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普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术【摘要】普光气田天然气含有大量的酸性气体，在天然气管道传输的过程中，会对集输管道系统产生严重的腐蚀效果。
由于集输管道线路长、沿线地形复杂、人口密度高，一旦出现天然气泄漏现象，会对沿线居民的生命财产安全造成严重的威胁。
所以，对普光气田集输管道腐蚀风险进行评估，分析风险产生的原因以及可能危害，采取相应的措施控制集输管道系统腐蚀状况是保障普光气田安全生产的需要，同时也是保证管道沿线居民生命财产安全的需要。
【关键词】普光气田高含硫天然气集输管道风险控制加强普光气田集输管道腐蚀风险评估，采取切实有效的控制防范集输，是保证气田安全生产的需要。
在能源供给日益紧张的今天，加强气田安全方面的工作，对保证能源供给，促进社会经济发展具有重要意义。
1 管道腐蚀原因分析普光高含硫气田集输管道腐蚀的产生主要受土壤成分、管道材质和输送对象三方面的影响。
1.1 土壤成分分析土壤是由不同性质的固体、液体、气体三者混合而成的，由于其中存在着水分和各种盐类，导致土壤机油电解质溶液的特性，从而使得土壤机油一定的腐蚀性。
由于各个地区的土壤结构都不相同，所以腐蚀性的强弱也存在着差异。
影响土壤腐蚀性的因素有土壤电阻率、含水量和含盐量。
土壤电阻率越低，对管道产生的腐蚀性就越大。
含水量的变化，也会引起土壤腐蚀性强弱的变化。
另外，土壤中盐分的含量、盐分类别、温度、微生物等也会对土壤的腐蚀性产生一定的影响。
1.2 输送对象的影响在采用管道进行天然气的传输过程中，天然气中析出的饱和水、酸性物质含量以及输送压力三者之间互相的化学作用，会对输送管道产生一定的腐蚀作用。
因为受压力、温度等因素影响，天然气成分具有一定的不稳定性，硫、氯、氢、氧各种物质间会产生一定的化学反应，从而生成具有腐蚀性的物质，破坏管道内壁结构，降低管道的使用寿命。
1.3 管道的材质管道的材质也会影响到普光高硫气田集输管道的耐腐蚀性，材质的化学构造、制造工艺等都会影响到管道对酸性腐蚀物的抗性。
普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估与控制技术摘要：在普光高含硫气田集输管道系统中，腐蚀是一个常见的问题。
高含硫气田的气体中可能含有硫化氢（H2S）等腐蚀性物质，这会对管道材料造成腐蚀和损害。
高含硫气田中的气体含有硫化氢等腐蚀性物质。
这些物质在存在水分的情况下会形成硫酸，从而引发腐蚀。
因此，管道系统设计时需要考虑气体成分以及合适的材料选择。
水分是引发腐蚀的关键因素之一。
在管道系统中，水分可以来自天然气中的水蒸气、环境湿度、管道泄漏等。
控制水分的进入和保持适当的湿度水平是减少腐蚀的重要措施。
及时监测和检测管道腐蚀情况可以帮助发现问题并采取相应的措施。
常用的腐蚀监测方法包括超声波测厚、阴极保护、电化学腐蚀监测等。
通过定期检测和评估管道的腐蚀状况，可以及时采取维修或替换措施，以防止腐蚀进一步扩展。
针对普光高含硫气田集输管道系统腐蚀问题，采取适当的材料选择、表面涂层和防护措施、监测和检测以及安全操作和维护管理等措施，可以有效地减少腐蚀带来的风险和损害，确保管道系统的安全可靠运行关键词：普光高含硫气田；集输管道；腐蚀风险评估；控制技术1普光高含硫气田集输管道腐蚀风险评估1.1收集相关数据收集气田的地质、气体成分、操作条件等相关数据。
这些数据包括气体中的硫化氢含量、水含量、温度、压力以及管道材料和设计参数等。
1.2确定腐蚀机理根据收集到的数据和了解的管道系统情况，确定可能导致腐蚀的机理。
这可能涉及气体成分与管道材料的相互作用、水分和湿度对腐蚀的影响等。
1.3评估腐蚀风险1.3.1确定腐蚀速率根据气体成分和管道材料的相容性，推断腐蚀速率。
这可以通过文献调研、实验数据和经验公式等方法进行估算。
1.3.2分析腐蚀影响评估腐蚀可能对管道系统的影响，如管道壁厚减薄、材料强度降低、管道泄漏等。
这可以根据管道设计和操作要求进行定量分析。
1.3.3判断腐蚀风险等级根据评估结果，将腐蚀风险分为不同级别，例如低、中、高或类似的分类，以帮助确定应对措施的优先级。
作者简介：何生厚，现任中国石油化工股份有限公司副总工程师，“川气东送”建设工程指挥部常务副指挥。
地址：（１０００２９）北京市朝阳区惠新东街甲六号。
电话：（０１０）６４９９８２１１。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｈｓｈ＠ｓｉｎｏｐｅｃ．ｃｏｍ．ｃｎ普光高含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２气田开发技术难题及对策何生厚（中国石油化工股份有限公司） 何生厚．普光高含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２气田开发技术难题及对策．天然气工业，２００８，２８（４）：８２‐８５． 摘 要 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３００～４００ｍ，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。
主题词 硫化氢 二氧化碳 气田开发 技术 策略一、引 言 川东北地区天然气资源十分丰富，是中石油和中石化两大石油集团天然气勘探开发的重要地区。
目前已探明的高含硫气田（Ｈ２Ｓ含量大于５％）主要分布在川东北地区海相碳酸盐岩地层，中国石化已探明的普光大型气田和毛坝、大湾等含气构造，累计探明储量超过３０００×１０８ｍ３。
预计到２０１０年，仅中国石化在普光地区探明储量累计将达５０００×１０８ｍ３，展示了巨大的资源前景。
目前，国内尚无高含Ｈ２Ｓ、ＣＯ２气田成熟的开发配套技术和经验，使这类储量至今还未开发动用，未发挥其在国民经济建设中的重要作用。
普光高含硫气田安全高效开发十年稳产创新发展与实践普光高含硫气田是我国重要的能源资源之一，为了安全高效地开发这一气田并保持稳定的产量，需要不断进行创新发展与实践。
经过十年的努力，普光高含硫气田已经取得了一定的成绩，但同时也面临着不少挑战。
本文将从普光高含硫气田的开发现状、安全高效开发的实践经验和创新发展方向三个方面进行分析和论述。
一、普光高含硫气田的开发现状普光高含硫气田位于我国西部地区，地质条件复杂，气田含硫量较高，开发难度较大。
由于其蕴藏丰富，成本较低，对我国的能源供应具有重要意义，因此吸引了众多能源公司的关注和开发投入。
目前，普光高含硫气田已经进入了稳产期，每年产出的天然气量较大，但由于地质条件和气田特性的限制，实现安全和高效开发面临着一系列的挑战。
二、安全高效开发的实践经验1. 技术创新在普光高含硫气田的开发中，技术创新是确保安全高效开发的关键。
研发出适用于高含硫气田的钻井、开采和处理技术，能够有效提高气田开发的效率和安全性。
通过持续不断的技术创新，普光高含硫气田已经实现了部分智能化生产管理，并且在地质勘探、井下作业等领域良好运用。
通过实施智能化作业，普光高含硫气田提高了生产效率，减少了安全事故的发生。
2. 安全管理在实践中，普光高含硫气田注重安全管理，建立了健全的安全生产管理体系。
加强了对现场人员的安全教育和培训，确保现场作业人员了解和掌握高含硫气田的特点和危险因素，并能够及时有效地应对突发事件。
通过实施严格的作业规程和举办安全应急演练，提高了现场作业人员的应急处置能力，减少了事故的发生。
3. 环境保护普光高含硫气田的开发与环境保护工作同样重要。
通过实施环保技术和措施，减少了气田开发对环境的影响，确保了气田开发的可持续性。
采用现代化的环保设备和技术，实施严格的环保监测，减少了气田开发对周边环境的影响。
三、创新发展方向1. 加强智能化管理智能化管理是气田开发的未来发展方向之一。
通过引入先进的信息化技术和设备，实现气田的智能化运营，提高气田开发的效率和安全性。
普光气田高含H2S天然气中硫含量及临界析出压力测定彭松;姜贻伟;宿亚仙;姜淑霞;刘建仪【摘要】普光气田高含H2 S天然气中的单质硫含量及临界析出压力是研究硫沉积问题首先要获取的两项关键参数,为此,基于气相色谱定量测定方法(外标标准曲线法),利用从普光104-1井取得的井下气样、DMDS-DMA高效溶硫剂及气相色谱—质谱联用仪等样品和仪器,首次测定出普光气田高含H2S天然气中的硫含量为0.78 g/m3(每标准立方米气样中的硫含量),处于未饱和状态;进一步结合测定的不同压力下气样中硫的饱和含量变化曲线确定出临界析出压力为30.5 MPa;对比气田目前地层压力认为地层中尚未发生硫析出和沉积现象.【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2018(040)004【总页数】5页(P573-576,582)【关键词】高含H2S天然气;单质硫含量;临界析出压力;气相色谱—质谱联用仪;普光气田【作者】彭松;姜贻伟;宿亚仙;姜淑霞;刘建仪【作者单位】中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南濮阳 457001;中国石化中原油田分公司普光分公司,四川达州 635000;中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南濮阳 457001;中国石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南濮阳 457001;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE135普光气田是我国迄今为止已投入开发的最大规模的海相整装高含H2S气田[1-2]。
根据国外同类气田开发实践，初始条件下高含H2S天然气中通常溶解有单质硫，随着开发过程中地层压力下降，当天然气中溶解的单质硫达到饱和状态后便会析出，其中部分析出的硫会在储层中沉积，伤害储层渗流能力、危害气井产能和气藏开发效果[3-12]。
为了减小硫沉积对普光气田开发的影响，亟待摸清该气田的硫沉积规律和制定有效的控硫对策。
要明确普光气田的硫沉积规律，首要工作是确定两项关键参数——高含H2S天然气中单质硫含量及临界析出压力，它们是分析单质硫析出时机及沉积量的重要依据。
普光高含硫气田安全高效开发十年稳产创新发展与实践普光高含硫气田是全球著名的高含硫气田之一，年产气量超过百亿立方米。
由于气田内含有大量的硫化氢(H2S)，气田的开发和生产极具挑战性。
为了安全、高效地开发这一气田，公司开展了一系列技术创新和实践工作，成果显著，已经成功稳产十年。
一、注氧氧化硫化氢技术的实践在普光气田开发初期，气井内存在着大量的硫化氢，该气体具有强烈的毒性和腐蚀性，引发了人们的高度警惕。
为了解决这一问题，公司采用了注氧氧化技术，在气井井口注入空气，将硫化氢氧化成固体硫。
该技术解决了气井稳定供气和高效利用含硫气的问题，有效保障了气田的正常生产。
同时，该技术收集到的固体硫可以制取亚硫酸钠，使其得到了更好的综合利用。
二、氢化脱碳技术的应用氢化脱碳技术是将含硫废气通过加氢反应，使其转化为氢气和二氧化碳，再通过碳酸钠吸收，从而使硫化氢得到全面净化的技术。
该技术具有高效、安全、环保等优点，在普光气田的应用可以将含硫废气得到全面净化，保证环境的清洁和健康。
同时，该技术可产生高纯度的氢气，为普光气田的后续利用提供了重要的资源来源。
三、装备自动化升级的实践为了提高气田生产效率和安全性，公司通过升级装备自动化的手段来优化生产流程、提高生产效率，并减少人为因素造成的事故隐患。
以控制系统和监控系统为例，通过引入智能化技术和自动化控制系统，实现了信息的实时采集、监测和预警，有效提升了气田的监控和控制能力，减少了生产事故发生的可能性。
总之，随着十年的发展，普光高含硫气田已经成为了安全高效的气田开发典范。
技术创新和实践工作为气田的开发和生产提供了强有力的支撑和保障，为公司实现可持续发展奠定了坚实的基础。
国内外的卡洛琳、拉克、罗家寨等高含硫气藏开发实践表地层水总摩尔数计算式为：明，尽管不同气藏的H S含量不同，但随着开采进行，井口气的2（1）H S组分含量都有不同程度的上升。
而H S含量地不断上升，对2283式中：S -原始含水饱和度，%；V -总孔隙体积，10 m 。
Wi i 管道设备的防腐及气田生产的安全管控都提出了更大挑战。
因在含硫气田开发过程中，地层温度基本不变，因而气体在此，准确掌握气田H S含量上升的机理及规律，研究不同开发阶2水中的溶解度只随压力变化而变化。
H S和CH 在水中的溶解度24段气田H S含量变化规律，准确预测H S含量，对于保障气田安22函数分别为m(p)和m(p)。
H2S CH4[3-4]全平稳生产有着重要意义。
假设在地层压力为p时，边底水侵入量为ω，那么当地层压1 组分变化原因分析力从原始地层压力p 下降至某一压力p时，从束缚水和侵入水中 i 原始地层条件下，天然气中组分相对稳定，但随着气田开析出H S和CH 气体的摩尔数分别为：24发进行，地层压力下降，边底水侵入气藏，地层水中溶解的[5-7]H S不断析出，导致井口气H S含量增加。
22（2）[8]通过物理模拟研究，1倍水体衰竭时，天然气中硫化氢含 （3）量逐渐增加，由14.89%上升到18.35%；而无水体衰竭时，天然，加上水体气中硫化氢含量变化不大（如图1所示）。
这进一步论证了硫化2中析出气体可知目前地下实际地质储量为：氢含量上升的主要原因是溶解于地层水中H S析出。
2 （4）根据目前的采气量也可知采出H S和CH 分别为G 和G 。
24H2S CH424那么，目前气藏内H S和CH 体积分数分别可以表示为：（5） （6）3 现场应用图1 无水体衰竭和1倍水体衰竭硫化氢含量对比国内川东北某高含硫气藏目前生产气井取样化验结果与数2 组分变化数学模型推导学模型预测相比，可得计算目前地层压力（34.6 MPa）下H S和2设定地层条件下H S的原始体积百分含量为y ，天然气地2H2S CH 计算的体积百分含量分别为15.28%和72.35%（气藏中CO 气42质储量为Gi，H S的地质储量为y Gi。
气田水中硫化物控制指标及处理措施分析摘要：文章结合气田的基本情况，对气田水中硫化物的相应内容进行分析，确保实际工作中，能够做硫化物控制指标处理措施进行合理分析，进而满足气田水中硫化物能够得到合理分析，确保经过分析后，硫化物能够得到合理控制，进而满足气田的发展需求，实现气田的稳定健康发展。
关键词：气田水；硫化物；控制指标；处理措施气田水中硫化物会影响气田开采效果，不利气田的稳定健康发展。
为了满足气田健康发展，需对气田水中硫化物进行控制，确保硫化物能够得到合理分析，还要对硫化物控制指标进行分析，硫化物的控制指标的严格控制，并且还要实现对其的有效处理。
基于此，文章结合实际情况，对气田水中硫化物控制指标及处理措施进行分析，确保实际工作中，气田能够实现合理生产，进而满足气田的健康发展。
1.气田水中硫化物含量及处理现状在天然气开发中，尤其是气田开发后期，气田水可沿断层及构隙侵入气藏，当进入井底后，会使得气藏能力相应损失当进口压力降低，带水能力会相对变差，这种情况会导致气田出现减产或停产的情况。
同时还要进行排水采气，进而能够满足天然气生产的基本需求。
另外天然气田水中会给生产带来一定的影响。
这种情况也就会导致环境问题的出现。
而气田水本身还会受到水质波动的情况，这种情况下，会导致气田水波动相对较大，并且，有机物的硬度、矿化度等都会出现较高的情况，甚至还会有硫化物和油类等物质，进而导致气田水会影响环境的稳定和和谐。
同时气田水中还含有硫化物，因为硫化物的存在，会影响气田水的功能和作用。
工作期间气田水中会含有一定量H2S、CO2含量会呈现正相关的联系，同时，如果压力、温度等因素还会给气田带来影响，进而不利于气田的稳定生产。
所以，为了满足气田的工作需求，还要对气田水硫化物的含量进行研究，然后，再对硫化物含量进行控制，减少干扰因素给气田生产带来影响，确保气田的健康生产。
工作期间，气田中的硫化物一般会处于0-2500mg/L，有研究人员对其进行研究，发现气田水中，S2－的浓度会＜20mg/L，同时，中含硫为S2－的浓度介于20—50mg/L，高含硫的S2－的浓度处于的50—200mg/L，至于特高含硫，其的S2－的浓度＞200mg/L，参考这一标准，实现对相关内容的分析，发现高含硫的分界可以被调整为的100mg/L，其中硫化物的含量还会受到不同气田，不同区域的硫化物会出现含量的明显差异。
普光高含硫气田安全高效开发十年稳产创新发展与实践普光高含硫气田是我国西北地区的一个重要天然气资源开发区域，自1994年开始进行试采以来，已经经过了十年的稳产创新发展与实践，为该区域的经济发展做出了重要贡献。
在普光高含硫气田的开发中，安全始终是重中之重。
该气田的开发实际上是在复杂的气矿构造和高含硫气田的环境下进行的。
因此，在开发过程中必须引起高度关注，必须通过各种手段保证工人和设备的安全。
首先，要严格遵守各项规章制度，建立安全管理体系，加强职工培训，提高职工安全素质。
其次，要加强现场管理，落实岗位责任制，做好现场检查和巡视工作，及时排除安全隐患。
此外，聘请专业的安全监测机构，开展周密的安全评估和监测工作，及时掌握各项安全指标的动态。
这些措施的落实，有效地保障了职工和设备的安全，避免了安全事故的发生。
在高含硫气田的开发过程中，困扰着开发者最大的问题就是硫化氢的处理。
硫化氢是一种非常有毒的气体，在高含硫气田中含量极高，直接排放会带来极大的安全隐患。
因此，处理硫化氢是这个气田开发的重要问题。
针对这个问题，开发人员采用了多种方法，如采用CO2推驱、高效脱硫等技术处理硫化氢。
通过技术改进和不断创新，目前已经取得了重要突破，实现了硫化氢含量的有效控制，为后续的开发提供了有力的支撑。
除了安全和硫化氢处理问题之外，普光高含硫气田的开发还面临着诸多挑战。
其中最大的挑战就是气田的复杂地质特征和开采条件。
由于该气田的复杂性，多年来，开发人员不断进行技术创新和改进，不断探索合适的开采方法，逐步掌握了科学的开采规律，实现了高效的开发和稳产。
例如，在井间通过布置岩心实验井的方式，确定了合适的井间开发距离；在生产采气的过程中，加强了气液两相流体的管理，提高了采气效率；在进行长期的测试和试验的过程中，发现了高含硫气体在气田储层中的运移规律，为后续的优化开采提供了重要的参考。
总的来说，十年来，普光高含硫气田的开发取得了不俗的成绩。
普光气田地面集输系统硫沉积探讨摘要：含H2S天然气在生产和集输过程中,都有可能析出单质硫而引起硫元素的沉积,简称硫沉积。
近年来,随着高含硫气田的规模性开发,硫沉积已成为相关专家探究的重要课题。
中国石油化工集团公司在复杂的地理环境下,成功开发了普光高含H2S（H2S体积分数超过5%视为高含硫）和CO2气田,这是综合了诸多技术,在经历了大量的研究论证、国内外应用调研和技术合作基础上实现的,充分体现了中国石化严谨的科学开发理念,合理、有效、科学地解决了H2S腐蚀和环境安全等世界级难题,但硫沉积的预防与处理仍然有许多问题亟待解决。
关键词：硫沉积；集输系统；1硫沉积影响因素分析1.1内在因素众所周知,在温度和压力不变的条件下,酸气中H2S的摩尔分数对单质硫的形成及其在酸气中的溶解性影响最大。
H2S含量越高,酸气中单质硫形成和存在的可能性就越大。
集输系统中硫沉积发生的概率与原料酸气中各种成分的烃含量成正比。
多数高含H2S天然气重烃含量低,研究含有大量重烃成分的酸气混合物的硫沉积机理并不具有代表性。
来自加拿大的资料表明:重烃的大量存在可减低硫沉积的倾向性,使硫沉积不易发生;相反,不含或含有微量重烃的酸性天然气具有较强的硫沉积倾向。
由此得到一个很好的启示:游离或气体状态下的重烃对单质硫具有一定的“承载”或“携带”能力,对单质硫的析出及其在金属表面沉积抑制作用,甚至可以认为对单质硫具有一定的“溶解性”。
普光气田酸气高含H2S和CO2（摩尔分数分别为15%～18%和8%～10%）、不含重烃（C2+摩尔分数不大于0.12%）,属于贫酸气,因此,具有潜在的硫沉积倾向,应引起关注。
1.2外在因素较高的温度和压力以及流体发生节流是单质硫形成的有利条件,碰撞以及较低的流速和温度是单质硫沉淀积聚的有利条件。
实践证明:集输系统在酸气温度（压力）降低的地方是析出单质硫并引发硫沉积的潜在区域,这些地方分别是采气井筒油管、井口及其阀门、集气汇管、分离器、冷却（凝）器、弯头、三通、节流阀和其他存在压力（温度）变化的阀门后。
硫 酸 工 业2020年第6期·38·在250 ℃条件下，高温熔融后的硫磺与溶剂油反应2 h 后取出，冷却后磨成粉。
试样1~4外观见图4。
图4 250 ℃条件下试样1~4外观另外，在隔绝空气条件下，对试样1、2进行了150 ℃（稍高于硫磺熔点）高温熔融对比试验。
硫磺与溶剂油反应2 h 后取出，冷却后磨成粉。
试样1、2硫磺颜色无异常变化，均为亮黄色。
150 ℃条件下试样1、2外观见图5。
图5 150 ℃条件下试样1、2外观从试验结果可见，芳烃类溶剂油确实能造成硫磺颜色异常。
溶剂油与硫磺混合后，在废热锅炉（250 ℃左右）中能发生衍生反应，生成灰黑色物质，且溶剂油加入量越多，硫磺灰黑程度越深，分散度越强，硫磺成品强度越低；在一级冷凝器中（150 ℃左右），经同等时间的混合，二者几乎不会发生化学反应，硫磺外观颜色无明显差异。
由此推测导致硫磺颜色异常、品质下降的聚合有机硫是在废热锅炉内生成，而非在一级冷凝器中生成。
5 结论1）该厂两级克劳斯工艺硫磺回收装置硫磺产品颜色异常和品质下降的主要原因是酸性气带入外来杂质。
上游原料气中的芳烃类物质经吸收再生后进入酸性气，通过分流的方式进入较低温度的废热锅炉，与硫磺发生反应生成黑色聚合有机硫，使一级冷凝器出来的硫磺产品颜色发黑，固体硫磺易碎。
2）解决该异常情况的措施主要有3个方面：①强化上下游联动，避免原料气中夹带复杂气田化学药剂进入厂区，从源头上控制异常杂质；②优化脱硫装置操作，提高酸性气中硫化氢浓度，使硫磺回收装置可以采用直流法操作，通过高温分解重烃类物质避免其对硫磺的影响；③针对酸性气中硫化氢浓度较低的情况，可采用燃料气伴烧的方式，保证燃烧炉炉膛温度，降低分流比，缓解硫磺颜色异常和品质下降程度。
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作者： 彭鑫岭[1] 陈琳[2] 陶祖强[3] 赵谦[4] 马周[1]
作者机构： [1]中原油田普光分公司 [2]中原油田培训中心 [3]中原油团普光分公司 [4]中原油圈培训中心
出版物刊名： 人力资源管理
页码： 88-90页
年卷期： 2013年 第5期
主题词： 普光气田 硫化氢 职工 安全 技术 培训 考核 实践
摘要：四川盆地发现的普光、罗家寨、渡口河和铁山坡等气田天然气中硫化氢含量在7～18％之间。
硫化氢是仅次于氰化物的剧毒物，是极易致人死亡的有毒气体，危险性、危害性非常大。
国内、外高含硫化氢油气田在勘探开发过程中出现过多起恶性安全事故，分析原因不难发现，‘人’是安全生产第一要素。
对于高含硫化氢气田勘探开发，“安全生产”是硬道理，职工培训工作应该始终围绕“安全第一”这个中心开展。
普光高含硫化氢气田在我国首先实现了安全、高效投产，始终把职工培训作为确保安全生产的第一要务来抓是主要原因之一。
本文从高含硫化氢气田人力资源需求分析、培训原则、培训方式优选、培训与考核、培训效果评价等几方面介绍了普光气田职工培训情况。
高含硫天然气管道泄漏扩散探索摘要：普光高含硫气田管网中的天然气未经脱硫处理，一旦发生管道泄漏事故，管道中的硫化氢气体伴随着天然气喷出，将对周边群众的人身安全造成极大的危险，将对企业造成巨大的经济损失以及不良的社会影响。
目前，随着普光气田开发生产已经超过十年，在为国家、企业带来空前价值的同时，高含硫天然气管线及酸液管线的铺设长度也由之初的不足50公里增长到现在的200余公里，管线泄漏导致的硫化氢扩散这一不可忽视的安全问题愈加受到企业及地方政府的关注。
关键词：硫化氢、管道、泄漏目前有关危险性气体泄漏扩散的研究多集中在不考虑实际条件的理论模型与基本方程，得出的大多是理论结果，在大多数的文献中均提到危险性气体的泄漏扩散受泄漏源位置、泄漏速度、方向以及气象条件、风速等因素的影响。
并不完全符合普光特有的人文地貌、生产环境，此次研究的方向就是通过结合普光地貌特征结合高含硫天然气的危害，探索其泄漏后的扩散规律。
结合典型泄漏事故，对比分析风速、泄漏孔径以及泄漏时间对扩散危害区域的影响。
1 酸气管道泄漏的危害普光气田开采出的天然气在未经脱硫前，天然气中硫化氢平均含量高达15%，在从井口输往集气站、净化厂的过程中，一旦发生泄漏，将会造成重大的人员伤亡和经济损失，如若伴随着爆炸，其后果更加严重，通常天然气爆炸的破坏形式通常有直接的爆炸、冲击波的破坏和火灾三种：1.1直接的爆炸爆炸对周围设备、建筑和人的直接作用，它直接造成机械设备、容器和建筑的毁坏以及人员伤亡。
机械设备和建筑物碎片的飞出，会在相当范围内造成危险，碎片击中人体则可能造成伤亡。
1.2冲击波的破坏爆炸时产生的高温高压气体产物以极高的速度膨胀，像活塞一样挤压周围空气，把爆炸反应释放出的部分能量传递给这周围的空气层。
空气受到冲击而发生扰动，这种扰动在空气中的传播就称为冲击波。
冲击波可以在周围环境中的固体、液体、气体介质(如金属、建筑材料、岩石、水、空气等)中传播。
普光气田气样硫化氢含量变化
分析
普光气田位于四川盆地达县-宣汉地区，区域构造位于大巴山推覆带前缘褶断带与川中平缓褶皱带相接之间，面积1116.089km2，天然气资源量为8916×108m3是在我国南方迄今发现的储量规模最大的特大型整装海相气田。
其主力气层主要是下三叠统飞仙关组和上二叠统长兴组。
普光气田具有“四高一深”特点，即储量丰度高（42×108m3/Km2）、气藏压力高（55-57MPa）、硫化氢（H2S）含量高（14-18%）、二氧化碳（CO2）含量高（8.2%）、气藏埋藏深（4800-5800m），在高含硫气田开发过程中，产出气体硫化氢含量是影响气田开发方案的重要因素。
从以往国内外高含硫气田开发过程中气样分析结果发现，高含量气田气体硫化氢含量普遍随着开采时间的增加而增加，以加拿大卡洛林气田为例，该气田1992年正式开始投产，所产气体中H2S含量在30％左右，1993--1997年的定期取样分析发现，卡洛林气田各气井气体中H2S含量处于不断上升的趋势，且气田开发时间越长，H2S含量增加速度越快，此外在国内长庆气田下古生界含硫气井中H2S含量在投产前和投产后的对比情况，也证实了H2S含量在气田开发过程中逐渐上升（图1）。
目前普光气田已开发井的气样分析中也能看出H2S含量在逐步上升的势头（图2）。
要分析H2S含量上升的原因，首先从气藏中H2S形成的原因着手。
H2S分有机成因和无机成因两大类，无机成因H2S与火山活动有关，是来自地球深处，但至今没有发现由其形成的气藏，有机H2S成因又分为生物成因和非生物成因。
生物成因主要是硫酸盐还原菌利用各种有机质（C和∑CH表示）作为给氢体来还原硫酸盐。
可用以下反应式概括：
v∑CH[或C]＋CaSO4→CaO3＋H2S+H2O
但由于硫化氢的高毒性，这一成因对H2S含量影响甚微。
非生物成因主要有两个方面，首先是高温还原成因，主要是
硫酸盐在烃类（以∑CH表示，即油气）或有机物（以C表示）参与下的高温还原而成，其形成可由以下反应式概括：2C+CaSO4＋H2O→CaCO3+H2S+CO2
∑CH+CaSO4→CaCO3＋H2S＋H2O
这一成因会使得硫化氢在天然气中含量比较高，被认为是目前高含硫气田中硫化氢形成的主要原因。
另一个非生物成因是裂解成因，主要是石油与干酪根在高温裂解形成的硫化氢。
石油与凝析油过热气化形成气体组合是4CO2•46CH4•N2•H2S＋痕量氢，因此裂解成因天然气中硫化氢含量一般不高。
普光气田天然气属晚期裂解干气，这种干气以甲烷为主，干燥系数基本上都在O.99以上；富含非烃气体，CO2和H2S平均含量分别达5．32％和11．95％；甲烷碳同住素较重。
值大多集中在-29‰～-34‰范围，表明热演化程度很高，在成因类型上属油型气。
这些天然气主要源于古油藏原油的高温裂解作用，还有部分气来自烃源岩。
比较上述硫化氢形成的几种原因，普光气田气源中高含硫化氢可以认为是由于上述硫酸盐热化学还原作用所致。
气田所在的宣汉一达县地区地处上扬子地台东北部川东高褶背斜带，北为大巴山弧形褶皱带，西侧以华蓥山断裂为界与川中平缓褶皱带相接。
该构造带在地质地貌上呈一向北西突出的弧形展布，主要由一系列轴面倾向南东或北西的背、向斜及与之平行的断裂组成。
该区经历了燕山期及早、晚喜马拉雅期3期构造变
形，主要形成北北东、北西向构造，总的特点是褶皱强烈，断裂发育。
根据钻井揭示及地表露头资料，本地区下古生界地层较完整，仅缺失上志留统。
上古生界缺失了泥盆系全部和石炭系大部分，仅残留中石炭统黄龙组，而二叠系齐全。
中生界三叠系、侏罗系和下白垩统较全，上白垩统缺失。
新生界地层基本上没有残留。
中三叠世及之前地层为海相或海陆交互相沉积，晚三叠世及之后地层为湖泊一三角洲一河流沉积。
普光气田的鲕滩储层中发育了薄层膏质岩类经过早期的白云化和埋藏溶蚀作用后，已经具备一定的储集性能，侏罗纪中后期至白垩纪末期，随着盆地持续快速沉降，储层温度不断升高，达到硫酸盐热化学还原作用发生的温度条件后，在气水或油水界面附近烃类与SO42-了硫酸盐热化学还原作用，烃类被消耗，形成
H2S、CO2、硫磺、水等反应产物。
而气藏中如此之高的硫化氢含量也只有硫酸盐热化学还原作用成因才能达到（由于硫化氢的毒性决定了生物成因的硫化氢含量不会超过 3%；干酪根中含硫化合物的数量也决定了含硫有机质热裂解形成的硫化氢不会超过3%）。
但硫酸盐热化学还原作用条件又有苛刻性，它是在原始地层一个长期高温高压的环境中发生的，目前的地质情况达不到这个条件，因此硫酸盐热化学还原作用不会是目前普光气田开发中硫化氢含量逐渐上升的原因。
综上可以得出之所以气样中硫化氢含量逐渐上升，不会是由于地层中有硫化氢形成，而只会是硫化氢从水相到气相所致。
高含硫气田开发过程中H2S含量上升与地层水中H2S的溶解度密切相关。
在原始地层压力条件下，H2S在地层水中大量溶解；在气田投入开发以后，地层压力逐渐降低H2S在地层水中溶解度降低，部分原来溶解于地层水中H2S开始析出，使得产出气体中H2S含量增加。
根据亨利定律，在低压(0～2MPa)情况下，气体在稀溶液中的溶解度与该气体的平衡分压成正比，即：
P B=k•M(B)
式中 P B为稀溶液中气体溶质的蒸汽分压；k为亨利常数；M(B)为气体溶质的摩尔分数。
而在高压条件下卡罗尔实验也证实了H2S在水中溶解度随压
力的升高而增加，但其规律与低压下亨利定律有所偏差，溶解度与压力的关系并非线性关系。
但都揭示了一个现象，即：随着气田开采过程中地层压力的逐渐降低，H2S的蒸汽分压也相应地下降，导致H2S在地层水中溶解度下降，部分原来溶解在地层水中的H2S气体脱附后进入气相，使得高含硫气田开发过程中H2S含量不断增加。
因此我们不难得出高含硫气田的开发过程中，影响气样中H2S 含量的主要因素主要有三个：
第一个是最为关键的地层的压力。
地层压力的大小直接影响气体的压缩因子和地层水的溶解度，随着气田的开发，地层压力必然会不断的降低，从而使得气体的压缩因子和地层水溶解度不断变小，造成越来越多的H2S涌出，从而使气样中H2S含量增加。
第二个是地层原始含水饱和度。
H2S含量变化与原始地层水饱和度关系密切，以下是三种原始地层水饱和度为0.15,0.2和0.25情况下随地层压力的降低H2S含量的变化情况：
从图上我们不难看出地层原始含水饱和度越高，气藏开采过程中H2S含量上升幅度就越高。
第三个因素是储层中原始的H2S含量。
为了方便研究，以下是模拟了原始气体中H2S含量为5%，10%，15%和30%四种情况下H2S含量随地层压力逐渐减低的变化情况：
从上图我们可以发现储层中原始的H2S含量越高，后期开发
中随着地层压力的降低，气样中H2S含量升高越快，但相较于地层原始含水饱和度对上升速度的影响，这一上升幅度较小些。
普光气田的碳酸盐岩储层具备形成H2S的良好条件，因此其原始H2S含量大都比较高，并且有产能越高的气井H2S含量越高的特点。
影响其后期开采过程中H2S含量变化的主要因素是地层压力和地层原始含水饱和度。
目前气田正处于开发的初期，地层压力和地层原始含水饱和度变化还不是很大，因此采出的气体H2S含量增加并不明显，但随着气田开发进入中后期，地层压力必然会不断下降，降幅还会越来越快，从而使得地层水溶解度不断降低，越来越多的H2S脱附进入气相，导致H2S含量不断增加，并且随着开发时间的延长增加速度将会不断加大。
而随着H2S含量不断上升，对管道设备的腐蚀必然会加大，所带来的安全隐患也会越来越多，因此在进行高含硫气田开发时管道及井口装置材质选择上应严格要求，对生产中的各个安全环节要严格把控，对从事生产的人员要严格管理，充分考虑到后期H2S含量上升所带来的负面影响。
此外随着H2S含量不断上升，对生产中的一些工艺参数，如缓蚀剂注入量、地面脱硫中的工艺参数等都会产生较大的影响。
因此对H2S含量的检测工作应该得到加强，对工艺参数要做到随着检测数据的变化及时进行调整。
当然H2S含量不断上升，也会带来如硫磺产量的提高这样的
经济效益，并且随着科技水平的提高，如高温热分解法、催化热分解法、电化学法和光催化法以及微波法分解H2S制氢气等一些H2S应用发面的高新技术已经开始出现。
总之，在制定高含硫气田开发方案时，不能单纯的按照原始H2S含量数据，而须充分考虑其含量的变化规律。
