生产井转变开发方式技术要求(试行)

1附件生产井转变开发方式技术要求（试行）中国石油勘探与生产分公司二〇一七年十二月2目次第一章总则...................................................................1第二章转注水井技术要求.................................................1第三章转采气井技术要求.................................................5第四章转注二氧化碳井技术要求......................................8第五章转热采井技术要求...............................................12第六章转注气井技术要求...............................................16第七章附则.............................................................191第一章总则第一条为规范生产井转变开发方式(生产用途)工作，确保油气田生产井的本质安全，实现油气田安全生产、清洁生产的工作目标，特制定本《要求》。第二条生产井转变开发方式(生产用途)工作必须遵守《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国环境保护法》等国家法律、法规和相关的标准规范，以及中国石油天然气集团公司和中国石油天然气股份有限公司等部门规章制度，贯彻执行公司发展战略，健康安全环保要求按集团公司HSE相关管理规定执行。第三条本《要求》适用于注水井、采气井、注二氧化碳井、热采井及注气井五类井别的老井转注（采）井，包括套管检测评价、固井质量评价、油管设计、封隔器及井下工具、安全控制装置、套管保护、井口装置和采油树、生产质量控制及要求八个方面内容。第四条本《要求》适用于中国石油天然气股份有限公司所属各油气田分（子）公司。第二章转注水井技术要求第一节套管检测评价第五条老井转注前应对套管完整性、承压能力、套管壁厚等进行检测评价，评价合格方可转为注水井。第六条老井转注前生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井口正常注水压力上限的1.1倍，但不能超出生2产套管及井口最小抗内压强度的80%，30min压降不大于0.5MPa为合格。第七条对于出现套损、套变等不能满足正常注入要求的井，应采取修复措施并进行试压和评价合格后，方可作为注水井使用。第二节固井质量评价第八条老井转注水井生产套管固井水泥应返至上层套管以内或注水目的层顶界200m以上。如未能达到要求，应进行补救或完整性评估。第九条转注井根据需要重新检测评价固井质量，注水层顶界以上生产套管固井质量连续胶结中等以上的水泥环长度不小于25m，多层油气藏生产层段及层间间隔固井质量应达到中等及以上。第十条固井质量不具备转注条件的井，需采取相应措施，达到转注要求。第三节油管设计第十一条油管设计参照SY/T6268《套管和油管选用推荐作法》的相关规定执行。第十二条油管尺寸应通过油管直径敏感性分析优选注水压力损失小、工艺成熟配套的油管尺寸。第十三条考虑分层注水管柱作业、注入介质腐蚀影响等因素，注水井油管抗拉安全系数应大于或等于1.3。第十四条注水井油管应满足防腐蚀、防结垢等要求，或采取防腐蚀、防结垢措施，尽量降低油管腐蚀、结垢速度。3第四节封隔器及井下工具第十五条注水井封隔器等井下工具应依据GB/T20970《石油天然气工业井下工具-封隔器和桥塞》、SY/T5275《注水用配水器》等标准进行质量检验及性能评价，并应根据实际需要满足耐温、承压、防腐蚀、洗井、测试调配、分层调剖等要求。第十六条封隔器的坐封位置在满足完井工艺和生产要求的条件下，应有利于形成良好的井屏障。封隔器的座封位置应优先考虑层间固井质量优质段，避开套管接箍、套损套变及修复位置。对于平台丛式井注水，同平台注水井顶层封隔器位置应考虑在油层同一位置，以减少因平台注水造成上部套管套变。第十七条精细分注多级用封隔器宜优先选用逐级解封封隔器、以降低解封负荷，提高管柱解封的安全性。第五节套管保护第十八条注水井应下入套管保护封隔器，禁止使用生产套管注水。第十九条合理控制注水压力，不应超破裂压力注水。第二十条开关井、洗井等作业要平稳操作，防止压力激动过大。第二十一条定期检查注水井套压，判断保护封隔器密封效果，如发现保护封隔器密封失效需及时处理。第二十二条根据套管服役寿命要求，结合地层和注入4水质实际情况，采取相应防腐措施。第六节井口装置和采油树第二十三条转注水井的井口装置和采油树应按照新钻注水井井口装置标准配置，具体参照GB/T22513《石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》和SY/T6789《套管头使用规范》的相关规定执行。第二十四条不同地区根据需要选择相应的井口装置，满足防腐、防冻、防盗、洗井、测试及修井作业等需要；采油树部件应齐全，功能需完整，如连接部位或本体有渗漏应采取整改措施并试压合格。第七节生产质量控制及要求第二十五条需要排液的转注井，以不伤害储层骨架结构为原则控制排液时间，确定经济合理的排液方式和排液强度。对于水敏地层，转注前应采取相应的防膨措施。第二十六条转注井应在洗井合格后开始试注，测取吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在取得相关资料后方可按开发方案要求转为正常注水井生产。第二十七条转注水后要定期检查套管、油管状况和井下封隔器密封状况等，各油田根据实际情况确定合理检管周期，检管周期一般不超过3年。当注水量和注水压力发生突然变化时应及时进行注水管柱密封检查，必要时要用工程测井方法检测套管和管外水泥环状况，发现套损、管外串槽等情况时应采取修复措施后方可实施注水。5第二十八条根据本油田注水井的实际情况制定相应的洗井管理制度，确定合理的洗井周期。有关要求按照油勘[2011]158《注水井管理规定》第三十九条要求执行。第三章转采气井技术要求第一节套管检测评价第二十九条老井转采气井前应对套管完整性、承压能力、套管壁厚等进行检测评价，评价合格方可转为采气井。第三十条老井投产前生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井口运行压力上限的1.1倍，但不能超出生产套管及井口最小抗内压强度的80%，30min压降不大于0.5MPa为合格。第三十一条对于出现套损、套变等不能满足正常采气要求的井，应采取修复措施并进行试压和评价合格后，方可做为采气井使用。第二节固井质量评价第三十二条老井转采气井生产套管固井水泥应返至上层套管内或气层顶界200m以上。如未能达到要求，应进行补救或完整性评估。第三十三条转采气井根据需要重新检测评价固井质量，生产套管固井质量中等及以上长度不小于70%，且采气目的层顶部以上连续胶结优质水泥环长度不少于25m，多层油气藏生产层段及层间间隔固井质量达到中等及以上。第三十四条固井质量不具备转采气条件的井，需采取相应措施，达到转采气要求。6第三节油管设计第三十五条油管设计参照SY/T6268《套管和油管选用推荐作法》的相关规定执行。第三十六条油气田根据实际情况进行评估后选择油管扣型和气密封方式。第三十七条管柱材质的选择应考虑氢脆、酸性气体腐蚀、管柱震动磨损、冲蚀等因素，具备条件的应开展材质评价试验。具体可参考油勘[2016]178《高温高压及高含硫井完整性设计准则》。第四节封隔器及井下工具第三十八条封隔器等井下工具应依据GB/T20970《石油天然气工业井下工具-封隔器和桥塞》、油勘[2016]178《高温高压及高含硫井完整性设计准则》进行质量检验及性能评价，满足耐温、承压、洗井等要求。第三十九条封隔器的坐封位置在满足完井工艺和生产要求的条件下，应有利于形成良好的井屏障。封隔器的坐封位置应优先考虑层间固井质量优质段，避开套管接箍、套损套变及修复位置。第四十条封隔器的材质及温度压力等级应满足完井及生产对材质防腐和强度的要求，橡胶密封组成耐温能力要求达到采气层位温度的1.2倍。第五节安全控制装置第四十一条管柱宜有井下安全阀，依据GB/T28259《石油天然气工业井下设备-井下安全阀》、GB/T22342《石油7天然气工业井下安全阀系统》、油勘[2016]178《高温高压及高含硫井完整性设计准则》进行设计。第六节套管保护第四十二条根据气藏腐蚀类型及管柱结构，需采用材料防腐或定期加注缓蚀剂等防腐措施来保护套管。第四十三条带封隔器完井管柱的井，封隔器以上的油层套管不接触产层流体，在油套环空内加注环空保护液对油层套管进行保护。第四十四条对光油管完井的套管保护，可采取向井内加注缓蚀剂。第七节井口装置和采油树第四十五条转采气井的井口装置需按照新钻采气井井口装置标准配置，具体参照GB/T22513《石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树》和SY/T6789《套管头使用规范》的相关规定执行。第四十六条各层套管头间应装有压力表，对于环空带压的井应开展环空压力监测、分析评价，并根据评价结果采取相应措施。第四十七条油管头的压力、温度等级、材质、扣型等基本性能参数应满足生产的最大预测载荷和防腐要求，通径应满足后期生产及作业要求。对于油管头试压孔异常带压的井应整改并制定相应的监控措施方案。第四十八条采油树的压力和温度等级应满足试油及生产的最大预测工作压力和温度要求，材质应满足防腐要求。8采油树部件应齐全，各个阀功能完整，如连接部位或本体有渗漏应整改并试压合格。采油树上应装有满足防腐要求的压力表。第八节生产质量控制及要求第四十九条为评价长期开发过程中管柱的腐蚀情况及防护措施实施效果，需要定期开展油套管腐蚀检测和缓蚀剂加注效果评价。第五十条缓蚀阻垢剂加注效果评价：采用井下挂片、水样分析等手段，针对常规生产井、产水气井和长期关停井等，按照比例选择典型井，开展缓蚀阻垢剂加注效果检测，评价加注周期和加注量的合理性，并根据检测结果进行加注制度优化。第五十一条油套管腐蚀监测：在投产3年后，按照比例选择典型井开展MIT（多臂井径仪）+MTT（磁测厚仪）或MIDK（电磁探伤成像测井仪）腐蚀监测,之后根据腐蚀情况，安排每3-5年检测井筒腐蚀检测。第四章转注二氧化碳井技术要求第一节套管检测评价第五十二条老井转注前应对套管完整性、承压能力、套管壁厚等进行检测评价，评价合格方可转为注二氧化碳井。第五十三条老井转注前生产套管应采用清水介质进行试压，试压至井口正常注入压力上限的1.1倍，但不能超出生产套管及井口最小抗内压强度的80%，30min压降不大于90.5MPa为合格。第五十四条对于出现套损、套变等不能满足正常注入要求的井，应采取修复措施并进行试压和评价合格后，方可做为注二氧化碳井使用。第五十五条转注井需定期监测套管腐蚀状况,根据腐蚀速率确定后续生产时间，确保生产安全。第二节固井质量评价第五十六条老井转注井生产套管固井水泥应返至上层套管内或目的层顶届200m以上。如未能达到要求，应进行补救或完整性评估。第五十七条转注二氧化碳井根据需要重新检测生产套管固井质量，目的层顶界以上的连续胶结水泥环长度应不少于150m，其中连续胶结优质段不少于25m，多层油气藏生产层段及层间间隔固井质量达到中等及以上。第五十八条固井质量不具备转注条件的井，需采取相应措施，达到转注要求。第三节油管设计第五十九条油管设计参照SY/T6268《套管和油管选用推荐作法》的相关规定执行。第六十条应设计选用气密封扣油管，采用推荐的上扣扭矩。必要时注采管柱下入过程中应逐根进行螺纹气密性检测，螺纹密封检测压力为井口运行压力上限的1.1倍。第六十一条注二氧化碳井油管材质应满足防腐蚀要求或采取防腐措施，结合经济性选用适合的防腐方式。10第四节封隔器及井下工具第六十二条封隔器等井下工具应依据GB/T20970《石油天然气工业井下工具-封隔器和桥塞》进行质量检验及性能评价，满足耐压、耐低温、防二氧化碳腐蚀等要求。第六十三条腐蚀监测环本体、封隔器等井下工具钢体材质应采用不锈钢材质，橡胶件应采用氢化丁腈橡胶以上材质，扣型采用气密封螺纹扣。