SY/T 5981-2025 常规试油试采技术规程

　　ICS 75-010 CCSE11

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 5981—2025

代替SY/T 5981—2012

常规试油试采技术规程

The technical code of practice for conventional well testing

2025—09-28发布 2026—03-28实施

国家能源局 发布

SY/T 5981—2025

目 次

SY/T 5981—2025

前 言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规 定起草。

本文件代替SY/T 5981—2012《常规试油试采技术规程》,与SY/T 5981—2012相比，除结构调整 和编辑性改动外，主要技术变化如下：

a) 更改了规范性引用文件(见第2章，2012年版的第2章);

b) 施工前准备中更改了资料准备、井场准备、压井液准备、安装井口及连接地面流程的要求， 增加了井口交接、设备准备、工具管柱准备的具体要求(见4.1,2012年版的3.1);

c) 将通井、刮管、洗井、冲砂、试压、实探人工井底更改为井筒准备，并更改了具体要求(见 4.2,2012年版的3.2);

d) 更改了射孔的具体要求(见4.3,2012年版的3.3);

e) 增加了测试、放喷、钻磨桥塞的要求(见4.4、4.6、4.7);

f) 更改了压裂、酸化的要求(见4.5,2012年版的3.7);

g) 删除了替喷引用标准，增加了替喷要求(见4.8.1,2012年版的3.4.1);

h) 增加了水力喷射泵求产要求(见4.8.3);

i) 将地面取油样、地面取水样、地面取气样、高压物性取样合并为取样(见4.10,2012年版的 3.6) ;

j) 增加了层间封隔具体要求(见4.12,2012年版的3.9);

k) 删除了试井、气井试采、稠油井试油、稠油井试采的内容(见2012年版的第4章、第7章、 第8章、第9章);

1)防火、防爆、安全、环保管理更改为安全、环保、健康管理，增加了起下管柱、设备运作、 个人防护要求(见第7章，2012年版的第10章)。

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。

本文件起草单位：中国石油天然气集团公司大庆油田有限责任公司试油试采分公司、中国石油天 然气股份有限公司油气和新能源分公司、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 天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油集团渤海钻探工程有限公司油气井测试分公司、中石 化江汉石油工程有限公司井下测试公司。

本文件主要起草人：邱金平、刘刚、程晓刚、周朗、蔡江、程绍鹏、刘柏超、马兵、袁发勇、周 小金、杨乾隆、邢晓光、郭锐锋。

本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

——1994年首次发布为SY/T 5981—1994;

——2000年第一次修订，并入了SY/T 6016—1994《稠油井试油试采作业规程》的内容;

——2012年第二次修订;

——本次为第三次修订。

SY/T 5981—2025

常规试油试采技术规程

1 范围

本文件规定了油气井常规试油、自喷井试采、非自喷井试采施工的内容、程序和方法。

本文件适用于油气井常规试油、试采作业。

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。

SY/T0441 油田注汽锅炉制造安装技术规范

SY/T 4201.1 石油天然气建设工程施工质量验收规范 设备安装工程 第1部分：机泵类

本文件没有需要界定的术语和定义。

4 常规试油

4.1 施工前准备

4.1.1 井口交接

4.1.1.1 凡具备试油条件的完钻井，应由主管部门组织钻井、试油等单位对其进行现场和单井资料的 交接，同时履行。

4.1.1.2 对未达到完井质量标准的井，试油单位应拒绝接井，待整改后再进行交接。确因井筒和井场 环保等问题一时无法解决的，钻井部门在征得试油部门的同意后，应以委托书的形式委托试油部门代 为处理。

4.1.1.3 交接井应满足以下要求：

SY/T 5981—2025

a) 井口应水平，部件应齐全、安装牢固，试压应合格;

b) 井口防护装置应安装齐全;

c) 钻井完井资料记录应完整、准确;

d) 各种录井、取心数据记录应完整、准确;

e) 套管记录资料记录应完整、准确;

f) 固井质量和综合测井资料记录应完整、准确;

g)其他有关资料记录应准确;

h) 钻井处理井下复杂情况应记录完整、准确;

i) 井场地面应平整，无积存的油、水、钻井液和固体废物;

j) 应处理好土地、道路等问题，不影响试油试采施工。

4.1.2 资料准备

地质、工程资料包括但不限于以下内容：

a) 基础数据包括：钻完井、生产数据、目前井内状况等;

b) 历次作业情况历史记录;

c) 本井所在区块或临近区块地层情况描述;

d) 套后放磁曲线图、测井综合解释成果图、井身轨迹图、井身轨迹计算表、完井数据表及射孔 通知单;

e) 施工井地质方案、工程设计及施工设计。

4.1.3 井场准备

4.1.3.1 井场地面平整、坚实，通往井场的道路应满足作业设备通行的要求。

4.1.3.2 井场应满足所需设备摆放的占地要求，且应具备人员及设备撤离的应急通道。

4.1.3.3 措施作业现场，各作业区域应相互独立。

4.1.3.4 现场应根据施工情况设置醒目的安全警示标志，并安放在相应的位置。

4.1.3.5 野营房、作业液罐、计量罐、污液储存罐和油管应按施工设计定置图摆放，满足环保要求。 野营房应放置在季节风上风口，油井距井口大于30m, 气井距井口大于50m。井场应设置逃生路线 标志、紧急集合点和风向标，设有安全通道并保证畅通。

4.1.3.6 井场用电线路不得妨碍交通，应采用橡套软电缆。电缆规格应满足负荷电流、电压损失、机 械强度、温升及环境的要求。

4.1.3.7 电线及架线用的支柱应绝缘良好，不得将电线直接挂在井架、井架绷绳或其他导体上。

4.1.3.8 井场露天移动照明应使用防爆灯具，井场照度应满足施工生产需要。

4.1.3.9 井架、钻台上的灯具应安装保险绳。

4.1.3.10 灯具的相线应在配电箱设开关控制，不应将相线直接引入灯具。

4.1.3.11 用电设备及发电机房、柴油罐的金属壳体都应做保护接零。

4.1.4 设备准备

4.1.4.1 提升设备应满足施工提升载荷的要求，运转正常，刹车系统灵活可靠。

4.1.4.2 井架、天车、游动滑车、绷绳、绳卡、死绳头和地锚等，应符合SY/T 5727的要求。

4.1.4.3 调整井架，应使天车、游动滑车和井口中心在一条垂直线上。

4.1.4.4 作业中的修井机或通井机应安装检定合格的指重表或拉力计。

4.1.4.5 应搭好井口操作台(钻台)、拉油管装置及滑道。

4.1.4.6 检查液压钳、管钳和吊卡，应满足尺寸要求。

4.1.4.7 橇装泵、钻井泵、泵车等额定功率应达到施工设计要求。

4.1.4.8 消防器材、应急物资、劳动防护用品应按设计配备到位。

4.1.5 工具管柱准备

4.1.5.1 应按设计要求准备下井工具及油管。

4.1.5.2 下井工具和管柱均应经地面检查合格。

4.1.5.3 油管的规格、数量和钢级应满足设计要求，不同钢级和壁厚的油管应分类单独摆放。

4.1.5.4 清洗油管管体及内外螺纹，油管应无弯曲、腐蚀、结垢、裂缝、孔洞、螺纹损坏异常情况。 不合格油管应单独摆放，严禁入井。

4.1.6 压井液准备

4.1.6.1 压井液性能应满足本井或本区块地质要求。

4.1.6.2 压井液的有效体积至少应为井筒容积的1.5倍。

4.1.7 安装井口及连接地面流程

4.1.7.1 井口应按设计要求安装试油(气)井口装置。

4.1.7.2 应按设计要求连接地面流程并固定，用地锚固定时管线每6m～8m 固定，用水泥墩固定时 管线每10m～15m 固定，放喷管线出口处2m 内双固定，放喷管线出口应接至距井口的安全地带不 小于30m, 高压油气井或高含硫化氢有毒有害气体的井，放喷管线出口应接至距井口的安全地带不 小于75m。

4.1.7.3 油气分离器点火管线应使用硬管线连接并固定，燃烧器距分离器应不小于50m。

4.1.7.4 应按设计要求进行试压。

4.2 井筒准备

4.2.1 通井、刮削

4.2.1.1 通井规外径宜小于套管内径6mm～8mm, 大端长度应不小于0.5m。

4.2.1.2 有双级箍或悬挂器的井通井时宜增加相应尺寸的导锥。

4.2.1.3 套管完成井应通至人工井底;裸眼、筛管完成井应通至套管鞋以上10m～15m, 裸眼、筛 管部分用冲洗工具应通至井底;有特殊要求的应按设计执行。

4.2.1.4 管柱携带套管刮削器进行刮削，刮至射孔井段底界，射孔井段和封隔器坐封位置应上下反复 刮管3～5次。

4.2.2 洗井

通井管柱下至设计深度后，应上提2.0m～3.0m 后进行循环洗井。洗井液用量应不小于井筒容 积的1.5倍，排量满足携屑要求，应连续循环两周以上，达到进出口液体性能一致。

4.2.3 冲砂

4.2.3.1 冲砂前应实探砂面深度，以悬重下降10 kN～20 kN时连探两次，确定砂面位置，然后上提 管柱，上提高度至砂面应3m 以上，开泵循环正常后下放管柱冲砂。

4.2.3.2 冲砂时不得中途停泵.若泵车发生故障或其他原因不能连续冲砂时， 应立即上提冲砂管柱到

原始砂面10m 以上，水平井、大斜度井应上提至直井段以上，并反复活动管柱至可以正常冲砂;当 提升系统发生故障至可以正常工作期间，应保证正常循环至提升系统正常工作。

4.2.3.3 冲砂至设计井深后，应大排量循环洗井，出口液含砂量小于0.2%为合格。上提管柱至原砂 面，应沉降4h 后复探砂面。

4.2.4 套管试压

应按设计要求对套管进行试压。

4.2.5 实探人工井底

实探人工井底时应缓慢下放管柱，以管柱加压10kN～20 kN为准，实探三次，相对误差小于 0.5m, 应取最深深度为人工井底深度。

4.3 射孔

4.3.1 现场技术负责人应同射孔队负责人核对作业井的有关数据及射孔通知单，无误后才能进行施工。

4.3.2 应按设计要求替入射孔液，保证井筒内液面高度符合设计要求。

4.3.3 油管输送射孔应按设计要求深度下人射孔管柱，应在射孔器材安全有效时间内完成射孔。

4.3.4 起出射孔枪应核实射孔弹发射率，射孔弹发射率低于95%,应实施补射孔。

4.3.5 射孔测试联作施工时，如需加测试液垫的井，宜每下100m 管柱至少加一次测试液垫。

4.3.6 施工过程中遇雷雨、冰雹或六级以上大风等恶劣天气，应暂停射孔作业。评估射孔器材在此环 境中安全性能，采取相应安全措施。

4.4 测试

4.4.1 应按设计组配测试管柱。

4.4.2 下测试管柱的过程中，应检查管柱的漏失情况，根据漏失情况采取相应的措施。

4.4.3 遇阻宜不超过20 kN, 排除遇阻因素后再下管柱。

4.4.4 应根据封隔器类型和坐封要求进行坐封，若封隔器未坐封，应分析原因，采取措施。

4.4.5 开井后应根据地层流体性质、产量选择求产工艺进行测试求产。

4.4.6 测试结束压井后，解封封隔器，待封隔器胶筒收缩后限速起出管柱，应及时向环空补充压井液。

4.5 压裂、酸 化

4.5.1 应按设计要求组配管柱，将管柱下至预定深度。应按设计要求坐封封隔器。

4.5.2 安装井口、连接地面流程，应对流程和井口进行试压。如管线或井口有泄漏，处理后应重新试 压，直到满足要求。

4.5.3 组织协调施工单位进行压裂或酸化作业。

4.5.4 压裂、酸化结束后应按设计要求进行关井，关井期间应对井口压力进行定期监测。

4.6 放喷

4.6.1 应检查采油(气)树、流程管汇的阀门及放喷管线，做好阀门开启或关闭的状态标识。

4.6.2 应按设计控制放喷，计量返排液量。

4.6.3 应观察井口、流程压力及风向变化，并开展有毒有害气体监测。

4.6.4 若放喷出口含气，应及时导入分离器流程，对油、气、水进行计量。

4.7 钻磨桥塞

4.7.1 安装符合设计要求的井控装置，应按照要求的耐压等级进行试压。

4.7.2 钻头直径应小于被钻井段套管内径6.0 mm～8.0 mm,钻塞工具串入井前应进行地面试运转， 合格后方可入井。

4.7.3 转盘或动力水龙头宜加压10 kN～20kN 探桥塞面，油管输送螺杆钻具宜加压5kN～10kN 探桥塞面，若采用连续油管输送螺杆钻塞，应保证加压5kN～10kN。

4.7.4 根据泵注排量和碎屑返出量，应及时清理或更换捕屑器捕屑筒或除砂器滤砂筒。

4.7.5 钻磨后，应按工程设计要求将其残余部分捞出或推至井底。

4.8 排液求产

4.8.1 替喷

4.8.1.1 连接替喷管线，应按设计要求试压合格。

4.8.1.2 应用设计要求的替喷液替出井内原修井液。

4.8.1.3 观察出口返出液情况。出口排量大于进口排量，应按施工设计要求控制放喷。

4.8.1.4 替喷应连续进行，中途不宜停泵。

4.8.2 气举排液求产

4.8.2.1 应按施工设计要求下入井下管柱，并装好采油(气)树。

4.8.2.2 应安装气举施工地面流程并连接到计量罐及污液储存罐。

4.8.2.3 油气井气举诱喷不应使用空气作为气源，应使用氮气等惰性气体。

4.8.2.4 气举设备停在井口上风口方向，距井口和计量罐应大于15m。

4.8.2.5 气举管线应使用硬管线连接并固定，管线试压不应低于气举设备最高工作压力，在气举管线 上安装放空阀门及单流阀，出口管线长度应在30m 以上，出口管线在井口处应采用不小于120°的弯 头或活动弯头连接。

4.8.2.6 中途处理气举设备故障时，应停机释放地面流程压力后进行检修作业。

4.8.2.7 油井应放掉井筒气后方能气举，气举施工完成后应放尽油管和油套环形空间的气体，才能关 井或开井求产。

4.8.2.8 气举深度不应超过套管允许掏空深度;对岩性疏松的油气层应控制回压，防止出砂或地层 垮塌。

4.8.2.9 气举后可自喷，应按设计要求计量油、气和水产量。

4.8.3 水力喷射泵求产

4.8.3.1 安装排液井口及地面流程，应按设计要求试压合格。

4.8.3.2 地面循环计量罐和地面泵注设备之间宜安装过滤器。

4.8.3.3 地面流程应按照预测最高排液泵压的1.25倍进行试压，30 min压降不大于0.7 MPa为合格。

4.8.3.4 动力液应清洁无杂质，无固相颗粒。

4.8.3.5 地面排液压力应保持平稳，波动范围在0 MPa～0.5 MPa。

4.8.3.6 施工中液体应进储液罐，不得落地，所有储液罐进口应防溅出或溢出，罐内液面距罐口不得 小于30 cm。

4.8.3.7 排液期间出口罐有天然气，应进行气液分离。

4.8.3.8 冬季施工应检查设备、流程有无存水结冰现象。

4.8.4 提捞排液求产

4.8.4.1 提捞作业应使用直径为12.5 mm 或直径为15.5mm 的钢丝绳，提捞筒与钢丝绳应连接牢固。

4.8.4.2 捞筒下至提捞深度时，留在滚筒上的钢丝绳应不少于25圈。

4.8.4.3 提捞深度允许误差应小于1%。

4.8.4.4 提捞求产深度应大于射孔段底界深度10m 以上。

4.8.4.5 连续提捞两次，应每次捞出液均少于0.005m³ 为捞空。

4.8.5 抽汲排液求产

4.8.5.1 应准备好通井机或双滚筒修井机、地滑车、防喷盒、防喷管、计量罐、抽汲工具及相关配件。

4.8.5.2 抽汲施工时，抽子沉没度一般在150m 左右，最大不应超过300m。

4.8.5.3 抽汲过程中应做到慢下快起，下放速度应不大于2m/s, 上提速度应不小于3m/s。

4.8.5.4 每抽汲3～5次，应对抽汲工具检查一次。

4.8.5.5 抽汲排液至流体性质和产量稳定后，应定深、定时、定次抽汲求产。

4.8.5.6 连续抽汲两次，应每次均无液产出为抽空。

4.8.6 测液面求产

4.8.6.1 降液面至设计深度后，应按照设计的时间间隔测动液面深度。

4.8.6.2 应绘制动液面深度与产液量关系曲线，求油或水的产率。

4.8.7 自喷求产

4.8.7.1 确认安装采油(气)树并连接地面管线及分离器等地面设备。

4.8.7.2 应按照设计工作制度，进行求产并测稳定的流压。

4.8.7.3 自喷油层可在井口压力稳定和原油含水稳定后进行求产。

4.8.7.4 自喷水层或油水同层，可在化验证实为地层水，水性稳定后，进行求产。

4.8.7.5 间喷层应按照设计工作制度，采用定时或定压求产。

4.8.7.6 气层应按照设计工作制度进行求产，日产气量低于8000 m³, 应采用垫圈流量计计量;日产 气量大于8000m³, 应采用临界速度流量计或孔板流量计计量。

4.8.7.7 求产完成后，宜关井测压力恢复曲线。

4.9 测量压力(温度)

4.9.1 井口应装好油管和套管压力表，按设计要求录取资料。

4.9.2 测地层压力，实测深度距产层中部深度宜小于或等于100m, 测得稳定压力值的同时，测产层 静温资料。自喷层放喷后，下压力计宜至产层中部或产层以上100m 以内测压力恢复曲线。

4.9.3 测流动压力，自喷层每个工作制度稳定产量时间内，压力计宜下至产层中部或产层以上100m 以内。间喷层求产，测一条间喷周期流压曲线。非自喷层测压以测试卡片或电子压力计数据为准。

4.9.4 应按设计要求测压力梯度，气层宜从气层中部以上500 m 开始，油层宜从油层中部以上300m 开始，测至产层中部，宜每50m～100 m一个测点，每个测点测量宜5 min～10 min,最深测点测 量宜不少于30 min。

4.10 取 样

4.10.1 产液(气)的井段，应采集地面原油、天然气、地层水样品。

4.10.2 注入井内的液体均应地面取样。

4.10.3 测试环空返液，应在坐封前取样;测试加液垫的层，应取测试垫样。

4.10.4 压裂层压后应取放喷样。

4.10.5 自喷层应在井口或分离器处取样;非自喷层在排液出口取样，取样前排净死油，保证样品新 鲜;天然气样品宜用金属样袋，在测气管线出口取样，远程地区的气样采用高压钢瓶取样。

4.10.6 取样量应符合以下要求：

a) 原油全分析样品，每层不少于3支，每支2000 mL;

b) 地层水全分析样品，每层不少于3支，每支1000 mL;

c) 天然气全分析样品，每层不少于3支，每支不少于800 mL;

d) 特殊情况按设计要求取样。

4.10.7 高压物性取样应按SY/T 5154的规定执行。

4.10.8 特殊井取样要求应在试油方案中提出。

4.11 压井

4.11.1 压井作业前宜开展试压井，选择合理的压井方式。

4.11.2 采用循环压井时，泵压控制应保证进出口排量基本平衡，并考虑施工压力不超过井口装置的 额定工作压力、套管的抗内压强度80%两者中最小值。泵注压井液过程应连续进行。进出口密度差 小于0.02 g/cm³, 性能基本一致。

4.11.3 采用挤压井施工作业时，施工压力应不超过井口装置的额定工作压力、套管的抗内压强度 80%两者中最小值。

4.11.4 检验压井效果，观察出口应无溢流。

4.12 层间封隔

4.12.1 使用桥塞进行层间封隔，下桥塞前应进行通井、刮削、洗井。下桥塞过程中，不宜进行放喷 等操作。桥塞坐封位置应避开套管接箍位置。桥塞坐封成功后，应探塞面和进行验封测试。验封后按 设计要求打水泥塞或填砂。

4.12.2 注水泥塞施工应符合以下要求。

a) 若井筒液为非清水，按油管及油套环形空间容积比在替入水泥浆前后依次替入前隔离液和后 隔离液。

b) 从配水泥浆开始到反洗井结束，备用泵注设备应始终处于正常运转状态;从配水泥浆开始到 反洗井结束的时间应小于水泥浆稠化时间的70%。

c) 候凝后加深管柱探水泥塞面，加压5kN～10kN 探两次，深度相符后，上提管柱20m 坐井 口。正循环，确定油套连通后，装压力表。

d) 水泥塞试压满足地质设计和工程设计的要求。

4.13 封 井

封井应符合SY/T 6646的要求。

4.14 交井

应由主管部门组织试油、采油等单位对其进行现场和单井资料及地下、地面的资产等交接，同时 履行交接手续。

SY/T 5981—2025

5 自喷井试采

5.1 卸井口装置，安装防喷器，起出原井管柱，起管过程中应连续向井筒内补充压井液，保持液面 高度稳定。

5.2 应按设计要求进行通井、刮管、探砂面、冲砂、实探人工井底。

5.3 连接下井工具，将试采管柱下至预定深度。

5.4 应装全采油(气)树，按标准连接试采地面流程并试压合格。

5.5 宜使用替喷或气举方式进行诱喷。

5.6 应装全井口油、套压力表，关闭采油(气)树其余阀门，测采前静压。宜每4h 录取一次井口 油、套压及井底压力，24h内井底压力恢复应小于0.01 MPa为合格。

5.7 应按照设计工作制度进行自喷试采和资料录取，包括油井试采和气井试采。

a) 油井试采应满足以下要求。

1)流动压力录取要求：自喷试采开始0 min～10min, 每 1min录取一次井底流压;11 min~ 60 min, 每 5min 录取一次井底流压;61 min～240 min,每 1 0min 录取一次井底流压; 241 min～600 min, 每30 min录取一次井底流压;以后每1h 录取一次井底流压;在录 取井底流压时同步记录井口油、套压力。

2)试采产量采用计量罐进行测量;间喷井每周期量油一次，自喷井每4h 量油一次。

3)试采期间按照资料录取要求取油、气、水样。

4)试采完成后，关井测采后压力恢复曲线。

b) 气井试采应满足以下要求。

1)试采流压梯度每月测一次。测压力、温度梯度时，油层中部以上1000m 内，每100m 停 30 min记录一个压力、温度点;油层中部以上1000m 外，每200m～500m 停30 min记 录一个压力、温度点。

2)试采期间按照资料录取要求取气、水样。

3)试采结束后，测压力恢复曲线时，压力取点按照本条a) 的规定执行，直至测出径向流段。

6 非自喷井试采

6.1 抽油机试采

6.1.1 应按设计要求组配试采管柱，将试采管柱下至预定深度。

6.1.2 抽油杆螺纹及接触端面应清洗干净，加装抽油杆扶正器的位置、数量符合设计要求。

6.1.3 装有脱接器的井，对接好脱接器，对接后提抽油杆不应超高，防止脱接器脱开。装有井下开关 的井，应按照使用要求打开井下开关。

6.1.4 活塞坐进泵筒后，光杆伸入顶丝法兰以下长度应不小于防冲距与最大冲程长度之和。活塞坐进 泵筒后，悬点应在下死点，确保光杆伸入悬绳器的长度应不大于0.3m。

6.1.5 抽油机安装应符合SY/T 4201.1的规定。

6.1.6 试抽憋压3MPa～5MPa, 稳压15min, 压降应小于0.3 MPa为合格。

6.1.7 启动抽油机后应观察抽油机、抽油杆运行情况和井口压力变化。

6.1.8 抽油机运转4h 后，应再次紧固所有螺栓，确保抽油机安全运行。

6.1.9 试抽正常后，应实测示功图、电流及泵效。

6.1.10 关井测采前静压应符合5.6的规定。

6.1.11 按照设计工作制度进行抽油试采和资料录取，并应符合5.7的规定。

6.1.12 间抽井开抽和停抽时应录取井底流压，间抽关井时宜每4h 录取一次井底流压，在录取井底 流压时宜同步记录井口油、套压力。

6.1.13 试采产量采用计量罐进行测量;间抽井每周期量油一次，连续抽油井每8h 量油一次。

6.1.14 试采期间应按照资料录取要求取油、气、水样。

6.1.15 试采后关井测压力恢复。

6.2 螺杆泵试采

6.2.1 螺杆泵下井前应检查转子和定子是否完好，将转子旋入定子，达到正常转动方可下井。

6.2.2 应按设计要求组配管柱，将管柱下至预定深度。

6.2.3 下入光杆，应记录转子进入定子前杆柱悬重，下放速度应小于1m/min, 至探得泵底或限位销。

6.2.4 光杆上端高出驱动头减速箱上平面的距离应为0.5m～0.8m。

6.2.5 安装螺杆泵地面驱动设备，低速运转，检查电机、驱动头温度、驱动头油量、密封圈密封、驱 动头紧固等情况，观察电流变化。若发现异常，则应停机检查，处理后方可开机运行。

6.2.6 试采期间皮带出现松弛现象，应及时张紧。光杆密封盒漏油时，应及时压紧压帽或更换填料。 运转中有异常声音时，应停机检查并予以排除。

6.2.7 稠油井应用轻质油或柴油替出后关井测压。

6.2.8 应按地质要求进行抽油试采、关井测压力恢复曲线。

6.3 蒸汽吞吐试采

6.3.1 安装热采井口应符合SY/T 6354的规定。

6.3.2 蒸汽吞吐设备安装应符合SY/T 0441的规定。

6.3.3 用套管刮削器刮至射孔井段底界后，应用热水洗井至进出口洗井液的黏度和相对密度相等，应 向井内替入压井液。

6.3.4 应按照设计要求将封隔器和井下热力补偿器下人到预定位置，封隔器坐封位置应在射孔井段顶 界以上5m～10m, 并避开套管接箍，尾管下至射孔井段中部。隔热油管伸缩距应每1000m 不小于 3m。

6.3.5 连接地面注汽管线和注汽井口，装全井口油、套压力表。

6.3.6 应对注汽管线及井口装置进行吹扫及试压。

6.3.7 烘炉24h, 应满足设计参数要求，且能稳定运行30 min。

6.3.8 向环空注入氮气隔热后按设计要求向地层注入蒸汽，施工作业应符合SY/T 6089的规定。

6.3.9 水处理及蒸汽发生器的运行应符合SY/T 6086的规定。

6.3.10 注汽结束后按设计要求焖井。

6.3.11 应使用油嘴控制放喷，计量油水量，测量井口温度、原油温度。

6.3.12 停喷后，卸掉热采井口，起出注汽管柱。

6.3.13 抽油试采应符合6.1的规定。

7 安全、环保、健康管理

7.1 防火防爆应符合SY/T 5225的规定。

7.2 井下作业各工序井控管理应执行SY/T 6690及井下作业井控实施细则的规定。

7.3 设备区、井口、管材区、循环罐区均应采取防渗措施，做好环保工作。

7.4 施工前应有防触电、防火、防爆等现场处置方案，应按规定配备消防器材。

SY/T 5981—2025

7.5 作业时应随时观察试油作业设备的运转情况，发现问题立即停车处理，待正常后才能继续施工。

7.6 起下管柱应操作平稳，避免顿钻、偏扣。应禁止挂单吊环操作。

7.7 施工时，高压区应做好隔离(标识),禁止人员穿越。

7.8 施工期间产出的油及污水应回收处理。

7.9 个人防护用具、气体检测仪器的配备，使用操作应急抢险和紧急疏散应执行SY/T 6277的规定。