陳佩華，張文喜，張璐，張旭

現(xiàn)行井控標(biāo)準(zhǔn)中存在的問題與改進(jìn)措施

陳佩華，張文喜，張璐，張旭

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司， 天津 300452）

為準(zhǔn)確理解國內(nèi)外井控標(biāo)準(zhǔn)中的各項(xiàng)要求，充分發(fā)揮標(biāo)準(zhǔn)對(duì)實(shí)際工作的指導(dǎo)作用，對(duì)現(xiàn)行的幾項(xiàng)重要井控標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了介紹并就其不同點(diǎn)進(jìn)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(shí)際情況，為未來修訂和完善標(biāo)準(zhǔn)提供可靠的理論依據(jù)。

鉆井； 井控； 標(biāo)準(zhǔn)； 問題

國內(nèi)油氣行業(yè)通過多年的實(shí)踐與借鑒，逐步形成了井控技術(shù)與設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)。這些標(biāo)準(zhǔn)有的采標(biāo)形成，有的鑒于國內(nèi)特有的實(shí)際情況而制定，均為井控工作發(fā)揮了良好的指導(dǎo)作用。隨著勘探開發(fā)工作向縱深發(fā)展，面對(duì)的復(fù)雜情況越來越多，技術(shù)與裝備也在不斷發(fā)展，井控標(biāo)準(zhǔn)中的一些問題也日益凸顯。這些問題對(duì)井控工作和井控安全造成了不利影響，應(yīng)該進(jìn)行具體分析研究并修訂完善。

1 國內(nèi)外鉆井井控標(biāo)準(zhǔn)現(xiàn)狀

國內(nèi)石油鉆井井控主要有2項(xiàng)國家標(biāo)準(zhǔn)，8項(xiàng)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，其中9項(xiàng)是推薦標(biāo)準(zhǔn)，1項(xiàng)是強(qiáng)制標(biāo)準(zhǔn)。本次筆者分析研究其中的7項(xiàng)標(biāo)準(zhǔn)。

1.1 標(biāo)準(zhǔn)GB/T 31033—2014[1]

該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了石油天然氣鉆井作業(yè)的井控技術(shù)要求，適用于陸上、灘海石油天然氣勘探、開發(fā)鉆井作業(yè)中的油氣井壓力控制，是重要的井控標(biāo)準(zhǔn)之一。

1.2 標(biāo)準(zhǔn)SY/T 7453—2019[2]

該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了海洋鉆井作業(yè)的井控技術(shù)要求，適用于淺水、深水石油天然氣勘探開發(fā)的鉆井作業(yè)，完井和測(cè)試作業(yè)可參照?qǐng)?zhí)行，從中國海洋石油企標(biāo)升級(jí)而來，貼近海洋實(shí)際作業(yè)要求。

1.3 標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5964—2019[3]

該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了陸上鉆井井控裝置組合配套形式、安裝、調(diào)試和使用規(guī)范，適用于陸上石油天然氣鉆井井控裝置。

1.4 標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6868—2016[4]

該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了陸上和海上鉆機(jī)（鉆井駁船式、平臺(tái)鉆機(jī)式、自升式和浮式）用防噴設(shè)備的安裝和測(cè)試要求。

1.5 標(biāo)準(zhǔn)AQ 2012—2007[5]

該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了石油天然氣勘探、開發(fā)生產(chǎn)和油氣管道儲(chǔ)運(yùn)的安全要求，適用于石油天然氣勘探、開發(fā)生產(chǎn)和油氣管道儲(chǔ)運(yùn)。

1.6 標(biāo)準(zhǔn)API Std 53 第五版[6]

該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了預(yù)期井況下的設(shè)備安裝與測(cè)試操作，適用于鉆井作業(yè)的防噴器控制系統(tǒng)操作。

1.7 標(biāo)準(zhǔn)API RP 59（R2018)[7]

該標(biāo)準(zhǔn)出自美國石油協(xié)會(huì)，給出了在未出現(xiàn)溢流時(shí)或溢流后重新獲得控制的推薦操作，是井控技術(shù)的作業(yè)指導(dǎo)書。

2 標(biāo)準(zhǔn)中存在的問題與解決建議

經(jīng)過分析，筆者認(rèn)為現(xiàn)行的如上標(biāo)準(zhǔn)中存在以下4種普遍問題。

2.1 關(guān)于井控裝置壓力級(jí)別配套問題

AQ 2012—2007石油天然氣安全規(guī)程中規(guī)定：“井控裝置應(yīng)符合下列規(guī)定：根據(jù)所鉆地層最高壓力，選用高于該壓力等級(jí)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(shù)規(guī)范中規(guī)定“井控裝置配套：防噴器壓力等級(jí)應(yīng)與相應(yīng)井段中的最高地層壓力相匹配，同時(shí)綜合考慮套管最小抗內(nèi)壓強(qiáng)度的80%、套管鞋處地層破裂壓力、地層流體性質(zhì)等因素”[1]。SY/T 5964—2019鉆井井控裝置組合配套、安裝調(diào)試與使用規(guī)范規(guī)定：“防噴器組壓力等級(jí)的選用應(yīng)與裸眼井段中最高地層壓力相匹配”[3]。API STD 53（R2018)規(guī)定，對(duì)于地面防噴器組安裝的每個(gè)閘板防噴器，額定工作壓力應(yīng)大于或等于所遇到的最大井口壓力；對(duì)于水下防噴器組安裝的每個(gè)閘板防噴器額定工作壓力應(yīng)至少等于所遇到的最大預(yù)期井口壓力[6]。SY/T 7453—2019規(guī)定井控裝置的額定工作壓力應(yīng)高于相應(yīng)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(jí)不應(yīng)低于70 MPa[2]。

2.1.1 情況分析

發(fā)生溢流或井噴后，井內(nèi)總會(huì)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(chǎn)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(nèi)噴空了，井內(nèi)充滿了氣體，此時(shí)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(jí)別的依據(jù)，將造成配置防噴器壓力級(jí)別過高，造成不必要的資源的浪費(fèi)。國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的不合理，應(yīng)按照井口可能出現(xiàn)的壓力配套防噴器，對(duì)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行修訂；國外標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定按照井口可能出現(xiàn)的最高壓力配套防噴器，具有科學(xué)合理性，應(yīng)予以采納。

2.1.2 對(duì)應(yīng)建議

普通井按照井口可能出現(xiàn)的最高壓力配套防噴器，即井口裝置壓力等級(jí)不低于井口可能出現(xiàn)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(jí)不應(yīng)低于70 MPa[2]。

2.2 關(guān)于遠(yuǎn)程控制臺(tái)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(diào)試與維護(hù)規(guī)定“正常鉆井作業(yè)施工中，在防噴器打開到位、液動(dòng)閥關(guān)閉到位的情況下，遠(yuǎn)程控制臺(tái)各防噴器、液動(dòng)閥操作手柄宜置于中位”[2]。其他標(biāo)準(zhǔn)對(duì)此未作規(guī)定。API Std 53 第五版和 API SPEC 16D第三版均去掉了原來版本中規(guī)定的鉆井中手柄位置為開位（不是中位）和關(guān)位的條款。

2.2.1 情況分析

在國內(nèi)各大油田規(guī)定換向閥位置均不一樣，有的規(guī)定在中位，有的規(guī)定在與防噴器實(shí)際開關(guān)對(duì)應(yīng)的位置。國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5964—2019建議宜在中位，忽略了操作手柄的不同機(jī)能，如果是O”型機(jī)能，那么在中位是可以的，如果三位四通閥是“ Y”型機(jī)能，那么在中位是不可取的，那樣會(huì)導(dǎo)致管路泄壓，進(jìn)而引起閘板滑動(dòng)到關(guān)位。國外標(biāo)準(zhǔn)刪除原來的規(guī)定，可能也是由于不同國家制造的裝備在細(xì)節(jié)處有所差異，因而未做明確規(guī)定[8]。

2.2.2 對(duì)應(yīng)建議

建議SY/T 5964—2019標(biāo)準(zhǔn)在下次修訂時(shí)進(jìn)一步明確不同類型的三位四通閥對(duì)應(yīng)的狀態(tài)要求。采用“Y”型機(jī)能三位四通閥時(shí)，宜至于開位；采用”O(jiān)”型機(jī)能三位四通閥時(shí)，宜至于中位。

2.3 關(guān)于關(guān)井操作中平板閥使用順序及其壓力等級(jí)問題

GB/T 31033—2014石油天然氣鉆井井控技術(shù)規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)中要求“先關(guān)節(jié)流閥（試關(guān)井），再關(guān)節(jié)流閥前端的平板閥”。在四種工況的關(guān)井操作中，要求都一樣。其他3種工況關(guān)節(jié)流閥（試關(guān)井）的規(guī)定，與鉆進(jìn)工況完全相同。在SY/T 6868—2016中規(guī)定對(duì)于地面防噴器系統(tǒng)初始試驗(yàn)節(jié)流閥下游試壓要求是“節(jié)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(guī)定。

2.3.1 情況分析

張桂林等[9]提出關(guān)井操作中“先關(guān)節(jié)流閥（試關(guān)井），再關(guān)節(jié)流閥前端的平板閥”的做法，對(duì)井控安全十分不利。一旦發(fā)生平板閥的損壞，不但會(huì)影響到這一條通道的節(jié)流閥的使用，而且會(huì)嚴(yán)重影響整套管匯節(jié)流控制能力。對(duì)于14、21 MPa 節(jié)流管匯，節(jié)流閥前端的平板閥損壞將造成整套管匯失去功能，而對(duì)于35、70、105 MPa節(jié)流管匯，將會(huì)造成1或2套節(jié)流閥失去功能。建議先關(guān)閉節(jié)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(duì)應(yīng)建議

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

同時(shí)建議將標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6868—2016作更新，對(duì)節(jié)流閥后的平板閥初始試壓值調(diào)整為“閘板防噴器、井口系統(tǒng)或節(jié)流閥入口的額定工作壓力，取較小者”，這樣才能做到標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一連貫。

2.4 關(guān)于關(guān)井方法的問題

GB/T 31033—2014《石油天然氣鉆井井控技術(shù)規(guī)范》介紹了兩種關(guān)井方法，但是未明確用哪種方法。SY/T 7453—2019介紹了兩種關(guān)井方法，規(guī)定“發(fā)生溢流時(shí)宜采取硬關(guān)井”。API RP 59 （R2018)《井控作業(yè)推薦作法》介紹了兩種方法的優(yōu)缺點(diǎn)，亦未推薦采用哪種方法。

2.4.1 情況分析

軟關(guān)井是發(fā)生溢流后先開通節(jié)流管匯，再關(guān)防噴器，最后關(guān)閉節(jié)流管匯的關(guān)井方法。具有軟特性，利于井口保護(hù)，在井內(nèi)管柱較少或和噴勢(shì)很大時(shí)更應(yīng)該采用，適應(yīng)性強(qiáng)。

硬關(guān)井是發(fā)生溢流后直接關(guān)閉防噴器，節(jié)流管匯處于關(guān)閉狀態(tài)。關(guān)井快，但不利于井口保護(hù)和關(guān)井安全，輕微溢流時(shí)可采用，在井內(nèi)管柱較少或噴勢(shì)很大時(shí)不能進(jìn)行硬關(guān)井，適用性差。

2.4.2 對(duì)應(yīng)建議

在國內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)中給出關(guān)井方式的適用情境，給讀者以明確解決方案。建議在井涌時(shí)，提倡硬關(guān)井。井噴時(shí)提倡軟關(guān)井[10]；同時(shí)，在標(biāo)準(zhǔn)中給出軟硬關(guān)井下的初始設(shè)備狀態(tài)。

3 結(jié) 論

1）井控裝置壓力等級(jí)的選擇配套要安全與經(jīng)濟(jì)并重，在安全范圍內(nèi)，建議國內(nèi)行業(yè)選擇最大預(yù)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(yīng)該根據(jù)具體元件結(jié)構(gòu)功能而定，不能一概而論。建議油氣行業(yè)統(tǒng)一控制系統(tǒng)采用的三位四通閥型號(hào)，進(jìn)而可以統(tǒng)一初始位置，便于未來安裝操作。

3）關(guān)井程序中閥門的使用需要考慮先從外到內(nèi)、自后而前，后面的不壞，前面的不用的原則，修訂現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)勢(shì)在必行。

4）標(biāo)準(zhǔn)關(guān)井程序需要從有據(jù)可依、現(xiàn)場(chǎng)可行、未來可靠的原則進(jìn)行修訂，明確步驟，切實(shí)發(fā)揮指導(dǎo)作用。

［1］GB/T 31033—2014. 石油天然氣鉆井井控技術(shù)規(guī)范[S].

［2］SY-T 7453—2019. 海洋鉆井井控技術(shù)要求[S]．

［3］SY/T 5964—2019. 鉆井井控裝置組合配套、安裝調(diào)試與使用規(guī)范[S].

［4］SY/T 6868—2016. 鉆井作業(yè)用防噴設(shè)備系統(tǒng)[S].

［5］AQ2012—2007. 石油天然氣安全規(guī)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(guān)于兩個(gè)井控爭(zhēng)議問題的討論[J]. 石油鉆探技術(shù), 2011, 39 (5)：8-13.

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

［10］孫孝真, 牛罡. 對(duì)鉆井井控的再認(rèn)識(shí)[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(jí)工程師，2011年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)機(jī)械設(shè)計(jì)制造及自動(dòng)化專業(yè)，研究方向：油氣井井控培訓(xùn)。

TE92

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1004-0935（2021）04-0572-03