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QSHXB 00382-2016西北油田分公司井控实施细则第2部分

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QSHXB 00382 2016 西北 油田 分公司 实施细则 部分
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中国石油化工股份有限公司西北油田分公司企业标准Q/SHXBQ/SHXB 0038.2—2016 替代Q/SHXB0038.2-2013西北油田分公司井控实施细则 第 2部分: 井下作业2016-1-25 发布 2016-1-30 实施中 国 石 油 化 工 股 份 有 限 公 司 西 北 油 田 分 公 司 发 布Q/SHXB 0038.2—2016II目 录1 范围 ............................................................................12 规范性引用文件 ..................................................................13 术语与定义 ......................................................................14 井控设计 .........................................................................25 井控装置的选择、安装、试压、使用和管理 ...........................................36 井下作业前的准备和检查验收 .......................................................97 作业过程中的井控 .................................................................98 溢流的处理 ......................................................................139 防火、防爆、防硫化氢措施 ........................................................1410 井喷失控现场措施 ...............................................................1511 井控技术培训、考核 .............................................................1512 井下作业井控工作管理的十七项制度 ...............................................16附 录 A ...........................................................................24附 录 B ............................................................................29附 录 C ............................................................................30附 录 D............................................................................32附 录 E ............................................................................33附 录 F ............................................................................34Q/SHXB 0038.2—2016III前 言为深入贯彻《中国石化井井控管理规定》和 行业标准,落实“安全第一,预防为主”方针和“安全发展,以人为本”理念,推进西北油田分公司井控工作科学化、管理规范化,防止井喷失控、硫化氢等有毒有害气体泄漏事故发生,保障人民生命财产安全,保护环境,维护社会稳定,特修订《西北油田分公司井控实施细则》 。井控工作是油气井安全生产的核心,是一项系统安全工程,涉及分公司的各个部门单位及乙方施工单位;凡与西北油田分公司通过合同约定进入施工工区的所有施工单位应严格执行本细则。Q/SHXB 0038-2016 西 北 油 田 分 公 司 井 控 实 施 细 则 》 分 为 三 个 部 分 :──第 1 部 分 : 钻 井 录 井 测 井 固 井 试 油 气 ;──第 2 部 分 : 井 下 作 业 ;──第 3 部 分 : 采 油 气 生 产 。本 部 分 为 Q/SHXB 0038-2016 的 第 2 部 分 , 为 第 四 次 修 订 。本部分与 Q/SHXB 0038.2-2013《西北油田分公司井控实施细则 第 2 部分:井下作业》相 比 ,除 编 辑 性 修 改 外 , 主 要 变 化 如 下 :─ ─ 增加 4 个术语与定义(见 3.6—3.9) ;─ ─ 增加了“三高”气井采用双节流管汇、双液气分离器(见 5.2.3) ;─ ─ 增加了“三高”气井放喷管线至少应有两条(见 5.2.4.4) ;─ ─ 增加了先试低压合格后泄压到零,再试高压。 (见 5.5.2) ;─ ─ 增 加 了 液气分离器必须按属地管理原则注册备案并按照等级要求定期检验(见 5.8.8) ;─ ─ 增 加 了 封 堵 作 业 井 控 要 求 ( 见 7.11) ;─ ─ 修 订 了 其他承包商井控取证范围和 D 证培训对象(见 11.4.4.3 和 11.7.4);─ ─ 修 订 了 井 控 分 级 管 理 制 度 、 井 控 工 作 责 任 制 ( 见 12.1 和 12.2) ;─ ─ 修 订 了 持 证 上 岗 制 度 、 井 控 设 计 管 理 制 度 、 井 控 和 硫 化 氢 防 护 演 习 制 度 (见12.5、12.6、12.8) ;─ ─ 修 订 了 规范性附录 C(见附录 C);─ ─ 增 加 了 规范性附录 E、F(见附录 E、F)。本 部 分 自 发 布 之 日 起 同 时 替 代 2013 年 7 月 颁 布 的 《西北油田分公司井控实施细则 第 2 部分:井下作业》 。 其 它 规 定 与 标 准 有 抵 触 的 , 以 本 部 分 为 准 。 本 部 分 凡 未 涉 及 到 的 内 容 , 请 参 照 相 关 标 准 。本标准由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司标准化管理委员会提出并归口。本标准由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司油气开发管理部负责解释。本标准起草单位:中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程技术研究院本标准修订单位:中国石油化工股份有限公司西北油田分公司油气开发管理部中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程监督中心本部分主要修订人:来斌 田疆 蒲发军 武鹏 李翔 蔺海生 周向军 严鹏行 朱贵东 刘学子 李晶辉 刘伏军 孙新勇 李 军 董周丹 李建伟 刘书合 秦志勇 胡文辉 周龙彬本标准所替代的历次版本发布情况为:──Q/SHXB 0038.2-2008《西北油田分公司井控实施细则 第 2 部分:试油 采油 试井 修井》 ;──Q/SHXB 0038.2-2010《西北油田分公司井控实施细则 第 2 部分:试油 采油 试井 修井》 ;──Q/SHXB 0038.2-2011《西北油田分公司井控实施细则 第 2 部分:井下作业》 ;──Q/SHXB 0038.2-2013《西北油田分公司井控实施细则 第 2 部分:井下作业》 。Q/SHXB 0038.2—20161西北油田分公司井控实施细则第 2部分:井下作业1 范围本部分规定了井下作业的井控工作要求。本部分适用于中国石化西北油田分公司所属油气田中的井下作业工程。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款,其最新版本适用于本标准。SY/T5225《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》SY/T 5587.9《常规修井作业规程 第 9 部分 换井口装置》中相应规定SY 5727《井下作业安全规程》SY 5742《石油与天然气井井控安全技术考核管理规则》SY/T5858《石油工业动火作业安全规程》SY/T5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》SY/T6160《防喷器的检查与修理》SY/T6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》Q/SH—0653《废弃井封井处置规范》Q/SHXB 0002.1《修井作业开工验收规程》Q/SHXB 0002.2《小修井作业开工验收规程》Q/SHXB 0038.3《西北油田分公司井控实施细则 第 3 部分:采油气生产》Q∕SHXB 0137《钻、修井井控装置及附件检测、维修管理规程》《中石化集团公司井控培训管理规定》《中国石化井控管理规定》中国石化油【2015】374 号西北油田分公司《安全生产监督管理制度(汇编) 》《闸板防喷器出厂气密封检查技术规范》【2015】219 号《中国石化西北油田分公司油气水井井下作业工程方案设计分级审批管理实施细则》[2015]177 号《中国石化西北石油局、西北油田分公司内防喷工具管理实施细则》《施工作业关键工序领导带班现场安全监督检查规定》3 术语与定义本标准采用下列定义:3.1 “三高”井是指具有高产、高压、高含硫化氢特征之一的井。3.2 高产是指天然气无阻流量达 100×104m3/d 及以上。3.3 高压指地层压力达 70MPa 及以上、或预测最高关井井口压力超过 35MPa。3.4 高含硫化氢是指地层气体介质中硫化氢含量达 1000ppm 及以上。3.5 含硫化氢天然气井是指天然气中硫化氢含量大于 30mg/m3(20ppm),且硫化氢释放速率不小于 0.01 m3 /s 的天然气井。Q/SHXB 0038.2—201623.6 一类不投产井(关停井)开发井、勘探发现井中不能立即投产,但在一年之内能投产的井,关停井状态从停产或修井作业后3个月算起。3.7 二类不投产井(暂闭井)一年内不能投产的井或在现在技术条件下,近期难于建产能但有潜力的井,暂闭井从完井井段被隔离之日算起。3.8 三类不投产井(废弃井)无油气显示的探井和不能再挖潜的开发井,指进行永久性弃置处理的井。3.9 采油气辅助作业是采油气生产过程中的注气、注油(注水) 、连续油管气举、热洗(正注解堵) 、机械清蜡、生产测井、试井、捞油(抽汲) 、排酸等作业。4 井控设计4.1 井下作业井控设计井控设计是井下作业地质设计、工程设计和施工设计的重要组成部分,各类设计部门应严格按照本细则进行设计。应坚持先设计后施工,无设计不施工的原则,设计更改应按审批程序批准后实施。4.2 地质设计井下作业地质设计中应提供油气水井基本数据、作业生产情况、任务来源及地质方案、油气层保护、井控相关情况提示(主要包括:压力、油气比、与邻井油层连通情况、出砂情况、硫化氢等有毒有害气体含量);提供井场周围 2km (含硫化氢井 3km)内的居民住宅、学校、厂矿、河流、国防设施、高压电线、地下管网和水资源等情况。4.3 工程设计井下作业工程设计应根据地质设计提供的参数,明确施工目的及作业风险、施工参数设计、施工工期及效益评价、井控工作要求(主要包括:压井液及压井方式、防喷器型号、防喷工具、风险提示)及硫化氢等有毒有害气体伤害要求、目前井身结构和井口装置示意图。4.4 施工设计4.4.1 井下作业施工设计应根据地质设计和工程设计要求,施工单位必须进一步核实,明确设计依据及施工目的、风险提示、施工步骤及技术要求、井控工作要求(主要包括:井控装备工具及材料、试压要求、防喷器组合及控制系统、压井节流管汇及井口装置示意图、油气井防喷技术要求及其它井控要求)及预防硫化氢等有毒有害气体伤害要求、修井工期预测、设备及材料、QHSE 要求、处置措施等。4.4.2 对于有腐蚀环境条件(含酸性气体、高矿化度) ,在完井或作业后未采取套管保护措施,且在生产过程中有异常现象的井,在起出井内管柱后宜对生产套管损坏和腐蚀等情况进行测井检测。4.4.3 根据地质设计提供的信息,需要压井作业的,应明确压井液类型、密度、性能、用量及备用量,明确压井方式。压井液密度设计,以已射或预射油气层最高地层压力为基准,再增加一个密度附加值:油水井为 0.05g/cm3—0.1g/cm3, 气井为 0.07g/cm3—0.15g/cm3;压井液量按井筒容积的 1.5 倍配备,距泥浆站 200km 以外的井及“三高”气井现场应储备加重材料,加重材料的储备量确保能将 1.5 倍井筒容积井浆密度提高 0.15g/cm3~0.20g/cm 3,并配套使用自动加重装置或吨包加重。Q/SHXB 0038.2—201634.4.4 进入井场道路及井场布置应满足突发情况下应急需要,不得有乡村道路穿越井场,生活区距离井口应不小于 100m,“三高”井生活区宜距离井口不小于 500m, “三高”气井井场应实行封闭管理。4.4.5 在含硫化氢区域进行井下作业施工时,应按规定配备气防设施。5 井控装置的选择、安装、试压、使用和管理5.1 防喷器的选择5.1.1 压力选择防喷器压力等级应与设计井已射或预射油气层最高压力相匹配,应大于最高关井井口压力,同时应考虑套管最小抗内压强度的 80%、套管鞋破裂压力、套管头和油管头额定压力、地层流体性质等因素,对于地层压力高于 105MPa 的地区,井控装置可根据最大关井井口压力选择。5.1.2 组合形式选择井下作业防喷器组合按照附录 A 的图 A.1~图 A.4 方式选择,特殊需要时,按设计要求执行。5.1.3 尺寸选择防喷器公称通径选择,应依据井下工具最大公称直径与套管公称内径相符合表 1 的规定。表 1 井控装置公称通径与套管公称直径的组合井控装置最大工作压力 MPa14 21 35 70 105井控装置公称通径Mm 套管外径 mm(in)180 ≤177.8(7)230 ≤219.1(8 3/4)280 ≤244.5(9 5/8)5.1.4 剪切闸板选择5.1.4.1 “三高”气井、预测含硫化氢的新层位井、未开发区含硫化氢的试采井作业应安装剪切闸板防喷器,剪切闸板防喷器的压力等级、通径应与配套的井口装置一致。5.1.4.2 应有相匹配的钻柱死卡及固定绷绳。5.1.4.3 使用剪切闸板,应按照附录 D 的使用条件和操作程序执行。5.2 井控管汇的连接形式5.2.1 井控管汇包括: 1 号、4 号闸阀及与井口四通连接的防喷管线,压井管汇和节流管汇及其相连的管线、螺栓、密封垫环、法兰等零部件。5.2.2 压井、节流管汇的压力等级应与全井防喷器最高压力等级相匹配,其连接形式按照附录 A 的图A.5~图 A.10 方式选择,特殊需要时,按设计要求执行。5.2.3 “三高”气井采用双节流管汇、双液气分离器,其连接形式按照附录 A 的图 A.11。5.2.4 放喷管线的选择及连接5.2.4.1 井下作业必须按标准配备放喷管线;5.2.4.2 安装分离器井,应从分离器连接出气体燃烧放喷管线;5.2.4.3 “三高”井和转层作业井,应从节流管汇连接出放喷管线(稠油井除外) 。5.2.4.4 “三高 ”气井放喷管线至少应有两条,应使用 FGX88-21 标准管线,除节流管汇一侧连接出放喷管线外,压井管汇一侧放喷管线也要连接。5.3 其他井控装置的选择5.3.1 修井四通选择:若需要安装修井四通或转换法兰,应选择与防喷器压力级别和公称通径相匹配的。Q/SHXB 0038.2—201645.3.2 内防喷工具选择:压力等级应不低于安装的防喷器压力级别。5.3.3 分离器选择:气液比大于 200m3/t 的井应安装液气分离器(稠油井除外) ,特殊需要时,按设计要求执行。5.3.4 司钻控制台选择:预测作业周期超过 30 天的井、 “三高”井、气井作业时应安装司钻控制台。5.3.5 点火方式选择:选择的点火方式都应灵活好用,其中包括一套固定(或自动)点火装置,不宜使用彩珠筒点火。 “三高”井应确保三种有效的点火方式,其他井不少于两种。 (电子点火、滑轮钢丝传送点火、煤气或天然气伴随点火等)5.3.6 井控监测仪器、仪表、灌注装置,应配齐,以满足井控技术的要求;5.3.7 “三高”井循环系统应配套加重装置(高含硫化氢的稠油井除外) 。5.4 井控装置的安装5.4.1 井控装置包括:套管头、油管头、采油(气)树、转换法兰、修井四通(特殊四通) 、防喷器组、防喷器控制系统(远程控制台和司钻控制台) 、内防喷工具、防喷管线、120°标准高压锻钢弯接头、节流和压井管汇、压井管线、放喷管线、分离器、监测设备、抽油杆防喷器等。5.4.2 防喷器组安装5.4.2.1 防喷器安装、校正和固定应符合 SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》要求;5.4.2.2 防喷器及井口四通的钢圈槽应清理干净,钢圈及钢圈槽完好;各种连接法兰应上齐连接螺栓并拧紧,螺杆两端丝扣突出螺母 1~3 扣,过长或过短的连接螺栓、损伤和锈蚀的法兰连接螺栓严禁使用;5.4.2.3 防喷器组安装后,应校正井口、转盘、天车中心,偏差不大于 10mm,并用 4 根 16mm (5/8″)钢丝绳分别在井架底座的对角绷紧固定,每根钢丝绳都应配有独立的调紧法兰;5.4.2.4 闸板防喷器应配备手动或液压锁紧装置。具有手动锁紧机构的闸板防喷器应装齐手动操作杆,锁紧杆位置应上长下短,其中心线与对应锁紧轴中心线之间的夹角≤30°,手轮接出井架底座,手轮之间不应互相干涉;靠手轮端应安装操作杆支架,手动锁紧操作杆与操作杆支架接触部位应垫胶皮,操作杆过高的应安装操作台;手轮挂牌标明闸板规格、开关方向和到位的圈数; 在安装后,应检查其开关和锁紧情况。5.4.2.5 防喷器上部应安装防溢管及防泥伞,并用螺栓连接,未使用的螺孔应用丝堵堵住,防溢管与防喷器的连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈(检泵维护作业及起下电泵作业除外) ; 5.4.2.6 防喷器安装后应检查闸板防喷器油路密封、闸板开关的灵活性及其能否完全退入腔室内,防喷器的手动锁紧杆的圈数是否正确等;5.4.2.7 若需要安装剪切闸板和环形防喷器时,按设计要求执行;5.4.2.8 若安装环形防喷器,应检查环形防喷器油路密封和试压后胶芯的恢复能力。5.4.3 远程控制台安装5.4.3.1 防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量泵组总流量应满足控制要求,并要求至少有1 个备用的控制头。5.4.3.2 远程控制台应安装在修井机左侧便于司钻(操作手)观察的位置,距井口不少于 25m 的专用活动房内,距压井管线或放喷管线不小于 2m,并保持不少于 2m 宽的人行通道,周围 10m 内严禁堆放易燃、易爆、腐蚀物品;5.4.3.3 防喷器的液压控制管线束应整齐排放在管排盒内,其中长出的部分应整齐盘放在远控房附近,管排盒与压井管线的距离不少于 1m,车辆跨越处应装防碾压保护的过桥盖板,严禁在管排盒上堆放杂物,在液控管线处还应设立高压警示标志或警戒带; 5.4.3.4 远程控制台备用液压控制管线出口均应采用专用的标准堵头;5.4.3.5 远程控制台使用的电器及电源接线应防爆,电源应从配电盘总开关处直接引出,用单独的开关Q/SHXB 0038.2—20165控制,并挂牌标识,气源从气瓶专线供给,严禁强行弯曲和压折气管束;5.4.3.6 远程控制台处于待命工况时,确保油标位于许可最高油线与最低油线的中间位置,预充氮气压力 7MPa±0.7MPa,气源压力 0.65MPa~0.80MPa,储能器压力为 18.5 MPa~21MPa,环形防喷器压力8.5MPa~10.5MPa,管汇压力 10.5MPa±1.0MPa;5.4.3.7 在待命工况下,控制剪切闸板的换向阀手柄用限位装置限制在开位,全封闸板的换向阀应与工作状态一直,并装安全罩,其它三位四通换向阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致,控制手柄应挂牌标识;5.4.3.8 司钻控制台上不应安装剪切封闸板防喷器的控制手柄,其与远程控制台对应压力表值的正负误差小于 1.0MPa。5.4.3.9 安装后应检查控制系统的油路和气路的密封情况、三缸柱塞泵和气动泵的工作情况等。5.4.4 压井管汇、节流管汇安装5.4.4.1 压井管汇与节流管汇应水平安装在井口对称端井架底座外;5.4.4.2 压井管汇和节流管汇除安装压力等级相同的高压表外,还应安装带有截止阀的低量程压力表(10MPa~16MPa) ,低量程压力表截止阀处于常关状态,当井口套压低,高量程压力表不便于准确观察时再打开截止阀,压力表应朝向一致,垂直安装,且在有效期内;5.4.4.3 气井和“三高”井防喷管线应平直引出,特殊情况可使用不小于 120°标准高压锻钢弯接头或具有缓冲的标准两通连接(方墩) ,防喷管线应采用法兰连接,且严禁焊接;5.4.4.4 内防喷管线长度若超过 7m 应用基墩固定牢固;5.4.4.5 在使用有固相修井液的井和冬季施工,应在每班做防喷演习时检查防喷管线的畅通情况;5.4.4.6 节流管汇应连出回收液管线至循环罐,出口与罐体之间固定牢靠不应跳动碰撞,在节流管汇至井口处还应设立高压警示标志或警戒带,并有关井最高允许压力和压井液密度提示牌;5.4.4.7 安装后应检查节流管汇、压井管汇、各闸阀完好开关是否正常,压力表灵敏情况等。5.4.4.8 “三高”气井、新区第一口探井作业采用双节流管汇,主节流管汇安装在循环罐以外一侧,副节流管汇加装两支单流阀。5.4.5 放喷管线安装5.4.5.1 布局应考虑当地季节风向、居民区、道路、植被、油罐区、电力线及各种设施等情况; 5.4.5.2 放喷管线宜平直引出,末端为公扣,因地形限制需转弯时,转弯处应使用整体锻钢弯头,转弯夹角不小于 120°;5.4.5.3 “三高”气井应采用法兰或丝扣连接,严禁由壬连接; 5.4.5.4 应使用合格的内径一致的管材,严禁焊接,放喷管线出口距井口不小于 75m;含硫油气井放喷管线出口应距井口不小于 100m;(若确因井场周围所限应制定防范措施,并报发包方安全部门备案) ;5.4.5.5 管线连接处、转弯处前后、出口处(双基墩,且放喷口距最近一个固定基墩不超过 1m)用活动基墩或水泥基墩加地脚螺栓固定,悬空处应支撑牢固,若跨越宽度达 10m 以上的河沟、水塘等障碍时,应架设金属过桥支撑;5.4.5.6 普通井的放喷管线内径不小于 62mm,活动水泥基墩的尺寸应为 0.6m×0.6m×0.6m,基墩的固定螺栓统一采用 M16 的螺栓,固定压板宽 60mm、厚 5~10mm;5.4.5.7 高压高产气井应使用标准放喷管线,放喷管线内径不小于 76mm,两侧放喷管线出口应安装燃烧筒,采用固定水泥基墩,尺寸为 1.0m×1.0m×0.8m,基墩的固定螺栓统一采用 M27 螺栓,埋入深度不小于 0.5m,固定压板宽 100mm、厚 10mm;5.4.5.8 基墩的固定压板与管线之间应加装橡胶垫,螺栓的螺帽应紧固;放喷管线点火口和液气分离器管线点火口 20m 内基墩的固定压板与管线之间垫石棉垫。5.4.5.9 连接节流管汇一侧的放喷管线出口应配备相反两个方向灵活好用的手动点火装置,支架距离管Q/SHXB 0038.2—20166线出口不小于 15m,并固定牢固;5.4.6 分离器安装5.4.6.1 分离器至少用 3 根 16mm(5/8″)的有花篮螺丝的钢丝绳绷紧固定,安装有与之相匹配的安全阀,安全阀应接有排放短弯管,管口应朝向非人员和设备区;5.4.6.2 分离器必须按标准安装和连接,高压气井分离器与节流管汇之间应用钢质管线连接。若用软管连接必须是高压(不小于 10MPa) 、不小于 4〃、耐火柔性、弯曲度不小于 120°、有固定基墩、连接处有安全保险绳防护;5.4.6.3 分离器的排液管线宜根据功能连接到储罐,出口与罐体之间固定牢靠不应跳动碰撞;5.4.6.4 分离器接出的放喷点火管线走向与放喷管线一致,管线之间应保持大于 0.3m 的距离,排气管线与放喷管线的出口间距宜错开不小于 5m,且安装专用点火燃烧筒或其他点火装置,应配备相反两个方向灵活好用的手动点火装置,支架距离管线出口不小于 15m,并固定牢固。排气管线出口距井口不小于50m,井口安全距离如未达到标准要求,应由发包方主管部门进行安全评估、环境评估,并按评估意见处置。5.4.6.5 “三高”气井液气分离器罐体内径不小于 1200mm,额定工作压力不小于 1.6MPa,用地脚螺栓及钢丝绳固定牢固;进液管线内径不小于 152.4mm,用法兰、钢圈连接;排液管线内径应大于进液管线内径,内径不小于 203.3mm,管线用法兰连接;排气管线应使用水泥基墩(0.8m×0.8m×1.0m)、地脚螺栓固定。进液、排液管线按工作压力试压。5.4.7 内防喷工具安装及管理5.4.7.1 内防喷工具包括:上部和下部方钻杆旋塞,防喷单根(旋塞+管柱+变丝、旋塞+提升短节+原井悬挂器、抽油杆+变丝、抽油杆光杆+变丝)、旋塞等;5.4.7.2 防喷单根类型应根据现场实际情况,以方便、实用、快捷为原则优先选用,且应摆放在应急状态下操作安全、便捷的位置;原则上气井、含硫化氢井和稠油井优先用旋塞+提升短节+原井悬挂器,另一作备用。当使用复合钻具,且防喷器组合不能满足需要时,钻台上应准备一根防喷单根或防喷立柱,以及与入井管柱相匹配的各种接头; 5.4.7.3 凡具备下入油管悬挂器的条件的井,应备用防喷油管挂单根(旋塞+提升短节+悬挂器) ,并确保悬挂器坐到位、密封住;5.4.7.4 防喷单根在备用状态下应紧好扣,并保护好上下连接丝扣和密封件;5.4.7.5 内防喷工具应处于常开状态,并配备安装旋塞的专用工具,同一型号的旋塞扳手不少于 2 个;5.4.7.6 旋塞应与管柱组合相匹配并一用一备,旋塞使用过程中每班开关活动 1 次,现场每用 15 天内对旋塞试压检查一次,试压压力 20MPa,稳压 5 min,压降≤0.7Mpa,现场填写试压记录。每半年应进行一次额定工作压力试压检验并出具试压合格证,内防喷工具每年至少探伤检测一次并出具探伤检验合格证。5.4.7.7 内防喷工具使用与管理按照西北油发钻[2015]177 号《中国石化西北石油局、西北油田分公司内防喷工具管理实施细则》执行。5.4.8 监测仪器仪表和灌注装置5.4.8.1 施工现场应至少配备 1 套液位报警仪(维护作业不要求) ,推荐设置值:“1m 3报警” ,并应保持正常使用状态;5.4.8.2 施工现场应配备压井液灌注系统,依据设计需要确保作业期间能自动或人工灌注,并应保持正常使用状态;5.4.8.3 高风险漏失井依据设计宜配置环空液面监测装置。5.4.9 采油(气)井口的选择、运输、安装、试压采油树安装应符合 Q/SHXB 0038《 西北油田分公司井控实施细则 第 3 部分: 采 油 气 生 产 》 中 的 4 规 定Q/SHXB 0038.2—20167和 SY/T 5587.9《常规修井作业规程 第 9 部分 换井口装置》中相应规定。5.5 井控装置的试压5.5.1 试压介质:清水(冬季用防冻液体) 。5.5.2 应先试低压合格后泄压到零,再试高压。5.5.3 有下列情况之一,井控设备应进行现场试压检查。5.5.3.1 全套井控设备应进行试压检查:a)——从车间运往现场前;b)——现场安装后;c)——单井施工超过 3 个月, 试压间隔超过三个月的。5.5.3.2 无论车间和现场,井控装备凡密封部位拆装后(检修或者更换零部件)应对所拆开的部位重新进行密封试压检验.5.5.4 井控车间试压5.5.4.1 环形防喷器(封闭管柱,不封空井)高压试验应封闭钻杆试压至其额定工作压力的 70%,闸板防喷器四通、防喷管线、和压井节流管汇等作低压试验和额定工作压力试验。5.5.4.2 低压试验 1.4MPa~2.1MPa,稳压 3min,压降≤0.07MPa,高压试压至额定压力,稳压 30 min,压降≤0.5MPa。5.5.4.3 防喷器组检验维修后,应按照井场联接形式组装后进行低压和额定工作压力试压;用于“三高”气井的井口设施、井控装置送井前应做等压气密检验。5.5.5 现场安装好后试压5.5.5.1 在现场安装好后,井控装置作 1.4MPa~2.1MPa 的低压试验;在不超过套管抗内压强度 80%的前提下,环形防喷器高压试验值为封闭管柱试压到额定工作压力的 70%,闸板防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的各控制元件试压到额定工作压力。额定工作压力试验要求稳压 15min,压降≤0.5MPa,低压试验要求稳压 3min,压降≤ 0.07MPa。试压完后检查连接部位螺栓紧固情况;5.5.5.2 若井口额定工作压力低于防喷器压力级别,防喷器、四通、防喷管线、压井管汇和节流管汇的高压按井口额定压力试压。5.5.6 井口装置试压时,应对反压井管线、水龙带进行试压 25MPa,稳压 10min,连接部位无渗漏为合格。5.5.7 防喷器控制系统现场安装调试完成后应用液压油对各液控管路进行 21MPa 压力检验(环形防喷器液路管线只试 10.5MPa) ,密封部位无渗漏为合格; 5.5.8 放喷管线密封试压应不低于 10MPa,稳压 10min,连接部位无渗漏为合格;5.5.9 用 于 “三 高 ”气 井 的 采 油 气 树 和 井 控 装 置 现 场 试 压 应 有 资 质 的 单 位 完 成 ;5.5.10 采油(气)树、防喷器组和压井节流管汇与防喷管线整体试压时应有试压记录曲线(井号、日期、试压部位、试压人、监督签字);5.5.11 试压合格后由试压方、施工方和监督现场确认,并在试压单签字。5.6 井控装置使用5.6.1 环形防喷器非特殊情况不应用来封闭空井;5.6.2 具有手动锁紧机构的闸板防喷器关井后,应手动锁紧闸板,打开闸板前,应先手动解锁;5.6.3 严禁用打开防喷器闸板的方法泄压;Q/SHXB 0038.2—201685.6.4 井内有管柱时,严禁关闭全封闸板防喷器和关错半封闸板防喷器,半封闸板防喷器关闭时严禁进行起下管柱作业;5.6.5 手动平板阀开、关到底后,应回转 1/4~ 1/2 圈,其开、关应一次完成,严禁半开半闭和做节流阀用;所有手动平板阀开关到位后均应回旋 1/4~1/2 圈(带省力机构的回旋 3~4 圈)5.6.6 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时,两侧门严禁同时打开;5.6.7 压井管线和放喷管线应保持畅通;5.6.8 修井队应配备二层台逃生装置,逃生绳应按照说明书安装。逃生装置每口井应至少检查保养一次,每口井开工前至少对井架工开展一次二层台使用逃生装置的逃生演练,作业周期超过半年的井,井架工逃生演练应适当增加频次,新上岗的井架工要求在上岗 7 天内应进行一次二层台使用逃生装置的逃生演练,确保熟练使用逃生装置,各次检查和演练应记录;5.6.9 逃生装置使用寿命为 5 年,每下滑 1000m 或每年应由制造商或正式委托授权的专业人员进行检查修护。5.7 井控装置的管理5.7.1 采油厂、检维修车间、施工单位应建立井控设备档案,对井控装置分类、编号建档(检查、维修、试压等情况) ; 5.7.2 施工单位应负责井控装置的现场安装、维护、使用、保养,由现场工程师负责管理,班组分工检查,并填写保养维护记录;5.7.3 防喷器在不使用期间应保养后妥善保管;5.7.4 远程控制台、防喷器、节流压井管汇及各阀门,应挂牌表明其编号、控制对象和对应工作状态;其他井控安全标识(关井提示牌、逃生路线、紧急集合点、入场须知)齐全;5.7.5 井控装备及配件应妥善保管,闸板胶芯应避光保存,橡胶件应放入橡胶库房保存,且在有效期内;5.7.6 施工井场距井控装置检维修基地超过 200km 应备有一套与在用闸板同规格的闸板总成,并配备拆装工具和试压工具; 5.7.7 井控装置在现场拆卸后应及时采取防护措施,远控台和防喷器的控制管线接头应带堵头防护、控制管线头包裹防护,防喷器、四通、升高短节等带钢圈槽密封的设备不得将密封面直接置于地面,应放置于专用底座或进行铺垫等;5.7.8 冬季施工防喷管线、节流管汇、压井管汇、液气分离器进液管线、液气分离器排污口、反循环压井管线、压井和灌液循环罐的阀门,应采用电热带缠绕的方式进行保温;防喷器及液控管线只做保温材料包扎保温; 5.7.9 冬季施工远程控制台应配备防爆电保温设施;5.7.10 液控设备进入冬季施工需更换冬用液压油;5.7.11 分公司储备两套 105 MPa 压力级应急井控装置。5.8 井控装置检修5.8.1 检修内容:防喷器组及控制系统、内防喷工具、节流管汇、压井管汇及相应的阀门等;5.8.2 所有井控装置的维修、检测应由西北油田分公司认可的有资质的技术服务单位进行;5.8.3 施工单位应制定出井控装置检修计划。5.8.4 井控装置检修周期---正常情况下不超过半年;---若在单井使用超过半年应增加现场试压频次(一般试压间隔为 30d) ,有问题应及时解决;---含硫化氢井有强腐蚀性流体环境工作过的,应在下一井次开工前对防喷器进行送检;发生渗漏应Q/SHXB 0038.2—20169及时解决,提前检修。5.8.5 井控装置在车间的检维修应执行 SY/T 6160《防喷器的检查与修理》及 Q∕SHXB 0137《钻、修井井控装置及附件检测、维修管理规程》 。5.8.6 一般情况下井控车间只对节流阀进行拆卸维修或更换,对其他闸阀不再拆卸维修,试压合格即可送井,试压检测不合格的闸阀应进行拆卸维修或更换。5.8.7 有以下情况时,井控维修车间对节流管汇应逐个闸阀拆卸检查维修。5.8.7.1 修井现场处理溢流时进行过节流循环压井;5.8.7.2 节流管汇将用于“三高”气井。5.8.8 液气分离器送井前,保证罐体和管线畅通,气动蝶阀正常。液气分离器必须按属地管理原则注册备案并按照等级要求定期检验。5.8.9 每次节流压井后, “三高”气井应对使用过的节流阀进行更换。5.8.10 井控装置检维修合格,井控监督签字认可后方可送井;用于“三高”气井的井控装置,送井前必须由监管方主管领导签字认可方可送井。6 井下作业前的准备和检查验收6.1 开工准备6.1.1 施工前,施工单位技术人员应向全队职工进行井控技术交底;6.1.2 根据作业井的工艺要求、周围环境及地质条件应做出应急处置措施,含硫化氢油气井应符合 SY/T 6610《含硫化氢油气井井下作业推荐做法》相关要求; 6.1.3 施工单位应严格按设计作好准备工作,若发现设计与实际不相符合时,应按审批程序及时申报,经批准后方可实施。6.2 井控检查、整改、验收6.2.1 施工单位应全面检查所有井控装置、电路和气路等的安装情况,发现问题应及时整改后向相关部门申请检查验收。6.2.2 对开工验收过程中检查出的隐患问题施工单位应限期整改,经甲方人员复检合格后,方可实施作业。7 作业过程中的井控7.1 压井作业7.1.1 压井施工前作好压井方案,落实压井岗位分工,做好应急准备,按压井施工方案组织压井, “三高井”压井期间宜派监督旁站,确认压井结果;7.1.2 根据作业井完
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本文标题:QSHXB 00382-2016西北油田分公司井控实施细则第2部分
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