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NB／T 14014-2016 页岩气井试气技术规范

4.3.7一级节流管汇的油压进口应装测温装置；一级节流管汇前宜装相应级别的化学剂注人装置。 4.3.8各级套管头应安装压力监测装置及放喷流程。 4.3.9压裂并口双翼宜各安装一条管线与一级节流管汇连接，对应管线应安装与并口同压力级别的远 控操作阀。 4.3.10井口、节流管汇、分离器等位置宜配备数据自动采集系统。 4.3.11测试管线出口和放喷口应至少安装两种有效点火装置和缓冲式燃烧筒。 4.3.12预测为高压、高产气井，宜在一级节流管汇上并联一套地面流程作备用

4.4.1采用管柱携带工具进行通井、刮管、洗井、探人工井底作业按照SY/T5981一2012中3.2的规 定执行。 4.4.2采用连续油管携带工具进行通井、刮管、洗井、探人工井底作业按照连续油管施工要求执行。 4.4.3全井筒试压宜选用并筒中抗内压强度最低部位抗内压强度的80%，30min内压降小于0.7MPa 为合格。

4.5.1根据季风风向、居民区、道路、油罐区、电力线等设施分布情况设计流程；地面流程应满足替 喷、洗井、回收压裂液、放喷、测试、压井、分级节流和满足风向改变时连续放喷与测试的需要。 4.5.2地面流程应为后期施工预留作业空间、安全通道和抢险通道。 4.5.3放喷、测试管线井口至节流管汇及各级节流管汇间不小于35MPa承压管汇段宜用专用法兰管 线连接，其他小于35MPa承压管汇段宜用内径62mm油管连接。

DBS13 001-2015 食品安全地方标准 食品中诺如病毒检测NB/T 140142016

4.5.4分离器应安装平稳，安装位置应距井口30m以上，应单独安装排污管线至放喷池。 4.5.5孔板、临界速度流量计应安装上流、下流压力表和上流温度计，流量计下流平直管线内径不小 于上流平直管线内径。 4.5.6碎屑捕捉器、除砂器应安装在井口与一级节流管汇之间，距离井口不小于10m，耐压级别不小 于所选用的一级节流管汇级别。

4.6.1流程连接管线每隔10m～15m，用水泥基墩、不小于Φ15mm地脚螺栓和钢板固定，钢板与管 线之间用垫子垫好，上紧地脚螺栓螺丝。 4.6.2基墩坑长0.8m，宽0.6m，深0.8m，放喷口基墩坑长1.5m，宽1.2m，深1.0m，放喷口基墩位 置距燃烧筒小于0.5m。 4.6.3放喷、测试管线宜接触地面，因地形限制，短距离的管线悬空应垫实垫牢，悬空长度超过 10m，中间应使用刚性支撑。 4.6.4立式分离器用直径9.5mm~16.0mm钢丝绳和地脚螺栓四角绷紧固定在水泥基墩上

5.1井口装置和套管头法兰应试压至额定压力，稳定30min，压降小于0.7MPa为合格。 5.2安装好采气树后，应对油管挂副密封和采气树整体试压至采气树额定工作压力，稳定30min，压 降小于0.7MPa为合格。 5.3放喷、测试管线应用清水冲洗后再进行分段试压。 5.4井口至一级节流管汇、一级节流管汇至第二级节流管汇、二级节流管汇至三级节流管汇应按相 连两者耐压级别低者的额定压力进行清水试压，试压压力超过20MPa后应分级加压，每级加压5MPa 直至额定工作压力，稳压30min，压降不超过0.7MPa为合格。 5.5节流之后的放喷、测试管线应试压10MPa，30min压降小于0.7MPa为合格。 5.6分离器及其进、出管线应根据分离器安全阀的承压要求进行试压。

安装并按照设计的压裂井口的压力等级进行试压，稳定30min，压降小于0.7MPa为合格。 检查施工配套的压裂车组，应达到设计要求水马力，并按照设计要求的等级安装和对压裂管 行承压试压，稳定30min，压降小于0.7MPa为合格。

NB/T 140142016

7.3检查压裂使用压裂罐容积，应达到设计要求，现场压裂液供水能力应满足压裂施工需要。 7.4根据压裂液配制工艺不同，配备滑溜水、线性胶、预处理酸等压裂液的配制装置。 7.5对压裂液用水进行取样，报送有资质的化验单位进行水样化验，应达到设计要求并有专用储液 池。 7.6 检查压裂施工支撑剂及各类添加剂的规格、型号、数量，应达到设计要求，并摆到井场指定区 域。 7.7使用连续混配装置，其稳定成品液供给排量不低于设计最大泵注排量的1.0倍～1.2倍。 7.8按压裂施工设计要求，进行压裂施工。 7.9录取压裂施工的各项数据资料，应包括时间、段号、段长、施工压裂、破裂压力、停泵压力 酸量和酸型、砂量和砂型、液量和液型、砂比等

7.3检查压裂便月 压裂罐容积，应达到设计要求，现场压裂液供水能力应满足压裂施工需要。 7.4根据压裂液配制工艺不同，配备滑溜水、线性胶、预处理酸等压裂液的配制装置。 7.5对压裂液用水进行取样，报送有资质的化验单位进行水样化验，应达到设计要求并有专用储液 池。 7.6检查压裂施工支撑剂及各类添加剂的规格、型号、数量，应达到设计要求，并摆到井场指定区 域。 7.7使用连续混配装置，其稳定成品液供给排量不低于设计最大泵注排量的1.0倍～1.2倍。 7.8按压裂施工设计要求，进行压裂施工。 7.9录取压裂施工的各项数据资料，应包括时间、段号、段长、施工压裂、破裂压力、停泵压力 酸量和酸型、砂量和砂型、液量和液型、砂比等。

8.1在连续油管钻塞施工前检查施工所安装的防喷管及配套装置，应符合设计要求，并按照要求的 耐压等级进行试压，稳定30min，压降小于0.7MPa为合格。检查施工用的连续油管使用年限和人井 工具是否符合设计要求，入井前应做拉力实验。 8.2及时清理或更换捕屑器捕屑筒或除砂器虑砂筒。 8.3录取连续油管钻塞施工的各项数据资料，应包括钻塞时间、段号、段长、设计桥塞深度、试探 桥塞深度、钻时、钻压、进尺、泵压、油压、套压、进口排量、出口排量、火焰描述等。

射孔、压裂后气井能自喷时，应直接采取放喷方式排液；若不能自喷，应根据气井的产液能 取替喷、气举或其他方法诱喷排液。

9.2.1检查采气树、流程管汇的阀门及放喷、回浆管线，做好阀门开启或关闭的状态标识。 9.2.2点燃使用的放喷口和测试管线出口的“长明火”。 9.2.3放喷应考虑井身结构和储层的特点，控制合理的放喷压力，防止井底出砂和套管变形。 9.2.4放喷时出现天然气水合物的，应选用热交换器加热管线或伴注甲醇方式缓解天然气水合物的形 成。 9.2.5放喷应由专人负责，随时观察井口、流程压力及风向变化。采用节流阀或油嘴控制放喷，不应 猛开猛放。观察防喷口气量，根据气量应及时导入分离器流程，分离的液体应排入放喷池计量，排出 的天然气应点火烧掉。 9.2.6放喷排液需录取的资料应包括时间、放喷制度、油压、套压、喷出物情况等

.1若采用替喷方式诱喷，射孔完成井应将管柱下至产层中部，宜采用正循环替喷，替喷施工 进行，返出液应回收。 2若采用气举方式诱喷，应采用氮气、二氧化碳进行作业。 3直井射孔完成井应将管柱下至产层中部，水平射孔完成井宜将管柱下至直井段尾部

9.3.1若采用替喷方式诱喷，射孔完成井应将管柱下至产层中部，宜采用正循环替喷，替 续进行，返出液应回收。

NB/T140142016

10.1.1求产应求得一个高回压下（即最大关并压力的80%～90%）的稳定产量数据，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，稳定时间视产量大小定，按SY/T5440的规定 执行。 10.1.2纯气井可采用一点法试井；凝析气井应按SY/T5440的要求进行产能试井。 10.1.3凝析气井应测试气、油产量及压力。

10.2测试求产时应录取的资料

10.2.1孔板直径（油嘴直径），油、气、水产量，气油比，油压，套压，流压，静压，压力恢复曲 线，上、下流压力，井口静温，井口流温，气层静温，气层流温，上、下流温度，油、气、水样分析 资料，累计油、气、水产量等。 10.2.2求产资料录取符合SY/T6125的规定

对于具有工业气流和投产条件的页岩气井推荐选用不压井装置或连续油管下入完井管柱完井 管柱设计的抗拉、抗外挤、抗内压安全系数分别宜为：>1.8，>1.25GB 6722-2014 爆破安全规程，>1.25。 人井工具的耐压、耐温级别应满足地层压力和温度的要求，

12.1通过试气证实，没有开采价值的并或产层以上存在严重套损的井，以及地质、工程报废井，按 报废井做永久性弃井处理，对有开采价值的井，暂时无条件投产，应予暂时性封井，并按程序进行报 批。

12.2永久性弃井方式

永久性弃井方式： a）没有开采价值的试气井，在试气结束后，先将井压稳，从气层底部以下20m～50m至顶部 （射孔井段）全段注水泥，水泥浆在套管内应返至气层顶部以上100m～200m，其中先期完 井的井应返至套管鞋以上100m～200m，同时向气层挤入水泥浆封堵气层，封堵半径应超过 钻井井眼半径3倍，水平井封井最下部水泥塞的底部位置为A点，对水平段固井效果不好的 宜考虑挤入水泥浆封堵。 b）在井筒内的套管尾管悬挂器、回接筒、水泥环返高位置打水泥塞，水泥塞顶界在尾管悬挂器、 回接简、水泥环返高以上150m，底界在尾管悬挂器、回接筒、水泥环返高以下150m，水泥 塞厚度大于300m。 c）在井筒内的套管破损、断裂、异常井段位置打水泥塞，水泥塞顶界在套管破损、断裂、异常 井段位置以上150m，底界在套管破损、断裂、异常井段位置以下150m，水泥塞厚度大于 300m。 d）水泥塞应按要求试压合格。 e）在井口套管头上安装盖板法兰和高压平板阀的简易井口，盖板法兰和高压平板阀的工作压力 应大于该井射孔气层的最高地层压力，盖板法兰带金属密封进行密封套管悬挂器；装三通和 二个截止阀、一个压力表，各层套管装压力表：盖井口房，井口房为水泥砖墙，顶为水泥板，

NB/T14014=2016

井口房牢固，井口房对面二个侧墙留有井口观察孔两个，井口房顶棚板底侧墙留有排气孔两 个，在井口房和盖板法兰上标注井号、钻井完井日期、封井弃井日期。 12.3对有开采价值的气井，暂时无条件投产，应采取暂时性封井方式： a）试气结束后，先将井压稳，在气层以上50m打水泥塞HG/T 2771-2009 电镀用氯化镍，水泥塞厚度大于200m；水平井最下 部水泥塞的底部位置为A点。 b）在第一个水泥塞面以上，打第二个连续水泥塞，厚度大于200m。 c）水泥塞应按要求试压合格。 d）下入光油管到水泥塞以上200m～300m，用封闭层的压井液密度压井。 e）井口应安装采气树，装压力表（油管及各层套管），开发方应派人看护。 12.4存在严重安全事故隐患不能正常生产的页岩气井，应根据实际情况，采取不同的封堵措施，达 到永久性弃井的要求。封堵施工作业时，应有施工作业设计，并严格审批程序。 12.5打水泥塞前，应作水泥浆稠化实验、固化实验、水泥浆与压井液和隔离液的污染实验；稠化 时间应是水泥浆施工时间再附加1.5h～4h，水泥浆施工时间是从配浆开始到反洗出多余灰浆这段时 间；固化时间应小于24h，48h水泥塞抗压强度大于14MPa；选择的水泥浆体系和水泥添加剂的性能 急定，满足现场施工作业需要。 12.6折算井筒在清水条件下每个水泥塞试压压力应不小于30MPa，不大于套管抗内压强度的80%， 式压稳压30min，压降小于0.7MPa为合格，具体水泥塞试压按设计执行。 12.7井口装置的试压应按额定工作压力试压，井口装置和最内层套管的整体试压不大于套管抗内压 强度的80%，稳压30min，压降小于0.7MPa为合格，

13.1施工质量达到施工设计要求和工序质量要求，新工艺、新技术按施工设计进行并达到要求。 13.2资料应齐全、准确，上报及时。 13.3安全文明施工，无安全环保、工程事故。 13.4施工完后井场应恢复原貌

施工质量达到施工设计要求和工序质量要求，新工艺、新技术按施工设计进行并达到要求。 资料应齐全、准确，上报及时。 安全文明施工，无安全环保、工程事故。 施工完后井场应恢复原貌。