井下作业公司井控实施细则

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1、井下作业公司井控实施细则1范围本细则规定了井下作业、试油作业井控管理工作的基本要求本细则适应于井下作业公司井下作业、试油（气）施工作业。2引用标准下列文件中的条款通过本规定的引用成为本规定的条款。《河南油田采油、井下作业井控实施细则》Q/SHS0003.1-2004天然气井安全技术规范（第一部分：钻井与井下作业）S/YT5964-2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》S/YT5053.1-2000《防喷器及控制装置防喷器》S/YT6277-2005《含油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》S/YT6137-2005《含油气田的油气生产和天然气处理装置作业的推

2、荐作法》S/YT6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》S/YT6160-1995《液压防喷器的检查与修理》SY/T5587《常规修井作业规程》3井控设计井控设计必须严格执行逐级审批程序，变更设计应由原设计单位按程序进行，按原设计审批程序审批，并及时发给滋工方执行3.1地质方案要求地层压力梯度、地层破裂压力梯度、浅气层资料、邻近井资料、开发区块注水井、注蒸汽井分布以及射开层位的原始地层压力和目前地层压力；完井时固井质量和井身结构资料;含有ILS的地层层位、深度、含量预测等资料；要对特殊井层（高压油气层、髙油气比层、含H?S层等）做出明确提示。3.2施工设

3、计应包含的要求3.2.1施工设计应根据地质方案的压力资料、产油气情况等，明确规定该滋工井压井液的种类、密度、数量和最低储备量。3.2.2必须明确井控装置的型号、规格，并明确装置配套、安装和试压要求。3.2.3试油、大修、气井作业要有井控专篇。3.3压井液密度的确定，在考虑地应力和地层破裂压力的情况下，应以裸眼井段的最髙地层压力当量修井液密度为基准，再增加一个附加值。附加值可选择下列两种方法之一确定：一、油水井为0.05—0.10g/cm3,或控制井底压差1.5—3.5MPa。二、气井为0.07—0.15g/cm3,或控制井底压差3.0—5.0MPao具体选择附加值时

4、应考虑地层孔隙压力预测精度、油气水层的埋藏深度、地层油气中硫化氢含量、井控装置配套情况。4井控装置4.1井控装置的基本要求4.1.1井控装置要考虑组合后的压力等级及材质，含硫地区井控装置选用材质应具有抗硫性能，应符合行业标准SY/T6610—2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。4.1.2根据不同的地层压力和井型，选用不同压力级别的井控装置组合，闸板防喷器闸板必须与所下主要管柱尺寸配套。若井下管柱为两种型号以上的管柱结构时，须及时更换防喷器或闸板。4.1.3井控装置、变径法兰、压井节流管汇的压力等级，应大于生产时预计的最髙关井井口压力，或大于油气层最高地

5、层压力。最高关井井口压力值按以下方法确定：气井井口最大压力值等于井筒全部为气体时（气层静压）压力值；油、水井井口最大压力值等于油层静压与相应深度液柱压力的差值。①对于井口最大压力低于14MPa的井，安装压力级别为14MPa井控装置和节流管汇。②对于井口最大压力14MPa至21MPa的井，安装压力级别为21MPa井控装置和节流、压井管汇。③对于井口最大压力21MPa至35MPa的井，安装压力级别为35MPa井控装置和节流、压井管汇。④对于井口最大压力大于35MPa.井深大于4500m的各类井，安装压力级别为70MPa或105MPa的井控装置和节流、压井管汇。3.1.4

6、髙产气井在出口管线上必须安装远程液压控制的紧急关闭阀，以实现远程开关井控装置。4・2井控装置的安装3.2.1采油树、试气井口要严格按中石化Q/SHS0003.1-2004《天然气井工程安全技术规范第1部分：钻井与井下作业》标准（标准规范）安装。①射孔、新井投产、维护作业、大修、常规及重大措滋井的滋工均应在起下管柱单根前安装防喷器。若因特殊情况不能安装防喷器，应由设计部门提出论证报告经公司经理签字批准。②防喷器的连接螺栓要符合标准，按规定装全。①当井口四通法兰盘与防喷器法兰不配套时，要安装变径法兰；当井口为偏心井口时，应安装偏心法兰后，再安装防喷器。②安装液压防喷器的

7、作业井应配备液压远程控制台或司钻控制台。防喷器控制系统控制能力应与所控制的液压防喷器组合相匹配，并且备用一个控制对象。远程控制台应摆放在距井口25m以外便于操作的地方，距放喷管线或压井管线应有一定距离，周围10米内不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。远程控制台处于待命状态时，充氮气压力为6.5MPa左右,气源压力0.65MPa-0.80MPa,储能器压力为17.5MPa-21MPa,管汇及控制防喷器的压力为10.5MPao远程控制台应使用防爆电器，远控台与司钻控制台气源线要单独连接,严禁强行弯曲和压折气管线。③试油井、大修井（取换套作业和侧钻）、天然气井必须安装节流管