摘要：普光氣田由于高含硫化氫和二氧化碳，對采氣工藝提出了更高要求。從氣田投產方式、材質的選擇、井口裝置、管柱結構以及防腐措施等方面對該氣田的采氣工藝技術進行了全面的研究，提出了高含硫氣田的投產作業(yè)方式，即：酸壓(酸化壓裂)生產一體化方式，酸化生產一體化方式和射孔后直接投產方式。通過室內實驗評價，氣井生產管柱優(yōu)選了G3或同等級的高鎳基合金鋼材料，井下工具選擇718高鎳基合金鋼材料；氣井井口裝置優(yōu)選抗硫材質，并配置井下安全閥和井口安全閥；氣井采用生產封隔器永久完井管柱。該技術思路對國內酸性氣田的開發(fā)具有重要借鑒意義。

關鍵詞：普光氣田；采氣；油管；硫化氫；井口裝置；優(yōu)選

    普光氣田由于流體中富含H₂S，如不采取合適的防腐措施，將會影響氣井生產壽命，引發(fā)氣體泄漏，造成管柱斷裂等，其安全生產隱患大^[1]。目前，國內尚沒有成功的同類氣藏開發(fā)經驗^[2]。

    在氣田開發(fā)中，常用的投產方式有簡單投產方式和聯作投產方式^[3]。普光氣田試采資料表明，酸壓改造(酸化壓裂)可以有效解除地層污染，恢復或提高氣井產能，所以大部分井在投產前進行酸壓儲層改造；施工壓井會對地層造成嚴重污染，酸壓后壓井甚至能引發(fā)井漏，所以投產方式應盡量避免壓井施工，特別是酸壓后壓井；因此，考慮普光氣田為高壓、高含硫氣田，為有效控制井噴造成的有毒氣體泄漏，提高生產的安全性，投產方式應盡量采取起下作業(yè)次數少的聯作方式。研究認為，對于產能需要酸壓恢復的氣井，采用酸壓生產一體化投產方式；對于采用篩管完井的水平井，應采用酸壓生產一體化投產方式；對于高產井可考慮射孔后直接投產方式。

    通過對各種投產方式研究結果，普光氣田的生產管柱均采用為酸壓生產一體化完井管柱。因此管柱設計除考慮滿足長期安全生產的需要，還應充分考慮酸壓施工對井下管柱的影響^[1，4]。①普光氣田為高壓高含硫氣藏，為預防井噴失控、保證氣井在緊急狀況下安全可靠關閉，管柱應配套抗H₂S、CO₂腐蝕的井下安全閥，并在上下應用流動短節(jié)，以防止由于安全閥通徑變化引發(fā)的沖蝕問題。②為保護套管免遭H₂S、CO₂的腐蝕和承受較高的壓力，管柱應配套密封性、抗腐蝕性能好、耐高壓、高溫的永久性封器。封隔器下部設計使用坐落短節(jié)，作為坐封封隔器、管柱試壓、不壓井作業(yè)，壓力監(jiān)測等備用。③為便于封隔器坐封后頂替環(huán)空或油管中的鉆、完井液，反排酸液，或在緊急情況下進行循環(huán)壓井，管柱應在封隔器上部配套滑套。④管柱最下部提供了剪切球座，底部為引鞋設計，使得過油管繩纜作業(yè)順利，剪切后的球及球座落入井底。⑤伸縮節(jié)用以補償油管因溫度和壓力變化引起的管柱伸長或收縮，可使封隔器處于最低的拉力或推力范圍。該工具的特點決定此處是引起管柱漏失的薄弱點，使用應盡可能謹慎。經過管柱受力計算，證明在酸壓、生產、封隔器座封等狀況下，管柱均在安全受力范圍內，所以管柱不配套伸縮節(jié)。⑥其他井下工具如井下壓力、溫度測試系統(tǒng)、井下加藥設備等，可根據生產需要優(yōu)化、配套。

設計后的管柱結構示意圖見圖1，油管用合金鋼防腐管，井下工具能滿足抗硫化氫腐蝕需要，耐溫150℃，耐壓70MPa，油管絲扣為金屬氣密封VAM TOP。圖1-a是不帶加藥閥和井下壓力計的生產管柱，一般在斜井和產量較高的井中使用；圖1-b是采用毛細管組成的能加注溶硫劑的生產管柱，在產量較低易產生硫沉積的氣井中使用；圖1-c是可實時監(jiān)測井底溫度和壓力的生產管柱，在井下又安裝了壓力、溫度傳感器，一般只在直井中采用。

 

    普光氣田井口各部件必須滿足API 6A 19^th和NACE MR 0175標準的抗H₂S、抗CO₂要求，且具備遠程控制功能。由于地層破裂壓力高，考慮到酸壓生產一體化投產，采氣井口裝置壓力等級選用70、105MPa。普光氣田采氣樹采用雙翼雙閥十字井口，材料級別為HH級，內襯625鎳基合金，在主通徑上安裝1個安全閥，生產翼和油管頭一側翼裝儀表法蘭，生產翼上安裝籠套式節(jié)流閥。采用井口和井下兩級安全閥控制系統(tǒng)，可對異常壓力、著火、氣體泄露、下游事故信號實現井口緊急關斷。地面安全控制系統(tǒng)(ESD)能夠分別實現對同一個平臺的單井關斷和所有氣井的同時關斷，并根據關斷邏輯設置關斷地面安全閥(SSV)或(和)井下安全閥(SCSSV)。ESD與SCADA系統(tǒng)相連，采氣樹溫度壓力、油管頭側溫度壓力、輸送管線壓力、地面安全閥SSV的閥位、易熔塞壓力等信號可遠傳至站控系統(tǒng)SCS。ESD根據站控系統(tǒng)SCS指令關斷井上安全閥SSV和井下安全閥SCSSV。控制系統(tǒng)關斷后，開啟安全閥必須是現場手動復位。安全閥的開啟順序為先開井下安全閥，后開地面安全閥。

    高含硫氣井生產管柱的選材，除了滿足強度要求條件下，還應根據H₂S、CO₂的分壓和地層溫度來選擇。根據管材選用流程及分析圖(圖2)，結合普光氣田主體流體性質和生產條件，管材需要采用含鉻20%以上、鎳40%以上、鉬3%以上的高鎳基合金鋼材料，硬度(HRC)小于40。

 

    通過室內腐蝕實驗，對高抗硫鋼和高鎳基合金鋼耐腐蝕性能進行評價，實驗結果見表1、2。

    注：加速實驗介質為3%NaCl+0.5%HAc+飽和H₂S和CO₂，不加速實驗介質為3%NaCl+飽和H₂S和CO₂，1psi=6.89476MPa。

材料	應力開裂實驗				單質硫環(huán)境下腐蝕實驗
	屈服強度(MPa)	洛氏硬度	時間(d)	應力開裂	腐蝕速率(mm/a)
SM2535	868	32	42	無	0.035
INCONEL 718	827	30	42	無	0.031
INCOLOY 825	952	30	42	無	0.028
INCOLOY 925	786	38	42	無	0.028
INCOLOYG3	920	33	120	無	0.014
C-276	1342	43.5	15	無	0.005

    由表1數據可看出，高抗硫鋼在不加速和加速實驗條件下，平均腐蝕速率為0.22～5.99mm/a，是部頒標準的2.9～78.8倍，腐蝕十分嚴重。從室內腐蝕速率的角度來看，在井下溫度80℃時，流體對套管腐蝕最嚴重，而且高抗硫鋼管不能滿足普光氣田生產需要。另外，表1顯示國外高抗硫管材耐硫化物應力腐蝕破裂性能比國內高抗硫管材穩(wěn)定，臨界應力值高，在120℃時的全浸腐蝕速率小于國內高抗硫鋼。但從實驗結果看，兩種高抗硫管材的耐硫化物應力腐蝕破裂臨界應力值均低于110×10³psi屈服強度的性能指標。全浸腐蝕試驗以后，氣、液相試件表面均有腐蝕斑跡，說明實驗過程中試樣已經產生了腐蝕。并且兩種高抗硫鋼的腐蝕速率均大大超過了部頒標準，腐蝕十分嚴重。綜合考慮全浸腐蝕速率實驗及應力腐蝕實驗結果，兩種高抗硫鋼管均不能滿足普光氣田生產需要。

    從表2可看出，在15%NaCl+H₂S(1.38MPa)+CO₂(0.69MPa)+S(1g/L)、溫度232℃的實驗

條件下，SM2535、718、825、925在42d內均未發(fā)生應力開裂；C276在15d內未發(fā)生應力開裂，G3在120d內未發(fā)生應力開裂。SM2535、825、925、718、G3、C276在15%NaCl+H ₂S(1.38MPa)+C0₂(0.69MPa)+S(1g/L)、溫度232℃的實驗條件下，腐蝕速率很小，均低于部頒標準。其中G3和C276的耐腐蝕性能更好。

    根據管材選擇依據和高鎳基合金鋼材料的室內腐蝕實驗評價結果，綜合考慮普光氣田生產管柱選擇G3或同等級的高鎳基合金鋼材料，根據NACE標準，所選管材的HRC需小于40。井下工具應選擇718高鎳基合金鋼材料。

    為了防止環(huán)空腐蝕，環(huán)空流體中加注緩蝕劑，使其在管壁上形成一層保護膜。緩蝕劑對應用環(huán)境的選擇要求很高，針對性很強。隨著溫度、壓力、流速等的改變，應選用不同的緩蝕劑。緩蝕劑的選擇，除了考慮系統(tǒng)中介質的組分、運行參數及可能發(fā)生的腐蝕類型，還要了解緩蝕劑的緩蝕性能與處理介質及其他添加劑的兼容性等。

    普光氣田采用井下封隔器來防護油管外壁和套管內壁環(huán)形空間的腐蝕，封隔器將油管與套管環(huán)空密封，阻止來自氣層的含H₂S酸性天然氣及地層水進入。

    普光氣田開發(fā)推薦采用高鎳基合金鋼防腐方案，材質為G3。由于封隔器下入位置在產層以上50～100m處，為了使封隔器可靠坐封，高鎳基合金鋼材質套管應至少在產層200m處。

    1) 對普光高含硫碳酸鹽巖氣藏采用酸壓生產一體化投產方式。

    2) 普光氣田氣井采用生產封隔器永久完井管柱，管柱結構在滿足工藝要求的前提下應盡量簡化。油管選用G3材質，井下工具選用Inc718材質，油管絲扣為VAM TOP扣。

    3) 普光氣田氣井HH級采氣井口裝置，并配置井下安全閥和(或)井口安全閥，以便在緊急情況下實現安全關井。

    4) 在完井作業(yè)中，采用封隔器完井，避免含硫天然氣接觸上部套管內壁和油管外壁，在環(huán)空保護液中加入緩蝕劑等綜合措施減少腐蝕，延長氣井壽命。

[1] 陳中一.四川含硫氣井完井工藝技術探討[J].天然氣工業(yè)，1996，16(4)：43-45.

[2] 楊繼盛.采氣工藝基礎[M].北京：石油工業(yè)出版社，1992：44-52.

[3] 王寧.川東北高含硫氣井完井修井工藝技術探討[J].鉆采工藝，2003，26(增刊)：75-79.

[4] 尹叢彬，熊繼有，石孝志，等.羅家寨高含硫氣田水平井酸化技術現狀及發(fā)展方向分析[J].天然氣工業(yè)，2005，25(10)：55-57.

 

(本文作者：張慶生^1，2 吳曉東¹ 魏風玲² 史曉貞² 宋建虎³ 1.中國石油大學(北京)石油天然氣工程學院；2.中國石化中原油田采油工程技術研究院；3.中國石化中原油田采油二廠)