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
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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
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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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