20XX暂堵压裂技术服务方案

1、八、技术服务方案暂堵重复压裂技术原理及特点 .一 暂堵技术简介 位于鄂尔多斯盆地陕北地区延长油藏大多数储油层都属于特低渗透、 低压、低产 油藏，油层物性特别差，非均质性很强，油井自然产能也就相当低了。为了提高 采收率，绝大多数油井都进行过压裂改造， 但是由于各种原因， 油井产量还是下 降的特别快， 油井依然处于低产低效的状态。 因此，为了达到进一步提高油井产 量的目的， 我们必须做到以下两个方面的工作： 一、针对性的选择有开发前景的 油井进行二次或者多次压裂改造， 以至于提高油井的单井产能； 二、由于我们在 注水开发过程中， 注入水总是沿着老裂缝方向水窜， 导致大部分进行过压裂改造 过的老井含

2、水上升特别快， 水驱波及效率特别低。 针对这部分老井， 如果还是采 用常规重复压裂方法进行延伸老裂缝， 难以达到提高采收率的目的。 为了探索这 一部分老井的行之有效的增产改造措施， 我公司借鉴了国内许多其他大油田的暂 堵重复压裂的成功的现场试验经验， 近两年来进行了多次油井暂堵压裂改造措施 试验。现场施工结果表明： 在压裂施工前先挤入暂堵剂后， 人工裂缝压力再次上 升的现象很明显， 部分老油井经过暂堵施工后， 其加沙压力大幅度上升， 暂堵重 复压裂后，产油量大幅度上升。为了确保有效的封堵老裂缝，压开新裂缝，并保 持裂缝有较高的导流能力， 达到有较长时间的稳产期。 该技术成果的成功研究与 应用，

3、不仅可以提高油井的单井产量， 而且可以提高整个区块的开采力度， 从而 为保持油田的增产稳产提供保障，可取得可观的经济效益和社会效益。 堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术，即研究一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝， 当堵剂泵入井内后有选择性的进入并封堵原有裂缝， 但不能渗入地层孔隙而堵塞 岩石孔隙，同时在井筒周围能够有效地封堵射孔孔眼； 然后采用定向射孔技术重 新射孔，以保证重复压裂时使裂缝转向， 也即形成新的裂缝；从而采出最小主应 力方向或接近最小主应力方向泄油面积的油气，实现控水增油。水力压裂是低渗透油气藏改造的主要技术之一， 但经过水力压裂后的油气井，在 生产一段时间后，会由于诸多原因导致压裂失效

4、。另外，还有些压裂作业 专业资 料实施后对产层造成污染，也会使压裂打不到预期效果。对这类油气井，想要增加 产能，多数必须采取重复压裂进行改造。暂堵压裂技术主要用来解决油层中油水关系复杂、微裂缝十分发育的层位。注水 油田经过一段时间的开采后，大多数低渗透油层已处于高含水状态， 老裂缝控制 的原油已接近全部采出，裂缝成了主要出水通道，但某些井在现有开采条件下尚 控制有一定的剩余可采储量，为了控水增油，充分发挥油井的生产潜能，我们采 用暂堵重复压裂技术，其实质是采用一种封堵剂有选择性地进入并有效封堵原有 压裂裂缝和射孔孔眼，再在新孔眼中进行压裂开新缝；或部分封堵老裂缝，在老 裂缝封面再开新裂缝，从而

5、提供新的油流通道，以保障重复压裂时使裂缝改向， 形成新的裂缝，从而采出最小应力方向或接近最小主应力方向泄油面积的原油， 实现控水增油。暂堵重复压裂技术就是重新构建泄油裂缝体系，为提高油井的产量提供了一种技 术手段，最终的采油效果与所构建的新裂缝体系方向，裂缝的导流能力有很大关 系。为此，在实施暂堵重复压裂技术时，除需要一定的暂堵压裂技术理论外，还 要有能够改变裂缝导流能力的脱砂压裂工艺及强制闭合技术。暂堵重复压裂裂缝转向技术是一个多因素的复杂的压裂技术，从选井、选层、选 剂到方案设计和优化都需要科学严谨的理论依据，其技术要求能达到高质量地为 油田提供更有效的采油措施的目的。 该技术理论和实际操

6、作性都很强， 主要是从 转向压裂的理论着手， 从研究地层岩石力学参数和地应力情况开始， 落实到优选 适合当地区块的暂堵剂， 以及相应的对进行过暂堵压裂的井进行地层压力和温度 以及裂缝转向情况进行检测，以致最后准确得出暂堵压裂的现场实施效果。（1）利用最优化技术进行施工参数的最优化设计，并在单井施工过程中总结修 正。我公司针对目前低孔低渗透油田的改造措施中存在的一些问题和不确定因素， 综合考虑油藏地质特征以及开发现状， 优选出了适合长庆延长油田的合适的暂堵 剂，并完善了相应的配套技术。我公司自成立以来，看好老油田油井市场，致力 研究老油田油井暂堵压裂技术， 近两年对延长油田的地层岩石力学参数和地

7、应力 进行了理论和实际的研究和测试，作为下一步研究裂缝转向效果的基础。专业资料（2）结合对延长石油集团天然气公司老油田油井前期暂堵压裂施工情况，根据 陕北油田储层特征、 生产情况优选了适合陕北地区地质特征的暂堵剂和压裂液配 方；（3）对优选出的暂堵剂进行了室内性能评价、施工参数和用量、级数及加入时 机的优化，形成了适应延长油田暂堵压裂配套工艺体系；（4）采用配套的微地震裂缝检测技术对裂缝的压力、温度和裂缝状态进行了准 确的检测，充分了解压后的地层变化情况以及裂缝转向情况； 通过分析目前国内大部分油田针对暂堵重复压裂中的暂堵剂的选择情况以及现 场实施效果， 并结合贵单位油田的实际储层性质， 优选

8、出了适合贵单位老油田油 井改造暂堵重复压裂现场施工中适用的暂堵剂， 并对它一系列配套施工参数进行 了最优化设计，并采用了目前市场上准确率最高的井下微地震裂缝监测技术对优 选出的暂堵剂的实施效果进行现场监测， 形成了一系列整套适合长庆油田区块老 油井暂堵重复压裂裂缝转向的最优化体系在低孔低渗油田的开发过程中，为了提高产量，最常用的措施就是对地层进行压 裂改造。弹性模量、泊松比、水平地层主应力等是设计井下压裂施工方案中几个 比较重要的参数，通过这几个参数可以很准确地计算施工泵压、压裂液的排量等参数，从而可很大程度地控制裂缝的长度、高度、宽度等，尽量避免目的层压不 开或隔层被压开，还可以避免发生水窜

9、现象，造成损失。同时，由于层位不同， 岩石的机械特性不同，在进行压裂改造措施时，对于岩石机械特性差异较大的地 层不能合压，必须单压。因此，进行地层应力及岩石力学性质分析，在对储层压 裂改造的施工参数、压裂规模及压裂方式进行设计方面具有很重要的意义。二技术指标及检测评价结果1岩石力学参数测定以下是2014年我公司组织通过对延长油田的5块岩心进行了静态岩石力学参数 测试得出了岩心静态力学参数数据：专业资料.载卸加载弹性模量弹性模量岩心号序号泊松比(xIOMPa泊松比(x10MP41.631.38延长油田部分岩心静态岩石力学参数测定结果1动态弹性动态力学参数测试得出该区块静、5块岩心的静、通过对该油

10、田的 模量和泊松比平均值为：=0.212 u静态加载：e=1.636x10MPa4=0.184 u MPa 静态卸载：e=2.07x10 4=0.231u 10MPa =2.031 x 动态：e动把由测井数据求得的动态岩石力学参数与静态 岩石力学参数相比后发现：因此在后面的应力态岩石力学参数普遍比静态岩石力 学参数要大，但相差不多，计算中，可以根据实际资料情况来选定参数。2地应力测试口井的水力压裂基本52014年我公司组织专业队伍对延长油田的是下 表2 口井的最大主应力和最小主应力差数据及地应力计算结果。由表中可以看出：5差值很小，说明该油田的重复压裂裂缝转向的可行性很大。之间，值在17MPa

11、专业资料.t1 /3D2 /3D地层孔喉处的桥堵最为稳定，如图 7所示。专业资料7桥堵示意图图当固相粒子的尺寸为裂缝喉架桥的屏蔽桥堵原理，借用固相颗 粒在地层孑L1/3当固相粒子尺寸为裂缝宽度的宽度尺寸的 2/3时，可稳定架桥 于堵塞裂缝，便能有效而牢固的桥堵两者结合，时，固相粒子可深入裂缝内部堆 积形成桥塞。利用暂堵剂塑性和支撑剂刚性，依据桥堵原理，住孔隙。结合水力 压裂实际情况，从而实现提高水力压裂裂通过水力压裂施工参数控制，实现水力压裂缝内桥堵，缝净压力的目的。 缝内暂堵剂的选择5.2依靠缝内暂堵剂实现 缝内暂堵剂是决定缝内转向压裂工艺是否成功的关键，缝内暂堵剂达到在裂缝内某一位置实现裂

12、缝转向的目标。裂缝延伸的暂时停止，性能应满足以下条件：缝内暂堵剂能在一定温度下软化，在一定压力下易变形。即能与老裂缝(1)中的残留固相、压裂液中的支撑剂一起形成理想封堵。 要求缝内暂堵剂有良好的粘弹 性，可溶于原油或地层水，残余在缝中的(2)暂堵剂易返排，保证泄油通道畅通。 通过大量的室内试验和缝内暂堵剂是实现人工提升裂缝内压力的主要材料，专业资料材料研究，认为油溶性缝内暂堵剂比较适用于长庆油田中低温地层条件下使用。因为油溶性缝内暂堵剂具有不粘泵、易泵送、封堵效果好、油溶性好、易返排无伤害的技术特点5.3暂堵剂优选室内评价室内对A、B和C三种用于缝内转向压裂的暂堵剂进行了性能评价。缝内暂堵剂所

13、要具备的主要物理性能是：(1) 常温下缝内转向剂为固体颗粒，具有一定的硬度和强度，受力情况下呈现脆 性破坏，不粘泵；(2) 当温度达到一定值时，转向剂颗粒软化，在受力时出现塑性变形；(3) 随水力压裂排液和抽汲过程，缝内暂堵剂可完全溶解后排出。为了明确这三种暂堵剂的各项性能指标，在室内模拟地层条件下对它们进行了各 个方面的性能测试，主要包括热稳定性、配伍性、压力模拟、溶解性、返排能力 及封堵能力等。5.4常规性能测试首先，对三种暂堵剂的常规性能进行了测试，主要包括暂堵剂的密度、软化点、 熔化点、溶解能力及颜色等，所测结果见表4和图8所示。井号J絢(t)日卢CH)日卢A A(%930-12X0:

14、即.73,752735JI.W2U441la冷1.73.32建他1XW45L3d111.24.W3.5416234A蚁TWK2A21-即1.951.54J表4三种暂堵剂常规性能表专业资料.暂堵剂外观图图8为了实现油层保护，降低压裂伤害，并能成功实现缝内转向 压裂工艺技术，它的流变性和携砂性决定着裂缝内砂堤的压裂液的性能是一项主 要的性能指标， 物改变油层的温度、 形成时机及施工的规模能力。 室内根据延长 油田储层特点， 适合延长油田储层压裂的低伤害性及流体性质， 研究出与该工艺 技术相匹配的、 完压裂施工表明该压裂液体系具有伤害率低、 抗剪切的特性， 压 裂液配方体系。 全可满足水力压裂施工要

15、求。 暂堵压裂技术指标 6 一些老油井 原来的人工压裂裂缝根本没有可以重老油田经过多年开采以后， 压出新的针对这 类油井， 新挖掘的可能， 只有在老油田进行转向重新压裂改造， 近几年来国最终 才能提高产油量。 这样就可以扩大人工裂缝的扫油面积， 裂缝，温度观内外许多 大型油田采用了一些新的压裂技术和施工方案以及裂缝和压力、 大量储层转向重 复压裂测手段，研究了转向重复压裂可以形成新裂缝的可能性。 专业资料 的现场实验表明：有 80 的储油层形成了新的裂缝，并且增产效益特别显著。 我公司在进行转向重复压裂时使用的裂缝监测技术都是采用北京派尼尔斯石油 工程技术有限公司的嵌入式人工裂缝实时监测技术，

16、经过多年的技术实施证明： 该裂缝监测技术是可行的。6.1 裂缝实时监测技术 水力压裂是改造低渗透油气藏的重要手段， 通过压裂可在地下形成人工裂缝， 改 善地层的渗流条件、疏通堵塞，提高油井的产能。压裂以后是否产生裂缝，产生 裂缝有多长，裂缝朝哪个方向延伸， 压裂井是否会和周围的水井连通， 发生水淹、 水窜现象，这些问题以前都无法即时直接地解决。水力压裂时，在射孔位置，当 迅速升高的井筒压力超过岩石抗压强度， 岩石遭到破坏，形成裂缝，裂缝扩展时， 必将产生一系列向四周传播的微震波，微震波被布置在被监测井周围的A 、B、.等监测分站接收到，根据各分站的到时差形成一系列的方程组，求解C、D这一系列方

17、程组，就可确定微震震源位置，再由微震震源的空间分布可以描述人工裂缝轮廓，最后由计算机上配置的专门的数据采集软件(DAQ)、数据文件管理 软件(BROW)和数据文件处理软件(DSP)来对收集到的微地震信号进行处理，进 而给出裂缝的方位、长度、高度、产状及地应力方向等地层参数。如下图9和图10所示。专业资料.9压裂井裂缝实时监测技术原理图图分站布置图10图六个监测分站对微地震信号进行监测，每个FE、D、CBA现场采用、由地震波到达拾震器的监测分站专门安设一个接受微地震信号的三 分量拾震器，时差可以确定震源到分站的距离。专业资料6.2监测工艺整个监测工程分三步，第一步为收集相关资料；第二步为现场监测

18、；第三步为数 据分析与处理，获得完整解释情况。监测工程需以下资料： (1)构造井位图(2) 地层倾角及井斜数据(3) 基本数据(4) 测井数据(5) 压裂施工方案现场监测流程如下图11所示图11现场监测流程图现场监测结束后根据监测数据，经过数据分析与处理，提供详尽的解释 数据。专业资料7压力、温度监测技术7.1技术简介、特点及用途压裂是低渗油气藏提高油气井产能的重要手段，如何优化压裂设计方案、逐步提 高压裂施工效果是每位地质、工程人员所关心的。而这就要求每口压裂井的现场 压裂数据要齐全、真实、可信并且便于分析。目前用于压裂施工分析的主要是井 口记录的压力等数据，然后通过估算摩阻获得井底的压力数

19、据。实际上受压裂液、 支撑剂、排量、砂比等的影响，摩阻是个动态值，是很难计算获得的，因此也很 难获得井底真实压力，因此压裂分析的结果会出现偏差，进而影响到压裂工程的 改进与提高。为此，我们研制开发了井下实时监测系统。井下实时监测系统包括压力、温度测 试及控制部分，耐高压、耐高温，并且具有大容量数据存储功能。将井下实时监 测系统进行设置后，随管柱下入井中，在软件控制下，该装置在预先设定时间按 预定的采样频率开始采集井底压力、 温度数据并存储起来。 压裂结束取出该装置 后，通过数据回放， 可获得从下管柱开始到起管柱结束整个施工过程真实的井底 压力、温度数据， 从而便于工程技术人员分析并优化压裂工艺

20、设计， 便于管理人 员监督施工全过程，分析施工时效。压裂井下实时监测技术填补了水力压裂工艺井下各种参数录取的空白， 可提高对 储层的认识， 可提供准确的参数用于压裂技术分析， 对压裂设计参数的优化具有 深远的意义。压裂井下监测技术，井下工具简单，不产生节流，可满足大排量施 工，不影响测井、测试施工。该技术可以全过程(下压裂管柱、等压裂、压裂、关井恢复、放喷、求产起压裂管柱 )录取井底压力、温度的变化情况。特别对封 上压下、 C02 泡沫、增能压裂井，能了解真实的井底温度、压力变化。用 专业资 料井底压力进行小型压裂测试解释， 解释结果更加可靠。 可对下压裂管、起压裂管、 压裂施工、放喷的作业施

21、工进行监督，准确的分析作业时效。分析不同的储层、 不同的季节，特别是冬天压裂施工井底的温度变化情况， 在压裂工艺制定措施时， 采取合理的、 必要的预防原油结蜡措施和破胶措施。 压裂结束， 抽吸后若未起压 裂管柱继续进行井底压力监测，则获得的数据还可用于试井分析。7.2 仪器的安装及技术指标(1) 仪器长度：0. 81. Om主体为 3”平式油管，两端配有 2 5”外加厚油管变径接箍。(2) 测试仪器为加拿大进口存储式压力温度计。压力量程： 13Psi20000Psi；O. 1 加 Pa136MPa压力误差：士 O . 03% FS士 6. OPsi温度量程：0150C)(12)温度误差：士 0

22、. 5C最大存储量：50万组仪器安装：(见图12)专业资料温度、压力监测仪器安装图图12井-现场应用实例安246-2788.1压裂的基本情况 专业资料压裂基本数据该井该井位于安83致密油区，2014年6月投注长7层，与安平13注采对2应， 2015年5月观察安平13含水停注，2015年10月恢复周期注水后仍导致安平13见水停注至今，累计注水5131m。3该井长7层测井解释油层12.3m，油层厚度大，含油性好，2014年对该区226 口注水井实施体积压裂注采初期单井 产能2.6t ,180天后平均单井产能1.15t，转采井180天阶段平均单井累产油323t， 效果好。从整体开发效果来看，该区井网

23、适应性较差，同时，为了更好的动用剩 余地质储量，有效提高采收率，现对该井实施前置酸压裂转采，提高致密油开发效果。2014-06-0 (m)1035.00 )28.63完井日期最大井斜下深水泥返深(m) 75.00 最大井斜(。6完钻井深(m)套补距固井质量5.00 投注日期2347.00合格2011-07-12 (m)人工井底)累计注水(m 套管深度(m) 2335.38 51312335.00 3(m)J55124.26 (mm) 钢级 139.70 (mm) 壁厚 7.72 (mm) 内径套管外径 2282269.60 2235.52 2246.94 2258.412190.86 2188

24、.38 2201.94 2213.03 2224.25 套管接箍位置 0.81 (m)2314.97 2292.32 2303.50油井的基本数据本次施工油层数据厚度层位油层井段(m) m (顶深底深2286.2289.长 7 2.8 23 5 2300.2291.9.53 82302.2301.0.978渗透率(10 nm -3)电阻率孔隙度(Qm2 %)()声波时泥质含 差量(口s/m% )()220.9014.84 212.9911.19 209.7914.81含油饱厚度(m)射孔段综合解释和度(m) %)(0.2057.9010.80 50.90 0.139.510.1153.408.

25、85顶深底深 2286.油层66.352289.53.0 52300.08.02292.油层 62.96063.07 差油层专业资料 2311.2307.62.84 差油层 43.2010.83221.5515.923.90.210 1压裂施工参数压裂方式：油套同注外加厚油管至？尲/m73mm斜尖(2284.0)压裂管柱结构(自下而上) :7 士 0.58 井口管 抗外挤抗拉 抗内压 壁厚 外径 重量内径接箍柱(mm强度(mm 强度钢级强度尺寸(Kg/m)外径(mm) 类(MPa) (kN) ) ) (MPa) 型 53.5713.9 8.94 / 24.3 J55 244.5 226.629

26、/ 5套 8 管 25.3J55 /139.7 124.3 33.9 57.72 36.7 / 9.67 76.9 72.9 2474.0 73.0 /5.51 62.0 N80油 8 管 114.3N805.4977.959.672.688.9/ 312压裂施工参数15-20 )30预计工作压力(MPa )预计破裂压力(MPa45油45，套30试泵压力(MPa )施工最高限压(MPa )支撑剂类型及规格真密度 视密度 生产厂家支撑剂类型 粒径（mm ） 2.64 0.425-0.85 20-40 目石英砂1.62长庆昌润2.6540-70 目石英砂 0.243-0.4251.65长庆昌/16

27、/3目固结1.50措施要8.1.的顺序逐）采用试压钻具对套管进行试压，按照 10-15-20-25-30MPa （ 1为合 格，否则重新选井。分钟，压降小于0.50MPa3步提升压力，每个阶段稳压80m3加砂，2292.0-2300.0m，2 （）缝内暂堵压裂长 72 层 2286.5-2289.5m （油 8.0m3/min ，5 方）排量 16-3020-4040-70 （目 10 方，目 65 方，目固结砂 。； 暂堵剂量：，砂比12.7%600kg），套管排量管排量3 ）压裂后彻底 排液。（专业资料（4）措施前后取全取准各项地质资料，便于效果分析。施工准备1、50m3储液罐23具,30

28、m3交联罐1具,清水1180m3,（其中胍胶基液300m3，滑溜水800m3，活性水50m3，交联剂30m3。）2、井口采用KQ65-70型采油井口，油管用上法兰悬挂式联接。3、施工车辆：2500型主压车6台，HSC-60B混砂车2台，运砂车8台拉砂80m3（40-70 目 10 方，20-40 目 65 方，16-30 目固结砂 5 方），ACF-700 型 1 台。工作液准备：.清水活性水液体类型 配 方 数量(m) 350.0 +0.3?-5D+0.3%C0P-1+1.0%KCL+0.08%CJ2-6+0.5?-5D+1.0%KCL清水800.0滑溜水 +0.3%COP-1+0.1%CJ

29、SJ-3清水基液 300.0 +0.35%CJ2-6+0.5?-5D+1.0%KCL+0.3%COP-1+0.1%CJSJ-330.0硼砂 +0.4%APS清水+0.4%交联液交联比(最佳交联比现场确定)100 : 8-12化工料准备：名称设计量Kg名称设计量Kg名称设计量Kg120 CF-5D 硼砂 CJ2-6 56501690120APS3450 CJSJ-3 1100 COP-111500KCL8.1.8支撑剂数量：40-70目石英砂10(M3)20-40目石英砂65(M3)16-30目固结砂5(M3)暂堵剂量：600 (kg )8.1.9施工步骤及要求1起原井管柱起出原生产管柱检查，丈

30、量油管核实数据，清刺干净。专业资料2通洗井作业通洗井前清洗储液罐，用118mm通洗规通至井底，若中途遇阻，先处理井筒 至合格。然后用活性水大排量反循环洗井,Q 500L/min，洗至井口进出口水质 一致为合格。活性水：清水 +0.3?-5D+0.3%C0P-1+1.0%KCL3套管试压采用套管试压钻具对全井套管进行试压，试验钻具结构如下：球座Y341-114封隔器(2280.0m ) + 73mm工具油管至井口，投球打压，油管憋压45MPa，从油套环空试压，压力分别由 10MPa 15MPa 20MPa 25MPa 30MPa，每一阶段3分钟压力下降小于0.5MPa。试压至30MPa合格后，起

31、出 管柱，进行下步措施，若试压不成功停止施工，重新选井。4下施工管柱按要求下好施工管柱。5压裂作业(1) 压裂队按设计配好施工液体，检验合格。(2) 摆好压裂车辆，连接高低压管汇，分别试压45MPa和0.5MPa不刺不漏 为合格。(3) 用活性水低排量正循环灌满井筒后按设计泵注程序实施暂堵+混合水压裂 作业。压裂长 72 层 2286.5-2289.5m ，2292.0-2300.0m，加砂 80m340-70 目10方,20-40目55方，16-30目固结砂5方)，排量8.0m3/min (油管排量3.0m3，套管排量5.0m3 )，砂比8.0%。；暂堵剂量：600kg。泵油管注入系套管注入

32、系阶支撑阶类时液排液min排液液砂支类剂类/min/min0.5-1活性低10.0注打开套管闸滑溜滑溜置注携/5.7目石英砂交联液2.0 20/4020/10.0 /2.0 砂液专业资料目石英砂20/402.0交联液/25 8.02.04.0 30 / 13.3加入暂堵剂 4.7 / /300kg YBZD-1 :20/40交联液2.0 2.0 交联液10.08 1.5 18.8目石英砂/ / / /目石英砂32.93.0滑溜水滑溜水3.040/70/16.7滑溜水3.03.0 滑溜水目石英砂12.440/70/3.0基液3.0 基液目石英砂 40/7011.317.118.6交联液 3.0

33、交联液3.018.73.0 交联液3.0 交联液6.6 5.0 6.6 3.3/ 滑溜水 5.05.05.05.0 5.05.05.0 5.05.0 5.0滑溜水10.0 滑溜水10 35.03.510.016.7 122.020.03.015J1Z滑溜 水滑 溜水 滑溜 水3.3 6.0 7.3目石英砂40/70目石英砂20/40目石英砂20/40 加入暂堵剂300kg : YBZD-1 20/40目石英 砂 20/40目石英砂滑溜水20 6.0 30.0滑溜水滑溜水滑溜水25 44.011.03046.714.0 3545.716.015公斤交联胍胶泵注阶段从环空锲型追加过硫酸铵（APS）

34、 ; 1.62 g/cm3,目石英砂计算按体积密度视密度 2.64g/cm3 注：1.20/40 。 1.65 g/cm3,视密度2.65g/cm340/70目石英砂计算按体积密度。16/30目固结砂计算按体积密度1.50 g/cm3 。，套压最高限压30MPa2.施工井口油管限压45 MPa暂堵剂 加入速度及时机由大庆永晨技术人员和现场技术人员根泵注程序、3.据施工压力调整。压后关井扩压，保持管线连通，详细记录停泵后压力变化，此间禁止拆 卸4.要求每半小时记录一 60min管线。后由措施队伍井口安装压力表进行压降测试，次井口压力，直至压力降为零8.1.10冲砂作业 探砂面冲砂至人工井底。完井

35、要求泵 冲 冲 程数 径m () (r/min mm (生产参数32 2.55理论日产液挂 泵）m（）3(m14.471950专业资料,X 19+ 22 X 400mH级防磨杆光杆+ 22 X 184mH级杆+ 25 杆柱组合活塞32 19活塞拉杆+级防磨杆+ 22 X 288mH 级防磨杆+1064mH （由上到下）1.5m油管管柱组合 73*32整筒泵+油管挂短节0.3m+ 73*油管1940m+ 73母堵19m+ （由上到下）8973眼管1m + 73油管19m+ 合金AOC作业区做好井筒八防配套措施（抽油泵配套双固定凡尔、注意事项凡尔罩）风险提示以上，地层能量高，作业过程中要特别20.

36、0MPa1、预测该井地层压力在 注意井内的压力变化，发现井 喷预兆，启动井控应急程序，作好井控工作。气体进和H2S现场施工时要对2、地层中含有硫化氢等有毒有害气体，CO的情况含量大于10ppm含量大于 20ppm或H2S行监测并做好记录，在CO下按照国家相关规定执行，确保人 员安全。、作业过程中产生的残液必须进入污油池或污水池等，不得随意排放， 作3业其它残留物（油泥、废弃防渗布）必须堆放到作业区指定的地点，防止环 境污染。4、原油及伴生气易燃，做好防火防爆工作。、井场有高压电源及地下电缆。5、井场其它抽油机正在运转。6组织分工及注意事项9接头及短 节井下工（入井油管、1、作业队一定要在地面检

37、查好所有入井钻具，检查好丝扣，按设计要求准确下钻。下钻前必须丈量记录入井工具的型号、）具内外径、长度等数据，并记入工程班报中；钻具位置必须符合设计要求；井口紧固，不刺不漏， 压力表、指重表齐备完好。下压裂钻具时，油管必须丈量三遍，校准后方可下 井。、拉液配液前必须彻底清洗好所有储液罐；施工前按要求配制好工作液, 配液时要记 1mg/L6-7 所有施工用水水质要求 PH 值在之间，机械杂质含量所 有并做好交联试验， 保证液体性能满足施工要求， 录用水量及所有添加剂量， 专 业资料配液参数及试验结果都要交给施工单位。3、压裂队要按设计配备所有上井施工的车辆、设备和仪表。4、施工前开好安全会及施工交

38、底会，做到五清楚（即施工设计清楚；油层特性 清楚；管串结构清楚；安全措施清楚；岗位及分工清楚） ；五稳（即封隔器坐封 稳、降压稳；加砂稳、交联比稳；操作稳）和六不（即不卡不堵、不憋不掉、不 刺不漏）。5、施工所有单位在确保施工质量要求的前提下一律听从压裂队统一指挥；坚守 岗位，听从指挥，不得随意进入高压区。6、工作人员要戴好劳保用品，非工作人员不得进入井场。7、施工中如发生意外情况，由现场施工领导小组共同研究决定措施。8、主压车的超压保护定在 45.0MPa 。9、若进行带酸作业时，现场必须备有足量苏打水，所有施工人员劳保齐全，并 佩戴乳胶手套、护目镜、防毒面具等劳保防护用具，劳动护具齐全才能

39、上岗。10 井控要求1、严格执行石油与天然气井下作业井控规定及井下作业井控技术工作细 则。2、配备 21 MPa 以上单闸板手动防喷器一套、 350 防喷井口一套、 21 MPa 以上油管旋塞阀一套，指定专人负责检查与保养，保证井控装备处于完好状态， 防喷器闸板芯子尺寸与油管、电缆尺寸相一致；现场必须配备 60m3 压井液。3、现场所使用的消防器材和井控设备都必须要有合格证，并按相关要求定期到 指定井控车间检验，有合格证；井控设备要保持清洁、灵活、好用。4、开工前防喷器要进行全面检查和试压，详细填写维修记录。5、施工单位必须认真编写井控设计，对施工井场一定范围内（含硫油气田探井井口周围 3km

40、 、生产井井口周围 2km） 居民、住宅、学校、厂矿、人口积聚场所、 养殖场（池）、滩涂及国防设施、高压电线和水资源以及风向变化等的勘察和调 查资料，在设计中标注说明中提出相应的防范要求， 并制定应急预案， 建立与当 地政府联系通道。专业资料6、含硫地区井控装置符合： SY/T6610-2005 含硫化氢油气井井下作业推荐作 法的规定。7、如果井口压力异常，应立即关井，观察压力变化情况并向现场监督和井下作 业科汇报，取得监督或井下作业科同意后进行控制放喷或压井。8、在施工过程中要安排人员观察溢流，施工中途休息或吃饭时（作业人员休息 时必须位于上风方位） ，由场地工轮换进行观察溢流，并做好记录。

41、如果发生井 喷征兆应及时向司钻汇报，采取井控应急措施。9、施工中途停止作业要座封好井口，不能敞开井口。10、井控应急时由跟班干部统一指挥，各环节紧密配合。11、压井时，必须达到油套压力平衡且没有溢流，即油套压力为“0”，压井液进出口液体性质、色质一致，出口液体中没有气泡等现象。出现二次溢流时，应 停止起下作业，做好井控的各项工作，防止发生井喷事故。11 安全环保要求1、严格按照井下作业操作规程作业，严禁违规违章。2、施工现场必须配备 35kg 干粉灭火器 2 具， 8kg 干粉灭火器 4 具，消防斧 1 把，消防掀 4把，消防桶 4个，消防砂 2方，消防毛毡 10条，消防钩 1个，并做好消防工

42、作。3、井场严禁吸烟；作业前必须灭掉井场所有明火，作业车辆发动机安装排气管 防火罩；作业时，进、出井场所有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。4、施工人员劳必须劳保齐全。5、施工现场必须配备便携式气体检测仪 2台、正压式空气呼吸器 4 套，施工时要对CO和H2S等有毒有害气体进行监测并做好记录，在 CO含量大于12.5mg/m3 或 H2S 含量大于 10mg/m3 的情况下要立即停止作业，检测人员 要佩带正压式空气呼吸器， 现场所有人员必须撤至上风安全区域， 并设立警戒线 和风向标，对进入危险区的人员实行安全许可制度，确保人员安全。6有毒有害区域的井场必须配备固定式

43、多功能检测仪 1套、CO和H2S气专业 资料体检测报警仪（或CO、H2S、可燃体多功能气体检测仪）2台、便携式可燃气 体检测仪 2 台、正压式空气呼吸器 6套。7、油井中含有毒有害流体时，应严格执行 SY/T 6610-2005含硫化氢油井井下 作业推荐作法和 SY/T 6277-2005含硫化氢油气田硫化氢监测与人身安全防 护规程标准。8、作业过程中产生的残液必须进入污油池或污水池等，不得随意排放，排污池 必须有防渗、防倒灌和防外流措施；作业其它残留物（油泥、废弃防渗布）必须 堆放到作业区指定的地点，防止环境污染。9、使用明火及动用电气焊前，应按 SY/T5858石油工业动火作业安全规程的规定办理用火申请手续，在征得安全主管部门的同意后，方可实施。10、井场电器、照明设施、线路安装等执行 SY5727井下作业井场用电安全要求、和SY/T5225石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全技术规程等标准。11 、发电房、伙房、锅炉房等放置在当地季风的上风方向，距井口 30 米以上， 储油罐必须摆放在距井口 30 米外的地方， 与伙房、锅炉房的间距不小于 20 米。12、作业过程中， 除作业人员外其他任何人员不得进入现场， 如因工作需要进入 现场时，必须穿戴齐全劳保并登记上交火种和手机等有可能产生火灾事故的物品。 三 现