井下作业技术标准

吉林省国泰石油开发有限公司

井下作业技术标准

编写人：马维义

审核人：郭松涛

2013—02—01发布 2013—02—01实施

目 录

Q/GT13—01油(水)井井下作业质量评定标准 „„„„„„ (1)

Q/GT13—02油(水)井井下作业交接标准„„„„„„„„„(10)

Q/GT13—03油(水)井井下作业资料录取项目及要求„„„„(16)

Q/GT13—04油(水)井井下作业工序操作规程„„„„„„„(33)

Q/GT13—04井下作业安全施工规定„„„„„„„„„„„(44)

Q/GT13—05油(水)井小修措施的制定与审批„„„„„„„(49)

Q/GT01—13油(水)井井下作业质量评定标准

1 主题内容与适用范围

本标准规定了油(水)井井下作业、质量等级，质量指标，完井质量综合评价、工序质量，检查与验收等内容。

本标准适用于吉林省国泰石油开发有限公司油(水)井井下作业质量评定。 2 引用标准

SY 5183 油井防砂效果评价推荐方法 Q／GT02-13 油(水)井井下作业交接标准

Q／GT03-13 油(水)井井下作业资料录取项目及要求 3 质量指标

3．1 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

3．2 质量评定指标及要求

3．2．1 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。

3．2．1．1 压裂、酸化、转抽井：经作业达到增产增注目的井。

3．2．1．2 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。

3．2．1．3 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。 3．2．1．4 检泵作业井、维修井和大修井：作业后的产量达到正常生产时的水平。 3．2．1．5 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)。

3．2．2 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： 3．2．2．1 提供的资料数据

3．2．2．2 作业工艺水平及作业质量 3．2．2．3 井下机具 3．2．2．4 生产管理 3．2．2．5 应用的原材料

3．2．3 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 4．1 小修井

4．1．1 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。

4．1．2 下井管柱畅通，投捞芯子顺利，探井底不堵，机具试压合格，不损坏套管。 4．1．3 资料齐、全、准。班报、日报、总结三对口。符合Q／GT03-13《油水井井下作业资料录取项目及要求》标准要求。

4．1．4 井口设备安装正规、齐全、严密不漏、规格化。 4．1．5 工完料净场地清。 4．2 大修井

4．2．1 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％。

4．2．2 防砂井按SY5183《油井防砂效果评价推荐方法》执行。 4．2．3 侧钻井达到修前水平的55％以上。 4．2．4 改变生产层位的井和暂闭井不作对比。 4．2．5 不损坏套管，不污染油层。

4．2．6 各道工序质量符合本标准第5章要求。

4．2．7 各项资料符合Q/GT13-03《油水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。

4．2．8 工完料净场地清、井口安装齐全，方向正确。 4．2．9 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/GT02—13《油(水)井井下作业交接标准》要求进行。 5 工序质量

5．1 排液

5．1．1 排液按地质设计要求进行，特殊井况经请示批准后进行。 5．1．2 排液应安装油嘴控制排液。 5．1．3 排液时油嘴更换应由小到大，初喷率不得大于3m3／h，总排液量不超过500m3。 5．1．4 自喷油井一般禁止排液。下列井况例外。

a、油气比高于100m3／t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，若需排液可按注水井排液工序标准执行。 5．1．5 排液应尽可能从油管排液(光管结构)。 5．1．6 排出液体中的含砂量不高于0．5％。 5．1．7 排液不得污染井场及设备。

5．1．8 对于重要性挤压井，挤压前应进行排液，其量为井筒容积的1．5倍。 5．2 压井

5．2．1 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。

5．2．2 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1．2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1．2，小于1．4时采用丢手活门等工具。

5．2．3 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。

5．2．4 挤压井压井深度距油层顶界30m为限。

5．2．5 重复挤压井时，压井前应进行排液，排出前次全部挤入量。

5．2．6 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。

5．3 提井下结构

5．3．1 提出的井下机具必须检查完好程度并校对深度。 5．3．2 解卡时要在油管抗拉强度范围内进行活动解卡。

5．3．3 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。 5．4 打捞

5．4．1 倒扣打捞前应计算出卡点位置，选择中和点倒扣。 5．4．2 井内原形成的落鱼，在打捞前应有铅模打印资料。 5．4．3 打捞过程中不损坏套管，不污染油层。

5．4．4 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。 5．4．5 打捞后井内不遗留落物，井底干净。 5．5 冲砂

5．5．1 洗井液性能符合设计要求。 5．5．2 进出口排量基本一致。

5．5．3 冲砂不能破坏井底，不能污染油层，不损坏套管。 5．5．4 冲砂至井底后，应大排量洗井，含砂量小于3‟。 5．5．5 停泵后2h砂面上升不超过井深的2‟ 。 5．6 通井

5．6．1 常规通井所用通井规为圆柱形平底，外径应小于套管内径8—10mm，长度200—300mm。

5．6．2 特殊施工通井要用特殊通井规(或双级通井规)。

5．6．3 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。

5．6．4 通井畅通至井底。 5．7 清蜡

5．7．1Φ73mm、Φ73mm油管分别用Φ58、Φ72mm，长度为300～500mm通管规顺利通过。

5．7．2 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。

5．7．3 机械刮蜡要用直径不小于最小套管内径10～12mm的刮蜡器，提下畅通。 5．7．4 抽油杆地面蒸汽清蜡，干净无蜡无杂物。 5．8 检泵

5．8．1 泵型、泵深及附件符合设计要求。

5．8．2 油管扣必须使用密封脂，下活塞要试压5～8MPa，稳压30min，压降不超过0．50MPa为合格。

5．8．3 抽油杆必须上紧，试抽泵工作正常。 5．9 打印

5．9．1 印痕清晰，位置准确。 5．9．2 不破坏鱼顶及套管。 5．10 割焊井口

5．10．1 施工过程中套管无外溢。

5．10．2 新旧井口套管内径差不大于4mm。

5．10．3 割焊井口后采油树方向符合设计要求，割焊井口后要校正套管法兰补心高

度。

5．10．4 焊口试压15MPa经30min压降不大于0．5MPa为合格。 5．11 射孔

5．11．1 清水试压15MPa，30min压降不大于0．50MPa为合格。 5．11．2 射孔前井内应充满符合地质合设计要求的压井液。

5．11．3 射孔前套管应按5．6条进行通井。射孔应按批准书要求项目进行施工。 5．11．4 射孔位置误差不超过0．1m。 5．11．5 射孔命中率应达到99．6％。 5．12 找水

5．12．1 微井温找水。

a、单流凡尔应下至油层底部以下2～3m。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。 5．12．2 两参数找水。

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7～10m；

c、电测曲线明显，测得的各层油量之和与出口总量一致。 5．13 查串

5．13．1 层间夹层不少于2m，封隔器位置深度误差不超过0．5m。

5．13．2 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5～8min。 5．13．3 同位素查串

a、同位素浓度不小于0．6mci／m3，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。 5．14 封串

5．14．1 不堵塞油层封串井段，对非封串油层采取有效保护措施。 5．14．2 封串不损坏套管。

5．14．3 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1．5m3，以反向溢流无变化为合格。 5．15 挤水泥

5．15．1 挤水泥不污染非挤封油层，不留灰环。

5．15．2 挤水泥施工时间不得超过水泥初凝时间的70％。 5．15．3 挤水泥施工后，能达到设计目的。 5．16 注水泥塞

5．16．1 灰浆量误差小于或等于2％。

5．16．2 水泥塞灰面与设计深度误差：1000m以内的井±0．50m，1000m以上的井±1m。5．16．3 悬空水泥塞试压8MPa经30min，压降不大于0．5MPa为合格。 5．16．4 底水泥塞试压15MPa经30min压降不大于0．5MPa为合格。 5．17 找漏

5．17．1 找漏前应先对上部套管试压。

5．17．2 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。

5．17．3 找漏应确定出漏失点，漏失量及漏失压力。 5．17．4 找漏方法根据井况条件自行选择。

5．17．5 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。 5．18 堵漏

5．18．1 用水泥堵漏后，试压6MPa，经30min压降不大于0．5MPa为合格。

5．18．2 对于非正规套管用水泥堵漏后，试压2MPa，经30min压降不大于0．5MPa为合格。

5．18．3 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。

5．18．4 采用对接管堵漏，后试压：油井12MPa，注水井15MPa，经30min压降不大于0．50MPa为合格。

5．18．5 采用套管接法堵漏，套接深度应超复漏失深度20m。 5．19 防砂

5．19．1 必须找准具体出砂层位。

5．19．2 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％。 5．19．3 有效生产期半年以上。 5．20 修套管

5．20．1 轻度变形的套管修复后试压合格。

5．20．2 破裂套管修复后试压8MPa，通井合格。

5．20．3 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。

5．20．4 对于严重变形、弯曲、破裂、错断，无法修复的井，在更换措施时，应具有印模数据资料。 5．21 下衬管

5．21．1 下井衬管应用小于衬管内径4～6mm、长300mm管规通过，衬管尺寸规范应符合地质设计要求。

5．21．2 衬管喇叭口位置应超复射孔井段顶界以上，(油井30m，注水井50m)或按地质措施要求的位置。

5．21．3 衬管实下位置深度与设计位置深度误差不大于±0．5m。 5．21．4 衬管加固后，喇叭口至井底应进行试压，油井试压10MPa，注水井试压12MPa经30min压降不大于0．5MPa为合格。 5．21．5 衬管试压合格后，通井至井底。

5．21．6 固衬管后在8～72h内应测声幅，检查固井质量。 5．22 侧钻

5．22．1 侧钻前对原射孔井段必须用水泥挤封并在射孔段以上保留20～30m水泥塞。 5．22．2 窗口位置应根据地质措施要求确定，误差不大于2m。 5．22．3 注水泥加斜向的凝固时间不少于48h。 5．22．4 开窗铣锥外径应大于尾管接箍外径2～4m。

5．22．5 对于定方位侧钻，方位角允许误差不得大于±15°。 5．22．6 完井电测符合地质要求。

5．22．7 尾管喇叭口位置应超复窗口以上，(油井30m、注水井50m)或按地质措施要求的位置。

5．22．8 下尾管质量，参照5．21《下衬管质量标准》 5．23 下完井结构

5．23．1 下油管应用标准通管规通过。通管规尺寸参照7．7油管清蜡标准进行。 5．23．2 下井管柱及结构其规范、型号、尺寸位置、深度符合地质设计要求。 5．23．3 完井应保证诱喷彻底，各种芯子投捞顺利。

5．23．4 偏配试挤恒压15MPa，挤压10min，反向溢量无变化为合格。封隔器试压应以压力稳定时起计算时间不少于10min，试挤量不低于1．5m3反向溢量无变化为合格。 5．23．5 测井底误差不大于3‟。 5．23．6 抽油结构试抽合格。

5．23．7 井口闸门方向一致，并保证不刺不漏。 5．24 替喷

5．24．1 必须用清水替出井内全部泥浆，然后用低含水原油替出清水。 5．24．2 高压、高产井可采用二次诱喷，但要保证井内不留泥浆和水。 5．24．3 高压高产井替浆后，如能保证油井迅速自喷，可不替油。 5．25 压裂

5．25．1 评定等级分：合格井，优质井和不合格井。 5．25．2 评定指标与要求见表2

表 2

合格井 优质井 项目 压裂砂 数量、质量规格符合设计要求 施工要求 一次成功，中途不停泵 最高排量 按程序进行设计严格按设计施工 排 不低于设计要求10％ 达到设计要求 量 平均排量 (新井、深井不低于 (新井、深井不低于 20％) 10％) 含砂比(％) 不低于设计要求2％ 达到设计要求 压裂效果 达到区块规定指标 达到设计要求 资料全准率 100％ 施工原则 不损坏套管，安全施工 顶替量 为井筒容积的1．1倍 等于井筒容积 等级 不合格井 1、由于设备性能状 况差，不能满足施工 设计要求，达不到施 工目的。 2、造成井下或地面 事故者。 大于井筒容积1．2倍 以上 5．26 挤油

5．26．1 按设计要求进行施工。

5．26．2 挤后必须增产，有效期在一个月以上。 5．27 酸化

5．27．1 按设计要求进行施工。

5．27．2 酸液浓度保持在10～15％。

5．27．3 处理半径大于1m。套管或油管要有有效保护措施。

5．27．4 酸化反应后要立即进行安全排污。 5．27．5 油水井增产增注量大于措施前10％。 5．28 堵水

5．28．1 化学堵水

5．28．1．1 采用选择性堵水时，对非目的层必须采取保护措施。

5．28．1．2 采用非选择性堵水，其堵水压力不能超过任何一层的地层破裂压力。 5．28．1．3 选择性堵水，堵水原油量上升20％，含水下降，有效期在两个月以上。 5．28．2 机械堵水

5．28．2．1 隔水管柱和封隔器严密不漏。

5．28．2．2 隔水后同样工作制度下，含水下降15％以上，液量减少不超过10％。 6 检查与验收

6．1 检查原则：井下作业要做到“轻压快干，优质安全，一次成功”。 6．2 工序不符合质量标准，质检员有权停止施工，责令返工。

6．3 压井液密度，粘度进行现场监测，低能井要用清水或低密度，低固相压井液，不得污染油层。

6．4 注水井和含水80％以上的油井，尽量不用泥浆压井，需要排液时按5．1条进行，严禁用闸门控制排液。

6．5 重点工序施工(压井、下机具、试压等)，井队技术员要到现场，队长把好完井收尾关，厂质检人员到现场随时抽查。

6．6 每道工序由班组质检员验收，填写好工序质量跟踪卡片；完井质量由井队技术员验收。工序合格率100％。

6．7 完井总结一式四份(附地质、施工措施、工序质量卡、泵修检验卡)由技术员编写，完井三天后交大队地质组。

6．8 月完井数经厂主管科室认可后上报。于次月五日召开厂质量评定会，发布综合性质量公报。

6．9 厂质检员签发完井质量合格证，作为财务结算依据。 6．10 修井大队“季”，修井队“月”进行质量回访。

新疆石油管理局企业标准

Q／XJ 0440—91

油(水)井井下作业交接标准

1991—06—01批准 1991—07—01实施

新疆石油管理局 发布

1 主题内容与适用范围

本标准规定了油(水)井上修前和完井后，交接井的内容与要求。 本标准适用于新疆石油管理局各修井队，采油队。 2 油水井上修前交接内容

2．1 交接井口及井场

2．2 修井队接到关井上修通知书后，小修井必须在三天内，大修井五天内接井，并详细填写交接书，采、修双方签字后方能施工。如果修井队未办接井手续施工，修后采油队可以拒绝在交接书上签字。

2．3 修井队接井以后，采油队必须把井口压力表等附件卸掉，否则，施工中如有损坏，修井队概不负责。 3 油水井上修完井后交接内容

3．1 小修队与采油队交接

3．1．1 井场平整无油污，井口设备齐全规格化，各密封连接部位严密不漏，保温材料无损坏丢失。

3．1．2 工完料尽，无散失油管、抽油杆及各类机具附件。

3．1．3 原油不落地，井口外溢出的油、气必须进油池，不得随意排放，如发生井喷，可酌情延长交井时间，将油污清除干净后交井。

3．1．4 注水井、自喷井经过维修，井内必须畅通，探井底不堵，投捞测试无阻，完

井后四天内交井，反之，由修井队返工，返工不计井次。确定返工必须在三天内进行。 3．1．5 下有配采、配注机具的井，各类配套芯子必须齐全，完井后按措施要求将芯子下入井内或交采油队地质组。

3．1．6 检泵井完井后，修井队要当日通知采油队，由采油队组织开井。同时，修井队要将测试通知单及有关数据交测试队，测试队要在见到数据24h内取资料(示功图、动液图)，并将示功图等资料及时报厂生产科，送采油队、修井队各一份。

3．1．7 检泵井连续测示功图三天工作正常，井场、设备符合要求，采油队要在完井四天内接井，如超过规定时间，测试队未取资料或采油队未及时开井而造成泵工作异常，由贻误单位承担责任。

3．1．8 转抽井完井后，修井队要及时通知厂调度室，由厂调度室安排采油队连井口，三抽车间负责安装抽油机就位。连井口，就位必须在三天内完成并启抽生产，启抽后连续测示功图三天工作正常，采油队在完井七天内接井；泵工作异常，修井队负责整改。完井已超过三天尚未完成连井口，就位等工作，修井队可以交井，如抽油机运转后，泵再出现异常，修井队不再承担返工责任；特殊情况出厂主管科室裁决。

3．1．9 凡转抽井完井时，修井队必须将活塞座入泵内(不得用卡子卡光杆)，盘根盒以上光杆上余20～50cm，(视泵深及机型而定)。转抽井三抽车间组装悬绳器及配好防冲距。

3．1．10 下泵在一个月内发生井下机具掉、脱等现象，采油队要及时向厂主管科室反映，由厂主管科室责成修井队返工，返工不计工时，情节严重则报厂领导给予经济处罚。(非责任事故另计井次)。

3．1．11 测试队如从示功图发现杆、管有掉、脱现象，则重新测试井并进行井下诊断，必要时可由生产科进行现场检查，决定下步措施。

3．1．12 各类施工井，已具备交井条件，采油队不得以任何借口拒绝接井，如超过交井期限仍借故不签字，可由厂主管科室裁决。

3．1．13 修后生产正常，已经交井再发现异常，由厂主管科室区别情况解决处理。 3．1．14 下泵后，原则上不能洗井，如泵工作异常需要洗井，出厂主管科室决定。 3．1．15 完井交井时，修井队必须向采油队交完井结构草图一份，如结构图与完井总结或下井结构不符，所造成的损失由修井队负责，并要求及时返工。

3．1．16 交、接井时，采油、修井双方要有专人负责，特殊情况可以由其他干部代替，交接井必须在现场进行，并在交接书(见附录A)上签字，交接书一式三份(厂主管科室，修井队，采油队各一份)交井时间以交接书为准。 3．2 大修队与采油队交接规定 3．2．1 交接条件

3．2．1．1 按送修要求，大修作业全部施工完毕。

3．2．1．2 大修施工工序质量，地面设施及场地卫生，符合有关规定。 3．2．2 交接的内容

3．2．2．1 交接井口及井场

3．2．2．2 交接施工完井工作总结。包括井身结构示意图，完井油管(结构)数据。 3．2．3 验收方法

3．2．3．1 大修队施工完井搬家后三日之内，做好井口及地面交接工作。

3．2．3．2 大修队施工完井后三日之内将完井总结交生产技术科批阅，七日内送交送修单位地质(生产)部门。 3．2．4 交接验收程序和要求 3．2．4．1 井口与井场

a、完修井，具备交井条件后，修井队报告生产技术科，而后通知送修单位并约定交接时间；

b、修后采油树按接井时原样原方向安装齐全，井口螺丝整齐，无刺漏，清洁干净；

c、修后工完料尽，离井口半径15m以内场地平整，无油污；

d、现场交接清楚，双方必须在井口交接书上签字(按项目填写)见附录B，同时大修队交给接井代表一份井内“完井结构示意图”。 3．2．4．1 资料总结

a、大修完修井，井队工程技术干部整理好资料，编写施工总结交生产技术科审阅。复印完毕由生产技术科专人送给送修单位地质(生产)管理部门，双方签认； b、完井资料总结文字清晰整洁，齐全准确，能反映施工实际情况(过程及成果)。总结中示意图必须正规合乎比例并加数据说明；

c、总结，包括封面，基本数据，施工内容，完井油管数据(衬管数据)表，完井井身结构示意图和大修完井书。

附 录 A (补充件)

油(水)井小修作业交接书内容与格式

油(水)井小修作业交接书

区 号 井

—、作业内容： 二、作业前存在问题： 1、井口设备： 2、井场卫生： 三、作业后存在问题：

四、交接意见：

五、交接单位签名

作业前 作业后

采油队 修井队 修井队 采油队

年 月 日 年 月 日

附 录 B

油(水)井大修作业交接书内容与格式

油(水)井大修作业交接书

区 号 井

修后要求井口更换如下： (1) (2)

修前 修后 1、四通（三通） 个 2、油管头（吊） 个 个 3、小四通（三通） 个 4、闸门 个 个 5、手轮 个 6、单法兰 个 个 7、井口螺丝 条 条 个 条 8、评语： 个 采油 厂 队 站 交井口人： 井下作业处： 队 接井口人： 年 月 日 个 条 条 条 评语： 井下作业处： 队 交井口人： 采油 厂 队 站 接井口人： 年 月 日 附加说明：

本标准由新疆石油管理局标准化委员会提出

本标准由新疆石油管理局采油、采气标准化专业组归口 本标准由赵志福、夏庆起草

新疆石油管理局企业标准

Q／XJ 0441—91

油(水)井井下作业资料录取项目及要求

1991—06—01批准 1991—07—01实施

新疆石油管理局 发布

1 主题内容与使用范围

本标准规定了油(水)井井下作业资料项目内容、录取方法及填报要求。 本标准适用于新疆石油管理局井下作业队资料录取工作。 2 资料录取的内容及项目

2．1 排液

2．1．1 排液方式

要求写明是油管排液、套管排液还是油套管混合排液。 2．1．2 排液层位

分别写明在各种排液方式下的排液层位。 2．1．3 油嘴

分别写明各种排液方式所用的油嘴尺寸。 2．1．4 排出物描述

2．1．4．1 排出物主要含量部分写在前面，次要部分写在后面。 2．1．4．2 排出物中含砂、含气等情况可补充描述。 2．1．5 井口压力变化情况

分别写明油压，套压在每级油嘴排液阶段中的下降情况。 2．1．6 排出量

分别写明每级油嘴的累积排出量和各级油嘴的总排出量。 2．1．7 排液时间(h)

分别写出每级油嘴的用时和各级油嘴的累计用时。 2．2 压井

2．2．1 压井方式分挤压井和循环压井两类。挤压井要注明是正挤、反挤还是空井筒挤。循环压井要写明是正循环还是反循环压井。 2．2．2 压井液名称、性能

压井液性能一般要求反映密度和粘度两项。 2．2．3 循环出口压井液密度。 2．2．4 施工泵压和泵排量。 2．2．5 压井液用量

循环压井指出口见到压井液时循环入井内的用量，挤压井指实际挤入量。 2．2．6 预计压力深度

2．2．7 压井施工时间及关井反应时间 2．2．8 压井结果

要求写明压井后井内是否平稳，若井外溢要反映外溢量大小(单位置：1／min)；

3

若有漏失，要写明漏失量(单位：m)。 2．3 提管柱 2．3．1 解卡

要求写明活动情况及解卡负荷。

2．3．2 提出管柱，结构的名称、规格、件数、长度。 2．3．3 管柱结构的完好程度。

2．3．4 提出管柱时带出的落物名称、规格、件数、长度。 2．4 清蜡

2．4．1 油管地面清蜡(包括抽油杆) 2．4．1．1 油管结蜡程度

分三个级别：严重结蜡、一般结蜡、无蜡。 2．4．1．2 使用通管规规格及通过情况。 2．4．1．3 清蜡油管长度 2．4．2 套管清蜡 2．4．2．1 机械刮蜡 a 工具名称、规格； b 刮蜡井段； c 蜡块返出情况；

d 刮蜡后划眼、通井情况(参照本标准2．6)。 2．4．2．2 热熔清蜡

a 热洗液名称、用液量； b 洗井深度； c 洗井温度； d 洗井时间； e 返蜡情况。 2．5 冲砂(或洗井)

2．5．1 管柱及工具的名称、规范。 2．5．2 冲洗液名称、性能及用量。

2．5．3 施工参数

包括泵压、排量、钻压、转速及冲洗时间。 2．5．4 冲砂(或洗井)井段。

2．5．5 井口返出砂(或其它物)情况。 2．6 通井

2．6．1 管柱及通井规规范。 2．6．2 通井深度。

2．6．3 通井中遇卡(阻)情况。 2．7 打捞

2．7．1 鱼顶的规范、形状及位置。 2．7．2 打捞工具的名称、规范。 2．7．3 打捞过程。

包括造扣情况、泵压变化情况和指重表悬重显示情况。 2．7．4 捞出物的名称、规范、件数、长度。 2．7．5 预计下部鱼顶规范、形状及位置。 2．8 打印

2．8．1 铅印直径。 2．8．2 打印过程。

包括遇阻位置及加压情况。 2．8．3 打印深度。

2．8．4 印痕描述、示意图及结论。 2．9 修磨鱼顶

2．9．1 鱼顶的规范、位置及形状。

2．9．2 磨铣参数及磨铣情况(包括磨铣时的钻压、转速、泵压、泵排量，以及是否蹩跳等)。

2．9．3 磨铣井段。

2．9．4 提出工具的磨损情况。 2．9．5 结论。 2．10 修套管

2．10．1 套管损坏位置及程度(包括变形率或错断距离、要求有铅印印模辅助说明)。 2．10．2 管柱及工具名称、规范。 2．10．3 施工参数。

包括钻压、钻速、泵压、排量及修磨时间。 2．10．4 修磨井段。

2．10．5 修复过程及效果。 2．11 挤(注)水泥

2．11．1 对下部油层的保护措施。

2．11．1．1 填砂的砂径、数量(单位：m3)和砂面位置。 2．11．1．2 垫木塞的直径、长度和位置。

2．11．1．3 垫稠泥浆的性能、数量(单位：m3)和位置。 2．11．2 井下管柱结构的规范、位置。

2．11．3 压井液性能及洗井情况(参照本标准2．5．2、2．5．3)。 2．11．4 干水泥的型号、数量(单位、t)。

2．11．5 配制的水泥浆密度和数量(单位：m3)。

2．11．6 添加剂的名称、用量(单位：kg)。 2．11．7 挤(注)水泥浆方式，数量及压力。 2．11．8 顶替液的性能、数量和压力。

2．11．9 反洗管脚位置、压力及返出的水泥浆量。 2．11．10 候凝管鞋深度。 2．11．11 蹩压情况。 2．11．12 候凝时间(h)。

2．11．13 预计水泥面位置和实际水泥面位置。 2．12 钻水泥塞

2．12．1 钻头名称、规范。

2．12．2 钻压、转速、泵压、泵排量。 2．12．3 钻进井段。 2．12．4 划水泥环情况。 2．13 割焊井口

2．13．1 割去套管法兰短节的规范、长度。 2．13．2 焊上套管法兰短节的规范、长度。 2．13．3 原补心高度和割焊后的补心高度。 2．13．4 试压检查情况(参照本标准2．14)。

2．14 试压(包括井口、套管、底灰塞、挤封水泥检查和封隔器) 2．14．1 井下结构、规范、位置。 2．14．2 试压方式。

2．14．3 用液名称、用量。 2．14．4 泵压。 2．14．5 时间。

2．14．6 油压、套压变化情况。 2．14．7 结论。

2．15 试吸收性(包括查串、漏、蹩炮孔等) 2．15．1 井下结构名称、规范及位置。

2．15．2 试挤前洗井情况(参照本标准2．5．2、2．5．3)。 2．15．3 试挤方式和层位。 2．15．4 试挤泵压、排量。 2．15．5 挤入液名称、挤入量。

2．15．6 纯挤入时间及平均吸收性(单位：1／min)。 2．15．7 油套压变化情况。 2．16 下斜向器

2．16．1 水泥面位置。

2．16．2 投送斜向器方法及过程。 2．16．3 尾管的规范、长度。

2．16．4 斜向器斜面的角度、长度。 2．16．5 预计斜向器顶部位置。 2．17 开窗

2．17．1 管柱及工具名称、规范。 2．17．2 钻压、转速、泵压、排量。 2．17．3 开窗位置、进尺。

2．17．4 开窗时间。 2．18 钻侧孔

2．18．1 管柱及工具的名称、规范。 2．18．2 钻压、转速、泵压、排量。 2．18．3 井段、进尺、钻进地层。 2．18．4 泥浆性度。

2．18．5 纯钻时间、油层泥浆浸泡时间。 2．18．6 钻进中的异常情况。 2．19 下固尾管(包括下固衬管) 2．19．1 下入尾管的规范、长度。 2．19．2 尾管下入井段。

2．19．3 尾管喇叭口的规范、位置。

2．19．4 压井液性能及洗井情况(参照2．5．2、2．5．3)。 2．19．5 干水泥型号、用量。

2．19．6 挤注水泥浆密度、数量、泵压。 2．19．7 顶替压井液数量、泵压。 2．19．8 碰压情况。

2．19．9 倒开钻具后反洗井深度、洗出的水泥浆量。 2．19．10 候凝管脚深度、蹩压情况。 2．19．11 钻水泥塞(参照本标准2．12)。 2．19．12 通井(参照本标准2．6)。 2．19．13 试压(参照本标准2．14)。 2．20 下完井结构

2．20．1 下入油管规范、根数、长度。 2．20．2 下入结构名称、规范、位置。

封隔器按中间胶皮的二分之一处计算，其余结构按底部计算。 2．20．3 配压距长度。

2．20．4 结构芯子的打捞、投堵情况。

2．20．5 替液洗井情况(参照本标准2．5．2、2．5．3)。 2．20．6 井内结构和井口试压(参照本标准2．14)。 2．21 微井温找水。

2．21．1 下井管柱规范及下入深度。 2．21．2 堵塞器规范及位置。

2．21．3 洗井用水的温度及用量。

2．21．4 洗井方式、泵压、排量和时间。 2．21．5 停泵时进、出口水温。 2．21．6 投堵塞器油管蹩压情况。 要求反映蹩压值及油管外溢情况。 2．21．7 测井次数。

2．21．8 间隔排液的排液量(L)和排液时间(min)。 2．21．9 测井结果 2．22 测流体找漏。

2．22．1 挤盐水数量及浓度。 2．22．2 挤盐水泵压和排量。

2．22．3 管外异常情况。 2．22．4 测井情况及结果。

2．23 电测(包括侧钻完井电测、测接箍、校深微井径等)。 2．23．1 井内液体名称、情况。 2．23．2 测井内容。 2．23．3 测井井段。 2．23．4 测井结果。 2．24 射孔

2．24．1 井内液体名称、情况。

2．24．2 射孔方法、炮型及射孔密度。 2．24．3 射孔层位、井段及射孔厚度。 2．24．4 射后井内反应。 2．25 观察井内反应。

2．25．1 井内管柱名称、规范、深度。 2．25．2 井内液体名称、性能。 2．25．3 井口排液情况。

包括油嘴规格和排量大小。 2．25．4 观察时间。

2．25．5 探砂面变化情况。 2．26 下泵

2．26．1 油管规范，泵的规范及深度。 2．26．2 各种附件及深度。 2．26．3 抽油杆尺寸，防冲距。 2．26．4 拭抽情况。 2．27 诱喷

2．27．1 诱喷方式。 2．27．2 诱喷深度。

2．27．3 替水替油量及出口情况。 2．27．4 泵压及排量。 2．27．5 诱喷效果。 2．28 稀水泥浆防砂 2．28．1 通井深度。

2．28．2 压井液性能及用量、时间。 2．28．3 井口外溢情况。 2．28．4 压井深度。

2．28．5 管柱组合，管鞋深度。 2．28．6 干灰型号。 2．28．7 水泥浆密度。 2．28．8 氯化钙比例。 2．28．9 试吸收性。

2．28．10 挤灰时间、方式、挤入量、挤入压力。 2．28．11 油套管顶替液用量。

2．28．12 洗井次数、洗井间隔时间。

2．28．13 洗井情况。 2．28．14 蹩压情况。 3 资料录取方法

3．1 注水井排液用油嘴控制，逐级放压，排出液体含砂比用含砂仪测量、排液量用量桶计量。

3．2 测量各种压力液密度，用经过现场校正的泥浆密度计测量，泥浆粘度用粘度计测量。如工艺需要测量泥浆其它性能(如：切力、失水量、泥饼、含砂等)，用专用量具测量。

3．3 丈量油管、抽油杆用15m钢卷尺丈量。

3．4 测量封隔器、附件及各类打捞、通井、打印等下井工具的规范，用2米钢卷尺、钢板尺、内外卡测量，各种钢圈及钢圈槽用钢板尺测量。

3．5 割焊及校正套管头法兰，校正抽油井口均用水平仪测量。

3．6 各种液体用量(如：压井液、洗井液、压裂液、堵水剂、水泥浆等)，用大、小方罐及圆罐测量，根据罐内液面下降深度，计算出用量。

3．7 测量油管、筛管，各种短节的长度，从外螺纹根部第二牙处至内螺纹顶部为全长，测量抽油杆、光杆、光杆短节除去外螺纹为全长。

3．8 测量封隔器外径取钢体最大直径，区分封隔器上部与下部长度的胶皮长度的为界线进行测量。

3．9 水泥车泵压以压力表为准，平均排量以液体用量与施工时间之比计算测量。 4 填报要求

4．1 根据施工工序不同，一道工序结束或施工期间，必须齐全、准确地录取好原始资料。

4．2 值班记录、班报表要求及时认真填写。书面整洁，时间、班次、井号、工作内容及班长、资料员签名要齐全。

4．3 各种压井液、压裂液、洗井液等实际用量与计量用量误差不超过2％。 4．4 油管、抽油杆及各种下井机具和工具的丈量误差不超过±0．3‟m。

4．5 油管、抽油杆的丈量记录次序自下而上在油管、抽油杆记录卡片上，即要反映出长度概念，又要注明封隔器，泵、附件活塞及管鞋的深度。 4．6 起下管柱要注明各种机具、工具及附件的规范和深度。 4．7 打印要详细进行印痕描述，并认真画出正视图和俯视图。

4．8 一口井施工完毕，记录员要整理好完井资料(包括：油管、抽油杆记录卡片，完井结构图)，及时送交技术员。

4．9 班报格式如附录A(补充件)所示。

4．10 油管记录卡片如附录B(补充件)所示。 4．11 抽油杆记录卡片如附录C(补充件)所示。 4．12 完井结构示意图如附录D(补充件)所示。 4．13 常用下井机具示意图如附录E(补充件)所示。

附 录 A (补充件)

修井班报表格式示例

修

井 队 区 井 年

月 日第 班

时间 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 至 工作内容 班长： 记录员： 好人好事 安全情况 交接班注意事项 附 录 B (补充件)

油管记录卡片格式示例

井油管记录卡片 尺寸

序号 油管长 注 序号 油管长 注 序号 油管长 注 序号 油管长 注 1 21 41 61 2 22 42 62 3 23 43 63 4 24 44 64 5 25 45 65 6 26 46 66 7 27 47 67 8 28 48 68 9 29 49 69 10 30 50 70 11 31 51 71 12 32 52 72 13 33 53 73 14 34 54 74 15 35 55 75 16 36 56 76 17 37 57 77 18 38 58 78 19 20 小计 39 40 小计 59 60 小计 79 80 小计 (自下而上)

序号 油管长 注 序号 油管长 注 序号 油管长 注 序号 油管长 注 81 101 121 131 82 102 122 132 83 103 123 133 84 104 124 134 85 105 125 135 86 106 126 136 87 107 127 137 88 108 128 138 89 109 129 139 90 110 130 140 91 111 小计 小计 92 112 93 113 一、＋补心高 米 94 114 －四通高 米 95 115 ＋油管总长 米 ＋附件长 米 96 116 ＝油管完成 米 97 117 二、封隔器类型 98 118 完成深度 米 99 119 三、尾管带 直径 毫米 100 120 四、其他： 小计 小计 附 录 C

(补充件)

抽油杆记录卡片格式示例

井抽油杆记录卡片 规

范

(自下而上)

序号 长度 序号 长度 序号 长度 序号 1 21 41 61 长度 序号 71 长度 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 小计 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 小计 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 小计 62 63 64 65 66 67 68 69 70 小计 72 73 74 75 76 77 78 79 80 小计 ＋补心高 米 ＋油管吊 米 －四通高 米 ＋泵以上油管总长 米 ＋油管短节 米 ＋泵长 米 ＝泵深 米 ＋筛管 米 ＋尾管 米 ＝管鞋深度 米 井抽油杆记录卡片 规

范

(自下而上)

序号 长度 序号 长度 序号 长度 序号 长度 序号 长度 1 21 41 61 71 2 22 42 62 72 3 23 43 63 73 4 24 44 64 74 5 25 45 65 75 6 26 46 66 76 7 27 47 67 77 8 28 48 68 78 9 29 49 69 79 10 30 50 70 80 11 31 51 小计 小计 12 32 52 ＋补、心高 米 13 33 53 －四通高 米 14 34 54 ＋光杆深入油管吊法兰 15 16 17 18 19 20 小计 35 36 37 38 39 40 小计 55 56 57 58 59 60 小计 长度 米 ＋抽油杆总长 米 ＋活塞拉杆长 米 ＋活塞长 米 ＋防冲距 米 泵深 米 光杆Φ 毫米泵型 附 录 D (补充件)

D1完井结构示意图格式示例

井井身结构示意图

D2完井结构示意图格式示例

井井身结构示意图

附 录 E (补充件)

常用下井机具图例

附加说明：

本标准由新疆石油管理局标准化委会提出。 本标准由采油处归口。

本标准由采油一厂、井下作业处负责起草。 本标准主要起草人：赵志福、厉良。

新疆石油管理局企业标准

Q／XJ 0442—91

油(水)井井下作业工序操作规程

1991—06—01批准 1991—07—01实施

新疆石油管理局 发布

1 主题内容及适用范围

本标准规定了油(水)井大(小)修作业工序操作规程。

本标准适用于新疆石油管理局油(水)井大(小)修常规工序(不包括大修特殊工艺)。 2 工序范围

排液；压井；提下结构；打捞；冲砂；通井；清蜡；检泵；打印；射孔；找水；查串；注灰塞；下结构。 3 排液

3．1 注水井排液

3．1．1 油咀由小到大控制排液；井口压力均匀下降，严禁用闸门控制流量。

3．1．2 初排量3～5m3／h，总排量不超过500m3；含砂量小于0．5％。特殊井另定。 3．1．3 换油咀时先关生产闸门，压力降至0。 3．1．4 排出物排入污油池。

3．1．5 每隔2h录取一次排量、压力数据，4h取样一次，做好记录。 3．2 油井排液

3．2．1 自喷井禁止排液，油气比大于100m3／t的井，压井前可控制排气，见油为止。

3．2．2 含水大于75％的油井，按注水井排液标准进行。 4 压井

4．1 技术准备

4．1．1 压井应本着“轻而不喷、压而不死、轻压快干、优质安全、一次成功”的原则进行。

4．1．2 压井液密度符合地质措施，密度在1．50g／cm3以下时，附加压力不超过0．50MPa，密度在1．50g／cm3以上时，附加压力不超过1MPa。

4．1．3 压井液应有产品出厂合格证。泥浆压井液只能用不同密度的泥浆调整密度，严禁用清水稀释。

4．1．4 压井液备用量为井筒容积的1．50倍，浅井和小井眼为3～4倍。 4．1．5 压井设备完好。(包括原油储存罐，大于80m3的储液坑，机动设备)。 4．1．6 井况清楚(产量、压力、油气比、水泥返高 套管损坏程度、落物)。 4．2 压井方式的选择

压井方式分：灌注法、循环(正、反循环)法，挤注法三种。 a、灌注法或循环法适用于低产低压井；

b、一般采用正循环压井、高压注水井和高压低油气比井，可采用反循环压井； c、挤压井适用于油管堵塞或油套管不连通的井。薄皮套管及套管损坏的井不宜采用套管挤压井。挤压井井底液压柱压力必须小于油层破裂压力、套管损害压力，不污染油层。 4．3 压井操作

4．3．1 放掉井筒上部存气

4．3．2 出口管线必须用高压钢管，固定牢靠，出口在水泥车下风20m以外；井口管线连接后必须试压10～15MPa，不刺不漏。 4．3．3 循环压井

a、先用清水循环脱气，再替入泥浆压井；

b、要有专人操作控制进出口排量平衡，防止泥浆进入油层，同时，测量压井液性能；

c、测量返出泥浆性能，出口性能接近进口性能时改入池内循环； d、压井后仍有外溢或间喷现象，可关井观察。 4．3．4 挤压井

a、排出井筒上部气体后，挤入少量清水作隔离液；

b、挤入压井液至油层顶部以上30m为限，挤入泥浆量误差不超过0．10m3； c、挤压后关井扩压，待压力降至挤入压力的三分之二后观察压井效果，如有少量外溢，应设法活动管柱解堵，造成循环通道，再进行循环压井至井内稳定； d、压井最高压力不超过套管内压极限的70％；

e、注水见效区的高含水井，压井前应停注或减少周围注水井的水量，待压力值下降后再施工；

f、压井失败应查明原因。需要重复压井时应先排掉上一次压井液，排液量必须大于井筒容积的1．20～1．50倍。 5 提下结构

5．1 技术准备

5．1．1 当班任务明确，人员分工具体，各负其责，做好安全防范措施。

5．1．2 检查设备工具(包括井架、绷绳、游动系统、指重表、照明、吊卡、管钳、井口各部控制系统)等，灵活好用、安全可靠。

5．1．3 分清管柱类型、规范、检查管柱损伤、腐蚀情况、不合格的严禁入井、排放规范化。

5．1．4 管柱必须丈量两次以上，误差小于0．3‟，记录详细。

5．2 提井下结构操作

5．2．1 开总闸门，套管闸门，井内压力液稳定，井口无外溢。

5．2．2 试提活动管柱后平稳上提，遇卡时不得硬提，要活动解卡。每提100～150m管柱应向井内灌满压井液。

5．2．3 提完管柱，灌满压井液

5．2．4 校对原结构，排好管柱，丈量准确，作好记录。 5．3 下结构操作

5．3．1 下井管柱必须清洁，用标准通管规通径合格。

5．3．2 油管丝扣涂密封脂，管柱对中扭紧。油管余扣：国产油管不超过两扣，API油管不超过一扣。

5．3．3 操作平稳，下放速度一般应控制在20m／min之内。

5．3．4 管柱下到预计位置以上10m处，应减速试探井底2～3次。

5．3．5 座封井口时，钢圈与钢圈槽必须清洗干净，并插四个井口螺丝扶入位后再对称同步上扣。

5．3．6 下支柱式封隔器要用专用螺丝紧压距，(压距：井深500m，为15cm，1000m为12～13cm，1000m以上5～6cm)严禁使用钢丝绳。 6 打捞

6．1 施工前做到：井内压井液稳定、鱼顶位置准，规范清、设备完好，控制系统安全可靠，指重表灵敏，选用工具适当。

6．2 在任何情况下发生卡钻，应先紧扣，上下活动管柱并设法循环洗井，查明卡钻原因，采取适当措施。 6．3 上提旋转活动法解卡

6．3．1 解卡拉力和扭矩不得超过管柱额定屈服极限负荷。 6．3．2 活动解卡时，应用最低转速上提，不得硬拔。 6．4 上下击活动解卡

6．4．1 只能在捞至接近卡点位置才能应用震击器活动震击解卡。 6．4．2 应用震击器时，其工具配合必须符合规范。

6．4．3 应用上击器或下击器震击活动解卡，最大震击器不得超过被震击管柱落物的抗拉(或抗压)强度为限 6．5 倒扣打捞

6．5．1 倒扣打捞必须在活动解卡无效时采用。 6．5．2 先紧扣，确定卡点位置。

6．5．3 优先选用可退式捞具，其管柱结构推荐组合为：可退式捞具＋安全接头＋钻杆柱＋方钻杆＋水龙头。 6．5．4 磨铣、套铣法解卡 适用于套管破损、鱼顶严重破坏或碎块堵集、水泥卡、严重砂卡等井况配合打捞。 a、在下此工具前，必须用通井规通井，检查套管损坏情况； b、推荐磨铣管柱组合

套磨铣工具＋安全接头＋钻杆柱＋方钻杆＋水龙头；

c、采用低转速，一般为50～80m／min，鱼头加钻压0．50t；

d、根据环形空间及落鱼状况、选用不同规范的磨鞋和铣管。压井液携砂性能好，保证碎屑能返出地面；

e、经常活动钻具(但套铣管不能提出鱼顶)，以防卡钻。 6．5．7 捞具选择

6．5．7．1 捞具吃口部分应在打捞管柱丝扣三分之二处，最大外径小于套管内径8～10mm。

6．5．7．2 优先选用带水眼的打捞工具。选择捞具推荐如下：

a、带接头的落鱼、鱼顶完整、落物水眼不堵，选用公锥及油管打捞矛。(如图1、2)

b、鱼头破损或无接箍，选用母锥，卡瓦捞筒等工具。(如图3、4、5、6)。

图6 开窗打捞筒

c、绳类落物，选用钩类工具。(如图8、10)

d、打捞套管、油管碎片，选用磁铁打捞器、筒类、篮类、一把抓等捞具。(如图7、9)

图10 外钩捞矛

e、上述捞具无效时可采用磨铣、套铣工具。(如图11、12、13、14、15、16)

图11 平底磨鞋

7 冲砂

7．1 选用优质洗井液 7．2 探测砂面位置

7．3 优先选用正循环冲洗

7．4 管柱下至砂面以上5m即可开泵冲洗，排量一般不小于300L／min，进出口平衡。 7．5 保持连续冲洗，不得中途停泵。因故停泵，必须将冲砂管柱上提至砂面以上30m。 7．6 冲砂过程：(1)洗井液漏失时，立即调整洗井液性能；(2)大量出砂时应停止施工，采取适当措施。

7．7 冲砂至要求深度后，大排量洗井至出口无砂。

7．8 上提管柱至射孔井段以上30m，停泵30min，探无砂为合格。

8 通井

8．1 通井规技术要求

通井规外径应小于套管内径8～10mm，长度为300～500mm，底部呈平面。特殊结构用特殊通用规。见图17。

图17 通用规

8．2 操作要求

8．2．1 下井工具必须上紧。

8．2．2 操作平稳，下放速度控制在20m／min内，射孔井段控制在10m／min内，遇阻时严禁强顿，提出工具，进行下步措施。

8．2．3 通井至要求位置，彻底冼井，(严禁带通井规冲砂洗井)。 9 清蜡

9．1 油管(抽油杆)地面清蜡。

9．1．1 将管、杆摆放整齐，倾斜度小于或等于5°

9．1．2 把蒸汽管线插入油管，使整根油管温度达到溶蜡温度，并用标准通管规通过，出口见清水为合格。

9．1．3 管、杆不合格的要作标记并另行摆放。 9．2 机械清蜡(套管)。

9．2．1 刮蜡工具外径小于套管内径6～8mm。

9．2．2 清蜡刮眼时必须循环洗井，细致地反复划眼三次以上。 9．2．3 遇阻或遇卡时，不得猛提猛放钻具。

9．2．4 清蜡深度应超过套管结蜡深度50m，并用小于套管内径8～10m通井规通到清蜡点以下100m，加深至井底。 9．3 热洗清蜡

9．3．1 优先选用正循环方式清蜡。

9．3．2 循环管柱的管脚位置应超过结蜡深度50m。

9．3．3 进口洗井液应逐步增温至高于熔蜡温度，热洗液量不少于井筒容积的3～4倍。

9．3．4 当出口热洗液温度达到熔蜡温度后循环至出口无蜡，严禁突然停泵或降温。 9．3．5 热清要防止井喷，火灾事故。 9．4 浸泡溶蜡

9．4．1 管柱下至结蜡井段以下50m，反替入与结蜡井段容量相等的柴油(或煤油)，关井24h。

9．4．2 用压井液替出柴油，加深管柱至井底洗井。 9．4．3 浸泡溶蜡不净，可用机械法清蜡。 10 检泵

10．1 提泵

10．1．1 观察井口有无外溢，打开卸油器。如外溢可用清水或低固相液反洗井。 10．1．2 提抽油杆，平整地摆放在管桥架上，防止弯曲。 10．1．3 提出的泵及时回收送检泵班检验，详细记录。

10．1．4 对提出的管柱检查破损和腐蚀情况，必要时应调整更换。 10．1．5 如蜡卡，不能硬拔，要采取热熔等措施。 10．2 下泵

10．2．1 泵地面试压合格

10．2．2 下井油管、抽油杆、重新丈量、核实并连接下部结构，按下井程序摆放整齐。

10．2．3 油管、抽油杆上紧扣，防止掉脱、渗漏。

10．2．4 下完油管后试压5～10MPa，经30min，压降不大于0．5MPa。 10．2．5 下活塞与抽油杆。

10．2．6 配好防冲距。防冲距以不碰固定凡尔愈小愈好，尤其是油气比大的井，一般可根据泵深确定。见表1。

表1 防冲距推荐表

泵挂深度(m) 300～500 500～800 800～1200 10．2．7 井口与驴头对中，偏差不得大于表2要求。

表2

冲程(m) 偏差园 直径(m) 0．60～1．50 14 1．50～2．50 18 2．50～3．50 22 3．50以上 28 防冲距(m) 0．20～0．25 0．25～0．40 0．40～0．65 10．2．8 接好悬绳器，光杆余量为0．80～1．50m。

10．2．9 杆式泵座泵时，冲击距不超过1m，防止震坏卡簧。 10．2．10 完井后测试，检验泵的工作情况。 11 打印

11．1 打印前必须通井

11．2 铅印外径小于套管内径7～9mm，底部呈平面，园柱体表面和底部平面无伤痕。(如图18、19)。

图18 平式印模 图19 锥形铅模

11．3 计算精确，缓慢下放，铅印下至预计鱼顶或遇阻位置时，上提1～1．50m，下顿一次，不能重复打印。 11．4 割焊井口

11．4．1 由施工单位办理《动火通知单》。

11．4．2 厂安全科派人到现场，检查防火准备情况后才能施工。

11．4．3 施工前井内充满压井液使之稳定，无油、气显示。若是水井或外溢较大，但无油气，可下工具封隔器隔开。

11．4．4 割焊井口由电焊工按标准执行。

11．4．5 割焊井口后的补心高度重新测量，计算准确并作记录。 11．4．6 清水试压15MPa，井口不刺不漏为合格。 12 射孔

12．1 井内充满符合设计密度的压井液，并保持井内稳定。 12．2 通井至人工井底。 12．3 做好防喷准备。

12．4 按射孔批准书进行射孔。 12．5 射后彻底冼井。 13 找水

13．1 微井温找水

13．1．1 冲砂洗井至人工井底。

13．1．2 将堵器或单流凡尔下到底部油层以下3m，试压15MPa不漏。 13．1．3 座好井口控制装置，接好洗井管线。 13．1．4 按技术要求洗井，不断测量进出口水温，(洗井水温与地层水温的误差为±3～5℃，进出口排量允许误差不大于10L／Min，进出口温度允许误差不大于2℃)。 13．1．5 洗井合格立即关闭出口闸门。

13．1．6 投座堵塞杆，试压15MPa不漏为合格。 13．1．7 电测井温曲线。(由电测队进行)。 13．2 下找水结构

13．2．1 冲砂洗井干净，通井至人工井底。

13．2．2 下光油管下带标准喇叭口至油层以上5～10m，探井底不堵。 13．3 挤同位素

13．3．1 冲砂洗井干净，通井至人工井底。 13．3．2 测基线

13．3．3 下挤同位素结构，试压检查结构是否严密。 13．3．4 井口，管线试压10MPa不漏。

13．3．5 用专用罐配制同位素液，配制人员穿保护服，站在上风头，固定好水泥车出口管线，控制排量进行循环，确保同位素液不溅到地面和人身上。 13．3．6 挤完同位素，用清水替挤至射孔井段底部。 13．3．7 关井扩散8h后反洗井。 13．3．8 井内平稳定，提钻电测。 14 注灰塞

14．1 准备工作

14．1．1 必须选用经检验合格的油井水泥。 14．1．2 用标准通井规畅通至人工井底。 14．1．3 井内压井液稳定，井口无外溢。

14．1．4 水泥浆密度大于或等于1．85g／cm3，用量不少于500L。

14．1．5 注悬空水泥塞时，下部填砂，压木塞或垫稠化泥浆，在外溢量较大的高含水井注灰塞时，下部注入适量胶质泥浆先堵水，再进行注灰作业。

14．1．6 木塞标准，长300mm，外径小于套管内径6～8mm，通径30～40mm，两端胶皮厚8～10mm，直径大于套管内径3～4mm。 14．2 施工步骤

14．2．1 注灰管鞋下至灰塞底部以上0．5～1．0m，循环压井至井内稳定。

14．2．2 正循环垫适量隔离液，注入配制好的水泥浆，再垫适量的隔离液后，注入顶替液至灰面以上20～40m；

14．2．3 缓慢上提管柱至要求灰面以上1．0～1．5m，座好井口。 14．2．4 用压井液反循环小排量洗井，洗出多余的灰浆。 14．2．5 上提管柱，管鞋至油层以上30～50m，座井口蹩压。 14．2．6 关井候凝24～48h。 15 查串

15．1 机架查串

15．1．1 通井至要求位置。目的层以上套管是否完好。 15．1．2 下封隔器，在射孔井段以上检查封隔器是否可靠。 15．1．3 封隔器座封位置准确。

15．1．4 试串，井筒必须是清水，排量应大于串槽吸收量。压力应大于串通孔道阻力，试挤时间不少于5Min，试挤量不少于2m3。

15．1．5 试压0．5MPa以下或15MPa以上串槽的层位必须正反试串。 15．1．6 定性解释，定量解释串通压力与串通量。 15．1．7 录取资料 16 下完井结构

16．1 丈量、计算油管、油杆。丈量误差小于0．3‟。 16．2 下井油管用标准通管规通过。 16．3 通井至人工井底。

16．4 下完井结构。下结构时中途遇阻不得硬下，要查明原因。 16．5 下完任何结构，必须替泥浆彻底。 16．6 分采(注)结构要替水后方可座封隔器。 16．7 下井机具必须试压合格。 16．8 录取资料。

附加说明：

本标准由新疆石油管理局标准化委员会提出。

本标准由新疆石油管理局采油采气标准化技术专业组归口。 本标准由赵志福、白福明，潘浩满起草。

新疆石油管理局企业标准

Q／XJ 0444—91

井下作业安全施工规定

1991—06—01批准 1991—07—01实施

新疆石油管理局 发布

1 主题内容与适用范围

本标准规定了井下作业工序安全施工要求及修井主要设备安全技术参数。 本标准适用于新疆石油管理局修井队、压裂准备队、修井特车队。 2 引用标准

SYn5225《石油与天然气钻井、开发、储运防火、防爆安全管理规定》。 3 井下作业通用安全要求

3．1 井下作业属三级(15～30m)高空和地面高压作业，以井口为中心2000m3内为作业区，作业区内严禁明火、禁止吸烟。 3．2 非施工人员不得私自进入工作区。

3．3 施工作业一律穿工服工鞋，戴安全帽，高空作业系安全带。 4 工序安全施工要求

4．1 安装井架

4．1．1 选择井架位置，平整场地(上风处)，修井机就位后打稳千斤。

4．1．2 用修井机气刹车将车刹住，检查动力传动装置，并将排挡挂到绞车挡。 4．1．3 放置好支承井架和车辆自身负荷的垫木。(视地面承载最大负荷而定)。 4．1．4 起立井架，将井架绷绳与地锚桩联接牢固，其安全数据见表1。

表1 固定式井架地锚桩安全数据表

绷绳 距离 井架高度(m) 18 24 29 头道 22 26 29 二道 20 24 26 开挡 14～16 20～24 26～30 头道 24 28 29 二道 22 26 26 开挡 14～16 20～24 22～28 前绷绳距井口中心(m) 后绷绳距井口中心(m) 4．1 地锚桩与地锚坑

a 地锚桩用长度2．5m×Φ100mm的旧套管或废钻杆做成带尖的柱式地锚或螺旋地锚保证钻入实土的深度不小于2m。

b 浇制8t以上带环整装水泥块。(a、b适用40t以下修井机)。

c 地锚坑：前地锚坑1．30m×0．80m×1．50m(长×宽×高)、后地锚坑1．30m× 0．80m×1．80m(长×宽×高)，坑木横放在坑内与绷绳成垂直方向，用砾石混凝土灌注充实。在地面留1m以上的钢丝绳头，以便与井架绷绳联接(适用于50t以上修井机)。 4．1．6 绷绳

a 正常作业时井架应挂6道绷绳(后4道前2道)，处理事故或大修作业时8～10道绷绳，绷绳不能系于同一个地锚桩，要避开高压电线3m以外。

b 钢丝绳必须和相应的绳卡子配套使用，前绷绳不少于2个卡子，后绷绳不少于3个卡子，卡距为100～150m，开口方向约90°～120°，钢丝绳与卡子配合见表2。

表 2

钢丝绳直径 1／2″(12．70mm) 绳卡子开口 1／2″(12．70mm) 绳卡数 3 卡距 3 (76．20mm) 5／8″(15．88mm) 3／4″(19．10mm) 7／8″(22．20mm) 1″(25．40mm) 9／16″(14．30mm) 5／8″(15．88mm) 3／4″(19．10mm) 3／4″(19．10mm) 3 3 4 4 3 3／4(95．30mm) 4 1／2(114．30mm) 5 1／4(133．40mm) 6 (152．40mm) 4．1．8 定位后的检查

例行检查，每班观察下列内容： a 井架千斤以下的地基情况。

b 井架千斤顶与千斤垫木，在负荷作用下的下沉情况，井架倾斜度。 c 承载绷绳的松紧适度，绷绳地锚。

d 遇大风或暴雨，应放倒井架、固定在行车位置。无条件放倒井架时，应增加稳定性，把一层台内的油管固定好，将游动系统用吊卡挂在井口提升短节上。 4．2 放井架 4．2．1 40t修井机可松掉四道绷绳；50t、30t修井机可拉好二道绷绳，松掉头道绷绳，放下二道架子，再松掉二道绷绳。

4．2．2 井架放倒后，把全部绷绳缠到要求位置上，收回千斤固定好，刹紧车。 4．2．3 立放井架有专人指挥，人人严守岗位，发现异常立即汇报，果断处理。 4．2．4 立放井架前召开安全会，由班长、安全员对设备，部件进行检查。

4．2．5 立放井架时，除指挥、配合人员外，其余人员应站在距井口30m以外安全地带。

4．2．6 井架起到70°，井架斜至60°均应低速上提、下放，放井架不准用急刹车。 5 压井

5．1 执行SYn5225第3—4节《压井与起下作业》、《不压井作业》。 5．2 储液罐摆放在距井口30～40m的上风处。

5．3 采油树各连接部位严密不漏，新井井口装置试压15～20Mpa，30min压降不大于0．50MPa为合格。

5．4 进出口管线畅通，试压大于预计工作压力1～2MPa。出口管线用金属管线固定牢靠，不准跨越高压管线。

5．5 专人观察泵压，进出口液量的变化。 6 提下结构

6．1 保持天车、游动系统、井口三点一线，偏差小于10mm。

6．2 井架绷绳不准有断，死弯，散头；提升钢丝绳一个扭距内断丝不得超过5个断头。在最低位置时，滚筒绕钢丝10～15圈。

6．3 抬井口前观察有无外溢，提出管柱，盖好井口。 6．4 用组装油管滑车拉油管，人在侧面。

6．5 天车有护罩，天车、游动滑车转动灵活不碰挂井架。 6．6 快绳不落井架，死绳不背井架至固定牢靠。

6．7 吊卡活门灵活，销子用绳系好，禁止单耳提下。遇阻时只准正转活动。

6．8 自喷井作业，井内必须充满压井液。新井射孔下油管，必须做好抡装井口的准备(采油树分解、留意闸门、接好油管挂)。

7 通井

7．1 通井至油层上部300m时，下放速度小于或等于20m／min。 7．2 通井过程中不准猛下、猛提、猛刹车。 8 射孔

8．1 执行SYn5225第五节。

8．2 射孔必须装灵活、安全的井控装置。

8．3 动力设备不能熄火，排气管上必须装防火帽，电源开关距井口15m以外。 8．4 装卸雷管，炮弹距井口10m以外，非工作人员要远离井口。

8．5 提放电缆时，操作手要听从炮队统一指挥、平稳操作、防止碰、挂、卡。 9 检泵

9．1 将抽油机驴头至于上死点拉向一边，不得妨碍游动滑车起下，刹紧抽油机。 9．2 吊卡、吊钩灵活好用，绳套必须用Φ19mm钢丝绳(双股)，绳卡子不少于2个，间距2～3m，方向90°

9．3 起光杆遇卡，应增加方卡，控制速度，上提负荷不超过抽油杆抗拉强度，否则倒扣处理，切忌硬拔。

9．4 下井油管、抽油杆不能弯曲，接箍母扣干净，涂有密封脂。 10 替喷

10．1 执行SYn5225第五节3．5．2。

10．2 进口管线试压10～15MPa，出口必须接硬管线，固定牢靠。 10．3 下光油管，封隔器井应采用二次替喷方法。 10．4 诱喷执行SYn5225第五节3．5．3。 11 打捞

11．1 打捞前必须认真检查提升系统，井架绷绳，指重表准确灵敏。 11．2 井下情况不清，未冲洗鱼顶不准下打捞工具。

11．3 凡尺寸不符，强度不够，有裂纹或弯曲的打捞工具不准下井。 11．4 不准超过井架和提升系统的安全载荷强行作业。 11．5 打捞中禁止使用人力造扣、倒扣。

11．6 打捞应有专人负责指挥。指挥人员对油井和人员的安全工作负全责。 11．7 捞上落物后先试提，控制速度慢提，不准敲打管柱，不准用液压钳卸口。 11．8 井口除作业人员外，其他人进入安全区。

11．9 套冼时油管被卡，采用反循环洗井；打捞钢丝绳时，捞具必须带园盘，防止钢丝绳缠到上部卡死，适当加压避免钢丝绳成团。 12 排液、抬井口

12．1 一般情况下只允许油管排液，排液前要观察油、套管压力。 12．2 井口压力缓慢降至1MPa以下才能抬井口。 13 注水泥塞

13．1 注完灰塞，管柱上提至灰面以上，灌满压井液。 13．2 不准带机具注水泥塞。

13．3 探灰面应先循环洗井，再缓慢加深油管至灰面，由专人指挥，专人观察指重表。 13．4 探灰面合格，上提一根油管，用清水试压。 14 压裂、酸化、化堵

14．1 压裂

14．1．1 执行SYn5225第五节3．5．5。

14．1．2 新井压裂要检查套管头与短节连接上扣及加焊情况。

14．1．3 超高采油树用钢丝绳加固；设计施工压力在30MPa以上的井，要装井口保护器。

14．1．4 高压管线应尽量使用短管线，管线连接不重迭、不交叉、不悬空。

14．1．5 车组必须斜向排列避开泵头，不允许交错斜向摆放，亦不允许加砂车和管汇车对准泵头方向。如泵头正对计量罐方向，压裂车距计量罐不得少于10m。

14．1．6 施工时，除作业人员外，其他人员一律撤离高压区20m以外，不得跨越高压管线，30m以内不得有明火。

14．1．7 凡分层压裂需在封隔器上下平衡压力时，应在预定限度内，压力上下波动不超过50％。

14．1．8 设备、井口、管线发生故障或压力急剧上升被迫停泵，而时间较长，应立即采取相应措施。

14．1．9 施工中发生意外事故，服从现场统一指挥，熄火停泵，切断电源，采取消防应急等措施。 14．2 酸化

14．2．1 配酸用料、容器防护用具放在上风位置。

14．2．2 井场备好清水1m3，苏打水一桶及保健箱，人员穿戴防护服。 14．2．3 管线及井口用清水试压，严禁用酸液试压。

14．2．4 施工中如管线刺漏，应停泵，至井放压后方能处理。 14．2．5 酸液排入油池，不得乱排放。 15 搬迁

15．1 拖拉机搬迁

15．1．1 选择道路，检查货物装车重心，牵引绳附件等固定情况。

15．1．2 绳套符合安全负荷，拖拉机就位后才能挂绳套，人离开危险区后拉紧绳套。 15．1．3 货物和人不能混载。通过电线时要将电线升高或卡断(通过后要负责接好)。运行时严禁刮小磁，过管线时应垫木(或毛毡等物)遇倾斜危险路面时，要采取有效措施。

15．1．4 严禁损坏公路和庄稼。 15．2 车辆搬迁

15．2．1 同15．1．1，15．1．2，15．1．3。

15．2．2 吊车挂平，千斤打牢，试吊后方能起吊、吊臂下严禁站人。

15．2．3 行驶途中有专人跟车检查，严格执行交通规则，超宽、超高、超长要挂信号(白天挂小红旗，夜间挂红灯)。

15．2．4 冬季搬迁遇冰雪下坡路面时，轮胎上要装防滑链条。 附加说明：

本标准由新疆石油管理局标准化委员会提出。 本标准由采油采气标准化专业组归口。 本标准主要起草人：闰新政、潘浩满。

新疆石油管理局企业标准

Q／XJ 0445—91

油(水)井小修措施的制定与审批

1991—06—01批准 1991—07—01实施

新疆石油管理局 发布

1 主题内容与适用范围

本标准规定了油(水)井上修地质措施的提出、会审、审批及施工的送修程序。 本标准适用于新疆石油管理局油(水)井小修措施的编制。 2 油、水井上修措施的制定与审批内容

2．1 凡需上修和进行增产、增注措施的油、水井，必须由采油队地质组提出井号，经工程地质人员讨论后，由地质员写出修井及增产、增注措施一式四份，于每月中旬报厂地质管理部门审查。

2．2 重点措施井、试验井及方案调整井，由厂地质部门直接下达指令给采油队，由采油队编写上修地质措施，新井或试油井射孔，压裂投产措施，则由厂地质部门直接提出。

2．3 每月在规定日期内，由地质部门将送修地质措施分别送交厂生产技术管理部门及施工单位主管工程，地质人员传阅。

2．4 每月下旬，由厂地质部门和工程管理部门组织采油队，修井队工程地质人员对下月全部上修措施进行会审，由厂地质部门签署会审意见。

2．5 审定后的措施，交厂工程部门主管人员审批，特殊井及重点井由厂总工程师审批。

2．6 审批后的地质措施，两日内发至作业井队。

2．7 各类送修措施，必须字迹清楚，数据齐全，准确。否则，不予会审并退回采油队。

2．8 转抽地质措施要附参数设计书，检泵地质措施要附诊断书，否则，修井队可以拒绝施工，如井队接受并施工按违章作业处理。

2．9 作业施工单位接到地质措施后，必须向职工进行技术交底，经充分讨论后，由技术员编写施工措施，并由大队工程师审批后方可组织施工。

2．10 在施工中，施工作业单位无权改变工序，由于各种因素，需要改变或增减工序，施工单位必须向厂工程管理部门汇报，经厂工程，地质人员商定后，由厂工程部门主管人员签字后方能继续施工；较大工序的改变，则由厂总工程师签字。

2．11 重大事故井的处理方案，由厂总工程师总地质师召集有关技术人员共同制定。 2．12 作业施工单位必须按厂旬度生产计划会议安排的运行计划进行施工，需要改变井号，必须经厂生产计划部门同意后方能施工。

2．13 临时性安排的重点井及事故井，经厂生产碰头会议决定后，可以安排上修，并由厂计划部门调整运行计划。

2．14 油水井上修地质措施内容与格式如附录A(补充件)所示。 2．15 增产增注地质措施内容与格式如附录B(补充件)所示。 2．16 油水井上修施工措施内容与格式如附录C(补充件)所示。

附 录 A (补充件)

油水井上修措施内容与格式

表A1 油田 区 号施油井修井地质措施

一、油井数据

完钻日期 年 月 日，投产日期 年 月 日。补心高 m完钻井深 m，人工井底 m。目前砂面及测定日期 ，油层套管 mm壁厚 mm深度 m，目前地层压力 Map测井日期 年 月 日关井 h，固井质量及管外漏失情况

钻开油层泥浆密度 kg／m3浸泡时间 h，修井使用泥浆密度 kg／m3

本井生产情况

时间 正常期 目前 层位 油咀 产量 油气比 mm t／d m3／t 含水比 油压 套压 流压 备注 ％ Map Map Map 四周注水井吸水情况

注入压力 (Map) 序 井号 日注量 (m3／d) 吸水剖面(吸水百分率吸水强度) 月注采比 累积注采比 S S S 累积采油量 t，累积采气量 m3，累积产水量 m3封隔器类型 深度 m尾管类型 深度 m。附件型号 深度 m。

二、油层性质 砂层横向变化情

况

解释 层位 井段 有效厚度及 射开厚度(m) 岩性 渗透率 或自然电位 孔隙度 ％ 炮型及 备注 密度 详细射孔井

段

三、过去修井情况及目前存在问

题：

四、修井目的及措施要

求：

五、会审意

见：

地质师 管井人

采油

厂 年 月 日

工程师 设计人 表A2 油田 区 号抽油井修井地质措施

一、油井数据

完钻日期 年 月 日，投产日期 年 月 日。补心高 m完钻井深 m，人工井底 m，油层套管 mm壁厚 mm深度 m，油管 mm深度 m目前地层压力 Map，测井日期 年 月 日 关井 h，固井质量及管外漏失情况

钻开油层泥浆密度 kg／m3，浸泡时间 h，修井使用泥浆密度 kg／m3

水井生产情况

时间 正常期 目前 层位 油咀 冲程 冲次 产量 油气比 mm m n／min t／d m3／t 四周注水井吸水情况

注入 吸水剖面(吸水百分率吸水强度) 压力(Map) 序 井号 日注量 S S S (m3／d) 1 2 3 含水比 油压 套压 ％ Map Map 月注采比 累积注采比 累积采油量 t，累积采气量 m3，累积产水量 m3。深井泵型 深度 m，附件类型 深度 m。

二、油层性质 砂层横向变化情

况

解释 有效厚度及 岩性 层位 井段 射开厚度(m) 详细射孔井段 三、过去修井情况及目前存在问题： 渗透率或 自然电位 孔隙度 示功图 动(静)液面m 井下结构图 四、修井目的及措施要求： 五、会审意见： 地质师 管井人

采油

厂 年 月 日

工程师 设计人 表A3 油田 区 注水井修井地质措施

一、油井数据：

完钻日期 投产日期 投注日期 完钻井深 m，人工井底 m，油管 mm深度 m，油层套管 mm，壁厚 mm深度 m补心高 m，完井方法 炮型 炮 孔详细井段及层

位

固井质量及管外漏失情

况

钻穿油层泥浆密度 kg／m3浸泡时间 h漏失量 m3，水泥返高 m。 初期采油情

况

投注前采油情

况

投注及水

质

目前注水情

况

原始地层压力 Map，目前地层压力 Map，目前砂面 m，日期 累积采油量 t，累积注水量 m3累积注采比 月注采比 封隔器类型 深度 m，尾管 mm深度 m。 二、油层性质 解释 层位 井段 有效厚度 (m) 岩性 渗透率 10－3μm2 孔隙度 ％ 吸水 百分数 备注 砂层横向变

化

三、过去修井情况及目前存在问

题

四、修井目的及依

据

五、措施要

求

设计人 管井人 日期 采油厂会审意

见

采油 厂 地质师 工程师

附 录 B (补充件)

增产增注地质措施内容与格式

表B1 油田 区 注水井修井地质措施。

一、油井数据

完钻井深 m，人工井底 m，投注日期 砂面及测定日期 油层套管 mm，深度 m，油管 mm深度 m，配水器 级，深度 m尾管类型 深度 m。 固井质量及管外漏失情

况

钻开油层泥浆密度 kg／m3，浸泡时间 h，修井使用泥浆密度 kg／m3

初期及投注前采油情况

时间 初期 层位 油咀 产油量 mm t／d 油气比 m3／t 含水比 油压 套压 流压 备注 ％ Map Map Map 投注前 正常期及目前注水情况

时间 正常期 目前 层位 日注入量 m3／d 油压 套压 泵压 注入 Map Map Map 水质 初期及目前吸水情况 吸水剖面(吸水％，吸水) 时间 初期 目前 S S S S S S S 备注 配注要求 m3／d 备注 详细射孔井

段

二、油层性质：

解释 有效厚度 渗透率 累积注入量 岩性 －3累积注采比 井组连通情况 23m 10μm m 层位 井段 合计 三、过去井下作业情况及目前措施依

据：

四、措施要求(措施前需做工

作)。

设计人 管井人 日期 采油厂会审意

见

地质师 工程师

表B2 油田 区 号井增产地质措施

一、油井数据

钻头直径 mm，人工井底 m，油层套管 mm壁厚 m深度 m。目前地层压力 Map，SP Kum2测压日期 油层温度 ℃。

固井质量及管外漏失情况、水泥返

高

钻开油层泥浆密度 kg／m3，浸泡时间 h，修井使用泥浆密度 kg／m3

本井生产情况

时间 层位 正常期 目前 油咀 液量 油量 油气比 含水比 动液面 油压 套压 流压 备注 mm t／d t／d m3／t ％ m Map Map Map 四周注水井吸水情况

注入压力 (Map) 序 井号 号 日注量 (m3／d) 1 2 3 4 吸水剖面(吸水％、吸水强度) S S S S S S S S S S S S 产 出 剖 面

层位 S S S S S S S S S S S 项目 产液量m3／d 含水比％ 封隔器类型 深度 m，配采器 级，深度 m，投捞情况 泵径 mm，深度 m筛管 mm深度 m油管 mm，尾管类型 深度 m，目前砂面 m，探测日期 二、油层性质

射孔 累积 有效厚度 渗透率 孔隙度 地储 岩性 采油 (m) (10－3μm2) (％) 孔径 密度 (104t) 层位 井段 (t) 详细射孔井

段

三、过去重点井下作业状况及措施依

据

解释

四、措施要

求

设计人 管井人 日期 采油厂会审意

见

地质师 工程师

附 录 C (补充件)

油水井上修施工措施内容与格式

油田 区 号 井修井施工措施

一、油田数据

人工井底 m，油层套管 mm，壁厚 mm，深度 m，补心高 m，目前砂面 m，目前地层压力 Map，油管 mm，深度 m，封隔器类型 深度 m，详细射孔井

段 二、目前存在问

题

三、修井目的与要

求

四、分工序设计及计

算

五、施工中安全及质量注意要

点

设计人 审批人 审查人

附加说明：

本标准由新疆石油局标准化委员会提出 本标准由采油采气标准化专业组归口 本标准由采油一厂负责起草 本标准主要起草人：赵志福