SYT 7305-2021 连续油管作业技术规程-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准Specificationsforcoil2021—11-16发布2022—02—16实施国家能源局发布I前言 12规范性引用文件 1 24作业准备 24.1资料准备 24.2设备选择 24.3连续油管的选择 44.4入井工具 44.5工作介质准备 54.6井场准备 54.7人员准备 55设备安装与拆卸 55.1设备摆放与安装 55.2试压 65.3设备、工具拆卸 7 76.1通刮作业 76.2井筒清洁 96.3替液和诱喷 6.4封堵 6.8切割作业 6.9射孔作业 6.11存储式测井 24 248资料录取 8.1连续油管设备运行资料 8.2施工作业资料 Ⅱ附录A(资料性)连续油管受力计算方法 附录B(资料性)用于酸性环境作业连续油管防护推荐作法 附录C(规范性)连续油管下入与起出要求 33附录D(资料性)常用工艺参数计算公式 附录E(资料性)应急处置程序 40本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。本文件代替SY/T7305—2016《连续油管冲砂及气举排液作业技术规范》,与SY/T7305—2016相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a)更改了标准中文名称和英文名称；b)更改了目次；将目次由“4作业前准备、5现场设备安装、6冲砂作业、7气举排液作业、8资料录取、9设备拆卸、10质量、健康、安全、环境控制要求”更改为“4作业准备、5设备安装与拆卸、6工艺技术要求、7健康、安全、环境要求、8资料录取”(见目次，2016年版的目次);c)更改了第4章标题及条标题，增加了部分条标题，并对相应内容进行了调整、增补；将“作业前准备”更改为“作业准备”;条标题删除了“设计编写”,将“作业井准备、工具准备、设备准备”更改为“井场准备、入井工具、设备选择”,增加了“资料准备、连续油管的选择、人员准备”,调整、完善了“工作介质准备”(见第4章，2016年版的第4章);d)将2016年版的第5章和第9章合并为第5章；更改了条标题，将“设备安装、工具连接、设备拆卸”更改为“设备摆放与安装、试压和设备、工具拆卸”,调整、完善了“试压”(见第5章，2016年版的第5章、第9章);e)将2016年版的第6章和第7章归并为第6章，更改了章标题，增加了工艺类型；将“冲砂作业”“气举排液作业”更改为“冲砂”“气举排液”,并归并为第6章“工艺技术要求”下的条，并对相应内容进行了调整、完善；增加了条标题“通刮作业”“井筒清洁”“替液和诱喷”等11项工艺技术类型(见第6章，2016年版的第6章、第7章);f)将2016年版的第10章更改为第7章，更改了章标题，调整、完善了相应内容；将“质量、健康、安全、环境控制要求”更改为“健康、安全、环境要求”(见第7章，2016年版的第10章);g)更改了第8章条标题，调整了相应内容；将“连续油管设备运行参数资料”“施工参数资料”“建档、建卡”“资料整理”更改为“连续油管设备运行资料”“施工作业资料”(见第8章，2016年版的第8章)。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会采油采气专业标准化委员会提出并归口。本文件负责起草单位：中国石油集团川庆钻探工程有限公司井下作业公司、中国石油江汉机械研究所有限公司、中石化江汉石油工程有限公司页岩气开采技术服务公司、中海油田服务股份有限公司油田生产事业部增产中心。本文件主要起草人：孙兆岩、宋丹、户秀德、邹先雄、张平、朱峰、胡强法、张国锋、宫红亮、江强、王景浩。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：——2016年首次发布为SY/T7305—2016,本次为第一次修订。1连续油管作业技术规程本文件规定了连续油管的作业准备、设备安装与拆卸、工艺技术、健康安全环境及资料录取本文件适用于陆地及海上油气田油井、气井、水井的连续油管井下作业。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件，不注日期的引用文件，最新版本(包括所有修改单)适用于本文件。GB/T8979纯氮、高纯氮和超纯氮GB/T20972.1—2007石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第1部分：选择抗裂纹材料的一般原则GB/T20972.2—2008石油天然气工业一油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁GB/T20972.3—2008石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第3部分：抗开裂耐蚀合金和其他合金GB/T22513—2013石油天然气工钻共油井口装置和采油树GB/T30041头部防护安全帽选用规范GB/T34204连续油管JB/T6427变压吸附制氧、制氮设备SY/T5132石油测井原始资料质量规范SY/T5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程SY/T5325—2013射孔作业技术规范SY/T5374.1固井作业规程第1部分：常规固井SY/T5405酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标SY/T5727井下作业安全规程SY/T6279大型设备吊装安全规程SY/T6334油水井酸化设计、施工及评价规范SY/T6345海洋石油作业人员安全资格SY/T6430浅海石油起重船舶吊装作业安全规范SY/T6610—2017硫化氢环境井下作业场所作业安全规范SY/T6690井下作业井控技术规程SY/T6698油气井用连续管作业推荐作法SY/T6761连续管作业机2SY/T7012连续油管井控设备系统3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。安全接头safetyjoint连续油管作业发生遇卡并无效处理时，用于连续油管与底端工具安全脱接，便于连续油管安全接头以上管串能够安全起出井口。连续油管疲劳寿命fatiguelifeofcoiledtubing连续油管起下过程中发生塑性变形，由此导致的累计效应和退化现象。4.1.1施工井应具备施工设计。4.1.2施工设计内容应包括：施工井基础资料、作业目的、施工方案、井口装置、施工设备、工具、工作介质、施工步骤、连续油管参数及疲劳寿命情况、应急预案、健康安全环境要求等内容。4.1.3健康、安全、环境和井控资料应齐全，并按要求填写。4.2.1连续油管作业机4.2.1.1注入头额定工作载荷不小于连续油管模拟计算最大上提力的1.25倍。4.2.1.2滚筒、鹅颈管尺寸应与连续油管规格匹配，宜参照表1选择。表1设备规格匹配表4.2.1.3注入头链条夹持块选择应与连续油管规格相匹配。4.2.1.4其他事项应满足SY/T6761的相关要求。34.2.2.1井控设备包括但不限于防喷器、防喷盒、防喷管、单流阀。4.2.2.2井控设备最小额定压力等级应不小于预计最高井口关井压力1.25倍，材质应满足井内介质要求。压力等级及井控设备组合应符合表2的要求。井控设备的选择与安装应满足SY/T7012的相关要求。预计最高井口关井压力额定工作压力0防喷盒+防喷器防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦—半封四闸板)+通过三通或四防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦一半封四闸板)+防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦—半封四闸板)+通过三通或四防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦—半封四闸板)+井口回流防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦一半封四闸板)+剪切—全封二闸板防喷器+单流阀工具通过三通或四防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦—半封四闸板)+三通或四通+半封单闸板防喷器+剪切—全封二闸板防喷器(或剪切—全封一半封三闸板防喷器)+单流阀工具防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦—半封四闸板)+半封单闸板防喷器+剪切—全封二闸板防喷器(或剪通过三通或四防喷盒+防喷器(全封—剪切—卡瓦—半封四闸板)+防喷器(或剪切—全封—半封三闸板防喷器)+单流阀工具注：剪切—全封二闸板防喷器安装在防喷器下靠近4.2.2.3防喷器和防喷管内通径应满足连续油管入井工具通过要求，其差值宜不小于6mm。4.2.2.4防喷管长度应大于组合工具串长度。4.2.2.6含硫化氢井作业，井控设备应符合SY/T6698、GB/T20972.1—2007、GB/T20972.2—2008、GB/T20972.3—2008的相关要求。44.2.3.1泵注设备参数应满足施工要求，额定压力应不小于预计最高施工压力的1.25倍。4.2.3.2泵注设备应有超压停泵保护装置。4.2.3.3滚筒旋转接头与连续油管之间、泵送管线与滚筒旋转接头之间应装有旋塞阀。4.2.3.4仪表、测试口及隔离阀的连接，应与压力测试匹配，符合GB/T22513—2013第10章的要求。4.2.3.5连续油管作业时，流程管汇均应连接过滤器。4.2.4.1起重机吊装操作应符合SY/T6279的相关要求。4.2.4.2起重机最大吊装高度和额定吊装载荷应满足作业要求。4.2.4.3起重机应经过第三方检测机构检验合格，起重机上应贴有标识，应注明检验日期和结果。4.2.4.4吊装索具应在检测有效期内使用，外观检查无损伤。4.2.4.5连续油管作业过程中，宜使用塔架支撑和固定，当使用吊车辅助作业时，应制定防护措施。4.3.1连续油管应满足施工设计参数要求，4.3.2连续油管长度，宜满足连续油管下入到最大并深后，滚筒上剩余油管不少于一层的要求。4.3.3连续油管通径应大于需投球入井工具配套最大球直径的1.2倍。4.3.4抗内压强度应不小于预计最高施工压力的1.25倍。4.3.5屈服扭矩宜不小于螺杆马达制动扭矩的2倍。4.3.6预计当次起下完成前，连续油管疲劳寿命应小于80%。4.3.7连续油管应具备性能参数、规格、使用记录、出厂合格证等相关资料。4.3.8连续油管入井前，应做受力分析、强度校核和剩余疲劳寿命评价，内容及方法参照附录A。4.3.9用于硫化氢环境作业的连续油管应满足抗硫化物应力开裂要求，应符合(或不低于)GB/T20972.1—2007中第8章、第9章，GBT20972.2—2008中第7章、第8章，GB/T20972.3—2008中第6章的相关要求。4.3.10用于酸性环境作业连续油管的防护宜采用附录B的推荐方法。4.3.11其他事项应符合GB/T34204的要求。4.4.1连续油管作业工具外径应小于最小作业通径6mm～8mm,外缘台阶倒角宜为30°~45°。4.4.2连续油管连接接头用于特殊工艺作业时，应满足抗扭和投球通径要求。4.4.3工具串应使用单流阀，单流阀应直接连接在连续油管连接接头下端。4.4.4工具串应使用安全接头工具，满足以下要求：a)剪钉数量设置应满足安全接头压力或安全接头拉力的要求；b)使用液压安全接头时，启动压力应在连续油管预计最高施工压力范围内；安全接头压力应小于安全接头以上工具的额定工作压力；安全接头球应能够通过连续油管和安全接头以上工具；c)使用机械安全接头时，安全接头剪切拉力设置应小于连续油管末端计算最大拉力。4.4.5螺杆马达应满足施工排量、扭矩和工作温度等要求，且应具备防转子坠落装置。54.5.4用于螺杆马达作业工作介质，固相杂质含量应小于0.2%,粒径小于0.25mm。4.6.8含硫化氢井作业井场应满足SY/T6610—2017中第5章的要求。4.7.224h作业，宜配备两个班组人员轮4.7.5高空作业、吊装作业、泵车(橇)操作人员应持有效操作证件。5.1.1.2连续油管滚筒距离井口宜8m～30m,确保井口位于连续油管滚筒中垂线的延长线上。65.1.2.2安装防喷器与井口连接的专用紧压力应加至1.4MPa～2.1MPa,速度应小于5m/min。不小于16mm的钢丝绳，与地面角度应小于45°,用导链或紧绳器与地面固定牢固。滚筒连接至井口管汇。井控管汇应符合SY/T6690的相关要求。拉力压力123455.2.2应依照施工设计要求对井口及井控装置、地面管线、连续油管、工具申进行功能性和系统性试75.2.3单流阀和连续油管接头试压值应为预计最大井口关井压力的1.1倍，稳压10min,压降不超过0.7MPa为合格，5.2.4井控装置初次安装后，应对总闸门以上装置及工具串进行系统试压。5.2.5井控装置应按照预计最高施工压力和1.1倍预计最高井口关井压力的最大值进行试压，试压应按照逐步提高泵压进行，稳压10min以上，压降不超过0.7MPa,无渗漏为合格。最高试压值不能超过额定工作压力。5.2.6试压合格后，应通过放喷流程或专用泄压管线缓慢泄压至压力与油压或套压一致。5.3设备、工具拆卸5.3.1关闭井口主阀前，应确认工具串完全进入防喷管内。5.3.2设备拆卸前，应确认井口主阀完全关闭，通过放喷管线对连续油管井口装置及地面管线泄压。5.3.3拆卸液压管线前，应对注入头、防喷器、防喷盒等的液压油路泄压。5.3.4工具申拆卸前，宜进行功能测试，检测工具状态。5.3.5注入头装上运输车辆前，注入头载荷液缸应与框架固定。滚筒应用紧线钳固定。5.3.6作业后，应对连续油管、设备和工具等进行清洁保养。冬季作业，应清除连续油管内液体。6工艺技术要求6.1通刮作业6.1.1.1.1通井推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+液压安全接头+通井规+引鞋。6.1.1.1.2通洗井组合作业推荐工具组合为：a)直井内作业：连续油管连接接头+单流阀+安全接头+防脱旋转接头+通井规+旋转(旋b)水平井内作业：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+液压安全接头+扶正器+震击器+防脱旋转接头+振荡器+通井规+旋转喷头或旋流喷头。6.1.1.1.3通井规最大外径应小于井筒或油管的6mm～8mm,且不小于入井工具外径，外表面宜有6.1.1.1.4带底封工艺通井规外径小于井筒内通径3mm～4mm。6.1.1.1.5模拟通井，通井工具申有效长度应大于拟使用工具串长度50mm～100mm。工作介质应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的相关要求。地面流程应符合5.1.2的要求。86.1.1.5.1通井管柱起下应符合附录C的要求。6.1.1.5.2通井遇阻，宜对遇阻位置反复冲洗，再尝试通过。下探应不小于3次，最多不宜超过5次，深度误差应小于0.5m。6.1.1.5.3通洗井组合作业中，若井口没有液体返出或返出减少，应连续泵注，立即上提连续油管。6.1.1.5.4工具起出后，应检查通井规有无损伤、刮痕等痕迹，发现痕迹应记录，分析原因。6.1.2.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+液压安全接头+套管刮削器。6.1.2.1.2工具组合应有循环通道，循环通道出口宜在工具申末端。6.1.2.1.3刮削器应与套管规格匹配，常用套管刮削器尺寸见表4。表4常用套管刮削器尺寸表刮削范围123456.1.2.1.4连接工具前应测量刮削器尺寸，工具人井前应检查刮削器弹簧、刀片、锁紧螺钉。工作介质应符合4.5的相关要求。6.1.2.3.1刮削作业，114.30mm～139.70mm套管宜采用外径44.5mm(含)以上连续油管，177.80mm套管宜采用外径50.80mm以上连续油管。地面流程应符合5.1.2的要求。6.1.2.5.1刮削管柱起下，应符合附录C的要求。6.1.2.5.2反复刮削段，起下速度应小于5m/min。6.1.2.5.3在施工位置上下20m～30m,应反复刮削三次。96.1.2.5.4刮削结束后，应循环1.5倍井筒容积工作液。6.1.2.5.5工具起出后，应检查刮削器有无损伤、刮痕等痕迹。6.1.2.5.6推荐工具组合不应在水平段、套损套变井段、射孔井段等进行刮削作业。6.1.2.5.7其他刮削作业可参照执行。6.2.1.1洗井、正循环冲砂、除垢、清蜡推荐工具组合为：连续油管连接接头+单流阀+喷头。6.2.1.2喷头和单流阀宜等外径。若喷头或其他工具外径大于单流阀外径时，宜使用安全接头工具，单流阀应使用双活瓣。6.2.1.4反冲砂推荐工具组合为：连续油管连接接头+引鞋。6.2.1.5其他事项应符合4.4的相关要求。6.2.2.1.1低压漏失地层应加入增黏剂和暂堵剂，并调整洗井液密度。6.2.2.1.2稠油井应在洗井液中加入活性剂或高效洗油剂并提高温度。6.2.2.1.3结蜡或卡泵的稠油井，洗井液温度应不低于70℃。6.2.2.2.3氮气泡沫冲砂液满足下列要求：a)氮气泡沫液相对密度应控制在目前地层压力系数的80%以内；b)氮气泡沫气相分量应满足范围55%～95%,泡沫气相分量的计算公式参见D.1.2;c)泡沫液应满足携砂要求。清蜡作业工作介质要求低压漏失地层宜采用低密度或高温清蜡剂。6.2.3.1冲洗作业设备排量满足设计要求。6.2.3.3制氮泵车设备应符合JB/T6427的要求。6.2.3.4其他应符合4.2的要求。6.2.4.1冲砂作业，高压、含硫化氢等高风险井诱喷作业和清蜡作业应有一套备用放喷流程。6.2.4.2带压冲砂作业宜使用油嘴控制井口压力。6.2.4.3冲砂作业宜使用除砂器。6.2.4.4管线除垢作业应具备振动筛和回收过滤池。6.2.5.1洗井开泵后，应观察泵压变化，逐步加大排量。6.2.5.2洗井过程中，应观察并记录泵压、排量、出口量及漏失量、出口返出液情况。6.2.5.3下至设计井深后，应泵注不少于1.5倍井筒容积洗井液，洗至进出口液体性能基本一致。6.2.5.4带压洗井时，宜使用油嘴控制井口压力，使返出量与泵入量基本一致。6.2.5.5漏失井或低压井建议使用泡沫液洗井。6.2.6.1冲砂方式选择：a)宜采用正循环冲砂；b)天然气井和含气油水井，井内存在碎屑时，不应采用反循环冲砂；c)环空流速小于0.8m/s时，宜采用反冲砂；d)地层压力低或漏失井宜采用泡沫冲砂。6.2.6.2连续油管起下应符合附录C的要求。a)反复探砂面不小于2次；b)探到砂面后，应记录位置，上提管柱至砂面以上5m,开泵循环正常后，再缓慢下放冲砂。6.2.6.4正循环冲砂满足以下要求：a)直井段冲砂，排量最小上返流速应大于2倍颗粒沉降速度，颗粒沉降速度计算参见附录D;b)水平段冲砂，宜采用拖动冲砂方式，冲砂排量直井段上返速度应不小于0.8m/s,斜井段应不小于0.75m/s,水平段应不小于0.45m/s,最小上返流速不宜小于6倍颗粒沉降速度，颗粒沉降速度计算参见附录D;c)冲砂过程中宜控制出口排量与泵注排量基本一致；d)冲砂下放速度以5m/min～10m/min为宜；e)遇阻加压满足表C.1的要求，遇阻应停止下入，待载荷恢复后再下入；f)大斜度井段、水平井段冲砂，每进尺100m～200m宜上提10m以上循环1.5～2周；g)若冲砂无进尺，应上下活动连续油管；反复冲洗无效果时，应起出连续油管；h)冲砂过程应连续泵注；i)若中途停泵，应上下活动管柱，立即启动备用泵；直井段应提到砂面以上50m,水平井段应提到造斜点以上；g)应注意井口压力变化，若井内压力突然上涨，应及时调节注入头链条张紧压力和夹紧压力，同时增加防喷盒压力；k)宜根据出口返砂情况，间断泵注20mPa·s～40mPa·s高黏液体；1)应安排专人观察返排情况，定时取样，全程计量出口排量；若出口排液减小或失返，应上提连续油管且加大排量持续泵注，待出口稳定后再进行冲砂；若明显低于泵注排量或失返漏失严重，应继续保持循环，上提连续油管出井口；m)冲砂至目的深度后，应保持泵注循环，上提连续油管出井口，以进出口液一致为合格；n)上提速度水平段宜为5m/min～10m/min,斜井段和直井段宜为10m/min～20m/min。6.2.6.5反循环冲砂满足以下要求：a)泵压应小于连续油管抗挤毁压力的60%;b)冲砂至目标深度后，应定点循环，以进出口液一致为合格；c)其他注意事项参见6.2.6.4。6.2.6.6氮气泡沫冲砂满足以下要求：a)冲砂推荐参数：砂粒在氮气泡沫液中的沉降末速推荐按0.075m/s选取，也可按公式(D.1)计算；b)当井内失返，应降低泡沫密度，并上提连续油管10m以上，井口返出泡沫液时，再下放连续油管继续冲砂；c)冲砂至目标井深，应循环泡沫液清洗井筒，返出口无砂时泵车(橇)停止供液，用氮气气举出井内泡沫液，停泵；d)返出泡沫液应进入敞口罐或放喷池，消泡、沉砂；e)其他注意事项参见6.2.6.4。6.2.7.1连续油管起下应符合附录C的要求。6.2.7.2注水井除垢作业前，应了解该区域油水井结垢和分注井投捞测试遇阻情况。6.2.7.3连续油管入井除垢开泵后，应观察泵压变化，分段逐步提高排量。6.2.7.4管内除垢过程中，应缓慢下放，下放速度应小于10m/min。如遇阻，提高排量，在遇阻位置连续油管尝试下探3次以上通过后，方可持续下入。6.2.7.5距离注水工具串顶部100m位置时，应缓慢下放，下放速度应小于10m/min。进入工具串后，下放速度应小于5m/min。提高排量，工具串段拖动除垢三次以上。如遇阻，提高排量除垢无效，可尝试泵入除垢剂，上提连续油管至除垢剂液面以上50m停泵，待除垢剂反应完全后，开泵大排量除垢试探下入。6.2.7.6除垢至目的井深后，宜大排量继续泵注循环至进出口液体性能基本一致，再改用与注水井配伍的介质，继续泵注循环1倍井筒容积，方可确定为除垢合格。6.2.7.7注水井除垢，井口宜安装调节水嘴控制放喷。6.2.7.8管线除垢宜采用高压热洗加旋转喷射，分段拖动除垢。宜每50m～100m反复拖动除垢3次以上，再持续下入除垢。6.2.8.1清蜡作业前，井口宜循环预热连续油管，清蜡液温度不应低于80℃。6.2.8.2连续油管遇蜡阻，宜持续提高热洗温度。6.2.8.3清蜡热洗中，泵压升高，则上提连续油管；泵压降低后，持续泵注循环。6.2.8.4清蜡热洗井至目的井深后，应继续泵注至进出口液体性能基本一致，确定清蜡洗井合格。6.3.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+单流阀+喷头。6.3.1.2其他事项应符合4.4的相关要求。6.3.2.4其他应符合4.5的相关要求。替液方式选择满足以下要求：b)井内液体密度与顶替液密度差值大于0.5g/cm²以上的，预测泵压大于50MPa时，宜采用逐级降密度的分段替液方式；c)下入到预定位置后，应先以预定排量的50%试替，观察泵压平稳后再逐步提高到预定排量；e)若井口带压，井口压力应控制在开泵前的压力，同时监控进出口排量，使其平衡；f)当顶替液密度大于井内液体密度时，宜在连续油管内充满井内相同或密度相当的液体，在下入到预定位置时，再泵注顶替液；g)泵注酸液、水泥浆等流体后，应泵注1.25倍以上连续油管容积顶替液对连续油管内进行a)泵注设备向井内供液前，应将出口管线阀门打开；b)井口压力宜用油嘴或针阀控制；c)应先用小排量循环畅通后，再逐渐加大排量；循环不通时，不应硬挤；d)应连续施工，返出的压井液应回收，做好密度测定工作；e)应密切注意井口压力变化和出口情况；出口排量大于进口排量时，应适当控制放喷排量；f)下入连续油管前，应观察井口压力、出口排液和点火口火势；发现井口压力快速上升、出口排液增强且点火口火势变大，应控制井口回压或在安全压力范围内关闭放喷流程，迅速起连6.3.7.4氮气泵注排量推荐为30m³/min～50m³/min(标准情况),泵压宜不大于50MPa。6.3.7.8下入过程中，应注意观察出口排液量和井口压力，若氮气和液体6.3.7.11气举作业宜采用分段气举结合间歇气举方式。a)若不能形成稳定的喷势，应根据井况，加深气举深度，再次进行气举；6.3.7.13含硫化氢井气举，实时观察放喷口流体返出情况，按如下操作：a)放喷口喷势明显时，应停止泵注，观察1h～2h;b)放喷口喷气体时，控制井口放喷阀门，起连续油管出井口，停止泵注气体，关闭清蜡阀。a)泵压明显下降，出口气量明显增大，应停止气举，上提连续油管；b)发现井口压力不断上涨，出口排液增强，喷势明显，点火口火势变大，应在安全压力范围内6.4.1.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+安全接头+变扣接头+桥塞坐封工具+桥塞适配器+桥塞。6.4.1.2.1推荐工作液为清设备应符合4.2的要求。地面流程应符合5.1.2的要求。6.4.1.5.3桥塞下入过程中，下入速度直井段不宜高于15m/min,斜井段及水平段不应高于10m/min,下至距目标深度50m,应控制下入速度小于5m/min。6.4.1.5.4下桥塞过程中遇阻时，应上下活动管串，下放遇阻载荷不宜超过20kN。同一位置反复上提下放不宜超过3次，且不宜进行放喷、环空泵注等操作。6.4.1.5.5桥塞下到预定井深后，应先下工具串到桥塞坐封位置以下5m～10m,再起连续油管到桥塞坐封位置，然后开泵检查管柱畅通情况，循环5min～10min。6.4.1.5.7投球入座后，应从连续油管内连续、逐级加压坐封桥塞，直至安全接头。6.4.1.5.9连续探2～3次，加钻压5kN～20kN,深度误差小于0.5m,为探塞成功。6.4.1.5.10使用连续油管进行桥塞验封，验封压力宜为20MPa～30MPa,30min压力下降不超过0.5MPa,验封合格。6.4.1.5.11验封压力不应超过井口装置额定工作压力、套管抗内压强度和连续油管预计最高施工压力三者最小压力的80%。6.4.2.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+单流阀+喷头。6.4.2.2.1注水泥塞用水、水泥、添加剂及现场复核试验应符合SY/T5374.1的相关要求。6.4.2.2.2推荐水泥浆密度为1.85g/cm²,初凝时间应大于连续油管施工时间，从配水泥浆开始到洗井结束时间应小于水泥浆初凝时间的70%。6.4.2.2.3其他事项应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的要求。地面流程应符合5.1.2的要求。6.4.2.5.1下连续油管至目的井深后，应开泵洗井，循环到进出口水质基本一致为止。6.4.2.5.2洗井结束后，应注前隔离液。注水泥浆后，应注后隔离液。隔离液高度不应小于100m。6.4.2.5.3漏失严重井注塞，应先堵漏，达到注塞条件后再作业。6.4.2.5.4注塞结束后，连续油管起出井口，应泵注清水清洗连续油管、防喷器等井口装置。6.4.2.5.5关井候凝时间应不低于48h。候凝结束后，应探塞面和进行压力测试。6.4.2.5.6探塞面应探2次以上，遇阻载荷应满足表C.1的要求，深度误差应小于0.5m。6.4.2.5.7压力测试推荐试压值不小于15MPa,30min压降小于0.5MPa为合格。6.4.2.5.8若起连续油管过程中，设备出现故障不能起油管，应迅速返洗出油管末端以上水泥浆。若循环设备出现故障，应立即起出全部管柱或起至安全位置。a)抗扭连接接头+双活瓣单流阀+震击器+安全接头+循环阀+螺杆马达+磨鞋(或钻头);b)抗扭连接接头+马达头(含内防喷工具)+震击器+螺杆马达+磨鞋(或钻头)。6.5.1.2长水平段水平井模拟出现锁定时，螺杆马达上部宜使用水力振荡器。6.5.1.3液压安全接头和循环阀应根据震击器通径大小选择安装位置。6.5.1.6磨鞋或钻头类型应与桥塞材质、结构相匹配，磨鞋外径宜为套管通径的90%～95%。套管缩径、变形井钻磨可溶桥塞，使用磨鞋/钻头尺寸宜套管最小通径3mm～6mm。6.5.1.7其他事项应符合4.4的相关要求。6.5.2.1钻磨桥塞工作液主要性能参数要求见表5。固相含量，%密度，g/cm³表观黏度(170s-l),mPa-s6.5.2.2钻磨桥塞冲洗液应满足碎屑高携带能力和低沉降速度要求。冲洗液主要性能参数见表6。固相含量，%密度，g/cm³表观黏度(170s-1),mPa-s6.5.5.2井段流体温度达到螺杆马达工作温度的90%,应小排量连续泵注。6.5.6.3水平井单次累计完成2～3只复合桥塞或3～6只可溶桥塞磨铣工作，宜进行一次短程起下。短程起下前应泵入不小于10m³冲洗液，再边循环边上提连续油管至造斜点以上。6.5.6.4每钻1～2只桥塞，应对钻屑捕集器进行检查、清理。钻屑捕集器的倒换应遵循先开后关原6.5.6.7钻磨全部桥塞后，应先定点泵注10m³冲洗液，再泵注工作液顶替，待冲洗液全部替出连续6.5.6.9上提速度，复杂井段不宜大于5m/min,水平段和斜井段不宜大于10m/min,直井段不宜大于6.5.7.2环空上返速度应不小于0.8m/s,6.5.7.3每钻进20m,应上起循环划眼。6.5.7.4水平井钻磨，每钻磨50m,宜泵注冲洗液10m³,并进行一次循环短程起下至造斜点。6.5.7.7钻磨过程中，应检查循环工6.5.7.9钻磨速度应大于12m/h,不宜超过15m/h。超过10kN～20kN。上起连续油管到直井段，上提速度应不大于10m/min。6.6.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+安全接头+循环短节+铅模。6.6.1.2铅模外径应比井筒最小通径小6mm～工作介质应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的要求。地面流程应符合5.1.2的要求。6.6.5.1打印作业前，宜对井筒实施通洗井作业。6.6.5.2连续油管下至通井遇阻点以上100m位置，应缓慢下放，速度应小于15m/min。至遇阻点以上50m,应测试并记录连续下放、静止及上提载荷。至塞面以上1m～5m,应开泵循环冲洗10min6.6.5.3继续缓慢下放，下入速度应小于3m/min。铅印接触到落鱼上部时，应及时加大钻压，直井段应加钻压10kN～20kN,水平段应加钻压20kN～50kN。6.6.5.4打印只能加压一次，不应二次加压。6.6.5.5起铅印时，上起速度应小于15m/min。6.6.5.6起出铅印，应清洗干净，及时拍照留底。6.6.5.7打印施工作业，应避免频繁上提下放。6.7.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+震击器+液压安全接头+打捞工具。6.7.1.3根据需要可在工具组合中增加加速器、扶正器、低速螺杆马达等工具。6.7.1.4打捞工具入井前，应在地面检查其灵活性，强度应满足要求、安全可靠。6.7.1.5打捞工具的选择应根据井内落物情况，优先选用常规打捞工具，外径尺寸由油套管内径决定，实际打捞尺寸应根据铅模显示或者其他方式获得的鱼顶内径、外径和形状决定，并绘制工具草图。6.7.1.6打捞绳类落物时，打捞工具上部应有挡环，其厚度应小于20mm,外径宜比油套管内径小6mm～8mm;宜使用低速螺杆马达配合捞钩工具打捞。6.7.1.7推荐小件落物打捞工具参见表7。123未成碎屑的落物45自制打捞工具针对特定落物设计专用6其他工具无法打捞时使用6.7.1.8其他事项应符合4.4的相关要求。工作介质应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的要求。6.7.6.3下至预测鱼顶以上10m,下放速度应控制在5m/min以内。增加，应每次加深10m～15m,逐步加大打捞钻压至10kN以上，继续打捞。6.7.7.1打捞工具下放至鱼顶位置以上5m～10m,应开泵清洗鱼头，以小于5m/min速度缓慢下放6.7.7.2探到鱼顶后，宜再加钻压5kN～10kN。6.7.7.3磁力打捞工具打捞，探到鱼顶后，应上提管柱2m～3m,循环洗井30min以上，再停泵，加钻压5kN～10kN,6.7.7.4鱼顶位置以上10m～50m,上起速度应小于5m/min,应待确定上起平稳后，再逐步加大上起速度。上起过程中，速度应控制在15m/min以内，尽可能平稳。过井口时，应防止落鱼坠落。6.8切割作业6.8.1.1机械切割推荐工具组合为：连续油管连接接头+安全接头+水力锚+螺杆马达+水力机械割刀。若有需要，螺杆马达上下可接扶正器。6.8.1.2聚能切割推荐工具组合为：连续油管连接接头+压力起爆器+切割弹。6.8.1.3其他事项应符合4.4的相关要求。工作介质应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的要求。地面流程应符合5.1.2要求。6.8.5.2宜在地面使用切割工具进行切割实验，并记录排量、泵压等相关参数。6.8.6.2工具下入到切割位后，应先提高排量至水力锚工作排量，再下压连续油管给水力锚加钻压6.8.6.3锚定后，再逐步提高排量至割力工作排量开始切割。6.8.6.4切割时间宜比地面试验确认的切断时间长10min～-20min。6.8.6.5切割结束，应先停泵试提，确认水力锚解除锚定后，再起管柱出井口。6.8.7.1切割弹的检查、装配和连接应符合SY/T5325—2013中8.1的相关要求。6.8.7.2入井前，连续油管内应充满工作液。6.8.7.3起爆器压力设置应高于切割位置井下压力15MPa。6.8.7.4下切割弹时，应平稳操作，严防遇阻遇卡。6.8.7.5应全程观察井口压力和连续油管内压力，若压力过高，应进行泄压。6.8.7.6下至切割位置，开泵加压至起爆压力，切割。6.8.7.7若有循环通道，应先关闭井口流程，再开泵、加压、切割。6.8.7.8若达到预定起爆压力，仍未起爆，可继续加压，但不应超过连续油管许用工作压力、工具额定工作压差和井口装置额定压力的限制。6.9.1.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+变扣接头+起爆器+射孔枪。6.9.1.1.4射孔作业应谨慎使用液压安全接头工具，不宜使用机械式安全接头，防止安全接头意外工作介质应符合4.5的相关要求。6.9.1.3.2其他事项应符合4.2的要求。6.9.1.5.4内起爆，超压停泵压力设置不宜超过破裂压力80%;外起爆，宜控制在50MPa以内。6.9.2.1.1推荐工具组合为：连续油管接头+单流阀+安全接头+扶正器+喷枪工具+扶正器+推荐使用基液携砂，石英砂粒径为0.15mm～0.3mm(6～100其他事项应符合4.5的相关要求。目),砂浓度为100kg/m³~6.9.2.4.6校深过程中，上提速度应控制在1m/min~3m/min。6.9.2.4.7推荐射速不宜低于150m/s,每簇射孔时间宜为8min～12min,最长不宜超过15min。6.10.1.1.1底封分段压裂推荐工具组合为：连续油管连接接头+安全接头+扶正器+喷枪+反向单流阀(平衡阀)+封隔器+机械套管定位器+引导头。喷枪喷嘴流速宜不低于150m/s。封隔器承压宜不低于35MPa,可多次重复使用。其他事项应符合4.4的相关要求。设备应符合4.2的要求。6.10.1.4.1井口应安装连续油管保护套。6.10.1.4.3其他事项应符合5.1.2的要求。6.10.1.5.1连续油管下至100m位置，应进行封隔器坐封测试和载荷校对，加压载荷20kN为正常。6.10.1.5.2封隔器坐封前，应下至射孔位置深度以下5m～10m,记录坐封前井口压力。6.10.1.5.3坐封成功后，应验封，井口压力超过坐封前压力5MPa～10MPa为合格。6.10.1.5.5射孔过程中，封隔器压差宜控制在5MPa以内。6.10.1.5.6压裂作业过程中，连续油管内应打平衡压力。6.10.1.5.7压裂时应先开泵再环空开泵，停泵过程为先环空停泵再连续油管内停泵。6.10.1.5.10封隔器解封过程中，连续油管内应以低排量挤注液体。6.10.2.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+单流阀+喷头。6.10.2.1.2其他事项应符合4.4的相关要求。6.10.2.2.1应加缓蚀剂，缓蚀剂应符合SY/T5405的相关要求。6.10.2.2.2工作介质应符合SY/T6334的相关要求。6.10.2.2.3其他事项应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的要求。地面流程应符合5.1.2的要求。6.10.2.5.1油管环空和连续油管内同时挤注时，环空及目标井段应先替满酸液。作业过程中，连续油管内应先泵注，再环空泵注。停泵时，先停止泵注环空，再停止泵注连续油管。6.10.2.5.2连续油管外压与内压之差，应控制在当前拉力载荷下允许承受压差的80%以内。6.10.2.5.3仅从连续油管挤注时，连续油管内和目标井段应替满酸液。6.10.2.5.4若需拖动，应确保连续油管内外压差在最大许用压差的80%以内。6.10.2.5.5在许用拉力80%时，应立即停止拖动，降低排量。泵压降低后，试拖连续油管。6.10.2.5.7泵注结束，应记录压降情况。6.11.1.1推荐工具组合为：连续油管连接接头+双活瓣单流阀+安全接头+测井仪器。工作介质应符合4.5的相关要求。设备应符合4.2的要求。7.2作业人员应正确穿戴劳动保护用品，符合GB/T30041的7.5吊装作业应符合SY/T6279的相关要求，海上吊装作业应符合SY/T6430的相关要求。7.6施工现场遇6级及以上大风应暂停作业。7.7试压过程中，应划定试压区域，摆放安全警示带，安排专人指挥试压，监管试压区域，检查泄漏情况，严禁无关人员进入试压区域。试压结束，应等待压力释放、无残余压i)井口压力。F=R+F₁+F₂+F₃+…+F±F……………如图A.2所示，将连续油管分成k段，最下面一段为第1段的下端施加一个轴向力R,根据力学平衡求出作用力在第1段上端的轴向力F,这个力在第2段变成了作用在第2段油管下端的力F,根据力学平衡求出作用在第2段上端的轴向力F₂。依此类推，示例：连续油管外径38.1mm,壁厚2.77mm,空气中单位长度质量2.41kg/m,连续油管内截圆面积为830mm²,外截圆面积为1140mm²,连续油管内流体密度为1g/cm³,连续油管外流体密度为W=Wa+p₂A-p₀D₀=2.41+(1×830-1.5×1140)×0.001=1.5W是正交分量W(连续油管轴向分量)与W。(连续油管法向分量)的矢量之和。F=F+Wcosθ×△L±G×WSinθ×△L…………其中G为摩擦系数。下入油管过程中，摩擦力与重力方向相反，公式(A.3)摩擦力部分取负号：起连续油管过程中，摩擦力方向与重力方向一致，公式(A.3)中摩擦力操作连续油管过程中，动摩擦系数与连续油管运动方向、运动速度、法向力(压力)无关。以下湿润的钢材表面间润滑过的湿润钢材表面间用油润湿的钢材表面间钢材与岩石表面间在这段油管上端的力F₂Wcosθ×△L=2.1×cos80°×10=3.6G×Wsinθ×△L=0.3×2.1×sin80°×起出时：A.3连续油管在弯曲井眼内的力学平衡计算一段直连续油管进入弯曲井眼时，将对井壁产生一个垂直于井壁的法向力C,从而增加了连续油管在井内流体内重量在法向上的分量。这个力常被称为绞盘力，这个力沿连续油管与井壁的接触线 连续油管的弯曲刚度与连续油管的屈服强度无关，连续油管的惯性矩与F=F+Wcosθ×△L-G×(Wsinθ+B₁)×△L…因为连续油管只在下入过程中才会发生螺旋弯曲，故公式(A.7)中的摩擦力取负号，且公式如果螺旋弯曲发生在弯曲的井眼中，则连续油管作用在井壁上的法向由于G远小于B,忽略这一项后，一段发生螺旋弯曲的连续油管，在一段弯曲井眼中，其上端受到F₂=F+WcosG×△L-C₁×(WsinG+B)×△L……………当井内有压力时，在下入连续油管的过程中，就会受到井内压力对连续油管产生的上顶力pam,式中：最终反应连续油管指重表上的连续油管的轴向力可以用公式(A.10)和公式(A.11)来表示：Frʌ=WFPFF…………(A.10)式中：FTx——下入连续油管时的指重表读数，单位为千克力(kgf);F出——起出连续油管时的指重表读数，单位为千克力(kgf);F——连续油管与井壁间的摩擦力，单位为千克力(kgf);P——井口压力对连续油管的上顶力，单位为千克力(kgf);F——连续油管与防喷盒间的摩擦力，单位为千克力(kgf);(资料性)用于酸性环境作业连续油管防护推荐作法B.1用于酸性环境作业的连续油管应建立相应的标准档案和使用记录，包括：a)检验报告：目视、无损检测和几何尺寸检验报告；b)水压试验报告；c)油管串中每段连续油管的累积疲劳；d)每次作业