現行井控標準中存在的問題與改進措施

陳佩華，張文喜，張璐，張旭

現行井控標準中存在的問題與改進措施

陳佩華，張文喜，張璐，張旭

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司， 天津 300452）

為準確理解國內外井控標準中的各項要求，充分發揮標準對實際工作的指導作用，對現行的幾項重要井控標準進行了介紹并就其不同點進行了分析，指出了其中的不妥之處，并提出了可行的解決方案與修訂建議。解決方案基于油田鉆井井控實際情況，為未來修訂和完善標準提供可靠的理論依據。

鉆井； 井控； 標準； 問題

國內油氣行業通過多年的實踐與借鑒，逐步形成了井控技術與設備標準。這些標準有的采標形成，有的鑒于國內特有的實際情況而制定，均為井控工作發揮了良好的指導作用。隨著勘探開發工作向縱深發展，面對的復雜情況越來越多，技術與裝備也在不斷發展，井控標準中的一些問題也日益凸顯。這些問題對井控工作和井控安全造成了不利影響，應該進行具體分析研究并修訂完善。

1 國內外鉆井井控標準現狀

國內石油鉆井井控主要有2項國家標準，8項行業標準，其中9項是推薦標準，1項是強制標準。本次筆者分析研究其中的7項標準。

1.1 標準GB/T 31033—2014[1]

該標準規定了石油天然氣鉆井作業的井控技術要求，適用于陸上、灘海石油天然氣勘探、開發鉆井作業中的油氣井壓力控制，是重要的井控標準之一。

1.2 標準SY/T 7453—2019[2]

該標準規定了海洋鉆井作業的井控技術要求，適用于淺水、深水石油天然氣勘探開發的鉆井作業，完井和測試作業可參照執行，從中國海洋石油企標升級而來，貼近海洋實際作業要求。

1.3 標準SY/T 5964—2019[3]

該標準規定了陸上鉆井井控裝置組合配套形式、安裝、調試和使用規范，適用于陸上石油天然氣鉆井井控裝置。

1.4 標準SY/T 6868—2016[4]

該標準規定了陸上和海上鉆機（鉆井駁船式、平臺鉆機式、自升式和浮式）用防噴設備的安裝和測試要求。

1.5 標準AQ 2012—2007[5]

該標準規定了石油天然氣勘探、開發生產和油氣管道儲運的安全要求，適用于石油天然氣勘探、開發生產和油氣管道儲運。

1.6 標準API Std 53 第五版[6]

該標準規定了預期井況下的設備安裝與測試操作，適用于鉆井作業的防噴器控制系統操作。

1.7 標準API RP 59（R2018)[7]

該標準出自美國石油協會，給出了在未出現溢流時或溢流后重新獲得控制的推薦操作，是井控技術的作業指導書。

2 標準中存在的問題與解決建議

經過分析，筆者認為現行的如上標準中存在以下4種普遍問題。

2.1 關于井控裝置壓力級別配套問題

AQ 2012—2007石油天然氣安全規程中規定：“井控裝置應符合下列規定：根據所鉆地層最高壓力，選用高于該壓力等級的液壓防噴器和相匹配的防噴裝置及控制管匯”[5]。GB/T 31033—2014 石油天然氣鉆井井控技術規范中規定“井控裝置配套：防噴器壓力等級應與相應井段中的最高地層壓力相匹配，同時綜合考慮套管最小抗內壓強度的80%、套管鞋處地層破裂壓力、地層流體性質等因素”[1]。SY/T 5964—2019鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范規定：“防噴器組壓力等級的選用應與裸眼井段中最高地層壓力相匹配”[3]。API STD 53（R2018)規定，對于地面防噴器組安裝的每個閘板防噴器，額定工作壓力應大于或等于所遇到的最大井口壓力；對于水下防噴器組安裝的每個閘板防噴器額定工作壓力應至少等于所遇到的最大預期井口壓力[6]。SY/T 7453—2019規定井控裝置的額定工作壓力應高于相應井段的最高地層孔隙壓力，用于探井的井控裝置額定工作壓力等級不應低于70 MPa[2]。

2.1.1 情況分析

發生溢流或井噴后，井內總會不同程度的留有流體，可能為鉆井液、原油、地層水、天然氣，一般為混合流體。由于這些流體仍然產生液柱壓力，所以井口壓力總是低于地層壓力。即使是天然氣井井噴將井內噴空了，井內充滿了氣體，此時井口壓力也只是接近地層壓力，仍然低于地層壓力。因此，若以地層壓力作為配置防噴器壓力級別的依據，將造成配置防噴器壓力級別過高，造成不必要的資源的浪費。國內標準規定的不合理，應按照井口可能出現的壓力配套防噴器，對標準進行修訂；國外標準規定按照井口可能出現的最高壓力配套防噴器，具有科學合理性，應予以采納。

2.1.2 對應建議

普通井按照井口可能出現的最高壓力配套防噴器，即井口裝置壓力等級不低于井口可能出現的最高壓力。為安全起見，探井的井控裝置額定工作壓力等級不應低于70 MPa[2]。

2.2 關于遠程控制臺三位四通換向閥手柄位置問題

SY/T 5964—2019 鉆井井控裝置組合、配套、安裝、調試與維護規定“正常鉆井作業施工中，在防噴器打開到位、液動閥關閉到位的情況下，遠程控制臺各防噴器、液動閥操作手柄宜置于中位”[2]。其他標準對此未作規定。API Std 53 第五版和 API SPEC 16D第三版均去掉了原來版本中規定的鉆井中手柄位置為開位（不是中位）和關位的條款。

2.2.1 情況分析

在國內各大油田規定換向閥位置均不一樣，有的規定在中位，有的規定在與防噴器實際開關對應的位置。國內標準SY/T 5964—2019建議宜在中位，忽略了操作手柄的不同機能，如果是O”型機能，那么在中位是可以的，如果三位四通閥是“ Y”型機能，那么在中位是不可取的，那樣會導致管路泄壓，進而引起閘板滑動到關位。國外標準刪除原來的規定，可能也是由于不同國家制造的裝備在細節處有所差異，因而未做明確規定[8]。

2.2.2 對應建議

建議SY/T 5964—2019標準在下次修訂時進一步明確不同類型的三位四通閥對應的狀態要求。采用“Y”型機能三位四通閥時，宜至于開位；采用”O”型機能三位四通閥時，宜至于中位。

2.3 關于關井操作中平板閥使用順序及其壓力等級問題

GB/T 31033—2014石油天然氣鉆井井控技術規范標準中要求“先關節流閥（試關井），再關節流閥前端的平板閥”。在四種工況的關井操作中，要求都一樣。其他3種工況關節流閥（試關井）的規定，與鉆進工況完全相同。在SY/T 6868—2016中規定對于地面防噴器系統初始試驗節流閥下游試壓要求是“節流閥出口、閥門或管線的額定工作壓力，取較小者”。API Std 53 第五版也是如此規定。

2.3.1 情況分析

張桂林等[9]提出關井操作中“先關節流閥（試關井），再關節流閥前端的平板閥”的做法，對井控安全十分不利。一旦發生平板閥的損壞，不但會影響到這一條通道的節流閥的使用，而且會嚴重影響整套管匯節流控制能力。對于14、21 MPa 節流管匯，節流閥前端的平板閥損壞將造成整套管匯失去功能，而對于35、70、105 MPa節流管匯，將會造成1或2套節流閥失去功能。建議先關閉節流閥后的平板閥，這樣基本上不影響整套管匯的功能，使井控可靠性顯著提高。

2.3.2 對應建議

對于關井操作程序規定，贊同張桂林等[9]的觀點，將GB/T 31033—2014修改為：先關節流閥（試關井），再關節流閥后的平板閥。各種工況下的關井都應如此，這可充分利用與保證管匯的功能，有利于關井壓井的安全可靠。

同時建議將標準SY/T 6868—2016作更新，對節流閥后的平板閥初始試壓值調整為“閘板防噴器、井口系統或節流閥入口的額定工作壓力，取較小者”，這樣才能做到標準統一連貫。

2.4 關于關井方法的問題

GB/T 31033—2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》介紹了兩種關井方法，但是未明確用哪種方法。SY/T 7453—2019介紹了兩種關井方法，規定“發生溢流時宜采取硬關井”。API RP 59 （R2018)《井控作業推薦作法》介紹了兩種方法的優缺點，亦未推薦采用哪種方法。

2.4.1 情況分析

軟關井是發生溢流后先開通節流管匯，再關防噴器，最后關閉節流管匯的關井方法。具有軟特性，利于井口保護，在井內管柱較少或和噴勢很大時更應該采用，適應性強。

硬關井是發生溢流后直接關閉防噴器，節流管匯處于關閉狀態。關井快，但不利于井口保護和關井安全，輕微溢流時可采用，在井內管柱較少或噴勢很大時不能進行硬關井，適用性差。

2.4.2 對應建議

在國內標準中給出關井方式的適用情境，給讀者以明確解決方案。建議在井涌時，提倡硬關井。井噴時提倡軟關井[10]；同時，在標準中給出軟硬關井下的初始設備狀態。

3 結 論

1）井控裝置壓力等級的選擇配套要安全與經濟并重，在安全范圍內，建議國內行業選擇最大預期地面壓力作為參考值。

2）井控裝置中的三位四通閥位置應該根據具體元件結構功能而定，不能一概而論。建議油氣行業統一控制系統采用的三位四通閥型號，進而可以統一初始位置，便于未來安裝操作。

3）關井程序中閥門的使用需要考慮先從外到內、自后而前，后面的不壞，前面的不用的原則，修訂現有標準勢在必行。

4）標準關井程序需要從有據可依、現場可行、未來可靠的原則進行修訂，明確步驟，切實發揮指導作用。

［1］GB/T 31033—2014. 石油天然氣鉆井井控技術規范[S].

［2］SY-T 7453—2019. 海洋鉆井井控技術要求[S]．

［3］SY/T 5964—2019. 鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范[S].

［4］SY/T 6868—2016. 鉆井作業用防噴設備系統[S].

［5］AQ2012—2007. 石油天然氣安全規程[S].

［6］API Std 53. Well Control Equipment Systems for Drilling Wells, Fifth Edition[S]．

［7］API RP 59. Recommended Practice for Well Control Operations, Second Edition[S].

［8］張桂林. 關于兩個井控爭議問題的討論[J]. 石油鉆探技術, 2011, 39 (5)：8-13.

［9］張桂林, 陳志寧. 現行鉆井井控標準存在的問題分析及修訂建議[J]. 石油鉆探技術, 2014 (1): 7-13.

［10］孫孝真, 牛罡. 對鉆井井控的再認識[J]. 新疆石油科技, 2002 (1): 22-24.

Problems in Current Well Control Standards and Improvement Measures

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（CNOOC EnerTech-Drilling & Production Company, Tianjin 300452, China）

In order to accurately understand the requirements of well control standards at home and abroad, and give full play to the guiding role of standards in practical work, current important well control standards were introduced, their differences were analyzed, their defects were pointed out, and feasible solutions and revision suggestions were put forward. The solution is based on the actual situation of oilfield drilling well control, and provides a reliable theoretical basis for future revision and improvement.

Drilling; Well control; Standards; Problems

2021-02-22

陳佩華（1984-），男，江蘇泰州人，中級工程師，2011年畢業于中國石油大學(北京)機械設計制造及自動化專業，研究方向：油氣井井控培訓。

TE92

A

1004-0935（2021）04-0572-03