高含硫天然气田开发技术资料汇编（简本）.doc

概述普光气田特征及开发面临的技术难题特征技术难题腐蚀安全第一部分 国外高含硫气田开发工程技术3分类标准按分类标准将国外已开发气田分类和已开发气田的个数一钻井工程技术3(一)、高含硫气藏钻井方法及钻井工艺3(二)、高含硫气藏钻井液3(三)、高含硫气藏的钻井设备4(四)、 高含硫气藏钻井腐蚀与防腐4二 固井技术5三完井工艺技术5(一)、 完井方式5(二)、完井液的选择6(三)、对金属密封技术的要求6(四)、完井管柱结构6五、完井工艺的主要经验及关键技术7四 测试工艺技术9(一)、高含硫井测试仪器设备9(二)、测试工艺状况9五 增产工艺技术9(一)、酸液体系9(二)、酸压工艺技术10六 防腐工艺及措施10七 防治硫沉积技术10八 水合物的预测与防治10九 地面集输工程11(一)、集输工艺11(二)、集输系统的防腐11(三)、典型气田的集输系统12十 天然气的净化处理技术13十一 气田开发的HSE管理14第二部分 国外高含硫气田开发主要做法及经验教训15一 主要做法总结15(一)、充分利用地质信息预测含硫情况15(二)、钻、采工程技术方面的主要做法16(三)、开发技术政策上的主要做法16(四)、天然气集输及净化方面的主要做法17二 经验教训18(一)、主要经验18(二)、主要教训19第三部分国外高含硫气田开发实例20一拉克（Lacq）气田开发20(一)、概述20(二)、气田地质20(三)、勘探开发历程21(四)、气田开发22(五)、气田开发中的问题及措施27二 加拿大卡罗林(Caroline)气田27（一）、概述27（二）、开发历程28（三）、盆地评价与构成体系29（四）、构造30（五）、区域地层和沉积相30（六）、储层结构和储层特性31（七）、开发工程分析32（八）、卡罗林气田主要参数33建议第一部分概述普光气田特征及开发面临的技术难题特征普光气田是我国新近发现的大型气田之一，具有高含硫化氢（15.2%），中含二氧化碳（8.6%），气藏埋藏深（-4350m以下），储量规模大，气层厚度大，储量丰度高和产能高等特点。且由于天然气组分不含重烃组分，属过高含硫干气气田。以上特征决定了普光气田开发面临着巨大的挑战和技术难题。第二部分 国外高含硫气田开发工程技术含硫气田是指产出的天然气中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等含硫物质的气田。按天然气组分中硫化氢含量可以气藏划分为以下几种类型：表1-1 含硫天然气藏类型划分H2S体积含量(%)0.50.52.02.05.05.020.020气藏类型微含硫气藏低含硫气藏中含硫气藏高含硫气藏特高含硫气藏高含硫天然气田拥有巨大的资源量，是天然气的重要组成部分。据统计，目前全球已发现300多个具有工业价值的高含硫气田，其中仅前苏联就发现了70多个含硫化氢气田，其储量占该国天然气储量的12%；高含硫天然气在加拿大、美国、法国和德国等国家和地区也都有十分丰富的储量。国外的高含硫气田主要分布在侏罗系、二叠系，少量分布在泥盆系、石炭系、白垩系和下第三系，埋深从1800多米到6000多米不等。其储层岩性主要为灰岩和白云岩，少量为膏盐岩。硫化氢含量变化非常大，从3%98%不等，总体来看，国外的高含硫气田硫化氢含量普遍较高，一般都在10%以上。高含硫气田的这些特征决定了起开发工程技术具有一定的特殊性。国外高含硫气田开发从20世纪中叶开始至今已有半个多世纪，在这半个多世纪的生产实践中，一些国家成功开发了大批高含硫气田，建立了一整套较为完整的生产体系，取得了较为丰富的成功经验。而我国高含硫气田开发各项基础工作起步较晚，还没有成功开发该类气田的经验和实例。一 高含硫气井钻井工程技术(一)、钻井工艺高含硫气藏钻井方法的选择原则主要是考虑其钻井的安全性与H2S的腐蚀性。由于高含硫天然气的剧毒性，对于高含硫气藏的钻井方法一般选择平衡钻井或超平衡钻井，而不是欠平衡钻井。另一方面，高含硫气藏的钻井井身结构普遍采用钻开H2S气层之前必须下一层技术套管。由于高含硫气田钻井的高成本，由此确定了高含硫气藏开发的“少井高产”的开发原则，从而推荐丛式井、定向井以及水平井钻井工艺。(二)、钻井液高含硫气藏钻井过程中采用的钻井液，一般对其密度和性能有特殊要求。首先，钻井液的密度要足以防止硫化氢滤入，避免井喷，确保安全。其次，在性能上，若采用水基泥浆，则要用碱提高泥浆碱性，同时使用碱性碳酸锌或海绵状铁剂除掉泥浆中的硫化物。此外，钻井液中一般需要加入除硫剂，含除硫剂的钻井液能控制钻井液中的H2S含量，目前采用的除硫剂主要是氧化锌、碱式碳酸锌和锌螯合物以及氧化铁。推荐使用油基泥浆，因为油湿的钢材有油膜的保护。目前也有使用抗硫聚合物钻井液。(三)、钻井设备美国在钻井设备的选择要求必须满足NACE(美国国家防腐工程师协会)-MR01-75、ASME(美国机械工程师学会)、ANSI(美国国家标准协会)B31.3以及APISpec 6A中的规定，且必须经过质量检验程序，重点是对方钻杆、钻具、防喷器、井口四通、阻流管汇、泥浆气体分离器等的检查。一般而言，钻杆要求钢级强度不超过654MPa的低合金钢(如INCONELE，X-750、MonelK-500型)，低合金钢钢材的硬度不大于RC23级。井口、法兰及螺栓等使用含12%铬的不锈钢及AIl040合金钢；井口设备采用金属对金属一次密封，尽量避免焊接，以防硬度不同而产生的裂缝及造成的硫化物应力腐蚀的起爆口。；井口装置要满足NACE-MR01-75和APISpec6A中的规定；井口采气装置采用AISI4140含铬、钼和钒的低合金钢，采油树要用耐硫化应力裂纹的材料制造，所有阀门体用不锈钢制成。(四)、钻井腐蚀与防腐钻井专用管材、井下工具、井口装置等金属材料往往同时存在多种腐蚀类型，主要包括：应力腐蚀、腐蚀疲劳、硫化物应力开裂、坑点腐蚀、缝隙腐蚀、沉积物腐蚀、摩滚腐蚀、冲蚀和微生物腐蚀等。高含硫气藏钻井防腐的基本要求是合理选材。国内外含硫气田大量采用碳素钢和低合金钢，事实证明这样做是比较经济合理的。在含硫气田中使用的碳钢和低合金钢的洛式硬度(HRC)值应低于22，而高合金钢不受此限制。另外，钻杆、套管、油管等管材的抗张应力应低于钢材的屈服强度。这些管材以及井口装置不可进行焊接。API推荐在有H2S腐蚀的情况下使用C-75钢材。防止钻井设备在大气腐蚀的方法主要是加缓蚀剂，这些缓蚀剂通常是由缓蚀基本组分与油脂、石蜡等调配而成。常用缓蚀剂的组分有：有机胺类化合物、环烷酸锌盐、氧化石蜡和石油磺酸盐等。对钻井专用管材设备贮存过程中的防腐措施除应涂敷防大气缓蚀剂外，还应正确选择储存地点，尽量避免在潮湿、盐碱环境中储存，并及时清扫管具内部的积液和污垢。涂层防腐是使金属与腐蚀介质隔绝，不使腐蚀介质与金属直接接触。使用的涂层钻杆可大大减少腐蚀疲劳。据资料介绍，美国到1980年已有90%以上的钻杆都使用内涂层，德国、法国、日本也都生产涂层钻杆。保护套管的方法，除了满足工况条件要求的强度外，还应从防腐角度正确采用套管材质，并提高固井质量，以及改变腐蚀环境及采取套管阴极保护等防腐措施。现在各气田已广泛采用水泥上返封固主要含水层的保护措施，避过在完井液中加除氧剂抑制氧腐蚀；或提高完井液PH值，加入杀菌剂抑制细菌作用，杀灭缺氧条件下的硫酸盐还原菌，减轻套管的外壁腐蚀。上述措施仍不能杜绝套管的腐蚀。美国、中东等国采用套管阴极保护，取得了较好的经济效益。套管阴极保护可分为牺牲阳极和外加电流保护两种方法，而从施工角度划分可分为三种：一种多井深阳极、单井深阳极保护；第二种单井浅阳极保护；第三种地面管线与套管联合保护，即区域性保护。套管的阴极保护是气井开采过程中保护套管长期使用的措施，应在气井开采过程中完成。二 固井技术三完井工艺技术(一)、 完井方式目前国内外最常见的完井方式有套（尾）管射孔完井、裸眼完井、割缝衬管完井、裸眼或套管砾石充填完井等。套管射孔完井可选择性地射开不同压力、不同物性油气层，从而得到广泛应用。一般情况下，气藏的埋藏深度较深，加之天然气中的高含量酸性气体（H2S、CO2）对井下管柱与井口装置重的腐蚀，尤其是H2S对管材造成的氢脆，会引起井内油管的断裂、落井，对套管头和井口装置的破坏，有时会造成严重事故。因此，高含硫气井完井投产的技术要求较高，难度也较大，国外非常重视这个环节的工作。高含硫气井完井方式应主要考虑以下因素：（1）高含H2S、中含CO2腐蚀介质；（2）防止产层垮塌；满足高产和长期安全稳定生产；（3）能满足增产措施的要求。目前，国内外含硫气藏一般采用套管射孔完井方式（表1-1）。表1-1 国内外高含硫气田常用完井方式项 目法 国美 国加拿大中 国拉 克黑 河卡布南罗家寨铁山坡普 光完井方式射孔完井射孔完井射孔完井射孔完井射孔完井射孔完井套（尾）管射孔封隔器完井是国外高含硫气田最常采用的完井方式，封隔器上的油套管环形空间为液体，井筒内的天然气被限制在封隔器下方和油管内部。使用最多的是集完井、酸化、开采等作业为一体的永久式封隔器完井开采管柱。(二)、完井液高温、高压、高含硫气田的钻井完井液选择原则是：钻井完井液对地层伤害最小且有足够高的相对密度压井，以防H2S气体侵入井筒。水基完井、压井液最好用碱处理，保持pH值9以上不会产生原子H，可免受氢脆的危害。近年来广泛采用无固相盐水完井液打开气层，它由一种或多种盐类配制而成，盐水密度由溶解不同盐类控制。(三)、对金属密封技术的要求在含硫油气田不宜使用橡胶密封。所有密封点，均应采用金属金属主密封，辅以聚四氯乙烯辅助密封。这些密封点包括：油套管挂、油套管接头、井下回接管、封隔器、阀门的阀座、阀杆和阀盖及阻流干线等。金属密封系统是密封领域的一项先进工艺技术。在高温、高压、高产、高含硫深井中，从井下装置、油管、套管、直至井口装置都广泛采用金属对金属的密封技术。(四)、完井管柱结构由于天然气中高含H2S、中含CO2，多次完井作业风险大，故主要措施为完井生产管柱一次下入、完成射孔、酸化、排液、测试等作业。高含硫气井完井投产管柱结构特点：(1)大都采用低合金钢；(2)井下油管柱座（插）在封隔器上，此封隔器能保持油、套管环形空间充满含缓蚀剂的液体（如柴油等），从而隔离了套管内壁、油管外壁与H2S、CO2的直接接触，使油、套管得到了充分的保护；(3)井下工具、油管、套管，直至井口装置广泛采用金属对金属的密封技术；(4)在每个工具的上、下端加扶正器以保证井下工具顺利下入井内；(5)安装有缓蚀剂或硫溶剂的注入（或热油循环）通道，能满足连续或定期注入缓蚀剂（或硫溶剂）的要求。五、完井工艺的主要经验及关键技术1主要经验加拿大Bearberry、Footthills、Kaybobsouth，法国Lacq、中东阿布扎比Thamama气田“C”层、美国Black Creek、俄罗斯奥伦堡等气田完井的主要经验教训如下：(1)天然气中的硫化氢对人或其它动物均为剧毒气体，对井下设备、管柱有严重的腐蚀作用，一旦事故发生，损失惨重，因此要有充分的准备，不能仓促行事。在整个气井的钻井、完井及生产过程中一定要高度重视安全，选择抗酸性气的管材，制定预防办法，采取防腐、防堵措施。(2) 高含硫气井要采用抗硫油、套管等一系列抗硫措施，开发成本高，应尽量少打井，最好在储层连通性好的构造顶部打生产井，利用压力高、产量高的特点保持稳产来实现少井高产。(3) 连续注化学缓蚀剂是高含硫气井防腐效果最好的方法，可明显地延长完井管柱的使用寿命。但有缓蚀剂损失和分离问题，成本相对较高。(4) 采用AISI 410不锈钢材料做井口装置，在有氯化物及二氧化碳含量高及高温条件下可以抗失重和局部腐蚀。这种马氏钢材已广泛用于含硫油气井。(5) 对多产层高含硫气田采用双管柱完井时，与平行双管相比，采用同心双管柱完井可获得更大的产量。(6) 高含硫气井产量及采气速度受天然气处理能力的限制，在高含硫气田投产方案中，天然气的加工处理规模很关键。(7) 经济效益决定气田寿命和采收率。高含硫天然气对生产管柱腐蚀严重，一般5年后的腐蚀较为明显，而抗硫管材价格贵，换油管成本高，根据国外气田经济效益预测，一般要气井寿命达20年左右才可考虑采用抗硫管材。(8) 腐蚀监测是保证高含硫气井安全生产必不可少的步骤，应给予足够重视。井口及关键设备除用目测进行腐蚀监测外，通常还用超声波和X射线探伤，对生产管柱进行监测，以了解其腐蚀程度，为生产决策提供依据。 2关键技术(1) 慎重选择管材H2S对钢材有剧烈的腐蚀作用，主要是电化学腐蚀、氢脆、硫化物应力腐蚀破裂。天然气中的CO2腐蚀主要是CO2溶解于水生成碳酸后引起的电化学腐蚀。影响CO2腐蚀的主要因素有温度、压力、Cl-、O2含量、H2S含量等。因此，对含有水、CO2的高含硫气井，管材选择尤为重要。在湿CO2环境中，含Cr的不锈钢有较好的抗蚀能力，但在H2S存在情况下，Cr不锈钢抗硫化物应力腐蚀开裂的能力较差。AISI 302、304、316等含Cr、Ni的奥氏体不锈钢具有较好的抗CO2腐蚀性能，且有一定抗硫化物应力腐蚀开裂能力。不锈钢在硫化氢的酸性环境中使用时，硬度以不超过HRC22为宜。近年来，在有湿CO2存在的含硫气井中，通常采用经过适当热处理后既抗湿CO2腐蚀又抗硫化物应力腐蚀开裂的非铁基金属合金如Ni-Fe-Cr合金、Ni-Cr合金、Ni-Cu合金来替代不锈钢。美国在Thomasville含硫气田上钻井采用的钻杆钢级是Inconole X-750和Monel K-500型等低合金钢或特种合金，钢材硬度不大于HRC23；井口、法兰、螺栓等采用AISI1040合金钢、AISI 410含Cr 12%的不锈钢。(2)井下腐蚀监测井下腐蚀可采用颗粒载运放射性示踪剂（PCR）循环测井。这种放射性示踪测量，用于探测油管的硫化物应力破裂。油管内径测量，可用机械式或电子管式的管径测定仪进行油管的腐蚀检查，以确定管壁腐蚀情况。在井下安装放射性衬管或套管，以监视油管腐蚀情况及状态。含硫气井管材要进行质量控制，保证所有的管材是抗硫的和经过检验的。(3)完井管柱防腐高含硫气田油管腐蚀特点：油管随地层压力降低而腐蚀程度增加，最深的气井腐蚀最早，越接近构造顶部的气井腐蚀越大，不同金属接触处腐蚀严重。油管下部以斑点腐蚀形式侵蚀金属，在管柱低部位腐蚀成坑，腐蚀产物形成硫化物沉淀，常常使绳索及修井作业受到严重影响。拉克气田防腐首先使用的是棒状缓蚀剂，周期性地把缓蚀剂挤到地层，采气时逐渐排出，以降低硫化氢对油管的腐蚀，后采用10%浓度的防腐剂混在柴油中挤入地层，生产36个月后，防腐剂仍能从地层中排出。为了防止硫堵，要注入轻质循环油不停地循环，同时循环油加热到高于硫的熔点120以上，使硫溶解。美国含硫气井防腐主要采用胺类缓蚀剂。四 测试工艺技术(一)、高含硫井测试仪器设备气井测试仪器设备（包括防喷管、录井钢丝和电子压力计等），表1-3所示国内外目前在高含硫天然气井应用的防喷管、录井钢丝、测试仪器的型号和抗硫指标。表1-3 高含硫井测试仪器设备仪器设备产 地型 号工作压力，MPa抗硫指标，%备 注防喷管系统川南GSC-454510.5美国TOT1005.0录井钢丝MP35N5.0直径2.34 mm电子压力计法国MQG-X5.0加拿大DDI10.0(二)、测试工艺状况国外高温高压深井的测试工艺技术发展得较早且较成熟，对于高温高压深井的测试必须采用封隔器保护套管；同时在完井技术上，要求油层套管本身能承受气井的最高关井压力。测试管柱尽量做到测试与生产合一，测试后无须压井更换管柱即可投入生产。对于探井和暂不投入生产的井也采用逐层上试的测试管柱。五 增产工艺技术(一)、酸液体系国外对适应含硫气井储层改造的酸液体系研究已经经历了大约30年的时间，形成了以胶凝酸和乳化酸为代表的酸液体系。同时，酸液体系中必须添加沉淀控制剂、缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂和硫化氢吸收剂等一种或多种添加剂。(二)、酸压工艺技术目前国外针对于高含硫气井的储层改造工艺技术没有统一的标准，而是根据实际储层的特征选择合理的酸压工艺，以确保得到良好的改造效果，实现气井增产目的。六 防腐工艺及措施主要的防腐措施是通过选材、注入缓蚀剂或热油循环及腐蚀监测等方法来减缓井下管柱的腐蚀。腐蚀监测系统采用的测定方法有：（1）挂片测试方法；（2）液体中铁浓度测定法；（3）舒拉显示仪(Sonoscope)；（4）油管内径卡尺；（5）X光测定法；（6）氢探头等相结合的方法。七 防治硫沉积技术国外高含硫气井井下除硫主要采用硫溶剂。硫溶剂分两大类：物理溶剂和化学溶剂。目前采用的硫溶剂主要有二硫化碳、二芳基二硫化物、二烷基二硫化物、二甲基二硫化物（DMDS）等。二甲基二硫化物的溶硫能力最强，应用较多。美国、加拿大采用二甲基二硫化物较多。（常见的溶硫剂如表14所示）。表1-4 常见的硫溶剂溶剂种类溶剂名称吸硫效率(重/重%)20物理溶剂脂肪族烃类硫醚(RSR)芳香族烃类二硫化碳(CS2)0.281.51.730化学溶剂胺类Merox2560八 水合物的预测与防治目前国外在处理高含硫气藏井筒水合物堵塞问题时有两种主要方法：一是将适量的溶剂(热油溶剂)连续泵入井内油管和环行空间，然后借助井口双通节流加热器进一步加热，防止水合物生成。二是当生产过程中井筒内有水合物生成，可关井用泵向井中加注乙二醇清除水合物。防止井口集输系统中的水合物形成一般采用三种方法：（1）加热法；（2）采用化学防冻剂防止水合物形成；（3）脱水、防止水合物形成。九 地面集输工程(一)、集输工艺集输工艺的主要特点有：（1）对长距离集气管线较多采用干气输送，天然气进入集气干线之前采用固体脱水剂或溶剂脱水。对短距离则较多采用加热湿气输送，气井产出气经加热、计量后直接输入干线。（2）对含水量较少的气井，通常单井水产量小于56.15立方米/百万立方米时，井场不设气液分离器。对含水量较多的气井，设置气液分离器，分离器尽量接近井口安装。（3）含元素硫的高含硫天然气集输系统需防止硫沉积，用MeroX或CS2对管道进行清洗。（4）水合物的防止方法有加热法、加注化学添加剂和脱水三种方法。通常采用加热法，水套炉加热或热管伴热。国外较多采用热管伴热法，该方法效果好，但成本相对较高。（5）国外高含硫气田集输系统较多采用清管工艺来清除管道垢物、积液，并与缓蚀处理、加注工艺配合。加拿大Grizzly Valley气田集输系统采用挤压型清管器。（6）集气系统一般要规定流体最低流速。最低流速根据集气量、管道直径和腐蚀状况优化选择。(二)、集输系统的防腐国外高含硫气田集输系统均把缓蚀处理作为基本工艺和腐蚀控制方法。缓蚀剂主要分为：（1）薄膜类；（2）气相类，其中包括二乙基胺（Diethylamine）等。国外高含硫气田集气系统缓蚀处理实践表明，应根据集输系统及腐蚀特点确定处理方式。如加拿大，Grizzly valley集输系统采用液相缓蚀剂、气相缓蚀剂、脱水处理及预涂层组合方式；East crossfield 集气系统采用水分散胺类缓蚀剂的防腐蚀工艺，采用热油循环加热方式防止硫沉积和水合物形成；Shell公司J.P.W.天然气集输系统采用缓蚀剂连续和间断处理、清管及其组合工艺：由缓蚀剂预处理，在管壁形成厚缓蚀剂膜，间断几周后再用气相缓蚀剂处理，当气体流速低于3m时，采用清管器处理垢物和凝析液，并促使缓蚀剂附着。又如，法国拉克气田单独采用液相缓蚀剂、气液分离器进行腐蚀控制并防止水合物形成。而从国外高含硫气田集输系统抗腐蚀材料的开发和应用情况来看，集气管道和地面设备主要采用低碳钢、低合金材料，并与缓蚀处理、气液分离、清管等工艺配套，仅在地面设备中的分离器、容器、管件、法兰、阀门等部分设备中的重要和关键部件采用不锈钢和其他高合金材料。(三)、典型气田的集输系统(1) 法国拉克（Lacq）气田根据其腐蚀特性，选用抗腐蚀金属材料、气液分离、缓蚀处理相结合的防腐蚀工艺技术。采用抗硫化物应力开裂材料低碳钢，使用等级为B级。除水。酸性气井天然气经采油树和间接加热器两级降压，在最大压力13 MPa下，由分离器除水，并以最大压力通过集输管线。缓蚀处理。经分离除水进入集气管道之前，由注入装置注入30L/100m3的有机缓蚀剂如二甘醇抗水合物剂等。(2) Shell加拿大公司酸气田主要采用传统缓蚀剂，处理工艺为连续、间断缓蚀处理，清管和其组合工艺。新管系分段采用缓蚀剂作预处理，以形成厚缓蚀剂膜。根据酸气管线的腐蚀环境，制定相应的处理程序；根据气体流速、生成水氯化物浓度、烃凝析物与水的比例等的临界水平确定处理方式，并给出处理指南建议。当实际情况一个或若干临界参数改变，调整处理方式。(3) 美国Cave Creek Deep和Yellow Creek Deep气田集输系统管道外腐蚀防护采用由Prited10-40覆盖的粘合环氧树脂、泡沫封装涂层，设置深地床和整流装置。对管线、设备提供阴极保护。设备、管道内采用连续注入水溶性、油分散、成膜胺缓蚀剂处理。设置清管器，除水清管，消除低位管道积液，保证缓蚀剂覆盖该部位。严格控制金属材料的冶金和化学性能，控制H2S和CO2腐蚀。(4) 加拿大KAYBOB SOUTH气田天然气集输系统Kaybob South气田集输工艺采用湿气混输工艺，集输管材选用抗硫低碳钢。最初设计时认为产出水很少，因此集输系统没有设置清管或管线检测设备。Kaybob South气田早期使用油溶性腐蚀抑制剂，随着产出水的增加后改用水溶性腐蚀抑制剂。Kaybob South气田建有3座气体处理厂。气田生产后的干气大部分用于回注。(5) 加拿大Caroline气田天然气集输系统15口气井井场不设分离脱水装置，湿气混输进入集气站。下图1-1为Caroline气田集气工艺示意图。气液混合进站段塞捕集器三相分离器简单处理后回注地层离心式增压机天然气净化厂增压泵气体气体 污水凝析油图1-1 Caroline气田集气工艺示意图集气站进站设计量汇管和生产汇管，计量汇管轮换切换单井到3相分离计量装置分别计量气、液产量。生产汇管把进站物流输送到段塞流捕集器，分离出后的天然气进入2段离心式压缩机增压后输送到天然气净化厂。分离出的液相进入三相分离器分出污水和凝析油，凝析油经过离心泵输送到脱硫净化厂统一处理。污水经过简单处理后回注到地层。十 高含硫天然气的净化处理技术天然气净化处理采用方法大致分为固体吸附法、可再生溶剂吸收法、直接转化法及膜分离法等，其中可再生溶剂吸收法应用最广泛。国外部分高含硫天然气净化处理情况参见表15。表15 国外部分高含硫天然气净化处理情况表国家公 司工厂位置设计处理能力（104m3/d）现有生产能力（104m3/d）设计处理H2S浓度（%）脱硫及硫回收工艺硫回收能力（t/d）设计现有美国BP Amoco怀俄明州Whitney Canyon765.0233.411.3DEA2转 化 器Claus CBA1219.31100.0Chevron Product-s Co.怀俄明州Carter Creek510334.212.6DEA Claus-Stretford907.2712.0Exxon Company亚拉巴马州Escambia Co.113342554.93转化器Claus880.0500.0Dynegy Inc.德克萨斯州Eustace198.291.231.9SulfinolClaus-Scot853.0426.0Pursue Energy Corp.密西西比州Thomasville283259231.1SulfinolClaus1245.0加拿大Amoco Canada Petro-leum Co. Ltd.阿尔伯塔省EastCross field512.9410.434.03转化器 Claus-CBA1797.0858.0阿尔伯塔省Windfall1194.3955.212.0Claus1333.01333.0Canadi-an 88 Energy Corp.阿尔伯塔省Garrington238.2190.614.0Claus590.4395.7Alberta Energy Co.阿尔伯塔省Saddle Hills591.6473.210.0SuperClaus475.4475.4Husky Oil Operations Ltd.阿尔伯塔省Ram River1775.11420.016.5DEA Claus Sulfeen4572.02320.0Imperi-al Oil Resourc-es Ltd阿尔伯塔省Quirk Creek255220.09.0Flexsorb SEClaus-MCRC306240.0ExxonMobil Canada Ltd阿尔伯塔省Lone Pine Creek127.499.113.5Claus162165.4Petro-Canada阿尔伯塔省Hanlan-Robb1076.2860.99.5DEA3转化Claus-Sulfreen11001095.1阿尔伯塔省Brazeau River-Peco523.1418.621.03转化器MCRC447.3447.3Shell Canada Ltd.阿尔伯塔省Caroline850348.935.3MDEA-Sulfinol2转化器Claus-Scot5441.04800.0阿尔伯塔省Waterton892.1421.415.0Sulfinol改良Claus-Scot2660.02072.0阿尔伯塔省Burnt Timber325.7199.113.0SulfinolClaus-SuperClaus500.0408.0Wolcott-Gas Process-ingInc.阿尔伯塔省Brazeau River413.2330.511.0Claus-CBA450.0339.0West-coast Energy Inc.不列颠哥伦亚省Pine River1688.41249.512.0SulfinolClaus-MCRC30003000法国Elf FranceLacq1614.21594.416.0DEA MDEAClaus-Sulfreen2121.02183.0俄罗斯GazpromAstrakhan2180.0500.026.0DEA Claus-Sulfreen9000.06000.0德国Mobil Erdgas-Erdoel GmbHVoigtei892.1807.18.0PurisolSelexolSulfinolClaus965.2863.6十一 高含硫气田开发的HSE管理高含硫气田由于其高含剧毒、强腐蚀性的H2S而使得该类气田的开发面临巨大的挑战。加拿大是世界上高含硫气田最多的国家，在气田开发的HSE管理体系方面取得了一系列宝贵的经验。加拿大在开采高含硫天然气过程中的主要政策与管理方式主要体现在以下几方面：(1)高度关注公众的安全与环境的保护，是加拿大高含硫气田进行开发的一大特色，确保了气田开发严格按照科学、安全进行开发。 (2)制定了一套设立防护区的做法，有章可循。主要针对高含硫气井、高含硫天然气集输站以及高含硫天然气处理厂，制定相应标准的防护区，用以确保高含硫天然气的安全开采、运输以及处理。(3)加拿大政府、公众、公司、协会，各司其责，应该说建立了比较健全的安全管理体系。(4)安全的自觉性与法律的严肃性，对预防安全事故起到重要的作用。加拿大对待事故与隐患的处理方式，与我们的做法有很大的不同，我们是以对事故发生追究责任、处理领导和责任人员，起到警示作用，并用以防止和克服各级对安全的漠不关心与草率从事；而加拿大的政府、公司、各类学会，是以鼓励的形式，培养员工及时发现隐患，及时报告，并对存在的隐患进行系统分析，制订消除隐患的措施，在全行业推广与应用。据加方统计，每600个隐患事件，必有一个事故发生。因此，重视隐患的提前发现和采取措施，形成了员工的自觉行动。(5)建立了健全的标准体系和安全手册。此外，其安全手册中还具体规定了管理者的责任与参与范围，公司的安全政策、公司的规定、规则、操作程序与要求，以及大量的附件作为手册的支持文件。第二部分 国外高含硫气田开发主要做法及经验教训一 主要做法总结(一)、充分利用地质信息预测含硫情况在气藏开发前，由地质情况预测天然气的含硫状况，指导高含硫气藏的开发。天然气中的硫化氢主要来自硫酸盐的还原作用，在碳酸盐岩与蒸发岩沉积旋回中的碳酸盐岩产出的天然气均含硫。同时，硫化氢在地层中的分布状况及其在开采过程中含量的变化情况对确定合理的开发政策及管材材质的选择有着重要的影响。硫化氢的含量和分布规律的认识对高含硫气藏的安全开发具有重要的指导意义。(二)、钻、采工程技术方面的主要做法(1)高含硫气藏钻井方法的选择原则主要是考虑其钻井的安全性与H2S的腐蚀性。高含硫气藏的钻井方法一般选择平衡钻井或超平衡钻井，而不是欠平衡钻井。高含硫气藏钻井过程中采用的钻井液的密度要足以防止硫化氢滤入，避免井喷，确保安全。井身结构多采用四开甚至五开；钻进过程中的防腐主要通过选择防腐钻具、控制钻井液PH值以及在钻井液中添加缓蚀剂等处理剂。(2)气井完井方式主要采用永久式封隔器套管射孔完井方式；此外，对完井工艺方面要求尽量多采用金属与金属的密封技术，以便减少焊接技术造成的腐蚀加剧。(3)重视高含硫气田的静态和动态监测，采用合理的测试手段确保测试数据的准确行和测试的安全。(4)由于高含硫气藏普遍分布于碳酸盐岩储层，结构复杂，且在平衡钻井或超平衡钻井的条件下容易造成钻井液的漏失和侵入，对储层造成严重的伤害。因此，高含硫气井投产之前普遍采用合理的储层改造措施以提高气井产能。(5)结合合理的完井井身结构，采用合理的防治硫在地层和管线的沉积及水合物的形成的工艺措施。(6)利用先进的腐蚀探测技术进行设备的腐蚀监测，保证高含硫气井安全生产。井口及关键设备除用目测进行腐蚀监测外，通常还用超声波和X射线探伤，对生产管柱进行监测，以了解其腐蚀程度，为生产决策提供依据。(7)高含硫气藏开发中的防腐工艺技术防腐贯穿高含硫气藏开发的全过程，是高含硫气藏开发的关键与根本。综合国外高含硫气藏的开发实践，其防腐方法主要体现在四个方面：选择防腐材料；选择适当的工艺技术；以加入内涂层、内衬里、缓蚀剂以及清管技术等为基础的内防腐工艺；以管线外涂层外加强制电流的阴极保护法的外防腐工艺。(三)、开发技术政策上的主要做法(1)高含硫气井要采用抗硫油、套管等一系列抗硫措施，开发成本高，尽量少打井，且在储层连通性好的构造顶部打生产井，利用压力高、产量高的特点保持少井高产。(2)为了减小安全风险，高含硫气田普遍采用较高的开采速度开发。(3)开展大量的开发试验研究，充分认识高含硫气田开发过程中可能出现的问题，确定解决对策。(四)、天然气集输及净化方面的主要做法(1)加拿大酸气气田通常采用湿气输送工艺。即使在最大操作压力9.9MPa，天然气中H2S含量27.5%，CO2含量10%的条件下，湿气加热输送的距离仍可以达到40公里。若输送距离较长时，一般采用在集气站脱水后干气输送。(2)国外酸性气田从集输工艺、管材选择、缓蚀剂的选择及加注以及腐蚀检测等方面整体考虑，制定了系统的腐蚀控制措施。国外高含硫气集输系统常采用的材料：管道材料一般采用低碳钢、低合金钢；地面装置一般采用低碳钢和低合金钢，特殊位置部分元件采用不锈钢或高含金材料；为适应特定的气田环境和条件，对一些运行条件特别苛刻的集气系统，修改相应管道规范。世界最大的含硫气田阿斯特拉罕气田，采用无缝钢管，材质为镇静钢和调质钢，并修订了API 5L-42规范。严格控制材料的化学成分、硬度和使用抗拉强度；对焊接区应用适当的热处理，消除内应力。确定适合于集气系统的缓蚀剂和缓蚀处理工艺。国外高含硫气田集输系统基本上都采用缓蚀剂及相应的处理工艺，采用的缓蚀剂主要有胺类，二乙基胺等。处理工艺一般根据腐蚀特点和集输工艺不同而定，通常采用液、气相或相结合的处理方法，采用连续、批量和预涂层等处理方式。缓蚀剂选择一般通过实验室和现场试验进行筛选。腐蚀监控系统。根据集输管道穿越地区地貌特征，工艺流程和集输系统的特点建立一个完整、适用、有效的腐蚀监控体系，其中包括腐蚀监测方法的确定，监测仪表的选用、定位和分布。国外高含硫气田集输系统一般采用：挂片试样、氢探针、电阻探针等各种探针，用以测量一般腐蚀；对地面设备和管道等采用超声波和x 射线检测，检测管壁厚度和坑蚀；对设置清管器的集输系统，采用智能清管器，这是一种检测金属壁厚的有效方法；建立计算机数据处理和数据库，控制其检测和监测程序及数据处理。国外高含硫气田集输系统较多采用“湿气输送低碳钢+缓蚀剂”配套的腐蚀控制方案，必要时采用清管器配合。但湿气集输工艺生产运行管理要求严格，药剂消耗成本高。因此，在普光气田后续设计中，建议管材选择在多方案技术经济对比的基础上确定。高含硫气田集气系统应确定输送气体最低流速。最低流速根据集气量，集气管直径和腐蚀情况作出优化选择。如法国拉克气田就采取了限制其最低流速，并把最低流速作为腐蚀控制参数之一的防腐措施。通常气体流速大于3 m/s，不会形成积液，腐蚀轻微；气体流速小于3m/s，会形成积液，腐蚀较严重，需加大清管频率，批量加注缓蚀剂。(3)加拿大酸气气田开发非常重视安全环保措施，各气田依据EUB的有关规定编制了紧急反应计划（ERP），划分了紧急计划区域（EPZ）。国内普光气田的开发可以在借鉴加拿大经验的基础上，结合国内的有关法律法规以及当地的实际情况研究制定适用的办法。(4)目前国内外天然气脱硫的方法很多，但占主导地位的工艺集输还是醇胺溶剂吸收法。多年来，醇胺法几乎时天然气净化工业唯一可供选择方法。目前脱硫研究主要针对醇胺类脱硫溶剂的开发上。过去大部分采用MEA、DEA等溶剂的脱硫装置已改用MEDA和砜胺类溶剂，以及混合溶剂。复合型已成为醇胺类脱硫溶剂技术的主流，目前单纯采用单组分有机胺作溶剂的已很少。二 经验教训(一)、主要经验根据收集到的国外高含硫气田开发资料，主要经验归纳如下：（1）坚持以安全生产、正常生产为首要条件，是高含硫气田开发的基本思路。硫化氢是具有强烈腐蚀性和剧毒气体，容易对生产管线和设备造成严重的腐蚀，一旦出现硫化氢泄漏可能导致严重的后果。因此，安全是高含硫气田开发的首要问题。（2）高含硫气藏从发现到正式开发一般都需要510年左右时间。天然气中硫化氢为剧毒气体，对设备有严重的腐蚀作用，在含硫气藏开发的钻、采、集、输、处整个流程中，均要重视安全，选择抗硫钢材，制定预防措施，采取防腐防堵的对策是含硫气藏开发有别于其它气藏的基本点。（3）严格控制水侵，减小设备管材的腐蚀。严格控制边、底水的侵入，防止气井的水淹，减小设备管材的腐蚀，是指导高含硫气田开发的基本原则。边、底水的侵入不仅造成气藏储层水锁效应，严重影响气体的渗流，致使气井产能下降。同时，硫化氢溶解于水，形成十分强的腐蚀剂；含硫天然气中往往也含有二氧化碳，遇水生成碳酸将与铁反应形成虫咬状和沟槽状腐蚀；高矿化度的边、底水也具有腐蚀性。因此，高含硫气田应尽可能保持气驱开发。（4）气田开发定期进行必要的静态和动态监测，为气田的稳定生产提供保证。气井开发过程中静态和动态信息的监测不仅对了解和认识地层物性参数、气水界面、地层能量、产能变化和管材腐蚀等有着重要的参考价值，也对确定气井合理的生产方式，加深对气井、气藏的开采特征和开采规律有着重要的意义，是气田安全稳定开发的保证。（5）在保证安全的前提下改进采气集输工艺。法国拉克气田开发初期采用双层油管就是为了安全，尽管这种油管价格贵而且限制了产能，使气藏能量未合理应用，摩阻损耗大等，都在所不惜。以后通过现场试验，在气藏压降后才改用单层大口径的油管，以提高产能。这个事例说明了拉克气田在开发含硫气藏对安全性的重视。（6）天然气加工能力决定采气速度及产量。在含硫气藏开发方案制定中，天然气处理加工能力很关键。其一是回收硫的经济效益一般占总收益的50；其二是由加工能力定产。（7）由经济效益决定气田的寿命及采收率。含硫天然气对油管的腐蚀严重，一般5年后的腐蚀就比较明显了，而抗硫管材价格贵，取换油管成本高。（8）严密而有效的HSE管理是高含硫气田安全高效开发的保障。(二)、主要教训（1）含硫气井钻井事故造成的损失严重。法国拉克气田3号井，于井深3530m发生井喷，井口失控，爆炸着火，钻杆断在井中，每天损失含硫气30104m3，经过53天才控制井喷；还有伊朗306号井套管断裂为了保护油层，将所有油井的天然气放空烧掉，每天放空烧掉天然气849104m3，持续两年之久，以后钻了两口定向井才用水泥封死306井。可见在开发含硫气藏时，事先要有充分的准备，不能仓促行事。（2）充分合理利用气藏本身能量，提高开发效果。拉克气田为了安全，采用小口径双层油管完井，限制了气井产能，增加了气井的摩阻损耗，未能合理利用气藏本身的能量，不利于合理开发气藏。（3）含硫气藏的开发与天然气加工能力应配套，否则会出现两个方面的问题：一是硫化氢对管材的腐蚀，使管材寿命缩短，从经济效益上讲，应在有限期内尽可能多地采气；二是加工能力限制了采气速度及产量，往往降低产能以适应天然气的处理加工能力如何制定两全其美的方案，是需解决的问题。伊朗苏莱曼气田在开发方案中只考虑了满足生产硫对天然气产量的需求，而未合理利用脱硫后的天然气使47的天然气放空烧掉；法国拉克气田限制了采气速度，在开采后期，硫化氢腐蚀带来一系列问题难于处理。第三部分国外高含硫气田开发实例一拉克（Lacq）气田开发(一)、概述 法国拉克气田是高含硫的大气田，天然气组分中甲烷占69，乙烷占3，硫化氢占15.6%，二氧化碳占9.3%，其它组分占1.9%。气田地质储量2640108m3，年产气7080108m3，轻质油20104，硫碘180104。 拉克气田（Lacq）在阿奎坦盆地南部，波尔多市南160km。19421943年由电法勘探发现，19441945年重力勘探确认有异常，19471948年地震勘探发现了第三系磨砾层覆盖下的潜伏构造，1949年拉克1号井在井深640700m的上白垩统发现油层，这一发现刺激了法国阿奎坦石油公司向深层钻探，1951年12月拉克3号井于井深3530m下白垩统尼欧克姆阶白云岩中发生了井喷，气田高含硫化氢，15km外可闻到臭味。由于气层压力大，井口失控，爆炸着火，经过两个多月的艰苦工作，才将气井封闭。以后开展了防硫钢材、高压采气设备和脱硫工艺等研究，并于1955年，在102号井，1956年在104号井进行了试验，直到1957年才正式开发。(二)、气田地质拉克气田为一背斜构造，该背斜在白垩纪及第三纪时形成，东西长16km，南北宽10km，尼欧克姆阶顶面闭合面积120km2，闭合度1400m，北缓南陡(见图3-1)。 储层是一组巨厚的碳酸盐岩，分上下两部分，上部是下白垩统尼欧克姆阶灰岩，厚200300m；下部是上侏罗统马诺白云岩，厚150200m，是主要产气层段。上下产层间有砂岩、白云岩及页岩互层分隔，厚约几十米到120m。盖层为下阿普第阶泥灰岩层，厚1001210m。气田最深的井(116井)5000m，井底为侏罗系里阿斯统石灰岩。(三)、勘探开发历程 拉克气田开发经历了四个阶段（图3-2）：第一阶段（19521957年）为试采阶段，主要对三口井进行试采，检验井底及井口设备的抗硫防腐性能，同时获取气藏动态参数；第二阶段（19571964年）为产能建设阶段，共有26口生产井，气田日产量由82104m3上升至2156104m3，平均单井产量为80104m3/d，采气速度2.4%。图3-2 拉克气田生产历史曲线图第三阶段（19641983年）为稳产阶段，通过在构造高点打10口加密井，气田日产量为19062361104m3，平均单井产量5065104m3/d，采气速度2.6%，稳产期长达19年，稳产期可采储量采出程度为65%左右；第四阶段（1983至今）为产量递减阶段，1994年气田日产量递减为405104m3，气田累积产气2258108m3，地质储量采出程度为70