111t）。
该试样工厂端在塔里木试验发生泄漏，在管材研
6.45mm旧油管
1
0/1 究所按塔里木油田、管材研究所及JFE共同确定的
方案进行试验，未发生泄漏。
材 料 理化性能 检测
实验内容
样品数
分析结果
硬度试验
符合JFE生产厂标准
金相组织 屈服强度 抗拉强度 冲击韧性
7.34mm壁厚2组新样， 6.45mm壁厚2组新样、2 组旧样
为了保证入井管柱和工具的完整性，现场制定了油管及工具入井前三道检测程序：
入井工具井口车间试压及检测 管材和井下工具现场检查
❖ 油管丝扣清洗、检查及本体的检查； ❖ 安全阀外观检查、试压，封隔器及其他工具检查 入井前油管及工具检测：在钻台完成
高温高压气井开发特色技术
加强对油管钳扭矩值的标定
调研了油田公司5家油管服务队的装备现状及应用情况，发现油管钳压力传感器 和拉力传感器存在很大误差，为保证上扣过程中扭矩的准确性，研制了新型扭矩仪校 正棒。
井下安全阀
流动短节
(9 5/8"+9 7/8")*VM140HC
3 1/2"HP1-13Cr110Fox油 管（7.34mm+6.45mm）
3 ½*7.34mm*2000m
7"*5"尾管悬挂器 7"VM140HC
5"VM140HC
7"液压式永久封隔器
坐封球座
生产筛管 死堵 射孔枪窜 灰塞面 5"机桥
高压气井修井作业难点
压井 在关井油压高达90MPa条件下进行挤压井，再采用电缆传输对油管进行打孔后循环压
井，并长时间观察； 管柱切割
气密性扣的上扣扭矩高，与封隔器采用丝扣连接，必须采取切割分离措施后，才能安 全起出油管；但上部井下安全阀内径影响切割工艺，通常需分两步、采取两种切割工艺； 封隔器钻磨与尾管打捞
高温高压气井开发特色技术
制定了管理规范与技术标准
编制管材和丝扣选用标准 制定入井油管质量检测规范 编制三高气井完井设计规范 Q/SY
高温高压气井开发特色技术
入井选材质量控制
选材控制： ❖制定气密性入井油管关键参数的质量检测标准 ❖逐根检测，合格的产品方可送达现场， ❖现场进行二次检测
入井油管选择标准
用密度2.4g/cm3、粘度105s的泥浆41.45m3正循环压井， 再反挤隔离液2m3、密度2.4g/cm3，粘度:95-105s的泥浆65m3。 用密度2.4g/cm3，粘度100-115s的泥浆正循环压井，消耗泥浆39.7m3，井有漏失（漏速:1m3/h） 观察，井口一直有油、套压。
扭矩校正棒
优选施工作业队伍
挑选油管队的原则： 设备先进 人员整体素质高 现场服务态度好 业绩突出
高温高压气井开发特色技术
使用对扣器
手动上到位后液压钳上扣
油管密封面检查
高温高压气井开发特色技术
4、高温高压气井修井技术
修井目的：无法通过放压或其他手段使压力值下降到合理范围的高压气井，采取
修井措施，解决环空超压问题（DN2-8/DN2-6/KL203）。
组织无异常 符合JFE生产厂标准 符合JFE生产厂标准 符合JFE生产厂标准
化学成分
符合JFE生产厂标准 螺纹检测
样品规格
样品数
检测结果
7.34mm新油管内螺纹
6
符合JFE厂规定标准
7.34mm新油管外螺纹
6
符合JFE厂规定标准
6.45mm新油管内螺纹
15 经拉伸/压缩及内压循环试验和卸扣后进 行检测，合格
在HTHP气井进行钻磨，时间长，风险大。
高温高压气井开发特色技术
高压气井修井作业工艺流程
正挤压井
油管穿孔 循环压井
下油管堵塞器 换装放喷器
油管切割 （两次）
打捞封隔器 以上油管柱
放喷测试
重新下管柱 二次完井
查找套压 升高原因
测试方案： 目的：检测封隔器以下管柱与地层是否连通： 方法： 在重泥浆中下入测试管柱； 替入低密度坂土浆，形成小于35MPa的压差； 用小油嘴进行放喷测试。
高温高压气井开发特色技术
引进配套气密封检测装置和气动卡盘
引进气动卡盘装置---解决工厂端及现场端同时紧扣 引进气密封检测装置---解决油管下入丝扣过程中气密封性
高压He气传送 管
气动吊卡与气动卡盘
氦气储能器
封隔器 检测仪
密封筒 封隔器
气密封检测装置
高温高压气井开发特色技术
严格入井油管和井下工具的检测
严重。有应力 状态下的腐蚀 要比无应力
90 128小时 状态下严重
图
片
动态评价结论：
注入鲜酸过程，油管没有发生明显腐蚀； 反排殘酸过程中，若在油管连接处的缝隙出现
滞留，则会产生腐蚀。
高温高压气井开发特色技术
通过油管性能检测、酸化腐蚀实验及综合分析，查清了DN2-8、DN2-6井
完井管柱失效原因。
DN2-8井丝扣渗漏原因
试验内容：
•材料实验 •螺纹上卸扣试验 •拉伸水压试验气 •密封试验
7.34mm壁厚新油管 3 1 上扣曲线和台肩扭矩正常
6.45mm壁厚旧油管 8
1 5组油管试样上扣台肩扭矩偏高； 一根试样（369）卸扣后密封面损伤。
6.45mm壁厚新油管
8
4组3次 一根试样上扣台肩扭矩偏高；一根试样 4组1次 （P11-B12）卸扣后螺纹粘扣。
参 数类别
优选油管标准
JFE出厂标准
密封直径(×0.001")
±3.5
±4
完 美 螺 纹(mm)
>=40.8
36.6
其余参数以JFE出厂标准为准，其中公扣紧密距：0－1.9mm;母扣紧密距：8.9110.81mm.
油管密封面检测
1.齿高； 2.螺距； 3.锥度； 4.密封径；
5.鼻端内径（接箍内 径）； 6.紧密距； 7.完美螺纹长度； 8.台肩位置。
❖由于上扣扭矩不足，导致密封面接触 应力不够，在酸化及放喷过程中，受温 度及压力的影响，管柱受力发生变化，
油管规格
接头端别
HP1-13Cr 73.0×5.51mm 110 FOX HP1-13Cr 88.9×6.45mm 110 FOX HP1-13Cr 88.9×7.34mm 110 FOX
现场端 工厂端 两者之差 现场端 工厂端 两者之差 现场端 工厂端 两者之差
未见明显腐蚀
图
片
静态评价结论：
注入鲜酸过程中，油管没有发生腐蚀； 反排过程中，残酸未对管柱产生明显腐蚀；
动态腐蚀评价试验
状态
无应力 鲜酸实验
有应力
温度 0C
时间
认识
鲜酸试验中，
90 128分钟
腐蚀现象较 轻，有应力试 样的腐蚀比无
90 128分钟 应力的试样稍
严重
无应力
残酸实验 有应力
残酸试验中，
90 128小时 试样腐蚀非常
油管规格
7.34mm新油管 6.45mm新油管 6.45mm旧油管 （密封面完好）
复合载荷气密封性能试验
样品数
泄漏/ 未泄漏
说明
2
0/2
无泄漏
7
0/7
无泄漏
2
1/1
第2Z号试样泄漏（内压84MPa、轴向载荷117t）
第2T号试样第一次试验泄漏（内压52MPa、轴
6.45mm旧油管 （密封面损伤）
3
2/1 向载荷42t），第2次试验未泄漏； 第3T号试样泄漏（内压91MPa、轴向载荷
漏点形貌
检查发现一根油管腐蚀穿孔。
DN2-6井开孔周围局部腐蚀宏观形貌
局部放大
高温高压气井开发特色技术
油管室内评价试验（DN2-8）
依据ISO 13679:2002/API
RP 5C5 3rd标准，试样采用
上 卸扣试验
7.34mm和6.45mm两种壁厚， 油管规格
样品数
上卸扣 次数
结果
总计38根。
下由CO2引起腐蚀，加剧了渗漏。
DN2-6井管柱失效原因
在油管局部缺陷处，由氯化物应力腐蚀 导致油管开裂。
DN2-6应力开裂穿孔
高温高压气井开发特色技术
5、高温高压气井完井质量控制技术
鉴于迪那2气田DN2-8、DN2-6井管柱失效导致环空压力异常高压的教训，结合研 究成果，为全面加强和提高塔里木油田高压气井的完井质量水平。对完井工艺和完井 质量控制提出了优化、改进与完善。
油管腐蚀试验（DN2-8）
根据现场酸化作业程序及作业时间，依次对入井液进行了静态腐蚀评价及动 态腐蚀评价。在迪那酸化液中采用的缓蚀剂TG201，严格按行业规范进行了评价， 达到了3级协作标准要求，并在DN2-B1井进行了现场试验、确认符合要求后，才正 式用于酸化作业中。
经过本次室内实验评价后，为了进一步减缓酸液对油管的腐蚀，在DN2-8进 二次完井中，在预前置液新添加了TG201，并根据国内外资料调研成果，用清水 +TG201代替了原体系中的NH4Cl顶替液。
最小 2450 2820 370 4080 4690 610 4450 5120 670
上扣扭矩 N·m 最佳 2630 2940 310 4390 4895 505 4790 5340 550
最大 2820 3060 240 4690 5100 410 5120 5560 440
引起丝扣失封
❖管柱在发生渗漏后，在高温高压工况
DN2-8井油管现场检查
高温高压气井开发特色技术
现场油管检测（DN2-8/DN2-6）
DN2-6油管现场检查：
局部放大
入井的第244号油管出现穿孔，漏 点2293.99m，漏点距油管外螺纹端部约 133mm，沿油管周向长约53mm，约占油 管整个圆周的1/5，宽约20～30mm。刺 穿方向为横向，由于冲刷作用，周边光 滑明亮，部分区域显示紫铜色。