安12井山23+盒8压裂设计Word格式文档下载.docx
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井别
钻井队
开钻日期
2013.11.20
完钻日期
2013.12.21
完井日期
井位横坐标（Y）
19397432.93
地面海拔（m）
1156.9
联入（m）
井位纵坐标（X）
4074575.14
设计井深（m）
完钻井深（m）
2898
完钻层位
马家沟
人工井底（m）
2866.68
目前人工井底（m）
最大井斜数据：
井深（m）×
最大井斜（°
）×
方位角（°
）
2812×
10.52×
148.20
新（旧）井
新井
程序
钻头尺寸（mm）
钻井深度（m）
套管外径
（mm）
套管下深
（m）
套管壁厚
套管内径
套管
钢级
套管出地高
水泥返深
表层
φ311.1
525.08
244.5
486.72
8.94
226.62
J55
井口
气层
φ215.9
139.7
2891.99
9.17
121.36
N80
287
分级箍位置（m）
1631.01-1631.82
分级箍通径（mm）
118
套管头限压（MPa）
35
短套管位置（m）
2266.07-2269.39、2738.02-2741.37、2505.68-2509.11、2814.33-2817.65
气层附近套管接箍数据（m）
2592.63、2602.84、2613.28、2623.45、2633.81、2644.29、2654.50、2664.71、2675.27、2685.52、2696.11、2706.70、2717.29、2727.62、2738.02、2741.37、2751.96、2762.33、2772.58、2783.09、2793.45、2803.82、2814.33、2817.65、2828.09
固井质量
射孔段上下50m固井质量合格
完井试压质量
合格
2.2录井岩性和油气显示
表2-2岩芯录井数据
层段
岩性
电测井段
显示
厚度
密度
孔隙度（%）
渗透率（10-3μm2）
含水饱和度
（%）
全烃气测值
%
录井
解释
基值
峰值
盒8
浅灰色含气细砂岩
2644.2-2652.2
8
/
0.37337
2.7310
含气层
山23
2773.0-2784.1
11.1
9.2484
22.213
6.5854
17.5130
2.3测井综合解释成果
表2-3综合测井解释数据
砂体井段
m
砂体
显示厚度m
电阻率
Ωm
声波
时差
μs/m
补偿
g/cm3
孔隙度
渗透率
10-3μm2
含水
饱和度
电测
2643-2650
7
131.4
192.3
2.65
2.5
0.01
91.3
2772-2776
4
205.3
210.3
6.6
0.24
43.4
2779-2786
本次射孔段：
2646m-2649m
2774m-2779m
图2-1安12井山23+盒8气层综合测井图
3射孔方案
表3-1射孔数据
层位
射孔井段（m）
厚度（m）
枪型
弹型
孔密
（孔/m）
相位
孔数
射孔
方式
2774-2779
5
SYD102
SYD127
16
60º
80
电缆传输射孔
2646-2649
3
48
射孔液配方见试气工程设计。
4压裂施工要求
4.1压裂施工要求
（1）压裂注入方式采用单上封保护套管、油管注入、套管打平衡液的方式。
（2）压裂井口选用该区常用的KQ65/70采气井口。
（3）采用该地区常用的羟丙基瓜尔胶+有机硼延迟交联水基压裂液。
（4）压裂施工全程伴注液氮，提高压裂液返排能力。
5油管规范及压裂管柱结构
5.1油管规范及性能要求
表5-1工具油管规范及性能
尺寸
壁厚
mm
内径
外径
内容积
m3/m
重量
Kg/m
抗拉强度
t
抗内压强度
MPa
抗外挤强度
螺纹
2⅞″
5.51
62.0
73.02
0.003021
9.67
65.75
72.9
77.0
EUE
5.2压裂管柱结构
压裂施工管柱结构示意图见图5-1。
6压裂施工步骤
6.1井筒准备
通井、洗井、射孔、下压裂管柱等准备工作见试气工程设计。
6.2配液
备液前清洗储液罐，按设计配制好合格的工作液体，为防止雨雪进入液体，压裂液罐要封盖罐顶。
详细的要求见下文的压裂液配制及设备材料准备。
6.3摆车、试压
摆好施工车辆及辅助车辆，联接好地面高、低压管线并分别试压70MPa和0.6MPa，环空平衡车试压25MPa，各项试压要求稳压5~10min不刺、不漏、不渗为合格。
6.4召开现场技术交底会
施工前由压裂指挥、压裂监督、试气作业队负责召开压裂施工技术交底会，明确各岗位职责、重要技术参数和注意事项，听从统一指挥。
6.5压裂施工泵注程序
①用活性水正循环灌满井筒，套管返水，泵压正常后换液施工。
②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。
施工时油管限压70MPa，套管平衡压力限压25MPa，并安装超压保护。
③按泵注程序进行压裂施工，泵注程序见表6-1、表6-2。
④施工过程中应密切注意泵压变化，若泵压出现异常，现场指挥和监督人员要适当调整泵注排量和加砂量。
6.6测压降曲线
停泵后测压降曲线30min左右，直至曲线拐点出现后方可关井拆卸地面压裂管线。
2751.0-2762.2m
2771.6-2778.9m
图5-1压裂施工管柱结构示意图
表6-1压裂施工下段山23层（2774-2779m）泵注程序
泵注程序
阶段
液体性质
施工液量（m3）
加砂量（m3）
混砂液量（m3）
砂液比
砂浓度kg/m3
破胶剂加入量（kg）
排量
（m3/min）
泵注时间（min）
累计泵注时间（min）
胶液
液氮
kg/m3
胶囊
过硫酸铵
混砂液
低替
1
原胶液
9.1
9.10
0.3
30.33
坐封
2.0
2.00
1.0
32.33
前置液
交联液
40.0
3.43
40.00
8.0
2.8
14.29
46.62
2
20.0
1.91
20.55
6.0
0.26
7.34
53.96
3.47
16.0
3.0
13.33
67.29
携砂液
30.0
2.73
2.7
31.50
9
154.8
147.44
15.0
10.50
77.79
35.0
3.29
5.3
37.91
15
258
238.18
21.0
12.64
90.43
3.85
44.44
20
344
309.64
28.0
14.81
105.24
45.0
4.42
10.8
50.99
24
412.8
364.29
22.5
9.0
17.00
122.24
3.99
45.99
27
464.4
403.89
15.33
137.57
6
8.7
34.83
29
498.8
429.67
18.0
11.61
149.18
12.0
3.7
14.06
31
533.2
454.95
7.8
4.69
153.87
顶替液
4.55
158.42
合计/平均
352.2
27.08
51.0
360.28
21.54
380.86
337.54
117
55
2-3.0
压裂山23层（2774-2779m）段结束后，从井口投入45mm钢球1个，等待20-30分钟后，油管加压15-20MPa，打开盒8（2646-2649m）施工层段，施工泵注程序见表6-2。
表6-2压裂施工上段盒8层（2646-2649m）泵注程序
排量（m3/min）
10.0
0.93
10.00
3.57
0.95
0.5
10.28
3.67
7.24
4.0
10.81
0.97
0.8
10.44
137.6
131.75
5.0
3.73
14.54
1.60
2.2
17.24
14
240.8
223.44
8.8
6.16
20.70
2.05
3.8
22.11
19
326.8
295.63
7.90
28.60
26.0
2.72
29.32
23
395.6
350.83
11.7
6.5
10.47
39.07
17.0
1.81
4.4
19.45
26
447.2
390.82
8.5
6.95
46.02
1.07
11.55
28
481.6
416.84
4.13
50.14
8.1
8.10
4.05
54.19
137.1
13.04
20.5
140.40
20.24
338.27
313.01
47
21
2-2.8
备注：
（1）低替排量以封隔器不坐封为原则；
（2）模拟泵压55MPa，模拟套管平衡压力10~20MPa，预计气层温度下段山23层：
94.76℃，上段盒8层：
90.89℃。
（3）施工时若有压力异常，施工指挥应立即采取降砂比、变排量、停砂、停泵等措施，尽力避免砂堵和压力过高；
（4）前置液阶段，视液氮泵车能力尽可能将液氮排量提高至设计排量以上。
6.7放喷排液
压裂后排液的原则是既要防止地层出砂，又要尽快的排出压裂液。
要求在压裂车停泵后，60分钟内开井，先采用φ3mm油嘴放喷排液，当井口压力低于8MPa后可适当放大油嘴尺寸控制放喷，确保排液连续，尽量避免排液中途关井。
在排液过程中连续监测排液情况，准确记录油套压及排液量，同时密切注意出砂情况，及时检查更换油嘴。
在放喷0.5小时、1小时、4小时、8小时、16小时、24小时、及以后每天取一个样，测返排压裂液的粘度、pH值和含砂量。
每60min准确记录一次油、气、水产量及井口油套压，每8小时取一次水样进行Cl-含量分析。
7压裂液配方及设备、材料准备
7.1压裂液配方及数量
7.1.1基液：
0.45%羟丙基瓜尔胶（一级）+0.5%气井助排剂+0.1%杀菌剂+0.12%Na2CO3+0.5%气井起泡剂+0.5%气井粘土稳定剂+1%KCl+0.1%温度稳定剂。
7.1.2交联剂：
50%JL-1有机硼交联剂。
JL-1A:
JL-1B=100:
0~10，充分混合后，用清水稀释到50%备用。
7.1.3交联比：
基液:
50%交联剂=100:
0.8~0.4。
7.1.4破胶剂：
胶囊破胶剂+过硫酸铵。
在混砂车人工追加，按0.01%-0.02%-0.03%-0.04%-0.05%-0.06%-0.07%浓度楔型加入。
7.1.5压裂用活性水：
清水＋0.5%气井粘土稳定剂＋0.5%气井助排剂。
7.2压裂设备及材料准备
7.2.1液罐、压裂用水及液氮准备
液罐、压裂用水及液氮准备一览表
名称
活性水用水（m3）
原胶液用水（m3）
30m3液罐（个）
50%交联液
（m3）
液氮（m3）
数量
50
570
46
7.2.2压裂设备准备
压裂设备准备情况一览表
名称
2000型压裂车
混砂车
仪表车
管汇车
700型水泥车
液氮泵车
台数
7.2.3压裂液材料准备
压裂液材料用量及备量表
添加剂名称
浓度
基液中加量kg
交联液中加量kg
活性水中加量kg
实际用量kg
准备量kg
羟丙基瓜尔胶
0.45
2565
2575
气井粘土稳定剂
0.50
2850
250
3100
3200
杀菌剂
0.10
600
气井助排剂
碳酸钠（Na2CO3）
0.12
684
700
气井起泡剂
3000
温度温度剂
氯化钾
1.00
5700
胶囊（LZEN）
163
164
过硫酸铵（APS）
76
100
交联剂（JL-1）A剂
2295
2400
交联剂（JL-1）B剂
230
（1）配制原胶液时不加入胶囊与过硫酸铵，两种破胶剂在泵注过程中人工加入混砂罐中。
（2）交联剂JL-1A剂密度为1.2g/cm3。
7.2.4支撑剂类型、规格及数量
支撑剂类型、规格及数量
支撑剂名称
粒径（mm）
真密度（g/cm3）
视密度（g/cm3）
准备量（m3）
中密度陶粒
0.425~0.85（20-40目）
3.1
1.72
70
中密度粉陶
0.224~0.425
1.66
1.5
7.3配液顺序及说明
①配液应使用清洁、无污染的本地饮用水，要求pH值为6.5~7.5，机械杂质小于0.2%。
②基液配置：
每罐备水28m3，先加入杀菌剂，再缓慢加入稠化剂，注意不要形成“鱼眼”，循环30分钟待溶液粘度增加后，依次加入助排剂、粘土稳定剂、起泡剂、碳酸钠，继续循环50min使罐内液性一致。
③交联剂配制：
施工前4小时配制有机硼交联剂，充分循环均匀，使交联剂性能一致。
④过硫酸铵和胶囊破胶剂由压裂液技术人员在现场加入混砂车中。
7.4压裂液性能设计指标
使用Fann35粘度计在室温，170s-1剪切速率下，基液粘度48～51mPa·
s左右；
pH值9.5～11；
基液与交联液交联性能良好，压后压裂液1.5h内破胶，破胶液粘度小于5mPa·
s。
8质量保证要求
8.1压裂材料性能指标要求及检测方法
执行中华人民共和国石油天然气行业标准如下：
SY/T6376—2008《压裂液通用技术条件》
SY/T5108—2006《压裂支撑剂性能指标及测试推荐方法》
SY/T5764—2007《压裂用瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶》
SY/T5107—2005《水基压裂液性能评价方法》
SY/T6380—2008《压裂用破胶剂性能试验方法》
SY/T5405—1996《酸化用缓蚀剂性能试验方法及评价指标》
SY/T6216—1996《压裂用交联剂性能试验方法》
SY/T5762—1995《压裂酸化用粘土稳定剂性能测定方法》
SY/T5755—1995《压裂酸化用助排剂性能评价方法》。
8.2压裂所用清水、支撑剂、瓜胶及各种化工产品必须通过天然气勘探开发部质检合格后方可使用，保证压裂液的数量和质量。
8.3液体技术人员压裂前对配制好的液体进行现场取样检查交联、成胶等状况，及时进行液体调整，如发现变质，必须更换，并在清罐后重新配制。
8.4现场实验仪器准备：
（1）Fann35粘度计一台。
（2）取样瓶10个。
（3）pH试纸一盒。
（4）量筒及烧杯各两个。
（5）吸耳球一个及移液管两个。
（6）毛细管粘度计一只及秒表一块。
8.5现场技术人员取全取准施工压力、排量、液量、支撑剂量、液氮量等数据，在施工过程中及施工后，应准确计量各阶段压裂液罐、支撑剂储罐内的泵入液体、支撑剂的体积和泵注时间，以便与仪表计量结果进行校正。
8.6严格按有关技术要求和安全操作规程完成各道工序。
8.7压裂前检修压裂设备，确保设备完好。
8.8严格按设计要求进行地面压裂管汇试压压力，地面压裂管汇试压压力一般为设计泵压的1.2~1.5倍，现场取70MPa，保持5分钟不降为合格。
8.9若出现异常情况，施工技术人员按照压裂预案进行处理。
9HSE要求
9.1健康要求
9.1.1施工人员应穿戴劳保护具上岗。
9.1.2施工现场要设立明显的标志，避免无关人员进入作业区，作业区域严禁烟火。
9.1.3施工前按设计要求试压，非施工作业人员严禁进入高压作业区。
9.1.4施工现场要配备医务急救药品及相关器材、人员。
9.2安全要求
9.2.1施工现场排空、放喷管线用35MPa试压合格的硬管线。
9.2.2压裂液罐必须距井口20m以外。
9.2.3施工过程中加强井控岗位责任制，牢固树立井喷失控就是灾难事故的思想。
9.2.4严格按照标准要求安装好施工、井控、消防、环保等设备。
9.2.5施工排液及求产过程中，井场配备H2S气体监测及防护装置，若监测到H2S气体，严格按照有关H2S气体操作规范操作执行。
SY6443—2000《压裂酸化作业安全规定》
SY/T6120—1995《油井井下作业防喷技术规程》
SY/T6277—2005《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程》
SY/T6203—2007《油气井井喷着火抢险作法》
SY/T5858—2004《石油工业动火作业安全规程》
SY5727—2007《井下作业井场用电安全要求》
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》
SY/T6610—2005《含硫化氢油气井井下作业推荐作法》
SY/T6566—2003《水力压裂安全技术要求》
9.3环保要求
9.3.1严格遵守国家和地方环境保护的有关法律法规。
9.3.2工作液严禁乱排乱放，贮液罐至排污池挖一条排污沟，实施无污染、不落地作业。
9.3.3施工作业结束后对井场进行全面清理，剩余残液按甲方指定方式、指定地方排液。
10压裂施工中可能出现的问题及处理预案
针对压裂施工过程中可能出现的常见问题提出如下处理预案：
施工压力过高问题：
施工
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