高含硫高二氧化碳天然气集输工艺问题 [复制链接]

国内目前工艺进展好象不大,西南油气田和吉林油田公司分别承担了h2s和co2腐蚀项目(集团公司级)研究

期待研究成果  

高硫天然气的输送在全世界也是难题,因此很多地区高含硫天然气都是不开采的.但就中国现状被迫开采将造成很大的安全隐患，不论是脱硫脱水干气输送还是高碳钢湿气输送都对工艺要求很高。建议就近不超过10公里建厂加工消化为妙

比较同意doudouhu的说法，一体化生产是当今世界石油化工行业发展的大趋势，问题是在偏远地区建厂必然加大生产成本的增加，统筹规划是非常重要的

脱硫后再进行输送！

高含H2S/CO2气藏安全高效钻采急需解决的关键问题
1.高含H2S/CO2天然气相态问题
高含H2S/CO2天然气相态特征研究必须解决以下几个核心技术问题。
（1）建立硫溶解度实验装置和模型。研究硫在不同流动介质中（地层多孔介质、天然裂缝和人工裂缝、井筒和地面大尺寸空间）溶解度变化规律，弄清硫沉积生成条件热力学和动力学条件。
（2）超临界组分相态行为实验研究与预测模型研究，建立高含H2S/CO2天然气流体相态测试技术。
（3）建立高含H2S/CO2天然气流体相态分析技术。
（4）天然气－地层水－液态硫化物－元素硫多相流体热动力学相态问题，研究四相共存相态特征测试评价方法和相平衡热力学模型，开展在气藏开发与开采动态分析中的应用研究。
2.硫沉积问题

攻克硫沉积问题需做到物模实验与数模技术相结合，以解决不同条件下元素硫的沉积规律。
（1）影响硫沉积敏感因素。基于实验和相态模拟的方法研究元素硫在不同压力、温度、气体组成、流速等条件下沉积条件和沉积量。
（2）多硫化氢分解的热动力学条件和重质组分对元素硫的吸收和解析作用，搞清多硫化氢分解和解析的临界条件和作用过程。
（3）气－固两相或气－液－固三相流动的动态沉积规律。气井生产过程中引起的元素硫的沉积与静态条件（无气体流动）下元素硫的沉积有很大差别。前者在多相流动的情况下，过程更为复杂，需做动态条件下的气体携硫能力的测试。
（4）不同流动介质中硫沉积规律。
需要建立符合压后地层实际的复合模型来预测元素硫在气井生产过程中的沉积，分析裂缝半长、缝宽和刻蚀形态对元素硫沉积造成的影响。
3.安全钻井与井控问题
超临界态二氧化碳、硫化氢的相态行为对钻井、完井和开采及修井过程的安全、油套管的选材等各个环节都具有较大的影响。超临界态硫化氢、二氧化碳的相变过程体积急剧膨胀，温度骤然降低，井眼和液流快速冷却，导致井筒及井口发生冰堵。入侵井眼的超临界流体大大增加了钻采过程中压力控制的难度，一旦发生井喷失控事故，将对环境和人身财产安全造成严重的影响，甚至导致灾难性的后果。
（1）深入研究超临界态的相态与气井环空流动特征。
（2）超临界态H2S和CO2在钻井液中的溶解度。钻井液的工作环境为油、气、钻屑、水、钻井液的多相流体系，超临界态H2S和CO2的溶解度大小决定流体沿井底向井口运动特征的变化。
（3）井眼、地层和地面系统的压力平衡规律。
（4）井控技术。利用裂缝应力敏感性区的有效范围，制定防漏失压井技术和合理的压力控制措施，使环空压力的变化能避开裂缝应力敏感区。对节流管汇及控制系统的有效规划，提高压井装备的可靠性。
（5）井喷失控后H2S气体扩散规律。
4.腐蚀与气井安全测试问题
（1）H2S/CO2共存气井套管柱的腐蚀特性和应力腐蚀特性。开展普通抗硫套管在高含硫环境下的腐蚀特性和应力腐蚀特性研究及特殊结构套管的电偶腐蚀特性研究。建立完善的高含H2S/CO2腐蚀介质的实验评价方法。
（2）套管强度及密封性。研究H2S/CO2环境下，套管材料的断裂性能、管密封性，套管柱应力水平、提高套管密封性的井身结构设计。
（3）高温、高压高含H2S/CO2气藏测试设计。根据高温、高压及高含H2S/CO2气藏的特点，形成一套适合高温、高压气藏的安全方法，主要包括：基于井筒与气藏耦合测试设计、设计风险评价、井下工具和地面流程工艺技术、作业安全措施和应急方案的完整性、有效性和可操作性。
5.高含H2S/CO2气藏储层改造问题
高含硫气藏储层大多具有低孔、低渗特征，储层裂缝发育且易受深部污染，有相当数量的井层会实施酸化压裂改造才能满足增储上产的需要。
（1）酸压改造中的控硫控铁方法。酸化过程中Fe2+，Fe3+导致严重的硫沉积和硫化亚铁沉淀，造成改造过程中的二次污染，使改造效果差，甚至无效。目前常规方法都没有解决好该问题，必须进行控硫、控铁新方法的研究。
（2）适应含硫储层的低伤害的酸液体系和酸压工艺。针对含硫气藏的特性，在工作液体设计上充分考虑铁沉积和硫沉积问题，减少二次沉淀伤害。同时酸液体系具有良好的性能和高的缓速特性，实现延缓酸岩反应速度和增大酸液作用距离的目标。通过酸岩反应动力学实验、酸蚀裂缝导流能力、不同酸压工艺的实验，提出一套针对性强的增产工艺方式。
6.高含H2S/CO2天然气水合物问题
在天然气的所有组成中，H2S是最好的水合物生成剂。H2S分子接近理想的尺寸来装入水合物的结构中，因此能形成非常稳定的水合物结构。
（1）高含H2S/CO2天然气水合物相平衡。
（2）水合物动力学研究。系统研究水合物溶解、水合物骨架形成、扩散和吸附四个阶段的动力学因素，建立水合物生成的动力学方程。
（3）动态水合物实验。目前水合物的实验大都为静态实验，这与生产实际还是有差距的，通过建立水合物晶核的流动实验，模拟流速、杂质等对堵塞的影响，指导防堵、解堵工作。
（4）水合物模型建立。预测天然气水合物形成条件的模型有两种，一是经验或半经验模型；二是热力学相平衡模型，它们针对高含H2S/CO2天然气计算的结果有较大的偏差。综合分子吸附与分子势能模型建立适合高含H2S/CO2天然气的水合物模型。
（5）监测技术。基于水合物晶核引起的水微相的变化，建立水合物监测技术。
（6）解堵工艺。由于H2S/CO2天然气的剧毒性，不能采取常规的降压解堵工艺，建立水合物解堵工艺实验，确定各种抑制剂及组合的解堵效果。

      对于高含H2S和CO2天然气的集输方式，国外主要有两种，即湿气输送和干气输送。 干气输送工艺的优点是，不需采用伴热保温输送，线路施工难度较小；线路压损较小，不需考虑管材腐蚀裕量，管材重量轻；清管频率及其操作费用低；集气干线不需加注缓蚀剂和醇；高含硫气就地脱水提高了输气系统的安全性。干气输送工艺的缺点是，部分集气支线的管材和安装费用增加；集气站、脱水站的投资增加；对于高含硫气田，为处理污水，要在集气站就地打气田水回注井，投资较高；增加了废水、废气的排放点，不利于环保。湿气输送工艺的优点是，可节省部分集气支线的管材和安装费用；节约集气站、脱水站的投资；沿 途无废水废气排放，有利于环保；减少因脱水而消耗
的压力损失。湿气输送工艺的缺点是，对于高含硫气的远距离湿气输送而言，输气系统的安全风险较大；集气支线和集气干线均需采用伴热保温输送，施工难度较大，集气干线沿线要设置注醇、加热泵站，站址选择受地理条件制约，难度较大；对于地形起伏较大的地区，气水混输的两相流压力损失较大，增大了井口回压，使系统的设计压力提高，导致管材和设备费用增加；集气干线需考虑腐蚀裕量，长距离输送管道的投资增加较大；沿线需加注缓蚀剂、醇并增设中间加热站，长期经营费用较高。
      高含硫天然气对管道腐蚀比较严重,为保证安全和环保，对设备、管材的选择应该提出了更高的要求，采用优质抗硫管材及抗硫设备，为降低高含硫天然气集输风险，集输工艺流程应尽可能简化，集气管道尽量在官网最近的地方修建天然气净化厂，然后在外输可以增加管道的使用年限。

一般 认 为 ，强度越高的钢材对腐蚀的敏感性越大。在含硫化物的介质中，屈服点高于630MPa的钢管由介质引起的性质改变会突然发生破裂，随着拉伸性能的增加，即使硫化氢含量减少到极小的数量，也会引起突然破坏。在很大的应力作用下，只需有低达千万分之一的硫化氢就足以使抗拉强度为1050MPa的钢管产生脆性破坏。同样，在没有一点硫化氢存在的情况下，当二氧化碳的分压力为0.21kg /mm2时，也可以引起脆性状态而使钢材破坏，因此材料强度的提高对硫化物应力腐蚀的敏感性越高，材料的断裂大都出现在硬度大于HRC22(当于HB200)的情况下，因此通常HRC22可作为判定材料是否适合于含硫油气井的标准。

集输系统采用符合ISO15156《石油天然气工业—油气开采中用于含H2S 环境的材料》和ISO3183-3《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第3 部分：C 级钢管》等国际标准的优质碳钢；分子筛
脱水装置设备采用引进碳钢A516Gr65钢板，部分管道采用不锈钢材料，可保证装置安全运行，并节约工程投资。

老大们，普通钢是不行的

大家都说脱水工艺日趋完善，可是高压输送过程中，如何能够保证处理之后的气体一点水都不含呢！我们这里采用深冷处理的湿气在高压管线中输送时间一长 管线内还是有水存在，怎么能让处理工艺更完善呢？