高含硫天然气田开发技术资料汇编.docx

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普光气田特征及开发面临的技术难题特征
技术难题
腐蚀安全
第一局部 国外高含硫气田开发工程技术 3
分类标准
按分类标准将国外已开发气田分类和已开发气田的个数
一钻井工程技术 3
(一)、高含硫气藏钻井方法及钻井工艺 3
(二)、高含硫气藏钻井液 3
(三)、高含硫气藏的钻井设备 4
(四)、 高含硫气藏钻井腐蚀与防腐 4
二 固井技术 5
三 完井工艺技术 5
(一)、 完井方式 5
(二)、完井液的选择 6
(三)、对金属密封技术的要求 6
(四)、完井管柱构造 6
五、完井工艺的主要阅历及关键技术 7
四 测试工艺技术 9
(一)、高含硫井测试仪器设备 9
(二)、测试工艺状况 9
五 增产工艺技术 9
(一)、酸液体系 9
(二)、酸压工艺技术 10
六 防腐工艺及措施 10
七 防治硫沉积技术 10
八 水合物的推测与防治 10
九 地面集输工程 11
(一)、集输工艺 11
(二)、集输系统的防腐 11
(三)、典型气田的集输系统 12
十 自然气的净化处理技术 13
十一 气田开发的 HSE 治理 14
其次局部 国外高含硫气田开发主要做法及阅历教训 15
— 主要做法总结 15
(一)、充分利用地质信息推测含硫状况 15
(二)、钻、采工程技术方面的主要做法 16
(三)、开发技术政策上的主要做法 16
(四)、自然气集输及净化方面的主要做法 17
二 阅历教训 18
(一)、主要阅历 18
(二)、主要教训 19
第三局部 国外高含硫气田开发实例 20
— 拉克〔Lacq〕气田开发 20
(一)、概述 20
(二)、气田地质 20
(三)、勘探开发历程 21
(四)、气田开发 22
(五)、气田开发中的问题及措施 27
二 加拿大卡罗林(Caroline)气田 27
〔一〕、概述 27
〔二〕、开发历程 28
〔三〕、盆地评价与构成体系 29
〔四〕、构造 30
〔五〕、区域地层和沉积相 30
〔六〕、储层构造和储层特性 31
〔七〕、开发工程分析 32
〔八〕、卡罗林气田主要参数 33
建议
第一局部 概述
普光气田特征及开发面临的技术难题特征
普光气田是我国近觉察的大型气田之一，具有高含硫化氢〔%〕，中含二氧化碳〔%〕，气藏埋藏深〔-4350m 以下〕，储量规模大，气层厚度大，储量丰度高和产能高等特点。且由于自然气组分不含重烃组分，属过高含硫干气气田。以上特征打算了普光气田开发面临着巨大的挑战和技术难题。
其次局部 国外高含硫气田开发工程技术
含硫气田是指产出的自然气中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等含硫物质的气田。按自然气组分中硫化氢含量可以气藏划分为以下几种类型：
H2S 体积含量(%)
气藏类型
<
～ ～
低含硫气藏 中含硫气藏
～
高含硫气藏
20<
微含硫气藏
特高含硫气藏
表 1-1 含硫自然气藏类型划分
高含硫自然气田拥有巨大的资源量，是自然气的重要组成局部。据统计，目前全球已觉察 300 多个具有工业价值的高含硫气田，其中仅前苏联就觉察了 70 多个含硫化氢气田，其储量占该国自然气储量的 12%；高含硫自然气在加拿大、美国、法国和德国等国家和地区也都有格外丰富的储量。
国外的高含硫气田主要分布在侏罗系、二叠系，少量分布在泥盆系、石炭系、白垩系和下第三系，埋深从 1800 多米到 6000 多米不等。其储层岩性主要为灰岩和白云岩，少量为膏盐岩。硫化氢含量变化格外大，从 3%～98%不等，总体来看，国外的高含硫气田硫化氢含量普遍较高，一般都在 10%以上。高含硫气田的这些特征打算了起开发工程技术具有肯定的特别性。
国外高含硫气田开发从 20 世纪中叶开头至今已有半个多世纪，在这半个多世纪的生产实践中，一些国家成功开发了大批高含硫气田，建立了一整套较为完整的生产体系，取得了较为丰富的成功阅历。而我国高含硫气田开发各项根底工作起步较晚，还没有成功开发该类气田的阅历和实例。
— 高含硫气井钻井工程技术
(一)、钻井工艺
高含硫气藏钻井方法的选择原则主要是考虑其钻井的安全性与 H2S 的腐蚀性。由于高含硫自然气的剧毒性，对于高含硫气藏的钻井方法一般选择平衡钻井或超平衡钻井，而不是欠平衡钻井。
另一方面，高含硫气藏的钻井井身构造普遍承受钻开 H2S 气层之前必需下一层技术套管。
由于高含硫气田钻井的高本钱，由此确定了高含硫气藏开发的 “少井高产”
的开发原则，从而推举丛式井、定向井以及水平井钻井工艺。
(二)、钻井液
高含硫气藏钻井过程中承受的钻井液，一般对其密度和性能有特别要求。首先，钻井液的密度要足以防止硫化氢滤入，避开井喷，确保安全。其次，在性能上，假设承受水基泥浆，则要用碱提高泥浆碱性，同时使用碱性碳酸锌或海绵状铁剂除掉泥浆中的硫化物。此外，钻井液中一般需要参加除硫剂，含除硫剂的钻井液能掌握钻井液中的 H2S 含量，目前承受的除硫剂主要是氧化锌、碱式碳酸锌
和锌螯合物以及氧化铁。
推举使用油基泥浆，由于油湿的钢材有油膜的保护。目前也有使用抗硫聚合物钻井液。
(三)、钻井设备
美国在钻井设备的选择 要求必需满足 NACE( 美国国家防腐工程师协会)-MR01-75、ASME(美国机械工程师学会)、ANSI(美国国家标准协会) 以及 APISpec 6A 中的规定，且必需经过质量检验程序，重点是对方钻杆、钻具、防喷器、井口四通、阻流管汇、泥浆气体分别器等的检查。
一般而言，钻杆要求钢级强度不超过 654MPa 的低合金钢(如 INCONELE， X-750、MonelK-500 型)，低合金钢钢材的硬度不大于 RC23 级。井口、法兰及螺栓等使用含 12%铬的不锈钢及 AIl040 合金钢；井口设备承受金属对金属一次
密封，尽量避开焊接，以防硬度不同而产生的裂缝及造成的硫化物应力腐蚀的起爆口。；井口装置要满足 NACE-MR01-75 和 APISpec6A 中的规定；井口采气装置承受 AISI4140 含铬、钼和钒的低合金钢，采油树要用耐硫化应力裂纹的材料制造，全部阀门体用不锈钢制成。
(四)、钻井腐蚀与防腐
钻井专用管材、井下工具、井口装置等金属材料往往同时存在多种腐蚀类型， 主要包括：应力腐蚀、腐蚀疲乏、硫化物应力开裂、坑点腐蚀、缝隙腐蚀、沉积物腐蚀、摩滚腐蚀、冲蚀和微生物腐蚀等。高含硫气藏钻井防腐的根本要求是合理选材。国内外含硫气田大量承受碳素钢和低合金钢，事实证明这样做是比较经济合理的。在含硫气田中使用的碳钢和低合金钢的洛式硬度(HRC)值应低于 22， 而高合金钢不受此限制。另外，钻杆、套管、油管等管材的抗张应力应低于钢材的屈服强度。这些管材以及井口装置不行进展焊接。API 推举在有 H2S 腐蚀的情
况下使用 C-75 钢材。
防止钻井设备在大气腐蚀的方法主要是加缓蚀剂，这些缓蚀剂通常是由缓蚀根本组分与油脂、石蜡等调配而成。常用缓蚀剂的组分有：有机胺类化合物、环烷酸锌盐、氧化石蜡和石油磺酸盐等。
对钻井专用管材设备贮存过程中的防腐措施除应涂敷防大气缓蚀剂外，还应正确选择储存地点，尽量避开在潮湿、盐碱环境中储存，并准时清扫管具内部的积液和污垢。
涂层防腐是使金属与腐蚀介质隔绝，不使腐蚀介质与金属直接接触。使用的涂层钻杆可大大削减腐蚀疲乏。据资料介绍，美国到 1980 年已有 90%以上的钻杆都使用内涂层，德国、法国、日本也都生产涂层钻杆。
保护套管的方法，除了满足工况条件要求的强度外，还应从防腐角度正确承受套管材质，并提高固井质量，以及转变腐蚀环境及实行套管阴极保护等防腐措施。
现在各气田已广泛承受水泥上返封固主要含水层的保护措施，避过在完井液中加除氧剂抑制氧腐蚀；或提高完井液PH 值，参加杀菌剂抑制细菌作用，杀灭缺氧条件下的硫酸盐复原菌，减轻套管的外壁腐蚀。
上述措施仍不能杜绝套管的腐蚀。美国、中东等国承受套管阴极保护，取得了较好的经济效益。套管阴极保护可分为牺牲阳极和外加电流保护两种方法，而
从施工角度划分可分为三种：一种多井深阳极、单井深阳极保护；其次种单井浅阳极保护；第三种地面管线与套管联合保护，即区域性保护。套管的阴极保护是气井开采过程中保护套管长期使用的措施，应在气井开采过程中完成。
二 固井技术三 完井工艺技术
(一)、 完井方式
目前国内外最常见的完井方式有套〔尾〕管射孔完井、裸眼完井、割缝衬管完井、裸眼或套管砾石充填完井等。套管射孔完井可选择性地射开不同压力、不同物性油气层，从而得到广泛应用。一般状况下，气藏的埋藏深度较深，加之自然气中的高含量酸性气体〔 H2S、CO2〕对井下管柱与井口装置重的腐蚀，尤其
是 H2S 对管材造成的氢脆，会引起井内油管的断裂、落井，对套管头和井口装
置的破坏，有时会造成严峻事故。因此，高含硫气井完井投产的技术要求较高， 难度也较大，国外格外重视这个环节的工作。
高含硫气井完井方式应主要考虑以下因素：〔1〕高含 H2S、中含 CO2 腐蚀介质；〔2〕防止产层垮塌；满足高产和长期安全稳定生产；〔3〕能满足增产措施的要求。
目前，国内外含硫气藏一般承受套管射孔完井方式〔表 1-1〕。
表 1-1 国内外高含硫气田常用完井方式
法 国
美 国
加拿大
中
国
项 目
拉
克
黑
河
卡布南
罗家寨
铁山坡
普 光
完井方式
射孔完井
射孔完井
射孔完井
射孔完井
射孔完井 射孔完井
套〔尾〕管射孔封隔器完井是国外高含硫气田最常承受的完井方式，封隔器上的油套管环形空间为液体，井筒内的自然气被限制在封隔器下方和油管内部。使用最多的是集完井、酸化、开采等作业为一体的永久式封隔器完井—开采管柱。
(二)、完井液
高温、高压、高含硫气田的钻井完井液选择原则是：钻井完井液对地层损害最小且有足够高的相对密度压井，以防 H2S 气体侵入井筒。水基完井、压井液最好用碱处理，保持pH 值 9 以上不会产生原子 H，可免受氢脆的危害。近年来
广泛承受无固相盐水完井液翻开气层，它由一种或多种盐类配制而成，盐水密度由溶解不同盐类掌握。
(三)、对金属密封技术的要求
在含硫油气田不宜使用橡胶密封。全部密封点，均应承受金属—金属主密封， 辅以聚四氯乙烯关心密封。这些密封点包括：油套管挂、油套管接头、井下回接收、封隔器、阀门的阀座、阀杆和阀盖及阻流干线等。
金属密封系统是密封领域的一项先进工艺技术。在高温、高压、高产、高含硫深井中，从井下装置、油管、套管、直至井口装置都广泛承受金属对金属的密封技术。
(四)、完井管柱构造
由于自然气中高含 H2S、中含CO2，屡次完井作业风险大，故主要措施为完井生产管柱一次下入、完成射孔、酸化、排液、测试等作业。高含硫气井完井投产管柱构造特点：
大都承受低合金钢；
井下油管柱座〔插〕在封隔器上，此封隔器能保持油、套管环形空间布满含缓蚀剂的液体〔如柴油等〕，从而隔离了套管内壁、油管外壁与 H2S、CO2 的直接接触，使油、套管得到了充分的保护；
井下工具、油管、套管，直至井口装置广泛承受金属对金属的密封技术； (4)在每个工具的上、下端加扶正器以保证井下工具顺当下入井内；
(5)安装有缓蚀剂或硫溶剂的注入〔或热油循环〕通道，能满足连续或定期注入缓蚀剂〔或硫溶剂〕的要求。
五、完井工艺的主要阅历及关键技术
主要阅历
加拿大Bearberry、Footthills、Kaybobsouth，法国Lacq、中东阿布扎比Thamama
气田“C”层、美国 Black Creek、俄罗斯奥伦堡等气田完井的主要阅历教训如下： (1)自然气中的硫化氢对人或其它动物均为剧毒气体，对井下设备、管柱有
严峻的腐蚀作用，一旦事故发生，损失沉重，因此要有充分的预备，不能仓促行事。在整个气井的钻井、完井及生产过程中肯定要高度重视安全，选择抗酸性气的管材，制定预防方法，实行防腐、防堵措施。
高含硫气井要承受抗硫油、套管等一系列抗硫措施，开发本钱高，应尽量少打井，最好在储层连通性好的构造顶部打生产井，利用压力高、产量高的特点保持稳产来实现少井高产。
连续注化学缓蚀剂是高含硫气井防腐效果最好的方法，可明显地延长完井管柱的使用寿命。但有缓蚀剂损失和分别问题，本钱相对较高。
承受 AISI 410 不锈钢材料做井口装置，在有氯化物及二氧化碳含量高及高温条件下可以抗失重和局部腐蚀。这种马氏钢材已广泛用于含硫油气井。
对多产层高含硫气田承受双管柱完井时，与平行双管相比，承受同心双管柱完井可获得更大的产量。
高含硫气井产量及采气速度受自然气处理力量的限制，在高含硫气田投产方案中，自然气的加工处理规模很关键。
经济效益打算气田寿命和采收率。高含硫自然气对生产管柱腐蚀严峻， 一般 5 年后的腐蚀较为明显，而抗硫管材价格贵，换油管本钱高，依据国外气田经济效益推测，一般要气井寿命达 20 年左右才可考虑承受抗硫管材。
腐蚀监测是保证高含硫气井安全生产必不行少的步骤，应赐予足够重 视。井口及关键设备除用目测进展腐蚀监测外，通常还用超声波和X 射线探伤，
对生产管柱进展监测，以了解其腐蚀程度，为生产决策供给依据。
关键技术
慎重选择管材
H2S 对钢材有猛烈的腐蚀作用，主要是电化学腐蚀、氢脆、硫化物应力腐蚀裂开。自然气中的 CO2 腐蚀主要是 CO2 溶解于水生成碳酸后引起的电化学腐蚀。影响 CO2 腐蚀的主要因素有温度、压力、Cl-、O2 含量、H2S 含量等。因此，对含有水、CO2 的高含硫气井，管材选择尤为重要。在湿 CO2 环境中，含 Cr 的不锈钢有较好的抗蚀力量，但在 H2S 存在状况下，Cr 不锈钢抗硫化物应力腐蚀开裂的力量较差。AISI 302、304、316 等含 Cr、Ni 的奥氏体不锈钢具有较好的抗
CO2 腐蚀性能，且有肯定抗硫化物应力腐蚀开裂力量。不锈钢在硫化氢的酸性环境中使用时，硬度以不超过 HRC22 为宜。
近年来，在有湿 CO2 存在的含硫气井中，通常承受经过适当热处理后既抗
湿 CO2 腐蚀又抗硫化物应力腐蚀开裂的非铁基金属合金如Ni-Fe-Cr 合金、Ni-Cr
合金、Ni-Cu 合金来替代不锈钢。
美国在 Thomasville 含硫气田上钻井承受的钻杆钢级是 Inconole X-750 和Monel K-500 型等低合金钢或特种合金，钢材硬度不大于 HRC23；井口、法兰、螺栓等承受 AISI1040 合金钢、AISI 410 含 Cr 12%的不锈钢。
井下腐蚀监测
井下腐蚀可承受颗粒载运放射性示踪剂〔PCR〕循环测井。这种放射性示踪测量，用于探测油管的硫化物应力裂开。
油管内径测量，可用机械式或电子管式的管径测定仪进展油管的腐蚀检查， 以确定管壁腐蚀状况。
在井下安装放射性衬管或套管，以监视油管腐蚀状况及状态。
含硫气井管材要进展质量掌握，保证全部的管材是抗硫的和经过检验的。
完井管柱防腐
高含硫气田油管腐蚀特点：油管随地层压力降低而腐蚀程度增加，最深的气井腐蚀最早，越接近构造顶部的气井腐蚀越大，不同金属接触处腐蚀严峻。油管下部以斑点腐蚀形式侵蚀金属，在管柱低部位腐蚀成坑，腐蚀产物形成硫化物沉淀，常常使绳索及修井作业受到严峻影响。
拉克气田防腐首先使用的是棒状缓蚀剂，周期性地把缓蚀剂挤到地层，采气时渐渐排出，以降低硫化氢对油管的腐蚀，后承受 10%浓度的防腐剂混在柴油中挤入地层，生产 3～6 个月后，防腐剂仍能从地层中排出。为了防止硫堵，要注入轻质循环油不停地循环，同时循环油加热到高于硫的熔点 120℃以上，使硫溶解。
美国含硫气井防腐主要承受胺类缓蚀剂。
四 测试工艺技术
(一)、高含硫井测试仪器设备
气井测试仪器设备〔包括防喷管、录井钢丝和电子压力计等〕，表1-3所示国内外目前在高含硫自然气井应用的防喷管、录井钢丝、测试仪器的型号和抗硫指标。
表1-3 高含硫井测试仪器设备
仪器设备
产 地
型 号
工 作 压 抗 硫 指
备
注
川南
GSC-45
力，MPa
≤45
标，%
﹤
美国
TOT
≤100

MP35N
mm
法国
MQG-X

加拿大
DDI

防喷管系统
录井钢丝
电子压力计
(二)、测试工艺状况
国外高温高压深井的测试工艺技术进展得较早且较成熟，对于高温高压深井的测试必需承受封隔器保护套管；同时在完井技术上，要求油层套管本身能承受气井的最高关井压力。测试管柱尽量做到测试与生产合一，测试后无须压井更换管柱即可投入生产。对于探井和暂不投入生产的井也承受逐层上试的测试管柱。
五 增产工艺技术
(一)、酸液体系
国外对适应含硫气井储层改造的酸液体系争论已经经受了大约 30 年的时间，形成了以胶凝酸和乳化酸为代表的酸液体系。同时，酸液体系中必需添加沉淀掌握剂、缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂和硫化氢吸取剂等一种或多种添加剂。
(二)、酸压工艺技术
目前国外针对于高含硫气井的储层改造工艺技术没有统一的标准，而是依据实际储层的特征选择合理的酸压工艺，以确保得到良好的改造效果，实现气井增产目的。
六 防腐工艺及措施
主要的防腐措施是通过选材、注入缓蚀剂或热油循环及腐蚀监测等方法来减缓井下管柱的腐蚀。
腐蚀监测系统承受的测定方法有：〔1〕挂片测试方法；〔2〕液体中铁浓度测定法；〔3〕舒拉显示仪(Sonoscope)；〔4〕油管内径卡尺；〔5〕X 光测定法；〔6〕氢探头等相结合的方法。