ICS 75-010 E 11 备案号：37552—2012
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6581—2012 代替 SY/T 6581—2003
高压油气井测试工艺技术规程
The technical code of practice for high pressure well testing
2012—12－01实施
2012一08一23 发布
国家能源局 发布 SY/T 6581--2012
目 次
前言
范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 x
1
测试方式 5 井筒评价 6 测试管柱设计
井筒准备 8 井下测试工具及井口控制装置 9 地面测试流程 10 施工工艺技术要求
7
异常情况处理附录A (资料性附录) 地面测试流程
1.1 SY/T 6581-2012
前言
本标准按照GB/T 1.1--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/T6581—2003《高压油气井测试工艺技术规程》。与SY/T6581-2003相比，主要变化如下：
增加了井筒评价部分，包括井简评价的范围、对象、方法和评价结果的应用（见第5章）；测试管柱设计中增加了测试管柱设计的一般原则及管柱力学分析应包括的内容（见第6章， 2003年版的第8章）；井筒准备中增加了套管试压、铣喇叭口作业要求及测试工作液相关要求（见第？章，2003 年版的第5章）；地面测试流程中增加了与含硫气井相适应的有关要求，推荐地面流程中增加了超高压油气井地面测试流程（见第9章，2003年版的第7章）；对施工工艺要求和异常情况处理的相关内容进行了修改和完善（见第10章和第11.章，2003 年版的第9章和第10章）。
本标准由石油地质勘探专业标准化委员会提出归口。 本标准起草单位：中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院、中国石化胜利油田西南石油工程
管理中心、中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院、中国石油渤海钻探工程有限公司油气井测试公司、中国石化江汉石油管理局井下测试公司、西安石油大学。
本标准主要起草人：张福祥、张绍礼、杨向同、贾海、乔雨、郑维师、窦益华、王绍光、张明友、朱礼斌、袁发勇。
1 SY/T 6581--2012
4.6高压高产油气井测试关井方式优先采用井下关井。 4.7测试工作液优先选用无固相液体体系。
5井筒评价
5.1高压油气井测试前应进行井筒评价；超高压油气井，拟进行储层改造的高压油气井：钻遇复杂盐膏层、高压盐水层等复杂岩性地层的油气井及侧钻井应进行量化评价。 5.2井筒评价的主要对象应包括生产套管、各层固井水泥环和套管悬挂器、分级箍、回接筒、尾管悬挂器等套管附件。 5.3根据钻井井史资料计算或工程测井，了解井下套管磨损腐蚀程度，分析磨损套管的剩余强度。 套管磨损漆度计算优先选用磨损一效率模型，应实验测定套管磨损深度计算关键参数，定量计算套管磨损深度，并通过工程测井修正模型参数。 5.4井筒评价结果应包括井筒的抗内压强度和抗外挤强度的极限值、测试工作液密度、环空允许操作压力等参数，评价井筒在后续试油作业过程中的风险，说明是否需要回接套管及回接高度。
6 测试管柱设计
6.1在满是地质资料录取要求的前提下，应尽量简化测试管柱。 6.2井下二具应满足井下压力和流体性质的要求。 6.3测试聲柱封隔器以上部分应采用气密封连接方式。 6.4循环的位置应尽量靠近封隔器。 6.5测试管柱可以备用井下关井阀和循环阀。 6.6根据井眼尺寸和流体性质，考测试及储层改造需要，选择油管规格和材质。在相同尺寸的井眼中按等剩余抗拉强度原则或黄金分割法确定组合油管的长度，组合测试管柱在空气中的轴向抗拉强度安全系数应大于1.60。 6.7高压油气井测试设计应进行管柱力学分析和强度校核。分析和校核过程中应综合考管柱结构、 井口与封隔器类型、井下工具（封隔器、伸缩管、开关阀等）状态、管柱内外流体密度与流量、温度与压力变化等因素，计算各工况下管柱的轴向变形、载荷及相当应力强度安全系数；同时要分析轴向力对管柱抗挤强度的影响，抗挤强度安全系数应大于1.40；开井、储层改造工况下全井管柱的相当应力强度安垒系数应大于1.60；其他工况下全井管柱相当应力强度安全系数应大于1.50。若通过控制井口油套压差、增加释放悬重、增加伸缩管等方式，安全系数仍不能满足上述要求，则重新进行管柱设计。 6.8在试油没计中，管柱力学分析和强度校核应给出试油各工况下的油、套压控制参数。
7井筒准备
7.1高压油气井测试作业前应根据井筒评价结果确定是否回接套管，套管的选用应符合SY/T6268 的规定。 7.2套管完成井试油测试前应进行试压，试压值应满足测试过程中各工况的需要，同时应考虑井筒所能承受的最高压力，稳压30min、压降不超过0.5MPa为合格。 7.3悬挂尾管的高压油气井，应根据尾管的固井质量评价结果决定是否验窜；必要时，测试作业前下人测试工具在尾管悬挂器上方20m～30m坐封开井，验证尾管悬挂器是否窜漏；验窜压差值应不小于尾管悬挂器对应深度原钻井液液柱压力与测试工作液液柱压力所产生的静液柱压差值。 2 SY/T 6581--2012
9.11排污流程放喷管线出口和分离器气管线出口距井口不小于75m，含硫气井放喷管线出口距井口不小于：00m，使用前试压10MPa，稳压15min，以不渗漏为合格。 9.12高压油气井地面测试流程参见图A.1；超高压气井地面测试流程参见图A.2。
10　施工工艺技术要求
10.1连接气密封油管时，专用密封脂应均匀涂抹在外螺纹端，按油管生产商推荐的上扣扭矩紧扣；优先选用微牙痕油管钳上扣，紧扣时用的扭矩仪应在校验标定有效期内，对于超高压井使用的液压油管钳建议用扭矩标定仪进行现场校验。 10.2下测试管柱的过程中宜对连接螺纹进行气密封检测。 10.3测试开井前，应对采油树及地面流程试压，超高压气井应用氮气进行试压，试压要求：
a）分离器：按分离器额定工作压力的80%试压，稳压30min，压降不超过0.5MPa为合格。 b）分离器至热交换器的管线：按分离器额定工作压力试压，稳压30min，压降不超过0.5MPa
为合格。 c）热交换器至油嘴管汇的管线：按热交换器额定工作压力试压，稳压30min，压降不超过
0.5MPa为合格。 d）油嘴管汇至采油树：关闭采油树主阀，按设计要求压力进行试压，稳压30min，压降不超过
0.5MPa为合格。
10.4含硫油气井应在井口、测试区、放喷口等危险区域安装硫化氢监测装置，测试期间检测井场及周边环境硫化氢的含量。 10.5开井期间用油嘴控制放喷，控制井底流动压力。 10.6气层产能试井作业，可在排完液垫后适当增大油嘴并延长放喷时间，待地层污物排净、井口流动压力稳定后再按试井设计进行开关井。 10.7井下关井后，应适度保持管柱内的压力直至关井结束。 10.8开关并结束后，先用压井液反循环排气，然后用压回法将封隔器以下气柱推回地层，循环观察无后效，方可转人下步作业。 10.9不直接转采的高压油气井，应在全井试油结束后注水泥塞封闭所有的射孔井段；在上返测试的过程中封闭已试高压油气层推荐选用下述作业方式之一：
一注水泥塞封闭; 一桥塞封闭后再注水泥塞；一桥塞封闭后再投水泥浆并适当增大投灰量。
10.10测试作业的其他要求应符合SY/T6293，SY/T5981，SY/T5483和SY/T5486的规定。 10.11含硫油气井测试作业的其他要求应符合SY/T6610和SY/T6227的规定。
11异常情沉,处理
11.1发现封隔器失效，应立即终止测试，进行反循环压井。 11.2测试过程中环空压力异常升高，应通过节流管汇及时泄压，若泄压仍不能消除环空压力上升危及到井筒安全时，立即终止测试，采取相应措施。 11.3测试过程中检测到的硫化氢含量超过管柱或地面设备的适用范围时，立即终止测试。 11.4测试过程中检测到环境硫化氢含量超过20μg/g，危害人员安全时，中止测试，待采取相应安全措施后再开井测试。 11.5地层出砂严重又无可靠的地面除砂设备，应中止地面测试，待安装好除砂设备后再开井测试。 4 SY/T 6581--2012
11.6发现地面油气泄漏，视泄漏位置及时关闭油嘴管汇、地面安全阀或采油树生产阀门，对泄漏设备进行整改。 11.7发现采油树渗漏，应立即关闭井下测试阀，及时整改，合格后再进行测试；如果泄漏严重又不能有效处理，终止测试。 11.8发生井口油气失控，应及时关闭井下测试阀，立即压井，终止测试；如不能井下关井，进行抢险压井。 11.9测试封隔器管柱人井、坐封过程中射孔枪意外起爆，应立即抢装内防喷工具并控制节流循环压井，井内平稳后起出测试管柱。
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