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东河油气开发硫化氢风险防控实践做法

哈拉哈塘油田井站普遍高含硫，对设备管线的腐蚀及对岗位员工的生命安全造成了潜在威胁，哈拉哈塘作业区通过技术设施、管理措施、人员管控三管齐下，实现井口→管线→场站含硫介质的全流程管理覆盖。

一、单井硫化氢风险防控措施

针对单井工艺流程，从井口采油树、运行压力、药剂加注等方面采取措施，加强硫化氢防控。

（一）异物不出井口

1.根据碳酸盐岩开发特性，完善异物上返预警和解堵机制，总结出油井异物上返预警步骤：望、闻、测、解“四步法”。

2.通过在井口加装紧急切断阀、回压报警器等物理设施，当回压管线压力异常时，实现自动/远传紧急关断和人员第一时间知晓功能。

（二）硫化氢不出罐口

1.分离器降压运行

统一将分离器运行压力由0.3MPa下调至0.1±0.02MPa，降低进罐原油中的硫化氢浓度。

2.脱硫剂加注

（1）优化脱硫剂选型，统一将原无机脱硫剂改为有机脱硫剂。

（2）结合现场经验，制定《单井脱硫剂加注标准对照表》，合理调整加药浓度，确保储罐口硫化氢浓度在20ppm以内。

3.储罐密闭改造

（1）将原罐口加装（原为敞口检尺用）磁翻板液位计和导波雷达液位计，实现不上罐检尺作业。

（2）罐口加装远传硫化氢监测仪，实时掌握罐内硫化氢浓度，及时调整加药浓度。

（3）选取周围环境允许的单井增设密闭装车流程，实现罐区全密闭。

（三）防护不出盲区

1.改变设计理念

（1）以往单井硫化氢浓度20ppm以下，按照含硫井设计，不配置个人防护装备，为杜绝管理漏洞，含硫化氢区块单井地面设计一律按照防硫、抗硫设计。

2.做好个人防护

作业区凡是进入油气井站工作的员工，每人配发一台便携式硫化氢检测仪，进站必须佩戴；临时施工人员要求每个组要至少有一台便携式硫化氢检测仪。

3.优化巡检

并罐生产，降低检尺频率（12次/天降为1次/天），减少员工上罐次数。

二、管道硫化氢风险防控措施

为降低管道硫化氢泄漏风险，作业区从基础信息、人防、技防等方面，推进管道硫化氢防控工作。

（一）完善基础信息

完善管道分布信息，结合“一规三则”界定“高风险”“高后果区”，对管线重点区域（穿越点、拐点、低洼点等）开展摸排，GPS打点定位。

（二）人防措施

（1）管道“四级”巡护：根据管道刺漏高后果严重性，将穿越农户、农田、沟渠/河道、戈壁红柳的管线分为I-IV级，逐级加密巡护频次。

（2）完善管线油地联保：与周边群众签订油地联保协议，发现管线刺漏险情及时上报作业区。

（三）技防措施

（1）腐蚀监测

与专业技术队伍签订维护合同，每2个月开展一次管道腐蚀监测作，通过对腐蚀挂片、探针数据进行检测分析，掌控管道内腐蚀现状。

（2）通球预膜管理

定期开展管道通球清管预膜（油管道2月/次；天然气管道3月/次），实现“缓蚀剂预膜+通球”一次性完成。

（3）缓蚀剂加注管理

根据药剂用途，优化缓蚀剂选型（通球预膜类、日常加注类、污水处理类），减缓管道腐蚀速率。

（4）阴极保护管理

每月定期巡检设备、管道的保护电位情况，发现异常及时分析处理。

三、场站硫化氢风险防控措施

1.高风险区域“硬隔离”

根据场站装置单元划分，对含硫装置单元或区域进行硬隔离，防止人员随意进入。

2.优化正压式呼吸器配置点

根据可能出现硫化氢泄漏的区域，优化正压式呼吸器配置，确保紧急情况下就近取用。

3.定期壁厚检测

依据站内管道全面检验结论、腐蚀监测报告、RBI确认的高风险管道，及6类易腐蚀管段等，标出腐蚀监测点，定期开展检测记录，统计分析减薄趋势。

4.开展场站装置RBI监测评估

对场站装置开展RBI监测评估，确定风险等级，纳入年度全面检验计划，验证RBI评估效果。

四、取得成效

哈拉哈塘作业区已对上述好的经验做法加以固化，编制出版《哈拉哈塘作业区硫化氢风险防控手册》，供员工学习分享，确保全员掌握、全员提升。