高含硫气井生产状况分析及应对措施探讨

油气田地面工程第２７卷第１Ｏ期（２００８．１０）　２５　高含硫气井生产状况分析及应对措施探讨　徐春碧　黎洪珍　冷一奎　易洋　（１．重庆科技学院；２．中国石化西南油气田分公司重庆气矿）　

摘要：由于高含硫天然气具有Ｈ　Ｓ和　ＣＯ。等腐蚀性介质含量较高、水合物形成　温度较高、而且在井下及地面析出单质硫等　特性，使其对设备管道造成严重堵塞和腐　蚀，对生产、作业和经济效益影响较大。针　对重庆气矿高含硫气井生产情况及技术管理　进行分析，找出存在的问题，结合室内研　究，提出了应对措施和管理要求，以供决策　参考。　关键词：高含硫气井；Ｈ　Ｓ；硫沉积；　腐蚀；措施　１　高含硫气井基本情况　１．１　高含硫气藏划分标准　高含硫气藏开发的先导性试验从２０世纪６Ｏ年　代开始进行（试验井是卧龙河气田的卧６３井，其　Ｈ　Ｓ含量４９ｌ＿４９０　ｇ／ｍ。），对Ｈ　Ｓ含量达到多少才　称为高含硫气藏，概念比较模糊。１９９５年，中国石　油天然气总公司发布了ＳＹ／Ｔ６１６８—１９９５“气藏分　类”，对高含硫气藏定义做出明确规定（见表１）。　表１含Ｈ　Ｓ气藏分类　气藏分类　徽含硫　低含硫　中含硫　高含硫　特高含硫　硫化氢　标准　气藏　气藏　气藏　气藏　气藏　气藏　Ｈ２Ｓ￣＇Ｒ／ｇ・ｍ　＜０．０２　Ｏ．０２＜含量＜５．０　ｊ＜含量＜３Ｏ　３０＜含量＜ｌ　０　ｌｊＯ＜含量＜７７０＞７７０　Ｈ２Ｓ含量／　＜Ｏ．００１　３　０．００１　３＜含量＜Ｏ．３　０．３＜含量＜２　２＜含量＜１Ｏ　１０＜￣＜５０　＞５０　１．２　目前高含硫气井分布情况　参照ＳＹ／Ｔ６１６８—１９９５划分标准，目前投产的　高含硫气井主要分布在西南油气田分公司所辖的重　庆气矿（有３８口井）、川东北气矿及罗家寨气田　等，主要产层为长兴、飞仙关、嘉陵江。气井腐蚀　流体含量较高，其中：Ｈ。Ｓ含量３４．６２～４９１．４９０　ｇ／ｍ。，Ｃ０２含量０．１４５～２２２．１０　ｇ／ｍ。。　１．３高含硫气井生产情况　如重庆气矿卧龙河气田嘉陵江气藏高含硫气井　投产时间较早，目前处于开发后期，产量、压力　低，靠增压维持生产。而有些井如天东５—１、１０９　井压力虽然较高，但产量较低；部分井如宝１井、　峰１５井产量、压力均较高。　２　高含硫生产气井存在的问题　２．１　冬季生产易发生水合物冻堵　高含硫气井因Ｈ。ｓ含量较高，水合物形成温　度也较高，站内及出站管线在冬季大气温度较低时　易发生冰堵，因此在冬季必须加注防冻剂维持生　产。如宝ｌ井，２００７年１月６～８日因防冻剂加注　泵出问题降低加量，导致出站管线被水合物堵死。　２．２硫沉积对气井生产的影响　（１）堵塞地面设备及管线。由于单质硫沉积，　高含硫气井在生产过程中有单质硫沉积堵塞管道设　备。如天东５—１井，２００６年２月分离器积液包堵　死（硫堵），分离头已开始堵塞，清洗孔板时也发　现Ａ面有黄色沉淀物（硫磺），同时在模拟试验撬　内发现有大量的硫沉积。　（２）堵塞井筒。硫的沉积主要发生在距井筒周　围２　Ｉｌｌ的范围内，当含硫饱和度超过２Ｏ　时，硫　堵就会迅速发生，并且硫的沉积量与距井筒中心距　离的平方成反比，与压降成正比，这使得单质硫越　靠近井筒，沉积越迅速且量越大。如天东５—１井，　２００４年４月投产初期井筒内有硫堵，曾用三甘醇、　煤油、酸液等进行解堵作业。　（３）影响气井产量。气井的产量越大，单质硫　的析出量也越大，越易发生硫堵。所以制定合理的　采气速度，才能达到预防硫元素的大量析出沉积，　以便获得良好的经济效益。　（４）严重的腐蚀性。取天东５—１和峰１５井现　场水样作试验用水样，天东５—１井在线腐蚀试验　装置卧式罐下层混合物（单质硫含量９５　以上）　和脱硫厂纯硫磺粉为现场单质硫进行室内实验。实　验结果表明，在高酸性采输系统中，沉积的单质硫　对设备、管道的腐蚀是相当严重的。因单质硫沉积　不均匀，现场设备、管道的腐蚀表现为局部腐蚀，　如高含硫井站分离器积液包底部、分离头、孑Ｌ板上　游、集输管线的低洼地带等是单质硫最容易聚集＿的　地方，这些部位的腐蚀应引起重视。　２．３　Ｈ：Ｓ对设备、管道腐蚀分析　因Ｈ　Ｓ含量较高，且有单质硫沉积，对设备、　

基金论文：重庆市教委基金项目“高含硫天然气井合理产量确定方法研究”（ｋｊ０６１４０７）　２６　油气田地面工程第２７卷第１０期（２００８．１０　管道的腐蚀较严重。如峰ｌ５井，２００５年１２月６　日井口节流阀严重外漏，拆下阀门后发现密封圈　腐蚀脆断。从峰】５井防冻剂加注回路的止回阀也　发现，腐蚀非常严重（腐蚀率２．８　ｍｍ／ａ）。同时，　从２００６、２００７年站场设备和管道壁厚检测中也发　现，近期投产的高含硫气井设备、管道腐蚀较严重。　３　高含硫气井应对措施　３．１防腐措施　（１）选择合适的材料。保证设备、管道长期安　全运转，合理选材是首要的一环。合理选材既要考　虑工艺条件及生产过程中可能发生的变化，又要考　虑材料的结构、性质及使用中可能发生的变化。重　庆气矿近年投产的高含硫气井地面生产设备、管道　基本选用抗Ｈ　ｓ氢脆及抗硫化物应力腐蚀破裂性　能的材质。从重庆气矿开发高含硫气田的经验看，　使用材质并非越贵越好。　从国外开发高含硫气田的经验可知．采用碳钢　并实施缓蚀剂保护完全能满足高含硫气田开发的需　要，如加拿大，开发高含硫气田一直采用碳钢加缓　蚀剂。２００６年在ＮＡＣＥ中国腐蚀年会上，各国专　家也一致认为，高含硫气田的开发使用碳钢加缓蚀　剂足以满足高含硫气井的材质需求。　（２）加注适宜的缓蚀剂。添加合理的缓蚀剂是　防止高酸性油气对碳钢和低合金钢设施腐蚀的一种　有效方法。它能有效地减缓金属表面腐蚀反应，从　而降低可供钢材吸收的氢原子，控制氢诱发裂纹　（ＨＩＣ）腐蚀的速度。　（３）涂抹防腐蚀涂层。在油气田防腐蚀＿Ｔ作　中，应根据实际情况灵活控制涂层系统结构，考虑　的因素包括腐蚀状况、防腐要求、施工程序等，不　同的涂层防腐蚀效果大不相同，应认真加以分析处　理，以获得最佳的防腐效果。同时，站场管道可考　虑采用复合管材。　３．２　防堵措施　（１）水合物堵塞防治措施。高含硫气井水合物　形成与天然气的组分、组成、游离水含量、温度和　压力有关。对于水合物堵塞，主要采用除水法、加　热法、降压控制法和添加化学抑制剂法防治措施。　重庆气矿高含硫气井水合物防治措施：①站场设　备、管道一般采用水套炉加热和电伴热；②集气支　线主要采用水合物抑制剂防止水合物形成，目前使　用较多的是乙二醇和ＣＨＩ一１、ＣＨＩ一２型动力学　抑制剂；③高含硫集气支线也可以采取保温措施。　（２）单质硫防堵措施。南于含硫量不同，部分　高含硫气井出现不同程度的硫堵．对于单质硫的处　理，目前还没有成熟的办法。重庆气矿主要采用物　理法处理，即利用停产机会，将发生硫堵严重的分　离头等撤下来清洗。如峰ｌ５井，将分离头撤下来　后，现场用乙二醇作载体加热溶硫，溶硫效果较　好，分离头清洗得很干净，但现场清洗时加热温度　较难控制。　（３）解除硫沉积堵塞工艺技术。从前面的分析　知，单质硫防治措施主要有以下几种方法：①通过　优化配产和生产制度来防止硫沉积；②除垢防止硫　沉积；③加热熔化；④加注硫溶剂。　３．３高含硫气井的开采要求　３．３．１投产前的准备　（１）对上、下游管线及设备预评价，确保设备　等本质安全。高含硫天然气进入原有的矿场集输系　统，与一般含硫量的天然气混合后，天然气中的　Ｈ：Ｓ含量会降低，对设备、装置、管线的腐蚀也　将会减弱。因此首先应该计算下游各节点处天然气　中Ｈ。Ｓ的含量，然后再对Ｈ　Ｓ含量高的地方（设　备、管线、阀门等）进行相应的抗硫能力评价，防　止在以后的生产过程中出现由于装置、设备、管线　等的本质不安全引起的Ｈ。Ｓ破坏。　（２）加强地企合作与联动。为了降低装置发生　泄漏事故风险，应开展以下工作：①加强与地方的　沟通协调，积极组织应急演练，确保周围群众的安　全；②加强对周边群众的安全知识宣传和应急技能　培训工作；③将附近地方政府、消防、医院等部门　联系电话纳入本单位应急号码，同时将本单位应急　预案报地方政府等。　（３）对相关的装置、管线、设备进行敏感性试　验。高含硫集气管线所有焊口应进行１００　硬度检　测、焊前预热和焊后热处理。为避免站场工艺设备　和天然气输送管线等在Ｈ　Ｓ的作用下发生开裂，　高含硫气井投产前应对站场Ｔ艺设备和天然气输送　管线进行７２　ｈ的敏感性试验。在试验过程中，定　时检测和记录各相关点压力等数据，同时派专人佩　带空气呼吸器在放空区、管线沿线进行巡逻，一旦　发现异常情况，应立即采取相应措施。　３．３．２　高含硫气并生产管理要求　（１）设备、管道的定期检测。应用测厚和腐蚀　检测系统，对设备、管线进行连续和定期检测，特　别是流速高、易积水、应力集中严重的部位应重点　检测，掌握Ｈ　ｓ对设备、管线的腐蚀状况。　（２）进人危险生产场所的现场防护与监护。装　置生产或大修复产期间、进行安全巡检以及外来人　员参观学习时，必须派专人佩带空气呼吸器和　Ｈ。Ｓ气体检测报警仪巡检无泄漏方可进入现场；　油气田地面工程第２７卷第１Ｏ期（２００８．１０）　２７　火山岩油藏储层特征及注水方案研究　何惠生　谢丛姣　马强　（１．中国地质大学（武汉）资源学院；２．中国石油辽河油田分公司金马油田开发公司）　

摘要：黄沙坨火山岩油藏是受构造及岩性双重因素控制的块状边底水裂缝性油藏，在对当前　开发中存在的问题进行深入分析的基础上，开展了储层特征研究。同时，在火山岩注水开发可行　性、适应性及必要性研究的基础上，对该油藏的注水方案进行了部署。试验证明，该方案是可行　的，对类似复合油藏的开发具有指导意义。　关键词：火山岩；油藏；储层；注水；压力　

黄沙坨油田是集超深井及特殊岩性为一体的火　山岩油藏，２００５年是油田开发的第５年，裂缝性　油藏开发的矛盾充分显露，开发特征所反映出的储　层特性也与以往的认识有所不同。在储层特征再认　识的基础上，对本油藏的注水方案进行了整体设　计，以进一步完善火山岩油藏注水开发评价体系，　指导油田下步开发。　１　油田开发存在的主要矛盾　（１）地层压力下降至饱和压力以下，油井生产　表现供液不足及脱气现象。油田地层压力已由原始　的３１．５　ＭＰａ下降到ｌ８．１　ＭＰａ，油气比由原始的　１８３　ｍ。，／ｔ上升到３９６　ｍ。／ｔ，油藏已由弹性驱转为　溶解气驱采油阶段。　（２）含水上升趋势没有得到有效控制，水淹面　积逐年扩大。在平面上：边水沿北部构造低部位的　Ｈ１断层向油藏内部裂缝隙发育带发生舌进，目前　除高部位的Ｈ２井区及构造东南部尚未水淹外，全　区约有五分之四的油藏面积已水淹。在纵向上：油　藏原始油水界面３　３２０　ｍ，目前油井平均水锥高度　已达２ｌ９　ｍ，只有２口井不含水。　（３）递减呈现逐年加大的态势。产能递减大是　此类油藏开发中的规律，油田从２００４年开始，递　减率呈逐年增大趋势。该油田开发没有稳产期。