古24071解卡打捞预案

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1、古城油田古24071井解卡打捞大修井控预案             编写:李龙江             初审:             复审:             批准:井下作业公司大修项目部联系电话：0377-638492582013年08月28日古24071井解卡打捞大修井控预案一、该井基本情况:一、基本数据：开完钻日期2011.02.18-2011.02.28完钻井深1113米水泥返高地面油层套管139.7毫米*7.72毫米*1106.38米人工井底1091.86米固井质量合格联入米套头补距5.95米套补距5.44米油补距5.76米最大井

2、斜井深：1091.39m井斜：13.74°2、套管接箍深度：（磁定位测得并校正为油层统一深度数据）871.30876.40887.25898.20909.01920.23931.23942.35953.20964.20975.15986.20996.801007.601018.451029.301040.103、油层射孔数据：层位层号射孔井段（m）厚度（m）砂厚（m）有效厚（m）孔隙度（%）渗透率（um2）电测解释岩性备注H3Ⅳ53978.4-980.21.826.960.875弱淹套管注、需增注层980.8-982.0124.030.515弱淹H3

3、Ⅳ91022.4-1026.03.620.10.122弱淹油管注1027.0-1030.0320.580.258弱淹21.950.193弱淹1032.0-1034.0225.30.667强淹1035.4-1039.23.820.740.242强淹21.840.422强淹H3Ⅳ101043.6-1046.02.415.030.064强淹4、历次施工存在问题及本次施工目的上修原因：。2013年8月17日对该井实施检管刮削，作业过程中遇卡，活动解卡无效，初步判断为聚合物凝结或套管变形导致遇阻。施工目的：解卡井下被卡管柱，并清理井筒。5、目前井内管柱示意图古

4、24071井下管柱示意图层位层号（m）油补距：5.44（m）978.4mY341-114封隔器1000.81m982.0m1022.4m连通阀：1033.99.39mH3Ⅳ9、10H3Ⅳ531046.4m底部球座：1065.93米目前井底1091.86米二、井控准备及要求：1、防喷器：2SFZ18-35防喷器1台，防喷器安装时螺丝上紧、上全，现场试压21MPa，15分钟压降小于0.7MPa为合格，并做好试压记录，配套压井管汇。2、内防喷工具：XS-105-27/8″-210左*211左(35MPa)旋塞阀2台，XS-105-27/8″-TBG(35M

5、Pa)旋塞阀2台,处于常开状态；其中一个旋塞阀接方钻下部。3、8kg灭火器6个,35kg灭火器2个，压力在合格范围内。4、节流压井管汇：JG65/35节流管汇及YG65/35压井管汇各1套；放喷管线1套。5、施工前摸清周围井的注水情况，施工过程随时与采油队(站)保持联系，必要时关停邻近注水井。6、施工前组织学习设计、井控预案，并按井控检查表的要求对井控器材进行全面检查。7、洗压井结束，要观察30min，确认井内无溢流后方可进行下步施工。8、起下大直径工具，要控制起下钻速度（正常小于20m/min，过射孔段和到井底最后几根时速度5m/min，引用标准：

6、SY/T5587.5-2004），防止管柱抽汲或压力激动诱发井喷。9、起钻过程中，要边起边灌压井液，确保井内液柱压力与地层压力平衡。10、严格执行《井下作业井控实施细则》。三、针对性井控预案：（一）、周边井情况及处置序号井号井别层位采油队-站联系电话出现异常情况时处置方法1G23051注聚井H3Ⅳ53H3Ⅳ9、10注聚队123站63818107出现异常及时正确对本井实施关井，并与甲方沟通查找原因，对周边井采取关停等措施。2G2607注聚井（二）、本井施工关键工序及风险辨识：序号关键工序危害辨识采取措施人员1解卡打捞在解卡打捞过程中突然发现井口出现溢流

7、。按照本工序针对性预案快速、正确实施关井操作流程。全部当班人员以及跟班干部2起下钻在正常起下钻过程中突然发现井口出现溢流。正确、快速的按照标准关井井控程序操作。全部当班人员以及跟班干部3套铣、磨铣套铣、磨铣时，发现进出口排量不一致，出口排量变大，储液罐液面升高。按照本工序针对性预案快速、正确实施关井操作流程。全部当班人员以及跟班干部4拆换井口出现溢流，导致井喷失控正确、快速的按照标准控程序操作。全部当班人员以及跟班干部（三）本井针对性井控预案该井为注聚井，在施工设计中有正常起下钻、套（磨）铣、拆换井口等工序，则针对性预案为：1、正常起下钻过程中发生（

8、溢流）井涌关井程序1.1坐岗人员发现溢流，迅速向司钻报告“发生溢流”。1.2司钻发出报警信号，长鸣笛信号在3