国产MCS络合铁脱硫工艺在川西海相含硫气田的应用研究

川西海相气藏目前处于勘探开发评价阶段,所开采的天然气中H2S摩尔分数为0.7%~5%,需进行单井脱硫试采并开展气藏评价。针对该气藏第一口试采井CK1井MCS国产络合铁脱硫工艺进行了跟踪分析,对现场的环保及硫堵问题进行了脱硫工艺的调整和优化,提出工艺推广建议,计算了装置的运行能耗及运行成本。目前,该井MCS络合铁脱硫装置年操作时间超过8 000h,日生产硫膏4t,累计生产天然气8 500×104 m3,与工艺优化前相比,天然气年产量提高约625×104 m3,保证了该井的顺利试采和川西海相气藏的有效评价,可为同类含硫气井试采提供参考。     

超高压气井试采工艺研究与应用——以川北地区ST1井为例

近年来,中国石油西南油气田公司相继在下二叠统栖霞组获得天然气勘探重大突破,L004-X1井、ST3井在栖霞组、茅口组均获高产工业气流,该区有望成为四川盆地的又一重要勘探开发区域。该区地质特征复杂,是典型的异常高压气藏。区块内年初投产的ST1井,开井前井口压力高达100 MPa,对其试采过程中地面流程工艺特点进行分析研究,总结试采工艺技术及装备水平,为下一步开发该类超高压气井提供相应借鉴。     

阿姆河右岸区块气藏特征

土库曼斯坦阿姆河右岸区块是中国石油天然气股份有限公司在海外最大的勘探开发区块,也是中国—中亚管线的主要气源地,分析该区气藏特征,提出下一步勘探开发建议非常必要。气藏储层特征、构造圈闭分析表明,该区域是在相对稳定环境下的台地相沉积,气藏分布主要与台地边缘堤礁及上斜坡的点礁滩有关,堤礁气藏的储层物性远优于点礁滩气藏。根据生物礁及构造特征,将气藏划分为构造气藏、构造—岩性气藏及岩性气藏等3类,气藏由北西向南东方向气水界面逐步加深,具有高含凝析水,气、水层划分不明显,气水过渡带较宽的特征;B区大型气藏多为边水气藏,而数量众多的小型气藏则多具底水特征。针对不同的气藏类型,如果采取不同的部署,即采用区域探井大胆甩开以及点礁滩气藏"一礁一藏"等原则,该区的天然气勘探开发将有可能取得很好的效果。     

延长测试在丁家屋子复杂断块非自喷井中的应用

丁家屋子断裂鼻状构造勘探开发目的层构造破碎复杂,在小于400 km2范围内共有大小断层306条,属于复杂断块油气藏。该区勘探目的层试油效果较好,但是试采产能低。在分析区块试油、试采资料的基础上,为了寻找试采效果差的原因,提出了在复杂断块非自喷井中进行延长测试的思路,通过实施,确定地层压力衰减,储层有效渗透率降低,污染加重是导致产能逐步降低的主要原因。     

川中地区须家河组气藏勘探成果及潜力分析

上三叠统须家河组气藏是四川盆地川中地区天然气勘探最具潜力的重要目标层系之一,目前仅在1022km²范围内就已获得须家河组天然气探明储量3 049.78×10⁸ m3,初步形成了广安须六段、合川须二段、八角场须四段等规模效益气田。总结该区域勘探开发成果,优选有利勘探区块,将为该区域勘探的可持续发展提供支撑。研究认为：烃源条件、古今构造条件、储层和裂缝是须家河组气藏最终成藏的关键。须家河组气藏主要以构造-岩性复合油气藏为主,烃源岩是控制油气区域分布与天然气聚集规模的关键;有利的沉积微相与成岩相控制了储层的发育分布;古今构造的规模、隆起幅度对油气的聚集及气水分异程度有一定的控制作用;有利的储层或裂缝的发育程度控制气藏的分布范围。平缓构造背景、储层广泛发育分布、大面积含气以及典型岩性气藏等特征,证明该区域具备形成大中型气田的地质条件。根据有利勘探区带划分原则,评价优选出了该区须家河组气藏须二、四、六段具有较大勘探潜力的有利区块或有利区带目标。     

塔河油田含硫伴生气脱硫工艺

塔河油田伴生气中H2S含量波动范围较大,这为伴生气脱硫工艺的选择带来了一定的困难.针对塔河油田的具体情况,确定了在小规模区域采用干法脱H2S和在大规模集中处理区块采用湿法脱H2S的脱硫工艺.介绍了具体工艺流程,并对应用效果进行了分析评价,对脱硫工艺技术在塔河油田应用发展提出了相关建议.     

川西大邑须三气藏试采特征分析评价

龙门山前构造带大邑构造须三段储层目前处于试采阶段,为深化对该气藏的认识,为后期开发提供依据,结合前期地质资料、生产动态数据及动态监测成果,采用统计、类比、经验总结等方法对须三气藏试采特征进行了分析评价。研究结果表明,大邑须三气藏距离断层近、裂缝发育、具有良好的气显示是建产的关键;气井压裂改造后产能低,合理工作制度下稳产能力较好;单井动态储量较高,具有一定的经济效益,为该区块下一步的勘探开发提供借鉴作用。     

干法脱硫工艺在TL6井的应用

TL6井是中国石化勘探分公司在TL区块茅口组部署的一口预探井,所产天然气硫化氢(H_2S)含量达30g/m~3。由于周边没有可用的管道输送原料气,为落实气藏储量,评价气井产能,选用干法脱硫工艺和CNG槽车充装外销的方式进行试采,通过油嘴和节流阀控制脱硫进气压力,经脱硫加压后充装槽车,处理后的产品气硫化氢含量在5mg/m~3以下,符合国家二类气民用气标准,达到了稳定试采生产的目的。     

阿姆河右岸区块碳酸盐岩岩性气藏勘探实践——以麦捷让构造区为例

土库曼斯坦阿姆河右岸区块过去的勘探工作以寻找构造圈闭为主,钻井成功率较低,其主要原因是未重视岩性圈闭在油气成藏过程中的重要作用。为此,以麦捷让构造区为例,通过对老井勘探情况的深入分析,提出了在该区广泛存在的构造斜坡带上寻找岩性油气藏的勘探理念;结合该区新采集的三维地震资料,利用三维地震属性分析技术、随机地震反演技术及叠前弹性反演流体检测技术,在构造斜坡带成功预测了一批碳酸盐岩岩性圈闭,并圈定出了气藏的分布范围,探井均获得成功,打开了该区的勘探局面。麦捷让构造区岩性气藏的勘探实践,可为阿姆河右岸区块其他类似构造带的勘探提供新的思路和方法。     

络合铁法脱H_2S技术研究进展

分析了络合铁法脱除H2S机理和pH、羟基化程度、溶解氧浓度等因素对脱硫过程的影响;总结了络合铁脱硫液中可溶性铁盐、配体、自由基清除剂、硫颗粒改性剂、缓蚀剂等配方成分的作用;介绍了目前国内外主要的络合铁脱硫工艺LO-CAT工艺、SulFerox工艺、Sulfint工艺、DDS工艺、改良络合铁法脱硫工艺,并作了简要评价;指出络合铁法脱H2S技术存在的主要难题是配体降解、副盐累积、Fe2+再生缓慢、硫堵。开发高硫容脱硫剂配方、高传质效率脱硫设备、优化流程及装置配置是络合铁法脱H2S技术未来发展的方向。     

新国标《天然气》对元坝天然气净化厂的影响及解决方案

元坝天然气净化厂采用UDS-Ⅱ复合溶剂脱除天然气中的H 2S、CO 2及有机硫等杂质,产品天然气达到国家标准GB 17820—2012《天然气》一类气指标。随着国家环保要求日益提高,2018年国家颁发新版GB 17820—2018《天然气》标准,元坝天然气净化厂现有工艺无法满足新标准要求。为此,根据元坝净化厂天然气脱硫工艺及产品气的特点,增设COS水解或分子筛精脱硫设施的方案均能有效提升产品质量,满足了新国标的要求。若进一步降低产品气总硫含量,还需加大对天然气净化工艺的开发力度才能实现。     

元坝超深水平井轨迹控制技术

川东北元坝区块是中国石化南方海相重点勘探开发区域,元坝地区海相储层埋深超深,具有高温、高压和高含H2S等特点,水平井钻井存在测量仪器和定向工具选择难、轨迹控制难度大等技术难点。通过应用高温高压旋转导向和高温螺杆+MWD对比,优选了定向钻井的工具组合;结合理论和实钻经验,形成了适合元坝地区的超深水平井轨迹控制技术,为元坝地区海相储层的高效开发提供了技术支撑。     

四川盆地龙岗与元坝地区礁滩成藏对比分析

四川盆地长兴组—飞仙关组礁滩油气资源丰富,川东北台地—台缘斜坡地区是礁滩油气资源分布与勘探的重点地区。川东北龙岗与元坝地区礁滩气藏成藏条件优越,气藏分布受沉积相带、储层发育特征、白云石化与构造作用等因素控制;气藏类型多样,储集性、裂缝发育程度和构造活动性是富集高产的重要控制因素。目前元坝地区勘探成效好于龙岗地区,主要由于元坝地区礁滩规模较大、非均质性较弱、受潮道系统影响较小等原因,表现出更优越的气藏形成与富集条件;龙岗地区受构造作用与潮道系统影响显著,储层非均质性与气藏后期调整改造强烈,"一礁一滩一藏"特征明显。研究认为,地震资料品质攻关、沉积微相精细研究、储层预测与油气检测是进一步提高龙岗与元坝地区礁滩气藏勘探成效的工作重点,台缘区厚度大、面积大的礁滩体是重点勘探目标。     

元坝气田成藏条件及勘探开发关键技术

梳理元坝超深层生物礁大气田的勘探开发历程可以发现，"开江-梁平陆棚"的厘定奠定了元坝台地边缘生物礁滩发现的基础。通过对油气成藏关键地质条件进行系统解剖，元坝地区礁滩发育具有沿"开江-梁平陆棚"成排成带分布、早滩晚礁、前礁后滩的特点，以侧积、前积迁移生长为主，飞仙关组不发育滩相优质储层，长兴组是主要勘探目的层；三期破裂、三期溶蚀作用和白云石化作用控制了优质储集层的发育；二叠系大隆组与吴家坪组两套烃源岩的有效叠加为大气田的形成提供了充足的气源；微小断层、微裂缝及层间缝共同构成的"三微"立体输导体系能够满足油气运聚的需要；元坝气田的成藏模式为：近凹富集、"三微"输导、岩性控藏、构造控富。针对元坝气田超深层、多压力系统等复杂地质条件，在勘探开发过程中形成了超深层生物礁滩储层精细预测与气水识别、复杂小礁体气藏精细描述和薄储层精细刻画、超深水平井优快钻井技术、复杂礁滩体超深水平井地质导向等关键技术，实现了元坝气田的高效勘探开发，推动了超深层油气勘探领域理论技术与方法的创新。     

元坝气田超深探井小尾管防气窜固井技术

元坝气田是我国最深的生物礁海相大气田,具有超深、高温、高压、高含硫等特点,开发的主要目的层为二叠系长兴组,随着勘探的深入,近年来如川深1井已探至更深的灯影组,井深达到了8 420 m,井身结构复杂、套管层次多。为解决最后一层小尾管固井时所面临的小井眼、窄间隙及“一超、三高”技术难题,开展了元坝气田超深探井小尾管固井技术研究。优选了抗高温胶乳和纳米硅乳液作为防气窜剂,配套防腐蚀剂,基于颗粒级配原理设计了高密度水泥浆,建立了防止水泥石高温下强度衰退技术和防酸性气体腐蚀技术,开发了抗高温增强型防气窜防腐蚀水泥浆体系,适应温度达180 ℃,密度1.88～2.25 g/cm3,SPN值＜1,水泥石180 ℃下48 h抗压强度大于14 MPa,弹性模量小于8 GPa,且长期强度不衰退,耐H₂S、CO₂腐蚀。在元坝7侧1井、川深1井?139.7 mm超深小尾管固井进行了应用,固井质量优良率100%,并应用到元坝204-1H井、河嘉202H井、川深1井等3口井的?193.7 mm生产套(尾)管固井,固井质量综合评定优良率67%。研究与应用结果表明,高温高压防气窜防腐蚀固井技术可以有效解决元坝地区超深探井及类似高酸性气田固井技术难题。     

含硫气井络合铁单井脱硫工艺优化

YS1井原料气中H_2S摩尔分数为5.23%,为高含硫气井,采用络合铁单井脱硫工艺进行开采。络合铁脱硫工艺具有硫容高、投资成本低、节约占地等优势,为含硫油气田的单井试采提供了一种新的经济、高效的脱硫处理技术,社会经济效益显著。但络合铁脱硫工艺普遍存在硫磺堵塞、尾气异味、硫膏收集困难等问题。通过总结YS1井的生产经验,提出了硫沉积监测及控制技术、有机硫除臭系统、硫膏收集系统及热能利用技术的优化,提高了装置连续运行的稳定性及经济性,对络合铁单井脱硫工艺的推广具有指导意义。     

常减压蒸馏装置减压塔顶含硫不凝气的喷射增压脱硫技术

介绍了一种应用于减压塔顶等低压富含硫化氢气体的增压脱硫工艺技术。该技术直接采用液体脱硫剂为驱动介质,通过液体喷射方式将减压塔顶低压富含硫化氢气体(或其它低压气体)增压,经与一定浓度的液体脱硫剂充分混合,气体中的硫化氢则与脱硫剂完全反应,从而实现包括减顶气在内的低压含硫气体的增压及高效深度脱除硫化氢气体的目的。通过大型工业装置应用表明,该技术可在深度脱除硫化氢的同时有效改善低压气体的压力使用条件,为加热炉提供环保型气体燃料,有效降低加热炉烟气中二氧化硫含量,工业应用表明可使减顶燃料气硫质量分数小于0.25%,在减压炉用燃料油含硫量不大于1%时,排放烟气的SO2质量浓度可不大于850 mg/m3,满足排放要求。与传统的采用压缩机将低压气体增压后进行塔式低压吸收脱硫工艺相比,减少了压缩机投资和维护费用,具有工艺流程简单、占地小、节省投资、容易操作和维护及增压和脱硫效率高的优点。     

川东北元坝地区致密砂岩油气地质特征

随着川东北油气勘探的迅速发展,中浅层油气藏逐渐成为油气增储上产的重要接替阵地之一。根据钻探成果以及化验资料分析,川东北元坝地区中浅层油气藏具有低孔、低渗的特点,且横向展布范围大,有效储集层受岩性和物性的控制。同时利用测井资料和地震解释成果对该区油气藏成藏机理进一步分析,表明元坝地区中浅层油气藏为致密砂岩油气藏及其多次运移的结果,渗透率级差、孔隙连通性决定着该类型油气藏的富集规律。元坝地区致密砂岩油气藏的发现对于进一步扩大川东北油气勘探的胜利成果和建立川东北油气资源的接替阵地有着十分重要的意义。     

有机酸盐环空保护液在元坝海相气藏的应用

元坝海相气藏具有埋藏深、高温、高压、高含硫化氢、中含二氧化碳等特性,气井生产中硫化氢、二氧化碳的存在使环空腐蚀环境极为恶劣。针对高含硫气井环空特殊的腐蚀环境,以有机酸盐为基液,添加高效咪唑啉类抗H2S和CO2缓蚀剂、铁离子稳定剂、除氧杀菌剂、助排剂、pH值调节剂,形成一套可控密度为1.59 g/cm3、抗温160℃有机酸盐环空保护液。室内评价实验表明:有机酸盐环空保护液抗高温稳定性强、腐蚀速率远低于设计要求0.076 mm/a,杀菌能力达99%以上。应用于元坝海相气藏3口超深井,取得较好效果,其中,元坝204-1H井酸压测试累计产气量133.92×104 m3/d,试气测试过程中,环空油、套管柱均无渗漏,环空保护液对油管外壁和套管内壁起到防腐作用,确保了油套管长期安全使用。     

元坝地区超深井钻井提速难点与技术对策

元坝地区是中国石化天然气增储上产的一个重要勘探开发区域。前期钻探实践表明,元坝地区超深井钻井机械钻速低、钻井周期长,为了加快该地区的勘探开发进程,开展了钻井提速技术研究。对前期完钻的12口井进行了统计分析,指出元坝地区钻进过程中,有3个重点井段存在提速难点,重点介绍了针对该难点所采取的技术对策,以及应用这些技术对策所取得的提速效果。采用泡沫钻井技术后,上部大尺寸井眼的机械钻速提高4倍以上;采用控压钻井、孕镶金刚石钻头+高速涡轮、扭力冲击发生器等钻井新技术后,提高了下部陆相地层的机械钻速;采用优化井身结构以及“PDC钻头+螺杆”复合钻井技术后,解决了超深小井眼机械钻速低的难题。