标准讲义修改终稿

1SY/T654322003欠平衡钻井技术规范第2部分井口压力控制装置及地面装置配套要求讲义前言本部分是胜利石油管理局钻井工艺研究院在承担中石化十条龙项目“欠平衡压力钻井配套技术研究”的基础上，于2002年1月开始制定。当年6月经胜利石油管理局标准委员会初审修改后形成征求意见稿。2002年6月20号把征求意见稿发给石油钻井工程标准化委员会委员，征求委员们对该部分的意见。根据委员们对该部分提出的宝贵意见进行了修改，于7月20日完成了送审稿。2002年7月22日石油钻井工程标准化委员会组织了对该部分的评审。在会上，该部分通过了专家们的一致通过。该部分于2002年8月完成了报批稿。编写本标准时，国内开展的主要是液相和充气泥浆欠平衡技术研究和应用，其它形式的欠平衡钻井方式尚不完善成熟或未开展，使用的旋转控制头主要是WILLIAMS公司的7100高压旋转控制头，循环系统是常规的开式系统，本标准编写后，国内欠平衡工艺技术和设备配套技术已经有了很大发展，因此本标准今后将进一步完善。一、编制背景欠平衡压力钻井技术是近年来展现出具有广阔使用前景的一项钻井新工艺，其显著的经济效益及作用已被实践所证明，因此该技术在国外的应用越来越广泛。国内自90年代中期以来，对该技术的研究和应用呈现出良好的上升趋势。欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置是保证安全顺利实施欠平衡钻井的基础和条件，为此国外加大了在装备配套方面的研究开发，使井口控制设备和地面处理设备的配套更趋合理和规范，为欠平衡钻井技术的推广创造了条件。国内、外已经有常规钻井的井口压力控制装置及地面装置配套标准，但目前国外只有欠平衡作业手册，没有该方面相应的标准。国内开展欠平衡钻井的工作较晚，在制定本标准之前，还没有制定欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置配套标准。因此为了促进国内欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置配套工作的标准化、规范化进程，促进国内井口控制设备和地面处理设备的配套技术的发展，石油钻井工程专业标准化委员会组织制定了“欠平衡钻井井口压力控制装置和地面装置配套”标准。二、欠平衡设备简介欠平衡压力钻井技术是一项高风险、高投入的技术，要实施这一新技术，必须有相配套的性能、安全性要求非常高的一系列装备。欠平衡专用装备的组成及作用见表1，专用装备的流程见图1。2表1欠平衡专用装备的组成及作用序号名称组成作用第一部分专用井控设备旋转防喷系统承受、控制一定的井口压力，确保井口安全。第二部分地面流体处理设备除气设备脱油设备清除固相设备气体燃烧器对返回的流体进行四相（钻井液、气、油、固相）分离，满足欠平衡钻井工艺的要求。第三部分流体产生处理设备现场制氮设备、充气设备、泡沫设备等制造低密度流体，并注入井内，为实施欠平衡钻井提供低密度流体。（一）井口压力控制设备的组成及作用1防喷器组（如图2示）。主要有单闸板防喷器、双闸板防喷器、万能防喷器、旋转防喷系统，液控旁通阀。防喷器组的作用同普通钻井防喷器组的作用是一样的，旋转防喷系统的作用是密封井口环空，保证井口在带压情况下，能进行钻进、起下钻等作业。2节流管汇。与常规钻井基本一样，但必须配备一只以上液动节流阀、节控箱及附件，便于远程控制节流阀。其作用是根据工艺要求和井口压力情况，控制地层流体进入井眼的速度，把井口套压控制在允许的范围内或实施节流放喷。3内防喷工具。主要有上、下方钻杆旋塞，投入式止回阀、箭形回压阀等。其作用是在欠平衡钻井作业时防止钻具内井喷。4液控旁通阀（有球阀和平板阀两种结构型式）。用于欠平衡循环和非欠平衡循环流程的快速倒换。（二）地面流体处理设备的组成及作用地面流体处理分为两种型式，即开式系统和密闭系统。图1专用装备流程图2防喷器组3开式系统主要包括大处理量的液气分离器、常规固控设备（振动筛、旋流器、除气器和离心机等）、脱油设备和气体燃烧处理系统等，满足欠平衡压力钻井对井口返出流体进行四相分离的要求。是目前国内外应用最广泛的一种系统。密闭系统主要使用在气雾欠平衡钻井、泡沫钻井、含硫化氢的井和环保要求高的地区，其核心设备是四相分离器。（三）流体产生处理设备的组成及作用主要包括泡沫产生、注入、处理设备；气体（主要是空气、氮气、天然气等）源、增压、注入设备等。用于制造低密度流体，并注入井内，为实施欠平衡钻井提供低密度流体。（四）结构说明分为3部分第1部分欠平衡钻井设计方法；第2部分欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置配备要求；第3部分欠平衡钻井工艺施工规程。本部分是该标准的第2部分。欠平衡钻井技术规范第2部分井口压力控制装置及地面装置配套要求的内容除目次、前言外共9章。本标准第一章、第二章和第三章主要是阐明了本标准的主题“规定了欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置的配备型式和技术要求”及适用的范围，引用的相关标准、以及几个特定的术语的定义。下面就标准的主要条款作宣贯式的解释。1范围本部分规定了欠平衡钻井井口压力控制装置及地面装置的配备型式和技术要求。本部分适用于陆地石油天然气液相欠平衡钻井、充气欠平衡钻井及泡沫欠平衡钻井的井口压力控制装置及地面装置的配备。1由于在欠平衡钻井中，井口压力控制设备的配套形式是基本相同的，SY/T596494钻井井控装置组合配套也未对陆地、海上钻井井控装置组合配套形式进行区分，因此此处所说的范围只是针对地面设备的配套说的。2本部分只适用于在陆地上实施欠平衡钻井时井控设备及地面设备的配套1）国内陆地欠平衡钻井井控设备及地面设备的配套技术上已趋于成熟。国内开展欠平衡钻井技术研究是从陆地开始的。并且主要在陆地上进行欠平衡钻井作业。国内各主要油田都先后于陆地实施了欠平衡钻井实验研究，根据不同的工艺流程和施工要求制定了设备配套流程，积累了较丰富的经验和教训，设备配套特别是地面设备配套技术已趋于成熟。2）海上欠平衡钻井井控设备及地面设备的配套技术有待于进一步研究。欠平衡钻井施工中，地层中的流体随钻井流体一起循环到地面上，为了维持钻井流体性能的稳定，维持欠平衡条件，保证施工的安全，必须对井口返出的流体进行分离处理。把固相、原油，气体分离出去。分离出的气体引至安全的地方进行燃烧处理，分离出的原油储存到专用储油罐中。在海上还要4对被原油污染的固相进行脱油处理。与常规钻井相比，欠平衡钻井需要配备容积更大的的泥浆池和重浆储备罐、储备更多的的加重材料，以便于倒换钻井流体、进行压井作业，在紧急情况下，进行节流放喷作业。当用充气泥浆、泡沫泥浆时还需要制氮、充气、泡沫发生器和空压机等设备。欠平衡钻井需要的设备多、需要的井场面积大，这在陆地上都比较容易解决，但在海上实施欠平衡钻井时，受钻井平台面积的限制，在现有的平台条件下设备的摆放非常困难，同时在如何保证施工安全方面还有许多问题需要研究探讨。目前国外已在海上开展欠平衡钻井施工，截止到现在，国内只有胜利油田在呈北244等井上进行了欠平衡（或近平衡）钻井试验，对设备的配套还缺乏充分的认识和经验。因此本部分将适用范围限定在陆地上。3）本部分只适用于液相、充气及泡沫欠平衡钻井的井控装置和地面配套设备。实施欠平衡钻井可使用各种钻井流体，现简单归纳如下1）钻井液2）泡沫。分为再生和稳定泡沫两种3）充气钻井液（包括氮气、空气和天然气等）4）雾5）原油6）气体（包括氮气、空气和天然气等）2002年制定本标准时，国内已经开展常规钻井液（包括无固相钻井液）、泡沫（稳定泡沫）、充气、雾化、气体等类型欠平衡钻井的研究应用，但所用的钻井流体主要还是常规钻井液（包括无固相钻井液）、泡沫（稳定泡沫）、充气钻井液（主要是氮气、空气）。气体钻井技术上处于研究阶段。由于使用不同的钻井流体需要不同的产生、注入和处理设备，而当时国内只是掌握了使用前面三种钻井流体的设备配套技术，对其它钻井流体的产生、处理设备还缺乏深入研究和使用经验，因此本部分将使用范围限定在使用前面三种钻井流体实施控流欠平衡压力钻井、充气欠平衡钻井的设备配套。2规范性引用文件GB1501998钢制压力容器GB38361爆炸环境用防爆电器设备通用要求SY504192吊卡SY/T508793含硫油气田安全钻井作法SY/T5127井口装置和采油树规范SY/T52902000石油钻杆接头5SY/T532392压井管汇与节流管汇（2000年确认）SY/T561211999钻井液净化系统除气器SY/T561231999钻井液净化系统旋流器SY/T561241993钻井液振动筛SY/T595794井场电器安装技术要求SY/T595894井场布置原则和技术要求SY/T596494钻井井控装置组合配套规范SY/T596794钻井井控装置安装调试与维护SY/T61591995钻井液搅拌器SY62771997含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定SY63091997钻井井场照明、设备颜色、联络信号安全规范SY/T64261999钻井井控技术规程SY/T65092000方钻杆本标准中的“SY/T596794钻井井控装置安装调试与维护”、“SY/T596494钻井井控装置组合配套规范”两个引用标准已被“SY/T59642003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护”所代替。“SY/T5127井口装置和采油树规范”的最新版本为“SY/T51272002”，该标准代替了“SY5279191、SY5279291、SY5279391、SY515693、SY512792”等标准。”“SY/T508793含硫油气田安全钻井作法”已被SY/T50872003所代替，“SY/T64261999钻井井控技术规程”已被“SY/T64262005所代替”。“SY504192吊卡”已被“SY/T50352004吊环、吊卡、吊钳”所代替。按照GB/T1。12000的要求，规范性引用文件前面应加一段引导语，该引导语是GB/T1。12000规定的。引导语如下“下列文件中的条款通过本部分的引用构成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后的所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。”根据引导语的要求，规范性引用文件表中的文件中的条款也属于本部分的条款，在本部分下面的有些条款中，是规范性引用文件中的原条款，但由于内容较少，为了方便标准使用者，将其照抄后作为在本部分的条款。规范性引用文件表中文件顺序是按照GB/T1。12000的要求编写的。由于上级标准不能引用下级标准，目前有些设备只有企业标准，但无行业标准。因此在编写本部分时，对只有企业标准，但无行业标准的，参考企业标准进行了编写。对目前还没有任何标准的，参考了设6备的说明书、实际应用情况，经过归纳制定了一些条款。3术语和定义31旋转防喷器ROTATINGBLOWOUTPREVENTER（RBOP）旋转防喷器是一种靠外部液压源提供的压力油推动活塞，挤压密封胶芯，封闭钻具与套管之间的环空，当钻具在其中旋转、往复运动时，能够承受一定井口压力的专用钻井装置。32旋转控制头ROTATINGCONTROLHEAD（RCH）旋转控制头是一种靠密封胶芯与钻具之间的过盈来封闭钻具与套管之间的环空，当钻具在其中旋转、往复运动时，能够承受一定井口压力的专用钻井装置。33旋转防喷器额定静压STATICPRESSUREOFROTATINGBLOWOUTPREVENTER指当旋转防喷器和穿入其中的钻具在静止状态时，旋转防喷器所能承受的最大允许压力。34旋转防喷器额定动压DYNAMICPRESSUREOFROTATINGBLOWOUTPREVENTER指当旋转防喷器或穿入其中的钻具在运动状态时，旋转防喷器所能承受的最大允许压力。35旋转控制头额定静压STATICPRESSUREOFROTATINGCONTROLHEAD指当旋转控制头和穿入其中的钻具在静止状态时，旋转控制头所能承受的最大允许压力。36旋转控制头额定动压DYNAMICPRESSUREOFROTATINGCONTROLHEAD指当旋转控制头或穿入其中的钻具在运动状态时，旋转控制头所能承受的最大允许压力。37旋转防喷系统ROTATINGBLOWOUTPREVENTINGSYSTEM旋转防喷系统包括旋转防喷器系统（旋转控制头系统）及其辅助设备。1目前旋转防喷系统有旋转防喷器、旋转控制头两种形式。国外在名称上是把其区分开的。其主要看胶芯封闭钻具与井壁环空时有无外部液压源，即所谓的是主动密封还是被动密封。靠外部液压源挤压密封胶芯封闭钻具与井壁之间的称为旋转防喷器，其英文名称为ROTATINGPREVENTER。靠密封胶芯与钻具之间的过盈密封钻具与井壁之间的环空的称为旋转控制头，其英文名称为ROTATINGCONTROLHEAD。2旋转控制头工作原理旋转轴承总成与控制头底座之间用一个大直径密封元件密封，井筒与钻具之间的环空靠特制的密封胶芯与钻具之间的过盈实现密封，井口压力起辅助密封作用，动密封旋转总成自身是靠一个动密封组件实现密封的。控制头有单胶芯和双胶芯两种结构型式。3目前国内的名称比较混乱,没有统一。在有些参考书上把控制头和旋转防喷器统称为旋转防喷器，在实际应用中，又直接用国外产品的中文译名,即旋转防喷器、旋转控制头。尽管其作用相同,且可互相替换，但由于旋转防喷器具备了环形防喷器的功能，并可在一定条件下替代环防喷器，而旋转控制头则不行，同时其工作原理、设备的组成也有很大不同。鉴于今后于国外交流合作的考虑，我们认为宜按照国外的名称较好。根据以上考虑，给出了旋转控制头和旋转防喷器的定义。高压旋转控制7头防喷系统由旋转控制头、监控箱、冷却润滑装置组成；PCWD旋转防喷器系统由旋转防喷器（RSBOP）、液压控制装置（HCU）、司钻控制盘DCP、安装配件等组成。旋转控制头和旋转防喷器在不同的工作条件下，其允许的工作压力是不同的，为了明确他们在不同工况下，其允许的最大工作压力，防止意外事故的发生，给出了旋转防喷器（旋转控制头）的额定静压、动压的定义。4欠平衡钻井井口压力控制装置配备型式41欠平衡钻井井口压力控制装置配备的基本型式见表A1，示例见图A1。42欠平衡钻井井口压力控制装置配备的特殊型式仅用于参数井；预探井；沙漠井、滩海井、泡沫钻井和空气钻井。配备型式见表A2，示例见图A2。本章41中的表1、表2分别列出了欠平衡压力钻井井控配套基本型式和特殊形式。由于欠平衡压力钻井井控设备只是在原有钻井井控设备组合上增加一套旋转控制头或旋转防喷器，因此组合配套型式基本是在“SY/T596494钻井井控装置组合配套规范”（最新版本为“SY/T59642003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护”）的基础上编写的。目前国内外在使用常规钻机进行欠平衡施工时绝大部分是下完95/8“套管或7”套管后进行。在42中特别强调了在地层压力不明确的井、产能不明确的井上进行欠平衡压力钻井时，应该按设备配套特殊型式进行配套，这主要是为防止井口压力失控。由于各油田的内防喷工具、井控检测仪器、仪表等生产厂家、参数、工艺要求都不相同，因此43推荐各油田根据各油田的具体情况配齐、配全。5欠平衡钻井井口压力控制装置配备要求51欠平衡钻井井口压力控制装置511井口压力控制装置包括所配备的旋转防喷系统及SY/T596494所规定的井控装置。512井口压力控制装置的配备应符合SY/T596494的规定。513井口压力控制装置的组合型式、压力等级和尺寸系列应符合SY/T64261999的规定。该条款中的要求与SY/T596494（最新版本为“SY/T59642003钻井井控装置组合配套、安装调试与维护”）中关于钻井井口装置的规定、SY50532中关于防喷器控制装置的规定基本是一致的。只是在511中增加了对旋转防喷器（或旋转控制头）及其控制装置、井口压力测试管汇、压力传感器的要求；增加了液控旁通阀的要求。52旋转防喷系统521旋转防喷系统5211旋转控制头系统52111旋转控制头系统包括旋转控制头、监控箱、冷却/润滑站、压力测试管汇和实时数据采集系统等。52112旋转控制头的压力等级（静态工作压力）的选择小于或等于35MPA时，选择与防喷器组合压力等级相同的旋转控制头；大于35MPA时，选择35MPA的旋转控制头；8允许使用压力等级低于防喷器组合压力等级的旋转控制头。52113旋转控制头的标称尺寸应能保证钻具组合中最大尺寸的钻具通过。旋转控制头最高额定转速应不低于100R/MIN。52114旋转控制头的法兰形式、尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定；法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定。52115有防硫要求的旋转控制头应符合SY5087的规定。52116旋转控制头应配有锁紧装置52117使用胶芯的尺寸应与所用钻具匹配；胶芯的材料应与所用钻井液匹配。52118在使用转盘钻时，宜配备、安装方钻杆驱动器，其尺寸应与使用的方钻杆匹配。52119旋转控制头宜配备冷却/润滑系统。521110冷却/润滑系统的电器及控制系统应符合GB38361的规定。521111监控箱应能准确显示环空压力、气源压力和液压卡箍油压。521112旋转控制头应配备泄压、测压装置。有防硫要求的压力测试管汇应符合SY5087的规定。521113旋转控制头应设旁通口。旁通口的法兰形式、尺寸和技术要求应符合SY/T5127的规定；法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定。旁通口可接液控截止阀或盲法兰。因目前没有旋转防喷系统的行业标准，也未能找到可供参考的企业标准，因此本部分中关于旋转控制头的工作参数是通过统计归纳国内外现有的产品，结合现场的使用要求撰写的。“SY/T5127井口装置和采油树规范”的最新版本为“SY/T51272002”。1旋转控制头已在石油工业中使用多年，初期的产品工作压力较低，一般在5MPA以下（国外的产品一般为28MPA。目前旋转控制头的额定动压已达到175MPA静态工作压力达到35MPA低压旋转控制头一般使用单胶芯结构，高压旋转控制头一般使用双胶芯结构。由于无法在使用过程实时监测胶芯的磨损量以预计胶芯的使用寿命，因此美国石油学会拒绝把旋转控制头作为一种防喷设备。2旋转控制头是旋转控制头防喷系统的的核心。压力测试管汇，监控箱用于监测控制头的工作压力及液压卡箍的工况。冷却润滑站是保证控制头工作的辅助设备，对于低压控制头，如WILLIAMS的8000、9000控制头，可不设冷却装置，对于额定工作压力小于7MPA的控制头可增设换热器。对于高压控制头应设强制冷却装置。润滑系统是不可缺少的。总之冷却润滑形式的选择取决于保证控制头正常工作的需要。3旋转控制头作为一种非防喷器设备，其工作压力级别的选择不能照搬防喷器的选配原则。按照目前国际上应用最多的WILLAMS公司的产品系列，静态工作压力压力级别为35MPA，105MPA，21MPA，35MPA动态工作压力级别35MPA，7MPA，175MPA，21MPA。目前还没有更高压力级别的控制头。按照压力级别选择控制头时应考虑以下几个因素1）欠平衡施工中允许出现的最大井口压力2）地层返出流体的气液比3）地层压力94）井口防喷器组的高度及联接形式。在条件允许的情况下，尽可能选择压力级别与防喷器组相同的控制头或选用最高工作压力的控制头。否则也可选用低压力级别的控制头，但此时应严格控制井口压力不超过控制头的额定压力。4目前,现有控制头产品的最大工作转速都不大于150R/MIN,一般为100R/MIN这是因为随着转速的增加，控制头轴承总成的动密封寿命显著下降，发热问题突出，导致轴承总成工作寿命下降。使用牙轮钻头时，为了保证轴承总成正常工作，一般转速控制在5080R/MIN。但使用PDC刮刀钻头时，要求转速较高,为了缓和这一矛盾，鼓励研发高转速的控制头，此处对控制头的最高转速提出了不低于100R/MIN的要求。5井口防喷器组目前都已标准化，控制头作为安装在防喷器组上的一种井口设备，法兰形式、尺寸及技术要求和法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合“SY/T5127井口装置和采油树规范”的规定，有利于简化控制头的安装及与防喷器组的连接匹配。6影响控制头密封效果的因素主要有两个1，胶芯与钻具的过盈量，2，井口压力。由于胶芯的耐压能力是按照控制头的最大动压设计的，在高压时，井口压力的助封作用比较明显。但当井口压力较低时，井口压力助封作用减弱，胶芯的密封效果将变差。现场使用情况和室内试验都说明了这一点。对工作一段时间后的胶芯情况更加明显。因此在实际操作中会发现，胶芯会发生渗漏,特别是在过钻具接头时。使胶芯在不同压力下，都保持良好的密封性应是今后胶芯研究的一个课题。每一种规格的胶芯对应于一种特定规格的钻具。如果钻具的最大径向尺寸超过胶芯的允许尺寸，将会导致胶芯撕裂，反之钻具过小，胶芯起不到密封作用。因此在现场施工中，必须保证所有过胶芯的钻具组合的最大尺寸不能超过胶芯的允许尺寸。7旋转控制头在工作时，钻具通过与胶芯之间的摩擦力带动控制头的轴承总成与钻具同步旋转。为了防止胶芯的磨损，原则上是不允许钻具与胶芯之间有相对转动的。一旦发生相对转动，胶芯磨损加剧。目前在采用顶驱的钻机上，尚无有效措施。在使用转盘钻时，使用方钻杆驱动器后，钻具通过方钻杆驱动器带动轴承总称旋转，胶芯不会与钻具发生相对转动，改善了胶芯的工况，有利于提高胶芯的使用寿命。8当在进行欠平衡作业，旋转控制头出现故障或需要更换胶芯时，须关闭闸板防喷器，此时在控制头和闸板防喷器之间存留着带压的流体，控制头泄压装置的作用就是把这部分高压流体卸掉，保证操作者的安全。9国内外几种旋转防喷系统的技术规范1）WILLAMS公司7000系列旋转控制头（1）7100旋转控制头防喷系统技术规范见表3。10表37100旋转控制头防喷系统技术规范序号名称规格型号1额定静态工作压力352额定连续旋转工作压力175MPA3额定间歇旋转压力175MPA4钻具额定旋转速度150R/MIN5底部连接法兰135/85M，有9种法兰尺寸供选择6胶芯27/8使用于31/2钻杆、41/8使用于5钻杆7高度13201600MM（可选）8外径1320MM9质量2700KG10旁通法兰直径API71/1611测试管连接法兰直径API21/162WILLAMSS公司7000旋转控制头防喷系统技术规范见表4表47000旋转控制头防喷系统技术规范序号名称规格型号1额定静态工作压力21MPA2额定连续旋转工作压力7MPA3额定间歇旋转压力14MPA4钻具额定旋转速度100R/MIN5底部连接法兰17944255MM（可选）6高度13201600MM（可选7外径1320MM8质量2700KG9胶芯27/8使用于31/2钻杆41/8使用于5钻杆37000系列旋转控制头防喷系统的特点A旋转部分（轴承总成）设计有上、下两个密封胶芯，可保证与钻具的良好密封，当上部胶芯损坏后，上部的胶芯还能处于良好的工作状态，从而增加了施工的安全程度。标准胶芯可用于空气钻井、气体钻井、水基泥浆钻井；聚氨基甲酸乙脂胶芯可用于油基泥浆；高温条件下，需要特殊加工的耐高温胶芯。B高压旋转动密封轴承总成与控制头底座采用液压卡箍连接，更换胶芯或轴承十分方便，便于现场人员掌握和正确操作。C大多数旋转控制头可以互换，通用性强，轴承采用强制润滑，水冷却（自身配备制冷压缩机），因而工作可靠，寿命较长。11D控制部分采用集中控制，现场摆放及安装非常方便。注意由于旋转控制头的密封性能是随着井口压力的提高而增加的，因此在低压情况下密封性能较差。一般情况下，高压井每起钻一次要更换胶芯。2HYDRIL公司生产的旋转控制头该公司是世界上生产油井压力控制装置的著名公司之一。该公司研制的旋转控制头由外壳体、旋转心轴，方钻杆座（用顶驱时可省略）及轴承冷却系统组成。其特点是体积小，结构非常简单，价格便宜。其自产的密封胶芯可适应任何形式的钻具。其主要技术参数如下额定工作静压207MPA,额定工作动压138MPA。3）四川钻采院系列旋转控制头四川钻采院系列旋转控制头技术规范见表5。表5四川钻采院系列旋转控制头技术规范序号型号动密封压力MPA静密封压力MPA公称通径MM备注123/1052302FX28/1052803FX35/10521105350使用双胶芯密封4FS23/7B2305FS28/7B2806FS35/7B7143507FS23/52308FS28/52809FS35/5510535010FS156/35357156采用单胶芯FX系列旋转控制头主要特点A使用双胶芯密封B液压胶囊补偿密封C卡箍、卡扣筒连接操作方D连续压力循环润滑油润滑轴承E具有扶正防磨能力图3FX/、FS/控制头12F旋转总成与密封胶芯整体拆装G适用于四方、六方钻杆4胜利石油管理局钻井工艺研究院研制的SLXFD型旋转防喷导流系统1组成A旋转防喷导流装置，安装在井口防喷器组的顶部，承受井口压力；B冷却/润滑动力装置，其作用是对旋转防喷导流装置的关键部件轴承总成中的轴承和动密封进行润滑和冷却；C远程控制监测装置，安装在钻台上，用于对以上两部分进行监测和控制，并监测井口压力。2主要技术性能指标A旋转防喷导流装置额定静态工作压力35MPA额定动态工作压力175MPA钻具最大旋转速度100200R/MIN底部连接法兰135/85MB冷却/润滑动力装置冷却液出口温度05冷却液回水口温度2040冷却液排量4L/MIN润滑油最大压力25MPA润滑油压力与套压的差25MPA润滑油排量01L/MINC远程控制监测装置油压21MPA排量2L/MIN522旋转防喷器系统5221旋转防喷器系统包括旋转防喷器、监控箱、液压/控制系统和压力测试管汇等。旋转防喷器的压力等级的选用应符合5212的规定。5222旋转防喷器的通径、额定转速应符合5213的规定。5223旋转防喷器的法兰形式、尺寸和技术要求应符合SY/T5127的规定；法兰用密封环垫尺寸及技术要求应符合SY/T5127的规定。5224有防硫要求的旋转防喷器应符合SY5087的规定。5225选用胶芯的材料应与所用钻井液匹配。5226旋转防喷器应配备液压控制系统。该系统应能够保证旋转防喷器实现各种功能，并且配备在主控制泵失效后仍能够有效控制旋转防喷器的应急系统。液压控制系统应具备对液压油加热、冷却的功能。5227液压控制系统的电器应符合GB38361的规定。5228监控箱应设置远程控制及数据显示装置，设置声光报警装置。能够远程监测环空压力和系统的工作情况；能够远程控制、操作系统工作；能够远程调节系统工作参数。5229旋转防喷器应配备泄压和测压装置。有防硫要求的压力测试管汇应符合SY5087的规定。131旋转防喷器最初是为了克服旋转控制头工作压力受限制而发展出来的。因此其一般用于工作压力较高的欠平衡钻井作业中。目前旋转防喷器的额定动压可达到21MPA,静态工作压力达到35MPA。在美国，旋转防喷器是按照美国机械学会压力容器规范和美国石油学会关于环形防喷器的规范设计的，因此旋转防喷器实际上是一种防喷设备。旋转防喷器具备环形防喷器的全部功能。2现以SHAFFER公司生产的PCWD（随钻压力控制系统）为例说明旋转防喷器的组成。PCWD旋转防喷器系统主要由三部分组成旋转球形防器（RSBOP）、液压控制装置（HCU）和司钻控制盘DCP。典型的PCWD安装方式如图4所示。RSBOP安装在防喷器组上，液压控制装置（HCU）放在靠近防喷器组附近合适的位置上，并提供控制RSBOP的液压源，用防火液压软管与RSBOP连接，液压控制装置由钻台上的司钻控制盘控制。司钻控制盘一般放在钻台上便于司钻操作的地方。RSBOP是一个球形防喷器，用于关闭并密封井筒与钻杆（或方钻杆）之间的环空，也可以关闭和密封空井。当钻进或起下钻时它能够保持环空的压力动密封。RSBOP的特点就在于当RSBOP密封住环空时，钻柱可以连续的旋转。3由于旋转防喷器密封钻具是靠液压源挤压胶芯实现的，因此液压控制系统必须安全可靠。为了保证万无一失，当主液压系统发生故障时，必须配备独立的紧急应急系统。例如PCWD系统配备了独立的带大蓄能器的静态液压系统，仅靠该系统中的蓄能器储存的高压液压油就能保证关闭旋转防喷器。相对于旋转控制头而言，旋转防喷器转动质量较大，液压系统一直处于较高工作压力状态下，因此必须解决轴承的润滑冷却问题。现在一般用液压系统的液压油兼作润滑油和冷却液。4为了保证密封可靠，防止胶芯与钻具发生相对转动，使钻柱对胶芯的磨损达到最小，尽可能减小液压系统的工作压力，应根据井压的大小，始终选择最佳的密封压力，当井压变化时，RSBOP能够自动调节胶芯的密封压力。5液压（或气动）系统放在钻台下。司钻控制盘放在钻台上。为了便于操作者及时掌握控制液压系统、旋转防喷器的工况，远程调节系统工作参数，处理突发事件。司钻控制盘设置远程控制及数据显示装置，声光报警装置，远程控制、操作系统工作就显得尤为必要。6SHAFFER公司生产的PCWD旋转防喷器系统简介1）工作原理通过HCU提供的液压力挤压一个特制的球形密封胶芯实现井筒与壳体、井筒与钻具之间的密封。当需要关闭旋转球形防器（RSBOP）时，液压油从下壳体上的进油口进入防喷器里面的活塞下腔，推动活塞上行，活塞挤压胶芯沿上壳体内腔的球面上行，由于受上壳体内腔的球面的限制，胶芯向内图4典型的PCWD安装图14收缩，抱紧钻具，实现胶芯与钻具的密封。当需要开启旋转球形防器（RSBOP）时，液压油从上壳体上的油口进入防喷器里面的活塞上腔，推动活塞下行，活塞挤压胶芯沿上壳体内腔的球面下行，在液压力和胶芯自身弹性的作用下，胶芯向外张开松开钻具。在上面两个过程中，液压油不断的通过防喷器，在对轴承、动密封进行润滑的同时，对轴承和动密封进行冷却。工作原理见图5,结构图见图6。旋转球形防喷器外形图见图7，液压控制装置（HCU）外形图见图8。2）PCWD技术指标及技术规范PCWD技术指标见表5,PCWD技术规范见表6。表5PCWD技术指标工作模式旋转静态最大额定压力21MPA3000PSI35MPA5000PSI5000PSI最大旋转速度200R/MIN禁止旋转液压关闭压力2294MPA40004200PSI385MPA5500PSI表6PCWD技术规范序号名称规格型号1通径112上部法兰API115M3上部法兰钢圈R544底部法兰API法兰135/85M5底部法兰钢圈BX160司钻控制盘司钻控制盘液压控制装置图6旋转球形防器结构图图5旋转球形防器原理图图7旋转球形防喷器外形图图8液压控制装置（HCU）外形图156侧部输出口API113/1610M7侧部输出口钢圈BX1518高度1289MM上法兰到下法兰的距离9外径1320MM10总重5980KG11吊耳最大吊重4300KG12壳体螺栓115MM41/213密封件胶芯质量227KG14密封件胶芯高度320MM15液压油先导系统MDTOTCO多用途液压油主系统SHELLTULIS3203）PCWD防喷器的特点该公司是在原来的环行防喷器的基础上增加了转动机构，设计了目前的旋转防喷器。其具有以下几个特点A由于它是通过外部的液压系统主动加压实现胶芯与钻具的密封，因而低压密封性能良好。B由于其胶芯内径可以在011之间变化，一种胶芯可适应多种尺寸的钻具，包括封零。起下钻具、换钻头都十分方便。C、由于其具备了常规环形防喷器的所有功能,在陆上进行欠平衡钻井施工时,可以省略环形防喷器特别注意在海上施工、陆地高风险井施工时,省略环形防喷器要非常慎重,从而减少了井口装置的高度和安装时间。7RBOP公司的旋转防喷器1）主要技术规范见表7。表7主要技术规范序号名称规格型号1额定静态工作压力138MPA2额定连续旋转工作压力1035MPA3钻具额定旋转速度100R/MIN4使用环境硫化氢浓度要求小于352）基本结构和特点该防喷器采用了原喀麦隆环形防喷器的基本结构，密封部分有三层胶芯（外密封胶芯、内密封胶芯、快速更换胶芯）其一层损坏，另两层仍能继续工作，密封可靠，安全性好。与WILLAMS的旋转控制头相比，其体积相差不多，价格较低。但更换胶芯和轴承不如液压卡箍式方便。53井控管汇井控管汇的配备应符合SY/T596494中42的规定。5315311防喷管线和放喷管线应符合SY/T596794的规定。5312四通至节流管汇之间应有一个液控平行闸板阀，并能通过防喷器控制装置遥控。165313在压井管汇处应配置两个压井管线接口，一个接压井车，一个通过铠装防火软管（或钢管）接至泥浆泵排水高压阀门组。欠平衡钻井用与常规钻井的防喷管汇和放喷管线与常规钻井的基本相同。只是5313条款特别强调了在压井管汇处接两个压井管线接口，便于在实际操作中根据实际情况选择用泥浆泵或压井车进行压井作业。532节流管汇和压井管汇5321节流管汇和压井管汇应符合SY/T5323的规定。5322节流管汇应配备液动节流阀控制台，并设置气动油泵、手动油泵、储能器和各类阀件以及能远程监测环空压力和立管压力的压力变送器和仪表。5323节流、压井管汇应配备相同级别的压力表，并通过截止阀与管汇相连。5324节流管汇应设置两翼或三翼节流线路，其中至少要。液控节流阀应设置阀位开度指示器。5325节流阀的标称尺寸不应小于65MM。节流管汇的作用是在欠平衡钻井作业中，在井口返出的流体通道上维持一个安全的背压，维持、调节井底的合理压差，以控制地层中流体进入井眼的速度，同时维持井壁的稳定性。节流管路的通径必须能够处理可能出现的最大流量。根据美国的欠平衡钻井手册，节流管路的通径最小不能小于100MM。至少配备两个并联的节流阀，以便于当节流阀发生堵塞或失效时，迅速更换，又不影响进行正常操作。由于欠平衡压力钻井工艺的的特殊性，在欠平衡钻井时，节流管汇始终处于工作状态，与常规钻井时相比，工作条件更加恶劣，工作时间显著增多，携带岩屑等固相的流体持续通过节流阀，造成节流阀的冲蚀和磨损，对节流阀的性能提出了更高的要求。同时在欠平衡作业中，井口可能出现较高的压力，为了提高控制的快速性和安全性，节流管汇必须至少有一翼设置液控节流阀,并配齐阀位指示器。为了能够处理可能出现的最大流量，防止节流阀堵塞，缓解其冲蚀速度，对节流阀的通径进行了规定。现在通径65MM的节流阀应用较多，但最近几年通径80MM、100MM的节流阀也逐步得到了应用。54钻具内防喷工具541钻具内防喷工具的配备应符合本标准第1部分中的第11章的规定。55井控检测仪器仪表551配备的井控参数仪表应符合SY/T596494中44的规定。56井架底座561井架底座净空高应满足欠平衡井口装置的安装空间的要求。欠平衡钻井井口装置，是在常规钻井井口防喷器组的上部增加了旋转控制头或旋转防喷器，井口装置的总体高度增加了一个旋转控制头或旋转防喷器的高度，因此要求井架的底座高度必须要足够高。影响底井口防喷器组高度的因素有井口防喷器组的组合形式、旋转防喷系统的选择和钻机的种类。从现在国内钻机情况看，高底座的ZJ45钻机以上的钻机的底座基本能够满足欠平衡钻井井口装置的安装要求。在低底座ZJ45钻机以下的钻机上实施欠平衡钻井一般采取加高底座、井口下挖的措施，以保证安装井口防喷器组所需要的底座净空。6钻具、井口特殊工具配备61钻具和井口工具的配备17钻具、井口工具的配备见表1。表1钻具、井口工具配备序号名称单位数量1六方（或三方）钻杆A根12六方（或三方）方钻杆补心A套13180斜坡台阶钻杆米根据具体情况定4锥形台阶吊卡只根据具体情况定A仅当使用转盘钻时应用。62配备要求621在使用转盘钻时，宜使用六方或三方钻杆，并应符合SY/T65092000的要求。622通过旋转控制头或旋转防喷器的钻杆应为18斜坡台阶钻杆，并应符合SY/T5290的要求。623应选用锥形台阶吊卡，并应符合SY504192的规定。1使用转盘钻进行常规钻井时一般使用四方钻杆，研究表明，旋转控制头胶芯密封六方或三方钻杆的效果要显著好于四方钻杆。目前一般使用六方钻杆并配备相应的补芯。使用前，为了防止钻杆的棱角划伤胶芯，必须将棱角倒钝。2当胶芯抱紧钻具后，如果钻具上有直角的台阶，钻具上下活动时很容易啃伤胶芯（尽管为了防止啃伤胶芯，在胶芯的上下面都设计了引导钻具的圆弧面），降低胶芯的使用寿命。由于目前的斜坡台阶钻具数量不多，因此可根据实际情况，选择不同数量的斜坡台阶钻具。但必须保证过胶芯的钻具是斜坡台阶钻具，并配备相应的锥形台阶吊卡。3“SY504192吊卡”已被“SY/T50352004吊环、吊卡、吊钳”所代替。7地面装置配备型式71地面装置分为开式系统用装置和密闭系统用装置两种。密闭系统宜用于氮气、氮气/雾化、氮气/泡沫钻井，水或原油（含H2S或CO2井）钻井和油基钻井液钻井。72开式系统和密闭系统基本型式分别见表2和表3，示例分别见图B1和图B2。73表2、表3中未列出的油泵、水泵、各类检测仪表、管汇、储油罐和药品罐等各油田应根据具体情况配齐。以满足欠平衡钻井工艺的要求。表2开式系统配备基本型式钻井液配套装置液相钻井液充气钻井液泡沫钻井液液气分离器液气分离器液气分离器振动筛振动筛振动筛除气器除气器除气器旋流器旋流器旋流器离心机离心机离心机搅拌机搅拌机搅拌机钻井流体分离装置A撇油罐撇油罐撇油罐自动点火装置自动点火装置自动点火装置火炬火炬火炬防回火装置防回火装置防回火装置气体燃烧设备气管线气管线气管线18加重材料罐加重材料罐加重材料罐加重装置加重装置加重装置钻井液加重装置重浆储备罐重浆储备罐重浆储备罐氮气装置氮气装置C氮气装置C空气压缩机空气压缩机B空气压缩机泡沫发生器泡沫发生器增压器增压器D增压器DA允许根据具体情况进行组合配套。B使用充空气钻井、充空气泡沫钻井时使用。C使用注氮气钻井、注氮气泡沫钻井时使用。D使用高压空气压缩机时不使用表3密闭系统配备基本型式1此处只列出了液相钻井液、充气钻井液、泡沫钻井液的地面装置配备型式。其它类型欠平衡钻井方式的地面装置的配备形式需要在今后补充。2根据钻井流体在地面上是否始终处于一个封闭的体系中进行循环，地面装置分为开式系统和密闭系统。但不论那种系统都由以下几部分组成1）钻井流体分离系统2）气体燃烧系统3）钻井液加重系统4）钻井流体产生及注入系统钻井液配套装置液相钻井液充气钻井液泡沫钻井液钻井流体分离装置三相分离器（或四相分离器）三相分离器（或四相分离器）三相分离器（或四相分离器）自动点火装置自动点火装置自动点火装置火炬火炬火炬防回火装置防回火装置防回火装置气体燃烧装置气管线气管线气管线加重材料罐加重材料罐加重材料罐加重装置加重装置加重装置钻井液加重装置重浆储备罐重浆储备罐重浆储备罐氮气装置氮气装置B氮气装置B空气压缩机空气压缩机A空气压缩机泡沫发生器泡沫发生器增压器增压器增压器配备装置取样器取样器取样器C取样器CA使用充空气钻井、充空气泡沫钻井时使用。B使用注氮气钻井、注氮气泡沫钻井时使用。C使用高压空气压缩机时不使用。19开式系统和密闭系统基本配置形式和示例分别在附录A中的表2、表3、图B1和图B2进行了说明。3开式系统和密闭系统相比，具有配置较灵活，成本低，容易操作等优点，但环保性能和在含有硫化氢等某些情况下的安全性满足不了要求，目前国内外使用最广泛的仍是开式系统，国内还未开发使用密闭系统。4密闭系统主要用于氮气、氮气/雾化、氮气/泡沫钻井、含H2S钻井、油基钻井液钻井和环境敏感地区。5关于H2S的含量对实施欠平衡作业的影响，“SY/T65512003欠平衡安全钻井技术规程”43条的规定实施欠平衡钻井作业的基本条件之一是地层流体中H2S的含量不超过20MG/M3。6由于其它地面附属设备如油泵、水泵、各类检测仪表、管汇、储油罐和药品罐等，各油田情况差异较大，因此本标准未作详细规定。8地面装置配备要求81钻井流体分离装置811钻井流体分离装置包括液气分离器、振动筛、旋流器、离心机、搅拌机、除气器、撇油罐、三相或四相分离器和砂泵等。812配备的振动筛应符合SY/T561241993的规定。813配备的除气器应符合SY/T561211999的规定。814配备的搅拌机应符合SY/T61591995的规定。815配备的旋流器应符合SY/T561231999的规定。816液气分离器8161液气分离器包括进浆管线、排浆管线、分离室、排渣管线、排气管线、分离室液位调节装置、压力表和安全阀等。8162液气分离器进浆管通径不应小于100MM，工作压力不应小于1MPA。8163液气分离器额定工作压力不低于1MPA，处理量不小于井口返出流体流量的152倍。液气分离器的气体分离能力应大于地质提供的最大产气量，当一个液气分离器的处理量满足不了要求时，允许采用两台以上的液气分离器并联使用。为了提高分离效率，也允许采用两台以上的液气分离器串联使用。8164根据最高产气量按（1）式确定液气分离器最高工作压力（123/162147PDZTLQPGSC）式中QSC标准状态下的产气量，单位为立方米每天（M3/D）；P1、P2排气管入口、出口的气体压力，单位为兆帕（MPA）；D排气管内径，单位为毫米（MM）；G气体相对密度，单位为一（1）；L管线全长，单位为千米（KM）；管内气体温度，单位为单位为开尔文（K）；T气体平均偏差系数，单位为一（1）。Z8165应控制液气分离器的液面，防止气体从排液口喷出。208166根据液气分离器最高工作压力控制液气分离器工作液面。可用节流和静液两种方法控制。按静液法控制时，U形管高度按（2）式计算（2）/1022PH式中U型管或分离器内流体密度，单位为克每立方厘米（G/CM3）；HU型管高度，单位为米（M）。8167液气分离器应符合GB1501998的规定；对有防硫要求的应符合SY5087的规定。817离心机8171离心机的处理量应大于20M3/H，分离因数应大于370。8172离心机应设进浆调节装置。电机及电控箱应符合GB38361的规定。818撇油罐8181撇油罐应设置进浆装置、撇油装置、分离室、砂泵、油泵和加热器等。8182撇油罐的处理量应大于井口返出流体流量的15倍。8183撇油罐配备的的电机、电器和电控箱应符合GB38361的规定。819三相分离器8191三相分离器应具备对钻屑、油、气和水四相进行分离的功能。8192三相分离器应设置进浆装置、撇油装置、固相输送泵、油泵、压力检测仪表和安全阀等。8193三相分离器有防硫要求应符合SY5087的规定。8194三相分离器的额定工作压力应不低于15MPA。8195三相分离器的额定处理量应大于井口返出流体流量的15倍。一钻井流体分离装置1开式地面系统钻井流体分离装置主要包括液气分离器、除气器、撇油罐、振动筛、离心机和旋流器等。图9、图10所示是两种典型开式地面流体处理系统。2开式系统各部分的说明1）液气分离器。分离器包括进浆管线、排浆管线、分离室、排渣管线、排气管线、分离室液位调节装置、压力表和安全阀等。其作用是对从井口返出的钻井液进行除气处理，除去钻井液中的大气泡（直径34MM以上），是进行欠平衡钻井的最重要的地面流体处理设备。图9开式地面流体处理系统图10典型开式地面流体处理系统21用于欠平衡钻井的液气分离器，要求处理量比常规钻井的要大。处理量不小于井口返出流体流量的152倍。分离器的气体分离能力应大于地质提供的最大产气量，根据美国欠平衡手册的要求，分离室直径要求大于12M。进浆管通径