页岩气井带压作业安全技术规定（征求意见稿）

页岩气井带压作业安全技术规定

1　范围

本标准规定了页岩气井带压作业设计、设备、安装与试压、设备检测等安全技术基本要求。

本标准适用于页岩气井带压作业。

2　规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB/T 20656-2006 石油天然气工业 新套管、油管和平端钻杆现场检验

SY/T 6160 防喷器的检查和维修

SY/T 6270-2012 石油钻采高压管汇的使用、维护、维修与检测

3　术语与定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

带压作业设备Stand alone snubbing unit

在井口带压情况下，为完成特定作业而配备的井口操作设备的统称，分为提升装置、井控装置、辅助配套装置等。其中:提升装置包括动力源、举升液压缸、卡瓦组、桅杆、工作平台和连接法兰等；井控装置包括静密封防喷器组、动密封防喷器组、井控管汇、远程控制台等；辅助配套装置包括防误操作装置、锁定装置、地面逃生装置、闸板保护器等。

3.2

动密封防喷器组Stripper Blowout Perventer Stacks(BOPS)

又称工作密封防喷器组，是页岩气井带压作业施工过程中实现动态密封井筒压力的防喷系统。由上、下两个单闸板半封防喷器(有特殊前密封)、环形防喷器、卸压平衡四通及管线、储能器系统、升高短节等部件组成，有独立的液压控制及动力装置。

3.3

静密封防喷器组Safety Blowout Perventer Stacks(BOPS)

又称常规井控防喷器组，是页岩气井带压作业施工过程中保证井控安全的辅助防喷器组。均为液压式防喷器，安装在动密封防喷器组下部，由单闸板(或双闸板)剪切全封防喷器(或单闸板剪切防喷器+单闸板全封防喷器)与单闸板半封防喷器组合而成。

3.4

油管最大无支撑长度Maximum unsupported length of tubing

油管在起下过程中，无扶正状态下，受轴向应力作用时，不发生塑性变形的最大长度。

3.5

平衡泄压管汇Equalized loop and bleed off line

在起下油管过程中，用来平衡或释放动密封防喷器内腔压力的一套关键装置。与动密封防喷器四通、套管四通及放喷节流管汇连接，由旋塞阀、单流阀、节流阀、高压管线、压力表等组成。

4　一般要求

4.1　选井基本要求

4.1.1井口最大关井压力不大于70MPa。

4.1.2套管头应满足带压作业设备的安装要求。

4.1.3套管强度和井况应能满足施工要求。

4.1.4同井场平台其它气井无较大风险的施工作业。

4.2人员素质要求

4.2.1 所有人员应接受专业技术培训，培训内容应包括理论知识培训与操作技能培训。

4.2.1.1　理论知识培训应主要包括带压作业专业技术知识、设备工作原理、安全管理要领、井控安全技术等。

4.2.1.2操作技能培训应主要包括带压作业设备操作程序、操作技能、井控操作和应急处置。

4.2.2所有人员应做到持证上岗

4.2.2.1 所有人员应持带压作业设备操作证、井控证、HSE证等证件，从事登高作业的人员应持有登高证。

4.2.2.2 相应岗位同时应持有起重指挥证、司索证等特种作业操作证。

4.3　队伍资质要求

4.3.1 带压作业队伍应按规定设置管理岗位和操作岗位。

4.3.1.1专职管理岗位包括队长、副队长、技术员和安全监督等。

4.3.1.2 每班操作岗位包括主操、副操、机械师和场地工岗位。

4.3.2队长、技术员及主操作手均宜由具有20口以上气井带压作业经验的人员担任。

4.3.3带压作业队应具有相应施工资质和市场准入。

5　设计要求

5.1 带压设计应包含地质设计、工程设计、施工设计，各种设计应按规定分级审批。

5.2 各类设计应有HSE要求，工程设计和施工设计中应有井控专篇。

6　带压作业设备

6.1 提升装置

6.1.1提升装置上提能力和下压能力应能满足施工要求。

6.1.2 承重部件承载能力应能满足施工要求，能够承载井内管柱的最大轴向力，保证提安全起、下管柱作业。

6.1.3卡瓦组的夹紧力应满足施工安全要求，确保管柱在作业过程中不上顶、不下滑、不损伤。

6.1.4桅杆的高度应能满足起下管柱长度的要求。

6.2井控装置

6.2.1动密封防喷器组额定压力级别应不小于最大关井井口压力的1.5倍；

6.2.2静密封防喷器组额定压力级别应不小于最高地层压力，且同时具备剪切、全封、半封三项功能。静密封防喷器组应配备独立的地面液压控制操作台。

6.2.3平衡泄压管汇所有部件的额定压力级别均应不小于最大关井井口压力的1.5倍；并应配备手动旋塞阀、液控旋塞阀和针型节流阀。

6.3 液压控制装置

6.3.1带压作业应同时配备两套液压控制装置，一套用于控制静密封防喷器组，一套用于控制动密封防喷器组和提升装置。

6.3.2动密封防喷器组和静密封防喷器组均应配备一定容量的储能器组，所有液压部件的额定工作压力值，均应不小于液压源输出的额定压力。

6.3.3静密封防喷器地面控制装置宜配备两种驱动方式，一般电泵驱动和气泵驱动各一种。

6.4辅助配套装置

6.4.1液压控制装置应配备卡瓦联锁装置和闸板保护器。

6.4.2防喷器应配备手动锁定装置，举升机宜配备锁定装置。

6.4.3带压作业装置应配备逃生滑道、逃生索或逃生杆。

7　设备安装与试压

7.1 提升装置吊装

7.1.1 吊装人员应持有起重指挥证、高处作业证、司索证等特种作业证件；吊装作业应明确指挥人员和指挥信号，其他人员应清楚吊装方案和指挥联络信号。

7.1.2 吊装作业应严格执行规定，现场应设置监护人员，并对起重吊装设备、索具、吊钩等进行检查。

7.1.3吊装作业时，严禁人员随同吊装重物或吊装设备升降，吊臂活动半径内严禁站人、通行和工作；吊具、索具严禁超负荷运行。

7.1.4禁止在夜间起吊、安装提升装置，大雪、暴雨、大雾以及6级以上大风天气应停止起吊作业。

7.1.5安装、拆卸提升装置，应实行作业许可制度。

7.2 设备安装

7.2.1 施工现场设备安装前应按规定进行检测(检查)，并应按静密封防喷器、动密封防喷器、举升机和辅助配套装置等顺序自下而上进行安装；钢圈、钢圈槽应清洁无损，法兰螺栓安装齐全、紧固。

7.2.2 静密封防喷器组安装时，应自下而上安装全封、剪切、半封防喷器；安装完毕后，应在防喷器组的上部用钢丝绳从4个方向用地锚加以固定绷紧。钢丝绳外径应不小于Φ19mm。

7.2.3 所有防喷器、手动锁紧装置均应挂牌，并标明开关状态。其中，手动锁紧装置应标明开关方向和总圈数。

7.2.4 举升机安装完毕后，应从4个方向各安装一条紧固钢丝绷绳，并调节平衡、受力均匀。钢丝绳外径应不小于Φ19mm，与地面夹角应不小于45°且不大于60°。

7.2.5举升机绷绳的固定地锚承受绷绳斜拉力应能满足设计要求，可使用水泥浇铸地锚、水箱地锚等，严禁使用井场设备、设施代替地锚。

7.2.6 按设计标准要求安装井控管汇、平衡泄压管汇。放空管线连接至放喷池。

7.3 井控装置试压

7.3.1动密封闸板防喷器应自下而上进行逐级清水试压，试压压力值应不低于最大关井井口压力的1.5倍；每次试压应为30min，压降应不大于0.7MPa，密封部件无渗漏为合格。

7.3.2 静密封闸板防喷器试压压力值应为额定压力或不低于最大关井井口压力的1.5倍，每次试压应为30min，压降不大于0.7MPa，密封部件无渗漏为合格。

7.3.3 环形放喷器试压压力值应为额定压力的70%。

7.3.4 液压控制装置试压压力值应为额定工作压力。每次试压时间应为15min，压降应不大于0.7MPa且密封部件无渗漏为合格。

7.3.5平衡泄压管汇、放喷节流管汇等井控管汇及其部件，均应进行逐级试压，试压压力值应与动密封防喷器组试压值一致。

8　施工作业

8.1拆卸井口

8.1.1 拆卸井口前应首先进行安全评估、技术交底、班前安全教育及应急演练等工作。

8.1.2拆卸采气树前应观察油管头上部总阀关闭后的密封情况。静止观察时间应不少于拆装采气树和防喷器时间的1.5倍，确认安全后方可进行施工。

8.1.3 拆卸作业应使用防爆工具。

8.2带压作业

8.2.1施工前应对带压作业设备进行安全检查，并重点检查防喷器组、动力源、举升机、远控台等。

8.2.2施工前应根据油管类型、井口实际压力，计算管柱最大无支撑长度，并设定举升机最大安全下压力(或最大安全上提力)及行程，设定行程应小于油管最大无支撑长度。

8.2.3油管应丝扣完好、管体无损；入井内堵工具应不少于1个且合格。

8.2.4起下管柱作业应严格执行安全操作规程；起下大直径工具时，应注意防止动密封防喷器闸板关闭不到位。

8.2.5环形防喷器能够完全密封管柱时，可使用环形防喷器进行带压作业。

8.2.6现场安全监督人员应配备高清望远镜，随时进行视检。

8.2.7 严禁在大雪、暴雨、大雾和6级以上大风等恶劣天气，以及夜间进行起下管柱作业。停止作业时，应在管柱顶部安装合格的旋塞阀(处于开位)及安装考克、压力表进行监测。

8.2.8 冬季施工作业应做好防冰堵措施，防止井口、放空管线和闸门出现冰堵现象。

8.2.9探冲砂、洗井、常规打捞、油管传送射孔、钻磨桥塞等带压作业工序应控制起下管柱负荷，禁止超负荷解卡操作。

8.3 座入油管悬挂器

8.3.1 座入油管悬挂器前，应认真检查悬挂器型号、质量和完全状况 。

8.3.2当悬挂器座入油管头后，应将顶丝、压帽上紧到位。

8.3.3悬挂器入座并上紧顶丝和压帽后，应打开平衡泄压管汇上的液动泄压阀泄掉压力。泄压操作应逐步进行，直至为零；每次泄压幅度宜为5MPa，且泄后观察时长不少于15min，以压力不升为合格；然后进行再次泄压；若泄压观察不合格，应起出重新检查。

8.4 特殊复杂情况下应急处置措施

8.4.1井下内防喷工具失效

a) 立即停止起下作业；

b) 将管柱提放至合适位置后抢装旋塞阀，同时打开放喷管线放喷点火。

8.4.2 油管扣密封失效

a) 立即停止作业；

b) 将油管接箍起(下)至上卸扣位置；

c) 在油管顶部抢装旋塞阀。

8.4.3环形防喷器胶芯失效

立即将油管接箍起(下)至上卸扣位置，关闭动密封闸板防喷器。

8.4.4 动密封闸板防喷器胶芯失效

a) 立即起(下)油管，使油管接箍处于上卸扣位置；

b) 关闭静密封半封闸板防喷器。

8.4.5提升设备故障

a) 立即停止作业；

b) 锁紧卡瓦组，固定管柱；

c) 对设备故障进行检修排除。

9　设备检测

9.1　防喷器

9.1.1 静密封防喷器定期检测应执行SY/T 6160的规定。

9.1.2动密封防喷器定期检测在满足带压作业特殊工艺安全要求的基础上，检测周期、检测项点和检测标准应不低于静密封防喷器的要求。

9.2　提升装置

9.2.1 提升装置检测应委托具有专业检测资质的机构进行。

9.2.2 提升装置常规检测应每年或40井次不少于一次(取近者执行)，常规检测项目包括外观检查、功能检查、壁厚测量及结构件无损检测。

9.2.3 提升装置全面检测应每三年或100井次不少于一次(取近者执行)，全面检测项目包括常规检测项目和承载应力测试。

9.3　管线管汇检测

9.3.1高压管汇检测按照《SY/T 6270-2012 石油钻采高压管汇的使用、维护、维修与检测》执行。

9.3.2油管的检测按照《GB/T 20656-2006 石油天然气工业 新套管、油管和平端钻杆现场检验》执行。

10　应急管理

10.1带压作业队应按照“一事一案”原则编制现场应急处置预案，应急处置预案至少应包括带压作业装置倾斜、井口装置失效、井下管柱断脱、管柱上顶、井喷失控等子预案。

10.2 应急预案应定期进行演练，并根据演练情况及时完善。