高含硫化氢海洋气田开发中管线的腐蚀与防护

根据高含硫化氢海洋气田开发的特点,分析了高含硫化氢天然气对管线的腐蚀机理,最后提出了相应的防止硫化氢腐蚀的措施与方案,对设备与管线的使用寿命和安全运行具有重要意义。     

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我国目前已在四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和准噶尔盆地等发现了含硫化氢气藏，含硫化氢天然气和高含硫化氢天然气已成为我国天然气资源的重要组成部分。由于硫化氢极强的毒性和腐蚀性，威胁着钻采生产过程中的每一个环节，极易发生事故。而目前国内外对硫化氢的成因机理、分布规律和控制因素等方面的认识尚不能做到有效预测，安全钻采等工艺技术尚不配套成熟，在硫化氢出现时的防御措施也不到位，因此尽快开展硫化氢研究已是当务之急。研究了硫化氢天然气勘探开发中存在的问题：地质认识不足，形成机理掌握不够，地化特性考虑不充分等。指出了中国含硫化氢天然气资源潜力在陆上已开发气区和海陆碳酸盐岩储层中都十分巨大。     

科学安全勘探开发高硫化氢天然气田的建议

天然气中硫化氢含量超过2％称高硫化氢气。硫化氢极毒，人吸入浓度1g／m^2的H2S(相当于天然气中含0．063％的H2S)时，数秒钟内即可死亡。高硫化氢气仅出现在碳酸盐岩储集层中，碎屑岩储集层的天然气中硫化氢含量很低，绝大部分在民用标准之下(20mg／m^3)，无需脱硫即可使用。高硫化氢气田均分布在碳酸盐岩一硫酸盐岩地层组合中，有三种成因：①高温还原成因；②生物还原成因；③裂解成因。我国以往在高硫化氢天然气地质和地球化学、硫化氢气井地质、工程和开发系列技术、普及防硫化氢知识、迅速消除硫化氢大范围空气毒性污染方面的研究薄弱，建议加强这些方面的研究，以科学安全勘探开发高硫化氢气田。图1参15     

高含H2S气田试气作业中的防护技术

乌兹别克哈乌扎克和康德姆气田属于世界上典型的高含硫气田,试气作业中对高含H₂S气井井控安全作业、硫化氢防护和设备防硫有着很高的要求。通过对硫化氢气体的成因、性质、危害的研究分析,总结出一整套安全防护技术措施。达到了降低施工风险、减少危害、延长设备使用寿命、有效控制硫化氢和保证安全施工的目的。对国内外其它高含硫气田试气作业也会起到借鉴作用。     

中国高含硫化氢天然气的形成及其分布

含硫化氢天然气是天然气资源的重要组成部分，也是硫磺的重要来源之一。中国高含硫化氢天然气资源丰富，主要分布在渤海湾盆地陆相地层的赵兰庄气田、罗家气田和四川盆地海相地层的渡口河、罗家寨、中坝、威远、卧龙河等气田。这些气田中硫化氢含量一般为5％～92％左右，主要分布在富含膏盐层的油气区中，硫化氢主要为硫酸盐热化学还原作用形成的，赵兰庄气田早期可能存在微生物还原作用形成的硫化氢；膏盐层的分布位置对硫化氢的生成量和形成条件具有一定的控制作用。表2参41     

普光气田天然气集输关键技术简析

普光气田是国内开发的第一个特大型高酸性气田,建设规模为105×108m3/a,天然气中高含硫化氢、二氧化碳.地面集输系统地处人口密集的山区,沟壑纵横,水系发达选择怎样的集输工艺、控制技术,使高含硫化氢、二氧化碳的天然气安全平稳输送至净化厂,成为气田开发的关键.在优选国外先进高含硫天然气集输工艺的基础上,结合普光气田的实际,确定了全湿气加热混输工艺为主,数据采集与生产监控、腐蚀监测与控制、泄露检测与应急关断、污水集中处理与回注等配套关键技术.通过一年多的生产检验,集输系统运行安全平稳,为高含硫气田的开发提供了良好的借鉴.     

高含H2S气田试气作业中的防护技术

乌兹别克哈乌扎克和康德姆气田属于世界上典型的高含硫气田,试气作业中对高含H2S气井井控安全作业、硫化氢防护和设备防硫有着很高的要求。通过对硫化氢气体的成因、性质、危害的研究分析,总结出一整套安全防护技术措施。达到了降低施工风险、减少危害、延长设备使用寿命、有效控制硫化氢和保证安全施工的目的。对国内外其它高含硫气田试气作业也会起到借鉴作用。     

高含硫化氢气田自控阀门选型设计

高含硫化氢气田由于天然气中硫化氢的体积分数很高,在自控阀门的接液材质、选型设计方面与普通的气田相比有很大的差别,接液材质必须满足美国防腐蚀工程师协会(NACE)的标准以及中国的相关标准,可以有效防止硫化物应力开裂(SSC)、应力腐蚀开裂(SCC)以及氢致开裂(HIC)等。针对硫化氢的剧毒性和腐蚀性,介绍了自控球阀、自力液压闸板阀的结构及性能特点,探讨了高含硫化氢气田自控阀门选型设计时的注意事项,给出了相应的合理化建议。     

高含硫化氢气田仪表选型设计

天然气介质中硫化氢的含量比较高,由于硫化氢的剧毒性和腐蚀性,以及天然气中硫磺颗粒的沉积等工况,仪表的接液材质、选型设计与普通的天然气相比,存在很多不同之处。介绍了压力仪表、温度仪表、液位仪表、流量仪表的选型设计与安装;结合气田在生产运行中仪表维护的经验,探讨了高含硫化氢天然气仪表选型设计的注意事项和建议。     

到村民家中宣传拆迁政策

坐落在四川达州的中国石化普光气田是我国最大的高含硫化氢气田,是"川气东送"工程的气源地,第一期年产20亿立方米天然气产能建设工程已基本完成,投产在即。     

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如何成功地开发高含硫油气田，在我国是一项新的科研项目，我国典型的高含硫油气田有四川川东含硫３２％的卧－６３井和含硫９２％的华北赵兰庄油气田。Ｈ２Ｓ不仅对设备造成严重的腐蚀破坏，而且对人身安全构成直接威胁，本文是根据开采上川含硫气田多年的经验，在实验室和现场做了大量实验，并查阅了国内外各种资料的基础上对高含硫环境中Ｈ２Ｓ监测和人身安全工作的概括，着重介绍了Ｈ２Ｓ的特性、监测仪，防护用具以及在钻井和集     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

川东高含硫天然气井采气作业安全评价系统研究

四川盆地含硫天然气产量占总产量的80%。而我国已发现的、开发的气藏主要分布在四川盆地,该盆地的2/3气田含硫化氢。针对川东高含硫气井开采作业过程中存在的不可抗拒风险因素及其潜在的事故特征进行系统性研究,运用合理的评价方法,建立一套风险评价系统,进行科学、准确的安全风险评价,有针对性地监控和规避事故发生的可能性,是当前高含硫气井开采过程中的高风险作业环节急需解决的主要难题,也是我国石油企业HSE体系走向信息化、动态化的一种新的探索。为控制高含硫气田开发风险和降低事故成本,开展对高含硫天然气作业安全风险评价体系的研究具有重要的现实意义和应用价值。运用事故树分析法确定高含硫天然气开采作业过程中主要的安全风险因素。运用模糊层次分析法,构建了高含硫气井开采作业风险因素层次结构体系,建立了高含硫气井开采作业安全风险评价系统模型。运用所开发的高含硫气井开采作业安全评价软件对川东某高含硫气井采气作业系统进行了风险评价,验证了风险评价体系的可靠性。该评价系统的建立可以为今后川东高含硫气井开采作业过程的HSE体系提供一种科学、便捷的信息化与动态化的安全评价与管理模式。     

超酸性油气田水的腐蚀特性及缓蚀剂研究

针对我国特高硫油气田开发过程中可能遇到的回注水系统腐蚀问题，高含Ｈ２Ｓ盐水的腐蚀特性，以及应采取的相应防腐措施等进行了论述，推荐了一种缓蚀配方。     

碱性工作液对含酸性气碳酸盐岩储层的损害机理

以哈萨克斯坦扎纳若尔油田和中国四川盆地中部及东北部地区含酸性气碳酸盐岩储层岩心为研究对象,开展了流体敏感损害实验。结果表明,岩心均存在一定程度的流体敏感性,尤以碱敏损害最为严重。经岩相学分析,研究地区碳酸盐岩储层发育黏土矿物、白云石、方解石、微晶石英、石膏、硫化钙、沥青等敏感矿物。高pH值工作液侵入储层后,使原始酸性环境改变,碱液中和酸性流体并破坏流体-岩石界面,致使储层岩石中敏感矿物更多地暴露并发生物理化学变化而引起更为强烈的储层损害,同时碱性工作液侵入,改变了硫的附存环境,引起硫沉积损害。针对储层损害机理,建议钻井完井作业时,采用屏蔽暂堵技术以有效保护储层。     

川渝地区高酸性气井完井投产技术及实践

高酸性气井完井投产在国内是空白，属一项新工艺。文章针对川渝地区高酸性气田地质现状以及高酸性介质给气井完井投产造成相当大的困难，提出了川渝地区高酸性气井完井投产的工艺技术方案。通过罗家1井现场工艺试验，提出如下建议：①川东高酸性气井完井投产工艺采用永久式封隔器Φ177.8 mm套管射孔完成，酸化工艺采用解堵酸化；②采用大管径油管完井；③选用抗硫材料，加缓蚀剂保护，采用永久封隔器完井，采取措施减少井下积液等综合防腐方法。在生产过程中应考虑加注缓蚀剂防腐，加注硫溶剂或热油循环防止硫堵或水合物形成。     

川东北飞仙关组鲕滩天然气富集成藏特征及勘探前景

川东北飞仙关组发现了迄今四川盆地最大的它源常压型鲕滩气田，根据天然气组分、储集层沥表以及成藏地质条件分析，天然气主要来源于古油藏原油裂解，为富含H2S的干气，H2S的形成与硫酸盐岩热化学还原作用有关，天然气的运移富集受古隆起背景的控制，分布在中三叠统雷口坡组区域性膏盐岩层之下，气藏形成于受断裂控制的构造圈闭中，有岩性-构造型和构造型两种成藏模式，控制鲕滩气藏规模的两大关健因素是有利沉积相带内经白云岩化，溶性次生改造后储集性能极大改善的鲕粒岩和与构造圈闭的有效匹配，属于印支晚期-燕山期聚油气、喜马拉雅期调整定型成藏的晚期居藏类型。岩性-构造型气藏包括罗家寨、渡口河及铁山坡气藏等，主要经历了印支晚期-燕山早中期的鲕粒岩聚油气、液态烃类深埋裂解以及燕山晚期-喜马拉雅期的构造形成、流体局部调整、构造控气的成藏过程，构造型气藏包括金珠坪气藏，印支晚期-燕山早中期虽有油气运移，但受储集空间所限未形成大规模态烃类的聚集，燕山晚期-喜马拉雅期的构造形成后由构造空气，鲕滩气藏鲕粒岩分布广，资源潜力大，具有良好的勘探前景。图4参19     

高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响

目前国内外高含硫天然气田开发多采用高压输送工艺,高含硫天然气分子量和压缩系数对流量的影响较大。为此,以普光气田高含硫天然气气体主要成分为基准条件,考虑各气体成分的交互作用,基于Peng Robinson方程解算出H2S摩尔分数从0～40%的天然气压缩系数。通过计算分析对比可知：高含硫气体流量变化的影响因素与气体成分及摩尔含量有直接关系。体积流量变化在相同压力条件下,随不同含量H2S不是单纯的负增长下降趋势,压缩系数和分子量共同影响体积流量的变化。质量流量随H2S重组分的增加而增加,但主要受压缩系数的影响,增长速度及方向会在2个不同压力范围内发生变化。