廖碧朝，宋永芳，唐永槐
(中原石油勘探局井下特种作业处)
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摘 要:P302-2井是普光气田主体进行系统试气的第一口井，试气目的是为了解普光构造飞仙关组、长兴组天然气产能，为普光地区开发提供依据。该井高产气、高压力、高含硫，施工难度大。试气之前的地质、工程、施工等各项设计都经过严格的专家评审，试气工艺、装备都是国内乃至世界先进水平。本文对整个过程的施工技术进行介绍，对特殊工艺及取得的经验进行了总结，旨在为该地区后续试气投产施工提供经验借鉴。关键词：普光气田；试气；施工技术
P302-2井位于四川省宣汉县普光镇刘家湾村，构造上位于四川盆地川东断褶带黄金口构造带普光构造东南翼，完钻井深:5770.00m，目的层位：飞仙关组、长兴组。为了解普光构造飞仙关组、长兴组天然气产能，为普光地区开发提供依据，根据P302-2井储层发育、固井质量等情况及投产原则，结合工艺设计对射孔层段的要求，决定选取飞仙关组—长兴组5093.9～5688.3m，跨度594.4m，电测解释1-51号层，累计射孔厚度519.7m段进行试气投产作业。该井试气施工由中原井下普光试气酸压项目部承担，接 到任务后，该部立即组织技术人员编制施工设计和应急预案，优选队伍，高标准配套设备，从2008年6月1日搬上，安装设备地面流程,7月7日通过专家组的开工验收,7月25日下完酸压-生产一体化管柱并座封永久式封隔器,7月30日大型酸压,7月31日开始放喷试气求产，到8月25日完井，历时86天。整个试气过程严格按照设计、有关技术标准和HSE管理规定进行安全施工，没有发生一起人员伤害、环境污染事件和工程事故。按设计要求取全取准了各项试气资料，资料录取率、全准率与质量优良率均达到要求，施工质量达到了试气技术规程和有关行业标准的要求。
1 施工中遇到的难点与复杂
1.1 施工难点
1.1.1 现场施工配合单位多，在前期准备过程中，为不影响施工进度，各单位必须同步进行施工，而地面主流程管线均是硬连接，要求在安装地面主流程设备时必须一次到位，调整余地很小。
1.1.2 产层高含硫、对设备抗硫要求高，施工风险大。生产管柱，采气树，永久式封隔器，井下安全阀等均采用国外进口工具，施工操作必须有专门技术人员指导，沟通交流存在一定障碍。
1.1.3 安全环保要求高，设备配套投入大，施工中必须制定严格的风险控制程序，但实际操控比较困难。
1.1.4 工艺技术先进，流程庞大，对施工人员各方面的素质要求高。
1.2 复杂情况
1.2.1 套管变形
该井生产套管外径177.80mm，壁厚12.65mm，内径152.50mm。施工之前，采用CJ40-200四十臂井径成像仪进行测井，发现套管变形。套管变形解释结果见表1。
由于套管内径不规则，给以后起下管柱带来风险，需要进行修套施工。
1.2.2 射孔管柱落井
射孔时上部管柱受纵向、径向载荷冲击太大，超出设计管柱校核安全系数，射孔后起管柱发现射孔管柱落井，需要在高压高含硫情况下进行打捞作业，风险和难度异常大。
1.2.3 井下安全阀自动关闭
关井压力恢复后，用HH级流程装54.76m m气嘴放喷，主放喷池点火，火焰高约5m，井口油压38.66MP a g0.36M Pa，套压0.37M Pa。经检查井下安全阀压力为2000psi(正常开井为6500psi)，安
全阀自行关闭。原因是采用手压泵代替控制柜，由于手压泵打完压后，技术人员未将泄压阀关严，使控制管线压力下降，井下安全阀自行关闭。
2 施工作业程序
2.1 开工准备
动迁Z J40型修井机组及配套设备到P302-2井场后进行高标准的设备配套，对现场所有施工人员进行防硫化氢、井控、HSE培训，达到持证上岗。各岗人员齐全，多数具有高压气井、深井、多区域工作经验。
设备调试期间对各项流程及管汇按照HSE的要求安装、试压，确认工作性能正常，报警系统正常。按照施工设计要求安装节流、压井管汇、环空监测管
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2009年第8期 内蒙古石油化工
X收稿日期:2008-11-12
作者简介：廖碧朝(1979—)，男，助理工程师,2004年毕业于长江大学石油工程专业，现从事试油(气)测试技术管理工作。
汇、放喷管线、循环系统，并按标准根据压力级别试压合格。 表1P302-2井套管变形情况
变形井段
(m)长度
(m)
地层
组段
套管
内径
(mm)
40臂井径测井值
我回到了清朝最小井径
(mm)
最大井径
(mm)
平均井径
(m m)
结论
套变井段
岩性描述
3493.0-3496.2 3.2
须家河
152.5144.05163.31154.26回接筒未
插到位
3496.2-3497.00.8125.51191.01162.04
4157.5-4173.516嘉4+5144.4159.26152.07变形以巨厚层灰白石膏岩、膏盐岩为主，夹薄层深灰泥质白云岩、白云岩，下部见一巨厚层深灰石膏质白云岩。
2.2 井口及井筒准备
2.2.1 套管内径测井
2008年6月1日，采用CJ40-200四十臂井径成像仪对P302-2井进行套管内径测井，发现套管变形，确定试气之前需进行修套作业。
2.2.2 设备安装及整改，修井机、井架、钻台就位；各种设备附件及安全环保设施安装到位。
2.2.3 装井口、预连接测试流程、安装防喷器组、井筒试压。
2.2.4 修套
经专家组讨论决定利用常规扩铣技术扩套，管柱组合(自上而下):588.9m m×9.35mG105m钻杆297根+588.9mm×9.35m m E75钻杆124根+ 588.9mm×19.05mm4145H加重钻杆11根+ 5121mm×0.71m安全接头+5122mm×0.51m变扣+5146mm×1.20m长锥面铣锥。在修套井段反复扩铣，划眼至无遇阻现象，然后用5142mm通井规通到井底，修套成功。
2.2.5 通井、探人工井底、刮削、替射孔液、套管内径测井。
2.3 射孔
射孔参数：层位：飞仙关组-长兴组；井段: 5093.9-5688.3m；厚度:519.3m/51n；射孔方式：油管输送；弹型：深穿透1m型；相位角:60°；孔密:Ⅰ类气层8孔/m,Ⅱ类气层10孔/m,Ⅲ类气层16孔/ m；布孔方式：螺旋布孔。
本井射孔层段跨度达594.4m，实行多级压力延时起爆，在射孔器串不同位置安装六套压力及延期装置，井口环空加压起爆。校深采用一次校深方式，用电缆输送GR+CCL组合测井仪器，在油管内测量地层中自然伽马信号和油管接箍信号，然后将所测曲线与测井组合图比对，确定射孔器对准射孔层位所需要的油管调整值。在射孔器串五个位置安装五套纵向减震器和四套径向减震器联合使用，最大程度的消除上部管柱所受的纵向和径向载荷冲击，射孔一次成功。
2.4 屏蔽暂堵
由于射孔后严重漏失，要求注入暂堵浆封堵，挤堵方式：间断挤堵。先替入8%高浓度暂堵浆21m3至筛管位置，关套管闸门挤注，共注入高浓度暂堵浆26m3，低浓度暂堵浆30m3，挤入地层43m3，最高施工压力：套压17M Pa，施工完成套压14M Pa，停泵1h后套压降至零,24h观察无溢流无漏失。
本井施工中采用了两种不同浓度的暂堵浆配方进行施工(先注入高浓度暂堵浆26m3，后挤入低浓度暂堵浆30m3)，较好的与地层特性进行匹配，保证暂堵效果。由于本井炮眼孔径10～12mm，筛孔的直径只有12～15m m，限制了暂堵材料粒径的选择，只能通过加大暂堵浆挤注量和提高暂堵浆浓度的办法来提高暂堵效果。从施工情况来看，这一措施的效果比较明显，暂堵施工后，静止观察未发现有漏失和气侵等现象，保证了下步起下管柱的安全，达到了施工目的。
2.5 综合录井检测
为了安全的对射孔后井下情况和地面流体进行检测，及时了解压井液中气体上返速度及所含气体组分，对硫化氢溢出进行报警，进行射孔后至下生产管柱结束期间的气体检测录井。本井综合录井检测对全烃、烃组份、非烃组份进行连续检测分析；对大钩负荷、立管压力、泵冲、排量等工程参数进行了连续测量；对洗井液进出口密度、体积等参数进行连续测量，监测过程中未发现洗井液性能异常；用天津标准气样厂生产的浓度为10ppm、20ppm、50ppm气样进行了认真标定，射孔后对硫化氢传感器进行定期注样检查，确保硫化氢传感器的灵敏、准确、可靠，整个录井过程中传感器性能良好，同
时通过硫化氢气体的连续检测，成功准确地预报硫化氢异常1次。通过准确的气测异常预报，有效的预防了洗井液气侵加剧，避免了溢流、井喷等复杂情况的发生，保证试气投产作业安全高效的运行。
2.6 打捞
该井射孔后油管和身落井，落鱼588.9mm×9.52m mBG90SS油管113根+588.9mm×6.45m mBG90SS油管352根+588.9m m×9.52m mBG90SS油管短节+身，总长5014.03m，鱼顶深度717.21m。井底及井筒内有大量暂堵剂，并且伴有气侵现象，经过讨论研究，外请专家指导，没有采用常规打捞方法，而是采用对扣洗井打捞的方法。采用对扣打捞，打捞的同时可以实现洗井、脱气、压井、测后效等功能，工序得到优化，工艺上又减少了施工风险。先采用油管直接对扣打捞，通过第一次打捞后又优选打捞工具、技术参数，优化钻具组合,
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采用钻杆车扣后加引鞋的对扣工具一次打捞成功。
2.7 酸压
本井于7月30日酸压施工：酸压层位:P2ch-
T1f1-3；井段:5093.9-5688.3m；用胶凝酸暂堵分层酸压，其中前置酸45m3、胶液265m3、胶凝酸650m3、闭合酸40m3、活性水37m3，压裂液总量1037.0m3，破裂泵压61.0M Pa，一般排量7.5m3/ min，最大排量9.8m3/min，停泵压力7.0MP a。本次施工从井段厚度、施工规模、施工排量、施工安全保障措施等各个方面均达到国内领先水平，共动用主压车辆11台(其中当前国内最先进的2500型压裂车3辆)，辅压车辆14台，储罐总数57具，备液、配液总量1140m3；整个施工共进行4个h，共注入液体1027m3，最高井口施工压力63MP a。经过酸压，取得了初步试气无阻流量768.17×104m3/d(8mm油嘴)的产量，表明本次酸压使得储层得到改善，形成较长的人工裂缝[1]，沟通了天然裂缝，导流能力增强，酸压改造取得了预期的效果，也充分说明了对于碳酸盐岩地层采用胶凝酸暂堵分层酸压工艺是很有效的储层改造方式。
2.8 放喷、求产
酸压后用6mm气嘴排酸，油压6.3M Pa，套压0.88M Pa；更换8m m气嘴排酸，油压22.45M P a，套压8.99M Pa；出口点火成功，火焰高3m；再次更换6mm气嘴排酸，油压37.2MP a，套压15.73M Pa。用8mm气嘴排酸，油压37.29～37.27M Pa，套压8.0～16.09M Pa，火焰高约10m。
残酸排完进分离器用8mm气嘴求产，井口油压38.31M Pa，套压15.7M Pa，井口温度44.69℃，分离器压力1.54M Pa，孔板65mm，差压99.10KPa，温度7.63℃，气量43.1×104m3/d。分离器无液位显
示，取水样时见微量液体,pH值5.5。倒回放喷管线放喷，油压38.27M Pa，套压15.66MP a；关井油压38.78M Pa，套压15.36M Pa。
2.9 试气
本井试气，综合考虑了地层压力、温度、流体性质、井下管柱和井口通径等情况。为满足放喷及长时间试气的需要，本井流程由四进四出、105-70-70M Pa三级降压EE级放喷流程和105-35M Pa二级降压HH级试气流程两部分组成，具备单路、多路同时放喷功能，可实现压井、替喷等同一流程作业。主试气流程为HH级流程,EE级流程主要作为放喷、压井、替喷使用，当HH级流程在试气过程中出现冰堵、气嘴刺坏或其它意外情况时，可倒换至EE 级流程做短时间试气，待HH级流程恢复后，再倒回HH流程试气，尽可能保证长时间试气连续、无间断。
试气方式：修正等时试井+压力恢复试井；气量采用气嘴调节，井底压力采用井口压力折算。结合《普光气田主体P302-2井地面主流程试气施工设计》的内容，本井排酸放喷以后，先关井48h，进行压力恢复测试；后分别采用 4.76mm、6.35mm、7.9375m m、9.525mm等4个气嘴由小到大进行测试，各气嘴等时距36h；结束后选取一适当气嘴进行稳定试气，稳定生产时间7天，关井压力恢复7天，根据本井试气工作制度及地层压力、产能情况，现场按需要可随时调整工作制度。8月3日结合现场放喷情况变更第一个气嘴为6.35m m，由于现场实际使用的前三个气嘴求产时井口压力变化小，未
能出现明显的生产压降，变更第四个气嘴为12.7mm，为安全起见，根据推算决定缩短最后的稳定试气生产时间为开井4天，关井4天。每个工作制度下由专业取样队伍对本井的流体进行取样并化验分析，试气成果得到专家组的认可。求产成果见表2。
表2 P302-2井试气求产成果表
测试时间
(Hr)
油嘴
(mm)
稳定产量
(104m3/d)
稳定压力
(M P a)
三棱柱产液量
(m3)
36 6.3525.4338.84 1.8攀枝花学院学报
367.93737.9938.61 6.6
369.52553.2938.1510.07
3612.786.4236.03 3.41
968.7346.7938.4711.07
3 取得经验
3.1 试气施工中强化风险评价，促进隐患治理。对生产中可能遇到的各类事故隐患通过班前班后会进行评估，出可能导致事故发生的主要因素，制定相应的预防措施和事故预案，认真落实隐患消减计划，有效的提高各个环节的安全可信度，使每一个职工对本岗位的事故预案、预防措施都做到心中有数，有效地强化了事故预防工作，保证了安全生产。
3.2 在含H2S井作业中，永远铭记“毒气猛于虎”的教训，时刻把防硫控硫放在首位，现场所有人员都经过防硫化氢、井控、HSE培训合格才能上岗，并且经常进行各种工况下的井控及防硫控硫实战演练，使现场所有人员熟练掌握防硫知识，提高防硫意识，做到遇硫不慌，有序快速降损耗。
3.3 搬上前期，要提前进行井场及井场道路勘察，认真进行施工设计编写，力求设计的严密性及现场施工的可行性。认真进行施工前井史及井况的调查工作，特别是井内套管变形以及井漏情况，做到“有的放矢”，采取有针对性的合理的施工措施。
3.4 在职工中开展学习井控条例和井控技术，现场操作人员都要熟练掌握井控的岗位职责和井控动作要领，保证在井控反应快速准确。不定期地进行在各种工况下的井控演练，并对演练中出现的问题进行讲评，使全队人员的井控意识和对于井控的处置能力和反应速度大大地增强。
3.5 加强座岗和溢流观测,24h座岗，专人负责，做到及时发现井漏和溢流。起钻时认真按照标准灌注压井液，始终保持井筒压力平衡，并记录计算灌浆量，观察有无漏失或溢流，做到及时发现，及时处理。
3.6 射孔后起油管、起打捞管柱等作业前，充分循环脱气，点长明火，利用综合录井仪进行流体监测，测定气体上返速度，确定安全起下管柱时间，确保安全施工。
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2009年第8期 廖碧朝等 普光气田P302-2井试气投产施工技术
汽轮机油中带水原因分析及解决方案X
刘巧玲
(准能公司发电厂运行部，内蒙古薛家湾 010300)
摘 要：汽轮机油中带水严重时会危急汽轮机组安全稳定运行，为此分析了汽封间隙大、排烟系统、轴封套汽缸轴承室负压等可能引起油中带水的原因，并分别提出了相应的改进办法。
关键词：汽轮机；油中带水；轴封系统；汽封间隙；轴承室负压
准能公司发电厂1、2号汽轮机由北京重型机械厂生产，型号:N(C)100-90/535。新蒸汽压力为8. 836MP a，温度为535℃，该机为单轴双缸冲动凝汽式汽轮机，共计有7段抽汽，油系统中使用的是32号汽轮机油。#1、2号机油中带水现象在高负荷下反复发生，当油和水混合在一起后，再被搅动，油即被乳化，正常情况下乳化的油料可以重新分离成油和水，但乳化的油料被氧化后就变成永久性的乳化油，它将使润滑功能发生问题，并导致调节系统各部件的腐蚀严重时，一些锈蚀物会进入调节系统，导致调节系统部件发生卡涩而发生机组事故。为了能够避免1、2号机油系统出现上述严重后果，加强了主油箱的放水和滤油，另外则是调低轴封供汽压力。
旋转薄膜蒸发器1 原因分析
1.1 高压缸轴封(端部汽封)的作用在于阻止蒸汽沿着转子漏出，高压缸前后的端部汽封所承受的压差比较大，额定工况时调节级喷嘴处的压力为4. 43M Pa，对于15级后压力则为0.11MP a，不但压差存在，为了不使动静机件发生碰磨，而总要留有一定间隙，间隙的存在也必然要导致漏汽，漏汽量一般要达到总汽量的0.5%。由于上述两个原因，很容易使该处的蒸汽沿转子窜入轴承室，引起轴承温度升高，使油系统中带有由蒸汽凝结而成的水。可见解决油系统中带水的问题关键是消除轴封漏汽。如果汽轮机高压缸前段轴封间隙调整得不合适，导致轴封供汽从该处沿轴颈窜入轴承室，造成油中带水，油质恶化。
1.2 轴封系统的配置不太合理，高低压轴封供汽联在同一根母管而引起供汽分配不均的问题。
1.3 控制好高压缸前轴封第二腔室漏汽是防止轴封漏汽的关键，试验表明，如果将该二段漏汽压力提升到0.014M Pa以上，汽封处就会有明显的漏汽存在，所以在保证机组真空的前提下，二段漏汽压力应该尽量调低，防止油中带水。在机组运行中，当机组增加负荷时，轴封漏汽量增加，需要开大二段漏汽至1号低压加热器门；当机组减负荷时，又要防止空气
3.7 在射孔后打捞过程中，外请专家指导，精心设计，地面做实验，优化钻具组合，优选打捞工具，优选技术参数。采用钻杆车扣后加引鞋的对扣工具，精心组织实施，迅速将落入井内的身捞完，为
下步试气投产赢得了时间
3.8 环境污染是工程施工的大敌，加强环境保护，不污染环境，造福一方百姓，是施工单位每位员工的责任。因此，施工前后必须做好各项安全环保应急预案，在井场修好完善的内外排水沟，在雨季到来前保持井场四周排水沟的通畅，保证井场污水废液不流到井场外，放喷污水池采取涂抹水泥等防渗材料等措施，在施工前专门做承压实验，保证施工过程中产生的污水不渗入地下污染地下水，并对污水池的污水废液进行及时回收处理。试气求产期间放喷出的含硫气体进焚烧炉焚烧完全。
[参考文献]
[1] 万仁溥，罗英俊.采油技术手册.北京：石油工
业出版社,1998,714～716.
荷香散尽[2] 李文华.采油工程.北京：中国石化出版社,
2004,10～12.
Abstract:P302-2w ell is t he f ir st well of syst em gas t est ing f or P ug uang Gas Field.T he aim of g as t est ing is t o t ry t o know Puguang Const ruction of F eix iang uan Group and Changx ing gro
up's nat ural g as pr oduct ion,and t o provide t he basis fo r t he development o f P ug uang reg io n.T he w ell is high of g as capacit y,hig h of pressure,high o f sul phur,and the co nst ruct io n o f t his w ell is very diff icult.Bef ore g as t est ing,t he w ell's geolog ical、project ing、co nstr uct io n and ot her designs are t o under go a rigor ous assessm ent of ex pert s,T he well's gas t est ing t echno logy and equipm ent are dom est ic and w orld advanced level.In this paper,it int roduce t he w ho le process of const ruct ion t echnolo gy,and agg regat e t he special t echnol ogy and t he experience t o t he reg ion f ollow-up t est product ion of g as to provide Ex perience.
Key words:Puguang Gas Field;Gas T est;Co nstr uction T echnolog y
114内蒙古石油化工 2009年第8期
收稿日期:2008-12-
作者简介：刘巧玲，学历大学，工程师，神华准格尔能源有限责任公司发电厂运行部汽机专工。
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