本文摘要：摘要：為進一步推動國內(nèi)含硫化氫地下儲氣庫優(yōu)化運行，以華北地區(qū)某地下儲氣庫為例，通過對其運行中含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運行風險綜合分析，提出有針對性的運行技術對策，即硫化氫處理技術、井筒優(yōu)化技術及水淹井激活技術。硫化氫處理技術采用
摘要：為進一步推動國內(nèi)含硫化氫地下儲氣庫優(yōu)化運行，以華北地區(qū)某地下儲氣庫為例，通過對其運行中含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運行風險綜合分析，提出有針對性的運行技術對策，即硫化氫處理技術、井筒優(yōu)化技術及水淹井激活技術。硫化氫處理技術采用干法脫硫思路，地面采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填脫硫塔方式實現(xiàn)脫硫，地下選用氣密封型防硫化氫螺紋油管抗硫生產(chǎn)，并在井口采取含硫井井口失控遠程點火技術：井筒優(yōu)化方面，綜合老井封堵、新井井身結構優(yōu)化、完井管柱優(yōu)化等井筒技術，并劃分環(huán)空帶壓四種類型壓力恢復曲線判斷其漏點位置進行液體堵漏劑堵漏;水淹井激活技術則基于注采井出水特征及水體活躍性分析，采取“零背壓放噴排液”激活水淹井技術。通過技術對策實施，該儲氣庫已歷經(jīng)8個注采周期，實現(xiàn)了安全運行零事故，為含硫化氫型儲氣庫運行50年乃至更久奠定了堅實的技術基礎。
關鍵詞：地下儲氣庫;硫化氫;環(huán)空帶壓;脫硫;水淹
進入21世紀以來，我國天然氣工業(yè)發(fā)展駛入快車道，伴隨而來的是國內(nèi)天然氣消費市場急劇擴大，季節(jié)儲氣與調(diào)峰需求趨勢凸顯。素有“地下糧倉”的地下儲氣庫(后文簡稱儲氣庫)作為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中不可或缺的行之有效、最可靠的調(diào)峰和儲備手段[1]，已成為繼國家長輸管道業(yè)務之后解決上游天然氣資源區(qū)和下游天然氣消費區(qū)分離的新的有效途徑之一。據(jù)相關機構的統(tǒng)計，全世界共有各類儲氣庫約635座，總庫容5733×108m3，總工作氣量約3524×108m3，調(diào)峰氣量占世界天然氣消費量的15%[1-2]，其中，法國、奧地利等發(fā)達國家這一比例高達30%。相比而言，我國儲氣庫建設起步晚，且整體運行尚處于初級階段[1-7]，遠低于國際平均水平。
目前，華北地區(qū)大港油田大張坨、華北油田蘇橋、京58儲氣庫群等的運行，多為非含硫型，其可操作性相對簡單安全。而含硫化氫型儲氣庫，除受制于儲層非均質性、儲層流體活躍(氣液界面周期性往復進退、水體錐進引發(fā)氣水運動規(guī)律復雜化)外，更有儲層富含硫化氫，自地層滲流產(chǎn)出—井筒流動—地面外輸全過程硫化氫釋放，以及硫化氫處理安全環(huán)保等復雜因素共同影響，正常運行難度相對較大。為此，開展針對該類型儲氣庫運行關鍵技術研究顯得極為迫切。本文將以X儲氣庫為例，從庫運行風險分析入手，提出有針對性的技術對策，以期促進此類儲氣庫安全高效運行。
1地質背景
X儲氣庫為華北地區(qū)含硫氣藏(為一帶油環(huán)、底水、含硫化氫的潛山凝析氣藏)改建而成[1-4]，是我國第一座由碳酸鹽巖底水氣藏改建的儲氣庫。其主要生產(chǎn)層位為奧陶系峰峰組與上馬家溝組，巖性由白云巖和灰?guī)r構成，儲層埋深2860m。儲集空間有構造縫、縫合線、溶洞、晶間孔等，以微細裂縫和孔隙為主，其中構造縫最為發(fā)育;基質平均孔隙度為2.88%，滲透率為1.15mD。
原始油氣界面為3190m，油水界面為3240m[3]。地層壓力系數(shù)為1.01~1.04，溫度梯度為3.07~3.12℃/100m，具有正常的壓力、溫度系統(tǒng)。天然氣相對密度平均在0.68左右，甲烷含量大于80%，含硫化氫，氣藏原始硫化氫含量為570～1300mg/m3，原油性質參數(shù)介于凝析油與輕質黑油之間，地層水總礦化度33804.82mg/L，為CaCl2水型。
2運行中存在的風險
關于儲氣庫井運行，不同于油田油氣水井，多周期高壓往復注采氣運行是其主要特點，井筒中發(fā)生雙向流，不僅有源于地層方面(諸如地層硫化氫的釋放、底水錐進等)的風險，也有自井筒(如環(huán)空帶壓)發(fā)生漏氣的挑戰(zhàn)，以下將以X儲氣庫為例展開相關論述。
2.1地層含硫特征及運行風險
據(jù)X氣藏老井及新鉆井流體取樣監(jiān)測數(shù)據(jù)反映，氣藏內(nèi)部天然氣中硫化氫質量濃度為570～1300mg/m3，凝析油樣品中硫化氫質量濃度為25~367mg/m3。主要分布于氣藏構造高部位，且西部較東部含量低，總體反映為富含硫化氫型氣藏特征。據(jù)多周期采氣加密取樣監(jiān)測結果證實，地層中仍富存硫化氫氣體[5]。受周期注入未含硫化氫干氣混相地層原始濕氣影響，在每個采氣周期初期采出氣多為混合氣，硫化氫含量相對較低，而采氣中、末期干氣逐漸減少，受地層原始濕氣相對含量比例增高影響，采出氣體硫化氫含量呈現(xiàn)上升趨勢。
根據(jù)國標GB17820—2012規(guī)范，對于氣田、油田采出經(jīng)預處理后通過管道輸送的商品天然氣，若作為民用燃料的天然氣，則硫化氫濃度應滿足要求≤6mg/m3。由于X儲氣庫地處華北人口密集區(qū)，其運行核心職能是服務京津冀協(xié)同發(fā)展的重大民生工程，保障區(qū)域季節(jié)供氣調(diào)峰。與國標要求對照，X氣藏中天然氣硫化氫含量已遠超民用氣使用標準，使得外輸供氣安全風險加大，儲氣庫運行技術亟待優(yōu)化。
2.2井漏氣風險
2.2.1儲層裂縫發(fā)育
據(jù)鉆錄測井資料分析，X氣藏儲集巖為白云巖和灰?guī)r。鉆井資料揭示出多口老井鉆遇裂縫儲層，發(fā)生不同程度放空和泥漿漏失現(xiàn)象，累計放空長度5.03m，累計漏失泥漿540.8m3，反映出比較大的縫洞不發(fā)育。經(jīng)Y16、Y22等井巖芯及薄片資料分析表明，其儲集空間有構造縫、縫合線、溶洞、晶間孔等，其中以構造縫最為發(fā)育[6]，裂縫寬度以小于0.1mm的微細裂縫為主。大量巖芯觀察裂縫傾角統(tǒng)計結果表明，X儲氣庫儲層裂縫以高角度構造縫為主，60°以上的高角度裂縫約占裂縫總量的90%，縫面傾角大于45°的裂縫約占98%，其中80°～90°的高角度裂縫占61.6%。儲層裂縫發(fā)育可能造成X儲氣庫在高壓往復操作運行中高角度裂縫擴張延伸并竄通，漏氣風險加大，并且原始儲層中又富含硫化氫氣體，共同加劇采氣期綜合安全生產(chǎn)運行風險。
2.2.2井筒環(huán)空帶壓
據(jù)X儲氣庫注采井壓力監(jiān)測結果，反映出隨著儲氣庫井運行壓力周期性變化，井筒管柱和套管固井水泥環(huán)將長期承受交變應力的影響[5-8]，會出現(xiàn)環(huán)空帶壓。據(jù)井筒資料分析，主要誘因包括：井下工具(如封隔器膠皮)密封失效、油管/套管絲扣滲漏、油管/套管受酸性硫化氫腐蝕穿孔、水泥環(huán)與套管膠結差并存在裂縫等。這一系列因素均可造成注采井不同程度的環(huán)空帶壓現(xiàn)象，各井環(huán)空帶壓強度存在一定差異性。高環(huán)空帶壓會造成氣體帶壓外漏、井組停產(chǎn)，并危及周邊人畜生命安全，井控安全風險極大。
2.3注采井水淹
由于X氣藏碳酸鹽巖儲層裂縫發(fā)育，具有非均質性強及底水塊狀氣藏(油水界面為3240m)特點，采氣期單井存在底水錐進水淹風險[3-4]。如X儲氣庫注采井X1井水淹后出現(xiàn)“能注氣不能采氣”水淹停采問題[3]。X1井為一口水平井，該井自2010年投產(chǎn)，2010—2015年采氣期產(chǎn)凝析水，整體運行狀況較好。但2015—2016年度采氣末期產(chǎn)地層水，產(chǎn)水量由初期的平均5.6m3/d上升到后期的56m3/d。于2016年3月調(diào)峰結束實測井底壓力時井筒未積液，井筒狀態(tài)反映良好。
2016年4月X1井開井注氣，全年階段注氣5837×l04m3，地層壓力由注氣前的22.89MPa上升至31.02MPa，測壓仍未發(fā)現(xiàn)井筒積液。同年12月27日，在X儲氣庫階段采氣4381×l0m3、地層壓力下降1.9MPa情況下，該井開井后未自噴連續(xù)生產(chǎn)，測試井筒液面為819m，嘗試多次開井無效，井筒取樣化驗證實井筒積液為地層水[3](礦化度達27260mg/L)，地層水錐進造成該井采氣期未生產(chǎn)。
3關鍵技術對策
針對X儲氣庫運行中存在上述風險問題，將從硫化氫處理技術、井筒優(yōu)化及水淹井激活技術等方面進行優(yōu)化，促進其安全運行。
3.1硫化氫處理技術
3.1.1脫硫思路
含硫化氫油氣田常用的脫硫方式主要有濕法和干法脫硫。濕法脫硫機理為氣液化學反應，其脫硫過程具有速度快、效率高、脫硫劑利用率高等特點。但是，濕法脫硫存在廢水處理問題，初期投資大，運行費用也較高。而干法脫硫，國內(nèi)外對其相關理論研究較少，國外曾在20世紀50年代初期將常溫氧化鐵法加以改進，成功地應用于天然氣脫硫，70年代后廣泛應用于我國四川及長慶氣田。
它的優(yōu)點是工藝過程簡單，無污水、污酸處理問題，能耗低，尤其是凈化后氣體溫度較高，利于排氣擴散，且凈化后的氣體無需二次加熱，腐蝕性小。鑒于X儲氣庫采氣量較大(多周期中日采氣量最高達236×104m3/d)且硫化氫濃度周期性差異變化性大等特點，為充分滿足儲氣庫調(diào)峰氣量與天然氣外輸要求及環(huán)保安全指標，采取干法脫硫。主要是在地面配套了2套干法脫硫塔裝置，實施地面脫硫。同時，配備地下井筒抗硫管柱及放空氣點火技術，以實現(xiàn)全面處理硫化氫的目的。
3.1.2地面脫硫裝置及運行
X儲氣庫共有2套脫硫塔裝置，單套塔處理能力為250×104m3/d，設計壓力為7.7MPa，操作壓力為5.6～7.7MPa，每套塔分為2組，共計8塔，組與組之間只能并聯(lián)運行，每組內(nèi)2塔可串可并。當每套塔出口硫化氫質量濃度達到20mg/m3時，停止運行，更換脫硫劑，并切換至另一套塔運行。脫硫塔主要參數(shù)見表5，內(nèi)徑為2134mm，筒體長11012mm，筒體厚度75mm，脫硫劑的填裝高度為9780mm。
X儲氣庫脫硫工藝為干法脫硫，選用固體氧化鐵脫硫劑，在常溫下與天然氣中的硫化氫反應，從而使采出天然氣脫硫合格后外輸。X儲氣庫為含油凝析氣藏，自凝析氣藏中采出的天然氣首先經(jīng)過三相分離器分離出氣體中游離的凝析油及水[9-12]，但分離后仍會殘留一部分的水與凝析油，這部分油水混合物進入后續(xù)脫硫工藝流程勢必會對脫硫劑產(chǎn)生污染，易造成脫硫劑的板結，使得脫硫劑的使用周期嚴重縮短。
為此，采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填方式來完成脫硫工藝�；钚蕴恳蚓哂懈哓S度的孔隙結構和優(yōu)良的吸附性能，能進行有效吸油，不與脫硫劑發(fā)生反應，選取與脫硫劑粒徑(直徑為4~6mm)相當?shù)幕钚蕴浚谒䞍?nèi)采用分層鋪墊的形式，可達到脫除天然氣中液相油水的目的，并有效解決油水對脫硫劑作用產(chǎn)生板結的問題，實現(xiàn)脫硫劑充分脫硫。實際平均硫容由不足10%(未用活性炭)上升到20%(用活性炭)以上。脫硫劑廢劑主要含有單質硫、無機硫〔(FeS、FeSO4、Fe2S3、Fe2(SO4)3〕等，須與具備危廢處理資質公司合作，對廢劑進行合規(guī)無害化處理，以滿足國家環(huán)保要求。
3.1.3地下抗硫裝置
井筒主要采用國產(chǎn)寶鋼D114.3mmBGT1氣密封型防硫化氫螺紋油管，絲扣為梯形螺紋狀，對內(nèi)、外螺紋進行了磷化處理，實現(xiàn)了錐形金屬與金屬的密封，內(nèi)平連接，避免流體在接頭部位產(chǎn)生紊流而造成能量損失，還防止了侵蝕和縫隙腐蝕作用[9-15]，氣密封性能良好。在儲氣庫多周期運行中，將延長地下管柱使用壽命。
3.1.4含硫井井口失控遠程點火技術
因X儲氣庫注采井運行中不同程度產(chǎn)出硫化氫，在生產(chǎn)及修井作業(yè)過程中，或發(fā)生自然災害(如地震)，井口采氣樹處有可能會發(fā)生泄漏，導致硫化氫氣體隨天然氣泄漏到空氣中。硫化氫和天然氣為易燃�；�，一旦與空氣混合易形成爆炸性混合物，遇明火、高熱能引起燃燒爆炸。
同時，硫化氫氣體為劇毒氣體，對井場周邊人員生命安全造成威脅。根據(jù)中石油集團公司AQ2016—2008《含硫化氫天然氣井失控井口點火時間規(guī)定》“含硫化氫天然氣井出現(xiàn)井噴事故符合一定條件時應在15min內(nèi)實施井口點火”規(guī)定，在X儲氣庫井場安裝井口固定應急點火系統(tǒng)，可遠程實現(xiàn)井噴事故等應急情況下含硫化氫天然氣應急點火。在每口注采井設置3個點火點，高度分別為9、10、11m，點火器設置在距離采氣樹中心水平方向2m的位置，可燃氣體濃度檢測儀設置在距離采氣樹中心水平方向1.5m的位置，從而保障周邊居民生命財產(chǎn)安全及點火人員的人身安全。
3.2井筒優(yōu)化
3.2.1老井封堵
X氣藏老井自20世紀80年代投產(chǎn)以來，經(jīng)過近30年動態(tài)開發(fā)，井筒結構多已產(chǎn)生不同程度套損套變、地層受裂縫發(fā)育竄漏等諸多問題，井筒完整性和完好程度一直是儲氣庫安全運行潛在風險。為此，采用超細水泥進行井筒封堵固井，灰面位置600m附近，試壓均合格。并對環(huán)空注入保護液緩蝕劑，降低腐蝕及套變程度，確保老井密封性與儲氣庫往復式注采運行過程不發(fā)生漏氣事故。
3.2.2新鉆井井身結構優(yōu)選
據(jù)老井鉆井及試油數(shù)據(jù)證實，X氣藏奧陶系有效儲層厚度較大(26.2~74.4m)，試油時單井產(chǎn)能較高(如Y15井于3081.92～3189.43m井段試油，日產(chǎn)氣30.9×104m3，日產(chǎn)凝析油38.8t)。考慮X氣藏儲層裂縫發(fā)育，具有非均質性強及底水塊狀氣藏[15](油水界面為3240m)特點，優(yōu)選水平井井型為新鉆注采井井身結構方案。與直井相比，水平井主要具有鉆遇較多層段實現(xiàn)單井產(chǎn)能大的優(yōu)勢，且有泄油面積大、生產(chǎn)壓差小的特點，能減緩底水錐進[16]，延長井的穩(wěn)產(chǎn)期。X儲氣庫注采井四開井身結構：采用表套ϕ508.0mm+技套ϕ339.7mm+技套ϕ244.5mm+油套ϕ177.8mm+篩管139.7mm的井身結構。
3.2.3完井管柱結構優(yōu)選
根據(jù)鉆井完井工藝研究結果，X儲氣庫采用篩管完井工藝，無射孔，直接利用注采完井管柱進行測試。從井口自上到下主要管柱配套工具有：油管取回式井下安全閥(耐壓強度34.5MPa，在戰(zhàn)爭或不可抗自然外力作用下采油樹被毀壞時或地面出現(xiàn)火災等異常情況時可實現(xiàn)自動關閉，保護井下井筒設備安全，避免井口天然氣爆燃等風險)、伸縮管、滑套、封隔器、坐落接頭等。這與國內(nèi)油田大多數(shù)氣井完井管柱不盡相同(井下安全閥更多僅用在4500m及以上深度氣井中，而淺層井用得較少)，并實現(xiàn)全部抗硫功能。一般采用41/2in油管完井，以實現(xiàn)整座儲氣庫季節(jié)供氣與調(diào)峰期高壓往復大氣量運行。
3.2.4環(huán)空帶壓處理技術
針對X儲氣庫套管帶壓現(xiàn)象，在對注采史產(chǎn)生環(huán)空帶壓因素綜合分析基礎上，形成了適用于套管帶壓漏失點分析比照標準曲線，將壓力恢復曲線分為4種類型。通過各層套管環(huán)空壓力恢復曲線比對，可判斷其漏點位置。(1)若套管頭不密封，相鄰的套管間環(huán)空和油套環(huán)空的壓力值相近，在壓力恢復時間Tr(約幾個小時)內(nèi)壓力恢復值急劇增大至初始壓力。(2)若生產(chǎn)套管螺紋連接處不密封(當氣體沿著螺紋連接處水泥石和套管柱之間的環(huán)形空間沒有被水泥固井的套管間環(huán)空運移時)，壓力恢復曲線的形狀與第1種情況下的曲線類似;不過，壓力恢復更加平穩(wěn)且壓力恢復時間Tr較長，約為幾天。
(3)若水泥石的致密性受損，來自地層內(nèi)沿水泥環(huán)縫隙流動的氣體可能會攜帶液體，從而加劇了通道的非均質性，并破壞其通過能力;最終，壓力恢復曲線以隨時間任意變化的規(guī)律來增長。(4)若中間管柱不密封，壓力恢復曲線的特點是套管間壓力在壓力恢復值達到初始壓力基準上產(chǎn)生無規(guī)則波動，直到氣體開始排放為止。此外，進行堵漏體系研究。針對X4井環(huán)空帶壓現(xiàn)象(使用前A、B、C環(huán)空套壓分別為10、6.7、0.8MPa)，結合圖版，判斷為套管頭不密封或近井段生產(chǎn)套管處滲漏點。
研究液體堵漏劑，此漿液自身具有極強的滲透能力，可滲入0.001mm的孔隙，耐壓強度達60MPa，具有穿透性強、耐高壓、封閉效果好等特點。X4井應用后帶壓解除，效果較好。同時，結合X儲氣庫注采井井身結構，配備套壓泄放流程，并制定出套壓泄放管理標準。在日常運行中加密環(huán)空動態(tài)壓力監(jiān)測，一旦有風險，及時采取泄壓、修井作業(yè)等措施，保持井口壓力處于受控且安全狀態(tài)。
4結束語
通過上述一系列針對性的技術對策的實施，X儲氣庫已歷經(jīng)8個注采周期，除了圓滿完成油氣調(diào)控中心指標外，完全自主實現(xiàn)安全運行零事故，注采井帶壓及水淹現(xiàn)象得到有效遏制，適應于該類型儲氣庫的綜合運行風險辨識及相關對策得以歸納完善，為含硫化氫型儲氣庫運行50年乃至更久，奠定了堅實技術基礎。以華北地區(qū)含硫化氫型X地下儲氣庫為例進行運行風險及相關技術對策研究，主要取得了以下幾點認識：(1)含硫化氫地下儲氣庫運行中存在著含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運行風險。(2)針對周期運行中產(chǎn)出硫化氫風險，主要采用干法脫硫思路，地面采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填脫硫塔方式實現(xiàn)脫硫，地下選用國產(chǎn)寶鋼D114.3mmBGT1氣密封型防硫化氫螺紋油管及井下安全閥抗硫生產(chǎn)，并在井口采取含硫井井口失控遠程點火技術，以實現(xiàn)硫化氫完全處理。
(3)關于注采井漏氣風險，則主要采取老井封堵、新井井身結構優(yōu)化、完井管柱優(yōu)化等井筒技術，并劃分環(huán)空帶壓4種類型壓力恢復曲線判斷其漏點位置、進行液體堵漏劑堵漏，以及制定出套壓泄放管理標準。(4)就底水水淹井風險，則在注采井出水特征及水體活躍性分析基礎上，采取零背壓放噴排液激活水淹井技術，以恢復井正常生產(chǎn)。
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化工師論文投稿刊物：《油氣儲運》(月刊)1977年創(chuàng)刊，本刊是經(jīng)國家科委和新聞出版署批準出版，由中國石油天然氣股份有限公司管道分公司主辦，向國內(nèi)外公開發(fā)行的科技期刊，主要刊載石油、天然氣、成品油以及其他介質輸送和儲存工程等方面的科技文章。面向全國的石油、石化系統(tǒng)，國防、民航、鐵路、交通的油氣儲運部門;市政供排水、煤氣、熱力管網(wǎng)等單位以及有關設計，科研院所，大專院校。
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