油層套管試壓標準(某某井的水力壓裂資料)

177.8油層套管試壓標準

0

80MPa

油管套管試壓作業作業指導書中規定，177

8油層試驗壓力不應低于0

80MPa

井下作業的試油

試油工作就是利用一套專門的設備和方法，對通過鉆井取芯，測井等間接手段初步確定的油、氣、水層進行直接測試，并取得目的層的產能、壓力、溫度和油、氣、水性質等資料的工藝過程。

試油的主要目的在于確定所試層位有無工業性油氣流，并取得代表它原始面貌的數據，但在油田勘探的不同階段，試油有著不同的目的和任務。概括起來，主要有以下四點： 一口井完鉆后即移交試油，試油隊接到試油方案，首先必須做好井況調查，待立井架、穿大繩、接管線、排放丈量油管等準備工作之后，就可以開始施工。一般常規試油，比較完整的試油工序包括通井、壓井（洗井）、射孔、下管柱、替噴、誘噴排液、求產、測壓、封閉上返等。當一口井經誘噴排液仍未見到油氣流或產能較低時，一般還需要采取酸化、壓裂等增產措施。

1．通井

一口井試油前一般要求下通井規通井。通井規外徑小于套管內徑6～8mm，大端長度要求不小于0．5m。一般要通至射孔油層底界以下50m，新井要通至人工井底，老井及有特殊要求的井要按工藝設計施工。

2．壓井、洗井

⑴壓井

壓井的目的是把井下油層壓住，使其在射孔或作業時不發生井噴，保證試油和作業安全順利地進行。同時又要保證施工后油層不因為壓井而受到污染損害。壓井時若壓井液密度過大，或壓井液大量漏入油層，少則影響油層的正常生產，延長排液時間，嚴重者會把油層堵死，致使油層不出油。如果壓井液選擇的密度過低不能把油層壓住，在施工中會造成井噴。因此，施工中應當注意合理選擇壓井液的密度和壓井方式，使壓井工作真正做到“壓而不死，活而不噴，不噴不漏，保護油層”。

①壓井液選擇

根據油層穩定靜壓值計算壓井液密度。

對新井試油作業，可按鉆開油層時的泥漿密度壓井。

②壓井方法

現場常用的壓井方法主要有灌注法、循環法和擠壓法。

灌注法：即往井內灌注一段壓井液就可以把井壓住。對一些低壓低產油層上返試油時采用。

循環法：這種方法現場應用較多。它是把配好的壓井液泵入井內進行循環，將密度大的液體替入井筒，從而把井壓住。循環壓井法按進液方式不同又分正循環和反循環兩種工藝。正循環壓井的優點是對油層回壓小，相對來說對油層污染小，缺點是對高油氣比井、氣井、高產井，壓井液容易氣浸而造成壓井失敗。反循環壓井，一般現場采用較多，尤其對壓力產量較高的井比較適用。一開始先循環清水，然后大排量反循環泥漿，當泥漿進油管鞋時，控制井口，直到進出口泥漿性能一致，壓井容易一次成功。反循環的缺點是對油氣層回壓大，相對來說對油層污染較嚴重。施工中若循環不通，嚴格禁止硬蹩，將泥漿擠入油層。

擠壓法：對事故井或井內無油管井不能構成循環時，常用此法。方法是先打清水墊子，然后用泥漿擠壓，泥漿擠入深度應在油層頂部以上50m，擠完關井一段時間后，開井放噴，觀察壓井效果。重復擠壓時必須將前次擠入泥漿噴凈后進行。

⑵洗井

洗井就是將油管下入一定深度，然后把洗井液泵入井內，在油管與套管環形空間構成循環，不斷沖洗井壁和井底，把臟物帶出地面，保證井筒和井底的清潔。在清水壓井射孔前、壓裂或酸化等增產措施施工前、打水泥塞（注灰）前、油層砂埋或井底沉砂較多時均要洗井。

洗井方式通常采用正循環和反循環洗井兩種。正循環洗井沖洗強，容易沖開井底臟物和沉砂，但洗井液在環形空間上返速度慢，因而攜帶臟物能力較小。反循環與正循環相反，沖洗能力弱，攜帶臟物的能力強。但對油層的回壓大，不利于保護油層。

選擇哪種洗井方式較好，是根據油井的具體情況和設計要求而選擇，有時正反循環結合交替洗井，采用正循環沖開井底沉積泥砂、水泥塊等，再采用反循環將臟物帶出。

洗井過程也和壓井一樣，應該注意可能發生的現象，及時分析和判斷作出相應的措施。如洗井時遇有較大漏失應立即停止洗井。

3．射孔

射孔就是用電纜或油管將專門的井下射孔器送入套管內，射穿套管及管外水泥環，并穿進地層一定深度的井下工藝過程。

射孔的目的是建立地層與井眼的流通孔道，使地層流體進入井內。

常用的射孔方式有普通射孔、過油管彈射孔和無電纜射孔。勝利油田常用的射孔器類型有57—103、73、85、51型及勝利油田生產的SSW－78型過油管彈等。

⑴普通射孔

這種射孔方式是相對過油管彈射孔而言。就是壓井后起出井內油管，再下入射孔器在套管內射孔的方法。常用的槍型是57—103、85、73型等有槍身射孔器，射孔深度是根據油層和套管接箍來確定射孔油層的準確深度。

采用普通射孔時，井筒內必須灌滿壓井液。射孔前必須裝上防噴裝置，如防噴閘門等。

⑵過油管彈射孔

過油管彈射孔是一種不壓井射孔工藝。它是將尾端帶有喇叭口的油管下到所需射孔井段以上，然后將射孔器從油管下入，經喇叭口下入到油層井段位置，進行射孔。

采用過油管彈射孔時，井口上裝有液壓防噴盒，不需要泥漿壓井，而且一般可以做到負壓射孔，減少射孔中壓井液對油層污染。對一些低壓油層，為了做到負壓射孔，可采用降低井內液柱的辦法。使靜液柱壓力低于地層壓力，從而達到負壓射孔。

采用過油管彈射孔，油管底部必須下有喇叭口，且喇叭口外徑不得小于100mm，內徑85～90mm，并且須有圓角。油管下至油層附近短套管以上30～50m。

⑶無電纜射孔

無電纜射孔又稱油管輸送式射孔，是在油管柱尾端攜帶射孔器下入井內進行射孔的一種方法（簡稱TCP）。其原理是根據油井所要射孔的油氣層的深度、位置，用有槍身射孔器全部串連在一起聯接在管柱的尾端，形成一個硬連接的管串下入井中。通過在油管內測得放射性曲線或定位短節方法，確定射孔井段，然后引爆。為了實現負壓射孔，在引爆前可以通過降低井內液面或打開事先下人的封隔器下的通道口閥，使射孔井段液柱壓力低于地層壓力，以保護射開的油氣層。

4．下管柱

一個油層經射孔打開后，要及時下入測試管柱。按井下情況，施工設計要求的不同，管柱結構分光油管、封隔器、測試儀等幾種管柱類型。

⑴光油管管柱

下光油管底部應帶十字架或防掉工作筒。設計要求用過管彈射孔的井，油管底部要帶喇叭口。油管深度在正常情況下，應完成于油層中上部。射開厚度很小時可完成在油層頂部。裸眼完成井一般油管完成在套管鞋底部。

⑵封隔器管柱

①單封隔器管柱試油

現場使用時有兩種管柱結構：一種是用單封隔器帶篩管進行單層試油，封隔器卡在已試油層和待試油層之間，管柱底部帶絲堵，篩管對準油層。另一種是用單封隔器帶配產器分試兩層，投撈堵塞器分別測試兩層。

②雙封隔器管柱分層試油

下入雙級封隔器將射孔層分隔三層，對三個油層投撈堵塞器分別測試。

除上述兩種封隔器分層試油管柱外，還可下三級封隔器分試三層、四層油層。由于投撈工序麻煩，油田很少用。

管柱下入深度要求：預計不出砂層，各級配產器下至油層中部或頂部。預計可能出砂層，封隔器盡量靠近測試層底界，各級配產器緊接在封隔器之上。

③地層測試管柱

裝好各種儀表、測試工具，按測試管柱順序連接下入井內。下鉆過程中要輕提慢下，嚴禁猛剎猛放，防止封隔器中途座封，確保測試閥始終保持關閉狀態。

管柱下入預定的位置后，裝好井口控制頭和地面管線，加壓座封封隔器。

5．誘噴

無論是射孔井還是裸眼井，試油前井內一般都充滿著泥漿或其他壓井液，因而油層與井底之間沒有油氣流動。只有經過誘噴排液，降低井內液柱對油層的回壓，在油層與井底之間形成壓差，使油氣從油層流入井內，才能進行求產、測壓、取樣等測試工作。

誘噴排液常用的方法有替噴，抽汲、氣舉、混排、放噴等。不管采用哪種方法，其實質都是為了降低井內液柱高度和減小井內液體密度。

⑴替噴

替噴就是用密度較小的液體將井內密度較大的液體替換出來，從而降低井內液柱壓力的方法。一般現場常用清水替出泥漿，有時為了保護油層，也采用輕質油進行替噴。替噴方法有一次替噴和二次替噴。

①一次替噴法把油管下到距人工井底以上1m左右，用清水把泥漿一次替出，然后上提油管至油層中部或上部。這種方法只適用于自噴能力不強，替完清水到油井自噴之間還有一段間歇，來得及上提油管的油井。

②二次替噴先將油管下到距人工井底以上1m左右，替入一段清水把泥漿替到油層頂部以上，然后上提油管至油層中部裝好井口，最后用清水替出油層頂部以上全部泥漿。這種方法適用于替噴后即可自噴的高壓油井。

⑵抽汲

經過替噴后，油井仍不能自噴時，可采用抽汲法進行誘噴排液。

抽汲就是利用專門的抽子，通過鋼絲繩下入井中上下往復運動，上提時把抽子以上液體排出井口，同時在抽子下部產生低壓，使油層液流不斷補充到井內來。抽汲時是用一部通井機上纏鋼絲繩，鋼絲繩通過地滑車、天車再與繩帽與加重桿連接，加重桿下接抽子，這樣就構成一套抽汲系統。

勝利油田抽汲用的抽子主要是兩瓣抽子。

⑶氣舉

清水替噴后，油井仍不能自噴。也可采用氣舉誘噴。氣舉法就是利用壓風機向油管或套管內注入壓縮氣體，使井內液體從套管或油管中排出。

①普通氣舉法分正舉和反舉。正舉就是利用壓風機從油管內注入高壓壓縮氣體，液體從套管返出。反舉就是高壓壓縮氣體由油套管環空間進入，液體從油管返出。

②氣舉孔氣舉法為了加快排液速度，深井試油可利用氣舉孔氣舉法排液。氣舉孔氣舉法就是根據井深和液面高度以及壓風機的排量和工作壓力，在油管的不同深度配上帶有不同小孔徑的短節，將井內液體分段舉出。施工時，用壓風機向套管注入高壓壓縮氣體，當壓縮氣體到達氣舉孔深度時，一部分氣體從小孔進入油管，使油管內液體混氣降低密度。與此同時，一部分壓縮氣體繼續下行頂替套管中的液體，當油管內混氣達到一定程度時，在氣流攜帶下將液體噴出，這樣逐級分段將井筒液體排出。

③氣舉加抽汲法利用套管氣舉，油管同時進行抽汲的舉抽混合排液法也是現場行之有效的排液方法。使用時應注意邊舉邊抽，連續排液；井淺和管柱帶有氣舉孔時，注意防止舉通時頂抽子事故發生。

⑷混氣水排液

混氣水排液是通過降低井筒內液柱密度的方法來降低井底回壓。其方法是從套管用壓風機和水泥車同時注氣和泵水，替置井內液體。由于氣量和水量的比例不同，注入的混氣水密度就不一樣。使密度從大到小逐級注入，井底回壓也隨之逐漸下降，從而在地層和井底間建立足夠壓差，達到誘導油流的目的。

⑸放噴

一口井經排液誘導自噴后，即可進行放噴。放噴的目的是排除井筒積液，使油層暢通達到正常出油。根據油層產能高低可采用井口閘門或裝油嘴控制、油套管倒換放噴。放噴中若發現油層出砂，應立即裝油嘴控制。放噴合格標準為：

⑵非自噴井求產

非自噴井根據油層供液能力大小和流體性質不同，可選用抽汲和氣舉法求產。

①抽汲求產按地層供液能力大小采用定深、定時間、定次數進行抽汲，使動液面始終保持在一定深度。這樣連續求得兩天的油水穩定產量及油水分析樣品，產量波動范圍小于20%。

②氣舉求產把油管完成在某一位置，采用定深、定時、定壓氣舉，求得油層產液量。氣舉周期由油層供液能力確定。連續求得兩個日周期以上產量。

對稠油井可將油管提到一定位置，用熱水將原油替出計量，然后用壓風機將油管鞋以上水掏空，等液面上升后再替出原油來計量，連續注得三個周期產量。此法只能粗略求得近似產量，地層是否出水無法落實。

⑶低產井求產

低產井是指低于工業油流標準的井，由于地層供液能力差，采用上述非自噴井求產方法有一定困難。一般要求這類井經混排、舉抽后，將液面降至要求掏空深度范圍內，可采用測液面配合井底取樣的方法確定產能。

①根據液面上升計算產液量

②進行井下取樣落實水性

③反洗井計量產油量

7．測壓

測壓是測試的一個重要環節，自噴井求產合格后，下壓力計測流壓，然后關井測壓力恢復，壓力恢復穩定則不再測靜壓，否則再下壓力計補測靜壓。非自噴井根據要求，求產前或求產后等井口壓力恢復穩定，需下壓力計實測油層靜壓。

8．封閉上返

一個試油層試油結束后，若需封閉上返其他層位時，可按井下情況和方案要求確定上返方法。一般應盡量使用井下封隔器。除此以外常用的封閉方法有注灰、填砂壓膠木塞、橋封、電纜式橋塞等。

注灰是目前分層試油中封閉水層最常用的方法。作法是將油管下至預計水泥塞底界，將計算好的水泥漿替到預計位置，然后上提油管到預計水泥塞面反循環，將多余的灰漿沖洗掉，最后上提油管，關井候凝。

為了保證施工安全，提高注灰成功率，注灰時井下應清潔，液面平穩無氣侵、無漏失。灰漿嚴格按試驗配方配制并攪拌均勻。替灰漿用的液體應與井內液體密度一致，并要準確計量，替完水泥漿后應上提油管至要求水泥塞面以上1m左右反循環洗井。反洗后上提油管不少于50m（5根）。注灰后的口袋一般不少于10m。試壓時，清水正加壓12MPa，或泥漿正加壓15MPa，30min壓降小于0．5MPa為合格。

某某井的水力壓裂資料

（一）依據(地質設計)： E王30井壓裂設計任務書

（二）基礎數據：

人工井底 1465.2 套管尺寸 φ139.7mm 最大井斜 9.420/350.930/1675m

水泥塞深度 m 套管深度 1476.66m 拐點位置

套補距 套管壁厚 7.72 mm 特殊套管位置 938.75-944.33

1215.69-1221.09

固井質量 合格 套管接箍位置 其它 儲層溫度64℃

層位 射孔井段

m 射孔厚度m 孔隙度

% 含油飽和

度 % 滲 透 率 μm2 地層電阻率Ω.m 解 釋

結 論 備注

H33 1330.6-1333.2 2.6 17.83 21.16 0.107 19.56 水層 待壓裂

1339.0-1342.3 3.3 14.33/15.44 0/8.736 0.029/0.071 13.28/16.5 水層

（三）射孔層位及壓裂目的層段

（四）壓裂條件分析：

E王30井是泌陽凹陷王集鼻狀構造部署的一口評價井，地理位置位于河南省唐河縣王集鄉泌陽，構造上屬于E王5井區斷層+巖性油藏。2010年5月31～6月4日對該井第2試油層H33層（1330.6～1342.3m，2層5.9m）進行試油作業，射孔層位H33，6.4日0:00-13:00該井自溢出油1.0 m3，水0.6m3，22:00-24:00轉抽汲產油0.51 m3，水0.33m3，累計產液：16.0m3、純油：1.83m3,試油評價為干層（含油）。

為了更好的了解王5井區斷層+巖性的含油氣性，擴大含油面積。經討論決定對試油井段1330.6～1342.3m進行壓裂改造。計算目的層溫度64℃。

壓裂有利條件分析：

1、鄰井E王5井在H331387.6～1389.8m，1431.2～1435.8m試油取得良好效果，表明該層具有一定的潛力；

2、該井區物性較好，測井解釋為水層，從試油結果分析不產水，具備改造條件。

壓裂不利條件分析：

1、縱向上距壓裂目的層下部約18m處（1360.2m）存在水層,隔層遮擋能力較弱,為避免壓竄水層，應控制施工規模與排量；

2、該井壓裂目的層泥質含量較高（10%左右），為避免粘土膨脹與顆粒運移帶來的儲層傷害,應考慮采用防膨預處理；

3、該井壓裂目的層埋藏相對較淺，井溫低，需要采用低溫低傷害壓裂液體系，減少地層傷害。

壓裂設計思路：

1、采用適當的施工排量與加砂規模，控制縫高的過度延伸；

2、施工前對地層進行預處理，盡量降低儲層傷害；

3、采用低溫低傷害壓裂液體系，壓裂液能快速破膠返排，以提高壓裂增產效果。

（五）施工參數設計

井底破裂壓力 MPa 29.5 動態縫寬 mm 6.4 支撐劑用量 m3 15.7

井底閉合應力 MPa 21.2 支撐縫寬 mm 5.8 壓裂液沿程摩阻MPa 4.5

導流能力 μm2.cm 40 動態縫高 m 32 施工最高壓力 MPa 50

動態縫長 m 85 支撐縫高 m 24 施工排量 m3/min 3.0-3.5

支撐縫長 m 73 壓裂液用量 m3 88.2

平均砂液比 % 30 施工總水馬力 hp 3220

（六）壓裂液配方及各種原料、添加劑用量：

（1）壓裂液配方：

①基液：0.4%羥丙基胍膠+0.2%殺菌劑+1%氯化鉀+0.2%壓裂用破乳助排劑+0.05%氫氧化鈉+0.2%活化劑+0.2%破乳劑

②交聯液：有機硼交聯劑（現場用水按1:1稀釋）；

③交聯比：100∶0.3；

④熱活性水：1.0%氯化鉀+0.2%壓裂用破乳助排劑+熱水

⑤預處理液配方：2.0%KCL+1%JS-7+0.5%破乳劑+0.2%壓裂用破乳助排劑+熱水

（2）原料、添加劑備料單：

壓裂用添加劑 膠液

噸 預處理液

噸 活性水

噸 實際總用量

噸 實際備量

噸

羥丙基胍膠 0.48 0.48 0.6

氯化鉀 1.2 0.4 0.4 2.0 2.0

壓裂用破乳助排劑 0.24 0.04 0.08 0.36 0.4

殺菌劑 0.24 0.24 0.24

氫氧化鈉 0.06 0.06 0.1

交聯劑 0.22 0.22 0.4

JS-7 0.2 0.2 0.2

低溫破乳劑 0.24 0.1 0.34 0.4

活化劑 0.24 0.24 0.24

過硫酸銨 0.024 0.024 0.04

膠囊破膠劑 0.024 0.024 0.04

備注：配基液120m3，熱活性水40m3，預處理液20m3。

配液順序及說明：

①在混砂車中加入破膠劑，由壓裂液技術人員在現場加入。

②配基液時，先加入殺菌劑、防膨劑，再緩慢加入稠化劑，注意不要形成“魚眼”，循環30分鐘待溶液粘度增加后，再加入助排劑，基液粘度要求達到36-39mPa.s左右，PH=8-9。

③配液水質PH為6.5—7.5，機械雜質小于0.2%。

（4）支撐劑：20/40目陶粒15.7m3，質量要求：52MPa下破碎率≤5%，篩析合格率＞90%，體積密度＜1.8g/cm3。

（七）壓裂層段泵注程序

項 目 液體

名稱 液量

m3 砂液

比% 砂濃度

Kg/m3 砂 量

m3 砂 量

t 排 量

m3/min 膠排量(l/min) 時間

min 備 注

前置液 膠聯液 12 3.0 9 4.0 20/40目陶粒

0.7m3

前置液 膠聯液 10 7 119 0.7 1.2 3.0 9 3.5

前置液 膠聯液 10 3.0 9 3.3

攜砂液 膠聯液 8 10 170 0.8 1.4 3.0 9 2.8 20/40目陶粒

15.0m3

攜砂液 膠聯液 10 20 340 2.0 3.4 3.5 9 3.7

攜砂液 膠聯液 14 30 510 4.2 7.1 3.5 10.5 4.7

攜砂液 膠聯液 10 40 680 4.0 6.8 3.5 10.5 3.5

攜砂液 膠聯液 8 50 850 4.0 6.8 3.5 10.5 3.0

頂替液 原膠液 6.2 3.5 1.8

合計 88.2 15.7 26.7 30.3

平均 30.0

（八）壓前井筒準備：

1．清理平整井場，做好施工準備。

2．起管柱：卸提井口，起出井內測試管柱。

3、下壓裂管柱：下φ89mm N80油管＋RTTS-114型封隔器(下深1300.0m±0.5m，避開套管接箍) +2＂平式油管1根＋喇叭口。

4、用80℃熱活性水30m3大排量反洗井。

5、座封：校對好指重表，上提油管，然后正轉 4 圈以上，保持扭矩下放管柱，同時觀察指重表的變化，若座封載荷達到1012噸，則座封合格。

6、驗封：從油管用80℃熱活性水打壓1520MPa，觀察套管20min，若無溢流，合格。

7、以0.3-0.5 m3/min的排量擠注預處理液20m3。

8、座井口：座千型壓裂井口，保證50MPa下不刺不漏。

（九）壓裂施工

1、擺放壓裂施工所需的各臺設備。

2、連接高低壓管匯。

3、走泵、排空、關井口閘門，高壓部分試壓50MPa不刺不漏為合格。

4、按泵注程序進行壓裂施工。

5、壓后測瞬時停泵壓力，并測壓降曲線。

6、壓裂后如果不自噴則釋放封隔器，上起2根油管后進行抽汲排液，驗證壓后增產效果。若有特殊情況，則根據生產動態另行安排。

（十）QHSE具體要求

1、質量保證要求

1）所用各種添加劑質檢合格后方可使用，保證壓裂液的數量和質量。

2）配置壓裂液所用清水，水質應清潔無雜質，所有壓裂液罐及拉水罐車必須清洗干凈。

3）對配制好的液體進行取樣。施工前現場應取樣檢查壓裂液耐溫性能。

4）必須保證支撐劑的數量和質量，入井料應基本達到廠家送樣標準。

5）取全取準施工壓力、排量、液量及等參數，在施工過程中及施工完，應準確計量各階段壓裂液罐、支撐劑儲罐內的泵入液體、支撐劑的體積和時間，以與儀表計量進行校正。

6）按有關技術要求和安全操作規程完成各道工序。

7）壓裂前檢修壓裂設備，確保設備完好。

8）嚴格按設計要求進行地面壓裂管匯試壓壓力，地面壓裂管匯試壓壓力一般為設計泵壓的1.2-1.5倍，保持5分鐘不降。

9）正常情況下按設計進行施工；出現異常情況，由指揮技術人員按照壓裂預案進行處理。

10）各作業工序要求有齊全準確的原始記錄，壓裂隊提交連續記錄的泵壓、液量、排量和砂液比曲線和數據等施工資料。

2、健康要求

1）施工人員應穿戴勞動保護具上崗。

2）施工前按設計要求試壓，非施工作業人員嚴禁進入高壓作業區。

3）施工現場要配備醫務急救藥品及相關器材、人員。

3、安全要求

1）施工前開分工、安全大會，各工作崗位分工明確，聽從統一指揮。

2）施工現場排空、放噴管線用30MPa試壓合格的硬管線。

3）施工現場要設立明顯的標志,避免無關人員進入作業區，作業區域嚴禁煙火。

4）井場消防設施、井控設備齊全完好，現場備消防車一輛，救護車一輛。

5）壓裂液罐必須距井口20m以外。

6）安裝試壓合格的千型壓裂井口，井口用地錨固定，施工限壓50MPa，套管平衡壓力限壓15MPa并安裝保護閥。

7）作業、施工過程中，加強井控崗位責任制，牢固樹立井噴失控就是災難事故的思想。 8）嚴格按照正確的操作規程安裝作業設備、循環系統、井控設備、消防設備，污水或殘液回收罐等做到正確安裝使用與維護。

4、環保要求

1）嚴格遵守當地環境部門的有關規定，嚴格執行HSE要求。

2）壓裂液罐前挖一條排污溝至排污池，作業液嚴禁亂排亂放，實施無污染、無落地作業。

3）井場排污池和排污溝必須采取防滲措施，防止污油、污水滲漏，并及時回收；

4）起下油管井口裝自封，井內溢出污油、污水必須排至排污池內；

5）洗油管桿時必須采取防范措施，防止落地油污染；

6）作業施工完畢及時清除井口設備及井場油污，回收排污池污油、污水，做好環境保護工作。

7）施工作業結束后對井場進行全面清理，剩余殘液按甲方指定方式、指定地方排液,不得隨意排放,以免造成井場及周邊環境污染。

5、壓裂施工中可能出現的問題及處理預案

壓裂施工中可能出現的問題主要包括以下幾個方面：一施工壓力過高；二是施工未達到設計排量要求；三是施工砂堵；四是施工中發生管線刺漏；五是施工過程中封隔器出現問題。針對以上問題提出如下處理預案：

1、對于施工壓力過高：該井設計在排量為3.5m3/min時井口最高施工壓力50MPa，若井口施工壓力已達到50MPa，排量小于3.5m3/min，就以實際排量為準，不再上提排量。

2、對于施工未達到設計排量的現象：若施工壓力達到50MPa，施工排量<1.0m3/min，經3～5次間歇試擠(間隔10min)，情況無法改善，立即停止施工，分析相關原因，待制定改進措施后再進行相關作業。

3、對于砂堵問題：施工中若出現砂堵，則應當立即停泵，油管放噴。

4、管線刺漏問題：若施工中前置液階段出現地面高壓管線刺漏，則應當立即停泵，關井口閘門，放壓后整改好地面高壓管線，繼續施工；若在攜砂液階段出現地面高壓管線刺漏，則應當立即停泵，關井口閘門，放壓后整改好地面高壓管線，由現場施工技術領導小組協商后決定下步措施。

5、封隔器問題：施工中若出現封隔器不密封，套壓不斷上升，保護閥爆破，則要立即停止施工，分析相關原因，制定改進措施后再進行相關作業。

遼河油田鉆井井控實施細則的第五章 鉆開油氣層前的準備工作

第三十五條 鉆開油氣層的申報審批制度：

（一）鉆進到油氣層（主力油氣層、未開采油氣層或異常高壓地層，下同）前50～100m，鉆井隊按鉆開油氣層準備工作內容自查自檢之后，向建設方和鉆井公司主管部門申請驗收。

（二）建設方和鉆井公司主管部門負責組織鉆開油氣層驗收。Ⅰ級風險井油田公司和工程技術服務企業管理部門參加。

（三）驗收組按油氣田規定及行業標準要求進行檢查，檢查情況記錄于鉆開油氣層檢查驗收證書中，如存在井控隱患應當場下達井控停鉆通知書，鉆井隊按井控停鉆通知書限期整改。

（四）未執行鉆開油氣層申報審批或驗收不合格不準鉆開油氣層。

第三十六條 鉆開油氣層前，由鉆井隊負責召集有關技術服務單位，就其施工措施，進行明確的分工，各負其責，并建立各專業的聯動機制。發現異常，統一指揮和協調。

第三十七條 鉆開油氣層前的準備按以下規定執行：

（一）地質錄井人員根據地質設計和錄井資料，加強隨鉆地層對比，及時提出可靠的地質預報。鉆井隊在進入油氣層前50～100m，將鉆井液密度調整至設計或鉆開油氣層檢查驗收時要求的密度，并確保井眼暢通。

（二）鉆開油氣層前如發生井漏，應先行堵漏，并用鉆開油氣層規定的鉆井液密度對漏失層位進行驗證，對難以處理的漏失層應下套管封隔。

（三）調整井施工時，建設方組織和協調停注、泄壓等事宜，鉆井監督與地質、鉆井技術員檢查落實鄰近注水（汽）井停注、泄壓情況。

（四）按照設計和鉆開油層檢查驗收要求，儲備加重材料、高密度鉆井液、防漏堵漏材料和其它處理劑等。

對于供應半徑小于50km的區塊鉆井，可采取加重材料或高密度鉆井液集中儲備的方式。

（五）鉆井隊應按規定要求組織全隊職工進行防噴演習，預探井、含硫井應進行防硫化氫演習，并對有毒有害氣體進行重點監測。

（六）落實井控崗位責任制、鉆井隊干部24小時值班制度和“坐崗”制度。

（七）各種鉆井設備、儀器儀表、井控裝置、防護設備及專用工具、消防器材、防爆電路系統符合規定、功能正常。

第三十八條 鉆開油氣層前按第三十一條規定對井控裝置進行試壓檢查（距前一次試壓不超過14天可不進行試壓檢查，但應關井檢查）。鉆開油氣層后應每天對閘板防噴器及手動鎖緊裝置開關活動一次。

第三十九條 從進入預計油氣層前100m開始，每100m井段或在更換鉆頭、鉆具后，以及鉆井液性能發生變化后，應進行低泵沖試驗。以正常鉆進排量的1/3～2/3實測立管壓力，并做好井深、泵沖、排量、循環壓力等記錄，以指導井控工作。

　中國南海流花深水油田開發新技術

流花11-1油田位于中國南海珠江口盆地29/04合同區塊，在香港東南方220km，海域平均水深305m。

流花11-1油田是中國海油和阿莫科東方石油公司（Amo買粉絲 Orient Petroleum Company）聯合開發的油田。流花11-1油田1987年1月發現，1993年3月在發現該油田6年后，政府主管部門正式批準了該油田總體開發方案，隨即啟動油田開發工程建設，于1995年5月投產，作業者是阿莫科公司。

流花11-1油田包括3個含油圈閉，即流花11-1、4-1和11-1東3個區塊。流花11-1區塊基本探明含油面積36.3km2，地質儲量15378×104t，控制含油面積53.6km2，地質儲量6426× 104t。流花4-1區塊控制含油面積18.2km2，地質儲量1753×104t。流花11-1東區塊控制含油面積11.3km2，地質儲量458×104t。全油田探明加控制含油面積為83.1km2，地質儲量共計24015×104t，是迄今為止在中國南海發現的最大的油田。目前先投入開發的流花11-1區塊，只是流花11-1油田的一部分。

要經濟有效地開發這樣一個大油田，面臨著諸多技術上的難題：水深大、環境條件惡劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深淺。針對這些特點，經過中外雙方技術人員共同努力，開拓創新，用全新的思維觀念，采用了當今世界頂尖的高新技術，在工程開發過程中創造了“3個首次、7項一流”。

流花11-1油田設計開采年限12年，工程設施設計壽命為20年，批準投資預算65300萬美元，實際投資決算62200萬美元，比預算節約了3100萬美元。

一、工程開發方案

流花11-1油田采用深水全海式開發方案。整個工程設施包括5部分：半潛式浮式生產系統（FPS）南海“挑戰號”、浮式生產、儲卸油裝置（FPSO）南海“勝利號”、單點系泊系統、海底輸油管線和水下井口系統（圖12-1）。

圖12-1流花11-1油田工程設施圖

二、設計條件

（一）環境條件

a．流花11-1油田作業海區除了冬季風、夏季強熱帶風暴（臺風）的影響外，還有一種特殊的海況——內波流，它也是影響作業和系統選擇的主要因素。1990年單井測試期間，曾發生過由內波流引起的幾次拉斷纜繩、船體碰撞，甚至拉斷浮標或擠破漂浮軟管的事故。

b．流花11-1油田環境參數見表12-1。

c．流花11-1油田“挑戰號”FPS柔性立管設計參數見表12-2。

d．流花11-1油田“挑戰號”浮式生產系統FPS設計環境參數見表12-3。

e．流花11-1油田“勝利號”FPSO方向性海況設計參數見表12-4。

表12-1流花11-1油田環境參數

表12-2“挑戰號”FPS柔性立管設計參數（百年一遇）

表12-3“挑戰號”FPS浮式生產系統環境設計參數

表12-4“勝利號”FPSO方向性海況設計參數

（二）流體性質

流花11-1油田屬于高比重、高黏度、低含硫、低含蠟、低凝固點、低溶解氣油比、欠飽和環烷基生物降解原油。地面原油的主要參數為：

相對密度：0.92～0.97；

黏度：50～162mPa.s；

含硫量：0.28%～0.41%；

含蠟量：0.43%～6.21%；

凝固點：－12～4.4℃；

飽和壓力：0.91MPa；

原始溶解氣油比：1.6～18.9m3/m3。

原油其他各項性能指標見表12-5。

表12-4流花11-1油田原油的各項性能指標

續表

（三）其他設計參數

水下井口配套設備，包括壓力儀表，其管路最大工作壓力為15.5MPa(22401b/in2）；

單井高峰日產量：2384m3/d，含水范圍0%～93%;

FPSO日處理能力：47670m3/d；

大氣溫度：16.4～33.7℃；

水下作業溫度：11～31℃；

井液溫度：11～52℃。

所有的管路材料及計量和壓力儀表應適于輸送帶硫化氫和二氧化碳的液體，內表層應進行化學防腐處理，外表層以油漆和犧牲陽極進行保護。

（四）延長測試

為了解決油田強大底水快速錐進，減緩水錐速度，更大程度地挖掘油田潛能，對油田長期產能作進一步分析，有效地提高采收率，在正式開發之前用了半年時間對3口井進行了延長測試。

a．流花11-1-3井為一口穿透油藏的直井，初始日產量363m3，綜合含水20%,42d后日產量350m3，綜合含水升至70%。

b．流花11-1-5井，為一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段達78%，初始日產量為1271m3，綜合含水0%;51d后日產量降為874m3，綜合含水升至51%，水錐上升速度較直井有明顯改善。

c．流花11-1-6井為一口水平井，水平井段全部落入油層頂部滲透率最好的層段，初始日產量1907m3，綜合含水為0%;120d后日產量為1017m3，綜合含水為26%。與前2口井相比，采用水平井開采不但可以提高單井產量，還可以減緩底水水錐速度，是該油田最佳的開發方案。

三、南海“挑戰號”浮式生產平臺（FPS）

流花11-1油田海域水深將近310m，使用常規的導管架固定平臺結構形式，僅導管架本身費用就高達10億美元，而新造一座張力腿平臺的費用估計要12億美元。經過技術和經濟上的論證和比較，最終采用了改造半潛式鉆井平臺方案，全部改造費用也不超過2億美元。根據使用要求，改造后的浮式生產系統不但能抵御海區百年一遇的惡劣海況，還能滿足鉆井、完井、修井作業要求，并且能夠安裝、回收和維修水下井口設備，監視控制水下井口，為井底電潛泵提供懸掛月池和供給電力。根據臺風極值具有方向性，東北方向的風、浪、流極值明顯比西北方向大的特點，改變常規的8根或12根錨鏈對稱系泊方式為非對稱的11根錨鏈，還根據實際受力情況，使大部分錨鏈長度有所縮短。錨鏈直徑φ127mm，單錨重量40t，是目前使用于海上商業性用途最大的船錨。錨泊力可以承受百年一遇強臺風的襲擊，將南海“挑戰號”永久性地系泊在海底。

“挑戰號”的設計使用壽命是20年。

1993年7月購進改造用的半潛式鉆井平臺，經過22個月改造設計和船廠施工，于1995年4月系泊到油田預定位置。

“挑戰號”還配有2臺ROV遙控機器人支持作業，通過25根水下電纜向井口供電。生活模塊可容納130人居住。

四、浮式生產儲卸油輪（FPSO）和單點系泊系統

（一）南海“勝利號”浮式生產儲卸油輪（FPSO）

南海“勝利號”是由一艘14萬噸級的舊油輪改裝的，該油輪型長280m，型寬44m，型深23m，吃水17m。改裝后的油輪具有發電、原油凈化處理、原油儲存和卸油功能。高峰日處理液量為4.77×104m3，日產油量1.03×104m3，可儲存原油72萬桶。針對流花11-1油田原油黏稠特點，原油處理流程采用了世界先進的電脫鹽/脫水二合一新技術，即在一個設備內，分步完成原油脫鹽和脫水。海上油田使用這項新技術在世界上也屬首次，不但節省了大量的空間，還節約了上百萬美元的工程費用。

“勝利號”生活樓模塊可容納85人居住。儲存的合格原油經串靠的穿梭油輪外運銷售。

（二）“勝利號”單點系泊系統

“勝利號”浮式生產儲卸油系統（FPSO）采用永久式內轉塔單點系泊系統。單點用錨鏈固定于海底，通過油輪船體前部空洞內的轉塔機構與船體相連，油輪可繞單點作360°的旋轉。這種結構形式在國內是首次采用，在深水情況下比固定塔架式系泊結構要經濟得多。設計環境條件采用百年一遇極端海況，用10條Φ114.3mm錨鏈系泊。根據環境條件各個方向極值的差別，適當調整錨鏈長度。該單點系泊系統為永久不可解脫式，最大系泊力為600t。

五、水下生產系統

（一）水下井口系統的選型

a．分散水下井口生產系統，適用于作業海區海流流向沿深度分布基本一致并相對穩定的情況。水下井口之間可通過柔性管線相連或與總管匯相連，也可直接與油輪相連，這種水下井口系統的優點是已有一定經驗，井口和表層套管的定位精度要求低。其缺點是，水下井口之間的軟管與特種液壓接頭的成本及安裝費用高，海流方向不穩定時易引起軟管的纏繞，造成軟管和接頭部位損壞，單井修井會影響其他井生產，且施工安裝海況要求高、時間長。

b．集中水下井口生產系統，適用于各種海流條件，井口導向底座之間用鋼質跨接管相連成一整體。這種結構形式以前還從未采用過，缺乏經驗和現成的配套技術及設備，井口和表層套管的定位精度要求高。另一方面，這種結構形式的優點是鋼性跨接管接頭成本遠低于柔性軟管和液壓接頭，只相當于后者約1/3。單井修井作業不影響其他井正常生產，相對獨立的軟管可以單獨安裝和回收，且運動范圍小，不會發生軟管的摩擦和纏繞，鋼性跨接管的測量、安裝和回收作業可與其他作業同時進行，且不需動用其他船只，在較惡劣海況下照常作業，效率高。通過全面研究對比，最終選用了集中水下井口生產系統。

（二）水下井口系統的主要結構和復裝順序

集中水下井口生產系統被稱為“組塊搭接式控制體系”，是流花11-1油田工程創新最多的體系，首創的新技術包括：集液中樞管匯；鋼制井口間跨接管；濕式電接頭在海上平臺的應用；浮式生產平臺支持的懸鏈式柔性立管系統；水下生產液壓控制系統；遙控水下作業機器人ROV；新型海底管道固定底座及鋼制長跨接管；水下臥式采油樹。

水下井口設備分三大塊安裝，先將導向生產底座（PGFB）鎖緊在762mm的表層套管頭上，用鋼制跨接管將PGFB下部集輸管線接頭連接起來，從而將獨立的水下井口連成一體，形成復線的封閉回路，再將水下采油樹鎖緊在476mm的井口頭上，將采油樹出油管線接頭與生產底座上的閥門相連，最后將采油樹帽連同電潛泵電纜一起蓋在采油樹上，電潛泵的電路被接通，原油經采油樹出口進入PCFB下部集輸管匯內，匯集到中樞管匯，再從中樞管匯通過鋼制長跨接管進入海底輸油管道，輸往南海“挑戰號”進行處理。

（三）水下井口設備的功能

1．中樞管匯

中樞管匯組塊長21.3m，寬2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生產管線和1根203.2mm測試管線組成，分別與2條342.9mm(13.5in）海底輸油管線和1條152.4mm的海底測試管線對應。每根管線引入6個接頭，其中4個接頭與井口采油樹的4個翼閥相接，1個接頭與海底管線相接，1個接頭用作管線間的轉換閥。安裝時用平臺吊機將中樞管匯吊起扶正，接近轉臺，再用鉆機大鉤穿過月池安放到海底。中樞管匯還作為液壓盤的基礎，主控室的液壓信號通過分配盤傳遞到各采油樹上。

2．永久生產導向底座PGFB

與常規的永久導向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有導向和作基礎功能外，還具有集液功能。底座下部設計了2條304.8mm集液管，從采油樹出來的原油經生產閥進入集液管。底座的導向桿也經過改進，可以回收多次利用。

3．臥式水下采油樹

為了適應水下無人工潛水作業，這種采油樹帽將所有閥門設計在水平方向并由水下機器人操作。16個不同性能的球閥閥門的開關集中設在便于遙控機器人ROV操作的一塊操作盤上，可用機器人操作這些開關，來控制生產閥、環空閥、安全閥、化學藥劑注入閥等。這些閥門也可由平臺液壓控制開啟和關閉，在應急情況下安全閥可自動關閉。

4．水下采油樹帽

采油樹帽蓋在采油樹頂部，帽內側固定濕式電接頭（WMEC）插座，外側法蘭盤內是干式電接頭（DMEC）插頭，干式電接頭被固定在IWPC終端法蘭盤內，在平臺上先接好干式電接頭法蘭。考慮到惡劣的環境條件可能對IWPC拉扯造成采油樹的破壞，在IWPC一端設計了一種安全破斷法蘭，在荷載尚未達到破壞采油樹之前，破斷法蘭的螺栓首先破斷，使IWPC與采油樹帽脫離。

5．采油樹及采油樹帽的安裝

安裝作業所使用的工具是一種多功能完井、修井工具（URT）。這種工具經4條導向纜坐在采油樹上，整套系統由液壓控制，能自動對中，調整高度，平緩而高效，不但能安裝采油樹和采油樹帽，還能回收采油樹帽，暫時停放在PGFB上，進行油管塞密封壓力和濕式電接頭電路測試，省去了將采油樹帽和IWPC收回到平臺測試再安裝的復雜作業。這種工具的下部為一長方形框架結構，4根用作導向的漏斗柱體間距與采油樹導向漏斗完全相同，1根中心桿，通過液壓控制，可平緩移動。

6．水下遙控機器人（ROV)

2臺機器人都是根據流花11-1油田的使用要求設計制造的，一臺為永久式，在平臺上作業；另一臺為移動式，能移到工作船上進行潛水作業。2臺機器人的功率均為73.5kW (100HP）,6個推進器，6架攝像機（其中1架為可調焦，1架為筆式裝在機械手上），能在2浬的海流中拖著183m的臍帶作業，配備有多功能的模塊——MFPT。ROV配備有下列模塊：旋轉工具模塊、機械手插入式液壓推進器、自動對中伸縮液壓驅動器、輔助作業工具、柔性工作繩剪斷器、電纜截斷器、電纜抓緊器、低壓沖洗槍、黃油注入工具、定位伸縮吸盤、液壓圓鋸、1只7功能Schilling機械手、1只5功能Schilling大力機械手和拔插銷功能等。由于設計時考慮了各種作業工況的要求，并事先進行了模型試驗，因此，在實際作業過程中性能良好，一直保持著非常高的作業效率。

7．海底管線連接固定基座（TIB）

海底管線連接固定基座（TIB）是一個將海底管線與水下井口連接在一起的裝置。它的一側通過3根長為22.9m、17.4m和11.3m的鋼制長連接管與水下井口中樞管匯相連，另一側與3條海底管線相接。海底管線連接固定基座（TIB）由浮式生產平臺安裝，TIB與3條海底管線的連接則由一套無潛水軟管連接系統（DFCS）完成。DFCS由1臺ROV攜帶下水，當海底管線下放到接近目標位置時，另1臺 ROV將從 DFCS上引出一條鋼絲繩，將鋼絲繩端的QOV卸扣掛在海底管線連接頭的吊點上，拉緊鋼絲繩，使海管接口順導向槽逐漸貼近TIB上的接口，由ROV將液壓驅動器插頭插進接頭鎖緊孔鎖緊接頭，密封試壓合格后，松掉接頭上的ROV卸扣，便完成安裝作業。

六、海底輸油管線

流花11-1油田海底管線包括3部分內容。

1．生產管線

數量：2根；

直徑：131/2”；

輸送介質：油水混合液體；

材質：動力柔性軟管；

距離：從“挑戰號”浮式生產系統（FPS）下面的海管立管基座到“勝利號”浮式生產、儲卸油裝置下面的立管基座（PRB）；

長度：2.24km。

2．計量管線

數量：1根；

直徑：6”；

輸送介質：油水混合液體，單井計量或應急情況下代替生產管線；

材質：動力柔性軟管；

距離：從“挑戰號”浮式生產系統（FPS）下面的立管基座到“勝利號”浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座（PRB）；

長度：2.24km。

3．立管

數量：生產立管2根，計量立管1根；

直徑：生產立管131/2”，計量立管6”；

輸送介質：液體；

材質：動力柔性軟管；

距離：從“勝利號”浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座到上面的轉塔式單點。

七、水平井鉆井技術

（一）井眼軌跡的設計

該油田特點是面積大、油層埋藏深度淺，從泥面到油藏頂面的垂直距離只有914m。受油藏埋深限制，平臺鉆水平井的最大控制半徑約為3km。為保證電潛泵能在無橫向扭矩條件下運轉，水平井井眼軌跡設計分為2個造斜井段，在2個造斜井段之間設計了一段穩斜井段，將電潛泵下入到穩斜井段中。為防止電潛泵下入時受到損壞，第一個造斜井段的造斜率不得超過7°/30m。20口水平井設計的水平井段均處在厚度約為6.8m孔隙度最好的B1層，水平段長度為800m，總水平位移約為910～2590m。

（二）鉆井技術和特點

a．首先使用隨鉆下套管的新工藝安裝套管，成功地完成了25根導管安裝作業。安裝作業時間總計14.4d，平均單井安裝時間14.8h，與常規方法相比較節約時間36d。

b．采用成批鉆井方法，對444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分別采用成批作業方式。444.5mm井段測量深度650m，平均單井完成時間1.5d;311.2mm+215.9mm井段測量深度2040～3048m，平均單井完成時間10.8d。成批鉆井作業方法的應用大大加快了鉆井作業的速度。

c．鉆井液使用PHPA水基泥漿體系和海水（加Xanvis泥漿）鉆造斜段和水平段，降低了泥漿成本，提高了鉆井速度，減少了對油層的污染，保護了環境。

d．導向鉆井技術采用先進的水平井設計技術和GST(GeosteeringTool）井下導向鉆井工具，隨時掌握鉆井狀態和監測鉆遇地層，及時確定目的層的深度和調整井眼軌跡，不但加快了鉆井進度，還使水平井準確落入厚度僅為6.8m的B1目標層位的比例達到91%。

（三）主要鉆井指標

油田投產前，鉆井作業除成批安裝25套762mm(30in）導管外，共鉆井17口，完井12口，總進尺28207m，總天數180d，平均測量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目標層位的比例為91%，單井作業周期13d，單井費用196萬美元。

八、完井管柱

1．油管掛

完井管柱的安裝是通過油管掛安裝工具（THRT）起下油管掛來完成的。油管掛經導向槽導向著陸，再鎖緊在采油樹內的密封布芯內。

2．濕式電接頭（WMEC）

濕式電接頭（WMEC）是電潛泵井下電纜的終端，通過招標選用國外標準化產品，其插頭固定在油管掛中，插座固定在采油樹帽中，在蓋上采油樹帽時，套筒形的插座隨采油樹帽一起套在油管掛插頭上，在海水中對接即可通電，且保證不會漏電，無需再專門進行安裝。插頭咬合部分類似于普通的三相插頭，整個套筒插座長約50cm，直徑約8cm。

為保險起見，用電絕緣液沖洗采油樹帽與油管掛之間的空間，再用氮氣將電絕緣液擠出，以保證濕式電接頭（WMEC）不會因長時間在變高壓和變頻強電流工作狀態下，工作產生高熱量導致采油樹帽熱膨脹而損壞。

濕式電接頭的工作參數為：電壓5kV，電流125A，頻率60Hz。

3．電潛泵

由于流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底壓力低以及后期含水上升快等特點，因此選用加電潛泵采油工藝。所選用的電潛泵是Reda公司提供的562系列電潛泵總成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。為電潛泵供電的水下電纜下端與采油樹帽相連，上端懸掛在FPS下層甲板上，與電潛泵控制室中的變頻器相連。單井生產閥和安全閥的開關由FPS上的液壓系統直接控制，采油樹上的液壓接頭通過水下控制軟管與水下中樞管匯液壓分配盤相連，而液壓分配盤通過液壓控制纜與FPS中控室相接。

4．水下坐封式生產封隔器

由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4個通道，包括地層液流動通道、ESP電纜穿越器、化學藥劑注入管線和備用管線通道。它的主要特點是可以再次坐封，采用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更換封隔器，從而節約了修井時間和費用。

安全生產技術考試要點：第七章礦山安全技術3

第三節 石油生產過程的主要危險及其控制（p.275）

一.石油開采與開發過程的主要危險及其控制

（一）鉆井、采油、采氣、注水等生產工藝過程防火防爆、防井噴、防中毒

1.防火防爆措施

⑴ 井場電器設備、照明器具及輸電線的安裝應符合《石油天然氣鉆井、開發、儲運、防火防爆安全生產管理規定》（sy5225------1994）。

n ⑵ 在井場明顯處和有關的設施、設備處應設置安全警示標志。n ⑶ 井場電器設備、照明器具及輸電線的安裝應符合sy5225------1994的要求。井架、鉆臺、機泵房的照明線路應各接一組電源，探照燈電路應單獨安裝。井場電線不得橫跨主體設備。井架、鉆臺、機泵房和凈化系統照明全部采用防爆燈。距井口30m以內的電器設備，應使用防爆開關，防爆馬達。n ⑷柴油機熱電廠氣管無破漏和積炭并有冷卻滅火裝置，出口與井口相距15m以上，不朝向油罐。 ⑸ 鉆臺上下、機泵房周圍禁止堆放雜物及易燃易爆物質，鉆臺、機泵房下無積油。⑹按規定配齊消防器材、工具，并定崗、定期維護保養和更換失效藥劑、懸掛檢查紀錄標簽。⑺地面配漿工藝采用高能氣灰分離器與水泥車相結合，確保水泥漿密度均勻達到設計要求。 n 2 .防井噴、防中毒措施 ⑴ 在鉆井作業中嚴格執行sy5087------2003《含硫油氣井安全鉆井推薦做法》的規定，在可能存在硫化氫的場所設立硫化氫中毒的警示標志和風向標，作業員工盡可能在上風口位置作業；為避免硫化氫外溢造成人、牲畜傷亡，在施工過程中實施現場警戒，設置一級警戒區、二級警戒區、三級警戒區，施工當天及時提前疏散村民。 n ⑵ 在井場按規定配制硫化氫監測儀，并保證其靈敏可靠；在可能產生硫化氫的場所改造的員工配備防毒面具和空（氧）氣呼吸器、并保證有效使用。n ⑶ 向地方政府和警戒聯系點通報有關情況；作好撤離準備。n ⑷ 聽到硫化氫報警信號后立即戴上防毒面具或氧氣呼吸器。n ⑸ 發出警報信號（鳴喇叭），全隊處于應急狀態。n ⑹ 非當班人員立即趕到井場做救護準備，衛生員準備擔架、氧氣袋和急救箱到井場，檢查空氣呼吸器并搬出備用。 n ⑺ 救護人員戴好空氣呼吸器到崗位檢查井口是否控制得住、有無人員中毒。n ⑻ 若發現有人員中毒立即抬至空氣流通處施行現場急救，同時與掛鉤醫院聯系。n ⑼ 由隊長和鉆井技術員組織處理消除井內的有毒氣體外逸工作。n ⑽ 若井噴失控，立即協助當地政府對井場周圍的居民進行撤離，并根據檢測情況及時擴大撤離范圍。（二）鉆井、采油（氣）作業相關安全技術標準相關規定n 主要參見以下安全技術規程： n ⑴sy5087------2003《含硫油氣井安全鉆井推薦做法》n ⑵sy5742------1995《石油天然氣鉆井井控安全技術考核管理規則》n ⑶sy5876------1993《石油鉆井隊安全生產檢查規定》n ⑷sy5974------1994《鉆井作業安全規程》n ⑸sy6044------2044《海上石油作業安全應急要求》n ⑹sy/t 6203------1996《油氣井井噴著火搶險作法》n ⑺sy/t 6228------1996《油氣井鉆井及修井作業職業安全的推薦做法》n n ⑻sy/t 6283------1997《石油天然氣鉆井健康、安全與環境管理體系指南》n ⑼sy6307------1997《淺海鉆井安全規程》n ⑽sy6345------1998《淺海石油作業人員安全資格》n ⑾sy6354------1998《稠油注汽熱力開采安全技術規程》n ⑿sy6504------2000《淺海石油作業硫化氫防護安全規定》n ⒀sy/6561------2003《水力壓裂安全技術要求》 二.石油修井作業過程的主要危險因素及其控制（p.277）（一）各類修井作業中的方法和技術特點及安全技術要求 石油修井作業的主要工程包括：試油、中途測試、工程測試、小修、射孔、大修、側鉆、封串、壓裂、酸化、防砂、堵水、調剖、解堵等。這里主要介紹試油、小修、大修、壓裂、酸化等。 1. 清蠟 包括機械清蠟和熱力清蠟兩種。⑴機械清蠟。包括刮蠟片清蠟和套管清蠟。 刮蠟片清蠟是利用井場電動絞車下如油井中，在油管結蠟井段上、下過冬，將管壁上的蠟刮下來被油流帶出井口，該方法適用于自噴井和結蠟不嚴重的井。套管清蠟是將螺旋式刮蠟器接在油管下面，利用油管的上下活動將套管壁上的蠟清理掉，也可以利用轉盤帶動刮刀鉆頭刮削；同時利用液體循環把清理下的蠟帶到地面。 ⑵熱力清蠟。包括電熱清蠟、熱化學清蠟、熱油循環清蠟和蒸汽清蠟等。n 電熱清蠟是以油井熱電纜，讓電能轉化為熱能供給油流加熱，使其溫度升高達到清蠟、防蠟目的。熱化學清蠟是利用化學產生的熱能來清蠟。n 熱油循環清蠟是利用本井生產的原油，經加熱后注入井內不但循環，使井內溫度達到蠟的熔點，蠟被逐漸融化并隨同油流到地面。蒸汽清蠟是將井內油管起出來，擺放整齊，然后利用蒸氣車的高壓蒸汽融化并刺洗管內外的結蠟。 2.沖砂⑴沖砂方式有正沖、反沖、旋轉沖砂等。n 正沖：沖砂液沿管柱流向井底，由環形空間返回地面。n 反沖：與正沖相反。n 旋轉沖砂：利用動力源帶動工具旋轉，同時用泵循環卸砂，大修沖砂常用此法。⑵安全技術要求：n ⑴不準帶泵、封隔器等其他井下工具探砂面和沖砂；n ⑵沖砂工具距油層上界20m時，下放速度應小于0.3m/min；n ⑶沖砂前油管提至離砂面3m以上，開泵順環正常后，方可再下放管柱； n ⑷接單根前充分順環，操作速度要快，開泵順環正常后，方可再下放管柱；n ⑸沖砂過程中應注意中途不可停泵，避免沉砂將管柱卡住或堵塞；n ⑹對于出砂嚴重的井，加單根前必須充分洗井，加深速度不可過快，防止堵卡及憋泵；n ⑺連續沖砂5個單根后要洗井一次，防止井筒懸浮砂過多；n ⑻順環系統發生故障，停泵時應將管柱上提至砂面以上，并反復活動；n ⑼提升系統出現故障，必須保持正常順環； n ⑽泵壓力不得超過管線的安全壓力，泵排量與出口排量保持平衡，防止井噴或漏失；n ⑾水龍帶必須栓保險繩。2.檢泵n 對檢泵的安全技術要求如下： n ⑴要取全、取準下井泵的各項資料；n ⑵下泵深度要準確，防沖距要合適；n ⑶下井油管絲扣要涂抹密封脂，要求油管無裂縫，無漏失，無彎曲，絲扣完好； n ⑷抽油管應放在5個支點以上的支架上，不準落地；n ⑸起抽油管時如果遇卡，不準硬拔；n ⑹對深井泵的起下與拉運過程要特別注意。 4. 井口故障處理 n ⑴方法：換采油樹、處理套管四通。n ⑵處理套管四同安全技術要求：①井口電焊必須辦理油井口用火手續，備齊消防設備和工具，且焊割必須在井內液流穩定，井口無油氣噴溢或油氣顯示時方可進行；②拆卸采油樹后，注意鋼圈等不見的存放，以防磕傷；③吊起采油樹時，應防止掉落砸傷人員及井口設備；④割焊井口前應仔細丈量尺寸，割焊后應準確校正油補距； n ⑤對于壁厚較厚的套管焊接應采取對焊；壁厚的或腐蝕較嚴重的應用大于原套管直徑的套管進行套接焊牢；n ⑥一定要保證焊接質量，在對焊口處應焊兩遍以上。5.射孔安全技術要求：n ⑴備好井口設備和安裝工具，切實做好防噴準備；n ⑵射孔前，套管不許按規定同徑，沖砂洗井至人工井底； n ⑶新進射孔之前，必須對套管試壓并符合規定；n ⑷射孔深度誤差不大于0.1m；n ⑸射孔深度超過3m以上，必須下管柱進行洗井后方可完井；n ⑹射孔過程中，要有專人看管井口，防止落物，并注意有無油氣顯示；n ⑺整個施工過程中，修井隊必須與射孔隊緊密配合，做到安全射孔，井口周圍嚴禁有煙火。 （二）現場主要修井設備、設施的基本性能及操作要領 1.石油修井作業的主要設備、設施n 目前，在石油修井作業生產過程中，使用的設備設施可分為四大類。一是井口設施，包括采油樹、抽油機、電機、水套爐、分離器及地面油氣水管網；二是井下設備及設施，包括套管、油管、隔熱管、防砂管、井下儀器、工具及裝置、射孔槍彈、雷管等；三是入井流體，包括壓井液、洗井液、完井液、鉆井液、酸液、堵水調剖液、解堵液、清蠟液等，這些入井流體都是由個中化學品配制而成的；四是地面主要施工設備及設施。 地面主要施工設備及設施包括： n ⑴起下作業提升設備：井架、游動系統、動力系統、作業機、修井機等；n ⑵電力設備：發電機、輸電線路、變壓器、照明等；n ⑶采暖設備：鍋爐（地面的采暖鍋爐、工業用水、用整齊鍋爐）等；n ⑷生活設施：野營房、廚房、庫房、值班房、油氣水等；n ⑸泵注循環系統設備：泥漿泵、泥漿池、固井車、灰罐車、水泥車、熱洗車、高壓空氣壓縮機、水罐車、油罐車等； n ⑹井控設備設施；n ⑺射孔、試油、小修、測試設備：作業機、射孔車、電纜車、一起車、測試車、氣舉排液設備、抽吸及提撈設備等n ⑻壓裂酸化設備：壓裂車、酸化車、管匯車、儀表車、拉砂車、液氮泵車、液罐車及高壓罐匯等。 2. 石油修井作業的主要設備、設施的特點 石油修井作業的主要設備、設施的特點是負荷重、功率大、體積大、承壓高、改造壓力高、在石油修井作業生產過程中，使用設備、設施隨施工周期而不斷地運輸、搬遷、裝卸、安裝、立放，容易造成對設備、設施的損壞。n ⑴負荷重，大修及側鉆工程的提升負荷達100t以上，井架的負荷在200t以上；n ⑵功率大，壓裂車的臺上柴油機功率超過7000馬力（單機）； n ⑶體積大，原鉆機施工井架48m，修井井架為29m、18m；原鉆機側鉆搬家用運輸車30輛；n ⑷承壓高，壓裂車的臺上壓裂泵及地面高壓管匯的承壓壓力達100mpa以上n ⑸工作壓力高，壓裂施工的泵壓的施工壓力達80mpa以上。3.修井機操作要領n ⑴所有機械設備在使用中，不準任意割焊，以保證設備機械性能及結構性能的完整；n ⑵設備在使用時,領部件必須齊全完整，不允許帶病作業；n ⑶各固定螺孔直徑不得大于所穿螺栓直徑2mm以上，氣割孔必須加焊帶鉆孔的鐵板； n ⑷各固定螺栓必須符合設計規格，并加彈簧墊擰緊；n ⑸各種護罩、欄桿等保護裝置必須齊全可靠；n ⑹各種儀表、安全保險裝置必須靈敏可靠；n ⑺井架及底座各構件齊全良好，不得有扭曲變形、嚴重傷痕、裂紋和嚴重腐蝕等情況；n ⑻氣路各進氣閥、單雙向開關、防碰天車、各操作手柄必須靈敏可靠；n ⑼各崗位必須按巡回檢查線路和檢查點的要求對設備、安全防護、保險裝置、工作環境進行減產，在安全可靠的轉臺下方可啟動設備； n ⑽啟動設備、變換排擋和操作離合器，必須操作平衡，不得產生沖擊；n ⑾操作人員必須堅守崗位，在啟動設備時，應細心觀察，及時發現和處理可能發生的不正常現象。（三）作業過程中的主要危害機器預防措施 1. 生產作業過程中的主要危害 在石油修井作業生產過程中，存在著井噴、中毒、人身事故、火災及爆炸等主要危害事故。 n ⑴井噴事故。井噴事故包括井噴、井噴失控、井噴失控著火及爆炸事故和有害氣體嚴重泄漏失控事故。n ⑵中毒事故。硫化氫、一氧化碳、二氧化碳、鹽酸、氫氟酸等都回引起中毒事故。n ⑶人身事故。事物打擊、高空墜落、油氣火災爆炸、觸電、淹溺、砸塌、灼燙、機械傷害、凍傷、燒傷、窒息等都可能造成人身事故。n ⑷火災及爆炸事故。井場明火、電器打火及落地油、井噴后火災及爆炸、葦場、森林、草地火災、隔熱管爆炸等事故。 2. 井噴事故的預防 n ⑴井控設計；n ⑵井控設備；n ⑶射開油層前的準備工作；n ⑷油層射開后的起下作業過程中防井噴制度；n ⑸井控技術；n ⑹井控的井控操作制度及管理制度；n ⑺防井噴裝置的配備、安裝、檢修、試壓、演練；n ⑻井噴事故的應急處理措施；n ⑼井噴失控后的緊急處理。 3. 中毒事故的預防 n ⑴硫化氫中毒事故的預防、現場防護及應急處理措施；n ⑵一氧化碳、二氧化碳中毒事故的預防、現場防護及應急處理措施；n ⑶鹽酸中毒事故的預防、現場防化及應急處理措施；n ⑷氫氟酸中毒事故的預防現場、防護及應急處理措施；n ⑸其他中毒事故的預防現場、防護及應急處理措施。 4. 人身事故的預防 n ⑴物體打擊人身事故的預防；n ⑵高空墜落事故的預防；n ⑶油氣火災爆炸事故的預防；n ⑷觸電事故的預防；n ⑸淹溺事故的預防；n ⑹砸塌事故的預防；n ⑺灼燙事故的預防；n ⑻機械上海事故的預防；n ⑼凍傷事故的預防；n ⑽燒傷事故的預防 n ⑾各類人身事故的現場防護手段及設備；n ⑿各類人身事故搶險措施及應急吃力措施；n ⒀預防各類人身事故的管理制度。5.火災事故的預防n ⑴井噴后火災事故的預防；n ⑵因井場明火、電器打火引起的火災事故的預防；n ⑶火災事故的現場防護手段及設備；n ⑷火災事故滅火搶險措施及應急處理措施；n ⑸井噴后防火緊急處理；n ⑹防火制度n ⑺消防條例

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