頁巖氣井帶壓作業安全技術規定

1　范圍

本標準規定了頁巖氣井帶壓作業設計、設備、安裝與試壓、設備檢測等安全技術基本要求。

本標準適用于頁巖氣井帶壓作業。

2　規范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是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/T 20656-2006 石油天然氣工業 新套管、油管和平端鉆桿現場檢驗

SY/T 6160 防噴器的檢查和維修

SY/T 6270-2012 石油鉆采高壓管匯的使用、維護、維修與檢測

3　術語與定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

帶壓作業設備Stand alone snubbing unit

在井口帶壓情況下，為完成特定作業而配備的井口操作設備的統稱，分為提升裝置、井控裝置、輔助配套裝置等。其中:提升裝置包括動力源、舉升液壓缸、卡瓦組、桅桿、工作平臺和連接法蘭等；井控裝置包括靜密封防噴器組、動密封防噴器組、井控管匯、遠程控制臺等；輔助配套裝置包括防誤操作裝置、鎖定裝置、地面逃生裝置、閘板保護器等。

3.2

動密封防噴器組Stripper Blowout Perventer Stacks(BOPS)

又稱工作密封防噴器組，是頁巖氣井帶壓作業施工過程中實現動態密封井筒壓力的防噴系統。由上、下兩個單閘板半封防噴器(有特殊前密封)、環形防噴器、卸壓平衡四通及管線、儲能器系統、升高短節等部件組成，有獨立的液壓控制及動力裝置。

3.3

靜密封防噴器組Safety Blowout Perventer Stacks(BOPS)

又稱常規井控防噴器組，是頁巖氣井帶壓作業施工過程中保證井控安全的輔助防噴器組。均為液壓式防噴器，安裝在動密封防噴器組下部，由單閘板(或雙閘板)剪切全封防噴器(或單閘板剪切防噴器+單閘板全封防噴器)與單閘板半封防噴器組合而成。

3.4

油管最大無支撐長度Maximum unsupported length of tubing

油管在起下過程中，無扶正狀態下，受軸向應力作用時，不發生塑性變形的最大長度。

3.5

平衡泄壓管匯Equalized loop and bleed off line

在起下油管過程中，用來平衡或釋放動密封防噴器內腔壓力的一套關鍵裝置。與動密封防噴器四通、套管四通及放噴節流管匯連接，由旋塞閥、單流閥、節流閥、高壓管線、壓力表等組成。

4　一般要求

4.1　選井基本要求

4.1.1井口最大關井壓力不大于70MPa。

4.1.2套管頭應滿足帶壓作業設備的安裝要求。

4.1.3套管強度和井況應能滿足施工要求。

4.1.4同井場平臺其它氣井無較大風險的施工作業。

4.2人員素質要求

4.2.1 所有人員應接受專業技術培訓，培訓內容應包括理論知識培訓與操作技能培訓。

4.2.1.1　理論知識培訓應主要包括帶壓作業專業技術知識、設備工作原理、安全管理要領、井控安全技術等。

4.2.1.2操作技能培訓應主要包括帶壓作業設備操作程序、操作技能、井控操作和應急處置。

4.2.2所有人員應做到持證上崗

4.2.2.1 所有人員應持帶壓作業設備操作證、井控證、HSE證等證件，從事登高作業的人員應持有登高證。

4.2.2.2 相應崗位同時應持有起重指揮證、司索證等特種作業操作證。

4.3　隊伍資質要求

4.3.1 帶壓作業隊伍應按規定設置管理崗位和操作崗位。

4.3.1.1專職管理崗位包括隊長、副隊長、技術員和安全監督等。

4.3.1.2 每班操作崗位包括主操、副操、機械師和場地工崗位。

4.3.2隊長、技術員及主操作手均宜由具有20口以上氣井帶壓作業經驗的人員擔任。

4.3.3帶壓作業隊應具有相應施工資質和市場準入。

5　設計要求

5.1 帶壓設計應包含地質設計、工程設計、施工設計，各種設計應按規定分級審批。

5.2 各類設計應有HSE要求，工程設計和施工設計中應有井控專篇。

6　帶壓作業設備

6.1 提升裝置

6.1.1提升裝置上提能力和下壓能力應能滿足施工要求。

6.1.2 承重部件承載能力應能滿足施工要求，能夠承載井內管柱的最大軸向力，保證提安全起、下管柱作業。

6.1.3卡瓦組的夾緊力應滿足施工安全要求，確保管柱在作業過程中不上頂、不下滑、不損傷。

6.1.4桅桿的高度應能滿足起下管柱長度的要求。

6.2井控裝置

6.2.1動密封防噴器組額定壓力級別應不小于最大關井井口壓力的1.5倍；

6.2.2靜密封防噴器組額定壓力級別應不小于最高地層壓力，且同時具備剪切、全封、半封三項功能。靜密封防噴器組應配備獨立的地面液壓控制操作臺。

6.2.3平衡泄壓管匯所有部件的額定壓力級別均應不小于最大關井井口壓力的1.5倍；并應配備手動旋塞閥、液控旋塞閥和針型節流閥。

6.3 液壓控制裝置

6.3.1帶壓作業應同時配備兩套液壓控制裝置，一套用于控制靜密封防噴器組，一套用于控制動密封防噴器組和提升裝置。

6.3.2動密封防噴器組和靜密封防噴器組均應配備一定容量的儲能器組，所有液壓部件的額定工作壓力值，均應不小于液壓源輸出的額定壓力。

6.3.3靜密封防噴器地面控制裝置宜配備兩種驅動方式，一般電泵驅動和氣泵驅動各一種。

6.4輔助配套裝置

6.4.1液壓控制裝置應配備卡瓦聯鎖裝置和閘板保護器。

6.4.2防噴器應配備手動鎖定裝置，舉升機宜配備鎖定裝置。

6.4.3帶壓作業裝置應配備逃生滑道、逃生索或逃生桿。

7　設備安裝與試壓

7.1 提升裝置吊裝

7.1.1 吊裝人員應持有起重指揮證、高處作業證、司索證等特種作業證件；吊裝作業應明確指揮人員和指揮信號，其他人員應清楚吊裝方案和指揮聯絡信號。

7.1.2 吊裝作業應嚴格執行規定，現場應設置監護人員，并對起重吊裝設備、索具、吊鉤等進行檢查。

7.1.3吊裝作業時，嚴禁人員隨同吊裝重物或吊裝設備升降，吊臂活動半徑內嚴禁站人、通行和工作；吊具、索具嚴禁超負荷運行。

7.1.4禁止在夜間起吊、安裝提升裝置，大雪、暴雨、大霧以及6級以上大風天氣應停止起吊作業。

7.1.5安裝、拆卸提升裝置，應實行作業許可制度。

7.2 設備安裝

7.2.1 施工現場設備安裝前應按規定進行檢測(檢查)，并應按靜密封防噴器、動密封防噴器、舉升機和輔助配套裝置等順序自下而上進行安裝；鋼圈、鋼圈槽應清潔無損，法蘭螺栓安裝齊全、緊固。

7.2.2 靜密封防噴器組安裝時，應自下而上安裝全封、剪切、半封防噴器；安裝完畢后，應在防噴器組的上部用鋼絲繩從4個方向用地錨加以固定繃緊。鋼絲繩外徑應不小于Φ19mm。

7.2.3 所有防噴器、手動鎖緊裝置均應掛牌，并標明開關狀態。其中，手動鎖緊裝置應標明開關方向和總圈數。

7.2.4 舉升機安裝完畢后，應從4個方向各安裝一條緊固鋼絲繃繩，并調節平衡、受力均勻。鋼絲繩外徑應不小于Φ19mm，與地面夾角應不小于45°且不大于60°。

7.2.5舉升機繃繩的固定地錨承受繃繩斜拉力應能滿足設計要求，可使用水泥澆鑄地錨、水箱地錨等，嚴禁使用井場設備、設施代替地錨。

7.2.6 按設計標準要求安裝井控管匯、平衡泄壓管匯。放空管線連接至放噴池。

7.3 井控裝置試壓

7.3.1動密封閘板防噴器應自下而上進行逐級清水試壓，試壓壓力值應不低于最大關井井口壓力的1.5倍；每次試壓應為30min，壓降應不大于0.7MPa，密封部件無滲漏為合格。

7.3.2 靜密封閘板防噴器試壓壓力值應為額定壓力或不低于最大關井井口壓力的1.5倍，每次試壓應為30min，壓降不大于0.7MPa，密封部件無滲漏為合格。

7.3.3 環形放噴器試壓壓力值應為額定壓力的70%。

7.3.4 液壓控制裝置試壓壓力值應為額定工作壓力。每次試壓時間應為15min，壓降應不大于0.7MPa且密封部件無滲漏為合格。

7.3.5平衡泄壓管匯、放噴節流管匯等井控管匯及其部件，均應進行逐級試壓，試壓壓力值應與動密封防噴器組試壓值一致。

8　施工作業

8.1拆卸井口

8.1.1 拆卸井口前應首先進行安全評估、技術交底、班前安全教育及應急演練等工作。

8.1.2拆卸采氣樹前應觀察油管頭上部總閥關閉后的密封情況。靜止觀察時間應不少于拆裝采氣樹和防噴器時間的1.5倍，確認安全后方可進行施工。

8.1.3 拆卸作業應使用防爆工具。

8.2帶壓作業

8.2.1施工前應對帶壓作業設備進行安全檢查，并重點檢查防噴器組、動力源、舉升機、遠控臺等。

8.2.2施工前應根據油管類型、井口實際壓力，計算管柱最大無支撐長度，并設定舉升機最大安全下壓力(或最大安全上提力)及行程，設定行程應小于油管最大無支撐長度。

8.2.3油管應絲扣完好、管體無損；入井內堵工具應不少于1個且合格。

8.2.4起下管柱作業應嚴格執行安全操作規程；起下大直徑工具時，應注意防止動密封防噴器閘板關閉不到位。

8.2.5環形防噴器能夠完全密封管柱時，可使用環形防噴器進行帶壓作業。

8.2.6現場安全監督人員應配備高清望遠鏡，隨時進行視檢。

8.2.7 嚴禁在大雪、暴雨、大霧和6級以上大風等惡劣天氣，以及夜間進行起下管柱作業。停止作業時，應在管柱頂部安裝合格的旋塞閥(處于開位)及安裝考克、壓力表進行監測。

8.2.8 冬季施工作業應做好防冰堵措施，防止井口、放空管線和閘門出現冰堵現象。

8.2.9探沖砂、洗井、常規打撈、油管傳送射孔、鉆磨橋塞等帶壓作業工序應控制起下管柱負荷，禁止超負荷解卡操作。

8.3 座入油管懸掛器

8.3.1 座入油管懸掛器前，應認真檢查懸掛器型號、質量和完全狀況 。

8.3.2當懸掛器座入油管頭后，應將頂絲、壓帽上緊到位。

8.3.3懸掛器入座并上緊頂絲和壓帽后，應打開平衡泄壓管匯上的液動泄壓閥泄掉壓力。泄壓操作應逐步進行，直至為零；每次泄壓幅度宜為5MPa，且泄后觀察時長不少于15min，以壓力不升為合格；然后進行再次泄壓；若泄壓觀察不合格，應起出重新檢查。

8.4 特殊復雜情況下應急處置措施

8.4.1井下內防噴工具失效

a) 立即停止起下作業；

b) 將管柱提放至合適位置后搶裝旋塞閥，同時打開放噴管線放噴點火。

8.4.2 油管扣密封失效

a) 立即停止作業；

b) 將油管接箍起(下)至上卸扣位置；

c) 在油管頂部搶裝旋塞閥。

8.4.3環形防噴器膠芯失效

立即將油管接箍起(下)至上卸扣位置，關閉動密封閘板防噴器。

8.4.4 動密封閘板防噴器膠芯失效

a) 立即起(下)油管，使油管接箍處于上卸扣位置；

b) 關閉靜密封半封閘板防噴器。

8.4.5提升設備故障

a) 立即停止作業；

b) 鎖緊卡瓦組，固定管柱；

c) 對設備故障進行檢修排除。

9　設備檢測

9.1　防噴器

9.1.1 靜密封防噴器定期檢測應執行SY/T 6160的規定。

9.1.2動密封防噴器定期檢測在滿足帶壓作業特殊工藝安全要求的基礎上，檢測周期、檢測項點和檢測標準應不低于靜密封防噴器的要求。

9.2　提升裝置

9.2.1 提升裝置檢測應委托具有專業檢測資質的機構進行。

9.2.2 提升裝置常規檢測應每年或40井次不少于一次(取近者執行)，常規檢測項目包括外觀檢查、功能檢查、壁厚測量及結構件無損檢測。

9.2.3 提升裝置全面檢測應每三年或100井次不少于一次(取近者執行)，全面檢測項目包括常規檢測項目和承載應力測試。

9.3　管線管匯檢測

9.3.1高壓管匯檢測按照《SY/T 6270-2012 石油鉆采高壓管匯的使用、維護、維修與檢測》執行。

9.3.2油管的檢測按照《GB/T 20656-2006 石油天然氣工業 新套管、油管和平端鉆桿現場檢驗》執行。

10　應急管理

10.1帶壓作業隊應按照“一事一案”原則編制現場應急處置預案，應急處置預案至少應包括帶壓作業裝置傾斜、井口裝置失效、井下管柱斷脫、管柱上頂、井噴失控等子預案。

10.2 應急預案應定期進行演練，并根據演練情況及時完善。