陳華良 黃 船 張 洋

（中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川 廣漢 618300）

0 引言

獅新58井是柴達(dá)木盆地獅子溝構(gòu)造帶英中二號(hào)構(gòu)造南高點(diǎn)的一口評(píng)價(jià)井，井場所在地海拔超過3 400 m，預(yù)測地層壓力為105.37 MPa，地層溫度為179.59℃，H2S含量達(dá)17 400 mg/L，具有高溫高壓高含H2S的特點(diǎn)，地面測試難度較大，常規(guī)地面測試流程已經(jīng)不能滿足其測試需求[1-5]。

1 測試作業(yè)難點(diǎn)分析

1.1 高溫高壓對(duì)設(shè)備密封性要求高，壓力控制難度大

常規(guī)地面測試流程中采油樹和油嘴管匯之間的管線通常是油管或由壬采用絲扣連接，密封主要依靠纏生料帶或使用橡膠件，流程整體承壓能力低，耐溫性能差。而根據(jù)獅23井、獅58井等鄰井測試資料預(yù)測，獅新58井測試期間井口最大關(guān)井壓力可能超過89 MPa，流動(dòng)溫度可能超過85℃，對(duì)測試流程在高溫下的耐壓能力要求高，高溫高壓下井口壓力控制難度大。

1.2 對(duì)高壓流體節(jié)流降壓易造成設(shè)備損壞、甚至引發(fā)設(shè)備超壓

常規(guī)地面測試流程通常只能實(shí)現(xiàn)一級(jí)節(jié)流降壓，當(dāng)井口壓力超過35 MPa時(shí)，節(jié)流降壓難度大，且由于節(jié)流閥前后壓差大，節(jié)流閥極易受到損壞，嚴(yán)重時(shí)可能造成節(jié)流閥斷裂，其上游的高壓流體竄入下游中低壓流程造成設(shè)備超壓。而獅新58井井口壓力高，常規(guī)地面測試流程已經(jīng)難以滿足降壓要求。

1.3 高壓、高產(chǎn)情況下井筒返出的固相顆粒對(duì)設(shè)備沖蝕將更加嚴(yán)重

鄰井獅58井鉆至目的層后放噴，點(diǎn)火焰高超過50 m，日產(chǎn)天然氣量約為200×104m3，日產(chǎn)液量為1 000 m3。獅新58井鉆井期間也同樣出現(xiàn)多次井漏，鉆井液累計(jì)漏失量超過1 000 m3，放噴測試期間漏失鉆井液返出會(huì)對(duì)地面測試設(shè)備產(chǎn)生嚴(yán)重的沖蝕，且流動(dòng)壓力越高、流速越快對(duì)設(shè)備的沖蝕越嚴(yán)重。如圖1所示被嚴(yán)重刺壞的針閥閥桿和法蘭短節(jié)。

圖1 被刺壞的針閥閥桿和法蘭短節(jié)現(xiàn)場實(shí)物圖

1.4 H2S含量高，風(fēng)險(xiǎn)大

眾所周知，H2S是無色無味的劇毒氣體，長期接觸H2S不但會(huì)對(duì)測試設(shè)備產(chǎn)生腐蝕，而且一旦發(fā)生泄漏，高濃度H2S會(huì)對(duì)測試操作人員形成致命傷害，而獅新58井預(yù)計(jì)H2S含量達(dá)17 400 mg/L，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于致人死亡的濃度。因此，如何做好H2S的監(jiān)測和防護(hù)，最大程度地消除其危害是該井地面測試最大的難點(diǎn)。

1.5 人員長時(shí)間暴露在高壓環(huán)境下，作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高

作業(yè)期間，井口高壓區(qū)域內(nèi)油嘴管匯等都主要依靠現(xiàn)場作業(yè)人員手動(dòng)操作，此外，巡查設(shè)備、更換油嘴等也都是在高壓區(qū)域范圍內(nèi)作業(yè)，致使操作人員必須長時(shí)間暴露在高壓區(qū)域進(jìn)行工作，操作風(fēng)險(xiǎn)非常高。

1.6 高寒時(shí)段進(jìn)行測試，設(shè)備保溫難度大，極易產(chǎn)生冰堵

獅新58井測試時(shí)間在每年11月和第二年1月之間，正處于嚴(yán)寒時(shí)段，該地區(qū)最低氣溫達(dá)零下二十多度，高寒情況下地面測試流程保溫難度大，極易產(chǎn)生冰堵，繼而引發(fā)設(shè)備超壓損壞或者操作失靈，增加測試風(fēng)險(xiǎn)。

2 工藝措施

2.1 流程高壓區(qū)使用法蘭管線連接和鋼圈密封，能夠?qū)崿F(xiàn)超高壓的有效控制

地面測試流程高壓區(qū)的所有設(shè)備均采用法蘭管線、螺栓連接、鋼圈密封，杜絕使用油管或由壬連接，確保了高溫高壓和高含H2S條件下流程的密封性[6]。法蘭管線、地面緊急關(guān)斷閥、油嘴管匯、排放管匯等流程高壓區(qū)的設(shè)備壓力等級(jí)均為140 MPa，能夠?qū)崿F(xiàn)100 MPa以上超高流動(dòng)壓力的有效控制。

2.2 使用多級(jí)節(jié)流降壓裝置，使壓力從高壓到低壓過渡更加平穩(wěn)

由克拉伯龍方程式PV＝nRT知道，當(dāng)相同數(shù)量（V恒定）的天然氣通過節(jié)流閥后，因氣體壓力急劇降低（p↓），氣體溫度也必然急劇降低（T↓），從而降低了下游流體溫度，并產(chǎn)生冰堵現(xiàn)象，所以為了減少因節(jié)流效應(yīng)產(chǎn)生的冰堵，初始?jí)毫υ礁咝枰墓?jié)流降壓級(jí)數(shù)也應(yīng)該相應(yīng)的增多。經(jīng)過估算，針對(duì)這類超高壓井，使用三級(jí)節(jié)流降壓裝備最經(jīng)濟(jì)實(shí)惠。因此，該井的測試流程在高壓區(qū)配備了兩套油嘴管匯，采用串聯(lián)方式進(jìn)行連接，可以實(shí)現(xiàn)兩級(jí)節(jié)流降壓，在中壓區(qū)的熱交換器上游又設(shè)置了一級(jí)節(jié)流降壓針閥，使整套流程具備三級(jí)節(jié)流降壓功能，能夠更好地控制壓力從高壓到低壓的過渡，使節(jié)流降壓更加平穩(wěn)，能減少下游出現(xiàn)的冰堵問題。

2.3 配備抗沖蝕能力極強(qiáng)的動(dòng)力油嘴和固定油嘴，流程整體抗沖蝕能力更強(qiáng)

在油嘴管匯上采用耐沖蝕性能極強(qiáng)的碳化鎢硬質(zhì)合金材質(zhì)和特殊鑲嵌工藝加工的油嘴進(jìn)行放噴測試，同時(shí)使用耐沖蝕性、耐磨性更好的動(dòng)力油嘴替代普通針閥進(jìn)行節(jié)流控壓，極大提高了設(shè)備的耐沖蝕能力，可以更好的滿足放噴排液、求產(chǎn)測試期間的節(jié)流控壓要求（圖2）。

圖2 動(dòng)力油嘴結(jié)構(gòu)示意圖

2.4 利用多級(jí)分離技術(shù)，減少H2S氣體外溢

整套流程配備了三級(jí)液氣分離裝備，分別是三相分離器、立式緩沖罐、臥式密閉計(jì)量罐（圖3）。其中三相分離器的承壓能力為9.9 MPa，是一級(jí)液氣分離裝置，完成90%的液氣分離；立式緩沖罐的承壓能力為1.05 MPa，是二級(jí)分離裝置，完成5%的液氣分離。通過前面兩級(jí)分離后，液體中剩余的氣體已經(jīng)非常少了，但是為了進(jìn)一步消除氣體外溢風(fēng)險(xiǎn)，在流程的末端使用了承壓能力為0.5 MPa的臥式密閉計(jì)量罐，該計(jì)量罐兼?zhèn)湟后w計(jì)量儲(chǔ)存和液氣自然分離器的雙重功能。經(jīng)過三級(jí)分離裝置分離出來的氣體都引到燃燒池進(jìn)行了點(diǎn)火燃燒。通過三級(jí)分離能夠?qū)崿F(xiàn)液氣分離效率最大化，降低H2S外溢帶來的風(fēng)險(xiǎn)[7-8]。

2.5 綜合應(yīng)用井筒排出液實(shí)時(shí)處理等技術(shù)，消除H2S的危險(xiǎn)

在測試流程的中壓區(qū)和低壓區(qū)分別設(shè)置除硫劑加注口，利用實(shí)時(shí)除硫系統(tǒng)進(jìn)行兩級(jí)加注，對(duì)井筒產(chǎn)出的液體進(jìn)行實(shí)時(shí)除硫處理，消除液體中未分離或逸散的H2S，使最后拉走的原油不再含有劇毒性的H2S氣體，從根本上消除H2S給設(shè)備和人員帶來的危害[9-12]。

圖3 三級(jí)分離示意圖

2.6 應(yīng)用多種安全控制技術(shù)，提高測試安全性

采用液壓控制技術(shù)實(shí)現(xiàn)了對(duì)油嘴管匯和動(dòng)力油嘴的遠(yuǎn)程控制，不僅使開關(guān)閥門用時(shí)更短，效率更高，而且還解決了測試期間人員長時(shí)間暴露在超高壓區(qū)域操作設(shè)備的安全風(fēng)險(xiǎn)和降低操作人員勞動(dòng)強(qiáng)度的問題[13-15]。測試流程高壓區(qū)靠近采氣樹的位置設(shè)計(jì)安裝了緊急關(guān)斷閥（SSV），緊急情況下能夠在30 s內(nèi)快速截?cái)嗔黧w通道，保證測試安全。油嘴管匯和熱交換器之間設(shè)計(jì)安裝了多級(jí)感應(yīng)壓力釋放閥（MSRV），能夠?qū)崿F(xiàn)流程區(qū)的中壓部分超壓自動(dòng)泄壓，保障了下游低壓設(shè)備的安全。同時(shí)配套了H2S實(shí)時(shí)監(jiān)測系統(tǒng)、高危區(qū)視頻監(jiān)控等安全設(shè)施，從多個(gè)方面提高了作業(yè)安全性。

2.7 應(yīng)用多種防止凍堵方法，保障了高寒情況下的測試作業(yè)順利進(jìn)行

采用“鍋爐+間接式熱交換器”的設(shè)備組合形式對(duì)油嘴管匯下游凍堵嚴(yán)重的區(qū)域進(jìn)行蒸氣保溫；采用“電伴熱帶+毛氈+塑料薄膜”的方式對(duì)井口高壓管線、油路、水路管線等需要進(jìn)行長時(shí)間保溫的地方進(jìn)行保溫（圖4）；在節(jié)流閥上游注入防凍液，進(jìn)一步阻止下游流體結(jié)冰[16-17]。

圖4 電伴熱帶保溫示意圖

2.8 通過優(yōu)化流程工藝，進(jìn)一步提高測試流程的適用性[18-20]

在油嘴管匯上游增加一套排放管匯，上面配備動(dòng)力油嘴等多種節(jié)流閥，是放噴測試前最后一次井筒替液期間主要的節(jié)流降壓裝置，既能夠避免替液期間鉆井液經(jīng)過油嘴管匯、分離器等測試流程，有效保護(hù)測試流程。同時(shí)又可作為套壓泄壓流程，實(shí)現(xiàn)泄壓期間壓力的精確控制，提高壓力控制精度，此外還可以作為測試流程的備用流程，進(jìn)行應(yīng)急放噴。整套流程從井口采油樹到油嘴管匯（排放管匯）的壓力控制、三級(jí)液氣分離、除硫劑加注，最后到液體的計(jì)量儲(chǔ)層全部實(shí)現(xiàn)了密閉作業(yè)，最大程度降低了氣體外溢的可能性。因此，更加適合高含H2S井的測試作業(yè)。使用間接式熱交換器+蒸汽鍋爐對(duì)測試流程進(jìn)行加熱保溫，相比直接式加熱爐安全性更高，也更加適合高壓高含H2S井的測試作業(yè)。

3 現(xiàn)場實(shí)施

圖5 地面測試工藝流程圖

實(shí)際實(shí)施地面測試工藝的流程圖見圖5。獅新58井測試/試采時(shí)間為每年11月中旬至第二年3月中旬，使用該測試技術(shù)成功完成了井筒替液期間的節(jié)流降壓、射孔后的放噴排液、求產(chǎn)測試、試采等作業(yè)。采用直徑為6 mm油嘴放噴測試，日產(chǎn)油量為205.2 m3，日產(chǎn)天然氣量為6.05×104m3，測試結(jié)束采用6 mm油嘴繼續(xù)試采30 d，直徑為5 mm油嘴試采60 d，整個(gè)直徑為過程安全順利，圓滿完成了測試作業(yè)。

4 結(jié)論

1）超高壓油氣井地面測試技術(shù)具有廣泛的適應(yīng)性，不僅適用于川渝區(qū)域的三超氣井測試，而且也能滿足如獅新58井這類高寒地區(qū)的高含H2S油氣井測試作業(yè)。

2）技術(shù)上具有先進(jìn)的高壓控制、節(jié)流降壓、除硫、液氣分離等技術(shù)，能夠滿足測試期間的各種工況需求。

3）配備有先進(jìn)的安全控制技術(shù)及優(yōu)化的工藝流程，實(shí)現(xiàn)了整套流程的密閉作業(yè)，適合H2S含量較高井況的測試。能夠最大程度降低超高壓油氣井地面測試期間的安全風(fēng)險(xiǎn)，作業(yè)安全性高。