联作试油技术多媒体

第一部分联作试油技术2004年8月内容

概述测试三联作技术

酸化四联作技术压裂四联作技术

概述●常规试油(测试)工艺技术包括：油输负压射孔试油工艺、地层测试试油工艺；汽化水排液、抽吸提捞、液氮排液、纳维泵、螺杆泵、水泵排液等。●常规试油(测试)工艺技术特点：各工序相对较独立；换管柱频繁不能连续完成射孔、测试、泵排、措施等工作，容易造成地层第二次污染；周期长、成本高，安全风险大。●联作试油技术包括：射孔-测试二联作、射孔-泵排二联作、射孔-测试-泵排三联作、射孔-测试-泵排-酸化四联作(简称酸化四联作)、射孔-测试-泵排-压裂四联作(简称压裂四联作)。●联作试油技术特点：一趟管柱可以完成常规试油(测试)工艺几乎所有工作，提高了资料品质，周期短、成本低，安全风险小。二、测试三联作技术设计原理将射孔枪、MFE测试器、水力泵排液装置按设计顺序连接，并一同下入井内；伽玛定位，调整管柱，使射孔枪对准测试层；连接地面流程，座封封隔器，同时测试器打开；密封井口，憋压引爆射孔枪；进行开关井测试，洗井取样计量油水量；投泵芯泵排。技术特点在原二联作基础上增加水力泵和托砂皮碗装置，目的是增大排液量，尤其对低产层搞清液性提高产量效果较好，并起到了强排解堵疏通地层孔道的作用；一趟管柱完成射孔、测试、泵排工作，降低成本，减轻了作业强度；保护油气层，防止地层第二次污染；减少措施工作量，提高经济效益。

三联作管柱结构及工具介绍射孔井段表套定位短节滑套水力泵Φ73mm油管托砂皮碗球座监测机械压力计多流测试器锁紧接头及三支机械压力计传压孔封隔器

筛管接头轴、径向减震器人工井底油层套管枪身点火头Φ73mm油管

射孔枪：一般采用89枪89弹每米16孔，也可以采用大一些的枪弹如102枪127弹、102枪1米弹等，尽量避免采用增效弹，因为这种弹射孔时瞬间产生的高温高压较大，对仪表和封隔器有一定的破坏作用，而产生损坏仪表和封隔器失封等副作用。

点火头：环空压力经封隔器上的传压孔接头，沿着导压管向下一直到达点火头液压活塞上表面积，靠着活塞上下面积差而产生力使活塞向下移动，当活塞移动到扩径处时，活塞快速下移撞针撞击雷管而引爆射孔弹，完成射孔。还有一种点火头，没有液压部分，它是靠环空压力推动活塞而剪断销钉，活塞下面的撞针瞬间撞击雷管引爆射孔弹。

油管：一般加4-6根，主要作用是使射孔枪离封隔器保持足够距离，减少射孔冲击，保证封隔器及以上工具、仪表工作正常。另外一个作用是如果地层出砂或其他固体颗粒流出时，在筛管下留有一定存砂空间，防止过早堵塞筛管。

轴、径向减震器：减缓射孔时产生冲击波而影响封隔器密封以及保持仪表正常工作，基本与加油管作用相同。

筛管接头：沟通地层与工具内空间的通道。导压管通过此件，并与下部保持密封，使导压管下部空间与环空处于同一压力系统，为完成传压射孔提供条件。

封隔器：采用P-T卡瓦封隔器，封隔地层与环空，实现射孔、负压、单独测试的目的。

传压接头：使环空及井口压力与导压管连通，完成射孔工作。

压力计：随时记录井下压力变化数据。一般采用200-J型机械压力计，内带有阻尼器，射孔冲击时可自动关闭，正常传压时打开。可根据不同井深选择不同压量的压力计，时钟有48小时、96小时和192小时。

锁紧接头：在MFE下面相当于增加一个向下的力，当开关测试时，防止上提管柱封隔器被提松，而使环空液体进入油管内，造成测试失利。

MFE多流测试器：相当于一个井下开关阀，靠上提下放管柱完成，求产时打开，测压时关闭，并带有取样器。监测压力计：用来监测管柱的渗漏情况，如有渗漏可通过此压力计核实漏失量，获得真实产量。同时也为责任的确定提供依据。球座：投泵芯之前，首先投下密封钢球，落在球座上起到一个单流阀的作用，地层流体向上能顺利通过它，但当停排时井筒的液体不会倒灌入地层，另外还可以使恢复测压工作成为可能。油管短节：因泵芯下带1.5米左右压力计，所以在球座与水力泵之间必须留有大于1.5米的距离，否则压力计就会在球座处搁浅，造成泵芯不能入位，也就不能实现泵排。托砂皮碗、水力泵：见下，另有详述定位短节：油管短节，作为磁性定位的深度标志之用。上接头皮碗托中心管衬管0传压托砂皮碗工作原理及技术特点

在起下测试管柱时，托砂皮碗上下的液体绕过皮碗及托通过衬管流动从而达到卸压的目的；环空加压点火时同样通过衬管传递地面压力以达到加压点火的目的。

传压托砂皮碗除了具有常规托砂皮碗的托砂功能外，能够实现加压点火。同时在起下管柱时能及时平衡皮碗上下液体压力，从而降低了起油管时托砂皮碗的胶皮掉落的可能性；下油管时又不会对底部射孔枪的点火装置造成加压，提高了联作工艺的安全可靠性。1

泵筒上部6剪切销钉5液流通道喉管2高压腔室3泵体4混合腔室7密封滑套8低压腔室扩散管喷嘴工作原理及技术特点

滑套短水力泵是水力喷射泵的一种，其基本原理与传统水力喷射泵一致，通过地面泵正循环动力液，当高压动力液经过喷嘴和喉管时，在喷嘴和喉管之间形成负压，依靠这个负压把地层流体抽吸上来并随着动力液一同进入喉管和扩散管，被扩散管降速的混合液通过环行空间带到地面计量罐内，在罐内进行油水计量、取样。

滑套短水力泵除了具有常规水力喷射泵的功能外，还具有以下独特优点:

1）、负压密封机构的设计，实现了与地层测试器的配套使用。

2）、泵芯长度设计为1.1m，比传统水力泵短了2.45m，更容易实现反洗泵芯，同时在斜井中泵芯更容易到位。井号油层井段（m）层位试油方法工作制度日产量静压压力系数地层参数油(t)气(m3)水(m3)SDRK(md)G793536.2-3539.2滨四三联作测液面1490m

10.850.791.46-3.180.550.8263394.2-3402.1滨三三联作油畅3.94

19.547.61.43-2.40.713369.6-3376滨三三联作油管自喷8mm214.651023

46.421.4-1.560.7922.1X15X13364.9-3382.5枣四下三联作测液面1609m0

10.435.611.08-1.150.810.2723203.6-3214.9枣四上三联作泵排25MPa6.71

031.571.003-0.720.871.73131.3-3143.8枣四上三联作测液面1715m8.02

030.470.99-2.40.571.65G146X12289.3-2295.9孔二三联作测液面1535m3.49

022.611.01-2.030.6082.1432003年三联作测试推广应用统计表三、酸化四联作技术问题的提出

原三联作测试技术与常规负压射孔试油工艺技术相比，有较大创新，实现了射孔、测试、泵排的有机结合，但也有其一定的局限性。具体表现在：第一，由于带有MFE测试器，同一管柱不能完成酸化等措施；第二，压力计采用200-J型机械压力计，精度低，性能不稳定，直接影响资料质量；第三，管柱长较复杂，施工时容易出现各种故障；第四，对于低产非自喷井，有时地层排出液量少，造成液性不清，第五，不能实现井下压力、温度的全过程监控；第六，成本相对较高。设计原理

首先采用汽化水或气举排液方法进行负压施工，使井筒液面深度符合设计要求。调试2支电子压力计，装入托筒内，与射孔和水力泵系统在地面连接好，并一同按顺序下入井。自然伽玛和磁性定位后，调整射孔管柱，装井口采油树，投棒射孔。地层流体沿着环空和油管内空间向上流动，电子压力计记录流压、流温，反映地层原始产量的大小情况。求产结束后，上提管柱使射孔枪底部与油层顶部相隔一定的距离，然后座封封隔器，投堵塞器，洗井，地面计量油水量，确定液性。采油树关井测压力恢复，但井口要加适当压力，目的是平衡地层压力，防止堵塞器漏失。测压结束后，如泵排则投泵芯，进行排液求产，如酸化等措施，可捞出堵塞器，直接采取措施，措施后又可投泵芯排液求产。这样就完成了射孔、求产、洗井确定液性、测压、泵排和措施等一系列试油工作，可管柱结构不变，只动一次井口，即安全又减少劳动强度。工艺技术特点

①、一趟管柱可以完成试油的几乎所有工作，尤其可以进行措施改造。缩短了施工时间，节省了施工费用，安全可靠，大大减少了劳动强度。②、与原三联作管柱相比更加简捷有效，其长度缩短了三分之二。电子压力计代替了200-J型机械压力计，提高了资料品质，并且对井下压力、温度全过程监控。③、整个管柱通径较大，使酸化等措施成为可能，这是一步非常重要的技术创新。④、整个施工不换管柱、只有一次洗井也是在投堵塞器状况下施工，洗井液不与地层直接接触，避免了试油期间对地层的污染。⑤、由于射孔前井筒处于负压状态，并且未座封封隔器，这样，射孔后地层流体将沿着环空和油管内空间流动，相对于原三联作管柱，增加了环空流动空间，地层流出的液量将提高4倍，对搞清液性作用较大。四联作试油技术井下管柱结构筛管压力释放装置枪身点火头油管球座内置式压力计托筒封隔器滑套水力泵部分油管定位短节油管至井口油管定位短节水力泵滑套出口托砂皮碗球座压力计托筒封隔器筛管油管点火头射孔枪释放装置电子压力计X4减震弹簧母扣托筒本体结构特点：①、内径较大（ф50mm），可通过射孔投棒完成射孔作业及进行酸化等措施改造。②、最多可安装4支电子压力计，配备有防震装置，防止压力计在射孔和其他机械震动时损坏压力计。③、体积小，搬运拆装方便。④、抗内外压差及抗拉强度大，满足各种施工要求。

内置式压力计托筒结构示意图序号井号测试井段（m）泵排前原始油产量（t/d）泵排日产油量（t/d）地层压力（Mpa）表皮系数1旺321516.9-1522.10.9118.36（酸后）14.50-2.962扣48X12646.05-2653.1714.1017.4225.87-2.103扣502337.9-2366.929.760.122.67-5.104孔891400.8-1403.526.8（水）未排13.67

5枣103X12715.6-2726.819.4未排27.05

62587.1-2675.08.4423.0226.06-2.12003年现场应用7口井11井次，全部获得成功从表中数据可以看出，地层表皮系数为负值，属于超完善地层，说明没有造成油层污染。泵排前后产量提高幅度较大，旺32井酸后泵排求产达到日产油18.36t，比原始产量增加了20倍。对本井区来说，扩大了优质储量范围，是大港勘探工作的一项重要成果。

现场推广应用情况问题的提出

水力压裂是改造油气层措施中常规的也是最有效的方法之一。一般情况下，压裂措施层原始产能较低，压后能依靠自身能量连续自喷的层不足30%，大部分压裂层必须通过汽化水排液、液氮排液等来完成排液工作，这些常规排液方法不但排液时间长、费用高，而且由于施工时泵压高，使井筒液体容易被压入地层，对地层造成伤害。如果压裂后起出压裂管柱再下水力泵管柱，最少需用24小时，这样未排出的压裂残液在地层中产生沉淀，造成更大污染。所以基于上述原因，要求我们研制出一套压后能连续快速排液的新方法，以减少地层污染，最大可能地提高油气产能，真实体现出地层产能的本来面貌。四、压裂四联作技术研究思路

经过我们调研、筛选各种排液技术，目前要实现压后快速排液求产，最可行的方法之一是水力泵随射孔、测试管柱一同下入井内。这样，一趟管柱即可完成射孔、测试，也可完成压裂及泵排施工，简称压裂四联作。具体管串结构为（从下至上）：压力释放装置→枪身→点火头→筛管→投球丢枪装置→部分油管→封隔器→内置式压力计→单流阀→托砂皮碗→压裂水力泵→油管。现场施工步骤为：（1）在井筒负压状态下，把管柱下入井内；（2）射孔定位，调整管柱，装采油树，投棒射孔；（3）下试井压力计监测液面上升情况，同时井下电子压力计随时记录着流压和流温，反映地层原始产量的大小；（4）上提管柱，完成压裂深度，座封封隔器，投堵塞器，洗井确定液性和油水量，关采油树闸门测压力恢复；（5）捞堵塞器，封隔器试压，投球正蹩压丢枪，进行压裂施工；（6）反蹩压洗井，投泵芯排液。采用3″油管压裂，底部位置与所压层顶部要大于50米距离，保证地层液携砂时有充分的沉淀时间，防止卡管柱和卡泵。技术要求1、研制3″带反循环装置的水力泵，具有耐磨性，无死角存砂空间，全通径并且有足够大的内径（>Φ62mm）。2、丢枪装置工作可靠。3、托砂皮碗能托固体颗粒，内径>Φ62mm。4、单流阀内径不小于Φ50mm，密封可靠。进展情况

目前已完成了压裂水力泵、托砂皮碗、丢枪装置的整体设计、零部件制图、机加工以及室内试验工作，并经试验达到了预期设计要求，满足了现场实验的条件，如果有压裂井即可投入现场应用。管柱结构及各工具介绍人工井底油层套管点火头Φ73mm油管Φ73mm油管筛管压裂水力泵枪身表套压力释放装置定位短节射孔井段投球丢枪装置封隔器内置式压力计单流阀托砂皮碗

1、压力释放装置：相当于一个密封空筒子，射孔瞬间产生的高压打开筒子，使压力得以释放，缓解对封隔器及压力计的冲击。

2、点火头：投棒式引爆射孔的点火头。

3、丢枪装置：需压裂时，从井口投入钢球，钢球落到限位套后，井口加压剪断6棵剪切销，压力推动限位套向下运动并释放下接头上的卡爪，射孔枪在重力和压力推动下释放到井底（如下图动作过程所示）释放落井限位套控制卡爪投球加压钢球底部射孔枪初始状态剪切销限位套卡爪销钉剪断限位套下移限位套与射孔器一同下落卡爪松脱下落

4、封隔器：采用带水力锚的RTTS卡瓦封隔器，并且上部配有旁通阀。

5、内置式压力计：测取压裂、泵排、压力恢复等施工的井下压力温度数据。

6、单流阀：目前有球座式和投捞式两种。投捞式比较科学，密封较可靠，投下去可以再捞出来，而球座式的密封球一旦投下去就无法取出。

7、托砂皮碗：与三联作和四联作使用的托砂皮碗结构相同，只是压裂时为了降低摩阻设计的内径较大。

8、压裂水力泵：结构示意图如下图所示其特点是本身带有反循环功能。压裂时密封滑套处于上行点，这时循环孔关闭；压裂结束环空打压，依靠面积差产生向下力使密封滑套下移而剪断销钉，这时循环孔打开，进行洗井；投泵芯座在密封滑套内开始泵排施工。喉管1

泵筒上部2高压腔室3泵体4混合腔室5地层液流通道喷嘴7剪销孔扩散管8密封滑套6循环孔

第二部分硫化氢防护内容概述硫化氢的来源和特性含硫化氢井设备的腐蚀与防护硫化氢防护演习硫化氢对人体的危害、急救与护理含硫化氢井井下作业施工安全注意事项一、概述我国现已开发的油气田不同程度地含有硫化氢气体,有的含量极高。如四川石油管理局含硫化氢气田约占已开发气田的78.6%,其中卧龙河气田硫化氢含量高达10%,大港油田硫化氢含量16.5%，华北油田晋县赵兰庄气田,硫化氢含量高达92%。硫化氢是仅次于氟化物的剧毒、易致人死亡的有毒气体。一旦含硫化氢气井发生井喷失控,将导致灾难性的悲剧。如华北油田的赵48井,试油起电缆,诱发井喷失控,纯硫化氢气体大量喷出,当场7人死亡,数人中毒，造成20余万人的大逃亡。四川的垫25井井喷失控,硫化氢气体迫使方圆数公里百姓弃家逃难；硫化氢气体不仅严重威胁着人们的生命安全,造成环境的恶性污染,同时,它对金属设备、工具及用具也将造成严重的腐蚀破坏。硫化氢的来源

硫化氢是由硫和氢结合而成的气体,硫和氢都存在于动植物的机体中,在高温、高压及细菌作用下,经分解可产生硫化氢。对油气井硫化氢的来源,可归结于以下几个方面:1．热化学作用于油层时,石油中的有机硫化物分解,产生硫化氢。因地层埋藏越深地温越高，这样,硫化氢含量将随地层埋深增加而增加。如井深2600m,硫化氢含量在0.1～0.5%之间,而井深超过2600m或更深,则硫化氢含量将超过2～23%。地层温度超过200～250℃,热化学作用将加剧而产生大量的硫化氢。

2．石油中的烃类和有机质通过储集层水中的硫酸盐的高温还原作用而产生硫化氢。

3．通过裂缝等通道,下部地层中硫酸盐层的硫化氢窜入井眼。因底水运动,将含硫化氢的地层水推人生产井而产生硫化氢。

4．油气井井下作业中,硫化氢的来源主要有:

（1）某些泥浆液处理剂在高温热分解作用下,产生硫化氢；（2）泥浆液中细菌的作用产生硫化氢；（3）含有硫化氢的层产生硫化氢。二、硫化氢的来源和特性硫化氢的特性

硫化氢气体又称之为酸性气体,了解并熟知它的特性,才能有效地预防硫化氢的侵害,保证井下作业的安全。

1．剧毒:其毒性仅次于氟化物,是一种致命的气体。它的毒性为一氧化碳(CO)的5～6倍。它对人体的致死浓度为500ppm,在正常条件下,对人的安全临界浓度是不能超过20ppm。

2．它是无色气体,沸点约为-60℃。

3．硫化氢的相对密度为1.176,比空气重,因此,在通风条件差的环境,它极容易聚集在低凹处。

4．硫化氢在低浓度(0.3～4.6ppm)时可闻到臭鸡蛋昧,当浓度高于4.6ppm,人的嗅觉迅速钝化而感觉不出硫化氢的存在。

5．当硫化氢的含量在4.3～46%时,在空气中形成的混合气体遇火将产生强烈的爆炸(甲烷爆炸浓度5～15%)。

6．硫化氢的燃点为260℃(甲烷为595℃),燃烧时为蓝色火焰,并生成危害人眼睛和肺部的二氧化硫。

7．硫化氢可致人眼、喉和呼吸道发炎。

8．硫化氢易溶于水和油,在20℃、1个大气压下,1体积的水可溶解2.9体积的硫化氢,随温度升高溶解度下降。

9．硫化氢及其水溶液,对金属都有强烈的腐蚀作用,如果溶液中同时含有CO2或O2，其腐蚀速度更快。三、含硫化氢井设备腐蚀与防腐

硫化氢不仅对人体有致命的危害，对油田的管材、设备也可以造成很大的破坏。例如：四川双龙构造十一号气井，钻至井深4100米时发生井喷，当时使用的是31/2"X-95钢级的钻杆，天然气中含硫化氢4.73-4.89毫克/升,气井中产水含硫化氢356～487毫克/升。钻具因氢脆断裂无法压井，被迫完钻。硫化氢腐蚀的两种类型硫化氢对铁金属的腐蚀主要是两种：失重腐蚀（也称电化学腐蚀）和硫化物应力腐蚀（破裂）。（一）失重腐蚀失重腐蚀实际上是硫化氢在有水的条件下在金属表面产生的电化学反应。Fe+H2S→FexSy↓+2H其中FexSy有几种形式。如FeS，Fe2S3。这个反应要在有水的条件下才能成立。干燥无水的情况下，硫化氢不产生腐蚀，因为只有在水的情况下，才有硫离子存在。H2s→H++HS-HS-→H++S=生成物FexSy是一种疏松的物质，因此这种腐蚀对钢材产生破坏作用。失重腐蚀使钢材产生蚀坑、斑点和大面积脱落，造成设备变薄、穿孔、强度减弱等现象，甚至造成破裂。关于硫化物应力腐蚀的机理，有人曾做过如图1-2所示的实验，将钢塞和钢套合上，之间留有极微小的问隙，并将间隙接上压力表，封死间隙，将整个装置浸人硫化氢溶液中，相当长时间后，在压力表上有压力显示，这说明硫化氢溶液使金属的间隙中产生了压力（应力）。

图1-2氢原子在金属内造成内压的实验2、硫化物应力腐蚀破裂的五个特征1）断口平整，不存在塑性变形，象陶瓷断口；2）主要发生在受拉应力时，断口主裂纹与拉力方向垂直；3）硫化氢应力腐蚀破裂多发生在设备使用不久，属于低应力下破裂；4）硫化物应力腐蚀破裂往往是突然性断裂，没有任何先兆；5）裂源多发生在应力集中点。硫化氢溶液钢塞钢套压力表（二）硫化物应力腐蚀1、硫化物应力腐蚀破裂的机理图1-1硫化物应力腐蚀机理示意图

如上图所示，硫化氢在金属表面有水的条件下，先对金属产生失重腐蚀，使金属表面产生斑点，蚀坑，同时，也使金属表面的水中存在大量氢原子，这些氢原子在一般条件下绝大部分会结合成氢分子，但在水中硫化氢和HS-的浓度较大的情况下，就大大阻止了氢原子结合成分子的速度，使金属表面存在一定浓度的氢原子，这些氢原子中的一部分就渗入到金属的内部,在有缺陷的地方聚集起来，结合成氢分子。氢分子所占的空间比氢原子所占的空间要大20多倍，这使金属内部形成巨大的内压，即在金属内部形成很大的内应力。如果金属是软钢（20号以下的低碳钢）质地就会变硬，表面会出现氢泡。如果是高硬度的钢就变脆，延展性下降，出现破裂。影响硫化氢腐蚀的因素

影响硫化氢腐蚀金属的因素主要是温度、溶液的PH值和金属自身的性能（金相组织及硬度）。

1、温度对硫化氢腐蚀的影响前面已经讲过，失重腐蚀实际上是一化学过程，一般地说，化学反应速度是随温度的升高而加快，随温度的降低而变慢，因此失重腐蚀的速度是随温度升高而增加的，随温度下降而变缓。这就是为什么在潮湿、高温环境的金属会最快被腐蚀掉的道理。对于温度对硫化物应力腐蚀的影响，有人做过这样一组试验，在相同的硫化氢环境，但温度不同的情况下，对金属进行破坏试验，将试验的数据绘出如图1-3所示的曲线。可见，在25℃左右，金属被破坏所用的时间最短，硫化物应力腐蚀最为活跃。温度很低（＜-5℃时，氢的扩散速度慢，不会有明显的硫化物应力腐蚀，温度很高（>90℃）,氢的扩散速度极大，反从钢材中逸出，也不会发生硫化物应力腐蚀。图1-3硫化物应力腐蚀与温度的关系

2、溶液PH值的影响

随着溶液PH值降低（酸性增大）,腐蚀增加，当PH<6时，硫化氢应力腐蚀严重，当PH>6时，产生一般腐蚀。此外，如果溶液中含有氧或CO2，或两者都有时，硫化氢对钢材的腐蚀速度会大大增加。

3.钢材性能与硫化物应力腐蚀的关系

在分析硫化物应力腐蚀破裂的机理时已知，氢原子渗透到金属内部，特别是在有缺陷，组织不匀或应力集中处，结合成氢分子。在金属内形成很大的内应力，这使原来比较软的金属变硬，而本来较硬的金属变脆，更易于破裂，一般地说，较硬的钢材容易受硫化物应力腐蚀。许多碳素钢和低合金钢硫化物应力腐蚀破裂表明，其破裂的敏感性，主要取决于钢材的金相组织，通过对钢材合理的热处理，可以得到抗硫性能良好的金相组织。硬度相同的钢材，经高温调质处理，得到一种呈均匀球形分布的索氏体金相组织，抗硫化氢性能最好。这里要特别提到，焊接件的焊口对硫化氢的硫化物应力腐蚀极为敏感，这是因为焊口处的金属组织呈马氏体态，缺陷很多，容易聚集氢原子，造成严重的氢脆。例如，四川局的威远23井，下入177.8mm(7")N-80的生产套管，对丝扣连接不放心，在连接处电焊加固，而这口气井恰好含硫化氢，井口压力大，很快就将焊口憋破，井口被抬起，引起爆炸着火，火焰高达100米。3分钟后烧倒井架，烧了44天，损失1亿元。钢材的表面情况对硫化物应力腐蚀也有很大影响。完好的表面可以均匀地分布载荷，避免出现应力集中。受损伤的表面，如腐蚀坑，机械伤痕等，受伤处就容易成为应力集中点，往往是设备断裂的裂源。因此，在硫化氢环境中的钢材设备要尽量避免损伤表面、或对设备进行冷加工，尽量减少残余应力。含硫化氢井套管及钻杆的防腐蚀措施（一）油、套管的防腐蚀措施油、套管的防腐蚀主要有两方面的措施：选择防硫化氢腐蚀的管材和采用缓蚀剂防硫化氢腐蚀管材的选择可参照下表1-1,从表中可以看出，屈服强度在52.78kg/mm2(75千磅/英寸2)以下的管材属于抗硫材料，中等强度油、套管，例如屈服强度56.3OKg/m2（80千磅/英寸2）,如要在硫化氢环境中使用，必须要控制环境。而屈服强度大于66.85Kg/mm2（95千磅英寸2）的油、套管则对硫化氢很敏感，一般不用于硫化氢的环境。表1-1油管套管备注钻杆备注H40抗硫管材,较安全的可选用区D-55抗硫钢材，较安全的可选用区J-55J-55E-75C-75C-75X-95N-80N-80可用在65℃以上井段G-105不得已才用，注意环境控制C-95C-95S-135不能用对H2S很敏感P-105P-110可用在80℃以上井段对H2S很敏感日本NKK公司在严格控制温度和环境条件下，对AC-90钢材生产的管子内外表面同时进行碎火处理，并适当控制其硬度，生产出NKAC-95和NKAC-95(含更多的铝)管材，其屈服值在66.33kg/mm2(90千磅/英寸2)以上，具有优越的抗硫化氢应力腐蚀和破裂性能，低温下也有很高的耐冲击韧性，可适用于非常严峻的含硫环境。同样，NKK95S钻杆最小的屈服值强度大于66.85kg/mm2（95千磅/英寸2）也可用于含硫气田钻井，目前，他们正在研究和开发更高强度，屈服极限高于77.41ltg/mm2（110千磅/英寸2）的抗硫专用管材。油、套管防腐的另一方面是采用缓蚀剂，缓蚀剂的作用原理是借助于缓蚀剂分子在金属表面形成保护膜，隔绝硫化氢与钢材的接触。达到减缓和抑制钢材的电化学腐蚀作用，延长管材和设备的使用寿命。现常用的缓蚀剂有康多尔,PA23(外国产)等。采油（气）井加入缓蚀剂一般是从油、套管环空注入，在井底与生产液（气）混合后经过油管。（二）钻杆(或油管)的防腐蚀措施油田最易受硫化氢腐蚀的设备当首数钻杆，这不仅是因为钻杆是运动件，受到拉、压、冲、扭等载荷，而且钻杆的工作环境十分严峻。因此对钻杆的防护就十分突出，其防腐措施主要有以下几方面。

1、合理选材浅井和中深井用低硬度钻杆，要避免用高硬度钻杆，避免使用有机械伤痕及冷加工的钻杆，对焊接件的焊缝与热影响区，要进行先猝火，再回火的调质处理，使硬度小于HRC22。

2、控制钻杆环境如果实际中必须使用高硬度钻杆时，就必须控制钻杆环境：

1）钻井液PH值大于10,这样可以中和可能出现的硫化氢，方法是加入碱性物质如NaOH,Ca(OH)2,Na2CO3

原理：

H2S+NaOH==NaHS+H2O

NaHS+NaOH==Na2S+H2o2）使用钻井液除硫剂例如碱式碳酸锌〔3Zn(OH)2〕ZnCO3〔3Zn(OH)2〕ZnCO3+4H2S==4ZnS↓+CO2+7H20

生成物ZnS沉淀除掉了硫。

3）有条件尽可能使用油基泥浆

3、采用内涂层钻杆使用时要注意保护好内涂层，限制钢丝绳和各种工具在钻杆内作业，如必须作业时要限制工具在钻杆内的线速度小于30米/分；避免铁器插入管内移动钻杆；井温超过94℃时，保证适当的洗井液不断循环以防涂层老化，用完钻杆后用水冲洗。

4、使用涂氧剂。

5、对钻具进行探伤检查。四、硫化氢防护演习为了使井场上所有施工人员都能够高效地应付硫化氢紧急情况,井下作业施工队伍应每周进行一次硫化氢防护演习。当听到硫化氢报警器发出警报时,应采取下列步骤:1．所有人员都要立即戴上防毒面具,将所有的明火熄灭,不必要人员要全部撤离到安全地带。

2．保证至少2人在一起工作,防止任何人单独出人硫化氢污染区。

3．封锁井场大门,并派人巡逻。在井场门口插上红旗,警告在井场附近有极度危险。

4．迅速将紧急情况通知上级及地方有关部门,必要时,应协助危险区域的居民疏散。

5．为保持井场安全,未经许可,无关人员禁止进入井场。五、硫化氢对人体的危害、急救与护理一、硫化氢对人体危害的生理过程硫化氢被吸入人体,通过呼吸道,经肺部,由血液运送到人体各个器官。首先剌激呼吸道,使嗅觉钝化、咳嗽,严重时将被灼伤;眼睛被刺痛,严重时将失明；剌激神经系统,导致头晕丧失平衡,呼吸困难；心脏加速跳动,严重时,心脏缺氧而死亡。硫化氢进入人体,将与血液中的溶解氧发生化学反应。当硫化氢浓度极低时,它将被氧化,对人体威胁不大;而硫化氢浓度较高时,将夺去血液中的氧使人体器官缺氧而中毒,甚至死亡。二、硫化氢中毒症状

1．急性中毒吸入高浓度的硫化氢气体会导致气喘,脸色苍白,肌肉痉挛。当硫化氢浓度大于700ppm时,人很快失去知觉,几秒钟后就会窒息,呼吸系统和心脏停止工作,如果未及时抢救,会迅速死亡；而当硫化氢浓度大于2000ppm时,人体只需吸一口硫化氢气体,就很难抢救而立即死亡。

2．慢性中毒人体暴露在低浓度硫化氢环境(如50～100ppm)下,将会慢性中毒,症状是:头痛、晕眩、兴奋、恶心、口干、昏睡,眼睛感到剧痛,连续咳嗽、胸闷或皮肤过敏等。长时间在低浓度硫化氢条件下工作,也可能造成人员窒息死亡。当人受硫化氢伤害时,往往反映神志不清、肌肉痉挛、僵硬、随之重重的摔倒、碰伤或摔死。

三、硫化氢中毒的早期抢救措施与护理

由于硫化氢含量高导致中毒者停止呼吸和心跳时,如果不立即采取措施进行抢救,帮助中毒者恢复呼吸和心跳,中毒者不会自动恢复呼吸和心跳,将会在短时间内死去。因此,必须采取正确方法对中毒者实施抢救。（一）硫化氢中毒的早期抢救措施

1、进入毒气区抢救中毒人员之前,自己应先戴上防毒面具,否则,自己也会成为中毒者

2、立即把中毒者从硫化氢分布的现场抬到空气新鲜的地方。

3、如果中毒者已经停止呼吸和心跳,应立即不停地进行人工呼吸和胸外心脏按压,直至呼吸和心跳恢复或者医生到达,有条件的可使用回生器(又叫恢复正常呼吸器)代替人工呼吸。

4、如果中毒者没有停止呼吸,保持中毒者处于休息状态,有条件的可给予输氧。在叫医生或抬到医生那里进行抢救的过程中应注意保持中毒者的体温。（二）护理注意事项:1、在中毒者心跳停止之前,当其被转移到新鲜空气区能立即恢复正常呼吸者,可以认为中毒者已迅速恢复正常。

2、当呼吸和心跳完全恢复后,可给中毒者喂些兴奋性饮料,如浓茶或咖啡,而且要有专人护理。

3、如果眼睛受到轻度损害,可用干净水彻底清洗,也可进行冷敷。

4、在轻微中毒的情况下,中毒人员没有完全失去知觉,如果经短暂休息后本人要求回岗位继续工作时,医生一般不要同意,应休息1～2天。

5、在医生证明中毒者已恢复健康可返回工作岗位之前,应把中毒者置于医疗监护之下。

6、在硫化氢毒气周围或附近的工作人员,都要掌握心肺复苏法(人工呼吸和心脏胸外按压法),并经常实习训练。六、含硫化氢井井下作业施工安全注意事项

1．在生产区和生活区设有固定硫化氢探测、报警系统,当空气中硫化氢的浓度达到100ppm时,能以光、声报警；

2．配备有便携式探测仪,用来检测未设固定探头区域空气中硫化氢的浓度；

3．生产区和生活区安装有风向标,要求风向标安装在人员易于看到的地方；

4．配备足够数量的防毒面具,需要时能方便拿到；

5．配备有因硫化氢中毒而进行医治的药品和氧气瓶等；

6．生产区空气中硫化氢浓度超过50ppm时,要有"硫化氢"字样的标牌和矩形红色的标志；

7．施工作业所用设备应具有抗硫性能,如井口、流程、分离器、井下油管等设备应具有抗硫性能；

8.起下作业时，用碱水边起边罐，井口安装防爆排风扇。洗井时用碱性液体洗井；

9.在井场上人员经常出现的地方，固定活物，如：井口、计量罐、生活区等。

第三部分高温高压井测试技术内容高温高压井的概念国内外高温高压井的发展简介高温高压井测试设计步骤及设计原则高温高压井测试的关键技术一、概念目前，国内外对高温高压井的概念没有做出统一的解释和规定。哈里伯顿公司规定地层压力达到70MPa，或地层温度达到150℃以上为高压高温井，斯伦贝谢、挪威能源公司规定地层压力达到105MPa以上，或井底温度达到210℃以上为高压高温井。根据我国实际情况，总公司认为地层压力≥105MPa或地层温度≥150℃、含H2S≥3％、含CO2≥3％的油气井为高压高温井。

2002年8月20日，试油测试分标委在杭州审查通过了《高压油气井测试工艺技术规程》行业标准，首次对高压井给出了明确定义：高压油气井是指地层压力≥68.9MPa（10000psi）的油气井；超高压油气井是指地层压力≥103.4MPa（15000psi）的油气井。国外高温高压井的发展简介

进入20世纪80年代，随着全球对石油及天然气需求的日益加大，而较容易的勘探目标都已突破，因此全世界的油公司都转入了对恶劣环境中进行油气勘探，恶劣环境之一就是高温高压（HPHT）井。高温高压井从钻井设计、钻井、测井、测试、试采都与普通井有很大区别。为此国际上大的油公司吸收了一部分国际性的服务公司斯伦贝谢（Schlumberger）、哈里伯顿（Halliburton）、贝克休斯（Baker）、艾克斯普洛（Expro）等，成立了国际高温高压井协会。协会以定期或不定期的方式召开研讨会，交流研讨高温高压井的钻井、测井、测试及试采技术。该协会规定：经过高温高压井的协会认可的服务公司才具备对高温高压井提供钻井、测井、试油及试采技术服务的资格。国外高温高压井实例：由德士古（Texaco）和英国石油（BP）公司共同开发的Erkine油田位于苏格兰阿伯丁东面160英里（256km），该油田于1981年被发现，测试时井口关井压力73MPa、井底压力97MPa，井底温度175℃，由于当时的开采技术受到限制，直至1994年才认真考虑开发该油田。1997年12月第一口井正式投产，由于Erkine油田的成功投产，为北海HPHT井打了开发之路，这包括后来的shearwater，puffin，Elgin和Fraklin油田。通过这些油田的钻探及开发制定了一系列高温高压井的钻井、测试、开采标准。二、国内外HPHT井的发展简介国内高温高压井发展情况（以塔里木为例）

塔里木油田是国内高温高压井勘探开发的典型。自1997年12月31日克拉2井中途测试获得高产天然气（日产气27万方）以来，塔里木油田在库车坳陷的山前构造发现了克拉2、大北2、迪那2等三个高压气田和吐孜2、吐孜3、柯深10l等高压气井，预计可落实天然气储量6000亿方。这些气田的发现为“西气东输”工程奠定了坚实的储量基础，同时通过试油测试工作也促成了塔里木高压气井测试技术的发展，基本上形成了成套技术。塔里木高压气井测试技术的发展大致经历了三个时期。第一个时期是1989年—1996年。在此期间，试油面对压力日益增高的气井的挑战，开始了相关的攻关研究。在设备配备方面，与国内厂家联合开展了70MPa测试控制头和地面测试流程的研制和国产化工作。迄止1996年，塔里木先后探明了吉拉克、英买7、提尔根、红旗1号、牙哈、吉南4、羊塔克、玉东2等八个凝析气田，这8个凝析气田的油气层埋深在4500—5500m、地层温度100－130℃、地层压力系数1.1—1.4，测试井口压力一般在25—50MPa。这类井虽然还不能定义为高温高压井，但相对于一般的油井来说其难度有明显的增加。这类井采用常规的测试工艺一般能满足试油作业要求，但也出现一些油气控制方面的问题。例如1991年轮南59井试油，测试日产气量27万立方米。放喷过程中，井口瞬间憋压达到59.5MPa，井口控制头、地面管汇多处刺漏。上提管柱实施井下关井时，控制头旋塞阀滑扣，旋塞阀飞离井口25米，造成强烈井喷。在1993年至1994年牙哈凝析气田、羊塔克凝析气田试油测试过程中也曾多次发生刺坏地面测试设备的险情。第二个时期是1997年－2000年，试油经历了由常规测试工艺向高压气井测试工艺的转变。1998年塔里木油田立题研究“库车山前超高压井测试技术”；1999年集团公司拨专款研究“高压气藏试井工艺技术研究”，形成的高压气井测试技术成功应用于克拉2、大北1等高压气井试油测试，经受了现场作业的检验。

在此期间，系统开展了山前高压气井测试技术攻关研究。在井下工具方面，引进应用了哈里伯顿公司的37/8〃RD阀及5〃RTTS封隔器，形成了测试管柱设计技术；在井口控制方面，引进应用了WOM公司的15000psi采油树，形成了高压气井采气井口配套技术；在地面计量方面，引进应用了地面测试数据自动采集系统、紧急关闭系统和紧急放喷系统，设计配套了适应高压高产气井的地面测试流程；在射孔方面，与国内厂家协作研制了破裂盘式压力起爆器和承压176MPa的射孔枪；在管柱力学分析方面，开发了应用软件。迄止2000年，随着库车坳陷天然气勘探的发展，发现了一批高温高压井。典型的高温高压深井有英科1井，井深6400m，地层温度150℃、地层压力系数2.2、地层压力129MPa；塔参1井、井深7200m（亚洲第一超深直井）、地层温度170℃、地层压力力系数1.54、地层压力106Mpa。典型的高压气井是库车地区的克拉2、20l、203、205井及克拉3、依南2、大北1等井。英科1井、塔参1井未出油气，试油的难度大大降低。但克拉2、克拉3都是高压高产气藏，地层压力系数在1.94－2.1l之间，地层压力大于70MPa，测试时井口最高关井压力达到65MPa，单井日产气量最高达到300万方。第三个发展时期始于2001年，柯深101井、迪那2等超高压气井的成功试油使高压气井测试技术得到了进一步的检验和完善。在此期间，主要是对地面测试流程进一步完善，如采用专用高压管线、引进配备金属密封的20000psi采油树等。同时，论证了MFE、APR等测试工具在超高压井的局限性，设计了以37/8〃RD安全循环阀和5〃RTTS封隔器为主体的测试管柱，进一步简化了管柱结构，提高了井下作业的可靠性和安全性。

2001年5月，完成了柯深101井试油，测试井段6354－6389米，日产油104方、日产气133799方，地层压力109.49MPa。

2002年，迪那2、1l、22、202、201等超高压气井也相继进入试油测试工作。迄止2002年8月，已完成迪那2、11、22、202等四口井的试油测试，获得高产凝析气5层，日产油一般为50－100方最高达到166方，日产气一般为50－100万方最高达到218万方，地层压力在101.5—110.5MPa之间。概括地讲，井下压差控制和地面油气控制是高压气井测试的关键。经历了自1998年以来集中研究和现场作业，塔里木高压气井测试技术日益成熟，形成了包括井口压力预测、射孔液选择、射孔测试联作管柱设计、地面双翼放喷测试流程配套及管柱力学分析等多项技术的成套技术。三、HPHT井测试设计步骤及原则高温高压井测试技术的难点分析

1、井筒安全问题高压气井测试作业对井筒条件有三个方面的特殊要求：其一，套管应具备较高的气密封能力和抗外挤强度。高压气井为控制合理的测试压差，一般都需要降低压井液密度后再射孔—测试联作试油，在顶替压井液的过程中有可能发生气层窜入井筒或套管在地层高压作用下外挤变形；特别是在求产过程中若因封隔器或管柱漏失造成气流窜入井筒，再经套管窜入浅表地层，其后果更为严重。其二，要求测试作业液的热稳定性、悬浮性及流变性能适应高温深井长时间产能测试的要求，避免卡封隔器的事故。

2、井下工具的可靠性塔里木高压气井井深、压力高、气产量高，一些过去常用的测试工具已不能适应测试作业的要求。例如PT型卡瓦封隔器密封承压仅为35MPa，而且只能单向承压，MFE测试阀通径太小，不适于高产气井；LPR-N阀开关的可靠性受到高压的制约等等。因此需要引进或开发新的井下工具，满足高压高产测试的要求。

3、井口及地面的控制问题要求测试井口和地面测试流程承压能力高、密封可靠，密封件应具有较好的高温稳定性和气密封能力。求产时，控制井口流压的难度也很大，若节流油嘴太小，井口压力过高，一旦失控就会带来灾难性后果；若油嘴过大，测试压差过大，又可能引起地层大量出砂，造成携砂气流刺坏井口及地面设备的事故。一个新的问题是高温高产气流使地面设备的温度环境升高而密封能力下降。现场发现，当高压高产气流的地面温度80℃以上时，高压由壬的橡胶密封极易发生刺漏。

4、测试设计问题第一，设备的选择：承压等级选低了，施工不安全；承压等级过高，又加大了作业成本。第二，测试方案的确定：在压井液、射孔液、入井管材的选择及测试工作制度的确定、压井方式选择等方面都需要根据高压高产气的特点进行统筹考虑。要做到合理选择测试设备、确定合理的测试工作制度，必须科学预测测试产量和井口压力。然而，这对于新区的探井是比较困难的。5、资料录取问题高压高产气井，管柱内气体流速很高，节流效应显著。由于管柱设计不可能将压力计对准气层中部，压力计所记录的并不代表真实的地层流动压力，必须消除管柱节流效应的影响。

6、产能评价问题截止目前，产能试井时有时出现了求产过程中井底流压上升的异常现象，试井评价求得的表皮系数较高，而且随开关井呈递减趋势。利用试井录取资料不能建立相关性较好的产能曲线，计算的气井无阻流量也不能反映井的真实产能。对于这些有悖于常规理论模型的现象，必须充分考虑高压高产气井高速非达西流及变表皮的影响，研究新的产能评价方法。高温高压井测试设计基本步骤

要保证高温高压井测试施工安全顺利完成，必须在测试前进行一系列周密的准备，而测试设计是施工前准备工作的最重要内容，是不可或缺的一环。对不同地区、不同井次测试设计有不同的标准和要求，总结归纳国内外高温高压井的测试设计，一般情况下分为6个步骤：

1、了解掌握测试井的基本数据包括井别、地理位置、构造位置、井位坐标、地面海拔、油补距、钻井日期、完钻层位，完钻井深，人工井底，井深结构，井斜数据，地层压力，井底温度，待测层基本数据，储层物性，分层情况，测井数据等。

2、测试地质设计主要包括试油气地质目的，测试层段及选择依据，流体性质判别，测试要求等。

3、测试工程设计主要包括设计原则，地面流程设计，地面监测系统设计，地面紧急关闭ESD系统设计，井下管柱设计、封堵位置选择，射孔优化设计，封隔器的选择等。

4、测试计算主要包括测试工艺计算，射孔工艺计算，井口及井底压力计算，管柱力学计算等。

5、测试施工前的准备工作主要包括井筒及压井液的准备，下井工具准备，井口及地面流程准备，其它设备准备，试压准备，安全准备，应急措施，施工过程中压力控制等。

6、测试施工程序及HSE要求主要包括施工过程的各种记录，环境保护及安全规定等。高温高压井测试设计原则

1、国外公司高温高压井设计原则国外石油公司虽然对高温高压井测试的理解和定义有所不同，但其测试设计却有很多相似之处，其中以斯伦贝谢公司和哈里伯顿公司的测试设计最具有代表性。

1）斯伦贝谢公司对高温高压井测试设计原则斯伦贝谢公司认为，要保证测试成功，必须具备4个条件，即完善的计划、可靠的设备、高素质的人员和严密的测试程序。但高温高压井测试有一定的局限性，如工程条件限制，温度限制，压力限制等，同时对高温高压井测试还需要满足以下条件：

·温度、压力和产量的预测；

·极限温度的计算（设计时考虑极限温度对设备的影响）；

·油管柱的计算和温度校核。

2）哈里伯顿公司对高温高压井测试设计原则哈里伯顿公司对高温高压井测试设计主要包含13个要素：

·井眼条件的影响；

·测试技术先进性、可靠性、适应性和经济性的考虑；

·测试工具试验；

·含H2S条件下的设备材质要求；

·材质的选择要求；

·橡胶件的选择要求；

·测试泥浆设计要求；

·在低于压井液密度条件下测试；

·工具设备试压要求；

·固井问题；

·工作管串强度、安全系数和磨损情况；

·测试设计的关键条件；

·管串设计、计算和要求。

2、国内高温高压井设计原则在国内，随着高温高压井数量的增多，人们对这些井的认识也逐渐加深，尽管对于不同的地区，压力、温度异常有着不同的特点，但测试设计考虑的问题是一致的，因此测试设计也日趋规范化、系统化。

1）基础数据测试设计基础数据的主要作用是为现场施工全面了解井况提供依据，在深井测试设计中必须具备以下主要内容：①井的概况井别：地理位置、构造位置、井位坐标、地面海拔、方补心、油补距、钻井日期、完钻日期、完钻层位、完钻深度、人工井底。②井身结构要标明表层套管、技术套管、油层套管、特殊结构井的尾管：所用钻头直径、钻至井深；各级套管外径、壁厚、钢级及下深；水泥返高，固井试压情况，固井质量。要求附件：a.井身结构基本数据表

b.各级套管固井质量评价表

c.标准井身结构示意图③井斜数据井斜深度，最大井斜、方位④地层压力、温度数据依据钻井dc指数监测和测井解释的压力解释等成果陈述全井分段地层压力、地层温度及压力梯度、温度梯度。要求附件：全井分段地层压力、温度预测数据表⑤钻井泥浆漏失数据标明钻井过程泥浆漏失井段、漏量及堵漏过程使用的堵漏剂名称、物理性质及数量。

2）测试地质设计测试地质主要内容包括：测试目的要求、测试层段选择依据、测试段储层性质及储层流体性质分析预测。①试油气地质目的及要求

a.地质目的陈述

b.资料录取要求

c.安全施工要求

d.测试方式要求②测试层选择依据根据钻时、泥浆、气测录井、测井、岩芯、物性分析、构造分析、生储盖分析等资料结合固井质量及深井、超深井的试油技术的复杂性，针对测试层段储层物性、油气显示、裂缝及微裂缝发育状况、电性特征，测试段储层钻开裸露泥浆浸泡时间及相应钻井液性质对储层可能伤害程度进行详细描述及评价。③流体性质分析流体性质分析对深井、超深井测试中的工艺选择、技术要求有着极为重要意义。储层流体性质分析主要根据钻井过程泥浆出口槽面变化，气测全烃含量、录井岩屑显示、测井特征曲线分析等资料详细阐述储层流体性质判断依据。若发现有害性气体（H2S、CO2），必须要重点说明气体类型、含量及样品收集条件。要求附件：油、气、水化验分析数据表④测试工作制度及时间确定依据地层测试主要地质目的、储层物性特征及流体性质判断，结合测试复杂井筒及地面放喷环境条件进行开关井次数、时间确定及测试压差确定。常温常压井地层测试一般采用二开二关测试制度，初开目的是较大压差下短时开井实现疏导产层导流通道的目的，初关资料用于求取原始或目前地层压力；二开目的是求取产层段产能、液性资料，二关资料用于求取储层物性特征参数。甚至为满足地质目的还可以设计多次开关井测试制度，但深井、高温高压环境条件下很难做到这一点，主要限制因素：第一是井下测试工具受力复杂、负载大，准确的井下开、关井操作难度大；第二是直接交替改变井下工具工作状态，对工具密封件保护不利。从国内外高温高压井测试实际分析，井下开关井操作多采用一开一关方式，并且关井时间一般为4～12小时，开井时间4～8小时。测试压差的控制间顾诱喷、储层物性、泥浆漏失情况及测试管柱允许陶空深度而确定，一般对高压低渗透地层测试压差可以相应加大，对裂缝型高渗、泥浆大量漏失层要适当减小测试差，以免较大生产压差下，诱导大量漏失泥浆、地层砂产出造成测试工具、井口节流部位损伤或颗粒聚集堵塞。通过对国内11口深井、超深井测试实际施工状况调研分析：确定深井、超深井测试工作制度设计的基本原则如下：

a.高温高压测试井下采用一开一关方式。

b.低渗透层开关井时间选上限值，裂缝发育的高渗透层选下限值。

c.测试压差确定为10～25MPa，低渗透层选上限值，裂缝性高渗透、泥浆大量漏失层选下限值。

d.射孔一测试联合作业，执行射孔负压差优化结果。

e.若未达地质目的的可通过地面井口开关井方式予以补充。

f.若无自喷能力，可适当延长井下开、关井时间。

3）地层测试工程设计原则①测试方式选择

a.若无特殊地质要求或工况条件限制，应测试一层、封闭一层，逐层上返。

b.尽可能在低于压井液密度条件下进行负压射孔测试联作。

c.测试时间较长或测试后直接转采应采用无固相射孔液。②地面流程设计地层测试地面流程设计原则上要按测试工具起下、坐封、放喷求产、关井、压井等不同工作状态下井口装置、坐封流程、放喷求产流程及设备、压井流程，按地面连接顺序进行详细依次排列，并要求标明各连接工具管线、设备名称、规格、允许额定压力，以确保现场地面流程顺利安装和工作状态下额定承压能力分析。要求附件

a.起下测试管柱时井口装置示意图

b.求产时井口装置示意图

c.座封流程示意图

d.放喷管线示意图

e.压井流程示意图③地面监测系统设计采用温度、压力传感器及数据自动采集系统，要求能够及时了解放喷求产、关井状态下地面关键部位的压力、温度变化情况，为现场指挥调度提供依据。关键点位置：井口油压、环空压力、技术套管、油层套管头压力及温度；测试数据头压力及温度；二级油嘴管汇下流压力及温度，分离器压力。报警设计准则：根据井下管柱、地面井口及各级监控点位置工具（设备）额定承压值，确定各监控最大压力Pmax和最小压力Pmin及井口最大温度。要求附件：地面监测系统的连接示意图④井下管柱设计井下工具操作受工程条件（压力、温度、腐蚀性气体出砂）的限制，测试井下管柱设计要根据测试地质目的，在满足资料录取的基础上，要求管柱结构越简单越好。设计中要求对主要测试工具名称、作用、允许额定压力抗腐蚀性能进行详细描述，并依照至上而下连接顺序编制测试管柱结构数据表，主要内容为连接件名称、规格、内径、连接扣型、下入深度。测试管柱设计不仅要具备操作方便、灵活条件，而且必须具备应急功能。如防止遇阻功能、解卡功能、双重方式控制的压井功能、测试一射孔联作中双重方式射孔引爆及延时功能。要求附件：测试井下管柱示意图

⑤测试施工计算深井高温高压条件下地层测试井下管柱、地面井口、放喷流程，都将随测试井工况变化而产生很大、而且复杂的应力，所以设计中科学计算管柱不同工况下的应力变化是测试工艺成功的关键。

a.井口最高压力计算井口最高压力计算对测试过程选择采气井口，测试施工力学计算都是极为重要的参考参数，所以设计中必须进行预测。

b.井口温度的预测在温度的变化下，井内测试管柱产生伸长或缩短，将分别对封隔器产生向下或向上的力，对于插管封隔器，要确定插管长度，必须计算温度效应，才不致于将插管座推动或使插管抽出插管座。对于固定式封隔器必须计算温度效应会产生多大的力，这个力是否会使封隔器失封（产生向下或向上的位移），要计算温度效应，井口温度是一个非常重要的参数。测试时的井口温度与油气产量有关，而测试前并不知道油气产量，预测井口温度比较难。

c.测试管柱力学分析计算分析管柱的受力、应力和变形涉及到流体力学、固体力学、非线性微分方程等多学科的基础理论和求解方法。在不同的工况下，管柱受力大小和沿管柱轴线的分布是不同的。特别在高温、高压产气井中，管柱承受的内压、外压、轴力、弯矩在测试过程中随环境压力、温度的变化而改变，所以施工计算中必须模拟多种工况（井口高产条件下应急关井、射孔、低产、高产等）进行如下五方面力学计算：第一、载荷计算分析；第二、管柱上各点应力分析和强度校核；第三、管柱的轴力及弯矩计算分析；第四、园管中流体粘滞摩阻及压力梯度计算；第五、管柱的变形分析。并根据力学分析计算提供不同工况下的施工作业参数，以指导现场施工操作。针对高温高压井的特点，还应考虑：

a.套管磨损的套管抗内压强度评估和抗外挤强度评估；

b.顶替射孔液过程中套管外挤力的变化，评价射孔液密度设计的安全合理性；

c.对于长期试采或者是投产的井进行气体冲蚀计算；

d.依据强度校核和变形（伸长或缩短）计算，提出管柱最佳组合建议；

e.根据管柱应力分析确定射孔-酸化-测试联作的施工泵压、环空平衡压力等施工参数的安全值。⑥应急措施设计针对地层测试施工过程每一道工序（工具下井、坐封、射孔、生产、关井测压、解封、压井、起管柱拆装井口等）可能发生的意外情况进行应急措施预计，确保现场紧急条件有条理施工，顺利排除险情。四、

高温高压井测试的关键技术测试射孔液、压井液的确定

为了避免高密度泥浆增大封隔器压差和射孔二次污染，先用中、低密度的射孔液（无固相或泥浆）替换原钻井泥浆再下入射孔测试联作管柱，一趟完成射孔和测试作业，测试结束后用原钻井重泥浆压井。这样，既避免了测试压差过大导致封隔器失败，也降低了压力引爆射孔及实施井下开关井的操作压力。在原钻机作业条件下，为节约配制无固相压井液的费用，也可采用中、低密度泥浆作为射孔液。要求泥浆的热稳定性、悬浮性及流变性应能适应高温深井长时间测试的作业要求，避免埋卡封隔器的事故。如何确定射孔液的密度，一般应遵循三个原则。其一，满足封隔器承压能力。在射孔测试联作条件下，根据测试垫的密度设计射孔液的密度，测试压差应小于封隔器工作压差；其二，满足替液作业的安全要求。用中、低密度的射孔液（无固相或泥浆）替换原钻井泥浆的过程中所产生的压差将对井筒形成负压，射孔液的密度应保证地层气不经套管悬挂器处窜入井筒，更不能因替液作业引起套管在外挤力（地层压力、岩石蠕变等）作用下变形。其三，满足完井作业要求。一般来说，试油后直接转采应采用无固相射孔液；试油后封闭上返，可对原钻井泥浆作降低密度处理后作为射孔液。

测试方式选择

从射孔的角度，高压气井应优先采用射孔测试联作方式。由于射孔测试联作是在较低密度的射孔液中一次完成射孔和测试，既可以减小封隔器压差，又可以减少射孔的“二次污染”。但是也有下部已试高压气层封堵不严的特殊情况，此时由于不能进行顶替射孔液的作业，只能在压井泥浆中电缆射孔，再进行跨隔测试。从测试管柱组合的角度，高压气井一般应优先采用气密封油管测试管柱保证测试安全；但是对于一口高压气井中的预测可能为气水层、低产气层以及明确要求落实液性或者求物性下限的层段，也可采用钻杆测试加快试油速度、降低作业成本。

测试管柱设计

适用于高压气井的测试管柱大致分为四种类型。这些管柱的共同特点是设置了井下开关阀，突出了确保先从井下切断气源的思想，从而缓减了井口压力矛盾，为处理井口及地面油气失控创造了有利条件。同时选用了具有双向自锁功能的封隔器，能够承受来自封隔器上下方的70兆帕压力。这四种类型测试管柱的主要结构为：

1、射孔测试联作管柱（见图2-1）这是高压气井最常用的测试管柱，在降低压井液密度后射孔测试联作有很明显的优点。其一，可以减小封隔器压差；其二，可以缓减射孔“二次污染”。主要结构：采油树（或测试控制头）+油管