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西北油田分公司井控实施细则 第1部分

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西北 油田 分公司 实施细则 部分
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ICS13.100 E 09 Q中国石油化工股份有限公司西北油田分公司企业标准Q/SHXB 0038.1—2008西北油田分公司井控实施细则 第 1 部分: 钻井 测井 测试 完井 2008-03-25 发布 2008-03-25 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 0038.1—2008 目 次 前言............................................................................. III 引 言........................................................................... IV 1 范围............................................................................. 1 2 规范性引用文件........................................................ ........... 1 3 井控设计........................................................... .............. 1 4 井控装置的安装、试压、使用和管理 ................................................. 5 5 钻开油气层前的准备和检查验收 .................................................... 10 6 油气层钻进过程中的井控作业 ...................................................... 11 7 溢流的处理和压井作业 ............................................................ 12 8 防火、防爆、防硫化氢措施 ........................................................ 13 9 井喷失控现场措施 ................................................................ 14 10 井控技术培训、考核 ............................................................. 15 11 配合作业期间的井控工作 ......................................................... 16 12 井控工作管理制度 ............................................................... 20 附录 A (规范性附录) 井口装置组合图.............................................. 23 附录 B (资料性附录) 关井操作程序 ................................................ 34 B.1 钻进中发生溢流时: ............................................................ 34 B.2 起下钻杆中发生溢流时: ........................................................ 34 B.3 起下钻铤中发生溢流时: ........................................................ 34 B.4 空井发生溢流时: .............................................................. 34 附录 C (资料性附录) 顶驱钻机关井操作程序 ........................................ 35 C.1 钻进中发生溢流时: ............................................................ 35 C.2 起下钻杆中发生溢流时: ........................................................ 35 C.3 起下钻铤中发生溢流时: ........................................................ 35 C.4 空井发生溢流时: .............................................................. 35 附录 D (规范性附录) 防喷演习、防硫化氢演习记录格式 .............................. 36 附录 E (规范性附录) 井控装置送检表格式 .......................................... 38 附录 F (规范性附录) 坐岗记录表格式 .............................................. 39 附录 G (规范性附录) 井控设备检查表格式 .......................................... 40 附录 H (规范性附录) 防硫设备器具检查表格式 ...................................... 42 附录 I (规范性附录) 冬季施工安全检查表格式 ....................................... 43 附录 J (资料性附录) 硫化氢防护 .................................................. 46 J.1 硫化氢的性质与危害 ............................................................ 46 I Q/SHXB 0038.1—2008 J.2 硫化氢监测 .......................................................... .......... 46 J.3 呼吸保护设备 ......................................................... ......... 47 J.4 警示标志 ........................................................... ........... 48 J.5 应急管理 ........................................................... ........... 48 附录 K (资料性附录) 硫化氢的物理特性和对生理的影响 .............................. 51 K.1 物理数据........................................................... ........... 51 K.2 暴露极限........................................................... ........... 51 K.3 生理影响........................................................... ........... 51 K.4 呼吸保护........................................................... ........... 52 II Q/SHXB 0038.1—2008 前 言 根据西北油田分公司《关于修订油田分公司井控实施细则的通知》要求,重新编制了 Q/S HXB 0038-2008《西北油田分公司井控实施细则》。该标准分为两个部分: ──第 1 部分:钻井 测井 试油 完井; ──第 2 部分:试油 采油 试井 修井。 本部分为 Q/SHXB 0038-2008 的第 1 部分。 本部分对2005 年 3 月颁发的《西北油田分公司油气田钻井井控实施细则》(试行)版本进行了重新修订,修订后的细则涵盖了石 油天然气勘探、开发过程中钻井、测井、测试、完井作业过程中的井控施工细节。章节包括井控设计、井控装置、钻开油气层前的准备和检查验收、油气层钻进过程中的井控作业、溢流的处理和压井作业、防火防爆防硫化氢措施、井喷失控现场措施、井控技术培训、配合作业井控工作及井控工作管理制度等方面的内容。 本标准自发 布实施之日起同时替代 2005 年 3 月颁发的《西北油田分公司油气田钻井井控实施细则》(试行)版本。其它规定与本标准有抵触的,以本标准为准。本标准未涉及到的内容,请参照相关有效标准。 本标准附录 A、附录 B、附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G、附录 H、附录 I、附录 J、附录 K 是(规范性)附录。 本标准由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司工程技术处提出。 本标准由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程专业标准委员会归口。 本标准解由中国石油化工股份有限公司西北油田分公司质量安全环保处会同工程技术处负责解释。 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工程技术研究院 本标准主要起草人:罗发强 李玉民 赵志国 周 伟 候子旭 郭 旗 李国玺 刘 琼 本标准所替代标准的历次版本发布情况为:2005 年 3 月颁发的《西北油田分公司油气田钻井井控实施细则》(试行)版本。 III Q/SHXB 0038.1—2008 引 言 为了深入贯彻《中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定》和行业标准,认真落实“安全第一,预防为主、综合治理”的方针和“以人为本”的理念,进一步推进西北油田分公司井控工作科学化、规范化,不断强化油气勘探、开发全过程的井控安全管理,严防井喷失控、硫化氢等有毒气体泄漏事故,保障人民生命财产安全,保护环境,维护社会稳定,为发现、保护和利用开发油气资源提供更充分的保障、更有利的条件,修订编制了《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及乙方施工队伍。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队伍应严格执行本细则。 IV Q/SHXB 0038.1—2008 西北油田分公司井控实施细则 第 1 部分: 钻井 测井 测试 完井 1 范围 本细则规定了油、气田钻井、测井、测试、完井井控工作的技术管理、实施及培训原则。 本细则适用于中国石油化工股份有限公司西北油田分公司所属油气田勘探、开发钻井、测井、测试、完井作业中的油气井压力控制技术。 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。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 SY/T6426-2005 钻井井控技术规程 SY/T 5087-2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法 SY/T5964-2006 钻井井控装置组合配套安装调试与维护 SY/T 6137—2005 含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐作法 SY/T6616-2005含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范 SY/T6277-2005 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY/T 5225—2005 石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程 SY 5430-92 地层破裂压力测定套管鞋试漏法 SY/T6543.1-2003 欠平衡钻井技术规范 第1部分:设计方法 SY/T5053.2-2001 地面防喷器及控制装置 控制装置 SY/T 5323-2004 节流和压井系统规范 SY/T 5127-2002 井口装置和采油树规范 SY/T 5525-92 旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀 SY/T 5215-2005 钻具止回阀 SY 5974-93 石油钻井队安全生产检查规定 SY/T 5858—2004石油工业动火作业安全规程 SY 5742-1995 石油与天然气井井控安全技术考核管理规则 Q/SHXB0006—2004 钻井作业开工验收标准 Q/SHS0003-2002 天然气井工程安全技术规范 3 井控设计 井控设计是钻井地质和钻井工程设计的重要组成部分,地质、工程设计部门应严格按照本细则进行设计。钻井生产应先设计后施工,坚持无设计不能施工的原则。当需要更改设计时,应按设计审批程序经批准后实施。 1 Q/SHXB 0038.1—2008 3.1 钻井地质设计 3.1.1 地质设计书中应明确油气井井口距高压线及其它永久性设施应不小于 75m;距民宅应不小于 100m;距铁路、高速公路应不小于 200m;距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所应不小于 500m;距河流、水库堤坝应不小于 1200m。 3.1.2 地质设计前应对高压天然气井、新区预探井和含硫化氢气井拟定井位周围 5Km、探评井井场 3Km 和开发井井场周围 2Km 范围内的居民住宅、学校、厂矿(包括开采地下资源的矿业单位)进行勘查和调查,并在地质设计中标注说明。特别需标注清楚,如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度。 3.1.3 地质设计书中应根据物探资料及本构造邻近井和邻构造的钻探情况,提供本井全井段地层孔隙压力和地层破裂压力剖面(裂缝性碳酸盐岩地层可不作地层破裂压力曲线,但应提供邻近已钻井地层承压检验资料)、浅气层资料、油气水显示和复杂情况。 3.1.4 对不遵循压实效应的碳酸盐岩裂缝性油气藏,应利用各种作业所获得直接或间接地层压力的数据进行数理统计分析,划分出不同地层压力区带,与邻井可比地层压力进行分析对比,提供地层压力预测值。 3.1.5 在已开发调整地质设计中应提供注水井分布及注水情况,提供分层动态压力数据。开钻前应采取相应的停注、泄压和停抽等措施,直到相应层位套管固井候凝完为止。 3.1.6 在可能含有硫化氢等有毒气体的井,地质设计应注明其层位、埋藏深度和预计硫化氢含量。 3.2 钻进工程设计 3.2.1 钻前工程及合理的井场布局应满足井控要求。井场布局、放喷池方向及距离应满足放喷管线的安装需要,放喷管线应接到放喷池;一般不允许道路从后场进入;含硫化氢地区井的井场布局应考虑硫化氢防护需要。在草原、苇塘和林区钻井时,应采取有效的防火隔离措施。 3.2.2 钻井工程设计应根据地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面及保护油气层的需要,设计合理的井身结构和套管程序,套管与套管下深应满足井控要求: a)探井、超深井、复杂井的井身结构应充分估计不可预测因素,留有一层备用套管; b)在井身结构设计中,原则上在油气层顶部下一层技术套管,同一裸眼井段不应有两个以上压力梯度相差大的油气水层; c)在地下矿产采掘区钻井,井筒与采掘坑道、矿井通道之间的距离不少于100m,套管下深应封住开采层并超过开采段100m; d)套管下深应考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时的井口安全关井余量; e)在含硫化氢、二氧化碳等有害气体和高压气井的油层套管、有害气体含量较高的复杂井技术套管,其材质和螺纹应符合相应的技术要求。 3.2.3 根据地质提供的资料,近平衡压力钻井中,钻井液密度设计以各裸眼井段中最高地层孔隙压力当量钻井液密度为基准,并增加一个安全附加值来确定钻井液的密度。附加值应按下列方法确定: a)油、水井为0.05g/cm3~0.10g/cm3或控制井底压差1.5MPa~3.5MPa; b)气井为0.07g/cm3~0.15g/cm3或控制井底压差3.0MPa~5.0MPa; c)具体选择附加值时,应根据实际情况考虑下列影响因素: ──隙压力预测精度; 2 Q/SHXB 0038.1—2008 ──油层、气层、水层的埋藏深度; ──地层油气水中硫化氢的含量; ──地应力和地层破裂压力; ──井控装备配套情况。 含硫化氢等有毒气体的油气层钻井液密度设计,其安全附加值应取上限。 d)碳酸盐岩溶蚀孔洞、裂缝性油气藏,以平衡地层压力、保证井筒安全的原则来确定钻井液密度。 3.2.4 固井设计中应考虑水泥浆失重、气窜及地层流体侵入对井控的影响。 3.2.5 每层套管固井开钻后,按 SY 5430-92《地层破裂压力测定套管鞋试漏法》测定套管鞋下第一个 3m~5m 厚易漏层的破裂压力。当压力达到井口承压设备中的最小额定工作压力或套管最小抗内压强度的 80%时仍未压破,应停止试验。 3.2.6 钻井工程设计中应明确低泵冲试验要求。 3.2.7 防喷器压力等级应与相应井段中的最高地层压力相匹配,同时综合考虑套管最小抗内压强度的 80%、套管鞋破裂压力、地层流体性质等因素,并根据不同的井下情况选用各次开钻防喷器的尺寸系列和组合形式: (注:开发井根据邻井最高关井压力选择,探评井按预测地层压力考虑气、液柱压力选择) a)防喷器公称通径与套管公称直径的组合应符合表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 MPa 14 21 35 70 105 井控装置公称通径 mm(in) 套管外径 mm(in) 180(7 1/16) 114.3(4 1/2)~177.8(7) 230(9) 193.7(7 5/8)~219.1(8 3/4) 219.1(8 3/4) 280(11) 219.1(8 3/4)~244.5(9 5/8) 244.5(9 5/8) 273.1(10 3/4) 346(13 5/8) 298.4(11 3/4)~339.7(13 3/8) 298.4(11 3/4) 426(16 3/4) 406.4(16) 476(18 3/4) — 473.1(18 5/8) 528(20 3/4) — 508.0(20) — 540(21 1/4) 580.0(22 7/8) — b)防喷器组合形式如下: 1)压力等级为 14MPa 时,其防喷器组合有三种形式供选择,见附录 A 图 A.1~图 A.3; 2)选用压力等级为 21MPa 和 35MPa 时,其防喷器组合有两种形式供选择,见附录 A 图A.4~图 A.5; 3)选用压力等级为 70MPa 和 105MPa 时,其防喷器组合有三种形式供选择,见附录 A 图A.6~图 A.8; 3.2.8 防喷管汇的连接形式: a)采用双钻井四通的防喷器管汇包括: 3 Q/SHXB 0038.1—2008 1)1 号、4 号、5 号、8 号闸阀接出井架底座以外的防喷管汇包括 1 号~8 号闸阀及其闸阀间相连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件,双钻井四通井口井控管汇示意图如附录 A 图A.9; 2)1 号、4 号、5 号、8 号闸阀接在井架底座以内的防喷管汇包括 1 号~8 号闸阀及与节流管汇、压井管汇相连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件,双钻井四通井口井控管汇示意图如附录 A 图 A.10。 b)采用单钻井四通的防喷器管汇包括: 1)1 号、4 号闸阀接出井架底座以外的防喷管汇包括 1 号~4 号闸阀及其闸阀间相连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件,单钻井四通井口井控管汇示意图如附录 A 图 A.11; 2)1 号、4 号闸阀接在井架底座以内的防喷管汇包括 1 号~4 号闸阀及与节流管汇、压井管汇相连的管线、螺栓、密封垫环和法兰等零部件,单钻井四通井口井控管汇示意图如附录 A 图A.12。 3.2.9 节流管汇的压力等级和组合形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配: a)压力等级为 14MPa 时,节流管汇见附录 A 图 A.13; b)压力等级为 21MPa 时,节流管汇见附录 A 图 A.14; c)压力等级为 35MPa 和 70MPa 时,节流管汇见附录 A 图 A.15; d)压力等级为 105MPa 时,节流管汇见附录 A 图 A.16。 3.2.10 压井管汇的压力等级和连接形式应与全井防喷器最高压力等级相匹配,其基本形式见附录A 图 A.17、图 A.18。 3.2.11 绘制各次开钻井口装置及井控管汇示意图,提出相应安装、试压要求。 3.2.12 含硫化氢油气井的井口装置及井控管汇应符合 SY/T 5087-2005《含硫化氢 油气井安全钻井推荐作法》和 SY/T6616-2005《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》中的相应规定。 3.2.13 在硫化氢环境中使用的井控装置,金属材料应具有抗应力开裂的性能,符合 NACE MR0175的规定,并通过相关检验部门检验;非金属材料,应能承受指定的压力、温度和硫化氢环境,具有在硫化氢环境中满足使用而不失效的性能,并通过相关检验部门的检验。 3.2.14 含硫化氢环境中使用的井控装置需要更换的零部件,其材料牌号、力学性能及抗硫化氢性能应与原零部件的性能一致或更高。 3.2.15 含硫化氢油气井、高压高产油气井、区域探井的钻井作业中,条件许可时,考虑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。 3.2.16 钻井设计中应明确钻开油气层前加重材料和加重钻井液的储备量,以及油气井压力控制的主要技术措施。预探井在安装防喷器之后储备加重材料和加重钻井液,评价井和开发井在钻开油气层验收前 7 天储备加重材料和加重钻井液。 a)距西北油田分公司泥浆站或器材库 200 公里以内: 1) 预探井、 探评井和高压气井储备比井浆密度高0.15g/cm3~0.20g/cm3的加重钻井液100m3以上,加重材料 100 吨以上; 2)开发井储备加重材料 60 吨以上; 3)钻井液密度 1.80g/cm3以上,应增加加重钻井液和加重材料的储备,并配套使用自动加重装置。 4 Q/SHXB 0038.1—2008 b)距西北油田分公司泥浆站或器材库 200 公里以外: 1) 按井筒容积的 1.5~2.0 倍储备加重钻井液和加重材料, 加重钻井液密度比井浆高 0.15 g/cm3~0.20g/cm3,并配套使用自动加重装置。 2)储备的钻井液应经常循环、维护。 3)泥浆站 1.30g/cm3以上的加重钻井液储备量应不少于 800m3,1.60g/cm3以上的加重钻井液储备量应不少于 400m3;器材供应中心加重材料储备量应不少于 2000 吨。 3.2.17 在可能含硫化氢的地区,根据地质设计中预测的层位、埋藏深度、压力及其含量,钻井工程设计应明确油气井压力控制的安全技术措施。 含硫化氢油气井应急撤离措施参见 SY/T 5087-2005《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》有 关规定。 3.2.18 钻具内防喷工具、井控监测仪器、仪表、钻具旁通阀及钻井液处理装置和灌注装置,应根据油气田的特点及西北油田分公司 Q/SHXB0006 --2004《钻井作业开工验收标准》规定具体情况配齐,以满足井控技术的要求。 3.2.19 根据地层流体中硫化氢和二氧化碳含量及完井后最大关井压力值,并考虑采取增产措施和后期注水、修井作业的需要,应按 SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》选用完井井口装置的型号、压力等级和尺寸系列。 钻井工程设计中应明确地层压力随钻检测要求,探井、预探井和资料井在钻井施工过程中应进行地层压力随钻检(监)测。 3.2.20 欠平衡钻井施工设计应符合 SY/T6543.1-2003《欠平衡钻井技术规范 第 1 部分:设计方法》。设计书中应制定确保井口装置安全、防止井喷失控或着火以及防硫化氢等有害气体伤害的安全措施及井控应急预案。含硫化氢的区域不允许进行欠平衡钻井。 4 井控装置的安装、试压、使用和管理 4.1 钻井井口装置的安装 4.1.1 钻井井口装置包括防喷器、防喷器控制系统、四通及套管头等。各次开钻应严格按设计安装井口装置。 4.1.2 防喷器安装、校正和固定应符合 SY/T 5964-2006《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》中的相关规定。 a)防喷器顶部安装防溢管时,用螺栓连接。防溢管宜采用两半组合式。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; b)为了保证防喷器组及四通各闸阀清洁、安全,防溢管处应安装挡泥伞,圆井上应安装防护盖。冬季施工,防喷器装置应采取保温措施,保证开关灵活; c)防喷器组安装完毕后,应校正井口、转盘、天车中心,其偏差不大于 10mm。用 16mm 的钢丝绳和反正螺丝在井架底座的对角线上将防喷器组绷紧固定; d)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,靠手轮端应支撑牢固,手轮应接出井架底座,可搭台便于操作。手动操作杆与防喷器手动锁紧轴中心线的偏斜应不大于 30°,手动操作杆手轮上应挂牌标明开关方向和到底圈数; 5 Q/SHXB 0038.1—2008 e)应针对防喷器设计组合与钻具尺寸配齐相应类型的闸板芯子。使用复合钻具,闸板防喷器数量不能满足各种尺寸配置要求时,则本着长者优先的原则,确定半封闸板尺寸,其它尺寸钻杆应准备防喷单根; f)半封闸板防喷器的安装位置应保证关闭时封闭对应的钻杆本体。一般情况下,半封闸板安装在闸板防喷器组合上部,全封闸板安装在闸板防喷器下部; g)若需要安装剪切闸板时,应安装在半封闸板防喷器之上。 4.1.3 防喷器控制装置包括远程控制台和司钻控制台等,配置的防喷器控制装置应符合SY/T5053.2-2001《地面防喷器及控制装置 控制装置》中的相关规定,防喷器控制系统的控制能力应满足控制对象的数量及开关要求,并且备用一个控制对象。 a)远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于 25m 专用活动房内,距放喷管线或压井管线应有 1m 以上距离,并在周围留有宽度不少于 2m 的人行通道,周围 10m 内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。使用电动钻机时,远程控制台安装在钻台后方,距井口 25m 以远; b)远程控制台应有足够的在停泵、井口无回压时关闭一套全开状态的环形防喷器和闸板防喷器组并打开液动闸阀的液体量,且剩余液压应不小于 1.4MPa; c)管排架与放喷管线的距离应不少于 1m,车辆跨越处应装过桥盖板,不允许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。在液控管线处应设立高压警示标志,井口处使用的液控系统软管具有耐火性能; d)远程控制台总气源应与司钻控制台气源分开连接,并配置气源排水分离器,严禁强行弯曲和压折气管束; e)远程控制台控制全封闸板防喷器控制换向阀应装罩保护,剪切闸板防喷器控制换向阀应安装防止误操作的限位装置; f)远程控制台使用防爆电器,电源应从配电板总开关处直接引出,并用单独的开关控制,气源从气瓶专线供给; g)储能器要始终处于工作压力状态。远程控制台待命状态时,充氮气压力 7MPa±0.7MPa,气源压力 0.65MPa~0.80MPa,储能器压力为 17.5MPa~21MPa,管汇及控制环形防喷器的压力为10.5MPa; h)司钻控制台应安装在钻机司钻操作台附近,并固定牢固,气源应专线供给; j)根据特殊要求,对重点井、含硫油气井、区域探井和环境特殊井可配置防喷器辅助控制台装置。防喷器辅助控制台应安装在平台经理或工程师值班房便于操作处; k)应安装防喷器/钻机刹车联动防提安全装置(钻机防提断装置) 。该装置按钮盒应安装在司钻操作台上,其气路与防碰天车气路并联。 4.1.4 钻井四通的配置及安装应符合 SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》中的相应规定。 4.1.5 套管头的配置及安装应符合 SY/T5964-2006《钻井井控装置组合配套安装调试与维护》中的相应规定。 a)每口井应使用带旁通阀和压力表的套管头; b)含硫化氢油气井应使用防硫套管头,最上一级套管头压力级别选择同 3.2.7 防喷器压力级别选择。选择时应以地层流体中的硫化氢含量为依据,材质应与硫化氢条件相适应; 6 Q/SHXB 0038.1—2008 c)每次安装套管头后,应使用防磨套,防止和减小套管头及套管磨损,定期取出检查,防磨套内径大于套管内径时应更换。 4.2 井控管汇的安装 4.2.1 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。配置的井控管汇应符合 SY/T 5323-2004《节流和压井系统规范》的相关规定,含硫化氢环境所使用的节流压井管汇应有防硫能力。井控管汇所配置的闸阀,应符合 SY/T 5127-2002《井口 装置和采油树规范》的相 关规定。 4.2.2 钻井液回收管线、防喷管线和放喷管线应使用经探伤合格的管材,含硫油气井的防喷管线应采用抗硫的专用管材。防喷管线应采用螺纹与标准法兰连接,不允许在现场焊接。放喷管线与节流、压井管汇的连接采用法兰连接。 4.2.3 钻井液回收管线出口应接至钻井液罐并固定牢靠,转弯处使用角度大于 120°的铸(锻)钢弯头或具有缓冲垫的标准两通,其通径不小于 78mm。 4.2.4 防喷管汇上的液动闸阀,应由防喷控制装置控制。 4.2.5 钻井四通至节流管汇之间的部件通径应不小于 78mm;钻井四通至压井管汇之间部件通径应不小于 52mm。 4.2.6 钻井四通两翼应各有两个闸阀,紧靠钻井四通的手动闸阀应处于常开状态,其余的手动闸阀和液动闸阀应处于常关状态,并编号挂牌,标明开、关状态。 4.2.7 防喷管汇长度若超过 7m 应固定牢固。 冬季作业时,应考虑防喷管汇等所用材料的低温性能,各组合件可通过加热、排放、充填适当的流体等方式防冻。 4.2.8 压井管汇水平安装在井口液动闸阀对称端井架底座外的基础上。若基础坑低于地平面,应排水良好。 4.2.9 节流管汇控制台应安装在节流管汇上方的钻台上,套管压力表及套管压力变送器应安装在节流管汇五通上,立管压力变送器在立管上应垂直于钻台平面安装。泵冲计数器、传感器应按说明书要求安装在泥浆泵上。 4.2.10 压井管汇和节流管汇除安装高压表外,还应安装带有旁通阀开关(处于开位)的 10MPa~16MPa 低量程压力表。 4.2.11 放喷管线安装要求: a)放喷管线至少两条,其通径不小于 78mm,布局要考虑当地风向、居民区、道路、植被、各种设施等情况。 b)放喷管线出口距井口的距离应不小于 75m。含硫油气井放喷管线出口距井口的距离应不小于 100m,距各种设施应不小于 50m。管线尽量平直引出,如因地形限制需要转弯,转弯处应使用角度大于 120°的铸(锻)钢弯头或标准两通。 c)放喷管线不允许活接头连接和在现场进行焊接连接。每隔 10m~15m 及转弯处应采用水泥基墩与地脚螺栓或地锚或预制基墩固定牢靠。放喷管线悬空处要支撑牢固,若跨越 8m 宽以上的河沟、水塘等障碍,应架设金属过桥支撑。 d)放喷管线出口处采用双墩固定,在高压气井或含硫油气井应配备性能可靠的自动点火装置。若两条放喷管线一致时,管线之间应保持大于 0.3m 的距离,管线出口应朝同一方向。 e)水泥基坑的长×宽×深的尺寸应为 0.8m×0.8m×1.0m。遇地表松软时,基础坑体积应大于1.2m3,水泥基墩的预埋地脚螺栓直径不小于 20mm,长度大于 0.5m。 7 Q/SHXB 0038.1—2008 4.3 钻具内防喷工具安装 4.3.1 钻具内防喷工具包括上部和下部方钻杆旋塞,钻具止回阀和防喷钻杆。方钻杆旋塞阀应符合 SY/T 5525-92《旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀》的规定;钻具止回阀应符合 SY/T 5215 -2005《钻具止回阀》的规定。 4.3.2 钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于井口防喷器额定工作压力。 4.3.3 应使用方钻杆旋塞阀,定期检查;钻台上配备与钻具尺寸相符的钻具止回阀,并配有抢装止回阀专用工具。 4.3.4 钻台上准备一根防喷钻杆单根或防喷立柱,以及与入井管柱相匹配的各种接头。 4.3.5 钻具止回阀的安装位置应以最接近钻柱底端为原则,不能安装钻具止回阀时,应制定相应内防喷措施;在钻具中接入的投入式止回阀,其阀座短节尺寸应和所用的钻具一致,投入阀芯应能从短节上部钻具的最小水眼通过。 4.3.6 气井钻进中钻具宜使用旁通阀,应安装在钻铤与钻杆之间;无钻铤的钻具组合,应安装在距钻具止回阀 30m~50m 处;水平井、大斜度井,应安装在井斜 50°~70°井段的钻具中。 4.3.7 钻具内防喷工具应定期检验(检测周期不超过一井次),应有检验部门出具的检验合格证。 4.4 井控监测仪器及钻井液净化、加重和灌注装置 4.4.1 应配备泥浆罐液面监测与报警装置,应能准确显示泥浆罐液量的变化,并应在液量超过预调范围时报警。坐岗用观察泥浆罐液面高度的标尺刻度,宜根据罐结构尺寸换算成立方米体积单位标注,以便快速直读。 4.4.2 含硫化氢等有毒气体的地区钻井应按 SY/T 5087-2005 《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》配齐相应的有毒气体监测仪。 4.4.3 按设计要求配齐钻井液净化装置: a)钻井液液气分离器的选配应满足钻井过程的使用要求; b)钻井液液气分离器安装在节流管汇汇流管出口一侧,与节流管汇用专用管线连接。其钻井液出口管线应接至循环罐上; c)钻井液液气分离器排气管线走向应沿当地季节风的下风方向,液气分离器入口管线使用内径不小于 78mm 的高压管线,并用基墩固定;进出口管线、排气管线应采用法兰连接,转弯处应用预制铸(锻)钢弯头,接出井场 75m 以远,配备性能可靠的点火装置,走向与放喷管线一致;排气管线点火口距离井场工作房应在 50m 以远; d)钻井液除气器应安装在泥浆罐上,设备和管线应固定牢靠,避免吸入或排出钻井液时产生较大的震动。除气器排气管线应接出 15m 以远。 4.4.4 钻井队应保证加重系统装置完好。 4.4.5 钻井液自动灌注系统应有强制性人工灌注保障措施,确保当自动灌注系统失效时,用人工完成钻井液灌注等作业。 4.5 井控装置的试压 4.5.1 井控车间试压:环形防喷器(封闭钻杆,不封空井)、闸板防喷器(含剪切闸板防喷器)、四通、防喷管线、内防喷工具和压井管汇等作 1.4MPa~2.1MPa 的低压试验和额定工作压力试验;节流管汇按各控制元件的额定工作压力分别试压,并作 1.4MPa~2.1MPa 的低压试验。 8 Q/SHXB 0038.1—2008 4.5.2 在钻井现场安装好后,井口装置作 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钻杆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;其后的常规试验压力值应大于地面预计最大关井压力。试压完后检查连接部位螺栓紧固情况。 4.5.3 除防喷器控制系统、各防喷器液缸和液动闸阀应用液压油做 21MPa 控制元件、油路和液缸可靠性试压外,井控装置的密封试压均应用清水(冬季用防冻液体)密封试压, 试压稳压时间 30min,密封部位不允许有渗漏,其压降应不大于 0.5MPa。 4.5.4 放喷管线密封试压应不低于 10MPa,冬季试压后必须立即进行管线吹扫,防止放喷管线冻堵。 4.5.5 钻开油气层前及更换井控装置部件后,应用堵塞器或试压塞按照 4.5.2 中的要求试压。
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本文标题:西北油田分公司井控实施细则 第1部分
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