蒋卫东 (中国石油大学 (北京) ·CNPC 阿克纠宾油气股份公司)

曹祥元 (中国石油吐哈油田分公司)

宋文阁 田立志 高金强 (CNPC -阿克纠宾油气股份公司)

让纳若尔油田湿气气举采油风险评估

蒋卫东 (中国石油大学 (北京) ·CNPC 阿克纠宾油气股份公司)

曹祥元 (中国石油吐哈油田分公司)

宋文阁 田立志 高金强 (CNPC -阿克纠宾油气股份公司)

哈萨克斯坦让纳若尔油田是中石油海外的重要开发区块之一,年产原油约300×104t,油田主要采油技术为连续气举采油工艺。该油田是中石油乃至世界上最大的气举开发油田,其中近150口井采用湿气气举。本文针对湿气气举可能存在的 H2S腐蚀、湿气冻堵和工艺气泄漏等危害进行了分析和讨论,并对相应的预防措施提出了建议。

哈萨克斯坦 让纳若尔油田湿气气举 腐蚀 冻堵 泄漏 风险评估

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

1 让纳若尔油田气举采油现状

目前让纳若尔油田气举井共计335口,生产井272口,其中南区148口,北区124口。气举井总产液量7855 t/d,总产油量6036 t/d,单井平均产液量28.9 t/d,单井平均产油量22.2 t/d。气举井总注气量318.9×104m3/d,平均单井注气量1.302×104m3/d。气举压缩机系统供气量388.8×104m3/d,平均吨油耗气量586 m3(表1)。

表1 让纳若尔气举采油井生产现状

2 气举压缩机组基本情况

让纳若尔油田现有气举压缩机站4座,安装气举压缩机18台,其中1#、2#、3#压缩机组共8台压缩机,6台工作,2台备用,使用的是处理过的工艺气 (干气),满负荷运转供气量288×104m3/d。4#压缩机组共有10台压缩机,目前8台运行,2台备用,单机排量30×104m3/d,总供气能力300×104m3/d,使用气源为油田伴生气 (湿气),含硫化氢;气处理简单脱水,脱硫装置不配套,气质量较差,具有较强的腐蚀性。

1#、2#、3#干气压缩机组给北区供气,4#湿气压缩机组给南区供气,存在较大的安全生产隐患。4套压缩机组运行稳定,压缩机组的实际运行情况见表2。

表2 让纳若尔油田压缩机实际工作状况

3 湿气气举腐蚀风险分析

让纳若尔油田气举采油采用闭式循环增压连续气举方式,腐蚀是指对井口、井下管柱、井下工具和气举地面系统的腐蚀。

3.1 井下管柱、井下工具

让纳若尔油田采用抗 H2S管材、井口及井下工具,工具最长免修期已超过900天,未发生工具井下断裂事故,可以满足 H2S环境使用。目前各种措施井下防硫工具齐全,可满足湿气气举需求。

3.2 地面系统腐蚀

地面系统由增压设备、高压工艺气集输管网及配气间组成,工艺气腐蚀主要发生在高压工艺气集输管网及配气间。

3.2.1 地面系统设备概述

地面系统设备主要包括高压工艺气集输管网和配气间。

高压工艺气集输管网,包括干线、支线及单井供气管线,其功能为输送高压工艺气至井口,普遍采用焊接连接,抗硫能力差。

配气间包括气分配、计量、控制设备,其功能是对单井气量进行控制和计量,采用8线制分布,部分设备不具备抗硫能力。

3.2.2 工艺气腐蚀能力评价

碳钢管线或设备在含有 H2S的介质中会发生去氢极化腐蚀,它能使金属材料破裂,而这种破裂在低应力状态下就可发生,甚至在很低的拉应力下也会发生晶间应力腐蚀开裂。

H2S的腐蚀特点是:

◇硫化氢离解产物 HS-、S2-对腐蚀都有促进作用。

◇不同条件下生成的腐蚀产物性质不同。如低温下形成的FexSy促进腐蚀;温度较高时,形成的FeS则抑制腐蚀。

◇H2S除能引起局部腐蚀外,还容易引起氢脆和硫化物应力腐蚀,材料在很短时间内可发生断裂。根据NACE标准 H2S分压超过3×10-4MPa时,敏感材料就会发生硫化应力开裂。

H2S分压是判断是否会产生腐蚀的基本依据。不同压力条件下让纳若尔湿气气举工艺气的 H2S分压 (工艺气 H2S的摩尔分数为2.3%)见表3。

表3 H2S分压

如表3所示,即使在低注气压力 (4 MPa)条件下,湿气气举工艺气仍存在较强的腐蚀性,因此,对输气干线、支线、单井管线及配气间等地面设备均会产生腐蚀 (无腐蚀工艺气 H2S摩尔分数为0.03%)。

3.2.3 工艺气腐蚀速率

H2S腐蚀主要形式为点蚀及应力开裂,具有突发性和不可预见性特点。根据 H2S水溶液的室内试验分析结果,H2S水溶液浓度为200～400 mg/L时,腐蚀速率达到最大值。

3.2.4 H2S腐蚀对设备的影响及防治措施

H2S腐蚀破坏方式主要为穿孔、断裂,往往很难做到及时防范。

根据油田气举实施情况,配气间因设备较复杂,是整个系统中的薄弱环节,由此制定如下防治措施:

◇工艺气脱硫至 H2S摩尔分数小于0.03%,基本不发生硫化氢腐蚀。根据API规定,气举所用气源如含微量硫化氢气体会对普通装置有很强的腐蚀性,必须严格实施 H2S脱除程序。

◇脱水。

◇选用抗腐蚀材料及工艺。

4 湿气气举冻堵风险分析

4.1 形成水合物的条件

天然气水合物冻堵是使用不合格的气举工艺气经常产生的问题。天然气水合物的形成取决于温度和压力,根据让纳若尔油田天然气性质,气形成水合物的条件如表4所示。

表4 水合物形成条件

让纳若尔油田气举系统干线压力为9～10 MPa,单井管线根据各单井工作压力不同有所差异,但单井管线压力均小于7 MPa,所以一旦管线温度低于18～21℃时则易产生水合物冻堵。

4.2 湿气气举配气间温度分布现状 (2009年6月)

湿气气举主要应用于南区,南区有配气间16座,对配气间入站温度及单井供气管线温度进行了现场实测,实测结果见表5。

表5 让纳若尔油田湿气气举配气间入站温度分布

配气间入站温度实测点为配气间进站管线温度,该温度一定程度上反映了气举工艺气集输系统干线、支线温度。

根据实测温度显示,配气间入站温度较高,为17～27℃,高于形成天然气水合物的温度条件;供气干线、支线不具备形成天然气水合物的条件,基本不会产生天然气冻堵。

单井供气管线温度实测点为配气间调节阀后的管线温度,该温度反映工艺气分配至各单井的温度。实测81口井,其中单井管线温度高于10℃的仅27口,占总井数的33%,其余单井管线温度均低于10℃。单井管线温度低于5℃的油井36口,占油井总数的44%,极易发生水合物冻堵;其中18口井井口温度低于0℃,管线表面结冰,这18口井的共同特征为管脚进气的低套压生产井。

4.3 防止天然气冻堵的技术措施

天然气脱水:根据API标准,对于不同温度、压力条件下不发生冻堵的气体含水量绘制了图表;根据配气间单井管线温度基本保持在5℃以上,设定配气间单井管线温度为5℃,天然气最大含水量见表6,由此确定工艺气含水量要低于145 mg/m3。

表6 天然气含水量

伴热:伴热温度不得低于18℃。

甲醇掺入:注甲醇系统完好,有必要的甲醇储备。

对低套压管脚进气油井进行管柱更换,以避免出现过低的单井管线温度和发生水合物冻堵。

5 湿气气举天然气泄漏风险评价

湿气H2S含量高,气体泄漏易引发人员伤亡。H2S气体是仅次于氰化物的剧毒、易致人死亡的有毒气体,它的毒性为一氧化碳 (CO)的5～6倍。

5.1 气举流程易发生泄漏的位置

与常规气输送系统一样,气体泄漏主要集中在连接复杂、设备集中的位置,在气举系统中,配气间及井口是易产生天然气泄漏的位置。

配气间由于空间封闭,有毒气体不宜流通及扩散,容易形成局部聚集。易发生气体泄漏的部位主要是配气间管线阀门、设备连接处、流量计、压力传感器。配气间气体泄漏易造成人身伤害事故,是防范的重点。

井口由于流通条件好,不易形成有毒气体的聚集,但在井口气管线阀门、压力表安装处、井口套管四通及连接法兰易发生气体泄漏。

5.2 H2S气体对人体的危害

表7是根据国家标准分类列出的 H2S气体对人体的危害。

表7 H2S气体的危害

让纳若尔油田伴生气 H2S体积浓度可达23000×10 ,具有强烈毒性。

5.3 H2S气体泄漏的防治措施

对易产生泄漏的配气间,井口进行设备检修,彻底整改系统气体泄漏点。

加强配气间H2S气体监测,保证报警及排放设备完全有效,避免配气间内H2S气体的高度聚集。

建议工艺气全部脱硫处理。

6 结论与建议

连续气举采油是让纳若尔油田主要的采油工艺,但由于目前天然气处理工艺和能力的局限,湿气气举存在着腐蚀、冻堵和泄漏的风险和安全隐患。

(1)湿气气举对油井井下工具、管柱及气举管网地面系统存在着腐蚀风险。

(2)湿气气举由于采用未经处理的油田伴生气,极易形成水合物冻堵,尤其在单井供气管线及低套压油井处,冻堵现象更为严重。

(3)让纳若尔油田的湿气富含硫化氢,在井口、配气间存在较大的气体泄漏风险,尤其当管线、设备遭受腐蚀后泄漏风险更大。

(4)选择防腐、抗硫的采油管柱、井口、井下工具和设备,加强监测、气体脱水和掺醇处理可以有效减少和规避上述风险。

(5)采取干气气举是最有效的解决上述风险的最终手段,所以建议所有油井都采用干气气举。

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2009-12-21)