ICS 75-010 E 11 SY 备案号：37552—2012 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 6581—2012 代替SY/T6581—2003 高压油气井测试工艺技术规程 The technical code of practice for high pressure well testing 2012一08一23发布 2012一12一01实施 国家能源局 发布 SY/T 6581—2012 目 次 前言 范围 1 2 规范性引用文件 3 术语和定义 测试方式 5 井筒评价 6 测试管柱设计 7 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· 11 异常情况处理 附录A（资料性附录） 地面测试流程 SY/T6581—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/T6581一2003《高压油气井测试工艺技术规程》。与SY/T6581一2003相比，主 要变化如下： 增加了井筒评价部分，包括井筒评价的范围、对象、方法和评价结果的应用（见第5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7章，2003 年版的第5章）： 一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。 SY/T6581—2012 高压油气井测试工艺技术规程 1范围 本标准规定了高压油气井试油测试工艺技术要求。 本标准适用于高压油气井试油测试作业。 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。 GB/T22513石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树 SY/T0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求 SY/T5483 常规地层测试技术规程 SY/T5486 非常规地层测试技术规程 SY/T 5981 常规试油试采技术规程 SY/T6268 套管和油管选用推荐作法 SY/T6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规程 SY/T6293 勘探试油工作规范 SY/T6610 含硫化氢油气井井下作业推荐作法 3术语和定义 下述术语和定义适用于本文件。 3. 1 高压油气井highpressurewell 地层压力大于或等于70MPa或井口关井压力大于或等于35MPa的油气井。 3. 2 超高压油气井superhighpressurewell 地层压力大于或等于105MPa或井口关井压力大于或等于70MPa的油气井。 4测试方式 4.1无特殊地质要求或工况条件限制，高压油气井试油应测试一层、封闭一层，逐层上返作业。 4.2中途测试优先选用坐套测裸方式，碎屑岩地层不宜将封隔器坐在裸眼段测试。 4.3高压气井测试作业宜采用气密封测试管柱，井口装置优先选用采油树；超高压气井测试应采用 气密封测试管柱，井口装置应采用采油树。 4.41 优先选用射孔测试联作等联作工艺及延时引爆射孔方式。 4.5优先选用压控式全通径测试工具。 SY/T6581—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并筒评价 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。 套管磨损深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在满足地质资料录取要求的前提下，应尽量简化测试管柱。 6.2井下工具应满足井下压力和流体性质的要求。 6.3测试臂柱封隔器以上部分应采用气密封连接方式。 6.4循环阅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根据并眼尺寸和流体性质，考虑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虑管柱结构、 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在试油设计中，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/T6581—2012 7.4工具人井前应进行刮壁、铣喇叭口、通井作业；对预计封隔器坐封位置上下50m、射孔井段反 复刮削三次以上；根据封隔器类型确定通井规外径及长度；悬挂尾管的油气井，应进行铣喇叭口 作业。 7.5测试前应对测试工作液进行评价和调整，其静置稳定性、导压性能应满足测试的需要。 7.6不同体系的测试工作液与压井液之间进行转换时，应使用隔离液。 7.7压井液的配制量应不少于井筒容积的1.5倍；井场还应储备足量压井液加重材料，对预测漏失 层及酸化压裂层应储备能配制不少于1.5倍井筒容积堵漏压井液的堵漏材料。 8井下测试工具及井口控制装置 8.1 测试阀和循环阀优先选用压控式。 8.2高压油气井测试应采用带有锚定装置的套管封隔器；若测试后转采，宜使用永久式封隔器；超 高压气井测试优先选用永久式封隔器。 8.3根据预测地层压力、施工井口压力和流体性质，依据'GB/T22513的规定选用相应压力级别和 材质的采油树，油管挂应采用金属密封，每道密封都能单独试压。 8.4中途测试和多层测试的油气井可使用钻台采油树。 8.5进行防喷器与采油树互换作业时，若测试管柱不具备内防喷功能，应采用油管堵塞阀等暂堵工 具来保证换装作业处于受控状态。 8.6测试管柱应具备井下关断功能，井口控制装置应配备紧急关断安全阀。 8.7井口装置的压力表、传感器应采用气密封螺纹连接。 9地面测试流程 9.1根据预计地层压力、流体性质、油气产量选用相应压力级别和处理能力的地面流程，含硫油气 井用地面流程的材质应符合SY/T0599.的要求。 9.2预计单翼气产量大于或等于80×10*m²/d，井口至油嘴管汇优先选用规格为内径76mm的专用 管线，分离器气出口管线的内径推荐为： 单翼气产量小于或等于80×10*m²/d：内径大于或等于62mm； 一单翼气产量大于80×10°m²/d：内径大于或等于76mm。 9.3超高压井的地面测试流程应配备双油嘴管汇、紧急关闭系统（ESD)、紧急放喷阀（MSRV）及 数据自动采集系统；地层出砂或加砂压裂井应配备相应压力级别及处理能力的除砂器；含硫油气井应 配备硫化氢在线检测设备和环境实时监测设备。 9.4含硫油气井宜使用地面除硫装置，降低地层产出液体、残酸等中的硫化氢含量。 9.5采油树大四通的一翼应接一条压井管线，测试作业前作好压井准备。 9.6节流降压采用地面油嘴管汇，加热方式采用蒸汽换热。 9.7 油嘴管汇前应有一条专用排污流程，用于求产前放喷排液。 9.8超高压井、含硫井、预测井口流体温度大于或等于70℃的井，采油树至地面油嘴管汇之间的管 线应采用整体式法兰连接。 9.9排污流程放喷管线和分离器气出口管线应平直接出，特殊