SY/T 7801-2024 海上油气井完整性要求

　　ICS 75.020CCSE13

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7801—2024

　　海上油气井完整性要求

　　Well integrity requirements for offshore oilandgas well

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/ T7801—2024

　　目次

　　前言 Ⅱ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4基本要求 2

　　5 井完整性资料管理要求 2

　　6 井完整性设计要求 2

　　6.1设计范围 2

　　6.2一般要求 3

　　6.3 关键的井屏障单元设计要求 3

　　7 井完整性作业要求 5

　　7.1作业范围 5

　　7.2一般要求 5

　　7.3 关键的井屏障单元作业要求 5

　　8 生产期间井完整性要求 7

　　8.1 日常管理 7

　　8.2风险管理 8

　　附录A (资料性)井屏障示意图 9

　　附录B (资料性)井完整性资料管理要求 14

　　附录C (资料性)常见井屏障单元 15

　　附录D (资料性)井屏障单元检查、测试和维护清单 16

　　附录E (资料性)环空压力管理 17

　　附录F (资料性)井完整性分类 20

　　附录G (资料性)风险分析量化结果分类 21

　　参考文献 23

　　SY/T7801—2024

　　前言

　　本文件按照GB/T 1.1—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。

　　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石油钻井工程专业标准化委员会提出并归口。

　　本文件起草单位：中海油研究总院有限责任公司、中海石油(中国)有限公司海南分公司、中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司钻采工艺研究院、中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院、中海石油(中国)有限公司上海分公司。

　　本文件主要起草人：刘书杰、范白涛、何英明、耿亚楠、朱宽亮、曹砚锋、谢仁军、黄志远、张海山、张兴全、欧阳铁兵。

　　SY/T7801—2024

　　海上油气井完整性要求

　　1 范围

　　本文件规定了海上油气井全生命周期的完整性要求。

　　本文件适用于在中华人民共和国的内水、领海、毗连区、专属经济区、大陆架，以及中华人民共和国管辖的其他海域内的油气井。陆上、人工岛、境外的油气井参照使用。

　　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，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

　　GB/T20970石油天然气工业井下工具封隔器和桥塞

　　GB/T 21412.4石油天然气工业 水下生产系统的设计与操作 第4部分：水下井口装置和采油树设备

　　GB/T22513石油天然气钻采设备 井口装置和采油树

　　GB/T41029石油天然气钻井海洋弃井作业规程

　　SY/T 5374.1 固井作业规程第1部分：常规固井

　　SY/T 5374.2固井作业规程 第2部分：特殊固井

　　SY/T 5480 固井设计规范

　　SY/T 6544油井水泥浆性能要求

　　SY/T 6592固井质量评价方法

　　SY/T 6857.1石油天然气工业特殊环境用油井管第1部分：含H₂S 油气田环境下碳钢和低合金钢油管和套管选用推荐做法

　　SY/T 6962 海洋钻井装置井控系统配置及安装要求

　　SY/T 7336钻井液现场工艺技术规程

　　SY/T7619二氧化碳环境油管和套管防腐设计规程

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　井全生命周期well full life cycle

　　从油气井设计开始到油气井弃置结束的全过程。

　　注：包括设计、钻井、完井、测试、生产、修井等。

　　3.2

　　井屏障单元wellbarrierelement 井全生命周期各阶段控制地层流体流动的组件。

　　注：如防喷器、井口装置、液柱、油套管、水泥环、井下安全阀、封隔器、水泥塞、地层等。

　　3.3

　　井屏障well barrier

　　一个或多个井屏障单元组成的系统。

　　注：防止地层流体无控制流动至井眼、其他地层或外部环境。

　　3.4

　　井完整性well integrity

　　通过技术和管理措施保障井屏障完整有效，并且油气井处于安全可控的状态。

　　3.5

　　一级井屏障primarywellbarrier

　　与地层流体直接接触，阻止地层流体无控制流动的屏障。

　　3.6

　　二级井屏障secondarywell barrier

　　一级井屏障失效后，阻止地层流体无控制流动的屏障。

　　4基本要求

　　4.1对井完整性问题应开展风险分析，制订风险管控措施。

　　4.2井屏障数量基本要求如下：

　　a) 应保证井全生命周期内至少具备两级独立井屏障;

　　b)如不具备两级独立井屏障，或存在使用共用井屏障单元，应进行风险分析，并制订风险管控措施。

　　4.3各阶段应绘制井屏障示意图，并根据油气井状态进行更新，典型井屏障示意图见附录A。井屏障示意图的绘制应遵循以下要求：

　　a) 标明井基本信息，包括油气田名、井名、井别、井型、油气井状态、编写人、审核人、编制1修订日期等;

　　b) 标明套管及固井信息，包括套管尺寸、深度及水泥返高;

　　c)标识一级井屏障及二级井屏障;

　　d)标明一级井屏障及二级井屏障的所有井屏障单元，且注明完整性测试结果;

　　e)标明井屏障单元的位置。

　　4.4井屏障建立及使用过程中应进行有效性检查、测试和维护。

　　5井完整性资料管理要求

　　5.1井全生命周期各阶段均应进行井完整性资料收集、移交及存档。

　　5.2主要阶段包括：设计、钻井、完井、测试、生产、修井及弃置，各阶段应进行资料移交，见附录B。

　　6井完整性设计要求

　　6.1设计范围

　　设计应包括钻采方案、作业设计(含设计变更方案)及井屏障单元设计等。

　　SY/T 7801—2024

　　6.2一般要求

　　6.2.1基础资料评估

　　6.2.1.1应对邻井资料进行分析，掌握井全生命周期内可能导致井完整性失效的影响因素。

　　6.2.1.2应对可能的断层、盐膏层、漏失层、浅气层等特殊地层进行危害分析。

　　6.2.1.3应对全井地层所有可能的流体(油、气、水)、酸性介质(如H₂S、CO₂ 等)进行危害分析。

　　6.2.1.4应分析井筒温度对井完整性的影响。

　　6.2.1.5应分析水合物对井完整性的影响。

　　6.2.1.6应对地层孔隙压力、漏失压力及破裂压力进行预测。

　　6.2.1.7应对可能存在的浅层地质灾害进行分析。

　　6.2.1.8应分析与周边老井井眼发生碰撞的风险。

　　6.2.2井屏障单元设计

　　6.2.2.1 应识别井屏障单元，常见井屏障单元见附录C。

　　6.2.2.2井屏障单元应能满足井全生命周期内有效。

　　6.2.2.3井屏障单元应能进行有效性验证，且作业程序中应包含有效性验证的方法、步骤及验证标准。

　　6.3关键的井屏障单元设计要求

　　6.3.1防喷器

　　6.3.1.1防喷器应满足目的层温度、防腐等性能要求。

　　6.3.1.2防喷器的额定工作压力应不低于可能钻遇的最高地层孔隙压力，用于探井的防喷器额定工作压力等级应不低于70MPa。

　　6.3.1.3 防喷器的配置数量、组合型式应符合SY/T 6962的要求。

　　6.3.2工作液

　　6.3.2.1工作液应能满足油气藏、复杂地层、地层温度和压力及腐蚀性流体等要求，深水工作液应有防水合物的性能。

　　6.3.2.2 选择的钻井液体系在满足工程设计要求的最大密度前提下，高温高压井应至少具有提高0.15g/cm³密度的余量，深水井应至少具有提高0.20g/cm³ 密度的余量，且流变性可控。

　　6.3.2.3工作液密度设计以各目标井段最高地层孔隙压力当量密度为基准，另加一个安全附加值：

　　a) 油井、水井为0.05g/cm³~0.10g/cm³或控制井底压差1.5MPa～3.5MPa;

　　b) 气井为0.07g/cm³~0.15g/cm³或控制井底压差3.0MPa～5.0MPa;

　　c) 深水井等特殊井，当地层压力当量密度安全窗口较窄时，应以不压漏地层为原则，合理选择工作液密度的安全附加值;

　　d) 含硫化氢和二氧化碳等有毒有害气体的油气层工作液密度设计，其附加安全值或附加压力应取上限。

　　6.3.2.4对于高温井，应通过软件或者实验数据预测井底温度和压力对工作液密度的影响。

　　6.3.3套管柱

　　6.3.3.1套管柱应满足特殊地层条件(如盐岩层、泥岩膨胀、地层蠕变、腐蚀性产层等)的工作要求

　　及井全生命周期内的井完整性要求。

　　6.3.3.2套管柱材质设计应按照SY/T7619、SY/T6857.1的要求进行。

　　6.3.3.3 常压气井、含腐蚀性流体的井和气油比大于350m³/m³的油井，生产套管宜使用气密封螺纹连接，高压油气井、热采井、气举井段的生产套管应使用气密封螺纹连接。

　　6.3.3.4套管柱强度设计应包括抗拉、抗外挤、抗内压和三轴强度设计。

　　6.3.3.5热采井、高温高压井应进行套管伸长量预测，热采井应进行预应力设计。

　　6.3.3.6高温高压井、深水井等存在环空圈闭空间的井，应进行环空圈闭压力预测和考虑该压力作用下的套管柱强度校核。

　　6.3.4水泥环

　　6.3.4.1水泥浆体系、性能指标等应按照SY/T5480的要求进行设计。

　　6.3.4.2水泥浆返高应满足产层和复杂地层的封固要求，一般应根据封固的目标层性质确定：

　　a) 隔水导管固井，水泥浆应返到泥线;表层套管固井，水泥浆至少返到泥线以下4m。

　　b) 技术套管固井，水泥浆应返到上层套管鞋内不少于100m。

　　c)常压油井套管固井，水泥浆至少返到最上一个油层顶部以上150m。

　　d)常压气井套管固井，水泥浆至少返到最上一个气层顶部以上200m。

　　e) 高压油气井套管固井，水泥浆至少返到最上一个油气层顶界以上300m。

　　f)尾管固井，水泥浆至少返到尾管悬挂器顶部以上50m。

　　g)浅气层、高温高压井和稠油热采井的各层次套管，以及盐水、盐岩、盐膏、蠕动性地层等特殊层段固井宜全封固。

　　h) 含有有毒有害流体的地层应全封固。

　　i)深水井固井：有环空圈闭压力的各层套管固井，水泥浆返到上层套管鞋以下，并封固所有油、气、水层，弃井时还需要通过挤水泥或者割套管至上层套管鞋以下再打水泥塞，有效封固套管鞋上下各50m;没有环空圈闭压力的，水泥浆返到上层套管鞋以上不少于50m。

　　6.3.5采油(气)井口装置

　　6.3.5.1采油(气)井口装置应根据地层压力、环境、井口温度、腐蚀等进行选择，并满足油气井生产和安全控制要求。

　　6.3.5.2采油(气)井口装置的额定工作压力应高于最高地层孔隙压力;用于注水井或转注井时，其额定工作压力应高于井口最大注入压力及最高地层孔隙压力的最大值。

　　6.3.5.3水上采油(气)井口装置的性能、产品规范等应满足GB/T 22513的要求，水下采油(气)井口装置性能、产品规范等应满足GB/T 21412.4的要求。

　　6.3.5.4高温高压井、热采井及采用水下井口的井，应进行单层套管抬升量、井口整体抬升量及等效抬升力预测;采用水下井口的井，还宜进行单层套管等效抬升力刚性锁紧设计。

　　6.3.6油管柱

　　6.3.6.1应根据井生产作业过程中可能受到的极限工况及最大载荷进行油管柱设计。

　　6.3.6.2对于高温高压井、气油比大于350m³/m³的油井、气井、气举油井，宜采用气密螺纹。

　　6.3.6.3对于含腐蚀性流体的井应进行合理的防腐工艺设计，防腐设计应按照SY/T 7619、SY/T6857.1的要求进行。

　　6.3.6.4油管柱中的易泄漏点及薄弱点应进行校核。

　　6.3.6.5油管柱上变径处应根据井筒情况选择流动短节以减轻对管柱的冲蚀。 6.3.7井下安全阀

　　6.3.7.1井下安全阀额定工作压力应高于最高地层孔隙压力，应能承受井筒内流体的腐蚀和冲蚀，满足作业工况及关井要求。

　　6.3.7.2井下安全阀应具备地面控制、故障自动关闭功能。

　　6.3.7.3井下安全阀安装位置至少应在泥线30m 以下，应避开水合物形成和结垢结蜡位置，安装深度应满足正常生产作业要求。

　　6.3.8生产封隔器

　　6.3.8.1生产封隔器应根据套管及油管尺寸、服役周期内接触到流体介质、不同工况下受到的最大载荷和扭矩进行选择。

　　6.3.8.2 高温高压气井生产封隔器应通过GB/T 20970规定的V0等级测试。

　　6.3.8.3下入位置应保证在其以下都能利用套管屏障单元组成屏障系统，并在服役周期内能承受井内压力和温度变化带来的影响。

　　6.3.9桥塞

　　6.3.9.1选型应满足井斜、全角变化率、井径变化、最大生产或注入压力、压差、温度和井下腐蚀环境等的要求。

　　6.3.9.2桥塞设计安装位置应在套管固井质量良好的井段。

　　6.3.9.3对于后期要转生产的探井，应使用可钻式桥塞。

　　6.3.10弃井水泥塞

　　6.3.10.1弃井水泥浆性能应符合SY/T 6544的要求。

　　6.3.10.2弃井水泥塞的个数、长度及位置应按照GB/T 41029的规定进行设计。

　　7井完整性作业要求

　　7.1作业范围

　　作业范围应包括钻井、完井、测试、修井及弃井作业。

　　7.2一般要求

　　7.2.1应识别各作业阶段井屏障单元，常见井屏障单元见附录C。

　　7.2.2根据作业工况宜分别绘制井屏障示意图。

　　7.2.3井屏障单元的质量应符合相应质量标准或要求。

　　7.2.4 应确保井屏障单元正确安装，并验证井屏障的有效性。

　　7.3关键的井屏障单元作业要求

　　7.3.1防喷器

　　7.3.1.1安装后应进行开关功能试验及通水试验;钻开油气层前及更换井控装置部件后，应进行压力密封试验。初次安装的压力密封试验应使用水或含添加剂的水，作业中的压力密封试验应使用钻井液、完井液，以避免用水试验所导致的溢流风险。 7.3.1.2在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器(封闭钻杆)应做额定压力70%的密封试验，闸板防喷器应做额定压力密封试验。

　　7.3.1.3 先进行低压试验，再进行高压试验：低压试验压力为2.1MPa, 稳压时间不少于5min, 压 降不超过0.07MPa;高压试验稳压时间不少于15min,压降不超过0.7MPa, 密封部件无渗漏为合格。

　　7.3.1.4压力密封试验的时间间隔应不超过14d。

　　7.3.1.5环形防喷器不应长时间关井。除非井控装置剪切/全封闸板失效且不具备抢下钻具条件等特殊情况，一般不用环形防喷器关闭空井。

　　7.3.1.6关闭防喷器时，钻杆接头应避开胶芯密封关闭的位置。

　　7.3.2工作液

　　7.3.2.1 正常钻进时，应按照SY/T 7336的要求测量钻井液性能，在调整钻井液性能和处理井下复杂情况期间应加密测量。

　　7.3.2.2钻开储层前，作业现场加重材料的储备量应满足将该井段1.5倍井筒容积钻井液密度提高至少0.20g/cm³ 的需要，或按照常压井加重材料储备量不少于80t, 高压井加重材料储备量不少于150t的要求储备。

　　7.3.2.3在高温井段作业中，应通过软件或者实验数据修正井底温度和压力对钻完井液密度的影响，钻完井液静止较长时间后，应进行分段循环，检测钻完井液性能变化情况。

　　7.3.2.4深水钻完井作业中，预测井口位置存在水合物生成风险时，应向井口连接器和节流、压井管汇注水合物抑制剂。

　　7.3.3套管柱

　　7.3.3.1在钻穿套管鞋前，应对套管柱进行压力密封试验，在试验压力不大于套管抗内压强度的80%的前提下，直径不大于244.5mm的套管柱试压值不低于20MPa,直径大于244.5mm的套管柱试压值为10MPa,稳压时间应不少于15min, 压降不大于0.5MPa为合格。

　　7.3.3.2生产套管及生产尾管的试压值还应根据后续实际作业工况进行设定。

　　7.3.3.3试压值应根据套管磨损情况确定，若套管剩余强度计算结果不能满足作业要求，应根据需要进行测井评估。

　　7.3.4水泥环

　　7.3.4.1固井作业施工应符合SY/T5374.1、SY/T5374.2的规定。

　　7.3.4.2应按照固井设计要求并结合水泥样品凝固情况进行候凝，候凝时间按相应固井技术要求执行。

　　7.3.4.3憋压候凝放压时，应确保套管内压力能够完全释放，在冬季应做好防冻措施。

　　7.3.4.4水泥石强度发展未达到设计要求，井内不应进行试压或替较低密度钻完井液，不应进行拆卸井口、钻水泥塞和刮管等作业。

　　7.3.4.5候凝结束后，应按设计进行固井质量检测，固井质量应按照SY/T6592的要求进行评价。

　　7.3.5采油(气)井口装置

　　7.3.5.1采油(气)井口装置在送井前应按照流体流动方向进行高低压试压.气井井口装置应进行气密封试压，高压试压值为额定工作压力。

　　7.3.5.2采油(气)井口应进行整体密封压力试验，试验压力为额定工作压力，稳压30min, 压降小于0.5MPa为合格;采气井口使用前还应进行等压气密检验，稳压30min, 压降小于0.5MPa为合格。

　　7.3.5.3采用封堵工具(或注塞材料)封堵井筒换装井口装置，应对封堵效果进行检验合格。

　　7.3.5.4老井换井口装置后，应进行压力密封试验，试验压力符合工程设计规定，并应大于预测的最大井口压力，但最高值不应高于当前套管抗内压强度和井口装置额定工作压力两者最小值的70%,同时用清水试压，稳压30min,压降不大于0.5MPa为合格。

　　7.3.6生产管柱

　　7.3.6.1应按照厂家推荐的上扣程序和扭矩上扣，宜监测油管螺纹上扣扭矩。气密螺纹应监测并记录扭矩值，若出现异常连接应进行更换。

　　7.3.6.2油管柱上封隔器至采油(气)井口装置之间的管柱应进行整体的压力测试。

　　7.3.6.3井下安全阀入井前，应在流动方向上进行功能测试、低压差及高压差测试，并记录开关最小最大开启压力。

　　7.3.6.4坐封生产封隔器之后，应进行环空测试验封。

　　7.3.7桥塞

　　坐封完成后，应对桥塞深度进行确认并试压。试验压力最高不应超过当前套管抗内压强度的

　　80%。

　　7.3.8弃井水泥塞

　　注弃井水泥塞后，应按照GB/T 41029的要求对水泥塞顶面进行确认并试压。

　　8生产期间井完整性要求

　　8.1日常管理

　　8.1.1监测要求

　　应对油气井日常生产进行监测，并记录日常监测数据，主要包括：

　　a)油压、套压、井口温度，水下井口的井对油套环空压力应进行监测;

　　b)应监测控制管线及化学药剂注人管线压力，气举井还应监测注气量;

　　c)注水井应监测水质指标，定期进行全组分分析;

　　d) 宜选择代表性的单井流体组分分析化验，判断结蜡、结垢、腐蚀、水合物等情况;

　　e) 装有腐蚀挂片、探针等腐蚀监测设备的井，应定期分析腐蚀速率;

　　f)应定期对油气井进行出砂检测，宜对气井进行实时出砂监测。

　　8.1.2井屏障单元检查、测试和维护

　　应对井屏障单元进行检查、测试和维护，主要包括采油(气)井口装置、套管和油管、井下安全阀与生产封隔器，具体要求见附录D。

　　8.1.3环空压力管理

　　8.1.3.1宜对环空压力进行测试和评价，判断环空压力类型，主要包括持续环空压力、热诱导压力及外加压力。

　　8.1.3.2在技术可行和经济有效的条件下，应确定环空压力来源，主要包括生产封隔器泄漏、油管泄漏、固井水泥环泄漏、生产套管泄漏、井下安全阀泄漏、油管挂泄漏等。 8.1.3.3计算最大允许井口操作压力，确定环空压力控制范围，水上井口井环空压力管理见附录E。

　　8.1.4长关井管理

　　长关井应进行地层流体隔离，初期应进行屏障完整性测试，关井期间监测压力和温度。

　　8.2风险管理

　　8.2.1井完整性分类

　　8.2.1.1应根据井屏障的完好情况开展井完整性分类工作，分为红、橙、黄、绿四类，见附录F。

　　8.2.1.2分类结果为红色、橙色的井应进行量化风险分析，并制订预防或降低风险的措施并择机实施。黄色井应加强对井屏障完整性的监控;绿色井宜正常监控生产。

　　8.2.1.3对新投产井应进行井完整性分类，后期根据实际生产情况更新井完整性分类。

　　8.2.2量化风险分析

　　宜采用的量化风险分析步骤：

　　a)分析井屏障单元的现状;

　　b) 识别井泄漏的途径;

　　c)计算井泄漏的概率;

　　d) 分析井泄漏的后果;

　　e)确定井泄漏的级别;

　　f)开展最低合理可行(以下简称ALARP) 分析，量化风险分析结果宜采用统一的风险矩阵，见

　　附录G。

　　1

　　附录A (资料性)井屏障示意图

　　典型井屏障示意图见表A.1至表A.5。

　　表A.1井屏障示意图(设计阶段，以水上井口井为例)

　　××

　　区

　　客

　　区

　　区

　　采油树

　　油管头、油管挂及密封

　　套管头、套管挂及密封

　　海平面

　　泥面

　　508mm隔水导管

　　垂深_m,斜深m

　　井下安全阀

　　垂深_m,斜深m

　　339.7mm表层套管

　　垂 深 m , 斜 深 m水泥返高，_m

　　地层

　　生产封隔器

　　垂深m,斜深_m

　　244.5mm生产套管

　　垂深m,斜深m水泥返高，m

　　地层 井屏障单元 有效性验证/监控要求 一级井屏障 地层 模型计算，破裂压力： MPa 无 套管(244.5mm) 按设计进行压力测试： Pa, min B环空日常压力监测 套管外水泥环(244.5mm) 按设计进行固井质量检测 B环空日常压力监测 生产封隔器 按设计进行压力测试：采用g/cm³, MPa A环空连续压力监测 油管(封隔器和井下安全阀之间) 按设计进行压力测试：采用 g/cm³, MPa A环空连续压力监测 井下安全阀 按设计进行功能测试、压力测试：MPa,min 定期压力测试： MPa, min 二级井屏障 地层 模型计算，破裂压力： MPa 储层

　　一级井屏障 二级井屏障 无 套管(244.5mm) 按设计进行压力测试： MPa, min 环空日常压力监测 套管外水泥环(244.5mm) 按设计进行固井质量检测 环空日常压力监测 套管头、套管挂及密封 按设计进行压力测试： MPa, min 油气田 定期压力测试： MPa, min 井名 油管头、油管挂及密封 按设计进行压力测试： MPa, min 井别 定期压力测试： MPa, min 油气井状态 采油(气)树(主阀) 按设计进行压力测试： MPa, min 版本 定期压力测试： MPa, min 编制/修订日期 编写人 审核人 批准人

　　SY/T 7801—2024

　　表A.2井屏障示意图(钻井结束，空井，以水上井口井为例)

　　防喷器

　　钻井四通

　　套管挂及密封

　　海平面

　　泥面

　　508mm隔水导管

　　垂深m,斜深_m

　　339.7mm表层套管

　　垂深m,斜深_m

　　水泥返高，_m

　　244.5mm生产套管

　　垂深m,斜深_m水泥返高，_m 井屏障单元 有效性验证/监控结果 一级井屏障

　　钻井液 钻井液性能测试 定期性能测试 二级井屏障

　　地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无

　　244.5mm生产套管 压力测试：MPa,min 环空日常压力监测

　　244.5mm生产套管外水泥环 固井质量检测 环空日常压力监测

　　套管头、套管挂及密封 压力测试：MPa, min 定期压力测试：MPa, min

　　钻井四通 压力测试：MPa, min 定期压力测试： MPa, min 一级井屏障二级井屏障

　　防喷器 压力测试： MPa,min 定期压力测试：MPa,min 油气田 井名 井别 油气井状态 版本 编制/修订日期 编写人 审核人 批准人 井完整性状态 □红□橙□黄□绿

　　SY/T 7801—2024

　　表A.3井屏障示意图(完井结束、正常生产，以水上井口井为例)

　　井屏障单元 有效性验证/监控结果 一级井屏障 地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无 套管(244.5mm) 压力测试：MPa,min B环空日常压力监测 套管外水泥环(244.5mm) 固井质量检测 B环空日常压力监测 生产封隔器 压力测试：采用g/cm³, MPa A环空连续压力监测 油管(封隔器和井下安全阀之间) 压力测试：采用g/cm³, MPa A环空连续压力监测

　　井下安全阀 功能测试、压力测试： MPa, min 定期压力测试： MPa, min 二级井屏障

　　地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无 套管(244.5mm) 压力测试： MPa, min 环空日常压力监测 套管外水泥环(244.5mm) 固井质量检测 环空日常压力监测 油气田 套管头、套管挂及密封 压力测试： MPa, min 井名 定期压力测试： MPa, min 井别 油管头、油管挂及密封 压力测试： MPa, min 油气井状态 定期压力测试： MPa, min 版本 采油(气)树(主阀) 压力测试： MPa, min 编制/修订日期 定期压力测试： MPa, min 编写人 审核人 批准人 井完整性状态 □ 红 □ 橙 □ 黄 □ 绿

　　SY/T 7801—2024

　　表A.4井屏障示意图(完井结束、正常生产，以水下井口井为例) 井屏障单元 有效性验证/监控结果 一级井屏障 地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无 套管(244.5mm) 压力测试： MPa, min 无 套管外水泥环(244.5mm) 固井质量检测 无 生产封隔器 压力测试：采用g/cm³, MPa A环空连续压力监测 油管(封隔器和

　　井下安全阀之间) 压力测试：采用g/cm³, MPa A环空连续压力监测 井下安全阀 功能测试、压力测试： MPa, min 定期压力测试： MPa, min 二级井屏障 地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无

　　套管(244.5mm) 压力测试：MPa, min 环空日常压力监测 一级井屏障 二级井屏障 套管外水泥环(244.5mm) 固井质量检测 环空日常压力监测 油气田 水下井口(含套管挂及密封) 压力测试： MPa, min 井名 无 井别 油管挂及密封 压力测试：MPa,min 油气井状态 环空压力监测 版本 采油(气)树(主阀及环空主阀) 压力测试：MPa,min 编制/修订日期 环空压力监测 编写人 审核人 批准人 井完整性状态 □ 红 □ 橙 □ 黄 □ 绿 表A.5井屏障示意图(永久弃井) 海平面

　　泥面

　　339.7mm表层套管

　　垂深m,斜深m

　　水泥返高，_m

　　水泥塞

　　水 泥塞顶深m , 斜深m水泥塞长度，_m

　　244.5mm生产套管

　　垂深m,斜深m水泥返高，_m

　　地层

　　水泥塞

　　水泥塞顶深_m,斜深_m地层水泥塞长度，__m

　　储层 井屏障单元 有效性验证/监控结果 一级井屏障

　　地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无

　　水泥塞 试压，压力： MPa, min 无 二级井屏障

　　地层 地漏实验/模型计算，破裂压力： MPa 无 244.5mm生产套管 压力测试：MPa, min 无 244.5mm生产套管外水泥环 固井质量检测

　　一级井屏障二级

　　井屏障 无

　　水泥塞 试压，压力：MPa, min 无 油气田 井名 井别 油气井状态 版本 编制/修订日期 编写人 审核人 批准人 井完整性状态 □红 □ 橙 □黄 □ 绿

　　SY/T7801—2024

　　附录B

　　(资料性)

　　井完整性资料管理要求

　　井完整性资料移交要求见表B.1。

　　表B.1井完整性资料移交要求 移交阶段 具体内容

　　设计移交建井 移交设计报告，主要包括以下内容：

　　a)井设计基础数据，主要包括靶点数据、油藏实施要求、地层信息、设计压力、腐蚀信息、产量剖面等;

　　b)井设计信息，主要包括井身结构、套管程序及下深、封隔器等下深、固井信息、三压力剖面数据、冲蚀速率等;

　　c)井屏障单元设计所考虑的载荷工况、安全系数等;

　　d)井屏障单元完整性验证标准;

　　e)井屏障示意图

　　建井移交生产 a)钻完井工程完工报告，主要包括井眼轨迹、套管程序、固井信息、射孔信息、井身结构图、完井管柱图、生产管柱图等;

　　b)三压力剖面数据及地层信息;

　　c)采油(气)井口装置几何参数、性能指标、操作说明、试压记录等;

　　d)井下井屏障单元下深、几何参数、性能指标、操作说明、试压记录、检测记录等;

　　e)井操作参数，主要包括井口最大操作压力、最大允许环空压力等;

　　f)环空的液体体积、密度及类型;

　　g)对后续生产的风险提示;

　　h)井屏障示意图

　　生产移交修井 a)井基本信息，主要包括井眼轨迹、套管程序、固井信息、井身结构图、完井管柱图、环空液信息等;

　　b)井操作参数，主要包括井口最大操作压力、最大允许环空压力等;

　　c)井屏障单元信息，主要包括几何参数、性能指标、操作说明、完整性状态等;

　　d)地层出砂临界压差、储层压力变化等;

　　e)井屏障示意图

　　修井移交生产 a)修井完工报告;

　　b)井屏障示意图;

　　c)其他参照“建井移交生产”,如无变化不需移交 生产移交弃井 参照“生产移交修井”

　　附录C

　　(资料性)

　　常见井屏障单元

　　常见井屏障单元见表C.1。

　　表C.1常见井屏障单元 阶段 常见井屏障单元 钻井 防喷器、钻井液、地层、水泥环、套管柱、套管头、内防喷工具、井控管汇、钻柱等

　　完井 采油(气)井口装置、油管头、油管柱、井下安全阀、封隔器、完井液、堵塞器等(其他井屏障单元可参照钻井井屏障单元)

　　测试 地面测试树、水下防喷阀、水下测试树组合、测试管柱、测试阀、测试封隔器等(其他井屏障单元可参照钻井井屏障单元) 生产 参照完井井屏障单元 修井 钢丝绳防喷器、连续油管、连续油管防喷器等(其他井屏障单元可参照钻井、完井井屏障单元) 弃井 水泥塞、桥塞等(其他井屏障单元可参照钻井、完井井屏障单元)

　　附录D

　　(资料性)

　　井屏障单元检查、测试和维护清单

　　采油(气)井口装置、套管和油管、井下安全阀、生产封隔器的检查、测试和维护要求见表D.1至表D.4。

　　表D.1采油(气)井口装置 检查、测试和维护要求 说明

　　检查 a)每天对采油(气)井口装置外观进行检查，是否存在腐蚀、泄漏、抬升或沉降现象;

　　b)检查螺栓松动情况 a)采油(气)井口装置没有腐蚀、泄漏、抬升或沉降;

　　b)螺栓不松动

　　测试 a)定期对采油(气)井口装置阀门及法兰等进行功能和密封性能测试;

　　b)定期校验仪表准确情况 a)阀门测试全开和全关两个状态，根据压力变化情况判断密封性能;

　　b)确保仪表计量准确;

　　c)保证井口密封完好

　　维护 a)每年至少两次对采油(气)井口装置阀门等进行注润滑脂(也可根据阀门功能和性能状态调整注脂周期);

　　b)每季度对螺栓进行润滑脂保养;

　　c)若为可调油嘴，宜定期活动;

　　d)定期进行除锈刷漆保养;

　　e)按设计对采油(气)井口装置进行保温 a)确保阀门操作灵活;

　　b)发现螺栓有腐蚀、损坏的情况及时进行更换;

　　c)确保油嘴部件工作正常;

　　d)预防采油(气)井口装置腐蚀损坏;

　　e)根据区域情况选择

　　表D.2套管和油管 监测和检测要求 说明 监测 A环空压力监测，其他环空如有压力表也进行监测 无套压异常 检测 宜根据实际情况进行井下油套管腐蚀检测

　　表D.3井下安全阀 检查和测试要求 说明 检查 检查地面控制压力 测试 定期测试井下安全阀的密封性能 对有自溢能力的井进行测试

　　表D.4生产封隔器 检查、测试和维护要求 说明 检查 针对环空可能带压的井(气井、气油比高的油井、注水井等),监测A环空压力 每天巡检记录A环空压力数据 测试 针对生产过程中环空不带压的井，打压测试 定期测试 维护 修井时更换 影响安全生产时进行修井更换

　　SY/T7801—2024

　　附录E (资料性)环空压力管理

　　E.1各层环空示意图

　　A、B、C 各层环空示意见图E.1。

　　E.2 环空压力测试和评价E.2.1泄压和升压观测

　　通过泄压和升压观测，判断环空压力来源：

　　a) 使用标定合理的压力计或者压力记录装置;

　　b)宜通过12.7mm的针型阀以安全的方式进行泄压测试;

　　c) 在泄压和升压测试中，同时监测油压及各个环空压力，以确定油管和套管或者套管和套管之间是否存在窜通。

　　E.2.2 泄压和升压观测分析

　　根据泄压和升压观测分析结果，分析判断井下情况：

　　a)若压力释放到0MPa,并且在24h不升高，可认为屏障是有效的;

　　b) 若通过12.7mm针型阀以较低的压差将压力释放为0MPa, 然后24h 恢复到原值，可认为该环空存在较小的泄漏;

　　c)若通过12.7mm针型阀在24h 不能降到0MPa时，可能存在部分屏障失效;

　　d)若相邻环空存在压力响应，则两个环空存在窜通。

　　E.3 环空压力控制范围

　　环空压力控制范围考虑以下因素：

　　SY/T 7801—2024

　　a)井下管柱及井下工具承压能力薄弱部分的承压能力;

　　b) 如果生产时间长，油管、套管可能存在磨损或腐蚀，考虑管柱由于磨损或腐蚀造成强度的降低;

　　c) 如果环空之间相互窜通，把窜通的环空视为同一环空，并且按照低压力级别的环空考虑。E.4最大允许环空压力值的确定

　　各层套管最大允许环空压力值的确定按照以下步骤：

　　a) 取生产套管抗内压强度的a%、技术套管抗内压强度的b%、油管抗外挤强度的c%和套管头强度的ď%,四者之间最小值作为A 环空最大允许压力值。

　　b)取技术套管抗内压强度的a%、表层套管抗内压强度的b%、生产套管抗外挤强度的c%和套管头强度的d%,四者之间最小值作为B环空最大允许压力值。

　　c) 取表层套管抗内压强度的e%、技术套管抗外挤强度的c%和套管头强度的d%, 三者之间最小值作为C 环空最大允许压力值。

　　d)上述各层管柱在取值时取该管串中最薄弱段管柱的强度值。如果各环空之间有相互窜通的情况，把窜通的环空视为同一环空进行计算;如果井身结构中有挂尾管的情况，对算法作相应的调整。

　　e) 根据不同生产区域井的实际情况(井身结构、固井质量、地层压力等),选取合理的a%、b%、c%、d%、e%值进行计算。

　　E.5实例应用

　　E.5.1概述

　　针对海上某气田的一口生产井，考虑三种不同情况下的最大允许井口操作压力：A、B环空之间没有连通，A、B环空之间有连通，B、C 环空间有连通。该实例计算时取待评价环空套管抗内压强度的50%,该环空内层套管(油管)抗外挤强度的75%,外层套管抗内压强度的80%,套管头强度的60%,考虑到表层套管是最后一道安全屏障，取其抗内压强度的30%。因此，a% 取50%,b% 取80%,c%取75%,d% 取60%,e%取30%。具体计算结果见表E.1至表E.3。

　　E.5.2 A、B环空之间没有连通

　　A、B 环空之间没有连通，分别计算每个环空的最大允许井口操作压力。

　　表E.1A、B环空之间没有连通时最大允许井口操作压力计算

　　油套管环空 尺寸(mm),

　　线质量(kg/m),

　　钢级 抗内压强度MPa 抗外挤强度MPa 套管头强度MPa 50%抗内压

　　强度

　　MPa 75%抗外挤

　　强度

　　MPa 60%套管头

　　强度

　　MPa 80%抗内压

　　强度

　　MPa 30%抗内压

　　强度

　　MPa 最大允

　　许环空

　　带压值

　　MPa 油管 114.3,18.8,N80 58.1 51.7 NA NA 38.8 NA NA NA NA A-环空 177.8,34.3,N80 43.7 26.4 70.0 21.9 19.8 42.0 35.0 NA 21.9 B-环空 244.5,70,N80 47.3 32.8 70.0 23.7 24.6 42.0 37.8 NA 19.8 C-环空 339.7,101.3,

　　K55 34.6 15.6 70.0 17.3 11.7 42.0 27.7 NA 13.3 D-环空 508,158.6,K55 16.6 5.3 35.0 8.3 4.0 21.0 13.3 4.98 4.98

　　SY/T7801—2024

　　E.5.3 A,B环空之间有连通

　　对于A 环空最大允许井口操作压力计算要以B环空的最大允许井口操作压力为准。

　　表E.2A、B环空连通时最大允许井口操作压力计算

　　油套管环空 尺寸(mm),

　　线质量(kg/m),

　　钢级 抗内压强度MPa 抗外挤强度MPa 套管头强度MPa 50%抗内

　　压强度

　　MPa 75%抗外挤强度

　　MPa 60%套管

　　头强度

　　MPa 80%抗内

　　压强度

　　MPa 30%抗内压强度

　　MPa 最大允

　　许环空

　　带压值

　　MPa 油管 114.3,18.8,N80 58.1 51.7 NA NA 38.8 NA NA NA NA A-环空 177.8,34.3,N80 43.7 26.4 70.0 21.9 19.8 42.0 35.0 NA 19.8 B-环空 244.5,70,N80 47.3 32.8 70.0 23.7 24.6 42.0 37.8 NA 19.8 C-环空 339.7,101.3,

　　K55 34.6 15.6 70.0 17.3 11.7 42.0 27.7 NA 13.3 D-环空 508,158.6,K55 16.6 5.3 35.0 8.3 4.0 21.0 13.3 4.98 4.98

　　E.5.4B、C环空之间有连通

　　B环空最大允许井口操作压力计算要以C 环空的最大允许井口操作压力为准，A 环空的最大允许井口操作压力也受到影响，是基于C 环空最小抗内压强度的80%确定而不是由B 环空确定。

　　表E.3B、C环空连通时最大允许井口操作压力计算

　　油套管环空 尺寸(mm),

　　线质量(kg/m),

　　钢级 抗内压强度MPa 抗外挤强度MPa 套管头强度MPa 50%抗内

　　压强度

　　MPa 75%抗外挤强度

　　MPa 60%套管

　　头强度

　　MPa 80%抗内

　　压强度

　　MPa 30%抗内

　　压强度

　　MPa 最大允

　　许环空

　　带压值

　　MPa 油管 114.3,18.8,N80 58.1 51.7 NA NA 38.8 NA NA NA NA A-环空 177.8,34.3,N80 43.7 26.4 70.0 21.9 19.8 42.0 35.0 NA 21.9 B-环空 244.5,70,N80 47.3 32.8 70.0 23.7 24.6 42.0 37.8 NA 13.3 C-环空 339.7,101.3,

　　K55 34.6 15.6 70.0 17.3 11.7 42.0 27.7 NA 13.3 D-环空 508,158.6,K55 16.6 5.3 35.0 8.3 4.0 21.0 13.3 4.98 4.98

　　SY/T7801—2024

　　附录 F

　　(资料性)井完整性分类

　　井完整性分类依据/措施/典型现象见表F.1。

　　表F.1井完整性分类 类型 判别依据 措施 典型现象

　　红

　　a)一级井屏障失效，二级井屏障退化或没有验证;

　　b)油气泄漏到环境中 a)立即开展量化风险分析，并根据风险量化 结果采取相应的处置措施;

　　b)立即处置 a)泄漏到地面;

　　b)对于油压和A环空带压值基本相同且未验证是否连通的井，按油套连通处理，此情况考虑为一级井屏障失效，二级井屏障未验证;

　　c)环空带压超过规定的压力上限，而且泄漏至环空的速率超过了可接受准则

　　橙

　　a)一级井屏障失效，二级井屏障完好;

　　b)单个危害会导致两级井屏障同时失效;

　　c)两级井屏障均退化;

　　d)一级井屏障退化，二级井屏障未验证

　　a)逐步开展量化风险分析，并根据风险量化结果采取相应的处置措施;

　　b)在评估成本与收益后，采取处置措施 a)采油树失效，没有补偿措施;

　　b)油套窜通导致A环空持续带压，且泄漏超过可接受准则;

　　c)A和B环空间连通;

　　d)对于油套环空带压值基本相同且未验证是否连通的井，按油套连通处理，此情况考虑为一级井屏障失效，二级井屏障完好;

　　e)非热膨胀引起的环空持续带压，通过12.7mm针型阀在24h内能泄放至常压，且24h内压力恢复至原值;

　　f)一级井屏障失效，B环空不带压或带压低于0.69MPa;

　　g)一级井屏障退化，二级井屏障未验证

　　黄

　　a)一级井屏障退化，另一级井屏障完好;

　　b)两级井屏障均未验证

　　加强对井屏障完整性的监控 a)浅层油气进入环空;

　　b)采油树阀门内漏超过了可接受准则，但是采取了适当的补偿措施;

　　c)非热膨胀引起的环空持续带压，通过12.7mm针型阀在24h内能泄放至常压，且24h内压力未恢复至原值;

　　d)两级井屏障均未验证，且环空带压值低于1.38MPa

　　绿

　　a)其中一级井屏障完好，二级井屏障未验证;

　　b)两级井屏障均完好

　　正常日常管理 a)生产封隔器以上没有固井或者固井质量差，但是外层套管外有足够的地层强度和良好的固井水泥环;

　　b)两级井屏障均未验证，同时环空不带压;

　　c)两级井屏障均未验证，环空带压是由于热膨胀引起;

　　d)两级井屏障均未验证，环空带压泄为0MPa后，且24h内压力不恢复

　　SY/T7801—2024

　　附录G

　　(资料性)

　　风险分析量化结果分类

　　G.1风险矩阵

　　定量分析方法宜采用统一的风险矩阵，见表G.1。失效安全后果分级见表G2, 失效可能性分级见表G.3。

　　表G.1风险矩阵

　　失效安全后果 失效可能性 1 2 3 4 5 非常低 低 中等 高 非常高 1 轻微 1 2 3 4 5 2 一般 2 4 6 8 10 3 较大 3 6 9 12 15 4 重大 4 8 12 16 20 5 特别重大 5 10 15 20 25

　　表G.2失效安全后果分级 安全后果等级 定量描述 1级，轻微 天然气泄漏<0.01kg/s或原油泄漏<0.1kg/s 2级，一般 天然气泄漏0.01kg/s～<0.1kg/s或原油泄漏0.1kg/s～<1kg/s 3级，中等 天然气泄漏0.1kg/s~<1kg/s或原油泄漏1～<10kg/s 4级，重大 天然气泄漏1kg/s～10kg/s或原油泄漏10kg/s～100kg/s 5级，灾难 天然气泄漏>10kg/s或原油泄漏>100kg/s

　　表G.3失效可能性分级 可能性大小分级 定量描述 5 级，非常高 每年发生概率>10-² 4 级 ，高 每年发生概率10⁻³~10-² 3级，中等 每年发生概率10⁻⁴~<10-³ 2级，低 每年发生概率10⁵~<10⁻⁴ 1级非常低 每年发生概率<10-⁵

　　SY/T 7801—2024

　　G.2结果分类

　　量化分析结果宜按照风险矩阵分为四类，见表G.4。

　　表G.4风险等级 分类 分数 处理要求 P1 17～25 I类井及时采取措施 P2 12～16 Ⅱ类井应用ALARP分析原则采取预防和降低风险的控制措施 P3 5～11 Ⅲ类井需要验证除井屏障单元外的控制措施有效性，也可采取预防和降低风险的控制措施 P4 1～4 IV类井正常监控

　　G.3ALARP分析

　　量化分析结果为P2类井宜进行ALARP分析，见图G.1。

　　ALARP分析原则

　　图G.1ALARP分析原则

　　SY/T7801—2024

　　参考文献

　　[1]SY/T5587.9常规修井作业规程第9部分：换井口装置

　　[2]SY/T6432浅海石油作业井控规范

　　[3]中华人民共和国海洋环境保护法(中华人民共和国主席令第12号，2023年10月24日)

　　[4]海洋石油安全管理细则(国家安全生产监督管理总局令第25号，2009年9月7日)

　　[5]董星亮，等.海洋钻井手册[M].北京：石油工业出版社，2011

　　[6]王平双，等.海洋完井手册[M].北京：石油工业出版社，2019

　　[7]万仁溥.现代完井工程[M].北京：石油工业出版社，2013