四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设计方法研究
超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术
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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。
超深气井完井管柱屈曲行为研究
ｃａｓｉｎｇ ｈａｓ ｉｎｔｅｎｓｉｖｅ ｃｏｎｔａｃｔ ｗｉｔｈ ｅａｃｈ ｏｔｈｅｒ ａｔ ｔｈｅ ｕｐｐｅｒ ａｎｄ ｌｏｗｅｒ ｐａｒｔｓ ｏｆ ｔｈｅ ｂｕｃｋｌｅｄ ｓｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｔｕｂｉｎｇ ｓｔｒｉｎｇꎻ
ｔｉｖｅｌｙ ｔｈｅ ｂｕｃｋｌｉｎｇ ｆｏｒｍꎬ ｌａｔｅｒａｌ ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔꎬ ｔｕｂｉｎｇ ｓｔｒｉｎｇ￣ｃａｓｉｎｇ ｃｏｎｔａｃｔ ｆｏｒｃｅꎬ ｂｅｎｄｉｎｇ ｍｏｍｅｎｔ ａｎｄ ｔｏｒｑｕｅ ｅｔｃ
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ｎｅｅｒｉｎｇꎬ Ｓｏｕｔｈｗｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ)
石 油 机 械
２０２０ 年 第 ４８ 卷 第 ２ 期
ＣＨＩＮＡ ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＭＡＣＨＩＮＥＲＹ
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◀钻井技术与装备▶
超深气井完井管柱屈曲行为研究
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刘祥康１ 丁亮亮２ 李玉飞１ 陆林峰１ 张 林１ 罗 伟１ 田 璐１
元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践
元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践刘成川 柯光明 李 毓中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏具有埋藏超深、高温高压高含硫及地形地貌复杂等特点，天然气开发工作面临着直井产能偏低与如何有效提高单井产能、开发方案抗风险能力弱与如何实现降本增效、地面工程条件复杂与如何绿色安全开发等突出矛盾。
为此，从积极开展先导试验、积极组织技术调研、创新管理运行机制、精心组织科研攻关、科学编制开发设计、精心组织工程施工、强化严细管理等6个方面推进元坝气田开发建设，攻关形成了超深层小礁体气藏精细描述、小礁体底水气藏水平井部署优化、超深高含硫气藏水井平钻完井、高含硫气藏天然气深度净化及高含硫气田安全生产控制等技术，建成了全球首个埋深近7000 m 、年产40×108 m 3混合气的超深层高含硫生物礁大气田和具有中石化自主知识产权的天然气净化厂，实现了元坝气田的安全生产和效益开发。
结论认为，元坝气田的高效安全开发为盘活更多的超深高含硫天然气资源开辟出一条成功的路径，所形成的先进管理理念和技术创新成果可为同类型气田的开发提供有益的借鉴。
关键词 高效 开发 超深 高含硫 生物礁 四川盆地 元坝气田 晚二叠世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.025基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏提高采收率技术”课题二“礁滩相气藏剩余气分布规律研究”（编号：P18062-2）、“十三五”国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）。
作者简介：刘成川，1966年生，教授级高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
E-mail:******************************0 引言四川盆地元坝气田构造位置位于川北坳陷北东向构造带与仪陇—平昌平缓构造带之间，是国内外已建成开发的、埋藏最深的超深层高含硫生物礁气藏[1-6]。
超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例
超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例詹国卫 王本成 赵 勇 张明迪中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏，储层非均质性强、气水关系复杂，常规的动态分析技术并不完全适用。
为此，通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究，落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。
研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%，温度误差小于5%，满足现场要求；②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式，在开发中期，对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定；③建立了单井动态法储量评价图版，并针对同一连通单元内的气井，建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量，并形成了相应动态法储量评价技术，平均单井动态储量为24.55×108 m 3；④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素，建立了气藏非稳态水侵量计算模型，并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术；⑤该气藏目前水侵量整体较小，地层水相对不活跃，水体能量为弱—中等。
结论认为，所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑，还可以为其他同类型气藏提供借鉴。
关键词 超深气井 高含硫 底水气藏 动态分析 井筒压力 产能评价 水侵DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.028基金项目：国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）、中石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏控制递减与提高采收率对策”（编号：P18062-3）。
作者简介：詹国卫，1976年生，高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
川东北高压、高产、高含硫气井测试地面流程设计
川东北高压、高产、高含硫气井测试地面流程设计作者：马辉来源：《中国科技博览》2015年第04期[摘要]在川东北地区，主要都是海相碳酸盐岩气藏，并且具有压力高、温度高、平面广等特点，使得进行气井测试的过程中，往往会由于设计的地面流程不合理，而使地面管线出现漏洞以及天然气混合物堵塞问题等，虽然我国现在在川东北高压、高产、高含硫气井测试地面流程设计方面的研究还不是很多，运用一般的气井设计流程造成很大的误差，本文主要针对川东北高压、高产、高含硫气井测试地面流程设计进行了一定的分析，对川东北地区高压气井测试的技术难点、地面流程设计等方面进行了简述。
[关键词]高压高产高含硫气井测试地面流程中图分类号：U463 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）04-0018-01随着社会不断的发展，人们生活水平的不断提高，对天然气以及石油的需求量也越来越大，随着开采气油资源的技术不断的发展，开采深部比较复杂的气油资源已经逐渐的发展成为了勘探技术的重点，一般情况下，这类资源埋藏都比较深，条件也比较复杂，还具有高压高温的特点，与此同时还含有很多的腐蚀性流体，使得开采工艺变的非常复杂、技术要求也相对比较大、工作风险也比较高，因此，给开采气油资源出了一道难题，目前，基本的地面流程设计已经不能够满足川东北高压、高产、高含硫气井测试，因此，需要我们更加完善地面流程技术。
一、川东北高压、高产、高含硫气井测试地技术难点通过勘探开发川东北地区的海相碳酸盐岩气藏，经过实践与探究总结得出，较为复杂的高温高压高产含硫气藏的特征加大了测试的难度和挑战性，需要在管柱、材质、地面控制和配套工艺等方面不断地改进以及科学的论证，以此来确保测试和安全。
根据高压高产井的测试施工的实际情况，川东北地区在高压气井的测试工作中遇到了如下问题：（一）储层压力高、地质条件较复杂目前，川东北地区尤其是在河坝区相气藏面临比较棘手的问题主要有：储层埋深大，压力相对较高，测试管柱的内压和外压之差大，容易使管柱变形，要求具备高性能、高材质的井下工具和油管，除此之外，井口压力高，在高温高压的环境采气井口装置极易发生闸阀泄露，严重会导致装置直接被破坏。
超深超高压高温气井测试管柱配置技术
超深超高压高温气井测试管柱配置技术
熊和贵;高文祥;刘洪涛;张雪松;郭俊杰
【期刊名称】《油气井测试》
【年(卷),期】2015(24)5
【摘要】西部超深超高压高温气井井深大于5000 m,地层压力系数在1.94～2.11 MPa/100 m,温度大于150℃,地层压力大于70MPa,测试时井口最高关井压力达到96.7 MPa,给测试施工带来巨大挑战.为安全优质的完成超深超高压高温气井的测试工作,引进了哈里伯顿公司加强型RD阀、RDS阀及RTTS封隔器,根据井的具体情况优化出"两阀一封"、"三阀一封"、"四阀一封"和"五阀一封"测试管柱,地面装置配备高压控制头和采气井口.经现场12口井实例应用,证实其可行性.
【总页数】2页(P52-53)
【作者】熊和贵;高文祥;刘洪涛;张雪松;郭俊杰
【作者单位】江汉石油工程有限公司井下测试公司湖北武汉 430040;塔里木油田公司新疆库尔勒 841000;塔里木油田公司新疆库尔勒 841000;塔里木油田公司新疆库尔勒 841000;塔里木油田公司新疆库尔勒 841000
【正文语种】中文
【中图分类】TE27
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维力学行为分析4.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5.超深高温高压气井机械分层压裂管柱研究及应用
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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
基金项目：国家示范工程“四川龙岗地区大型碳酸盐岩气田开发示范工程”（编号：２０１１ＺＸ０５０４７）；国家科技重大专项“复杂碳酸盐岩气藏开发技术”（编号：２０１１ＺＸ０５０１５‐００３）。
作者简介：马发明，１９６４年生，教授级高级工程师，中国石油天然气集团公司高级技术专家；中国石油西南油气田公司采气工程研究院院长，从事采气工程技术研究与管理工作。
地址：（６１８３００）四川省广汉市广东路１段２号。
电话：（０８３８）５１５１３７７。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｍａｆａｍ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ四川盆地高含硫气井完整性管理技术与应用———以龙岗气田为例马发明１ 佘朝毅１ 郭建华１，２１．中国石油西南油气田公司采气工程研究院 ２．西南石油大学 马发明等．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．天然气工业，２０１３，３３（１）：１２２‐１２７． 摘 要 近年来，高酸性天然气井越来越多，但因技术和施工的瑕疵，往往导致气井功能不完整（如套管环空异常带压等），已成为影响气井安全生产的重要问题。
为此，在消化吸收国内外先进完整性管理理念的基础上，结合四川盆地龙岗气田高温（１３０～１５０℃）、超深（６２００ｍ）、高含硫（３０～１５６ｇ／ｍ３）、地层因素复杂等特点，从带压原因分析、井筒安全评估内容和流程、风险等级划分和防控措施等方面开展了气井完整性管理技术的研究与应用。
制订了气井完整性管理相应的对策，即：对于已完成的老井加强压力、流体跟踪评价分析，加强井下及井口腐蚀状况监测、检测工作，定期对井筒安全状态进行评估，确保安全受控；对于待完成的新井，重点抓好井身结构、完井管柱设计与现场施工作业质量控制等环节，确保不形成新的环空异常带压气井。
现场应用结果表明，形成的气井完整性管理方法及主体配套技术能够满足龙岗气田安全生产的需要。
关键词 四川盆地 龙岗气田 高含硫气井 完整性管理 环空带压 评估与完整性 安全生产 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１３．０１．０２１Ｔｈｅｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈ‐ｓｕｌｆｕｒｇａｓｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＬｏｎｇｇａｎｇＧａｓＦｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎＭａＦａｍｉｎｇ１，ＳｈｅＣｈａｏｙｉ１，ＧｕｏＪｉａｎｈｕａ１，２（１．ＧａｓＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＳｏｕｔｈｗｅｓｔＯｉｌ＆ＧａｓｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｇｕａｎｇｈａｎ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１８３００，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ，Ｓｉｃｈｕａｎ６１０５００，Ｃｈｉｎａ）ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ１，ｐｐ．１２２‐１２７，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ１０００‐０９７６；ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓ，ｔｈｅｒｅａｒｅｍｏｒｅａｎｄｍｏｒｅｈｉｇｈｓｏｕｒｇａｓｗｅｌｌｓ，ｂｕｔｄｕｅｔｏｆｌａｗｓｉｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｕｎｕｓｕａｌｏｃｃｕｒ‐ｒｅｎｃｅｓｕｃｈａｓｔｈｅａｂｎｏｒｍａｌａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓｓｕｒｅｗｉｌｌｂａｄｌｙｉｎｆｌｕｅｎｃｅｔｈｅｓａｆｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｓｕｃｈｗｅｌｌｓ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓ，ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｉｎ‐ｄｅｔａｉｌｅｄｅｘｐｌａｎａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｃｏｎｃｅｐｔｏｆａｄｖａｎｃｅｄｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔａｔｈｏｍｅａｎｄａｂｒｏａｄ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒｆｉｒｓｔａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅＬｏｎｇｇａｎｇＧａｓＦｉｅｌｄ，ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ，ｓｕｃｈａｓｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ（１３０‐１５０℃），ｕｌｔｒａｄｅｐｔｈ（６２００ｍ），ｈｉｇｈｓｕｌｆｕｒｃｏｎｔｅｎｔ（３０‐１５６ｇ／ｍ３）ａｎｄｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｏｎｄｉｔｉｏｎ．Ｏｎｔｈｉｓｂａｓｉｓ，ｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔｆｏｒｇａｓｗｅｌｌｓｉｓｃｏｎｄｕｃｔｅｄｉｎｔｈｅａｓｐｅｃｔｓｏｆｒｅａｓｏｎａｎａｌｙｓｉｓｏｆａｂｎｏｒｍａｌａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｃｏｎｔｅｎｔａｎｄｗｏｒｋｆｌｏｗｏｆｂｏｒｅｈｏｌｅｓａｆｅｔｙａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ，ｒｉｓｋｌｅｖｅｌｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ，ａｎｄｐｒｅｖｅｎｔｉｏｎａｎｄｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓ．Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｌｙ，ｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓａｒｅｌａｉｄｏｕｔｆｏｒｔｈｅｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔｏｆｇａｓｗｅｌｌｓ．（１）Ａｓｆｏｒｔｈｏｓｅｃｏｍｐｌｅｔｅｄｍａｔｕｒｅｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｆｏｌｌｏｗ‐ｕｐｅｖａｌｕａｔｉｏｎａｎａｌｙｓｉｓｏｆｄｏｗｎｈｏｌｅｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｆｌｕｉｄｓｓｈｏｕｌｄｂｅｍａｄｅ，ｗｈｉｌｅｄｏｗｎｈｏｌｅａｎｄｗｅｌｌｈｅａｄｃｏｒｒｏｓｉｏｎｓｈｏｕｌｄｂｅｓｕｐｅｒｖｉｓｅｄａｎｄｉｎｓｐｅｃｔｅｄａｓｗｅｌｌａｎｄｔｈｅｄｏｗｎ‐ｈｏｌｅｓａｆｅｔｙｓｈｏｕｌｄｂｅｒｅｇｕｌａｒｌｙａｓｓｅｓｓｅｄａｎｄｇｕａｒａｎｔｅｅｄ．（２）Ａｓｆｏｒｔｈｏｓｅｎｅｗｗｅｌｌｓｔｏｂｅｃｏｍｐｌｅｔｅｄ，ｈｉｇｈａｔｔｅｎｔｉｏｎｓｈｏｕｌｄｂｅｐａｉｄｔｏｃａｓｉｎｇｐｒｏｇｒａｍｄｅｓｉｇｎ，ｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎｓｔｒｉｎｇｄｅｓｉｇｎ，ｑｕａｌｉｔｙｃｏｎｔｒｏｌｏｆｆｉｅｌｄｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｅｔｃ．，ｉｎｏｒｄｅｒｔｏａｖｏｉｄｔｈｅｏｃｃｕｒｒｅｎｃｅｏｆａｂ‐ｎｏｒｍａｌａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓｓｕｒｅｉｎｗｅｌｌｓ．Ｔｈｅｆｉｅｌｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｓａｉｄｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔｆｏｒｇａｓｗｅｌｌｓａｎｄｔｈｅａｂｏｖｅｃｏｕｎｔｅｒ‐ｍｅａｓｕｒｅｓｃａｎｃｏｍｐｌｅｔｅｌｙｍｅｅｔｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｆｏｒｓａｆｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅＬｏｎｇｇａｎｇＧａｓＦｉｅｌｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＳｉｃｈｕａｎＢａｓｉｎ，ＬｏｎｇｇａｎｇＧａｓＦｉｅｌｄ，ｈｉｇｈ‐ｓｕｌｆｕｒｇａｓｗｅｌｌ，ｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔ，ａｂｎｏｒｍａｌａｎｎｕｌａｒｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｉｎｔｅｇｒｉｔｙｍａｎａｇｅｍｅｎｔａｎｄａｓｓｅｓｓｍｅｎｔ，ｓａｆｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ２００６年龙岗１井在四川盆地长兴组—飞仙关组礁滩钻获高产工业气流后，揭开了龙岗碳酸盐岩高含硫气田勘探开发的序幕，通过持续攻关研究和现场实施，确保了龙岗气田２００９年７月的安全顺利投产。
高温高压气井完井管柱设计方法
高产井 的完井 生 产 管 柱结 构 ， 提 出 了川 东 北 完 井 生 产管柱 设计 思 路 ， 同时 提 出了 高 温 高 压含 硫 气 井 可 采 用尾 管 固井 后 回接 、 增 加 管 柱 壁 厚 以及 上 大 下 小
的复合 套 管柱结 构 ， 以降低上 部管 柱 的应力 水 平 、 解
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ６— ０ ６— ０ ３
基金项 目 ： 国家科技支撑计划项 目“ 高强度耐腐蚀油井管用 钢生产技术” （ ２ ０ １ １ Ｂ Ａ Ｅ ２ ５ Ｂ ０ ４ ） ； 国家科技重 大专 项“ 大 型油气 田及 煤层气开发” （ ２ ０ １ １ Ｚ Ｘ ０ ５ ０ ２ ３— ０ ０ ４ ） ； 四川 省科技 厅项 目“ 页岩气 水平井 套管 完整性研 究 ” （ ２ ０ １ ６ Ｊ Ｑ ０ ０ １ ０ ） ； 四川省 省 属高校科技创新 团队建设计划项 目“ 井筒完整性 与安全” （ １ ３ Ｔ Ｄ ０ ０ ２ ６ ） 作者简介 ： 段泽辉 （ １ ９ ７ １一 ） ， 男， 高级工 程师 ， 研究方 向为钻 井完井工程 。
腐蚀 完整 性 管理 方 法 及 技 术 流程 ， 给 出 了井 筒 安 全
屏障系统划分方法 ， 从实体屏障、 水力屏 障、 操作屏 障 ３方面讨论 了井简安全屏 障分类和功能 ， 以及油 管柱设 计 及完 整性 管理 。胡 顺 渠等 人 ∽ 探 讨 了不
同工 况条 件下 完 井 管 柱 结构 设 计 思 路 ， 确 定 了川 西
响， 并 结合 目标井进行 了实例分析 。
关键词 ： 高温高压 ； 完井管柱 ； 服役寿命 ； 腐 蚀缺陷 ；环空带压
中图分类号 ： Ｔ Ｅ ２ ５ ７ 文献标识码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ６ ７ ３—１ ９ ８ ０ （ ２ ０ １ ７ ） ０ １— ０ ０ ６ ７— ０ ４
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。
四川盆地泸203H57平台超深水平井钻井技术的研究与应用
四川盆地泸203H57平台超深水平井钻井技术的研究与应用摘要: 泸203区块构造位置在川南低褶带阳高寺构造群福集向斜构造。
具有埋藏深、纵向上多压力系统、储层横向变化大、高温、高含硫等特点。
通过应用井眼轨迹优化、钻具组合优选、井眼清洁措施、工具面快速控制及防碰技术, 高效优质完成2口井的施工。
该平台后续2口超深水平井正在施工中，已完成的2口井得到了甲方发高度评价。
形成了该区域超深水平井钻井技术, 为江苏钻井在该区块的后续施工提供了可靠的技术支撑。
关键词：轨迹优化；钻具组合；工具面控制；防碰技术；四川盆地多属山地丘陵地形, 地质情况复杂、高陡构造多, 受地形地貌和地下目的层的限制以及稀井高产、少井多产开发原则, 目前该区域开发井主要以深井水平井为主。
福集向斜构造是川东地区云安厂构造带断下盘的一个潜伏构造, 区块内多口井钻遇长兴组生物礁, 其生物礁的储集层岩性为生物礁内部的多孔白云岩, 为一套台地边缘生物礁相的沉积组合, 具有埋藏深、纵向上多压力系统、储层横向变化大、高温、高含硫的特点。
针对地层变化大、轨迹复杂、钻井安全风险高等难题, 从井眼轨迹优化、井眼清洁与防碰、工具面控制等进行研究和试验, 预期形成深水平井定向钻井技术。
一、钻井技术难点1.1 地层复杂, 轨迹调整较多且控制困难长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、韩家店组、石牛栏组、龙马溪组均可能钻遇井漏复杂，尤其四开栖霞组的防漏与地层承压是本井重点工作。
龙马溪组礁滩体规模小, 礁体形态和储层展布不明确, 造成实钻靶点和轨迹不明确。
稳斜段较长、轨迹调整较多且控制困难。
1.2 井眼清洁困难, 易形成岩屑床由于裸眼井段和水平位移长, 排量和泵压选择的矛盾突出, 排量受到制约, 岩屑易沉积在井眼低边形成岩屑床。
滞留岩屑使钻具上提下放摩阻和钻进扭矩增加, 可能导致卡钻、断钻具等井下事故。
1.3 深井工具面不稳定,“托压”现象严重井超深, 钻具刚度小积蓄在钻具上的能量多, 释放没有规律, 随着井斜的增加, 钻柱的轴向摩擦阻力和径向摩擦扭矩增大钻压传递困难,“托压”现象严重, 工具面难以准确控制。
四川高压气井完井生产管柱优化设计及应用
石油地质与工程2011年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0089-03四川高压气井完井生产管柱优化设计及应用胡顺渠1,许小强1,蒋龙军2(1.中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川德阳610008;2.中国石化西南油气分公司开发处)摘要:四川深层气藏普遍具有高温、高压、含酸性介质特征,复杂的工程地质条件给完井管柱结构设计、承压、受力变形等方面带来了系列问题。
探讨了不同工况条件下完井管柱结构设计思路,针对川西须家河组、川东北嘉陵江组和飞仙关组不同储层特征,进行了封隔器、循环滑套、伸缩短节等井下工具优选,通过管柱强度校核,确定出了川西高产井的完井生产管柱结构,提出了川东北以T1f3为目的层、勘探转开发的完井生产管柱设计思路。
关键词:四川地区;高压气井;完井生产管柱;井下工具;结构优化中图分类号:TE834文献标识码:A1设计存在的难点及技术对策四川深层气藏具有高温、高压、含酸性介质、易钻遇高产气层的特点,川西深层气藏储集类型以裂缝型、裂缝-孔隙型为主,非均质性强,气水关系复杂,川东北深层气藏纵向上发育多套产层且流体性质差异较大,复杂的工况条件给完井生产管柱设计带来了系列问题:(1)光油管完井不利于保护井筒,可能导致生产套管破裂、腐蚀破坏以及井口失效等事故。
(2)若盲目下入永久式封隔器、伸缩短节、循环滑套等工具,可能导致井下工况复杂化、不利于后期施工作业。
(3)川东北T1j2和T1f3流体性质差异较大,增加了井下工具及完井生产管柱结构合理设计的难度。
针对以上系列问题,为确保气井安全、顺利、经济投产,确定四川高压气井完井生产管柱设计技术对策如下:(1)完井管柱设计时考虑区域、构造特点,同时考虑储层的钻、录、测井显示情况。
(2)选择满足气井安全、顺利施工作业的井下工具。
(3)在满足安全和工程需要前提下,尽量减少井下工具数量,管柱结构尽量简化。
川东北地区高温高压高含硫化氢深井测试工艺技术
川东北地区高温高压高含硫化氢深井测试工艺技术【摘要】川东北海相碳酸盐气藏具有埋藏深、高压、高产、高含硫化氢的特点，针对这种深井及超深井，地层条件恶劣且复杂的试气测试，不仅要求工艺技术安全可靠，确保测试的一次成功，而且也要求工业技术操作性、可行性强，容易掌握与实施。
经过几年的摸索与实践，结合目前川东北地区现场试气测试工艺技术，对该地区测试工艺技术进行了总结，形成了一套比较完善、容易掌握与实施的测试工艺技术，为该区的试气测试提供技术保障。
【关键词】川东北高温高压高含硫测试工艺四川常把井深4000-6000的井叫做深井，把井深超过6000m的井叫做超深井，深井具有地层压力大，地层温度高的特点。
目前国际上把深井的试气叫做高温高压井测试。
川东北海相碳酸盐岩气藏位于四川盆地的东北部，北侧西段为米仓山隆起及其前缘，东段为大巴山推覆带前缘褶断带，西邻川北及川中平缓构造带，东侧、南侧为盆地东部平行及弧形断褶带。
该地区具有高压（地层压力70MPa 及以上）、高产（天然气无阻流量达100万/天及以上）、高含硫（地层气体介质H2S含量达1000ppm及以上），埋藏深（平均深度5000m），即三高一深的特点，为了能顺利的进行完井试气测试，取全取准该地区的地层资料，一套安全可靠的试气工艺技术至关重要，经过这几年不断的改进完善测试工艺技术，形成了一套比较适合川东北地区高温高压高含硫化氢深井的测试工艺技术。
1 测试工艺技术1.1 井口装置1.1.1 采气树根据地层压力大小选择采气树，预测井口关井压力≥70MPa气井，采气树4号总闸阀应采用液动平板阀。
根据所有试气层预测H2S最高含量选择采气树的防硫级别，H2S含量小于50g/m3，采用DD级采气树；H2S含量在50-150g/m3，采用EE级采气树；H2S含量在150-200g/m3，采用FF级采气树；H2S含量大于200g/m3，采用国外生产的HH级或更高级别的防硫采气树。
川东北深井试气测试，H2S含量一般在50g/m3以上，故多采用国产的105MPa×FF/EE级防硫采气树，双翼双阀，采气树1号阀与盖板法兰为整体式，4号闸门为液动阀，性能满足测试工况的需要。
超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术正式样本
文件编号：TP-AR-L6026In Terms Of Organization Management, It Is Necessary To Form A Certain Guiding And Planning Executable Plan, So As To Help Decision-Makers To Carry Out Better Production And Management From Multiple Perspectives.（示范文本）编制：_______________审核：_______________单位：_______________超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术正式样本超深高温高压高含硫气井的安全完井投产技术正式样本使用注意：该解决方案资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的具有指导性，规划性的可执行计划，从而实现多角度地帮助决策人员进行更好的生产与管理。
材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
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。
高温高压含硫气井试井测试技术及应用研究的开题报告
高温高压含硫气井试井测试技术及应用研究的开题报告一、研究背景随着经济的发展，对能源需求的不断增加，对能源开发的要求也越来越高。
然而，传统的油田天然气勘探与开发遇到了困境，需要采用新的技术和方法，特别是在高温高压含硫气井试井测试方面。
利用高温高压含硫气井可以实现能源的高效、安全、稳定生产，同时也在环保方面展现出越来越重要的作用。
因此，本研究希望针对高温高压含硫气井试井测试技术及应用进行深入研究，为能源勘探与开发提供新的技术支持。
二、研究目的本研究旨在开展高温高压含硫气井试井测试技术及应用研究，探究试井测试岩石力学性质、流体动力学行为、硫化物产生机理等相关问题，以期提高高温高压含硫气井试井测试技术的精度和稳定性，为高效、安全、稳定地利用高温高压含硫气井提供支持。
三、研究内容1. 高温高压含硫气井试井测试的基本原理及流程分析；2. 根据不同类型高温高压含硫气井特点，设计试井测试方案；3. 试井测试过程中测量数据的获取及分析方法；4. 岩石力学性质、流体动力学行为、硫化物产生机理等相关问题的研究。
四、研究方法本研究将采用以下方法：1. 文献调研法：对高温高压含硫气井试井测试技术及应用的相关文献进行搜集、阅读、理解和总结，为本研究提供相关理论和实践依据；2. 局部模拟实验法：设计高温高压含硫气井的模拟实验装置，模拟高温高压含硫气井试井测试环境，对岩石力学性质、流体动力学行为、硫化物产生机理等进行观测和实验分析；3. 数值模拟法：利用计算机软件对高温高压含硫气井试井测试中的物理、化学过程进行数值模拟，并结合实验数据对数值模拟结果进行验证和优化；4. 经验积累法：将实验、数值模拟结果与实际勘探开发相结合，沉淀形成经验和技巧，指导高温高压含硫气井试井测试的实践操作。
五、研究意义高温高压含硫气井是目前能源勘探和开发中的重要对象，其试井测试技术具有重大的经济和社会意义。
本研究将为高温高压含硫气井试井测试技术提供新的理论支持和实践经验，推动高温高压含硫气井试井测试技术水平的提高，为能源勘探和开发提供必要的技术保障。
元坝超深高含硫气藏水平井完井管柱优化
ｍ ｍ 油层 套管 ＋ １ ２ ７ ｍ ｍ衬 管完 井 ］ 。
构造 带 结 合 部 ， 是 继 普 光 气 田之 后 的 又 一 大 酸 性
气 田¨ 。该 气 田长 兴 组 为 礁 体 和 滩 体 所 控 制 的
长兴 组气 井完井 管柱设 计所 面 临问题 和挑 战 主
要 有 一 ：
技术和工艺 。
・
４ ０・
董锎 云 ， 等： 元 坝超 深 高含 硫 气藏 水平 井 完井管 柱优化
（ １ ） 超深 、 高温 、 高 压和 高 含硫 等 复 杂工 况 对 完
井安全要求高 ， 管柱设计难度大 、 风 险高。国内外
井 深超 过 ７ ０ ０ ０ ｍ 的高 含 硫 气 井 实 践 经 验较 少 ， 而
在 垂深超 过 ７ ０ ０ ０ ｍ 的高含 硫水 平井 实 现完井 更 是 世 界级 难题 。
业 和平 稳 生 产 ， 是 完 井 投 产 过 程 中 必 须 首 先 解 决
的难 题 。
２ 油 管 柱 优 化 设 计
２ ． １ 油管 组合优 化分 析 根据 Ｑ ／ Ｓ Ｈ ０ ０ ２ ５— ２ ０ ０ ６标 准 的要求 ， 长兴 组含 硫气 藏管 柱抗 拉 安 全 系 数应 取 １ ． ８ ， 抗 外 挤 和 抗 内 压安 全 系数应 取 １ ． ２ ５ 。生 产 管柱 应选 择 气 密封 扣 ，
温、 高压 、 高含 Ｈ ｓ 、 高含 Ｃ Ｏ 气 藏 。气 藏 还 具 有 储
量 丰度低 ， 储 层物 性变化 大及 气水关 系 复杂等 特 点 。
气藏的气井采用五开制井身结构 ， 主体采用 中１ ９ ３ ． ７
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ４—１ １ —０ ５
四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术
四川盆地元坝气田超深水平井井身结构优化与应用技术杨玉坤;翟建明【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2015(035)005【摘要】四川盆地元坝气田具有超深、高含硫、高压特性,地质环境异常复杂.为此,在充分总结前期探井和开发评价井经验教训的基础上,从完井方式入手,综合考虑地层3个压力剖面、必封点、邻井井下复杂情况、完井方案及钻井成本等因素,采用自中间向两边推导的井身结构设计方法,优化确定出了元坝气田超深水平井的5层套管层序的井身结构.生产套管封隔器坐封位置以上采用高抗硫材质,封隔器坐封位置以下采用国产高镍基抗蚀合金套管,既满足了高含硫气田的长期安全生产,又减少了镍基合金套管的使用量,降低了开发成本.该井身结构在实际生产应用中,有利于气体钻井安全、高效、连续施工,将高压、易塌的陆相地层和海相地层分开,用厚壁套管封固膏盐层,将低压的上二叠统长兴组与其上部的海相高压地层分开,大幅度减少了复杂故障处理时间,有效保护了储层;同时,新完成的超深开发水平井与先期4口开发评价水平井相比,平均钻井周期减少130.3 d,大幅度提高了钻井技术经济指标.【总页数】6页(P79-84)【作者】杨玉坤;翟建明【作者单位】中国石油化工股份有限公司天然气工程项目管理部;中国石油化工股份有限公司天然气工程项目管理部【正文语种】中文【相关文献】1.元坝超深水平井井身结构优化与轨迹控制技术 [J], 刘言;王剑波;龙开雄;董波;龙林2.元坝超深水平井井身结构优化设计 [J], 罗朝东;王旭东;龙开雄;龚德章3.元坝含硫超深水平井井身结构优化技术 [J], 王剑波;刘言;龙开雄;邓明杰;严焱诚4.四川盆地元坝气田长兴组礁滩相超深薄储层水平井轨迹优化技术与应用 [J], 李昌峰;冉飞;温善志;柯光明;陈兰5.元坝气田超深水平井测井难点与对策 [J], 刘殿清因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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。
高含硫、高压气田DST测试管柱优化设计研究
高含硫、高压气田DST测试管柱优化设计研究作者：李召，张传政，等来源：《中小企业管理与科技·上中下旬刊》 2016年第9期李召，张传政，马琳淞（中海艾普油气测试（天津）有限公司，天津300452）摘要：高含硫、高压的气田多伴随高压力、低渗透的特点，再加上H2S、CO2 等腐蚀性气体的作用，容易出现油管腐蚀、压力泄露等问题，不仅会延缓施工进度，而且降低施工安全性。
本次研究将着重对DST 测试管柱结构特点、工艺进行深入分析，并对其进行优化设计，确保其在高含硫、高压气田施工中的安全性与施工质量，为相关行业提供有效的参考。
关键词：高含硫；高压；气田；DST 测试管；优化设计中图分类号：TQ023 文献标识码：A 文章编号：1673-1069（2016）26-184-20 引言通常，在进行气田高温、高压井测试时，测试管柱内的流体性质、温度等指标在一定程度上加大了测试工作的难度，尤其是对于DST 测试设计来说，工艺选择以及施工设计均面临着严峻的挑战，因此必须对DST 测试管柱进行优化、设计[1]。
对高含硫、高压气田DST 测试管柱优化设计对于施工安全以及施工质量有着一定的实践意义与应用价值。
1 高含硫尧高压气田DST 测试管柱面临的问题及原因1.1 施工工艺一般情况下，高含硫、高压气田井深多在3000~4000m之间，压力系数为1.7 左右，其中所包含的硫化氢含量平均能够达到3500mg/L，在此类高含硫、高压气田进行DST 测试工作时，面临着严峻的挑战。
井下DST 测试管柱必须能够满足地质与工艺的要求。
其次测试工具性能在施工工艺中同样起着关键性的作用，必须保障其能够适应整个设计的需求[2]。
另外测试工具的材质也会影响到整个测试设计的结果，必须确保其能够达到测试设计的相关要求。
1.2 安全问题1.2.1 主要问题DST 测试管柱在高含硫、高压气田施工中很容易出现油套管破损、挤毁的风险，一旦发生管柱压瘪、破损，则会造成刺透，严重时会影响到整个施工进度，使井下工具处于失控的状态。
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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。
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 .9110SS12.0964.7223.0718001800178.32213180.51.64406.95860.25 6.788 .9110SS9.5269.8618.942006000145.21801142.21.90777.92855.200.88819.6918.976111112163.910SS52.860070045.280142.20.739.65 3.13 1.573110SS7.8257.3612.583107010145.21215142.231.7938.221176.78 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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