一、成果简介 （一）研究背景 我国油气田开发进入中后期，井筒治理、事故井打捞等大修作业量年均增长15%以上，32%在役井存在井筒完整性缺陷，年大修作业超5.8万井次。传统作业因井下密封失效导致井口喷涌，单井次非生产时间占比18%-25%，严重制约行业高效发展。 （二）管理及技术难点 1.井控风险高：起下管柱时“活塞效应”引发井内流体喷涌（3-8m³/h），瞬时压力达7-15MPa，易导致井控失控。 2.环保压力大：单次作业含油污水泄漏率达30%-45%，不符合QHSE要求。 3.效率瓶颈：每班次40%时间用于清洁，施工周期延长2.3天。 4.设备损耗：含砂流体冲刷使井口系统寿命降低60%，年维修成本增28万元/台。 （三）成果先进性及创新性 系统结构原理：集成空心漂浮球、承压剪钉及多通道设计，通过压差控制球座启闭，实现正/反循环切换与二次密封。核心创新点空心漂浮球设计：密度低于原油，确保纯油井况下仍有效密封；可调压差剪钉：精准控制循环模式切换与二次密封；大通量水流通道：6道水槽提升反循环效率，通量提升50%；旁通智能启闭：正循环时自动关闭旁通，避免流体泄漏。 （四）经济社会效益 降本增效：单井缩短占井周期8天，节约成本25万元，清洁人力减少80%； 安全环保：井口溢流控制率超90%，含油污水泄漏率降至5%以下。 五、可推广性及行业价值 1.应用广泛：适配冲砂、酸化、大修等5类作业，推广应用涉及长庆油田、中国石油川庆钻探、甘肃省等多家单位成功应用； 2.绿色低碳：年减排含油污水超10万m³，助力油气行业绿色转型； 3.技术引领：国内首创，填补井下动态密封技术空白，推动修井作业向智能化、高效化升级。 4.推动行业进步：该系统突破传统井控模式，实现“主动防喷+伺服可控”，显著提升作业安全性与环保水平，年均节约行业成本超3.2亿元，为深井、超深井复杂工况治理提供技术支撑，契合国家“双碳”战略，赋能油气行业高质量发展。