采用两套105MPa液压双闸板防喷器组合，EE级；配备与井筒内管柱连接的105 MPa防硫防喷短节和防喷单根；配备双机双泵及循环储备系统；准备充足的井控备件及材料。

根据地层压力70～80MPa，最大关井压力48～55MPa，选择105 MPa+70 MPa二级抗硫(EE级)节流流程，同时现场考虑双向放喷、分离计量、保温、正反循环压井、自动点火等功能。

采用105MPa、HH级采气树，设计井下安全阀控制管线穿越通道。

组合下入投产管柱需要进行气密封检测，耗时需要168h左右。为确保井控安全，元坝气田前期均采用静止观察一个井控周期以保证井控安全，大量增加了整体作业时间和施工风险。

根据高含硫气井溢流压井期间井筒超临界相态特征：当流体温度压力都大大超过临界点，流体密度与温度及压力存在一一对应关系，但不存在温度压力较小范围变化会引起流体密度剧烈变化现象，油气在压井液中匀速上移，一直到过临界点后，体积和上移速度才会显著增加。因此，根据作业时间，井筒深度及高含硫气体在超临界状态分析，可以计算得出当最大油气上传速度在30m／h以内，可以满足投产管柱的安全作业。

元坝气田在YB101-1H、YB204-1H井投产中进行了试验，在YB101-1H静止观察前测得气体上窜速度为10.1m／h，静止观察180h后，气体上移距离837m；在YB204-1H井中静止观察前测得气体上窜速度为24.27m／h，静止观察150h后，气体上移距离685.5m，气体上窜速度均没有明显增加，验证了气体在压井液中的运行规律(表7)。实践证明，通过短起下测油气上窜速度能够满足下完井投产管柱的井控需要。

元坝气田长兴组气藏非均质性强，储层段打开长度长，因此若采取笼统酸化适应性较差，需要将高渗井段暂堵起来，从而逐步改变进入各部位的酸量分布，尽量保证对整个水平段的均匀改造^[8-11]。

因此，采用多级暂堵交替注入分流酸化工艺，先利用高黏压裂液和可降解纤维相配合，将高渗井段暂堵，让酸液转向进入渗透率较低或伤害严重井段，改变水平段各部位的酸量分布；从而逐步改变进入各部位的酸量分布，尽量保证对整个水平段的均匀改造。

通过试验数据(表8)可以看到，在60℃以上，纤维在盐酸中能够很好地降解。暂堵后，纤维能够显著降低岩心的渗透率，通过酸化解堵，岩心渗透率能够完全恢复(表9)。

YBl01-1H井元坝气田长兴组②号礁带的1口开发水平井，采用衬管完井，完钻井深7971m(垂深6946.44m)，水平段长1023.88m，最大井斜角91.90°。井筒为Æ193.7mm油层套管+Æ127mm衬管。

该井采用G105钢级的Æ101.6mm、Æ88.9mm、Æ73mm／60.3mm新钻杆组合，顺利完成了井筒内扫塞作业，衬管段内通井、洗井作业。通过短起下测油气上窜速度方式，确定了安全了作业时间，满足了投产管柱下入期间的井控安全要求。设计采用4C油管4000m，4D油管2690m，配套井下安全阀、循环滑套、永久式封隔器，坐封球座的酸化一投产一体化管柱，满足了多级暂堵交替注入分流酸化的实施要求，酸化规模为：胶凝酸920m³，纤维1500kg，共采用两级交替注入。纤维入地之后，施工压力在13min内由32.2MPa缓慢上升到41.3MPa，酸液分流转向明显，说明Ⅰ类储层较好的暂时封堵，Ⅱ类储层得到充分的改造。

酸化后求产，在稳定油压36MPa下测试天然气产量82.5×10⁴m³／d，计算无阻流量为310.5×10⁴m³／d，满足了开发的要求。

2012年以来，超深高温高含硫气井完井投产技术措施在元坝指导了11口井现场施工，成功率100％，保障了投产作业的顺利实施。其中最大测试产量104.69×10⁴m³／d，最大井深7971m，创造了垂深最深高含硫水平井完井投产记录。

元坝气田水平井完井投产工艺技术通过严细的基础研究和现场实践，基本上满足了高温、高压、高产、高含H2S井等多种工况的完井投产难题。

1)超深水平井分段改造  生产一体化管柱投产管柱经受了酸压最大排量从3.1～7.1m³／min的考验，满足了储层改造的要求；而且在改造、求产及关井期间，油套环空压力变化正常，证实了管柱的可靠性，满足了管柱安全投产的要求。

2)在井筒条件的限制下，通过对扫塞、通洗井管柱结构优化设计，扫塞时控制钻压、转速、排量等关键参数，衬管段通井时控制排量、钻压、分段循环、反复划眼等关键工艺，满足了超深小井眼井筒净化作业，在满足井控安全的条件下，为投产管柱的顺利下入提供了保证。

3)结合高含硫气井溢流压井期间井筒超临界相态特征，通过理论计算和现场实践相结合，证明通过短起下测油气上窜速度时，在满足上窜速度小于30m／h能够满足组下完井投产管柱期间的井控需要。

4)长水平段多级暂堵交替注入分流酸化工艺能够有效解决长井段非均质性强的难题，尽量保证对整个水平段的均匀改造。

 

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