D12-53井盒1氣層壓裂投產(chǎn)施工設計(投球分壓)

1、鄂爾多斯盆地大牛地氣田D12-53井盒1氣層壓裂投產(chǎn)施工設計中國石油化工股份有限公司華北分公司二一一年六月一日鄂爾多斯盆地大牛地氣田D12-53井盒1氣層壓裂投產(chǎn)施工設計設計單位：華北分公司工程技術研究院設 計 人： 初 審 人：審核單位：華北分公司審 核 人： 審 批 人： 中國石油化工股份有限公司華北分公司二一一年六月一日目 錄 一、基本數(shù)據(jù)1二、地質要求6三、壓裂設計6四、產(chǎn)能預測11五、施工方案12六、壓裂氣井作業(yè)井控、HSE及技術安全要求14 一、基本數(shù)據(jù)1、鉆井基本數(shù)據(jù)表鉆井基本數(shù)據(jù)見表1-1。表1-1 鉆井基本數(shù)據(jù)表鉆井隊50175HB地理位置內蒙古自治區(qū)伊金霍洛旗札薩克鎮(zhèn)門克慶

2、嘎查二社；D12-53井井口位于D12-37井井口283.71°方向641.14m處。井 別開發(fā)井構造位置鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東北部。橫坐標 (Y)19378933.80地面海拔(m)1327.62.設計井深 (m)3027.00縱坐標 (X)4317971.13聯(lián)入(m)9完鉆井深 (m)3041.00開鉆日期2011.4.24完鉆日期2011.5.7人工井底（m）3008.5完 鉆層 位奧陶系馬家溝組固井質量合格（見圖1-1）造斜點數(shù)據(jù)深度,m最大井斜數(shù)據(jù)深度( m)方位,(´)方位( °)造斜率,(º/10m)斜度 (º)井 身結 構鉆頭

3、311.15mm×231m + 套管226.62mm×230.66m 鉆頭215.9mm×3041m + 套管139.70mm×3039.43m套 管程 序尺寸(mm)鋼級壁厚(mm)下入深度 (m)水泥塞深（m）水泥返高（m）出地高(m)表 套244.5J558.94230.66地面-0.71油 套139.70N807.723039.436310.07定 位短 節(jié)尺寸(mm)鋼級下深（m-m）139.7N802638.31-2641.322749.56-2752.612980.75-2982.81目的層附近套管接箍數(shù)據(jù)，m由磁定位曲線讀出2572.2,

4、2582.2,2594.2,2605.2，2612.2,2627.2,2638.31,2641.32,2652.1,2663.1,2674.1,2685.2,2696.2,2702.2,2717.9,2728.2,2739,2749.5圖1-1 D12-53井盒1氣層附近固井質量曲線圖1-2 D12-53井地理位置圖2、錄井巖性和油氣顯示情況錄井巖性和油氣顯示情況見表1-2。表1-2 D12-53井盒1段錄井油氣顯示情況表層位井段(m-m)視厚度(m)巖性氣 測鉆井液槽面顯示背景(%)全烴凈增值(%)C1(%)C2(%)密度(g/cm3)粘度(s)盒12694.0-2698.04.0灰白色粗砂

5、巖0.55665.54958.3655.2921.081.073536見魚籽狀氣泡約占槽面的30%，槽面上漲約1cm左右，氣泡大小約1-2mm2735.0-2739.04.0灰白色粗砂巖0.09452.41338.1485.0061.081.073536見魚籽狀氣泡約占槽面的25%，槽面上漲約1cm左右，氣泡大小約1-2mm3、測井解釋數(shù)據(jù)本井由華北石油局測井公司采用HH2530型儀器測井，測井數(shù)據(jù)見表1-3和表1-4。圖1-3為D12-53井盒1氣層測井解釋成果圖。表1-3 D12-53井盒1氣層測井解釋數(shù)據(jù)表（華北石油局測井站）層位解釋井段自然伽瑪(API)深測向電阻率(m)聲波時差(s/

6、m)補償中子(%)補償密度(g/cm3)泥質含量(%)孔隙度(%)滲透率(10-3m2)含氣飽和度(%)解釋結論井段(m-m)視厚度(m)盒12688.3-2691.83.5 63.3 56.0 218.7 13.0 2.56 16.6 6.7 0.14 18.1 含氣層2691.8-2696.64.8 48.3 74.9 237.8 10.0 2.47 8.9 10.5 0.48 54.0 氣層2723.9-2726.82.9 52.1 36.1 220.0 11.0 2.55 9.8 7.0 0.19 16.2 含氣層2731.0-2735.34.3 33.1 17.1 270.8 13.

7、5 2.32 5.1 15.9 1.91 56.5 氣層2735.3-2737.21.9 42.5 24.3 222.2 14.6 2.47 9.1 10.6 0.48 45.5 差氣層表1-4 D12-53井盒1氣層測井解釋數(shù)據(jù)表（研究院開發(fā)所）層位解釋井段自然伽瑪(API)深測向電阻率(m)聲波時差(s/m)補償中子(%)補償密度(g/cm3)泥質含量(%)孔隙度(%)滲透率(10-3m2)含氣飽和度(%)解釋結論井段(m-m)視厚度(m)盒12688.3-2691.83.5635621913.02.5616.670.118含氣層2691.8-2696.64.8487523810.02.4

8、78.9110.554氣層2723.9-2726.82.9523622011.02.559.870.216含氣層2731.0-2735.34.3331727113.52.325.1161.957氣層2735.3-2737.21.9432422214.62.479.1110.550氣層4、射孔數(shù)據(jù)射孔數(shù)據(jù)見表1-5。表1-5 D12-53井盒1氣層射孔數(shù)據(jù)表層位射孔井段(m-m)厚度(m)槍型彈型孔密(發(fā)/m)射孔方式相位(°)盒12692-2696410212720電纜傳輸602733-27374圖1-3 D12-53井盒1氣層測井解釋成果圖二、地質要求1、采用電纜射孔逐層上返方式進

9、行壓裂試氣作業(yè)，盒2、盒1、山2、山1多層合采，盒2、盒1、山2、山1氣層加大壓裂規(guī)模；2、作業(yè)時采取氣層保護措施；3、壓裂后采用3-5mm油嘴排液，排液過程中，在確保地層不出砂的前提下，快速排液；4、為了減少排液過程中天然氣的浪費，當產(chǎn)出液氯根及井口壓力相對穩(wěn)定后，即進行求產(chǎn)；5、求產(chǎn)方式采用油嘴控制，選擇3-5mm油嘴，求產(chǎn)時間為1天；6、求產(chǎn)結束前取油氣水樣做全分析，并下壓力計測流壓及流壓梯度，計算無阻流量；7、按規(guī)范要求取全取準產(chǎn)量、壓力等資料數(shù)據(jù)；8、合采投產(chǎn)作業(yè)結束后要求3天內向采氣廠交井，7天內將施工總結“電子版”發(fā)送到開發(fā)處、研究院、采氣廠。三、壓裂設計（一）設計思路及要求該井

10、盒1氣層共有5個顯示層段，錄井巖性顯示為灰白色粗砂巖。測井解釋氣層有效厚度17.4m, 測井解釋滲透率（0.1-1.9）×10-3µm2，孔隙度為7-16%，含氣飽和度為16-57%，測井解釋為氣層、含氣層。盒1氣層地質設計2個射孔井段，分別為2692-2696m和2733-2737m，兩射孔段相距37m。上射孔段氣層砂體厚度13m，其上下遮擋層為泥巖和砂質泥巖，遮擋性較好；下射孔段氣層砂體厚度約8m，上下部為泥巖和砂質泥巖遮擋，遮擋性較好。 根據(jù)該井盒1氣層儲層特征及井身情況，該層兩個射孔段相距37m，且射孔段之間儲層隔層較好，能夠形成有效遮擋，本次壓裂設計擬采用投球分壓

11、的方式實施壓裂改造，以達到兩層均充分改造的目的。 （二）壓裂液體系配方、性能及要求1、配方基液： 0.45%HPG1%防膨劑+0.1%殺菌劑+1%起泡劑+0.2%助排劑+0.2%Na2CO3交聯(lián)液：交聯(lián)劑BCL-61或CX-306體系(A:B=100:6)，交聯(lián)比為100：0.3（最佳交聯(lián)比以現(xiàn)場實測為準）。注：要求壓裂液基液PH為9-11；破膠劑：膠囊破膠劑，0.04%（前置液階段現(xiàn)場添加）；過硫酸銨，0.0150.1%（攜砂液和頂替液階段現(xiàn)場楔形追加）?；钚运?%防膨劑+0.2%助排劑壓裂液用材料性能應符合SY/T5107-2005水基壓裂液性能評價方法、SY/T6376-2008壓裂液

12、通用技術條件、SY/T5764-2007壓裂用植物膠通用技術要求、SY/T6380-2008壓裂用破膠劑性能試驗方法、SY/T5762-1995壓裂酸化用粘土穩(wěn)定劑性能測定方法、SY/T5405-1996酸化用緩蝕劑性能實驗方法及評價指標、SY/T5755-1995壓裂酸化用助排劑性能評價方法、SY/T6216-1996壓裂用交聯(lián)劑性能試驗方法、SYT5108-2006壓裂支撐劑性能指標及測試推薦方法等的規(guī)定。2、壓裂液性能常溫下使用六速旋轉粘度計170s1剪切，基液粘度大于50 mPa·s；使用交聯(lián)劑，延遲交聯(lián)時間60300s可調，形成凍膠具可挑性，170s1剪切速率下連續(xù)剪切90

13、min，粘度60 mPa·s；破膠劑用膠囊和過硫酸銨，壓后1.5h內破膠，破膠液粘度5 mPa·s。下列壓裂液添加劑性能指標均滿足體系配伍和實施要求：（可任選其中一種）（1）交聯(lián)劑：BCL-61（A，B）；CX-306（A，B）；（2）助排劑：DL-12；CX-308；ZA-5.（3）起泡劑：YFP-1；DS-101.3、現(xiàn)場要求壓裂施工前3h，取樣測試每一罐中液體的粘度、PH值，要求粘度大于50 mPa·s；取各罐的混合樣作交聯(lián)實驗，根據(jù)實驗結果精細調整交聯(lián)比，使壓裂液交聯(lián)性能良好、延遲時間大于60s（交聯(lián)時間的確定以壓裂液在井筒流動時間的1/22/3為宜）；破

14、膠劑加量嚴格按照設計要求加入，壓裂施工過程中保證交聯(lián)穩(wěn)定。（三）壓裂設計模擬及結果使用FracproPT模擬計算了所選參數(shù)(表3-1)下的裂縫幾何形態(tài)，結果見表3-2、圖3-1、3-2。表3-1 D12-53井盒1氣層壓裂設計參數(shù)名 稱盒1上盒1下裂縫閉合應力（MPa）37.738.3楊氏模量(MPa)1876018760泊松比0.20.2壓裂液流態(tài)指數(shù)0.520.52壓裂液稠度系數(shù)（Pa.sn）1.471.47泵注排量（m3/min）3.53.5表3-2 D12-53井盒1氣層壓裂設計計算結果射孔井段（m）裂縫半長(m)裂縫高度（m）平均縫寬cm鋪砂濃度Kg/m2FCD上高下高水力支撐水力支

15、撐水力支撐2692-2696268.8265.720.4819.767.7037.7031.1047.3214.1192733-2737244.6243.419.4918.967.5637.5631.0766.6914.865圖3-1 D12-53井盒1上氣層（2692-2696m）裂縫延伸模擬圖圖3-2 D12-53井盒1下氣層（2733-2737m）裂縫延伸模擬圖（四）材料準備表3-3 液罐、壓裂用水及液氮準備情況一覽表名 稱總罐數(shù)30m3原膠液罐(個)原膠液用水(m3)30m3活性水液罐(個)活性水用水(m3)液氮(m3)數(shù)量232261612842表3-4 壓裂液材料用量及備量表壓裂用

16、添加劑基 液交聯(lián)液活性水實際用量羥丙基瓜爾膠Kg27722772氯化鉀Kg61602806440殺菌劑(甲醛) Kg616616助排劑(DL-10) Kg1232561288碳酸鈉Kg12321232起泡劑(YFP-1) Kg61606160過硫酸銨（APS）Kg61膠囊破膠劑（NBA-101）Kg148交聯(lián)劑(BCL-61)A劑Kg18481848交聯(lián)劑(BCL-61)B劑Kg110.88110.88陶粒（20-40目）m394.7尼龍球（個）96注：尼龍球采用上漂式尼龍球，密度0.9g/cm3，直徑16-21mm。表3-5 D12-53井盒1上氣層（2692-2696m）壓裂泵注程序程 序

17、液體凈液量(m3)液氮量(m3)加砂量(m3)混砂液量砂液比（%）破膠劑加入量kg膠囊用量kgAPS用量kg混砂液排量（m3/min）液氮排量（m3/min）泵注時間（min）前置液90m3交聯(lián)液302.06 030.00 12 36 3.50.248.57交聯(lián)液302.11 1.530.83 512 3.50.248.79交聯(lián)液302.06 030.00 12 3.50.248.57攜砂液200m3砂比24.8%交聯(lián)液100.71 0.710.39 712 803.50.242.96交聯(lián)液201.47 2.821.54 143.50.246.12交聯(lián)液604.55 12.666.93 215

18、6 3.50.2418.97交聯(lián)液806.26 22.492.32 283.50.2426.1交聯(lián)液201.62 723.85 3512 3.50.246.73交聯(lián)液100.83 4.212.31 423.50.243.46頂替液原膠液1+8.309.30 3.52.37總計299.321.66 51.2327.46 116 92.64備注：盒1上射孔段壓裂施工完成后，先頂替1方原膠液，然后降排量邊投球邊頂替，投尼龍球96個，（泵替球液，投球速度35-45個/分鐘，共投尼龍球96個,開始壓裂盒1下射孔段），模擬泵壓49.2MPa。表3-6 D12-53井盒1下氣層（2733-2737m）壓裂泵

19、注程序程 序液體凈液量(m3)液氮量(m3)加砂量(m3)混砂液量砂液比（%）破膠劑加入量kg膠囊用量kgAPS用量kg混砂液排量（m3/min）液氮（m3/min）泵注時間（min）前置液80m3交聯(lián)液251.71 025.00 10 323.50.247.14交聯(lián)液302.11 1.530.83 512 3.50.248.79交聯(lián)液251.71 025.00 10 3.50.247.14攜砂液170m3砂比24.7%交聯(lián)液100.71 0.710.39 75 613.50.242.96交聯(lián)液201.47 2.821.54 143.50.246.12交聯(lián)液503.79 10.555.78 2

20、139 3.50.2415.81交聯(lián)液604.70 16.869.24 283.50.2419.57交聯(lián)液201.62 723.85 3517 3.50.246.73交聯(lián)液100.83 4.212.31 423.50.243.46頂替液原膠液8.408.40 3.52.4總計258.418.65 43.5282.33 326180.12備注：1、盒1下氣層模擬泵壓49.9MPa；2、施工過程中，若出現(xiàn)異常，可適當調整排量；平衡壓力5-10MPa；套管： 226.62mm下深：230.66m鉆頭： 311.15mm鉆深：231.00m（五）壓裂管柱反洗循環(huán)閥73mm油管封隔器： 2647m水泥返

21、高：631 m2751.0-2762.2m2771.6-2778.9m喇叭口山1射孔段：2795-2800m山2射孔段：2774-2777m盒1下射孔段：2733-2737m人工井底： 3008.5m套管： 139.7mm 套管下深： 3039.43m鉆頭： 215.9mm 完鉆井深： 3041.00m 盒1上射孔段：2692-2696m 水泥塞面：2752m橋塞面： 2788m 圖3-3 D12-53井盒1氣層井身結構及試氣管柱示意圖壓裂管柱結構（自上而下）：73mm外加厚油管（N80）+73mm外加厚油管1根+反洗循環(huán)閥+114mm水力錨+Y221-114型封隔器（2647m）+73mm外

22、加厚油管3根+喇叭口。四、產(chǎn)能預測根據(jù)靜態(tài)資料（盒1氣層有效厚度17.4m，孔隙度10.8%，含氣飽和度40.7%，滲透率0.072×10-3m2，裂縫半長100m），利用Pansystem試井解釋軟件，進行產(chǎn)能預測。開井時間不同，所獲得的氣井無阻流量亦不同，隨著測試時間的延長，所求得的無阻流量逐漸降低，壓裂后放噴排液的時間依據(jù)產(chǎn)層滲透性的不同而不同，當生產(chǎn)時間為10天時該氣層的無阻流量為4.8×104m3/d，圖4-1該氣層產(chǎn)能預測曲線。采用IPR曲線預測可求得擬穩(wěn)定狀態(tài)下該氣層的無阻流量為2.5×104m3/d（圖4-2）。綜合考慮預測無阻流量為2.0-4.0

23、×104m3/d。 圖4-1 D12-53井盒1氣層產(chǎn)能預測曲線 圖4-2 D12-53井盒1氣層IPR預測曲線五、施工方案1、井眼準備采用2%KCL水溶液壓井（記錄壓井液漏失量），井口安裝防噴器。將井內管柱換成填砂管柱，探砂面，填砂打水泥塞分隔山2層，設計砂面位置2764m，水泥塞位置2752m。候凝后對水泥塞試壓25MPa，30min壓降小于0.5MPa為合格，用清水反洗井，要求排量大于600L/min，待進出口水質一致、機械雜質含量小于0.2%時停泵，全井筒清水替換成2%KCL溶液，提出井內管柱。2、射孔采用電纜傳輸方式進行射孔，射孔數(shù)據(jù)見表1-5。3、壓裂施工按設計要求下入壓

24、裂管柱（圖3-3），座封、驗封，按泵注程序進行壓裂施工，見表3-5、3-6。4、放噴排液及誘噴壓裂后排液的原則是既要防止地層出砂，又要盡快的排出壓裂液。要求在壓裂施工結束后60分鐘內開井，先采用3-5mm油嘴放噴排液，4小時后可適當放大油嘴尺寸控制放噴。要確保排液連續(xù)和防止地層出砂，盡量避免中途關井，同時要求在放噴期間做好抽汲準備。若自然停噴或壓裂施工中出現(xiàn)砂堵且放噴后而停噴，則更換73mm油管+油管接箍管鞋（接箍內帶“十字叉”）探砂面，并沖砂至水泥塞面，然后上提管柱至2672m左右，采用抽汲的方式進行誘噴，抽汲由淺至深，誘噴成功后用油嘴控制放噴排液。在排液過程中要求準確計量排出液量及砂量。當

25、排出壓裂液CL-含量3d內波動值小于10%，且油套壓相對穩(wěn)定的條件下，排液作業(yè)結束。對于產(chǎn)能較低的氣井，日產(chǎn)液量在5m3左右（地層本身產(chǎn)液量較高的井層除外），且CL-含量在3d內波動值小于10%時，結束排液作業(yè)。在排液過程中連續(xù)監(jiān)測排液情況，準確記錄油套壓及排液量，同時密切注意出砂情況，記錄出砂量，及時檢查更換油嘴。在放噴0.5h、1h、4h、8h、16h、24h、及以后每天取一個樣，測返排壓裂液的粘度、PH值和含砂量。每60min準確記錄一次油、氣、水產(chǎn)量及井口油套壓，每8h取一次水樣進行CL-含量分析。5、求產(chǎn)根據(jù)放噴結果，采用3-5mm油嘴控制進行一點法求產(chǎn)，求產(chǎn)時間1天。在求產(chǎn)過程中，

26、下入電子壓力計測流壓、流溫，壓力計下深2640m，停點2-3小時，之后上提壓力計測流壓、流溫梯度，壓力計停點深度自下而上為2540m、2440m、2340m、2000m、1000m、500m、0m，每個點停10min。在求產(chǎn)結束前取油氣水樣進行全分析。6、下步作業(yè)方案求產(chǎn)結束，將成果報華北分公司開發(fā)處和工程技術處，依據(jù)通知決定是否上返。施工過程中各項作業(yè)的具體要求、資料錄取要求、所需設備及注意事項和環(huán)保按照鄂爾多斯盆地北部氣井測試施工實施細則和鄂爾多斯盆地北部氣井壓裂施工實施細則執(zhí)行。7天內將施工總結電子版發(fā)送到開發(fā)處和工程技術處及設計方（）。六、壓裂氣井作業(yè)井控、HSE及技術安全要求（一）井

27、控要求1、作業(yè)施工前，施工單位勘查井場、道路，設備擺放合理,給壓裂液罐和壓裂機組留出足夠場地。2、施工作業(yè)前，甲方應向乙方井控技術交底，并進行井控技術措施復核。3、作業(yè)隊伍配備齊全的井控設備，建立完善的井控管理制度，以班組為單位，開展現(xiàn)場井控工作，具體工作落實到人。4、井口安裝壓力等級35MPa的防噴器、井控裝置及配套設備（壓井管線、放噴管線、油管旋塞、壓力表等并試壓合格）。5、射孔、起下管柱等作業(yè)過程中，必須裝好井控裝置，嚴禁敞井作業(yè)，同時井筒內灌滿壓井液，防止井涌、井噴事故的發(fā)生。6、工作液密度應根據(jù)地質設計提供的最高地層孔隙壓力當量密度值為基準，再增加一個安全附加值：氣井為0.07-0.

28、15g/cm3或控制井底壓差3-5MPa。7、起下鉆具或管桿不允許冒噴作業(yè)，杜絕人身傷害和環(huán)境污染。8、起下鉆作業(yè)過程中要有專人負責觀察井口，發(fā)現(xiàn)溢流或溢流增大等井噴預兆時，要立即搶裝油管旋塞并關閉，關閉防噴器，經(jīng)觀察后再決定下步措施。9、H2S含量超過75mg/m3（50ppm）地層或上部未固井段存在H2S含量高于75mg/m3（50ppm）的地層不能進行帶壓起下鉆作業(yè)。10、按壓裂設計要求安裝好檢驗合格的壓裂井口。壓裂前用4道16mm以上鋼絲繩均勻對稱固定井口，地面分別用4個地錨固緊綱絲繩。壓裂管匯按要求固定。11、高壓作業(yè)施工的管匯和高壓管線，應按設計要求試壓合格，各閥門應靈活好用，高壓

29、管匯應有放空閥門和放空管線，高壓管線應固定牢固。12、施工泵壓應小于設備額定最高工作壓力，設備和管線泄漏時，應停泵，泄壓后方可檢修，泵車所配帶的高壓管線、彎頭按規(guī)定進行探傷、測厚檢查。13、放噴管線安裝按照SY/T5587.3-2004油氣井壓井、替噴、誘噴標準中的有關要求執(zhí)行，并安裝好靈敏的壓力表及符合設計的放噴油嘴。14、在含硫化氫地區(qū)作業(yè)時，氣井井場周圍應以黃色隔離帶作為警示標志，在井場和井架醒目位置懸掛設置風標和安全警示牌。15、井場應配備安裝固定式及便攜式硫化氫監(jiān)測儀。16、施工單位作業(yè)過程中應經(jīng)常檢查井控設備，發(fā)現(xiàn)問題，及時報告甲方，并整改合格后方可繼續(xù)施工。17、在施工作業(yè)前，應

30、制定氣侵、井涌、井噴、H2S、火災、食物中毒、人員中暑等應急預案。18、未盡事宜，參照華北石油局、華北分公司井控管理規(guī)定與實施細則執(zhí)行。19、具體要求執(zhí)行下列標準SY/T5053.1-2000防噴器及控制裝置防噴器行業(yè)標準。SY/T5587.3-2004油氣井壓井、替噴、誘噴。SY/T6690-2008井下作業(yè)井控技術規(guī)程。SY/T6203-2007油氣井井噴著火搶險作法。（二）HSE要求1、職業(yè)健康要求（1）施工作業(yè)時，作業(yè)人員必須穿戴符合標準的勞保用品。（2）施工人員嚴格崗位操作規(guī)程，嚴禁無證上崗，保證人身安全和健康。（3）用安全標志劃定施工禁區(qū)，嚴禁無關人員進入施工現(xiàn)場。（4）非作業(yè)施工

31、人員進入施工現(xiàn)場，必須穿戴符合標準的勞保用品。 （5）進入現(xiàn)場的人員必須自覺遵守現(xiàn)場各項管理制度，服從現(xiàn)場工作人員管理安排，不得將易燃易爆有毒有害等危險物品帶入現(xiàn)場。（6）未盡事宜，參照Q/SY178-2009員工個人勞動防護用品管理及配備要求、SY/T6276-1997石油天然氣工業(yè)健康、安全與環(huán)境管理體系執(zhí)行。2、安全要求（1）井場應按標準配備消防設施，做好防噴、防火、防爆、防毒等安全工作。（2）井場內嚴禁煙火，確需動火，需有關部門開具動火證明并采取相應的預防措施后方可施工。（3）作業(yè)井場按標準安裝用電線路、設備、照明器具等，安裝和應用應符合SY57272007井下作業(yè)安全規(guī)程之規(guī)定。（4

32、）井場應按標準要求設置安全標志，嚴禁非有關人員進入施工現(xiàn)場。（5）作業(yè)施工人員應具有相應的安全知識和技能，嚴禁無證上崗、酒后上崗，嚴格遵守操作技術規(guī)范及操作規(guī)程，杜絕各種安全施工發(fā)生。（6）壓裂施工過程中，施工人員不得站在高壓管匯區(qū)和高壓部件可能飛離的方向，非工作人員禁止進入施工現(xiàn)場。（7）未盡事宜，按照下列標準執(zhí)行SY6023-94石油井下作業(yè)隊安全生產(chǎn)檢查規(guī)定。SY/T6228-1996油氣井鉆井及修井作業(yè)職業(yè)安全的推薦作法。SY/T1119-2007油水井帶壓修井作業(yè)安全操作規(guī)程。SY/T5587.2-1993常規(guī)修井作業(yè)不壓井作業(yè)工藝規(guī)程標準。SY/T6610-2005含硫化氫油氣井井

33、下作業(yè)推薦方法。 3、環(huán)境保護要求（1）做好環(huán)保交接，執(zhí)行當?shù)氐沫h(huán)保法律、法規(guī)。（2）井口安裝封井器，做好防噴工作。建立良好的循環(huán)系統(tǒng)，不刺不漏。（3）洗井液、井口溢流、污水等不得排放在井場，必須入池，由罐車運回處理。（4）配液時，盡量減少液體外溢、滴漏等現(xiàn)象，減少對井場場地的污染。添加藥品后，不能將盛裝藥品的桶倒放，以免殘余藥品外流。（5）井場作業(yè)施工單位提供的污水罐應滿足壓裂作業(yè)污水廢液排放要求，并及時回收利用。（6）施工結束后，剩余殘液按甲方指定方式，指定地方排放，不得隨意排放，以免造成井場及周邊環(huán)境的污染。出井天然氣應及時燒掉。（7）執(zhí)行任務途中不得將生活、工業(yè)廢物亂扔、亂放，做到工完料盡場地清。（8）車輛進出、施工操作時等工序不得污染農(nóng)作物或損壞莊稼。（三）技術安全要求1、地面設備要求（1）施工前一定要檢查保養(yǎng)好井口，保證閘門靈活好用。（2）提前檢查油管掛和井口四通間的密封性，防止反洗井時井口刺漏。（3）作業(yè)時應安裝經(jīng)檢驗合格的符合要求的指重表（拉力計）、壓力表等。（4）井架、游動系統(tǒng)符合標準，隨時檢查修井機、井架、繃繩及游動系統(tǒng)的運轉情