本文摘要：摘要：為進(jìn)一步推動國內(nèi)含硫化氫地下儲氣庫優(yōu)化運(yùn)行，以華北地區(qū)某地下儲氣庫為例，通過對其運(yùn)行中含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運(yùn)行風(fēng)險綜合分析，提出有針對性的運(yùn)行技術(shù)對策，即硫化氫處理技術(shù)、井筒優(yōu)化技術(shù)及水淹井激活技術(shù)。硫化氫處理技術(shù)采用
摘要：為進(jìn)一步推動國內(nèi)含硫化氫地下儲氣庫優(yōu)化運(yùn)行，以華北地區(qū)某地下儲氣庫為例，通過對其運(yùn)行中含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運(yùn)行風(fēng)險綜合分析，提出有針對性的運(yùn)行技術(shù)對策，即硫化氫處理技術(shù)、井筒優(yōu)化技術(shù)及水淹井激活技術(shù)。硫化氫處理技術(shù)采用干法脫硫思路，地面采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填脫硫塔方式實(shí)現(xiàn)脫硫，地下選用氣密封型防硫化氫螺紋油管抗硫生產(chǎn)，并在井口采取含硫井井口失控遠(yuǎn)程點(diǎn)火技術(shù)：井筒優(yōu)化方面，綜合老井封堵、新井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、完井管柱優(yōu)化等井筒技術(shù)，并劃分環(huán)空帶壓四種類型壓力恢復(fù)曲線判斷其漏點(diǎn)位置進(jìn)行液體堵漏劑堵漏;水淹井激活技術(shù)則基于注采井出水特征及水體活躍性分析，采取“零背壓放噴排液”激活水淹井技術(shù)。通過技術(shù)對策實(shí)施，該儲氣庫已歷經(jīng)8個注采周期，實(shí)現(xiàn)了安全運(yùn)行零事故，為含硫化氫型儲氣庫運(yùn)行50年乃至更久奠定了堅實(shí)的技術(shù)基礎(chǔ)。
關(guān)鍵詞：地下儲氣庫;硫化氫;環(huán)空帶壓;脫硫;水淹
進(jìn)入21世紀(jì)以來，我國天然氣工業(yè)發(fā)展駛?cè)肟燔嚨溃殡S而來的是國內(nèi)天然氣消費(fèi)市場急劇擴(kuò)大，季節(jié)儲氣與調(diào)峰需求趨勢凸顯。素有“地下糧倉”的地下儲氣庫(后文簡稱儲氣庫)作為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈中不可或缺的行之有效、最可靠的調(diào)峰和儲備手段[1]，已成為繼國家長輸管道業(yè)務(wù)之后解決上游天然氣資源區(qū)和下游天然氣消費(fèi)區(qū)分離的新的有效途徑之一。據(jù)相關(guān)機(jī)構(gòu)的統(tǒng)計，全世界共有各類儲氣庫約635座，總庫容5733×108m3，總工作氣量約3524×108m3，調(diào)峰氣量占世界天然氣消費(fèi)量的15%[1-2]，其中，法國、奧地利等發(fā)達(dá)國家這一比例高達(dá)30%。相比而言，我國儲氣庫建設(shè)起步晚，且整體運(yùn)行尚處于初級階段[1-7]，遠(yuǎn)低于國際平均水平。
目前，華北地區(qū)大港油田大張坨、華北油田蘇橋、京58儲氣庫群等的運(yùn)行，多為非含硫型，其可操作性相對簡單安全。而含硫化氫型儲氣庫，除受制于儲層非均質(zhì)性、儲層流體活躍(氣液界面周期性往復(fù)進(jìn)退、水體錐進(jìn)引發(fā)氣水運(yùn)動規(guī)律復(fù)雜化)外，更有儲層富含硫化氫，自地層滲流產(chǎn)出—井筒流動—地面外輸全過程硫化氫釋放，以及硫化氫處理安全環(huán)保等復(fù)雜因素共同影響，正常運(yùn)行難度相對較大。為此，開展針對該類型儲氣庫運(yùn)行關(guān)鍵技術(shù)研究顯得極為迫切。本文將以X儲氣庫為例，從庫運(yùn)行風(fēng)險分析入手，提出有針對性的技術(shù)對策，以期促進(jìn)此類儲氣庫安全高效運(yùn)行。
1地質(zhì)背景
X儲氣庫為華北地區(qū)含硫氣藏(為一帶油環(huán)、底水、含硫化氫的潛山凝析氣藏)改建而成[1-4]，是我國第一座由碳酸鹽巖底水氣藏改建的儲氣庫。其主要生產(chǎn)層位為奧陶系峰峰組與上馬家溝組，巖性由白云巖和灰?guī)r構(gòu)成，儲層埋深2860m。儲集空間有構(gòu)造縫、縫合線、溶洞、晶間孔等，以微細(xì)裂縫和孔隙為主，其中構(gòu)造縫最為發(fā)育;基質(zhì)平均孔隙度為2.88%，滲透率為1.15mD。
原始油氣界面為3190m，油水界面為3240m[3]。地層壓力系數(shù)為1.01~1.04，溫度梯度為3.07~3.12℃/100m，具有正常的壓力、溫度系統(tǒng)。天然氣相對密度平均在0.68左右，甲烷含量大于80%，含硫化氫，氣藏原始硫化氫含量為570～1300mg/m3，原油性質(zhì)參數(shù)介于凝析油與輕質(zhì)黑油之間，地層水總礦化度33804.82mg/L，為CaCl2水型。
2運(yùn)行中存在的風(fēng)險
關(guān)于儲氣庫井運(yùn)行，不同于油田油氣水井，多周期高壓往復(fù)注采氣運(yùn)行是其主要特點(diǎn)，井筒中發(fā)生雙向流，不僅有源于地層方面(諸如地層硫化氫的釋放、底水錐進(jìn)等)的風(fēng)險，也有自井筒(如環(huán)空帶壓)發(fā)生漏氣的挑戰(zhàn)，以下將以X儲氣庫為例展開相關(guān)論述。
2.1地層含硫特征及運(yùn)行風(fēng)險
據(jù)X氣藏老井及新鉆井流體取樣監(jiān)測數(shù)據(jù)反映，氣藏內(nèi)部天然氣中硫化氫質(zhì)量濃度為570～1300mg/m3，凝析油樣品中硫化氫質(zhì)量濃度為25~367mg/m3。主要分布于氣藏構(gòu)造高部位，且西部較東部含量低，總體反映為富含硫化氫型氣藏特征。據(jù)多周期采氣加密取樣監(jiān)測結(jié)果證實(shí)，地層中仍富存硫化氫氣體[5]。受周期注入未含硫化氫干氣混相地層原始濕氣影響，在每個采氣周期初期采出氣多為混合氣，硫化氫含量相對較低，而采氣中、末期干氣逐漸減少，受地層原始濕氣相對含量比例增高影響，采出氣體硫化氫含量呈現(xiàn)上升趨勢。
根據(jù)國標(biāo)GB17820—2012規(guī)范，對于氣田、油田采出經(jīng)預(yù)處理后通過管道輸送的商品天然氣，若作為民用燃料的天然氣，則硫化氫濃度應(yīng)滿足要求≤6mg/m3。由于X儲氣庫地處華北人口密集區(qū)，其運(yùn)行核心職能是服務(wù)京津冀協(xié)同發(fā)展的重大民生工程，保障區(qū)域季節(jié)供氣調(diào)峰。與國標(biāo)要求對照，X氣藏中天然氣硫化氫含量已遠(yuǎn)超民用氣使用標(biāo)準(zhǔn)，使得外輸供氣安全風(fēng)險加大，儲氣庫運(yùn)行技術(shù)亟待優(yōu)化。
2.2井漏氣風(fēng)險
2.2.1儲層裂縫發(fā)育
據(jù)鉆錄測井資料分析，X氣藏儲集巖為白云巖和灰?guī)r。鉆井資料揭示出多口老井鉆遇裂縫儲層，發(fā)生不同程度放空和泥漿漏失現(xiàn)象，累計放空長度5.03m，累計漏失泥漿540.8m3，反映出比較大的縫洞不發(fā)育。經(jīng)Y16、Y22等井巖芯及薄片資料分析表明，其儲集空間有構(gòu)造縫、縫合線、溶洞、晶間孔等，其中以構(gòu)造縫最為發(fā)育[6]，裂縫寬度以小于0.1mm的微細(xì)裂縫為主。大量巖芯觀察裂縫傾角統(tǒng)計結(jié)果表明，X儲氣庫儲層裂縫以高角度構(gòu)造縫為主，60°以上的高角度裂縫約占裂縫總量的90%，縫面傾角大于45°的裂縫約占98%，其中80°～90°的高角度裂縫占61.6%。儲層裂縫發(fā)育可能造成X儲氣庫在高壓往復(fù)操作運(yùn)行中高角度裂縫擴(kuò)張延伸并竄通，漏氣風(fēng)險加大，并且原始儲層中又富含硫化氫氣體，共同加劇采氣期綜合安全生產(chǎn)運(yùn)行風(fēng)險。
2.2.2井筒環(huán)空帶壓
據(jù)X儲氣庫注采井壓力監(jiān)測結(jié)果，反映出隨著儲氣庫井運(yùn)行壓力周期性變化，井筒管柱和套管固井水泥環(huán)將長期承受交變應(yīng)力的影響[5-8]，會出現(xiàn)環(huán)空帶壓。據(jù)井筒資料分析，主要誘因包括：井下工具(如封隔器膠皮)密封失效、油管/套管絲扣滲漏、油管/套管受酸性硫化氫腐蝕穿孔、水泥環(huán)與套管膠結(jié)差并存在裂縫等。這一系列因素均可造成注采井不同程度的環(huán)空帶壓現(xiàn)象，各井環(huán)空帶壓強(qiáng)度存在一定差異性。高環(huán)空帶壓會造成氣體帶壓外漏、井組停產(chǎn)，并危及周邊人畜生命安全，井控安全風(fēng)險極大。
2.3注采井水淹
由于X氣藏碳酸鹽巖儲層裂縫發(fā)育，具有非均質(zhì)性強(qiáng)及底水塊狀氣藏(油水界面為3240m)特點(diǎn)，采氣期單井存在底水錐進(jìn)水淹風(fēng)險[3-4]。如X儲氣庫注采井X1井水淹后出現(xiàn)“能注氣不能采氣”水淹停采問題[3]。X1井為一口水平井，該井自2010年投產(chǎn)，2010—2015年采氣期產(chǎn)凝析水，整體運(yùn)行狀況較好。但2015—2016年度采氣末期產(chǎn)地層水，產(chǎn)水量由初期的平均5.6m3/d上升到后期的56m3/d。于2016年3月調(diào)峰結(jié)束實(shí)測井底壓力時井筒未積液，井筒狀態(tài)反映良好。
2016年4月X1井開井注氣，全年階段注氣5837×l04m3，地層壓力由注氣前的22.89MPa上升至31.02MPa，測壓仍未發(fā)現(xiàn)井筒積液。同年12月27日，在X儲氣庫階段采氣4381×l0m3、地層壓力下降1.9MPa情況下，該井開井后未自噴連續(xù)生產(chǎn)，測試井筒液面為819m，嘗試多次開井無效，井筒取樣化驗(yàn)證實(shí)井筒積液為地層水[3](礦化度達(dá)27260mg/L)，地層水錐進(jìn)造成該井采氣期未生產(chǎn)。
3關(guān)鍵技術(shù)對策
針對X儲氣庫運(yùn)行中存在上述風(fēng)險問題，將從硫化氫處理技術(shù)、井筒優(yōu)化及水淹井激活技術(shù)等方面進(jìn)行優(yōu)化，促進(jìn)其安全運(yùn)行。
3.1硫化氫處理技術(shù)
3.1.1脫硫思路
含硫化氫油氣田常用的脫硫方式主要有濕法和干法脫硫。濕法脫硫機(jī)理為氣液化學(xué)反應(yīng)，其脫硫過程具有速度快、效率高、脫硫劑利用率高等特點(diǎn)。但是，濕法脫硫存在廢水處理問題，初期投資大，運(yùn)行費(fèi)用也較高。而干法脫硫，國內(nèi)外對其相關(guān)理論研究較少，國外曾在20世紀(jì)50年代初期將常溫氧化鐵法加以改進(jìn)，成功地應(yīng)用于天然氣脫硫，70年代后廣泛應(yīng)用于我國四川及長慶氣田。
它的優(yōu)點(diǎn)是工藝過程簡單，無污水、污酸處理問題，能耗低，尤其是凈化后氣體溫度較高，利于排氣擴(kuò)散，且凈化后的氣體無需二次加熱，腐蝕性小。鑒于X儲氣庫采氣量較大(多周期中日采氣量最高達(dá)236×104m3/d)且硫化氫濃度周期性差異變化性大等特點(diǎn)，為充分滿足儲氣庫調(diào)峰氣量與天然氣外輸要求及環(huán)保安全指標(biāo)，采取干法脫硫。主要是在地面配套了2套干法脫硫塔裝置，實(shí)施地面脫硫。同時，配備地下井筒抗硫管柱及放空氣點(diǎn)火技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)全面處理硫化氫的目的。
3.1.2地面脫硫裝置及運(yùn)行
X儲氣庫共有2套脫硫塔裝置，單套塔處理能力為250×104m3/d，設(shè)計壓力為7.7MPa，操作壓力為5.6～7.7MPa，每套塔分為2組，共計8塔，組與組之間只能并聯(lián)運(yùn)行，每組內(nèi)2塔可串可并。當(dāng)每套塔出口硫化氫質(zhì)量濃度達(dá)到20mg/m3時，停止運(yùn)行，更換脫硫劑，并切換至另一套塔運(yùn)行。脫硫塔主要參數(shù)見表5，內(nèi)徑為2134mm，筒體長11012mm，筒體厚度75mm，脫硫劑的填裝高度為9780mm。
X儲氣庫脫硫工藝為干法脫硫，選用固體氧化鐵脫硫劑，在常溫下與天然氣中的硫化氫反應(yīng)，從而使采出天然氣脫硫合格后外輸。X儲氣庫為含油凝析氣藏，自凝析氣藏中采出的天然氣首先經(jīng)過三相分離器分離出氣體中游離的凝析油及水[9-12]，但分離后仍會殘留一部分的水與凝析油，這部分油水混合物進(jìn)入后續(xù)脫硫工藝流程勢必會對脫硫劑產(chǎn)生污染，易造成脫硫劑的板結(jié)，使得脫硫劑的使用周期嚴(yán)重縮短。
為此，采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填方式來完成脫硫工藝�；钚蕴恳蚓哂懈哓S度的孔隙結(jié)構(gòu)和優(yōu)良的吸附性能，能進(jìn)行有效吸油，不與脫硫劑發(fā)生反應(yīng)，選取與脫硫劑粒徑(直徑為4~6mm)相當(dāng)?shù)幕钚蕴�，在塔�?nèi)采用分層鋪墊的形式，可達(dá)到脫除天然氣中液相油水的目的，并有效解決油水對脫硫劑作用產(chǎn)生板結(jié)的問題，實(shí)現(xiàn)脫硫劑充分脫硫。實(shí)際平均硫容由不足10%(未用活性炭)上升到20%(用活性炭)以上。脫硫劑廢劑主要含有單質(zhì)硫、無機(jī)硫〔(FeS、FeSO4、Fe2S3、Fe2(SO4)3〕等，須與具備危廢處理資質(zhì)公司合作，對廢劑進(jìn)行合規(guī)無害化處理，以滿足國家環(huán)保要求。
3.1.3地下抗硫裝置
井筒主要采用國產(chǎn)寶鋼D114.3mmBGT1氣密封型防硫化氫螺紋油管，絲扣為梯形螺紋狀，對內(nèi)、外螺紋進(jìn)行了磷化處理，實(shí)現(xiàn)了錐形金屬與金屬的密封，內(nèi)平連接，避免流體在接頭部位產(chǎn)生紊流而造成能量損失，還防止了侵蝕和縫隙腐蝕作用[9-15]，氣密封性能良好。在儲氣庫多周期運(yùn)行中，將延長地下管柱使用壽命。
3.1.4含硫井井口失控遠(yuǎn)程點(diǎn)火技術(shù)
因X儲氣庫注采井運(yùn)行中不同程度產(chǎn)出硫化氫，在生產(chǎn)及修井作業(yè)過程中，或發(fā)生自然災(zāi)害(如地震)，井口采氣樹處有可能會發(fā)生泄漏，導(dǎo)致硫化氫氣體隨天然氣泄漏到空氣中。硫化氫和天然氣為易燃�；�，一旦與空氣混合易形成爆炸性混合物，遇明火、高熱能引起燃燒爆炸。
同時，硫化氫氣體為劇毒氣體，對井場周邊人員生命安全造成威脅。根據(jù)中石油集團(tuán)公司AQ2016—2008《含硫化氫天然氣井失控井口點(diǎn)火時間規(guī)定》“含硫化氫天然氣井出現(xiàn)井噴事故符合一定條件時應(yīng)在15min內(nèi)實(shí)施井口點(diǎn)火”規(guī)定，在X儲氣庫井場安裝井口固定應(yīng)急點(diǎn)火系統(tǒng)，可遠(yuǎn)程實(shí)現(xiàn)井噴事故等應(yīng)急情況下含硫化氫天然氣應(yīng)急點(diǎn)火。在每口注采井設(shè)置3個點(diǎn)火點(diǎn)，高度分別為9、10、11m，點(diǎn)火器設(shè)置在距離采氣樹中心水平方向2m的位置，可燃?xì)怏w濃度檢測儀設(shè)置在距離采氣樹中心水平方向1.5m的位置，從而保障周邊居民生命財產(chǎn)安全及點(diǎn)火人員的人身安全。
3.2井筒優(yōu)化
3.2.1老井封堵
X氣藏老井自20世紀(jì)80年代投產(chǎn)以來，經(jīng)過近30年動態(tài)開發(fā)，井筒結(jié)構(gòu)多已產(chǎn)生不同程度套損套變、地層受裂縫發(fā)育竄漏等諸多問題，井筒完整性和完好程度一直是儲氣庫安全運(yùn)行潛在風(fēng)險。為此，采用超細(xì)水泥進(jìn)行井筒封堵固井，灰面位置600m附近，試壓均合格。并對環(huán)空注入保護(hù)液緩蝕劑，降低腐蝕及套變程度，確保老井密封性與儲氣庫往復(fù)式注采運(yùn)行過程不發(fā)生漏氣事故。
3.2.2新鉆井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)選
據(jù)老井鉆井及試油數(shù)據(jù)證實(shí)，X氣藏奧陶系有效儲層厚度較大(26.2~74.4m)，試油時單井產(chǎn)能較高(如Y15井于3081.92～3189.43m井段試油，日產(chǎn)氣30.9×104m3，日產(chǎn)凝析油38.8t)�？紤]X氣藏儲層裂縫發(fā)育，具有非均質(zhì)性強(qiáng)及底水塊狀氣藏[15](油水界面為3240m)特點(diǎn)，優(yōu)選水平井井型為新鉆注采井井身結(jié)構(gòu)方案。與直井相比，水平井主要具有鉆遇較多層段實(shí)現(xiàn)單井產(chǎn)能大的優(yōu)勢，且有泄油面積大、生產(chǎn)壓差小的特點(diǎn)，能減緩底水錐進(jìn)[16]，延長井的穩(wěn)產(chǎn)期。X儲氣庫注采井四開井身結(jié)構(gòu)：采用表套ϕ508.0mm+技套ϕ339.7mm+技套ϕ244.5mm+油套ϕ177.8mm+篩管139.7mm的井身結(jié)構(gòu)。
3.2.3完井管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)選
根據(jù)鉆井完井工藝研究結(jié)果，X儲氣庫采用篩管完井工藝，無射孔，直接利用注采完井管柱進(jìn)行測試。從井口自上到下主要管柱配套工具有：油管取回式井下安全閥(耐壓強(qiáng)度34.5MPa，在戰(zhàn)爭或不可抗自然外力作用下采油樹被毀壞時或地面出現(xiàn)火災(zāi)等異常情況時可實(shí)現(xiàn)自動關(guān)閉，保護(hù)井下井筒設(shè)備安全，避免井口天然氣爆燃等風(fēng)險)、伸縮管、滑套、封隔器、坐落接頭等。這與國內(nèi)油田大多數(shù)氣井完井管柱不盡相同(井下安全閥更多僅用在4500m及以上深度氣井中，而淺層井用得較少)，并實(shí)現(xiàn)全部抗硫功能。一般采用41/2in油管完井，以實(shí)現(xiàn)整座儲氣庫季節(jié)供氣與調(diào)峰期高壓往復(fù)大氣量運(yùn)行。
3.2.4環(huán)空帶壓處理技術(shù)
針對X儲氣庫套管帶壓現(xiàn)象，在對注采史產(chǎn)生環(huán)空帶壓因素綜合分析基礎(chǔ)上，形成了適用于套管帶壓漏失點(diǎn)分析比照標(biāo)準(zhǔn)曲線，將壓力恢復(fù)曲線分為4種類型。通過各層套管環(huán)空壓力恢復(fù)曲線比對，可判斷其漏點(diǎn)位置。(1)若套管頭不密封，相鄰的套管間環(huán)空和油套環(huán)空的壓力值相近，在壓力恢復(fù)時間Tr(約幾個小時)內(nèi)壓力恢復(fù)值急劇增大至初始壓力。(2)若生產(chǎn)套管螺紋連接處不密封(當(dāng)氣體沿著螺紋連接處水泥石和套管柱之間的環(huán)形空間沒有被水泥固井的套管間環(huán)空運(yùn)移時)，壓力恢復(fù)曲線的形狀與第1種情況下的曲線類似;不過，壓力恢復(fù)更加平穩(wěn)且壓力恢復(fù)時間Tr較長，約為幾天。
(3)若水泥石的致密性受損，來自地層內(nèi)沿水泥環(huán)縫隙流動的氣體可能會攜帶液體，從而加劇了通道的非均質(zhì)性，并破壞其通過能力;最終，壓力恢復(fù)曲線以隨時間任意變化的規(guī)律來增長。(4)若中間管柱不密封，壓力恢復(fù)曲線的特點(diǎn)是套管間壓力在壓力恢復(fù)值達(dá)到初始壓力基準(zhǔn)上產(chǎn)生無規(guī)則波動，直到氣體開始排放為止。此外，進(jìn)行堵漏體系研究。針對X4井環(huán)空帶壓現(xiàn)象(使用前A、B、C環(huán)空套壓分別為10、6.7、0.8MPa)，結(jié)合圖版，判斷為套管頭不密封或近井段生產(chǎn)套管處滲漏點(diǎn)。
研究液體堵漏劑，此漿液自身具有極強(qiáng)的滲透能力，可滲入0.001mm的孔隙，耐壓強(qiáng)度達(dá)60MPa，具有穿透性強(qiáng)、耐高壓、封閉效果好等特點(diǎn)。X4井應(yīng)用后帶壓解除，效果較好。同時，結(jié)合X儲氣庫注采井井身結(jié)構(gòu)，配備套壓泄放流程，并制定出套壓泄放管理標(biāo)準(zhǔn)。在日常運(yùn)行中加密環(huán)空動態(tài)壓力監(jiān)測，一旦有風(fēng)險，及時采取泄壓、修井作業(yè)等措施，保持井口壓力處于受控且安全狀態(tài)。
4結(jié)束語
通過上述一系列針對性的技術(shù)對策的實(shí)施，X儲氣庫已歷經(jīng)8個注采周期，除了圓滿完成油氣調(diào)控中心指標(biāo)外，完全自主實(shí)現(xiàn)安全運(yùn)行零事故，注采井帶壓及水淹現(xiàn)象得到有效遏制，適應(yīng)于該類型儲氣庫的綜合運(yùn)行風(fēng)險辨識及相關(guān)對策得以歸納完善，為含硫化氫型儲氣庫運(yùn)行50年乃至更久，奠定了堅實(shí)技術(shù)基礎(chǔ)。以華北地區(qū)含硫化氫型X地下儲氣庫為例進(jìn)行運(yùn)行風(fēng)險及相關(guān)技術(shù)對策研究，主要取得了以下幾點(diǎn)認(rèn)識：(1)含硫化氫地下儲氣庫運(yùn)行中存在著含硫化氫、井漏氣、注采井底水水淹等運(yùn)行風(fēng)險。(2)針對周期運(yùn)行中產(chǎn)出硫化氫風(fēng)險，主要采用干法脫硫思路，地面采用“活性炭+脫硫劑”分層裝填脫硫塔方式實(shí)現(xiàn)脫硫，地下選用國產(chǎn)寶鋼D114.3mmBGT1氣密封型防硫化氫螺紋油管及井下安全閥抗硫生產(chǎn)，并在井口采取含硫井井口失控遠(yuǎn)程點(diǎn)火技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)硫化氫完全處理。
(3)關(guān)于注采井漏氣風(fēng)險，則主要采取老井封堵、新井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、完井管柱優(yōu)化等井筒技術(shù)，并劃分環(huán)空帶壓4種類型壓力恢復(fù)曲線判斷其漏點(diǎn)位置、進(jìn)行液體堵漏劑堵漏，以及制定出套壓泄放管理標(biāo)準(zhǔn)。(4)就底水水淹井風(fēng)險，則在注采井出水特征及水體活躍性分析基礎(chǔ)上，采取零背壓放噴排液激活水淹井技術(shù)，以恢復(fù)井正常生產(chǎn)。
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化工師論文投稿刊物：《油氣儲運(yùn)》(月刊)1977年創(chuàng)刊，本刊是經(jīng)國家科委和新聞出版署批準(zhǔn)出版，由中國石油天然氣股份有限公司管道分公司主辦，向國內(nèi)外公開發(fā)行的科技期刊，主要刊載石油、天然氣、成品油以及其他介質(zhì)輸送和儲存工程等方面的科技文章。面向全國的石油、石化系統(tǒng)，國防、民航、鐵路、交通的油氣儲運(yùn)部門;市政供排水、煤氣、熱力管網(wǎng)等單位以及有關(guān)設(shè)計，科研院所，大專院校。
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