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高温高压气井完井工艺介绍
高温高压气井是指井底温度高于150℃，井口压力高于70MPa的气井。
这类气井的开发难度较大，需要采用特殊的完井工艺来确保井口安全和生产效率。
下面将介绍高温高压气井完井工艺的主要内容。
1.井口安全措施
高温高压气井的井口安全措施是完井工艺的重中之重。
首先，需要在井口设置防喷器和防爆器，以防止井口喷出高温高压气体和引起爆炸。
其次，需要在井口设置安全阀，当井口压力超过设定值时，安全阀会自动打开，释放部分气体，以保证井口安全。
2.井筒完井
井筒完井是指在井筒内部设置完井管柱，以保证井筒的完整性和稳定性。
在高温高压气井中，井筒完井的重要性更加突出。
井筒完井需要选择高强度、高温耐受性好的材料，如钛合金、镍基合金等。
同时，需要采用特殊的完井管柱设计，以适应高温高压环境下的井筒变形和应力变化。
3.井底完井
井底完井是指在井底设置完井装置，以保证井底的安全和生产效率。
在高温高压气井中，井底完井需要采用特殊的装置，如高温高压阀
门、高温高压泵等。
同时，需要对井底进行特殊的处理，如加强井底固化、防腐蚀等。
4.井口生产控制
高温高压气井的生产控制需要采用特殊的控制系统，以确保井口生产效率和安全。
控制系统需要具备高温高压环境下的稳定性和可靠性，同时需要具备远程监控和控制功能，以便及时处理井口异常情况。
高温高压气井完井工艺是一项复杂的工程，需要采用特殊的技术和装备。
在完井过程中，需要注重井口安全、井筒完整性、井底安全和生产控制等方面的问题，以确保高温高压气井的安全和生产效率。
高温高压气井完井工艺介绍高温高压气井完井工艺介绍高温高压气井是指井身内部的温度和压力较高的气井，在完井过程中需要特殊注意。
本文将介绍高温高压气井完井工艺，包括工艺流程、材料选择、垂直井段完井和水平井段完井等内容。
一、工艺流程高温高压气井完井流程包括以下步骤：1、钻井和固井前期准备工作：井深确认、井眼直径确定、井眼清洗、井内管柱设计和材质选择、井口装备及固井液、球皮相关物料选择。
2、井下水平井段完井：包括套管下入加积清洗泥浆，水平近段放线聚合物物料、远段啮合工艺流程。
3、井下垂直井段完井：包括套管下入、喷砂、完成水泥浆固井、压裂等工序。
4、固井质量控制及完井流体性能监控：测试工具的应用，完井过程现场液体检测。
5、井筒待完井区域的加固：包括井壁处理和油管环保附着水平井段放线。
6、井口安全事项的安装：防喷器、管线及翻译装备的防爆和避风措施。
二、材料选择在高温高压气井完井过程中，材料的选择很重要。
以下是一些材料选择建议：1、钻井、完井管材料：要求正确选择材料，按设计完井压力要求设计，耐高温、耐腐蚀、耐磨损，避免选择劣质管材。
2、固井液：要求选择高温材料和加高压消泡剂剂量，同时要确保固井水泥浆使用合格、无松散泥层等。
3、完井液：高压液体选用密度大、黏度小的高压石油液体，也可以选择氮气气体。
4、水平井段放线材料：具有良好的抗拉力和耐高温性能的材料，例如高强度聚酰胺。
5、其他材料：防喷器、管线及其它翻译装备需要选择高温、高压耐受性好的材料。
三、垂直井段完井1、套管固定：要选择耐高温、耐腐蚀、强度高的材料。
在套管下入的时候需要注意尺寸，以保证套管能够顺利下入，避免套管因太大或太小而造成完井失败。
2、压裂：压裂技术能够有效提高井壁固定性，防止井壁塌陷。
要注意选择合适的压裂液和压裂参数，可以使用经过模拟和模拟试验的缝隙固结压裂液，同时要确保压裂参数在固井参数内，以确保压裂效果。
四、水平井段完井1、井内完井压力控制可使用压缩空气或压缩氮气来取代液体物料。
• 52 •PETROLEUM TUBULAR GOODS & INSTRUMENTS2020年12月-失效分析与预防-高温高压气井环空压力异常原因分析及预防措施赵密锋，胡芳婷,耿海龙(中国石油塔里木油田公司新疆库尔勒841000)摘 要：高温高压气井环空压力异常严重影响气井井筒的完整性，也是影响高温高压气井安全生产的重要因素。
通过对塔里木油田高温高压气井环空压力异常井统计和典型井油管接头密封失效分析，结果表明，高温高压气井环空压力异常的主要原因是油管接头发生泄漏，使油管内的天然气泄漏至套管内，而油管接头发生泄漏是由于油管接头的压缩效率较低。
高温高压气井所选接 头需通过ISO 13679 CAL !试验,且应满足压缩效率为100%的要求，同时进行补充振动试验,并且在振动条件下油管接头不发生 泄漏是预防高温高压气井环空压力异常的有效措施。
现场选择压缩效率为100%的特殊螺纹接头油管，环空压力异常井比例由原来的18.9%下降为3.3%，说明高温高压气井选择高压缩效率接头可有效降低环空压力异常比例，即油管接头压缩效率越高，环空 压力发生异常的概率越低。
关 键 词：高温高压气井；环空压力异常;压缩效率;预防措施中图法分类号:TE931 文献标识码:A 文章编号：2096 -0077(2020)06 -0052 -07DOI ：10.19459/j. cnki. 61 - 1500/te. 2020. 06. 012Failure Analysis and Prevention Measures of SustainedCasing Pressurr in HPHT Gas WellZHAO Mifeng, HU Fangting, GENG Hailong(PetroChina Tarim OilField Company , Korla , Xinjiang 841000, China)Abstraci :In the production process of high-temperature and high-pressure ( HTHP) gas wells, abnormaO annulus pressure is the most im-portani well integety problem. It is also an important factoe restricting the safe production of gas wells. Based on the statisticc of abnormalannulus pressure wells and failure analysis of tubing jointt in typiccl wells , it is believed that the main reason foe sustained ccsing pressure of HTHP gas weH is tubing-ccsing channeling ccused by tubing joint leakage. Furthermore , tubing leakage is obviousty related t 。
高温高压气井完井技术难点与对策熊昕东;曹阳;龙刚;青炳;朱敏【期刊名称】《天然气技术与经济》【年(卷),期】2010(004)006【摘要】高温、高压气井地质情况复杂,风险和效率是该类气井完井需要考虑的重点.在调研国内外高温、高压气井完井技术基础上,结合室内实验和现场试验,研究认为安全性与经济性矛盾突出、连接漏失和封隔失效、作业工况及井下条件复杂、装置及工具性能要求高是该类气井完井面临的主要难题.解决对策是:通过采用封隔器完井、套管回接、厚壁套管、复合套管柱、特殊螺纹连接、抗硫井口、井下安全阀以增加井筒安全性,通过选用抗硫材质、缓蚀剂等方法以提高抗腐蚀性能,通过加强井筒完整性管理、井控工作以提高作业及生产过程安全.【总页数】3页(P58-60)【作者】熊昕东;曹阳;龙刚;青炳;朱敏【作者单位】中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川,德阳,618000;中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川,德阳,618000;中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川,德阳,618000;中国石化西南油气分公司工程监督中心,四川,德阳,618000;中国石化西南油气分公司工程技术研究院,四川,德阳,618000【正文语种】中文【中图分类】TE257.9【相关文献】1.龙王庙组气藏高温高压酸性大产量气井完井难点及其对策 [J], 李玉飞;佘朝毅;刘念念;张华礼;张林;朱达江2.库车山前高温高压气井完井封隔器失效控制措施 [J], 王克林;刘洪涛;何文;何新兴;高文祥;单锋3.清洁完井工艺在超深高温高压气井的应用及认识 [J], 向文刚;何银达;吴云才;胡超;赵鹏;周忠明;何川江;王春雷;吴镇江4.清洁完井工艺在超深高温高压气井的应用及认识 [J], 向文刚;何银达;吴云才;胡超;赵鹏;周忠明;何川江;王春雷;吴镇江5.平湖高温高压气井自流注气完井工艺优化研究 [J], 于潇伟;李艳飞;万宏春;郭小明;和鹏飞因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
斯伦贝谢高温高压井分类体系概述说明以及解释1. 引言1.1 概述本文针对斯伦贝谢高温高压井分类体系进行了系统的概述、说明和解释。
高温高压井是指在地下岩石层中，遇到较高温度和较大压力环境下进行钻探和开采作业的油气井。
为了有效管理和应对这类井的特殊条件和挑战，斯伦贝谢公司提出了一套全面的高温高压井分类体系，本文将对该体系进行详细阐述。
1.2 文章结构本文共分为五个部分。
第一部分是引言，介绍文章的主题、目的以及整体结构。
第二部分将对斯伦贝谢高温高压井分类体系进行概述，包括定义、分类依据以及分类体系框架介绍。
第三部分将详细说明斯伦贝谢高温高压井分类体系中各个类型，并列举其要点和特征。
第四部分将解释斯伦贝谢高温高压井分类体系在勘探开发、安全管理以及工程设计与施工中的重要性和应用价值。
最后一部分则是结论，总结斯伦贝谢高温高压井分类体系的重要性和应用价值，并展望未来可能的研究方向。
1.3 目的本文旨在全面解释并阐述斯伦贝谢高温高压井分类体系，强调其对勘探开发工作、安全管理以及工程设计与施工等方面的指导作用和实际应用价值。
通过系统地介绍该分类体系，读者可以更好地理解高温高压井的复杂环境和挑战，并为相关领域的专业人员提供参考和指导。
2. 斯伦贝谢高温高压井分类体系概述：2.1 斯伦贝谢高温高压井定义斯伦贝谢高温高压井是一种在极端条件下使用的钻井技术，它主要应用于含有高温和高压气体、油田或地热能资源的地层中。
这种类型的井通常需要采用特殊材料、设备和工艺来应对极端的工作环境。
2.2 斯伦贝谢高温高压井分类依据斯伦贝谢公司根据不同的参数和功能对高温高压井进行了分类。
这些分类主要基于以下几个方面进行：a) 温度范围：根据所钻探目标地层的最高温度不同，将斯伦贝谢高温高压井划分为不同类别。
b) 压力等级：根据所需承受的最大压力范围，将斯伦贝谢高温高压井划分为不同等级。
c) 任务类型：根据不同的任务需求，如油气开发、地热能开采等，将斯伦贝谢高温高压井进行进一步的分类。
高温高压钻井技术第一节高温高压钻井特点 (3)一．高温高压钻井有别于常规钻井作业的要紧特点 (3)二．作业中潜在的要紧风险分析 (4)第二节高温高压钻井设计及井身结构设计 (5)一．高温高压钻井设计应考虑的原则 (5)二．高温高压井身结构设社应考虑的原则 (7)第三节高温高压对设备的专门要求 (8)一．高温高压对钻井平台设计能力的要求 (8)二．高温高压对钻井设备的专门要求 (8)三．高温要求和温度监测设备 (9)四．对防喷器组等井控设备的要求 (9)五．固控设备的检修和配套 (10)六．对钻柱的要求 (10)七．对固井装置的要求 (10)八．对井下工具、仪器的要求 (11)九．强行起下钻计量罐 (11)＋．对平台设备的全面检修 (11)十一．保证设备的正确使用和加强设备爱护保养工作 (11)第四节高温高压钻井对人员的要求 (13)一．对平台承包商和服务公司人员的要求 (13)二．高温高压专业培训 (13)三．技术交底及安全会制度 (14)四．演习和操练 (14)第五节高温高压钻井工艺技术 (14)一．钻前预备 (14)二．钻开高压气层前的安全检查 (14)三．钻开高压油气层程序 (15)四．平行钻井技术 (16)五．流量检查一严格操纵井涌量 (17)六．起下钻 (17)七．钻具在井下时地面钻井设备修理应注意事项 (18)八．取心作业 (18)九．井口专用立柱 (18)十．阻流压井管汇及其管线冲洗 (18)十一．乙二醇或甲醇的注入 (19)十二．复原循环 (19)十三．制定压井曲线和排放天然气 (19)第六节高温高压井控及专门作业应考虑的其它事项 (20)一．高温高压井控 (20)二．高温高压钻井液 (21)四．高温高压固井 (22)五．高温高压测试 (23)参考文献 (24)高温高压井定义：估量或实测井底温度大于150℃和井底压力大于68.9兆帕（10000磅／英寸2）或地层孔隙压力梯度大于1.80克／厘米3的井，称为高温高压井。
高温高压气井生产过程井筒温度场分析秦彦斌;朱礼涛;郑杰;窦益华【摘要】高温高压气井在生产过程中受到地层高温流体的影响,井筒温度原有的平衡被打破,井筒温度重新分布会引起环空压力增高,威胁井筒安全服役和井筒的完整性.为了准确预测井筒温度,基于质量、动量、能量守恒、传热学、井筒传热理论,再考虑气体焦耳-汤姆逊效应、气体温度、压力、密度及物性参数的影响,建立井筒温度预测模型;将流体物性参数根据不同的温度压力分段计算,可提高模型计算的精确性.最后,通过实例计算分析了环境温度的影响因素.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2019(033)002【总页数】6页(P95-100)【关键词】井筒温度场;高温高压气体;参数计算【作者】秦彦斌;朱礼涛;郑杰;窦益华【作者单位】西安石油大学机械工程学院,陕西西安710065;西安石油大学机械工程学院,陕西西安710065;西安石油大学机械工程学院,陕西西安710065;西安石油大学机械工程学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE827高温高压（HTHP）井是以普通橡胶密封性能来界定的，指井底温度高于150 ℃、压力高于70 MPa的井。
由高温高压井的定义可知，高温高压气井生产过程中温度、压力较高，井筒附近的温度分布影响流体的物性参数，在不同温度、压力条件下气体的热物性参数变化较大，所对应的流体流动性差别加大。
另外，由于流体和井筒周围地层之间存在着温差，必然会向周围地层导热；在径向导热的过程中，环空温度稳态被打破，引起环空温度上升及环空带压现象，环空压力随着温差的加大而急剧增加。
环空温度升高，套管轴向变形增加，有上抬井口的风险[1-2]。
因此，建立精确的井筒温度预测模型，对管柱安全服役及井筒完整性至关重要。
国外学者Ramey[3]建立了单相理想气体在井筒流动时温度分布模型，Hasan 和 Kabir [4]提出了气举井温度分布的半解析解，国内学者毛伟[5]、朱德武[6]、杨进[7]、张波[8]等人建立了井筒瞬态温度计算模型。
超高温高压气田标准随着我国能源事业的飞速发展，超高温高压气田的勘探与开发成为了油气行业的重要课题。
为了确保气田开发的顺利进行，制定一套完善的标准体系至关重要。
本文将围绕超高温高压气田的标准，探讨其内涵、关键技术、安全管理等方面的内容。
一、超高温高压气田内涵超高温高压气田是指在气田开发过程中，井口温度高于300℃、井底压力大于100 MPa的气井。
这类气田的开发具有很高的技术难度和风险，对钻井、完井、井下作业和地面设施等方面提出了严峻挑战。
为了满足气田开发的需求，必须制定严格的标准来确保工程质量和安全性。
二、关键技术标准1.钻井技术：针对超高温高压气田的特点，制定钻井液配方、钻头选型、钻井工艺等方面的标准。
确保钻井过程的安全、高效，降低钻井事故的发生。
2.完井技术：制定合理的完井方案，包括套管固井、封隔水层、井筒完整性等方面。
确保气井长期稳定生产，降低井筒事故风险。
3.井下作业技术：制定井下工具、封隔器、管柱结构等方面的标准，确保井下作业的安全、高效。
4.地面设施建设：制定地面设施设计、施工、验收等方面的标准，确保气田地面设施满足生产需求，降低安全风险。
三、安全管理标准1.安全生产：制定气田安全生产标准化体系，包括生产组织、规章制度、人员培训、应急预案等方面的标准。
2.设备管理：制定设备选型、采购、维修、检测等方面的标准，确保设备安全运行。
3.质量管理：制定质量管理体系，包括质量策划、过程控制、检验检测、持续改进等方面的标准。
4.环境保护：制定环境保护标准化体系，包括环保设施、监测评价、污染物处理等方面的标准。
四、结论超高温高压气田标准的制定，为我国气田开发提供了重要的技术支持和保障。
在今后的气田开发过程中，应不断完善和更新标准体系，推动我国油气事业的健康发展。
同时，加强标准的国际交流与合作，提升我国在超高温高压气田开发领域的国际竞争力。
随着我国能源事业的不断拓展，超高温高压气田的勘探与开发成为了油气行业的重要课题。
实际上从某种程度来说，高温超压油气井的测试一直以来都存在着较大的难题，因此合理地做好油气井的测试工作，优化对油气井的测试工作制度，对于促进油气井的测试工作具有重要的意义。
一、对高温高压井进行测试的工艺难点分析高温高压给井口控制设备、油管、井下工具、套管等的密封性提出了更高的要求。
在施工中，曾发生过井口突然被刺坏及井下工具被刺坏的事故。
井身结构与试油测试工具不配套。
目前的射孔枪、射孔弹、井下工具系列与超深井的井身结构还不配套。
使试油期间工具选型困难，有时只好改变封隔器的座封位置。
例如由于缺乏三寸小井眼工具，只能通过封隔器坐封在七寸井眼中来对五寸衬管中的层段进行测试。
放喷期间，地层流体携带砂粒高速流动，极易刺坏针阀、油嘴管汇，使下游压力突然增高，威胁下游设备安全和人身安全。
对产量、流压、温度控制不当，或加热炉供热不足，或许会使地面测试流程内形成天然气水合物，堵塞地面测试流程，对地面设备和人员安全造成极大威胁。
井口压力有时可达到井口设备的额定工作压力，此时，井口一定要放压。
井口温度有时或许高达设备的额定温度，而不能再继续进行测试。
封隔器突然失封时，环空压力突然升高，导致表层套管破裂，进而憋裂地表地层，井场四周冒气。
TCP射孔的火工器材在高温条件下，性能不稳定，导致射孔火工品在下钻过程中自行爆燃，造成返工。
井下关井阀在高温高压条件下关闭不严密，取不到合格的地层压力资料。
压力计也不能长时间在高温高压下稳定工作，影响资料录取。
井下工具的橡胶件不能承受井底高温，导致密封失败，管柱漏失，测试阀不能运转等一系列工具故障。
伴随硫化氢，二氧化碳等气体产出，对井下工具及地面设备造成腐蚀及损坏。
二、高温高压油气井测试优化设计1.高温高压油气井测试优化设计原则首先，测试人员需要充分了解测试工程的地质特征参数、工况参数，如湿度、流体浓度、排量、井筒压力等。
其次，建立油套管和井下工具的数据，来初步确定所要使用的井下工具以及管柱结构。
高温高压气井完井技术难点与对策摘要：近年来，在高温高压气井的研究，实施进入了一个新阶段。
高温高压气井具有高压力系数和高温度梯度的特点，对风险控制和现场安全生产至关重要。
高温高压气井的危险因素与其地质条件密切相关。
完井工艺使过程复杂化。
为此，本文分析了高温高压气井利应用中存在的困难，并提出了相应的解决方案。
关键词：高温高压气井；技术难点；操作策略高温高压气井已进入可持续发展阶段，但高温高压气井间腐蚀液体和气体的侵蚀仍存在困难。
整体而言，其地形复杂。
完井技术实际应用具有很高的风险和很高的投资。
高压水击的技术方案和方法适应项目工作环境，保证技术应用的完整性。
高温高压气井可供资源研究开发之用。
竣工质量决定了各地区资源的分配。
因此，重点关注制约因素，一步一步克服技术困难，使高温高压气井得到良好发展是很重要的。
一、高温高压气井完井技术现状其埋藏深，可能导致套管磨损和连接漏失。
此外，井筒的大多数气体具有侵略性和高度腐蚀性。
因此，防腐技术成本正在上升。
1.安全与经济之间的冲突。
高温高压气井特别是具有腐蚀介质的气井井，一直是安全风险高、事故高的中心问题。
如今，我国的高压井都很深，很难作业。
井下的金属设施由于物理或化学因素有些腐蚀。
更糟的是，资源产量下降，经济也没有实现。
此外，完井技术需要更好的工具和更好的技术材料，但较差的材料降低了气井的安全系数，而高质量的材料花费了大量资金。
这可能导致因地质问题而可能出现的生产力和投资延迟，从而导致投资风险。
2.连接漏失和工作困难之间的矛盾。
由于我国浅资源耗竭，高温高压气井深度通常约5000-8000米，造成井下复杂，压力高。
因此，管道和工具必须具有较高的差压。
由于“膨胀效应”效果的影响，管柱因温度升高或降低而变形，影响密封性能。
因此，在连接漏失。
如果封隔失效，可能会给当地带来巨大的压力。
因此需要进行合作多项作业，井下作业的时间没有设定，井筒的环境变化更大。
3.工具性能和现实之间的冲突。
生产测井在高温高压环境下的挑战与解决方案摘要：高温高压环境下的生产测井是石油和天然气行业中的关键技术之一，但面临着独特的挑战。
本文探讨了在这种极端条件下进行测井的挑战，包括材料耐受性、密封性能、传感器稳定性和数据传输问题。
同时，我们还介绍了一系列解决方案，包括高温高压材料的研究、传感器技术的改进以及创新的数据传输和存储解决方案。
通过分享实际案例和经验，关键词：高温高压；生产测井；挑战；解决方案；传感器；数据传输；材料；密封性能引言：生产测井是石油和天然气勘探开发中的重要环节，它通过测量地下储层的性质和特征，提供了关键的信息，用于决策井筒管理和生产优化。
然而，在深海井、高温油田和高压气田等极端环境下进行测井操作时，面临着严峻的挑战。
高温高压条件下，传统的测井工具和技术可能无法正常工作，从而导致数据不准确或测井工作无法进行。
因此，开发适用于高温高压环境的测井解决方案至关重要。
一、挑战（一）高温对测井工具的影响在高温环境下进行测井操作时，温度对测井工具的性能和可靠性产生深远影响。
1、电子元件稳定性：高温环境对电子元件的稳定性构成挑战。
电子元件的性能可能会因过高的温度而受损，这可能导致数据不准确或设备故障。
例如，晶体管的导电特性可能会受到温度升高的影响，从而影响其工作性能。
2、传感器性能：传感器在高温条件下的性能也可能受到限制。
传感器的灵敏度和稳定性通常在设计时基于一定温度范围内进行优化。
高温可能导致传感器输出的不稳定性，或者在极端情况下，传感器可能无法正常工作。
因此，需要特殊设计传感器以适应高温环境，并确保其可靠性和准确性。
结合工作经验可知，材料的选择和性能需求在高温环境下尤为重要。
测井工具的材料必须能够在高温条件下保持其性能，以应对挑战，其中包括高温材料和热膨胀。
所以选择合适的高温材料至关重要。
高温合金是一种常见的选择，因为它们具有出色的高温稳定性和机械强度。
这些合金通常由镍、钴、铁等元素组成，经过特殊合金化和热处理，以确保其在高温环境下的稳定性。
高温高压超深天然气井试气标准探析【摘要】对高温高压深层气藏的勘探开发在不断进行，但与之相配套的试气标准体系的建设尚未完善，为完善高温高压超深气井试气标准体系，通过对我国石油天然气行业试气标准进行调研，发现并分析标准存在技术内容滞后的问题，作出为满足超深井试气要求的标准内容修改建议。
【关键词】高温高压超深井试气行业标准1 超深气井特点井深超过6000m的井为超深井，其井口压力大、温度高，关井求压难度大，因此井下工具、管柱和地面设备要求很高。
客观存在苛刻的试气条件，要求必须要有与之对应且成熟完善的高温高压超深气井试气标准体系。
2 标准适用性探析调研我国10项与高温高压超深井试气设计、工艺相关石油天然气行业标准（见附表），发现标准内容存在“条款多级引用”，以及针对于高温高压超深气井的“技术内容不完善”等问题。
2.1 标准条款的多级引用标准中引用的其他标准条款已经过时。
以石油天然气行业标准《sy/t 6125-2006 气井试气、采气及动态监测工艺规程》[1]为例。
在标准sy/t 6125-2006中“水、电准备”要求遵照标准《sy 5727-1995 井下作业井场用电安全要求》[2]（已作废）中相应条款，但标准sy 5727-1995已被sy 5727-2007 [3]（现行）替代；其次sy 5727-1995与sy 5727-2007中，对“电气装置的选择”的要求分别引用了标准jgj 46-88 [4]（已作废）与标准jgj 46-2005[5]（现行）中的相关条款，且标准j g j 46-88已被jgj 46-2005替代。
井场用电条款在标准sy 5727-2007中有改进后的新要求。
标准jgj 46-2005对施工现场配电箱电器装置选择也做出更详细的规范。
“多级引用”导致了现行标准内容不能适应超深气井井场工作要求，此类问题应当加强注意。
2.2 标准内容不完善通过研究现有石油天然气行业标准，发现部分试气设计相关标准的内容能满足超深井特殊环境下的试气要求。
高温高压油气井
第一节高温高压油气井测试的特点
高温高压油气井测试的定义：国内外对高温高压井的定义都不同，哈里伯顿公司为井底温度150℃；井口压力70MPa，斯仑贝谢公司为井底温度210℃，井口压力105 MPa。
为了与国际接轨CNPC（中国石油天然气集团公司）一般采用国际高温高压井协会的定义，高温高压井定义为井口压力大于70 MPa，井底压力大于105 MPa，井底温度大于150℃。
超高温高压井：井口压力大于105 MPa，井底压力大于140 MPa，井底温度大于175℃。
高压油气井中的天然气具有密度小（仅为原油的0.07%），可压缩膨胀，易爆炸燃烧和难以封闭等物理化学性能，在高压油气井进行测试中，极易引起井喷和燃烧、爆炸。
因此，必须做好防喷、防火、防爆的工作，如油气中含硫化氢气体时，则更应做好防毒工作。
对高压油气井测试，管柱内和井口的压力高，它给测试工作带来很大的危险。
管柱内压力高，管柱内的油气易从螺纹连接处漏出，严重时甚至将管柱刺坏；井口压力高，高压油气易从井口控制头螺纹连接处刺漏，严重时将控制头刺坏，造成井口失控井喷。
第二节高压地面控制装置
高温高压油气井测试，安全生产是最重要的。
必须设计可靠的测试管柱和高压井口控制装置，能够将高压油气流有控制的引导到三相分离器和燃烧器中去，使测试工作安全顺利的进行。
一、高压双翼地面控制装置
如图所示。
主要由高压控制头、投杆器、活动管汇和钻台管汇的功能部分组成，耐压为68.94 MPa。
二、哈里伯顿“S”型单测试树地面控制装置“S”型单测试树地面控制
装置是哈里伯顿公司生产的标准地面控制装置的结构，如下图所示。
其特点是各部分总成之间都由4 3/8in—6梯形螺纹连接，除了图示的连接方式，还可根据需要，按表1-2-1推荐的组合方式。
地面控制装置的各部件作用如下：
1、提升短节，是用来提升整个测试管柱。
2、投杆器，是一个悬挂冲杆的接头，测试完需进行反循环时，将悬挂冲杆的释放销退出，冲杆即下落，砸开反循环阀。
3、遥控安全阀，对高压油气井的井口阀可进行远距离控制，采用气控（液控）开关阀。
该阀一般处于关闭状态，一旦施加一定的气压即可打开，继续保持这个外压，阀就一直处于开启状态，释放外压，阀就关闭（见表1-2-2）。
4、多通管汇，钻柱内的油气通过它进入活动管汇及出油管线中去。
5、压力平衡旋转头，这种旋转头的内部压力是平衡的，用来抵消旋转钻杆时作用在轴承上的负荷，从而可用摩擦垫片来代替大型轴承，虽然旋转头的强度足以提起测试管柱，但在下面悬着负荷时不允许使用旋转头进行旋转，只有当钻柱坐在转盘卡瓦上时，才能使用压力平衡旋转头。
6、主阀，为一全开式旋塞阀，在紧急状况下能快速关井。
7、附阀，接在主阀的下部，通过该阀将乙醇加入流道中，防止冬季试气时活动管汇或出油阀被冻结。
当使用遥控安全阀时，可从附阀的支管头测量井口压力，欲开关阀时，将螺母旋转11～15圈即可。
第三节对高压油气井测试的要求
对高压油气井进行测试，除做好防喷、防火、防爆、防毒工作外，最主要的是搞好井控工作，让高压油气流在管柱和地面流程有控制的流动，有控制的引导到出油管线、三相分离器、计量罐和燃烧器中去，从而使测试操作人员能按测试程序安全的进行测试操作。
为此，对下井测试管柱、井口压力控制装置、地面流程和出油管线提出如下的要求。
一、对测试管柱的要求
对高压油气井测试，为保证封隔器可靠工作，在裸眼井测试时装两个裸眼封隔器，其上部为安全密封封隔器，在套管井测试时，在卡瓦封隔器上部再装一个安全密封封隔器。
这样的双重封隔器，保证封隔器的密封可靠。
安装两个反循环阀，下部为断销式反循环阀，上部为泵出式反循环阀，一旦断销式反循环阀被砂堵后，能从管柱内加压打开泵出式反循环阀，形成循环通路，进行反循环压井。
所有测试工具下井前应进行水压、气压试验。
二、对下井钻具螺纹连接的要求
下井钻具螺纹要刷干净，涂上高压密封脂，上螺纹的扭矩要达到要求，保证螺纹连接在高压油气中不渗漏。
三、对井口压力控制装置的要求
要求安装工作压力与井口压力相匹配的高压井口控制装置，应按以下公式选择：
P
选=1.3P
压
式中P
选
——所选井口压力控制装置的压力；
P
压
——井口估算压力。
井口压力控制装置（包括控制头、钻台管汇、活动管汇、显示头和投杆器）应试压合格。
活动管汇、钻台管汇要用绳索固定牢靠，所有安全链子要固定牢靠。
所有活接头要涂上黄油并确实砸紧，不允许带有压力的情况下锤击活接头。
四、对地面流程的要求
1、出油管线的螺纹要缠上聚四氟乙烯密封胶带，用管钳上紧，不得渗漏。
管线要用地锚或水泥基墩加地脚螺栓固定牢靠。
2、采用双套流程双翼放喷求产。
3、选用液动、手动双翼控制高压井口，紧急情况下可实现远程控制。
4、用蒸汽换热保温取代间接加热炉，防止天然气泄漏着火。
5、设置地面测试数据自动采集系统，可适时采集和监测压力、温度及产量并能及时发出警报信号。
6、设置ESD紧急关闭系统和HSRV紧急防喷阀等安全装置。
7、配备油、套两组压井管线，并备足压井液。
五、对测试操作的要求
测试管柱下到井底，坐封封隔器时，要依次加足所需压缩负荷，做到一次坐封成功。
坐封封隔器打开测试阀时，要有专人观察环空液面，如液面不下降则证明封隔器密封良好。
井口出油气时，在钻台管汇上装上适当的油嘴控制压力和产量，将油气引导至三相分离器对油气水进行分离后，再分别流至测试仪表进行计量。
天然气产量很大时，将其引导至临界速度流量计进行计量后，从放喷管线放至燃烧器燃烧。
如果是高压气井测试，则需要在钻台管汇上换不同直径的油嘴或针形阀，对井底建立回压进行试气。
将油嘴或针形阀由小换大（更换3～4次），改换一次工作制度可得到不同的压力和产量。
测试完进行反循环压井时，如果是裸眼井测试，则需先进行井下关井，并将封隔器解封后，再进行反循环压井，以防在反循环压井过程中封隔器被沉砂埋卡。
封隔器解封后上提1米左右，从投杆器中释放冲杆，砸开反循环阀，这时应立即开动水泥车大排量向环空罐入压井液，同时要尽量控制井口控制头的出口闸阀以防环空液面因管内外密度差关系而下降过快，造成井壁坍塌。
反循环替出钻杆内油气后，应关上防喷器，充分进行反循环压井，确实证实压稳后，再起钻。
尽量不采取正循环压井，以防将井壁冲跨。
如果封隔器坐在套管内测试下部裸眼层段，测试完可先进行反循环压井，将井压稳后，再上提钻具解封封隔器。
高压油气井测试，井口应装有可靠的双闸板和环形防喷器组合。
高压油气井地面测试工作应安排在白天进行，如延长至晚上时，应做好防火、防爆工作，井架上应安装防爆灯，井场备有探照灯，消防设施齐全，并有消防车在现场值班。
六、特别推荐
（一）塔里木油田九十年代，高压气井及凝析气井测试管柱
高压气井中，原则上不进行“DST”测试，测试管柱一律用油管，井下测试工具用全通径APR，测试管柱结构采用以下三种，自上而下的连接顺序为：
1、APR测试器、可回收式封隔器（P-T封隔器）。
2、APR测试器、插管、EZ-SV挤注式封隔器。
3、压井滑套、循环滑套、压力计、插管、EZ-SV挤注式封隔器（简称滑套测试管串）。
（二）塔里木油田负压法找串新技术
A、127mm尾管、177.8mm尾管和177.8mm双级固井完，试油前后下测试工具找串，之后下挤水泥封串的管串结构情况与工具的准备。
1、5″尾管找串与挤水泥
（1）需准备的工具：测试工具＋127mmP—T封隔器1套（找串）；127mmEZ—SV 挤注式封隔器一只； 127mm挤水泥插管1只（包括插管、扶正接头及转换接头）；2A1×310转换接头1只，311×410转换接头1只。
