現行海洋鉆井井控標準對比分析與修訂建議

曾胡勇 劉明 劉智欣 韓玉龍 曾勇

摘 要：為了加強對海洋鉆井井控工作的指導，結合現場實際工作運用，對現行的幾項適用于陸地和海洋鉆井的井控標準進行對比，對其中存在不完善之處，進行問題分析，并提出了標準修訂建議，希望對海洋石油鉆井井控裝備相關標準的修訂提供參考依據。

關鍵詞：海洋鉆井，井控標準，對比分析，建議

0 前 言

海洋鉆井作業環境與陸上差異甚大，作業場所狹小是其明顯的特性。受作業環境的影響，井控設備設施的布局、井控程序等都形成了異于陸上的獨特之處。海洋鉆井井控標準源于陸上井控標準，結合行業特有的實際情況而制定，為海洋鉆井井控工作起到了很好的指導作用。隨著海洋石油勘探開發向深遠海縱深推進，海洋石油勘探開發、井控裝備與技術得到了進一步發展，但是在現行海洋鉆井井控標準中，還存在一些比較模糊的問題，這些問題對現場井控裝備的安裝使用以及井控管理工作造成影響，應根據實際情況進行修訂完善，起到更好的指導作用。

1 國內現行海洋鉆井井控標準現狀

目前國內參照采用的海洋鉆井井控標準主要有2項國家標準，2項API標準，6項行業標準，1項中海油企業標準。本文筆者結合日常工作中遇到的采標問題，主要對比分析其中6項標準與中海油企業標準井控指南。

1.1 GB/T 31033-2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》[1]

該標準起草單位是中石油川慶鉆探工程有限公司，主要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，主要從井控設計、井控裝置安裝與使用、井控工藝技術方面進行規定，是比較全面、重要的井控標準之一。

1.2 SY/T 6868-2016《鉆井作業用防噴設備系統》[2]

該標準起草單位是川慶鉆探工程有限公司及國內幾家主要井控裝備生產商，規定了陸上和海上鉆機（鉆井駁船式、平臺鉆機式、自升式和浮式鉆井平臺）用防噴設備的安裝和測試要求，主要從地面、水下防噴器及控制系統的配置、安裝、維修、測試等方面進行規定，不涉及井控工藝技術。

1.3 SY/T 5964-2019《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》[3]

該標準起草單位是中石油川慶鉆探公司及中石化勝利油田等陸地油田相關單位，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，不涉及井控工藝技術。

1.4 SY/T 6962-2018《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》[4]

該標準起草單位是中海油田服務股份有限公司和中海油有限公司研究總院，規定了海洋鉆井裝置井控系統的配置原則、組合形式及安裝要求，適用于淺水海洋鉆井裝置的井控系統，深水海洋鉆井裝置的井控系統參照執行，不涉及井控裝置維修測試及井控工藝等內容。

1.5 SY/T 5323-2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備 節流和壓井設備》[5]

該標準起草單位是中石油相關單位和國內主要井控裝備生產商，規定了節流和壓井系統的性能、設計、材料、焊接、試驗、檢驗、貯存和運輸的最低要求，適用于為鉆探油氣井服務的具有安全和功能互換性的地面和水下節流與壓井系統設備。

1.6 API STD53-2018《Well Control EquipmentSystems for Drilling Wells》[6]

該標準規定了陸上及海上鉆機（駁船式、固定平臺、自升式平臺、浮式平臺）鉆井作業用井控設備的安裝與測試要求。

1.7 中海油企業標準《海上井控裝備配置、安裝、使用指南》[7]

該標準起草單位是中國海洋石油有限公司，主要適用于中海油有限公司國內海上執行海上鉆機（模塊鉆機、自升式和浮式平臺）井控裝備的配置、安裝及使用。作業者在陸地、境外的作業亦可參照本指南。

2 標準對比分析與修訂建議

以上各項標準為海洋石油鉆井領域采用較多的井控有效標準，涵蓋了陸上、海洋鉆井井控裝置配套、組合形式、安裝使用、測試與井控工藝技術規范要求。但是通過深入對比分析，筆者發現以上標準還是存在一些問題，為井控設備的現場使用帶來了一些疑惑，一定程度上制約了現場井控安全管理。

2.1 關于壓井管匯單流閥（止回閥）安裝要求問題

GB/T 31033-2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》和SY/T 5964-2019《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》兩項標準中推薦各壓力級別的壓井管匯示意圖（示例）中均顯示安裝了單流閥；SY/T 6868-2016《鉆井作業用防噴設備系統》規定：“額定壓力為34.5Mpa或以上的管匯設施，在防噴器組出口和壓井管線之間最低配置應包括兩個全徑手動閥加1個止回閥，或兩個全徑閥（其中一個為遠控閥）”[2]；SY/T 6962-2018《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》和中海油企業標準《海上井控裝備配置、安裝、使用指南》兩項標準中，均未提到單流閥相關要求；API STD53-2018標準中規定：“預期地面壓力在3000psi（20.7MPa）以上的壓井管線最低應包括兩個全徑手動閥加1個止回閥，或兩個全徑閥（其中一個為遠控閥）；對于預期地面壓力在3000psi（20.7MPa）以下的壓井管線應包括兩個全徑手動閥”[6]。

問題分析與建議：現場發生復雜井控事件后，如果需要采用置換法或者硬頂法壓井，則必須用泥漿泵或者固井泵從壓井管線泵入壓井液，在井筒上部分為氣體且套壓較高的情況下，停泵之后壓井液可能被頂出來。為了避免停泵后壓井液被井內高壓氣體頂出，建議在SY/T 6962-2018標準修訂中規定：額定壓力為34.5MPa或以上的管匯設施，在防噴器組出口和壓井管線之間最低配置應包括兩個全徑手動閥加1個止回閥，或兩個全徑閥（其中一個為遠控閥）。

2.2 關于節流管匯緩沖管（罐）尺寸要求問題

SY/T 6868-2016《鉆井作業用防噴設備系統》標準中規定：“為將放噴管線匯聚在一起，有時將緩沖罐安裝在節流閥的下游位置。使用緩沖罐時，其結構性能應能導向流體，并應有隔離失效的緩沖罐結構”[2]；SY/T 6962-2018 《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》標準中規定：壓力級別大于等于15000psi的節流壓井管匯緩沖管尺寸為152.4mm（6in），其余壓力級別緩沖管尺寸為101.6mm（4in）；中海油企業標準《海上井控裝備配置、安裝、使用指南》中規定：“節流管匯下游端管線（包括緩沖管）通徑不應小于節流閥進口、出口通徑尺寸”[7]。

問題分析與建議：緩沖管（罐）存在的目的在于對節流閥下游的流體進行匯合，并分流至需要的放噴通道（如：液氣分離器或者放噴管線），對尺寸的要求主要以不對節流閥上游造成額外回壓為標準，因此其尺寸不小于節流閥進口、出口通徑尺寸即可。因此，建議SY/T 6962-2018標準修訂中取消對于緩沖管（罐）尺寸的要求，保留節流管匯下游端管線（包括緩沖管）通徑不應小于節流閥進口、出口通徑尺寸。

2.3 關于緩沖管（罐）下游放噴管線去向要求問題

GB/T 31033-2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》和SY/T 5964-2019 《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》兩項標準中規定井控管匯包括防噴管匯、節流管匯、壓井管匯和放噴管線，節流管匯下游連接液氣分離器和放噴管線；SY/T 6868-2016《鉆井作業用防噴設備系統》中規定節流管匯下游去向為鉆井液池、液氣分離器、防噴管線；SY/T 6962-2018 《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》中規定：“緩沖管下游應至少設有通往液氣分離器、鉆井液槽及測試燃燒臂或天車頂部的排出口”[4]；中海油企業標準《海上井控裝備配置、安裝、使用指南》中規定：“緩沖管下游應至少設有通往液氣分離器、舷外排放口或燃燒臂的管線，宜設有通往泥漿回流管的管線”[7]；API STD53-2018標準中規定：“燃燒/放噴管線應該能根據不同的風向提供燃燒和放噴選擇”[6]。

問題分析與建議：現場發生井控事故后，節流管匯主要能夠承擔以下功能：通過液氣分離器分離泥漿和氣體，氣體通過主排氣管線排至天車；如果井筒上半部分被噴空并充滿氣體，可以直接通過節流管匯和放噴管線進行氣體放空；測試期間的油氣可以通過節流管匯導入測試管匯。另外，考慮海上平臺作業空間有限的實際情況以及不同季節風向變化，放噴管線可以延伸至天車，或者延伸至鉆井船（平臺）兩舷舷外。因此，建議SY/T 6962-2018標準修訂中，修改為緩沖管下游應至少設有通往液氣分離器、測試燃燒臂及兩舷舷外或天車頂部的排出口，宜設有通往泥漿回流槽的管線。

2.4 關于節流閥下游端閘閥壓力級別要求問題

SY/T 6962-2018《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》中規定：“壓力級別大于等于10，000psi（68.9MPa）的節流壓井管匯，節流閥下游閘閥工作壓力可較上游低一個等級，其余壓力級別的節流閥下游閘閥工作壓力同節流閥前的工作壓力”[4]；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：“節流管匯、壓井管匯的壓力級別應與防噴器的壓力級別相匹配”[3]；SY/T 5323-2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備 節流和壓井設備》中規定：“節流和壓井管匯總成可以是唯一的額定工作壓力，或者有兩種額定工作壓力，低壓力等級位于與節流閥出口端連接第一個隔離閥的下游部分，即每只節流閥的下游至少應安裝一個與節流閥相同工作壓力的隔離閥”[5]。

問題分析與建議：考慮現場進行節流放噴過程中，如果發生節流閥完全刺漏，關閉下游端第一個隔離閥后，下游端第一個隔離閥將會承受井筒的壓力。為了安全起見，要求節流閥的下游端安裝一個與節流閥相同工作壓力的隔離閥是至關重要的。因此，建議SY/T 6962-2018標準修訂中，采納SY/T 5323-2016標準規定，將節流閥下游閘閥的壓力級別要求修改為：壓力級別大于等于10，000psi（68.9MPa）的節流壓井管匯，節流閥下游第一個閘閥之后閥門的工作壓力可較上游低一個等級。

2.5 關于節流管匯放噴管線（旁通節流閥）要求問題

GB/T 31033-2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》和SY/T 5964-2019 《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》兩項標準在推薦的節流管匯示意圖（示例）中均顯示有放噴管線（旁通節流閥）安裝要求；SY/T 6868-2016《鉆井作業用防噴設備系統》中規定：“放噴管線（不經過節流閥的管線）通徑不得小于節流管線的通徑，該管線在防噴器關閉并保持最低回壓的情況下，可大排量循環鉆井液以降低井內壓力”[2]；中海油企業標準《海上井控裝備配置、安裝、使用指南》在節流管匯圖例中5000～10，000psi（34.5～68.9MPa）的直式節流管匯有放噴管線（旁通節流閥）；15，000psi（105MPa）立式節流管匯無放噴管線（旁通節流閥）。

問題分析與建議：現場壓井作業結束后，還將繼續在關閉防噴器的條件下通過節流管匯循環觀察一段時間，對于壓力窗口比較窄的井，為了降低井口回壓，需要通過與節流管匯尺寸一樣的放噴管線（旁通節流閥）進行循環，而通常節流閥全開后，通孔尺寸也沒有節流管匯通徑尺寸大，那就必須有放噴管線（旁通節流閥）實現以上功能。因此，建議SY/T 6962-2018標準修訂時，增加對節流管匯放噴管線（旁通節流閥）的安裝要求。

3 結論與建議

（1）對于額定壓力為34.5MPa或以上的管匯設施，應明確壓井管匯單流閥強制配置要求。

（2）對于緩沖管（罐）尺寸的要求，應滿足節流管匯下游端管線（包括緩沖管）通徑不應小于節流閥進口、出口通徑尺寸，不宜明確具體尺寸要求。

（3）應明確緩沖管下游放噴管線的去向，應至少設有通往液氣分離器、測試燃燒臂及兩舷舷外或天車頂部的排出口，宜設有通往泥漿回流槽的管線。

（4）對于節流閥下游閘閥的壓力級別要求應統一為壓力級別大于等于10，000psi（68.9MPa）的節流壓井管匯，節流閥下游第一個閘閥之后閥門的工作壓力可較上游低一個等級。

5）應明確統一對于節流管匯放噴管線（旁通節流閥）的安裝要求。

參考文獻

GB/T 31033-2014，石油天然氣鉆井井控技術規范[S].

SY/T 6868-2016，鉆井作業用防噴設備系統[S].

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

SY/T 6962-2018，海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求[S].

SY/T 5323-2016，石油天然氣工業鉆井和采油設備 節流和壓井設備[S].

API STD53-2018 Well Control Equipment Systems forDrilling Wells[S].

中國海洋石油有限公司.海上井控裝備配置、安裝、使用指南[S].

陳佩華.現行井控標準中存在的問題及改進措施[J].遼寧化工，2021，50（4）：572-574.