QXJ 043991井下作业技术标准.docx
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QXJ043991井下作业技术标准
新疆石油管理局企业标准
Q/XJ
井下作业技术标准
1991—06—01发布 1991—07—01实施
新疆石油管理局发布
目录
Q/XJ0439—91油(水)井井下作业质量评定标准……………………………………………
(1)
Q/XJ0440—91油(水)井井下作业交接标准…………………………………………………(10)
Q/XJ0441—91油(水)井井下作业资料录取项目及要求……………………………………(16)
Q/XJ0442—91油(水)井井下作业工序操作规程……………………………………………(33)
Q/XJ0444—91井下作业安全施工规定………………………………………………………(44)
Q/XJ0445—91油(水)井小修措施的制定与审批……………………………………………(49)
新疆石油管理局企业标准
Q/XJ0439-91
油(水)井井下作业质量评定标准
1991—06—01批准 1991—07—01实施
新疆石油管理局 发布
1主题内容与适用范围
本标准规定了油(水)井井下作业、质量等级,质量指标,完井质量综合评价、工序质量,检查与验收等内容。
本标准适用于新疆石油管理局油(水)井井下作业质量评定。
2引用标准
SY5183 油井防砂效果评价推荐方法
Q/XJ0440油(水)井井下作业交接标准
Q/XJ0441油(水)井井下作业资料录取项目及要求
3质量指标
3.1井下作业施工质量等级分为:
a、有效井
b、作业无效井
c、不参加质量评定井
3.2质量评定指标及要求
3.2.1作业有效井:
作业目的本身就是为了改善油层生产条件,经作业达到预期目的的井。
3.2.1.1压裂、酸化、转抽井:
经作业达到增产增注目的井。
3.2.1.2堵隔水井:
作业后含水必须下降,油量增加。
含水下降油量持平,亦算有效井。
3.2.1.3调剂作业井:
作业后原吸水剖面得到预期的改变,或附近油井产量增加。
3.2.1.4检泵作业井:
维修井和大修井,作业后的产量达到正常生产时的水平。
3.2.1.5防砂井:
经防砂作业,由不正常生产转为正常生产。
(对产量无具体要求)。
3.2.2作业无效井(又称无功作业井):
作业前后的生产状况基本一致的井。
但对作业中的问题要做出具体分析,大致可从五个方面入手:
3.2.2.1提供的资料数据
3.2.2.2作业工艺水平及作业质量
3.2.2.3井下机具
3.2.2.4生产管理
3.2.2.5应用的原材料
3.2.3不参加质量评定井:
由于地质因素和非人为因素(套管变形,严重出砂)未达到施工目的的井。
4修井完井质量综合评价
4.1小修井
4.1.1达到上修目的,完井结构,位置符合地质措施要求,事故井修后能正常注、采;维修井修后恢复原注,采水平。
4.1.2下井管柱畅通,投捞芯子顺利,探井底不堵,机具试压合格,不损坏套管。
4.1.3资料齐、全、准。
班报、日报、总结三对口。
符合Q/XJ0441《油水井井下作业资料录取项目及要求》标准要求。
4.1.4井口设备安装正规、齐全、严密不漏、规格化。
4.1.5工完料净,井场半径15m以内(以采油树为中心)平整无油污。
4.2大修井
4.2.1正常打捞,修套管、下衬管修井后生产10天的平均产量,达到修前正常生产三个月日产平均水平的80%。
4.2.2防砂井按SY5183《油井防砂效果评价推荐方法》执行。
4.2.3侧钻井达到修前水平的55%以上。
4.2.4改变生产层位的井和暂闭井不作对比。
4.2.5不损坏套管,不污染油层。
4.2.6各道工序质量符合本标准第5章要求。
4.2.7各项资料符合Q/XJ0441《油水井井下作业资料录取项目及要求》要求,做好班报、日报、完井总结三对口。
4.2.8工完料净、井口安装齐全,方向正确,井场半径15m以内(以采油树为中心)平整无油污。
4.2.9完井三天内向采油厂交井口及完井草图技术分析,完井七天内向送修单位报出完井总结和测井资料。
交接井按Q/XJ0440《油(水)井井下作业交接标准》要求进行。
5工序质量
5.1排液
5.1.1排液按地质设计要求进行,特殊井况经请示批准后进行。
5.1.2排液应安装油嘴控制排液。
5.1.3排液时油嘴更换应由小到大,初喷率不得大于3m3/h,总排液量不超过500m3。
5.1.4自喷油井一般禁止排液。
下列井况例外。
a、油气比高于100m3/t的油井,压井前可适当控制排气或排液到见油为止。
b、含水比高于75%的油井,若需排液可按注水井排液工序标准执行。
5.1.5排液应尽可能从油管排液(光管结构)。
5.1.6排出液体中的含砂量不高于0.5%。
5.1.7排液不得污染井场及设备。
5.1.8对于重要性挤压井,挤压前应进行排液,其量为井筒容积的1.5倍。
5.2压井
5.2.1压井液准备充足,其量应是井筒容积的2倍或3倍,压井液性能应符合地质设计要求。
5.2.2根据油井压力情况,可采用不压井作业或压井作业,当压井液密度小于1.2必须采用低固相压井液,严禁清水压井(含水70%以上的油井例外)。
当压井液密度大于1.2,小于1.4时采用丢手活门。
5.2.3循环压井时,进出口的压井液性能基本一致,压后井口不溢,液面不降为合格。
5.2.4挤压井压井深度距油层顶界30m为限。
5.2.5重复挤压井时,压井前应进行排液,排出前次全部挤入量。
5.2.6在压井液设计无误,无其它地质、井况因素影响的情况下,一般不允许重复性压井。
5.3提井下结构
5.3.1提出的井下机具必须检查完好程度并校对深度。
5.3.2解卡时要在油管抗拉强度范围内进行活动解卡。
5.3.3解卡无效而油管拔断或脱扣时,应尽可能保护好鱼顶,并描述鱼顶形状,校核鱼顶深度。
5.4打捞
5.4.1倒扣打捞前应计算出卡点位置,选择中和点倒扣。
5.4.2井内原形成的落鱼,在打捞前应有铅模打印资料。
5.4.3打捞过程中不损坏套管,不污染油层。
5.4.4凡下井打捞工具都不得有造成新事故发生的可能,必须有相应的保护措施。
5.4.5打捞后井内不遗留落物,井底干净。
5.5冲砂
5.5.1洗井液性能符合设计要求。
5.5.2进出口排量基本一致。
5.5.3冲砂不能破坏井底,不能污染油层,不损坏套管。
5.5.4冲砂至井底后,应大排量洗井,含砂量小于3‰。
5.5.5停泵后2h砂面上升不超过井深的2‰,测井底不堵。
5.6通井
5.6.1常规通井所用通井规为圆柱形平底,外径应小于套管内径8—10mm,长度200—300mm。
5.6.2特殊施工通井要用特殊通井规(或双级通井规)。
5.6.3通井受阻后,禁止强行冲击通过,应打印分析原因,采取适当措施。
5.6.4通井畅通至井底。
5.7清蜡
5.7.1Φ40.3、Φ50.8、Φ76mm油管分别用Φ38、Φ48、Φ58、Φ72mm,长度为300~500mm通管规顺利通过。
5.7.2套管清蜡后,洗井无蜡块返出、通井规能畅通至结蜡深度以下50m。
5.7.3机械刮蜡要用直径不小于最小套管内径10~12mm的刮蜡器,提下畅通。
5.7.4热油熔蜡、进口原油温度不低于120℃,油量视井深而定。
5.7.5抽油杆地面蒸汽清蜡,干净无蜡无杂物。
5.8检泵
5.8.1泵型、泵深及附件符合设计要求。
5.8.2油管扣必须使用密封脂,下活塞要试压5~8MPa,稳压30min,压降不超过0.50MPa为合格。
5.8.3抽油杆必须上紧,试抽泵工作正常。
5.9打印
5.9.1印痕清晰,位置准确。
5.9.2不破坏鱼顶及套管。
5.10割焊井口
5.10.1施工过程中套管无外溢。
5.10.2新旧井口套管内径差不大于4mm。
5.10.3割焊井口后采油树方向符合设计要求,割焊井口后要校正套管法兰补心高度。
5.10.4焊口试压15MPa经30min压降不大于0.5MPa为合格。
5.10.5对Φ88.90mm、Φ114.30mm的套管应尽可能避免焊接。
必要时要采取措施保证焊接强度。
5.11射孔
5.11.1清水试压15MPa,30min压降不大于0.50MPa为合格。
5.11.2射孔前井内应充满符合地质合设计要求的压井液。
5.11.3射孔前套管应按5.6条进行通井。
射孔应按批准书要求项目进行施工。
5.11.4射孔位置误差不超过0.1m。
5.11.5射孔命中率应达到99.6%。
5.12找水
5.12.1微井温找水。
a、单流凡尔应下至油层底部以下2~3m。
密封性能良好。
b、洗井液必须用与地层温度相差3℃以上的液体洗井至进出口温度基本一致,温差允许范围±1℃。
c、出液井段井温曲线明显,解释清楚。
5.12.2两参数找水。
a、套管用直径不小于套管内径8mm的通井规通过;
b、洗井彻底,井底不堵;
c、油管下带正规喇叭口下至油层顶部以上7~10m;
d、电测曲线明显,测得的各层油量之和与出口总量一致。
5.13查串
5.13.1层间夹层不少于2m,封隔器位置深度误差不超过0.5m。
5.13.2在井筒充满液体,井下结构密封的情况下进行试挤,试挤不少于3次,每次时间不少于5~8min。
5.13.3同位素查串
a、同位素浓度不小于0.6mci/m3,挤入量不少于1m3,扩散时间不少于8h;
b、层位夹层不少于2m3;
c、同位素曲线清晰能说明问题。
5.14封串
5.14.1不堵塞油层封串井段,对非封串油层采取有效保护措施。
5.14.2封串不损坏套管。
5.14.3封堵后,验串试挤清水,以压力稳定时计算时间试挤不少于5min,试挤量不少于1.5m3,以反向溢流无变化为合格。
5.15挤水泥
5.15.1挤水泥不污染非挤封油层,不留灰环。
5.15.2挤水泥施工时间不得超过水泥初凝时间的70%。
5.15.3挤水泥施工后,能达到设计目的。
5.16注水泥塞
5.16.1灰浆量误差小于或等于2%。
5.16.2水泥塞灰面与设计深度误差:
1000m以内的井±0.50m,1000m以上的井±1m。
5.16.3悬空水泥塞试压8MPa经30min,压降不大于0.5MPa为合格。
灰塞以下有保护措施。
5.16.4底水泥塞试压15MPa经30min压降不大于0.5MPa为合格。
5.17找漏
5.17.1找漏前应先对上部套管试压。
5.17.2找漏时应注悬空灰塞,把射孔层段与上部套管隔开,灰面位置不超过油层顶界以上20m。
5.17.3找漏应确定出漏失点,漏失量及漏失压力。
5.17.4找漏方法根据井况条件自行选择。
5.17.5找漏主要有流体找漏,木塞找漏和封隔器(机械)找漏。
a、能准确证实漏失井段,漏失点深度不大于5m。
b、能说明漏失程度;
c、不破坏油层。
5.18堵漏
5.18.1用水泥堵漏后,试压6MPa,经30min压降不大于0.5MPa为合格。
5.18.2对于非正规套管用水泥堵漏后,试压2MPa,经30min压降不大于0.5MPa为合格。
5.18.3对于严重损坏的套管,用水泥堵漏后替清水后井口不溢为合格。
5.18.4采用对接管堵漏,后试压:
油井12MPa,注水井15MPa,经30min压降不大于0.50MPa为合格。
5.18.5采用套管接法堵漏,套接深度应超复漏失深度20m。
5.19防砂
5.19.1必须找准具体出砂层位。
5.19.2多层出砂井应采取分层防砂措施。
防砂后渗透率影响不大于30%。
5.19.3有效生产期半年以上。
5.20修套管
5.20.1轻度变形的套管修复后试压合格。
5.20.2破裂套管修复后试压8MPa,通井合格。
5.20.3套管错断井修复后试压8MPa,通井合格。
套管错断断口通径小于80mm经施工达不到复位效果的应加固。
5.20.4对于严重变形、弯曲、破裂、错断,无法修复的井,在更换措施时,应具有印模数据资料。
5.21下衬管
5.21.1下井衬管应用小于衬管内径4~6mm、长300mm管规通过,衬管尺寸规范应符合地质设计要求。
5.21.2衬管喇叭口位置应超复射孔井段顶界以上,(油井30m,注水井50m)或按地质措施要求的位置。
5.21.3衬管实下位置深度与设计位置深度误差不大于±0.5m。
5.21.4衬管加固后,喇叭口至井底应进行试压,油井试压10MPa,注水井试压12MPa经30min压降不大于0.5MPa为合格。
5.21.5衬管试压合格后,通井至井底。
5.21.6固衬管后在8~72h内应测声幅,检查固井质量。
5.22侧钻
5.22.1侧钻前对原射孔井段必须用水泥挤封并在射孔段以上保留20~30m水泥塞。
5.22.2窗口位置应根据地质措施要求确定,误差不大于2m。
5.22.3注水泥加斜向的凝固时间不少于48h。
5.22.4开窗铣锥外径应大于尾管接箍外径2~4m。
5.22.5对于定方位侧钻,方位角允许误差不得大于±15°。
5.22.6完井电测符合地质要求。
5.22.7尾管喇叭口位置应超复窗口以上,(油井30m、注水井50m)或按地质措施要求的位置。
5.22.8下尾管质量,参照5.21《下衬管质量标准》
5.23下完井结构
5.23.1下油管应用标准通管规通过。
通管规尺寸参照7.7油管清蜡标准进行。
5.23.2下井管柱及结构其规范、型号、尺寸位置、深度符合地质设计要求。
5.23.3完井应保证诱喷彻底,各种芯子投捞顺利。
5.23.4偏配试挤恒压15MPa,挤压10min,反向溢量无变化为合格。
封隔器试压应以压力稳定时起计算时间不少于10min,试挤量不低于1.5m3反向溢量无变化为合格。
5.23.5测井底误差不大于3‰。
5.23.6抽油结构试抽合格。
5.23.7井口闸门方向一致,并保证不刺不漏。
5.24替喷
5.24.1必须用清水替出井内全部泥浆,然后用低含水原油替出清水。
5.24.2高压、高产井可采用二次诱喷,但要保证井内不留泥浆和水。
5.24.3高压高产井替浆后,如能保证油井迅速自喷,可不替油。
5.25压裂
5.25.1评定等级分:
合格井,优质井和不合格井。
5.25.2评定指标与要求见表2
表2
等级
合格井
优质井
不合格井
项目
压裂砂
数量、质量规格符合设计要求
1、由于设备性能状
况差,不能满足施工
设计要求,达不到施
工目的。
2、造成井下或地面
事故者。
大于井筒容积1.2倍
以上
施工要求
一次成功,中途不停泵
排
量
最高排量
按程序进行设计严格按设计施工
平均排量
不低于设计要求10%
(新井、深井不低于
20%)
达到设计要求
(新井、深井不低于
10%)
含砂比(%)
不低于设计要求2%
达到设计要求
压裂效果
达到区块规定指标
达到设计要求
资料全准率
100%
施工原则
不损坏套管,安全施工
顶替量
为井筒容积的1.1倍
等于井筒容积
5.26挤油
5.26.1按设计要求进行施工。
5.26.2挤后必须增产,有效期在一个月以上。
5.27酸化
5.27.1按设计要求进行施工。
5.27.2酸液浓度保持在10~15%。
5.27.3处理半径大于1m。
套管或油管要有有效保护措施。
5.27.4酸化反应后要立即进行安全排污。
5.27.5油水井增产增注量大于措施前10%。
5.28堵水
5.28.1化学堵水
5.28.1.1采用选择性堵水时,对非目的层必须采取保护措施。
5.28.1.2采用非选择性堵水,其堵水压力不能超过任何一层的地层破裂压力。
5.28.1.3选择性堵水,堵水原油量上升20%,含水下降,有效期在两个月以上。
5.28.2机械堵水
5.28.2.1隔水管柱和封隔器严密不漏。
5.28.2.2隔水后同样工作制度下,含水下降15%以上,液量减少不超过10%。
6检查与验收
6.1检查原则:
井下作业要做到“轻压快干,优质安全,一次成功”。
6.2工序不符合质量标准,质检员有权停止施工,责令返工。
6.3压井液密度,粘度进行现场监测,低能井要用清水或低密度,低固相压井液,不得污染油层。
6.4注水井和含水80%以上的油井,尽量不用泥浆压井,需要排液时按5.1条进行,严禁用闸门控制排液。
6.5重点工序施工(压井、下机具、试压等),井队技术员要到现场,队长把好完井收尾关,厂质检人员到现场随时抽查。
6.6每道工序由班组质检员验收,填写好工序质量跟踪卡片;完井质量由井队技术员验收。
工序合格率100%。
6.7完井总结一式四份(附地质、施工措施、工序质量卡、泵修检验卡)由技术员编写,完井三天后交大队地质组。
6.8月完井数经厂主管科室认可后上报。
于次月五日召开厂质量评定会,发布综合性质量公报。
6.9厂质检员签发完井质量合格证,作为财务结算依据。
6.10修井大队“季”,修井队“月”进行质量回访。
附加说明:
本标准由新疆石油管理局标准化委员会提出。
本标准由新疆石油管理局采油采气标准化技术专业组归口
本标准由赵志福、周启武、曾宪煜、潘浩满起草
新疆石油管理局企业标准
Q/XJ0440—91
油(水)井井下作业交接标准
1991—06—01批准 1991—07—01实施
新疆石油管理局 发布
1主题内容与适用范围
本标准规定了油(水)井上修前和完井后,交接井的内容与要求。
本标准适用于新疆石油管理局各修井队,采油队。
2油水井上修前交接内容
2.1交接井口及井场
2.2修井队接到关井上修通知书后,小修井必须在三天内,大修井五天内接井,并详细填写交接书,采、修双方签字后方能施工。
如果修井队未办接井手续施工,修后采油队可以拒绝在交接书上签字。
2.3修井队接井以后,采油队必须把井口压力表等附件卸掉,否则,施工中如有损坏,修井队概不负责。
3油水井上修完井后交接内容
3.1小修队与采油队交接
3.1.1井场平整无油污,井口设备齐全规格化,各密封连接部位严密不漏,保温材料无损坏丢失。
3.1.2工完料尽,无散失油管、抽油杆及各类机具附件。
3.1.3原油不落地,井口外溢出的油、气必须进油池,不得随意排放,如发生井喷,可酌情延长交井时间,将油污清除干净后交井。
3.1.4注水井、自喷井经过维修,井内必须畅通,探井底不堵,投捞测试无阻,完井后四天内交井,反之,由修井队返工,返工不计井次。
确定返工必须在三天内进行。
3.1.5下有配采、配注机具的井,各类配套芯子必须齐全,完井后按措施要求将芯子下入井内或交采油队地质组。
3.1.6检泵井完井后,修井队要当日通知采油队,由采油队组织开井。
同时,修井队要将测试通知单及有关数据交测试队,测试队要在见到数据24h内取资料(示功图、动液图),并将示功图等资料及时报厂生产科,送采油队、修井队各一份。
3.1.7检泵井连续测示功图三天工作正常,井场、设备符合要求,采油队要在完井四天内接井,如超过规定时间,测试队未取资料或采油队未及时开井而造成泵工作异常,由贻误单位承担责任。
3.1.8转抽井完井后,修井队要及时通知厂调度室,由厂调度室安排采油队连井口,三抽车间负责安装抽油机就位。
连井口,就位必须在三天内完成并启抽生产,启抽后连续测示功图三天工作正常,采油队在完井七天内接井;泵工作异常,修井队负责整改。
完井已超过三天尚未完成连井口,就位等工作,修井队可以交井,如抽油机运转后,泵再出现异常,修井队不再承担返工责任;特殊情况出厂主管科室裁决。
3.1.9凡转抽井完井时,修井队必须将活塞座入泵内(不得用卡子卡光杆),盘根盒以上光杆上余20~50cm,(视泵深及机型而定)。
转抽井三抽车间组装悬绳器及配好防冲距。
3.1.10下泵在一个月内发生井下机具掉、脱等现象,采油队要及时向厂主管科室反映,由厂主管科室责成修井队返工,返工不计工时,情节严重则报厂领导给予经济处罚。
(非责任事故另计井次)。
3.1.11测试队如从示功图发现杆、管有掉、脱现象,则重新测试井并进行井下诊断,必要时可由生产科进行现场检查,决定下步措施。
3.1.12各类施工井,已具备交井条件,采油队不得以任何借口拒绝接井,如超过交井期限仍借故不签字,可由厂主管科室裁决。
3.1.13修后生产正常,已经交井再发现异常,由厂主管科室区别情况解决处理。
3.1.14下泵后,原则上不能洗井,如泵工作异常需要洗井,出厂主管科室决定。
3.1.15完井交井时,修井队必须向采油队交完井结构草图一份,如结构图与完井总结或下井结构不符,所造成的损失由修井队负责,并要求及时返工。
3.1.16交、接井时,采油、修井双方要有专人负责,特殊情况可以由其他干部代替,交接井必须在现场进行,并在交接书(见附录A)上签字,交接书一式三份(厂主管科室,修井队,采油队各一份)交井时间以交接书为准。
3.2大修队与采油队交接规定
3.2.1交接条件
3.2.1.1按送修要求,大修作业全部施工完毕。
3.2.1.2大修施工工序质量,地面设施及场地卫生,符合有关规定。
3.2.2交接的内容
3.2.2.1交接井口及井场
3.2.2.2交接施工完井工作总结。
包括井身结构示意图,完井油管(结构)数据。
3.2.3验收方法
3.2.3.1大修队施工完井搬家后三日之内,做好井口及地面交接工作。
3.2.3.2大修队施工完井后三日之内将完井总结交生产技术科批阅,七日内送交送修单位地质(生产)部门。
3.2.4交接验收程序和要求
3.2.4.1井口与井场
a、完修井,具备交井条件后,修井队报告生产技术科,而后通知送修单位并约定交接时间;
b、修后采油树按接井时原样原方向安装齐全,井口螺丝整齐,无刺漏,清洁干净;
c、修后工完料尽,离井口半径15m以内场地平整,无油污;
d、现场交接清楚,双方必须在井口交接书上签字(按项目填写)见附录B,同时大修队交给接井代表一份井内“完井结构示意图”。
3.2.4.1资料总结
a、大修完修井,井队工程技术干部整理好资料,编写施工总结交生产技术科审阅。
复印完毕由生产技术科专人送给送修单位地质(生产)管理部门,双方签认;
b、完井资料总结文字清晰整洁,齐全准确,能反映施工实际情况(过程及成果)。
总结中示意图必须正规合乎比例并加数据说明;
c、总结,包括封面,基本数据,施工内容,完井油管数据(衬管数据)表,完井井身结构示意图和大修完井书。
附录A
(补充件)
油(水)井小修作业交接书内
- 配套讲稿:
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- 特殊限制:
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- 关 键 词:
- QXJ 043991井下作业技术标准 043991 井下 作业 技术标准