XXX井试气压裂施工设计

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡XXX井压裂施工设计XXX公司构造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡井另别预探井井型：直井XXX井马五4层试气压裂工程设计XXX公司设计单位：设计人：日期：初审意见：初审人：日期：审核意见：审核人：日期：审批意见:1基本数据1.1前期试气情况1.2气井基本数据1.3气层基本数据表1.4邻井试气情况2设计依据及试气施工工序2.1设计依据2.2试气施工工序3射孔试气管柱和井3.1射孔3.2试气管柱3.3井4改造措施及参数优化4.1改造工艺4.2改造方式4.3管柱结构4.4液体配方及数量4.5支撑剂类型及规格4.6压裂施工参数优化4.7压裂施工泵注程序5施工步骤及要求5.1通井、洗井、试压5.2射孔5.3压裂施工5.4放喷和排液5.5测试求产6试气压裂施工要求7风险识别8井控与HSE要求9压裂返排液治理要求10施工管柱结构图1基本数据本井为盆地东部天然气勘探项目组(新区)的一探井，属于一级风险井。本井气藏埋深3875.1m-3880.8m,试气层位包括马五41层，本次试气层位马五41层。1.1前期试气情况本层为该井试气的第一个层，综合油管抗拉强度、施工排量、井安全限压、有毒有害气体等因素，本井压裂采用①88.9mm外加厚80SS油管注入。1.2气井基本数据(见表1-1、表1-2)表1-1钻井基本数据表井型直井开钻日期2018/7/17完钻日期2018/8/28完井日期2018/9/11完钻层位马四完钻井深(m)4275地面海拔(m)1542.39补心海拔(m)1550.29完井试压(MPa)30.0人工井底(m)4241.0套补距(m)7.8完井方法套管完井最大井斜(°)/位于井深(m)/井底位移(m)/套管名称外径(mm)壁厚(mm)钢级下入深度(m)抗内压强度(MPa)水泥返深(m)表层套管273.18.89J55773.4524.3地面气层套管139.79.1795S2263.1549.99.17P1104268.477.4固井质量描述合格短套管位置(m)3578.753829.70分级箍位置(m)气层附近接箍位置(m)/预测地层压力(MPa)预测马五4地层压力：h2s含量CO2含量经查阅XXX井周围探井天然气组份分析报告，西北约24km的陕51井马五41气层H2S含量为2897.86mg/m3,东北约15km的陕63井马五41气层H2S含量为7458.4mg/m3,预测本井H2S含量可能为7458mg/m3。同时，马家沟组马五3、马五4、马五6、马五8等地层中石膏层发育，h2s含量可能较高，因此要求在施工过程中特别注意加强对h2s、CO气体的检测及防范，气测一旦发现h2s、CO气体，立即书面通知钻井队及监督，现场人员严格按照上级有关规定和安全操作规范果断处理，确保人身及设备的安全。注：预测地层压力、H2S含量、CO2含量数据来自本井试气地质设计。要求施工过程中加强对h2s、co、CO2气体的检测与防范。表1-2气层段钻井液使用情况表钻井液类型密度(g/cms)漏斗粘度(s)漏失量(m3)失水量(ml)钻井液浸泡时间(h)混油及特殊添加剂情况三磺1.1765/425/1.3气层基本数据(见表1-3、表1-4)表1-3气测解释及岩心物性分析层位气层井段(m)厚度(m)岩芯物性分析气测(%)孔隙度(%)渗透率(10-3^m>)水饱(%)最大平均基值解释结果马五413875.1-3876.'71.6///1.99231.78871.5850未解释3876.7-3880.:<4.1///9.92198.181.5850气层表1-4电测解释结果层位气层井段(m)厚度(m)电阻(m)时差(ps/m)密度(g/cm3)视孔(%)视气饱(%)解释结果马五411.6181.62165.872.713.9025.52干层4.1102.03184.082.659.8866.67气层1.4邻井试气情况(见表1-5、表1-6)表1-5邻井综合数据表井号层位厚度(m)测井成果物性参数电阻率(Qm)时差(ps/m)密度(g/cm3)孔隙度(%)气饱(%)测井解释孔隙度(%)渗透率(mD)莲108马五412.884.71176.532.658.7567.19气层9.053.37陕350马五413.483.39176.012.648.7455.51气水同层10.081.011.8105.37167.302.745.6338.10含气水层6.670.28表1-6邻井压裂施工数据表井号层位措施名称酸量(m3)排量(m3/min)破压(MPa)工压(MPa)停压(MPa)试气产量(m3/d)莲108马五41蚓孔酸转向酸多级注入酸压蚓孔酸：1稠化酸：1转向酸：4558.828.643567水4.5陕350马五41组合酸酸压稠化酸1降阻酸202.81.567.455.51143192设计依据及试气施工工序2.1设计依据依据《XXX井试气地质设计》、《长庆油田2018年天然气勘探项目钻井、储层改造工程方案》进行编写。执行Q/SY53-27《试油(气)试采设计规范》。2.2试气施工工序安装井^通洗井^试压T射孔T措施改造T放喷及排液T求产3射孔试气管柱和井3.1射孔射孔方式电缆传输射孔射孔液射孔液配方：0.3%CF-5A+1.0%KCl+清水，射孔液密度丫=1.1唐/顷3,射孔液68m3,液面至井。射孔参数表3-1射孔参数表层位气层井段(m)厚度m射孔井段m厚度m射孔枪弹马五411.64.0102-16-90-70枪DP44RDX38弹4.13.2试气管柱表3-2油管性能数据表规格钢级扣型壁厚(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①88.9mm外加厚(3866m)80SSEUE6.4576.088.9013.8893.9970.172.61.75采用①88.9mm外加厚80SS油管能满足压裂施工抗拉强度的要求，现场按照作业井深的105%准备。3.3井根据压裂管柱、油管强度校核，要求本井采用KQ70/78型11阀压裂试气井。4改造措施及参数优化4.1改造工艺酸压4.2改造方式采用既8.9mm油管酸压马五41层。4.3管柱结构满足单上封-气举阀一体化压裂管柱要求。（见施工管柱结构图）4.4液体配方及数量表4-1酸液体系名称添加剂浓度总量（m3）活性水配方KCl气井粘土稳定剂1.0%30.0CF-5A气井助排剂0.3%稠化酸配方HCl盐酸20%242.6CJ1-3（A）0.2%CJ1-3（B）1.0%CF-5A酸化助排剂0.5%缓蚀剂HJF-50A3.0%HJF-50B2.5%TWJ-10铁离子稳定剂1.0%YFP-1起泡剂0.5%转向酸HCl盐酸18%195.0ZCJ酸液表面活性剂1.1%CJ1-3（A）0.08%缓蚀剂HJF-50A3.0%HJF-50B2.5%TWJ-10铁离子稳定剂1.0%HRJ互溶剂10%10.0稠化酸配液说明：A、控制配液车排量为3L/min，回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，在酸罐中加入缓蚀剂；TWJ-10铁离子稳定剂；B、控制配液车排量为5L/min，回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，（确保以较大排量回流，以使稠化剂充分分散）将CJ1-3（A）稠化剂主剂缓慢加入（控制每1kg加入时间为2.5mi），按设计要求循环均匀。C、降低配液车排量为3L/min,回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，加入CF-5A助排剂、YFP-1起泡剂.D、最后加入CJ1-3（B）稠化剂助剂，按设计要求酸液循环30min。清洁转向酸配液说明：A、酸罐中加入水，加入1.1%ZCJ酸液增稠剂，循环使其溶解；B、控制配液车排量为3L/min，回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，在酸罐中加入缓蚀剂HJF-94；TWJ-10铁离子稳定剂；私加入盐酸，循环30分钟后取样检测，符合要求后停止配制。4.5酸压施工参数优化表4-2酸压施工参数表层位射孔段m液体类型酸量(m3)施工排量（m3/min）液氮排量（m3/min）液氮用量（m3）马五41稠化酸转向酸互溶剂242.6195.010.00.2021.04.6酸压施工泵注程序表4-3马五41层酸压施工泵注程序序号工作内容液体性质液量m3排量m3/min备注1按施工设计下酸压管柱2低替稠化酸15.6坐封稠化酸2.0高压注酸互溶剂（HRJ）5.0/稠化酸60伴注液氮排量：0.20m3/min清洁转向酸60稠化酸65清洁转向酸65稠化酸70清洁转向酸70稠化酸30互溶剂（HRJ）5.0/注顶替液活性水17.63.0/3排液、试气（按地质方案执行）注：设计施工排量，在井安全限压70MPa条件下，尽可能的提高施工排量。5施工步骤及要求5.1通井、洗井、试压5.1.1通井通井规外径115颇，长度15mm,通至人工井底。5.1.2洗井洗井液：蜜丞，用量些，洗井排量650L/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。试压清水试压25MPa，稳压30分钟，压降小于0.5MPa为合格。5.2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，防止井喷，射孔时避开套管接箍。5.3酸压施工5.4放喷和排液按照图5-1安装地面流程。燃烧池要在井场盛行季节风的下风处，距井不小于30m。图5-1地面流程安装示意图改造措施结束后，视压力变化情况及时组织排液。放喷排液时套管闸门关闭。准确记录油管压力和套管压力，计量排出液量。压裂液返排开始的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。若不能自喷，或排液过程中出现停喷，则采用油管或连续油管气举等其它助排方式及时诱喷排液。对于高含LS等有毒有害气体的井，不宜在夜间进行诱喷作业。5.4.5油、套压力基本平衡，油管压力在24小时内上升值小于0.05MPa时，转入求产。气水同出井排液量达到压入地层压裂液量80%以上，且C1治量在3天内波动值小于5%后转求产。5.5测试求产（按试气地质设计执行）5.5.保用三相分离器进行测试求产。5.5.浴项施工工序按操作规程及施工设计要求进行，保证施工质量。5.5.严格按照《气井试气地质要求及资料录取标准》等相关要求取全取准各项资料。5.6其它要求施工中出现工程设计以外的作业时，需由施工方编写补充设计，建设单位审批后实施。6试气压裂施工要求（见附件1）7风险识别7.1地理环境XXX井场位于南北走向的旱坡地内，东面靠山，西面为坝沟，南北两面均为旱坡地。西面约570米处有住户，西北大约10米处为小油路，南面约720米处有住户。施工过程中应注意车辆行驶安全，注意做好消防等相关应对措施，确保人身财产安全。本井地理环境资料由项目组提供，并由该项目组进行复查确认，要求施工设计对该井周边环境进行核查并制定相应的应急预案（核查范围30m）。井场环境示意图7.2井控风险级别及提示经查阅XXX井周围探井天然气组份分析报告，西北约24km的陕51井马五41气层H2S含量为2897.86mg/m，东北约15km的陕63井马五41气层H2S含量为7458.4mg/m3，预测本井H2S含量可能为7458mg/m3。同时，马家沟马五3、马五4、马五6、马五8等地层中石膏层发育，h2s含量可能较高，因此要求在施工过程中特别注意加强对h2s、CO气体的检测及防范。一旦发现h2s、CO气体，立即书面通知队长及甲方监督，现场人员严格按照上级有关规定和安全操作规范果断处理，确保人身及设备的安全。不排除地层压力突变、有毒有害气体含量异常的可能性，要求试气施工过程中要严密监测，防止井喷与中毒事件发生，确保人身及设备安全。本井为一级风险井8井控与HSE要求（见附件2）9压裂返排液治理要求（见附件3）10施工管柱结构图（见附图）附图：表层葺管：翻门丽础书』而气ggf:。1眇TnmXH风加3&表层葺管：翻门丽础书』而气ggf:。1眇TnmXH风加3&(InSS花.1祝航血F跚1血 马气射XXX井马五「层压裂管柱示意图Mn制I3S：383frW.5m噩通卿-=p®8AI#1：灿血附件1机械封隔器试气工程设计试气施工要求6试气施工要求6.1试气作业要求作业队要在地面检查好所有入井钻具（入井油管、接头及短节等井下工具），检查好丝扣并通径，按设计要求准确下钻。下钻前必须丈量和记录入井工具的型号、内外径、长度等数据，并记录工程班报中；钻具位置必须符合设计要求；井紧固，不刺不漏，压力表、指重表齐备完好。严格按方案配方及配液要求配制压裂液。拉液配液前必须彻底洗好所有储液罐；施工前按设计要求配制好工作液。配液时要记录用水量及所有添加剂量，保证液体性能满足施工要求，所有配液参数及试验结果都要提交给施工单位。施工前配备与压裂等级相匹配的压裂井及350型防喷器（防喷器安装在四通和井之间），确保其可正常使用。6.2压裂作业要求地面管汇试压要求：油管注入系统试压70MPa，压裂设备要满足施工压力和注入排量的要求。压裂施工过程中主压车的超压保护定在70MPa。压裂队要按设计配备所有上井施工的车辆、设备和仪表。施工前开好安全会及施工交底会，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）；三稳（即加砂稳、交联比稳；操作稳）和六不（即不卡不堵、不憋不掉、不刺不漏）。压裂队取全、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，施工结束后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；及时上交。工作人员要戴好劳保用品，非工作人员不得进入现场。6.3试气压裂设备配置要求6.3.压裂设备提供满足设计施工排量要求的压裂机组（包括液氮泵车），要求混砂车各吸入端均10安装一个20目滤网，以防止大的固体颗粒进入油管堵塞喷嘴。试气主要设备表6-1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）6KN套1/3天车6KN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5柴油发电机组大于30kW套1/系统计量器具6油嘴/套1配齐所有尺寸的油嘴六井控设备及设施7液压双闸板防喷器2FZ18-35MPa套1配备全封和油管芯子8防喷井35MPa套1与作业井匹配9油管旋塞阀35MPa套1配齐开关工具10地面放喷管线①73mm油管套1用地锚固定七安全设施11消防设施/套135kg干粉灭火器2具，8kg干粉灭火器4具，消防斧、锨、桶、砂、毛毡等八排液设备12制氮拖车工作压力不小于25MPa,排量控制在6-12m3/h之间，氮气纯度95%以上。套1项目组视排液情况而决定是否采用气举阀13气举阀/套/注：第一级气举阀最大下深位置不超24m；末级气举阀在封隔器上部；一般井深小于35m下入2-3级；35-40m下入3-4级；40-45m下入4-6级。具体设计由项目组根据井况确定。6.4配液要求储液罐清洗干净，配液水PH值为6.5〜7.5所用KCl必须符合GB/T6549《氯化钾》中的优级技术要求。工业盐酸必须符合GB320《工业用合成盐酸》工业品一级品要求。11附件2机械封隔器分层压裂试气工程设计井控与HSE要求8井控与HSE要求8.1施工设计单位应依据地质设计对该井井场周围一定范围内（含硫油气田探井井周围3km、生产井井周围2km范围内）的居民住宅、学校、厂矿（包括开采地下资源的矿业单位）、国防设施、高压电线和水资源情况以及风向变化等进行复查，并在施工设计中标注说明，制定出具体的预防和应急措施。8.2施工设计中要有从抢险物资存放点到施工井场详细的抢险道路描述。8.3该井井控的重点环节是：电缆射孔及射孔后下施工管柱（非带压）8.4井控设备要求井控设备的配备（1）试气队伍的井控设备按不低于35MPa的压力级别进行配套。配备液压双闸板防喷器、防喷井、油管旋塞阀各一套。（2）必须配齐与作业油管尺寸相一致的防喷器闸板芯子和全封闸板芯子。（3）防喷井悬挂短节尺寸、油管旋塞阀尺寸与作业油管尺寸相一致。（4）含硫区域选择与井防硫级别一致的井控设备。（5）试气作业承包商除按以上要求配齐施工现场井控设备外，还应根据作业区域就近储备2FZ18-35MPa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。井控设备的现场使用与检修（1）井控设备检修周期为12个月，超过12个月必须在井控车间检修。但在现场实施过井控作业的防喷器，即使不满12个月，也必须送回井控车间检修合格后，方可继续使用。（2）井控设备的年检由试气作业承包商送长庆油田公司认可的井控车间进行，出厂时井控车间应出具检修报告，统一编号，建立台帐。（3）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。（4）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。12（5）试气队在每井开始作业前，应对作业井、防喷器、防喷井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（或电缆）尺寸相匹配。（6）进行过现场维护保养的井控设备必须要有维护保养记录。井控设备的安装与验收（1）射孔与起下管柱作业时必须在井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。见图8-1。液压防喷器远程控制台与防喷器相匹配，远程控制台与井直线距离大于25m,便于司钻观察的位置，并保持不少于2m的人行通道，周围10m不允许堆放易燃、易爆、易腐蚀物品，并有专人检查保养。J取闻版防喷器LLILX^油补距LH~iIr~LJill套补距I1I套曾头inI,—油管及钻具图8-1井控装置安装示意图（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）检查保养好防喷井、钢圈和油管旋塞，并摆放在井备用。防喷井闸门全开、油管旋塞处于打开状态，灵活好用。（4）在作业前必须安装油、套管放喷管线，并接出井30m以外。分离器与井直线距离大于30m。（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，分离器至井地面管线试压25MPa，放喷管线试压不低于10MPa。（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2m内要用水泥基墩带双地脚螺13栓卡子或双地锚固定，节流要使用节流阀或针型阀。(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%6m%8nj压板圆弧应与放喷管线一致，卡子上用双螺帽并紧固。地面放喷管线应使用虐mm油管，高含硫井应使用①3mm防硫油管、防硫阀联接。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。8.5试气施工过程井控要求作业前的井控准备按Q/SY08124.3-2016《石油企业现场安全检查规范第三部分：修井作业》，根据井场实际情况布置好井场的作业区、生活区及电路、气路，符合安全要求。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。按设计要求储备好压井液及防火、防中毒、防爆器材。落实井控岗位责任制、培训及演练等井控管理制度。检修好动力、提升设备。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。(7)施工设计中明确与当地政府有关部门及中要求的有关单位的联系方式。(8)施工过程中严格执行中油工程字[26]247号《关于印发《中国石油天然气集团公司石油与天然气井下作业井控规定》的通知》、SY/T6690《井下作业井控技术规程》、Q/SY1553-2012《井下作业井控技术规范》和《长庆油田试油(气)井控实施细则》(长油[2018]89号)。射孔要求电缆射孔必须安装双闸板防喷器，其中上部为全封闸板，下部为油管闸板。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、连接好地面放喷管线，做好防喷准备。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3或3.0-5.0MPa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，并有专人坐岗观察，同时对有毒有害气体及可14燃气体进行检测。（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，关井观察、记录压力。同时按程序向主管部门汇报。起下管柱要求（1）气层打开后，起、下钻前必须向井筒内灌满压井液，起钻过程中应连续补充，保持井筒压力平衡。需要压井时确认压井合格后，才能进行起、下钻作业。（2）起下管柱作业前必须在井大四通上安装液压双闸板防喷器，防喷器闸板组合要与井内作业管柱外径相配套。（3）起下大直径钻具时，必须控制起下管柱速度，距射孔段3m以内，起下管柱速度不超过5m/分钟，注意观察悬重及井液面的变化。如果有异常，不得强行起管柱。（4）更换钻具后应立即下钻，严禁起下管柱中途停工休息和空井检查设备。若起下管柱中途设备发生故障，在维修设备前必须安装好防喷井（或油管旋塞），关井观察压力，严禁敞开井。（5）起下管柱应坐岗观察，检测有毒有害及可燃气体含量，做好记录。若中途发生溢流、井涌，应及时关井观察。（6）起钻完等下步方案时，井内必须先下入不少于井深1/3的油管，座好井，严禁空井等停。压井要求（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。（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，一般情况下附加或3.0-5.0MPa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。（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）压井过程中应保持井底压力略大于地层压力。（5）压井合格后卸掉采气树，安装好双闸板防喷器进行起钻作业。起钻前要求在井准备好防喷井、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。15（6）项目组审批施工设计时严格把关，现场检查落实。（7）压井前监督在现场对压井作业准备和后续作业保障情况进行检查验收，合格后方可进行作业。作业时要求监督驻井监督，并且认真记录作业过程备查。机械封隔器压裂施工要求（1）压裂施工时只安装压裂井，不安装防喷器。（2）下钻过程中，应观察油套出液情况，有井涌、溢流等井喷征兆时，应在第一时间停止作业，《长庆油田试油（气）井控实施细则》（长油[2018]89号）。（3）起、下钻具时，应控制起下钻速度，注意观察悬重及井液面的变化，如果有异常，关井观察。（4）管柱下到预定位置后，复核管柱数据、工具位置，确认无误后安装相应型号的压裂井，检查井主要通道闸阀及油管挂内径，为了后期作业，主通道闸阀及油管挂内径＞76mm，参照SY/T5588.9的规定执行，装好压力表，过程要求迅速，并观察井，确定井受控。（5）洗井作业时，油管注入活性水清洗全井段，洗至进出水色一致。注意观察压力变化情况，防止井涌、溢流等情况发生。针对含本溪组可能存在异常高压层段射孔作业，建议现场储备井筒容积倍的射孔液，以备作业期间压井循环使用，要求项目组现场施工前确认做好相应井控安全防范措施后再组织施工。（6）气层射孔打开后，专人坐岗，注意观察套管出液变化情况，同时对有毒有害气体及可燃气体进行检测，做好记录。8.6试气施工过程防火防爆防中毒安全要求作业现场必须配备4台便携式复合气体检测仪（测量CO、H2S、O2、可燃气体）、6套正压式空气呼吸器、1台配套的空气压缩机及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。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）、6套正压式空气呼吸器、1台配套的空气压缩机及2台防爆排风扇。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、排污池、储油罐的距离不小于30m、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；在森林、苇田、草地、采油气站等地进行作业时，应设置隔离带或隔离墙。16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SY/T5225《石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程》。作业时如发生气侵、溢流、井涌，要立即熄灭井场所有火源。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。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SY/T5727《井下作业安全规程》、SY/T5225《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。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，消防毛毡10条。在高含H2S和CO气体区域作业的相关人员上岗前应按SY/T6277《硫化氢环境人身防护规范》接受培训，熟知H2S和CO的防护技术等，经考核合格后方可上岗；进行试气作业施工时，应严格执行SY/T6277《硫化氢环境人身防护规范》和SY/T6610《硫化氢环境井下作业场所安全规范》标准，针对每井（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，并组织员工经常进行演练。洗井液、压裂液和排出的各类地层液体，不得侵入井场及周边地表，必须处理并达到国家工业污水排放标准，放喷管线出离井30米以上。作业前应按照本部分8.1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。8.7试气作业中H2S、CO应急处置程序当检测到空气中H2S浓度达到15mg/m3（10ppm）或CO浓度达到30mg/m3（25ppm）阈限值时启动并执行试气关井程序，现场应：（1）立即关井，向上级第一责任人及授权人）报告。（2）立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区。（3）安排专人佩戴正压式空气呼吸器到危险区检查泄漏点。（4）开启排风扇，向下风向排风，驱散工作区域的弥漫的有毒有害及可燃气体。（5）非作业人员撤入安全区。17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：（1）切断作业现场可能的着火源。（2）戴上正压式空气呼吸器。（3）向上级第一责任人及授权人）报告。（4）启动并执行试油（气）作业关井程序，控制H2S或CO泄漏源。（5）清点现场人员，撤离现场的非应急人员。（6）指派专人至少在主要下风距井50m、1m和5m处进行H2S或CO监测，需要时监测点可适当加密。（7）通知救援机构。若现场H2S达到150mg/m3（1ppm）或CO浓度达到375mg/m3（3ppm）时，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。同时向上级第一责任人及授权人）报告，并通知救援机构等待支援。当发生井喷失控，油气井中H2S含量达到150mg/m3（1ppm）或CO浓度达到375mg/m3（3ppm）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。8.8酸液（气）的危害及防护措施酸液（气）的危害接触性伤害：腐蚀皮肤，破坏眼角膜，污染植被、土壤。呼吸性伤害：刺激呼吸道，伴有胸痛、窒息感。防护措施配置酸液的大罐顶部罐要有安全防护装置，有密封盖。配液人员应穿戴防酸安全防护用品，包括长袖工作服、保护眼和面部的面罩或化学安全护目镜、安全帽、橡胶手套和脚套等。酸化施工时，操作酸罐、井等闸门的人员应穿戴防酸安全防护用品。返出的残酸一定要放入排液池，以免对周边土壤、植被、树木等环境造成污染或被牲畜误饮。18敏喷时，现场人员尽力处于上风处或佩戴正压呼吸器，避免吸入酸气。施工现场应配备相应的应急药品。8.8.2.若有酸液溢出，应及时洒上石灰或苏打，防止对环境造成污染。急救措施施工时皮肤不慎接触酸液，应立即用清水彻底冲洗，灼伤处用5%碳酸氢钠液清洗。发生酸液灼伤时应立即脱掉污染的衣物等，迅速用大量的流动水冲洗创面，及时送医院救治。若发生酸气吸入伤害，应立即就近送医院救治。8.9健康、安全与环境管理要求遵守国家、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。严格按照Q/SY1641《承包商健康安全与环境管理规范》、SY/T6276《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》执行。将健康、安全与环境管理贯穿于试气作业的全过程。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。严格执行油田公司井场压裂返排液处理措施，及时有效处理井场压裂返排液，并做好相关环保预案措施。19附件3直徒向井试气工程设计压裂返排液治理要求9压裂返排液治理要求9.1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返排液回收处理。9.2压裂返排液治理要求应与本井实际所用液体体系一致。9.3压裂返排液井间回收再利用处理参考如下流程：酸化返排液井场预处理，调节pH值为6-8后拉运集中处理见图9-3。图9-1井场返排液回收处理与再利用工艺流程示意图9.4井场残余压裂返排液要求拉运至集中处理站回收处理。20构造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡井别：预探井井型：直井XXX井马五4层酸压试气施工设计设计单位:完成日期:21井号：XXX设计单位：设计人：日期：年月日设计单位盖章设计审核人：（签字）审核意见：日期：设计审批人（甲方）：（签字）审批意见：日期：22一、设计依据依据长庆油田公司勘探开发研究院编写的《XXX井试气地质设计》和长庆油田公司油气工艺研究院编写的《XXX井马五4层试气压裂工程设计》进行设计编写。二、气井基本数据（一）气井基本数据见表1：表1钻井基本数据表井型直井开钻日期2018/7/17完钻日期2018/8/28完井日期2018/9/11完钻层位马四完钻井深（m）4275地面海拔（m）1542.39补心海拔（m）1550.29完井试压（MPa）30.0人工井底（m）4241.0套补距（m）7.8完井方法套管完井最大井斜（°）/位于井深（m）/井底位移（m）/套管名称外径（mm）壁厚（mm）钢级下入深度（m）抗内压强度（MPa）水泥返深（m）表层套管273.18.89J55773.4524.3地面气层套管139.79.1795S2263.1549.99.17P1104268.477.4固井质量描述合格短套管位置（m）3578.753829.70分级箍位置（m）气层附近接箍位置（m）/预测地层压力（MPa）预测马五4地层压力：H2S含量CO2含量经查阅XXX井周围探井天然气组份分析报告，西北约24km的陕51井马五41气层H2S含量为2897.86mg/m3，东北约15km的陕63井马五41气层H2S含量为7458.4mg/m3，预测本井H2S含量可能为7458mg/m3。同时，马家沟组马五3、马五4、马五6、马五8等地层中石膏层发育，H2S含量可能较高，因此要求在施工过程中特别注意加强对h2s、CO气体的检测及防范，气测一旦发现h2s、CO气体，立即书面通知钻井队及监督，现场人员严格按照上级有关规定和安全操作规范果断处理，确保人身及设备的安全。注：预测地层压力、H2S含量、CO2含量数据来自本井试气地质设计。要求施工过程中加强对H2S、co、CO2气体的检测与防范。（二）气层段钻井液使用情况见表2表2气层段钻井液使用情况表23钻井液类型密度(g/cms)漏斗粘度(s)漏失量(m3)失水量(ml)钻井液浸泡时间(h)混油及特殊添加剂情况三磺1.1765/425/目的层气测解释分析数据见表3:表3气测解释及岩心物性分析层位气层井段(m)厚度(m)岩芯物性分析气测(%)孔隙度(%)渗透率(10-3^02)水饱(%)最大平均基值解释结果马五413875.1-3876.'71.6///1.99231.78871.5850未解释3876.7-3880.:<4.1///9.92198.181.5850气层目的层电测解释分析数据见表4：表4电测解释气层数据表层位气层井段(m)厚度(m)电阻(m)时差(ps/m)密度(g/cm3)视孔(%)视气饱(%)解释结果马五411.6181.62165.872.713.9025.52干层4.1102.03184.082.659.8866.67气层邻井试气情况表5、表6：表5邻井综合数据表井号层位厚度(m)测井成果物性参数电阻率(Qm)时差(ps/m)密度(g/cm3)孔隙度(%)气饱(%)测井解释孔隙度(%)渗透率(mD)莲108马五412.884.71176.532.658.7567.19气层9.053.37陕350马五413.483.39176.012.648.7455.51气水同层10.081.011.8105.37167.302.745.6338.10含气水层6.670.28表6邻井压裂施工数据表井号层位措施名称酸量(m3)排量(m3/min)破压(MPa)工压(MPa)停压(MPa)试气产量(m3/d)莲108马五41蚓孔酸转向酸多级注入酸压蚓孔酸：1稠化酸：1转向酸：4558.828.643567水4.5陕350马五41组合酸酸压稠化酸1降阻酸202.81.5、67.455.5114319三、射『孔方案设计表5射孔数据表气层井段(m)厚度m射孔井段m厚度m射孔枪弹射孔方式马五411.64.0102-16-90-70枪DP44RDX38弹电缆传输4.124四、酸压试气施工（一）设备选型及主要施工装备见表6:表6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XT-121台二井架及提升系统BJ-298KN1副附件齐全三上卸扣液压钳XYQ3C1套吊卡DQ8075T3只管钳2436481付四井控装备液压双闸板防喷器2FZ18-3535MPa1套上部装全封芯子，下部装31/2〃-27/8〃变径芯子防喷井KFP65/35井35MPa1套油管悬塞阀YGXS-10535MPa1套井KQ78/65-70井70MPa1套EE-NL五低压照明系统标准化电路/1套六柴油发电机395/15GF,68GF七计量设备分离器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C96套充气机JII-E1台四合一检测仪M404套固定式气体检测仪PMC201台差速防坠器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套配套应急药品排风扇2台九通井规①116mm1只十油管规①73mm、①59mm2支十一排酸筒1套十二测试流程①73mm（80SEUE）1套（二）井采气树采用KQ78/65-70（EE-NL）11阀采气井，采用下悬挂，油管用直坐式联接。（三）洗井液体设计洗井液：清水设计配置：70m3射孔液配方：设计配置：70m325表7射孔液体添加剂设计量名称设计量Kg准备量KgCF-5A22KCL77（四）试气施工程序1、搬迁安装2、连接地面放喷流程3、通井作业3.1准备好①H6mm通井规通井，①73mm、①59mm油管规各2支。3.2通井时要平稳操作，下放管柱的速度控制在10-20m/min，通井到距设计位置或人工井底1m时，钻具下放速度不得超过5-10m/min当通至人工井底悬重下降10-20KN,连续两次实探深度相差小于0.2m。实探人工井底无误后，再调整洗井钻具位置，要求洗井钻具位置与通井位置之差不大于3.0m。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4.1通井合格后将钻具调整至井底以上2-3米，按标准安装好井。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采用反循环洗井，要求排量大于650L/min,连续循环1.5周以上，洗至进出水色一致。4.4井筒替优质射孔液，射孔液配方：按照施工液体设计”执行；4.5洗井合格后，对井筒和地面放喷管线按标准进行试压，井筒打压25MPa,历时30min压力下降＜0.5MPa为合格。地面放喷管线打压10MPa，不刺不漏为合格。最后对井控装置进行试压，井控装置试压程序见井控管理5.3.5.。64.6实探人工井底位置，核实相关基础数据。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、射孔5.1作业队射孔前根据《试气地质设计》、《试气施工设计》、射孔队《射孔通知单》26认真核对射孔层位、深度，确保射孔数据准确无误。5.2压井液灌满井筒，坐好防喷器。并有专人座岗观察井溢流、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，液面在井可见。5.3射孔过程中安排专人负责观察井变化情况，若发现溢流或有毒有害气体出现，根据现场实际情况停止射孔作业并起出电缆，井下情况不允许起出电缆时应剪断电缆，关闭防喷器、抢装井，关井观察、记录压力，同时按程序向主管部门汇报。5.4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95%以上，误差小于20cm。5.5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。6、酸压施工设计6.1施工步骤及要求改造方式：采用3i/2"（80S，EUE）油管+K344-112单上封钻具注入酸压该井马五41层。钻具结构：①93.2mm喇叭+①38mm滑套节流器+27/8〃（80SEUE）油管4根+K344-112封隔器+SLM114水力锚+27/8〃80S，EUE）油管1根+KAJ-1安全接头+3%〃（80S，EUE）油管+三级气举阀+3i/2〃（80S，EUE）油管+二级气举阀+3i/2〃（80S，EUE）油管+一级气举阀+3i/2〃（80S，EUE）油管+至井。钻具结构见附图。表8施工钻具及下入深度工具名称①93.2mm喇叭①38mm滑套节流器K344-112封隔器SLM114水力锚KAJ-1安全接头钻具深度<m>3861.0土3860.5±3822.0±3821.0±3811.0士工具名称四级气举阀三级气举阀二级气举阀一级气举阀钻具深度<m>36.0土32.0±28.0±24.0±配下酸压钻具：酸压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。6.2施工参数表9酸压施工参数表层位射孔段m液体类型酸量(m3)施工排量（m3/min）液氮排量（m3/min）液氮用量（m3）马五41稠化酸转向酸互溶剂242.6195.010.00.2021.027表10酸压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①88.9mm外加厚(3866m)80S6.4576.088.9013.8893.9970.172.61.756.3工作液配方及数量酸液配方及数量：清水：设计数量30m活性水：0.3%CF-5A+1.0%KCL+清水设计数量30m稠化酸：20%HCL+0.2%CJ1-3(A)+1.0%CJ1-3(B)+0.5%CF-5A+3.0%HJF-50A+2.5%HJF-50B+1.0%TWJ-10+0.5%YFP-1+清水设计数量280m转向酸：18%HCL+1.1%ZCJ+0.08%CJ1-3(A)+3.0%HJF-50A+2.5%HJF-50B+1.0%TWJ-10+清水设计数量225mHRJ互溶剂：10%HRJ+清水设计数量12m配液要求试气队对送到现场的化工料进行检查，并检查配置液体数量、性能等，填写《酸化压裂液现场交接单》。在原胶液或各种添加剂材料不足的情况下，不得配液和施工。配液前清洗储液罐，所有配液及施工用水水质PH值在6.5-7.之间，配液时现场准确计录用水量及各种添加剂用量；配液作业按《酸化压裂工作液现场配制及质量要求》执行。稠化酸配液说明：A、控制配液车排量为3L/min，回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，在酸罐中加入缓蚀剂；TWJ-10铁离子稳定剂；B、控制配液车排量为5L/min，回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，(确保以较大排量回流，以使稠化剂充分分散)将CJ1-3(A)稠化剂主剂缓慢加入(控制每1kg加入时间为2.5min),按设计要求循环均匀。C、降低配液车排量为3L/min,回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，加入CF-5A助排剂、YFP-1起泡剂；D、最后加入CJ1-3(B)稠化剂助剂，按设计要求酸液循环30min。清洁转向酸配液说明：A、酸罐中加入水，加入1.1%ZCJ酸液增稠剂，循环使其溶解；B、控制配液车排量为3L/min,回流酸液排量大小以漏斗不外溢为标准，在酸罐中加入缓蚀剂HJF-94；TWJ-10铁离子稳定剂；私加入盐酸，循环30分钟后取样检测，符合要求后停止配制。6.4施工准备油管、井下工具及其它⑴油管：31/2"(80S,EUE)油管3866m；27/8"(80S,EUE)油管50m；。⑵钻具：①93.2mm喇叭1个，①迭mm滑套节流器1个，K344-112封隔器128个，SLM114水力锚1个，KAJ-1安全接头1个，O40mm钢球1个，四级气举阀1套。⑶其它工具：4"耐酸软管线30条。⑷储液罐：30m3储液罐3具；43m3储酸罐13个；闸门配齐油壬头。⑸施工用水：清水236.5m3（配稠化酸用水81.4m3；转向酸用水83.1m3；互溶剂用水12.0m3；清水30.0m3；活性水30.0m3），其它工作液体另备。⑹施工车辆：序号设备名称规格型号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4.5m3/min施工要求2耐酸混砂车1/70桶台13仪表车EC-22ACD台14酸压管汇DY5120JSQ套15水泥车7型台16液氮泵车K1/NPT360HR15台121.0m37液氮槽车三力CGT528TCDY台2表11酸压施工车辆准备⑺添加剂用量及准备量:表12液体添加剂设计及准备量化工料名称稠化酸Kg转向酸Kg互溶剂Kg活性水Kg合计Kg准备量Kg准备31%工业盐酸341.1t294.8m3），其中稠化酸用3），转向酸用3）CJ1-3（A）616196//812820CJ1-3（B）30///3030CF-5A1510//901616HJF-50A92357358//1659316660HJF-50B77613113831140TWJ-1030802453//553356YFP-11540///154016ZCJ/2698//269828HRJ//12/1212KCL///3336.5现场交底：由酸压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、酸压液性能清楚、岗位职责清楚。酸压施工员与作业队技术员一起对钻具结构、下入深度、井装置等进行复查，并检查液体数量及性能。6.6试压：摆好施工车辆及辅助车辆，联接好地面高低压管线；对高压管线及井试泵70MPa，低压供液管线试压0.5MPa无刺漏。施工中泵压超过35MPa开始打平衡压力，控制油套压差在45MPa以下，最大平衡压力不得超过25MPa。主压车的超压保护定在70MPa。低替坐封：为了防止压井洗井液进入地层，在坐封前，用稠化酸将油管内的液体正循环替出，所替液量为油管内容积的0.9倍左右，然后提高排量按照封隔器坐封要求及29泵注程序进行坐封。6.7酸压施工泵注程序表13马五41层酸压施工泵注程序表工作内容液体性质液量m3排量m3/min泵注时间min备注低替稠化酸15.6//坐封稠化酸2.0//高压注酸互溶剂（HRJ）5.01.7/稠化酸6013.3伴注液氮排量：0.20m3/min清洁转向酸6013.3稠化酸6514.4清洁转向酸6514.4稠化酸7015.6清洁转向酸7015.6稠化酸306.7互溶剂（HRJ）5.01.7/注顶替液活性水17.63.05.9投①40mm钢球1个打滑套合计：稠化酸242.6m3，转向酸195.0m3，互溶剂10.0m3，活性水17.6m3，伴注液氮21.0m3。注：设计施工排量，在井安全限压70MPa条件下，尽可能的提高施工排量。6.8施工要求：注酸液：封隔器坐封合格后，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；同时调整好液氮注入排量，观察压力变化情况。顶替：顶替液量要求把油管内、高压管线中的酸液全部送入地层，顶替结束后，根据井况开针阀或油嘴控制放喷。排液：酸压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。6.9资料录取配下酸压钻具录取的资料：工具的型号、内径、外径、长度、下入深度、油管规格、数量，并绘制管柱结构图。酸压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、油套压力变化等。7、放喷排液压裂或诱喷结束后就转入关放排液阶段，关放排液要根据井压力情况采用针阀或油嘴控制放喷，严格杜绝无控制放喷。否则，将会造成地层坍塌，支撑缝砂床二次位移和吐砂，影响施工效果。307.1放喷排液的技术要求：压后第一次放喷要求：压后关井时间要求：在不影响放喷效果的前提下，压后需要关井一段时间，使充分反应。如果停泵压力高于20.0MPa，且压降幅度不超过5.0MPa/半小时，可关井40分钟以上；如果停泵压力低于15.0MPa或压降很快，可以立即放喷；如果停泵压力在15—20MPa，可视压力下降情况关井20—40分钟。放喷压力及放喷量要求：压后第一次放喷，由于井筒充满液体，液柱压力满足地层回压要求，可以不考虑油压的高低，但初放喷时，要控制针阀使放喷排量不得超过3L/min，使井压力缓慢下降。正常关放排液要求：井筒明显有混气柱情况下的放喷要求：井筒明显有混气液柱时，在不影响排液效果的情况下，可根据液量大小估算液柱压力，在确保井底生产压差在8.0MPa以内的条件下放喷排液，不出液时立即关井。排液后期的放喷要求：排液后期，井筒内混气液量较少，可按井筒压力梯度1.6~2.4MPa/10估算，生产压差应控制在4.0MPa以内。对于储层产能较低，关井压力恢复较低的井，井关井压力小于5.0MPa时，油放可以不控制压力；井关井压力在时，油放最低压力控制在1.0MPa以上；井关井压力大于10.0MPa时，按②条执行。放喷时连续2~3小时不出液，即可以关井，等压力恢复起来后再放喷；如果连续两次放喷5小时以上，均不出液，且关井后油套压在短时间内达到基本平衡，或确定地层产液，且液性稳定，则排液合格，可以转入关井。7.2放喷排液应录取的资料：放喷时间、针阀开度、油压、套压、喷出液量、液性（密度、PH值、氯离子含量）、火焰长度、颜色。井压力记录要求前密后稀，一般关井在一小时内每隔3~5分钟记录油套压力一次，以后间隔时间适当放宽，但最长不得超过2小时记录一次。7.3若不能自喷，采用气举方式及时排液，气举排液施工步骤及注意事项：气举排液方式：环空注气、油管排液的方式；清扫地面注气管线内杂物，防止脏物堵塞气举阀孔；打开井注气闸门前，连结地面注气管线与套管注入闸门，地面注气管线试压25MPa，确保不漏；排液过程中井不允许安装控制油嘴，出阀门处于全开状态；排液：打开油管闸门和套管闸门（记录油套压力），启动制氮车注气，控制排量在6-12m3/h之间，直至油管内有大量气液混出，此时油套环空压力约为24MPa；随着油管内大量气液混出，环空压力开始下降；主气过程设备必须连续进行工作；注气过程中，注意观察压降变化，判断气举阀打开位置，记录注入压力、气量与排出液量；31记录施工过程中的油压、套压、返排液量。8、测试求产在关井恢复压力达到测试要求后，按要求测井底静压，测试前对接好分离器、孔板流量计及测试管线，并根据排液过程中油套压变化情况选择合适的孔板。同时紧固各管线接头，检查地锚固定情况，并进行试压，保证不刺不漏；分离器上水并预热。分离器距测试管线出必须大于20米，测试管线不能用任何弯头连接，孔板流量计距分离器必须大于10米，距点火10米。8.1测试求产的原则：（应根据该井的情况具体制定，）8.2产量计算：临界速度流量计测试产量计算公式：Q=186xd2xp1/（Zr戈）式中：Qg=日产气量，m3/dd=孔板直径，mm;P1=P上/0.0980665+1P上为上流表压力，MPa;Z：压缩系数，气样分析得出，一般在0.97-1.;0T：上流温度，T=t+273C,t为上流温度表读数；r：天然气比重，气样分析得出，一般在0.56-0.6;0应用条件：通过孔板的气流必须达到临界流速，气流达到临界流速的条件为下流压力与上流压力之比值小于或等于0.546或上流压力大于或等于0.2MPa。垫圈流量计测试产量计算公式：当压力差用水柱高度测量：Qg=2.89d2x[H水/（rT）]应用条件：适用于测量小于30m3/d的气流流量。当压力差用水银柱高度测量：Qg=10.64d2x[H/（rT）]应用条件：适用于测量30--50m3/d的气流流量。其中：H水、H汞为“U形管内水或水银的高度差，单位mm,其余参数与临界速度流量计计算参数相同。8.3测试求产录取的资料：油压、套压、针阀开度、流量计名称、孔板（挡板）直径、上流压力、上流温度、油气水班产量、液性、火焰长度、颜色、测试时间、稳定时间、地层静压力、地层流动压力、温度等。8.4完井（上试）：完井方式的选择：试气结果达到工业气流的井，不动原井下管柱和采气树井完井；达不到工业气流，按照甲方的要求，盖简易井房或其它保护措施完井。五、井控管理5.1井控风险级别32根据《长庆油田试油（气）作业井控实施细则》，该井划分为一级风险井。5.2井控风险提示5.2.E亥井位于陕西省靖边县中山涧镇西湾村，构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，完钻井深4275.0mo经查阅XXX井周围探井天然气组份分析报告，西北约24km的陕51井马五？气层LS含量为2897.86mg/m3,东北约15km的陕63井马五？气层H含量为7458.4mg/m3,预测本井LS含量可能为7458mg/m3O同时，马家沟马五3、马五广马五6、马五8等地层中石膏层发育，LS含量可能较高，因此要求在施工过程中特别注意加强对h2s.co气体的检测及防范。一旦发现h2s.co气体，立即书面通知队长及甲方监督，现场人员严格按照上级有关规定和安全操作规范果断处理，确保人身及设备的安全。不排除地层压力突变、有毒有害气体含量异常的可能性，要求试气施工过程中要严密监测，防止井喷与中毒事件发生，确保人身及设备安全。5.2.旌井控作业过程中，严格按照相关井控安全管理要求执行，确保施工安全。5.2.3XXX井场位于南北走向的旱坡地内，东面靠山，西面为坝沟，南北两面均为旱坡地。西面约570米处有住户，西北大约10米处为小油路，南面约720米处有住户。施工过程中应注意车辆行驶安全，注意做好消防等相关应对措施，确保人身财产安全。轮险物资存放点到施工井场抢险道路描述（图）大门方向:偏西北井场大小：长卯米，宽说米地坦位点：位于映西省靖辿反中山淌虚西湾米寸蹈魅：靖边悠席麻湾过王渠则.街道走新城方向4公里…吕见荃家茹路牌右拐（走下面;由路J…前行4会里卫丁字路一-左拐走油胳45公里…左拐土路米到井场西面约57。米有住户，甬面约汹米有住户.井场周围情况描述图上井路线：靖边经席麻湾过王渠则街道走新城方向4公里---路见蔡家茆路牌右拐（走下面油路）--前行4公里见丁字路—左拐走油路4.5公里--左拐土路8米到井场335.3井控装置要求井控配备双闸板防喷器及FK125-3防喷器控制装置、KFP65-35防喷井、YGXS-105油管旋塞阀各一套。防喷器闸板芯子配备上全封胶芯、下31/2-27/8变径胶芯。防喷井管挂、油管旋塞阀公扣扣型与作业入井油管扣型一致，不一致时，连接好变扣短节。含硫区域井控设备的选择应符合SY/T6610-2017《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》的规定。项目部储备2FZ18-35MPa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（KCL）40吨。井控装置的现场使用井控装置使用必须在检修周期内、且应有井控车间出具的试压曲线和试压合格证。防喷井、油管旋塞应有开关方向和标识，防喷器挂牌标识开关方向和圈数、解锁后应回旋1/4-1/2圈，井阀门、地面管汇阀门应有开关标识和编号，开关应一次完成，到位后应回旋1/4-1/2圈，不允许做节流阀使用。5.3.2.试油队在每层作业前，应对压裂井、防喷器、防喷井、油管旋塞及地面管汇34等装置进行检查、保养和试压维护，并建立记录。5.3.2.昉喷器、防喷井、油管旋塞开关灵活。每层作业前，防喷井、钢圈、连接螺栓、油管旋塞及工具，摆放在井附近便于取用位置，防喷井闸门、油管旋塞处于全开状态。5.3.耕控准备和检查验收5.3.3.城油气队按照设计和长庆油田井控实施细则要求，连接地面流程，检查配齐安防设施。5.3.3.防喷管线接地面管汇或二级降压阀，地面管汇或二级降压阀下游放喷管线进燃烧池（罐），套放管线接地面管汇或单独接出，进燃烧池（罐），出应距井30m以外（高压油气井或高含硫有毒有害气体的井，出应接至距井75以外安全地带），距离不够时，制定防范措施。分离黯乱式井组，井连接地面管汇（二级降压阀）的防喷管线，可根据需要，加装350阀门，用作单井隔离。连接示意图见图L分离黯展倬回收地:油咀油成——.上代齐A壕(W)图示；F-35叫句倒压三遇•一油壬或丝扣一律酸简图1安装分离器现场技术负责人进行井控技术交底，提出本井井控具体要求。轼油队自查自改合格、防喷演习合格后，报项目部检查验收。项目部组织人员按照井控现场检查验收表验收通过后，报请甲方项目组检查验收，经验收合格后，方可施工。施工过程中，按照井控管理要求，检查、维护好井控装置。防喷器的安装射孔、产层打开后的起下钻作业、钻磨套铣、打捞作业，必须在井大四通上安装双闸板防喷器。见图2。35图2防喷器安装示意图防喷器在现场安装完成后，必须进行试开关试验。井控装置的试压现场试压介质选用清水，特殊情况下可选用氮气。高压试压压降＜0.7MPa/30min为合格。防喷器、防喷井、油管悬塞在额定工作压力、套管最小抗内压强度的80%、套管四通额定工作压力三者选最小值进行试压，油管旋塞应做正向试压。放喷管线试压不低于10MPa，防喷管线（井至二级降压阀或地面管汇之间管线）试其额定工作压力35MPa。地面管汇试其额定工作压力35MPa。防喷器控制系统进行21MPa可靠性密封试压。井控装置试压程序：（1）井筒试压合格后，装防喷器，关全封闸板进行全封试压；（2度封试压合格后，装防喷井（装井钢圈），进行防喷井试压；（3）防喷井试压合格后，接油管旋塞，进行正向试压；（4）油管旋塞试压合格后，重新安装防喷井（不安装井钢圈），进行半封闸板试压。产层打开后的井控装置试压程序：井筒下入试压堵塞器后，对井控装置进行试压，试压程序同前述井控装置试压程序5.4试气作业施工过程井控要求射孔采用油管传输射孔工艺，射孔前必须座好井、连接好地面放喷管线，做好防喷准备。电缆射孔前，射孔队应准备剪切电缆的工具和电缆卡子。电缆射孔过程中，试油气队、射孔队安排专人双岗坐岗，观察井液面变化情况，36同时对有毒有害气体及可燃气体进行检测，试气队坐岗观察员向井筒持续灌满射孔液。起下钻气层打开后的起下钻作业，机组必须安排专人坐岗观察，检测有毒有害气体及可燃气体，保持井筒连续灌液，每15分钟计量、记录、核对一次灌返量与起下管柱本体体积是否一致，若发现实际灌返量与起下管柱本体体积不一致，停止作业，立即关井，查明原因，确认井内正常后方可进行作业。控制起下大直径钻具速度，距射孔段3m以内，起下管柱速度不超过5m/min，并观察悬重及井液面的变化，如有异常，立即关井。5.4.2.射孔或更换钻具后应立即下钻，严禁起下钻中途停工休息和空井检查设备。若中途设备发生故障，装井关井，观察压力，严禁敞开井。等下步措施方案时，井内必须有不少于井深1/3的油管，并座好井，严禁空井等停。填、冲砂填、冲砂前先循环压井，将井筒内的油气排尽，观察确认井筒内平稳后，方可作业。施工中途出现异常情况，立即关井，分析原因，采取措施后再进行填、冲砂作业。钻磨套铣作业时要严密注意钻压、泵压以及进出排量变化情况，出现异常，立即关井检查。起管柱前应循环压井不得少于一周半，且压井液进出密度差不大于0.02g/cn3。打捞起、下大直径打捞工具或捞获大直径落物起钻时，要注意观察油、套管是否连通，严格控制起钻速度，防止因抽汲”而诱发井涌、井喷。换装井换装井前，机组应准备好井控装置、配合接头及抢装工具。5.4.6.换装前应压井合格，敞井观察，观察时间应大于起钻和换装井作业周期的时间，无异常后，再循环一周，方可换装井。溢流关井射孔、起下钻、填冲砂、钻磨套铣、打捞、换装井过程中，发生溢流，按照关井程序，立即关井。37关井程序按照《长庆油田试油（气）作业井控实施细则》（长油〔2018：89号）中附件1-3相应要求执行。5.4.822S、CO有毒有害气体处置执行长庆油田试油气作业井井控实施细则”HS、CO应急处置程序。井控险情汇报按照井控突发事件现场处置方案”要求的汇报程序，进行汇报。压井要求压井液准备量要求不少于井筒容积的1.5倍。压井过程中应保持井底压力略大于地层压力，常规压井作业应连续进行，注入排量一般不低于5L/min。压井结束后开井观察时间至少为下道工序所需时间以上，井内稳定无变化为压井合格，起钻前须用原压井液再循环一周，无异常方可起钻