QHS 海上钻井作业井控规范

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Q/HS 2028—2010
海上钻井作业井控规范
1 范围
本标准规定了海上钻井作业的井控技术要求。 本标准适用于公司海上钻井作业，非海上钻井作业参考使用。
2 钻井井控设计
2.1 根据地层孔隙压力、地层破裂压力、岩性，设计井身结构和套管程序，并满足如下要求： a) 初探井、高温高压井、复杂井的井身结构宜备用一层套管； b) 同一裸眼井段中不宜有两个及以上压力体系相差大的油气水层； c) 技术套管鞋宜置于致密或低渗透性的岩层中； d) 套管下深应满足下一井段最高钻井液密度和关井允许最大套管压力的要求； e) 含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性流体的井段，其套管、套管头、井控系统的材质、连接方式和强 度设计应满足要求；气井的生产套管的螺纹和强度设计应满足要求； f) 当油井的气油比大于 350 时，按照气井进行设计。
2.2 常规钻井液密度设计以各井段最高地层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值： a） 油井、水井为 0.05 g/cm3～0.10 g/cm3 或控制井底压差 1.5 MPa～3.5 MPa； b） 气井为 0.07 g/cm3～0.15 g/cm3 或控制井底压差 3.0 MPa～5.0 MPa。
3.2 井控装置的使用
3.2.1 环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。 3.2.2 套压在不超过 7 MPa 情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用 18°斜坡接头的 钻具，起下钻速度不得大于 0.2 m/s。 3.2.3 环形防喷器或闸板防喷器关闭后，在关井套压不超过 14 MPa 情况下，允许钻具以不大于 0.2 m/s 的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。 3.2.4 当井内有钻具时，非应急情况下，严禁关闭剪切全封闸板防喷器。 3.2.5 关闭防喷器时钻杆接头要避开胶芯密封关闭的位置。 3.2.6 不得用打开防喷器的方式来泄井内压力。 3.2.7 钻开油气层后，定期对闸板防喷器开关活动及环形防喷器试关井（井内有钻具条件下）。闸板防 喷器每次起下钻进行一次开关活动，若每日多次起钻，只开关活动一次即可。 3.2.8 压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻 措施；应在节流管汇处明显标示最大允许关井套压值。 3.2.9 井控管汇上所有闸阀都应挂牌编号并标明其开、关状态。 3.2.10 应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
2.3 油水井的井控系统额定工作压力不应低于最大地层孔隙压力，气井井控系统的额定工作压力不应低 于最大地层孔隙压力的 1.2 倍，用于探井的井控系统额定工作压力不应低于 70 MPa。 2.4 探井的表层和技术套管固井后，钻入新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试验。 2.5 深井、高温高压井、气井和大位移井的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 宜带有封隔器。 2.6 封固气层井段的水泥浆应具有防气窜功能。 2.7 在钻柱下端接近钻头位置安装钻具止回阀，高压井还应安装一个投入式止回阀接头。 2.8 应在钻台备有钻杆内防喷器、应急下钻的变扣接头、下油气层套管作业时的循环接头。 2.9 顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 2.10 钻具内防喷工具、溢流监测仪器仪表、气体监测仪、钻井液处理及灌注装置、防毒呼吸器的配备 应满足井控要求。 2.11 打开储层前，钻井平台上加重材料的储备量应满足该井段 1.5 倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20 g/cm3 的需要；常压井加重材料储备量不少于 80 t，高压气井加重材料储备量不少于 150 t。 2.12 应评估油气层压力和可能存在的漏喷情况，应在平台储存堵漏材料。 2.13 含有硫化氢的气井，应储备和使用除硫剂以及提高 PH 值的碱性材料。 2.14 在已生产油气田钻井，应了解油气田注水、注气（汽）井分布及注水、注气（汽）情况，分层动 态压力数据。钻开油气层之前，同层生产井应提前 15 日停注、泄压和停产，直到相应层位套管固井候凝 完为止。 2.15 高温高压井现场应配置高温高压钻井液实验仪器。 2.16 深水钻井应进行溢流允许量计算，以 0.12 g/cm3 井涌强度为基础的溢流允许量宜大于 4 m3，否则 应调整井身结构。
并补充相应内容； —— 增加了高温高压井、深水井井控有关内容； —— 增加了附录 A（资料性附录）钻开油气层前检查表、附录 B（规范性附录）压井原始数据表、
附录 C（规范性附录）关井操作程序、附录 D（资料性附录）防喷演习记录表、附录 E（规范 性附录）压井施工单、附录 F（资料性附录）压井施工记录表； —— 删除了防喷器组具体配置要求，保留了基本功能要求，改为“安装的防喷器组其闸板防喷器应 具备剪切和全封闭功能”； —— 缩简了套管和固井基本要求、其他设施配备基本要求、安全资质基本要求； —— 删除了有关修井的文字及内容； —— 删除了人员资历基本要求、安全作业周期； —— 明确了平台加重材料储备量； —— 删除了有关管理性要求； —— 删除了浅层气井控、失控应急措施。 本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司钻井部。 本标准起草人：韦红术、陈建兵、黄凯文、罗勇、刘正礼。 本标准主审人：周俊昌、熊志强。
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前言
本标准的起草依据 GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第 1 部分：标准的结构和编写》。 本标准代替 Q/HS 2028-2007《海上钻井作业气井井控规范》。 本标准与 Q/HS 2028-2007 相比，主要变化如下： —— 删除了术语和定义； —— 对目次进行了调整，相关内容重新组合、排序，增加了钻井井控设计、井控装置的安装和使用，
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2.17 深水钻井的井控设备和钻井液体系应考虑水合物影响的因素。
3 井控装置的安装和使用
3.1 井控装置的安装
3.1.1 套管四通的套管悬挂应考虑环境压力和温度的变化对套管悬挂和密封的影响。 3.1.2 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，一台安装在 钻台，一台安装在远离井口的生活区域。水下防喷器还应具备无线遥控和潜水器（ROV）控制功能。 3.1.3 安装的防喷器组其闸板防喷器应具备剪切、全封闭功能。 3.1.4 地面防喷器组安装应与转盘同心。 3.1.5 放喷管汇接口之间的连接方式应保障整体稳固牢靠。 3.1.6 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。 3.1.7 拆井口前要进行溢流观察，套管内外液柱压力能够平衡地层压力；井口装置内无圈闭压力和聚集 油气，井口区无可燃气体和有毒有害气体等。 3.1.8 生产套管固井后，地面井口在拆防喷器后应安装采油树或安装带有 2 个侧翼出口、翼阀及压力表 的套管四通和盲板法兰，并按标准试压合格。 3.1.9 防喷器组及管汇系统安装好后应分别进行开关动作与通水功能试验；然后分别进行 2.1 MPa 的低 压试验和高压试验；高压试验压力在不超过套管抗内压强度 80 %的前提下，环形防喷器的试验压力为额 定工作压力的 70 %，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力，在明确地层压力低于闸板 防喷器和相应控制设备额定工作压力的 80 %时，闸板防喷器和相应控制设备的试验压力为额定工作压力 的 80 %；稳压时间应不少于 15 min。试压的间隔不超过 14 日。 3.1.10 防喷器控制系统采用规定的防喷器控制液试压，井控装置试压介质均为清水（北方地区冬季加 防冻剂）。 3.1.11 套管四通和油管四通的试验压力应不低于套管头和油管四通额定工作压力的 80 %，稳压时间应 不少于 15 min。 3.1.12 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 %，稳 压时间应不少于 15 min。
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目次
前言··································································································································································· Ⅱ 1 范围·······························································································································································1 2 钻井井控设计 ···············································································································································1 3 井控装置的安装和使用································································································································2 4 钻开油气层前的准备和检验························································································································3 5 油气层钻井过程中的井控作业 ····················································································································3 6 溢流处理和压井作业 ···································································································································4 附录 A （资料性附录） 钻开油气层前检查表 ·····························································································6 附录 B （规范性附录） 压井原始数据表·····································································································9 附录 C （规范性附录） 关井操作程序······································································································· 11 附录 D （资料性附录） 防喷演习记录表 ··································································································14 附录 E （规范性附录） 压井施工单···········································································································15 附录 F （资料性附录） 压井施工记录表 ···································································································17