高含酸性氣井試油（氣）配套技術

張世林 潘艷萍 蔡茂佳 李詩仙 顧興軍

（1.渤海鉆探工程有限公司，天津 300283；2.大港油田公司勘探事業部，天津 300280）

大港油區高含硫化氫及二氧化碳等酸性氣體儲層均是古潛山灰巖儲層，該儲層具有壓力系數低（0.9～1.05之間）、埋藏深（一般埋深 4 500 m）、溫度高（大多在170 ℃以上）的特點［1］。對試油（氣）測試而言，存在以下主要技術難點：（1）由于含酸性氣體，選擇井下測試工具和油管時，應充分考慮工具和油管的防腐、防脆斷性；（2）封隔器膠筒等橡膠密封件要耐高溫，保證在高溫高壓等惡劣環境中不刺、不漏［2］；（3）井口控制設備，包括控制頭、地面及活動管匯等，不但要能承受高壓，而且還要具有防硫化氫和二氧化碳性能；（4）地面計量設備的選擇、安全施工措施的制定要比常規井嚴格；（5）射孔液、壓井液等井內液體應具有防硫或除硫功能。筆者針對大港南部古潛山油氣藏儲層高含硫化氫及二氧化碳等酸性氣體的特點，設計了“射孔—測試—酸壓—封層”一體化工藝管柱結構，不僅完成了試油（氣）測試工作，而且還滿足了長時間試采要求。

1 試油（氣）工藝管柱

1.1 管柱結構和工作原理

管柱結構見圖1。將管串下入井下預定位置，定位校深后，向油管內投球打壓坐封封隔器，反打壓驗證封隔器密封性，從油管升壓憋掉球座；加壓點火射孔，正擠液氮誘噴求產，酸壓改造，放噴求產，關井測壓；正擠壓井，關閉井下安全閥，上提管柱脫開封隔器并關閉滑套，循環洗壓井后起出井內管柱。

圖1 試油（氣）一體化工藝管柱

1.2 工具和管柱材質選擇

因為含有硫化氫和二氧化碳等腐蝕性介質，所以必須針對氣井的腐蝕介質種類合理選擇管柱材質，才能確保管柱安全。鋼材特性對應力腐蝕十分敏感，選用能防止應力腐蝕的合金鋼材是管柱設計的關鍵。

任何鋼種均隨著硫化氫分壓的升高，臨界壓力下降。在高壓氣井中，微小的硫化氫含量也會產生較大分壓，使鋼材產生應力腐蝕而開裂。鋼的硫化物應力腐蝕破裂與環境溫度有關系，溫度越高，選材越廣，低溫區應采用硫化物應力腐蝕敏感性低的低強度鋼（洛氏硬度低于22）或者耐硫化物應力腐蝕鋼（鉻鉬鋼），低溫區的界限各國不盡相同，日本NKK公司以65 ℃為界，四川氣田以85 ℃為界，認為高于85 ℃，高強度鋼也能使用［3］。為安全起見，應該按低溫區考慮選擇同一種材質。高溫環境和存在硫化氫的井況可選用高鎳合金鋼，含鎳量越高，耐應力腐蝕性越好。

大港古潛山產能具有較大的不確定性，綜合成本因素，油管采用高抗硫材質。根據大港油田南部潛山實際情況，預測天然氣硫化氫分壓為1～10 MPa，因此測試油管選用寶鋼?89 mm BG110SS防硫油管。這種工藝管柱及配套工具具有如下特點：

（1）油管采用防硫材質、氣密封螺紋扣油管，并與井下封隔器共同使用，實現了求產、試采過程中零套壓。

（2）設計了井下安全控制系統。防止突發事件造成地面設備破壞時發生含硫氣體泄露、著火爆炸等事故，確保地面安全。

（3）上提管柱可關閉底部滑套閥，隔斷氣路，實現封層，利于壓井和起下管柱；不用鋼絲作業，達到了只有在氣層封閉情況下才進行起下管柱作業的設計目標，降低了井控和現場施工安全風險。

（4）實現了一體化施工工藝，用一趟管柱完成射孔、求自然產能、酸壓改造、試采和封層等多個工序，減少了起下作業次數，現場操作簡單、方便。

2 地面測試配套設備

2.1 在線H2S探測分析記錄儀

該儀器可對氣體中的H2S進行在線連續探測分析，準確分析出氣體中的H2S含量，即時了解H2S含量的變化。

2.2 在線除硫裝置

含硫化氫液體（原油或水）在經過兩級分離后進入密閉計量罐，仍然會有硫化氫溶解在液體中，需要在流程中安裝液體除硫裝置，進一步除硫，防止硫化氫逸出造成人員傷害和環境污染。

在二級緩沖罐后增加一套反應器，處理后的井內液體逸出的H2S含量低于15 mg/L，生成物一般為硫化合物鹽，性能穩定。主要除硫設備為加藥罐和反應器。在線除硫劑除掉硫化氫的能力為每方除硫劑可除掉32.1 m3常溫下飽和硫化氫溶液中的硫化氫，且價格低廉、配制工藝簡單。

2.3 密閉計量罐

計量罐用來對井內產出液體進行精確計量。由于含H2S，計量罐采用密閉方式，用磁耦合液位計精確計量。另外在罐上安裝了溢出氣體收集管線，引到火炬進行燃燒，保證了計量安全。

2.4 氣體燃燒裝置

氣體燃燒裝置使產出氣體在空氣中燃燒，防止噴出物擴散對周邊環境造成污染。測試管線出口或放噴口安裝緩沖式燃燒筒，配套的火炬具有防風、防雨功能，點火方式采用了遠距離電打火方式，先點著長明燈（液化天然氣），然后再開井放氣，確保了點火安全可靠。

2.5 地面安全監測及報警系統

2.5.1 壓力監測 壓力控制是保證安全測試的前提，測試過程中自動監測井口裝置、節流保溫裝置、分離器等壓力安全點，通過數據采集控制系統隨時監控整個流程。

2.5.2 溫度監測 為了避免形成水化物發生冰堵，要保證氣流溫度高于水化物形成溫度，溫度監測重點部位在井口及節流保溫裝置處的節流控制針閥處、分離器處、流量計孔板等處。

2.5.3 硫化氫濃度監測 在放噴測試過程中，在井口、節流管匯、分離器、流量計等經常有施工人員操作和流程設備連接密封處，安裝硫化氫監測儀探頭和報警器，隨時對施工現場進行監測，當硫化氫含量超過15 mg/L，應立即報警。其中固定式硫化氫大氣監測系統包括可視和可聽警報器，警報器位于整個工作區域都可聽見或看見的地方。

2.5.4 現場視頻監視 通過可視化電視監視系統，可以實時監測現場生產情況，發現有異常情況可以及時處理，防止發生人員中毒導致傷亡事故。四通路電視監視系統可對現場易發生硫化氫泄露的場所，如鉆臺、儲液罐等部位進行可視化24 h時連續監測，該系統可自動記錄并儲存移動物體；紅外設計可在夜間、光線昏暗情況下實施監視，防爆設計適用于任何工作場所。

利用數據采集系統可以實時顯示記錄和監測的數據或曲線、流程運行動態；對重要監控點編制預警程序，當監控點壓力等數據超過預定值時系統會自動發出警報。

同時，在數據自動采集或報警基礎上，配套應用了數據光纜傳輸技術，可將現場采集的數據傳送到基地，減少現場工作人員。

3 地面測試流程

從工藝管柱及配套工具方面保證了試油（氣）測試時的井下安全，防止了井內含硫流體溢出地面。而要保證測試求產期間地層產物不外泄、不傷人、不污染，需遵循以下地面測試流程設計原則：（1）氣液充分分離，氣體全部燃燒，液體經除硫處理，確保硫化氫氣體不外泄；（2）就高配置，確保設備及管線安全；（3）盡可能自動錄取資料，自動報警，減少現場操作人員。

具體要求：（1）在確保安全可靠的前提下，能滿足測試、正反循環壓井及油管內加壓作業等工藝操作要求；（2）具有防冰堵、液氣測試計量、數據自動采集及安全檢測等功能；（3）地面流程設備（包括所有閘門、節流裝置、流量計、分離器等）及連接管匯滿足抗硫化氫腐蝕和密封能承受高壓的要求；（4）對氣液分離裝置除設計三相分離器分離外，在測試流程上增加緩沖罐，對分離后的液體進行二次分離，除去溶解在液體中的殘余硫化氫氣體并予以燃燒；（5）采用密閉計量罐。

地面測試流程：HH級防腐采氣樹→70 MPa HH級高壓管線→緊急關斷系統→70 MPa油嘴管匯→EE-NL級換熱器→EE-NL級三相分離器→硫化氫在線分析儀→1.6 MPa除硫緩沖罐→1.6 MPa在線除硫裝置→常壓密閉罐。從分離器、緩沖罐和密閉罐中出來的氣體都引到火炬進行燃燒。

4 現場應用

共進行了3 井次高含酸性氣井試油（氣）技術應用，從工藝上確保了高產、高含硫化氫井的試氣及封層上返工作安全。液體除硫劑及液體除硫裝置消除了起下作業過程中以及求產期間存在的安全隱患，解決了地面環境污染問題。以WG1井為例，對該工藝過程及效果進行了介紹。

WG1井是位于大港油田孔店構造帶王官屯潛山高部位的一口預探井。井筒結構為?177.8 mm 110SS套管懸掛?127 mm TP95S尾管完井，最大井斜15.5°。儲層屬于裂縫孔隙不發育的二、三類儲層。

至2011年11月6日，完成了通井、刮削等井筒準備及流程設備的安裝就位工作。7日至11日下入“射孔—測試—酸壓—封層”一體化管柱并安裝1 000型HH級采油樹。主要工具完成深度：?88.9 mm NE安全閥84.6 m，壓力計托筒4 083.36 m，?88.9 mm 伸縮節 4 099.43 m，?127 mm MHR封隔器4 401.68 m，上提關閉閥4 404.36 m，憋壓點火頭4 510.27 m。

油管內投球，正打壓28～31 MPa坐封MHR封隔器；反打壓15 MPa驗證封隔器密封合格；油管正打壓41～26 MPa 憋掉球座，繼續升壓至36.5 MPa憋壓射孔，射孔井段4 514.60～4 580 m，試吸收量后，油暢觀察有溢流，關井待酸壓。

2011年11月13日進行酸壓施工。注入方式為油管注入，套管打平衡壓力。累計打入交聯酸261.7 m3，清潔自轉向酸 147.5 m3，閉合酸 35.4 m3，頂替 3%KCl溶液 25 m3，伴注液氮 26 m3，頂替液氮 4 m3，用時148 min。施工情況見圖2。

圖2 WG1井酸壓施工曲線

酸壓后放噴至15日，用?18.26 mm油嘴求產，平均日產氣212 673 m3，測得H2S含量達7.38%，CO2含量53.95%。21日用密度1.15 g/cm3除硫壓井液正擠壓井后，關閉井下安全閥，拔出密封插管，關閉上提關閉閥，打壓驗證關閉閥密封性。用密度1.15 g/cm3除硫壓井液正循環脫氣。用井內脫開封隔器的原管柱注灰，灰面深度4 112.48 m，汽化水降液面至1 997 m驗證灰塞合格，起出井內管柱，結束試氣。

在求產過程中對井內所出液體進行了即時脫硫，脫硫后儲液灌內H2S含量小于10 mg/L，井場無異味，僅儲液罐附近有很淡的異味。

施工效果：

（1）采用“射孔—測試—酸壓—封層”一體化工藝對儲層進行了射孔、酸壓改造及求產。從酸壓施工曲線（圖2）可以看出，最高施工泵壓達到85.2 MPa，施工用液量 500.7 m3，最大排量 6.9 m3/min。施工管柱經受住了高溫（165.3 ℃）、高含硫（7.38%）、大幅度熱脹冷縮等多項指標的考驗，取得了成功。

（2）酸壓施工后的求產不僅能得到地層產能，同時由于該一體化工藝管柱下部帶有壓力計托筒，內置耐高溫高壓壓力計，也能得到地層壓力、溫度等數據。

（3）在對施工管柱進行選材時不僅考慮了管柱的防硫化氫能力，而且考慮了防二氧化碳腐蝕能力，起出整個管柱后發現未受到任何腐蝕。

5 結論

（1）“射孔—測試—酸壓—封層”一體化工藝保障了壓井換管柱期間技術安全，減少了起下管柱次數，滿足了高含酸性氣井試油（氣）及大型酸壓施工要求。

（2）高含硫井地面測試技術提高了高含酸性氣井氣藏試氣資料錄取質量、工作效率，實現了對井內所產液體的在線除硫，滿足了超高含硫、高產氣井的分離計量求產及安全環保要求。

（3）高含酸性氣井氣藏的試油（氣）技術滿足了高含酸性氣井氣藏的工況及井況試油（氣）條件和安全環保要求，為安全試氣提供了有力的技術支撐，具有良好的應用前景。

（4）建議對井下工具進行國產化研究以降低作業成本。

［1］于長錄，張康衛，孟憲武，等. 千米橋潛山油氣藏試油及改造技術［J］. 油氣井測試，2002，11（1）： 43-45.

［2］任立民，張津紅，鐘勇. 大港油田深層凝析油氣藏配套開采技術［J］. 石油鉆采工藝，2002，24（S）：5-9.

［3］李相方. 高溫高壓氣井測試技術［M］.第1版. 北京：石油工業出版社，2007：143-145.