SY/T 7775-2024 高温高压及高含硫井完整性技术规范

　　ICS75-010CCSE11

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7775—2024

　　高温高压及高含硫井完整性技术规范

　　Specification for well integrity technology ofHPHT &high sulfur wells

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/ T7775—2024

　　目次

　　前言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3术语和定义 1

　　4井完整性总体原则和要求 2

　　4.1 目标 2

　　4.2解决方案 3

　　4.3井屏障要求 3

　　4.4 井屏障示意图 5

　　5 井完整性管理系统 5

　　5.1通则 5

　　5.2 各机构的井完整性工作内容 5

　　5.3培训要求 6

　　54数据信息管理 6

　　5.5风险评估与井完整性分级 7

　　5.6计划及实施 8

　　5.7井完整性评价 9

　　5.8 井屏障部件的维修和重建 9

　　5.9应急预案 9

　　5.10变更管理 10

　　5.11井完整性管理审核 10

　　6 试油阶段井完整性 10

　　6.1 井屏障基本要求 10

　　6.2井屏障示意图 10

　　6.3试油前的井完整性评价 10

　　6.4试油工艺设计 14

　　6.5 主要井屏障部件的设计、安装和检测 17

　　6.6井完整性控制和监控要求 25

　　6.7 储层改造井完整性的特殊要求 27

　　6.8 高含硫井井完整性的特殊要求 28

　　6.9 试油井控要求 28

　　7 完井投产阶段井完整性 28

　　7.1 井屏障基本要求 28

　　7.2井屏障示意图 29

　　SY/ T 7775—2024

　　7.3完井前的井完整性评价 29

　　7.4完井投产工艺设计 30

　　7.5主要井屏障部件的设计、安装和测试 31

　　7.6完井过程中的井完整性控制和监控要求 38

　　7.7 完井井控要求 39

　　7.8 技术评估和确认 39

　　8 生产阶段井完整性 39

　　8.1井屏障基本要求 39

　　8.2井屏障示意图 39

　　8.3井屏障部件测试和维护要求 39

　　8.4 投产时的井完整性评价 39

　　8.5环空压力管理要求 40

　　8.6 环空压力异常井管理要求 40

　　8.7井完整性示意及控制要点图版 41

　　8.8监控生产井的完整性要求 41

　　8.9流动保障 41

　　8.10 文档记录 43

　　9 暂闭/永久弃置阶段井完整性 43

　　9.1井屏障要求 43

　　9.2井屏障示意图 4

　　9.3 作业前的井完整性评价 4

　　9.4 井完整性设计及工艺要求 45

　　9.5 井屏障测试 46

　　10 井的移交 47

　　10.1井的移交过程 47

　　10.2组织形式和程序 47

　　10.3 移交文件 47

　　附录A (资料性)井屏障示意图示例 50

　　附录B(资料性)环空压力计算方法 69

　　附录C (资料性)环空带压诊断分析 74

　　前

　　本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则

　　言

　　第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会石油地质勘探专业标准化委员会提出并归口。

　　本文件的起草单位：中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油集团工程技术研究有限公司、中国石油集团西部钻探工程有限公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司、中国石油天然气股份有限公司油气与新能源分公司、中海艾普油气测试(天津)有限公司、中国石油化工股份有限公司西北油田分公司、中石化江汉石油工程有限公司井下测试公司、西南石油大学。

　　本文件主要起草人：郑新权、刘洪涛、曹立虎、邱金平、杨向同、周朗、袁发勇、杨健、耿海龙、曾努、黎丽丽、乔雨、赵密锋、李玉飞、汪传磊、魏剑飞、丁亮亮、吴轩、万小勇、李渭亮、苏镖、刘啸峰、高翔、郭锐锋、陈志航。

　　高温高压及高含硫井完整性技术规范

　　1范围

　　本文件规定了高温高压及高含硫井在试油、完井投产、生产到弃置阶段的井完整性技术和管理要求。

　　本文件适用于“高温、高压、高含硫、气产量大于20×10⁴m³/d”四个条件中同时满足任意两个及以上的陆上油气井的井屏障设计、建造、监测、评价、维护，其他高温井、高压井、高含硫井参照 执行。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;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/T 9253 石油天然气工业 套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验

　　GB/T 20970石油天然气工业井下工具封隔器和桥塞

　　GB/T 20972(所有部分)石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料

　　GB/T 22342石油天然气钻采设备井下安全阀系统设计、安装、操作、试验和维护

　　GB/T 22512.2石油天然气工业旋转钻井设备 第2部分：旋转台肩式螺纹连接的加工与测量GB/T 22513石油天然气钻采设备井口装置和采油树

　　GB/T 28259石油天然气工业井下设备 井下安全阀

　　NB/T 47013.2 承压设备无损检测第2部分：射线检测

　　NB/T 47013.3 承压设备无损检测 第3部分：超声检测

　　NB/T 47013.4承压设备无损检测 第4部分：磁粉检测

　　SY/T 0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂和应力腐蚀开裂金属材料技术规范 SY/T5678 钻井完井交接验收规则 SY/T 6581 高压油气井测试工艺技术规程 SY/T6690 井下作业井控技术规程 SY/T6997 油气井测试地面计量技术规范 ISO14998 石油和天然气工业井下设备完井辅助工具(Petroleum and natural gas industries— Downhole equipment—Completionaccessories)

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。3.1

　　高温high temperature

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　　地层温度大于或等于150℃。

　　3.2

　　高压high pressure

　　地层压力大于或等于70MPa。

　　3.3

　　高含硫high sulfur content

　　地层天然气中H₂S含量大于或等于30g/m³。

　　3.4

　　超高压extreme high pressure

　　地层压力大于或等于105MPa。

　　3.5

　　井屏障部件wellbarrierelement

　　承担井结构和密封完整性的单元或部件。

　　示例：油管、套管、井口、封隔器、水泥环。

　　3.6

　　井屏障well barrier

　　防止流体在井内不受控制的流动或流出井口的屏障。

　　注：是包含一个或几个井屏障部件的组合。

　　3.7

　　第一井屏障primarywellbarrier

　　直接阻止地层流体无控制向外层空间流动的屏障。

　　3.8

　　第二井屏障secondarywellbarrier

　　第一井屏障失效后，阻止地层流体无控制向外层空间流动的屏障。

　　3.9

　　环空最大允许压力maximumallowableannulussurfacepressure

　　某个特定环形空间所允许的井口最大压力。

　　注：此压力不会对该环空任何井屏障部件的完整性产生不利影响。

　　3.10

　　井完整性well integrity

　　采用一个或多个井屏障，防止其向不同地层之间或地面发生不可控的流动，使地层流体处于可控的状态。

　　4井完整性总体原则和要求

　　4.1目标

　　井完整性工作最终目标是预防油气井事故发生、经济合理地保障油气井安全运行，其主要工作包括但不限于：

　　a) 通过测试和监控等方式获取井完整性相关的信息并进行集成、整合;

　　b) 对可能导致井失效的危害因素进行风险评估;

　　c) 有针对性地实施井完整性评价，制订合理的管理制度与防治措施。 4.2解决方案

　　4.2.1技术解决方案

　　技术解决方案包括但不限于：

　　a)明确井屏障数量的要求;

　　b)制定井屏障合格标准;

　　c) 明确井屏障部件的设计选型原则;

　　d) 明确井屏障部件的测试验证要求;

　　e) 明确井屏障部件的监控维护要求。

　　4.2.2操作解决方案

　　操作解决方案包括但不限于：

　　a)制定操作规程;

　　b) 确定操作参数范围;

　　c)进行环空压力管理;

　　d) 开展井屏障监控和测试;

　　e)进行数据记录。

　　4.2.3组织管理解决方案

　　组织管理解决方案包括但不限于：

　　a) 策略和目标制订;

　　b) 组织方案和运行，包括岗位和职责;

　　c)人员资历与培训;

　　d) 工作流程制订;

　　e)承包商管理;

　　f)变更管理;

　　g) 应急管理;

　　h)文件移交。

　　4.3井屏障要求

　　4.3.1井屏障的数量

　　在井全生命周期内应有足够的、可靠的井屏障以防止井筒泄漏风险的发生，应符合以下要求：

　　a) 至少需要两道井屏障，每道井屏障应是独立屏障;

　　b) 在作业或生产中不具备两道井屏障时，应开展风险评估，并采取最低合理可行原则的风险削减措施;

　　c)不能建立两道独立井屏障、存在使用共用井屏障部件的作业，应对其风险进行评估。

　　4.3.2井屏障的设计

　　井屏障设计应确保井全生命周期的完整性，对使用新技术和新应用的井屏障部件应开展技术评估、确认。井屏障在设计选型时，需考虑的因素包括但不限于：

　　a) 具有较高的可靠性，能承受其可能会接触到的温度、压力和服役环境;

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　　b)能进行试压、功能测试或用其他方法进行检验;

　　c) 确保不会因一个故障事件而导致井内流体无控制地泄漏至外部环境;

　　d) 能对已失效的第一井屏障进行恢复或建立另一级替代井屏障;

　　e) 对可进行监控的井屏障部件，能随时确定井屏障的实际位置和完整性状态;

　　f)宜避免出现共用的井屏障部件。

　　4.3.3井屏障的建造

　　在设计和作业程序中应清晰描述井屏障的建造程序。井屏障建造程序应包括检查确认井屏障位置的方法和验证标准。

　　4.3.4井屏障的验证

　　4.3.4.1基本要求

　　所有井屏障均应通过试压、功能测试或使用其他方式进行验证，井屏障验证应符合以下要求：

　　a)应制订可行的井屏障部件测试方案，包括明确的测试程序、测试合格标准和具体测试要求;

　　b) 应对所有井屏障测试设备或仪器及时进行校验，并做好记录。

　　4.3.4.2验证时机

　　以下情况应进行井屏障的验证：

　　a)井屏障首次投入使用前;

　　b) 井屏障承压部件更换后;

　　c) 疑似泄漏时;

　　d) 井屏障部件载荷工况超出原设计值时;

　　e)按照设计或规范要求需进行定期测试时。

　　4.3.5井屏障的维护和监控

　　应制定相应的程序文件来规范全生命周期井屏障的维护和监控，宜使用自动控制与报警系统管理和监控井屏障部件。监控内容宜包括但不限于：

　　a)泥浆液面或体积监控;

　　b)试油、完井期间各环空压力监控;

　　c) 生产期间各环空压力和井口温度监控;

　　d) 腐蚀、冲蚀检测及流体组分分析;

　　e)对未被连续监控的井屏障部件(如采油树阀门),综合考虑作业风险和厂家提供的井屏障设备使用与保养要求，制订相应的检测和维护计划。

　　4.3.6井屏障退化/失效的处置

　　井屏障退化/失效的处置措施包括但不限于：

　　a)井屏障退化(未完全失效),应开展风险评估，制订削减措施;

　　b) 一个井屏障部件失效，应确保剩余井屏障部件能起到阻止流体泄漏的作用，并根据风险评估 的结果或程序文件的要求，决定是否修井或采取其他的削减措施。 4.4井屏障示意图

　　在设计中宜绘制各作业阶段的井屏障示意图，井屏障示意图应符合以下要求：

　　a) 井屏障示意图上应显示油气储层信息;

　　b)第一井屏障和第二井屏障中的每个井屏障部件，都应显示在表格中，并注明初始验证测试结果;

　　c)井屏障示意图可不按比例，但应标识清楚;

　　d) 所有套管和固井信息，应显示在示意图上，并标明尺寸;

　　e)井屏障示意图中井数据和井屏障信息正确并能够追溯;

　　f)其他重要信息，如复杂岩性地层、完整性现状、其他特殊风险等均应注明。

　　5井完整性管理系统

　　5.1通则

　　井完整性管理是一个循环往复、不断改进的过程，油田公司应建立相应的管理体系以确保井全生命周期的完整性。宜建立井完整性信息化管理系统，提升井完整性管理效率。

　　5.2各机构的井完整性工作内容

　　5.2.1油田公司

　　油田公司应负责的井完整性工作包括但不限于：

　　a)制订井完整性管理目标、方针，建立制度、流程：

　　b) 建立井完整性组织机构，明确部门职责;

　　c)保障井完整性资源，确定资源分配和预算优先级别;

　　d) 审批井完整性重大方案;

　　e) 井完整性的培训;

　　f)井完整性应急管理;

　　g) 井完整性管理的审核和考核。

　　5.2.2业务管理部门

　　业务管理部门应负责的井完整性工作包括但不限于：

　　a)组织制订油田井完整性管理措施或办法;

　　b)监督检查井完整性管理系统的运行状况及管理办法的落实;

　　c) 审核(审批)相关设计中井完整性内容;

　　d)对施工现场进行技术指导;

　　e) 组织井完整性技术及管理培训;

　　f)组织屏障失效井的风险评估、应急措施、重建方案的论证和审查;

　　g)协调解决井完整性其他相关问题。

　　5.2.3技术支撑单位

　　技术支撑部门应负责的井完整性工作包括但不限于：

　　a) 井完整性设计内容的编制;

　　b)施工现场技术支撑;

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　　c) 井完整性风险评估、井屏障失效分析，风险削减措施或井屏障重建方案的编制;

　　d) 与井屏障相关作业新工艺新技术的评估和确认;

　　e)井完整性信息化管理系统的维护及管理，井完整性评估报告的编制;

　　f)井完整性标准制修订和科研工作。

　　5.2.4建井单位

　　建井单位应负责的井完整性工作包括但不限于：

　　a) 建井阶段的井完整性管理;

　　b)井完整性设计内容的审查;

　　c)井完整性设计、风险削减措施、井屏障重建方案等组织实施;

　　d)井完整性相关资料的收集整理和上报、建井资料移交;

　　e)现场相关人员(含承包商)资格、资质审查;

　　f)监督相关作业人员按照设计和相关规定执行其职责;

　　g) 井屏障的建立、检查、测试和监控，确保建井质量满足井完整性要求;

　　h) 建井阶段井屏障退化和失效情况下的监控、整改。

　　5.2.5生产单位

　　生产单位应负责的井完整性工作包括但不限于;

　　a) 所辖区域井的完整性管理;

　　b)井完整性工作计划的编制与上报;

　　c) 井完整性相关数据的收集整理和上报，异常情况初步分析及上报;

　　d) 井完整性风险削减、治理措施、监控措施的实施;

　　e) 应急预案的编制、演练与实施;

　　f) 现场相关人员(含承包商)资格、资质审查;

　　g)现场人员的井完整性培训。

　　5.3培训要求

　　井完整性管理、技术和操作的相关人员应进行井完整性培训，参加培训的人员包括但不限于：

　　a)技术管理及支撑人员(包括钻完井工程师、采油气工程师、设计及审核人员、安全管理人员);

　　b)现场工程师(包括试油监督、地质监督、现场管理人员);

　　c) 现场操作人员(包括设备管理人员、生产监理、中控室操作员、现场技术员);

　　d) 相关承包商(包括平台经理、司钻、服务公司工程师)。

　　5.4数据信息管理

　　井完整性数据信息资料应存档，应急演练记录数据保存1年，其余数据保存到井永久弃置，需要收集和保存的井完整性数据信息包括但不限于：

　　a)井屏障部件的设计参数、载荷工况;

　　b)井屏障部件使用期间的技术规格、材料和试压情况等;

　　c) 井完整性测试情况;

　　d)环空压力;

　　e) 井屏障示意图需要及时更新; f)应急演练情况;

　　g)检验和维护保养情况;

　　h)井移交文件;

　　i)永久弃置方案和文件。

　　5.5风险评估与井完整性分级

　　5.5.1基本要求

　　风险评估与井完整性分级应符合以下要求：

　　a)应在井的全生命周期内开展与井完整性相关的风险识别和评估，重点针对井屏障失效和井控事故的风险进行识别和评估。

　　b)判定完整性等级时，先检查井屏障部件情况，按照红、橙、黄、绿四种颜色进行分级管理。若两道井屏障完好，判定井完整性等级为绿色;若井屏障存在退化或受损，应对井开展风险评估、分级管控。

　　c) 应建立明确的风险评估准则和决策依据，并根据风险评估结果确定井完整性管理控制措施及其优先顺序。

　　5.5.2风险评估

　　5.5.2.1风险评估考虑因素

　　如果发生井屏障退化或失效，风险评估考虑因素包括但不限于：

　　a) 井屏障退化或失效的原因;

　　b) 退化或失效继续恶化的可能性;

　　c) 第一井屏障的可靠性和失效方式;

　　d) 第二井屏障的可用性和可靠性;

　　e)整改方案。

　　5.5.2.2评估方法

　　井在各个阶段推荐的风险评估方法见表1,也可根据井的实际情况采用其他适用的方法，常用的井完整性风险评估方法如下：

　　a) 危险源识别法：危险源识别贯穿于井的全生命周期，定期开展和更新，高风险的危害可采用定量/半定量方法进行专项分析;

　　b) 故障模式、影响及危害性分析法：在井的设计准备阶段，分析井屏障失效模式、影响及危害性，并制订关键井屏障部件的性能参数和验证要求;在生产阶段，制订井屏障部件的检验、测试、维护和监控计划;

　　c)定量风险分析法：定量风险分析贯穿于井的全生命周期，定量风险分析的结果为井的下一步作业计划提供依据。

　　5.5.2.3风险矩阵和可接受准则

　　在风险评估中应建立风险分析所使用的风险矩阵和可接受准则，风险矩阵需考虑安全风险、环境风险和经济风险，并对失效可能性和失效后果进行定性和定量描述，高风险制订处理措施，中风险开展最低合理可行性分析，风险矩阵见表2,可接受准则符合表3的规定。

　　SY/T7775—2024

　　表1各阶段推荐的井完整性风险评估方法 阶段 危险源识别 故障模式、影响及危害性分析 定量风险分析 设计准备 √ √ √ 试油作业 √ 一 √ 完井作业 √ 一 √ 生产 √ √ √ 弃置作业 √ 一 √

　　表2风险矩阵

　　失效后果 失效可能性 非常低 低 中等 高 非常高 轻微 L L L L M 一般 L L L M M 中等 L L M M H 重大 L M M H H 灾难 M M H H H 注：L—低风险，M—中风险，H—高风险。

　　表3可接受准则 风险等级 处理措施 高风险 风险不可接受，应制订 处理措施并实施，验证处理措施实施的效果，定期追踪 中风险 开展最低合理可行分析，需考虑适当的控制措施，持续监控此类风险 低风险 风险可接受，只需要正常的维护和监控

　　5.5.3井完整性分级

　　依据井屏障状态及风险评估情况，对井完整性按照红、橙、黄、绿四种颜色进行分级管理，井完整性分级原则及应对措施应符合表4的规定。

　　5.6计划及实施

　　根据风险评估结果，制订井全生命周期的完整性检验、测试和监控计划，应包括但不限于：

　　a)设计阶段的技术审查要求;

　　b)建井阶段井屏障安装、维护、测试和监控的内容、频率、评价准则、记录要求;

　　c) 生产阶段井屏障维护、测试和监控的内容、频率、评判准则、记录要求。

　　SY/T 7775—2024

　　表4井完整性等级划分 类别 分级原则 措施 管理原则

　　红色 第一屏障失效，第二屏障退化(或失效),经风险评估确认为高风险;

　　或已经发生泄漏至地面 应立即治理，业务管理部门应立即组织治理方案编制，生产单位立即采取应急预案，实施风险削减措施，防控风险;组织实施治理方案

　　按审批流程批准治理方案，业务管理部门组织协调，生产部门组织实施

　　橙色 第一屏障退化(或失效),第二屏障完好;

　　或第一屏障退化(或失

　　效),第二屏障虽然退化， 但经过风险评估后确认为中风险 首先制订应急预案，根据情况进行监控生产或采取风险削减措施，少调产，尽量减少对环空实施泄压或补压;严密跟踪生产动态，发现问题及时分析评估并采取相应措施 业务管理部门组织技术支撑单位和生产部门共同制订监控措施;生产单位负责监控生产，发生重大变化，上报业务管理部门，并组织技术支撑单位分析变化原因及影响，提出处置意见

　　黄色 第一屏障完好，第二屏障退化;

　　或第一屏障退化，第二屏障退化，经过风险评估后，确认为低风险 采取维护或风险削减措施，保持稳定生产，严密监控各环空压力的变化情

　　况;尽量减少对环空采取泄压或补压

　　措施 由生产单位自行监控生产，若发生重大变化，上报业务管理部门，并组织技术支撑单位分析变化原因及影响，提出处置意见 绿色 第一及第二屏障均处于完好状态 正常监控和维护 由生产单位自行监控生产

　　5.7井完整性评价

　　井完整性评价应包括但不限于：

　　a)井屏障示意图绘制;

　　b) 井屏障退化或失效原因的诊断分析;

　　c) 存在缺陷的井屏障可使用性评估;

　　d)各级环空压力是否在允许压力范围内;

　　e)数据统计和趋势分析。

　　5.8井屏障部件的维修和重建

　　根据井完整性评价结果，井屏障部件维修措施应包括但不限于：

　　a)编制维修或重建技术方案;

　　b) 组织专家对技术方案进行评审;

　　c)组织实施技术方案;

　　d)完工验收;

　　e)更新相关文档记录。

　　5.9应急预案

　　应在井的全生命周期的不同阶段(建井、生产、弃置等)制订相应的应急预案，包括但不限于：

　　a)在建井和弃置阶段，应制订专项应急预案并执行各油田公司井控管理规定;

　　b) 生产阶段应制订相应的应急预案，对于井屏障已退化或失效的井，在进行作业前应进行下一步操作的风险评估并做相应的应急预案;

　　c)应有如何重新建立失效井屏障部件，以及针对某项紧急情况(如井涌、漏失、压力控制设备 失效等)建立一个可替代的井屏障部件的内容;

　　d)应定期进行应急演练，使相关人员具备井屏障失效的检测和预防能力;

　　e)建立应急演练的达标标准，所有现场相关人员和具有应急职责的人员应参与演练，定期演练确保响应速度达标：

　　f)所有的演练，应进行评估并做好记录。

　　5.10变更管理

　　应建立涵盖井全生命周期的变更管理程序。变更管理程序应包括风险评估、削减措施、审批和文件记录更新等要求。以下情形应执行变更管理程序：

　　a)地面设备和井控设备改变;

　　b)影响井屏障示意图改变;

　　c) 井类型改变(如从生产井改为注水井);

　　d) 操作程序改变;

　　e)关键岗位人员改变;

　　f)设计基础或操作条件改变。

　　5.11井完整性管理审核

　　井完整性管理审核工作应包括但不限于：

　　a)建立井完整性管理系统的审核流程，明确审核周期和审核依据，制订井完整性管理的关键绩效指标;

　　b) 井完整性的审核相关检查要求的制订;

　　c)明确指出井完整性管理系统的改进方向和改进措施。

　　6试油阶段井完整性

　　6.1井屏障基本要求

　　试油管柱应具备以下三种功能：

　　a)能够配合防喷器实现井筒的关闭;

　　b) 能够截断流体且能实现井筒的密封;

　　c) 能够在整个作业过程中提供循环通道。

　　6.2井屏障示意图

　　应根据实际作业工况修订试油期间的井屏障示意图。典型的试油期间井屏障示意图见图A.1~图A.8。

　　6.3试油前的井完整性评价

　　6.3.1地层评价

　　6.3.1.1地质资料分析

　　6.3.1.1.1目的层井屏障评价

　　目的层上部有盖层且在盖层对应深度有连续25m以上固井质量优良的水泥环，可将盖层及外部

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　　水泥环定性评价为合格的井屏障。如该井屏障评价为不合格，应提示地层流体经管外上窜可能带来的风险，并采取相应的风险控制措施。

　　6.3.1.1.2完整性高风险地层评价

　　应列出完整性高风险地层的岩性、分布井段，并评价该地层井段是否被固井水泥环及套管有效封隔，是否存在管外窜及套管挤毁变形的风险。

　　6.3.1.1.3地层压力预测

　　应根据目的层实钻钻井液密度、井漏溢流等显示情况、邻井实测地层压力等综合确定。根据预测 的地层压力选择压井液密度、油管强度、井下工具压力级别、井口及地面设备压力等级。

　　6.3.1.1.4地层温度预测

　　通过测井资料及邻井实测数据预测地层温度，作为计算井筒温度场分布、选择地面设备和井下工具的温度等级、管柱材质等的依据。

　　6.3.1.1.5地层破裂压力

　　依据钻井期间的地层承压能力试验、岩石力学实验数据、综合地质力学分析数据，结合邻井储层改造施工情况，预测地层破裂压力，为管柱配置和施工参数计算提供依据。

　　6.3.1.1.6漏入目的层的流体

　　分析钻井过程中漏失的液体组分、漏失量，制订相应措施削减漏失液体返排导致的井筒完整性风险。

　　6.3.1.2地层流体预测

　　应结合录井显示及邻井试油、生产情况，预测目的层可能产出流体的性质、成分和含量，并进行相关风险提示。

　　6.3.1.3产能预测

　　根据本井及邻井储层参数，预测本井改造前后的产能，为管柱尺寸配置、油套压控制参数预测、后续试油工作和配套工具设备的选择提供依据。

　　6.3.1.4目的层岩性特征及出砂预测

　　目的层岩性特征及出砂预测结论应给出合理的生产压差建议、试油工作液与岩石组分的配伍性，避免地层垮塌或出砂，造成套管挤毁、堵塞或埋卡油管柱等复杂情况，以及水敏等地层伤害。

　　6.3.1.5结蜡预测

　　根据邻井或本井的地层烃类成分分析、地层温度压力等数据，对析蜡温度、析蜡点和结蜡量进行预测，为防蜡清蜡措施的制订提供依据。 6.3.2井筒评价

　　6.3.2.1井身质量评价

　　6.3.2.1.1套管试油对井身质量的要求

　　井身质量应能满足井下工具通过的要求，坐封井段的套管内径与封隔器外径之差宜为6mm~

　　12mm。使用机械压缩式封隔器时，坐封井段井斜一般不大于60°;其他封隔器无特殊需求时，不对井斜做要求。

　　6.3.2.1.2裸眼试油对井身质量的要求

　　封隔器坐封在裸眼段的裸眼试油作业对井身质量要求如下：

　　a) 试油封隔器(不含裸眼完井封隔器)坐封井段应具备井径规则、岩性致密、无垂向裂缝的条件，裸眼段井斜一般不超过20°;

　　b) 井深3000m 以内宜选坐封井段长度不小于3m,井深3000m～4000m宜选坐封井段长度不小于5m,井深4000m～5000m 宜选坐封井段长度不小于6m, 井深大于5000m 的宜选坐封井段长度不小于7m;

　　c) 膨胀式封隔器坐封井段需考虑胶筒膨胀系数和对应的工作压差;

　　d) 压缩式封隔器坐封井段的支撑尾管长度不宜大于100m。

　　6.3.2.2套管评价

　　6.3.2.2.1磨损后套管剩余强度

　　依据实钻狗腿度、钻具组合、钻具旋转圈数、起下钻次数、钻进参数、钻井液类型、套管钢级、尺寸和强度、钻井液类型与固相含量等参数，定量计算井下套管磨损程度，根据磨损程度计算套管的剩余抗内压、抗外挤强度。

　　6.3.2.2.2射孔后套管剩余强度

　　射孔段套管宜根据射孔孔眼直径、孔密、相位、套管直径、壁厚、管材屈服强度等参数，采用室内实验方法或理论分析获得射孔段套管剩余强度。

　　6.3.2.2.3套管抗内压安全系数取值

　　套管抗内压安全系数取1.25。

　　6.3.2.2.4套管抗外挤安全系数取值

　　套管抗外挤安全系数取值原则如下：

　　a) 考虑套管加工公差和高温下强度降低，安全系数取值1.25,再考虑射孔后套管强度降低情况，安全系数宜取值1.45;

　　b)考虑套管加工误差、高温下强度降低和区域内最大/最小主应力差异，安全系数宜取值1.45,再考虑射孔后套管强度降低情况，安全系数宜取值1.65。

　　6.3.2.2.5套管安全控制参数

　　根据套管剩余强度，考虑盐岩蠕变、软泥岩膨胀、断层运动对套管的影响，计算套管安全控制参

　　数，确定是否需要回接套管、最低替液密度、环空压力操作界限及压井液密度范围，并为环空加压射孔、压控工具操作和储层改造平衡压力选择提供依据。若油层套管有两种及以上规格，应分段计算各段套管控制参数，根据计算结果确定全井的套管综合控制参数，包括但不限于：

　　a)最大掏空深度在各段套管的掏空深度中取最小值;

　　b)最低控制套压在各段套管的最低控制套压中取最大值;

　　c)最高控制套压在各段套管的最高控制套压中取最小值。

　　6.3.2.2.6套管试压要求

　　应做全井筒试压验证套管承压能力是否满足试油作业要求，试压值应综合考虑井内压井液密度、钻井期间的试压数据、套管头及油管头试压数据、套管实际抗内压强度分析结果、地层流体孔隙压力等多种因素，并结合试油过程中环空操作压力来确定。

　　6.3.2.2.7套管抗腐蚀性能评价

　　结合地层流体性质、储层改造体系、地层温度和套管材质，进行套管抗腐蚀性能评价，以判断套管能否满足抗腐蚀性能要求。

　　6.3.2.3套管悬挂器评价

　　试油前应对悬挂器的密封性进行评价，根据评价结果确定是否对套管悬挂器进行负压验窜，负压验窜宜采用替液或工具测试的方法。

　　6.3.2.4固井质量评价

　　固井质量评价需考虑的因素包括但不限于：

　　a) 固井期间是否发生漏失;

　　b)塞面位置是否正常;

　　c)钻塞是否出现放空;

　　d) 钻塞期间是否有后效显示;

　　e) 根据电测结果，分析关键位置(如尾管喇叭口位置、封隔器坐封井段、复杂岩层井段)固井质量，评价结果作为后期补救措施制订、油套压参数控制、封隔器封位选择的依据。

　　6.3.2.5人工井底评价

　　依据钻井期间的试压数据、人工井底实探深度、实探吨位等了解人工井底的承压能力，判断其封固质量是否满足后期试油改造要求。

　　6.3.3井口评价

　　井口装置主要包括套管头、采油四通、防喷器组，井口装置配置和密封性评价与验证执行各油田井控管理规定。井口装置采用非金属密封件时，应评价其在井口流动温度、外部环境温度及地层流体作用下的适应性。

　　6.3.4环空压力分析

　　环空压力分析应包括但不限于：

　　a) 根据钻井实钻情况，了解钻井期间B、C、D环空(环空位置及标识见图B.1) 是否带压及带 压值，如果环空带压，应了解环空是否进行过泄压作业及放出物类型、放出量，初步分析环 空带压原因;按照压力来源的不同，将套管环空压力划分为热致环空压力、人为施加压力和持续环空压力。

　　b) 一旦发生持续环空带压，后续作业过程中应制订可靠的环空压力控制措施，并且对环空压力持续监控，避免持续环空带压引起其他井屏障失效。

　　6.3.5综合评价

　　通过地层完整性、井筒完整性、井口完整性的评价及环空压力分析，得到试油前的井完整性评价结论，包括但不限于：

　　a) 目的层、套管(油层套管、尾管、尾管喇叭口)、固井水泥环等井屏障部件是否有效;

　　b) 测试压差范围是否出砂及出砂带来的井完整性失效风险;

　　c) 目的层上覆复杂岩性地层分布和封固情况，对后期作业的风险提示;

　　d) 环空替液密度范围;

　　e) 套管磨损评价结果，是否需要回接部分套管;

　　f)尾管喇叭口、人工井底完整性是否完好及是否需要负压验窜;

　　g) 油层套管压力安全控制范围;

　　h)井口装置的可靠性。

　　6.4试油工艺设计

　　6.4.1典型试油工艺

　　典型试油工艺按照完井方式，可分为裸眼测试、套管测试，在测试过程中应采用工具测试(带压力计)的方式取得试油地质资料，包括但不限于以下类型：

　　a) 对于封隔器坐在裸眼段的裸眼测试，根据井径、岩性、预计产出流体等井况条件，选择单封裸眼测试、双封跨隔测试等测试方法;

　　b) 对于封隔器坐封在套管内的裸眼测试，在工艺上与套管测试相同，一般试油管柱不能进入裸眼段;

　　c) 套管测试用于侦查性测试、完井测试，选择单封测试、双封跨隔测试、射孔测试联作等测试方法。

　　6.4.2试油工艺选择

　　根据资料录取要求及内容的不同，可分为中途测试、侦查性测试、完井测试等，包括但不限于：

　　a) 无特殊地质要求或工况条件限制时，高温高压及高含硫油气井试油应试油一层、封闭一层，逐层上返作业;

　　b)若进行中途测试，试油工艺主要以裸眼测试为主，优先选用坐套测裸方式，易垮塌地层不宜将封隔器坐在裸眼段;

　　c) 侦查性测试是为了解目的层流体性质而进行的短时测试作业，试油工艺以套管测试为主;

　　d) 完井测试是以取得目的层试油地质资料而进行的测试作业，试油工艺以套管测试为主;

　　e) 套管测试井优先选用射孔测试联作等联作工艺及延时引爆射孔方式。

　　6.4.3试油管柱设计

　　针对不同试油工艺，试油管柱配置基本原则与要求包括： a) 在满足试油地质资料录取要求和保证作业安全的前提下，宜尽量简化试油管柱并宜优先选用新油管;

　　b) 根据井眼尺寸和流体性质，考虑测试及储层改造需要，选择油管规格和材质;

　　c)侦查性测试可采用钻杆作试油管柱;

　　d) 高含硫井应采用抗硫油管作试油管柱;

　　e) 高压油气井试油封隔器以上部分应采用气密封连接方式;

　　f)井下工具、封隔器、试油管柱所使用的调整短节等管串附件，其强度应不低于与之相连油管的本体强度，扣型和材质与相连油管匹配。

　　6.4.4井下工具设计

　　针对不同试油工艺，井下工具配置基本原则与要求包括：

　　a) 井下工具应满足井下压力和流体性质的要求，井下工具组合应能满足试油地质资料录取要求，管柱宜具备井下关断功能，循环阀的位置宜靠近封隔器。

　　b)应采用带有锚定装置的套管封隔器。

　　c)若试油后转采，可使用完井封隔器。

　　d)封隔器应按照相关要求测试合格，实际使用时按其额定工作压力的80%考虑安全余量。

　　e) 封隔器坐封位置应靠近试油层顶部，避开套管接箍2m 以上，距喇叭口不小于10m。

　　f)封隔器坐封段套管无破损、套变，套管内壁清洁;封隔器卡瓦硬度应与套管钢级匹配，对于首次在高钢级套管内坐封的封隔器，应评价其卡瓦的咬合力。

　　g)应按照预计最高地层温度、压力及工作介质选择相应级别和材质的密封件。

　　h) 双封跨隔测试时，封隔器之间的跨隔距离宜小于50m;测试阀和循环阀宜选用压控式。

　　i)压力计压力、温度量程选取考虑满足工况的压力、温度和作业时间要求。

　　j) 非射孔测试联作管柱，应将压力计配置在试油层中部;若无法配置在试油层中部，两只压力计的间隔距离宜不小于50m。

　　6.4.5试油井口设计

　　针对不同试油工艺，试油井口配置基本原则与要求包括：

　　a)高压气井中途测试和完井测试的油气井宜使用钻台采油树;

　　b) 超高压气井中途测试、完井测试井口装置应使用采油树，特殊工况下，经过安全评估后可使用钻台采油树作为试油井口;

　　c)侦查性测试经过安全评估后可使用流动头;

　　d) 根据预测地层压力、施工井口压力和流体性质，按照GB/T 22513的规定选用相应的采油树，油管挂应采用金属密封，每道密封都能单独试压;

　　e)进行防喷器与采油树互换作业时，若试油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;

　　f)70MPa采油树宜配备液动安全阀，105MPa及以上的采油树应配备液动安全阀，且具备远程控制功能，井口装置的压力表、传感器应采用气密封连接方式。

　　6.4.6地面流程设计

　　针对不同试油工艺，地面流程配置基本原则与要求包括：

　　a) 根据预计地层压力、流体性质、油气产量，按照SY/T 6997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/T 0599的要求; b) 预计单翼气产量不小于80×10⁴m³/d的井，井口至油嘴管汇优先选用规格为内径76mm的专用管线，分离器气出口管线内径不小于76mm;

　　c)预计单翼气产量小于80×10⁴m³/d 的井，井口至油嘴管汇选用内径不小于50mm的专用管线，分离器气出口管线内径不小于62mm;

　　d)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或滤砂器;

　　e)高压、超高压井、酸化压裂井在油嘴管汇前应安装专用放喷管线，用于求产前放喷排液;

　　f)超高压井、含H₂S井、预计井口流体温度不低于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;

　　g) 根据流体压降对设备冲蚀和工作温度造成的影响选用多级节流油嘴管汇，每一级节流均应满 足气体的临界流动条件;

　　h) 超高压井宜配备两套油嘴管汇;

　　i)加热设备的热值供应量应满足实际测试井的需求;

　　j) 含H₂S油气井流体加热，不应使用本井未经处理的天然气作为燃料;

　　k) 含硫油气井应配备H₂S 在线检测设备和环境实时监测设备，宜使用地面除H₂S装置，降低地层产出液体、残酸等中的H₂S 含量;

　　1)地面流程应安装紧急关断系统，用于防止油气的地面泄漏，该系统需做功能性测试，并明确该系统的控制内容和操作权限;

　　m)高温高压及高含硫井地面流程的安装执行各油田井控管理规定;

　　n)不同压力级别地面流程设备及管线配置应符合表5的规定。

　　表5不同压力级别地面流程设备及管线配置

　　设备等级 地面流程配备设备组成 设备地面管线连接

　　140MPa、105MPa地面流程设备 地面安全阀(SSV)、化学剂注入泵、高低压管线、高压数据头、低压数据头、油嘴管汇、热交换器、分离器、紧急泄压阀、数据采集系统及必要的转换接头和法兰、消音器、点火装置、燃烧筒，根据地层出砂及加砂压裂施工情况配备除砂器、耐冲蚀可调油嘴和放

　　喷流程

　　高压端管线应采用法兰连接;

　　低压端管线宜采用活接头连接;预留试压接口

　　70MPa地面流程设备 地面安全阀(SSV)、化学剂注入泵、高低压管线、高压数据头、低压数据头、油嘴管汇、热交换器、分离器、紧急泄压阀、数据采集系统及必要的转换接头和法兰、消音器、点火装置、燃烧筒，根据地层出砂及加砂压裂施工情况配备除砂器、耐冲蚀可调油嘴和放

　　喷流程

　　高压端管线优先采用法兰连接;低压端管线宜采用活接头连接;预留试压接口

　　35MPa地面流程设备 化学剂注入泵、数据头、油嘴管汇、热交换器、分离器、点火装置、燃烧筒、数据采集系统及必要的转换接头 高低压端管线宜采用活接头连接;预留试压接口 注：含H₂S井采用防硫设备，宜配备缓冲罐、密闭环保罐、H₂S防护系统等，需防酸时应配备防酸设备。

　　6.4.7工作液设计

　　试油工作液分为测试期间油套环空使用的试油工作液和其他作业期间的压井液。试油期间工作液配置满足以下要求： a) 试油工作液应根据地层温度、地层岩性、预计地层流体性质等进行评价和调整，要求具有良好的稳定性(热稳定性、沉降稳定性)、润滑性、流变性及防塌抑制性、防气窜能力，一般要求在地层温度下静置稳定时间不少于施工所需要的时间;

　　b)高温高压高含硫油气井试油工作液优先选用无固相体系，中途测试可使用原钻井液;

　　c) 不同体系的试油工作液与压井液之间进行转换时，应使用隔离液;

　　d) 压井液的配制量及加重材料储备量应执行各油田井控管理规定，对预测漏失层及酸化压裂层宜储备一定量的堵漏材料。

　　6.4.8工作制度

　　试油期间工作制度要求应包括但不限于以下方面：

　　a) 碎屑岩地层测试压差不大于20MPa(高压低渗井除外),根据地层出砂具体确定;其他岩性地层测试压差不大于25MPa(高压低渗井除外)。

　　b) 测试压差设计值与环空操作压力之和宜小于封隔器承压指标的80%。

　　c) 测试总时间是从封隔器坐封合格至解封的时间，若测试时环空为密度大于1.8g/cm³的钻井液，套管井测试总时间宜控制在48h以内，碎屑岩地层裸眼测试总时间宜控制在12h以内，其他岩性地层裸眼测试总时间宜控制在24h以内，具体时间以钻井液不沉淀埋卡封隔器为准。

　　d) 测试工作制度优先选用一开一关，一开井求地层流体性质、产量，一关井求地层压力恢复，根据测试特殊要求和实际井况，可选择二开一关或二开二关的方式。

　　6.5主要井屏障部件的设计、安装和检测

　　6.5.1采油树

　　6.5.1.1采油树的设计

　　采油树由油管头(多功能四通)、小四通、主阀、翼阀、清蜡阀门和安全阀组成，采油树的功能设计应满足以下内容：

　　a) 能够进行绳缆或连续油管作业;

　　b)70MPa采油树宜配备液动安全阀，105MPa及以上采油树应配备液动安全阀，且具备远程控制功能;

　　c)采油树的两翼均应预留安装压力和温度传感器的接口;

　　d) 油管挂主密封应采用金属密封;

　　e) 所有连接、阀本体等应具备一定程度的防火能力。

　　6.5.1.2采油树的安装

　　按扭矩对称上紧盖板法兰(油管帽)与油管头(多功能四通)之间的螺栓。对盖板法兰(油管帽)试压至额定工作压力，稳压30min,压降不大于0.7MPa。再对采油树所有螺栓重复紧扣检查。

　　6.5.1.3采油树的检测

　　采油树的检测应包括但不限于：

　　a)在送井前应在有资质的单位按照流体流动方向，模拟现场从内到外逐个阀门(平板阀)进行水压和气压的高低压试压，低压试压值1.4MPa～2.1MPa, 稳压10min,无可见渗漏为合格，高压试压按额定工作压力试压，稳压30min, 密封部位无渗漏，压降不超过0.7MPa为合格。

　　b)安装完成后应根据需要对阀门逐个进行液体试压，试压压力不低于预计最大工作压力，冬季 需考虑选用防冻液体，稳压30min,压降不大于0.7MPa且无渗漏为合格;条件具备时，按照预计井口最大关井压力进行气密封试压，稳压30min, 压降不大于0.7MPa且无渗漏为合格;所有测试结果、后续处理措施应留存记录以供查询。

　　c)若采油树上安装有液动安全阀，则应对采油树上的液动安全阀及控制系统进行功能测试，液动安全阀关闭时间不超过5s。

　　d)安装完成后应进行功能测试，检查采油树各压力表的显示，并做好记录;检查采油树阀门手轮转动是否灵活及阀门的开关性能;检查螺栓连接的松紧程度，各法兰连接间隙是否渗漏、 均匀;检查阀门注脂接头、阀盖钢圈、尾盖钢圈是否渗漏;检查各顶丝的松紧程度，是否存在泄漏;检查采油树闸阀带压情况下的开关灵活性。

　　6.5.2钻台采油树

　　6.5.2.1钻台采油树的设计

　　钻台采油树包括油管头、升高短节和小四通，其设计应符合6.5.1.1的要求。特殊之处在于油管头没有两翼的闸阀部分，两个主阀之间用升高短节连接。典型钻台采油树结构示意图见图1。

　　标引序号说明：

　　1——升高短节;

　　2——钻台面;

　　3——升高短节;

　　4——油管头;

　　5——闸板防喷器;6——地平面。

　　图1钻台采油树结构示意图

　　升高短节应采用法兰短节，主通径应与采油树主通径一致，材质、压力等级不低于采油树本体，根据需要加工成不同长度。

　　6.5.2.2钻台采油树的安装

　　钻台采油树安装在闸板防喷器上法兰上，安装时其他要求应符合6.5.1.2的规定。

　　6.5.2.3钻台采油树的检测

　　钻台采油树的检测应符合6.5.1.3的规定。

　　6.5.3流动头

　　6.5.3.1流动头的设计

　　以流动头为主的地面控制装置由流动头、油嘴管汇和活动管汇三部分组成，流动头连接在测试 管柱最上部，控制管柱内压力和流体。流动头的压力、温度级别选用与采油树一致，材质根据地层产出流体选用。流动头有单翼流动头和双翼流动头两种类型，流动头示意图见图2、图3,常用参数见表6。

　　标引序号说明：

　　1——投杆挂;

　　2——旋塞阀;

　　3——旋塞阀;

　　4 — — 旋 转接 头;

　　5 — — 钻 杆 接 头;

　　6——活接头;

　　7——油嘴总成;

　　8——油嘴;

　　9——接头;

　　10——活接头。

　　标引序号说明：

　　1——提升短节;

　　2——BOP/电缆阀;

　　3——压井阀;

　　4——液控阀;

　　5——旋转头;

　　6——主阀。

　　图2单翼流动头示意图

　　图3双翼流动头示意图

　　6.5.3.2流动头的安装

　　流动头的安装应遵循但不限于以下要求：

　　a) 安装时应保证设备的额定工作压力和试压值不低于实际施工压力; b)防喷器闸板尺寸应与测试管柱匹配，且按井控规定试压合格;

　　c) 确保流动头上的阀开关灵活、可靠;

　　d) 流动头及活动管汇应加固，防止抖动;

　　e) 所有活接头均应涂上黄油并上紧，不应在有压力的情况下锤击活接头;

　　f)活动管汇的长度应根据上提、下放管柱的情况确定，并用绳索固牢，防止悬空或在活动钻柱时撞击钻台;

　　g)在压井阀一翼应安装单流阀，以防止压井时井内流体倒流。

　　表6常用流动头基本参数表

　　序号 工作压力

　　MPa 工作温度 ℃ 最大提升负荷

　　kN 最小主通径

　　mm 1 70

　　-29～121 1500

　　57 2 105 2000

　　6.5.3.3流动头的检测

　　流动头的检测应包括但不限于：

　　a) 钻杆接头螺纹检测按GB/T 22512.2执行，油管螺纹检验按GB/T 9253执行。

　　b) 射线无损检验按NB/T 47013.2执行，超声波无损检验按NB/T 47013.3执行，磁粉无损检验按NB/T47013.4执行。

　　c) 管线内有压力时应缓慢打开或关闭阀门;试压时应排除空气，擦干外表;油井试压介质为清水、气井还需进行气密封试压，试压值为额定工作压力，稳压时间30min, 压降不大于

　　0.7MPa且无渗漏，活动件灵活为合格。

　　6.5.4工作液

　　6.5.4.1试油工作液

　　试油工作液主要性能要求如下：

　　a)试油工作液密度设计应结合油管及套管承压能力、工具操作压力、测试压差等;(井口最高操作压力+套管内液柱压力一套管外液柱压力)不大于套管最小剩余抗内压强度/套管抗内压安全系数;(套管外液柱压力一套管内液柱压力)不大于套管最小剩余抗外挤强度/套管抗外挤安全系数;(套管内液柱压力一油管内压力)不大于油管抗外挤强度/油管抗外挤安全系数。

　　b)根据地层温度、试油时间调整工作液的配方，试油期间液体性能应稳定，不变质、不沉淀，并且其性能应通过相关实验进行验证。

　　c) 工作液不能与其他入井流体相互影响，不形成沉淀或不发生性质的变化;工作液性能不应受地层流体的影响，若地层流体中含有H₂S,应调整工作液pH值并适当添加除硫剂。

　　6.5.4.2压井液

　　当压井液的液柱压力可以平衡地层压力时可作为一道井屏障，反之则不能单独作为井屏障，且在其上部应另有一道物理屏障(如防喷器、采油树)。压井液密度设计考虑因素包括但不限于：

　　a) 压井液安全附加值、储层物性和储集空间、压井液性能、油层套管抗内压强度等因素; b)应考虑地层压力、油层套管强度及压井液密度对井口操作压力的限制，优化压井工艺、合理调整压井液密度和套压控制范围，确保井筒安全。

　　6.5.5试油管柱

　　6.5.5.1试油管柱配置

　　试油管柱配置设计应包括但不限于：

　　a) 管柱设计应符合6.4.3的规定。

　　b)管柱外径选择需考虑工具通过性和处理井下复杂(落鱼打捞等)的要求;管柱内径选择需考虑满足储层改造、排液、测试和管内作业的要求。

　　c)管柱材质的选择需考虑氢脆、流体腐蚀、管柱震动磨损、冲蚀等因素。

　　6.5.5.2试油管柱校核载荷及工况要求

　　试油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、载荷及三轴应力强度安全系数，校验管柱三轴应力强度安全系数是否符合本文件要求;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本文件要求，则重新进行管柱设计。试油管柱的所有组件都应经过载荷工况检验，计算管柱的轴向载荷和三轴载荷，并明确管柱中最薄弱点的位置。管柱校核内容应参考表7中的载荷工况。

　　表7试油管柱校核工况表 类型 工况 备注

　　外挤 低产 油管内仅有气柱压力，封隔器上部油管是否会被挤毁，封隔器下部套管是否会被挤毁 环空压力上升 计算环空最大带压值，防止油管被挤毁 对A环空进行压力测试 计算油管平衡压力大小，防止造成封隔器上部油管被挤毁 外挤 油管泄漏 最大危险点为封隔器上部油管

　　内压 试压 施加的压力是否会超过油管抗内压强度 热关井(井口高压状态下关井) 是否会超过油管抗内压强度 注入(改造、压井等) 油套压差是否会超过油管抗内压强度 初次热压井 初次泵注压井液，地面压力应大于关井压力，高温持续时间有限，计算最低环空平衡压力

　　轴向 上提解卡 上提载荷是否会超过抗拉强度 冷流体注入(试压、改造、压井等) 冷流体导致的油管收缩是否会使封隔器解封 三轴应力 以上所有工况 一

　　6.5.5.3试油管柱单轴校核

　　试油管柱单轴校核应包括但不限于： a)空气中油管抗拉安全系数;

　　b) 液体中油管抗拉安全系数;

　　c) 在相同尺寸的井眼中按等剩余抗拉强度原则确定组合油管的长度，组合试油管柱在空气中的轴向抗拉安全系数不应低于1.60;

　　d) 使用可取式封隔器的管柱，组合试油管柱的最小剩余拉力不低于500kN;

　　e)抗内压强度校核应计算管内分别为清水、纯气时油管允许的最高油压，以确定油管能否满足稳定关井的要求;

　　f)抗外挤强度校核应计算管内为清水时油管允许的最高套压和最大掏空深度，管内为纯气时油管允许的最低油压;

　　g) 油管参数应以厂家提供参数为准，高温气井还需考虑温度对油管强度的影响;

　　h)油管控制参数计算方法同套管控制参数计算方法，其中，抗内压强度安全系数取1.25,抗外挤强度安全系数取1.40。

　　6.5.5.4试油管柱强度三轴校核

　　6.5.5.4.1试油管柱强度三轴校核内容

　　试油管柱强度三轴校核应遵循以下内容：

　　a)应综合考虑管柱在井内温度压力变化对管柱的强度影响，反映管柱在井内的受力状态;

　　b)应计算出试油管柱在不同工况及受力条件下每段油管的三轴应力安全系数，给出最低安全系数及薄弱点位置;

　　c) 应计算出封隔器在不同工况下的受力，对于使用完井封隔器的试油管柱，应确保封隔器受力在封隔器性能包络曲线内;

　　d)应计算出不同工况及受力条件下使用的伸缩管长度，确定伸缩管位置;

　　e) 应计算出不同工况及受力条件下需要施加的环空平衡压力。

　　6.5.5.4.2三轴应力强度校核安全系数选取

　　试油管柱校核安全系数取值应遵循以下内容：

　　a) 抗内压强度安全系数取1.25。

　　b) 抗外挤强度安全系数取1.40。

　　c)开井、储层改造工况下全井管柱的三轴应力强度安全系数不应低于1.60;其他工况下全井管柱三轴应力强度安全系数不应低于1.50。

　　6.5.5.4.3三轴校核基础数据收集

　　三轴校核基础数据收集包括但不限于层位、井眼轨迹、储层压力、储层温度、预计产量、储层 物性、流体类型、地层破裂压力梯度、油管参数、井下工具(封隔器、井下测试工具、伸缩管等)参数、储层改造施工参数、液体类型及密度、液体规模、摩阻系数。

　　6.5.5.4.4三轴校核初始条件分析

　　三轴校核初始条件分析包括但不限于：

　　a)从测试管柱入井到压井起出管柱，包括下管柱、替液、封隔器坐封、排液、储层改造、求产、关井等工况，一般选择封隔器坐封工况作为管柱力学校核的起始点，应获得加压坐封封隔器释放的悬重，液压封隔器启动坐封所需的压力值;

　　b) 地面温度应与当地实际地面温度一致，考虑季节性影响;

　　c) 地层压力与温度应依据试油地质设计中提供的地层温压资料，若有实测的地层温压资料应优先采用;

　　d)储层改造液体类型及密度、液体规模、摩阻系数及地层破裂压力梯度应与储层改造设计保持

　　一致;

　　e)生产压差、预计产出流体及产量应依据产能预测数据。

　　6.5.5.4.5三轴校核管柱受载计算

　　三轴校核管柱受载计算包括但不限于：

　　a) 计算排液求产工况下各段油管柱的最低三轴应力安全系数，确定管柱的薄弱点;计算排液求产工况时油压、套压的安全控制范围及封隔器受力情况。

　　b) 计算储层改造工况下各段油管柱的最低三轴应力安全系数，确定管柱的薄弱点;计算储层改造工况时需加伸缩管长度及位置、封隔器有效坐封所需释放的悬重、环空平衡压力的安全控制范围及封隔器受力情况。

　　c)计算关井工况下各段油管柱的最低三轴应力安全系数，确定管柱的薄弱点;计算关井工况时油压、套压的安全控制范围及封隔器受力情况。

　　6.5.5.4.6三轴校核其他注意事项

　　三轴校核还需考虑以下因素：

　　a) 应确保油气井所用的套管、油管符合相应设计要求。

　　b)需考虑井眼弯曲度造成的弯曲应力。

　　c)根据压力、温度和