版井下作业井控实施细则大港油田.docx
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版井下作业井控实施细则大港油田
Q/SYDG1450-2013
2013-07-01实施
Q/SY
中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司发布
井下作业井控实施细则
2013-06-27发布
中国石油天然气股份有限公司企业标准
Enforcementregulationforwellcontrolofdownholeoperation
目 次
前言II
1范围1
2规范性引用文件1
3术语和定义1
4井控风险识别与管理3
5井控设计5
6井控装备的安装、试压、使用和管理8
7作业过程的井控要求13
8防火、防爆、防硫化氢措施23
9井喷失控的处理24
10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51
前 言
本标准依据GB/T1.1—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。
井下作业井控实施细则
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。
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/T6610含硫化氢油气井井下作业推荐作法
SY/T5964钻井井控装置组合配套安装调试与维护
SY/T5587.9常规修井作业规程第9部分:
换井口装置
SY5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY5727井下作业安全规程
SY/T6137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/T6277含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定
SY/T6203油气井井喷着火抢险作法
Q/SY1241动火作业安全管理规范
术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
含硫油气井Sulfurousoilandgaswell
地层天然气中硫化氢含量大于75mg/m3(50ppm)或井筒内硫化氢含量(紧贴井口闸门出口处测量)大于75mg/m3(50ppm)的井。
高含硫油气井Highsulfurousoilandgaswell
地层天然气中硫化氢含量大于150mg/m3(100ppm)或井筒内硫化氢含量(紧贴井口闸门出口处测量)大于150mg/m3(100ppm)的井。
高压油气井High-pressureoilandgaswell
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35MPa的井。
预探井Preliminaryprospectingwell
目的层段无任何实钻或测试参考资料的探井。
浅层气井Shallowgaswell
垂深1000m以内含气层且与套管内连通的井。
高含气井Highgaswell
目的层预测气液体积比大于400且日产气超过10000m3的井。
高危地区highhazardarea
井口周围500m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500m。
3.8
危险地区hazardarea
井口周围200m范围内有铁路、高速公路;井口周围100m范围内有部分民宅;井口周围75m范围内有高压线及其它永久性设施;井口周围75m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100m;井场位于沿海滩涂且井场边缘距海洋潮汐边缘大于500m,但小于1000m。
3.9
一般地区Generalarea
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
3.10
重点井Importantwell
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Generalwell
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Highriskwell
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Mediumriskwell
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Lowriskwell
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。
井控风险识别与管理
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。
井控风险的管理实行分级负责制
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。
油气建设(生产)单位的主要职责:
a)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。
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。
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。
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。
削减和控制井控风险的措施,包括但不局限于以下方面:
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;
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;
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;
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。
井控设计
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。
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。
地质设计
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;
江河、干渠周围设计井应标明河道、干渠的位置和走向等。
地质设计书中应明确所提供井位是否符合以下条件:
b)油气井井口距离高压线及其它永久性设施不小于75m;
距民宅不小于100m;距铁路、高速公路等不小于200m;
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500m;
井场边缘距江河、湖泊、水库、养殖池、盐卤池边缘不小于100m;
井场未位于江河、湖泊、水库内;
井场边缘距海洋潮汐边缘不小于1000m。
应提供压力数据:
c)作业层钻开时钻井液性能,油、气、水显示及地层漏失情况;
本井和邻井原始地层压力、目前地层压力;
异常低压层、高压层压力情况提示。
注水、注气(汽)区域的注水、注气(汽)压力。
应提供本井或邻井有毒有害气体含量:
d)硫化氢含量;
一氧化碳、二氧化碳含量;
其它有毒有害气体含量。
应提供地层流体性质和产能:
e)产层流体(油、气、水)性质、气油比等;
油、气、水产量(测试产量及无阻流量),注水、注气(汽)量等。
应提供井身结构:
f)各层套管钢级、壁厚、外径、螺纹类型、下入井深;
生产套管分级固井时分级箍的位置、人工井底;
定向井、水平井应提供井眼轨迹数据;
固井情况(水泥返高、套管试压情况、固井质量);
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。
应提供作业层温度
各作业层的温度情况,异常高温提示。
应提供井况:
g)试油、修井、采出或注入油、气(汽)、水情况;
地层互相连通情况;
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);
井下复杂情况或存在的安全隐患。
工程(工艺)设计
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。
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。
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。
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)。
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:
h)油井、水井密度附加值为0.05g/cm3~0.10g/cm3,气井密度附加值为0.07g/cm3~0.15g/cm3。
油井、水井压力附加值为1.5MPa~3.5MPa,气井压力附加值为3.0MPa~5.0MPa。
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。
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。
生产套管控制参数计算及生产套管适应性分析:
i)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;
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。
井控装置的选择
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:
j)压力等级为21MPa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;
压力等级为35MPa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;
压力等级为70MPa时,防喷器可选择附录A图A.2、图A.3或图A.4;
压力等级为105MPa时,防喷器可选择附录A图A.4;
预探井、高压油气井和高含硫油气井必须选用液动防喷器。
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:
k)压力等级为21MPa及以下时,压井管汇及阀组连接形式见图A.5;
压力等级为35MPa及以上时,压井管汇及阀组连接形式见图A.6;
压力等级为35MPa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;
压力等级为70MPa时,节流管汇及阀组连接形式见图A.10;
压力等级为105MPa时,节流管汇及阀组连接形式见图A.11。
高含硫化氢井施工时,应选用抗硫井控装备,具体执行SY/T6610中的规定。
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。
油管柱的选择与强度计算:
l)油管柱材质应具有抗地层流体腐蚀性能;
油管柱结构能满足井控需要;
油管柱强度设计能满足井下作业需要。
应对井控装置现场安装后提出试压要求。
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。
硫化氢含量超过75mg/m3(50ppm)的地层或上部未封固井段存在硫化氢含量高于75mg/m3(50ppm)的地层不应进行带压作业。
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。
施工设计
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:
m)工作液性能、数量;
清水、添加剂和加重材料等的储备数量;
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;
井控装置的现场安装、调试与试压要求等;
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;
内防喷工具规格、型号、数量;
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;
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。
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。
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。
施工过程中如变更设计,执行设计变更程序。
井控装备的安装、试压、使用和管理
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。
现场井控装置的安装
采油(气)树的安装要求:
n)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;
采油(气)树按照各自的安装标准进行安装;
采油(气)井口装置手轮方向一致,在一个垂直平面上;
压裂、酸化等大型施工采油(气)树井口必须要加固。
防喷器的安装要求:
o)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;
防喷器与四通的钢圈槽及钢圈必须干净,均匀涂好润滑脂;
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;
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;
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10mm。
安装环形防喷器的井或套管头3m以上安装防喷器(组)的井要用4根直径不小于16mm的钢丝绳对角绷紧固定防喷器(组);
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。
防喷器控制系统的安装要求:
p)防喷器控制台安装在面对修井动力侧前方,距井口25m以远,距放喷管线或压井管线的距离应大于2m,并在周围留有宽度不小于2m的人行通道,周围10m内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品;
远程控制台储能器压力要达到17.5MPa~21.0MPa、管汇压力达到8.5MPa~10.5MPa;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;
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;
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;
管排架(液控管线)与防喷管线、放喷管线的距离应不少于1m,在车辆跨越处应有过桥保护措施;
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。
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。
压井、节流管汇的安装要求
压井、节流管汇应安装在距井口3m以远,且平正。
闸阀要挂牌编号标识,标明开关状态。
防喷管线的安装要求:
q)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7m时,中间应有地锚、基墩或沙箱固定;
大修、试油作业时,防喷管线平直引出,防喷管线整根长度为3m~7m。
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;
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;
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。
放喷管线的安装要求:
r)至少应有一条放喷管线,其通径不小于50mm。
两条管线走向一致时,应保持大于0.3m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;
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30m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75m以上的安全地带),相距各种设施不小于50m,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;
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;
放喷管线每隔10m~15m、出口(不超过1m)及转弯处(不超过2m)前后用不小于1m的地锚或水泥基墩(长、宽、高分别为0.8m、0.6m、0.8m)加地脚螺栓或重量不低于200kg的砂箱固定;高压油气井使用重量不低于600kg的砂箱或不小于1.5m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20mm,埋深不小于500mm,压板圆弧应与放喷管线一致;
放喷管线进罐时可用长度小于2m的高压软管线连接,但必须固定牢靠;
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;
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。
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50mm,接出距井口30m以远,固定牢固。
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。
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。
分离器的安装要求:
s)分离器距井口的距离不小于15m;
立式分离器应用直径不小于16mm的钢丝绳和直径不小于22mm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;
分离器排气管线通径不小于50mm,出口接至距井口30m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75m以上的安全地带),相距各种设施不小于50m,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;
分离器排污管线应接入废液池或废液罐,并固定牢靠;
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;
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;
安全阀与分离器之间不宜装设截止阀;
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。
井控装置的试压
试压介质及要求:
t)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;
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
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- 井下 作业 实施细则 大港 油田