超稠油开发安全风险分析与系统性防范措施研究

前言

超稠油是指在地层条件下粘度超过 50000mPa^∙s 的原油资源，辽河油田作为我国超稠油开发的重要基地，经过三十多年的技术攻关与实践，已形成了一套相对成熟的开发技术体系。然而超稠油的高粘度、高密度、高胶质沥青质含量等特性，使其开发过程面临独特的安全风险，常规原油开发的安全管理方法难以直接套用。

超稠油开发通常采用热力开采技术，如蒸汽吞吐（SteamStimulation）和蒸汽驱（SteamFlooding），这些方法涉及高温高压蒸汽注入（通常达到 300^∘C 以上、压力 15MPa 以上），使油藏温度升高、原油粘度降低从而提高流动性。在此过程中，生产系统长期处于高温高压状态，设备材料性能退化加速，加之超稠油中普遍含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀性气体，导致设备腐蚀风险显著增加。

超稠油开发作业环境复杂，涉及注汽、采油、集输、处理等多个环节，各环节间衔接紧密，系统性风险突出。特别是在稠油热采过程中，伴生天然气和硫化氢等有毒有害气体的释放，对作业人员构成严重威胁。高温作业环境（夏季井口温度可达 80^∘C 以上）导致人员中暑、烫伤等职业伤害频发。

1 超稠油开发的主要安全风险分析

1.1 地质与油藏特性风险

超稠油油藏的地质复杂性显著高于常规油藏，这直接影响了开发过程的安全稳定性。超稠油注汽压力常需达到 15MPa 以上才能注进蒸汽，接近井筒承压极限，存在井筒完整性失效风险。某井因储层非均质性导致注汽压力异常升高至21MPa，造成套管头密封失效，油藏中的硫元素分布也是重要风险源，在高温蒸汽环境下，硫与氢结合生成硫化氢 （H₂πS） ）的化学反应加速，构成重大中毒风险。

1.2 设备与工艺风险

超稠油开发的设备腐蚀问题尤为突出，表现出典型的电化学腐蚀与高温氧化腐蚀耦合特征。现场检测数据显示，普通碳钢在超稠油采出液中的腐蚀速率可达1.5-2.8mm/a ，是常规油田的 3-5 倍。这种腐蚀主要源自三方面：一是采出液中Cl⁻ 浓度高达 5000-15000mg/L ，引发点蚀和应力腐蚀开裂；二是 H₂ S 分压超过0.0003MPa 时，会促进氢致开裂；三是高温 （>200^∘C ）加速了材料的氧化损耗。热采工艺中的高温高压风险同样不可忽视。蒸汽发生器运行压力通常为 15-17MPa ，温度 350^∘C 左右。典型故障模式包括：水处理系统失效导致炉管结垢爆管、安全阀锈蚀导致超压失效等。

1.3 有毒有害物质风险

硫化氢中毒是超稠油开发中最致命的风险之一。 H₂ S 的 IDLH（立即威胁生命和健康的浓度）仅为 100ppm ，而辽河油田多个井口测得峰值浓度超过 300ppm 。其风险特性表现为：一是隐蔽性强， H₂ S 在低浓度时（ <10ppm， ）具有臭鸡蛋味，但超过 50ppm 会迅速麻痹嗅觉神经；二是作用迅速， 500ppm 浓度下 15 分钟即可致人死亡；三是后续危害大，燃烧后生成 SO₂ （同样为有毒气体）。伴生天然气处理风险也不容忽视。超稠油伴生气中甲烷含量通常为 60%85% ，与空气混合后的爆炸极限为 5%-15% （体积比）。更危险的是，这种气体常含有 2%-8% 的 CO₂ 和 0.5%-3% 的 H₂S ，形成混合毒性。

化学添加剂风险主要来自破乳剂、降粘剂等工艺化学品。常用破乳剂中含30%-50% 甲醇、 10%-20% 二甲苯等有毒有机物，皮肤接触可导致神经系统损伤。此外，这些化学品的易燃性（闪点多低于 60^∘C ）也增加了火灾风险。

1.4 人员与管理风险

人为操作失误在超稠油开发事故原因中占比最高。这些失误往往与培训不足有关，如某起硫化氢中毒事故调查发现，涉事员工虽接受过培训，但未掌握便携式检测仪的实际使用方法。安全管理体系缺陷表现为三方面：一是风险识别不全面，仅关注常规风险而忽视超稠油特殊性；二是应急预案可操作性差，演练频次不足（多数单位每年仅1-2 次）；三是监督考核流于形式。

2 超稠油开发安全防范措施体系

2.1 技术创新与设备改进

耐腐蚀材料应用是解决设备损耗问题的根本途径。辽河油田特种油开发公司在关键部位采用双相不锈钢 2205（UNSS32205），其耐 Cl^- 腐蚀性能是 304 不锈钢的 5 倍以上，在含 H₂ S 环境中的应力腐蚀开裂阈值提高至 0.01MPa 。对于泵筒、阀座等易损件，采用碳化钨涂层（厚度 0.3-0.5mm ）可使寿命延长至8000小时，为普通材料的 3 倍。

智能监测系统构建了风险预警防线。在井口和关键设备安装多参数传感器网络，实时监测压力（精度 ±0.1%FS ）、温度（ ±0.5^∘C⟩ ）、 H₂ S 浓度（ 0⋅100ppm 范围，分辨率 0.1ppm ）等参数，采样频率达 1Hz 。数据通过工业物联网传输至中央控制室，采用机器学习算法（如 LSTM 网络）进行异常检测，预警准确率达 92% 以上高架罐区安装的硫化氢消除装置采用催化氧化技术，在 150-200℃条件下将 H₂ S 转化为单质硫，转化效率 .>99% ，处理后 H₂ S 浓度稳定在 0.5ppm 以下。工艺优化显著降低了操作风险。套管气联网工程将单井伴生气集中处理，既回收了能源，又消除了井场爆炸隐患。

智能监控平台提升整体管控水平。集成 DCS、视频分析、人员定位等系统，构建三维可视化管控平台。关键指标实时显示（如当前 H₂ S 最高浓度 2.3ppm ，注汽压力 15.2MPa; ），历史数据可追溯（存储周期 ⩾3 年）。

2.2 管理体系完善

HSE 管理体系构建系统化防控机制。公司建立了作业指导书的三级 HSE 文件体系，特别针对超稠油开发增设了《热采作业安全管理规定》等专项制度。实施"六抓"管理法：抓预案演练（每月 1 次）、抓隐患整改（闭环率 100% ）、抓安全意识（年度培训 ⩾24hI 人）、抓操作技能（持证上岗率 100% ）、抓专项培训（如 H₂ S 防护）、抓责任落实（全员安全承包）。该体系运行以来，"三违"行为发生率下降 65% ，未发生重大责任事故。

风险分级管控实现精准防控。采用 LEC 法（危险性 可能性 × 暴露率 × 后果）对超稠油开发各环节进行风险量化评估，划分红（ >320 分）、橙（160-320）、黄（70-159）、蓝（<70）四级风险。针对红色级的注汽作业，实施"双监护"制度（技术员 + 安全员现场监督）、关键参数双仪表监测、作业许可电子审批等强化措施。建立隐患数据库，按照"A（立即整改）、B（限期整改）、C（规划整改）"三级分类处置，

2.4 人员培训与行为规范

差异化培训体系针对不同岗位需求设计。新员工实施"90 天培养计划"：前30 天集中理论培训，中间 30 天"师徒结对"（考核合格率挂钩师傅奖金），后 30天独立操作评估。特种作业人员（如锅炉操作、 H₂ S 防护）每季度复训。管理人员侧重风险识别与管控工具应用。

安全行为观察（BBS）促进习惯养成。推行"STOP 卡"制度，鼓励员工互相观察并记录安全行为和不安全行为，每月分析改进。典型行为规范包括：接触化学品必戴防护手套、进入潜在 H₂ S 区域必须佩戴检测仪、高温设备操作必须双人确认（误操作归零）等。

安全文化建设营造全员参与氛围。开展"我的安全格言"征集活动，将优秀作品制成提示牌悬挂于作业现场（如"高温高压无情，规范操作保命"）。每月组织"安全日"活动，通过事故案例VR 体验、家属安全座谈会等形式强化意识。

3 结论

本研究通过对超稠油开发安全风险的系统分析，构建了技术、管理、人员、环境“四位一体”的防范措施体系，经辽河油田实践验证，取得了显著成效。研究表明，超稠油开发的核心风险源于其特殊的物理化学性质与热采工艺条件，表现为设备腐蚀加剧、有毒气体释放、人为操作难度增大等特征。通过耐腐蚀材料应用、智能监测系统构建、HSE 管理体系完善、差异化培训实施等措施的协同作用，可有效降低事故发生率，提升安全管理水平。

参考文献

[1]朱凡求.油田气开发的综合风险评估与管理框架[J].现代职业安全，2023（11）：48-53.