XP212井完井试气施工设计.doc

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1、四川盆地川西坳陷新场背斜构造东部XP21-2井完井试气施工设计JP16：920.00-923.00mJP21：1175.00-1178.00m 1211.00-1214.00m XXX公司二零一五年六月审批意见：审批单位： 审 批 人： 年 月 日目 录前言11基本数据12施工方案43主要物资设备44井控安全技术要求及应急措施75试气施工步骤106施工技术要求167施工组织方案188物资保障措施189 QHSE管理施工要求1910设计咨询25附1 设计执行标准26前言XP21-2井是业主方在四川盆地川西坳陷新场背斜构造东部部署的一口评价井（定向井），位于四川省德阳市黄许镇胜华村1组。完钻斜深1

2、334.00m/垂深1000.90m，完钻层位J3p，完井方式为套管射孔完井。根据业主方要求，修井机配合开展该井完井、储层改造及测试工作，为保证施工顺利进行，现根据XP21-2井完井试气方案设计，编写该井完井试气施工设计如下：1基本数据1.1井位及钻井数据表1-1 井位及钻井数据井位地理位置四川省德阳市黄许镇胜华村1组构造位置四川盆地川西坳陷新场背斜构造东部钻井井口坐标X：3460434.849； Y：18445053.476； H: 516.759m钻井单位20511XN井别/井型开发井/定向井开钻日期2014.02.28完钻日期2014.03.12完钻斜深/垂深（m）1334.00/100

3、0.90完井方式套管射孔完井造斜点（m）330.00最大井斜角（）56.04（斜/垂：970.00/796.90）采气树型号KQ78/65-70MPa套管头TGQ95/851/2-70MPa1.2井身结构表1-2 井身结构开次钻头尺寸井深(mmm)套管尺寸井深(mmm)导管444.5026.00339.7024.17一开311.15226.00244.50224.73二开215.901334.00139.701332.351.3油层套管数据表表1-3 油层套管数据表井段(m)尺寸(mm)钢级壁厚内径(mm)抗内压(MPa)抗外挤(Mpa)内容积(L/m)0-1332.35139.70N807.

4、72124.2653.4043.4012.131.4地层划分表1-4 XP21-2井地层划分简表 地层录井分层测井分层录井岩性描述视深/垂深（m）视厚/垂厚（m）视深/垂深（m）视厚/垂厚（m）Q44-顶部为深褐色种植土，其下为杂色砂砾层夹黄色粘土层。与下伏地层呈角度不整合接触。K1j321.0317.03190/319.0-灰棕色细粒、（含砾）粗、中粒岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与棕红色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层；底部为杂色砾岩。与下伏地层呈角度不整合接触。J3p1334.0/1000.9（未穿）1013.0（未穿）1332.9/-（未穿）1013.9/-（未穿）棕褐色泥岩、粉砂质泥岩与褐灰

5、、浅绿灰色细粒岩屑砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩略等厚互层。1.5固井质量数据表表1-5 固井质量统计表深度（米）质量10.70-328.90胶结优328.90-333.20胶结不合格333.20-358.30胶结良358.3-379.4胶结优379.4-395.8胶结良395.8-1302.2胶结优图1-1井身结构示意图1.6试气层段测录井显示表1-6 XP21-2井录井油气显示数据表井段（m）厚度（m）地层砂组岩性描述钻时(min/m)录 井 显 示气测Cn(%)井口显示泥浆变化氯根变化(PPm)(g/cm3)Fv(S)668.00688.0020.0J3pJP13浅绿灰色细粒岩屑砂岩215(定

6、向)0.23475.39305%气泡1.381.351.40（加重）5458530571922.00942.0020.0J3pJP16浅绿灰色粉砂岩140.979010.801210%气泡1.471.4551534896321167.001193.0026.0J3pJP21褐灰色细粒岩屑砂岩161.895319.565325%气泡1.551.5050555366741212.001227.0015.0J3pJP21褐灰色细粒岩屑砂岩373.285118.100520%气泡1.581.551.655560561689表1-7 XP21-2井综合测井解释数据表层号起始深度（m）截止深度（m）视厚度

7、（m）垂直顶界深度（m）垂直底界深度（m）垂直厚度（m）地层砂组GR（API）AC(us/ft)RD(.m)RS(.m)SH(%)POR(%)PERM(10-3m)SW(%)解释结论1367.7376.99.2367.6376.79.1J3p-58.687.89.08.310.317.33.0567.9含气水层2407.7410.02.3406.8409.12.3J3p-62.784.815.013.216.017.30.6267.0含气层3669.5678.89.3619.8629.19.3J3pJP1373.290.68.26.816.818.05.5673.7气水同层4751.3759.

8、58.2670.0678.28.2J3p-66.386.88.47.315.216.61.5379.3含气水层5761.0763.22.2675.8677.92.1J3p-57.082.810.49.86.116.64.2671.8含气水层6918.8924.65.8767.9773.75.8J3pJP1657.691.711.510.16.520.328.0046.4气层71164.21188.624.4908.7922.814.1J3pJP2167.884.620.318.312.015.71.3650.8气层81209.51215.56.0934.8938.84.0J3pJP2173.9

9、82.716.314.19.614.41.1752.6气层1.7本井目前情况本井目前采气树未安装试压，全井筒在1.65g/cm3泥浆下试压20.00MPa。目前井内为1.65g/cm3泥浆，井内无油管。1.8目的层地质预测根据本井垂深1000.90m的钻井泥浆密度1.65g/cm3，预测储层最大地层压力15.60MPa，最大关井压力为14.00MPa；预测本井组目的层温度为37左右。2施工方案2.1设计依据本设计是根据XP21-2井方案设计而制定的完井试气施工设计。2.2总体施工方案根据业主方要求，采用修井机配合试气，结合该井目前情况，拟订本井的试气方案如下：（1）安装采气树并试压合格，安装地

10、面流程并试压合格。（2）拆井口采气树、安装防喷器。（3）组下通井管柱通井、调整泥浆性能。（4）组下射孔管柱、加压一次性射开射孔井段、观察、压井、提枪、验枪。（5）刮管、组下分段压裂管柱进行压裂及压后试气。2.3风险分析及控制（1）预测压力具有不确定性，需做好压力监测及井控工作。（2）下射孔枪过程中应控制下放速度，同时防止井内落物。（3）现场起下钻作业时应勤灌浆，注意派专人观察、准确记录灌入井筒及返出井筒的压井液量，若发现异常应立即报告现场施工负责人，及时处理。若现场发现井口溢流达0.5m3，应及时报警。（4）该井作业井段均位于139.7mm套管内，油套间隙小，因此可能出现组下射孔枪遇阻、射孔后

11、上提遇卡等复杂情况，施工方应控制下枪速度，确保射孔枪下放到位、射孔后观察期间应在压井平稳条件下上下活动射孔管柱、起枪前充分循环井内泥浆，防止卡枪。3主要物资设备3.1主要设备及材料选型3.1.1井口装置目前井口未安装井口装置，将采用KQ65/78-70MPa型采气树，井口装置可以满足本次施工的需要。在井口安装过程中按规范做好试压工作。注：若采用旧采气树时应对采气树主闸及整体试压合格。现场作业队应重点检查组合采气树的四通上法兰、盖板法兰必须达70MPa压力级别要求；装井口采气树时，应通过采气树试压孔对副密封、主密封、钢圈密封进行试压70MPa，检验每道密封的可靠性。3.1.2油管选择本井采用73

12、mm5.51mm N80 NU油管按1332.35m作为试气管柱，空气中校核抗拉安全系数为3.46（见表3-1），满足试气施工要求。要求：每次入井前必须对油管进行外观检查并采用59mm油管规通径，质量合格的油管才允许入井和使用。表3-1 试气油管强度数据表井段(m)尺寸(mm)扣型钢级壁厚(mm)重量(kg/m)抗挤强度(MPa)抗内压强度(MPa)最佳上扣扭矩N.M抗拉强度(kN)抗拉安全系数0-1332.3573NUN805.519.527772.919904703.703.1.3试气设备选择按设计油管长度1332.35m计算，管柱在空气中的重量为12.68t，40t及以修井上机可满足本次

13、完井试气施工满足要求。要求修井机操作台满足井控装置安装、起下钻和井控操作要求。3.2物资材料准备3.2.1业主方准备表3-2 业主方准备施工材料单序号名 称规格型号数量1油管73mm5.51mmN80 NU1332m2采气树KQ65/78-70MPa1套3双公连接73mm5.51mm N80 NU油管及油管挂1个4筛管73mm5.51mm N80 NU（筛孔当量面积不小于73mm油管过流面积）2根5短节73mm5.51mm N80 NU 0.3m、0.5m、1m、1.5m、2m、5m各2根6定位短节73mm5.51mm N80 NU 2m 2根注:（1）业主方清理井场，维修道路，保证测试流程及

14、施工设备车辆进场安装；（2）井口采气树应准备好相应的附件及密封件材料，保证拆装井口后施工的安全顺利进行。3.2.2试气队准备表3-3 地面测试流程、设施及附件序号名 称规格型号数量1管汇台60MPa(生产调度安排)1套2油管27/8N80NU50根327/8N80NU短节0.05m、0.10m、0.2m、0.3m、0.4m、0.5m、1.0m、2.0m、3.0m各10根427/8N80NU弯头直角15个527/8N80NU弯管90度10个6普通压力表100MPa、60MPa各3只7精密压力表60MPa、40MPa、6MPa各2只8考克70MPa4只9黄油Na基4袋10生料带小盒装10盒11榔头

15、8P2把12管钳24、36各3把13油嘴套70.00MPa10个1427/8EUE堵头合金堵头20个15油嘴2-15mm各5个16油嘴扳手32、34各2把17废液罐40m1个18地层水/压返液/40m3表3-4 井下管柱、工具及附件序号名称规格型号数量1油管通径规59mm（800-1200）mm1支2通井规（116-118）mm1500mm1支3刮管器GX-T1401支表3-5 安全环保材料序号名称规格型号数量1灭火器MfrABC35Kg2个2灭火器MfrABC8Kg8个3消防桶铁桶4个4防火锹/4把5防火斧木柄2把6消防砂/2m注:试气队需配备废液罐（要求内容积不小于40m），要求不渗不漏，

16、做好及时处理废液的准备工作；清理排水沟，保证畅通，清污分流。3.2.3修井队准备表3-6 修井队准备施工材料单序号名 称规格型号数量1修井机60t（生产调度安排）1台2液控柜FKQ480-51套3液压双闸板防喷器35MPa及以上（全封闸板27/8半封闸板）1套旋塞阀27/8NU35MPa2只回压凡尔27/8NU35MPa2只4防喷单根/1套5会议室YHY1-20JSB1栋6野营房Y2G1-8JSA;Y2G1-8HSD2栋7工具房/1栋8发电机中沃80KW1台9配电柜（房）BKX各1栋10压井液罐50m31个11清水罐40m31个表3-7 安全环保设施序号名 称规格型号数量1避雷针K-41021

17、31根2灭火器MfrABC35Kg2个3灭火器MfrABC 8Kg8个4接地线/1m5接地电阻检测仪ZC29B型1台注:（1）修井队准备供水泵和供水管线，备施工和消防用水40m（供水能力达15m/h）。（2）修井队准备27/8NU油管吊卡、吊环，要求无裂纹、无变形、无损伤。（3）修井队根据本井施工制定井内溢流观察（坐岗）、压井、起下管柱等过程中的井喷失控应急预案，并进行演练。3.2.4泥浆服务方准备泥浆服务方按照井控设计“4.1压井方案”要求准备压井液。3.2.5工具服务方准备准备Y341封隔器2支、循环滑套和喷砂滑套各1个及相关配套工具。注意：上述设备和材料由作业队伍根据具体作业内容等情况调

18、整和补充准备足够，避免不必要的停工待料。4井控安全技术要求及应急措施4.1压井方案本井为定向井，为缩短射孔后射孔枪在泥浆中的停留时间、防止卡枪，采用保护储层压井液，因而此次射孔在密度1.65g/cm3泥浆条件下进行。射孔排液观察后采用泥浆循环两周，若有溢流，根据现场情况，选择合适压井液压井。（1）压井液密度确定（Q/SHS 0003.1-2004）射孔后若压井不平稳则根据完井泥浆使用情况，为保护储层，推荐采用保护储层压井液，初步确定试气层压井液密度参见表4-1；若压井前求得实际地层压力，则应根据实测地层压力调整密度。表4-1 压井液密度确定射孔井段（m）钻井泥浆密度（g/cm）压井液密度(g/

19、cm)920.00-923.00m1175.00-1178.00m1211.00-1214.00m1.45-1.651.65（2）压井液准备泥浆服务方准备25m（井筒容积为16.16m）压井液及充足加重材料、准备2mCMC高粘隔离液。要求泥浆密度均匀，性能一致，并定期搅拌泥浆，保证泥浆性能。要求泥浆服务方取水样做压井液配伍实验，必须保证压井液性能稳定、悬浮能力强，避免泥浆与地层水混合后发生沉淀卡管柱。4.2井控装置（执行标准Q/SH 0098-2011）（1）防喷器配置及要求根据目的层地质预测及方案设计要求，防喷器选用1套35.00MPa液压双闸板防喷器。防喷器闸板顺序（自上而下）：全封+27

20、/8半封。施工队伍可根据井口实际情况配备相应的转换法兰或选择与井口匹配的防喷器。要求液压防喷器按“液压关井、手动锁紧，换向阀处于工作位”的操作步骤实现关井。（2）井控管汇配置及要求通过管汇实现压井和节流，要求安装的压井管线应当能够方便地进行正注和反注。（3）抢喷工具与27/8NU油管连接的带操作手柄的35MPa旋塞阀2只及相匹配的防喷短节；同时按施工作业队本井的井控应急措施和应急预案准备相应内防喷工具、防顶装置等井控装置；放在作业台上便于抢装的地方。（4）试压要求表4-2 防喷装置试压要求序号名称型号数量试压要求（MPamin，压降小于MPa）备注1液压双闸板防喷器(上全封+27/8下半封)3

21、5MPa1套3515， 0.7配备相应液控系统2内防喷工具旋塞35 MPa2套3530， 0.5根据入井管柱扣型准备相应转换接头，并能迅速完成连接。回压凡尔35 MPa2套3530， 0.5防喷单根/1套3530， 0.53节流、压井管汇35MPa1套3530， 0.5根据入井管柱扣型准备相应转换接头，并能迅速完成连接。备注：a、除防喷器控制系统采用规定的液压油试压外，其余井控装置试压介质均为清水。b、现场每次拆装防喷器和井控管汇后，应重新试压。c、闸板防喷器试压到额定工作压力后方能上井。4.3井控技术措施（1）起下管柱井控要求A、起管柱前应按设计要求进行洗、压井。B、起下管柱操作，应保持井筒

22、常满状态，连续向井筒内灌注与井筒内液体一致的压井液。对于不能保持井筒常满状态的，以保持井筒内液柱压力略大于地层压力为依据。起下过程中要有专人负责观察井口，发现溢流或溢流增大等井喷预兆时，应立即关井。C、应备有封堵油管的井控装置（如油管控制阀、油管旋塞等）。D、如果发生井筒流体上顶管柱，在保证管柱畅通的情况下，关闭井口井控装置组合，再采取下一步措施。E、起下带有大直径工具的管柱时，应控制起下钻速度，距射孔井段300m以内，起下管柱速度不得超过5m/min，防止产生抽汲或压力激动。对于不能正常循环，下部管柱可能存在高压圈闭时，应在防喷装置上加装防顶卡瓦，并及时向井内灌注压井液。F、气井溢流压井后起

23、管柱前，应进行短程起下作业，发现异常及时采取相应措施。G、起管柱时，要注意观察悬重及井口液面的变化。如果有异常情况，不得强行起管柱。H、加强坐岗观察与记录。下管柱的排出量或起管柱的灌入量，应与计算值相符，否则应采取措施。（2）起下管柱井控技术（执行标准Q/SH 0098-2011和SY/T6690-2008）A、起下管柱，应有专人在井口观察是否外溢或漏失，发现异常立即进行压井。B、起下管柱过程中发生溢流，应立即报警，并按以下程序关井；发：发出信号。停：停止起下作业。抢：抢装管柱旋塞。关：关防喷器、关内防喷工具。关：关套管闸门，试关井。看：认真观察，准确记录油管和套管压力，以及循环罐压井液增减量

24、，迅速向队长或技术员及甲方监督报告。C、起下大直径工具（封隔器）过程中发生溢流，应立即报警，并按以下程序关井；发：发出信号。停：停止起下作业。抢：抢下防喷单根。关：关防喷器、关内防喷工具。关：关套管闸门，试关井。看：认真观察，准确记录油管和套管压力，以及循环罐压井液增减量，迅速向队长或技术员及甲方监督报告。（3）空井井控技术（执行标准SY/T6690-2008）空井发生溢流，应立即报警，并按以下程序关井：发：发出信号。停：停止其他作业。抢：抢下防喷单根。关：关防喷器、关内防喷工具。关：关套管闸门，试关井。看：认真观察，准确记录油管和套管压力，以及循环罐压井液增减量，迅速向队长或技术员及甲方监督

25、报告。（4）井控工作要求（执行标准SY/T 6690-2008）A、作业队应落实各级井控责任制，并编写井控应急预案。B、作业班组每月应进行不少于1次不同工况的防喷演练（试油气与井下作业应分射孔、起下管柱、诱喷求产、拆换井口、空井等5种工况组织井控演习，见中国石油化工集团公司石油与天然气井井控管理规定中国石化安2011907号）。演练时间要求：空井不大于2min，起下钻不大于4min，起下封隔器等大直径工具不大于5min，做好演练情况记录。C、作业队应组织全队职工进行防火演习，并检查落实各方面安全预防工作，直至合格为止，将演练情况做好记录。D、作业队干部负责检查、督促各岗位严格落实井控岗位责任制

26、的情况。E、射孔油气层前，作业队技术人员向全队职工进行地质、工程、压井液、井控装置、井控措施等方面的技术交底，并提出具体要求。要求：井控设备及要求符合西南石油工程有限公司、西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则规定，甲方按以上要求进行开工验收合格后方能施工。4.4其他井控要求（1）修井队作为本次完井施工作业、换井口作业的井控主体，负责测试求产前的井控工作；试气队作为测试求产作业的井控主体，负责井队搬迁后的井控工作。应提前做好施工准备，对整个施工过程中可能出现的施工风险做好安全预案。（2）施工过程中井控技术管理措施按西南石油工程有限公司、西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则执行，井队及试气

27、队按要求制定相应的单井井控应急预案。（3）拆、装采气井口及防喷器过程中，由专人坐岗，随时注意环空液面变化，并及时补压井液。在起下管柱过程中应按相应规范灌浆，保持井筒常满。（4）认真检查闸板心子尺寸，必须与使用的油管尺寸相符、预备应急单根和变丝，液控系统功能齐全，液控管线不得有刺漏。（5）起下管柱作业过程中发现溢流时，应尽快抢接内防喷工具，并严格按西南石油工程有限公司、西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则执行。（6）管柱传输射孔发生异常时，如发生溢流时，应发出警报，立即停止起下作业。抢接带旋塞阀的防喷单根。按起下钻关井操作规定程序迅速关井，压井作业。（7）射孔施工人员须持爆炸器材证上岗，穿戴

28、防静电劳保用品。（8）对仪器绞车、井口、井架等设备应进行漏电检查，漏电电流不应大于10mA，并用导线将仪器绞车、井架和井口连成等电位。（9）现场施工车辆发动机排气管应安装阻火器。（10）射孔施工完成后立即清点雷管、传爆管、射孔弹、导爆索等，并清理现场。（11）井控设备及要求符合西南石油工程有限公司、西南石油局西南油气分公司井控管理实施细则规定，甲方按以上要求进行开工验收合格后方能施工。5试气施工步骤5.1施工准备5.1.1安装采气树并试压安装KQ65/78-70MPa采气树，并对采气树主副密封逐级试压至70.00MPa，稳压30min，压降小于0.50MPa为合格。试压合格后泄压。注：采用旧采

29、气树时要对采气树主闸及整体逐级试压至70.00MPa，稳压30min，压降小于0.50MPa为合格。试压合格后泄压。5.1.2地面流程安装固定、试压 （1）流程结构及功能本井完井试气地面流程由一套KQ-65/60MPa管汇台、二条放喷管线（出口处安装燃烧筒）、一条回浆管线（出口连接废液罐）、一条压井管线、一条测试管线组成。流程应能够满足射孔、压裂、放喷、压井、排液、求产要求，并达到美观、转换方便、安全和可靠，压井管线应能够方便地进行正注和反注。（2）地面流程安装地面流程安装应做到横平竖直，不应有小于90的拐弯，根据现场条件尽量做到：管汇台距井口不少于10.00m，放喷口距井口不少于50.00m

30、，拐弯处应采用加厚耐冲蚀优质管材。出口与罐接触处用胶皮垫好，防止管线抖动摩擦产生火花发生危险。注意事项：A安装油嘴套、流量计及管线时应检查有无油嘴、孔板、堵塞物，应保证管线畅通。B检查各阀门的开关是否灵活，转动应无卡阻现象。C放喷管线尽量平直，放喷口应安装燃烧筒、修建防火墙，安装位置位于当地常风向的下风向，且垂直向上，并具有安全点火条件，同时避免污染农田。（3）地面流程固定地面流程按规范要求采用地锚或水泥基墩固定。固定位置：管汇台、放喷口、各弯管处，平直管线固定间隔距离不大于15.00m。水泥基墩尺寸：长不小于0.80m，宽不小于0.60m，深不小于0.80m，放喷口距离水泥基墩边缘不大于0.

31、50m，喷口垂直向上，管线悬空处应垫实。（参见SY/T 6581-2003第7.7）（4）地面流程试压地面流程采用清水分段进行试压。地面流程试压要求：采气树至KQ65/60MPa型管汇台之间管线进行试压5.0020.0035.00MPa，超过20.00MPa时应逐级加压至最高压力，稳定30分钟压降小于0.50MPa为合格；管汇台以下管线试压10.00MPa，30min无压降及渗漏为合格。5.1.3修井机安装、调试修井机及配套设备安装、调试，要求设备运行正常，能满足试气期间管柱的起下操作、压井等作业要求。5.2拆井口采气树、安装防喷器、试压拆井口采气树，安装防喷器，安装好后按照井控设计4.2的要

32、求对防喷器进行试压合格。安装防喷器技术要求见6.4。5.3通井、探人工井底、调整泥浆性能组下通井管柱通井探人工井底1332.35m。通井管柱结构（自上而下）：73mm5.51mmN80NU油管+（116-118）mm1500mm套管通井规+73mm5.51mmN80 NU油管1根。通井时要平稳操作，下管柱速度控制在10-20m/min，下到造斜段、井斜、方位变化大井段及距离设计位置100.00m时，下放速度不得超过5-10m/min。若在中途遇阻，悬重下降控制不超过20KN，时间不超过1min，并平稳活动管柱、循环冲洗。若上下活动无效，要起出管柱，严禁猛顿、猛放、硬压。对遇阻井段应分析情况或打

33、印确定遇阻原因，并经整修后再进行通井作业。通井探人工井底后，循环密度1.65g/cm3泥浆两周以上，调整泥浆至进出口密度差小于0.02g/cm，避免泥浆沉淀卡钻；机械杂质含量小于0.02%，洗井排出的污水进入废液罐，做好环境保护工作。泥浆性能调整好后起出井内管串。起油管技术要求见6.1；下油管技术要求见6.2。5.4试气作业5.4.1射孔5.4.1.1组下射孔管柱射孔管柱结构（自上而下）表5-1 XP21-2井射孔管柱结构表序号管柱型号备注1油管挂2双公3油管及调整短节73 mm5.51mm N80 NU4定位短节273 mm5.51mm N80 NU840m，井斜角5005油管及调整短节73

34、 mm5.51mm N80 NU6第一射孔层段筛管73 mm5.51mm N80 NU压力延时起爆器安全枪+射孔枪89枪7油管及调整短节73 mm5.51mm N80 NU8第二射孔层段筛管73 mm5.51mm N80 NU9压力延时起爆器10安全枪+射孔枪89枪11油管及调整短节73 mm5.51mm N80 NU12第三射孔层段筛管73 mm5.51mm N80 NU13压力延时起爆器14安全枪+射孔枪89枪15枪尾表5-2 射孔参数射孔井段（m）射厚（m）套管外径（mm）射孔枪相位孔密（孔/米)射孔液（g/cm3）射孔弹起爆压力（MPa）920.00-923.003139.7SQ-89

35、60201.65小102弹101175.00-1178.0031211.00-1214.003要求：射孔队编写射孔施工设计并针对作业中可能存在的危险，制定风险消减措施的应急预案，并进行应急预案与安全生产措施交底。实际入井射孔管柱按照射孔队编写的XP21-2井射孔施工设计执行。备注：该井射孔段多且跨度大，射孔枪之间的油管及短节长度需精确丈量，以保证射孔精度。吊装射孔枪时要慢，防止碰撞或脱落；下射孔管柱操作平稳，速度应控制在30根/h内，严防顿钻，若中途出现遇阻悬重下降超过20KN等异常情况时，立即通知射孔队，根据射孔队要求进行处理。组下油管技术要求详见6.2、6.6部分。5.4.1.2定位射孔队

36、按规程测自然伽玛及油管接箍曲线。根据曲线，由监督方、射孔队、试气队三方人员共同确定定位短节顶或底的准确井深及管柱的伸长量或缩短量，若其伸长量或缩短量太大时，必须反复检查并校核油管根数。5.4.1.3调整管柱、连接油管挂与管汇台（1）根据定位结果计算出调整短节长度，核对其各项数据无误后，调整管柱长度，允许射孔深度误差在0.20m以内；要求加在管柱上部的调整短节抗拉安全系数大于1.8。（2）调整好管柱后，坐入油管挂（上好顶丝），油管挂上连接旋塞阀，旋塞阀与管汇台之间采用油管短节连接，并试压合格。5.4.1.4点火射孔队井口加压一次性射开JP16:920.00-923.00m、JP21:1175.0

37、0-1178.00m、1211.00-1214.00m。5.4.2压井、提枪、验枪射孔后排液观察6小时，若井内无溢流、无漏失，则循环2周后，提出井内射孔管柱。注：射孔后排液观察期间应间歇活动管柱避免沉淀卡钻。若井内有溢流，则加重泥浆循环压井；若有漏失情况，则进行循环堵漏。压井平稳后上提井内射孔管柱至上部射孔段顶界，观察“起下一趟钻”所需时间，若井筒平稳，则再次下至射孔段底界循环压井液2周以上，确保压井平稳和后期施工安全前提下，提出井内射孔管串。起出管柱后检查射孔枪发射率，若射孔弹发射率低于95%，应重新组下补射孔管柱进行补射孔。技术要求：钻台上应准备好与27/8NU油管连接的70MPa旋塞阀以

38、及和井内油管相匹配的变丝接头；提油管操作要平稳，严禁猛提、猛放，速度控制在20m/min内，每提10-15根油管要向井内灌一次液体（同于井内液体）。在提油管过程中，派专人观察、记录灌入井筒的压井液量，发现异常立即报告现场施工负责人，及时处理；认真观察井口，若出现溢流、井涌，应立即关闭防喷器，抢接内防喷工具短节及压井管线进行压井，待压井平稳，观察井口无溢流方可继续作业。提油管技术要求见本设计6.1、6.7部分。5.4.3配合分段压裂改造5.4.3.1刮管、循环组下刮管管串对139.70mm套管进行刮管。刮管管柱结构（自上而下）：73mm5.51mmN80 NU+GX-T140刮管器+73mm5.

39、51mm N80 NU油管1根。下刮管器刮管至1250.00m，对射孔井段（920.00-923.00m、1175.00-1178.00m、1211.00-1214.00）及封隔器预座封位置上下20m应重复刮削35次，封隔器座封位置及压裂管柱结构见XP21-2井加砂压裂设计。下管柱时要平稳操作，下管柱速度控制为小于或等于30m/min。下到距设计刮管井段以上50m，下放速度控制为小于或等于10m/min。下入井内的大直径工具在通过射孔井段时，下放速度应小于或等于5m/min。刮管后循环井内压井液洗井两周以上，至进出口液性基本一致，机械杂质含量少于0.02%，在确保井内平稳的情况下，提出井内管柱

40、，要求提管柱速度控制为20m/min内。起大直径工具和最后几根油管时，提升速度要小于或等于5m/min，防止碰坏井口、拉断拉弯油管或井下工具。起、下油管技术要求见6.1、6.2；洗井技术要求见6.3。操作要点：详见：SY/T 5587.5-2004常规修井作业作业规程第5部分：井下作业井筒准备（1）上提刮管管柱时应打好背钳。刮管器与油管连接上扣要紧，必要时进行点焊以防刮管过程中，刮管器脱落。认真计算管柱入井深度，对封隔器座封井段应反复刮管。（2）若中途遇阻，当悬重下降20-30KN时，应停止下管柱，接洗井管汇洗井，待反复刮管至管柱悬重恢复正常为止，继续下管柱，在封隔器座封井段反复刮管3次以上。

41、（3）刮管作业完毕后充分循环洗井。选择与井筒内同性质的清洁、无杂质液体进行循环洗井。安全注意事项：本次刮管作业应做好井控措施，要求密切注意井筒内液面情况，应使井筒保持常满状态；若发现有漏失情况，应立即灌浆（同于井内液体），防止井喷事故发生。5.4.3.2组下分段压裂管柱组下分段压裂管柱。管柱结构及封隔器座封位置详见XP21-2井加砂压裂设计。管柱带封隔器时要控制下钻速度，当下到造斜点及接近设计井深时，下放速度不应超过5m/min。油管未下到预定位置遇阻或上提受卡时，悬重下降控制不超过2030kN，并平稳活动管柱，循环冲洗，严禁猛礅、硬压。应及时分析井下情况，校对各项数据，查明原因及时解决。5.4.3.3配合分段压裂改造（1）压裂前准备在压裂改造之前做好以下准备工作：在确保井内安全及平稳的前提下，拆防喷器、安装采气树，并试压合格。恢复井口至管汇台之间管线并试压合格。四角硬支撑固定井口采油树，防止采气树剧烈摆动损伤井口及地面流程。（2）替浆将井内泥浆替为清水。要求施工连续，并按照工具方核定排量和泵压进行充分洗井两周以上，至进出口液体密度基本一致，机械杂质含量小于0.20%，洗井排出的污水进入废液罐，做好环境保护工作。施工中注意控制泵压和排量，防止封隔器提前座封，并减小对封隔器胶皮的冲刷