气井试气工艺及监督课件

1、气 井 试 气 工 艺 及 监 督气 井 试 气 工 艺 及 监 督 试气是钻井完井以后，将钻井、综合录井、测井所认识和评价的含气层，通过射孔、替喷、诱喷等多种方式，使地层中的流体（包括气、凝析油和水）进入井筒，流出地面，再通过地面控制求取气层资料的一整套工序过程，它是对气层进行定性评价的一种手段。按工艺方法分有常规试气、地层测试(包括裸眼井中途测试、负压射孔与地层测试器联作、试井)和特殊井(包括定向井、含硫化氢气井、高温高压气井等)试气三大类。概述 试气是钻井完井以后，将钻井、综合录井、测井所第九章 气井试气工艺及监督 第一节 天然气的物理化学性质第二节 常规试气工序及监督第三节 试气地面控

2、制系统第四节 工程控制参数的计算第五节 气井产量计算幻灯3气井试气工艺及监督主要组成部分 第九章 气井试气工艺及监督 第一节 天然气的物理化学性质第天然气的物理化学性质 天然气的组成 概述 天然气是指自然生成，在一定压力下蕴藏于地下岩层孔隙或裂缝中的混合气体，其主要成分为甲烷及少量乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及以上烃类气体，并可能含有氮、氢、二氧化碳、硫化氢及水蒸气等非烃类气体及少量氦、氩等惰性气体。石油工业范围内，天然气通常指从气田采出的气及油田采油过程同时采出的伴生气。天然气的物理化学性质 天然气的组成 概述 甲烷-天然气的主要组成部分，在天然气混合物中所占比例变化范围广，根据油气藏类型的不同，

3、可以分为29%-99.9%（体积比），在气藏中为80%-99.5%，在凝析气藏中为75%-94.4%。纯甲烷无色，稍有蒜味。它比空气轻，在标准压力和15下，1m3甲烷重0.677kg。甲烷具有高的热稳定性和很高的热值含量。 乙烷-无色气体，比空气稍重，在同样状态下，1m3乙烷重1.270kg。它的热值介于60345-65946kj/m3之间。主要组成部分天然气的物理化学性质 甲烷-天然气的主要组成部分，在天硫化氢-是极臭有毒的可燃气体。在标准压力和20时，密度为1.438kg/m3。在20 时，单位体积水中可溶解2.582单位体积的H2S 。二氧化碳-无色，具有微弱气体。1m3CO2在标准状态

4、下重1.85kg，在15 和压力超过5.65MPa时，CO2与水在一定条件下可形成水合物，并对井下及集输设备生产腐蚀作用。二氧化碳用于注气驱油时有较高的采收率。主要组成部分天然气的物理化学性质硫化氢-是极臭有毒的可燃气体。在标准压力和20时天然气分类按烃类组分关系分类（1）干气指在地层中呈气态，采出后在一般地面设备和管线中不析出液态烃的天然气。按C5界定法是指1m3 井口流出物中C5以上液烃含量低于13.5cm3的天然气。（2）湿气指在地层中呈气态，采出后在一般地面设备的温度、压力下即有液态烃析出的天然气。按C5界定法是指在1m3井口流出物中C5以上烃液含量高于13.5cm3的天然气。天然气的

5、物理化学性质 天然气分类按烃类组分关系分类（1）干气指在地层中呈气态，采天然气分类天然气按矿藏特点分类（1）纯气藏天然气 在开采的任何阶段，矿藏流体在地层中呈气态，但随成分的不同，采到地面后，在分离器或管系中可能有部分液态烃析出。（2）凝析气藏天然气 矿藏流体在地层原始状态下呈气态，但开采到一定阶段，随地层压力下降，流体状态跨过露点线进入相态反凝析区，部分烃类在地层中即呈液态析出。天然气的物理化学性质天然气分类天然气按矿藏特点分类（1）纯气藏天然气天然气的物天然气分类天然气按矿藏特点分类（3）油田伴生天然气 在地层中与原油共存，采油过程中与原油同时被采出，经油、气分离后所得的天然气。天然气的物

6、理化学性质天然气分类天然气按矿藏特点分类（3）油田伴生天然气天然气的 酸性天然气指含有显著量的硫化氢甚至有可能含有有机硫化合物、二氧化碳，需经处理才能达到管输商品气气质要求的天然气。天然气的物理化学性质天然气分类按硫化氢、二氧化碳含量分类天然气的物理化学性质天然气分类按硫化氢、二氧化碳含量分类 天然气的组成比较复杂，其物理性质取决于构成它的主要组分的物性和其在天然气中相对量的多少。为此需要对天然气的组成进行分析，然后根据混合物中每一纯组分的物理性质来确定天然气的物性。主要讨论天然气的分子量和密度、偏差系数、等温压缩系数、体积系数和膨胀系数、粘度、含水量和溶解度等。天然气的物理性质 概述 天然气

7、的组成比较复杂，其物理性质取决于构成它 常用的计算方法是当已知天然气中各组分i、摩尔组成yi、组分数n和分子量Mi后，天然气的分子量由下式求得式中： Mg天然气分子量；Mi组分i的分子量；yi，n分别为天然气组分i的摩尔组成和组分数。天然气分子量、相对密度天然气分子量 常用的计算方法是当已知天然气中各组分i、摩尔组成yi、天然气比重定义为：在相同温度、压力下，天然气的密度与空气密度之比，故又称为天然气相对密度。如果天然气与空气都取同一标准状态，天然气的相对密度可用下式表示：式中：天然气的相对密度；同一标准状态下，天然气、空气的密度；天然气、空气的分子量。天然气分子量、相对密度天然气相对密度天然

8、气比重定义为：在相同温度、压力下，天然气的密度与空气密度 天然气偏差系数又称压缩因子，是指在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。天然气偏差系数的确定除了pVT实验法外，还有若干不同的计算关系式。在低压时，天然气的pVT性质可用理想气体定律来描述。当天然气被压缩，压力上升时，它们的分子体系和分子间将会与理想气体的性质产生很大的偏差，这种偏差定义为偏差系数，用符号Z表示。 范德华对应状态原理说明，一种物质的物理参数是它对应临界点物性参数的函数。因此，气体偏差系数是相应压力（p）和温度（T）的对比压力和对比温度（Tr）的函数，用公式表示为式中： pr对比压力，指气体的绝

9、对工作压力p与临界压力pc之比，即pr=p/pc； Tr对比温度，指气体的绝对工作压力T与临界压力Tc之比，即Tr=T/Tc。天然气分子量、相对密度天然气偏差系数 天然气偏差系数又称压缩因子，是指在相同温度、 对天然气混合物，工程上常应用拟对比压力ppr和拟对比温度Tpr表示，将混合气体视为“纯”气体，利用对应状态原理，就可求得Z值。拟对比参数定义如下： 拟对比压力：气体的绝对工作压力p与拟临界压力ppc之比，即拟对比温度：气体的绝对工作温度T与拟临界温度Tpc之比，即天然气分子量、相对密度拟对比压力拟对比温度 对天然气混合物，工程上常应用拟对比压力ppr和 当已经知道天然气的相对密度对干气

10、对凝析气 天然气分子量、相对密度、密度和比容 当已经知道天然气的相对密度对干气 对凝析气 天 (1) Standing-Katz偏差系数图，天然气的偏差系数图（引自Standing和Katz） 右图表示无硫（不含H2S和CO2）天然气的Z作为拟对比压力ppr和拟对比温度Tpr函数的相关图，只要知道天然气的ppr和Tpr，就能从图中的对应曲线上查出Z值。对含有微量非烃类，如含N2的无硫气，一般来说，这种计算图是可靠的，对于含H2S和CO2的天然气，求其Z值有很多校正方法。天然气的偏差系数图（引自Standing和Katz）天然气分子量、相对密度、密度和比容 天然气的偏差系数图（引自Standin

11、g和K常规试气一般要经过施工前准备、射孔、替喷、诱喷、放喷、测试及资料录取等步骤。 常规试气工序及监督概述常规试气工序及监督概述 基于基础资料收集，按试气方案的要求，编写施工设计及HSE应急方案，绘制井身结构图，建立各项记录本（如油套管记录、施工日志、井口压力记录、流体产量记录、交接班记录、安全环保记录、设备运转记录、井控设备正常运转及检查记录等）。井号、井别、构造位置、地理位置、井位坐标、海拔高度； 开钻日期、钻开气层时间及钻井液的类型、性能、漏失量； 完钻日期、完钻井深、钻头程序、最大井斜及方位和深度、完钻日期及钻井液类型、性能； 试气层的油气显示和钻井过程中井涌、井漏、井喷的复杂情况；

12、套管程序、规格、钢级、壁厚、下入深度、联入； 固井质量、套管外水泥返深、阻流环深度、声波测井遇阻深度； 试气层序、层位、层号、井段、厚度、岩性、电阻率、声波时差、孔隙度、含气饱和度、测井解释结果、综合解释结果； 井口装置的型号、工作压力、套管头的工作压力； 邻井和本井以往试气资料。常规试气工序及监督施工前准备资料准备 基于基础资料收集，按试气方案的要求，编写施工 根据不同地区、不同井深和不同地层压力选择相适应型号的采气树，所选择的采气井口额定工作压力应大于最高地层压力。对预测需后期改造的井，采气井口额定工作压力应大于最高施工压力。 井口的型号、压力级别、尺寸系列应符合SY5156采油（气）井口

13、装置和SY6137含硫气井安全生产技术规定的要求。对于高压高产井应配有相应压力级别的液压控制阀门。 根据地层压力选择采气树的压力等级：14MPa以内的井采用KQ21/65采气树；1430MPa采用KQ35/65采气树；3050MPa以内的采用KQ70/65MPa；50MPa以上的采用KQ105/65采气树，并应配有液压控制阀门。常规试气工序及监督工具准备采气树选择原则常规试气工序及监督工具准备采气树选择原则 根据预计地层压力选择封井器（防喷器）压力等级：地层压力在35MPa以内的井，采用承压35MPa半全封或一半封一全封封井器；3570MPa采用70MPa的半全封或一半封一全封封井器；70MP

14、a以上采用105MPa的封井器。 封井器的通径大于试气作业中下入工具的最大外径。 试气监督验收要求：采气井口、封井器有合格卡片；试压达到额定工作压力；符合试气设计书所要求的规格、型号；零部件齐全完好；操作灵活。常规试气工序及监督工具准备封井器选择原则常规试气工序及监督工具准备封井器选择原则 根据地质预测产能、井深和后续作业需要确定油管的直径和材质。安全系数原则上抗拉大于1.8，抗挤大于1.125，抗内压大于1.25。 试气监督验收要求：油管规格、型号、钢级、壁厚、数量；生产厂家；油管本体及丝扣是否有损坏；试压合格证。 常规试气工序及监督工具准备油管选择原则常规试气工序及监督工具准备油管选择原则

15、 (1)根据井口位置首先确定好现场各种用具的摆放位置，并画好井场布置图。 监督要点：根据现场条件和设备情况合理摆放主机和辅助设备，有利于施工作业的顺利进行，便于施工的协助配合和辅助设备、物资的进入；储油罐、发电机间距应在30m以上，距井口30m以上，距放喷口50m以上；井场应至少有一条畅通的安全通道；井场设备、控制管汇、放喷测试管线摆放整齐，位置满足安全要求。井场应平整，排水沟应畅通，清污分流；井架基础要用混凝土浇铸，基础平面高差不应超过3mm；应有容量大于井筒容积5倍的排污池，并不渗不漏。 (2)根据HSE应急预案要求，确定好排污位置、流程连接方向和分离器、放喷口位置。 试气监督验收要求：井

16、场内放喷管出口处应装缓冲器；接出井场外的出口与井口距离应大于50m，并具有安全点火条件，同时注意防止环境污染。常规试气工序及监督井场准备常规试气工序及监督井场准备 (1)根据施工设计要求安装好修井机(通井机)。监督要点：所有设备安装做到“平、稳、正、全、牢”；绞车制动系统能迅速、有效地进行制动与解除，防碰天车及保险阀工作灵活、可靠，离合器能快速离合；井架绷绳与地平夹角约450，钢丝绳规格1822mm，上端用绳卡、下端用花篮螺丝固定绷紧；按技术规定调校好指重表。 (2)根据工程设计要求准备地面流程材料(包括节流管汇、分离器、流量计)，相关选用原则见第三节试气地面控制系统。并进行地面流程安装、固定

17、、试压。监督要点：地面流程选用的材料、管汇台是否按设计执行；流程的走向、放喷口的位置是否满足设计和HSE要求；流程的安装、固定、试压是否按设计执行。常规试气工序及监督其它准备 (1)根据施工设计要求安装好修井机(通井机) 一口井试气(射孔)前一般要求下通井规通井，以检验井身结构、完井质量等，为进行下一步工序提供基本保证。监督要点：通井规外径小于套管内径68mm，最大直径段不小于0.5m。油管需丈量准确并复核，误差在0.03%以内。加压1020kN，连续三次探测井底相差小于0.5m。新井要通至人工井底，待试层底界距井底的距离大于50m的，应通至待试层底界以下50m，老井及有特殊要求的井应按施工设

18、计进行。封隔器座封井段有水泥环时，应用套管刮削器刮削通井。通井、刮管深度：封隔器、桥塞座封位置以下1520m。 录取资料项目：通井起止时间；通井规及刮削器外径、长度；油管类型及规格、根数；通井深度、实探井底深度；通井遇阻及处理情况。试气施工与监督通井、洗井、试压通井试气施工与监督通井、洗井、试压通井 通井管柱实探人工井底后，上提0.5m左右，进行充分循环洗井。 监督要点：洗井时洗井液上返速度应大于2m/s，连续循环两周以上，达到进、出口液性能一致，机械杂质含量小于0.2%。 录取资料项目：起止时间；方式、泵压、排量；出口液变化情况。试气施工与监督通井、洗井、试压洗井 通井管柱实探人工井底后，上

19、提0.5m左右，进 安装井口采气树，全井筒清水试压。 监督要点：监督作业队伍严格按设计和规范进行试压。(试压压力一般为套管、套管头、采气树三者最低的抗内压强度的80%。达到额定试压压力后稳定30min压降小于5%为合格) 录取资料项目：试压起止时间；压力变化情况。试气施工与监督通井、洗井、试压试压试气施工与监督通井、洗井、试压试压 目前现场采用的射孔方式有电缆传输射孔、油管传输射孔和过油管射孔三种方式。 施工要求：定位校深准确，避免误射。 监督要点：要求施工队伍在施工过程中制定详尽的安全措施；校对枪型、孔数，对射孔枪进行检查；核对定位深度、调整长度；检查录取射孔资料数据情况。对于电缆传输射孔结

20、束后，应立即下油管，装井口，中途不应停工。如有外溢或井喷预兆的井，应及时抢装井口，采用挤压法将井压平稳后再下油管诱喷。对于油管传输射孔，油管上扣采用液压钳或管钳，保证密封性，油管必须用标准通径规逐根通径；下管柱操作平稳，严禁顿钻；丝扣密封脂涂抹在公扣上，严防落物入油管内；安装采气树大四通以上部分，连接井口与地面流程。 录取资料项目：起止时间；层位、井段、厚度；枪型、弹型、孔密、相位、总孔数、发射率；射孔液类型、性能；射孔质量检查结果；射孔后油气显示、井口压力及其它异常情况、点火时间、方式。试气施工与监督射孔试气施工与监督射孔 替喷就是用相对密度较轻的液体将井内相对密度较大的液体替换出来，从而降

21、低井内液柱压力，使气层的天然气依靠自身能量流出井筒到达地面的方法。 监督要点：替喷前检查钻井泵、泵车，进行试运转，正常后方可替喷，并有备用泵以防发生故障后能够及时启用；进口管线试压到预计工作压力的1.2倍，稳压5min不漏为合格；按设计要求，替喷可采用一级或两级替浆的方式，除特殊情况外，一律采用正循环替喷；清水替喷前注入2m3粘度为3040秒的隔离液；替完压井液后清水大排量洗井，洗井液上返速度应大于2m/s，连续循环两周以上，达到进、出口液性能一致，机械杂质含量小于0.2%。洗井必须保持连续，中途不得停泵。如压井液未替完放喷口就出现喷势，此时不能停止，继续大排量洗井，直到洗干净为止。以避免放喷

22、测试期间固相物对地面流程的冲刷导致流程损坏、刺漏和人员的伤害。 录取资料项目：起止时间；方式；替喷液性质及用量；深度、泵压与排量及漏失量。 试气施工与监督替喷 替喷就是用相对密度较轻的液体将井内相对密度较 经过替喷后，气井仍不能自喷时，可采用抽汲法进行诱喷排液。抽汲就是利用专门的抽子，通过钢丝绳下入井中上下往复活动，上提时把抽子以上液体排出井口，同时在抽子下部产生低压，使天然气不断补充到井内来。抽汲工具包括防喷盒、防喷管、绳帽、加重杆和抽子。 监督要点：抽汲前，天车、防喷盒和井口调整到三点一线，加重杆与绳帽、抽子、钢丝绳连接牢固；钢丝绳出口记号不少于两点，而且必须明显易见，并有专人看记号；正式

23、抽汲前先试下加重杆，然后装抽子缓慢下井，确认油管畅通后正常抽汲；抽子下放速度均匀，慢下快起，距液面50m或提出第一个记号后降低速度，抽子的沉没深度不得超过300m；下抽子过程中发现液面上升很快并有自喷显示，应立即上提，停止抽汲；抽汲中途出现顶抽子时，应继续上提，同时关小出口阀门，确认当抽子进入防喷盒后立即关闭清蜡阀门；夜间作业必须有足够的照明条件，并满足防爆要求。 录取资料项目：起止时间；次数、深度及动液面；抽出水量及累计水量；抽出水的性质。 试气施工与监督诱喷抽汲诱喷试气施工与监督诱喷抽汲诱喷 气举法是利用压风机向油管或油套环空内注入压缩气体，降低井内液柱对地层的压力，使井内液体从套管或油管

24、中排出。若测试井旁有采输井，可利用采输井内的天然气进行气举。气举设备主要有压风机、连续油管车和液氮泵车。气举介质推荐使用氮气和天然气，使用空气时极不安全，与天然气混合易发生爆炸。 监督要点：气举前必须放掉井筒气，气举结束后必须放尽油管和油套环形空间的氮气才能关井或开井求产；进出口管线必须用油管连接，落地固定；进口管线试压不能低于气举设备最高工作压力，并在进口连接处装单流阀。 录取资料项目：起止时间；方式；液氮量及油管完成情况；泵压、排量；排出液的性质。试气施工与监督诱喷气举诱喷 气举法是利用压风机向油管或油套环空内注入压缩 深度不能超过套管允许的掏空深度；对疏松砂岩气层要确保气层结构不被破坏，

25、地层不垮塌，掏空作业和诱喷后放喷都要严格控制回压。试气施工与监督诱喷诱喷降低液面要求试气施工与监督诱喷诱喷降低液面要求 对于有自喷能力或经过替喷、诱喷而达到自喷的气井，通过地面控制进行排液的过程叫做放喷。 如果地层有自喷能力，则采用间歇放喷排液，排尽井内积液；若喷势很强，采取一次性连续放喷排液。 监督要点：放喷工作应由专人负责，加强井口、管汇台、放喷口的观察，应根据井口压力变化情况选择合理油嘴控制放喷。若产气量较小，则可根据产量适当下调井口控制压力。放喷井口压力控制在最大关井压力的50%95%，产量大时控制在70%95%左右，产量很小时则控制在50%70%。随时注意井口压力及风向变化；放喷严禁

26、使用井口阀门控制，应在地面管汇上采用耐冲刷的硬质合金油嘴调节流量；放喷时应考虑井身结构和储层特点，合理控制放喷压力，确保井身结构和储层结构不被破坏；当大部分的井内液体排出后产生冰堵时，可采用水套加或电热带进行加热保温；放喷或分离出的天然气要及时点火烧掉。 录取资料项目：放喷时间、井口压力变化、油嘴直径、排液量。试气施工与监督放喷试气施工与监督放喷高产气井防砂刺工艺技术： 刺坏的堵头川孝170井组出砂时一天刺坏九只针阀 合金油嘴 气井压后测试，由于高速含砂流体对测试地面流程装置冲蚀破坏严重，研制开发出合金油嘴、堵头、缓冲直角弯头等，延长了使用时间，保证了测试安全。 试气工艺及监督 高产气井防砂刺

27、工艺技术： 刺坏的堵头川孝170井组出砂时自喷气层、含水气层求产 根据气井的产能大小选择合理的工作制度求产(井底流压控制在地层压力的70%95%或井口流压控制在井口最大关井压力的70%95%)。气水同产井待压井液排完，证实为地层产出水后即可求产。 求产的稳定标准如下： 气产量50104m3/d时，井口压力与产量连续稳定2h小时以上； 10104m3/d气产量50104m3/d时，井口压力与产量连续稳定4h小时以上； 5104m3/d气产量10104m3/d时，井口压力与产量连续稳定8h小时以上； 1104m3/d天然气日产量5104m3/d，井口压力与产量连续稳定12h。 日产气量1104m3

28、/d，井口压力与产量连续稳定24h。 产气量3000m3/d，则用垫圈流量计敞井求产，稳定时间24h。 监督要点：每个工作制度井口压力波动范围小于0.1MPa，产量波动范围小于10%视为基本稳定；每半个小时记录油压、套压一次；每个工作制度求产稳定后，若地层产液则应实测流压；若产水，应求出产水量。非自喷气层、气水同产层 非自喷气层、气水同产层经过抽汲或气举达到设计规定掏空深度，下压力计实测流温、流压，采用流量计测得井口天然气流量。试气施工与监督测试及录取资料求产试气施工与监督测试及录取资料求产 每个工作制度稳定后，下压力计实测流压。 在套管及井口强度允许范围内求得最大关井压力及压力恢复数据。 试

29、气监督的监督检查：井口油套压稳定，24h压力波动小于0.1MPa；实测压力深度距产层中部深度不大于100m，测得稳定压力值，同时测产层静温资料。 测静止压力、流动压力时，应根据气层中部深度选择压力计测压，并同时测井口静止压力和流动压力，所测压力应在压力计量程的30%-85%范围内。测压力恢复曲线时，应测出原始地层压力及边界反映段。测试及录取资料测压力试气施工与监督测试及录取资料测压力试气施工与监督 自喷层水样在分离器处取样，非自喷层水样井底取样；天然气样采用排水取气法在流量计处取得（此处介绍的是地面常规取样，凝析气井应采取高压物性取样）。 取样量： 天然气全分析样品，每层不少于3支，每支不少于

30、400ml； 地层水全分析样品，每层不少于3支，每支1000ml。试气施工与监督测试及录取资料物性取样 自喷层水样在分离器处取样，非自喷层水样井底取a、有工业价值气井：孔板直径（油嘴直径），气产量，油产量，水产量，气油比，油压，套压，流压，静压，压力恢复曲线，上流压力，井口静温，井口流温，气层静温，气层流温，上流温度，气、水样分析资料，累计气、水产量；新区则根据气藏工程需要录取资料。 b、无工业价值气井（层）：一定条件下的气、水产量，地层压力，气、水样品分析资料。 c、水井（水层）：产水量、油压、套压、流压、静压、地层水分析资料。试气施工与监督测试及录取资料测试求产时应录取的资料a、有工业价值

31、气井：孔板直径（油嘴直径），气产量，油产量，水 a、井口超压； b、油、套管材质不适合气质； c、井口部分漏气，不压井就无法整改； d、需封层上试新层。 e、需换管柱进行酸化、加砂压裂； f、含硫化氢、二氧化碳的井试气后不能及时采输； g、弃井。 试气施工与监督 压井及时采取压井措施试气施工与监督 压井及时采取压井措施 压井液的密度应按比气层压力大5%-10%确定，不可盲目加大压井液的密度或将压井液挤入气层；对于地层漏失量大的疏松气层，应使用暂堵剂；对于低压、无自喷能力及高压、低渗、无工业产能的井采用密度1.0g/cm3的清水或盐水压井；压井液的数量应大于井筒容积的1.5倍，性能稳定。 试气施

32、工与监督 压井 压井液配置原则 压井液的密度应按比气层压力大5%-10%确定 一般采用正循环压井，高压、高产井采用先循环除气后再压井；检查钻井泵或泵车，同时准备好备用泵，确保压井连续；产气量较高、压力系数大于1.5的井，采用前置清水大排量循环除气后再压井，循环除气和压井过程中根据地层压力适当控制回压，避免注入的清水全部喷出，增加压井难度。压井过程中发现压井液进多出少严重漏失时要停止压井，查明原因，采取措施后再施工；当进出口密度差不大于0.02g/cm3时，停泵观察溢流情况，确认被压住后方可进行下道工序。起管柱过程中有专人观察井口，发现异常情况及时报告，及时处理。 要求施工队伍在施工过程中制定详

33、尽的安全措施；做好施工应急预案。 录取资料项目：时间、压井方式、泵压、排量、压井液性质、数量、漏失量和管柱结构。 压井 监督要点试气施工与监督 一般采用正循环压井，高压、高产井采用先循环除 经试气确认具备采气工业价值的井，试气监督在试气资料及报告验收合格、现场对场地和采气树检查合格后，交采气队投产。 无工业气流井应封井，并上报有关主管部门批准。试气监督的监督检查：无工业气流井试气结束后，先将井压稳，从气层底部至顶部(射孔井段)全段注水泥，水泥浆在套管内应返至气顶以上200300m，其中先期完井的井应返至套管鞋以上200300m；在井口200300m处打第二个水泥塞进一步封井，水泥塞试压合格后，

34、井口焊井口帽，装放气阀，盖井口房。 对暂时无条件投产的有工业气流的井试气结束后，先将井压稳，在气层以上50m(先期完井天然气井应在套管鞋以上50m)下易钻桥塞，然后打50100m水泥塞，水泥塞试压合格后。井口应安装简易井口并装压力表，盖井口房，并观察记录。试气施工与监督交井(封井) 经试气确认具备采气工业价值的井，试气监督在试 根据录取的资料，进行试井分析，提交试气报告。试气报告应包括以下成果： 直接测出地层静压、温度、流压和产气层的生产能力；或测出气井井口最大关井压力，计算出地层静压。 求得产气方程式。 求出气井的绝对无阻流量。 取样分析气、油、水的物理化学性质（此处的油是指从气体中产生的凝

35、析油）。 计算地层渗透率、表皮系数、井筒储存系数、储层性质参数、边界性质和距离等参数，判断气藏储层类型，计算单井控制储量，为计算气田储量和编制开发方案提供依据，为新区勘探指明方向。 根据试气结果，确定气井的合理生产制度。试气施工与监督提交试气报告试气施工与监督提交试气报告 气井测试流程主要有三种。 常规气井测试流程。它主要由采气井口、放喷管线、气水分离器、临界速度流量计和放喷出口的燃烧筒组成（图9-3-1）。这种测试流程适用于不产水或产少量凝析水的气井。因为临界速度流量计测试要求必须是干气，不能含有水，因此，要安装旋风分离器进行脱水后，才能进行测试。用得最多的是这一种测试流程。 气水井测试流程

36、。若测试的是气水井，则要应用气水井测试流程。该流程基本上同第一种，主要区别在于测试流程中要加重力式分离器，分离后的天然气用临界速度流量计测试，水用计量罐测试。 高压气井的测试流程。一般采用三级降压保温装置（详见高压井试气部分）。测试流程主要装备有采气井口装置、节流阀、分离器、流量计及燃烧筒等。试气地面控制系统分类 气井测试流程主要有三种。试气地面控制系统分类 川西地区常规试气地面流程图试气地面控制系统 川西地区常规试气地面流程图试气地面控制系统最高井口关井压力预测最高井口关井压力是选择采气井口装置、确定地面流程管汇压力级别必不可少的重要参数。可采用以下方法预测井口的最大关井压力：近似公式： 精

37、确公式： 试气地面控制系统井口装置及管汇台选型重要参数计算近似公式： 精确公式： 试气地面控制系统井口装置及管 如无的资料，可用中测或RFT测井资料，也可用钻进中发生漏失时的泥浆柱压力求得，如无这几项资料，也可用平衡钻进中的泥浆柱压力。这可能比实际偏大，但对于选择采气井口装置和分析套管更安全。 天然气相对密度：对于第一口探井，天然气相对密度可取甲烷相对密度0.55，因为在天然气的组分中甲烷占绝大部分，这样计算的气柱压力比实际的略低，关井井口压力比实际的略高，有利于安全。：式中； 气井所在地区常年平均温度，； 地温梯度，m/。 用近似公式计算出pG后，再计算井口平均压力，根据对比压力pr和对比温

38、度Tr确定ZCP。试气地面控制系统 井口装置及管汇台选型公式中参数的确定：式中； 气井所在地区常年平均温度，； 井口流温预测是对测试流程采取合理保温系统的基本依据。根据美国深气井完井中介绍的产层温度、产量与井筒温度的关系曲线，得出了预测测试时井口最高温度的计算公式：， 式中： 井口常年平均气温，； 产气量为Q时井口最高温度，； 气层中部温度，； Q测试时的产气量，104m3/d。但是，在应用此公式时需注意的是：测试时井口温度是流动时间足够长，已达到稳定时的最高温度，因此，使用这一公式时必须注意到这一条件，而未满足这一条件时井口温度会偏低。 试气地面控制系统 井口装置及管汇台选型井口温度预测，

39、式中： 井口常年平均气温，；试气地面 气井井口装置的作用是悬挂井下油管柱，密封油套管和两层套管之间的环形空间以控制油气井生产，回注(注蒸汽、注气、注水、酸化、压裂、注化学剂等)和安全生产的关键设备，主要包括套管头、油管头和采油(气)树三大部分。采气井口装置是控制油气的关键设备，应根据井口最高关井压力预测结果选用井口装置，其额定工作压力必须大于最高井口关井压力。对需后期储层改造的井，井口装置的额定工作压力必须大于最大施工压力。井口装置连接基本型式分为螺纹式、法兰式和卡箍式三种，法兰式和卡箍式最常用。矿场使用的采气树有KQ21/65、KQ35/65、KQ70/65、KQ105/65等。应根据不同地

40、区、不同井深和不同压力级别选择相适应型号的采气树，所选择的采气井口额定工作压力应大于最高关井压力；根据环境的最低温度、流经采气井口装置的流体最高温度选择井口装置的温度类别；采气井口装置主要零件所用材料，根据适用工况应符合要求；根据使用环境、硫化氢浓度等因素选择采气井口性能级别。试气地面控制系统井口装置选择 气井井口装置的作用是悬挂井下油管柱，密封油套试气地面控制系统 常规采气树技术参数试气地面控制系统 常规采气树技术参数试气地面控制系统 井口装置的温度类别试气地面控制系统 井口装置的温度类别试气地面控制系统 采油（气）井口装置主要零件材料选择试气地面控制系统 采油（气）井口装置主要零件材料选择

41、试气地面控制系统采气井口性能级别选择试气地面控制系统采气井口性能级别选择 目前常用管汇台有“丰”字形及“回”字形两种（图9-3-2）。按井口最大关井压力预测结果选择管汇台的压力级别。井口压力小于50MPa的井采用一级管汇台控制：井口压力20MPa以下的井口采用35MPa管汇，井口压力2050MPa的井采用70MPa管汇；井口压力50MPa以上的井采用多级节流。关键和常操作的阀门采用密封性好、操作灵活、质量可靠的平板阀，调压、放空选用JLK型可调节流阀。分离计量流程选用使用寿命长、噪声小、耐冲刷的差压油密封闸阀和节流截止放空阀。安全阀选用开启关闭可靠、严密不易泄漏的先导式安全阀或弹簧式安全阀。“

42、回”字形管汇台“丰”字形管汇台常用管汇台结构示意图试气地面控制系统管汇台选型 目前常用管汇台有“丰”字形及“回”字形两种（ 当气流放喷时，天然气通过内径为D，长度为L的等直径放喷管线喷到大气中，假设放喷管始端压力为P1，末端压力为P2，天然气在管内流动流量 式中：放喷管内天然气平均偏差系数；放喷管内天然气平均温度，K。试气地面控制系统放喷测试管线确定 式中：放喷管内天然气平均偏差系数；放喷管内天然气考虑天然气从放喷管始端流向末端的过程中无漏失，则 高速流体在管道内流动时会发生冲蚀，需根据冲蚀流速确定管道 的通过能力： 式中：qe受冲蚀流速约束的油管通过能力，104m3/d；A管道截面积，m2；

43、P大气压力，0.1MPa。试气地面控制系统 放喷测试管线确定考虑天然气从放喷管始端流向末端的过程中无漏失，则 高 若预测单翼气产量大于或等于80104m3/d，井口至分离器宜选用规格为76mm和89mm的专用管线，采用丝扣或法兰连接。分离器出口管线内径按下表确定。试气地面控制系统 根据预测的气产量选择管线尺寸分离器出口管线内径推荐表试气地面控制系统 根据预测的气产量选择管线尺寸分离器出口管线 井口压力25MPa以下的井配备一条放喷管线、一条测试管线，井口采用油、套单翼连接；井口压力2550MPa的井配备两条放喷管线和至少一条测试管线，井口双翼油管、单翼套管连接；井口压力50MPa以上的井至少配

44、备三条放喷管线和至少两条测试管线，井口双翼油管、双翼套管连接。连接管线选用735.51mm或896.45mm油管及短节（钢级为80以上）。对于含酸性气体气井需采用抗腐蚀材质。试气地面控制系统 根据井口压力选择放喷测试管线试气地面控制系统 根据井口压力选择放喷测试管线 天然气在管道中，通过骤然缩小的孔道，由于摩擦耗能使气压显著下降，这种现象称为节流，利用节流可达到降压或调节流量的目的。 天然气通过地面节流孔眼时流速很高，在孔眼附近的气流与外界的热交换甚小,一般可忽略不计。节流过程可视为绝热过程。因此，可依据绝热过程，井口压力、温度预测来选取节流油嘴大小。 节流阀选型 天然气在管道中，通过骤然缩小

45、的孔道，由于摩擦 天然气流过节流装置时，因过流截面突缩，其流速会迅速增大，造成局部阻力增大，使其压力显著下降。时，节流前后的压力与其流量的在已知天然气流量qsc、节流前温度T1、压力p1及节流后的压力p2时，由式(9-3-8)可计算出节流阀的直径。当关系为：节流阀选型 天然气流过节流装置时，因过流截面突缩，其流速对于临界流动，节流油嘴直径按下式计算（气流达到临界压力)的条件是：即0.546与上流压力下流压力 之比小于或等于0.546：则 油嘴前压力（绝，105Pa）；Z气体在油嘴前管段内平均压力下的压缩系数；油嘴前气体的相对密度（与空气比）；T油嘴前气体的平均温度（K）。式中：Q气体流量（m3

46、/d）(P0=0.101325MPa，T=293K)； d流通直径（mm）；为满足油气控制和测取压力及产量资料的要求，可按式(9-3-9)计算结果选合理孔径合金油嘴。节流阀选型对于临界流动，节流油嘴直径按下式计算（气流达到临界压力)的条 在一定条件下天然气才能形成水合物：有游离水存在，若天然气中没有自由的游离水，则不会形成水合物。系统处于适宜的温度和压力。对于任何组分的天然气，在给定压力下，存在一水合物形成温度，低于这个温度将形成水合物，而高于这个温度则不形成水合物或已形成的水合物将发生分解，当压力升高时，形成水合物的温度也随之升高。形成水合物还有一些次要条件，如高的气体流速、任何形式的搅动如

47、孔板、弯管、温度计插孔及晶种的存在、含盐量和固体产物等。 天然气水合物有其存在的最高温度，也是其形成的临界温度，若超过这个温度，再高的压力也不能形成水合物，下表列出了几种天然气组分形成水合物的临界温度。天然气水合物防治措施天然气水合物生成条件预测天然气水合物防治措施天然气水合物生成条件预测天然气组分形成水合物的临界温度天然气水合物防治措施 天然气水合物生成条件预测天然气组分形成水合物的临界温度天然气水合物防治措施 天然气水 预测天然气水合物生成条件的方法比较多，常用的有经验图解法、相平衡常数法和统计热力学法。本节拟只介绍无抑制剂存在时天然气水合物生成条件的主要预测方法，而对有抑制剂时请参阅相关

48、文献。天然气水合物防治措施概述 预测天然气水合物生成条件的方法比较多，常用（1）经验图解法 该法使用右图的曲线根据天然气的相对密度来预测天然气水合物形成的大致压力温度条件，对含H2S的天然气误差较大，不宜使用。若相对密度在两条曲线之间，可采用内插法进行近似计算。形成水合物的压力，kPa(绝) 当天然气通过针形阀、孔板等节流元件时产生急剧的压降和膨胀，温度也会骤然下降，可能导致水合物形成。这种温度下降的程度在天然气组成数据准确时，可用等焓节流的计算方法求得。利用右图可以预测致冷程度的近似值。形成水合物的压力，kPa(绝)形成水合物的压力，kPa(绝)天然气水合物防治措施 主要方法（1）经验图解法

49、形成水合物的压力，kPa(绝)形成水合物的压给定压力降所引起的温度降天然气水合物防治措施给定压力降所引起的温度降天然气水合物防治措施 气井放喷、测试时，气流通过节流装置节流后，随着压力降低，气体体积急剧膨胀，气流温度下降幅度较大。当其温度低于水化温度时，天然气中的自由水将与烃类气体生成水合物，常在针阀、弯头、分离器及流量计等处造成堵塞，影响测试工作的正常进行。天然气水合物的防治可采用物理方法（加热、降压、脱除）和化学方法（加热力学抑制剂、动力学抑制剂、抗聚集剂等）。最常采用的防治水合物形成的方法是加热法和注醇法，两种方法的优缺点见下表。天然气水合物防治措施天然气水合物防治措施 气井放喷、测试时

50、，气流通过节流装置节流加热和注醇法预防水合物优缺点对比表天然气水合物防治措施 天然气水合物防治措施加热和注醇法预防水合物优缺点对比表天然气水合物防治措施 天然 加热方法主要包括电热带加热、水套炉加热和热管伴热。在禁止使用明火的场所，从安全角度出发，可采用热管伴热加热防止冰堵，一般采用天然气走内管，饱和水蒸气走内管和外管间的环形空间（图9-3-5）。通过锅炉向保温管汇供热，提高气流温度，可有效避免水合物形成，保证测试工作的正常进行。防治水合物形成所需加热量可由式(9-3-12)计算： 式中：q加热天然气所需的热量，kJ/h；T1、T2天然气加热前后的温度，K；Q管线输气量，m3/d； 天然气定压

51、比热，kJ/(kg.K)。天然气水合物防治措施天然气水合物防治措施加热法 加热方法主要包括电热带加热、水套炉加热和热管套管加热示意图天然气水合物防治措施 天然气水合物防治措施加热法套管加热示意图天然气水合物防治措施 天然气水合物防治措施加 通过注入抑制剂，可以降低水合物的生成温度从而防止水合物的形成。为了保证抑制剂的连续注入和调节注入量，采用计量泵注入，通过喷嘴以雾状喷入，使抑制剂与气体有较大接触面积，可以获得较好的抑制效果。抑制剂有两大类：有机抑制剂和无机抑制剂。天然气水合物防治措施天然气水合物防治措施注抑制剂法天然气水合物防治措施天然气水合物防治措施注抑制剂法天然气水合物防治措施 天然气水

52、合物防治措施注抑制剂法常用有机抑制剂物理化学性质天然气水合物防治措施 天然气水合物防治措施注抑制剂法常用有 分离器处理能力与所分离流体的性质、分离条件以及分离器本身结构尺寸有关，对于一定性质和数量的处理对象，则取决于分离器的类型和尺寸。 下表为单筒卧式、立式和球形分离器各方面性能比较表，可作为选型参考。选择分离器类型应主要考虑井内产物的特点。例如，对于气水井和泥砂井，适宜选用立式油气分离器；对于泡沫排水井适宜选用卧式分离器；对于凝析气井，则使用三相分离器较为理想。分离计量装置分离器选型 分离器处理能力与所分离流体的性质、分离条件以几种分离器性能比较表分离计量装置分离器选型几种分离器性能比较表分

53、离计量装置分离器选型 对于某一类型的分离器，铭牌上都标有工作压力、温度、直径、高度和日处理量等参数，应根据这些参数选择分离器。其它参数已定，主要是计算气、液日处理量是否满足要求。气液处理量的计算方法很多，下面介绍一种较简单、实用的计算气体通过能力的计算公式： 式中：qsc分离器日处理量，104m3/d；D分离器内径，m；p分离器工作压力，MPa；T分离器工作温度，K；Z在p和T条件下的压缩系数；L在分离条件下液体的密度，kg/m3；g在分离条件下气体的密度，kg/m3；K经验常数，对于立式分离器K=0.0180.107，平均取0.064；对于卧式分离器K=0.01220.152，平均取0.13

54、7。分离计量装置分离器选型 对于某一类型的分离器，铭牌上都标有工作压力 临界速度流量计原理是：根据天然气通过孔扳，上流压力P1大于下流压力P2约一倍，即P20.546Pl时，达到临界气流。在临界气流时，流束断面最小处，天然气的流速等于在该处温度下天然气中流速。此时，增加上流压力，流束断面最小的速度并不增加，只增加气体的密度和流量，故利用上流压力即可算出流量。 天然气计量装置临界速度流量计天然气计量装置临界速度流量计 该仪器是在管道法兰间装有一中心开孔的金属板，由测气短节，压帽接箍、孔板和下流管线等部分组成（图9-3-6），具有结构简单，所取参数少，计算不复杂，计量比较准确，测气范围广等优点。流

55、量计的直径有2和4的两种，测高压气井时用4流量计，一般用2流量计。 当使用该流量计时应遵守下述要求7：通过孔板的气流必须达到临界流动（即流速等于声速）；日产气量要求大于8000m3；流量计短节内径必须与排气管线内径相同；流量计短节下流管线直线段不得小于3米；上流压力需用标准压力表；测气孔板的喇叭口应对准下流，而且所选孔板必须符合P下0.546P上；临界速度流量计要求安装在比较平直的测试管线上。 天然气计量装置临界速度流量计 该仪器是在管道法兰间装有一中心开孔的金属板， 流量计下流不宜接较长的管线，一般2到3根油管即可。否则，流量计下流一定要增接一个下流压力表，以测定下流压力，确定气流是否达到临

56、界速度。临界速度流量计天然气计量装置临界速度流量计 流量计下流不宜接较长的管线，一般2到3根油管 垫圈流量计只适用于较小的气体流量，当U形管内盛水时，只适用于3000m3/d以下的气体流量，当U形管内盛水银时，可测量30008000m3/d之间的气体流量，它具有结构简单、携带方便等优点。如右图所示，垫圈流量计是由2的测气短节、垫圈（孔板）和U形管压差计所组成。其工作原理与临界速度流量计基本相同，气体流经孔板时产生节流，形成压差，当气体流速小于临界流速时，压差愈大，流经孔板的气量也愈大，因此，经测量U形管中液柱的压差值就可算出气量，所不同的只是该流量计下流通大气，即下流压力为大气压，所以上流测出

57、的U形管中压差即为上下流压差。1、测气短节 2、孔板3、压帽 4、胶皮筒5、U形管压力计垫圈流量计天然气计量装置垫圈流量计 垫圈流量计只适用于较小的气体流量，当U形管内现场一般利用临界速度流量计进行改装后进行测试，改装要求是下流管线不能太长，一般23根油管，直接通大气。在上流压力表处，换成“U”形管计算上流压力。现场使用时，孔板的选用要合适，孔板的直径和测气管径之比应在0.40.8mm之间，厚度应在36mm之间，标准孔板如右图所示。垫圈标准孔板临界速度流量计天然气计量装置现场一般利用临界速度流量计进行改装后进行垫圈标准孔板临界速度 四川气田是国内天然气开发最早的地区，自50年代开始采用孔板差压

58、式流量计测量天然气流量。为了提高计量精度，四川气田在生产中进行了长期大量探索、试验和研究。前期沿用前苏联的2754规程。1965年自行编制出第一部适合四川情况的计量规程“65计量规程”，统一采用环室取压方法取代管式取压力法。1983年，四川气田负责起草的天然气计量行业标准SYL04“天然气流量的标淮孔板计量方法”正式颁布实施。1995年进行了修订，并更名为“天然气流量标准孔板计量方法”。 标准孔板差压式流量计由带标准孔板的节流装置(包括附件)及差压计两部分组成。如下图所示。差压式流量计天然气计量装置差压式流量计天然气计量装置孔板差压流量计组成示意图1上游侧第2阻力件；2上游侧第1阻力件；3上游

59、侧直管段；4孔板和双压装置；5下游侧直管段；6下游侧第1阻力件；7导压管路；8差压计天然气计量装置 差压式流量计孔板差压流量计组成示意图1上游侧第2阻力件；2上游侧第1 节流装置由标准孔板、带有取压孔的孔板夹持器及符合要求的上下游直管段及导压管等附件组成。标淮孔板是机械加工制成的圆形带巾心孔眼的金属薄板。四川气田广泛采用HKL系列环室取压节流装置和FKJ系列法兰取压节流装置。天然气计量装置节流装置 节流装置由标准孔板、带有取压孔的孔板夹持器及图9-3-10 HKL环室取压节流装置图1-顶丝；2-双女螺栓；3-六角螺母；4-钢垫圈；5-六角头螺钉；6-六角螺母；7-钢垫圈；8-密封垫片；9-连接

60、凹法兰；10-上游测量管；11-密封垫片；12-正环室；13-标准孔板；14-导压短管15-卡套式球阀；16-密封垫片；17-负压室；18-下游测量管天然气计量装置 节流装置图9-3-10 HKL环室取压节流装置图1-顶丝；2-双女FKL法兰取压节流装置图天然气计量装置节流装置FKL法兰取压节流装置图天然气计量装置节流装置 四川气田广泛采用CW型双波纹管差压计进行天然气流量计量。这种差压计测量部分结构如下图所示。CW系列差压计工作环境温度为室温，湿度小于85，记录纸行程误差为每日35min。天然气计量装置差压计天然气计量装置差压计双波纹管差压计测量部分结构图1低压引入口；2低压室波纹管；3低压