见习监督总结
2019年8月29日-10月16日，我跟随周自华周工学习了果勒203H井和果勒201H井原钻机试油的现场监管工作。10月16日周工休假，果勒201H井也转为地面队独立支撑——酸压后连续油管+制氮车气举排液求产，我在现场独立组织和监管把控施工作业，目前现场工作安全顺利开展。
果勒203H是塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造上的一口评价井, 完钻井深：7962.00/7566.52m（斜深/垂深），完钻层位：奥陶系一间房组（未穿），最大井斜87.30°/7962.00m。于2019 年 8 月 28日转试油作业。完井试油层位：奥陶系一间房组，完井试油井段7461.20~7962.00m，段长：500.8m。
该井井身结构：套管244.5mm*5244.45m+套管177.8mm*（5032.34m-7461.2m）+裸眼152.4mm*（7461.2-7962）m
施工过程：
1、8月28日-30日用钻具在密度1.62g/cm3钻井液中下入7″悬挂式封隔器+K341裸眼封隔器完井管柱，投28.58mm树脂球打压坐封封隔器。K341裸眼封隔器坐封位置：7244.95m，7″悬挂式封隔器坐封位置：6813.75m。环空打压15MPa不降，验封合格；下放管柱原悬重1630-1530KN，上提管柱悬重1630-1800KN，7″悬挂式封隔器无位移，验挂合格。（其它工具工程下深：浮鞋7573.43m，浮箍7536.61m，锁定球座7553.67m，压差滑套（1）7410.28m，压差滑套（2）7371.43m，压裂滑套（1）7285.23m，压裂滑套（2）7129.5m）。下管柱过程中途遇阻，反复活动仍下不到设计位置，请示领导后就地坐封，故裸眼封隔器坐在套管里，压差滑套、压裂滑套均在套管内，酸压改造时没有实现设计预期的分层改造的目的。
2、9月1日-2日安装油管头并试压40MPa，合格。
3、9月2日-6日在密度1.62g/cm3钻井液中下入回插管柱（88.9mm*6.45mm（7.34mm、9.52mm）C110EUE油管+全通径伸缩管3根。用密度1.55g/cm3的有机盐液反替出井内密度1.62g/cm3的泥浆。下放管柱原悬重1020-940KN，上提管柱悬重1020-1060KN，成功插入7″悬挂式封隔器，下放管柱加压140KN坐油管挂。
4、9月6日安装KQ78/65-105MPa（EE级）采油树，并试压105MPa，合格。
5、9月8日酸压施工，挤入地层总液量782m3（酸液478m3、压裂液120m3、黄原胶120m3、清水64m3），酸压体系：交联酸+自生酸+胶凝酸。施工泵压最高98.75MPa，排量最高4.19m3/min。停泵测压降20min，油压71.6降至70.43MPa。
6、排液求产，定产依据：2019年9月17日8:00～2019年9月18日8:00工作制度4mm油嘴,油压12.7MPa,套压0,井口温度26.5℃,日产油54.46m3(20℃0.8163,50℃0.7950,含油100%),日产气6611m3(气密度0.820),取样口最高硫化氢115ppm,定产结论：油层)2019年9月18日18:00原钻机试油结束。
果勒201H为塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造上的一口评价井, 完钻井深 7635.00/7453.46（斜深/垂深）m，完钻层位：奥陶系一间房组（未钻穿），最大井斜84.80°/7512.6m。于2019 年 9月 28日转试油作业。完井试油层位：奥陶系一间房组；完井试油井段：7373.00~7635.00m，段长：262m。
该井井身结构：套管244.5mm*4964m+套管177.8mm*（4672.37-7373m）+裸眼152.4mm*（7373-7635）m
施工过程：
（1）9月28日-29日下7"PHP-3封隔器测试-改造-完井管柱，管柱结构：自上而下:油管挂+双公短节+3 1/2"×9.52mmC110斜坡油管206根+3 1/2"×7.34mmC110斜坡油管108根+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管428根+3 1/2"全通径伸缩管3根+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管3根+7"全通径水力锚+7"PHP-3液压封隔器+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管6根+3 1/2"E型球座+3 1/2"×6.45mmC110斜坡油管28根+3 1/2"×6.45mmC110斜坡打孔筛管6根+圆头引鞋,圆头引鞋下深7539.26m)
（2）9月30日拆旋转控制头及防喷器组,换装KQ78/65-105EE级采油树～4:00对采油树盖板法兰及各闸门试压105MPa,各稳压30min不降合格
（3）9月30日10:00-21:00用10m3坂土+10m3高粘清水(100s)+密度1.15g/cm3有机盐溶液185m3反替原井密度1.50g/cm3钻井液202m3,出口突然失返,泵压2-30MPa,排量280-300L/min～22:00环空反替密度1.15g/cm3有机盐溶液10m3,泵压14MPa,排量250L/min,停泵压力14MPa～23:00正挤清水0.5m3,泵压0↗20MPa,停泵压力不降,水眼不通～6:00逐级正打压20、25、30、35、40MPa,分别泄压至0,反复数次蹩通水眼～10月1日10:00正挤清水45m3,泵压14-32MPa,排量200L/min。
（4）10月1日10:00-14:00投60mm钢球，候球入座-21:00分级正打压18-23-28-33-41MPa，各稳压10min，7"PHP-3封隔器坐封，封位7153.12m，环空打压验封合格-23:00正打压68MPa突降至33MPa，钢球击落。
（5）10月2日2:00-5日0:00用5mm油嘴放喷排液,油压:0MPa,套压:0MPa,井口温度:22.6℃,折日产油:0.39m3/d,(ρ20℃:0.8669/ρ50℃:0.8471),累计产油:0.23m3,排液（密度:1.01、CL-:8759、PH:7),含水:100-80-81%,累计排液:9.05m3,无硫化氢。（放喷口点火可燃，焰高0.1-0.3m)
（6）10月10日酸压改造，酸液体系：交联酸+自生酸+胶凝酸，酸液浓度20%，比重1.10，酸液用量440m3，压裂液用量160m3，清水用量54m3，挤入地层总液量654m3，泵压23.95-94.48MPa，排量0.23-4.93m3/min。停泵测压降20min，泵压16.3-8.7MPa。
目前果勒201H井地面队独立支撑，连续油管+制氮车气举排液，已出液286m3，未见油，气微量，硫化氢最高200ppm。
通过这段时间的学习，做为一个现场试油监督，我有如下的认识：
1、试油作业期间，监督需要组织协调的施工单位多，在每一趟施工工序前要组织哪些施工单位？什么时间到位？心中一定要有数，不然，哪一个单位到不了位就可能造成整个项目的停待。
2、施工节奏紧，下完井管柱-换装井口-替液-封隔器坐验封-酸压-排液求产，一环扣一环，每个环节都得提前想到、组织到、衔接到、把控到，哪一个环节出问题都不行。
3、井深、井下温度高、地层压力高，泥浆性能要求也高，督促做好泥浆老化实验，防沉淀、防切力变化。防井下管柱、井下工具被堵、被埋、被卡事故的发生。
4、井深、井下温度高、地层压力高，入井的工具提前做好功能实验，压力参数计算，销钉安装准确，连接牢固，要确保入井的工具有效，工艺合格，达到设计的目的。
5、裸眼井试油作业是在地层打开状态下进行的，特别是下完井管柱、换装井口的时候，井控工作是重中之重，在采油树安装到位试压合格之前，井控风险都是很大的。要求井控装备、内防喷工具、泥浆储备、泥浆坐岗、硫化氢监测都得到位，都得有效。
6、放喷求产过程中要做好防油气泄漏、冒罐、硫化氢中毒、天然气放空等安全环保工作。
7、督促现场所有单位人员遵守塔里木油田公司安全禁令和“四条红线”的要求，确保安全生产。
8、督促施工单位做好高危作业提前报备，施工前签批好高危作业票，施工时做好安全监护，施工结束关闭高危作业票。
9、新疆是个多民族地区，维稳安保也是工作的重点，督促施工方，特别是临时来井作业的第三方到当地派出所备案。井场入口设立门岗，值班人员到位，做好入场人员和车辆的登记，安全警示、提示、教育。
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