毕业设计（论文)-高温高压高含硫深井试气技术.doc

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1、中国石油大学成人学历教育 毕业设计（论文） 题 目：高温高压高含硫深井试气技术高温高压高含硫深井试气技术 年级专业：网络 2003 秋季 石油工程 学生姓名： 学 号：0350201011 指导教师： 职 称： 讲 师 导师单位： 中国石油大学(华东)石油工程学院 中国石油大学成人（网络）教育学院 论文完成时间： 2007 年 5 月 25 日 中国石油大学（华东）现代远程教育 毕业设计（论文）任务书 发给学员 1设计(论文)题目： 2学生完成设计(论文)期限： 年 月 日 3设计(论文)课题要求： 4实验（上机、调研）部分要求内容： 5文献查阅要求： 6发出日期： 年 月 日 7学员完成日期

2、： 年 月 日 指导教师签名： 学 生 签 名： 附注： 1、任务书应附于完成的设计（论文）中，并与设计（论文）一并提交 答辩委员会； 2、除任务书外，学生应从指导教师处领取整个设计（论文）期间的工 作进度日程安排表（包括各阶段的工作量及完成日期） ； 3、任务书须由指导教师填写。 审批意见： 系主任签名： 年 月 日 i 摘摘 要要 高温高压含硫深井试气是一项难度很大的技术，目前 H2S 的利用和 开发还没有成熟的技术。不断地总结超深井试气经验，引进国内外先进 试气技术和开展科研攻关是当前试气工程的一项重要任务。为此，论文 介绍了四川川东北地区高温高压含硫天然气深井试气的概况，总结了含 硫天

3、然气深井试气的特点、目前比较成熟的工艺技术与装备和当前深井 试气的工艺技术水平，对深井试气的技术难点进行了分析，提出了今后 科研攻关的方向与主要内容。并提出以下观点和认识：在深井试气中要 早期介入；试气难度最大的是关井求压；含硫天然气井试气必须全面采 取防腐技术；必须要有一整套能适应井下高温高压的井下工具、管柱与 地面设备，编制一套适合本地区超深井试气的综合设计软件。 关键词：高温高压 硫化氢腐蚀 深井 APR 测试 ii 目目 录录 摘 要.I 目 录.III 前 言.1 第一章 高温高压含硫深井试气概况与特点3 1.1 高温高压含硫深井试气定义3 1.2 四川深井试气概况3 1.3 胜利井

4、下作业公司在川东北的深井试气概况4 1.4 高温高压深井试气特点6 第二章 深井试气工艺技术7 2.1 井控设施7 2.2 地面流程工艺8 2.3 三级降压保温和分离测试技术8 2.4 测试管柱9 2.5 深穿透油管传输射孔工艺技术.10 2.6 压井工艺.10 2.7 防硫措施.11 2.8 最大关井压力预测理论.11 第三章 深井试气技术难点分析.12 3.1 抗硫化氢应力腐蚀技术.12 3.2 油管柱的气密封技术.12 3.3 关井求压技术.12 3.4 井下工具的选择与应用技术.13 iii 3.5 井口和地面测试流程的安全监测技术.13 3.6 含硫油气田安全与防护.13 第四章 高

5、含硫气藏气井压力计算方法22 4.1 气井压力测试与计算存在的问题.22 4.2 气井压力测试与计算.22 4.3 气井压力实例计算.25 4.4 气井压力测试与计算的改进方法.26 第五章 结 论.28 致 谢30 参考文献31 iv 前前 言言 20 世纪 80 年代以后，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，由于高温高 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，国际上大的油公司并吸收了一部分国际性的服务公司如：斯仑贝 谢(Schlumber

6、ger)、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，该协会对高温高压井 统一定义：把井口压力大于 70MPa(或者是井底压力大于 105MPa)、井底 温度大于 150定义为高温高压井；把井口压力大于 105MPa(或者是井 底压力大于 140MPa)，井底温度大于 175定义为超高温压井。该协会 以定期或不定期的方式召开研讨会，交流研讨高温压井的钻井、测井、 测试及试采技术。举一个国外高温高压井的实例：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(25

7、6km。)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。 随着石油工业勘探开发工作的深入，尤其是我国勘探开发步伐的加 快，钻井深度越来越大，井下情况越来越复杂。浅井、中深井所用的常 规测试方法、工艺和技术已不能满足高温高压条件下的深井测试，深井 测试的效果常常不能令人满

8、意，甚至测试失败，这些已严重影响了深部 油气藏的及时发现和准确评价，迫切需要开展针对深井高温高压特点的 深井测试研究工作。 1 第一章第一章 高温高压含硫深井试气概况与特点高温高压含硫深井试气概况与特点 1 1. .1 1 高高温温高高压压含含硫硫深深井井试试气气定定义义 高温高压含硫深井试气(国外简称 HTHP)指在恶劣条件下井的测试， 一般规定了一定的压力和温度界线。比如哈理伯顿公司 HTHP 指：压力 70MPa 以上；温度 150以上，含 H2S 或 CO2。而斯伦贝谢公司 HTHP 指： 压力 105MPa 以上；温度 210以上。原中国石油天然气总公司认定： 当地层压力大于或等于

9、100MPa 或地层温度大于或等于 150，含 H2S 大 于或等于 3%，含 CO2 大于或等于 3%的油气井的测试叫做高温高压井测 试。国际高温高压井协会把井口压力大于 70MPa(或井底压力大于 105MPa)、井底温度大于 150的井定义为高温高压(HTHP)井；把井口 压力大于 105MPa(或井底压力大于 140MPa)，井底温度大于 175的井 定义为超高温高压井。高温高压含硫深井试气由于全国各油气田井深差 异较大，目前全国没有统一的定义或标准。四川常把井深 40006000的井叫做深井，而把井深超过 6000以上的井叫做超深 井1；深井具有地层压力大，地层温度高的特点。目前国际

10、上把深井试 气叫做高温高压井测试。 1 1. .2 2 四四川川深深井井试试气气概概况况 四川油田在高温高压含硫深井试气方面开展的比较早。于 70 年代 中后期为开拓天然气勘探领域，陆续打了女基井、关基井等超深井，这 两口井都创下了当时全国最深纪录，详见表 1。由于条件限制，这两口 井试气工艺都比较简单，主要是替喷、测试、酸化等，为评价油气层取 得了部分资料。随后龙 4 井试气引进了哈理伯顿公司比较先进的井下工 具，日本 NKK 公司的 3SB 油管，美国卡麦隆公司 100MPa 的井口和加拿 大公司的油气水三相分离器等地面测试设备。试气工艺比较先进，采用 2 了油管传输射孔与封隔器完井联作工

11、艺，取到了较多的试气评价资料， 试气工艺有了较大进步。但是由于该井地层压力高达 126.18MPa，而该 井采气井口装置为 100MPa，且天然气含 H2S 为 11.1g/m3。该井无脱硫装 置，又远离城镇，既不能关井，又不能输气，反复开关井 100 多次，最 后套管破裂，被迫注水泥塞封闭。四川井深超过 6000m 的井不多，但是 井深超过 5000m 以上的井多达 100 多口，这些井的试气积累了较丰富的 经验与教训。 表 1 四川超深井试气情况表 井号 井深 试气日期 试气 层位 获气产能 1043/ 地层压力 MPa 地层温度 H2S /3 CO2 /3 女基井 601176.09.2

12、0 震旦系产水 80.7 63.59170.3 199537 关基井 717578.06.01 二叠系 4.88151.81182.05.4520.20 座 3 井 601686.05.15 寒武系 产少量地层水 111.80145.0 未测未测 龙 4 井 602688.06.06 二叠系 23.0338.90 126.18159.211.109.404 1 1. .3 3 胜胜利利井井下下作作业业公公司司在在川川东东北北的的深深井井试试气气概概况况 我公司在高温高压含硫深井试气工艺技术方面开展的较晚，只是在 2002 年 11 月份对南方勘探开发分公司所属的川东北地区毛坝 1 井进行 了首

13、次试气，采用科学试气(APR 全通径地层测试工具)的方法，对井段 为 43244352m 裸眼段进行试气。1 月 17 日用 10mm 油嘴 22mm 孔 板测试，油压 36.81MPa，日产气量 33.02104m3/d，试气结论为高产 气层。该井的试气成功，打开了中石化在川东北地区天然气勘探的新局 面，受到了牟书令高级副总裁的高度评价，赞扬我公司是“开川东北试 气先河，展胜利井下人雄风”。到目前为止，我井下作业公司在川东北 地区，深井试气 7 口井 10 层，其中完井试气 4 口井 7 层，中途测试 3 3 口井，其试气成果见表 2。 表 2 川东北深井试气成果表 井号层位井 段 m厚度

14、m测试方式油压 MPa 毛坝 1 T1f3 4323.54352.5 29APR36.81 普光 1 T1f1 5610.35666.24 55.94APR+TCP19 河坝 1 j22 4335.924530.54 194.62 HST 中途 18.31 P2c+l 4439.294843.0 403.71 APR 裸眼 0 毛坝 2 T1f3 4127.54145.0 13APR+TCP0 P2l 5311.25318.0 6.8APR+TCP0 P2c 5237.05281.6 42.4APR+TCP21.5 普光 2 T1f1 5027.55102.0 65.2APR+TCP8.2 普

15、光 3 T3x 3645.053792.99 147.94 MFE 中途 0 普光 3 T3x 3579.683853.35 273.35 MFE 中途 0 井号 日产气量 104m3/d 无阻流量 104m3/d 压力 系数 气层压力 MPa H2S 含量 g/m3 CO2含量 % 毛坝 1 33.0263.51.8982.1570.040.11 普光 1 42.475.21.1861.22192.59.1 河坝 1 3.151622.132.0994.7700 0.007251.7178.2600.02 毛坝 2 01.5161.1200 0.02351.0956.8400.01 58.8

16、8118.291.156.5237.718.57 普光 2 62.7242.637.97 普光 3 0.04451.5556.6500 4 普光 3 0.02671.5556.3500 1 1. .4 4 高高温温高高压压深深井井试试气气特特点点 (1)地层压力大，大于 50MPa。如表 1、2 所示，超深天然气井地层 压力更大，多数大于 100MPa，龙 4 井地层压力为 126.18 MPa，压力梯 度为 2.09 MPa/100m。 (2)地层温度高。如表 1、2 所示，超深井地层温度大多数大于 150。龙 4 井地层温度为 159.2，井温梯度为 2.64/100m。 (3)地层流体多

17、为天然气和地层水。不管是气或地层水，都含有 H2S 和 CO2，详见表 1、2。 5 第二章第二章 深井试气工艺技术深井试气工艺技术 通过我们的试气经验，对深井试气工艺技术总结如下： 2 2. .1 1 井井控控设设施施 由于是天然气井，应根据钻开气层的泥浆密度预测气层压力和最大 井口关井压力，选用的封井器、采气树等井控设备，其压力等级应大于 预测的最大井口关井压力。井控设备一般采用如下： (1)105MPa 防硫采气树，双翼双阀。根据所有试气层预测 H2S 最高 含量，然后根据 H2S 最高含量选择采气树的防硫级别：H2S 含量小于 50g/m3，采用 DD 级防硫采气树；H2S 含量 50

18、150g/m3，采用 EE 级防硫 采气树；H2S 含量 150200g/m3，采用 FF 级防硫采气树；H2S 含量大于 200g/m3，采用更高级别的进口防硫采气树。 (2)起下钻用耐压 105MPa 液压封井器控制防喷，防硫级别不小于 DD 级。 (3)油管公扣钻杆母扣的防硫变换接头70MPa 防硫旋塞阀组成 的防喷短节及 70MPa 防硫回压凡尔，放置于井口附近，起下钻过程中一 旦井口外溢压井液，立即连接井内油管，关闭旋塞阀，关闭封井器。 (4)试压：下套管堵塞器于第 1 根套管内，用试压泵对套管头、采 气树大四通、封井器半封及全封闸板试压 30min，压降小于 0.5MPa 为 合格

19、。试压压力为套管抗内压强度和封井器工作压力的 80%；对采气树 每个闸门试压 105MPa15min，压降小于 3.4MPa，不漏不渗为合格。 (5)根据各层的钻井液密度，备好 1.5 倍井筒容积以上的压井液。 2 2. .2 2 地地面面流流程程工工艺艺 (1)地面测试流程 1 套：自动计量，耐压 105MPa，三级降压、DD 级 以上防硫。 (2)安装地面试气流程 5 条： 6 测试流程一条：井下流体105MPa 采气树105MPa 的高压管线 105MPa 的紧急关闭阀105MPa 油嘴管汇热交换器分离器液体 排放入污液池；天然气进 1 条测试放喷管线，然后进燃烧筒。 放喷流程一条：从采

20、气树另一针阀连接一条放喷流程至燃烧筒。 放压流程一条：从油层套管闸门连接一条放压流程至燃烧筒。 压井流程二条：从套管闸门连出三通连接压井管线分别至泥浆泵和 撬装泵。 地面流程各部分按各管线、设备的耐压等级进行试压，30min 压降 小于 0.5MPa 为合格。 2 2. .3 3 三三级级降降压压保保温温和和分分离离测测试试技技术术 含硫天然气井，高压气流要进行测试，就存在如何降压保温和分离 测试计量问题。通过气井测试，我们形成了一套初步技术： (1)三级降压保温装置。根据四川气田的实际情况，设计了三级降 压保温装置。该装置通过三个针阀分级降压，可以将 150MPa 降压至 10MPa 以下。

21、该装置还设计了蒸汽或热水循环保温，可防止天然气水化 物结冰。另外，这种装置在材质和加工上采用了防腐蚀技术，可防硫化 物应力腐蚀。 (2)气液两相分离器。四川气田主要是天然气与地层水的分离，有 时是天然气与残酸水的分离。所以四川主要用气液两相分离器，工作压 力为 15MPa。 (3)临界速度流量计。天然气计量目前主要采用孔板压差计量和临 界速度计量。对于试气临时测试，现场多采用临界速度流量计测试。这 一方法关键是天然气中的水份要分离干净，测试气体要达到临界流速， 否则计算出的天然气量就不准确。 2 2. .4 4 测测试试管管柱柱 (1)裸眼测试管柱 7 管柱自上而下为：89mm 钢级 C90

22、加厚防硫油管断销式反循环 阀RD 安全循环阀+89mm 钢级 C90 加厚防硫油管电子压力计托筒 1 个(内装 2 支存储式电子压力计)HP 开关阀液压旁通阀液压震击 器RTTS 安全接头RTTS-146 封隔器89mm 钢级 C90 加厚防硫油管 89mm 防硫割缝筛管 3m89mm 钢级 C90 加厚防硫油管机械压力 计托筒 1 个(内装机械压力计 1 支)盲堵2。油管内加满清水垫。 表3 防硫油管强度数据表 防硫加厚圆防硫加厚圆 扣油管规范扣油管规范 壁厚壁厚 mmmm 内径内径 mmmm 通径通径 mmmm 钢级钢级 抗内压抗内压 MPaMPa 抗外挤抗外挤 MPaMPa 抗拉抗拉 K

23、NKN 重量重量 kg/mkg/m 89mm9.52 69.85 66.68 C90116.4 118.7 1474 18.9 73mm5.516259.61 C9082 85.4 726 9.67 允许正压允许正压MPaMPa允许负压允许负压MPaMPa 防硫加厚圆防硫加厚圆 扣油管规范扣油管规范 接箍外径接箍外径 mmmm 安全系数安全系数1.251.25安全系数安全系数1.251.25 89mm11493.195.0 73mm93.265.668.3 (2)(2) 油管输送射孔与油管输送射孔与APRAPR测试联作管柱测试联作管柱 下 89mm 钢级 C90 加厚防硫油管89mm 钢级 C

24、90 加厚防硫校深 短节89mm 钢级 C90 加厚防硫油管断销式反循环阀RD 循环阀 89mm 钢级 C90 加厚防硫油管LPR-N 测试阀电子压力计托筒 1 个 (内装 2 支存储式电子压力计)机械压力计托筒 1 个(内装机械压力计 8 1 支)液压旁通阀液压震击器VR 安全接头旁通接头RTTS-146 封隔器射孔筛管纵向减震器 2 个89mm 钢级 C90 加厚防硫油管 压力引爆器个安全枪127 枪弹(正对射孔井段)引鞋3。油管 内加部分清水垫，根据地层情况确定负压值。 2 2. .5 5 深深穿穿透透油油管管传传输输射射孔孔工工艺艺技技术术 形成了以深穿透为主的高温高压井射孔、高孔密射

25、孔、大孔径射孔 技术。我们采用的四川石油管理局高温高压井深穿透射孔枪、弹产品的 使用范围详见表 4。 表 4 四川 SYD 射孔枪弹适用范围 性能型号 SYD-73SYD-89SYD-102 SYD-127 弹王 适用套管(mm)127140127140140178 178 平均穿透深度(mm) 3504005501000 射孔弹耐温() 150150150150 射孔枪耐压(MPa) 140140140140 2 2. .6 6 压压井井工工艺艺 测试气层可能是高产气层，压井液易气浸；测试结束，环空打压打 开 RD 循环阀(若 RD 循环阀未打开，则从测试井口投棒打开断销式反循 环阀)，套管

26、控制放压，关闭 LPRN 阀，实现井下关井。油管控制放压， 然后根据地层压力，选用适当密度的钻井泥浆或无固相压井液，用泥浆 泵大排量反循环压住井，达到进出口压井液性能一致。 然后上提管柱释放封隔器，观察 14 小时，让井内压井液置换封 隔器下部的天然气，然后循环压井，排出井内的天然气。观察 1248 小时，若井内液面下降，地层漏失量大，则反替 5暂堵剂压井液或屏 蔽暂堵剂泥浆 510m3于循环阀以上；若井口外溢，则地面关井测量井 口压力，根据关井压力确定加重压井液的相对密度，然后进行循环压井。 9 压井平衡后，用泥浆泵大排量反循环井内压井液，达到进出口压井液性 能一致。压井后继续观察 1224

27、 小时，若井内液面不下降，井口不外 溢，则循环压井液 2 周以上，才能起出测试管柱。 盛放压井液的容器要求干净，压井液无杂物，压井液与地层配伍， 防止污染气层。要求泥浆性能稳定，确保静止 10 天不沉淀，含砂量小 于 0.1，机械杂质含量小于 0.01。 2 2. .7 7 防防硫硫措措施施 采气树、井口防喷装置、测气流程管汇、测试管柱均具备防硫性能， 各施工队按各自在井场的人员数量和工作需要，配备便携式 H2S 探测器、 自给式呼吸器、空气呼吸器、防毒防火服；做好和井场附近村镇的 HSE 联系、疏散等安排，做好应急预案及演习。 2 2. .8 8 最最大大关关井井压压力力预预测测 理理论论

28、超深井试气设计中，一个重要的数据就是最大关井压力。有了最大 关井压力，才能选择井下工具、入井油管柱和试油井口装置。最大关井 压力一般先预测地层压力。而地层压力的预测有三种方法：一是采用钻 井过程中实钻产层的钻井液液柱压力近似为地层压力；二是采用射孔后 立即关井求压，井口压力加上液柱压力可近似为地层压力；三是邻井同 层实际的地层压力。有了地层压力，通过静气柱计算公式，即可计算出 最大关井压力。 10 第三章第三章 深井试气技术难点分析深井试气技术难点分析 含硫天然气深井试气，虽然我们有不少实践经验，总结出了一些比 较成熟的工艺，解决了部分技术难题，但是因客观难度较大，该项技术 还有待完善，有一些

29、技术难点尚未得到解决。超深井试油有以下一些技 术难点值得大家重视和研究。 3 3. .1 1 抗抗硫硫化化氢氢应应力力腐腐蚀蚀技技术术 虽然对这一技术做了多年研究，并且也有较多的研究成果，但腐蚀 机理与防腐技术还需继续科研攻关。特别是超深井试气，地层压力大， 各种工具、管柱、井口、地面流程设备等抗压强度要求高，但是，高强 度材料又不抗 H2S 的应力腐蚀，各种钢材材质的选料与热处理要求高， 增加了深井试气的难度。 3 3. .2 2 油油管管柱柱的的气气密密封封技技术术 通常大家只重视井下工具开关灵活问题，很少注意管柱的气密封问 题。一般 API 圆扣油管具有一定的气密封能力，但是当压差增大时

30、，气 密封性能变差。所以，在超高压的试气中，必须采用特殊扣油管，这点 非常重要。特殊扣油管与井下工具、井口装置的连接也要采用特殊扣。 这也增加了超深井试气的难度。 3 3. .3 3 关关井井求求压压技技术术 深井试气，关井测压力恢复，一般采用 APR 测试，井下关井，确保 井口安全。但个别情况采用井口关井，则难度增大，最大关井压力一般 均大于 50MPa，由于高压，带来一系列的技术问题。首先是与最高压力 匹配的井口装置，目前国产 105MPa 的井口装置尚有定型产品，140MPa 的井口装置国内制造的难度大，安全系数低。国外虽然有，但要预先订 货，周期长，价格贵，连接尺寸问题较多。其次是套管

31、承压问题，要求 套管关井 100 MPa 以上，既有耐压强度与丝扣密封问题，还有 H2S 与 11 CO2腐蚀问题，这给现场施工作业带来了许多困难。现在一般不采用井 口关井，除非特殊情况才采用井口关井。 3 3. .4 4 井井下下工工具具的的选选择择与与应应用用技技术术 井下工具是满足试气过程中每道工序正常工作的关键。井下工具在 恶劣条件下工作(一是压差大，二是温度高)，一要坐得住，二要封得严， 三要起下作业畅通。因此，在选用井下工具时，一定要选择非常可靠的 井下工具，要满足耐压耐温和抗硫的要求。其次井下工具要有封隔油套 管的能力。同时能满足射孔和封隔器测试联作，能循环压井，以及油管 内开关

32、等基本要求4。最后，还要考虑试气后获油气投产问题。井下工 具的应用有一条原则，即在能够满足施工工艺要求的前题下，井下工具 越少越好。 3 3. .5 5 井井口口和和地地面面测测试试流流程程的的安安全全监监测测技技术术 对于高压力、大产量气井，特别是含硫气井，地面测试流程的安全 与计量特别重要。如何实现井口超压和失控状态下的自动关井与报警， 采用井下安全阀和地面测试安全阀是必要的。坚持每天 24h 监测，使井 口和测试流程全部处于控制之下。目前国产地面降压保温、分离测试、 自动记录、安全监测报警装备基本上成熟，但地面紧急关闭阀关闭速度 太慢，不如国外紧急关闭阀，还需要继续科研攻关。 3 3.

33、.6 6 含含硫硫油油气气田田安安全全与与防防护护 1)含硫油气井钻井安全与防护 含硫油气井钻井十分危险，必须严格遵守相关钻井井控技术标准和 规程，竭尽一切可能保证施工现场作业员工、周围居民以及其他在场人 员的安全。 (1)井场及钻井设备的布置 科学合理的井场及钻井设备布置，能最大限度满足含硫油气井安全 12 钻井的需要，保障钻井人员的生命健康与安全。 井位选定应满足井口距铁路、高速公路不小于 200m；距学校、医 院和大型油库等人口密集型高危场所不小于 500 m；距高压线及其他永 久性设施不小于 75 m。 井场及钻机设备的安放位置应考虑季节风向，井场周围要空旷，尽 量在周围各方向使季节风

34、畅通。 测井车、辅助设备和机动车辆应远离井口至少 30m 以外。 井场值班室、工程室、泥浆室等应设置在井场季节风的上风方向。 在季节风上风向较远处专门设置气防器材室，按要求配备足够的防 毒面具和供氧呼吸设备。 在井场入口及其反方向的井场外侧合适位置设立两处以上的临时安 全区，以保证风向变化时，始终有一个临时安全区可用；临时安全区应 选在地势平坦，相对位置较高的地方。 在钻台上、下，振动筛等硫化氢易聚积的地方，应安装排风扇，以 驱散工作场所弥漫的硫化氢。 进入预计的含硫化氢地层前 200 m 应将二层台设置的防风护套和 其他类似围布拆掉。 从安全位置往井口安装一条强度足够的压井管线并固定牢靠，以

35、便 在紧急情况下压井。 井场所有电路、设备、照明器具的铺设和安装应符合 SY5225-87 中的规定。 确保通讯系统 24 h 畅通，尤其是与上级调度的联系不能中断。 (2)井控装置 有关井控装置的配套、安装、固定和试压应符合 SY/T5964-2003 和 SY/T5087-2003 的规定；并安装剪切闸板和双四通。 所有井控装置、井控管汇及工具都必须达到防硫的规定要求。 13 预计硫化氢分压大于 0.2 kPa 时，应使用抗硫套管、钻杆等管材 和工具。 (3)硫化氢防护设备 钻井队当班全部工作人员每人配备一套自给式正压呼吸器，另外备 用不少于 5 套正压呼吸器；充满新鲜空气的备用气瓶不少于

36、 5 个；每 个气瓶使用时间不少于 30min。 给式正压呼吸器配备地点及数量：钻台 34 套、可控硅房（机房） 不少于 1 间、座岗房 1 间、值班室不少于 2 间、地质录井值班房 1 间、 监督房 12 间、集合地点 23 个。 配备一台给正压呼吸器气瓶充气用的空气压缩机。 其他技术服务单位到井场进行服务时，工作人员应自带自给式正压 呼吸器。 其他必须配备的防护与救护设备：2 个急救箱、2 付担架（配有毯 子、救护捆扎带）、2 付快速夹板、1 个便携式扬声器、最少 5 个防爆 手电筒等。 硫化氢防护设备应由专人负责进行检查和保养，严格执行 SY62771997含硫油气田硫化氢监测与人身安全

37、防护规定； (4)硫化氢检测设备及监测 配备固定式声光报警检测系统，硫化氢检测探头（检测器）不少于 4 个；检测探头安装在井场硫化氢易积聚的地方，特别是常有井队人员 的地方，且能同时开启使用。 硫化氢的警报值设定在 10mg/m3（可视的桔黄色的灯闪烁）、 20mg/m3（声音报警、灯光闪烁）。 空气中硫化氢含量超过安全临界浓度时，监测仪能自动报警，使井 场所有人员能及时获得警示。 井场工作人员必须配备便携式硫化氢监测器。 14 钻入预计含硫化氢层位前应增加对钻井液中硫化氢含量的测定次数。 硫化氢监测仪器应由专人负责例行常规检查和保养，并进行周检和 强检，严格执行 SY62771997含硫油气

38、田硫化氢监测与人身安全防 护规定。 (5)硫化氢安全防护信号与警示 风向标：在井架上、井场季节风入口处、消防器材室、钻台、泥浆 罐、营房、两个集合点都要设置风向标。 明确逃生路线图：3#泥浆罐锥型罐地质房泥浆房集合点； 机房偏房消防房司机长房集合点。 发生硫化氢泄漏，发出长、短间隔报警并紧跟高音喇叭通知。 在接近预定含有硫化氢的地层时，所有通向井场的路口及钻台扶梯 下都应有适当的警告信号。 (6)含硫油气层钻井安全操作 开钻含硫油气层前与当地政府、医院、消防等部门取得联系，制定 完整的单井应急预案。并把本预案送交当地县、乡、村各级政府，协助 政府对当地居民进行 H2S 防护知识的宣传教育；在

39、HSE 监督下对钻井 队所有员工进行一次 H2S 防护现场安全知识宣贯。 在高含硫地层钻进时，应有医生、HSE 监督在井场值班；并由井队 长通知当地县、乡、村各级政府，做好硫化氢伤害的预防；一旦发生井 涌、井喷，立即启动应急预案。 在即将钻入含硫地层时，应对钻井队进行一次防硫化氢安全教育， 并向当班的各岗位人员发出警告信号。 严格按设计钻井液密度配制钻井液；经随钻监测发现地层压力异常 时，应及时调整钻井液密度以保持井内压力平衡。 在下钻过程中开始循环泥浆之前戴上防毒面具，直戴到在泥浆筛测 15 出的硫化氢浓度低于 10mg/m3时为止；此项原则同样适用于循环气浸泥 浆出井与钻入过渡带造成钻时变

40、快的情况。 及时发现溢流显示，迅速控制井口，并尽快实施压井；气井施工应 做到溢流 1m3报警，2m3关井。 利用钻井液除气器和除硫剂，控制钻井液中硫化氢含量在 50mg/m3 以下，并随时对钻井液的 pH 值进行监测。 钻头在油气层中和油气层顶部以上 300 m 长的井段内起钻速度应 控制在 0.5m/s 以内。 在油气层和钻过油气层进行起下钻作业时，必须先进行短程起下钻。 在含硫地层取心起钻，当取心工具离地面还有五柱时，钻台作业人 员应戴上防毒面具，直到取出岩心。 钻开含硫油气层后，一旦发生井漏，应立即采取有效的堵漏措施； 在有硫化氢溢出的危险时，应在关井后实施堵漏作业。 当预计有硫化氢存在

41、时，不允许用钻杆进行测试；如确需测试，须 下入专门的油管和封隔器，并装上采油树。 井场内严禁烟火，若需动火，应执行 SY/T5858 中的安全规定。 当在硫化氢含量超过安全临界浓度的污染区进行作业时，必须配戴 防护用具，且至少两人同在一起工作，以便相互救护。 井场配备不少于两套点火装置（自动点火装置和手动点火器具）， 以备在各种紧急情况下执行点火计划。 控制住井喷后，应对井场各个岗位和可能积聚硫化氢的地方进行浓 度检测，只有在安全临界浓度以下时，人员方可进入。 钻井作业中，应定期进行硫化氢防护演习和应急预案防护演习；每 次演习要有记录或报告，应急预案演习报告将作为修正应急计划的重要 依据。 1

42、6 2)硫化氢防护应急预案的编制 应急预案应包括：应急组织机构与职责、应急通讯、区域联防网络 图、应急指挥、硫化氢防护设备与监测设备、井场布置、附近居民、医 疗设施等位置图、硫化氢泄漏紧急处理程序、撤退、中毒后的处理、点 火计划等内容。 预案在指定责任和义务方面必须清楚，使每一个钻井人员知道，在 紧急情况下应该做什么。 预案中应有井场布置详图，呼吸设备的数量与安放位置，监测设备 感应器的安放位置。 绘制涵盖预计有硫化氢危害的地区图；设置一级警戒区（距井口至 少 200 m），二级警戒区（距井口至少 3000 m），三级警戒区（距井口 至少 5000 m）；按警戒区显示或描述包括附近居民、商业设

43、施、公园、 学校、道路、医疗设施、体育运动设施以及人员密度无法预测的其他设 施和场所。 3)硫化氢溢出紧急处理 当空气中硫化氢的浓度达到 20 mg/m3 时，应立即启动应急处理程 序。 (1)进入应急状态与控制 听到硫化氢报警信号后，各应急行动小组迅速赶赴现场；危险区作 业人员必须在 45s 内戴好空气呼吸器，所有非工作人员立即按逃生路 线跑到井场上风口处安全区集合；全队处于应急状态。 控制组按关井程序迅速实施关井并控制井口。 当班控制组完成井口控制后，及时向现场领导小组组长汇报，根据 指令在现场抢险突击组配合下，消除井内外溢硫化氢。 (2)应急行动小组分工 现场抢险突击组：确保现场设备、井

44、控装备及消防器材处于良好状 17 态；根据险情需要，按指令支援当班控制组进行抢险突击工作。 医疗救护组：携带医疗器械及药品立即赶赴集合点；卫生员清点人 数，确认所有人员到场和已知的井上工作人员位置。 搜救队（至少两人）：戴上自给式正压呼吸器按搜救路线进行搜救 未到人员；将受伤或中毒的人员转移到安全集合点空气新鲜处，由医疗 救护组进行现场急救。 安全警戒疏散组：负责安全防护器材（空气呼吸器、打气泵、硫化 氢检测仪、可燃气体检测仪、氧气呼吸器等）的现场提供、使用及维护； 负责对周边有毒有害物质进行监测，并向现场应急领导小组组长报告， 划定安全警戒区域；负责通知井场附近所有居民撤离到安全警戒区域以

45、外；同时协助现场医疗救护组救护伤员；根据气候特点及地理位置，确 定失控时撤退路线及集合点，配合地方政府实行井场外公路的交通管制。 HSE 监督负责对现场进行硫化氢浓度监测；监督现场抢险的安全工 作。 (3)汇报与联系 发生硫化氢溢流，立即向上级应急指挥中心汇报；根据险情发展趋 势及时与当地消防，医疗等部门联系，请求支援。 (4)硫化氢中毒处理 听到硫化氢报警信号后，立即向当地医疗机构求救，请求派出救护 人员和救护车，尽快到达现场。 医疗救护小组人员进入毒气区抢救中毒人员前，自己必须先戴上防 护用具。 发现中毒人员，首先应将其转移出现场，疏散到空气新鲜上风方向 的安全地带。 根据中毒人员的中毒情

46、况，及时将中毒人员转移到医院接受治疗。 18 (5)失控处理措施 当井喷未得到有效控制并处于失控状态时，立即采取措施打开放喷 管线或测试管线进行卸压分流。采取紧急措施控制硫化氢释放，并消灭 可能的火源隐患。 当险情进一步扩大，严重威胁抢险人员安全时，当前措施不能控制 硫化氢泄漏，现场应急总指挥应启动撤退程序。 (6)撤退程序 接到撤退指令后，各行动小组立即撤离现场；现场医疗救护组负责 伤员的撤离与护理工作，并协助安全警戒疏散组做好周边群众和现场人 员的撤离；安全警戒疏散组负责协助地方政府立即对二级警戒区 （3000m）或三级警戒区（5000m）范围内的居民进行撤离。 按应急预案的通讯表，向第一

47、负责人报告；该负责人按该通讯表通 知其他有关系统和相关人员。 就阻止闲杂人员进入警戒区的事宜，向政府有关部门提出建议，并 在需要时提供帮助。 向政府有关部门建议组织撤离二级警戒区内公众人员，必要时扩大 到三级警戒区以外，并在需要时给予帮助。 (7)执行点火 必要时启动点火程序（油气井点火只能作为最后手段，只有在人的 生命财产受到威胁和井场的主要情况已无法控制时，才启动点火程序）， 由局应急指挥中心下达点火命令。 由带班干部组织人员（至少 2 人）配戴好防护用具，系上安全绳， 并在上风方向，离火口距离不得少于 10m，先测量空气中可爆气体浓度， 在安全浓度下实施点火。 (8)解除应急状态 井喷险

48、情被有效控制住后，由现场应急总指挥统一安排部署，对公 19 司参与应急抢险人员和应急抢险的物资、设备、器材、车辆等实行有序 撤离；安全警戒疏散组负责协助地方政府恢复正常交通。 在整个应急过程中，各行动小组做好相应的行动记录。 20 第四章第四章 高含硫气藏气井压力计算方法高含硫气藏气井压力计算方法 4 4. .1 1 气气井井压压力力测测试试与与计计算算存存在在的的问问题题 利用地层测试资料计算地层和流体的特性参数，是进行储层评价的 方法之一。川东北飞仙关组高含硫气藏气井普遍采用钻柱测试方法 (Drill StemTesting ，简称 DST)，结合使用油管输送射孔测试(APR 套管测试工具

49、)联合作业技术，在井下开井和关井，对目的层进行测试。 但这类测试管柱中，很多时候都没有将压力计探头安装在测试工具的最 前端，压力测点位置与产层中部的距离较大，而这些井产量较大，生产 压差小，虽然从测试工具前端到压力计探头处由于节流效应引起的压力 损失绝对值并不大，但是相对于本身较小的生产压差而言，所占比重就 较大。如果忽略这种重要因素，在作试井分析时，就会将井筒内由于测 试工具节流效应引起的附加压降算入地层附加压降中，于是得出表皮系 数特别大的错误结论。故不能直接使用测试的压力数据，需将其用气柱 压力计算公式折算后再进行解释。 4 4. .2 2 气气井井压压力力测测试试与与计计算算 1)电缆地层测试 电缆地层