高溫高壓含硫化氫及出砂油氣井試油測(cè)試技術(shù)

張永航

摘要：油氣井試油技術(shù)在我國(guó)油田開(kāi)采和勘測(cè)過(guò)程中已經(jīng)有了廣泛的應(yīng)用。油氣井試油技術(shù)是影響油氣開(kāi)采質(zhì)量的重要因素，有關(guān)中低壓力系數(shù)的油氣井已經(jīng)有了一套成熟的試油流程，能夠很好地對(duì)現(xiàn)場(chǎng)施工進(jìn)行指導(dǎo)，但關(guān)于高溫高壓含硫化氫和出砂油氣井的試油測(cè)試技術(shù)依然較少，而且實(shí)際應(yīng)用效果仍然存在一定不足。本文就高溫高壓含硫化氫及出砂油氣井試油測(cè)試技術(shù)展開(kāi)探討。

關(guān)鍵詞：高溫高壓;硫化氫;試油測(cè)試技術(shù)

引言

近年來(lái)，隨著油氣勘探向超深高溫高壓儲(chǔ)層和復(fù)雜巖性低滲儲(chǔ)層領(lǐng)域的不斷擴(kuò)展，勘探目標(biāo)愈來(lái)愈復(fù)雜，使得試油難度不斷加大。要想快速的完成試油的全部工作，那么必須要實(shí)施高溫高壓含硫化氫及出砂油氣井試油測(cè)試。

1 壓差預(yù)測(cè)與控制

1.1建立壓差預(yù)測(cè)模型

在進(jìn)行了比較和選擇之后，選用一種適宜的。合理的出砂臨界生產(chǎn)壓差計(jì)算的式子，這個(gè)式子就是 在上述式子當(dāng)中，△ρ指的是臨界生產(chǎn)壓差，而C指的是巖石的粘聚力， 指的是內(nèi)摩擦角。

1.2確定內(nèi)摩擦角和儲(chǔ)層強(qiáng)度參數(shù)粘聚力

2 高壓防硫除砂器裝置的應(yīng)用和研究

2.1儀器的技術(shù)指標(biāo)分析

要根據(jù)高溫高壓含硫化氫的市場(chǎng)需求，從而更好的分析出砂器等儀器的技術(shù)指標(biāo)，具體如下：能夠承受的工作壓力：103.5MPa，也就是15000psi。工作的溫度在-30℃到110℃之間。最低的存儲(chǔ)溫度為-50℃。公稱直徑為210㎜。工作介質(zhì)為有H2S的天然氣以及油、水等等。處理氣量為150×104m3每天，處理的砂量則在80升每小時(shí)。

2.2除砂器設(shè)計(jì)

除砂器設(shè)計(jì)中需要遵循SY/T5127—2002井口設(shè)計(jì)與采油樹(shù)規(guī)范;井口裝置和采油樹(shù)設(shè)備規(guī)范;NACEMR0175：2000油田用防硫化物應(yīng)力開(kāi)裂金屬材料;超高壓容器安全監(jiān)察章程以及SY/T5675—1993試油鉆采機(jī)械產(chǎn)品用高壓鍛件通用技術(shù)條件。施工過(guò)程中的設(shè)計(jì)規(guī)范與標(biāo)準(zhǔn)如下，選用GB150—1998鋼制壓力容器，GB/T3077—1999合金結(jié)構(gòu)鋼;遵循HG20582—1998鋼制化工容器強(qiáng)度計(jì)算規(guī)定;HG20581—1998鋼制化工容器材料選用規(guī)定以及ASME第三篇第三分冊(cè)。除砂器材料根據(jù)《油田用防硫化物應(yīng)力開(kāi)裂的金屬材料》標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行選擇，標(biāo)準(zhǔn)中有關(guān)于硫化氫低合金材料的相關(guān)要求，可以適用于所有低合金鋼和碳鋼材料。

3 超深高溫高壓含硫化氫儲(chǔ)層試油主要技術(shù)難點(diǎn)

（1）儲(chǔ)層埋藏深，壓力系數(shù)高，層數(shù)較多，非均質(zhì)性強(qiáng)，多層試油施工周期長(zhǎng)、壓井作業(yè)次數(shù)多，降低了試油效率。（2）儲(chǔ)層超高溫，對(duì)射孔器材提出更高的要求。（3）超高溫、高壓井常規(guī)資料存儲(chǔ)技術(shù)及時(shí)反映井底變化難度大。（4）高溫高壓含硫氣井試油井筒完整性及安全環(huán)保控制技術(shù)需進(jìn)一步提高。

4 檢測(cè)技術(shù)的應(yīng)用

4.1高溫高壓含硫化氫出砂油氣井檢驗(yàn)技術(shù)

明確響應(yīng)技術(shù)規(guī)范，經(jīng)過(guò)的大量市場(chǎng)調(diào)研和國(guó)內(nèi)外技術(shù)分析，確定施工技術(shù)規(guī)范，硫化氫的檢測(cè)范圍在0～100000ppm之間，工作介質(zhì)為水和含硫化氫的石油天然氣，工作壓力為80MPa，相對(duì)濕度小于90%，重復(fù)性誤差為3%，線性誤差極限3%，響應(yīng)時(shí)間在2min之內(nèi)。然后確定硫化氫在線檢測(cè)系統(tǒng)，主要包括探頭、數(shù)據(jù)采集存儲(chǔ)裝置以及分立減壓裝置三部分內(nèi)容，對(duì)合理設(shè)計(jì)圖紙，并完成設(shè)備組裝，軟件測(cè)試等工作，同時(shí)還需要對(duì)產(chǎn)出流體進(jìn)行分離減壓。沒(méi)有分離減壓的氣體要進(jìn)行氣體檢測(cè)，判斷是否存在硫化氫。做好地面實(shí)施檢測(cè)工作，在數(shù)據(jù)采集室中紀(jì)錄并分析數(shù)據(jù)，組裝硫化氫檢測(cè)裝置，用標(biāo)準(zhǔn)硫化氫進(jìn)行檢測(cè)和標(biāo)定，實(shí)際調(diào)試結(jié)果精度為0.8%～3.9%，能夠達(dá)到相應(yīng)測(cè)試要求。

4.2對(duì)H2S進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)處理的技術(shù)

首先對(duì)井內(nèi)所產(chǎn)出的含有H2S的液體進(jìn)行處理，處理的過(guò)程是這樣的：進(jìn)行除硫劑的配方實(shí)驗(yàn)，然后再對(duì)其進(jìn)行計(jì)算：H2S+2NaOH—Na2S+2H2S，2H2S+ZnCO3×Zn（0H）2———2ZnS↓+3H2O+CO2。如果是在酸性的環(huán)境下，那么則可能產(chǎn)生這樣的情況：ZnS+H+→H2S↑+Zn2+。H2S+（NH4）2S2O6→2S↓+2H2O+（NH4）2SO4，分析H2S的特點(diǎn)，一體積的液體能夠溶解2.9體積的H2S，一個(gè)大氣壓水中溶解的H2S，體積大概在2400PPm上下。在原油里面，天然氣的溶解量不會(huì)超過(guò)4%。一旦溫度或者其他因素產(chǎn)生變化，那么的溶解量也會(huì)隨之而產(chǎn)生一定的變化。1×10-6H2S=1.567mg＼LH2S，一旦液體里面含有了2000×10-6H2S，那么就等于是3079mg＼L，一旦地層里面每天生產(chǎn)了10m3的時(shí)候，就必須要采用70千克左右的氫氧化鈉來(lái)進(jìn)行中和。若是每天的地層里每天能夠產(chǎn)水大概10m3的時(shí)候，就必須要用80千克的堿式碳酸鋅來(lái)進(jìn)行中和。然后是除硫劑加藥系統(tǒng)硬件研制的配套，研究人員在進(jìn)行試油的時(shí)候，檢測(cè)到了濃度為101×10-6的H2S，在套管里面放入處理劑，進(jìn)行試產(chǎn)檢測(cè)，發(fā)現(xiàn)了濃度為（0—4）×10-6。在另外一次實(shí)驗(yàn)當(dāng)中，井段為779—790.1米，在進(jìn)行試氣的時(shí)候，日產(chǎn)天然氣為4×104m3，產(chǎn)水量為1.98m3。每一個(gè)分離器的取氣部分，都檢測(cè)到H2S的含量最高達(dá)到了1000×10-6。這個(gè)時(shí)候，從套管里面放入大概4%左右的堿式碳酸鋅，再加入3%的氫氧化鈉液體，從而完成試氣的工作，這樣就可以更加高效的去除整個(gè)井內(nèi)的H2S含量。

4.3地層測(cè)試數(shù)據(jù)地面直讀技術(shù)

本技術(shù)采用基于似穩(wěn)恒電磁場(chǎng)的原理，將井下壓力溫度數(shù)據(jù)通過(guò)油管-套管-地層形成的回路傳輸至地面進(jìn)行接收。實(shí)現(xiàn)全井無(wú)線地面直讀技術(shù)的關(guān)鍵問(wèn)題是尋求低阻抗環(huán)境下井下數(shù)據(jù)無(wú)線傳輸?shù)募夹g(shù)方法。直讀系統(tǒng)由地面平臺(tái)、天線系統(tǒng)、井下發(fā)射器、中繼器等組成。

結(jié)語(yǔ)

綜上所述，在石油開(kāi)采工業(yè)中硫化氫對(duì)石油的腐蝕會(huì)導(dǎo)致石油開(kāi)采進(jìn)程的減慢和石油開(kāi)采質(zhì)量的降低，導(dǎo)致環(huán)境的破壞，所以在石油實(shí)際開(kāi)采與測(cè)試中，需要對(duì)硫化氫進(jìn)行有效測(cè)試，并采取針對(duì)性的措施控制整個(gè)井內(nèi)的硫化氫，提高石油產(chǎn)量，減少硫化氫對(duì)石油的腐蝕，提高石油企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益，保障石油開(kāi)采得以順利安全的進(jìn)行。

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（作者單位：中海艾普油氣測(cè)試（天津）有限公司）