2014 年试油监督考试复习题
一、填空题
1、根据油田试油井控风险评估分类原则，油田试油井井控风险分为三类：
I类风险井：试油层井深（ > 5500m ）的超深井；根据前期钻探及相
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邻井层试油资料，预测日产气量（> 30X10 ）的气层；硫化氢含量》（20 ）ppm的试油层；地层压力系数》（1.8 ）并具有自喷能力的油气井。
2、抽子以上钢丝绳有明显牢固的（ 2 个）记号，第一个记号距绳帽
（50 ）m 第二个记号距第一个记号（20-30 ）m。
3、对（未射孔井）、（已射孔井段封闭合格后）的试油作业可不装防喷器（射孔作业或井筒整体试压不合格的井除外），但作业现场须配备（简易防喷装置）和（防喷）工具及配件，能够随时抢装及时控制井口。
4、I类风险井井控装备配置：
双闸板防喷器：压力等级大于生产时（预计最高关井井口压力），闸板组合为上（半封）、下（全封），半封闸板尺寸须与作业管柱相符合
旋塞阀：除正常使用的旋塞阀外，现场应有一套（常开状态）的备用旋塞阀。旋塞阀的额定工作压力（不小于）井口防喷器额定工作压力（超过70Mpa 的，选
70MPe旋塞）。扣型、尺寸与井管柱相符合。
防喷、放喷管线：防喷、放喷管线采取相应等级的（针阀或油嘴）管汇控制，放喷管线出口距井口（ 45m ）以远（硫化氢含量》20PPm的试油层、高压气井
（100m）以远），管线通径不小于（60）mm放喷控制闸门距井口（3m）以远，压力表接在井口与放喷闸门之间，管线与闸阀间的连接采取高压油壬或丝扣、法兰方式连接，不得现场焊接。
类风险井井控装备配置（液动或手动）防喷器（含硫层为（液动双闸板）防喷器，气层、油气层、气水同层为（液动单或双闸板）防喷器）；放喷管线出口距井口（35m）以远（相邻井层日产气量》10X 104m3的气层、油气层、气水同层，含硫层（75m）以远）；其它同I类风险井。
5、抽汲出口管线必须用钢质硬管线，出口管线距出口（ 1.2m ）用（卡子加胶皮）固定牢靠。
&防喷、放喷管线每（8-10 ）m用重量不小于（400 Kg）（装砂后）的标
准砂箱固定；放喷管线需转弯的，用夹角大于120°的锻造钢制弯头，转弯前后须用标准砂箱固定，砂箱与转弯处距离不大于（2）m出口用双砂箱固定，距
出口小于（ 1.5 ）m。
7、溢流关井严格执行“发现溢流立即（关井）；疑似溢流（关井检查）”原则。
8、试油设计（未经审批）不准施工。更改设计时，应按设计（审批程序经批准）后实施。
9、井控装备包括：（防喷器）及其控制系统、（旋塞阀）、节流及压井管汇、采油（气）树、（采油树总闸阀）；测试控制头、井下安全阀及（井口防喷管）等。
10、防喷器安装后进行现场试压检验，介质采用清水或氮气，高压不低于生产时预测（预测关井井口最高压力），稳压时间不少于（10）分钟，压降小于或等于
0.7MPa,密封部位无渗漏为合格（防喷器用试压塞进行试压时，压力不超
过套管抗压强度80% ;低压试验压力1.4?2.1MPQ稳压时间不少于（3）分钟，密封部位无渗漏为合格，现场试压由（带班干部）签字认可。
11、防喷器远程控制台储能器瓶的压力要始终保持在（17.5?21MPa）工作压力围。远程控制台使用合格的液压油。
12、电缆射孔过程中有专人负责观察井口显示情况。射孔结束后要有专人负责监视井口（ 1 ）小时以上，确认液面稳定，否则不许进行下步施工。
13、压井液进出口密度一致时，停泵观察井口（30min ）以上，开井确认无外溢，方可进行下步作业。
14、人为造成井负压差，使油气从产层中流入井中的过程是（诱喷）。
15、抽汲施工时，抽子沉没度最大不得超过（300m）
16、抽汲求产时，应按定抽汲（深度）、定抽汲（次数）、定抽汲（时间）的三定方法抽汲。
17、常规试油中，现场常用的射孔方式有（电缆传输射孔）和（油管传输射孔）。
18、试油新井投试，射孔前的主要工序是（探井底、洗井、试压）。
19、油层套管的作用是（封隔油气水层）。
20、含水率是指油井（日产水量与日产液量）之比。
21、当油井投入生产后备，油气从油层中流向井底靠（油层压力）
22、固井时，水泥返深是指（转盘平面至上返水泥面）。
23、采油树的安装和使用首先考虑的是（安全）工作压力。
24、利用井建立起来的各种压力去平衡地层压力的工艺技术是（井控技术）
25、天然气与空气混合浓度达到（5%-15% （体积比）时，遇到火源会发生爆炸。
26、压井液密度的确定以钻井资料显示的最高（地层压力系数）或实测（地层
压力）为基准，再加一个附加值。附加值选择：
油水井：（0.05-0.1）g/cm3；气井：（0.07-0.15）g/cm3。
27、生产压差是指（地层压力）与油井生产时测得的（流动压力）的差值。
28、生产压差过大会引起底水（侵入井底）而造成油井出水。
29、作用于地层孔隙流体（油、气、水）上的压力称（地层压力）。
30、试油应取的主要资料（产量）、（压力）、（液性）。
31、地层测试按封隔器坐封条件分为（中途测试）和（套管测试）。
32、井液柱压力小于产层压力的井，一般采用（油管传输）射孔。
33、U类风险井：根据前期钻探及相邻井层试油资料，预测日产气量（V 30
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X 10m ）的气层、油气层、气水同层；地层压力系数在（1.5-1.8 ）之间（含1.5 ）的油层、油水同层；压力系数（＞ 1.8）的含油水层、含气水层。
34、试油队伍资质要求：I类风险井由具有（甲级资质）的队伍施工；U类、川类风险井由（乙级或以上资质）的队伍施工。
35、试油地质和工程设计的编制、审核及审批，由油田公司（试油任务发包单位）委托（具有设计资质）的单位，按照油田相关规和规定进行编制、审核、审批。
I类风险井：地质、工程设计分别由试油单位（主管部门）编制，试油单位
（总工程师或主管生产的领导）审核，勘探（开发）公司（项目经理部、主管领导）依次审核，油田公司（工程技术处）审批。
U类风险井：地质、工程设计由试油单位（项目部）编制，试油单位（项目部、业务主管部门）依次审核，试油单位（主管总师或主管生产领导）审批。
川类风险井：地质、工程设计由试油单位（试油队）编制，试油单位项目部
（技术主管）审核，项目部主管（技术副经理）及以上人员审批。
重点工序（酸化、压裂、中途测试）设计由设计编制部门（负责人）、设计单位（总工程师）或（主管生产的领导）、勘探（开发）公司（项目经理部）依次审核，勘探（开发）公司（主管领导）审批。
36、试油施工设计由试油单位（试油队）编制。
I类风险井中压井、挤（注）水泥塞、测试、地面计量等重点工序，由试油单位（业务主管部门）审批，其它项目部（主管技术副经理）及以上人员审批。
U类风险井项目部（主管技术副经理）及以上人员审批。
川类风险井试油队（技术主管）及以上人员审批。
37、试油作业的地质、工程及施工设计中应有相应的（井控）容。
38、硫化氢含量》（20）PPm勺试油层应选择与地层匹配的（碱性）压井液，压井液密度选上限，并宜采用挤压井方式压井。
39、井控装置每（12）个月送井控车间检验一次。压力系数》1.8的高压油气层、硫化氢含量》20PPm的试油层每（8）个月送井控车间检验一次。送至井场的防喷器、旋塞阀要有井控车间的（检测报告）、试压曲线和（试压合格证）。
40、含硫化氢井井控装备应符合相应（防硫）要求。
41、经抽汲、测试、气举等方式确认无自喷能力的试油层，应安装使用不低于（21）MPa勺防喷器，并按预计最高（关井压力）或防喷器（额定工作压力）进行试压。
42、远程控制台安装距井口不少于（25）m控制台操作位置与井口间视线良好；距放喷及压井管线有（5）m以上距离；周围留有宽度不少于（2）m的人行通道；周围（10）m不得堆放易燃、易爆、腐蚀物品。
43、新井投试，防喷、放喷管线可以在（地层打开前）完成安装、试压。
44、放喷管线出口宜朝向（季节风的下风）方向，采用螺纹或法兰连接。
45、采油（气）树每次安装后，带试压孔的应对安装部位进行（试压）检验：
高压试压至采油（气）树额定（工作压力）或预计（井口最高关井压力），稳压不少于（10）min,压降小于或等于（0.7 ）MPa密封部位无渗漏为合格；低压试压（1.4?2.1 ）MPa稳压时间不少于3min,密封部位无渗漏为合格，现场试压由（带班干部）签字认可。
46、作业全过程，提升设备上气喇叭保证完好，便于发出（报警信号）。
47、现场井控工作以（班组）为单位，每试油一层对相应工况作业前进行至少（一次）防喷演习。
工况包括：（空井筒）、（起下管柱）、（冲砂作业）、旋转作业、简易防喷装置的快速安装、含硫井的防硫应急演习。（起、下测试工具过程中，测试工作人员应参与试油队的防喷演习）。
48、电缆射孔作业时发生溢流，应（停止）作业，在距井口（30?50cm）处剪断电缆，关闭全封闸板，试油队抢装采油树或总闸阀。
49、预计为气层、含硫化氢试油层的射孔，应采用（管柱传输射孔或过油管）射孔工艺。根据同一区块相邻井层试油情况及试油层测井解释结果，预计射孔后无自喷能力的（高压低渗）试油层的射孔，可使用（电缆传输）进行射孔。
50、采油（气）树至节流管汇（包括油嘴管汇）的试压：
高压试压按预测（关井最高井口压力）进行（清水或氮气）试压，稳压不少于（10） min,压降w 0.7MPa连接部位无（渗漏）为合格；低压试压1.4?2.1MPa, 稳压不少于3min 无压降，连接部位无渗漏为合格。
51 、分离器后的管线试压：分离器出口的产气管线按不低于分离器额定工作压力的
（80%）进行试压。
分离器出口的产液管线应连接紧固，丝扣不刺不漏。额定工作压力（w 6.3）MPa 的分离器，其出口的管线应连接紧固，丝扣不刺不漏。
52、对挤压井作业，压井液挤至油层顶界以上（50）m停泵观察待压力充分扩散后，开井观察（30）min 以上无外溢现象后，方可进行下步作业。
53、起管柱时每提（20根）油管向井灌注压井液一次。
54、所有井控装备及配件，应是经（集团公司）或（油田公司）认可的生产厂家生产的合格产品，否则不允许使用。
55、新区探井接井后，井筒整体试压（套管（抗压强度）的80%、井口采油树的
（额定工作压力）、预测最高（关井井口压力）三者之间取（最小）值），稳压不少于10min,压降w 0.7MPa为合格。井筒整体试压不合格的，应查明原因并上报发包方。
56、设计有压井工序的，施工现场压井作业前应备足满足（设计）要求的（密度）和（数量）的压井液
57、灌液及循环管线不能与（防喷）、（放喷）管汇混连，发生溢流时应立即关闭灌液、循环管线的套管闸门。
58、停工时应关闭（井控装置），并安装合理量程压力表观察（井口压力）。
59、采用电缆传输射孔方式时，井筒应（充满）符合设计要求的压井液。
60、地层封闭状态且井身质量合格的提下管柱作业可以（不压井）、（不灌液）。
61、经抽汲、降液等诱喷措施7 天以上的非自喷地层，可以（不压井）进行起下管柱作业，但应按提出井管柱体积（灌液）。特殊井况作业经试油作业单位、油田发包方进行（风险识别）、制定应对措施，可（不压井）进行起下管柱作业。
62、在起、下封隔器等大尺寸工具时严禁猛起猛下，距射孔井段（300）m
围应控制提、下钻速度不超过（ 1 根/2 分钟），防止产生过高的（抽汲）和（激动）压力。
63、电缆试井作业：防喷管和闸板防喷器等井控装备按（预计关井最高压
力）试压合格。含硫油气井作业时，井控装备应满足（防硫）要求。
64、钢丝试井作业：钢丝试井作业时，防喷管应按（预计关井最高压力）试压合格。含硫油气井作业时，井控装备应满足（防硫）要求。
65、冲砂作业：
（1）、应使用符合（设计）要求的压井液循环压井平稳后方可进行施工。
（2）、井口应座好（自封封井器）（井口装导流管的除外）和（防喷器）。
（3）、在冲砂单根下部与冲砂管柱之间安装（旋塞阀）及（防顶短节）。
66、磨钻作业
（1）、钻水泥塞、桥塞施工所用压井液（密度），要与封闭地层前压井液性能（相一致）。
（2）、施工中井口应座好（自封封井器）（井口装导流管的可不装自封）和（防喷器）。
（3）、磨钻作业施工时，应在磨钻单根与磨钻管柱之间安装（旋塞阀）及（防顶短节）。
（41）、水泥塞、桥塞钻开后要充分循环洗井，压井液用量为（1.5?2）倍井筒容积，停泵观察（30?60）min,确认井口无（溢流）方可进行下步施工。
67、自喷层井口拆换：
（1）、压井作业后，开井观察井口平稳时间（》）预测换装时间+2小时；
（2）、再用原性能压井液循环洗井（ 1 周）以上，开井观察井口平稳；
（3）、在规定时间完成井口拆装及（试压）检验工作。拆换过程中，采油（气）树闸阀（全开），压井液面至（井口）。
68、施工作业应有（针对性）的和（可操作性）的应急预案，每个试油队应
（每半年）至少进行一次应急演练。含硫化氢井、新区第一口预探井地层打开前进行（一次）应急演练。
69、井口（30）m 以采用防爆电器；探照灯应从配电板（总开关）后直接引出，并用（单独）的开关控制。
70、锅炉房、发电机、值班房、空压机等设备应摆放距井口（30）m 以远的上风侧；分离器距井口（25）m以上；生活区距井口（100）m以上。井场设备
（野营房、值班房、试井罐、加油机、成品油罐、发电机、电焊机、各种交流用电设备）应有可靠（接地）。
71、井场应配备（35kg）干粉灭火器1个，8kg干粉灭火器（4）个，消防钩（1）个，消防锹（2）把（放置于消防砂旁），消防斧 1 把，消防桶2个，井口（2?5）m备消防砂不少于（0.5 ）m3
72、打开油气层的井，井场车辆及作业机排气管道须装（阻火器）；抽汲作业见油气时应（关闭）阻火器。溢流时，所有作业车辆立即（关闭）阻火器。
73、可能含硫化氢的井进行试油作业时，配备便携式H2S检测仪（4）个、正压式呼吸器（6）套、备用钢瓶（6）个，防爆风机（4）个。
74、当硫化氢浓度小于（15mg/m3（ 10ppm））时井场挂（绿色）警示牌，表明现场环境对生命和健康有潜在风险，在控制下作业。
75、硫化氢浓度在（15?30）mg/m3（ 10?20ppn）之间时，井场挂（黄色）警示牌，表明现场环境对生命和健康有一定影响，危险井在受控下作业。遵循的一般动