摘要：我國高含硫天然氣資源豐富，開采潛力大，但其資源利用面臨腐蝕性強、成本高、毒性大、事故后果嚴重等難題。為此，總結了中國石油天然氣集團公司近年來在深層高溫、高壓、大產量高含硫天然氣開采中產能測試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風險防控等方面開展技術攻關所取得的創(chuàng)新成果：①高含硫氣井產能測試技術非穩(wěn)態(tài)測試用時減少50%，平均誤差為7.5%，試井測試深度達7?000 m，硫化氫測試含量達230 g／m³；②高含硫氣井完井裸眼封隔器分段工具的分段級數達12級，不動管柱水力噴射分段工具的分段級數達9級；③高含硫氣田氣液密閉混輸工藝和腐蝕控制技術體系長效膜緩蝕劑的膜持續(xù)時間為45 d；④高含硫天然氣凈化技術體系的改良低溫克勞斯硫磺回收工藝的硫磺回收率達99.45%，高含硫天然氣脫硫技術及工藝計算模型的有機硫脫除率達85%，催化劑硫化氫的轉化率為96%，總硫轉化率為98%。最后還提出了加快建設高含硫氣田開采國家級研發(fā)平臺以推動本領域技術進步的建議。

關鍵詞：川渝地區(qū)??高含硫氣田??開采??產能測試??完井及改造??腐蝕控制??脫硫??硫磺回收??風險防控

天然氣屬于清潔能源，大力發(fā)展天然氣工業(yè)是中國重大能源戰(zhàn)略決策。中國高含硫天然氣資源豐富，開發(fā)潛力巨大。截至2011年，中國累計探明高含硫天然氣儲量約1×l0¹²?m³，其中90%都集中在四川盆地。從20世紀50年代至2000年，中國石油天然氣集團公司已在四川盆地開發(fā)動用高含硫天然氣1 402.5×l0⁸?m³，2000年后隨著川東北地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關組氣藏和龍崗二、三疊系礁灘氣藏的探明，更是迎來了高含硫天然氣開采高峰(表1)^[1]。隨著海相天然氣資源勘探力度的加大，中國高含硫天然氣探明儲量將進入快速增長期，為進一步加快高含硫氣田開采奠定了資源基礎。除天然氣外，硫磺也是高含硫氣田所蘊藏的寶貴資源。因此，安全、經濟、高效地開采天然氣并將有毒硫化氫轉化為硫磺，對優(yōu)化能源結構和節(jié)能減排意義重大。

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中國高含硫氣田普遍具有氣藏埋藏深、地質條件復雜、壓力高、含水、多位于人口稠密地的特點，資源開采面臨腐蝕性強、成本高、毒性大、事故后果嚴重等難點。

中國高含硫氣藏多為深層、高溫、高壓氣藏，氣藏非均質性強，常伴有地層水。目前已經發(fā)現的高含硫氣藏最大埋深為7?000 m，最大原始地層壓力超過80MPa，氣藏最高溫度175℃，硫化氫最高含量超過200 g／m³。高含硫氣藏儲層類型復雜，常常包含裂縫-孔洞、裂縫-孔隙、孔隙型以及邊、底水活躍型儲層。

與大型高含硫氣藏開采配套建設的天然氣凈化廠、集輸管網投資大，建設工程量大，難于沿用常規(guī)氣藏逐步完善產能建設的開發(fā)模式。一次性規(guī)?；ㄔO投產的開采方案對氣藏早期描述、產能快速評價等開采早期評價技術提出了更高要求。

高含硫氣藏含有硫化氫、二氧化碳和有機硫，其開采工程技術更為復雜。高含硫氣藏的安全清潔高效開發(fā)對完井技術、井筒工藝及工具材質、壓裂酸化液體系和增產改造工藝技術都提出了更高要求，同時，集輸過程必須解決腐蝕監(jiān)測與控制的難題，凈化工藝必須滿足大規(guī)模天然氣處理和嚴格的污染物排放標準要求，安全環(huán)保方面必須實現氣田水、硫化氫的零排放。

高含硫氣藏多位于多山、多靜風、人居稠密地區(qū)。高含硫天然氣腐蝕性強，所含硫化物毒性大，鉆完井、地面集輸、天然氣凈化等生產環(huán)節(jié)一旦出現問題將造成嚴重的環(huán)境與安全事故。

掌握大型高含硫氣田開采技術是一個國家或國際綜合性能源公司油氣資源開采實力和工程技術水平的集中體現。國外少數國家雖然掌握了高含硫氣田開采技術，但技術不轉讓且服務費用高。

中國石油西南油氣田公司在攻克中低含硫氣田開采技術難關的基礎上，從2000年開始組織了多輪高含硫氣田勘探開發(fā)的專項課題攻關，在高含硫氣田開采產能測試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風險防控等方面取得了重大進展，特別是2009年7月龍崗二、三疊系礁灘氣藏順利投產，在國內率先實現大型超深高含硫氣田的安全開采，標志著中國已經擁有具有自主知識產權的大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術。

3.1.1?自主研發(fā)了高含硫氣井產能快速評價技術

3.1.1.1?自主研發(fā)了高含硫氣井產能評價測試設計方法

通過改進實驗設備和流程，采用電鏡掃描儀與能譜分析儀首次掌握了元素硫膜狀沉積形態(tài)及其對氣相滲流的影響，由此建立了高含硫氣井試井設計計算方法，提供了定量預判測試分析方法有效性和可行性的技術手段，填補了國內高含硫氣井井下測試技術盲區(qū)，帶動了相關技術的快速發(fā)展。

3.1.1.2?首次建立了高含硫氣井產能評價非穩(wěn)定測試分析方法

基于高含硫氣井滲流模型和二項式產能方程研究，建立了滲流率和地層壓力約束的改進單點測試產能評價方法，與傳統(tǒng)的“一點法”比較，評價方法的最大誤差從280.5%降到了21.6%，平均誤差從23.1%降到了7.5%。應用自主研發(fā)的高含硫氣井試井設計技術，解決了根據非穩(wěn)定測試數據推算穩(wěn)定流動數據、進而計算穩(wěn)定產能的難題，奠定了高含硫氣井產能快速評價技術的理論基礎。

3.1.2?自主研發(fā)了深層高含硫氣田測試工藝技術

3.1.2.1自主研發(fā)了高抗硫射孔-酸化-測試聯(lián)作技術

自主研制了全通徑井下測試工具，將影響大產量氣井產能評價準確性的節(jié)流表皮系數從大于10降到小于l；創(chuàng)新形成了滿足井深7?000 m、最高地層處理壓力207 MPa的3套測試管柱使用技術，完井測試由常規(guī)7英寸(1英寸=25.4 ram)井眼測試發(fā)展到5英寸小井眼測試，為國內高含硫氣井完井測試提供了關鍵支撐技術，已實施完井測試180井次。

3.1.2.2?自主研發(fā)了高抗硫大產量兩相流地面測試技術

自主研發(fā)了適用壓力35 MPa的抗硫蒸汽熱交換器、適用壓力l0 MPa的抗硫兩相分離器、適用壓力1 MPa的抗硫緩沖計量罐、改進型適用壓力l05 MPa的RTTS封隔器、遠程數據自動采集及安全控制系統(tǒng)，使高含硫氣井地面測試能力從30×10⁴?m³／d提高到450×10⁴?m³／d，解決了高含硫大產量氣井測試技術的瓶頸問題。

圖1為大產量高含硫氣井地面測試流程圖。

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3.1.2.3?自主研發(fā)了高抗硫鋼絲試井測試技術

以腐蝕評價試驗為基礎，研制并配套完善了井下測試工具及地面控制系統(tǒng)，創(chuàng)新形成了高含硫、大斜度、大產量氣井測流壓設計方法以及試井測試安全控制技術，氣井測試產量由30×10⁴m³／d提高到116×10⁴?m³／d，天然氣中硫化氫測試含量由100 g／m³提升到230 g／m³，測試井深從4?000 m提升到6?800 m，測試井型由直井擴展到最大井斜角為47°的斜井。已實施試井150口井，成功率達100%。2008年9月在劍門1井首次實施7?000 m井下測試獲得成功，超過國外同類氣井的測試紀錄。

3.1.3?創(chuàng)建了高含硫氣田水產出規(guī)律預測技術

基于裂縫-孔隙型儲層的氣水滲流機理及含硫氣藏水體沿裂縫發(fā)育帶侵進的物理背景，創(chuàng)新建立和求解了雙重介質儲層生產井區(qū)徑向滲流與水侵區(qū)線性滲流耦合數學模型，形成了水侵動態(tài)分析及預測技術，首次實現了早期產水及地層水侵對氣井產能影響的預測，已成功應用于l2個年產天然氣56×10⁸?m³的重點含硫氣田，實現了氣田產水的早期整體治理，維護了氣田產能。

3.2.1?自主研發(fā)了高含硫氣井完井技術，保障了高含硫氣井的安全生產

3.2.1.1?自主研發(fā)了以封隔器完井井筒溫度壓力預測和管柱力學校核為核心的完井設計技術

在國內首次建立了封隔器完井過程中的井筒溫度分布及環(huán)空壓力預測模型，預測誤差小于6%，率先提出了復雜工況條件下封隔器完井管柱三軸應力校核的高含硫氣井完井設計和現場施工的控制參數設計方法，現場施工成功率達l00%。

3.2.1.2?自主研發(fā)了以井筒防腐和作業(yè)安全為核心的完井管柱技術

在室內和現場評價的基礎上，研制了井下緩蝕劑，形成了使用適宜材質和化學劑的綜合防腐技術；針對不同硫化氫含量和產量的天然氣氣井，研制了帶化學劑加注通道和緊急井下切斷裝置的多功能完井管柱；編制了《含硫化氫氣井井下作業(yè)推薦作法》等2項行業(yè)標準。

3.2.1.3?自主研發(fā)了井筒安全性評價技術

在國內首次以安全屏障分析為核心，結合井下漏點與氦氣密封檢測技術，形成了井筒安全性評價技術，防控了異常帶壓氣井生產安全風險，應用該技術避免了8口環(huán)空異常帶壓氣井的廢棄。

3.2.2?自主研發(fā)了高含硫儲層改造工具和液體體系，有效提高了單井產量

3.2.2.1?自主研發(fā)了高含硫水平井分段改造工具系列

獨創(chuàng)了不動管柱水力噴射分段工具，解決了國外工具帶壓上提油管導致井控風險高的問題，可實現不動管柱9級分壓；率先實現了裸眼封隔器分段工具的國產化，達到國外同等技術水平，降低成本75%，可實現12級分壓。上述2套工具抗溫120℃、抗硫30～75 g／m³、耐壓差70 MPa，已成功應用于11口高含硫氣井。圖2為多功能完井管柱結構示意圖，圖3為高含硫水平井分段改造工具結構示意圖。

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3.2.2.2?自主研發(fā)了5套適應于高含硫儲層特點的酸液體系

針對高溫深井高含硫儲層酸巖反應快、井底吸酸壓力高、層間物性差異大等難題，自主研發(fā)了高溫轉向酸、降濾失酸、高溫加重酸等5套酸液體系。使用該技術后，殘酸沉淀量由2.76 g／L降到0.39 g／L，酸液腐蝕速率從58.26 a／(m²·h)降到3.23 g／(m²·h)，濾失系數降了2個數量級，酸液相對密度從l.1增到1.5，井底處理壓力最高達206.7 MPa。