【SY石油天然气标准】 控压钻井作业规程

ICS75.020
CCSE13
中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 7618-2021
控压钻并作业规程
Operational regulation on managed pressure drilling (MPD)行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局
2022—02—16实施
行业标准信息服务平台
1范围
2规范性引用文件
3术语和定义
4控压钻井施工方案基本要求
4.1施工方案依据bzxz.net
施工方案内容
控压钻井水力参数设计
5起下钻井底压力平衡方式·.
加重钻井液帽平衡井底压力作业5.1
5.2井下套管阀平衡井底压力作业6控压钻井作业前准备
实施条件
装备及工具选型
钻具组合要求
7控压钻井作业程序
井场布局要求
设备安装要求
设备试压要求
控压钻进作业程序
控压接单根（立柱）作业程序
控压起钻作业程序
控压下钻作业程序
控压换胶芯作业程序
控压钻井转常规钻井程序
控压钻井作业应急程序
井口套压异常升高
漏喷同存
硫化氢
其他应急程序
SY/T76182021
SY/T7618—2021
9控压钻井作业终止条件
10健康、安全与环保要求·
附录A（资料性）控压钻井设备井场管线连接示意图附录B（资料性）
附录C（资料性）
参考文献
控压钻井工况表
起下钻压力降低、
提高步骤表
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SY/T76182021
本文件按照GB/T1.12020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
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专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。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、中国石油集团油田技术服务有限公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油集团西部钻探工程有限公司、中国石油天然气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、中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司。本文件主要起草人：刘伟、翟小强、周英操、韩烈祥、伊明、凤亮、胥志雄、郭庆丰、王眉山、王瑛、罗良波、方世良、赵庆、陈永明、李晓刚、齐金涛、张俊奇、付加胜。行业标准信息服务平台
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1范围
控压钻并作业规程
SY/T76182021
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，注目期的引用文件，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。
石油天然气钻井井控技术规范
GB/T31033
SY/T5087
SY/T5225
SY/T5369
SY/T5974
SY/T6202
SY/T6277
SY/T6509
SY/T6543
硫化氢环境钻井场所作业安全规范石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程石油钻具的管理与使用
方钻杆、钻杆、钻
钻井井场设备作业安全技术规程钻井井场油、水、电及供暖系统安装技术要求硫化氢环境人身防护规范
方钻杆
欠平衡钻井技术规范
SY/T6613—200%站井液流变学与水力学计算程序推荐作法SY/T6869
石油天然气工业共下工具井下套管阀标准信息服务
SY/T7018—2014
控压钻井系店
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。3.1
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、堤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。3.2
井底恒压控压钻井技术constantbottom-holepressuremanagedpressuredrilling technology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。3.3
微流量控压钻井技术micro-fluxmanagedpressuredrillingtechnology1
SY/T7618-2021
一种在钻井过程中监测和控制钻井液泵入并筒、并口返出流量，维持微小稳定差值的钻井技术，并可实现近平衡、微欠平衡、微过平衡控压钻井三种应用方式。3.3.1
近平衡控压钻井near-balancedpressuremanagedpressuredrillingtechnology当钻井液循环时，保持井口返出流量近似等于入口流量，维持不溢不漏的状态，当钻井液非循环时保持井底压力近似等于地层孔隙压力的控压钻井方法，保持不溢不漏的状态。3.3.2
微欠平衡控压钻井技术micro-under-balancedpressuremanagedpressure drillingtechnology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于地层孔隙压力的控压钻并方法，恢复不溢不漏的状态。3.3.3
微过平衡控压钻井技术micro-over-balanced pressuremanaged pressure drilling technology当钻井液循环时，保持井口返出流量略小于或等于入口流量差值在一个稳定可控的范围内，维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，恢复不溢不漏的状态。
4控压钻井施工方案基本要求
4.1施工方案依据
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、塌压力、有毒有害气体分布、钻井液使用情况、并壁稳定分析和试油试气等资料。4.2施工方案内容
4.2.1施工方案内容包括控压钻井水力参数设计、装备及工具选型、井场布局、装备安装、作业流程、应急程序、人员配量、岗位职责、HSE等要求。4.2.2控压钻井工艺流程包括：钻进、接单根、起钻、下钻、换胶芯作业程序等。4.3控压钻井水力参数设计
控压钻并水力参数计算模拟宜按SY/T13—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：服
b）循环排量满足携岩要求：
务平台
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为区间d）并口控压值不超过并口设备的最大承压能力；e）并口控压值不超过旋转防喷器额定动压的70%。5起下钻井底压力平衡方式
5.1加重钻井液帽平衡井底压力作业控压起钻到一定深度后，注人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。2
式中：
0.00981pi（h-h）+0.00981pzh=P+cp井筒内原钻井液密度，单位为克每立方厘米（g/cm）；加重钻井液帽密度，单位为克每立方厘米（g/cm）；P2
h井筒垂深，单位为米（m）
h加重钻井液帽底部垂深，单位为米（m）：Pp
一地层孔隙压力，单位为兆帕（MPa）；压力附加值，单位为兆帕（MPa）。SY/T76182021
以平衡地层孔隙压力的原则来确定加重钻井液帽密度，压力附加值宜执行GB/T310332014中4.6的规定。
5.2井下套管阀平衡井底压力作业5.2.1井下套管阀是安装在井下套管柱上的单向承压阀，可暂时隔绝井下压力，是实现控压钻井施工作业的一种专用井下工具。
5.2.2井下套管阀下入深度应按施工井的井身结构、地层孔隙压力系数、控压钻井条件下人的管柱及允许的作业时间确定。在安全条件下，宜尽量深下，最小下人深度不小于以下各项中所需长度的一项：a）旋转防喷器不能密封、不能通过的下部管柱组合长度b）带压状态下，可下人测并仪器的深度；c）克服上顶力所需的最小管柱长度。5.2.3井下套管阀平衡井底压力作业程序：a）控压起钻到井下套管阀以上20m左右位置，关闭井下套管阀，静止观察15min～20min，确认不溢不漏后，进行常规起钻，否则打开套管阀控压下钻到井底，循环排尽受溢流污染钻井液然后再控压起钻。
b）常规下钻到井下套管阀以上20m左右位置，打开井下套管阀，然后进行控压下钻。6控压钻井作业前准备
6.1实施条件
6.1.1控压钻井适用于窄压力窗口、漏同存等压力体系复杂的地层。控压钻井过程中应以液面及井口回压基本稳定为原则，不允许出现液面迁续上激（15min液面连续上涨超过2m），并口回压不得出现持续上涨或超过5MPa（或由旋转防喷器能力所定套氏值），地面监测硫化氢浓度不大于30mg/m(20ppm）)。
6.1.2并架底座净空高度应满足防喷器组合及控压钻井井口装置女装空间要求。6.1.3控压钻井作业前按并控要求储备足够数量的加重钻液、小重材1和防塌处理材料。6.2装备及工具选型
控压钻并装备不能替代并控装备。选型依据钻液循环排量、并口装备压力与质压力等级、控压精度综合考虑地面装备和井下工具，控压钻井装备配置要求见表1。6.2.1旋转防喷器按照SY/T6543的规定执行。6.2.2液气分离器宜由井队提供，按照SY/T6543的规定执行。6.2.3自动节流系统宜具备自动、精确、快速调节井口回压的能力，符合SY/T7018—2014中4.2.3的规定要求。
SY/T7618-2021
装备/工具名称
旋转防喷器
液气分离器
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
流量监测系统
表1控压钻井装备配置要求
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土0.35MPa以内，起下钻及接单根工况土0.5MPa以内。
6.2.6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个钻具正回阀。
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并的要求。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并泵入、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
使用转盘钻井时，应使用六方方估杆符合SY/T6509的规定。全程选用18°斜坡钻杆，应符台SY/15C9的规定6.3.2
信息服
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、不影响并队正常放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人口端连接管线应安装一个液动平板阀或一个手动平核阀，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4
件），仍然可以实施控压作业。SY/T76182021
7.1.5回压补偿系统入口端至钻井液罐的连接管线宜至少安装一个蝶阀和一个过滤器。7.2设备安装要求
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底面应留有空间，便于并口操作。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形、脱落。
7.2.3管线应使用和控压钻井设备压力等级匹配的硬管或高压软管，采用硬管与高压软管相结合方式连接，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。7.2.4设备所有电器安装应符合SY/T6202的规定。7.2.5管汇高压区域应设立明显警示标志。7.3设备试压要求
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，其中试压过程包括：
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后，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10mind）试压完成后，出试压合格报告并存档7.4控压钻进作业程序
钻进时的控压作业程序下。
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，当钻并液性能或钻具组合发生较大改变应重做上述低泵冲试验，便于回压控制和为后期作业提供依据。
b）控压钻井工况宜15min记录一次，记录时间、克、井深、钻头位置、钻井液密度、井口回压、立压、节流后压力、钻井液人口流量、钻井液出量等参数，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，自动控制系统数据来集模关连续监测钻井工况变化，及时发现溢流和井漏。
d）控压钻进期间，若发生溢流或并漏，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，优化控压钻井并底压力操作窗口。
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。5
SY/T7618—2021
a）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，确定停止循环状态下需要补偿的井口压力，按设定排量启动回压补偿系统，进行压力补偿。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OL/s。d）泄掉立管内的圈闭压力为OMPa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，逐渐增加钻井泵排量至钻进排量，控压钻井工程师相应调整井口压力，停回压补偿系统。f）循环下放钻具到底，恢复钻进，控制下放速度，避免产生过大的井底压力波动。7.6控压起钻作业程序
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的作业程序如下。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。
b）充分循环，保证井眼清洁。在此期间活动钻具时，钻具活动速度要低于0.2m/s。e）控压钻井工程师启动回压补偿系统，建立地面钻井液循环。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OMPa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量，保证实际钻井液灌人量不小于理论灌入量，否则应适当提高井口回压值。f）连接方钻杆（顶驱），准备替人加重钻井液。g）替人加重钻井液前宜先注人一段隔离液。准备加重钻井液。启动钻井泵，然后停止回h）控压起钻至隔离液段顶部，连接方钻杆（立柱），压补偿系统，控压钻井工程师确定井口压力降低步骤和顶替排量，保持井底压力持续稳定。i）按照顶替方案注人加重钻井液返至地面，并口套压降为OMPa。要求返出的钻井液与设计的加重钻井液密度扁差为0.013/cm，然后观察30min井口无外溢之后，拆掉旋转防喷器总成，装上防溢管。
i）按照常规方式起钻完，期间坐人员核实钻井液灌人量，发现异常立即汇报司钻。准信
7.7控压下钻作业程序
常规下钻到加重钻井液帽底部，用控压钻井液驱替加至井液后控压下钻的作业程序如下。a）下钻之前，控压钻井工程师和钻井工程师计算所得钻井装本积、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。安
c）拆防溢管，安装旋转防喷器总成。接方钻杆（顶驱），准备循环控压钻开额。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OMPa之后卸方钻杆（顶驱）。
f）通过回压补偿系统及自动节流系统控压下钻至井底，控制下钻速度低于0.2m/s。g）接方钻杆（顶驱），启动钻并泵，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6
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