高含硫气田钻井、完井主要难点及对策

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1、维普资讯http://www.cqvip.com天然气工业2008年4月高含硫气田钻井、完井主要难点及对策曾时田(四川石油管理局)曾时田．高含硫气田钻井、完井主要难点及对策．天然气工业，2008，28(4)：52—55．摘要针对高含Hs和中含CO气田特点，分析认为：除油气勘探开发本身的高隐蔽性和高风险外，其高风险还突出表现在H。s和CO带来的强腐蚀性和剧毒性两个方面。这些风险又主要集中在钻、完井(包括修井)两个主要环节上。在此基础上总结出川渝地区高含硫气田钻、完井的主要难点，并提出应牢固树立“安全第一、环境优先、以人为本”理念；认真总结已开发高含硫气田钻、完井经验与教训；

2、深入开展高含硫与中含CO共存的腐蚀与防护技术研究；进一步强化以井控和工程质量为主的钻、完井工艺技术，严格执行高含硫钻、完井特殊技术措施和管理要求；制定和完善高含硫气田钻、完井石油行业和企业标准，严格规范钻、完井行为；高度重视和加强员工队伍和专家队伍建设，努力提高队伍的整体素质；建立和完善高含硫钻、完井HSE工作体系；制定和完善涵盖钻、完井各环节和各层次的应急预案等主要对策。主题词川渝地区高含硫气田钻井完井风险策略自1959年6月19日，四川石油管理局在重庆报地层压力难，也不宜专门作破裂压力试验，因压开沙坪坝构造2井加深钻探中，首次在嘉陵江组地层后很难闭合；②压力系统多，纵

3、、横向压力变化大，喷天然气中发现Hs以来，已近50年历史。而川渝地漏同层普遍存在，同一裸眼相邻产层，最高压力梯度区大规模地正式勘探开发含硫气田，应是从20世纪差值达0．8～1．0MPa／100m，地层最高压力梯度达60年代中期开始。几十年来，在川渝地区成功地开2．4MPa／100m；③大裂缝和溶洞预报困难，井漏，发了数十个含硫气田(含部分高含硫气田)_l。j。渡口特别是恶性井漏仍是该地区损失最大的复杂情况；河、罗家寨和中石化普光等一批高含硫气田的发现，④产层埋藏深，产层一般深于4500m，不少超过又使我们在高含硫气田开发中，进入了一个新阶段。6000m，近期钻探的龙岗构造

4、，飞仙关组和长兴组现对该种气田钻、完井主要难点和对策作一探讨。气藏平均井深达6500m；⑤构造高陡，不少地层倾角超过40。，井眼轨迹控制难度大。一、主要难点上述复杂地质情况多数井都同时存在，而套管除油气勘探开发，特别是天然气勘探开发本身层次有限，故天然气钻、完井作业本身的难度和风险的高隐蔽和高风险外，高含硫气田勘探开发的高风就大，现又加上高含硫的强腐蚀和剧毒，给钻遇高险还突出表现在H。s和CO带来的强腐蚀和剧毒压、高含硫气层时的压力控制，特别是喷漏同层等复两个方面。上述高风险又主要集中在钻井和完井杂情况的预防和处理造成严重威胁。在钻井、测井、(包括修井)两个主要环节上，因

5、为在勘探开发各环固井、测试及完井等各环节作业的难度和风险，整体节中，这两个环节首当其冲。作为川渝地区高含硫上进一步加大。气田钻、完井难点，主要表现在以下几个方面：2．高含HzS等情况有很多新的变化。钻、完井1．川渝复杂地质条件加上高含硫，使钻、完井作安全风险级别进一步提高业难度和风险整体上进一步加大按天然气中H。S含量大于等于2为高含硫气川渝地区复杂地质条件突出表现在以碳酸盐岩田分类，到目前为止，中石油在川渝地区共发现高含为主带来的诸多问题：①因不遵守压实效应，准确预硫气田17个(未含龙岗)，其中已开发11个，待开发作者简介：曾时田，1940年生，教授级高级工程师，原四川

6、I石油管理局总工程师，本刊第六届编委会顾问；1963年毕业于原北京石油学院油气井工程专业，长期从事含硫气井钻探与开采的研究、生产及全面工程技术管理工作。地址：(610051)四川省成都市府青路一段3号。电话：(028)86011033。·52·维普资讯http://www.cqvip.com第28卷第4期天然气工业6个。将待开发的6个高含硫气田与11个已开发的与CO气藏中，HS与CO极有可能处于超临界高含硫气田对比，从分析可以看出，主要有如下变化：态，即既有气态特征又有液态特征。钻、完井过程(1)HS含量增加一倍左右，大部分在200g／m。中，HS与Co进入井筒内，随着天

7、然气在井筒中以上。待开发的6个高含硫气田，Hs含量大部分在上升，温度和压力下降，其超临界态就有可能转化为200g／m。以上，最高达244．05g／ms。而已开发的11气态。在钻井作业中，这种相态转变很可能发生爆个高含硫气田，Hs含量大部分在100g／m。以下。炸性膨胀，诱发或加速井喷。(2)CO含量普遍增大，6个待开发高含硫气田硫沉积和水合物形成，在高含硫气田开发中均均属高含Hs、中含CO，腐蚀机理不同。Hs和不同程度存在。但在钻、完井作业中，因温度和压力CO共存条件下与两者单独条件下，尽管腐蚀类型较高，与气藏原始状态相比变化