试油气及井下作业井控实施细则


    附件1 试油气及井下作业井控实施细则 (2018年修订版) 1 内容和适用范围 1.1 为了强化试油气、测试、压裂等井下作业的井控安全管理,严防井下作业过程中井喷失控、H2S有毒有害气体泄漏。依据安全生产法规、行业标准及集团公司和分公司有关规定等,修订《试油气及井下作业井控实施细则》(以下简称本细则)。 1.2 本细则主要包括井控设计,井控装备的安装、使用和管理,开工准备与验收,作业过程中的井控要求,溢流与复杂情况的处置,防火、防爆、防H2S安全措施,井喷失控的应急处理等内容。 1.3 本细则适用于局、分公司现行各油气勘探开发区域内油、气、水井的试油气、测试、压裂等井下作业过程中井控安全管理。 2 试油气及井下作业井控设计 2.1 试油气、测试、压裂等井下作业地质、工程、施工设计中应有井控专篇或章节,应对井控设备的选择、井控工艺及安全措施等提出具体要求。 坚持先设计后施工,无设计不施工。设计按程序履行审核、签批手续。需变更设计时,应由原设计单位按程序进行,并出具设计变更单通知施工单位执行。 2.1.1 井控设计应符合以下原则: 2.1.1.1 符合HSE管理要求,体现“以人为本、安全第一”原则。 2.1.1.2 防止井喷、H2S泄漏、中毒、着火、爆炸等事故或其他复杂情况的发生。 2.1.1.3 在满足井控安全及的保护油气层,减少环境污染或破坏前提下,最大限度地优化施工工艺、操作程序。 2.1.1.4 保障作业措施可行,成本经济、合理。 2.1.2 地质设计部分应包含: 2.1.2.1 提供本井的地理、气象等自然、环境资料。高含H2S油气井施工单位应收集前期钻井布井、进位踏勘时,调查的3km范围内的居民住宅、学校、公路、铁路、厂矿、地下管道、隧道等分布情况,并在施工设计、应急预案中绘图标明其位置,并标注500m以内的人口分布情况等。 2.1.2.2 提供本井的测井、录井、中途测试等地质资料。 2.1.2.3 提供施工井目的层段的基本数据,明确施工井的录取资料要求。 2.1.2.4 提供区域地质资料、邻井的试油气作业情况,对应本井目的层段己试层的压力、产量及流体特性、注水开发情况,并特别注明H2S、CO2等有毒有害气体情况。 2.1.3 工程设计部分应包含: 2.1.3.1 基础数据与设计要求 (1)编制工程设计前,应收集本井的钻完井基本数据,包括: 井身质量、井身结构、套管头规范及各层套管的钢级、壁厚、下深;特殊套管还应提供其抗内压和抗外挤强度,套管悬挂器、回接筒、分级箍的位置及其抗内压和抗外挤强度;钻开油气层时的钻井液性能、漏失、井涌、钻井显示及取芯、H2S显示等情况;目的层段上下隔层段固井水泥环的封固质量等。 (2)工程设计应包含有井控设备选择要求、井控工艺措施(或意外情况下的应急措施)、测试和酸压管柱的力学校核,关键工序的特殊要求,防火、防爆、H2S防护(高含H2S地区)安全措施,针对该井各作业工况的质量、安全、环保、健康要求等。 2.1.3.2 井口装置的选择 (1)采油气井口、转换法兰、套管头等应采用法兰连接。 (2)采油气井口(包括油管头、采油气树、防喷器、转换法兰等)的额定工作压力应大于地层压力。 (3)高压管汇、地面流程、内防喷工具(包括旋塞阀、止回阀、防喷短节等)额定工作压力≥地层压力。 2.1.3.3 井口装置的试压 (1)井筒、套管头和采油气树、防喷器等井口装置连接组装后,试压至套管抗内压力强度的80%及套管头、井口装置额定工作压力的最小值,稳压30min,压降≤0.7MPa为合格。 (2)地层温度≥120℃、地层压力≥45MPa的天然气井,井口装置、入井工具等,其性能应满足耐高温、耐高压要求,并提供试验报告。 2.1.3.4 选择合理的的压(洗)井液 依据目前生产层和拟打开层的地层压力、温度等资料和射孔方式,合理确定的压(洗)井液密度,液垫或液柱高度,确保射孔作业井控安全。 (1)压(洗)井液密度附加以目前生产层和拟打开地层最高压力为基准。 密度附加时,油水井为0.05g/cm3-0.l0g/cm3,气井为0.07g/cm3-0.15g/cm3。压力附加时,油水井为1.5-3.5MPa,气井为3.0-5.0MPa。具体选择附加值时,应综合考虑地层压力、地层流体中有毒有害气体的含量、套管的设计允许抗内压强度和井控装备配套情况等因素。 (2)压(洗)井液的储备: 储备1.5-2倍井筒调整附加后的压(洗)井液;对高压、高含H2S井,压井液密度附加值取上限;对不能建立循环的油气井,应确保液柱压力能平衡地层压力。 2.1.3.5 选择合理的射孔方式 (1)压力系数≤常压地层或预测低产井,可采用电缆射孔。 采用电缆射孔时,应安装电缆防喷器、全封闸板防喷器、放喷管线和压井管线(或连接地面测试流程管汇),并有专人坐岗观察井口和放喷管线出口,发现溢流时应及时关井。 (2)三高井、气井或预测能自喷的井、高气油比井(气油比≥300时)、水平井等宜结合完井工具、工艺方法采用油管输送水力喷砂射孔、油管传输射孔、桥塞联作射孔等。 2.1.3.6 高含H2S油气井防H2S工艺要求 实行施工现场隔离作业,禁止非作业人员进入,实行应急监测划定撤离、搬迁区域,防止发生H2S泄漏的重大人身伤害事故。 (1)井口及入井管柱、工具的材质选择: 预测储层H2S含量≤100ppm,推荐选择DD级抗硫压裂井口、采油气树,N80级抗硫常规圆扣油管。 预测储层H2S含量>100ppm,推荐选择EE-NL级抗硫压裂井口、采油气树,N80S级抗硫常规圆扣油管。 预测储层H2S含量>20000ppm,推荐选择HH级抗硫压裂井口、采油气树,P110SS级抗硫气密封扣油管。 (2)井口及入井管柱、工具的性能要求 预测井口关井压力≥45MPa高含H2S气井,宜用抗硫带液控安全阀的采油气树、地面控制装置、地面管汇、测试流程和入井管柱、工具、设备等。当地层温度<93℃时,应具备防H2S氢脆的能力,满足正常或恶劣工况下的应急需求;当地层温度≥120℃时,应配备井下控制式循环阀、井下关闭阀(如测试阀)、封隔器等;当地层温度≥150℃时,对伸缩量较大的管柱,应增加耐高温、耐高压的伸缩补偿器。 (3)高含硫井测试的风险管制 预测井口关井压力≥70MPa的高含H2S油气井,应避免进行中途测试。 预测井口关井压力≥45MPa或天然气无阻流量≥50×104m3/d的高含H2S油气井。 中途测试时,封隔器应坐封在技术套管内;采取加压式测试器测试时,井口第1根钻杆或油管的抗内压、抗外挤、抗拉安全系数应加大一级;联接高压阀门或高压测试控制头的钻杆或油管,其抗内安全系数应加大一级;测试应在规定时间内完成,原则上累计测试时间应≤8h。 (4)高含H2S井应采用油管传输射孔,并尽量在白天组织射孔施工。H2S含量≥75mg/m3(50ppm)目的层段,或上部未封固井段存在H2S含量≥75mg/m3(50ppm)的地层,不能进行带压起下钻作业。 2.1.4 施工设计中应包含的内容。 2.1.4.1 试油气施工设计的内容应包括: (1)井控安全的前期准备及合理的井场布局、安全间距要求等。 (2)防喷器、地面流程、内防喷工具等配套、安装、试压、使用、保养的具体要求。 (3)井喷关井及防H2S应急预案的培训、演练要求;H2S检测仪及气防器具、器村,消防器材等配备要求;防喷、防火、防爆、防H2S配套技术措施。 (4)各作业环节、各重点工序的井控安全措施及注意事项;井口、套管保护的具体要求和措施。 (5)根据地质风险提示制定的相应防范措施。 (6)井控坐岗人员及职责,井控及应急的现场培训要求等。 2.1.4.2 测试施工设计的内容应包括: (1)依据地质设计及本构造邻近井、相邻构造的钻探和邻井注采情况,预测本井测试井段地层压力及油、气、水显示和复杂情况; (2)高含H2S地区测试执行SY/T 6610等行业标准的相关规定,制定应急、处置、疏散、撤离等预案或措施方案。 (3)选择的测试井口、控制设备的压力等级应高于测试井段最高地层压力;含硫油气井的测试井口、控制设备应满足SY/T 6610等行业的相关要求。测试流程可根据预测的地层压力、产量等选择使用相应规格尺寸、压力等级的地面控制管汇及测试计量设备、液气分离器、水套炉等,并绘制测试流程图;测试及起下油管、穿换井口等作业应有防喷、防火、防爆、防H2S安全措施。 2.1.5 天然气井、高含H2S、CO2井与周边建筑、设施应满足以下安全距离: 2.1.5.1 井口与周边建筑、设施的安全距离要求: (1)井口距高压线及其他永久性设施≥75m,距民宅≥100m。 (2)距铁路、高速公路≥200m. (3)距学校、医院和大型油库等人口密集、高危场所≥500m。 2.1.5.2 井场内设备设施间安全距离: (1)生活区距井口原则上≥300m,尽量利用原钻井队生活营地。 (2)锅炉房、发电房、值班房、储油罐、辅助车辆、分离器、放喷排污池等距离井口≥25m。 (3)远程控制台距井口≥25m,周围保持2m以上的人行通道;测试流程的高压节流管汇台距井口≥l0m。 (4)放喷管线(或地面测试流程)的出口或火炬、燃烧筒距离井口≥50m;高压、高含H2S油气井的放喷管线(或地面测试流程)的出口或火炬、燃烧筒距离井口≥75m;放喷管线(或地面测试流程)的出口或火炬、燃烧筒处应设隔火带。 2.1.5.3 防火安全间距要求: (1)井场边缘的建筑设施、森林、草原、苇地等距井口<50m时,应设≥10m的隔火带。 (2)主副放喷管线的放喷口距井口≥50m。达不到上述要求时,应采取必要隔离和防范措施。 2.1.6 井控装置的选择: 油、气、水的各类井下作业,均应按设计要求选择安装防喷器、采油气树等井口控制装置。 2.1.6.1 井控装置的选用原则 (1)防喷井口的压力等级应高于作业层位的地层压力。气井的井口最高关井压力为预测气层的最高压力;油、水井的井口最高关井压力为预测油水层的压力与井筒液柱压力之差。 (2)防喷井口包括采油气树、防喷器等井口装置,应依据入井管柱尺寸、组合等配套选择。气井宜选用液压防喷器,其通径应大于入井管柱、工具的最大外径。 一般至少配备1个双闸板防喷器,随井况和工艺需要,可增减闸板防喷器数量,以满足各种工况下关井控制井口的需求。侧钻、井底加深、大修作业执行SY/T 7010、SY/T 6120等行业标准。 (3)高含H2S油气井应选用抗硫井控装置,并配备剪切闸板防喷器;剪切闸板宜装在全封闸板之上,以便于应急更换。 2.1.6.2 防喷器组合的选择。一般推荐闸板自上而下的安装顺序为剪切、全封、半封。 a) 高风险井选择液压防喷器,推荐防喷器组合形式见图1、图2。 钻井四通 钻井四通   图1 图2 图1:套管头+大四通+双闸板防喷器(上部安装:全封闸板+下部安装:半封闸板)+环形防喷器。 图2:套管头+大四通+双闸板防喷器(上部安装:全封闸板+下部安装:半封闸板)+单闸板防喷器(剪切闸板)。 (2)中、低风险井选择液压或手动防喷器,推荐防喷器组合形式见图3、图4、图5。 油管四通 油管四通 钻井四通 钻井四通       图3a 图3b       图4a   图4b 图3:套管头+大四通(或油管四通)+双闸板防喷器(上部安装:全封闸板+下部安装:半封闸板)。 图4:套管头+大四通(或油管四通)+单闸板防喷器(半封闸板)。 油管四通 套管头 图5 图5:套管头+油管四通+旋塞内防喷工具。 未安装控制井口(防喷器、压裂井口、采油气树)的井,施工现场应配备与油管四通配套的自封或由提升短节、旋塞(或闸门)、油管挂等组成的简易防喷装置,任何时间任何工况禁止空井或敞井。 2.1.6.3节流压井管汇的压力等级和组合形式应与井口防喷器组合相匹配。 配备标准节流压井管汇的大修等井下作业,可依据井控风险、设备配套等选择推荐组合形式。 (1)高风险井选择节流压井管汇推荐组合形式见图6。 图6 (2)中、低风险井选择节流压井管汇推荐组合形式见图7。  图7 2.1.6.4 地面测试流程:未配备标准节流压井管汇的试油气、测试等井下作业,可依据井控风险、测试管汇、地面测试流程等配套情况,选择相应管汇、控制闸阀等具备节流、放喷、压井功能,实现节流、压井控制。 (1)井口关井压力<35MPa时,推荐选用35MPa的一级地面测试流程见图8。 井口关井压力35MPa-70MPa时,可选用70MPa级的一级地面测试流程,或选用70MPa+35MPa二级降压地面测试流程。 图8 (2)含硫油气井地面测试的管汇、管线不得采用焊接连接;与地层流体接触的闸阀、管线及配套设备等应选用抗硫材质。 地面测试流程应具备双向放喷功能,放喷口或测试管线出口,应装缓冲式燃烧筒,并备有2种以上点火方式。 放喷点火前应佩戴正压式呼吸器,在放喷品点燃长明火,先点火后放喷。 非常规作业时(如酸化,除垢、酸洗井等),注意采取防H2S措施,防止H2S中毒伤害。 (3)侧钻、井底加深、大修作业的气井,应安装标准配备的压井、节流管汇。 2.1.6.5 内防喷工具的选择 内防喷工具包括:防喷单根、防喷短节、旋塞阀、止回阀等,其承压级别应大于或等于井口装置的承压能力,两端丝扣应与所下管柱扣型一致,并放置在井口附近便于应急取用的地方。 (1)内防喷工具应由旋塞阀、止回阀和油管或钻杆、短节等组合成防喷单根、防喷短节,以便于快速抢接、关井、坐封等。 (2)含硫气井内防喷工具应具备抗硫性能。 (3)作业现场至少应有两只配套的内防喷工具。 2.1.7 作业管柱的安全校核 2.1.7.1 油层套管的安全强度校核 (1)依据井身结构及套管规范、入井参数、固井质量等,评价当前性能能否满足施工作业安全要求。 (2)油层套管性能或安全强度评价参数包括(但不限于):当井筒充满清水时的最大掏空深度、最高套压,纯天然气时的最低和最高套压。 2.1.7.2 作业管柱的安全强度校核 (1)作业管柱的安全系数:抗拉≥1.8;抗外挤≥1.25;抗内压≥1.25。 (2)含H2S井宜选用抗硫管柱,拉应力需控制在屈服极限的60%以下。高含硫井宜选用带井下安全阀、生产封隔器及配套工具的投产管柱;循环滑套、坐放短节及伸缩补偿短节等,根据实际情况确定是否下入。 (3)含硫气井APR测试及投产,宜选用气密封特殊螺纹油管。 (4)侧钻作业时,在优化压井液密度和性能,减少或控制地层流体进入井筒的前提下,可选用高钢级或者高强度钻杆,如选用S-135钻杆。 2.1.8 压裂井口和采油气树的选择 2.1.8.1 压裂井口和采油气树原则上首选分体结构,特殊井或预测特高产井可选用整体结构。其主通径应满足设计及后续工艺作业要求,旁通内径≥50mm,压力级别应高于地层压力。 2.1.8.2 压裂井口和采油气树的材质应根据井内流体性质,按GB/T 22513标准选取;对后期改造需提高压力级别的井口装置,可只更换高一级压力级别的1#、4#主阀。 2.1.8.3 高含硫气井采油气树的4#主阀宜选用液控安全阀,井下安全阀液控管线宜从油管头上法兰穿出,悬挂器宜选用非截断式。 3 井控装置的安装、试压、使用 3.1 试油气、测试、压裂等井下作业的井控装备包括: 压裂井口、采油气树、防喷器(封井器等)及配套的控制装置、压井节流管汇、放喷管线、内防喷工具等;地面测试流程及配套的油气水分离器、水套炉、管汇台、放喷管线等;测井射孔用电缆防喷器及配套的防喷管、油管死卡等;灌注循环系统配套的循环罐、液面监测仪、污水罐等。 3.1.1 起下管柱及旋转作业应安装防喷器,配齐防喷短节、内防喷工具、油管悬挂器等。所有装备及其配件、附件等应是集团公司认可的供应商的合格产品。 3.1.2 高含H2S井宜选用抗硫防腐材质的井控设备,放喷管线出口安装缓冲火炬,并配备自动、手动点火装置。 3.1.3 冬季施工应采取扫线、伴热等保温防冻措施,确保井控装置的本质安全。 3.2 防喷器的安装、校正、调试与固定应符合 SY/T 6690等行业标准的相关要求。 3.2.1 防喷器应与套管头、转换法兰或油管四通的连接法兰相匹配。 3.2.1.1 有钻台作业的防喷器安装完毕,应调校防喷器、井口、天车的中心偏差≤l0mm。 (1)防喷器上部用螺栓连接安装防溢管及防泥伞(或安装自封封井器、防污护罩等),连接密封可用金属密封垫环或专用橡胶圈。 (2)未使用的螺孔应采取防锈蚀保护措施。 3.2.1.2 无钻台作业的防喷器、油管四通安装完毕,在其上法兰面起下管柱作业时,应加装厚度≥15mm的井口垫板,防止起下钻作业时砸坏、磨坏法兰面或钢圈槽。 3.2.1.3 钢圈槽应清洁无损,所有螺孔均应螺栓紧固,螺杆两端丝扣突出螺母1-3扣,过长或过短的连接螺栓严禁使用,连接螺栓应采取防锈蚀保护措施。 3.2.1.4 若防喷器组合高度≥1.5m时,用4条≥Ø9.5mm钢丝绳套和正反螺栓在井架底座上(或用地锚)对角绷紧固定。 3.2.1.5 液压防喷器的液压控制管线接口应朝向便于日常检查的方向,以便日常巡检观察。 3.2.1.6 配有手动锁紧装置或机构的防喷器,应挂牌标明开关方向、锁紧圈数和开关状态;需安装剪切闸板和环形防喷器时,具体执行井口防喷器组合的设计要求。 3.2 防喷器、井口的穿换安装,应在压井结束后观察时间大于拆卸井口和安装防喷器时间之和,确认井压稳的情况下再循环井筒压井液不少于1.5周后,才能拆卸采油气井口装置,安装防喷器。 3.3 远程控制台的安装。液压防喷器的控制系统(远程及司钻控制台)的选用应满足控制对象数量及排油量要求,至少留有1个备用控制头。 3.3.1 远程控制台摆放在距井口≥25m,便于司钻或操作手观察位置,距放喷管线、压井管线或地面测试流程管线应≥lm,并在周围留有≥2m的人行通道,周围l0m内不得堆放易燃、易爆、易腐蚀物品。 3.3.2 管排架与放喷管线、压井管线或地面测试流程管线的距离应≥lm,车辆跨越处应装过桥盖板。 不允许在管排架和液压管线上堆放杂物,或以其作电焊接地线进行焊接作业,液控管线处应设高压警示标志或警戒带。 3.3.3 远程控制台和司钻控制台的供气应分别从气源处单独连接专供,并配置气源排水分离器,不得强行弯曲和压折供气管线。 远程控制台的供电从配电房总开关处直接引出,专线专用单独开关控制,并有安全标识,有接地保护。 3.3.4 控制系统的液控软管应具有防火、阻燃、防静电功能或措施。 3.3.4.1 液控管线安装前,应用压缩空气逐根吹扫整齐排放。连接时接口应密封良好,安装后应进行开关检查试验,管线拆除后应采取防堵、防污染保护措施。 3.3.4.2 配备闸板防喷器防提断装置时,其控制气路应与防碰天车、绞车滚筒气路并联。 3.3.5 待命工况时,自动补偿开关处于正常工作状态时,储能器油压控制在18.5-21MPa,预充氮压力7.0MPa±0.7MPa,管汇和环形防喷器的液控油压力10.5MPa。油箱中液压油量符合要求,无乳化变质现象。 3.3.6 控制剪切闸板的换向阀手柄用限位装置限制在开位;全封闸板的换向阀安装操作限位装置,其它三位四通换向阀手柄的倒向与所控制对象的开关状态一致,并挂牌标识。 3.4 井控管汇与地面流程的安装 3.4.1 管汇系统的选择 3.4.1.1 大修、侧钻、井底加深等有钻台作业,应配备标准节流压井管汇、防喷管线,应与防喷器或井口压力等级相匹配. 3.4.1.2 试油气、测试、措施作业等无钻台作业,其地面测试流程及其管汇台、放喷管线等应能实现节流、压井、放喷功能,应与防喷器或井口压力等级相匹配。 3.4.1.3 高含H2S井选配的节流压井管汇或地面测试流程等应满足防硫防腐要求。 3.4.2 节流压井管汇、防喷管线、地面测试流程管汇等应使用符合材质要求,经探伤合格的管材,通径≥Ø62mm。 3.4.2.1 节流压井管汇推荐采用螺纹或标准法兰连接。 3.4.2.2 地面测试流程结合现场情况推荐选择法兰、由壬、卡箍、丝扣等方式连接,不允许现场焊接;高压气井不允许采用由壬、卡箍连接。 3.4.2.3 撬装式节流压井管汇或地面测试流程的闸阀应阀灵活好用,进出口管线应尽量平直安装,宜采用双水泥基墩固定牢靠,并挂牌标识开关状态。 3.5 放喷管线的安装 3.5.1 压井、替喷、放喷、气举的放喷管线通径应≥Ø62mm,宜采用硬连接。 3.5.1.1 高风险及高含H2S井应安装主副2条夹角≥90º的放喷管线。 3.5.1.2 中、低风险井可先接1条主放喷管线,并按规定用水泥基墩固定牢靠。在井场边缘备一条副放喷管线,以便抢险应急之用。 3.5.1.3 冬季应有防冻防堵措施,油嘴管汇应有降压保温措施,确保放喷时管汇畅通。 3.5.2 放喷管线的安装与固定 3.5.2.1 布设放喷管线时,要考虑当地季风方向及周边油罐、居民区、道路、电力线、森林、草原等设施和环境情况。 3.5.2.2 两条相邻管线间距应≥0.3m,并分别固定。 3.5.2.3 尽量平直引出。如因地形限制需要转弯变向时,转弯处宜使用≥120º的锻(铸)钢弯头。 3.5.2.4 每隔8-10m或转弯处、出口处应用地脚螺栓、水泥基墩固定,固定压板应与管线外径相匹配;转弯、出口处应用双卡固定;若悬空长度超过l0m应采用刚性支撑,悬空处要支撑牢固。 3.5.2.5 水泥基墩视现场作业情况选择 (1)有钻台作业配备标准节流压井管汇时,选用现场浇注水泥基墩,一般固定基墩0.8m×0.6m×1.0m,特别松软地表的固定基墩1.0m×l.0m×1.2m;预埋地脚螺栓直径应≥20mm、长度应≥0.8m,压板厚度应≥6mm。 (2)无钻台作业配备地面测试流程时,选用预制浇注水泥基墩,一般固定基墩0.8m×0.6m×0.5m;预埋地脚螺栓直径应≥20mm、长度应≥0.4m,压板厚度应≥6mm。 3.5.2.6 放喷管线或地面流程测试管线的出口应安装缓冲式燃烧筒(或火炬),并绷紧固定。 3.6 液气分离器及其安全阀的安装与调试 3.6.1 液气分离器视现场作业情况选择 3.6.1.1 有钻台作业液气分离器的安装与调试可参照执行钻井井控实施细则;无钻台作业的地面测试系统的液气分离器距井口应≥30m。 3.6.1.2 撬装立式液气分离器宜用≥Ø16mm的钢丝绳正反扣螺栓与基墩(或地锚)绷紧固定。非撬装立式液气分离器宜用水泥基墩地脚螺栓固定。 3.6.2 液气分离器排污管线接入污水池或回收罐,出口应固定牢靠,。 3.6.3 液气分离器应配套的安全阀应经当地技术监督部门检测标定合格,垂直安装在液气分离器的筒体靠排气口端。 安全阀与液气分离器连接管线应尽量短而直,且通径≥安全阀进口通径,不装设截止阀,不装设泄压管,泄压口朝向非作业无人区或与主放喷管线出口一致。 3.6.4 液气分离器、水套炉或锅炉应有安全阀和地面节流控制阀。 3.7 压力表的安装与调试 3.7.1 压力表的量程选择应以所测压力在量程的25-75%之间显示为宜。 3.7.2 节流压井管汇应安装高、低压量程表。 3.7.2.1 高压量程表宜选1.3-1.5倍额定工作压力等级的抗震压力表。 3.7.2.2 低压量程表宜选¼高压量程的抗震压力表,并安装表前截止阀进行控制,且处于常关状态。 3.7.3 用于腐蚀性或高粘性介质的压力表,应装设能隔离传压介质的缓冲装置。 用于含硫油气井的压力表,应符合酸性介质的防腐抗硫要求。 3.8 井控装置的试压 3.8.1 井控装置在井控车间、现场安装或更换密封部件后,均应采用清水(冬季用防冻液体)或氮气试压,稳压≥10min,压降≦0.7MPa,密封部位无渗漏,采集、留存试压自动记录曲线或试压记录等。 3.8.1.1 井控车间试压合格的防喷器组合、压裂井口及采油气树等井控控装置应整体吊装、送井。在井上安装好后,试验压力在不超过套管抗内压强度80%的前提下: (1)环形防喷器按额定工作压力的70%(封闭钻杆或油管)试压。 (2)各类闸板防喷器(包括连续油管注入防喷器、电缆防喷器等)、节流压井管汇、防喷管线以及压裂井口、采油气树、地面测试流程、管汇等按额定工作压力试压。 (3)闸板防喷器、压裂井口、采油气树及各类管汇、闸阀等试压应同时符合1.4-2.1MPa的低压和额定工作压力密封试压要求。 (4)防喷器控制系统现场安装调试完成后,应用液压油对各液控管路进行21MPa承压试验,各密封部位无渗漏为合格。 3.8.1.2 三高井宜采用多级节流降压测试。 (1)两不同耐压级别的节流管汇和连接管线,先按最低一级额定压力试压,试压超过20MPa后应分级升压,每次升压5MPa至试最高一级设计工作压力的1.2倍。 (2)放喷管线和最低一级节流管汇后的测试管线应试压至10MPa。 3.8.1.3 井口至地面测试流程控制阀组前试压不应低于预计井口压力,流程测试控制阀组后试压不应低于分离器试压标准。 3.8.1.4 分离器现场安装后,其试压值应小于最近一次检测所给定的最大允许工作压力。 3.8.1.5 内防喷工具每6个月应试压检测一次,试至额定工作压力。 3.8.2 井控装置的试压要求 3.8.2.1 除防喷器控制系统采用液压油试压外,其余试压均应采用水泥泵车或试压泵,试压介质可采用清水(冬季可用防冻液),试压信息、曲线等宜采用电脑自动采集记录。 3.8.2.2 试压稳压时间≥30min,压降≦0.7MPa,密封部位无渗漏为合格。 3.8.2.3 防喷器、压裂井口、采油气树及各类管汇、地面测试流程等应逐个、逐段、逐级试压。先试低压,低压合格后再试高压。 3.9 井控装备的使用要求 3.9.1 井口装置的使用要求 3.9.1.1 防喷器、压裂井口、采油气树等井口装置的检查保养应定人、定岗,在井口连续使用满20天,应要重新检查、紧固所有连接螺栓,确保井口装置本质安全,始终处于完好备战状态。 3.9.1.2 环形防喷器的安全使用 (1)环形防喷器不应空井或长时间关井; (2)井内有管柱时,严禁关闭全封或剪切闸板防喷器。 (2)严禁用打开井口的方式泄压。 3.9.1.3 闸板防喷器的安全使用 (1)闸板防喷器关闭时,严禁起下井内管柱(包括连续油管起下作业);当井内有管柱时,严禁关闭全封或剪切闸板。 (2)配备手动锁紧机构的液压闸板防喷器,长时间关井时应手动锁紧,并挂牌标识。打开闸板前,应先手动解锁到底,再液压打开。起下管柱作业前,须检查防喷器闸板是否退回、完全打开,严禁闸板未退回、未完全打开防喷器闸板的情况下起下管柱。 (3)半封闸板或环型防喷器关闭后,特殊情况下,套压≤14MPa时,允许以≤0.2m/s的速度上下活动管具,单向行程≤1.5m,但不准转动管具或过接头。 (4)铰链侧门式闸板防喷器检修或更换闸板时,两侧门不能同时打开。拆装及更换防喷器闸板、密封件后,应按规定再次试压。 (5)有二次密封的闸板防喷器、平板阀,只能在严重漏失、密封失效的紧急情况下才能使用,且止漏即可,待紧急情况解除后,立即清洗更换二次密封组件。 (6)每次动机作业应开关活动一次半封闸板,起钻完毕应开关活动一次全封闸板;每10天试开关活动一次环形防喷器(在有管柱的条件下)。 3.9.1.3 油管传输射孔、排液、求产等作业时,必须安装采油气树,严禁将防喷器当采油气树使用;连续油管防喷器不应用于关井;非特殊情况下,不应将防喷器当采油气井口装置使用。 3.9.1.4 当井内有连续油管时,严禁关闭采油气或压裂井口的1#、4#、7#闸阀;井口不连续作业时,必须关闭井口装置。 3.9.2 控制系统的使用要求 控制系统的检查保养应定人、定岗,确保控制系统始终处于完好备战状态。 3.9.2.1 液控管线 (1)液控管线的布设应便于巡检,便于发现泄漏、破损等情况; (2)液控管线穿过井场道路的通行部分应设置过桥盖板等保护装置。 (3)防喷器远程控制台、液压管线等在作业设备拆迁时,或不使用的端口、油壬等应采取防沙、防堵、防污染等保护措施。 3.9.2.2 换向控制阀 控制系统的控制手柄应悬挂标识,全封及剪切闸板控制手柄应设置限位装置,不准随意扳动。 3.9.2.3 生产值班人员应按规定巡检远程控制台储能器、管汇的压力等,及时发现处理相关问题。 当远程控制台油箱油面低于标志线时,应及时补充液压油。 3.9.3 压裂井口、采油气树的使用要求 作业前,检查压裂井口、采油气树压力等级、通径等是否符合设计要求,部件、附件是否齐全。 3.9.3.1 压裂井口、采油气树的检查 (1)认真清洗、检查、保养压裂井口、采油气树及其待用部件、附件,并妥善保管。 (2)认真清洗、检查、保养养待用的井口四通、法兰的密封垫环槽及配套的顶丝、闸门等附件、配件 3.9.3.2 压裂井口、采油气树的安装使用 (1)油管悬挂器坐入四通后,应将悬挂器顶丝全部顶紧。 (2)压裂井口、采油气树安装后,作业前应按规定走压、试压。 (3)配双闸门的压裂井口、采油气树,正常情况下使用外侧(或后侧)闸门,内侧(或前侧)闸门保持全开状态,并定期向阀杆腔内注入润滑密封脂。 3.9.3.3 采用针型阀或油嘴放喷的压裂井口、采油气树严禁用闸门控制放喷。 3.9.4 节流压井管汇或测试流程的使用要求 3.9.4.1节流压井管汇或测试流程的各闸阀应按规定挂牌编号、标识其开关状态。 3.9.4.2 各闸阀实行定人、定岗专管,每天应检查、开关活动一次。 3.9.5 内防喷工具及简易井口的使用要求 作业现场备用的防喷短节(各类止回阀、旋塞阀等)应配备安装顶开装置或旋塞专用扳手工具,并处于常开待命状态。 3.9.5.1 使用简易井口(即用油管头悬挂安装内防喷工具的井内管柱)控制井口时,要认真检查油管头、防喷短节及井内管柱等是否完好符合标准要求。 3.9.5.2 旋塞阀使用过程中,每班开关活动1次,现场每使用15天应试压检查一次。试压20MPa,稳压5min,压降≤0.7MPa,填写并留存现场试压记录。 3.9.5.3 检查配备的各闸阀开关是否灵活好用、安全可靠,每半年应试压检验一次,每年至少应探伤检测一次,并出具试压、探伤检验合格证。检查相应的流程管汇是否按规定连接、试压、完好,并处于备用状态。 3.10 井控装置的检维修 3.10.1 井口装置的检维修 3.10.1.1 防喷器的检维修 防喷器除日常维护保养外,还应参照SY/T 6160进行3月期、1年期和3年期的检维修。 (1)防喷器在停用或井间搬运时,不得将防喷器放倒,应及时装好工装和上下盖板保护好钢圈槽;防喷器及液控管线应配备齐全防沙、防堵、防污染的接口丝堵,拆卸后应及时将丝堵上紧保护液压接口。 (2)年检使用期满仍须继续使用时,应经现场试压检验合格,施工结束后再送回车间进行检测。 (3)按规定强制报废。 3.10.1.2 压裂井口、采油气树的检维修 压裂井口、采油气树应参照SY/T 5127等行业标准进行检维修。 (1)压裂井口、采油气树应检验、试压合格后方能上井安装,整体试压合格后方可投入使用。 (2)压裂井口、采油气树的 1#总阀应处于常开状态,除特殊或应急情况不得关闭1#总阀。 (3)更换、修复已损或损坏部件,应试压合格后备用。 3.10.2 控制系统的检维修 远程控制台除日常维护保养外,还应参照SY/T 6160进行3月期、1年期和3年期的检维修,按规定强制报废。 3.10.2.1远程控制停用或井间搬运时,应及时切断电源气源,采取防沙、防堵、防污染措施包扎好液控管线接头。 3.10.2.2 待命工况,储能器及各控制换向阀的内漏超标准规定,或电动泵、气动泵自动司服启停压力超标准规定,应进行现场或进厂检维修,确保控制系统的本质安全。 3.10.3 管汇或管线的检维修 各类管汇管线应定期探伤、测厚;各类闸阀应定期活动、注脂、保养,壁厚不足的管线及内漏超标的闸阀应及时淘汰更换。 3.11 井控装置的管理 试油气、测试、压裂等井下作业承包商的设备管理部门,应协调施工队伍做好井控装置的检维修工作,建立完善井控设备管理台帐。 3.11.1 作业现场实施井筒作业前,应对送井控装置的性能、工况等进行检查、确认。 3.11.1.1控制系统待命工况时,储能器压力18.5-21MPa、管汇压力10.5MPa, 环形防喷器的管汇压力10.5MPa,气源压力0.6-0.8MPa,各控制手柄应挂牌并与实际控制对象开关状态一致,油箱的油量符合要求,液控管线无渗漏。 3.11.1.2 节流压井及地面测试流程管汇的各闸阀挂牌编号、开关状态符合规定。 3.11.1.3 防喷器、压裂井口、采油气村及配套的节流压井或地面测试流程管汇、控制系统等清洁卫生,周围有无障碍物。 3.11.1.4 循环系统及压井液储备等情况符合井控设计要求。 3.11.1.5 防喷短节或旋塞阀开关灵活、安全可靠,符合井控设计要求。 3.11.2 井控装置的管理分工 3.11.2.1 配备液控系统时,司钻(或作业班长)负责司钻操作台、节流阀控制箱;副司钻(或作业副班长)负责远程控制台、地面测试流程的节流降压装置。 3.11.2.2 井架工负责防喷器、压裂井口、采油气村等井口装置及节流压井或地面测试流程管汇。 3.11.2.3 资料员负责各类井控监测(检测)仪器、仪表及液气分离器、水套炉等。 3.11.2.4 场地工负责除气器、放喷管线、燃烧筒及点火装置、循环罐及加重村料等。 4 试油气等井下作业的开工准备与验收 4.1 作业开工准备 作业前,施工单位应根据地质、工程设计中已标注、提示、说明的周围环境情况,并结合作业井的工艺要求等,编制施工设计和应急预案,并进行工程、地质、井控、安全、环保等技术交底,明确具体要求。 4.1.1 作业队应按设计要求做好施工准备,备足符合设计要求的相关工具、材料和压井液等。当作业现场实际情况与设计不符时,应及时申报,并按程序进行设计变更。 4.1.2 现场安装的防喷器、压裂井口、采油气树等井口装置、放喷管线、压井节流管汇、内防喷工具或地面测试流程、管汇等应按规定检查、试压,确保其处于完好状态。 4.1.3 含硫油气井执行SY/T 6610等行业标准,配备固定式、便携式H2S检测仪及正压式空气呼吸器、充气泵、大功率防爆排风扇等气防设备设施和工具、器材。 按规定设置风向标、安全疏散通道和紧急集合点等。 4.2 作业井场的布置 4.2.1 作业现场的布设应满足试油气等井下作业安全防护间距和井控设备的安装要求。 4.2.1.1 试油气等井下作业设备设施的配备应满足作业井管柱的井场摆放、起升负荷、井液的循环和回收等,原则上应尽量摆放在井口季风的上风方向,且操作视线良好。 4.2.1.2 钻修井作业的钻台,应满足井口装置的安装、起下钻(或管柱)和井控操作要求。 4.2.1.3 值班房、发电房、储油罐、回收污水池等距井口≥30m(气井距井口≥50m),发电房与储油罐≥20m,作业设备设施的布设符合井控安全防护间距要求。 4.2.1.4 进出井场的安全通道应保持畅通,紧急集合点应空旷无障碍;高含硫井的井场实行封闭管理。 4.2.2 作业井场的安全标识 4.2.2.1 三高油气井场至少设4个风向标(放喷口附近、井场内、紧急集合点、井场入口等处)。 4.2.2.2 高含H2S井井场入口处应设绿、黄、红(即安全、警告、危险)三色安全警告标志灯、牌或旗等。并在井口周围、振动筛、循环或计量池(罐)等有毒有害气体易聚集处安装固定式H2S监测探头,设置防爆排风扇等;固定式H2S监测探头,宜安装在距地面或坪台0.3-0.6m处。 4.2.3 井控装置或测试流程的安装 4.2.3.1 液气分离器的安装 (1)钻修井用液气分离器距井口≥15m,放喷口应装配缓冲、卧式燃烧筒(燃烧筒≥Ø500mm,长度≥1.2m)和自动点火装置。 (2)试油气等井下作业用液气分离器距井口≥30m,放喷口应装配缓冲、呈45°立式燃烧筒或火炬(燃烧筒≥Ø200mm,高度≥3m)和自动点火装置。 (3)燃烧筒或火炬应固定牢靠,点火处距放喷口≥10m,并安装防护围栏,禁止跨越安全线实施点火。 4.2.3.2 放喷火炬的安装 (1)燃烧筒或火炬距井口≥50m,距井场设备设施≥50m,与周围森林、草场有隔离带。 钻修井用卧式燃烧放喷口前宜设置防喷墙、防喷池等;试油气等立式燃烧筒或火炬宜用3根≥Ø12mm钢丝绳地锚固定。 (2)含硫气井燃烧筒或火炬距井口≥75m以上,且位于季风下风方向。 (3)高产井应确保3种有效点火方式,其中包括1套电子自动点火装置。 4.2.3.3 液气分离器进排液及其测试流程管线、闸阀等宜用水泥基墩或活动基础固定,并按规定试压。液气分离器应保持管线通畅,闸阀开关灵活可靠,停用时应放掉其内部和流程内的积液。 4.2.3.4 含H2S、CO2井的地面测试流程及放喷管汇等应具备抗硫防腐性能。 4.2.4 作业井场的防火防爆要求 4.2.4.1 试油气等井下作业井场所用的电器、设备应满足防火、防爆要求。 4.2.4.2 按规定配备消防设施和器材 (1)油井消防器材配备标准: 35kg干粉灭火器2具,5kg干粉灭火器4具,消防锹3把,消防桶2具,消防砂2m3 (黄土塬地区井可不备消防砂)。 (2)气井消防器材配备标准: 35kg干粉灭火器4具,5kg干粉灭火器10具,5kg二氧化碳灭火器2具,消防钩2个,消防斧2把,石棉毯1张,消防锹4把,消防桶4具,消防砂2m3,20m长消防水龙带10根,Ø19mm直流枪2只,消防、监测活动房1间。 4.2.5 施工单位应结合作业井的环境和施工特点,编制便于操作的消防预案,并以班组为单位开展消防预案培训和演练。 4.2.6 作业井的井控准备 4.2.6.1 备用的压井液、加重材料等符合井控设计要求。 4.2.6.2 坐岗观察和干部值班带班等情况已分工、布置、落实。 4.2.6.3 道路、通讯畅通,井场的布设、设备安装、消防设施器具配备等符合防火防爆安全要求。 4.2.6.4 井口装置、流程、管汇及配套设施等安装正确、试压合格,各类警示标示齐全,监测(检测)仪器仪表等运转正常,已进行技术交底,作业人员对施工目的、分工、职责明确。 4.2.7 测试作业的开工准备 4.2.7.1 测试前,由现场监督组织相关方召开测试协调会,并工程、地质、井控、安全、环保等技术交底,明确各协作的具体职责与分工、要求。 4.2.7.2 施工单位应依据测试地质、工程设计,编制施工设计及防喷、防H2S等预案。 4.2.7.3 按岗位分工落实井控责任。 各操作岗应熟悉施工设计,了解各种工况下测试及井控系统开关井的操作程序。高风险井测试前,应开展防喷、防H2S培训演演练,并留存培训演练记录。 4.2.7.4 落实坐岗观察制度,指定专人坐岗观察液面变化和测试关键或监控点的工作情况。 4.2.7.5 严格执行“无施工设计、测试施工条件不满足、测试设备试压不合格、应急演练不合格”四不施工的规定。 4.3 各次开工前,施工单位应自检验收整改合格准备工作就绪,经承包商项目部核实确认后,向甲方申请开工验收,验收合格下达开工批准书后方可动井口作业。 4.3.1 作业井的检查验收 4.3.1.1 检查验收方式根据作业井的具体情况,可分别采取不同验收方式。 (1)验收方式包括:甲方验收、甲乙双方联合验收或委托监督验收等;检查验收合格下达开工批准书后方可动井口作业;检查验收不合格不得开工。 (2)中、低风险井的验收:由施工单位会同甲方现场监督进行验收,开工批准书由甲方监督签认,验收资料由施工单位保存。 (3)高风险井的验收:施工单位自检验收合格后,向甲方(采油气厂或工程监督中心)申请验收。由甲方组织验收,开工批准书由甲方签认,验收资料由施工单位保存。 (4)高含H2S油气井的验收:施工单位自检验收合格后,向甲方(生产运行管理部)申请验收。由局、分公司副总工以上领导带队组织验收,开工批准书由分公司签认,验收资料由施工单位保存。 4.3.1.2 验收检查意见和结论。 (1)检查验收标准执行试油气等井下作业开工检查验收书(见附件)。 (2)存在重大隐患的应当场下达隐患整改通知单,整改情况经验收人或委托现场监督确认后方可开工。 4.3.1.3 开工检查验收意见和结论应记录于试油气等井下作业开工检查验收书中。 4.3.2 侧钻、井底加深等井的开工检查验收,执行钻井井控实施细则相关规定。 5 试油气等井下作业过程中的井控要求 5.1 试油气等井下作业井控要求 试油气、压裂、测试及大小修、旋转作业、连续油管和带压起下管柱等作业工况下,井底压力控制及防喷、防火、防爆、防H2S等,是试油气等井下作业井控的主要工作内容。 5.1.1 作业过程中,应按起下管柱(包括起下特殊工具)、旋转作业、空井、穿换井口、射孔、诱喷求产等工况组织开展防喷关井演练。各班组根据实际作业内容,每井次或每月组织开展不少于一次不同工况的防喷演练,旋转作业和空井状态关井时间≤2min,起下管柱作业状态关井时间≤4min,并记录演练和讲评情况。 5.1.2 高含H2S油气井作业前,还应检查落实防H2S的安全技术措施,开展防H2S预案培训演练。 5.1.3 实行带班干部(井分队长或经理、指导员或书记、技术员)24h值班带班,负责检查、监督各岗井控管理制度执行、井控责任落实情况;负责井控装置试压、防喷演练、处理溢流、井喷及井下复杂等情况时的现场生产组织和指挥。 5.1.4 作业过程中应指定专人坐岗观察井口、出口变化,并填写坐岗观察记录。发现溢流立即报警,通知司钻或带班队长按关井程序实施关井。 5.1.5关井参数提示牌置于节流放喷或测试管汇、油嘴套处。 其内容包括井内为纯天然气时的最高、最低控制套压,当前井筒液密度下最高允许控制套压、最大允许掏空深度等。 任何情况下,最高关井压力不应超过设计允许关井套管压力。 5.2 射孔作业的井控要求 5.2.1 射孔作业准备 5.2.1.1 射孔前,应检查确认井口装置、节流压井或地面测试流程管汇、放喷管线及其点火装置等;储备1.5倍以上井筒容积的符合性能要求的压井液、加重材料等应急物资、材料、工具;做好防喷、抢关、抢装等准备工作。 5.2.1.2射孔时,应指定专人坐岗观察密切注意井口,发现溢流应立即采取相应措施。 5.2.1.3 射孔安全注意事项 (1)射孔宜在白天进行,依据作业井的油气介质、地层压力、井控风险等选择射孔方式,确保作业安全. (2)高含H2S井射孔操作人员应携带便携式可燃气体和H2S监测仪,佩戴正压式空气呼吸器等个体气防器具、器材、工具等。 5.2.2 电缆射孔的井控要求 5.2.2.1 射孔前,安装与井口防喷器相匹配的电缆防喷装置(包括电缆防喷器,防喷管、注脂泵、泄压阀等),接好井控或地面测试流程管汇并试压合格。 高压油气层射孔前,储备1.5倍以上井筒容积的符合性能要求的压井液、加重材料等应急物资、材料、工具;做好防喷、抢关、抢装等准备工作。 5.2.2.2射孔后,控制起枪速度≤2000m/h,起出射孔枪后应立即组织抢下管柱。 5.2.2.3发生溢流按如下原则处置 指定专人坐岗观察井口,发生溢流或井喷按作业工况实施关井;有溢流或井喷预兆时,观察一个安全作业周期,无溢流显示时才能进行下步作业。 (1)若电缆上提速度>井筒液柱上顶速度,则起出电缆、射孔枪关电缆防喷装置;若不具备安全起枪条件,则应及时关闭电缆防喷装置;若电缆防喷装置失效,喷势猛烈则应切断电缆,关作业防喷器全封闸板封井。 (2)切断电缆弃枪指令宜由作业队负责人下达,射孔队配合实施;原则上从井口切断,并采取电缆卡子悬挂防落井措施。 5.2.3 油管传输射孔的井控要求 气井、高油气比井、预测能自喷的井、高含H2S等有毒有害气体的井、有可疑层或未解释层以及处于高危环境的井、水平井等优先选用油管传输射孔。 5.2.3.1防喷器、压裂井口或采油气树压力级别要与地层压力相匹配。传输射孔管柱定位、调整后,拆下防喷器安装采油气树、压井节流或地面测试流程管汇、放喷管线等,试压合格后方可进行传输射孔作业。 5.2.3.2 作业安全要求 根据测压数据或井口压力情况,确定压井液密度和压井方法实施压井;气井油管传输射孔后,应循环脱气1个循环周以上,无溢流、漏失情况下静止观察1个起下安全作业周期,再循环脱气1个循环周方可起下作业管柱;油水井油管传输射孔后,应观察不少于1小时,若无溢流现象方可起下作业管柱。 5.2.3.3 各岗位应做好防喷准备,确保起管柱过程中井筒内压力平衡,发现溢流立即采取相应措施。 5.3 测试作业的井控要求 5.3.1 坐岗观察与应急处置 5.3.1.1 起下管柱和测试作业期间,应指定专人坐岗观察记录井口溢流和环空液面变化等情况。发现溢流、漏失等情况,应立即通知测试作业的现场负责人。 5.3.1.2 当地面测试流程发生刺漏时,应关闭控制头旋塞阀、紧急关井阀或采油树等,刺漏部位整改好后方可继续下一步作业。当井口控制头主阀以下发生刺漏时,应立即进行井下关井。 5.3.1.3 测试完毕起钻反循环时,应控制泵压、排量并充分循环,观察井口液面稳定后方可起钻。 5.3.2 地层测试的井控要求 5.3.2.1 施工前的作业准备 (1)测试作业前,现场监督应组织相关作业方召开测试协调会,进行测试作业设计及井控、安全、环保、应急预案等技术交底。 (2)按设计要求安装固定井口装置、测试树、流程管汇等并试压合格。检查测试树、遥控阀、测试阀、节流压井或流程管汇、高压弯管及其它工具、闸阀、管线等,确保其连接、固定等安全可靠。 (3)高含H2S井选用防硫材质的井口装置、测试树、流程管汇、井下管柱、工具、附件等。按规定配备固定式、便携式H2S检测仪,正压式空气呼吸器、充气泵等气防设备、设施、器具、器材、专用工具。进入现场车辆的排气管要安装阻火器,服从配合作业的大修队或作业队等现场井控主体责任方的指挥或管理。 5.3.2.2 起下测试管柱 (1)起下测试管柱前,核实与防喷器闸板尺寸、扣型吻合的防喷单根、防喷短节、旋塞等准备情况。 (2)起下常规测试管柱时,注意密切观察井口灌满状态或返液情况。 控制下管柱速度≤40根/小时,每下100m测试管柱加一次液垫,直至设计高度;控制起封隔器速度≤0.2-0.3m/s,防止抽汲诱发井喷;起下联作测试管柱时,起下枪身要轻提轻放,平稳操作;测试工具出井后,立即下入部分钻杆或油管,关闭防喷器、旋塞阀后再等待下步作业。 (3)发现异常停止起下管柱作业,保持井内液柱压力,不得边喷边起管柱。 5.3.2.3 钢丝作业井控要求 (1)钢丝绞车距井口≥25m,放好掩木。复杂井施工时,应采取加固措施,防止绞车后滑;高含H2S井进行钢丝作业,应选用防硫钢丝绳,并准备好钢丝剪切工具和钢丝卡子;结合作业井况分析掌握油气上窜规律,计算安全作业时间,制定事故或复杂情况的防范应急处置方案,待批准后方可进行钢丝作业。 (2)出现防喷管、防喷盒刺漏时,视情况做如下处理。 若刺漏较轻立即停止作业,关防喷盒后迅速上提测试仪器、工具等至防喷管内,关防喷盒、清蜡闸门;防喷盒刺漏严重时,可注脂控制防喷盒漏失,抢起测试仪器、工具等至防喷管内,关清蜡闸或作业防喷器;防喷器刺漏严重且注脂无效、无法控制防喷盒刺漏时,应立即剪断电缆或钢丝,关清蜡闸或作业防喷器后,根据现场情况采取相应措施。 5.3.2.4 测试作业井控要求 (1)地面测试流程、管汇、测试树等工作压力应大于预测最大井口工作压力。 (2)测试作业的异常处置:放喷测试期间,若井口刺漏,应立即关闭测试阀,打开安全循环阀,然后用合适密度的压井液循环压井;若安全循环阀无法正常打开时,则打开断销式循环阀,实现油套连通,然后用合适密度的压井液循环压井。 5.3.3 中途测试作业井控要求 5.3.3.1 裸眼段测试时,钻具在井底停留时间一般不宜超过6h。 5.3.3.2 测试作业井控要求。测试前,应提供测试井段的双井径资料,并按设计要求调整好井液性能,压稳地层,保证井壁稳定和作业安全。测试时,应确定合理测试液垫高度,防止发生因测试压差过大导致的地层坍塌、钻杆挤毁等复杂或事故。 5.3.3.3 发生溢流、井涌或井喷事件时,配合钻井队或作业队采取以下措施:立即停止测试管柱起下作业;井内管柱较少时,则立即抢下管柱后关闭防喷器;井内管柱较多,则立即关闭防喷器;迅速连接压井管汇,实施压井作业;压井成功后,观察井口压力,确认无溢流后再起测试管柱。 5.4 管柱起下作业的井控要求 5.4.1 管柱起下作业主要是指起下油泵、管、杆及钻杆等作业,起下管柱前应做好以下准备工作。 5.4.1.1 起下管柱前,应对提升设备、井口装备、监控仪表、防护器材、报警装置及自动点火装置(点火源)等进行全面检查确认,应弄清井下的管柱结构、组合、工具及其与起下管柱有关的井下情况。 井口应装好防喷装置,连接管汇并试压合格;钻台上应备好2只以上的开关灵活与井下管柱尺寸、扣型相匹配的防喷单根、防喷短节、旋塞阀等内防喷工具。 5.4.1.2 提油管挂前,应指定专人检查防喷器闸板是否全开,油管挂顶丝是否完全退回,发现问题及时解决。开井后观察时间应≥30min,无溢流后方可起管柱。 5.4.1.3 天然气井、高气油比井、高含H2S井起管柱前,应先开启H2S监测(检测)仪和井口防爆排风扇,必要时应短起下钻检测油气上窜速度。 5.4.2 起下管柱时,应核实确认井内管柱、工具、井口防喷器及其附件、油管挂、配合接头和钻台备用的防喷单根、防喷短节、旋塞阀等。 5.4.2.1 水平井、大斜度井、高产井等产层已打开井的产层及以上300m和封隔器等大尺寸工具的起下钻速度应≤5m/min,防止抽汲诱发井喷。 5.4.2.2 高风险井起下大直径工具、管柱,必要时应在防喷装置上加装防顶卡瓦或采取防顶措施,作业过程中应保持油、套管连通。 5.4.2.3 起组合管柱、工具时,必须配备与防喷器闸板尺寸相符合的防喷单根、防喷短节、旋塞阀等,并按规定控制起下速度。 5.4.3 严格执行坐岗观察制度,密切注意井口及液面的变化。 5.4.3.1 钻修作业,每起下6-10根钻杆、2根钻铤;试油气等井下作业,每起下10-15根油管,应记录一次工作液的灌入或返出量,并及时校核累计灌入或返出量与起下管柱的体积是否一致,若发现实际与理论量不符,应先停止作业并即关井,查明原因确认井内正常后方可继续进行作业。 天然气井起下管柱井口应保持常满状态,不允许边喷边作业。 5.4.3.2 循环工况,每隔15min记录一次循环罐(池)液面变化,遇特殊情况应加密观察并记录。 5.4.3.3 起完管柱应及时进行下步作业,严禁空井等候或测试管柱静止在裸眼井段进行设备检维修等,发现溢流及时关井。 5.4.4 安全起下管柱的作业条件: 5.4.4.1 井筒液柱压力应能平衡地层压力;起钻前,循环工作液≥1.5个循环周;循环时,工作液的进出口密度差≤0.02g/cm3。 5.4.4.2 起钻前应测油气上窜速度,确保起下管柱≤½计算安全作业时间,且井口稳定无溢流显示。 5.4.5 不连续起下作业的井控要求 连续起下管柱因特殊情况停止作业时,要灌满井筒并按以下方式控制井口。 5.4.5.1 油管悬挂器能通过防喷器时。 (1)不连续起下作业≤8小时,将油管悬挂器坐入油管头四通并顶紧顶丝,关油管旋塞阀,关闭防喷器半封或安装简易井口,安装油管、套管压力表进行监测。 (2)不连续起下作业>8小时,将油管悬挂器坐入油管头四通并顶紧顶丝,在防喷器上安装采油气树或简易井口,安装油管、套管压力表进行监测。 5.4.5.2 油管悬挂器不能通过防喷器时。 (1)不连续起下作业≤8小时的,将吊卡坐在防喷器上,关油管旋塞阀,关闭防喷器半封,安装油管、套管压力表进行监测,并采取油管防上窜措施。 (2)不连续起下作业>8小时,卸下防喷器安装采油气树,将油管悬挂器坐入油管头四通并顶紧顶丝,关油管旋塞阀,安装油管、套管压力表进行监测。 5.5 压井、替喷、诱喷作业的井控要求 5.5.1 压井作业准备 试油气等井下作业前,应压稳地层,各工序间应紧凑衔接,防止因等停等原因导致井喷或对油气层造成伤害。不能连续作业时,应关闭井口或装好采油气树,防止井喷事故发生。 5.5.1.1 压井过程中的压力控制要满足。井底压力不应超过地层破裂压力;施工压力不应超过井控装备的额定工作压力和套管允许控制压力。 5.5.1.2 压井施工前做好压井施工方案,明确分工,并严格按施工方案组织施工。 (1)压井时应尽可能采用符合设计要求的压井液循环压井。若循环压井法无效时,可酌情提高密度或采用挤注法压井。若遇油套不能连通等特殊情况时,可采用灌注法压井。 (2)循环压井过程中,应计量入井和返出量,控制进出口排量平衡,压井液性能基本一致,漏失严重时应采取防漏措施。 (3)节流循环、泵注压井液过程中不得停泵,一般控制循环、泵注排量≥0.5m3/min;应用油嘴或针形阀控制回压,最高泵压不超过油层吸水启动压力;若油嘴或针形阀发生刺漏,应立即停止压井作业采取措施。 (4)压井液返出,且进出口密度差≤0.02g/cm3,停泵观察井内是否有压力;如有压力继续循环压井,直至关井压力为零,观察起下一趟管柱的安全作业时间;关井油、套压为零,出口无溢流后方可进行下一步作业。 5.5.2 替喷作业井控要求 5.5.2.1 替喷泵压应低于油层吸水启动压力,一般控制泵替排量≥0.5m3/min,替喷过程中不得停泵。 5.5.2.2 替喷方式。采用一次替喷时,替喷油管应下至储层顶界以上10-15m;采用二次替喷时,替喷油管应先下至储层以下(或人工井底以上l-2m)替入工作液,然后调整管柱到储层以上l0-15m,再进行二次替喷。裸眼井替喷油管下至套管鞋以上10-15m;采用泡沫液替喷时,进口管线应安装单流阀,试压至施工压力1.2倍,进出口管线应使用钢质管线并固定牢靠。 5.5.2.3 高含硫油气井替喷前,应检查采油气树、地面测试流程管汇、放喷管线、回浆管线及闸阀的开启状态等,并有明显标识;划分警戒区域,进行防H2S泄漏演练,并周边≤500m的居民和无关人员撤离至安全区域。 5.5.3 诱喷作业井控要求 5.5.3.1 抽汲诱喷作业井控要求 进行抽汲诱喷作业时,应及时准确地掌握动液面的变化情况,严格执行《低(常)压气井抽汲作业操作技术规程》(工技 [2016]118号工单)。 (1)抽汲诱喷按设计压力或掏空深度进行控制,防止挤毁套管。气井或解释为气层的测试层位无控制措施时严禁进行抽汲作业。 (2)抽汲诱喷应安装防喷盒、防喷管等钢丝绳抽汲防喷装置。防喷管应≥抽子和加重杆的总长1m以上。抽汲防喷盒的排液出口管使用钢制管线与储液罐连接,并用地锚固定。 (3)压力系数≥1.07的测试层位应控制抽汲强度,每抽汲完一次应将抽子起至防喷管内,关闭7#闸门(或清蜡闸门)观察5-10min,无自喷显示时方可进行下一次抽汲。停抽时应将抽子起到防喷盒内,关清蜡闸门。 (4)若发现气顶抽子或液面上升加快出现井喷预兆时,应快速将抽子起到防喷盒内,关闭清蜡闸门观察。 5.5.3.2 气举诱喷作业井控要求 气举诱喷时,井口装置应完整、完好、无漏失,进出口管线应使用钢质管线并固定牢靠。气举排液结束后,应立即放掉井筒内圈闭的压缩气体和天然气混合物。进行氮气气举诱喷时: (1)气举前,采油气树、地面流程、气举管线等应按设计要求正确连接,并试压至施工压力1.2倍。 (2)气举过程中,密切关注井口压力,严禁井口气举压力超过采油气树试压值。 (3)气举结束后,按设计要求选择合适油嘴或针形阀控制放喷。 天然气井不得使用压缩空气进行气举诱喷。 5.5.3.3 掏空诱喷作业井控要求 掏空诱喷时,井筒液柱的降深掏空不应超出掏空管柱、井筒套管柱、井下关闭阀工作强度的允许深度;掏空诱喷后放喷应严格控制回压。 5.5.3.4 高含硫油气井的放喷、测试应安排在白天进行,若遇6级以上大风或能见度小于30m的雾天、下雪或暴雨天等,应停止放喷。 5.6 修井作业的井控要求 5.6.1拆换、串换井口的井控要求 满足下列条件方可实施拆换、串换井口作业。 5.6.1.1 油、水、气井的井口平稳无溢流。 5.6.1.2 现场储备1.5倍以上井筒容积的压井液。 作业前,应根据地层、钻完井及试油气、采油气等情况,先压稳地层;然后打开井口或相关流程管汇的闸阀、管线等观察压井效果。 5.6.2 修井作业井控要求 5.6.2.1 非正常作业因素(修井机维修、保养、研究或等技术方案、措施等因素)停工时,应指定专人坐岗观察井口。 (1)空井筒时,应灌满井筒,关闭全封,打开放喷管线,派专人观察放喷井口溢流情况。 (2)井内有钻具时,可采用压井液循环洗井,或灌满井筒关闭半封装上旋塞阀,打开放喷管线,派专人观察放喷井口溢流情况。 5.6.2.2 有条件的应打水泥塞或用桥塞封隔油、气、水层,灌满井筒压稳地层,再进行换套等作业施工;无法封隔时,安装防喷器后方可进行换套等作业施工。 5.6.2.3 起下大直径管柱、工具时,严格控制起下速度防止抽吸或压力激动;不能正常循环、下部管柱可能存在压力圈闭时,应在防喷装置上加装防顶卡瓦或在管柱上采取防顶上顶措施,并及时向井内灌注压井液。 5.6.2.4 高气油比井间歇井喷,不允许冒喷起下作业,应选用合适压井液分段循环压井,洗井脱气2-3次,保证井内液柱压力能平衡地层压力。 5.6.3 冲砂作业井控要求 5.6.3.1 冲砂前,宜安装闸板防喷器或自封防喷器、油管旋塞阀等并试压合格,用能平衡地层压力的压井液压井。 5.6.3.2 换接单根前,循环洗井应≥10min,换接单根≤5min。冲砂至设计井深后循环洗井1周以上,停泵观察≥30min,井口无溢流时方可进行下步施工。 5.6.3.3 冲开被砂埋地层时,应保持正常循环,坐岗观察井口、计量罐,发现出口排量≥入口排量,或计量罐增量≥1m3时,停止冲砂关井观察,采取压井、防卡措施。 5.6.4 钻磨作业井控要求 5.6.4.1 钻塞作业井控要求 (1)钻塞前,宜安装闸板防喷器或自封防喷器、旋塞阀等并试压合格,用能平衡地层压力的压井液压井,存在上顶风险井应加装防顶卡瓦。 (2)钻开封堵油气层时,应保持正常循环,并坐岗观察井口、计量罐等,当发现出口排量≥入口排量,停止钻塞关井观察,采取压井、防卡等措施。 5.6.4.2 套铣、磨铣作业井控要求 (1)套铣、磨铣前,宜安装闸板防喷器或自封防喷器、方钻杆上下旋塞阀等并试压合格,用能平衡地层压力的压井液压井。 (2)套铣、磨铣时,应保持正常循环,并坐岗观察井口、计量罐,发现出口排量≥入口排量,或计量罐增量≥1m3时,停止套铣、磨铣关井观察,并采取压井、防卡措施。 (3)起管柱前,要循环洗井1周以上,停泵观察≥30min,井口无溢流时方可进行下步施工。 5.6.5 丢手、封隔器解封作业井控要求 5.6.5.1 丢手、封隔器解封前,宜安装闸板防喷器或自封防喷器、旋塞阀等并试压合格,用能平衡地层压力的压井液压井。 5.6.5.2 丢手、封隔器解封后,要循环洗井1周以上,停泵观察≥30min,井口无溢流时方可进行下步施工。 5.6.6 打捞作业井控要求 5.6.6.1 打捞作业前,宜安装闸板防喷器或自封防喷器、旋塞阀等并试压合格,用能平衡地层压力的压井液压井。 5.6.6.2 起下大直径打捞工具或捞获大直径落物时,应严格控制起钻速度,防止抽吸或压力激动。 5.6.6.3 打捞施工过程中,指定专人坐岗观察井口、计量罐,发现溢流或井喷,立即停止打捞作业关井观察,并采取压井、防卡措施。 5.6.7 措施作业井控要求 5.6.7.1 措施作业前,应根据措施井的井筒压力、钻完井资料、生产资料等情况,采取相关技术措施。宜用能平衡地层压力的压井液压井后,拆换作业井口,联接泵车对井口、流程、管汇等试压,试压≥1.2倍最高施工压力,各控制阀门应灵活、密封、好用。 5.6.7.2 措施作业时,流程、管汇和泵车等应有带阀门的可控泄压管线。 5.6.7.3 需要打平衡压力时,应有套管高压平衡管线和平衡泵车。 5.7 酸化、压裂作业井控要求 5.7.1 施工现场应设置明显的防火、防爆、危险化学品、风向标、紧急集合点等标志和逃生路线。以便合理地布置作业设备,应急情况下能快速疏散、撤离。 5.7.2 施工前,组织作业现场相关方进行施工设计、井控、安全、环保及应急等技术交底,明确分工配合要求。 按施工设计要求安装高压管线、管汇、井口装置等,并试压合格,具体执行常规油、气、水井水力压裂设计、施工与验收规范(Q/SH 0270-2009)。 5.7.2.1 井口用4道≥Ø16mm的钢丝绳,4个地锚均布对称绷紧固定,并试至高于设计最高施工压力5-10MPa,稳压30min,压降≤0.7MPa,不刺不漏。 5.7.2.2 放喷管线执行常规修井作业规程(SY/T 5587.3第3部分:油气井压井、替喷、诱喷),安装压力表及符合设计要求的放喷油嘴。 5.7.2.3 压裂井口或采油气树至少应装1#、4#两只总闸阀,压裂车应安装限压装置。施工中高压管线、井口装置等发生故障,应停泵泄压后再采取措施。 5.7.2.4 高气油比或天然气井酸化、压裂,进入作业现场的车辆、动力设备的排气管要安装阻火器,并服从作业队的指挥和管理。 5.7.3 酸化压裂后,按施工设计安装油嘴或针形阀控制放喷、排液、求产。 5.8 连续油管作业井控要求 5.8.1 连续油管的分段压裂、液氮助排、打滑套球座,通井钻塞、冲砂解堵等作业前,宜用能平衡地层压力的压井液压井,安装和设计匹配的专用四闸板防喷器(剪切、全封、半封、卡瓦)、单流阀,并按设计最高施工压力试压,或按预测最大关井压力的1.2倍试压,稳压30min,压降≤0.7MPa。 5.8.2 连续油管作业过程中,施工压力不得超过设计压力;并指定专人坐岗观察井口压力及出口情况;根据连续油管的规格参数、入井次数、作业累计井深、作业井况等控制连续油管内外压差。 5.8.3 起下遇阻应缓慢上提下放连续油管通过遇阻井段。 在井口、变径、管鞋、大斜度或水平井段等特殊位置,应控制起下速度缓慢通过。连续油管最大下入深度不应超过设计允许下入深度。 5.8.4 连续油管冲砂(钻磨)解堵时,当井口压力突然升高,应立即增加内外张压力和自封压力,防止发生意外复杂情况。 5.9 不压井作业井控要求 5.9.1 不压井作业井口装置、井下管柱结构及地面设备设施等应满足不压井、不放喷及应急抢险的各种作业条件。 5.9.1.1 实施不压井作业前,宜用能平衡地层压力的压井液压井后,拆卸试油气井口或采油气树,在锥管挂或直管挂上装旋塞阀关井后,安装与施工井口压力相匹配带压作业设备、连接地面测试流程的放喷、平衡管线等。 5.9.1.2 井口控制装置、安全卡瓦等要动作灵活、密封可靠、连接牢固,各级防喷装置及地面管线等,按设计施工压力通过试压四通从下到上逐级试压,稳压30min,压降≤0.7MPa为合格。 5.9.1.3 操作平台上应备有2只开关灵活,与地层压力和作业管柱扣型相匹配的旋塞阀或止回阀和内防喷工具短节等。 5.9.2 带压起下管柱,随时观察井口压力及管柱变化情况。 当超过安全工作压力或发现管柱自动上移时,应及时加压或采取防上顶等防范措施。 5.9.2.1 当井口压力≤7MPa时,可采用环形防喷器控制油层套管环空压力带压起下管柱;当井口压力≥7MPa时,可采用闸板防喷器和环形防喷器共同控制油层套管环空压力带压起下管柱。 5.9.2.2 带压下管柱时,应在最下一根管柱上接座落接头(如带堵塞器,堵塞器下井前要进行试压,试压值为堵塞器的额定工作压力,稳压30 min,压降≤0.7MP(1)。如果堵塞器失效,则抢装内防喷工具或短节,压井平稳后观察大于下一工序的安全作业时间,循环井内的压井液后再进行起下管柱作业。 5.9.3 洗井、冲砂等带压作业,应控制出口压力,保持出口压力与起下管柱压力一致,出现压力失控或其它异常情况,立即组织实施压井防止发生井喷或失控事故。 5.9.4 带压作业停机期间,应指派专人观察井口,并采取有效防范措施。 5.9.4.1 井内管柱应安装并关闭旋塞阀,关闭固定防顶卡瓦和游动重型卡瓦,防止管柱飞出井口或管柱落井。 5.9.4.2 打开环形防喷器,关闭不压井作业装备上下闸板防喷器,并手动锁紧上下闸板,控制油套环空压力。 5.9.4.3 指派专人观察井口压力的变化,并通过平衡、放压四通控制放空、泄压,严防井口压力超过井控设备额定工作压力。 5.9.5 带压作业停机复工时,应谨慎操作安全泄放圈闭压力,防止次生复杂情况发生。 5.9.5.1 将动力输送至不压井举升装置,缓慢打开旋塞阀,观察堵塞器的密封效果,并用平衡、放压四通进行放空、泄压。 确认放喷口无气后,打开不压井作业装备的上闸板防喷器,关闭环形防喷器。 5.9.5.2 用平衡、放压四通进行压力平衡后,打开不压井作业装备的下闸板防喷器,恢复正常带压起下钻作业。 5.9.6 带压起下作业结束后,拆卸不压井作业装备,安装井口装置或采油气树。 5.10 利用作业装备实施钻井(包括侧钻和加深钻井)时,应执行钻井井控标准。 6 溢流与复杂情况处理 6.1 严格执行坐岗观察制度,发现溢流、井涌、井喷要立即关井,执行SY/T 6690、SY/T6610等标准的相关规定。 6.1.1 根据现场作业工况和关井后实际情况,采取节流放喷或压井措施,直至恢复井口作业。 6.1.2 各类井口作业中,均应落实专人坐岗观察池液量增减及出口情况,做到及时发现溢流(1m3报警、2m3关井),及时准确地发出报警信号。 发现溢流立即关井,怀疑溢流关井检查。关井后派专人连续观测、记录立(油)管压力和套管压力,根据关井立、套压的变化,绘制关井压力曲线,正确判断井下情况,确定压井处理方案。 6.1.3 在关井或压井过程中,出现下列情况之一,应采取控制放喷、泄压措施。 6.1.3.1 技术套管未下到油气层顶部的井,井口压力超过套管鞋处地层允许关井压力。 6.1.3.2 井口压力超过井控设备的额定工作压力。 6.1.3.3 井口压力超过套管抗内压强度的80%。 6.1.3.4 井控设备出现严重泄漏时。 6.1.4 地层流体为天然气或含H2S等有毒有害气体时,应及时在放喷口点火。 6.2 现场复杂情况的预防与处理 6.2.1 有天然气溢出或弥漫时应采取防爆措施,避免金属工具撞击产生火花诱发次生灾害或事故。 6.2.2 严防空井井喷事故发生。 放喷或测试发生下列情况时,应暂停放喷、测试,整改合格后方可继续放喷、测试。 6.2.2.1 当井口压力达到测试控制头、采油气树、地面测试流程等设备设施额定工作压力的80%时,应用小油嘴控制开井泄压。 6.2.2.2 测试时,若发现管柱自动上行,应及时关闭防喷器,环空加压平衡管柱上行力;发现地面测试流程存在油气泄漏,视泄漏位置、大小等关闭相应上游的平板阀。 6.2.2.3 测试阀打开后,应及时观察环空液面,发现环空液面下降应立即向环空补灌压井液。 6.2.3 放喷或测试中发生下列情况时,应终止放喷、测试,立即压井。 6.2.3.1 发现封隔器密封失效、井内管柱、工具刺漏,且井控装置超压。 6.2.3.2 出现环空压力升高,泄压仍不能消除环空压力上升,地面装置失去控制时。 6.2.3.3 油管、套管和井控装置的材质不能满足地层产出物承压、抗腐蚀要求。 6.2.4 当井下循环阀打不开时,可采用向地层挤入法压井或连续油管压井,然后采用过油管射孔,实现循环压井。 6.2.5 当井下管柱刺漏、断裂,无法建立循环或循环深度较浅,不能满足压井深度时,可在油管、套管安全强度内,采取置换法、挤入法、短循环置换法、正(反)交替节流循环、控制泄压等方式压井,尽快建立井筒内液柱压力平衡,直至把井压稳。 6.2.6 施工现场存在井控、天然气泄漏等安全风险时,在向有关部门汇报的同时,现场施工队伍应立即按应急预案采取防范措施,控制事态扩大,把风险降到最低,能保证后续控制措施得以顺利实施。 6.2.7 油气层改造时,最高施工压力不得超过油管、工具、压裂井口等设备设施允许额定工作压力。若油管注入泵压高于套管承压,应采取封隔器套管保护措施,并在压裂井口或采油气树上安装安全阀限定套管压力。 6.2.8 发现地面管汇存在油气泄漏时,视泄漏位置、大小及时关闭油嘴管汇,关紧急切断阀或采油气树生产节流前闸阀,再对泄漏设备进行维修、整改。 6.2.9 发现紧急切断阀下游流程油气失控时,首先关闭紧急切断阀,再关闭采油气树生产阀门,然后对失控流程进行维修、整改。 6.2.10 节流循环压井时,放喷口应点燃长明火以烧掉分离出的天然气;发生井喷时,应及时停泵、关井控制井口,防喷口点火控制放喷。 6.2.11 严重出砂井放喷时,宜采用油嘴控制回压放喷。 6.2.12 三高井或高含硫油气井放喷、测试时,应编制地面测试流程或设备防高压流体、防H2S渗漏等应急处置程序、操作规程。 6.2.12.1 若紧急关井阀下游发现故障或渗漏,应立即关闭紧急切断阀。 6.2.12.2严禁在紧急关井阀上下游压力不平衡时开启紧急关井阀。带压重新开启紧急关井阀时,应先关闭油嘴管汇的上游闸阀及旁通阀,平衡紧急关井阀上下游压力,然后将紧急关井阀打开。 6.2.12.3 三高井宜采用2个油嘴管汇台进行二级节流测试,视情况在一、二级油嘴管汇之间用化学注入泵注入水合物抑制剂,防止水合物产生。 6.2.12.4 开井前,需启动蒸汽锅炉将蒸汽热交换器保持在所需温度。在测试期间若交换器发生渗漏,应先将流程倒换至旁通或启动紧急关井装装置,再对其进行维修、整改。 6.2.12.5 测试分离器的安全操作 (1)测试流体进入流程时,分离器的进口阀和天然气出口阀应保持关闭,测试流体从分离器旁通直接进入放喷管线燃烧,测试流体达到计量要求后方可进入分离器进行计量。 (2)使用分离器时,先打开天然气出口阀,再打开分离器入口阀;调节气动薄膜阀时,将旁通阀关闭;调节液面,待分离器压力和液面稳定后,再放入孔板开始计量。 (3)若分离器出现故障,启动紧急关井装置关断测试流程。 当出现分离器内压力超过安全阀所设置的压力值时,测试流体通过安全阀进入放喷或排空管线,对分离器实施保护。 6.2.12.6 储油罐距主流程≥20m,并配备消防设施、器材。储油罐出现意外时,立即打开分离器至燃烧池的阀门,关闭流向储油罐的阀门。 6.3 天然气井井喷着火的抢险作法应符合SY/T 6203的相关规定。 7 防火、防爆、防H2S安全措施 7.1 现场的设备布局与防火防爆要求 7.1.1 作业现场的安全布局 7.1.1.1 井场应划分功能区,主体及辅属设备、设施的现场布局应符合防、火防爆要求,在井场明显处和有关的设施设备设置防火防爆安全标志。 7.1.1.2 值班房、发电房、储油罐等布置在距井口≥30m的当地季风的上风方向,发电房距储油罐≥20m,锅炉房距井口≥50m,达不到以上安全距离时应采取相应的安全措施。 7.1.1.3 在森林或草场施工时,应设立防火墙或隔离带,作业现场严禁烟火。 7.1.1.4 对装有地滑车的抽汲井,通井机宜距井口≥18m布设。 7.1.2 作业现场防火防爆安全措施 7.1.2.1 井场动力设备及进入井场的作业车辆的排气管要安装阻火器,或功能相同的阻燃设施,且排气管不得朝向油罐或井口。 井口、提升设备、发电机、远程控制房等周围不得堆放杂物或易燃、易爆物品,钻台(通井机、修井机)、发电房、远程控制房等四周及底部无油污。井口泄漏、溢流、井喷等紧急情况下,严禁带火种进入井场。 7.1.2.2 按规定配齐消防器材、工具,并定岗、定人、定期维护保养或更换失效器材,悬挂检查记录标签。钻修井配套的清水罐应有消防加压装置和水龙带接口。 7.1.2.3 井场严禁烟火,确需工业用火时执行用火作业安全管理规定。 7.1.2.4井口泄漏、溢流、井喷等紧急情况下,井口操作应使用防爆工具,避免金属工具撞击产生火花诱发次生灾害或事故。 7.1.3 强化作业现场相关方防火、防爆等消防安全培训与管理,共同做好防火防爆工作。 7.2 作业现场的安全用电 7.2.1 井场电器设备、照明器具及输电线路的安装执行SY/T 5225和SY/T 5727的相关规定。 7.2.2 电源应有断电保护装置,照明宜采用36V低压电或隔离电源,所有电线均满足架空≥2.4m,电线无裸露。 7.2.3 所有电器设备、设施及活动野营房均有接地线,并可靠接地。 7.2.4 天然气井、高油气比井作业时应配备防爆对讲机。 7.3 应根据H2S防护区域危险性、泄漏风险等要素实施分级管控。 7.3.1 一级管控区域(经风险辨识确定为涉H2S的特殊设备(设施)、特殊作业、特殊时段的高风险区域):所有人员须正确佩戴便携式H2S检测报警仪(宜具备定位功能)、对讲机和正压式空气呼吸器,空气呼吸器建立呼吸后方可进入。 H2S风险未知区域按进入一级管控区域标准配备个人防护器材。 7.3.2 二级管控区域(除一级管控区域之外的涉H2S区域):所有人员须按规定佩戴适用的呼吸防护器材、便携式H2S检测报警仪方可进入。 7.3.3 三级管控区域(一级、二级管控区域外的可能有H2S泄漏的生产区域):进入人员须按规定佩戴便携式H2S检测报警仪。 7.4 防H2S安全警示与标识 7.4.1 井场出入口、H2S风险区域、取样点等重点部位应设置醒目的警示标识。 7.4.1.1 井场入口处还应设置红、黄、绿三色警示标牌、旗或灯,并设有两个以上不同方向的临时安全区和紧急集合点;一旦发生紧急情况,便于施工人员观察力风向,应向上风方向疏散、撤离。 7.4.1.2 按规定在井场入口处、井架上、提升设备旁、值班房等醒目位置处应设立风向标,风向标的高度及位置应便于观察,低点风向标应设置在中控室、操作室等人员密集处。 7.4.1.3 高含H2S井的职工生活区距离井口应≥500m。 7.4.2 一级管控区域的周界地面应采用红色警示线标示区域范围,沿线涂示“H2S”警示字样。 7.5 气防设施、器材的配备要求 7.5.1固定式、便携式H2S检测报警仪应保证探头或传感器灵敏可靠,其探头或传感器高度宜距地坪(或台板)0.3m,宜距释放源1.0-2.0m,安装接线等符合防爆仪表有关规定。 使用前要认真设置满量程响应时间、报警响应时间和报警精度等参数。固定式H2S检测报警仪每1年校验一次,便携式H2S检测报警仪每半年校验一次,满量程测试的检测仪必须重新校验才能使用。 凡装固定监测装置的井,应配备专用监测房,施工作业时应保证电源不间断。 7.5.2在高含H2S井试油气作业时,应按一个作业班次人员基数配备便携式H2S检测报警仪、正压式空气呼吸器,另配一个量程1000ppm的H2S检测报警仪、1台充气机,1套大功率报警器,5个以上的备用气瓶等。 7.5.3 井口、油嘴管汇、热交换器、分离器、振动筛、计量罐、储液循环罐等H2S气体易聚积场所安装防爆排风扇,以驱散作业场所弥漫的有毒有害及可燃气体。 7.6 存在H2S泄漏的作业现场,应悬挂明显清晰的警示标志: 7.6.1 一级报警浓度10ppm:当H2S逸散浓度≤15mg/m3(10ppm)时应白天挂绿牌或夜晚挂绿灯,提示井处于受控状态,但对现场作业人员生命健康可能存在潜在危险。 7.6.2二级报警浓度20ppm:当H2S逸散浓度在15-30mg/m3(10-20ppm)时应白天挂黄牌或夜晚挂黄灯,提示现场作业逸散的H2S对生命健康有影响,应检查泄漏点,并加强通风,在封闭区域或不良通风处应佩戴正压式呼吸器。 7.6.3三级报警浓度100ppm:当H2S逸散浓度≥30mg/m3(20ppm)时应白天挂红牌或夜晚挂红灯,提示现场作业逸散的H2S对生命健康有威胁,现场作业人员应立即佩戴正压式呼吸器。 H2S逸散浓度≥150mg/m3(100ppm)时对生命健康会产生不可逆转或延迟性影响,现场作业人员应按应急预案预案规定撤离现场。 7.6.4 在安全临界浓度污染区进行作业时应做好个体防护: 7.6.4.1 佩戴正压式空气呼吸器,携带便携式H2S检测报警仪,做好个体防护。 7.6.4.2 向上级(上一级的第一责任人及授权人)报告。 7.6.4.3 指派专人至少在下风方向距井口l00m、500m、l000m等处监测H2S逸散浓度,必要时监测点可适当加密。 7.6.4.4 实施防H2S逸散应急程序,控制H2S泄漏。 7.6.4.5 撒离现场的非应急人员。 7.6.4.6 清点现场人员。 7.6.4.7 切断作业现场可能的着火源。 7.6.4.8 必要时通知救援机构请求救援。 7.7 处理己知或怀疑有H2S的液体样品时应保持高度警惕;处理和运输H2S样品时,应采取H2S防范措施,样品容器应使用抗硫材料,并附上警示标签;泄压、放喷时,在保证人员安全的条件下,排放或燃烧所有产生的气体(包括来自测试液中的气体)。 7.8 含硫油气井井喷或失控,立即采取防火、防爆、防H2S逸散措施。 高含H2S井作业前,应综合考虑H2S和SO2扩散污染可能产生的危害严重程度和影响区域,最大限度地减少井内管材、工具和地面设备的损坏,避免人身伤亡和环境污染。 应根据地质、工程及施工设计编制防H2S应急预案,并组织相关人员进行培训、学习、演练。 7.8.1若井口压力有可能超过允许关井压力,应采取放喷泄压措施,放喷时应先点火后放喷。 井喷失控后,H2S逸散浓度≥150mg/m3(100ppm),现场人员生命受到巨大威胁、撤离无望,且短时期内井喷无法控制的情况下,作为最后应急手段执行AQ 2016,按弃井程序实施井口点火。 7.8.2 高含H2S井喷失控符合下列条件之一时,在15min内实施井口点火: 7.8.2.1 距井口500m范围内存在未撤离的公众。 7.8.2.2 距井口500m居民点3min平均监测的H2S逸散浓度≥100ppm,且存在无防护措施的公众。 7.8.2.3 井场周边1000m范围内无有效的H2S监测手段。 7.8.2.4 井场周边1500m范围内无常住居民时,可适当延长点火时间。 7.8.3 油气井弃井点火程序、点火决策人应在相关预案中给予明确,点火决策人宜由工程施工单位代表或其授权的现场负责人来担任。 7.9井场应配备自动、手动点火器具:点火时,操作人员应佩带防护器具,在上风方向距离点火口≥10m处点火。点火后,应检测下风向尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校等人员聚集场所的SO2浓度;控制住井喷后,待H2S、SO2浓度降至安全临界浓度或受控状态,人员方能进入。 一旦发生井喷或失控事故,应按预案要求实施应急抢险,未尽事宜执行SY/T 6610、SY/T 5087等相关标准、规定。 8 井喷失控的处理 8.1 应急处置程序 8.1.1 发生井喷失控,按应急规定启动本级井控应急预案,按规定时间逐级汇报。 8.1.2 立即停车、停炉、断电,严防火灾、爆炸等次生事故发生。 8.1.3 实施现场安全警戒。 监测井口周围及附近天然气、H2S和CO2等逸散浓度,并依此划分安全区设置警戒范围,警戒内严禁一切火源和闲杂人员。 8.1.4 迅速做好储水、供水等应急抢险准备。 在确保现场作业人员安全的情况下,将氧炔气瓶、油罐等易燃易爆物品拖离危险区,应尽可能清除井口周围和抢险通道上的障碍物;抢险的每个步骤实施前,均应进行技术交底,使相关人员心中有数,同时做好抢险人员个体防护,避免烧伤、窒息、中毒、噪音等伤害。 8.2 井口装置和井控管汇完好条件下的应急处置 8.2.1 救险人员应佩戴好防护器具、工具等,检查确认防喷器、井口及流程、管汇的密封和固定情况,检查确认旋塞阀等内防喷工具的密封情况。 8.2.2 按规定或指令动用机动设备设施,并采取安全保护措施。 8.2.3 井内有管柱时,要采取防顶措施。抢装旋塞阀或止回阀时,应先打开旋塞或顶开装置再抢装。 8.2.4 迅速组织力量配置或运送2-3倍井筒容积的压井液,并根据油气层压力和喷出物总量以及放喷压力来确定压井液密度。 8.2.5 强行关井一旦成功,具备压井条件的井,立即组织实施压井作业;具备投产条件的井,经批准可就原管柱投产。 8.3 井口装置损坏或其他原因造成井下复杂的应急处置 8.3.1 清除失控井抢险通道及井口装置周围可能使其歪斜、倒塌、妨碍应急处置的障碍物,充分暴露和保护井口。 8.3.2 失控着火井,灭火前应带火清障,暴露井口,拓宽作业面。清障作业可采取氧炔焰切割或水力喷砂切割等带火清障作业,应根据现场地理条件、风向,先易后难、先外后内、先上后下,在消防水枪喷射水幕的掩护下进行逐段清理。未着火井要严防着火,要大量喷射水幕,使用铜制防爆工具。 8.3.3 失控着火井的灭火 可采用密集水流、突然改变喷流方向、空中爆炸、土围、液固快速灭火剂、综合灭火以及打救援井等方法扑灭不同程度的油气井火灾。 8.3.3.1 密集水流灭火。采用密集水流灭火时,根据火势、燃烧程度及特点,以大于井喷的密集射流集中向火焰根部的同一点上喷射,将燃烧的油气与未燃烧的油气分离开,并逐渐向上抬高,迫使火焰根部位置逐渐向上移动,直至火焰熄灭。 亦可用多层水流,层层重叠互不撞击上抬方法,扑灭火焰,防止复燃。较大井喷灭火,可用大型水泵机组和数门水炮,采用高泵压、大排量灭火;也可采用罩引火筒,将散状火焰集中引导垂直向上,在引火筒顶端直射水柱拦截封顶灭火。 8.3.3.2 喷射干粉灭火。采用喷射干粉灭火时,应以足够的干粉车,在水枪的配合下,尽量靠近井口,在同一时间向火焰喷射干粉,抑制燃烧过程,直至火焰熄灭。灭火后继续喷射水流冷却井口及其周围,防止复燃。 8.3.3.3 爆炸灭火法。采用爆炸灭火法时,炸药应能满足撞击时不爆炸,遇高温不爆炸,遇水不失效。要确保在专业人引爆灭火的同时不会炸坏井口。 8.3.4 当井口未着火时,应立即拆换旧井口,更换新井口应遵循按下述原则。 8.3.4.1 优先考虑安全制服井喷,兼顾后续井口拆换、不压井起下管柱、压井、处理井下事故等。 8.3.4.2 原井口装置不能利用的应立即拆除。 尽可能大通径放喷降低回压,新井口通径不小于原井口装置的通径,并固定有密封垫环,便于在油气敞喷情况下安装。 8.3.4.3井口作业拆换,应尽可能远距离操作,尽量减少井口周围作业人员,缩短作业时间,消除井口着火的可能。 8.4 弃井井口点火程序 8.4.1 井喷失控引发火灾、爆炸,现场人员生命受到威胁、现场条件下抢险无望时,作为最后的应急手段应按抢险作业程序实施弃井点火。 8.4.2 弃井井口点火的相关程序、要求等应在预案中具体明确,点火指令应经分公司同意,由承包商单位代表或授权现场应急指挥发布。 8.4.3 作业现场应配备自动点火装置,并备用礼花弹、彩珠弹、点火枪等2种以上应急点火手段或器具、器材。 放喷点火人员应配戴防护器具,在上风方向,距放喷点火口≥30m处点火;如需井口弃井点火时,点火人应在距火口≥60m处点火;并有人进行点火监护。 点火后应对下风方向,尤其是井场生活区、周围居民区、医院、学校、集镇等人员聚集场所进行SO2等有毒有害气体浓度监测。 8.5 事故应急处置注意事项 8.5.1抢险作业应尽量避免在夜间或雨雪风雾等气候复杂天进行,以防次生风险或事故。不应进行干扰抢险的其它作业,避免人身伤害或因操作失误导致事故复杂化。 8.5.2 事发采油气厂、采油气工程服务中心、工程监督中心等应尽量组织力量围坝、回收喷出物,严格控制污杂物外排,并安排专人进行环境监测,将环境污染影响降到最小。 8.5.3 井喷抢险过程中要做好人身安全防护,应配备护目镜、阻燃衣、防水服、防尘口罩、防辐射安全帽、手套、便携式H2S监测仪、可燃气体监测仪、正压式空气呼吸器、耳塞等个体防护器材、用品,以避免烧伤、中毒、噪音等伤害。 9 井控事故的应急救援 9.1 应急救援原则 按照“以人为本、统一指挥、行动敏捷、措施得力、分工协作”要求,有条不紊地组织实施应急抢险。 9.1.1 一旦发生井喷事故,依据井喷势态及事态发展,事发单位立即启动本级预案,按报告程序向上级和甲方汇报。在确保安全的前提下,将重要设备及物资拖离井场。 9.1.2 启动相应层级的井喷预案,依据现场井喷势态制定抢险方案,迅速实施应急抢险。 9.1.3 事故现场要备有消防车监火,有救护车、医护人员和技术、安全人员在井场值班,抢险装备、物资、材料及时调配到位。 9.1.4 井喷控制后,对井场可能积聚H2S的地方进行检测,待H2S浓度降至安全临界浓度以下,作业人员方可进入。 9.2 事故现场人员救护 高含H2S等有毒有害气体井事故现场,应采取以下措施实施救护: 9.2.1 事故现场所有人员应避开泄漏源,逆风疏散或撤入安全区。 9.2.2 抢险人员应在非安全区佩戴正压式空气呼吸器等个体防护器具、器材、工具等。 9.2.3 中毒者应安全拖离事故现场后,再实施心肺复苏术,边抢救边送往最近的医院或向医院求助。 9.2.4 根据有毒有害气体检测情况,迅速通知周边非安全区居民疏散、撤离到安全区域。 9.3 救援人员进入井场后,在上级统一指挥下实施抢险救援作业。严格遵守防火、防爆、防H2S规定,注意个体安全防护。 附录C01: 试油气等井下作业的关井操作程序 1旋转作业(钻、磨、套、铣)发现溢流的关井程序。 1.1 转盘作业关井程序 1.1.1 发报警信号。 未配正规节流压井管汇的转盘作业,接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 1.1.2 停止作业。 停止正常旋转作业,各岗迅速进入井控操作位置;一、二岗确认套放管线处于开启状态,三岗检查工具,准备关井。 1.1.3 上提钻具、抢关内控装置 司钻提方钻杆下接头出转盘面0.5m以上,停泵,刹死刹车,一岗扣好吊卡,关闭方钻杆下旋塞。 1.1.4 关防喷器 1.1.4.1 配备液动防喷器时:副司钻听到报警信号迅速跑到远程控制台,听到关井信号关闭半封闸板手柄;一岗观察半封闸板到位后,一、二岗同时进行手动锁紧,并确认锁紧手轮顺时针旋转到位。 1.1.4.2 配备手动防喷器时:听到关井信号后,一、二岗同时关闭防喷器,一岗检查确认关闭锁紧手轮顺时针旋转到位。 1.1.5 关套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 1.1.6 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油管及套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 1.2 螺杆作业关井程序 1.2.1 发报警信号。 未配正规节流压井管汇无钻台旋转作业,接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 1.2.2 停止作业。 停止正常旋转作业(上提井内管柱预防沉砂埋钻),各岗迅速进入井控操作位置。 一岗确认油管旋塞(防喷井口或采油气树)处于开启状态,二岗确认套放管线处于开启状态,三岗检查工具,准备关井。 1.2.3 上提钻具、抢装内控装置 抢装方案由带班干部(或技术员)根据现场情况合理选择,并负责协调指挥。 一般情况下优先选择安装防喷井口,情况危急时选择安装油管旋塞阀,井内管柱较少时须有防顶措施。 司钻提起一根油管(或钻杆),将油管(或钻杆)接箍提至井口平面0.5m以上的合适位置,停泵,刹死刹车,一、二岗扣好吊卡,司钻下放油管(或钻杆)座在井口吊卡上,一、二岗卸下油管(或钻杆)。 1.2.3.1 抢装油管旋塞阀时:司钻迅速将吊卡下放座在井口防喷器上法兰平面上,一、二岗取掉吊环;司钻上提游车到一定高度,一、二岗抢装并关闭油管旋塞阀。 1.2.3.2 抢装防喷井口时:司钻迅速将吊卡下放座在井口法兰平面上,一、二岗取掉吊环;司钻上提游车,三岗套放好防喷井口垫环;司钻下放游车吊起防喷井口,并与井内管柱连接上紧,下放防喷井口座在井口法兰上,并用螺栓固定,发关井信号。 1.2.4 关防喷器 1.2.4.1 配备液动防喷器时:副司钻听到关井信号关闭半封闸板手柄;一岗观察半封闸板到位后,一、二岗同时进行手动锁紧,并检查确认锁紧手轮顺时针旋转到位。 1.2.4.2 配备手动防喷器时:听到关井信号后,一、二岗同时手动关闭防喷器,一岗确认关闭锁紧手轮顺时针旋转到位。 1.2.4.3 关闭防喷井口闸门时:一、二岗关闭防喷井口闸门。 1.2.5 关闭套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 1.2.6 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油管及套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 2 起下管柱发现溢流关井程序 2.1 发报警信号 油管或钻杆、大直径工具等起下时,接到井口溢流汇报时,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 2.2 停止作业。 停止起下管柱作业,井架工迅速下到地面,各岗迅速进入井控操作位置。 一岗确认油管旋塞(防喷井口或采油气树)处于开启状态,二岗确认套放管线处于开启状态,三岗检查工具,准备关井。 2.3 抢装井口控制装置 优先选择安装防喷井口,情况危急时选择安装油管旋塞阀。 2.3.1 抢装防喷井口时:司钻迅速将吊卡下放座在井口法兰平面上,一、二岗取掉吊环,司钻上提游车,三岗套放好防喷井口垫环;司钻下放游车吊起防喷井口,并与井内管柱连接上紧,下放防喷井口座在井口法兰上,并用螺栓固定,发关井信号。 2.3.2 抢装油管旋塞阀时:司钻迅速将吊卡下放座在井口防喷器上法兰平面上,一、二岗取掉吊环,司钻上提游车到一定高度,一、二岗抢装并关闭油管旋塞阀。 2.4 关防喷器 2.4.1 配备液动防喷器时:副司钻听到关井信号关闭半封闸板手柄;一岗观察半封闸板到位后,一、二岗同时进行手动锁紧,并检查确认锁紧手轮顺时针旋转到位。 2.4.2 配备手动防喷器时:听到关井信号后,一、二岗同时手动关闭防喷器,一岗确认关闭锁紧手轮顺时针旋转到位。 2.4.3 关闭防喷井口闸门时:一、二岗关闭防喷井口闸门。 2.5 关闭套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 2.6 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油管及套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 3 电缆射孔发生溢流关井程序 3.1 发报警信号 接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 3.2 停止作业。 停止射孔及其他作业,各岗迅速进入井控操作位置;二岗确认套放管线处于开启状态。 3.3 抢起或剪断电缆 带班干部(技术员)视井口具体情况指挥抢起电缆;溢流情况严重作业风险较大时,一、二岗协助射孔作业人员剪断电缆。 3.4 关防喷器 3.4.1 配备液动防喷器时:副司钻听到关井信号关闭全封闸板防喷器或电缆防喷器;一岗观察全封闸板到位后,一、二岗同时进行手动锁紧,并检查确认锁紧手轮顺时针旋转到位。 3.4.2 配备手动防喷器时:听到关井信号后,一、二岗同时手动关闭防喷器,一岗确认关闭锁紧手轮顺时针旋转到位。 3.5 关闭套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 3.6 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油管及套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 4 起下抽油杆发现溢流关井程序 4.1 发报警信号 接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 4.2 停止作业。 停止起下抽油杆作业,各岗迅速进入井控操作位置;二岗确认套放管线处于开启状态。 4.3 抢装防喷装置 4.3.1 抢装防喷盒或抽油杆防喷器时:司钻迅速将吊卡下放座在井口法兰平面上,一、二岗取掉吊环,司钻上提游车,三岗套放好防喷井口垫环;司钻下放游车吊起抽油杆穿过防喷盒或抽油杆防喷器,并与井内抽油杆连接上紧,下放防喷盒或抽油杆防喷器座在井口法兰上,并用螺栓固定,发关井信号。 4.3.2 配采油树控制闸阀时:可直接把抽油杆丢入井筒,发关井信号。 4.4 关井 4.4.1 配防喷盒或抽油杆防喷器时:一、二岗上紧抽油杆防喷盒或防喷器的防喷盘根。 4.4.2 配采油树控制闸阀时:一、二岗关闭控制闸阀。 4.5 关闭套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 4.6 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油管及套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 5 空井发生溢流关井程序 5.1 发报警信号 接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 5.2 停止作业。 停止一切作业,各岗迅速进入井控操作位置;一岗确认防喷井口或采油气树处于开启状态,二岗确认套放管线处于开启状态。 5.3 抢装防喷井口 5.3.1 抢装防喷井口,抢下防喷短节或管柱:司钻下放游车吊起防喷井口,三岗放好防喷井口垫环;司钻下放游车将防喷井口座在井口法兰上,并用螺栓固定;抢下防喷短节或管柱后,发关井信号。 5.3.2 抢下防喷短节或管柱:司钻下放游车吊起防喷短节或管柱抢下,一、二岗确认油管悬挂器坐入油管头并顶紧顶丝,推拉油管旋塞。 5.4 关闭防喷井口 5.4.1 一、二岗关闭防喷井口闸门。 5.4.2 一、二岗关闭防喷短节旋塞。 5.5 关闭套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 5.6 观察套压力 技术员或资料员安装、连通油、套管的压力表。 三岗或资料员观察记录套管压力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 6 拆换封井器及采油气井口上半部发生溢流时(井内有管柱)的关井程序 6.1 发报警信号 接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 6.2 停止作业。 停止拆换井口作业,各岗迅速进入井控操作位置,一岗确认套放管线处于开启状态。 6.3 抢装油管旋塞阀 一、二岗抢装处于开启状态的油管旋塞阀,并与井内管柱上紧; 坐好油管挂并顶紧顶丝,发关井信号。 6.4 关闭油管旋塞阀 一、二岗关闭油管旋塞阀。 6.5 关闭套放闸门 一、二岗关闭套放闸门。 6.6 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油、套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 7 抽汲诱喷发生溢流关井程序 7.1 发报警信号 接到井口溢流汇报,司钻发出报警信号,提示各岗位人员迅速就岗,按分工实施井口控制。 7.2 停止作业 停止抽汲诱喷作业,各岗迅速进入井控操作位置,一、二岗检查确认井口关井待命状态。 7.3 抢起抽子 司钻抢抽汲抽子至防碰标记出井,缓慢起抽子至防喷管内或提出井口,发关井信号。 7.4 关闭井口 一、二岗关闭防喷器或关闭采油气树1、4#闸阀。 7.5 观察立(油)、套压力 技术员或资料员安装、连通油管、套管的压力表。 三岗或资料员观察记录立(油)、套压力力,并向技术员、班长汇报,由技术员、班长在全面收集有关资料后,按程序向带班干部、甲方监督等逐级汇报。 附录C01: 防喷演习记录(推荐格式模板) 作业工区 井 号 作业公司 试油气号 带班队长 技 术 员 生产班组 演练时间 作业工况与演练内容 参演人数 讲评人 一班 二班 三班 演练情况记录 演练讲评记录 说明:执行 SY/T6690-2016《井下作业井控技术规程》规定,以班组为单位,落实井控责任,每月或每口井不少于一次不同工况的防喷演习。 附录C02: 试油气与井下作业坐岗记录表(推荐格式模板) 试油气队 施工井号 值班干部 日 期 时间 工况 井深 m 循环实测增减量, m3 起下管柱增减量, m3 井口处气泡、气味、流量(溢流、井漏)描述及原因分析 坐岗记 录人员 罐液面高度,cm 累 计 增(+) 减(-) 灌入(-) 返出(+) 累 计 灌入(-) 返出(+) # # # 附录C03: 测试作业坐岗记录表(推荐格式模板) 测试队 测试井号 值班干部 日 期 测试施工过程观察记录 测试工序 阶段时间 施工简况(井口压力、环空液面、管汇压力、泡泡头显示、出液变化等 情况) 坐岗观 察人员 下 钻 坐 封 初开井 初关井 二开井 二关井 解 封 起 钻 附录C04: 试油气等井下作业井控装置 日常检查表(推荐格式模板) 设备名称 序号 检查要求 检查结果 防喷器组 1 防喷器安装、固定与清洁卫生情况:1、固定是否牢固、用钢丝绳绷紧?2、各处连接是否规范、正确、牢固?3、防喷器组是否清洁卫生? 2 防喷器的液压控制情况:1、液控油路是否密封、漏油?2、控制油路连接是否正确?3、防喷器是否处于正确的开关位置?4、配备手动锁紧装置的锁紧杆、手轮等是否安装正确、合适,并挂牌标识? 防喷管汇 放喷管汇 1 管汇连接和固定情况:1、是否按规定用地锚固定?2、是否使用标准120°弯头,无现场焊接现象?3、长度、方向及与井口距离等是否符合规定? 2 管汇的配备情况:1、管汇的通径是否符合规定?2、管汇是否畅通?3、各闸阀是否挂牌、是否处于正确的开关位置?4、冬季是否采取保暖防冻措施? 3 压力监控情况:1、地面流程管汇上是否配备压力表?2、相关附件等是否配备齐全、完好? 节流压井 管汇流程 1 管汇连接卫生情况:1、节流压井管汇及地面流程连接是否正确?2、是否牢固、齐全(包括各种仪表、液路、气路管线等)?3、清洁卫生情况如何? 2 节流压井管汇及地面流程的配备情况:1、管汇的压力等级是否与作业地层压相匹配?2、管汇的通径是否符合规定?3、管汇是否畅通? 3 安装标识情况:1、节流管汇及地面流程的控制阀组是否处于便于操作位置?2、操作位置是否有积水、障碍物等?3、各控制闸阀是否挂牌、是否处于正确的开关位置? 4 压力监控情况:1、节流压井管汇是否配高、低量程压力表?2、低量程压力表与截止阀是否配备齐全、完好? 液气分离 器水套炉 1 安装卫生情况:1、液气分离器、水套炉的进排液气管线的连接是否固定牢固?2、清洁卫生情况如何? 2 液气分离器的控制与仪表情况:1、安全阀能否手动开启与复位?2、筒体压力表量程、年检及安装位置等是否符合规定,备齐全、完好?3、自动排液闸阀手动和气动开关动作是否灵活、可靠? 3 安装与配套情况:1、水套炉的压力、水位、水温等监测仪表的量程、安装、使用、年检是否符合规定?是否配备齐全,好用?2、水套炉的燃气管线、控制开关、调节高压阀是否符合规定?是否有防止干烧等保护措施。 远程控制 台与液气 控制管线 1 远程控制台的安装情况:1、远程控制台安装位置是否符合位于井口左前方,距井口25m之规定?2、周围是否堆放易燃、易爆、腐蚀性物品,并有方便操作、维护的人行通道之规定?3、电、气是否专供,是否直接从电、气源处接出?电、气源是否畅通?电、气管缆的走向是否安全?4、各液、气压管路的连接是否牢固,密封是否良好?5、清洁卫生情况如何? 2 远程控制台待命工况情况:1、换向阀手柄是否处于正确位置?2、全封剪切闸板换向手柄是否已限位?3、液压油箱内是否有足够的液压油?4、电泵、气泵工作是否正常,电泵曲轴箱内的润滑油量是否在标尺内?5、储能器、管汇、环形压力是否符合规定? 3 液气压管线连接、密封情况:1、液压管线管排及所有液压管线的连接是否牢固,密封良好?2、气管缆是否沿管排架排放或空中架设,并未其他物件压、折?3、液压管线是否采取防渗防漏防污染措施? 司钻控台 1 司钻控制台的安装情况:1、司钻控制台安装位置是否符合便于司钻就近操作之规定? 2、换向阀手柄是否在正确位置?3、全封剪切闸板换向手柄是否已限位?4、清洁卫生情况如何? 2 二次仪表显示情况:1、气管缆是否连接正确、牢固、畅通、密封良好? 2、储能器、管汇、环形的二次仪表压力显示是否符合规定,压力值与远程控制台的压力是否一致? 附录C05: 试油气等井下作业开工检查验收书(推荐格式模板) 施工井号 作业队伍 验收日期 甲方指挥部项目部参加验收 签名 施工现场参加验收 签名 工程技术管理部门 现场工程监督 安全环保管理部门 承包商项目部 生产运行管理部门 施工作业队长 检查验收问题 序号 隐患或问题 整改要求 检查验收意见 检查验收组长签名: 二〇 年 月 日 附表C06-1: 试油气或作业井的基本情况 井 号 井 别 完钻层位 完井方式 完钻井深 (m) 完井液密度 (g/cm3) 试油气或 作业层位 人工井底 m 井身结构 开钻开次 钻井程度 mm×m 套管程序 mm×m 一次开钻 二次开中 三次开钻 四次开钻 邻近生产情况 井号 井距 采、注层位 采、注压力 (MP(1) 当前产量 t或m3/d 建议停注、泄压时间 ( 月 日 时) 附表C06-2: 试油气或作业设备检查表 项 目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 井架基础 活动底座基础 符合设计要求,活动底座基础应平整、坚固。 井架支腿 附件设施 拉筋、附件、连接销 无变形、夫裂缝、无开焊、规格齐全,坚固、穿齐保险销。 支腿 无变形、夫裂缝、无开焊、支腿与基础接触无悬空。 梯子、扶手、栏杆 齐全、坚固、完好。 千斤 支腿千斤顶受力均匀,各千斤板应与载车中心线呈十字摆放。 天车、井口、游车 三点一线,在同一铅垂线上。 二层台 栏杆完好,牢固,安全销固定牢固,绷绳受力均匀。 逃生装置 钻台和二层台逃生通道安装正确,完好。 避雷装置 井架上安装避雷针,有专用铜质防雷导线接地。 绳索部分 绷绳规格 使用Ø16mm以上钢丝绳,无打结、无锈蚀、夫夹扁等缺陷。 绷绳安装 1、绷绳与地面夹角45-50º,各绷绳受力均匀。 2、绷绳花篮螺丝或紧绳器调整松紧。 3、绷绳的每端使用与绷绳相同规格的绳卡≥3个,每个绳卡之间4、距离150-200mm,绳卡的开口方向均朝向绷绳受力侧方向。 5、作业机(或修井机)4个绷绳以井口为中心,左右误差<1m。 液压大钳尾绳 1、钢丝绳直径≥Ø9.5mm,两端用2个绳卡固定,尾桩固定牢靠,长度合适。 2、尾部联接可靠,各销有锁紧装置,调节灵敏,使用方便,无渗漏,有使用、维修、保养记录。 大绳死端 穿齐防跳槽螺栓,压板并帽齐全,防滑卡2 个,断丝<6丝,方向正确,在固定器上绕3圈。 大绳活端 防滑卡3 个,方向正确,在固定器上绕3圈。 提升钢丝绳 根据所用设备按标准配备提升钢丝绳,要求无打结、无锈蚀、无夹扁,断丝<6丝。 吊钳尾绳 Ø22mm钢丝绳固定好,每端3个绳卡卡紧,无断丝。钳尾销齐全、合格、坚固,有保险销。 传动部分 绞车 水平度允差小于2/1000(滚筒面) 转盘 转盘中心与井口中心水平(即转盘面水平度),距离偏差<10mm。 绞车刹把 无垫物、无油污,有定期探伤报告或记录。 离合器 气胎式离合器圆轴度允差(300mm和500mm)<0.8mm。 防碰天车 符合说明书要求,灵敏可靠。 变矩器 液压油符合要求,无变质。 传动部分 传动轴 连接部位牢靠,润滑油无变质现象,无渗漏。 仪表固定与校验 有减振和避震措施。经法定机构校验,且在有效服使用期内。 指重表和压力表 位置正确、灵敏可靠、压力等级与之匹配。 气控液控管线 排列整齐、标志清析,固定牢靠,无老化破损现象,无渗漏。 泥浆泵基础 平整、牢固。 泵上水管线 有过滤装置。 循环罐部分 高压部分刚性固定无渗漏。循环罐有隔离装置能单独或联合使用。 搅拌器 每个循环罐≥2个。 固控设备 齐全、完好,满足设计要求,无渗漏。 冷却系统 1、水冷式要保证冷却液清洁、足够,冷却箱干净无油污,风扇防2、护罩完好,无渗漏。 3、风冷式保证进风口无杂物,风扇防护罩完好。 传动底座 各部件连接牢靠,无松动,有减震措施。 排气管 要安装阻火装置。 润滑部分 润滑油充足,无变质、无渗漏。 整机试运转 设备安装完后,进行整机试运转,连续运转90min,各部件工作正常,保证可靠。并有维修、运转、保养记录。 悬吊部分 游车、大钩 1、游车滑轮灵活,无损伤、变形,大钩保险销完好,耳环螺栓坚固,插好保险销。 2、有定期的探伤记录。 吊环、吊卡 1、无损伤、变形等,安全系数2.5-3,有定期探伤记录。 2、吊卡安全保险装置完好,活门、弹簧、保险销开关灵活,手柄牢靠,磁性销拴绳牢靠。 附表C06-3: 井控装置检查表 项目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 井控管理 井控岗位责任落实 井控工作领导小组明确井控岗位管理责任,有专人负责井控管理。 防喷措施 认真向作业人员宣贯,并具体落实。坐岗观察落实,手段齐全 压井液、加重剂储备 1、密度和体积、数量按工程设计要求储备。 2、能配制1倍井筒容积的压井液。按设计对压井性能进行检测化验,并记录。 防喷器组 防喷器选择 执行工程设计和标准要求。 检测报告 提供近期有检测资质单位的检测报告。 固定 固定牢固,起下钻时不晃动。 开关性能 液压防喷器液压开关正常到位。手动系统转动灵活,开关到位 试压 按井控管理要求或工程设计要求试压,提供试压单。 内防喷工具 方钻杆上下旋塞阀齐全,钻台上备用单流阀或旋塞阀符合设计要求,提供试压单。 液 控 台 远程控制台位置 距井口≥25m,管线不刺不漏不爱挤压。 仪表 齐全、灵敏。 储能器 储能器压力按厂家说明书允压合格,有超压保护装置。 液压油箱 液压油箱的有效容积大于储能器组可用液量,有足够大的通气孔,液压油无变质现象。 控制手柄 完好,开关位置正确。 环境卫生 清洁、卫生、无杂物和易燃物。 液控管线 连接牢固,无松动,排列整齐,无损坏、地泄漏,无挤压。 套 管 头 各层技术套管头 两翼至少各1个平板阀,装压力表。平板阀开关灵活,密封可靠。 采油气树 采油气树的选择 执行工程设计和标准要求。 检测报告 提供厂家检验报告,或有检测资质单位的检测报表,产品合格证。 检查要求 采油气树耐压级别、温度级别、材料级别等符合设计要求,并做好记录。井口零部齐全完好,操作灵活。 试压记录 根据设计检查采油气井口试压记录。 附表C06-4: 试油气地面流程及工具检查表 项目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 流程选择 压力级别 耐压级别满足设计和标准要求。 材料级别 材料级别满足设计和标准要求。 试压要求 按设计要求执行 高压流程 高压管线 井口关井压力>45MPa的井采用法兰连接,执行设计和Q/SH0033标准要求,提供试压单。 紧急关闭阀 开关灵活,关闭时间<15钞,执行设计要求,并提供试压单。 油嘴节流管汇 闸阀开关灵活,油嘴有效放压阀,至少2个油嘴套和2个节流阀,执行设计要求,并提供试压单。 加热装置 锅炉 在进出口温度、压力显示,提供资质检测报告。 供热能力 供热能力满足设计要求。 检验、保养记录 1、加热炉定期测厚、无损探伤等检验试压合格。 2、点火、加热系统能正常工作,温度计和液位计显示正确,有使用、检验、试压记录。 分 离 器 分离控制 有液位显示和控制装置,有气样、水样取样截止阀和与取样管线匹配的出口接头。 检验、保养记录 分离器定期进行测厚、无损探伤等 检验,并有使用、检验、保养、试压记录。 安装、固定要求 分离器各部位连接正确,管线连接低进高出,油、气、水安全阀出口管线连接到放喷口,并刚性固定。 安全阀 安全阀开启正常,并有使用、检验和试压记录。 放喷流程 旁通放喷管线 油嘴管汇、分离器有旁通放喷管线,执行设计要求,提供试压单。 备用紧急放喷流程 采油气树一翼连接备用紧急放喷流程,流程上有高压平板阀和节流阀,执行设计要求,提供试压单。 套管流程 套管放喷流程 采油气树一翼连接套管放喷流程,流程上有高压平板阀和节流阀,有截止阀放压,装有压力表,执行设计要求,提供试压单。 套管安全阀 井口关井压力>45MPa时,有安全阀及泄压流程,执行设计要求,提供试压单。 技术套管安全阀 采油气树一翼连接套管放喷流程,流程上有高压平板阀和节流阀,有截止阀控制,装有压力表,执行设计要求,提供试压单。 流 量 计 安装要求 1、临界速度流量计应安装在分离器与放喷口之间,孔板下流管线和上流管线至少10m长为平直管段。 2、当孔板下流管线较长时,孔板下流要装压力表。 放 喷 口 燃烧筒 管线出口应装缓冲式燃烧筒,接至放喷排污池,距离井口大于75m。 点火装置 含H2S气井,测试管线出口和放喷口安装自动点火装置或长明火,备有至少2种以上的点火方式,点火装置合格。 压井流程 泵车或泥浆泵 1、泥浆泵备有大小柱塞,排量100-150l/min可调,至少2台泵车。额定工作压力>30MPa,实际工作泵压>30MPa。 2、备工作压力70MPa水泥车1台,工作状态良好。 压井管线 高压管线固定牢靠,高压软管应用钢丝绳、绳卡固定牢固,连接两端用保险绳绳 卡固定牢固,执行设计要求,提供试压单。 压井泄压流程 压井流程具有泄压放喷功能,超过其承压时能安全泄压。 压井方式 压井流程通过开关流程闸阀,可实现正反循环压井,压井液可固收到循环罐。 循环方式 工作正常,搅拌器、液位标尺性能良好,自动灌浆装置工作正常。 振动筛 循环系统备的振动筛工作正常。 回液流程 与井口连接 井口民钻井节流管汇应连接,提供试压单。 钻井节流管汇 至少2个节流阀,装有压力表,并提供试压单。 液气分离器 符合设计和标准要求,安装合格,排气管线、点火装置合格,无渗漏,排流管线进循环罐,提供试压单。 流程安装 安装要求 1、放喷、压井、回浆管线等应油管连接紧密,安装平直。转弯处宜用120°弯头。 2、含H2S气井地面流程应安装两套成90-180°的放喷、测试管线,主出口位于季风下风方向。 固定要求 1、管汇台、分离器、转弯弯头两端、放喷口及平直段<15m,用水泥基墩地脚螺栓和铜质压板固定,压板与管线之间用垫子垫好,上紧压板螺丝。 2、管线应落地固定,悬空长度超过10m应采用刚性支撑,并固定。 固定基础要求 固定分离器、节流管汇、放喷、测试管线的水泥基墩坑>0.8×0.8×0.5m,固定放喷口的水泥基墩坑>1.0×1.0×0.5m,水泥基墩采用混凝土浇筑。 工具仪表 井下工具 1、规格、型号符合设计要求,使用前应保养、维护,组装良好,试压检验合格。对到井的井下工具、配件按设计要求进行检查验收,现场有 专人负责检查清点数量,并做好记录,妥善保管。 2、对高含H2S气井、油管、井下工具及配件应为抗硫材质。 仪器仪表 仪器、仪表性能可靠、齐全、灵敏、有控制闸阀。满足作业井况要求,并进行校验,有使用、维修、保养、校验记录。 闸阀 各闸阀手轮齐全、灵敏、开关状态正确,无渗漏。 试油气管 检查要求 1、根据设计检查油管规格、规范、钢级、壁厚、数量,有无变形、弯曲、丝扣损伤等。 2、并分类排列整齐、编号、丈量,并登记造册。高含H2S气井应根据流体中H2S含量选择相应抗硫级别的材质。 附表C06-5: 试油气及井下作业HSE管理 项目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 安全用电 发电机 1、仪表齐全、准确、完好,内铺绝缘胶皮,接地线牢固。 2、应急发电机仪表齐全、准确、完好,有单独的应急防爆电路,接地线牢固。 配电盘闸刀 接线正规,有防爆和漏电保护装置。 接地线 接地线铺设合理,电阻<4Ω。 电路布置 分路、分输、集中控制于发电房或值班房,线路正规,具有保护装置或采用防爆电路。 防爆电器 井场所有灯具、电器、开关均采用防爆电路,完好无损。 防爆按照灯 1、井口(钻台下)、油管管汇、分离器、放喷口、井场均有探照灯。 2、井场入口应有应急电路的应急探照灯2个,功率>300W。 安全距离 与井口的安全距离 生活区距井口≥300m,锅炉房、发电房、值班房、储油罐、测试分离器距井口≥30m,远程控制台距井口≥25m,并在周围保持2m以上人行通道,排污池、火炬或燃烧筒出口距井口≥75m,高压节流管汇、低压泥浆液气分离器距井口≥10m。 与值班房的安全距离 值班房与锅炉房、储油罐、高压节流管汇、放喷排污池的距≥30m。 与储油罐的安全距离 1、储油罐与锅炉房、发电房的距离≥30m。 2、柴油机、发电机等装有消音、阻火装置。 与燃烧筒的安全距离 1、火炬或燃烧筒出口距森林≥50m,上空20m半径范围内无高压线或高空距≥150m,且位于主导风向下风侧。 2、处于林区井场周围应有防火隔离带或隔离墙,隔离带宽≥20m。 特殊情况处置要求 特殊情况达不到上述要求时,应有相应的安全保障措施。 消防管理 消防器材 按Q/SH0033标准配备。 消防房位置 位于油罐与发电房之间,门朝井场,门前无障碍。 防火演练 进行防火培训及防火演练,全员掌握灭火工具使用方法。 防硫演练 逃生装置 钻台、二层台安装夹角成90°的逃生装置,逃生装置安装正确,牢靠、灵敏、完好。 逃生路线 1、井场逃生路线成90°,畅通无障碍施工人员熟悉逃生路线。 风向标 2、井场周围及钻台安置风向标,风向标能为现场或即将进入现场,以及来自安全区的人员都能看到、 H2S监测仪 1、钻台、井口、振动筛、循环罐等处已进行周检或强检的固定式H2S检测仪或探头。 2、高含H2S井场施工人员每人配备便携式H2S检测仪,检测仪报警装置齐全、灵敏,有检验合格证。 轴流风扇 钻台上下、振动筛、循环罐、油嘴管汇、分离器等处必要时安装排风扇,性能完好。 报警器 井场有电动或手动报警装置。 正压空气呼吸器 高含H2S井场施工人员每人1台正压式空气呼吸器,再备用5套。 环境保护 循环罐系统(储液池) 1、钻井液循环池不垮、不塌、不漏,保证污水不外溢,周围围坝高出地面0.5m以上,有效容积>200m3或达到设计要求。 2、无钻井液池或达不到安全环保要求的井应采取相应保障措施。 放喷排污池 1、排污池不垮、不塌、不漏,保证污水不外溢,周围围坝高出地面0.5m以上,有效容积>500m3或达到设计要求。 2、森林区地区作业放喷口应建立防火墙,防火墙距放喷口高度>5m,侧面墙距放喷口高度>3m。达不到安全环保及防火要求的井应采取相应保障措施。 药品管理 井场各类药品、处理剂摆放整齐、上盖下垫,无散失。 油罐区 油罐及输油管线无渗漏、场地无污染。 井场卫生 1、井场生产垃圾、废物有回收站、焚烧池等,控制用水,有节约用水措施,污水回收流入排污坑并回用,无乱排现象。 2、机房、井架底座、循环系统周围和整个井场挖排水沟,保证排水畅通,井场污水排入排污坑。 3、山地或坡地井场周围挖排水沟,防止外部雨水、洪水进入井场。 其 他 通信系统 井场应配备防爆通信设备,性能良好,保持畅通。 后勤保障 井场营房距布置符合井控、安全要求,符合防火、防触电及卫生要求。 冬季保温 1、动力设备加入防冻液,按防冻保温有关规定执行。 2、生活或值班营房禁止燃煤取暖,防止煤气中毒。 附表C06-6: 试油气及井下作业现场管理 项目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 队伍管理 队伍资质 具备市场准入资质,通过HSE管理体系认证。 人员资格 现场施工人员按要求 持有井控证、H2S防护培训证、HSE证及相关的司钻证、司索证、电气焊工证、高登作业证等特殊工种证件。 施工管理 设计管理 1、有甲方下发的地质设计、工程设计,及依据地质、工程设计编制的施工设计或技术方案。 2、并进组织甲方现场监督、试油气队或作业队等现场作业的相关方进行技术交底、协调分工,有记录。 现场调查 高含H2S井上井前,调查井口周围500、1500、3000m范围的居民住户情况,并做好记录,写入应急预案。 应急预案管理 1、应急预案包括井控、防H2S、环境保护、防火防爆、防触电等,包括复杂情况的应急处置措施等内容。 2、预案要明确甲乙双方的职责,并报备上级管理部门,抄送甲方。 3、开工前,现场监督或试油气及井下作业队应组织应急预案的培训和演练,有演练和讲评记录。 完井交接 搬迁上井、施工结束,应分别与钻井队、采油气队进行完井交接,并按规定有交接书或交接记录 施工资料 执行甲方规定,有施工日报表记录、HSE管理记录、井控管理记录、地面流程试压记录、油管记录、交接班表、工具、设备等运转维护、使用、保养记录等。 附表C06-7: 试油气或井下作业开工批准书(推荐格式模板) 试油气或井下作业队: 你队承担的 井,开工安全检查验收时查出的隐患问题已整改完毕,符合检查验收要求准予开工,特此通知。 试油气或井下作业开工检查验收隐患问题的整改情况确认 序号 隐患问题 整改情况 整改确认 整改时间 整改人 检查验收组长签名: 二〇 年 月 日 说明:试油气或井下作业开工层检查验收隐患问题较多时停工整改,隐患问题整改情况经检查组或现场监督确认后,准予开工。 附录C07: 射开油气层检查验收书(推荐格式模板) 附表C07-1: 射开油气层检查验基本情况 井号 井别 试油气层位 完钻井深 (m) 完井方式 完井液密度 (g/cm3) 射孔层位 射孔井段 电测油气解释 射孔方式与参数 射孔液密度 (g/cm3) 现场监督 确认 附表C07-2: 井控工艺及装置、工具检查表 项目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 井控管理 井控设计与技术措施 1、井控设计贴于值班房。 2、施工设计与技术措施已学习交底,各项技术措施准备情况落实。 3、有井控应急预案。 压井液与加重材料 1、压井液的密度和体积符合设计要求。 2、加重材料的数量、种类、质量符合设计要求 井控安全责任落实 1、井控操作岗位分工明确,责任落实到人。 2、值班带班干部落实;开展井控知识、H2S防护知识教育,按规定进行井控、H2S防护培训并持证上岗。 3、按规定开展防火防、爆防、H2S及井控演练。 井控设备与工具 1、设备管理制度健全。 2、井控设备、工具的使用、维护、保养、试压等制度落实。 关井操作 1、关井操作程序贴于值班房。 2、关井操作演练熟练、正确、合格。 防火防爆防毒措施 贴于值班房;组织现场作业人员学习、交底。 井口装置 防喷器组选择 1、压力等级、尺寸系列、组合方式符合工程设计和标准要求。 2、能提供近期有检测资质单位的检测报告。 整体及连接固定 1、四角用Ø9-16mm钢丝绳拉紧固定牢固,连接螺栓齐全坚固。 2、起下钻时不晃动。 防喷器试压 1、按井控管理要求或工程设计要求试压,提供试压单。 2、环形防喷器试额定工作压力的70%,闸板防喷器试额定工作压力,套管头试额定工作压力,底法兰连接正确试额定工作压力(各部件试压不超过套管抗内压强度的80%)。 开关性能 1、液压防喷器的液压开关正常,开关到位。 2、手动防喷器转动灵活,开关到位。 内防喷工具 1、方钻杆上、下旋塞阀齐全。 2、钻台上备用单流阀或旋塞阀符合设计要求。 3、提供试压单。 控制系统 远程控制台 1、安装在距井口≥25m的专用活动房内,并在周围保持2m以上人行通道,10m内未堆放易燃易爆物品。 2、电动及气动泵运转正常,无泄漏。自动控制开关的压力继电器或压力继气器的自动、手动调压范围正确。 3、液压油箱的有效容积大于储能器组可用液量,有足够大的通气孔,液压油无变质现象。 4、储能器压力按厂家说明书允压合格,有超压保护装置。 5、控制手柄完好,开关位置正确;清洁、卫生、无杂物和易燃物。 供气、供电 专线供给;线路架设符合安全要求。 控制管线 1、液控管线连接牢固,无松动,排列整齐,并有可靠的保护装置。 2、油、气管线不刺、不漏、不受挤压,管排架、过桥盖板等符合安全要求。 仪表与压力 1、气源、储能器、管汇及环形等二次压力表齐全。 2、压力调至规定值,符合误差要求。 控制阀件 手柄开关位置正确,并挂牌;开关灵活,密封可靠。 司钻控制台 安装位置正确;控制手柄位置、二次压力表数值正确 井控管汇 井控管汇 1、安装数量、连接形式符合井控规定和要求。 2、管汇及闸阀按规定试压合格。 放喷管线 1、按井控要求分类连接。 2、通径、试压、固定及转弯等符合标准要求。 压井与回收管线 1、压井管线与泵车应用钢质管线硬连接,并固定牢靠。 2、回收管线接至循环罐,爬坡处支撑固定牢靠。 井控警示牌 1、节流压井管汇各闸阀挂牌编号并注明开关状态,按要求活动保养、灵活好用。固定牢靠,周围无障碍物。 2、高低量程压力表齐全,量程满足要求,低压表安装截止阀,开关状态挂牌标明正确。 3、压井提示牌的数据齐全准确、摆放正确。 其他装置 内防喷工具 1、方钻杆上、下旋塞阀开关灵活密封可靠,扳手有专人管理。 2、应急旋塞开关灵活手柄位置正确,变扣短节摆放就近位置。 3、钻具止回阀开关灵活,配有变扣短节,适合在用钻具。 4、防喷单根接头与钻铤螺纹匹配,刷红漆、旋塞阀合格。 液气分离器 1、进排液排气管线通径符合设计要求,安装合理,固定牢靠。 2、安全阀、压力表安装、试压符合规定。 3、排污回收管线与循环罐接触处垫方木或橡胶并固定牢固。 4、排气管线接出井场,并配火炬、电子自动点火装置。 井口排污 1、有专用排污管线接到排污坑;井口无污染泄漏。 2、井场有排污沟渠,井口、泵车周围油污等。 降压装置 1、安装合理。 2、有操作操控图 防爆工具 配备防爆专用工具的数量、种类符合规定要求 供水系统 储水量、供水能力符合设计要求 附表C07-3: 安全器材及气防设施检查表 项目 检查内容 验收标准 检查结论 备注 通讯报警 通讯设施 信号畅通,运转正常 报警装置 配备数量、安装位置等符合要求,工作性能可靠 风向标及排风扇 齐备、完好安装正确 H2S监测仪 工作性能可靠 空气呼吸器 齐备、有效,能正确使用 安全间距 发电房 距井口≥30m 锅炉房 距井口≥30m 柴油机排气管 不正对油罐、井口中,不破不漏,有消防淋水装置 安全用电 动力照明线路 符合安全用电标准,安装要求 电器控制 符合防火防爆标准要求 探照灯 齐备、单独控制,符合防爆标准要求 消防器材 灭火器 齐全、完好、能正常使用,标签填写完整 消防专用工具 数量齐全、完好 附录C08 : 引用标准目录 1、GB/T 29639-2016《生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则》 2、AQ 2012-2007《石油天然气安全规程》 3、AQ 2016-2008《含H2S天然气井失控井口点火时间规定》 4、AQ 2017-2008《含H2S天然气井公众危害程度分级方法》 5、AQ 2018-2008《含H2S天然气井公众安全防护距离》 6、SY/T 6610-2017《 H2S环境井下作业场所作业安全规范》 7、SY/T 6690-2016《井下作业井控技术规程》 8、SY/T 7010-2014《井下作业用防喷器》 9、SY/T 5053.1-2007《防喷器及控制装置 防喷器》 10、SY/T 5053.2-2007《钻井井口控制设备及分流设备控制系统规范》 11、SY/T 5323-2016《石油天然气工业 钻井和采油设备 节流和压井设备》 12、SY/T 5525-2009《旋转钻井设备 上部和下部方钻杆旋塞阀》 13、SY/T 6160-2014《防喷器检查和维修》 14、SY/T 6646-2017《废弃井及长停井处置指南》 15、SY/T 5225-2012《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》 16、SY/T 6137-2017《H2S环境天然气采集与处理安全规范》 17、SY/T 6277-2017《H2S环境人身防护规范》 18、SY/T 5742-2007《石油与天然气井井控安全技术考核管理规则》 19、SY/T 6203-2014《油气井井喷着火抢险作法》 20、SY/T 5587.3-2013《常规修井作业规程 第3部分:油气井压井、替喷、诱喷》 21、SY/T 5587.4-2004《常规修井作业规程第4部分:找串漏、封串堵漏》 22、SY/T 5587.5-2004《常规修井作业规程第5部分:井下作业井筒准备》 23、SY/T 5587.11-2016《常规修井作业规程第11部分:钻铣封隔器、桥塞》 24、SY/T 5587.12-2004《常规修井作业规程第12部分:打捞落物》 25、SY/T 5587.9-2007《常规修井作业规程 第9部分:换井口装置》 26、SY/T 5587.14-2013《常规修井作业规程 第14部分:注塞、钻塞》 27、SY/T 5727-2014《井下作业安全规程》 28、Q/SH 0653-2015《废弃井封井处置规范》 29、SY/T 7356-2017《H2S防护安全培训规范》 30、SY/T 7357-2017《H2S环境应急救援规范》 31、SY/T 6610-2017《H2S环境井下作业场所作业安全规范》 本文档由香当网(https://www.xiangdang.net)用户上传

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    安哥2

    贡献于2018-12-03

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