大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)

常宏崗 熊 鋼

1．中國石油西南油氣田公司天然氣研究院 2．中國石油天然氣集團公司高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地

1 高含硫氣田概況

天然氣屬于清潔能源，大力發(fā)展天然氣工業(yè)是中國重大能源戰(zhàn)略決策。中國高含硫天然氣資源豐富，開發(fā)潛力巨大。截至2011年，中國累計探明高含硫天然氣儲量約1×1012m3，其中90%都集中在四川盆地。從20世紀50年代至2000年，中國石油天然氣集團公司已在四川盆地開發(fā)動用高含硫天然氣1 402．5×108m3，2000年后隨著川東北地區(qū)下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組氣藏和龍崗二、三疊系礁灘氣藏的探明，更是迎來了高含硫天然氣開采高峰（表1）［1］。隨著海相天然氣資源勘探力度的加大，中國高含硫天然氣探明儲量將進入快速增長期，為進一步加快高含硫氣田開采奠定了資源基礎(chǔ)。除天然氣外，硫磺也是高含硫氣田所蘊藏的寶貴資源。因此，安全、經(jīng)濟、高效地開采天然氣并將有毒硫化氫轉(zhuǎn)化為硫磺，對優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)和節(jié)能減排意義重大。

2 高含硫氣田開采的難點

中國高含硫氣田普遍具有氣藏埋藏深、地質(zhì)條件復(fù)雜、壓力高、含水、多位于人口稠密地的特點，資源開采面臨腐蝕性強、成本高、毒性大、事故后果嚴重等難點。

表1 四川盆地主要的高含硫氣田統(tǒng)計表

2．1 地質(zhì)特征復(fù)雜

中國高含硫氣藏多為深層、高溫、高壓氣藏，氣藏非均質(zhì)性強，常伴有地層水。目前已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的高含硫氣藏最大埋深為7 000m，最大原始地層壓力超過80 MPa，氣藏最高溫度175℃，硫化氫最高含量超過200 g／m3。高含硫氣藏儲層類型復(fù)雜，常常包含裂縫—孔洞、裂縫—孔隙、孔隙型以及邊、底水活躍型儲層。

2．2 開采評價要求高

與大型高含硫氣藏開采配套建設(shè)的天然氣凈化廠、集輸管網(wǎng)投資大，建設(shè)工程量大，難于沿用常規(guī)氣藏逐步完善產(chǎn)能建設(shè)的開發(fā)模式。一次性規(guī)模化建設(shè)投產(chǎn)的開采方案對氣藏早期描述、產(chǎn)能快速評價等開采早期評價技術(shù)提出了更高要求。

2．3 開采工程技術(shù)難度大

高含硫氣藏含有硫化氫、二氧化碳和有機硫，其開采工程技術(shù)更為復(fù)雜。高含硫氣藏的安全清潔高效開發(fā)對完井技術(shù)、井筒工藝及工具材質(zhì)、壓裂酸化液體系和增產(chǎn)改造工藝技術(shù)都提出了更高要求，同時，集輸過程必須解決腐蝕監(jiān)測與控制的難題，凈化工藝必須滿足大規(guī)模天然氣處理和嚴格的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)要求，安全環(huán)保方面必須實現(xiàn)氣田水、硫化氫的零排放。

2．4 環(huán)境與安全風(fēng)險高

高含硫氣藏多位于多山、多靜風(fēng)、人居稠密地區(qū)。高含硫天然氣腐蝕性強，所含硫化物毒性大，鉆完井、地面集輸、天然氣凈化等生產(chǎn)環(huán)節(jié)一旦出現(xiàn)問題將造成嚴重的環(huán)境與安全事故。

3 高含硫氣田開采技術(shù)及取得的創(chuàng)新成果

掌握大型高含硫氣田開采技術(shù)是一個國家或國際綜合性能源公司油氣資源開采實力和工程技術(shù)水平的集中體現(xiàn)。國外少數(shù)國家雖然掌握了高含硫氣田開采技術(shù)，但技術(shù)不轉(zhuǎn)讓且服務(wù)費用高。

中國石油西南油氣田公司在攻克中低含硫氣田開采技術(shù)難關(guān)的基礎(chǔ)上，從2000年開始組織了多輪高含硫氣田勘探開發(fā)的專項課題攻關(guān)，在高含硫氣田開采產(chǎn)能測試、完井及改造、集輸與腐蝕控制、脫硫與硫磺回收、安全環(huán)境風(fēng)險防控等方面取得了重大進展，特別是2009年7月龍崗二、三疊系礁灘氣藏順利投產(chǎn)，在國內(nèi)率先實現(xiàn)大型超深高含硫氣田的安全開采，標(biāo)志著中國已經(jīng)擁有具有自主知識產(chǎn)權(quán)的大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)。

3．1 自主研發(fā)了深層高含硫氣井產(chǎn)能評價測試及分析技術(shù)

3．1．1 自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能快速評價技術(shù)

3．1．1．1 自主研發(fā)了高含硫氣井產(chǎn)能評價測試設(shè)計方法

通過改進實驗設(shè)備和流程，采用電鏡掃描儀與能譜分析儀首次掌握了元素硫膜狀沉積形態(tài)及其對氣相滲流的影響，由此建立了高含硫氣井試井設(shè)計計算方法，提供了定量預(yù)判測試分析方法有效性和可行性的技術(shù)手段，填補了國內(nèi)高含硫氣井井下測試技術(shù)盲區(qū)，帶動了相關(guān)技術(shù)的快速發(fā)展。

3．1．1．2 首次建立了高含硫氣井產(chǎn)能評價非穩(wěn)定測試分析方法

基于高含硫氣井滲流模型和二項式產(chǎn)能方程研究，建立了滲流率和地層壓力約束的改進單點測試產(chǎn)能評價方法，與傳統(tǒng)的“一點法”比較，評價方法的最大誤差從280．5%降到了21．6%，平均誤差從23．1%降到了7．5%。應(yīng)用自主研發(fā)的高含硫氣井試井設(shè)計技術(shù)，解決了根據(jù)非穩(wěn)定測試數(shù)據(jù)推算穩(wěn)定流動數(shù)據(jù)、進而計算穩(wěn)定產(chǎn)能的難題，奠定了高含硫氣井產(chǎn)能快速評價技術(shù)的理論基礎(chǔ)。

3．1．2 自主研發(fā)了深層高含硫氣田測試工藝技術(shù)

3．1．2．1 自主研發(fā)了高抗硫射孔—酸化—測試聯(lián)作技術(shù)

自主研制了全通徑井下測試工具，將影響大產(chǎn)量氣井產(chǎn)能評價準(zhǔn)確性的節(jié)流表皮系數(shù)從大于10降到小于1；創(chuàng)新形成了滿足井深7 000m、最高地層處理壓力207MPa的3套測試管柱使用技術(shù)，完井測試由常規(guī)7英寸（1英寸＝25．4mm）井眼測試發(fā)展到5英寸小井眼測試，為國內(nèi)高含硫氣井完井測試提供了關(guān)鍵支撐技術(shù)，已實施完井測試180井次。

3．1．2．2 自主研發(fā)了高抗硫大產(chǎn)量兩相流地面測試技術(shù)

自主研發(fā)了適用壓力35MPa的抗硫蒸汽熱交換器、適用壓力10MPa的抗硫兩相分離器、適用壓力1 MPa的抗硫緩沖計量罐、改進型適用壓力105MPa的RTTS封隔器、遠程數(shù)據(jù)自動采集及安全控制系統(tǒng)，使高含硫氣井地面測試能力從30×104m3／d提高到450×104m3／d，解決了高含硫大產(chǎn)量氣井測試技術(shù)的瓶頸問題。

圖1為大產(chǎn)量高含硫氣井地面測試流程圖。

3．1．2．3 自主研發(fā)了高抗硫鋼絲試井測試技術(shù)

圖1 大產(chǎn)量高含硫氣井地面測試流程圖

以腐蝕評價試驗為基礎(chǔ)，研制并配套完善了井下測試工具及地面控制系統(tǒng)，創(chuàng)新形成了高含硫、大斜度、大產(chǎn)量氣井測流壓設(shè)計方法以及試井測試安全控制技術(shù)，氣井測試產(chǎn)量由30×104m3／d提高到116×104m3／d，天然氣中硫化氫測試含量由100g／m3提升到230g／m3，測試井深從4 000m提升到6 800m，測試井型由直井?dāng)U展到最大井斜角為47°的斜井。已實施試井150口井，成功率達100%。2008年9月在劍門1井首次實施7 000m井下測試獲得成功，超過國外同類氣井的測試紀錄。

3．1．3 創(chuàng)建了高含硫氣田水產(chǎn)出規(guī)律預(yù)測技術(shù)

基于裂縫—孔隙型儲層的氣水滲流機理及含硫氣藏水體沿裂縫發(fā)育帶侵進的物理背景，創(chuàng)新建立和求解了雙重介質(zhì)儲層生產(chǎn)井區(qū)徑向滲流與水侵區(qū)線性滲流耦合數(shù)學(xué)模型，形成了水侵動態(tài)分析及預(yù)測技術(shù)，首次實現(xiàn)了早期產(chǎn)水及地層水侵對氣井產(chǎn)能影響的預(yù)測，已成功應(yīng)用于12個年產(chǎn)天然氣56×108m3的重點含硫氣田，實現(xiàn)了氣田產(chǎn)水的早期整體治理，維護了氣田產(chǎn)能。

3．2 自主研發(fā)了以井筒防腐、分層改造工具、酸液及作業(yè)安全為核心的高溫高壓高含硫氣井完井和增產(chǎn)改造技術(shù)

3．2．1 自主研發(fā)了高含硫氣井完井技術(shù)，保障了高含硫氣井的安全生產(chǎn)

3．2．1．1 自主研發(fā)了以封隔器完井井筒溫度壓力預(yù)測和管柱力學(xué)校核為核心的完井設(shè)計技術(shù)

在國內(nèi)首次建立了封隔器完井過程中的井筒溫度分布及環(huán)空壓力預(yù)測模型，預(yù)測誤差小于6%，率先提出了復(fù)雜工況條件下封隔器完井管柱三軸應(yīng)力校核的高含硫氣井完井設(shè)計和現(xiàn)場施工的控制參數(shù)設(shè)計方法，現(xiàn)場施工成功率達100%。

3．2．1．2 自主研發(fā)了以井筒防腐和作業(yè)安全為核心的完井管柱技術(shù)

在室內(nèi)和現(xiàn)場評價的基礎(chǔ)上，研制了井下緩蝕劑，形成了使用適宜材質(zhì)和化學(xué)劑的綜合防腐技術(shù)；針對不同硫化氫含量和產(chǎn)量的天然氣氣井，研制了帶化學(xué)劑加注通道和緊急井下切斷裝置的多功能完井管柱；編制了《含硫化氫氣井井下作業(yè)推薦作法》等2項行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

3．2．1．3 自主研發(fā)了井筒安全性評價技術(shù)

在國內(nèi)首次以安全屏障分析為核心，結(jié)合井下漏點與氦氣密封檢測技術(shù)，形成了井筒安全性評價技術(shù)，防控了異常帶壓氣井生產(chǎn)安全風(fēng)險，應(yīng)用該技術(shù)避免了8口環(huán)空異常帶壓氣井的廢棄。

3．2．2 自主研發(fā)了高含硫儲層改造工具和液體體系，有效提高了單井產(chǎn)量

3．2．2．1 自主研發(fā)了高含硫水平井分段改造工具系列

獨創(chuàng)了不動管柱水力噴射分段工具，解決了國外工具帶壓上提油管導(dǎo)致井控風(fēng)險高的問題，可實現(xiàn)不動管柱9級分壓；率先實現(xiàn)了裸眼封隔器分段工具的國產(chǎn)化，達到國外同等技術(shù)水平，降低成本75%，可實現(xiàn)12級分壓。上述2套工具抗溫120℃、抗硫30～75 g／m3、耐壓差70MPa，已成功應(yīng)用于11口高含硫氣井。圖2為多功能完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖，圖3為高含硫水平井分段改造工具結(jié)構(gòu)示意圖。

圖2 多功能完井管柱結(jié)構(gòu)示意圖

3．2．2．2 自主研發(fā)了5套適應(yīng)于高含硫儲層特點的酸液體系

圖3 高含硫水平井分段改造工具結(jié)構(gòu)示意圖

針對高溫深井高含硫儲層酸巖反應(yīng)快、井底吸酸壓力高、層間物性差異大等難題，自主研發(fā)了高溫轉(zhuǎn)向酸、降濾失酸、高溫加重酸等5套酸液體系。使用該技術(shù)后，殘酸沉淀量由2．76g／L降到0．39g／L，酸液腐蝕速率從58．26g／（m2·h）降到3．23g／（m2·h），濾失系數(shù)降了2個數(shù)量級，酸液相對密度從1．1增到1．5，井底處理壓力最高達206．7MPa。

3．3 形成了高含硫氣田地面集輸及腐蝕控制技術(shù)

3．3．1 自主研發(fā)了高含硫氣田氣液密閉混輸技術(shù)

自主研發(fā)了以控制流態(tài)為核心的氣液混輸技術(shù)，在國內(nèi)首次界定了輸送介質(zhì)的最大、最小流速，減緩了管內(nèi)液體沉積對管道的腐蝕，確保了緩蝕劑的應(yīng)用效果。首次在國內(nèi)高含硫氣田應(yīng)用氣液密閉混輸技術(shù)，高含硫氣田水經(jīng)閃蒸脫氣后集中處理回注，含硫閃蒸氣集中進入后續(xù)硫磺回收裝置，實現(xiàn)了氣田水和硫化氫全程零排放，每年回注氣田水400×104m3。提出了高含硫氣田安全截斷、緊急放空和安全儀表系統(tǒng)控制設(shè)置原則，防止了意外工況下有毒氣體外泄。圖4為高含硫氣田氣液混輸工藝流程圖。

圖4 高含硫氣田氣液混輸工藝流程圖

3．3．2 自主研發(fā)了高含硫氣田地面集輸抗硫管線材料和焊接技術(shù)

建立了實驗室高含硫工況模擬評價指標(biāo)，提出了L360等抗硫管材的制造和施工技術(shù)要求，實現(xiàn)了國內(nèi)高鋼級管材在高含硫氣田的首次應(yīng)用，改變了依靠國外進口抗硫管材設(shè)備的局面，降低工程投資3%～5%。研發(fā)了高含硫集輸管線的焊接工藝，制訂了焊接材料和焊后熱處理技術(shù)要求、抗氫致開裂和硫化氫應(yīng)力腐蝕的驗收標(biāo)準(zhǔn)，提高了焊接質(zhì)量和焊接效率，確保了高含硫氣田地面集輸管網(wǎng)的安全運行。

3．3．3 集成創(chuàng)新了以抗硫材料性能評價、緩蝕劑應(yīng)用和腐蝕監(jiān)測為主體的腐蝕控制技術(shù)

3．3．3．1 自主研發(fā)了高含硫氣田在線腐蝕試驗及現(xiàn)場材料評價技術(shù)

自主研發(fā)了國內(nèi)首個高含硫氣田在線腐蝕試驗裝置，形成了可變流速、氣液兩相高壓在線腐蝕監(jiān)測技術(shù)，可在實際流態(tài)條件下對材料耐蝕性能進行在線監(jiān)測，驗證材料和焊接工藝在現(xiàn)場應(yīng)用的可靠性。圖5為天東5－1井高含硫氣田在線腐蝕監(jiān)測裝置。

圖5 天東5－1井高含硫氣田在線腐蝕監(jiān)測裝置圖

3．3．3．2 發(fā)明了長效膜緩蝕劑、緩蝕劑加注裝置

通過改進緩蝕劑分子結(jié)構(gòu)，引入巰基基團，增強了緩蝕劑的吸附成膜性能，與國外同類產(chǎn)品相比緩蝕劑的膜持久時間由10d提高到45d。應(yīng)用了清管器預(yù)膜技術(shù)，解決了長距離管線緩蝕劑均勻保護和殘余藥劑回收的技術(shù)難題。首次在四川龍崗高含硫氣田進行了全流程管線整體應(yīng)用清管器預(yù)膜技術(shù)。圖6為長效膜緩蝕劑分子結(jié)構(gòu)示意圖。

圖6 長效膜緩蝕劑分子結(jié)構(gòu)示意圖

3．3．3．3 自主研發(fā)了高含硫氣田開發(fā)腐蝕監(jiān)測技術(shù)

自主開發(fā)建設(shè)了適用于高含硫氣田的數(shù)字化腐蝕監(jiān)測系統(tǒng)，實現(xiàn)了腐蝕控制可視化管理；自主研發(fā)了緩蝕劑殘余濃度分析、氫滲透測試和ER腐蝕監(jiān)測溫度補償技術(shù)，為高含硫氣田腐蝕控制提供了準(zhǔn)確的技術(shù)資料，將氣田的腐蝕速率從2．3mm／a降到了0．1 mm／a，使材料的使用壽命延長了20多倍，效果十分顯著。

3．4 自主研發(fā)了高壓高含硫天然氣大規(guī)模處理的凈化技術(shù)

3．4．1 發(fā)明了改良低溫克勞斯硫磺回收工藝

通過增加再生切換前的預(yù)冷步驟和再生前的冷凝去硫步驟進行了流程創(chuàng)新，發(fā)明了改良低溫克勞斯硫磺回收工藝并形成了工藝設(shè)計包（圖7），硫磺回收率由常規(guī)克勞斯工藝的92%提高到99．45%，高于國外同類工藝指標(biāo)。創(chuàng)新利用灼燒爐煙氣熱能作為再生熱源，回收熱能1 125kW／a，已建成3套大型含硫天然氣凈化裝置。

3．4．2 自主研發(fā)了高含硫天然氣配方溶劑脫硫工藝

為了提高溶劑體系對有機硫的物理溶解能力，促進有機硫的水解，用配方溶劑代替了單一的甲基二乙醇胺溶劑，有機硫脫除率由40%提高到85%，H2S脫除率超過了99．98%。首次在國內(nèi)測定了有機硫在脫硫溶液中的平衡溶解度，并建立了相應(yīng)的工藝計算模型，可為自主設(shè)計高含硫凈化裝置提供技術(shù)支持。

圖7 改良低溫克勞斯硫磺回收工藝流程圖

3．4．3 研發(fā)了系列硫磺回收催化劑

創(chuàng)新研制出克勞斯催化劑、尾氣加氫催化劑和其他特殊硫磺回收工藝用催化劑8種。催化劑的推廣應(yīng)用使裝置SO2外排量由71．49t／108m3降到18．36t／108m3，減排74%。目前國內(nèi)45套同類大型生產(chǎn)裝置均使用了該系列催化劑。

3．4．4 研發(fā)了天然氣凈化輔助技術(shù)，保證裝置平穩(wěn)運行

研發(fā)了天然氣組成分析、硫化氫及有機硫分析等輔助技術(shù)，研制了3種國家一級標(biāo)準(zhǔn)物質(zhì)，建立了17項天然氣組分分析方法，皆成為國家標(biāo)準(zhǔn)，為控制中國商品天然氣質(zhì)量、確保天然氣凈化裝置安全平穩(wěn)運行提供了準(zhǔn)則。

3．5 創(chuàng)新建立高含硫氣田開發(fā)安全、清潔生產(chǎn)系列技術(shù)

3．5．1 創(chuàng)建了復(fù)雜地形及局地氣象條件下高含硫氣田開發(fā)環(huán)境影響評價、安全評價、定量風(fēng)險評價技術(shù)體系

首次針對含硫天然氣開發(fā)環(huán)境影響突出、準(zhǔn)確預(yù)測評價難度大等技術(shù)瓶頸，通過現(xiàn)場測試、風(fēng)洞模擬實驗、多年跟蹤評價等手段，創(chuàng)新建立了一整套復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的大氣、地下水、生態(tài)等各環(huán)境要素影響預(yù)測評價技術(shù)體系，為高含硫氣田區(qū)域污染防治提供了依據(jù)。

自主研發(fā)了基于復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的定量風(fēng)險評價方法和軟件，使丘陵及中、低山地帶的評價精度超過了50%，在國內(nèi)首次實現(xiàn)將三維擴散模擬結(jié)果應(yīng)用到定量風(fēng)險計算，為復(fù)雜地形條件下高含硫氣田開發(fā)的安全防護距離及應(yīng)急計劃區(qū)確定提供了科學(xué)依據(jù)，從源頭實現(xiàn)了氣田安全生產(chǎn)。

3．5．2 研發(fā)了鉆井固體廢棄物資源化利用技術(shù)

自主研發(fā)了適合高含硫氣田鉆井廢泥漿的固化劑“泥漿復(fù)合膠粘劑”，研發(fā)了廢泥漿制免燒磚工藝和制磚裝置。免燒磚的磚體強度達到MU10標(biāo)準(zhǔn)磚的強度，浸泡水質(zhì)滿足環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)要求，實現(xiàn)了廢棄物的資源化利用。

3．5．3 創(chuàng)建了高含硫氣田開發(fā)事故應(yīng)急保障系統(tǒng)

創(chuàng)新應(yīng)用GIS技術(shù)、無線通信技術(shù)、三維復(fù)雜地形的H2S（SO2）擴散數(shù)字模擬技術(shù)、定量風(fēng)險評價技術(shù)、MM5中尺度氣象模擬技術(shù)等，配置了消防中心、搶維修中心、安全庇護所、環(huán)境應(yīng)急監(jiān)測系統(tǒng)、應(yīng)急報警系統(tǒng)、自動氣象站等，建立了三維地理信息應(yīng)急系統(tǒng)管理平臺，具備事故狀態(tài)下現(xiàn)場氣象參數(shù)、有毒污染物影響范圍、影響人口分布、應(yīng)急資源等綜合數(shù)據(jù)調(diào)配功能，為事故發(fā)生后的快速高效響應(yīng)和現(xiàn)場應(yīng)急指揮決策提供了支持，該技術(shù)在四川龍崗氣田已建成并投入使用。

相關(guān)技術(shù)成果與國內(nèi)外同類技術(shù)的對比情況如表2所示。

表2 相關(guān)技術(shù)成果與國內(nèi)外同類技術(shù)的對比情況表

4 結(jié)論及建議

1）上述研究攻關(guān)成果由中國石油西南油氣田公司統(tǒng)一協(xié)調(diào)、組織了專人進行項目推廣，開展了規(guī)模化工業(yè)應(yīng)用，建成了中國首個高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地，建設(shè)了國家重大科技專項——四川龍崗地區(qū)大型碳酸鹽巖氣藏開發(fā)示范工程區(qū)，已在四川盆地建成了處理含硫天然氣150×108m3／a和回收硫磺29×104t／a的產(chǎn)能，同時在海外土庫曼斯坦阿姆河高含硫氣田推廣應(yīng)用，為“西氣東輸”二線工程提供了資源保障，近3年來已累計開采含硫天然氣322×108m3，回收硫磺74×104t，實現(xiàn)了資源綜合利用，新增利稅88億元。所采天然氣折算替代原煤5 990×104t，二氧化碳減排9 365×104t，二氧化硫減排148×104t，在保證能源供應(yīng)、促進循環(huán)經(jīng)濟發(fā)展與清潔生產(chǎn)方面取得了巨大效益。

2）2012年2月，中國石油西南油氣田公司組織完成的《大型高含硫氣田安全開采及硫磺回收技術(shù)》獲國家科技進步二等獎，這是中國在高含硫氣藏開采領(lǐng)域授予的第一個也是目前唯一1個國家科技獎勵。該成果為清潔安全開采已探明的約1×1012m3高含硫氣藏提供了技術(shù)保障，使中國進入了擁有該技術(shù)的國際先進行列，具備了參與國際競爭的實力，技術(shù)應(yīng)用前景廣闊。

3）在取得進步的同時也還應(yīng)當(dāng)清醒地看到中國高含硫氣田開發(fā)的總體技術(shù)水平與國外還有一定差距，表現(xiàn)在高含硫氣田開采技術(shù)的整體性、系統(tǒng)性和配套性不夠，核心競爭力和原始創(chuàng)新能力有待提高，基礎(chǔ)理論和實驗技術(shù)能力有待進一步提升，部分關(guān)鍵設(shè)備、工具及材料還依賴引進，高含硫氣藏開采系列規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)體系有待建立和完善，相關(guān)技術(shù)工程化應(yīng)用初獲成功仍需持續(xù)跟蹤評價。

4）為了加快高含硫氣田安全開采技術(shù)的進一步完善和配套，建議在現(xiàn)有成果的基礎(chǔ)上，依托已建成的中國石油高含硫氣藏開采先導(dǎo)試驗基地，整合國內(nèi)本領(lǐng)域的優(yōu)勢學(xué)科和研究力量，在四川盆地盡快建成國家層面的技術(shù)研發(fā)和工程應(yīng)用平臺，并使之成為高含硫氣田開采領(lǐng)域核心技術(shù)的創(chuàng)新基地，促進本領(lǐng)域自主創(chuàng)新能力的提升。同時，通過市場機制實現(xiàn)技術(shù)轉(zhuǎn)移和擴散，提供成熟的工藝技術(shù)及其產(chǎn)品裝備，實現(xiàn)開采技術(shù)工程化和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用示范，增強產(chǎn)業(yè)核心競爭能力和發(fā)展后勁，推動天然氣工業(yè)快速發(fā)展。

［1］何生厚．高含硫化氫和二氧化碳天然氣田開發(fā)工程技術(shù)［M］．北京：中國石化出版社，2008．