石油天然气钻井中途测试操作规程

石油天然气钻井中途测试操作规程
1.1 测试原则
1.1.1 按钻井设计确定的中途测试层位进行测试。

1.1.2 钻进中若发现新的显示层段，根据地质、综合录井、测井等资料综合分析，按程序研究确定测试层位。

1.1.3 确定测试层位时，应在钻完一个显示层及时测试，避免钻开多层后才进行中途测试。

1.1.4 如有以下情况之一者不宜进行中途测试：
a)井喷、井漏和井涌未处理平稳；
b) 裸眼坐封测试时，裸眼段存在井径过大、井壁易垮塌
和缩径层；
c) 井底压力高，又无符合测试要求的测试工具、配套管
柱和地面测试流程；
d) 地层流体内含有硫化氢，又无符合要求的抗硫测试工
具、管柱和地面测试流程；
e) 井口、测试管柱和套管的强度不能满足测试工艺要
求；
f) 井眼和井身质量不能满足测试要求。

1.1.5 封隔器坐封技术要求
1.1.5.1 裸眼封隔器坐封技术要求
1.1.5.1.1 根据电测井径、钻时及录井资料，选择岩性致密、坚硬、井径规则、无纵向裂缝的井段作为坐封井段。

1.1.5.1.2 管柱带选层锚（阻力弹簧）时，封隔器坐封段以上井斜不大于35°。

1.1.5.1.3 封隔器坐封位置尽量靠近测试层顶部，支撑坐封尾管长度不大于100m。

1.1.5.1.4 双封隔器之间的跨隔距离不大于30m。

1.1.5.1.5 封隔器坐封井段长度满足：井深3000m以内不小于3m，井深4000m以内不小于5m，井深5000 m以内不小于6m，井深5000m以上的不小于7m。

1.1.5.1.6 机械压缩式裸眼封隔器坐封井段的井径与封隔器胶筒外径之差不大于25mm。

1.1.5.1.7 膨胀式裸眼封隔器坐封井段的井径为封隔器胶筒外径的1.1倍～1.7倍。

1.1.5.2 套管封隔器坐封技术要求
1.1.5.
2.1 封隔器坐封位置应尽量靠近测试层顶部，避开套管节箍2m以上，离喇叭口不小于10m。

1.1.5.
2.2 坐封段套管内径与封隔器外径之差应为6mm～12mm。

1.1.5.
2.3 坐封段套管无破损、套管内壁无水泥环等。

1.1.5.
2.4 双封隔器之间的跨隔距离小于30m。

1.2 施工设计
1.2.1 中途测试施工设计按程序进行审批，各施工作业队伍应严格按设计进行施工。

1.2.2 施工设计包括但不限于以下内容。

a) 测试井基础资料；
b) 测试目的；
c) 测试工具及测试工艺；
d) 封隔器坐封位置及要求；
e) 测试压差的确定；
f) 测试工作制度及时间分配；
g) 地面流程和测试管柱结构；
h) 施工参数设计计算；
i) 施工工序及技术要求；
j) 对含硫气井测试专门标注说明；
k) 安全应急预案及HSE要求。

1.3 施工准备
1.3.1 检查井口偏磨情况和对井口试压。

1.3.2 动力设备、提升系统、循环系统、井控系统、照明电力系统、仪器仪表、井口工具应齐全完好，性能符合要求。

1.3.3 钻井液
1.3.3.1 充分循环钻井液，钻井液密度达到设计要求，井内平稳、不喷不溢、稳定均匀、含砂量小于0.5％，静止24h井底无沉砂。

1.3.3.2 裸眼坐封测试应加入适当的液相防卡剂、防塌剂。

1.3.3.3 按井控要求配备钻井液数量。

1.3.4 井眼准备
1.3.4.1 裸眼井
1.3.4.1.1 电测井径、井斜、方位、井温数据及分层数据。

1.3.4.1.2 若支撑尾管超过100m又无采用悬挂测试条件，应打水泥塞支撑，水泥塞满足承压要求。

1.3.4.1.3 通井划眼至井底，井眼畅通。

1.3.4.1.4 加压200KN试探井底，井底无沉砂。

1.3.4.2 套管井
1.3.4.
2.1 套管未回接到井口时，应用铣锥对喇叭口进行修磨。

1.3.4.
2.2 用套管刮管器在封隔器坐封处上下30m反复刮管至少3次。

1.3.4.
2.3 用通井规通井至套管鞋或已射孔井段以上2m，通井规外径应比套管内径小6mm～8mm，其长度不短于封隔器长度。

1.3.4.3 大斜度井、水平井和其它特殊工艺井应充分考虑其井眼要求，保证起下测试管柱的安全。

1.3.5 地面测试流程
1.3.5.1 对地面流程中的分离器、热交换器等设备进行检查、调试。

1.3.5.2 连接安装地面测试流程, 流程要求可降压保温，能放喷、测试，又能满足压裂车或泥浆泵连接进行正、反循环压井和回收压井液。

1.3.5.3 若地层流体含有硫化氢，地面测试流程材质及加工应符合抗硫要求，测试管线严禁现场焊接。

1.3.5.4 流程固定后，根据设备性能和产层情况分级试压。

1.3.6 测试管柱
1.3.6.1 按设计准备好所需工具、仪器、仪表和钻具。

1.3.6.2 入井前工具、仪器、仪表应调试、检验合格。

1.3.6.3 检查钻具（油管）与接头，并通内径。

1.3.6.4 准确丈量入井钻具(油管)、工具、短节和接头的长度、内径、外径。

1.3.6.5 入井管柱应逐项检查验收，并测绘草图、标出有关尺寸。

1.3.7 由测试技术负责人向参与施工作业的全体人员进行设计和技术交底，并进行组织分工。

1.3.8 施工前，由建设单位组织相关单位验收，合格后方可施工。

1.4 施工作业
1.4.1 下测试管柱
1.4.1.1 下测试管柱前准备配合接头、内防喷工具、接好防喷单根。

1.4.1.2 按设计顺序下入测试工具，检查丝扣和通径，密封脂均匀涂抹在公扣上,达到上紧力矩。

1.4.1.3 测试工具在井口紧扣时，应防止上部倒扣。

1.4.1.4 记录测试器以下工具的重量。

1.4.1.5 封隔器入井后，严禁转动转盘。

1.4.1.6 震击器入井前应处于拉伸状态，防止震击器震击伤人。

1.4.1.7 严防落物入井。

1.4.1.8 下钻要平稳，下测试管柱速度不大于0.7m/s，严禁猛提、猛放、猛刹。

1.4.1.9 下管柱遇阻超过50KN时，应立即上提管柱，严禁硬压，排除遇阻因素后再下管柱。

1.4.1.10 每下入5OOm测试管串加液垫一次，初次加液垫前应先灌入0.2m3～0.5m3高粘隔离液。

1.4.1.11 下测试管柱的过程中，观察环空返出情况，防止管柱漏失和井内异常。

下钻中若发现测试阀打开、出现环空液面下降，应立即上提管串，同时环空灌钻井液。

1.4.1.12 下完测试工具后记录管柱悬重，包括上提悬重、上提静止悬重、下放悬重和下放静止悬重。

1.4.2 坐封
1.4.
2.1 提前配好方余，若支撑坐封，最后一根单根在小鼠洞内接好测试树及活动管线后，再接在井口钻具上。

1.4.
2.2 连接好地面测试控制管线及装置，要求地面系统符合设计要求、井内无异常，才能进行坐封。

1.4.
2.3 坐封前，试关半封和环形防喷器一次，做好反灌钻井液的准备，并试灌一次。

1.4.
2.4 支撑式坐封用尾管重量的三分之二探井底一次。

1.4.
2.5 机械压缩式封隔器坐封：按计算的压缩距和加压吨位坐封隔器，观察环形空间有无漏失现象、坐封是否严密，若发现环空液面下降，则立即上提解封，判明原因。

若因管柱漏失，则起出测试工具；若因其它原因，则准备重坐，多次坐封仍不成功，则起钻检查。

1.4.
2.6 膨胀式封隔器坐封
1.4.
2.6.1 缓慢匀速上提、下放测试管柱，分别记录其悬重，计算“自由点”和膨胀泵的旋转时间。

1.4.
2.6.2 在钻杆上标明坐封标记。

1.4.
2.6.3 将坐封标记对准转盘面，放入卡瓦，缓慢下放测试管柱至指重表指针为零。

1.4.
2.6.4 启动转盘4圈～5圈，停止转盘转动，证实无倒转现象。

1.4.
2.6.5 以60r/min～80r/min的速度旋转测试管柱，直至封隔器坐封。

1.4.
2.6.6 停止转动，缓慢上提测试管柱，上提距离以能取出卡瓦为准。

1.4.
2.6.7 上提和下放管柱时，悬重有增加和下降的迹象，则说明封隔器已坐封。

1.4.3 开关井测试
1.4.3.1 按设计开井求产和关井测压，开井测试应在白天进行。

1.4.3.2 测试总时间控制
1.4.3.
2.1 裸眼坐封：测试段岩性稳定性较差时控制在8h以内，稳定性较好时控制在16 h以内。

1.4.3.
2.2 套管坐封：在安全的前提下根据测试资料录取要求确定测试时间。

1.4.3.3 测试时，井口压力控制在管柱、井口和套管强度允许的承压能力范围内。

1.4.3.4 开井流动期间，综合测试工具性能、地层岩性和管柱强度确定合理的测试压差。

1.4.3.5 测试期间应有专人观察环空液面或套压变化情况，出现异常及时按安全应急预案进行处理。

1.4.3.6 测试期间动力设备应确保运转正常，以应付紧急情况。

1.4.3.7 气井求产，产气量大于8000m3／d时应用临界流量计计量；产气量小于8000m3／d时用垫圈流量计计量。

1.4.3.8 地面流动压力采集，每5min记录一次。

1.4.3.9 全分析取样
1.4.3.9.1 天然气样每层不少于三支，每支400ml。

1.4.3.9.2 原油每层不少于三支，每支2000 ml。

1.4.3.9.3 地层水每层不少于三支，每支500 ml。

1.4.3.9.4 特殊情况按要求另外取样。

1.4.3.10 现场分析
1.4.3.10.1 天然气：相对密度、硫化氢含量。

1.4.3.10.2 原油：密度、粘度、含砂量、含水量。

1.4.3.10.3 地层水：密度、ph值、氯根、含砂量。

1.4.3.10.4 特殊情况按要求另外分析。

1.4.4 解封
1.4.4.1 机械压缩式封隔器解封：上提钻具至自由点后，再对管柱施加60KN～80KN拉力，停留3min～5min，待胶筒收缩解封后向环空灌注压井液。

1.4.4.2 膨胀式封隔器解封：对管柱施加60KN～80KN拉力，再下放管柱加压10KN～20KN，正转管柱1圈解封，再对管柱施加60KN～80KN拉力，停留3min～5min，待胶筒收缩解封后向环空灌注压井液。

1.4.5 循环压井
1.4.5.1 如测试过程中有液体返出，则解封前进行反循环，注意控制循环压差，反循环压井后立即解封，防止上部裸眼段垮塌掩埋工具。

1.4.5.2 如测试过程中无液体返出，则解封后反循环压井。

记录罐入液量，若钻具内有液体增加，则见液面取样一个，中部取样一个，测试器上部取样一个。

1.4.5.3 解封后如需正循环压井，应经常活动管柱，防止管柱被卡。

1.4.5.4 不得用桥浆等大颗粒堵漏材料过封隔器堵漏。

1.4.5.5 起测试管柱前，应循环1.5个循环周以上，返出的压井液过筛除气，并连续测定压井液性能，达到进出口性能一致，密度差小于0.02g/cm3。

1.4.5.6 起测试管柱前，应充分观察，确保压稳地层。

1.4.6 起测试管柱
1.4.6.1 严禁转动井内管柱，严防落物入井。

1.4.6.2 平稳操作，控制速度不大于0.7m/s。

1.4.6.3 及时向环空灌满压井液，派专人观察、记录灌入量。

1.4.6.4 安全密封起出井口时，工作人员不应站在滑阀对面。

1.5 资料录取与处理
1.5.1 测试资料的录取按照SY/T 6337执行。

1.5.2 测试现场报告:测试结束，应在现场初步整理出测试资料，并按“地层测试现场报告”格式作出测试现场报告，对测试施工进行现场小结和资料验收。

1.5.3 测试成果报告：按SY/T 6293要求及时对测试资料进行处理，并按“地层测试成果报告”格式完成测试成果报告。

1.6 HSE要求
1.6.1 测试期间的井控工作，按井控规定和设计的相关要求执行。

1.6.2 测试管柱应配备主循环阀和备用循环阀。

1.6.3 经分离、计量的油应回收，测试放出的天然气应点火烧掉，污水应回收处理。

1.6.4 测试作业井场用电安全按SY 5727执行。

1.6.5 测试作业井场防火防爆安全按SY/T 5225执行。

1.6.6 硫化氢监测及人身安全防护按SY/T 6277执行。

1.6.7 在井场及其周围设置风向标，划分测试区和安全区，标明逃生路线。

1.6.8 安装防爆排风设备，使井口、钻台、机房、泵房保持通风良好。

1.6.9 配备测试所需的硫化氢监测仪、防火、防毒安全防护器具和药品。

1.6.10 所有参与施工的人员均应进行硫化氢安全防护知识培训，掌握硫化氢报警器、正压式空气呼吸器等防护器具的正确使用。

1.6.11 对含硫化氢和可能含硫化氢的层位测试时，现场应有救护车和医生值班。

1.6.12 施工现场应有技术安全专职人员24h值班。

1.6.13 井场周围居民的安全按相关规定执行。