孫運(yùn)生，陳慶春，蔣先釗新疆油田開發(fā)公司，新疆克拉瑪依　834000

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車排子油田稠油熱采開發(fā)過程中H2S的治理方法

孫運(yùn)生，陳慶春，蔣先釗
新疆油田開發(fā)公司，新疆克拉瑪依834000

摘要：車排子油田開發(fā)過程中，油井伴生氣中出現(xiàn)了較高濃度的H2S氣體，增加了現(xiàn)場生產(chǎn)安全隱患。區(qū)塊投產(chǎn)后對(duì)H2S的監(jiān)測表明實(shí)測值與設(shè)計(jì)值存在差異。由于前期試采井取樣數(shù)據(jù)受生產(chǎn)時(shí)間、區(qū)域位置等限制，很難具有代表性，所以在設(shè)計(jì)階段就應(yīng)綜合考慮有關(guān)問題，工藝設(shè)計(jì)應(yīng)具有一定的靈活性，比如預(yù)留接口、預(yù)留新增設(shè)備安裝位置等，以應(yīng)對(duì)生產(chǎn)過程中的變化。通過在集油區(qū)管道加除硫藥劑、在兩相分離器出口設(shè)置脫硫裝置、脫硫后的伴生氣經(jīng)火炬燃燒放空的方式，可有效去除H2S，滿足規(guī)范要求，保障油田安全生產(chǎn)。

關(guān)鍵詞：稠油熱采；H2S；監(jiān)測；治理方法

1　區(qū)塊概況

車排子油田車510井區(qū)區(qū)域構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起車排子凸起東北段，地層自上而下為新近系塔西河組、沙灣組及白堊系紅礫山組，新近系沙灣組與白堊系為不整合接觸，沉積厚度70～90 m，為受構(gòu)造和巖性控制的帶邊底水的稠油油藏，50℃時(shí)密度為0.93 g/cm3、黏度為1 750 mPa·s、硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.22%，屬于低含硫普通稠油，采用注蒸汽開發(fā)方式。

區(qū)塊內(nèi)新建稠油聯(lián)合站1座（包括原油處理、軟化水處理、污水處理三大系統(tǒng)），集油區(qū)新建2× 22.5 t/h標(biāo)準(zhǔn)化注汽站3座、22井式多通閥集油計(jì)量配汽管匯站16座，配套建設(shè)注蒸汽管道、集油管道、注采合一管道、輸氣管道、輸水管道等。地面集輸系統(tǒng)采用二級(jí)布站密閉流程，即井口→多通閥集油配汽管匯站→稠油聯(lián)合站。

2　設(shè)計(jì)階段對(duì)H2S去除工藝的考慮

2.1集輸管道加藥除H2S

根據(jù)3口試采井取樣分析結(jié)果，表明采出液伴生氣中含有H2S（含量分別為60、18、15 mg/m3），見表1。SY/T 6137- 2012《含硫化氫的油氣生產(chǎn)和天然氣處理裝置作業(yè)安全技術(shù)規(guī)程》規(guī)定，人長期暴露的環(huán)境中H2S質(zhì)量濃度限值為15 mg/m3，因此需對(duì)H2S進(jìn)行處理。設(shè)計(jì)通過加藥橇向集輸管道加藥除H2S，以滿足油區(qū)內(nèi)工作人員的正常生產(chǎn)工作要求。根據(jù)室內(nèi)試驗(yàn)研究結(jié)果，并考慮采出液伴生氣中H2S濃度的波動(dòng)性，除硫藥劑的加藥質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.055%。

表1　試采井伴生氣組分取樣分析表

2.2伴生氣處理工藝流程

集油區(qū)來液（0.30～0.35 MPa，70℃）通過聯(lián)合站內(nèi)管匯單元匯合，經(jīng)旋流除砂裝置除砂后進(jìn)入氣液兩相分離器，分離出的安全經(jīng)冷凝、除液后，進(jìn)入放空火炬，見圖1。根據(jù)GB 16297- 2004《大氣污染物綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》中有關(guān)SO2的排放要求，當(dāng)H2S質(zhì)量濃度低于292 mg/m3時(shí)，可以燃燒放空，2H2S + 3O2= 2SO2+ 2H2O；分離出的液相進(jìn)入原油脫水系統(tǒng)進(jìn)行二級(jí)熱化學(xué)沉降脫水。

圖1　原油處理系統(tǒng)氣液分離工藝流程示意

3　區(qū)塊投產(chǎn)后對(duì)H2S的監(jiān)測情況

3.1生產(chǎn)井伴生氣含H2S情況

對(duì)投產(chǎn)的108口井的井口H2S濃度進(jìn)行監(jiān)測，井口H2S濃度分布井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)情況見圖2。

圖2　井口不同H2S濃度分布井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)

從圖2可以看出，H2S質(zhì)量濃度大于500 mg/m3的油井?dāng)?shù)量相對(duì)較少，其他濃度區(qū)間內(nèi)井?dāng)?shù)分布相對(duì)平均，實(shí)際上油區(qū)中間區(qū)域的井H2S濃度相對(duì)較高。

3.2集輸管道內(nèi)停止加入除硫藥劑后H2S含量監(jiān)測

情況

為掌握伴生氣內(nèi)H2S含量，加藥橇停止運(yùn)行，在聯(lián)合站兩相分離器氣相出口管道上取樣，采出液伴生氣含H2S濃度及氣量設(shè)計(jì)值與實(shí)測值對(duì)比情況見表2，對(duì)采出液伴生氣進(jìn)行物性分析，組分情況見表3。

表2　采出液伴生氣含H2S濃度及氣量設(shè)計(jì)值與實(shí)測值對(duì)比

表3　兩相分離器氣相出口管道上取樣組分統(tǒng)計(jì)

3.3集輸管道內(nèi)加入除硫藥劑后H2S含量監(jiān)測情況

原油處理系統(tǒng)試運(yùn)行投產(chǎn)后，一直對(duì)井區(qū)內(nèi)H2S濃度進(jìn)行監(jiān)測。兩個(gè)月后發(fā)現(xiàn)井區(qū)內(nèi)H2S濃度超標(biāo)，隨即開始對(duì)油區(qū)內(nèi)除H2S加藥橇進(jìn)行試運(yùn)行投產(chǎn)，加藥后對(duì)伴生氣中H2S濃度進(jìn)行了持續(xù)監(jiān)測。隨著油田的開采，采出液、伴生氣物性發(fā)生變化，其組分及氣量與設(shè)計(jì)階段相比，會(huì)發(fā)生較大變化。通過伴生氣出口流量計(jì)的連續(xù)計(jì)量，伴生氣量為5 400 m3/d。

集輸管道內(nèi)加入不同濃度除硫藥劑后H2S含量監(jiān)測結(jié)果及加入1.2‰質(zhì)量濃度除硫藥劑后H2S含量監(jiān)測結(jié)果見圖3。

經(jīng)現(xiàn)場連續(xù)監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)兩相分離器出口處的H2S濃度波動(dòng)較大，最大時(shí)達(dá)500 mg/m3。原因分析：

（1）流體在集輸管道為層流狀態(tài)，藥劑存在于液相中，無法與氣相充分接觸，故氣相中H2S無法充分反應(yīng)而消除。通過檢測分析，液相中H2S質(zhì)量濃度可以達(dá)到5 mg/m3。

（2）伴生氣總量及H2S濃度與設(shè)計(jì)階段數(shù)據(jù)變化較大。

（3）脫硫劑反應(yīng)時(shí)間約需5 min，經(jīng)計(jì)算自加藥點(diǎn)至聯(lián)合站集油管道內(nèi)的反應(yīng)時(shí)間約40 min，滿足要求。

圖3　H2S濃度隨時(shí)間變化趨勢(shì)

4　H2S生成機(jī)理淺析

原油是由多種成份組成的混和物，分布于地層中的孔隙和裂縫中，由于地層含硫化合物多，加上地層礦物作用，使H2S生成的渠道多種多樣。已知的有機(jī)硫化物有：H2S、硫醇、硫醚等，無機(jī)硫化物有：黃鐵礦、黃銅礦、石膏等，其中H2S所占的比例較大，溶解能力強(qiáng)，地層中的H2S溶解在原油中，隨著原油的開采，H2S也隨著原油帶出地層。

油區(qū)采出液綜合含水質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為80%，在油水混合體系中，H2S要比純油體系中釋放得徹底，因?yàn)樵诟邷叵滤兂蓺馀輸y帶更多的H2S進(jìn)入氣相。溫度是產(chǎn)生H2S的主要外在因素，溫度在100～200℃區(qū)間H2S含量增加幅度最大，溫度在200℃后H2S含量增加幅度減小，區(qū)塊井底注汽壓力約5 MPa，對(duì)應(yīng)飽和溫度為220℃，在熱的作用下，有機(jī)硫化物化學(xué)鍵鍵能較低，將產(chǎn)生分裂，分解轉(zhuǎn)化為H2S。在長期的油水混合過程中，油水達(dá)到一種混合平衡狀態(tài)，原油中的部分H2S溶解在地層水中，而隨著溫度的升高，水中的H2S容易釋放出來，導(dǎo)致H2S含量升高。

5　H2S超標(biāo)解決方式

5.1改進(jìn)后工藝流程

從監(jiān)測情況來看，僅通過集油區(qū)管道加藥、放空火炬燃燒的方式無法滿足排放要求。需在放空火炬前增設(shè)脫硫裝置，經(jīng)除硫后放空燃燒。改進(jìn)后，原油處理系統(tǒng)氣液分離工藝流程見圖4。

5.2脫硫裝置選型

處理氣量按照最大值15 000 m3/d選型設(shè)計(jì)，脫硫裝置規(guī)格為20 m3，運(yùn)行方式為1用1備。不同H2S濃度下除硫藥劑更換周期見表4。

圖4　改進(jìn)后原油處理系統(tǒng)氣液分離工藝流程示意

表4　不同H2S濃度下除硫藥劑更換周期

6　結(jié)束語

（1）油田生產(chǎn)參數(shù)具有動(dòng)態(tài)性，前期試采井取樣數(shù)據(jù)受生產(chǎn)時(shí)間、區(qū)域位置等限制，很難具有代表性，所以在設(shè)計(jì)階段應(yīng)綜合考慮有關(guān)問題，工藝設(shè)計(jì)應(yīng)具有一定的靈活性，比如預(yù)留接口、預(yù)留新增設(shè)備安裝位置等，以應(yīng)對(duì)生產(chǎn)過程中的變化。

（2）根據(jù)H2S生成機(jī)理分析，井口H2S濃度主要由區(qū)塊地質(zhì)條件、油田開發(fā)方式等決定，目前稠油開發(fā)普遍采用熱采的方式，為保證油田安全生產(chǎn)，需要在地面集輸過程中對(duì)H2S進(jìn)行處理。

（3）通過在集油區(qū)管道加除硫藥劑，在兩相分離器出口設(shè)置脫硫裝置，脫硫后的伴生氣經(jīng)火炬燃燒放空的方式，可有效去除H2S，滿足規(guī)范要求，保障油田安全生產(chǎn)。

參考文獻(xiàn)

［1］馬強(qiáng).稠油熱采油田H2S生成機(jī)理研究［J］.吐哈油氣，2012，17（3）：274- 278.

［2］苗承武.油田油氣集輸設(shè)計(jì)技術(shù)手冊(cè)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1994：683- 804.

Hydrogen Sulfide Treatment Method Used in Heavy Oil Thermal Recoveryin Chepaizi Oilfield

SUN Yunsheng，CHEN Qingchun，JIANG Xianzhao
PetroChina XinJiang Oilfield Development Company，Karamay 834000，China

Abstract：During the development of Chepaizi Oilfield，associated gas from oilwells has a higher concentration of hydrogen sulfide which increases hidden trouble to production safety. The detected values of hydrogen sulfide after the oilblock being put into production are defferent from the design values. The sampling data got from the test wells at early stage are confined by factors such as production time and location，and have not sufficient representativeness. Therefore the relevant problems should be considered comprehentively. The process design should have certain flexibility，such as reserving interfaces and installation places for new equipment to cope with the changes in production. In order to effectively revove hydrogen sulfide，the measures such as adding sulfide removalagent，setting desulfidation device at outlets of two- phase separator，buring desulfided associated gas by flare stack，so as to meet the standard requirement and ensure oilfield safe production.

Keywords：thermalrecovery of heavy oil；hydrogen sulfide；monitoring；treatment method

doi:10.3969/j.issn.1001- 2206.2016.02.007

作者簡介：

孫運(yùn)生（1982-），男，山東日照人，工程師，2007年畢業(yè)于武漢理工大學(xué)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)項(xiàng)目管理及地面工程專業(yè)技術(shù)研究工作。Email：sunysh- xj@petrochina.com.cn

收稿日期：2015- 10- 13