尽管一口井可能存在上述的某种安全风险，但它不是封闭的唯一条件，不是所有高含硫气井均存在安全隐患和开发风险。本着“安全环保、科学发展、效益开发”的原则，为了科学开发好高含硫气田，消除高含硫气井已存在的安全隐患，结合高含硫气井隐患特征，通过对高含硫气井地质、钻井、固井、完井、材质、防腐、地面人居环境等方面开展综合评估，对存在风险的气井针对性地制订治理方案，才能真正实现高含硫气田的安全开发^[3～4]。

    聘请国内钻井、完井、测井、材料、防腐和安全等相关专业专家组成评估专家组。综合应用相关技术和标准对高含硫气井进行评估并形成评估报告。

    根据安全风险程度分为A、B、C3级。其中：A级属于存在严重安全隐患，急需实施永久性封闭治理；B级属于存在一定安全隐患，但通过治理后恢复生产；C级是气井虽然存在一定缺陷，没有大的安全风险可监控使用，需制定详细的监控措施。

    1) 严格执行气田开发纲要。

2) 锁定不完整的高含硫开发井和“三高”探井。

3) 重点敏感区域必须把安全、环保放在首位。

4) 综合考虑高含硫气田安全开发和效益开发。

5) 气井封闭原则还要充分考虑上部地层的勘探开发潜力和综合利用。

    6) 对存在严重安全隐患风险的高含硫气井和“三高”探井应彻底治理。

    (1)单井井史卡片；(2)井身结构图；(3)各层套管数据表；(4)固井数据及质量评价；(5)完井管柱结构及相关数据；(6)井口装置及相关压力资料；(7)气井产量、流体性质；(8)气井钻井、完井及生产过程中有关历史事件记载；(9)防腐措施；(10)气井周围500m范围内人居环境调查情况；(11)井安系统；(12)评估结论及建议。

    根据评估结果，针对存在严重安全隐患的高含硫气井(属于A级)，按照“科学治理、不留隐患”的原则，达到对高含硫气井彻底治理的目的。认真编制高含硫气井永久封闭技术方案和单井设计(包括地质设计、工程设计、施工设计和安全、环保预案)^[5～6]。

    1) 对于油层套固井质量未达标，存在天然气上窜泄漏危险的井需对气层进行挤水泥封堵，并对套管外窜槽井段采用射孔、挤水泥封堵；套管内采用桥塞+水泥塞段封闭，原则上应该分2～3段进行封堵；在有效封闭井段的套管外应有100m左右的优质水泥塞段，防止天然气经管外窜到地表，每段水泥塞长度不低于200m，最后一个水泥塞位置应在表层套管鞋以上。井筒注入重钻井液，安装简易井口及压力表，井口周围需进行必要的保护。

2) 对于油层套管固井质量合格，产层部位以上管外水泥有100m连续井段固井质量优的井，这类井含硫天然气沿套管外上窜的风险极小。因此，可采用先对产气层挤水泥封堵，然后用桥塞+水泥塞封闭，最后一段水泥塞应封在套管薄弱段以上，每段水泥塞长度不低于200m；井筒内注入钻井液，井筒内应下入光油管，安装与区域地层压力相符的采气井口，井口周围需进行必要的保护，可作为上部潜力层回采井观察利用。

3) 对于产量低无经济开采价值的高含硫气层，因套管固井质量合格不会发生含硫天然气上窜泄漏的风险，上部地层又具有勘探开发潜力，可采用桥塞+水泥塞封闭，封闭产层的水泥塞厚度应大于200m。井筒注入钻井液或清水压到井口，井筒内应下入光油管，安装与区域地层压力相符的采气井口，井口周围需进行必要的保护同时可利用该井实施回采工作，充分利用现有资源。

4) 所有封闭井应对井口进行保护，安装一条放喷管线，加强压力观察，按生产井管理模式建立资料台账。

3.2.1产层封闭方案

3.2.1.1 压井

    油管内采用挤注法压井，将油管内的气体挤入地层，实现压井液液柱压力与地层压力平衡，同时向气层挤入一定量的压井液，防止气窜。当油管内压井成功后，采用打开CMPA滑套，建立油、套循环通道。如果 CMPA滑套打不开或无滑套，则进行油管穿孔，采用油套循环压井，最终达到压井平稳。

3.2.1.2 解除封隔器锚定或切割油管

    压井平稳后，将采气井口换装成防喷器。上提、正转管柱实施解除锚定。如果解除锚定不成功，则实施油管倒扣或切割作业，起出封隔器以上管柱。

3.2.1.3 封堵产层

下入钻具，通过钻具向产层试挤入压井液，根据流量决定是否能向产层挤入水泥浆。如果有条件则最好先产层挤入水泥浆，以达到产层有效封堵。在原封隔器以上座封桥塞，在其上注入水泥塞并试压合格。

3.2.2井筒薄弱段及关键部位封闭方案

    1) 尾管悬挂器、分级箍、套管回接处和套管偏磨处是套管受损和密封的薄弱点，为确保井筒尾管悬挂器、分级箍、套管回接等薄弱点的安全，封堵产层后，在薄弱点上下应注水泥塞封闭。

    2) 固井质量差，高含硫气层上部无连续50m以上优质固井质量段，特别是单层套管固井段，是安全隐患的薄弱段，存在高含硫天然气管外上窜泄漏风险。采用分段套管穿孔，用封隔器分隔挤注水泥固井，在薄弱段及上下形成连续注水泥塞封闭。

3.2.3井口保护

    1) 永久封闭井，安装简易井口和压力表。

    2) 安装一条引流放喷管线到点火池。

    3) 井口周围安装防护栏杆。

    四川油气田组织专家组对可能存在风险的高含硫气井进行了重新审视和评估，并确定了一批高含硫气井必须实施永久性封闭。下面介绍LJ-XX井治理典型实例。

    该井为1口水平井，最大井斜90.5°，造斜点井深1950m，入靶点A点3636m，出靶点B点4248m，水平段长612m。完井测试产气250×10⁴m³/d，关井井口压力32MPa，天然气中H₂S含量为130g/m³、C0₂含量为95g/m³。该井主产层以上、井深1017m以下具多个气测异常、断层和裂缝发育，井漏显示强烈。

    1) 井口装置：法国Malbranque103-70型FF级采气井口。

    2)井下情况：①井内为SAB-3完井封隔器管柱，封隔器下深3409.18m；②环空为清水+10%CT2-4缓蚀剂；③试油结束后，油管内用清水+缓蚀剂压井，井下安全阀关闭；④井口套压升至27.9MPa，油压31.0MPa；⑤取油套环空气样同位素分析结果表明油套管环形空间内的气为产层的气源。

    1) 套管存在隐患，Φ244.5mm套管固井质量差，Φ177.8mm套管未回接到井口，Φ244.5mm套管上部段作为油层套管使用。Φ244.5mm套管经过一次抢险、两次造斜钻进，套管磨损情况不详。套管丝扣为长圆扣，气密封差，套管存在多处泄漏风险。

    2) 该井采用普通碳素钢抗硫油管组合，管柱上未能安装加注缓蚀剂装置，Φ114.3mmVM80SS油管存在着一定的电化学腐蚀，油管存在腐蚀穿孔泄漏风险。

    3) 该井地处敏感地区，人口居住密度大，距井口100m以内有居民51人，500m以内有655人。

    4) 上部地层断层和裂缝发育，地质风险大，存在高含硫气沿上部地层泄漏到地表的重大风险。

    5) 该井与邻井井口相距近，不足3m。根据外国公司专家评估，井与井相距太近存在安全风险。

    鉴于以上因素及该井存在的安全隐患，经审视评估，对该井作永久性封闭处理。

    治理方案：打开井下安全阀→试井车测井底压力→从油管挤入压井液并向地层试挤获取参数(排量和压力) →向地层挤水泥封堵产层(油管内保留一定水泥塞)→切割油管→循环压井→注水泥塞→试压→下电缆桥塞→注水泥塞→试压→完善井口，完成治理作业。

    1) 油管内压井：油管内挤注密度1.46g/cm³钻井液40m³，挤入地层25m³，同时求取注人参数；挤注水泥浆60m³，密度1.93～1.95g/cm³，候凝后探得油管内水泥塞面井深2970.20m。

    2) 油管穿孔、循环压井液：采用SCWCK-43Y-2型低碎屑穿孔弹对油管2970.20m以上油管段2963.40～2967.50m穿孔，用钻井液替出环空保护液并循环压井。

    3) 切割油管：采用SCQG-89Z型切割弹于2961.88m切割Φ114.3mm油管。

    4) 套管内分两段注水泥塞2960～2338.27m和2328～1773.93m。

    5) 试压35MPa经30min不降，合格。

    6) 坐电缆桥塞于井段为1773.12～1773.62m。

    7) 套管内分两段注水泥塞为1772.62～1255.27m和1255～960.25m。

    8) 试压35MPa经30min不降，合格。

    9) 采用密度1.46g/cm³钻井液压井至井口。

    10) 安装简易井口和防护围栏。