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。

西南地区油气田工程水土保持措施研究

在西南油气田工程水土保持措施的统计及工程量的分析基础上,对西南地区油气田建设当前的水土保持措施情况进行宏观评价。同时详细介绍了油气田工程中水土保持措施实施的现状、水土保持措施实施的类型以及水土保持措施实施效果。将油气田水土保持措施进行分区统计分析,利用多元相关性分析手段,总结出水土保持措施的实施与水土保持效果影响之间的相关关系。结果表明:当前油气田建设过程中,工程措施使用频率最高;然而植物措施与临时措施对水土保持效果却最为显著,应加强植物措施及临时措施规划,旨在为指导西南油气田建设措施政策的制定,给出合理性参考意见。

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。

基于多次校准的绝对电磁法河流穿越管段敷设状态检测技术应用研究

油气输送管道河流穿越管段常年受到水流冲刷、采沙等活动、外部物体撞击、水底土壤腐蚀等外部条件的作用,相比于陆地管道存在更高的安全风险。为保证油气管道运行的安全性,针对河流穿越管段最大埋深普遍在5m以上,最大甚至超过40m的特点,目前一般采用基于单次动态校准的绝对电磁法对穿越管段敷设状态进行定期检测。然而,在长期使用中发现,当管道最大深度超过20m后,检测准确度快速下降,逐渐达到不可接受状态,因此,在中,研究提出了一种基于多次校准的现场检测方法,根据现场试验结果,采用该方法可有效降低绝对电磁法检测穿越管段敷设状态的误差。

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。

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。

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。

基于淀粉微球交联剂的低浓度羟丙基胍胶压裂液性能研究

目的针对低渗透油藏,需要降低压裂液稠化剂用量,减少对储层的伤害,并确保压裂液具备延迟交联、携砂等性能和耐温耐剪切性能。方法利用反相乳液聚合法合成淀粉微球,通过硅配体和硼羟基修饰淀粉微球表面,制备了一种交联性能优良、伤害性低的微球型硅硼交联剂(KBSM)。结果KBSM交联剂能够实现多活性位点交联,增强交联密度,从而降低羟丙基胍胶(HPG)的用量,具有延迟交联特性。其延迟交联时间在2~6 min内可调。质量分数为0.2%的HPG交联冻胶在120℃、170 s-1剪切120 min后的黏度为80 mPa·s。交联冻胶中砂质量分数(以下简称携砂比)为40%时,陶粒沉降速度为0.1167 cm/min。加入质量分数为0.25%的过硫酸铵破胶剂可使交联冻胶在90℃下、120 min内完全破胶,且残渣质量浓度为214 mg/L。同时,破胶液的岩心损害率为26.55%。结论基于淀粉微球交联剂的低含量羟丙基胍胶压裂液对于降低低渗储层伤害有一定的指导意义。

天然气生产企业碳排放核算与预测方法研究--以四川盆地天然气开发为例

碳中和已成全球共识,世界能源体系正加速向低碳化演变。中国能源发展进入新时代,“双碳”目标成为经济社会发展根本遵循,作为碳排放主要来源的能源行业正大力实施绿色低碳发展战略,但要实现“双碳”目标,需建立统一规范的碳排放统计核算体系,并对碳排放量进行科学预测。选取天然气生产企业的碳排放核算及预测方法作为研究对象,基于天然气生产企业作业链,系统性梳理出天然气勘探、开发、处理、输送各环节的碳排放特征,并归类为化石燃料燃烧排放、火炬系统燃烧排放、工艺放空排放、电力消耗隐含排放等四大碳排放源,建立起碳排放核算与预测方法。通过选取四川盆地典型的常规气、页岩气、高含硫气藏进行实例测算与分析,研究结果表明:①鉴于不同类型气藏生产的碳排放结构和强度存在较大差异,为保证核算和预测结果的可靠性,对于涉及到多种类型气藏开发的企业,在碳排放核算和预测时要分类进行,并加强基础数据的统计与监测;②在能耗双控向碳排放双控转变的大趋势下,为促进油气行业的高质量发展,在建立碳排放双控指标时,应以碳排放强度指标为核心,以碳排放总量指标为辅,针对不同类型的气藏、建立不同的碳排放强度动态标准;③天然气生产企业既是甲烷的主要生产供应者、也是甲烷排放者,应加强对甲烷减排控排措施的研究。结论认为,该研究成果可以为天然气行业建立更为科学合理的碳排放核算与预测方法体系提供参考和借鉴。

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。

高含硫气田酸化废水的除臭研究

针对高含硫气田酸化废水的恶臭污染问题,先通过气相色谱(GC)—质谱(MS)联用仪及便携式挥发性有机物(VOCs)检测仪对酸化废水液相及气相进行全面分析,确定关键臭源;然后通过正交氧化实验、活化氧化除臭实验,优选氧化除臭的氧化剂及活化剂种类、投加量、反应时间、pH等条件。结果表明,最佳组合条件下,过氧化氢-硫酸亚铁体系对二甲基二硫、二乙硫醚的去除率分别为97.81%、97.01%,过硫酸钠-过氧化氢体系对二甲基二硫、二乙硫醚的去除率分别为97.28%、96.53%。针对酸化废水特点进一步构建双活化氧化除臭体系,该体系具有显著的除臭效果,能有效去除高含硫气田酸化废水的恶臭气味,经处理后可将酸化废水嗅味等级从5级降至1级。

天然气田生产系统全流程经济运行研究

随着我国天然气上产的进程不断加快,整个天然气产业的经济性也变得至关重要。天然气自地层中开采出来,需经历集输、净化、增压、配气等多个环节后才能到达终端用户,整个流程较为复杂,并且需要消耗大量的能源以及物力财力。因此,为顺应可持续发展要求,推动天然气产业高效发展,开展天然气田生产全流程经济运行研究十分必要。本文基于天然气田生产系统的特点,总结综述了不同环节相关工艺流程、装置参数、运行设备等方面的经济运行措施,以期为天然气田生产全流程的经济运行及可持续发展提供指导。

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。