Q/HS 中国海洋石油总公司企业标准
Q/HS14006—2011
高温高压井测试指南
Guideline for high pressure-high temperature well testing
2011－08－03发布2011－11－01实施中 国 海 洋 石 油 总 公 司发布
Q/HS 14006—2011
目次
前言 (Ⅱ)
1 范围 (1)
2 规范性引用文件 (1)
3 术语和定义 (1)
4 设计要求 (1)
4.1 设计原则 (1)
4.2 资料收集 (2)
4.3 测试设备、工具及材料要求 (2)
4.4 井筒要求 (2)
4.5 测试管柱设计与安全校核 (2)
4.6 地面流程设计 (3)
4.7 测试液设计 (3)
4.8 射孔设计 (3)
4.9 水合物预测与防治 (3)
4.10 风险分析及应急计划 (3)
5 作业要求 (3)
5.1 工具、设备检验 (3)
5.2 作业时间选择 (4)
5.3 作业前的安全检查 (4)
5.4 井筒准备 (4)
5.5 下测试管柱 (4)
5.6 安装井口 (4)
5.7 地面流程加固及监测 (4)
5.8 开井测试与关井 (4)
5.9 压井起测试管柱 (5)
5.10 封隔油气层 (5)
5.11 井控原则 (5)
I
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II
前言
本标准的起草依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写》。 本标准由中国海洋石油总公司钻完井专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：中海石油（中国）有限公司湛江分公司。
本标准主要起草人：王尔钧、黄凯文、方达科、张俊斌、魏安超。
本标准主审人：周俊昌、张勇。
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高温高压井测试指南
1 范围
本标准给出了海上高温高压井测试设计和作业的指南。
本标准适用于中国海洋石油总公司在中华人民共和国的内水、领海、毗连区、专属经济区、大陆架，以及中华人民共和国海管辖的其他海域内进行的油气勘探、开发及生产作业。在境外的水域、高温或高压的作业亦可参照使用。
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 18420.1 海洋石油勘探开发污染物生物毒性第1部分：分级
SY 5984 油（气）田容器、管道和装卸设施接地装置安全检查规范
SY/T 0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求
SY/T 5323 节流和压井系统
SY/T 6270 石油钻采高压管汇件的使用与维护
SY/T 6581 高压油气井测试工艺技术规程
SY/T 6592 固井质量评价方法
SY/T 6604 海上试油作业安全规范
SY/T 10025 海洋钻井装置作业前检验规范
Q/HS 2025 海洋石油弃井规范
Q/HS 2037.7 海上石油平台钻机第7部分：井控系统
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
高温高压井 high pressure-high temperature well（HPHT well）
井底温度大于150 ℃，且地层孔隙压力大于68.9 MPa（10000 psi）或地层孔隙压力当量密度大于1.80 g/cm3的井。
4 设计要求
4.1 设计原则
4.1.1在安全的前提下，满足测试地质要求。
4.1.2装备、工具、材料及测试工艺应满足预测井眼最高温度和最大地层压力条件下测试作业的要求，装备、工具和材料的关键技术指标和抗高温高压参数应在设计中明确。
4.1.3设计中应包含作业风险分析和应急计划及应急程序。
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4.2 资料收集
4.2.1 所在海域的国家法律、法规及作业期间的气象和海况。
4.2.2探井地质设计，包括该井的地理位置，构造位置，设计井深与目的层深度，预测温度和压力情况，预测流体性质，风险提示，测井项目，邻井地质资料统计等。
4.2.3 测试地质设计，包括测试层基本参数，测试目的，测试程序，工作制度，取资料及样品要求，对测试工艺的要求等。
4.2.4 钻井工程设计及钻井装置资料，包括井身结构设计，钻井液设计，固井设计，材料及进度计划，钻井装置资料包括钻井装置设备能力，井控设备能力等。
4.2.5邻井资料统计，包括邻井井身结构，测试工艺，测试工作制度，问题统计及总结等。
4.2.6 钻井实钻数据，包括井身结构，套管磨损情况，录井，测井的实测温压数据，钻井液性能，固井情况等。
4.3 测试设备、工具及材料要求
4.3.1井控系统应符合Q/HS 2037.7的要求。
4.3.2 测试井口装置、井下工具额定工作压力应不低于预测的最高地层孔隙压力的1.2倍。若已获得实际最高地层孔隙压力，则按实际最高地层孔隙压力的1.2倍配置。
4.3.3 钻井井口装置、防喷器组及节流管汇等额定工作压力应不低于目标井预测的最高地层孔隙压力。
4.3.4测试井口装置、井下工具、测试地面高压部分流程等耐温级别应不低于预测工作温度的1.2倍。若已获得实际地层温度，则耐温级别应不低于实际地层温度。
4.3.5钻井井口装置、防喷器组、地面循环系统等耐温级别应不低于预测工作温度。
4.3.6预测井口压力超过55 MPa或井口温度连续工作72 h超过100℃时，地面高压部分流程的连接应采用金属密封。
4.3.7井口高压硬管组合部分及挠性软管组合应符合SY/T 5323的要求。
4.3.8流程管线通径应符合SY/T 6581的要求，管壁厚度应符合SY/T 6270。
4.3.9加热方式应采用蒸汽换热，供热能力应满足设计要求。
4.3.10 三相分离器应配备两个不同类型的安全阀，其工作压力应不大于分离器额定工作压力的95 %。
4.3.11应进行热辐射和环境噪音计算及评估，并根据结果采取相应防护措施。
4.3.12 应选择匹配的燃烧头类型、助燃设备和喷淋设备，对燃烧物宜进行环境分析。
4.3.13井下工具应采用插入式永久封隔器和压控式测试工具，管柱的连接螺纹应采用气密封螺纹。4.3.
14 宜对地层出砂情况进行预测及预防，地面流程宜安装实时含砂监测装置。
4.3.15测试设备、井下工具材质防酸、防硫要求应符合SY/T 0599的规定。
4.4 井筒要求
4.4.1 应评估钻井期间的套管磨损情况，复核套管是否满足测试要求。
4.4.2 尾管悬挂器总成应包括尾管回接装置和尾管封隔器。如果技术套管强度不能满足测试要求，应将尾管回接到井口，并且按不低于尾管重叠段的固井要求进行封固。
4.4.3测试前应按照SY/T 6592的评价标准检测固井质量，井筒试压压力不超过套管抗内压强度的80 %，同时满足测试操作条件。
4.4.4 应对浮式钻井装置隔水管进行安全校核，并根据作业期间的环境条件计算出最大位移。
4.4.5 自升式钻井装置应评估套管受热膨胀对井口和套管的影响。
4.4.6 射孔段底深至人工井底宜不少于15 m。
4.5 测试管柱设计与安全校核
4.5.1测试管柱应配备至少两个循环阀，下循环阀的位置距离封隔器不超过30 m；宜使用测试阀并采2
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用井下关井方式，浮式钻井装置测试应使用水下测试树。
4.5.2高温高压气井不宜设计钢丝作业，如需取样，可按设计要求选用井下取样工具。
4.5.3 测试管柱的试压值应不低于预测地层孔隙压力值，允许压降值不超过 2 %，稳压时间不少于15 min为合格。
4.5.4对测试期间可能遇到的各种工况管柱变形(伸长或缩短)进行计算。
4.5.5按测试环境条件下对测试管柱进行三轴强度校核。
4.6 地面流程设计
4.6.1应配备紧急关井系统及数据自动采集系统。紧急关井系统控制点应不少于四个，宜设置在易操作的工作区、生活区和逃生通道等。
4.6.2 测试分离器和油嘴管汇之间应加入高低压关断装置及配套的泄压装置和放空管线。
4.6.3 油嘴管汇之前应有一条专用紧急放喷管线。
4.6.4节流降压宜采用地面油嘴管汇，油嘴宜使用固定式油嘴。
4.6.5油嘴管汇前应设有化学药剂注入、数据采集录入等接口。
4.7 测试液设计
4.7.1测试液密度应根据预测的地层压力进行选择，同时考虑油管、封隔器和井下工具之间的压差。
4.7.2应保证测试液在井下静止7 d时间性能稳定，且无固相沉淀或不出现结晶。
4.7.3 采用与钻井液不同体系的测试液时，应对其配伍性及储层保护性能进行评价。
4.7.4设计中应附有测试液配方、性能参数、高温高压流变性、腐蚀及环保试验数据和结果分析。4.7.5测试液的生物毒性应符合GB 18420.1的要求，腐蚀速率应满足设计要求。
4.8 射孔设计
4.8.1 宜采用油管输送负压射孔方式。
4.8.2射孔器材应满足预测井眼最高温度和最大地层压力条件下作业的要求。
4.8.3宜采用双液压延时引爆装置。
4.9 水合物预测与防治
应对高压气井水合物的形成进行预测，根据预测情况选取相应的化学药剂、注入位置，并结合保温加热等方式综合防治。
4.10 风险分析及应急计划
对测试作业过程应进行风险分析和制定应急计划，至少应包括：
a) 测试暂停、终止和重新测试程序；
b) 水合物堵塞解堵程序；
c) 应急关井程序；
d) 井控和压井程序；
e) 水下测试树脱离和回接程序；
f) 井下和地面设备泄漏应急计划；
g) 出砂和硫化氢溢出应急计划等。
5 作业要求
5.1 工具、设备检验
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