高含酸性气井试油（气）配套技术

张世林 潘艳萍 蔡茂佳 李诗仙 顾兴军

（1.渤海钻探工程有限公司，天津 300283；2.大港油田公司勘探事业部，天津 300280）

大港油区高含硫化氢及二氧化碳等酸性气体储层均是古潜山灰岩储层，该储层具有压力系数低（0.9～1.05之间）、埋藏深（一般埋深 4 500 m）、温度高（大多在170 ℃以上）的特点［1］。对试油（气）测试而言，存在以下主要技术难点：（1）由于含酸性气体，选择井下测试工具和油管时，应充分考虑工具和油管的防腐、防脆断性；（2）封隔器胶筒等橡胶密封件要耐高温，保证在高温高压等恶劣环境中不刺、不漏［2］；（3）井口控制设备，包括控制头、地面及活动管汇等，不但要能承受高压，而且还要具有防硫化氢和二氧化碳性能；（4）地面计量设备的选择、安全施工措施的制定要比常规井严格；（5）射孔液、压井液等井内液体应具有防硫或除硫功能。笔者针对大港南部古潜山油气藏储层高含硫化氢及二氧化碳等酸性气体的特点，设计了“射孔—测试—酸压—封层”一体化工艺管柱结构，不仅完成了试油（气）测试工作，而且还满足了长时间试采要求。

1 试油（气）工艺管柱

1.1 管柱结构和工作原理

管柱结构见图1。将管串下入井下预定位置，定位校深后，向油管内投球打压坐封封隔器，反打压验证封隔器密封性，从油管升压憋掉球座；加压点火射孔，正挤液氮诱喷求产，酸压改造，放喷求产，关井测压；正挤压井，关闭井下安全阀，上提管柱脱开封隔器并关闭滑套，循环洗压井后起出井内管柱。

图1 试油（气）一体化工艺管柱

1.2 工具和管柱材质选择

因为含有硫化氢和二氧化碳等腐蚀性介质，所以必须针对气井的腐蚀介质种类合理选择管柱材质，才能确保管柱安全。钢材特性对应力腐蚀十分敏感，选用能防止应力腐蚀的合金钢材是管柱设计的关键。

任何钢种均随着硫化氢分压的升高，临界压力下降。在高压气井中，微小的硫化氢含量也会产生较大分压，使钢材产生应力腐蚀而开裂。钢的硫化物应力腐蚀破裂与环境温度有关系，温度越高，选材越广，低温区应采用硫化物应力腐蚀敏感性低的低强度钢（洛氏硬度低于22）或者耐硫化物应力腐蚀钢（铬钼钢），低温区的界限各国不尽相同，日本NKK公司以65 ℃为界，四川气田以85 ℃为界，认为高于85 ℃，高强度钢也能使用［3］。为安全起见，应该按低温区考虑选择同一种材质。高温环境和存在硫化氢的井况可选用高镍合金钢，含镍量越高，耐应力腐蚀性越好。

大港古潜山产能具有较大的不确定性，综合成本因素，油管采用高抗硫材质。根据大港油田南部潜山实际情况，预测天然气硫化氢分压为1～10 MPa，因此测试油管选用宝钢Ø89 mm BG110SS防硫油管。这种工艺管柱及配套工具具有如下特点：

（1）油管采用防硫材质、气密封螺纹扣油管，并与井下封隔器共同使用，实现了求产、试采过程中零套压。

（2）设计了井下安全控制系统。防止突发事件造成地面设备破坏时发生含硫气体泄露、着火爆炸等事故，确保地面安全。

（3）上提管柱可关闭底部滑套阀，隔断气路，实现封层，利于压井和起下管柱；不用钢丝作业，达到了只有在气层封闭情况下才进行起下管柱作业的设计目标，降低了井控和现场施工安全风险。

（4）实现了一体化施工工艺，用一趟管柱完成射孔、求自然产能、酸压改造、试采和封层等多个工序，减少了起下作业次数，现场操作简单、方便。

2 地面测试配套设备

2.1 在线H2S探测分析记录仪

该仪器可对气体中的H2S进行在线连续探测分析，准确分析出气体中的H2S含量，即时了解H2S含量的变化。

2.2 在线除硫装置

含硫化氢液体（原油或水）在经过两级分离后进入密闭计量罐，仍然会有硫化氢溶解在液体中，需要在流程中安装液体除硫装置，进一步除硫，防止硫化氢逸出造成人员伤害和环境污染。

在二级缓冲罐后增加一套反应器，处理后的井内液体逸出的H2S含量低于15 mg/L，生成物一般为硫化合物盐，性能稳定。主要除硫设备为加药罐和反应器。在线除硫剂除掉硫化氢的能力为每方除硫剂可除掉32.1 m3常温下饱和硫化氢溶液中的硫化氢，且价格低廉、配制工艺简单。

2.3 密闭计量罐

计量罐用来对井内产出液体进行精确计量。由于含H2S，计量罐采用密闭方式，用磁耦合液位计精确计量。另外在罐上安装了溢出气体收集管线，引到火炬进行燃烧，保证了计量安全。

2.4 气体燃烧装置

气体燃烧装置使产出气体在空气中燃烧，防止喷出物扩散对周边环境造成污染。测试管线出口或放喷口安装缓冲式燃烧筒，配套的火炬具有防风、防雨功能，点火方式采用了远距离电打火方式，先点着长明灯（液化天然气），然后再开井放气，确保了点火安全可靠。

2.5 地面安全监测及报警系统

2.5.1 压力监测 压力控制是保证安全测试的前提，测试过程中自动监测井口装置、节流保温装置、分离器等压力安全点，通过数据采集控制系统随时监控整个流程。

2.5.2 温度监测 为了避免形成水化物发生冰堵，要保证气流温度高于水化物形成温度，温度监测重点部位在井口及节流保温装置处的节流控制针阀处、分离器处、流量计孔板等处。

2.5.3 硫化氢浓度监测 在放喷测试过程中，在井口、节流管汇、分离器、流量计等经常有施工人员操作和流程设备连接密封处，安装硫化氢监测仪探头和报警器，随时对施工现场进行监测，当硫化氢含量超过15 mg/L，应立即报警。其中固定式硫化氢大气监测系统包括可视和可听警报器，警报器位于整个工作区域都可听见或看见的地方。

2.5.4 现场视频监视 通过可视化电视监视系统，可以实时监测现场生产情况，发现有异常情况可以及时处理，防止发生人员中毒导致伤亡事故。四通路电视监视系统可对现场易发生硫化氢泄露的场所，如钻台、储液罐等部位进行可视化24 h时连续监测，该系统可自动记录并储存移动物体；红外设计可在夜间、光线昏暗情况下实施监视，防爆设计适用于任何工作场所。

利用数据采集系统可以实时显示记录和监测的数据或曲线、流程运行动态；对重要监控点编制预警程序，当监控点压力等数据超过预定值时系统会自动发出警报。

同时，在数据自动采集或报警基础上，配套应用了数据光缆传输技术，可将现场采集的数据传送到基地，减少现场工作人员。

3 地面测试流程

从工艺管柱及配套工具方面保证了试油（气）测试时的井下安全，防止了井内含硫流体溢出地面。而要保证测试求产期间地层产物不外泄、不伤人、不污染，需遵循以下地面测试流程设计原则：（1）气液充分分离，气体全部燃烧，液体经除硫处理，确保硫化氢气体不外泄；（2）就高配置，确保设备及管线安全；（3）尽可能自动录取资料，自动报警，减少现场操作人员。

具体要求：（1）在确保安全可靠的前提下，能满足测试、正反循环压井及油管内加压作业等工艺操作要求；（2）具有防冰堵、液气测试计量、数据自动采集及安全检测等功能；（3）地面流程设备（包括所有闸门、节流装置、流量计、分离器等）及连接管汇满足抗硫化氢腐蚀和密封能承受高压的要求；（4）对气液分离装置除设计三相分离器分离外，在测试流程上增加缓冲罐，对分离后的液体进行二次分离，除去溶解在液体中的残余硫化氢气体并予以燃烧；（5）采用密闭计量罐。

地面测试流程：HH级防腐采气树→70 MPa HH级高压管线→紧急关断系统→70 MPa油嘴管汇→EE-NL级换热器→EE-NL级三相分离器→硫化氢在线分析仪→1.6 MPa除硫缓冲罐→1.6 MPa在线除硫装置→常压密闭罐。从分离器、缓冲罐和密闭罐中出来的气体都引到火炬进行燃烧。

4 现场应用

共进行了3 井次高含酸性气井试油（气）技术应用，从工艺上确保了高产、高含硫化氢井的试气及封层上返工作安全。液体除硫剂及液体除硫装置消除了起下作业过程中以及求产期间存在的安全隐患，解决了地面环境污染问题。以WG1井为例，对该工艺过程及效果进行了介绍。

WG1井是位于大港油田孔店构造带王官屯潜山高部位的一口预探井。井筒结构为Ø177.8 mm 110SS套管悬挂Ø127 mm TP95S尾管完井，最大井斜15.5°。储层属于裂缝孔隙不发育的二、三类储层。

至2011年11月6日，完成了通井、刮削等井筒准备及流程设备的安装就位工作。7日至11日下入“射孔—测试—酸压—封层”一体化管柱并安装1 000型HH级采油树。主要工具完成深度：Ø88.9 mm NE安全阀84.6 m，压力计托筒4 083.36 m，Ø88.9 mm 伸缩节 4 099.43 m，Ø127 mm MHR封隔器4 401.68 m，上提关闭阀4 404.36 m，憋压点火头4 510.27 m。

油管内投球，正打压28～31 MPa坐封MHR封隔器；反打压15 MPa验证封隔器密封合格；油管正打压41～26 MPa 憋掉球座，继续升压至36.5 MPa憋压射孔，射孔井段4 514.60～4 580 m，试吸收量后，油畅观察有溢流，关井待酸压。

2011年11月13日进行酸压施工。注入方式为油管注入，套管打平衡压力。累计打入交联酸261.7 m3，清洁自转向酸 147.5 m3，闭合酸 35.4 m3，顶替 3%KCl溶液 25 m3，伴注液氮 26 m3，顶替液氮 4 m3，用时148 min。施工情况见图2。

图2 WG1井酸压施工曲线

酸压后放喷至15日，用Ø18.26 mm油嘴求产，平均日产气212 673 m3，测得H2S含量达7.38%，CO2含量53.95%。21日用密度1.15 g/cm3除硫压井液正挤压井后，关闭井下安全阀，拔出密封插管，关闭上提关闭阀，打压验证关闭阀密封性。用密度1.15 g/cm3除硫压井液正循环脱气。用井内脱开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验证灰塞合格，起出井内管柱，结束试气。

在求产过程中对井内所出液体进行了即时脱硫，脱硫后储液灌内H2S含量小于10 mg/L，井场无异味，仅储液罐附近有很淡的异味。

施工效果：

（1）采用“射孔—测试—酸压—封层”一体化工艺对储层进行了射孔、酸压改造及求产。从酸压施工曲线（图2）可以看出，最高施工泵压达到85.2 MPa，施工用液量 500.7 m3，最大排量 6.9 m3/min。施工管柱经受住了高温（165.3 ℃）、高含硫（7.38%）、大幅度热胀冷缩等多项指标的考验，取得了成功。

（2）酸压施工后的求产不仅能得到地层产能，同时由于该一体化工艺管柱下部带有压力计托筒，内置耐高温高压压力计，也能得到地层压力、温度等数据。

（3）在对施工管柱进行选材时不仅考虑了管柱的防硫化氢能力，而且考虑了防二氧化碳腐蚀能力，起出整个管柱后发现未受到任何腐蚀。

5 结论

（1）“射孔—测试—酸压—封层”一体化工艺保障了压井换管柱期间技术安全，减少了起下管柱次数，满足了高含酸性气井试油（气）及大型酸压施工要求。

（2）高含硫井地面测试技术提高了高含酸性气井气藏试气资料录取质量、工作效率，实现了对井内所产液体的在线除硫，满足了超高含硫、高产气井的分离计量求产及安全环保要求。

（3）高含酸性气井气藏的试油（气）技术满足了高含酸性气井气藏的工况及井况试油（气）条件和安全环保要求，为安全试气提供了有力的技术支撑，具有良好的应用前景。

（4）建议对井下工具进行国产化研究以降低作业成本。

［1］于长录，张康卫，孟宪武，等. 千米桥潜山油气藏试油及改造技术［J］. 油气井测试，2002，11（1）： 43-45.

［2］任立民，张津红，钟勇. 大港油田深层凝析油气藏配套开采技术［J］. 石油钻采工艺，2002，24（S）：5-9.

［3］李相方. 高温高压气井测试技术［M］.第1版. 北京：石油工业出版社，2007：143-145.