试油设计及实例分析2016
绝缘油试验方法及结果分析
变压器油要充分发挥它在设备中绝缘、散热冷却、 灭弧等多方面的功能作用，必须具备良好的物理特性、 化学特性以及电气特性。
1. 物理特性—外观颜色、密度、运动粘度、凝固点（倾点 ）、（闭口）闪点、界面张力、苯胺点
2. 化学特性—成分组成特性（碳型结构—属什么油基）、 水溶性酸（pH值）、酸值、水分、含气量、氧化安定 性、腐蚀性硫、颗粒度
2 所需设备及材料
钝化剂添加系统（含200kg油桶、磁力泵、三通阀、放气 阀、连接油管）
清洁用抹布、吸油纸足量 防雨用塑料薄膜足量 密封胶 扳手等紧固用工具 220V交流电源（须变电站提供并接至施工现场） 钝化剂适量
3. 管道连接示意图
4. 添加钝化剂操作步骤
退出变压器重瓦斯跳闸保护（带电添加时）。
500kV增城变电 500kV#2主变(B相) 500 站
500kV罗洞变电 ＃2主变压器A相 500 站
SUB－MRG SUB-MRT
1991-1-1 1991-1-1
1992-07-21
日本三菱 MISOBISHI
1993-5-7 三菱MITSUBISHI
229.0 227.4
500kV增城变电 500kV#2主变(C相) 500 站
称量钝化剂 按照添加量为100mg/kg进行计算，即将钝化剂按每10吨添 加1kg的比例计算出需求量并取整至尾数为5或0。例如： 主变铭牌标称油重60吨，则应使用的钝化剂为6kg。
连接管道及电源 根据管道连接图要求，连接好阀门及管道，并确保各个阀门均
处于关闭状态。将油泵电源接好，此时油泵应为关闭状态 。
0 0
0
油源
日本三菱油 尼纳斯油 壳牌油
克拉玛依油 兰炼油 来源不清
试油测试
时间：十一五—目前 背景：深层滩坝砂、砂砾岩体需要精雕细刻
试油（气）地质、工程设计
试 油 流 程
通井、刮管、替泥浆
射孔（套管井）
裸眼、筛管井
地层测试
非自喷井
自喷井
压裂、酸化
防砂、注汽
不采取措施
排液、求产
封闭上返
试油一般工序
探井试油在开工验收后即可施工。一般常规试油比较完整
的试油工序包括通井、刮管、射孔、下管柱、替喷、诱喷排液、 求产测压、封闭上返等。采用地层测试和常规试油相结合的井， 工序有所简化。 当试油低产或与测井、录井显示不符时，一般还需要进行 酸化、压裂、防砂、封堵等措施进一步认识目的层。录取项目 和原则应遵循各油田所执行的标准。
常规射孔孔眼方向随机分布，压裂时，近井眼处产生复杂的流动路径，
导致压裂启动和破裂压力高，降低了压裂改造效果。定方位射孔孔眼方向
与最大水平主应力一致，压裂液直接造缝，有效降低破裂压力和施工压力， 减少施工难度，改善压裂效果。
试油一般工序
4、地层测试
进行一次地层测试所需的井下工 具很多，但至少包括以下部分：压 力记录仪、筛管、封隔器、测试阀、 循环阀等。辅助工具有震击器、安 全接头、旁通阀、取样器等。 地层测试通过开井流动和关井 恢复的交替进行，取得地层样品以
试油一般工序
5、排液求产：自喷井
根据油井的自喷能力和地层特点，选择合适的油嘴进行测试，求 取稳定的产能、液性及压力资料。 对于产能较高的井还需进行稳定试井（系统试井），通过改变油 井的工作制度进行产量、压力等测试，从而确定油井的合理工作制度， 并推算有关油层参数。 取资料要求：
油嘴直径；井口压力、温度；日产油、气、水量；综合含水；含 砂；气油比；油、气、水分析；原油高压物性；累计油、水量、流压、
浅析顺北1-1H井的试油测试工艺
浅析顺北 1-1H井的试油测试工艺摘要：随着中国石化西北油田分公司对顺北区块勘探开发在顺北1-1H井取得重大突破，将进一步加大对该地区勘探与开发规模。
截止目前塔试修分公司承担了顺北区块所有的探井和评价井试油工作，尤其是顺北1-1H井的成功建产，为分公司积累了宝贵的经验。
针对该区块地质资料不全，钻井期间泥浆漏失量大，S的情况，分公司制定了切实可行、安全环保的试油方案。
高产油气，高含H2关键词：顺北区块高含HS 试油方案2前言顺北1-1H是西北油田部署在顺北区块的一口重点勘评井，评价其所在的北东向深大断裂带内奥陶系储层发育特征及含油气性。
该井也是塔河油田垂深最深的水平井，其目的层为碳酸盐溶洞性储层，具有超深、高温、高压的特点。
综合顺北1井的钻录、测井及测试情况，认为顺北1井区缝洞型储集体发育，存在油气成藏过程，预示该地区具有一定的勘探开发潜力。
而该区块的第一口探井顺北1井试油结论为水层（见油），因此顺北1-1H井的测试成果对顺北区块的下一步勘探开发部署至关重要。
顺北1-1H井概况顺北1-1H井是在顺托果勒低隆北缘所钻的一口勘评井，2015年02月03日开钻，2015年08月22日完钻，设计井深：8269.92（斜）m/7591.00（垂）m，完钻井深：7613.05（斜）m/7557.66（垂）m，完钻层位：奥陶系一间房组。
本次钻、完井期间累计漏失比重1.20-1.35的泥浆1810.50m³（比重1.20的泥浆142.7m³，比重1.25的泥浆156.4m³，比重1.31的泥浆33m³，比重1.32的泥浆10m³，比重1.35的泥浆1468.4m³）。
根据漏失初期8月23日9:00实测环空液面高度831m，全井内泥浆密度1.35g/cm 3，折算地层压力当量密度是1.16g/cm 3。
按压力系数1.16，折算至设计井深压力85.9MPa/7557.66m，按管内静压梯度0.3MPa/100m，计算最大关井压力为63.7MPa。
试油设计及实例分析
mx16井
35.07
46.42
mx201井
50.12
71.56
mx101井
45.2
61.37
gs6井
41.3
53.45
测试产能 X104m3/d
116.77 11.47 132.2 85.9 104.7
不同压力下密度差异大
压力 MPa
5 25 45
密度 g/cm3 0.04352 0.22403 0.28762
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套管适应性分析(静载强度）：
①井内为清水时的最大掏空深度Hwmax（井口压力为大气压） ②井内为静止清水时允许最高控制套压Pcwmax ③井内为纯天然气时允许最低套压Pcgmin ④井内为纯天然气时允许最高套压Pcgmax
实际操作中还必须考虑井的其它安全因素来确定实际的控制套压
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某井油层套管控制参数
337.6740V0 57.8606V0 15.6487V0 6.2872V0 3.0702V0 1.5211V0 1.1547V0
V0
密度为1.50g/cm3的 体积变化
401.8644V0 47.7798V0 12.1780V0 4.7875V0 2.2396V0 1.2983V0 1.0790V0
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川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院
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前言 石油工程项目关键在于项目工程设计,这 是整个石油工程项目安全有序实现的技 术保证.所以,石油工程设计的质量的重 要性不言而喻。
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提纲
一、气井特点 二、试油测试工程设计原则 三、目前试油测试常用工艺 四、油层套管参数计算及安全控制要求 五、优化设计 六、设计实例分析
2.易泄漏 易泄漏是天然气重要的特点之一，这一特点对气 井设备和地面设备密封性要求比较高，而防止天 然气渗漏是试油设计和施工的重大安全问题。 （1）地面设备渗漏 （2）井下渗漏 所以通常气井的油套管要考虑其气密封性。
油品分析【范本模板】
实验1 油品中水溶性酸碱含量的测定(电导滴定法)1.酸值答：酸值(acid number,也称总酸值，TAN）是表明油品中含有酸性物质的指标，是中和1克石油产品中的酸性物质所需的氢氧化钾毫克数，称为酸值(用mgKOH/g表示）。
强酸值（strong acidnumber,SAN)，中和1g试样中强酸性组分所需的碱量，以mgKOH/g表示。
所测得的酸值为有机酸和无机酸的总值.2。
特别注意：分液时要将油层和水层彻底分开，绝对不要将油带入待测溶液，否则会污染电极，导致电极失效甚至报废!注意事项：1.萃取时不能振摇过猛，否则会导致油品与水发生乳化而难以分层。
2.萃取时使用蒸馏水，冲洗电极、滴定管及滴定过程中均使用超纯水，不要用错！3.移液管共四支，分别取油样、蒸馏水、KOH、待测液,不要混用!其它烧杯也不要混用，严格避免油样污染滴定体系。
4。
仪器输入端（电极插座）必须保持干燥清洁,仪器使用完毕后将Q9短路插头插入插座。
5.测量时，电极的引入导线应保持静止，否则会引起测量不稳定.6.取下测量电极的电极套后,应避免电极的敏感玻璃泡与硬物接触，任何破损或擦毛都会使电极失效。
实验2 油品闪点的测定（闭口杯法）一．实验原理1。
闪点是指石油产品在规定条件下,加热到它的蒸汽与火焰接触发生瞬间闪火时的最低温度。
油品越轻，闪点越低。
在闪点的温度下,只能使油蒸汽与空气所组成的混合气燃烧，而不能使液体油品燃烧。
这是因为在闪点温度下油蒸发速度慢的缘故.这时蒸汽混合物很快烧完来不及蒸发出一批燃烧所必需的新蒸汽，于是燃烧也就停止。
实质上，闪点就是微力爆炸。
测定闪点的仪器有两种，闭口闪点仪和开口闪点仪。
它们的区别在于加热蒸发及引火条件的不问，所测得闪点数值也不一样，因而适用于不同油品。
开口闪点仪一般用来测定重质油，闭口闪点仪则对轻、重油都适用.一般认为闭杯法的测定范围在20~275℃,而开杯法则无限制。
在闭口闪点仪中油品的蒸发是在密闭的容器中进行的，而在开口闪点仪中,蒸发的油蒸汽可自由扩散到空气中，而且容易分散开来。
油分析学生实验讲义
中华人民共和国国家标准石油产品闪点测定法UDC；5665．5(闭口杯法) GB／T261--83Petroleumproducts--Determination 代替GB261—77offlash point--Closed cupmethod本方法适用于石油产品用闭口杯在规定条件下加热到它的蒸气与空气的混合气接触火焰发生闪火时的最低温度，称为闭口杯法闪点。
1 方法概要试样在连续搅拌下用很慢的恒定的速率加热。
在规定的温度间隔，同时中断搅拌的情况下，将一小火焰引入杯内。
试验火焰引起试样上的蒸气闪火时的最低温度作为闪点。
2 仪器2．1 闭口闪点测定器(见图1)：符合SH／T0315《闭口闪点测定器技术条件》。
2．2 温度计：符合GB／T514《石油产品试验用液体温度计技术条件》。
2．3 防护屏：用镀锌铁皮制成，高度550～650mm，宽度以适用为宜，屏身内壁涂成黑色。
3 准备工作3．1 试样的水分超过0.05％时，必须脱水。
脱水处理是在试样中加入新煅烧并冷却的食盐、硫酸钠或无水氯化钙进行，试样闪点估计不低于100℃；时不必加温，闪点估计高于100℃时，可以加热到50～80℃。
脱水后，取试样的上层澄清部分供试验使用。
3．2 油杯要用无铅汽油洗涤，再用空气吹干。
3．3 试样注入油杯时，试样和油杯的温度都不应高于试样脱水的温度。
杯中试样要装满到环状标记处，然后盖上清洁、干燥的杯盖，插入温度计，并将油杯放在空气浴中。
试验闪点低于50℃的试样时，应预先将空气浴冷却到室温(20±5℃)。
3．4 将点火器的灯芯或煤气引火点燃，并将火焰调整到接近球形，其直径为3～4mm。
使用灯芯的点火器之前，应向器中加人轻质润滑油(如缝纫机油、变压器油等)作为燃料。
3．5 闪点测定器要放在避风和较暗的地点，才便利于观察闪火。
为了更有效地避免气流和光线的影响，闪点测定器应围着防护屏。
3．6 用检定过的气压计，测出试验时的实际大气压力p 。
试油试采分析
第三章：试油试采分析3.1 开发条件3.2液产油分析3.3水能力分析3.4水率上升规律3.5油原油流变性质井网部署图和长61，长63开采图3.2产液情况以及分析评价一、油井基本数据压力恢复曲线分析结果1277-3井压力恢复曲线分析结果二．分析评价1．本次压力测试采用先进的DFP新型高精度存储式电子压力计，使测试的数据更加精确。
测试采用井口关井常规性测试，现场测试工艺操作准确，测试取得了压力、温度以及连续完整清晰的压力恢复曲线，达到了本次测试的目的。
解释时选用目前国内流行的Saphir试井软件，解释准确性高。
2．该井双对数曲线呈叉状,压力及导数早期段合并到一起形成“叉柄”，叉柄很长，叉头分开很小,导数处在上升段，表明压力变化仍处于续流段；半对数曲线向上弯曲，后期呈近似直线，但绝不能错认为径向流直线段；一般很难测到径向流直线段。
解释时根据其曲线特征并结合各种动静态资料,选用具有井储C和S的井筒模型解释，均质油藏无限边界。
3．从分析结果来看，由于是地面面关井，井筒储集系数C值为4.63很大，说明此次测试受井筒储集效应影响较大。
解释结果总表皮系数S t为-7.17，说明井壁、井筒周围完善，无污染。
地层平均渗透率0.367，说明储层物性较差，属低渗透油层。
4．开井生产影响半径387米，反映了开井生产后，压力波及的大致范围，为该井正常生产后的供油半径。
测试恢复最高压力1.342MPa，解释拟合外推压力2.088MPa，为该井目前的平均地层压力3.3试采数据分析表 5 唐157井试油综合记录分析；产液量，产油率，含水量都下降一段时间后驱于稳定 唐157井区试采数据分析日期月产液 含水 月产油 日期 日产液 日产油 含水33.61 0.357037 21.61 2008、08 1.120333 0.720333 35.70366 2008、09 2008、10 2008、112008、1242.91 0.1 38.619 2009、01 1.430333 1.2873 10 28.77 0.101 25.86423 2009、02 0.959 0.86214110.1 17.99 0.1617 15.08102 2009、03 0.599667 0.502701 16.17 16.73 0.1467 14.27571 2009、04 0.557667 0.475857 14.67 13.51 0.1605 11.34165 2009、05 0.450333 0.378055 16.05 4.9 0.1467 4.18117 2009、06 0.163333 0.139372 14.67 4.130.212 3.25444 2009、07 0.137667 0.108481 21.2 22.68 0.168485 18.85877 2009、08 0.756 0.628626 16.848457 16.010.14348713.712772009、090.5336670.45709214.34872分析；产油量随产液量变化，逐渐减小，含水率保持稳定；日产油量逐月下降。
试油设计优化问题研究
试油设计优化问题研究【摘要】试油是油气勘探工作中最后一个环节，通过试油取得有关地质资料，计算出地下油气储量，为油气田开发提供依据。
在试油过程中，如何提高试油准确率及一次性成功率一直是热点问题，而解决这一问题关键是确定合适而严谨的试油设计。
本文分析了试油设计优化问题。
【关键词】试油设计；试井解释；技术优化1.地质设计的优化优化射孔参数。
射孔完井是陆上油田一种重要的完井方式。
试油设计前应对储层污染深度做有效预测，根据预测结果优化射孔参数，选择合适的射孔枪型、弹型。
选择合适的射孔液。
室内评价表明，射孔用清水的岩心渗透率恢复率只有68%，不利于对储层和产能的保护。
通过试验研究，形成了一套保护油气层的新型射孔液，具有无固相、低滤失、强抑制、界面张力低、易返排、岩芯渗透率恢复率高、油层保护性能好等特点，可以满足大多数射孔作业的需要。
降液面负压射孔。
负压射孔关键是设置合理的负压值，该值应在最小负压和最大负压之间。
最小负压：该负压值能保证对孔眼清洁、冲刷出孔眼周围的破碎压实带中的细小颗粒；最大负压：能避免地层垮塌，地层出砂严重，并且也要防止负压值过大使套管挤毁变形，封隔器等工具失效。
选择比重及性能合适的压井液。
高压油气井压井时压井液比重偏小压不住，造成井喷；偏大造成漏失污染地层。
不得为了防止井喷盲加大压井液比重，一定要根据地层压力大小选择比重合适的压井液压井，真正做到压而不死，活而不喷。
其次要对压井液进行优选，要选择与气层岩石及流体配伍、密度易于调节和控制、在井下温度和压力条件下性能稳定、滤失量低，腐蚀性小、有一定携带固相颗粒的能力，洗井效果好的压井液。
另外，压井液在井下停留的时间越长，损害油气层的程度就越大，应尽量缩短等停时间，保证工序衔接的紧密性。
确定合理的工作制度。
由于油气层的速敏性，在试油作业或生产过程中，流体与储层在无任何物理和化学作用的条件下，当流体在油气层中流动时，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道，造成油气层渗透率下降，所以在试油设计时，无论是自喷还是非自喷，一定要确定合理的工作制度，既达到试油目的，又能够保护油气层。
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中国石油
试油完井一体化工艺
应用范围：高温高压及高含硫的油气井
封隔器：永久式双向锚定 环空：防腐保护液 井下安全阀：地面控制井下关断
压力、温度资料录取：绳索作业
中国石油
水平井试油测试工艺
水平井在页岩气、低效致密气以及碳酸盐岩储层中广泛采用，形成了速 钻桥塞分段改造、裸眼封隔器+分段工具改造等多项特色试油技术。
环空为密度1.60 g/cm3完井液时 最大掏 空深度m 全掏空 4597.37 全掏空 最高控 制套压 MPa 82.43 64.26 94.31
井内为纯 天然时 最低控 制套压 MPa 0 8.58 0 最高控 制套压 MPa 104.80 120.54 163.31
193.68 177.8 127.0
CO2腐蚀在临界点附近腐蚀尤其严重，油套管CO2腐蚀的临 界点100℃以上，特殊材质临界点会更高
在气液界面附近，CO2腐蚀比较严重 CO2腐蚀速度随着温度的升高而加快 地层水会加速CO2的腐蚀速度
CO2导致的失重腐蚀
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一、气井特点
8 7 6
腐蚀速率(mm/a)
10MPa
15MPa
b、地层压力预测，气层中部井深5868.5m
地层压力：126.61MPa~131.21MPa。
中国石油
②井口关井压力预测
按126.61MPa预测井口关井压力：107.32MPa
P cw
P 压 K压
（1）井内为静止清水时，套压Pc≤Pcwmax,油层套管不会被压坏； 井内为静止清水时，套压Pc＞Pcwmax,油层套管容易被压坏。
（2）Pcmax,仅表示该井油层套管的一个安全控制指标。
中国石油
（14）
3、井内为天然气时允许最高套压
套管抗内压问题
Pcg max
101.97 P抗压k抗压h顶 101.97k抗压ed
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裸眼封隔器管柱分段改造试油完井工艺
目前四川作 业压裂段数 达30段
中国石油
四、 油层套管参数计算 及安全控制要求
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（14）
套管允许强度计算基础推导来源于拉梅公式和第三强度理论
1、最大掏空深度计算公式
套管抗外挤问题
101.972 P挤 Hi ( 泥 水 )h底 K挤
井内清水液面井深≤Hwmax时，油层套管不会挤毁；井内清水液面井深 ＞Hwmax时，油层套管可能被挤毁。 Hwmax仅是该井油层套管柱的一个安全性能指标。
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（14）
2、井内为纯天然气时最低套压
套管抗外挤问题
Pcg min
k 抗挤 h底 当－ 101.97 P抗挤 101.97k 抗挤 e s
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前
言
石油工程项目关键在于项目工程设计,这 是整个石油工程项目安全有序实现的技 术保证.所以,石油工程设计的质量的重 要性不言而喻。
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提
纲
一、气井特点
二、试油测试工程设计原则
三、目前试油测试常用工艺 四、油层套管参数计算及安全控制要求
五、优化设计 六、设计实例分析
mx101井
gs6井
45.2
41.3
61.37
53.45
85.9
104.7
0.142
0.198
8.80
5.50
不同压力下密度差异大
压力 MPa 5 25 45 密度 g/cm3 0.04352 0.22403 0.28762 压力 MPa 75 90 105 密度 g/cm3 0.32107 0.33094 0.33823
s 1.251 10 4 气 h底
（1）井内为纯天然气时，套压Pc≥Pcgmin,油层套管不会被挤毁；井内为 纯天然气时，套压Pc＜Pcgmin,油层套管容易被挤毁。 （2）Pcgmin,仅表示该井油层套管柱的一个安全性能指标
中国石油
（14）
3、井内为清水时允许最高套压
套管抗内压问题
20MPa
25MPa
30MPa
35MPa
5 4 3 2 1 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 温度(℃)
井底温度超过120°C腐蚀减弱
温度对不同钢材腐蚀速率的影响
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一、气井特点
6 、天然气易燃烧
气
天然气比空气轻，泄漏后易于扩散、稀释,是 可燃气体。故现场要求严禁烟火。 7 、空气和天然气混合达到某种比例时易爆炸 空气中天然气浓度达5-15%，一旦遇火就会
首要原则执行 相关技术标准、 规范及法规
封隔器有效压重＞最小座封力(如RTTS、Y211)
卡瓦受到的向下作用力＜卡瓦安全承载力 水力锚受到的上顶力＜水力锚安全承载力
3.2 油管密封可靠
技术标准是指公认机 构批准的、共同使用 或重复使用的产品或 相关工艺和生产方法 的规则、指南或特性 的文件。
油管、接头强度满足安全 连接密封可靠
压井液中的天然气泡上升时体积变化大（井口压力为大气压）。
对于地层压力等于清水柱压力不同井深产层的天然气泡（假定该 井深的气泡体积为 V）上升到井口的体积见下表。
井深 （m） 0.00 50.00 200.00 500.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00 密度为1.00g/cm3的 密度为1.50g/cm3的 密度为2.00g/cm3 体积变化 体积变化 的体积变化 337.6740V0 401.8644V0 434.7328V0 57.8606V0 47.7798V0 39.6525V0 15.6487V0 12.1780V0 9.5681V0 6.2872V0 4.7875V0 3.7883V0 3.0702V0 2.2396V0 1.8306V0 1.5211V0 1.2983V0 1.1928V0 1.1547V0 1.0790V0 1.0659V0 V0 V0 V0
管柱结构、试油测试工艺简单 可一趟管柱完成射孔、测试
替液、诱喷方式简单 可带水力压差封隔器进行增产
也可采用欠平衡下入生产投产
中国石油
带APR工具的封隔器管柱联作快 速安全试油测试工艺
应用范围：常用于高温高压及含硫气井试油测试 一趟管柱完成射孔、测试、酸化、再测试和试井工作， 避免多次压井对地层的伤害，更好的保护产层 能实现井下多次开关测试 能替液、诱喷 能获得井下准确的压力、温度数据并流体取样 能井下关井
侵入气体体积越 多是气井溢流发 生和加剧的原因
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测试求产时产能特点
井号 mx12井 mx16井 mx201井 测试 油压 MPa 50.67 35.07 50.12 井底流压 MPa 69.30 46.42 71.56 测试产能 X104m3/d 116.77 11.47 132.2 井底流量 X104m3/d 0.171 0.025 0.187 井口流速 m/s 9.20 0.83 10.48
3.5
井下工具完好、可控
4、满足关井要求（井下、井口关井）
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二、试油测试工程设计原则
5、工艺设计要合理
针对性强
每一个工艺都必须针对工作环境、地质及工程特点进行设计。
相容性好 工艺之间、工艺和管柱之间、流体之间、控制参数之间不能相互矛盾，使 工艺程序流畅，避免出现复杂情况。 互补性好
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L17井井口最高关井压力预测实例 ① 地层压力预测 a、录井显示及浅析
▲、5856~5858m发生气侵，钻井液密度：2.17↓2.13↑2.17g/cm3,粘度 66↑114↓80↓68s，说明：ρ当>2.17g/cm3。
▲、5884~5990m，气侵、井涌、井漏。
● 气侵：钻井液 2.19↓1.85↑2.17g/cm3，粘度82↑132↓82s，说明ρ 当>2.19g/cm3。 ● 井涌：2.19↓1.97↑2.14g/cm3，粘度：82↑112↓108s，刚循环加重 至2.20恢复正常，说明ρ当>2.20g/cm3； ● 井漏：继续加重至2.28 g/cm3发生井漏，漏失2.6 m3钻井液，综合说 明：2.20 g/cm3<ρ当<2.28 g/cm3。
②井内为静止清水时允许最高控制套压Pcwmax ③井内为纯天然气时允许最低套压Pcgmin
④井内为纯天然气时允许最高套压Pcgmax
实际操作中还必须考虑井的其它安全因素来确定实际的控制套压
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某井油层套管控制参数
外径 mm
壁厚 mm
钢级
计算 深度 m
抗内 压 MPa
抗外 挤 MPa
管外钻 井 液密度 g/cm3
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一、气井特点
4 、大部分天然气井含有H2S
四川盆地川东卧龙河气田三叠系气藏最高H2S含量达32%（493g/m3），渡口河气田飞仙关气藏最高 含H2 S含量达244.51 g/m3(17.06%);华北赵兰庄气藏H2S含量达92%
气
（1）H2S是有毒气体，H2S会对人身体产生伤害。
（2）H2S会对地面设备、井下油套管产生腐蚀： 硫化物应力腐蚀（快速腐蚀断裂）； H2S的腐蚀变薄（缓慢腐蚀变薄--电化学腐蚀）；
硫化物应力腐蚀最敏感温度在20℃ 左右 ；
井 特 点
H2S导致的应力 腐蚀开裂
温度超过80 ℃以后硫化物应力腐 蚀可忽略；
硫化氢的电化学腐蚀速度随着温度 的升高而加快。
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一、气井特点
5、天然气中含有CO2
CO2会对油套管产生缓慢腐蚀变薄。
气
这种腐蚀需要时间，腐蚀使油套管壁厚逐渐变薄和穿孔
井 特 点
对于风险大的技术难题，采用两个或者多个工艺及措施加以防范，实现多 重互补。 可靠性高