《高含硫气田安全开发风险评价及保障技术研究与应用》通过四川科技厅鉴定

日前,由中国石油西南油气田公司安研院负责的项目《高含硫气田安全开发风险评价及保障技术研究与应用》通过四川省科技厅组织的2013年科技成果鉴定。该项目成果包含了近年来安研院为保障高含硫气田安全、高效、清洁开发而研究形成的高含硫气田开发全过程危险有害因子识别与控制技术、基于计算流体动力学（CFD）的三维复杂地形高含硫天然气泄漏扩散定量风险评价技术,     

中坝高含硫气田高效开发的综合技术研究与应用

中坝气田属于高含硫气田,对于这类气田的开发,必须找出其与常规气田开发不一样的特点,并根据这些特点提出相应的解决对策。通过广泛调研国内外高含硫气田的生产开发现状,结合中坝30余年开发实践,得出高含硫气田具有硫沉积严重、硫化氢腐蚀严重、易形成水合物等特点,并总结了解决这些问题的对策和方法。中坝雷三高含硫气藏高效开发的措施和成果表明,其综合技术研究与应用对四川盆地乃至全国含硫气田的开发具有重要的指导意义。     

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。     

川渝地区高含硫气田开发的HSE保障体系建设探讨

高含硫气田的大规模开发在国内尚处于起步阶段,为了有效降低开发过程中的安全风险,建立相应的HSE保障体系很有必要。针对川渝地区高含硫化氢气田特点,结合中国石油西南油气田公司LG气田HSE示范工程建设成果、中国石油与美国雪佛龙石油公司在川东北高含硫化氢气田合作开发经验以及中国石化普光气田开发实践,系统分析了高含硫化氢气田开发HSE标准体系建设需求,提出了从定量风险评价、安全防护距离确定、应急处置程序、环保管理、职业健康管理等方面完善HSE标准体系的建议;另外,根据定量风险评价、三维扩散事故后果模拟技术制订安全规划,设置安全距离与应急计划区,从应急机构与装备、应急预案与企地联合应急演练等方面,提出了应急保障体系建设要求。该研究成果对高含硫气田安全、清洁、高效开发具有借鉴意义。     

大湾复杂高含硫气田水平井开发关键技术

大湾气田是近年来我国发现的地质条件极为复杂的典型高含硫气田之一,其储层埋藏深、厚度薄、平面变化大、储量丰度低、硫化氢含量高、裂缝-孔隙发育,国内外尚无成功开发先例。为了安全、经济、高效开发以大湾气田为代表的复杂高含硫气田,形成了复杂高含硫气田水平井整体开发新技术。其中包含4项核心技术:一是双重介质高含硫气田储层精细描述技术,二是双重介质高含硫气田开发技术政策优化技术,三是高含硫气田水平井开发完井技术,四是高含硫气田水平井分段酸压技术。应用这些核心技术,成功建成了世界上第1个水平井整体开发的大湾复杂高含硫气田,并已推广到国内类似气田,取得了良好的经济效益和社会效益。     

高含硫气田元素硫腐蚀机理及其评价方法

在高含硫气田的开发过程中,往往会出现元素硫的沉积现象。元素硫一旦沉积以后,很有可能堵塞采输管线并造成管材的严重腐蚀,对气田的正常生产影响很大。介绍了高含硫气田元素硫的来源及其危害,在此基础上分析了元素硫腐蚀的机理,详细论述了元素硫的腐蚀评价方法,并分析了每种方法的适用范围及其特点,根据国内现状,提出了具体的认识和建议。     

高含硫气田安全隐患及员工安全技术培训

高含硫气田因天然气中H₂S含量高,具有剧毒、强腐蚀、易形成硫沉积、水合物等特点,其开发过程中的设备管理、人员健康、环境污染风险大大增加：①如果相关工艺措施不到位,设备容易出现故障,影响正常生产,甚至发生安全事故,导致人员中毒、受伤;②H₂S对现场作业人员健康的威胁几乎贯穿高含硫气田开发的所有环节;③H₂S放空燃烧生成的SO₂及其形成的酸雨达到一定浓度后容易对井站周围的植被、水土造成污染。高含硫气田开发的安全风险归根到底是人员风险,必须加强员工的安全、技术培训,提高员工安全意识和各项技能,确保气田的安全、平稳开发。通过对员工作业中可能存在的不安全行为分析,结合目前安全技术管理、培训的实践经验,提出了加强该类气田员工安全技术培训的6项措施,对培训方式方法、培训重点等进行了对比分析,进而提出了3种适合高含硫气田开发不同阶段的安全技术培训的方法：①搭建网络培训系统,开展网络培训;②建立学习小组,开展员工自学;③组织人员到国内外有开发经验的企业进行学习。     

含硫天然气开发安全防控技术与管理措施

含硫天然气具有毒性大、腐蚀性强的特点,而中国含硫天然气气田主要分布在人口密集的川渝地区,开发利用这种天然气具有较大的安全风险。为此,开展了针对性的分析研究并形成了含硫天然气泄漏扩散中毒定量风险评价几何建模技术,通过环境风洞实验验证,事故后果模拟精度可提高50%;基于荷兰风险评价导则,自主研发了含硫天然气泄漏扩散中毒定量风险评价软件V1.0(QRA-AYY),首次把三维扩散模拟后果应用于定量风险计算。集成应用国外设备管线的失效数据库,结合企业事故数据库进行修正,建立了川渝地区高含硫天然气开发井喷、集输管道等地面设施事故概率确定方法。通过统计分析历年来我国人员意外死亡事故数据和采掘业亡人事故数据,首次提出我国石油天然气行业风险可接受基准值。最后提出了采用管道内腐蚀预测、缺陷评估与剩余寿命预测、材料适用性评价、场站完整性评价、HSE监督与教育培训等技术手段来保障含硫天然气的安全开发的具体管理措施。     

应急管理系统在高含硫气田开发过程中的应用

针对高含硫气田开发的高风险特征,四川某高含硫气田作业区建立了基于GIS技术的应急管理系统。该系统集成了气田的安全控制中心、应急预案体系、安全预警系统、社区报警系统、社区应急疏散系统和生产、气象、地理、人居等数据模块,结合真实生产工艺及设备三维实景,实现了气田生产可视化、异常可视化、应急可视化,形成了一套高含硫气田安全高效开发应急管理系统,提升了安全管控能力,可为类似气田的开发应急管理提供借鉴。     

浅谈普光气田集气站检维修技术

普光气田是国内首次大规模开发的高酸气田.具有压力高、H2S和CO2含量高的特点,集气站是高含硫气体经过地面集输系统的关键部位,为保障气田安全平稳生产,集气站场集输系统定期进行检维修工作。本文详细阐述了高含硫集气站场检维修工作的目标和思路,主要内容、关键技术和方法,确保了集气站场检维修工作的顺利开展,保障了普光气田的安全平稳运行。     

高含硫气藏开发效果评价现状

高含硫气藏在全球范围内分布广泛,具有重要的工业开发开采价值。高含硫气藏开发效果评价能为进一步合理高效安全高含硫气藏提供理论基础和依据。通过气藏行业标准规范、目前气藏开发效果评价研究工作现状和已存在相关含硫气藏开发效果评价指标和标准三个方面分析高含硫气藏开发效果评价研究现状,试图为建立规范有效的含硫气藏开发效果评价指标体系提供建议,以指导高含硫气藏开发生产。     

辽河油田中低电阻率油层解释评价方法研究

随着油田勘探开发的深入，充分认识和研究中低电阻率油气层解释评价方法，已成为石油地质工作者攻关的重要课题之一。针对中低电阻率油气层的特征。分析了辽河油田中低电阻率油气层的形成原因及其在录井中的显示特征，对应用定量荧光录井参数、气测与地化参数结合及核磁共振录井参数解释方法进行了研究，建立了定量荧光录井参数、气测与地化参数、核磁共振录井参数解释评价图板及标准，形成了一套系统的现场快速评价方法，通过实例说明录井新技术在辽河油田中低电阻率油气层解释评价中的显著效果，为该油田现场储集层解释评价研究奠定了基础。     

MIT和MID-K组合测井技术在川渝地区的应用

川渝地区高温高压高危井多,井下状况复杂,井筒完整性测井评价在油气田开发中有着重要意义。分析讨论了多臂井径MIT和电磁探伤MID-K测井技术的特点和不足,将2种测井技术组合应用可满足该地区复杂井况油套管损伤检测的需求。设计制作了管柱损伤检测实验装置,验证多臂井径MIT和电磁探伤MID-K组合测井技术的可行性。通过对川渝地区280余口井测量结果跟踪分析,建立了适合该地区油套管损伤程度评价的5级测井评价标准;通过21口井起油管实际验证测井评价结果显示,符合率为90.48%。     

川西北地区超高压含硫气井安全地面集输工艺

四川盆地西北部地区超高压气藏富含硫化氢和二氧化碳,对地面集输工艺的安全性要求极高,其中双探1井为川西北地区典型的超高压含硫气井,是目前国内投入试采井口压力最高(104 MPa)的气井,其安全试采的关键是节流降压和防止天然气水合物形成。为此,以该井为先导,创新建立了超高压含硫气井的地面集输工艺流程:(1)考虑冲蚀腐蚀的影响,按照等压设计思路,设计了高压多级节流橇;(2)提出了地面一级加热+天然气水合物抑制剂+移动蒸汽加热的天然气水合物防治技术;(3)形成了地面安全控制技术,建立了安全等级最高的超高压井口安全系统,保障了气井的安全生产;(4)针对气田产水和高含硫化氢的特点,提出了气液分离+脱硫+缓蚀剂+清管的防腐措施。该配套技术工艺对超高压含硫气井地面集输工艺的研究和试验具有典型性和示范性,对其他同类气田具有一定的借鉴意义。     

普光高含H2S、CO2气田开发技术难题及对策

普光气田属高含H₂S、CO₂特大型海相气田,气层埋藏深,高含H₂S和CO₂,厚度为300～400 ｍ,在气藏储层研究、超深钻井技术、增产技术、井筒技术、地面工程技术等方面存在着某些世界级难题。为此,系统地分析了存在的主要技术问题,指出气藏地质、气藏工程基础研究亟待深化,安全、优质、快速钻井工程技术亟待配套提高,急需配套高含硫、巨厚气藏采气工艺和工程技术,高含硫气田的集输工艺技术还处于学习模仿阶段,“混合流体”的腐蚀机理及防护技术研究缺乏系统性和针对性,专用管材及设备国产化的研发有待加快,急需加快安全测控关键技术的研发和编制高H₂S气田开发的标准系列。还从气藏工程、钻（完）井工程、采气工程、集输工程、防腐工程和关键设备及材料等方面有针对性地探讨了重点攻关方向和关键技术。     

四川油气田天然气开发技术新进展

2000年以来，四川油气田天然气业务呈快速发展态势，天然气产量年均增长率超过了10%。面对高含硫气田开发延后、上三叠统须家河组气藏规模有效开发技术难度大和老气田递减明显加快等困难，在须家河组气藏规模有效开发等“三大攻坚战”和老气田挖潜这四大开发领域内，大力开展技术集成和创新，获得了精细气藏描述等九项独具特色的技术新进展，推动了天然气业务的快发展。特别是2007年在高含硫气田22×10⁸m³产量未能兑现的条件下，依靠技术创新和老气田挖潜，仍然实现了年产气144.71×10⁸m³的目标，较2006年净增11.56×10⁸m³，增幅达到8.7%。     

焦炭塔的剩余寿命评估与安全生产

论证了焦炭塔使用寿命及安全评估与安全生产的意义。指出温差应力是影响焦炭塔使用寿命的主要因素。由于温差应力大、结构不甚合理以及检修质量问题,塔体与裙座连接焊缝开裂周期越来越短、开裂越来越严重,使之成为影响焦炭塔使用寿命的关键因素。评估结果认为,焦炭塔的剩余使用寿命是由疲劳试验结果决定的。焦炭塔剩余寿命评估为延迟焦化装置的安全生产奠定了基础。