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遼河油田鑽井井控實施細則

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  第一章 總 則


  第一條為了深入貫徹中國石油天然氣集團公司《石油與天然氣鑽井井控規定》,進一步推進遼河油田井控管理科學化、規範化、制度化,有效地預防井噴、杜絕井噴失控事故的發生,特制定本細則。


  第二條井控工作是一項系統工程。涉及到地質、鑽井、錄井、測井和試油等專業,以及勘探開發、鑽井工程、地質設計、工程設計、工程監督、質量安全環保、物質裝備和教育培訓等部門。各專業和部門必須各司其職、齊抓共管。


  第三條井控工作要樹立「以人為本」的理念,堅持「安全第一、預防為主、綜合治理」和「井控、環保、聯防聯治」的原則,嚴細認真、常抓不懈地做好井控工作,實現鑽井作業本質安全。


  第四條遼河油田井控工作的指導方針是「立足做好一次井控,快速準確實施二次井控,杜絕發生井噴失控」。


  第五條本細則適用於遼河油田範圍內的石油與天然氣鑽井(含側鑽井,下同)工程,淺海鑽井參照本細則。油田公司有關部門和進入遼河油田作業的工程技術服務企業及所屬單位必須認真執行。


  第六條欠平衡鑽井作業執行中國石油天然氣集團公司《關於加強欠平衡鑽井井控技術管理的意見》、《欠平衡鑽井技術規範》和本細則。


  第二章 井控風險識別


  第七條遼河油田地處渤海灣遼河平原,鑽井施工地區多為農田、河流水網、葦塘、淺海及自然保護區,征地有一定難度。


  油區內地質條件十分複雜,具有多斷塊、多套含油層系、多儲層岩性、多油藏類型、多油品性質等特點。其中稠油、超稠油所佔較大比例,部分區塊分佈淺氣層,屬中低壓油氣田。


  每年的11月至來年3月氣溫基本在零度以下,氣候較寒冷。


  第八條根據集團公司有關文件要求,結合遼河油田鑽井井場環境、油藏類型、油品性質、壓力資料和工藝技術,按照不同的井型、井別、施工區域,對鑽井工程進行井控風險級別劃分。


  第九條按照分級管理的原則,遼河油區井控風險劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ級:


  (一)Ⅰ級風險井:預探井、「三高」油氣井、灘海人工端島鑽井。


  (二)Ⅱ級風險井:詳探井、評價井、氣井、含淺氣層開發井、注水區塊調整井、稠油蒸汽驅塊調整井。


  (三)Ⅲ級風險井:稠油開發井、低壓低滲開發井。


  第十條鑽井隊資質要求:


  (一)Ⅰ級風險井由具備集團公司甲級資質的鑽井隊負責實施。


  (二)Ⅱ級風險井由具備集團公司乙級以上(含乙級)資質的鑽井隊負責實施。


  (三)Ⅲ級風險井由具備集團公司丙級以上(含丙級)資質的鑽井隊負責實施。


  第十一條油田公司應提供滿足安全要求的井場:油氣井井口距高壓線及其它永久性設施不小於75m;距民宅不小於100m;距鐵路、高速公路不小於200m;距學校、醫院、油庫、河流、水庫、人口密集及高危場所不小於500m。高含硫油氣井井位應選擇在以井口為圓心、500m為半徑範圍內無常住人口和工農業設施的地方。


  若安全距離不能滿足上述規定,由建設方(油田公司所屬鑽井建設單位,下同)牽頭,組織工程技術服務企業及油田公司的技術、管理和安全環保等相關部門進行安全、環境風險評估,按其評估意見處置。


  第十二條井場布置必須滿足以下要求:


  (一)井場布局、進出井場的道路要滿足井控裝置的安裝和井控作業的需要。


  (二)井隊生活區距井口100m以上,高含硫地區500m以上。處於井場當地季風的上風或側上風方向。


  (三)在草原、林區、葦場和自然保護區進行鑽井施工作業時,井場周圍應築防火牆或隔離帶。


  (四)發電房距井口20m以上;鍋爐房處於當地季風的上風方向,距井口30m以上;儲油罐必須擺放在距井口20m以上、距發電房10m以上的安全位置。


  若不能滿足上述要求,由工程技術服務企業安全環保和技術管理等部門制定相應防護措施。


  第三章 井控設計


  第十三條井控設計是鑽井工程設計書的重要組成部分。鑽井地質設計書和本細則是井控設計的前提和重要依據。


  第十四條地質設計書應包含以下內容:


  (一)對井場周圍500m(高含硫油氣井3km)範圍內的居民住宅、學校、廠礦(如煤礦等採掘礦井坑道的分佈、走向、長度和離地表深度等情況)、河流和自然保護區的位置進行細緻描述,並明確標註。


  (二)全井段預測地層孔隙壓力梯度、地層破裂壓力梯度,淺氣層分佈和鄰井注采資料(注采井分佈、注采層位、分層動態壓力等),並提出鑽開油氣層前應採取相應的停注、泄壓或停抽等措施。


  (三)本區塊地質構造圖、斷層描述、岩性剖面、礦物(氣體)組分、油藏物性等資料。


  (四)在可能含硫化氫等有毒有害氣體的地區鑽井,地質設計應對其層位、埋藏深度及含量進行預測。


  第十五條鑽井必須裝防噴器,工程設計書應包含以下內容:


  (一)井控風險級別劃分及鑽機型號。


  (二)滿足井控需要的井身結構。


  (三)各次開鑽防噴器組合、井控裝置的配備和試壓要求。


  (四)鑽井液體系、密度和其它性能,加重材料和其它處理劑儲備。


  (五)鑽具內防噴工具和井控檢測儀器儀錶的配備。


  (六)單井有針對性的井控措施。


  (七)完井井口裝置和交井技術要求。


  第十六條工程設計應根據地質設計所提供的地層壓力梯度、地層破裂壓力梯度、岩性剖面、油氣層保護和環境保護的需要,設計合理的井身結構,並滿足如下井控要求:


  (一)同一裸眼井段原則上不應有兩個壓力梯度差值超過0.3MPa/100m的油氣水層。


  (二)Ⅰ級風險井井身結構應充分考慮不可預見因素,宜留有一層備用套管。


  (三)表層套管應滿足封堵淺層流砂、保護淺層水資源、防漏和承受關井時破裂壓力的需要。技術套管要考慮下部鑽井最高鑽井液密度和溢流關井時井口安全關井余量。


  (四)「三高」油氣井、含有毒有害氣體井的油層套管和技術套管,其材質和螺紋應符合相應的技術要求,固井水泥必須返至油氣層或含有毒有害氣體的地層頂部以上300m。


  (五)在地下礦產採掘區鑽井,井筒與採掘坑道、礦井坑道之間的距離不少於100m,套管下深應封住開採層並超過開採段100m。


  第十七條工程設計應根據地質設計所提供的地層壓力梯度、油藏物性和礦物組份等資料確定合理的鑽井液體系和性能,應遵循有利於井下安全、發現和保護油氣層、提高機械鑽速和經濟的原則。


  鑽井液密度的確定在考慮地應力和地層破裂壓力的情況下,應以裸眼井段預測最高地層壓力當量鑽井液密度為基準,再增加一個附加值:


  (一)油井、水井0.05~0.10g/cm或增加井底壓差1.5~3.5MPa。


  (二)氣井0.07~0.15 g/cm或增加井底壓差3.0~5.0MPa。


  井深≤3000m按當量鑽井液密度附加值進行選擇;井深>3000m宜按井底壓差附加值進行選擇。


  第十八條鑽井液密度確定還應結合地層坍塌壓力以保持井壁穩定,綜合考慮地層孔隙壓力預測精度、油氣水層的埋藏深度、井控裝置配套情況以及硫化氫等有毒有害氣體的含量。


  探井應採用地層壓力監(檢)測技術為鑽井液密度的調整提供指導。


  第十九條工程設計應明確探井在鑽開套管鞋以下第一個砂層3~5m進行破裂壓力試驗;對於套管鞋以下鑽進50m未遇砂層或潛山地層應進行地層承壓試驗。


  承壓值相當於本次開鑽裸眼井段設計最高鑽井液密度值附加0.15g/cm在套管鞋處所產生的壓力。破裂壓力試驗和承壓試驗壓力值均不應超過套管最小抗內壓強度的80%和防噴器額定工作壓力兩者的最小值。


  第二十條防噴器壓力等級的選用原則上應與裸眼井段中的最高地層壓力相匹配。同時綜合考慮套管最小抗內壓強度的80%、套管鞋破裂壓力、地層流體性質等因素,並根據不同的井下情況確定各次開鑽防噴器的尺寸系列和組合型式。遼河油區井控裝置組合型式選擇如下:


  (一)防噴器組合


  1.防噴器壓力等級為14 MPa組合見圖1~圖5。


  2.防噴器壓力等級為21MPa、35MPa組合見圖4~圖9。


  3.防噴器壓力等級為70MPa、105MPa組合見圖10~圖13。


  環形防噴器可比照閘板防噴器低一個壓力等級;雙閘板防噴器上為全封、下為半封。


  (二)節流管匯和壓井管匯:


  1.節流管匯壓力等級為14 MPa見圖14。


  2.節流管匯壓力等級為21 MPa見圖15。


  3.節流管匯壓力等級為35 MPa見圖15、圖16。


  4.節流管匯壓力等級為70 MPa見圖16、圖17。


  5.節流管匯壓力等級為105MPa見圖17。


  6.壓井管匯壓力等級為14 MPa、21MPa見圖18。


  7.壓井管匯壓力等級為35 MPa見圖18、圖19。


  8.壓井管匯壓力等級為70 MPa、105MPa見圖19。


  第二十一條套管頭、節流管匯和壓井管匯壓力等級應與防噴器最高壓力等級相匹配。Ⅰ級風險井應安裝液氣分離器,氣油比≥2000的井應配置除氣器。預探井、「三高井」應配備剪切閘板防噴器。


  現場施工中,在滿足工程設計防噴器組合及壓力等級要求的前提下,可選用通徑不小於本次開鑽套管尺寸的防噴器型號。


  第二十二條鑽井工程設計書應明確鑽開油氣層前加重材料儲備量:Ⅰ級風險井能將1.5倍井筒容積鑽井液密度提高0.2g/cm(不少於30t);Ⅱ級風險井能將1.5倍井筒容積鑽井液密度提高0.10g/cm(不少於20t);Ⅲ級風險能將1.0倍井筒容積鑽井液密度提高0.10g/cm(不少於10t)。高密度鑽井液的儲備由鑽開油氣層檢查驗收會確定。


  第二十三條工程設計依據地質設計提供的壓力、地層流體性質和注采參數等資料,結合建設方要求,按照SY/T5127《井口裝置和採油樹規範》標準明確選擇完井井口裝置的型號、壓力等級、尺寸系列和交井技術要求。


  第四章 井控裝置安裝、試壓和管理


  第二十四條井控裝置包括套管頭、採油樹、鑽井四通(特殊四通)、防噴器及控制系統、內防噴工具、井控管匯、液氣分離器、除氣器和監測設備等。


  第二十五條含硫地區井控裝置材質應符合行業標準SY/T 5087《含硫化氫油氣井安全鑽井推薦作法》的規定。


  第二十六條井口裝置的配置和安裝執行以下規定:


  (一)井控裝置的配備必須符合設計要求;用於「三高」井的防噴器累計上井時間應不超過7年。


  (二)防噴器安裝:


  1.防溢管內徑不小於井口內層套管通徑,管內不應有直台肩。


  2.現場安裝完畢后,天車、轉盤、井口三者的中心應在同一鉛垂線上,偏差不大於10mm。要用4根直徑不小於 Ф16mm鋼絲繩對角繃緊固定牢靠。


  (三)具有手動鎖緊機構的閘板防噴器(剪切閘板除外)應裝齊手動操作桿,靠手輪端應支撐牢固牢靠。手動操作桿與鎖緊軸之間的夾角不大於30°,並在醒目位置標明開、關方向和到底的圈數。手動操作桿距地面高度若超過2m,應安裝高度適合的操作台。


  第二十七條防噴器控制系統的控制能力應與所控制的防噴器組合及管匯等控制對象相匹配。其安裝要求:


  (一)遠程控制台安裝在面對井架大門左側、距井口不少於25m的專用活動房內,距放噴管線或壓井管線應有2m以上距離,並在周圍留有寬度不小於2m的人行通道,周圍10m內不得堆放易燃、易爆或腐蝕物品。


  (二)液控管線要通過高壓彎頭與防噴器及液動閥連接。液控管線與放噴管線的距離應在0.5m以上,車輛跨越處應裝過橋蓋板。不允許液控管線接觸地面或在其上堆放雜物。


  (三)全封、半封、剪切閘板和液動閥控制手柄應與控制對象工作狀態一致,環形防噴器在完全打開狀態下將手柄處於中位。


  (四)全封閘板控制手柄應裝罩保護,剪切閘板控制手柄應安裝防止誤操作的限位裝置。


  (五)遠程控制台應與司鑽控制台氣源分開連接,嚴禁強行彎曲和壓折氣管束。氣源壓力保持在0.65~0.8MPa。


  (六)電源應從配電箱總開關處直接引出,並用單獨的開關控制。


  (七)待命狀態下液壓油油麵距油箱頂面不大於200mm。氣囊充氮壓力7±0.7MPa。儲能器壓力保持在18.5~21MPa。環形、管匯壓力10.5MPa。


  (八)Ⅰ級風險井應同時配備電動泵和氣動泵,配備防噴器司鑽控制台和節流管匯控制箱。在便於操作的安全地方可設置輔助控制台。


  (九)司鑽控制台上不安裝剪切閘板控制閥。


  第二十八條井控管匯包括節流管匯、壓井管匯、防噴管線和放噴管線。其安裝要求:


  (一)節流管匯、壓井管匯水平安裝在堅實、平整的地面上,高度適宜。


  (二)在未配備節流管匯控制箱情況下,必須安裝便於節流閥操作人員觀察的立管壓力表。


  (三)防噴管線、放噴管線和鑽井液回收管線應使用經探傷合格的管材。防噴管線應採用專用標準管線,不允許現場焊接。


  (四)放噴管線安裝標準:


  1.放噴管線的布局應考慮當地季風方向、居民區、道路、油罐區、電力線及各種設施等情況。


  2.放噴管線應接至井場邊緣,正面不能有障礙物。Ⅰ級風險井備用接足75m長度的管線和固定地錨,Ⅱ級、Ⅲ級風險井主放噴管線接至排污池。


  3.放噴管線通徑不小於78mm(井眼尺寸小於177.8mm的鑽井、側鑽井井控管線通徑不小於52mm,下同),出口處必須是鑽桿接頭,並有螺紋保護措施。


  4.管線應平直引出。若需轉彎應使用角度不小於120°的鑄(鍛)鋼彎頭。確因地麵條件限制,可使用同壓力級別的高壓隔熱耐火軟管或具有緩衝墊的90°彎頭。


  5.放噴管線每隔10~15m、轉彎處及出口處用水泥基墩加地腳螺栓或地錨固定牢靠;放噴管線出口懸空長度不大於1.0m;若跨越10m寬以上的河溝、水塘等障礙,應架設金屬過橋支撐。


  6. 水泥基墩長×寬×深為0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地腳螺栓直徑不小於20mm,預埋長度不小於0.5m。


  (五)防噴管線拐彎處可使用與防噴器壓力級別(70Mpa以上級別防噴器除外)一致、通徑不小於78mm的高壓隔熱耐火軟管;節流管匯與鑽井液回收管線、液氣分離器連接處可使用不低於節流管匯低壓區壓力等級的高壓隔熱耐火軟管。軟管中部應固定牢靠,兩端須加裝安全鏈。


  (六)防噴器四通兩側應各裝兩個閘閥,緊靠四通的閘閥應處於常閉狀態(備用閘閥常開),外側閘閥應處於常開狀態,其中應至少在節流管匯一側配備一個液動閥。安裝示意圖見圖20、圖21。


  (七)井控管匯所配置的平板閥應符合SY/T5127《井口裝置和採油樹規範》中的相應規定。


  (八)井控管匯應採取防堵、防凍措施,保證暢通和功能正常。


  第二十九條鑽具內防噴工具包括方鑽桿上、下旋塞、頂驅液控旋塞、浮閥、鑽具止回閥和防噴單根。其安裝要求:


  (一)鑽具內防噴工具的額定工作壓力應不小於防噴器額定工作壓力。


  (二)方鑽桿應安裝下旋塞閥。鑽台上配備與鑽具尺寸相符的備用旋塞閥(處於開位)。Ⅰ級風險井、氣油比≥2000的井應安裝上旋塞閥,並配備浮閥或鑽具止回閥。


  (三)準備一根能與在用鑽鋌螺紋相連的防噴單根(母接頭處配有處於開位的旋塞閥),在起下鑽鋌作業時置於坡道或便於快速取用處。


  第三十條循環系統及液面監測儀器應符合如下要求:


  (一)應配備鑽井液循環罐直讀標尺與液面報警裝置。


  (二)Ⅰ級風險井必須配備灌泥漿計量裝置,並執行起下鑽工作單制度。


  (三)按照設計要求配備液氣分離器和除氣器。液氣分離器進出口管線採用法蘭連接,排氣管線(管徑不小於排氣口直徑)接出距井口50m以遠,出口處於當地季風下風方向,並配備點火裝置和防回火裝置。除氣器安裝在鑽井液回收管線出口下方的循環罐上,排氣管線接出井場邊緣。


  第三十一條井控裝置的試壓:


  (一)井控車間用清水試壓:環形防噴器(封鑽桿)、閘板防噴器、壓井管匯試壓、防噴管線和內防噴工具試壓到額定工作壓力;節流管匯高低壓區按額定工作壓力分別試壓。穩壓時間不少於10min,允許壓降≤0.7 MPa,密封部位無可見滲漏。


  閘板防噴器、節流管匯、壓井管匯、鑽具內防噴工具應做低壓試驗,其試壓值1.4~2.1 MPa,穩壓時間不少於3min,允許壓降≤0.07 MPa,密封部位無可見滲漏。


  上井井控裝置應具有試壓曲線及試壓合格證。


  (二)現場安裝好試壓:在不超過套管抗內壓強度80%的前提下,環形防噴器(封鑽桿)試壓到額定工作壓力的70%;閘板防噴器(剪切閘板除外)、防噴管線、節流管匯和壓井管匯應試壓到額定工作壓力;放噴管線試壓值不低於10MPa。液控管線試壓21MPa。


  按以上原則確定的試壓值大於30 MPa時,井控裝置的試壓值取預計裸眼最高地層壓力值(不小於30MPa)。


  上述壓力試驗穩壓時間均不少於10min,允許壓降≤0.7 MPa,密封部位無可見滲漏。


  (三)後續井控裝置檢查試壓值應大於地面預計最大關井壓力(不小於14 MPa)。


  (四)每間隔60天對井控裝置試壓檢查一次。


  (五)更換井控裝備承壓部件后,井控裝置應進行試壓檢查。


  第三十二條井控裝置的使用按以下規定執行:


  (一)發現溢流后立即關井。應先關環形防噴器,后關閘板防噴器,在確認閘板防噴器正確關閉后,再打開環形防噴器。環形防噴器不得長時間關井,除非特殊情況,一般不用來封閉空井。


  (二)一般情況不允許關井狀態下活動或起下鑽具。在必須活動鑽具的特殊情況下,關閉環形防噴器或閘板防噴器時,在關井套壓不超過14MPa情況下,允許鑽具以不大於0.2m/s的速度上下活動,但不準轉動鑽具或鑽具接頭通過膠芯。套壓不超過7MPa情況下,用環形防噴器進行不壓井起下鑽作業時,應使用18°斜坡接頭的鑽具,起下鑽速度不得大於0.2m/s。


  (三)具有手動鎖緊機構的閘板防噴器,預計關井30min以上,應手動鎖緊閘板。打開閘板前,應先手動解鎖,鎖緊和解鎖都應一次性到位,然後迴轉1/4~1/2圈。


  (四)當井內有鑽具時,嚴禁關閉全封閘板防噴器。


  (五)嚴禁用打開防噴器的方式來泄井內壓力。


  (六)檢修裝有絞鏈側門的閘板防噴器或更換其閘板時,兩側門不能同時打開。


  (七)有二次密封的閘板防噴器和平行閘板閥,只能在其密封失效至嚴重漏失的緊急情況下才能使用其二次密封功能,且止漏即可,待緊急情況解除后,立即清洗更換二次密封件。


  (八)平行閘板閥開、關到底后,都應迴轉1/4~1/2圈。其開、關應一次完成,不允許半開半閉和作節流閥用。


  (九)壓井管匯不能用作日常灌注鑽井液用;防噴管線、節流管匯和壓井管匯應採取防堵、防漏、防凍措施;最大允許關井套壓值在節流管匯處以明顯的標示牌進行標示。


  (十)井控管匯上所有閘閥都應編號並標明其開、關狀態。


  (十一)鑽具組合中裝有鑽具止回閥下鑽時,每下20~30柱鑽桿向鑽具內灌滿一次鑽井液。下鑽至主要油氣層頂部應灌滿鑽井液,排出鑽具內的空氣後方可繼續下鑽。下鑽到井底也應灌滿鑽井液后再循環。


  (十二)採油(氣)井口裝置等井控裝置應經檢驗、試壓合格後方能上井安裝;採油(氣)井口裝置在井上組裝后還應整體試壓,合格後方可投入使用。


  (十三)防噴器及其控制系統的維護保養按SY/T 5964《鑽井井控裝置組合配套、安裝調試與維護》中的相應規定執行。


  第三十三條井控裝置的管理執行以下規定:


  (一)工程技術服務企業應有專門機構負責井控裝置的管理、維修和定期現場檢查工作,並規定其具體的職責範圍和管理制度。


  (二)鑽井隊在用井控裝置的管理、操作應落實專人負責,並明確崗位責任。


  (三)必須建立井控設備、零部件的出入庫檢測制度,應設置專用配件庫房和橡膠件空調庫房,庫房溫度應滿足配件及橡膠件儲藏要求。


  (四)防噴器組、遠程控制台、節流管匯、壓井管匯必須口井回廠檢測。鑽具內防噴工具每3個月回廠檢測,壓井作業后立即回廠檢測。


  第三十四條所有井控裝備及配件必須是經集團公司有關部門認可的生產廠家生產的合格產品。防噴器的檢查與修理執行SY/T6160《液壓防噴器的檢查與修理》標準,並嚴格執行集團公司《井控裝備判廢管理規定》。


  第五章 鑽開油氣層前的準備工作


  第三十五條鑽開油氣層的申報審批制度:


  (一)鑽進到油氣層(主力油氣層、未開採油氣層或異常高壓地層,下同)前50~100m,鑽井隊按鑽開油氣層準備工作內容自查自檢之後,向建設方和鑽井公司主管部門申請驗收。


  (二)建設方和鑽井公司主管部門負責組織鑽開油氣層驗收。Ⅰ級風險井油田公司和工程技術服務企業管理部門參加。


  (三)驗收組按油氣田規定及行業標準要求進行檢查,檢查情況記錄於鑽開油氣層檢查驗收證書中,如存在井控隱患應當場下達井控停鑽通知書,鑽井隊按井控停鑽通知書限期整改。


  (四)未執行鑽開油氣層申報審批或驗收不合格不準鑽開油氣層。


  第三十六條鑽開油氣層前,由鑽井隊負責召集有關技術服務單位,就其施工措施,進行明確的分工,各負其責,並建立各專業的聯動機制。發現異常,統一指揮和協調。


  第三十七條鑽開油氣層前的準備按以下規定執行:


  (一)地質錄井人員根據地質設計和錄井資料,加強隨鑽地層對比,及時提出可靠的地質預報。鑽井隊在進入油氣層前50~100m,將鑽井液密度調整至設計或鑽開油氣層檢查驗收時要求的密度,並確保井眼暢通。


  (二)鑽開油氣層前如發生井漏,應先行堵漏,並用鑽開油氣層規定的鑽井液密度對漏失層位進行驗證,對難以處理的漏失層應下套管封隔。


  (三)調整井施工時,建設方組織和協調停注、泄壓等事宜,鑽井監督與地質、鑽井技術員檢查落實鄰近注水(汽)井停注、泄壓情況。


  (四)按照設計和鑽開油層檢查驗收要求,儲備加重材料、高密度鑽井液、防漏堵漏材料和其它處理劑等。


  對於供應半徑小於50km的區塊鑽井,可採取加重材料或高密度鑽井液集中儲備的方式。


  (五)鑽井隊應按規定要求組織全隊職工進行防噴演習,預探井、含硫井應進行防硫化氫演習,並對有毒有害氣體進行重點監測。


  (六)落實井控崗位責任制、鑽井隊幹部24小時值班制度和「坐崗」制度。


  (七)各種鑽井設備、儀器儀錶、井控裝置、防護設備及專用工具、消防器材、防爆電路系統符合規定、功能正常。


  第三十八條鑽開油氣層前按第三十一條規定對井控裝置進行試壓檢查(距前一次試壓不超過14天可不進行試壓檢查,但應關井檢查)。鑽開油氣層后應每天對閘板防噴器及手動鎖緊裝置開關活動一次。


  第三十九條從進入預計油氣層前100m開始,每100m井段或在更換鑽頭、鑽具后,以及鑽井液性能發生變化后,應進行低泵沖試驗。以正常鑽進排量的1/3~2/3實測立管壓力,並做好井深、泵沖、排量、循環壓力等記錄,以指導井控工作。


  第六章 井控作業


  第四十條 發現溢流立即關井、疑似溢流關井檢查。 鑽開預計異常高壓或異常低壓油、氣、水層1~2m,遇到鑽速突然加快、放空、井漏或氣測異常應停止鑽進,並循環觀察,經判明無油氣水侵和異常情況后再繼續鑽進。


  第四十一條油氣層鑽進過程中發現實際鑽井液密度不能平衡正鑽地層壓力時,應按照審批程序及時申報調整鑽井液密度,經批准后再實施;若遇緊急情況,現場可按井控壓井程序進行處理,並及時上報。


  第四十二條下列情況應短程起下鑽進行後效觀察:


  (一)鑽開油氣層后第一次起鑽前。


  (二)溢流壓井後起鑽前。


  (三)鑽開油氣層井漏堵漏后或尚未完全堵住起鑽前。


  (四)鑽進中曾發生嚴重油氣侵但未溢流起鑽前。


  (五)需長時間停止循環進行其它作業(電測、下套管、下油管、中途測試等)起鑽前。


  第四十三條短程起下鑽的基本作法如下:


  一般情況下試起10~15柱鑽具,再下入井底循環觀察一個循環周測後效,在能滿足起下鑽作業安全的前提下方可進行起鑽作業;否則,應循環排除受侵污鑽井液並適當調整鑽井液密度,再次短起下鑽循環觀察,待井下正常后再起鑽。


  第四十四條鑽開油氣層后應防止淺氣層、稠油注汽、老井側鑽、抽吸、潛山井漏引發井噴,發現異常均應進行觀察。如有溢流,應立即關井求壓;如有抽吸,應下鑽排除油氣水侵;如有井漏,應及時採取相應堵漏措施。


  (一)起鑽前應充分循環鑽井液,並調整好其性能,確保井眼清潔和進出口密度差不超過0.02g/cm,循環時間不少於1.5個循環周。鑽頭在油氣層中和油氣層頂部以上300m井段內,起鑽速度不應超過0.5m/s。


  (二)起鑽必須灌好鑽井液。每起下3~5柱鑽桿、1柱鑽鋌記錄一次灌入或返出鑽井液體積,及時校核單次和累計灌入或返出量與起出或下入鑽具體積是否一致,發現異常情況及時報告司鑽。


  第四十五條錄井人員和「坐崗」人員及時發現溢流、井漏、油氣顯示、有毒有害氣體等異常情況,應立即報告司鑽。


  第四十六條起鑽完應及時下鑽,嚴禁在空井情況下進行設備檢修。如果必須進行設備檢修或因其它原因停工時,應將鑽具下至套管鞋處,保證井內灌滿鑽井液,並指定專人觀察井口。


  第四十七條發現氣侵應及時排除,氣侵鑽井液未經排氣不得重新注入井內;若需對氣侵鑽井液加重,應在對氣侵鑽井液排完氣后停止鑽進的情況下進行,嚴禁邊鑽進邊加重。


  第四十八條高凝油油井在關井后實施壓井作業前要定時觀察立管和套管壓力變化,發現壓力下降時,允許打開節流閥放噴0.5m,防止高凝油凝固卡鑽和堵死環空。


  第四十九條處理井下事故和複雜情況時應做好以下防噴工作:


  (一)鑽進中發生井漏應將鑽具提離井底、方鑽桿提出轉盤,以便觀察。同時採取反灌鑽井液措施,保持井內液柱壓力與地層壓力平衡,防止發生溢流,其後採取相應措施處理井漏。


  (二)在註解卡劑等事故處理作業中,必須計算因密度變化而引起的液柱壓力變化值,保證井筒壓力穩定。


  第五十條電測、固井應作好如下防噴工作:


  (一)測井隊應配備剪切電纜工具。測井作業時鑽井隊應指定專人觀察鑽井液出口,並定時向井內灌鑽井液,有異常情況立即報告司鑽,發現溢流立即告知測井隊。緊急情況下應立即切斷電纜,關閉全封閘板。在條件允許的情況下,可起出儀器搶下適量鑽桿關井。


  (二)下套管前,Ⅰ級風險井和未裝環形防噴器的Ⅱ級風險井應更換與套管尺寸相同的防噴器閘板並試壓檢查;固井過程中保證井內壓力平衡,尤其防止水泥漿候凝期間失重造成井內壓力平衡的破壞,甚至井噴。


  第五十一條關井后應根據關井立管壓力和套壓的不同情況,分別採取相應的處理措施:


  (一)關井立管壓力為零時,溢流發生是因抽吸、井壁擴散氣、鑽屑氣等使鑽井液靜液柱壓力降低所致,其處理方法如下:


  1、當關井套壓為零時,保持原鑽進時的流量、泵壓,以原鑽井液敞開井口循環,排除被侵污的鑽井液即可。


  2、當關井套壓不為零時,應在控制回壓維持原鑽進流量和泵壓條件下排除溢流,恢復井內壓力平衡;再用短程起下鑽檢驗,決定是否調整鑽井液密度,然後恢復正常作業。


  (二)關井立管壓力不為零,可採用工程師法、司鑽法、邊循環邊加重法等常規壓井方法壓井:


  1、所有常規壓井方法應遵循在壓井作業中始終控制井底壓力略大於地層壓力的原則。


  2、根據計算的壓井參數和本井的具體條件(溢流類型、鑽井液和加重劑的儲備情況、井壁穩定性、井口裝置的額定工作壓力等),結合常規壓井方法的優缺點選擇其壓井方法。


  第五十二條天然氣溢流不允許長時間關井而不作處理。視情況間隔一段時間向井內注入加重鑽井液,同時用節流管匯控制回壓,保持井底壓力略大於地層壓力排放井口附近含氣鑽井液。必要時即使加重材料不足也應實施司鑽法第一步排除溢流,防止井口壓力過高。


  第五十三條空井溢流關井后,根據溢流的嚴重程度,可採用強行下鑽分段壓井法、置換法、壓回法等方法進行處理。


  第五十四條壓井作業應有詳細的計算和設計,壓井施工前應進行技術交底、設備安全檢查、人員操作崗位落實等工作。施工中安排專人詳細記錄立管壓力、套壓、鑽井液泵入量、鑽井液性能等壓井參數,對照「壓井作業單」進行壓井。


  第五十五條壓井作業程序:


  (一)求關井立管壓力值、套管壓力值。


  (二)判斷溢流種類。


  (三)計算壓井液密度。


  (四)確定壓井方法。


  (五)準備井筒容積1.5~2倍的壓井液。


  (六)計算並填寫壓井施工作業單。


  (七)實施壓井。


  任何情況下關井,其最大允許關井套壓不得超過井口裝置額定工作壓力、套管抗內壓強度的80%和薄弱地層破裂壓力所允許關井套壓三者中的最小值。在允許關井套壓內嚴禁放噴。


  第七章 防火、防爆、防硫化氫等措施和井噴失控的處理


  第五十六條防火、防爆措施:


  (一)井場鑽井設備的布局要考慮防火的安全要求。在葦場、森林或草場等地進行鑽井,應有隔離帶或防火牆,隔離帶寬度不小於20m。井場儲水罐配有消防水龍帶介面。


  (二)井場消防器材的配備,井場電器設備、照明器具及輸電線路的安裝執行SY/T 5974《鑽井井場、設備、作業安全規程》中的規定。


  消防器材不少於以下配置: 100L泡沫滅火器(或乾粉滅火器)2個,8kg乾粉滅火器10個,5kg二氧化碳滅火器2個;發電機房配備5kg二氧化碳滅火器2個,機房應配備5kg二氧化碳滅火器3個,消防鍬6把,消防斧2把,消防桶8隻,消防水帶80m,Ø19mm直流水槍2支,消防砂4m 。


  距井口30m以內所有電氣設備(如電機、開關、照明燈具、儀器儀錶、電器線路以及接插件、各種電動工具等)應符合防爆要求。


  (三)鑽台上下、井口、機泵房周圍禁止堆放雜物及易燃易爆物,鑽台、機泵房下無積油。


  (四)井場內嚴禁煙火,需要動火,嚴格執行動火審批制度,對於一級、二級、三級動火,應執行SY/T 5858《石油工業動火作業安全規程》中的安全規定;對於四級動火,動火地點周圍10米內無易燃易爆物品,可由動火單位的上級安全部門授權井隊幹部或安全監督審批。


  (五)柴油機排氣管無破漏和積炭,有防火裝置,方向不得對著鑽台。


  (六)放噴天然氣應燒掉,防止與空氣混合,引起爆燃或爆炸。


  (七)冬季施工處理油氣侵時,必須把機泵房、井架底座和節流管匯圍布打開,防止天然氣積聚引起爆炸。


  第五十七條防硫化氫等措施


  含硫油氣井應嚴格執行SY/T 5087《含硫油氣井安全鑽井推薦作法》標準,防止H2S、CO2等有毒有害氣體進入井筒、溢出地面,避免人身傷亡和環境污染,最大限度地減少井內管材、工具和地面設備的損壞。


  (一)在井架上、井場盛行風入口處等地應設置風向標,一旦發生緊急情況,作業人員可向上風方向疏散。


  (二)含硫地區的鑽井隊應按SY/T 5087《含硫化氫油氣井安全鑽井推薦作法》的規定配備硫化氫監測儀器和防護器具,並做到人人會使用、會維護、會檢查。


  (三)含硫油氣井作業相關人員上崗前應接受硫化氫防護知識培訓,經考核合格后持證上崗。


  (四)含硫油氣井鑽開油氣層前,鑽井隊應向施工現場所有人員進行井控及防硫化氫安全技術交底。對可能存在硫化氫的層位和井段,地質人員要及時做出地質預報,鑽井隊值班幹部及時傳達,建立預警預報制度。


  (五)含硫地區鑽井液的pH值要求控制在9.5以上。加強對鑽井液中硫化氫濃度的測量,充分發揮除硫劑和除氣器的功能,保持鑽井液中硫化氫濃度含量在30mg/m(20ppm)以下。除氣器排出的有毒有害氣體應引出井場在安全的地點點燃。


  (六)當在空氣中硫化氫含量超過安全臨界濃度的污染區進行必要的作業,應按SY/T 5087《含硫化氫油氣井安全鑽井推薦作法》中的相應要求做好人員安全防護工作。


  (七)鑽井隊在現場條件不能實施井控作業而決定放噴點火時,應按SY/T 5087《含硫化氫油氣井安全鑽井推薦作法》中的相應要求進行。


  (八)鑽井隊及鑽井相關協作單位應制定防噴、防硫化氫的應急預案,並組織演練。一旦硫化氫溢出地面,濃度達到預案規定的啟動值時,應立即啟動應急預案,做出相應的應急響應。


  (九)一旦發生井噴事故,井場應有消防車、救護車、醫護人員和技術安全人員值班。


  (十)控制住井噴后,應對井場各崗位和可能積聚硫化氫的地方進行濃度檢測。待硫化氫濃度降至安全臨界濃度時,人員方能進入。


  第五十八條井噴失控后的緊急處理


  (一)井噴失控后應採取的措施:


  1、立即停車、停爐,關閉井架、鑽台、機泵房等處全部照明燈和電器設備,必要時打開專業防爆探照燈;並設置警戒線,在警戒線以內,嚴禁一切火源。


  2、測定井口周圍及附近天然氣、H2S和CO2的含量,劃分安全範圍。


  3、迅速做好儲水、供水工作,儘快由四通向井口連續注水,用消防水槍向油氣噴流和井口周圍大量噴水,防止著火和保護井口。在確保人員安全的前提下,將氧氣瓶、油罐等易燃易爆物品撤離危險區。


  4、應協助當地政府作好井口500m範圍內居民的疏散工作。


  5、應立即啟動遼河油區井噴事故應急預案,根據失控狀況制定搶險方案,統一指揮、組織和協調搶險工作。根據監測情況決定是否擴大撤離範圍。


  6、發生井噴事故,尤其井噴失控事故處理中的搶險方案制訂及實施,要把環境保護同時考慮,同時實施,防止出現次生環境事故。


  7、搶險中每個步驟實施前,均應按SY/T6203《油氣井井噴著火搶險作法》中的要求進行技術交底和模擬演習。


  第八章 井控技術培訓


  第五十九條持證上崗制度:


  (一)從事鑽井生產的現場操作人員(井架工以上崗位)、錄井工、專業技術人員、生產管理人員、現場服務人員和相關技術人員必須持有效的鑽井井控培訓合格證上崗。沒有取得鑽井井控培訓合格證的領導幹部、技術人員無權指揮生產。


  (二)鑽井井控操作合格證有效期為兩年,有效期滿前必須進行換證培訓,重新取證,原證無效。


  (三)持假證及無證上崗的施工隊伍、施工人員,油田公司有關部門有權停止其施工作業,並追究有關部門責任。


  第六十條三級培訓制度:


  (一)鑽井分公司或鑽井隊技術人員,負責定期組織本單位職工的井控技術崗位培訓,並演練本單位井控應急預案。


  (二)鑽井公司負責對井隊一般崗位工人進行崗前井控知識的培訓。


  (三)遼河油田井控培訓中心負責對應持證人員進行取證、換證培訓。


  第六十一條培訓對象分類


  (一)現場操作人員:鑽井隊大班司鑽、正副司鑽、井架工、鑽井技師、大班司機、鑽井液大班、坐崗工、內外鉗工和錄井工等。


  (二)專業技術人員:鑽井工程技術人員、設計人員、工程技術管理人員和欠平衡鑽井技術人員等。


  (三)生產管理人員:主管鑽井工作的各級領導、鑽井監督、鑽井隊正副隊長、指導員、安全員和安全監督等。


  (四)現場服務人員:井控車間的技術人員和設備維修人員等。


  (五)相關技術人員:地質設計、地質監督、測井監督以及測井、固井、錄井、鑽井液、取芯、打撈、定向井、中途測試等專業服務隊伍的相關技術人員。


  第六十二條井控技術培訓內容


  (一)井控工藝:


  1. 地層壓力的檢測和預報。


  2. 溢流、井噴發生的原因和溢流的及時發現。


  3. 關井程序和常用壓井方法的原理及參數計算。


  4. 壓井施工和複雜井控問題的處理。


  5. 硫化氫的防護和欠平衡鑽井知識。


  (二)井控裝置:


  1. 結構及工作原理。


  2. 安裝及調試要求。


  3. 維護保養和故障排除。


  (三)本細則和集團公司、遼河油田有關井控技術規定及相關標準。


  (四)遼河油田井控工作特點、重點、問題和典型井控案例分析等。


  第六十三條井控培訓應根據不同培訓對象和遼河油田井控工作的特點,突出針對性,分類進行培訓:


  (一)現場操作人員的培訓重點內容包括及時發現溢流和及時關井的措施方法;正確實施關井操作程序;井控裝備的安裝、使用、維護和保養等。


  (二)專業技術人員的培訓重點內容包括正確判斷溢流的方法;正確關井程序;編製壓井設計、壓井程序、實施壓井作業;正確判斷井控裝置故障及一般故障的排除;正確處理井噴及井噴失控等。


  (三)生產管理人員的培訓重點內容包括井控工作的全面監督管理,複雜情況下的二次井控技術和三次井控技術,井控設計原則等。


  (四)現場服務人員的培訓重點內容包括井控裝置的結構、工作原理,井控裝置的安裝、調試、維修、故障判斷和排除等。


  (五)相關技術人員的培訓重點內容包括井筒內各種壓力的概念及其相互之間的關係;溢流的主要原因、顯示及發生險情時的配合要求等。


  (六)換證培訓的內容應根據行業標準及集團公司井控規定的修訂情況,結合遼河油田井控細則進行重點選擇。


  第六十四條井控培訓中心必須達到《中國石油天然氣集團公司井控培訓管理辦法》有關教師、教學設備、教材、教具和辦學條件等規定要求,並取得集團公司井控培訓資質。


  第六十五條取證與換證培訓學時及考核方式應符合《中國石油天然氣集團公司井控培訓管理辦法》和SY5742《石油天然氣鑽井井控安全技術考核管理規則》的要求,理論考試和實際操作考核均合格后,由井控培訓機構頒發集團公司統一的鑽井井控培訓合格證。遼河油田公司和工程技術服務企業井控管理部門負責監督、檢查和管理。


  第九章 井控管理制度


  第六十六條井控分級責任制:


  (一)油田公司是井控工作的責任主體,必須提供符合健康、安全、環保要求的作業條件,並對工程技術服務企業的井控工作統一協調管理。


  (二)工程技術服務企業對其生產作業過程中的安全、環保、井控工作負責,必須提供符合油田公司要求的人力資源、裝備設施和作業方案,承擔合同規定的責任和義務。


  (三)油田公司和工程技術服務企業總經理是井控工作的第一責任人,總工程師或主管副總經理是井控工作的主要責任人。


  (四)油田公司和工程技術服務企業分別成立井控領導小組,組長由井控工作第一責任人擔任。建設方及工程技術服務企業所屬各公司應成立相應的井控管理小組,組長由行政正職擔任。


  第六十七條鑽井監督制度:


  鑽井監督對油田公司負責,代表油田公司行使監督權力、履行監督義務,並承擔監督責任。及時糾正、制止和報告不符合設計、不符合安全環保要求的行為。


  鑽井監督依據:國家方針政策、法律法規;集團公司、股份公司和油田公司管理規定、技術標準和操作規定;鑽井設計、作業方案和合同等。


  Ⅰ級風險井鑽井監督必須駐井,工程技術服務企業應同時派駐安全監督。


  第六十八條防噴演習制度:


  (一)鑽進、起下鑽桿、起下鑽鋌和空井四種工況,鑽井隊每班每月至少各演習一次。


  (二)鑽進和空井工況應在3分鐘內控制住井口,起下鑽桿工況應在5分鐘內控制住井口,起下鑽鋌應在7分鐘內控制住井口。


  (三)鑽井現場人員均應參與防噴演習。演習後由值班幹部進行講評,提出存在問題和改進意見。


  (四)防噴演習記錄由班組人員按要求填寫,由司鑽和值班幹部簽字確認。


  第六十九條「坐崗」責任制:


  (一)鑽進至油氣層之前100m開始「坐崗」。


  (二)「坐崗」人員上崗前必須經鑽井隊技術人員對其進行技術培訓。


  (三)「坐崗」記錄包括時間、工況、井深、起下立柱數、鑽井液灌入量、鑽井液增減量、原因分析、記錄人、值班幹部驗收簽字等內容。


  (四)發現溢流、井漏及油氣顯示等異常情況,應立即報告司鑽。


  第七十條鑽井隊幹部24小時值班制度:


  (一)鑽井隊幹部在鑽井現場必須堅持24小時值班,值班幹部要掛牌或有明顯標誌。井控裝備試壓、防噴演習、處理溢流、井噴及井下複雜等情況,值班幹部應在場組織指揮。


  (二)值班幹部應檢查各井控崗位職責、制度落實情況,發現問題立即督促整改,並認真填寫值班記錄。


  (三)值班幹部和司鑽應在班前、班後會上布置、檢查和講評井控工作。


  第七十一條井噴事故逐級彙報制度:


  (一)井噴事故分級:


  1、一級井噴事故


  發生井噴失控,造成超標有毒有害氣體逸散,或竄入地下礦產採掘坑道;發生井噴並伴有油氣爆炸、著火,嚴重危及現場作業人員和作業現場周邊居民的生命財產安全。


  2、二級井噴事故


  油氣井發生井噴失控;含超標有毒有害氣體的油氣井發生井噴;井內大量噴出流體對江河、湖泊、海洋和環境造成災難性污染。


  3、三級井噴事故


  油氣井發生井噴,經過積極採取壓井措施,在24小時內仍未建立井筒壓力平衡,並難以在短時間內完成事故處理的井噴事故。


  4、四級井噴事故


  發生一般性井噴,並能在24小時內建立井筒壓力平衡的事故。


  (二)彙報程序:


  1.發生溢流立即採取有效措施控制井口。準確收集各項數據,同時鑽井隊值班幹部、鑽井監督及時向上級部門彙報。


  2. 接到井噴事故報警后,建設方和鑽井公司核實情況,初步評估確定事故級別,同時向上級部門彙報。


  3.油田公司和工程技術服務企業接到彙報后,依據事故情況決定是否啟動遼河油區井噴事故應急預案。應急預案啟動后應根據法規和當地政府規定,油田公司應在第一時間及時向屬地政府部門報告。


  4.發生Ⅰ級、Ⅱ級井噴事故在2小時內,按照《集團公司鑽井井噴失控事故報告信息收集表》格式,以快報形式上報集團公司。發生Ⅲ級井噴事故時在 24小時內上報集團公司。


  (三)井噴事故發生后,對彙報不及時或隱瞞井噴事故的,將追究隱瞞者及其領導者責任。


  第七十二條井控例會制度:


  (一)鑽井隊每周召開一次以井控安全為主的安全例會。


  (二)鑽井公司及各技術服務公司每季度召開一次井控例會。


  (三)建設方每季度召開一次井控例會。


  (四)油田公司和工程技術服務企業每半年召開一次井控例會,總結、協調、解決井控工作中存在的問題,布置井控工作。


  第七十三條井控檢查制度:


  (一)油田公司和工程技術服務企業每半年組織一次井控工作檢查。


  (二)建設方和鑽井公司每季度進行一次井控工作檢查。


  第十章 附 則


  第七十四條本細則自下發之日起執行。原遼河石油勘探局和遼河油田公司二00七年一月下發的《遼河油田鑽井井控工作細則》(遼油發[2007]5號、中油遼字[2007]3號)同時廢止。


  第七十五條本細則由遼河油田公司鑽井工程部負責解釋。本細則未涉及到的內容,參照中國石油集團公司有關規定和相關行業標準。

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