含硫油、气井安全钻井技术

作者:安全管理网 来源:安全管理网 点击:  评论: 更新日期:2016年09月24日
一、引言
海上钻井是一项高投入、高风险的特殊作业,具有多学科性、复杂性、隐蔽性等特性。钻进时遇到地层中含有H2S会造成工具、管材不同程度的腐蚀及氢脆,一旦H2S超标扩散会给钻井平台施工人员造成生命威胁,因此H2S的监测与控制给钻井技术研究和实施作业提出了更高的要求。基于海上钻井平台受气候、海域、运输等不利条件影响,具有不同于陆地钻井的独特风险性,要求管理、设计、技术、施工等人员具有强烈的责任心、做到精心设计、精心组织、精心施工,确保井下、设备、人员的安全。
二、含硫气田的分布与开发
1 、行业标准
国际上:天然气中H2S≥5%(即77g/m3)为高含H2S气藏, CO2含量2%~<10%间为中含CO2气藏(即39.6~<197.8g/m3)
我国:现行石     油行业标准SY/T6168《气藏分类》规定:天然气中H2S≥2%(即≥30.8g/m3)为高含H2S气藏。CO2含量2%~<10%为中含CO2气藏。
2 、分布
高含硫气田在世界上分布比较广泛,几乎各产油大国都有含H2S气田。目前已发现具有工业价值的高含硫气田约400多个,其中很多分布在碳酸盐岩地层中 。H2S含量高于5%的天然气气藏:

 
我国天然气中H2S含量大于1%的气田,约占全国天然气储量的1/4。主要分布在四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地以及南海崖13-1气田等。其中华北赵兰庄气田H2S含量高达92%。
目前国内仍以四川盆地含硫气田分布最为广泛。盆地内80%以上气田不同程度含H2S 。
其中川东卧龙河气田卧63井嘉五1气藏, H2S含量达31.95%, CO2含量达1.65%。特别是近十余年在川东北地区发现的渡口河、罗家寨和中石化普光等气田,高含H2S和中含CO2很具代表性。
3 、开发现状
在勘探开发高含硫气田中,法国、加拿大、美国、俄罗斯和伊朗等国,积累了丰富经验。
1)法国拉克气田H2S含量为15.4%,CO2含量为9.5%,1957年投产,生产至今。已累积产气2258×108m2,采出程度70%。
2)20世纪60年代中期,壳牌公司在美国密西西比州南方,勘探开发的一个高含硫气田, H2S含硫达45%,最深井深达7620m,井底压力为165.6MPa,温度为221℃。
3)俄罗斯奥伦堡高含硫气田, H2S含量达1.3~5%, CO2含量0.7~2.6%,已开发45年,最高年产气490×108m3,目前年产气180×108m3
4 、目前为止,四川地区有测试依据的高温、高压、高含硫最高指标情况
 最高温度:176℃(盘1井)
 最高压力:龙4井关井井口压力103.42MPa未稳,由于井口受限,未能继续关井,推算地层压力130MPa左右。
 最高含硫:496g/m3(卧龙河嘉陵江气藏)。
5 、危害
H2S为无色、剧毒的酸性气体,与空气的相对密度为1.189,爆炸极限范围为4.3% ~46%(天然气5%~15%)。H2S是一种神经毒剂,亦为窒息性和刺激性气体,一旦发生泄漏,不仅影响高含硫气井平稳开发,还将危及人和环境安全,其浓度为150ppm(225mg/m3)时就会刺激人眼、呼吸道,麻痹嗅觉神经,浓度为800ppm(1200mg/m3)以上时,2min就能造成死亡。1ppm=1.5mg/m3      
三、含硫油、气井钻井施工难点
1 、地质构造复杂,不易判断
无论前期勘探资料多么丰富,不同区块及相邻井位所钻地质构造均有所不同,设计书中不能概述全部的风险,特别是碳酸盐岩裂缝性气藏深井,纵向上普遍存在多产层多压力系统,由于套管程序的限制,往往造成同一裸眼井段出现喷漏复杂情况。横向上油气水分布不均,且地层压力也存在较大差异,造成同一井组,邻井施工难易程度也不尽相同。
2 、钻井平台地域狭小,人员稠密,安全、环保风险较大
钻井平台面积不如一个足球场大,施工人员达到100余人,矗立大海上施工相对较孤立,一旦发生油、气井井喷,人员的生命和国家重大资产将面临巨大威胁,如果大量原油或H2S泄露将给环境造成不可估量的损失。众所周知“12.23”含硫气井井喷事故造成了数百人死亡,数万人员撤离,但这是在陆地,还有地方可疏散;墨西哥湾“深水地平线”平台钻井事故,原油泄露,造成了巨大的海洋环境污染,BP公司面临巨额损失。

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