高温高压高含硫深井试气技术文档格式.docx
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深井具有地层压力大，地层温度高的特点。
目前国际上把深井试气叫做高温高压井测试。
1.2四川深井试气概况
四川油田在高温高压含硫深井试气方面开展的比较早。
于70年代中后期为开拓天然气勘探领域，陆续打了女基井、关基井等超深井，这两口井都创下了当时全国最深纪录，详见表1。
由于条件限制，这两口井试气工艺都比较简单，主要是替喷、测试、酸化等，为评价油气层取得了部分资料。
随后龙4井试气引进了哈理伯顿公司比较先进的井下工具，日本NKK公司的3SB油管，美国卡麦隆公司100MPa的井口和加拿大公司的油气水三相分离器等地面测试设备。
试气工艺比较先进，采用了油管传输射孔与封隔器完井联作工艺，取到了较多的试气评价资料，试气工艺有了较大进步。
但是由于该井地层压力高达126.18MPa，而该井采气井口装置为100MPa，且天然气含H2S为11.1g/m3。
该井无脱硫装置，又远离城镇，既不能关井，又不能输气，反复开关井100多次，最后套管破裂，被迫注水泥塞封闭。
四川井深超过6000m的井不多，但是井深超过5000m以上的井多达100多口，这些井的试气积累了较丰富的经验与教训。
表1 四川超深井试气情况表
井号
井深
ｍ
试气日期
试气
层位
获气产能
104ｍ3/ｄ
地层压力
MPa
地层温度
℃
H2S
ｇ/ｍ3
CO2
女基井
6011
76.09.20
震旦系
产水80.7
63.59
170.3
199～537
关基井
7175
78.06.01
二叠系
4.88
151.81
182.0
5.45
20.20
座3井
6016
86.05.15
寒武系
产少量地层水
111.80
145.0
未测
龙4井
6026
88.06.06
23.03～38.90
126.18
159.2
11.10
9.404
1.3胜利井下作业公司在川东北的深井试气概况
我公司在高温高压含硫深井试气工艺技术方面开展的较晚，只是在2002年11月份对南方勘探开发分公司所属的川东北地区毛坝1井进行了首次试气，采用科学试气（APR全通径地层测试工具）的方法，对井段为4324～4352m裸眼段进行试气。
1月17日用φ10mm油嘴φ22mm孔板测试，油压36.81MPa，日产气量33.02×
104m3/d，试气结论为高产气层。
该井的试气成功，打开了中石化在川东北地区天然气勘探的新局面，受到了牟书令高级副总裁的高度评价，赞扬我公司是“开川东北试气先河，展胜利井下人雄风”。
到目前为止，我井下作业公司在川东北地区，深井试气7口井10层，其中完井试气4口井7层，中途测试3口井，其试气成果见表2。
表2 川东北深井试气成果表
井段m
厚度m
测试方式
油压MPa
毛坝1
T1f3
4323.5～4352.5
29
APR
36.81
普光1
T1f1
5610.3～5666.24
55.94
APR+TCP
19
河坝1
j22
4335.92～4530.54
194.62
HST中途
18.31
毛坝2
P2c+l
4439.29～4843.0
403.71
APR裸眼
4127.5～4145.0
13
普光2
P2l
5311.2～5318.0
6.8
P2c
5237.0～5281.6
42.4
21.5
5027.5～5102.0
65.2
8.2
普光3
T3x
3645.05～3792.99
147.94
MFE中途
3579.68～3853.35
273.35
日产气量
×
104m3/d
无阻流量
压力
系数
气层压力
H2S含量
g/m3
CO2含量
%
33.02
63.5
1.89
82.157
0.04
0.11
75.2
1.18
61.22
192.5
9.1
3.1516
22.13
2.09
94.77
0.00725
1.71
78.26
0.02
1.51
61.12
0.0235
1.09
56.84
0.01
58.88
118.29
1.1
56.5
237.71
8.57
62.7
242.63
7.97
0.0445
1.55
56.65
0.0267
56.35
1.4高温高压深井试气特点
（1）地层压力大，大于50MPa。
如表1、2所示，超深天然气井地层压力更大，多数大于100MPa，龙4井地层压力为126.18MPa，压力梯度为2.09MPa/100m。
（2）地层温度高。
如表1、2所示，超深井地层温度大多数大于150℃。
龙4井地层温度为159.2℃，井温梯度为2.64℃/100m。
（3）地层流体多为天然气和地层水。
不管是气或地层水，都含有H2S和CO2，详见表1、2。
第二章深井试气工艺技术
通过我们的试气经验，对深井试气工艺技术总结如下：
2.1井控设施
由于是天然气井，应根据钻开气层的泥浆密度预测气层压力和最大井口关井压力，选用的封井器、采气树等井控设备，其压力等级应大于预测的最大井口关井压力。
井控设备一般采用如下：
（1）105MPa防硫采气树，双翼双阀。
根据所有试气层预测H2S最高含量，然后根据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级防硫采气树；
H2S含量50～150g/m3，采用EE级防硫采气树；
H2S含量150～200g/m3，采用FF级防硫采气树；
H2S含量大于200g/m3，采用更高级别的进口防硫采气树。
（2）起下钻用耐压105MPa液压封井器控制防喷，防硫级别不小于DD级。
（3）油管公扣×
钻杆母扣的防硫变换接头＋70MPa防硫旋塞阀组成的防喷短节及70MPa防硫回压凡尔，放置于井口附近，起下钻过程中一旦井口外溢压井液，立即连接井内油管，关闭旋塞阀，关闭封井器。
（4）试压：
下套管堵塞器于第1根套管内，用试压泵对套管头、采气树大四通、封井器半封及全封闸板试压30min，压降小于0.5MPa为合格。
试压压力为套管抗内压强度和封井器工作压力的80%；
对采气树每个闸门试压105MPa×
15min，压降小于3.4MPa，不漏不渗为合格。
（5）根据各层的钻井液密度，备好1.5倍井筒容积以上的压井液。
2.2地面流程工艺
（1）地面测试流程1套：
自动计量，耐压105MPa，三级降压、DD级以上防硫。
（2）安装地面试气流程5条：
测试流程一条：
井下流体→105MPa采气树→105MPa的高压管线→105MPa的紧急关闭阀→105MPa油嘴管汇→热交换器→分离器→液体排放入污液池；
天然气进1条测试放喷管线，然后进燃烧筒。
放喷流程一条：
从采气树另一针阀连接一条放喷流程至燃烧筒。
放压流程一条：
从油层套管闸门连接一条放压流程至燃烧筒。
压井流程二条：
从套管闸门连出三通连接压井管线分别至泥浆泵和撬装泵。
地面流程各部分按各管线、设备的耐压等级进行试压，30min压降小于0.5MPa为合格。
2.3三级降压保温和分离测试技术
含硫天然气井，高压气流要进行测试，就存在如何降压保温和分离测试计量问题。
通过气井测试，我们形成了一套初步技术：
（1）三级降压保温装置。
根据四川气田的实际情况，设计了三级降压保温装置。
该装置通过三个针阀分级降压，可以将150MPa降压至10MPa以下。
该装置还设计了蒸汽或热水循环保温，可防止天然气水化物结冰。
另外，这种装置在材质和加工上采用了防腐蚀技术，可防硫化物应力腐蚀。
（2）气液两相分离器。
四川气田主要是天然气与地层水的分离，有时是天然气与残酸水的分离。
所以四川主要用气液两相分离器，工作压力为15MPa。
（3）临界速度流量计。
天然气计量目前主要采用孔板压差计量和临界速度计量。
对于试气临时测试，现场多采用临界速度流量计测试。
这一方法关键是天然气中的水份要分离干净，测试气体要达到临界流速，否则计算出的天然气量就不准确。
2.4测试管柱
（1）裸眼测试管柱
管柱自上而下为：
Φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋断销式反循环阀＋RD安全循环阀+Φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋电子压力计托筒1个（内装2支存储式电子压力计）＋HP开关阀＋液压旁通阀＋液压震击器＋RTTS安全接头＋RTTS-146封隔器＋φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋φ89mm防硫割缝筛管3m＋φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋机械压力计托筒1个（内装机械压力计1支）＋盲堵[2]。
油管内加满清水垫。
表3 防硫油管强度数据表
防硫加厚圆扣油管规范
壁厚mm
内径mm
通径mm
钢级
抗内压MPa
抗外挤MPa
抗拉
KN
重量kg/m
89mm
9.52
69.85
66.68
C90
116.4
118.7
1474
18.9
73mm
5.51
62
59.61
82
85.4
726
9.67
接箍外径mm
允许正压MPa
允许负压MPa
安全系数1.25
114
93.1
95.0
93.2
65.6
68.3
（2）油管输送射孔与APR测试联作管柱
下Φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋φ89mm钢级C90加厚防硫校深短节＋φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋断销式反循环阀＋RD循环阀＋Φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋LPR-N测试阀＋电子压力计托筒1个（内装2支存储式电子压力计）＋机械压力计托筒1个（内装机械压力计1支）＋液压旁通阀＋液压震击器＋VR安全接头＋旁通接头＋RTTS-146封隔器＋射孔筛管＋纵向减震器2个＋Φ89mm钢级C90加厚防硫油管＋压力引爆器１个＋安全枪＋127枪弹（正对射孔井段）＋引鞋[3]。
油管内加部分清水垫，根据地层情况确定负压值。
2.5深穿透油管传输射孔工艺技术
形成了以深穿透为主的高温高压井射孔、高孔密射孔、大孔径射孔技术。
我们采用的四川石油管理局高温高压井深穿透射孔枪、弹产品的使用范围详见表4。
表4 四川SYD射孔枪弹适用范围
性能
型号
SYD-73
SYD-89
SYD-102
SYD-127弹王
适用套管（mm）
127～140
140～178
178
平均穿透深度（mm）
≥350
≥400
≥550
≥1000
射孔弹耐温（℃）
150
射孔枪耐压（MPa）
140
2.6压井工艺
测试气层可能是高产气层，压井液易气浸；
测试结束，环空打压打开RD循环阀（若RD循环阀未打开，则从测试井口投棒打开断销式反循环阀），套管控制放压，关闭LPR－N阀，实现井下关井。
油管控制放压，然后根据地层压力，选用适当密度的钻井泥浆或无固相压井液，用泥浆泵大排量反循环压住井，达到进出口压井液性能一致。
然后上提管柱释放封隔器，观察1～4小时，让井内压井液置换封隔器下部的天然气，然后循环压井，排出井内的天然气。
观察12～48小时，若井内液面下降，地层漏失量大，则反替5％暂堵剂压井液或屏蔽暂堵剂泥浆5～10m3于循环阀以上；
若井口外溢，则地面关井测量井口压力，根据关井压力确定加重压井液的相对密度，然后进行循环压井。
压井平衡后，用泥浆泵大排量反循环井内压井液，达到进出口压井液性能一致。
压井后继续观察12～24小时，若井内液面不下降，井口不外溢，则循环压井液2周以上，才能起出测试管柱。
盛放压井液的容器要求干净，压井液无杂物，压井液与地层配伍，防止污染气层。
要求泥浆性能稳定，确保静止10天不沉淀，含砂量小于0.1％，机械杂质含量小于0.01％。
2.7防硫措施
采气树、井口防喷装置、测气流程管汇、测试管柱均具备防硫性能，各施工队按各自在井场的人员数量和工作需要，配备便携式H2S探测器、自给式呼吸器、空气呼吸器、防毒防火服；
做好和井场附近村镇的HSE联系、疏散等安排，做好应急预案及演习。
2.8最大关井压力预测理论
超深井试气设计中，一个重要的数据就是最大关井压力。
有了最大关井压力，才能选择井下工具、入井油管柱和试油井口装置。
最大关井压力一般先预测地层压力。
而地层压力的预测有三种方法：
一是采用钻井过程中实钻产层的钻井液液柱压力近似为地层压力；
二是采用射孔后立即关井求压，井口压力加上液柱压力可近似为地层压力；
三是邻井同层实际的地层压力。
有了地层压力，通过静气柱计算公式，即可计算出最大关井压力。
第三章深井试气技术难点分析
含硫天然气深井试气，虽然我们有不少实践经验，总结出了一些比较成熟的工艺，解决了部分技术难题，但是因客观难度较大，该项技术还有待完善，有一些技术难点尚未得到解决。
超深井试油有以下一些技术难点值得大家重视和研究。
3.1抗硫化氢应力腐蚀技术
虽然对这一技术做了多年研究，并且也有较多的研究成果，但腐蚀机理与防腐技术还需继续科研攻关。
特别是超深井试气，地层压力大，各种工具、管柱、井口、地面流程设备等抗压强度要求高，但是，高强度材料又不抗H2S的应力腐蚀，各种钢材材质的选料与热处理要求高，增加了深井试气的难度。
3.2油管柱的气密封技术
通常大家只重视井下工具开关灵活问题，很少注意管柱的气密封问题。
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。
所以，在超高压的试气中，必须采用特殊扣油管，这点非常重要。
特殊扣油管与井下工具、井口装置的连接也要采用特殊扣。
这也增加了超深井试气的难度。
3.3关井求压技术
深井试气，关井测压力恢复，一般采用APR测试，井下关井，确保井口安全。
但个别情况采用井口关井，则难度增大，最大关井压力一般均大于50MPa，由于高压，带来一系列的技术问题。
首先是与最高压力匹配的井口装置，目前国产105MPa的井口装置尚有定型产品，140MPa的井口装置国内制造的难度大，安全系数低。
国外虽然有，但要预先订货，周期长，价格贵，连接尺寸问题较多。
其次是套管承压问题，要求套管关井100MPa以上，既有耐压强度与丝扣密封问题，还有H2S与CO2腐蚀问题，这给现场施工作业带来了许多困难。
现在一般不采用井口关井，除非特殊情况才采用井口关井。
3.4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。
井下工具在恶劣条件下工作（一是压差大，二是温度高），一要坐得住，二要封得严，三要起下作业畅通。
因此，在选用井下工具时，一定要选择非常可靠的井下工具，要满足耐压耐温和抗硫的要求。
其次井下工具要有封隔油套管的能力。
同时能满足射孔和封隔器测试联作，能循环压井，以及油管内开关等基本要求[4]。
最后，还要考虑试气后获油气投产问题。
井下工具的应用有一条原则，即在能够满足施工工艺要求的前题下，井下工具越少越好。
3.5井口和地面测试流程的安全监测技术
对于高压力、大产量气井，特别是含硫气井，地面测试流程的安全与计量特别重要。
如何实现井口超压和失控状态下的自动关井与报警，采用井下安全阀和地面测试安全阀是必要的。
坚持每天24h监测，使井口和测试流程全部处于控制之下。
目前国产地面降压保温、分离测试、自动记录、安全监测报警装备基本上成熟，但地面紧急关闭阀关闭速度太慢，不如国外紧急关闭阀，还需要继续科研攻关。
3.6含硫油气田安全与防护
1）含硫油气井钻井安全与防护
含硫油气井钻井十分危险，必须严格遵守相关钻井井控技术标准和规程，竭尽一切可能保证施工现场作业员工、周围居民以及其他在场人员的安全。
（1）井场及钻井设备的布置
科学合理的井场及钻井设备布置，能最大限度满足含硫油气井安全钻井的需要，保障钻井人员的生命健康与安全。
井位选定应满足井口距铁路、高速公路不小于200m；
距学校、医院和大型油库等人口密集型高危场所不小于500m；
距高压线及其他永久性设施不小于75m。
井场及钻机设备的安放位置应考虑季节风向，井场周围要空旷，尽量在周围各方向使季节风畅通。
测井车、辅助设备和机动车辆应远离井口至少30m以外。
井场值班室、工程室、泥浆室等应设置在井场季节风的上风方向。
在季节风上风向较远处专门设置气防器材室，按要求配备足够的防毒面具和供氧呼吸设备。
在井场入口及其反方向的井场外侧合适位置设立两处以上的临时安全区，以保证风向变化时，始终有一个临时安全区可用；
临时安全区应选在地势平坦，相对位置较高的地方。
在钻台上、下，振动筛等硫化氢易聚积的地方，应安装排风扇，以驱散工作场所弥漫的硫化氢。
进入预计的含硫化氢地层前200m应将二层台设置的防风护套和其他类似围布拆掉。
从安全位置往井口安装一条强度足够的压井管线并固定牢靠，以便在紧急情况下压井。
井场所有电路、设备、照明器具的铺设和安装应符合SY5225-87中的规定。
确保通讯系统24h畅通，尤其是与上级调度的联系不能中断。
（2）井控装置
有关井控装置的配套、安装、固定和试压应符合SY/T5964-2003和SY/T5087-2003的规定；
并安装剪切闸板和双四通。
所有井控装置、井控管汇及工具都必须达到防硫的规定要求。
预计硫化氢分压大于0.2kPa时，应使用抗硫套管、钻杆等管材和工具。
（3）硫化氢防护设备
钻井队当班全部工作人员每人配备一套自给式正压呼吸器，另外备用不少于5套正压呼吸器；
充满新鲜空气的备用气瓶不少于5个；
每个气瓶使用时间不少于30min。
给式正压呼吸器配备地点及数量：
钻台3～4套、可控硅房（机房）不少于1间、座岗房1间、值班室不少于2间、地质录井值班房1间、监督房1～2间、集合地点2～3个。
配备一台给正压呼吸器气瓶充气用的空气压缩机。
其他技术服务单位到井场进行服务时，工作人员应自带自给式正压呼吸器。
其他必须配备的防护与救护设备：
2个急救箱、2付担架（配有毯子、救护捆扎带）、2付快速夹板、1个便携式扬声器、最少5个防爆手电筒等。
硫化氢防护设备应由专人负责进行检查和保养，严格执行SY6277－1997《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定》；
（4）硫化氢检测设备及监测
配备固定式声光报警检测系统，硫化氢检测探头（检测器）不少于4个；
检测探头安装在井场硫化氢易积聚的地方，特别是常有井队人员的地方，且能同时开启使用。
硫化氢的警报值设定在10mg/m3（可视的桔黄色的灯闪烁）、20mg/m3（声音报警、灯光闪烁）。
空气中硫化氢含量超过安全临界浓度时，监测仪能自动报警，使井场所有人员能及时获得警示。
井场工作人员必须配备便携式硫化氢监测器。
钻入预计含硫化氢层位前应增加对钻井液中硫化氢含量的测定次数。
硫化氢监测仪器应由专人负责例行常规检查和保养，并进行周检和强检，严格执行SY6277－1997《含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定》。
（5）硫化氢安全防护信号与警示
风向标：
在井架上、井场季节风入口处、消防器材室、钻台、泥浆罐、营房、两个集合点都要设置风向标。
明确逃生路线图：
3#泥浆罐—锥型罐—地质房—泥浆房—集合点；
机房偏房—消防房—司机长房—集合点。
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