兴古7-h301下油管施工设计

'兴古7-H301井施工设计（下油管作业）井别：开发井施工目的：下油管设计日期：2010年1月16日井控等级：一级钻井二公司二分公司50022队 一、基础数据1、兴古7-H301井基础数据完钻日期2009.12.23完井日期2010.1.5完钻井深4856.53m完钻垂深3779.79m联入7.35m/11.16m/10.43m造斜点3009.34m最大井斜88.40°最大井斜点4133.07m生产层位Ar生产井段4019.77m4856.53m钻井泥浆密度1.23-1.27g/cm3完井泥浆密度1.23g/cm3悬挂点2564.27m引鞋位置4019.77m2、兴古7-H301井井身结构基础数据套管套管外径mm壁厚`mm下深m钢级水泥返深固井质量联入m导管Φ508.012.7059.7J55地面/7.35表层套管Φ339.712.191180.25N80地面不合格11.16技术套管Φ244.4811.992507.26N80350合格10.43技术套管Φ244.4811.992715.40P110光管Φ168.2710.592564.27-4019.77TP110H/合格、裸眼段//4019.77-4856.53裸眼井眼Φ215.9mmZ1//4219.66-4478.71裸眼井眼Φ200mmZ2//4410.00-4669.00裸眼井眼Φ200mmZ3//4610.79-4864.00裸眼井眼Φ200mm注：悬挂器位置：2564.27m；技术套管Φ244.48mmN80抗挤强度P=32.8Mpa3、兴古7-H301井目的层油藏物性基础数据油藏类型块状裂缝性油藏生产层位Ar孔隙度5.5%渗透率14.7×103μm3油藏埋深2335m-4580m原始地层压力及油层压力（邻井，3940m）41.2/22Mpa（参考兴古7井）地温梯度3.3℃/100m原始地层压力系数（邻井，3940m）1.13油层中深温度121℃岩性组合区域变质岩及混合花岗岩地面脱气原油粘度（50℃）2.36-5.26mPa·s平均原油密度（20℃）0.8096-0.8326g/cm3含蜡/胶质沥青质含量0.69-8.62%原油凝固点14-28℃天然气相对密度0.5835-0.7621 4、井斜数据（见附表）5、原井状况井口类型、型号：KQ65-35，井内液体类型及密度：钻井泥浆、1.23-1.27g/cm3，井口升高短接高度0.9m、通径180mm，井内无管柱。6、H2S安全提示钻井过程中未发现H2S气体，参考同区块H2S气体监测结果，若有H2S气体监测记录，则作业过程全程要求进行H2S气体监测，并制定相应H2S应急预案。7、周围环境提示该井地处城区北200m办公楼，南50m测井家属区，西50-500m空地，东50-50m空地。距本井50m有正钻井两口；兴古7-H309、兴古7-H322井。8、邻井情况1）注水井：该块II段有一口注水井（兴古7），该井2009年4月21日试注，试注初期干线压力10.2Mpa，油压10.2Mpa，套压8.5Mpa，日注量30m3，8月30日因兴古7-H404井钻井影响停注，累注水4199m3，停注前干线压力13Mpa，油压7.0Mpa，套压6.5Mpa，日注量50m3。2）生产井距该井较近井兴古7-H222井于2008年10月29日投产，裸眼井段；3877.98-4686.0m（垂直中深3593.3m），目前5mm油嘴生产，油压：11.7Mpa，套压17.5Mpa，2009年3月23日测静压36.6，压力系数1.02。距该井较近井兴古7-H302井于2008年12月11日投产，裸眼井段；4036.04-4977.0（垂直中深3929.8m），目前5mm油嘴生产，油压：12.9Mpa，套压18Mpa，2009年2月9日测静压39.80，压力系数1.01。9、井控级别该井井控风险等级为一级井控，作业时制定相关预案，井控标准执行中油辽字43号文件【辽河油田井下作业井控实施细则】执行，杜绝井喷、火灾和污染事故的发生。二、施工目的下油管作业。下入生产管柱组合：Φ73mm导锥死堵+Φ73mm大眼筛管×8m+Φ73mm平式油管（其中下部250m使用倒角接箍）×500m+Φ115mm气举阀1（位置2300m,启动压力6.8Mpa）+Φ73mm平式油管×300m+Φ115mm气举阀2（位置2000m,启动压力8Mpa）+Φ73mm平式油管×300m+Φ115mm气举阀3（位置1700m,启动压力8.9Mpa）+Φ73mm平式油管×300m+Φ115mm气举阀4（位置1400m,启动压力9.6Mpa）+Φ73mm平式油管×300m+Φ115mm气举阀5（位置1100m,启动压力10.2Mpa）+Φ73mm平式油管×100m++Φ73mm加厚油管×1000m备注：1）气举阀下入位置参考本井气举诱喷设计；2）Φ115mm气举阀内径为62mm。三、设计原则及依据 根据《水平井自喷采油工程设计》编写本次下油管作业的施工设计。四、施工目的和要求1.施工目的：下油管2.施工验收要求：（1）、合理布置施工现场，有利于施工车辆设备摆放以及突发事故抢险。（2）、压井、放喷管线长度以及走向设计合理。（3）、施工前按相关标准对井控装备逐一试压合格后开始施工。（4）、井口上风口3-5米内配备灭火器2支。（5）、油管旋塞阀扣型与井内管柱相符，摆放于无碍井口操作距井口2m内。（6）、施工工作就绪后，开工前做一次合格的防喷演练。（7）、施工前，作业队人员要熟悉施工环境，设置合理的逃生路线。（8）、下井油管及工具必须仔细检查、准确丈量，并用相应的通管规通过。（9）、油管丝扣要清洁，并涂好丝扣油。（10）、作业过程中做好硫化氢检测，若有硫化氢含量超标，应迅速采取相应措施。五、施工准备序号名称规格单位数量1高压井口KQ65-35个12导锥死堵Φ73mm个13大眼筛管Φ73mmm84N80新加厚油管Φ89mmm105超膨胀封隔器Y244-156个16N80新平式油管Φ73mmm1800（250m倒角）7N80新加厚油管Φ73mmm10008气举阀Φ115mm套59泵车700型部110污染罐车/台111罐车15m3台812生产油嘴2-10mm套213分离器1.6-1200个114制氮车组组215其它设备和材料根据现场需要准备备注：上述相同规格型号材料可重复使用六、施工步骤、施工要求及注意事项1、施工步骤：1）在确保井口零压力情况下，由钻井队拆除钻井封井器，安装升高短接、大四通及2FZ18-35防喷器（防喷器根据室内试压标准安装），下Φ89mmN80新加厚油管及Y244超膨胀封隔器，Y244-156超膨胀封隔器下深位置为9+-1m（套管接箍位置为10.52m），关闭防喷器，使用清水对井口进行试压，试压20Mpa，稳压30min，压降小于0.5Mpa为合格，试压过程注意操作平稳，防止卡管柱的现象，要求试压合格确保井口符合安全生产要求； 2）试压合格后放压，打开井口封井器，平稳起出试压管柱后，下入替喷生产管柱，下入5根油管后要求进行防喷演习一次，以检验井口防喷设备是否符合要求，后将气举管柱下至设计位置。在下管柱过程中加强坐岗，观察液面下降、溢流、井涌等现象，并要求每下入10-20根油管，补充压井液，使井筒内保持常满的状态，防止井喷事故，并全程观察井内液面高度，防止井漏事故出现。3）安装采油树井口，后交井。2、施工要求及注意事项1）施工要求（1）编制HSE计划书，预案针对水平井施工可操作性要强；（2）加强作业监督，严防井下落物；（3）下井工具及管柱要认真检查，要求清洁、完好无损、符合设计要求；（4）下井管柱必须按设计要求丈量准确，并用对应通径规对油管与气举阀通管；（5）油管扣要清洁，每根油管扣都要涂上密封脂、上紧，并做好下井管柱记录，起下管柱使用带护垫的小滑车或护丝，不准拖地；（6）作业过程中发现异常问题及时与兴隆台采油厂作业管理中心联系；（7）重点工序须经建设方监督现场认可后方可进行下步工序。2）施工注意事项（1）施工人员必须服从统一指挥，严格按照作业操作进行作业；（2）现场监督人员及时准确记录每道作业工序，确保每道工序严格按标准执行；（3）及时将作业情况通知有关部门；（4）施工结束后，及时编写投产施工报告，所提供的资料、数据计算、图标、记录等必须齐全准确，分送有关单位存档；（5）整个投产作业过程中注意安全，做好防喷、防火等安全环保工作；（6）严格执行HSE体系标准，做好H2S等有毒气体的防范措施，确保施工安全。 七、井身结构图Φ508.0mm导管×60.0mΦ339.7mm表层套管×1180.55mΦ244.48mm技术套管×2715.40mΦ168.28mm光管×（2564.27m-4019.77m）Φ200mmZ1分支×（4219.66m-4478.71m）Φ200mmZ3分支×（4610.79m-4864.00m）Φ215.9mm裸眼段×（4019.77m-4856.53m）悬挂点：2564.27mΦ200mmZ2分支×（4410.00m-4669.00m） Φ73mm加厚油管×1000mΦ73mm平式油管×1100mΦ115mm气举阀5（位置1100m）Φ115mm气举阀4（位置1400m）Φ115mm气举阀3（位置1700m）Φ115mm气举阀2（位置2000m）Φ115mm气举阀1（位置2300m）Φ73mm平式油管×2800m（其中下部250m使用倒角接箍）Φ73mm大眼筛管×2808m+Φ73mm导锥死堵八、井控要求1、根据地层压力、油井类型、钻井液密度等因素，现场准备密度为1.3g/cm3的无固相压井液240m3，以防井喷事故。2、安装井口、循环压井液、下油管作业过程中的井控工作必须严格执行中油辽字43好文件【辽河油田井下作业井控实施细则】的有关规定。装好压井管汇，防喷管汇和防喷器，试压合格后方可开工。3、兴古7-H301井位一级井控风险井，按压力等级35Mpa选配2FZ18-35防喷器，配备旋塞阀，配备压井、节流放喷管线各一条，抢喷短接、及各种配合接头。4、预计井口最大关井套压为35Mpa。5、该井钻井过程中未发现H2S、一氧化碳气体。但参考同区块邻井钻井过程中多次出现过H2S异常情况，建议配备有毒有害气体监测仪、防毒面具等；作业员工必须经培训再上岗，同时作业全程要求进行H2S、一氧化碳气体监测，并制定相应H2S应急预案。 6、防喷管线应使用硬质管线，宜安装在当地季节风下风向，一级井控风险井接出井口30米以上，通径不小于50毫米。防喷管线压力表接在内控管线与防喷闸门之间，如果特殊情况需要转弯时，转弯处应使用120度弯头或90度锻造弯头，每隔10-15米用地锚或填充式基墩固定牢靠（重量大于200公斤）。7、井控装备在井控车间进行试压、检验，合格后方能使用；8、作业现场井控设备的安装后试压、检验1）现场安装前认真保养防喷器，旋塞短节尺寸应与闸板芯子尺寸相吻合，配合四通的钢圈尺寸、螺孔尺寸应与防喷器尺寸相吻合。2）全套井控装备在现场试压后由值班干部或作业监督签字认可并做好记录。3）防喷器在现场试压后由值班干部或作业监督签字认可并做好记录。4）压井、节流管汇上安装的压力表量程应与审计要求防喷器组压力级别相匹配，35Mpa压力级别的防喷器组用两块量程为16Mpa和40Mpa的高低压组合压力表。9、备好合适的压井液及压井设备，及时补充压井液，确保井筒内液柱压力。九、施工过程执行参考标准1、SY/T5678-2003《钻井完井交接验收规则》2、SY/T5053.1-2000《地面防喷器及控制装置防喷器》3、Q/SY1124.3-2007《石油企业现场安全检查规范》4、SY5225-2005《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防暴安全技术规程》5、SY5858-2004《石油工业动火作业安全规程》6、SY/T5727-2007《井下作业安全规程》7、SY/T6023-2007《油气井井喷着火抢险作法》8、SY/T6362-1998《石油天然气井井下作业健康、安全与环境管理体系指南》9、SY/T6137-2005《含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业的推荐办法》10、SY/T6610-2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》11、SY/T6627-2005《含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》12、SY/T5587.5-2004《常规修井作业规程》第5部份《井下作业筒准备》13、SY/T5578.9-2004《常规修井作业规程》第9部份《换井口装置》14、SY/T5016-1998《油气田用封隔器通用技术条件》15、SY/T5587.3-2004《常规修井作业规程》第3部分《油气井压井、替喷、诱喷》 防井喷应急程序施工前，司钻负责对井口的安全通道是否畅通，封井器安装是否符合标准，旋塞阀是否处于常开状态，位置摆放是否合理（距井口1.5-2m处），吊卡打好，并配备好两把开口与旋塞阀和管柱相符的管钳，放在易取合适位置，对本班各岗进行安全讲话。现场干部负责全面检查，监督各岗位的安全防范措施，如有停产整改，合格后方可施工，对三高井派专人监测井口。在施工中发生溢流，司钻发出长笛信号的同时，停止起下作业，下放大钩，由外钳工挂吊环，接旋塞，上紧。同时内钳工听到信号后，马上跑到井口，配合外钳工抢装井口旋塞(下27/8平式油管抢装旋塞时需通过平公+3变27/8平式变扣与油管连接;下27/8加厚油管抢装旋塞时需通过平公+3变27/8加厚变扣与油管连接),上紧旋塞后，关闭旋塞阀，司钻上提油管，试关封井器，下放大钩摘吊环使大钩空载。副司钻在关封井器时(双闸板防喷器的上部为27/8闸板,下部为3闸板)，跑到放喷管汇处，试关井，观察压力，向现场干部汇报。抢喷结束后，到规定的集合点，清点人数，确定人员伤亡情况，由现场干部上报领导，采取措施，在抢装井口中，现场干部应始终在井口，确保井口抢装成功 '