ICS 13.100 E 09
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 64322019
代替SY 6432—2010
浅海石油作业井控规范
Well control specification for petroleum operations in shallow water
2020－05－01实施
2019一11一04发布
国家能源局 发布 SY/T 6432—2019
目 次
前言范围
I
1
2 规范性引用文件 3 一般要求 4钻井井控
4.1 井控设计 4.2井控装置 4.3井控要求 4.4井控措施录井井控
5
5.1录井准备 5.2录井作业测井井控
6
6.1 生产准备 6.2 现场施工试油（气）与井下作业井控 7.1 井控设计 7.2 井控装置 7.3 井控要求 7.4 井控措施采油（气）井控 8.1 井控设计 8.2 井控装置 8.3 井控要求 8.4 检查注水（聚合物）井控
7
6
8
10 10
9
9.1 井控设计 9.2 井控装置 9.3 井控要求 9.4 检查 10 弃井及封井
11
11 11 SY/T 6432—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。 本标准代替SY6432—2010《浅海石油作业井控规范》，与SY6432—2010相比，主要技术内容
变化如下：
修改了标准的属性，由强制性标准变更为推荐性标准；修改了部分规范性引用文件（见第2章，2010年版的第2章）；修改了浅海石油作业井控人员的取证要求（见3.1，2010年版的3.1）；修改了井控装置配套的引用标准（见4.2.1，2010年版的4.2.1）；修改了部分钻井设施上井控装置的名称及其选择要求（见4.2.1a）、b），2010年版的4.2.1.1、 4.2.1.2); 修改了关井动作程序的描述（见4.4.3，2010年版的4.4.3）；修改了对录井人员的要求（见5.2.1，2010年版的5.2.1）；修改了防喷器组合选型的描述（见7.2.5.1，2010年版的7.2.5.1）；修改了放喷装置管理的引用标准【见7.2.5.3c），2010年版的7.2.5.3c)】；修改了修并作业起下管柱时防喷要求（见7.4.3.1，2010年版的7.4.3.1）；修改了油气井安装井控装置的规定（见8.1.2，2010年版的8.1.2、8.1.3）；修改了含酸性气体油气井井控要求的范围（见8.1.3，2010年版的8.1.4）；修改了井控装置的名称（见8.2.1，2010年版的8.2.1）；修改了环空封隔器的密封试验内容（见8.2.3.1，2010年版的8.2.3.1）；修改了采油（气）井口装置的选择【见8.2.4.1c），2010年版的8.2.4.1c)】；修改了注水（聚合物）井安装井控装置的规定（见9.1.2，2010年版的9.1.2、9.1.3）； -增加了注水井分层测试调配的井控要求（见9.1.3）；修改了井控装置的名称（见9.2.1，2010年版的9.2.1）；增加了注水（聚合物）井控装置检查规定（见9.4）。
本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石化股份公司胜利分公司石油工程技术研究院、中国石化集团胜利石油工
程公司海洋钻井公司、中国石化集团胜利石油工程公司测井公司、中国石化集团胜利石油工程公司井下作业公司、中国石化集团胜利石油工程公司地质录井公司、中国石化股份公司胜利分公司海洋采油厂。
本标准主要起草人：魏新晨、孙宝全、张剑、任从坤、曲晓峰、聂文龙、胥洪彪、宋晓强、项国庆、 王玉虎、贺启强、曾凡春、石琼、安百新、田俊。
本标准代替了SY6432—2010。 SY6432—2010的历次版本发布情况为：
SY 6432—1999。
1I SY/T 6432—2019
浅海石油作业井控规范
1范围
本标准规定了在浅海（含滩海陆岸）区域内的油（气）井钻井、录井、测井、试油（气）与井下
作业、采油（气）、注水（聚合物）等作业中的井控要求。
本标准适用于在浅海（含滩海陆岸）区域内的石油作业，内陆水域内的石油作业可参照执行。
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/T5053.2钻井口控制设备及分流设备控制系统规范 SY/T5087硫化氢环境钻井场所作业安全规范 SY/T5587.3常规修井作业规程第3部分：油气井压井、替喷、诱喷 SY/T 5710地层测试工具性能检验技术规程 SY/T 5742石油与天然气井井控安全技术考核管理规则 SY/T5964钻井井控装置组合配套安装调试与维护 SY/T6610硫化氢环境井下作业场所作业安全规范 SY/T 6690—2016井下作业井控技术规程 SY/T6962—2018海洋钻井装置井控系统配置及安装要求海洋石油安全管理细则国家安全生产监督管理总局令第25号
3一般要求
3.1浅海石油作业井控人员应按SY/T5742的规定持有有效证书。 3.2作业前应制订井控应急预案。 3.3定期进行井控演习。钻井、试油（气）与井下作业井控应每倒班期对各种工况至少各演练一次；录井队应参与钻井队的井控演练；测井井控应每次施工前进行演练；采油（气）井控、注水（聚合物）井控应至少每半年演练一次；其他工程技术服务单位参加所在平台演练，并做好记录。 3.4井控设备的安装、测试、检测、运行等应进行记录并保存。
4钻井井控 4.1并控设计 4.1.1 钻井工程设计中应有并控设计的内容。 4.1.2探井的地质、工程设计中应提出防硫化氢气体和浅层气的措施。 4.1.3开发井设计中应标明含硫化氢气体和浅层气的地层深度及估计含量，并提出预防措施。
1 SY/T 6432—2019
4.1.4并控设计内容应包括但不限于以下内容：
a）全井地层压力梯度、地层破裂压力梯度、浅层气资料、所在区块分层压力数据。 b）钻井液类型和钻井液密度。 ）井身结构。 d）对历次开钻的井控装置要求。 e）常规防喷措施。 f）特殊井控要求。 g）地层压力随钻监测及钻井液密度调整要求。 h）含硫化氢地区的钻井井控设计应执行SY/T 5087的要求。
4.2 井控装置
4.2.1配套
井控装置的配套应符合SY/T6962—2018中5.1～5.6的规定，其技术规范应符合SY/T5964的规定，并满足下列要求：
a）固定于钻井设施上的装置：
1）远程控制台：至少采用两种以上驱动方式 2）储能器装置：储能器液体压力应保持18.5MPa～21MPa，储能器液体体积应至少为关闭
全部防喷器所需液体容积的1.5倍，且储能器提供1.5倍容积的所需液体后的最小压力为 9.8MPa。储能器上应有两套液压动力源。两套动力源均能独立地恢复储能器的压力，使之关闭全部防喷器，并具有维持关闭状态的充分能量。
3）司钻控制台。 4）压井管汇和节流管汇：额定工作压力应不低于70MPa；压井管汇和节流管汇的放喷管线
上分别安装2个控制阀。其中一个为手动，处于常开位置；另一个应是远程控制。 5）液气分离器及放空管线：液气分离器额定分离量每分钟应大于50L，放空管线直径应不小
于 127mm。 6）各种连接管线。
b）非固定于钻井设施上的装置：
1）防喷器：额定工作压力应至少与油（气）层最高地层压力相匹配。防喷器的组合形式应符
合《海洋石油安全管理细则》中第五十五条的规定。 2）导流器：对预测有浅层气的施工井，应采用导流器。 3）套管头：额定工作压力应至少与油（气）层最高地层压力相匹配。 4）综合录井仪。
c）井控辅助设施：
1）钻具内防喷工具。 2）并控监测仪器。 3）可燃气及有毒气体探测报警装置。 4）钻井液处理装置。 5）钻井液灌注装置。 6）加重材料。 7）常备防喷物资等。
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4.2.2试压 4.2.2.1 井控车间试压
防喷器在井控车间用清水进行试压。环形防喷器（封闭钻杆、不试空井）、闸板防喷器试压到额定工作压力，稳压时间不少于15min，允许压降不超过0.7MPa。 4.2.2.2现场初次安装试压
现场初次安装试压包括以下内容 a）对压井、节流管汇宜采用试压泵试压；对防喷器使用堵塞器或试压塞进行清水试压。 b）全套井控装备在井上安装好后，进行清水试压。在不超过所下套管抗内压强度80%的情况
下，环形防喷器封钻杆试压到额定工作压力的70%，闸板防喷器试压到额定工作压力，稳压时间不少于15min。允许压降不超过0.7MPa。
c）应对环形防喷器、闸板防喷器、节流压井管汇的每个闸门逐个进行试压。 4.2.2.3 过程试压
钻井施工过程中，应对防喷器组定期试压，试压时间为： a）每次固井后，钻水泥塞之前。 b）钻开油气层前50m。 c）局部拆修。
4.2.3控装置的活动
并控装置的活动包括以下内容： a）半封闸板防喷器每天活动一次。 b）全封闸板防喷器在每次起钻后活动一次。若每日多次起钻，只开关活动一次即可。 c）环形防喷器每周活动一次。 d）节流管汇闸门、方钻杆旋塞、钻杆内防喷工具每周活动一次。 e）每起下钻一次，2个防喷器控制台交换动作一次。如果控制台失去动作功能，在恢复功能后，
才能进行钻井作业。
4.2.4 检查与维护
外观检查不低于每天一次，维护保养应按规定的程序执行。 4.3井控要求 4.3.1 井控制度
钻井井控制度应包括以下内容： a）持证井控操作。 b）井控设备管理。 c）钻开油气层申报、审批。 d）井控操作演习。 e）坐岗观察。 f）干部值班。
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g）井喷事故汇报。 h）井控例会制度。 i）岗位职责。
4.3.2井控物资准备 4.3.2.1钻井平台上应配齐不小于防喷器同压力等级的钻杆内防喷工具。配备外螺纹接有防喷单根（或立柱）、回压阀（涂上红漆）、投入式止回阀、方钻杆上下旋塞、浮阀，顶驱的内防喷器可代替上旋塞。钻井液池应设液位检测装置。 4.3.2.2二开前，应按设计要求储备以下材料：
a）高密度钻井液。 b）加重材料。 c）油井水泥。 d）对含硫化氢的油气井，应备有硫化氢处理材料和放喷点火装置。
4.4井控措施 4.4.1钻开油气层前的准备 4.4.1.1J 应进行井控措施交底。 4.4.1.2 钻井液性能、加重材料、钻井液储备应符合设计要求。 4.4.1.3在已开发海区钻调整井，临近注采井对施工井井控安全有影响时，应及时通知甲方关停临近的注入井和采油（气）井，采取泄压措施。 4.4.1.4实行申报并经批准。 4.4.2钻开油气层后的井控 4.4.2.1进行地层压力监测。 4.4.2.2坐岗监测溢流并认真填写井控坐岗记录，每15min填写一次，特殊作业时应加密填写 4.4.2.3从钻开油气层前100m开始至油气层被封隔前，每天应做低泵速实验，并记录相应排量和循环压力。 4.4.2.4 钻进中发现钻速突然加快、放空、井漏、整跳钻、气测值、油气显示等异常，应停钻观察。 发现溢流应迅速关井，关井最高压力不得超过井控装置额定工作压力、套管抗内压强度的80%和地层破裂压力三者中的最小值， 4.4.2.5钻进油气层后，起钻前应进行短起下并测油气上窜速度，油气上窜速度不超过15m/h。 4.4.2.6含硫化氢的油气井，在打开硫化氢地层前，应储备防硫化氢材料，施工人员应采取必要的防范措施。 4.4.3关井 4.4.3.1 按照关井程序进行关井。 4.4.3.2关井后，在尽可能短的时间内实施压井。
5 录井井控 5.1录井准备 5.1.1± 地质录井人员在钻井施工之前应组织设计交底。 4 SY/T 6432—2019
5.1.2综合录井人员应对录井设备进行检查。 5.1.3对于安装在危险区域的探头应采取防爆措施。 5.2录井作业 5.2.1灵 录井应实行双坐岗制度，发现数据异常应及时向钻井队报警。 5.2.2氢气发生器应排气通畅，不堵不漏。 5.2.3当检测发现高含硫化氢时，应及时通知有关人员做好防护准备。 5.2.4在新探区、新层系及含硫化氢地区录井时，应进行硫化氢监测，并配备相应的正压式空气呼吸器。 5.2.5 发生井喷时，应服从平台统一指挥，启动应急预案。
6 测井井控 6.1生产准备 6.1.1应根据危险源辨识、风险评估，编制测井施工方案和应急预案，并按审批程序审批。 6.1.2测井设备、地面系统、下井仪器等应完好无损。对含硫化氢井，应配备足够数量的正压式空气呼吸器及便携式硫化氢检测仪。 6.1.3各种井口带压设备应定期进行试压，合格后方可使用。 6.2现场施工 6.2.1测井作业前，应召开由钻井、地质录井、测井等参加的作业协调会，明确配合事项，制订安全防护措施。 6.2.2测井作业前，井内情况应保持正常、稳定，井眼畅通。若井内情况异常或测井时间较长，应考虑中间通井，循环钻井液后再进行测井作业。 6.2.3测井作业时，钻井队应有专人观察井口，保持井内液面符合井控要求。 6.2.4测井过程中发生溢流现象，应立即停止测井作业，尽快上提电缆起出仪器，同时向甲方监督报告并通知井队。若发现井涌出现不可控趋势，立即剪断电缆。 6.2.5遇有突发事件，需要撤离时，应服从平台统一指挥。
7试油（气）与井下作业井控 7.1 井控设计 7.1.11 试油（气）与井下作业前，经过审批的井下地质、工程、施工设计中应有井控设计的内容。 7.1.2井控设计内容应包括但不限于以下内容：
a）井身结构资料。 b）地层压力或相关邻井地质及产能资料。 c）地层硫化氢及其他有毒有害气体含量。 d）修井液类型、性能及液量。 e）并控配套设施及安装要求。 f）常规井控措施。 g）复杂情况的预防与处理。 h）含硫化氢地区的井控设计执行SY/T6610的要求。
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