中国石油西南油气田公司管道完整性管理研究与实践

管道完整性管理可将风险控制在合理、可接受的范围内,预防和减少管道事故的发生,经济合理地保证管道安全运行。'十一五'期间,中国石油西南油气田公司针对其长输和集输天然气管道场站的特点,按照管道系统完整性管理的理念和要求,在管道及场站管理系统、适用于不同介质工况的管道风险评价技术、管道完整性检测技术、管道完整性评价技术、管道维修与维护技术、场站完整性管理配套技术等方面,形成了一系列研究成果,建立和完善了西南油气田公司管道完整性管理的技术体系、管理体系和实施模式,显著提高了该公司管道完整性管理水平。这些研究成果和应用经验不但为西南油气田公司提高管理水平、确保管道场站安全运行提供了技术保障,也为其他油气田公司推广应用管道完整性管理提供了借鉴。

油气管道废弃处置技术现状及问题研究

目前国内油气管道废弃处置研究处于起步阶段,还没有形成健全完备的技术体系和标准规范。文中首先简述了国内外油气管道废弃处置相关标准法规与废弃判定依据,然后分析了残留物清理和洁净度评价、管线及附件设施拆除、管道注氮、注浆、分段隔离以及废弃后的监测维护等方面的技术要点。最后结合工程实际,对管道拆除废弃、就地废弃方式及其处置技术进行了对比分析,并介绍了管道废弃处置技术的适用场合和建议做法。文中综述内容为国内废弃油气管道的安全环保、高效低成本处置提供借鉴。

油气田废水地下灌注技术及其环境风险分析

国家对环境保护与环境污染治理重视程度不断增加,解决油气田废水的出路与气田开发息息相关,一些常规油气田废水处置方式已经不能满足可持续发展的要求。为此研究了深部地下灌注技术在油气田废水处置中的运用,并结合国内油气田废水特征总结出一套地下灌注技术方案,最后针对此技术在实际运用过程中的环境风险进行了简要分析评价,并提出了相应的防治措施。

油气田基建工程质量监督标准化模式研究

通过分析现阶段油气田基建工程质量监督管理工作面临的形势、挑战,总结提炼工程质量监督工作经验,拓展监督工作思路,创新监督管理方法,提出从监督基础管理标准化、监督工作标准化、监督检查方式标准化、质量问题处理标准化四个方面构建油气田基建工程质量监督标准化新模式,以标准化为引领推动工程质量监督工作高质量发展,切实提升质量监督管理效能。

油气田地面与地下工程建设质量安全一体化建设探讨

随着西南油气田公司油气大规模上产,对工程建设质量安全有了更高的要求。文章提出要提高企业内部强制监督的范围、加强企业内部强制监督责任,结合油气地面工程质量监督与油气地下工程质量监督,建立更有效率的油气田工程建设质量安全评价体系,以促进油田高效、安全、经济生产。

浅谈航拍技术在油气田土地管理中的应用

利用航拍技术与GIS(Geographic Information System,地理信息系统,简称GIS)技术相结合,通过对航拍照片的校正、DEM(Digital Elevation Model,数字高程模型,简称DEM)高程数据提取、占地面积与土地利用状况分析、土地复垦方案的编制、土方量的测算等,探讨了航拍技术在油气田土地管理工作中的应用。

油气田建设水土保持措施体系研究

文章对西南地区典型油气田建设工程水土保持措施的类型、工程量进行数理统计,监测评估水土保持措施体系的实施效果,对不同的工程单元分区利用多元相关分析方法,研究水土保持措施与实施效果之间的线性关系,进一步提出不同类型水土保持措施的优先等级。结果表明:当前油气田建设过程中,工程措施使用频率最高,植物措施与临时措施对水土保持效果最为显著。为西南油气田建设工程水土保持措施制定和实施提出指导性建议。

高含硫气田开发安全评价技术探讨

随着国内高含硫气田的相继开发,这些气田的安全评价工作越来越得到国家和行业部门的重视,对于政府和公众所关心的安全距离问题,现有的安全评价技术只能从标准、规范的要求来进行评价,不能结合工程的特点和实际情况,科学、合理地提出相应的措施。故针对高含硫气田开发的特点,提出了基于定量风险评价技术的安全评价程序和方法,并就该方法的运用进行了探讨。

油气田温室气体排放测试与评估方法

在油气田实施温室气体排放检测与减排潜力评估是企业开展节能减排与获取碳信用额不可缺少的重要环节,在当前应对气候变化与发展低碳经济背景下显得尤为突出。为此,结合在多个油气田的实际工作经验和现场检测的部分结果,论述了在油气田开展温室气体排放与能源效率评估的程序和要点、使用的主要仪器与数据分析方法。场站检测与评估的温室气体排放源主要包括:管线与设备的泄漏、火炬排放、甘醇脱水器排放、套管气排放、储罐挥发等,并对重点耗能设备(加热器、锅炉、压缩机)的排放与效率进行了评估。研究结果表明,储罐挥发、套管气放空与燃烧、压缩机排放等是最主要的温室气体排放源,具有最大的节能减排潜力。并对发现的一些共性问题提出了相应的节能减排控制技术以及建议措施。该项工作有助于企业编制温室气体排放清单,寻找节能减排机会,评估减排潜力,制订适宜的、具有经济效益的控制措施。

ICP-MS半定量法在油气田水质重金属污染监测中的应用

利用ICP-MS半定量检测分析金属元素。对标准样品和实际水样分别进行测试,结果表明,此方法测定标准物质相对误差小,实际水样加标回收率高,说明该方法满足实际事件的快速应急响应需要。ICP-MS半定量方法应用于水质调研和环境应急事件中污染物初筛,有利于提高待检水样检测效率。

植物-微生物联合修复石油污染土壤研究进展

总结了近年来植物-微生物修复石油污染土壤的研究进展,比较了植物修复、微生物修复及植物-微生物联合修复,分析发现较单一生物修复,联合修复效率显著提高,进一步明晰植物-微生物联合修复机理,指出根际效应、菌根作用在联合修复中发挥着重要作用,并对比了基于不同机理的植物-微生物联合修复方法,最后围绕未来石油污染土壤植物-微生物修复技术的发展方向提出了展望。

天然气场站主要声源产噪机理及治理技术研究

本文总结了天然气场站噪声产生机理及不同类型天然气场站噪声治理技术,通过现场踏勘及测试分析了西南油气田公司某增压站压缩机组运行时产生的噪声源特性及现有降噪措施缺陷。结合国内降噪治理技术现状,提出3种治理方案,利用声学模拟软件对治理效果进行模拟,得出结果为该增压站噪声治理提供了参考依据。

油气管道全生命周期安全环境风险管理

在油气管道全生命周期的各个阶段,存在着不同的安全、环境风险,有必要对应油气管道生命周期的各个阶段,按照资产分类和风险分级管理的总体原则,研究建立科学实用的风险管理目录,以实现油气管道各阶段风险的动态管理和监控。为此,以管道系统生命周期各阶段及相关生产作业活动、场所(区域)的划分为基础,提出了管道设计、施工、运行和停用报废等各阶段风险管理目录的框架,构建了安全、环境风险分级矩阵,按照风险识别、评价、控制、监控、更新的总体管理流程,建立风险登记册以实施日常生产过程中的风险动态管理和监控,并综合考虑资产分类和风险等级,提出了风险分类分级管理的方案构想。同时指出,还需要不断深入研究各种风险识别和评价方法的适应性,准确识别和评价油气管道生命周期内的各类风险,建立科学实用的风险管理目录并利用信息化技术手段,使各类风险得以有序地控制,有效跟踪监控风险,从而实现长输油气管道的风险受控管理,减少事故的发生概率,保障油气管道生产安全。

含硫天然气开发安全防控技术与管理措施

含硫天然气具有毒性大、腐蚀性强的特点,而中国含硫天然气气田主要分布在人口密集的川渝地区,开发利用这种天然气具有较大的安全风险。为此,开展了针对性的分析研究并形成了含硫天然气泄漏扩散中毒定量风险评价几何建模技术,通过环境风洞实验验证,事故后果模拟精度可提高50%;基于荷兰风险评价导则,自主研发了含硫天然气泄漏扩散中毒定量风险评价软件V1.0(QRA-AYY),首次把三维扩散模拟后果应用于定量风险计算。集成应用国外设备管线的失效数据库,结合企业事故数据库进行修正,建立了川渝地区高含硫天然气开发井喷、集输管道等地面设施事故概率确定方法。通过统计分析历年来我国人员意外死亡事故数据和采掘业亡人事故数据,首次提出我国石油天然气行业风险可接受基准值。最后提出了采用管道内腐蚀预测、缺陷评估与剩余寿命预测、材料适用性评价、场站完整性评价、HSE监督与教育培训等技术手段来保障含硫天然气的安全开发的具体管理措施。

含硫气田水达标外排处理技术新进展

气田水普遍具有污染物组分复杂、矿化度高等特征,如何对其进行妥善有效的处置,一直是油气田环境保护领域关注的焦点。为此,针对四川盆地某气藏采出气田水矿化度较高且含有较多硫化物等污染物的水质特征,以处理后达标外排为目的,通过实验室试验研究,分析了混凝—脱硫复合处理工艺、化学氧化除氨氮工艺以及低温多效蒸馏工艺处理该气田水的适应性和有效性。结果表明:(1)采用聚合硫酸铁(PFS)作为混凝剂,同时配合使用TS-1脱硫剂,硫化物及石油类的去除率超过90%;(2)采用CA-1作为氧化剂,氨氮去除率超过96%;(3)经低温三效蒸馏工艺处理,蒸馏水中氯化物浓度低于150 mg/L,CODcr浓度低于60 mg/L。结论认为:经全流程工艺处理后,该气田水中主要污染物指标可以达到GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准的要求,氯化物浓度满足GB 5084—2005《农田灌溉水质标准》的要求,使用上述组合工艺能够对含硫气田水进行高效处理。

高含硫气田开发安全防护距离探讨

在高含硫气田作业场所设置安全防护距离,可以在发生井喷、含硫天然气泄漏事故时减少火灾、爆炸、H2S中毒等造成的人员伤亡,是控制和降低安全风险的有效手段之一。为此,分析了国内外相关安全标准对含硫气田安全防护距离的要求,并以四川盆地某高含硫气田为例,应用国内外相关标准或方法计算井场、集气管道及净化厂的安全防护距离,开展对比分析。结果表明,依据不同的方法确定的安全防护距离偏差较大,因此建议采用定量风险评价的方法作为确定搬迁距离的依据,采用EUB推荐的查图法及公式快速确定或依据计算的150 mg/m^3 H_2S包络线范围确定应急撤离距离。针对高含硫气田开发,建议采用以下措施降低风险:(1)设置紧急截断系统,减少含硫天然气潜在泄漏量;(2)提升装置本质安全,减少事故发生概率;(3)提高应急保障水平,减轻事故影响。

非常规油气藏压裂返排液资源化利用研究

对非常规油气藏压裂返排液的特点、物性及污染指标进行分析,提出采用破胶混凝技术对返排液进行预处理分离,其水相可再配制压裂液用于现场压裂施工。研究了破胶混凝剂及其优化工艺和压裂液再配制技术,评价了再配制压裂液的主要技术指标及性能,并与清水配制压裂液进行对比。结果表明,再配制压裂液具有基液黏度高,抗温性能较强,易于破胶、返排,残渣量较低及防膨性好等特点。该技术能够实现废液资源化利用,达到节能减排的效果。

气田放空天然气减排技术探讨

随着低碳发展理念的不断深入,放空天然气带来的资源浪费与温室气体排放问题日益成为气田节能减排的关注重点之一。文章结合气田放空天然气排放特点,着重探讨国内外回收利用现状,在分析西南油气田减排技术需求的基础上提出适宜的减排技术建议,包括:开发井口放空气撬装式回收装置,开展增压机放空天然气减排技术研究,开展火炬气减排技术研究。通过对此类技术群的继续开发与应用,为气田下一步减排行动提供技术参考。

超临界二氧化碳无水压裂新技术实验研究展望

超临界二氧化碳是一种介于气体和液体之间的流体,密度接近于液体,而黏度接近于气体;它的表面张力很低,扩散系数高,具有很强的渗透能力,能渗透到岩石中的天然微裂缝,压裂中有利于复杂网络裂缝的形成,而且能置换被岩石吸附的烃类,使其变成游离态而有利于油气的增产与产出;超低的表面张力有利于液体的返排,从而降低油气层的伤害。因此,将超临界二氧化碳流体作为压裂液进行压裂改造,是二氧化碳干法压裂的一种发展方向,不仅可以节约水资源,还具有返排率高,储层伤害小,增产潜力大等特点。实验研究表明,超临界二氧化碳压裂的破裂压力比清水和液态二氧化碳压裂的破裂压力低,并且其分形维数和声发射源到平面(源到该平面距离平方和最小)的平均距离大,更容易产生波状的裂缝和裂缝分支,有利于形成复杂的网络裂缝,特别适合页岩气的增产改造和有效开发。

页岩气压裂返排液外排处理技术研究现状及展望

考察了国内外不同页岩气区块中压裂返排液的水质特征,并对比了川南两个区块压裂返排液有机物的组成类别,对各国压裂返排液开展达标排放的政策要求进行了详细分析。针对川南地区开展的压裂返排液处理外排实践进行了重点介绍。四川作为国内页岩气的重要产区,基于水环境质量标准制定了页岩气压裂返排液达标排放的水质要求。由此分析了国内外页岩气压裂返排液处理外排的技术研究和应用进展,并梳理出达标处理工艺中所涉及到的关键技术,明确了技术路线和优化方向,以期为同领域的研究和应用提供参考。