蔣衛(wèi)東 (中國(guó)石油大學(xué) (北京) ·CNPC 阿克糾賓油氣股份公司)

曹祥元 (中國(guó)石油吐哈油田分公司)

宋文閣 田立志 高金強(qiáng) (CNPC -阿克糾賓油氣股份公司)

讓納若爾油田濕氣氣舉采油風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

蔣衛(wèi)東 (中國(guó)石油大學(xué) (北京) ·CNPC 阿克糾賓油氣股份公司)

曹祥元 (中國(guó)石油吐哈油田分公司)

宋文閣 田立志 高金強(qiáng) (CNPC -阿克糾賓油氣股份公司)

哈薩克斯坦讓納若爾油田是中石油海外的重要開(kāi)發(fā)區(qū)塊之一,年產(chǎn)原油約300×104t,油田主要采油技術(shù)為連續(xù)氣舉采油工藝。該油田是中石油乃至世界上最大的氣舉開(kāi)發(fā)油田,其中近150口井采用濕氣氣舉。本文針對(duì)濕氣氣舉可能存在的 H2S腐蝕、濕氣凍堵和工藝氣泄漏等危害進(jìn)行了分析和討論,并對(duì)相應(yīng)的預(yù)防措施提出了建議。

哈薩克斯坦 讓納若爾油田濕氣氣舉 腐蝕 凍堵 泄漏 風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.4.008

1 讓納若爾油田氣舉采油現(xiàn)狀

目前讓納若爾油田氣舉井共計(jì)335口,生產(chǎn)井272口,其中南區(qū)148口,北區(qū)124口。氣舉井總產(chǎn)液量7855 t/d,總產(chǎn)油量6036 t/d,單井平均產(chǎn)液量28.9 t/d,單井平均產(chǎn)油量22.2 t/d。氣舉井總注氣量318.9×104m3/d,平均單井注氣量1.302×104m3/d。氣舉壓縮機(jī)系統(tǒng)供氣量388.8×104m3/d,平均噸油耗氣量586 m3(表1)。

表1 讓納若爾氣舉采油井生產(chǎn)現(xiàn)狀

2 氣舉壓縮機(jī)組基本情況

讓納若爾油田現(xiàn)有氣舉壓縮機(jī)站4座,安裝氣舉壓縮機(jī)18臺(tái),其中1#、2#、3#壓縮機(jī)組共8臺(tái)壓縮機(jī),6臺(tái)工作,2臺(tái)備用,使用的是處理過(guò)的工藝氣 (干氣),滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)供氣量288×104m3/d。4#壓縮機(jī)組共有10臺(tái)壓縮機(jī),目前8臺(tái)運(yùn)行,2臺(tái)備用,單機(jī)排量30×104m3/d,總供氣能力300×104m3/d,使用氣源為油田伴生氣 (濕氣),含硫化氫;氣處理簡(jiǎn)單脫水,脫硫裝置不配套,氣質(zhì)量較差,具有較強(qiáng)的腐蝕性。

1#、2#、3#干氣壓縮機(jī)組給北區(qū)供氣,4#濕氣壓縮機(jī)組給南區(qū)供氣,存在較大的安全生產(chǎn)隱患。4套壓縮機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定,壓縮機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況見(jiàn)表2。

表2 讓納若爾油田壓縮機(jī)實(shí)際工作狀況

3 濕氣氣舉腐蝕風(fēng)險(xiǎn)分析

讓納若爾油田氣舉采油采用閉式循環(huán)增壓連續(xù)氣舉方式,腐蝕是指對(duì)井口、井下管柱、井下工具和氣舉地面系統(tǒng)的腐蝕。

3.1 井下管柱、井下工具

讓納若爾油田采用抗 H2S管材、井口及井下工具,工具最長(zhǎng)免修期已超過(guò)900天,未發(fā)生工具井下斷裂事故,可以滿足 H2S環(huán)境使用。目前各種措施井下防硫工具齊全,可滿足濕氣氣舉需求。

3.2 地面系統(tǒng)腐蝕

地面系統(tǒng)由增壓設(shè)備、高壓工藝氣集輸管網(wǎng)及配氣間組成,工藝氣腐蝕主要發(fā)生在高壓工藝氣集輸管網(wǎng)及配氣間。

3.2.1 地面系統(tǒng)設(shè)備概述

地面系統(tǒng)設(shè)備主要包括高壓工藝氣集輸管網(wǎng)和配氣間。

高壓工藝氣集輸管網(wǎng),包括干線、支線及單井供氣管線,其功能為輸送高壓工藝氣至井口,普遍采用焊接連接,抗硫能力差。

配氣間包括氣分配、計(jì)量、控制設(shè)備,其功能是對(duì)單井氣量進(jìn)行控制和計(jì)量,采用8線制分布,部分設(shè)備不具備抗硫能力。

3.2.2 工藝氣腐蝕能力評(píng)價(jià)

碳鋼管線或設(shè)備在含有 H2S的介質(zhì)中會(huì)發(fā)生去氫極化腐蝕,它能使金屬材料破裂,而這種破裂在低應(yīng)力狀態(tài)下就可發(fā)生,甚至在很低的拉應(yīng)力下也會(huì)發(fā)生晶間應(yīng)力腐蝕開(kāi)裂。

H2S的腐蝕特點(diǎn)是:

◇硫化氫離解產(chǎn)物 HS-、S2-對(duì)腐蝕都有促進(jìn)作用。

◇不同條件下生成的腐蝕產(chǎn)物性質(zhì)不同。如低溫下形成的FexSy促進(jìn)腐蝕;溫度較高時(shí),形成的FeS則抑制腐蝕。

◇H2S除能引起局部腐蝕外,還容易引起氫脆和硫化物應(yīng)力腐蝕,材料在很短時(shí)間內(nèi)可發(fā)生斷裂。根據(jù)NACE標(biāo)準(zhǔn) H2S分壓超過(guò)3×10-4MPa時(shí),敏感材料就會(huì)發(fā)生硫化應(yīng)力開(kāi)裂。

H2S分壓是判斷是否會(huì)產(chǎn)生腐蝕的基本依據(jù)。不同壓力條件下讓納若爾濕氣氣舉工藝氣的 H2S分壓 (工藝氣 H2S的摩爾分?jǐn)?shù)為2.3%)見(jiàn)表3。

表3 H2S分壓

如表3所示,即使在低注氣壓力 (4 MPa)條件下,濕氣氣舉工藝氣仍存在較強(qiáng)的腐蝕性,因此,對(duì)輸氣干線、支線、單井管線及配氣間等地面設(shè)備均會(huì)產(chǎn)生腐蝕 (無(wú)腐蝕工藝氣 H2S摩爾分?jǐn)?shù)為0.03%)。

3.2.3 工藝氣腐蝕速率

H2S腐蝕主要形式為點(diǎn)蝕及應(yīng)力開(kāi)裂,具有突發(fā)性和不可預(yù)見(jiàn)性特點(diǎn)。根據(jù) H2S水溶液的室內(nèi)試驗(yàn)分析結(jié)果,H2S水溶液濃度為200～400 mg/L時(shí),腐蝕速率達(dá)到最大值。

3.2.4 H2S腐蝕對(duì)設(shè)備的影響及防治措施

H2S腐蝕破壞方式主要為穿孔、斷裂,往往很難做到及時(shí)防范。

根據(jù)油田氣舉實(shí)施情況,配氣間因設(shè)備較復(fù)雜,是整個(gè)系統(tǒng)中的薄弱環(huán)節(jié),由此制定如下防治措施:

◇工藝氣脫硫至 H2S摩爾分?jǐn)?shù)小于0.03%,基本不發(fā)生硫化氫腐蝕。根據(jù)API規(guī)定,氣舉所用氣源如含微量硫化氫氣體會(huì)對(duì)普通裝置有很強(qiáng)的腐蝕性,必須嚴(yán)格實(shí)施 H2S脫除程序。

◇脫水。

◇選用抗腐蝕材料及工藝。

4 濕氣氣舉凍堵風(fēng)險(xiǎn)分析

4.1 形成水合物的條件

天然氣水合物凍堵是使用不合格的氣舉工藝氣經(jīng)常產(chǎn)生的問(wèn)題。天然氣水合物的形成取決于溫度和壓力,根據(jù)讓納若爾油田天然氣性質(zhì),氣形成水合物的條件如表4所示。

表4 水合物形成條件

讓納若爾油田氣舉系統(tǒng)干線壓力為9～10 MPa,單井管線根據(jù)各單井工作壓力不同有所差異,但單井管線壓力均小于7 MPa,所以一旦管線溫度低于18～21℃時(shí)則易產(chǎn)生水合物凍堵。

4.2 濕氣氣舉配氣間溫度分布現(xiàn)狀 (2009年6月)

濕氣氣舉主要應(yīng)用于南區(qū),南區(qū)有配氣間16座,對(duì)配氣間入站溫度及單井供氣管線溫度進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè),實(shí)測(cè)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 讓納若爾油田濕氣氣舉配氣間入站溫度分布

配氣間入站溫度實(shí)測(cè)點(diǎn)為配氣間進(jìn)站管線溫度,該溫度一定程度上反映了氣舉工藝氣集輸系統(tǒng)干線、支線溫度。

根據(jù)實(shí)測(cè)溫度顯示,配氣間入站溫度較高,為17～27℃,高于形成天然氣水合物的溫度條件;供氣干線、支線不具備形成天然氣水合物的條件,基本不會(huì)產(chǎn)生天然氣凍堵。

單井供氣管線溫度實(shí)測(cè)點(diǎn)為配氣間調(diào)節(jié)閥后的管線溫度,該溫度反映工藝氣分配至各單井的溫度。實(shí)測(cè)81口井,其中單井管線溫度高于10℃的僅27口,占總井?dāng)?shù)的33%,其余單井管線溫度均低于10℃。單井管線溫度低于5℃的油井36口,占油井總數(shù)的44%,極易發(fā)生水合物凍堵;其中18口井井口溫度低于0℃,管線表面結(jié)冰,這18口井的共同特征為管腳進(jìn)氣的低套壓生產(chǎn)井。

4.3 防止天然氣凍堵的技術(shù)措施

天然氣脫水:根據(jù)API標(biāo)準(zhǔn),對(duì)于不同溫度、壓力條件下不發(fā)生凍堵的氣體含水量繪制了圖表;根據(jù)配氣間單井管線溫度基本保持在5℃以上,設(shè)定配氣間單井管線溫度為5℃,天然氣最大含水量見(jiàn)表6,由此確定工藝氣含水量要低于145 mg/m3。

表6 天然氣含水量

伴熱:伴熱溫度不得低于18℃。

甲醇摻入:注甲醇系統(tǒng)完好,有必要的甲醇儲(chǔ)備。

對(duì)低套壓管腳進(jìn)氣油井進(jìn)行管柱更換,以避免出現(xiàn)過(guò)低的單井管線溫度和發(fā)生水合物凍堵。

5 濕氣氣舉天然氣泄漏風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)

濕氣H2S含量高,氣體泄漏易引發(fā)人員傷亡。H2S氣體是僅次于氰化物的劇毒、易致人死亡的有毒氣體,它的毒性為一氧化碳 (CO)的5～6倍。

5.1 氣舉流程易發(fā)生泄漏的位置

與常規(guī)氣輸送系統(tǒng)一樣,氣體泄漏主要集中在連接復(fù)雜、設(shè)備集中的位置,在氣舉系統(tǒng)中,配氣間及井口是易產(chǎn)生天然氣泄漏的位置。

配氣間由于空間封閉,有毒氣體不宜流通及擴(kuò)散,容易形成局部聚集。易發(fā)生氣體泄漏的部位主要是配氣間管線閥門(mén)、設(shè)備連接處、流量計(jì)、壓力傳感器。配氣間氣體泄漏易造成人身傷害事故,是防范的重點(diǎn)。

井口由于流通條件好,不易形成有毒氣體的聚集,但在井口氣管線閥門(mén)、壓力表安裝處、井口套管四通及連接法蘭易發(fā)生氣體泄漏。

5.2 H2S氣體對(duì)人體的危害

表7是根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)分類(lèi)列出的 H2S氣體對(duì)人體的危害。

表7 H2S氣體的危害

讓納若爾油田伴生氣 H2S體積濃度可達(dá)23000×10 ,具有強(qiáng)烈毒性。

5.3 H2S氣體泄漏的防治措施

對(duì)易產(chǎn)生泄漏的配氣間,井口進(jìn)行設(shè)備檢修,徹底整改系統(tǒng)氣體泄漏點(diǎn)。

加強(qiáng)配氣間H2S氣體監(jiān)測(cè),保證報(bào)警及排放設(shè)備完全有效,避免配氣間內(nèi)H2S氣體的高度聚集。

建議工藝氣全部脫硫處理。

6 結(jié)論與建議

連續(xù)氣舉采油是讓納若爾油田主要的采油工藝,但由于目前天然氣處理工藝和能力的局限,濕氣氣舉存在著腐蝕、凍堵和泄漏的風(fēng)險(xiǎn)和安全隱患。

(1)濕氣氣舉對(duì)油井井下工具、管柱及氣舉管網(wǎng)地面系統(tǒng)存在著腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

(2)濕氣氣舉由于采用未經(jīng)處理的油田伴生氣,極易形成水合物凍堵,尤其在單井供氣管線及低套壓油井處,凍堵現(xiàn)象更為嚴(yán)重。

(3)讓納若爾油田的濕氣富含硫化氫,在井口、配氣間存在較大的氣體泄漏風(fēng)險(xiǎn),尤其當(dāng)管線、設(shè)備遭受腐蝕后泄漏風(fēng)險(xiǎn)更大。

(4)選擇防腐、抗硫的采油管柱、井口、井下工具和設(shè)備,加強(qiáng)監(jiān)測(cè)、氣體脫水和摻醇處理可以有效減少和規(guī)避上述風(fēng)險(xiǎn)。

(5)采取干氣氣舉是最有效的解決上述風(fēng)險(xiǎn)的最終手段,所以建議所有油井都采用干氣氣舉。

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2009-12-21)