压井液技术要求
常规压井法
•注满环形空间所需时间
1000V1 t1V1 1000 1000 V1 t1 60 Q t1 60Q
60Q
t2
1000V2 t2 1000V2 60Q
60Q
t 2 — 注满环空所需时间， min ； t1 注满钻柱内容积所需时 间， min ； t1 注满钻柱内容积所需时 间， min ； — — 3； 3； 3 V — 环空容积， m V 钻具内容积， m 2 V11 钻具内容积， m ； — — Q— —压井排量， 压井排量， LL /S Q — 压井排量， L / S。 Q /。 S。
1）判断溢流类型
hw V Va
102( p a p d ) w m hw
w 溢流密度，g / cm 3；
pa、 pd为关井套压和关井立压
hw 溢流高度，米；
Va—每确定溢流类型，选取安全附加当量钻井液密度和 安全附加压力。 w—在1.07---1.20g/cm3之间为盐水。 w—在0.12---0.36g/cm3之间为天然气。 w—在0.36---1.07g/cm3之间为油或混合气体溢流。
压井时，压井排量一般取钻进时排量的1/3—1/2。
5）计算压井循环时的立管总压力
•初始压井立管压力
ps=pd+po
ps—初始压井循环立 管压力， MPa； pd—关井立管压力， MPa； po—压井排量循环立 管压力， MPa；
•终了循环立管压力 1 PF p0 9.81( k 1 ) H 0
一、常规压井法的优点
• 常规压井法是最常用的压井方法，也是控 制井涌最合适的方法，在油田有广泛的应 用。它突出优点表现在： • 1.它是一个通用的方法，隋时使用。 • 2.能处理发生井涌时遇到的各种复杂情况。 • 3.简单而易使用。 • 4.包括了其它方法忽略的一些情况。 • 5.实用已被实践所证明。
油（气）水井井下作业技术要求
油（⽓）⽔井井下作业技术要求油（⽓）⽔井井下作业技术要求吉林油⽥分公司2000年3⽉⽬录第⼀部分油（⽓）⽔井常规作业技术要求 (3)⼀、⼩修作业施⼯设计编写要求 (4)⼆、油⽔井井下作业交接井技术要求 (4)三、压井替喷作业规程 (5)四、换井⼝装置作业规程 (6)五、补孔技术要求 (7)六、起下杆管作业质量要求 (7)七、洗井技术要求 (8)⼋、探、冲砂技术要求 (9)九、通井、刮削套管技术要求 (10)⼗、清蜡质量要求 (10)⼗⼀、打铅印技术要求 (11)⼗⼆、解卡（压裂卡）技术要求 (11)⼗三、环保要求 (11)⼗四、抽油泵的出⼚检验 (12)⼗五、作业完井技术要求 (14)⼗六、注⽔井⼩修作业规程 (14)⼗七、分层注⽔作业⽅法 (17)⼗⼋、油(⽓)⽔井井下作业资料录取项⽬规范 (19)第⼆部分油（⽓）⽔井压裂施⼯技术要求 (29)⼀、压裂设计编写 (30)⼆、井下封隔器⼯具配件通⽤技术条件 (31)三、⽀撑剂技术要求 (33)四、压裂液技术要求 (33)五、压裂施⼯⼯序质量要求 (35)六、压裂施⼯质量要求 (36)七、油⽔井压裂操作规程 (40)⼋、⼆氧化碳施⼯安全规定 (42)第三部分油（⽓）⽔井措施作业技术要求 (47)⼀、油井CO2吞吐施⼯⼯序 (48)⼆、树脂胶球堵⽔作业程序 (49)三、振动酸化技术要求 (49)四、⾼能⽓体压裂技术要求 (51)五、抽油井分层测压操作规程 (53)六、蒸汽吞吐作业规程 (53)七、⽔⼒喷砂射孔作业规程 (55)⼋、找串、封串、验串作业规程 (56)九、潜油电泵起下作业⽅法 (60)⼗、打捞管类落物⼯艺作法 (63)⼗⼀、打捞杆类落物⼯艺作法 (65)⼗⼆、打捞绳类落物作业规程 (67)⼗三、抽油泵打捞作业⽅法 (68)⼗四、井下⼩件落物打捞作业⽅法 (70)⼗五、油（⽓）⽔井侧钻施⼯作业规程 (72)⼗六、注⽔泥塞作业规程 (74)⼗七、钻⽔泥塞作业规程 (75)⼗⼋、可钻式桥塞钻铣作业规程 (77)第⼀部分油（⽓）⽔井常规作业技术要求⼀、⼩修作业施⼯设计编写要求⼀、编写施⼯设计的依据和原则1．必须有采油⼚或吉油公司有关部门提供的地质⽅案和要求。
压井
现象：立管压力和套管压力均要下降，
处理：此时不能用控制地面压力的方法进行压井作 业。
①发现小漏，可适当地减小压井排量，适当地降 低压井钻井液密度，继续施工；
②如发现大漏，可以起钻至适当位置，再循环钻 井液；
如漏，再起，再试循环，一直起到能建立起循 环的井深为止，调整好钻井液性能，再分段下钻循 环，将井压稳；
第二循环周：用重钻井液将环空中的钻井液，顶替到 地面，恢复井内压力平衡。 （2）工程师法压井（又称一次循环法压井，循环一周完成 压井）
用重钻井液将受污染的钻井液顶替出井，恢复井内压 力平衡。
（3）、边循环边加重压井法
溢流量较小使用。（一般不采用此法）
1、只有在下列情况下才被迫使用：
a、未安装井控装置；
2、调整泵排量到压井排量，并保持不变，原浆进行循环， 直到环空受污染的钻井液被排出地面； 要求：在此过程中，调节节流阀保证立管压力为初始 循环立管压力。
3、环空受污染的钻井液被排完后，停泵、关节流阀，观 察关井套管压力是否等于关井立压。
（相等、则排污顺利，配置井眼容积1.5-2倍的重钻井液； 若关井套压>关井立压，则需继续以上工作）
如在下钻的过程中，井涌加剧，在条件许可时，可 利用防喷器在关井的情况 下强行下钻。
强行下钻的方法：
a、利用多效能防喷器，在钻杆接头通过防喷器时，要控 制好防喷器的关闭压力，使密封胶皮有一个轻微的“呼 吸”动作，钻杆接头要非常缓慢地通过防喷器心子，通 过钻杆本体时，防喷器心子不能发生泄漏。
b、交替使用多效能防喷器和管子闸板防喷器 强行下钻，当钻杆接头通过多效能防喷器时， 打开多效能防喷器。关闭管子闸板防喷器；
b、虽安装了井控装置，但表层套管下得太浅，不敢关 井，只能导流放喷。
石油工程技术 无固相盐水压井液
无固相盐水压井液1概述射孔作业中采用较多的是无固相盐水压井液，这种压井液也称为洁净的压井液，一般含20%左右的溶解盐类，由一种或多种盐类和水配置而成，有的还加入化学处理剂以增加黏度和降低失水量。
适当选配盐类可以得到满足大部分地层条件的密度。
2地层损害机理其防止地层损害的机理是：由于它本身不存在固相，所以就不会发生像修井泥浆那样夹带着固相颗粒侵入产层的情况；另外，其中溶解的无机盐类改变了体系中的离子环境，使离子活性降低，这样即使部分无固相压井液侵入产层，也不会引起黏土膨胀和运移，它是依靠其本身的无固相特性和其中溶解盐类的抑制性来防止地层的损害。
3种类无固相盐水压井液的种类很多，密度范围也较大，一般为1.06-2.30g/cm³，因而能满足大多数油气井射孔及其他作业的需要。
无固相盐水压井液的种类：3.1氯化钾盐水：最大密度为1.17g/cm³；3.2氯化钠盐水：最大密度为1.20g/cm³；3.3溴化钠盐水：最大密度为1.50g/cm³；3.4氯化钙盐水：最大密度为1.39g/cm³；3.5溴化钙盐水：最大密度为1.39-1.70g/cm³；3.6溴化钙/氯化钙盐水：密度范围为1.33-1.80g/cm³；3.7溴化锌/溴化钙/氯化钙盐水：密度范围为1.80-2.30g/cm³。
4特点在选择合适的盐水压井液时，除了考虑产层岩性的特点外，还要了解盐水本身的特点，例如易受气候影响、吸湿性、腐蚀性、密度和结晶温度等。
盐水的密度和结晶温度是配置盐水时要参考的两个很重要的参数。
盐水的结晶温度和密度的影响因素以及盐水的一些其他特点如下：4.1结晶温度盐水的结晶温度是指其中某一种盐水达到饱和时的温度，若能在低于此温度的条件下使用，则会有固相盐粒析出。
由此可能产生一系列问题，如盐粒沉积在地面设备上形成堵塞；盐水密度下降，固相多，可能使盐水失去可泵性等。
常规压井技术
二、关井技术措施
4、关井后的求压做法
① 钻柱中未装钻具止回阀时关井立压（Ｐd）的求法 钻柱中未装钻具止回阀时，关井立压可以直接从立管压力表上读得。 ② 钻柱中装有钻具止回阀时关井立压（Ｐd）的求法 a.循环法（在已做低泵冲试验时采用） 缓慢启动钻井泵并适当打开节流阀，循环中使套压等于关井情况下 的套压值（Ｐa）并保持不变；当循环泵冲达到低泵冲试验时的泵冲时，
a、关井后，井口压力会随气体上升而不断增高，此时，不能认为是地层压力 很高，不能用关井较长时间后的井口压力计算地层压力和压井液密度。
b、不能长时间关井不循环，井口和井底压力逐渐升高，如超过井口装置和套管的 工作能力，就会造成失控；超过地层破裂压力或套管抗内压强度，就可能造成井漏或 套管破裂等复杂情况。
ps=pd+po
ps—初始压井循环立管压力， MPa； pd—关井立管压力， MPa po—压井排量循环立管压力， MPa；
•终了循环立管压力
PF10 p09.8(1k1)H
PF---最终立管压力Mpa； 1---最新钻井液密度g/cm3 。 0---原钻井液密度g/cm3。 k---压井浆密度 g/cm3。 P0---原低泵速泵压。 H---井深，km。
二、关井技术措施
3、关于关井方法
“硬”关井和“软”关井两种方式。 所谓“硬”关井，即在溢流或井喷时，包括节流阀在内的井
口旁侧通道全部关闭的情况下，直接关闭防喷器。其优点是：关 井速度快、关井时间短，溢流量小。缺点是：井口设备受液击压 力冲击大。
所谓的“软”关井，即在溢流或井喷发生时，在其他旁侧通 道关闭，而节流阀通道打开的情况下，先关防喷器，然后关闭节 流阀。其优点是：井口设备受液击压力冲击小。缺点是：关井速 度慢，关井时间长，溢流量大，关井套压较高。
石油工程技术 井下作业 压井作业
压井作业1压井定义压井是将具有一定性能和数量的液体泵入井内，依靠泵入液体的液柱压力平衡地层压力，使地层中的流体在一定时间内不能流入井筒，以便完成某项作业施工。
压井要保护油层，要遵守“压而不喷、压而不漏、压而不死”的原则，并应采用优质压井液、缩短施工周期以及投产前及时替喷等措施。
2压井液2.1压井液定义压井液是指在井下作业过程中，用来控制地层压力的液体。
要想压住井，压井液的密度不能太小，但也不能过大。
压井过程不能过猛，否则压井液会挤入油层，污染油层，甚至把油层压死。
因此，正确选择压井液是保证压井质量的重要环节。
2.2选择压井液的原则2.2.1对油层造成的损害程度最低。
2.2.2其性能应满足本井、本区块地质要求。
2.2.3能满足作业施工要求，达到经济合理。
2.3压井液密度压井液的密度按下式计算：式中ρ——压井液密度，g/cm³；p——油水井近期静压，MPa；H——油层中部深度，m；ρ附加——附加值，油水井为0.05～0.1g/cm³，气井为0.07～0.15g/cm³。
2.4压井液用量压井液用量按下式计算：式中V——压井液用量，m³；r——套管内半径，m；h——压井深度，m；k——附加量，取15%～30%。
3压井方式目前常用的压井方法有循环法、灌注法和挤注法三种。
3.1循环法循环法是目前油田修井作业应用最广泛的方法，是将配制好的压井液用泵泵入井内并进行循环，将井筒中的相对密度较小的井内液体用压井液替置出来，使原来被油、气、水充满的井筒被压井液充满。
压井液液柱在井底产生回压，平衡油层压力，使油层中的油气不再进入井筒，从而将井压住。
循环法压井的关键是确定压井液的密度和控制适当的井底回压。
该法可分为反循环压井和正循环压井两种方法。
3.1.1反循环压井反循环压井是将压井液从油套管环形空间泵入井内，使井内流体从油管管柱上升到井口并循环的过程。
反循环压井多用在压力高、产量大的油气井中。
钻井液技术服务作业指导书
钻井液技术服务作业指导书一、搬迁作业1 准备工作1.1到业主单位领取钻井工程设计书。
1.2安排驻井工程师及小班技术员。
1.3参加业主单位组织的钻前施工验收。
1.4做好全井钻井液材料计划。
2 工作程序2.1驻井工程师到公司领取钻井工程设计、各类泥浆报表、泥浆测试仪器、备用金、通迅工具。
2.2安排车辆送驻井分队人员、行李、仪器上井。
2.3安装好泥浆试验房，摆放好泥浆测试仪器。
2.4平整泥浆材料堆放场地、检查排污沟是否通畅。
2.5检查、保养、试运转固控设备、循环系统、加重装置。
2.6做好开钻及阶段泥浆材料计划上报公司，确定运送品种、数量，运抵时间。
2.7联系民工、签定外部施工费协议。
2.8泥浆材料进场，安排民工卸车、堆放、遮盖。
3注意事项3.1安排技术水平高、责任心强、有较好组织、协调能力的人员担任驻井工程师，确保该井泥浆技术服务质量。
3.2参加钻前验收时，必须对与泥浆服务有关事项严格把关，针对进场通道、堆放场地面积、排污沟、污水池容积、试验房位置、基础等存在问题及时提出整改意见。
3.3不得计划、使用有毒、污染大的泥浆材料。
3.4泥浆测试仪器中的氮气瓶、压力表、天平，必须定期送检检，合格方可使用。
3.5试验房电源接地、仪器不得漏电。
3.6固控设备、循环系统、加重装置的电源线配备安装规范、启动开关、防爆开关齐备、管线连接、槽面连接无滴漏。
3.7材料堆放场地应高出井场平面，防雨水浸泡，材料分类堆放整齐，上盖蓬布遮盖严实，防日晒雨淋.。
深井建砖柱盖瓦泥浆材料房。
3.8驻井人员应带齐被盖、衣物和一些常备药品，夏季应配备灭蚊器具，做好防暑、防冻、防病、防蚊虫工作。
3.9 做好原井剩余泥浆材料倒运新井、退库工作，不得抛弃。
3.10上口井搬迁完，必须清理完泥浆罐下、材料堆放地周围的废浆、废弃物，方可离场。
二、泥浆材料装、运、卸作业1、运输前的准备1.1车辆的准备1.1.1泥浆材料仓库应根据运输任务的大小及时组织足够的车辆，保证运输任务的完成。
无固相清洁压井液
无固相清洁压井液技术及工作液介绍一、无固相清洁压井液技术介绍压井液的优劣是日后影响油井产量的重要因素之一。
压井液对油气层的损害，主要是由于外来液体和固体的侵入，外来液体与油层内粘土及其他物质发生物理化学作用，从而引起粘土水化膨胀、微粒运移和化学沉淀，固相微粒进入地层后，会聚集在近井带。
不论是外来液体还是固体的侵入其结果是堵塞油层孔道，使得井眼周围油层渗透下降，形成低渗透率带，增加油流阻力，降低油产量。
实施修井作业过程中，国内外大部分还是采用压井作业技术，选用的压井液包括有固相压井液、水包油压井液、无固相清洁盐水压井液、低密度泡沫压井液等。
无固相清洁盐水压井液选用可溶性盐作为加重材料，采用过滤技术，可有效滤除固体微粒，不会引起固体物质堵塞，而且可溶性盐具有很好的防膨效果可有效防止粘土颗粒的膨胀运移，油层保护效果好。
目前渤海油田生产井组中存在一定量的高压油气井，在修井作业过程中井口出现工作液溢流问题，给井下安全作业带来较大影响，同时也不利于地层井壁稳定。
我们经常在该类油气井的修井作业中要使用一定密度的工作液来进行压井，保持井筒内压力平衡。
一般静液柱压力要稍大于油藏压力。
若液柱压力过大则会造成压井液流失和污染，过小则无法控制井喷。
因此，选择一种对储层环境友好的压井液是防止井喷、保持修井作业时间内的井控安全，维护储层井壁稳定的必要手段。
现阶段渤海油田普遍采用的是无固相清洁盐水压井液。
该压井液密度主要靠调整可溶性盐加量来控制的。
国内外常用的无固相清洁压井液体系根据可溶性盐类的不同又分为的无机盐压井液体系和有机盐压井液体系。
无机盐压井液体系常用的盐有氯化钾、氯化钙；有机盐压井液体系常使用甲酸钠、甲酸钾。
不同的压井液体系根据其可溶性盐的选择可加重密度相差较大，常温21℃条件下，氯化钾为1.16g/cm3，氯化钙为1.42g/cm3，甲酸钠为1.34g/cm3，甲酸钾为1.55g/cm3。
在修井作业中，通过无固相清洁盐水压井液体系的选择和使用，可以控制修井作业安全，有效抑制地层页岩稳定，降低压井液对油气储层的伤害，缩短油气井的作业周期，保证油气田的增产和稳产。
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Q/SLCG 胜利油田产品采购技术要求
Q/SLCG 0013—2013
压井液技术要求
2013-08-30发布 2013-09-01实施
前 言
本技术要求由胜利油田采油工程处与技术监督部门组织制定。
本技术要求在产品标准正式发布前作为产品采购及产品检验的依据，相应的产品标准发布后本技术要求自动废止，并按正式发布的产品标准进行产品采购和质量检验。
压井液技术要求
1 范围
本技术要求规定了压井液技术指标、试验方法、检验规则、标志、包装、运输、贮存和安全环保要求。
本技术要求适用于压井液的采购和质量检验。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 16783.1-2006/ISO 10414-1:2001石油天然气工业 钻井液现场测试 第Ⅰ部分：水基钻井液 3 技术指标
压井液的技术指标应符合表1、表2，表3的规定。
表1 密度为1.08 g/cm3～1.29 g/cm3压井液技术指标
项 目 技 术 指 标
密度（室温），g/cm3 1.08 ～ 1.29
塑性粘度，mPa﹒s 5 ～ 20
漏斗粘度，s 35 ～ 100
动切力，Pa 1～15
API滤失量，mL ≤5
滤液pH值 8 ～ 10
滤饼厚度，mm ≤1.0
有机氯含量，% 0.0
表2 密度为1.30 g/cm3～1.49 g/cm3压井液技术指标
项 目 技 术 指 标
密度（室温），g/cm3 1.30 ～ 1.49
塑性粘度,mPa﹒s 10 ～ 45
漏斗粘度，s 40～100
动切力，Pa 2～25
API滤失量，mL ≤5
滤液pH值 8 ～ 10
滤饼厚度，mm ≤1.0
有机氯含量，% 0.0
表3 密度为1.50 g/cm3～1.90 g/cm3压井液技术指标
项 目 技 术 指 标
密度（室温），g/cm3 1.50 ～ 1.90
塑性粘度，mPa﹒s 20～80
漏斗粘度，s 40～120
动切力，Pa 3～35
API滤失量，mL ≤5
滤液pH值 8 ～ 11
滤饼厚度，mm ≤2.0
有机氯含量，% 0.0
4 试验方法
4.1 仪器和设备：
a) 密度计：YM型或符合GB/T 16783.1要求，分度值0.01g／cm3；
b) 直读式粘度计：ZNN－D6型或符合GB/T 16783.1要求；
c) 秒表：分度值0.1 s；
d) 滤失仪：ZNS－2型或符合GB/T 16783.1要求；
e) 广泛pH试纸：1～14；
f) 钢直尺（20 cm）：分度值0.1 mm；
g) 20 mL量筒：分度值0.1 mL；
h) 搅拌机：转速4000 r/min～11000 r/min；
i) 2000 mL不锈钢取样杯；
j) 马氏漏斗，符合GB/T 16783.1要求。
4.2 密度
按GB/T 16783.1-2006中4.3执行。
4.3 塑性粘度
4.3.1 测定前准备
在实验室，测塑性粘度之前，压井液用高速搅拌机在转速11000 r/min±300 r/min下搅拌5 min；在井场测量时，应尽可能减少取样所耽搁的时间（如有可能，应在5min之内），且测量时的压井液温度应尽可能接近取样处压井液温度，温差不要超过6 ℃(10 ℉)。
4.3.2 测定
4.3.2.1将压井液倒入粘度计样品杯刻度处，调整粘度计使转筒在 600 r/min 旋转，待表盘读值稳定（所需时问取决于压井液的性能）后，读取并记录 600 r/min时的表盘读值。
4.3.2.2将转速转换为 300 r/min，待表盘读值稳定后，读取并记录 300 r/min时的表盘读值。
4.3.3 计算
塑性粘度按式（1）计算：
ηp＝R600－R300 (1)
式中：
ηp——塑性粘度，mPa.s；
R600——600 r/min时的稳定读值；
R300——300 r/min时的稳定读值。
4.4 漏斗粘度
按GB/T 16783.1-2006中6.2执行。
4.5 动切力
动切力按式（2）计算：
YP ＝0.5×(R300 －ηp) (2)
式中：
YP——动切力，mPa.s；
R300——300 r/min时的稳定读值；
ηp——塑性粘度，mPa.s。
4.6 API滤失量
4.6.1用气筒将失水仪充气，顺时针旋转减压阀手柄，使压力表指示1 MPa。
4.6.2将钻井液杯杯口向上放置，用食指堵住压井液杯上的小气孔，倒入压井液，使液面与杯内环形刻度线相平，然后将“O”型橡胶垫圈放在压井液杯內壁台阶处，铺平滤纸，顺时针拧紧底盖，卡牢。
4.6.3将钻井液杯倒转，使气孔向上，滤液引流嘴向下，逆时针方向转动压井液杯体90 °装入三通接头，并卡好挂架及量筒。
4.6.4微调减压手柄，使压力准确指示到0.7 MPa，打开进气阀，同时按动秒表记录测定时间。
4.6.5在测定过程中始终保持压力为0.7 MPa，如有降低，用气筒充气补充，并微调减压手柄，保持压力恒定。
4.6.6 30 min时，收集最后一滴滤液，切断气源，打开放气阀，将杯內压力放掉，再按任意方向转动1/4圈，取下钻井液杯，量筒中所接收的滤液体积即是API滤失量。
4.7 滤液pH值
取4.5收集滤液用广泛pH试纸测定。
4.8 泥饼厚度
4.6测试后，打开钻井液杯，小心取出泥饼，用缓慢水流洗掉浮泥，用钢直尺垂直插入泥饼，所测数值即为泥饼厚度。
4.9 有机氯含量
按Q/SH1020 2093－2013执行。
5 检验规则
5.1 产品由生产厂的质检部门检验合格后方可出厂，并附质量合格证明书。
5.2 采购部门、使用部门按照产品技术要求进行检验，以每次购入的同一批号为一批。
5.3 用取样器采集罐中上、中、下三部位按1：3：1取样，取样量不少于1000 mL，抽取的样品充分混合后分装于两个清洁、干燥的玻璃瓶中，贴上标签，注明生产厂、产品名称、型号、生产批号、出厂日期、采样日期、采样人，一瓶供检验用，一瓶保存备查。
5.4 检验中如有指标不符合技术要求时，可加倍取样复检，若仍有指标不符合本技术要求，则判该批产品不合格。
6 标志、包装、运输和贮存
6.1 标志
产品出厂应附有标签，注明产品名称、执行标准、生产日期、出厂批号、净质量、保质期、产品主要成分、生产厂名、厂址，并附合格证。
6.2 包装
产品用罐车装。
6.3 运输
产品在运输时，罐内应干净无杂质。
6.4 贮存
产品应贮存在阴凉通风处，防雨淋。
7 安全环保要求
配制压井液过程中必须采取防尘措施，包括防尘口罩、披肩等。
压井液洒落在地上，应及时用清水清洗，对少量的压井液用土填埋。
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