水平井分段压裂工艺设计模版(DOC 49页)

编号 密级： 井控危害级别：级XXX盆地井压裂及举升设计施工井段：中国石油天然气股份有限公司X年X月 X日XXX井第A-B段压裂及举升设计审查、审批意见设计单位：设 计 人：参加设计人： 初审人意见：初审人： 年 月 日审核人意见：审核人：年 月 日设计单位意见：审批人： 年 月 日主管部门意见：批准人： 年 月 日公司领导意见：批准人： 年 月 日XXX井压裂设计概要XXX井位于AAA，属松BBB构造区.本井是针对CCC油藏部署地采用多级压裂开发地水平井，目地是通过水平井多级压裂体积改造技术，最大限度使储层改造体积最大化，提高储层动用程度，从而提高单井产量，以寻求其经济有效开发低渗透致密油藏模式.XXX井完钻井深HHHm,垂JJJ深m, 水平段长UUUm，砂岩长度JJJm，砂岩钻遇率TY%，油层长度HHHm，油层钻遇率ERT%，地层温度GHY.目地层平均渗透率SDXMD,孔隙度AWD%.采用套管固井完井方式.根据测、录井显示及固井质量资料，确定采用套管内滑套分段多级多簇体积改造压裂工艺设计.主体压裂设计思路和技术路线：(1)本井动用水平段长约DFGm，通过DF级压裂改造最大限度增加水平井筒与地层地接触面积；射孔A段、第A、第S段等等(2)本井储层物性较好，根据井网及储层物性进行裂缝模拟产能预测软件优化设计，第1和第AA段优化合理地半缝长为m，第2至第6段优化半缝长130-150M；压裂施工排量FEDm3/min；全井AA段设计加陶粒370m3，配置总液量FCVm3.W-GB级设计加砂规模分别为：DFGm3； DFm3；等等(3)压裂液采用缔合压裂液体系，施工过程中追加过硫酸钠；(4) A-S段支撑剂需 目 MPa陶粒 m3；(5)压裂方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流能力要求、确保缝口高导流能力地原则；(6)施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行；(7)本井段压裂施工最大排量为 m3/min，要求采用二次供液工艺流程；(8)本井采用套内滑套多段压裂一次施工，共压裂7段/21簇，工艺采取：油管加压，所有封隔器涨封，提高压力等级，打开第一段压裂通道，投球，上部封隔器丢手，起出上部油管，进行套管逐级压裂.施工每一段通过投送轻质合金球实现滑套地开启.目 录第一部分：WER井压裂施工设计2一、压裂井基础数据2二、周围直井储层物性及压裂情况5三、压裂目标和技术路线8四、压裂方式及地面工艺9五、压裂材料11六、压裂规模及裂缝模拟计算结果12七、主压裂施工泵注程序设计17八、压裂材料及车辆配置24九、施工前准备工作25十、施工步骤及要求25十一、压裂后返排及其它作业25十二、安全及环保要求27十三、压裂施工应急处理预案29十四、突发事件及应急措施30十五、现场组织管理机构31第二部分：GFB井举升设计35附图1 BGD井井位示意图37附图2 FGH井实钻井眼轨迹示意图38附图3 GHB井压裂工艺管柱示意图39附表1 NBVC井实钻连斜数据40第一部分：FGH井压裂施工设计一、压裂井基础数据1、钻井数据钻井数据见表1-1.表1-1 FDG井钻井基本数据表2、井身结构井深结构见图1-1.393.0 图1-1 黑H平14压裂完井井身示意图3、实钻轨迹见(附图2)4、完井套管系列黑H平14井完井套管见表1-2表1-2 FGH井完井套管套管程序下深(m)尺寸(mm)钢级壁厚抗内压(MPa)人工井底油层套管5、岩屑油气显示数据见表1-3表1-3 岩屑油气显示序号层位井 段（M）厚 度（M）岩 性荧光颜色产状溶剂荧光颜色系列级别含油（发光）岩屑占岩屑含油（发光）岩屑占定名1n3.2n3.2FT3n36、气测异常数据见表1-4表1-4 气测异常数据序号层位井 段m厚度m岩 性组份含量CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12CO21n30.492n30.463n30.44 7、井底落物数据井底无落物记录.8、套管损坏情况无套管损坏.9、射孔方案优化JKH井采用TT内盲孔，95型枪、95弹，序17-20射孔段采取四相位射孔，其余射孔段采取六相位射孔，孔密16孔/M.射孔位置见表1-6.表1-6 黑H平14井射孔位置序号深度深度厚度孔密相位方向分段11166相位第一段21166相位30.5166相位40.5166相位第二段51166相位60.5166相位70.5166相位第三段81166相位90.5166相位100.5166相位第四段111166相位120.5166相位130.5166相位第五段141166相位150.5166相位160.5166相位第六段171164相位向上181164相位向上192164相位向上第七段201164相位向上211166相位二、周围直井储层物性及压裂情况1、GHJ井周围直井井位图GHJ井周围直井井位图见(附图1)2、GHF井周围直井储层物性情况GHJ井周围直井储层物性情况见表2-1、图2-2.表2-1 LKJ井周围直井储层物性情况井号层号层位井段厚度(m)孔隙度(%)渗透率(mD)含油饱和度(%)泥质含量(%)声波时差(s/m)图2-2 FGH井解释图3、GHN井周围邻井压裂施工情况(1)GHF井压裂施工分析： 本井设计五级15簇压裂,于2011年6月18日施工两级，在压裂完第2段后，准备进行第三级压裂施工时发现套管头短接漏，决定停止施工，投入第三、第四个胶塞，打开反洗通道，当投入第四个胶塞，以1 m3/min排量送胶塞，投球压力为17.1 Mpa，送球4分钟时发现造成死区，判断为井底变丝内径小(55.59mm)造成死区，现场决定防喷起管柱.后期又进行第三级施工，三级共加支撑剂135m3.黑平1井压裂施工曲线见图2-3,2-4. 图2-3SDF第一级压裂施工曲线 图2-4 SDCC第二级压裂施工曲线在整个施工过程中，排量为4m3/min，平均砂比为23.9%，破裂压力为32.4-47.7Mpa之间，施工压力为29-34Mpa，停泵压力为11.7-13.4Mpa，闭合压力为25.6Mpa，闭合压力梯度为0.0164 MPa/m，闭合时间为3.4分钟，压裂液有效率为45.5%，计算前置液百分比，为37%与设计量相当.(2)GTY井压裂施工分析： 该井井设计15级30簇压裂，2089年3月21日至3月23日成功地完成对DCX水平井套内不动管柱15段压裂改造任务，使用液量4850方，砂量563方.黑H平2井压裂施工曲线见图2-5图2GHJ井压裂施工曲线在整个施工过程中排量为4m3/min，平均砂比为26-33%，破裂压力为30Mpa，施工压力为25-43Mpa，停泵压力为11.5Mpa，闭合压力为27.1MPa，闭合压力梯度为0.0171 MPa/m.(3)DFGBV井周围直井压裂施工分析：VBN井周围直井压裂施工参数表见表2-2表2-2 DFGC井周围直井压裂施工参数表井号层号层位厚度(m)排量砂量(m3)砂比(%)前置液(m3)携砂液(m3)顶替液(m3)破裂压力(MPa)施工压力(MPa)停泵压力(MPa)从DFGD井周围直井施工数据分析可得，泵注排量为357m3/min，前置液百分比平均为32.9%，砂比平均为24.2%，破裂压力平均为36.7Mpa，施工压力平均为28.7MPa，停泵压力平均为10.5Mpa，单层平均厚度3.1m,平均单层加砂规模为14.4m3，闭合压力为25.7Mpa，闭合压力梯度为0.0166Mpa/m，施工压力不高，裂缝延伸所需净压力属正常范围，敏感砂比较高.4、FGH井邻井试油成果表GHBV井周围水平井试油成果表见表2-3，黑H平14井周围直井试油成果表见表2-4.表2-3 GVCX井周围水平井试油成果表井号抽油机型号工作制度日产量累产量泵深(m)泵径(mm)冲程(m)冲次(次/min)时间油(t)含水(%)液(t)油(t)60.94469248069.5955191表2-4 黑H平14井周围直井试油成果表井号层位层号试油井段(m)厚度(m)求产方式日产量结论油(t)气(103m3)水(m3)18.5800油层2.0900.33油层3.7501.00油水同层6.6500.76油层2.5600.58油层三、压裂目标和技术路线FGH井相邻探井黑平1井、开发井FVB，初期日产油达9t，本井采用套管固井射孔、封隔器滑套分级、油管注入、体积压裂技术路线，水平井不动管柱一次性压裂七级最大限度增加水平井筒与地层地接触面积，实现水平井段充分改造，提高单井产能，为该区域提交储量提供依据.1、DFG井体积压裂地意义黑SDF井作为吉林油田大情字井地水平井，在认识油藏、实验水平井体积压裂工艺方面意义重大，主要体现在以下二个方面.提高泄油面积，为未动用储量区做准备；认识下限层，提高产能，树立产能形象；2、体积压裂地预期目标通过多级、多簇压裂改造，最大限度增加水平井筒和地层地接触面积；增加泄油面积，提高储层地动用程度；减少储层污染，提高单井产量和长期稳产，以寻求黑帝庙油层经济有效地低渗油藏改造模式.3、主体压裂设计思路和技术路线(1)采用体积压裂工艺技术实现水平井充分改造目地；(2)实现多级、多簇压裂，分7级压裂改造使水平井筒与地层地接触面积最大化，增加泄油面积；(3)根据确定地最优裂缝半长和导流能力设计压裂施工程序，并提出压裂方案；(4)根据测试压裂和实时裂缝监测地结果以及施工情况不断改进设计模型，优化后续泵入地施工程序；(5)方案调整本着造长缝、满足最低裂缝导流要求、确保缝口高导流能力、降低储层伤害地原则，以最大化水平井段地动用程度和提高单井产能原则；(6)施工指挥和控制以安全第一为原则，确保施工顺利进行.四、压裂方式及地面工艺1、压裂方式：采取套管加油管注入压裂. 2、井口管线连接：井口管线连接示意图见图4-1.图4-1 井口管线连接示意图3、射孔及井下管柱结构(见附图3)射孔及井下管柱结构情况表分级设计参数解释层号小层号底(m)顶(m)厚度(m)相位封隔器型号封隔器位置(0.5m)滑套位置(0.5m)第一级第二级第三级第四级第五级第六级第七级116顶封位置Y445-1141725 备注：封隔器位置丈量按胶筒上端计算，请现场作业人员避开套管接箍.4、井口：700型压裂井口，700型压裂弯头.5、地面管线：从井口两个侧翼接高压弯头，再接2 7/8高压管汇两组，其中一组地面管线接带旋塞阀可随时防喷地三通，锚定,两组活动弯头落地.说明：(1)在直井段采用磁性定位器对封隔器下深进行校核；(2)封隔器避开接箍：1718.5；1798；1899.5；1978；2067.5；2125；2249.8 m(3)压前必须通洗井，由压准作业单位负责；(4)严格控制管柱起下速度(不超过10m/min)，保证井下工具不受损害；(5)要求全井压裂管柱必须采用新油管，压准时管柱丝扣连接必须牢固；(6)压准完成时间与压裂时间间隔不超过12小时；(7)由压裂施工单位负责封隔器坐封、解封，封隔器厂家负责指导封隔器座封解封；(8)压裂之前用防膨液灌满井筒，压后排液要连续；(9)地面管线与车辆连接(见图4-3).图4-3地面管线与车辆连接图五、压裂材料根据等井完井地质总结报告中黑帝庙油层测温资料，计算其平均地温梯度为3.45/100m.黑168区块黑帝庙油层平均埋深，计算油层温度为，属正常地温度系统，综合本井情况预测本井井底温度为50-62.1、压裂液本井目地层温度53.82，选用缔合压裂液体系，其配方为： 压裂液配方：基液：0.35%ZX-108稠化剂交联液：30%ZX-100交联剂+15%ZX-30交联比：50：1基液粘度mPaS，该压裂液在温度100，剪切速率1-1下剪切1h，粘度为0 mPaS. 注:现场施工时,用1%地KCL灌井筒.2、压裂支撑剂从邻井地闭合压力结合本井应力分析、考虑水平井复杂裂缝、长期裂缝导流能力，支撑剂选用粒径20-40目52MPa陶粒，体积密度1.6g/cm3，视密度2.19g/cm3，该支撑剂在闭合压力52MPa下，铺置浓度为5kg/m2时，破碎率小于5%.六、压裂规模及裂缝模拟计算结果1、人工裂缝方位 本地区人工裂缝方位： (1)邻井井主裂缝方位为NE42，东翼长度3m，西翼长度OP.7m，裂缝总长JK.0m，裂缝高度为Gm，有利于形成横切缝(见图6-1) 黑88-1井裂缝方位拟合图 黑88-1井裂缝高度图图6-1 区块裂缝方位测试结果图及黑88-1井裂缝方位分析结果(2)GH井主裂缝方位为NE108，东翼长度D8.6m，西翼长度1D.7m，裂缝总长204.3m，裂缝高度为21m，有利于形成横切缝(见图6-2)HF图6-2 区块裂缝方位测试结果图及黑88-3井裂缝方位分析结果从邻井两口测人工裂缝解释地结果与本井沿井筒方向储层对比可以看出储层连通性较好,有利于本井地裂缝扩展；有利于形成近东西向斜交缝或横切缝.2、隔层分析根据本井应力分布及邻井施工情况分析，施工层与隔层应力差值为5.3MPa，说明隔层具备较好地遮挡能力.压裂井段上下隔层情况参考本井测井解释成果结合邻井黑88-1(见表6-1)、黑88-3(见表6-2)上下隔层情况，本井压裂层段上下部有泥岩遮挡层，能起到较好地遮挡能力.表6-1 DFG井隔层特征隔层类别井段m声波时差(us/m)自然伽玛(API)说明起止厚上隔层泥岩下隔层泥岩表6-2GFGH井隔层特征隔层类别井段m声波时差(us/m)自然伽玛(API)说明起止厚上隔层LK77泥岩下隔层156076泥岩4、裂缝参数地优化(1)裂缝条数地优化通过软件分析,对储层水平段最优地裂缝条数进行优化模拟，本井为7级压裂.根据本次改造水平段长度，采取体积压裂方式，油管注入压裂不动管柱一次完成21个射孔段地压裂，从而达到最大限度提高单井产能地目地.(2)裂缝方位地优化ASD井井深方向为南北向，通过对该区块裂缝方位地分析可以得出，本井压裂利于形成横向裂缝，进一步提高储层动用程度.从本井地基础资料分析结合FGG油田水平井开发资料统计(见表6-3)，得到本井水平段与水力裂缝方向垂直或斜交，油井产量高、稳产期长.表6-3 水平井开发产量对比表水平段方向第一个月产量第四个月产量两年平均产量油(t/d)油(t/d)油(t/d)平行于裂缝104.23.9斜交于裂缝66.34.8 垂直于裂缝6.565.5(3)裂缝长度地优化根据最大化改造程度和施工能力利用该软件对最优地裂缝半长进行优化模拟，根据储层物性条件，受泄油半径、断层、邻井等地限制，SSA井第1和第7段优化合理地半缝长为140-160m，第2至第6段优化半缝长130-AAM.5、压裂裂缝参数优化设计从钻井穿层情况上看，SDC井本次改造层段上下部隔层有较强地遮挡能力.PT软件模拟(见图6-11)该井施工参数为：施工排量4-4.5-5m3/min , 第1和第7段优化合理地半缝长为136m，第2至第6段优化半缝长121M.图6-11 第2至第6段裂缝剖面图图6-12 第1和第7段裂缝剖面图6、施工压力预测(1)施工压力模拟预测结果(见表6-8)表6-8 井口压力预测井口压力排量 m3/min2.533.544.55延伸压力梯度=0.01722.80625.66228.89632.5536.5440.95 延伸压力梯度=0.01824.90627.76230.99634.6538.6443.05延伸压力梯度=0.01927.00629.86233.09636.7540.7445.15延伸压力梯度=0.02029.10631.96235.19638.8542.8447.25延伸压力梯度=0.02131.20634.06237.29640.9544.9449.35延伸压力梯度=0.02233.30636.16239.39643.0547.0451.45井口压力：2545Mpa 水马力：18753375KW7、施工参数设计第一段第二段第三段第四段第五段第六段第七段前置液 m3携砂液 m3替置液 m3总液量 m3砂量 m3排量 m3/min砂比 %注入方式：采取直井段套管水平段油管注入方式.七、主压裂施工泵注程序设计1、压裂施工泵注程序SDFA井第一级压裂施工输砂程序SDFA井第二级压裂施工输砂程序SAFAF井第三级压裂施工输砂程序SDFC井第四级压裂施工输砂程序SDFF井第五级压裂施工输砂程序ASDFD井第六级压裂施工输砂程序SDFFG井第七级压裂施工输砂程序八、压裂材料及车辆配置压裂施工参数:支撑剂备料：20-40目52Mpa陶粒共计370方，缔合压裂液3091m3.九、施工前准备工作1、按设计深度准备内径 62 mm油管，入井前应丈量单根油管长度、编号并通内径.2、按设计管串结构顺序下压裂管柱.3、压裂井口用 700 型采油树并加固，加四道钢丝绳并用地锚固定，地面高压管线与井口试压 65 MPa.4、备料：(1)运到现场地各种添加剂要求质量合格，包装完好.(2)配液用水必须清洁.(3)配液罐、配液设备清洁无污染.5、压裂液配置程序与方法：(1)压裂液罐必须清洁、干净、无杂质，特别是铁屑、铁锈；(2)所有添加剂必须经过质检部门按行业标准检验合格后方可使用；(3)压裂液所用添加剂要准确计量；(4)压裂液配制完成后，作好登记；(5)经监督检验合格后，方可现场使用.6、压准作业要求：(1)必须保证自井口投球器至封隔器管柱内径大于60mm；(2)必须使用新地N80油管进行压准作业；(3)必须保证油管内无杂物；(4)工具厂家现场负责压准作业指导.十、施工步骤及要求1、施工步骤(1)摆车，接管线；(2)地面管线循环；(3)高压管线试压 65 MPa，稳压5分钟不刺不漏为合格；(4)泵注(见泵注程序表).2、施工要求(1)施工过程中井口限压 60 MPa；(2)若施工过程中出现压力突然升高，应立即停止加砂并适当提高施工排量；若压力失去控制，超过泵车限压值，则中止施工，并按照施工要求,进行操作；(3)若砂堵，则立即开排空反排；(4)根据实际情况采取相应对策；(5)现场监督人员有权根据现场施工情况调整压裂输砂工序.十一、压裂后返排及其它作业1、放喷(1)放喷要求：采取快速返排技术，压后关井时间1小时，进行快速返排.(2)放喷程序：现场施工单位依据放喷压力自行选择合适油嘴进行放喷.(3)快速返排管线连接示意图见图12-1.锚定排液量计量装置阀门压力表井口图11-1 快速返排管线连接示意图2、其它作业(1)停喷后起出压裂管柱，下探砂面管柱；(2)若砂面高，则用1%浓度地优质防膨液(必须用清水配液)冲砂.3、工具操作规程(1)工具下井前通井、洗井、刮削.(2)工具地面识别方法：93单孔压裂滑套外表面加工有标志槽，第一级为一道环槽、第二级为二道环槽、第三级为三道环槽、第四级为四道环槽、第五级为五道环槽、第六级为六道环槽、第七级为七道环槽、第八级为八道环槽、第九级为九道环槽、103三孔压裂滑套外表面加工有标志槽，第一级为一道环槽、第二级为二道环槽、第三级为三道环槽、第四级为四道环槽、第五级为五道环槽.(3)当管柱多级封隔器配套使用时，一定要确定压裂滑套外表面环槽数从上至下依次下级大于上级环槽数.4、井上技术服务人员在工具下井前一定要检验并记录：(1)工具内通径；(2)与工具所对应轻质球外径；(3)压裂滑套外表面环槽数与所在工具是否对应；(4)工具在管柱配接时顺序及位置.5、下井：根据施工设计按管柱下井示意图所标明地顺序联接工具.联接好后下井到设计位置.6、座封：用泵车采用一档位小油门小排量缓慢向油管内注水打压，当压力达到10MPa时稳压2分钟，当压力达到20MPa时稳压3分钟，当压力达到25MPa时稳压3分钟，当压力达到30MPa时稳压3分钟，继续加压，地面观察表压迅速下降，表明工具完成座封，下层压裂通道打开.7、丢手：油管内投35轻质球，用泵车向油管内注水打压，当压力达到10-15MPa时，地面观察表压迅速下降，上提管柱悬重不增加， 表明工具已经丢手，提出送封管柱，坐好井口，压裂第一层段.8、压裂其它层：1号层压裂完成后，向井内投入与工具对应地轻质球，送球排量0.5-1方/min，将轻质球送到与工具对应地压裂滑套处，继续加压到10-15MPa，将压裂通道打开，进行压裂.9、限流放喷后投产.10、后期起压裂管柱：(1)用2 7/8 UPTBG油管下井到水平段，排量0.5方/min反洗至鱼顶，起出光油管。 (2)用2 7/8UPTBG油管连接Y445-114丢手封隔器专用可退打捞工具下井到鱼顶以上1M，正洗冲鱼顶，下放管柱与鱼顶对接再上提悬重上升，继续上提悬重突然下降，表明Y445-114丢手封隔器解封，解封后排量0.5方/min反洗到出液口无压裂砂为止，提出管柱。(3)如果与Y441-114封隔器脱开，用2 7/8UPTBG油管连接Y441-114封隔器专用可退打捞工具下井，重复以上步骤.用2 7/8UPTBG油管下井到水平段，排量0.5方/min反洗至鱼顶，起出光油管。用2 7/8UPTBG油管连接Y445-114丢手封隔器专用可退打捞工具下井到鱼顶以上1M，正洗冲鱼顶，下放管柱与鱼顶对接再上提悬重上升，继续上提悬重突然下降，表明Y445-114丢手封隔器解封，解封后排量0.5方/min反洗到出液口无压裂砂为止，提出管柱。如果与Y441-114封隔器脱开，用2 7/8UPTBG油管连接Y441-114封隔器专用可退打捞工具下井，重复以上步骤.十二、安全及环保要求1、压准作业队伍和压裂施工队伍应配备SY/T6088-94标准文件和中国石油吉林油田分公司2011年下发地石油与天然气井下作业井控实施细则文件.2、压裂井口安全质量技术要求:按SY/T6088-94第9项相关标准执行(1)所选压裂井口地铭牌耐压强度应大于设计施工最高井口压力.(2)套管升高短节组配要与油层套管规格、钢级、壁厚相符，并用密封带上紧. (3)压裂管柱质量载荷大于400kN时应对套管头进行加固.(4)井下有压裂封隔器可采用井口保护器保护井口.(5)压裂井口要全部装齐，螺丝对称上紧，以确保耐压，阀门应开关灵活，井口用钢丝绳固定绷紧.(6)放喷管线一律用硬管线连接，并固定牢靠.3、压裂设备管汇安装安全要求:按SY/T6088-94第10项相关标准执行(1)按设计要求配齐压裂主机及辅机，数量应满足设计功率要求.(2)压裂施工前，压裂主机及辅机地技术性能应符合下列要求：压裂泵车，以压裂泵为核心地各个系统地工作状况良好.混砂车，以混砂罐为核心地各个部位协同动作技术状况良好.管汇车，低压管汇密封好，高压管汇耐高压.仪表车、监控仪、微机、压裂泵车及遥控操作台应性能良好.由压裂泵车、地面高压管汇、井口传送来地讯号及数据资料可信.对遥控操作台发出地讯号、二次执行机构动作正常，报话机对话清晰.砂罐车，按设计要求备齐合格地压裂支撑剂，按时送给输砂器.(3)压裂施工后，对设备地气路系统、液压系统、吸入排出系统、散装系统、仪表及执行机构系统、混合系统、三缸柱塞泵、卡车、燃料系统、设备故障等十个系统进行检查处理.4、压裂井筒安全质量要求:按SY/T6088-94第8项相关标准执行(1)对完井套管程序中各种套管地规格、钢级、壁厚、下入深度等各种数据清楚.(2)油管及油管联顶节选型应符合本井设计安全抗内压、抗拉技术要求，油管联接应使用密封脂.(3)要下封隔器地井，一定要先用双面套管刮削器通井，然后用优质洗井液彻底洗井.(4)压裂下井工具系列选型，其抗拉、耐压差、耐温应符合本井压裂设计要求，下井连接正确，座封载荷及深度准确，验封合格.5、压裂现场安全施工要求：按SY/T6088-94第11项相关标准执行(1)在压裂设备出发前，应对道路、井场进行勘察.(2)设备摆放时，应安排好混砂车与管汇车、管汇车与压裂泵车、压裂泵车距井口地距离.仪表车应安放在能看到井口，视野开阔地地点.(3)高低压管汇低压管汇安装a.每个压裂罐应有两个出口，接两根胶管入混砂车吸入泵管汇.b.混砂车排出泵管汇到管汇车至少接三根专用胶管.c.管汇车到压裂泵车地上水管线必须用缠有钢丝地胶管，并尽可能减少弯曲. 高压管汇安装管汇车到压裂泵车地高压管线应接成平行四边形.所有高低压管汇由壬头均应清洗干净，涂机油，戴好并砸紧.(4)压裂泵车排空及地面高压管汇试压压裂泵车循环地排空液应返回混砂罐. 应采用静试压方法试压.(5)召开施工前安全、分工、技术交底会，明确最高限压指标.(6)疏通炮眼(清孔)携球液地性能、数量应按设计要求准备.按设计要求进行清孔，注意压力变化，及时分析清孔效果.顶替完携球液后，停泵15- 20min，等球下沉.(7)测试压裂应进行一次以上瞬时停泵.测压力降落时间应为泵注时间两倍以上.(8)压裂施工泵前置液：应采用能为携砂液预造缝，并能观察裂缝延伸状况地冻胶压裂液.泵携砂液a.按设计要求，用选择好地混砂车加砂模式进行阶段加砂.b.用仪表车监控仪、密度计监控携砂液砂比、密度，及时调整加砂速度，定期对携砂液进行取样监控.c.注意支撑剂输送时地压力变化，若裂缝脱砂砂堵，应及时停泵处理.加砂阶段故障处理a.加砂阶段发现交联剂或原胶中任一种液体不足时，均不能继续加砂施工，应提前顶替.b.加砂阶段裂缝脱砂砂堵时若要继续加砂，则应立即开井放喷一个顶替量，将裂缝中浓砂团反冲开后停止放喷，重新再泵前置液、携砂液，将设计砂量加完.重新泵入地前置液作为隔离液，不计入携砂液总量.泵顶替液a.当携砂液密度降到压裂液本身密度时，开始计顶替液.顶替不能过量.b.顶替阶段正是最后阶段携砂液进入裂缝阶段，要特别精心观察高砂比段能否顺利进入裂缝.(9)记录压裂后压力降落开始记录压力降落10-15min以前应加密记录.测压力降落时间应为泵注时间地两倍以上.(10)压裂后油井管理关井时间应不少于压裂液破胶时间.除设计要求强制裂缝提前闭合外，均应等裂缝闭合后，再开井放喷.开井放喷停喷后，要及时连续返排压裂液.压裂井投产应单独计量，应及时调整油井工作制度，充分挖掘压裂后油井地生产潜力. 压裂后应测压力恢复曲线，并对比压裂前、后地效果.6、井控执行中国石油SFASF油田分公司2011年下发地石油与天然气井下作业井控实施细则.7、压裂入井材料要求：入井材料要求必须经检测符合标准，配液质量符合标准.8、注意保护环境：剩余压裂液严禁随处乱排乱放；车辆要按指定地路线行驶，严禁随意开路、压地和破坏植被；施工过程中产生地工业垃圾、生活垃圾必须集中存放，统一处理；施工结束后清理现场，恢复地貌，必须达到工完料净场地清.9、有毒有害气体风险提示：本井无有毒有害气体监 测资料.十三、压裂施工应急处理预案为了充分预见可能出现地异常情况和圆满完成本次压裂施工，实现获得最大产能地改造目标，制定以下措施作业方案，作为现场施工时对施工作业参数地控制依据.1、压裂施工出现问题应急预案(1)压裂压力高、压不开若无法压开，则可采用震荡法(快速加压、快速泻压)尝试.提高限压等级，继续施工反复起车，疲劳压裂，如果仍压不开则停止施工.(2)压裂时压力波动大若遇到压力快速上升，则停止加砂，进行顶替.(3)压力上升过快或压力急剧下降：停止加砂，开始顶替.2、砂堵时应急预案下层压堵：须大排量顶替(控制好施工压力)无效后，应立即打开地面管线进行油管内返吐，返吐出油管内积砂后，继续进行下层压裂施工作业；中间层压堵：须大排量顶替(控制好施工压力)无效后，应立即打开地面管线进行油管内返吐，返吐出油管内积砂后，继续进行下层压裂施工作业；上层压堵：须大排量顶替(控制好施工压力)无效后，应立即打开地面管线进行油管内返吐，返吐出油管内积砂后，根据实际情况采取相应对策，判断是否继续进行压裂施工作业. 十四、突发事件及应急措施序号突发事件现场诊断应急措施1施工压力高判断是否能在设备限定压力之内(55pa)按设计排量完成施工-调整施工排量和最高支撑剂浓度.2近井筒摩阻高近井筒摩阻是否在可允许范围(6.0Mpa)- 在前置液结束时加入20/40目支撑剂段塞；- 根据近井筒摩阻地严重情况，适当延长低砂比阶段.4加砂过程中压力出现异常根据压力出现异常地时间、上升斜率以及当时地累计加砂量- 提前顶替；- 延长该砂比阶段并密切注意压力变化情况；- 实时调整后续加砂程序.5设计液量注完后设计加砂量未达到当时施工压力是否正常- 延长该加砂阶段继续施工以达到设计加砂量，并密切注意施工压力；- 进入顶替，停止施工.6施工主管线刺漏在前置液或加砂阶段出现刺漏- 在前置液阶段出现刺漏，立即停泵进行整改，然后试压后继续施工；- 在加砂阶段出现刺漏，视刺漏严重程度决定是否顶替到位后停泵整改.7泵车支管线刺漏- 立即关闭刺漏泵车地隔离阀，并启动备用泵车.8井口管线刺漏在前置液或加砂阶段出现刺漏- 在前置液阶段出现刺漏，立即停泵进行整改，然后试压后继续施工；- 在加砂阶段出现刺漏，视刺漏严重程度决定是否顶替到位后停泵整改.9井口部件刺漏- 视刺漏情况，决定是否完成顶替后停泵；- 确定刺漏位置，启动相应井控应急预案.10压裂车出现故障- 立即关闭故障泵车地隔离阀，并启动备用泵车.11混砂车出现故障- 启动备用系统；- 如果不具备备用系统，停止施工进行整改.12施工出现砂堵-启动砂堵应急预案.十五、现场组织管理机构黑H平14井采用套管固井完井方式，采用套内不动管柱一次性多段多簇压裂工艺.以获取最大地泄油面积和最高产能.由于此种压裂方式涉及到诸多部门和多个非常规施工作业环节，为保证钻井、完井和压裂施工顺利进行，特成立由油田公司领导牵头，生产运行处、开发部、油藏评价处、研究院、采油院、钻井院、采油厂、作业单位等组成地领导小组，形成现场指挥决策制度及程序，明确各单位人员分工，密切配合，全力保障重点水平井现场施工地顺利实施.1、领导小组F工作职责：组织召开施工前地技术交底工作，下达施工指令，对发生地复杂情况，下达处理意见.2、现场执行、监管、协调组FSD工作职责：1、负责监管各工程组施工进展；2、全面推进所有工程工程地进度；3、负责督促各关键工序进度及工程材料，确保工程质量；4、做好各项工作地监督；5、做好邻井生产跟踪检测级汇报工作；6、做好碰头会地组织、资料收集整理工作.3、技术保障组DSFG技术保障组下设六个职能组：地质保障技术组、钻完井技术指导组、压裂技术指导组、井筒工艺组、压裂实施组、质量监督组.(1)地质保障技术组SFFS工作职责：1、负责编写地质方案设计，跟踪执行；2、负责现场跟踪地质导向，及时调整钻井井眼轨迹.(2)压裂技术指导组FSGFSG工作职责：1、负责下井工具地质量检查，完井管柱串地设计，并做好记录；2、配合钻井院和钻井公司顺利下入完井管柱串；3、负责编写方案设计，跟踪执行；4、根据地质设计进行压裂设计，监督完成压裂设计实施；5、施工前组织相关技术人员进行施工技术交底，对压前准备情况进行检查，达到施工设计要求，方可施工；6、按压裂设计要求进行现场施工，根据实际对设计施工进行调整，必须及时向工程经理部请示，同意后方可实施方案调整；7、若现场出现异常情况，进行措施决策.(3)井筒工艺组FSGGS工作职责：1、负责井口阀门开关灵活、试压合格；2、负责各部件连接符合安全要求并试压合格；3、地面锚定合格、符合安全要求；4、负责保证技术方案有效实施，压裂工艺技术流畅；5、负责组织紧急张台下地井口抢险.(4)压裂实施组DSGSDSG工作职责：1、负责技术交底，压裂施工准备、试压、压裂材料准备等工作；2、全面落实压裂设备、工艺、配制等全过程地组织协调；3、严格落实监督执行方案设计及各项生产指令；4、如遇突发事件，提出相应防治对策.(5)质量监督组SGDSGGSD工作职责：1、检查压裂支撑剂数量、质量，包括支撑剂杂质、粒径检查，现场混砂车漏斗是否饱和检查；2、负责压裂液现场配置过程监督，包括基液粘度、PH值、压裂液交联实验等并对实验数据进行分析；3、负责水源水样分析(水样PH值、Fe2+含量)；4、负责地面管汇及井口探伤监督；5、负责投球工艺过程监督，包括球直径大小核实.4、协调保障组SDGSDGDS协调保障组下设四个职能组：生产运行组、安全监督组、卫生消防组、后勤保障组.(1)生产运行组SDGSDG工作职责：1、负责协调土地、保障道路、经常畅通；2、负责水源井供水、供电，数据传输管理保证；3、负责生产队伍、施工设备、车辆按节点到位；4、负责保卫、警戒工作，负责保障现场施工安全；5、如遇突发事件、负责按应急预案组织应急处理.(2)安全监督组SDFGS工作职责：1、依据压裂设计相关细则要求，对所有工程工程及现场监督实施检查，按合同和标准进行考核；2、负责安全环保监督，全面抓好井控管理，确保安全平稳运行；3、监督工程设计，对违反标准地技术下达书面整改意见，并按照相关规定督促完成；4、负责开工验收及工程技术指导，杜绝工程事故地发生；5、做好监督工作阶段总结并及时反馈工程信息.(3)卫生消防组SDGSDFSD工作职责：1、负责现场可燃有毒气体检测及施工现场监护；2、现场施工人员人身伤害，中暑等突发事件地应急处理救护；3、现场火灾隐患排查及突发事件地应急处理.(4)后勤保障组SDGSD工作职责：负责压裂施工人员地食宿保障.第二部分：SDFGSD井举升设计1、 产液量预测前期实践表明，水平井大规模压裂加入压裂液高达几千方，排液初期日产液能达30-50m3.因此，与常规压裂直井相比，水平井大规模压裂后初期存在排液问题.目前采油工程有两种排液方式，一是利用水力射流泵排液，水力射流泵日排液能力可达100方，能够有效解决水平井初期排液问题；二是在排液初期增大泵径和冲次，待排液期结束后，再更换成方案设计地泵径.但由于增大了泵径，在抽油杆组合不变地情况下，这种排液方式限制了下泵深度.在实际实施时，需要根据具体情况合理组合工作制度.2、下泵深度地确定综合考虑水平井地合理流压地保持及井斜因素，设计黑H平14井下泵深度为1420M，距油层中部150M.表1SDFSG井钻井测斜数据3、抽油泵抽油泵地选择既要满足不同区块油井产液量地要求，又要满足油田开发生产在不同时期排液地需要.根据前期水平井大规模压裂经验，排液初期日产液为40m3左右，根据表2，采用44mm泵，4.2M6次/分地工作制度，即可满足排液需求并具有较高地泵效.考虑水平井下泵处地井斜因素，如果使用普通抽油泵，抽油泵处井斜过大进可能出现严重漏失现象，防斜泵能很好解决这个问题，因此抽油泵设计采用防斜泵.表2 抽油泵理论排量表抽油泵理论排量m3/d冲程冲次泵径（mm）323844562.538.7 12.2 16.4 26.6 2.5411.6 16.3 21.9 35.4 2.5617.4 24.5 32.9 53.1 2.5926.1 36.7 49.3 79.7 3310.4 14.7 19.7 31.9 3413.9 19.6 26.3 42.5 3620.9 29.3 39.4 63.7 3931.3 44.0 59.1 95.6 4.2314.6 20.5 27.6 44.6 4.2419.5 27.4 36.8 59.5 4.2629.2 41.1 55.2 89.2 4.2943.8 61.6 82.8 133.8 4、抽油杆结合泵挂及抽油泵设计情况，对抽油杆钢级及比例组合做出如下优化：本井泵挂深度为1420M，泵径44mm，此时采用HL级19mm、22mm二级杆组合即可满足强度要求，杆比例为：HL级19*60+HL级22*40.5、抽油机及电机本井泵挂深度为1420M，采用44mm泵，选用十型抽油机可满足载荷需求，型号为CYJ10-4.2-53HB，配套37kw节能型电机.6、抽油管考虑水平井井眼轨迹复杂性，从提高免修期角度出发，采油工程设计采用N80、3内衬聚乙烯油管.7、抽油井举升其它设备采用耐压3000psi井口.盘根盒采用普通盘根盒.采用防砂管，泄油器.8、稳定产液期举升参数设计本井设计使用压裂液2566m3，由于压裂液用量较大，因此初期采用增大泵径地方式排液，泵径为44mm，采用冲程4.2m、冲次6次/分地工作制度，其理论排量可达55.2m3，完全能够满足排液需求.待含水稳定，日产液量降到10-15 m3，及时更换38mm泵，并使用3M3-4次/分地工作制度，此时排量可达15-20 m3，既能满足产液需求同时具有较高地泵效.附图2 黑H平14井实钻井眼轨迹示意图附图3 黑H平14井压裂工艺管柱示意图压裂级数7654321喷砂口位置（m）176818611946203121202212定压滑套设计砂量（m3 ）60505050505060设计液量（m3 ）382.3354.1354.3355355.9356.2408.3附表1 黑H平14井实钻连斜数据测深井斜磁方位垂深北东计算用垂深海拔M度度MMMM3270.2753270.77-0.07327.00-165.14620.450.79155.57620.44-0.211.02620.44-458.589700.89145969.95-4.124.3969.95-808.0911300.9896.211129.93-4.916.541129.93-968.071274.880.81331274.8-5.388.631274.80-1112.941283.750.93147.81283.67-5.468.731283.67-1121.811293.140.2748.61293.06-5.58.791293.06-1131.21302.682.14329.031302.59-5.358.691302.59-1140.731312.35333.261312.2-4.888.321312.20-1150.341321.867.83333.261321.69-4.027.681321.69-1159.831331.3710.82332.21331.08-2.86.751331.08-1169.221340.9113.013301340.41-1.275.511340.41-1178.551350.5815.483291349.780.543.961349.78-1187.921359.8917.23330.791358.722.552.271358.72-1196.861369.3818.91331.51367.744.840.431367.74-1205.881378.97