ICS75-010 E11 备案号：37520—2012
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T59812012 代替SY/T5981--2000
常规试油试采技术规程 The technical code of conventional well testing
2012—08-23发布
2012一12一01实施
国家能源局 发布 SY/T59812012
目 次
前言
中
范围 2 规范性引用文件
1
常规试油试井自喷井试采非自喷井试采气井试采
3
中
6
7
8 稠油井试油 9
稠油井试采 10 防火、防爆、安全、环保管理
10
13 SY/T5981--2012
前言
本标准按照GB/T1.1一2009标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T5981-2000《常规试油试采技术规程》。与SY/T5981--2000相比，主要变化如下：
将施工前准备和施工准备合并为施工前准备（见3.1.2000年版的3.1和3.2）；增加了刮管的内容（见3.2）：修改了封井的内容（见3.10，2000年版的3.11）自喷井试采中修改了生产准备内容，增加了压井，起封并管柱，刮管，通井探砂面，冲砂、实探人工井底、下试采管柱、安装井口、替喷、诱喷、关井测采前静压等内容（见5.1 5.9): 修改了非自喷井试采的内容（见第6章，2000年版的第6章：将稠油井试油试采改为稠油井试油和稠油井试采两部分，并修改了部分内容（见第8章和第 9章，2000年版的第8章）：删除了闭式同心管热力试采的内容（见2000年版的8.7）：一增加了油管电加热降黏试采的内容（见9.3）。
本标准由石油地质勘操专业标准化技术委员会提出并归口本标准主要起草单位：中国石油天然气集团公司大庆油田有限责任公司试油试采分公司、中国石
油天然气集团公司动海钻探工程有限公司油气井测试公司，中国石油天然气集团公司川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业处。
本标准主要起草人：曲立峰、许显志、张绍礼、徐月强、徐建、刘军、朱礼斌、柴瑞林、张冕、 徐忠涛
本标准代替了SY/T5981-2000 SY/T=981—2000的历次版本发布情况为：
SY/T5981—1994; SY/T60161994.
Ⅱ SY/T5981—2012
常规试油试采技术规程
1范围
本标准规定了油气井常规试油、试采施工的内容、程序和方法。 本标准适用于油气井常规试油、试采作业。
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。
SY4201.1-2007石油天然气建设工程施工质量验收规范设备安装工程：第1部分：机泵类设备
SY/T5044游梁式抽油机 SY5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程 SY/T5289油、气、水井压裂设计与施工及效果评估方法 SY/T5325 射孔施工及质量监控规范 SY/T5440 天然气井试井技术规范 SY/T5467 套管柱试压规范 SY/T5587.32004常规修井作业规程第3部分：油气井压井、替喷，诱喷 SY/T5587.52004 常规修井作业规程第5部分：井下作业井简准备 SY/T5700 常规游梁抽油机井操作规程 SY/T5864 抽油机井示功图测试 SY/T5873 2005有杆泵抽油系统设计、施工推荐作法 SY/T5980 探井试油设计规范 SY/T6084 2007地面驱动螺杆泵使用与维护 SY/T6086 热力采油蒸汽发生器运行技术规程 SY/T6089 蒸汽吞吐作业规程 SY/T6118 热力采油蒸汽发生器水处理系统运行技术规程 SY6137 含硫化氧油气生产和天然气处理装置作业安全技术规程 SY/T6171 气藏试采地质技术规范 SY/T6172 油田试井技术规范 SY/T6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY/T6293-2008勘探试油工作规范 SY/T6334油、水井酸化设计与施工验收规范 SY6354 稠油注汽热力开采安全技术规程
工 SY/T5981-2012
3常规试油
3.1施工前准备 3.1.1井口交接
井口交接应符合SY/T6293-2008中A.1的规定。 3.1.2 资料准备 3.1.2.1 根锯试油（方案）地质设计要求编写试油工程设计和施工设计：并应符合SY/T5980的规定。 3.1.2.2绘制井身结构图并标注井眼尺寸、套管程序、水泥返深、阻流环位置、人工井底，说明试油层位。层号、井段、厚度、测井解释结论、地质录井结论、试油目的等， 3.1.3井场准备 3.1.3.1 地面平坦无积水和障碍物。 3.1.3.2按施工设计定置图摆放野营房，油井施工时野营房应放置季节风上风口且距井口大于 30m气井施工时野营房应放置季节风上风口且距井口大于50m。 3.1.3.3按施工设计定置图摆放作业液罐、计量罐，污液储存罐和油管，底部铺防渗垫布且与值班房不在同一方位。 3.1.3.4并场用电线路布置合理，不得横穿井场和妨碍交通：发电机房及柴油罐应接地线，接地线桩子应打牢固， 3.1.3.5电及架线用的支柱应绝缘良好，不得将电线直接挂在并架，井架绷绳或其他导体上。 3.1.3.6井架照明灯具应采用小于或等于36V防爆照明设施。 3.1.3.7电器总开关装在值班房内，操照灯、防爆灯的开关分别设置并配备触、漏电保护装置。 3.1.3.8消防设施配备齐全，灵活好用，摆放位置适当。 3.1.4设备准备
施工设备应符合SY/T5587.5-2004中3.2的规定。 3.1.5工具管柱准备
按施工设计准备工具管柱井应符合SY/T5587.5—2004中3.3的规定。 3.1.6压井液准备
压井液性能应满足本井和本区块地质要求，压井液密度的选择及液量的确定应符合SY/T 5587.3—2004附录A的规定。 3.1.7安装井口及连接地面流程 3.1.7.1井口按设计要求安装果油（气）井口装置。 3.1.7.2安装防喷器（全封和半封），连接放喷管线，用地锚固定时管线每6m~8m固定，用水墩固定时管线每10m~15m固定，放喷管线出口处2m内宜加密固定，放喷管线出口应接至距井日 30m以上的安全地带：高压油气井或高含硫化氧等有寿有害气体的井，起喷管线出口应提至距并已 75m以上的安全地带。 2 SY/T5981-2012
3.1.7.3搭建井口操作台、油管桥及滑道。 3.1.7.4油气分离器点火管线使用硬管线连接并固定，燃烧器距分离器不少于50m。 3.1.7.5按设计要求对分离器及地面管线用清水或氮气进行试压，稳压30min，压降小于0.5MPa 为合格。 3.2通井、刮管、洗井、冲砂、试压、实探人工井底 3.2.1通井、刮管
通井管柱携带通井规通井，通井规外径小于套管内径6mm～8mm，大端长度不小于0.5m（如套管有双级箍或悬挂器，则选用相应尺寸的导锥）：套管完成井通至人工井底：眼、筛管完成井通至套管鞋以上10m～15m：裸眼、筛管部分用油管通至井底：有特殊要求的按设计执行：管柱携带套管刮管器进行刮管，刮至射孔井段底界，射孔井段和封隔器坐封位置上下反复刮管3次～5次， 3.2.2洗井
通井管柱上提2m～3m后进行充分循环洗井，洗井液用量不得小于井筒容积的两倍，排量不小于500L/min，连续循环两周以上，达到进出口液性一致，机械杂质含量小于0.02%为合格。 3.2.3冲砂 3.2.3.1冲砂前实探砂面深度，探砂面管柱悬重降低5kN~8kN，然后上提管柱至砂面3m以上，开泵循环正常后下放管柱冲砂。 3.2.3.2冲砂时不得中途停泵，若泵车发生故障或其他原因不能连续冲砂时，立即上提冲砂管柱到原始砂面以上，并反复活动管柱：当提升系统发生故障时，要保证正常循环。 3.2.3.3冲砂至设计井深后，应大排量循环洗井，出口液含砂量小于0.2%为合格，停泵30min后下放管柱实探砂面深度。 3.2.4套管、采油树试压
套管、采油树试压应符合SY/T5467的规定 3.2.5实探人工井底
实探人工井底时应缓慢下放管柱，以悬重下降12kN为准，实探三次，相对误差小于0.5m，取最深深度为人工井底深度。 3.3射孔 3.3.1按设计要求替入射孔液，保证井筒内液面高度符合设计要求。 3.3.2按设计要求进行射孔并应符合SY/T5325的规定。 3.4排液求产 3.4.1替喷
喷应符合SY/T5587.32004中5.2的规定
3.4.2气举排液求产 3.4.2.1安装气举施工地面流程并连接到计量罐及污液储存罐。 3.4.2.2气举介质应使用氮气。
3 SY/T5981—2012 3.4.2.3气举设备停在井口季节风上风方向，距井口和计量罐不得小于15m 3.4.2.4气举管线应使用硬管线连接并固定，管线试压不应低于气举设备最高工作压力，在气举管线上安装放空闸门及单流闽，出口管线长度应在30m以上：出口管线在井口处应来用不小于120°的弯头或活动弯头连接。 3.4.2.5中途处理故障时，应停机散压后进行。气举时非操作人员不得进人高压区。 3.4.2.6油非应放掉井筒气后方能气举，气举施工完成后应放尽油管和油套环形空间的气体，才能关井或开井求产。 3.4.2.7气举深度不应超过套管充许掏空深度：对岩性疏松的油气层应控制回压，防止出砂或地层玲 3.4.2.8选排合理的工作制度进行求产，准确计量油、水产量。 3.4.3提捞排液求产 3.4.3.1 提携作业使用直径为12.5mm或直径为15.5mm的钢丝绳，提捞简与钢丝绳应连接牢固。 3.4.3.2计量错应平整地摆放在距离井口2m以内的地方。 3.4.3.3捞筋下至提捞深度时，留在滚筒上的钢丝绳不少于25。 3.4.3.4提携深度充许误差小于1% 3.4.3.5 提携求产深度应大于射孔段底界深度10m以上。 3.4.3.6连续提捞两次，每次捞出液均少于0.005m为空。 3.4.4抽没排液求产 3.4.4.1 采油树及井口防喷装置，计量罐摆放在距井口5m~10m。 3.4.4.2 施二应符合SY/T5587.3--2004中5.4的规定。 3.4.4.3 连续抽没排液至流体性质和产量稳定后，定深定时定次数抽波求产。 3.4.4.4 连续抽圾两次，每次均无液产出为抽空。 3.4.5测液面求产 3.4.5.1 测液面求产主要用于低压低产层。 3.4.5.2 降液面至设计深度后，按照设计的时间间隔测动液面深度。 3.4.5.3准确记录测点时间间隔（Ac)、动液面深度（L）及液面差（AL），计算出每个时间间隔的日产液量。 3.4.5.4 绘制动液面深度与产液量关系曲线，求油或水的产率。 3.4.6自喷求产 3.4.6.1 确认安装采油树并连接地面管线及分离器等地面设备。 3.4.6.2 放喷排液结束后，关井测静压。 3.4.6.3 按照设计工作制度，进行求产并测稳定的流压。 3.4.6.4 自睡油层待井口压力稳定和原油含水稳定后即可求产。 3.4.6.5 自随水层或油水同层，经化验证实为地层水，水性稳定后，即可求产。 3.4.6.6 间喷层，按照设计工作制度，采用定时或定压求产。 3.4.6.77 气层，按照设计工作制度进行求产，日产气量低于8000m，采用垫圈流量计计量：日产气量大于8000，采用临界速度流量计计量，同时满足下流压力与上流压力比值小于0.546的条件：或采用三相分离器孔板流量计连续计量：或采用符合国家标准的其他流量计计量 3.4.6.8求严完成后，关并测井底压力嵌复曲线。 4 SY/T5981-2012
3.5测量压力测量温度
3.5.1在试油气期间，井口应装好油管和套管压力表，按设计要求录取资料。 3.5.2选择适当量程的温度计，工作温度不超过温度计量程的80%。 3.5.3选择适当量程的压力计，工作压力在压力计量程的30%~85%之间。 3.5.4测量流动压力、静止压力：压力计下至油气层中部。如果井内为联作管柱压裂管柱等，压力计下至油气层中部以上20m，按设计要求测流动压力，静止压力。 3.5.5测量压力梯度：按设计要求测压力梯度，气层从气层中部以上500m开始，油层从油层中部以上300m开始，测至油气层中部，每50m~100m一个测点，每个测点测量5min~10min，最深测点测量不少于30min 3.5.6测量静止温度：温度计下至油气层中部，在关并状态下测量48h以上。 3.5.7测量井温梯度：按设计要求测井温梯度，测量段从并口到油气层中部，测点不少于四个，井口一个测点，油气层中部一个测点，其他测点间距不超过200m。 3.6取样 3.6.1 地面取油样 3.6.1.1 自喷油层在每个工作制度后期，管线出口或油气分离器出口取样。 3.6.1.2提捞求产时每个工作制度在捞简底部取样。 3.6.1.3气举求产（或抽波求产）时每个工作制度在管线出口取样。 3.6.1.4全分析取样品三支，每支1000mL，两支油样相对密度差小于0.005为合格。 3.6.2地面取水样 3.6.2.1取样操作应符合3.6.1.2和3.6.1.3的规定。 3.6.2.2全分析取样品三支，每支500mL，两支水样水性一致，氯离子含量上下波动小于10%为合格。 3.6.3地面取气样 3.6.3.1在气井生产状态相对稳定的条件下，在井口或分离器测气出口取样。 3.6.3.2全分析取样品三支每支500mL，天然气样含氧量小于2%，两支气样相对密度差小于 0.02为合格。 3.6.4高压物性取样 3.6.4.1油层在原油含水率低于2%、取样点压力高于油层饱和压力条件下取样。 3.6.4.2至少有两支样分析结果相符：饱和压力值相差小于1.5%为合格。 3.7压裂、酸化
压裂，酸化应符合SY/T5289及SY/T6334的规定。 3.8压井
压并应符合SY/T5587.3-2004中5.1的规定。 3.9层间封隔
按设计要求，用桥塞或水泥塞进行层间封隔。