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、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難題。為此，總結(jié)了中國石油天然氣集團公司近年來在深層高溫、高壓、大產(chǎn)

摘要：我國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、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難題。為此，總結(jié)了中國石油天然氣集團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)能測試技術(shù)非穩(wěn)態(tài)測試用時減少50%，平均誤差為7.5%，試井測試深度達7 000 m，硫化氫測試含量達230 g／m3；②高含硫氣井完井裸眼封隔器分段工具的分段級數(shù)達12級，不動管柱水力噴射分段工具的分段級數(shù)達9級；③高含硫氣田氣液密閉混輸工藝和腐蝕控制技術(shù)體系長效膜緩蝕劑的膜持續(xù)時間為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99.45%，高含硫天然氣脫硫技術(shù)及工藝計算模型的有機硫脫除率達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)高含硫氣田開采國家級研發(fā)平臺以推動本領(lǐng)域技術(shù)進步的建議。

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

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)是中國重大能源戰(zhàn)略決策。中國高含硫天然氣資源豐富，開發(fā)潛力巨大。截至2011年，中國累計探明高含硫天然氣儲量約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，中國石油天然氣集團公司已在四川盆地開發(fā)動用高含硫天然氣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，中國高含硫天然氣探明儲量將進入快速增長期，為進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藏的寶貴資源。因此，安全、經(jīng)濟、高效地開采天然氣并將有毒硫化氫轉(zhuǎn)化為硫磺，對優(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

中國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，資源開采面臨腐蝕性強、成本高、毒性大、事故后果嚴(yán)重等難點。

2.1  地質(zhì)特征復(fù)雜

中國高含硫氣藏多為深層、高溫、高壓氣藏，氣藏非均質(zhì)性強，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、底水活躍型儲層。

2.2 開采評價要求高

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)?；ㄔO(shè)投產(chǎn)的開采方案對氣藏早期描述、產(chǎn)能快速評價等開采早期評價技術(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，集輸過程必須解決腐蝕監(jiān)測與控制的難題，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)保方面必須實現(xiàn)氣田水、硫化氫的零排放。

2.4 環(huán)境與安全風(fēng)險高

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，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)是一個國家或國際綜合性能源公司油氣資源開采實力和工程技術(shù)水平的集中體現(xiàn)。國外少數(shù)國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)費用高。

中國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)的專項課題攻關(guān)，在高含硫氣田開采產(chǎn)能測試、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)險防控等方面取得了重大進展，特別是2009年7月龍崗二、三疊系礁灘氣藏順利投產(chǎn)，在國內(nèi)率先實現(xiàn)大型超深高含硫氣田的安全開采，標(biāo)志著中國已經(jīng)擁有具有自主知識產(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)能評價測試及分析技術(shù)

3.1.1 自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能快速評價技術(shù)

3.1.1.1 自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能評價測試設(shè)計方法

通過改進實驗設(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)及其對氣相滲流的影響，由此建立了高含硫氣井試井設(shè)計計算方法，提供了定量預(yù)判測試分析方法有效性和可行性的技術(shù)手段，填補了國內(nèi)高含硫氣井井下測試技術(shù)盲區(qū)，帶動了相關(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)能評價非穩(wěn)定測試分析方法

基于高含硫氣井滲流模型和二項式產(chǎn)能方程研究，建立了滲流率和地層壓力約束的改進單點測試產(chǎn)能評價方法，與傳統(tǒng)的“一點法”比較，評價方法的最大誤差從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)計技術(shù)，解決了根據(jù)非穩(wěn)定測試數(shù)據(jù)推算穩(wěn)定流動數(shù)據(jù)、進而計算穩(wěn)定產(chǎn)能的難題，奠定了高含硫氣井產(chǎn)能快速評價技術(shù)的理論基礎(chǔ)。

3.1.2 自主研發(fā)了深層高含硫氣田測試工藝技術(shù)

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

自主研制了全通徑井下測試工具，將影響大產(chǎn)量氣井產(chǎn)能評價準(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套測試管柱使用技術(shù)，完井測試由常規(guī)7英寸(1英寸=25.4 ram)井眼測試發(fā)展到5英寸小井眼測試，為國內(nèi)高含硫氣井完井測試提供了關(guān)鍵支撐技術(shù)，已實施完井測試180井次。

3.1.2.2 自主研發(fā)了高抗硫大產(chǎn)量兩相流地面測試技術(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的抗硫緩沖計量罐、改進型適用壓力l05 MPa的RTTS封隔器、遠程數(shù)據(jù)自動采集及安全控制系統(tǒng)，使高含硫氣井地面測試能力從30×104 m3／d提高到450×104 m3／d，解決了高含硫大產(chǎn)量氣井測試技術(shù)的瓶頸問題。

圖1為大產(chǎn)量高含硫氣井地面測試流程圖。

 

3.1.2.3 自主研發(fā)了高抗硫鋼絲試井測試技術(shù)

以腐蝕評價試驗為基礎(chǔ)，研制并配套完善了井下測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)量氣井測流壓設(shè)計方法以及試井測試安全控制技術(shù)，氣井測試產(chǎn)量由30×104 m3／d提高到116×104 m3／d，天然氣中硫化氫測試含量由100 g／m3提升到230 g／m3，測試井深從4 000 m提升到6 800 m，測試井型由直井?dāng)U展到最大井斜角為47°的斜井。已實施試井150口井，成功率達100%。2008年9月在劍門1井首次實施7 000 m井下測試獲得成功，超過國外同類氣井的測試紀(jì)錄。

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

基于裂縫-孔隙型儲層的氣水滲流機理及含硫氣藏水體沿裂縫發(fā)育帶侵進的物理背景，創(chuàng)新建立和求解了雙重介質(zhì)儲層生產(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，形成了水侵動態(tài)分析及預(yù)測技術(shù)，首次實現(xiàn)了早期產(chǎn)水及地層水侵對氣井產(chǎn)能影響的預(yù)測，已成功應(yīng)用于l2個年產(chǎn)天然氣56×108 m3的重點含硫氣田，實現(xiàn)了氣田產(chǎn)水的早期整體治理，維護了氣田產(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)測和管柱力學(xué)校核為核心的完井設(shè)計技術(shù)

在國內(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)測模型，預(yù)測誤差小于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)計和現(xiàn)場施工的控制參數(shù)設(shè)計方法，現(xiàn)場施工成功率達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)場評價的基礎(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項行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

3.2.1.3 自主研發(fā)了井筒安全性評價技術(shù)

在國內(nèi)首次以安全屏障分析為核心，結(jié)合井下漏點與氦氣密封檢測技術(shù)，形成了井筒安全性評價技術(shù)，防控了異常帶壓氣井生產(chǎn)安全風(fēng)險，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

獨創(chuàng)了不動管柱水力噴射分段工具，解決了國外工具帶壓上提油管導(dǎo)致井控風(fēng)險高的問題，可實現(xiàn)不動管柱9級分壓；率先實現(xiàn)了裸眼封隔器分段工具的國產(chǎn)化，達到國外同等技術(shù)水平，降低成本75%，可實現(xiàn)12級分壓。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)于高含硫儲層特點的酸液體系

針對高溫深井高含硫儲層酸巖反應(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個數(shù)量級，酸液相對密度從l.1增到1.5，井底處理壓力最高達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)液體沉積對管道的腐蝕，確保了緩蝕劑的應(yīng)用效果。首次在國內(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，含硫閃蒸氣集中進入后續(xù)硫磺回收裝置，實現(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斷、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)

建立了實驗室高含硫工況模擬評價指標(biāo)，提出了L360等抗硫管材的制造和施工技術(shù)要求，實現(xiàn)了國內(nèi)高鋼級管材在高含硫氣田的首次應(yīng)用，改變了依靠國外進口抗硫管材設(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)的安全運行。

3.3.3 集成創(chuàng)新了以抗硫材料性能評價、緩蝕劑應(yīng)用和腐蝕監(jiān)測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及現(xiàn)場材料評價技術(shù)

自主研發(fā)了國內(nèi)首個高含硫氣田在線腐蝕試驗裝置，形成了可變流速、氣液兩相高壓在線腐蝕監(jiān)測技術(shù)，可在實際流態(tài)條件下對材料耐蝕性能進行在線監(jiān)測，驗證材料和焊接工藝在現(xiàn)場應(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)測裝置。

 

3.3.3.2 發(fā)明了長效膜緩蝕劑、緩蝕劑加注裝置

通過改進緩蝕劑分子結(jié)構(gòu)，引入巰基基團，增強了緩蝕劑的吸附成膜性能，與國外同類產(chǎn)品相比緩蝕劑的膜持久時間由10 d提高到45 d。應(yīng)用了清管器預(yù)膜技術(shù)，解決了長距離管線緩蝕劑均勻保護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)測系統(tǒng)，實現(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、氫滲透測試和ER腐蝕監(jiān)測溫度補償技術(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有機硫的物理溶解能力，促進有機硫的水解，用配方溶劑代替了單一的甲基二乙醇胺溶劑，有機硫脫除率由40%提高到85%，H2S脫除率超過了99.98%。首次在國內(nèi)測定了有機硫在脫硫溶液中的平衡溶解度，并建立了相應(yīng)的工藝計算模型，可為自主設(shè)計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)運行

研發(fā)了天然氣組成分析、硫化氫及有機硫分析等輔助技術(shù)，研制了3種國家一級標(biāo)準(zhǔn)物質(zhì)，建立了17項天然氣組分分析方法，皆成為國家標(biāo)準(zhǔn)，為控制中國商品天然氣質(zhì)量、確保天然氣凈化裝置安全平穩(wěn)運行提供了準(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)境影響評價、安全評價、定量風(fēng)險評價技術(shù)體系

首次針對含硫天然氣開發(fā)環(huán)境影響突出、準(zhǔn)確預(yù)測評價難度大等技術(shù)瓶頸，通過現(xiàn)場測試、風(fēng)洞模擬實驗、多年跟蹤評價等手段，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)測評價技術(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)險評價方法和軟件，使丘陵及中、低山地帶的評價精度超過了50%，在國內(nèi)首次實現(xiàn)將三維擴散模擬結(jié)果應(yīng)用到定量風(fēng)險計算，為復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的安全防護距離及應(yīng)急計劃區(qū)確定提供了科學(xué)依據(jù)，從源頭實現(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。免燒磚的磚體強度達到MU10標(biāo)準(zhǔn)磚的強度，浸泡水質(zhì)滿足環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)要求，實現(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)擴散數(shù)字模擬技術(shù)、定量風(fēng)險評價技術(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、安全庇護所、環(huán)境應(yīng)急監(jiān)測系統(tǒng)、應(yīng)急報警系統(tǒng)、自動氣象站等，建立了三維地理信息應(yīng)急系統(tǒng)管理平臺，具備事故狀態(tài)下現(xiàn)場氣象參數(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)成果與國內(nèi)外同類技術(shù)的對比情況如表2所示。

表 2

 

4 結(jié)論及建議

1)上述研究攻關(guān)成果由中國石油西南油氣田公司統(tǒng)一協(xié)調(diào)、組織了專人進行項目推廣，開展了規(guī)?；I(yè)應(yīng)用，建成了中國首個高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地，建設(shè)了國家重大科技專項——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，同時在海外土庫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年來已累計開采含硫天然氣322×108 m3，回收硫磺74×104 t，實現(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)、促進循環(huán)經(jīng)濟發(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)》獲國家科技進步二等獎，這是中國在高含硫氣藏開采領(lǐng)域授予的第一個也是目前唯一1個國家科技獎勵。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，使中國進入了擁有該技術(shù)的國際先進行列，具備了參與國際競爭的實力，技術(shù)應(yīng)用前景廣闊。

3)在取得進步的同時也還應(yīng)當(dāng)清醒地看到中國高含硫氣田開發(fā)的總體技術(shù)水平與國外還有一定差距，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，核心競爭力和原始創(chuàng)新能力有待提高，基礎(chǔ)理論和實驗技術(shù)能力有待進一步提升，部分關(guān)鍵設(shè)備、工具及材料還依賴引進，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)跟蹤評價。

4)為了加快高含硫氣田安全開采技術(shù)的進一步完善和配套，建議在現(xiàn)有成果的基礎(chǔ)上，依托已建成的中國石油高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地，整合國內(nèi)本領(lǐng)域的優(yōu)勢學(xué)科和研究力量，在四川盆地盡快建成國家層面的技術(shù)研發(fā)和工程應(yīng)用平臺，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，促進本領(lǐng)域自主創(chuàng)新能力的提升。同時，通過市場機制實現(xiàn)技術(shù)轉(zhuǎn)移和擴散，提供成熟的工藝技術(shù)及其產(chǎn)品裝備，實現(xiàn)開采技術(shù)工程化和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用示范，增強產(chǎn)業(yè)核心競爭能力和發(fā)展后勁，推動天然氣工業(yè)快速發(fā)展。

 

參考文獻

[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：中國石化出版社，2008.

 

本文作者：常宏崗 熊鋼

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