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2011版 四川油气田井控实施细则2011版

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2011 四川 油气田 实施细则
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四川油气田钻井井控规定实施细则川庆钻探工程有限公司西南油气田分公司二○一一年四月目 次第一章 总则 ································································1第二章 井控设计 ······························································1第三章 井控装置的安装、试压、使用和管理 ··········································3第四章 钻开油气层前的准备和检查验收 ·············································8第五章 钻井及完井过程中的井控作业 ··············································8第六章 溢流的处理和压井作业 ···················································11第七章 防火、防爆、防硫化氢安全措施 ···········································12第八章 井喷失控的处理 ························································14第九章 井控技术培训、考核 ···················································14第十章 井控工作分级责任制 ··················································16第十一章 井控突发事件逐级汇报制度 ···········································17第十二章 附则 ·························································18附录 A(规范性附录) 井口装置基本组合图 ··········································19附录 B(规范性附录) 井控管汇布置图 ············································22附录 C(规范性附录) 关井压力提示牌格式 ·········································29附录 D(规范性附录) 钻井液液气分离器安装与使用规范·······························30附录 E(规范性附录) 井控“四·七”动作 ········································32附录 F(规范性附录) 井控“四·七”动作岗位分工 ·································34附录 G(资料性附录) “三防”演习记录表格式 ······································38附录 H(资料性附录) 坐岗记录表格式 ···········································40附录 I(资料性附录) 钻开油气层检查验收书格式 ································41附录 J(资料性附录) 钻开油气层批准书格式 ···································48附录 K(资料性附录) 井控停钻通知书格式 ·······································49附录 L(规范性附录) 气体钻井井控技术规范 ····································50附录 M(规范性附录) 气体钻井井控管理规范 ·····································52附录 N(规范性附录) 欠平衡钻井操作规程 ······································54附录 O(资料性附录) 关井立压求取方法 ·········································59附录 P(资料性附录) 压井作业单格式 ·········································60附录 Q(资料性附录) 钻井井控突发事件报告信息收集表格式 ·························63附录 R(资料性附录) 集团公司井控管理九项制度 ·································651四川油气田钻井井控实施细则第一章 总则第一条 根据中国石油天然气集团公司《石油与天然气钻井井控规定》所阐述的准则,结合四川油气田井控工作特点,在原《钻井井控实施细则》(2006 年版)的基础上,特修订本实施细则。第二条 井控工作是一项系统工程,涉及到地质、钻井、录井、测井和试油等专业,钻探公司和油气田公司的勘探、开发、钻井工程、地质设计、工程设计、监督管理、质量安全环保、物资装备、教育培训等部门和单位必须各司其职、齐抓共管。第三条 本实施细则规定了四川油气田的井控设计、井控装置的安装试压使用和管理、钻开油气层前的准备和检查验收、钻井及完井过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢安全措施、井喷失控的处理、井控技术培训考核、井控工作分级责任制、井控突发事件汇报制度等内容。第四条 本实施细则适用于四川油气田的钻井作业。第二章 井控设计第五条 地质设计书中所提供井位的井口应符合下列条件:一、距高压线及其它永久性设施不小于 75m。二、距民宅不小于 100m。三、距铁路、高速公路不小于 200m。四、距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于 500m。特殊情况不能满足上述规定时,由建设单位与施工单位主管部门组织相关单位进行安全和环境评估,按其评估意见处置。第六条 井场布局要求:一、道路应从前场进入。二、废水池低于方井时应修涵洞,高于方井时应在方井内修集液坑。三、应有放喷管线接出和固定所需的通道。四、至少在一个主放喷口修建燃烧池,其尺寸依据油气井的井别和钻探目的层压力及硫化氢含量等情况进行选择:(一)区域探井、构造带上第一口预探井、高含硫井和高压高产气井,其燃烧池长×宽为16m×9m。(二)油井和以须家河组及以浅层位为目的层的非“三高”井,其燃烧池长×宽为 7m×3m。(三)其余气井,其燃烧池长×宽为 13m×3m。挡火墙高均为 3m,正对燃烧筒的墙厚 0.5m,其余墙厚 0.25m,内层采用耐火砖修建。五、燃烧池附近修建 1 个容积 10m3~20m3 的集酸池(如集酸池较废水池位置高,残酸能通过管道自流至废水池,其容积按 10m3 设计,否则按 20m3 设计) 。第七条 地质设计前应对井场周围一定范围内的居民住宅、学校、厂矿(包括开采地下资源的矿业单位) 、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行勘察和调查,并在地质设计中标注说明,还应标注清楚诸如煤矿等采掘矿井井口位置及坑道的分布、走向、长度和离地表深度,江河、干渠周围钻井应标明河道、干渠的位置和走向等。第八条 地质设计书应根据物探资料以及本构造邻近井和邻构造井的钻探情况,提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面(裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线,但应提供邻近已钻井地层承压检验资料) 、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。第九条 在已开发调整区钻井,地质设计书中应明确油气田开发部门要及时查清注水、注气(汽)2井分布及注水、注气(汽)情况,提供分层动态压力数据。钻开油气层之前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施,直到相应层位套管固井候凝完为止。第十条 在可能含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井,地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测,并在工程设计书中明确相应的安全和技术措施。第十一条 根据地质设计提供的资料,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钻井液密度值为基准,另加一个安全附加值:一、油井、水井为 0.05g/cm3~0.10g/cm 3 或增加井底压差 1.5MPa~3.5MPa。二、气井为 0.07g/cm3~0.15g/cm 3 或增加井底压差 3.0MPa~5.0MPa。含硫油气井的钻井液密度设计,其安全附加值应取上限。具体选择钻井液密度安全附加值时,还应考虑下列影响因素:——地层孔隙压力预测精度;——油、气、水层的埋藏深度;——预测油气水层的产能;——地层流体中硫化氢含量;——地应力和地层破裂压力;——井控装置配套情况。第十二条 井身结构和套管设计应满足下列井控要求:一、同一裸眼井段内原则上不应有两个以上压力梯度差值过大的油气水层。二、探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素,留有一层备用套管。三、在地下矿产采掘区钻井,井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于 100m,表层或技术套管下深应封住开采层并超过开采段 100m 以上。四、套管下深要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量。五、含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压气井的油层套管,有害气体含量较高的复杂井技术套管,其材质和螺纹应符合相应的技术要求,且水泥应返至地面。第十三条 井控装置配套一、防喷器的压力等级原则上应与相应井段中的最高地层压力相匹配,同时综合考虑套管最小抗内压强度的 80%、地层流体性质等因素。根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式:(一)压力等级为 14MPa 时,其防喷器组合有五种形式供选择,见附录 A 中图 A.1、图 A.2、图A.3、图 A.4、图 A.5。(二)压力等级为 21MPa 时,其防喷器组合有八种形式供选择,见附录 A 中图 A.4、图 A.5、图A.6、图 A.7、图 A.8、图 A.9、图 A.10、图 A.11。(三)压力等级为 35MPa 时,其防喷器组合有十种形式供选择,见附录 A 中图 A.4、图 A.5、图A.6、图 A.7、图 A.8、图 A.9、图 A.10、图 A.11、图 A.12、图 A.13。(四)压力等级为 70MPa 时,其防喷器组合有八种形式供选择,见附录 A 中图 A.10、图 A.11、图A.12、图 A.13、图 A.14、图 A.15、图 A.16、图 A.17。(五)压力等级为 105MPa 时,其防喷器组合有六种形式供选择,见附录 A 中图 A.12、图 A.13、图A.14、图 A.15、图 A.16、图 A.17。二、在区域探井、高含硫井、预计高产井的钻井作业中,从固技术套管后直至完井、原钻机试油的全过程,应安装剪切闸板防喷器。剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与其配套的井口装置的压力等级和通径一致。有剪切闸板的防喷器组合有三种形式供选择,见附录 A 中图 A.8、图 A.15、图 A.17。三、节流管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配。并按以下形式进行选择:(一)额定工作压力为 14MPa 时,节流管汇按附录 B 中图 B.1 连接安装。(二)额定工作压力为 21MPa 时,节流管汇按附录 B 中图 B.1 或图 B.2 连接安装。(三)额定工作压力为 35MPa 时,节流管汇按附录 B 中图 B.2 或图 B.3 连接安装。(四)额定工作压力为 70MPa 和 105MPa 时,节流管汇按附录 B 中图 B.3 或图 B.4 连接安装。四、压井管汇的压力等级应与防喷器压力等级相匹配,其基本形式如附录 B 中图 B.5。3五、有抗硫要求的井口装置及井控管汇应符合 SY/T 5087 中的相应规定。第十四条 绘制各次开钻井口装置及井控管汇安装示意图,按 SY/T 5964 提出相应的安装、试压要求。第十五条 钻具内防喷工具、液面监测报警装置及其它井控监测仪器仪表、钻井液处理装置和灌注装置的配备应满足井控技术的要求。第十六条 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值,并考虑增产措施和后期注水、修井作业的需要,按 SY/T 5127 选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。第十七条 加重钻井液和加重材料储备钻井工程设计中应按以下要求设计钻开油气层前加重钻井液和加重材料的储备量:一、下列情况的井,可只储备不低于 1 倍井筒容积的清水,同时储备能配制 1 倍~1.2 倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度 0.4g/cm3 的加重钻井液的加重材料和处理剂:(一)以须家河及以上地层为目的层,设计地层压力当量钻井液密度低于或等于 1.20g/cm3,且不易发生又喷又漏复杂情况和不含硫化氢的井。(二)地层压力等于或低于静水柱压力且不含硫化氢的开发井。二、以须家河及以上地层为目的层,设计地层压力当量钻井液密度高于 1.20g/cm3 低于 1.50g/cm3 的井,应储备 0.5 倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度 0.4g/cm3 的加重钻井液,同时储备能配制 0.5 倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度 0.4g/cm3 的加重钻井液的加重材料和处理剂。三、其它井技术套管固井前,应储备 0.5 倍~1 倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.4g/cm3 的加重钻井液及足够的加重材料和处理剂。四、其它井技术套管固井后,储备加重钻井液、加重材料和处理剂按下列要求执行:(一)含硫井、易漏失井、预计高产井及探井应储备 1 倍~1.5 倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度 0.3g/cm3~0.4g/cm 3 的加重钻井液及足够的加重材料和处理剂。(二)不含硫化氢的井应储备 0.5 倍~1 倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.3g/cm3~0.4g/cm 3 的加重钻井液及足够的加重材料和处理剂。五、井浆密度 2.2g/cm3 及以上时,储备密度 2.5g/cm3 的加重钻井液及足够的加重材料和处理剂。第十八条 明确提出各次开钻的重点井控技术措施。第三章 井控装置的安装、试压、使用和管理第十九条 井控装置的安装一、井口装置(一)防溢管一律采用两半式法兰密封连接。其直径应比所用套管加大一级,管内不应有台肩。(二)防喷器每次安装完毕后,天车、转盘、井口三者的中心线应在一条铅垂线上,最大偏差不大于 10mm。防喷器用 Φ16mm 钢丝绳和正反螺丝在井架底座的对角线上固定绷紧。(三)具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆,靠手轮端应支撑牢固,操作杆中心线与锁紧轴之间的夹角不大于 30°,挂牌标明开、关方向和圈数,手轮离地高度超过 2m 时,其下方应安装操作台。(四)安装完后,绘制井口装置示意图,图中应标注各半封闸板和剪切闸板距转盘面的距离。(五)远程控制台1、安装在面对井架大门左侧、距井口不少于 25m 的专用活动房内,距放喷管线应有 1m 以上距离,10m 范围内不应堆放易燃、易爆、腐蚀物品。2、控制管汇安放并固定在管排架内,管排架与放喷管线应有一定的距离,车辆跨越处应装过桥盖板,不应在管排架上堆放杂物和以其作为电焊接地线或在其上进行焊割作业。3、总气源应与司钻控制台气源分开连接,并配置气源排水分离器,不应强行弯曲和压折气管束,气源压力保持在 0.65MPa~1.00MPa。4、电源应从总配电板处直接引出,用单独的开关控制,并有标识。45、非工作状态下,液压油油面距油箱顶面 200mm;工作状态下,液压油油面距油箱底面不小于200mm。气囊充氮压力 7.0MPa±0.7MPa。6、蓄能器压力 17.5MPa~21.0MPa,环形防喷器压力 8.5MPa~10.5MPa,管汇压力10.5MPa±1.0MPa,并始终处于工作压力状态。7、各控制阀的操作手柄应处于与控制对象工作状态相一致的位置。控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩和定位销,控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩。8、半封闸板防喷器的控制液路上均应安装防提安全装置,其气路与防碰天车气路并联。9、控制管汇安装前应逐根检查,确保畅通,所有管线应整齐排放。拆除控制系统时,防喷器液压管线接口应用堵头堵好,气管束接口应包装密封好。(六)司钻控制台应安装并固定在司钻操作台附近(钻台左后侧) ,司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀,其与远程控制台对应压力表值的正负误差小于 0.6MPa。(七)套管头的安装应符合 SY/T 5964 中的相应规定。二、井控管汇(一)防喷管线应使用专用管线并采用螺纹与标准法兰连接,压力等级与防喷器一致,长度超过 7m应固定牢靠。(二)放喷管线安装1、管线至少应接两条,高含硫井、预探井和预计高产气井均应安装双四通和四条放喷管线。2、应使用标准螺纹法兰连接的专用管线,不应现场焊接,其通径不小于 78mm。含硫油气井的放喷管线应采用抗硫专用管材。3、布局要考虑当地季节风向、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。4、一般情况下向井场两侧引出,如因地形限制需转弯时,应使用夹角不小于 120°的铸(锻)钢弯头。5、管线连接法兰应露出地面,管线在车辆跨越处应装过桥盖板。6、管线每隔 10m~15m、转弯处两端、出口处用水泥基墩和地脚螺栓加压板固定,其中放喷出口处采用双压板固定,燃烧筒法兰距最后一个固定压板不超过 1m;两条管线走向一致时,应保持间距大于0.3m,并分别固定;管线悬空跨度超过 10m 时,中间应支撑固定,其悬空两端也应在地面固定。7、水泥基墩坑长×宽×深为 0.8m×0.8m×1.0m,遇地表松软时,基坑体积应大于 1.2m3。8、地脚螺栓直径不小于 20mm,预埋长度不小于 0.5m,不允许对焊;固定压板宽度不小于 60mm、厚度不小于 8mm。9、管线出口应接至距井口 75m 以上的安全地带,相距各种设施不小于 50m;含硫油气井的放喷管线出口应接至距井口 100m 以上的安全地带。10、放喷管线出口应安装燃烧筒。(三)钻井液回收管线使用专用管线,其通径不小于 78mm,出口应固定牢靠,转弯处应使用夹角不小于 120°的铸(锻)钢弯头。(四)节流、压井管汇上安装高、低量程压力表,压力表下端装缓冲器和截止阀;低量程压力表量程为 16MPa,其下端所装截止阀处于常关状态,高量程压力表下端所装截止阀处于常开状态。压井管汇在朝向前场方向安装油管短节,其基坑便于压井管线的连接。反循环压井管线应固定牢靠。(五)四通两翼应至少各装两个闸阀,一个闸阀紧靠四通,另一个闸阀应接出井架底座以外。(六)井控管汇所配置的闸阀应为明杆平板阀或带位置指示器的平板阀。(七)所有井控管汇闸阀应挂牌编号,并标明其开、关状态,正常情况下各闸阀的开关状态见附录B 中图 B.6、图 B.7、图 B.8、图 B.9。(八)节流控制箱摆放在钻台上靠立管一侧,阀位开度 3/8~ 1/2,气源压力 0.65MPa~1.00MPa。(九)按以下要求在节流管汇处放置关井压力提示牌、节流控制箱处张贴关井压力提示图。1、关井压力提示牌的格式图样见附录 C,制作要求:(1) “关井压力提示牌”用红色字体,牌内用黑色字体,填写字体用红色,牌子底板颜色用白色。(2)表格分为关井压力提示区和备注栏区,表格框线用黑色线条,外框线和分区线粗 4mm~5mm ,其余线条粗 2mm~3mm。5(3)牌子宽×高为 80cm×60cm,架座高度为 100cm。2、关井压力提示牌摆放在靠近节流管汇(靠钻井泵方向) 、面向前场的地方。3、将关井压力提示牌格式图用 A4 纸打印,张贴在节流控制箱箱盖内壁上。三、钻具内防喷工具(一)旋塞阀油气层中钻进,应装方钻杆或顶驱旋塞阀;旋塞阀应通过配合接头或保护接头与下部钻具连接。(二)钻具止回阀1、油气层钻井作业中,应在钻柱下部安装钻具止回阀,但下列特殊情况除外:(1)堵漏钻具组合。(2)下尾管前的称重钻具组合。(3)处理卡钻事故中的爆炸松扣钻具组合。(4)穿心打捞测井电缆及仪器钻具组合。(5)传输测井钻具组合。(6)其它特殊情况,如不能接止回阀应采取相应的安全措施,并报告钻井公司井控第一责任人或井控负责人同意后实施。2、钻具止回阀的外径、强度应与相连接的钻铤外径、强度相匹配。3、钻具止回阀的安装位置以最接近钻柱底端为原则,主要有以下几种作法:(1)常规钻进、通井等钻具组合,止回阀接在钻头与入井第一根钻铤之间。(2)带井底动力钻具的钻具组合,止回阀接在井底动力钻具与入井的第一根钻具之间。(3)在油气层中取心钻进使用非投球式取心工具,止回阀接在取心工具与入井第一根钻铤之间。4、钻台上应配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀,并配备抢装止回阀的专用工具,放于方便取用处;在大门坡道上准备相应的防喷钻杆单根,其上端接钻具止回阀(顶驱作业可接在下端) 、下端带与钻铤连接螺纹相符合的配合接头;整体式钻铤提升短节可以入井,其上端母扣应与钻杆扣一致。5、区域探井、高含硫井、预计高产井、复杂井应配备能与井内钻具相连接、与特殊四通相匹配的钻杆锥管挂,在特别复杂井段作业可考虑将特殊四通内的保护套取掉。(三)旁通阀1、油气层钻井作业中,存在井漏风险的井可考虑安装旁通阀。2、应安装在钻铤与钻杆之间或距钻头 28m~50m 处。四、液面监测报警装置(一)钻井液循环罐和处理剂胶液罐都应安装液面直读标尺。(二)钻井液循环罐应配备液面监测报警仪。五、钻井液液气分离器和除气器(一)气井及气油比高的油井应配备钻井液液气分离器和除气器。(二)液气分离器排气管线通径不小于 150mm,出口接至距井口 50m 以远有点火条件的安全地带,出口端应安装防回火装置;进液管线通径不小于 78mm,可使用 35MPa 的软管连接;分离器应定期检验。其它要求按 Q/SYCQZ 006 执行(参见附录 D) 。(三)除气器的排气管应接出罐区,出口距离除气器 15m 以远,并保持排气管畅通。六、钻井液储备罐罐底面应高于循环罐罐顶面 0.5m 以上,储备罐回收和放出管线应独立分开。加重系统的双机双漏斗能分开单独运行。第二十条 井控装置的试压一、试压介质防喷器控制系统试压介质为所用液压油,其余井控装置试压介质均为清水。二、试压值(一)在井控车间,环形防喷器(封闭钻杆) 、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线、旋塞阀、止回阀试额定工作压力;闸板防喷器还应做 1.4MPa~2.1MPa 低压密封试验。(二)在井上安装好后1、508mm 表层套管和井口装置试压 3MPa~8MPa。62、339.7mm、244.5mm 表层套管和井口装置试压,按套管最小抗内压强度的 80%和井口装置额定工作压力两者中的最小值试压。3、技术套管和油层套管固井后,在不超过套管最小抗内压强度 80%的前提下,环形防喷器封闭钻杆试额定工作压力的 70%,闸板防喷器、剪切闸板防喷器、压井管汇和防喷管线试额定工作压力,节流管汇按零部件额定工作压力分级试压。4、放喷管线试压 10MPa。5、井口装置试压时,应对反压井管线、水龙带及立管按三者中最小额定工作压力的 70%进行试压。(三)钻开油气层前 50m~100m 及钻井作业过程中每 30 天,应在不超过套管最小抗内压强度 80%的前提下,用提拉式堵塞器对井口装置和井口附近套管(30m~50m )试压 30MPa。(四)更换井控装置部件后,应按(二)中相应要求重新试压。(五)换装套管闸板后,对其侧门试压 20MPa。(六)防喷器控制装置在现场安装好后按 21MPa 压力做一次可靠性试压。三、试压要求(一)除环形防喷器试压稳压时间不少于 10min 外,其余井控装置试压稳压时间不少于 30min,密封部位无渗漏,压降不超过 0.7MPa 为合格。低压密封试压稳压时间不少于 10min,密封部位无渗漏,压降不超过 0.07MPa 为合格。(二)采油(气)井口装置在井控车间和上井安装后,试压稳压时间不少于 30min,密封部位无渗漏,压降不超过 0.5MPa 为合格。(三)每次试完高压卸压之后应对井口所有连接螺栓(含侧门螺栓)和法兰再次上平、上紧。(四)记录好每次试压资料,现场试压记录应由钻井队队长(或技术负责人) 、安全监督和甲方监督三方签字。第二十一条 井控装置的使用一、发现溢流后关井,应先关环形防喷器,后关闸板防喷器,在确认闸板防喷器正确关闭后,再打开环形防喷器。不应用环形防喷器长时间关井,非特殊情况不应用环形防喷器来封闭空井。二、一般情况不应在关井状态下活动或起下钻具。特殊情况下,且只关闭环形防喷器时,在套压不超过 14MPa,经钻井公司和(油)气矿或事业部主管部门批准,允许以不大于 0.2m/s 的速度上下活动钻具,但不准转动钻具和钻具接头通过胶芯。若需用环形防喷器进行不压井起下钻作业,在套压不超过7MPa 且井内为 18°斜坡接头钻具的情况下,控制起下钻速度不应大于 0.2m/s,由钻井公司和(油)气矿或事业部批准并组织实施。三、具有手动锁紧机构的闸板防喷器长时间关井时,应手动锁紧闸板;打开闸板前,应先手动解锁,再用液压打开。四、当井内有钻具时,不应关闭全封闸板防喷器和剪切闸板防喷器。五、严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。六、施工作业现场检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时,两侧门不应同时打开。七、正常钻井中每两周,油气层钻进中每周应关、开半封闸板和闸阀一次;油气层中每次起钻完关、开全封闸板和剪切闸板防喷器各一次,环形防喷器每半月试关井(在有钻具的条件下)一次。八、剪切闸板防喷器的使用(一)剪切闸板应有永久性编号,井控车间应建立剪切闸板的技术档案。(二)每两年由具备集团公司防喷器检测资质的机构对在用剪切闸板作一次抽样检验。1、按剪切闸板总数的 5%选取累计使用时间较长的剪切闸板进行无损检测。2、选取累计使用时间最长的 1 副剪切闸板作剪切 S135 钻杆试验,剪切后按工作压力作密封试验。3、试验过的剪切刀片不再安装使用。(三)剪切闸板防喷器原则上不应作全封闸板使用,在全封闸板防喷器失效情况下,剪切闸板防喷器可在空井状态下关井。(四)使用剪切闸板的前提条件:井喷失控、现场已无力改变井喷失控状态、且危及人身安全的情况下,才能使用剪切闸板剪断井内钻具,控制井口。(五)使用剪切闸板防喷器实施剪切关井的指挥权限:钻井队队长在同甲方钻井监督协商一致后,7请示钻井公司井控第一责任人(井控第一责任人不在时,请示井控负责人)同意后,立即组织实施剪断钻具关井;若情况紧急,来不及请示,钻井队队长经与甲方钻井监督协商一致后,可以决定并组织实施剪断钻具关井。(六)剪切闸板防喷器剪断钻具关井的操作程序1、锁定钻机绞车刹车系统。2、关闭剪切闸板防喷器以上的半封闸板防喷器和环形防喷器,打开放喷管线泄压。3、打开剪切闸板防喷器以下的半封闸板防喷器。4、打开储能器旁通阀,关剪切闸板防喷器,直至剪断井内钻具关井;若未能剪断钻具,应由气动泵直接增压,直至剪断井内钻具关井。5、关闭全封闸板防喷器。6、试关井。(七)使用剪切闸板防喷器的安全注意事项1、钻井队应加强对防喷器远程控制台的管理,避免因误操作而导致钻具事故或更严重的事故。2、操作剪切闸板时,除远程控制台操作人员外,其余人员全部撤至安全位置。3、恢复正常工作后,剪切闸板应及时更换。九、井场应备有与在用半封闸板同规格的半封闸板 1 副,存放在井场空调房内,保证不受压、不变形、不损坏。十、有二次密封的闸板防喷器和平板阀,只能在密封失效的紧急情况下才能使用二次密封,且止漏即可,待紧急情况解除后,立即清洗更换二次密封件。十一、手动平板阀开、关到底后,应回转 1/4 圈~ 1/2 圈。其开、关应一次到位,不应半开半闭和作节流阀用。十二、压井管汇不应用作日常灌注钻井液用;反循环压井管线使用后应冲洗,保持管线畅通。十三、钻井现场应配备与井内钻杆和方钻杆相匹配的死卡,并备用 Φ22mm 钢丝绳 100m。十四、钻具内防喷工具的使用(一)每周开关活动旋塞阀一次,保持其开关灵活。(二)钻具止回阀每次入井前,检查有无堵塞、刺漏及密封情况;备用钻具止回阀及抢接工具每次起钻前检查一次,并做好记录。(三)装有钻具止回阀下钻时,每下 20 柱~30 柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液;下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液,循环一周排出钻具内的空气后方可继续下钻。十五、技术套管固井后的正常钻井作业中应使用套管防磨工具,在井口附近的 3 柱钻具中每柱加 1只防磨接头。十六、套管头保护(一)安装套管头后应使用防磨套,正常情况下每两个月取出检查一次。(二)固井注水泥施工后使用清水冲冼井口或蹩压,防止水泥浆堵塞套管头两侧闸门和压力表。十七、套管头压力观察(一)除表层套管外,其余下至井口的各层套管固井施工完成后,应在环空安装相应量程的压力表。(二)如果套管环空有压力则每天记录压力值,如果没有压力则每周记录一次,并将数据填入井史内。(三)套管环空压力应不大于对应外层套管抗内压强度的 80%、闸阀和相应套管头额定工作压力三者中的最小值,否则应接管线至井场外安全位置点火泄压。(四)对井口和套管进行试压作业时,均应观察和记录各层套管环空压力变化情况。第二十二条 井控车间井控装置的管理一、对各种井控装置应分类、编号、建档,并绘制井控装置运行表。二、设置专用库房,库房温度、湿度应满足配件及橡胶密封件储藏要求。橡胶密封件应分类、上架和避光保存,并注明厂家、出厂日期、有效期和库存数量。三、所有井控装置及配件应是经钻探公司认可的厂家生产的合格产品,否则不允许采购和使用。8第四章 钻开油气层前的准备和检查验收第二十三条 加强地层对比分析,及时提出可靠的地层分层预报,在进入油气层前 50m~100m,按照下部井段设计最高钻井液密度值,对裸眼地层进行承压能力检验,若发生井漏,应采取堵漏措施提高地层承压能力。第二十四条 了解邻近井生产及产层压力情况,为油气层中作业提供压力对比分析依据。第二十五条 由钻井队队长组织向现场有关人员进行工程、地质、钻井液、井控装置和井控措施等方面的技术交底。第二十六条 安装好防喷器后,各作业班按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井发生溢流的四种工况分别进行一次防喷演习(见附录 E 和附录 F) ;其后每月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,起下钻作业状态应在 5min 内控制住井口,记录演习情况(见附录 G) 。第二十七条 钻井队应组织全队职工进行防火演习,含硫地区钻井还应按应急预案进行硫化氢防护演习,记录演习情况(见附录 G) 。第二十八条 进入油气层之前 100m 开始实行钻井队干部 24h 带班作业。带班干部应挂牌或有明显标志,负责带领生产班组全面完成各类作业,检查、监督各岗位严格执行井控制度,并认真填写带班干部交接班记录。第二十九条 实行“坐岗”制度,指定专人观察和记录循环池液面变化和起下钻灌入或返出钻井液情况,及时发现溢流显示,坐岗记录表格式见附录 H。第三十条 检查各种钻井设备、仪器仪表、防护设施、消防器材及专用工具是否齐全,所有井控装置、电路和气路的安装是否符合规定,运转是否正常,发现问题应及时整改。第三十一条 按设计要求储备足够的加重钻井液和加重材料;在储备罐上注明加重钻井液的密度和数量;储备的加重钻井液每 7 天循环处理一次。第三十二条 钻井队通过全面自检,确认准备工作就绪后,向钻井公司主管部门申请钻开气层前的检查验收。第三十三条 检查验收组由钻井公司主管部门牵头,人员由钻井公司和气矿(事业部)相关部门人员组成,按钻开油气层的要求进行检查验收。第三十四条 检查验收情况记录于“钻开油气层检查验收书”中(见附录 I) ,检查合格并经检查人员在检查验收书上签字,由钻井公司和(油)气矿或事业部主管技术或生产的领导签发“钻开油气层批准书” (见附录 J)后,方可钻开油气层。如存在严重井控隐患应当场下达“井控停钻通知书” (见附录K) ,钻井队按“井控停钻通知书 ”限期整改,再验收合格后,方可恢复生产。第五章 钻井及完井过程中的井控作业第三十五条 高含硫井、区域探井、预计高产井,在油气层中钻井作业时,应派驻安全监督,同时钻井公司还应派工程技术人员驻井把关。第三十六条 钻井队应严格执行钻井设计,当发现井下情况与设计不相符需修改设计时,应按更改设计程序进行;若遇紧急情况,已经危及到安全生产时,钻井队队长和钻井监督商定后,可先处置,再及时上报,建设单位应按更改设计程序及时报批。第三十七条 钻井作业中应绘制本井预测地层压力当量钻井液密度曲线、设计钻井液密度曲线和实际钻井液密度曲线。预探井、资料井由综合录井队对砂、泥、页岩地层绘制 dc 指数随钻监测地层压力当量钻井液密度曲线。第三十八条 钻开油气层或在主要油气层井段钻进时,钻头应采用大直径喷嘴,便于压井和堵漏。第三十九条 每只钻头入井钻进前,应以 1/3~ 1/2 正常流量测一次低泵冲循环压力,并作好泵冲数、流量、循环压力记录。当钻井液性能发生较大变化时应重作上述低泵冲试验。第四十条 油气层钻进作业中发生放空、严重井漏、钻井液出口流量增大等异常情况应关井检查;发现钻时明显加快、蹩跳钻、循环泵压异常、悬重变化、初始气侵、气测异常、氯根含量变化、钻井液密度和粘度变化、气泡、气味、油花等情况应停钻观察。9第四十一条 坚持用短程起下钻方法检查油气侵和溢流,下列情况需进行短程起下钻:一、钻开油气层后每次起钻前;二、钻进中曾发生严重油气侵但未溢流的起钻前;三、溢流压井后起钻前;四、调低井内钻井液密度后起钻前;五、钻开油气层井漏堵漏后起钻前;六、钻开油气层后需长时间停止循环进行其它作业(电测、下套管、下油管、中途测试等)起钻前。第四十二条 短程起下钻两种基本作法一、一般情况下试起 15 柱钻具或起至套管鞋,再下入井底循环一周半,若钻井液无气侵,则可正式起钻;若后效严重,不具备起钻条件时,应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻。二、特殊情况时(需长时间停止循环或井下复杂时) ,将钻具起至套管鞋内或安全井段,停泵观察一个起下钻周期加其它空井作业时间,再下入井底循环一周半观察。第四十三条 起、下钻中防止溢流、井喷的主要技术措施一、起钻前循环井内钻井液时间不应少于一周半;短程起下钻后的循环观察时间也应达到一周半以上;进出口密度差不超过 0.02g/cm3。短程起下钻应测油气上窜速度,满足井控安全要求才能进行起下钻作业。二、起钻中严格按规定每起出 3 柱~5 柱钻杆灌满钻井液一次,每起出 1 柱钻铤灌满钻井液一次;若钻具水眼堵塞,起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注。三、钻头在油气层中和油气层顶部以上 300m 井段内起钻速度不应超过 0.5m/s,维持钻井液良好的造壁性和流变性,避免起钻中井内发生严重抽吸。四、下钻中应控制钻具下放速度,避免因井下压力激动导致井漏。若井内钻井液静止时间长,应分段循环钻井液。五、起下钻过程中,设备检修应安排在下钻至套管鞋进行;若起钻过程中因故不得不检修设备时,检修中应采取相应的防喷措施,检修完后立即下钻到井底循环一周半,正常后再起钻。严禁在空井情况下进行设备检修。第四十四条 正常钻进中气侵钻井液的处理一、改善钻井液的脱气性能,发现气侵应及时排除,气侵钻井液未经排气不应重新注入井内。二、若需加重,应在气侵钻井液排完气后停止钻进的情况下进行,严禁边钻进边加重;加重速度要均匀,每个循环周密度增量控制在 0.05g/cm3 以内。第四十五条 因故停等时,应将钻具起(下)到套管鞋内,停等期间根据油气上窜速度定期下钻到井底循环。第四十六条 “坐岗”制度一、表层套管固井后开始坐岗。二、坐岗人员上岗前应经钻井队(录井队)技术员培训合格。三、钻进中由钻井作业班安排专人坐岗,地质录井人员按要求对循环罐液面等进行监测;起下钻、其它辅助作业或停钻时,钻井作业班和地质录井人员应同时落实专人坐岗。四、坐岗要求(一)钻井技术负责人或技术员对使用不同的循环罐和不同排量在开泵与停泵过程
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本文标题:2011版 四川油气田井控实施细则2011版
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