天然气开采完井及增产改造技术(阶段
国内外天然气开采配套工艺技术调研
阶段报告之三
天然气开采完井及增产改造技术
编写：张秀云
初审：杨海英
审定：王群嶷
大庆油田有限责任公司采油工程研究院信息中心
2004年12月
序言（项目简介）
天然气是公认的清洁能源和环保能源，是国民经济赖以生存和发展的一种特殊能源和战略资源，松辽盆地有多达1.17万亿立方米的深层天然气资源量，是油田可持续发展的重要资源储备。
但从整体来看，目前大庆天然气开采还处在发展初期阶段，中浅层气藏采气工艺技术还不够完善，深层气藏钻、采工艺技术和实践经验还有一定的局限性。如气井产水量不断增加，导致气井井筒积液和部分气井由于产生水合物，造成井筒节流，影响气井正常生产及气井测试工作、气井井口阀门漏气或损坏频繁，生产维修费用较高。同时采气工程优化设计基础薄弱，气层保护措施不完善等，是目前大庆天然气开采工艺亟待解决的课题。
因此，油田公司要求针对已探明未动用天然气储量的开发特点，提前做好开发前的评价工作，提前做好开采工艺技术准备工作，努力实现天然气产量快速递增，10-15年内，使天然气开发成为大庆油田开发的新亮点和新的经济增长点。
《国内外天然气开采配套工艺技术调研》课题将根据大庆油田采气工程科研生产需要，针对大庆外围未动用储量较多、采气工艺不配套和采气工艺面临的攻关难题，调研国内外先进实用的天然气开采配套工艺技术，为大庆油田气藏开发和气井开采提供有价值的技术信息，为加快外围气藏开发速度、缩短科研周期，降低投资和开发成本，提供必要的技术储备和有力的信息支持。
核心调研内容包括：
(一) 国内外天然气开采技术现状及趋势
(二) 天然气开采配套工艺技术
1. 气井防腐技术
2. 深层气井排液采气工艺技术
3. 气井开采增产改造技术
4. 深层气藏低伤害钻井完井技术
5. 气井防砂、堵水技术
6. 气井开采储层保护技术
7. 气井防喷及作业安全技术
8. 气井开采优化设计
(三) 水平井技术在气藏开采中的应用
(四) 气井修井工艺技术
此报告为阶段报告之三，主要介绍天然气开采完井及增产改造技术。笔者对编写中参考、引用资料的作者和报告编者表示感谢。
限于时间和编译水平，不足和错误之处敬请谅解、指正。
项目负责人信息：
大庆采油工程研究院信息中心张秀云
电话：5960773 131********
E-mail：zhangxiuy@pet
目录
1. 深层气井完井工艺技术....................................... (7)
1.1高温高压深层气藏套管程序 (7)
1.2崖13—1气田完井工艺 (8)
1.2.1 完井工艺特点及完井管柱结构 (8)
完井方案设计主要考虑因素 (8)
完井设计的基本原则 (8)
完井管柱结构特点 (8)
管柱结构中的主要工具 (9)
1.2.2 完井作业程序 (9)
1.3长庆气田完井工艺技术 (11)
1.3.1 气层特征 (11)
1.3.2 完井方式 (12)
1.3.3 常规完井管柱 (12)
1.3.4 SB-3--CQ-7完井管柱 (13)
1.3.5 SAB-完井管柱 (14)
1.4四川气田完井工艺技术 (15)
1.4.1 四川磨溪气田单井合采完井管柱 (16)
1.4.2 油套分采完井 (18)
管柱结构 (18)
1.4.3 一井两层间气举分采管柱 (19)
1.4.4 高压超深气井一次性完井工艺技术 (19)
1.5气井分采完井管柱 (20)
1.5.1 以平台为单元，按井组布井，实现多井各开采不同层系 (20)
1.5.2 小型气田双管完井管柱 (21)
1.5.3封隔器单井完井工艺管柱 (21)
1.5.4 抗腐蚀性完井管柱 (21)
2．气井增产改造工艺技术 (22)
2.1压裂工艺设计计算 (23)
2.1.1 储层性质的作用 (23)
2.1.2裂缝的设计 (24)
2.1.3 压裂液 (25)
2.1.4 压裂设计 (26)
2.2砂岩气藏压裂改造技术 (26)
2.2.1加砂压裂技术 (27)
2.2.2 喷砂射孔技术 (27)
2.2.3高能气体压裂技术 (27)
2.2.4酸化技术 (28)
2.3储层改造技术方法选择 (28)
2.3.1 射孔—加砂压裂组合方式 (28)
2.3.2 射孔—喷砂射孔—加砂压裂组合方式 (28)
2.3.3 射孔—高能气体压裂—加砂压裂组合方式 (29)
2.3.4 射孔—酸化组合方式 (29)
3．气井压裂工艺技术现场实例 (29)
3.1大型深层低渗透气藏加砂压裂现场实例 (29)
3.1.1 加砂压裂的施工参数 (30)
3.1.2加砂压裂施工的特点 (30)
3.2中原文23气田整体压裂改造 (33)
3.3东濮凹陷深层气井的压裂配套技术 (34)
3.3.1射孔技术 (35)
3.3.2储层改造技术 (36)
施工效果评价 (36)
3.3.3压裂方式的优选 (36)
3.3.3.1油套合压井 (37)
3.3.4 耐高温低伤害压裂液研究优选 (37)
3.3.5支撑剂的优选 (38)
3.3.6 优化设计技术 (38)
3.3.7 小型测试压裂技术 (38)
3.3.8 压裂监测技术 (39)
3.3.9排液求产技术 (39)
3.3.10储层保护技术 (40)
3.3.11 增产措施过程中气层的保护 (40)
4．四川低渗气层增产工艺技术 (42)
4.1交替注入+闭合酸化工艺技术 (42)
4.2降滤失酸酸压工艺技术 (42)
4.3厚层砂岩加砂压裂改造技术 (42)
4.4多产层分层加砂压裂工艺技术 (43)
4.5高压储层增产工艺技术 (43)
4.6低压储层增产工艺技术 (43)
4.7压裂酸化配套技术 (44)
4.8聚合物乳化液大型压裂技术 (44)
5．气井酸化工艺技术 (45)
5.1几种新的酸液体系 (45)
5.1.1降阻酸体系 (45)
5.1.2胶凝酸体系 (45)
5.1.3泡沫酸体系 (45)
5.1.4 醇酸体系 (46)
5.2多级注入闭合酸工艺技术 (46)
5.3美国道威尔公司新研制的耐高温乳化酸体系 (50)
6．阶段调研小结 (51)
1. 深层气井完井工艺技术
完井方式与完井管柱是完井工程中的两个内容，完井工程指的是从钻开油气层到固井，射孔、压裂酸化改造直至投产前的一项系统工程。完井方式选择的好，钻井速度快，气层伤害少，建井成本低，单井产量高。而完井管柱直接影响着天然气井的生产寿命、安全生产和稳定开采。
1.1 高温高压深层气藏套管程序
气井完井特点及套管程序选择应考虑的因素：
①与相似规模油田相比，气井数量少，气井完井要求高。
②天然气采气井与油水井相比更易燃易爆，对油套管和井口设备密封性要求严格，油套管必要时需选用气密性螺纹接头。
③天然气密度低，井筒气柱比液柱压力小，与油井相比同样深度井井口压力高。
④天然气中常含有腐蚀性气体，气井腐蚀性比油井强，易造成油管腐蚀及井口、套管头破坏，应注重防腐。同时考虑排水采气方式。
⑤应考虑增产改造措施的实施，满足压裂酸化等作业要求。
⑥气层对油水敏感性强,不宜频繁作业，完井管柱应着眼于长寿命，确保长期稳产。
⑦气井套管程度应满足注防腐液和解除水堵等注入剂的要求。
⑧气井生产套管应根据气井配产选择油管，再综合考虑满足压裂、酸化、防砂、挤防腐剂、排水采气工艺后，决定套管尺寸和套管程序。
天然气井套管尺寸=Max(T
1 T
2
T
3
)
Max--最大函数值
T
1
--从生产优化目的出发的油套管尺寸
T
2
--满足增产措施的油套管尺寸
T
3--
其它特殊要求的油套管尺寸
1.2 崖13—1气田完井工艺
崖13—1气田特点是地层温度高,压力高,单井产量要求高, 因为对完井工艺设计比较严格,要求气井能长期正常地生产,不停产或少停产进行修井作业。
1.2.1 完井工艺特点及完井管柱结构
完井方案设计主要考虑因素
1）地层渗透性好,产能高,生产井少,单井产量高。
2）地层胶结好,探井测试中没出砂现象,经出砂理论研究也不出砂,不必防砂。
3）地层温度高(175℃),压力高,原始压力38.6ＭＰａ。
4）必须保证给下游用户连续供气。
完井设计的基本原则
①尽可能减少地层污染,充分发挥气井的生产能力;
②采用先进实用的完井工具及工艺技术,保证生产的可靠性,减少生产过程的钢
丝作业和修井作业。根据以上原则,崖13—1气田完井工艺采用负压射孔和结构简单、工艺可靠的单管合采完井。
完井管柱结构特点
①结构简单。崖13—1气田不考虑分层开采、注水、注气等工艺,除工作筒、封隔器、安全阀等基本的井下工具外,完井设计中没有考虑井下开关工具。
②尽可能减少橡胶件密封,特别是滑动橡胶件密封,因而完井设计中没有考虑伸缩节;
③为了减少地层污染,采用负压射孔,射孔枪悬挂在 177.8ｍｍ尾管上;
④采用防腐、高强度的铬钢材料;
⑤双封隔器密封;
⑥ 1.778ｍｍ油管回接到 177.8ｍｍ尾管;
⑦采用ＦＭＣ整体组合型采油树。
管柱结构中的主要工具
1) ＣＡＭＣＯ 177.8ｍｍＴＲＣＦ—5—ＲＯ油管回收井下安全阀是常闭式瓣阀,采用了金属对金属密封。压缩弹簧的力使活塞和流动管上行而使安全阀关闭,通过地面控制管线给安全阀加压时,压力克服弹簧力使活塞和流动管下行,而使安全阀打开。如果安全阀意外损坏,可以把安全阀永久性锁紧打开,把安全阀作为工作筒,下入钢丝回收安全阀,以避免修井作业。
ＣＡＭＣＯ 177.8ｍｍＴＲＣＦ—5—ＲＯ油管回收井下安全阀主要技术参数如下:
①外径235.0ｍｍ;②内径150.8ｍｍ;③工作压力34.5ＭＰａ;④试压压力51.7ＭＰａ;⑤开关压力16.2～21.4ＭＰａ。
2)ＣＡＭＣＯ 244.5ｍｍＨＳＰ—1封隔器。ＣＡＭＣＯ 244.5ｍｍＨＳＰ—1封隔器为液压坐封封隔器,通过油管加压坐封封隔器,加压34.5ＭＰａ,每7ＭＰａ停留10ｍｉｎ。封隔器上部接ＣＡＭＣＯ快速解脱插入管,当需要解脱时,下放管柱重量454～900ｔ,右转,在保持扭矩状态缓慢上提油管,即可将快速解脱插入管及以上管柱从封隔器中解脱。
1.2.2 完井作业程序
崖13—1第一阶段生产井共6口,全部采用 177.8ｍｍ单管完井; 177.8ｍｍ油管通过回接密封管与 177.8ｍｍ尾管回接。
作业程序如下：
1)下 114.3ｍｍＳＣＨＬＵＭＢＥＲＧＥＲ射孔枪。射孔枪外径114.3ｍｍ,40孔/ｍ(12ＳＰＦ)由ＢＡＫＥＲ“Ｊ”型坐封工具通过钻杆下入,并通过ＭＡＸＲ枪悬挂头把射孔枪悬挂在 177.8ｍｍ尾管内。射孔枪下入预定位置后,下入ＧＲ—ＣＣＬ电测校深,投球(36.5ｍｍ)至“Ｊ”型坐封工具球座,从钻杆内加压29ＭＰａ(视工
具而定),稳压5ｍｉｎ,悬挂头坐封,坐封工具同时解脱。
2)替封隔器保护液。上提钻杆至尾管顶部,循环替封隔器保护液(ＫＣｌ加防腐剂和除氧剂)。
3)起出钻杆及抗磨补芯。
4)按顺序下入完井工具和油管。井下安全阀入井后,要确保安全阀处于打开状态。
5)与尾管回接。管柱底部的回接密封管ＰＢＲ插入尾管悬挂头密封总成(全部插入约5.8ｍ),插入后再上提0.5ｍ左右,从油管加压3.5ＭＰａ检查回接密封管与尾管悬挂头密封总成的密封情况。
6)下入油管悬挂头。连接油管悬挂头和悬挂头下入工具;连接安全阀控制管线;通过悬挂头下入工具把油管悬挂头下放至ＰＢＲ离密封总成约1.5ｍ左右。
7)从油管替入柴油作为液垫,替入量视需要的射孔负压值而定,此处要求压差为7ＭＰａ。
8)下放完井管柱,把回接密封管ＰＢＲ插入到尾管悬挂头密封总成内,油管悬挂头坐入悬挂头座内,回接密封管上的定位器(Ｌｏｃａｔｅｒ)应在密封总成上0.5ｍ左右,ＰＢＲ插入密封总成过程中,油管必须放压,压力不能超过8.3ＭＰａ。
9)坐封封隔器。钢丝下入ＤＢ—6堵头至封隔器下的146ｍｍ工作筒,油管加压坐封封隔器,总加压34.5ＭＰａ,每7ＭＰａ停留10ｍｉｎ。上提管柱至23ｔ,检查封隔器的坐封情况;环空加压17.3ＭＰａ检查封隔器密封情况。
10)取出悬挂头下入工具(正转10圈)。
11)安装油管悬挂头密封总成及井口采油树。崖13—1气田采用ＦＭＣ的整体组合型井口采油树,工作压力34.5ＭＰａ。
12)射孔。连接好地面管线和设备,试压合格; 连接好钢丝防喷设备,试压合格。下入钢丝工具(铅模)检查点火头连接头是否有脏物。下入点火头至位于射孔枪顶部的点火头连接头,从油管加压27.6ＭＰａ引爆射孔枪,延迟时间为1ｈ。射孔后,悬挂工具解脱,和射孔枪一起落入井底。
13)放喷、清井。
1.3 长庆气田完井工艺技术
长庆气田早期的探井已十年有余，在近几年的生产中已发现有些完井管柱腐蚀严重、断裂，还有个别井套管破裂，管外漏气，是天然气井、以致于气田开发的一个重大隐患。
1.3.1 气层特征
长庆油田公司气田广范分布于鄂尔多斯盆地上、下古生界，是我国目前陆上最大的整装气田。
上古生界为砂岩气藏，主力产层岩芯孔隙度%13.23~63.0，一般为%8~%4; 岩芯渗透率231068~01.0m μ-?；一般为23100.2~01.0m μ-?; 压力系数一般为m Mpa 100/97.0~85.0，气层埋藏深度一般为m 3000~2800 ；气层温度一般为C o 110~90；气层有效厚度一般为m 20~10。
下古生界气层为奥陶系马家沟组经长期岩溶风化形成的白云岩储层，埋藏深度
m 3700~3100，
压力梯度049.1~843.0m Mpa 100/。岩芯渗透率 231020~01.0m μ-?，平均为3105.5-?2m μ，酸化后试井渗透率一般为 23100.2~1.0m μ-?，地层温度C o 120~95。
两套层系的成藏条件不同、岩性不同，但压力系数相近，渗透性差，同属于低压低渗低产气层，主要采用水力压裂工艺技术进行改造。
在分层压裂方面，主要采用塑料球暂堵，电缆桥塞和填砂蜡球等工艺，应用最多的是塑料球暂堵工艺，该工艺经济、简易。压裂酸化改造要采用低粘酸酸压、胶凝酸酸压、多级注入酸压—闭合裂缝酸化增产改造。
为了充分利用上、下古生界两套气层，提高气井单井产量和勘探开发经济效益，开展了单管分层试气、分层采气的完井工艺技术研究，采用这套管柱进行分层采气，两层不会产生干扰，可以充分发挥气层作，提高单井产量。
1.3.2 完井方式
长庆气田目前主要有两种完井方式，1993年以前的探井主要采用￠177.8 mm技术套管悬挂￠127.0 mm 尾管的完井方式，￠177.8 mm套管下到奥陶系风化壳顶界，再钻开下古生界气层，悬挂￠127.0 mm尾管完井。
这种完井方式的优点是：有利于安全钻井和井控，并且减少了气层的钻开和浸泡时间，有效地保护了上、下两套气层。在当时气井钻井速度慢、气层认识不清的早期勘探中，对安全钻井、井控和气层保护起到了很大的作用；但不足之处是钻井成本高，完井周期长，对气层改造和完井管柱提供的井筒不理想。
1993 年以后，随着对气层认识的加深和气井钻井技术的提高，完井方式基本上是￠177.8 mm套管完井，上、下古生界气层自上而下依次钻开，然后下￠177.8 mm 套管完井。这种完井方式对上古生界气层浸泡时间较长，但相对提高了钻井速度，并且对两套气层的改造和完井管柱提供了一个较好的井筒，目前的探井和开发井都采用这种完井方式。
1.3.3 常规完井管柱
长庆气田上、下两套气层都要进行压裂酸化改造，并且地面施工压力高达70.0Mpa,因此要有相应的压裂酸化钻具配合完成气层改造，压裂酸化施工后快速放喷、排液和测试，压裂酸化钻具无法更换，就成了以后的生产完井管柱，即常规完井管柱。
常规完井管柱分为两种类型：
￠177.8 mm套管悬挂￠127.0 mm尾管完井，￠127.0 mm尾管和￠177.8 mm套管的复合段一般为150m，完井管柱由￠73.0 mm油管+￠177.8 mm水力锚+774封隔器+￠50节流器组成，封隔器和水力锚都坐封在￠177.8 mm套管内，节流器下距气层顶部
10-20m,上距川774隔器180-250m。
￠177.8 mm套管完井，完井管柱也由￠73.0 mm 油管+￠177.8 mm水力锚+川774封隔器+￠50mm.节流器组成，节流器下距气层顶部15-2-m，上距川774封隔器-30-50m。
常规完井管柱的优点是：
满足了气层压裂酸化、排液、求产要求，成本比较低，每套约( 万元。但其缺点就比较明显，首先是管柱下带有￠146 mm的封隔器和水力锚，与套管内径的平均径向间隙只有6.5mm，油套环空有时处于半连通状态，影响气井资料的录取；其次是套管长期承压，并且受到H2S 和CO2气体一定程度的腐蚀，严重影响了套管的有效使用寿命；再次是从事井下作业都必须首先进行压井，这将会给生产一定时期后，地层压力下降后的气层带来致命的伤害，甚至于堵死气层；还有最重要的一个缺点是不能进行上、下古生界两套气层同时开采，无法满足长庆气田两套层系的合理开发。
1.3.4 SB-3--CQ-7完井管柱
SB-3完井管柱1994年首次用于长庆气田，CQ-7 完井管柱1999年在长庆气田试验成功。管柱结构基本相同，SB-3工具是从贝克休斯和威德福引进的，而CQ-7 是长庆自己研制的，它们都是由剪截式球座+AR压力计座落短节+AF堵塞器+SB-3或CQ-7 封隔器+K-22插入密封节+CMD滑套+￠73mm的油管组成。
SB-3和CQ-7完井管柱的特点是
●做到了自上而下分层压裂、分层试气、分层或合层开采；
●气井带压钢丝作业，完成气层射孔段顶部开关，有效的保护了气层；
●气层射孔段顶部堵塞器堵塞后，在不压井状态下生产油管可以多次脱开和回接，
为检查和更换生产油管提供方便；
●套管不承压，不接触有害气体，保护套管，延长了套管使用寿命。在已完成的17
口井中，7口实现了上、下古生界分试分压分采或合采，其中SB-3完井管柱5口井，CQ-7完井管柱2 口井。
1999年在中部气田下古生界已探明区打开发井时，部分井上古生界有气显示，利用SB-3和CQ-7完完井管柱，先对上古生界气层进行压裂试气，再对下古生界气层酸化建产，做到了在一口井中，下古生界建产的同时兼探了上古生界气层，不仅圆满完成了天然气产能建设，还在上古生界提交了可观的控制和探明储量，同时也提高了单井产量和开发效果。
1.3.5 SAB-完井管柱
SB-3和CQ-7完完井管柱1999 年首次在陕180井和陕-1 井应用一次成功，是在原下古生界获得工业气流的老探井中，再对上古生界显示较好的气层进行压裂试气，达到了两套层系同时动用、单井分层试气、分层改造、分层或合层采气。完井管柱由剪截式球座+压力计悬挂短节+SAB-3 封隔器+K-36插入密封节+FSG堵塞器+L-316脱开筒+CMD滑套++￠73mm油管组成。
完井管柱数据见表1-1，气井分层压裂试气资料见表1-2。
表1-1 完井管柱数据
表1-2 气井分层压裂试气资料
SAB-3完井管柱和SB-3与CQ-7完井管柱的不同之处是：
SAB-3完井管柱是自下而上完成上、下古生界两套气层的分层试气、分层改造、分层或合层采气。
其主要区别在于：SAB-3完井管柱的堵塞器在封隔器的上部，有效地解决了由于上古生界压裂后沉砂，而造成堵塞器被砂埋没后的打捞困难；并且增加了L-316脱开筒，油管有两个部位可以脱开，而SB-3与CQ-7完井管柱的堵塞器在封隔器的下部，油管只有一个部位可以脱开。
SAB-3完井管柱的最大意义在于：
长庆气田已完成的二百多口气探井中，有一百多口中已在下古生界获得工业气流，这些井中有的已进流程生产，有的待进流程，这些井的上古生界在钻井和测井资料中都有不同程度的气显示，SAB-3完井管柱可以在不伤害下古生界气层的前提下完成对上古生界的压裂试气，不仅提高了单井产量，而且在不钻新井的前提下完成对上古生界气层的勘探认识，按50口井计算仅此一项节约钻井费用2.7亿元以上。
1.4 四川气田完井工艺技术
完井技术是近年来变化最大最快的领域，完井工程的重要性被越来越多的人们所接受.；目前完井方式的选择遵守以下的原则：
(1)较高的单井日产量
(2)较小的维修费用
(3)最好的油气采收率
(4)较低的建井成本
(5)最快的回收和最高的利润
近年来在气井的类型上有了一个大的转变，开始规模应用水平井，在水平井的完井方法上开展了较多的研究和实践，类型有
● 水平井水平段长段射孔——磨75H 井
● 水平井水平段分小段射孔——白浅109井、麻17井
● 水平井水平段变孔密射孔——罗家11H 井、磨38H 井
● 水平井水平段衬管完成——磨50H 井
1.4.1 四川磨溪气田单井合采完井管柱
首先要完成采气产量要求，同时还应考虑保护气层、保护套管，进行压裂酸化等解堵和增产处理作业，注入化学剂进行防腐、防水化物生成等功能。
自喷井合采管柱结构形式有：
用Y344封隔器管柱丢枪射孔完井管柱，见图11-（a ）．
主要结构由油管、水力锚、Y344水力压缩式封隔器、射孔枪丢手器、筛管短接、引爆器、射孔枪等组成。
该管柱在四川油田公司磨溪气田用于m 3000~2500井深含S H 2气井中，适用于mm 8.177φ和mm 7.139防硫套管井，该管柱对mm 47.244φ的大直径防硫套管，亦可采用封隔器加环空保护液对套管起到保护作用。
该类井井底留有m 50口袋以利丢枪。
用Y241封隔器丢枪射孔完井管柱见图 11-（b ）。
其结构用Y241卡瓦式封隔器，其余结构和上述管柱相同，在磨溪及其它气田应用广泛。
以上两个管柱下井工作过程如图1-2所示。
工作流程：a.射孔；b.丢枪（酸化低渗层）；c．排液捕芯；d.动态测试； e.完
井投产。
图1-2 完井工艺流程图
（3）无封隔器丢枪射孔见图1-1c 。
其管柱结构是油管带射孔枪丢手器，射孔后丢枪，排液捕芯、测试后完井投产。
（4）不丢枪射孔管柱见图1- ld 。
此管柱由Y344封隔器、水力锚、节流短接、定压阀加酸化和油管传输系统组成。其工作流程为：
a ．管柱下井后气举降液面造成井底负压；
b ．投棒射孔；
c ．投球酸化；
d ．排液测试；
e ．气井投产。
若需起出射孔枪可另下生产管柱。
1.4.2 油套分采完井
完井方式应采用套管射孔完井或其它适应分采要求的方式，筛管、割缝管、裸眼方式完井均不适应。
四川油田公司已获得82个气田中，两个以上产层有 52个，占4.63％，有11个气田具有4个产层，80年代中期开始分采试验，在铁山21井，试验成功单井油套分采长兴组和飞仙关组，引进贝克公司井下工具组成分采管柱。
井下工具满足条件：耐压Mpa 35、井温C o 100、抗S H 2、2CO ,能适应替喷、洗井、酸化、合层分层测试和长期开采要求，套管采上层飞仙关组产量d m /102534?，油管采下层长兴组产量42d m /1034?。
管柱结构
油管1-+N 型伸缩管CMD +型滑套开关22-+E 油管锚与插管封隔器 +""L 滑套开关 + ""AF 限位坐放短接 + 球座接头。
油管选用“3SB”防硫95-SM 钢级，外径 mm 9.88，内径mm 22.74，壁厚mm 34.7，
下深 m 97.3014，抗硫套管，全井生产套管为8.177φmm ，用mm 127φ射孔枪射孔完井。
1.4.3 一井两层间气举分采管柱
四川黄家场气田家34井，在一口井内利用上层高压气对下层出水气层气举排水，待下层自喷后，再实现油套分采两个层。管柱图如图1-3。
图1-3
该井先控制上层套压Mpa 8.18，气量d m /105.1~134?举下层水d m /250~2003，后加大到d m /105.334?，共举升下层水31800m ，后下层自喷气稳定产量达d m /100.634? ，产水为 d m /403左右。上层因压力消耗，气举阀压差高出油管内压力约Mpa 7.6，关闭滑套，实现油套分采。
1.4.4 高压超深气井一次性完井工艺技术
四川西北部九龙山背斜构造的龙4井，是一口重要的深层区域探井，井深m 6026，因气层压力高，钻穿气层时泥浆密度达33/103.2m Kg ?，预计井底压力达到Mpa 140，
井温C o 159，且含62.1％的S H 2和一定量2CO ，井下环境条件极差，试气工艺复杂，技术难度高，风险性大。
针对该井的装置、设备、工具情况，引进了美国哈里伯顿公司的范恩（UANN Systems ）油管传输射孔系统及其一次性完井用的RTTS 封隔器，循环阀和安全接头等；日本NKK 钢管公司的AC －90钢级的3SB mm 99.88特殊丝扣防硫油管。
一次性完井工艺是指用油管将射孔枪、封隔器、循环阀、安全接头等井下工具一次下入设计深度，座封封隔器，封住油、套管环形空间，装采气井口，连接好地面测试管线和控制阀组，所有这些都达到设计的质量标准。再用压裂车从油管（有时是环空）加压Mpa 450点火射孔，排液测试，这个过程一次完成，不再动井口。
龙4井一次性完井试气按设计进行顺利。当回压点火成功后，高压气流很快将油管内的泥浆（密度 33/108.1m kg ?）排出井口,压力很快达到 Mpa 106，放喷测试，初步计算气产量达30万d m /3以上。
1.5 气井分采完井管柱
气井一般在既定井网下一井开采多层，分层开采做法有：
1.5.1 以平台为单元，按井组布井，实现多井各开采不同层系
如前苏联麦德维热内金油田，148口气井分布于52个平台井组，
平均每组3口井，在一个井组内井距m 70~50,井组之间相距km 2~5.1，井组两口井设计控制一定面积，井组日产气量达3410400~300m ?。
乌连戈伊大气田也是用丛式井组开采，每个平台有5~4口井，把平台看成一个单元，每口井分别钻到不同层位，实现分采。单井日产气量 3410100m ?以上。
这两个大气田由于产量高，分采不是走单井同时分采多层，而是以井组为单元布井，按生产压差定产，在井组内定每口直井开采层位和控制面积和确定产量，进行配产测控，这样做钻井搬迁工作量小，井场占地少、集气及地面管线以井组为单元，有利简化，开发钻井采油、地面建设互相结合，节省投资。