Q/SHXB；指气油比大于700、气产量大于2×104m／ｄ的；3.6；酸性天然气；含有显著量的硫化氢，甚至含有有机硫化合物、二氧化；硫化氢分压；在相同温度下，一定体积天然气中所含硫化氢单独占有；二氧化碳分压；在相同温度下，一定体积天然气中所含二氧化碳单独占；完井管柱应满足：；——预测合理产量要求；——油层气或天然气中含硫化氢或二氧化碳、油
指气油比大于700、气产量大于2×104m／ｄ的油气井。
酸性天然气
含有显著量的硫化氢，甚至含有有机硫化合物、二氧化碳的混合气体。 3.7
硫化氢分压
在相同温度下，一定体积天然气中所含硫化氢单独占有该体积时所具有的压力。 3.8
二氧化碳分压
在相同温度下，一定体积天然气中所含二氧化碳单独占有该体积时所具有的压力。 4 总体要求
完井管柱应满足：
—— 预测合理产量要求。
—— 油层气或天然气中含硫化氢或二氧化碳、油层水或边底水矿化度较高、出砂等复杂情况的防腐、防蜡、防垢、防结盐安全生产要求；
—— 投产措施作业、开采作业和后期生产测试技术要求； —— 稠油井掺稀生产要求。 5 管柱材质
5.1 根据油管工况条件，油管应根据图1、图2中选用不锈钢镍基合金或高镍基合金材质。若图2中未包含的有关气体分压的工况条件可参考图1选用，未包含的有关温度的工况条件以上一级为准。
CO2分压（MPa ）10-5
10-4 10-310-210-
H2S分压（MPa）
图1 管材选用分析图
图2 管材选用流程图
5.2 硫化氢分压超过0.0003MPa 的气井，应选择抗硫化氢材质,用于硫化氢气井中的管材宜满足SY/T
中9.4.4 的规定。
5.3 含硫化氢和二氧化碳气井应根据硫化氢、二氧化碳分压选用既抗硫化氢又抗二氧化碳的材质。 5.4 测试改造生产一体化的管柱，需考虑酸液对油管性能的影响。
6 管柱尺寸选择原则
6.1 按照产能分析和配产需求，通过节点分析技术，根据地层压力、产量、流体粘度、增产措施和开采方式等方面综合分析，确定出合理油管尺寸。 6.2 管柱尺寸应满足其它管内作业要求。
6.3 气井油管尺寸选择除考虑气井的产量指标，还应考虑气井增产措施等要求。 7 扣型选择
7.1 高压气井和超高压油气井所用油管应选择金属气密封扣；预测最高井口关井压力不小于50Mpa的高压油气井，所用油管宜选择金属气密封扣。
7.2 含酸性天然气井油管、井下工具应采用抗腐蚀金属气密封扣（稠油井除外）。 7.3 无特殊情况，井下工具扣型应尽可能与油管保持一致，应尽量减少使用变扣接头。 8 管柱结构 8.1 基本要求
8.1.1 超高压、高压、含硫化氢及二氧化碳油气井和气井均宜采用油管带井下安全阀。 8.1.2 有以下情况之一的井，应下入封隔器：
a) 超高压油气井及超高压气井；
b) 高压气井及预测井口最大关井压力不小于50Mpa的高压油气井； c) 需要保护井口；
d) 套压高于套管最大承压的80%； e) 后续作业存在腐蚀性气体。
8.1.3 稠油井的带封隔器管柱应视情况下入下入压井、循环滑套。 8.1.4 超高温高压油气井应下入伸缩短节。
8.1.5 应结合管柱抗拉强度计算结果确定管柱下深。
8.1.6 井下工具金属材质抗腐蚀性能应等同于或高于油管材质。用作井下工具不同部位的密封件材料应能承受井下工具规定的压力、温度和腐蚀环境。
8.1.7 井下工具温度级别应满足生产管柱承受的最大和最小温度范围。 8.1.8 无特殊要求，井下工具外径应小于套管通径。 8.2 井下工具
8.2.1 井下安全阀：
a) 坐放深度应***在距井口不小于50m； b） 压力级别应不小于井口最高关井压力； c） 尺寸应结合油套管尺寸选择； d） 上下应配备配套的流动短节；
e） 井下安全阀控制管线压力级别应与井下安全阀压力级别相匹配。 8.2.2 封隔器：
a) 坐封位置根据产层位置、井身结构、固井质量等因素确定。 b) 耐压等级应满足生产或措施要求的最大工作压差；
c) 尺寸应结合油套管尺寸选择。
8.2.3 伸缩短节：
a) 结合管柱轴向变形分析，确定是否下入伸缩短节及数量，具体执行9.4规定； b) 伸缩短节应与油管柱耐压级别保持一致； c) 伸缩短节内径应与油管内径一致。 8.2.4 循环滑套、坐放短节：
a) 循环滑套、坐放短节耐压级别应与完井管柱一致；
b) 循环滑套、坐放短节内径应与连接的油管、工具内径及需通过的绳索工具外径匹配。 8.2.5 射孔***组：
a) 射孔***组的选择与套管的尺寸相匹配；
b) 压力引爆射孔***组应结合井筒压力选择，引爆压力值应不超过井口装置、套管等允许压力。 8.2.6 人工举升井下工具：
a) 根据人工举升方式的不同，人工举升井下工具包括但不限于：有杆泵、电潜泵、水力活塞泵、
射流泵、气举阀等；
b) 人工举升井下工具压力级别应满足下深的压力要求；
c) 人工举升井下工具应结合具体举升工艺、井身结构、防砂、防蜡、防腐等要求进行合理选择。 8.2.7 其它：
a) 酸化压裂等作业宜下入水力锚固定施工管柱；
b) 定向井及水平井完井管柱带有射孔***组、封隔器等工具时，无特殊要求，应下入扶正器保护管
柱和工具。 9 力学分析、强度设计及校核 9.1 力学分析
井下管柱力学分析的内容包括：管柱下深计算及载荷分析、管柱强度分析、管柱轴向变形分析、管材剩余强度分析等。 9.2 强度设计原则
9.2.1 在内压、外压、轴向力等影响管柱应力的载荷作用下，井下管柱处于三向复杂应力状态下工作——内压、外压产生径向应力和环向应力，轴向力产生轴向应力，引起封隔器失封或过大的螺旋弯曲而使管柱塑性破坏或降低管柱的密封性。在此情况下，应用第四强度理论，来校核井下管柱的强度安全性。 9.2.2 抗拉安全系数St≥1.8，抗内压安全系数Si≥1.1，抗外挤安全系数So≥1.12。
9.2.3 管柱力学分析应需要进行的所有工况条件下进行，工况包括但不限于：坐（解）封、剪切球座、生产、井口关井、酸压（化）、替喷、开关井下压控阀等。 9.3 管柱强度校核
9.3.1 管柱应进行各种工况下的抗拉、抗内压、抗外挤强度校核，计算管柱抗拉、抗内压、抗外挤安全系数。
9.3.2 应对组合油管的尺寸、壁厚、钢级变化联结处进行抗拉强度校核。
9.3.3 应对封隔器处及组合油管的尺寸、壁厚、钢级变化联结处进行抗内压强度校核。 9.3.4 确定采用的完井管柱组合，明确完井管柱内作业的条件。 9.4 管柱轴向变形分析
9.4.1 高温高压、超高温等复杂井完井管柱应进行各种工况下的管柱轴向变形分析，即将井下管柱的变形分为温度变形、鼓胀变形、活塞力变形、螺旋弯曲变形等进行综合分析，确定井下管柱的变形变化量。变形变化量受到限制，将转化为轴向力；形变化量不受到限制，将影响到封隔器的封隔性能。 9.4.2 依据轴向变形分析结果，计算对机械控制类井下工具的影响程度，确定井下工具使用的合理性。 9.4.3 根据综合分析结果，确认是否下入伸缩短节。
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油气井油管柱选择技术规范93等内容。　油管改造安全措施
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为做好电厂的脱硫改造工作，需要对原管道支架进行改造，原管道支架上有煤油管线，煤油为易燃品，为防止在切割焊接施工过程中发生火灾等安全隐患，特制订下列安全施工措施：
一、主要改造的管线及区域
管线改造的地点为新建的1#脱硫系统循环池上，即原电厂北门上部的主要管道支架，管道及支架已影响到循环池设备间的土建施工，必须进行改造。改造过程中对现在暂时不用的管线进行切断封死，对必须要用的三支管：洗煤厂煤油管线DN50、洗煤厂起泡剂管线DN50和东庞矿中水管线DN250进行临时改造，其余管道，待土建完工，新管架搭建好后再恢复连接使用。
二、各管线改造流程
1.施工前的工作准备
（1）煤油管道切割方法
①切割前协调好各个部门，尽量放空管内剩余的煤油。
②煤油管道切割采用钢锯，人工锯割，割的过程中用水冲洗。
③做好管内存留的油污的收集工作，现场准备2只0.5m?的大桶，对管内的剩余煤油进行收集，不要使油污泄露到焊接地点周围。
（2）管道周围安全防火、防爆措施
①向洗煤厂申请焊接、动火作业许可。
②将周围10米内供输油管道，全部用石棉布遮盖。
③在动火地点设置多个干粉灭火器具。
④氧、乙炔气瓶摆放间距达到规范要求。
⑤进入施工现场，必须戴好安全帽，登高作业必须系好安全带。
⑥现场动火必须有看护人。
2.管道***工艺流程：
***准备→预制加工→干管***→支管***→管道试压
→管道冲洗→管道防腐（保温）
3.管道主***的一般要求
1．材料到货时，须具备合格证并检测其圆度，及其外观是否合要求；
2．管子、管件、阀门等在***前必须按设计要求核对无误；
3．所有阀门***前必须按照规定进行强度及严密性试验；
4．旧管道拆除后，管线可以冲水清洗。
5．新管线预制完好后先进行试压，试验压力为1.6MPA，试完压逐条对新旧管线进行连接。
6．动火前要分析旧管内的介质，合格后方可动火，所以施工时尤其做到安全动火，安全用电，各项安全措施应做到周密，确保不发生任何事故。
三、管道的预制加工
管道在预制前根据图纸和现场实测尺寸，争取其深度达70%（焊口计），预制下料应在固定口直管段留出***调整量100毫米，采用氩电联焊，提高预制件一次合格率，管道上仪表管嘴孔定位开孔。
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