川东高含硫天然气井采气作业安全评价系统研究

四川盆地含硫天然气产量占总产量的80%。而我国已发现的、开发的气藏主要分布在四川盆地,该盆地的2/3气田含硫化氢。针对川东高含硫气井开采作业过程中存在的不可抗拒风险因素及其潜在的事故特征进行系统性研究,运用合理的评价方法,建立一套风险评价系统,进行科学、准确的安全风险评价,有针对性地监控和规避事故发生的可能性,是当前高含硫气井开采过程中的高风险作业环节急需解决的主要难题,也是我国石油企业HSE体系走向信息化、动态化的一种新的探索。为控制高含硫气田开发风险和降低事故成本,开展对高含硫天然气作业安全风险评价体系的研究具有重要的现实意义和应用价值。运用事故树分析法确定高含硫天然气开采作业过程中主要的安全风险因素。运用模糊层次分析法,构建了高含硫气井开采作业风险因素层次结构体系,建立了高含硫气井开采作业安全风险评价系统模型。运用所开发的高含硫气井开采作业安全评价软件对川东某高含硫气井采气作业系统进行了风险评价,验证了风险评价体系的可靠性。该评价系统的建立可以为今后川东高含硫气井开采作业过程的HSE体系提供一种科学、便捷的信息化与动态化的安全评价与管理模式。

三种80级油套管的电化学腐蚀规律研究

工程实践已证明，高含量H2S对气井作业管材的腐蚀性破坏作用属于不可抗拒性风险因素。为科学合理的开展高含硫气井的安全风险评价工作，须模拟现场井下作业条件，运用实验技术研究在高含硫气井作业条件下油套管材料腐蚀效果变化规律，，研究中以模拟罗家8井气田水为实验介质，选用L80、NT80SS和L80（进口）三种管材为实验对象，在实验室内运用动态失重法测试三种管材的平均腐蚀速率。通过实验总结得到在模拟川东高含硫气井作业条件下80级钢油套管材料的电化学腐蚀规律：分析实验结果认为，在模拟罗家8井气田水介质中，当PH2S与PCO2参数变化不大时，温度的变化是影响80级油套管材料腐蚀速率主要因素；L80、NT80SS和L80（进口）三种管材在模拟罗家8井气田水介质中气相腐蚀速率的变化规律相似，60℃为管材腐蚀速率的转折点，当温度处于60℃～100℃范围，三种80级管材的气相腐蚀速率随着温度的升高而增大；L80、NT80SS和L80（进口）三种管材在模拟罗家8井气田水介质中液相腐蚀速率的变化规律差别较明显。