路径: 主页 > GB/T > 第555页 > GB/T 31033-2025 | 标准编号 | GB/T 31033-2025 (GB/T31033-2025) | | 中文名称 | 石油天然气钻井井控技术要求 | | 英文名称 | Technical requirements for well control technology of oil and gas drilling | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | E13 | | 国际标准分类 | 75.020 | | 字数估计 | 30,371 | | 发布日期 | 2025-02-28 | | 实施日期 | 2025-09-01 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、中国国家标准化管理委员会 | GB/T 31033-2025: 石油天然气钻井井控技术要求
ICS 75.020
CCSE13
中华人民共和国国家标准
代替GB/T 31033-2014
石油天然气钻井井控技术要求
2025-02-28发布
2025-09-01实施
国 家 市 场 监 督 管 理 总 局
国 家 标 准 化 管 理 委 员 会 发 布
目次
前言 Ⅲ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 井控设计 1
5 井控装置的安装和使用 3
6 钻开油气层前的准备和检查验收 5
7 油气层钻井过程中的井控作业 5
8 防火、防爆、防硫化氢措施 7
9 井喷失控的处理 8
10 井控责任管理 8
附录A(资料性) 井口装置组合图 9
附录B(资料性) 套管头结构图 16
附录C(资料性) 井控管汇组合、布置图 17
附录D(规范性) 关井操作程序 21
参考文献 23
前言
本文件按照GB/T 1.1-2020《标准化工作导则 第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定
起草。
本文件代替GB/T 31033-2014《石油天然气钻井井控技术规范》。与GB/T 31033-2014相比,除
结构调整和编辑性改动外,主要技术变化如下:
a) 更改了范围(见第1章,2014年版的第1章);
b) 更改了“含硫油气井”“高含硫油气井”的定义(见3.1、3.2,2014年版的3.1、3.2);
c) 更改了地质设计中所提供的井位安全距离要求的补充条件[见4.1a)、4.1b),2014年版的
4.1a)、4.1b)],删除了井筒与地下矿产采掘坑道、矿井通道之间的距离要求[见2014年版的
4.1c)];
d) 更改了含硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体的油气层钻井液密度设计时其附加安全值或附加
压力在上限上的要求(见4.6,2014年版的4.6);
e) 更改了井身结构设计的井控要求[见4.7a)、4.7b)、4.7d)、4.7e),2014年版的4.7a)、4.7b)、
4.7d)、4.7e)];
f) 更改了钻开油气层前加重钻井液、加重材料和除硫剂的储备要求(见4.9,2014年版的4.9);
g) 更改了防喷导流器、防喷器、四通、套管头、闸阀、节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线的
连接的要求(见4.10,2014年版的5.1);
h) 更改了井控装置配套的相关要求[见4.11a)、4.11c)、4.11d)、4.11f)、4.11i),2014年版的
4.10a)、4.10c)、4.10d)、4.10f)、4.10i)];
i) 删除了井控装置技术要求应满足的规定(见2014年版的5.1);
j) 更改了闸板防喷器锁紧装置的相关要求[见5.1b),2014年版的5.2b)];
k) 更改了防喷器远程控制台安装、使用要求[见5.2a)、5.2b)、5.2c)、5.2d)、5.2e)、5.2g)、5.2h),
2014年版的5.3a)、5.3b)、5.3c)、5.3d)、5.3e)、5.3g)、5.3h)];
l) 更改了司钻控制台的安装要求[见5.3,2014年版的5.4];
m) 更改了使用剪切闸板防喷器剪断井内钻具的操作程序,增加了超高压剪切关井程序[见
5.5,2014年版的5.6];
n) 更改了套管头安装、使用要求[见5.6a)、5.6b),2014年版的5.7a)、5.7b)];
o) 更改了防喷管线的安装、使用要求[见5.8b),2014年版的5.9b)];
p) 删除了防喷管线上压力表安装、使用要求[见2014年版的5.11];
q) 更改了放喷管线的安装、使用要求[见5.11e)、5.11f)、5.11g),2014年版的5.12e)、5.12f)、
5.12g)];
r) 更改了内防喷工具安装、使用要求[见5.12a)、5.12b)、5.12c),2014年版的5.13a)、5.13b)、
5.13c)];
s) 更改了液气分离器安装、使用要求[见5.13c),2014年版的5.14c)];
t) 更改了真空除气器排气管线的安装要求(见5.14,2014年版的5.15);
u) 更改了井控装置试压要求[见5.15a)、5.15b)、5.15d)、5.15e),2014年版的5.16a)、5.16b)、
5.16d)、5.16e)];
v) 更改了作业班组防喷演习的时间要求(见6.4,2014年版的6.4);
w) 增加了油气层钻井期间建设单位应委派监督驻井或巡井的要求(见7.1);
x) 更改了探井、预探井、资料井底地层压力监测要求(见7.3,2014年版的7.2);
y) 更改了每只新入井的钻头开始钻进前检测循环压力的相关要求(见7.5,2014年版的7.4);
z) 更改了起、下钻中防止溢流、井喷的技术措施(见7.8,2014年版的7.7);
aa) 更改了钻进中发生井漏的措施(见7.12,2014年版的7.11);
bb) 更改了测井、固井的井控要求[见7.13、7.15,2014年版的7.12、7.14];
cc) 更改了关井后应核实的参数(见7.18,2014年版的7.17);
dd) 删除了空井溢流关井后压井方法的描述(见2014年版的7.19);
ee) 更改了含硫油气井防硫化氢措施部分内容(见8.2.2、8.2.3、8.2.7、8.2.10,2014年版的8.2.2、
8.2.3、8.2.7、8.2.10);
ff) 更改了井喷失控的处理中部分内容(见9.2、9.7,2014年版的9.2、9.7);
gg) 删除了井控及硫化氢防护培训(见2014年版的第10章);
hh) 增加了井控技术管理(见第10章);
i) 增加了140MPa防喷器组合(见附录A中A.2.3)
j) 增加了140MPa节流管汇组合(见附录C中C.1.3);
kk) 更改了双钻井四通井口井控管汇布置形式中内控闸阀的编号(见C.3.2,2014年版的C.3.2)。
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。
本文件由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口。
本文件起草单位:中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油集团渤海钻探工程有限公司、
中国石油集团油田技术服务有限公司、中国石化胜利石油工程有限公司、中国石油天然气股份有限公司
冀东油田分公司、北京石油机械有限公司、中海石油(中国)有限公司、中海油能源发展股份有限公司。
本文件主要起草人:伍贤柱、谭宾、唐晓明、晏凌、张松杰、付强、李德鸿、叶林祥、罗园、王勇、袁小兵、
庞平、胡旭光、彭利、徐勇军、吴会胜、杨玻、任晓彬、姚先荣、晏琰、董黎明、杨厚天、朱宽亮、郭晨、胥宏图、
罗卫华、王茂林、朱仁发、刘贵义、乔豁通、夏强、李斌、胡光辉、李红兵、王超、卿玉、苗典远、王勍、王留洋、
谢意湘、范俊。
本文件于2014年首次发布,本次为第一次修订。
石油天然气钻井井控技术要求
1 范围
本文件规定了石油天然气钻井作业的井控技术要求。
本文件适用于陆上、滩海陆岸与人工岛石油天然气勘探、开发钻井作业中的油气井压力控制。煤层
气井控技术管理参照执行。
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/T 20174 石油天然气钻采设备 钻通设备
GB/T 20972(所有部分) 石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料
GB/T 22513 石油天然气工业钻采设备 井口装置和采油树
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
地层天然气中硫化氢含量大于75mg/m3(50ppm)的井。
3.2
地层天然气中硫化氢含量不小于30000mg/m3(20000ppm)的井。
3.3
高压油气井 high-pressureoilandgaswel
地层压力不小于70MPa的井。
4 井控设计
4.1 地质设计中所提供的井位应符合下列安全距离要求。
a) 油气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m;距民宅不小于100m;距地下矿产采掘
坑道、矿井通道不小于100m;距铁路及高速公路不小于200m;距学校、医院、油库、人口密集
及高危场所等不小于500m。
b) 油气井之间的井口中心间距不小于2m;地层天然气中硫化氢含量等于或大于1000ppm
(1500mg/m3)的井,其井口距其他井井口之间的距离大于钻进本井所用钻机的钻台长度,且
不小于8m。
4.2 地质设计中应标注说明井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、饮用水资源以及
季风风向变化等情况。在地下矿产采掘区钻井,应标明采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和
离地表深度;在江河、干渠周围钻井,应标明河道、干渠的位置和走向等。
4.3 地质设计中应包括本井预测全井段地层孔隙压力剖面、地层破裂压力数据(裂缝性碳酸盐岩地层
可只提供邻近已钻井地层承压能力试验数据)、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。
4.4 地质设计中应对含硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体层位、埋藏深度及含量进行预测说明,工程
设计中应明确安全和技术措施。
4.5 在开发调整区钻井,地质设计中应明确邻近注水、注气(汽)井分布及注水、注气(汽)情况,提供分
层动态压力数据。工程设计中明确钻开油气层之前应采取控制措施。
4.6 钻井液密度设计应以各裸眼井段中的最高地层孔隙压力当量密度值为基准,并应按以下要求附加
安全值或附加压力:
a) 油井、水井附加安全值为0.05g/cm3~0.10g/cm3 或附加压力1.5MPa~3.5MPa;
b) 气井附加安全值为0.07g/cm3~0.15g/cm3 或附加压力3.0MPa~5.0MPa。
含硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体的油气层钻井液密度设计,其附加安全值或附加压力宜取
上限。
4.7 井身结构设计的井控规定如下:
a) 同一裸眼井段内不宜有两个及以上压力梯度差值过大的油气水层;
b) 探井、复杂井宜预留一级备用套管;
c) 在地下矿产采掘区钻井,表层套管或技术套管下深应封住开采段并超过其100m以上;
d) 高压油气井、地层天然气中硫化氢含量等于或大于1500mg/m3(1000ppm)的井的技术套
管、油层套管水泥应返至上一级套管内或地面;
e) 目的层含硫的井油层套管在温度低于93℃的井段应使用抗硫套管。
4.8 探井应做地层破裂压力试验或地层承压能力试验。
4.9 钻开油气层前应储备加重钻井液和加重材料,含硫油气井还应储备除硫剂。
4.10 防喷导流器、防喷器、四通、套管头、闸阀、节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线的连接应符
合GB/T 20174、GB/T 22513的规定。
4.11 井控装置配套如下。
a) 表层套管固井后应装防喷器或防喷导流器。
b) 防喷导流器的井口装置组合形式见附录A中图A.1。
c) 防喷器压力等级与相应井段中的预计最大关井压力相匹配,同时综合考虑套管最小抗内压强
度的80%、套管鞋处地层破裂压力、地层流体性质等因素。不同压力等级防喷器的井口装置
组合形式如下:
1) 压力等级为14MPa、21MPa时,见图A.2;
2) 压力等级为35MPa时,见图A.3;
3) 压力等级为70MPa及以上时,见图A.4。
d) 油气井钻开高含硫油气层前至固井结束应安装剪切闸板防喷器。区域探井从技术套管固井后
直至完井、原钻机试油的全过程应安装剪切闸板防喷器。
e) 区域探井、高压油气井、含硫油气井、气井、深井和复杂井应使用标准套管头。套管头压力等级
应与相应井段中的最高地层压力相匹配,其基本结构形式见附录B。
f) 节流管汇压力等级应不低于设计井口防喷器压力等级,其组合形式如下:
1) 压力等级为14MPa时,见附录C中图C.1;
2) 压力等级为21MPa时,见图C.2;
3) 压力等级为35MPa、70MPa、105MPa、140MPa时,见图C.3。
g) 压井管汇压力等级应与井口防喷器压力等级相匹配,其组合形式见图C.4。
h) 配备相应的钻具内防喷工具、钻井液液面监测装置、钻井液处理和灌注装置;含硫油气井、气油
比高的油井应配备相应的气体监测装置。
i) 探井、气井、含硫油气井、气油比高的油井应配备液气分离器。
j) 含硫油气井井控装置的承压金属零部件应具有抗硫化氢应力开裂的性能,应符合GB/T 20972
(所有部分)规定的材料性能要求;其非金属材料零部件应具有在硫化氢环境下满足使用而不
失效的性能。
4.12 绘制各开次井口装置及井控管汇安装示意图,并提出相应的安装、试压要求。
5 井控装置的安装和使用
5.1 防喷导流器和防喷器安装、使用要求如下。
a) 应在安装完毕后校正井口、转盘、天车中心。
b) 闸板防喷器应配备锁紧装置。使用手动锁紧操作杆的应支撑牢固,便于操作,并挂牌标明开、
关旋转方向和开、关到位的圈数。
5.2 防喷器远程控制台安装、使用规定如下。
a) 应安装在面对井架大门左侧,距井口不小于25m,应确保操作方便、快捷、安全;周围不应堆放
易燃、易爆、易腐蚀物品。
b) 液压控制管线与防喷管线、放喷管线之间应保持一定距离;在穿越汽车道、人行道处用防护装
置保护;液压控制管线上不应堆放杂物;采用管排架的不应以其作为电焊接地线或在其上进行
焊接作业。
c) 气管束不应强行弯曲和压折。
d) 连接防喷器端的液压控制管线宜布置在靠钻机绞车一侧;应清洁干净液压控制管线内孔和接
头处;远程控制台各三位四通换向阀的开关状态宜与控制对象的开关状态一致;半封闸板防喷
器宜安装与钻机提升系统刹车联动的防提安全装置。
e) 液压控制对象总数宜大于实际控制防喷器和闸阀的总数。
f) 所需电源应从发电房或配电房用专线直接引出,用单独的开关控制,并有标识。
g) 所需气源应从气源房专线接出,经气源排水分配器接入。
h) 控制剪切闸板的手柄应安装防误操作的限位装置,控制全封闸板的手柄应安装防误操作的防
护罩。
5.3 司钻控制台应安装在司钻操作台附近,固定牢固。
5.4 配剪切闸板防喷器的井应配备相应的钻具死卡。
5.5 使用剪切闸板防喷器剪断井内管柱宜按以下程序操作。
a) 确保管柱接头不在剪切闸板防喷器剪切位置后,锁定钻机刹车系统。
b) 打开放喷阀泄压。
c) 关闭剪切闸板防喷器上面的环形防喷器和半封闸板防喷器。
d) 条件允许的情况下,在转盘面上的管柱上适当位置处安装相应的死卡,并与钻机底座连接
固定。
e) 打开剪切闸板防喷器下面的半封闸板防喷器。
f) 打开防喷器远程控制台储能器旁通阀,关闭剪切闸板防喷器,直到剪断井内管柱;若未能剪断
管柱,先关闭储能器总截止阀,再由气动泵直接增压,直至剪断井内管柱关井。
g) 关闭全封闸板防喷器,控制井口。
h) 锁紧全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。
i) 关闭放喷阀,试关井。
5.6 套管头安装、使用要求如下:
a) 应保证钻井四通与防喷管线在各次开钻中的高度位置基本不变;
b) 具有BT密封注脂结构的套管头应根据环境温度使用相应密封脂。
5.7 钻井四通两翼应分别安装2个闸阀,并编号挂牌,标明开、关状态。单钻井四通的井口井控管汇布
置形式见图C.5,双钻井四通的井口井控管汇布置形式见图C.6。
5.8 防喷管线安装、使用规定如下:
a) 额定压力大于35MPa宜采用钢制管线,两端法兰与管材宜为整体式结构,管线不应现场焊接
连接;
b) 长度若超过7m应固定牢固,转弯处应采用相同压力等级的不小于120°夹角预制铸(锻)钢弯
头或90°耐冲蚀弯头。
5.9 节流管汇和压井管汇安装、使用规定如下:
a) 闸阀应编号挂牌,并标明开、关状态,见图C.1、图C.2、图C.3、图C.4;
b) 节流控制箱宜安装在节流管汇上方的钻台上,所需气源应从专用气源排水分配器上接入;
c) 压井管汇不应用作日常灌注钻井液用途。
5.10 节流管汇和压井管汇上压力表安装、使用要求如下:
a) 应配套安装截止阀;
b) 应使用高、低量程抗震压力表,低压量程表处于常关状态;
c) 压力表应定期检测,并有检测合格证。
5.11 放喷管线安装、使用规定如下。
a) 宜平直接出井场安全地带,并考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及其他设施等
情况,配备点火装置。
b) 当两条管线走向一致时,管线之间应保持一定间距,并分别固定,其出口应朝同一方向。
c) 不应油壬连接和在现场进行焊接连接。
d) 应全部露出地面,在穿越汽车道、人行道处应用防护装置保护,防护装置不宜覆盖管线连接处。
e) 转弯处应采用相同压力等级的不小于120°夹角预制铸锻钢弯头或90°耐冲蚀弯头。
f) 每隔10m~15m、转弯处、出口处应固定牢固;跨越10m以上的河沟、水塘等障碍,悬空处要
支撑牢固。
g) 含硫油气井至少应安装2条放喷管线。
5.12 内防喷工具安装、使用要求如下。
a) 采用转盘驱动时,应安装方钻杆旋塞阀。采用顶部驱动时,应安装液动或手动旋塞阀,旋塞阀
的额定压力应与设计的防喷器压力等级相匹配。
b) 钻台上应配置抢接用钻具止回阀或旋塞阀,并配备防喷单根或防喷立柱。
c) 气井、气油比高的油井、含硫油气井油气层钻井作业应在近钻头处安装钻具止回阀。
5.13 液气分离器安装、使用规定如下。
a) 应安装在节流管汇汇流管出口一侧,与节流管汇之间用专用管线连接。
b) 罐体不应在现场进行焊接作业。
c) 排液、排气管线与大气连通的液气分离器可不安装压力表和安全泄压阀;安装了安全泄压阀
的,其出口应朝向井场外侧,不应连接泄压管线。
d) 排液管线接至循环罐上的振动筛前的分配箱上,悬空长度超过6m应支撑固定;不应将管口
埋于箱内液体中,出口处固定牢固。
e) 排气管线应接至井场外安全地带,走向沿当地季节风的下风方向;出口处固定牢固,并配备点
火装置。
5.14 配备真空除气器的应将排气管线接出井场以外安全地带。
5.15 井控装置试压要求如下。
a) 在井控车间,环形防喷器(封闭钻杆,不封空井)、闸板防喷器、四通、防喷管线、节流管汇、压井
管汇应进行额定压力密封试验,闸板防喷器还应进行1.4MPa~2.1MPa低压密封试验。
b) 在钻井现场安装好后,在不超过套管抗内压强度80%的前提下,环形防喷器(封闭钻杆)应进
行额定压力70%的密封试验,闸板防喷器、四通、防喷管线、节流管汇、压井管汇第一次试压应
按额定压力试压,后续按工程设计中设计压力密封试验,节流管汇低压端按其额定压力试验。
c) 各级套管头安装后的密封试验压力应为套管抗外挤强度的80%与套管头连接法兰额定压力
二者中的最小值。
d) 放喷管线连接后应试压检查连接密封情况。
e) 钻开油气层前井口装置应进行压力密封试验;井口装置更换部件后,应对相应部位进行压力密
封试验。
f) 上述压力试验稳压时间应不少于10min,低压试验压降应不超过0.07MPa,高压试验压降应
不超过0.7MPa。密封部位无渗漏为合格。
5.16 在寒冷地区冬季作业时,应对井控装置各组件、管线等进行防冻、防堵保护。
6 钻开油气层前的准备和检查验收
6.1 应加强地层对比,及时提出可靠的地质预报。探井在进入目的层前50m~100m,对裸眼地层进
行承压能力试验。
6.2 在调整区块钻井应检查邻近注水、注气(汽)井停注、泄压情况。
6.3 应向钻井现场有关工作人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底。
6.4 钻井队应落实井控责任制。作业班组每月应进行不少于一次不同工况的防喷演习;钻进作业和空
井状态应在3min内控制住井口,起下钻杆作业状态应在5min内控制住井口,起下钻铤(加重钻杆)应
在8min内控制住井口。
6.5 钻井队应组织现场全体员工进行消防演习,含硫地区钻井应进行防硫化氢演习,并检查落实各方
面安全预防工作。
6.6 应实行钻井队干部在生产现场24h带班制度,负责检查、监督各岗位严格执行井控岗位责任
制,发现问题立即组织整改。
6.7 应实行“坐岗”制度,指定专人观察和记录循环罐液面变化及起下钻灌入或返出钻井液情况,及时
发现溢流显示。
6.8 应检查钻井设备、仪器仪表、井控装置、防护设备及专用工具、消防器材、防爆电路和气路,确保其
安装符合相关规定,且功能正常,发现问题及时整改。
6.9 钻井液密度及其他主要性能应符合设计要求,并按设计储备加重钻井液、加重剂、堵漏材料和其他
处理剂,应对储备加重钻井液定期循环处理,保持其性能符合要求。
6.10 钻开含硫油气层前,应对井场的硫化氢防护措施(含应急预案及演练等)进行检查。
6.11 钻井队通过全面自检,确认准备工作就绪后,应向建设单位汇报自检情况,并申请检查验收。
6.12 检查验收组按钻开油气层的要求进行检查验收合格后,经建设单位批准方可钻开油气层。
7 油气层钻井过程中的井控作业
7.1 油气层钻井期间建设单位应委派监督驻井或巡井,负......
|