油气井交接井办法(终稿)
更新时间:2024-01-19 08:39:02 阅读量: 教育文库 文档下载
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关于印发《西南油气分公司交接井标准及管理办法》的通知
局、分公司有关单位:
现将《西南油气分公司交接井标准及管理办法》印发给你们,请认真贯彻执行。
主题词:钻井工程
二O一0年月日
交接井 办法 通知
抄送:局、分公司领导,助理,副总师,机关有关处室。
西南油气分公司交接井标准及管理办法
第一章 总 则
第一条 为加强西南油气分公司(以下简称分公司)勘探、开发井交接井的管理工作,统一规范交接井井场、井口装置、资料标准,有利于现场交接井工作顺利进行,特制定本办法。
第二条 本管理办法涵盖工程施工项目有:土建(钻前施工)、钻井、试油气(修井)、采输等的交接井标准和交接井组织形式、程序和交接内容等。
第三条 本办法中交接井标准在参照石油行业标准的同时,结合分公司生产运行模式以及参考分公司施工井地方特点。
第四条 本办法中交接井分为两种类型,一种是西南油气田内部交接井,定义为交接井;另一种是其它油田向西南分公司移交井,定义为移交井。以上两种类型统称为油气井交接井,简称交接井。
第五条 本办法中交井方指在分公司市场承担钻井或试油气(修井)等任务的施工单位。接井方指分公司所属的采油气厂(含控股公司)等油气生产单位或试油气(修井)作业单位,按照属地化管理原则进行接井。
第六条 本办法中交接井(移交井)指分公司所部署实施的勘探评价井、弃井封井、观察井、开发井等,同时包括其它油田移交给西南分公司的探转采井,探井转开发井、勘探评价井、弃井封井、观察井等。
第二章 管理机构与组织形式
第七条 交接井工作的归口管理部门为生产运行处。
第八条 分公司所属勘探、开发井的交接井按属地化原则由采油气厂组织现场交接。交接井时,组织方、交井方、接井方等单位有关人员参加。
第九条 其它油田移交给分公司的井,移交工作由生产运行处或委托采油气厂组织现场移交,移交井时,移交方、接井方等单位有关人员参加。
第十条 探井在交井前,工程监督中心负责对施工队伍的工程任务、钻后治理等内容监督管理,不合格项目要求整改,经工程监督中心初步验收达到交井标准后,施工单位向采油气厂提出交井。
第十一条 开发井由采油气厂负责对施工队伍的工程任务、钻后治理等工作监督管理,不合格项目要求整改,经采油气厂初步验收达到交井标准后,施工单位向采油气厂提出交井。
第十二条 采油气厂及时组织探井、开发井交接,交接井过程中存在的遗留问题或意见分歧,应顾全大局协商解决,若双方调解无效,由交接双方以书面形式上报生产运行处,生产运行处召集相关处室协调,并负责作出最终调解意见,下发交接双方执行。
第十三条 其它油田移交分公司井,移交双方发生意见分歧时,接井单位及时向生产运行处汇报存在的问题,生产运行处负责协调。
第三章 交接井类别
第十四条 施工现场责任管理主体单位移交,施工项目同时进行交接,按照施工工序交接井分为:钻前施工交接井、钻井交接井、试油气(修井)交接井。
第十五条 钻前施工交接井:由钻前施工承包商将通过竣工验收的井场(含新建道路、桥涵等)移交给钻井工程承包商。
第十六条 钻井交接井:钻井工程承包商完成钻井施工任务后,将施工井场(含道路、桥涵等)、井口设备等移交给接井单位。
第十七条 试油气(修井)交接井:试油气单位完成试油气或修井作业后,将井场、井场设备移交给接井单位。
第四章 交接井程序及标准
第十八条 钻前施工交接井程序
1. 钻前施工承包方按设计(或施工图纸)完成钻前工程后,以书面形式向甲方(钻井单位或采油气厂或工程监督中心)提出竣工验收申请。
钻井总承包井向钻井施工单位申请,探井分包井向监督中心申请,开发井分包井向采油气厂申请。
2. 甲方接到竣工验收申请2个工作日内,负责组织钻井、录井、泥浆、欠平衡特殊工艺服务等相关单位到现场进行质量、环境等竣工验收,验收时发现问题,组织方向钻前工程承包方下达限期整改通知书,整改完后再予验收,验收合格后,组织方出具竣工验收意见书。
3. 重点工程和钻前施工工作量较大的工程,竣工验收合格后,10个工作日内,组织方以书面形式向生产运行处上报竣工验收情况和结果。
4. 现场验收通过后,钻井井场、道路、桥涵等管理权由钻前施工承包方移交钻井工程承包方,并双方签字确认。
第十九条 满足钻前施工竣工验收交接的其它规定:
(一) 因现场地理条件原因,接收方和多数配合方认为已经满足下步施工需要,达到竣工验收条件。
(二) 因现场地理原因,甲方认为已经满足下步施工需要,接收方也认可现有条件,同意进行竣工验收。
(三) 井场基础设施建设基本符合设计(或施工图纸)要求,无污染,满足生产需要,接收方认为达到竣工验收条件。
凡具备以上三个条件之一,均可以组织验收、交接。 第二十条 钻井交接井程序及标准
(一) 钻井工程承包方在按设计或合同完成钻井工程后,经分公司(或采油气厂)同意,搬迁至其它施工作业区域承担新的工作量,该井后期试油气作业由试油气单位负责,钻井工程承包商将井场、桥涵、井口、井筒等移交给试油气单位。
(二) 钻井工程承包方设备从施工场所搬迁完后,原则上要求立即对原施工场所进行钻后、环保等治理,在10天内完成井场治理工作,达到交接标准。
(三) 钻井工程承包方完成井场治理工作后,工程监督中心负责探井预验收,采油气厂负责开发井预验收。
(四) 预验收合格后,钻井方以书面形式向采油气厂提出交井申请。 (五) 采油气厂接到申请2个工作日内,组织交接双方到现场进行质量、环境验收,组织交接井,如存在问题,向交井方下达限期整改通知书,整改完后再予验收、交接,验收合格后,组织方、交接双方在交井书上签字。
(六) 钻井交接井书签字确认后,施工场所的管理权由钻井工程承包方移交给接井方。
(七) 交接井资料移交标准
1. 完井井身结构图,完井井口装置连接图。 2. 详细的套管、油管管串结构表,管串结构示意图。 3. 各层套管固井报告,固井质量测井曲线。
4. 填写完整的油气井交接书3份,出具完整齐全的采油树配件清单。 (八) 交接井井场移交标准:井场平整无污染(符合有关规定和要求)。 (九) 交接井井口采油树移交标准
1. 采油树完好无损,所有的阀门元件完好、灵活、好用。整个采油树无渗漏,闸门手轮、螺栓、法兰、压力表齐全、完好。
2. 采油树及其它配件按照甲方配送到现场的品种全部移交。
3. 套管头两翼环空阀门完好,安有压力表。套管头及两端的环空阀门全部露出,便于操作。连接法兰及螺栓齐全。
4. 各层套管环空应安装有压力表,若有气窜,交井方按有关安全标准接引流管线至井场外。
5. 丛式井组实施钻采同步时井场管理由钻井工程承包方负责,已采输的采油树及临时站场管理由采油气厂负责管理。
6. 丛式井组实施钻采同步时,钻井工程承包方应对正在生产的油气井井口采油树设置防护罩。
第二十一条 试油气(修井)交接井程序及标准
(一) 试油气单位在按设计完成施工任务后,原则上要求立即对原施工场所进行钻后、环保等治理,在10天内完成井场治理工作,达到交接标准。 (二) 试油气单位完成井场治理工作后,工程监督中心负责探井预验收,采油气厂负责开发井预验收。
(三) 试油气单位完成现场治理,自检合格,通过甲方预验收后,2个工作日内,以书面形式向采油气厂提出交井申请。
(四) 采油气厂接到申请后,在2个工作日内,组织交接双方到现场进行交接井,组织方、交接双方在交井书上签字。如存在遗留问题,采油气厂向施工方下达限期整改通知书,如未按业主方要求整改采油气厂有权对其进行处罚。
(五) 签字确认后,采油气厂为井场管理责任主体,并对井场及设施负责。 (六) 交接井资料移交标准
1. 完井井身结构图,完井井口装置连接图。 2. 详细的套管、油管管串结构表,管串结构示意图。 3. 各层套管固井报告。 4. 测试简况。
5. 填写完整的油气井交接书4份,出具完整齐全的采油树配件清单。 (七) 正式交接井井场移交标准:井场平整无污染(符合西南油气分公司交接井安全环保标准)。
(八) 正式交接井井口采油树移交标准
1. 采油树完好无损,所有的阀门元件完好、灵活、好用。整个采油树无渗漏,闸门手轮、螺栓、法兰、压力表齐全、完好。
2. 采油树其它配件按照甲方配送到现场的品种全部移交。
3. 套管头两翼环空阀门完好,安有压力表。套管头及两端的环空阀门全部露出,便于操作。连接法兰及螺栓齐全。
4. 进行弃井封井作业的井,必须严格按照设计作业,永久封井的井采油树应全部拆除,焊接盲板,立碑刻字。
第二十二条 外油田移交给西南油气分公司的井,按照移交双方议定的程序执行。
1 、双方油田主管交接井的部门议定交接井时间、程序等。 2 、交接井标准符合本办法第二十条、第二十一条的要求。 3 、接井方可提前介入,了解现场情况和移交资料是否完整。 4 、根据单井实际情况,原则上实物移交和资料移交同时进行。 5 、移交前所发生的滑坡、青苗赔偿、环境污染和钻后治理等问题,由移交方负责处理。
6 、在移交中,若发生争议时,交接双方协商解决;不能协商一致时,由双方上级主管部门进行协调解决。
第五章 其它
第二十三条 钻完井、试油气工作全部完成后,甲方尽快组织交接井,不得进行部份交接,在未进行正式交接前,不得进行下步施工作业。
第二十四条 未正式交接井,接井方可以征得交井方同意,提前介入,进行下步作业的前期准备工作,接井方也可以在上级部门的协调下,提前介入,进场施工。
第二十五条 高产量的井,测试结束后,施工方不得以任何理由或借口推迟移交时间,必须在10天内完成交接井。
第二十六条 无产量的井及弃井封井,采油气厂不得以任何理由推迟或拒接接井。
第二十七条 经分公司生产运行处确认达到交井条件仍未进行交接的井,5天内管理权仍在交井方,5天后管理权将自动由交井方转给接井方,接井方对井场、井口等承担全部责任。
第二十八条 本办法中其它土建、青赔、用地手续、安评、环评、基桩,钻井工程、完井报告、中途测试、油气测试报告、弃井报告、录井、测井等资料按照分公司有关规定交接(移交)。
第六章 附 则
第二十九条 本办法由西南分公司生产运行处负责解释。 第三十条 本办法自公布之日起实施。
第三十一条 本办法纳入对各单位年终绩效考核范围。
附:
西南分公司油气井交接书
二○一0年 月
西南油气分公司油气井交接书
井 号________ 交接井类别_____
交井单位:_______ 交井人:______
接井单位:_______ 接井人:______
监交单位: _______ 监交人:______
甲方单位:_______ 甲方代表:______
交接井日期: 年 月 日
表1 基本数据表
井 位 地理位置 构造位置 井位座标 补心高度 钻机编号 钻 井 施工井队 开钻日期 完钻日期 完钻斜深(m) 完钻垂深(m) 完钻层位 完井方式 人工井底(m) 水平段长(m) X: Y: H: m 套 管 头 地面海拔 m 补心距 m 水平位移(m) 闭合方位(°) 造斜点(m) 最大井斜角(°) 最大井斜井深(m) 靶心距(m) 最大全角变化率(°)/30m 规格及型号 注脂压力(MPa) 试压压力(MPa) 井 身 结 构 钻头程序 尺寸(mm) 全井筒试压 备 注 井深(m) 套管程序 尺寸(mm) 井深(m) 水泥返高(m) 井口窜气情况 井口装置型号 套管技术参数表 名称 套管程序 表层 技术 生产 尺寸 钢级 壁厚 下入深度 套管外介质密度 固井质量 试压情况 套管底法兰垫环号 采油树井口闸门垫环号 关井套管允许最高压力 MPa 开井放喷套管允许最低压力 MPa 完井油管尺寸及井深 m 油管挂尺寸 m 油管串结构:
油管鞋尺寸 m 外径 mm 内径 mm
筛管位置 m 长度 m 孔眼排列 孔距 mm 排距 mm 孔数 孔/米 封隔器井深 m 水力锚井深 m 回压阀井深 m 安全阀井深 m
图1. 完井采油、气井口装置示意图
注1:套管法兰以下要剖面绘出并注明详细尺寸; 注2:井口装置型号;
注3:特殊四通垫环型号; 注4:螺孔中心距 mm; 注5:采油树闸垫环型号; 注6:生产套管地距 m; 注7:油管地距 m。
图2井身结构、完井管柱示意图
注1:表层套管,mm×m 注2:技术套管,mm×m 注3:技术套管,mm×m 注4:油层套管,mm×m 注5:油层套管补心距,m 注6:悬挂器,mm×m 注7:分级箍,mm×m
注1:油管挂补心距,m 注2:安全阀,mm×m 注3:油管柱,mm×m 注4:封隔器,mm×m 注5:特殊工具,mm×m
图3完井管柱示意图
表2 油管数据表和生产层套管数据表格式
内容和格式见表B.1和表B.2
表B.1 油管数据表
序号 表B.2 生产层套管数据表 序号
尺寸 mm 钢级 壁厚 mm 螺纹类型 单根长度 m 累计长度 m 下入深度 m 备注 尺寸 mm 钢级 壁厚 mm 螺纹类型 单根长度 m 累计长度 m 下入深度 m 备注
钻井油气水显示、产层测试、酸化、油气水分析成果报告表格式
内容和格式见表C.1-C.8
表C.1 钻井油气水显示简况表
项目 层位 井段,m 岩性 显示类别 显示情况 表C.2产层测试数据表 项目 层位 测试井段,m 测试日期 孔板φ,mm 油嘴φ,mm 稳定时间,h:min 套压,Mpa 油压,Mpa 上流压力,Mpa 上流温度,℃ 测试气产量,104m3/d 无阻流量,104m3/d 测试油产量,m3/d 测试水量,m3/d 关井最高压力 套压,MPa 油压,MPa 内容 内容 内容 内容 内容 内容 地层压力(绝对值),MPa
表C.3 油(气)产层酸化及压裂情况表 项目 层位 内容 内容 内容
井段,m 酸化(压裂)日期 酸化(压裂)类型 施工时间,h:min 挤入地层酸量(支撑剂量),%×m3 破裂压力,MPa 携砂比 施工参数 (最小—最大/一般) 压力MPa 排量L/s 吸收指数 L/(s?MPa) 表C.4 产层放喷油、气、水量统计表
层位
放喷时间 日期 时间 气量,m3 单次 累计 油量, m3 单次 累计 水量,m3 单次 累计 备注 交井产层最后一次关井时间: 年 月 日 时: 分 表C.5 井口及完井管串数据表 井 口 数 据 套管头型号 套管头厂家 地距(m) 油管/工具名称 采油树型号 采油树厂家 采油树材料级别 螺纹类型 长度 (m) 油管头大四通型号 油管头大四通厂家 校深下深(m) 入 井 管 串(自上而下) 序号 封隔器型号 下深/座封位置(m) 压缩距(m) 井下工具型号 生产厂家 下深(m) 外径(mm) 内径(mm) 井下安全阀型号 生产厂家 下深(m) 下深(m) 井下工具数据 表C.6 产层天然气分析成果表
项目 取样时间 取样层位 取样井段(m) 分析日期 甲烷(CH4) 乙烷(C2H6) 丙烷(C3H8) 异丁烷(iC4H10) 正丁烷(n C4H10) 气体组分分析 % 异戌烷(iC5H12) 正戌烷(n C5H12) 已烷以上(C6) 二氧化碳(CO2) 氧(O2) 硫化氢(H2S)氮(N2) 氢(H2) 其它 稀有气体 氦(He)氩(Ar)其它 真实相对密度 临界温度(K) 临界压力(MPa绝对值) 现场测定 H2S(g/m) CO2(g/m) 33 +内容 内容 内容 内容
表 C.7 产层水样分析成果表
井 号 测试层位 测试井深 分析项目 K+ Na+ Ca2+ 阳离子 Mg2+ Ba2+ Li+ NH4+ Sr2+ 总值 Cl- SO42- 阴离子 CO32- H CO3- OH- F- NO3- 总值 微量元素(mg/l) 总矿化度 物理性质 成因系数 水型分类 备 注 沉淀: I- 测试项目 采样条件 采样日期 Mmol/L Br- PH值: 碳酸氢钠 未检出 B 相对密度: mol% H2S mg/L 分 析 成 果 色: 嗅: 味: 透明度: Na+/Cl-= (Na+- Cl-)/2SO42-= (Na+- Cl-)/2Mg2+=
表 C.8 产层油样分析成果表 项目 测试井段(m) 测试层段 测试类别 取样日期 取样位置 分析日期 颜 色 透明度 密度(g/cm) 运动粘度(50℃,mm/s) 凝固点(℃) 含水(%) 含蜡(%) 胶质(%) 沥青(%) 含硫(%) 温度范围(℃) 烃族组成 芳烃含量(%) 烷+环烃含量(%) 初馏点(℃) 10%馏出(℃) 20%馏出(℃) 馏 程 30%馏出(℃) 40%馏出(℃) 50%馏出(℃) 60%馏出(℃) 70%馏出(℃) 205℃馏出量(%) 250℃馏出量(%) 300℃馏出量(%)总馏量(%)
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