大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)

摘 要

摘要：我國(guó)高含硫天然氣資源豐富，開采潛力大，但其資源利用面臨腐蝕性強(qiáng)、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難題。為此，總結(jié)了中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司近年來在深層高溫、高壓、大產(chǎn)

摘要：我國(guó)高含硫天然氣資源豐富，開采潛力大，但其資源利用面臨腐蝕性強(qiáng)、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難題。為此，總結(jié)了中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司近年來在深層高溫、高壓、大產(chǎn)量高含硫天然氣開采中產(chǎn)能測(cè)試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)防控等方面開展技術(shù)攻關(guān)所取得的創(chuàng)新成果：①高含硫氣井產(chǎn)能測(cè)試技術(shù)非穩(wěn)態(tài)測(cè)試用時(shí)減少50%，平均誤差為7.5%，試井測(cè)試深度達(dá)7 000 m，硫化氫測(cè)試含量達(dá)230 g／m3；②高含硫氣井完井裸眼封隔器分段工具的分段級(jí)數(shù)達(dá)12級(jí)，不動(dòng)管柱水力噴射分段工具的分段級(jí)數(shù)達(dá)9級(jí)；③高含硫氣田氣液密閉混輸工藝和腐蝕控制技術(shù)體系長(zhǎng)效膜緩蝕劑的膜持續(xù)時(shí)間為45 d；④高含硫天然氣凈化技術(shù)體系的改良低溫克勞斯硫磺回收工藝的硫磺回收率達(dá)99.45%，高含硫天然氣脫硫技術(shù)及工藝計(jì)算模型的有機(jī)硫脫除率達(dá)85%，催化劑硫化氫的轉(zhuǎn)化率為96%，總硫轉(zhuǎn)化率為98%。最后還提出了加快建設(shè)高含硫氣田開采國(guó)家級(jí)研發(fā)平臺(tái)以推動(dòng)本領(lǐng)域技術(shù)進(jìn)步的建議。

關(guān)鍵詞：川渝地區(qū)  高含硫氣田  開采  產(chǎn)能測(cè)試  完井及改造  腐蝕控制  脫硫  硫磺回收  風(fēng)險(xiǎn)防控

1 高含硫氣田概況

天然氣屬于清潔能源，大力發(fā)展天然氣工業(yè)是中國(guó)重大能源戰(zhàn)略決策。中國(guó)高含硫天然氣資源豐富，開發(fā)潛力巨大。截至2011年，中國(guó)累計(jì)探明高含硫天然氣儲(chǔ)量約1×l012 m3，其中90%都集中在四川盆地。從20世紀(jì)50年代至2000年，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司已在四川盆地開發(fā)動(dòng)用高含硫天然氣1 402.5×l08 m3，2000年后隨著川東北地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏和龍崗二、三疊系礁灘氣藏的探明，更是迎來了高含硫天然氣開采高峰(表1)[1]。隨著海相天然氣資源勘探力度的加大，中國(guó)高含硫天然氣探明儲(chǔ)量將進(jìn)入快速增長(zhǎng)期，為進(jìn)一步加快高含硫氣田開采奠定了資源基礎(chǔ)。除天然氣外，硫磺也是高含硫氣田所蘊(yùn)藏的寶貴資源。因此，安全、經(jīng)濟(jì)、高效地開采天然氣并將有毒硫化氫轉(zhuǎn)化為硫磺，對(duì)優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)和節(jié)能減排意義重大。

 

2 高含硫氣田開采的難點(diǎn)

中國(guó)高含硫氣田普遍具有氣藏埋藏深、地質(zhì)條件復(fù)雜、壓力高、含水、多位于人口稠密地的特點(diǎn)，資源開采面臨腐蝕性強(qiáng)、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難點(diǎn)。

2.1  地質(zhì)特征復(fù)雜

中國(guó)高含硫氣藏多為深層、高溫、高壓氣藏，氣藏非均質(zhì)性強(qiáng)，常伴有地層水。目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的高含硫氣藏最大埋深為7 000 m，最大原始地層壓力超過80MPa，氣藏最高溫度175℃，硫化氫最高含量超過200 g／m3。高含硫氣藏儲(chǔ)層類型復(fù)雜，常常包含裂縫-孔洞、裂縫-孔隙、孔隙型以及邊、底水活躍型儲(chǔ)層。

2.2 開采評(píng)價(jià)要求高

與大型高含硫氣藏開采配套建設(shè)的天然氣凈化廠、集輸管網(wǎng)投資大，建設(shè)工程量大，難于沿用常規(guī)氣藏逐步完善產(chǎn)能建設(shè)的開發(fā)模式。一次性規(guī)模化建設(shè)投產(chǎn)的開采方案對(duì)氣藏早期描述、產(chǎn)能快速評(píng)價(jià)等開采早期評(píng)價(jià)技術(shù)提出了更高要求。

2.3 開采工程技術(shù)難度大

高含硫氣藏含有硫化氫、二氧化碳和有機(jī)硫，其開采工程技術(shù)更為復(fù)雜。高含硫氣藏的安全清潔高效開發(fā)對(duì)完井技術(shù)、井筒工藝及工具材質(zhì)、壓裂酸化液體系和增產(chǎn)改造工藝技術(shù)都提出了更高要求，同時(shí)，集輸過程必須解決腐蝕監(jiān)測(cè)與控制的難題，凈化工藝必須滿足大規(guī)模天然氣處理和嚴(yán)格的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求，安全環(huán)保方面必須實(shí)現(xiàn)氣田水、硫化氫的零排放。

2.4 環(huán)境與安全風(fēng)險(xiǎn)高

高含硫氣藏多位于多山、多靜風(fēng)、人居稠密地區(qū)。高含硫天然氣腐蝕性強(qiáng)，所含硫化物毒性大，鉆完井、地面集輸、天然氣凈化等生產(chǎn)環(huán)節(jié)一旦出現(xiàn)問題將造成嚴(yán)重的環(huán)境與安全事故。

3 高含硫氣田開采技術(shù)及取得的創(chuàng)新成果

掌握大型高含硫氣田開采技術(shù)是一個(gè)國(guó)家或國(guó)際綜合性能源公司油氣資源開采實(shí)力和工程技術(shù)水平的集中體現(xiàn)。國(guó)外少數(shù)國(guó)家雖然掌握了高含硫氣田開采技術(shù)，但技術(shù)不轉(zhuǎn)讓且服務(wù)費(fèi)用高。

中國(guó)石油西南油氣田公司在攻克中低含硫氣田開采技術(shù)難關(guān)的基礎(chǔ)上，從2000年開始組織了多輪高含硫氣田勘探開發(fā)的專項(xiàng)課題攻關(guān)，在高含硫氣田開采產(chǎn)能測(cè)試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)防控等方面取得了重大進(jìn)展，特別是2009年7月龍崗二、三疊系礁灘氣藏順利投產(chǎn)，在國(guó)內(nèi)率先實(shí)現(xiàn)大型超深高含硫氣田的安全開采，標(biāo)志著中國(guó)已經(jīng)擁有具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)。

3.1 自主研發(fā)了深層高含硫氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)測(cè)試及分析技術(shù)

3.1.1 自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能快速評(píng)價(jià)技術(shù)

3.1.1.1 自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)測(cè)試設(shè)計(jì)方法

通過改進(jìn)實(shí)驗(yàn)設(shè)備和流程，采用電鏡掃描儀與能譜分析儀首次掌握了元素硫膜狀沉積形態(tài)及其對(duì)氣相滲流的影響，由此建立了高含硫氣井試井設(shè)計(jì)計(jì)算方法，提供了定量預(yù)判測(cè)試分析方法有效性和可行性的技術(shù)手段，填補(bǔ)了國(guó)內(nèi)高含硫氣井井下測(cè)試技術(shù)盲區(qū)，帶動(dòng)了相關(guān)技術(shù)的快速發(fā)展。

3.1.1.2 首次建立了高含硫氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)非穩(wěn)定測(cè)試分析方法

基于高含硫氣井滲流模型和二項(xiàng)式產(chǎn)能方程研究，建立了滲流率和地層壓力約束的改進(jìn)單點(diǎn)測(cè)試產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法，與傳統(tǒng)的“一點(diǎn)法”比較，評(píng)價(jià)方法的最大誤差從280.5%降到了21.6%，平均誤差從23.1%降到了7.5%。應(yīng)用自主研發(fā)的高含硫氣井試井設(shè)計(jì)技術(shù)，解決了根據(jù)非穩(wěn)定測(cè)試數(shù)據(jù)推算穩(wěn)定流動(dòng)數(shù)據(jù)、進(jìn)而計(jì)算穩(wěn)定產(chǎn)能的難題，奠定了高含硫氣井產(chǎn)能快速評(píng)價(jià)技術(shù)的理論基礎(chǔ)。

3.1.2 自主研發(fā)了深層高含硫氣田測(cè)試工藝技術(shù)

3.1.2.1自主研發(fā)了高抗硫射孔-酸化-測(cè)試聯(lián)作技術(shù)

自主研制了全通徑井下測(cè)試工具，將影響大產(chǎn)量氣井產(chǎn)能評(píng)價(jià)準(zhǔn)確性的節(jié)流表皮系數(shù)從大于10降到小于l；創(chuàng)新形成了滿足井深7 000 m、最高地層處理壓力207 MPa的3套測(cè)試管柱使用技術(shù)，完井測(cè)試由常規(guī)7英寸(1英寸=25.4 ram)井眼測(cè)試發(fā)展到5英寸小井眼測(cè)試，為國(guó)內(nèi)高含硫氣井完井測(cè)試提供了關(guān)鍵支撐技術(shù)，已實(shí)施完井測(cè)試180井次。

3.1.2.2 自主研發(fā)了高抗硫大產(chǎn)量?jī)上嗔鞯孛鏈y(cè)試技術(shù)

自主研發(fā)了適用壓力35 MPa的抗硫蒸汽熱交換器、適用壓力l0 MPa的抗硫兩相分離器、適用壓力1 MPa的抗硫緩沖計(jì)量罐、改進(jìn)型適用壓力l05 MPa的RTTS封隔器、遠(yuǎn)程數(shù)據(jù)自動(dòng)采集及安全控制系統(tǒng)，使高含硫氣井地面測(cè)試能力從30×104 m3／d提高到450×104 m3／d，解決了高含硫大產(chǎn)量氣井測(cè)試技術(shù)的瓶頸問題。

圖1為大產(chǎn)量高含硫氣井地面測(cè)試流程圖。

 

3.1.2.3 自主研發(fā)了高抗硫鋼絲試井測(cè)試技術(shù)

以腐蝕評(píng)價(jià)試驗(yàn)為基礎(chǔ)，研制并配套完善了井下測(cè)試工具及地面控制系統(tǒng)，創(chuàng)新形成了高含硫、大斜度、大產(chǎn)量氣井測(cè)流壓設(shè)計(jì)方法以及試井測(cè)試安全控制技術(shù)，氣井測(cè)試產(chǎn)量由30×104 m3／d提高到116×104 m3／d，天然氣中硫化氫測(cè)試含量由100 g／m3提升到230 g／m3，測(cè)試井深從4 000 m提升到6 800 m，測(cè)試井型由直井?dāng)U展到最大井斜角為47°的斜井。已實(shí)施試井150口井，成功率達(dá)100%。2008年9月在劍門1井首次實(shí)施7 000 m井下測(cè)試獲得成功，超過國(guó)外同類氣井的測(cè)試紀(jì)錄。

3.1.3 創(chuàng)建了高含硫氣田水產(chǎn)出規(guī)律預(yù)測(cè)技術(shù)

基于裂縫-孔隙型儲(chǔ)層的氣水滲流機(jī)理及含硫氣藏水體沿裂縫發(fā)育帶侵進(jìn)的物理背景，創(chuàng)新建立和求解了雙重介質(zhì)儲(chǔ)層生產(chǎn)井區(qū)徑向滲流與水侵區(qū)線性滲流耦合數(shù)學(xué)模型，形成了水侵動(dòng)態(tài)分析及預(yù)測(cè)技術(shù)，首次實(shí)現(xiàn)了早期產(chǎn)水及地層水侵對(duì)氣井產(chǎn)能影響的預(yù)測(cè)，已成功應(yīng)用于l2個(gè)年產(chǎn)天然氣56×108 m3的重點(diǎn)含硫氣田，實(shí)現(xiàn)了氣田產(chǎn)水的早期整體治理，維護(hù)了氣田產(chǎn)能。

3.2 自主研發(fā)了以井筒防腐、分層改造工具、酸液及作業(yè)安全為核心的高溫高壓高含硫氣井完井和增產(chǎn)改造技術(shù)

3.2.1 自主研發(fā)了高含硫氣井完井技術(shù)，保障了高含硫氣井的安全生產(chǎn)

3.2.1.1 自主研發(fā)了以封隔器完井井筒溫度壓力預(yù)測(cè)和管柱力學(xué)校核為核心的完井設(shè)計(jì)技術(shù)

在國(guó)內(nèi)首次建立了封隔器完井過程中的井筒溫度分布及環(huán)空壓力預(yù)測(cè)模型，預(yù)測(cè)誤差小于6%，率先提出了復(fù)雜工況條件下封隔器完井管柱三軸應(yīng)力校核的高含硫氣井完井設(shè)計(jì)和現(xiàn)場(chǎng)施工的控制參數(shù)設(shè)計(jì)方法，現(xiàn)場(chǎng)施工成功率達(dá)l00%。

3.2.1.2 自主研發(fā)了以井筒防腐和作業(yè)安全為核心的完井管柱技術(shù)

在室內(nèi)和現(xiàn)場(chǎng)評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上，研制了井下緩蝕劑，形成了使用適宜材質(zhì)和化學(xué)劑的綜合防腐技術(shù)；針對(duì)不同硫化氫含量和產(chǎn)量的天然氣氣井，研制了帶化學(xué)劑加注通道和緊急井下切斷裝置的多功能完井管柱；編制了《含硫化氫氣井井下作業(yè)推薦作法》等2項(xiàng)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

3.2.1.3 自主研發(fā)了井筒安全性評(píng)價(jià)技術(shù)

在國(guó)內(nèi)首次以安全屏障分析為核心，結(jié)合井下漏點(diǎn)與氦氣密封檢測(cè)技術(shù)，形成了井筒安全性評(píng)價(jià)技術(shù)，防控了異常帶壓氣井生產(chǎn)安全風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)用該技術(shù)避免了8口環(huán)空異常帶壓氣井的廢棄。

3.2.2 自主研發(fā)了高含硫儲(chǔ)層改造工具和液體體系，有效提高了單井產(chǎn)量

3.2.2.1 自主研發(fā)了高含硫水平井分段改造工具系列

獨(dú)創(chuàng)了不動(dòng)管柱水力噴射分段工具，解決了國(guó)外工具帶壓上提油管導(dǎo)致井控風(fēng)險(xiǎn)高的問題，可實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱9級(jí)分壓；率先實(shí)現(xiàn)了裸眼封隔器分段工具的國(guó)產(chǎn)化，達(dá)到國(guó)外同等技術(shù)水平，降低成本75%，可實(shí)現(xiàn)12級(jí)分壓。上述2套工具抗溫120℃、抗硫30～75 g／m3、耐壓差70 MPa，已成功應(yīng)用于11口高含硫氣井。圖2為多功能完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖，圖3為高含硫水平井分段改造工具結(jié)構(gòu)示意圖。

 

3.2.2.2 自主研發(fā)了5套適應(yīng)于高含硫儲(chǔ)層特點(diǎn)的酸液體系

針對(duì)高溫深井高含硫儲(chǔ)層酸巖反應(yīng)快、井底吸酸壓力高、層間物性差異大等難題，自主研發(fā)了高溫轉(zhuǎn)向酸、降濾失酸、高溫加重酸等5套酸液體系。使用該技術(shù)后，殘酸沉淀量由2.76 g／L降到0.39 g／L，酸液腐蝕速率從58.26 a／(m2·h)降到3.23 g／(m2·h)，濾失系數(shù)降了2個(gè)數(shù)量級(jí)，酸液相對(duì)密度從l.1增到1.5，井底處理壓力最高達(dá)206.7 MPa。

3.3 形成了高含硫氣田地面集輸及腐蝕控制技術(shù)

3.3.1 自主研發(fā)了高含硫氣田氣液密閉混輸技術(shù)

自主研發(fā)了以控制流態(tài)為核心的氣液混輸技術(shù)，在國(guó)內(nèi)首次界定了輸送介質(zhì)的最大、最小流速，減緩了管內(nèi)液體沉積對(duì)管道的腐蝕，確保了緩蝕劑的應(yīng)用效果。首次在國(guó)內(nèi)高含硫氣田應(yīng)用氣液密閉混輸技術(shù)，高含硫氣田水經(jīng)閃蒸脫氣后集中處理回注，含硫閃蒸氣集中進(jìn)入后續(xù)硫磺回收裝置，實(shí)現(xiàn)了氣田水和硫化氫全程零排放，每年回注氣田水400×104 m3。提出了高含硫氣田安全截?cái)?、緊急放空和安全儀表系統(tǒng)控制設(shè)置原則，防止了意外工況下有毒氣體外泄。圖4為高含硫氣田氣液混輸工藝流程圖。

 

3.3.2 自主研發(fā)了高含硫氣田地面集輸抗硫管線材料和焊接技術(shù)

建立了實(shí)驗(yàn)室高含硫工況模擬評(píng)價(jià)指標(biāo)，提出了L360等抗硫管材的制造和施工技術(shù)要求，實(shí)現(xiàn)了國(guó)內(nèi)高鋼級(jí)管材在高含硫氣田的首次應(yīng)用，改變了依靠國(guó)外進(jìn)口抗硫管材設(shè)備的局面，降低工程投資3%～5%。研發(fā)了高含硫集輸管線的焊接工藝，制訂了焊接材料和焊后熱處理技術(shù)要求、抗氫致開裂和硫化氫應(yīng)力腐蝕的驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)，提高了焊接質(zhì)量和焊接效率，確保了高含硫氣田地面集輸管網(wǎng)的安全運(yùn)行。

3.3.3 集成創(chuàng)新了以抗硫材料性能評(píng)價(jià)、緩蝕劑應(yīng)用和腐蝕監(jiān)測(cè)為主體的腐蝕控制技術(shù)

3.3.3.1 自主研發(fā)了高含硫氣田在線腐蝕試驗(yàn)及現(xiàn)場(chǎng)材料評(píng)價(jià)技術(shù)

自主研發(fā)了國(guó)內(nèi)首個(gè)高含硫氣田在線腐蝕試驗(yàn)裝置，形成了可變流速、氣液兩相高壓在線腐蝕監(jiān)測(cè)技術(shù)，可在實(shí)際流態(tài)條件下對(duì)材料耐蝕性能進(jìn)行在線監(jiān)測(cè)，驗(yàn)證材料和焊接工藝在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的可靠性。圖5為天東5-1井高含硫氣田在線腐蝕監(jiān)測(cè)裝置。

 

3.3.3.2 發(fā)明了長(zhǎng)效膜緩蝕劑、緩蝕劑加注裝置

通過改進(jìn)緩蝕劑分子結(jié)構(gòu)，引入巰基基團(tuán)，增強(qiáng)了緩蝕劑的吸附成膜性能，與國(guó)外同類產(chǎn)品相比緩蝕劑的膜持久時(shí)間由10 d提高到45 d。應(yīng)用了清管器預(yù)膜技術(shù)，解決了長(zhǎng)距離管線緩蝕劑均勻保護(hù)和殘余藥劑回收的技術(shù)難題。首次在四川龍崗高含硫氣田進(jìn)行了全流程管線整體應(yīng)用清管器預(yù)膜技術(shù)。圖6為長(zhǎng)效膜緩蝕劑分子結(jié)構(gòu)示意圖。

 

3.3.3.3 自主研發(fā)了高含硫氣田開發(fā)腐蝕監(jiān)測(cè)技術(shù)

自主開發(fā)建設(shè)了適用于高含硫氣田的數(shù)字化腐蝕監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了腐蝕控制可視化管理；自主研發(fā)了緩蝕劑殘余濃度分析、氫滲透測(cè)試和ER腐蝕監(jiān)測(cè)溫度補(bǔ)償技術(shù)，為高含硫氣田腐蝕控制提供了準(zhǔn)確的技術(shù)資料，將氣田的腐蝕速率從2.3 mm／a降到了0.1 mm／a，使材料的使用壽命延長(zhǎng)了20多倍，效果十分顯著。

3.4 自主研發(fā)了高壓高含硫天然氣大規(guī)模處理的凈化技術(shù)

3.4.1 發(fā)明了改良低溫克勞斯硫磺回收工藝

通過增加再生切換前的預(yù)冷步驟和再生前的冷凝去硫步驟進(jìn)行了流程創(chuàng)新，發(fā)明了改良低溫克勞斯硫磺回收工藝并形成了工藝設(shè)計(jì)包(圖7)，硫磺回收率由常規(guī)克勞斯工藝的92%提高到99.45%，高于國(guó)外同類工藝指標(biāo)。創(chuàng)新利用灼燒爐煙氣熱能作為再生熱源，回收熱能l l25 kW／a，已建成3套大型含硫天然氣凈化裝置。

 

3.4.2 自主研發(fā)了高含硫天然氣配方溶劑脫硫工藝

為了提高溶劑體系對(duì)有機(jī)硫的物理溶解能力，促進(jìn)有機(jī)硫的水解，用配方溶劑代替了單一的甲基二乙醇胺溶劑，有機(jī)硫脫除率由40%提高到85%，H2S脫除率超過了99.98%。首次在國(guó)內(nèi)測(cè)定了有機(jī)硫在脫硫溶液中的平衡溶解度，并建立了相應(yīng)的工藝計(jì)算模型，可為自主設(shè)計(jì)高含硫凈化裝置提供技術(shù)支持。

3.4.3 研發(fā)了系列硫磺回收催化劑

創(chuàng)新研制出克勞斯催化劑、尾氣加氫催化劑和其他特殊硫磺回收工藝用催化劑8種。催化劑的推廣應(yīng)用使裝置S02外排量由71.49 t／lO8 m3降到l8.36 t／lO8 m3，減排74%。目前國(guó)內(nèi)45套同類大型生產(chǎn)裝置均使用了該系列催化劑。

3.4.4 研發(fā)了天然氣凈化輔助技術(shù)，保證裝置平穩(wěn)運(yùn)行

研發(fā)了天然氣組成分析、硫化氫及有機(jī)硫分析等輔助技術(shù)，研制了3種國(guó)家一級(jí)標(biāo)準(zhǔn)物質(zhì)，建立了17項(xiàng)天然氣組分分析方法，皆成為國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)，為控制中國(guó)商品天然氣質(zhì)量、確保天然氣凈化裝置安全平穩(wěn)運(yùn)行提供了準(zhǔn)則。

3.5 創(chuàng)新建立高含硫氣田開發(fā)安全、清潔生產(chǎn)系列技術(shù)

3.5.1 創(chuàng)建了復(fù)雜地形及局地氣象條件下高含硫氣田開發(fā)環(huán)境影響評(píng)價(jià)、安全評(píng)價(jià)、定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)體系

首次針對(duì)含硫天然氣開發(fā)環(huán)境影響突出、準(zhǔn)確預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)難度大等技術(shù)瓶頸，通過現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試、風(fēng)洞模擬實(shí)驗(yàn)、多年跟蹤評(píng)價(jià)等手段，創(chuàng)新建立了一整套復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的大氣、地下水、生態(tài)等各環(huán)境要素影響預(yù)測(cè)評(píng)價(jià)技術(shù)體系，為高含硫氣田區(qū)域污染防治提供了依據(jù)。

自主研發(fā)了基于復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)方法和軟件，使丘陵及中、低山地帶的評(píng)價(jià)精度超過了50%，在國(guó)內(nèi)首次實(shí)現(xiàn)將三維擴(kuò)散模擬結(jié)果應(yīng)用到定量風(fēng)險(xiǎn)計(jì)算，為復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的安全防護(hù)距離及應(yīng)急計(jì)劃區(qū)確定提供了科學(xué)依據(jù)，從源頭實(shí)現(xiàn)了氣田安全生產(chǎn)。

3.5.2 研發(fā)了鉆井固體廢棄物資源化利用技術(shù)

自主研發(fā)了適合高含硫氣田鉆井廢泥漿的固化劑“泥漿復(fù)合膠粘劑”，研發(fā)了廢泥漿制免燒磚工藝和制磚裝置。免燒磚的磚體強(qiáng)度達(dá)到MU10標(biāo)準(zhǔn)磚的強(qiáng)度，浸泡水質(zhì)滿足環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)要求，實(shí)現(xiàn)了廢棄物的資源化利用。

3.5.3 創(chuàng)建了高含硫氣田開發(fā)事故應(yīng)急保障系統(tǒng)

創(chuàng)新應(yīng)用GIS技術(shù)、無線通信技術(shù)、三維復(fù)雜地形的H2S(S02)擴(kuò)散數(shù)字模擬技術(shù)、定量風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)技術(shù)、MM5中尺度氣象模擬技術(shù)等，配置了消防中心、搶維修中心、安全庇護(hù)所、環(huán)境應(yīng)急監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、應(yīng)急報(bào)警系統(tǒng)、自動(dòng)氣象站等，建立了三維地理信息應(yīng)急系統(tǒng)管理平臺(tái)，具備事故狀態(tài)下現(xiàn)場(chǎng)氣象參數(shù)、有毒污染物影響范圍、影響人口分布、應(yīng)急資源等綜合數(shù)據(jù)調(diào)配功能，為事故發(fā)生后的快速高效響應(yīng)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)急指揮決策提供了支持，該技術(shù)在四川龍崗氣田已建成并投入使用。

相關(guān)技術(shù)成果與國(guó)內(nèi)外同類技術(shù)的對(duì)比情況如表2所示。

表 2

 

4 結(jié)論及建議

1)上述研究攻關(guān)成果由中國(guó)石油西南油氣田公司統(tǒng)一協(xié)調(diào)、組織了專人進(jìn)行項(xiàng)目推廣，開展了規(guī)?；I(yè)應(yīng)用，建成了中國(guó)首個(gè)高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗(yàn)基地，建設(shè)了國(guó)家重大科技專項(xiàng)——四川龍崗地區(qū)大型碳酸鹽巖氣藏開發(fā)示范工程區(qū)，已在四川盆地建成了處理含硫天然氣150×108 m3／a和回收硫磺29×104 t／a的產(chǎn)能，同時(shí)在海外土庫(kù)曼斯坦阿姆河高含硫氣

田推廣應(yīng)用，為“西氣東輸”二線工程提供了資源保障，近3年來已累計(jì)開采含硫天然氣322×108 m3，回收硫磺74×104 t，實(shí)現(xiàn)了資源綜合利用，新增利稅88億元。所采天然氣折算替代原煤5 990×104 t，二氧化碳減排9 365×104 t，二氧化硫減排148×104 t，在保證能源供應(yīng)、促進(jìn)循環(huán)經(jīng)濟(jì)發(fā)展與清潔生產(chǎn)方面取得了巨大效益。

2)2012年2月，中國(guó)石油西南油氣田公司組織完成的《大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)》獲國(guó)家科技進(jìn)步二等獎(jiǎng)，這是中國(guó)在高含硫氣藏開采領(lǐng)域授予的第一個(gè)也是目前唯一1個(gè)國(guó)家科技獎(jiǎng)勵(lì)。該成果為清潔安全開采已探明的約1×1012 m3高含硫氣藏提供了技術(shù)保障，使中國(guó)進(jìn)入了擁有該技術(shù)的國(guó)際先進(jìn)行列，具備了參與國(guó)際競(jìng)爭(zhēng)的實(shí)力，技術(shù)應(yīng)用前景廣闊。

3)在取得進(jìn)步的同時(shí)也還應(yīng)當(dāng)清醒地看到中國(guó)高含硫氣田開發(fā)的總體技術(shù)水平與國(guó)外還有一定差距，表現(xiàn)在高含硫氣田開采技術(shù)的整體性、系統(tǒng)性和配套性不夠，核心競(jìng)爭(zhēng)力和原始創(chuàng)新能力有待提高，基礎(chǔ)理論和實(shí)驗(yàn)技術(shù)能力有待進(jìn)一步提升，部分關(guān)鍵設(shè)備、工具及材料還依賴引進(jìn)，高含硫氣藏開采系列規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)體系有待建立和完善，相關(guān)技術(shù)工程化應(yīng)用初獲成功仍需持續(xù)跟蹤評(píng)價(jià)。

4)為了加快高含硫氣田安全開采技術(shù)的進(jìn)一步完善和配套，建議在現(xiàn)有成果的基礎(chǔ)上，依托已建成的中國(guó)石油高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗(yàn)基地，整合國(guó)內(nèi)本領(lǐng)域的優(yōu)勢(shì)學(xué)科和研究力量，在四川盆地盡快建成國(guó)家層面的技術(shù)研發(fā)和工程應(yīng)用平臺(tái)，并使之成為高含硫氣田開采領(lǐng)域核心技術(shù)的創(chuàng)新基地，促進(jìn)本領(lǐng)域自主創(chuàng)新能力的提升。同時(shí)，通過市場(chǎng)機(jī)制實(shí)現(xiàn)技術(shù)轉(zhuǎn)移和擴(kuò)散，提供成熟的工藝技術(shù)及其產(chǎn)品裝備，實(shí)現(xiàn)開采技術(shù)工程化和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用示范，增強(qiáng)產(chǎn)業(yè)核心競(jìng)爭(zhēng)能力和發(fā)展后勁，推動(dòng)天然氣工業(yè)快速發(fā)展。

 

參考文獻(xiàn)

[1] 何生厚.高含硫化氫和二氧化碳天然氣田開發(fā)工程技術(shù)[M].北京：中國(guó)石化出版社，2008.

 

本文作者：常宏崗 熊鋼

作者單位：中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣研究院中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗(yàn)基地