1海上油氣井完整性要求本文件規定了海上油氣井全生命周期的完整性要求。本文件適用于在中華人民共和國的內水、領海、毗連區、專屬經濟區、大陸架，以及中華人民共和國管轄的其他海域內的油氣井。陸上、人工島、境外的油氣井參照使用。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/T0970石油天然氣工業井下工具封隔器和橋塞GB/T214124石油天然氣工業水下生產系統的設計與操作第4部分：水下井口裝置和采油樹設備GB/T22513石油天然氣鉆采設備井口裝置和采油樹41029石油天然氣鉆井海洋棄井作業規程5374.1固井作業規程第1部分：常規固井53742固井作業規程第2部分：特殊固井5480固井設計規范6544油井水況漿性能要求6592固井質量評價方法6857.1石油天然氣工業特殊環境用油井管第1部分：含HS油氣田環境下碳鋼和低合金鋼油管和套管選用推薦做法SY/T6962海洋鉆井裝置井控系統配置及安裝要求SY/T7336鉆井液現場工藝技術規程SY/T7619二氧化碳環境油管和套管防腐設計規程3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。井全生命周期wellfulllifecyde從油氣井設計開始到油氣井棄置結束的全過程。井屏障單元wellbarrierelement2井全生命周期各階段控制地層流體流動的組件。井屏障wellbarrier一個或多個井屏障單元組成的系統。井完整性wellintegrity通過技術和管理措施保障井屏障完整有效，并且油氣井處于安全可控的狀態。一級井屏障primarywellbarrier與地層流體直接接觸，阻止地層流體無控制流動的屏障。二級井屏障secondarywellbarrier一級井屏障失效后，阻止地層流體無控制流動的屏障。4基本要求4.1對井完整性問題應開展風險分析，制訂風險管控措施。4.2井屏障數量基本要求如下：a)應保證井全生命周期內至少具備兩級獨立井屏障：b)如不具備兩級獨立井屏障，或存在使用共用井屏障單元，應進行風險分析，并制訂風險管控措施。43各階段應繪制井屏障示意圖，并根據油氣井狀態進行更新，典型井屏障示意圖見附錄A。井屏障示意圖的繪制應遵循以下要求：a)標明井基本信息，包括油氣田名、井名，井別、井型、油氣井狀態、編寫人、審核人、編制/修訂日期等：b)標明套管及固井信息，包括套管尺寸、深度及水泥返高：c)標識一級井屏障及二級并屏障：d)標明一級井屏障及二級井屏障的所有井屏障單元，且注明完整性測試結果；e)標明井屏障單元的位置。4.4井屏障建立及使用過程中應進行有效性檢查、測試和維護。5井完整性資料管理要求51井全生命周期各階段均應進行井完整性資料收集、移交及存檔。5.2主要階段包括：設計、鉆井、完井、測試、生產、修井及棄置，各階段應進行資料移交，見附錄B6井完整性設計要求6.1設計范圍設計應包括鉆采方案、作業設計(含設計變更方案)及井屏障單元設計等。673.1.2在不超過套管抗內壓強度80%的前提下，環形防噴器(封閉鉆桿)應做額定壓力70%的密封試驗，閘板防噴器應做額定壓力密封試驗。7.3.1.3先進行低壓試驗，再進行高壓試驗：低壓試驗壓力為2.1MPa,穩壓時間不少于Smin,壓降不超過0.07MPa:高壓試驗穩壓時間不少于15min,壓降不超過0.7MPa,密封部件無滲漏為合格。7.3.1.4壓力密封試驗的時間間隔應不超過14d。7.3.1.5環形防噴器不應長時間關井。除非井控裝置剪切/全封閘板失效且不具備搶下鉆具條件等特殊情況，一般不用環形防噴器關閉空井。7.3.1.6關閉防噴器時，鉆桿接頭應避開膠芯密封關閉的位置。7.3.2.1正常鉆進時，應按照SY/T7336的要求測量鉆井液性能，在調整鉆井液性能和處理井下復雜情況期間應加密測量。7.3.2.2鉆開儲層前，作業現場加重材料的儲備量應滿足將該井段15倍井筒容積鉆井液密度提高至少020g/cm3的需要，或按照常壓井加重材料儲備量不少于800,高壓井加重材料儲備量不少于150t的要求儲備。7.3.2.3在高溫井段作業中，應通過軟件或者實驗數據修正井底溫度和壓力對鉆完井液密度的影響，鉆完井液靜止較長時間后，應進行分段循環，檢測鉆完井液性能變化情況。7.3.2.4深水鉆完井作業中，預測井口位置存在水合物生成風險時，應向井口連接器和節流、壓井管匯注水合物抑制劑。7.3.3.1在鉆穿套管鞋前，應對套管柱進行壓力密封試驗，在試驗壓力不大于套管抗內壓強度的80%的前提下，直徑不大于2445mm的套管柱試壓值不低于20MPa,直徑大于244.5mm的套管柱試壓值為10MPa,穩壓時間應不少于15min,壓降不大于05MPa為合格。7.33.2生產套管及生產尾管的試壓值還應根據后續實際作業工況進行設定。7.3.3.3試壓值應根招套管磨損情況確定，若套管剩余強度計算結果不能滿足作業要求，應根據需要進行測井評估。7.3.4.1固井作業施工應符合SY/T53741、sY/T5374.2的規定。7.3.4.2應按照固井設計要求并結合水泥樣品凝固情況進行候凝，候凝時間按相應固井技術要求執行。7.3.4.3憋壓候凝放壓時，應確保套管內壓力能夠完全釋放，在冬季應做好防凍措施。7.3.4.4水泥石強度發展未達到設計要求，井內不應進行試壓或警較低密度鉆完井液，不應進行拆卸井口、鉆水泥塞和刮管等作業。7.3.4.5候凝結束后，應按設計進行固井質量檢測，固井質量應按照SY/T6592的要求進行評價。7.3.5采油(氣)井口裝置7.3.5.1采油(氣)井口裝置在送井前應按照流體流動方向進行高低壓試壓，氣井井口裝置應進行氣密封試壓，高壓試壓值為額定工作壓力。7.3.5.2采油(氣)井口應進行整體密封壓力試驗，試驗壓力為額定工作壓力，穩壓30min,壓降小于05MPa為合格：采氣井口使用前還應進行等壓氣密檢驗，穩壓30min,壓降小于0.5MPa為合格。9(資料性)井屏障示意圖典型井屏障示意圖見表A?至表A5.鳳豆鳳想無按設計進行壓力測試：采用g/cm2,MPa按設計進行壓力測試：采用g/cmr,按設計進行功能測試、壓力測試：MPa,層無按設計進行壓力測試：MPa,m定期壓力測試MP,rin(主閥)無固井質量檢測口紅□橙口黃□綠表A.3井屏障示意圖(完井結束、正常生產。以水上井口井為例)無固井質量檢測壓力測試：采用g/cm2,MPa壓力測試：采用glcm2,MPa無固井質量檢測(主閥)口紅口檢口黃□綠反自哲主閥244Smm生產有管無壓力測試：MP,min無無無管掛及密封)無閥及環空主閥)無無無無固井質量檢測無無e)采油(氣)井口裝置幾何參數、性能指標、操作說明e)井操作參數，主要包括井口最大操作正力、最大允許5)井操作參數，主要包括井口是大操作壓力、最大允c)井屏障單元信息，主要包括幾何參數，性能指標，操作說明，(資料性)防噴器、鉆井液，地層，水泥環、套管柱、套管頭。內防咬工障單元可參照鉆開開屏障單元)水泥塞、橋塞等(其他井屏障單元可參里鉆井、完井井屏障單元)a)每天對采油(氣)井口裝置外觀進行檢查a)定期對采油(氣)井口裝置閥門及法蘭等A環空壓力五利，其他環空如有壓力表也進行(資料性)環空壓力管理E.1各層環空示意圖A、B、C各層環空示意見圖E1。圖E1各層環空示意圖E.2環空壓力測試和評價E.2.1泄壓和升壓觀測通過泄壓和升壓觀測，判斷環空壓力來源：a)使用標定合理的壓力計或者壓力記錄裝置：b)宜通過12.7mm的針型閥以安全的方式進行泄壓測試：c)在泄壓和升壓測試中，同時監測油壓及各個環空壓力，以確定油管和套管或者套管和套管之間是否存在竄通。E.2.2泄壓和升壓觀測分析根據泄壓和升壓觀測分析結果，分析判斷井下情況：a)若壓力釋放到0MPa,并且在24h不升高，可認為屏障是有效的，b)若通過127mm針型閥以較低的壓差將壓力釋放為0MPa,然后24h恢復到原值，可認為該環空存在較小的泄漏：c)若通過12.7mm針型閥在24h不能降到0MPa時，可能存在部分屏障失效：d)若相鄰環空存在壓力響應，則兩個環空存在竄通。E.3環空壓力控制范圍環空壓力控制范圍考慮以下因素：表E.1A.B環空之間沒有連通時最大允許井口操尺寸(mm),線質量(kg/m),內壓度內壓內壓D-環空|尺寸(mm),線質量(kg/m),線質量(kg/m).(資料性)井完整性分類依據/措施/典型現象見表F.1。紅屏障退化或沒有驗證：的處置措施：b)對于油壓和A環空帶壓值基本相同且未驗證橙屏障完好：障同時失效：根據風險量化結果采取相應 的處置措施，b)油套牢通導政A環空持續帶壓，且油漏超e)非熱膨脹引起的環空持續帶壓，通過12f)一級井屏障失效。B環空不帶壓或帶壓低于0.69MP:黃井屏障完好：24h內能泄放至常壓，且24h內壓力未d)兩級井屏障均未驗證，且環空帶壓值低于1綠級井屏障未驗證，12345低高11234522468336944855天然氣泄漏<001kg/s或原油泄漏<0.天然氣泄漏001kg/s-0.ikg/s或原油泄漏0ikgs天然氣泄門0.1kg/s-<lkg/s或原油甜漏1-天然氣世g/s-10kg/s或原油泄漏10kg's-每年發生概率10?~<102每年發生概率10?~<10?1級非常低每年發生概率<10?量化分析結果為P2類井宜進行ALAR