现行井控标准中存在的问题与改进措施

陈佩华，张文喜，张璐，张旭

现行井控标准中存在的问题与改进措施

陈佩华，张文喜，张璐，张旭

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452）

为准确理解国内外井控标准中的各项要求，充分发挥标准对实际工作的指导作用，对现行的几项重要井控标准进行了介绍并就其不同点进行了分析，指出了其中的不妥之处，并提出了可行的解决方案与修订建议。解决方案基于油田钻井井控实际情况，为未来修订和完善标准提供可靠的理论依据。

钻井； 井控； 标准； 问题

国内油气行业通过多年的实践与借鉴，逐步形成了井控技术与设备标准。这些标准有的采标形成，有的鉴于国内特有的实际情况而制定，均为井控工作发挥了良好的指导作用。随着勘探开发工作向纵深发展，面对的复杂情况越来越多，技术与装备也在不断发展，井控标准中的一些问题也日益凸显。这些问题对井控工作和井控安全造成了不利影响，应该进行具体分析研究并修订完善。

1 国内外钻井井控标准现状

国内石油钻井井控主要有2项国家标准，8项行业标准，其中9项是推荐标准，1项是强制标准。本次笔者分析研究其中的7项标准。

1.1 标准GB/T 31033—2014[1]

该标准规定了石油天然气钻井作业的井控技术要求，适用于陆上、滩海石油天然气勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制，是重要的井控标准之一。

1.2 标准SY/T 7453—2019[2]

该标准规定了海洋钻井作业的井控技术要求，适用于浅水、深水石油天然气勘探开发的钻井作业，完井和测试作业可参照执行，从中国海洋石油企标升级而来，贴近海洋实际作业要求。

1.3 标准SY/T 5964—2019[3]

该标准规定了陆上钻井井控装置组合配套形式、安装、调试和使用规范，适用于陆上石油天然气钻井井控装置。

1.4 标准SY/T 6868—2016[4]

该标准规定了陆上和海上钻机（钻井驳船式、平台钻机式、自升式和浮式）用防喷设备的安装和测试要求。

1.5 标准AQ 2012—2007[5]

该标准规定了石油天然气勘探、开发生产和油气管道储运的安全要求，适用于石油天然气勘探、开发生产和油气管道储运。

1.6 标准API Std 53 第五版[6]

该标准规定了预期井况下的设备安装与测试操作，适用于钻井作业的防喷器控制系统操作。

1.7 标准API RP 59（R2018)[7]

该标准出自美国石油协会，给出了在未出现溢流时或溢流后重新获得控制的推荐操作，是井控技术的作业指导书。

2 标准中存在的问题与解决建议

经过分析，笔者认为现行的如上标准中存在以下4种普遍问题。

2.1 关于井控装置压力级别配套问题

AQ 2012—2007石油天然气安全规程中规定：“井控装置应符合下列规定：根据所钻地层最高压力，选用高于该压力等级的液压防喷器和相匹配的防喷装置及控制管汇”[5]。GB/T 31033—2014 石油天然气钻井井控技术规范中规定“井控装置配套：防喷器压力等级应与相应井段中的最高地层压力相匹配，同时综合考虑套管最小抗内压强度的80%、套管鞋处地层破裂压力、地层流体性质等因素”[1]。SY/T 5964—2019钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范规定：“防喷器组压力等级的选用应与裸眼井段中最高地层压力相匹配”[3]。API STD 53（R2018)规定，对于地面防喷器组安装的每个闸板防喷器，额定工作压力应大于或等于所遇到的最大井口压力；对于水下防喷器组安装的每个闸板防喷器额定工作压力应至少等于所遇到的最大预期井口压力[6]。SY/T 7453—2019规定井控装置的额定工作压力应高于相应井段的最高地层孔隙压力，用于探井的井控装置额定工作压力等级不应低于70 MPa[2]。

2.1.1 情况分析

发生溢流或井喷后，井内总会不同程度的留有流体，可能为钻井液、原油、地层水、天然气，一般为混合流体。由于这些流体仍然产生液柱压力，所以井口压力总是低于地层压力。即使是天然气井井喷将井内喷空了，井内充满了气体，此时井口压力也只是接近地层压力，仍然低于地层压力。因此，若以地层压力作为配置防喷器压力级别的依据，将造成配置防喷器压力级别过高，造成不必要的资源的浪费。国内标准规定的不合理，应按照井口可能出现的压力配套防喷器，对标准进行修订；国外标准规定按照井口可能出现的最高压力配套防喷器，具有科学合理性，应予以采纳。

2.1.2 对应建议

普通井按照井口可能出现的最高压力配套防喷器，即井口装置压力等级不低于井口可能出现的最高压力。为安全起见，探井的井控装置额定工作压力等级不应低于70 MPa[2]。

2.2 关于远程控制台三位四通换向阀手柄位置问题

SY/T 5964—2019 钻井井控装置组合、配套、安装、调试与维护规定“正常钻井作业施工中，在防喷器打开到位、液动阀关闭到位的情况下，远程控制台各防喷器、液动阀操作手柄宜置于中位”[2]。其他标准对此未作规定。API Std 53 第五版和 API SPEC 16D第三版均去掉了原来版本中规定的钻井中手柄位置为开位（不是中位）和关位的条款。

2.2.1 情况分析

在国内各大油田规定换向阀位置均不一样，有的规定在中位，有的规定在与防喷器实际开关对应的位置。国内标准SY/T 5964—2019建议宜在中位，忽略了操作手柄的不同机能，如果是O”型机能，那么在中位是可以的，如果三位四通阀是“ Y”型机能，那么在中位是不可取的，那样会导致管路泄压，进而引起闸板滑动到关位。国外标准删除原来的规定，可能也是由于不同国家制造的装备在细节处有所差异，因而未做明确规定[8]。

2.2.2 对应建议

建议SY/T 5964—2019标准在下次修订时进一步明确不同类型的三位四通阀对应的状态要求。采用“Y”型机能三位四通阀时，宜至于开位；采用”O”型机能三位四通阀时，宜至于中位。

2.3 关于关井操作中平板阀使用顺序及其压力等级问题

GB/T 31033—2014石油天然气钻井井控技术规范标准中要求“先关节流阀（试关井），再关节流阀前端的平板阀”。在四种工况的关井操作中，要求都一样。其他3种工况关节流阀（试关井）的规定，与钻进工况完全相同。在SY/T 6868—2016中规定对于地面防喷器系统初始试验节流阀下游试压要求是“节流阀出口、阀门或管线的额定工作压力，取较小者”。API Std 53 第五版也是如此规定。

2.3.1 情况分析

张桂林等[9]提出关井操作中“先关节流阀（试关井），再关节流阀前端的平板阀”的做法，对井控安全十分不利。一旦发生平板阀的损坏，不但会影响到这一条通道的节流阀的使用，而且会严重影响整套管汇节流控制能力。对于14、21 MPa 节流管汇，节流阀前端的平板阀损坏将造成整套管汇失去功能，而对于35、70、105 MPa节流管汇，将会造成1或2套节流阀失去功能。建议先关闭节流阀后的平板阀，这样基本上不影响整套管汇的功能，使井控可靠性显著提高。

2.3.2 对应建议

对于关井操作程序规定，赞同张桂林等[9]的观点，将GB/T 31033—2014修改为：先关节流阀（试关井），再关节流阀后的平板阀。各种工况下的关井都应如此，这可充分利用与保证管汇的功能，有利于关井压井的安全可靠。

同时建议将标准SY/T 6868—2016作更新，对节流阀后的平板阀初始试压值调整为“闸板防喷器、井口系统或节流阀入口的额定工作压力，取较小者”，这样才能做到标准统一连贯。

2.4 关于关井方法的问题

GB/T 31033—2014《石油天然气钻井井控技术规范》介绍了两种关井方法，但是未明确用哪种方法。SY/T 7453—2019介绍了两种关井方法，规定“发生溢流时宜采取硬关井”。API RP 59 （R2018)《井控作业推荐作法》介绍了两种方法的优缺点，亦未推荐采用哪种方法。

2.4.1 情况分析

软关井是发生溢流后先开通节流管汇，再关防喷器，最后关闭节流管汇的关井方法。具有软特性，利于井口保护，在井内管柱较少或和喷势很大时更应该采用，适应性强。

硬关井是发生溢流后直接关闭防喷器，节流管汇处于关闭状态。关井快，但不利于井口保护和关井安全，轻微溢流时可采用，在井内管柱较少或喷势很大时不能进行硬关井，适用性差。

2.4.2 对应建议

在国内标准中给出关井方式的适用情境，给读者以明确解决方案。建议在井涌时，提倡硬关井。井喷时提倡软关井[10]；同时，在标准中给出软硬关井下的初始设备状态。

3 结 论

1）井控装置压力等级的选择配套要安全与经济并重，在安全范围内，建议国内行业选择最大预期地面压力作为参考值。

2）井控装置中的三位四通阀位置应该根据具体元件结构功能而定，不能一概而论。建议油气行业统一控制系统采用的三位四通阀型号，进而可以统一初始位置，便于未来安装操作。

3）关井程序中阀门的使用需要考虑先从外到内、自后而前，后面的不坏，前面的不用的原则，修订现有标准势在必行。

4）标准关井程序需要从有据可依、现场可行、未来可靠的原则进行修订，明确步骤，切实发挥指导作用。

［1］GB/T 31033—2014. 石油天然气钻井井控技术规范[S].

［2］SY-T 7453—2019. 海洋钻井井控技术要求[S]．

［3］SY/T 5964—2019. 钻井井控装置组合配套、安装调试与使用规范[S].

［4］SY/T 6868—2016. 钻井作业用防喷设备系统[S].

［5］AQ2012—2007. 石油天然气安全规程[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］张桂林. 关于两个井控争议问题的讨论[J]. 石油钻探技术, 2011, 39 (5)：8-13.

［9］张桂林, 陈志宁. 现行钻井井控标准存在的问题分析及修订建议[J]. 石油钻探技术, 2014 (1): 7-13.

［10］孙孝真, 牛罡. 对钻井井控的再认识[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

陈佩华（1984-），男，江苏泰州人，中级工程师，2011年毕业于中国石油大学(北京)机械设计制造及自动化专业，研究方向：油气井井控培训。

TE92

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1004-0935（2021）04-0572-03