SYT 7618-2021 控压钻井作业规程-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准2021—11-16发布2022-02—16实施国家能源局发布I 12规范性引用文件 13术语和定义 4控压钻井施工方案基本要求 24.1施工方案依据 24.2施工方案内容 24.3控压钻井水力参数设计 25起下钻井底压力平衡方式 25.1加重钻井液帽平衡井底压力作业 25.2井下套管阀平衡井底压力作业 36控压钻井作业前准备 36.1实施条件 36.2装备及工具选型 36.3钻具组合要求 47控压钻井作业程序 47.1井场布局要求 47.2设备安装要求 57.3设备试压要求 57.4控压钻进作业程序 57.5控压接单根(立柱)作业程序 57.6控压起钻作业程序 67.7控压下钻作业程序 67.8控压换胶芯作业程序 77.9控压钻井转常规钻井程序 7 78.1井口套压异常升高 78.2溢流 78.3井漏 78.4漏喷同存 88.5硫化氢 88.6其他应急程序 8ⅡSY/T7618—2021 9 附录A(资料性)控压钻井设备井场管线连接示意图 附录C(资料性)起下钻压力降低、提高步骤表 本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的本文件主要起草单位：中国石油集团工程技术研究院有限公司、中国石公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油集团西部股份有限公司塔里木油田分公司、中国石油集团渤海钻探工程有限公司、中石1控压钻井作业规程本文件规定了石油天然气钻探领域控压钻井作业的施工方案，起下钻方式，作业前准备，作业程序，应急程序，终止条件及健康、安全与环保的技术要求。本文件适用于陆上及浅海区域的控压钻井作业。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，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。GB/T31033石油天然气钻井井控技术规范SY/T5087硫化氢环境钻井场所作业安全规范SY/T5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY/T5369石油钻具的管理与使用一方钻杆。钻杆、钻铤SY/T5974钻井井场设备作业安全技术规程SY/T6202钻井井场油、水、电及供暖系统安装技术要求SY/T6277硫化氢环境人身防护规范SY/T6509方钻杆SY/T6543欠平衡钻井技术规范SY/T6613—2005钻井液流变学与水力学计算程序推荐作法SY/T6869石油天然气工业井下工具井下套管阀SY/T7018—2014控压钻井系统3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。安全压力窗口safepressurewindow在某一井深范围内，破裂压力、漏失压力的较小值和地层孔隙压力、坍塌压力的较大值组成安全压力区间，避免由于井筒内流体压力与地层孔隙压力不平衡引发溢流或漏失。一种在钻井过程中保持井底当量循环钻井液密度恒定的钻井技术，在钻进、接单根、起下钻、换胶芯等工况通过施加井口回压保持井筒压力的恒定。微流量控压钻井技术micro-fluxmanagedpressuredrillingtechnology2一种在钻井过程中监测和控制钻井液泵入井筒、井口返出流量，维持微小稳定差值的钻井技术，近平衡控压钻井near-balancedpressuremanagedpressuredrillingtechn当钻井液循环时，保持井口返出流量近似等当钻井液循环时，保持井口返出流量略大于入口流量且差值在一个稳定可控的范围内，维持微小溢流的状态；当钻井液非循环时，通过提高压力当量密度保持井底压力略大微过平衡控压钻井技术micro-over-balancedpressuremanaged当钻井液循环时，保持井口返出流量略小于持微小漏失或无漏失的状态；当钻井液非循环时保持井底压力略大于地层孔隙压力的控压钻井方法，施工井的地质设计、钻井工程设计、实钻情况，邻井的地层孔隙压力、漏失压力、破裂压力、坍4.2.1施工方案内容包括控压钻井水力参数设证备及工具选型、井场布局、装备安装、作业流控压钻井水力参数计算模拟宜按SY/T6613—2005第7章的规定进行计算，并参照以下原则确定控压钻井井段井口压力控制值与相应的钻井液密度区间：a)井底压力在安全压力窗口之内；b)循环排量满足携岩要求；c)根据近平衡、欠平衡和过平衡控压钻井的需要确定井底压力区间；d)井口控压值不超过井口设备的最大承压能力；e)井口控压值不超过旋转防喷器额定动压的70%。控压起钻到一定深度后，注入一段高密度钻井液形成加重钻井液帽，与下部钻井液叠加产生的静液柱压力应处于安全压力窗口内。参照公式(1)设计加重钻井液帽密度、高度及带压起钻的井深。30.00981p₁(h-hh)+0.00981p₂Ih=₁+c…………式中：口回压基本稳定为原则，不允许出现液面连续上涨(15min液面连续上涨超过2m³),井口回压不得(20ppm)。4装备/工具名称自动节流系统回压补偿系统自动控制系统钻具止回阀随钻环空压力测量装置井下套管阀6.2.4回压补偿系统中回压泵的排量和出口压力应满足控压钻井作业需求，符合SY/T7018—2014中4.2.4的规定要求。6.2.5自动控制系统包括数据采集和压力、流量监测控制模块，采集立压、井口回压、钻井液密度、钻井液出口和入口流量、钻井液总池体积、井深、钻头深度、节流阀开度等参数，压力测量选用精度高于0.1MPa的传感器。钻进工况节流压力控制精度±0.35MPa以内，起下钻及接单根工况±0.5MPa6.2.6井底钻具组合中应至少包含一个钻具止回阀，在特殊井如水平井的井底钻具组合应至少包括2个6.2.7随钻环空压力测量装置进行环空压力的随钻监测，耐高温、耐高压能力应满足地层温度和压力的要求，测量精度应满足控压钻井的要求。6.2.8井下套管阀选型应按SY/T6869的规定执行。6.2.9流量监测系统可进行钻井泵入、返出流量的监测，测量精度达到0.5%以内。6.3钻具组合要求6.3.1使用转盘钻井时，应使用六方方钻杆，符合SY/T6509的规定。6.3.2全程选用18°斜坡钻杆，应符合SY/T5369的规定。7控压钻井作业程序7.1井场布局要求7.1.1井场留有足够的空间用于安装控压钻井设备，以安全、不影响井队正常施工为原则进行合理摆放，设备、管线连接见图A.1,设备距井口的距离按SY/T5225的规定执行。7.1.2旋转防喷器至自动节流系统入口端连接管线应安装一个液动平板阀或一个手动平板阀，液动平板阀可通过液控装置遥控开关。7.1.3自动节流系统钻井液返出端宜安装一个三通分出两条通道，一条通道至液气分离器，一条通道至振动筛前端的小方罐，两条通道各安装一个液动平板阀或一个手动平板阀方便切换。7.1.4自动节流系统与井口钻井液返出管线之间应有一条管线与钻井节流管汇(或压井管汇)下游相连并安装手动平板阀。在旋转防喷器被防喷器(环形或闸板)隔离的时候(如更换旋转防喷器密封5件),仍然可以实施控压作业。7.2.1旋转防喷器安装应符合SY/T6543的规定。旋转防喷器安装到位后，旋转总成的顶面与转盘7.2.2所有部件应连接牢固，振动或承载部件应固定在主框架上，在承受振动和冲击的情况下无变连接，管线转弯处采用整体铸(锻)钢弯头，管线连接按要求用基墩或安全链固定。试压是检验设备及连接管线安全性的重要依据，应严格按照各承压设备试压标准进行试压，其中a)旋转防喷器在不超过套管抗内压强度80%和井口其他设备额定工作压力的前提下，对旋转防喷器静密封试压不低于额定工作压力的70%,动密封试压不低于额定工作压力的70%,稳压时间不少于10min,压降不大于0.7MPa。b)设备试压包括阀门试压和管线试压，用试压泵先打低压至1.4MPa～2.1MPa,稳压10min,压降不大于0.07MPa;低压试压合格后打高压至不低于控压钻井设备额定压力的70%,稳压时间不少于10min,压降不大于0.7MPa。c)控压钻井设备及连接管线安装和试压完应按控压钻井循环流程试运转，要求运转正常，连接部位不刺不漏，正常运转时间不少于10min。a)钻井液密度调整至设计范围之内，然后以1/3～1/2的钻进排量测一次低泵冲循环压力，当钻井液性能或钻具组合发生较大改变时应重做上述低泵冲试验，便于回压控制和为后期作业提b)控压钻井工况宜15min记录一次，记录时间、工况、井深、钻头位置、钻井液密度、井口回压、立压、节流后压力、钻井液入口流量、钻井液出口流量等参数，控压钻井工况表参见表B.1。c)控压钻井自动节流系统按设计值控压钻进，自动控制系统数据采集模块连续监测钻井工况变d)控压钻进期间，若发生溢流或井漏，应按照第8章的规定执行。e)确定实际地层孔隙压力后，控压钻井工程师重新确定钻井液密度和井口回压，优化控压钻井7.5控压接单根(立柱)作业程序接单根(立柱)时的控压作业程序如下。6a)钻完单根(立柱),停转盘(顶驱),按照控压钻井排量循环5min～10min,钻具缓慢上提到接单根(立柱)位置坐吊卡准备接单根(立柱),避免产生过大的井底压力波动。司钻告知控压钻井工程师准备接单根(立柱)。b)控压钻井工程师根据地层孔隙压力预测值或实测值设定合理的井底压力控制目标值，确定停c)控压钻井工程师通知司钻关钻井泵后，司钻缓慢降低泵排量至0L/s。d)泄掉立管内的圈闭压力为0MPa后卸方钻杆(顶驱)接单根(立柱)。e)单根(立柱)接完后，司钻通知控压钻井工程师准备开泵，得到确认后缓慢开泵，逐渐增加a)控压钻井工程师和钻井工程师计算需要的加重钻井液帽高度、体积、密度、井口回压等，压力降低步骤表见表C.1。d)司钻通知控压钻井工程师准备停泵，控压钻井工程师提高井口回压，同时司钻停泵，保持稳定的井底压力。井队泄钻具内压力为0MPa之后，卸方钻杆(立柱)。e)通过回压补偿系统控压起钻至预定深度，起钻速度要低于0.2m/s,坐岗人员核实钻井液灌入f)连接方钻杆(顶驱),准备替入加重钻井液。h)控压起钻至隔离液段顶部，连接方钻杆(),准备加重钻井液。启动钻井泵，然后停止回i)按照顶替方案注入加重钻井液返至地面，井口套压降为0MPa。要求返出的钻井液与设计的加重钻井液密度偏差为0.01g/cm³,然后观察30min井口无外溢之后，拆掉旋转防喷器总成，装j)按照常规方式起钻完，期间坐岗人员核实钻井液灌入量，发现异常立即汇报司钻。a)下钻之前，控压钻井工程师和钻井工程师计算所需钻井液体积、井口回压等，压力提高步骤表见表C.2,钻井液工程师准备钻井液罐回收加重钻井液。b)常规下钻至隔离液段底部，控制下钻速度以减少激动压力。c)拆防溢管，安装旋转防喷器总成。接方钻杆(顶驱),准备循环控压钻井液。d)按照表C.2用控压钻井液驱替加重钻井液，驱替期间逐渐提高井口回压。e)临近驱替结束，启动回压补偿系统，停止驱替，保持合适的井口压力，泄钻具内压力为0MPa之后卸方钻杆(顶驱)。g)接方钻杆(顶驱),启动钻井泵，缓慢提高至钻进排量，停止回压补偿系统。h)常规下钻期间，每下入15柱灌满加重钻井液一次，坐岗人员记录钻井液的返出量，要求钻井7液实际返出量不大于理论返出量，发现异常立即汇报司钻。7.8控压换胶芯作业程序控压钻井期间更换旋转防喷器胶芯的作业程序如下。a)控压钻井期间发现胶芯刺漏较严重，司钻可直接停泵，根据作业井的具体情况立即更换胶芯或者起钻至安全井段更换胶芯。b)打开自动节流系统经过井队节流或者压井管汇一直到多功能四通的全部阀门，关闭环形防喷器，关闭自动节流系统与旋转防喷器间的阀门。c)打开卸压阀卸掉旋转防喷器内的圈闭压力，然后将环形防喷器的控制压力调低至3MPa~5MPa左右，拆旋转防喷器的锁紧装置及相关管线，打开旋转防喷器液缸，缓慢上提钻具，将旋转防喷器轴承总成提出转盘面。d)更换旋转防喷器轴承总成，缓慢下放轴承总成到位并装好，关闭旋转防喷器卸压阀，打开自动节流系统与旋转防喷器间的阀门，使环形防喷器上下压力平衡，然后打开环形防喷器，关闭井队节流或者压井管汇至自劫节流系统的阀门。e)控压下钻至井底，启动钻井泵，停止回压补偿系统，恢复控压钻井。7.9控压钻井转常规钻井程序控压钻井结束后转常规钻井作业程序如下。a)根据控压钻井工况，计算井底当量循环密度，设计相应密度的钻井液。b)逐步提高钻井液密度(每循环周宜增加0.02g/cm²),同时逐步降低井口回压。c)待出口钻井液密度达到设计钻井液密度时，且套压为0MPa,打开旋转防喷器液动平板阀，关闭旋转防喷器和自动节流系统之间的阀门，循环路线改走高架槽至循环罐，控压钻井作业结束。8控压钻井作业应急程序8.1井口套压异常升高井口套压迅速升高大于5MPa(或由旋转防喷器能力所定套压值),按照GB/T31033的规定转入井控程序。控压钻井期间发生溢流后作业程序如下。a)若液面上涨是由于单根峰、后效气和短暂欠平衡引起，气体进入井筒并在上移过程中膨胀造成，液面上涨小于2m²,通过增加井口压力保持住所需要的井底压力，继续监控井口。b)发现溢流，停止钻进，提离井底，首先宜增加井口压力1MPa～2MPa,实时监控循环罐总池液面变化，保持液面不变；若液面继续上涨，则井口压力宜以1MPa～3MPa为基数，继续增加，直至溢流停止。c)若液面上涨≥2m³或者井口压力≥5MPa(或由旋转防喷器能力所定套压值),井内压力失衡时应停止控压循环，按照GB/T31033的规定转入井控程序。8.3井漏控压钻井期间发生井漏后作业程序如下。8a)根据井漏情况，在能够建立循环的条件下，逐步降低井口压力，寻找压力平衡点。c)在降低钻井液密度寻找平衡点时，如果循环压力当量降至实测地层孔隙压力或设计地层孔隙d)出现放空、失返、大漏时，应立即上提钻具观察，监测环空液面，测漏速，通过逐步降低井e)若采取了各种技术措施，经过反复堵漏，仍无法建立循环，用环空液面监测仪进行定时液面a)存在密度窗口：先增加井口压力至溢流停止或漏失发生，然后逐步降低井口压力寻找微漏时的钻进平衡点，保持该井口压力钻进，在钻进和循环时，宜控制漏失量在20m²/d以下，并持续补充漏失的钻井液；起钻时仍然保持微量漏失控压起钻，若替完加重钻井液帽后，起钻时b)无密度窗口：井下频繁出现溢漏复杂情况，没有施工密度窗口，按照GB/T31033的规定转控压