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摘要：油气井试油技术在我国油田开采和勘测过程中已经有了广泛的应用。油气井试油技术是影响油气开采质量的重要因素，有关中低压力系数的油气井已经有了一套成熟的试油流程，能够很好地对现场施工进行指导，但关于高温高压含硫化氢和出砂油气井的试油测试技术依然较少，而且实际应用效果仍然存在一定不足。本文就高温高压含硫化氢及出砂油气井试油测试技术展开探讨。
关键词：高温高压;硫化氢;试油测试技术
引言
近年来，随着油气勘探向超深高温高压储层和复杂岩性低渗储层领域的不断扩展，勘探目标愈来愈复杂，使得试油难度不断加大。要想快速的完成试油的全部工作，那么必须要实施高温高压含硫化氢及出砂油气井试油测试。
1 压差预测与控制
1.1建立压差预测模型
在进行了比较和选择之后，选用一种适宜的。合理的出砂临界生产压差计算的式子，这个式子就是 在上述式子当中，△ρ指的是临界生产压差，而C指的是岩石的粘聚力， 指的是内摩擦角。
1.2确定内摩擦角和储层强度参数粘聚力
2 高压防硫除砂器装置的应用和研究
2.1仪器的技术指标分析
要根据高温高压含硫化氢的市场需求，从而更好的分析出砂器等仪器的技术指标，具体如下：能够承受的工作压力：103.5MPa，也就是15000psi。工作的温度在-30℃到110℃之间。最低的存储温度为-50℃。公称直径为210㎜。工作介质为有H2S的天然气以及油、水等等。处理气量为150×104m3每天，处理的砂量则在80升每小时。
2.2除砂器设计
除砂器设计中需要遵循SY/T5127—2002井口设计与采油树规范;井口装置和采油树设备规范;NACEMR0175：2000油田用防硫化物应力开裂金属材料;超高压容器安全监察章程以及SY/T5675—1993试油钻采机械产品用高压锻件通用技术条件。施工过程中的设计规范与标准如下，选用GB150—1998钢制压力容器，GB/T3077—1999合金结构钢;遵循HG20582—1998钢制化工容器强度计算规定;HG20581—1998钢制化工容器材料选用规定以及ASME第三篇第三分册。除砂器材料根据《油田用防硫化物应力开裂的金属材料》标準进行选择，标准中有关于硫化氢低合金材料的相关要求，可以适用于所有低合金钢和碳钢材料。
3 超深高温高压含硫化氢储层试油主要技术难点
（1）储层埋藏深，压力系数高，层数较多，非均质性强，多层试油施工周期长、压井作业次数多，降低了试油效率。（2）储层超高温，对射孔器材提出更高的要求。（3）超高温、高压井常规资料存储技术及时反映井底变化难度大。（4）高温高压含硫气井试油井筒完整性及安全环保控制技术需进一步提高。
4 检测技术的应用
4.1高温高压含硫化氢出砂油气井检验技术
明确响应技术规范，经过的大量市场调研和国内外技术分析，确定施工技术规范，硫化氢的检测范围在0～100000ppm之间，工作介质为水和含硫化氢的石油天然气，工作压力为80MPa，相对湿度小于90%，重复性误差为3%，线性误差极限3%，响应时间在2min之内。然后确定硫化氢在线检测系统，主要包括探头、数据采集存储装置以及分立减压装置三部分内容，对合理设计图纸，并完成设备组装，软件测试等工作，同时还需要对产出流体进行分离减压。没有分离减压的气体要进行气体检测，判断是否存在硫化氢。做好地面实施检测工作，在数据采集室中纪录并分析数据，组装硫化氢检测装置，用标准硫化氢进行检测和标定，实际调试结果精度为0.8%～3.9%，能够达到相应测试要求。
4.2对H2S进行现场处理的技术
首先对井内所产出的含有H2S的液体进行处理，处理的过程是这样的：进行除硫剂的配方实验，然后再对其进行计算：H2S+2NaOH—Na2S+2H2S，2H2S+ZnCO3×Zn（0H）2———2ZnS↓+3H2O+CO2。如果是在酸性的环境下，那么则可能产生这样的情况：ZnS+H+→H2S↑+Zn2+。H2S+（NH4）2S2O6→2S↓+2H2O+（NH4）2SO4，分析H2S的特点，一体积的液体能够溶解2.9体积的H2S，一个大气压水中溶解的H2S，体积大概在2400PPm上下。在原油里面，天然气的溶解量不会超过4%。一旦温度或者其他因素产生变化，那么的溶解量也会随之而产生一定的变化。1×10-6H2S=1.567mg＼LH2S，一旦液体里面含有了2000×10-6H2S，那么就等于是3079mg＼L，一旦地层里面每天生产了10m3的时候，就必须要采用70千克左右的氢氧化钠来进行中和。若是每天的地层里每天能够产水大概10m3的时候，就必须要用80千克的碱式碳酸锌来进行中和。然后是除硫剂加药系统硬件研制的配套，研究人员在进行试油的时候，检测到了浓度为101×10-6的H2S，在套管里面放入处理剂，进行试产检测，发现了浓度为（0—4）×10-6。在另外一次实验当中，井段为779—790.1米，在进行试气的时候，日产天然气为4×104m3，产水量为1.98m3。每一个分离器的取气部分，都检测到H2S的含量最高达到了1000×10-6。这个时候，从套管里面放入大概4%左右的碱式碳酸锌，再加入3%的氢氧化钠液体，从而完成试气的工作，这样就可以更加高效的去除整个井内的H2S含量。
4.3地层测试数据地面直读技术
本技术采用基于似稳恒电磁场的原理，将井下压力温度数据通过油管-套管-地层形成的回路传输至地面进行接收。实现全井无线地面直读技术的关键问题是寻求低阻抗环境下井下数据无线传输的技术方法。直读系统由地面平台、天线系统、井下发射器、中继器等组成。
结语
综上所述，在石油开采工业中硫化氢对石油的腐蚀会导致石油开采进程的减慢和石油开采质量的降低，导致环境的破坏，所以在石油实际开采与测试中，需要对硫化氢进行有效测试，并采取针对性的措施控制整个井内的硫化氢，提高石油产量，减少硫化氢对石油的腐蚀，提高石油企业的经济效益，保障石油开采得以顺利安全的进行。
参考文献：
[1] 谢丛姣，张太斌.试油测试新技术及其发展趋势[J].油气井测试，2017，11（4）：37-39.
[2] 杜成刚，余发刚.试油测试新技术及其应用研究[J].科技视界，2015（33）：346.
[3] 赵益秋.试油完井一体化技术在“三超”气井中的应用[J].钻采工艺，2017，40（3）：53-56.
[4] 孙海芳，刘飞，王志敏.高温高压气井试油完井一体化工艺技术[J].钻采工艺，2017，40（4）：36-39.
（作者单位：中海艾普油气测试（天津）有限公司）
关键词：高温高压;硫化氢;试油测试技术
引言
近年来，随着油气勘探向超深高温高压储层和复杂岩性低渗储层领域的不断扩展，勘探目标愈来愈复杂，使得试油难度不断加大。要想快速的完成试油的全部工作，那么必须要实施高温高压含硫化氢及出砂油气井试油测试。
1 压差预测与控制
1.1建立压差预测模型
在进行了比较和选择之后，选用一种适宜的。合理的出砂临界生产压差计算的式子，这个式子就是 在上述式子当中，△ρ指的是临界生产压差，而C指的是岩石的粘聚力， 指的是内摩擦角。
1.2确定内摩擦角和储层强度参数粘聚力
2 高压防硫除砂器装置的应用和研究
2.1仪器的技术指标分析
要根据高温高压含硫化氢的市场需求，从而更好的分析出砂器等仪器的技术指标，具体如下：能够承受的工作压力：103.5MPa，也就是15000psi。工作的温度在-30℃到110℃之间。最低的存储温度为-50℃。公称直径为210㎜。工作介质为有H2S的天然气以及油、水等等。处理气量为150×104m3每天，处理的砂量则在80升每小时。
2.2除砂器设计
除砂器设计中需要遵循SY/T5127—2002井口设计与采油树规范;井口装置和采油树设备规范;NACEMR0175：2000油田用防硫化物应力开裂金属材料;超高压容器安全监察章程以及SY/T5675—1993试油钻采机械产品用高压锻件通用技术条件。施工过程中的设计规范与标准如下，选用GB150—1998钢制压力容器，GB/T3077—1999合金结构钢;遵循HG20582—1998钢制化工容器强度计算规定;HG20581—1998钢制化工容器材料选用规定以及ASME第三篇第三分册。除砂器材料根据《油田用防硫化物应力开裂的金属材料》标準进行选择，标准中有关于硫化氢低合金材料的相关要求，可以适用于所有低合金钢和碳钢材料。
3 超深高温高压含硫化氢储层试油主要技术难点
（1）储层埋藏深，压力系数高，层数较多，非均质性强，多层试油施工周期长、压井作业次数多，降低了试油效率。（2）储层超高温，对射孔器材提出更高的要求。（3）超高温、高压井常规资料存储技术及时反映井底变化难度大。（4）高温高压含硫气井试油井筒完整性及安全环保控制技术需进一步提高。
4 检测技术的应用
4.1高温高压含硫化氢出砂油气井检验技术
明确响应技术规范，经过的大量市场调研和国内外技术分析，确定施工技术规范，硫化氢的检测范围在0～100000ppm之间，工作介质为水和含硫化氢的石油天然气，工作压力为80MPa，相对湿度小于90%，重复性误差为3%，线性误差极限3%，响应时间在2min之内。然后确定硫化氢在线检测系统，主要包括探头、数据采集存储装置以及分立减压装置三部分内容，对合理设计图纸，并完成设备组装，软件测试等工作，同时还需要对产出流体进行分离减压。没有分离减压的气体要进行气体检测，判断是否存在硫化氢。做好地面实施检测工作，在数据采集室中纪录并分析数据，组装硫化氢检测装置，用标准硫化氢进行检测和标定，实际调试结果精度为0.8%～3.9%，能够达到相应测试要求。
4.2对H2S进行现场处理的技术
首先对井内所产出的含有H2S的液体进行处理，处理的过程是这样的：进行除硫剂的配方实验，然后再对其进行计算：H2S+2NaOH—Na2S+2H2S，2H2S+ZnCO3×Zn（0H）2———2ZnS↓+3H2O+CO2。如果是在酸性的环境下，那么则可能产生这样的情况：ZnS+H+→H2S↑+Zn2+。H2S+（NH4）2S2O6→2S↓+2H2O+（NH4）2SO4，分析H2S的特点，一体积的液体能够溶解2.9体积的H2S，一个大气压水中溶解的H2S，体积大概在2400PPm上下。在原油里面，天然气的溶解量不会超过4%。一旦温度或者其他因素产生变化，那么的溶解量也会随之而产生一定的变化。1×10-6H2S=1.567mg＼LH2S，一旦液体里面含有了2000×10-6H2S，那么就等于是3079mg＼L，一旦地层里面每天生产了10m3的时候，就必须要采用70千克左右的氢氧化钠来进行中和。若是每天的地层里每天能够产水大概10m3的时候，就必须要用80千克的碱式碳酸锌来进行中和。然后是除硫剂加药系统硬件研制的配套，研究人员在进行试油的时候，检测到了浓度为101×10-6的H2S，在套管里面放入处理剂，进行试产检测，发现了浓度为（0—4）×10-6。在另外一次实验当中，井段为779—790.1米，在进行试气的时候，日产天然气为4×104m3，产水量为1.98m3。每一个分离器的取气部分，都检测到H2S的含量最高达到了1000×10-6。这个时候，从套管里面放入大概4%左右的碱式碳酸锌，再加入3%的氢氧化钠液体，从而完成试气的工作，这样就可以更加高效的去除整个井内的H2S含量。
4.3地层测试数据地面直读技术
本技术采用基于似稳恒电磁场的原理，将井下压力温度数据通过油管-套管-地层形成的回路传输至地面进行接收。实现全井无线地面直读技术的关键问题是寻求低阻抗环境下井下数据无线传输的技术方法。直读系统由地面平台、天线系统、井下发射器、中继器等组成。
结语
综上所述，在石油开采工业中硫化氢对石油的腐蚀会导致石油开采进程的减慢和石油开采质量的降低，导致环境的破坏，所以在石油实际开采与测试中，需要对硫化氢进行有效测试，并采取针对性的措施控制整个井内的硫化氢，提高石油产量，减少硫化氢对石油的腐蚀，提高石油企业的经济效益，保障石油开采得以顺利安全的进行。
参考文献：
[1] 谢丛姣，张太斌.试油测试新技术及其发展趋势[J].油气井测试，2017，11（4）：37-39.
[2] 杜成刚，余发刚.试油测试新技术及其应用研究[J].科技视界，2015（33）：346.
[3] 赵益秋.试油完井一体化技术在“三超”气井中的应用[J].钻采工艺，2017，40（3）：53-56.
[4] 孙海芳，刘飞，王志敏.高温高压气井试油完井一体化工艺技术[J].钻采工艺，2017，40（4）：36-39.
（作者单位：中海艾普油气测试（天津）有限公司）