中国石化华北分公司企业标准

中国石化华北分公司企业标准 试气工程安全技术规范 1 范围 本标准规定了气井试采工程安全技术的基本要求。 本标准适用于中国石化华北公司所属的天然气井试采工程，其他类似气井工程可参照执行。 2引用标准 下列标准所包含的条款，通过在本标准中引用而构成为本标准的条款。 156 93 采油 (气 )井口装置 440 92 天然气井试井技术规范 023 94石油井下作业队安全生产检查规定 727一 1995 井下作业井场用电安全要求 137一 1996 含硫气井安全生产技术规定 93 油水井常规修井作业 压井替喷作业规程 93 油水井常规修井作业 起下油管作业规程 5604 93 常规射孔作业技术规程 5791一 93 液压修井机立放井架作业规程 5486一 1999 非常规地层测试技术规程 5604一 93常规射孔作业技术规程 6120一 1995 油井井下作业防喷技术规程 6203一 1996 油气井井喷着火抢险作法 6262一 1966 气井试气工艺规程 3试气设计 护油气层。 止井喷、着火、爆炸等事故及复杂情况的产生。 境与健康体系管理要求。 供本井的地质、钻井及完井基本数据，包括井身结构、钻开油气层的钻井液性能、漏失、井涌，钻井显示和取芯等情况，及固井顶替液性能、固井质量、管柱和套管头规范、井身质量、测井、录井、中途测试等资料。 供试气目的，目的层的基本数据及录取资料要求。 供区域地质资料、邻井的试油、试气作业 情况，对应本井目的层已试层压力、产量及流体特性的资料，并特别注明含硫化氢、二氧化碳的含量。 供井场周围 500校、厂矿等情况 ;对高压、高产及含硫化氢气井应提供 1 根据地质设计编制工程设计。并应接设计审批程序审批。 选井口装置的额定工作压力应高于最高地层压力，其性能应满足温度、抗硫、防腐的要求。其型号、压力等级和尺寸系列应符合 156和 5Y 6137的规定。高压高产气井应采用配有液压控制阀门的试气树及地面控制管汇。 对重点高压含硫气井井口装置应进行等压气密检验。 筒、套管头和井口控制装置应试压，试压压力一般为套管最低抗内压强度的 80%。达到额定试压压力后，在 30 气各工序的实施应符合 6262的规定。 硫化氢、二氧化碳的井，应有抗硫、防腐蚀措施。下井管柱应具有抗硫化氢、二氧化碳腐蚀的能力。 温大于 120 、地层压力大于 45井工具性能应满足耐高温、高压的要求，并持有试验报告。 爆措施，井场应接规定配备消防器材。 气作业中，因情况变化，需变更设计，应通过设计部门变更设计 ;遇特殊情况需变更设计，应征得主管部门批准后方可实施。 4试气准备 场应平整，长大于 60m 宽大于 30m,中心应低于四周 10水沟应畅通，清污分流。 架基础要用混凝土浇铸，基础平面高差不应超过 3 有容量大于井筒容积 5倍的排污池。 班房与井口及排污池的距离应大于 30m。 电房及电器开关与井口、放喷管出口的 距离应大于 30m。不应有裸露线及漏电现象，发电房应安装避雷装置。 场用电应符合 727的要求。 据井深、井斜及管柱重量，选择修井机械、井架和游动系统等配套设备。 满足起下钻和井控操作要求。 架、天车、提升系统和动力设备应满足该井试气设计的要求。 业设备的安装及检查应符合 023一 94中第 5章的要求。 压修井机立放井架应符合 5791的要求。 天车、游动滑车和井口中心在一条垂直线上。 绳必须闲 22钢丝绳，穿好游动滑车后整齐地缠绕排列在滚筒上。当游动滑车在最低位置时，滚筒上至少留半层钢丝绳。当大绳在一个捻距内断 10 丝时，应更换新的大绳。 口装置 气井口装置应符合 气井口、封井器等井口装置应由设备管理单位负责检查、清洗、保养、组装和试压。 气井口、封井器送到井场后，应由井 队工程技术人员验收。验收要求如下 : a)有合格卡片 ; b)试压达到额定工作压力 ; c)符合试气设计书所要求的规格、型号 ; d)零部件齐全完好 ; e)操作灵活。 控装置 气作业的气井应安装半全封封井器或一半封一全封的组合封井器 ;高温高压井应安装液压封井器，并配置高压节流管汇。封井器通径应大于试气作业中下人工具的最大直径。 硫化氢、二氧化碳井，井控装置、变径法兰应具有抗硫、抗二氧化碳腐蚀的能力。 控装置 (除自封封井器外 )、变径法兰、高压防喷管的压力等级 :应大于 油气层最高地层压力，按压力等级试压合格。井控装置的安装、试压、使用和管理应符合 6120的规定。 砂管柱顶部应联接旋塞阀，旋塞阀工作压力应大于最高关井压力，且处于随时可用状态。自封封井器密封压力应不低压 8 离器由设备管理单位按规定测厚、无损探伤和试压，并将检查及试压结果填入记录卡片 ,交井队工程技术人员验收。 0用水泥基墩地脚螺栓固定。排液管线应固定牢靠并接人计量池 (罐 )。 离器及闸门、流程管线按分离器的工作压力试压 ;分离器通畅 ,扫线干净 ;分离器停用时应故掉其内和流程的液体，清水扫线干净后，再用空气把水排出干净。 离器的安全阀应灵敏、可靠，开启压力为最高工作压力的 90%一 100%，受压容器不允许带压检修。 气井放喷管线不应少于三条。两个生产闸阀出口各接一条，其中一条放喷，一条测试。套管闸阀出口放喷管线不应少于一条，应能满足放喷、观察压力、气举等要求。 喷管线必须连接可靠，禁止使用水龙带、胶管等软管。管线应平直，弯头角度不 应小于 120，并落地固定，每隔 15口及转弯处应用双卡卡牢，基墩坑应长大于 大于 大于 接出井场外的出口与井口距离应大于 5具有安全点火条件，同时注意防止污染农田。 硫化氢、二氧化碳井，从井口到分离器出口的设备、流程，应抗硫、抗二氧化碳腐蚀。 产气井管线及设施应配置安全阀，并保温。 抗拉大于 外挤大于 内压大于 温高压井及含硫化氢、二氧化碳井，应采用气密封特殊扣油管，下井管柱丝扣应涂耐高温高压丝扣密封脂，管柱下部应接高温高压伸缩补偿器、开关式循环阀和封隔器。 硫化氢、二氧化碳井，下井管柱、仪器、工具，应具有抗硫、抗二氧化碳腐蚀的性能，压井液中应含有缓蚀剂。 全措施及安全设施 Y 6023一 94中第 7章的要求。含硫气井应配备排风扇、防毒面具、 专人保管，定期检查。 口 30因特殊情况需用时，应经安全消防部门批准，并有相应的消防措施。 场应按 023 94中 进行安全生产及技术措施交底，分工明确，严守岗位。 5 开工验收 井场设备安装完毕后，应接设计及标准化现场要求进行验收，合格后方可开工。 6试气施工 井、试压 井一般应通至射孔井段底界 15殊要求的通井深度应按施工设计进行。封隔器座封井段有水泥环时，应用套管刮削器刮削通井。通井时，起下管柱应符合 井时洗井液上返速度应大于 2m/s，连续循环两周以上，达到进、出口液性一致， 机械杂质含量小于 合格。 孔完井的气井，应按该井套管强度和固井后质量试压。 设计要求压井。 井液应与储层岩性相配伍，与地层流体相容，与地层压力相适应。宜选用无固相且清洁的盐水液和聚合物盐水液 据钻开目的层压力监测和试气过程中的资料确定测试压井液密度，温高压井、含硫化氢井的附加值取高值，一般井取低值。 井液进出口性能应达到一致。 于地层漏矢量人的疏松砂岩、碳酸盐岩等油气层，应在射孔井段以上 20替人暂堵剂后再压井。 力系数大于 井液易气浸，应采用前置清水大排量反循环除气，然后用压井液反循环压井。 于压力系数大于 气井，现场应储备高于设计密度 压井液，储备压井液量是井筒容积的 对易漏失层，应储备一定量的暂堵剂。 井液应与储层岩性相配伍，与地层流体相容，与地层压力相适应 。 孔 孔前应作好射孔的防喷、防火等安全工作及物资准备。 孔时应按射孔通知单要求执行。 规射孔作业应符合 5604 的规定，并安装电测防喷装置。油管输送射孔应符合5486的规定。 规射孔层位深度的校正和计算方法应符合 5784的要求。 孔结束后，若是采用常规射孔，应立即下油管、装井口，中途不应停工。如有井喷预兆的井，应及时抢装井口，采用挤压法将井压平稳后再下油管诱喷。若是采用过油管射孔或油管输送射孔，也应立即 诱喷，放喷。 常情况下，气层应采用油管输送射孔 ;若气层要求下测试仪测试，可采用油管输送射孔与地层测试联作。 000孔井段为小套管 (套管内径小于 102采用电缆输送射孔，压井液密度的确定应符合本标准第 喷、放喷 射孔后气井不能自喷时，应根据试气设计采用替喷、气举、抽汲或其他方法诱喷。 采用替喷方法诱喷，应按以下原则执行 : a)进口和出口管线应分别在井口的两侧 ; b)出口流程应设置电热带、热水 或蒸汽加热保温系统，替喷开始就启动保温系统换热，预防水化物堵塞 ; c)高压气井的出口流程应设置多级节流降压，各级节流部分分别用清水试压到设计工作压力的 压 5 d)射孔完成井应将管柱下至人工井底以上 2 一 3m，裸眼完成井应将管柱下至套管鞋以上5 10m; e)除特殊情况外，一般采用正循环替喷，替喷施工应连续进行 ; f)若采用二次替喷工艺，应先将管柱下至人工井底以上 2 一 3m，替出井底至油层顶界以上50后将管柱起至设计深度，再替出井筒内全部压井液 ; g)下有封隔器的 井替喷时要控制排量，对循环不通的井要采取适当措施，不应硬憋 ; h)返出的压井液应回收。 采用气举方法诱喷，应按以下原则执行： a)气举所供气体应是氮气、二氧化碳气或天然气。 b)按气举设计向井中下大气举阀。进行分段气举诱质的油井，应严格控制气举压力，并保持气举操作的连续。 c)按设计用气化水或气化泡沫进行诱喷时，应严格控制混水泡沫的比例，力求降低气举设备工作压力。 d)在气举过程中，不能顺利完成诱喷作业时，可采用气举一放气一再气举的间歇气举施工方式，以达诱喷目的。 e) 采用各种气举方法诱 喷时，气举管线、放喷管线均应事先按规定试压合格。 f)开动压缩机向井内供气或开专门气源井向井内供气时，同时应将出口放质。 g) 当油气并举喷之后，应立即停止供气，并根据油气井的油层特性，适当控制放喷压力，使其能正常生产。 应按以下原则执行： a)抽汲前先试下加重杆一次，然后装抽子缓慢下井，油管畅通后指出抽汲。 b)下入井内的钢丝绳丈量准确。抽子下放速度均匀，慢下快放，距液面 50m 或提出第一个记号后要降低速度。 c)抽子最大沉没度不得超过 300m。 d)抽汲 3次。 e)抽汲时，应有专人看记号，并观察油井动态，对有可能自喷的井不能连续抽汲。发现液面上升快而有自喷显示时，立即停止抽汲。 f)抽汲时，地滑车必须用地锚固定。钢丝绳跳槽或打扭时，必须用绳卡固定后再用工具卸掉载荷，解决事故。若钢丝绳有死弯或断丝超过要求时，必须重新连接或更换新钢丝绳。 喷 喷时应考虑井身结构和储层特点，控制合理的放喷压力，预防井身结构和储层结构被破坏。 产、前苏联套管一般取 压气井、复杂井的安全系数应大于 喷工作应由专人负责，随时注意井口压力及风向变化，一般采用节流阀控制放喷，不应猛开猛放。压井液喷完后应及时倒入分离器流程，分离的液体应排入计量罐 (池 )，排人大气的天然气应点火烧掉。 遇上 6级以上大风或能见度小于 30雪天或暴雨天。放喷应暂停。 视产气量情况选用临界速度流量计、垫圈流量计或其他类型流量计。若用标准孔板计量，其计量方法应符合 6143的要求。 产 井井筒积液喷尽后即可求产，一 般只求得一个高回压下 (即最大关井压力 75%以上 )的稳定产量数据。压力波动范围小于 量波动范围小于 10%视为基本稳定，一般稳定时间不少于 4h。 水同产井待压井液排完求得水体性质，证实为地层产出水后即可求产。气、油、水产量由三相分离器自动测试记录。对于不能自动测气量油的分离器，气应按 量，液体排入计量罐 (池 )计量后再将油输入储油罐计量，水排入污水池 (罐 )算出水产量。 井和气水同产井，若要求求出产气方程式、无阻流量等资料。则应按 440 进行产能试井 。 喷水井排出井筒积液证实为地层水后，可测试产水量及压力。 过抽汲气举或混气水排液达到设计规定掏空深度，间隔 24 小液面上升小于 300采用探液面及井底取样方法测试，根据氯离子含量变化，证实为地层水后，以试井车所测液面资料计算日产液量。 产时的压力控制应符合 压力及温度 静止压力、流动压力时，应根据气层中部深度选择压力计测压，并同时测井口静止压力和流动压力，所测压力应在压力计量程的 30%一 85%范围内。测压力恢复曲线时，应测出原始地层压力及边界反映段。 套管及井口强度允许范围内求得最大关井压力及压力恢复数据。压力在 24h 内变化范围小于 物性取样按 154的要求进行。 循环压井液 底循环除气，并达到进出口性能一致。 用桥塞或封隔器封层，其密封压力应大于封隔压差 ;耐温应高于封闭层温度。含硫化氢、二氧化碳井，桥塞或封隔器应具有抗硫、抗二氧化碳的能力。 层，应根据封闭层温度、压力，含硫化氢、二氧化碳情况，优化水泥浆体系，并做到 : 1)对低压漏失井，应采用先填砂埋油气层，然后打水泥塞射层 ; 2)对高压井，若需打水泥塞，应采用先坐桥塞封闭油气层，然后打水泥塞进一步封层。 有工业气流的井，具备条件投产，应采取下生产管柱完井方式。管柱设计应符合本标准第 压、高产及含硫化氢气井，应采用下述完井方式 :生产管柱下部串接伸缩补偿器、开关式循环阀封隔器，在油套环形空间的完井液中加入缓蚀剂。封隔器应选耐高温高压、抗硫化 氢及二氧化碳腐蚀能力的永久式插管封隔器。 井 无工业开采价值的井或暂时无条件投产的有工业油气流的井，应采取弃井方式。 无工业开采价值的井应采取永久性弃井方式，即试气结束后，先将井压稳，从气层底部至顶部 (射孔井段 )全段注水泥，水泥浆在套管内应返至气顶以上 200中先期完井的井应返至套管鞋以上 200井口 200口焊井口帽，装放气阀，盖井口房。 暂时无条件投产的有工业气流的井应采取暂时性弃井方式 ，即试气结束后，先将井压稳，在气层以上 50m 打易钻桥塞 (先期完井气井应在套管鞋以上 50m 打易钻桥塞 )，然后打 口应安装简易井口并装压力表，盖井口房，并观察记录。 在严重事故隐患不能正常生产的气井，应根据实际情况，采取不同的封堵措施，达到永久性弃井。封堵施工作业时，应有施工作业设计，并严格审批程序。 泥塞试压应满足本标准第 杂情况的预防与处理 口装自封封井器的井，应将防喷闸门、提升短节、大小头联接为一体的控制井 喷管柱放置于井口附近，一旦井口压井