压裂试气的施工

...wd...wd...wd压裂试气施工〔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名称型号规格数量备注一通井机或修井机XT-12/XJ3501台二井架及提升系统BJ-29800KN1副附件齐全三上卸扣液压钳XYQ3C1套吊卡DQ8075T3只管钳24〞36〞48〞1付四井控装备液压双闸板防喷器2FZ18-3535MPa1套防喷井口KFP65-3535MPa1套油管旋塞阀YGXS-11435MPa1套井口KQ78/65-7070MPa1套五低压照明系统标准化电路/1套六柴油发电机395/15GF，68GF七计量设备别离器1台可据井况选择测试工具1套附件齐全压力表40/6MPa2/1只水分析仪器及试剂1套附件齐全八安全检测防护设备正压式呼吸器C9006套充气机JII-E1台四合一检测仪M402套差速防坠器TS-301套安全逃生装置DL561套安全带T3XB高空全背式2副急救药箱1套配套应急药品九抽吸排液工具及钢丝绳RM106A5/8″1套十油管规Φ481支十一排酸筒1套十二测试流程Φ73mmN80〔EUE〕1套可据井况选择〔二〕井口采气树完井井口采用KQ78/65-70(EE-1.5级9阀)采气井口。〔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50表6射孔液添加剂设计量化工料名称KCL设计量kg500准备量kg500〔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2、连接地面放喷流程3、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展通井，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通井中途假设遇阻、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；假设上提下放活动无效，应起出通井规进展检查，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展试压，要求打压60MPa，历时30min压力下降≤0.7MPa为合格。4.6对防喷器、防喷井口进展试压，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6、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、并进展有毒有害气体检测。电缆射孔作业时确保整个射孔过程，液面在井口可见。6.3射孔过程中假设出现溢流现象，立即停顿射孔作业，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展，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压裂施工参数表层位射孔段或套管滑套位置〔m〕替球液量m3前置液量m3携砂液量m3顶替液量m3施工排量m3/min支撑剂量m3含砂浓度Kg/m3平均砂比%液氮〔m3〕太12776.0-2778.0/155.0135.020.55.023.4290.516.6/山222747.59酸8.0+16.3170.0135.020.35.025.7320.318.3/山132711.52酸8.0+16.1125.0115.020.14.520.4295.816.9/山112677.60酸8.0+15.9314.0255.019.96.047.2313.317.9/盒82631.39酸8.0+15.5125.0115.019.55.020.4295.816.9/表8压裂施工管柱性能参数表套管数据外径(mm)扣型内径(mm)壁厚(mm)钢级抗拉(KN)抗内压(MPa)抗外挤(MPa)套管深度安全系数气层套管114.3LTC97.188.56N80144672.376.52859.661.21表9支撑剂性能参数及用量表支撑剂名称粒径〔mm〕体积密度〔g/cm3〕颗粒密度(g/cm3)破碎率(%)数量〔m3〕中密度陶粒20-40目〔0.425-0.850〕1.753.1452MPa下≤5%137.1表10每层过硫酸铵及破胶剂加量表层位APS〔公斤〕胶囊破胶剂〔公斤〕太原2058山22058山131848山1138122盒81848太1：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山22：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：前置液准备胶囊破胶剂26公斤，加量按0.01%人工追加。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：前置液准备胶囊破胶剂74公斤，加量按0.01%人工追加。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：前置液准备胶囊破胶剂26公斤，加量按0.01%人工追加。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①试气队技术员对送到现场的化工料进展检查，在化工料缺乏的情况下，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。②储液罐全部备足清水50m3③准备水剂料及交联剂1〕水剂料TGF-1添参加5m3方池中待混配车使用2〕交联剂JL-14储藏在5m3方池中待混砂车使用④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参加。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48mPa.s。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⑴油管：2″连续油管4500m⑵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〕。⑶储液罐：根据现场情况储藏；闸门配齐油壬头；5.0m3⑷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⑸施工车辆：表11压裂施工车辆准备序号设备名称规格型号单位数量备注〔标准〕1主压车FC-2250套1满足最大排量6.0m32混砂车100/70桶台13仪表车EC-22ACD台14压裂管汇DY5120JSQ套15水泥车700型台16大型砂漏斗/套120-40目：137.17吊车/台2⑺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21.4名称设计量Kg准备量Kg生产厂家HJF-94578680庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司柠檬酸5875潍坊英轩实业CF-5A192200庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司YFP-1192200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设计量Kg准备量Kg生产厂家CJ3-184188425庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司JL-1497659800庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司KCL300300俄罗斯乌拉尔钾肥股份公司TGF-11091511000庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司APS114125陕西宝化科技有限责任公司胶囊破胶剂334334庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司7.6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、管柱构造清楚、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，联接好地面上下压管线；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压裂施工泵注程序表14第一级太原组压裂施工泵注程序表〔射孔段：2776.0-2778.0m〕表15第二级山22层压裂施工泵注程序表〔滑套位置：2747.59m；球座直径：80.40mm〕表16第三级山13层压裂施工泵注程序表〔滑套位置：2711.52m；球座直径：83.6mm〕表17第四级山11层压裂施工泵注程序表〔滑套位置：2677.60m；球座直径：86.80mm〕表18第五级盒8层压裂施工泵注程序表〔滑套位置：2631.39m；球座直径：90.00mm〕注意:施工完毕后持续录取压力5分钟以上7.9施工要求：7.9.1注前置液：提高施工排量到达设计要求，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，按设计要求进展加砂，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，顶替完毕后，一般需要关井15~30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，及时进展控制放喷排液。7.10资料录取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顿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，那么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到达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11五、井控安全与HSE要求1、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。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0.6256-0.92.4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3、井控设备要求3.1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的压力级别进展配套，如果遇到异常高压区块或高压井，那么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乌审旗工程部3.2井控设备的现场使用与维护保养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展，检修时必须出具检修报告，统一编号，建设台帐。3.2.23.2.3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3.2.43.2.5进展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、油管旋塞处于翻开状态，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。别离器与井口直线距离大于15米3.3.53.3.6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8～10m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13.3.7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0.8m×0.6m×0.8m3.3.8地面放喷管线应使用27/8″油管，高含硫井应使用27/83.3.9开工前先由试气作业承包商〔单位〕验收合格后向油田公司工程组提出验收申请，由工程组主管领导牵头，及时组织工程技术、安全、监视等人员会同试气图1地面流程安装示意图4、试气施工过程井控要求4.1作业前的井控准备4.1.1按Q/SYCQZ314-2010?试油、修井作业安全检查标准?，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按设计要求储藏好压井液及防火、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?SY5727-2014、Q/SY1553-2012?井下作业井控技术标准?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。一般情况下附加值确实定：天然气井0.07－0.15g/cm3或3.0－5.0MPa。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展检测。4.2.5射孔过程中假设发现溢流，停顿射孔作业，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4.3.1油气层翻开后，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展试开关，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、油管旋塞阀处于翻开状态，灵活好用。4.3.2油气层翻开后，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，假设发现实际灌入量与理论计算量不符，先停顿作业，立即关井，查明原因，确认井内正常前方可继续进展作业。4.3.3发现溢流，停顿作业，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。假设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0.07－0.15g/cm3或3.0－5.0MPa，准备量原那么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。4.4.3压井完毕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展起钻作业。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1.0%KCL+清水压井液密度1.01压井液数量50方5、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。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，假设需动火，应执行?生产区域动火作业安全标准?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SY5727－2014?井下作业安全规程?、SY/T5225－2012?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气体区域进展试油〔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?，相关人员上岗前应承受培训，熟知H2S和CO的防护技术等，经考核合格，取得合格证前方可上岗。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展监测，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。6、试气施工过程井喷失控的应急反响发生井喷失控事故后，现场前期应急行动要执行以下临时处置原那么：6.1立即停顿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，控制事态开展；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，及时界定不安全范围。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，在防止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H2S、CO应急处置程序7.1当检测到空气中H2S浓度到达15mg/m3〔10ppm〕或CO浓度到达30mg/m3〔25ppm〕阈限值时启动并执行试气关井程序，现场应：a、立即关井，切断不安全区的电源；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不安全区。c、安排专人佩戴正压式空气呼吸器到不安全区检查泄漏点。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浓度到达30mg/m3〔20ppm〕或CO浓度到达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。d、指派专人至少在主要下风口距井口50m、100m和500m处进展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假设现场H2S到达150mg/m3〔100ppm〕或CO浓度到达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〔工程组〕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含量到达150mg/m3〔100ppm〕或CO浓度到达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前方可实施。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。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?〔SY5727-2014〕。8、防硫化氢措施执行SY6137-2012?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2井场压裂液不落地处理与再利用工艺流程示意图3、回用液应到达气田压裂液配液指标要求。回用液配EM50压裂液指标要求序号水质指标单位常规配液连续混配1pH值-6.0-7.56.0-7.52SO42-mg/L＜2000＜10003Fe2+mg/L＜200＜2004CO32-+HCO3-mg/L＜600＜6005Ca2++Mg2+mg/L＜10000＜50006细菌个/ml<106<1057悬浮物mg/L＜200＜2004、井场剩余压裂返排液要求拉运至集中处理站回收处理。(二)安康、安全与环境管理根本做法1、遵守国家、当地政府有关安康、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安康、安全与环境管理体系指南?SY/T6362-2012执行。3、严格落实?天然气井试气作业HSE方案书?、?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〔见表表4-1套管性能数据表套管数据外径(mm)扣型内径(mm)壁厚(mm)钢级抗拉(KN)抗内压(MPa)抗外挤(MPa)套管深度安全系数气层套管114.3TPCQ97.188.56P110215799.498.92094.921.66气层套管114.3LTC97.188.56N80144672.376.52859.661.214.2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44.7±5MPa〔井口压力预测有±5MPa表4-2不同排量下井口施工压力预测排量(m3/min)管柱摩阻((MPa)井底裂缝延伸压力(MPa)液柱压力(MPa)近井筒摩阻(MPa)井口压力(MPa)4.06.157.427.0541.5±55.07.257.427.0542.6±56.09.357.427.0544.7±57.013.357.427.0548.7±58.016.957.427.0552.3±59.021.657.427.0557.0±510.025.957.427.0561.3±5排量6.0方/分钟时管柱校核：垂深(m)静液柱压力(MPa)液体摩阻(MPa)管柱内压力(MPa)管柱内外压差(MPa)安全系数41/2"N80套管41/2"P110套管00.00.044.744.71.62.2277627.09.362.438.01.92.6砂堵时的管柱受力校核：垂深(m)压力(MPa)净压差(MPa)41/2"N80套管41/2"P110套管060.060.01.21.7277692.465.41.11.5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〞8.56mmP110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γ=1.01g/cm3，射孔液28m4.3.3射孔参数〔见表4-3〕表4-3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)太12775.1-2777.01.92776.0-2778.02.00￠54-16-90-70MPa/DP26RDX-390162781.5-2783.52.0五、试气主要设备、工具及器材〔见表5-1〕表5-1试气主要设备、工具及器材项目序号名称型号及规格单位数量备注一井架及底座1井架及底座BJ29/80套1应有安全接线、或XJ350及以上修井机二提升系统2游动滑车〔大钩〕大于600kN套1/3天车大于600kN套1/三动力提升系统4动力设备XT12/15套1或XJ350及以上修井机四井场配电系统5柴油发电机组大于30kW套1/五井口工具及计量器具6井口KQ103/65-70KQ65-35套1/7油嘴/套1配齐所有尺寸的油嘴8油管23/8″(N80)套1按作业井井深的105%准备。六井控设备及设施9液压双闸板防喷器35MPa套1配备全封和油管芯子10防喷井口35MPa套1与作业井口匹配11油管旋塞阀35MPa套1配齐开关工具12地面放喷管线27/8″、J55钢级以上套1用地锚固定七安全设施13消防设施/套135kg干粉灭火器2具，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2631.0-2632.06.1.2洗井洗井液：清水，用量45m3，洗井排量650L/min，返出洗井液机械杂质含量不大于0.2%6.1.3替入射孔液洗井完毕后正循环替入射孔液至井口。6.1.4清水试压60MPa，30分钟井口压力下降小于0.7MPa。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Φ70mm，通井至井底。6.2射孔按“射孔设计(通知单)〞进展射孔作业，发射率在95%以上，射孔段误差小于20cm6.3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上五层进展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：20%HCL+1.5%HJF-94+0.15%柠檬酸+0.5%CF-5A+0.5%YFP-1设计数量：32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，在酸罐中参加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EM50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低粘液：0.45%CJ3-1+0.50%TGF-1+0.5%JL-14，设计数量1364.0活性水配方：0.30%TGF-1+1.0%KCl+清水，数量90m破胶剂：太1：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山22：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：前置液准备胶囊破胶剂26公斤，加量按0.01%人工追加。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：前置液准备胶囊破胶剂74公斤，加量按0.01%人工追加。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：前置液准备胶囊破胶剂26公斤，加量按0.01%人工追加。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/低粘液时，首先配液车排量为300L/min，依次参加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稠化剂缓慢参加〔控制配液车排量为500L/min，控制每100kg参加时间为3.0min〕，防止形成鱼眼，再循环30min，最终降阻水粘度大于9mPa.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6-1压裂施工参数表层位射孔段或滑套位置〔m〕砂量〔m3〕砂比(%)排量〔m3/min)总液量〔m3〕液氮用量〔m3〕改造次序太12776.0-2778.023.516.75.0310.5/1山222747.5925.818.45.0349.6/2山132711.5220.516.94.5284.2/3山112677.6047.217.96.0280.0/4盒8上2631.3920.516.95.0283.0/56.3.1.5支撑剂支撑剂类型、规格见表6-2表6-2支撑剂性能参数及用量表支撑剂名称粒径〔mm〕破碎率(%)数量〔m3〕中密度陶粒0.425-0.850〔20/40目〕≤5.0〔52MPa〕137.56.3.1.6压裂施工泵注程序表6-3太1压裂施工泵注程序〔射孔段：2776.0-2778(陶粒23.5m3，砂比16.7％，排量5.0m3/min，前置液155.0阶段液体类型液量〔m³〕排量m³/min砂浓度砂比支撑剂量分段时间min累积时间min液氮排量m³/min备注kg/m3%m3前置液1滑溜水605.012.012.0/2低粘液155.01206.81.03.015.0/20-40目3低粘液805.016.031.0/携砂液4低粘液205.01609.11.84.035.0/20-40目5低粘液205.024013.62.74.039.0/20-40目6低粘液305.028015.94.86.045.0/20-40目7低粘液255.032018.24.55.050.0/20-40目8低粘液205.036020.54.14.054.0/20-40目9低粘液205.040022.74.54.058.020-40目顶替液10滑溜水20.55.04.162.1合计或平均总液量：310.5/16.7段塞1.0陶粒22.5////表6-4山22压裂施工泵注程序〔滑套：2747.59m，球座：80.3mm〕(陶粒25.8m3，砂比18.4％，排量5.0m3/min，前置液170.0阶段液体类型液量〔m³〕排量m³/min砂浓度砂比支撑剂量分段时间min累积时间min液氮排量m³/min备注kg/m3%m3替球酸液3.01.0//滑溜水1.01.0//投球打滑套酸液5.01.0//滑溜水15.31.0//前置液1滑溜水655.013.013.0/2低粘液155.01206.81.03.016.0/20-40目3低粘液905.018.034.0/携砂液4低粘液205.01609.11.84.038.0/20-40目5低粘液205.024013.62.74.042.0/20-40目6低粘液305.030017.05.16.048.0/20-40目7低粘液255.036020.55.15.053.0/20-40目8低粘液205.040022.74.54.057.09低粘液205.048027.35.54.061.0顶替液10滑溜水20.35.04.165.1合计或平均总液量：325.3/18.4段塞1.0陶粒24.8////表6-5山13压裂施工泵注程序〔滑套：2711.52m，球座：83.6mm〕(陶粒20.5m3，砂比16.9％，排量4.5m3/min，前置液125.0阶段液体类型液量〔m³〕排量m³/min砂浓度砂比支撑剂量分段时间min累积时间min液氮排量m³/min备注kg/m3%m3替球酸液3.01.0//滑溜水1.01.0//投球打滑套酸液5.01.0//滑溜水15.11.0//前置液1滑溜水454.510.010.0/2低粘液154.51206.81.03.313.3/20-40目3低粘液654.514.427.8/携砂液6低粘液204.51609.11.84.432.2/20-40目7低粘液204.524013.62.74.436.7/20-40目8低粘液254.530017.04.35.642.2/20-40目9低粘液304.536020.56.16.748.9/20-40目10低粘液204.540022.74.54.453.3/20-40目顶替液11滑溜水20.14.54.557.8/合计或平均总液量：260.1/16.9段塞1.0陶粒19.5////表6-6山11压裂施工泵注程序〔滑套：2677.60m，球座：86.8mm〕(陶粒47.2m3，砂比17.9％，排量6.0m3/min，前置液314.0阶段液体类型液量〔m³〕排量m³/min砂浓度砂比支撑剂量分段时间min累积时间min液氮排量m³/min备注kg/m3%m3替球酸液3.01.0//滑溜水1.01.0//投球打滑套酸液5.01.0//滑溜水14.91.0//前置液1滑溜水656.010.810.8/2低粘液106.0804.50.51.71.7/20-40目3低粘液1006.016.718.3/20-40目4低粘液156.01206.81.02.513.3/20-40目5低粘液1246.020.734.0/20-40目携砂液6低粘液456.01206.83.17.541.5/20-40目7低粘液506.024013.66.88.349.8/20-40目8低粘液556.032018.210.09.259.0/20-40目9低粘液606.040022.713.610.069.0/20-40目10低粘液256.046026.16.54.273.2/20-40目11低粘液206.050028.45.73.376.5/顶替液12滑溜水19.96.03.379.8/合计或平均总液量：260.1/17.9段塞1.5陶粒45.7////表6-7盒8上压裂施工泵注程序〔滑套：2631.39m，球座：90.0mm〕(陶粒20.5m3，砂比16.9％，排量5.0m3/min，前置液125.0阶段液体类型液量〔m³〕排量m³/min砂浓度砂比支撑剂量分段时间min累积时间min液氮排量m³/min备注kg/m3%m3替球酸液3.01.0//滑溜水1.01.0//投球打滑套酸液5.01.0//滑溜水14.51.0//前置液1滑溜水455.09.09.0/2低粘液155.01206.81.03.012.0/20-40目3低粘液655.013.025.0/携砂液6低粘液205.01609.11.84.029.0/20-40目7低粘液205.024013.62.74.033.0/20-40目8低粘液255.030017.04.35.038.0/20-40目9低粘液305.036020.56.16.044.0/20-40目10低粘液205.040022.74.54.048.0/20-40目顶替液11滑溜水19.55.03.951.9/合计或平均总液量：259.5/16.9段塞1.0陶粒19.5////6.3.1.7压裂施工要求a)压裂井口采用KQ103/65-70井口。b)储液罐清洗干净，配液水pH值为6.5～7.5。c)所用氯化钾要符合GB6549-2011?氯化钾?中的Ⅰ类技术要求规定的指标。对配好的压裂液要做小样检测，检测基液粘度，应与室内试验数据相符；检查交联剂质量和交联时间。d)取全取准各项施工参数，施工压力、排量和砂比等，压力、排量和砂比记录曲线连续准确，施工完毕后持续录取压力5分钟以上,现场及时提供施工参数和施工记录曲线的书面和电子文档资料。e)压裂施工按SY5727-2007?井下作业安全规程?和Q/SY31-2007?压裂工程技术监视及验收标准?执行压裂优化设计结果。6.4放喷和排液6.4改造措施完毕后，井口加装捕球器，20-40分钟开井，放喷初期根据压力变化情况用节流管汇加大放喷，采用井口捕球器收球后，视放喷情况采用带压作业及时下入23/8″油管连接喇叭口进展排液，并准确记录油管压力和套管压力，计量排出液量。6.4.2压裂液返排开场的0.5小时、1小时、2小时、4小时分别取样检测返排液的pH值、粘度及Cl-含量。6.4.3假设不能自喷，采用氮气举等其它排液6.4.4气水同出井排液量到达压入地层压裂液量80%以上，且Cl-含量在3天内波动值小于56.5求产和测压6.5.1求产用“一点法〞求产。6.5.2测压下入电子压力计测静压、静温及梯度。压力计停点深度自上而下为0m、250m、500m、1000m、1500m、2000m、2500m、2550m、2575m、2600m、2620m。6.5.3产气剖面测试现场由试气队配合中油测井进展产气剖面测试，施工时严格按照相关要求认真做好井控安全。四、压裂试气施工〔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名称型号规格数量备注一通井机或修井机XT-12/XJ3501台二井架及提升系统BJ-29800KN1副附件齐全三上卸扣液压钳XYQ3C1套吊卡DQ8075T3只管钳24〞36〞48〞1付四井控装备液压双闸板防喷器2FZ18-3535MPa1套防喷井口KFP65-3535MPa1套油管旋塞阀YGXS-10535MPa1套井口KQ65-7070MPa1套五低压照明系统标准化电路/1套六柴油发电机395/15GF，68GF七计量设备别离器1台测试工具1套附件齐全压力表40/6MPa2/1只水分析仪器及试剂1套附件齐全八安全检测防护设备正压式呼吸器C9006套充气机JII-E1台四合一检测仪M402套差速防坠器TS-301套安全逃生装置DL561套安全带T3XB高空全背式2副急救药箱1套配套应急药品九抽吸排液工具及钢丝绳RM106A5/8″1套十通井规116mm1只十一油管规φ59mm1支十二排酸筒1套十三测试流程Φ73mm〔N80EUE〕1套可据井况选择〔二〕井口采气树采用KQ65/70型EE-1.5级9阀采气井口，采用下悬挂，油管用直坐式联接。〔三〕洗井射孔液设计1、洗井液：清水设计配制：90m32、射孔液配方：5.0%KCL+清水设计配制：50m3表6射孔液添加剂设计量化工料名称KCL设计量kg2500准备量kg25006.1施工步骤及要求6.1.1改造方式：采用27/8″〔N80，EUE〕油管注入压裂，K344-112三层分压工具对该井山11、盒8、盒6层进展分层改造，合层排液。6.1.2钻具构造：满足三层分压合排，管柱构造〔自下而上〕为：∮32mm坐封球座+∮116mm通井规+27/8″〔N80，EUE〕油管3根＋滑套座落接头+K344-112封隔器+KDB114-60水力锚+ZKHT-100三级滑套开关+8根27/8″〔N80，EUE〕油管＋调整短节+滑套座落接头+K344－112封隔器+ZKHT-100四级滑套开关+2根27/8″〔N80，EUE〕油管+K344-112封隔器+KDB114-60水力锚+KAJ-100安全接头+27/8″〔N80，EUE〕油管至井口〔封隔器及水力锚卡点位置必须避开套管接箍〕。钻具构造见附图三。表7施工钻具及下入深度工具名称∮32mm坐封球座∮116mm通井规滑套座落接头封隔器水力锚深度<m>2796.0±2795.5±2765.5±2765.0±2764.0±工具名称三级滑套开关滑套座落接头封隔器四级滑套开关封隔器深度<m>2763.0±2678.5±2678.0±2677.0±2657.0±工具名称水力锚安全接头深度<m>2656.0±2655.0±配下压裂钻具：压裂钻具要检查好工具及附件，绘制草图，下钻严格控制速度，初始5根下放速度不应超过5m/min，正常下钻速度控制在10-20m/min，当下到接近设计井深的最后5根或钻具通过射孔段时，下放速度不应超过5m/min，遇阻不得强行加压，严防封隔器胶筒受损。封隔器、水力锚坐封位置必须避开套管接箍位置。下钻完毕后将井筒内5%KCL压井液替出。6.2压裂施工参数表8压裂施工参数表层位前置液量m3携砂液量m3顶替液量m3施工排量m3/min支撑剂量m3含砂浓度Kg/m3平均砂比%平衡压力MPa液氮〔m3〕山11138.0138.08.53.525.5309.817.7≤25/盒8194.0194.08.34.035.1306.317.5≤25/盒6138.0138.08.14.025.5309.817.7≤25/表9压裂施工管柱性能参数表规格钢级壁厚(mm)内径(mm)外径(mm)重量(Kg/m)抗拉强度(t)抗内压强度(MPa)抗外挤强度(MPa)抗拉安全系数27/8″外加厚N805.5162.073.09.7065.7572.977.02.41表10支撑剂性能参数及用量表支撑剂名称粒径〔mm〕体积密度〔g/cm3〕颗粒密度(g/cm3)破碎率(%)数量〔m3〕中密度陶粒0.425-0.85〔20-40目〕1.7503.1452MPa下≤5%86.16.3工作液配方及数量6.3.1压裂液配方及数量滑溜水：0.20%CJ3-1+0.3%TGF-1+0.2%JL-14设计配制：380.0m3低粘液：0.45%CJ3-1+0.5%TGF-1+0.5%JL-14设计配制：800.0m3活性水配方：0.3%TGF-1+1.0%KCL+清水设计配制：30.0破胶剂：山11前置液准备胶囊破胶剂13公斤，加量按0.01%人工追加。携砂液准备APS21公斤，胶囊破胶剂26公斤，加0.007%-0.009%-0.01%-0.03%-0.05%-0.07%人工楔型追加