节约了大量的作业时间和劳力
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试油完井一体化工艺
应用范围：高温高压及高含硫的油气井
封隔器：永久式双向锚定 环空：防腐保护液 井下安全阀：地面控制井下关断
压力、温度资料录取：绳索作业
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水平井试油测试工艺
水平井在页岩气、低效致密气以及碳酸盐岩储层中广泛采用，形成了速 钻桥塞分段改造、裸眼封隔器+分段工具改造等多项特色试油技术。
环空为密度1.60 g/cm3完井液时 最大掏 空深度m 全掏空 4597.37 全掏空 最高控 制套压 MPa 82.43 64.26 94.31
井内为纯 天然时 最低控 制套压 MPa 0 8.58 0 最高控 制套压 MPa 104.80 120.54 163.31
193.68 177.8 127.0


CO2腐蚀在临界点附近腐蚀尤其严重，油套管CO2腐蚀的临 界点100℃以上，特殊材质临界点会更高
在气液界面附近，CO2腐蚀比较严重 CO2腐蚀速度随着温度的升高而加快 地层水会加速CO2的腐蚀速度
CO2导致的失重腐蚀
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一、气井特点
8 7 6
腐蚀速率(mm/a)
10MPa
15MPa
b、地层压力预测，气层中部井深5868.5m
地层压力：126.61MPa~131.21MPa。
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②井口关井压力预测
按126.61MPa预测井口关井压力：107.32MPa
P cw
P 压 K压
（1）井内为静止清水时，套压Pc≤Pcwmax,油层套管不会被压坏； 井内为静止清水时，套压Pc＞Pcwmax,油层套管容易被压坏。
（2）Pcmax,仅表示该井油层套管的一个安全控制指标。
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（14）
3、井内为天然气时允许最高套压
套管抗内压问题
Pcg max
101.97 P抗压k抗压h顶 101.97k抗压ed
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裸眼封隔器管柱分段改造试油完井工艺
目前四川作 业压裂段数 达30段
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四、 油层套管参数计算 及安全控制要求
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（14）
套管允许强度计算基础推导来源于拉梅公式和第三强度理论
1、最大掏空深度计算公式
套管抗外挤问题
101.972 P挤 Hi ( 泥 水 )h底 K挤
井内清水液面井深≤Hwmax时，油层套管不会挤毁；井内清水液面井深 ＞Hwmax时，油层套管可能被挤毁。 Hwmax仅是该井油层套管柱的一个安全性能指标。
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（14）
2、井内为纯天然气时最低套压
套管抗外挤问题
Pcg min
k 抗挤 h底 当－ 101.97 P抗挤 101.97k 抗挤 e s
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川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院
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前
言
石油工程项目关键在于项目工程设计,这 是整个石油工程项目安全有序实现的技 术保证.所以,石油工程设计的质量的重 要性不言而喻。
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提
纲
一、气井特点
二、试油测试工程设计原则
三、目前试油测试常用工艺 四、油层套管参数计算及安全控制要求
五、优化设计 六、设计实例分析
mx101井
gs6井
45.2
41.3
61.37
53.45
85.9
104.7
0.142
0.198
8.80
5.50
不同压力下密度差异大
压力 MPa 5 25 45 密度 g/cm3 0.04352 0.22403 0.28762 压力 MPa 75 90 105 密度 g/cm3 0.32107 0.33094 0.33823
s 1.251 10 4 气 h底
（1）井内为纯天然气时，套压Pc≥Pcgmin,油层套管不会被挤毁；井内为 纯天然气时，套压Pc＜Pcgmin,油层套管容易被挤毁。 （2）Pcgmin,仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标
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（14）
3、井内为清水时允许最高套压
套管抗内压问题
20MPa
25MPa
30MPa
35MPa
5 4 3 2 1 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 温度(℃)
井底温度超过120°C腐蚀减弱
温度对不同钢材腐蚀速率的影响
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一、气井特点
6 、天然气易燃烧
气
天然气比空气轻，泄漏后易于扩散、稀释,是 可燃气体。故现场要求严禁烟火。 7 、空气和天然气混合达到某种比例时易爆炸 空气中天然气浓度达5-15%，一旦遇火就会
首要原则执行 相关技术标准、 规范及法规
封隔器有效压重＞最小座封力(如RTTS、Y211)
卡瓦受到的向下作用力＜卡瓦安全承载力 水力锚受到的上顶力＜水力锚安全承载力
3.2 油管密封可靠
技术标准是指公认机 构批准的、共同使用 或重复使用的产品或 相关工艺和生产方法 的规则、指南或特性 的文件。
油管、接头强度满足安全 连接密封可靠
压井液中的天然气泡上升时体积变化大（井口压力为大气压）。
对于地层压力等于清水柱压力不同井深产层的天然气泡（假定该 井深的气泡体积为 V）上升到井口的体积见下表。
井深 （m） 0.00 50.00 200.00 500.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 密度为1.00g/cm3的 密度为1.50g/cm3的 密度为2.00g/cm3 体积变化 体积变化 的体积变化 337.6740V0 401.8644V0 434.7328V0 57.8606V0 47.7798V0 39.6525V0 15.6487V0 12.1780V0 9.5681V0 6.2872V0 4.7875V0 3.7883V0 3.0702V0 2.2396V0 1.8306V0 1.5211V0 1.2983V0 1.1928V0 1.1547V0 1.0790V0 1.0659V0 V0 V0 V0
管柱结构、试油测试工艺简单 可一趟管柱完成射孔、测试
替液、诱喷方式简单 可带水力压差封隔器进行增产
也可采用欠平衡下入生产投产
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带APR工具的封隔器管柱联作快 速安全试油测试工艺
应用范围：常用于高温高压及含硫气井试油测试 一趟管柱完成射孔、测试、酸化、再测试和试井工作， 避免多次压井对地层的伤害，更好的保护产层 能实现井下多次开关测试 能替液、诱喷 能获得井下准确的压力、温度数据并流体取样 能井下关井
侵入气体体积越 多是气井溢流发 生和加剧的原因
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测试求产时产能特点
井号 mx12井 mx16井 mx201井 测试 油压 MPa 50.67 35.07 50.12 井底流压 MPa 69.30 46.42 71.56 测试产能 X104m3/d 116.77 11.47 132.2 井底流量 X104m3/d 0.171 0.025 0.187 井口流速 m/s 9.20 0.83 10.48
3.5
井下工具完好、可控
4、满足关井要求（井下、井口关井）
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二、试油测试工程设计原则
5、工艺设计要合理
针对性强
每一个工艺都必须针对工作环境、地质及工程特点进行设计。
相容性好 工艺之间、工艺和管柱之间、流体之间、控制参数之间不能相互矛盾，使 工艺程序流畅，避免出现复杂情况。 互补性好
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L17井井口最高关井压力预测实例 ① 地层压力预测 a、录井显示及浅析
▲、5856~5858m发生气侵，钻井液密度：2.17↓2.13↑2.17g/cm3,粘度 66↑114↓80↓68s，说明：ρ当>2.17g/cm3。
▲、5884~5990m，气侵、井涌、井漏。
● 气侵：钻井液 2.19↓1.85↑2.17g/cm3，粘度82↑132↓82s，说明ρ 当>2.19g/cm3。 ● 井涌：2.19↓1.97↑2.14g/cm3，粘度：82↑112↓108s，刚循环加重 至2.20恢复正常，说明ρ当>2.20g/cm3； ● 井漏：继续加重至2.28 g/cm3发生井漏，漏失2.6 m3钻井液，综合说 明：2.20 g/cm3<ρ当<2.28 g/cm3。
②井内为静止清水时允许最高控制套压Pcwmax ③井内为纯天然气时允许最低套压Pcgmin
④井内为纯天然气时允许最高套压Pcgmax
实际操作中还必须考虑井的其它安全因素来确定实际的控制套压
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某井油层套管控制参数
外径 mm
壁厚 mm
钢级
计算 深度 m
抗内 压 MPa
抗外 挤 MPa
管外钻 井 液密度 g/cm3
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一、气井特点
4 、大部分天然气井含有H2S
四川盆地川东卧龙河气田三叠系气藏最高H2S含量达32%（493g/m3），渡口河气田飞仙关气藏最高 含H2 S含量达244.51 g/m3(17.06%);华北赵兰庄气藏H2S含量达92%
气
（1）H2S是有毒气体，H2S会对人身体产生伤害。
（2）H2S会对地面设备、井下油套管产生腐蚀： 硫化物应力腐蚀（快速腐蚀断裂）； H2S的腐蚀变薄（缓慢腐蚀变薄--电化学腐蚀）；
硫化物应力腐蚀最敏感温度在20℃ 左右 ；
井 特 点
H2S导致的应力 腐蚀开裂
温度超过80 ℃以后硫化物应力腐 蚀可忽略；
硫化氢的电化学腐蚀速度随着温度 的升高而加快。
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一、气井特点
5、天然气中含有CO2
CO2会对油套管产生缓慢腐蚀变薄。
气
这种腐蚀需要时间，腐蚀使油套管壁厚逐渐变薄和穿孔
井 特 点
对于风险大的技术难题，采用两个或者多个工艺及措施加以防范，实现多 重互补。 可靠性高