治硫有方 稳产有术（图）

——中国石化普光、元坝高含硫气田实现安全环保高效开发

[中国石化报 2026-09-29]

中原油田普光气田普光301集气站。汪亚楠 摄

西南油气元坝气田技术人员进行生产巡检。闻凯摄

高含硫气田，是能源开发领域一块难啃的“硬骨头”。地下数千米深处，天然气裹挟着高浓度硫化氢，如同有着“烈性脾气”的宝藏，埋藏深、温度高、压力大，井筒管线还易发生硫沉积堵塞，开发建设挑战重重。

中原油田普光气田是我国首个自主开发的特大型海相整装高含硫气田，硫化氢平均含量高达15%，设计稳产期8年，如今已稳定高产17年，自2009年投产以来，累计生产井口气突破1400亿立方米；西南油气元坝气田是地质埋藏超深、开发风险较大、建设难度较高的高含硫生物礁气田之一，自2014年投产以来，累计生产天然气超420亿立方米，稳产期较原设计已延长5年。两大气田同为“川气东送”核心气源，惠及长江经济带2亿多居民。

中原油田和西南油气坚持管理提质与科技创新双向发力，聚力攻克超深层开发系列难题，用好数字化智能化工具，赋能生产全流程，实现高含硫气田安全环保高效开发。

智慧管控

“软硬”兼施降“猛虎”

□朱文文 刘 露

9月18日，中原油田普光分公司HSE监督管理部安全管理室主任雷明军等人前往2号增压站，对照基层隐患排查标准化手册开展督导验证，并结合上级通报的典型隐患进行类比排查。这样的“手册落地验证+通报类比排查”双线督导，每周都在基层站点展开。

“普光气田地下蕴含着丰富的油气资源，但如果管不住高含硫这只‘猛虎’，再多的资源也是天方夜谭。”HSE监督管理部经理郭永杰表示。

高含硫气田开发，首先面对的是硫化氢“锁不住”的风险。自气田开发建设起，技术团队就把材料选型作为安全的第一道防线，高含硫气井全部用高等级抗硫套管、耐蚀井口、特种密封件，完井后开展全井段气密封试压。针对地面集输干线、站场管网，全线选用耐硫专用管材，配合分区隔断、密闭输送工艺，把有毒酸性介质锁在管子里，从源头上切断泄漏通道。

硬件再坚固，也防不住看不见的隐患。投产17年来，普光分公司持续深化智能巡检体系建设，依托“智采灵气”平台搭建无人机智能巡检体系，打造“日常自动巡航+异常人工确认+应急飞行侦检”三位一体巡检模式，覆盖13座无人值守站场、107千米酸气管道及68千米燃料气管线，确保隐患在第一时间被发现、消除。“以前人工巡检受视角限制，现在无人机就像高空眼睛，让隐蔽隐患无处遁形！”雷明军说。

在高含硫工况下，动火、吊装等直接作业容错率极低。该公司创新推行“一看四查”直接作业监管法，依托“防爆PAD+物联网”搭建直接作业管控系统，推广不动火堵漏、自动焊接等实用装备，高风险施工作业量同比减少18.4%。

针对四川多雨、滑坡垮塌多发的地质灾害风险，该公司投用地表位移监测站与北斗定位设备，实现毫米级监测，预警响应时间缩短至10分钟以内；建立“自动监测报警、专业队伍核查、应急力量前置”地质风险处置机制，全方位掌握管道状态，完成地质灾害高风险点清零。此外，国家危险化学品应急救援普光队围绕酸气泄漏、地质灾害等演练了1200余次，为气田安全生产筑牢应急兜底防线。

“未病”防治护“血管”

□陈 晨 胡祥芳

集输管线好比气田生产的“血管”。不同于普通管线，高含硫天然气中裹挟着高浓度腐蚀性硫化氢介质，且管线长期处于地下密闭、高温高压的复杂严苛工况中，腐蚀、堵塞、泄漏是三大常见病。

西南油气元坝气田借鉴中医治“未病”的思路，建立防腐、防堵、防漏“三防诊断”工作机制，形成“源头治理-过程管控-效果验证”长效管理机制，实行线上智能监测和线下现场维保相结合，2025年气田设备堵塞故障率比上年下降20%。

做好防腐，相当于给油气“血管”做好多层防护。工程建设源头，选用适配高含硫工况的特种抗硫管材。管线投用后，加注缓蚀剂，在管道内壁生成一层保护膜，隔开腐蚀性介质。在管线关键位置，技术人员布设腐蚀挂片、腐蚀探针，实时捕捉腐蚀变化。创新推行“半小时取样”快检机制，及时研判腐蚀发展情况。搭建“采样检测-成因分析-闭环整改”工作流程，对各集输场站开展全覆盖拉网排查，精准识别涂层破损、管道腐蚀、阀门故障等隐患。建立腐蚀管控台账，将管壁腐蚀速率稳稳控制在安全区间。

防堵重点应对两大“梗阻源”：水合物和硫沉积。地下环境温压不断变化，单质硫会析出堆积，低温又会生成坚硬水合物，挤占天然气通道。技术团队持续攻关综合治理技术。硬件上，气田应用“三级节流、两级加热”工艺，对怕冻的仪表加装电伴热；生产操作中，开井前井筒加注甲醇，开井初期持续补注，井口、流程同步保温加热。对硫沉积形成“预测-预防-治理”分级处置模式：堵塞较轻，注入溶硫剂溶解硫垢；堵塞严重，动用连续油管开展机械冲刷清堵。借助“井筒-地面”一体化预测模型，由过去“堵了再治”变成提前预判，最大限度减少堵井带来的产量损失。

防漏方面，紧盯垫片、法兰、丝扣等一个个密封“薄弱关卡”。元坝气田地处川东北山区，在沿线场站、阀室、管线布设气体探测装置，构建起多层次泄漏感知网络，一旦捕捉到泄漏信号，自动触发紧急切断保护。现场落实常态化巡检验漏，实行泄漏问题挂牌督办。发现一处隐患，就对同类型设备全面“体检筛查”，避免同类故障反复出现。

创新延寿

技术赋能，“治病续命”

□朱文文 李 卓

9月20日，普光气田大湾407-2H井日产天然气20万立方米，较措施前增产4万立方米。“该井属于复合堵塞气井，井筒及近井地带硫沉积、结垢、固相微粒叠加，使产气通道变窄。我们为它量身定制了‘酸洗+顶替助推+放喷’技术，让产能充分释放。”中原油田普光分公司采气厂天然气开发研究所所长马乐炳说。

海相高含硫气藏是普光气田产量的“压舱石”，可经过17年的开采，硫堵、水侵、压力衰减一块儿找上门。技术团队逐一攻克，成功将气井产能稳步抢回。

通血管，打通采气通道。普光气田共有60口井受硫堵影响，占酸性气井开井数的66%，严重时可直接憋停一口高产气井。技术人员用高温高压驱替、核磁共振把硫看清楚，历时5次迭代优化溶硫剂配方，创新推出“小排量泵注+焖井+酸气顶替+大压差放喷”分段浸泡工艺，硫沉积治理深度达3000米，平均单井恢复气量占总产量的比例提升0.4个百分点。

排积水，攻克水侵难题。为精准治理水侵，技术团队深入剖析不同井型产水气井动态特征，精准划分水侵模式，搭建“地层-井筒”耦合动态模型，准确测算每口气井临界携液流量，差异化实施放喷带液、气举排液等生产制度。针对产水气井“水侵+复合堵塞”叠加问题，创新实施“酸洗+机械除硫”复合解堵技术，将治理深度延伸至4000米。当前，气田10口重点产水气井实现最优制度带液生产，日产气约160万立方米。

增外力，注入增产新动能。近年来，普光气田地层压力持续下降，气井依靠自身能量难以产出天然气，亟须通过增压方式提供外在助力。技术团队联合石化机械科研力量，聚焦高含硫、高压力极端复杂工况，成功研发大型抗硫气缸，创新攻克三级密封高背压射流排放、双层防气爆密封等多项核心关键技术，实现核心装备自主可控。截至目前，9套压缩机组已累计助力增产天然气超17亿立方米。

产能接力，“延年增寿”

□陈 晨

西南油气元坝气田地上是高低起伏的复杂山区，地下储层深埋7000米，犹如一座庞大的地下迷宫。一座座规模不大、零散分布的含气礁体，就像迷宫里错落分布的宝藏密室。

西南油气针对元坝气田小礁体、超深、高含硫的禀赋特点，一手做好存量老井“精准保养”、深挖既有井组产能，一手推进新区潜力勘探与新井部署、做好产能接续，以“老井提效+新井接替”确保超深高含硫气田长期稳产。

元坝气田40口生产井，各有“脾性”。西南油气为每一口气井定制专属“保养处方”，推动各个礁体均衡开采，最大化释放气田整体效益，已有7口累产超20亿立方米的“功勋井”。

随着时间流逝，气田开始“体力衰减”。想要稳住供气大盘，就得持续向深部找资源，跑好产能“接力赛”。

元坝地下的油气藏，并非集中在单一岩层中，多套储层纵向叠置分布，如蜂巢一般多层蕴藏天然气。科研人员系统开展多层系地质条件、物探处理解释、未动用储量研究和评价部署工作，持续深化油气成藏认识，更新有利区带认识。

他们以精细刻画地下生物礁体为突破口，综合运用地质建模、数值模拟、地震解析等技术，细细勾勒地下轮廓，绘出一张地下“藏宝图”。通过开发再评价与地质再认识，挖潜视野不断拓宽，从以往的主力产气层、气田核心区，延伸到非主力层、气藏边缘，以及零散分布的小型礁体、河道圈闭。

找准资源靶区，更要让钻头精准命中油气富集“甜点区”。为提高产能及储量动用程度，钻井施工往往采用斜井穿多层、水平井穿多礁措施。超深水平井如同游戏里的“贪吃蛇”，钻头垂直钻入数千米地下，找到优质储层后转向，沿着礁体储层水平穿行，拓宽采气接触面，实现“一井穿多礁”，提升储量动用效率。

技术团队还按照不同区块潜力分类施策，用好长水平井、老井侧钻等手段，不断强化工程技术对深层勘探的支撑，推动气田迈向立体开发。

民生保供

硫肥良田，气进万家

□朱文文 张 英 孙莞竹

9月19日，在中原油田普光分公司天然气净化厂，一列满载硫黄的火车鸣笛启程，驶向贵州磷化等重点化肥生产企业，为“三秋”化肥生产备足原料。

这些金黄硫黄的前身，是地下数千米的高含硫天然气。它们进入天然气净化厂，经过胺法脱硫脱碳、三甘醇（TEG）脱水、克劳斯硫回收等近十道关卡，才能变成商品气和金黄硫黄。

把硫化氢变成硫黄，核心在硫黄回收单元。酸性气进入硫黄回收单元，在催化剂作用下，大部分硫化氢转化为硫黄。可催化剂曾一度依赖进口，国外厂商续购时直接提价30%。技术团队憋着一口气，经过上千次配方优化与工艺试验，最终研发出总硫回收率99.92%、成本直降26%的国产催化剂，性能国际领先，在国内外300余套装置推广使用，获国家科技进步二等奖。不仅如此，为了避免脱硫脱碳环节胺液冒泡影响效率、损耗药剂，该公司研发了胺液阻泡剂，性能超进口产品18%。

如今，从核心药剂到成套净化装备，普光高含硫净化全链条实现自主可控，彻底稳住稳产技术底盘。该厂具备3600万立方米/日高含硫天然气处理能力，实现来气全处理、外输全合格。

技术底盘稳了，民生答卷才有底气。净化后的天然气，点亮了万家灯火，川气东送管道将普光的清洁能源送往70多座城市，惠及2亿多居民。净化分离出的硫黄，沿公路铁路运往全国，以稳定低价保供化肥生产企业。

从深山到田间

□陈 晨 廖怿灵

在开采清洁天然气的同时，西南油气对硫化氢进行资源化回收处理，提炼出高纯度工业硫黄。

硫黄是生产复合肥不可或缺的核心原料，气田硫黄产出，一头连着深山中的净化装置，一头牵着田间地头的农业生产。元坝气田净化厂自投产以来，累计产出硫黄超330万吨，产品纯度高达99.9%以上，是西南地区重要硫黄生产基地，为下游化肥生产夯实了原料基础。

保供既要产得出，更要产得优。西南油气持续优化硫黄回收装置运行状态，精细调节各项工艺参数，稳定产出高品质硫黄产品。同时，主动对接下游化肥生产企业，及时掌握市场需求变化，按需灵活调整装置生产负荷，利用智能化监控实现全天候巡检，确保设备高负荷稳定生产，保障原料供给平稳有序。

为打通保运“快车道”，西南油气创新形成行业领先的定量密闭装车技术，打通生产、销售、物流、客户四方联动通道，紧盯库存变化，灵活调整发运计划，线上实时协调疏通运输堵点，实现快产、快装、快运，把化肥生产急需的原料准时送到工厂。

从产品入库、装车计量到出厂外运，每一道工序都严格按规程执行。液硫自动装车系统投用后，装车作业效率提升30%，物流周转进一步提速。春耕高峰期，硫黄车间昼夜不停，日均产出硫黄900吨，源源不断地把地下伴生资源转化为守护耕地、助力粮食生产的实力。

精细挖潜提质效科学治硫促稳产

□游瑜春

高含硫气藏是我国天然气资源的重要组成部分，主要分布于四川盆地深层碳酸盐岩层系中。高含硫气田高效开发是天然气产业“最难啃的硬骨头”：硫化氢剧毒、强腐蚀，开采如同“在刀尖上跳舞”。中国石化以普光、元坝为代表的高含硫气田，十几年间撑起“川气东送”主气源，还产出硫黄滋养化肥工业。老区如何不老？硫塞如何不堵？答案藏在精细挖潜与科学治硫两篇文章里。

中国石化高含硫气田开发目前已在领跑阶段，未来将以智能化提升安全能级、以绿色低碳实现可持续发展、以资源接替保障长期稳产。

精细挖潜：让老气田重焕“青春”

气田和人一样会“老”：地层压力下降、边底水侵入、自然递减，是十几岁气田逃不开的“中年危机”。但普光气田已连续稳产16年，超出方案设计稳产期8年，采收率从55%提升至67.2%——采收率每提高1个百分点，就多几亿立方米的产量。秘诀就是四个字：精细挖潜。

给剩余气“画像”，让滞留的气动起来。挖潜第一步是搞清“锅里还剩多少米”。普光气田围绕纯气区、水侵区开展剩余气精细描述，部署实施侧钻井、调整井18口。曾因水淹停产的普光103-1井开窗侧钻起死回生，日产气24万立方米；在大湾北部因动用不均衡部署的两口调压力场井D408-1H井和D408-2井，投产后日产气平均90万立方米，让高低不平的压力场变得均衡，有利于从地下采出更多的天然气。

“控水稳气”贯穿全生命周期。水是气田的天敌。普光气田摸索出“初期控产＋择井堵水＋后期排水采气＋水淹停喷井侧钻”治理链条，形成的高含硫气井深层大液量连续排水、选择性堵水技术，填补了国内空白，实现气田稳气控水开发，气田水侵速度下降32.4%。目前，普光气田还探索注气控水提采新技术。元坝气田形成“早期防水侵、中期控水锥、后期防水淹”全周期技术，近5年未新增产水井，新增经济可采储量80亿立方米，稳产期延长6年。

“穿糖葫芦”与“老井增压”。元坝气田地下生物礁像散落在深海的“小岛”，单礁体面积很多不足0.5平方千米。技术人员创新“一井多礁”布井模式，让钻头像“穿糖葫芦”一样连续穿越多个礁体，近5年新增产能6.5亿立方米/年。普光气田则建成我国首座千万立方米规模高含硫湿气增压示范站，给老井装上“人工心肺”。

硫沉积治理：打通气田的“任督二脉”

高含硫是气田的“天生体质”，硫沉积因此成为后天最易发作的“血栓”：开发过程中地层压力不断下降，达到一定程度后，溶解在天然气中的单质硫像水垢一样析出并吸附在地面流程、油管内壁，甚至可能堵塞在储层的孔隙和喉道中，严重降低气井的稳产能力。在普光气田，个别高产气井一天就能减产25万立方米。治硫，就是保产。2018年以来，普光气田累计实施综合治硫措施1723井次，恢复气量17.57亿立方米，投入产出比高达1∶7。

硫沉积预判的“千里眼”。目前普光气田硫沉积主要发生在地面流程和井筒，地面流程发生硫沉积肉眼可见，井筒中则无法直观看见，什么时候硫堵、堵哪里、有多厚，无法得知，影响科学治硫。为解决该难题，石油勘探开发研究院从机理入手，通过多年攻关，考虑筒径变化、非等温效应、硫沉积行为，形成了物理机制完备的井筒多尺度耦合硫沉积瞬态模拟方法，预测符合率从82%提升至93%，单步计算仅需50毫秒，为硫沉积预测装上了“千里眼”，也填补了行业空白。

五代溶硫剂的“进化论”。中原油田自主研发、迭代五代溶硫剂：第一代基于有机溶硫原理，填补国内空白，但毒性大、产物黏度高、易二次堵塞；第二代有机环保型溶硫剂，无刺激性气味，毒性小，但高温橡胶溶胀率≥10%；第三代有机低伤害型溶硫剂，橡胶溶胀率和成本均大幅下降；第四代低成本高效低伤害溶硫剂，溶硫效率提升50%，但密度大、溶硫启动温度高；第五代弥补了第四代缺陷，溶硫启动温度降低至25摄氏度。

井筒治硫的“组合拳”。对付不同程度的堵塞，普光气田分级“诊疗”：堵塞较轻，加注溶硫剂清洗，累计应用200余井次；堵塞较重，连续油管带“五眼喷头＋旋转喷枪”下井冲洗，措施后单井日产量可增加2.6万立方米；堵塞严重，“化学溶硫＋机械刮削”组合出拳，刮硫器不关井即可作业。

（作者为石油勘探开发研究院开发地质高级专家）