超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术示范文本
高压高含硫气井安全生产操作规程
高压、高含硫气井钻井安全生产操作规程（初稿）1 主题内容与适用范围本规程规定了高压、高含硫气天安全钻井作业时，井场及钻机设备的布置、钻井生产过程中对硫化氢检测与人身防护应遵守的基本原则、井控装置的安装和材质、钻井设计的特殊要求、钻井安全操作。
本规程适用于中国石化股份公司范围内的陆地高压、高含硫油气田勘探开发中的钻井施工，同样适用于含硫气田勘探开发钻井施工。
海洋钻井施工可参照执行。
2 引用标准及参考书目SY/5225-87《石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全规定》GB/8789-1988《职业性及性硫化氢中毒诊断标准及处理原则》SY/5087-93《含硫油气田安全钻井法》SY/5225-87《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定》SY/6455-2000《陆上石油工业安全术语》SY/6426-1999《钻井井控技术规程》SY/5053.1-2000《防喷器及控制装置防喷器》SY/5053.2-2001《地面防喷器及控制装置控制装置》SY/6203-1996《油气井井喷着火抢险作法》SY/5876-93《石油钻井对安全生产检查规定》《石油天然气钻井健康、安全与环境管理》杜君主编 1998.5 石油工业出版社《钻井作业HSE风险管理》中国石油天然气集团公司HSE指导委员会编《井下作业HSE风险管理》中国石油天然气集团公司HSE指导委员会编《钻井手册（甲方）》《钻井手册（甲方）》编写组编 1990.12石油工业出版社3 术语3.1 安全临界浓度在此浓度中，工作人员可在露天安全工作8小时（硫化氢的最高容许浓度，为10mg/m3）。
3.2 氢脆化学腐蚀产生的氢原子，在结合成氢分子时体积增大，致使低强度钢或软钢发生氢鼓泡，高强度钢产生裂纹，使钢材变脆。
3.3 硫化氢应力腐蚀开裂钢材在足够大的外拉力或残余张力下，与氢裂纹同时作用下发生的破裂。
3.4 硫化氢分压在相同温度下，一定体积天然气中所含硫化氢，单独占有该体积时所具有的压力。
川东北高温高压含硫气井完井测试技术
川东北高温高压含硫气井完井测试技术摘要:川东北地区蕴藏着丰富的天然气资源,并且具有高产(天然气无阻流量最高达100×104m3/d及以上)、高压(50～120 MPa)、高含H2S(5%～40%)和井深(5000～7500 m)的“三高、一深”特点,试气测试施工难度大,对试气测试工艺技术要求高,经过多年不断的实践和完善,逐渐配套完善了超深、高温、高压、高含硫井下测试工具和地面试气流程。
本文通过介绍常用的测试技术,有助于进一步推广和提高超深、高温、高压、高含硫气井测试的一次成功率。
关键词:APR测试HP阀OMNI阀气举川东北油气田以产天然气为主,普遍具有压力高、温度高、H2S 高、产量高等特点,给试气测试工作带来了巨大的挑战。
经过多年了摸索,逐步形成多项完井测试联作技术。
四川常把井深4000～6000 m 的井叫做深井,而把超过井深6000 ｍ以上的井叫做超深井。
相应来讲,超深井试气就是指井深超过6000 m井的试气。
超深井具有地层压力大,地层温度高的特点。
目前国际上把超深井试油叫做高温高压井测试。
高温高压井测试(国外简称HTHP)指在恶劣条件下井的测试,一般规定了一定的压力和温度界线。
比如哈里伯顿公司HTHP指:压力70 MPa以上,温度150 ℃以上,含H2S、CO2。
而斯伦贝谢公司HTHP指:压力105 MPa以上,温度210 ℃以上。
我国目前规定:当地层压力大于或等于100 MPa或地层温度大于或等于150 ℃,含H2S大于或等于3%,含CO2大于或等于3%的油气井测试叫做高温高压井测试。
1 裸眼测试技术1.1 采用带OMNI阀(带球阀)APR测试工艺测试管柱结构(自上而下):悬挂器+防硫油管＋断销式反循环阀＋防硫油管+OMNI阀(带球阀)+RD安全循环阀+电子压力计托筒＋VR 安全接头＋RD循环阀+RTTS封隔器＋防硫油管+接箍。
工艺流程:管柱中的OMNI阀在下井的时候循环孔出于开启位置,球阀关闭。
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。
高含硫气藏安全高效开发技术
高含硫气藏安全高效开发技术高含硫气藏是指含硫化合物含量较高的天然气储层。
由于其含硫化合物具有毒性和腐蚀性，对环境和设备产生严重影响，因此高含硫气藏的安全高效开发技术显得尤为重要。
本文将从以下几个方面进行讨论。
高含硫气藏的安全开发需要采取有效的防控措施。
在钻井与完井阶段，应加强井筒表面防腐措施，以防止硫化物对井筒设备的腐蚀。
同时，在施工过程中要严格控制井筒温度和压力，避免硫化物的析出和聚集，以减少安全隐患。
高含硫气藏的高效开发需要合理设计生产工艺。
在生产过程中，可以采用注入酸性物质的方法来降低含硫气体的硫含量，从而减少对设备的腐蚀。
此外，可以通过合理调整生产参数，如降低生产压力、适当增加井底流体速度等，来提高产量和气体品质。
高含硫气藏的安全高效开发还需要进行有效的气体处理和储存。
对于含硫气体，可以采用物理吸附、化学吸附、催化氧化等方法进行脱硫处理，以降低气体中硫化物的含量。
同时，还可以使用合适的储气设备，如气体储罐、储气库等，对气体进行储存，以保证气体的安全性和稳定性。
高含硫气藏的安全开发还需要加强对人员的培训和管理。
工作人员应具备丰富的专业知识和技能，能够熟练操作设备、判断和应对突发情况。
同时，应制定相应的安全操作规程和应急预案，并定期进行演练和培训，提高应对突发情况的能力。
高含硫气藏的安全高效开发技术涉及到多个方面的问题，需要综合考虑各种因素，并采取相应的措施进行防控。
只有在科学、规范的操作下，才能确保高含硫气藏的安全开发，实现资源的高效利用。
这对于保障能源供应、推动经济发展具有重要意义。
因此，我们应加大研究力度，不断探索适应高含硫气藏开发的新技术，为能源产业的可持续发展做出贡献。
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底温度高于150℃，井口压力高于70MPa的气井。
这类气井的开发难度较大，需要采用特殊的完井工艺来确保井口安全和生产效率。
下面将介绍高温高压气井完井工艺的主要内容。
1.井口安全措施
高温高压气井的井口安全措施是完井工艺的重中之重。
首先，需要在井口设置防喷器和防爆器，以防止井口喷出高温高压气体和引起爆炸。
其次，需要在井口设置安全阀，当井口压力超过设定值时，安全阀会自动打开，释放部分气体，以保证井口安全。
2.井筒完井
井筒完井是指在井筒内部设置完井管柱，以保证井筒的完整性和稳定性。
在高温高压气井中，井筒完井的重要性更加突出。
井筒完井需要选择高强度、高温耐受性好的材料，如钛合金、镍基合金等。
同时，需要采用特殊的完井管柱设计，以适应高温高压环境下的井筒变形和应力变化。
3.井底完井
井底完井是指在井底设置完井装置，以保证井底的安全和生产效率。
在高温高压气井中，井底完井需要采用特殊的装置，如高温高压阀
门、高温高压泵等。
同时，需要对井底进行特殊的处理，如加强井底固化、防腐蚀等。
4.井口生产控制
高温高压气井的生产控制需要采用特殊的控制系统，以确保井口生产效率和安全。
控制系统需要具备高温高压环境下的稳定性和可靠性，同时需要具备远程监控和控制功能，以便及时处理井口异常情况。
高温高压气井完井工艺是一项复杂的工程，需要采用特殊的技术和装备。
在完井过程中，需要注重井口安全、井筒完整性、井底安全和生产控制等方面的问题，以确保高温高压气井的安全和生产效率。
元坝超深高含硫气井投产关键技术
第8期元坝超深高含硫气井投产关键技术蔡锁德，孙天礼，朱国，侯剑锋（中国石油化工股份有限公司西南油气分公司采气二厂， 四川 阆中 637400）[摘 要] 元坝气田是世界上已发现的埋藏最深的高含硫化氢的海相气田，针对元坝气田开井初期水合物堵塞严重、各级参数匹配关系复杂、场站附近人口稠密、调试投产安全环保风险高等不利因素，总结出试采工程及滚动建产场站调试经验，提出了“预加甲醇+辅助加热+脉冲式配产”的综合防堵技术；探索出了“预设节流阀开度，放大加热炉三级，控制节流阀二级，调井口采气树一级的方式设计阀门开度”参数控制模式，形成了一套适合高含硫气田调试投产一体化技术，大大减少了火炬放喷模拟外输造成的环境污染和天然气浪费，为国内同类气井调试提供了借鉴。
[关键词] 元坝气田；高含硫；水合物；调试投产；一体化作者简介：蔡锁德（1964—），男，河北宁晋人，本科学历，教授级高级工程师。
中国石油化工股份有限公司西南油气分公司采气二厂厂长。
元坝气田地面集输工程建成后年产净化气34×108m 3，开发井33口，单井站19座，采气井场3座，集气站9座，集气总站1座（在净化厂围墙内），污水站2座（其中1座在净化厂围墙内，1座与YB29站合建），注水站2座，低温蒸馏站1座，酸气管道129.1km ，燃料气管道99.81km ，污水收集管道73.85km 。
元坝气田地面集输工程共有5条主干线，分别为1#、2#、3#、4#和5#主干线，其中1#主干线包括YB101-1～YB1-1-集气总站；2#主干线包括YB27-1/2～YB204-1-YB205-YB205-1-YB29-YB29-1-集气总站；3#主干线包括YB27-3～YB271-YB272H-YB29-YB29-1-集气总站；4#主干线包括YB103H ～集气总站；5#主干线包括YB121-YB104-YB102-3-集气总站。
集输管网共设置截断阀室5座。
阀室功能：紧急切断酸气管线，通信传输，生产流程以及辅助流程的数据采集和控制，并接收SCADA 系统控制指令，火气监测等功能。
高含硫气田开采安全技术
高含硫气田开采平安技术一、绪论含硫气田是指产出的天然气中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等有机物的气田。
硫化氢含量在2%～70%为高含硫化氢气田[1]。
世界上已发现了400多个具有商业价值的含硫化氢气田[1,2]。
而目前我国含硫气田(含硫2%～4% )气产量占全国气产量的60%。
、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木和准噶尔等盆地相继发现了含硫化氢天然气[1,3-10]。
硫化氢含有剧毒[10],对人员有一定的危害。
随着天然气勘探力度的不断加大,油气钻井的难度不断增加,含硫天然气田的开采变得格外重要，现已成为我国天然气开发的一个重要方向。
因此，对于高含硫气田开采过程的平安分析和平安管理变得格外重要。
文章通过对高含硫气田开采过程进展分析，从人机物法环角度，提出平安管理的要求，并对易发情况提出应对措施。
二、我国高含硫气田概况1.我国高含硫气田根本情况天然气属于清洁能源，大力开展天然气工业是中国重大能源战略决策。
中国高含硫天然气资源丰富，开发潜力巨大。
截至2011年，中国累计探明高含硫天然气储量约123110m ∧⨯，其中90%都集中在**盆地[11]。
从20世纪50年代至2000年，中国石油天然气集团公司己在**盆地开发动用高含硫天然气831402.510m ∧⨯，2000年后随着川东北地区下三叠统飞仙关组气藏和龙岗二、三叠系礁滩气藏的探明，更是迎来了高含硫天然气开采顶峰〔表1〕[12]。
随着海相天然气资源勘探力度的加大，中国高含硫天然气探明储量将进入快速增长期，为进一步加快高含硫气田开采奠定了资源根底。
除天然气外，硫磺也是高含硫气田所蕴藏的珍贵资源。
因此，平安、经济、高效地开采天然气并将有毒硫化氢转化为硫磺，对优化能源构造和节能减排意义重大。
表1 **盆地主要的高含硫气田统计表2. 高含硫气藏划分标准高含硫气藏开发的先导性试验从20世纪60年代开场进展〔试验井是卧龙河气田的卧63井，其2H S 含量3419.490/g m 〕，对2H S 含量到达多少才称为高含硫气藏，概念比拟模糊。
高含硫井安全监督（二篇）
高含硫井安全监督1、主要风险1.1存在井喷的风险，可能会造成井口失控，导致污染环境、火灾、人员及财产损失。
1.2风险探井以及高含硫地区存在硫化氢等有毒有害气体暴露，可能导致人员中毒。
1.3天然气井及浅气层井存在天然气等可燃气体暴露，可能会导致火灾爆炸、人员伤亡。
1.4地层内硫化氢气体随钻井液泄漏至井口，有可能引发硫化氢中毒或井喷或井喷失控着火爆炸事故的发生。
2、监督要点2.1钻井队组织作业人员进行作业前安全分析，针对作业实际情况识别风险制定削减控制措施，钻井队落实工程设计中有关HSE方面的要求。
2.2填写相关方告知书，并记录相关方负责人的联系电话。
2.3各次开钻前、钻开油气层前经自查自改后，申报主管部门验收，关键工序施工作业，制定的风险削减和控制措施。
2.4钻井队编制的口井HSE作业计划书，组织应急处置预案编制及培训和演练。
2.5钻井队组织开展的硫化氢知识、硫化氢防护设施的使用、硫化氢和可燃气体检测仪使用方面的培训工作。
2.6清楚医疗资源、消防资源、专业救援资源等可依托的应急救援基本状况，联系方式准确有效。
2.7井场位置空旷，盛行风畅通，周围民居不受硫化氢扩散影响。
2.8钻井队在开钻前将防硫化氢的有关知识向周边居民进行告知，让其了解在紧急情况下采取的措施，在必要的时候做到正确撤离。
2.9大门方向面向盛行风。
井场大门处有硫化氢提示牌。
井场综合录井房、地质值班房、钻井液化验房、工程值班房摆放在井场季节风的上风方向，距井口不小于30m。
锅炉房摆放在上风方向，距井口不小于50m。
野营房置于井场边缘150m以外的上风处。
发现达不到要求时，及时汇报上级单位，按要求督促整改，做好相关记录。
2.10在钻台偏房、振动筛、座岗房等最少四处设风向标，在天车、二层台、紧急集合点、放喷口等处设彩旗代替风向标。
2.11自动点火装置灵敏可靠，现场配备备用手动点火装置。
2.12在工程值班房内安装有1台6通道固定式硫化氢、可燃气体监测仪。
高含硫井安全监督范本
高含硫井安全监督范本一、安全监督责任1. 井下作业人员必须全面理解各项安全规章制度，严格遵守操作规程，确保井下作业过程中的安全。
2. 班组长必须严格落实安全管理责任，加强对井下作业人员的安全教育培训，定期组织安全检查和排查，如发现安全隐患要及时整改。
3. 防火、排毒、防爆等各项安全设备必须保持正常使用状态，定期进行检查维护，确保其有效性。
二、安全生产措施1. 严格遵守井下作业现场管理规定，对高含硫井矿井设备设施进行定期检查，如发现问题立即上报处理。
2. 定期组织安全技术交底会议，强化现场作业人员对高含硫井作业风险的认识，提高应急处置能力。
3. 实行人机设备三同时管理，确保井下作业人员与设备的安全运行状态，避免因设备故障引发的安全事故。
三、事故应急处置措施1. 对井下作业人员进行安全疏散演练，提高其应急避险能力，确保在事故发生时能快速有序地撤离。
2. 设定应急预案，明确各级责任人员的职责分工和行动方案，确保对各类事故能快速做出反应，及时处置。
3. 对事故原因进行调查分析，总结教训，及时修订安全管理措施，完善安全制度，防止类似事故再次发生。
四、安全督察评估1. 建立定期巡查检查制度，对高含硫井井下作业环境进行全面检查，针对存在的安全隐患提出整改建议。
2. 对安全生产工作进行定期评估，对井下作业人员的安全意识、安全操作能力进行考核，对不合格者进行教育培训。
3. 定期召开安全管理例会，对各项安全管理工作进行全面梳理，发现问题及时解决，确保高含硫井的安全生产工作得到有效落实。
在高含硫井的安全监督工作中，任何一项疏忽都可能导致严重后果，我们必须高度重视安全生产工作，始终把安全放在第一位，做到严格执行各项安全制度和规定，确保高含硫井的安全生产稳定运行。
高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例
高温高压含硫气井完整性关键技术——以安岳特大型气田为例乐宏;范宇;李玉飞【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2022(42)3【摘要】四川盆地安岳气田寒武系龙王庙组、震旦系灯影组气藏具有埋藏深、高温、高压、含H_(2)S和CO_(2)等特点,对气井完井管柱强度、密封性、抗腐蚀性能要求高,导致钻井难度大,井身结构及其管柱受力复杂,固井质量、气井环空异常带压等完整性问题突出。
为此,针对上述气井完整性问题,基于钻完井设计、现场施工质量控制、井筒完整性评价、气井安全管控等方面开展了持续攻关及现场实践,形成了高温高压含硫气井完整性设计、评价和管理等关键技术。
研究结果表明:(1)形成了高温高压含硫气井全生命周期完整性设计及现场施工质量控制技术,为建井阶段井控安全和建立良好的井屏障奠定坚实基础;(2)形成了环空压力评价、井口抬升评价、气井安全风险量化评价等井完整性评价关键技术,实现了气井安全风险定量评价,为井完整性分级管理提供科学依据;(3)建立了高温高压井完整性标准体系和信息化管理系统,实现了井完整性管理的标准化和信息化。
结论认为,通过高温高压含硫气井完整性技术的全面应用,气井环空异常带压比例逐年下降,有效支撑了安岳气田的安全高效开发,该技术可为国内外类似气井完整性设计、评价和管理提供借鉴。
【总页数】10页(P81-90)【作者】乐宏;范宇;李玉飞【作者单位】中国石油西南油气田公司;中国石油西南油气田公司工程技术研究院【正文语种】中文【中图分类】TE3【相关文献】1.高温高压高含硫气井生产运行期井筒完整性管理2.超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术——以四川盆地元坝气田为例3.四川盆地高含硫气井完整性管理技术与应用——以龙岗气田为例4.普光高含硫气田特大型天然气净化厂关键技术解析5.双鱼石构造超深超高压含硫气井完井管柱完整性设计探讨因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
高压高产气井试油及完井工艺技术
高压高产气井试油及完井工艺技术摘要本文将介绍高压高产气井试油及完井工艺技术。
首先会对高压高产气井的背景和重要性进行简要介绍，然后详细描述了试油和完井的步骤和技术要点。
最后，提出了未来技术发展的一些建议。
1. 引言高压高产气井是指能够以较高的压力和产量产出天然气的井。
这种井具有很高的产能和经济效益，给天然气勘探开发带来了巨大的机遇和挑战。
试油和完井是高压高产气井开发中的关键环节，它们直接关系到井口产能和井筒完整性的保障。
因此，研究和掌握高压高产气井试油及完井工艺技术是非常重要的。
2. 高压高产气井试油工艺技术2.1 试油前的准备工作在试油之前，需要进行以下准备工作：•设计试油方案：根据井口条件和预期产能，设计合理的试油方案，包括试油阶段、试油时间、试油流程等。
•确定试油装置：选择适当的试油装置，包括试油管、试油泵、试油容器等。
2.2 试油过程试油过程包括以下几个步骤：•进行试油前的井口检查：检查井口设备的完好性和安全性，包括井口阀门、流量计、压力表等。
•进行试油前的井筒清洗：用清洗液冲洗井筒，除去残留物和杂质。
•连接试油装置：将试油管连接到井口设备，确保密封可靠。
•开始试油：逐步增加试油流量，记录试油压力和产油量，观察井口设备的工作状态。
•结束试油：根据试油方案，控制试油时间，将试油装置从井口拆除，整理试油数据。
2.3 试油技术要点试油过程中需要注意以下技术要点：•控制试油流量：根据试油方案和设备参数，合理控制试油流量，避免过大或过小。
•观察井口设备：试油过程中要时刻观察井口设备的工作状态，保证设备正常运行。
•记录试油数据：准确记录试油压力和产油量等数据，以便后续分析和评估。
3. 高压高产气井完井工艺技术3.1 完井前的准备工作在完井之前，需要进行以下准备工作：•设计完井方案：根据地质条件和井底情况，设计合理的完井方案，包括完井工艺、完井液配方等。
•确定完井装备：选择适当的完井装备，包括完井管、固井材料、完井泵等。
气田超深高含硫水平井完井技术实践
3、YB超深高含硫完井方式优选
结合气藏地质认识、前期已经测试井情况及产能预测、井壁稳定性研究，储层
改造适应性评价、工程风险分析，借鉴类似气藏的完井经验，推荐完井方式为：
礁相储层以Ⅰ -Ⅱ类为主，自 然建产或酸化解堵建产的可 能性较大，采用衬管完井。 叠合区 +滩相储层主体以Ⅱ、 Ⅲ类储层为主，考虑采用分 段改造以提高单井产量，采 用裸眼完井。
关井待投产
探井转开发井补孔
500
上返速 度m/s 0.83 0.73 0.68 0.59 0.52 0.48
累计压力 损失MPa 29.63
21.48
指导了12口井的投产作业，现场施工成功率100%。
LG
飞仙关 5800-6000 320-370 长兴组 5900-6200 220-320
区块 埋藏深度，m 储层厚度，m
地层压力MPa
地层温度℃ H2S含量，% CO2含量，% 单质硫
65.94-71
148-158 5.36（平均） 7.91（平均） 需考虑
55-61
120-134 15.16（平均） 8.64（平均） 存在
1.50
3.30
482
704
72.63
2）管柱结构及工具选型
模拟结果：酸化作
经过调研，目前钢丝作业最大井深
业时模拟显示油管拉伸 应力为 672.84MPa，而 油 管 抗 拉 强 度 为 861.84MPa，大于拉伸 应力。锚定密封处的拉 伸力为 27.62T，而锚定 密封的抗拉强度为 63.5T, 大于模拟拉伸力 。所以可以安全作业。
后能起到和衬管相同的支撑井壁作用。
完井费用 射孔完井 裸眼完井 射孔 128万 / 钻机配合 523 386 水平段油管 191万 275万
高压含硫气井安全钻井技术
文章编号:1004—5716(2006)09—0191—04中图分类号:TE24 文献标识码:B高压含硫气井安全钻井技术魏学成(黄河钻井总公司,山东东营257064)摘 要:国内各油气田,由于钻井总体技术水平的限制,曾发生过多次严重井喷、井喷失控和着火事故。
据不完全统计,“一五”到现在,全国共钻各类油气井近18×104口,累计发生井喷失控282口,失控后着火的有85口。
其中有6口井含硫化氢,井喷失控后造成了重大人员伤亡和财产损失。
研究如何安全高效钻探高压含硫气井是目前当务之急。
关键词:高压含硫气井;井喷;硫化氢1 硫化氢的性质和危害1.1 硫化氢的物理化学性质硫化氢(H2S)气体分子是由两个氢原子和一个硫原子组成,为无色、剧毒、酸性气体,有臭鸡蛋味,别名氢硫酸。
分子量为34.08,蒸汽压为2026.5kPa/25.5℃,闪点为<-50℃,熔点为-85.5℃,沸点为-60.4℃,相对密度为(空气=1)1.176,比空气稍重,可在空气中易燃,燃烧时发出兰色火焰,燃点为292℃。
通常情况下以气态存在,当硫化氢与空气或氧气混合到一定比例(4.3%～46%),在一定条件下会引起爆炸。
1.2 硫化氢的危害1.2.1 硫化氢对人的危害硫化氢是具有刺激性和窒息性的无色气体。
低浓度接触仅有呼吸道及眼的局部刺激作用,高浓度时全身作用较明显,表现为中枢神经系统症状和窒息症状。
硫化氢具有“臭蛋样”气味,但极高浓度很快引起嗅觉神经麻痹而不觉其味,所以高含量时难发觉,此时人很容易中毒而导致死亡。
限于硫化氢的危险性,国家职业性安全暴露极限规定:(1)15mg/m3限时加权平均值是日工作8h的暴露安全极限(10ppm);(2)22mg/m3为短期暴露限制(15ppm);(3)30mg/m3是最大暴露限制(20ppm)。
1.2.2 硫化氢对钻井的影响钻井所用设备基本分为金属和非金属两大类,以钢铁和橡胶、塑料为代表。
高温高压高含硫天然气钻完井技术
川东北海相气藏以碳酸盐岩沉积为主，具有优越的油气地质条件，资源十分丰富。
综合配套形成适应川东北气藏“超深三高”特征的勘探试气技术体系，加快海相气藏勘探开发步伐，为川东北地区的勘探开发提供技术保障具有重要的意义。
1高含硫气井完井试气技术难点川东北海相气藏储层最大埋深超过7000m，最大地层压力达到139MPa，最高地层温度超过160℃，最高无阻流量大于460×104m3/d，H2S含量高达20%，CO2含量最高到32.66%。
地质构造复杂，构造主体部位裂缝和溶洞相对发育，使完井试气工艺技术面临很多难点：1）在高温、高压、超深情况下，目前国内对管柱力学效应的计算薄弱，无法定量计算不同工况下管柱的形变；2）H2S、CO2分压高，腐蚀性强，腐蚀机理复杂，对测试管柱、井下工具的可靠性、稳定性、抗腐蚀性要求严格；3）川东北海相碳酸盐岩地层的漏失通道主要以裂缝和溶洞为主，而且地层处于勘探阶段，地层资料不清楚，压井、堵漏难度大。
2完井测试管柱及试气工艺技术2.1测试管柱2.1.1管柱力学研究根据力学分析原理，井下管柱在自重、井筒压力、温度作用下产生鼓胀效应、温度效应、屈曲效应、活塞效应[1]。
在这4种基本效应作用下，管柱发生轴向位移同时导致轴力改变。
川东北气藏最大埋深超过7000m，各个工况中，必须考虑管柱的轴向位移以保证施工的安全。
针对川东北气藏管柱，修正了封隔器初始轴力计算模型，建立力学分析模型，计算不同工况下的管柱变形与受力情况。
根据计算结果，结合施工情况，封隔器上部采用为400m加厚油管防止管柱屈曲泄露；在对超深储层测试时，在测试管柱上增加上下2组伸缩短节，一组平衡酸压时降温管柱收缩，一组平衡放喷时升温造成管柱伸长；优化封隔器坐封压力，并根据不同的工况，控制环空压力，减少管柱在井筒中的形变。
2.1.2管柱材质优化根据测试资料，川东北海相储层H2S、CO2腐蚀介质的PCO2/PH2S都小于200。
高压含硫气井操作及安全注意事项.正式版PPT文档
3．起钻过程中没有按规定灌注泥浆。没有遵 守每提升3柱钻杆灌满泥浆1次的规定，其 中有9次是超过3柱才进行灌浆操作的，最 长达提升9柱才进行灌浆，造成井下没有足 够的泥浆及时填补钻具提升后的空间，减 小了泥浆柱的密封作用，不足以克服提升 钻具产生的“拉活塞”作用。
4．未及时发现溢流征兆。当班人员工作疏忽--脱岗，没有认真观察录井仪，及时发现 泥浆流量变化等溢流征兆。
的调查组抵达开县。
25日晚，事发地方圆5公里内的4.1万多名群众被 疏散到安全地带。
井喷事故压井方案的实施时间从26日上午推迟到 27日上午10时后图片
空无一人的山村
发生事故的16号井
离气井最近的农家之一
受毒气侵害致死的家禽
点火燃烧的方式排除毒气
12月27日上午12时的井口现场。 压井成功后，抢救队员准备撤离
在高压油气井有二级节流装置，所以还要观察节流前和回压的变化（包括温度的变化），防止管线产生冰堵而发生险情。
---2职工死亡（通知 等重点项目，没有进行安全评价、审查，对
危险因素缺乏分析论证。
3．事故应急预案不完善。井队没有制订针对社会 的“事故应急预案”，没有和所在地政府建立
“事 故应急联动体系”和紧急状态联系方法，没有
7KM
二、井喷事故抢险备忘录
23日22时左右，“井喷”发生。 23日22时30分，开始疏散井场外围人员及周边
群众。
23日24时，井队人员全部撤离井场。 24日15时，“井喷”已得到初步控制。 25日18时40分，发现的死亡人数已达191人。 25日19时10分左右，国家安全生产监督局组成
高压含硫气井操作及安全注意事 项
目录
1
12.23井喷事故经验分享
2
复杂井况下高含硫气井二次完井技术应用_张俊良
。
（ 1 ） 井口装置。 美国 WOM 公司 103 － 70 型 FF 级简易 井口。
钻
采
工
艺
2015 年 11 月
Nov． 2015
· 92·
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
石沉淀形成新的水泥塞， 钻穿水泥塞（ 重晶石水泥塞底面 2 678. 04 m） ， 下钻探得第二个水泥塞面在 3 162． 99 m， 钻塞 至 3 367． 21 m。拆除威德福欠平衡配套装置（ 当时考虑井已 平稳可控） ， 更换钻具组合， 抛光 178 mm 喇叭口， 替入 1． 38 g / cm3 无损压井液后， 发现出口一直冒气泡， 循环替入 1． 85 g / cm3 钻井液， 起钻至 178 mm 喇叭口位置观察， 无异常。 （ 4 ） 川庆测井公司对 244 mm + 178 mm 套管进行电 测， 资料表明 178 mm 喇叭口存在问题， 决定更改设计， 安 装贝克休斯 ZXP 喇叭口封隔器， 回接 178 mm 耐蚀合金套 管（ 气密封扣） 至井口。 （ 5 ） 下钻送 SPA 回接筒密封总成与贝克休斯 ZXP 尾管 封隔器坐封在 1 531． 19 m， 下 178 mm 套管带回接筒及插入 固井。 密封， （ 6 ） 下钻探得水泥塞面 1 498． 50 m， 钻穿水泥塞（ 1 498. 50
第 38 卷
Vol. 38
第6 期
No. 6
钻
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工
艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
· 91·
2． 二次完井技术方案 2． 1 压井 油管内采用硬推法压井， 向油管内注入溴化钠压井液， 将油管内的气体挤入地层， 实现压井液液柱压力与地层压力 同时向气层挤入一定量的压井液， 防止气窜。 压井成 平衡， 对油套环空进行试压（ 为后期 178 mm ～ 114 mm 生 功后， 通径、 下油管塞以封隔气体进入 产套管固井提供计算依据） ， 井筒。 2． 2 切割油管 在贝克休斯锚定密封总成与伸缩短节之间的 114 mm 油管射孔， 用压井液顶替出封隔液 、 循环， 监测井内情况， 确 保井下情况平稳。 2． 3 起出油管并打捞剩余井下工具 切割并起出井内油管， 注悬空水泥塞 2 个， 更换新套管 四通， 钻塞， 实施打捞剩余井下工具作业， 下捞筒抓获油管落 鱼
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超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术示范文本In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of EachLink To Achieve Risk Control And Planning某某管理中心XX年XX月超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。
摘要：四川盆地元坝气田具有超深、高压、高温、高含酸性腐蚀气体的特点。
完井投产过程中，腐蚀条件恶劣，安全风险大，对管柱的材质、结构要求高；井筒条件限制，井筒净化作业的风险大、难度大；施工作业时间长，井控风险大；储层非均质性强，作业井段长，针对性改造难度大。
为此，通过对管柱结构、腐蚀机理的研究，选择了4C+4D镍基合金材质油管配合永久式完井封隔器的酸化—投产一体化管柱，满足了酸化、测试及安全投产的需要；通过管柱设计、水动力学的计算，结合工艺措施优化，形成的扫塞、超深小井眼通井工艺等井筒处理工艺技术，满足了井筒净化的需要，保证了投产管柱顺利到位；通过对高含硫气体在临界状态的分析计算，结合现场实践，形成了配套井控安全设备，短起下测油气上窜速度小于30m／h的井控安全工艺措施，保证了投产作业的井控安全；通过暂堵剂的研制和暂堵工艺的优化，形成了多级暂堵交替注入酸化工艺。
关键词：四川盆地元坝气田高含硫超深高温高压完井投产井筒处理多级酸化安全风险控制Safe completion and production technologies of a gas well with ultra depth，high temperature，high pressure and high H2S content：A case from the Yuanba Gas Field in the Sichuan BasinAbstract：The Yuanba Gas Field in the Sichuan Basin is featured by ultra depth，high temperature，high pressure and high acidic corrosive gas content．In the process of completion andproduction，high requirements are proposed for string material and structure because of harsh corrosive conditions and high safety risks；wellbore constrains bring about a high risk and great difficulty to wellbore cleaning operation；the well control risk is very high due to a long working time；strong reservoir heterogeneity and long working section result in more difficulties in targeted modification．To achieve successful production，based on the research of tubing structure and corrosion mechanism，we adopted the acidification production integrated string composed of a 4C+4D nickel based alloy pipe and a permanent packer，meeting the demand of acidification，testing and safe production．Then，we conducted string designand dynamic calculation and combined process measure optimization to successfully develop plug elimination，ultra-deep slim-hole drifting，and other wellbore treatment technologies，meeting the requirement of wellbore cleaning and making the production string smoothly reach the designated position．Meanwhile，we developed a complete set of well control safety equipment and well control safety measures(short tripping to measure oil＆gas channel up speed of less than 30m／h)through the analysis and calculation of high sour gas in critical state and site practice，ensuring well control safety in production．Finally，we developed multistage temporary-plugging alternatl+ve i’nJecti’on and acidification process through the development oftemporary plugging agent and the optimization of temporary plugging technology．Keywords：Sichuan Basin，Yuanba Gas Field，high H2S content，ultra deep，high temperature，high pressure，well completion，production，wellbore treatment，multistage acidification，safety risk control四川盆地元坝气田长兴组储层埋藏深(7000m)、温度高(160℃)、高含腐蚀介质(H2S平均含量5.14％，CO2平均含量7.5％)，且储层较薄，非均质性强，井型主要采用大斜度井、水平井，完井方式为衬管完井。
相对于国内的主要酸性气藏如普光、龙岗等开发难度更大，风险更高[1-2] 。
笔者通过超深水平井分段改造生产一体化管柱设计、超深含硫气井井筒处理、井控安全工艺、分流酸化等[艺研究，形成了一套适合元坝超深高含硫气井的安全投产作、世措施和配套技术，确保了元坝气田顺利、安全投产。
1 完井投产面临的主要难题1．1 完井投产的高风险、高难度与对可靠性的高要求之间的矛盾突出元坝气田周围人口稠密，安全责任和社会责任重大。
面对超深、高温高压、工况复杂、高含腐蚀剧毒性流体等情况，投产管柱结构，施工作业方案要求高，实施难度大。
1．2 井筒条件限制，井筒准备作业难度大井筒斜深一般在7500m以上，井身结构为193.7mm 油套+Æ127mm衬管或Æ177.8油套+Æ114.3mm衬管，在扫水泥塞、通井、刮管等井简准备作业中，钻具组合选择受到井筒条件的限制。
如何在安全作业的前提下，保证一个干净、合格的井筒，需要对钻具的组合、井筒作业的方式进行优化论证。
1．3 投产作业时间长，井控风险高投产管柱下入衬管上部，下深一般超过7000m。
为保证长期投产的安全，需要进行气密封检测作业。
从起井控管柱、下完井投产管柱，到换装井口共需要约168h。
由于考虑到完井投产工具的限制，作业期间不能循环压井液，因此长时间作业中，如何在保证井控安全的难度大。
1．4 长井段均匀布酸、全井段充分改造难度大长兴组水平段长度一般在700m左右，且储层的性质差异大，如何充分的改造储层，实现均匀布酸的难度大。
2 超深水平井分段改造一生产一体化管柱设计针对元坝气田硫化氢分压高、生产井段长及储层非均质性强的特点，模拟气田的工况条件，进行不同材质腐蚀评价实验，在对完井工具充分调研分析的基础上，根据开发的需要，优化设计配套了生产完井一体化管柱。
2．1 材质的优选元坝气阳长兴组储层温度在160℃，H2S平均含量5.14％，可能有单质硫的存在，依据ISO 15156及腐蚀评价试验，结合产量预测井筒内部的温度分布，在井深小于等于4000m选用4C类镍基合金油管、718材质完井投产工具，井深大于等于4000m选用4D类镍基合金材质及725材质完井投产工具[3-4]。
132℃时长兴组不同产量下对应的井深如表1所示。
2．2 管柱结构的选择完井投产管柱主要考虑到酸压、测试、投产及井控安全的需要，在此基础上优化完井投产管柱结构为：安全阀流动短节+井下安全阀+安全阀流动短节+循环滑套+液压坐封封隔器(含锚定密封总成)+磨铣延伸筒+剪切球座[5-7]。
考虑到钢丝作业能力及降低管柱的复杂性，不下入坐落短节，后期需要进行井下取样及相关作业时采用专门的配套工具进行作业。
2．3 油管的选择根据“气井生产系统分析”系统的分析，完井油管采用Æ89mm或Æ89mm+Æ73mm的复合油管能够满足携液、抗冲蚀及增产要求(表2、3)。
根据抗管柱在酸压、生产过程中的强度校核，最大限度地降低生产成本，油管柱选择125钢级Æ88.9mm×7.34mm+Æ88.9mm×6.45mm+Æ73mm×5.51mm复合油管。
3 超深含硫气井井简处理工艺井筒的处理是完井投产成功实施的重要保障，为保证通井、洗井的顺利，需结合水泥块在钻井液的沉降速度、不同排量下环卒返速、压力损耗等。