摘要：我國高含硫天然氣資源豐富，開采潛力大，但其資源利用面臨腐蝕性強(qiáng)、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難題。為此，總結(jié)了中國石油天然氣集團(tuán)公司近年來在深層高溫、高壓、大產(chǎn)量高含硫天然氣開采中產(chǎn)能測試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)防控等方面開展技術(shù)攻關(guān)所取得的創(chuàng)新成果：①高含硫氣井產(chǎn)能測試技術(shù)非穩(wěn)態(tài)測試用時(shí)減少50%，平均誤差為7.5%，試井測試深度達(dá)7?000 m，硫化氫測試含量達(dá)230 g／m³；②高含硫氣井完井裸眼封隔器分段工具的分段級數(shù)達(dá)12級，不動(dòng)管柱水力噴射分段工具的分段級數(shù)達(dá)9級；③高含硫氣田氣液密閉混輸工藝和腐蝕控制技術(shù)體系長效膜緩蝕劑的膜持續(xù)時(shí)間為45 d；④高含硫天然氣凈化技術(shù)體系的改良低溫克勞斯硫磺回收工藝的硫磺回收率達(dá)99.45%，高含硫天然氣脫硫技術(shù)及工藝計(jì)算模型的有機(jī)硫脫除率達(dá)85%，催化劑硫化氫的轉(zhuǎn)化率為96%，總硫轉(zhuǎn)化率為98%。最后還提出了加快建設(shè)高含硫氣田開采國家級研發(fā)平臺(tái)以推動(dòng)本領(lǐng)域技術(shù)進(jìn)步的建議。

關(guān)鍵詞：川渝地區(qū)??高含硫氣田??開采??產(chǎn)能測試??完井及改造??腐蝕控制??脫硫??硫磺回收??風(fēng)險(xiǎn)防控

天然氣屬于清潔能源，大力發(fā)展天然氣工業(yè)是中國重大能源戰(zhàn)略決策。中國高含硫天然氣資源豐富，開發(fā)潛力巨大。截至2011年，中國累計(jì)探明高含硫天然氣儲(chǔ)量約1×l0¹²?m³，其中90%都集中在四川盆地。從20世紀(jì)50年代至2000年，中國石油天然氣集團(tuán)公司已在四川盆地開發(fā)動(dòng)用高含硫天然氣1 402.5×l0⁸?m³，2000年后隨著川東北地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏和龍崗二、三疊系礁灘氣藏的探明，更是迎來了高含硫天然氣開采高峰(表1)^[1]。隨著海相天然氣資源勘探力度的加大，中國高含硫天然氣探明儲(chǔ)量將進(jìn)入快速增長期，為進(jìn)一步加快高含硫氣田開采奠定了資源基礎(chǔ)。除天然氣外，硫磺也是高含硫氣田所蘊(yùn)藏的寶貴資源。因此，安全、經(jīng)濟(jì)、高效地開采天然氣并將有毒硫化氫轉(zhuǎn)化為硫磺，對優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)和節(jié)能減排意義重大。

?

中國高含硫氣田普遍具有氣藏埋藏深、地質(zhì)條件復(fù)雜、壓力高、含水、多位于人口稠密地的特點(diǎn)，資源開采面臨腐蝕性強(qiáng)、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難點(diǎn)。

中國高含硫氣藏多為深層、高溫、高壓氣藏，氣藏非均質(zhì)性強(qiáng)，常伴有地層水。目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的高含硫氣藏最大埋深為7?000 m，最大原始地層壓力超過80MPa，氣藏最高溫度175℃，硫化氫最高含量超過200 g／m³。高含硫氣藏儲(chǔ)層類型復(fù)雜，常常包含裂縫-孔洞、裂縫-孔隙、孔隙型以及邊、底水活躍型儲(chǔ)層。

與大型高含硫氣藏開采配套建設(shè)的天然氣凈化廠、集輸管網(wǎng)投資大，建設(shè)工程量大，難于沿用常規(guī)氣藏逐步完善產(chǎn)能建設(shè)的開發(fā)模式。一次性規(guī)?；ㄔO(shè)投產(chǎn)的開采方案對氣藏早期描述、產(chǎn)能快速評價(jià)等開采早期評價(jià)技術(shù)提出了更高要求。

高含硫氣藏含有硫化氫、二氧化碳和有機(jī)硫，其開采工程技術(shù)更為復(fù)雜。高含硫氣藏的安全清潔高效開發(fā)對完井技術(shù)、井筒工藝及工具材質(zhì)、壓裂酸化液體系和增產(chǎn)改造工藝技術(shù)都提出了更高要求，同時(shí)，集輸過程必須解決腐蝕監(jiān)測與控制的難題，凈化工藝必須滿足大規(guī)模天然氣處理和嚴(yán)格的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求，安全環(huán)保方面必須實(shí)現(xiàn)氣田水、硫化氫的零排放。

高含硫氣藏多位于多山、多靜風(fēng)、人居稠密地區(qū)。高含硫天然氣腐蝕性強(qiáng)，所含硫化物毒性大，鉆完井、地面集輸、天然氣凈化等生產(chǎn)環(huán)節(jié)一旦出現(xiàn)問題將造成嚴(yán)重的環(huán)境與安全事故。

掌握大型高含硫氣田開采技術(shù)是一個(gè)國家或國際綜合性能源公司油氣資源開采實(shí)力和工程技術(shù)水平的集中體現(xiàn)。國外少數(shù)國家雖然掌握了高含硫氣田開采技術(shù)，但技術(shù)不轉(zhuǎn)讓且服務(wù)費(fèi)用高。

中國石油西南油氣田公司在攻克中低含硫氣田開采技術(shù)難關(guān)的基礎(chǔ)上，從2000年開始組織了多輪高含硫氣田勘探開發(fā)的專項(xiàng)課題攻關(guān)，在高含硫氣田開采產(chǎn)能測試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)防控等方面取得了重大進(jìn)展，特別是2009年7月龍崗二、三疊系礁灘氣藏順利投產(chǎn)，在國內(nèi)率先實(shí)現(xiàn)大型超深高含硫氣田的安全開采，標(biāo)志著中國已經(jīng)擁有具有自主知識產(chǎn)權(quán)的大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)。

3.1.1?自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能快速評價(jià)技術(shù)

3.1.1.1?自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能評價(jià)測試設(shè)計(jì)方法

通過改進(jìn)實(shí)驗(yàn)設(shè)備和流程，采用電鏡掃描儀與能譜分析儀首次掌握了元素硫膜狀沉積形態(tài)及其對氣相滲流的影響，由此建立了高含硫氣井試井設(shè)計(jì)計(jì)算方法，提供了定量預(yù)判測試分析方法有效性和可行性的技術(shù)手段，填補(bǔ)了國內(nèi)高含硫氣井井下測試技術(shù)盲區(qū)，帶動(dòng)了相關(guān)技術(shù)的快速發(fā)展。

3.1.1.2?首次建立了高含硫氣井產(chǎn)能評價(jià)非穩(wěn)定測試分析方法

基于高含硫氣井滲流模型和二項(xiàng)式產(chǎn)能方程研究，建立了滲流率和地層壓力約束的改進(jìn)單點(diǎn)測試產(chǎn)能評價(jià)方法，與傳統(tǒng)的“一點(diǎn)法”比較，評價(jià)方法的最大誤差從280.5%降到了21.6%，平均誤差從23.1%降到了7.5%。應(yīng)用自主研發(fā)的高含硫氣井試井設(shè)計(jì)技術(shù)，解決了根據(jù)非穩(wěn)定測試數(shù)據(jù)推算穩(wěn)定流動(dòng)數(shù)據(jù)、進(jìn)而計(jì)算穩(wěn)定產(chǎn)能的難題，奠定了高含硫氣井產(chǎn)能快速評價(jià)技術(shù)的理論基礎(chǔ)。

3.1.2?自主研發(fā)了深層高含硫氣田測試工藝技術(shù)

3.1.2.1自主研發(fā)了高抗硫射孔-酸化-測試聯(lián)作技術(shù)

自主研制了全通徑井下測試工具，將影響大產(chǎn)量氣井產(chǎn)能評價(jià)準(zhǔn)確性的節(jié)流表皮系數(shù)從大于10降到小于l；創(chuàng)新形成了滿足井深7?000 m、最高地層處理壓力207 MPa的3套測試管柱使用技術(shù)，完井測試由常規(guī)7英寸(1英寸=25.4 ram)井眼測試發(fā)展到5英寸小井眼測試，為國內(nèi)高含硫氣井完井測試提供了關(guān)鍵支撐技術(shù)，已實(shí)施完井測試180井次。

3.1.2.2?自主研發(fā)了高抗硫大產(chǎn)量兩相流地面測試技術(shù)

自主研發(fā)了適用壓力35 MPa的抗硫蒸汽熱交換器、適用壓力l0 MPa的抗硫兩相分離器、適用壓力1 MPa的抗硫緩沖計(jì)量罐、改進(jìn)型適用壓力l05 MPa的RTTS封隔器、遠(yuǎn)程數(shù)據(jù)自動(dòng)采集及安全控制系統(tǒng)，使高含硫氣井地面測試能力從30×10⁴?m³／d提高到450×10⁴?m³／d，解決了高含硫大產(chǎn)量氣井測試技術(shù)的瓶頸問題。

圖1為大產(chǎn)量高含硫氣井地面測試流程圖。

?

3.1.2.3?自主研發(fā)了高抗硫鋼絲試井測試技術(shù)

以腐蝕評價(jià)試驗(yàn)為基礎(chǔ)，研制并配套完善了井下測試工具及地面控制系統(tǒng)，創(chuàng)新形成了高含硫、大斜度、大產(chǎn)量氣井測流壓設(shè)計(jì)方法以及試井測試安全控制技術(shù)，氣井測試產(chǎn)量由30×10⁴m³／d提高到116×10⁴?m³／d，天然氣中硫化氫測試含量由100 g／m³提升到230 g／m³，測試井深從4?000 m提升到6?800 m，測試井型由直井?dāng)U展到最大井斜角為47°的斜井。已實(shí)施試井150口井，成功率達(dá)100%。2008年9月在劍門1井首次實(shí)施7?000 m井下測試獲得成功，超過國外同類氣井的測試紀(jì)錄。

3.1.3?創(chuàng)建了高含硫氣田水產(chǎn)出規(guī)律預(yù)測技術(shù)

基于裂縫-孔隙型儲(chǔ)層的氣水滲流機(jī)理及含硫氣藏水體沿裂縫發(fā)育帶侵進(jìn)的物理背景，創(chuàng)新建立和求解了雙重介質(zhì)儲(chǔ)層生產(chǎn)井區(qū)徑向滲流與水侵區(qū)線性滲流耦合數(shù)學(xué)模型，形成了水侵動(dòng)態(tài)分析及預(yù)測技術(shù)，首次實(shí)現(xiàn)了早期產(chǎn)水及地層水侵對氣井產(chǎn)能影響的預(yù)測，已成功應(yīng)用于l2個(gè)年產(chǎn)天然氣56×10⁸?m³的重點(diǎn)含硫氣田，實(shí)現(xiàn)了氣田產(chǎn)水的早期整體治理，維護(hù)了氣田產(chǎn)能。

3.2.1?自主研發(fā)了高含硫氣井完井技術(shù)，保障了高含硫氣井的安全生產(chǎn)

3.2.1.1?自主研發(fā)了以封隔器完井井筒溫度壓力預(yù)測和管柱力學(xué)校核為核心的完井設(shè)計(jì)技術(shù)

在國內(nèi)首次建立了封隔器完井過程中的井筒溫度分布及環(huán)空壓力預(yù)測模型，預(yù)測誤差小于6%，率先提出了復(fù)雜工況條件下封隔器完井管柱三軸應(yīng)力校核的高含硫氣井完井設(shè)計(jì)和現(xiàn)場施工的控制參數(shù)設(shè)計(jì)方法，現(xiàn)場施工成功率達(dá)l00%。

3.2.1.2?自主研發(fā)了以井筒防腐和作業(yè)安全為核心的完井管柱技術(shù)

在室內(nèi)和現(xiàn)場評價(jià)的基礎(chǔ)上，研制了井下緩蝕劑，形成了使用適宜材質(zhì)和化學(xué)劑的綜合防腐技術(shù)；針對不同硫化氫含量和產(chǎn)量的天然氣氣井，研制了帶化學(xué)劑加注通道和緊急井下切斷裝置的多功能完井管柱；編制了《含硫化氫氣井井下作業(yè)推薦作法》等2項(xiàng)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

3.2.1.3?自主研發(fā)了井筒安全性評價(jià)技術(shù)

在國內(nèi)首次以安全屏障分析為核心，結(jié)合井下漏點(diǎn)與氦氣密封檢測技術(shù)，形成了井筒安全性評價(jià)技術(shù)，防控了異常帶壓氣井生產(chǎn)安全風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)用該技術(shù)避免了8口環(huán)空異常帶壓氣井的廢棄。

3.2.2?自主研發(fā)了高含硫儲(chǔ)層改造工具和液體體系，有效提高了單井產(chǎn)量

3.2.2.1?自主研發(fā)了高含硫水平井分段改造工具系列

獨(dú)創(chuàng)了不動(dòng)管柱水力噴射分段工具，解決了國外工具帶壓上提油管導(dǎo)致井控風(fēng)險(xiǎn)高的問題，可實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱9級分壓；率先實(shí)現(xiàn)了裸眼封隔器分段工具的國產(chǎn)化，達(dá)到國外同等技術(shù)水平，降低成本75%，可實(shí)現(xiàn)12級分壓。上述2套工具抗溫120℃、抗硫30～75 g／m³、耐壓差70 MPa，已成功應(yīng)用于11口高含硫氣井。圖2為多功能完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖，圖3為高含硫水平井分段改造工具結(jié)構(gòu)示意圖。

?

3.2.2.2?自主研發(fā)了5套適應(yīng)于高含硫儲(chǔ)層特點(diǎn)的酸液體系

針對高溫深井高含硫儲(chǔ)層酸巖反應(yīng)快、井底吸酸壓力高、層間物性差異大等難題，自主研發(fā)了高溫轉(zhuǎn)向酸、降濾失酸、高溫加重酸等5套酸液體系。使用該技術(shù)后，殘酸沉淀量由2.76 g／L降到0.39 g／L，酸液腐蝕速率從58.26 a／(m²·h)降到3.23 g／(m²·h)，濾失系數(shù)降了2個(gè)數(shù)量級，酸液相對密度從l.1增到1.5，井底處理壓力最高達(dá)206.7 MPa。