四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设
计方法研究
摘要：四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢，恶劣的工况，极易导致测试管柱断裂、窜漏、阀件无法打开，封隔器失封，造成测试失败，通过梳理国内外管柱安全设计标准，建立适合四川盆地超深高压含硫气井工况环境的安全系数标准，并以此为基础，结合施工酸压限压105MPa,环空操作RD阀、RDS阀环空压力，修正极限条件下的抗内压、抗外挤、空气中抗拉安全系数计算方法，形成适用于超深层海相探井APR测试管柱设计方法，确保了测试井各工况下管柱的安全。
关键词：茅口-吴家坪组；管柱安全；安全系数；测试管柱；超深层；海相探井
1引言
目前我国中浅层、深层大中型低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏已处于生产中后期，产量逐渐递减，新的区块勘探难度加大、开采对象日趋复杂、优质资源减少，面对国民天然气年需求量逐年增加，突破更深储层勘探迫在眉睫；四川盆地作为我国天然气主要战略基地，已提出在2035年建立“西南气大庆”远景目标，四川已实现了陆相蓬莱镇组、沙溪庙、须家河以及海相雷口坡、飞仙关、长兴组的全面勘探开发，下步逐步向超深层茅口组-吴家坪组勘探。
四川盆地川东北地区茅口组-吴家坪埋藏深（>6000m）,井底压力高
（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢。我们采用的完井测试管柱需在如此超深、超高压井况下完成座封、酸化、测试以及环空阀件开启等工序，测试管柱安全面临极大的挑战，需进行详细管柱结构力学分析，设计安全可靠的管柱结构。
2前期测试管柱结构及出现的问题
前期测试管柱主要采用常规的ARP测试工艺，测试油管采用
Φ88.9×9.52mm+Φ88.9×6.45mm+（封隔器以上400m）
Φ88.9×9.52mm+Φ73mm×7.01mm油管（封隔器以下应用）110SS，测试工具由OMNI替液阀+RD安全循环阀+全通径压力计托筒+液压旁通阀+震击器+RD循环阀+RTTS安全接头+RTTS封隔器组成。
这套管柱在四川盆地以茅口-吴家坪为目的层的5口重点探井试气作业过程中出现窜漏、管柱断裂现象、阀件打不开、封隔器提前解封等复杂井下事故（见表1）。
表1事故井数据统计表
各复杂井下事故原因有如下三点：
（1）结合酸压施工工况，分析造成管柱出现脱扣、断裂的原因主要为施工压力高、施工时间长，管柱疲劳，侧面反应出前期参照的管柱强度设计标准引用在超深井工况中不适应，需结合工况，综合考虑国内外各油田、各区块引用的管柱强度设计标准，深度优化设计管柱结构；
（2）阀件打不开，主要体面在两个方面的原因：①环空泥浆沉淀，压力无法传递；②破裂值受井底温度影响，开启值超过了预设开启值；
（3）封隔器提前解封主要为RTTS封隔器目前最大承压只能做到70MPa,且无法满足超深超高压井的长时间施工。
3测试油管优化设计
3.1建立超深超高压井管柱强度安全参照标准
现行涉及管柱强度安全系数的标准有如下5类：
（1）Q/SH 0022—2013川东北含硫化氢天然气井试气推荐作法，要求管柱设
计的安全系数应为：空气中抗拉大于1.8，施工过程中三轴抗拉不小于1.5，抗
外挤大于1.25，抗内压大于1.25；
（2）SY/T 6581-2012 高压油气井测试工艺技术规程，要求测试管柱设计空
气中抗拉安全系数1.6，抗挤强度安全系数应大于1.4，开井、储层改造工况下
管柱三轴要求大于1.6，其化工况大于1.5；
（3）挪威标准D-010，三轴安全系数要求不小于1.25；
（4）API标准：油管抗内压安全系数：1.25，抗外挤安全系数：1.125；
（5）Q/SY TZ0332-2011《高温高压气井完井管柱设计规范》中规定超高压
油气井、井深大于6000m的井、拟进行储层改造的高压油气井应进行管柱力学分析，开井、储层改造、替喷、关井四个工况下全井管柱的相当应力安全系数应大
于1.50。
前期测试管柱设计综合考虑了各标准要求，参照安全系数为：空气中抗拉安
全系数大于1.8，抗内压安全系数1.25，抗外挤安全系数1.25，三轴安全系数
1.25。从目前测试出现的复杂事故分析，针对超深超高压勘探井，井况条件恶劣，需根据相关标准重新建立管柱设计安全系数要求，我们以管柱遇卡上提解卡需管
柱抗拉余量大于800KN为基准，返推管柱空气中抗拉大于1.6即可，抗内压与抗
外挤可根据施工压力考虑管内外平衡压力，因此沿用标准1.25安全系数可满足
要求；三轴安全系数是综合考虑轴向应力、径向应力、周向应力，是管柱施工过
程中最复杂的力学因素，综合考虑鼓胀效应、温度效应、屈曲效应、活塞效应等“四个效应”，确定三轴系数不小于1.5。
3.2测试油管安全系数计算方法
根据确定的管柱安全系数要求以及施工工况，建立了适合超深气井抗拉、抗
内压、抗外挤以及三轴的计算方法。
（1）井口油管空气中抗拉安全系数如下式：
（2）管柱抗外挤最低安全系数计算公式：
根据施工工况，环空操作安全循环阀时为最环空最高的作业压力，考虑油管内无液柱，极限条件下满足最低1.25系数要求，选择的管柱组合可满足施工。
（3）管柱抗内压最低安全系数计算公式：
在整个施工过程中，酸压施工时，油管承受酸液液柱压力以及井口泵压，计算最小抗内压安全系数时不考虑油管摩阻以及环空平衡压力，仅考虑环空液柱压力，为极限状态下管柱的抗内压最低安全系数。
（4）三轴安全系数计算：
三轴应力为轴向、径向、周向三个方向管柱综合应力，三轴应力安全系数有经典成熟的计算方法可借鉴。
以上公式中：
KN-油管抗拉强度，单位：千牛；
m-油管每米重量，单位：千克/米；
h-油管下深，单位：米；
-管柱许用应力，单位：帕；
-相当应力，单位：帕。
4测试封隔器优选
测试采用的封隔器主要为机械式封隔器，该类型封隔器便于测试结束后解封
提管柱，常采用的封隔器有RTTS封隔器以及CHAMP封隔器，两种封隔器特点如
下表：
表2机械封隔器参数
在多口井应用过程中发现，RTTS封隔器以及CHAMP在超深井长时间高温高压
环境下工作，胶筒易老化，施工过程中易失封，常规完井采用的液压封隔器Y241、Y341无超深高温高压井应用经验，通过各类封隔器应用工况对比，优选超深含硫
气井插管可取式完井液压封隔器（HPH、MHR）作测试封隔器，在满足测试工况的
情况下，如获工业气流，可回插完井管柱进行投产作业。
5测试阀件设计
常规测试管柱设计为三阀一封-OMNI阀+RDS阀+RD阀+RTTS封隔器，采用完
井液压封隔器代替RTTS封隔器后，替浆可在封隔器坐封前进行，因此取消ONIN 阀；基于前期RDS阀与RD阀被刺或打不开情况，设计双RDS阀+双RD阀，管柱
结构优化设计为四阀一封。RDS阀与RD阀均采用破裂盘开启，破裂盘开启为绝对
压力，各阀件计算公式如下：
（1）RDS阀开启压力计算方法
计算原则为：RDS阀开启压力需大于环空平衡压力10MPa以上，同时需小于
套管抗内值80%。计算出的结果小数点第一位数在0-4之间，则收整为0.5K，若
在5-9之间则收整为1K。
:一般取值6.89；
：>10MPa；
（2）RD阀开启压力计算方法
RD阀下深在RDS阀之下，且测试结束后，先打开RDS阀井下关井，测压恢后，压井打开RD阀，因此，在环空同等液体条件下RD阀开启值至少需大于RD阀开
启值1.5K以上。
6现场运用
以YB702井测试管柱设计为例，该井完钻井深7123.5m，测试层段茅口-吴家
坪组6950.5-7010m，酸压施工限压105MPa,环空平衡限压45MPa,最大施工排量
3m3/min，设计封隔器座封位置位于6900m处，根据管柱强度安全系数要求，对不
同油管组合进行了计算，通过计算对比，选择了88.9×12.09mm（1800m）
+88.9×9.52mm（4900m）+73×7.86mm(310m)组合油管，设计测试管柱示意图如
下图1。
图1 YB702井管
柱结构示意图
表3强度计
算参数表
尺
寸
（mm）
钢
级
壁
厚
（
mm）
内
径
（
mm）
重量
（Kg/m）
使
用长
度
(
m)
管
柱底
界
(
m)
抗
外挤
强度
(
KN)
抗
拉强
度
(KN)
抗
内压
(MPa)
空
气中
抗拉
安全
系数
管
柱重量
(KN)
剩
余拉力
（KN）
管抗
压值
88 .9
1
10SS
12
.09
64
.72
23.0
7
1
800
1
800
1
78.3
2
213
1
80.5
1
.64
40
6.95
860
.25 6.7
88 .9
1
10SS
9.
52
69
.86
18.9
4
200
6
000
1
45.2
1
801
1
42.2
1
.90
77
7.92
855
.200.8
8819.6918.976111112163
.910SS52.860070045.280142.20.739.65 3.13 1.5
73
1
10SS
7.
82
57
.36
12.5
8
3
10
7
010
1
45.2
1
215
1
42.2
3
1.79
38
.22
117
6.78 1.8
图2油管酸压工况条件下三轴安全系数
设计双RDS阀与双RD阀，各阀开启值如下表：
表4阀值计算表
通过计算方法设计的管柱，在经历了座封、101.7MPa长时间高压施工条件下
的管柱安全，顺利完成了测试。
7结论
（1）确定了管柱空气中抗拉安全不小于 1.6、抗内压安全系数不小于 1.25、抗外挤压安全系数不小于1.25以及三轴安全系数不小于1.5四个安全系数参照
标准；
（2）根据超深高压井特点，优化修改了抗拉、抗内压、抗外挤安全系数计
算方法；
（3）基于前期RDS阀与RD阀被刺或打不开情况，设计双RDS阀+双RD阀，
管柱结构优化设计为四阀一封，并建立了各阀件绝对压力开启值计算方法。
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四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设 计方法研究 摘要：四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢，恶劣的工况，极易导致测试管柱断裂、窜漏、阀件无法打开，封隔器失封，造成测试失败，通过梳理国内外管柱安全设计标准，建立适合四川盆地超深高压含硫气井工况环境的安全系数标准，并以此为基础，结合施工酸压限压105MPa,环空操作RD阀、RDS阀环空压力，修正极限条件下的抗内压、抗外挤、空气中抗拉安全系数计算方法，形成适用于超深层海相探井APR测试管柱设计方法，确保了测试井各工况下管柱的安全。 关键词：茅口-吴家坪组；管柱安全；安全系数；测试管柱；超深层；海相探井 1引言 目前我国中浅层、深层大中型低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏已处于生产中后期，产量逐渐递减，新的区块勘探难度加大、开采对象日趋复杂、优质资源减少，面对国民天然气年需求量逐年增加，突破更深储层勘探迫在眉睫；四川盆地作为我国天然气主要战略基地，已提出在2035年建立“西南气大庆”远景目标，四川已实现了陆相蓬莱镇组、沙溪庙、须家河以及海相雷口坡、飞仙关、长兴组的全面勘探开发，下步逐步向超深层茅口组-吴家坪组勘探。 四川盆地川东北地区茅口组-吴家坪埋藏深（>6000m）,井底压力高 （>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢。我们采用的完井测试管柱需在如此超深、超高压井况下完成座封、酸化、测试以及环空阀件开启等工序，测试管柱安全面临极大的挑战，需进行详细管柱结构力学分析，设计安全可靠的管柱结构。
四川盆地深层超深层碳酸盐岩水平井分段酸压关键技术 陈力力;刘飞;杨建;何小平;陈伟华;付艳;王茜;蒙颖;苟波 【期刊名称】《天然气工业》 【年(卷),期】2022(42)12 【摘要】油气勘探开发向深层(4500~6000 m)、超深层(≥6000 m)进军是未来的重要方向和必然选择。为了解决四川盆地深层超深层碳酸盐岩气藏高温条件下酸蚀裂缝长度短、高闭合应力下导流能力低、笼统改造针对性差、单井产量低的难题,通过开展真三轴酸压物模和酸压工艺模拟实验,有针对性地优化了不同类型储层酸压工艺,结合地质工程一体化精细分段布缝,配套裸眼分段工具和暂堵转向材料,实现了深层超深层长水平井段强非均质储层“一段一策”的精准改造。研究结果表明:①低水平应力差(≤10 MPa)条件下天然裂缝发育储层采用低黏度酸液体系可激活并刻蚀天然裂缝形成复杂裂缝,高水平应力差(≥15 MP a)条件下酸压裂缝受地应力控制而形成双翼裂缝;②采用大尺寸岩板“接力”注酸方法实现了酸蚀裂缝有效长度、全缝长导流能力分布的室内实验测试,优化了满足不同类型储层改造需求的酸压工艺;③优化了超深水平井裸眼封隔器分段管柱结构,刷新了8600 m超深水平井裸眼封隔器分段酸压纪录,优选了暂堵剂组合和配比,有效封堵2~6 mm裂缝,承压能力达4.2~24.9 MPa,满足缝口、缝内暂堵转向需求。结论认为,研究成果形成了深层超深层碳酸盐岩水平井分段酸压关键技术,天然气增产效果显著,井均增产4.8倍,为同类气藏高效改造提供了有益借鉴,为建设西南“气大庆”奠定了技术基础。 【总页数】9页(P56-64) 【作者】陈力力;刘飞;杨建;何小平;陈伟华;付艳;王茜;蒙颖;苟波
快速诊断评价技术在元坝气田中的研究及应用 作者：瞿朝朝郭康良 来源：《中国科技博览》2013年第34期 [摘要]在应用常规试井解释方法对元坝气田气井进行解释时，特征曲线未能达到径向流阶段[4]，解释不出合理的地层参数。针对元坝高含硫气藏工程地质特征复杂、工况环境恶劣、施工工艺过程复杂的特点，建立快速测试评价技术，准确快速同步跟踪评价现场短时测试资料。通过对实际测试资料的解释，结果表明，该技术解释出的储层参数符合生产要求。 [关键词]快速诊断地层压力渗透率气井元坝气田 中图分类号：TE353 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）34―0558―02 元坝气田位于四川省广元市苍溪县、南充市阆中市及巴中市巴州区境内，处于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带结合部，西北与九龙山背斜构造带相接，东北与通南巴构造带相邻，南部与川中低缓构造带相连。气藏含硫高、埋藏深、温度高的特征，给气井完井测试带来了系列难题，前期测试过程中出现多次井下工具失效、封隔器密封失效等问题，导致气井测试周期长，同时超深含硫气井井控风险及测试过程中的安全环保问题等要求测试时间尽可能短。因此，在元坝气田开展快速诊断评价技术[1]的研究是十分有必要的。 1.快速诊断评价技术基本原理 1.1基本假设 由于元坝高含硫气藏的井况复杂，使得获取的短时测试资料容易失真。可以从测试工具和测试制度两方面进行优化。 通过调研国内外类似气藏勘探开发经验，优化形成了全通径APR测试工艺技术体系，全通径APR测试工具是一种压控式套管测试工具，该工具在封隔器坐封后，开井、关井、循环、取样等各项操作，由环形空间压力控制。具有可操作性强及成功率高、对高压油气井和超深井测试特别有利、可对地层进行酸洗或挤注作业、适合于含有害气体层测试、对大斜度井特别有利、综合作业能力强等特点。一套基本的APR测试系统包括以下部件：OMNI阀、LPR-N阀、RD循环阀、RD安全循环阀、BJ震击器、液压旁通阀、RTTS封隔器、压力计托筒等。APR测试工具主要有以下优点： 1）由于整个测试管柱全通径的特点，在测试过程中可同时进行电缆/钢丝作业，进行地面直读和PVT高压物性取样，在测试结束后可以应用原管柱进行酸化、压裂；
高压高产气井的完井测试工艺 摘要：油气资源是非常重要的自然资源，随着各行各业对油气资源的需求不断 增加，导致高压高产气井的数量在不断地增加，高压高气的在完井测试中需要的 工艺要求比较高，所涉及的项目比较多，根据不同的高压高气井进行测试，需要 计算相应的气井压力，只有这样才能保证气井井口的安全，对各种影响因素进行 分析，才能满足气井后期的需求。 关键词：高压高产；完井测试；工艺 完井测试是油气井勘探的最后阶段，主要的对油、气、水的分离测试，对以后的 量产提供了良好的数据参考，并且对油气层进行有效评价，高压高气井受到很多 地质属性的影响，并且还存在很多腐蚀介质，比如H2S和CO2等，在进行完井测 试中受到很多工艺的影响，在处理过程中比较困难，所以应该注重这些方面的数 据收集。 1高压高产气井测试特点 第一，具有超高的地质特性，许多高压高产气井的地层压力为70-130MPa， 井口的最大关闭压力为60-110MPa，井口设备和地面测试设备难以承受。 第二，存在H2S，CO2和腐蚀性介质，并且决定腐蚀程度的分压值很高，并 且测试设备的技术性能和材料要求非常严格。 第三，地面上有许多测试设备和管道，对质量和安装要求很高，必须对所有 地面测试设备进行操作和测试，应在井控条件下进行。 第四，在高压和高温下很难测量地层压力，只能依靠井中的高精度测试仪。 因此，必须对测试仪器进行检查和校准，并且所获得的信息是完整而准确的。 2地面测试流程 超高压气井地面测试采用三级节流降压和两级保温流程，实践证明是成功的：（1）从井中的60-100MPa高压气体通过阀门降至40MPa，然后送入一级保 护装置。 （2）40-60MPa的气流经过一级管汇台、二级保温套、二级管汇台后降压至 15MPa，进入高压分离器。 （3）通过临界压力流量计测量流经高压分离器的气流，下游天然气也用作形 成隔热系统的动力源。可以安装此多功能高压地面测试过程，以满足不同施工过 程的需求，并确保它们都准确无误。 3高压气井完井测试压力控制研究 3.1测试地层条件分析 分析储层地质条件的目的是查明测试层是否为易塌陷地层，为防止地层塌陷，为合理控制诱导压力变化和测试压力变化提供了基础，对于相对坚硬的地层，相 对耐用且不易塌陷，当控制压力变化和测试压力变化时，压力差控制范围可以适 当大一点，一般控制在30-45M Pa之间；与泥石，泥浆等松软地层中，控制诱导 压力变化和测试压力变化时，压差可以适当减小，通常控制在30M Pa之内。 3.2诱喷压差的控制 诱喷压差要尽快排出井液，达到测试条件并保护油气层的一个非常重要的参数，诱喷压差小，不容易引起油气流动来实现自喷，并且需要很长的时间才能排 出流体，诱喷压差大，可能导致沙子形成，坍塌并危及气井设备，地面工艺及其
高温高压含硫气井试油井筒平安风险识别与控制 高温高压含硫气井试油井筒平安风险识别与控制 摘要：随着高含硫、高压力、高产能的气田的开发规模逐渐加大，井筒平安风险识别和控制逐渐受到人们的高度关注。高温高压含硫气井在试油过程中工况变化频繁，作业期间由于井筒温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形，封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生，存在极大的平安风险，必须针对其中存在的风险进行识别并采取针对性的措施进行风险控制，保障油气田的高效、平安开采。 关键词：高温高压；含硫气井；试油井筒；风险识别；控制 1 井筒平安风险识别 高温高压含硫气井试油井筒的结构稳定性以及完整性，是井下作业顺利开展的根底和保障。井筒是油气田地层下井内的流体通道，井筒的控制与油气井的深度和所在区域地质的复杂程度密切相关，油气井越深以及地质越复杂，井筒的控制难度越高。通常高温高压含硫气井试油存在先源性风险和后源性风险两类平安风险风险。先源性风险指的是油气井钻井及固井作业结束后，试油作业前的平安风险；后源性风险指的是试油过程中出现的平安风险。 1.1 井筒先源性风险井筒先源性风险包括因生产套管固井质量差导致的井筒起压、作业前套管变形等平安风险。这类井筒平安风险在试油作业前即暴露出来，通过调整试油工艺可以消除或者削弱此类风险，当然也可能因为风险难以消除而弃井。 1.2 井筒后源性风险后源性风险一般是在作业期间显露出来的，是井筒平安风险的主要风险。主要包括：第一，生产套管损坏。生产套管损坏对井筒平安的威胁最为严重，一旦损坏即意味着天然气在地下失控，处理难度和风险极大。造成生产套管损坏的原因主要有：生产套管磨损后强度下降；改造时封隔器窜漏施工高压作用在低强度套管上或井底压力超过套管强度导致套管压坏；排液测试期间井内压力过低导致套管挤坏；膏盐层蠕变导致套管挤坏；套管回接筒损坏加剧井筒窜漏等。第二，油管损坏。油管平安风险集中在油管柱上提吨位过高致使油管断裂；储层改造、测试期间压力控制不当造成的油管挤坏、压坏和弯曲变形；产出流体含酸性腐蚀气体，非抗硫油管被腐蚀后易发生氢脆断裂。第三，封隔器窜漏。封隔器窜漏导致其坐封位置以上生产套管承受高压或是接触酸性腐蚀气体，严重威胁井筒平安，也增大了井控风险。导致封隔器窜漏的原因较多：下封隔器时胶筒损伤，封隔器选型不当导致作业时损坏，作业中控制不当致封隔器解封，井下高温高压环境停留时间过长导致封隔器失效等等。第四，井下工具损坏。除封隔器以外，试油管柱上还带有循环阀、平安阀、平安短节、伸缩短节等井下工具。这些井下工具作为作业管柱的一局部，一旦损坏将破坏整个管柱的完整性，严重威胁并筒平安。因此其强度、工作压力、工作温度、抗腐蚀性能等指标尤其值得注意。第五，管柱匹配性差。匹配性是指油管柱与生产套管的匹配性以及油管与井下工具的匹配性：油管外径过大，不仅下人尾管困难，而且容易出现阻卡，造成井下复杂；油管与井下工具内径差异过大，变径处受节流冲蚀作用影响容易出现损坏；在增产改造、测试等工况条件下，复合油管变径处的受力情况也较为恶劣。 2 井筒平安评价与风险控制 由于井筒条件和作业条件的差异，在试油作业前还需要综合分析单井实际情况，尽可能全
硫超深井试气技术难点分析 摘要：硫化氢含量4．37％～18．68％，为高含H2S气藏；二段HzS含量o．。65％，为微含HzS气藏，飞三段含为微含HzS的气藏。常压压力系统压力 系数1-01～1．04；超高压压力系统，压力系数1．70～2．17。 关键词：含硫超深井试气；技术难点； 前言：试油技术是在地震勘察、钻井录井、测井等间接手段初步确定油气层 位的基础上，采用专用的设备和方法对油气层进行直接测试，获取气层的产能资料、地层参数和取样资料等数据，实现对气藏的更进一步的认识和鉴别，为天然 气的开发提供更为详实和可靠依据的油气田开发辅助工艺技术。 一、含硫超深井试气技术难点 1.多功能试气管柱选择难度大。前期川东北海相含硫气井测试管柱遇卡、断脱、变形等事故时有发生。如进行测试后，在堵漏压井过程中，由于堵漏泥浆中 堵漏材料和加重材料滤失沉积造成测试管柱卡钻，由于修井难度大放弃了对该层 的继续评价；进行酸压作业时(井口最高压力90MPa)，发生管柱窜漏、油套沟通。 2.地面安全控制及井控风险大。含硫化氢气井具有井口压力高、测试产量大、含硫化氢等特点，在排液和求产期间，含有固体颗粒的流体对流程冲蚀(磨蚀)较大，严重影响测试施工的顺利进行；同时，由于测试压差大，且流体中含有HzS，高压气井试气过程极易发生冰堵。给地面安全控制带来很大安全风险。 3.腐蚀环境恶劣，合理经济试气材质选择难度大。含硫气藏不但Hz S、C02 含量均较高，而且井深深(大于4000m)。含硫气藏腐蚀环境按规范要求应选择高 镍基合金钢材质管材，但具有高抗硫性能的高合金钢等管材极为昂贵；若采用普 通抗硫材质，管柱长时间处于高分压下，极易发生硫化物应力腐蚀开裂。 4.防漏堵漏难度大。漏失通道主要以裂缝和溶洞为主，尤其在构造的主体部 位上，井漏地层多为中下统三叠系碳酸盐岩，由于长期地下水的侵蚀，裂缝、溶
深井试气技术难点分析 通过对含硫深井试气技术九个难点详细分析，提出以下解决方案：①含硫深井的试气，必须采取综合防腐措施；②深井试气施工设计、工具选用、资料录取等各个环节要严格按照高温、高压、防H：S的有关要求与技术规程进行；③试气难度最大的是关井求压；④须对下井工具与井下油套管的力学性能进行理论分析与计算。该方案为含硫深井试气研究提供了借鉴。 1．深井试气定义 所谓深井试气就是指井深超过4000 m井的试气。由于深井具有较高的井口压力与井底温度，国际高温高压井协会把井口压力大于105 MPa(或井底压力大于140 MPa)，井底温度大于175℃的井定义为超高温高压井，因此深井试气又称为超高温高压井试气。 2．含硫深井试气特点 含硫深井试气的特殊性主要表现在以下几个方面：①深天然气井地层压力较大，多数大于100MPa，相应的压力梯度值较高，有时甚至超出试气管柱及并下工具的强度极限值，加大了封隔器失效与油套管柱破坏的风险；②深天然气井地层温度较高，多数高于150C，相应的井温梯度值较高，在井下由于高温不仅引起很大的温度应力，还会引起管材的强度下降；③深井地层流体多为天然气与地层水。不管是气或地层水，都含有大量的H2S与C02，酸性流体对管材腐蚀严重，甚至直接导致试气失
败。 技术难点 1．抗硫化氢腐蚀技术 深井气藏含有大量的H2 S，酸性气体对管材腐蚀严重。井下温度较高，会大大增加管材硫化物应力腐蚀开裂的敏感性，对人井材质的防腐性能提出了更高的要求心]。目前的抗硫化氢腐蚀技术虽然已有较多的研究成果，但腐蚀机理与防腐技术还需继续科研攻关。 2．井下工具的选择与应用技术 井下工具是满足试气过程中每道工序正常工作的关键。由于含硫化氢气体，深井试气对井下工具的选择要求很高，必须有一整套能适应井下高温高压的井下工具、管柱与地面设备。3．油管柱的气密封技术 由于高温高压特性，深井试气对油管柱螺纹连接强度、密封性等提出了更高的要求。一般API圆扣油管具有一定的气密封能力，但是当压差增大时，气密封性能变差。大量的试验与油田使用结果已经证实，原来大量使用的API圆螺纹泊管与偏梯形螺纹油管涂用传统的油基脂、螺纹脂已不能满足深井的要求，所以在深井的试气中，必须采用特殊丝扣油管，这点非常重要。特殊丝扣油管与井下工具、井口装置的连接也要采用特殊扣。目前国产油管柱的气密封性能尚不能满足部分高产高压高温井的测试要求。
高温高压高含硫气井生产运行期井筒完整性管理 张宇;朱庆;何激扬;谢波;余翔;彭杨 【摘要】高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理是一个国际性难题.随着四川盆地安岳气田高石梯区块下寒武统龙王庙组、上震旦统灯影组等高温、高压、高含硫气藏的开发,气井生产运行期间陆续出现套管环空异常带压、井口装置泄漏、封隔器密封失效等异常情况,给气井的安全生产带来风险.如何有效削减或消除风险,保障气井本质安全,避免对人体健康、环境污染和企业形象等方面造成伤害,成为生产中急需解决的问题.在调研国内外油气井井筒完整性管理的发展现状和管理经验的基础上,分析高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理需求,指出气井生产运行期井筒完整性管理应基于风险评价、风险检测、完整性评价及整改等关键技术环节,通过对比分析目前生产现场气井管理与井筒完整性管理标准的差异,结合安岳气田高石梯区块高温、高压、高含硫气井井筒完整性管理现状,分析了井筒完整性管理中存在的问题,提出了下一步完善措施,指导高石梯区块气井生产运行期的井筒完整性管理,为类似气井生产运行期的完整性管理提供了参考. 【期刊名称】《天然气勘探与开发》 【年(卷),期】2017(040)002 【总页数】6页(P80-85) 【关键词】四川盆地;高石梯区块;上震旦世;灯影组气藏;高温高压高含硫气井;生产运行期;井筒完整性管理;风险管控 【作者】张宇;朱庆;何激扬;谢波;余翔;彭杨
【作者单位】中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司蜀南气矿;中国石油西南油气田公司工程技术研究院 【正文语种】中文 油气井完整性管理是对影响油气井完整性的所有影响因素进行综合分析处理的一体化管理，贯穿于油气井全生命周期。为确保油气井安全生产，有效削减或消除风险，避免对人体健康、环境污染和企业形象等方面造成伤害，成为气井生产管理中必须解决的问题。四川盆地安岳气田下寒武统龙王庙组、上震旦统灯影组属于高温、高压、高含硫气藏[1-5]，气井生产运行期间陆续出现套管环空异常带压、井口装置 泄漏、封隔器密封失效等异常情况，给气井的安全生产带来风险。通过分析龙王庙组和灯影组气井井筒完整性管理需求，对比生产现场气井管理与井筒完整性管理标准的差异，找出井筒完整性管理中存在的问题，提出了下一步完善措施，指导高石梯区块气井生产运行期的井筒完整性管理。 1.1 井筒完整性管理定义 油气井井筒完整性管理是指对影响油气井完整性的所有影响因素进行综合的一体化管理，确保油气井安全，有效减少因地层流体泄漏而产生健康损害、经济损失、环境污染及公司信誉受损等影响，使之贯穿于油气井整个服役寿命周期，其基本原则是在全生命周期内至少有两道井屏障[6-8]。 完整性井屏障对油气井的安全生产至关重要，油气井失去完整性可以被认定为井下完井管柱出现了泄漏通道[9]，井口装置所承受的最大压力可能超过其所允许的最 大工作压力或者是环空流体硫化氢的含量超过了美国腐蚀工程师协会（NACE）关于《金属硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂标准认证》（MR01-75）所规定的条件。腐蚀环境、高温、高压、泄漏速率等都是影响其结构完整性的关键因素。
8000m连续油管在超深高含硫气井的应用与实践 蒲洪江1伍强2杨永华2何进1 （1.中国石化西南油气分公司元坝气田开发建设项目部.637400 2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院.618000） 摘要：超深高含硫气井一旦发生井筒堵塞，由于作业深度、井筒尺寸以及硫化氢等复杂因素影响，处理极具挑战性。本文针对元坝气田YB29-1井作业井深6876m、油管柱最小内径57mm、硫化氢含量高达5.53%、井筒结构复杂等特殊复杂工况，优选了长度8000m、外径44.45mm变径抗硫连续油管作为作业管柱，并针对性设计了一把抓、左旋螺杆配合特殊磨铣铣锥、三瓣可退式捞矛等特殊工具，顺利完成了在内径φ61.98mm油管内打捞钢球、扩径、打捞球座芯子、钻磨球座托、补孔等作业，成功解除了该井井筒堵塞，创造了国内外连续油管作业井最深的纪录，为类似超深含硫小尺寸管柱内复杂事故处理借鉴与参考。 关键词：超深井含硫气井连续油管井筒堵塞 0、前言 元坝气田是迄今世界上埋藏最深的酸性气田之一，气藏埋藏深度达到6800m，主体采用水平井/大斜度井开发，井筒斜深普遍超过7500m，投产油管主要为“Φ88.9×7.34mm +Φ88.9×6.45mm+Φ73×5.51mm”。国内外对超过6800m以上的含硫气井完井投产也只仅进行了有限实践，无相关经验借鉴[1]，由于井深，井眼尺寸小，一旦井底出现堵塞等复杂情况时处理手段极其有限。本文介绍的YB29-1井8000m连续油管作业成功完成了打捞、钻磨、射孔作业，创造了国内外作业井最深、井况最复杂纪录。 1、井筒基本情况及问题 （1）井筒基本情况 YB29-1井井深7228.24m，井型为定向井，最大井斜角33.90，采用裸眼分段完井方式。原方案为采用钻杆送放裸眼分段工具（悬挂封隔器+投球滑套+分段封隔器+双压差滑套+隔绝球座）到位后，投球座封裸眼封隔器后丢手回插完井[作者简介] 蒲洪江（1964－），男，四川盐亭县人，高级工程师，中石化西南油气分公司元坝气田开发建
含硫超深井钻具选型及应用 摘要：含硫超深井的钻具选型是超深井钻井中极为重要的一环，直接关系着 钻探任务能否顺利实施。本文从含硫超深井钻具选型面临的主要技术难题出发， 提出钻具材料及性能、钻具加工、钻具管理等三方面技术对策，详述了钻具机械 性能；同时以川深1井实际钻具选型为例，在初选Φ149.2mm 110s钻杆的基础上，对钻杆强度进行校核，获得了更高的抗拉余量，为处理井下复杂情况提供了 较大空间，取得了很好的应用效果，该型钻具的成功应用可为国内类似井钻具选 型提供借鉴。 关键词：川西；海相；超深井；高效钻井；井壁稳定 随着勘探开发深入，国内石油企业开始向深层和超深层油气资源进军，深井、超深井钻井技术成为打开深层油气资源关键技术。要成功打开深层、超深层油气 通道，钻具成为发展深井、超深井钻井技术的关键环节，直接关系着井眼安全和 高效开发[1-6]。 1含硫超深井钻具选型面临的主要难题 1.1 钻柱悬重过重 随着井深的增加，以及井眼轨迹和钻井液性能影响，提升钻具的悬重以随之 增加，超过一定井深后，钻具抗拉强度余量将不能满足安全钻井需要。 1.2 钻具服役环境恶劣 S气体，同时钻井液中的溶解超深井钻具所处环境主要为高温高压，高含H 2 氧、地层水中的cl-等使得钻具服役的环境十分恶劣。 1.3 疲劳失效增加 超深井钻井中，钻具除受轴向力、离心力、摩擦力、扭矩、各种振动等复杂 载荷外，还受恶劣的外界腐蚀环境影响，导致钻具疲劳失效增加。
1.4 水力性能降低 随着井深增加，钻柱水力压耗也随之大幅增加，从而降低了水力性能。 2主要技术对策 2.1 钻具材料及性能 2.1.1 化学成分 表1 化学成分要求（wt%） 注：SS钻杆适用于钻井液柱压力不低于地层压力的钻井，su钻杆适用于欠平衡钻井。 Cr对金属材料抗腐蚀性能有重要影响， Cr含量：0.9%-1.3%。 2.1.2 材料组织性能 钻杆管体微观组织为调质工艺（一般要求采用淬火加高温回火处理工艺）后形成的回火索氏体组织。钻杆淬火后横截面马氏体转变量不应低于90％。调质处理后晶粒度应为7.5级或更细。全壁厚截面带状组织应满足GB/T 13299中的B1级要求。
中国石油化工集团公司西南油气分公司企业标准 Q/SH1500 *XXXX 丿 II 西含硫化氢天然气井试气技术规范 点击此处添加与国际标准一致性程度的标识 （征求意见稿） XXXX 一 XX - XX 实施 中国石油化工集团公司西南油气分公司 ICS 备案号: Q/SH 1500 XXXX - XX - XX 发布
发布 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) 5试气准备 (2) 6地而流程 (5) 7试气管柱 (7) 8开工验收 (7) 9试气施工 (8) 10射孔 (9) 11储层改造 (9) 12放喷排液 (10) 13测试求产 (11) 14压井、起管柱 (12) 15封层上返、弃井及封井 (12)
本标准由中国石汕化工集团公司西南油气分公司工程技术管理部提出。 本标准由四南油气分公司科技处归口。 本标准负责起草单位：西南油气分公司石油工程技术研究院。 本标准主要起草人：许小强赵作培董海醱刘殷韬张国东刘啸峰钟森熊昕东伍强乔智国张瑶夏彪李友培欧浩淼朱敏
川西含硫化氢天然气井试气技术规范 1范围 本标准规定了川西含硫化氢天然气井试气准备、地面流程和试气工艺的技术要求。 本标准适用于川西含硫化氢天然气井的试气作业。 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，仅所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/T 22513-2013石油天然气工业钻井和采油设备井口装置和采油树 SY/T 0599天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求 SY/T 5325射孔作业技术规范 SY/T 6277-2017硫化氢环境人身防护规范 3术语和定义 下列术语和泄义适用于本标准。 3.1 含硫化氢天然气 nature gas with hydrogen sulfide 指天然气的总压等于或大于0.4 MPa,而且该气体中硫化氢分压等于或高于0. 0003 MPa；或硫化氢含呈:大于75 mg/m3（50 ppm）的天然气。 3.2 硫化氢分压 hydrogen sulfide factional pressure 在相同温度下，一立体积天然气中所含硫化氢单独占有该体积具有的压力。 3.3 试气Gas Testing 试气是钻井完井以后，将钻井、录井、测井所认识和评价的含气层，通过射孔、替喷、诱喷等多种方式，使地层中的流体（包括气、凝析汕和水）进入井筒，流出地而，再通过地而控制求取气层资料的一整套工序过程，它是对气层进行评价的一种手段。 4设计要求 4.1地质设计 4.1.1提供本井的地质、钻井及完井基本数据，包括套管头，井身结构、井身质量、各层套管钢级、壁厚、下深，特殊套管还应提供抗内压和抗外挤强度，套管悬挂器、回接筒、分级箍的抗内压和抗外挤强度，钻开油气层的钻井液性能、漏失、井涌、钻井显示和取芯、硫化氢显示等情况，固井质疑和留井水泥环井段，测井、录井、中途测试等资料。
高含硫气田材料选择实验评定方法 摘要：材料选择是高含硫气田防腐工作的关键。本文对于高含硫气田材料选择 工作中的各种实验评定方法的特点，实现的难度，使用界限和存在的问题进行了 评述。并对于高含硫气田材料评价中的耐久性实验难题进行了分析。针对管材评 定的实际情况，提出采用实验室充氢技术模拟材料长期服役过程中的氢渗入，以 此为基础进行实验室耐久性加速实验方法。 关键词：高含硫气田；材料选择；氢；耐久性 The Evaluation Method to Material in Laboratory for High Sour Gas Field Cheng ZHANG1 Petroleum Engineering Institute of Zhongyuan of Branch,SINO-PEC,Puyang,Henan Province，457001 Abstract: The key work of corrosion prevention in high sour gas field is material selection. In this work, the durability evaluation method to material in high sour gas field was discussed. A method of electrochemical hydrogen charging was proposed to introduce hydrogen into the substrate of material, in this way, the hydrogen penetration of material during long-term service can be simulated. Keywords: Highly sour natural gas field; Material selection; Hydrogen; Durability 1、前言 高含硫天然气在拥有巨大的资源量，是未来我国解决能源安全，保障硫磺等 战略物资供应的主要来源。开发此类气藏对缓解我国天然气供需矛盾，促进国民 经济发展和保证国家能源安全具有重要意义。开发高含硫气田面临严重的安全风 险和技术问题。这源于高含硫天然气的两大特点：高腐蚀性和高毒性。硫化氢可 以导致金属发生氢脆、硫化物应力腐蚀等开裂现象。 2、现有选材方法评议 材料选择是高含硫气田防腐工作的核心。由于我国高含硫气田发展较晚，材 料选择主要还是参考NACE、EFC、ISO等国际标准。在材料选择过程中，如何实 现适度选材是工作的主要目标，既要避免过度选材造成不必要的成本损失，又要 保证生产的安全。NACE MR0175标准在实践中认为是安全可靠的，是材料选择中 公认的较为可靠的选材标准，已升级为ISO 15156标准，但此标准制定较为保守，例如碳钢不允许使用在硫化氢分压为1MPa以上的环境中，在实际使用中，可能 造成选材过度，带来严重的成本负担。但如在超过NACE标准规定的范围内使用，却又会担心选材不足，带来安全问题。目前通用的做法是：进行材料适用性评价 实验，验证材料是否真的能够安全有效的工作。 材料的适用性评价试验主要依据NACE TM0284、TM0177标准以及EFC标准，NACE标准给出的试验方法为验证评定，而不是选材评定，也就是说未通过实验 肯定不能用，但是通过了实验却并不能保证一定可以用。采用模拟现场试验进行 短期评定，是假定材料在使用材料本身未发生衰变，并不能保证材料全寿命周期 的安全。NACE标准规定，如果超出标准中列出的使用条件的，需要满足至少两 年以上的现场使用经验才能确定其安全性。 如何在实验室通过加速实验来评估材料长期腐蚀过程中的性能变化和安全性 是困扰防腐工作者的难题。对于材料在全寿命周期内的实验方法到目前为止还没 有成熟的加速实验方法。欧美国家出于安全考虑一般采用建立实验管路或实验井 进行长期评价的方法。典型的案例如X100管线钢的应用，X100管线钢在20世纪
（建筑工程标准法规）试油气井筒工程标准规范
大牛地试油气井筒工程使用标准技术规范 1、（通井）刮管: 适用规范SY/T5587.5-2004 SY/5587.5-2004规范中通井和刮管是两个不同的井眼准备工序，通井是使用通井规直接下井检查套管内通径的作业；刮管是使用刮管器对套管进行刮削，清除套管内壁上的水泥、毛刺的作业。华北分公司现行的规范是把通井刮管合二为一，只进行刮管，使用51/2〞（用于51/2〞套管）或7〞（用于7〞套管）刮管器刮管，并通井至井底，尤其对封隔器坐封井段及射孔井段反复挂削6-8次。 2、洗井：适用规范SY/T5587.5-2004 把通井刮削管柱提至井底1-2m处，坐好井口，用清水反洗井，要求排量大于500L/min，洗井液不得少于井筒容积的2倍，连续循环2周以上，待进出口水质一致、机械杂质含量小于0.2%时停泵,洗井结束。 3、探人工井底：适用规范SY/T5587.5-2004 洗井结束后，下油管探人工井底，当遇到人工井底指重表悬重下降10KN-20KN,重复两次，探得人工井底深度误差不大于0.5m。 4、试压：适用规范SY/T5587.5-2004 洗井完毕后，必须装全装好采（油）气树，对套管、人工井底及采气树进行密封性试压，清水试压25MPa，在30min内压力下降小于0.5Mpa，且不再下降为合格。 5、替压井液：适用规范SY/T5587.5-2004 将全井筒清水替换成2％KCL射孔保护液（或特殊要求的射孔保护液）。 6、射孔： ①套管电缆射孔：适用规范SY/T5325-2005 ②过油管射孔：适用规范SY/T5325-2005
深井生产作业管柱力学研究毕业论文 目录 第一章前言 (3) 1.1研究目的及意义 (3) 1.2管柱力学研究历程 (4) 1.3深井管柱力学研究理论与方法 (11) 1.3.1基本理论 (11) 1.3.2求解方法 (12) 1.4研究内容及技术路线 (14) 1.4.1本文的主要研究内容： (14) 1.4.2技术路线 (15) 第二章深井油井管柱力学分析 (16) 2.1井筒温度、压力预测模型 (16) 2.1.1井筒温度场计算模型 (16) 2.1.2井筒压力场计算模型 (17) 2.1.3温度、压力预测模型程序编制（附录A） (20) 2.2带封隔器油井管柱基本效应 (21) 2.2.1活塞效应 (24) 2.2.2螺旋弯曲效应 (25) 2.2.3鼓胀效应 (29) 2.2.4温度效应 (31) 2.3深井油井管柱载荷计算 (33) 2.4深井油井管柱变形计算 (37) 第三章深井油井管柱安全校核 (43) 3.1油井光管柱应力校核 (43)
3.1.1油管安全系数确定 (43) 3.1.2抗外挤应力校核 (44) 3.1.3抗内压应力校核 (46) 3.1.4 丝扣连接屈服强度校核 (46) 3.2带封隔器油管柱安全校核 (47) 3.3第四强度理论校核 (48) 第四章实例计算 (52) 4.1 常用油管技术参数 (52) 4.2实例计算 (56) 4.2.1井筒压力、温度分布（500m为一段） (56) 4.2.2该油管柱轴向变形计算 (58) 4.2.3该油管柱载荷计算 (62) 4.2.4单向应力校核 (63) 4.2.5第四强度理论校核 (64) 第五章结论 (67) 参考文献 (68) 致谢 .......................................................................... 错误!未定义书签。附录 . (70)