压裂试气施工

压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析压裂试气施工压裂试气施工（一）设备选型及主要施工装备见表（一）设备选型及主要施工装备见表 5表 5设备选型及主要施工装备序号序号一二名名称称通井机或修井机井架及提升系统液压钳三上卸扣吊卡管钳液压双闸板防喷器井控装防喷井口四备油管旋塞阀井口五六低压照明系统柴油发电机分离器计量七设备压力表水分析仪器及试剂正压式呼吸器安全充气机检测八防护差速防坠器设备安全逃生装置DL561 套TS-301 套四合一检测仪M402 套JII-E1 台C90040/6MPa2/1只1 套6 套附件齐全测试工具YGXS-114KQ78/65-70标准化电路395/15GF，68GF35MPa70MPa/1 套1 套1 套1 台1 套可据井况选择附件齐全型型号号XT-12/XJ350BJ-29XYQ3CDQ8024 36482FZ18-35KFP65-35800KN75T35MPa35MPa规规 格格数数量量1 台1 副1 套3 只1 付1 套1 套附件齐全备备注注页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析安全带急救药箱九十十一十二抽吸排液工具及钢丝绳油管规排酸筒测试流程T3XB高空全背式RM106A5/848mm2 副1 套1 套1 支1 套1 套配套应急药品可据井况选择73mm N80（EUE）（二）井口采气树（二）井口采气树完井井口采用 KQ78/65-70(EE-1.5级级 9 阀阀)采气井口。（三）洗井射孔液设计（三）洗井射孔液设计1、洗井液：清水2、射孔液配方：1.0%KCL+清水。设计配制设计配制50m3表 6射孔液添加剂设计量化工料名称化工料名称设计量设计量kg准备量准备量kgKCL500500（四）试气施工程序四）试气施工程序搬迁安装通井洗井试压第一层射孔压裂改造第一层 投球压裂改造第二层投球压裂改造第三层 投球压裂改造第四层 投球压裂改造第五层 带压下管柱排液求产、产气剖面测试。1、搬迁安装、搬迁安装2、连接地面放喷流程、连接地面放喷流程3、套管滑套以上通井作业、套管滑套以上通井作业3.1 采用2.0连续油管加专用通井规进行通井，先通至 2500m，降低油管下放速度，缓慢通至 2600m，通井过程中，严禁通井规碰撞滑套位置（最上端套管滑套位置2631.00m）页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析3.2 通井时要平稳操作，下放管柱的速度控制在 10-20m/min，通井到距设计位置100m时，钻具下放速度不得超过 5-10m/min。3.3 通井中途若遇阻、卡，悬重下降不能超过 10-20KN，平稳活动管柱，严禁猛顿、猛放及硬压，使通井规慢慢通过，钻具上下活动无阻卡时，继续向下通井；若上提下放活动无效，应起出通井规进行检查，认真分析原因及时汇报，以便制定下步措施。3.4 资料录取：通井规外径、长度、通井深度、通井过程遇阻、遇卡深度及有关数据、调整后洗井钻具位置。4、洗井及试压、洗井及试压4.1 通井合格后按标准安装好井口。4.2 准备井筒容积2.5倍的洗井液，并按设计射孔液配方准备足量的添加剂。4.3 采用正循环洗井，要求排量大于 600L/min，连续循环1.5周以上，洗至合格。4.4 井筒正替优质射孔液，射孔液配方：按照“施工液体设计”执行；4.5 洗井合格后，对井筒和井口按标准进行试压，要求打压 60MPa，历时30min压力下降0.7MPa为合格。4.6 对防喷器、防喷井口进行试压，要求打压25MPa-45MPa-60MPa，不刺不漏，历时30min压力下降0.7MPa为合格。4.7资料录取:洗井应录取的八项十五个数据：时间、洗井方式、深度、泵压、排量、入井液量、液性及配方、返出液量及描述。5、套管滑套以下通井、套管滑套以下通井对最上端套管滑套以下的井筒采用钢丝通井，带倒角通井规外径 70mm，通井至井底。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析6、第一层射孔、第一层射孔6.1 作业队射孔前根据 试气地质设计、压裂施工设计、射孔队 射孔通知单认真核对射孔层位、深度，确保射孔数据准确无误。6.2 压井液灌满井筒，坐好防喷器，并换好与电缆匹配的闸板。并有专人座岗观察井口溢流、并进行有毒有害气体检测。电缆射孔作业时确保整个射孔过程，液面在井口可见。6.3 射孔过程中若出现溢流现象，立即停止射孔作业，抢装井口，并及时将现场情况上报。6.4 射孔作业要求在白天进行，工序衔接紧凑，快速准确；射孔发射率小于95%时，要求现场采取补孔措施。6.5 射孔应录取的资料：射孔层位、井段、射孔方式、枪型、孔数、孔密、发射率、射孔时间、压井液性质、液面高度、射孔后显示，以及有毒有害气体检测情况等。7、压裂施工设计、压裂施工设计7.1 改造方式：41/2 N80套管注入，采用套管滑套对该井太原、山2、山1、盒8五层套管滑套投球分层压裂。7.2 压裂施工参数表 7 压裂施工参数表射孔段或层位套管滑套位置（m）太1山222776.0-2778.02747.59施工排量m/min5.05.03替球液量m3/酸8.0+16.3前置液量m3155.0170.0携砂液量m3135.0135.0顶替液量m320.520.3支撑剂量m323.425.7含砂 平均浓度 砂比Kg/m3%290.5 16.6320.3 18.3液氮（m3）/页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析山13山11盒82711.522677.602631.39酸8.0+16.1酸8.0+15.9酸8.0+15.5125.0314.0125.0115.0255.0115.020.119.919.54.56.05.020.447.220.4295.8 16.9313.3 17.9295.8 16.9/表8 压裂施工管柱性能参数表套管套管数据数据外径外径(mm)扣型扣型内径内径壁厚壁厚钢级钢级抗拉抗拉(KN)1446抗内压抗内压(MPa)72.3抗外挤抗外挤(MPa)76.5套管深度套管深度安全系数安全系数(mm)(mm)97.188.56气层套管114.3LTCN802859.661.21表9 支撑剂性能参数及用量表支撑剂名称中密度陶粒粒径（mm）20-40目体积密度（g/cm3）1.75颗粒密度(g/cm3)3.14破碎率(%)52MPa下5%数量（m3）137.1层位太原山2山13山11盒8表10每层过硫酸铵及破胶剂加量表胶囊破胶剂（公斤）APS（公斤）202018381858584812248太1：前置液前置液准备胶囊破胶剂 32 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 20 公斤，胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.007%-0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。山22：前置液前置液准备胶囊破胶剂 32 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 20 公斤，胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.007%-0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析山13：前置液前置液准备胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 18 公斤，胶囊破胶剂 22 公斤，加量按0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。山11：前置液前置液准备胶囊破胶剂 74 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 38 公斤，胶囊破胶剂 48 公斤，加量按0.007%-0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。盒8上：前置液前置液准备胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵18 公斤，胶囊破胶剂 22 公斤，加量按0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。7.4 采用连续混配现场配液要求试气队技术员对送到现场的化工料进行检查，在化工料不足的情况下，不得配液和施工。备水前清洗储液罐，所有配液及施工用水水质 PH 值在6.5-7.5之间。储液罐全部备足清水50m3。准备水剂料及交联剂1）水剂料TGF-1添加入5m3方池中待混配车使用。2）交联剂JL-14储备在5m3方池中待混砂车使用，现场根据使用情况及时添加足够的交联剂。添加CJ3-1稠化剂粉料连续混配车加粉由混配车操作工负责，作业队配合倒粉。倒粉人员要戴口罩护目镜注意防尘，勿将包装袋碎片等杂物倒入，一次未倒完的稠化剂粉料要堆放在混配车操作台上，待一层施工完之后再次加入。要求配制出的滑溜水最终滑溜水粘度大于 9mPa.s，降阻基液最终粘度大于48 mPa.s。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析7.5 施工准备7.5.1排污设施：满足清洁化生产需求的回收池，以免污染环境。7.5.2油管、井下工具及其它油管：2连续油管4500m；其它工具：十口分配器 3 个；4”软管线：60 条（其中一公一母 30 条）。储液罐：根据现场情况储备；闸门配齐油壬头；5.0m3池子2 个（根据需要及时补配）。施工用水：清水2208.6m3（其中配低粘液用1635m3；配滑溜水530m3；配酸液用水 13.6m3；配洗井、顶替及平衡用液30m3），其它工作液体另备。施工车辆：表11 压裂施工车辆准备序号1234567设备名称主压车混砂车仪表车压裂管汇水泥车大型砂漏斗吊车规格型号FC-2250100/70桶EC-22ACDDY5120JSQ700型/单位套台台套台套台数量111111220-40目：137.1m3备 注（标准）满足最大排量6.0m3/min添加剂用量及准备量：表 12 酸液体添加剂设计及准备量31%的工业盐酸：24.8吨，共计21.4m3名称设计量Kg57858192准备量Kg68075200生产厂家庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司潍坊英轩实业有限公司庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司HJF-94柠檬酸CF-5A页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析YFP-1192200庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司生产厂家庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司俄罗斯乌拉尔钾肥股份公司庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司陕西宝化科技有限责任公司庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司表 13 液体添加剂设计及准备量名称CJ3-1JL-14KCLTGF-1APS胶囊破胶剂设计量Kg8418976530010915114334准备量Kg84259800300110001253347.6 现场交底：由压裂施工总负责人在现场组织召开“施工设计交底会”，使参加施工的人员做到“五清楚”：施工参数清楚、储层特性清楚、管柱结构清楚、压裂液性能清楚、岗位职责清楚。压裂施工员与作业队技术员一起检查液体数量及性能、支撑剂数量及规格。7.7 试压：摆好施工车辆及辅助车辆，联接好地面高低压管线；对高压管线及井口试泵 70MPa，低压供液管线试压0.5MPa无刺漏。主压车的超压保护定在 60MPa。7.8 压裂施工泵注程序页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析表14第一级太原组压裂施工泵注程序表（射孔段：（射孔段：2776.0-2778.0m）工作内容 液性滑溜水注入液量 注液排量m3m3/min60.015.080.020.020.030.025.020.020.020.55.05.05.05.05.05.05.05.05.05.0加砂量KG1630293444018400787571757875m3含砂浓液氮排泵注时间3砂比%度 Kg/m量 L/minmin1171582362803153593946.79.013.516.018.020.522.512.03.116.04.24.36.55.54.54.54.1备注前置液低粘液1.01.82.74.84.54.14.5携砂液 低粘液注顶替液滑溜水合计合计:总液量310.5m3；（滑溜水80.5m3；低粘液230.0m3；）陶粒23.4m3；平均砂比16.6%；平均含砂浓度290.5Kg/m3。表15第二级山22层压裂施工泵注程序表（滑套位置：（滑套位置：2747.59m；球座直径：；球座直径：80.40mm）页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析工作内容液性酸液滑溜水替球酸液滑溜水注前置液滑溜水低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液滑溜水5.015.365.015.090.020.020.030.025.020.020.020.31.01.05.05.05.05.05.05.05.05.05.05.017503150472589258925787596251.01.82.75.15.14.55.51171582362983573944816.79.013.517.020.422.527.5注入液量 注液排量m3m3/min3.01.01.01.0投球打滑套5.015.313.03.118.04.24.36.65.64.54.64.1加砂量KGm3含砂浓液氮排泵注时间3砂比%度Kg/m量L/minmin3.01.0备注注携砂液注顶替液合计合计:总液量 349.6m3；（酸液 8.0m3；滑溜水 101.6m3；低粘液 240.0m3）陶粒 25.7m3；平均砂比 18.3%；平均含砂浓度 320.3Kg/m3。表16第三级山13层压裂施工泵注程序表（滑套位置：（滑套位置：2711.52m；球座直径：；球座直径：83.6 mm）页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析工作内容液性酸液滑溜水替球酸液滑溜水5.015.11.01.0注入液量注液排量m3m3/min3.01.01.01.0投球打滑套5.015.1加砂量KGm3含砂浓液氮排 泵注时间3砂比%度Kg/m量L/minmin3.01.0备注45.04.510.0滑溜水注前置液低粘液15.04.517501.01176.73.565.04.514.4低粘液20.04.531501.81589.04.7低粘液20.04.547252.723613.54.8低粘液注携砂液低粘液25.04.575254.330117.26.130.04.5106756.135620.37.4低粘液20.04.578754.539422.55.0低粘液20.14.54.5注顶替液滑溜水3333合计合计:总液量 284.2m；（酸液 8.0m；滑溜水 81.2m；低粘液 195.0m）陶粒 20.4；平均砂比 16.9%；平均含砂浓度295.8Kg/m3。表 17第四级山11层压裂施工泵注程序表（滑套位置：（滑套位置：2677.60m；球座直径：；球座直径：86.80 mm）页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析工作内容液性酸液滑溜水注入液量注液排量m3m3/min3.01.05.014.91.01.0加砂量KGm3含砂浓液氮排 泵注时间砂比%度Kg/m3量L/minmin3.01.0备注替球酸液滑溜水1.01.0投球打滑套5.014.965.06.010.8滑溜水10.06.08750.5875.01.7低粘液注前置液 低粘液100.06.016.715.06.017501.01156.72.6低粘液124.06.020.7低粘液45.06.054253.11196.97.8低粘液50.06.0119006.823513.69.0低粘液55.06.01750010.031518.210.1低粘液注携砂液60.06.02380013.639222.711.3低粘液25.06.0113756.545026.04.8低粘液20.06.099755.749328.53.9低粘液19.96.03.3注顶替液 滑溜水合计合计:总液量 612.8m3；（酸液 8.0m3；滑溜水 100.8m3；低粘液 504.0m3）陶粒 47.2m3；平均砂比17.9%；平均含砂浓度 313.3Kg/m3。表18第五级盒8 层压裂施工泵注程序表（滑套位置：（滑套位置：2631.39m；球座直径：；球座直径：90.00 mm）页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析工作内容液性酸液滑溜水注入液量 注液排量m3/minm33.01.05.014.51.01.0加砂量KGm3液氮排 泵注时间含砂浓3砂比%min量L/min度Kg/m3.01.0备注替球酸液滑溜水1.01.0投球打滑套5.014.59.05.045.0滑溜水3.16.71151.017505.015.0注前置液低粘液13.05.065.0低粘液4.29.01561.831505.020.0低粘液4.313.52342.747255.020.0低粘液5.517.22984.375255.025.0注携砂液低粘液6.720.33526.1106755.030.0低粘液4.522.53894.578755.020.0低粘液3.95.019.5注顶替液滑溜水合计合计:总液量 283.0m3；（酸液 8.0m3；滑溜水 80.0m3；低粘液 195.0m3）陶粒 20.4m3；平均砂比 16.9%；平均含砂浓度 295.8Kg/m3。注意注意:施工结束后持续录取压力施工结束后持续录取压力5 分钟以上分钟以上7.9施工要求：7.9.1 注前置液：提高施工排量达到设计要求，但必须控制施工压力在超压保护范围之内；同时调整好交联比和液氮注入排量，观察压力变化情况。7.9.2 加砂：施工压力正常、排量稳定，按设计要求进行加砂，在加砂过程中要随时观察压力变化和液体交联情况，保证连续注入。在出现异常时，施工员要认真分析原因，及时准确采取措施，确保施工成功。7.9.3 顶替：顶替液量要求把管内、高压管线中的携砂液全部送入地层，顶替结束后，一般需要关井1530分钟，以确保地层裂缝闭合，然后开针阀或油嘴控制放喷。7.9.4 排液：压裂效果的好坏与排液速度息息相关，如果不及时排液，液体滞留在储层内形成水锁，将影响整个施工效果。因此施工后根据关井压力的变化，确认裂缝闭合后，及时进行控制放喷排液。7.10资料录取页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析压裂施工要录取的资料有：施工时间、施工方式、层位、井段、排量、破裂压力、工作压力、停泵压力、加砂浓度、加砂量（名称、规格）、前置液量、携砂液量、顶替液量、液性、井容、入地总液量、注入液氮量、关井时间、压力变化等。压后先直接排液，采用井口捕球器收球后，采用带压作业下入23/8油管+眼管+斜尖至最上端滑套以上10-15m，排液求产，完井采用KQ78-70型井口9 阀井口。11、应急预案、应急预案11.1砂堵预案压裂过程中发生砂堵，从井口泄压返排根据井口返出物决定是否停止返排并泵注一个井筒容积的顶替液。如果泵注顶替液压力继续上升，则采用连续油管冲砂作业直到冲干净为止。11.2滑套无法开启或地层无法起裂预案如果井口压力达到限压仍无法压裂地层，可以按以下步骤操作：11.2.1从井口泄压返排1 小时左右，让球随着井内液体流动离开底座，然后关闭井口，地面开始泵入，使球重新落座打压，从而打开滑套。11.2.2如果滑套仍然不能打开或地层不起裂，可采用射孔改造。五、井控安全与五、井控安全与HSE 要求要求1、井控风险级别、井控风险级别根据长庆油田试油（气）作业井控实施细则长油字 2015 85 号，该井划分为二级风险井。2、井控风险提示、井控风险提示2.1 在下管柱作业过程中，严格按照相关井控安全管理要求执行，确保施工安全。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析2.2 根据该井试气地质设计和试气工程设计中关于有毒有害气体和地层压力提示，地层压力、H2S 和 CO2含量可能会发生突变，为此在起下管柱作业过程中需引起注意，做好井控措施及有毒气体预防。2.3 该井位于陕西省榆林市神木县大保当镇高海畔村，构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，是 2015年的1 口定向井开发井。完钻井深2864.0m，压力系数在0.6256-0.9879之间，钻井过程中无特殊情况发生。2.4 井场周围1km 范围内有无老乡。2.5 抢险物资和井场周围情况描述图。2.5 抢险物资和井场周围情况描述图。抢险物资和井场周围情况描述图抢险物资和井场周围情况描述图3、井控设备要求、井控设备要求3.1 井控设备的配备井控设备的配备3.1.1试气现场的井控设备一般按不低于 35MPa的压力级别进行配套，如果遇到异常高压区块或高压井，则压力级别可适当提高。3.1.2 配备液压双闸板防喷器、防喷井口、油管旋塞阀各一套，并且配齐与作业油管、电缆尺寸相一致的防喷器闸板芯子。3.1.3防喷井口悬挂短节尺寸、油管旋塞阀尺寸与作业油管尺寸相一致。3.1.4含硫区域选择与井口防硫级别一致的井控设备。3.1.5 乌审旗项目部储备2FZ1835MPa 液压双闸板防喷器，防爆工具（管钳、扳手、榔头、撬杠），节流、压井管汇各一套，压井材料 40 吨。3.2 井控设备的现场使用与维护保养井控设备的现场使用与维护保养页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析3.2.1 井控设备检修周期为12 个月，由试气机组送长庆油田公司认可的井控车间进行，检修时必须出具检修报告，统一编号，建立台帐。3.2.2 所有送到井场的井控设备必须有长庆油田公司认可的井控车间提供的检验合格证，并且检验结果合格。3.2.3 现场使用的井控设备必须挂牌管理，牌上内容应有产品名称、规格、检验日期、管理人等，所有闸门要明确开关状态。3.2.4试气队在每口井开始作业前，应对作业井口、防喷器、防喷井口和油管旋塞进行检查、保养和试压，并建立记录台账。使用防喷器前，检查并确保防喷器闸板芯子尺寸与入井管柱尺寸相匹配。3.2.5进行过现场维护保养的井控设备必须要有维护保养记录。3.3 井控设备的安装与验收井控设备的安装与验收3.3.1 射孔与起下钻作业时必须在井口大四通上安装液压双闸板防喷器，防喷器上装配与井内管拄相配套的闸板芯子。见附图 1。3.3.2 大四通与防喷器之间的钢圈槽要清洗干净，并用专用螺栓联结上紧，螺栓两端公扣均匀露出。3.3.3 检查保养好防喷井口、钢圈和油管旋塞，并摆放在井口备用。防喷井口闸门全开、油管旋塞处于打开状态，灵活好用。3.3.4在作业前必须安装油、套管放喷管线，并接出井口30m以外。分离器与井口直线距离大于15 米。3.3.5放喷管线布局要考虑当地风向、居民区、道路、排液池及各种设施的情况，分离器至井口地面管线试压25MPa，放喷管线试压不低于10 MPa。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析3.3.6放喷管线不能焊接，拐弯处必须用锻造的高压三通，高压三通的堵头应正对气流冲击方向；地面放喷管线每隔810m 要用水泥基墩带地脚螺栓卡子或标准地锚固定，地锚应满足放喷固定要求，拐弯处两端、放喷出口 2m 内要用水泥基墩带双地脚螺栓卡子或双地锚固定，节流要使用节流阀或针型阀。图 1。3.3.7 地脚螺栓直径不小于 20mm，长度大于 0.8m，水泥基墩尺寸不小于0.8m0.6m0.8m，压板圆弧应与放喷管线一致，卡子上用双螺帽并紧固。3.3.8 地面放喷管线应使用27/8油管，高含硫井应使用27/8防硫油管、防硫阀联接。3.3.9开工前先由试气作业承包商（单位）验收合格后向油田公司项目组提出验收申请，由项目组主管领导牵头，及时组织工程技术、安全、监督等人员会同试气作业承包商（单位）检查验收，达到井控要求后方可施工。图图 1地面流程安装示意图地面流程安装示意图4、试气施工过程井控要求、试气施工过程井控要求4.1 作业前的井控准备作业前的井控准备页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析4.1.1按 Q/SYCQZ 314-2010 试油、修井作业安全检查规范，根据井场实际情况布置好井场的作业区、生活区、电路等符合安全要求。4.1.2 井控装置及各种防喷工具齐全，并经检查试压合格，摆放在井口。4.1.3 按设计要求储备好压井液及防火、防中毒、防爆器材。4.1.4 落实井控岗位责任制、培训及演练等井控管理制度。4.1.5 检修好动力、提升设备。4.1.6 对井控技术措施、要求向全体施工人员交底，明确各岗位分工。4.1.7 试气施工过程中严格执行 井下作业安全规程 SY 5727-2014、Q/SY 1553-2012 井下作业井控技术规范和长庆油田试油（气）作业井控实施细则长油字 2015 85 号。4.2 射孔要求射孔要求4.2.1 电缆射孔必须安装液压双闸板防喷器，其中上部为全封闸板，下部为油管闸板。4.2.2 对存在异常高压层位的井选用油管传输射孔与压裂联作工艺，射孔前必须座好井口、连接好地面放喷管线，做好防喷准备。4.2.3 射孔液密度应根据气层预测压力系数加上附加值来确定。一般情况下附加值的确定：天然气井0.070.15g/cm3或 3.05.0 MPa。4.2.4 射孔前应准备好断绳器，必须按设计向井筒灌满射孔液（负压射孔除外），射孔过程中应连续灌入，确保液面在井口，并有专人坐岗观察，同时对有毒有害气体及可燃气体进行检测。4.2.5 射孔过程中若发现溢流，停止射孔作业，关闭防喷器、关井观察、记录压力，紧急情况下可以将电缆切断，抢装井口，关井观察、记录压力。同时按程序向主管部门汇报。4.3 起下管柱要求起下管柱要求页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析4.3.1 油气层打开后，起下钻作业时必须安装相应压力等级防喷器，并准备好油管旋塞。起下钻作业前对防喷器进行试开关，检查保养好防喷井口、钢圈和油管旋塞阀，并摆放在井口备用。防喷井口闸门全开、油管旋塞阀处于打开状态，灵活好用。4.3.2 油气层打开后，起下钻作业必须坐岗观察，检测 H2S、CO 等有毒有害气体及可燃气体含量，做好记录，并向井筒内连续灌液，保持井筒压力平衡，每 15min 记录一次灌入与返出量，及时校核累计灌入或返出量与起下管柱的本体体积是否一致，若发现实际灌入量与理论计算量不符，先停止作业，立即关井，查明原因，确认井内正常后方可继续进行作业。4.3.3发现溢流，停止作业，立即关井，循环或压井作业，静止观察时间应大于下一作业周期的时间，确认险情排除无异常后，再次循环一周，方可起下作业。4.3.4起、下封隔器等大直径钻具时，应控制起下钻速度，距射孔段300m以内，起下管柱速度不超过5m/min，注意观察悬重及井口液面的变化。如果有异常，关井观察。4.3.5射孔后或更换钻具后立即下钻，严禁起下钻中途停工休息和空井检查设备。若起下钻中途设备发生故障，关井观察压力，严禁敞开井口。4.3.6试油（气）起钻完等下步方案时，严禁空井等停，井内应先下入不少于井深1/3的油管，座好井口。4.4 压井要求压井要求4.4.1 压井液性能应与地层配伍，满足本井和本区块的地质特征。4.4.2 压井液密度和准备量符合要求，密度应根据气层预测压力系数加上附加值来确定，一般情况下附加0.070.15g/cm3或 3.05.0 MPa，准备量原则上要求不少于井筒容积的1.5 倍，具体根据现场实际情况确定。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析4.4.3 压井结束后开井观察时间至少为下道工序所需时间，井内压力稳定无变化为压井合格，起钻前须用压井液再循环一周至正常。4.4.4 压井过程中应保持井底压力略大于地层压力。4.4.5压井合格后卸掉采气树，安装好液压双闸板防喷器进行起钻作业。起钻前要求在井口准备好防喷井口、油管旋塞等井控设备，水泥车在现场值班，准备 2 倍井筒容积的压井液。4.4.6 压井液设计压井液配方压井液密度压井液数量1.0%KCL+清水1.0150 方5、试气施工过程防火防爆防中毒安全要求、试气施工过程防火防爆防中毒安全要求5.1 作业现场必须配备4 台便携式复合气体检仪（测量CO、H2S、O2、可燃气体）、6套正压式空气呼吸器及1 台配套的空气压缩机，1 台防爆排风扇。另外，气体检测仪和正压式空气呼吸器，必须经第三方有检测资质的单位校验合格后，才能投入现场使用。5.2 在含有H2S 和 CO 等有毒有害气体的作业现场应至少配备 1 套固定式多功能检测仪、4 台便携式复合气体检测仪（测量 CO、H2S、O2、可燃气体）、1 台配套的空气压缩机、当班人员每人一套正压式空气呼吸器、2 台防爆排风扇。5.3 试气设备的布局要考虑防火安全要求。值班房、发电房、锅炉房与井口、排污池、储油罐的距离不小于 30米、且相互间距不小于 20m，锅炉房、发电房等有明火或有火花散发的设备应设置在井场盛行季节风的上风处；在林区试油（气）作业时，井场四周应设防火墙或设置隔离带，井场外围植物高度低于 2m时宜设防火墙，高于2m时宜设隔离带。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析防火墙高度应不低于 2.5m，防火隔离带应利用河流、沟壑、岩石裸露地带、沙丘、水湿地等自然障碍阻隔或工程阻隔的措施设置，宽度应不小于20m。5.4 井场应平整，安全通道应畅通无阻。井场内设置明显的风向标和安全防火防爆标志。严禁吸烟，严禁使用明火，若需动火，应执行生产区域动火作业安全规范HG30010-2013。5.5 作业时如发生气侵、溢流、井涌，要立即熄灭井场所有火源。5.6 作业时进、出井场的车辆和作业车辆的排气管必须安装防火罩，作业人员要穿戴“防静电”劳保服。5.7 井场照明设施应防爆，所用电线应采用双层绝缘导线，架空时距地面不小于2.5m，进户线过墙和发电机的输出线应穿绝缘胶管保护，接头不应裸露和松动。电器、照明设施、线路安装等执行执行SY 57272014井下作业安全规程、SY/T 52252012石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程等标准要求。5.8 作业现场应配备35kg干粉灭火器2 具，8kg干粉灭火器4 具，消防斧2 把，消防掀4 把，消防桶4 个，消防砂2 方，消防钩2 把，消防毛毡10 条。5.9 在高含H2S和 CO 气体区域进行试油（气）作业时，应严格执行SY/T6277-2005含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定和 SY/T6610-2014含硫化氢油气井井下作业推荐做法，相关人员上岗前应接受培训，熟知 H2S和 CO 的防护技术等，经考核合格，取得合格证后方可上岗。针对每口井（井组）的具体情况、周边环境等要制定具有针对性的现场应急预案。5.11 作业前应按照8.2.2的要求做好周围居民的告知和宣传工作，放喷测试时对该范围内空气中硫化氢和一氧化碳含量进行监测，确保其处于安全临界浓度范围内。如果超标，要及时协助地方政府做好该范围内居民疏散工作。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析6、试气施工过程井喷失控的应急反应、试气施工过程井喷失控的应急反应发生井喷失控事故后，现场前期应急行动要执行下列临时处置原则：6.1 立即停止动力设备和施工车辆，切断生产区电源。6.2 疏散无关人员，最大限度地减少人员伤亡。6.3 组组织现场力量，控制事态发展；调集救助力量，对受伤人员实施紧急抢救。6.4 分析现场情况，及时界定危险范围。6.5 立即按程序上报，保持通信畅通，随时上报井喷事故险情动态。6.6 分析风险，在避免发生人员伤亡的情况下，组织抢险，控制事态蔓延。7、试气作业中、试气作业中H2S、CO 应急处置程序应急处置程序337.1 当检测到空气中H2S 浓度达到15mg/m（10ppm）或 CO 浓度达到30mg/m（25ppm）阈限值时启动并执行试气关井程序，现场应：a、立即关井，切断危险区的电源；向上级（第一责任人及授权人）报告。b、立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区。c、安排专人佩戴正压式空气呼吸器到危险区检查泄漏点。d、开启排风扇，向下风向排风，驱散工作区域的弥漫的 H2S、CO 等有毒有害及可燃气体。e、非作业人员撤入安全区。7.2 当检测H2S 浓度达到30mg/m3（20ppm）或CO 浓度达到60mg/m3（50ppm）的安全临界浓度时，启动试气队处置预案，现场应：a、戴上正压式空气呼吸器。b、启动并执行试油（气）作业关井程序，控制 H2S 或 CO 泄漏源。c、切断作业现场可能的着火源。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析d、指派专人至少在主要下风口距井口 50m、100m和 500m处进行H2S或 CO 监测，需要时监测点可适当加密。e、向上级（第一责任人及授权人）报告。f、清点现场人员，撤离现场的非应急人员。g、通知救援机构。7.3 若现场H2S 达到150mg/m3（100ppm）或CO 浓度达到375mg/m3（300ppm）时，启动应急预案先切断电源、作业机，通井机立即熄火，立即组织现场人员全部撤离，撤离路线依据风向而定，H2S向高处、CO 向低处均选择上风向撤离。现场总负责人按应急预案的通信表通知（或安排通知）其他有关机构和相关人员（包括政府有关负责人）。由施工单位和建设单位（项目组）按相关规定分别向上级主管部门报告。并通知救援机构等待救援。7.4 当发生井喷失控，油气井中 H2S 含量达到150mg/m3（100ppm）或CO 浓度达到375mg/m3（300ppm）时，在人员生命受到威胁，失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对气井井口实施点火，气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任（特殊情况下由施工单位自行处置），并做好人员撤离和安全防护。六、防火、防爆、防硫化氢、一氧化碳等安全措施六、防火、防爆、防硫化氢、一氧化碳等安全措施1、井下作业井场布置要有防火要求，发电房、伙房等应设置在当地季风的上风方向。2、井场严禁吸烟，严禁使用明火，需要使用明火及动用电气焊前，必须按规定办理用火审请手续，在征得安全消防部门的同意，落实相应的应急预案后方可实施。3、在作业时如发生气侵、井涌、井喷，要立即熄灭井场所有火源及电源。4、在作业时进、出井场的车辆必须带防火罩，作业人员要穿戴“防静电”劳保服。页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析5、气井作业井场应严格按照施工设计中设备选型及主要施工装备配置中“安全防护设施”配套标准配备，备齐消防设施及器材，并按照石油天然气井井场“动火”与“井喷着火抢险”做法执行。6、气井作业井场必须使用防爆型开关、防爆马达及防爆灯和低压照明设备。7、井场用电执行井下作业安全规程（SY 5727-2014）。8、防硫化氢措施执行SY 6137-2012 含硫化氢油气生产和天然气处理装置作业安全技术规程。9、防一氧化碳中毒执行预防气体中毒的有关的安全规定和相应的应急预案。七、环境保护安全措施七、环境保护安全措施1、严格按照新环境保护法和产建区地方政府环境保护相关规定，在苏里格气田和其它气田环境敏感区实施压裂液不落地处理。2、压裂返排液井间回收再利用处理参考如下流程：图图 2井场压裂液不落地处理与再利用工艺流程示意图井场压裂液不落地处理与再利用工艺流程示意图3、回用液应达到气田压裂液配液指标要求。回用液配回用液配EM50压裂液指标要求压裂液指标要求序号1234567水质指标pH 值SO42-Fe2+CO32-+HCO3-Ca2+Mg2+细菌悬浮物单位-mg/Lmg/Lmg/Lmg/L个/mlmg/L常规配液6.0-7.5200020060010000106200连续混配6.0-7.510002006005000105200页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析4、井场残余压裂返排液要求拉运至集中处理站回收处理。(二二)健康、安全与环境管理基本做法健康、安全与环境管理基本做法1、遵守国家、当地政府有关健康、安全与环境保护法律、法规等相关文件的规定。2、严格按照中国石油天然气集团公司石油天然气井下作业健康、安全与环境管理体系指南SY/T 6362-2012执行。3、严格落实天然气井试气作业 HSE计划书、天然气井试气作业指导书 天然气井试气作业现场检查表等“两书一表”及各类应急预案。4、加强施工作业过程的控制与管理，将各类应急预案落实贯穿于试气作业的全过程。三、试气施工工序通井洗井试压第一层射孔压裂改造第一层投球压裂改造第二层投球压裂改造第三层 投球压裂改造第四层 投球压裂改造第五层 压井、下油管 排液求产、产气剖面测试。四、参数的计算与选择4.1 管柱强度计算双 2-41C2井采用外径114.3mm，P110套管完井，抗内压强度 99.4MPa，在井口施工限压60MPa的条件下，安全系数1.66；N80 套管完井，抗内压强度72.3MPa，在井口施工限压60MPa的条件下，安全系数1.21（见表4-1）。表表 4-1套管性能数据表套管性能数据表页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析套管套管数据数据外径外径(mm)扣型扣型内径内径壁厚壁厚钢级钢级抗拉抗拉(KN)21571446抗内压抗内压(MPa)99.472.3抗外挤抗外挤(MPa)98.976.5套管深度套管深度 安全系数安全系数(mm)(mm)97.1897.188.568.56气层套管114.3TPCQ气层套管114.3LTCP110N802094.922859.661.661.214.2 压裂施工压力计算根据储层应力及邻井压裂施工分析，预测双2-41C2 储层不同排量下的井口施工压力，该井设计最高施工排量为6.0m3/min 时，预测井口施工压力44.75MPa（井口压力预测有5MPa的误差，预测未考虑伴注液氮引起的附加压力）。表表 4-2不同排量下井口施工压力预测不同排量下井口施工压力预测井底裂缝延伸管柱摩阻排量(m/min)3液柱压力压力(MPa)(MPa)近井筒摩阻(MPa)井口压力(MPa)(MPa)4.05.06.07.08.09.010.06.17.29.313.316.921.625.957.457.457.457.457.457.457.427.027.027.027.027.027.027.0555555541.5542.6544.7548.7552.3557.0561.35排量6.0方/分钟时管柱校核：液体垂深(m)静液柱压力(MPa)摩阻(MPa)压力(MPa)外压差(MPa)4 1/2N80套管4 1/2P110套管管柱内管柱内安全系数页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析027760.027.00.09.344.762.444.738.01.61.92.22.6砂堵时的管柱受力校核：垂深(m)压力(MPa)60.092.4净压差(MPa)60.065.44 1/2 N80套管1.21.14 1/2 P110套管1.71.502776结论：根据套管安全系数的标准(1.1-1.25)，在正常施工中，41/2”8.56mm P110 和 41/2”8.56mmN80套管能满足要求。在砂堵的情况下，P110和 N80 套管在不同深度上的安全系数均1,满足压力安全要求。4.3射孔参数4.3.1射孔方式:电缆输送常规射孔。4.3.2射孔液射孔液配方0.3%TGF-1+0.3%COP-2+清水，射孔液密度=1.01g/cm3，射孔液28m3，液面至井口。4.3.3射孔参数（见表4-3）表表 4-3射孔参数表射孔参数表层位气层井段(m)厚度(m)射孔井段(m)厚度(m)射孔枪弹射孔相位（）孔密(孔/m)2775.1-2777.0太12781.5-2783.51.92.02776.0-2778.02.0054-16-90-70MPa/DP26RDX-39016页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析五、试气主要设备、工具及器材（见表 5-1）表表 5-1试气主要设备、工具及器材试气主要设备、工具及器材项 目一 井架及底座二 提升系统三 动力提升系统四 井场配电系统五 井口工具及 计量器具序号123456789六 井控设备及设施101112七 安全设施13名 称井架及底座游动滑车（大钩）天车动力设备柴油发电机组井口油嘴油管液压双闸板防喷器防喷井口油管旋塞阀地面放喷管线消防设施型号及规格BJ29/80大于600kN大于600kNXT12/15大于30kW单数备 注应有安全接线、或 XJ350 及以上修井机/或 XJ350 及以上修井机/配齐所有尺寸的油嘴按作业井井深的105%准备。配备全封和油管芯子与作业井口匹配配齐开关工具用地锚固定35kg 干粉灭火器2 具，8kg 干粉灭火器4 具，消防斧、锨、桶、砂、套套套套套套套套套套套套套1111111111111KQ103/65-70/2 3/8(N80)35MPa35MPa35MPa27/8、J55 钢级以上/六、施工步骤及要求6.1 通井洗井试压6.1.1.通井采用1.75或1.75以上连续油管通洗井，通井规外径89mm，长度1500mm，先通至 2500m，降低连续油管下放速度，缓慢通至 2620m，通井过程中，严禁通井规碰撞滑套位置（最上端套管滑套位置 2631.0-2632.0m）。6.1.2 洗井洗井液：清水，用量45m3，洗井排量650 L/min，返出洗井液机械杂质含量不大于0.2%，并再次实探人工井底。6.1.3替入射孔液页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析洗井结束后正循环替入射孔液至井口。6.1.4试压清水试压60MPa，30 分钟井口压力下降小于0.7 MPa。6.1.5电缆通井对最上端套管滑套以下的井筒采用电缆通井，带倒角通井规外径 70mm，通井至井底。6.2 射孔按“射孔设计(通知单)”进行射孔作业，发射率在95%以上，射孔段误差小于20cm。射孔时严密注意井口，防止井喷。6.3 改造措施6.3.1水力压裂6.3.1.1压裂方式采用 41/2套管注入，对该井太1、山22、山13、山11、盒8上五层进行套管滑套投球分层压裂。6.3.1.2压裂液配方（1）酸液配方酸液：酸液：20%HCL+1.5%HJF-94+0.15%柠檬酸+0.5%CF-5A+0.5%YFP-1设计数量：32.0 m3酸液配制说明：酸液配制说明：控制配液车排量为300L/min，回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，在酸罐中加入 HJF-94缓蚀剂；柠檬酸铁离子稳定剂、CF-5A助排剂、YFP-1起泡剂，循环30min。（2）压裂液配方页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析EM50低摩阻可回收压裂液体系：低摩阻可回收压裂液体系：滑溜水：0.20%CJ3-1+0.50%TGF-1+0.3%JL-14，设计数量444.1 m3低粘液：0.45%CJ3-1+0.50%TGF-1+0.5%JL-14，设计数量1364.0 m3活性水配方：活性水配方：0.30%TGF-1+1.0%KCl+清水，数量 90m3。破胶剂破胶剂：太1：前置液前置液准备胶囊破胶剂 32 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 20 公斤，胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.007%-0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。山22：前置液前置液准备胶囊破胶剂 32 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 20 公斤，胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.007%-0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。山13：前置液前置液准备胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 18 公斤，胶囊破胶剂 22 公斤，加量按0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。山11：前置液前置液准备胶囊破胶剂 74 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵 38 公斤，胶囊破胶剂 48 公斤，加量按0.007%-0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。盒8上：前置液前置液准备胶囊破胶剂 26 公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液携砂液准备过硫酸铵18 公斤，胶囊破胶剂 22 公斤，加量按0.009%-0.03%-0.05%-0.07%-0.09%人工楔型追加。配滑溜水配滑溜水/低粘液时，低粘液时，首先配液车排量为300L/min，依次加入TGF-1气井高效助排剂和 JL-14助剂，循环10min；其次射流真空将CJ3-1稠化剂缓慢加入（控制配液车排量为页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析500L/min，控制每100kg加入时间为3.0 min），防止形成鱼眼，再循环 30min，最终降阻水粘度大于9 mPa.s，低粘液粘度大于48mPa.s。6.3.1.4压裂设计参数（见表6-1）表表 6-1压裂施工参数表压裂施工参数表射孔段或滑套位置射孔段或滑套位置层位层位（m）太1山22山13山11盒8上2776.0-2778.02747.592711.522677.602631.39砂量砂量（m3）23.525.820.547.220.5砂比砂比(%)16.718.416.917.916.9排量排量总液量总液量液氮用量液氮用量（m3）/改造改造次序次序12345（m3/min)（m3）5.05.04.56.05.0310.5349.6284.2280.0283.06.3.1.5支撑剂支撑剂类型、规格见表6-2表表 6-2支撑剂性能参数及用量表支撑剂性能参数及用量表粒径支撑剂名称（mm）中密度陶粒0.425-0.850（20/40目）5.0（52MPa）破碎率(%)数量（m3）137.56.3.1.6压裂施工泵注程序页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析表表 6-3太太1压裂施工泵注程序（射孔段：压裂施工泵注程序（射孔段：2776.0-2778.0m）(陶粒陶粒23.5m3，砂比砂比16.7，排量排量5.0m3/min，前置液前置液155.0m3，携砂液携砂液135.0m3，前置液比例前置液比例53.4%)液体液体阶段阶段类型类型（m）液量液量排量排量m/min砂浓度砂浓度砂比砂比kg/m3支撑剂量支撑剂量m3分段分段时间时间min累积累积时间时间min液氮液氮排量排量m/min备注备注%1前置液23456携砂液789顶替液10合计或合计或平均平均滑溜水低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液滑溜水60158020203025202020.55.05.05.05.05.05.05.05.05.05.0/1201602402803203604006.89.113.615.918.220.522.716.71.01.82.74.84.54.14.5段塞段塞1.0陶粒陶粒22.512.03.016.04.04.06.05.04.04.04.1/12.015.031.035.039.045.050.054.058.062.1/20-40目20-40目20-40目20-40目20-40目20-40目20-40目/总液量：总液量：310.5m3表表 6-4山山22压裂施工泵注程序（滑套：压裂施工泵注程序（滑套：2747.59m，球座：，球座：80.3mm）(陶粒陶粒25.8m3，砂比砂比18.4，排量排量5.0m3/min，前置液前置液170.0m3，携砂液携砂液135.0m3，前置液比例前置液比例55.7%)砂浓度砂浓度砂比砂比液体液体阶段阶段类型类型液量液量（m）排量排量m/minkg/m3%m3时间时间min时间时间min排量排量m/min备注备注支撑剂量支撑剂量分段分段累积累积液氮液氮替球酸液3.01.0/页脚内容页脚内容压裂施工曲线案例分析压裂施工曲线案例分析滑溜水1.01.0投球打滑套投球打滑套/酸液滑溜水1前置液23456携砂液789顶替液10合计或合计或平均平均滑溜水低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液低粘液滑溜水5.015.365159020203025202020.331.01.05.05.05.05.05.05.05.05.05.0