高酸性氣田采氣工程技術張慶生

中原油田采油工程技術研究院

二○一○年九月自我介紹張慶生1993年石油大學(華東)采油工程1997年石油大學（華東）碩士油氣田開發(fā)2008年石油大學（北京）博士油氣田開發(fā)2009年美國斯坦福大學訪問學者時間安排上午8:10-------9:109:25-------10:3510:50-----11:30下午2:30第一部分酸性氣田簡介第二部分材料選擇與防腐第三部分生產(chǎn)完井工藝第四部分完井液優(yōu)選第五部分儲層改造技術第六部分投產(chǎn)試氣技術第七部分硫沉積和水合物防治第八部分作業(yè)井控技術第九部分安全與環(huán)保技術美國石油學會建議把酸氣定義為H2S濃度超過20mg/L的天然氣。含硫天然氣是指組分中含有硫化氫以及硫醇、硫醚等含硫物質的天然氣。一、酸性氣田定義及分類第一部分酸性氣田簡介H2S體積含量(%)<0.00140.0014～0.30.3～1.01.0～5.0>5.0氣體類型無硫低含硫含硫中含硫高含硫H2S體積含量(%)<0.50.5～2.02.0～5.05.0～20.0>20氣體類型微含硫低含硫中含硫高含硫特高含硫國外含硫天然氣類型劃分我國含硫天然氣類型劃分

全球已發(fā)現(xiàn)300多個具有工業(yè)價值的酸性氣田，主要分布在加拿大、美國、法國、德國、俄羅斯、中國和中東地區(qū)。國外的高含硫氣田硫化氫含量普遍較高，一般都在10%以上，氣體組分中普遍含有凝析油成分。我國相繼探明了以普光氣田為代表的超深層海相碳酸鹽巖酸性氣田。該類氣田具有高含H2S、中含CO2、埋藏深、地表條件復雜等特點，其開發(fā)難度很大。二、酸性氣田分布第一部分酸性氣田簡介概況拉克氣田位于阿奎坦盆地南部，波爾多市南160km。1942～1943年發(fā)現(xiàn)，1957年正式開發(fā)。氣田地質儲量2640×108m3，年產(chǎn)氣70～80×108m3，輕質油20×104ｔ，硫磺180×104ｔ。1、法國拉克(Lacq)氣田組分名稱CH4C2H6H2SCO2體積含量（%）69315.69.3第四部分開發(fā)實例第一部分酸性氣田簡介天然氣組分2、加拿大卡羅林(Caroline)氣田概況

卡羅林氣田1986年發(fā)現(xiàn)，1993年正式開發(fā)。天然氣中H2S含量為35％、CO2含量為7％。氣田面積133.5km2；天然氣地質儲量651×108m3，凝析油儲量3977×104m3。截止2000年底，累積產(chǎn)氣266×108m3。卡羅林氣田基本參數(shù)第四部分開發(fā)實例第一部分酸性氣田簡介3、俄羅斯奧倫堡氣田和阿斯特拉罕氣田

俄羅斯通常是將含硫量達10％以上的統(tǒng)稱為高含硫天然氣，只有奧倫堡氣田和阿斯特拉罕氣田可達此標準。奧倫堡氣田其氣質平均含CO20.6％，含H2S1.65～10％，有機硫(硫醇)含量較高（420～600）mg/m3

，最高可達1000mg/m3以上）。阿斯特拉罕氣田含H2S在16.03％~28.30％之間變化（平均26％），含CO2

，在10.69％~18.66％之間變化（平均16％），局部區(qū)塊二者含量合計最高可達50％。除H2S外還含有元素硫，以及硫醇等有機硫化合物。第四部分開發(fā)實例第一部分酸性氣田簡介

我國近年來進行海相地質勘探，發(fā)現(xiàn)的高含硫氣藏資源豐富：●硫化氫含量大于5%的高含硫氣田主要分布在川東北地區(qū)海相碳酸鹽地層，預測總資源量41880×108m3?！褚烟矫髌展?、羅家寨、渡口河、鐵山坡等氣田，累計探明天然氣地質儲量5038×108m3。其中,中石化已在川東北海相碳酸鹽地層探明天然氣地質儲量3560.68×108m3,預計還要探明一批儲量。

目前普光氣田已投入開發(fā)。第一部分酸性氣田簡介4、國內高酸性氣田與國外高含H2S/CO2氣田相比，國內氣藏具有埋藏深、上覆地層多、不含凝析油、存在邊底水、山地地貌、人口密集等特點，開發(fā)面臨十分突出的安全、高效、環(huán)保等問題。羅家寨渡口河鐵山坡普光第一部分酸性氣田簡介三、普光氣田概況

探明地質儲量2782.91×108m3地層壓力55～57MPa

儲層埋深5000～6100m地層溫度120～134℃H2S含量13～18%CO2含量8～12%屬高含硫碳酸鹽巖氣藏第一部分酸性氣田簡介●長興期晚期發(fā)育臺緣礁灘復合體，生物礁呈點狀、帶狀分布，礁間發(fā)育灘體；●飛仙關早中期：為臺地邊緣，灘體形成連片分布；●飛仙關晚期：過渡為局限-蒸發(fā)臺地。1、沉積相特征301-3302-12102-24301-36298各類氣層及非儲層段在縱橫向上交錯分布，儲層非均質性更強。●儲層厚度大,但變化快，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類層交錯發(fā)育；●飛三段以Ⅲ類差儲層為主，局部發(fā)育Ⅱ類儲層飛一、二上、下主要發(fā)育Ⅱ類、Ⅲ類儲層，飛一、二中主要發(fā)育Ⅰ、Ⅱ類儲層，長興組在氣藏南部主要發(fā)育Ⅰ、Ⅱ類儲層，中部和北部主要發(fā)育Ⅲ類有效層和非儲層。2、儲層展布特征儲層縱向上物性特征，儲層平均孔隙度為8.20%。平均滲透率1.04×10-3μm2縱向上飛一二段中、下段較好，其次是長興組，最差是飛三段。儲層物性縱向變化較大，飛一二段中最好3、儲層物性特征井號層位分析日期分析項目及含量(%)相對密度臨界溫度(k)臨界壓力(Mpa)

甲烷乙烷CO2H2sN2HeH2普光1T1f1-203.07.3177.910.029.0712.310.640.010.020.71992235.388普光2T1f304.10.0876.690.197.8914.80.40.010.020.7233226.525.469T1f1-204.09.2874.460.227.8916.890.510.020.010.737230.325.56T1f104.9.1775.630.117.9615.820.440.010.030.7302228.375.516P2ch

75.070.248.5715.660.430.010.020.73562295.53P2ch

98.80.240.0100.55000.55421904.59普光4T1f105.02.0173.830.038.4717.050.590.0200.74292315.58普光6T1f1-205.11.2074.670.0310.5314.050.650.010.06

227.735.501P2ch05.11.1075.920.058.7414.710.490.010.060.734227.095.5134、H2S、CO2含量高H2S平均含量為15.16%，比羅家寨氣田平均高6%左右；CO2平均含量為8.64%，比羅家寨氣田平均高2%左右。

5、氣藏為常壓低溫系統(tǒng)飛仙關-長興組壓力系數(shù)相近，均為常壓系統(tǒng)：●飛仙關組：壓力系數(shù)1.0～1.18；●長興組：壓力系數(shù)1.07～1.1。靜溫梯度為1.98-2.21℃/100m

與川東北地區(qū)其它氣田相似，均為低溫系統(tǒng)。

普光氣田氣藏壓力系數(shù)與井深關系圖1.001.051.101.151.2045004700490051005300550057005900井深m壓力系數(shù)飛仙關長興普光10普光9普光202-1普光201-2普光301-3普光66、氣水關系：具有多套氣水系統(tǒng)，氣水關系復雜普光201-2普光2普光102-2普光103-2普光4普光101●根據(jù)8口井測井、試氣資料，認為P2ch和T1f各具獨立氣水系統(tǒng)。綜合確定飛仙關組氣水界面約為-5125m，長興組礁體彼此不連通，為獨立氣水系統(tǒng)。集氣末站動用儲量:1811.06億方井臺數(shù)量：17井型：直井、定向井、水平井單井配產(chǎn)：30-100萬方/天建設產(chǎn)能：105億方／年第一部分酸性氣田簡介四、酸性氣的主要特征劇毒性

高含硫氣藏中的H2S為劇毒氣體，正常條件下對人的安全限度不超過20ppm。強腐蝕性

H2S、CO2對鋼材具有強烈的腐蝕性，包括硫化氫應力開裂、點蝕、氫誘發(fā)裂紋和氫鼓泡等。

水合物、硫沉積高含硫氣藏在開發(fā)過程中，除了有可能產(chǎn)生水合物外，還有可能產(chǎn)生硫沉積問題，給采氣帶來堵塞等復雜問題。

第一部分酸性氣田簡介由于高含硫氣藏硫化氫的劇毒、腐蝕性強，給氣田開發(fā)造成了極大的安全問題，使得在完井、采氣和安全、環(huán)保等多方面都具復雜性，使氣田開發(fā)難度大，開發(fā)成本高。歸納起來，主要存在以下幾處技術難點：材料與防腐：酸性氣田極易發(fā)生硫化氫應力開裂、氫脆等腐蝕現(xiàn)象，因此在氣田開發(fā)過程中，與酸氣接觸或者有可能發(fā)生接觸的設備材質選擇成為氣田能夠安全順利投產(chǎn)的關鍵。另外，合金材質價格昂貴，如何能在保證技術安全的基礎上，降低投入成本，成為實際操作過程中的技術難題井控與HSE：酸性氣體的劇毒性和強腐蝕性，酸性氣田的高溫、高壓條件，使得安全工作成為氣田投產(chǎn)工作的核心問題，也是一切工作能夠順利開展的前提條件。試氣投產(chǎn)工藝：國內酸性氣田超深、高溫、高壓、高酸性、投產(chǎn)井段長，給完井、射孔、酸壓、試氣等帶來一系列技術難題。完井管柱如何減少起下次數(shù)，降低安全風險，滿足生產(chǎn)與酸壓的需要；射孔管柱如何提高起爆傳爆可靠性，降低爆轟波對管柱的影響；酸壓時如何克服超深井帶來的高摩阻、高壓、高溫困難，提高酸壓改造效果；試氣時如何克服高含硫帶來的污染問題，解決大氣量的水合物防治問題五、高酸性氣田采氣工程面臨的技術難題第一部分酸性氣田簡介第二部分

防腐與材料選擇第二部分防腐與材料選擇

對于僅含H2S的腐蝕與防護，50年來，國外持續(xù)做了大量研究，腐蝕機理和規(guī)律相對比較清楚，腐蝕控制方法和防護措施比較成熟，形成了NACE-MR0175/ISO15156等標準和規(guī)范，我國也有石油行業(yè)標準SY/T0599。

近20年來，高溫高壓條件下CO2腐蝕機理和防護措施的研究也取得了許多成果。

由于H2S和CO2之間復雜的交互作用，對H2S和CO2同時存在時的腐蝕機理和規(guī)律，至今尚未形成較完善的理論體系，許多理論和技術問題尚待深入研究。一、酸性氣田主要腐蝕類型硫化氫腐蝕元素硫腐蝕二氧化碳腐蝕地層水及氯化物等鹽類的腐蝕氧腐蝕細菌腐蝕腐蝕性組分相互作用下的腐蝕酸腐蝕第二部分防腐與材料選擇（1）硫化氫電化學腐蝕①電化學腐蝕機理油套管及設備的鋼材是良導電體，油氣井產(chǎn)物所含的水溶解有多種鹽類或二氧化碳、硫化氫等。鋼與上述介質接觸時，金屬在空氣中已生成的保護性氧化膜會溶解在電解質溶液中。當白金屬露出后，金屬作為電的良導體與溶液作為離子的良導體組成了一個回路。帶正電荷的鐵離子趨向于溶解在電解質溶液中，生成鐵鹽。電子趨向于聚集在金屬端，形成一定的電位差，電子流向溶液。這是一個氧化反應過程，稱為陽極反應，金屬端稱為陽極區(qū)。另一方面，進入溶液中的電子被氫離子結合，生成分子氫，這是一個還原反應過程，稱為陰極反應，溶液端稱為陰極區(qū)。在有氧環(huán)境中，生成氫氧根。鐵原子以鐵離子形式進入溶液，并以Fe2O3?（H2O）x、FeSx、Fe2CO3等形式存在。腐蝕產(chǎn)物可能在金屬表面沉積，形成保護膜。保護膜的穩(wěn)定性決定了腐蝕是繼續(xù)還是受抑制。1、硫化氫腐蝕第二部分防腐與材料選擇②電化學腐蝕分類均勻電化學腐蝕：如果電化學腐蝕發(fā)生在整個金屬表面，顧名思義，就稱為均勻腐蝕。目前的腐蝕預測軟件也主要是針對均勻腐蝕開發(fā)的，均勻腐蝕較容易預測和預防，例如增加壁厚，留有腐蝕裕量。外加電場的陰極防護也主要是針對均勻腐蝕的?？梢钥闯?，均勻腐蝕不屬于嚴重的腐蝕工況。局部電化學腐蝕：如果電化學腐蝕只集中在金屬局部表面,而大部分不腐蝕或只有較輕微的腐蝕,就稱為局部腐蝕。有兩類邊界條件會引起或加速局部電化學腐蝕：①電位能級差較大的兩種金屬間有電解質溶液，或直接接觸并浸沒在電解質溶液中，會產(chǎn)生電位差腐蝕，或稱電偶腐蝕。②金屬內部缺陷或縫隙暴露在電解質溶液中會引起局部電化學腐蝕。上述邊界條件衍生的電化學腐蝕會引起局部腐蝕穿孔或斷裂，是造成油套管、抽油桿及設備腐蝕失效的形式之一。第二部分防腐與材料選擇③硫化氫電化學腐蝕機理

在濕硫化氫環(huán)境中，硫化氫會發(fā)生電離，使水具有酸性，硫化氫在水中的離解反應式為：H2S＝H+

＋HS－（1）HS－

＝

H+

＋

S2－

（2）

硫化氫電化學腐蝕過程

陽極：Fe-2e→Fe2+

陰極：2H++2e→Had+Had→2H→H2↑↓[H]→鋼中擴散

其中：Had-鋼表面吸附的氫原子

[H]-鋼中的擴散氫

陽極反應產(chǎn)物：Fe2＋＋S2－→FeS↓

第二部分防腐與材料選擇

鋼材受到硫化氫腐蝕以后陽極的最終產(chǎn)物就是硫化亞鐵，該產(chǎn)物通常是一種有缺陷的結構，它與鋼鐵表面的粘結力差，易脫落，易氧化，且電位較正，因而作為陰極與鋼鐵基體構成一個活性的微電池，對鋼基體繼續(xù)進行腐蝕。

值得注意的是：干燥的H2S對金屬材料無腐蝕破壞作用，H2S只有溶解在水中才具有腐蝕性。

H2S＋Fe2＋→FeS＋2H0

H2O鋼基體H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0H0夾雜物含水油氣環(huán)境H0H0H0H0第二部分防腐與材料選擇（2）濕H2S環(huán)境中的應力腐蝕：①環(huán)境斷裂的基本概念在油管、套管和地面裝置中可能會出現(xiàn)一種嚴重的破壞現(xiàn)象，稱為環(huán)境斷裂（environmentassistedfracture）。環(huán)境斷裂的本質是材料某些化學物質或元素使材料喪失其原有物理和力學性質，特別是使材料韌性降低。它是結構的應力、材料的選擇性、腐蝕介質和環(huán)境參數(shù)相互激勵導致的一種材料突發(fā)性斷裂或爆裂現(xiàn)象，有的文獻又簡單的稱為應力腐蝕開裂。粗略地說，環(huán)境斷裂包括應力腐蝕和氫脆。應力腐蝕和氫脆之間并沒有嚴格的區(qū)分，二者可同時發(fā)生，也可以說氫脆是應力腐蝕的本質因素或機理之一。第二部分防腐與材料選擇酸性環(huán)境中氫損傷的幾種典型形態(tài)

氫鼓泡(HIB)；氫致開裂(HIC)；硫化物應力腐蝕開裂(SSC)；應力導向氫致開裂(SOHIC)；氫應力開裂（HSC）；軟區(qū)裂紋（SZC）。②濕H2S環(huán)境中的環(huán)境斷裂分類第二部分防腐與材料選擇氫鼓泡（HIB，hydrogen－inducedblister）

腐蝕過程中析出的氫原子向鋼中擴散，在鋼材的非金屬夾雜物、分層和其他不連續(xù)處易聚集形成分子氫，由于氫分子較大難以從鋼的組織內部逸出，從而形成巨大內壓導致其周圍組織屈服，形成表面層下的平面孔穴結構稱為氫鼓泡，其分布平行于鋼板表面。它的發(fā)生無需外加應力，與材料中的夾雜物等缺陷密切相關。氫致開裂（HIC）

在氫氣壓力的作用下，不同層面上的相鄰氫鼓泡裂紋相互連接，形成階梯狀特征的內部裂紋稱為氫致開裂，裂紋有時也可擴展到金屬表面。HIC的發(fā)生也無需外加應力，一般與鋼中高密度的大平面夾雜物或合金元素在鋼中偏析產(chǎn)生的不規(guī)則微觀組織有關。酸性環(huán)境下的氫致開裂機理第二部分防腐與材料選擇

硫化物應力開裂(SSC，sulfidestresscracking)

濕H2S環(huán)境中腐蝕產(chǎn)生的氫原子滲入鋼的內部固溶于晶格中，使鋼的脆性增加，在外加拉應力或殘余應力作用下形成的開裂，叫做硫化物應力腐蝕開裂。工程上有時也把受拉應力的鋼及合金在濕H2S及其它硫化物腐蝕環(huán)境中產(chǎn)生的脆性開裂統(tǒng)稱為硫化物應力腐蝕開裂。SSC通常發(fā)生在中高強度鋼中或焊縫及其熱影響區(qū)等硬度較高的區(qū)域。

硫化氫應力腐蝕和氫致開裂是一種低應力破壞，甚至在很低的拉應力下都可能發(fā)生開裂。一般說來，隨著鋼材強度(硬度)的提高，硫化氫應力腐蝕開裂越容易發(fā)生。硫化物應力腐蝕和氫致開裂均屬于延遲破壞，開裂可能在鋼材接觸H2S后很短時間內(幾小時、幾天)發(fā)生，也可能在數(shù)周、數(shù)月或幾年后發(fā)生，但無論破壞發(fā)生遲早，往往事先無明顯預兆。

四川管道硫化物應力開裂照片第二部分防腐與材料選擇應力導向氫致開裂(SOHIC,stress－orientedhydrogen－inducedcracking)

在應力引導下，夾雜物或缺陷處因氫聚集而形成的小裂紋疊加，沿著垂直于應力的方向(即鋼板的壁厚方向)發(fā)展導致的開裂稱為應力導向氫致開裂。其典型特征是裂紋沿“之”字形擴展。有人認為,它也是應力腐蝕開裂(SCC)的一種特殊形式。

SOHIC也常發(fā)生在焊縫熱影響區(qū)及其它高應力集中區(qū)，與通常所說的SSCC不同的是SOHIC對鋼中的夾雜物比較敏感。應力集中常為裂紋狀缺陷或應力腐蝕裂紋所引起，據(jù)報道，在多個開裂案例中都曾觀測到SSC和SOHIC并存的情況。應力導向氫致開裂示意圖

第二部分防腐與材料選擇硫化物應力開裂（SSC）/應力腐蝕開裂（SCC）環(huán)境因素

H2S濃度，分壓—NACE、MR0175/ISO15156及SY/T0599規(guī)定，含有水和H2S酸性天然氣系統(tǒng)，當P總≥0.4MPa，PH2S≥0.0003MPa，可引起敏感性材料發(fā)生SSC和SCC，PH2S越大，越容易發(fā)生

SSC和SCC。

pH值—pH值低易發(fā)生。

溫度—

24℃左右，

SSC和SCC敏感性最大，＞65℃時一般不會發(fā)生SSC和SCC。

N80Q和C95套管可用于≥65℃，P110可用于≥80℃的酸性油氣環(huán)境。

C02—PCO2越高，PH值越低，SSC和SCC越敏感。（3）影響氫損傷的因素第二部分防腐與材料選擇材料因素

硬度（強度）—SSC和SCC越敏感，要求硬度越小。

化學成分—

一般認為，在抗

SSC/SCC的碳鋼和低合金鋼中，Ni、Mn、S、P為有害元素，NACE-MR0175/ISO15156及SY/T0599規(guī)定，碳鋼和低合金鋼中Ni

不能大于1%。

熱處理狀態(tài)及顯微組織—

馬氏體對SSC/SCC最敏感，應杜絕。

冷變形—碳鋼和低合金鋼冷處理時易產(chǎn)生內應力，必須熱處理消除。第二部分防腐與材料選擇氫致開裂（HIC）/階梯裂紋（SWC）環(huán)境因素

PH2S—發(fā)生HIC的臨界PH2S，低碳鋼一般為0.002MPa，加入微量Cr后可升至0.006MPa，高純度鋼并經(jīng)Ca處理后可達0.15MPa。

PH值—

PH值

1-6范圍內，HIC敏感性隨PH值增加下降，PH值6時發(fā)生HIC的可能性最小。

溫度—

24℃時HIC敏感性最大，>24℃時，升溫使腐蝕及氫擴散加快，<

24℃時，降溫導致H2S濃度下降，HIC敏感性下降。

Cl-—PH值

3.5-4.5時，Cl-使腐蝕速度加快，HIC敏感性增大。第二部分防腐與材料選擇材料因素

鋼的純凈度—高鋼級抗HIC鋼的S、P、N、H、O、Sn、Pb等元素之和＜80ppm。成分和組織的均勻性—在降低硫含量的同時，進行鈣處理；鋼水和連鑄過程的電磁攪拌；限制帶狀組織；多階段控制扎制及快速冷卻工藝。

晶粒細化—

微合金化，空扎工藝。碳含量—盡量降低碳含量（一般≤0.006%），控制Mn含量，加Cu。第二部分防腐與材料選擇BP

印尼氣井腐蝕材質：碳鋼生產(chǎn)時間：半年天然氣含有13%H2S&7%CO2馬來西亞氣井用super13Cr油管完井，僅9天應力腐蝕開裂，井深2735m，溫度150℃，CO2/H2S分壓7/0.012MPa2、CO2腐蝕CO2+H2O→H2CO3H2CO3+Fe→FeCO3+H2↑

陽極反應：Fe→Fe2++2e

陰極反應：H2CO3→H++HCO3-2H++2e→H2↑

基本特征是局部腐蝕，腐蝕形態(tài)為臺地狀腐蝕、坑點腐蝕及癬狀腐蝕，這與腐蝕產(chǎn)物FeCO3膜及CaCO3膜有關。（1）CO2腐蝕機理:第二部分防腐與材料選擇（2）CO2腐蝕產(chǎn)物膜的特點及形成機理:腐蝕反應的過程包括FeCO3晶核形成和晶粒長大兩部分；如果腐蝕產(chǎn)物膜不很致密，Cl-可能在腐蝕產(chǎn)物膜與金屬界面處富集，由于Cl-具有鈍化作用，使界面處保持活化狀態(tài)，導致金屬局部腐蝕加劇。中間層有明顯的顆粒狀FeCO3組成，有時在顆粒狀結晶層中有孔洞；最內層產(chǎn)物膜較為致密，與基體結合較為牢固；受晶粒長大和物質傳遞等影響形成界限分明的2-3層腐蝕產(chǎn)物形態(tài)；第二部分防腐與材料選擇塔里木輪南油田油管CO2腐蝕（3）CO2腐蝕影響因素※CO2分壓PCO2＞0.2MPa，發(fā)生腐蝕0.02MPa＜PCO2＜0.2MPa，可能發(fā)生腐蝕PCO2＜0.02MPa，腐蝕可忽略

※流速：流速的增加，腐蝕速率將會提高

※pH值：低pH值時，F(xiàn)eCO3膜的保護性差，腐蝕速率增加

※溶液成分：Cl-、Ca2+、Fe2+

、O2

濃度或含量增加，

腐蝕速率增加；HCO3-的增加，腐蝕速率有規(guī)律地降低第二部分防腐與材料選擇※

溫度60℃以下，碳鋼表面生成的是少量松軟且不致密的FeCO3，腐蝕為均勻腐蝕；100℃左右，腐蝕速率最大，腐蝕產(chǎn)物較厚但還很疏松，形成深坑狀或環(huán)狀腐蝕；高于150℃，生成致密且附著力極強的FeCO3，腐蝕基本被阻止。

第二部分防腐與材料選擇H2S主導的體系中，穩(wěn)定的FeS優(yōu)先于FeCO3形成。在60-240℃時，F(xiàn)eS能對金屬提供保護。溫度低于60℃或高于240℃時，F(xiàn)eS膜變得不穩(wěn)定且多孔，而且由于H2S的存在阻止了穩(wěn)定的FeCO3的形成，從而加速了腐蝕。（3）H2S、CO2共存時的腐蝕機理無論CO2含量高低，H2S導致鋼鐵材料氫損傷始終存在，且PCO2越高，PH值越低，氫損傷越嚴重。H2S濃度較低時,CO2是主要腐蝕因素,CO2主導的體系中，溫度低于120℃時，F(xiàn)eS膜生成，其生成受pH值和溫度的影響，F(xiàn)eS膜可以減少腐蝕速率。第二部分防腐與材料選擇H2S、O2和CO2的含量對碳鋼腐蝕速率的影響

CRO2

≈80CRCO2

≈400CRH2S第二部分防腐與材料選擇影響H2S/CO2電化學腐蝕的因素溫度

影響氣體（H2S或CO2

）在介質中的溶解度，溫度升高，溶解度降低，抑制了腐蝕的進行；溫度升高，各反應進行的速度加快，促進了腐蝕的進行；溫度升高影響腐蝕產(chǎn)物的成膜機制，該膜有可能抑制腐蝕，也有可能促進腐蝕。第二部分防腐與材料選擇影響H2S/CO2電化學腐蝕的因素分壓用PCO2/PH2S

判定腐蝕是酸性腐蝕（由H2S引起還是甜腐蝕（CO2引起）

PCO2/PH2S

＞500時，主要為CO2腐蝕

PCO2/PH2S

＜500時，主要為H2S腐蝕第二部分防腐與材料選擇高含硫化氫天然氣藏常常伴有元素硫存在。元素硫可能在近井地帶析出和堵塞，造成儲層損害，使產(chǎn)量降低。在油管內或地面管匯中析出和堵塞，給氣井生產(chǎn)造成極大麻煩。此外元素硫的沉積造成管道系統(tǒng)的腐蝕。元素硫析出及堵塞，腐蝕的機理、規(guī)律研究尚不充分，目前還沒有可靠的預測模型或經(jīng)驗可供應用。元素硫是分子晶體，很松脆，不溶于水，其導電性很差。它有幾種同分異構體，天然硫是黃色固體，叫做斜方硫。斜方硫和單斜硫的分子都是由8個硫原子組成的。具有環(huán)狀結構。溫度高于88～93℃時，硫化氫與元素硫反應，生成聚硫化氫。隨著溫度、壓力的降低，聚硫發(fā)生分解，生成元素硫。反應式為：

H2Sx→H2S+S（x－1）這個反應是一個動態(tài)的化學平衡反應，高壓使反應向左進行，低壓向右進行。在井眼上部、流道截面變化，特別是節(jié)流閥后方，壓力降低及流場變化會使反應向右進行，即硫析出和沉積。3、元素硫腐蝕第二部分防腐與材料選擇3、元素硫腐蝕元素硫可使某些種類耐蝕合金產(chǎn)生環(huán)境斷裂，因此在ISO15156－3中特別注明了具體的合金是否抗元素硫。根據(jù)國外元素硫沉積的研究，油管或流道中流速可能是主要的控制因素。產(chǎn)量較低，流道內流速偏低可能是造成流道內元素硫沉積的主要因素。此外，流道直徑變化，特別是節(jié)流閥后，由于流場和相態(tài)的變化，會加劇硫的析出和沉積，并堵塞管道。第二部分防腐與材料選擇

地層水可能不同程度地溶解有氯化物、硫酸鹽、碳酸鹽等可溶性鹽類，他們對油套管及設備的腐蝕大體有幾個類型：電化學腐蝕；對某些鋼材的應力腐蝕；在硫化氫和二氧化碳共存時相互作用，加劇腐蝕和應力腐蝕。氯離子可以使鋼表面的保護層不穩(wěn)定，使得管壁形成的腐蝕產(chǎn)物很疏松。在疏松的垢下形成各種濃差電池腐蝕，如鹽濃差、氫濃差、氧濃差電池、縫隙腐蝕等腐蝕形式。細菌的大量活動以及細菌分泌黏液的增多，使得結垢更為嚴重，進而造成惡性循環(huán)。4、地層水及氯化物等鹽類的腐蝕第二部分防腐與材料選擇

在注入水或者注入的其他工作液中，不可避免的要混入氧。以氧氣的還原反應為陰極過程的腐蝕，叫做吸氧腐蝕。鋼鐵的吸氧腐蝕示意圖2Fe+2H2O+O2=2Fe(OH)24Fe(OH)2+O2+2H2O=4Fe(OH)3Fe(OH)3Fe2O3·xH2O5、氧腐蝕第二部分防腐與材料選擇

由細菌生命活動引起或促進材料的腐蝕破壞稱為細菌腐蝕。地層水中含有硫酸鹽還原菌、鐵細菌、硫細菌等菌種。在油田生產(chǎn)系統(tǒng)中，硫酸鹽還原菌(SRB)是微生物腐蝕(MIC)的主要因素之一。SRB是一種以有機物為養(yǎng)料的厭氧性細菌，能在pH值為5～10、5～50℃范圍內生長，有些SRB甚至能在100℃、50MPa，以至更高的情況下生長。研究發(fā)現(xiàn)，SRB在厭氧條件下大量繁殖，將SO42-還原成H2S，產(chǎn)生粘液物質，加速垢的形成。油井管柱在SRB菌落下易發(fā)生局部腐蝕，以致出現(xiàn)穿孔，造成巨大的經(jīng)濟損失。6、細菌腐蝕第二部分防腐與材料選擇7、酸腐蝕

酸化作業(yè)中，排液不徹底，擠入地層的酸沒有被完全排出，并在井底形成積液，使下部的pH值下降，氫離子濃度增加，鐵與酸劇烈反應，使油管腐蝕速度增加，造成腐蝕損壞。若井下有硫化氫存在，那將極大地加劇硫化物應力腐蝕開裂，同時，井下的溫度較高，氫的去極化腐蝕加劇。第二部分防腐與材料選擇（1）硫化氫和二氧化碳共存對腐蝕的影響含硫生產(chǎn)井生產(chǎn)表明，只要采用抗硫碳鋼或低合金鋼，H2S/CO2共存腐蝕的主要矛盾將轉化為電化學腐蝕（金屬的減薄和坑蝕等）。硫化氫對二氧化碳腐蝕的影響具有雙重作用，硫化氫既可以而通過陰極反應加速二氧化碳腐蝕，也可以通過FeS的沉積而減緩腐蝕。腐蝕速度變化與溫度和硫化氫含量直接有關：◆低溫（30℃）時，少量硫化氫（0.2%）將使二氧化碳腐蝕成倍加速，而高含量硫化氫（如21.5%）則使腐蝕速率降低；◆高溫下，當H2S含量大于2.1%時，腐蝕速度反比純二氧化碳低；

◆溫度超過150℃時，腐蝕速度則不受硫化氫含量影響。在低濃度硫化氫時，由于硫化氫可以直接參加陰極反應，導致腐蝕加?。桓邼舛葧r，硫化氫與鐵反應生成FeS膜，從而減緩腐蝕。8、腐蝕性組分相互作用及對腐蝕的影響第二部分防腐與材料選擇

氧氣和CO2的共存會使腐蝕程度加劇，氧氣在CO2腐蝕的催化機制中起了很大作用。當鋼鐵表面未生成保護膜時，氧氣的含量越高腐蝕速率越大；當鋼鐵表面已生成保護膜時，氧氣的含量對其腐蝕的影響較小，幾乎不起作用。在飽和氧氣的溶液中，CO2的存在會大大提高腐蝕速率，CO2在腐蝕溶液中起催化作用。（2）氧氣和二氧化碳的共存對腐蝕的影響（3）硫化氫、二氧化碳與氯化物共存對腐蝕的影響氯離子對鋼鐵的影響隨材質的不同而不同，可導致鋼鐵發(fā)生嚴重孔蝕、縫隙腐蝕等局部腐蝕。此外，氯化物可能引起耐蝕鋼的應力腐蝕開裂。第二部分防腐與材料選擇

如果在縫隙等局部封閉環(huán)境中，元素硫及H2S和H2SO4會嚴重促進局部腐蝕：（4）硫化氫、二氧化碳、氯化物和元素硫共存對腐蝕的影響歧化反應硫烷反應溫度高于120℃時，元素硫與H2S反應形成硫烷（H2Sx）硫烷將導致更多的獲電子還原反應，促進腐蝕第二部分防腐與材料選擇1、油氣井腐蝕性環(huán)境常用管材類型（1）碳鋼和低合金鋼碳鋼（carbonsteel）是一種鐵碳合金，其中含碳小于2％、含錳小于1.65％，和其他微量元素，但不包括為了脫氧而有意加入的一定量的脫氧劑（通常是硅或/和鋁）。石油工業(yè)中所用碳鋼的含碳量通常低于0.8％。低合金鋼（lowalloysteel）也是一種鐵碳合金，其中合金元素總量少于5％（大約），但多于碳鋼規(guī)定含量的鋼鐵。近年來在碳鋼和低合金鋼系列中，推出了一類稱為微合金鋼新鋼種，或稱3Cr鋼。在低碳鋼中鉻的含量增至3%和進行合適的合金設計后，材料表面生成穩(wěn)定的富鉻氧化膜，抗二氧化碳腐蝕性能顯著提高。二、管材選擇第二部分防腐與材料選擇

ISO11960列出了常用抗硫化氫應力開裂碳鋼和低合金鋼油管、套管鋼級。它們可分為高抗硫型和限制使用型兩類：高抗硫型：抗硫化氫應力開裂性能較好，設計優(yōu)先使用的鋼級類型：J55、K55、M65、L801型、C901型、T951型。有限抗硫型：屈服強度等于或高于100ksi（例如110ksi、125ksi）的油管、套管。很多鋼管公司推出屈服強度等于或大于110ksi的抗硫化氫應力開裂油管和套管，但是應注意滿足使用條件。第二部分防腐與材料選擇（2）耐蝕合金耐蝕合金（CRA，corrosion－resistantalloy）能夠耐油田環(huán)境中的一般和局部腐蝕的合金材料，在這種環(huán)境中，碳鋼和低合金鋼會受到腐蝕。ISO15156－3將不銹鋼和合金統(tǒng)稱為耐蝕合金，該標準提供了詳盡的耐蝕合金油管、套管和耐蝕合金制造的零部件技術規(guī)范。耐蝕合金材料有：不銹鋼：高合金奧氏體不銹鋼、馬氏體不銹鋼、雙相不銹鋼合金：鎳基合金等類別。第二部分防腐與材料選擇2、管材選用原則：二、管材選擇正確選用油管、套管及各種井下附件、采油樹及地面設備的材料是油氣井防腐的最重要環(huán)節(jié)，選材不當不僅造成浪費，而且隱藏安全風險。碳鋼和低合金鋼是硫化氫酸性環(huán)境中使用最普遍的鋼種，研究比較充分，同時也已積累了較豐富的現(xiàn)場經(jīng)驗。在含硫化氫酸性環(huán)境防腐設計中，環(huán)境斷裂是材料選擇最重要和優(yōu)先考慮的因素，其中酸性環(huán)境抗開裂的材料選擇已有國際公認的標準ISO15156和NACE-MR0175。選用了抗硫的碳鋼和合金鋼后，電化學腐蝕將成為重點考慮的因素，可用加緩蝕劑的技術防止或減緩電化學腐蝕。加緩蝕劑防止或減緩電化學腐蝕是否可行決定于技術的可行性和可靠性及風險評估，中長期累積投入與投資回報率，修井更換油管的代價及損失評估。第二部分防腐與材料選擇對于較惡劣的腐蝕環(huán)境，例如高壓，同時又高含二化碳，或高壓同時又高含二氧化碳與硫化氫，應優(yōu)先從材料選用上作防腐蝕設計，即優(yōu)先考慮采用不銹鋼或合金。由于不銹鋼或合金價格昂貴，供貨周期長，它們對井下環(huán)境也有使用限制，因此應有充分時間進行試驗評價和進行技術經(jīng)濟分析。ISO和NACE提供了不銹鋼或合金材料的選用標準，該標準應視為一種指導原則，某些條款尚有爭議，因此充分的評價是必不可少的。在引用和執(zhí)行材料選用標準ISO15156和NACEMR0175的基礎上進行強度設計應以ISO10400標準為依據(jù)。對于酸性環(huán)境用碳鋼和低合金鋼，應盡可能選用屈服強度低于95Kksi（655Mpa）的抗硫鋼種，強度不夠時，宜增大壁厚來滿足要求，而不是提高鋼級來達到強度要求。第二部分防腐與材料選擇10-410-310-210-110010110210310410-410-310-210-1100101102103104高鎳合金SM-2550C276SM-2535、SM-2550、028G3、825、718、925H2S分壓

(atm)CO2

分壓

(atm)H2S和CO2分壓對油管材料選擇的影響井號普光１普光２H2S含量，％12.3115.41CO2含量，％8.579.07地層壓力MPa55.561.22H2S分壓MPa6.619.15CO2分壓MPa4.435.49ＣO2分壓＞０.2MPa電化學嚴重腐蝕H2S分壓>0.03MPa,硫化氫應力腐蝕嚴重（1）按腐蝕環(huán)境進行分析L80、C90、T95、C95、110s、125s、90s、95s高鉻合金抗硫鋼9-13CrS13Cr20-25CrH40、J55、K55、N802、管柱材質選擇第二部分防腐與材料選擇（2）室內實驗分析指標溫度平均腐蝕速率（mm/a）3%NaCl+0.5%CH3COOH+飽和H2S和CO23%NaCl+飽和H2S和CO240℃1.200.6780℃5.990.503抗硫鋼靜態(tài)腐蝕實驗實驗前照片加速實驗后照片不加速實驗后照片第二部分防腐與材料選擇抗硫鋼40℃耐硫化物應力腐蝕破裂性能實驗油管（88.9×6.45,國外）套管（177.8×11.51,國內）試樣編號加載應力103psi開裂情況臨界應力103psi120℃全浸腐蝕速率mm/a試樣編號加載應力103psi開裂情況臨界應力103psi120℃全浸腐蝕速率mm/aY-140NF103氣相液相T-140F97氣相液相Y-260NFT-260NFY-380NFT-380FY-4100NF0.2560.153T-4100NF0.3200.174Y-5120NFT-5120NFY-6140FT-6140NF國外抗硫鋼的抗應力開裂能力和耐腐蝕性能好于國內抗硫鋼抗硫鋼管材臨界應力（Sc）>80%屈服強度(API)鎳基合金鋼Sc可達100％屈服強度NF:不開裂F:開裂試驗方法NACETM0177方法A，溶液A第二部分防腐與材料選擇單質硫環(huán)境下的合金鋼材料腐蝕實驗結果材料C-276G3INCOLOY925INCOLOY825SM2535腐蝕速率mm/a0.0050.0140.0280.0280.035實驗條件：15%NaCL+H2S（1.38MPa）+CO2（0.69MPa）+S（1g/L）；溫度232℃抗硫鋼腐蝕十分嚴重。平均腐蝕速率0.50mm/a時，管柱的使用壽命4-5年；平均腐蝕速率1.20mm/a時，管柱的使用壽命1-2年單質硫析出對管柱腐蝕具有重大影響，必須使用高鎳（Ni>40%）合金鋼第二部分防腐與材料選擇靜態(tài)電偶腐蝕試驗數(shù)據(jù)指標溫度電偶腐蝕速率（mm/a）實驗條件C－276825G3SM－253525℃0.950.940.650.30A80℃0.500.500.450.56A120℃8.013.09.011.0B試驗條件A：飽和H2S和CO2＋3％氯化鈉試驗介質B：A＋0.5%冰醋酸＋3％氯化鈉實驗前實驗后實驗后實驗后實驗后第二部分防腐與材料選擇H2S分壓4MPa，CO2分壓3MPa，Cl－濃度10000mg/L、產(chǎn)水0.12m3/104m3時不同管材點蝕指數(shù)對比。（3）軟件計算分析使用Socrate軟件，根據(jù)NACEMR0175和ISO15156標準Req：Min43第二部分防腐與材料選擇可選擇合金鋼材料成分表UNSNUMBERN08535UNSNUMBERN08135UNSNUMBERN06255UNSNUMBERN06985UNSNUMBERN10276SM2535SM2035SM2550ALLOY-G-3ALLOY-G-276

Fe35.40Mn1.00Ni32.75Co0.00Cr25.50Mo3.25W0.00Cb0.00N0.00Fe36.50Mn1.00Ni35.50Co0.00Cr22.00Mo4.50W0.50Cb0.00N0.00Fe11.50Mn1.00Ni49.50Co0.00Cr24.50Mo7.50W3.00Cb0.00N0.00Fe19.50Mn1.00Ni40.00Co5.00Cr22.25Mo7.00W1.50Cb0.50N0.00Fe5.50Mn1.00Ni55.24Co2.50Cr16.00Mo16.00W3.75Cb0.00N0.00PittingIndex:36.23PittingIndex:37.60PittingIndex:53.75PittingIndex:48.35PittingIndex:74.43

根據(jù)普光氣田流體條件，需要采用含鉻20％以上，鎳40％以上，鉬3％以上的合金鋼材料。69WhatMaterialstoUseForHPHTCompletionEquipmentLowAlloySteels（低合金鋼）9Cr-1Mo410&420Modified(13Cr)ModifiedandSuper13Cr(13Cr-5Ni-2Mo)25CrSuperDuplexStainlessSteel（雙向超25Cr不銹鋼）NickelAlloys-3Mo(Alloy925,Alloy718,Alloy825)NickelAlloys–6-8Mo(Alloy725,Alloy625+,SM2550,G-3)NickelAlloys-12Mo(C-276)70LowAlloySteels

低合金鋼TubingMaterials:L-80,N-80,C-90,T-95,C-95,P-110,Q-125

油管材質：L-80,N-80,C-90,C-95,P-110,Q-125CompletionEquipment:4130,4135,4140,4130Mod.,8620,4150

完井工具：4130，4135，4140，4130，8620，4150HeatTreatableToAchieveStrength

熱處理達到強度Applications:MostWidelyUsedDownholeMaterialstoProduceHydrocarbons.SuitableforOilProducers&WaterInjectors

應用：適合產(chǎn)油井和注水井

整套油管全部使用固溶鎳基合金－G3

產(chǎn)層部套管使用固溶鎳基合金－825

工具使用沉淀硬化鎳基合金－718

避免組合管柱的電耦腐蝕優(yōu)點：不用考慮加藥，減少作業(yè)費用缺點：一次性投入費用高根據(jù)選材標準、實驗分析，普光氣田的材質選擇如下：第二部分防腐與材料選擇丁腈橡膠（NBR）

丁腈橡膠是丁二烯與丙烯腈的共聚物，是最通用的耐油橡膠。由于具有較好的耐油性，易加工，成本低，在石油工業(yè)中得到了大量的應用。但NBR主鏈中含雙鍵的不飽和結構使其在耐熱性、耐侯性、化學穩(wěn)定性方面不盡人意，另外，H2S能和雙鍵及氰基在高溫（150℃）下發(fā)生加成反應，造成拉伸強度和扯斷伸長率大幅度下降，因此NBR的耐熱使用溫度最高為120℃，且不能用于含H2S的環(huán)境。三、封隔器橡膠選擇：丙烯酸酯橡膠（ACM）

丙烯酸酯橡膠是丙烯酸丁酯與丙烯腈或少量帶有提供交聯(lián)反應活性基團的第三單體共聚而成，屬飽和碳鏈極性橡膠，耐熱氧老化性能很好，使用溫度可達150~170℃，間斷或短時間使用可達200℃左右，其耐臭氧性能也特別優(yōu)異。對潤滑油(如機油和齒油)和操作油(如自動變速器用油)的良好抗耐性。但由于具有非結晶性，自身強度低，因此物理性能較差。氯醚橡膠(CO、ECO、GECO)

氯醚橡膠系指側基上含有氯的聚醚型橡膠，又稱氯醇橡膠。因其主鏈上不含有雙鍵，所以具有優(yōu)良的耐熱老化和耐臭氧性。氯醚橡膠是具有均衡而優(yōu)良的耐熱性、耐寒性、耐臭氧性和耐油性的橡膠。用氯醚橡膠制備的擴張式壓裂膠筒，能保證施工安全，適應性好，不卡套管，已被推廣使用。(1)常用橡膠介紹第二部分防腐與材料選擇氟橡膠（FPM）常用品牌：國內上海3F牌、四川晨光研究院的偏氟類；國外美國DyneonLLC公司的Fluorel和AflasTFE、杜邦公司的Viton和Kairez、意大利MontefluosS.P.A.公司的Technoflon、日本大金公司的Daiel、日本旭硝子公司的Aflas四丙氟橡膠等。

FPM是由偏氟乙烯、六氟丙烯、四氟乙烯構成的二元類、三元類共聚物，品種有10種之多。它屬碳鏈飽和極性橡膠，其耐高溫性能和耐油性在橡膠材料中是最好的，其耐藥品性能和機械特性也相當優(yōu)良，因此，F(xiàn)PM是最好的耐油橡膠，常被用在一些使用條件非?？量汰h(huán)境中。但氟橡膠的彈性差，耐低溫性及耐水等極性物質性能不夠好，價格昂貴等限制了FPM的應用。另外，氟橡膠的加工性差，為了改善氟橡膠的彈性，低溫性及加工性能等缺點，人們開發(fā)了氟硅橡膠、聚磷腈彈性體、全氟醚橡膠等多種各種改性特種橡膠。其中，全氟醚橡膠是目前所有橡膠中耐H2S性能最好的品種。全氟醚橡膠可在288℃溫度下長期使用并保持彈性，困此也是耐熱性能最好的品種。它可耐多種化學藥品,對含H2S的井液表現(xiàn)出非常高的惰性。但這種橡膠昂貴的價格，限制了其使用。主要產(chǎn)品有美國chemraz等。第二部分防腐與材料選擇氫化丁腈橡膠(HNBR)

將丁腈橡膠的聚合物主鏈中所含有的雙鍵部分氫化即制得HNBR。HNBR作為具有優(yōu)良加工特性的橡膠材料，能在各種領域中獲得應用。HNBR在大幅度改善耐熱老化性、耐天侯性、耐劣質燃料油的同時，拉伸強度，膠料的脆性溫度得以改善，從而成為物理機械性能非常均勻的優(yōu)質材料。HNBR的耐油性優(yōu)于CR、CSM、ACM，耐熱性能優(yōu)異。HNBR具有優(yōu)良的耐硫化氫性能。而且在所有的耐油橡膠制品中，HNBR的機械力學性能是最好的，HNBR具有對油田應用的最佳平衡性能，且具有耐高壓和在高壓下的抗噴出性能。第二部分防腐與材料選擇第三部分

生產(chǎn)完井工藝第三部分生產(chǎn)完井一、完井方式選擇

目前高含硫氣藏可選擇的完井方式主要有射孔完井、裸眼完井、割縫襯管完井、裸眼礫石充填完井、套管礫石充填完井等方式。

（1）射孔完井。適用于有氣頂、有底水、有含水夾層、易塌夾層等復雜地質條件，需要實施分隔層段的儲層；各分層之間存在壓力、巖性等差異，需要實施分層開采的儲層；需要進行大規(guī)模改造的低滲透儲層；還適用于砂巖、碳酸鹽巖裂縫性等儲層?？籽塾蛯討覓炱魈坠苌淇淄昃补苌淇淄昃谌糠稚a(chǎn)完井（2）裸眼完井。適用于巖性堅硬致密，井壁穩(wěn)定不坍塌的碳酸鹽巖儲層；無氣頂、無底水、無含水夾層及易塌夾層的儲層；單一厚儲層，或壓力、巖性基本一致的多層儲層以及不準備實施分隔層段的儲層。第三部分生產(chǎn)完井（3）割縫襯管完井。割縫襯管完井適用于無氣頂、無底水、無含水夾層及易塌夾層的儲層；單一厚儲層，或壓力、巖性基本一致的多層儲層；不準備實施分隔層段的儲層以及巖性較為疏松的中、粗砂粒儲層。第三部分生產(chǎn)完井（4）裸眼礫石充填完井。裸眼礫石充填完井適用于無氣頂、無底水、無含水夾層及易塌夾層的儲層；單一厚儲層，或壓力、巖性基本一致的多層儲層；不準備實施分隔層段的儲層以及巖性疏松出砂嚴重的中、粗、細砂粒儲層。第三部分生產(chǎn)完井（5）套管礫石充填完井套管礫石充填完井適用于有氣頂、或有底水、或有含水夾層、易塌夾層等復雜地質條件，要求實施分隔層段的儲層；各分層之間存在壓力、巖性等差異，要求實施選擇性處理的儲層以及巖性疏松出砂嚴重的中、粗、細砂粒儲層。

各種完井方式都有各自的適用條件和局限性。完井方式應根據(jù)油氣藏類型、儲層特性、完井方式的適用條件以及采氣工程技術的需要進行選擇。完井方式選擇需要考慮的因素氣藏地質及氣藏工程條件采氣工程技術措施要求完井方式的適用條件塊狀油氣層多套油氣層古潛山油氣層氣頂?shù)姿蛯訉娱g矛盾突出層間壓力差異大裂縫性地層高傾角地層分層注水增產(chǎn)措施人工舉升防砂調整井防腐蝕定向井水平井第三部分生產(chǎn)完井1）高壓氣竄難題川東北地區(qū)的毛壩、河壩、普光等構造已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了高產(chǎn)氣流，其氣層壓力梯度普遍在2MPa/100m以上。如毛開1井，在井深2480m的雷口坡組，鉆遇沒有地質預告的高壓氣層，鉆井液密度達到2.23g/cm3才能平衡氣層壓力，由于氣體可壓縮，易膨脹，計算表明，其潛氣竄因子（GFR）達到7～10，所以高壓氣層極易導致固井后凝期間的氣竄。固井存在的主要技術難題2）深井高溫固井技術難題川東北地區(qū)海相地區(qū)多為碳酸鹽裂縫性高壓氣藏，目的層埋藏深一般在5000～6500m左右，井底靜止溫度達到160-180℃。而目前國內常用的非滲透防氣竄劑、緩凝劑等外加劑抗溫能力只有120℃左右，且性能不穩(wěn)定，難以滿足南方海相深井固井技術要求。固井存在的主要技術難題3）漏失和壓穩(wěn)矛盾飛仙關組氣層的壓穩(wěn)和防漏問題比較突出，河壩1井進入飛3段地層后，多次發(fā)生井涌、井漏。不壓井時發(fā)生氣侵，壓井時又產(chǎn)生井漏，鉆井液密度由2.19上升到2.35g/cm3。普光氣田飛仙關地層的“安全窗口”窄，壓穩(wěn)和防漏的茅盾非常突出。固井存在的主要技術難題4）高密度高粘鉆井液的頂替難度大高密度鉆井液必須高粘高切才能保持懸浮穩(wěn)定性，如河壩1井鉆飛3段時的鉆井液密度為2.33g/cm3，粘度90S，靜切力12/29Pa，塑性粘度60mPa.s，動切力28Pa。鉆井液密度越高，粘度切力越高，頂替難度越大固井存在的主要技術難題5）深井小間隙固井技術難題川東北地區(qū)在勘探階段，在鉆井過程中經(jīng)常會遇到?jīng)]有地質提示的高壓氣層，被迫提前下套管，井身結構變化大，往往要求以小井眼小間隙固井。川東地區(qū)普遍存在311mm井眼內下273.1mm套管和在165mm井眼內下146.1mm套管，水泥環(huán)薄，水泥漿膠結質量難以保證；而且，由于循環(huán)摩阻大，高密度鉆井液、水泥漿流變性不好，極易壓漏地層。固井存在的主要技術難題6）防H2S、CO2固井技術難題

川東北地區(qū)大部分高壓氣層富含H2S和CO2等有害氣體，而且含量較高。

CO2、H2S屬于腐蝕性酸性氣體，對套管、固井工具及其附件易產(chǎn)生氫脆和腐蝕破壞。

CO2還會侵入水泥漿內，對水泥漿性能產(chǎn)生影響，對凝固后的水泥石造成腐蝕，影響其長期封隔效果。固井存在的主要技術難題井號普光１普光２H2S含量，％12.3115.41CO2含量，％8.579.07地層壓力MPa55.561.2H2S分壓MPa6.619.15CO2分壓MPa4.435.497）技術套管固井質量還沒有得到足夠的重視

川東北技術套管一般下深在3000-4500m，根據(jù)氣井固井要求，一般設計水泥漿要返到地面，面臨長裸眼長封固段固井技術難題。固井存在的主要技術難題固井技術對策與建議基本思路：“封、堵、壓”“封”即提高水泥漿防氣竄性能（膠乳、非滲透），提高頂替效率?！岸隆奔炊侣?，提高地層承壓能力。從鉆井液和固井液兩方面都要采取堵漏措施。采取纖維與顆粒架橋材料共同作用前置液效果應會更好?！皦骸奔磯悍€(wěn)，只有壓穩(wěn)才能防止氣竄，做好水泥漿失重計算和環(huán)空液柱壓力設計；

總體技術方案1.壓穩(wěn)設計與氣竄預測GELFL的意義就是一個臨界壓穩(wěn)系數(shù)，也就是水泥漿進入環(huán)空后最初液柱壓力減去在某一時刻由于水泥漿靜膠凝強度發(fā)展及失水引起的體積收縮造成的水泥液柱壓力損失之和與氣層壓力之比。這是一個氣竄壓力平衡關系，設計時要認真考慮！三、固井技術對策與建議

2．提高頂替效率技術措施

三、固井技術對策與建議1）MS-R隔離液體系

生物高分子聚合物。提高隔離液的粘度,降低濾失量有機溶劑。使得界面由油潤濕轉變?yōu)樗疂?，從而可提高界面膠結質量懸浮穩(wěn)定劑。保持加重穩(wěn)定性螯合劑。提高其抗高溫性能及懸浮性能，起到二級懸浮能力作用。加重劑。重晶石、礦渣、鐵礦粉等加重材料。

2．提高頂替效率技術措施

三、固井技術對策與建議2）旋轉尾管固井技術

1.提高水泥漿頂替效率，尤其是不規(guī)則井眼和小間隙套管固井2.改善水泥漿膠結質量

3.有助于順利下套管到底4.不改變常規(guī)固井工藝，配套容易

3．水泥漿技術措施三、固井技術對策與建議1）利用緊密堆積技術設計低密度和高密度水泥漿

緊密堆積技術利用顆粒級配原理優(yōu)化水泥與充填材料之間的粒度分布，使材料之間的堆積比例達到最大，減少材料顆粒之間的空隙，從而降低水灰比，提高水泥體系的整體性能。

緊密堆積低密度和高密度水泥漿體系已經(jīng)達到國外同類水泥漿的先進水平

3．水泥漿技術措施固井技術對策與建議2）防氣竄水泥漿體系非滲透防氣竄劑DZJ-2

水泥漿中非滲透劑與交聯(lián)劑在堿性條件下發(fā)生絡合發(fā)應，絡合物分子間就會相互連接形成連續(xù)的凝膠結構（非滲透薄膜），起到：

（1）增加了氣層氣體侵入水泥漿內的運移阻力；（2）縮短水泥漿膠凝過渡時間；（3）控制水泥漿失水和失重。缺點：抗溫能力不足

3．水泥漿技術措施固井技術對策與建議2）防氣竄水泥漿體系膠乳防氣竄體系聚合物膠乳（polymerlatex）是一種乳化的聚合物體系，直徑200nm～500nm的聚合物球形顆粒分散在粘稠的膠體體系中，再加入一定量的表面活性劑以防止聚合物顆粒聚結而形成的。起到：

（1）提高水泥石抗拉強度和增韌作用；（2）減小水泥環(huán)體積收縮，改善水泥膠結狀況；（3）成膜特性和細顆粒特性，具有良好的雙功能防氣竄性能。

(4)抗高溫特性強。缺點：需要進口，且價格昂貴。

4．提高地層承壓能力三、固井技術對策與建議一是在鉆井液內加入堵漏材料，加強隨鉆堵漏，提高地層承壓能力；二是采用前置液暫堵技術；三是采用堵漏水泥漿技術。

4．提高地層承壓能力三、固井技術對策與建議2）堵漏型前置液技術前置液堵漏的優(yōu)勢

--相對于水泥漿堵漏，向前置液中加入堵漏材料易混拌，可相應提高堵漏材料的濃度。纖維和顆粒材料可同時加入前置液中，可顯著提高架橋作用。堵漏型前置液設計思路

--在前置液內加入橡膠粉、蛭石、聚丙烯纖維、微硅等進行顆粒級配和架橋。MS-R前置液、HEC膠液作為穩(wěn)定劑并輔助架橋。

5．技術套管建議三、固井技術對策與建議1）利用緊密堆積技術設計低密度，建議采用漂珠-微硅復合低密度水泥漿體系，優(yōu)化其粒徑分布和配比關系，優(yōu)化其綜合性能，合理設計密度，解決長裸眼長封固段固井漏失和低返技術難題。

2）采用低密度MTC固井技術，充分發(fā)揮該技術在提高固井質量方面的技術優(yōu)勢，解決膠結質量差的技術難題。

5．技術套管建議三、固井技術對策與建議3）采用合適的早強外加劑，提高低溫下水泥石強度，解決上部低密度水泥膠結質量差的技術難題。

4）適當擴大鉆頭直徑。南方探區(qū)上部大都采用氣體鉆井，鉆頭為311mm，套管為273mm，環(huán)空間隙小，固井施工泵壓高，建議采用314mm鉆頭，增加環(huán)空間隙，提高固井質量。第三部分生產(chǎn)完井

普光氣田完井方式選擇應主要考慮以下因素：叢式井和斜井的特點；高含H2S、CO2腐蝕介質；酸壓施工的需要；防止產(chǎn)層垮塌；滿足高產(chǎn)和長期安全穩(wěn)定生產(chǎn)；可操作性和經(jīng)濟性

普光氣田為孔隙性碳酸鹽巖裂縫性儲層，有效厚度大、生產(chǎn)井段長，縱向非均質性強，實施大規(guī)模水力壓裂（酸壓）投產(chǎn)作業(yè)的氣井，采用射孔完井可以有效防止井壁坍塌，通過射孔參數(shù)的優(yōu)化設計可以實現(xiàn)酸壓效果的協(xié)同效應。

參照Q/SH0025川東北天然氣井完井推薦作法，選擇套管射孔完井第三部分生產(chǎn)完井二、射孔工藝電纜輸送套管槍射孔工藝電纜輸送過油管射孔工藝油管輸送射孔工藝油管輸送射孔聯(lián)作工藝高壓噴射和噴砂射孔工藝定方位射孔工藝技術超高壓正壓射孔工藝連續(xù)油管輸送射孔工藝復合射孔工藝正壓射孔工藝現(xiàn)代射孔工藝主要有以下幾種：負壓射孔工藝超正壓射孔工藝1、射孔工藝技術第三部分生產(chǎn)完井二、射孔工藝（1）電纜輸送套管槍射孔工藝工序：射孔前用射孔液造成正壓/負壓環(huán)境，用電纜下套管槍，磁性定位器校深，對準層位電引爆射孔。取出射孔槍、下油管、裝井口、試油。特點：施工簡單、成本低和高孔密，主要適用于低壓油層。射開厚度大時需多次下槍。一般，小直徑槍一次可下18-24m；大直徑槍一次可下9-12m。（2）電纜輸送過油管射孔工藝工序：油管下至油層頂部，裝好采油樹和防噴管，射孔槍和電纜接頭放入防噴管，下電纜將射孔槍下出油管鞋，然后放射性測井校深，對準層位引爆射孔。特點：具有負壓射孔的優(yōu)點，特別適合不停產(chǎn)補孔和打開新層，避免關井和起下油管。缺點：無法實現(xiàn)高孔密和深穿透，一次射開厚度受限，目前用得很少。（海上和不停產(chǎn)用）第三部分生產(chǎn)完井（3）油管輸送射孔工藝工序：射孔前用射孔液造成負壓環(huán)境，用油管輸送射孔槍，放射性測井校深，對準層位引爆射孔，丟槍后試油。特點：高孔密，深穿透，負壓清洗孔眼效果好、安全習性高，特別適用于斜井、水平井和稠油井，高壓地層和氣井必須采用。（4）油管輸送射孔聯(lián)作工藝射孔與地層測試聯(lián)作工序：射孔前用射孔液造成負壓環(huán)境，用油管輸送射孔槍、點火頭、減震器到封隔器下部，把多流測試器、壓力計等安裝在封隔器上，然后放射性測井校深，坐封后打開測試閥，對準層位引爆射孔后進行正常測試。特點：可縮短工期，提高油氣田勘探開發(fā)效率，有利于保護油氣層。目前普遍采用。

油管傳輸射孔與測試聯(lián)作管柱第三部分生產(chǎn)完井（5）高壓噴射和噴砂射孔工藝高壓液體射流射孔

利用高壓液體配合機械打孔裝置在套管上鉆孔，并以高壓射流穿透地層，帶噴嘴的軟管邊噴邊前進，射孔后回收?？讖娇蛇_14-25mm，孔深可達3m（1989年首次由美國PenetratorsCo.研制成功）。水力噴射射孔

高壓液體攜砂，攜砂濃度約5%，利用高壓噴砂液射流穿透套管和地層。該方法一般用于特殊井。第三部分生產(chǎn)完井（6）超高壓正壓射孔工藝概念：射孔前井筒內施以超正壓（＞P破），射孔瞬間依靠持續(xù)的高壓沖擊孔眼，使近井連通條件得以充分改善。機理：聚能彈在尖端的壓力＞2-3萬Mpa，孔壁應力集中產(chǎn)生裂縫；射后持續(xù)正壓沖擊使裂縫易于擴展，可能在裂縫面上沖出溝槽；沖擊液可以是酸液和攜砂液，利用酸化壓裂原理改善地層。

超正壓射孔是當今射孔完井技術的新突破。它不同于早期的正壓射孔，不是在泥漿壓井狀況下射孔從而造成對地層的嚴重污染，而是在使用酸液、壓裂液及其它保護液射孔的同時給地層加約1.2倍破裂壓力，克服了聚能射孔所帶來的壓實污染，且在加大延伸裂縫的同時還與壓裂酸化聯(lián)作，解決了造縫，解堵，誘噴，防止出砂等一系列問題，大大改善了初始完井效果。第三部分生產(chǎn)完井（7）連續(xù)油管輸送射孔工藝

連續(xù)油管是一種高強度的脆性鋼管，一般外徑為11/4″、11/2″或1″，長度可達5700m，主要用于高傾斜或水平井射孔（電纜置于連續(xù)油管中）。連續(xù)油管可進行多層段射孔。但當下入更長的射孔槍時，它的局限性就暴露出來了，即連續(xù)油管與射孔槍在下入過程中的摩擦力在水平段內超過連續(xù)油管的臨界彎曲載荷時，連續(xù)油管將發(fā)生彎曲破壞。優(yōu)點：射孔槍下入速度快，可以測定射孔槍的深度，也可