏障的最主要组成部分。4.2.1双重金属密封结构
对于双重金属密封结构的特殊螺纹接头，其金属密封面之间的过盈配合接触压力能够有效、可靠地阻止气体介质通过。密封接触压力能量存在于螺纹接头旋转拧接后产生的径向过盈中，决定了接头在气井使用中的气密封性能。这种接触压力必须考虑到螺纹旋合拧接过程中可能存在的金属密封面黏结的影响。密封面的接触压力越高，金属径向过盈量就越大，从而增加了密封面黏结的敏感性，特别是在酸性环境中使用的抗腐蚀合金材料。对于双重密封结构的机械过盈配合结构，其密封面接触压力的真实作用是克服管柱中流体介质产生的内压或外压压力。这就是很多特殊螺纹结构在钢管鼻端设计内密封结构抵抗钢管内部的压力，在接箍端面设计一个外密封结构克服外部压力的真正原因。很多接箍式特殊螺纹接头也设计有两个金属密封结构，其位置接近接箍端面或者在螺纹中间，用于阻止外部高压流体介质的通过。法国VAM公司的Ф273.05mm×24.52 mm VM100SS VAM HP SC80特殊螺纹接头已在北海成功应用，其结构如图3所示，它是一个双重金属密封结构，第二级密封结构设计在连接螺纹的中间部位。
图3 Ф273.05 mm×24.52 mm VM100SS VAM HP SC80双重金属密封结构的接箍式特殊螺纹接头
4.2.2金属密封和弹性密封的复合双重密封结构
为了增加金属径向密封的可靠性，有的厂家设计了弹性密封结构作为金属密封结构的补充。金属密封和弹性密封复合双重密封结构的接箍式特殊螺纹接头如图4所示。弹性密封圈通常被放置在接箍的一个内凹槽中，弹性密封圈的材质为添加了玻璃纤维改良的聚四氟乙烯。使用弹性密封结构时，必须全面考虑接头应力分布的合理性；不仅要考虑弹性密封结构的应力分布，还要综合分析弹性密封结构产生的应力大小对接头整体应力的影响，不能过多地减小金属径向密封结构的接触压力。需注意的是：对于金属密封和弹性密封复合的双重密封结构的特殊螺纹接头，应单独测试其每个密封结构的密封性能而不是整体进行，具体参考ISO 13679∶2002标准的附录J。这一点能够确保弹性密封结构真正起到金属密封的辅助补充密封作用。VAM PRO RS是一种典型的金属密封和弹性密封复合双重密封结构特殊螺纹接头，外螺纹鼻端对顶特殊螺纹接头如图5所示。文献［16］指出，Ф202.44 mm× 28.52 mm P110钢级VAM PRO RS特殊螺纹接头的弹性密封最高压力为170 MPa，最高温度为218℃。Ф202.44 mm×28.52 mm P110钢级VAM PRO RS外螺纹鼻端对顶特殊螺纹接头形貌如图6所示，接头测试试验性能见表5。
图4 金属密封和弹性密封复合双重密封结构的接箍式特殊螺纹接头示意
图5 VAM PRO RS外螺纹鼻端对顶特殊螺纹接头示意
1—弹性密封结构 2—径向金属密封结构
图6 Ф202.44 mm×28.52 mm P110钢级VAM PRO RS外螺纹鼻端对顶特殊螺纹接头形貌
表5 Ф202.44 mm×28.52mm P110钢级VAM PRO RS接头测试试验性能
注：金属密封与弹性密封都试验了2次，2次试验数据相同。
聚四氟乙烯弹性密封材料具有一系列优良的使用性能：耐高温（200～260℃）环境长期使用，耐低温（在-100℃时仍柔软）；耐腐蚀，耐王水和一切有机溶剂；耐气候，在塑料中具有最佳的老化寿命；高润滑，在塑料中的摩擦因数（0.04）最小；不黏性，在固体材料中的表面张力最小，不黏附任何物质。聚四氟乙烯材质的弹性密封圈具有优良的化学稳定性、耐腐蚀性、密封性、抗老化耐力，能在-180～250℃温度下长期工作。油井管用弹性密封圈的材质为添加玻璃纤维的聚四氟乙烯，增加了硬度，提高了弹性密封面之间的接触压力。在油套管螺纹接头中，应用弹性密封圈较多的接头有日本川崎制铁公司的FOX RS弹性密封特殊螺纹接头，其接箍形貌如图7所示；美国格兰特公司的Grant Prideco FL-4S、RTS-6、TC-4S等接头也都采用了管端金属-金属密封结构和弹性密封相结合双重密封结构，TC-4S特殊接头螺纹结构如图8所示。
图7 日本川崎制铁公司FOX RS弹性密封特殊螺纹接头接箍形貌
图8 格兰特公司Prideco TC-4S特殊螺纹接头结构示意
4.3泄漏原因分析
从文中及文献［5-9］统计数据可以看出：国内外高温高压井的套压异常及管柱泄漏现象普遍存在，这也是开发高温高压井面临的挑战。壳牌公司在开发高温高压井方面积累了成熟的应用经验，其失效的概率非常低，因此可以借鉴其相关经验。壳牌公司在内压压差ΔP∧55.16 MPa时，选用两个独立的、已通过密封测试试验的特殊螺纹接头，在高温高压井中选用金属密封和弹性密封复合的双重密封结构，其应用效果非常好。英国北海区块的高压高压井中也成功应用VAM HP双重金属密封结构。金属密封和弹性密封复合的双重密封结构，如法国VAM公司的Ф202.44 mm×28.52 mm P110钢级VAM PRO RS接头，其单独测试的弹性密封和金属密封的气密封性能非常好，适用于高温、高压井的苛刻工况。
在高压气井中，管柱泄漏概率显著增大的原因是：高压管柱由大量的螺纹接头相互连接组成，每对螺纹接头连接里每个螺纹连接都存在泄漏风险，一旦有螺纹出现泄漏现象，整个管柱的抗泄漏压力屏障将不能满足整个管柱所需的密封功能要求，从而造成管柱泄漏。为了控制和降低整个管柱泄漏的风险，必须降低每个螺纹泄漏的风险。
壳牌公司在高温高压井中使用两个独立的、已通过密封测试试验的特殊螺纹结构，其每个密封结构失效的概率很低。由于油套管应用工况中经常有腐蚀介质，鉴于金属表面存在潜在的腐蚀，壳牌勘探开发公司在其所有的高压井中使用两种不同类型的螺纹接头密封结构，即金属密封和弹性密封相结合的双级密封结构。这种将两个相互独立、但都必须独立通过试验验证的复合密封结构（金属密封和弹性密封）特殊螺纹接头，其失效概率是每个独立密封结构螺纹接头泄漏概率的平方，大大降低了接头的失效概率。
目前，国内的高温高压气井普遍选用单级金属密封结构特殊螺纹接头，存在油管柱泄漏概率高，环空带压比例高的情况。其泄漏概率高的可能原因是：
（1）在由500个螺纹接头组成的管柱中，只有一小部分螺纹接头可能承受极其苛刻的压力、轴向载荷、弯曲等复合载荷组合，它们的服役条件比较苛刻，因此泄漏的风险较高。
（2）对于一个单级密封结构的螺纹接头，不管其测试试验的结果多么好，检验和运输等环节处理得多么好，也不可能比两个独立的高性能双级密封结构具有更低的泄漏概率。在双级密封结构的特殊螺纹接头中，第二级密封屏障能够起到辅助密封，保证第一级密封失效后的密封可靠性，提高整个管柱的气密封性能及安全可靠性。
在高温高压井时，壳牌公司优先选用双级密封结构，即金属密封和弹性密封复合的双级密封特殊螺纹接头，并加强实物试验评价程序，实施全程的过程监督等方法，取得了成功应用。采用通过独立测试试验的双级密封结构螺纹接头，其失效概率可以降低到与管体失效概率相同的水平。与单级密封结构特殊螺纹接头的管材相比，虽然进行性能测试评价试验的双级密封结构螺纹接头管材的价格高一点，但是增加的成本与一口井失效后的处理成本相比而言是相当的微少，特别是在高温高压井中。因此，选择高温高压井用特殊螺纹接头应综合考虑特殊螺纹接头密封结构类型、价格、安全可靠性及失效后的风险。
5 结 语
高温高压井对特殊螺纹接头提出更高的要求，螺纹接头制造厂不仅应重视前期规划阶段准备工作、螺纹接头设计、质量保证程序，并且要贯穿于产品加工、运输及到井场的各个环节。高温高压井用螺纹接头需要进行全面的实物测试评价试验，以证明其具有较高的可靠性和适用性。应根据使用工况接头测试试验选择适当的试验级别，依据ISO 13679∶2002标准制定补充试验评价程序，提供可靠的载荷包络线试验。在高温高压井用特殊螺纹接头的选用和评价方面，壳牌公司有以下经验值得借鉴：
（1）通过IV级试验等级的高温高压井用管柱接头用于压差ΔP∧82.74 MPa的一级屏障压力管柱，III级试验等级用于55.16 MPa∧ΔP∧82.74 MPa的一级屏障压力管柱。
（2）应根据特定高温高压井的载荷和压力，确定高温高压井螺纹接头评价试验中需要增加补充试验的程序。
（3）高温高压井中管柱内压压差ΔP∧55.16 MPa时，选用两个独立的通过了测试试验的具有密封结构的特殊螺纹接头。
（4）通过单独对双级密封的螺纹接头的每个密封结构进行测试评价试验，可以大大降低整个管柱的泄漏概率。
（5）通过独立测试的双级密封结构的特殊螺纹接头将比单个密封结构的特殊螺纹接头更少受质量保证、质量控制、运输环节失误的影响。
（6）虽然购买双级密封结构的螺纹接头管材的价格略高一点，但是这些增加的成本，与一口井失效后控制处理或井喷处理成本相比是相当的微少，尤其是在高温高压苛刻的气井中。
