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浅谈含硫深井排水采气工艺技术现状
毛珍;赵丹;杨辉;冯兆阳;唐书傲
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2024(46)1
【摘要】为延缓气藏水侵、提高气藏采收率,开展排水采气是气藏治水的主要手段。
目前较为成熟的排水采气技术主要有泡排、电潜泵、气举等,但针对含硫深井排水
采气工艺处于探索阶段。
本文针对含硫深井排水采气工艺发展情况并结合龙岗气田、龙王庙组等气藏工艺运用现状,论证了气举、泡排以及电潜泵排水采气在含硫深井
排水的中适应性,并为同类气井排水采气提供了借鉴。
【总页数】11页(P68-78)
【作者】毛珍;赵丹;杨辉;冯兆阳;唐书傲
【作者单位】西南油气田分公司川中油气矿遂宁
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.含硫天然气超深井试油工艺技术及其应用
2.深井机抽排水采气工艺技术的研究与应用
3.深井电潜泵排水采气工艺技术研究及应用
4.深井机抽排水采气工艺技术的
研究与应用5.浅谈高含硫天然气采输工艺技术
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快速诊断评价技术在元坝气田中的研究及应用作者：瞿朝朝郭康良来源：《中国科技博览》2013年第34期[摘要]在应用常规试井解释方法对元坝气田气井进行解释时，特征曲线未能达到径向流阶段[4]，解释不出合理的地层参数。
针对元坝高含硫气藏工程地质特征复杂、工况环境恶劣、施工工艺过程复杂的特点，建立快速测试评价技术，准确快速同步跟踪评价现场短时测试资料。
通过对实际测试资料的解释，结果表明，该技术解释出的储层参数符合生产要求。
[关键词]快速诊断地层压力渗透率气井元坝气田中图分类号：TE353 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）34―0558―02元坝气田位于四川省广元市苍溪县、南充市阆中市及巴中市巴州区境内，处于四川盆地川北坳陷与川中低缓构造带结合部，西北与九龙山背斜构造带相接，东北与通南巴构造带相邻，南部与川中低缓构造带相连。
气藏含硫高、埋藏深、温度高的特征，给气井完井测试带来了系列难题，前期测试过程中出现多次井下工具失效、封隔器密封失效等问题，导致气井测试周期长，同时超深含硫气井井控风险及测试过程中的安全环保问题等要求测试时间尽可能短。
因此，在元坝气田开展快速诊断评价技术[1]的研究是十分有必要的。
1.快速诊断评价技术基本原理1.1基本假设由于元坝高含硫气藏的井况复杂，使得获取的短时测试资料容易失真。
可以从测试工具和测试制度两方面进行优化。
通过调研国内外类似气藏勘探开发经验，优化形成了全通径APR测试工艺技术体系，全通径APR测试工具是一种压控式套管测试工具，该工具在封隔器坐封后，开井、关井、循环、取样等各项操作，由环形空间压力控制。
具有可操作性强及成功率高、对高压油气井和超深井测试特别有利、可对地层进行酸洗或挤注作业、适合于含有害气体层测试、对大斜度井特别有利、综合作业能力强等特点。
一套基本的APR测试系统包括以下部件：OMNI阀、LPR-N阀、RD循环阀、RD安全循环阀、BJ震击器、液压旁通阀、RTTS封隔器、压力计托筒等。
元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践刘成川 柯光明 李 毓中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏具有埋藏超深、高温高压高含硫及地形地貌复杂等特点，天然气开发工作面临着直井产能偏低与如何有效提高单井产能、开发方案抗风险能力弱与如何实现降本增效、地面工程条件复杂与如何绿色安全开发等突出矛盾。
为此，从积极开展先导试验、积极组织技术调研、创新管理运行机制、精心组织科研攻关、科学编制开发设计、精心组织工程施工、强化严细管理等6个方面推进元坝气田开发建设，攻关形成了超深层小礁体气藏精细描述、小礁体底水气藏水平井部署优化、超深高含硫气藏水井平钻完井、高含硫气藏天然气深度净化及高含硫气田安全生产控制等技术，建成了全球首个埋深近7000 m 、年产40×108 m 3混合气的超深层高含硫生物礁大气田和具有中石化自主知识产权的天然气净化厂，实现了元坝气田的安全生产和效益开发。
结论认为，元坝气田的高效安全开发为盘活更多的超深高含硫天然气资源开辟出一条成功的路径，所形成的先进管理理念和技术创新成果可为同类型气田的开发提供有益的借鉴。
关键词 高效 开发 超深 高含硫 生物礁 四川盆地 元坝气田 晚二叠世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.025基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏提高采收率技术”课题二“礁滩相气藏剩余气分布规律研究”（编号：P18062-2）、“十三五”国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）。
作者简介：刘成川，1966年生，教授级高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
E-mail:******************************0 引言四川盆地元坝气田构造位置位于川北坳陷北东向构造带与仪陇—平昌平缓构造带之间，是国内外已建成开发的、埋藏最深的超深层高含硫生物礁气藏[1-6]。
超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例詹国卫 王本成 赵 勇 张明迪中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘 要 四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏，储层非均质性强、气水关系复杂，常规的动态分析技术并不完全适用。
为此，通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究，落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。
研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%，温度误差小于5%，满足现场要求；②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式，在开发中期，对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定；③建立了单井动态法储量评价图版，并针对同一连通单元内的气井，建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量，并形成了相应动态法储量评价技术，平均单井动态储量为24.55×108 m 3；④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素，建立了气藏非稳态水侵量计算模型，并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术；⑤该气藏目前水侵量整体较小，地层水相对不活跃，水体能量为弱—中等。
结论认为，所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑，还可以为其他同类型气藏提供借鉴。
关键词 超深气井 高含硫 底水气藏 动态分析 井筒压力 产能评价 水侵DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.028基金项目：国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）、中石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏控制递减与提高采收率对策”（编号：P18062-3）。
作者简介：詹国卫，1976年生，高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
四川地区深井超深井复杂情况下固井技术姚勇中石化石油工程西南有限公司固井分公司摘要：随着石油勘探开发深度的加大，深井超深井数量增加，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
在四川川西及川东地区深井超深井固井中，面临长封固段固井、窄安全压力窗口、固井漏失、套管下入困难、水平井侧钻井、小井眼小间隙固井、高温高压、防气窜、高含硫等固井难题。
因此加强对深井超深井技术的探讨与研究，对加快四川地区油气勘探进度和勘探效益具有重要意义。
关键词：四川深井超深井固井序言由于目前我国经济的高速发展，对石油、天然气资源产生了巨大需求和依赖，为了保证国家经济和能源安全的需要，石油勘探开发力度加大，转向埋深更深地层，深井超深井数量不断增加。
深井超深井目的层埋藏深，地质条件复杂，钻井勘探深度的加大，井下情况更趋复杂，固井难度不断增加。
四川地区主产天然气，深井超深井井眼条件复杂，深井超深井裸眼井段长，地层压力系统不统一；地层压力高，一般下技术套管和油层套管前，泥浆密度都要加重，而且许多井地层压力平衡关系敏感，泥浆稍高则发生井漏，低则发生井喷；地层裂缝多、断层多，易破碎；泥页岩水敏性强，易坍塌，井眼极不规则，井径扩大严重，大肚子井眼和糖葫芦井眼普遍存在；川东北地区深层高含H 2S及CO2，根据四川气井固井经验，各层套管水泥均要求返至地面，导致固井封固段长；地层倾角大，软硬变化多，井斜角大；油气层多且分布段长，地层压力高、气层活跃；随着油田的深一步勘探开发，钻井向深井定向井、侧钻井、水平井等发展。
因此在四川深井超深井固井中，通常面临下述固井复杂问题：1) 套管下入困难；2) 长封固段固井技术难题；3) 小井眼、小间隙固井难题；4) 窄安全压力窗口、固井漏失及防气窜问题；5) 深井超深井水平井固井难题；6) 不规则井眼条件下固井质量问题。
二十世纪八十年代以来，我们在四川进行了大量的固井工程作业，针对四川深井气井、复杂地层固井难点，完成了《川东北深井复杂条件下固井工艺研究》、《川西地区高压气井固井技术研究》、《川西中高压浅层气防气窜固井技术研究》、《提高川西深层固井质量技术研究》、《川西地区深井固井技术研究》等多项科研课题。
油管穿孔气举排水采气技术易劲;顾友义;潘云兵;李秋【摘要】龙岗礁滩气藏为高温、超深、中高含硫气藏，试采期间气井普遍产水，受水侵影响气井产量降低，井筒携液能力变差，甚至因积液严重而关井，影响气井正常生产，现有排水采气工艺难以满足实际生产需要。
根据气藏气井超深、中高含硫、产液量大、管柱有封隔器以及消泡难等特点，提出采用油管穿孔配合压缩机气举排水采气工艺，并制定了工艺施工步骤。
该工艺不需要改动生产管柱，无需井下气举工具，有效地解决了设备抗硫、耐高温等问题，为气藏排水采气的优先选择工艺。
在龙岗001-18井进行了首次试验，通过优化注气压力、生产制度等工艺参数，实现了超深、高温、中高含硫气井排水采气，气井成功复产，降低了系统内其他生产井的水侵风险，可为同类气藏超深气井排水采气工艺提供借鉴。
%The Longgang reef gas reservoir is a high-temperature, ultra-deep, mid-high-sulfur containing gas pool. During produc-tion test, most of gas wells produced water. Because of water invasion, production of gas wells decreased, the liquid carrying capacity of the wellbore becomes poor, even leading to gas well shut-in due to severe accumulation of lfuid, hence affecting the normal production of gas wells. The existing drainage gas recovery technology cannot satisfy the actual production. According to the characteristics of gas wells being ultra-deep, mid-high sulfur content, large liquid production, pipe string having packers on it and dififculty in defoaming, etc. The drainage gas recovery technology is presented by perforating tubing and by gas lift using compressor, and the operation procedures is established. This technology need not to modify theproduction string or to run in gas lifting tools, effectively addressing the problems of equipment anti-sulfur and high temperature-proof, so it is the preferred technology for drainage gas recovery for gas pools. This technology was ifrst tested in Well Longgang 001-18, optimizing the parameters of gas injection pressure, production system, etc. The drainage gas recovery is successful in ultra-deep, high temperature and mid-high sulfur containing gas wells. The successful resumption of gas well production reduces the risk of water invasion in other producing wells within the system. This method can be a reference to drainage gas recovery technology for ultra-deep gas wells in similar gas pools.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】3页(P103-105)【关键词】超深井;油管穿孔;气举;排水采气;水侵【作者】易劲;顾友义;潘云兵;李秋【作者单位】中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁 629001;中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁 629001;中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁 629001;中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁 629001【正文语种】中文【中图分类】TE37龙岗礁滩气藏气井普遍产水，自气田投产以来，产水量总体呈上升趋势。
四川盆地超深高压含硫气井测试管柱设计方法研究摘要：四川盆地川东北地区茅口-吴家坪组埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢，恶劣的工况，极易导致测试管柱断裂、窜漏、阀件无法打开，封隔器失封，造成测试失败，通过梳理国内外管柱安全设计标准，建立适合四川盆地超深高压含硫气井工况环境的安全系数标准，并以此为基础，结合施工酸压限压105MPa,环空操作RD阀、RDS阀环空压力，修正极限条件下的抗内压、抗外挤、空气中抗拉安全系数计算方法，形成适用于超深层海相探井APR测试管柱设计方法，确保了测试井各工况下管柱的安全。
关键词：茅口-吴家坪组；管柱安全；安全系数；测试管柱；超深层；海相探井1引言目前我国中浅层、深层大中型低渗致密砂岩气藏、碳酸盐岩气藏已处于生产中后期，产量逐渐递减，新的区块勘探难度加大、开采对象日趋复杂、优质资源减少，面对国民天然气年需求量逐年增加，突破更深储层勘探迫在眉睫；四川盆地作为我国天然气主要战略基地，已提出在2035年建立“西南气大庆”远景目标，四川已实现了陆相蓬莱镇组、沙溪庙、须家河以及海相雷口坡、飞仙关、长兴组的全面勘探开发，下步逐步向超深层茅口组-吴家坪组勘探。
四川盆地川东北地区茅口组-吴家坪埋藏深（>6000m）,井底压力高（>140MPa），最大关井压力达到120MPa以上,平均压井泥浆密度在2.3g/cm3左右，硫化氢含量为微含-中含硫化氢。
我们采用的完井测试管柱需在如此超深、超高压井况下完成座封、酸化、测试以及环空阀件开启等工序，测试管柱安全面临极大的挑战，需进行详细管柱结构力学分析，设计安全可靠的管柱结构。
2前期测试管柱结构及出现的问题前期测试管柱主要采用常规的ARP测试工艺，测试油管采用Φ88.9×9.52mm+Φ88.9×6.45mm+（封隔器以上400m）Φ88.9×9.52mm+Φ73mm×7.01mm油管（封隔器以下应用）110SS，测试工具由OMNI替液阀+RD安全循环阀+全通径压力计托筒+液压旁通阀+震击器+RD循环阀+RTTS安全接头+RTTS封隔器组成。
元坝气田井筒堵塞物清除技术罗伟;林永茂;董海峰;伍强【摘要】元坝气田投产以来,多口井出现了井筒堵塞,严重制约了气井的正常生产.对元坝气田典型井的堵塞物样品进行元素分析、无机成分XRD分析、有机成分IR 分析、热重分析及其在酸液和乙醇中的溶解性分析,认为元坝气田不同气井的堵塞物成分存在差异.针对这种差异,在室内分别研制了有机解堵酸液和无机解堵酸液;并结合具体的井筒堵塞程度,分别配套了针对井筒节流和井筒完全堵死的有机、无机堵塞解堵工艺.元坝气田8口井应用井筒堵塞物清除技术进行了解堵作业,日增产气量316×104m3,经济效益显著.井筒堵塞物清除技术可在类似超深高含硫气井中推广应用.【期刊名称】《石油钻探技术》【年(卷),期】2018(046)005【总页数】6页(P109-114)【关键词】堵塞;解堵;有机酸;无机酸;连续油管;元坝气田【作者】罗伟;林永茂;董海峰;伍强【作者单位】中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院,四川德阳618000;中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院,四川德阳618000;中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院,四川德阳618000;中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院,四川德阳618000【正文语种】中文【中图分类】TE358元坝气田是中国石化继普光气田之后，在四川盆地发现的又一个千亿立方储量的大型海相气田，具有埋藏深、高温、高压和高含硫等特点，属于典型的“三高”气藏。
投产时为尽可能释放储层产能，该气田86%的井采用了裸眼完井或衬管完井，井壁支撑较弱，酸岩反应也降低了近井地带岩石的胶结强度，井壁岩屑存在剥落风险[1_4]。
同时，随着生产的进行，井下腐蚀产物、酸化时用的固相暂堵剂、纤维、钻井液与完井液残渣、缓蚀剂高温分解产物及其他入井材料一同返出[5_8]，有机组分与无机物杂质混杂，造成了元坝气田目前多口井出现了井筒有机_无机物堵塞，其中部分井生产过程中油压快速下降，出现井筒节流，1口井井筒完全堵死，严重制约了气井的正常生产[9_13]。
Open Journal of Nature Science 自然科学, 2019, 7(6), 581-584Published Online November 2019 in Hans. /journal/ojnshttps:///10.12677/ojns.2019.76067Comprehensive Control Technology ofUltra-Deep and High Sulfur Gas Wells withSustained Annular Escape Gas in YuanbaYan Feng, Shilin Huang, Shihong Luo, Yubiao KeThe Second Gas Production Plant, Sinopec Southwest China Oil & Gas Company, Nanchong SichuanReceived: Oct. 24th, 2019; accepted: Nov. 8th, 2019; published: Nov. 15th, 2019AbstractYuanba gas field is the deepest buried marine gas field found in China. It belongs to high tempera-ture, high pressure, high sulfur content, complex Geological conditions, water content, and located in densely populated areas. It is a typical “three high” gas field. Since the gas field was put into de-velopment, the Sustained Annular escape Gas was found in well of yuanba1-1H. It has affected the normal production of gas wells. In order to solve the problems of sustained annular escape gas and protection fluid leakage, technical measures such as liquid surface monitoring, superfine cal-cium carbonate plugging, pressure-sustained annular protection fluid filling, and casing corrosion rate monitoring were carried out on the spot to form a comprehensive management technology for sustained annular escape gas in high sulfur gas wells. It also provides a new idea for the cir-cumferential management scheme of the H2S sleeve pressure abnormal well, which guarantees the safety and smooth production of the gas well, and also provides a reference for the management of sustained annular escape gas of the high-sulfur gas well.KeywordsYuanba Gas Field, Blocking Medicament, Sustained Annular Protection Fluid, ManagementMeasures元坝超深高含硫气井油套环空窜气综合治理技术冯宴，黄仕林，骆仕洪，柯玉彪中石化西南油气分公司采气二厂，四川南充收稿日期：2019年10月24日；录用日期：2019年11月8日；发布日期：2019年11月15日冯宴 等摘要元坝气田是迄今为止国内发现埋藏最深的海相气田，具有高温、高压、高含硫、地质条件复杂、含水、位于人口稠密地区的特点，属于典型的“三高”气田。
气田投产以来，元坝1-1H 井出现了油套环空窜气，影响了气井正常生产。
针对环空窜气漏点诊断困难、环空保护液漏失等问题，现场实施了液面监测、超细碳酸钙堵漏、泄压–环空保护液加注、套管腐蚀速率监测等技术措施，形成了高含硫气井油套环空综合治理技术。
并对含H 2S 套压异常井的环空治理方案提供了新思路，保障了气井的安全、平稳生产，也为国内外高含硫气井油套环空窜气治理提供了借鉴。
关键词元坝气田，堵漏剂，环空保护液，治理措施Copyright © 2019 by author(s) and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). /licenses/by/4.0/1. 引言元坝高含硫气井采用镍基油管 + 永久封隔器 + 循环滑套 + 井下安全阀完井管柱，环空充有碱性环空保护液，起到管柱防腐、平衡封隔器压差作用。
生产过程中封隔器失效，导致油套环空窜气，压力异常上涨，保护液阵发性漏失，套管腐蚀加剧，严重制约着气井正常生产，本文结合超深高含硫气井元坝1-1H 井现场综合治理经验，提出了液面监测、超细碳酸钙堵漏、泄压–环空保护液加注、套管腐蚀速率监测等治理措施，保证气井的安全稳定生产[1]。
2. 高含硫超深井环空治理技术挑战元坝气田长兴组气藏接近7000 m ，由于海相气藏硫化氢含量高，若永久封隔器失效，高含硫天然气窜入P110SS 套管可能发生严重腐蚀，套管腐蚀穿孔会引起含硫天然气大量无序喷出，对周边500米内居民造成灾难性影响，不得不进行封井作业，造成巨大的经济损失[2]。
从环空液面探测、堵漏剂堵漏、泄压流程建立、流体化验分析、腐蚀监测、压力监测、生产制度调整、环空保护液加注等方面开展技术攻关和现场应用，形成了油套环空窜气异常监测、评价和治理技术[3]。
3. 环空治理技术流程超深高含硫气井环空窜气治理难度高，环空窜气治理过程中引发新的复杂情况很可能直接导致该井报废。
为提高治理效果，在元坝1-1H 井环空窜气治理按照技术流程(图1)进行现场实施。
治理过程中合理加注环空保护液是影响治理效果的关键因素。
3.1. 监测环空液面，判断漏点位置通过抗硫液面监测仪检测环空液面深度，建立油、套压力剖面，判断元坝1-1H 井油套环空漏点性质及位置[4] [5]。
3.2. 堵漏剂封隔器承压能力低，环空堵漏施工压力操作空间小，需要优选固体堵漏剂，采用最低排量，分次泵冯宴等入高粘携砂环空保护液。
泵注前充分搅拌，确保堵漏剂的悬浮性；准确测量环空保护液密度、粘度；控制泵压，根据井内液面情况确定泵入液体液量、泵压。
Figure 1. Comprehensive control technology flow chart of sustained annular escape gas图1. 油套环空窜气治理技术流程图3.3. 环空保护液定期加注环空保护液，提升液体pH值，降低硫化氢分压，防止应力腐蚀，并定期对环空保护取样分析[4]。
3.4. 操作参数根据环空液面、套压、气样H2S含量变化情况，优化环空保护液加注泵压、排量、加注量等施工参数，准确判断，精细操作、适时修正。
4. 环空治理技术应用4.1. 元坝1-1H井基本情况元坝1-1H井自2014年12月23日开始出现套压连续上涨情况，至2015年5月8日达到36 MPa，硫化氢浓度达到7.1%，液体pH值低至7.5，液面降至3917 m，环空窜入高含硫天然气，井控风险大。
通过油套环空与油管内气样取样对比分析、开关井油、套压变化分析、漏失速率的计算等，证实为油套环空漏失，漏失点在5500 m以下，判断封隔器胶皮失效。
4.2. 监测环空液面高度，判断漏点位置利用美国恩曼公司的ECHOMETER COMGANY液面监测仪定期检测油套环空液面监测，建立油、套压力剖面，判断元坝1-1H井环空漏点在封隔器处[3][6]。
冯宴等4.3. 开展油层套管腐蚀评价，为管控措施提供依据在H2S分压1.2 MPa，分压CO2，温度范围60℃~150℃条件下开展P110SS套管材质腐蚀评价实验，在气相中，当温度高于100℃时，将发生较严重腐蚀(平均腐蚀速率0.9473 mm/a)。
环空保护液中套管腐蚀速率较低，通过环空保护液加注可实现套管保护[7]。
4.4. 实施堵漏剂堵漏泵注超细碳酸钙堵漏剂至井筒封隔器处堵漏，降低环空窜压程度。
2015年6月6日~6月11日，加堵漏剂23.53 m3，碳酸钙0.33 m3 (高度约20 m)，加注后起到了一定的密封效果，压力变化表明，有效降低环空保护液的渗漏速率[1]。
4.5. 环空保护液加注定期加注环空保护液，提升液体pH值，降低硫化氢分压，防止应力腐蚀。
泄压速度慢，先排气体，泄压值不宜过低，压力许跌不许平；加注过程略大于泄压前环空压力，压力许涨不许跌；多次泄压–加注，排出气体，补充新液，单次泵注不大于1.5 m3，单次加注套压不大于1 MPa，适时调整加注周期，pH值大、硫化氢浓度低，延长加注周期[1]。
4.6. 环空窜气治理理效果应用结果表明，提出的环空治理技术有效控制了环空异常，避免了气井关井停产，节约了修井作业费。
并对含H2S油套窜气井的环空治理提供了新思路。
元坝1-1H井从2015年6月恢复正常生产，截止2019年10月，期间安全生产1590天，期间累计产气7.16 × 108 m3亿方天然气，效果显著。
5. 结论1) 针对元坝超深含硫气井环空窜气治理面临的困难，提出了治理方案要点，为超深井含硫气井环空窜气治理提供了操作思路。
2) 通过建立泄压管流程，优化堵漏剂、环空保护液加注等措施，形成监测–评价–治理的动态循环治理技术，使元坝1-1H井环空窜气难题得到有效治理，应用效果显著。
3) 元坝超深高含硫气井油套环空治理技术解决了元坝海相生产气井油套环空窜气难题，为同类超深高含硫气井油套环空治理提供了技术借鉴。
