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2013年7月1日版井下作业井控实施细则(大港油田)

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2013 井下 作业 实施细则 大港 油田
资源描述:
中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司 发 布Q/SY DG 1450-2013井下作业井控实施细则Enforcement regulation for well control of downhole operationQ/SY中国石油天然气股份有限公司企业标准2013-06-27发布 2013-07-01实施Q/SY DG 1450-2013I目  次前 言 ................................................................................II1 范围 .................................................................................12 规范性引用文件 .......................................................................13 术语和定义 ...........................................................................14 井控风险识别与管理 ...................................................................35 井控设计 .............................................................................56 井控装备的安装、试压、使用和管理 .....................................................87 作业过程的井控要求 ..................................................................138 防火、防爆、防硫化氢措施 ............................................................239 井喷失控的处理 ......................................................................2410 井控管理制度 .......................................................................25附录 A(规范性附录)井控装置组合示意图 ................................................29附录 B(规范性附录)发生溢流时的关井程序 ..............................................33附录 C(资料性附录)打开油气层前检查验收批准书 ........................................35附录 D(资料性附录)井下作业井喷失控事故报告信息收集表格式 ............................49参考文献 ..............................................................................51Q/SY DG 1450-2013II前  言本标准依据 GB/T 1.1—2009《标准化工作导则 第 1 部分:标准的结构和编写》给出的规则起草。本标准由中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司标准化技术委员会采油采气及井下作业专业标准化委员会归口。本标准起草单位:中国石油大港油田公司工程技术处。本标准主要起草人:安玉山、严鸿彪。Q/SY DG 1450-20131井下作业井控实施细则1 范围本标准规定了大港油田井下作业井控风险识别与管理、井控设计、井控装备的安装试压使用和管理、作业过程的井控要求、防火防爆防硫化氢措施、井喷失控的处理、井控管理制度等内容。本标准适用于大港油田陆上油气水井试油(气) 、测试、大修、小修、措施等井下作业,不适用于用修井机进行的钻井作业。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅所注日期的版本适用于本文件。凡是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。SY/T 6610 含硫化氢油气井井下作业推荐作法SY/T 5964 钻井井控装置组合配套安装调试与维护SY/T 5587.9 常规修井作业规程 第 9 部分:换井口装置SY 5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY 5727 井下作业安全规程SY/T 6137 含硫化氢油气生产和天然气处理装置作业安全技术规程SY/T 6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定SY/T 6203 油气井井喷着火抢险作法Q/SY 1241 动火作业安全管理规范3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1 含硫油气井 Sulfurous oil and gas well地层天然气中硫化氢含量大于75 mg/m3(50 ppm)或井筒内硫化氢含量(紧贴井口闸门出口处测量)大于75 mg/m 3(50 ppm)的井。3.2 高含硫油气井 High sulfurous oil and gas well 地层天然气中硫化氢含量大于150 mg/m3(100 ppm)或井筒内硫化氢含量(紧贴井口闸门出口处测量)大于150 mg/m 3(100 ppm)的井。3.3 Q/SY DG 1450-20132高压油气井 High-pressure oil and gas well以地质设计提供的地层压力为依据,当地层流体充满井筒时,预测井口关井压力可能大于或等于35 MPa的井。3.4 预探井 Preliminary prospecting well目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井。3.5 浅层气井 Shallow gas well垂深1000 m以内含气层且与套管内连通的井。3.6 高含气井 High gas well目的层预测气液体积比大于400且日产气超过10000 m 3的井。3.7 高危地区 high hazard area井口周围 500 m 范围内有村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库、炸药库等易燃易爆场所;井场位于江河、湖泊、水库内;井场位于沿海滩涂且井场边缘距海洋潮汐边缘不大于 500 m。3.8 危险地区 hazard area井口周围 200 m 范围内有铁路、高速公路;井口周围 100 m 范围内有部分民宅;井口周围 75 m范围内有高压线及其它永久性设施;井口周围 75 m 范围内有其它施工作业队伍;井场边缘距江河、湖泊、水库、养殖池、盐卤池边缘小于 100 m;井场位于沿海滩涂且井场边缘距海洋潮汐边缘大于 500 m,但小于 1000 m。3.9一般地区 General area除高危和危险之外的地区。注:按危害程度将设计井地面环境条件划分为高危、危险、一般三类地区3.10Q/SY DG 1450-20133重点井 Important well高含硫油气井;高压油气井;预探井;浅层气井;高含气井;正钻井中途测试井;带压作业的油水井。3.11常规井 General well重点井之外的井。注:按工艺技术难度(或目的层特征)将设计井划分为重点和常规两类井3.12井控一级风险井 High risk well高含硫油气井;高压油气井;在高危地区实施的重点井。3.13井控二级风险井 Medium risk well在危险和一般地区实施的重点井(不包括高含硫油气井和高压油气井) ;在高危地区实施的常规井。3.14井控三级风险井 Low risk well在危险和一般地区实施的常规井。注:根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度(或目的层特征),将井控风险级别划分为一级、二级和三级。4 井控风险识别与管理4.1 油田公司建设单位是井控风险识别与管理的主体,施工单位应强化井控风险的识别、评估和消减措施的制定与落实。4.2 井控风险的管理实行分级负责制4.2.1 油田公司工程技术处是井控风险识别的归口管理部门,其主要职责:a) 负责修订完善井控风险井的范围;b) 负责协调解决井控一级风险井实施过程中出现的井控技术问题;c) 负责组织井控一级风险井中高含硫油气井、高压油气井打开油气层前的井控检查验收。4.2.2 油气建设(生产)单位的主要职责:Q/SY DG 1450-20134a) 负责组织有关单位人员进行井位勘查,向地质设计部门提供井位周边地面环境描述;b) 当提供的井位不能满足本标准“5.3.2”要求时,组织施工单位共同评估并制定风险消减措施,并监督执行;c) 及时协调解决施工单位反映的井控问题;对于井控一级风险井中不能解决的井控技术问题,及时向上级主管部门反映;d) 负责组织井控一级风险井(高含硫油气井和高压油气井除外)打开油气层前的井控检查验收;参加高含硫油气井和高压油气井打开油气层前的井控检查验收。4.2.3 地质设计部门的主要职责:a) 负责按相关行业标准和本标准有关要求进行地质设计;b) 参加设计(变更)评审,提出有关意见和建议。4.2.4 工艺设计部门的主要职责:a) 负责按相关行业标准和本标准有关要求进行工艺设计;b) 根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度(或目的层特征)划分井控风险级别,并制定相应的井控技术措施;c) 参加设计(变更)评审,提出有关意见和建议。4.2.5 施工单位的主要职责:a) 参加油气建设(生产)单位组织的井位勘查或对现场进行复核勘察。当提供的井场条件不能满足本标准的要求时,组织作业队制订风险削减措施并执行。若无法解决时,应及时向油气建设(生产)单位反馈;b) 参加设计(变更)评审,提出有关意见和建议;c) 负责按井控风险级别选择施工队伍,确保人员、装备与作业对象相匹配;d) 负责按有关要求制定相应的井控措施和应急处置预案,并予以实施;e) 向油气建设(生产)单位申报井控一级风险井打开油气层前的验收;组织井控二、三级风险井打开油气层前的验收;f) 及时协调解决井下作业过程中出现的井控问题;对于不能解决的井控问题,及时向上级主管部门和油气建设(生产)单位反映;g)负责本单位日常的井控监督检查与考核。4.3 削减和控制井控风险的措施,包括但不局限于以下方面:a) 根据井控风险级别选择施工队伍。对于井控一级风险井,由甲级队或拥有经验丰富技术人员的乙级队施工;对于井控二级风险井,由乙级队或拥有经验丰富技术人员的丙级及以上队伍施工;对于井控三级风险井,由丙级队及以上队伍施工;b) 施工作业单位应积极做好现场一次井控工作,努力避免二次井控,杜绝三次井控;Q/SY DG 1450-20135c) 根据井控风险级别,实行打开油气层前的井控分级验收管理;d) 施工队伍要严格执行本标准中的有关规定,施工前应主动识别地面环境、工艺难度、人员变化、井控装备等方面存在的风险,采取相应的消减控制措施。5 井控设计5.1 井控设计是井下作业地质、工艺、施工设计的重要组成部分,设计部门要严格按照相关标准和本标准要求执行。5.2 进行地质设计前,油气建设(生产)单位负责组织相关单位对设计井井口 500m 范围内的居民住宅、学校、厂矿、国防设施、高压电线、水资源情况和风向变化等进行勘察和调查,并标注说明。对高含硫探井应将勘测范围扩大到 3km、高含硫开发井扩大到 2km。5.3 地质设计5.3.1 在地质设计书中应明确标注对井位周边环境的勘察结果:a) 要标注清地下管线、电缆的分布、走向、长度和距地表的深度;b) 江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。5.3.2 地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件:a) 油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于 75 m;b) 距民宅不小于 100m;距铁路、高速公路等不小于 200 m;c) 距村庄、居民区、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所或油库等易燃易爆场所不小于500 m;d) 井场边缘距江河、湖泊、水库、养殖池、盐卤池边缘不小于 100 m;e) 井场未位于江河、湖泊、水库内;f) 井场边缘距海洋潮汐边缘不小于 1000 m。5.3.3 应提供压力数据:a) 作业层钻开时钻井液性能,油、气、水显示及地层漏失情况;b) 本井和邻井原始地层压力、目前地层压力;c) 异常低压层、高压层压力情况提示。d) 注水、注气(汽)区域的注水、注气(汽)压力。5.3.4 应提供本井或邻井有毒有害气体含量:a) 硫化氢含量;b) 一氧化碳、二氧化碳含量;c) 其它有毒有害气体含量。5.3.5 应提供地层流体性质和产能:a) 产层流体(油、气、水)性质、气油比等;b) 油、气、水产量(测试产量及无阻流量),注水、注气(汽)量等。 5.3.6 应提供井身结构:Q/SY DG 1450-20136a) 各层套管钢级、壁厚、外径、螺纹类型、下入井深;b) 生产套管分级固井时分级箍的位置、人工井底;c) 定向井、水平井应提供井眼轨迹数据;d) 固井情况(水泥返高、套管试压情况、固井质量);e) 特殊地层(地质分层与岩性,钻进中遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌地层)提示。5.3.7 应提供作业层温度各作业层的温度情况,异常高温提示。5.3.8 应提供井况:a) 试油、修井、采出或注入油、气(汽)、水情况;b) 地层互相连通情况;c) 目前井下及井口情况(包括射孔井段、水泥塞或桥塞位置、油管柱的钢级、壁厚、外径、螺 纹类型、下入深度、井下工具名称规格、生产套管损坏或腐蚀磨损情况、产量及各种流体的性能、采油 (气)井口装置的规格、闸阀完好状况、有无泄漏等);d) 井下复杂情况或存在的安全隐患。 5.4 工程(工艺)设计5.4.1 根据设计井的地面环境条件和工艺技术难度(或目的层特征),在井控设计中划分井控风险级别。5.4.2 依据建设单位提供的风险识别和提示、地质设计,在工程设计中进行工艺安全分析,并根据识别出的风险制定相应的预防措施。5.4.3 根据地质设计提供的地层压力和流体性质,预测井口最高关井压力。5.4.4 应依据地质设计的有关参数,明确压井液及添加剂的类型、性能、用量、压井方式及作业过程中灌注压井液的要求;明确施工工艺步骤、井控及技术要求;明确井口数据(采油树、套管头型号)。5.4.5 压井液密度应根据地质设计提供的地层压力或地层压力当量密度值为基准,再加一个附加值,附加值可选用下列方法之一确定: a) 油井、水井密度附加值为 0.05 g/cm3~0.10 g/cm3,气井密度附加值为 0.07 g/cm3~0.15 g/cm3。b) 油井、水井压力附加值为 1.5 MPa~3.5 MPa,气井压力附加值为 3.0 MPa~5.0 MPa。注:确定压井液密度时还应考虑地层压力大小、油气水层的埋藏深度、钻井时的钻井液密度、井漏情况、 井控装置、套管强度、井内管柱结构、作业特点和要求等。5.4.6 对于闲置时间超过两年或本次作业前采油(气)时间累计超过一年的高压、高含硫化氢油气井,在起出井内管柱后应用测井仪器(如多臂井径、电磁探伤、变密度测井或井周成像测井等)对生产套管的壁厚、损坏和腐蚀情况进行测井检测,并根据检测后的套管状况进行设计。5.4.7 生产套管控制参数计算及生产套管适应性分析: Q/SY DG 1450-20137a) 生产套管控制参数设计应包括(但不限于)清水时最大掏空深度、纯天然气时最低套压、井内为清水时最高套压和纯天然气时最高套压;b) 结合井口最高关井压力和套管控制参数作生产套管安全评价。5.4.8 井控装置的选择5.4.8.1 防喷器的选择5.4.8.1.1 防喷器的通径应确保油管挂能顺利通过。5.4.8.1.2 防喷器压力等级的选择,在施工层位最高压力状况下,地层流体充满井筒时,不小于预测的井口关井压力。参照以下组合形式进行选择,可以提高级别配置: a) 压力等级为 21 MPa 时,手动防喷器可选择附录 A 图 A.1 或图 A.2,液动防喷器选择附录 A 图A.2;b) 压力等级为 35 MPa 时, 手动防喷器可选择附录 A 图 A.1 或图 A.2,液动防喷器选择附录 A 图A.2 或图 A.3;c) 压力等级为 70 MPa 时,防喷器可选择附录 A 图 A.2、图 A.3 或图 A.4;d) 压力等级为 105 MPa 时,防喷器可选择附录 A 图 A.4;e) 预探井、高压油气井和高含硫油气井必须选用液动防喷器。5.4.8.2 压井、节流管汇及阀门的选择压井、节流管汇及阀门压力级别应与防喷器压力级别相匹配,可以提高级别配置:a) 压力等级为 21 MPa 及以下时,压井管汇及阀组连接形式见图 A.5;b) 压力等级为 35 MPa 及以上时,压井管汇及阀组连接形式见图 A.6;c) 压力等级为 35 MPa 及以下时,小修井节流管汇及阀组连接形式见图 A.7、图 A.8 或图 A.9;大修及试油井节流管汇及阀组连接形式见图 A.9;d) 压力等级为 70 MPa 时,节流管汇及阀组连接形式见图 A.10;e) 压力等级为 105 MPa 时,节流管汇及阀组连接形式见图 A.11。5.4.8.3 高含硫化氢井施工时,应选用抗硫井控装备,具体执行 SY/T 6610 中的规定。5.4.8.4 采油(气)井口装置的额定工作压力应不小于预测井口最高关井压力,材质应满足抗有毒有害流体腐蚀要求,以及井下作业施工和后期开采需要。 5.4.9 油管柱的选择与强度计算:a) 油管柱材质应具有抗地层流体腐蚀性能;b) 油管柱结构能满足井控需要;c) 油管柱强度设计能满足井下作业需要。5.4.10 应对井控装置现场安装后提出试压要求。5.4.11 应对井下作业各重点工序提出相应的井控要求和技术措施。 5.4.12 硫化氢含量超过 75 mg/m3(50 ppm)的地层或上部未封固井段存在硫化氢含量高于 75 mg/m3(50 ppm)的地层不应进行带压作业。 Q/SY DG 1450-201385.4.13 依据地质设计中提供的井场周围一定范围内的环境、人居情况,以及硫化氢等有毒有害气体的含量,制定相应的防范措施。 5.5 施工设计5.5.1 依据地质设计和工程设计编制施工设计,施工设计应包括(但不限于)以下内容: a) 工作液性能、数量;b) 清水、添加剂和加重材料等的储备数量;c) 防喷器的规格、组合形式及示意图,节流、压井管汇规格及示意图;d) 井控装置的现场安装、调试与试压要求等;e) 试压值不大于实施该种作业方式预测的最高井口关井压力,并作为后期作业过程中最高井口关井压力的依据;f) 内防喷工具规格、型号、数量;g) 起下管柱、旋转(钻、磨、套、铣等)、起下大直径工具(钻铤或封隔器等)、绳索、连续油管、带压等作业时,应有具体的井控安全措施;h) 应明确环境保护、防火和防硫化氢等有毒有害气体的具体措施,以及硫化氢防护用具及检测仪器的配备要求等。5.5.2 根据地质设计中提供的周边环境调查情况和工程设计的相关要求制定相应的 HSE 措施。 5.6 工程(工艺)设计根据井控风险的级别划分,井控一级风险井由油田公司主管部门负责审核审批,其中高压、高含硫油气井由油田公司主管部门审核,报主管领导审批或委托主管部门审批;井控二、三级风险井由油气建设(生产)单位主管部门审核,报主管领导(或委托人)审批。5.7 施工过程中如变更设计,执行设计变更程序。6 井控装备的安装、试压、使用和管理6.1 井控装备包括防喷器、采油(气)树、简易井口、内防喷工具、防喷器控制装置、压井管汇和节流管汇、带压作业装置及相应工具等。 6.2 现场井控装置的安装6.2.1 采油(气)树的安装要求:a) 采油(气)树运到现场后要进行验收检查,各零部件齐全,阀门开关灵活,主体无损坏; b) 采油(气)树按照各自的安装标准进行安装;c) 采油(气)井口装置手轮方向一致,在一个垂直平面上;d) 压裂、酸化等大型施工采油(气)树井口必须要加固。6.2.2 防喷器的安装要求:a) 安装前应检查闸板尺寸是否与所用管柱尺寸相吻合,检查配合四通的钢圈、螺孔应与防喷器、套管四通相吻合,各控制闸门应灵活可靠,管汇压力表应在检校期内;b) 防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须干净,均匀涂好润滑脂;c) 吊装防喷器时要防止砸坏钢圈。带管柱安装防喷器时应使用钢圈护板;d) 防喷器安装必须平正,坐好防喷器后要对角上紧全部连接螺栓,螺栓两头的余扣应均匀;Q/SY DG 1450-20139e) 安装完防喷器后,要校正井口、转盘和天车中心,其偏差不大于 10 mm。f) 安装环形防喷器的井或套管头 3 m 以上安装防喷器(组)的井要用 4 根直径不小于 16 mm 的钢丝绳对角绷紧固定防喷器(组);g) 安装钻台(或操作台)的井,液控闸板防喷器应装齐手动操作杆,并伸出操作台,靠手轮端应支撑牢固,其中心与锁紧轴之间的夹角不大于 30°。挂牌标明开关状态、方向和圈数。6.2.3 防喷器控制系统的安装要求:a) 防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方,距井口 25 m 以远,距放喷管线或压井管线的距离应大于 2 m,并在周围留有宽度不小于 2 m 的人行通道,周围 10 m 内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品;b) 远程控制台储能器压力要达到 17.5 MPa ~21.0 MPa、管汇压力达到 8.5 MPa ~10.5 MPa;远程控制台电源 应 从 配 电 箱 ( 或 发 电 房 ) 总 开 关 处 直 接 引 出 , 并 用 单 独 的 开 关 控 制 ;保 持 远 程控 制 台 照 明 良 好 , 且 接地保护;c) 远程控制台电控箱开关旋钮应处于自动位置,控制手柄应处于工作位置,并有控制对象名称和开关标识;控制剪切闸板的三位四通阀应安装防误操作的限位装置,控制全封闸板的三位四通阀应安装防误操作的防护罩;当试压或检修井控设备时,各控制手柄均应扳到中位;d) 液压控制管线上不应堆放杂物,在连接时应保持清洁干净,排放整齐,连接正确,密封良好,安装后应进行开、关试验检查,管线拆除后应采取防堵措施;e) 管排架(液控管线)与防喷管线、放喷管线的距离应不少于 1 m,在车辆跨越处应有过桥保护措施;f) 配有司钻控制台的井,应将气源从专用气源排水分配器上用管线分别连接到远程控制台和司钻控制台,气管束不应强行弯曲和压折。6.2.4 井控管汇的安装要求井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线等。6.2.4.1 压井、节流管汇的安装要求压井、节流管汇应安装在距井口 3 m 以远,且平正。闸阀要挂牌编号标识,标明开关状态。6.2.4.2 防喷管线的安装要求:a) 采油树四通闸阀应处于常开状态,两侧应接钢质防喷管线。若防喷管线上安装了控制闸阀(手动或液动阀),应接出钻台(或操作台)底座以外。防喷管线长度超过 7 m 时,中间应有地锚、基墩或沙箱固定;b) 大修、试油作业时,防喷管线平直引出,防喷管线整根长度为 3 m ~7 m。350 型井口四通井或高压、高含硫油气井,防喷管线两端应用法兰连接;250 型井口四通井(除高含硫油气井)防喷管线两端可用丝扣连接。对于老井,若井口高度不合适,应采取调整井口或节流压井管汇高度等方式。若防喷管线平直引出无法实现,由施工单位技术部门组织评估,制定连接方案并由主管领导审批;c) 其它作业时,防喷管线可采用油壬连接,如确须转弯时,可使用 90°铸(锻)钢活动弯头或三通连接;d) 大修、试油循环管线与防喷管线共用时,循环用闸门应紧靠节流压井管汇内侧连接。Q/SY DG 1450-2013106.2.4.3 放喷管线的安装要求:a) 至少应有一条放喷管线,其通径不小于 50 mm。两条管线走向一致时,应保持大于 0.3 m 的距离。放喷管线应使用钢质管材。高含硫油气井的井口管线及管汇应采用抗硫的专用管材;b) 放喷管线布局要考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况,应安装在当地季节风的下风方向。放喷管线出口应接至距井口 30 m 以上的安全地带(高压油气井或高含硫化氢等有毒有害气体的井,放喷管线出口应接至距井口 75 m 以上的安全地带),相距各种设施不小于 50 m,因特殊情况达不到要求时,应进行安全风险评估和制定有针对性的安全措施;c) 放喷管线应平直引出,一般情况下应向井场两侧接出,如需要转弯,转弯处可使用钢质(活动)弯头;d) 放喷管线每隔 10 m~15 m、出口(不超过 1m)及转弯处(不超过 2 m)前后用不小于 1 m 的地锚或水泥基墩(长、宽、高分别为 0.8 m、0.6 m、0.8 m)加地脚螺栓或重量不低于 200 kg 的砂箱固定;高压油气井使用重量不低于 600 kg 的砂箱或不小于 1.5 m 的地锚固定,悬空处支撑牢固。水泥基墩预埋地脚螺栓直径不小于 20 mm,埋深不小于 500 mm,压板圆弧应与放喷管线一致;e) 放喷管线进罐时可用长度小于 2 m 的高压软管线连接,但必须固定牢靠;f) 放喷管线在车辆跨越处安装过桥盖板,过桥盖板下的管线应无法兰、丝扣或油壬连接;g) 对高含硫油气井,放喷管线出口要安装自动点火装置,同时要备有手动点火器具。6.2.4.4 压井管线的安装要求压井管线应安装在当地季节风的上风方向,通径不小于 50 mm,接出距井口 30 m 以远,固定牢固。6.2.4.5 放喷、压井管线因地面条件限制外接长度不足时,应接至井场边缘,且在现场要备有不足部分的管线和地锚、基墩或沙箱。对于不符合本标准“5.3.2”要求的井,应挖放喷坑或设置放喷罐。6.2.4.6 冬季施工时,放喷管线的安装要有排液坡度,防喷管线、压井管线和放喷管线及节流、压井管汇需采取相应的防堵、防冻措施。6.2.5 分离器的安装要求:a) 分离器距井口的距离不小于 15 m; b) 立式分离器应用直径不小于 16 mm 的钢丝绳和直径不小于 22 mm 的正反扣螺栓对角四方绷紧、固定,非撬装立式分离器应用水泥基墩加地脚螺栓固定;c) 分离器排气管线通径不小于 50 mm,出口接至距井口 30 m 以上的安全地带(高压油气井或高含硫化氢等有毒有害气体的井,其出口应接至距井口 75 m 以上的安全地带),相距各种设施不小于 50 m,因特殊情况达不到以上要求时,应进行安全风险评估和制定针对性的安全措施,同时点火口应具备点火条件; d) 分离器排污管线应接入废液池或废液罐,并固定牢靠; e) 分离器应配套安装安全阀,安全阀应铅直安装在分离器液面以上气相空间的本体上; f) 安全阀与分离器连接管道的截面积不小于安全阀的进口端截面积(总和),连接管道应尽量短而直; g) 安全阀与分离器之间不宜装设截止阀; Q/SY DG 1450-201311h) 安全阀泄压管线不应存在缩径现象,应尽量平直引出,并单独接至井场外的安全地带,出口不应接弯头。 6.3 井控装置的试压6.3.1 试压介质及要求:a) 防喷器及液动闸阀控制系统用液压油试压、其它井控装置用清水试压;b) 除环形防喷器试压稳压时间不少于 10 min 外,其余井控装置试压稳压时间不少于 30 min,密封部位无渗漏,压降不超过 0.7 MPa 为合格。低压密封试压稳压时间不少于 10 min,密封部位无渗漏,压降不超过 0.07 MPa 为合格; c) 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 30 min,密封部位无渗漏,压降不超过 0.5 MPa 为合格。6.3.2 井控车间试压:a) 防喷器、内防喷工具、节流管汇、压井管汇、防喷管线以及采油(气)井口装置、射孔闸阀试额定工作压力,闸板防喷器还应做 1.4 MPa~2.1 MPa 低压密封试验;b) 防喷器及液动闸阀控制系统应用液压油做 21 MPa 可靠性试压。6.3.3 作业现场试压:a) 闸板防喷器在套管抗内压强度的 80 %、套管四通额定工作压力、闸板防喷器额定工作压力三者中选择最小值进行试压; b) 环形防喷器(封闭钻杆或油管)在不超过套管抗内压强度 80 %、套管四通额定工作压力、闸板防喷器额定工作压力的情况下,试其额定工作压力的 70 %; c) 防喷器控制系统在现场安装好后按 21 MPa 压力做一次可靠性试压; d) 连续油管防喷器应根据连续油管设计施工压力进行试压; e) 射孔防喷装置按额定工作压力试压; f) 防喷管线、压井管汇和节流管汇、内防喷工具按设计压力值试压; g) 放喷管线和测试流程的试压值不小于 10 MPa; h) 分离器现场安装后其试压值为分离器最近一次检测时所给定的最高允许工作压力(新分离器按额定工作压力试压); i) 采油(气)树,在不超过套管抗内压强度 80 %的前提下进行试压;采气树安装后,应先套管气试压 12 MPa,然后用水升压至额定工作压力,稳压时间不少于 10 min;在试压过程中要监测套管内压力情况;j) 以组合形式安装的井控装置,按各部件额定工作压力的最小值进行试压; k) 防喷器连续使用 20 d,应进行一次试压;拆装及更换防喷器部件后,应按标准再次进行试压;l) 三翼闸板防喷器可只对半封闸板试压。6.4 井控装置的使用作业队要定岗检查保养井控装置,每班检查一次,保证井控装备处于待命状态。检查远程控制台的储能器与管汇压力、电泵与气泵运转情况、液控管线、油量等;检查防喷器待命状态是否符合要求;Q/SY DG 1450-201312检查各闸阀的开关状态,并活动开关一次,及时进行保养;检查内防喷工具开关是否灵活,备用时要处于常开状态,并保持丝扣完好清洁。发现问题立即进行整改,保证井控装置完好状态。6.4.1 防喷器及其控制装置的使用:a) 半封闸板只能用于封闭油管本体,禁止用其封闭油管接箍、钻铤和方钻杆;全封闸板只能用于空井情况下的关井;环形防喷器可在任何工况情况下进行关井。一般在空井状态下优先使用全封闸板关井,在全封闸板刺漏时,再用环形防喷器进行应急处置。环形防喷器不宜长时间关井;b) 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,再用液压打开闸板。锁紧和解锁都应一次到位;c) 在闸板防喷器未打开的情况下不应进行起下管柱作业; d) 环形防喷器关闭后,在关井套压不超过 7 MPa 的情况下,可以用环形防喷器进行不压井起下钻作业,但必须使用 18°斜坡接头的钻杆,起下钻速度不得大于 0.2 m/s。环形防喷器或闸板防喷器关闭后,在关井套压不超过 14 MPa 情况下,允许管柱以不大于 0.2 m/s 的速度上下活动;禁止转动井内的管柱;禁止接箍通过闸板防喷器;禁止平台肩接箍通过环形防喷器胶芯;e) 打开油气层前,每周活动一次闸板防喷器的半封和全封(在空井时);打开油气层后,起下作业前或防喷演习时,应活动一次闸板防喷器的半封和全封(在空井时);f) 在防喷器上法兰面上起下管柱作业时,上法兰必须装保护装置;g) 每班对井口法兰连接螺栓进行一次紧固检查;h) 不应采用打开防喷器或防喷器旁通的方式来泄井内压力; i) 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时,两侧门不应同时打开; j) 操作手动闸板防喷器时,两翼应同步打开或关闭; k) 油管传输射孔、诱喷、求产等工况,严禁将防喷器当作采油(气)井口装置使用,必须换装采油(气)井口装置;l) 当连续油管防喷器卡瓦闸板和半封闸板关闭时,严禁进行起下连续油管作业; m) 防喷器控制装置的控制手柄都应标识,不准随意扳动;n) 防喷器控制台、液压管线不使用时,端口的油壬要加以保护;o) 防喷器及其控制装置的维护保养按 SY/T 5964 中的相应规定执行。 6.4.2 井控管汇的使用:a) 压井管汇不应用作日常灌注工作液用; b) 禁止使用节流、压井管汇进行注灰作业;c) 节流管汇、压井管汇和防喷管线应采取防堵、防冻措施; d) 井控管汇闸阀应挂牌编号并标明其开、关状态; e) 闸阀开、关到位后,应回转 1/4 圈~1/2 圈,且开、关应一次完成,不应作节流阀用。 6.4.3 采油(气)井口装置的使用:a) 施工作业前应检查采油树、简易井口,确保部件齐全;b) 施工时拆下的采油(气)井口装置部件应清洗干净,并进行维护、保养,闸门保持全开状态;Q/SY DG 1450-201313c) 检查井口四通法兰的钢圈槽、顶丝、阀门并进行保养或更换;d) 当油管挂坐入大四通后应将顶丝及压帽全部拧紧,确保密封; e) 采油(气)井口装置在正常情况下使用外闸阀,内闸阀保持全开状态,有两个总闸阀时先用上部的闸阀,下部闸阀保持全开状态,并定期向阀腔内注入润滑密封脂; f) 放喷或求产时,应采用节流阀或油嘴放喷,严禁使用采油树阀门控制放喷;g) 采油(气)井口装置一旦发生泄漏,应先泄压(或经压井)后再进行整改。 6.4.4 内防喷工具的使用:a) 操作台上(或井口附近)应备有外径与防喷器闸板尺寸相匹配的能连接井内管柱的防喷单根(组合管柱时)、内防喷工具、防窜装置(工具)、简易井口、变扣接头等防喷装置;b) 起下管柱前旋塞阀应进行开、关活动检查; c) 井口内防喷工具的开关工具应放置便于快速取用的地方; d) 内防喷工具待用状态时应处于开位。 6.5 井控装备的管理:a) 施工单位应制定具体的井控装置现场管理、操作及维护保养制度。作业队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责,并明确岗位责任;b) 作业队的防喷器和远程控制台、35 MPa 及以上的节流、压井管汇,每 3 个月回井控车间进行检修;若作业周期超过 3 个月,施工结束后回井控车间进行检修。所有井控设备损坏、试压不合格、开关不灵活等情况,现场解决不了时应立即回井控车间检修。旋塞阀等内防喷工具每 6 个月回厂检测、试压;c) 带压作业装置每年回厂进行检测、试压;d) 井控车间应设置专用配件库房和橡胶件空调库房,库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。6.6 所有井控装置及配件必须是经中油集团公司认可的生产厂家生产的合格产品,否则不允许使用。7 作业过程的井控要求井下作业井可分为常规作业井和带压作业井两种。常规作业井必须先进行洗压井作业方可进行下步工序;带压作业井的井口压力值必须满足带压作业设备的可控范围。7.1 洗压井作业的井控要求7.1.1 洗压井作业时,必须严格按洗压井作业标准进行施工。7.1.2 洗压井作业前,应先用节流阀控制放压。 7.1.3 在压井管汇装单流阀,节流管汇装节流阀,用符合设计要求的压井液循环洗压井一周以上,并控制出口排量与进口排量保持基本平衡。7.1.4 循环洗压井中计量增减量,如果漏失严重要采取防漏措施。7.1.5 进出口压井液密度差不超过 0.02 g/cm3,停泵开井观察油、套管无溢流。7.1.6 高压油气井、高含气井、高含硫化氢井洗压井后观察时间,应大于预计下步作业工序所需时间的 1 倍以上,观察后要用原性能压井液循环压井一周以上,然后立即进行下一步施工。Q/SY DG 1450-2013147.2 起下泵杆作业的井控要求7.2.1 井口应配备施工所需的泵杆变扣和泵杆悬挂器。7.2.2 起下泵杆应在采油树(或简易井口)上进行作业。7.2.3 对于组合抽油杆不能通过采油(气)树闸门时,应拆下采油(气)树并安装防喷器,在防喷器上进行起下作业。7.2.4 发生溢流时,应立即抢装泵杆悬挂器,如果喷势较大不能安装上泵杆悬挂器,应立即将泵杆丢入井内,关闭采油(气)树总闸门或防喷器。7.3 拆卸采油(气)树(不包括四通)、安装防喷器作业的井控要求7.3.1 在采油(气)树上安装油、套管压力表,观察 30 min 以上,确认无压力且开井后无溢流显示,方可拆卸采油(
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本文标题:2013年7月1日版井下作业井控实施细则(大港油田)
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