井控设计现状及提升其质量的管理对策

滕新兴，毛蕴才，张晓辉

1.中国石油勘探与生产工程监督中心 （北京 100083）2.中国石油勘探与生产分公司 工程技术与监督处 （北京 100007）

随着中国石油天然气集团有限公司（以下简称集团公司）井控工作的持续强化管理，各企业都把井控工作当作钻井安全头等大事来抓。油田分公司作为井控责任主体，近年来加大了管理力度，进一步规范了井控设计内容，更加突出单井特点，明确井控风险级别，针对不同风险提出差别化的井控措施，对特殊工艺井组织专家进行施工方案论证，并现场跟踪回访，有效提高设计针对性、符合性和指导性。但个别油田也存在诸如井控工作认识不到位、制度不落实、减化程序、审批不严等现象。依据井控设计和监督检查的要求，对近5年集团公司井控检查发现的井控设计问题进行了分析，发现井控设计的管理水平有待提高。

1 井控设计现状

近5年集团公司井控设计现状归纳如下：

1）井身结构设计充分考虑了压差卡套管和井涌关井安全余量因素，提高了整体安全系数。

2）以满足钻井过程井控安全为前提，同时也作为完井工艺及油气增产措施，提高了套管头和套管完井管串抗内压强度，提高了井筒寿命。

3）孔隙压力和破裂压力剖面精度明显提高，井身结构、钻井费用更加科学合理。

4）井控设备压力等级选择方面符合以下两个标准要求，满足了各类型复杂井的需要：①企业标准Q/SY 1552—2012《钻井井控技术规范》；②国家标准GB/T 31033—2014《石油天然气钻井井控技术规范》[1]要求。

5）井筒全生命周期完整性设计和全过程质量控制有了体制和机制的保障。

以井屏障设计理念为基础，形成了一套包括作业前井完整性评价、作业井完整性设计和作业期间井完整性控制的井完整性评价与控制方法（图1）。

2 井控设计要求

2.1 井控设计的总体要求

井控设计是钻井地质设计和钻井工程设计的重要组成部分，是井控工艺、井控装置、井控规定和标准的集中体现和综合应用[2]，是确保对地层压力实现有效控制的源头和依据。

图1 井筒完整性评价与控制框图

集团公司对井控设计提出以下要求：①油气井设计要对一口井的全生命周期控制，从建井开始到报废的整个过程中，不论进行何种工序、作业都进行井控；②对地层-井眼压力系统各个有关压力都要进行控制，或对整个压力系统进行控制；③不论是静态，还是动态，要使整个压力系统保持平衡；④既要防止溢流、井喷，又要有利于保护油、气层，有利于提高钻井速度。

2.2 井控设计的基本要求

2.2.1 地质设计要求

地质设计是针对油、气、水井油藏地质和地理因素编制的。地质设计应力求准确，在充分调查研究的基础上提出有关地层变化及油、气位置与生产资料，以便工程设计人员和施工人员掌握[3]。

1）探井。应提供邻井（层）同层的生产资料或钻开该井时的有关资料，包括井场周围勘测情况、井身结构与钢级、固井质量、储层评价、井段、井液密度、预测地层压力、预测地层硫化氢及其他有毒有害气体含量、井温和产能等。

2）开发井。应提供地质及产能资料、地层压力（系数）、油气比、硫化氢及其他有害气体含量等。

3）特殊井。应提供准确的高压层、地层压力及漏失层资料；对气井、浅层气、高压油气井、高气油比井、预测油气产能，做出明确提示。

2.2.2 工程设计要求

工程设计要求：①满足井控要求的井场与设备布置；②合理的钻井液密度；③合理的井身结构；④确保井控安全的井控装备系统；⑤严格的井控设备安装、试压规程；⑥完善的井控技术措施和应急预案。

2.2.3 其他要求

1）井控设计必须在国家及行业有关法律法规要求范围内编制，应依据井控规定、标准，按规定程序逐级进行审批，这是确保井控安全的重要组成部分。

2）在设计井位确定以后，要清楚应遵守的法律、法规和标准、规定。

3）无论是在国内或国外、海上或陆上作业，都应该遵守所在国家和地区的各种法规。

3 井控设计存在的问题分析

3.1 设计变更管理不规范

井控设计变更管理不规范主要表现在设计管理制度未建立或制度要求不具体，变更管理不到位，评审论证不落实等。例如某设计单位没有钻井和地质设计变更管理的制度性文件[4]。地质设计责任表签名为打印标准字体。某井溢流压井结束后，钻井液密度大于设计最高密度，未见到设计变更资料。某井地质设计和工程设计中变更设计审批签字人前后不一致。未针对该井（预探井）表层套管下深浅存在的井控风险进行评审论证。部分钻井工程设计变更审批与原设计审批程序不一致。

3.2 设计内容存在缺项

井控设计内容存在缺项主要包括部分设计单井数据不全，邻井数据缺失，风险提示内容不全，防控措施不具体等。例如某井的设计存在本井或邻近地质及工程数据缺失现象，对口井周边环境描述不清，风险提示不具体。某井钻井地质设计未提供全井段的三压力剖面，缺少高压层风险提示。工程设计中没有本区域历史井控风险提示内容，地质设计没有井控设计条款。

3.3 设计内容相互冲突

井控设计内容相互冲突主要包括工程设计与地质设计不一致、施工设计内容与工程设计不一致等。例如某井地质设计提示该井不含硫化氢，工程设计提示该井硫化氢浓度在6~200mg/L；另外一口井地质设计确定为一级风险井，工程设计确定为二级风险井。

3.4 设计编制缺乏针对性

井控设计编制缺乏针对性主要表现在制定的设计要求不具体、不明确，对施工指导性差，针对性不强。

例如某井设计井控装置的压力级别为70MPa，但在设备安装要求中将21、35MPa井控装置的安装要求也写进设计。个别井钻井工程设计中未对内防喷工具数量及技术规范进行要求。某井地质设计中，地层压力预测图显示目的层位的压力系数高于1.3，但是工程设计中的压井液密度仅为1.07 g/cm3。某井卡水补孔工程设计未明确井控装置的选型、试压要求，未明确压井液类型与数量[5]。

3.5 地质设计中地层压力和破裂压力数据不全面

某井地质设计未提供本井或邻井地层压力。某低效油气田的地质设计未提供地层破裂压力曲线。某勘探开发公司，地质设计未提供邻井目前地层压力。

3.6 工程设计指导性不强

某井原钻井液密度根据地层压力系数设计为1.35~1.75 g/cm3，后来根据井控例会要求变更为1.80~1.90 g/cm3（施工中可根据实际情况及时调整钻井液密度，以井下安全为原则），实钻钻遇高压水层，密度最高达到2.12 g/cm3。

3.7 设计管理存在漏洞

井控设计管理存在漏洞集中体现在无设计审批程序、未严格执行细则、未执行设计变更程序。例如，未明确钻井设计审批程序和审批等级，设计引用标准未引用最新标准，设计变更的设计人与原设计编制人不同，工程设计防喷器二开前试压表格要求试压17MPa，文字描述试压10MPa。

3.8 井控装备选配存在漏洞

某油气田钻井工程设计对节流压井管汇、内控阀门等井控装备配备要求未明确材料级别、产品规范等级，不符合GB/T 20972.1—2007、GB/T 20972.2—2008、GB/T 20972.3—2008、SY/T 5323—2016 标准的要求。某钻探公司某井使用的两套EE级压井管汇都存在DD级阀门。

4 提升井控设计质量的管理对策

4.1 加强落实井控责任制

油田企业项目建设与设计单位完善井控方案设计审核审批制度，进一步认识井控工作的重要性、科学性和严肃性，把好设计源头，排除隐患。

4.2 做好项目流程设计

对风险较高的井重点研究，采取一井一策，一井一审核。在设计上还要统筹考虑成本投入合理、质量标准合理、安全指标符合企业和社会环境的需要。对风险较低的探井、开发井、两浅井强调作业程序，重点解决研究浅漏失层、浅注水层带来的突发意外安全事故。

4.3 严肃设计变更管理

井控要求发生改变时，及时做好钻井工程设计的变更或补充设计，设计委托单位要下达变更设计编制任务，由原钻井设计编制单位做出钻井工程设计的变更或补充设计，严肃审批设计流程。

4.4 坚持做好设计回访制度

设计人员定期、不定期到生产现场进行跟踪调研，及时掌握设计中的不足，采取相应的整改措施，开展补充设计，保证设计的针对性、科学性和可操作性。

4.5 不断提高井控设计管理水平

进一步加强设计人员的现场经验培养，学习、调查、研究，始终贯彻积极井控理念，使井控设计更具指导性和可操作性。

4.6 针对特殊区域完善设计方案

进一步提高深层天然气井、分支井及欠平衡钻井的设计能力，针对特定区域的井控特点及难点，积极制定和完善“三高”、“两浅”井的井控设计方案，从工艺技术、抗硫套管的选择、井控装备配套、放喷管线连接标准等方面，按照高压高含硫进行设计。