钻井井控实施细则(共15页).docx
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1、精选优质文档-倾情为你奉上钻井井控实施细则 辽河油田钻井井控实施细则第一章 总 则 第一条 为了深入贯彻中国石油天然气集团公司石油与天然气钻井井控规定,进一步推进辽河油田井控管理科学化、规范化、制度化,有效地预防井喷、杜绝井喷失控事故的发生,特制定本细则。 第二条 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,以及勘探开发、钻井工程、地质设计、工程设计、工程监督、质量安全环保、物质装备和教育培训等部门。各专业和部门必须各司其职、齐抓共管。 第三条 井控工作要树立“以人为本”的理念,坚持“安全第一、预防为主、综合治理”和“井控、环保、联防联治”的原则,严细认真、常抓不懈地做好
2、井控工作,实现钻井作业本质安全。 第四条 辽河油田井控工作的指导方针是“立足做好一次井控,快速准确实施二次井控,杜绝发生井喷失控”。 第五条 本细则适用于辽河油田范围内的石油与天然气钻井(含侧钻井,下同)工程,浅海钻井参照本细则。油田公司有关部门和进入辽河油田作业的工程技术服务企业及所属单位必须认真执行。 第六条 欠平衡钻井作业执行中国石油天然气集团公司关于加强欠平衡钻井井控技术管理的意见、欠平衡钻井技术规范和本细则。 第二章 井控风险识别 第七条 辽河油田地处渤海湾辽河平原,钻井施工地区多为农田、河流水网、苇塘、浅海及自然保护区,征地有一定难度。 油区内地质条件十分复杂,具有多断块、多套含油
3、层系、多储层岩性、多油藏类型、多油品性质等特点。其中稠油、超稠油所占较大比例,部分区块分布浅气层,属中低压油气田。 每年的11月至来年3月气温基本在零度以下,气候较寒冷。 第八条 根据集团公司有关文件要求,结合辽河油田钻井井场环境、油藏类型、油品性质、压力资料和工艺技术,按照不同的井型、井别、施工区域,对钻井工程进行井控风险级别划分。 第九条 按照分级管理的原则,辽河油区井控风险划分为、级: (一)级风险井:预探井、“三高”油气井、滩海人工端岛钻井。 (二)级风险井:详探井、评价井、气井、含浅气层开发井、注水区块调整井、稠油蒸汽驱块调整井。 (三)级风险井:稠油开发井、低压低渗开发井。 第十条
4、 钻井队资质要求: (一)级风险井由具备集团公司甲级资质的钻井队负责实施。(二)级风险井由具备集团公司乙级以上(含乙级)资质的钻井队负责实施。 (三)级风 险井由具备集团公司丙级以上(含丙级)资质的钻井队负责实施。 第十一条 油田公司应提供满足安全要求的井场:油气井井口距高压线及其它永久性设施不小于75;距民宅不小于100;距铁路、高速公路不小于200;距学校、医院、油库、河流、水库、人口密集及高危场所不小于500。高含硫油气井井位应选择在以井口为圆心、500为半径范围内无常住人口和工农业设施的地方。若安全距离不能满足上述规定,由建设方(油田公司所属钻井建设单位,下同)牵头,组织工程技术服务企
5、业及油田公司的技术、管理和安全环保等相关部门进行安全、环境风险评估,按其评估意见处置。 第十二条 井场布置必须满足以下要求: (一)井场布局、进出井场的道路要满足井控装置的安装和井控作业的需要。 (二)井队生活区距井口100以上,高含硫地区500以上。处于井场当地季风的上风或侧上风方向。 (三)在草原、林区、苇场和自然保护区进行钻井施工作业时,井场周围应筑防火墙或隔离带。 (四)发电房距井口20以上;锅炉房处于当地季风的上风方向,距井口30以上;储油罐必须摆放在距井口20以上、距发电房10以上的安全位置。若不能满足上述要求,由工程技术服务企业安全环保和技术管理等部门制定相应防护措施。 第三章
6、井控设计 第十三条 井控设计是钻井工程设计书的重要组成部分。钻井地质设计书和本细则是井控设计的前提和重要依据。 第十四条 地质设计书应包含以下内容: (一)对井场周围500m(高含硫油气井km)范围内的居民住宅、学校、厂矿(如煤矿等采掘矿井坑道的分布、走向、长度和离地表深度等情况)、河流和自然保护区的位置进行细致描述,并明确标注。 (二)全井段预测地层孔隙压力梯度、地层破裂压力梯度,浅气层分布和邻井注采资料(注采井分布、注采层位、分层动态压力等),并提出钻开油气层前应采取相应的停注、泄压或停抽等措施。 (三)本区块地质构造图、断层描述、岩性剖面、矿物(气体)组分、油藏物性等资料。 (四)在可能
7、含硫化氢等有毒有害气体的地区钻井,地质设计应对其层位、埋藏深度及含量进行预测。 第十五条 钻井必须装防喷器,工程设计书应包含以下内容: (一)井控风险级别划分及钻机型号。 (二)满足井控需要的井身结构。 (三)各次开钻防喷器组合、井控装置的配备和试压要求。 (四)钻井液体系、密度和其它性能,加重材料和其它处理剂储备。 (五)钻具内防喷工具和井控检测仪器仪表的配备。 (六)单井有针对性的井控措施。 (七)完井井口装置和交井技术要求。 第十六条 工程设计应根据地质设计所提供的地层压力梯度、地层破裂压力梯度、岩性剖面、油气层保护和环境保护的需要,设计合理的井身结构,并满足如下井控要求: (一)同一裸
8、眼井段原则上不应有两个压力梯度差值超过0.3MPa/100m的油气水层。 (二)级风险井井身结构应充分考虑不可预见因素,宜留有一层备用套管。 (三)表层套管应满足封堵浅层流砂、保护浅层水资源、防漏和承受关井时破裂压力的需要。技术套管要考虑下部钻井最高钻井液密度和溢流关井时井口安全关井余量。 (四)“三高”油气井、含有毒有害气体井的油层套管和技术套管,其材质和螺纹应符合相应的技术要求,固井水泥必须返至油气层或含有毒有害气体的地层顶部以上300m。 (五)在地下矿产采掘区钻井,井筒与采掘坑道、矿井坑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。 第十七条 工程设计应根据地质
9、设计所提供的地层压力梯度、油藏物性和矿物组份等资料确定合理的钻井液体系和性能,应遵循有利于井下安全、发现和保护油气层、提高机械钻速和经济的原则。 钻井液密度的确定在考虑地应力和地层破裂压力的情况下,应以裸眼井段预测最高地层压力当量钻井液密度为基准,再增加一个附加值: (一)油井、水井0.050.10gcm或增加井底压差1.53.5MPa。 (二)气井0.070.15 gcm或增加井底压差3.05.0MPa。 井深3000m按当量钻井液密度附加值进行选择;井深3000m宜按井底压差附加值进行选择。 第十八条 钻井液密度确定还应结合地层坍塌压力以保持井壁稳定,综合考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层
10、的埋藏深度、井控装置配套情况以及硫化氢等有毒有害气体的含量。 探井应采用地层压力监(检)测技术为钻井液密度的调整提供指导。 第十九条 工程设计应明确探井在钻开套管鞋以下第一个砂层35m进行破裂压力试验;对于套管鞋以下钻进50m未遇砂层或潜山地层应进行地层承压试验。 承压值相当于本次开钻裸眼井段设计最高钻井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋处所产生的压力。破裂压力试验和承压试验压力值均不应超过套管最小抗内压强度的80%和防喷器额定工作压力两者的最小值。 第二十条 防喷器压力等级的选用原则上应与裸眼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
11、等因素,并根据不同的井下情况确定各次开钻防喷器的尺寸系列和组合型式。辽河油区井控装置组合型式选择如下: (一)防喷器组合 1.防喷器压力等级为14 MPa组合见图1图5。 2.防喷器压力等级为21MPa、35MPa组合见图4图9。 3.防喷器压力等级为70MPa、105MPa组合见图10图13。 环形防喷器可比照闸板防喷器低一个压力等级;双闸板防喷器上为全封、下为半封。 (二)节流管汇和压井管汇: 1.节流管汇压力等级为14 MPa见图14。 2.节流管汇压力等级为21 MPa见图15。 3.节流管汇压力等级为35 MPa见图15、图16。 4.节流管汇压力等级为70 MPa见图16、图17。
12、 5.节流管汇压力等级为105MPa见图17。 6.压井管汇压力等级为14 MPa、21MPa见图18。 7.压井管汇压力等级为35 MPa见图18、图19。 8.压井管汇压力等级为70 MPa、105MPa见图19。 第二十一条 套管头、节流管汇和压井管汇压力等级应与防喷器最高压力等级相匹配。级风险井应安装液气分离器,气油比2000的井应配置除气器。预探井、“三高井”应配备剪切闸板防喷器。 现场施工中,在满足工程设计防喷器组合及压力等级要求的前提下,可选用通径不小于本次开钻套管尺寸的防喷器型号。 第二十二条 钻井工程设计书应明确钻开油气层前加重材料储备量:级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密
13、度提高0.2g/cm(不少于30t);级风险井能将1.5倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm(不少于20t);级风险能将1.0倍井筒容积钻井液密度提高0.10g/cm(不少于10t)。高密度钻井液的储备由钻开油气层检查验收会确定。 第二十三条 工程设计依据地质设计提供的压力、地层流体性质和注采参数等资料,结合建设方要求,按照SY/T5127井口装置和采油树规范标准明确选择完井井口装置的型号、压力等级、尺寸系列和交井技术要求。 第四章 井控装置安装、试压和管理 第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通(特殊四通)、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等
14、。 第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法的规定。 第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定: (一)井控装置的配备必须符合设计要求;用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。 (二)防喷器安装: 1.防溢管内径不小于井口内层套管通径,管内不应有直台肩。 2.现场安装完毕后,天车、转盘、井口三者的中心应在同 一铅垂线上,偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。 (三)具有手动锁紧机构的闸板防喷器(剪切闸板除外)应装齐手动操作杆,靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30,并在醒
15、目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m,应安装高度适合的操作台。 第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求: (一)远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内,距放喷管线或压井管线应有2m以上距离,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、易爆或腐蚀物品。 (二)液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上,车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。 (三)全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状
16、态一致,环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。 (四)全封闸板控制手柄应装罩保护,剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。 (五)远程控制台应与司钻控制台气源分开连接,严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.650.8MPa。 (六)电源应从配电箱总开关处直接引出,并用单独的开关控制。 (七)待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力70.7MPa。储能器压力保持在18.521MPa。环形、管汇压力10.5MPa。 (八)级风险井应同时配备电动泵和气动泵,配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。 (九)司钻控制台上不安装剪切闸板
17、控制阀。 第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求: (一)节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上,高度适宜。 (二)在未配备节流管汇控制箱情况下,必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。 (三)防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线,不允许现场焊接。 (四)放喷管线安装标准: 1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。 2.放喷管线应接至井场边缘,正面不能有障碍物。级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚,级、级风险井主放喷管线接至排污池。 3.放喷管线通径
18、不小于78mm( 井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm,下同),出口处必须是钻杆接头,并有螺纹保护措施。 4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120的铸(锻)钢弯头。确因地面条件限制,可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90弯头。 5.放喷管线每隔1015m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠;放喷管线出口悬空长度不大于1.0m;若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍,应架设金属过桥支撑。 6. 水泥基墩长宽深为0.8m0.8m1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm,预埋长度不小于0.5m。 (五)防喷管线拐弯处可使用与防喷器压
19、力级别(70Mpa以上级别防喷器除外)一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管;节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠,两端须加装安全链。 (六)防喷器四通两侧应各装两个闸阀,紧靠四通的闸阀应处于常闭状态(备用闸阀常开),外侧闸阀应处于常开状态,其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。 (七)井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127井口装置和采油树规范中的相应规定。 (八)井控管汇应采取防堵、防冻措施,保证畅通和功能正常。 第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、
20、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求: (一)钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。 (二)方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀(处于开位)。级风险井、气油比2000的井应安装上旋塞阀,并配备浮阀或钻具止回阀。 (三)准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根(母接头处配有处于开位的旋塞阀),在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。 第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求: (一)应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。 (二)级风险井必须配备灌泥浆计量装置,并执行起下钻工作单制度。 (三)按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管
21、线采用法兰连接,排气管线(管径不小于排气口直径)接出距井口50m以远,出口处于当地季风下风方向,并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上,排气管线接出井场边缘。 第三十一条 井控装置的试压: (一)井控车间用清水试压:环形防喷器(封钻 杆)、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力;节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min,允许压降0.7 MPa,密封部位无可见渗漏。 闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验,其试压值1.42.1 MPa,稳压时间不少于3min,允许压降0.07 MPa,密封部位
22、无可见渗漏。 上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。 (二)现场安装好试压:在不超过套管抗内压强度80%的前提下,环形防喷器(封钻杆)试压到额定工作压力的70%;闸板防喷器(剪切闸板除外)、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力;放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。 按以上原则确定的试压值大于30 MPa时,井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值(不小于30MPa)。 上述压力试验稳压时间均不少于10min,允许压降0.7 MPa,密封部位无可见渗漏。 (三)后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力(不小于14 MPa)。 (四)每间隔60天对井控装置
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