Q/SY
中国石油天然气集团有限公司企业标准
Q/SY 01183.2—2020 代替Q/SY 1183.2—2009
油气藏型储气库运行管理规范
第2部分：井运行管理
Operation management specifications of
hydrocarbon reservoir underground gas storage-
Part 2 : Wells management specifications
2020－07—30发布
2020一10一12实施
中国石油天然气集团有限公司 发布 Q/SY 01183.2—2020
目 次
前言
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范围规范性引用文件 3 术语和定义运行管理基础资料
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日常运行管理 5.1 注采井 5.2 监测井 5.3 封堵井检测与评价
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6.1 基本要求 6.2　井口装置检测与评价 6.3 井筒检测与评价 6.4 环空压力诊断与评价风险与应急管理 7.1 风险分级 7.2 风险管理 7.3 应急管理 8 修井与封堵 8.1 修井 8.2 封堵
/ Q/SY 01183.2—2020
前言
Q/SY01183《油气藏型储气库运行管理规范》分为三个部分：
第1部分：储气库气藏管理；一第2部分：井运行管理；
第3部分：储气库地面设施生产运行管理。 本部分为Q/SY 01183 的第2部分。 本部分按照GB/T 1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则
起草。
本部分代替Q/SY1183.2一2009《油气藏改建地下储气库运行管理规范第2部分：储气库注采井管理》。本部分与Q/SY1183.2一2009 相比，除编辑性修改外，主要技术变化如下：
一更新了规范性引用文件（见第2章，Q/SY1183.2一2009的第2章）；一更新了术语和定义（见第3章，Q/SY1183.2一2009的第3章）；根据目前储气库运行管理的实际情况，按照前期资料、设计资料、建井资料、运行管理资料和动态监测资料分类进行描述，增补了资料要求； -删除了“油套管要求”和“固井要求”的内容（见Q/SY1183.2一2009 的第5章）；增加了“日常运行管理”的内容（见第5章）；重新编排了“井口设施及井下工具要求”和“设备的操作与维护”，按照“井口装置”“安全控制系统”归类编写（见第5章，Q/SY1183.2—2009 的第5章）；增加了井下安全阀运行管理的内容（见第5章）；增加了“监测井”和“封堵井”的运行管理内容（见第5章）；丰富了“检测与评价”的内容，按照“井口装置检测与评价”“井筒检测与评价”“环空压力诊断与评价”分别进行了描述（见第6章，Q/SY1183.2一2009 的第5章）； -增加了环空压力的管理内容（见第6章）； -增加了“风险与应急管理”的内容（见第7章）；修改“修井作业”为“修井与封堵”（见第8章，Q/SY1183.2一2009的第5章）；删除与其他专项标准重复的内容，改为直接引用专项标准（见第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这些专利的责任本部分由中国石油天然气集团有限公司标准化委员会勘探与生产专业标准化技术委员会提出并
归口。
本部分起草单位：工程技术研究院、勘探与生产分公司、储气库分公司、勘探开发研究院、石油管工程技术研究院、大港油田分公司、西南油气田分公司、新疆油田分公司、长庆油田分公司、华北油田分公司、辽河油田分公司。
本部分主要起草人：李国韬、李丽锋、毕思明、王云、李力民、赵楠、汪雄雄、张亚明、顾彩军、 付盼、李景翠、张刚雄、吴张帆、姜炜。
II Q/SY 01183.2—2020
油气藏型储气库运行管理规范
第2部分：并运行管理
1 范围
Q/SY01183 的本部分规定了油气藏型储气库投产后井运行管理的内容与要求，包括运行管理基础资料、日常运行管理、检测与评价、风险与应急管理、修井与封堵等内容。
本部分适用于油气藏型储气库注采井、监测井和封堵井的运行管理。
规范性引用文件
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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。
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3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件
3.1
封堵井plugged well 为保证储气库完整性而进行了封堵作业且不用于注气、采气、监测等其他用途的井。
4运行管理基础资料
4.1前期资料包括：
a）可行性研究。 b）先导试验。 c）初步设计。 d）方案调整。 e）老井检测评价等资料。
1 Q/SY 01183.2—2020
g）节流阀不应用于关零操作，并定期进行拆检。 h）井口应保留圆井，并安装防护设施，套管头定期注塑试压并做防腐处理。
5.1.3安全控制系统包括：
a）井下安全阀：
1）控制管线压力应维持在井下安全阀规定的开启压力范围内，确保井下安全阀处于打开
状态。 2）对液压控制管线加压时，不应超过井下安全阀液压腔室的最大额定压力。 3）每年对井下安全阀进行一次开关功能测试，宜采用地面液压控制系统进行开关功能
测试。 4）应配备高压手动液压泵，用于紧急情况下井下安全阀的开启。 5）井下安全阀不应作为正常生产过程中关断阀使用。
b）地面控制系统包括：
1）地面控制系统应每年进行一次功能测试，测试执行SY/T 10033的规定。 2）应建立地面控制系统巡检、维护保养制度。 3）应制定人为关闭液压阀、ESD 阀、电磁阀的审批程序。
5.2监测井 5.2.1基本要求包括 :
a）应根据监测井的功能，分类建立管理制度。 b）井口装置应每年至少保养一次。 c）应定期记录油压、各级环空压力等参数。 d）资料录取执行Q/SY 01022 的相关规定。 e）与储气层连通的监测井按照 5.1 的相关部分执行。
5.2.2监测设备管理要求包括：
a）地面设备应定期检查供电和数据传输系统。 b）永置式井下压力计应每年至少进行一次对比校验。 c）光纤（电缆）监测设备应定期检查，井口接线盒及光缆（电缆）接头应做好防护。 d）毛细管装置应定期进行氮气吹扫和可燃气体检测，压力变送器每年标定一次。
5.3封堵井
基本要求包括： a）应建立定期巡检制度及维护保养制度。 b）应安装井口装置和压力表。 c）井口带压井应加密监测，记录井口压力数据，并做好防护，定期检测流体组分和井筒液面。 d）井口压力异常的井应进行预警，并录取流体样品进行分析化验。
6检测与评价 6.1基本要求 6.1.1应定期对注采井的井口装置、井筒状况进行检测。 6.1.2应每年组织一次油套环空液面测试，环空压力异常的井可增加测试次数。 6.1.3检测完成后，逐井编写检测评价报告。
3 Q/SY 01183.2—2020
6.2井口装置检测与评价 6.2.1新建注采井投产后 5 年内应对井口装置进行首次检测。 6.2.2检测部位应重点选取气体流动方向发生改变的位置、采气通道过流截面发生改变的位置，以及外部存在腐蚀环境的位置。 6.2.3检测项目包括外观检查、壁厚检测、缺陷检测及硬度检测等。 6.2.4首次检测后的检测周期根据生产工况和上一次检测评价结果确定。 6.3井筒检测与评价
6.3.1新建注采井投产后 5 年内应对井简进行首次检测。 6.3.2检测项目包括油管腐蚀情况、油管泄漏情况和生产套管腐蚀情况等，利用取出油管作业的时机，进行套损检测和固井水泥胶结质量检测。 6.3.3首次检测后的检测周期根据生产工况和上一次检测评价结果确定。 6.3.4套管剩余强度计算按照Q/SY 05486 的规定执行。 6.4环空压力诊断与评价
6.4.1环空压力出现异常变化后，应结合温度影响分析、环空液面测试、环空压力变化及泄压测试等进行环空压力异常原因判定。 6.4.2应考虑地层压力、井身结构、井口装置压力等级、井下工具压力等级、环空液面高度、油套管剩余强度等因素，分别确定各环空的最大许可工作压力。各环空最大许可工作压力计算方法参照《高温高压及高含硫井完整性设计准则》的相关规定执行。 6.4.3若各环空压力超过最大许可工作压力的80%应进行放压，泄放应采取密闭方式，控制放空速率。 6.4.4环空注氮气垫时，应计算油套环空最小预留压力值，从而确定油套环空压力控制范围。
7 风险与应急管理 7.1风险分级 7.1.1应每年组织一次风险识别和评估，对井的风险进行分级，并根据风险级别制订相应措施。 7.1.2应根据响应措施实施情况，及时更新调整风险等级。 7.1.3风险评估与分级参照《高温高压及高含硫井完整性指南》的相关规定执行。 7.2风险管理 7.2.1根据风险分级结果建立风险管理的立项、审批、实施、验收、交接等制度。 7.2.2管柱的风险管理参照 SY/T 7026 的相关规定执行。 7.2.3环空应有连接应急泄压管线的接口；存在环空异常带压的情况应安装应急泄压管线，应急泄压管线应引到地面并采用基墩固定宰靠；应优化环空压力泄放程序，以减少泄压次数和泄放量。 7.2.4其他风险管理参照《高温高压及高含硫井完整性管理规范》的相关规定执行。 7.3应急管理 7.3.1应分类建立储气库井应急管理程序，定期进行专项检查。 7.3.2根据风险分级结果制定相应的应急预案，定期组织培训与演练。 7.3.3井场应设置警示标识，对附近的居民进行安全宣传教育。 4