高温高压含硫气井完井现状
高温高压气井完井技术难点与对策
琏金项 目：『 家科技重人 々项课题 “ ＝ ｝ ＿ ： 『 低渗油气阳完井关键技术 ”（ 号：２ ０ Ｚ ０ ０ ２ ０ ６ 编 ０ ８ Ｘ ５ ２— ０ ） 作者简介 ：熊昕尔 （９ ３ ，博上，高级］ 程师 ，从事油气田开发 Ｉ ：Ｅ ｍ ｉ ｘｓ ｐ＠１３ＣＩ １７ 一） 作 － ａ ：ｘｄｗ ｉ ６ ． Ｉ ｌ ＯＩ
１ 完井及测试主要技术难点
高温 、高压气井 由于埋藏深 、高温 、高压 、高 腐蚀等特征 ，完井及测试过程中面临套管磨损与挤 毁 、腐蚀失效 、连接漏失 、封 隔失效 、成本居高不
收 稿 日期 ：２ １ ０ ０—０ ６一ｉ ８ 修 订 日期 ：２ １ 一ｌ 一种腐蚀预测方法具有普遍适应性 。 材质选择过低 ，气井面临安全风险 。而由于材 质价格差异 巨大 ，材质选择过高 ，将带来 巨大的资
５８ ／ ａ ｒｌ ａ ｅｈ ｏ ｇ Ｎ ｔ ａＧ ｓ ｃｎｌ ｙ ｕ Ｔ ｏ
总第 ２ 期 ４
天然气技术 ・ 钻井工程
面和 纵 向上 产 能差 异 大 ，易导 致 低 产 能 高投 入 的现 象 发生 ，存 在 巨大投 资风 险 。 １ 连接 漏 失和封 隔失效 威胁 油气 井安全 ． ２ 过 高 的关 井 压力 使 油 管 、套 管 、井 下 工 具 及 采 气 井 口都 将 承受 很 大 的 密 封压 差 。 同时 ，深 井 不 同 作 业 工 况 下 管 柱 变 形 量 大 ，如 酸化 测 试 联 作 工 艺 ， 大 排 量 注 入 时 ，管 柱 因温 度 降低 和 内 “ 胀 效 应 ” 鼓 而 大 幅 缩 短 ，测 试 时 因温 度 升 高管 柱 又 大 幅 伸 长 ，
含 量 ６２ ． ５％。 在 高 温 、高 压 气 井 完 井 及 测 试 过 程 中 ，面 临安 全性 与经 济性 矛盾 突 出 、连接 漏 失 和 封 隔 失效 、作业 工况 及 井 下条 件 复 杂 、完 井 装 置及 工 具 性能 要 求 高 等诸 多 难点 和 问题 ，有 必 要 对该 类 气 井 完井 测 试技 术 难 点 、对 策 进 行研 究 ，为 高 温 、高 压 含硫 气藏 开发提 供相 应 的技 术支 撑 。
高温高压高含硫气井完井试气工艺技术与应用【精选】
高温高压高含硫气井完井试气工艺技术与应用Completion and well testing technology in HTHP and high-H 2S gas wells of the eastern Sichuan Basin 【作者】 苏镖； 赵祚培； 杨永华； 【Author 】 Su Biao,Zhao Zuopei,Yang Yonghua(Engineering and Technology Research Institute,Sinopec Southwest Branch,Deyang,Sichuan 618000,China)【机构】 中国石化西南油气田分公司工程技术研究院； 【摘要】 川东北海相碳酸盐岩气藏具有(异常)高压、高温、高产、高含酸性腐蚀气体的特点。
完井测试过程中,测试管柱在不同工况下的轴向位移明显,测试管柱安全可靠性较差;多种腐蚀气体共存,含量高,机理复杂,对管柱材质的要求高;施工工艺复杂,优质、快速、取全、取准资料难度大;同时,安全风险也大。
为了完井测试的顺利进行,通过对管柱力学性质、腐蚀机理的研究,优选了89 mm 、110SS 油管组合,并在对工艺技术调研的基础上,结合现场实践优化了APR 完井试气配套工艺技术。
所形成的川东北高温高压高含硫深井完井试气工艺配套技术,为该区和类同气田的勘探开发提供了技术保障。
更多还原【Abstract 】 The marine carbonate gas reservoirs in the northeastern Sichuan Basin are featured by(abnormal) high pressure,high temperature,high productivity,and a high content of acidic corrosive gases.During the process of well testing,remarkable axial displacements of testing string have been detected under different working conditions so the reliability and safety of testing string are relatively low.In addition,a high content of various corrosive gases co-exist and the corrosion mechanism is so complica... 更多高含硫气藏水平井测试工艺应用实践【作者】 宋爱军； 赵祚培； 杨永华； 乔智国； 【机构】 中国石化西南油气分公司工程技术研究院； 【摘要】 川东北高含硫气藏水平井,具有埋藏深、储层压力高、腐蚀分压高、地层易漏失等特点,储层测试评价存在下漏上喷、卡埋管柱等风险。
高温高压含硫气井试油井筒安全风险识别与控制
1井筒安全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基础和保障。
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安全风险风险。
先源性风险指的是油气井钻井及固井作业结束后，试油作业前的安全风险；后源性风险指的是试油过程中出现的安全风险。
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、作业前套管变形等安全风险。
这类井筒安全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，是井筒安全风险的主要风险。
主要包括：第一，生产套管损坏。
生产套管损坏对井筒安全的威胁最为严重，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。
油管安全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，严重威胁井筒安全，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、安全阀、安全短节、伸缩短节等井下工具。
这些井下工具作为作业管柱的一部分，一旦损坏将破坏整个管柱的完整性，严重威胁并筒安全。
高温高压气井完井工艺介绍
高温高压气井完井工艺介绍高温高压气井完井工艺介绍高温高压气井是指井身内部的温度和压力较高的气井，在完井过程中需要特殊注意。
本文将介绍高温高压气井完井工艺，包括工艺流程、材料选择、垂直井段完井和水平井段完井等内容。
一、工艺流程高温高压气井完井流程包括以下步骤：1、钻井和固井前期准备工作：井深确认、井眼直径确定、井眼清洗、井内管柱设计和材质选择、井口装备及固井液、球皮相关物料选择。
2、井下水平井段完井：包括套管下入加积清洗泥浆，水平近段放线聚合物物料、远段啮合工艺流程。
3、井下垂直井段完井：包括套管下入、喷砂、完成水泥浆固井、压裂等工序。
4、固井质量控制及完井流体性能监控：测试工具的应用，完井过程现场液体检测。
5、井筒待完井区域的加固：包括井壁处理和油管环保附着水平井段放线。
6、井口安全事项的安装：防喷器、管线及翻译装备的防爆和避风措施。
二、材料选择在高温高压气井完井过程中，材料的选择很重要。
以下是一些材料选择建议：1、钻井、完井管材料：要求正确选择材料，按设计完井压力要求设计，耐高温、耐腐蚀、耐磨损，避免选择劣质管材。
2、固井液：要求选择高温材料和加高压消泡剂剂量，同时要确保固井水泥浆使用合格、无松散泥层等。
3、完井液：高压液体选用密度大、黏度小的高压石油液体，也可以选择氮气气体。
4、水平井段放线材料：具有良好的抗拉力和耐高温性能的材料，例如高强度聚酰胺。
5、其他材料：防喷器、管线及其它翻译装备需要选择高温、高压耐受性好的材料。
三、垂直井段完井1、套管固定：要选择耐高温、耐腐蚀、强度高的材料。
在套管下入的时候需要注意尺寸，以保证套管能够顺利下入，避免套管因太大或太小而造成完井失败。
2、压裂：压裂技术能够有效提高井壁固定性，防止井壁塌陷。
要注意选择合适的压裂液和压裂参数，可以使用经过模拟和模拟试验的缝隙固结压裂液，同时要确保压裂参数在固井参数内，以确保压裂效果。
四、水平井段完井1、井内完井压力控制可使用压缩空气或压缩氮气来取代液体物料。
探讨钻井工程技术现状及发展趋势
探讨钻井工程技术现状及发展趋势钻井工程技术是石油和天然气开发过程中的重要环节，它不仅直接影响着能源资源的开采效率和成本，还关乎着能源产业的可持续发展和国家能源安全。
随着石油和天然气勘探开发的不断深入，钻井工程技术也在不断创新和发展。
本文将探讨钻井工程技术的现状及发展趋势。
一、钻井工程技术现状1. 钻井技术设备水平不断提高随着科技的不断进步，钻井技术设备水平也在不断提高。
先进的液压钻机、自动化控制系统、实时数据传输技术等设备的应用，极大地提高了钻井的效率和安全性。
钻头、钻杆、钻井液等钻井工具的制造工艺和材料也得到了革新，使其在各种复杂地层中的应用能力得到了提升。
2. 钻井技术标准化和规范化程度提高钻井工程技术的标准化和规范化程度不断提高，使得钻井作业更加规范和科学。
各种标准化的规范文件和指导意见的制定推动了钻井技术的发展，同时也提高了钻井工程的质量和安全水平。
3. 钻井工程技术在非常规油气领域的应用非常规油气的开发要求对钻井工程技术提出了更高的要求。
水平井、多级水平井、压裂井等技术的应用，需要更加先进的钻井技术和工程手段。
钻井工程技术在非常规油气领域的应用，不断推动着钻井技术的进步和创新。
4. 钻井液技术的改进和创新钻井液是钻井过程中不可或缺的重要技术环节，其性能将直接影响到钻孔的质量和效率。
近年来，钻井液技术得到了较大的进步和改进，高效环保的钻井液技术不断涌现，为钻井工程技术的发展提供了更好的保障。
5. 钻井工程技术的自动化和智能化发展随着物联网、大数据、人工智能等新兴技术的迅猛发展，钻井工程技术也在向自动化和智能化方向不断发展。
自动化控制系统、智能钻头、智能钻井液等技术的应用，使得钻井作业更加安全高效，并且减轻了人力成本。
1. 钻井技术设备向大型化、集成化、智能化方向发展未来，钻井技术设备将更加向大型化、集成化和智能化方向发展。
大型钻机、多功能集成钻机、智能钻井设备等将成为发展的趋势。
这不仅可以降低钻井成本，提高钻井效率，还可以减少工人的作业强度和提高工作安全性。
川东北高温高压含硫气井完井测试技术
并 且 球 阀 部 分 被 去掉 。 当管 柱 坐 压 力大 干 或 等 于 １ ０ ０ ＭＰ ａ 或地 层温 度 大 干 状 态入 井 ， 或 等于 １ ５ ０℃ ， 含 Ｈ， ｓ 大 干 或等 于 ３ ％， 含Ｃ Ｏ ， 大于 或 等 于 ３ ％的油 气 井 测 试 叫做 高 温 高 压
做深井 ， 而 把 超 过 井深 ６ ０ ０ ０ ｍ 以上 的 井 叫
掏空深度 ， 当 封 隔 器坐 封 后 ， 油 管 打 压 打 开 Ｏ ＭＮ Ｉ 阀（ 不带 球 阀 ） ＋ ＨＰ阀 ， 在 替泥 浆 的 过
ＨＰ测试 阀 ， 即可 进 行 测 试 。
程中， 地 层 流 体 不会 因 为 液 柱 压 力 的 下 降
工艺流程 ： 管 柱 中 的 ＨＰ 阀 处 于 关 闭 状
下 钻 过程 中 油 管 内加 液 垫 ， 设 计 合 理 的 浆 、 气举、 测 试 的联 合 作业 。 管 柱 结 构 有 过 多年 了摸 索 ， 逐 步 形 成 多 项 完 井 测 试 联 态 ，
作技 术 。 四川 常把 井深 ４ ０ ０ ０ ～６ ０ ０ ０ ｍ的井 叫
． ３采 用带 Ｏ Ｍ Ｎ Ｉ 阀（ 不带 球阀 ） Ａ Ｐ Ｒ测试工 力大 ， 地层温度高的特点。 目前 国际 上 把 超 １ 深 井试油 叫做高温 高压井测试 。 高 温 高 压 艺 井测试 （ 国外 简 称 ＨＴＨＰ ） 指 在 恶 劣 条 件 下
界线。 比 如 哈 里 伯 顿 公 司 ＨＴＨＰ 指 ： 压 力 ７ Ｏ ＭＰ ａ 以上 ， 温度１ ５ ０℃以上 ， 含 Ｈ， Ｓ 、 Ｃ Ｏ ， 。 上， 温度２ １ Ｏ ℃以上 。 我 国 目前规 定 ： 当地 层 井 的测试 ， 一 般 规 定 了 一 定 的 压 力 和 温 度 ＋Ｏ ＭＮ Ｉ 阀（ 不 带球 阀） ＋ＲＤ 安 全 循 环 阀＋ 压 力计 托筒 ＋ ＲＤ 循环阀＋ 震 击 器＋ ＲＴ ＴＳ 安 全
高含硫天然气净化技术现状及研究方向
化工能源化 工 设 计 通 讯Chemical EnergyChemical Engineering Design Communications·199·第45卷第4期2019年4月1 高含硫天然气净化技术现状为了有效脱除天然气中的硫化氢和碳化物，国外很多国家都采用物理化学溶剂法，主要包括Sulfinol 法和Flex-sorb PS 法等。
如果这些成分的浓度过高，在进行净化处理过程中，需要采用DEA 法和MDEA 法。
为了有效提高对硫化氢的处理效率，在国外通常采用的是组合脱硫和脱碳技术。
硫磺回收技术。
在对天然气进行脱硫处理后，其中硫化氢的含量会极大降低。
含硫的天然气经过脱硫处理后，其酸气中往往会包含50%~80%的硫化氢，如果采用三级克劳斯硫磺回收装置，可以将对硫化氢的回收率提高到98%左右，各种回收副产品的量也非常少，通过与水解技术的结合，能够进一步降低其中硫的损失量。
如果天然气中的含硫量过高，在经过脱硫处理后，其中硫化氢的浓度往往较低，经常不足40%，再经过克劳斯硫磺装置的回收后，净化率依然不是很高，一般的水解技术也无法得到较好的应用效果。
2 技术研究方向脱硫脱碳技术的研究。
随着科学技术的高速发展，高含硫天然气脱硫技术也得到了飞速的发展，其中应用比较广泛的有物理溶剂法和空间位阻胺，其具体情况如下：由于硫化氢、二氧化碳、甲烷在溶解剂中的差异往往较大，物理溶剂法是利用这些物质性质的不同进行净化分离。
由于酸性气体和化学溶剂的反应热要大于其在物理溶剂中的溶解热，因此对溶剂的消耗量更少。
通过采用物理溶剂法，可以将碳化物和硫化氢同时进行脱除。
但该方法在酸度较高天然气净化中的应用还比较少，需要进一步加大在该方面的研究。
空间位阻胺-物理溶剂法是利用各种硫化氢中硫含量的不同，从而有针对性选择位阻胺、位阻胺与MDEA 联合等，其最大的优势在于再生性区别较大，腐蚀性和发泡性能也有较大的差异。
对硫磺回收技术的研究。
国内外天然气集输技术现状
国内外天然气集输技术现状摘要：天然气热效率高，环境效益好，发展利用天然气成为当今世界能源发展的潮流。
本文重点论述了国内外天然气矿场集输现状，矿场集输管网现状，天然气脱水，脱烃，脱硫技术现状。
并认为超音速脱水技术将成为天然气脱水技术的发展趋势。
关键词：国内外矿场集输集输管网脱水脱烃脱硫LNG 技术现状近年来，随着我国天然气工业的快速发展，引进了许多国外的先进工艺和设备。
天然气将是21世纪举足轻重的优质能源。
随着天然气勘探、开发、储运和利用技术的进步以及对环境问题的日渐关注，世界各国竞相发展天然气工业已经成为当代进步的大潮流。
目前已经知道的可以开采的天然气资源比石油资源丰富。
世界天然气探明和未探明的资源量达到了400×1012m3，美国的产气量最大，5556×108m3，占世界总产量22.9%；俄罗斯探明的天然气的储量最大，储量为48.14×1012m3，占世界总储量32.1%。
在2020年世界产气量将达4.59×1012m3。
而我国已发现193个气田，探明的天然气地质储量为4.4937×1012m3，气层气有3.3727×1012m3，溶解气为1.121×1012m3。
天然气可采储量达到2.5704×1012m3，其中气层气占2.2002×1012m3，溶解气占3702×108m3。
天然气在我国的能源消费结构中比重稳步上升，1999年，陕京管线给北京提出年供气24×1018m3，可以确保需求30年。
一．天然气矿场集输现状1．井场装置我国气田在地理地貌条件、工矿和介质方面差别很大，有深层异常高压、高温、高产气田，有大面积分布的低渗低产气田，有高含、气田，有富含凝析油的深层凝析气田等，而且大多数主力气田位于我国中西部，地处沙漠戈壁，荒无人烟，环境条件十分恶劣，交通非常不便，而有的则位于人口稠密地区，位于广阔海洋，针对不同类型气田特点，形成了各种矿场集输主体工艺技术。
川东北三高气田钻完井风险因素分析
目 前风险管理已被广泛应用 于煤矿 、 化工装置 等方面， 在石油行业也有应用 ， 主要集中在 Ｈ Ｅ管 Ｓ
理方 面 ， 关于钻井 全过程 的作业安 全分析 的 阐述 ， 有 但没有针对高含硫化氢气田的安全分析。钻井工程
工 程 。在钻 井施 工 过程 中 ， 因为设 备 、 人员 、 境 和 环 管 理上 的缺陷 ， 存在着 众多 的危 险因素 ， 因此钻井 过 程 中的事 故发 生概率相 对较 高 。三高气 田的显著 特
１ 三高气 田存在的危险、 有害因素
三 高气 田开 发 过程 中涉及 的主要 危 险 、 害 物 有
基 金项 目： 十 一 五 ”国家 科 技 支 撑 计 划 项 目（ 号 ： “ 编 ２０ Ｂ Ｂ ７ ０ ） ０８ Ａ ３ Ｂ ６ 资助
第 ２期
中 国 安 全 生 产 科 学 技 术
ｃ ｕ ｔ ，ｔ ｅ ｓ ｅ ｉ ｌ ｅ ｓ ｎ ｋ ｎ ｅ ｐ ｔｎ ｉｌｒ ｋ ｂ ｃ ｍｅ ｄ ｓ ｓｅ ｒ ｎ ｌｚ ｄ，ａ ｄ ｓ ｍｅ ｅ ｅ ｔ ｅ ｍｅ ｓ ｒ ｓ ｏ ｎ ｒ ｈ ｐ ｃａ ａ ｏ ｓｍａ ｉ ｇ ｔ ｏｅ ｔ ｓ ｅ ｏ ｉａ ｔｒｗｅｅ ａ ａｙ ｅ ｙ ｒ ｈ ａ ｉ ｎ ｏ ｆ ｃｉ ａｕｅ ｖ
程 中存在的主要危险及其发生的潜在原 因， 提出了相应的控制措施 。针对我 国三 高气 田区域地 并 质环境的特殊性 ， 分析 了我国三高气 田钻完 井过程 中可 能诱发事故 的特 殊因素 ， 对应对措施进 并
高温高压气井完井技术难点与对策
高温高压气井完井技术难点与对策摘要：近年来，在高温高压气井的研究，实施进入了一个新阶段。
高温高压气井具有高压力系数和高温度梯度的特点，对风险控制和现场安全生产至关重要。
高温高压气井的危险因素与其地质条件密切相关。
完井工艺使过程复杂化。
为此，本文分析了高温高压气井利应用中存在的困难，并提出了相应的解决方案。
关键词：高温高压气井；技术难点；操作策略高温高压气井已进入可持续发展阶段，但高温高压气井间腐蚀液体和气体的侵蚀仍存在困难。
整体而言，其地形复杂。
完井技术实际应用具有很高的风险和很高的投资。
高压水击的技术方案和方法适应项目工作环境，保证技术应用的完整性。
高温高压气井可供资源研究开发之用。
竣工质量决定了各地区资源的分配。
因此，重点关注制约因素，一步一步克服技术困难，使高温高压气井得到良好发展是很重要的。
一、高温高压气井完井技术现状其埋藏深，可能导致套管磨损和连接漏失。
此外，井筒的大多数气体具有侵略性和高度腐蚀性。
因此，防腐技术成本正在上升。
1.安全与经济之间的冲突。
高温高压气井特别是具有腐蚀介质的气井井，一直是安全风险高、事故高的中心问题。
如今，我国的高压井都很深，很难作业。
井下的金属设施由于物理或化学因素有些腐蚀。
更糟的是，资源产量下降，经济也没有实现。
此外，完井技术需要更好的工具和更好的技术材料，但较差的材料降低了气井的安全系数，而高质量的材料花费了大量资金。
这可能导致因地质问题而可能出现的生产力和投资延迟，从而导致投资风险。
2.连接漏失和工作困难之间的矛盾。
由于我国浅资源耗竭，高温高压气井深度通常约5000-8000米，造成井下复杂，压力高。
因此，管道和工具必须具有较高的差压。
由于“膨胀效应”效果的影响，管柱因温度升高或降低而变形，影响密封性能。
因此，在连接漏失。
如果封隔失效，可能会给当地带来巨大的压力。
因此需要进行合作多项作业，井下作业的时间没有设定，井筒的环境变化更大。
3.工具性能和现实之间的冲突。
高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势
３ 中国石化西南油气分公司工程监督 中心 ，四川 德 阳 ． 摘
要 随着勘探 开发逐步 向非常规 油气藏进 军，高温 高压含硫 气藏 完井技术得到 了极 大发展 ：在调研 国内
外含 硫 气藏 完 井及 测 试 技 术的 基 础 上 ， 结合 川渝 、塔 里木 盆地 等地 区 实 践 经 验 和 成 果 ，对 高 温 高压 含 硫 气 井 完 井 技 术 进 展 和 适 应 性 、 完 井 方 法 的 选择 和 设 计 以 及 装 备 、 工 具 、储 层 保 护 、 完 井 液 等 关键 技 术 作 了较 为 详 尽 的 论
文 章 编 号 ：２ ９ — １２ ２ １ ）２ ０ ５ — ５ ０ ５ １３ （０ １０ — ０ ７ ０
中 图 分 类 号 ：Ｔ ２７９ Ｅ ５．
文 献标 识 码 ：Ｂ
０ 引言
高 温 高压 气 井 所 处 的工 作 环 境 与 一般 井 具 有 显 著 不 同的特 点 ，其 温 度 和 压力 很 高 ，钻 遇地 层 和 井
、 ／
、 ／
＋
×
豢
×
Ｘ
× ×
× ＋
× ×
× ×
× ×
注 ：、 为 基 本 能 满 足 要 求 ； ＋为 只 有 有 限 的 实践 ，需 要 ／ 重 新 设 计 和修 改 ； ＃为 达到 目前 完 井技 术 的极 限 ； ×为 目前 不 能 实现 ，尚 需重 大 突破 。
１ ２０ ８６ ７
５５ ０ ０ ７０ ０ ０ ８５ ０ ０ ０ ７ ６ ０ ０ ９ ７ ０
１ ６８ ２４ ０ ２１ ０ ２１ ８ ２３ ２
２ ）井 身结 构 。井 身结构 是 否合理 直接 关 系到完
石油工程技术 井下作业 气井带压作业技术现状与发展
气井带压作业技术现状与发展随着国内深层非常规气的深入开发，地层压力不断攀升，大量深层非常规气井地层压力在80MPa以上，温度在140℃以上。
目前非常规气井在开采早期、高压环境下下入油管，维持地层能量，减少弹性能量损失，实现单井可采储量(EUR)最大化、保证全生命周期产能体系维护。
为提高新井稳产能力，高压气井带压下完井管柱已成为深层非常规气井开发的核心技术。
中国石油西南油气田、长庆油田、青海油田、大庆油田、新疆油田等主要气区部分气井已进入中后期开采阶段，每年约有300口老井需要进行带压修井，这些气田地层能量低、稳产压力大，老井挖潜与维护作业对入井液十分敏感、储层保护十分重要。
为了避免压井后造成储层污染及降低采收率，带压修井已逐渐成为老井挖潜、维持高产稳产的最佳选择。
1气井带压作业技术国内外发展状况1.1国外气井带压作业技术发展情况带压作业工艺主要以美国、加拿大应用最为广泛和成熟，北美地区气井带压作业技术推广应用率超过90%,年带压作业已超过10000口井(图1),作业内容以带压完井、钻磨、打捞、起原井管柱作业为主(图2),最高施工压力为140MPa,最高硫化氢施工含量45%,最大作业深度9000m。
带压技术的应用实现了完井、修井、钻井全覆盖,应用范围包括带压下套管、尾管、单油管或双油管等完井作业，带压辅助分层压裂、酸化连续施工作业，带压下入、回收封隔器、桥塞及其他工具，带压冲砂、打捞、磨铣、清蜡等修井作业，带压欠平衡钻井、侧钻、射孔以及应急抢险等。
1.2国内气井带压作业技术发展状况国内气井带压作业技术起步较晚，直到“十三五”末，气井带压作业还主要以中低压井带压下光油管为主，通过10余年的技术发展，作业工艺已从带压完井向带压修井、起下复杂管柱拓展，作业压力已实现从低压到高压的覆盖，最高施工压力达到32MPa；研制、配套了3大类10余种气井带压作业管柱内堵塞工具,满足了多种工艺、工况气井带压作业管柱内封堵需要。
高温高压高含硫气井生产运行期井筒完整性管理
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。
复杂井况下高含硫气井二次完井技术应用_张俊良
（ 2 ） 组合 贝 克 休 斯 打 捞 工 具， 取 出 坐 封 在 34． 78 m 及 804． 2 m 处的桥塞。 （ 3 ） 清洗 244 mm 套管内重晶石沉淀， 下钻探得第一个 水泥塞面在 1 325 m， 钻水泥塞至 1 532． 89 m， 探得 178 mm 喇叭口位置在 1 532． 89 m， 钻穿第一个水泥塞后（ 水泥塞底 面 1 597． 50 m） ， 继续下钻， 在 2 590． 53 m 遇阻， 分析是重晶
三、 高含硫气井二次完井实例
1． 二次完井前气井基本情况 LJ15H 井为 1 口大斜度井， 最大井斜 72． 74° ， 入靶点 A 点井深 3 407． 24 m（ 垂深 3 138 m） ， 井斜 68． 05° ， 出靶点 B 点 井深 4 325． 96 m（ 垂深 3 421． 40 m ） ， 井斜 70． 88° ， 水平位移 1 259． 51 m。由于 178 mm 喇叭口窜气， 该井在 140 mm 喇叭口及 178 mm 喇叭口位置分别注水泥塞暂闭（ 图 1 ） 。 该井虽未进行测试， 但从钻遇所获气层数据 807． 8 m 分析， 该井应 该 是 一 口 高 含 硫 高 产 井 。 该 井 主 产 层 以 上， 井深 1 372 m 以下具多个气测异常、 断层和裂缝发育， 井漏显示强 烈
［3 ］ ［1 － 2 ］
。
。
二、 高含硫气井二次完井技术方案
1． 二次完井技术思路 5 口需进行二次完井的气井可分为 2 类： 4 口（ LJ11H、 LJ12 H、 LJ13 H、 LJ14 ） 已下入完井管柱的井， 1 口（ LJ15 ） 注水 泥塞暂闭的井。针对已下入完井管柱的井， 能否成功切割油 捞获井内剩余管柱及井下工具 （ 如封隔器、 化学剂注入 管、 伸缩短节、 循环滑套等） 将是修井成功的关键； 而对于注 筒、 塞暂闭的 LJ15 井， 因在前期无钻机作业中， 发现井口起压， 怀疑套管存在漏点， 因此寻找到漏点的准确位置并正确处理 是 LJ15 井修井工作的重点。
井下修井作业技术发展现状及新工艺应用探讨
井下修井作业技术发展现状及新工艺应用探讨井下修井作业技术是指在油气井、水井或其它井孔中，为了维护井筒结构、改善井下环境或提高井筒油水通道的作用而采取的技术措施。
随着能源资源的日益紧缺和勘探开发进入各种复杂条件下，油气井和水井的井下作业技术不断发展和突破，为井下工作带来了更高效、更安全的方法和工艺。
本文将探讨井下修井作业技术的发展现状以及新工艺的应用。
井下修井作业技术的发展现状：1. 气液封堵技术：气液封堵技术是一种通过向井下注入气体和液体的方式，将井底的井身和封堵剂隔离开的技术。
它可以用于井底拦油、封堵砂、修复井眼塌陷等。
这种技术可以减少井底操作对环境的影响，提高井下作业的安全性和效率。
2. 高压气体冲蚀技术：高压气体冲蚀技术是一种利用高压气体的冲蚀作用来清除井底沉积物和结垢的方法。
相比传统的机械抽拉清理方式，高压气体冲蚀技术具有清理效率高、作业时间短、无残留物和操作简单等优点。
3. 气体凝胶封堵技术：气体凝胶封堵技术是一种通过注入气体凝胶来封堵井底裂缝和漏点的方法。
气体凝胶可以迅速形成一层坚固的阻塞物，有效防止井底油气泄漏，提高井下作业的安全性。
4. 高温防爆冷却技术：高温防爆冷却技术是一种利用冷却剂将高温井底冷却降温的方法。
通过降低井底温度，可以减少井下操作的火灾和爆炸风险，提高井下作业的安全性。
5. 井下光纤传感技术：井下光纤传感技术是一种利用光纤传感器监测井下环境参数的方法。
通过监测井下的温度、压力、流速等参数，可以实时了解井下情况，并及时做出调整和决策。
新工艺的应用探讨：1. 微尺度井下修井技术：随着微机电系统和纳米技术的发展，微尺度井下修井技术可以在井底进行微小结构和装置的维修和调整。
这种技术可以减少井底作业的干扰和破坏，并增加井下作业的精度和效率。
2. 机器人井下作业技术：机器人井下作业技术是一种利用机器人进行井下修井作业的方法。
机器人可以代替人工进行井下作业，减少人员伤亡风险，提高作业效率和精度。
高温高压高产气井油管柱流致振动及失效机理
在高温，高压，高产气井的震荡热，高压，高产气井的环境中，劣质
油管柱具有相当的锻炼力！摇晃的流体和剧烈的条件使其摇晃和闪烁，导致疲劳和失败。
这种由流引起的振动现象，就像地深处的野舞派对。
油管柱子叫它退出的原因不是开玩笑的，而是混合了流体特性、井体
形状和操作因素。
想象一下，就像石油管道柱试图在高能气体井的特殊条件下做无能！
在气井中，炎热的高压环境使得流体更厚，更稠密，这与石油如何通
过管道流出，并可以引起其震动而混乱。
流经管子的液体可以使它们
摇晃和磨损，最终导致它们断裂。
流体的速度，压力，温度，以及管
道的形状和材料，都影响着它们动摇的程度。
如果管子磨损过重，对
煤气井的安全危害很大。
全面了解高温、高压和高生产气井内油管管管柱内流动引起的振动和
故障机制，对于这些管柱在这些环境中的设计和运作至关重要。
必须
开发分析和数字模型，以准确预测这些条件下的振动和疲劳故障，以
便确定和减轻潜在的故障模式。
利用先进材料、涂层以及创新的设计
和维修做法，对于提高高温、高压和高生产气井油管柱的可靠性和耐
久性至关重要。
这些措施符合我们为确保石油生产的安全和效率以及
坚持可持续资源管理原则而采取的行动。
高温高压高含硫深井试气技术
题目：高温高压高含硫深井试气技术摘要高温高压含硫深井试气是一项难度很大的技术，目前H2S的利用和开发还没有成熟的技术。
不断地总结超深井试气经验，引进国内外先进试气技术和开展科研攻关是当前试气工程的一项重要任务。
为此，论文介绍了四川川东北地区高温高压含硫天然气深井试气的概况，总结了含硫天然气深井试气的特点、目前比较成熟的工艺技术与装备和当前深井试气的工艺技术水平，对深井试气的技术难点进行了分析，提出了今后科研攻关的方向与主要内容。
并提出以下观点和认识：在深井试气中要早期介入；试气难度最大的是关井求压；含硫天然气井试气必须全面采取防腐技术；必须要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，编制一套适合本地区超深井试气的综合设计软件。
关键词：高温高压硫化氢腐蚀深井APR测试目录摘要 (I)目录 (III)前言 (1)第一章高温高压含硫深井试气概况与特点 (3)1.1高温高压含硫深井试气定义 (3)1.2四川深井试气概况 (3)1.3胜利井下作业公司在川东北的深井试气概况 (4)1.4高温高压深井试气特点 (6)第二章深井试气工艺技术 (7)2.1井控设施 (7)2.2地面流程工艺 (8)2.3三级降压保温和分离测试技术 (8)2.4测试管柱 (9)2.5深穿透油管传输射孔工艺技术 (10)2.6压井工艺 (10)2.7防硫措施 (11)2.8最大关井压力预测理论 (11)第三章深井试气技术难点分析 (12)3.1抗硫化氢应力腐蚀技术 (12)3.2油管柱的气密封技术 (12)3.3关井求压技术 (12)3.4井下工具的选择与应用技术 (13)3.5井口和地面测试流程的安全监测技术 (13)3.6含硫油气田安全与防护 (13)第四章高含硫气藏气井压力计算方法 (22)4.1气井压力测试与计算存在的问题 (22)4.2气井压力测试与计算 (22)4.3气井压力实例计算 (25)4.4气井压力测试与计算的改进方法 (26)第五章结论 (28)致谢 (30)参考文献 (31)前言20世纪80年代以后，随着全球对石油及天然气需求的日益加大，而较容易的勘探目标都已突破，因此全世界的油公司都转入了对恶劣环境中进行油气勘探，恶劣环境之一就是高温高压(HPHT)井，由于高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采都与普通井有很大区别。
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天然气技术与经济／ 57
第5卷
熊昕东，等：高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势
第2期
表 1 典型的高温高压含硫气井条件及相关完井技术适应性表
气井条件
12345
关井压力／MPa
103 128 138 159 172
井底压力／MPa
117 152 165 186 207
井深／m
5 500 7 000 7 600 8 500 9 700
√＋＋﹟﹟
封隔器
√＋＋﹟×
井下安全阀
√＋＋﹟﹟
井口／采气树
√＋＋﹟﹟
油管传输射孔
√√﹢﹟×
电缆传输射孔
√＋＋× ×
防喷管汇
√＋＋× ×
钢丝作业
√√√√﹟
油管切割
﹟﹟﹟﹟×
桥塞
√√＋﹟×
防喷器
√＋＋﹟﹟
压井设备和管线
√＋﹟﹟×
完井液
＋＋＋× ×
降压井
﹟﹟× × ×
不压井起下作业
√√＋× ×
连续油管
√√＋﹟×
防砂
×××××
压裂
＋× × × ×
修改；﹟为达到目前完井技术的极限；×为目前 不能实现，尚需重大突破。
1） 完井方法选择。套管射孔、封隔器完井是国 外高含硫气田最常用的完井方法，普遍采用带生产 封隔器的一次性完井管柱，完井测试管柱尽可能采 用测试与生产合一的管柱，测试后可直接投入生 产。这样，酸性气体不接触封隔器以上的套管，防 止上部套管及油管柱外壁受酸性气体的腐蚀，同时 避免了套管承受高压。井下管柱组合除封隔器外， 还有滑套、座放短节、井下安全阀、油管伸缩器、 堵塞器等井下工具 。 [2] 根据生产中不同的需要，可
2011 年 第 5 卷·第 2 期
天然气技术与经济
Natural Gas Technology and Economy
doi：10. 3969／j. issn. 2095－1132. 2011. 02. 017
Vol.5，No.2
Apr.2011
高温高压含硫气井完井技术现状及发展趋势������
熊昕东 1 龙 刚 1 熊晓东 2 青 炳 3 薛丽娜 1
1.2 国外高温高压含硫气井完井的主要做法
1.2.1 高温高压气井完井方法
收稿日期：2010－09－10 修订日期：2011－03－01 ������本文系国家科技重大专项课题“低渗油气田完井关键技术”项目 （编号：2011ZX05022-006） 作者简介：熊昕东（1973－），博士，高级工程师，从事油气田开发研究工作。 E-mail：xxdswpi@ 网络出版时间：2011-03-16 网址：/kcms/detail/51.1736.TE.20110316.0926.000.html
总第 26 期
天然气技术与经济·钻井工程
2011 年
根据预测不同使用期间能承受的极限载荷和极限服 役环境进行油层套管设计。油层套管完整性管理涉 及的外载、套管损伤或材料性能退化等很难准确定 量计算，因此，国外针对油层套管设计常常采用风 险评价分析方法。
2） 井下管柱设计方法。国外一般做法是：预测 作用在完井管柱上的实际负荷，并用安全系数来确 定对完井管柱的负荷要求；根据负荷要求，通过 FEA（有限元分析）等方法模拟预测应力来设计完井 管柱。用预测的管柱负荷对完井管柱连接质量进行 实际测试；用实际测试的数据再与 FEA 分析数据进 行分析对比，加以确认后作为设计的基础。需要重 点强调的是，完井管柱连接质量的实际测试非常重 要。
MPa 等压力级别的 HH 级井口，并且具备远程控制井 口闸门开关的功能，各部件之间均采用金属对金属 密封。对高含硫气井井口装置的特殊要求是：所有 零件必须抗硫腐蚀，在可能的情况下安装井下和井 口安全阀。
2） 井下工具。在高温高压抗 CO2 和 H2S 井下工 具的研制方面，国外哈里伯顿、贝克等许多知名公 司提出了金属和橡胶材料选择标准，生产的安全 阀、封隔器、滑套等井下工具在世界上很多含酸性 介质高温高压气田得到应用和验证。深井完井封隔 器有永久式和可取式两种，目前已形成 105 MPa、 85、70 MPa 等压力级别，温度级别达到了 232 ℃。 在井下安全阀方面，目前对于 135 MPa 级别尚未做 太多的工作。按照 API 14A 的要求, 按 1.5 倍工作压力 作为测试压力，目前已测试达到的最大界限为 135 MPa 和 204.4 ℃。在修井作业方面，目前不压井起下 作业装置最大限定压力为 135 MPa，连续油管最大额 定工作压力为 105 MPa 和 204.4 ℃。
气井，目前完井及测试技术已基本能满足要求，在 装备、工具、材质等方面需要重新设计及攻关的技 术较少。
2） 对 于 井 深 为 7 000～7 500 m、 井 底 压 力 为 152～165 MPa、井底温度为 232～240℃、H2S 分压为 0.021～0.028 MPa 的高压含硫气井，目前完井技术只 进行了很有限的实践，在装备、工具、材质等某些 方面需要重新设计和修改，以实现完井测试工作的 顺利进行。
外含硫气藏完井及测试技术的基础上，结合川渝、塔里木盆地等地区实践经验和成果，对高温高压含硫气井完井
技术进展和适应性、完井方法的选择和设计以及装备、工具、储层保护、完井液等关键技术作了较为详尽的论
述，同时提出了非常规气藏完井测试技术下一步的发展方向，认为井筒完整性、智能完井、高含硫气田完井、高
温高压复杂水平井完井等是需要重点攻关和发展的技术。
1 国外技术现状
1.1 现有完井技术进展和适应性
针对不同类型的高温高压含硫气井条件（表 1）， 国外目前完井测试技术能在一定程度上满足要求， 同时也还有许多关键技术需要突破，尤其是深层高 温高压含硫气井的压裂技术是最关键的难点。
1） 对于井深为 5 500 m、井底压力为 117 MPa、 井底温度为 196℃、H2S 分压为 0.004 MPa 的高压含硫
1.2.3 装备及工具
1） 井口装置。国外生产井口装置的国家有美国 等十几个国家，成套生产井口、采油树、地面安全 阀、单井多井自动化控制系统、高压管汇及控制系 统 等 产 品 设 备 ， 符 合 API6A、 API16A、 API16C、 ISO9001、ANSI、NACE、HSE 等各项国际标准。国 外采气树压力系列已高达 205 MPa、170 MPa、135
4） 连接与密封。国外高含硫气井完井管柱其连 接多是金属对金属密封。对高含硫气井，各国都在 开发特殊螺纹连接油套管，以满足连接强度、抗磨 损及气密封的要求。
1.2.2 高温高压气井完井设计
高温高压气井完井设计，必须基于气藏的特征 和难点，并以此作为完井技术的出发点和基点。分 析目前技术的适应性、可能性和操作性，以此确定 完井技术的可行性。立足于气井的整个寿命期，对 于影响气藏开发的安全性和经济性，要从完井技术 的角度进行全面的分析和论证，并确定完井中的主 体技术。
（1. 中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川 德阳 618000； 2. 中国石油西南油气田公司蜀南气矿，四川 泸州 646000；
3. 中国石化西南油气分公司工程监督中心，四川 德阳 618000）
摘 要 随着勘探开发逐步向非常规油气藏进军，高温高压含硫气藏完井技术得到了极大发展。在调研国内
3） 井下管柱防腐设计方法。国外主要是根据高 含硫气田环境、天然气成分、气质、集输管网穿越 的地形、人口，对可能产生的腐蚀、环境污染和人 身安全作出全面的评估，以此作为腐蚀控制的基础 和方案的出发点。一个完整的井下防腐技术优选循 环是：按照标准选择 — 充分的室内评价 — 足够的 现场试验 — 大量的实测数据的验证。对于某些腐蚀 环境，按 GB／T 20972.1－2007《石油天然气工业— 油气开采中用于含 H2S 环境的材料》标准选不到合适 的材料，但提供了适用性设计的一个原则，即可以 根据现场经验资料进行材料的判别。
将永久式封隔器投产测试管柱分为 3 种类型：一是不 带加药阀和井下压力计的生产管柱；二是采用合金 钢防腐油管和井下工具以及毛细管组成的能加注溶 硫剂的生产管柱；三是可以实时监测井底温度的生 产管柱。
2） 井身结构。井身结构是否合理直接关系到完 井工具的顺利下入和完井工艺的顺利实施。应尽可 能采用大一级的井筒尺寸。在英国北海地区最大的 高温高压气田 Elgin 和 Frakin 气田的开发中，使用了 大管径油管和辅助设备，满足了在不同温度压力环 境下考虑给定的安全因素，使运行和操作方式最优 化。同时，为满足高压气井抗内压和外挤强度，油 层套管尽可能选择厚壁套管，国外超高压气井，油 层套管厚为 25.4 mm 左右。
井口流温／℃
168 204 210 218 232
井底温度／℃
196 232 240 260 276
H2S 分压／MPa
0.004 0.021 0.028 0.048 0.076
CO2
5 % 18 % 21 %
套管
√﹢﹢﹟×
套管连接
√﹢﹢﹟×
回接系统和尾管悬挂器 √ ＋ ＋ ﹟ ﹟
油管
√√＋＋＋
油管连接
关键词 高温高压 含硫气井 完井技术
中图分类号：TE257.9
文献标识码：B
文章编号：2095-1132（2011）02-0057-05
0 引言
高温高压气井所处的工作环境与一般井具有显 著不同的特点，其温度和压力很高，钻遇地层和井 身结构复杂，许多气井还具有单井产量高和高含 硫、高酸性的特点，为完井和测试作业带来很大困 难 。 [1] 受工程条件的诸多限制，这些井进行完井及 测试极具挑战性，是勘探开发的矛盾焦点之一。近 年来，高温高压含硫气井完井技术得到了极大的发 展，但也还有许多技术需要进一步攻关和突破，因 此，有必要对该领域发展的现状及趋势进行研究和 分析。
1） 油层套管设计方法。考虑到酸性介质，尤其 是含 H2S 的介质对套管的腐蚀损坏相当严重，美国埃 克森美孚公司研究出了一种叫作 Von Mises 的管柱设 计方法，将三向载荷联合考虑，使套管柱能更好地 适应含酸性气井的井下受载情况，收到了良好效 果。同时，由于生产套管始终处于受控状态，国外