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塔中高含H2S凝析气井地面测试技术

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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 

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