ICS 75.020 SY E 13 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T7453—2019 海洋钻井井控技术要求 Specification for well control of offshore drilling 2019一11-04发布 2020—05—01实施 国家能源局 发布 SY/T7453—2019 目 次 前言： 范围 2 规范性引用文件 3术语和定义 4 钻井井控设计要求 5井控装置的安装和使用 2 5.1井控装置的安装 5.2并控装置的使用 钻开油气层前的准备和检验 7 油气层钻井过程中的井控作业 溢流处理和压井作业 8 8.1 基本要求 8.2 钻进和起下钻 6 8.3 空井 6 8.4井漏 6 8.5 有害气体 6 8.6深水钻井 6 附录A（资料性附录） 井涌余量计算方法 附录B（资料性附录） 钻开油气层前检查表 9 附录C（资料性附录） 压井原始数据表 12 附录D(资料性附录） 关井操作程序 附录E（资料性附录) 防喷演习记录表 19 附录F（资料性附录） 压井施工单 20 附录G（资料性附录） 压井施工记录表 SY/T 7453—2019 前言 本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。 请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。 本标准由石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司深圳分公司、中海油能源发展股份有限公司工程技 术分公司、中海石油（中国）有限公司湛江分公司。 本标准主要起草人：韦红术、刘正礼、苏峰、邓文杨、苗典远、朱新华、罗鸣。 SY/T7453—2019 海洋钻井井控技术要求 1范围 本标准规定了海洋钻井作业的井控技术要求。 本标准适用于浅水、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。 2 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 SY/T6962海洋钻井装置并控系统配置及安装要求 3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 井涌余量kicktolerance 井涌时能安全关井且循环压井时不至于压漏地层所允许进人井筒的最大溢流量。 3.2 负压测试inflowtest 利用地层压力与井筒压力之差使被试压部分处于负压（欠平衡）状态，对井口密封总成、井下水 泥塞、桥塞、套管及附件等进行由外向内或由下向上的承压试验。 4钻井井控设计要求 4.1井身结构和套管程序应满足如下要求： a）预探井、高温高压井、复杂井1）的井身结构设计宜备用一层套管。 b）同一裸眼井段内不应有两个及两个以上压力梯度差值较大的油气水层。 c）同一裸眼井段内不应有易产生喷漏矛盾的不同油气水层。 d）技术套管鞋宜置于致密或渗透性低的岩层中。 e）套管下深应满足下一井段最高循环当量钻井液密度和井涌余量的要求。 f）井口装置及其附件应满足目标井温度、压力等级及防腐等级等性能要求。 g）含硫化氢、二氧化碳等腐蚀性流体的井段，其套管、套管头和井控系统的材质，以及连接方 式和强度设计应满足防腐及作业安全要求；气井的生产套管的螺纹和强度设计应满足作业安 全要求。 h）当油井的气液比大于350m3/m²时，应按照气井进行设计。 1）复杂井是指目标井的地层压力体系复杂或地质风险多等造成钻井作业控制难度大且实施风险高的井。 1 SY/T7453—2019 4.2钻井液密度设计以预测的或实测的各裸眼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0.05g/cm3～0.10g/cm²或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa。 b）气井为0.07g/cm3～0.15g/cm或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa。 具体选择钻井液密度安全附加值时，应根据实际情况考虑下列因素的影响： 一地层孔隙压力预测精度。 油层、气层、水层的埋藏深度。 一地层油气中的硫化氢含量。 地应力和地层破裂压力。 井控装置配套情况。 ：4.3地层压力当量密度安全窗口较窄的深水井、高温高压井，应以不压漏地层为原则，合理选择钻 并液密度的安全附加值。 4.4防喷器系统的配置应符合SY/T6962的规定 4.5并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70MPa。 4.6探井的表层套管和技术套管固井后，钻人新地层应进行地层漏失压力试验或地层完整性压力试 验。 4.7深井、高温高压井、气井和大位移井的尾管悬挂器总成应配回接筒，宜带封隔器。 4.8封固气层井段的水泥浆应具有防气窜性能。 4.9平台应配用18°斜坡接头的钻杆。在钻柱下端接近钻头位置安装钻具浮阀，高压井在钻链上部 还应安装一个投人式止回阀接头。 4.10钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。钻台应备有钻杆内防喷工 具、投人式止回阀、可满足快速下钻的变扣接头。下套管作业时，还应备有套管循环接头。 4.11顶驱中心管或方钻杆下方应安装旋塞阀。 4.12钻开储层前，钻井平台加重材料的储备量应满足将该井段1.5倍井筒容积钻井液密度提高至少 0.20g/cm²的需要，或按照常压井加重材料储备量不少于80t，高压气井加重材料储备量不少于150t的 要求储备。 4.13应在平台储备堵漏材料。 4.14 含有硫化氢气体的井，应储备和使用除硫剂及其他处理剂，并安装燃烧臂。 4.15 调整井的地质设计中应明确邻近注水、注气（汽）井分布及注人情况，提供分层动态压力数 据。钻井设计中明确钻开油气层之前应采取的相应停注、泄压和停产等措施。 4.16钻并设计中应明确各并段的并涌余量值，并余量的计算方法参见附录A。 4.17 深水钻井的井控装置中连接器应配备防水合物注入装置，钻井液体系应有防水合物的性能。 4.18 深水并弃井并作业时应在井并简内进行负压测试。 4.19 钻并装置上的液气分离器处理能力应满足并控的需要，符合SY/T6962的规定。 4.20 除气器应满足钻并作业时的钻并液处理能力，符合SY/T6962的规定。 4.21 固并泵及连接至钻台的高压管线的额定工作压力，应不低于并口防喷器的额定工作压力。 5井控装置的安装和使用 5.1并控装置的安装 5.1.1水上防喷器组安装与转盘同心，偏差宜小于5cm，倾斜角控制在0.5°以内；水下防喷器隔水管 2 SY/T7453-2019 的倾斜角宜控制在2°以内，水下井口头倾斜角宜不大于0.5°。 5.1.2放喷管线接口之间的连接方式应保障整体稳固牢靠；放喷管线连接后应试压不少于10MPa，稳 压时间不少于10min；排气管线应做充水泄漏性试验，密封部位无渗漏为合格。 5.1.3应在防喷器连接器、剪切闸板等关键功能操作阀或按钮位置安装预防误操作保护装置，对于触 摸屏控制面板，在操作相关功能时应有安全提示界面。 5.1.4生产套管固井后，地面井口在拆防喷器后应安装井口屏障装置；屏障装置应具有压力监测功能 和压井通道且压力等级与井口装置压力等级一致。 5.1.5防喷器组及管汇系统安装好后应分别进行开关功能试验与通水试验，然后进行压力密封试验。 井控装置试压要求为 a）在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封闭钻杆）应做额定工作压力70%的 密封试验，闸板防喷器、防喷管线、节流管汇、压井管汇应做额定工作压力密封试验。 b）先进行低压试验，再进行高压试验：低压试验压力为2.1MPa，稳压时间不少于5min，压降 不超过0.07MPa；高压试验稳压时间不少于15min，压降不超过0.7MPa，密封部件无渗漏为 合格。 c）深水作业试压值应考虑试压介质与海水的压差。 d）试压的时间间隔不超过14d。 e）钻开油气层前及更换井控装置部件后，井口装置应进行压力密封试验。 5.1.6防喷器控制系统采用规定的防喷器控制液试压；井控装置作业前和初次安装的试压介质应使用水 或含添加剂的水；作业中的试压介质应使用钻井液、完井液，以减少水的静水压力所导致的溢流风险。 5.1.7套管四通、油管四通的试验压力应为套管四通、油管四通额定工作压力的80%和套管、油管 抗外挤强度的80%两者中的最小值，稳压时间应不少于15min，压降不超过0.7MPa。 5.1.8在钻穿套管鞋前，应对套管柱进行压力密封试验，在试验压力不大于套管抗内压强度的80% 前提下，套管直径小于或等于244.5mm（95/sin）的套管柱试压值为20MPa；套管直径大于244.5mm （95/sin）的套管柱试压值为10MPa，稳压时间应不少于15min，压降不超过0.5MPa。 5.1.9拆井口前，应确认套管内外无溢流，井口装置内无圈闭压力和油气聚集，井口区无可燃气体和 有毒有害气体等。 5.1.10浮式钻井装置循环池的监测应考虑摇晃的影响，对高温高压井、深水井应对角安装传感器以 提高测量灵敏度和精度；循环池增量等的报警值应满足增量1m报警的要求。 5.1.11深水浮式钻井装置宜安装早期井控监测系统。 5.2并控装置的使用 5.2.1环形防喷器不应长时间关井。除非剪切/全封闸板失效且不具备抢下钻具条件等特殊情况，一 般不用环形防喷器关闭空井。 5.2.2环形防喷器用于不压井起下钻作业时，应满足三个条件：套压不超过7MPa，使用18°斜坡接 头的钻具，起下钻速度小于0.2m/s。 5.2.3环形防喷器关闭后，在关井套压超过7MPa而不超过14MPa情况下，允许