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超深高含硫气井排水采气工艺探讨发布时间：2022-10-13T06:08:46.650Z 来源：《科学与技术》2022年6月11期作者：段承琏[导读] 排水采气是气田治理气井水淹和维持边底水线均匀推进的重要手段。
段承琏中原油田石油工程技术研究院河南濮阳 457000摘要：排水采气是气田治理气井水淹和维持边底水线均匀推进的重要手段。
鉴于普光高含硫气田完井结构特点及目前见水现状，本文首先对6种主要的排水采气工艺开展了适应性分析，优选了气举排水工艺类型；根据实际数据明确了不同液气比阶段适用的井筒垂直管流计算模型，在此基础上进一步明确了气举在超深高含硫气井的应用边界条件，为现场的实际应用提供了参考。
关键词:排水采气；高含硫气田；气举1前言四川盆地川东北地区是我国深层高含硫天然气的主要生产基地，其中普光气田[1]是典型代表之一。
普光气田为碳酸盐岩储层，气藏埋深4750～6200m，H2S体积分数15.2％，CO2体积分数8.6％，采用永久式封隔器＋循环滑套+井下安全阀＋油套环空含保护液的完井管柱，集输压力9MPa。
截止目前已投入开发15年，地层压力降至30MPa以下，边底水不断推进，多口气井见水，部分井水淹停产，单井产水量20～375m3/d。
排水采气工艺是治理气井水淹和维持水线均匀推进的重要手段之一，然而“高温、高压、高含硫化氢”限制了多数井下工具和药剂的使用，因此该工况下的排水采气工艺应用一直未取得重大突破[2]。
2排水采气工艺适应性分析2.1前期排水工艺应用情况气田见水初期地层压力仍然保持较高水平，基本维持在35MPa以上，阶段性的放喷、排液即可顺利复产。
现场主要采用了连续油管+氮气排水工艺、泡沫排水工艺。
现场针对连续油管+氮气排水工艺施工周期长、无法快速高效返排的问题，基于连续油管与油管环空中气液两相流动压降的计算绘制了连续油管下入速度图版，利用涡流排液原理研制了高效返排喷头，降低了油管的流动摩阻与滑脱损失，提高了流体的携液举升能力。
一引言高含硫气田是一种常见的气田，在集输过程中，因气田组分的特征而导致设备腐蚀的问题是开采企业关注和研究的重要问题，本文结合自身经验，围绕这一问题谈一下自己的看法，希望给业内人士一些思路和启发。
二、高含硫气田集输系统工艺概述目前，针对高含硫气田开发的防腐问题主要采用的方法包括：采用强耐腐蚀性的管道材质（根据SY0599-2018选择），对焊缝、管件、阀门等进行抗HIC、抗SSC试验评定，对集输系统进行腐蚀监测（在线监测与定期监测），在气田集输过程中注入有机缓蚀剂，安装清管装置并根据管输效率定期清管，管线内、外采取涂层保护措施等。
其中，集输系统的腐蚀监测技术包括腐蚀挂片、电阻探针技术、PCM检测技术、超声波技术、X射线技术等。
采用强耐腐蚀性的管道材质。
在气田输送过程中注入有机缓蚀剂主要通过缓蚀剂的加入类型以及加入量进行配比优化，来实现较好的耐腐蚀效果。
另外，在气田集输系统中安装配套的清管装置，通过确定合理的清管周期对高含硫气田集输系统内的游离水、管壁沉积物质进行清理，延缓管道腐蚀。
集输管道内外侧的腐蚀通常采用防腐涂层的办法，同时进行阴极保护，避免管道外腐蚀加剧。
三、高含硫气田集输系统发生腐蚀原理造成腐蚀的原因主要包括外腐蚀和内腐蚀两方面，不同的方面其腐蚀机理也不相同。
集输系统的外腐蚀主要表现是管道设施当外部发生防腐层的脱落或磨损。
通常情况下，集输管道外表面采用3PE或石油、沥青材料作为防腐层，用于隔绝管道外表面与土壤环境直接接触。
但是因为施工过程中存在质量问题，尤其是管道焊接位置存在防腐层剥离，导致土壤中的水进入到缝隙处，当外界环境存在高压输电设备等强电场环境时，这些管道焊接缝隙处会出现杂散电流，继而引发局部电化学腐蚀现象。
当集输管道在土壤中受力不均衡时，尤其是管道拐弯处存在较大的应力，内外应力不均衡也会加速管道外部腐蚀速率。
集输系统的内腐蚀主要表现是管道壁内壁坑蚀，材质损耗内壁变薄，在管道焊接位置存在腐蚀严重且泄露的现象。
普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术摘要：在普光高含硫气田集输管道系统中，腐蚀是一个常见的问题。
高含硫气田的气体中可能含有硫化氢（H2S）等腐蚀性物质，这会对管道材料造成腐蚀和损害。
高含硫气田中的气体含有硫化氢等腐蚀性物质。
这些物质在存在水分的情况下会形成硫酸，从而引发腐蚀。
因此，管道系统设计时需要考虑气体成分以及合适的材料选择。
水分是引发腐蚀的关键因素之一。
在管道系统中，水分可以来自天然气中的水蒸气、环境湿度、管道泄漏等。
控制水分的进入和保持适当的湿度水平是减少腐蚀的重要措施。
及时监测和检测管道腐蚀情况可以帮助发现问题并采取相应的措施。
常用的腐蚀监测方法包括超声波测厚、阴极保护、电化学腐蚀监测等。
通过定期检测和评估管道的腐蚀状况，可以及时采取维修或替换措施，以防止腐蚀进一步扩展。
针对普光高含硫气田集输管道系统腐蚀问题，采取适当的材料选择、表面涂层和防护措施、监测和检测以及安全操作和维护管理等措施，可以有效地减少腐蚀带来的风险和损害，确保管道系统的安全可靠运行关键词：普光高含硫气田；集输管道；腐蚀风险评估；控制技术1普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估1.1收集相关数据收集气田的地质、气体成分、操作条件等相关数据。
这些数据包括气体中的硫化氢含量、水含量、温度、压力以及管道材料和设计参数等。
1.2确定腐蚀机理根据收集到的数据和了解的管道系统情况，确定可能导致腐蚀的机理。
这可能涉及气体成分与管道材料的相互作用、水分和湿度对腐蚀的影响等。
1.3评估腐蚀风险1.3.1确定腐蚀速率根据气体成分和管道材料的相容性，推断腐蚀速率。
这可以通过文献调研、实验数据和经验公式等方法进行估算。
1.3.2分析腐蚀影响评估腐蚀可能对管道系统的影响，如管道壁厚减薄、材料强度降低、管道泄漏等。
这可以根据管道设计和操作要求进行定量分析。
1.3.3判断腐蚀风险等级根据评估结果，将腐蚀风险分为不同级别，例如低、中、高或类似的分类，以帮助确定应对措施的优先级。
高含硫天然气净化装置高效运行关键技术研究及应用摘要：天然气提纯技术在当今大量消耗的天然气资源的背景下有着重要的作用，已成为该领域的重点研究课题。
随着我国油气资源的大规模开发，特别是在我国川渝地区相关油气资源中掺杂了大量的高硫天然气，未进行提纯的这类毒气完全不能满足社会和人民的需要，所以，采用一种科学而有效的方式对高含硫气进行提纯是非常必要的，以适应产业的发展需要，并恰当地运用到实际的生产生活中。
文章首先介绍了高含硫天然气提纯技术的发展概况，然后结合普光气田的实例，对高含硫天然气提纯技术的应用进行了探讨。
关键词：高含硫天然气净化技术应用研究引言在当今社会，随着环保意识的日益增强，人们对生活品质的要求也在不断提高，使天然气的应用越发广泛，但天然气并非一种可直接投入使用的纯净物，其中以甲烷居多，同时有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般情况下，天然气中还存在一定量的硫化氢、二氧化碳、氮、水汽和少量一氧化碳及微量的稀有气体，如氦和氩等，如果直接投用会对人们的生活环境造成很大的负面影响，因此，对其进行相应的净化处理是非常必要的。
1高含硫天然气净化技术的现状1.1对硫磺回收技术的分析高含硫天然气的一个明显特征就是：它的组成比较复杂，一般硫化氢含量在2—70%，硫回收工艺就是利用这种特性，以有效降低硫化氢含量。
一般来说，硫化氢的含量越高，硫磺回收装置的脱硫作用就越好，而且产生的副产品更少，同时导致二氧化硫在尾气中的排放量也随之降低。
鉴于我国多数油气田在开发过程中存在着高浓度的硫化氢和二氧化硫，为了提高天然气的提纯程度，提高硫磺的生产效率，因此，要想进一步提高硫的回收率，就必须对硫的回收设备和脱硫工艺进行深入的研究。
例如，每年生产100×108立方米的天然气，它含有大约13%的硫化氢，目前的净化设备使废气中的二氧化硫浓度达到了数千吨，与产业规范及社会环保需求相去甚远。
鉴于此，环境保护部门将重点关注大型高含硫天然气净化工厂，目标是对硫磺回收工艺进行优化，提高硫磺回收效率。
高含硫天然气净化技术应用研究发表时间：2018-04-04T10:39:20.197Z 来源：《建筑学研究前沿》2017年第31期作者：鲁金孝[导读] 本文从高含硫天然气净化技术的现状入手，以普光气田为例，探究高含硫天然气的实际应用情况。
长庆油田分公司第一采气厂第四净化厂陕西延安 716000 摘要：天然气净化技术一直是行业核心研究对象，它对于现代社会消耗量极大的天然气能源的使用具有重大意义。
但伴随着天然气田的广泛开发，大量高含硫的天然气混杂其中，这些有毒气体根本无法满足社会和民众的使用需求，因此有必要采取科学高效的方法来对高含硫天然气进行净化操作，以适应行业的发展要求并妥善应用于实际生产生活中。
本文从高含硫天然气净化技术的现状入手，以普光气田为例，探究高含硫天然气的实际应用情况。
关键词：高含硫天然气净化技术应用研究随着现代社会对于环保意识的不断提升，人们对于生活质量的要求也越来越高，而天然气作为广泛使用的能源，其含有的大量污染物质给生存环境带来了巨大负面影响，所以相关的净化处理势在必行。
根据行业标准，现有的天然气对于含硫总量的规定为60mg/m3，同时，对来自于尾气排放装置和硫磺回收过程中的二氧化硫含量的规定为500mg/m3，这些硬性规定给天然气净化工作带来了极大挑战，所以有必要进行深入研究。
一、高含硫天然气净化技术的现状（一）对硫磺回收技术的分析高含硫天然气的一个显著特点就是：成分复杂且硫化氢或二氧化碳含量较高，硫磺回收技术正是根据这一特点进行脱硫处理，以有效降低硫化氢含量，同时形成酸气。
通常情况下，硫化氢含量越多，硫磺回收装置进行脱硫的效果越好，并且生成的难以转化的副产物也较少，继而导致二氧化硫在尾气中的排放量也随之降低。
一般来说，行业多采用三级克劳斯硫磺回收装置对含硫量处于中低层水平的天然气进行脱硫操作，这样得到的二氧化硫含量大致在50%～80%之间，硫磺回收率可以达到97%，含硫副产物的量控制在0.2%以内。
本科毕业设计（论文）开题报告题目普光高含硫长井段气层投产方案可行性研究学生姓名学号0603030226教学院系石油工程学院专业年级石油工程2006级指导教师王永清职称教授西南石油大学2010 年4 月、设计（论文）选题的目的、意义及国内外研究现状选题目的：结合石油天然气重大工程项目的具体工序，利用已学专业知识和发挥自学能力，全面锻炼和检验自己运用知识解决工程实际的能力。
选题的意义：普光气田是我国的一个大型气田，同时也是高含硫、中含二氧化碳的气田，对此，在高含硫井的投产上存在许多难题，为了实现最大的经济效益，以及为了生产施工的安全和避免环境污染，必须对其投产方案措施进行可行性研究和评估。
可行性研究报告是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。
在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。
国内外研究现状：2009年，朱敬发表了《普光气田酸压施工对硫化氢的安全防护》，着重讨论了普光气田开发的重要措施酸压施工过程的安全防护及应对措施，对可能发生的问题采取了相应的防护措施，保证酸压施工的安全。
2008年，何生厚发表了《普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策》，系统的分析了高含硫的气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术等难题。
2009年，张庆生等人发表了《普光高含硫气田采气管住的优选》从气田投产方式、材质的选择、井口装置、管住结构以及防腐措施等方面对该气田采气工艺技术进行了全面的研究。
提出了高含硫气田的投产作业方式，即:酸压（酸化压裂）生产一体化方式，酸化生产一体化方式和射孔后直接投产方式。
2009年7月，魏风玲等人对普光高含硫气田完井工艺与技术进行了深入研究，对工艺成果进行了现场推广应用，取得了显著的经济效益和社会效益，为普光气田的顺利、高效投产奠定了坚实的技术基础。
普光高含硫气田开发动态定量评价技术摘要：针对普光气田礁滩相碳酸盐岩储层非均质性强、高含H2S、边底水等复杂地质特点，应用日渐丰富的动、静态资料及最新实验成果，研究形成礁滩相非均质储层气藏压力确定方法、礁滩相非均质储层气藏水侵评价技术、储量动用状况评价技术、建立高含硫气藏双重介质气—液—固（硫）综合渗流数学模型。
综合形成高含硫碳酸盐岩气藏开发动态定量评价关键技术，为普光气田高效开发提供技术支撑。
关键词：高含硫；气藏压力；水侵评价；动用状况普光气田是国内首个投入开发的超深特大型高含硫气田，持续稳产对国家含硫气藏开发具有重大意义。
随着普光气田开发深入，储层强非均质性、地层水推进、硫沉积等问题对开发效果的影响逐步凸显。
为深化气藏开发规律，采取针对性的技术对策提高气藏开发效果，急需开展气藏开发动态规律的攻关，解决以下四个方面的问题:一是针对储层平面、纵向上非均质性强，不同类型储层不稳定交错分布，储层渗流特征多样，导致地层压力确定未动用储层分布及定量刻画难度大的问题；二是储层非均质性强，加上微裂缝发育，导致地层水沿高渗条带突进，地层水活跃性、气井水侵识别、见水时间、气井控水的合理生产制度等研究未能定量化；三是随着地层压力的下降，元素硫将逐渐析出，考虑元素硫影响的多相渗流规律及特征方面的研究，目前尚没有明确结论；四是随着元素硫逐渐析出，硫沉积影响将日益严重，可能影响气田的稳产期及采收率。
针对考虑硫沉积的数值模拟方面缺乏相应的手段。
本文针对上述制约气田开发的关键问题，充分应用动、静态资料及实验成果，开展了礁滩相储层非均质气藏压降、水侵规律、储量动用状况、硫沉积规律及对开发影响等方面的攻关研究，形成礁滩相非均质储层气藏压力定量确定方法、礁滩相非均质储层气藏水侵评价技术、储量动用状况定量评价技术、高含硫气藏实验室与地层条件相对渗透率转换技术、建立高含硫气藏双重介质气—液—固（硫）综合渗流数学模型，形成高含硫碳酸盐岩气藏开发模拟技术，为普光高含硫气藏及同类气田高效开发提供技术支撑。
特大型高含硫天然气净化厂安全放空与火炬系统设计解析摘要四川盆地普光气田天然气净化厂具有l20×108 m3/a的高含硫天然气(H2S体积分数为14.14%，C02体积分数为8.6%，有机硫含量为340 mg/m3)处理能力。
为了保证事故工况时其大排量高含硫天然气的安全泄放和高效燃烧，优化了高低压放空管网及火炬系统的设计，突破一般天然气净化厂“全量放空”的常规设计思路，合理确定了放空规模为75×104 m3/h，研发出空抗低温、防火雨、高低压火炬密封、大排量放空防回火、三重保障点火、流体密封等技术，同时引进高效高低压酸性气火炬燃烧器，保证了火炬的安全平稳运行。
放空与火炬系统投产后运行平稳，燃烧效率高于99.9%，为新建或改扩建大型天然气净化厂提供了参考。
关键词普光气田高含硫天然气大排量放空系统火炬系统设计安全解析四川盆地普光气田天然气净化厂(下称普光净化厂)是“川气东送”工程的核心组成部分，建设有6联合12系列的300×104 m3/d天然气净化装置、集气总站及赵家坝污水站，具有l20×108 m3/a的高含硫天然气(H2S体积分数为14.14%，C02体积分数为8.6%，有机硫含量为340 mg/m3)处理能力，为目前亚洲最大规模高含硫天然气处理装置(图1)。
天然气净化装置内的高压、高含硫天然气介质存量巨大、剧毒有害、易燃易爆，当出现火灾、大面积泄漏等极端事故工况时，必须保障生产装置与周边人员的安全[1-4]，大排量的高含硫天然气需要安全泄放、高效燃烧，这就对天然气净化装置的放空及火炬系统提出了更高的要求[5-6]。
1 特大型高含硫天然气净化装置的放空系统1.1 放空系统简介普光净化厂6联合l2系列的天然气净化装置分别布置于厂内东西两个区域，其间间隔设置循环水场、变电站等公共工程设施，单系列天然气净化装置均包含脱硫、脱水、硫磺回收、尾气处理与酸水汽提5个工艺单元，其中每个系列装置脱硫单元每小时处理8.0MPa 高压高含硫天然气l2.5×104 m3，脱水单元每小时处理8.0 MPa高压不含硫湿净化气20.8×104 m3，Claus硫磺回收单元每小时处理硫化氢体积分数为60%的低压再生酸性气3.2×104 m3[7]。
耐硫化氢微囊压井液在普光低压气井修井中应用曾浩;彭睿;郑勇;胡晓宇;底磊;李文帅【摘要】针对普光气田硫化氢环境下压井液难以长效保证持续性安全修井、储层保护的实际,以绒囊为基液,分别添加8种不同除硫剂通过碘量法测定除硫效果及红外分析仪判断体系稳定性优选配伍的除硫剂,得到除硫高效、气泡粒径较绒囊更小的微囊压井液。
该压井液在130℃、2.6MPaH2S分压、48h老化过程中及在130℃热滚16h后,流变性参数变化小,表明抗硫化氢及抗温能力强。
用岩心驱替仪在130℃、60MPa围压、0.8MPa回压下压井液封堵人造1mm宽裂缝岩心,封堵压力达30MPa。
在储层岩心试验中破胶前后渗透率恢复值为91.38%,表明封堵性能良好且储层恢复程度较高。
在压力系数为0.88、H2S含量为18%、4次清水压井共漏失215m3的普光DW-3井应用,挤注98m3压井液至油压为0,持续180d控制井底气体无上窜。
结果表明,研制的耐硫化氢微囊压井液解决了普光高含硫低压气井安全修井及储层保护难题,为低压高含硫碳酸盐岩气田压井提供一种可选择的技术。
【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2018(005)006【总页数】7页(P80-86)【关键词】修井;压井液;绒囊;硫化氢;低压气井;漏失;储层保护;普光【作者】曾浩;彭睿;郑勇;胡晓宇;底磊;李文帅【作者单位】[1]中国石油化工股份有限公司中原油田分公司,河南濮阳457001;[2]中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京102249;[1]中国石油化工股份有限公司中原油田分公司,河南濮阳457001;[2]中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京102249;[2]中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京102249;[2]中国石油大学(北京)石油天然气工程学院,北京102249;【正文语种】中文【中图分类】TE254.3普光气田是我国大型高含硫碳酸盐岩气田之一，勘探开发初期由于对高含硫化氢气井开发技术和认识的不足，在硫化氢的作用下，出现套管穿孔、水泥环出现裂缝等现象，高含硫化氢气体窜出严重，无法进行安全生产，甚至导致弃井[1]。
