高溫高壓含硫化氫及出砂油氣井試油測試技術(shù)

張永航

摘要：油氣井試油技術(shù)在我國油田開采和勘測過程中已經(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，能夠很好地對現(xiàn)場施工進行指導(dǎo)，但關(guān)于高溫高壓含硫化氫和出砂油氣井的試油測試技術(shù)依然較少，而且實際應(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試技術(shù)展開探討。

關(guān)鍵詞：高溫高壓;硫化氫;試油測試技術(shù)

引言

近年來，隨著油氣勘探向超深高溫高壓儲層和復(fù)雜巖性低滲儲層領(lǐng)域的不斷擴展，勘探目標(biāo)愈來愈復(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，那么必須要實施高溫高壓含硫化氫及出砂油氣井試油測試。

1 壓差預(yù)測與控制

1.1建立壓差預(yù)測模型

在進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)壓差計算的式子，這個式子就是 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)摩擦角和儲層強度參數(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。

2.2除砂器設(shè)計

除砂器設(shè)計中需要遵循SY/T5127—2002井口設(shè)計與采油樹規(guī)范;井口裝置和采油樹設(shè)備規(guī)范;NACEMR0175：2000油田用防硫化物應(yīng)力開裂金屬材料;超高壓容器安全監(jiān)察章程以及SY/T5675—1993試油鉆采機械產(chǎn)品用高壓鍛件通用技術(shù)條件。施工過程中的設(shè)計規(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鋼制化工容器強度計算規(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。除砂器材料根據(jù)《油田用防硫化物應(yīng)力開裂的金屬材料》標(biāo)準(zhǔn)進行選擇，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層試油主要技術(shù)難點

（1）儲層埋藏深，壓力系數(shù)高，層數(shù)較多，非均質(zhì)性強，多層試油施工周期長、壓井作業(yè)次數(shù)多，降低了試油效率。（2）儲層超高溫，對射孔器材提出更高的要求。（3）超高溫、高壓井常規(guī)資料存儲技術(shù)及時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)需進一步提高。

4 檢測技術(shù)的應(yīng)用

4.1高溫高壓含硫化氫出砂油氣井檢驗技術(shù)

明確響應(yīng)技術(shù)規(guī)范，經(jīng)過的大量市場調(diào)研和國內(nèi)外技術(shù)分析，確定施工技術(shù)規(guī)范，硫化氫的檢測范圍在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，相對濕度小于90%，重復(fù)性誤差為3%，線性誤差極限3%，響應(yīng)時間在2min之內(nèi)。然后確定硫化氫在線檢測系統(tǒng)，主要包括探頭、數(shù)據(jù)采集存儲裝置以及分立減壓裝置三部分內(nèi)容，對合理設(shè)計圖紙，并完成設(shè)備組裝，軟件測試等工作，同時還需要對產(chǎn)出流體進行分離減壓。沒有分離減壓的氣體要進行氣體檢測，判斷是否存在硫化氫。做好地面實施檢測工作，在數(shù)據(jù)采集室中紀(jì)錄并分析數(shù)據(jù)，組裝硫化氫檢測裝置，用標(biāo)準(zhǔn)硫化氫進行檢測和標(biāo)定，實際調(diào)試結(jié)果精度為0.8%～3.9%，能夠達到相應(yīng)測試要求。

4.2對H2S進行現(xiàn)場處理的技術(shù)

首先對井內(nèi)所產(chǎn)出的含有H2S的液體進行處理，處理的過程是這樣的：進行除硫劑的配方實驗，然后再對其進行計算：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，一體積的液體能夠溶解2.9體積的H2S，一個大氣壓水中溶解的H2S，體積大概在2400PPm上下。在原油里面，天然氣的溶解量不會超過4%。一旦溫度或者其他因素產(chǎn)生變化，那么的溶解量也會隨之而產(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的時候，就必須要采用70千克左右的氫氧化鈉來進行中和。若是每天的地層里每天能夠產(chǎn)水大概10m3的時候，就必須要用80千克的堿式碳酸鋅來進行中和。然后是除硫劑加藥系統(tǒng)硬件研制的配套，研究人員在進行試油的時候，檢測到了濃度為101×10-6的H2S，在套管里面放入處理劑，進行試產(chǎn)檢測，發(fā)現(xiàn)了濃度為（0—4）×10-6。在另外一次實驗當(dāng)中，井段為779—790.1米，在進行試氣的時候，日產(chǎn)天然氣為4×104m3，產(chǎn)水量為1.98m3。每一個分離器的取氣部分，都檢測到H2S的含量最高達到了1000×10-6。這個時候，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井內(nèi)的H2S含量。

4.3地層測試數(shù)據(jù)地面直讀技術(shù)

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

結(jié)語

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

參考文獻：

[1] 謝叢姣，張?zhí)?試油測試新技術(shù)及其發(fā)展趨勢[J].油氣井測試，2017，11（4）：37-39.

[2] 杜成剛，余發(fā)剛.試油測試新技術(shù)及其應(yīng)用研究[J].科技視界，2015（33）：346.

[3] 趙益秋.試油完井一體化技術(shù)在“三超”氣井中的應(yīng)用[J].鉆采工藝，2017，40（3）：53-56.

[4] 孫海芳，劉飛，王志敏.高溫高壓氣井試油完井一體化工藝技術(shù)[J].鉆采工藝，2017，40（4）：36-39.

（作者單位：中海艾普油氣測試（天津）有限公司）