井下作业技术标准Word文档格式.docx

1、2 引用标准 SY 5183 油井防砂效果评价推荐方法 QGT02-13 油（水）井井下作业交接标准 QGT03-13 油（水）井井下作业资料录取项目及要求3 质量指标31 井下作业施工质量等级分为： a、有效井 b、作业无效井 c、不参加质量评定井32 质量评定指标及要求321 作业有效井：作业目的本身就是为了改善油层生产条件，经作业达到预期目的的井。3211 压裂、酸化、转抽井：经作业达到增产增注目的井。3212 堵隔水井：作业后含水必须下降，油量增加。含水下降油量持平，亦算有效井。3213 调剂作业井：作业后原吸水剖面得到预期的改变，或附近油井产量增加。3214 检泵作业井、维修井和大修

2、井：作业后的产量达到正常生产时的水平。3215 防砂井：经防砂作业，由不正常生产转为正常生产。（对产量无具体要求）。322 作业无效井（又称无功作业井）：作业前后的生产状况基本一致的井。但对题 要做出具体分析，大致可从五个方面入手：3221 提供的资料数据3222 作业工艺水平及作业质量3223 井下机具3224 生产管理3225 应用的原材料323 不参加质量评定井：由于地质因素和非人为因素（套管变形，严重出砂）未达到施工目的的井。4 修井完井质量综合评价41 小修井411 达到上修目的，完井结构，位置符合地质措施要求，事故井修后能正常注、采；维修井修后恢复原注采水平。412 下井管柱畅通，

3、投捞芯子顺利，探井底不堵，机具试压合格，不损坏套管。413 资料齐、全、准。班报、日报、总结三对口。符合QGT03-13油水井井下作业资料录取项目及要求标准要求。414 井口设备安装正规、齐全、严密不漏、规格化。415 工完料净场地清。42 大修井421 正常打捞，修套管，修井后生产10天的平均产量，达到修前正常生产三个月日产平均 水平的80。422 防砂井按SY5183油井防砂效果评价推荐方法执行。423 侧钻井达到修前水平的55以上。424 改变生产层位的井和暂闭井不作对比。425 不损坏套管，不污染油层。426 各道工序质量符合本标准第5章要求。427 各项资料符合Q/GT13-03油水

4、井井下作业资料录取项目及要求要求，做好班报、日报、完井总结三对口。428 工完料净场地清、井口安装齐全，方向正确。429 完井当日内向采油厂交井，完井七天内向送修单位报出完井总结和测井资料。交接井按Q/GT0213油（水）井井下作业交接标准要求进行。5 工序质量51 排液511 排液按地质设计要求进行，特殊井况经请示批准后进行。512 排液应安装油嘴控制排液。513 排液时油嘴更换应由小到大，初喷率不得大于3m3h，总排液量不超过500m3。514 自喷油井一般禁止排液。下列井况例外。 a、油气比高于100m3t的油井，压井前可适当控制排气或排液到见油为止。 b、含水比高于75的油井，若需排液

5、可按注水井排液工序标准执行。515 排液应尽可能从油管排液（光管结构）。516 排出液体中的含砂量不高于05。517 排液不得污染井场及设备。518 对于重要性挤压井，挤压前应进行排液，其量为井筒容积的15倍。52 压井521 压井液准备充足，其量应是井筒容积的2倍或3倍，压井液性能应符合地质设计要求。522 根据油井压力情况，可采用不压井作业或压井作业，当压井液密度小于12必须采用低固相压井液，严禁清水压井（含水70以上的油井例外）。当压井液密度大于12，小于14时采用丢手活门等工具。523 循环压井时，进出口的压井液性能基本一致，压后井口不溢，液面不降为合格。524 挤压井压井深度距油层顶

6、界30m为限。525 重复挤压井时，压井前应进行排液，排出前次全部挤入量。526 在压井液设计无误，无其它地质、井况因素影响的情况下，一般不允许重复性压井。53 提井下结构531 提出的井下机具必须检查完好程度并校对深度。532 解卡时要在油管抗拉强度范围内进行活动解卡。533 解卡无效而油管拔断或脱扣时，应尽可能保护好鱼顶，并描述鱼顶形状，校核鱼顶深度。54 打捞541 倒扣打捞前应计算出卡点位置，选择中和点倒扣。542 井内原形成的落鱼，在打捞前应有铅模打印资料。543 打捞过程中不损坏套管，不污染油层。544 凡下井打捞工具都不得有造成新事故发生的可能，必须有相应的保护措施。545 打捞

7、后井内不遗留落物，井底干净。55 冲砂551 洗井液性能符合设计要求。552 进出口排量基本一致。553 冲砂不能破坏井底，不能污染油层，不损坏套管。554 冲砂至井底后，应大排量洗井，含砂量小于3。555 停泵后2h砂面上升不超过井深的2 。56 通井561 常规通井所用通井规为圆柱形平底，外径应小于套管内径810mm，长度200300mm。562 特殊施工通井要用特殊通井规（或双级通井规）。563 通井受阻后，加压不得超过20KN,禁止强行冲击通过，应打印分析原因，采取适当措施。564 通井畅通至井底。57 清蜡57173mm、73mm油管分别用58、72mm，长度为300500mm通管规

8、顺利通过。572 套管清蜡后，洗井无蜡块返出、通井规能畅通至结蜡深度以下50m。573 机械刮蜡要用直径不小于最小套管内径1012mm的刮蜡器，提下畅通。 574 抽油杆地面蒸汽清蜡，干净无蜡无杂物。58 检泵581 泵型、泵深及附件符合设计要求。582 油管扣必须使用密封脂，下活塞要试压58MPa，稳压30min，压降不超过050MPa为合格。583 抽油杆必须上紧，试抽泵工作正常。59 打印591 印痕清晰，位置准确。592 不破坏鱼顶及套管。510 割焊井口5101 施工过程中套管无外溢。5102 新旧井口套管内径差不大于4mm。5103 割焊井口后采油树方向符合设计要求，割焊井口后要校

9、正套管法兰补心高度。5104 焊口试压15MPa经30min压降不大于05MPa为合格。511 射孔5111 清水试压15MPa，30min压降不大于050MPa为合格。5112 射孔前井内应充满符合地质合设计要求的压井液。5113 射孔前套管应按56条进行通井。射孔应按批准书要求项目进行施工。5114 射孔位置误差不超过01m。5115 射孔命中率应达到996。512 找水5121 微井温找水。 a、单流凡尔应下至油层底部以下23m。密封性能良好。 b、洗井液必须用与地层温度相差3以上的液体洗井至进出口温度基本一致，温差允许范围1。 c、出液井段井温曲线明显，解释清楚。5122 两参数找水。

10、 a、套管用直径不小于套管内径8mm的通井规通过，洗井彻底。 b、油管下带正规喇叭口下至油层顶部以上710m； c、电测曲线明显，测得的各层油量之和与出口总量一致。513 查串5131 层间夹层不少于2m，封隔器位置深度误差不超过05m。5132 在井筒充满液体，井下结构密封的情况下进行试挤，试挤不少于3次，每次时间不少于58min。5133 同位素查串 a、同位素浓度不小于06mcim3，挤入量不少于1m3，扩散时间不少于8h； b、层位夹层不少于2m3； c、同位素曲线清晰能说明问题。514 封串5141 不堵塞油层封串井段，对非封串油层采取有效保护措施。5142 封串不损坏套管。5143

11、 封堵后,验串试挤清水，以压力稳定时计算时间试挤不少于5min，试挤量不少于15m3，以反向溢流无变化为合格。515 挤水泥5151 挤水泥不污染非挤封油层，不留灰环。5152 挤水泥施工时间不得超过水泥初凝时间的70。5153 挤水泥施工后，能达到设计目的。516 注水泥塞5161 灰浆量误差小于或等于2。5162 水泥塞灰面与设计深度误差：1000m以内的井050m，1000m以上的井1m。5163 悬空水泥塞试压8MPa经30min，压降不大于05MPa为合格。5164 底水泥塞试压15MPa经30min压降不大于05MPa为合格。517 找漏5171 找漏前应先对上部套管试压。5172

12、 找漏时应注悬空灰塞，把射孔层段与上部套管隔开，灰面位置不超过油层顶界以上20m。5173 找漏应确定出漏失点，漏失量及漏失压力。5174 找漏方法根据井况条件自行选择。5175 找漏主要有流体找漏，木塞找漏和封隔器（机械）找漏。 a、能准确证实漏失井段，漏失点深度不大于5m。 b、能说明漏失程度； c、不破坏油层。518 堵漏5181 用水泥堵漏后，试压6MPa，经30min压降不大于05MPa为合格。5182 对于非正规套管用水泥堵漏后，试压2MPa，经30min压降不大于05MPa为合格。5183 对于严重损坏的套管，用水泥堵漏后替清水后井口不溢为合格。5184 采用对接管堵漏，后试压：油井12MPa，注水井15MPa，经30min压降不大于050MPa为合格。5185 采用套管接法堵漏，套接深度应超复漏失深度20m。519 防砂5191 必须找准具体出砂层位。5192 多层出砂井应采取分层防砂措施。防砂后渗透率影响不大于30。5193 有效生产期半年以上。520 修套管5201 轻度变形的套管修复后试压合格。5202 破裂套管修复后试压8MPa，通井合格。5203 套管错断井修复后试压8MPa，通井合格。套管错断断口通径小于80mm经施工达不到复位效果的应加固。