技术管理规程样本.doc

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西部钻探克拉玛依钻井公司
Karamay Drilling Company of Western Drilling Engineering Corporation

技 术 管 理 规 程

克拉玛依钻井公司
二〇〇九年
目 录

第一篇 井身质量技术管理规程………………………………………1
第二篇 常规取芯技术管理规程………………………………………4
第三篇 固井技术管理规程……………………………………………8
第四篇 井控操作使用管理规程………………………………………13
第五篇 钻井公司泥浆技术管理规程…………………………………50
第六篇 钻井工程事故处理权限规程…………………………………53
第七篇 钻具技术管理规程……………………………………………59
第八篇 钻井工具技术管理规程………………………………………70
第九篇 钻井参数仪安装、 使用、 维护管理规程……………………83
第十篇 钻井工程资料管理规程………………………………………85
第十一篇 新产品推广管理规程………………………………………89
第十二篇 科技计划项目管理规程……………………………………91
第十三篇 钻井工程资料保密管理规程………………………………96

第一篇 井身质量技术管理规程
1 井身质量管理
1) 在公司总工程师的领导下, 由工程技术科协调组织各项目经理部、 钻井队及各专业化技术服务公司, 实行井身质量网络管理。
2) 生产技术科对重点探井、 断层井及地层倾角大的区块认真分析, 制定主体方案。各项目经理部根据设计制定出易斜区块( 井) 的防斜措施, 开钻前进行技术交底。
3) 对出现井斜超标或有超标趋势的井, 井队技术员要及时向项目经理部和工程技术科汇报。工程技术科根据井斜情况会同项目经理部制定出具体的纠斜方案和措施, 并上报钻井公司总工程师审批后, 由项目经理部组织井队和有关技术服务公司实施。
4) 工程技术科对各项目部井身质量控制情况进行督查。
2 防斜与纠斜工具仪器的管理
1) 工程技术科是测斜仪器的归口管理部门, 负责测斜仪的配置、 校验管理工作。
2) 工程技术科负责对测斜仪的使用、 测量情况进行技术指导和整体监控。
3) 项目经理部负责对测试数据进行分析, 对钻井队测斜仪的使用管理情况进行监督。
4) 钻井队负责测斜仪的使用、 维护保养、 保管、 数据分析和记录工作, 按HSE作业计划书的要求对井身质量实施测量。
5) 对送往井场的井下防斜、 纠斜工具, 生产厂家要做全面的质量检查, 并对工具质量负责。井队技术员负责质量、 规格验收并丈量登记后, 方可入井。对因工具质量问题造成事故的, 由生产厂家承担相应的经济损失。
3 防斜的技术措施及考核规定
1) 按设计和HSE作业计划书要求连接下部钻具结构。认真丈量、 记录各入井钻具, 对外径不符合要求的稳定器、 钻铤, 禁止入井。井队技术员不得擅自更改钻具组合。
2) 严格按设计的钻井参数开钻、 钻进和穿过断层及地层交界面。要求司钻精心操作, 送钻均匀。不得擅自改变钻井参数。
3) 认真及时调校钻井参数仪表, 保证灵敏、 可靠。
4) 按防斜打直设计和技术措施, 加强井身质量监测工作。要求:
a 二开后每只钻头必须按设计要求进行单点测斜作业, 并保证投测成功率达到95％以上。及时填写投测数据。
b 断层井每50m做一次单点或多点照相监测。断层井段每个单根测一次, 最多测3次。断层附近的井, 地层倾角小于15°的井, 每100m斜一次。发现井眼有增斜超标的趋势, 要及时改变钻具结构, 调整钻井参数纠斜。
5) 无论任何区块, 必须做到: 软地层不随便加压, 硬地层要适当减压。要处理好软硬交错地层, 勤划眼。在二、 三开钻完水泥塞出套管后, 必须用3-5t压吊打20-30m然后按设计参数钻进。
4 井身质量指标
4.1 直井井身质量指标
1) 最大井斜角与井底最大水平位移见表1
表1
井深
m
最大井斜角( rad)
井底最大水平位移( m)
优质
合格
优质
合格
≤1000
≤1°30″
≤3°00″
≤20
≤50
>1000～
≤3°00″
≤5°00″
≤40
≤80
> ～3000
≤5°00″
≤7°00″
≤70
≤100
>3000～4000
≤7°00″
≤9°00″
≤110
≤120
>4000～5000
≤8°00″
≤11°00″
≤120
≤140
>5000～6000
≤9°00″
≤13°00″
≤130
≤160
断层井、 距断层线200m以内的井、 地层倾角30°以上的井, 合格井井斜标准在表1的基础上再放宽2°, 优质井井斜标准放宽1°, 井底位移在增加10m。
2) 最大全角变化律见表2
表2
井段
m
井深( m)
1000

3000
优质井
合格井
优质井
合格井
优质井
合格井
≤1000
1°30″
1°40″
1°30″
1°40″
1°15″
1°15″
>1000～

1°40″
2°10″
1°40″
1°40″
> ～3000

2°00″
2°10″
井段
m
井深( m)
4000
5000
6000
优质井
合格井
优质井
合格井
优质井
合格井
≤1000
1°00″
1°00″
1°00″
1°00″
1°00″
1°00″
>1000～
1°15″
1°15″
1°15″
1°15″
1°15″
1°15″
> ～3000
2°00″
2°10″
2°00″
2°00″
2°00″
2°00″
>3000～4000
2°10″
2°30″
2°10″
2°15″
2°10″
2°15″
>4000～5000

2°15″
2°30″
2°15″
2°30″
>5000～6000

2°30″
3°00″
注: 全角变化率以电测井斜、 方位的资料为计算依据, 每30m计算一点, 如有连续三个计算点超过表2中数值, 为不合格井。
3) 开发井井径扩大率
a 优质井:非油层井段平均井径扩大率不大于15％, 油层井段平均井径扩大率不大于10％( 计算方法以加权平均法) 。
b 合格井
l 第三系地层, 平均井径扩大率≤30％。
l 白垩系地层, 平均井径扩大率≤30％。
l 侏罗系地层, 平均井径扩大率≤25％。
l 三迭系地层, 平均井径扩大率≤25％。
l 二迭系地层, 平均井径扩大率≤20％。
l 石炭系地层, 平均井径扩大率≤15％。
4.2 定向井、 丛式井井身质量指标
1) 直井段按4.1执行
2) 定向井、 丛式井完井后所钻目的层的井底位置与设计地下井位偏移( 即靶心半径) 应符合表3要求, 如有特殊要求应符合地质要求。
表3
垂直井深( m)
靶心半径( m)
1000
≤30
1500
≤40

≤50
2500
≤65
3000
≤80
3500
≤100
4000
≤120
4500
≤140

第二篇 常规取芯技术管理规程
1 适用范围
本条例只适用于公司使用的川8-4取芯工具, 特殊取芯工具参照其它标准执行。
2 引用标准
SY/T 6197-1996
SY/T 5216-
SY/T 5217-
SY/T 5356-1999
SY 5593-93
3 取芯工作管理
3.1 工程技术科
1) 负责取芯工具、 取芯钻头计划的审核。
2) 负责取芯质量的考核。
3) 推广应用取芯新工艺、 新技术。
3.2 工具技术服务公司
1) 统一管理公司取芯工具, 年底制定取芯工具报废、 购置计划, 报工程技术科审核。
2) 工具入库时有专人负责质量把关, 签字认可, 并对新工具质量负责。
3) 建立严格的取芯工具台帐, 并有相应的检修技术标准, 对验收人、 检修人、 发货人有明确记录, 谁发货谁负责。
4) 取芯工具的送井、 回收工作, 按井队计划型号、 数量、 时间, 及时将取芯工具送达井场, 送井取芯工具必须带检验合格证, 新工具另带产品合格证。
3.3 物资供应公司
1) 负责取芯钻头计划、 购置, 并报工程技术科审核。
2) 负责取芯工具的统一购置。
3.4 项目经理部
1) 根据实际需求,特殊取芯钻头报工程技术科审核, 签定《使用协议》后使用。
2) 负责对井队取芯质量的考核。
3) 重点井、 复杂井的取芯工作必须上人现场把关, 向井队进行技术交底。
4) 负责取芯新工艺、 新技术的具体落实。
5) 负责对井队技术人员进行取芯技术培训。
3.5 钻井队
3.5.1 技术员
1) 提前3天报取芯工具送井、 回收计划。
2) 负责取芯工具的现场验收、 保管、 使用和管理。
3) 负责取芯工具下井前的组装、 调试、 检查, 严格执行取芯技术措施, 提高取芯收获率, 收集、 保存好取芯资料。
4) 严格执行地质员的取芯要求, 复核钻具长度、 方入, 合理调整取芯钻井参数, 确保取芯质量。
5) 有权拒收不合格或无证的取芯工具。
3.5.2 司钻
严格按照取芯技术要求进行取芯作业, 不违章操作, 交班时交清井下情况。
4 取芯工具技术标准
4.1 QXZ180-105取芯工具技术规范
表4
外筒尺寸
mm
内筒尺寸
mm
岩芯
直径
mm
接头
螺纹
安全接头螺纹
外岩芯筒螺纹
外径
内径
长度
外径
内径
长度
抗拉
t
屈服扭矩
KN.m
抗拉
t
屈服扭矩
KN.m
紧扣扭矩
KN.m
180
144
8600
127
112
9200
105
NC50
( 410)
210
275
198
43．6
13-16
4.2 检测标准
1) 内、 外筒直线度全长不得大于4mm, 表面无明显凹陷和挤扁现象, 管体偏磨和环形磨损槽深不得大于2mm,探伤合格。
2) 安全接头卸扣扭矩值为外岩芯筒螺纹紧扣扭矩的40%-60%。
3) 轴承装配后应有0.5-1mm的轴向间隙, 并保证转动灵活。
4) 悬吊状态下, 悬挂器调节丝扣有上下50mm的调节扣,岩芯爪下端面与钻头内台肩面轴向间隙8-13mm, 内筒转动灵活。
5) 岩芯爪磨擦面敷焊层应颗粒均匀、 平整、 牢固, 岩芯爪弹性好, 徒手闭合10次不变形为合格。
6) 稳定器堆焊层不允许有网状裂纹、 夹渣及与基体金属熔接不良缺陷, 磨损后外径小于钻头3mm需修复。
7) 外筒用直径142mm通径规,内筒用110mm通径规经过。
8) 安全接头密封圈完好无缺损。
9) 取芯工具在井下的工作时间累计不得大于500h。
10) 使用期限不得大于5年。
4.3 报废条件
有下列条件之一者应当报废:
1) 外筒有裂纹, 或严重伤痕变形或探伤不合格。
2) 弯曲度大于千分之二, 而且无法校直。
3) 管体偏磨和环形磨损槽深大于3mm。
4) 外筒壁厚磨损量超过原壁厚的20%。
5 常规取芯作业方法
5.1 取芯准备
1) 工具准备: 根据邻井取芯地层岩性或录井资料, 确定下井取芯工具型号、 长度及取芯工艺措施。
2) 井眼准备: 井身质量与钻井液性能符合钻井设计要求, 井下无漏失、 无溢流, 起下钻无阻卡, 井底无落物。
3) 设备、 仪表: 指重表、 泵压表灵敏可靠, 钻具和接头内径保证钢球能顺利经过。
4) 取芯工具的检查: 安全接头的磨擦环、 螺纹完好; 内、 外筒无咬扁、 无裂纹, 内外筒直线度不超过0.5%。内筒内壁光滑, 稳定器外径小于取芯钻头外径1-2mm。
5) 备有合适的短钻杆, 钻具组合、 方入计算准确。
6) 钻头选型: 根据岩性选择相应的取芯钻头。
5.2 下钻
1) 内、 外筒上下钻台平稳吊升、 下放, 防止碰撞损坏内外筒。
2) 内筒螺纹用链钳紧扣, 外筒螺纹紧扣扭矩参照上表。
3) 下钻操作平稳, 严禁猛刹、 猛放。
4) 下钻遇阻不超过4t, 应开泵循环, 上下活动钻具缓慢下放, 禁止大段划眼, 否则起钻通井。
5) 距井底1m时( 松软地层2m以上) , 大排量循环冲洗内筒, 清洁井底。
6) 下放钻具, 校对方入和指重表。
5.3取芯钻进( 单筒)
1) 根据地层岩性和钻头确定相应的取芯钻进参数。
2) 树芯: 下放钻具小排量轻压慢转, 钻压1-3t, 转速30-50rpm, 钻进0.3-0.5m后转入正常钻进, 特别松软地层不需树芯, 直接加压钻进。
3) 正常钻进参数: 转速45-55rpm,钻压5-7t, 排量18-22l/s,地层发生变化时要适当调整上述参数。
4) 送钻均匀, 严禁溜钻, 钻进中无特殊情况, 不停泵、 不停转盘, 钻头不离井底。
5) 注意观察泵压、 扭矩变化, 发现异常果断处理。
5.4 取芯钻进( 长筒)
1) 根据地层岩性确定下入取芯筒的根数, 如岩石致密、 成柱性好, 可接三节以上取芯筒组合, 同时要增加稳定器。
2) 接单根:
a 锁转盘, 在转盘上作好方位标记, 量好方入, 上提钻具拨断岩芯;
b 旋绳卸方钻杆, 接好单根, 开泵, 转盘对方位, 缓慢下放钻具, 施加比取芯钻进钻压大10%-50%的静压, 顶松岩芯爪;
c 上提钻具, 恢复悬重, 缓慢启动转盘, 继续取芯钻进。
5.5 割芯
1) 割芯地层应选在较硬、 较致密、 胶结好的地层。
2) 逐步降低钻压, 恢复悬重, 停转盘, 上提钻具悬重增加5-15t, 拨断岩芯。
3) 如岩芯没有拨断, 停止上提钻具, 保持岩芯受拉状态, 增大排量, 转动钻具, 直至拨断岩芯。
4) 上提钻具超过钻具压缩距时, 悬重不增加, 表明岩芯被拨断, 开始起钻。
5.6 起钻
1) 平稳操作, 不猛刹、 猛顿。
2) 用液压大钳或旋绳卸扣, 严禁转盘卸扣。
5.7 岩芯出筒
1) 卡瓦卡住外筒, 卸开上接头, 提出内筒, 卸掉卡箍座, 按岩芯出筒顺序标上序号、 方位, 依次排列在岩芯盒内。
2) 接好外筒, 戴好外筒护丝, 冲洗内外筒, 平放于管架上。
6 取芯质量考核标准
1) 古生界收获率 ≥95%。
2) 八道湾地层收获率≥85%。
3) 综合取芯收获率≥96%。

第三篇 固井技术管理规程
1 适用范围
本规程适用于公司固井过程技术管理。
2 质量要求
2.1 固井质量标准
固井质量应达到地质、 工程设计要求。套管下入深度、 水泥返高、 阻位符合要求, 封固段的油、 气、 水层不窜不漏, 套管试压合格, 满足正常条件下的注水、 采油、 采气的需要。
2.2 水泥环质量检测标准
1) 水泥环质量鉴定以声幅( ＣＢＬ) 为准。
2) 用声幅相对值评价水泥环质量标准如下:
a 普通油井水泥、 加砂水泥、 加重水泥, 相对值在15%以内为优质, 30%以内为合格, 超过30%为不合格。
b 低密度油井水泥, 暂定相对值在20%以内为优质, 40%以内为合格, 超过40%为不合格。
3) 经声幅测井水泥环质量不能明确鉴定或地质工程设计有特殊要求时, 可用变密度( ＶＤＬ) 或其它方法鉴定。
4) 正常声幅测井应在注水泥结束后48-72h内进行。 特殊固井( 如尾管、 双级或多级注水泥、 长封固段、 缓凝水泥、 表层等) 声幅测井时间依据具体情况而定。
5) 声幅曲线必须测到最下层油气层底界以下10m。
6) 油层套管固井, 用声幅对水泥环质量进行鉴定, 主要针对封隔油气层段部分。
3 固井作业相关方职责
3.1固井工程师职责
1) 实行固井工程师负责制, 固井工程师是固井作业施工的总负责。
2) 电测完毕后, 由固井工程师负责召集相关人员, 召开固井现场协作会, 按照固井设计要求进行技术交底。
3) 注水泥施工前, 由固井工程师召集相关人员, 召开固井施工交底会。
4) 按照固井设计组织固井施工。
3.2 钻井队职责
1) 根据固井作业各工序的要求, 从设备、 生产组织、 技术措施等方面进行合理安排, 保证各道施工工序的顺利实施。
2) 要求泥浆工程师调整好泥浆性能, 完钻后要充分洗井, 保证泥浆性能均匀稳定。
3) 参加固井现场协作会和固井施工交底会, 认真执行会议制定措施。
4) 组织井队技术交底: 下套管前组织召开技术交底会, 提出细化的技术要求和施工安全措施, 明确各班组的任务和重点岗位的负责人, 落实固井责任卡的各项内容。
5) 井眼准备标准:
a 钻井过程中, 控制好钻井参数和泥浆性能, 避免形成不规则井眼。
b 电测后必须按照设计要求通井到底, 并再次校对井深, 严禁不通井、 少下钻铤或不下钻铤通井。凡下钻遇阻、 提钻遇卡、 井径小于钻头直径的井段要仔细划眼, 划眼后再次通井, 无阻卡后, 方可提钻下套管。
c 通井到底后, 泥浆技术员按固井设计要求调整泥浆性能, 以保证套管顺利下入和下完后顺利开泵为原则, 如发现井漏、 井涌等复杂情况, 须处理正常后再下套管。
6) 认真按固井设计和固井公司固井作业技术规程施工, 重点检查下套管紧扣、 灌泥浆是否符合设计要求, 井口返出泥浆是否正常, 及安全措施和安全操作情况等。
7) 下套管后, 泥浆技术员对泥浆进行处理, 使泥浆性能符合固井设计要求。
8) 注水泥时, 负责协助配合固井施工。
9) 固井后, 负责组织好测声幅、 下油管通径、 替水、 试压等后期工作。对于不下油管搬家的井, 在拆卸水泥头后戴好套管帽子, 严防井内落物。
3.3 钻井队技术员职责
1) 按固井设计和固井现场协作会要求, 上报管材及工具附件计划, 负责验收相应的合格证及试压证明。
2) 对送井套管按技术要求逐根通径、 清洗、 丈量、 查钢级、 查壁厚、 查弯曲、 查外伤、 查椭圆等八道工序进行细致检查, 按下井顺序编号登记造册, 并填写固井责任卡相应部分内容。
3) 套管通径必须用标准通径规经过, 一般通径规直径小于套管内径3mm, 通径规长度200-300mm。
4) 下套管工作中重点监控以下环节:
a 拉上钻台的套管必须戴护丝、 涂套管密封脂, 套管按编号顺序下井。
b灌泥浆要活动套管, 每次必须灌满。有特殊要求的按设计要求执行。
c入井套管按照API标准扭矩上扣, 错扣和变形套管严禁入井。P110钢级套管严禁动用电焊。
d下套管悬重达到20t时挂辅助刹车装置, 控制下放速度为40-50s/根, 以防压力激动引起井漏。
e下套管由司钻操作刹把, 要求平稳操作, 严禁管内外掉落物, 严禁遇阻时猛刹、 猛放, 当班司钻遇卡时活动套管附加吨位不超过10t, 发生复杂情况及时向现场技术负责人汇报。
f下套管过程中, 泥浆工负责观察井口泥浆返出情况并记录余扣数据, 套管下到井底, 接入联顶节的实际下深必须符合要求, 并正确座好井口。
g对复杂井、 深井要按设计要求中途洗井, 洗井前必须先灌满泥浆后接方钻杆洗井, 洗井过程中必须按规定要求活动套管。
h在固井工程师的指导下联接下部结构和标节。
i整个下套管过程中负责下套管各道工序的作业, 出现复杂情况应立即汇报有关部门。
j下完套管后, 必须清点井场剩余套管数量, 核对套管实际下入深度, 并提供准确的入井套管数据和标准接箍位置。
5) 核对固井声幅情况, 进行分析。
6) 对固井质量不合格的井, 分析施工因素, 形成报告后上报至工程技术科。
3.4 项目经理部职责
1) 参加所辖井队的固井现场协作会, 参与固井技术措施的制定。
2) 参加所辖区块重点井、 复杂井的固井施工交底会, 协同固井工程师做好技术把关工作。
3) 负责井队与相关单位的协调工作。
4) 负责分析总结区块工程措施, 以便提高固井质量。
5) 参与固井事故调查。
3.5 固井工程公司职责
按照固井设计要求, 做好固井作业各项工作。
3.6 管子公司职责
1) 按井队计划, 完成相应工作。管子公司接到套管计划后, 按规定探伤试压, 按计划钢级、 壁厚、 数量送井。
2) 负责套管附件、 标节、 转换接头及完井工具的加工。
3) 负责固井后剩余套管的回收。
4) 负责组织落实套管储备。
3.7 工具技术服务公司职责
1) 负责浮鞋、 浮箍和联顶节等附件的定货和加工送井。
2) 按井队计划, 将套管附件、 下套管工具和固井工具准时送到井场, 送井工具附件应具有相应的合格证和试压证明。
3.8 工程技术科职责
1) 参加重点井、 复杂井的固井现场协作会, 参与固井技术措施的制定。
2) 负责公司内部各单位在固井作业中的协调工作。
3) 组织调查涉及固井质量、 固井事故等方面的工作, 及时与固井工程公司和上级主管部门进行业务沟通, 解决固井作业中出现的各类问题。
5 固井准备
5.1 组织管理
1) 实行固井工程师负责制。
2) 电测后毕后, 由固井工程师召集召开固井现场协作会: 常规开发井由固井公司和钻井公司相关单位参加; 深井、 复杂井由甲方、 固井公司和钻井公司有关单位参加。固井技术交底会应明确各项技术要求, 相关方必须严格按照技术要求及固井施工责任卡的内容进行逐项落实,由具体负责人填写准备工作的完成情况并予以签字认可, 在下套管及固井前将相应责任卡交固井工程师确认后方, 可进行下步施工作业。
3) 注水泥施工前, 由固井工程师召集召开固井施工交底会: 明确施工程序、 岗位分工和联系指挥信号,并认真填写固井施工责任卡, 相关技术负责人和固井技术人员必须到现场组织施工。
5.2 井眼准备
1) 电测完毕后按照固井现场协作会要求通井, 确保井下无阻卡、 无垮塌、 无漏失、 无溢流等复杂情况, 通井到底后洗井１－２周。
2) 在保证井壁稳定的基础上, 通井时按照固井要求对泥浆性能进行相应处理。
3) 对于井下复杂, 有阻卡、 外溢、 井漏的井必须先进行处理, 井下正常后方可进行下步作业。
5.3 套管准备
按设计要求组织套管送井, 并按要求对各道工序进行检查。探伤试压的套管, 必须具备探伤试压合格证。
5.5 工具附件的准备
按设计工具清单要求准备。有试压要求的工具( 如强制式浮箍浮鞋、 固井用长水龙带、 水泥头等) 必须具有试压合格证, 其它工具也应附相应合格证。
5.6 设备准备
1) 井上所有钻井设备经相应安全、 机动部门鉴定合格后方可进行固井作业。
2) 固井机具应满足设计施工要求, 并确保其完好性和有效性。
6 固井施工
6.1 下套管技术措施
1) 井队技术员向井队作业人员进行施工前技术交底, 明确分工, 规定岗位职责与操作要求。
2) 丝扣必须清洁, 使用标准套管丝扣油, 丝扣油涂抹均匀, 紧扣扭矩符合ＡＰＩ标准规定值, 特殊扣型按特殊规定执行。采用双吊卡下套管, 严禁用非标准套管卡瓦下套管。
3) 严格按照设计要求控制套管下放速度, 减少压力激动, 按设计规定灌好泥浆, 套管掏空深度按固井设计要求执行。
4) 套管下完后, 井队技术员及固井工程师必须再次复核套管下深, 确定无误后灌满泥浆, 校核悬重。
5) 套管下完后按照固井设计要求排量和时间, 循环洗井, 并调整好泥浆性能。
6.2 注水泥作业
1) 注水泥施工: 固井工程师在施工前召开固井施工交底会, 明确施工程序和分工。
2) 施工检查:
a 洗井情况、 钻井液性能、 井下稳定情况。
b 地面管汇试压满足预计施工的最高压力要求, 各种仪表性能完好;
3) 注水泥必须连续施工, 满足设计要求。
4) 替浆排量达到设计要求, 流量计误差小于2％。
5) 碰压压力＝施工最高压力＋( 3-5MPa) 。
6) 固井候凝规定:
a 按设计要求时间进行关井候凝。
b 敞压候凝的井根据固井设计及现场固井工程师的要求确定拆卸水泥头时间; 蹩压候凝的井固完井8小时后放压拆水泥头。
c按设计要求进行套管卸载和安装井口。
d 按照技术要求确定测声幅时间, 确保固井质量合格后方可进行挤帽子和试压工作。
7 特殊工艺井完井作业
特殊工艺井完井作业, 遵照西部钻探新疆油田生产协调部特殊工艺井项目经理部下发的《特殊井管理办法》执行。
8常规井表层固井
8.1 组织管理
实行井队技术员负责制: 井队技术员报固井相关计划, 负责组织固井施工; 固井公司提供注水泥、 替浆等服务。
8.2 井队技术员职责
1) 按照固井设计报固井水、 水泥、 工具附件等计划。
2) 按照5.2, 5.3, 5.4, 5.5, 6.1要求, 组织表层固井作业的各项施工准备和下套管工作。
3) 套管下完后, 负责核对管串下深, 调整井口联顶节居中。
4) 负责下达固井指令, 核对替浆量。
5) 对固井施工全过程和固井质量负责。
8.3固井公司职责
固井机具应满足设计施工要求, 并确保其完好性和连续性。
8.4 注水泥作业
1) 注水泥施工: 井队技术员在施工前召开固井施工交底会, 明确施工程序、 分工, 明确井队和固井队各自责任。
2) 施工前检查: 主要检查洗井返砂和井壁稳定、 井队和固井队设备运转情况。
3) 注水泥必须连续施工, 水泥浆密度达到设计要求。
4) 替浆排量达到设计要求, 井队技术员准确计量替浆量, 套管内水泥塞预留高度应大于10m, 严禁替空。
8.5候凝时间和其它规定
1) 按设计规定时间候凝, 一般在8小时以上。
2) 侯凝时间到后, 经检查水泥胶结质量达到要求后, 方可进行下步作业。
8.6表层插入式固井施工要求
1) 认真检查、 验收插入头、 插入座等工具附件, 确保密封良好、 工作可靠。
2) 准确计算插入管柱方入, 以便施工。
3) 插入管柱底部接1柱钻铤便于插入。
4) 插入管柱下到位后, 应将钻具和套管之间的环空灌满泥浆。
5) 插入头插入插入座后, 洗井, 注意观察钻具和套管之间的环空有无泥浆返出。若返出泥浆, 则必须分析原因, 如判断是插入座处密封出现问题, 则应立即汇报, 改变固井方式。
6) 大排量洗井1.5周以上, 待泥浆均匀、 振动筛返砂明显减少后进行注水泥施工。
7) 准确计算并核对替浆量, 严禁替空。
8) 替浆完毕后, 上提插入管柱出插入座, 观察套管内有无泥浆外返。若无泥浆返出, 则开泵大排量洗井1.5周以上, 确定水泥浆全部返出后起钻; 若套管内持续返浆, 则必须立即大排量洗出全部水泥浆, 同时向上汇报, 按照后续方案进行下步作业。
9) 插入式固井前, 应进行细致技术交底, 充分识别施工风险, 做好施工预案。
第四篇 井控操作使用管理规程
1 井控装置检验标准
1.1 防喷器检验标准
本标准适用于公司内部对现有不同厂家生产的各种通径尺寸、 压力级别的防喷器检验规定。
1.1.1 检验内容
1) 防喷器内外干净, 无泥浆、 泥砂。
2) 所有螺孔必须用丝锥锥扣, 清理干净。
3) 垫环槽干净、 光滑、 无裂纹和凸凹坑等。
4) 防喷器上配件完好无损, 不得缺件。
5) 连接螺栓、 螺母扣形完好无损, 不得有滑扣、 乱扣和缺扣现象。
6) 给防喷器液压系统开、 关分别施加额定工作液压压力(不装闸板)和10.5MPa的液压压力(关半封闸板时必须装堵头), 稳压3min以上, 观察孔及各密封部位无渗漏油现象。
7) 手动锁紧装置灵活、 可靠。
8) 二次密封装置完好。
9) 静水压力密封性能试验: 给防喷器分别施加低压1.4-2.1MPa的静水压力, 稳压10min,密封部位无渗漏, 闸板防喷器压降在0.07MPa内为合格。高压至额定工作压力的静水压力, 稳压10min, 密封部位无渗漏, 闸板防喷器压降在0.7MPa内为合格。
10) 锁紧装置性能试验: 关闭闸板后, 泄掉液压。给防喷器分别施加低压1.4-2.1MPa的静水压力稳压10min, 密封部位无渗漏, 压降在0.07MPa内为合格; 高压至额定工作压力的静水压力, 稳压10min, 密封部位无渗漏, 压降在0.7MPa内为合格。
11) 防喷器通径试验: 通径规在不施加外力下, 在30min内能顺利经过。
12) 漆膜均匀、 美观、 光亮、 无裂纹气泡和自然脱落现象。
1.2 控制装置的检验标准
1.2.1 范围
本标准适用于公司内部对现有不同厂家生产的各种型号的控制装置的检验规定。
1.2.2 检验内容
1) 液控系统各阀灵活好用、 无缺件, 三位四通转阀标牌正确。
2) 远程控制台储能器充氮气压力7MPa±0.7MPa, 气源压力0.65MPa～0.80MPa, 电源电压380V±19V。
3) 三缸曲轴泵、 链条箱及各黄油嘴加油充分。 油泵运转正常。盘根压帽松紧合适, 以每分钟滴6-10滴油为合适。
4) 启动远程控制台的电动泵和气动泵, 在15min内应使储能器的液压从7MPa±0.7MPa升至21MPa。
5) 检查远程控制台的压力控制器和液气开关, 分别控制电动泵和气动泵。当泵的输出压力达210-0.7MPa时应自动停泵, 并在系统压力降至18.5MPa±0.3MPa时自动启动。
6) 检查远程控制台储能器溢流阀是否能在23.1MPa时全开溢流, 闭合压力应不低于21MPa。
7) 各压力表压力正常, 储能器压力21MPa、 管汇压力10.5MPa、 环形压力9.5-11.5 M Pa、 气源压力0.65-0.8MPa( 所有压力表必须有校验检定证书) 。
8) 远程控制台压力变送器进气压力值范围按说明书调节。
9) 在储能器压力为21MPa、 环形防喷器调压阀压力为10.5MPa和管汇压力为21MPa的情况下, 用丝堵堵严液压油出口, 使各三位四通换向阀分别在”中位”、 ”开位”和”关位”5min后, 检查3min内的压力降。处于”中位”时压力降应不大于0.25MPa, 处于”开位”和”关位”时应不大于0.6MPa。
10) 远程控制台气源压力0.8MPa, 切断气源后观察3min内司钻控制台各操作阀分别在”中位”、 ”开位”和”关位”的压力降, 在”中位”时应不大于0.5MPa, 在”开位”和”关位”时, 压力降应不大于0.2MPa。
11) 调节压力变送器, 使司钻控制台与远程控制台上的储能器压力误差不大于0.6MPa, 管汇压力和环形压力误差不大于0.3MPa。
12) 远控房内外清洁, 无损坏, 漆膜平整光洁。
1.3 节流压井管汇的检验标准
1.3.1 范围
本标准适用于公司内部对现有不同厂家生产的各种型号、 压力级别的节流压井管汇的检验规定。
1.3.2 检验内容
1) 节流、 压井管汇内外清洁、 无泥砂、 泥浆等。
2) 密封垫环槽清洁、 无裂纹、 凹坑等。
3) 阀门开关灵活, 手轮无裂纹、 变形现象。
4) 各黄油嘴加油充分。
5) 压井管汇各阀按额定工作压力进行试压, 低压1.4-2.1MPa, 稳压10min, 压降在0.07MPa内为合格; 高压至额定工作压力, 稳压10min, 压降在0.7MPa内为合格。
6) 节流管汇压力表面向五通进口方向, 压井管汇压力表面向前单流阀与放喷口之间, 节流、 压井管汇必须装高、 低压表( 所有压力表必须有校验检定证书) 。
7) 节流管汇各阀分组进行试压: 低压1.4-2.1MPa, 稳压10min, 压降在0.07MPa内为合格。高压至闸阀的额定工作压力, 稳压10min, 密封部位无渗漏, 压降在0.7MPa内为合格。( 注: 缓冲管及411接头不用试低压) 。
8) 检查节流控制箱阀位开度表能否正常显示开关程度。
9) 用清水打压检查立、 套压变送器的工作情况及两只仪表的值是否一致。
10) 节流控制箱储能器充压时间不超过4min。
11) 液动节流阀开关无阻卡, 用开关速度调节阀调节全开、 全关应在90s以内完成。
12) 漆膜均匀、 美观、 光亮、 无裂纹气泡和自然脱落现象。
1.4 内控管汇检验标准
1.4.1 范围
本标准适用于公司内部对现有的各种尺寸规格、 压力级别的内控管汇的检验规定。
1.4.2 检验内容
1) 内控管汇内外清洁。
2) 法兰垫环槽清洁、 光滑、 无裂纹、 凹坑等。
3) 管体光滑、 无凹坑、 无焊接处等。
4) 水压密封试验: 试压至额定工作压力, 稳压10min, 密封部位无渗漏, 压降在0.7MPa内为合格。
5) 表面除锈、 喷红漆, 在法兰端管体处进行标识。漆膜均匀、 美观、 光亮、 无裂纹气泡和自然脱落现象。
1.5 平行闸板阀的检验标准
1.5.1 范围
本标准适用于公司内部对现有的各种尺寸规格、 压力级别的平行闸板阀的检验规定。
1.5.2 检验内容
1) 阀内外清洁、 无泥砂、 泥浆等。
2) 垫环槽清洁、 光滑、 无裂纹、 凹坑等。
3) 阀门开关灵活, 手轮无裂纹、 变形等现象。
4) 液动阀油缸, 分别施加10.5和21MPa开、 关液压压力, 稳压3 min, 密封部位无渗漏。
5) 二次密封装置完好。
6) 水压密封试验: 分别做正、 反向试压。低压1.4～2.1MPa, 稳压10 min, 压降在0.07MPa内为合格; 高压至额定工作压力, 稳压10 min, 密封部位无渗漏, 压降在0.7MPa内为合格。
7) 漆膜均匀、 美观、 光亮、 无裂纹气泡和自然脱落现象。
1.6 新井控装置验收标准
1.6.1 范围
本标准适用于公司内部对新到的防喷器、 控制装置、 节流、 压井管汇的验收规定。
1.6.2 引用标准
l SY/T 5967 钻井井控装置安装调试与维护
l SY/T 6160 液压防喷器的检查与修理
l SY/T 5053.1 防喷器及控制装置 防喷器
l SY/T 5053.2 地面防喷器及控制装置 控制装置
l SY/T 5323 节流和压井系统
l QHSE/P-16 井控装置维修运作控制程序
1.6.3 验收内容
1.6.3.1 资料验收
1) 新购置的井控设备合格证, 装箱单, 说明书, 证明书等技术资料齐全。
2) 控设备所有的技术参数应符合行业标准。
1.6.3.2 控制装置验收
1) 畜能器充氮气压力7±0.7MPa, 气源压力0.65-0.8MPa, 电源电压380±19V。
2) 压力控制器: 将电控箱的主令开关搬到”自动”位置, 调整压力控制器, 使其在油压值210-0.7MPa时应自动停泵, 并在系统压力降至18.5MPa±0.3MPa时自动启动。
3) 调压阀: 缓慢调节减压阀的手轮,