进入21世纪以来，随着国内天然气消费市场的迅速扩大，季节储气与调峰需求趋势凸显。地下储气库(以下简称储气库)作为天然气产业链中的调峰和储备手段[1-2]，已成为继长输管道业务之后解决上游天然气资源区和下游天然气消费区分离的新的有效途径之一。
目前，华北地区大港油田大张坨、华北油田苏桥、京58储气库群等多为非含硫型，其运行可操作性简单安全。相比而言，含H2S储气库除井库漏气、水淹等常规风险以外，最主要的运行风险在于地下储层富含H2S。H2S气体自原始地层渗流产出，经井筒气相流动至地面外输，在全程释放过程中，存在管柱腐蚀及安全环保等问题，使得此类储气库正常运行难度加大。因此，开展该类型储气库运行关键技术的研究显得尤为迫切。本研究以X储气库为例，从储气库多周期运行的主要风险入手，提出有针对性的技术对策，以期促进该类型储气库的安全高效运行。
X储气库为华北地区含硫气藏(为带油环、底水、含H2S潜山凝析气藏)改建而成[2-5]，是我国第1座由碳酸盐岩底水气藏改建的储气库，共有5口注采井(X1~X5井)。其主要生产层位为奥陶系峰峰组与上马家沟组，岩性由白云岩和灰岩构成，储层埋深约2860 m。储集空间有构造缝、溶洞、晶间孔等，以构造微细裂缝和孔隙发育为主。石炭-二叠系泥岩为该潜山盖层，潜山构造形态为受刘其营断层和潜山北断层夹持的断垒。原始油气界面为3190 m，油水界面为3240 m[4]。地层压力系数为1.01~1.04，温度梯度为(3.07~3.12) ℃/100 m，具有正常的压力、温度系统。天然气相对密度平均为0.68左右，CH4体积分数大于80%，含H2S气藏原始H2S质量浓度为570~1300 mg/m3，原油性质参数介于凝析油与轻质黑油之间，地层水总矿化度为33 804.82 mg/L，为CaCl2水型。
储气库的运行不同于常规油气井开发，多周期高压往复循环注采气[6]、井筒内发生双向流是其主要特点。注气期(每年4月初至10月底)X储气库入库气源为国家陕京天然气管网陕京二线天然气，经下游永清分输站注入气库。陕京天然气管网系统则由陕京一线、陕京二线、陕京三线和港清复线，以及多项陕京天然气管网应急工程等组成，共计设有5座压气站、6座储气库和29个站库。陕京输气系统气源主要来自塔里木、长庆及中亚天然气[7]。
对于注入气，采用美国丹尼尔气相色谱分析仪进行气源组分检测，其中，甲烷(C1)体积分数为94.378 4%，不含H2S(上游来的天然气已进行净化处理)，为干气，其相对密度为0.590 4，组成见表 1，天然气技术指标满足GB 17820-2018《天然气》标准的规定，见表 2。
取样依据GB/T 13609-2017《天然气取样导则》进行。取样过程采用耐压强度为50 MPa的钢瓶，容量为500 mL，该钢瓶配进出口取样阀，钢瓶内壁内衬防腐材料。取样前，用氮气充压钢瓶至工作压力(储气库运行压力区间为17~31.35 MPa)，经多次取样，多次排空，彻底置换钢瓶内N2，保证取得纯净天然气样品。每次在入脱硫塔前注采管线压力表处取单井采出气样、入脱硫塔进气口取混合天然气样。保证气体样品在源头上具有代表性。样品检测依据GB/T 13610-2014《天然气的组成分析气相色谱法》，在实验室内采用Agilent7890A气相色谱仪检测。
根据X气藏老井试采流体取样监测数据，气藏内部天然气中H2S质量浓度为570~1300 mg/m3，凝析油样品中H2S质量浓度为25~367 mg/m3。概括注采单井和脱硫塔总入口样品采集分析，表明采出气体中CH4组分体积分数均低于注入气，为90.993%~91.963%；CO2体积分数为1.701%~2.233%，C2体积分数为4.086%~4.521%，两者均高于注入气相应组分值(见表 3)。并依据注采井构造位置差异取样分析，证实潜山不同部位储层采出天然气中仍富存H2S气体，主要分布于气藏构造高部位，且西部较东部含量低(见表 3)，总体反映为地层富含H2S型气藏特征[8]。如X5井在采气末期入脱硫塔前注采管线压力表处取样，H2S质量浓度为1100 mg/m3。注采井采出气若不脱硫(见表 4)，则均不能满足GB 17820-2018标准的要求。
按照GB/T 13609-2017的要求，取入塔前混合气样，反映出采出混合气中H2S质量浓度由历史最高的1124 mg/m3降至目前的541 mg/m3(均为入脱硫塔前未进行脱硫的源自单井产出的混合气体监测数据，见图 1)，证实地层中仍富存H2S气体。
单周期采气运行时，采出气体中H2S含量呈现上升趋势, 即初期(干气含量高)低、末期(地层原始湿气比例高)高；多周期采气运行时，H2S含量受多周期地层原始气与注入气置换效应作用的影响而呈现下降趋势。其中，2015年-2016年因受邻井作业未注气只采气的影响，采出气为原始地层气，整个周期内H2S含量均处于高位值，见图 1。
与GB 17820-2018对照，X气藏采出的天然气中H2S含量已超过民用气使用标准，使得外输安全风险加大。由于H2S具有强腐蚀性，气井管柱及集输管道易于发生应力腐蚀开裂，导致气田无法正常生产。同时，H2S气体具有剧毒性，X储气库又地处华北人口密集区，对附近人员及牲畜的生命安全产生一定影响。此外，X气藏老井化验资料揭示出X气藏凝析油中总硫质量浓度为183~571 mg/m3，证实液相井流物中残余地层硫元素。在含硫天然气井开发的过程中，随着地层压力的下降或节流，H2S中的硫元素可能析出形成硫沉积，堵塞地层(尤其在近井地带)或井筒及地面设备，使得采收率降低。
针对X储气库运行过程中存在的上述风险，将主要从井筒技术、井口点火技术及地面H2S处理技术等方面开展研究，以保证其安全运行。
在X储气库建设及实施运行(2010年投产)期间，依据SY/T 6427-1999《减轻作业管柱硫化物应力开裂的作法》的规定，井筒主要采用国产宝钢D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管。其丝扣为梯形螺纹状，且内、外螺纹经磷化处理，实现锥形金属与金属的密封，内平连接，避免流体在接头部位产生紊流而造成能量损失，还防止了侵蚀和缝隙腐蚀作用[9-15]，气密封性能良好。从井口自上而下主要管柱配套工具有：油管取回式抗硫井下安全阀(耐压强度34.5 MPa，在战争或不可抗自然外力作用下采气树被毁坏或地面出现火灾等异常情况时，可实现自动关闭和人工关闭，确保井筒安全，避免井口天然气爆燃等风险)、伸缩管、滑套、封隔器、坐落接头等，均具有抗硫功能，满足SY/T 6427-1999的规定，在储气库井多周期运行过程中，将有效延长管柱使用寿命。
因X储气库注采井运行过程中不同程度产出H2S，在生产及修井作业过程中，或发生自然灾害(如地震)时，井口采气树处可能会发生泄漏，导致H2S气体随天然气泄漏到空气中。
根据AQ 2016-2008《含硫化氢天然气井失控井口点火时间规定》对含H2S天然气井出现井喷事故符合一定条件时应在15 min内实施井口点火的规定，在X储气库井场安装井口固定应急点火系统，可远程实现含H2S井井口应急点火。
在井场地面安装可燃气体浓度检测仪，设置在距离采气树中心水平方向1.5 m的位置。并对每口注采井设置3个点火点(高度分别为9 m、10 m和11 m)，点火器设置在距离采气树中心水平方向2 m的位置，由地面控制柜全控，可在极大程度上保障周边居民的生命、财产安全及现场失控时点火人员的人身安全。
考虑湿法脱硫存在废水处理、初期投资大、运行费用较高的问题，X储气库脱硫工艺采用干法脱硫。该套工艺主要是在地面抗硫集输管汇的基础上，配备两套干法脱硫装置(见图 2)。在脱硫塔内选用固体氧化铁脱硫剂，在常温下与天然气中的H2S发生反应，可处理天然气中H2S质量浓度为200~1100 mg/m3，确保采出天然气脱硫合格后外输。其中，单套装置处理能力为250×104 m3/d，设计压力为7.7 MPa，操作压力为5.2~7.0 MPa，见表 5。
每套脱硫塔分为2组，共计8台塔，组与组之间只能并联运行，每组内2塔可串联也可并联。当每套塔出口中H2S质量浓度达到20 mg/m3(实际运行上限值一般都能满足GB 17820-2018规定)时停止运行，更换脱硫剂，并切换至另一套脱硫塔运行。此外，脱硫塔出口混合气再进一步与库群砂岩型非含硫气库京58储气库的采出气混合后，H2S质量浓度也可二次降低。
X储气库为含油凝析气藏，自凝析气藏中采出的天然气首先经过三相分离器分离出气体中游离的凝析油及水[11-14]。但是，经分离后仍会残留一部分水与凝析油，这部分油水混合物进入后续脱硫工艺流程势必会对脱硫剂产生污染，容易造成脱硫剂的板结，严重缩短脱硫剂使用周期。为此，采用“活性炭+脱硫剂”分层装填方式(见表 6)来完成脱硫工艺，塔顶、塔底则铺垫瓷球，不仅起到支撑脱硫剂的骨架作用，还能有效防止塔内脱硫剂遭受气量波动急剧偏流而导致反应不充分的问题。
活性炭因具有高丰度的孔隙结构和优良的吸附性能，且不与脱硫剂发生反应，故选取与脱硫剂粒径(直径为4~6 mm)相当的活性炭，在塔内分层铺垫，达到脱除天然气中液相油水的目的，并有效解决脱硫剂板结的问题，实现脱硫剂充分脱硫。使用活性炭后，脱硫剂实际平均硫容由不足10%升至20%。采出天然气经过脱硫塔脱硫后H2S质量浓度为0~5.587 mg/m3(见表 7)，满足GB 17820-2018的规定，脱硫效果显著。
前文提及的凝析油/水进凝析油闪蒸罐进行闪蒸，闪蒸出的低压气首先在过滤分离器中进行过滤，然后进低压气脱硫装置(干法)，脱硫后的天然气通过管线输至古一站。闪蒸分离出的凝析油注碱液脱硫后，通过管线输至下游古一站(见图 3)，供油区回收纳入产量指标。而脱硫后的废水则通过油区注水井注入地下，为油田水驱开发提供动力。
脱硫后的废剂为混合物状态，主要含有单质硫、无机硫(FeS、FeSO4、Fe2S3、Fe2(SO4)3等)，安全监督则与具备危险废弃物处理资质的公司合作，采取五级高温预热系统配合高温煅烧炉，可完全处理危险废弃物及固体废品，并能够将燃烧残渣配比进水泥废料中，解决废物的存放及二次污染问题，实现了无害化处理，满足国家环保要求。
在储气库井多周期双向流过程中，受双向压力(储气库地层压力运行区间为17~31.35 MPa)及井底热传导效应(实测静温高达110 ℃)的影响，地层中易于发生物理(高压压缩的含硫气体对硫存在物理溶解)或化学溶解(在一定的温度、压力条件下，发生反应：H2S+Sx$\rightleftharpoons $H2Sx+1)作用，相对单向流不易形成地层内硫元素沉积，可有效缓解硫元素堵塞地层引发采收率低的问题。
通过上述“地下-地面一体化”脱硫运行技术的应用，有效解决了X储气库含H2S采气生产的重大难题，实现了该库在安全状态下进行冬季调峰采气生产的目标。主要表现为以下5个方面：
(1) 实现达标外输。采出混合天然气经过脱硫塔脱硫后H2S质量浓度由脱硫前的较高值降至0~5.587 mg/m3，满足GB 17820-2018规定的外输气体要求，脱硫效果明显。
(2) 延长了井筒安全运行周期，注采井平均井筒作业周期为9年/次(因储气库注采井高压往复运行过程中导致井下封隔器不密封而更换封隔器作业)。
(3) 含硫井日常动态监测(如剖面测试、产能试井等)过程中无人员H2S伤害事故。
(4) 平均单井日采气量提高，由初期不足20×104 m3/d升至50×104 m3/d，季节调峰能力大幅增强，X储气库累计采气约10×108 m3。
(5) 实现脱硫废剂无害化处理，满足国家安全环保要求。
目前，X储气库已运行9个注采周期，完全自主实现安全运行零事故，总体反映出该套脱硫技术可操作性及适用性强，为含H2S型储气库运行50年乃至更久奠定了坚实的技术基础。
采用该套“地下-地面一体化”脱硫运行技术，有效解决了X储气库含H2S采气生产的安全难题，该库已完全自主运行9个注采周期，零事故。实现了储气库含H2S采出气达标外输和季节调峰的目的。总体反映出该套脱硫技术可操作性及适用性强，对我国含H2S油气田及类似储气库的建设及运行具有一定的指导意义。
2019, Vol. 48 Issue (6): 1-6
2019, Vol. 48 Issue (6): 1-6