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浅谈含硫气田中压集输工艺及抗硫井下节流器的应用 延长气田地处鄂尔多斯盆地，天然气资源丰富，鄂尔多斯盆地跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省区，面积 37×10 4 km 2 ，是我国第二大沉积盆地。该盆地划分为伊盟隆起、渭北隆起、西缘逆冲带、晋西褶曲带、天环向斜以及伊陕斜坡等 6 个二级构造单元，油气资源丰富，南部中生界石油，北部发育有上、下古生界两套含气层系，探明天然气资源量已达 10×10 12 m 3 ，占全国气层气资源总量的 26.3%，是本世纪国内重要的油气资源战略接替区。 一、西南油气田重庆气矿相关情况 工程技术研究院是西南油气田公司井下工程技术和技术监督的综合性应用研发机构，主要从事钻井工程、完井工程、采气工艺、增产工艺技术及配套工具研制、软件开发应用、钻井液、完井液、增产技术、采气工艺室内实验评价和现场检测、工程技术推广，以及勘探开发钻井试油地质监督管理等工作，是西南油气田公司的技术支撑单位和参谋部。 （1）气藏方面 重庆气矿主要辖区为四川盆地东部地区下辖8个天然气采输气作业区，管理32个气田，年生产天然气70亿立方米。 重庆气矿已发现8个高含硫气藏，均为海相碳酸盐岩气藏，属于低孔低渗，多为裂缝-孔隙型储层，普遍具有高温、高压、高含腐蚀性气体的特点，H2S含量34.62～491.49g/m3、CO2含量2.579～222.1g/m3，地层压力高达60Mpa，单井产量较高（表1）。 二、苏里格气田相关情况 苏里格气田研究中心是长庆油田公司“三院两中心”中唯一围绕苏里格气田开展专项技术研究和服务的科研机构，主要承担苏里格气田发展规划、生产动态分析、开发方案编制、实施，增产、稳产措施实验研究及气藏动态管理和生产优化等工作，工作特点以储层地质研究、方案现场实施和技术支撑一体化为主。汇丰悦公司是长庆油田指定的节流器生产商。 （1）气藏方面 苏里格气田是我国最大的气田，是典型“低压、低渗、低丰度”气藏，单井产量低，压力下降快，可划分为东区、中区和西区三个区块，其中东区位于鄂尔多斯盆地中央古隆起东侧，南部与靖边气田相接。该区既发育上古储层，同时也发育下古储层，开发方式为上古发育开采上古、下古发育开采下古，上下古发育则上下古合采，根据收集到调研资料，苏里格东区气井平均完井深度为3023.6m，中深地层温度为96.4℃,单井产量为1万方，平均水气比为0.4m3/104m3。通过对部分含硫气井的统计，硫化氢含量在62-2884.54 mg/m3内，苏东整体区块气硫化氢平均含量为3.897mg/m3，属于微含硫气藏。 （2）集输工艺 苏里格气田主要采用中、低压集输工艺，井下节流器技术是苏里格气田的主体工艺，主要工艺路线为：井下节流、中低压串接、移动注醇、常温分离、集中处理。井下节流至中低压，井口压力不高于4.0MPa，天然气进集气站进行分离、脱水、计量外输，外输压力不高于3MPa（夏季），冬季采气管线运行压力1MPa，集气站增压到3MPa后外输，含硫气接入靖边气田集输管网系统去净化厂脱硫脱碳；不含硫天然气接入处理厂，进行低温法脱水脱烃处理。部分高产井或出砂量较大的气井会在初期井场使用橇装水套加热炉进行一段时间的生产后再下井下节流器生产。针对部分硫化氢含量较高的井，不生产，采取封井措施。 采用井下节流工艺技术后，气井基本保持了连续稳定生产，采气时率有了很大提高，特别是冬季生产期间，气井利用率明显提高。 （3）井下节流器发展、应用情况 苏里格气田由于单井产量较低，为了考虑经济性，节流器更换频率较低，一般情况下只有在节流器失效或需要进行其他井下作业时才打捞节流器。苏里格气田在2008-2009年节流器打捞成功率较高，基本能达到90%，主要是由于节流器失效打捞，失效节流器胶筒已经损坏，打捞相对容易； 2010-2011年打捞成功率明显下降，大约只有60%左右，主要是由于调产或为开展打捞试验而打捞，节流器未失效，胶筒与油管密封良好，导致打捞困难； 2012-2015通过改进打捞工艺及新型节流器研发应用使得节流器打捞成功率提高，目前能达到90%以上。造成打捞困难的主要原因有打捞劲断裂、胶筒不回缩、卡瓦不解封、井筒积液、油管变形等。通常在打捞不出来的情况下，苏里格气田的常规做法是将节流器击落到井底，重新投放一个新的节流器。苏里格气田使用的节流器单个价格在1万元左右，打捞一次1.8万元，投放一次1.3万元。 三、延长气田2016-2017年的产建任务 2016年-2017年延长气田的产建任务主要是靖边969井区地面集输工程和志丹439井区地面集输工程。其中靖边延969井区位于靖边县东南小河、青阳岔地区（延113-延133井区以西），该区发育上、下古两个气藏，属于低孔、低渗储集层，方案设计为上下古合采，平均完钻深度3728m，中深地层温度为110℃，硫化氢平均含量为953.5 mg/m3，最高为横4井，硫化氢含量为21300mg/m3，属于低含硫气藏。 四、结论 通过对重庆气矿、苏里格气田的调研，并充分考虑延长气田的实际情况，认为含硫气田通过投放抗硫井下节流器，采用中压集输工艺的相关技术是成熟可靠的，地面集输系统投资低，安全性高，经济性也较好。 五、建议 （1）下入生产管柱时提前接入短接（预制筒），便于后期生产投放固定式节流器，固定式比活动式可靠性要高； （2）采气树后采气管线设计预留接口位置，便于气井后期生产过程中排水采气装置的安装及作业。 （3）气田集输的安全性、采气管线材质的选用、输气管道的压力等级需进一步优化。 （4）含硫高气井建议井口设置两道紧急切断阀，以确保运行安全。 （5）为确保作业安全，含硫气井井下节流器投放及打捞时，选择技术实力强经验较多的专业化公司作业。 参考文献： 【1】张春燕,朱明高,刘承昭.浅谈气田集输橇装化、标准化设计的优越性.天然气与石油.2009(12) 【2】张磊,石万里,郑欣,王登海.苏里格气田数字化集气站橇装化.油气储运.2014（12） 本文来源：https://www.dywdw.cn/d4c7610ea9ea998fcc22bcd126fff705cc175c16.html
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2022-10-05
