高含硫气田集输工程设计的关键技术

高含硫气田安全环保控制技术
张华;杨毅
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2011(30)12
【摘要】高含硫天然气井口一般应设置两套安全阀.一套是地面安全阀,用于一般事故状态下的紧急切断；一套是井下安全阀,位于井口以下约200 m处,用于极端危机情况(如井口发生火灾爆炸事故)下的紧急切断.此外,井口还应设置高低压传感器、易熔塞、井口压力温度传感器、硫化氢和可燃气体泄漏监测仪等.在钻井过程中,应采用录井监测技术为作业施工提供安全预警手段；在地面集输管网中应设计配置高效的天然气泄漏监测技术及气田生产紧急关断联锁控制技术.钻井、作业废液废渣处理技术及装置适宜处理高含硫酸性气田深井钻井和作业废液废渣的无害化处理,更适宜于处理常规气田的钻井和作业废液废渣.在产能测试中,含硫天然气不能直接排放处理,应采用热解焚烧技术,使硫化氢在高温下转换成低污染的硫氧化物.
【总页数】2页(P77-78)
【作者】张华;杨毅
【作者单位】中国石化江汉石油管理局油田建设工程公司;中国石油北京油气调控中心
【正文语种】中文
【相关文献】
1.高含硫气田丛式井场安全控制技术及管理对策
2.普光高含硫气田湿气集输与安全环保配套技术
3.普光高含硫气田安全环保管理
4.高含硫气田腐蚀特征及腐蚀控制技术
5.高含硫气田安全环保控制技术
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元坝气田超深高含硫生物礁气藏高效开发技术与实践刘成川　柯光明　李 毓中国石化西南油气分公司勘探开发研究院摘　要　四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏具有埋藏超深、高温高压高含硫及地形地貌复杂等特点，天然气开发工作面临着直井产能偏低与如何有效提高单井产能、开发方案抗风险能力弱与如何实现降本增效、地面工程条件复杂与如何绿色安全开发等突出矛盾。

为此，从积极开展先导试验、积极组织技术调研、创新管理运行机制、精心组织科研攻关、科学编制开发设计、精心组织工程施工、强化严细管理等6个方面推进元坝气田开发建设，攻关形成了超深层小礁体气藏精细描述、小礁体底水气藏水平井部署优化、超深高含硫气藏水井平钻完井、高含硫气藏天然气深度净化及高含硫气田安全生产控制等技术，建成了全球首个埋深近7000 m 、年产40×108 m 3混合气的超深层高含硫生物礁大气田和具有中石化自主知识产权的天然气净化厂，实现了元坝气田的安全生产和效益开发。

结论认为，元坝气田的高效安全开发为盘活更多的超深高含硫天然气资源开辟出一条成功的路径，所形成的先进管理理念和技术创新成果可为同类型气田的开发提供有益的借鉴。

关键词　高效　开发　超深　高含硫　生物礁　四川盆地　元坝气田　晚二叠世DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.025基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“高含硫气藏提高采收率技术”课题二“礁滩相气藏剩余气分布规律研究”（编号：P18062-2）、“十三五”国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（编号：2016ZX05017-005）。

作者简介：刘成川，1966年生，教授级高级工程师；主要从事气田开发综合研究工作。

地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。

E-mail:******************************0　引言四川盆地元坝气田构造位置位于川北坳陷北东向构造带与仪陇—平昌平缓构造带之间，是国内外已建成开发的、埋藏最深的超深层高含硫生物礁气藏[1-6]。

普光高含硫气田湿气集输与安全环保配套技术龚金海;刘德绪【摘要】@@%普光气田采用湿气加热保温输送工艺,通过控制集输工艺参数,再辅以合理地选择管材,使用高效缓蚀剂和腐蚀监测设备,定期清管排液等技术措施,有效控制腐蚀和安全风险.泄漏监测、联锁关断等安全控制技术的综合应用,实现了普光高含硫气田的安全平稳生产.产能测试采用热解焚烧技术,使硫化氢在高温下转换成低污染的硫氧化物.热解焚烧炉内温度＞1350 ℃,含硫天然气燃烧效率≥99.99％.监测分析表明,试气过程中井口附近大气中SO2浓度为0.007～0.465 mg/m3.采用气提—氧化—沉淀三级除硫工艺和地层回注技术实现了污水零排放,有效保护了气田环境.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2012(031)011【总页数】2页(P6-7)【关键词】高含硫;湿气集输;安全控制;水合物;防腐;污水处理【作者】龚金海;刘德绪【作者单位】中国石化集团中原石油勘探局勘察设计研究院;中国石化集团中原石油勘探局勘察设计研究院【正文语种】中文1 湿气集输工艺1.1 工艺流程常用的天然气集输工艺分为干气输送和湿气输送两种[1]。

干气输送是指原料气先经脱水处理后再集输，其优点是不需采用伴热保温输送，清管频率低，不需加注缓蚀剂和醇；其缺点是投资大，需要在集气站增建脱水装置和污水处理回注设施，同时增加了废水、废气的排放点，不利于环保。

湿气输送是指原料气仅在井口降压分离掉液相水分后即进入集气管线，其优点是节约投资，沿途无废水、废气排放，有利于环保；其缺点是可能出现腐蚀或水合物堵塞等安全问题。

普光气田采用湿气加热保温输送工艺，通过控制集输工艺参数，再辅以合理地选择管材，使用高效缓蚀剂和腐蚀监测设备，定期清管排液等技术措施，有效控制腐蚀和安全风险，在节约投资的同时，也使安全生产得到保障。

普光气田湿气集输工艺流程见图1。

图1 普光气田湿气集输工艺流程示意1.2 水合物防治技术普光气田天然气H2S 含量为15%左右，CO2含量为8%～10%，其余组分主要为甲烷。

高含硫天然气埋地集输管道的安全管理发布时间：2022-10-24T04:05:45.807Z 来源：《新型城镇化》2022年20期作者：张瑛茵黄丹廉琪谭红何军罗中山[导读] 不同的技术有着不同的优缺点，只有将两种技术混合使用，才能够提高天然气集输管道的安全性能，从而减少安全事故的发生。

中国石油西南油气田分公司重庆气矿重庆市 400000摘要：随着高含硫气藏的开发，天然气集输管道中大量输送高压高含硫气体，在将其从井场开采出来后，输送到天然气净化厂处理。

而其中使用的集输管道具有高风险，由于其长期埋设在潮湿土壤环境，外部容易受到腐蚀.而高含硫天然气集输管道发生泄漏、断裂后，释放出有毒有害气体，不仅会造成严重人员伤亡，且会产生巨大经济损失、环境危害。

因此，在含硫气田生产中，保障天然气集输管道安全是安全生产的重要举措。

文章分析了天然气集输管道危害有害因素，探讨对集输管道安全管理的举措，为安全生产提供参考。

关键词：高含硫天然气；埋地集输管道；腐蚀因素；安全管理；腐蚀监测引言随着我国天然气集输管道的不断发展，所铺设的管道越来越密，部分天然气集输管道会埋于潮湿的土壤环境中，管道外壁会因为受到土壤中的化学物质的影响产生电化学腐蚀，常规的预防方法是对管道外壁涂抹环氧涂层。

目前所采用的预防措施为三层聚乙烯涂层，由于管道输送的介质种类比较多，对于输送高含硫的物质时，由于其介质属性有较高的腐蚀性，需要对管道内壁进行防腐处理，最常用的方法为涂镀层技术和药剂防腐技术等。

在管道监测方面主要有两种方法：一种为管道内壁检测技术，另一种为管道外检测技术。

不同的技术有着不同的优缺点，只有将两种技术混合使用，才能够提高天然气集输管道的安全性能，从而减少安全事故的发生。

1.中国高含硫气藏开发概况中国的高含硫气藏储层主要以海相碳酸盐岩储层为主，具有埋藏深、地质条件复杂、高温高压、高含 H2S、高含 CO2 等特点。

在开发初期，缺乏成熟的集输和处理技术，安全生产和应急处置面临一系列难题：①由于天然气中 H2S（有剧毒）含量高且开采压力高，致使开采风险大；②气田集输系统具有点多线长、高差大、建设难度大等特点；③含硫天然气净化处理工艺无成熟工艺包可用，关键脱硫药剂依赖进口；④高含硫天然气管道建设缺少管材选择、腐蚀控制与监测等方面的针对性技术，难以应对高含硫天然气强腐蚀性特点；⑤高含硫天然气泄漏监测技术不成熟；⑥高含硫气藏所在地具有地形复杂、人口密集的特点，使得应急处置、紧急疏散等工作的开展难度较大；⑦高含硫气藏的集输系统、净化系统、外输系统之间管容量小，缓冲余地小，生产控制相对独立，增加了联锁控制难度。

ICS××××E 备案号：XXXSY高含硫化氢气田集气站场安全技术规定 High Sulfureted Hydrogen Gas Field Gas Gathering Station Safety Technical Code（送审稿）国家发展和改革委员会 发布SY/T XXXX-XXXX目次前言 (II)1 范围 (1)2 规范性引用文件 (1)3 术语和定义 (2)4 设计 (2)5 施工、试运及验收 (3)6 生产管理 (3)7 检修 (4)ISY/T XXXX-XXXXII前言本标准主要针对高含硫化氢气田开发技术特点，为满足国内高含硫化氢气田（H2S：＞30g/m3）开发的需要而制定。

本标准为高含硫化氢气田地面工程系列标准之一，并不取代相应的规范、标准和规则的要求。

本标准在制订过程中参考相关国家、行业标准及国外的相关标准。

本标准仅作为直接接触高含硫化氢介质集气站场安全技术管理的补充要求。

本标准由石油工程建设专业标准化委员会提出并归口。

本标准由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责解释。

本标准起草单位：中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。

中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司。

本标准起草人：SY/T ××××—××××1 高含硫化氢气田集气站场安全技术规定1 范围本标准规定了高含硫化氢气田集气站场的设计、施工、试运及验收、生产管理和检修过程中的安全要求。

本标准适用于硫化氢含量大于30g/m 3的高含硫化氢天然气集气站场。

2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。

凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励达成协议的各方，根据本规定通过研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

高含硫气田集输系统调试及试车技术X陈　广,谷　建,薛　军(中国石化中原油田普光分公司,四川达州　636156) 摘　要:为了确保采输气的安全性,高含硫气田一般采用大量的特殊设备,使用自动控制系统负责集输系统的自动化控制工作。

为确保高含硫气田在酸性腐蚀环境下对集输系统进行有效控制,确保生产流程平稳高效、安全控制系统灵敏可靠、辅助系统稳定运行,需要对集输系统的调试及试车采用单体调试、氮气调试、净化气调试和酸气调试四步进行。

关键词:高含硫;集输系统;调试及试车 中图分类号:T E863 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)09—0097—021　高含硫工艺介绍高含硫气田一般采用大量的特殊设备,使用自动控制系统负责集输系统的自动化控制工作,来确保采输气的安全性。

高含硫集气站场一般具有加热、节流、计量等功能,并在站场设收发球筒,实现智能清管。

集输管网包括站外酸气管线和燃料气管线两部分。

酸气管线设置截断阀室,用于监测管线情况并在紧急情况下截断酸气管线。

高含硫气田井口天然气采出后经加热、节流、计量在经集气支线进入集气干线外输至集气总站分水,分离后的饱和酸气送至净化厂进行净化。

生产污水输送至污水站处理后回注地层。

正常生产时,采用加热炉加热防止水合物的生成,事故工况时,在加热炉前及外输加注甲醇,避免生产水合物。

为保护集输管道在加热炉前加注缓蚀剂,外输加注缓蚀剂。

集气站辅助流程包括放空系统和燃料气系统流程。

在井口、出站管道设紧急放空管线,事故时可以自动或手动紧急放空。

放空管线出口汇入放空总管后,经火炬分液罐进行分离后输送到站外放空火炬燃烧。

燃料气系统则负责供应站内井口加热炉用气、仪表风用气、吹扫气用气、应急发电机用气等。

高含硫气田一般选用全自动控制系统,集气站场和各管线阀室均分别设置过程控制系统和安全仪表系统,完成站控室或远程控制室的实时数据上传或下载数据及控制信号的传送。

过程控制系统主要负责正常的工艺流程控制和监视。

天然气资源勘探开发关键技术突破方案设计天然气作为一种清洁能源，在全球范围内具有巨大的潜力和市场需求。

然而，天然气的资源勘探开发一直面临着诸多挑战，例如勘探深水领域、高含硫气田开发等。

为了有效地开发和利用天然气资源，必须进行关键技术的突破。

本文将探讨天然气资源勘探开发的关键技术，并提出相应的突破方案设计。

首先，深水天然气资源的开发是当前面临的重要问题。

由于深水区域水深较大，传统的开发工具和方法难以应对深水勘探的挑战。

因此，我们需要开发出新一代的深水勘探技术，包括先进的海底地震勘探技术、深水井口压力控制技术、深水井下测井技术等。

同时，还需要研究深水气田的开发工艺，采用适应深水环境的生产平台和装备。

其次，高含硫气田开发也是一个亟待解决的问题。

由于高含硫气田具有较高的硫含量，直接开采和利用会导致环境污染和设备腐蚀，因此需要开发高效的脱硫和硫化剂再生技术。

目前，常用的脱硫技术包括物理吸附法、化学吸收法和生物脱硫法。

在硫化剂再生方面，可以采用催化还原法、热氧化法和厌氧氧化法等技术。

此外，还可以结合物理方法和化学方法进行综合利用，以最大程度地减少资源浪费。

除此之外，天然气勘探开发中还需要解决水力压裂技术、水平井技术以及提高勘探技术的精准度等问题。

对于水力压裂技术，目前存在着压裂液回收困难、地下水污染等问题，因此需研究开发环保型、高效能的压裂液和压裂剂，降低对地下水资源的损害。

在水平井技术方面，需要优化水平井的设计和施工工艺，提高穿越能力和产能。

此外，还需要开发新的勘探技术和工具，提高勘探的精准度和效率。

针对以上问题，本文提出了以下天然气资源勘探开发关键技术突破方案设计：第一，加强科学研究，推动关键技术的突破。

加大对深水勘探和高含硫气田开发等关键技术的研究力度，加强跨学科、跨领域的合作与交流，提升科研成果的转化率。

第二，加强技术创新，推动工业化应用。

加强技术研发和创新，开发适应天然气资源勘探开发需求的新型技术、工艺和设备，提高开发效率和资源利用率。

高含硫天然气管道的焊接技术陈意深【摘要】通过分析H2S对天然气输送管道的危害和影响,提出高含硫管道的焊接技术要求,并据此优选焊材,设计坡口型式及焊接方法,确定最佳焊接工艺参数,制订合理的焊后热处理工艺措施.力学性能试验表明,该焊接接头常规力学性能符合标准规范的要求,而且具有良好的抗氢致开裂和应力腐蚀开裂性能,该工艺技术在工程中获得了良好的应用效果.【期刊名称】《石油工程建设》【年(卷),期】2014(040)003【总页数】3页(P49-51)【关键词】高含硫管道;焊接;焊后热处理;氢致开裂;硫化物应力腐蚀开裂【作者】陈意深【作者单位】中国石油工程建设公司,北京100120【正文语种】中文0 引言近年来，随着天然气在国民经济中各个行业的广泛应用，与天然气相关的管道、场站工程建设越来越多。

通常，天然气中硫化氢体积分数为0.5%时划为含硫化氢天然气，该体积分数大于或接近2%时划归为高含硫化氢天然气。

根据上述分类标准，很多原料天然气属于高含硫，天然气中含有的硫化氢是导致焊接接头应力腐蚀失效的主要原因之一，直接威胁到设备及管道的安全运行。

因此，需针对硫化物应力开裂（SSC）来开展此类管道的焊接工艺技术研究。

中国石油工程建设公司承揽的国外某天然气处理厂及集输工程，建设规模为110亿m 3/a，天然气中硫体积分数为3.7%，其中含硫天然气管道全长124.58 km，主要的材质有：20R、 20G、 20GK、 L245NCS、L360QCS、L360MS、L360QS。

由于硫体积分数高，需针对现场施工条件和标准规范的要求，通过焊接工艺试验，确定施工方案和具体的焊接工艺参数，提出合格的焊接工艺评定及工艺规程，指导施工。

1 高含硫天然气管道焊接技术要求根据设计规格书及相关标准规范要求，该高含硫天然气管道工程对焊接接头提出以下要求：（1）对于酸性环境的焊接工艺评定中的硬度试验，焊接区域的最大硬度值不应超过250HV10。

110 2015年17期连续油管技术在高含硫气田开发中的应用魏勇明杜高举中国石化中原油田普光分公司采气厂,四川达州 635000摘要：近几年发展起来的连续油管技术具有不动管柱、作业时间段、占用场地少、资金投入少等优点，深受各大油气田的青睐，在高含硫气田开发中得到了广泛应用，为超深水平井、大斜度井、定向井的施工提供了借鉴和技术依据，也为井筒问题治理和增产措施提供可借鉴的技术方法和手段。

关键词：高含硫；气田开发；连续油管技术；应用中图分类号：TE358文献标识码：A 文章编号：1671-5799(2015)17-0110-01连续油管技术是当前国际上先进的作业技术，节约成本，简单省时，安全可靠，具有明显的优越性。

在国外，连续油管技术已广泛应用于油气田修井、钻井、完井、测井、增产等领域，特别是，近年来随着高含硫气田的成功开发，连续油管作业技术得到广泛应用。

1 气田特点及技术现状1.1 含硫气田的特点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。

目前全球已发现400多个具有工业价值的含硫气田[1]，国内高含硫气田主要分布在四川盆地和渤海湾盆地，硫化氢含量变化大。

四川盆地中高含硫气藏中的硫化氢是气藏中的石膏、硬石膏等含硫盐在气藏深埋藏期的高温条件下发生热化学还原作用生成的[2]。

高含硫化氢气体具有剧毒，硫化氢对金属腐蚀严重，在气藏开发过站中会出现硫沉积堵塞地层现象，降低采收率。

含硫天然气容易形成水合物，堵塞生产油管和地面集输管线，给气田开发造成相当大的困难，影响气田生产[3、4]。

1.2 连续油管技术现状连续油管又称挠性油管、盘管或柔管，连续油管作业最初用于下入小直径的生产油管完成特定的修井作业(如洗井、打捞等)，作业后，从井中起出的连续油管缠绕在大直径滚筒上以便运移。

当前，连续油管技术以其广泛的适应性，突出的低成本性，以及对环境低污染等特点，在高含硫气田勘探与开发中发挥着越来越重要的作用。