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Q/HS中国海洋石油总公司企业标准Q／HS2028—2007海上钻井作业气井井控规范Specficationforgaswellcontrolofoffshorepetroleumdrillingoperations2007-03-08发布2007-06-01实施中国海洋石油总公司发布Q/HS2028—2007目次前言···································································································································································Ⅱ1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/HS2028—2007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/HS2028—2007海上钻井作业气井井控规范Specficationforgaswellcontrol１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昀新版本。凡是不注日期的引用文件，其昀新版本适用于本标准。SY/T5127-2002井口装置和采油树规范SY/T6592-2004固井质量评价方法SY/T5087-2005含硫化氢油气井安全钻井推荐做法Q/HS4012-2003可燃气体探测报警仪检测要求SY/T6044-2004海上石油作业安全应急要求SY/T6023-1996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。3.1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。3.2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4.1井控系统基本要求4.1.1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。4.1.2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昀高地层压力的1.2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。4.1.3水上防喷器组安装昀低配置标准为：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。4.1.4水下防喷器组安装昀低配置标准为：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。4.1.5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/HS2028—20074.1.6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。4.1.7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。4.1.8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。4.1.9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。4.1.10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。4.1.11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。4.1.12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。4.1.13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。4.1.14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。4.2套管头和油管四通基本要求4.2.1套管头和油管四通的技术要求应符合SY/T5127-2002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昀高地层压力，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。4.2.2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。4.3套管和固井基本要求4.3.1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，昀低应不小于储气层的昀高地层压力。4.3.2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。4.3.3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。4.3.4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。4.3.5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昀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。4.3.6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。4.3.7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。4.3.8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。4.3.9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。4.3.10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/HS2028—2007应执行SY/T6592-2004相关要求。4.4钻井工具基本要求4.4.1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。4.4.2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昀高地层压力。4.4.3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昀高地层压力，顶部驱动设备旋塞阀的开关控制应为遥控方式。4.4.4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昀高地层压力。4.4.5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。4.4.6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。4.4.7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。4.5泥浆材料基本要求4.5.1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。4.5.2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。4.5.3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。4.5.4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。4.6其他设施配备基本要求4.6.1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。4.6.2钻井作业区位置要处于季节自然风的下风口。4.6.3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。4.6.4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0.5h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。4.6.5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。4.6.6岸上、平台、守护船等通讯系统要具备两种