摘要:高温高压含硫气井试油过程中工况变化频繁，作业期间由于井简温度、压力剧烈变化导致的生产套管损坏、油管弯曲变形，封隔器窜漏等井下复杂情况时有发生，存在极大的安全风险。
关键词:高温高压;含硫化氢 ;气井试油;井筒安全;=
一、高温高压含硫气井试油特点
1、温度
储层温度高，井底温度为140~160·c,最高可达
1so·c,同时由于试油期间作业种类多，转换快，故在相对较短的作业时间内井筒温度呈现变化频繁、剧烈的特点。井筒内替液、循环洗井、储层改造、排液测试、压井等作业，都会导致井筒内温度大幅变化。尤其是储层改造和排液测试两个重点作业工序，温度变化尤为明显。例如，改造时井底温度可在短时间内降低
110·c.而测试时井口温度可迅速升高近100·c。
2、压力
高压有两种情况：O试油层地层压力高，此类井地层压力往往高千70MPa,最高的甚至达到130MPa;试油层岩石破裂压力高，为对储层实施有效改造，施工压力一般高达110~125MPa。高压气井试油，对生产套管强度、油管强度、井下工具和井口压力等级都提出了较高要求。
3、固井质量
高温高压气井封固高压层段的油层套管．包括0177.8mm悬挂套管和0127.0mm悬挂尾管，固井质量难以保证，试油前尾管悬挂器或者人工井底窜漏导致井筒起压。这不仅给试油作业带来极大的安全风险，同时也限制了部分试油工艺的应用。
4、井身结构
因钻遇地层压力差异大、岩性复杂等因素，故往往采用小尺寸井眼完井，如生产套管内径最小仅97mm,极大地限制了井下作业工具的选择；尾管悬挂器距离试油井段较远时，若封隔器在尾管内坐封，则复合管柱中位千尾管悬挂器以上的油管变径处受力情况恶劣，若封隔器在尾管悬挂器以上坐封，则封隔器远离试油井段，后续压井等作业难度和安全风险增大。
5、井下工具和管柱
试油目的层埋藏深，井筒温度高、压力高，导致试油期间作业管柱和井下工具受力情况复杂，同时试油期间工况变化频繁，交变应力作用进一步增大了测试封隔器、射孔器材、伸缩短节、安全短节等井下工具和油管的安全风险。
6、井筒安全风险识别
在对高温高压含硫气井试油特点分析的基础上，结合试油工艺和以往作业井的实践经验，运用“因子”分析方法对该类气井试油井筒安全风险点进行分析、归类。“因子”分析方法的原理是对事件的原因进行梳理、辨识，并寻找不同事件的相同“因子＂，再制订相应对策，值得注意的是，“因子“本身也是可以再分解为多个＂次级因子”。
高温高压含硫气井试油井筒安全风险大致可以分为两类，先源性风险和后源性风险。先源性风险主要指钻井、固井完成后作业前即存在的安全风险；后源性风险是指在试油过程中因作业出现的安全风险。
7、井筒先源性风险
井筒先源性风险包括因生产套管固井质量差导致的井筒起压、作业前套管变形等安全风险。这类井筒安全风险在试油作业前即暴露出来，通过调整试油工艺可以消除或者削弱此类风险，当然也可能因为风险难以消除而弃井。
8、井筒后源性风险
井简安全风险主要以后源性风险为主。这类风险通常在作业期间才暴露出来，但在作业前可经过井筒安全评价分析发现并制定相应措施来规避、消除或是削弱。
9、生产套管损坏
生产套管损坏对井筒安全的威胁最为严重，一旦损坏即意味着天然气在地下失控，处理难度和风险极大。造成生产套管损坏的原因有多种[9-10]:Q)生产套管磨损后强度下降；＠改造时封隔器窜漏施工高压作用在低强度套管上或井底压力超过套管强度导致套管压坏；＠排液测试期间井内压力过低导致套管挤坏；
＠膏盐层蠕变导致套管挤坏；＠套管回接筒损坏加剧井筒窜漏等。
10、油管损坏
油管安全风险集中在以下情形[II12]:Q)油管柱上提吨位过高致使油管断裂；＠储层改造、测试期间压力控制不当造成的油管挤坏、压坏和弯曲变形；＠产出流体含酸性腐蚀气体，非抗硫油管被腐蚀后易发生氢脆断裂。
11、封隔器窜漏
封隔器窜漏导致其坐封位置以上生产套管承受高压或是接触酸性腐蚀气体，严重威胁井筒安全，也增大了井控风险。导致封隔器窜漏的原因较多[I飞下封隔器时胶筒损伤，封隔器选型不当导致作业时损坏，作业中控制不当致封隔器解封，井下高温高压环境停留时间过长导致封隔器失效等等。
12、井下工具损坏
除封隔器以外，试油管柱上还带有循环阀、安全阀、安全短节、伸缩短节等井下工具。这些井下工具作为作业管柱的一部分，一旦损坏将破坏整个管柱的完整性，严重威胁井筒安全。因此其强度、工作压力（差）、工作温度、抗腐蚀性能等指标尤其值得注意。
二、井筒安全评价与风险控制
根据井筒实际情况和施工作业条件进行安全风险综合评价，再制订控制措施来削减或是消除井筒安全风险，确保作业期间井筒安全。
1、生产套管
试油前应对生产套管现状进行综合评价，同时也应立足千危险工况条件，例如储层改造、排液测试、压井等作业，通过校核确定一定作业条件下的套管强度是否满足作业安全要求。对于斜井以及经过长时间起下作业的井，应根据其磨损程度计算套管剩余强度，再评价其剩余强度能否满足试油作业需要。
削减或消除生产套管安全风险，需结合其现状和工况条件下计算结果，制订合理措施。例如，在储层改造期间，应根据生产套管抗内压能力合理控制井口施工泵压；排液测试期间，根据生产套管强度校核结果控制井筒掏空深度和井口回压；压井期间根据压井液密度调整安全控制压力范围。
2、油管
需要结合储层改造、排液测试等危险工况期间，对压力、温度的变化致使油管受到的作用力及变形情况是否安全、合理进行分析评价。
据评价结果，优化试油管柱结构、明确储层改造施工压力控制范围以及封隔器坐封需要施加的初始压重，并且通过井口压力的合理控制以削减油管安全风险。
3、井下工具
封隔器需要结合储层改造、排液测试等工序对封隔器密封性能进行计算校核，并根据校核结果调整施工泵压、平衡套压、坐封机械封隔器时的管柱压重。
同时对封隔器外径与生产套管的匹配性、封隔器内径与油管柱的匹配性进行检查校验，确保封隔器人井、坐封安全可靠，不成为整个管柱的＂瓶颈”；对于异常高温井，需要优选封隔器胶筒材质和根据温度沿井筒分布情况优选坐封位置，防止因封隔器胶筒碳化导致密封失效。
4、循环阀、安全阀等阀组
根据储层改造、测试等作业条件优选循环阀、安全阀等阀组的压力等级和材质，同时应考虑不同功能阀组的工作压力阶梯，避免不同功能阀组同时启动；另外应考虑阀组内径对于整个管柱通径的影响，尽可能减小功能阀组对管柱通径的制约；鉴于在高密度压井液中功能阀组存在失效可能，故在管柱结构和安全预案中应考虑阀组失效后的应急预案和处理措施。
5、伸缩短节
对于伸缩短节的应用要根据管柱安全控制需要确定，伸缩短节材质、长度和压力等级应满足井况和施工条件，并且在地面上设置好伸缩短节初始状态以有效补偿试油管柱的变形，安放位置应满足的基本原则是
“管柱伸长或缩短时伸缩短节能缩短或伸长”。
6、射孔器材
超深高温高压气井要求射孔器材耐高温、耐高压，具体而言射孔枪在井下高压条件下不变形，射孔弹在井下高温环境中能够在作业周期内正常起爆，不会提前引爆和失效。要实现该目标，一是需要优化选择射孔弹的药型和弹型号二是提高射孔枪强度。
除几种主要井下工具以外，试油管柱上还带有安全接头、变扣短节、滑套等多种井下工具。这些井下工具需要考虑其强度能否满足不同工况的要求，其材质是否具有抗酸性腐蚀气体的能力，在作业时能否实现其功能。
结语：
高温高压含硫化氢气井试油施工作业面临井筒安全风险高，作业前通过井筒安全风险识别与评价，对生产套管、油管、井下工具等强度和适宜的环境进行综合分析，兼顾作业要求来优化试油方案、优选器材和设备，可以削减或是消除潜在的安全隐患。作业实践表明，经井筒安全评价和风险控制，能有效控制高温高压含硫气井试油作业时井筒安全风险。
参考文献：
[l]周志斌 四川盆地天然气 供求预测和市场展望[J J. 天然气工业 ，2003 ,23(5):120-123.
[ 2] 张庆．我国天然气市场发 展趋势与战略对策[JJ. 当代石油石化 ，2010 , 18(11):16-20.