企标2028-2007：海上钻井作业气井井控规范

Q/HS中国海洋石油总公司企业标准QHS20282007海上钻井作业气井井控规范SPECFICATIONFORGASWELLCONTROLOFOFFSHOREPETROLEUMDRILLINGOPERATIONS20070308发布20070601实施中国海洋石油总公司发布Q/HS20282007目次前言1范围12规范性引用文件13术语和定义14基本要求15预防方案措施46井控基本方法5IQ/HS20282007前言本标准由中国海洋石油总公司开发生产专业标准化委员会提出并归口。本标准起草单位中国海洋石油基地集团监督监理技术公司。本标准起草人刘金山。本标准主审人刘良跃、陈建兵。IIQ/HS20282007海上钻井作业气井井控规范SPECFICATIONFORGASWELLCONTROL范围本标准规定了钻遇储气层前后井控预防和井控作业的基本技术要求。本标准适用于中国海洋石油总公司海上石油勘探开发工程一般水深钻井井控作业。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。SY/T51272002井口装置和采油树规范SY/T65922004固井质量评价方法SY/T50872005含硫化氢油气井安全钻井推荐做法Q/HS40122003可燃气体探测报警仪检测要求SY/T60442004海上石油作业安全应急要求SY/T60231996油气井井喷着火抢险作法海洋石油作业硫化氢防护安全要求（1989）3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。31安全作业周期SAFETYOPERATIONSPERIODS钻开储气层后，从中止泥浆循环到再次建立循环，储气层保持不喷不漏状态的持续安全时间段。32平台PLATFORM用于在海上进行钻井作业的平台，包括固定式平台、自升式平台、浮式平台等。4基本要求41井控系统基本要求411防喷器组的储能器应安装在平台安全区域内。防喷器组控制盘的配备应不少于两台，一台应安装在钻台便于司钻及时和有效操作的位置；一台宜安装在生活区域并便于在应急情况下操作的位置。412闸板防喷器和钻井四通的额定工作压力等级应大于储气层最高地层压力的12倍。环形防喷器的额定工作压力等级应等于或大于闸板防喷器的1/2。环形防喷器宜具有调节和自动补偿关闭压力的功能，闸板防喷器芯子应具有悬挂井内全部钻具重量的功能。413水上防喷器组安装最低配置标准为环形防喷器闸板防喷器剪切全封闸板防喷器钻井四通闸板防喷器钻井四通。414水下防喷器组安装最低配置标准为上环形防喷器下环形防喷器剪切全封闸板防喷器上闸板防喷器中闸板防喷器下闸板防喷器。415防喷器组安装后要保持与井架游动系统在悬吊钻具时同心居中。特殊压井作业时，钻柱接头悬挂在下闸板防喷器的位置应不妨碍钻柱与套管环空循环通道的畅通。1Q/HS20282007416节流管汇和压井管汇额定工作压力等级应与闸板防喷器额定工作压力等级一致。417水上防喷器组钻井四通配置的压井和节流闸阀应分别串联安装为手动和液压控制的两种，手动闸阀应紧邻钻井四通相接并平时保持常开位置。压井管汇内径应50MM，节流管汇内径应75MM。418水下防喷器组的压井和节流管线出口应分别串联安装两套液压控制安全阀，节流管线出口在防喷器组宜分别配置为上下两组液压控制安全阀，水下防喷器组的压井和节流管汇内径应大于75MM。419放喷管汇接口之间的连接方式应保障整体稳固牢靠，避免小曲率半径的弯转，保证流道畅通以减少液流冲蚀。4110防喷器组中的闸板防喷器应配置手动或遥控闸板锁定装置。4111储能器组的电或气动液压泵的动力控制系统应单独设立。储能器瓶应充足氮气，储能器瓶自身的压力储备能量应保证重复不少于两组次边续对防喷器组打开和关闭动作的完成。4112防喷器液压控制管线宜为硬管线连接，软管线连接应采用具有阻燃隔热的金属铠装软管。4113防喷器组及管汇系统组装好后应分别进行开关动作与通水功能检测，保证安装正确和操控动作协调。4114防喷器组及管汇系统组装后应分别进行2MPA的低压检测试验和不低于防喷器额定工作压力80的高压检测试验，试压中保持稳压持续时间应不少于15MIN。防喷器组及管汇系统的试压介质为氮气或海水。42套管头和油管四通基本要求421套管头和油管四通的技术要求应符合SY/T51272002中的相关规范。套管头和油管四通的额定工作压力等级应等于或大于储气层最高地层压力，试验压力应不低于套管头和油管四通额定工作压力的80，试压中保持稳压持续时间应不少于15MIN。422套管头套管悬挂卡瓦与套管外经的啮合圆周面应相互吻合，悬挂力应考虑工作环境压力和温度的变化使套管串产生张力对套管悬挂和密封的影响。43套管和固井基本要求431高压气井中的气层套管丝扣连接部位应具有气密封性能。如油气层含有硫化氢等有害气体时应选用抗硫化氢等有害气体的管材。技术和气层套管抗内压强度设计要综合考虑，最低应不小于储气层的最高地层压力。432技术套管的下入深度宜接近储气层顶部位置，同时套管鞋应坐落在较致密和低渗透性的岩层。433技术套管水泥有效封固垂深高度在管鞋以上应不少于400M；技术套管与上层套管鞋重叠段应进行封固，有效封固垂深高度在上层套管鞋位置上下分别不少于50M。434气层套管水泥有效封固垂深高度在储层顶部以上应不少于200M；气层套管与上层技术套管鞋重叠段应进行封固，有效封固垂深高度在上层技术套管鞋位置上下分别不少于50M。435采用尾管方式作为气层套管固井时，尾管与上层套管鞋以上重叠段和水泥有效封固段应不少于150M，尾管采用多级方式固井时最上一层储层水泥有效封固垂深高度在储层顶部以上应不少于200M。尾管悬挂器结构应具有可回接套管的功能，尾管悬挂器结构应采用尾管封隔器辅助封隔套管重叠段之间的环空。436封固储气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。储气层固井后的候凝期间应关井候凝，关井候凝中宜根据井况和水泥浆物理失重过程以及终凝时间采取对套管环空适度憋压候凝的措施。437采用多级固井方式，储气层井段的水泥浆宜确认终凝并无危害气窜现象后再进行下一级的固井作业。438开发生产井的气层套管固井宜进行全井段封固，采用尾管作为气层套管宜固井后进行回接套管并固井。439在钻穿套管鞋前，应对套管串进行压力密封试验，试验压力不大于套管抗内压强度的80，压力试验时的持续稳压时间应不少于15MIN。4310水泥封固段的固井质量应不存在地层气体在不同岩性地层串通的可能。固井质量检测评价方法2Q/HS20282007应执行SY/T65922004相关要求。44钻井工具基本要求441旋转钻井作业中应控制钻具偏磨套管串内壁，宜采取在钻柱中配置减磨工具等相关措施防磨。442在未打开和打开储气层的作业中，应在钻柱下端接近钻头适当位置安装防喷阀，防喷阀的额定工作压力等级应等于或大于储气层最高地层压力。443顶部驱动设备或方钻杆下方应安装旋塞阀，旋塞阀的额定工作压力等级应等于或大于储气层最高地层压力，顶部驱动设备旋塞阀的开关控制应为遥控方式。444钻台醒目地点应备用处于开启状态的防喷阀，防喷阀配套应急装接钻具的辅助工具，防喷阀额定工作压力等级应等于或大于储气层最高地层压力。445安装水下防喷器组的浮式平台应在钻台醒目地点备用应急钻杆吊挂器，应急钻杆吊挂器要与水下井口头内的抗磨补心匹配。446钻台醒目地点应根据钻具组合备用应急下钻的变扣接头以及下气层套管作业时的循环/应急下钻的接头。447如油气层含有硫化氢等有害气体时，下井作业工具要采用具有抗硫化氢等有害物质腐蚀与破坏能力的材料或工艺制成。45泥浆材料基本要求451应根据储气层压力系数和钻井液密度配比情况选择加重材料。在中止钻井液循环的静止时间阶段，井筒内的钻井液性能应在高温、高压和地层流体侵入的情况下保持对加重材料具有良好悬浮的作用。452要充分评估储气层地层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料和满足压井循环要求的加重钻井液备用。453平台、守护船和运输船应配置储存散装加重材料的灰罐，灰罐内应随时储备钻井液加重材料。454含有硫化氢的气井，应储备和使用硫化氢清除剂以及提高PH值的碱性材料。46其他设施配备基本要求461钻入储气层前应对影响井控作业质量的设备和设施进行运转和检测试验，试验工况应满足施工作业的基本要求。462钻井作业区位置要处于季节自然风的下风口。463存在易于聚集井内有害气体的的舱室、钻台和钻井液净化设施等场所应设置排风设施，排风设施为电器启动方式时，产品和安装质量应符合电器防爆行业标准的相关要求。464平台上应配备防毒气和救生等设施。同时应配备可携带气瓶的正压式空气呼吸器，气瓶储气量应可维持应急抢险作业人员05H或以上时间的呼吸生存能力。在含有硫化氢地层作业时，应按海洋石油作业硫化氢防护安全要求（1989）有关条款执行。465平台守护船应具备救助消防能力，守护船救生器材配备标准应满足平台撤离人员的需求，陆岸基地应配备应急救生直升飞机。466岸上、平台、守护船等通讯系统要具备两种以上类型通讯设施。应保障全天候可随时具有良好的通讯联络。467除气器和气体分离器分离出的气体应具备遥控点火燃烧排放的功能。气体排放管线应两条以上并设置在不同方向，要做到根据风向变化随时调整气体排放流程。468泥浆泵和固井泵作为压井设备应保障运行正常和稳定，泥浆泵的泵速控制方式宜具备无级速度调节功能。469可燃气体和有毒害气体检测仪应分别设在泥浆舱、钻井液返出口和钻台等危险区域，可燃气体和有毒害气体报警显示装置应设在司钻操作台、地质录井工作间、监督和平台值班室内。4610应配备便携式可燃气体及有毒气体检测仪，便于在危险区域工作的人员使用以及与固定检测仪测量数值的相对校核。4611钻井和井控仪表以及采集记录仪器应进行校验，记录和显示的数据应清晰和准确。可燃气体和3Q/HS20282007有毒气体检测仪、报警仪的检验要求按Q/HS40122003执行。47安全资质基本要求471井控预防和作业所配置的井控设备及设施、管材、工具和化工材料等产品的制造质量控制标准应符合国际或国家石油天然气行业最新版本的相关标准。制造厂商应取得国家或国际权威认可部门颁发的产品制造资质授权证书，产品出厂时间应在授权书的有效期范围内。472井控预防和作业所配置的防毒、防火、救生、急救、逃生等重要器材的产品制造质量控制标准应符合国际或国家有关行业最新版本的相关标准。制造厂商应取得国家或国际权威认可部门颁发的产品制造资质授权证书，产品出厂时间应在授权书的有效期范围内。473井控预防和作业所配置的设备、设施和工具应按相关规范由有资质的部门进行检测。474平台应经国家安全管理部门和船级社检验并颁发有效的使用许可证书。48人员资历基本要求481平台和其他有关作业人员应取得硫化氢防护培训证书。482钻井作业人员应取得井控培训证书。483平台参与压井作业的各专业监督、平台经理和各工种工程师等管理人员应根据各自的工作职责，具备井控作业中突发问题处理的应变能力。484平台参与压井作业的主要操作人员应根据各自的工作职责，了解平台压井作业流程。对本岗位设备操作方法、性能和流程要熟练清楚，并具备一定突发故障处理的应变能力。485井架工工种以上钻井作业人员应具备可独立操作防喷器进行关井的技能。5预防方案措施51作业基本方案511进入储气层前作业5111钻穿套管鞋后进入新地层5M应进行地层漏失试验，测试取得破裂压力、漏失当量密度、注入量、回吐量和地层吸收能力的数据。漏失试验最大压力不超过套管抗内压强度的80。5112应防止气井井控作业中钻柱管串短路循环情况的发生。入井钻具各项检测指标要达到API有关标准或制造厂家标准的优质以上级别。使用方法应满足API有关要求，非API标准的应满足制造厂家的要求。5113在未掌握储气层特性的情况时，钻开储气层前的钻头水眼和井下钻具组合配置宜考虑在复杂情况下，便于特殊工具和堵漏材料的应用。5114在进入储气层前的钻井作业中，宜根据井下情况进行裸眼井段的地层漏失对比试验，漏失压力低于设计储气层地层压力时，应采取切实可行的堵漏措施或变更设计方案。应保障储气层以上裸眼井段地层破裂压力大于储气层地层压力的安全控制范围压力。5115钻开储气层前和钻开储气层后每作业班组应以正常钻进时泥浆泵泵速的1/2和1/3速率做单泵循环压耗测试。5116安装水下井口的平台在压井和阻流管汇线路过长存在较大流动阻力的情况下，井口安装后宜在不同的排量下实际测量压井和阻流管汇的循环压耗。5117冰冻季节作业时，井控设施系统以及压井、放喷等管汇应采取防止液体冻结的措施。5118钻井作业中应至少每周进行一次防喷器组的功能检测。打开储气层前应进行防喷器组的功能检测和井控设施安全检查，保障安全可靠后再进行钻进作业。512进入储气层作业5121钻开储气层后应停钻，采取循环、短起下钻和再循环等方式观察井中气侵情况，在调整钻井液密度和其他参数满足储气层安全钻井的情况下方可恢复钻进作业。5122钻开储气层后的钻进作业和下钻作业时应防止钻具水眼或防喷阀的阻塞。5123在关井中当预计井内钻具有效重量不能抗衡套管压力产生的上推力时，要立即卡好钻杆死卡。4Q/HS202820075124在进行泡油解卡、注水泥等作业时其注入井内液体的密度应考虑井筒液柱压力对储气层地层压力的影响。5125电测或下套管等作业前，钻台立柱盒排放钻铤和其他工具的位置应不妨碍紧急状态时抢下光钻杆作业的进行。5126起下钻时应参照测算的波动压力分析结果控制起下钻速度，避免对储气层造成过激的压力波动。5127起钻作业时应使用专用计量罐连续往井中补充钻井液，应派专人对钻具起出与灌入钻井液量情况核查对比以及密切观测井口液面状态的变化。5128下套管作业中应计量观察浮阀自动灌浆情况。当浮阀失去灌浆效果时宜采用人工方式灌浆。下套管作业中途或结束，在需要循环钻井液时套管内应灌满钻井液后再进行。5129在没有采取安全有效的保障措施之前，钻开储气层后不应继续钻开另一不同压力结构系统的地层。51210钻穿储气层后在下部地层压力系数低于储气层或地层压力未掌握的情况下，在留有一定深度的技术井底后宜结束本井段的钻进作业。513安全作业周期5131在钻开储气层后的起钻、电测或下套管等作业前应进行评估、验证安全作业周期和钻井液密度。5132安全作业周期的评估和验证宜根据储气层的能量、孔隙度和渗透率等岩层物性、气体侵入量和速度、气体上移速度、有毒有害气体的性质、泥浆密度和循环当量密度、井眼状况、泥浆稳定性等情况综合考虑，并利用短起下钻和静止观察方式模拟推测等因素测定。5133当测定的安全作业周期满足不了起下钻、电测或下套管等作业持续时间时，应调整钻井密度和作业程序以保障安全作业的需要。测定的安全作业周期仅为参考数据，应在作业中随时跟踪监查、适度调整、适时控制。6井控基本方法61井控作业实施要求611压井作业中应严格按照压井作业程序进行操作，各岗位人员分工应明确。防喷器的操作人员要熟知各个防喷器关闭位置到转盘面的距离，司钻操作台需在相关位置张挂标注防喷器组与转盘面距离的示意图，关闭防喷器时要避开钻杆接头处于胶芯密封关闭的位置。612应在防喷器开关控制等重要部位配置预防误操作装置或提示标识。重要的井控操作进行时宜两人到现场，以对操作程序相互核查确认。613应确认侵入井中的气体在无泄漏的情况下进入气体分离器并按预定管汇排出。排气时应派专人观察出口排气情况并根据风向改变操作方式。614应确定安全可靠的排气和点火方案，按照方案根据现场风向的变化选择直接排放或燃烧方式进行，排出含有硫化氢等毒害气体将对人员生命造成伤害时应燃烧排放。615当地层气体大量侵入井内时的关井时间不宜过长，要控制立管压力并调节释放套管压力，避免气体上移压漏地层。616在井控作业中应安排专人负责检查、收集、记录、整理有关各项数据的采集和收编工作。62常规井控621当发生溢流后应立即停止正在进行的作业，按照井控程序进行关井。622关井后应在钻杆压力和套管压力趋于保持稳定后，记录钻杆压力及套管压力。623钻柱内装有单流阀，在进行钻杆压力的测试时应以最低泵速启动打开单流阀，以确定立管压力数值。624当发生井中有溢流现象，关井后测试钻杆压力读数值为零、套管压力读数值不为零时，应分析判断，如气侵宜循环排气。5Q/HS20282007625压井结束达到钻杆和套管压力为零，宜确认无气体溢出井口时再考虑开井活动钻具，循环调整钻井液性能达到进出口密度差小于002G/CM3后再进行下步作业。626钻具未在井底进行压井作业时，压井作业初步结束后应视井下情况分段下钻关井循环排气和根据地层压力调整钻井液密度。63空井井控631在空井状态下，当井口发生溢流征兆时应立即采取措施，避免过多气体继续侵入井内。632当井筒液柱压力高于储气层压力，仅仅是侵入井内的气体滑移膨胀到井口释放，可关井后开启放喷闸阀排气和分段下钻关井循环排气。633当气体侵入井内造成井筒液柱压力低于储气层压力引起井涌，应立即进行空井井控作业。634当电测作业电缆在井中发生溢流预兆时A）如条件允许宜尽快回收井下电缆到井口，否则立即关闭剪切全封闸板防喷器切断电缆关井；B）当井下条件不允许进行电缆回收作业，可利用特殊工具把电缆座挂在防喷器或套管头的井口装置上，关闭剪切全封闸板防喷器切断电缆关井。635空井井控作业根据井下情况推荐采用以下压井方式A强行下钻以常规方式压井；B容积法方式压井C挤注方式压井。6351强行下钻作业要点A空井状态下抢接光钻杆下钻，光钻杆组合下端应接引导工具，光钻杆组合底部适当位置应安装防喷阀；B强行下钻中途无效时，如井下钻具重量不能抗衡地层压力产生的上推力时，关井作业应按照5123执行。6352容积方式压井作业要点A在水基泥浆体系中当气体达到井口时置换液宜使用饱和盐水；B压井作业中应控制井口压力防止气体向上滑移膨胀过程中释放压力而压裂套管鞋附近或低压高渗地层，同时也应抑制储气层气体继续侵入井内；C压井作业中在侵入井中的气体全部排出井口时，宜完成气、液的置换程序；D在油基泥浆体系中不宜采用容积法方式进行压井作业。6353回注方式压井作业要点A在对易漏地层可控的条件下，可采用回注方式压井，即把侵入井内的气体以塞流方式回推注入储气层；B作业时要注意控制回注压力，视储气层的地层压力和吸收能量以间歇方式进行，防止不可控的井漏发生；C在采用回注方式压井中应防止憋漏其他地层，压井作业方案要考虑裸眼段内各个岩层的地层压力系数和井口以及套管的承压能力。636压井作业初步结束后宜下钻到套管鞋关井循环排气，然后视井下情况分段下钻并关井循环排气。64井漏井控641应防止在钻开储气层后由于同一裸眼井段内存在多个不同性岩层和不同压力结构的系统原因，而产生岩层的层与层之间相互漏、喷复杂情况的发生。642发生井漏时应正确判断井下漏失岩层层位和特性，依据井漏发生的原因、漏失速度和漏失量等，综合分析判断制定相应的作业方案。643在易于井漏的地层进行钻进时应在下部钻具组合中安装旁通阀，旁通阀额定工作压力等级应等于或大于储气层最高地层压力。644当钻开储气层发生井漏并转为漏喷同层的情况下，宜采用较低密度钻井液充满钻柱内并读取立管6Q/HS20282007压力，根据立管压力测算的地层压力进行适当钻井液密度的调整。645由于钻井液密度原因造成其他地层井漏，如果井筒液柱压力高于储气层安全控制压力，宜适当降低钻井液密度到储气层的安全控制压力。646由于钻井液密度原因造成其他地层井漏，如果井筒液柱压力与储气层安全控制压力平衡，宜在钻井液中添加可循环钻进的堵漏材料。647由于井筒环空循环压力过高原因造成井漏，宜适当降低泥浆泵泵速和钻速，并在钻井液中添加可循环钻进的堵漏材料。648当漏层在储气层下部发生上喷下漏或地下井喷现象时，宜先堵漏后压井或压井堵漏同时进行。649当漏层在储气层上部发生下喷上漏或地下井喷现象时，如果漏层与储气层垂直井段之间可以利用高密度钻井液达到整体井筒液柱压力平衡于储气层压力状态，则先压井后堵漏。6410当漏层在储气层上部发生下喷上漏或地下井喷现象时，如果漏层与储气层垂直井段之间借助于高密度钻井液不能使整体井筒液柱压力平衡储气层压力，利用可解堵凝固封堵液分段或一次完成封阻储气层和堵漏。利用封堵液封堵储气层，应具备下列作业条件A保证钻井提升、循环以及动力等系统设备良好无故障；B保障替、注液体量的计量准确；C保障钻具在井内起、下畅通无严重阻卡现象；D保障钻具水眼畅通无阻；E保障实施作业速度和施工程序的连续和协调性。6411当含有硫化氢气体的井中发生井漏，由于产生漏喷现象引起硫化氢窜到地面，评估硫化氢空气含量达到SY/T50872005规定的临界浓度时，要立即采用切实可行的堵漏剂和工艺封堵漏层，并达到一次堵漏成功，以控制井筒气侵和气体窜出到地面，造成井下工具硫化氢侵蚀的破坏和地面人员的伤害。65浅层气井控651确定井位前应对浅层气地层构造进行勘查以及利用其他资料，评估浅层气对钻井作业危害程度以利于防范。652隔水或表层套管宜坐落在较致密的地层，水泥应至少封固到海床泥面，隔水或表层套管管壁和井壁要胶结良好，避免浅层气体窜到海底。653在预测有浅层气的井位进行钻井作业时，应安装分流旋转器，气体排出管线内径宜大于150MM。654开钻时宜使用小直径钻头钻穿浅层气，经过观察评估和采取安全措施后，使用领眼扩眼钻头钻进。655在安装分流旋转器的情况下，钻开浅层气气层后根据井下情况宜利用海水适度钻进并分流排气。656浅层气井涌或井喷时为避免憋漏地层，应采用软关井方式关井并同时进行分流排气。657利用钻井液对浅层气气层进行压井时，钻井液密度大小应根据井况确定，防止压漏套管鞋附近的地层。如有漏失现象宜用海水分流排气，在用海水分流排气中要注意井壁的稳定情况。658要采取必要的措施避免由于浅层气压力释放后的海床地表岩层塌陷，使套管串连同井口设施失稳下陷的发生。659浅层气井的固井作业在不能保证固井质量良好封固的情况下，宜在上层套管鞋位置安装套管外封隔器。66硫化氢等有毒有害气体井控661含硫化氢等毒害气体安全钻井作业规范应符合SY/T50872005中的相关要求。662在实钻过程中宜采用先进的仪器工具，跟踪预测油气层顶部的界面深度和储气层的地层压力。663在含有硫化氢的井段钻进作业时，在安全控制无保障的情况下应不采用欠平衡或近平衡方式进行钻井作业。664当含有硫化氢等毒害气体的井发生井漏后，应执行6411方法进行。665当含有硫化氢等毒害气体的储层发生井涌时，处理原则应为7Q/HS20282007A井下条件允许的情况下把侵入井筒中硫化氢等毒害气体平推回注入储地层；B侵入井筒中的危害气体返到井口时应安全控制排放。666当循环压井时，压井钻井液应提高PH值和加入除硫处理剂。667当采用平推回注方式压井作业时，应执行6353方法进行。668回注方式可采取正回注、反回注和正反组合回注方式，任何一种方式可视井下下部钻具和储层位置而定。669当钻穿含有硫化氢等毒害气体油气层时根据需要留有一定深度的技术井底后应结束本井段的钻井作业，并应尽快进行下套管固井封固或其他方式的封固作业。67