1高溫高壓及高含硫井完整性技術規范本文件規定了高溫高壓及高含硫井在試油、完井投產、生產到棄置階段的井完整性技術和管理要求。本文件適用于“高溫、高壓、高含硫、氣產量大于20×10'm3/d”四個條件中同時滿足任意兩個及以上的陸上油氣井的井屏障設計、建造、監測、評價、維護，其他高溫井、高壓井、高含硫井參照執行。2規范性引用文件下列文件中的內容通過文中的規范性引用而構成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應的版本適用于本文件，不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。GB/T9253石油天然氣工業套管、油管和管線管螺紋的加工、測量和檢驗GB/T20970石油天然氣工業并下工具封隔器和橋塞GB/T20972(所有部分)石油天然氣工業油氣開采中用于含硫化氫環境的材料GB/T22342石油天然氣鉆采設備井下安全閥系統設計、安裝、操作、試驗和維護GB/T225122石油天然氣工業旋轉鉆并設備第2部分：旋轉臺肩式螺紋連接的加工與測量GB/T22513石油天然氣鉆采設備井口裝置和采油樹NB/T470132承壓設備無損檢測第2部分：射線檢測NB/T47013.3承壓設備無損檢測第3部分：超聲檢測NB/T47013.4承壓設備無損檢漏第4部分：磁粉檢測SY/T0599天然氣地面設施抗硫化物應力開裂和應力腐蝕開裂金屬材料技術規范SY/T5678鉆井完井交接驗收規則SY/T6581高壓油氣井測試工藝技術規程SY/T6690井下作業井控技術規程SY/T6997油氣井測試地面計量技術規范ISO14998石油和天然氣工業井下設備完井輔助工具(Petroleunandnaturalgaindusties—Downboleequipment—Completionaccessonies)3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。一 低高LLLLMLLLMMLLMMHLMMHHMMHHH風險不可接受，應制訂處理措施并實施，驗證處理措施實施的效果開展最低合理可行分析，需考慮適當的控制措施，持續監數，確定是否需要回接套管、最低替液密度、環空壓力操作界限及壓井液密度范圍，并為環空加壓射孔、壓控工具操作和儲層改造平衡壓力選擇提供依據。若油層套管有兩種及以上規格，應分段計算各段套管控制參數，根據計算結果確定全井的套管綜合控制參數，包括但不限于：a)最大掏空深度在各段套管的掏空深度中取最小值：b)最低控制套壓在各段套管的最低控制套壓中取最大值：c)最高控制套壓在各段套管的最高控制套壓中取最小值。應做全井簡試壓驗證套管承壓能力是否滿足試油作業要求，試壓值應綜合考慮井內壓井液密度、鉆井期間的試壓數據、套管頭及油管頭試壓數據、套管實際抗內壓強度分析結果、地層流體孔隙壓力等多種因素，并結合試油過程中環空操作壓力來確定。6.3.2.2.7套管抗腐蝕性能評價結合地層流體性質、儲層改造體系、地層溫度和套管材質，進行套管抗腐蝕性能評價，以判斷套管能否滿足抗腐蝕性能要求。試油前應對懸掛器的密封性進行評價，根據評價結果確定是否對套管懸掛器進行負壓驗竄，負壓驗竄宜采用替液或工具測試的方法。e)根據電測結果，分析關健位置(如尾管喇叭口位置、封隔器坐封井段、復雜巖層井段)固井質量，評價結果作為后期補教措施制訂、油套壓參數控制、封隔器封位選擇的依據。6.3.2.5人工井底評價依據鉆井期間的試壓數據、人工井底實探深度、實探噸位等了解人工井底的承壓能力，判斷其封固質量是否滿足后期試油改造要求。井口裝置主要包括套管頭、采油四通、防噴器組，井口裝置配置和密封性評價與驗證執行各油田井控管理規定。井口裝置采用非金屬密封件時，應評價其在井口流動溫度、外部環境溫度及地層流體作用下的適應性。6.3.4環空壓力分析環空壓力分析應包括但不限于：a)根據鉆井實鉆情況，了解鉆井期間B、C、D環空(環空位置及標識見圖B.1)是否帶壓及帶高壓端管線應采用法蘭連接：注，含HS井采用防硫設備，宜配備緩沖罐、密閉環保罐、HSb)防噴器閘板尺寸應與測試管柱匹配，且按井控規定試壓合格：e)確保流動頭上的閥開關靈活、可靠，d)流動頭及活動管匯應加固，防止抖動，e)所有活接頭均應涂上黃油并上緊，不應在有壓力的情況下錘擊活接頭：)活動管匯的長度應根據上提、下放管柱的情況確定，并用繩索固牢，防止懸空或在活動鉆柱時撞擊鉆臺：g)在壓井閥一翼應安裝單流閥，以防止壓井時井內流體倒流。表6常用流動頭基本參數表C126.5.3.3流動頭的檢測流動頭的檢測應包括但不限于：a)鉆桿接頭螺紋檢測按GB/T225122執行，油管螺紋檢驗按GB/T9253執行。b)射線無損檢驗按NB/T470132執行，超向波無損檢驗按NB/T47013.3執行，磁粉無損檢驗c)管線內有壓力時應緩慢打開或關閉閥門，試壓時應排除空氣，擦干外表，油井試壓介質為清水、氣井還需進行氣密封試壓，試壓值為額定工作壓力，穩壓時間30min,壓降不大于0.7MPa且無滲漏，活動件靈活為合格。654.1試油工作液試油工作液主要性能要求如下：1a)試油工作液密度設計應結合油管及套管承壓能力、工具操作壓力、測試壓差等，(井口最高操作壓力+套管內液柱壓力一套管外液柱壓力)不大于套管最小剩余抗內壓強度/套管抗內壓安全系數：(套管外液柱壓力-套管內液柱壓力)不大于套管最小剩余抗外擠強度/套管抗外擠安全系數；(套管內液柱壓力-油管內壓力)不大于油管抗外擠強度/油管抗外擠安全系數。b)根據地層溫度、試油時間調整工作液的配方，試泊期間液體性能應穩定，不變質、不沉淀，并且其性能應通過相關實驗進行驗證。e)工作液不能與其他入井流體相互影響，不形成沉淀或不發生性質的變化，工作液性能不應受地層流體的影響，若地層流體中含有H?S,應調整工作液pH值并適當添加除硫劑。當壓井液的液柱壓力可以平衡地層壓力時可作為一道井屏障，反之則不能單獨作為井屏障，且在其上部應另有一道物理屏障(如防噴器、采油樹)。壓井液密度設計考慮因索包括但不限于：a)壓井液安全附加值、儲層物性和儲集空間、壓井液性能、油層套管抗內壓強度等因素：熱關井(井口高壓狀態下關井)注人(改造、壓井等)冷流體注人(試壓、改造、壓井等)一a)所有的井屏障部件能受環境載荷(溫度、壓力、腐蝕、磨損、沖蝕、振動等)。b)所有的生產井或注入井都應安裝采油樹。c)高溫高壓及高含硫井均宜設計安裝井下安全閥，其他高壓井、含硫氣井、注緩蝕劑井、采用化學或機械方式排水采氣措施井應根據地質和工藝等條件，分析論證是否安裝井下安全閥。d)高壓油氣井、高含硫井應使用生產封隔器：其他采用機械方式排水采氣等措施的井，可根據地質和工藝等條件，分析論證是否安裝生產封隔器。e)環空保護液應與其接觸的井屏障部件相匹配。f)管柱設計宜考慮能夠安裝油管內堵塞器。g)采油樹上應安裝井口油壓連續監控傳感器，傳感器的控制系統能夠報警。h)采油樹上應配備A環空壓力連續監控傳感器，該傳感器(控制系統)能夠設置安全操作壓力范圍，傳感器的控制系統能夠報警。i)所有其他環空都應安裝壓力表并確定安全操作壓力范圍。j)流動保障問題，如出砂、結蠟、結垢、單質硫沉積、水合物等。7.2井屏障示意圖應使用井屏障示意圖描述完井作業過程中的第一井屏障和第二井屏障，應根據實際作業工況修訂。典型的完井作業工況井屏障示意圖參見圖A9~圖A11.7.3完井前的井完整性評價地層評價按63.1執行。井簡完整性評價包括但不限于：a)完井前應對作業井的試油情況進行分折，包括每次試油作業的層位、井段、試油工藝、儲層改造情況、測試成果(測試壓力、時間、測試產量)、產出流體及流體中H?S和CO?等有毒有害氣體含量，評價試油作業對完井投產作業井完整性的影響：b)分析每次試油后試油層段封所方式及試壓情況，判斷試油層是否有效封閉，評價完井作業前井簡完整性：c)井筒完整性評價其他內容按6.3.2執行。井口屏障部件的完整性分析與評價按633執行。73.4環空壓力分析環空壓力情況分析按63.4執行，同時采用該方法對A環空壓力進行分析。7.35井完整性評價結論井完整性評價結論包括但不限于：a)根據地層、井簡、井口完整性分析結果，結合地質資料和試油資料分析，對完井作業前井完整性給出明確結論；CO?分壓限制CKLNPRSTUV2x表12儲層改造，誘噴，開井等工況下管柱強比值，外壓大于內壓時，抗擠強度安全系數為管f)如果井下安全閥不能關閉或者超過允許泄漏值，應對井屏障的完整性狀況進行風險評估，確定是否進行維護或維修。應建立生產期間的井下安全閥維護保養和測試制度。7.7完井井控要求按SYT6690及各油氣田企業的相關井控管理規定進行管理。7.8技術評估和確認出現以下情況，需考慮對井下工具進行技術評估和確認：a)新的井況、超過設計溫度和壓力等；b)完井設計發生變更：c)流動保障條件發生變化：d)新技術的應用：e)新井身結構的應用。8生產階段井完整性8.1井屏障基本要求井屏障基本要求包括但不限于以下內容：a)生產期間應保證兩道井屏障有效，所有井屏障部件宜定期進行測試和維護，確保其可靠性：b)所有的油氣井都應劃分井完整性等級，具體劃分方法按5.53執行：c)當任何一道井屏障發生退化或失效、環空壓力出現異常或流體組分發生變化時，應重新進行井完整性評價和風險評估。8.2井屏障示意圖應根據實際作業工況修訂生產階段的井屏障示意圖。典型的生產階段井屏障示意圖參見圖A128.3井屏障部件測試和維護要求井屏障部件的定期測試和維護，應包括但不限于：a)建立測試和維護的程序、方法：b)確定每個井屏障部件的性能指標、評價方法、合格標準：c)制訂測試不合格或維護中發現問題的處理指施d)針對所有井屏障部件的測試和維護進行記錄，并建立完整的檔案：e)每年對油管掛進行一次密封性檢查，若A環空異常帶壓應對油管掛進行密封性測試，)定期對采油(氣)井口裝置進行測試、維護、保養：g)更換采油(氣)井口(或主要部件)應重新進行試壓：h)關井時間超過6個月，再次開井前應對采油(氣)井口裝置重新進行試壓；i)定期對井下安全閥進行測試、維護，正常情況下每6~12個月進行一次功能測試。8.4投產時的井完整性評價投產前應檢查井屏障部件測試記錄，對不符合項應進行補充測試。投產前確定油套壓力控制范圖，遵循開井投產操作要求，投產時的監控記錄包括但不限于以下內容：a)應根據環空壓力變化情況及診斷測試結果進行環空壓力異常情況判定，。分析壓力異常的原因。評估泄漏的特點、原因、機理和位置，具體參見附錄C,b)在評估泄漏途徑和壓力源時，通常采用排除法，盡可能對泄漏量進行測量或估算：c)在確定泄漏原因及可能產生的后果時，應盡可能對壓力異常環空中流體的組分尤其是烴含量進行測定，另外，對存在H?S、cO?和放射性等特殊流體的情況，應評估持續環空帶壓惡化d)在確定井泄漏原因的基礎上，應對井屏障進行分析，確定可能的泄漏通道，重新繪制井屏障e)如果井完整性發生變化，應重新進行井完整性評價和分級。8.6.4環空壓力異常井管理措施根據井完整性重新評價和分級結果，確定監控生產、修井等措施，對監控生產的井確定持續環空帶壓的報警值和許可值。8.7井完整性示意及控制要點圖版生產階段應繪制井完整性示意及控制要點圖版，指導現場井完整性測試、維護和生產管理。具體繪制圖版時，應根據實際情況進行修訂，圖5為典型的井完整性示意及控制要點圖版，包括但不限于a)井屏障示意圖：b)井潛在泄瀚通道示意圖：c)各環空壓力控制范圍圖，d)井完整性等級劃分：e)風險提示和操作建議。8.8監控生產井的完整性要求監控生產井是指根據井的分級管理可通過采取指施后繼續監控生產的井。對該類井除按照正常生產井要求錄取相關生產資料和操作記錄外，還應安裝實時壓力監測設備，重點監控環空壓力變化情況，并提出相應的針對性措施，包括且不限于：a)重新確定環空許可壓力操作范圍，并設定報警值：b)配備必要的泄壓或補壓裝置，c)制訂開井、關井工況下的處理措施來降低風險：d)安裝環空緊急泄壓管線：e)制訂相應的應急處置措施。8.9流動保障生產過程當出現水竄、多相流、段塞流，或出砂、結垢、結蠟、沖蝕、腐蝕等流動保障問題時，可能導致一個或多個井屏障部件發生退化或失效，應采取的措施包括但不限于以下內容：a)考慮以上風險對閥門完整性的影響，確定是否需要增加閥門測試和維護的頻率；b)如果存在腐蝕、沖蝕和出砂的風險，應對油管、采油氣井口裝置、地面流程的壁厚減薄量進行檢測和計算，如果壁厚減薄量超出了設計標準，則應計算其剩余強度并對操作限制進行重新評估。××井完整性示意及控制要點FF8.10文檔記錄在生產階段，文檔記錄應準確、及時更新和維護。應對以下文檔進行保存：a)鉆井、試油、完井、修井設計文件，b)鉆井、試油、完井、修井期間的施工記錄報告，c)修井期間所有的測試和檢測記錄報告，d)投產時的操作參數：e)正常生產期間的操作參數，環空帶壓井的壓力測試報告、泄放物的檢測報告：f)井屏障部件維護和測試記錄報告；g)環空壓力異常井的處理方案。9暫閉/永久棄置階段井完整性9.1井屏障要求井的暫閉是指井作業或生產暫停時采取的措施，井的水久棄置是指對井水久性棄置或井內某一層段的水久性棄置。無論是暫閉還是水久棄置，均應遵循以下原則：a)所有井的暫閉和永久棄置設計中均需考慮所有潛在流人源：b)水久棄置井應至少設置兩道井屏障：e)若井簡內不允許地層間竄流，則應設置一道井屏障來將其隔離：d)通過作業前井屏障評價和井完整性設計，對各井屏障進行科學的設計、嚴格的驗證測試和有效的監控，保證各井屏障在整個棄置作業期間和棄置后的安全、可靠。9.1.2暫閉井的井屏障要求暫閉井管理要求包括但不限于：a)暫閉井的設計應滿足后期作業的安全要求，如重新措施作業或進行永久棄置：b)暫閉井通常只需建立臨時井屏障，如經試壓驗證的橋塞或水泥塞等，若井簡內壓井液可定期監控并維持時，則壓并液也可作為一道臨時井屏障。c)進行監控的暫閉井，沒有最長暫閉時間要求：d)未進行監控的暫閉井，井的哲閉時間最長不宜超過3年：e)暫閉井應定期進行巡檢。9.13永久棄置井的井屏障要求永久棄置井應至少設置兩道水久的井屏障，永久棄置井的井屏障應具有以下功能：a)長期的完整性：b)非滲透性：d)能夠承受機械載荷和沖擊：e)能時受所接觸的化學物質(H?S、CO?和烴類):f)能與管材和地層膠結牢固：8)不損壞所接觸管材的完整性。b)觀察油管頭及采油樹是否完好，確定部件是否齊全，各個閥功能是否完整，以及腐蝕、磨損c)檢查各閥的密封情況，如連接部位或本體有滲漏應整改并試壓合格，d)確認油管頭及采油樹是否帶壓：e)確認油管頭及采油樹上次試壓情況(包括試壓值、穩壓時間和試壓結論)。9.35環空壓力評價對環空異常帶壓井，暫閉時應予以消除或監控，永久棄置時應予以消除。環空壓力評價應包括但不限于：a)檢查各環空是否帶壓，以及帶壓值；b)結合鉆井、試油、試采和生產資料，分析環空帶壓原因，為設計和作業提供依據。9.3.6井完整性評價結論通過暫閉/水久棄置作業前的井完整性分析與評價，明確暫閉/水久棄置作業的難度和風險，評價結論要求包括但不限于：a)根據各個井屏障部件的分析評價結果，對作業前井完整性給出明確結論：b)若作業前井屏障部件有效性不能確定，在確保安全且條件許可的前提下，應對該井屏障部件重新進行測試：c)應對鉆井、固井、試油、試采和生產過程中出現的井下復雜事故對于井屏障的負面影響進行分析和評價：d)分析和明確暫閉/永久棄置作業過程及暫閉/水久棄置后可能存在的潛在危害，并制訂相應的削減措施。9.4井完整性設計及工藝要求9.4.1暫閉井的設計要求暫閉井的設計要求如下：1a)暫閉井應建立至少兩級井屏障，若井筒內壓井液能定期監控并維持，則壓井液也可作為一道臨時井屏障：b)優先采用連續厚度大于150m的水泥富作為屏障部件，橋塞上部加注一定厚度(不低于50m)的水泥塞可作為一道屏障：c)暫閉期間井口應安裝好帶有壓力表的采油樹，以監控井內是否起壓：d)井內應留有不少于人工井底深度1/3的作業管柱，以便井內屏障失效時及時進行處理，地面應具備作業條件。9.42永久棄置井完整性設計要求棄置井的設計要求如下：a)棄置井作業前應確定已知流動層和潛在流動層，在流動層上部應建立至少兩道水久的井b)在淡水層和淺油氣儲層均應建立封隔井屏障：c)若套管頭和