高温高压地层测试技术介绍

高温高压地层测试技术介绍第1页/共134页概述随着油气勘探的发展，向地层深部找油气的局面已展示在油气勘探工作者面前。前苏联钻探的SG-3井，钻探深度12000米，四川钻探最深的井达到7175米，近年钻探的柯深1井为6336.5米，英科1井完钻井深6400米，库1井完钻井深6941.15米，更有亚洲第一深井塔参１井，井深达到7200米。由于井越来越深，随之带来了井底温度高、压力大等情况。这给完井测试带来许多的困难。第2页/共134页高温高压井在国外称为HTHP井(HighTemperatureand/orHighPressure)，根据国际HTHP合作促进协会的规定，油气井的地层温度达到300℉(149℃)，或地层压力达到15000Psi(103.4MPa)，或井口压力达到10000Psi(68.9MPa)以上称为高温高压井。若油气井的地层温度达到400℉(204℃)，或地层压力达到20000Psi(137.8MPa)，或井口压力达到15000Psi(103.4MPa)以上称为超高温高压井。第3页/共134页高温高压井的地层测试技术是一个世界级的石油勘探的技术难题，它引起了中石油、中石化、中海洋和世界各大石油公司的高度重视，国际上西方跨国石油公司主动与石油技术服务公司进行技术合作，在八十年代由11家油公司发起了HPHT合作促进会，协会下属不同专业的分会，其中包括测试分会，总部设在欧洲的NORWAY。SHULUMBERGER、HALLIBURTON和EXPRO等公司被邀参加HPHT测试分会。HTHP协会的性质是会员制，制度规定技术成果和技术文件只能由会员分享，不得对外扩散。第4页/共134页国内现状通过引进消化国外的测试设备，并在实际施工中积累了一定的经验，缩短了与发达国家的差距，取得很大的进步。但井下测试工具、井下仪器、地面井口控制设备、地面计量设备、射孔校深仪器及射孔器材，高密封性能的油管、套管和一些必须的处理剂等，主要都还依靠进口。第5页/共134页国内现状针对高温高压井的测试，石油大学、西安石油学院、西南石油学院、江汉石油学院与专业公司合作，相继开发了高温高压井测试管柱力学分析软件、套管强度力学分析软件，并在现场试用，这些成果的应用为提高施工质量和安全性提供了技术支持。不过也还存在一些计算精度不高，计算项目不全等问题，还需继续完善。第6页/共134页广大试油工作者，在过去的高温高压井试油测试实践中也积累了很多经验，解决了不少生产中存在的实际问题，但也存在一个将一些高温高压测试的理论与实践相结合，并通过这种结合去推动这项技术发展的问题。由于高温高压测试工作包含的工艺面广，涉及的专业多，而每个人的精力是有限的，这就要求我们不同专业人员，从不同的专业角度出发，去研究、实践解决高温高压测试的问题，共同把我国高温高压测试技术提高到一个新的水平。第7页/共134页目前存在的主要问题1、高温高压给井口控制设备、油管、井下工具、套管等的密封性提出了更高的要求。在施工中，曾发生过井口突然被刺坏及井下工具被刺坏的事故。2、由高温高压引起的变形量增大，对测试管柱强度提出了更高的要求。在实践中遇到过安全系数仅为1.1～1.2的情况，在这种条件下施工，存在较多的不安全因数。也曾发生过油管被挤毁的事故。第8页/共134页目前存在的主要问题3、井身结构与试油测试工具不配套。目前的射孔枪、射孔弹、井下工具系列与超深井的井身结构还不配套。使试油期间工具选型困难，有时只好改变封隔器的座封位置。4、放喷期间，地层流体携带砂粒高速流动，极易刺坏针阀、油嘴管汇，使下游压力突然增高，威胁下游设备安全和人身安全。第9页/共134页目前存在的主要问题5、对产量、流压、温度控制不当，或加热炉供热不足，可能会使地面测试流程内形成天然气水合物，堵塞地面测试流程，对地面设备和人员安全造成极大威胁。6、井口压力有时可达到井口设备的额定工作压力，此时，井口必须放压。试采时，造成井口时关时开，最终导致地层垮塌或地层严重出砂而终止测试。第10页/共134页目前存在的主要问题7、套管剩余强度不足，导致低替时，套管变形，全井报废的恶性事故发生。8、封隔器突然失封时，环空压力突然升高，导致表层套管破裂，进而憋裂地表地层，井场四周冒气。9、TCP射孔的火工器材在高温条件下，性能不稳定，导致射孔火工品在下钻过程中自行爆燃，造成返工。第11页/共134页目前存在的主要问题10、井下关井阀在高温高压条件下关闭不严密，取不到合格的地层压力资料。11、机械压力计时钟停走、时停时走或走速不均匀的故障时有发生。电子压力计也不能长时间在高温高压下稳定工作，影响资料录取。12、压井液在高温条件下性能不稳定，造成埋卡封隔器。第12页/共134页目前存在的主要问题13、现在深井试油测试都是靠环空加压控制井下工具的动作。而在深井条件下，压井液传压性能变差，给地面加压操作带来一些假象，使工具操作失误。14、测试过程中，封隔器以下的压井泥浆会被地层产出的油气所置换排出。而测试管柱中的循环阀一般装在封隔器的上方，当循环压井时，封隔器以下的油气不能被完全置换。在起钻过程中，这些在压井液浮力作用下油气向上移动，随着压力的减小，其中的气体体积越来越膨胀，到达井口时就非常危险，极易引起火灾事故。第13页/共134页目前存在的主要问题15、通井刮管时，未按标准规程操作，导致套管壁清理不干净。在下封隔器时，套管壁上残留的水泥块被封隔器通径规环刮掉，落在封隔器摩擦块间隙里，卡死摩擦块，减少了摩擦块与套管壁之间的摩擦力，导致封隔器座封困难。16、一些人为的低级错误时有发生，导致重大事故。如井下落物、吊卡和卡瓦与油管不配套等。17、解封封隔器时，上提解封负荷控制不当，将上部油管接箍提变形。第14页/共134页

这次介绍的内容，主要是针对陆上油田高温高压井常用的测试工艺和测试设备进行介绍的。其中管柱力学分析，套管强度分析，也是针对目前高温高压井所选用的测试工艺和测试管柱条件来进行的。第15页/共134页有关参数的预测计算地层压力的预测井下最高温度的预测最高井口关井压力的预测生产压差的确定井口流动温度预测井口流动压力的预测

天然气水合物生成条件的计算井口套压的预测放喷管线输气管流通能力计算封隔器承受最大压差校核第16页/共134页地层压力的预测在试油设计时，地层压力的预测主要根据钻开油气层时的泥浆密度，气测后效显示情况，进出口泥浆比重变化情况来进行预测。第17页/共134页地层压力的预测实例

×深1井，在钻6387.0～6410.0米的钻进过程中，泥浆密度逐步由1.86加重到1.94↗2.01↗2.07g/cm3在预测地层最大压力时，以钻进过程中井涌时泥浆柱压力作为近似地层压力，预计地层压力系数为1.97，推算出6402.0～6410.0米中部地层压力为123.76Mpa，在试油过程中用电子压力计实测的地层压力为127.8Mpa。第18页/共134页地层压力的预测实例

×1井钻至6732米以下，用1.7的泥浆密度不能平衡孔隙压力，泥浆气侵严重，井涌CL-由2500↗5200ppm，完钻时泥浆比重1.95～2.02，此时泥浆气测背景值仍较高（全烃2～7％），分析认为此段孔隙流体压力系数可能达到2.02g/cm3，预测地层压力6778.5*2.02*9.8=134.19Mpa，在后来的试油中，实测地层压力为135.84Mpa。第19页/共134页地层压力的预测采用钻开油层泥浆比重取值方法，来预测地层压力是很近似的，粗略的。比较好的方法是用RFT，但成本高。其次还可以用密度、声波测井方法来预测地层压力。但这些方法只适用于砂泥岩地层，对灰岩地层不宜用。气测的dc指数法也可以用。第20页/共134页井下最高温度的预测目前主要是应用测井的方法获取地层温度，但在实际应用中发现，地层的真实温度往往比测井提供的温度高出7～12℃。试油获得地层温度比测井提供的地层温度高的原因主要是试油测试时，电子压力计在井下停留的时间长，压井液与地层的热交换充分一些。另一方面在试油测试时，地层流体是在流动的，而测井时，井筒流体是静止的，所以我们在试油设计时，井下最高温度应该是在测井温度的基础上加上7～12℃，才比较近似于地层温度。第21页/共134页最高井口关井压力的预测求井口最高关井压力的问题，实际就是确定油管内气柱平均静压梯度，一旦把油管内气柱平均静压梯度找到，最高关井压力就获得了。第22页/共134页最高井口关井压力的预测近年来根据我们在西部地区的试油实践统计得出在井口关井时，测试管柱内的平均静压梯度为0.28Mpa/100米。用这个经验对早年试油的ＸＸ井实测的数据进行比较。此井试油井段7053.37～7175.00米，实测地层压力151.8Mpa，实测井口关井压力132.8Mpa。这个关井压力与用经验推算出的“关井时平均静压梯度”很近似。第23页/共134页最高井口关井压力的预测第二种方法是钻井甲方手册124页推荐的井口关井压力公式：

PG=0.7882PB式中PG——井口关井压力（气顶压力）

PB——地层压力（气柱底部压力）第24页/共134页最高井口关井压力的预测第三种方法是四川川西北矿区推荐的最高关井压力近似公式：式中PG——井口关井压力（气顶压力）；

PB′——近似地层压力；

r——天然气密度；

L——气层中部深度；

e——自然对数；

第25页/共134页生产压差的确定在高温高压气井测试过程中，生产压差（或测试压差）的大小，是测试成败的关键因素之一。生产压差过小，会造成：①侵入地层中的钻井泥浆固相微粒难以排除，达不到清除井壁附近污染的目的；②使地层中的泥浆滤液难以排出；③使相邻工作制度之间压差范围小，天然气产量变化小，由此建立的产能方程精度偏低，影响对储层的评价。第26页/共134页生产压差的确定而生产压差过大，又可能造成：①使井壁失稳、垮塌、地层出砂而导致测试失败；②使井壁附近储层岩石永久性压密，再次造成应力污染；③造成气体渗流的非线性效应严重，使得压力恢复资料所求得的地层渗透率值，不能反映真实的地层参数。第27页/共134页生产压差的确定为此，确定高温高压气井测试中合理生产压差需要综合以下因素：1、从气流在井筒中携液能力的角度考虑。在钻井和完井过程中，都可能残留液体在地层，在气井的测试过程中，一开井的一个重要的作用就是要排除地层积液，因此，在设计生产压差时，必须要考虑能在测试一开时，就将地层积液排出。第28页/共134页生产压差的确定2、从返排侵入地层中的泥浆固相颗粒角度考虑。在高温高压气井钻井过程中，泥浆侵入到储层孔隙中，一些固相颗粒就脱离出来，堵塞储层渗流通道，降低储层渗透率。为此，在测试时，需要气流具有一定的速度，让泥浆固相颗粒返排出来，以减少储层伤害。3、气体渗流时，在孔隙周围产生附加压力降，易造成气堵，会影响测试数据分析的质量，造成分析结果的错误。第29页/共134页生产压差的确定4、从井壁稳定不出砂的角度考虑。生产压差越大，井眼周围岩石骨架应力越大，储层越容易破坏出砂。因此，在考虑合理生产压差时，必须考虑保护储层避免出砂的问题。从3方面考虑：一是从井壁岩石的坚固程度确定生产压差；二是从井壁岩石抗剪切强度确定生产压差，当生产压差是岩石剪切强度的1.7倍时，岩石开始破坏并出砂。国内外通过大量的分析计算表明，该方法预测准确度极高；三是从射孔孔道稳定性角度确定生产压差。5、从清除射孔孔道残余物角度考虑。第30页/共134页在施工中，通过严格控制井口压力来实现生产压差的控制，我们在设计阶段提高这方面的计算是很有必要的，四川、江汉、华东、西安等石油学院，都有这方面的计算软件，可供选定合理生产压差作参考。生产压差的确定第31页/共134页井口流动温度预测计算测试管柱的温度效应的变化，确保测试管柱的安全，防止井口温度过高或过低对井口设备性能造成影响。因此计算出测试求产时，产量与井口温度变化的关系就显得很重要。第32页/共134页四川西北矿区根据美国《深气井完井》的资料介绍，把该资料中提供的产层温度产量与井筒温度关系曲线，拟合成下面计算公式，并在实际施工中应用检验，理论计算与实际测得的值比较符合。t0ˊ=（t-t0）×（1.21295×10-2Q-4.6919×10-5Q2）+t0式中：t0——井口常年平均气温，℃；

t0ˊ——产气量为Q时井口最高温度，℃；

t——气层中部温度，℃；

Q——测气时气产量；从近年来实践情况，这个公式在产干气条件下比较适用，如气中含水或凝析油时，这公式的误差还是较大的。井口流动温度预测第33页/共134页井口流动压力的预测一般采用下式计算：

P12=P22×e2s＋式中：d——油管内径；

P1——井口流动压力；

P2——井底压力；

e——自然对数；

s——系数；

λ——摩阻系数；

Q——天然气产量；

T平均——油管平均温度；

Z平均——天然气压缩系数；

r——天然气比重；

M0——地热增温率；

T0——气井地面平均温度；第34页/共134页确定水合物形成压力和温度的方法有：（1）经验公式法，包括波诺马列夫法，二次多项式法。（2）图解法有两种：一种是按不同密度作出的天然气生成水合物的温度与压力关系曲线。另一种是判断天然气经过节流阀处是否形成水合物的节流曲线。用上述方法可计算出：（1）油咀管汇上游水化物生成的温度，压力值；（2）油咀管汇下游水化物生成的压力和温度值；（3）油咀管汇节流前后温度的变化值。天然气水合物生成条件计算第35页/共134页为了防止水合物的生成，在现场施工中，一般都采用锅炉加热的办法，使气流温度高于给定压力下水合物的生成温度从而实现阻止水合物的生成。同时还在节流管汇的数据头上，安装一个化学注入泵，此泵的输出压力高于管汇中的气流压力，可直接向管内注入乙二醇等抑制剂，降低水合物生成的温度，当然在地层生产压差允许的情况下，也可通过调节口压力，使其低于井口流动温度下水合物生成的压力。天然气水合物生成条件计算第36页/共134页井口套压的预测陆上用的深井测试管柱，多数都是引进哈力伯顿公司制造的APR工具，而这种工具的井下阀关井的操作，井下循环阀开启的操作，都是靠环空施加泵压来实现的，必须预测出在不同产量条件下井口套压值，并对它进行严格监控，才能确保井下循环阀和井下关井阀破裂盘的安全。第37页/共134页井口套压的预测△P=0.7401·Δt△P——测试时井口套压的增量，Mpa；Δt——封隔处管柱的平均温度增量，℃；式中：t0’——产量为Q时，井口温度，℃；t0——地面常年平均气温，℃；t封——天然气产量为Q时，封隔器处的温度，℃；t封0——封隔器坐封时，该处的温度，℃；第38页/共134页放喷管线输气管流通能力计算，可查阅四川石油管理局编写的《天然气工程手册》。第39页/共134页封隔器承受最大压差校核在气井测试中，若遇到高压低产气井，当测试液垫被排出后，封隔器可能需承受非常大的压差，如不适当控制井口回压，就会损坏封隔器。第40页/共134页测试管柱及套管的受力分析测试管柱力学分析井下套管力学分析井下工具力学分析第41页/共134页测试管柱力学分析这里讲的测试管柱是特指的由油管、井下工具和各种配合接头组成的，属于一种细长的特殊机械杆件。它在井内受到多种载荷的共同作用。如自重、钻压、管内流体压力、管外流体压力及管内流体摩阻的作用。这些外力的作用，会使管柱产生各种类型的管柱变形。第42页/共134页测试管柱力学分析流体流动会导致管柱温度变化，在材料的热胀冷缩效应作用下，引起管柱伸长或缩短，称为温度效应。管柱自重、管内流体流动时的粘滞摩阻使管柱产生轴向变形，称为轴力效应。第43页/共134页测试管柱力学分析管内外流体压力的变化使管柱产生径向变形，根据材料力学理论，管柱轴向也将产生相应变形，称为鼓胀效应。在钻压作用下管柱产生弯曲变形，受套管约束后产生螺旋弯曲。第44页/共134页测试管柱力学分析这些管柱变形会产生一定的应力，若应力过大，必然会损坏测试管柱。现我们就针对近期陆上油田所用的高温、高压测试管柱进行分析。为分析方便，我们把全部测试过程分为七种工况进行。这七种工况是：下钻完、低替、坐封、射孔、关井、开井、压井、高挤酸。然后分别计算出这七种工况下，测试管柱所受应力和强度、安全系数、井下管柱轴向变形量。第45页/共134页测试管柱力学分析根据上述七种工况，很容易判别在测试施工过程中，其测试管柱的危险截面一般在井口处、油管壁厚变簿处、封隔器顶部和封隔器中心管等处。

第46页/共134页测试管柱力学分析这些分析还应包括：油管下深计算。目的是校核油管拉伸应力安全系数，安全系数一般应不低于1.5。管柱强度计算。目的是找出测试管柱危险截面，并用第四强度理论对危险截面进行强度校核，安全系数一般应不低于1.5。测试管柱变形量分析。第47页/共134页测试管柱力学分析在深井试油设计中，在分析测试管柱轴向变形时，是将井下管柱轴向变形分为温度变形、膨胀变形、轴向力（包含活塞力）变形、螺旋弯曲变形四个分量，然后依据上述七种工况，分别计算出这四个分量条件下管柱的变形量，并将坐封工况下上述四种变形的数值视作为“零点”，其它工况下管柱的各个变形分量与“零点”分量的差值对应称作“温度效应”、“膨胀效应”、“轴力效应”、“螺旋弯曲效应”。然后分别算出这四种效应所引起的管柱的变形。第48页/共134页测试管柱力学分析上述四种效应在七种不同工况下都可求得一个测试管柱（伸长或者缩短）的变形量的代数和。根据材料力学理论，若这种变形量受到限制，将转化为对测试管柱的轴向力，使管柱伸长或缩短。如在某井施工时，经计算，在高挤酸时，各种效应变形量的代数和，使管柱缩短2.82米，因水力锚的限制，此“缩短”变形量转化为对下部管柱的拉力，2.82米缩短变形转化为约为18吨拉力。第49页/共134页测试管柱力学分析在井下关井时，由于是在环空加压，打开破裂盘，才能实现关井。环空打压，测试管柱受挤压，管柱会伸长。关井时期环空液体的温度与封隔器座封时相比，温度会升高，也会使管柱伸长。如某井经计算，找出了在测试施工时井下关井过程中，各种效应变形量的代数和，使管柱伸长量最大为2.57米。由于水力锚限制了管柱伸长，这个伸长的变形量，转化为对下部管柱的压缩力（约16吨）。通过这些计算，我们可选择永久式封隔插入密封管的长度，校核可回收封隔器上水力锚的锚定力是否安全，或确定是否应加伸缩接头。第50页/共134页井下套管力学分析射孔段套管围压及剩余强度分析目的是校核套管射孔段的剩余承载能力系数，最大抗外挤强度，最大抗内压强度。射孔段套管的剩余强度与射孔孔密、孔径、相位有关。井下套管磨损程度及剩余强度分析。目的是确定套管内允许替浆的最低密度。套管磨损程度与井斜角、狗腿度、钻具组合、钻压有关，因这些因素直接影响钻具与套管的接触力。另转盘转速、钻进速度、起下钻次数等因素，会直接影响磨损时间和磨损深度。第51页/共134页井下套管力学分析高压段套管围压及强度分析目的是校核套管在高压地层段会不会发生套管被挤毁的事故。易塌地层段套管围压及强度分析目的是研究地层易塌段固井没套管强度是否安全。判断易塌地层的方法是根据测井井径。狗腿严重段套管围压及强度分析第52页/共134页井下套管力学分析根据《钻井手册》（甲方）提供的方法进行计算可找出：套管磨损程度及剩余强度，确定替泥浆时，泥浆密度下限值。分析出套管段的危险面。确定出全井套管试压时泵压的上限值。假设封隔器失封高压气流串入油套这间，此时允许环套关闭的最高压力值。提供环空的最大允许掏空深度。第53页/共134页井下测试工具力学分析工具的抗拉强度、抗内、外压力及防腐蚀气体性能指标，主要应由制造商提供，或由第三方进行认证。在试油设计时，最好对工具结构中的空气腔部分，封隔器中心管部分进行强度校核，过去曽多次发生过封隔器中心管断裂事故。工具丝扣的密封性，主要是靠地面试压来验证。第54页/共134页测试前的准备主要设备器材准备作业队（钻井队）应做的准备泥浆公司应做的准备测试公司应做的准备酸化公司应做的准备射孔公司应做的准备井筒的准备下模拟测试管柱第55页/共134页主要设备器材准备采油树工作压力选择：介于高温高压井测试过程中，多数情况都是在欠平衡压力条件下进行测试的，且测试压差都比较大，在测试施工的流动阶段、地面关井求静压阶段和高挤酸阶段，全靠井口采油树来控制，为此，在井口选型时，井口的工作压力应高于预计地层压力之上500psi。且二翼都是带有液控阀，如果是气井，试压时，试压介质就用N2气，而不能用清水作为试压介质。这是因为气体分子远小于液体分子，流动性好，其渗透性远远大于液体。第56页/共134页主要设备器材准备油管的选择：试油测试时用的油管，在考虑它们壁厚、钢级的同时，在高压气井测试中，应重点考虑套管、油管丝扣的密封性，最好选用高质量的气密封丝扣管。油管的数量从初步统计看，不能少于井深的1.2倍。且配备不同长度的油管短节，用于调整封隔的压缩距和射孔校深。油层套管在高压气层中，选用气密封套管。壁厚、钢级、固井质量、水泥返高，都应满足试油中抗内、抗外压力的强度要求。第57页/共134页主要设备器材准备易损器材：从实际施工经验看到，在排压求产期间，最易刺坏的是针形阀和油嘴管汇，其次是平板阀、弯头等，这些易损件，现场应有库存。提供试压、射孔、压井用的1400型压裂车一组，试压液氮车及液氮罐车各一台。消防车、运输原油车要作计划。第58页/共134页作业队(钻井队)应做的准备依据《钻井手册(甲方)》的要求，钻机实际提升负荷应大于试油设计最大提升负荷的1.2倍。井口防喷器适用于测试管柱。起下钻时不碰伤四通密封面。有效空间不少于3.3米的长吊环，适应测试管柱的深井卡瓦、吊卡。2吨蒸汽锅炉，用于清洗油管及地面流程保温。第59页/共134页作业队(钻井队)应做的准备钻台下面两侧必须配有节流管汇和压井管汇各一套，用于正反循环洗井及放套压。井场配清水罐和泥浆罐。消防器材：CO2灭火器和干粉灭火器，消防用清水，并设置风向标。提供6～8kg/cm2的空气源，和给蒸气锅炉用的柴油。平整井场，确保能摆放地面计量分离器和酸化车组。在井场外放喷口出口，挖一个300m3容积的排污池。第60页/共134页泥浆公司应做的准备高温高压测试时，在测试阶段井筒里的封隔液性能，是关系到测试成功的关键。它直接影响到：封隔器、套管、油管的承受压差大小，各阶段循环泵压的大小，长时间静止后，封隔器是否能顺利解封，环空压力控制操作工具是否可靠的问题。为此，在准备阶段，泥浆服务公司应根据测试工艺的要求精心选择配方，做好室内试验，确保封隔液性能的稳定，有好的传压能力，不二次污染油层。第61页/共134页泥浆公司应做的准备其次，还应准备：准备数量足够的40、60目筛布，确保振动筛、除砂器工作正常。现场实验室和基地实验室，能同步作小型配方实验，杜绝不合格材料入井。各罐的搅拌器性能良好，加重漏斗运转正常。第62页/共134页测试公司应做的准备对入井工具的要求：对入井工具强度作过校核，能满足抗内压、外挤强度的要求。丝扣的密封性能，能与油管的机械强度相匹配。测试工具是全通径的，操作性能可靠，每件入井工具都作过低、高压密封性试验。操作灵敏可靠，能满足井下关井求取压力恢复的要求。在下钻过程中，环空液体能自动流到油管内。最大限度的减少工具数量，减少操作次数。第63页/共134页测试公司应做的准备4、一趟管柱下井，能同时满足射孔校深点、挤酸、求产的要求。5、能提供正反循环的通道。6、封隔器承受压差不于70MPa。有的资料介绍，温度超过150℃，最好选用永久式封隔器。7、工具中破裂盘都经过高温校验，且两个破裂盘之间的破裂压力应相隔二个等级。第64页/共134页测试公司应做的准备8、选择金属对金属密封的井下关井阀，因在高温、高压条件下，在操作测试阀时，有可能将橡胶密封件挤出。9、在管柱设计中，保证至少45吨的超载能力，这样就有可能在解封封隔器时，多提一些。10、管柱中应有水锚，是否带安全接头，甲、乙双方可根据测试所需延长时间和封隔液（测试期间封隔器工作介质）性能而定。第65页/共134页测试公司应做的准备11、在高温高压条件下测试，最好机械压力计和电子压力计同时选用，其数量：电子压力计不少于4支，机械压力计不少于2支。压力计性能不但要求耐温，而且要求防震。量程能满足射孔瞬间产生的增压。12、所有入井工具、入井油管短节，都应进行无损探伤，并提交报告，13、按设计测试管柱要求，提供所有入井工具的规格、性能、生产厂家、试压报告。第66页/共134页测试公司应做的准备对地面设备的要求：1、提供的设备能满足处理最高的设计产量的要求，具备强有力的防水堵的处理能力，对求产管线的突发性的刺漏能及时进行处理。2、测试流程应分别安装主流程和辅助流程，二套流程都具备对油、气、水的处理能力。第67页/共134页测试公司应做的准备主流程：油嘴管汇和井口之间采用API6A3-1/16“法兰连接，金属密封，并在这条生产主管线上安装含砂监测仪、除砂器（工作压力控制在10000psi）、上数据头、油嘴管汇、下数据头、热交换器、紧急排泄阀、三相分离器（目前国内用的一般都是耐压1440psi的分离器），及其与之配套的各种罐、传输泵。辅助流程：同样在油嘴管汇和井口之间用API6A3-1/16"法兰连接，金属密封的管线，辅助流程管线上，同样应安装油嘴管线、数据头和三相分离器。第68页/共134页第69页/共134页第70页/共134页测试公司应做的准备3、在考虑主测试流程和辅助测试流程同时，在地面管线设计时，还应考虑到：正压井流程、反压井流程、套管放喷管线。4、地面监测（数据采集）：主要是采集井口压力、环空压力、油嘴管汇上下放压力、分离器压力、井口温度、油嘴管汇上下放温度、分离器温度、分离器的气产量。地面数据采集系统的另一个功能是报警功能，我们可根据设计的限定值设定报警值，如设计井口工作压力的上限值、分离器压力工作的上限值、油嘴管汇上下工作的上限值、环空压力的上限值、井口温度的上限值、下限值、分离器工作温度的上、下限值。第71页/共134页酸化公司应做的准备提供一份“解堵酸化工作液”配方实验报告，主要内容包括：酸液溶蚀能力、酸液本身及与地层的配蚀性、酸液在地层温度条件下的缓蚀性、酸液的降阻、助排稳定铁离子防乳破坏性能等方面的室内试验资料。施工前高压管汇试压：试验压力为设计的最高井口压力再加上3～5MPa。按解堵酸化施工设计要求的数据和配方配制前置液垫、酸液、顶替液。提供性能合格的压裂车组和酸罐。第72页/共134页射孔公司应做的准备提供的射孔器材能满足高温高压井射孔要求，并有制造厂家的相关质量文件。对射孔枪、传爆管、导爆索、剪切销，到基地后，要做试压和地面试验，确认合格才能下井。射孔公司在现场确认射孔液无放射性干扰，校深短节未被磁化，才能下校深仪。提供能耐高温高压的校深仪。第73页/共134页井筒的准备1、放喷器在井口试压，不低于70MPa。2、一般深井都是尾管完井，对回接处的喇叭口应用铣锥进行磨铣，并循环洗井，最好进行一次负压验串。3、下磨鞋通到井底，确认井底位置，并用无固相泥浆，反替洗井，替净原井筒泥浆。无固相泥浆必须经过旋流器进行清洁处理。4、用套管刮壁器及通井规，对封隔器坐封井段反复刮削不少于3次，循环泥浆两周，确保测试射孔管柱能顺畅下到预定位置。第74页/共134页井筒的准备5、全井筒试压，试验压力不低于测试工具所需的操作压力。稳压时间不低于30分钟为合格。（应考虑套管抗内压能力）。6、提出井内钻具，关封井器，将钻具立于钻台，将井场钻杆桥放置井场外。7、测短套管接箍，并在电缆上作好固定记号。8、安装、调试高压采油（气）树，同时对安装好的高压采油（气）树、套管头，分别进行试压。试压合格后，卸掉大四通以上的采油树，换装能适应测试管柱外径的封井器。第75页/共134页下模拟测试管柱按设计的测试射孔联作管柱，作一次模拟入井，其主要目的是：1、检查测试与射孔管柱的配置情况。2、检查封隔器是否能畅通的下到座封位置，井下关井工具、封隔器、循环工具动作是否灵活可靠。起下测试管柱的提升工具、油管上卸扣钳是否配套。3、求取在不同轴向压力条件下，测试管柱的压缩距，计算方入，以便选择适当的油管短节。第76页/共134页下模拟测试管柱4、进行一次试校深，检查校深仪和测得的资料是否可靠。5、掌握破裂盘在高温条件下的实际操作误差。6、将油管单根通过试下测试管柱配成立根，这样做很有必要，因为它减少了射孔器材在高温条件下停留的时间。7、下测试管柱时，所有入井油管都应通径，并用压缩空气吹干净，每根油管丝扣都应记录油管丝扣上扣扭矩圈。第77页/共134页应提醒注意的是：对射孔枪的密封试压、传爆管和导爆索的试验、油管的密封试压、井下工具的试压和探伤等工作，在厂家和基地进行时，应提前介入进行监督。第78页/共134页测试施工工序下地层测试管柱校深拆封井器及封井器上端的导流管低替操作封隔器坐封装采油（气）树连接地面流程和试压分区间对地面流程试压射孔测井口最高关井压力第79页/共134页测试施工工序排液酸化排酸放喷试产测试完毕后压井卸采油树，装封井器解封封隔器，起钻封闭上返第80页/共134页下地层测试管柱高温高压井的测试管柱结构要求：测试全通径管柱；测试管柱井下开关井操作时，不提放测试管柱；尽力简化测试管柱中的所需部件，但同时要作资料录取；所有下井工具和密封部件都能满足高温高压测试的要求（要求单位出具相关的证明）；所有入井工具、接头，入井前应提供外形尺寸、内径、扣型；测试管柱中使用破裂盘的部件，最好不超过2件，破裂盘之间的破裂压力级差应超过二级。第81页/共134页下地层测试管柱目前国内几口深井在7“套管内测试的测试管柱的组合如右图所示：引鞋→射孔枪→安全枪→点火头→变扣接头→油管→减震器→筛管→封隔器→变扣→循环阀→电子压力计→安全循环阀→变扣→油管→电子压力计→油管→校深短节。根据取资料的要求，有的设计者，在上述测试管柱上，加一个井下高压物性取样器、或加一个井下多次开关井阀、或加一个安全接头。第82页/共134页下地层测试管柱对井下测试管柱的要求：测试管柱下到预位置后，上提下放管柱并记录上提、下放的悬重；油管扣的上卸扣应由专业的油管队操作；测试管柱在进入套管喇叭口前3根立柱，就应减慢下钻速度，防止喇叭口处遇阻；井下落物和挂单吊环都是一种恶性事故，要严格采取措施，杜绝发生。第83页/共134页校深下钻完，上提下放测试管柱使管柱处于自由拉伸状态条件下进行校深。根据校深结果，选择配位油管短节，简式油管柱，送入工具，将简油管柱坐位在采油树大四通上，卸掉送入工具。第84页/共134页拆封井器及上端的导流管第85页/共134页低替目的是产生地层生产压差，进行诱喷。接送入工具，提出简式油管柱于转盘面卸掉；将入井的油管柱与配位的油管短节及105MPa，控制头和正循环管线连接，提起控制头，将油管柱送入转盘面下，（不坐在四通上）进行低替，低替时，泵车的泵量250～300升/分钟。注意：控制泵压，不要引爆射孔点火头。第86页/共134页操作封隔器坐封在转动测试管柱，座封封隔器时，要细心地控制测试管柱反转。将油管柱坐于四通内，并上紧顶丝及顶丝压帽。在确认控制处于不受拉力、不受压力的条件下，折控制头和送入工具。座封后，在确认油管内、外液面稳定后才能卸控制头。封隔器胶筒的硬度：在井温超过150℃时，最好选用邵氏硬度为90度的耐高温胶筒。第87页/共134页装采油（气）树装采油树时，采油树上的油管闸门应打开，并有专人观察是否有流动。防止提前射孔。用吊车将采油树吊到钻舌底座，放置好密封钢圈，用激动滑车将采油树吊起，并安装在大四通上，安装连接螺栓，要求螺栓上下余扣一致，并对角上紧，保证法兰密封。第88页/共134页连接地面流程和试压放喷流程出口离井口距离大于100米，在放喷管线末端靠井场处，设置1米高的防火墙，以压住管线及防止回火。流程管线上，每隔10～15米打水泥基墩。侯凝48小时后，用压板将管线固定于水泥基墩。按地面流程连接监测系统，目前国内监测系统，主要是监测井口压力（含油套压力）、井口温度、上、下游压力。从油技套环空及技术表套环空的洗井接头处用Φ73mm油管，接观察管线各一条，长度20m，并在管线上装压力表和放压闸门。此工序在下模拟管柱时，就应进行完毕第89页/共134页分区间对地面流程试压井口采油树的试压，用试压泵对采油树的各个阀门进行试压，油管挂与大四通之间的密封性也要试。地面流程的试压，先用清水试压，合格后，再用氮气试压，试验压力和稳压时间如下：

放喷流程试水压70MPa.序号试压区间气密压力

MPa稳压时间min1分离器→热交换器8302热交换器→油嘴管汇30303油嘴管汇→分流管汇→采油树80304压井管汇→采油树8030第90页/共134页射孔高温高压井的射孔器材，包含射孔弹、点火头、传爆管、导爆索，都必须是能耐高温高压的器材。在国内曾发生过因器材不耐高温，射孔弹在井下高温作用下，射孔弹发生了爆燃，造成射孔失败、枪身膨胀。有的井也曾发生过，封隔器下到位，但井口未装好就提前自动射孔，造成险情。有的点火头不可靠造成误射。这些都应引以为训。第91页/共134页射孔高温高压井的特点是：这类井都是采用测试射孔联作。而现在采用的校深方式只能确定测试管柱上校深短节的深度，校深短节以下的长度，全靠地面丈量准确度来确定，这是和电缆射孔方式校深的不同点。在高温高压井中，射孔用的启爆器一般都采用“压力启爆器”，这种结构，较为可靠。在现场操作时，油管内加压，当压力达到设计值时，剪切销钉剪断，撞针撞击雷管，射孔。井下是否射孔，目前有二种地面监测仪器进行监测，一是检波仪或尾声弹，二是观察井口压力变化。从现场经验来看，观察压力变化较为可靠。第92页/共134页第93页/共134页测井口最高关井压力

射孔后，井口关井，求取稳定的最高关井压力。第94页/共134页排液排液是高压油气井测试过程中非常关键的一个阶段。在这个过程中，地面排液流程极易被刺坏，若通过除砂器，除砂器中的滤网也极易被堵塞。如XX203井，排液期间井口压力40～45MPa，排液30分钟，排液流程上的针阀就被刺坏6个。临近的XX204井，管线弯头被刺穿，可调油嘴刺坏，油嘴管汇本体被刺伤。第95页/共134页酸化

按酸化设计挤酸。此工序，要视地层情况来取舍。

排酸

放喷第96页/共134页试产试产期间监测含砂，若发现含砂量上升，则应调整井口压力，控制地层生产压差。生产压差过大，会导致地层出砂，甚至地层垮塌，从而导致堵塞井口或井下测试工具。测试期间，要保证分离器内的温度在20℃～30℃。分离器在此温度范围内分离效果较好。试采期间每半小时测一次油、气、水单项产量，每一个制度取一个油、气、水全分析样品，产量稳定后，取相态样品。实时监测，记录除砂器前的含砂量及井口、套管、油嘴管汇节流前后、热交换器、分离器等区域的压力、温度。第97页/共134页测试完毕后压井启动压裂车，用设计的高密度泥浆向环空加压，打开RD安全循环阀，并继续循环压井，将井筒内泥浆全部替换为高密度泥浆。压井时，出口先走放喷管线。井口关井，打开套管闸阀，向环空加压，打开RD循环阀。继续循环，待放喷管线气量减少，开始出泥浆时，走泥浆分离器，回收泥浆。第98页/共134页测试完毕后压井为防止封隔器以下井段的高压气柱，在起钻时，逐渐上升造成事故，可采用二种方法：一是反挤，目的是把封隔器以下井段的气柱挤回地层。二是每起钻10柱，循环一次泥浆，目的是把这段气柱有控制地引导到地面的泥浆分离器。进出口密度一致，观察1～2小时，不外溢，才能转入下道工序。第99页/共134页卸采油树，装封井器折装井口前，应确认环空和油管均不返液。才能进行折卸井口。如果发现在返液，应立即进行压井。封井器试压合格后，才能解封封隔器。第100页/共134页解封封隔器，起钻下送入油管，按规定扭矩上紧扣，松开萝卜头周围的顶丝，准备上提管柱。解封封隔器时，第一次上提的拉力可超过原悬重10T，等待10分钟，再提第二次，其上提悬重可超过原悬重力16T，再等待10分钟，从现场实例来看，一般超过原悬重30T左右，就可解封。第101页/共134页解封封隔器，起钻解封成功后，井口无溢流，则可起钻。若测试井段超过30米，该井产气量超过80万方/天，起钻时，前20根立柱，应每起五根立柱循环一周泥浆。起钻过程中，严密监视井口，发现井口有外溢，应立即接控制头，准备压井。第102页/共134页封闭上返按机械桥塞操作规程，操作桥塞进行座封，丢手。用10T的重量下压井桥塞，桥塞无位移，然后关封隔器，对桥塞进行试压20MPa，15分钟无压降为合格。在桥塞上方注水泥塞，水泥塞长度一般不低于100米。注水泥塞前，应根据井下温度，现场施工用水、水泥、添加剂、作水泥浆试验报告。确认其强度和侯凝时间符合要求后才能施工。第103页/共134页应急预案1应急组织对高温高压井的地层测试，为了贯彻安全、优质、快速、高效的试油方针，获取合格的试油资料，保证资料录取质量和施工进度，安全圆满地完成地层测试（试油）任务，应成立应急组织，其成员主要由甲方现场监督及乙方各施工单位现场负责人组成。第104页/共134页应急预案应急领导小组职责1）组长职责：承担测试（试油）过程中的应急管理。负责建立应急机构、应急计划，应急预案演习等；发生二级应急事件时，负责组织现场人员进行事故处理工作；发生一级应急事件时，负责组织现场人员进行事故初期紧急处置，控制现场，避免事态扩大，并迅速向上级报告，做好抢险队伍、材料、事故原因分析准备；负责抢险方案实施和事故善后处理及恢复生产工作。第105页/共134页应急预案2）副组长职责：协助组长建立测试（试油）过程中应急组织、应急计划及应急预案演习、应急物资储备等工作。得到应急信息后，立即向组长汇报，按照公司或组长的决策，尽快到达现场，协助指挥应急抢险、救助行动。3）成员职责：按组长的决策，分头负责应急管理制度和应急方案的实施。第106页/共134页应急预案施工过程中应急要素识别分级险情洪水围困，交通中断洪水围困，交通中断，信息中断洪水灾害毒气泄漏，硫化氢在空气中的浓度低于10ppm毒气泄露失控，硫化氢在空气中的浓度高于10ppm硫化氢及其它有毒物质泄漏轻微人身伤害、小事故人身伤亡事故（包括交通事故）人身伤亡事故发生一般火灾事故发生爆炸、火灾事故火灾、爆炸发生小事故卡射孔枪发生一般火灾事故部分控制系统失灵、失控，有可能引起火灾地面管线设备渗漏或爆裂井口未失控井口有可能失控井口闸阀渗漏井口未失控井口有可能失控井下管柱及及封隔器失封油气侵，井涌、井喷，未失控井喷，有可能失控提前引爆射孔枪油气侵，井涌、井喷，未失控井喷，部分控制系统失灵、失控，有可能引起火灾井喷二级事故险情一级事故险情第107页/共134页井下部分应急预案提前引爆射孔枪：

在射孔测试联作管柱下井、座封和验封过程中，可能出现提前点火射孔。在施工时应密切注意井口溢流情况、油套压变化情况，一旦发生提前点火射孔，立即向施工领导小组汇报，同时启动压井车辆向环空加压启动井下安全阀，并用大比重的泥浆进行反循环压井。第108页/共134页井下部分应急预案不能正常射孔：若油管传输射孔时，按射孔设计要求加压至射孔压力值时，仍不能正常射孔的情况下，及时向应急领导小组汇报，提出射孔管柱进行检查。井下管柱及封隔器失封：在施工过程中，发生套压连续上升，应向环空加压启动井下安全循环阀进行反循环，启动压井车辆，并用大比重的泥浆进行压井。第109页/共134页井下部分应急预案井下关井阀不能关闭：进行井下关井时，若RD关井阀不能关闭，则环空加压打开井下安全循环阀进行反循环压井和关井。第110页/共134页地面部分应急预案井口采油树闸阀泄漏：若发生采油树上总阀以下油气泄漏时，应立即启动压裂车向环空加压至井下安全循环阀启动值，关闭井下安全循环阀和关井阀，并进行循环压井，终止测试。地面管线及闸阀泄漏或爆裂：若地面流程中的管线或设备爆裂，应立即关闭井口采油输液动阀，整改管线；无法整改时应启动压裂车向环空加压至井下安全循环阀启动值，关闭井下安全循环阀和关井阀，进行循环压井，终止测试。第111页/共134页井喷失控应急预案1）井喷失控事故立即上报甲方主管部门及公司应急办公室。报告内容：时间、井号、井深、射开地层深度及层位、管柱下深、喷出物性质、失控原因、设备情况、是否着火、有无人员伤亡等情况。同时现场负责人要正确分析险情，及时划定危险警戒范围，疏散人员，防止无关人员和设备进入。2）公司应急办公室接到险情后立即报告公司应急领导小组，启动公司应急系统，调集抢险人员和设备进入应急状态，并通知消防车、医疗救护队上井待命。第112页/共134页井喷失控应急预案3）现场指挥小组在现场设定警戒线，井场周围设置观察点。4）现场指挥小组组织有关人员测量有毒有害危险物及风向等数据，划分安全区域、疏散与抢险无关的人员，制定防火、防中毒、防爆炸安全措施。5）现场指挥小组及时组织抢险突击队将易燃、易爆等隐患设备、物资拖离井场，确保通往井口的道路畅通。6）抢险突击队在清除井口周围和抢险通道上的障碍物时，要根据地理条件、风向在消防水枪喷射水幕的保护下进行。第113页/共134页井喷失控应急预案7）喷出物未着火要严防着火，若着火，要先进行灭火，再抢装井口。8）应急领导小组根据险情制定出合理的处理方案。9）抢险物资、设备和人员一切就绪后，由现场总指挥组织对抢险人员进行技术交底和演练，确保抢险工作万无一失。10）现场医疗救护队时刻作好救护伤员准备。11）消防车按指令开动水枪向井口喷水，抢险突击队根据方案抢装井口。第114页/共134页井喷失控应急预案12）抢险工作中注意事项：a.不得在夜间进行井喷失控处理和施工；b.在处理井喷失控过程中，必须做好人身安全防护工作，避免伤害；c.所有进入抢险现场的车辆必须戴防火罩，抢险所用工具必须采用防爆工具，严禁猛敲猛打，避免产生火星引起爆炸。第115页/共134页井喷失控应急预案13）环境污染削减措施：井喷发生后，必须制定削减措施，减少井内喷出大量压井液及油、气、水等物对环境造成污染；14）井喷处理完毕后，排放物按要求及时处理。第116页/共134页火灾应急预案1）发生火灾后，现场人员应立即组织灭火，切断火势蔓延渠道，放掉压力容器内压力，将易燃设备、物品迅速拖离现场。在火势无法控制时，拨打119报警，并报告公司应急办公室。2）井上发生火灾，公司应急领导小组接到险情后，立即启动公司应急系统。3）调度室通知医疗救护队上井待命，时刻作好救护伤员准备。4）现场应急小组立即划分安全区域，疏散人员，建立隔离带。5）根据起火原因、现场火势，由应急领导小组制定灭火方案和程序。第117页/共134页火灾应急预案6）在应急领导小组有组织、有步骤的统一指挥下，灭火突击小分队按灭火方案进行灭火。7）灭火工作中注意事项：a．火灾发生后，应在初起阶段组织现场人员进行灭火；b．在火灾现场，应迅速有组织地疏散物资、设备和人员，以最大限度减少火灾损失；c．灭火工作应采取“先控制、后灭火”的原则，防止火势蔓延和扩大。8）火灾事故消除后，由质量安全环保科协助消防部门进行现场勘察，查明起火原因和损失，分清责任。第118页/共134页人身伤害事故应急预案1）发生人身伤亡事故，现场负责人必须在现场对伤员进行包扎、急救，并立即把伤员送至就近医院进行抢救，同时报告公司应急办公室，报告内容包括：时间、地点、人数、伤害程度、伤害原因、伤害部位等。2）接到报告后，公司应急领导小组迅速到达事故现场，以先抢救伤员为原则，同时组织对事故现场进行勘测、调查、分析事故原因，防止事故再次发生和扩大。3）事故单位领导要派人对伤员进行护理，同时做好伤员家属思想工作，配合医院抢救和治疗。4）事故单位领导组织有关人员对事故进行调查分析，制定出防范措施。第119页/共134页H2S（硫化氢）中毒应急预案1）必须对员工定期进行防H2S中毒培训，组织进行演习。2）资料表明有H2S气体，必须做好防止H2S中毒措施，井下管柱及地面管汇、设备必须防硫。施工场所安全区必须安装“风飘带”或“风向标”，应挂写有“有H2S，当心H2S中毒”的标牌。在夜间和能见度低时，应有相应的照明装置。3）施工场所要有紧急集合点，确保在发生事故时，有组织进行抢险和撤离。4）井场上配备H2S检测仪、急救装置、呼吸器、氧气袋、通讯设备等。第120页/共134页H2S（硫化氢）中毒应急预案5）资料未表明时，施工场所若闻到有臭鸡蛋味，必须进行H2S检测，经检测空气中的H2S浓度达到10ppm时，要升起红色警示旗，所有工作人员必须佩戴上呼吸器。6）发生H2S中毒事故，现场负责人立即组织抢救中毒人员，同时立即报告公司应急办公室，报告内容：时间、地点、中毒人数，中毒程度等。7）立即通知就近医院急诊科作好急救准备。8）由专人用H2S检测仪对施工场所H2S浓度进行测量，设定警戒区，并挂牌警示，制定控制H2S扩散方案。第121页/共134页H2S（硫化氢）中毒应急预案9）现场抢险突击队佩带呼吸器有组织的按既定方案进行控制施工作业。10）在抢救H2S中毒人员时应注意：a．在到H2S气体环境区域救护中毒者时，救人者必须先做好自身保护工作，否则不能进入含H2S气体环境区域去救人；b．从含H2S气体区域出来应立即到空气新鲜的地方；c．对中毒者进行急救时，先将中毒者抬到空气新鲜的地方，立即给氧；d．对呼吸、心跳聚停者，应立即进行现场抢救（包括人工呼吸、心脏按压），同时尽快送往就近医院进行抢救。第122