高温高压含硫气井测试地面流程优化

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1、中外能源·60·SINO-GLOBALENERGY2010年第15卷高温高压含硫气井测试地面流程优化牟小清，张晶，邓红英，漆联波(中国石化西南石油局井下作业公司，四川德阳618000)摘要川东北气藏属于高温、高压、高产和含硫海相碳酸盐岩气藏。该气藏气井常规地面测试流程存在地面管汇多处节流和转向，容易形成冰堵、现场操作复杂、含H2S气井测试现场安全性要求高，不易采用人工方式等难点。对气井常规地面测试流程进行了优化：①在测试期间原则上不频繁开关采气树闸阀，第一级节流管汇要临时起到作为井口装置的作用，多台管汇台组合使用；②采用热交换效率

2、高的EXPRO35/14型换热器和EXPRO三相分离器；③采用EXPRO地面数据采集系统，可实时采集监测数据，并可以以数字或曲线图的形式显示，按需生成各种报告；④在流程管汇与井口之间设置了ESD紧急关闭阀，可实现瞬时关井。PG101-3井和HB2井的现场应用表明，优化的“70MPa-35MPa”和“105MPa-70MPa”两级节流地面测试流程具有闸门倒换灵活、易于实现有效井控的优点，能适应高压、高产、较长时间下测试的需要，完全能满足川东北地区海相气藏的测试要求。关键词川东北气藏高温高压硫化氢气井地面测试流程优化1前言0.0341

3、5γgLpG=pB·exp(-)(1)TCPZCP川东北气藏属于海相碳酸盐岩气藏，已发现的式中：pG为井口压力，MPa；pB为精确井底压力，MPa；普光、元坝和河坝等区块的主力气层为嘉二段、飞γg为天然气相对密度；L为气层中部深度，m；TCP为三段、长兴组，埋深为4000~7500m。为了实现安全、井筒平均温度，K；ZCP为井筒平均气体偏差系数。快速、高效评价储层，开展了适用于川东北气藏高川东北气藏典型含硫气井的最高关井压力计温、高压、高产和含硫特性的地面测试工艺的研究。算结果见表1。2地面测试工艺的难点及存在问题表1川东北气藏含

4、硫气井最高关井压力预测①地面管汇存在多处节流和转向，高压地层井号地层压力/MPa预测关井压力/MPa流体的温度在节流转向处会急剧降低，容易形成冰HB1井111.1194.89堵。该过程具有突发性，若不及时处理，危害极大。HB2井101.61587.6②气井测试往往伴随注酸、排酸、排液、放喷、YB2井66.57855.5测试等施工过程。而常规地面测试流程中，现场操DW1井53.2141.4PG1井55.6637.98作复杂，流程闸门开关、倒换繁琐，如果任何环节出现意外刺漏或需要整改，唯一选择就是停止测试。3.2井口流温预测分析③由于

5、含H2S气井测试现场安全性要求非常井口流温是测试流程采取合理保温系统的基高，一些操作(如放喷点火，压力、温度数据记录等)本依据。由于H2S、CO2的腐蚀特性与温度有关，因就不宜采用人工方式。此井口流温也是确定井口装置及测试流程管线材3储层参数的预测分析及优化质的重要参数。3.1最高关井压力预测分析最高井口关井压力是选择采气井口装置、确定作者简介：牟小清，工程师，1999年毕业于中国地质大学(北京)地面流程管汇压力级别和管材选型必不可少的参石油工程专业，现主要从事油气井测试及技术管理工作。数，计算公式见式(1)[1]。E-mail：

6、mxq750130@sina.com第5期牟小清等.高温高压含硫气井测试地面流程优化·61·井口流温的计算公式见式(2)[2]压力为64.88~94.89MPa，第一级选用105MPa管汇：-52台，第二级选用70MPa管汇台，第三级选用35MPat0′=(t-t0)(0.0121295Q-4.6919×10Q)+t0(2)式中：t0为井口常年平均气温，℃；t0′为产量为Q时或70MPa管汇台。井口最高温度，℃；t为气层中部温度，℃；Q为测试4.2加热保温装置时的产气量，1043根据川东北特殊的地理条件以及目前产气量，m/d。川东

7、北气藏典型含硫气井的井口流温预测结计算所需加热量小于100×104kcal(1kcal=4.1868kJ)，果见表2。决定采用EXPRO35/14型换热器。EXPRO35/14型表2川东北气藏含硫气井井口流温预测换热器使用方便，热交换效率高，可用蒸汽进行加井号HB2YB1YB1－侧1PG3热保温。层位飞三段长兴组长兴组飞二段4.3分离计量系统5105~7081.0~7330.7~5448.3~射孔井段/m川东北气藏目前在最大操作压力下的天然气51127150.07367.65469.2和水的流量为158×10433m/d、1108

8、m/d，采用EXPRO产层中部温度预测/℃13216115613510×104m3/d29.934.930.1531三相分离器进行分离计量。天然气和油水分别采用20×104m3/d41.952.143.1745孔板流量计和涡轮流量计计量，既可以连接