２０１７年８月 油气井测试 第２６卷第４期 塔中高含Ｈ２ Ｓ凝析气井地面测试技术 陈华良 张 洋 （川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院四川广汉６１８３００） 摘要凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种气藏，在地下深处高温高压条件下烃类以气相存在，采到地面 后由于温度和压力降低，气体才凝结出液态石油，因此，具有液气难分的特点。在高含Ｈ：Ｓ的凝析气井进行地面测 试作业难度非常大，主要表现在常规测试设备和测试工艺无法满足测试要求；凝析气井Ｈ Ｓ的分离和处理难度大； Ｈ２Ｓ的监测点多面广而且难度大。通过优化测试工艺、引入第三方检测机制、完善设备配套等，最终形成了一套适 合高含Ｈ：Ｓ凝析气井的地面测试技术，并经过３０多井次的现场试验，证明该技术安全可靠，完全满足现场测试 需要。 关键词 凝析气藏Ｈ Ｓ地面测试 现场应用 中图分类号：ＴＥ９３１ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００４—４３８８（２０１７）０４—００６３—０３ Ｏ引言 １．１ 常规测试设备和测试工艺无法满足测试要求 美国腐蚀工程师协会（ＮＡＣＥ）提出，在有液相 水存在的情况下，Ｈ：ｓ的气相分压＞０．０００３５ ＭＰａ 时就存在Ｈ ｓ对设备的腐蚀和破坏的危险，当同时 满足温度低于６５℃，ｐＨ值低于６，返排液含液相水 三个条件时Ｈ，ｓ应力腐蚀最强。而塔中地区地面 常规油藏或轻质油藏的烃类在地下以液相存 在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解 于油。而凝析气藏不同于常规气藏，它是介于油藏 和气藏之间的一种气藏，在地下深处高温高压条件 下烃类以气相存在，采到地面后由于温度和压力降 低，部分气体开始凝结出液态石油，即凝析油，其余 烃类仍然以气相存在。 塔中地区存在多个凝析气藏，而且这些凝析气 测试作业正好以上三个条件都满足，因此，测试期间 所有测试设备会一直处于Ｈ’ｓ的高腐蚀环境中。 众所周知，常规测试使用的设备防硫能力普遍 很低，井口管线还在大量使用由壬管线，依靠橡胶件 藏Ｈ ｓ气体含量普遍较高，一般超过１４４１ ｍｇ／ｍ ， 更有个别井的Ｈ＇ｓ含量超出普通测试仪表的测量 范围。Ｈ Ｓ气体为无色、剧毒，在低浓度下有臭鸡蛋 的气味，密度比空气重，很容易在地势低洼处和空气 流通性差的地方聚集，对人体的嗅觉系统有钝化作 用，低浓度时人体能够闻到臭鸡蛋气味，随着浓度升 高，人体的嗅觉逐渐失去反应，容易让人产生没有 Ｈ２ ｓ气体的错觉，从而容易对人体造成更大危害。 要在这类凝析气井进行地面测试作业，测试难度非 常大，风险极高。 密封，返排液计量则依靠敞口计量罐或修建露天排 液池，整个测试工艺也相对比较简单，并不适合含 Ｈ Ｓ井作业。 １．２凝析气井Ｈ＇Ｓ的分离和处理难度大 地面测试期间，凝析气藏在同等压力、温度条件 下，液气分离效率会远低于常规气藏。显然传统的 地面测试作业仅依靠分离器进行一次分离的方法已 经不能够满足该类井液气分离的需要。同时，大量 的Ｈ＇ｓ气体会在测试过程中不停的逃逸出来，并充 满着测试全过程和各个设备，Ｈ：ｓ的处理难度非 常大。 １．３ Ｈ，Ｓ的监测点多面广，监测难度大 １高含Ｈ ｓ凝析气井地面测试难点 高含Ｈ，ｓ凝析气井地面测试主要有以下几方 面难点： Ｈ＇ｓ气体具有无色，易扩散的特点，地面测试作 业期间Ｈ’ｓ气体可能存在于任何一个角落。且在 ［作者简介］陈华良，男，工程师，１９８３年出生，２００６年７月毕业于西南石油大学石油工程专业，现主要从事油气井测试技术研究和现 场技术服务工作。Ｅ－ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｈｌ－ｃｅｄｅ＠ｅｎｐｅ．ｅｏｍ．ｃｎ。 ６４ 油 气 Ｊｆ： 测试 地 测试期ｎ１Ｊ，所有井简流体流经的没备内都彳『 （２）不再使用加热炉，而是使川『¨Ｊ接式热交换器 和燃油锅炉作为加热装 ，其中热交换器安装在油 嘴管汇和分离器之问，锅炉放置在远离流程 的地 方，两者通过专用蒸汽箭线连接，使得加热过程更加 均匀和安全。 （３）采用密闭计破罐作为液体的计量和储存设 备，防止Ｈ，Ｓ气体外溢，当液体储仔到一定量后通 过转液擎扎走，使得计艟 加准确，义更加安全。 （４）增配了地面安伞阀和ＥＳＤ控制柜、Ｈ，ｓ在 Ｈ Ｓ气体存 ，也都存存Ｈ ｓ气体泄漏的可能，涉 及的设备数ｌｌｃ多，类型杂，作业区域广，不可预见 一 人 以上因素郁加大了ｌ｛，Ｓ的监测难度，如果稍有 松懈就叮能导敛Ｈ，Ｓ气 持续大量泄漏，从而产生 ／ｆ 可挽同的损失。 ２高含Ｈ ｓ凝析气井地面测试技术 住多年从 含Ｈ，Ｓ ｆ：测试技术的基础上，通 线监测仪、视频监控系统等辅助设备，进一步降低了 测试风险。 过优化测试Ｉ 艺、引入新没箭和新机制等，最终形成 ｒｌ＿一套适合高含Ｈ，ｓ凝析气井的地面测试技术。 陔技术主要包含以下四个 硫测试设备 的核心内容：①高抗 和第三万愉测机制。②一套适合高 （５）增配了专门的除硫设备和除硫药剂，在测试 过程中动态持续消除Ｈ Ｓ气体。 （６）除了设备配戳要求外，还引人ｒ的第一 方检测机构，建立定期检测机制。所有Ｈ，Ｓ接触过 Ｈ，Ｓ凝析 井使用的ｆＩＪ！ｌｊ试 ［艺 叫 。③Ｈ，ｓ的消 除、“ｉｒ［ ｋ ｆ＇９，＇０和报警技术 ④防冻保温技术。 ２．１ 高抗硫测试设备配置和第三方检测机制 （Ｉ）配备令套高防酸洲试没备，主要没备包括井 【Ｉ法 管线、油嘴管汇、热交换器、ｊ卡【】分离器、计量 等 的设备每年必须进行一次超声波探伤检测，加砂压 裂井或Ｈ，Ｓ含 特别离的井每口井作业后还要进 行加密检测，发现问题及时淘汰，以确保设备完好。 ２．２测试工艺 地 测试工艺流 见罔１。 二、 该 ｌ 艺ｊ 女¨下特点： 两级低 分离装置，主要设备为 式缓冲罐和锵闭 （１）设计ｒ三级液气分离装置，大大提高了液气 分离效率， 小：解决了针对凝析气井的液气分离 难题。 计量罐 、ｊ相分离器承 １０ ＭＰａ，仍然足实现液气 分离最主要的设备，立式缓冲罐承 １．０ ＭＰａ，密闭 计量罐承压０．５ ＭＰａ，分别是二级和 级辅助分离 除ｒ三牛Ｉ１分离器外，义在流程的低压 增加了 设备。在二、三级分离设备巾，内部环境已经非常接 第２６卷第４期 陈华良等：塔中高含Ｈ２ｓ凝析气井地面测试技术 ６５ 近大气环境，使液气分离效果得到大大提高。 相分离器旁、计量罐旁这四个Ｈ＇ｓ最容易泄漏的区 域，可以实时监测这几个点周围环境中的Ｈ ｓ浓 度，一旦发现浓度超标，则立即自动发出声光报警， 提醒测试人员。该系统一旦在现场安装调试好后就 （２）全密闭作业，最大限度减少了Ｈ’ｓ气体的 泄漏和扩散。 用三相分离器、立式缓冲罐等完成液气分离，用 密闭计量罐代替敞口计量罐（或排液池）完成液体的 计量和储存，当计量罐内的液体达到一定数量后则 通过转油平台给转液罐车装车直接拉走，实现了全 不再需要人工干预，它能够完成自动监测和报警。 此外，Ｈ：ｓ气体的监测和报警设备还包括：① Ｈ’ｓ检测试管：主要用于定量测定特定空间内的 过程的密封作业，最大限度保证了Ｈ’ｓ气体不会 外溢。 经过三相分离器和其它两级辅助分离装置分离 出来的气体都能够通过测试管线或尾气管线排到燃 烧池处燃烧处理，而不会在设备周围扩散。 （３）在流程低压区增设除硫装置，基本解决了 Ｈ，Ｓ处理难题。 处理装置安装在立式缓冲罐和密闭计量罐之 间，通过持续不断的加入除硫剂，能中和掉液体中的 大部分Ｈ２Ｓ，实现了Ｈ Ｓ消减从被动向主动转变。 ２．３ Ｈ，Ｓ消除、监测和报警技术 ２．３．１除硫技术 该技术主要用于消除凝析油中的Ｈ Ｓ，能够最 大限度降低后期转油、运输等过程Ｈ ｓ进一步分离 和扩散造成的风险。主要设备包括混液装置、加药 撬和除硫剂。 混液装置安装在立式缓冲罐和密闭计量罐之 间。经过立式缓冲罐分离后的凝析油首先进入混液 装置，在该装置内进行除硫剂和凝析油的混合，最后 在密闭计量罐内彻底完成除硫过程。 加药撬放置在远离计量区域的安全地带，通过 特定管线和混液装置进行连接，加药撬内安装有除 硫剂的存储箱和可以调节泵速的加药泵。正常测试 期间，测试人员定期监测密闭计量罐内的Ｈ：ｓ含 量，并报告给除硫剂加注人员，通过调节加药泵的泵 速动态调节除硫剂的加注量。 目前使用的除硫剂密度０．９—１．０８，ｐＨ值小于 ｌＯ，凝固点小于一２０％，脱硫效率大于９８％，主要成 分为二噻嗪类有机物，该物质可选择性的与原油中 硫化氢发生反应，且在１３０℃高温下无可逆反应。 ２．３．２ Ｈ，Ｓ监测和报警技术 Ｈ，Ｓ在线监测系统是该技术的关键，主要包括 Ｈ＇Ｓ探头、监测主机和声光报警器。该系统包含四 个Ｈ：ｓ探头，它们分别安装在井口、油嘴管汇旁、三 Ｈ ｓ浓度。②便携式Ｈ：ｓ报警仪：主要监测测试人 员身体周围环境中的Ｈ ｓ浓度，一旦含量超标，自 动进行声光报警提醒。③手摇式报警装置：测试人 员发现Ｈ ｓ气体浓度超标，手动启动该装置发出声 音提醒，完成报警。 ３现场试验 最近几年，利用高含Ｈ Ｓ凝析气井地面测试技 术成功完成了超过３Ｏ井次的现场作业，均取全取准 了全部测试资料，且没有出现任何一起Ｈ：ｓ污染和 人员伤亡事件。其中部分井的Ｈ：Ｓ含量见表１。 表１部分井的Ｈ：Ｓ含量列表 ＺＧ１０２．Ｈ１井，测试井段５９５３．００～７２６１．５０ ｍ， 测试时间１２ ｈ，采用５ ｍｍ油嘴工作制度，油压４９． ２１５ ＭＰａ、套压１７．５７３ ＭＰａ，日产油４０．８ ｍ （油密 度：０．７４０／２０％，０．７１０／５０℃），日产气１０６４４８ ｍ （气 比重：０．６２），Ｈ Ｓ含量４６．１×１０ １ＴＩ ｇ／ｍ ，测试结论 为凝析气层。 ＴＺ８３．１Ｃ井，测试井段５２１５．００～５８２８．００ ｍ， 测试时间１２ ｈ，５ ｍｍ油嘴工作制度，油压４６．６７７ ＭＰａ、套压１１．６００ ＭＰａ，日产油３６．２ ｍ （油密度 ０．７８４／２０℃、０．７５６／５０℃），日产气１４５２５８ ｍ （气比 重：０．６５０），Ｈ Ｓ含量４０．４×１０ ｍｇ／ｍ ，测试结论为 凝析气层。 （下转６９页） 第２６卷第４期 杜承强等：水平井定向射孑Ｌ分段压裂在煤层气井中的应用 ６９ 射孔施工压力起泵的初期无太大变化，但是在压裂 中取得了较好的效果，也为其它套管完井水平井压 后期下降较为明显，平均压力要低１０ ＭＰａ左右。 裂提供了借鉴。 ４．３套管变形情况对比 （２）在今后的水平井压裂应用中，定向射孔的应 定向射孔与常规射孔效果对比情况见表２。 用必将受到更多的关注和应用，也成为解决水平井 表２定向射孔与常规射孔效果对比 压裂问题的关键手段之一。 平均压力后期压力压后套管 产气情况 ／ＭＰａ 趋势 情况 ／ｍ３・ｄ一１ 参考文献 ＪＵ２．Ｈ ３６—４８ 上升 套变４０００ ［１］闫永宏，李百政．我国油气井射孔器的技术进展与发展 ＱＰ－１ ４６～２０ 下降 完好 正排液 方向［Ｊ］．石油机械，２００３，３１（特刊）：１０４—１０７． Ｑｅ井组３６～２０ 下降 完好 １３ｏｏｏ（单井最高产量） ［２］齐向前．水平井定向射孔的相位偏差［Ｊ］．油气井测试， 采用定向射孔的水平井未出现套管变形的情 ２００７，１６（４）：１３—１４． ［３］谢荣华，王文军．偏心射孔对水平井压裂的影响［Ｊ］．测 况，而ＪＵ２．Ｈ井在第５段压裂井段出现套管变形， 井技术，２０１５，３９（５）：６６０—６６４． 在钻塞过程中遇阻并伴有大量煤屑。 ［４］良．水平井定向射孔压裂技术［Ｊ］．科学家，２０１６，４ （５）：１８—２Ｏ． ５结论 （１）定向射孔分段压裂在煤层气水平井的应用 本文收稿日期：２０１６—１１—０９编辑：刘振庆 （上接６５页） ４结论 （４）高含Ｈ Ｓ凝析气井地面测试的关键是Ｈ：ｓ 的分离、处理以及监测、报警。高含Ｈ ｓ凝析气井 （１）在原有分离器的基础上再增加两级低压辅 地面测试技术能够满足这类井的测试需求。 助分离设备后能够大大提高液气分离效率，再配合 除硫装置的使用，基本能够解决凝析气井地面测试 参考文献 期间Ｈ：ｓ的分离和处理难题，最终使Ｈ ｓ浓度降到 ［１］李旭方，王文起．地面流程系统工艺在高含Ｈ：Ｓ井测试 安全范围。 中的应用［Ｊ］．油气井测试，１９９７，６（４）：５３—５６． （２）密闭计量罐具有液气低压分离、液体的计量 ［２］黄船，胡长翠，杨劲，等．地面流程系统在罗家寨气井测 和储存、为除硫剂和液体的充分混合提供场所等多 试中的改进应用［Ｊ］．钻采工艺，２００４，２７（５）：１６—１７，２１． ［３］刘庆鸽，柏军营，杨，等．普光气田ＨＨ—ＥＥ级流程 种作用，是高含Ｈ，Ｓ凝析气井地面测试必不可少的 放喷试气工艺探讨［Ｊ］．油气井测试，２０１２，２１（４）：５６— 设备。 ５８． （３）Ｈ Ｓ在线监测系统和Ｈ：Ｓ检测试管、便携 ［４］项培军，张明友，贺秋云，等．四川高温高压含硫井测试 式Ｈ：ｓ报警仪、手摇式Ｈ２ｓ报警仪等多种Ｈ：ｓ监测 技术［Ｊ］．油气井测试，２００７，１６（ｓ）：５３—５６． 和报警技术综合运用能够极大地提高测试人员的安 全性。 本文收稿日期：２０１７—０４—０４编辑：刘振庆
