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SY／T 7453-2019 海洋钻井井控技术要求

5.2.8钻开油气层后，定期（不超过7d）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。 5.2.9压井管汇不应用于日常灌注钻井液。节流管汇和压井管汇及其管线应定期冲洗并采取防堵、防 漏、防冻措施。 5.2.10应在司钻房、节流控制盘、节流管汇等处明显标示所钻井段的最大允许关井套压值，并根据 钻井液密度变化及时更新。 5.2.11井控管汇上各阀门应挂牌编号并标明其开、关状态。 5.2.12井控装置的配件及橡胶件的存放条件应满足储藏要求。 5.2.13井控设备的安装、测试、检测、运行等应进行记录并保存。 5.2.14应由有资质的检测单位按相关规范对井控设备、设施和工具进行定期检测，

6钻开油气层前的准备和检验

6.1探并应采用地层压力随钻预（监）测技术，绘制本并预测地层压力梯度曲线、设计钻并液密度 曲线、dc指数随钻监测地层压力梯度曲线和实际钻井液密度曲线，根据监测和实钻结果，及时调整 钻井液密度。 5.2钻开油气层前应进行安全检查QKN 0001S-2015 济南凯诺食品有限公司 咸蛋，检查内容参见附录B。 6.3检查地层漏失压力，若漏失压力不能满足井控要求，应采取提高地层承压能力的措施或变更设 计方案。 6.4每班应至少以正常钻进排量的1/4～1/3进行一次低泵速试验并记录。如果进尺较多、钻具组合 改变或钻井液性能调整，应及时做低泵速试验。每班应填写压井原始数据表，具体内容参见附录C。 5.5在各次开钻、特殊作业（取心、下套管作业等）前，均应进行防喷演习。关井操作程序参见附 录D。钻进作业和空井状态应在2min内控制住井口，起下钻作业状态应在3min内控制住井口，填写 防喷演习记录参见附录E。 6.6高温高压井进人高温高压井段前，应预先配好不少于60m²的备用高密度钻井液；应每天测量 饮备用钻井液性能，并检查加重材料的储备情况。

7油气层钻井过程中的井控作业

7.1初探井钻开油气层3m内应停钻，采取循环、短起下钻或再循环等方式观察井中钻井液气侵情 况，在确认满足油气层安全钻井的情况下方可恢复钻进作业。 7.2发生卡钻需泡油、混油等或因其他原因导致钻井液密度降低时，应确认井筒液柱压力不小于裸 眼井段中的最高地层孔隙压力。 7.3下列情况应进行短程起下钻检查油气侵和溢流： a）钻开油气层后第一次起钻前。 b）溢流压井后起钻前。 c）钻开油气层井漏堵漏后或尚未完全堵住起钻前。 d）钻进中曾发生严重油气侵但未溢流起钻前。 e）需长时间停止循环进行其他作业（电测、下套管、中途测试等）起钻前。 7.4短程起下钻的基本做法：循环至少一周，气测全量值小于10%（高温高压井小于5%）且处于下 降的趋势，观察无溢流后，则可起钻；否则，应循环排除受侵钻井液内气体，并适当调整钻井液密度 后再起钻。

7.5起、下钻作业的技术措施

a）起钻前应循环井内钻井液，使其性能均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm。 b）起钻前，应确认气测全量值小于10%，油气上窜速度小于50m/h。 c）起钻时用计量罐连续向井内灌入钻井液，检查和确认灌入量，并填写起下钻灌钻井液记录； 下钻时应记录钻井液返出量。 d）钻头在油气层中和油气层顶部以上300m井段内起钻速度应小于0.5m/s；裸眼内下钻速度应 小于0.5m/s。 e）在疏松地层，特别是造浆性强的地层，遇阻划眼时应保持足够的流量，防止钻头泥包。 f）起钻完应及时下钻；检修设备时应保持井内有一定数量的钻具。 7.6钻进中应监测钻井液出口流量、钻井液池液面或总量、钻井液性能，探井还应监测气测全量、 气体含量及组分和dc指数的变化。 7.7发现气侵应及时排除，气侵钻井液未经排气不得重新注入井内。若需对气侵钻井液加重，应在 对气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行，不应边钻进边加重。 7.8钻进中发生井漏应将钻具提离井底，监测漏失速度和漏失量，注意观察，并采取防止井涌的措 施。 7.9电测、下套管及固井作业的技术措施： a）电测或下套管等作业前，钻台立柱排放应便于应急抢下光钻杆作业。 b）若电测时间长，不能满足油气上窜的安全条件时，应中途通井循环。 c）电测期间，应通过计量罐闭路循环以监测井内溢流情况。 d）下油层套管前，闸板防喷器宜换装与套管尺寸相匹配的闸板芯子。 e）下套管作业中途或结束，循环钻井液之前应先将套管内灌满钻井液。 f）下套管、固井作业过程中应保证井内压力平衡。 7.10对于已钻开油气层的裸眼井，当预计受台风、海冰或其他恶劣环境影响需中断钻井作业而暂时 撤离时，井眼处理应满足以下要求：N a）对常规井，下风暴阀及可回收式封隔器，将钻具悬挂在海床以下的适当位置，关闭全封闸板 防喷器。 b）对已钻开高压层、含硫化氢地层的井，应在套管鞋处坐封一只可钻桥塞，并在其上注长度不 小于100m的水泥塞并试压合格；钻具悬挂按本条a）执行。 c）恢复作业时，打开防喷器前应先确认井口无压力。 7.11高温高压井在高温井段作业中，下钻时应进行分段循环，检测钻井液性能变化情况。 7.12深水钻井作业中，预测井口位置具备水合物生成条件时，应给井口连接器和节流、压井管汇注 水合物抑制剂。

7.9电测、下套管及固井作业的技术措施：

8.1.1发现溢流征兆应启动关井程序。 8.1.2发生溢流时宜采取硬关井2)，情况紧急可关闭剪切防喷器。 8.1.3若需排气，应确定排气方案；根据现场风向和是否含有毒有害气体情况选择冷排放或燃烧排放 方式，燃烧排放应使用燃烧臂，

.1发现溢流征兆应启动关井程序。 2发生溢流时宜采取硬关井2)，情况紧急可关闭剪切防喷器。 3若需排气，应确定排气方案；根据现场风向和是否含有毒有害气体情况选择冷排放或燃烧 式，燃烧排放应使用燃烧臂。

②）硬关井是指在节流管汇处于关闭状态的情况下真接关闭井口防喷器

8.1.4最大允许关井套压不应超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和薄弱地层破裂 压力所允许关井套压三者中的最小值。在允许关井套压内不应放喷。 8.1.5气井溢流不应长时间关井而不做处理。若等候时间长，则应及时实施司钻法第一步排除溢流， 防止井口压力过高。 8.1.6压井作业施工参照附录F进行，并参照附录G进行记录。

8.2.1确认发生溢流，停止作业，关井并记录压力。 8.2.2钻柱内装有不带孔止回阀时，应以低排量打开止回阀，确定立管压力。 8.2.3关井后应及时求取关井立压、关井套压和溢流量，并根据关井立压和套压的不同情况，分别采 取相应的处理措施。 8.2.4钻具未在井底，进行压井作业结束后，应视井下情况下钻分段循环排除溢流

8.3.1空井溢流关井后，先采用压回法或置换法进行控制，根据关井压力和溢流量决定是否采取强行 下钻分段压井法进行处理。 3.3.2溢流关井后若不能及时压井，侵入气体滑移到井口或超过最大允许关井套压时，应开启遥控节 流阀排气。

8.4.1当漏喷同层时，宜采用较低密度钻井液充满钻柱内，先读取立管压力，根据计算的地层压力和 漏失情况再采取措施。 8.4.2当漏层在油气层下部，发生上喷下漏时，宜先堵漏后压井。 8.4.3当漏层在油气层上部，发生下喷上漏时，如果漏层与油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地层压力、宜先压井后堵漏

8.5.1在含有硫化氢井段、不应采用欠平衡方式进行钻井作业。 8.5.2在井下条件允许的情况下，应采用压回法把井筒中的有毒有害气体挤回地层。 8.5.3 侵人井筒中的有毒有害气体返到井口时应安全控制排放。 8.5.4 当含有硫化氢的井循环压井时，压井液应调整pH值至9.5以上并加入除硫剂。

8.5.1在含有硫化氢井段，不应采用欠平衡方式进行钻井作业。 8.5.2在井下条件允许的情况下，应采用压回法把井筒中的有毒有害气体挤回地层。 8.5.3 侵人井筒中的有毒有害气体返到井口时应安全控制排放。 8.5.4 当含有硫化氢的井循环压井时，压井液应调整pH值至9.5以上并加入除硫剂

8.6.1加强溢流早期监测，发现溢流应立即硬关井。 8.6.2关井后，应立即检查隔水管内的溢流情况，若有溢流，关闭转盘分流器，根据溢流量和平台液 气分离器的处理能力，选择排除溢流方式。

8.6.3宜采用司钻法压

8.6.4压井时应考虑节流管汇摩阻。 8.6.5压井结束后开井前，应处理防喷器里面的圈闭气。

8.6.4压井时应考虑节流管汇摩阻。

A.1根据并底常压原理，计算最大允许溢流侵入高度，见公式（A.1）。

式中： Hmx—最大允许溢流侵人高度，单位为米（m）； Pmax 最大允许关井套压，单位为千帕（kPa）； Sm 安全余量，单位为千帕（kPa）； Pp 井涌时的地层压力，单位为千帕（kPa）； 提供 Pm 当前钻井液密度，单位为千克每立方米（kg/m）； HTVD 发生溢流时的垂深，单位为米（m）； G 侵人流体压力梯度，单位为千帕每米（kPa/m）。 注：安全余量Sm主要考虑：（1）环空循环摩阻损失（取决于井涌尺寸、钻具尺寸、钻井液性能等）；（2）节流操 作误差；（3）节流管线摩阻损失（特别是浮式钻井平台）。建议取值345kPa～1034kPa（50psi～150psi)。 2根据侵人高度Hmax计算不同状况下的井涌余量，得到最大允许井涌余量： a）溢流在井底时井涌余量，见公式（A.2）

V,一一初始关井时井涌余量、单位为立方米（m）； Hmax一一最大允许溢流侵人高度，单位为米（m）； C,一井底钻具与井眼之间环空体积，单位为立方米每米(m/m）； α一一井底的井斜角，单位为度（°）。 注：Hmax小于井底钻具组合长度，公式（A.2）可直接适用；如果Hmax大于井底钻具组合，则需要考虑钻具组合 与井眼之间环空体积、钻杆与井眼之间环空体积而分别计算。 b）溢流流体顶部在薄弱地层时井涌余量，见公式（A.3）：

中： V2—溢流流体顶部在薄弱地层时井涌余量，单位为立方米（m）； Hmax最大允许溢流侵人高度，单位为米(m）； C2钻杆与井眼之间环空体积，单位为立方米每米(m"/m）； 一薄弱地层处的井斜角，单位为度（°）。 c）根据Boyle定律将V,转化为井底的体积V3，见公式（A.4）：

V2 = Hmax cosα,

钻开油气层前检查表参见表B.1。

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表B.1钻开油气层前检查表

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表C.1压井原始数据表 井号： 填表人：

表C.1压井原始数据表

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D.1固定式/自升式钻井装置的硬关井推荐程

D.1.1钻进时关井程序：

a）发出溢流信号。 b）停钻，上提钻具。 c）停顶驱及钻井泵。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）打开遥控放喷阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 0.1.2起下钻杆关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接钻杆内防喷工具。 c）关闭环形防喷器。 d）调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）打开遥控放喷阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.1.3起下钻链关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱3)。 c）关闭环形防喷器。 d）调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）打开遥控放喷阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.1.4下套管关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止下套管，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱。 c）关闭环形防喷器。 d）调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）打开遥控放喷阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。 D.1.5空井关井程序： a）发出溢流信号。

D.1.2起下钻杆关井程序

3）指的是连接好变扣接头、钻杆内防喷工具的钻杆立柱

的是连接好变扣接头、钻杆内防喷工具的钻杆立柱

b）关闭剪切/全封闸板防喷器。 c）打开遥控放喷阀。 d）报告钻井监督和高级队长。 e）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。 .6测井作业关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止测井作业，关闭环形防喷器。 c）打开遥控放喷阀。 d）报告钻井监督和高级队长。 e）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量

0.1.6测并作业关并程序

D.2浮式钻井装置的硬关并推荐程序

D.2.1钻进时关井程序：

a）发出溢流信号。 b）停钻，上提钻具。 c）停顶驱及钻井泵。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）打开节流端的水下事故安全阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.2.2起下钻杆关井程序（防喷器组位置为钻杆）： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接钻杆内防喷工具。 c）调整钻具位置。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）打开节流端的水下事故安全阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.2.3起下钻链关井程序（防喷器组位置为钻链）： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻作业，抢接防喷钻杆立柱。 c）关闭环形防喷器。 d）调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）打开节流端的水下事故安全阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.2.4下套管关井程序（防喷器组位置为套管）： a）发出溢流信号。 b）停止下套管，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱（或套管循环头及管线）。 c）关闭环形防喷器（或套管闸板防喷器）。 d）打开节流端的水下事故安全阀。 e）报告钻井监督和高级队长。

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f）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。

.2.5空井关井程序： a）发出溢流信号。 b）迅速关剪切/全封闸板防喷器。 c）打开节流端的水下事故安全阀。 d）报告钻井监督和高级队长。 e）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。 0.2.6测井作业关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止测井作业，关闭环形防喷器。 c）打开节流端的水下事故安全阀。 d）通知钻井监督和高级队长。 e）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。

D.2.5空并关井程序

D.3固定式/自升式钻井装置的软关井推荐程序

D.3.1钻进时关井程序

a）发出溢流信号。 b）停止钻进，上提钻具，停顶驱及钻井泵。 c）打开遥控放喷阀。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.3.2起下钻杆关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接钻杆内防喷工具。 c）打开遥控放喷阀。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.3.3起下钻关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱。 c）打开遥控放喷阀。 d）关闭环形防喷器，调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 0.3.4下套管关井程序： a）发出溢流信号。 b）停止下套管，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱。

D.3.2起下钻杆关并程

D.3.4下套管关井程所

c）打开遥控放喷阀。 d）关闭环形防喷器，调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井监督和高级队长。

D.3.5空井关井程序：

a）发出溢流信号。 b）打开遥控节流阀。 c）关闭剪切／全封闸板防喷器。 d）关闭节流管汇上的控节流阀。 e）报告钻井监督和高级队长。

D.3.6测作业关井程序

a）发出溢流信号。 b）停止测井作业。 c）打开遥控放喷阀。 d）关闭环形防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值和钻井液的增量

D.4浮式钻井装置的软关井推荐程序

D.4.1钻进时关并程序！

a）发出溢流信号。 b）停钻，上提钻具，停顶驱及钻井泵。 c）打开节流端的水下事故安全阀。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井监督和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.4.2起下钻杆关井程序（防喷器组位置为钻杆）： a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接钻杆内防喷工具，调整钻具位置。 c）打开节流端的水下事故安全阀。 d）关闭环形防喷器后再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井总监和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。 D.4.3起下钻链关井程序（防喷器组位置为钻链）： a）发出溢流信号。

a）发出溢流信号。 b）停止起下钻，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱。 c）打开节流端的水下事故安全阀。

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d）关闭环形防喷器，调整钻具位置，再关闭闸板防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井总监和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的立管和套管压力值及钻井液的增量。

D.4.4下套管关井程序（防喷器

a）发出溢流信号。 b）停止下套管，抢接防喷单根或防喷钻杆立柱（或套管循环头及管线）。 c）打开节流端的水下事故安全阀。 d）关闭环形防喷器（或套管闸板防喷器）。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井总监和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。

D.4.5空并关并程序

a）发出溢流信号。 b）打开节流端的水下事故安全阀。 c）关闭剪切/全封闸板防喷器。 d）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 e）报告钻井总监和高级队长。 f）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量。 .4.6测井作业关井程序：

D.4.6测井作业关井程

a）发出溢流信号。 b）停止测井作业。 c）打开节流端的水下事故安全阀。 d）关闭环形防喷器。 e）关闭节流管汇上的遥控节流阀。 f）报告钻井总监和高级队长。 g）连续记录关井后15min内每1min的套管压力值及钻井液的增量

DB37T 4319-2021 水利物联网终端技术规范防喷演习记录参见表E.1。

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表E.1防喷演习记录表

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DB33T 897-2013 松褐天牛诱捕技术规程表G.1压井施工记录表