压裂试气施工.doc

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/XJ35０

1台

二
井架及提升系统
BJ-２9
8０0KＮ
１副
附件齐全
三
上卸扣
液压钳
ＸＹQ3Ｃ

1套

吊卡
DＱ８０
75Ｔ
3只

管钳
２４ 〞36〞４８〞

1付

四
井控装备
液压双闸板防喷器
2ＦＺ1８－35
３５MPａ
１套

防喷井口
KFＰ6５—３5
35MＰa
１套

油管旋塞阀
YGXＳ—114
35MPａ
1套

井口
KQ78/6５-７0
70ＭPa
１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
分离器

1台
可据井况选择
测试工具

１套
附件齐全
压力表
40／６ＭPa

２/1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
C9０0

6套

充气机
JＩＩ—E

１台

四合一检测仪
Ｍ４０

2套

差速防坠器
TS-３0

１套

安全逃生装置
DL５６

１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
Φ４8ｍm

１支

十一
排酸筒

1套

十二
测试流程
Φ73mm　N８0(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5０m3
表6 射孔液添加剂设计量
化工料名称
KＣL
设计量kｇ
５００
准备量ｋg
500
(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)
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
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
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
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1
２776。0—27７8。０
／
1５５。0
135。0
2０。5
５.0
23.４
２９０.5
1６．6
/
山２２
2７4７.5９
酸8.０+16.3
17０．0
135。0
２０．3
5.０
2５.7
3２0.3
18。3
/
山13
27１1。52
酸８。0+１６.1
1２５.0
1１５．0
2０。1
4.５
20。４
295。８
16.９
/
山11
2677．60
酸８。0+15．9
31４．0
255。0
１９。9
６.０
４7．2
３13.３
１7.9
/
盒8
２6３1.39
酸８．0＋1５。5
１25。０
115。0
１9。5
5。0
20。4
２9５。8
1６。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
114.3
LTC
9７。1８
8.56
N8０
1４46
7２。3
７6．5
２8５９。66
１。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)
１.75
３。14
52MＰa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
2０
58
山2
2０
58
山１3
18
48
山１1
38
１2２
盒8
18
４８
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%人工楔型追加。
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。
②储液罐全部备足清水50m3.
③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。
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。
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450０m;　
⑵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：根据现场情况储备；闸门配齐油壬头；5。0m3池子2个（根据需要及时补配)。
⑷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．
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。0m3/mｉｎ
2
混砂车
１０0/70桶
台
1

3
仪表车
EC-22ACＤ
台
1

4
压裂管汇
ＤY５１２0ＪSＱ
套
１

5
水泥车
7０0型
台
1

６
大型砂漏斗
/
套
1
　２0—４0目：１37.１ｍ3
7
吊车
/
台
２

⑺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Kｇ
准备量Ｋg
生产厂家
HJF-９4
5７８
680
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司
柠檬酸
5８
　 ７５
潍坊英轩实业有限公司
ＣF—5Ａ
1９2
200
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司
YＦP—１
１9２
200
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—１
８41８
８４25
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司

ＪL-１4
97６５
9８00
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司

KＣL
３00
300
俄罗斯乌拉尔钾肥股份公司
TGＦ-1
10９1５
1100０
庆阳长庆井下油田助剂有限责任公司

APＳ
1１4
12５
陕西宝化科技有限责任公司
胶囊破胶剂
3３4
3３4
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
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。６ ｍm)
　　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。８0 ｍm)
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。00　ｍm)
注意:施工结束后持续录取压力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，及时进行控制放喷排液．
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。6256-0.９８７9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
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。
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
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。
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。８m×０.６m×0。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/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
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０．０7－０。1５ｇ/cm3或３.0-5。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
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
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。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.
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
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,若需动火,应执行《生产区域动火作业安全规范》HＧ ３00１0－20１3。
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 57２7-2014《井下作业安全规程》、SＹ／T ５2２5-２０１2《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。
6、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H2Ｓ、CO应急处置程序
7.1　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：
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。
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37５ mg/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。
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
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、回用液应达到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
１
pH值
—
６.０-7。５
6。0—7。5
2
SO42—
ｍｇ/L
<200０
＜1000
3
Fe２＋
ｍg/L
<200
<２00
４
CＯ3２－＋HＣＯ3-
mg/Ｌ
<600
<６00
5
Ca2＋＋Mｇ2+
ｍｇ／L
<１０000
<５000
6
细菌
个/ｍl
〈10６
〈1０5
7
悬浮物
ｍg/Ｌ
＜２0０
＜2０0
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）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
11４．3
TＰＣQ
97.1８
８.５6
Ｐ１１０
21５7
９9.４
98。９
2094。９２
１.6６
气层套管
114。３
LTC
９７。18
8.5６
N８0
14４6
７２。３
7６。5
2８５9.66
1。2１
4．２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的误差,预测未考虑伴注液氮引起的附加压力).
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。0
６.1
5７.4
27．０
５
41。5±5
5.０
7.2
57.4
2７。０
５
４2。6±5
6.0
９.3
57．4
２７。０
5
4４。7±5
7.0
13．３
５７.4
27.0
5
48．7±5
8。0
16。9
57.4
2７．0
5
52。3±5
9。０
2１。6
57.４
2７。0
5
５7。0±５
10。0
2５。9
57．4
２7.０
５
6１．３±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
4　1/2＂Ｎ8０套管
4 1／2"Ｐ110套管
0
0．0
0。0
4４。７
４4.7
1。６
２。2　
2776
27。0
9.3
62.4
3８.0
１。9
2.6　
砂堵时的管柱受力校核：
垂深 (m)
压力（MPa)
净压差(ＭPa)
4　１/2" Ｎ8０套管
4　1/2” P１10套管
0
6０．0
６0。0
1。２　
1．７
2７76
9２．4
65．4
１.1
1。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”8.５6mm 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γ＝１.０1ｇ/cm3,射孔液28m3,液面至井口。
４.３.3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1
２775。１-2777．0
１。9
2776.0-2778．0
２。00　
￠５４—16－90－７０MPa/
DP26ＲDＸ-3
９0
１6
2781.5—278３．５
２.0
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