16版井下作业井控实施细则Word文档下载推荐.docx

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Ⅱ类其他Ⅲ类Ⅰ类Ⅱ类其它1.气井作业；

2.恢复试油井；

3.电缆射孔的补层油井；

4.采气区和稀油区评价井、控制井首次作业。

作业时井口不具备安装防喷器条件的井。

注：

1.油气层性质应以试油结果，确定风险分级。

　　2.多个风险级并存时，按照就高不就低的原则进行风险评级。

　　　　第七条管理要求施工队伍　　Ⅰ类井具有乙级及以上资质的队伍施工，其中H2S含量大于100ppm的井具有甲级资质的队伍施工。

　　Ⅱ类、Ⅲ类井，取得资质的队伍施工。

三项设计　　地质设计、工程设计和施工设计的管理，执行《新疆油田公司井下作业设计管理规定》。

　　监督管理　　现场监督管理执行《新疆油田公司井下作业监督管理规定》。

　　第三章井控设计　　第八条地质设计应有相应的井控内容，工程设计、施工设计中必须有井控设计。

　　第九条地质设计中的井控内容　　井身结构、固井情况、油套管情况　　1．各层套管钢级、壁厚、外径、下入井深、油层套管抗内压强度以及套管串结构等。

　　2．人工井底、水泥返高、固井质量等。

　　3．目前井下管柱结构、钢级、壁厚、外径和下入井深等。

4．定向井、水平井应提供井眼轨迹数据。

　　　　压力数据　　1．本井目前地层压力或本区块地层压力、本井产层油、气、水情况、气液比。

　　2．本区块注水、气井地层压力，必要时提供邻井目前地层压力。

　　3．邻井地层注采情况，稠油井汽窜干扰情况。

　　4．大修井作业时，应提供作业层钻井液性能，油、气、水显示及地层漏失情况。

　　本井或邻井有毒有害气体含量　　提供硫化氢含量、一氧化碳有毒有害气体含量。

Ⅰ类井提示上修前1个月之内的检测结果，Ⅱ、Ⅲ类井提示上修前3个月之内的检测结果。

　　井场及周边环境　　1．井场：

以井口为中心，小修30m×

30m范围内，大修60m×

60m范围内，要提示清楚矿道和地下管线、电缆的分布、走向；

河道和干渠的位置与走向；

文字描述不清楚的可图示。

　　2．周边环境：

井口周围40m内有6KV及以上高压线及变电站，联合站等情况；

井口周围75m内有民宅、铁路、高速公路、国防设施等情况；

气井、自喷井井口周围100m内有河流、水库等易受污染的水资源区情况；

气井、自喷井井口周围300m内有居民区、学校、医院、工厂等人员集聚场所或油库、炸药库等设　　　　施情况。

　　根据提供的地层压力和流体性质，预测本井最高关井井口压力。

　　确定风险级别。

第十条工程设计中的井控内容　　历次修井套管异常情况，前次作业过程中修井液类型、密度、用量、压井方式，是否发生过溢流或井喷及施工作业的异常情况。

　　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资料，再加上一个附加值，附加值可选用下列方法之一确定：

　　1．油水井为～/cm3或增加井底压差～。

　　2．气井为～/cm3或增加井底压差～。

3．煤层气井密度附加值为/cm3?

/cm3。

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、前次修井液密度、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。

　　根据地质设计的作业层数及地层压力，明确工作液的类型、密度、性能、备用量及压井要求，必要时提出加重材料及处理剂的储备要求。

含水大于或等于90%的井，可不设计压井工序。

　　　　　　井控装置的选择：

防喷器、节流管汇、压井管汇、内防喷工具的额定工作压力应不小于预测最高关井井口压力，应明确井控装置的压力等级、通径、控制方式、组合形式。

　　井控装置现场安装试压要求。

　　重点工序的井控要求和技术措施。

H2S含量超过75mg/m3（50ppm）的地层或上部未封同井段存在H2S含量高于75mg/m3的地层不应进行带压起下钻作业。

　　依据地质设计中提供的井场周围一定范围内的环境、人居情况及硫化氢等有毒有害气体的含量，制定相应的防范措施。

　　地层与井筒未连通时，作业可不安装防喷器和井控管汇。

　　第十一条施工设计中的井控内容　　依据地质设计和工程设计编制施工设计，施工设计应包括以下内容：

　　1．工作液性能、数量。

　　2．清水、添加剂和加重材料等储备数量。

　　3．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。

　　4．井控装置的现场安装、调试与试压要求等。

5．内防喷工具规格、型号、数量。

　　6．起下管柱、旋转、起下大直径工具、绳索、连续油管、带压等作业时，应有具　　　　体的井控安全措施。

　　7．环境保护、防火和防硫化氢等有毒有害气体的防护措施，以及硫化氢防护用具及检测仪器的配备要求等。

　　气井、钻磨铣作业及造负压作业井，要有保护生产套管的具体要求和措施。

　　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防范控制措施。

　　第四章井控装置　　第十二条井下作业井控装置包括防喷器、防喷器控制装置、射孔防喷装置、内防喷工具、防喷管、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。

　　有抗硫要求的井控装置材质选用，应符合行业标准SY/T6610《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的相关规定。

　　第十三条防喷器压力等级选用，应不小于预测最高关井井口压力、油层套管抗内压强度、套管四通额定工作压力三者中的最小值。

　　第十四条井控装置的配套　　防喷器与井控管汇的配套原则　　节流、压井管汇的压力等级应与防喷器的压力等级相匹配。

井控装置组合形式1．小修作业　　　　气井安装液动防喷器。

井控装置组合形式如图1所示，且应安装液气分离器及点火设施。

　　　　图1气井井控装置组合示意图　　图1中液动防喷器可为单闸板或双闸板防喷器，其中双闸板防喷器全封在上，半封在下。

　　其它Ⅰ类风险井井控装置组合形式如图2所示：

　　图2小修Ⅰ类风险井井控装置组合示意图　　图2中防喷器可为单闸板、双闸板及三翼防喷器，其中双闸　　　　板防喷器全封在上、半封在下。

　　图1、图2中的1#、2#闸阀是作业队安装的平板阀。

现场压井管线不具备安装条件的可不连接，但现场应备有能压井的管线。

　　Ⅱ类风险井井控装置组合形式如图3图4所示：

　　　　图3小修Ⅱ类风险井井控装置组合示意图　　　　图4小修Ⅱ类风险井不安装放喷管线井控装置组合示意图　　图3图4中1#、2#闸阀可使用原采油树四通闸阀，3#闸阀为作业队安装的放喷阀。

　　　　Ⅲ类风险井井控装置组合形式如图5所示：

　　　　图5小修Ⅲ类风险井不安装放喷管线井控装置组合示意图图5中1#、2#闸阀可使用原采油树四通闸阀。

2.大修作业　　Ⅰ类风险井井控装置组合形式如图6所示：

　　　　图6大修Ⅰ类风险井井控装置组合示意图　　图6中防喷器可为双闸板防喷器，其中全封在上，半封在下。

气井应安装液气分离器及点火设施。

　　图6中的节流管汇压力等级及组合形式如图7所示：

　　　　　　　　　　图7节流管汇不同压力等级组合形式　　Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装置组合形式如图8所示：

　　　　Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装置　　　　　　　　　　图8大修Ⅱ、Ⅲ类风险井井控装置组合示意图　　　　图8中防喷器可为单闸板或双闸板防喷器，其中双闸板防喷器全封在上，半封在下。

　　图8中1#闸阀可使用原采油树四通闸阀，2#闸阀为作业队安装放喷阀。

现场压井管线不具备安装条件的可不连接，但现场应备有压井管线。

　　3．井口安装油水接收装置并需引流入井，打开1号或者2号阀作业。

　　简易防喷工具　　对于未安装防喷器的井，现场应具备快速关井条件。

可参照以下简易防喷工具，如图9所示　　图9简易防喷工具　　第十五条井控装置的安装防喷器安装　　1．防喷器应按工程设计的要求，安装在井口套管四通上。

井口套管四通及防喷器的钢圈槽应清理干净，并涂抹润滑脂。

钢圈入槽，上齐螺栓，对角拧紧。

　　2．防喷器安装后，天车、游车、井口三者的中心线应在一条铅垂线上，最大偏差不大于10mm。

　　　　　　3．无钻台作业时，防喷器顶部应加防护板。

　　4．具有手动锁紧机构的液压防喷器应装齐手动操作杆，手动操作杆的中心与锁紧轴之间的夹角不大于30°

，挂牌标明开、关方向及圈数。

　　防喷器控制装置安装　　1．防喷器远程控制台宜安装在季节风上风方向、距井口不少于25m、便于司钻观察的位置，同其他设施的距离不少于2m；

周围10m内不应堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。

　　2．电源应从发电房及配电房内用专线引出并单独设置控制开关。

　　3．管排架与放喷管线的距离应不少于1m，车辆跨越处应有过桥保护措施。

　　4．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。

液压管线与防喷器、液动闸阀接口处应使用90°

?

120°

弯头；

有气动泵的远程控制台，应使用内径不小于16mm的专用气管线。

专用气管线连接气源，气源压力应在?

之间。

　　5．储能器完好，压力在?

6．远程控制台闸板防喷器换向阀转动方向与控制对象开关状态应一致；

环型防喷器和液动放喷闸阀换向阀待命工况为中位。

控制剪切闸板的三位四通阀安装防误操作的限位装置，控制　　　　全封闸板的三位四通阀安装防误操作的防护罩。

　　7．远程控制台使用厂家指定的液压油，控制管线应采用专用硬管线或高压耐火软管，并有高压警示标志。

　　8．远控台总气源应与司钻控制台气源分开连接，配置气源排水分离器，并保持工作压力，气管束不应强行弯曲和压折。

　　井控管汇安装　　井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线、放喷管线等。

1．井控管汇不应现场焊接。

　　2．转弯处应使用夹角不小于90°

的钢质弯头。

Ⅰ类风险井使用锻造高压弯头，Ⅱ、Ⅲ类风险井可使用钢质活动弯头。

　　3．防喷管线、放喷管线安装要求　　放喷管线通径不小于50mm；

两条放喷管线走向一致时，应保持大于的距离。

放喷管线出口宜处于当地季节风的下风向，前方以放喷管线为轴，左右夹角45°

，半径30m扇形区域内，不得有居民区、道路、油罐区、电力线等设施。

　　放喷管线每隔9m?

11m、转弯处前后以内用不低于200kg的砂箱固定牢靠，管线出口处使用双基墩固定，最外端基墩固定点距出口端不超过。

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、螺纹或活动接头连接。

　　放喷管线砂箱压板：

钢质压板，宽度80?

100mm，厚度8　　　　?

10mm；

固定螺栓直径Φ20?

Φ30mm。

　　放喷阀安装在距井口3m～10m，放喷阀处1m以内应固定。

　　　　放喷管线、排气管线长度　　①Ⅰ类大、小修井：

放喷管线接出井口50m以远。

②Ⅱ、Ⅲ类大修井：

可只安装防喷管线+放喷阀，但现场应备30m放喷管线、固定基墩和连接弯头等，确保必要时能快速接出。

　　③Ⅱ类小修井：

含H2S的井，接出井口30m以远；

其它井可只安装防喷管线和放喷闸门，但现场应备放喷管线、固定基墩和连接弯头等，确保必要时能快速接出。

　　④Ⅲ类小修井：

可不安装防喷、放喷管线，但现场应备有相应的闸阀、管线、固定基墩和连接弯头，确保必要时能快速接出。

　　防喷管线使用高压耐火软管时，每隔3m～5m应采用重量不低于200kg的基墩固定，并在连接处用保险绳固定。

　　4．节流管汇应安装修井液回收管线，出口处使用大于120°

的铸钢弯头，并固定牢靠。

转弯处使用角度大于120°

的铸钢弯头或具有缓冲垫的标准两通。

　　分离器安装　　1．分离器摆放在距井口11～18m。

　　　　　　2．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。

　　3．分离器排气管线通径不小于50mm，出口接至距井口50m以上的安全地带，相距各种设施不小于10m。

　　压力表的安装　　1．压力表为抗震压力表并垂直安装。

　　2．管汇压力表量程与防喷器压力级别相匹配；

3．压井管汇只安装相匹配的高压表。

　　4．35MPa及以上的节流管汇还应安装低量程的压力表；

低压力表量程应在8MPa～16Mpa之间。

安装见示意图10。

　　　　图10压力表安装示意图　　第十六条受限井场的评估　　因井场及井口装置工艺条件等因素受限，影响正常作业要求时，油气生产单位主管生产或安全的领导牵头，组织双方相关部门人员成立井控安全评估小组进行现场评估。

现场安全评估表　　　　。

　　第十七条井控装置的试压井控车间试压　　1．试压介质：

液压油或清水。

　　2．防喷器、内防喷工具、节流管汇、压井管汇、防喷管线以及采油井口装置、射孔闸阀按额定工作压力试压，闸板防喷器还应做?

低压密封试验。

　　3．井控装置试压稳压时间不少于10min，密封部位无渗漏，压降不超过为合格。

低压密封试压稳压时间不少于3min，密封部位无渗漏，压降不超过为合格。

　　现场试压　　1．现场防喷器、防喷管线及节流、压井管汇等，应使用清水试压。

　　2．防喷器在套管抗内压强度、套管四通额定工作压力的70%，预测目前最高关井井口压力三者中的最小值为试压标准，低于3MPa按3MPa试压，试压时间不小于10min，压降不大于，密封部位不渗不漏为合格。

　　3．防喷器控制系统安装好后，液控管线应做21MPa可靠性试压。

　　4．Ⅰ类井，放喷管线现场试压5MPa，试压时间不小于3min，　　　　无渗漏为合格。

冬季为防止管线冻结，可不试压，但应保证管线连接密封可靠。

　　5．连续油管防喷器应根据连续油管设计施工压力进行试压。

6．全封闸板不做现场试压。

　　7．因井况原因无法进行常规试压的井，可通过试地层吸收性时的连续供液来检验井控装置连接部位的密封性，稳压3min，无渗漏为合格，在满足试压要求时，应重新按要求试压。

　　8．井控装置在现场更换承压配件后应试压。

第十八条井控装置的使用防喷器及其控制装置的使用　　1．溢流关井后，应手动锁紧闸板；

打开闸板前，应先手动解锁，再用液压打开闸板。

解锁到位后应回转1/4圈?

1/2圈。

　　2．不应采用打开防喷器的方式来泄井内压力。

　　3．检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换闸板时，两侧门不应同时打开。

　　4．防喷器不应作为采油井口装置使用。

　　5．防喷器及其控制装置的维护保养按SY/T5964中的相应规定执行。

　　井控管汇的使用　　1．节流管汇、压井管汇和防喷管线应采取防堵、防冻措施。

2．井控管汇闸阀应挂牌编号并标明其开、关状态。

3．平板阀开、关到位后，应回转1/4圈?

1/2圈，且开、　　　　关应一次完成，不应作节流阀用。

　　内防喷工具的使用　　1．起下管柱前，旋塞阀应进行开、关活动检查。

2．井口内防喷工具应处于开位，开关工具应放置在便于快速取用的位置。

　　3．起下变径管柱时，应配置一根防喷单根（小修防喷单根：

防顶短节＋旋塞阀＋提升短节；

大修防喷单根：

配合接头＋钻杆＋旋塞阀），其外径与防喷器的闸板尺寸相匹配，应放在快速取用的位置。

　　第十九条井控装置现场管理　　防喷器、防喷器控制系统等使用过程中，作业队要指定专人负责检查与保养，保证井控装置处于灵活可靠状态。

　　大修作业队　　1．防喷器控制系统维护技术员负责管理。

　　2．防喷器控制系统的操作、液面标尺等检查副钻负责。

3．司钻控制台操作、检查、维护司钻负责。

4．防喷器、四通两侧闸阀的检查、维护架工负责。

5．内防喷工具、开关工具和节流管汇、压井管汇、放喷管线、防喷管线、液气分离器的检查、维护钻工负责。

　　小修作业队　　1．防喷器、井控管汇班长负责管理。

　　2．防喷器、内防喷工具、开关工具、简易防喷工具、防喷　　　　管线、放喷管线的检查维护井口工负责。

　　施工作业时，每个班应对防喷器、旋塞和各控制闸阀检查一次，保证处于正常状态。

　　油管传输射孔、排液、求产、完井等工况应安装采油树。

　　其他要求　　1．有二次密封的闸板防喷器和平板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。

　　2．修井机上应安装保持式气喇叭并保证完好。

3．现场防喷器未安装期间应妥善保管。

　　4．冬季作业时，放喷管线一侧近靠套管四通的闸门应处于常关状态，外侧闸门均处于常开状态，井控装置应采取防冻、堵措施，保证畅通。

　　第二十条采油树的保养与使用　　施工时拆卸的采油树部件清洗干净，放到井口附近干净处妥善保管。

　　油管挂坐入大四通后，应将顶丝对角同时顶紧，并把备帽备紧。

　　正常情况下，双闸门采油树使用外闸门，有两个总闸门时先用上面的，备用闸门保持全开状态。

　　第二十一条所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部　　

　　　　　　门认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。

本油田内加工生产的产品应经过有关部门认证许可，附合格证方能使用。

　　第五章作业过程中的井控工作　　第二十二条作业队应严格执行设计，及时发现溢流，利用井控装置、工具，采取相应技术措施，快速安全控制井口。

　　第二十三条施工前的准备工作　　对三项设计中提出的井控要求、技术措施向现场作业人员交底，明确各岗位分工，按要求准备相应的井控装置及工具。

　　对I类风险井，要组织防喷演习。

　　现场配备的井控装置应符合井控设计要求，并在作业前进行检查，确保处于完好状态。

　　注水、注气井要了解掌握邻井注水、气井停注、泄压情况。

　　周围有汽窜干扰的稠油井注汽时，不允许施工。

第二十四条压井作业　　压井前现场应按设计要求储备修井液。

　　循环压井至进出口压井液密度一致，停泵观察30min以上，确认井口无外溢后方可拆卸井口和安装井控装置。

　　气井循环压井至进出口密度一致，停泵观察足够拆装一次井口的时间，确认井口无外溢后再进行一次循环压井，方可拆卸井口和安装井控装置。

　　　　挤压井作业时，压井液需挤至油层顶部以上50m，停泵关井扩压2小时以上观察压力，开井无外溢，方可拆卸井口和安装井控装置。

　　含水≥90%的作业井、注水井溢流量在5m3/h以内允许作业；

当井涌高度达，必须立即关井。

　　第二十五条换装井口装置　　井口装置换装前应进行压井，井筒静液柱压力应平衡地层压力，敞井观察时间应大于一个换装井口装置作业周期的时间。

　　换装井口装置前，应准备内防喷工具、油管挂、配合接头及抢装工具。

　　敞井观察结束后，应再次进行压井作业，无异常后再进行换装井口作业。

　　第二十六条测试及射孔作业　　电缆作业包括电缆校深、电缆下桥塞、电缆倒灰、电缆射孔、工程测井作业；

射孔作业是指电缆射孔和油管传输射孔作业。

　　高压油气井、气井、产层性质或地层压力不清楚的井，必须采用油管传输射孔方式，其他可采用电缆射孔。

　　电缆作业的井控要求　　1．作业过程中应及时向井筒内灌注工作液，保持井筒液柱压力平衡地层压力。

　　2．电缆射孔前，必须安装全封闸板防喷器；

射孔队准备剪切电缆的工具和电缆卡子，并摆放在井口工具台　　　　上，作业队负责人负责检查该专用工具的到位情况。

　　3．作业前应下管柱通井、循环、观察，观察结束后再循环一周以上，才能起管柱。

　　4．作业过程中安排专人负责观察出口变化情况，若发生溢流，应立即停止作业并及时起出电缆；

在起工具过程中一旦出现井涌高度超出防喷器上端面的情况，作业队现场负责人指令测井队井口值守人员剪断电缆，作业队应迅速关井。

　　5．射孔结束后，要有专人负责观察井口显示情况，确定无异常时，及时下管柱，不应空井等候。

　　油管传输射孔作业的井控要求　　1．射孔前应安装相应压力等级的采油井口装置。

2．采油井口装置安装后，应按设计要求试压合格。

3．射孔后起管柱前应先测得油套压力，根据具体情况确定是否压井，敞井观察30min无外溢无异常后才能进行起下管柱作业。

　　4．负压射孔施工前，射孔队复核前期施工的相关资料，确保满足负压射孔的安全要求。

　　第二十七条诱喷作业　　抽汲作业前应认真检查工具，装好防喷管、防喷盒。

抽汲诱喷时，应安排专人观察出口显示情况，一旦发现井筒液面上升或出口流量增大，应立即停止抽汲作业，起出抽汲工具，关闭清蜡闸阀，观察、放喷。

　　含H2S等有毒有害气体的井、气井，严禁进行抽汲作　　　　业。

　　用连续油管进行气举排液、替喷等作业时，应装好连续油管专用防喷器组。

　　严禁采用压缩空气进行气举排液。

　　气举排液时严格按设计最低控制压力或允许掏空深度进行控制，防止挤毁套管。

　　第二十八条起下作业灌液要求　　1．根据设计要求及时向井内补灌修井液，保持井筒液柱压力，灌入修井液量应与起出管柱排替量相符。

　　2．每提5-10个单根管柱应补灌修井液一次，现场应有计量手段，井深小于200m的井需采取连续灌液。

　　起下大直径工具　　大直径工具：

工具外径与套管内径间隙≤6mm。

油气层段控制起下速度，防止产生抽汲作用和压力激动。

　　其他要求　　1．准备好内防喷工具、相应的油管挂、配合接头及其固定附件等工具应备齐。

　　2．观察出口及液面变化，发现异常应先停止作业，关井查明原因后方可继续进行作业。

　　3．起完管柱后应及时进行下步作业，若作业机出现故障，　　　　应及时安装简易井口或关闭防喷器。

　　4．溢流关井后，应有防井内管柱上顶的措施。

第二十九条冲洗旋转作业冲洗旋转作业1．应接上或下旋塞阀。

　　2．