5高含硫气田开采工艺技术解析

高含硫气田开采工艺技术
孙万里
（西南油气田分公司采气工程研究院）
摘要：本文在对近年西南油气田分公司川东北地区罗家寨、渡口河等高含硫气田的钻井、完井工艺技术总结的基础上，针对高含硫气藏的特点，立足于加速开采，解决安全、防腐等问题的开发思路，对高含硫气田的钻井、完井方式、完井管柱、井下防腐工艺、完井投产工艺、增产工艺、测试工艺提出了相应的工艺措施及安全配套技术。

主题词：高含硫开采钻井完井增产测试
一、高含硫气田开采的难点及总体开发技术思路
1．高含硫气田概况
迄今为止，我国已在华北、川渝地区分别发现了赵兰庄、中坝、卧龙河、磨溪、威远、渡口河、铁山坡、滚子坪、罗家寨、普光等高含硫气田。

国内含硫量最高的当属我国华北的赵兰庄油田伴生气，其含硫量一般在40%—60%，最高达92%，至今未投入开发。

其次是川渝部分气田，如川东卧龙河卧63井气体中H2S含量高达30%，中坝气田H2S含量4.90%-7.75%,CO2含量4.18%-5.82%。

近几年在川东北又发现了H2S含量达10%-17%，CO2含量5%-10%的渡口河、铁山坡、罗家寨、滚子坪等高含硫气田。

这些高含硫气田作为西气东输的气源之一，由于H2S含量和CO2含量都较高且具有十分强的腐蚀性，因此在高含硫气田开发中必须有安全配套技术，才能确保气田长期、安全的正常开发。

2．高含硫气田开采的难点
1）硫化氢的剧毒性
硫化氢对于人畜是一种剧毒性气体，因硫化氢比空气重，所以能在低洼地区聚集。

硫化氢无色、带有臭鸡蛋味，在低浓度下，通过硫化氢的气味特性能检测到它的存在。

但不能依靠气味来警示危险浓度，因为处于高浓度（超过150mg/m3）的硫化氢环境中，人会由于嗅觉神经受到麻痹而快速失去嗅觉。

长时间处于低硫化氢浓度的大气中也会使嗅觉灵敏度减弱。

过多暴露于硫化氢中能毒害呼吸系统的细胞，导致死亡。

即使在低浓度（15～75 mg/m3）时，硫化氢也会刺激眼睛和呼吸道。

间隔时间短的多次短时低浓度暴露也会刺激眼、鼻、喉，低浓度重复暴露引起的症状常在离开硫化氢环境后的一段时间内消失。

即使开始没有出现症状，频繁暴露最终也会引起刺激。

2）硫化氢的强腐蚀性
来自地层的天然气中除含H2S外，通常还含有水、CO2、盐类、残酸等腐蚀性介质，气藏设施因H2S 引起的腐蚀破坏主要表现为如下类型：
（1）电化学均匀腐蚀和局部腐蚀
主要表现为局部壁厚减薄、坑蚀或点蚀穿孔，它是H2S腐蚀过程阳极铁溶解的结果。

（2）氢诱发裂纹（简称HIC）和氢鼓泡（HB）
HIC和HB是由H2S腐蚀阴极反应析出的氢原子，在H2S的催化下进入钢材内部，使材料韧性变差，甚至在没有外加应力的情况下，生成平行于板面，岩轧制方向有鼓泡倾向的裂纹，在钢铁表面则为氢鼓泡。

（3）硫化物应力开裂（SSC）
SSC是一种由H2S腐蚀阴极反应析出的氢原子，在H2S的催化下进入钢铁中后，在拉伸应力作用下，生成垂直于拉伸应力方向的氢脆开裂。

对硫化氢环境断裂而言，具有决定意义的材料的硫化物应力开裂敏感性，外界除设备受力外，还可能是不正确的热处理、冷加工和焊接残余应力等因素造成，并在此两种因素的共同作用下，导致脆性破坏，此类破坏发生的时间不仅较短，而且发生前无任何预兆，属于突发事故，难以预测和防范。

3）元素硫的沉积
国外针对酸性气体系统中元素硫对油井管和输送管的腐蚀影响的专门研究也不多，国内在“八五”期间就这一问题开展了一些室内研究工作。

研究表明，沉积在金属表面的元素硫对金属具有很强的腐蚀性，其腐蚀属于接触性腐蚀。

元素硫对钢的腐蚀机理也有多种说法，一种较为认可的观点是，硫的腐蚀是一种由于硫的岐化反应导致的酸腐蚀。

硫作为一个固态相与钢接触，在钢铁表面生成少量的FeS，由于FeS是一种电子良导体，形成自催化的阴极去极化过程，从而增加了铁原子的溶解和更多的FeS生成，使电化学反应过程加速。

在天东5-1在线腐蚀试验装置所作的腐蚀监测现场评价试验中，发现了硫沉积现象。

在立式试验罐和卧式试验罐中及腐蚀监测管段中均有大量的沉积物，图1、2。

图1 卧式罐内的沉积物图2 探针电极表面的沉积物
通过对现场取出的试验材料表面的观察，试验材料表面在有元素硫附着的部位，均可以发现元素硫使局部腐蚀加剧的痕迹。

现场试验中，由于试片表面附着有元素硫沉积物，在一定程度上增大了材料的腐蚀。

在相同温度及H2S、CO2分压的试验条件下，实验室静态试验得到的L245NB的腐蚀速率为0.0148mm/a，X52的腐蚀速率为0.0157mm/a；而在现场试验装置流动态试验得到的L245NB的腐蚀速率为0.0641mm/a，X52的腐蚀速率为0.0776mm/a。

现场试验条件下L245NB的腐蚀速率为实验室的4.33倍；X52的腐蚀速率为实验室的4.94倍。

对高H2S与CO2共存的酸性环境中，元素硫的沉积条件及在这种环境中，元素硫对钢材的腐蚀作用应引起重视，并作进一步研究。

3．高含硫气田开发技术思路
由于高酸性气田开发存在安全和腐蚀的问题，在开发采取相应的安全、防腐措施，并适当加快开采速度，并达到安全高效开采的目的。

所以在采取安全和防腐措施的同时，要贯彻“稀井广勘，单井高产，培育高产井”的宗旨。

提高单井产能，可以有效地降低两个方面的风险：一是有效降低井筒腐蚀的风险，尽管做了大量防腐工艺研究，也能采取一些有效措施，但是在如此高的酸性介质环境中，单井井筒寿命到底有多长，还有待深入研究，存在风险。

如果提高单井产量，井数减少，可以采用单井产能接替，就可以实现规模生产，满足要求，井筒埋在地下的有效期也就不必那么长，就可以降低井筒腐蚀导致气井报废的风险。

二是可以降低地面集输管线、井站、集气站、截断阀室潜在的爆破、泄露的风险。

单井产量的提高，可以简化地面工艺流程，管线、井站、阀室减少了，也就减少了事故点，降低了风险发生的几率。

硫化氢是剧毒物质，所以整个生产系统设计非常注重安全控制，井下安全阀，每3km或2.5km 一个截断阀室，而且是SCADA系统，自动控制，集气干线选用抗硫防爆的14mm厚X52型管材，可谓是多重保险。

如果单井产量提高了，那么这个风险问题也就可以得到一定的缓解，或者说是回避（转移）。

将地面的多点的分散的风险转移一部分到地下，集中到少数的几个井筒上。

一旦发生事故，就能及时有效地采取应对措施。

培育高产井是个系统工程，只要地层供给能力、油管生产能力、地面集输处理能力都能达到高产，那就是可行的。

川东北高含硫就是在培育高产井的指导思想下，大量采用大斜度、水平井丛式井组。

以罗家寨气田为例，采取三个丛式井组，一号钻井平台：罗家11H、罗家12H、罗家13H；2号钻井平台：罗家16H－1、罗家17H，3号钻井平台：罗家14H、罗家15H（图3）。

罗家寨构造属储量丰富的整装气田，钻前工程及地面建设工程量大，地下储集的天然气中H2S含量高，对油套管的腐蚀严重，完井费用高。

应用水平井丛式井组技术开发可取得以下效益：
（1）应用水平井技术，可以单井横穿数百米产层，可以成倍地提高单井产量；
（2）由于提高单井产量，可以加快开采速度，减少含H2S和CO2气体的天然气对油管的腐蚀；
（3）由于应用定向井、水平井技术，可以用丛式井技术开发该气田，达到减少修建井场、公路的工程量；
（4）由于单井的高产量和应用丛式井技术，可以极大地提高天然气集输站的利用效益。

图3 罗家寨气田井位部署图
二、高含硫气田钻井工艺技术要求
1．井场及钻井设备的布置
钻前工程前，应从气象资料中了解当地季节的主要风向。

井场内的引擎、发电机、压缩机等容易产生引火源的设施及人员集中区域宜部署在井口、节流管汇、天然气火炬装置或放喷管线、液气分离器、钻井液罐、备用池和除气器等容易排出或聚集天然气的装置的上风方向。

对可能遇有硫化氢的作业井场应有明显、清晰的警示标志，并遵守以下要求。

在确定井位任一侧的临时安全区的位置时，应考虑季节风向。

当风向不变时，两边的临时安全区都能使用。

当风向发生90º变化时，则应有一个临时安全区可以使用。

当井口周围环境硫化氢浓度超过安全临界浓度时，未参加应急作业人员应撤离至安全区内。

应将风向标设置在井场及周围的点上，一个风向标应挂在被正在工地上的人员以及任何临时安全区的人员都能容易地看得见的地方。

安装风向标的可能的位置是：绷绳、工作现场周围的立柱、临时安全区、道路入口处、井架上、气防器材室等。

风向标应挂在有光照的地方。

在钻台上、井架底座周围、振动筛、液体罐和其他硫化氢可能聚集的地方应使用防爆通风设备（如鼓风机或风扇），以驱散工作场所弥散的硫化氢。

钻入含硫油气层前，应将机泵房、循环系统及二层台等处设置的防风护套和其他类似的围布拆除。

寒冷地区在冬季施工时，对保温设施可采取相应的通风措施，以保证工作场所空气流通。

2．钻井设备及材料要求
钻井设备的制造材料应具备抗硫应力开裂的性能。

采用NACE MRO175的条款作为最低的标准，
可选择更严格的规范。

非金属密封件，应能承受指定的压力、温度和硫化氢环境，同时应考虑化学元素或其他钻井液条件的影响。

3．钻井液的要求：
下述措施将帮助金属抗硫化物应力腐蚀开裂：
（1）在使用除硫剂时，应密切监测钻井液中除硫剂的残留量；
（2）维持钻井液的pH为9.5～11，以避免发生能将硫化氢从钻井液中释放出来的可逆反应。

4．防喷设备的选择
用于硫化氢环境的防喷设备的检查及测试程序应按照API RP 53的相关要求执行。

环形和闸板型防喷器及相关设备的产品采购规范，以及对防喷设备的操作特性测试应按API Spec 16A的相关要求执行。

选择、安装和测试适用于硫化氢环境服务的节流管汇总成应按API RP 53及API Spec 16C的有关要求执行。

在高含硫、高压地层和区域探井的钻井作业中，在防喷器上应安装剪切闸板。

在钻具中应加装回压阀等内防喷工具，但在井漏等特殊情况下，可以不安装内防喷工具。

5．管材
管材应使用符合NACE MRO175、SY/T6194和API Spec 5D规定的材料及经测试证明适合用于硫化氢环境的材料。

应选用规格化并经回火的较低强度的管材（例如E级和X级的钻杆）及规格化并经回火的方钻杆用于含硫油气井。

对于高于646.25MPa(95000psi)屈服强度的管材，应淬火和回火。

在没有使用特种钻井液的情况下，高强度的管材（例如S135钻杆）不应用于含硫化氢的环境。

6．钻井工程设计的特殊要求
（1）若预计硫化氢分压大于0.3kPa时，应使用抗硫套管、油管等其它管材和工具。

（2）对含硫油气层上部的非油气矿藏开采层应下套管封住，套管鞋深度应大于开采层底部深度100m以上。

目的层为含硫油气层以上地层压力梯度与之相差较大的地层也应下套管封隔。

在井下温度高于93℃以深的井段，套管可不考虑其抗硫性能。

（3）高压含硫地区可采用厚壁钻杆。

（4）钻开高含硫地层的设计钻井液密度，其安全附加密度在规定的范围内（油井0.05～0.10g/cm3、气井0.07～0.15g/cm3）时应取上限值；或附加井底压力在规定的范围内（油井 1.5～3.5MPa 、气井3～5MPa ）时应取上限值。

（5）应储备井筒容积0.5－2倍的大于在用钻井液密度0.1g/ cm3以上钻井液。

（6）应储备满足需要的钻井液加重材料。

（7）应储备足量的除硫剂。

（8）在钻开含硫地层前50m，应将钻井液的pH值调整到9.5以上直至完井。

若采用铝制钻具时，pH值控制在9.5—10.5之间。

（9）不允许在含硫油气地层进行欠平衡钻井。

7．固井防腐水泥浆体系
H2S、CO2酸性气体易溶于水及潮气中而呈酸性与水泥石水化产物反应、腐蚀水泥环。

影响气井的寿命，需要采用低渗透率、低失水、零析水和抗腐蚀的水泥浆体系。

通过室内对比试验研究及现场应用，加有防腐剂和膨胀剂的水泥浆体系防腐性能最好，在一定浓度的H2S气体中能够起到较好的防腐效果。

水泥浆体系不渗透剂SD18高分子聚合物材料，吸附于水泥颗粒表面，互相桥联形成贯穿整个水泥浆体系的交联网络，能形成致密的高分子材料膜，降低水泥石渗透率而提高水泥环抗侵蚀能力。

并且形成的水泥石的韧性有较大提高，有利于后期作业。

CO2、H2S在水溶液中或溶于潮气中腐蚀最为严重，其中C3AH3最易被腐蚀，而该体系加入活性硅材料SD100，它们可与Ca(0H)2反应生成水化硅酸钙新物相C-S-H-(Ⅱ)，减少水泥中的钙硅比，而C-S-H 新物相，其结构致密，可大大提高水泥石的抗CO2、H2S腐蚀的能力。

由于水泥中C3A含量对水泥石抗硫酸盐侵蚀影响大，应选用高抗硫型G级油井水泥。

一方面由于不渗透剂SD18加入，在水泥浆中形成高分子凝胶膜，保证水泥浆低失水，减少液柱压降阻止气体运移，减少水泥浆“桥堵失重”而气窜的因素。

另一方面膨胀剂SD P-1高比表面、高活性、吸附能力强、吸附大量缓凝剂、稠化成直角，水泥孔隙压力得到保持，降低水泥失重程度，而SD P-1能使水泥石微膨胀，提高抗压强度，增加水泥石与套管和井壁之间连接力，阻止窜流发生。

通过提高水泥石的防窜能力也是提高水泥防CO2、H2S腐蚀重要手段之一。

三、高含硫气藏完井工艺
1．完井方式
1）直井完井方式
钻井、完井过程中，尽管采取了多种储层保护措施，但损害仍然客观存在，尤其是在罗家寨高H2S气藏，孔隙/裂缝发育储层中钻进，必然造成储层较为严重的伤害。

罗家寨完钻直井试井解释表皮系数在20以上（表1），表明气藏在钻井、完井过程中储层易于受到伤害，且伤害普遍比较严重。

气藏所具有的非均质性特点也决定了储层需要改造。

气藏已完钻直井的酸化实践证明，酸化增产措施十分有效，增产效果明显（表2）。

表1 试井解释表皮系数
表2 罗家寨直井酸化效果统计表
井号酸液酸量m3×浓度％
测试产量，104m3/d 酸化前酸化后
罗家1井胶凝酸125.0×20％45.84 135.8
罗家4井常规酸40×18％微气 1.68
罗家6井胶凝酸120.0×21％31.32 105.815
对于直井，为了解除储层损害以及为了更大的提高单井产能，有进行增产改造的必要，所以对于高酸性气井完井方式采用射孔完井方式，利于储层的增产改造。

2）大斜度、水平井完井方式
目前水平井的完井方式有裸眼完井、割缝衬管完井、射孔完井、带管外封隔器（ECP）的割缝衬管完井及砾石充填完井。

根据气藏的实际情况合理选用气井的完井方式。

目前罗家寨气田大斜度井、水平井采用了射孔完井方式和衬管完井方式。

由于射孔完井方式工序复杂，大段水平段射孔工艺难度大，并且需要结合大型酸化作业，这就更加增大了施工的难度，使单井成本增高，以及为了达到高产的目的，尽量增大井底产层的泄流面积，所以完井方式尽量考虑采用裸眼、衬管完井，但这两种方式对井壁的稳定性要求较高，需对储层段的井壁稳定性加以论证。

利用目前成熟的理论模型，在通过室内岩心评价和测井资料开展地应力方向、大小以及岩石强度的研究的基础上，进行水平井井眼的稳定性研究，并且根据井眼轨迹方向对裸眼完井方式进行评价，结合工程实施难度进行完井方式的评价优选。

井眼轨迹沿最小水平主应力方向井眼轨迹沿最大水平主应力方向
图4 罗家寨气田罗家11H井孔隙压力衰竭对井壁地层塑性变形的影响图4为通过井壁稳定性研究得出的罗家寨气田孔隙压力衰竭对井壁地层塑性变形的影响曲线，可以看出，罗家寨气田在稳产期内井壁是稳定的，在生产期末，井眼沿最大主应力方向井壁是稳定的。

井眼沿最小主应力方向井壁发生的塑性应变会超过等效塑性应变临界值，表现为岩石颗粒间的联结会断开，发生井壁岩石脱落、掉块等现象。

在所研究的地质力学环境下，衬管完井方式可以达到预期要求。

在罗家11H、罗家16H－1井分别进行了射孔完井、衬管完井方式的现场试验，经实施证明两种完井方式都是可行的，由于衬管完井简化了完井施工工序，首推衬管完井方式，并在今后罗家寨气田水平井、大斜度井中实施。

由于罗家寨飞仙关储层不出砂，衬管既可用割缝衬管又可用钻孔衬管，
考虑到后期井壁有跨塌的可能，钻孔衬管强度要比割缝衬管大，故推荐采用钻孔衬管。

采用水平井全井段钻孔衬管完井方式。

布孔参数为：孔径为8mm，孔密为10孔/m，采取螺旋布孔。

2．完井管柱
1）完井管柱组合
高酸性气井完井的关键技术是采用永久式封隔器完井，合理选择井下工具及井下工具材质、油套管材质。

为满足高酸性气井要进行酸化、测试、采气等多种要求，通常国内外酸性气井采用永久式生产封隔器完井管柱，以保护封隔器以上的套管不承受高压，以及套管内壁和油管外壁免受酸性气体的腐蚀。

为安全起见，尽可能减少井下作业次数，完井管柱尽可能采用一次性下入完井管柱。

为了安全，在井下加装井下安全阀。

目前在川东北高含硫气田使用的完井管柱基本组合为（由下而上）：球座剪切接头+座放短节＋油管+磨铣延伸筒+封隔器+伸缩器+滑套＋油管+流动短节+井下安全阀+流动短节+油管＋油管挂+井口装置。

根据井下防腐方式的不同，在此基础上有一定的改变。

通过罗家寨已完成井的现场实施，表明封隔器坐得住，密封性能良好，滑套开关灵活，打得开，关得严，整套管柱能满足射孔、酸化、替喷、排液、测试、采气等工艺要求。

安全阀的安装位置距离井口50～100m，主要是为了避免由于安全阀的内通径变小引起的紊流对井口产生冲蚀破坏。

在安全阀的上下两端安装流动短接，是一节壁厚大于油管柱的短管，用来延缓完井管柱紊流位置的冲蚀破坏。

封隔器及座放短节下入井段的井斜角小于50°，便于绳索作业。

为了提高油管密封性能及连接强度，采用气密封性好的如VAM、FOX、3SB、SEC等金属密封扣。

由于VAM TOP扣特殊的－3°设计，在大斜度、水平井中的密封及抗拉伸性能较其它扣型更为卓越，因此在大斜度、水平井中推荐采用VAM TOP扣。

2）井下防腐方案
油套环空保护液介质为清水，主要含溶解氧，有氧腐蚀存在。

射孔后天然气中硫化氢、二氧化碳溶解进入清水中，有硫化氢、二氧化碳腐蚀存在，在油套管中加入保护液能达到较好的保护效果。

根据国外相关资料和室内试验结果，采用10%缓蚀剂溶液作为环空保护液。

可以采用两种方案：（1）10％CT2－4水溶性缓蚀剂＋90％清水
（2）10％CT2－15油溶性缓蚀剂＋90％柴油
对待腐蚀环境中的油管腐蚀常采用以下三种方式：
（1)不采取任何防腐措施,而是直接更换，把油管作为消耗品；
根据室内以及现场评价结果选用高抗硫油管。

罗家寨气田根据室内评价试验结果，80SS管材抗SSC性能满足高酸性天然气田使用性能要求，抗电化学腐蚀可以满足气井一定时期内的要求。

根据油管尺寸选择和油管材质的研究成果，在罗家
11H 、16H-1井这两口井上采用 114.3mm （壁厚
8.56mm ）的80SS 油管和加装井下安全阀的完井管柱。

生产管柱结构组合（由下而上）：球座剪切接头+
座放短节＋油管+磨铣延伸筒+封隔器+伸缩器+滑套
＋油管+流动短节+井下安全阀+流动短节+油管＋油
管挂+井口装置（图5）。

（2)采用“免疫”材料—耐腐蚀合金；
对于大产量的重点部位的井，为确保气井的长期、
安全、稳定生产，尽量避免修井，以确保稳定供气，
可选用耐蚀合金钢管材，延长气井的免修期。

图6为耐蚀合金油管选择示意图。

根据罗家寨气
田飞仙关气藏的地层温度、气藏压力、H 2S 和CO 2分压、
Alloy 825及825以上材质均可以满足要求，由于在
开发过程当中存在单质硫的可能性，所以综合考虑选
用比Alloy 825材质高一级的G3材质，G3是含Cu2.2%、
Mo7.0%的Ni －Cr 耐蚀合金，由于含Mo 量较825更高，
因此在酸性环境下更加耐腐蚀，其使用单因素极端范
围：P H2S ≤17.0MPa ，t ≤175℃。

完井管柱采用永久式封隔器完井管柱，油管采
用高等级的耐蚀合金钢Alloy G3材质，井下工具采
用718材质。

对于高含硫气井的生产管柱，井下工
具越简单越好，由于采用了耐蚀合金钢，管柱在生
产周期内的可靠性是很高的，处理井下事故和修井
作业的机率很小，这样就可以减去在常规封隔器管
柱中的滑套和座放短节，减少井下的薄弱环节。

生产管柱结构组合（由下而上）：球座剪切接头
+油管+磨铣延伸筒+封隔器+伸缩器+油管+流动短节
+井下安全阀+流动短节+油管＋油管挂+井口装置
(图7)。

（3) 阻止或降低腐蚀速率，注入缓蚀剂。

国外常用的注入法主要有：开式环空（无封隔器完井）注入法；同心双管注入法；平行双管注入法；“Y”型块注入法；环空气举注入法；毛细注入管注入法。

目前国内含H 2S 气井普遍采用缓蚀剂间歇注入防腐，加注方法采用环空注入或油管挤注法，但从油管加注缓蚀剂，则要定期开/关井，容易造成突发性疲劳腐蚀事故，同时还会影响到生产的正常进行。

一般综合考虑防腐效果和经济性，图5 罗家11H 、16H －1井完井管柱示意图 图6 耐蚀合金选择示意图
确定井下油套管的加注方法。

图7 耐蚀合金钢油管防腐方案完井管柱图8 毛细管缓蚀剂加注完井管柱示意图对于高酸性气井，特别是对于高产气井应尽量选用井下工具简单、安全、可靠、易于操作。

通过对几种缓蚀剂加注方式的对比分析，毛细管注入阀是较易操作的一种方法，推荐采用。

加注缓蚀剂完井管柱油管采用高抗硫油管，采用以下工具组合：球座接头+油管+座放短节+油管+转换接头+磨铣延伸筒+锚定式封隔器+锚定
式密封总成+油管+伸缩器+缓蚀剂注入阀＋
CMD滑套+油管+流动短节+井下安全阀+流动
短节+油管+油管挂。

如图8所示。

完井工具材
质可以采用较低等级的耐蚀合金（4140等）。

3）井口装置
用于高酸性环境的井口装置按API Spec 6A
的要求执行。

图9为罗家寨气田所使用的井口
示意图，采用的是API标准FF级井口装置，
在井口总阀以上和翼阀的外端位置上分别安装
安全阀。

其材质采用316不锈钢，与高含硫气
体接触的部分采用内部堆焊Ni、Cr处理。

图9 罗家寨气田使用的井口装置示意图。