塔里木油田试油井控实施细则（发布稿） - 图文(3)

塔里木油田钻井井控实施细则（2012）

存；防喷器、四通、升高短节等带钢圈槽密封的设备不得将密封面直接置于地面，应放置于专用底座或进行铺垫，防止钢圈槽损坏。

第四十二条 井队根据井控需要配备方钻杆上、下旋塞、钻杆旋塞、顶驱液压旋塞、顶驱手动上旋塞、箭形止回阀、浮阀等钻具内防喷工具及相应的配合接头。内防喷工具的管理严格执行《塔里木油田内防喷工具管理办法》（油钻字〔2010〕2号）。内防喷工具的强制报废时限为：方钻杆上旋塞和顶驱液压旋塞累计旋转时间达到2000小时；顶驱手动上旋塞累计旋转时间达到1500小时；下旋塞、箭形止回阀、投入式止回阀、浮阀累计旋转时间达到800小时。内防喷工具每使用100天必须进行探伤检测，旋塞、箭型止回阀、浮阀每使用100天必须进行额定工作压力试压检验；方钻杆上、下旋塞正常作业过程中每班开关活动旋塞1次，每15天内用泥浆泵对旋塞试压检查一次，试压压力20MPa，稳压5分钟，压降≤0.7MPa。浮阀使用时，每下钻5～10柱必须灌满水眼。

1. 内防喷工具的压力等级一般不低于所使用闸板防喷器的压力等级，但对于配套使用额定工作压力105MPa防喷器的井，允许使用额定工作压力为70Mpa及以上压力等级的箭形止回阀和浮阀。

2. 钻井队负责内防喷工具的现场维护、保养。

3. 使用复合钻具时，应配齐与钻杆尺寸相符的箭形止回阀。

4. 在起下钻铤前，应准备一柱防喷立柱或防喷单根。防喷立柱应由箭形止回阀＋钻杆立柱＋钻杆与钻铤变扣接头组成（或由箭形止回阀＋钻杆＋钻杆与钻铤变扣接头＋钻铤组成）；防喷单根由箭形止回阀＋一根钻杆＋钻杆与钻铤变扣接头组成，箭形止回阀带顶开装置接于最上部；防喷立柱或防喷单根在备用状态下应紧好扣，并保护好上下连接丝扣。

5. 钻台上备用一只与钻具尺寸、扣型相符的下旋塞及开关工具，该下旋塞处于常开状态。 第四十三条 防喷器、远程控制台、司钻控制台（辅助控制盘）、节流控制箱、钻井四通（特殊四通）、节流压井管汇以及闸板总成、转换法兰、升高短节等井控配件，每口井完井后由工程技术部负责回收、清洗、检修、试压，合格后送新井使用。定队使用的液气分离器、标准放喷管线、防提装置及管排架应按《部分井控装备定队使用管理办法》的要求执行。

第四十四条 采油（气）井口的选用、试压及安装要求：

1. 原则上按最大关井井口压力或最大井口施工压力选择相应压力级别的采油（气）井口。最大井口压力＜35MPa，选用35MPa采油（气）井口，35MPa≤最大井口压力＜70MPa，选用70MPa采油（气）井口，最大井口压力≥70MPa，选用105MPa及以上压力等级采油（气）井口；特殊情况下，为满足储层改造工艺的需要，当储层改造最大井口压力高于生产压力时，可直接选用高压

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力级别的采油（气）井口，也可采取井口保护器或配置临时改造井口装置，改造完毕后换装相应压力级别的采油（气）井口，但井口保护器或临时改造井口装置的压力级别不得低于改造时的最大井口压力。

2. 按流体性质和对钢材的腐蚀特性选用采油（气）井口的材质，符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》的要求。

3. 预测关井井口压力≥35MPa的气井，采油（气）井口应采用金属密封结构，同时配备安全阀。

4. 试油用的采油（气）井口到现场前在工程技术部按额定工作压力进行清水（冬季用防冻液体）试压，稳定30分钟，压降≤0.7MPa,表面无渗漏为合格,气井要按额定工作压力进行氮气气密封试压，稳定30分钟，压降≤0.7Mpa,表面无渗漏为合格。出具试压合格证并送井。

5. 下列情况，采油（气）井口应返回工程技术部进行检维修，重新试压合格后方能再次使用。

（1）高压气井每口井试油结束后；

（2）在含有腐蚀性介质（H2S、CO2等）情况下试油结束后； （3）高压措施作业后。

6. 现场安装采油（气）井口时，要求采油（气）井口生产厂家现场工程师、工程技术部技术人员现场指导安装，并按额定工作压力对各闸门进行清水（冬季使用防冻液体）试压，稳压30分钟，压降≤0.7MPa,表面无渗漏为合格。高压气井要按额定工作压力用氮气对各闸门进行气密封试压，稳定30分钟，压降≤0.7MPa,表面无渗漏为合格。

7. 普通采油树的安装要求参照Q/SY TZ0075-2001《试油换装井口作业规程》；不拆防喷器试油井口的安装要求参照附件1，采油树组合及阀门编号见图12.1～12.5。

第四十五条 井场井控装备由井队负责日常的维护、检查、管理以及现场装、卸车工作。现场安装及试压过程中，井队应提供机具并派人员配合工程技术部现场服务人员共同完成，试油监督及井队值班干部应在现场负责协调、指挥及验收，合格后签字确认。在试油结束前，井控装备应保持完好待命状态。

第四十六条 地面测试流程的选择、安装要求

塔里木油田地面测试流程的配套严格执行Q/SY TZ 0172—2007《地面测试流程配套规范》。 1. 地面流程高压部分（油嘴管汇到井口）原则上依据最大关井井口压力确定，特殊要求应在设计中明确，同时要考虑防硫、防酸要求。

（1）低压井（预测井口关井压力＜35MPa），选择三类及以上级别的地面设备。地面流程参

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照附图11.1～11.4；

（2）高压井（35MPa≤预测井口关井压力＜70MPa），选择二类及以上级别的地面设备。地面流程参照附图11.5～11.8；

（3）超高压井（预测井口关井压力≥70MPa），选择一类地面设备。地面流程参照附图11.8。 2．地面测试流程配套及安装要求

（1）含腐蚀性介质（H2S、CO2等）试油作业时，选用抗腐蚀的管汇和油气分离器。 （2）含腐蚀性介质（H2S含量大于1000ppm）、超高压高产气井（日产气≥50×10m）的地面测试流程应安装远程液动阀和紧急关断系统，控制柜操作距离25米以远、置于上风位或侧风位。

（3）超高压高产气井（日产气≥50×10m）、地层漏失固相（重晶石粉或铁矿粉）作业液较多井、出砂井、加砂压裂措施作业井，应配备排污流程、地面安全阀及除砂器；高压管汇部分（油嘴管汇到井口）应采用整体式金属密封法兰连接，管线固定采取挖基墩坑、打水泥，固定基墩间距10～12m，尺寸为1.0×0.8×0.8m；水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于0.5m，固定压板宽100mm、厚10mm。超高压高产气井的求产流程放喷管线一般采用5″套管，排污管线采用3 1/2″油管，均接出井口100m以远。

（4）超高压低产气井（日产气＜50×10 m）及高压高产油气井（日产气≥50×10 m），地面流程放喷管线每间隔10～15m和拐弯处用整体锻钢弯头或法兰连接组合件连接，前后均用水泥基墩固定；固定水泥基墩尺寸为0.8m×0.8m×0.8m（或0.5m×0.5m×0.5m双活动基墩）；排气管线内径大于76mm，接出井口75m以远且距其它设备大于25m（H2S含量大于1000ppm的井接出井口100m以远）；放喷管线内径大于76mm，接出井口75m以远（H2S含量大于1000ppm的井接出井口100m以远）。

（5）高压低产气井及低压油气井的地面流程放喷管线采用活动基墩固定，尺寸为0.5m×0.5m×0.5m；排气管线内径大于60mm，接出井口50m以远且距其它设备大于25m（H2S含量大于1000ppm的井接出井口100m以远）；放喷管线内径大于60mm，接出井口75m以远（H2S含量大于1000ppm的井接出井口100m以远）。水泥基墩的固定螺栓统一采用M27的螺栓、埋入深度不小于0.3m、固定压板宽100mm、厚10mm。

（6）所有井的放喷管线出口用双墩双卡固定；放喷管口距离最后一个固定基墩的距离不得超过1m；放喷管线拐弯处用大于120°整体锻钢弯头或法兰连接组合件连接，前后均用基墩固定；放喷管线悬空6m以上的部位，中间应加支架固定。放喷管线与油气水分离器同步试压，试压压力至少高于分离器最大预计操作压力的10%，稳压15分钟，压降≤0.7MPa为合格。

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（7）试油完井地面测试流程在H2S含量≥1000ppm、超高压高产气井、超高压低产气井、高压高产油气井中应使用蒸汽式热交换器，并配备2吨/小时蒸汽量的锅炉对油嘴管汇保温。距离井口大于35米；在H2S含量＜100ppm、高压低产油气井、常压井作业中使用直燃式间接火加热炉时距离井口大于30米。

（8）分离器距离井口大于30米、距离环保罐大于30米、距离加热炉大于15米、距离数采房大于15米；气管线出口点火处距离井口、环保罐、分离器均大于50米；数采房距离井口大于30米、距离环保罐大于30米。提供蒸汽的锅炉距离地面计量操作区、井口大于50米。

（9）对于凝析气井，要准备足够的储备罐，并接一条长度大于20m的倒油管线。

（10）分离器、储油罐等含重烃高的区域应采取防静电接地措施，并派专人定期检测检查。 （11）对于工作温度低于-46℃的环境，其设备要选择温度级别L-U的材料。

3．高压、超高压高产油气井的管汇高压部分（油嘴管汇到井口）与采油（气）树或控制头，各阀门和密封部位均应进行进行额定工作压力水密封和气密封试压（先试水压再试气压），各稳压时间30分钟，压降≤0.7MPa为合格，试压结束后，应对所有连接螺栓进行重新紧固。

第四十七条 作业管柱和工具的要求

1. 封隔器、测试阀等井下测试工具的规格、尺寸、抗外挤强度、抗内压强度及额定工作压力等应满足作业要求。

2. 高压气井测试管柱及工具应根据测试井的井下条件进行安全校核，安全系数应按SY/T6581《高压油气井测试工艺技术规程》执行。

3. 预测关井井口压力超过50MPa的气井试油时，应使用气密封油管做测试管柱，并配置压控式井下安全阀。

4. 在腐蚀性介质（H2S、CO2等）中作业时，应选用抗腐蚀材料的管柱和工具； 5. 用油管测试时，应备齐油管和内防喷工具相匹配的转换接头。

6. 下油管由专业油管服务队服务，根据供货方提供的上扣扭矩值上扣。气密封油管入井时应按最大关井压力进行气密封试压检查。

7. 井下工具入井前，测试队伍应向监督出具第三方认证证书和保养试压清单。 8. 预测关井井口压力超过35MPa的气井DST测试时，井口控制装置应配备液动安全阀。 第四十八条 其他井控相关设备要求

1. 在用水泥车或压裂车进行试压、射孔、酸化压裂、座封机桥（封隔器）等作业时，严禁使用水泥车或压裂车卸井内的压力，必须用专门的卸压管线卸压，卸压管线长度要求25m，固定牢靠。

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2. 现场施工压裂车或固井机应配备与试油井控装备相适应的管线和接头，以满足正、反循环压井作业的需要。

第四十九条 井队负责参照本细则，按照属地管理原则，要求相关协作方对所用设备进行安装、固定、试压及挂牌等，使之满足井控安全要求，相关协作方必须积极配合。

第五十条

从每年的十一月十五日起至次年的三月底，对所有井控装备、放喷管线、测试

设备及管线进行防冻保温。对于山前、塔中等低温地区，温度低于0℃的其它时间，也要采取防冻保温措施。

1. 冬季钻井队按照下面要求进行防冻保温工作：

（1）对于山前及塔中地区的井，采用两台煤锅炉（每台蒸气量≥1t/h）加电保温结合的方式进行保温。

（2）对于其它地区的井，采用一台煤锅炉（蒸气量≥1t/h）加电保温结合的方式进行保温。 （3）提供干燥、清洁的压缩空气；气源分配罐应用电热带缠绕保温，井队配备电磁排水阀；远程控制台与司钻控制台连接的管缆用电热带缠绕保温。

（4）防喷器、四通、内控管线、节流压井管汇、液气分离器进液管线、液气分离器排污口、反循环压井管线、钻井液循环高压管汇采用电热带缠绕的方式进行保温；防喷器远程控制台和节流控制箱采用加防爆电暖器或暖气片的方式进行保温。

（5）每次节流循环压井后或相关施工后，要将液气分离器内的残余液体尽快排除，并使用压缩空气对节流压井管汇、液气分离器进液管线、放喷管线等可能有残余液体的井控设备进行吹扫，防止冰堵，保证畅通。

（6）在井控设备待命工况下必须用良好的电热带保温保证内控管线不发生冻堵；不允许采用关闭四通2、3号平板阀的方式防止内控管线冻堵。

2．工程技术部按下面要求采取防冻保温措施：

（1）所有的节流控制箱和山前井的远程控制台使用10号航空液压油，其余井的远程控制台使用46号低凝抗磨液压油。

（2）远程控制台要配备防爆电保温设施。

（3）冬季对套管头、油管头注塑时，必须使用冬季专用的塑料密封脂。 3. 测试队按下面要求采取防冻保温措施：

对于测试队地面管线、管汇，以及易发生冻堵辅助设备参照上述钻井队及相关规定进行保温。 对于修井机试油的井，井队根据配套的井控设备情况参照上述钻井队保温要求进行保温。

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