含硫气田范文

含硫气田范文（精选7篇）

含硫气田 第1篇

高含硫气田集输系统出现的腐蚀主要有氢致开裂 (HIC) 、硫化物应力开裂 (SSC) 、电化学腐蚀, 系统腐蚀的主要类型和形式取决于腐蚀环境和介质所确定的腐蚀系统。必须采取有效的手段防止腐蚀断裂发生, 同时尽可能降低腐蚀速率[1]。

高含硫气田内防腐工艺措施主要有优选材质防腐和缓蚀剂防腐。其中, 材质优选是其他防腐措施实施的基本条件[2]。国内外优选材质的普遍做法基本上依据相关的标准和规范来进行初步选择, 然后再根据实验室评定结果综合优选。

1 高含硫地面管线材质优选流程

目前材质的选择可依据NACE MR 0175/ISO15156-1、GB/T 20972相关标准进行选择, 并依据标准在选取相应类型的材质后进行对应环境下的腐蚀评价实验[3,4]。

1.1 腐蚀环境分析

根据国际标准NACE MR 0175/ISO 15156-1中对SSC分区的规定。为判断其腐蚀环境为何区, 需要依据环境p H值及H2S分压进行判断。

H2S分压可用系统总压乘以硫化氢在气相中的摩尔分数进行计算:

式中: 为H2S分压, MPa;P为系统总压 (绝) , MPa; 为H2S在气体中的摩尔分数, %。

1.2 材质优选流程

在掌握腐蚀分区的情况下, 依据NACE MR0175/ISO 15156-1、GB/T 20972即可进行材质的选择。完成材质选择后即可依据腐蚀环境展开腐蚀评价实验。

2 元坝地面管线内腐蚀环境分析

2.1 集输压力

井口节流阀到分酸分离器之间的管道设计压力为40MPa, 分酸分离器至加热炉之间的管道设计压力为40MPa;水套炉之后的酸气管道系统设计压力为9.6MPa;配套建设集气站设计压力等级为9.6MPa。管道设计温度为80℃, 节流阀至之后至酸气管道系统设计温度为60℃。

2.2 地面集输系统划分

根据元坝地面集输工艺方案设计 (图1) , 天然气经井口节流后, 在临时分酸分离器前二级节流, 在分酸分离器之后加注缓蚀剂。因此, 以缓蚀剂加注点为分界线, 将单井站场流程划分成2个部分进行分析和讨论。

2.3 元坝地面集输系统腐蚀环境

元坝气田含硫H2S含量为2.70%~8.44%, CO2含量为3.12%~15.51%, 根据H2S和CO2分压计算结果 (表1) , 都处于发生H2S和CO2严重腐蚀的范围。

/MPa

3 缓蚀剂加注点前材质优选

经井口针阀至缓蚀剂加注点段管线腐蚀分压计算, 地层水原位p H值约为4, 判定该段腐蚀环境属于SSC 3区, 根据标准NACE MR 0175/ISO 15156等标准和规范, 可使用抗开裂耐蚀合金材料或抗硫碳钢和低碳钢。硫碳钢满足抗HIC和SSC的要求, 但是在SSC 3区气相腐蚀速率>0.076mm/a, 需要配合缓蚀剂防腐。同时, 在分离器前加注缓蚀剂会被直接分离, 需要再次加注缓蚀剂。且该段管线较短, 压力高, 腐蚀环境更恶劣, 为确保安全, 降低隐患, 推荐采用抗开裂耐蚀合金。

3.1 依据标准开展耐蚀合金类型初选

国内外常见耐蚀合金材料包括奥氏体不锈钢、高合金奥氏体不锈钢、固溶镍基合金、铁素体不锈钢、马氏体不锈钢、双相不锈钢、沉淀硬化不锈钢、沉淀硬化镍基合金、钴基合金、铜基和铝基合金等。各种耐蚀合金具有不同的适用范围[4]。可用于制造油套管的固溶镍基合金材料类型, 以镍钼含量为准可被划分为4c、4d和4e 3类。

为确保材质满足H2S分压、CO2分压、氯化物浓度、元素硫的综合要求, 依据表2, 4c类材质在132℃以内能满足H2S分压、CO2分压、氯化物浓度、元素硫任意值及相互组合要求, 元坝区域缓蚀剂加注前温度均低于132℃, 因此推荐选择4c类固溶性镍基合金材质。

3.2 耐蚀合金实验

1) 失重腐蚀实验。按照JB/T 7901-1999《金属材料实验室均匀腐蚀全浸试验方法》开展镍基合金失重腐蚀实验[5]。模拟元坝气田井下试验环境:H2S腐蚀分压5MPa、CO2腐蚀分压11MPa、Na Cl含量6%、p H值为4的模拟地层水, 单质硫3g/L, 流速2m/s, 实验温度为160±3℃、140±3℃, 试验时间720h。开展了BG 2242 (Inconel 825) 抗腐蚀性能评价, 实验周期168h。

注:经锻造或铸造的固溶镍基产品应为退火加冷加工状态, 并且应满足下列所有要求: (1) 合金的最大硬度值应为40HRC; (2) 合金通过冷加工后获得的最大屈服强度应为:a、4c类型:1 034MPa (150ksi) ;b、4d类型:1 034MPa (150ksi) ;c、4e类型:1 240MPa (180ksi) 。

从腐蚀速率情况看, 宝钢国产的4c类合金钢BG2242在140℃条件下为均匀腐蚀。腐蚀速率满足元坝地面腐蚀环境抗腐蚀要求。

2) 应力腐蚀实验。按照ISO 7539-2标准采用4点弯曲试件, 选用镍基合金825 (BG 2242) 材料开展应力腐蚀试验。实验温度:160±3℃、140±3℃;H2S分压:5MPa;CO2分压:11MPa;模拟地层水+单质硫10g/L。试验加载应力:100%AYS (耐蚀合金) 。试验周期:720h。

所有试样腐蚀产物层去除后均未发现裂纹, 说明试验的所有材料在试验条件的H2S/CO2环境中应力腐蚀开裂的敏感性低。

4 缓蚀剂加注后材质优选

缓蚀剂加注点之后至净化厂系统设计温度为30~60℃, H2S分压为0.24~0.76MPa, CO2分压为0.28~1.4MPa。根据SSC分区图判定腐蚀环境属于SSC 3区, 为高酸性环境。可使用抗开裂耐蚀合金材料或抗硫碳钢和低碳钢。由于耐蚀合金价格昂贵, 作为外输管线无经济效益。因此可考虑采用SSC 3区适用的低合金钢材质。

4.1 依据标准开展选择抗硫碳钢[3,4,5,6]

硫化氢对碳钢和低合金钢需要考虑钢抗由硫化物应力开裂 (SSC) 引起的破坏的性能以及应力定向氢致开裂 (S0HIC) 和软区开裂 (SZC) 的有关现象, 还需要考虑钢抗氢致开裂 (HIC) 和可能发展成的阶梯裂纹 (SWC) 的性能。其中最主要的是SSC和HIC。

1) 材质初选第一步:基本要求。根据酸性环境严重程度分区图, 判定二级节流后的腐蚀环境属于SSC 3区。该区应用碳钢和低合金钢基本要求如下:最大硬度为22HRC, 其中镍含量少于1%, 不是易切削钢, 并且采用下列其中一种处理状态:热轧 (用于碳钢) , 退火, 正火, 正火加回火, 奥氏体化, 淬火加回火。

2) 材质初选第二步:钢材类型。依据GB/T2009762.2-2008, 符合SSC3区的钢管产品如下, 在碳钢和低碳钢内选择L245到L450更为合适。

3) 材质初选第三步:产品牌号确定。SY/T 0599-2006《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》中对用于酸性环境的管材要求如表3所示。

针对SSC3区, L245到L360更为合适, 因为过高的力学性能更容易导致SSC的发生。

注:根据宝钢L245NCS:1万元/t, L360NCS:1.1万元/t计算

根据不同钢级下的材料千米重量和价格计算结果 (表4) , L360抗硫碳钢每千米均比L290和L245的钢级材质轻, 且价格便宜, 因此, 使用L360钢级以下的材料会增加管材壁厚, 增加成本。因此, 在满足采购费用的基础上, 同时满足元坝地区力学需要, 应选择L360钢级, 其屈服强度达到360MPa, 以确保安全和成本的双重需要。

4) 材质初选第三步:热处理工艺。依据GB/T2097.2, 为满足SSC3区, 需进行一定的热处理工艺:退火, 正火, 正火加回火, 奥氏体化, 淬活加回火。对于低合金钢, 常用热处理工艺为形变正火、淬火+回火。因此, 可选材质为L360NCS和L360QCS。需开展腐蚀室内实验。

4.2 抗硫碳钢抗开裂实验

4.2.1 抗开裂实验

1) 抗HIC氢致开裂实验。根据相关实验标准, 试样在NACE TM 0284条件下均未出现无裂纹、无氢鼓泡现象。

2) 抗SSC硫化物应力开裂实验。在根据NACE TM 0284标准开展实验。实验中NACE-A溶液p H值从2.7变为3.4, NACE-A溶液H2S浓度从2 758mg/L上升到2 822mg/L, 试验时间720h, 试验温度22-26℃。实验后, 实验管材未出现断裂现象, 符合模拟工况需求。

3) 抗SOHIC硫化物诱导氢致开裂实验。实验方法依据标准NACE TM 0103, 实验溶液采用NACE TM 0177 A溶液:5.0% (wt) Na Cl和0.5% (wt) 冰醋酸溶解到蒸馏水。溶液初始p H值应控制在在2.7±0.1, 试验期间不应超过4.0, 试验时间168h, 加载应力根据工况可以选择名义屈服强度的50%~100%。

经过168h实验后, 全尺寸试样无断裂、无氢鼓泡。

4.2.2 碳钢在静态失重腐蚀实验[6]

1) 腐蚀时间对CO2/H2S腐蚀的影响。将试片挂在配制好的模拟溶液中进行挂片腐蚀实验, 腐蚀时间分别为1天、2天、3天、6天、7天, 实验温度为50℃, 实验完成后取出试片, 进行失重测量, 确定腐蚀速率与腐蚀时间之间的关系, 腐蚀速率0.2~0.9mm/a (图2) 。

2) 温度对CO2/H2S腐蚀的影响。实验模拟元坝地面腐蚀环境, 设计在30℃~80℃进行实验。腐蚀速率0.2~1.38mm/a (图3) 。

3) Cl-在CO2/H2S介质中的腐蚀。设计实验在50℃下, 改变溶液中的Cl-浓度, 通过失重法和电化学法来研究腐蚀速率。Cl-变化过程中腐蚀速率0.2~0.8mm/a (图4) 。

4) 小结。综上所述, 在元坝集输过程中, 在Cl-、H2S、CO2共同作用下, L360管线钢的腐蚀速率为0.2~1.38mm/a。均无法满足0.076 mm/a的标准要求, 因此加注缓蚀剂是必然的选择。

4.3 缓蚀剂加注后碳钢的失重腐蚀

试验目的:评价L360在加注缓蚀剂后的腐蚀情况, 以确定后续缓蚀剂评价实验开展的必要性。在此选取常见的咪唑琳缓蚀剂通过静态挂片实验进行, 试验温度50℃ (表5) 。

通过实验可以看出, 在加注缓蚀剂后, 缓释率达到97.2%, L360的腐蚀速率0.0275mm/a, 大幅度降低, 满足了管线防腐需要。因此, 在元坝集输过程中, 可通过L360+缓蚀剂的输送方式。而缓蚀剂的类型则需要通过更为详细的评价实验来进行确定, 以提高其缓蚀性能。

5 结论

1) 含硫气田腐蚀环境决定内腐蚀控制为防腐关键因素, 包括电化学腐蚀和环境开裂2种类型。腐蚀控制手段主要有选用耐腐蚀材料、缓蚀剂保护和工业性防腐措施。

2) 运用技术标准初选元坝含硫气田地面集输管道采用825镍基合金和L360抗硫碳钢, 满足内防腐需求。经过实验, 2种材质满足抗开裂要求。但是后者需要进行缓蚀剂保护。

3) 通过技术标准化进行材质选择是可行的, 但需要进行实验进一步验证。

摘要：元坝气田含硫区块地面湿气混输集输管道为高含硫化氢、中含二氧化碳的内腐蚀环境, 处于SSC 3区, 腐蚀主要受硫化氢控制, 腐蚀环境恶劣。结合元坝地面集输腐蚀环境, 利用技术标准, 制定材质选择步骤和程序, 在初步选材基础上, 开展材质优选实验, 制定了元坝含硫气田地面集输管道采用825镍基合金和L360抗硫碳钢的材质选择方案, 并对抗硫碳钢提出了需要开展缓蚀剂保护的建议。

关键词：元坝气田,高含硫湿气,集输管道,材质优选,技术标准

参考文献

[1]吕杉.高含硫气田集输系统腐蚀和腐蚀控制[Jl.石油规划设计, 2002, 13 (6) :34-43.

[2]聂仕荣.高含硫气田集输与处理技术[J].油气田地面工程.2008, 27 (6) :45-46.

[3]NACE MR 0175/ISO 15156含硫化氢环境油气田开发材质选择标准方法[S].

[4]GB/T 20972油气开采中用于含硫化氢环境的材料[S].

[5]JB/T 7901-1999金属材料实验室均匀腐蚀全浸试验方法[S].

高含硫气田安全环保控制技术 第2篇

1 气井作业

1.1 井口的安全设计

一般来说, 高含硫气井口都会设置有两套安全阀, 一为地面安全阀, 一般事故状态下的紧急切断时, 则可使用该安全阀;一为井下安全阀, 主要位于井口下200mm处, 当出现井口爆炸事故等危机时, 则使用该安全阀[1]。除此之外, 井口还应设置有易熔塞、高低压传感器及硫化氢等重要设施, 一旦发生火灾、异常高低压等紧急情况时, 可实现紧急自动及手动关断, 并能完成对压力、温度等信号的自动监控。

1.2 屏蔽暂堵技术

借助颗粒的屏蔽暂堵作用以及聚合物溶液的高黏性漏失阻力, 可进一步提升漏失压力, 不但能够借助压井液的作用实现对气层的保护, 且防漏能力、抗温性均较强, 操作简单、环保。该技术采用的是有机酸盐聚合物体系压井液进行暂堵浆的配置, 有效保证了气井投产施工的安全性, 有效减轻了对地层的伤害, 达到了无井喷、无污染及无爆炸的效果。

1.3 录井监测技术

在高含硫气井作业中, 录井监测技术的应用频率较高。在射开气层后的作业中, 利用该技术可实现对管柱负荷、井口气体组分、密度等参数的监测, 为作业的施工提供了有效的安全预警手段。

2 地面集输系统方面

2.1 集输管网的安全设计

集输管网也是地面系统的一个重要组成部分, 其设计是否安全, 也是关系到气田环境安全的一个关键因素, 故做好相关的设计工作具有举足轻重的作用。

⑴集气场站应将其分区布置, 如分为井场、辅助生产站房、集气站、放空火炬进行布置, 以提高系统的安全性。⑵在居民区或者地质复杂地段, 不可出现线路, 以免天然气泄漏而导致严重后果。⑶各个集气站均应设置有一座高压放空火炬, 且火炬位置应处在全年最小频率风向上风侧。⑷在设置安全间距时, 应充分考虑当地的地形地貌、工艺等因素, 安全防护区域内禁止居民居住。⑸遇到大中型河流或者冲沟时, 首先考虑跨越。

2.2 对天然气泄漏情况的监测

在集气站场内, 应设置有相应的有毒气体探测器系统及红外可燃气体探测器, 从而能够随时掌握甲烷及硫化氢的浓度变化情况[2]。其中, 阀室线路截断阀配套防爆管单元能够实现对管线压力的监测, 以便判断管线有无发生泄漏事件。

2.3 应急关断联锁控制技术

在天然气开采或长途输送过程中, 紧急关断控制系统的使用频率较高, 其功能是能快速关断系统, 进一步控制泄漏事件的发展, 保证人与设备的安全。在高含硫气田的生产中, 因为气井压力及硫化氢含量均较高, 若系统发生事故, 则会直接影响到整个工程的开展, 事故风险非常大。所以, 应将井口、集输、外输及净化这几个系统连接起来, 建立起上下游的紧急联锁关断系统。一旦发生故障, 一个系统关断时, 其他系统也能自动关断, 大大提高了系统的安全性。

3 三废处理技术

在高含硫气田的开采中, 经常会产生大量的工程废液、废渣、废气等污染物。这些废弃物的无公害处理难度大, 成分复杂, 常规的固化技术处理效果差, 达不到要求。因此, 应立足高含硫气田的实际, 采用高效的环保控制技术, 以最大限度地减少三废对环境的污染。

3.1 废液、废渣污染的控制与治理技术

在高酸性气田的开采中, 对于深井聚磺钻井液, 处理工艺为:先使含硫钻井废水混凝, 然后是二次絮凝, 接着是吸附处理, 最后为氧化处理[3]。此外, 还有安全处置技术及其他安全控制技术。钻井、作业废液废渣处理技术与装置的应用, 有利于实现对废液废渣的无公害处理, 也适合用在常规气田的废液废渣处理中, 工艺稳定、设备运行可靠, 且对三废的处理效果好。

3.2 产能测试环保控制技术

在高含硫气田的产能测试中, 含硫天然气不可直接排放, 而应对其进行热解焚烧, 使之转化为污染浓度较低的硫氧化物后再予以排放。该技术工作原理为:将燃料气作为净化气, 再引入含硫化氢原料气焚烧, 炉内温度控制在1350℃左右, 促进含毒原料气的充分燃烧, 然后释放出无味、无色或无毒的气体, 以减少或防止含硫气天生产对环境的污染, 实现安全、环保生产。

4 结语

由上述可知, 在高含硫气田的生产过程中, 极易产生一系列的环境、安全问题, 若未能及时发现或防患于未然, 将会导致严重的后果, 故必须予以高度重视。为此, 相关企业或部门则要认识到这一问题的严峻性, 深入了解可能出现的环境问题及安全质量事故, 然后从多方面入手, 采取相应的安全环保控制技术, 最大限度地保证生产活动的顺利进行, 并尽可能减少对环境的污染。

摘要：在高硫气田的开发过程中, 很可能出现管道腐蚀、有害气体泄漏、中毒等重大安全环保事故, 故必须及时采取相应的技术措施进行处理, 才能进一步保证气田的正常运行。鉴于此, 本文主要对高含硫气田安全环保控制技术的相关问题进行了探讨。

关键词：高含硫气田,安全,环保,控制技术

参考文献

[1]刘坤, 何娜, 王尧, 张毅, 徐峰.高含硫气田开发安全评价技术探讨[J].石油与天然气化工.2013, 42 (04) :416-416.

[2]王晨宇.浅析开采高含硫气田安全措施[J].中国石油和化工标准与质量.2013 (08) :45.

含硫气田 第3篇

井喷是石油天然气勘探开发都有的一种事故类型。按照《企业职工伤亡事故分类标准》(GB 6441-1986),虽然井喷没有被直接列入20类人身伤害之一,但是井喷事故会引起物体打击、灼烫、火灾、高处坠落、其他爆炸、中毒和窒息以及其他伤害等二次伤害。井喷发生后,如果采取措施得当,后果不会很严重。但是,一旦应急措施不力、处置不及时,很快会演变成井喷失控,后果很严重。近年来,我国含硫气田勘探开发的安全生产形势非常严峻,在江汉、新疆、四川等油气田区相继发生了多起重特大井喷失控、硫化氢中毒事故,造成大量人员伤亡或导致大量群众疏散,给社会带来了严重不良影响。

为保证迅速、有序、有效的开展应急救援行动,尽量降低事故损失,需要预先制定井喷事故应急预案,而事故行动计划(Incident Action Plan,IAP)是应急预案的一种类型。IAP主要是根据实际情况需要而针对作业期间某个具体装置、场所或设施、岗位所制定的事故应变处置措施,它是一系列简单行动过程的总称。科学制定IAP,对应急工作具有更强的针对性和指导性,因而在应急救援工作具有重要的作用。IAP的特点主要有:

(1)编制程序简单、易于掌握。IAP的编制主要针对某一类事故,可由各个具体装置、场所或设施、岗位的现场负责人来完成,经过现场负责人核准后传达到每名具体的作业工人。

(2)具有更强的针对性。IAP与综合预案和专项预案相比,其目标针对的是作业场所中可能发生事故的具体对象(如装置、岗位等)而制定的事故处置措施,具有清晰的事故处理目标及处置方案,因此具有更强的针对性。

(3)具有更高的可操作性。IAP是根据风险评估和危险控制措施逐一编制,并根据应急演练进行不断更新与完善,要求相关人员应知应会,做到熟练掌握,因此具有更高的可操作性。

2 国外事故行动计划研究进展

事故行动计划最早出现在美国事故指挥体系(Incident Command System,ICS)中。美国事故指挥体系设立了包括指挥部、计划部、作业部等在内的8个职能部门。其中,ICS规定由计划部负责制定IAP,用于确定特定作业期间的事故应急和救灾资源调配。ICS制定的事故行动计划涵盖了作业期间所有的事故目标及应急行动。制定事故行动计划的要求包括:

(1)了解事件的状态。包括搜集现有的基本概况,并进行整理及分析,使整个事件的基本信息完整化和清晰化。这一步骤是制定事故行动计划很重要的步骤之一,重点内容主要包括:①事件的种类、危害程度及当地的天气和地理因素;②事件周期,包括事件持续时间以及各项应急行动开始和结束的时间;③事件发生的地点;④应急资源情况,包括人力、物资、车辆、器材、耗材等应急物资的种类、数量及位置。

(2)制定事件应急策略。在确定事故目标之后,就必须订定为保证完成这一事故目标,所需要的各项应急处置策略。

(3)确定应急组织架构。ICS的架构是可以根据事件的大小而伸展或缩小,所以制定应急策略后,要确定应急组织架构的规模。确定应急架构的原则是尽量使架构简单、清晰,架构体系不需要过于复杂,只需要明确每一项功能的完成机构和监督机构即可。

(4)信息交流与传递。ICS规定必须在最短的时间内,将事故分析的结果、各种应急计划传递给每一个需要这些信息的应急人员。传递的信息文件可以包括:①事故行动计划;②状况评估报告;③任务执行简报;④公共信息。

(5)制定应急方案。在事故目标及应急策略确定之后,必须制定完善的应急方案,包括适当的任务分配、标准的执行程序等。

(6)评估及监控应急行动效果。在开展应急行动后,ICS要求必须持续地监控及评估应急行动是否能够达成预计的事故目标。根据监控及评估的结果,结合预先设定的事故目标,优化完成每项任务的应急行动。

(7)事故行动计划修订。如果在评估的过程中,发现其成效与原先设定目标的预期有差距时,就必须要对IAP进行修改。

3 含硫气田井喷事故及特点

3.1 井喷的发生原因

造成井喷失控的主要原因可包括:①地质设计未能提供准确的资料;②操作失误;③机械故障;④发生井喷后处置措施不当。

3.2 井喷的主要特点

井喷事故的特点主要有:①危险性高。井喷事故的发生后,除释放出大量有毒有害气体外,还极有可能引发火灾和爆炸事故、环境污染事故等。②危害性大。一旦发生井喷事故,如果不迅速采取有效措施,极易造成机毁人亡,带来巨大的经济损失。③突发性强。井喷事故通常都具有突发性特征,来势凶猛。由于井喷溢出气体通常对人体具有强致毒性,而且源于地下,发展态势极为不确定。④处置难度高。由于三高气田钻完井工艺技术比较复杂,加上钻井地的地理地形较为复杂,发生井喷事故后处置工作涉及单位多,都增加了井喷事故的处置难度。

4 含硫气田井喷事故行动计划编制

4.1 现状分析

(1)危险分析

分析发生井喷事故的地点、产生危害的种类及影响范围、危害影响的时间、是否还有其他的次生或衍生灾害发生、当地的地理和气象条件如何等。

(2)应急处置分析

分析井喷事故发生后预期所需要的警戒时间、各项应急救援全面开展的时间、所需要特种应急资源的种类和数量及其分布(如人力、物资、车辆、器材、耗材等)。

4.2 设立事故目标

(1)设立事故目标的原则

设定事故目标是制定IAP的首要任务,在设定事故目标时,要遵守以下三个原则:①可行性原则。设定的事故目标要充分考虑在现有操作阶段所具备的操作人员、设备设施和资源前提下,事故目标是可以实现的。②可量化原则。事故目标要具有可量化性,事故管理小组能够对此事故目标以及为实现目标所采取的各种应急处置措施的效果进行考核。③伸缩性原则。设定的事故目标要广泛考虑到IAP在不同阶段所制定应急策略和应急处置措施,并能以各种不同的方式来实现。

(2)设立事故目标的方法。

①对于较小事故的目标确定,可由现场负责人来独立完成,并由其制定完成事故目标所需要采取的应急策略和处置措施。②对于较大事故的目标,确定之前,现场负责人要将其提出的事故目标以书面形式转发到每个小组负责人手中。经过小组负责人的消化吸收后,由现场负责人召开研讨会,并最终确定事故目标和事故应急策略与措施。

4.3 确定应急组织体系与职责

现场的应急组织体系是应急响应的第一响应者,是在事故发生后第一时间开展应急自救的执行者,决定了能否及时控制事故以及事故应急工作的成败。在编制IAP时,要明确现场应急组织体系每一个机构和人员组成,明确应急自救组织机构、人员及其相关责任。

现场应急组织体系,可以根据实际工作的需要,由现场负责人提出,并经过小组讨论后确定。一般的应急组织体系包括以下几个方面的内容。

(1)应急指挥组。

应急指挥组可以设应急组长一名和应急副组长若干名,灵活掌握事故现场信息,向各小组下达应急指挥任务,协调各小组的应急工作。

(2)通讯联络组。

确保事故现场与指挥部及上级部门之间联络信息的通畅,保持与生产技术管理部的通信联络通畅,以及负责应急过程的记录与整理。

(3)消防抢险组。

采取紧急措施,尽一切可能抢救伤员及被困人员,防止事故的进一步扩大。明确实施抢险抢修的应急预案和措施,并不断加以改进。

(4)环境监测组。

负责对事故现场大气中的硫化氢、二氧化硫以及对事故现场周边的水质进行实时监测,并迅速出具检验报告;负责进行实时监测,并迅速出具检验报告。

(5)后勤保障组。

保障应急车辆的调配、紧急物资的征集和调用合理、可靠,并向医疗救助提供服务,对受伤人员开展救助工作。

4.4 制定应急处置措施

在编制IAP时,应根据发生的事故类别以及现场具体情况,明确事故报警、各项应急措施行动、应急救护人员的引导、事故扩大应急程序等。现场应急措施,主要说明针对突发的事故,应采取的具体处置技术措施,包括从操作措施、工艺流程、现场处置、事故控制、人员救护、现场恢复等。例如,在编制井喷失控应急处置措施时,要重点考虑内容包括:①井口点火;②井口清障;③恢复控制;④重建平衡;⑤若以上应急处置措施无法恢复井口控制,可以采取打救援井,或封井、弃井等措施。进行救援井施工和封井、弃井施工应严格执行标准,并有工程施工涉及。

4.5 应急资源调配

制定的每一项应急处置措施,都伴随着应急资源的调配,包括的应急资源调配的种类、项目以及在作业周期内为达到处置该紧急事故所需要的数量、可用的数量。在编制IAP时,主要考虑的应急资源调配内容包括:无线电通讯、医疗救护、交通运输、安全措施、事故现场地图、气象条件资料、特别警戒以及安全信息等。

4.6 开展评估与监控

在编制井喷事故IAP时,要预先包含针对IAP评估程序,以保证IAP的有效性。IAP评估步骤主要分为三步:

(1)在现场应急组组长正式核准发布IAP之前,各应急参与机构及其相关的参与人员要对IAP各个计划能否满足现实应急工作需要进行核准,并在各自IAP计划上签字确定。现场应急组组长在核准所所有的签字,正式发布IAP。

(2)在作业周期中,现场应急组组长、各计划组负责人必须定时的评估作业进展情况是否符合IAP所要求的管控要点。如发现任何的疏漏,要在第一时间通知责任人,对IAP中涉及的相关内容进行修改。

(3)各计划组组长可以根据现场的实际需要,调整IAP中的应急处置措施,以更快的达成事故目标。

5 结论

井喷事故发生后,是否及时采取了科学、合理的应急方案,成为能否有效控制井喷事故的关键因素。虽然多数企业都制定了井喷事故应急预案,但当发生井喷事故时,仍会让多数的企业措手不及,反映出应急预案的可操作性还不能满足实际应急工作的需要。而事故行动计划较传统形式的应急预案,具有更强的针对性。编制科学、合理的事故行动计划,对提高含硫气田井喷事故应急工作的效率,控制事故的影响范围,降低事故带来的损失,都具有重大的意义。

摘要：本文对国内外事故行动计划的研究进展进行了系统性总结,分析了含硫气田井喷事故发生的原因以及特点。结合我国现行的事故应急工作体系,将事故行动计划应用在含硫气田井喷事故应急工作中,提出了针对含硫气田井喷事故的事故行动计划编制方法,建立了包括现状分析、设立事故目标、确定应急组织体系和职责、制定应急处置措施、调配应急资源、开展评估与监控在内的含硫气田井喷事故行动计划编制技术体系。事故行动计划的制定与实施,可有效提高含硫气田应急工作的针对性和指导性,对含硫气田井喷事故应急工作具有重要作用。

含硫气田 第4篇

关键词：高含硫气田,应急疏散,评估,疏散时间综合判别法,疏散道路

1 背景

由于井喷应急响应过程中存在诸多不可预测的因素,在可能的情况下,及时疏散是确保公众安全的最直接最彻底的方法。目前我国高含硫气田应急疏散仍然存在不利因素:(1)我国大部分高含硫气田周边属于复杂山地地形,山路弯曲险峻,不利于疏散; (2)高含硫气田周边人口众多,且分布零散,不利于组织及快速疏散;(3)我国高含硫气田硫化氢含量高,甚至达到17%(体积比)是国外成熟气田硫化氢含量的两倍,其对周边居民的危害是十分巨大的,对疏散要求更加严厉;(4)我国目前还没有成熟的山区地形疏散呢能力评估方法,疏散道路建设是否满足疏散安全是含硫气井公众安全防护中最重要的问题之一。研究对高含硫气田应急疏散技术达到国内先进水平具有重要意义。

在建筑物疏散时,疏散过程有一个明显的边界范围,即一般以到达建筑物外即视为到达安全区域。高含硫气田一旦发生井喷失控,最终的解决办法是点火[3],即让喷出的天然气完全燃烧,点火后天然气中所含的H2S燃烧变成SO2,对地面人群的危害大大降低。所以分析周边居民的疏散安全水平时,主要考虑人们能否及时避开点火前喷出的H2S气体的危害。因而对于井喷事故中的公众疏散,必须确定点火前喷出的H2S气体的危害范围和程度以及在可能影响到的区域范围内的居民群体的疏散能力。在此基础上进一步确定必须疏散的最小范围和该范围内居民完全疏散所需要的时间,这样才能进行比较分析,最终判断居民的疏散安全水平。

最小疏散范围实际是指在井喷失控情况下周边居民必须疏散到距离井口多远距离范围外才能确保生命安全,这个最小范围取决于点火前喷出的H2S气体的危害范围和程度,没有一个统一的固定值。所以,井喷事故中的公众疏散实际是一个开放边界的区域疏散问题。

2 疏散时间综合判别法

疏散时间判别法是通过比较可用安全疏散时间和所需要的安全疏散时间来进行综合判断的方法,可适用于群体性疏散的一个综合判断方法[4]。

时间是决策者面对井喷事故时选择公众防护措施的决定性因素。一方面,预测硫化氢泄漏量和扩散范围,选择合适的公众防护措施,通知相关地方政府部门和人员,向公众发出疏散通知,以及公众正确实施疏散行动都需要一定时间;另一方面,硫化氢云扩散过程本身也需要时间。考虑到有硫化氢云的扩散过程和人员疏散过程都在随时间不可逆地进行,对人员疏散的基本要求是在硫化氢发展到对人体构成危险的时刻之前使人员疏散至安全地点,即疏散行动是否适用的判断准则就是必需疏散时间一定要小于可用疏散时间,数学描述为[5]公式(1):

tret

式中:tret必需疏散时间,s;taet可用疏散时间,s。

可采用图1描述应急疏散过程,分析疏散时间构成,图中纵坐标为收到疏散通知、开始疏散行动和完成疏散行动的人员百分比,横坐标为时间,原点为发现井喷事故发生的危险征兆或事故发生时刻。

可用疏散时间taet由天然气污染扩散过程及浓度分析的各种泄漏扩散模型计算后获得。而必需疏散时间tret由对应急计划区内的群众疏散过程模型计算或者仿真模拟得到。

3 典型疏散场景及疏散策略分析

3.1 国外关于可用疏散时间规定

在加拿大和美国联合编著的“2004 Emergency Response Guidebook”(2004应急指南手册)中提到,在物质泄漏后30min可能产生影响的范围,划分首次隔离区域,即为立即疏散区域。意指可用疏散时间为30min。

3.2 必需安全疏散时间组成分析

根据本文分析,将疏散安全标准设定为:在泄漏发生后30min内,若泄漏点周围1000m范围内的居民都能疏散到1000m以外,则认为目前相关软硬件条件能够满足居民安全疏散需要,即可用疏散时间为30min[6],疏散最小范围为泄漏点周围1000m范围。

换言之,若要保证居民能够安全疏散,其必需疏散时间最多不能超过30min。

在实际疏散过程中,居民首先通过自家门前的山间小道到达主路,然后通过主路到达指定安全区域。当地政府部门根据需要在指定安全区域安排机动车辆,将疏散出来的居民转移安置到指定地点。

3.3 重点区域疏散能力模拟分析

该部分将采用计算机模拟方法逐一分析某重点区域中周边居民步行疏散到1000m范围外所需要的疏散运动时间。

基于3.2中定义的典型疏散场景,针对井场平台周边1000m范围的主要道路分布和目前已经建立的居民疏散组织策略,在BuildingEXODUS 疏散模拟软件中建立了具体的疏散场景,见图2。

根据模拟结果,井场西侧的老年村民从300m边缘步行疏散到1000m以外所用的时间为776s,井场南侧的老年村民从300m边缘步行疏散到1000m以外所用的时间为1309s。而居民的总体可用安全疏散时间为30min(1800s),所以,即使在全部采用步行疏散的情况下,只要气田内部响应时间和居民疏散准备时间之和小于491s,就可以确保居民安全疏散。

4 结论和建议

井喷情况下确保周边居民生命安全的关键在于尽快疏散周边一定范围内的居民。本文基于理论研究、标准规法、现场实践,提出场站周边居民安全疏散的一种比较切实可行的评估方法。本方法通过对现有气田的道路疏散的评估,发现现有疏散道路、疏散管理体制、应急预案的不足,为提高气田公众疏散水平提供了帮助。本方法在执行过程中还需注意以下几点。

4.1 山区行走速度实验测试

模拟计算安全疏散时间,必须通过现场人员行走实验,获取符合当地实际的行走速度参数,这样的评估结果才能反映现场的真实情况。

4.2 山区的道路的复杂性

山区道路由于地形的原因,坡度会导致人员行走速度的变化,所以在进行疏散模拟过程中必须考虑地形对于人员行走速度的影响。

4.3 可用疏散时间及可用疏散范围

按照30min可用疏散时间的理论,在不同不同的山区地形,其疏散范围是不一样的。在进行具体评估过程中,要通过气体扩散模拟计算分析得出具体的疏散范围。

参考文献

[1]姜传胜.人员疏散计算机模拟技术的研究现状和发展趋势[A].中国职业安全健康协会2005年学术年会论文集[C],2005,5:274-277

[2]席学军.关于井喷H2S扩散数值模拟初步研究[J].中国安全生产科学技术,2005,1(1):21-25XI Xue-jun.Numerical simulation preview on release dis-persion of the H2S blowout[J].Journal of Safety Scienceand Technology,2005,1(1):21-25

[3]席学军,邓云峰.含硫气井的公众防护距离的判定法则研究[J].中国安全生产科学技术,2008,4(3):23-27XI Xue-jun,DENG Yun-feng.Determinant p rincip lestudy of highsour gas well safety distance[J].Journal ofSafety Science and Technology,2008,4(3):23-27

[4]Interim directive id 2001-5:public safety and sour gaspolicy implementation[S],Alberta Energy And UtilitiesBoard.April 24,2001

[5]席学军,邓云峰,井喷硫化氢扩散分析[J].中国安全生产科学技术,2007,3(4):20-24XI Xue-jun,DENG Yun-feng.Analysis on dispersion ofH2S during well blowout[J].Journal of Safety Scienceand Technology,2007,3(4):20-24

[6]Manju Mohan,Panwar T S,Singh M P.Development ofdense gas dispersion model for emergency preparedness[J].Atmospheric Environment,1995,29(16):2076-2087

[7]Spicer T O,Havens J.A.Modeling the phase I thorneyisland experiments[J].Journal of Hazardous Materials,1985,(11):237-260

[8]Matthias C S.Dispersion of a dense cylindrical cloud in aturbulent atmosphere[J].Journal of Hazardous Materi-als,1992,30(2):117-150

[9]Chow,W.K.,Ng,C.M.Y.,2008.Waiting time in e-mergency evacuation of crowded public transport terminals[J].Safety Science,46(5):844-857

含硫气田 第5篇

国外高含H2S和CO2气田规模开发始于20世纪50年代[1]。加拿大和美国是最早成功开发高含硫化氢气田的国家,随后美国、德国和前苏联等国家也在这方面取得了成功。普光气田H2S平均含量为15.16%,CO2平均含量为8.64%,是国内正在开发的含H2S、CO2最高的含硫气田。高含硫气田天然气组分中含有H2S、CO2介质,有水存在时,会对地面集输系统的金属管道和设备产生较严重的腐蚀;这会对输送天然气的压力管道和设备造成巨大破坏。借鉴国外先进经验[2],加强油气田的防腐工作,是气田稳产、提高经济效益的保证。

1高含硫气田地面集输系统腐蚀机理及破坏形式

1.1 腐蚀类型及机理

高含H2S、CO2气田腐蚀类型,主要包括电化学腐蚀、硫化物应力开裂(SSC)和氢诱发裂纹(HIC)三类[3]。

1.1.1 电化学腐蚀

包括均匀腐蚀、局部腐蚀等,如果介质中含有Cl-、CO2等,会协同作用,加速腐蚀。水是发生这类腐蚀所必须的条件[4]。

1.1.2 硫化物应力开裂(SSC)

在含有水(包括凝析水)的条件下,H2S分压大于等于0.0003MPa(酸性环境),金属材料会发生硫化物应力开裂(SSC)。具有突发性、低应力,易造成管材断裂、爆破的特点。这类腐蚀是高含硫气田开发最应注意一类。

1.1.3 氢诱发裂纹(HIC)

在酸性环境中电化学腐蚀后产生的氢原子,在HS-的作用下进入金属内部,在金属内部局部积聚形成阶梯型裂纹和鼓泡。在应力的作用下(如输气管道和压力容器中),会产生应力导向氢致开裂(SOHIC),造成破坏。

1.2 腐蚀部位及破坏形式

因高含H2S、CO2等介质,高含硫气田运行于水环境下的设备和管道腐蚀失效多为穿孔泄漏或由于蚀孔群重叠造成局部区域壁厚减薄,丧失承载能力。导致失效的部位大多是浸于气田水、积液区及气、水界面。地面集输系统腐蚀部位及破坏形式分析主要分为集输管道腐蚀和容器腐蚀两方面。

1.2.1 集输管道

集输管道内腐蚀破坏主要发生在积液的弯管段及其气液界面,易沉积腐蚀产物及污物的某些滞流区和死角。腐蚀破坏多为点蚀和缝隙腐蚀,弯管段易受磨损腐蚀。

1.2.2 容器

容器内的腐蚀破坏主要发生在易沉积污物的部位,如容器的仪表接管、出口管和底部。腐蚀多为点蚀和缝隙腐蚀。

2 普光气田腐蚀防护措施

针对高含H2S、CO2介质腐蚀特点和影响因素主要采取以下几个方面的措施[5]。

2.1 选择抗蚀材料

选用耐腐蚀合金钢材[6]。普光气田地面集输系统耐腐蚀合金钢管主要为镍基825合金[7],能有效防止H2S、CO2的腐蚀。

集输管道上主要是采取的湿气保温混输+缓释剂方法进行腐蚀控制,选取的材料为L360MCS,L360MCS硬度小于HRC22,可以有效防止硫化物应力开裂(SSC)。

2.2 严格控制焊接工艺

涉酸低碳钢,采用严格焊接工艺进行焊接。先将管道预热到100-150℃,进行根焊,然后进行热焊,填充该面焊接等,层间温度严格控制在100-200℃,以便于焊接过程中氢的溢出,焊接完成后,在层间温度不降的情况下,进行350℃的消氢处理,然后进行焊缝的无损检测,检测合格后进行621±10℃的焊后热处理,有效的消除焊接应力,获得索氏体组织,防止硫化物应力开裂(SSC)的发生。

2.3 保温外输天然气

高含H2S、CO2气田三类腐蚀中,水都是造成腐蚀产生的重要原因。在输送过程中不产生水,则理论上可以不考虑腐蚀。普光气田地面集输系统采用加热混输方法,输送温度控制在天然气水露点5℃以上,保持在输送过程中没有水产生,可大大降低腐蚀发生概率。

2.4 使用缓蚀剂

使用含有表面活性剂的缓蚀剂能够达到一定缓蚀效果。对于光滑管壁,缓蚀剂的缓蚀效率可达95%。普光气田选用WESTCOR CI-545型缓蚀剂,它是一种混合物,属于应用于油气井稳定性较强的阳离子薄膜胺类缓蚀剂。WESTCOR CI-545可以在管线上形成粘性极强的薄膜,从而有效防止气井采出流体因含硫化氢、二氧化碳以及腐蚀性盐水造成的腐蚀。普光气田采用缓蚀剂进行管线防腐有三种模式:预涂膜、连续加注、批处理缓蚀剂。

2.4.1 预涂膜缓蚀剂

在系统投产前利用清管器携带油溶性缓蚀剂对站外集输管线内壁进行预涂膜。

2.4.2 连续加注缓蚀剂

正常生产时在每个井的井口处进行连续缓蚀剂加注。加注位置分别设在每口单井一级节流后管段,以及酸气管线出站发球筒前管段。

2.4.3 批处理缓蚀剂

为了增强连续加注缓蚀剂的保护效果,结合腐蚀监测的情况,每年采用油溶性缓蚀剂进行4次处理。

2.5 防止冷凝水析出

输气管道中的冷凝水是腐蚀性介质,对管道内上部和下部均有腐蚀,加入单乙基甘醇(MEG)、二乙基甘醇(DEG)和甲醇能有效地防止冷凝水析出,从而降低了腐蚀速率。

2.6 避免紊流

紊流产生的因素是气体流速影响和管道内壁粗糙度影响等。集输管道中弯头和突出部位因流速降低和管道内残留物质的存在使得这些部位的紊流程度很高,这样会破坏保护膜或缓蚀剂吸附膜。而这些部位,水也更容易分离出来,因而会增大腐蚀速率。通过控制气体流速,定期清管避免在管道内壁附着沉积物,可以避免紊流,达到降低腐蚀目的。

3 在线腐蚀监测系统

腐蚀监测是对设备腐蚀速度和某些与腐蚀速度密切相关参数进行连续或断续测量,同时根据测量对生产过程有关条件进行控制的一种技术。通过腐蚀监测,可以获得腐蚀过程和操作参数之间相互联系的有关参数可以鉴定腐蚀原因。因此通过早期监测和准确度量,适时预防腐蚀破坏事故发生,判断和评价腐蚀控制措施有效性和可靠性,进而有针对性地制定、调整和优化腐蚀控制方案和措施,使生产设备更有效地运行,从而达到改善生产能力,延长设备寿命,改善产品质量,做出维修预报,减少投资和操作费用的目的。

3.1 腐蚀监控方法分析

腐蚀监测技术是由实验室腐蚀试验方法和设备的无损检测技术发展而来的。从传统的腐蚀监测方法从原理上可分为物理测试(失重挂片法、电阻法、氢监测)、电化学测试(线性极化电阻法)、化学分析(分析铁离子、氯离子、H2S、二氧化碳、PH值、细菌等),各种方法都有优缺点[7]。传统腐蚀监测方法主要是在人工停车检修期间安装和取出挂片进行监测,在停车期间对设备进行检查。为了及时发现长输管网中因腐蚀造成的破坏,现代监测技术应运而生,如超声波法、声发射法、电位法、电阻法、电偶法、热象法、射线技术及各种探针技术 [8]。近年来又出现了许多新的监测技术,如交流阻抗技术、恒电量技术、电化学噪声技术、并在这些技术基础上相应的研制了各类的腐蚀监测仪器[9]。

3.2 腐蚀监控方法在普光气田的应用

对内腐蚀进行精确的且始终如一的监测是较难的,为了能充分地满足各方面要求,设计时考虑同时使用几种监测方法,避免仅采用一种监测方法。任何腐蚀监控系统中, 常常以两种或两种以上的监测系统组合起来为采集数据提供一个更广泛的基础。各种技术的综合利用,将对于工艺系统中的腐蚀速率以及如何把腐蚀速率降至最低,得出具有实际价值的结论并制定正确的防腐措施。

普光气田针对地面集输系统的高腐蚀风险,采用了多种腐蚀监控方法。在站场采用了腐蚀挂片(CC)、电阻探针(ER)、线形极化探针(LPR),并设置水分析取样点,定期进行铁离子分析;在线路管道上采用电指纹(FSM)方法;此外,每个站配置一套便携式氢通量(Hydrosteel)技术,用于管道设备渗氢及氢损伤的评估。

除腐蚀挂片外的所有在线监测方法测量的数据通过网络传至站控室和中控室,进行实时在线监测和数据分析处理。

3.3 普光气田腐蚀监测系统组成

各集气站和集气总站腐蚀监测系统主要包括腐蚀挂片、电阻探针、线性极化探针、便携式氢通量测量仪、数据采集器、控制和数据传输系统(含数据分析软件)、现场总线、控制机柜以及水分析取样口、带压取放器装置等。电阻探针、线性极化探针的测量数据需要通过局域网上传至净化厂中控室,接入腐蚀监测系统服务器, 进行数据的储存、分析、评价、报告、管理。

4 结论

普光气田已经摸索建立了一套地面集输系统腐蚀综合防护方法,在不同开发阶段合理运用各种方法,可以最大限度地提高防腐效果。

(1)通过对硫化氢、二氧化碳腐蚀机理的研究,在设计阶段提前预见到集输系统腐蚀危害高发区,采取实验室试验方法,根据实验结果,采取有效的防护措施。

(2)根据对抗硫材料分析以及晶相组织、应力等对硫化物应力腐蚀开裂影响,选用合适防腐材料,指导地面集输工程施工中做好前期安装质量监控工作,将安全隐患消灭在萌芽状态。

(3)根据对缓蚀剂成膜工艺研究,合理选用缓蚀剂和缓蚀剂使用工艺[10],指导在生产过程中严格按照缓蚀剂本身的成膜规律进行作业,对地面集输系统进行全方位保护。

(4)使用在线监测方法对腐蚀情况进行跟踪,可以及时了解在生产运行中系统的腐蚀状况,提前发现,提前预防,确保普光地面集输系统的安全平稳运行。

摘要：针对高含硫气田地面集输系统中H2S、CO2严重腐蚀管道和容器的问题,分析了腐蚀产生机理和破坏形式。以四川省境内的普光气田为例,阐述了实际采取的各种防腐措施,主要包括:选择抗蚀材料,严格控制焊接工艺,对输送的天然气进行保温外输,使用缓蚀剂,防止冷凝水析出以及避免管道弯头和突出部位的紊流。在此基础上,分析了目前主要的在线腐蚀监测方法的特点,介绍了普光所用的在线监测技术及其监测系统。各种防腐和在线监测技术的综合应用,对于保障高含硫气田安全生产和运行具有重要意义。

关键词：含硫气田,腐蚀机理,防腐技术,缓蚀剂,在线监测系统

参考文献

[1]何生厚,等.高含硫化氢和二氧化碳天然气田开发工程技术[M].北京:中国石化出版社

[2]吕杉.高含硫气田集输系统腐蚀和腐蚀控制[J].石油规划设计,2002,13(6):34-43 LU Shan.The corrosion and corrosion control of the gath-ering and transportation system of the high sulfur gas fields[J].Oil Planning and Design,2002,13(6):34-43

[3]岑芳,李治平,张彩,等.含硫气田硫化氢腐蚀[J].资源产业,2005,7(4):79-81 CEN Fang,L I Zhi-ping,ZHANG Cai,et al.Hydrogen sulfide corrosion in sour gas reservoir[J].Resources&Industries,2005,7(4):79-81

[4]王兵,李长俊,廖柯熹,等.含硫气田设备及管道的腐蚀与防腐,油气田环境保护,2007,17(4):40-42 WANG Bin,LI Chuan-jun,LIAO Ke-xi,et al.Corrosion and corrosion protection of equipments and pipelines for sour gas field[J].Environmental Protection of Oil&Gas Fields,2007,17(4):40-42

[5]赵伟,于会景.高含硫气田管道腐蚀原因分析与防护措施[J].化学工程与装备,2010(3):66-69 ZHAO Wei,YU Hui-jing.Causation analysis of and pro-tection measures for pipeline corrosion in gas field with high sulfur content[J].Chemical Engineering&Equip-ment,2010(3):66-69

[6]石油和天然气工业-含硫化氢油气田材料的选择和使用标准[S].2005 Petroleum and natural gas industries-Materials for use in H 2 S-containing environments in oil and gas production,ISO15156-1/-2/-3[S]

[7]李挺芳.腐蚀监测方法综述[J].石油化工腐蚀与防护,1993(2)LI Ting-fang.Review on methods for corrosion monitoring[J].Corrosion&Protection in Petrochemical Industry,1993(2)

[8]刘海峰,胡剑,杨俊.国内油气长输管道检测技术的现状与发展趋势[J].天然气工业,2004,24(11):147-150 LIU Hai-feng,HU Jian,YANG Jun.Current status and trends of testing technique for long pipelines of oil and gas in China[J].Natural Gas Industry,2004,24(11):147-150

[9]张敏,黄红军,李志广,等.金属腐蚀监测技术[J].腐蚀科学与防护技术,2007,19(5):354-357 ZHANG Min,HUANG Hong-jun,LI Zhi-guang,et al.Corrosion monitoring technique for metals[J].Corrosion Science and Protection Technology,2007,19(5):354-357

含硫气田 第6篇

关键词：套管损伤,测井,电磁探伤,多臂井径,管外窜槽,工程问题

在油气勘探开发中, 油气井的套管损伤不仅给油气生产造成巨大的直接经济损失, 而且给环境保护等造成很大困难, 因此油气田对套管损伤检测和评估都高度重视。针对国内一些超深、高含硫的气田 (例如四川普光、元坝气田等) , 其所属大多数气井的套管长期处于高温高压及深埋藏的环境条件下, 损坏腐蚀情况较为普遍, 其中个别气井甚至因套管损伤引发工程事故, 处理过程耗时耗力, 给油田开发者带来极大困扰。

利用电磁探伤、多臂井径等测井技术手段, 在不影响生产作业的前提下, 能够方便快捷地对油气井套管损伤情况进行评估, 并及时提供套损部位及损伤程度等成果, 成为降低油气勘探开发成本的有效措施。

1 技术简介

针对油气田中一些超深含硫气井, 目前需要面临的工程测井评价问题主要包括有套管损坏 (腐蚀、变形、破裂) 、固井质量、管外串槽、压裂效果、检查射孔位置等, 根据这些问题可将工程测井评价技术划分为以下几个方面: (1) 套管损伤测井评价技术; (2) 水泥胶结质量测井评价技术; (3) 射孔定位, 管外漏失、窜槽分析; (4) 过套管酸化、压裂效果评价技术;利用工程测井技术手段 (例如井周声波扫描, 电磁探伤, 多臂井径等) , 能有效的解决各种工程技术难题, 为油水井大修、油井补孔和进一步施行各种作业措施提供可靠资料。

2 技术优势

超深含硫气井的井下油套管长期处于高温高压及深埋藏的环境条件下, 且常要求井下带压作业。在选用不同工程测井方法进行工程问题评价时, 须优选出具有相应适用范围的工程测井系列, 以便实现其检测目的。

2.1 套损检测技术

2.1.1 超声波类套损检测技术

可选用哈里伯顿CAST-V/F超声波井周扫描成像测井, 该技术利用声波反射波的回波时间和幅度进行套管内壁成像, 并可计算套管壁厚及内径大小;其次, 井下电视BHTV系统也能有效地对井壁内壁进行简单成像。

该类套损检测技术能有效地识别套管内壁损伤情况, 同时可根据不同井眼尺寸及泥浆类型, 选取不同发射频率及不同尺寸规格的旋转头。

2.1.2 电磁探伤套损检测技术

可选用俄罗斯多层管柱电磁探伤成像仪 (MID-K) 进行套损检测评价。该方法主要利用电磁感应原理来检测井下油气管柱损伤状况, 能对多层管柱的各级损伤 (尤其是破损、腐蚀) 进行定量评价。

2.1.3 多臂井径套损检测技术

主要选用英国SONDEX公司生产的MIT24、MIT60测量仪进行套损检测评价。该技术通过马达带动机械测量臂伸展, 对管柱内径进行精确测量, 可直接反映套管内壁变化情况, 可用于套管内壁检测和进行腐蚀判断。

MID-K测井可同时对两层套管探伤测量, 且对金属损失有敏感反应, MIT反映管柱内径变化更为精确, 两者结合使用具有更高的测量精度和测井适用范围, 可对超深含硫套管常见的损伤 (破损、变形 (错断) 及腐蚀) 进行定量识别。

2.2 固井质量检测技术

可优选常规声幅-变密度 (VDL) 及扇区水泥胶结测井 (SBT) 技术对套外水泥环进行固井质量评价。声幅-变密度测井对水泥环第一、二界面胶结质量有较好反映, 是常用技术手段;SBT通过对6个60°扇区范围的声波衰减率进行成像, 能反映井周水泥胶结固井质量情况, 能有效地解决超深井套管微环隙的问题, 可作为声幅-变密度测井的有效补充。

2.3 射孔定位, 管外漏失、窜槽分析

磁接箍测井可为射孔施工进行深度定位提供依据;采用井温测井判断管外地层漏失、其方法简单, 但精度较低, 且只对破损较为明显的套管有效。另外SBT测井作为检查管外窜槽的常见技术手段, 精度高, 实用有效。

2.4 过套管酸化、压裂效果评价技术

利用偶极子阵列声波测井技术可以对地层压裂后的裂缝高度、延伸方向进行确定, 以评价酸化压裂效果。

3 应用情况

目前, 该套工程测井技术在四川盆地Y气田开发中已得到广泛的应用 (其中, 固井质量测井技术评价应用已达上百井次, 套损检测测井技术评价应用达8井次) , 其应用效果显著 (部分见表1) ) 。

参考文献

[1]香港合创国际有限公司.俄罗斯MID-K电磁探伤成像测井仪操作手册, 2006 (资料) .

[2]英国Sondex公司.多臂井径成像手册, 2000 (资料) .

含硫气田 第7篇

目前, 国内外处理含硫废水的方法很多, 如碱吸收法、沉淀法、气提法、生化法、氧化法等[1]。废水中硫化物的质量浓度为2000mg/L以上时, 一般采用碱吸收法、沉淀法或气提法处理, 且能回收其中的硫化物。废水中硫化物的质量浓度为50mg/L以下时, 一般采用生化法处理, 处理后的废水能达到排放标准要求。废水中硫化物的质量浓度为50~200mg/L时, 国外趋向于采用湿式氧化法处理, 其产物主要为硫酸盐, 但该法能耗大, 对设备材质要求苛刻[2], 国内企业不宜采用。关于炼油、石化及制革业的高含硫生产废水的处理报道, 自上世纪80年代便络绎不绝, 而针对天然气产业高含硫气田废水的处理研究几近为零, 此次试验模拟的实际气田废水中硫化物的浓度为1040mg/L, 不在上述范围内, 探索采用空气氧化法进行处理, 研究该方法的处理效果, 为以后的研究奠定基础。

1试验方法

1.1试验原水

根据中国石油西南油气田分公司重庆气矿万州采输气作业区峰007.1井、云安012.2井和重庆气矿忠县采输气作业区的宝1井的气田废水的水质分析报告, 选取污水综合排放标准 (GB8978.1996) 中一级标准要求超标的物质, 在实验室配制未处理的原气田废水 (以下简称原废水) 作为试验原水, 物质的浓度见表1:

1.2试验方法

量取配制好的废水500m L于1L烧杯中, 投加催化剂Mn SO4, 采用砂芯曝气头, 向废水中通入空气进行反应。反应完成后, 取上清液稀释, 测定硫化物的浓度, 废水中硫化物含量采用对氨基二甲基苯胺光度法 (A) 法[4]测定。

2结果与讨论

正交试验的试验与计算结果见表2。

(2) 22℃为试验当天的室温。

2.1催化剂投加量对硫化物去除率的影响

研究表明, Cu SO4、Fe SO4、Mn SO4和Co Cl2四种金属盐催化剂中, 从技术和经济两方面考虑, Mn SO4具有最高的性价比, 其催化效果好且价格较便宜[5]。因此我们选择Mn SO4作为本次试验的催化剂, 按照废水中硫化物 (S2-) 质量的5%、10%和15%改变Mn SO4的投加量, 考察这一因素对硫化物去除率的影响。

由表2中的试验结果证明, 催化剂Mn SO4的用量为硫化物量的10%时, 脱硫效果最显著, 选取硫酸锰投加量为硫化物 (S2-) 的10%。

2.2曝气量对硫化物去除率的影响

理论上氧化1kg硫化物 (S2-) 约需1kg O2, 相当于4m3空气中的氧气。本实验中氯离子和硫离子的浓度较高, 废水中的含盐量很高, 水的粘度太大, 很大程度地降低了气液传质速度, 为了保证反应能够较快的进行, 必须加大曝气强度, 考虑到实验室现有条件, 我们选择曝气量为6、12、18L/min进行研究。

由表2可知, 当曝气量为18L/min时, 硫化物的去除率最高。说明随着曝气强度的增加, 废水中硫化物的去除速度加快, 硫化物浓度降低速率有所提高。

2.3反应时间对硫化物去除率的影响

反应时间在10min之内时, 废水中硫化物的氧化反应为快速反应阶段, 随着时间的延长, 反应速度逐渐变缓, 在温度为25℃时, 反应时间超过20min后, 硫化物的去除率几无增加[2]。根据试验结果, 我们可以看出最佳去除率对应的反应时间为30min, 因此确定试验方法的反应时间为30min。

2.4温度对硫化物去除率的影响

根据阿仑尼乌斯公式, 水温升高会加速硫化物的氧化, 加快反应进程。张军, 关宏讯等人[2,5]研究表明, 水温在20~40℃之内对硫化物去除的影响不显著。因此本试验选定室温22℃为试验温度。

2.5最佳反应条件废水中硫化物的去除率

表2中显示的第8组试验的条件, 为我们选定的最佳试验条件, 即催化剂Mn SO4的投加量为废水中硫化物 (S2-) 质量的10%、p H值为13~14、反应温度为室温、反应时间为30min, 此条件下硫化物的去除率接近80%, 这说明空气催化氧化法对硫化物有很好的去除效果, 在很大程度上减轻了后续处理工艺的压力。

3小结

1试验研究证明, 采用空气催化氧化法能有效地去除气田废水中的硫化物, 催化剂Mn SO4的投加量、曝气量、反应时间、p H值和反应温度对硫化物的去除率的影响, 确定了催化氧化法除田废水的最佳反应条件, 即:催化剂Mn SO4的投加量为废水中硫化物 (S2-) 质量的10%、p H值为13~14、反应温度为室温、反应时间为30min。

2试验结果表明, 空气催化氧化法对高含硫气田废水有明显的去除效果, 其对硫化物的去除率接近80%, 大大减轻了对后续处理工艺的压力。

3由于时间的关系, 未考察氯离子对试验的干扰影响和此法对COD的去除效果, 还需进一步探讨。

参考文献

[1]杜永家.含硫废水处理综述[J].染料工业, 1993, 36 (1) :54~56.

[2]张军, 童仕唐.采用絮状锰悬浊液催化剂空气氧化处理含硫废水[J].化工环保, 2001, 21 (6) :316~319.

[3]中华人民共和国卫生部.污水综合排放标准 (GB8978-1996) [S], 1996.

[4]国家环保总局.水和废水监测分析方法 (第四版) [M].北京:中国环境科学出版社.2002.