國內外井控標準中鉆修井井控管匯形式分析與修訂建議

郭虹，李小兵，張旭升

中國石油長慶油田分公司培訓中心（陜西 西安 710021）

0 引言

井控管匯是井控設備的重要組成部分，在溢流壓井作業中用以控制井內壓力和流體流動路線，主要包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線、放噴管線等，壓力等級與井口防噴器相同。節流管匯、壓井管匯是井控管匯的主要組成部分，節流管匯則是井控管匯的核心部分。在溢流、井噴壓井中，井控管匯用于控制井內壓力進行壓井作業，其流程形式和使用方法影響著管匯功能，決定著壓井成敗。

查閱了API 標準、IADC 標準和國內標準中有關井控管匯的內容規定，發現不同標準的管匯壓力級別和流程形式要求不一致、有的標準中也存在不合理的問題，會直接影響管匯的功能。這些問題會直接影響壓井作業安全，甚至會決定壓井工作的成敗。井控標準是井控技術、設備配備與使用的依據，具有權威性和規范性，但隨著對井控技術的不斷研究和應用，發現部分標準也有不完善、甚至不正確的地方，因此應適時對標準中存在的問題進行修正，以指導現場應用。

1 國內外井控標準中鉆修井井控管匯形式問題分析

查閱了與井控管匯有關的3項國外標準和6項國內標準，分別是API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》[1]、API SPEC 16C—2015《節流壓井設備》[2]和IADC—2015《鉆井手冊》[3]、GB/T 31033—2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》[4]、SY/T 5964—2019《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》[5]、SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井石采油設備節流和壓井設備》[6]、SY/T 6868—2016《鉆井作業用防噴設備系統》[7]、SY/T 6690—2016《井下作業井控技術規程》[8]、SY/T 6962—2018《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》[9]。發現GB/T 31033—2014《石油天然氣鉆井井控技術規范》和SY/T 5964—2019《鉆井井控裝置組合配套、安裝調試與使用規范》兩個標準中關于井控管匯基本部分比較合理。其他7項標準中在井控管匯部分均發現存在一些不合理和不完善之處，其中有共性的問題，也有一些個性的問題。

API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》與API SPEC 16C—2015《節流壓井設備》兩個標準的主要問題基本相同，因此本文以API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》為例進行闡述，對于API SPEC 16C—2015《節流壓井設備》與之相同之處不再贅述。IADC—2015《鉆井手冊》中的管匯流程形式采用了老版本的API 標準。國內標準SY/T 5323—2016《石油天然氣工業 鉆井和采油設備 節流和壓井設備》，因該標準采用API SPEC 16C—2015《節流壓井設備》（引用API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》），存在的主要問題與API標準基本相同，但還存在其他問題。SY/T 6868—2016《鉆井作業用防噴設備系統》與SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》存在相同的問題，本文國內標準分析以SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》為例，SY/T 6868—2016《鉆井作業用防噴設備系統》與之相同之處不再贅述。

1.1 存在的共性問題

1）API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》（原文圖2-7，圖9）與IADC—2015《鉆井手冊》（原文圖WC-35）、SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》（原文圖2-4，圖9）存在節流管匯沒有匯流管或匯流管連接不完善的問題，前者缺少節流放噴功能，后者不能進行流程調節，管匯功能不完善。

2）API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》（原文圖4）與SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》高壓力級別節流管匯節流通道少（原文圖I.3），壓力控制和安全備用可靠性差。

3）API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》（原文圖5-7）與SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》壓井管匯一側未設置放噴管線（原文圖I.4、I.5、I.6）不利于應急放噴安全。IADC—2015《鉆井手冊》標準未規定壓井管匯流程和流程不合理（原文圖WC-37），不能保證壓井井控安全。

4）API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》（原文圖3、4）與SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》（原文圖I.2、I.3）存在沒有手動節流閥或手動節流閥位置不合適或不明確，控制方式存在不足和缺陷。

5）API STD 53—2018《鉆井井控設備系統》（原文圖9）水下防噴器節流管匯通道少，無直放噴通道，SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》沒有鉆井液回收循環通道，無放噴通道（原文圖I.7），井控應急處置能力和可靠性不足。而API SPEC 16C—2015《節流壓井設備》在水下節流壓井管匯流程中，只有一條通向液氣分離器通道，功能更不完善。因沒有壓井液回收循環通道，壓井控制中全靠液氣分離器通道，安全可靠性比較差。

1.2 存在的個性問題

1）IADC—2015《鉆井手冊》高壓力級別雙四通利用不合理、流程不合理（原文圖WC-37），壓井時極易發生管匯被刺漏損壞的問題，井控管匯應急能力嚴重不足。

2）SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》水下管匯壓力級別沒有劃分，這不利于井控裝備管匯部分設計配套及現場使用。

3）SY/T 6962—2018《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》中在井控管匯也存在問題較多，有些問題已經屬于井控隱患。分述如下：①小于35 MPa節流管匯流程圖沒有表示出壓井管匯的節點與流程（原文圖4）。②規定壓井管匯可以接入節流管匯不合理（5.5.2.1 款）。這樣連接，只要有一套管匯發生刺穿損壞，將同時造成整套管匯系統的損壞失效。盡管描述說明“不應影響正常的節流放噴流程”，但實際上影響很大。③放噴管線接入液氣分離器排氣管線不合理（原文圖4、圖5）。這種流程在放噴中可能造成管線刺穿、液氣分離器爆裂損壞等問題，極易引發著火爆炸等重大井控險情，嚴重影響應急放噴作業過程的安全。④壓井管匯中未使用單流閥，不利用壓井作業安全。⑤節流管匯與壓井管匯彼此不具備獨立性（原文圖5、圖6、圖7），使用中將會相互干擾，影響功能和安全可靠性。⑥立體式高壓管匯缺少應急直放噴通道（原文圖6），若出現必須放噴的井控險情時，沒有放噴泄壓保護井口和鉆修井作業平臺的手段，存在平臺安全保障隱患。⑦直立式管匯的壓井管匯沒有獨立放噴管線（原文圖5），不能滿足較大噴出量情況下兩側進行應急放噴，不利于井口的安全保護。⑧立體式管匯沒有手動節流閥（原文圖6），放壓控制方式存在不足和缺陷。⑨立體式管匯沒有放噴管線（原文圖6），整套管匯沒有放噴功能，不能滿足節流放噴和應急直放噴，不能保證井口安全。

4）SY/T 6690—2016《井下作業井控技術規程》，該標準中A19、A20、A21、A22、A23、A24、A25、A26這8 個圖中防噴管線中1#閥和2#閥，3#閥和4#閥采用雙聯組合形式，距離井口太近，不合理。

1#閥和4#閥待命工況為常關，2#閥、3#閥待命工況常開。由于1#和4#兩閥距井口太近，關井時如果操作人員不能及時打開4#閥，井口噴勢較大時，操作該閥人員存在人身安全隱患。有鉆臺作業時，如按上述安裝，1#和4#兩閥接在鉆臺底座下，人員要進入狹窄和逃生通道不暢的井架底座內開關1#閥和4#閥，不僅不方便，而且非常危險[12]。如果關井時，一旦操作人員不能及時打開4#閥，井下情況又不允許硬關井時，有井口失控的風險。

修井作業中生產井特別是老井套管的承壓能力完好程度，是影響井口最大允許關井套壓的主要因素。采油工程中注水、地質改造中的壓裂酸化、固井質量、套管螺紋類型、套管強度不符合要求等問題都會影響油氣水井內的套完好程度。套管深埋在井下，由于受地層應力，地下水、注入水、硫化氫腐蝕，以及在頻繁的起下油管作業等諸多因素的影響而引起腐蝕破損、泥巖蠕動等引起的變形甚至錯斷等，均影響生產套管的整體承壓能力及完整性。

分析可知，在上述具有權威性和影響力的國內外9 項鉆修井井控標準中涉及了井控管匯流程形式。在這些標準中，有7項標準中均存在很多問題。因此，為確保現場井控安全，不能盲目引用，不能沿用標準中不合理、不正確的內容。

2 修訂建議

井控管匯是實施油氣井壓力控制技術必不可少的井控設備。發生溢流或井噴，通過管匯進行放壓降低井口套壓，保護井口防噴器組，循環、壓井，重建井內壓力平衡，因此井控管匯應現場操作簡便且安全可靠。

2.1 合理的管匯流程形式

API 標準、IADC 標準和SY/T 5323—2016《石油天然氣工業鉆井和采油設備節流和壓井設備》、SY/T 6868—2016《鉆井作業用防噴設備系統》、SY/T 6962—2018《海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求》、SY/T 6690—2016《井下作業井控技術規程》中井控管匯存在的不合理、不完善問題，應在現場實際應用中避免。

合理的井控管匯組合如下：地面節流管匯及各閥門在井控待命工況如圖1～圖5所示[10]，壓井管匯如圖6、圖7、圖8所示，井控管匯中防噴管線在現場試壓時和防噴器試一個壓力級別，是井控管匯承受高壓的部分，1#閥和4#閥的布局應充分考慮便于現場作業人員的安全操作，如圖9所示，有鉆臺作業時防噴管線1#閥和4#閥必須接出井架底座以外。

圖2 21 MPa節流管匯組合形式

圖3 35 MPa和70 MPa節流管匯組合形式

圖4 70 MPa和105 MPa節流管匯組合形式

圖6 14 MPa、21 MPa和35 MPa壓井管匯組合形式

圖7 70 MPa和105 MPa壓井管匯組合形式

圖8 105 MPa和140 MPa壓井管匯組合形式

2.2 功能分析與使用方法

井控管匯主要由管線和閥件組成，包括防噴管線、節流管匯、壓井管匯、放噴管線，控制井內壓力主要通過控制各閥件的開關狀態和管匯的流程進行。

對于流程合理的管匯系統，只有正確使用才能充分發揮管匯功能，為成功壓井提供可靠保障。

2.2.1 功能分析

節流、壓井管匯具有如下功能：

節流管匯的主要作用是通過節流閥的節流作用實施壓井作業；通過節流閥的泄壓作用，降低井口壓力，實施“軟關井”；在井口難以控制時，通過放噴閥大量泄流。

壓井管匯的主要作用是在全封閘板全封井口時，強行吊灌重的壓井液，實施擠壓井作業；實施反循環壓井；當已經發生井噴時，通過壓井管匯往井口強注清水、滅火劑，以防燃燒起火或輔助滅火。壓井管匯的核心部件是單流閥，其工作原理是高進低出，壓井過程中，防止液體倒流從而保護泵車組。

2.2.2 使用方法

井控管匯各閥件的使用原則是“自外而內，從后向前”。進行節流控制時，關閉節流通道應先關節流閥，再關閉平板閥；打開時應先打開平板閥，再打開節流閥。首先使用節流閥后面的平板閥，前面的作為備用，充分保護節流通道可控和管匯的功能。

2.2.2 .1 陸上井控管匯

對于不同壓力級別的井控管匯，使用方法如下。

1）14 MPa 管匯。壓力級別為14 MPa 的管匯用于井控風險較低的井。節流管匯為單翼手動節流管匯（圖1），壓井管匯有一條壓井管線和一條放噴管線（圖6）。

需要關井時先打開防噴管線上4#平板閥，下同，再關閉防噴器，然后關閉J1進行“軟關井”，最后關閉J2，如圖1（a）所示。若14 MPa 管匯在節流閥后裝一個平板閥如圖1（b）所示，則關閉J1進行“軟關井”，最后關閉J3。節流閥前面的平板閥J2作為備用。

正循環壓井時，壓井液從管柱內部泵入井內，從環空返出，通過防噴管線進入節流管匯，通過調節節流閥J1的開啟度來調節井底壓力和返出量，始終保持井底壓力等于或略大于地層壓力，從而控制循環立壓（或油壓）、套壓進行循環壓井，直至壓井結束。

需要放噴時，打開J4可直接放噴。

反循環或平推（擠注）法壓井時，打開壓井管匯上Y2閥（下同），壓井液從環空泵入，單流閥D1可起到防止壓井液倒流的作用。反循環的壓井液從管柱內返出，接入節流管匯進行循環壓井。

2）21 MPa管匯。壓力級別為21 MPa的管匯，節流管匯為雙翼節流管匯（圖2），壓井時一般J1閥所在的一條節流管匯常用，另一條J4閥所在的節流管匯為備用（下同）。一般J1閥為液動節流閥，方便盡快關井，J4為手動節流閥，方便現場人員放壓操作。

在實施“軟關井”時，先打開防噴管線上的4#平板閥，再關閉防噴器，再關閉J1閥，最后關閉J1閥上游的平板閥。

在循環壓井時，通過調節節流閥J1或J4的開啟度來調節井底壓力和返出量，始終保持井底壓力等于或略大于地層壓力，從而控制循環立壓（或油壓）、套壓進行循環壓井，直至壓井結束。

若壓井過程中發生節流管匯上節流閥刺壞、堵塞等問題，無法繼續工作時，關閉改節流閥前面的平板閥，改用備用另一條節流通道繼續壓井。

在井內返出的壓井液可通過J8進入循環系統回收再利用；若返出壓井液含有氣體，則可通過J10閥進入液氣分離器進行除氣處理，分離出的氣體可以通過點火裝置點火處理。若壓井液受侵污嚴重，可打開J9進行節流循環排除溢流物。特殊情況下需要從直通管線放噴保護井口時，則打開J6b、J9閥放噴（下同）。

反循環或平推（擠注）法壓井時，打開壓井管匯上Y2閥（下同），壓井液從環空泵入進行壓井。

3）35 MPa 管匯。壓力級別為35 MPa 的管匯，J2閥和J3閥采用雙聯平板閥，分別為J2a和J2b、J3a和J3b（圖3）。與壓力級別為21 MPa 的管匯相比，除了有備用節流管匯外，平板閥也增加了2個備用，進一步提升了管匯的安全性能。

4）70 MPa管匯。壓力級別為70 MPa的管匯，對于開發井多采用（圖3），而對于探井、氣井、等井控風險較大的井，采用3條節流管匯的形式（圖4）。壓井管匯也增加了1 條壓井管線（增加了平板閥Y3和單流閥D2）（圖7），作為1條備用的壓井管線。

在實施“軟關井”時，先打開防噴管線上的4#平板閥，在關閉防噴器，再關閉J1閥，再關閉J1閥上游的平板閥。

循環壓井時，對于兩條節流的管匯，使用方法同35 MPa 壓力級別的管匯；對于有3 條節流管匯者，J12這條通道也是備用的，在壓井過程中如果節流閥J1、J4發生刺壞、堵塞等問題，無法繼續工作時，則打開J11閥和J13閥，關閉另外兩條節流通道，通過J12的開啟度來調節井底壓力和返出量，始終保持井底壓力等于或略大于地層壓力，從而控制循環立壓（油壓）、套壓進行循環壓井，直至壓井結束。

反循環或平推（擠注）法壓井時，打開壓井管匯上Y2閥或Y3連接壓井泵車，壓井液從環空泵入進行壓井。反循環的壓井液從管柱內返出，接入節流管匯進行循環壓井。

5）105 MPa管匯。壓力級別為105 MPa的管匯，對于開發井多采用與70 MPa壓力級別相同，壓力級別為105 MPa 的管匯（圖4）；對于探井、氣井等井控風險比較大的井，則采用4 條節流管匯通道（圖5）。壓井管匯又增加1條分支（增加了平板閥Y4）備用的壓井管線（圖8）。

在實施“軟關井”時，先打開防噴管線上的4#平板閥，在關閉防噴器，再關閉J1閥，再關閉J1閥上游的平板閥。

循環壓井時，對于3條節流的管匯，使用方法同70 MPa壓力級別的管匯；對于有4條節流管匯者，除了使用J1、J4通道進行循環壓井，J12和J15的通道也是作為備用的節流循環壓井的通道，注意打開有一條節流管匯的通道時，其他3條節流管匯通道應關閉。調節所使用的管匯上節流閥的開啟度來調節井底壓力和返出量，始終保持井底壓力等于或略大于地層壓力，從而控制循環立壓（油壓）、套壓進行循環壓井，直至壓井結束。

反循環或平推（擠注）法壓井時，打開壓井管匯上Y2閥或Y3或Y4閥連接壓井泵車，壓井液從環空泵入進行壓井。反循環的壓井液從管柱內返出，接入節流管匯進行循環壓井。

6）140 MPa 管匯。壓力級別為140 MPa 的管匯（圖5），壓井管匯（圖8），關井方法與壓井方法與壓力級別為105 MPa的管匯相同。

2.2.2 .2 海上井控管匯

海上井控管匯主要應考慮海上作業空間的限制，在陸上管匯流程基礎上增加和改變了節流管匯放噴流程，增加壓井管匯放噴管線，增加壓井單流閥的數量，以最大限度地提高海上井控壓井作業和井控應急處置能力。

陸上與海上節流管匯的安裝位置和結構雖有些差別，但其管匯的功能、流程都是相同的。海上壓井管匯與節流管匯一般組合布局，但二者的流程和功能還是獨立的。壓井管匯與陸上管匯相同，一般壓井管匯與節流管匯的放噴管線共用。

應該注意的是，在現場試壓檢查結束后，應對各連接部分的螺栓進行再次檢查緊固，克服松緊不均的現象，井控管匯上各閥的開關狀態應調整到規定的待命工況狀態。管匯上的套管壓力表應使用高壓、低壓兩個量程抗震壓力表，以滿足關井、壓井過程中錄取不同套管壓力的需求，在使用過程中應保持壓力表靈敏、可靠，管匯上各閥工作正常，開關靈活。

3 結論與認識

1）當前國內外井控標準中存在著一些問題，既有不同標準之間不一致的問題，也有單項標準中不合理的問題。本著井控本質安全的要求，在標準使用的過程中，應進行認真地對比分析，采用正確的做法。

2）不同壓力級別井控管匯形式，決定著該壓力級別關井壓井的安全可靠性。井控管匯合理的流程形式及使用方法，能最大限度地發揮裝置功能，應達到滿足壓力級別要求和功能需要條件下的最簡便組合形式，為現場使用提供安全保障。

3）井下作業井控是在鉆井井控的基礎上結合井下作業工藝轉化而來。井控管匯與鉆井大部分使用相同的標準，在使用過程中應結合井下作業工藝技術特點。井下作業井控管匯從井控安全的角度考慮，應結合地下地質情況、井身結構、套管技術狀況、工藝技術等方面去綜合考慮設備的選擇、安裝與使用。

4）井控標準在推行實施中具有約束性和權威性。針對國內外標準層次多、數量多、要求不一致，甚至存在井控安全隱患的問題，應克服慣性思維和盲從國外標準的做法，適時研究制定技術先進、要求一致的井控標準，以滿足井控安全需要。