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Q-SYCQZ 059-2013 四川油气田井下作业井控实施细则

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SYCQZ 059 2013 四川 油气田 井下 作业 实施细则
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备案号: Q/SYCQZ 川庆钻探工程有限公司企业标准 Q/SYCQZ 059—2013 代替 Q/SYCQZ 059—2010 四川油气田井下作业井控实施细则 2013 - 01 - 18发布 2013 - 02 - 18实施 川庆钻探工程有限公司 发布 Q/SYCQZ 059—2013 I 目 次 前言.................................................................................II 1 范围...............................................................................1 2 规范性引用文件.....................................................................1 3 井下作业设计中的井控内容...........................................................1 4 井控装置的安装、试压、使用和管理...................................................2 5 井下作业前的开工准备和检查验收.....................................................7 6 井下作业中的井控...................................................................7 7 防火、防爆、防硫化氢安全措施......................................................12 8 井喷失控的处理....................................................................13 9 井控技术培训、考核................................................................13 10 井控工作分级责任制...............................................................15 11 井控突发事件逐级汇报制度.........................................................17 附录A(资料性附录) 井下作业防喷器组合推荐形式.....................................19 附录B(资料性附录) 试油、修井标准地面流程及闸门开关状态...........................20 附录C(资料性附录) 井下作业开工验收申请书.........................................21 附录D(资料性附录) 井下作业开工检查验收表.........................................22 附录E(资料性附录) 井下作业开工批准书.............................................27 附录F(资料性附录) “三防“演习记录表格式.........................................28 附录G(资料性附录) 液面坐岗观察记录表.............................................30 附录H(资料性附录) 井口关井参数提示牌.............................................31 附录I(资料性附录) 井下作业井控动作岗位分工(试行)...............................32 附录J(资料性附录) 井控演习恢复作业程序...........................................38 附录K(资料性附录) 井控停止作业通知书.............................................39 附录L(资料性附录) 井喷或井喷失控汇报基本资料表格式...............................40 Q/SYCQZ 059—2013 II 前 言 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、井下作业、地质设计、工程设计、监督管理、质量管理、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。本细则是根据Q\SY1553-2012《井下作业井控技术规范》,并结合四川油气田井控工作特点制定。 本细则代替Q\SYCQZ 059-2012《井下作业井控实施细则》,与Q\SYCQZ 059-2012相比,主要技术变化如下: ——修改了“第2章 井下作业设计中的井控内容”中“不宜进行带压起下钻作业的井”的条件。 ——修改了“第2章 井控装置的安装、试压、使用和管理”中的部分条款; ——对“第3章 井下作业中的井控”的部分条款进行了修改; ——对“第6章 防火、防爆、防硫化氢安全措施”的部分条款进行了修改; ——对“第8章 井控技术培训、考核”中“执行“井控培训合格证”制度的人员”的部分内容进行了修改; ——在“第9章 井控工作分级责任制”中增加了“油田公司相关单位的井控职责”。 本细则由川庆钻探工程有限公司提出。 本细则由川庆钻探工程有限公司试油、测试、压裂酸化专业标准化技术委员会归口。 本细则起草单位:川庆钻探工程有限公司工程技术处、西南油气田分公司工程技术与监督部。 本细则主要起草人:伍贤柱、陈忠实、冉金成、陈友斌、花仁敬、王东林、叶登胜、陈锋、张明友、骆进、邓乐、张平、雷英全、徐茂荣、刘春林、贺秋云、李钦道、张娟、邹永清、欧云东。 本细则首次发布日期为2010年6月9日,本细则之发布之日起代替Q/SYCQZ 059一2010。 Q/SYCQZ 059—2013 1 四川油气田井下作业井控实施细则 1 范围 本细则规定了四川油气田井下作业井控实施过程中的井下作业设计、井控装置的安装、试压、使用和管理、井下作业前的开工准备和检查验收、井下作业中的井控、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和井控突发事件逐级汇报制度。 本细则适用于川庆钻探工程有限公司在川渝地区进行井下试油、修井、压裂酸化和地层测试等井下作业中的油气井压力控制。 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 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/T 5858 石油工业动火作业安全规程 SY/T 6227 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY/T 6610 含硫化氢油气井井下作业推荐作法 SY/T 6690 井下作业井控技术规程 Q/SY 1553 井下作业井控技术规范 3 井下作业设计中的井控内容 3.1 井下作业设计(包括地质设计、工程设计和施工设计)中应有井控方面的内容。 3.2 地质设计中应包括的井控内容: a) 井场周围人居情况调查资料,包括井场周围一定范围内的居民住宅、学校、工厂、矿山、国防设施、高压电线、地质评价、水资源情况以及风向变化等环境勘察评价的文字和图件资料,并标注说明。 b) 本井和邻井的各产层中有毒有害气体含量。 c) 本井产层性质(油、气、水)预测,本井或邻井目前地层压力或原始地层压力、油气比、注水注汽区域的注水注汽压力、采出程度,以及其它地质层段在钻开时的钻井液性能,油、气、水、漏显示资料,原试油情况(层段、产能、压力及流体性质资料)。 d) 地层分层及其岩性。钻进中如遇放空层、特大漏失层、塑性地层、易垮塌层等特殊地层应提示。 e) 井身结构,井内各层套管钢级、壁厚、尺寸、下入井深,水泥返高,固井情况,试压情况,套管腐蚀磨损情况;井下管串的结构、钢级、壁厚、尺寸、下入井深,井下复杂情况;井口情况;以及丛式井组中邻井的井身结构,套管参数,试采简况,地层互相连通情况等资料。 3.3 工程设计中应包括的井控内容 Q/SYCQZ 059—2013 2 3.3.1 防喷器压力等级选用原则 应不小于施工层位目前最高预计关井压力和所使用套管允许抗内压强度以及套管四通额定工作压力三者中的最小者。防喷器组合推荐形式见附录A。 3.3.2 工作液密度设计 工作液密度应根据地质设计提供的最高地层孔隙压力当量密度值为基准,再增加一个安全附加值,安全附加值为: a) 油井、水井为0.05 g /cm3 ~ 0.10 g/cm3或控制井底压差1.5 MPa ~ 3.5 MPa; b) 气井为0.07 g /cm3 ~ 0.15 g/cm3或控制井底压差3.0 MPa ~ 5.0 MPa。 c) 具体选择附加值时应综合考虑地层压力、地层流体中有毒有害气体的含量、套管的设计允许抗内压强度和井控装备配套情况等因素 d) 对不能建立循环的油气井,应使液柱压力平衡地层压力。 3.3.3 工作液或加重材料、添加剂的准备。 3.3.4 井内为纯天然气时井口最高关井压力预测。 3.3.5 油层套管控制参数计算及套管的适应性分析。 3.3.6 油管强度设计计算参数。 3.3.7 采油(气)井口装置的选择:采油(气)井口装置应满足抗有毒有害流体腐蚀的需要,并能满足井下作业施工、后期开采的需要。 3.3.8 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。 3.3.9 高含硫(含量超过30 g/m3)井或上部未封固井段存在硫化氢含量高于30 g/m3的地层不宜进行带压起下钻作业。 3.4 施工设计中应包括的井控内容: a) 防喷器、内防喷工具、地面流程的检查、安装、试压、保养的具体要求。 b) 防硫化氢和井喷应急预案,以及硫化氢防护器具、检测仪器的配备要求。 c) 各重点工序的具体井控技术措施。 d) 保护油层套管的具体要求和措施。 e) 根据地质设计中提供的周边环境调查情况制定相应措施。 4 井控装置的安装、试压、使用和管理 利用钻机进行井下作业的井控装置的安装、试压、使用和管理按 SY/T 5964 的规定执行。 4.1 井控装置的安装 井下作业井控装置包括液压防喷器、防喷器控制系统、射孔防喷装置、内防喷工具、防喷管、管柱死卡、采油(气)井口装置、压井管汇、节流管汇、防喷管线、放喷管线及油气水分离器等。 4.1.1 防喷器的安装要求 4.1.1.1 起下钻及旋转作业应安装防喷器,同时应配齐提升短节、内防喷工具、油管挂等管串附件。 4.1.1.2 起下连续油管作业时,应配相应等级的连续油管防喷器组。 4.1.1.3 防喷器安装后应牢固可靠,环形防喷器应用直径不小于16 mm的钢丝绳和直径不小于22 mm的正反扣螺栓对角绷紧。 4.1.1.4 具有手动锁紧机构的闸板防喷器应安装手动操作杆,并接出钻台底座,靠手轮端应支撑牢固,Q/SYCQZ 059—2013 3 其中心与锁紧轴之间的夹角不大于30 °,同时应挂牌标明手动操作杆的开、关方向和到底圈数,如手动操作杆的高度大于2.0 m,应安装操作平台。 4.1.1.5 压井结束后防喷器的安装应在观察一个拆采油(气)井口装置、装防喷器的作业时间周期,在确认井内压稳的情况下再循环井筒工作液不少于1.5周后才能拆卸采油(气)井口装置,安装防喷器。 4.1.1.6 低压井(地层压力系数小于0.9)且液面不能到达井口的井安装防喷器时的要求参照6.9的相关条款执行。 4.1.2 防喷器远程控制系统安装要求 4.1.2.1 安装在距井口不少于25 m 的专用活动房内,距放喷管线,节流、压井管汇应有1 m 以上的距离,周围 10 m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。 4.1.2.2 管排架连接牢固,与防喷、放喷管线的距离不少于1 m,在车辆跨越处装设过桥盖板。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。 4.1.2.3 电源应从发电房配电板总开关处直接引出,同时用单独的开关控制,并有标识。 4.1.2.4 远程控制台油箱中液压油无乳化变质现象,液压油油面在标记上下限范围内。 4.1.2.5 蓄能器完好且压力为17.5 MPa ~ 21.0 MPa,环型防喷器控制压力在 8.5 MPa ~ 10.5 MPa,管汇控制压力为 9.5 ~ 11.5 MPa,并始终处于工作压力状态。 4.1.2.6 防喷器控制系统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,并有开关标识,同时全封、剪切手柄应有防误操作设施。 4.1.2.7 配有司钻控制台的井,总气源应与司钻控制台气源分开连接,并配置气源排水分配器,不应强行弯曲和压折气管束,气源压力保持在0.65 MPa ~ 1.0 MPa。 4.1.2.8 安装半封闸板防喷器与提升系统刹车联动防提安全装置,其气路与防碰天车气路并联。 4.1.2.9 控制系统液压控制管线在安装前应用压缩空气逐根吹扫,管线应整齐排放,连接时接口应密封良好,安装后应进行开、关试验检查,连接处便于观察液压油有无渗漏,管线拆除后应采取防堵措施。 4.1.2.10 近井口端液压软管线应有防静电措施。 4.1.3 分离器及其安全阀的安装要求 4.1.3.1 分离器距井口的距离不小于15 m。 4.1.3.2 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,固定坑尺寸长×宽×深为0.8 m × 0.6 m × 0.8 m,绷绳与地面成45°角,因地势条件受限时最小不低于30°,最大不超过70°。 4.1.3.3 分离器排污管线固定牢靠,出口接入污水池或回收罐。 4.1.3.4 分离器应配套安装安全阀。 4.1.3.5 安全阀与分离器连接管道的截面积不得小于安全阀的进口端截面积(总和),连接管道应尽量短而直。 4.1.3.6 安全阀与分离器之间不宜安装截止阀,若安装有截止阀,则截止阀应处于常开状态,并挂牌标明“常开”警示。 4.1.3.7 分离器安全阀泄压管线应接至井场外的安全地带(高含硫井分离器安全阀泄压管线应接至燃烧池),出口处地势开阔、无障碍物,其通径不应小于安全阀泄压出口的通径,出口末端不得接弯头。 4.1.4 地面流程的安装要求 4.1.4.1 压井管汇、节流管汇、防喷管线的压力等级与设计用防喷器的压力等级相匹配,其标准形式见附录B。 4.1.4.2 流程管线应为钢制硬管线,其内径不小于 57 mm,材质满足流体性质要求。 Q/SYCQZ 059—2013 4 4.1.4.3 流程管线不应以焊接的方式进行连接。 4.1.4.4 流程闸门应使用明杆阀或带开关指示器的暗杆阀。 4.1.4.5 放喷管线的安装要求: a) 放喷管线的布局要综合考虑当地季节风向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等因素。 b) 两条放喷管线走向一致时,应保持大于0.3 m的距离。 c) 放喷管线在转弯处应使用不小于 90° 的锻造钢制弯头。 d) 放喷管线点火口应接至距井口50 m以外(含硫油气井放喷管线点火口应接至距井口 75 m以外),相距分离器、油库(罐)、高压线、民房、森林等设施不小于50 m,因特殊情况达不到要求时,应进行安全风险评估并制定有针对性的安全防范措施,同时点火口应具备点火条件。 e) 放喷管线每隔10 m ~ 15 m 用水泥基墩、地脚螺栓固定,悬空处支撑牢固。水泥基墩坑尺寸长×宽×深为0.8 m × 0.6 m × 0.8 m,如遇地表松软时,基墩坑体积应大于1.2 m3;地脚螺栓直径不小于20 mm,预埋长度大于0.5 m,固定压板圆弧与管线外径相匹配。 f) 放喷管线在转弯处、出口处宜用双墩双卡固定,若采用单墩双卡固定,则水泥基墩坑尺寸为长×宽×深为1.0 m × 0.8 m × 0.8 m,燃烧筒法兰或管线出口距最后一个固定压板不超过 1 m。 g) 地面流程固定时,管线、接箍、弯头及法兰等不应被淹埋或固定在水泥基墩内。 h) 放喷管线在车辆跨越处应安装过桥盖板,过桥盖板下的管线应无接头连接。 i) 高压、高含硫井的放喷管线安装时应考虑有至少两条独立的放喷通道。 4.1.4.6 内防喷管线长度超过6 m时应用水泥基墩地脚螺栓固定。 4.1.4.7 压力表的安装要求: a) 压力表量程的选择应使所测压力在量程的25﹪~75﹪之间。 b) 压力表应竖直安装,并用考克进行控制。 c) 用于具有腐蚀性或高粘度介质的压力表,安装压力表时应装设能隔离介质的缓冲装置。 d) 含硫油气井应安装抗硫压力表。 e) 对各层套管之间的压力应进行有效监测。 4.1.5 内防喷工具: a) 内防喷工具包括:回压阀、旋塞阀。 b) 内防喷工具应摆放在钻台上备用,并有与井内管柱相连接的配合接头及其附件(回压阀抢装工具或旋塞阀板手),内防喷工具处于常开状态。 c) 作业现场至少应有两只配套内防喷工具。 d) 内防喷工具的压力等级应与设计用防喷器的压力等级相匹配。 4.1.6 进行特殊管柱起下钻作业时应配备长度适宜的防喷单根,其长度为油管头顶法兰面到钻台转盘面(或操作面)的距离再附加 1 m为宜,防喷单根上端接旋塞阀,旋塞阀处于常开状态。 4.1.7 钻台上应配备与作业管柱相匹配的钻具死卡及其固定附件(如钢丝绳套、绳卡等),同时指定钢丝绳套的固定位置。 4.1.8 作业现场应配备作业液专用计量罐,计量罐与防溢管之间的连接管线不应采用低压软管。 4.2 井控装置的试压 4.2.1 井控装置在井控车间、现场安装或更换配件后均应进行试压,同时采集试压自动记录曲线。 4.2.2 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为清水。 4.2.3 试压稳压时间、压降要求: Q/SYCQZ 059—2013 5 a) 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,无渗漏,压降不超过 0.7 MPa为合格。 b) 采油(气)井口装置试压稳压时间不少于 30 min,无渗漏,压降不超过 0.7 MPa为合格。 c) 井筒试压稳压时间不少于 30 min,无渗漏,压降不超过 0.7 MPa为合格。 d) 低压密封试压稳压时间不少于 10 min,无渗漏,压降不超过 0.07 MPa 为合格。 4.2.4 在井控车间的试压: a) 环形防喷器(封闭钻杆或油管)、闸板防喷器、剪切闸板防喷器、连续油管防喷器、节流管汇、压井管汇、防喷管线以及采油(气)井口装置、内防喷工具试额定工作压力。 b) 闸板防喷器应做 1.4 MPa ~ 2.1 MPa低压密封试验。 c) 作业队在用内防喷工具应每3个月送井控车间检测试压一次,试压值为额定工作压力。 4.2.5 在井上安装后的试压 4.2.5.1 防喷器及其控制装置的试压: a) 闸板防喷器在套管最小抗内压强度的80 %、闸板防喷器额定工作压力、特殊四通额定工作压力三者中选择最小者进行试压。 b) 在套管最小抗内压强度的80 %以内,环形防喷器(封闭钻杆或油管)的试压值为其额定工作压力的70 %。 c) 连续油管防喷器根据连续油管作业设计的试压值进行试压。 d) 射孔防喷装置按预计最高井口关井压力的1.25倍进行试压。 e) 防喷器控制装置在现场安装好后按 21 MPa 压力做一次试压。 f) 防喷器现场安装后连续使用1个月应重新进行试压。 4.2.5.2 井筒试压:试压值为套管最小抗内压强度的80%、井口装置额定工作压力、套管头额定工作压力三者中的最小值。 4.2.5.3 流程管汇的试压: a) 压井管汇、节流管汇、内防喷管线的试压:按设计用防喷器的压力等级进行试压。 b) 放喷管线的试压:放喷管线试压值不小于 10.0 MPa。 4.2.5.4 分离器的试压:分离器现场安装后其试压值不得大于分离器最近一次检测时所给定的最大允许工作压力。 4.2.5.5 采油(气)井口装置的试压:采油(气)井口装置安装后,试压值为额定工作压力;能进行副密封试压的采油(气)井口装置安装后还应进行副密封试压。 4.3 井控装置的使用 4.3.1 防喷器的使用 4.3.1.1 防喷器处于工作状态时,其远程控制系统压力应保持在工作压力范围内,相应控制手柄处于工作位置。 4.3.1.2 环形防喷器不应长时间关井,非特殊情况下不应用来封闭空井。 4.3.1.3 用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,解锁须先到底,然后回转1/4 圈 ~ 1/2 圈。 4.3.1.4 井内有管柱时,严禁关闭全封或剪切闸板防喷器。 4.3.1.5 半封闸板防喷器或环型防喷器关闭后,特殊情况下经上级主管部门批准后可上下活动管柱,单向行程控制在 1.5 m范围内,且不准转动管柱或过管柱接头。 4.3.1.6 不应用打开防喷器的方式来泄井内压力。 Q/SYCQZ 059—2013 6 4.3.1.7 检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时,两侧门不能同时打开。 4.3.1.8 作业过程中每3天应关、开半封闸板和闸阀各一次,每次起钻完毕,关、开全封闸板一次,环形防喷器每10天试关井(在有钻杆或油管的条件下)一次。 4.3.1.9 有二次密封的闸板防喷器和平板阀,只能在密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用,且止漏即可,待紧急情况解除后,立即清洗更换二次密封件。 4.3.1.10 非特殊情况下,不应将防喷器当采油(气)井口装置使用。 4.3.1.11 非特殊情况下连续油管防喷器不应用于关井。 4.3.1.12 当井内有连续油管时,严禁关闭采油(气)井口装置1、4、7号闸阀及防喷器全封闸板和剪切闸板;当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。 4.3.1.13 严禁直接在防喷器上坐吊卡进行起下管柱作业。 4.3.2 流程的使用 4.3.2.1 平板阀开、关到底后,应回转 1/4 圈 ~ 1/2 圈,其开、关应一次完成,不允许半开半闭和作节流阀用。 4.3.2.2 井口装置,节流、压井管汇闸门应挂牌编号,并标明其开、关状态,编号及开关状态见附录B。 4.3.2.3 节流、压井管汇不能用作日常灌注作业液用。 4.3.3 采油(气)井口装置的使用 4.3.3.1 施工时拆卸的采油(气)井口装置部件应清洗、保养、备用。 4.3.3.2 当油管挂坐入油管头后应将顶丝全部顶紧,起油管挂前应先将顶丝全部退入油管头。 4.3.3.3 采油(气)井口装置在正常情况下使用外闸阀,备用闸阀保持全开状态;不应用闸阀控制放喷。 4.3.3.4 采油(气)井口装置应配有备用钢圈。 4.4 井控装置的管理 4.4.1 检测要求 4.4.1.1 井控装置的检测应由具有检测资质的机构进行检测。 4.4.1.2 防喷器及其控制系统的检测: a) 防喷器及其控制系统的送检周期为3个月,其时间起始点为井控车间送出时间。若单井施工时间超过3个月的在施工结束后进行检测,多井连续使用达到3个月的应在施工结束后进行检修; b) 井控车间应对送检的防喷器及其控制系统进行全面检修; c) 连续油管防喷器及其控制系统送检周期为2年。 4.4.1.3 分离器的检测:分离器投入使用后首次检验周期为三年,以后的检验周期由检验单位或部门根据前次内外部检验情况确定。 4.4.1.4 分离器安全阀的检测:检测周期为每年至少一次,校验合格的安全阀应加装铅封,使用单位在送检分离器安全阀时应提供配套分离器最近一次检测时所给定的最高允许工作压力。 4.4.1.5 压力表的检定周期为每半年一次,并将检定标识贴于压力表便于观察的地方。 4.4.1.6 压井管汇、节流管汇、内防喷管线应定期进行探伤和测厚度检查。 4.4.2 现场防喷器及其控制系统由作业队负责日常维护、保养和检查,送检防喷器及其控制系统时,应向井控车间说明在使用过程中出现的问题。 Q/SYCQZ 059—2013 7 4.4.3 井控车间应对内防喷工具进行功能试验、试压,并将检测合格证随内防喷工具一同发送至作业队。 4.4.4 作业队每次起下钻作业前应对旋塞阀、回压阀进行开关活动检查一次,并做好检查、使用记录。 4.4.5 配置井控橡胶件库房。库房温度和湿度应满足橡胶件储藏条件,橡胶密封件应分类入库、上架避光保存,并注明厂家、出厂日期、有效使用期及库存数量。 4.4.6 井控装置及其配件应是经集团公司和股份公司有关部门共同认可的厂家生产的合格产品。 5 井下作业前的开工准备和检查验收 5.1 在井下作业前,施工单位根据地质、工程设计中已标注和说明的周围环境情况,并结合作业井的工艺要求以及周围环境的实际情况编制施工设计和应急预案。 5.2 作业队应严格按设计要求作好施工准备,若发现实际与设计不相符时,应及时申报,按程序进行设计变更。 5.3 向全队职工进行工程、地质、井控工艺等方面的技术交底,并提出具体要求。 5.4 作业队在流程安装固定、施工设计、应急预案经过审核审批、作业队自检自查整改后准备动井口前向上级单位、相关部门申请开工检查验收。井下作业开工验收申请书格式见附录C。 5.5 井下作业开工前应严格进行开工检查验收,开工检查验收表见附录D ,经检查验收整改合格,下达井下作业开工批准书后方可动井口进行井下作业。井下作业开工批准书格式见附录E。 5.6 “三高”井、特殊工艺井具备开工条件后,由施工方提出书面申请,建设方组织相关单位进行开工验收,验收合格后下达经建设方批准的井下作业开工批准书。 5.7 大修井、小修井、常规试油井的开工检查验收由试修工程事业部组织相关方参与,开工批准书由试修工程事业部主管领导或主管技术的领导批准。 6 井下作业中的井控 6.1 相关要求 6.1.1 作业过程中,班组应按起下管柱、旋转作业、起下特殊管柱、空井四种工况进行防喷演习,各班组根据实际作业内容进行每井次或每月不少于一次不同工况的防喷演习;旋转作业和空井状态应在3 min内控制住井口,起下管柱及起下特殊管柱作业状态应在 5 min内控制住井口,演习合格,并将演习和讲评情况记录于“三防演习记录表”中(见附录F表F.1)。 6.1.2 作业队每口井应组织全队职工进行防火演习;在含硫化氢的井作业前还应进行防硫化氢演习,检查落实安全预防工作,直至合格为止,并将演习和讲评情况记录于“三防演习记录表”中(见附录F表F.2)。 6.1.3 建立作业队干部(队长、指导员、技术员等)24 h 轮流值班制度,负责检查、监督各岗位执行井控岗位责任制情况,并填写干部值班交接班记录。在井控装置试压、防喷演习、处理溢流、井喷及井下复杂等情况时,值班干部应在现场组织、指挥。 6.1.4 作业过程中应有专人负责坐岗观察井口、出口变化,并填写液面坐岗观察记录(见附录G)。 6.1.5 坐岗观察发现溢流时应立即报警,班组成员按正确的关井程序关井。任何情况下关井,其井口最高关井压力不应超过设计允许控制压力。 6.1.6 井口关井参数提示牌放置于节流放喷测试管汇J3与油嘴套之间,并面向前场,其内容应包括井内为天然气时的最高、最低控制套压,井筒液体密度下的最高允许控制套压、最大允许掏空深度,井口关井参数提示牌的制作要求见附录H。 Q/SYCQZ 059—2013 8 6.2 起下管柱作业时的井控 起下管柱作业主要是指起下油管、钻杆等作业 6.2.1 起下管柱作业前,相关作业人员应弄清井下管柱结构、工具性质及与起下管柱有关的井下情况。 6.2.2 起下管柱作业前应对设备、工具进行检查保养。 6.2.3 起下管柱作业前应按设计要求安装防喷器,防喷器的闸板应与井内管柱外径尺寸相匹配,内防喷工具及其附件、油管挂、配合接头、管柱死卡及其固定附件等应备齐置于钻台(边)上。 6.2.4 起下管柱作业前敞井观察期间出口有异常情况不能进行起下管柱作业。 6.2.5 安全起下管柱作业的基本要求: a) 循环时,工作液进出口密度差不大于0.02 g/cm3; b) 产层暴露井井筒液柱压力应能平衡地层压力; c) 产层暴露井静止观察时间应大于下一作业工序周期的时间; d) 产层未暴露井观察时间为 6 h ~ 8 h,出口无外溢,经循环无后效才能进行起下管柱作业。 6.2.6 在水平井、大斜度井等产层已打开的井进行起下管柱作业时应控制起下钻速度。 6.2.7 作业队应严格执行液面坐岗观察制度,观察出口及液面的变化,对作业液的进、出量进行计量,循环工况时每隔15 min记录一次液量变化,遇特殊情况应加密观察并记录。 6.2.8 每起下6根 ~ 10根钻杆、2根钻铤、或10根 ~ 15根油管应记录作业液灌入或返出量一次,并及时校核累计灌入或返出量与起下管柱的本体体积是否一致,若发现实际量与理论量不符,应先停止作业,立即关井,查明原因确认井内正常后方可继续进行作业。 6.2.9 起管柱完在等措施期间,应下入不少于井深三分之一的管柱。 6.2.10 起下管柱作业过程中发现溢流时,按起下管柱作业关井操作程序关井。 6.3 旋转作业时的井控 旋转作业主要包括钻水泥塞、钻桥塞、冲砂、套铣、倒扣等作业。 6.3.1 旋转作业时,入井工作液性能应符合设计要求。 6.3.2 钻塞打开产层前应使井筒液柱压力能平衡打开产层的地层压力,同时循环入井工作液不少于1.5周,进出口工作液密度差不超过 0.02 g/cm3。 6.3.3 半封防喷器闸板尺寸与上部管柱外径尺寸相匹配。 6.3.4 方钻杆下旋塞、回压阀应通过配合接头或保护接头与下部管柱连接;接单根卸扣时,不能采取关闭下旋塞的方式来控制方钻杆内工作液的溢出。 6.3.5 旋转作业过程中发现溢流时,按旋转作业关井操作程序关井。 6.4 绳索作业中的井控 绳索作业包括电缆作业、钢丝作业、钢丝绳作业。 6.4.1 常规电缆射孔作业的井控: a) 液柱压力应平衡地层压力; b) 应装与井口防喷器相匹配的电缆防喷装置; c) 下射孔枪前应下管柱通井循环后停泵观察,观察时间应大于起出管柱和射孔结束电缆起至电缆防喷器内的时间之和,观察结束起管柱前再循环1.5周。 d) 作业过程中发生溢流时,应及时关闭套管闸门,起出射孔枪,按空井作业工况关井,若不具备安全起枪条件,则关闭电缆防喷装置。 6.4.2 过油管射孔、穿孔、取堵塞器、试井作业时的井控: a) 作业前应安装相应压力等级的采油(气)井口装置、防喷器、防喷盒、电缆防喷装置等井控装Q/SYCQZ 059—2013 9 置; b) 若井下不连通,在实施连通作业前(如取堵塞器、穿孔等作业时),按设计要求井口加相应压力。 6.4.3 井筒内爆炸作业、电测作业时的井控: a) 井筒内液柱压力应能平衡地层压力,液面平稳; b) 测井队准备剪切电缆的工具和电缆卡子; c) 作业前应下管柱通井循环后停泵观察,观察时间应大于起出管柱和作业结束起出电缆的时间之和,观察结束起管柱前再循环1.5周。 d) 电测过程中应有专人负责观察井筒液面情况,若发生异常时,应停止电测并及时起出电缆,来不及起出电缆的应剪断电缆,按空井或起下管柱作业工况迅速关井。 6.5 起下特殊管柱时的井控 起下特殊管柱主要指起下钻铤、完井工具、测试工具、玻璃钢油管、腐蚀油管、打捞管串、射孔管串、复合管串等与井口防喷器闸板尺寸不相匹配的管柱。 6.5.1 起下特殊管柱前,应备齐与防喷器闸板尺寸相匹配的防喷单根及起下特殊管柱所用的接头、工具(如射孔枪卡板等)。 6.5.2 起下封隔器等大直径工具时,应控制起下钻速度。 6.5.3 起下特殊管柱发生溢流时,按起下特殊管柱关井操作程序关井。 6.6 排液、测试时的井控 6.6.1 自喷井的排液、测试时的井控: a) 开井时,采油(气)井口装置闸门应遵循先内后外的原则;关井时,闸门应遵循先外后内的原则。紧急情况下,可直接关液控安全阀或井口总闸门(先上后下); b) 在放喷、排液、求产时,应用针形阀或油嘴控制放喷,按套管设计控制参数进行控制,防止挤毁套管,点火口处应有长明火; c) 分离器压力和排液出口应有专人监控; d) 专人巡查流程管汇,发现刺、漏等现象时应及时整改; e) 蒸汽发生器应提前运行,保证测试期间不发生冰堵; f) 测试期间如发生井口超压,应及时开启放喷管汇泄压,同时作好压井准备; g) 测试期间井口总闸以下连接部分发生刺漏,应及时泄压,压井后进行整改。 6.6.2 非自喷井排液、测试时的井控 6.6.2.1 抽汲: a) 抽汲前应检查抽汲工具并安装能够容纳抽子及其附件的防喷盒。 b) 抽汲时,若发现气顶抽子或液面上升加快,应快速将抽子起到防喷盒内、关闭清蜡闸门观察。 c) 按设计压力或掏空深度进行控制,防止挤毁套管。 6.6.2.2 气举: a) 气举管线应安装单流阀。 b) 不应采用空气进行气举排液。 c) 气举排液时按设计压力或掏空深度进行控制,防止挤毁套管。 6.7 压裂酸化时的井控 6.7.1 压裂酸化时井口至少应有两只总闸门。 Q/SYCQZ 059—2013 10 6.7.2 压裂车应安装限压装置。 6.7.3 压裂酸化时应有保护油层套管的技术措施和设施。 6.8 压井作业时的井控 压井过程中的压力控制: a) 施工中井底压力不应超过地层破裂压力; b) 施工压力不应超过井控装备的额定工作压力; c) 压力不应超过套管允许控制压力。 6.9 低压井(地层压力系数小于0.9)且液面不能到达井口的井作业时的井控 6.9.1 修井作业前应取得目前地层压力,为压井提供依据。 6.9.2 对于不能建立循环的井,应保持液柱压力能平衡地层压力。 6.9.3 应利用井下液面监测仪对井筒液面进行实时监测,根据液面变化情况决定观察时间。 6.9.4 根据起下管柱的本体体积、地层漏失及液面变化情况决定吊灌量及吊灌频次。 6.9.5 地层压力系数≥0.9且液面不能到达井口的井作业时的井控参照6.9.1~6.9.4的相关条款执行。 6.10 连续油管作业时的井控 6.10.1 作业过程中的压力控制 6.10.1.1 施工压力不得超过设计压力。 6.10.1.2 根据连续油管规格参数、入井次数、作业累计井深、作业井况等情况控制连续油管内外压差。 6.10.2 连续油管作业时应有专人负责观察井口压力及出口情况。 6.10.3 连续油管下入深度不应超过设计允许下入的最大深度。 6.10.4 连续油管通过特殊井段(如井口、变径、管鞋、大斜度或水平井段等)时,起下连续油管速度应控制在 10 m/min内。 6.10.5 连续油管起下过程中若遇阻,应缓慢上提下放连续油管通过遇阻井段。 6.10.6 冲砂(钻磨)解堵作业时,当井口压力突然升高,应立即增加内、外张压力和自封压力。 6.11 带压起下管柱作业的井控 6.11.1 下油管堵塞器应验封并试压合格。 6.11.2 对油管堵塞器的要求: a) 无硫化氢井或观察井:可以用带座落接头的堵塞器或油管桥塞,卡瓦式桥塞不提倡使用;如果使用,卡瓦的上部要加填塞物; b) 高危险井:应使用带有坐落接头的堵塞器或油管桥塞。 6.11.3 拆卸采油(气)井口后,在锥管挂或直管挂上安装旋塞阀(处于关闭状态),安装带压作业装备及连接地面管线。 6.11.4 通过试压四通,从下到上逐级试压,试压压力为额定工作压力,稳压 10 min,压降不超过0.7 MPa为合格,试压结束后卸下旋塞阀(先开旋塞阀确认无异常后)再进行起下管柱作业。 6.11.5 起下管柱 6.11.5.1 在井口压力小于 7 MPa时,可采用带压作业装备的环形防喷器控制油套环空压力;当井口压力在 7 MPa ~ 14 MPa时,
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