工艺技术汇报

元坝地区试气测试工艺技术目录元坝地区试气测试工艺技术元坝地质情况1元坝试气测试技术难点2元坝试气工艺技术3储层改造工艺技术4现场应用情况5测试存在问题及对策措施6元坝12元坝9元坝101元坝1元坝2元坝204元坝27元坝22元坝102元坝11元坝21元坝29元坝104元坝122元坝10元坝123元坝124元坝16元坝271元坝205元坝103H元坝121H长兴组120.2万方/日长兴组32.05万方/日长兴组53.14万方/日长兴组50.3万方/日长兴组50.55万方/日长兴组51.607万方/日长兴组上10.26万方/日长兴组下4.36万方/日长兴组124.46万方/日一、元坝地质情况元坝地区北为米仓山前缘的九龙山背斜构造带南端，南为川中平缓构造带，北东与通南巴背斜构造带相邻。从地震资料及区域构造特征分析，元坝地区位于三个大型正向构造的衔接部位，受三个构造的遮挡，构造形变弱、断裂不发育。吴家坪135.9万方/日长一段53.52万方/日长二段5.3万方/日长兴组94万方/日长兴组123.28万方/日长一段105.56万方/日元坝273元坝海相气藏特征主要储层：栖霞组、茅口组、吴家坪组、长兴组一、二段两套储层、飞仙关组二段、雷四段。岩性：灰色生屑白云岩、白云质灰岩、灰岩、含云生屑灰岩。储集类型：晶间溶孔为主，晶间孔、缝次之；平均孔隙度5.04％，以Ⅲ类储层为主，局部Ⅰ、Ⅱ类储层，平均渗透率1.25×10-3μm2，总体表现为低渗储层，储层孔隙结构以中孔细喉为主。一、元坝地质情况元坝陆相气藏特征一、元坝地质情况1）须家河组属于低孔～特低孔、超低渗裂缝-孔隙型储层。储层岩性以中粒岩屑砂岩为主，砂岩成分中，石英颗粒含量一般在55%－75%之间，最低10%，最高95%。储集空间主要有残余粒间孔、粒间～粒内溶孔及裂缝等类型。试气出气层位自上而下有：须四、须三、须二上中下、须一段共六个层段。元坝须家河储层物性分布图元坝陆相气藏特征一、元坝地质情况2）自流井组储层主要发育两套储层，分别是底部砾岩储层和中下部砂岩储层。储层孔隙欠发育，主要储集空间有残余粒间孔、粒间溶孔、晶间溶孔及溶蚀缝、微裂缝等五种类型。属于低孔、低渗致密～超致密裂缝-孔隙型储层。试气出气层位至上而下有：大安寨、东岳庙、珍珠冲段共三个层段。3)千佛崖组储层储层欠发育，含油气性亦较差。储层岩性以灰色细粒长石岩屑砂岩为主，其次为浅灰色细粒石英砂岩。元坝5-1测井解释结果，千佛崖组孔隙度为1.77%～9.32%，渗透率为（0.05～0.78）×10-3μm2，含水饱和度21%～75%。岩石学特征和测井评价元坝地区东部千佛崖组可能发育较好的裂缝—孔隙型储层。1、元坝气藏储层具有多层系，存在多压力系统，具有超深、高温、高压、高含硫特征，对测试管柱、井下工具、井口装置、地面流程的可靠性、稳定性、抗腐蚀性提出了苛刻要求，测试过程必须体现“安全、优快、环保”三个方面。油管悬挂器腐蚀油管挤毁变形地面流程的冲蚀封隔器刺漏二、元坝试气测试技术难题

2、由于气藏埋藏深，储层存在高破裂压力和高温特征、常规储层改造施工排量低、酸岩反应速度快、酸液滤失大，导致酸液的深穿透距离有限，同时部分储层由于返排不及时造成二次伤害的问题。残酸石膏沉淀酸蚀蚓孔形态二、元坝试气测试技术难题3、在构造的主体部位上裂缝和溶洞相对发育，井漏现象比较严重。在打开储层后，特别是酸压试气后对产层段进行压井作业时，地层容易再次发生井漏，处理难度大。溶孔鲕粒灰岩沿缝溶洞和体腔溶洞垂直、大倾角裂缝漏失漏失类型孔隙漏失酸蚀裂缝漏失溶洞漏失4、低渗低产储层排液求产难度大。低渗低产储层井筒积液，改造后的入井液返排率低，加大了排液求产难度。二、元坝试气测试技术难题元坝海相储层的井口装置优选结果1、井口装置的优选

结合压力、温度、腐蚀介质、施工压力情况，考虑安全和经济因素，元坝地区选用105MPaEE/FF及或140HH级采气树。采气树主副密封均采用金属密封+橡胶密封，1号总阀门与盖板法兰为整体式结构。三、元坝试气工艺技术预测井口关井压力≥70MPa的气井，采气树4号阀应采用液动平板阀。在高压下平板阀很难开关，且开关时间较长，大于5min；在高压气流作用下开关缓慢容易刺坏闸板，所以，在高压下采气树4号阀应采用液动平板阀，最大限度地缩短时间，一旦天然气泄漏，可立即关闭阀门，控制事故的扩大，终止产生的事故。105MPaFF级采气井口三、元坝试气工艺技术1、井口装置的优选140MPaHH级采气井口海相层栖霞组、吴家坪组、茅口组、长兴组、飞仙关组选用2FZ28-105/2FZ28-105液压防喷器组合，采用半封闸板+剪切闸板+全封闸板+半封闸板组合方式。雷口坡组、须家河组、自流井组、千佛崖组选用FZ28-105/2FZ28-105液压防喷器组合，采用半封闸板+全封闸板+半封闸板组合方式。内防喷工具采用105MPa×EE级旋塞阀和回压凡尔。全封半封剪切半封105MPa油管头元坝区块试气井控装置图

形成的试气测试井控技术，能够满足常规测试、酸压测试等施工需要，确保试气测试作业安全高效进行。三、元坝试气工艺技术1、井口装置的优选由于高温高压特性，深井试气对油管螺纹连接强度、密封性等提出了更高的要求。一般的API圆扣油管具有一定的气密封能力，但是当压差增大时，气密封能力变差。大量的实验和油田使用结果已经证实，原来大量使用的API圆螺纹油管与偏梯形螺纹油管涂用传统的油基脂、螺纹脂已不能满足深井的要求，所以在深井的试气中，必须使用特殊丝扣油管。元坝地区使用的Φ88.9mm油管均为气密封性能极好的BGT1扣，使用的Φ114.3mm油管为TP-EX扣，而井下测试工具采用CAS扣，悬挂器采用VAM扣，这些特殊扣型的油管与工具的使用，能很好的起到密封作用，满足该地区的试气测试。同时元坝地区试气测试采用的油管均采用防硫钢材制造，均有较高的强度和防硫化氢腐蚀作用，油管按强度分为90、110级，按防硫级别分为S、SS。2、测试油管选择三、元坝试气工艺技术3、地面优化控制流程，实现多功能作业

针对元坝高压高产含硫气井，经过多年的实践，逐步完善了地面测试流程，形成以105/70/70MPa或者105/105/105MPa三级节流为核心，包括节流控制系统、加热保温系统、分离系统、计量系统、安全快速控制系统、安全点火系统、数据自动采集系统、应急压井系统等部分，满足替喷、放喷、测试、正反循环压井、洗井、气举等试气施工要求，能够实现安全高效的放喷口点火，实现单独或共同使用测试、钻井地面流程进行正、反循环压井，实现用压裂车、钻井泥浆泵压井，确保流程安全和操作人员的人身安全；雷口坡及陆相地层选择二级节流流程。三、元坝试气工艺技术测试工具优选结果以井筒压力温度计算结果为依据，针对“三高”气井测试安全可靠的要求，在51/2″、53/4″的套管内测试优选37/8″的测试工具和RTTS-112封隔器，在7″、75/8″套管内测试优选5″的APR测试工具和RTTS封隔器。封隔器用加长水力锚，选用加强型RDS阀和RD阀。4、测试工具优选三、元坝试气工艺技术根据力学分析原理，井下管柱自重，井筒压力，温度作用下产生膨胀效应、温度效应、屈服效应、活塞效应。在这四种基本效应下，管柱发生轴向位移同时发生轴力改变。川东北气藏最大埋藏超过7000m，各个工况，必须考虑管柱的轴向位移以保证施工的安全。针对川东北气藏管柱，计算不同工况下的管柱变形于受力分析情况。封隔器上部采用400mm壁厚油管，防止管柱屈服导致泄漏：在对超深储层测试时，在测试管柱上增加上下两组伸缩短节，一组平衡酸压时降温管柱收缩，一组平衡放喷时升温造成管柱伸长，优化封隔器座封压力，并根据不同工况，控制环空压力，减少管柱在井筒中的变形。三、元坝试气工艺技术4、测试工具优选根据川东北气藏情况，优选具有全通径，承压能力及耐温能力相对较高，应用范围广的APR测试技术及配套工具。主要特点如下：（1）采用RTTS封隔器封闭环形空间，避免套管头及上部生产套管承受高压及酸性气体的腐蚀。（2）整个测试管柱全通径，在测试过程中可同时进行电缆和钢丝绳作业。（3）井下测试阀靠环空加压操作，可不动管柱进行替喷测试、负压射孔诱喷测试、常规射孔酸压测试、超正压射孔酸压测试、气举排液、循环替浆、井下开关井等试气测试作业，同一套管柱能够满足多项工艺的要求，从而也降低了封隔器失效的风险。（4）有利用进行正常压井和应急压井作业。（5）技术成熟、工艺可靠、具有时效性、经济性、安全性较高。5、APR测试技术特点三、元坝试气工艺技术根据元坝区块地震、钻井、录井、测井等资料，在研究区域的构造特征、储层砂体展布、地层压力及温度、含油气情况、储层特征等基础上，针对不同的测试目的，形成了以“超正压射孔酸压测试技术”为核心的多套优快APR测试技术。储层改造可分两种情况，一种为两步走，即先组下射孔管柱射孔后，再组下APR测试管柱进行储层改造；另一种为三联作,即组下射孔酸压测试三联作管柱，用一趟管柱进行射孔后储层改造。（1）典型的射孔管串结构：调整短节+Φ88.9mm×9.52mm油管+Φ88.9mm×6.45mm油管+定位短节+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+定位短节+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+射孔筛管+上压力起爆器+射孔枪+下压力起爆器+枪尾5、APR测试管串三、元坝试气工艺技术（2）典型的APR酸化管串结构：悬挂器+双公短节+调整短节+Φ88.9mm×9.52mm油管+Φ88.9mm×6.45mm油管+伸缩短节+油管+伸缩短节+Φ88.9mm×9.52mm油管400m+定位短节+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+定位短节+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+OMNI阀+RD安全循环阀+压力计托筒（内装电子压力计）+液压旁通阀+震击器+RD循环阀+RTTS安全接头+RTTS封隔器+尾管（3）典型的APR射孔酸化测试联作管串结构：悬挂器+双公短节+调整短节+Φ88.9mm×9.52mm油管+Φ88.9mm×6.45mm油管+伸缩短节+油管+伸缩短节+Φ88.9mm×9.52mm油管400m+定位短节+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+定位短节+Φ88.9mm×9.52mm油管2柱+OMNI阀+RD安全循环阀+压力计托筒（内装电子压力计）+液压旁通阀+震击器+RD循环阀+RTTS安全接头+油管2柱+减震器+油管2柱+射孔筛管+上压力起爆器+射孔枪+下压力起爆器+枪尾三、元坝试气工艺技术5、APR测试管串负压射孔-测试联作管柱超正压射孔酸压测试联作管柱超正压射孔测试联作5、APR测试管串三、元坝试气工艺技术

1)变径法兰、油管头、防喷器通径应大于试气作业中下入工具的最大外径，油管悬挂器外径应小于防喷器通径。禁止倒下防喷器起下大直径工具，所有起下钻作业必须在有井控设施的条件下进行，严防井喷事故的发生。2)防喷器应有远程液压控制和手动控制功能，开关灵活，按要求进行检修。

3)高压、高产、含H2S和CO2气井，循环压井前应联接悬挂器座在油管头上，顶紧顶丝，然后关闭上部的半封，进行循环压井。6、井控工艺技术三、元坝试气工艺技术4)钻台上应配备处于开启位置的内防喷工具(包括旋塞阀和回压凡尔)，底部连接丝扣与正在使用的井内管柱相适配，放在钻台上易于拿到的地方。当起下两种以上的管柱时,对正在操作的每种管柱,均有一个可供使用的球阀；冲砂、冲泥浆管柱顶部均应联接内防喷工具。起下钻过程中一旦井口外溢压井液，旋塞阀抢喷短节立即联接井内油管，关闭旋塞阀，关闭防喷器半封；若喷压太高，无法联接旋塞阀，则联接方钻杆，依靠方钻杆重量压制喷压，联接油管丝扣。6、井控工艺技术三、元坝试气工艺技术7)采用三级节流测试流程，充分利用钻井压井和节流管汇与测试流程组成压井、堵漏管网，配齐备用液控平板阀和节流阀、油嘴套和油嘴。8）在重点井、超深井、超高压井、大型酸压施工井及预测有百万方气井的测试时分别在射孔、放喷求产、解封及压井等重要工序采用压裂车值班，确保施工中出现异常情况能快速压井，控制住井口。6、井控工艺技术5)井控装置、井口装置安装好后，清水试压达到额定工作压力合格。6)含H2S层的放喷、测试，在钻台上、井口旁、循环罐、油嘴(节流)管汇、分离器等重要部位放置大功率排风扇各1台。三、元坝试气工艺技术9）压力、液面、有毒有害气体监测报警系统的配备，为及时采取地面开关井、井下开关井、循环压井等措施的及时制定提供保障。10）制定了有效的预防措施和应急预案，为试气井控提供了安全保障。元坝205井、271、273井长兴组、元陆5井自流井组珍珠冲段属高压高产高含硫井，日产天然气超100×104m3/d，对于这些高难度重点井，我们通过严格的井控技术措施和试气技术攻关、配套技术装备，安全高效地完成了这些高难度井的试气作业，有力地说明了试气测试井控工艺技术已日益走向成熟。6、井控工艺技术三、元坝试气工艺技术1）根据钻开目的层压力监测、区块对应气层的压力系数和试气过程中的资料，确定气层压井液的相对密度，其附加值为0.07～0.15；高温高压井、含H2S井的附加值取高值。降低天然气上窜速度，防止泥浆气浸。2）含H2S井，当压井液中含有硫化氢时，应通过分离系统分离直到硫化氢浓度降至安全标准，必要时，应添加除硫剂、缓蚀剂，控制压井液PH值大于9.5，对井液进行处理以除去硫化氢；在使用除硫剂时，应密切监测压井液中除硫剂的残留量。受污染液体宜安全排放或适当处理，回收的压井液进入泥浆罐或限制通风区域时，宜采取适当的人身安全防护措施。3）施工中，备有设计密度的压井液，有效用量应大于2倍井筒容积；现场应储备高于设计相对密度0.2的压井液，储备压井液量是井筒容积的1.5～2倍；备有压井液材料，其用量能配制2倍以上井筒容积的压井液；井场应有充足的水源，含H2S井的供水流量大于1000m3/d、持续时间大于24h，或满足设计要求。7、压井工艺技术三、元坝试气工艺技术4)禁止泥浆与地层水在井筒内直接接触，替浆时采用高浓度稠化水作为隔离液，避免污染泥浆卡钻。5)酸化井、严重漏失井，井下管柱上有循环孔能与地层连通，应在井口有采气树时打开循环孔，进行循环压井和堵漏压井。6)封隔器解封后应上提封隔器至循环压井深度以上，再重新循环压井液除去封隔器下面的天然气。7)在循环压井中，应逐步提高压井液密度，提高地层承压能力，防止压漏地层造成严重漏失。8)压井结束时，压井液进出口性能应达到一致，油套压为零；压井后应进行静止观察或短起下观察，以确定安全起下钻时间；高压、高产井观察时间应大于起下一趟井内管柱所用的时间，即安全起下钻时间。7、压井工艺技术三、元坝试气工艺技术

元坝探井地层压力变化大（地压系数1.01-1.96）、裂缝溶洞相对发育、破裂压力与地层压力相近、酸蚀裂缝易漏失，但管柱过流面积小，压井堵漏处理难度大。溶孔与溶洞垂直、大倾角裂缝漏失漏失类型孔隙漏失酸蚀裂缝漏失溶洞漏失RDS阀

8、堵漏技术三、元坝试气工艺技术元坝高压井，根据工具的通径，优选直径小于5mm的非纤维状堵漏材料，通过多种堵漏材料复配，形成了三级桥结堵漏浆体系：一级浓度12-18%、二级18-28%、三级28-35%堵漏浆。对预测为漏失层和酸化压裂层，应备有细颗粒堵漏剂（如超细碳酸钙、单向压力封闭剂、随钻堵漏剂）、粗颗粒堵漏剂（如核桃壳、Ⅰ、Ⅱ复合堵漏剂）等堵漏材料，每种类型的堵漏剂现场应备有一种以上，每种堵漏材料均能配制高浓度堵漏剂的堵漏压井液100m3以上。堵漏剂的长度或直径应小于测试管柱与地层连通的工具孔径、环空间距，堵漏压井液的悬浮性能稳定，防止堵漏剂聚集、沉淀造成卡钻。①一级堵漏浆推荐配方为：基浆+3%单封＋3％随钻+3％2-3mm核桃壳+5％1mm核桃壳＋1％云母片（3mm以下）。堵漏剂浓度15%，堵漏浆密度为压井泥浆密度。②二级堵漏浆推荐配方为：一级堵漏浆+3％1mm核桃壳＋4％2-3mm核桃壳＋3％4-5mm核桃壳＋3％云母片（3mm以下），堵漏剂浓度28%。

8、堵漏技术三、元坝试气工艺技术堵漏压井方案：关井测压力恢复结束后，全井筒全部或部分替入一级（或二级）堵漏浆，然后替入常规压井泥浆15-20m3于RDS循环阀以上的油、套管井筒内，打开下部RD循环阀进行堵漏压井，直至建立循环后将井压稳。8、堵漏技术三、元坝试气工艺技术胶凝酸+闭合酸压工艺技术采用了“酸蚀蚓孔”理论进行酸化优化设计（以达到最大的蚓孔穿透距离的用酸量作为优化的标准），并在此基础上形成了“前置酸+胶凝酸+后置酸”的三段式闭合酸压为特色的深度酸压主体工艺。Le四、储层改造工艺技术1、海相层改造工艺元坝地区针对高温深层高含硫储层特征优选采用的酸压工艺主要有胶凝酸闭合酸压工艺、震荡注入酸压工艺、加重酸化工艺等。胶凝酸+闭合酸压工艺技术前置酸

胶凝酸

闭合酸

解除近井带堵塞、降低地层破裂压力同时降低井筒温度，减小酸液对管柱的腐蚀速率降低酸岩反应速率，延长了酸液的有效酸蚀作用距离，有利于形成有效酸蚀作用距离较长的酸蚀裂缝在低于裂缝闭合压力条件下，低排量下注入适量酸液，进一步溶蚀近井地带酸蚀裂缝沟槽，提高近井地带酸蚀裂缝导流能力。四、储层改造工艺技术（1）储层温度较高，酸液在高温情况下对管柱的动态腐蚀较严重，优选高温抗腐蚀性能较好的缓蚀剂及其加量，同时在注入过程中保持一定的排量对管柱降温，降低酸液对管柱的腐蚀；（2）针对残酸返排可能较困难的难点，为实现本层酸压改造后酸液的快速返排，以降低施工安全风险和储层伤害，除在酸液配方上加入助排剂、起泡剂等降低表面张力的添加剂外，在工艺上采用液氮泵车全程液氮伴注；（3）形成的以“提高酸蚀裂缝长度和近井带的裂缝导流能力”为核心的胶凝酸闭合酸压工艺成功应用，实现了元坝205、元坝271、元坝273、元陆5等井的重大突破。同时该工艺已经成为元坝深度酸压的主体工艺，在元坝及其他区块得到了全面的推广应用。四、储层改造工艺技术胶凝酸+闭合酸压工艺技术针对元坝区块储层埋藏深、破裂压力梯度较高的特点，通过在注入前置酸之前采用高密度（1.8-2.0g/cm3）加重酸液来提高液柱压力，实现在井口施工限压下增加井底净压力，以增大压开储层的机率。在室内优选加重酸缓蚀剂及其用量，确保加重酸高温条件下的缓蚀效果，室内腐蚀实验结果表明，在160℃时，加重酸腐蚀速率小于28.6g/m2.h，大大降低了酸液对管柱的腐蚀，成功研制了无毒环保加重酸液体系，形成了在注入前置酸之前采用高密度加重酸液来提高液柱压力的加重酸酸压工艺。

加重酸压工艺加重酸液四、储层改造工艺技术

创造性的利用“冲击波”原理，形成了异常高破裂压力储层的震荡注入酸压工艺，该工艺利用快速提高施工压力时产生的“冲击波（压力峰值是显示值的2-5倍）”对储层应力集中不断进行释放，实现降低破裂压力目的。该工艺成功用于元坝9井，元坝9井长兴组上储层经过8次高压震荡成功压开储层。震荡注入酸压工艺元坝9井酸压施工曲线四、储层改造工艺技术冲击波压力峰值施工压力“冲击波”原理图8次“震荡”压开储层四、储层改造工艺技术2、陆相层改造工艺陆相层自流井组大安寨段，岩性以灰岩为主，选择以胶凝酸闭合酸压为主的改造方案；须家河组（须二段、须四段）、自流井组（珍珠冲段、东岳庙段）、千佛崖组先通过试挤分析，若排量能达到2m3/min以上，则进行加砂压裂，否则进行酸化改造。压裂液体系120℃压裂液配方：基液：0.55%瓜胶＋0.3%杀菌剂＋（0.5-1.5）%粘土稳定剂＋0.5%助排剂＋1.5%温度稳定剂＋0.5%增效剂＋0.12%NaOH交联剂：0.4%基液性质：pH=9-10，粘度31mPa.s（511S-1，36℃）交联性能：35″增稠，1'20″局部可挑，2‘-2'30''可挑，光滑。

元坝*井长二段地层温度高，地层破裂压力高，气产量大，产出气硫化氢浓度高，地质条件恶劣复杂，给完井试气造成了很大的难度。该井现场施工过程中，井口装置采用105MPa×FF防硫采气树、105MPa×EE级防硫四闸板，地面流程采用三级降压节流管汇、分离器、热交换器，测试工艺采用射孔酸压测试三联作。这些测试工艺技术的运用，很好的满足了该井的试气测试，取全取准了各项资料，施工质量达到了试气合同和行业标准的要求。六、现场应用实例六、现场应用实例元坝*井测试情况1）下三联作管柱、校深、拆防喷器组、座封：21012年8月19日-20日下外径89mmBG110SS油管底带射孔酸压测试联作管柱一套及SQ-89射孔枪长69.00m（DP36PYX25-6射孔弹1027发，孔密16孔/m,相位45º），电测校深，拆2级2FZ28-105MPa防喷器组，上提管柱悬重1080N，方余7.4m，正转管柱8圈，下放管柱加压200kN坐封成功，坐封深度6738.65m/6739.41m，射孔枪正对气层。2）装采气树：8月20日至21日安装KQ78/65-105、FF级防硫采气树、连接两翼高压管线，试压合格。六、现场应用实例元坝*井测试情况3）替前置酸、操作OMNI阀、验封：8月22日低替前置酸22.05m3，滑溜水2.0m3，套管打压18-22MPa，迅速泄压至0MPa，操作OMNI阀至测试位。4）射孔：8月22日油管打压40MPa，引爆射孔成功（射孔井段6811.00-6880.00m），套压平衡压力40MPa。射孔层位：长二段，射孔井段6811.00-6880.00m，射厚69m，相位45°、孔密16孔/m。SQ-89射孔枪内装DP36RDX-25-6弹1027发，实射1027发颗。5）酸压：高挤前置酸14.65m3、胶凝酸246.5m3、闭合酸20.4m3，泵压22.3-90.8MPa，排量0.8-5.6m3/min，顶替滑溜水36.5m3，泵压27.2-54.8MPa，套管平衡压力33.7-43.2MPa，伴注液氮25m3，挤深6809.73m，停泵压力19.1MPa，套压33.7MPa,地层破裂泵压91.6MPa（地层破裂压力158.7MP）；关井待酸反应34min，油压19.1↘14.28，控制套压33.7↘2.0MPa。本次酸实际挤入地层液量318.05m3，入地酸量303.6m3。六、现场应用实例元坝*井测试情况酸压施工曲线酸压施工现场照片六、现场应用实例元坝*井测试情况6）放喷排液：8月22日油嘴、针阀控制放喷排液，油压14.28-23.8MPa，套压2MPa，出口残酸232m3，期间12:55出口出气，点火可燃，火焰橘黄色，焰高10-25m，放喷口无硫化氢显示。7）求产：8月22日至23日放喷求产：①一级16mm油嘴、二级19mm油嘴，35mm孔板临界速度流量计两条管线放喷求产：油压27.02MPa，油温41.89℃，流量计1上压2.58MPa,下压1.03MPa，上流温度-6.19℃，气产量49.13×104m3/d；流量计2上压2.82MPa,下压1.16MPa，流量计上温度-13.69℃，气产量53.48×104m3/d，合计产量102.61×104m3/d。②一级13mm油嘴、二级16mm油嘴，35mm孔板临界速度流量计两条管线放喷求产：油压33.31MPa，油温44.83℃，流量计1上压2.36MPa,下压0.79MPa，上流温度-14.27℃，气产量46.51×104m3/d，流量计2上压2.28MPa,下压0.81MPa，流量计上温度-21.79℃，气产量46.1×104m3/d，合计产量92.61×104m3/d。六、现场应用实例点火照片七、测试存在问题及对策措施

对策措施：①选择加强型承压高的测试工具，加强测试工具管理，对测试工具的维修保养要认真细致，并进行探伤检测，测试工具在现场进行试压和调试合格，建立相应的使用及维修保养台帐、探伤检测报告、试压记录，提高测试工具的可靠性。②对于超深高温高压含硫气井要求使用新油管。1、地层条件恶劣、测试工具及油管问题，造成管柱断裂掉井，影响了试气施工进度2、在51/2″、53/4″小套管内测试卡钻，由于套管与102枪身间隙小，无法进行套铣，打捞枪身处理困难。对策措施：与厂家联合进行技术攻关，加工适用性强高效金刚石磨鞋，提高碾磨效果，另外今后在51/2″、