SW33-10井压裂施工设计(2965.1-3004.9m)

1、仅供个人参考苏家屯油田SW33-1阴压裂施工设计层位：营城组井段：2965.1-2968.0m3000.8-3004.9m中国石化东北油气分公司2012年10月19日不得用于商业用途SW33-1叫压裂工程设计审批表SW3£10井一裂躺工设计设计人：张振兴SW33-10井压裂工程设计审批表设计人；张振装一：王娟娟 液体设计：王娟娟j畸频审意见：审核人:引审核人：力12年/用j设计单位审核意见，Z审核意见：切审核人工N4彳工年。性?侬字）（经 口月4日1 月日b /询（签字）7月4日SW33-1叫压裂工程设计审批表BW-I 口井用裂施设计工程技术处复审意处?33-1°井压裂工程

2、设计审批表工程技术处复审意见.复翻F%好（辕字） 州1年圻5:-用签字）东北油气分公司分管工程领导审批意见: 东北油气分公司分管工程领导审批意见:审批人士用-上限（签字）年月3G日审批人：（签字）仅供个人参考不得用于商业用途1 基础数据.错 . 误!未定义书签。1.1 油井基本数据错误.!未定义书签。1.2 压裂层基本数据错误.!未定义书签。1.3 试油、历次措施及对应注水井情况错误.!未定义书签。1.4 压裂层地质特征分析错误.!未定义书签。1.5 施工目的错误 .!未定义书签。2 地质目的及要求错. 误 !未定义书签。2.1 地质依据及目的错误.!未定义书签。2.2 地质要求错误 .!未定

3、义书签。3 压裂设计错 . 误 !未定义书签。3.1 压裂依据错误 .!未定义书签。3.2 技术措施错误 .!未定义书签。3.3 压裂液体系配方、性能及要求错误.!未定义书签。3.4 压裂支撑剂选择错误.!未定义书签。3.5 工艺参数错误 .!未定义书签。3.6 主要设备及用料错误.!未定义书签。3.7 压裂施工管柱错误.!未定义书签。4、施工方案错 . 误!未定义书签。4.1 施工场地准备错误.!未定义书签。4.2 试油（气）主要设备、工具及器材错误.!未定义书签。4.3 地面流程准备错误.!未定义书签。4.4 井筒、管柱及井口准备错误 .!未定义书签。4.5 射孔 错误.!未定义书签。4.

4、6 压裂 错误.!未定义书签。4.7 压后排液错误 .!未定义书签。4.8 下泵求产错误 .!未定义书签。5、质量控制和安全环保错.误!未定义书签。5.1 施工主要工序技术要求错误 .!未定义书签。5.2 安全环保保证措施错误.!未定义书签。5.3 压裂施工应急处理预案错误 .!未定义书签。1基础数据1.1 油井基本数据1.1.1 油井原始数据表1-1 油（气）井主要数据表完钻日期2012.10.13水泥返高（m）322完钻井深（m3050.0固井质量中等完钻层位沙河子组钻井泥浆密度，c ，31.2g/ cm补心（m6.0浸泡时间（d）油补距（出地高）钻井液漏失无取大井斜2112m/2.6 &

5、#176;井涌无原人工井底（m）生产层位未投产砂面（m）原生产井段未投产灰面（m）油层厚度桥塞面（m）层数表1-2 完井套管程序套管类型外径（mm）内径（mm）钢级壁厚（mm）下入深度（m）表层套管 244.5226.62J559.65303.87油层套管139.7124.26J55/N807.723046.50短套管位置（m） （测井深度）2878.50-2880.53油层附近 接箍位置 （m）2946、 2957、 2968、 29792990、 3001、 30121.2压裂层基本数据表1-3压裂层测井数据表层位深度(m)视厚（m）ACs/mDEN g/cm3GRAPIPOR%PERMM

6、dSw%解释 结果营城组2965.1-2968.02.92412.3460131.1618油层3000.8-3004.94.1231/58120.7317油层仅供个人参考表1-4拟射孔数据表层位射孔井段m厚度m射孔液射孔方式枪型弹型孔数(16/m)相位。名称密度g/m3营城 组2965.1-2968.02.92%KCL1.0电缆102/ 1274790°3000.8-3004.94.12%KCL1.0102/ 1276690°is-a JT卜型j不得用于商业用途图1-1苏家屯地区营三底面构造图仅供个人参考图1-2 SW33-10井测井解释成果图不得用于商业用途仅供个人参考1

7、.3 试油、历次措施及对应注水井情况本井录井显示岩性为泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩和含砾细砂岩，共钻遇不同级别油气显示15层40.0m,其中油斑1层3.0m、油迹3层累计13.0m、荧光9 层累计20.0m、含气2层累计4.0m。压裂目的层录井显示为灰色油迹细砂岩和灰 色荧光细砂岩。井段m厚度m岩性荧光湿昭八、荧光 滴照系列对比全煌 钻井液性能槽面 显示溶液颜 色荧光颜 色级 别相对密 度粘度S氯根mg/l气泡2966-29704.0灰色油迹 细砂岩无乳白 色无乳白色756.570T9.2291.215553008-30102.00灰色荧光 细砂岩无乳白 色无乳白色562.298T19.8611

8、.211.2065T555水层情况：根据测井解释报告距离目标井段上下50m范围内无水层断层情况：压裂井段距西侧断层约 197m距东侧断层约51m无无该井为新井，无作业及生产历史。1.4 压裂层地质特征分析图1-4地应力剖面图$-i*y rrirr：Ip/ ” 孱力 kP+w 寸un力1.5 施工目的提高油井周围渗流能力，增加产液量，提高油井产量，达到增产效果2地质目的及要求2.1 地质依据及目的SW33-10并为苏家屯SW3：区产建井。本次对该井井段 2965.1-2968.0m和 3000.8-3004.9m射孔并进行压裂改造，提高单井产量。2.2 地质要求1、对井段2965.1-2968.

9、0m和3000.8-3004.9m进行射孔，并进行压裂改造。2、压裂改造后，充分抽汲排液，由采油厂确定工作制度投产。3、压裂井段距西侧断层约197m距东侧断层约51m4、根据测井解释报告距离目标井段上下50m范围内无水层。5、严格贯彻执行QHS卧系规定。3压裂设计3.1 压裂依据依据该井的录井、测井数据及压裂地质方案。仅供个人参考3.2 技术措施本次设计施工采取以下工艺措施：1）采用89mmN80管注入压裂，封隔器保护套管；2）压裂目的储层跨度大32.8m,为了充分改造，采用卡双封分压两层；3） 前置土酸处理，降低近井污染，降低地层破裂压力。4）前置液粉陶段塞，降低液体滤失。5）储层比较薄上下

10、泥岩隔层较好，裂缝宽度可能较窄，施工压力比较高，施工过程中密切监测压力。同时该井距离东侧断层50m严格控制施工规模。3.3 压裂液体系配方、性能及要求3.3.1 配方预计地层温度105，压裂液配方为：基液：0.40%GRF-1H 0.3%ZJFA-1+1%KC。 L稠化助剂：0.15%GRF-1H, 0.25%GRF-2混砂车上全程添加破胶齐I：胶囊，0.020.03%（前置液阶段加入）,破胶剂APS 0.020.06%（携砂液阶段加入，加砂最后阶段追加） ；活性水：1%KCL+0.5%?土防膨齐I+0.2%a孚L助排剂+0.2%g合醇醴压裂液用材料性能应符合 SY/T5107-1995水基压

11、裂液性能评价方法、 SY/T6376-1998压裂液通用技术条件、SY/T5762-1995压裂酸化用粘土稳定 剂性能测定方法、 SY/T6380-1998 压裂用破胶剂性能试验方法、 SY/T5755-1995压裂酸化用助排剂性能评价方法。3.3.2 压裂液性能实验室液体性能：常温下使用六速旋转粘度计170s 1 剪切，基液粘度50mPa s；现场液体性能要求：常温下使用六速旋转粘度计170s-剪切，基液粘度40mPa s,破胶剂用过硫酸钱，压后 1.5h内破胶，破胶液粘度0 5mPas3.3.3 压裂液配液要求1） 配液程序要求2） ） 按设计要求配水；（2）开泵循环后，按设计配方量加入稠

12、化主剂GRF-1H后再加入ZJFA-1,循不得用于商业用途仅供个人参考环至粘度大于30mPa.s后进行下步操作；(3)按设计配方量加入氯化钾，(氯化钾是颗粒状可直接加入，若结块需破碎 后加入)循环15min；2)质量控制要求(1)每罐按实际水量进行加料。(2)加强现场配液质量控制，液体配置前罐体内必须清洗干净，要求pH值在 6-7.5之间，无机械杂质；要求现场配置液体时循环时间以基液粘度稳定为止， 建议每罐液体循环时间夏天不少于 30min,冬天不小于45min。3.4 压裂支撑剂选择1)压裂支撑剂选择按地层闭合应力梯度0.018-0.02MPa/m计算，地层闭合压力约为53.4-60MPa,

13、 建议采用粒径0.106-0.212mm抗压86MP的陶、粒径0.425-0.85 mmR：压69MP纸密 度陶粒。2)压裂支撑剂要求(1)运砂前，运砂车内必须清洁干净、无异物；(2)严格核实支撑剂数量、清洁程度；(3)支撑剂性能符合 S"T5108-1997压裂支撑剂性能测试推荐方法的 规定及现场要求。3.5 工艺参数1)输入参数表3-1裂缝模拟计算输入参数名 称选 值名称选值裂缝闭合应力(MPa)54泵注排量(m/min )3.0-3.5杨氏*II量(MPa)21000-24300压裂液流态指数0.567泊松比0.22压裂液稠度系数(Pa.s n)0.0642)施工参数为提高人工

14、裂缝对天然裂缝的沟通能力，根据施工难度，综合确定本次分两 层压裂，第一层施工规模为粉陶0.8m3+陶粒19吊，施工平均砂液比为22.4%,前置 液比为40.4%;第二层施工规模为粉陶1.2m3+陶粒25n3,施工平均砂液比为22.9%,不得用于商业用途仅供个人参考前置液比为40.4%。SW33-1/加砂压裂施工设计参数见表3-2、表3-3。表3-2 SW33-10井第一层加砂压裂施工参数表名称主压裂注入E1油管注入压裂管柱封隔器保护套管压裂液注入总量（m3）162.9前置液（m3）65携砂液（m3）96顶替液（m3）13.8陶粒（m5）0.8+19平均砂液比（）22.4前置液比例（）一40.4

15、施工排量（mi/min ）3.0 （限压卜尽量提高排量）施工时间（min）58表3-3 SW33-10井第二层加砂压裂施工参数表名称主压裂注入E1油管注入压裂管柱封隔器保护套管压裂液注入总量（mb221.5前置液（m3）84携砂液（m3）124顶替液（m3）13.5陶粒（m5）1.2+25平均砂液比（）22.9前置液比例（）40.4施工排量（mi/min ）3.5 （限压卜尽量提高排量）施工时间（min）633）模拟结果FracproPT 2007水力压裂分析表格1：裂缝几何形态概要*裂缝平长（m）156支撑裂缝平长（m）130裂缝总高（m）32支撑裂缝总高（m）27裂缝顶部深度（m）2987

16、支撑裂缝顶部的深度（m）2993裂缝底部深度（m）3019支撑裂缝底部的深度（m）3019多裂缝等效条数1.0最大裂缝宽度（cm）2.54携砂液效率*0.69平均裂缝宽度（cm）1.66平均铺砂浓度（kg/m2）7.56*对于全部裂缝体系在最小57.60的模拟时间记录全部值（在结束泵段9主压裂的顶替）*报告中的值对应于最后泵段的结束时刻（泵段9,主压裂的顶替）表格2：裂缝导流能力概要*平均导流能力 * （mD-m）54.5平均裂缝宽度 (Closed on prop) (cm)0.306无因次导流能力*5.24地层参考渗透率 （mD）0.08支撑剂伤害系数0.50未受损伤的支撑渗透举在应力为（

17、mD）22987视伤害系数*0.00支撑渗透率的支撑剂伤害系数（mD）11493综合伤害系数0.50支撑渗透率的综合伤害系数（mD）11493有效支撑缝长（m）72支撑剂嵌入（mm）0.151*对全部裂缝体系记录所有值。如果等效多裂缝已被模拟，实际的导流能力可能被降低。*已经应用了综合伤害系数和支撑剂嵌入*非达西流和多相流引起的视伤害第二层表格3:裂缝几何形态概要 *裂缝平长（m）168支撑裂缝平长（m）137裂缝总高（m）32支撑裂缝总高（m）26裂缝顶部深度（m）2947支撑裂缝顶部的深度（m）2953裂缝底部深度（m）2979支撑裂缝底部的深度（m）2979多裂缝等效条数1.0最大裂缝宽

18、度（cm）2.90携砂液效率*0.73平均裂缝宽度（cm）1.86平均铺砂浓度（kg/m2）8.97*对于全部裂缝体系在最小62.40的模拟时间记录全部值（在结束泵段9主压裂的顶替）*报告中的值对应于最后泵段的结束时刻（泵段9,主压裂的顶替）表格4：裂缝导流能力概要*平均导流能力 * （mD-m）53.8平均裂缝宽度 (Closed on prop) (cm)0.348无因次导流能力*7.25地层参考渗透率 （mD）0.0542支撑剂伤害系数0.50未受损伤的支撑渗透率在应力为(mD)25298视伤害系数*0.00支撑渗透率的支撑剂伤害系数(mD)12649综合伤害系数0.50支撑渗透率的综合

19、伤害系数（mD）12649有效支撑缝长（m）64支撑剂嵌入（mm）0.159*对全部裂缝体系记录所有值。如果等效多裂缝已被模拟，实际的导流能力可能被降低。*已经应用了综合伤害系数和支撑剂嵌入*非达西流和多相流引起的视伤害4）施工限压预测施工压力50-60MPa设计油管施工限压80MPa5）泵注程序表：SW33-1/加砂压裂按泵注程序表3-4、表3-5进行。M：c裂姓中受撑和浓度何加胃255D75ftIl 251强l?5ffu'm1BH3h频 r -in.：nrn立喘二盘Mm33 3京甄牌总之S tnj呼旧视睚电同式Ml片1iJffil本均更博不魁.厘'WJBS7勺妙手叁般目1

20、01U.二导用塔7.2*施工说明：严格按设计施工，如遇异常在甲方同意情况下，根据现场施工 情况适当调整参数不得用于商业用途仅供个人参考表3-4 第一层设计泵注程序(主程序)程序液体 名称净液量(m3)混砂液量(m3)累计液量(m3)混砂比 (%)砂液比 (%)砂量(m3)交联比 (%)破胶剂 (%)排量(m3/min)累计时间(min )备注低替坐封前处理液酸液10100.812.50顶替液活性水13.823.82.518.02加入20kg纯碱顶替完后关井反应 20min后开始主压裂施工0.106+0.212mm 粉陶0.8方隔离液活性水30303.0刖直椒65m3希合聚合物15.015150

21、.250.02胶囊3.05.00希合聚合物9.8102533.10.30.250.02胶囊3.08.33希合聚合物15.015400.250.02胶囊3.013.33希合聚合歹9.7105055.20.50.250.03胶囊3.016.67希合聚合至15.015650.250.03胶囊3.021.67携砂液96m3缔合聚合13.3147988.41.120.230.03胶囊3.026.330.425-0.85mm低密度陶粒19方平均砂液比22.4%13.014931212.91.680.230.04胶囊3.031.00缔皆噪合12.7141071617.72.240.230.04胶囊3.035

22、.67缔皆噪合12.3141212022.72.80.230.02APS3.040.33缔皆噪合12.0141352428.03.360.230.02APS3.045.00缔皆噪合11.6141492833.73.920.200.04APS3.049.67缔皆噪合9.7121613239.63.840.200.06APS3.053.67替置液活那水13.813.8174.83.058.27+0.5合计162.90.8+19不得用于商业用途表3-5 第二层设计泵注程序(主程序)程序液体 名称净液量(m3)混砂液量(m3)累计液量(m3)混砂比 (%)砂液比 (%)砂量(m3)交联比 (%)破胶剂

23、 (%)排量(m 3/min)累计时间(min)备注小排量送球打滑套前处理液酸液10100.812.50顶替液活性水13.523.52.517.90加入20kg纯碱顶替完后关井反应 20min后开始主压裂施工0.106+0.212mm 粉陶1.2方隔离液活性水30303.5刖直收84m 3缔合聚合物15.015150.250.02胶囊3.54.29缔合聚合物14.7153033.10.50.250.02胶囊3.58.57缔合聚合物20.020500.250.02胶囊3.514.29缔合聚合物13.6146455.20.70.250.03胶囊3.518.29缔合聚合物20.020840.250.

24、03胶囊3.524.00携砂液124m 3缔合聚合物16.21710188.41.360.230.03胶囊3.528.860.425-0.85mm低密度陶粒25方平均砂液比22.9%缔合理合物15.8171181212.92.040.230.04胶囊3.533.71缔合聚合物15.4171351617.72.720.230.04胶囊3.538.57缔合聚合物15.0171522022.73.40.230.02APS3.543.43缔合聚合物17.1201722428.04.80.230.02APS3.549.14缔合聚合物16.6201922833.75.60.200.04APS3.554.8

25、6缔合聚合物12.9162083239.65.120.200.06APS3.559.43替置液活性水13.513.5221.563.29+0.5合计205.81.2+25不得用于商业用途仅供个人参考3.6 主要设备及用料1）压裂施工主要用料见表3-6表3-6压裂主要用料表序号名称规格数量（方）1清洁压裂液/4402活性水/1403粉陶0.106-0.212mm/86MPa24低密度陶粒0.425-0.85mm /69MPa445前处理液202）压裂液材料及用量见表3-7表3-7压裂液体添加剂配方及用量添加剂名称清洁压裂液440方/16罐活性水（140方/4罐）实际用 量（Kg）备料(Kg)浓度

26、（质量（kg）浓度（%）质量（kg）KCL1.0044001.00140058005800GRF-1H0.552420/24202425ZJFA-10.301320/13201320GRF-20.25880/880900粘土防膨剂（BFC-3）/0.50700700700破乳助排剂/0.20280280280复合醇醒（DB-80 ）/0.20280280280纯碱隔离液中加入4040胶囊前置液加入7575过硫酸钱（98%）携砂液后半部加入，顶替时追加100100备注：每罐按实际水量进行加料。纯碱是施工过程中在隔离液中加入。表3-8前处理液备料单化学剂名称含量（%工业含量（%X (t)HCl12

27、319HF3401.7酸化缓t剂（YHS-2）11000.2铁离子稳定剂（CX-301）0.21000.04破乳助排剂（CX-307）0.51000.1注：盐酸和氢氟酸用量应以实际工业含量计算。要求盐酸含量30%给度1.15g/cm3),氢氟酸含量40%密度1.12g/cm3)。3)压裂设备准备及要求(1)压裂车组及相关车辆数量及型号按表 3-9准备；(2)所有压裂设备在上井及施工前应认真进行检查，确保压裂施工设备性能 良好，备件齐全，安装正确；确保整个施工安全、顺利进行，因此必须做到：正式施工前应对压裂车超压装置进行检测，若有失灵须整改后方能进行 作业；压裂车施工前必须拔泵检查，并由台上技师

28、检查凡尔体座柱的配合是否 合格，各车备足润滑油和燃油；压裂车正常运行时混砂车供液压力应大于0.5MPa,压裂车、混砂车连续作业时间3小时以上；要求供液供砂设备全过程供液能力不小于4.0m3/min ,供砂能力不小于2500kg/min ;施工前，须对压力计、流量计和密度计进行校对，液体及支撑剂的计量 误差要小于5%压力误差小于1.5%;压力传感器要安装在高压管线或井口上，不能安装在高压管汇与压裂泵 之间；保证各施工岗位的通讯畅通，备用无线对讲机不少于8套；(3)试压准备：施工前井口装置及压裂用高压管线试压 80MPa,平衡管线试 压30MPa, 5分钟不刺不漏为合格。表3-9压裂设备及车辆表分

29、项数量备注主压车台4HQ2000#4 台仪表车台1HQ1800#混砂车台12000#管汇车台1HQ1800#运砂车台6粉1中5 3披罐（28m）且21胶16水5酸灌具1备酸水泥车台1甲方组织水罐车台1甲方组织3.7 压裂施工管柱1000型压裂井口 +N80外加厚89mmz由管+ K344封隔器（2952m避开套管接箍）+滑套喷砂器 2967m+K344封隔器（2972m,避开套管接箍）+调整短接+节流器2974mr压裂层：营城组井段 2965.1-2968.0压裂层：营城组井段 3000.8-3004.9表层套管：-油层套管：，油管：N80外加厚中，K344 封隔器 2952mUr-一滑套喷砂

30、器2967m>K344 封隔器 2972mX人工井底：待探节流器：2974m226.62mm>303.87m124.26mm>3046.5m89mm不得用于商业用途图3-1 SW33-10井营城组压裂管柱图仅供个人参考4、施工方案4.1施工场地准备（1）井场必须平整、坚实，能容纳并承受重型施工设备 （包括压裂车辆设备和 罐类设备）的摆放和正常工作。（2）井场公路应保证压裂施工设备安全出入井场，井场入口必须宽敞，能保 证施工设备自由出入。（3）杜绝井口装置和井场周围设施漏油漏气的情况发生。4.2 试油（气）主要设备、工具及器材表4-1 试油（气）主要设备、工具及器材序号名称型号

31、规格数量备 注提升设备1通井机1部试油队250吨井架BJ-181部试油队3抽汲绳1500m1套试油队二级井控类1采油树35MPa1套东北油气分公司2半全封防喷器2SFZ18-3535MPa1套试油队4旋塞阀35MPa2只试油队一级井控类1水泥车400型1部试油队2清水75m试油队3其它压井液根据油气显示情况确定1油管N8的卜加厚（）89mm 3050m东北油气分公司2压裂井口1000型东北油气分公司井卜-工具类1通井规（）118mm1套试油队2测试工具1套试油队3射孔筛管1根试油队4减震器2个射孔队5其它射孔器材1套射孔队计量化验类1油嘴1 20mm1套试油队2压力表量程1.660MPa1套试

32、油队3精密压力表量程 1.6-60MPa1套试油队4化验仪器油、气、水分析1套试油队流程类1试油流程25MPa1套试油队2计量池40m1个试油队3计量罐1 m3、2m3、15 m31个试油队消防类1干粉灭火器30kg2只试油队8kg4只试油队4kg1 个/40m2试油队生活区2消防钩1只试油队3消防斧1只试油队4消防桶2只试油队5消防锹2把试油队6消防砂/土试油队其它1防膨剂KCL0.2吨试油队4.3地面流程准备地面流程采用测试流程进行压裂及压后测试作业，要对原流程检查、固定， 并试压合格，要求流程安装、固定应满足压井、放喷、测试要求，达到转换方便、 安全、可靠。4.4 井筒、管柱及井口准备

33、井口准备：井口装35MP或油t及2SFZ18-35型半全封防喷器，套管短节 丝扣缠密封胶带，上紧丝扣和联接部位螺丝。装压井、放喷节流管汇，清水试压。通井/探人工井底：下外径89mmN80外加厚油管底带小118mmt效长度大于1.2m的通井规通井，通井时应平稳操作，管柱下放速度控制为小于等于20m/min,当遇到人工井底悬重下降10KN-20KN寸，重复两次，误差小于等于0.5m, 通井一旦遇阻，加压不超过 30kN,要判明原因并修整后再继续下管柱。（3）替浆/洗井：用清水反替泥浆并大排量反洗井至进出口液性一致。 洗井开泵时 应注意泵注压力变化，控制排量由小到大，同时注意出口返出液情况。洗井排量

34、 控制在400L/min-500L/min ,返出清水所含机械杂质小于 0.1%。所用洗井液必须 清洁，含砂量小于0.03%。）（4）试压：对井筒进行试压25MPa 30min压降小于0.5MPa为合格；（5）防膨处理：将2%KC冰溶液替入射孔井段及以上200m4.5 射孔常规电缆射孔，射孔井段 2965.1-2968m、3000.8-3004.9m,参数见表1-4。下GX-140仰刮管器,对2940-3010mSJ削3-5次。4.6 压裂1）下压裂管柱,详见3.7。要求：下井管柱必须认真检查、丈量准确，要求油管质量合格，抗内压值不 低于70MPa变换接头强度要求合格，丝扣涂密封脂上紧，保证不

35、刺不漏不断脱。 要求封隔器耐压不低于70MPa耐温不低于130C。泵上每根压裂油管务必使用相 应的通径规通过，不合格者严禁入井。下油管限速3M1/小时，严禁溜钻、蹶钻及中途座封（如出现中途遇阻现象， 加压不允许超过50kN,上提管柱2nmz上重新下入）。安装1000#压裂井口，要求A、带双翼闸门（必须有合格证），井口油管闸门必须采用双翼闸门，其中两 侧翼提前连接好放喷管汇，顶部用于连接压裂注入管线；井口应与油管匹配、避 免压后抽汲更换管柱。R整个井口要用四道绷绳固定在地锚上。G施工前应对井口装置试压及补注脂，以保证满足压裂施工作业压力要求。2）压裂按泵注程序进行压裂施工，见表 3-4、表3-5

36、。4.7 压后排液1）放喷压后关井60min后放喷，第1个小时内用3mmi嘴控制放喷排液，放喷速度控 制在0.1-0.2m 3/min。返排液1小时后，油压小于15MPag采用5-8mrM嘴放喷，油 压降到5MPag,敞开放喷。2）抽汲停喷后，在压裂施工正常的情况下直接采用抽汲的方式进行排液；如果压裂 施工中出现砂堵，则更换73mm由管+油管接箍管鞋（接箍内带“十字叉”）管柱探 砂面，若砂面在射孔段底界20m以上位置，则用2%KC溶液冲砂至井底位置或塞 面位置；若砂面在射孔段底界20m以下，则不冲砂；上提管柱至射孔段顶界以上 20m左右位置，采用抽汲的方式进行排液。4.8 下泵求产按下泵设计进行投产5、质量控制和安全环保5.1施工主要工序技术要求表5-1施工主要工序技术要求序号工序名称主要技术要求1配液符合液体设计要求2接管线安全环保，仪表车距井口不小于30m4正式压裂按照本设计中泵注程序进行， 异常情况下，在监督与设计人员同意情 况下调整施工参数5拆卸管线拆卸管线需安