高含硫气田开采安全技术

高含硫气田开采安全技术一、绪论含硫气田是指产出的天然气中含有硫化氢以及硫醇、硫醚等有机物的气田。

硫化氢含量在2%～70%为高含硫化氢气田[1]。

世界上已发现了400多个具有商业价值的含硫化氢气田[1,2]。

而目前我国含硫气田(含硫2%～4% )气产量占全国气产量的60%。

四川、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木和准噶尔等盆地相继发现了含硫化氢天然气[1,3-10]。

硫化氢含有剧毒[10],对人员有一定的危害。

随着天然气勘探力度的不断加大,油气钻井的难度不断增加,含硫天然气田的开采变得格外重要，现已成为我国天然气开发的一个重要方向。

因此，对于高含硫气田开采过程的安全分析和安全管理变得格外重要。

文章通过对高含硫气田开采过程进行分析，从人机物法环角度，提出安全管理的要求，并对易发情况提出应对措施。

二、我国高含硫气田概况1. 我国高含硫气田基本情况天然气属于清洁能源，大力发展天然气工业是中国重大能源战略决策。

中国高含硫天然气资源丰富，开发潜力巨大。

截至2011年，中国累计探明高含硫天然气储量约123110m ∧⨯，其中90%都集中在四川盆地[11]。

从20世纪50年代至2000年，中国石油天然气集团公司己在四川盆地开发动用高含硫天然气831402.510m ∧⨯，2000年后随着川东北地区下三叠统飞仙关组气藏和龙岗二、三叠系礁滩气藏的探明，更是迎来了高含硫天然气开采高峰（表1）[12]。

随着海相天然气资源勘探力度的加大，中国高含硫天然气探明储量将进入快速增长期，为进一步加快高含硫气田开采奠定了资源基础。

除天然气外，硫磺也是高含硫气田所蕴藏的宝贵资源。

因此，安全、经济、高效地开采天然气并将有毒硫化氢转化为硫磺，对优化能源结构和节能减排意义重大。

表1 四川盆地主要的高含硫气田统计表2. 高含硫气藏划分标准高含硫气藏开发的先导性试验从20世纪60年代开始进行（试验井是卧龙河气田的卧63井，其2H S 含量3419.490/g m ），对2H S 含量达到多少才称为高含硫气藏，概念比较模糊。

1995年，中国石油天然气总公司发布了SY/T6168-1995“气藏分类”，对高含硫气藏定义做出明确规定（见表2）。

表2 含硫化氢气藏分类参照SY/T6168-1995划分标准,目前投产的高含硫气井主要分布在西南油气田分公司所辖的重庆气矿（有38口井）、川东北气矿及罗家寨气田等，主要产层为长兴、飞仙关、嘉陵江。

气井腐蚀流体含量较高，其中2H S 含量34.62～491.4903/g m ,CO2含量0.145～222.103/g m 。

三、高含硫气田开采的难点中国高含硫气田普遍具有气藏埋藏深、地质条件复杂、压力高、含水、多位于人口稠密地的特点，资源开采而临腐蚀性强、成本高、毒性大、事故后果严重等难点。

1. 地质特征复杂中国高含硫气藏多为深层、高温、高压气藏，气藏非均质性强，常伴有地层水。

目前己经发现的高含硫气藏最大埋深为7 000 m ，最大原始地层压力超过80MPa ，气藏最高温度175℃，硫化氢最高含量超过3200/g m 。

高含硫气藏储层类型复杂，常常包含裂缝一孔洞、裂缝一孔隙、孔隙型以及边、底水活跃型储层。

2. 含硫天然气田开采投资大、评价要求高与大型高含硫气藏开采配套建设的天然气净化厂、集输管网投资大，建设工程量大，难于沿用常规气藏逐步完善产能建设的开发模式，因此在开发时对作业的安全和管材的性能都有更高的要求，在开发同等储量和产量时，高含硫气田需要更高的投资和管理费用。

并且，一次性规模化建设投产的开采方案对气藏早期描述、产能快速评价等开采早期评价技术提出了更高要求。

3. 开采工程技术难度大高含硫气藏含有硫化氢、二氧化碳和有机硫，其开采工程技术更为复杂。

高含硫气藏的安全清洁高效开发对完井技术、井筒工艺及工具材质、压裂酸化液体系和增产改造工艺技术都提出了更高要求，同时，集输过程必须解决腐蚀监测与控制的难题，净化工艺必须满足大规模天然气处理和严格的污染物排放标准要求，安全环保方而必须实现气田水、硫化氢的零排放。

4. 高含硫气田硫化氢腐蚀严重[13]，环境与安全风险高高含硫气藏多位于多山、多静风、人居稠密地区。

根据四川已开发气田的统计分析表明,含硫气井的腐蚀问题是非常严重的，严重影响气田的正常生产和开发期限，并影响着气田的采收率。

硫化氢的存在会腐蚀气田的生产设备、施工设备（如完井和注入管线的材料等）和运输系统。

高含硫天然气腐蚀性强，所含硫化物毒性大，钻完井、地而集输、天然气净化等生产环节一旦出现问题将造成严重的环境与安全事故。

测试期间施工人员可能会有头晕、恶心等症状，严重时甚至会导致死亡，如2003年的“1223”事故死亡了二百余人。

5. 高含硫气田硫沉积严重硫化氢气体中的硫元素在开发时会析出形成硫沉积，堵塞地层，使产量降低，采收率降低。

在国内外，不管是高含硫，还是低含硫气田，在含硫气田的开发过程中都会出现硫堵现象。

因此硫沉积的研究对含硫气藏的开发至关重要，硫的沉积会减小地层孔隙度、降低地层渗透率（图1），影响气井产能。

气井产能随元素硫沉积量的增大而降低，下降程度则由气相相对渗透率决定。

当采气速度较大时，气体对硫磺的携带能力大，可将硫磺的固体小颗粒带出，从而减少了硫磺的沉积。

因此在高含硫气田的开发过程中，为了防止硫沉积，要适当地采用高速开采的方式进行开发。

图1 地层固体沉积对渗透率伤害影响实验分析曲线目前对硫沉积的研究还处于探索阶段，因此急需加强对硫沉积机理研究，尽快解决硫沉积问题。

6. 易形成水合物堵塞管线高含硫天然气中含有大量硫化氢，它的天然气水合物形成的温度比较高，易形成天然气水合物，特别是在高硫化氢浓度、高压条件下。

在天然气的生产和储运过程中，气体通过的设备在环境温度较低时易发生冰堵，造成气田生产油管及输送管线的堵塞，给气田的开发造成相当大的困难，影响气田正常生产。

四、高含硫气田安全开采1. 投产前的准备H S对设备、装置的腐蚀要明显大于普通含硫气井，在开高含硫天然气井开采中，2采和生产管理过程中存在的风险也大于普通含硫气井。

开采和生产管理不善，将会直接对人员和环境、设备造成严重的损伤和破坏。

高含硫天然气还可能析出单质硫，并降低天然气水合物生成温度，堵塞井口或管道，影响气井的正常开采。

因此，制定合理的开采方案和科学的管理制度来保障高含硫气井的正常开采和生产十分重要。

（1）对上、下游管线及设备预评价，确保设备等本质安全。

在部分高含硫气井的开采中，高含硫天然气需要进入原有的天然气矿场集输管网。

因此，对原建装置、设备及管线进行高含硫情况下的抗硫能力的预评价相当重要。

高含硫天然气进入原有的矿场集输系统，与一般含硫量的天然气混合后，天然气中的2H S 含量会降低，对设备、装置、管线的腐蚀也将会减弱。

因此首先应该计算下游各节点处天然气中2H S 的含量，然后再对2H S 含量高的地方（设备、管线、阀门等）进行相应的抗硫能力评价，防止在以后的生产过程中出现由于装置、设备、管线等的本质不安全引起的2H S 破坏。

（2）加强地企合作与联动，使周边群众和政府高度重视高含硫气井的井口、设备和其他生产装置发生故障，使天然气大量泄漏时，周围空气中H2S 浓度会很高，对周围环境和人身安全造成严重危害。

为了降低这种风险，需要从以下几个方面开展工作。

①高含硫气井开采中的应急救援工作需要与地方政府加强沟通和协调，让地方政府积极参与到应急救援预案的编制、演练和实施工作中，确保预案的响应及时，针对性强，确保周遍群众的安全。

②对周遍群众的安全知识宣传和应急技能培训工作。

对周边群众进行与2H S 人体急性中毒有关的安全知识宣传，可以降低事故危害作用程度，并使群众了解和支持紧急救援工作。

③高含硫气井投产过程中地方政府单位的保驾护航。

空气中2H S 浓度很高时可使人在数分钟内死亡；天然气又具有可燃性，能与空气混合成可着火爆炸的气体混合物。

为使事故发生后能得到及时的控制，除了在技术和装备上做考虑以外，需要地方公安、消防、医疗等相关部门配合，将医疗抢险队伍、消防设施配置到现场。

（3）对相关的装置、管线、设备进行敏感性试验。

高含硫集气管线所有焊口应进行100%硬度检测、焊前预热和焊后热处理。

为避免站场工艺设备和天然气输送管线等在2H S 的作用下发生开裂，高含硫气井投产前应对站场工艺设备和天然气输送管线进行72h 的敏感性试验。

在试验过程中，定时检测和记录各相关点压力等数据，同时派专人佩带空气呼吸器在放空区、管线沿线进行巡逻，一旦发现异常情况，应立即采取相应措施。

2. 高含硫气田的安全措施（1）在企业制度建设方面，要不断完善企业法规体系，增强其可操作性；加大对违规行为的处罚力度，若有人违反规定，从严处罚，减少事故发生；强化责任追究机制，加大对行为人的责任追究力度。

对于违规的主要负责人，进行处罚，造成严重后果的，要移交国家机关依法追究责任。

（2）在开发高含硫气田时，必须重视“HSE”，加强监测，防止硫化氢中毒等安全问题。

在含硫环境中操作时，需要首先解决的问题就是对H S进行监测，确定在工作区2域内是否有H S存在，有多高浓度，使操作人员确定要采取什么样的防护措施。

2（3）加强对硫化氢腐蚀防治的研究。

目前含硫气田均采用了耐腐蚀合金钢作为设备的基本材质，加注缓蚀剂、增加PH值、确定合理的采气速度、用电化学方法来防止硫化氢腐蚀。

此外，还必须加强对高含硫化氢气井的监测。

（4）加强对硫沉积预测及防止技术的研究。

目前国内外对于防止硫沉积主要采取的是控制采气速度，减少硫沉积。

但是对于硫沉积机理及根据机理研究防治的技术还处于起步阶段，因此应该加强这方面的工作。

（5）深化研究防治水合物方法。

目前国内外在处理和解决井下和井口附近高含硫气田水合物堵塞问题时主要有两种主要的处理方法：一种是将适量的溶剂（热油溶剂）连续泵入井内油管和环行空间，然后用井口双通节流加热器加热防止水合物生成。

另外一种是下双油管，注热油循环防止水合物生成。

对于集输管线内的水合物堵塞问题，在寒冷地区采用水套炉间接加热保温、热水管线跟踪伴热、连续向天然气中加注甲醇和乙二醇等防冻剂、脱水等方法来防止水合物形成。

H S废气的方法很多，（6）加强对脱硫回收硫磺技术的研究。

目前，国内外处理2依其弱酸性和强还原性进行脱硫可分为干法和湿法。

但具体的方法应根据废气的来源、性质及实际情况而定。

总的来说我国采用的脱硫技术主要靠引进国外的先进技术，自主研发较少，脱硫成本高。

因此应该加强对高含硫气体脱硫技术的研究，形成具有自主知识产权、国际领先的脱硫技术，减少脱硫成本，增加硫资源利用率。

3. 高含硫气井生产管理要求（1）设备、管道的定期检测。

应用测厚和腐蚀检测系统，对设备、管线进行连续H S对设和定期检测，特别是流速高、易积水、应力集中严重的部位应重点检测，掌握2备、管线的腐蚀状况。