陆上石油天然气井下作业过程中的井控要求.docx

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1、陆上石油天然气井下作业过程中的井控要求1洗（压）井作业1.1 洗（压）井方式、洗（压）井液密度、类型、用量应按设计要求执行。1.2 洗（压）井施工应安排专人观察压力和出口返液情况。1.3 最大施工压力应低于井口额定工作压力和套管抗内压强度的80%两者中的最小值。1.4 压井应不少于1.5个循环周，压井液进出口密度差小于0.02gc停泵油、套压均为零，出口无外溢，再下步作业。1.5 不能建立循环的油气井，应保持一定的液柱高度平衡地层压力。1.6 挤注法压井时，施工压力不应超过最大允许关井压力。2换装井口作业2.1 换装井口装置前应压稳地层，观察时间不少于换装井口作业周期，出口无异常后，用原密度压

2、井液循环不少于1.5个循环周，再进行作业。2.2 井口完全密闭无法常规泄压的井，应先确定井内压力情况及流体类型。2.3 换装前在油管或套管内增设机械屏隙或采用冷冻井口的方式暂堵井筒时，应确保密封有效。2.4 换装井口装置前，应准备好所需的待换的井口装置、垫环、螺柱、螺母、内防喷工具或抢接装置。2.5 换装过程出现溢流，应按照用时最短原则控制井口。2.6 换装后，应按设计要求试压。3起、下作业3.1 起、下抽油杆前，应按设计配备防喷装置，抽油杆简易防喷装置转换接头应与井内抽油杆匹配。3.2 起、下管柱作业前，按设计要求安装井控装置，并准备好内防喷工具、防喷单根（或短节）及配合接头等，井口未安装防

3、喷器的应准备好简易防喷装置。3.3 起、下管柱过程中应按设计要求灌液，灌液量以井简液柱压力能平衡施工层最高压力为原则。3.4 起、下大直径工具时，应密切观察悬重及井口液面；在油气层井段及顶部以上30OnI内，应控制起下速度。3.5 起、下管柱时应核实灌入液和返出液情况。3.6 起、下外挂电缆管柱，应备好电缆剪断工具。3.7 “三高”油气井起管柱完毕，等停期间应下入不少于作业层位以上井深三分之一的管柱。4钻、磨、套、钱作业4.1 钻、磨、套、铳作业所用井控装置及压井液性能应符合设计要求。4.2 施工过程中，应安排专人监测泵压、进出口排量、密度、循环罐液面等变化情况。4.3 打开封堵层位前，应确保

4、上部静液柱压力能平衡下部圈闭压力，否则应采取防上顶措施或采用带压作业。4.4 钻、磨、套、铳作业起管柱前，应充分循环压井液。5射孔作业5.1 基本要求5.1.1 根据预测地层压力、流体性质、有毒有害气体含量和井口压力等，选择合理的射孔方式。预测能自喷或含硫化氢油气井等优先选用油管输送射孔。5.1.2 按工程设计要求储备压井液。5.2油管（钻杆）输送射孔作业5.2.1井口装置压力等级应与待射层地层压力相匹配，防硫性能满足要求。5.2.2井口装置换装后应按设计要求试压合格。5.2.3射孔队负责连接下入射孔枪，作业队配合完成管柱起下。5.2.4压力起爆射孔时，井口加压值应确保套压不超过最大允许关井套

5、压。5.2.5射孔后起管柱前应按设计要求进行压井、安装井控装置。5.3带压油管（钻杆）输送射孔作业5.3.1起、下射孔枪或管柱前，应及时检查安全防喷器半封闸板、安全卡瓦和固定卡瓦，确保夹持部位尺寸匹配，并准备好防喷单根。5.3.2采用油管加压引爆时，下入过程确保油管内液柱压力低于起爆压力；采用环空加压引爆时，下入过程监测并控制环空压力，确保低于起爆压力。5.4 电缆输送射孔作业5. 4.1射孔前，射孔队应了解井筒安全作业时间，作业队应按设计要求安装试压合格的防喷装置；射孔队应配备电缆剪断工具。6. 4.2在井口开放的情况下，不应进行负压条件下的电缆输送射孔作业。7. 4.3作业队安排专人观察井

6、口液面情况，根据需要及时补灌压井液。8. 4.4射孔结束后，观察无异常，应立即进行下步作业，不应空井等停。5.5 带压电缆输送射孔作业5.5.1作业期间相关方应停止一切有碍射孔作业的交叉作业。5.5.2电缆防喷装置应满足作业条件，各组件功能正常，尺寸、规格与电缆匹配。5.5.3电缆防喷装置安装完后应进行试压，压力应大于作业时最大井口压力的1.2倍，但不超过电缆防喷装置的额定工作压力，稳压不小于10min,压降不超过0.7MPa为合格。5.5.4电缆防喷装置工作期间应观察回脂管线排出物情况，视情况增大注脂控制系统压力和排量或降低电缆上提速度。5.5.5电缆在上提或下放过程中应控制速度，如发生电缆

7、在注脂控制头遇卡、动密封失效、井口泄露等情况，应立即停止起下电缆，关闭电缆防喷器半封闸板。5.5.6点火后应观察井口压力的变化，在确认上顶力不大于射孔管串重量后方可上提电缆。确认仪器（工具）串全部进入防喷管，关闭井口防喷器或采油（气）树阀门泄压后，方可拆卸仪器（工具）串及电缆防喷装置。6诱喷、替喷作业6.1 高压油气井、含硫化氢油气井不应在夜间进行诱喷作业。6.2 抽汲诱喷作业时应安装防喷盒等防喷装置。施工目的层为气层、含硫化氢油气井不应使用抽汲方式进行诱喷作业。6.3 不应采用空气进行气举排液，最大掏空深度不应超过套管允许最大掏空深度。6.4 应根据压井液密度、套管抗内压强度、井口装置等情况

8、，选定适宜的替喷液密度；替喷前应对采油（气）树、油管头、回收管线、放喷管线、分离器等进行检查试压；替喷过程中要注意观察、记录返出流体的性质和数量。7放喷、测试作业7.1 放喷、测试前，应检查采油（气）井口装置各部分的连接紧固情况。7.2 使用节流阀或油嘴控制放喷，放出的天然气应点火燃烧或回收处理。7.3 放喷、测试过程中井口装置、测试流程和液气出口发生刺、漏应立即关井处置。7.4 有冰堵、水合物冻堵风险时，应提前做好防冻、保温工作。8酸化压裂作业8.1 酸化压裂设计应预测最高施工压力，选择合适的注入管柱、压裂井口和高压管汇，明确最大允许关井套压或施工限压。8.2 压裂井口、地面管汇应开关灵活、

9、清洁完好，满足施工要求；压裂井口主通道应至少有两个主阀；主管汇应有限压保护措施。8.3 施工前，应对压裂井口主阀及高压管汇按施工限压试压，稳压不少于5min,压降不超过试压压力的2.5%为合格；套管压裂井，井筒试压值不低于预测最高施工压力，稳压不少于30min,压降不超过0.5MPa为合格。8.4 施工前，开展邻井连通情况及压窜风险排查；压裂期间，应监测本井及邻井压力情况,发现异常情况及时采取降排量、停泵等措施。8.5 压裂期间安排专人监控压裂井口，防止无关人员进入高压危险区，发现井口上移、刺漏等异常情况及时报告现场负责人。9带压作业9.1安全防喷器组、工作防喷器组压力等级应不小于预测最高关井

10、压力、预测最高施工压力两者中最大值的LI倍；平衡泄压系统压力等级应与防喷器匹配。9.2气井带压作业安全防喷器组与工作防喷器组的防喷器控制系统应单独配置；油水井带压作业安全防喷器组、工作防喷器组应能独立控制。9.3气井和井口控制压力不小于21MPa的油井，安全防喷器组应配备剪切闸板。9.4气井带压作业现场应配备气体燃烧装置。9. 5管柱内压力控制工具额定工作压力应高于实际控制压力。9.6 起、下管柱及其他非特殊情况，不应动用安全防喷器组。9.7 操作平台上应配备至少一套合格的全通径旋塞阀、转换接头和开关工具。9.8 防喷器组自下至上逐级试压，试压值为预测最高关井压力、预测最高施工压力两者中最大值

11、的LI倍且不超过额定工作压力，其中工作环形防喷器试压值不应超过额定工作压力的70%；平衡/泄压管汇、压井和防喷管线按闸板防喷器试压值试压，稳压时间均不少于IOmin,压降不超过0.7MPa为合格。9.9 油管堵塞工具完成堵塞后，逐级卸掉管内压力，观察时间不少于30min,合格后方可进行下步作业。9.10 起原井管柱，接近油管压力控制装置前，应探测油管压力控制装置位置；下施工管柱前，应在管柱下部连接油管压力控制装置。9.11 起、下作业过程中，环形防喷器关闭压力设置以管柱本体通过无可见渗漏为原则。9.12 工作闸板防喷器开关前，应确保闸板上下压力平衡，半封闸板关闭时应避开管柱变径位置，关闭后只允

12、许通过与闸板尺寸匹配的管柱。10连续油管作业10.1 压力控制设备压力等级应不小于预测最高关井压力、预测最高施工压力两者中最大值的1.1倍；连续油管抗内压强度不小于预测最高施工压力的1.25倍，材质应满足井内介质要求。10.2 除连续油管带压裂工具外，底部工具组合应使用单流阀。10.3 当入井工具组合较长，不能装入井控装置组合时，需使用升高短节、转换短节、防喷管。10.4 压力控制设备安装后应进行系统试压，试压值为预测最高关井压力、预测最高施工压力两者中最大值的Ll倍且不超过额定工作压力，单流阀和连续油管接头试压值为预测最高关井压力的1.1倍，稳压不少于10mine10.5 施工期间控制内外连

13、续油管压差，确保不超过设计最高施工压力、最大允许下深。10.6 作业过程中，应观察井口和循环压力变化，及时调节内外张紧力和自封压力。10.7 替喷作业，应注意井口压力变化和出口情况，如发现压力快速上升、出口排液增强、点火口火势变大，应控制回压或在安全范围内关放喷流程，起出连续油管。10.8 关闭井口主阀前应确认工具串完全进入防喷管，设备拆卸前应确认井口主阀完全关闭并泄压。11钢丝（绳）、电缆作业11.1 钢丝（绳）、电缆作业应根据设计施工要求选择安装相应的防喷管和防喷盒，并配备专用剪断器。套管内作业的应安装全封防喷器，油管内作业的应安装主阀。“三高”油气井应安装压力等级不低于作业层位预测井口最

14、高关井压力的专用防喷器组，并按6.2.3.2试压合格。11.2 实施投捞等连通作业前，应按设计要求对上部管柱内预加相应的平衡压力。12其他作业要求12.1 施工作业期间，应根据工序安排专人在液体出口处观察显示情况。12.2 长时间不连续作业时，预计有自喷能力的井，应装好采油（气）树；预计不具备自喷能力的井，应关闭井控装置，防止发生井喷。12.3 如遇事故复杂应首先考虑井控风险，制定措施，风险可控再进行下步施工。12.4 打捞作业解卡成功后，上提管柱到合适位置进行观察，无溢流方可进行下步作业。捞获大直径工具上提管柱时，应控制起钻速度，并有防上顶措施。12.5 冲砂时在第一根管柱或方钻杆下安装旋塞阀。冲开被埋的油、气、水层时，要控制出口排量，其排量应与进口排量相平衡，当发现进、出口排量不一致时，应上提管柱、保持循环、分析原因。12.6 注塞作业过程中应保持井内压力平衡，防止井内压力失衡导致溢流。候凝完成后应探水泥塞面，确认塞面深度符合设计要求，并对水泥塞进行试压。