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含硫气井中的硫化氢与二氧化碳对油管、套管产生电化学腐蚀，严重地威胁着气井的生产，完井方法选择不当也会加剧这种腐蚀。通过国内外调查，推出了一种生产封隔器永久完井的方式，可以防止油管、套管腐蚀和减少完井作业工作量，应大力推广这种完井方式。文中对完井方式和多种工艺技术进行了探讨，可供完井工作者讨论和借鉴     

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本文对一次性管柱试油完井工艺的管柱结构、工艺流程、现场试验情况作了较详细的介绍,对气田特别是含硫气田的试油工作。具有一定的参考价值。     

磨溪气田硫资源利用探讨

磨溪气田富含硫化氢的天然气经净化处理后，酸气中Ｈ２Ｓ浓度高达９２％以上，如何将这一资源优势转变为经济优势，本文推荐了若干投资少，见效快的硫化工产品项目，对其用途、主要合成路线及效益情况作了阐述和说明。     

CYY453插封隔器完井分采及酸化工艺技术

本文从ＣＹＹ４５３插管封隔器的工作原理出发，结合四川气田老井改造实践，详细介绍了插管封隔完井分采及酸化工艺技术特点，包括 选 井原则、现场实施及酸化工艺特殊考虑因素等几个方面。     

罗家寨气田封隔器完井工艺的几点认识

罗家寨气田是中国石油西南油气田公司未来几年的主力气田。该气田目前主产层T1f3-1天然气产量大,产出天然气中H2S、CO2含量高,气井封隔器完井工艺面临很大的挑战。目前已完成了8口井的封隔器完井作业,积累一些经验,文章就完井使用的油管、管柱结构设计等方面,对已实施的封隔器完井工艺进行了一些总结,取得了几点认识。     

双龙气田修井上试成果分析

双龙气田修井上试作业,证实了双龙气田P_2~2气藏属高压、高产、岩性控制的裂缝性气藏,发现了双25井裂缝系统,为今后勘探开发积累了经验。     

复合尾管完井工艺在川江566井的应用

川西须家河组是川西深层下步勘探开发的重点层位，其完井工艺技术直接影响了川西深层气藏的储层评价和开采。川江566井是一口高温高压气井，存在气层、水层和气水伴生层，底部为裂缝性气层。为确保有效封隔水层及正确评价下部的裂缝性气层，采用管外封隔器分隔水层与下部裂缝性气层，管外封隔器以下采用衬管保证天然气进入井筒的最大流通面积，以上部分采用尾管固井达到分层射孔测试的目的，并使用带顶部封隔器的尾管悬挂系统密封重叠段，从而确保裸眼顶部的封堵和水层与气层的封隔。文章详细介绍了川江566井复合尾管完井工艺设计、施工技术和工艺效果评价。复合尾管完井工艺在川江566井的成功应用，为今后类似井完井提供了经验。     

磨溪气田玻璃钢完井管柱修井技术研究

针对磨溪气田玻璃钢完井管柱失效的现状, 进行了磨溪气田修井液优选, 提出了符合磨溪气田的实际且现场应用效果好的修井中一次压井、 打捞磨铣阶段采用密度１  ０ ４～ １  ０ ５ ｇ ／ ｃ ｍ ３ 低固相钻井液作为修井液, 二次压井时采用３ ％ Ｋ Ｃ ｌ 溶液（ 或本区块地层水） 作为压井液的方案; 提出了一次压井采用挤注 ＋置换法压井技术, 作业过程中充分循环确保压井平稳, 在磨铣作业进入产层时先挤入一定量随钻堵漏剂暂堵产层, 再用修井液正常磨铣的压井工艺措施, 缩短了施工周期, 提高了修井作业成功率和有效率; 开展了磨 Ｘ井的现场试验, 经过 ８次下入工具打捞、 磨铣、 排液后成功恢复产能, 取得了较好的效果, 为磨溪气田玻璃钢完井管柱修井提供了技术参考。     

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磨溪气田自１９９１年投入工业性开采以来，在开采过程中井下管系与地面设备出现了严重的腐蚀问题，文章针对磨７０井井下管系的四种主要腐蚀特征进行了剖析，认为，造成腐蚀的主要原因是气田中含有Ｈ２Ｓ和ＣＯ２，这在整个磨溪气田都代表性。根据Ｈ２Ｓ和ＣＯ２对管系的腐蚀机理，对应采取的防腐措施提出了几点建议。     

高压高产气田完井采气工艺技术研究――以克拉2气田开采配套工艺技术的推荐方案为例

克拉 2气田属常温、异常高压气藏 ,应采用衰竭式开采。推荐方案年产天然气 1 0 0亿 m3、采气速度 4.2 5 %、用射孔方式完井。对解决油管冲蚀问题和油管尺寸优化、完井管柱、生产套管尾管结构、井口采油树、安全控制系统等设计问题推荐了解决方案。     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

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浅气层具有埋藏浅、压实程度低、胶结疏松、生产时容易出砂的特点。针对疏松浅砂岩气层所固有的特性，综合分析了各种防砂完井方式（割缝衬管，绕丝筛管，裸眼井下砾石充填，裸眼预充填砾石双层绕丝筛管，管内井下砾石充填，管内下绕丝筛管，管内下预充填砾石双层绕丝筛管，衬管或套管外化学固砂等）的优缺点及其所适用的条件。在此基础上，分析了各种防砂完井方式在完井过程中可能出现的气层损害及其对产能的影响。提出了在选择疏松浅砂岩气层防砂完井方式时需要考虑的各种因素和参数，以及防砂完井方式选择的基本原则。最后提出了疏松浅砂岩气层防砂完井方式选择的流程图，这对指导该类气层的完井工程设计具有非常重要的意义。     

磨溪气田高成熟天然气的气源与运移

利用天然气的组成、碳同位素和储集层沥青的生物标志化合物分布的综合研究.并根据烃类运移的相态原理,表明磨溪气田雷一~1气藏的天然气主要来源于上二叠统的煤系烃源岩,及其高成熟天然气是通过断层垂向运移至龙女古构造,然后经过横向运移至磨溪构造聚集成藏,在横向运移过程中,地层水的溶解使天然气中的乙烷、丙烷的含量发生倒转。     

川中磨溪气田L_1~1储层古岩溶分析

应用古水文地质方法综合分析了L_1~1储层古岩溶发育特征,阐述了溶蚀期次对古岩溶发育程度的影响,并进行了岩溶分区.     

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长庆气田第一净化厂从德国Linde公司引进了一套采用Clinsulf-o工艺的硫磺回收装置，用以处理1200×104m3/d  MDEA脱硫装置产生的酸性气体，该酸气H₂S含量为1.3%～3.4%（摩尔分数）。装置于2004年4月底建成投产，截至目前装置运行情况良好，实际硫回收率平均为94.85%，硫磺纯度为99.9%，排放尾气中的H₂S含量和CO₂含量均符合我国当前的排放标准。     

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从1989年发现陕参1井至今，长庆气田经历了15年的勘探开发与地面工程建设。截至目前，已累计销售天然气120×108m3，主要输往北京、天津、西安、石家庄、银川及“西气东输”下游的上海、苏州、郑州等城市作为民用燃气，部分用于发电和化工原料（例如合成甲醇）等。文章根据长庆气田靖边、榆林、苏里格等气区中天然气生产规模、温度、压力、气体组成等特点，分别介绍了这些气区的天然气净化情况，其中着重介绍了靖边气区天然气净化中的脱硫脱碳、酸气处理和配套工艺技术。     

川渝地区高酸性气井完井投产技术及实践

高酸性气井完井投产在国内是空白，属一项新工艺。文章针对川渝地区高酸性气田地质现状以及高酸性介质给气井完井投产造成相当大的困难，提出了川渝地区高酸性气井完井投产的工艺技术方案。通过罗家1井现场工艺试验，提出如下建议：①川东高酸性气井完井投产工艺采用永久式封隔器Φ177.8 mm套管射孔完成，酸化工艺采用解堵酸化；②采用大管径油管完井；③选用抗硫材料，加缓蚀剂保护，采用永久封隔器完井，采取措施减少井下积液等综合防腐方法。在生产过程中应考虑加注缓蚀剂防腐，加注硫溶剂或热油循环防止硫堵或水合物形成。