储气库修井与井控培训课件PPT课件
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《井控设备培训》PPT课件
540mm。
23
ppt课件
四、液压防喷器的参数相互搭配
最大工作压力与公称通径两个参数相互 搭配所构成的液压防喷器，在SY5052— 84《液压防喷器》中确定了28个品种的 规格系列，见下表。
24
ppt课件
我国液压防喷器的系列
公称通径
最大工作压力MPa
mm in
180 71/16
21
35
70 105
FH35-35
346(135/8" )
35
<30 <10.5
43
ppt课件
环形防喷器更换胶芯
井内无钻具时，打开 顶盖取出已磨损的胶芯， 放入新胶芯，紧固好顶盖 即可。由于上油腔有防尘 圈封闭，尽管在现场条件 下，油腔也不会遭受污染 。
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ppt课件
环形防喷器更换胶芯
井内有钻具时，可 采用切割法更换胶芯、如 图示。新胶芯虽有刀割切 口，但只要切口规矩平整 仍能有效的封井。为了便 于在井场更换胶芯，在井 口防喷器组中环行防喷器 总是安装在上部。
四、液压防喷器的工作压力与公称通径
按中华人民共和国石油与天然气行业标 准SY5053-91《液压防喷器》规定,我 国液压防喷器的最大工作压力共分为5 级。即14MPa、 21 MPa、 35 MPa、 70 MPa、105MPa 。
22
ppt课件
四、液压防喷器的工作压力与公称通径
我国液压防喷器常用的公称通径尺寸有：
5、闸板防喷器的壳体上有侧孔，在侧孔上连接 管线，可用以代替节流管汇，循环钻井液或 放喷。
56
ppt课件
闸板防喷器的类型
根据所配置的闸板数量 分为： 1、单闸板防喷器 2、双闸板防喷器 3、三闸板防喷器
井控培训教程ppt课件
5.试开关防喷器及标称压力试验
试防喷器以前必须检查确认防喷器内无阻碍防喷器关闭的物体，以 免发生事故。
7
在试控制过程中要注意防喷器的动作是否与控制目的一致，输送管道 是否有渗漏，如有不符合项必须卸去压力，排除故障后再作试验。
接着作标称压力的密封试验，把二位四通转阀扳到开位，直接接通储能 器压力，对控制对象逐个进行密封试验，如果储能器压力不足而又未降至电 动泵启动冲压时，可操作手动泵补充压力。如有不合格的控制对象，要卸去 压力，进行排除或更换，然后重做试验。
当然也可以用四芯动力电缆，而照明电缆从房子上的断路器上直接 分出。电源线要从房子上的专用窗口进入，以免影响关门。
注意：不要忘记了接地线。地线应不小于6mm2。
4. 试运转
4.1 试运转前的准备 4.1.1 油箱中加入液压油
油箱中加入必须是干净的液压油，根据环境温度不同：
环境温度0℃以上，可用32HM抗磨液压油； 环境温度0℃以下，可用32HV低温抗磨液压油； 不同的品牌的液压油不能混用，同品牌不同型号的液压油也不能混用。
6
4.2.2 电动泵自动启停控制试验
磁力起动器主令开关旋至“自动AUTO”，缓慢开启卸压截止阀，使储能 器压力缓慢下降，当压力将至18.9MPa时，电动泵应能自动启动，压力升至 21MPa时，应能自动停止。电动泵压力上下限由压力控制器控制，在出厂时 已经调好，如须再调整可用内六角扳手旋出螺堵后，再插到压力控制器调节 孔内，按标牌指示方法调整。
4.1.2 电动泵链轮箱中加入润滑
油
4
因考虑地区的差异，在出厂前链轮箱中的润滑油已经排尽。用内 六角扳手打开链轮箱上部加油口，加入润滑油，环境温度0℃以上， 可用32HL润滑油；环境温度0℃以下，可用32HV低温抗磨润滑油；
试防喷器以前必须检查确认防喷器内无阻碍防喷器关闭的物体，以 免发生事故。
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在试控制过程中要注意防喷器的动作是否与控制目的一致，输送管道 是否有渗漏，如有不符合项必须卸去压力，排除故障后再作试验。
接着作标称压力的密封试验，把二位四通转阀扳到开位，直接接通储能 器压力，对控制对象逐个进行密封试验，如果储能器压力不足而又未降至电 动泵启动冲压时，可操作手动泵补充压力。如有不合格的控制对象，要卸去 压力，进行排除或更换，然后重做试验。
当然也可以用四芯动力电缆，而照明电缆从房子上的断路器上直接 分出。电源线要从房子上的专用窗口进入，以免影响关门。
注意：不要忘记了接地线。地线应不小于6mm2。
4. 试运转
4.1 试运转前的准备 4.1.1 油箱中加入液压油
油箱中加入必须是干净的液压油，根据环境温度不同：
环境温度0℃以上，可用32HM抗磨液压油； 环境温度0℃以下，可用32HV低温抗磨液压油； 不同的品牌的液压油不能混用，同品牌不同型号的液压油也不能混用。
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4.2.2 电动泵自动启停控制试验
磁力起动器主令开关旋至“自动AUTO”，缓慢开启卸压截止阀，使储能 器压力缓慢下降，当压力将至18.9MPa时，电动泵应能自动启动，压力升至 21MPa时，应能自动停止。电动泵压力上下限由压力控制器控制，在出厂时 已经调好，如须再调整可用内六角扳手旋出螺堵后，再插到压力控制器调节 孔内，按标牌指示方法调整。
4.1.2 电动泵链轮箱中加入润滑
油
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因考虑地区的差异，在出厂前链轮箱中的润滑油已经排尽。用内 六角扳手打开链轮箱上部加油口，加入润滑油，环境温度0℃以上， 可用32HL润滑油；环境温度0℃以下，可用32HV低温抗磨润滑油；
储气库修井完井工艺技术分解ppt
3
推广应用高压喷射、欠平衡等特殊钻井技术和 工具，提高储气库修井完井作业的安全性和效 率。
储气库修井完井工艺技术在未来能术的研发和创新，以满足未来能源领域 对储气库修井完井工程的需求。
02
深入研究储气库修井完井技术的发展趋势，了解国际上最新的
技术动态和进展。
适用性强
储气库修井完井工艺技术适用性强，可针对不同储气库的特点和需求进行定制化设计和应 用。
储气库修井完井工艺技术的未来发展方向与趋势
01
数字化智能化
未来储气库修井完井工艺技术将进一步数字化和智能化，通过引入大
数据、人工智能等技术，实现更高效、精准的修井完井作业。
02
环保和安全
随着社会对环保和安全的重视，储气库修井完井工艺技术将更加注重
实验方案设计
根据实际需要，设计实验方案，确定实验参数和测试方法。
数据收集与分析
通过实验收集相关数据，进行分析，总结规律，为改进储气库修井完井工艺提供 依据。
04
储气库修井完井工艺技术的应用案例
储气库修井完井工艺技术在某气田的应用实例
确定了储气库修井完井工程的施工方案和工艺流程。
选取了适合的完井工具和材料，并进行优化组合。
02
储气库修井完井工艺技术的基本原理
储气库修井完井工艺技术的理论基础
天然气储存的基本原理
天然气的物理性质和化学组成决定了其储存和运输的特性。
储气库的构造和原理
储气库由储层、盖层和采气井组成，其构造和原理与油气田类似。
储气库修井完井工艺技术的实际应用
储气库的修井工艺
储气库的修井工艺包括通洗井、冲砂、解堵、修复等环节， 需要根据具体情况进行选择和优化。
创新阶段
修井作业培训-PPT课件
英文 Arial 18-20号）
*24
修井作业简介
英文 Arial 18-20号）
*10
修井作业简介
二级标题 (中文微软雅黑 20号 英文 Arial 24号）
正文 (中文微软雅黑 16-18号 字号根据文字信息多少调整
英文 Arial 18-20号）
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修井作业简介
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修井作业简介
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井控培训知识ppt课件
1990年10月11日，王15-33井井喷事故中， 1063小时的井喷，造成了严重的油气资源损失。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染
1983年 2月,伊朗瑙鲁滋油田和伊拉克一油井井喷， 对野生动物的打击是惨重的，受到毁灭性打击的动 物是以海藻为食的儒艮。据世界野生动物基金报道， 波斯湾的儒艮到1983年7月几乎全部死亡。 1979年6月3日，墨西哥石油公司的伊斯托克1号平 台，突然发生井喷，井喷造成10毫米厚的原油涌向 墨西哥和美国海岸。黑油带长480公里，宽40公里， 覆盖1.9万平方公里的海面，使这一带的海洋环境受 到严重污染。
三、井喷的原因
7、井控设备的安装及试压不符合（石油与天然气钻井 井控技术规定）的要求。
8、空井时间过长，无人观察井口。 9、钻遇漏失层段发生井漏未能及时处理或处理措施不 当。 10、相邻注水井不停注或未减压。 11、地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料。 12、发现溢流后处理措施不当。比如，有的井发现溢流 后不是及时正确地关井，而是继续循环观察，致使气侵段 钻井液或气柱迅速上移，再想关井，为时已晚。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染 酿成火灾
1984年9月1日，位于印度尼西亚西爪哇的 帕西加里笛的PSJ-A探井井喷，几秒中后着 火，钻机在10分钟内烧毁，当时的火焰高达 130米，在方圆300米内的噪音为100分贝。 美国Delta钻井公司承钻的SCB1井发生井喷 和引起着火，随之井喷失控，部分钻杆从防 喷器中喷出。
3、溢流：井侵发生后，地层流体进入井内，使返出的钻井液比泵入井 内的多，停泵后钻井液有自动外溢现象称为溢流。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染
1983年 2月,伊朗瑙鲁滋油田和伊拉克一油井井喷， 对野生动物的打击是惨重的，受到毁灭性打击的动 物是以海藻为食的儒艮。据世界野生动物基金报道， 波斯湾的儒艮到1983年7月几乎全部死亡。 1979年6月3日，墨西哥石油公司的伊斯托克1号平 台，突然发生井喷，井喷造成10毫米厚的原油涌向 墨西哥和美国海岸。黑油带长480公里，宽40公里， 覆盖1.9万平方公里的海面，使这一带的海洋环境受 到严重污染。
三、井喷的原因
7、井控设备的安装及试压不符合（石油与天然气钻井 井控技术规定）的要求。
8、空井时间过长，无人观察井口。 9、钻遇漏失层段发生井漏未能及时处理或处理措施不 当。 10、相邻注水井不停注或未减压。 11、地质设计未能提供准确的地层孔隙压力资料。 12、发现溢流后处理措施不当。比如，有的井发现溢流 后不是及时正确地关井，而是继续循环观察，致使气侵段 钻井液或气柱迅速上移，再想关井，为时已晚。
造成的危害
人员伤害和经济损失 打乱正常生产生活秩序 油气资源受到严重破坏
造成环境污染 酿成火灾
1984年9月1日，位于印度尼西亚西爪哇的 帕西加里笛的PSJ-A探井井喷，几秒中后着 火，钻机在10分钟内烧毁，当时的火焰高达 130米，在方圆300米内的噪音为100分贝。 美国Delta钻井公司承钻的SCB1井发生井喷 和引起着火，随之井喷失控，部分钻杆从防 喷器中喷出。
3、溢流：井侵发生后，地层流体进入井内，使返出的钻井液比泵入井 内的多，停泵后钻井液有自动外溢现象称为溢流。
储气库知识培训(气藏和井)ppt课件
上述的孔隙度、饱和度和渗透率越大，反映储层的条件越好， 有利于流体的储集、注气和开采。
12
二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。
（2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。
板820气藏
板808气藏
板中北气藏 大张坨气藏
板中南气藏
板876气藏
5
二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （1）储气库类型 • 废弃油气藏：包括废弃的干气藏、凝析气藏、带气顶的油藏或带油环的
气顶、纯油藏。 • 含水层储气库：注入高压天然气驱替岩层中的水，形成储气库。 • 盐穴储气库：用淡水溶解盐层，形成封闭盐溶洞穴用于储存天然气。 • 废矿的洞穴：一般需加内衬，防止天然气的泄漏。
24.48 10.97 4.2 13-30.5 300 900
9.71 4.7 0.46 13-30.5 225 600
8.24 4.69
4.17 2.57
1.78 0.58
13-30.5 15-37
15-37
360
600
合计 69.58 30.3 7.97
/ 1305 3400
4
一、储气库概况 板828气藏
废弃凝析气藏 带油环水淹气藏 带油环水淹气藏
构造类型 断鼻背斜 简单背斜
半背斜构造
背斜 半背斜构造
断鼻构造
投建时间 2000建成 2002年建成 一期2003年建成 二期2004年建成 2005年建成 2006年建成 2006年建成
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二、储气库气藏
• 2、储气库气藏主要概念
（1）原始地层压力：在气藏未开采的情况下，气藏储层内流体的压力，即 为气藏的原始地层压力，该数值一般在最初的探井下压力计测得。
（2）地层温度：气层中部深度处实测的温度，即为气藏的地层温度。在气 藏开发的条件下，一般视地层温度为恒定值，但做为储气库由于长期的 流体注入和采出，气藏温度可能发生变化（降低）。
板820气藏
板808气藏
板中北气藏 大张坨气藏
板中南气藏
板876气藏
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二、储气库气藏
• 1、储气库气藏
• （1）储气库类型 • 废弃油气藏：包括废弃的干气藏、凝析气藏、带气顶的油藏或带油环的
气顶、纯油藏。 • 含水层储气库：注入高压天然气驱替岩层中的水，形成储气库。 • 盐穴储气库：用淡水溶解盐层，形成封闭盐溶洞穴用于储存天然气。 • 废矿的洞穴：一般需加内衬，防止天然气的泄漏。
24.48 10.97 4.2 13-30.5 300 900
9.71 4.7 0.46 13-30.5 225 600
8.24 4.69
4.17 2.57
1.78 0.58
13-30.5 15-37
15-37
360
600
合计 69.58 30.3 7.97
/ 1305 3400
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一、储气库概况 板828气藏
废弃凝析气藏 带油环水淹气藏 带油环水淹气藏
构造类型 断鼻背斜 简单背斜
半背斜构造
背斜 半背斜构造
断鼻构造
投建时间 2000建成 2002年建成 一期2003年建成 二期2004年建成 2005年建成 2006年建成 2006年建成
井控管理实施细则培训课件PPT
6
4.6 钻井井控基本要求 4.6.1 钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系 列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高 压力等级相匹配。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按 最大关井井口压力选用。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力 。 4.6.2 区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪 切闸板。5 寸以上钻杆应使用带助力液缸的剪切闸板防喷器。 4.6.5 探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第 1 口探井和高风险井 宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开主要目的层前，应进行安全风险评估，落实评 估建议和评审意见，控制井控风险。 4.6.6 “三高”气井应确保 3 种有效点火方式，其中包括1 套电子式自动点火装置。有条件的 可配置移动式可燃气体应急点火装置。
板防喷器出厂应做气密检验，各项检验指标应满足《闸板防喷器气密封检测安全技术规范 第
1 部分 采购验收》的要求。
3.7.3 实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为 13年，控制装置报废年限为 15 年，管
汇及阀组报废年限为 13 年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过 3 年。用
于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过 7 年，超过 7 年应加密检测并监控使
井控管理实施细则培训
2023年4月
1.1 目的依据 为了加强西南石油局有限公司、西南油气分公司（以下统称公司）井控管理，降低公司石油工 程作业井控风险，根据《中国石化井控管理规定》及相关技术规范，制定本细则。 1.2 适用范围 本细则适用于公司所属区域钻完井、井下作业、采油气等工程作业的井控管理。 1.3 规范内容界定 1.3.1 本细则所称“井控”是指油气勘探、开发全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、 录井、测试、注水（气）、井下作业（含试油（气）、储层改造、修井、带压作业等，下同） 、 油气生产和报废井弃置处理等各生产环节。 1.3.2 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征之一的井。其中“高产”是 指天然气无阻流量达 100×104 m 3 /d 及以上；“高压”是指地层压力达 70MPa 及以上； “高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量达 1000ppm 及以上。 1.3.3 本细则所称含硫化氢气井（含硫气井，下同）是指天然气的总压等于或大于 0.4MPa， 而且该气体中硫化氢分压等于或高于 0.0003Mpa，或硫化氢含量大于 50ppm（75mg/m3
4.6 钻井井控基本要求 4.6.1 钻井施工应安装井控设备。防喷器压力等级应与裸眼井段最高地层压力相匹配，尺寸系 列和组合形式应视井下情况按标准选用；压井和节流管汇压力等级和组合形式应与防喷器最高 压力等级相匹配。当井筒地层压力高于现有最高额定工作压力级别井控装置时，井控装置可按 最大关井井口压力选用。“三高”气井井口段套管抗内压强度宜达到闸板防喷器额定工作压力 。 4.6.2 区域探井、高压及含硫油气井钻井施工，从第一层技术套管固井后至完井，均应安装剪 切闸板。5 寸以上钻杆应使用带助力液缸的剪切闸板防喷器。 4.6.5 探井“三高”气井应安装双四通、双节流、双液气分离器；新区第 1 口探井和高风险井 宜安装双四通、双节流、双液气分离器。钻开主要目的层前，应进行安全风险评估，落实评 估建议和评审意见，控制井控风险。 4.6.6 “三高”气井应确保 3 种有效点火方式，其中包括1 套电子式自动点火装置。有条件的 可配置移动式可燃气体应急点火装置。
板防喷器出厂应做气密检验，各项检验指标应满足《闸板防喷器气密封检测安全技术规范 第
1 部分 采购验收》的要求。
3.7.3 实行井控设备定期报废制度。防喷器报废年限为 13年，控制装置报废年限为 15 年，管
汇及阀组报废年限为 13 年。延期使用须经第三方专业检验合格，且延期年限不超过 3 年。用
于“三高”油气井的井控设备，累计使用时间不宜超过 7 年，超过 7 年应加密检测并监控使
井控管理实施细则培训
2023年4月
1.1 目的依据 为了加强西南石油局有限公司、西南油气分公司（以下统称公司）井控管理，降低公司石油工 程作业井控风险，根据《中国石化井控管理规定》及相关技术规范，制定本细则。 1.2 适用范围 本细则适用于公司所属区域钻完井、井下作业、采油气等工程作业的井控管理。 1.3 规范内容界定 1.3.1 本细则所称“井控”是指油气勘探、开发全过程的井口控制与管理，包括钻井、测井、 录井、测试、注水（气）、井下作业（含试油（气）、储层改造、修井、带压作业等，下同） 、 油气生产和报废井弃置处理等各生产环节。 1.3.2 本细则所称“三高”是指具有高产、高压、高含硫化氢特征之一的井。其中“高产”是 指天然气无阻流量达 100×104 m 3 /d 及以上；“高压”是指地层压力达 70MPa 及以上； “高含硫化氢”是指地层气体介质硫化氢含量达 1000ppm 及以上。 1.3.3 本细则所称含硫化氢气井（含硫气井，下同）是指天然气的总压等于或大于 0.4MPa， 而且该气体中硫化氢分压等于或高于 0.0003Mpa，或硫化氢含量大于 50ppm（75mg/m3
《井控应急培训》课件
组织学员进行模拟演练，使学员掌握井控设 备的操作、使用方法，提高学员应对井喷事 故的能力。
视频教学
案例分析
通过观看井控应急相关视频，让学员了解更 多实战经验，同时进行讲解和点评。
通过分析实际案例，使学员了解井控应急的 实际应用，掌握应急处理措施。
培训技巧
系统性思维
注重知识点的连贯性和系统性，引 导学员全面掌握井控应急的相关知 识。
实际操作考核
对学员掌握的井控应急技能进行测试，包括如何正确使用井控设备、如何正确操 作应急预案等方面的内容。
培训评估
根据学员反馈和考核结果进行评估
对学员掌握的井控应急知识和技能进行评估，以便更好地指导学员提高应急 处理能力。
根据培训效果进行改进
根据评估结果，对培训内容和方式进行改进，以提高培训效果和质量。
井控应急培训的内容和方法
培训内容
井控应急基础知识
包括井控应急的定义、分类、流程 等内容。
井控设备与操作
介绍井控设备的特点、使用方法、 操作步骤等。
井喷应急处理
讲解井喷应急处理的原则、措施、 应急物资的准备等。
井控应急演习
教授如何组织应急演习、应急演习 的注意事项等。
培训方法
理论教学
实战演练
通过讲解、案例分析、小组讨论等形式，使 学员掌握井控应急的基本理论知识。
VS
培训内容
最初的钻井作业安全培训主要涉及钻井设 备安全操作、职业卫生和环境保护等方面 ；逐渐重视井控技术的培训增加了对井控 技术的研究、开发、使用和评价等内容； 现在的井控应急培训则更加注重对井控应 急预案的制定、演练和应急处置等方面的 培训。
培训趋势
培训受众
从最初的石油钻井工人，到现在的石油钻井、试油、工程等领域的从业者，井控 应急培训的受众越来越广泛。
井控设备维修培训课件
4
闸板防喷器常见故障处理
5 油缸内漏 5.1 故障原因： ➢ 活塞与缸套、闸板轴间的密封件老化失效。 ➢ 油缸套、活塞变形。 5.2 排除方法： ➢ 更换密封件。 ➢ 更换或修复油缸套或活塞总成。 6 防喷器液动部分稳不住压力 6.1 故障原因： ➢ 防喷器油缸、活塞、活塞杆密封圈损伤，密封表面损伤。 6.2 排除方法： ➢ 更换密封圈，修复密封表面或更换新件。 7 防喷器向井内漏油 7.1 故障原因： ➢ 闸板轴与侧门密封件失效。 ➢ 闸板轴有损伤。 ➢ 卡簧断裂、变形、脱落。 ➢ 卡簧槽锈蚀严重、使卡簧脱落。
2
闸板防喷器常见故障处理
2井内介质从壳体与侧门连接处流出 2. 1 故障原因： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧。 ➢ 密封面有污物、泥砂。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够。 2.2 排除方法： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏：更换密封圈即可。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧：紧固该部位全部连接螺栓。 ➢ 密封面有污物、泥砂：除去泥沙污将密封面清洗干净。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符：更换侧门盘根，换上尺寸相符的盘根。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大：补焊后重新加工。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀：补焊后重新加工。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够：更换质量好的盘根。
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闸板防喷器常见故障处理
11 更换闸板后侧门关不进去 11.1 故障原因： ➢ 新换闸板总成外形、 尺寸型号不相符。 11.2 排除方法： ➢ 更换相同型号尺寸的闸板总成。 12 更换闸板总成后，侧门螺钉上不起 12.1 故障原因： ➢ 侧门下垂变形。 ➢ 侧门螺钉或螺孔丝扣损伤。 12.2 排除方法： ➢ 上提或上顶侧门，上紧螺钉 ➢ 修复螺钉或螺孔螺纹。 或者更换螺钉。 13 闸板移动方向于控制阀铭牌标志不符 13.1 故障原因： ➢ 控制台与防喷器连接油路管线接错误。 13.2 排除方法： ➢ 倒换防喷器本身的油路管线位置。
闸板防喷器常见故障处理
5 油缸内漏 5.1 故障原因： ➢ 活塞与缸套、闸板轴间的密封件老化失效。 ➢ 油缸套、活塞变形。 5.2 排除方法： ➢ 更换密封件。 ➢ 更换或修复油缸套或活塞总成。 6 防喷器液动部分稳不住压力 6.1 故障原因： ➢ 防喷器油缸、活塞、活塞杆密封圈损伤，密封表面损伤。 6.2 排除方法： ➢ 更换密封圈，修复密封表面或更换新件。 7 防喷器向井内漏油 7.1 故障原因： ➢ 闸板轴与侧门密封件失效。 ➢ 闸板轴有损伤。 ➢ 卡簧断裂、变形、脱落。 ➢ 卡簧槽锈蚀严重、使卡簧脱落。
2
闸板防喷器常见故障处理
2井内介质从壳体与侧门连接处流出 2. 1 故障原因： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧。 ➢ 密封面有污物、泥砂。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够。 2.2 排除方法： ➢ 壳体与侧门之间的密封圈损坏：更换密封圈即可。 ➢ 壳体与侧门连接螺栓未上紧：紧固该部位全部连接螺栓。 ➢ 密封面有污物、泥砂：除去泥沙污将密封面清洗干净。 ➢ 侧门盘根损伤或尺寸不符：更换侧门盘根，换上尺寸相符的盘根。 ➢ 长期使用中，侧门盘根槽锈蚀，尺寸变大：补焊后重新加工。 ➢ 侧门密封面有损伤锈蚀：补焊后重新加工。 ➢ 侧门盘根质量差，回弹力不够：更换质量好的盘根。
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闸板防喷器常见故障处理
11 更换闸板后侧门关不进去 11.1 故障原因： ➢ 新换闸板总成外形、 尺寸型号不相符。 11.2 排除方法： ➢ 更换相同型号尺寸的闸板总成。 12 更换闸板总成后，侧门螺钉上不起 12.1 故障原因： ➢ 侧门下垂变形。 ➢ 侧门螺钉或螺孔丝扣损伤。 12.2 排除方法： ➢ 上提或上顶侧门，上紧螺钉 ➢ 修复螺钉或螺孔螺纹。 或者更换螺钉。 13 闸板移动方向于控制阀铭牌标志不符 13.1 故障原因： ➢ 控制台与防喷器连接油路管线接错误。 13.2 排除方法： ➢ 倒换防喷器本身的油路管线位置。
储气库修井完井工艺技术_图文_图文
一、 概述
截止2009年底，井下技术服务公司在大港储 气库累计施工39口新井试油完成注采管柱施工及 14口更换注采管柱作业，华北京58储气库群的 14口新井试油完井施工，工艺成功率均达到 100%。
一、 概述
盐穴储气库的建设周期 由钻注采井、造腔和地面工 程三部分组成，而耗时最多 的是造腔，即盐穴腔体的形 成阶段，大约占到总周期 80%。
储气库注采完井 工艺特点具有安全系数高 、密封性好、高效、施工 严谨等特点。
7″套管 环空内为套管 保护液
射孔井段
1/4″液控管线 流动接头 井下安全阀 31/2″气密封油管
伸缩管 气密封油管若干 循环滑套
安全接头 封隔器 坐落短节 筛管
减震器
射孔系统
人工井底
三、注采井完井工艺技术
安全系数高 通过井下安全阀对地面保护、封隔 器和环空保护液对油层套管保护、射孔 保护液和负压射孔对地层的保护，气库 的完井工艺做到了对地面、井筒和地层 全方位的保护，对气库长久安全运行打 下了坚实的基础。
一、 概述
在几年的建库作业中，已累计对70多口老井进 行了封堵作业，这些井的使用年限较长，其中很多 井已停止注采或者是已经封井，二开井的井身结构 很多，很多井曾为四类井，部分井由于井况复杂， 封堵前进行了大修处理。
一、 概述
注采井完井是对 新钻的储气库注采井 进行射孔试油并完成 注采管柱的施工。
三、注采井完井工艺技术
密封性好 管柱密封性好：完井工具 和下井油管全部采用气密封扣 ，通过专用油管钳上扣，并通 过扭矩分析系统对上扣扭矩进 行监测，使扭矩保持在预先设 定的一个科学合理范围内。
气密油管上扣扭矩监测曲线
三、注采井完井工艺技术
高效性
完井注采管柱，一趟管柱可以实现替套管保 护液、诱喷、射孔、测压、注采气等多种功能， 需要更换管柱时可以通过钢丝作业打开滑套，进 行循环洗压井作业，方便施工，体现了完井管柱 的灵活高效。
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二开：∮241.3mm×2945m+∮177.8mm×2936.36m
5
开钻次序
井深 m
钻头直径 mm
套管直径 mm
套管下入 地层层位
一开
201
660.4
508.0 平原组
套管下 入深度
m
环空水泥 浆返深 m
200 地面
二开
1633
374.6
273.1 馆陶组
1630 地面
三开
3121
241.3
4
序号 井号
井别
钻井 完钻井深 机械钻速
年代
m
m/h
钻井 周期
d
沙一中、沙一下
钻井液
井段钻井液密度
体系
g/cm3
井身结 构
复杂 情况
1 库 3-16 定向井 2009 3013
12.66
27.14 聚－硅
1.20-1.23
一开：∮660.4mm×101m+∮508.0mm×99.7m 二开：∮374.6mm×1001m+∮273.1mm×1000.9m 三开：∮241.3mm×3013m+∮177.8mm×3008m
120.56 42.9 38.2 1.12
抗内压
抗拉
理论 强度 MPa
计算 强度 MPa
安全 系数
理论 强度 MN
计算 强度 MN
安全 系数
15.99 7.35 2.18 7.09 0.27 26.3
21.58 15.28 1.41 3.11 0.96 3.24
68.7 35.00 1.96 3.79 1.18 3.21
1、注采井
（1）注采井获取经过 a.经地质部门或专业公司确定区块和井眼位置 b.经专业部门或专业公司确定钻井设计和试油 设计 c.钻井 d.试油完井 e.交付生产单位使用
10
1、注采井
（2）井下组成
储气库注采井井下工具通常组成为：油管、油管短节、流动 接头、循环滑套、封隔器、井下安全阀、坐落接头、变扣接头、 震击器、射孔抢组成。毛细管压力监测井中，井下工具还包括 毛细管传压筒（附属传压毛细钢管）。 a.油管和油管短节
仅作参考
7
二、生产管柱与井下工具
8
生产管柱
为了保证储气库注采气生产、排水生产以及进行观察井 观察的井下管柱、工具的串。注采井通常由油管、井下安全 阀、封隔器、滑套等组成，排水井主要由油管、泵杆、泵组 成，观察井主要由油管柱组成，封堵井没有井下管柱，其井 身结构实际就是钻井套管结构和注入水泥塞。
9
井漏
一开：∮660.4mm×152m+∮508.0mm×150m
2 库 3-17 定向井 2009 3182
11.31 33.17 聚－硅 1.20-1.23 二开：∮374.6mm×1503m+∮273.1mm×1502m
/
三开：∮241.3mm×3182m+∮177.8mm×3178m
库 3 3-18H 水平井 2009
套管 套管
井段
纹
钢级 外径 壁厚
m
类
mm
mm
型
0～200 J-55 508.0 12.7 梯
0～1630 J-55 273.1 8.89 梯
0～3116 P110 177.8 9.19 特
本层 累重
t
抗外挤
有效 强度 MPa
计算 强度 MPa
安全 系数
31.7 5.31 1.19 4.46
98.24 10.89 5.04 2.16
3312
4 库 3-1 定向井 2004 2904
5 库 3-2 定向井 2004 2910
6 库 3-3 定向井 2004 2945
9.41 11.42 11.62 16.28
一开：∮660.4mm×204m+∮508.0mm×203m
41.3 聚－胶 1.20-1.25 二开：∮374.6mm×2261m+∮273.1mm×2259m
技术套管 374.6mmx1003m+273.1mmx1002.232m 水泥返深：地面，抗内压：21.6MPa
177.8mm分级箍（2165.79m）
生产套管 241.3mmx2960m+177.8mmx2957.986m 水 泥 返 深 ： 地 面 ， 抗 内 压 ： 35MPa, 人工井底:2933.76m
23.8 聚－硅 1.20～1.21 一开：∮374.6mm×708m+∮273.1mm×706.16m
/
二开：∮241.3mm×2910m+∮177.8mm×2904.44m 导 管 ： ∮ 660.4mm × 32.44m+ ∮ 508.0mm × 31.84m
19.22 聚－硅 1.18～1.23 一开：∮374.6mm×702m+∮273.1mm×700.24m
储气库修井与井控培训
大港储气库分公司
1
目录 一、井身结构 二、生产管柱与井下工具 二、储气库修井 三、井控与井控设备
2
一、井身结构
3
完井方式 储气库井身采
取三开井方式完井， 即表套（20”)＋技 术套管(10”)＋生 产套管(7”)组合， 并采用优质油井水 泥固井，返高到地 面。
表层套管 660.4mmx110m+508mmx109.499m 水泥返深：地面，抗内压： 16MPa
177.8 沙一下
3116 地面
套管程序
套管直径 mm
设计说明
表层套管 508.0 封隔平原组上部松散地层，固定井口，安装井口装置。
技术套管 273.1 封固造斜井段及明化镇易垮塌地层，缩短下部裸眼长度。
生产套管 177.8 生产套管按地质要求设计。
6
套管 程序
表层 套管 技术 套管 生产 套管
螺
处在油层套管内的不锈钢管。是油水气上升至地面井口的通 道，上端通过油管挂连接采油树 。 要求 储气库油管要求为气密封、执行API标准、承压、耐腐蚀 常见油管英文缩写含义： API：美国石油协会；NU：不加厚；EU：外加厚；SI：国际单位 制；IJ：整体接头
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注封气2循隔、和实环油工井采现射滑套具下气测孔套环配安时试枪是空套全井功总用，阀筒能成来一是内连来确温通保保度油护注场套油气和环 套压管力空，场的二井的工来安变具与全化。安生会全产引阀的起配重管合要柱使设的用备长，， 实度现变推安化荐全通，选控过对用制地管钢。面柱丝液施作压加业控外开制力关其。式开配滑 推备荐膨套液胀。压关伸座。缩封管封具隔有器自。由伸缩的
/
三开：∮241.3mm×3312m+∮177.8mm×3305m
导 管 ： ∮ 660.4mm × 32.19m+ ∮ 508.0mm × 31.57m
24.22 聚－硅 1.18～1.21 一开：∮374.6mm×708m+∮273.1mm×706.67m
/
二开：∮241.3mm×2904m+∮177.8mm×2900.62m 导 管 ： ∮ 660.4mm × 32.11m+ ∮ 508.0mm × 31.69m