候佳+黎曉軍

摘 要：在我國的新疆地區(qū)，因為地質(zhì)構(gòu)造很多都屬于高陡類型的，存儲地應力大，所以非常容易出現(xiàn)地層垮塌的現(xiàn)象。另外，在實施試油的一些地方，還發(fā)現(xiàn)了硫化氫的含量。要想快速的完成試油的全部工作，那么必須要實施高溫高壓含硫化氫及出砂油氣井試油測試。筆者針對這個問題進行了分析和研究。

關(guān)鍵詞：高溫；硫化氫；試油；實驗；氣井

中圖分類號： TE2 文獻標識碼： A 文章編號： 1673-1069（2016）23-141-2

1 合理流動壓差預測和控制技術(shù)

1.1 建立壓差預測模型

在進行了比較和選擇之后，選用一種適宜的。合理的出砂臨界生產(chǎn)壓差計算的式子，這個式子就是？駐？籽=C×tan（45+？覬/2）

在上述式子當中，？駐？籽指的是臨界生產(chǎn)壓差，而C指的是巖石的粘聚力，？覬指的是內(nèi)摩擦角。

1.2 怎樣確定儲層的強度參數(shù)粘聚力和內(nèi)摩擦角

第一，進行三軸強度試驗測出粘聚力，內(nèi)摩擦角。

第二，利用測井資料來對儲層力學參數(shù)，根據(jù)上面的資料來解釋計算儲層力學參數(shù)詳見公式：

1.3 通過對壓差進行預測，從而計算儲壓差

可以利用相關(guān)的軟件，來對壓差進行計算。

1.4 壓差預測和控制的應用

連續(xù)五年的時間內(nèi)，研究人員對井段進行壓差預測和控制技術(shù)進行探究，發(fā)現(xiàn)壓差預測的數(shù)據(jù)和實際的數(shù)據(jù)非常符合，甚至誤差率非常小。

2 高壓防硫出砂的儀器、設備的開發(fā)及應用

2.1 儀器的技術(shù)指標分析

要根據(jù)高溫高壓含硫化氫的市場需求，從而更好的分析出砂器等儀器的技術(shù)指標，具體如下：

能夠承受的工作壓力：103.5MPa，也就是15000psi。工作的溫度在-30℃到110℃之間。最低的存儲溫度為-50℃。公稱直徑為210㎜。工作介質(zhì)為有H2S的天然氣以及油、水等等。處理氣量為150×104m3每天，處理的砂量則在80升每小時。

2.2 除砂器的設計

在設計的過程中，必須要遵循設計的規(guī)范以及相應的標準。比如，采樹油規(guī)范、采樹油設備規(guī)范等等，另外還有防硫化物應力開裂的金屬材料以及容器安全檢察規(guī)程，油鉆采機械產(chǎn)品用高壓鍛件通用技術(shù)條件。

在具體操作的過程中，必須參考一定的規(guī)范和標準，比如（2）GB150—1998鋼制壓力容器、HG20581—1998鋼蒯化工容器材料選用規(guī)定以及B/T30771999臺金結(jié)構(gòu)鋼。

最后還有除砂器的結(jié)構(gòu)設計，這個非常重要，因為其關(guān)系到除砂的效果。

2.3 除砂器的材料選擇

根據(jù)相應的標準和技術(shù)要求，其中規(guī)定了關(guān)于防硫化氫的低合金材料的要求，只要是硬度達到22HRC的碳鋼以及低合金鋼，都可以使用。在本次設計當中，控制閥門是屬于平板的，規(guī)格達到了2-1/16-15K和2-9/16-15K，級別是EE，根據(jù)PSL-3的級別來進行治療。

2.4 除砂器的現(xiàn)場選用

除砂器的現(xiàn)場選用如表3所示：

3 高溫高壓含H2S出砂氣井H2S現(xiàn)場檢測技術(shù)

首先是技術(shù)規(guī)范，對國內(nèi)以及國外先進技術(shù)進行調(diào)查和研究，然后再在此基礎(chǔ)上，來制定相應的技術(shù)規(guī)范。具體規(guī)范是這樣的：硫化氫的監(jiān)測范圍在1%—11%之間，也就是100000PPm以內(nèi)。工作的介質(zhì)為：氣、水或者是含硫化氫的油。濕度需要小于等于90%，工作的壓力則需要達到70MPa。對于誤差而言，重復性誤差需要在3%以內(nèi)，線性誤差同樣需要在3%以內(nèi)。響應的時間不能超過120秒。

其次，需要確定硫化氫在線檢測系統(tǒng)的制造方式。整個檢測系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)由3個部分組成，這3個部分是探頭、分離減壓裝置以及數(shù)據(jù)采集存儲裝置。

然后需要進行圖紙的設計繪畫，制造組裝，軟件的測試工作。對于分離減壓裝置而言，需要對產(chǎn)出流體檢測實施分離減壓。

對于檢測裝置而言，需要對沒有進行分離減壓的氣體進行檢測，分析其是否含有H2S。

另外還有地面檢測裝置，可以將其安裝在數(shù)據(jù)采集的部分里，對數(shù)據(jù)進行顯示和記錄。最后是硫化氫檢測裝置。

完成了對現(xiàn)場的調(diào)試以后，公布調(diào)試的結(jié)果：精度在

3%-0.5%之間，因此滿足了一定的要求。

4 對H2S進行現(xiàn)場處理的技術(shù)

首先對井內(nèi)所產(chǎn)出的含有H2S的液體進行處理，處理的過程是這樣的：

進行除硫劑的配方實驗，然后再對其進行計算：

H2S+（NH4）2S2O6→2S↓+2H2O+（NH4）2SO4，分析H2S的特點，一體積的液體能夠溶解2.9體積的H2S，一個大氣壓水中溶解的H2S，體積大概在2400PPm上下。在原油里面，天然氣的溶解量不會超過4%。一旦溫度或者其他因素產(chǎn)生變化，那么的溶解量也會隨之而產(chǎn)生一定的變化。

1×10-6H2S=1.567mg＼L H2S，一旦液體里面含有了2000×10-6H2S，那么就等于是3079mg＼L，一旦地層里面每天生產(chǎn)了10m3的時候，就必須要采用70千克左右的氫氧化鈉來進行中和。若是每天的地層里每天能夠產(chǎn)水大概10m3的時候，就必須要用80千克的堿式碳酸鋅來進行中和。

然后是除硫劑加藥系統(tǒng)硬件研制的配套，研究人員在進行試油的時候，檢測到了濃度為101×10-6的H2S，在套管里面放入處理劑，進行試產(chǎn)檢測，發(fā)現(xiàn)了濃度為（0—4）×10-6。

在另外一次實驗當中，井段為779—790.1米，在進行試氣的時候，日產(chǎn)天然氣為4×104m3，產(chǎn)水量為1.98m3。每一個分離器的取氣部分，都檢測到H2S的含量最高達到了1000×10-6。這個時候，從套管里面放入大概4%左右的堿式碳酸鋅，再加入3%的氫氧化鈉液體，從而完成試氣的工作，這樣就可以更加高效的去除整個井內(nèi)的H2S含量。

5 總結(jié)與體會

H2S的腐蝕問題成為了目前石油工業(yè)的重要難題，必須解決這個問題，因為其不但阻礙了油氣田的開發(fā)，而且也不符合環(huán)保的要求。因此，需要對H2S（硫化氫）進行測試，并且采取措施去除整個井內(nèi)的硫化氫含量，從而提高產(chǎn)量，避免腐蝕產(chǎn)生。