普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策

普光气田属高含H₂S、CO₂特大型海相气田,气层埋藏深,高含H₂S和CO₂,厚度为300～400 ｍ,在气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术、井筒技术、地面工程技术等方面存在着某些世界级难题。为此,系统地分析了存在的主要技术问题,指出气藏地质、气藏工程基础研究亟待深化,安全、优质、快速钻井工程技术亟待配套提高,急需配套高含硫、巨厚气藏采气工艺和工程技术,高含硫气田的集输工艺技术还处于学习模仿阶段,“混合流体”的腐蚀机理及防护技术研究缺乏系统性和针对性,专用管材及设备国产化的研发有待加快,急需加快安全测控关键技术的研发和编制高H₂S气田开发的标准系列。还从气藏工程、钻（完）井工程、采气工程、集输工程、防腐工程和关键设备及材料等方面有针对性地探讨了重点攻关方向和关键技术。     

延长气田抗CO2/H2S复配缓蚀剂的研究及应用

为了解决延长含硫气田管材严重腐蚀问题，通过对试片腐蚀形貌以及腐蚀产物组成、含量的检测来确定含硫气田管材的腐蚀成因，以3种现场抗腐蚀缓释效果较好、主要成分为咪唑啉的KS系列抗CO₂/H₂S腐蚀缓蚀剂为助剂，以抗CO₂腐蚀性能较好的E-04缓蚀剂为主剂进行复配，通过失重法、图像采集等手段对3种复配缓蚀剂进行缓蚀性能效果评价，并探究不同H₂S分压下3种复配缓蚀剂的缓蚀效果，筛选出缓蚀效果较好的复配缓蚀剂，并将其在现场应用。结果表明：溶解氧、侵蚀性CO₂、CI^-引起的吸氧腐蚀、CO₂腐蚀和点蚀是导致管材腐蚀的主要原因，细菌造成的结垢腐蚀对其也有一定影响；在CO₂/H₂S腐蚀联合控制条件下，抗CO₂/H₂S复配缓蚀剂KS-02缓蚀效果最优，缓蚀效率可达80%以上。现场含硫气井监测显示抗CO₂/H₂S复配缓蚀KS-0...     

川渝高含硫气田钻完井主要难点及对策探讨

针对川渝地区高含H2S和中含CO2气田特点,并结合国内外高含硫气田开发情况,分析认为:除油气勘探开发本身的高隐蔽和高风险外,其高风险还突出表现在H2S和CO2带来的强腐蚀性和剧毒性两个方面。这些风险又主要集中在钻、完井(包括修井)两个主要环节上。在此基础上分析并提出了川渝地区高含硫气田钻、完井主要六个方面难点和八个方面对策。     

国外高含硫气藏开发经验与启示

比较常规气藏而言，高含硫气藏的开发存在很大难度和挑战性。目前国内尚无一套指导高含硫气藏合理开采的开发标准，也没有形成系统开发高含硫气藏实践经验，为此分析了国外典型高含硫气藏开发成功经验，指出了国内高含硫气藏开发的技术关键和面临的技术难点，总结出了目前完成国家自然科学基金研究的进展，并提出目前急需开展的研究工作。即：①高含硫气藏多尺度储层评价研究；②H₂S及天然气混合物赋存状态及成因研究；③H₂S、CO₂、H₂O、天然气共存系统流体相态理论及实验研究；④高含硫碳酸盐岩气藏非线性渗流理论及应用基础研究；⑤储层综合伤害数学模型（应力敏感、硫沉积、水合物）及防治应用基础研究；⑥H₂S、CO₂腐蚀机理及防腐技术研究；⑦储层增产改造机理和改造技术研究；⑧井漏机理及堵漏应用基础研究工艺。     

高含硫气田硫磺储量计算方法的修正

在国内外高含硫气田开发实践过程中，普遍发现随气田开发时间的延长，产出气体中H₂S含量不断上升，而产出气体中H₂S含量高低与高含硫气田硫磺的储量密切相关。通过流体相平衡理论分析，认为高含硫气田H₂S含量上升的原因在于原始条件下地层水中溶解有大量H₂S气体，当地层压力下降时，H₂S在地层水中溶解度降低导致部分H₂S从地层水中逸出进入气相，使得气体中H₂S含量不断上升。在此基础上，结合气-液相平衡和物质平衡理论，建立了H₂S含量变化理论预测模型，对高含硫气田开发过程中H₂S含量变化情况进行理论预测，进而建立了考虑气田开发过程中H₂S含量变化的硫磺储量修正模型。研究结果表明，考虑H₂S含量变化的修正模型所计算硫磺采出量要明显高于常规方法的计算结果，实例也表明考虑H₂S含量变化的硫磺可采储量比未考虑变化规律时要高出16.3％。     

高酸性气井钻井过程中的井控机理

川东北高含硫气田的CO₂、H₂S含量较高，部分气井中的CO₂、H₂S已处于超临界状态。CO₂、H₂S在环空流动过程中离井口很近的距离才发生体积突变，极易诱发井喷。为此，从分析超临界状态CO₂、H₂S的特殊相态特征入手，建立了相应的数学模型，编写了计算机程序，模拟了高酸性高压气井环空温度场、压力场、压缩因子和体积膨胀情况。从模拟计算结果可以看出，在深井中，常规天然气的溢流通常有足够的预警时间，而高酸性气体则在井筒的上部位置发生突然膨胀，引起的天然气溢流几乎没有预警时间。在高酸性气井钻井过程中，需要加强对环空钻井液瞬时流量的监测，尽早发现溢流，确保安全钻井。     

高含硫气田开发过程中H2S含量变化规律

对流体相平衡及高温高压下H₂S气体在水中溶解度的实验研究表明,在高含硫气田开发过程中,H₂S含量增加缘于原始地层水中所溶解的H₂S气体在地层压力降低后部分脱附而进入地层气相中。基于H₂S气体在水中溶解度实验数据和物质平衡方法,建立了高含硫气田H₂S气体含量长期变化规律模型。对H₂S含量变化规律进行的敏感性分析结果表明:在高含硫气田开发早期,产出气体中H₂S含量增加较为缓慢,在气田进入开发的中后期时,H₂S含量增加速度不断加大。同时,地层原始含水饱和度对H₂S含量增加的影响较大。在同样条件下,原始含水饱和度高的气藏其H₂S含量增加速度更快。     

高含硫气田安全隐患及员工安全技术培训

高含硫气田因天然气中H₂S含量高,具有剧毒、强腐蚀、易形成硫沉积、水合物等特点,其开发过程中的设备管理、人员健康、环境污染风险大大增加：①如果相关工艺措施不到位,设备容易出现故障,影响正常生产,甚至发生安全事故,导致人员中毒、受伤;②H₂S对现场作业人员健康的威胁几乎贯穿高含硫气田开发的所有环节;③H₂S放空燃烧生成的SO₂及其形成的酸雨达到一定浓度后容易对井站周围的植被、水土造成污染。高含硫气田开发的安全风险归根到底是人员风险,必须加强员工的安全、技术培训,提高员工安全意识和各项技能,确保气田的安全、平稳开发。通过对员工作业中可能存在的不安全行为分析,结合目前安全技术管理、培训的实践经验,提出了加强该类气田员工安全技术培训的6项措施,对培训方式方法、培训重点等进行了对比分析,进而提出了3种适合高含硫气田开发不同阶段的安全技术培训的方法：①搭建网络培训系统,开展网络培训;②建立学习小组,开展员工自学;③组织人员到国内外有开发经验的企业进行学习。     

普光高酸性气田井筒管材及完井方案优选

四川盆地普光气田属于高含H₂S和CO₂的碳酸盐岩过成熟酸性气田,存在气藏压力高、埋藏深度大、地质构造复杂、腐蚀严重、易喷易漏、安全风险高等开发难题。为解决上述难题,实现气田的安全高效开发,在深入调研国内外高含硫气田完井技术现状的基础上,分析了硫化氢、二氧化碳以及氯离子等对井下管材的腐蚀方式,提出了管柱腐蚀的防治措施：①采用防腐蚀管材;②注入缓蚀剂;③将上述两种方式综合应用。进而设计了3种完井方案：①高镍基合金完井;②高镍基合金与高抗硫材质组合完井;③高抗硫材质完井。经分析对比,最终确定采用镍基合金和高抗硫钢套管组合,配合镍基合金油管和永久式封隔器的完井方案;射孔后下酸压-生产一体化完井管柱,酸化压裂后投产。该方案成功解决了气井酸压、生产、防腐蚀等问题,具有防腐性能优越、后期维护成本低、管柱有效生产时间长、安全系数高等特点。     

奈曼凹陷九佛堂组非烃流体地质意义及控制因素

奈曼凹陷的非烃流体主要指 CO₂,H₂S 和 N₂。 通过伴生气组分分析,结合区域构造发育史、非烃流体含量及碳同位素分析资料,对奈曼凹陷非烃流体成因、进入油藏时间、保存及分布的控制因素进行了深入探讨。研究认为：奈曼凹陷 CO₂ 和 H₂S 均来自幔源成因岩浆喷发,先于烃类进入储层;CO₂ 的富集程度与地层水中的 HCO₃^- 浓度呈正比;H₂S 性质不稳定,目前以痕量 H₂S、含硫有机化合物及黄铁矿结核的形式存在,H₂S 和含硫有机化合物的富集程度与 SO₄^2- 浓度呈正比;N₂ 来自大气成因,燕山晚期进入储层,浅部地层及浅层断裂附近 N₂ 富集。 砂体的展布特征控制非烃流体的平面展布规律,泥岩厚度及泥岩与砂岩的配置关系控制非烃流体的保存条件。该研究成果为奈曼凹陷下一步油气勘探部署提供了一定的理论依据。     

川渝地区高酸性气井完井投产技术及实践

高酸性气井完井投产在国内是空白，属一项新工艺。文章针对川渝地区高酸性气田地质现状以及高酸性介质给气井完井投产造成相当大的困难，提出了川渝地区高酸性气井完井投产的工艺技术方案。通过罗家1井现场工艺试验，提出如下建议：①川东高酸性气井完井投产工艺采用永久式封隔器Φ177.8 mm套管射孔完成，酸化工艺采用解堵酸化；②采用大管径油管完井；③选用抗硫材料，加缓蚀剂保护，采用永久封隔器完井，采取措施减少井下积液等综合防腐方法。在生产过程中应考虑加注缓蚀剂防腐，加注硫溶剂或热油循环防止硫堵或水合物形成。     

总结国内外经验，开发好大气田

在我国开发可采储量千亿立方米以上的大气田已提到议事日程,形成万亿立方米气区也已指日可待。为此,简要介绍了俄罗斯乌连戈伊、亚姆布尔、梅德维日和荷兰格罗宁根等４个巨型气田的开发经验,归纳提出了８条建议：①针对气田规模大、钻井和地面建设速度滞后等情况,宜采取“整体部署、分步实施、立体开发”的技术思路;②井型、完井方式和井网井距优化是开发巨型、大型气田的关键;③优化气藏开发规模（采气速度）和气井产量;④气藏驱动方式的确定至关重要;⑤动态监测要贯彻于开发全过程;⑥均衡开采非常必要;⑦要发展“进攻性”的工艺技术措施;⑧制定有关气田开发健康、安全和环保（HSE）的技术措施。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

高含硫气藏开发技术进展与发展方向

四川盆地已探明高含硫天然气储量超过9 000×10⁸m³,占全国同类天然气储量的比例超过90%。作为中国高含硫天然气开发的主战场,四川盆地已有近47年的高含硫气藏开发历史,积累了丰富的开发成果和技术经验,同时“走出去”支持海外天然气合作开发,代表了中国高含硫气藏开发的最高水平,并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点,总结了高含硫气藏开发方面形成的28项开发特色技术,指出了技术发展方向。     

气体钻井气藏CO2体积分数实时监测方法

气体钻井技术因其在保护与发现储层方面的优势,近年来被应用于国内部分深层致密砂岩气藏的勘探开发;但该技术在钻完井工艺上的变化,导致已成熟应用于液基钻井的防气藏CO2气体腐蚀技术无法实施。这就要求须在气体钻井中随钻评价气藏}z的腐蚀能力,以确定合理的完井方式。为此,由De Waard公式得出将气藏CO2体积分数作为辅助评价气藏CO2腐蚀能力的指标。基于物质守恒定律推导出气藏CO2体积分数与注入气体流量、注入气体}z体积分数、返出气体全烃体积分数、返出气体CO2体积分数的关系,通过在井场进口端与出口端合理位置布局传感器,实现相关参数的采集。现场实例应用表明,计算结果与地层产气规律、邻井资料相符,验证了该方法的准确性。     

复杂难采油气藏开发管理探索与实践——以中国石油西南油气田公司川中油气矿为例

四川盆地川中地区油气分布范围广、资源丰富,历经半个多世纪滚动勘探开发,因油气藏地质特征复杂、开发难度大,始终未能形成规模效益开发。“十一五”期间,中国石油西南油气田公司川中油气矿依靠技术进步,创新开发管理,针对低孔、低渗、高温、高压、高含硫、非均质性强、气水关系复杂的油气藏开发技术瓶颈和管理难点,在深化不同类型油气藏地质认识的基础上,通过技术攻关、技术引进和集成创新,形成了低孔低渗层状孔隙型碳酸盐岩气藏水平井开发配套技术,致密砂岩气藏“区块优选+丛式井+分层压裂+井下节流+地面标准化”的主体开发技术,以及超深、高温、高压、高含硫气井安全快速钻完井和高含硫环境下地面系统腐蚀监测与防治配套技术。通过管理创新形成了与复杂难采油气藏相适应的开发管理模式,提高了复杂油气藏开发水平,油气储量、产量快速增长,近５年新增天然气探明储量4 887×10⁸ m³,油气年产量由不到100×10⁴ t油当量上升到300×10⁴ t油当量。所形成的一系列针对不同类型油气藏的开发配套技术和管理经验对其他非常规复杂油气藏的开发具有借鉴作用。     

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根据国内某高含硫气田集输管线内高含H₂S（8%～16%）、CO₂（5%～10%）的高压腐蚀环境，分析了可能存在的腐蚀影响因素，并采用静态高温高压釜研究了H₂S、CO₂、温度、Cl-以及元素硫等不同腐蚀影响因素对20#钢的作用规律。结果表明，在试验研究的范围内，20#钢的腐蚀比较严重，腐蚀速率在0.348～2.559 mm/a之间，但温度、水中Cl-含量以及元素硫是影响20#钢腐蚀程度的主要因素：水中Cl-含量越高，20#钢的腐蚀速率越大；温度为40 ℃时20#钢的腐蚀速率相对较大；元素硫的存在会加速20#钢的失重腐蚀和点蚀，最大点蚀深度为4.867 mm/a。通过室内研究，建议现场采取适当的措施清除集输管线内沉积的元素硫，而且最好不要让集输管线的温度停留在40 ℃左右，以减轻对管线的腐蚀；此外，还要加强对高Cl-含量地层水汇集的集输管线的防腐蚀工作。     

高含硫气田地面集输建设的实践和认识

〗高含硫气田因高含硫化氢而引发的毒性及强污染性、强腐蚀性、易冰堵和单质硫沉积等特殊性及复杂性，大大增加了地面集输系统的安全环保风险。为了避免高含硫气田在生产中最有可能发生的由于管道和设备腐蚀穿孔、开裂而引起泄漏、火灾、爆炸等重大安全环保事故，防止影响正常生产的冰堵和硫堵事故发生，必须从设计开始，在制造、施工、检测、试运生产的各个阶段重点抓好以下工作：防止泄漏、控制泄放，严防重大安全环保事故发生；高度重视腐蚀控制，以免危及安全；防止天然气水合物冰堵和元素硫沉积影响气井正常生产。     

川渝气田深井和超深井钻井技术

20世纪70年代以来，通过组织科技攻关和新技术试验，取得了一系列重大技术成果，发展了一整套适合四川盆地碳酸盐岩裂缝性气藏地质特点的天然气配套钻井技术；全面开展了以提高机械钻速为中心的钻井新技术配套攻关试验和推广应用，深井钻井速度不断提高。然而，深井钻井速度低、成本高的问题仍严重制约着川渝气田天然气勘探开发的快速发展。20世纪90年代末以来，企业深化改革和油气勘探开发的发展，推动四川盆地深井钻井技术进入了快速发展的新时期，在欠平衡钻井、气体钻井、水平井钻井和深井钻井提速等重大项目的科技攻关与钻井新技术及新装备的集成配套推广应用等方面，取得了一系列成果和突破。针对川渝地区复杂地质条件和油气勘探开发的要求，提出应继续开展对井漏、高含硫气井钻井完井、深井固井等技术研究。加强高端钻井装备与工具的引进和配套开发，不断发展四川气井井控技术，以满足川渝气田地区深井钻井日益复杂的井控技术要求。