車排子油田稠油熱采開發過程中H2S的治理方法

孫運生，陳慶春，蔣先釗新疆油田開發公司，新疆克拉瑪依　834000

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車排子油田稠油熱采開發過程中H2S的治理方法

孫運生，陳慶春，蔣先釗
新疆油田開發公司，新疆克拉瑪依834000

摘要：車排子油田開發過程中，油井伴生氣中出現了較高濃度的H2S氣體，增加了現場生產安全隱患。區塊投產后對H2S的監測表明實測值與設計值存在差異。由于前期試采井取樣數據受生產時間、區域位置等限制，很難具有代表性，所以在設計階段就應綜合考慮有關問題，工藝設計應具有一定的靈活性，比如預留接口、預留新增設備安裝位置等，以應對生產過程中的變化。通過在集油區管道加除硫藥劑、在兩相分離器出口設置脫硫裝置、脫硫后的伴生氣經火炬燃燒放空的方式，可有效去除H2S，滿足規范要求，保障油田安全生產。

關鍵詞：稠油熱采；H2S；監測；治理方法

1　區塊概況

車排子油田車510井區區域構造上位于準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，為受構造和巖性控制的帶邊底水的稠油油藏，50℃時密度為0.93 g/cm3、黏度為1 750 mPa·s、硫質量分數為0.22%，屬于低含硫普通稠油，采用注蒸汽開發方式。

區塊內新建稠油聯合站1座（包括原油處理、軟化水處理、污水處理三大系統），集油區新建2× 22.5 t/h標準化注汽站3座、22井式多通閥集油計量配汽管匯站16座，配套建設注蒸汽管道、集油管道、注采合一管道、輸氣管道、輸水管道等。地面集輸系統采用二級布站密閉流程，即井口→多通閥集油配汽管匯站→稠油聯合站。

2　設計階段對H2S去除工藝的考慮

2.1集輸管道加藥除H2S

根據3口試采井取樣分析結果，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和天然氣處理裝置作業安全技術規程》規定，人長期暴露的環境中H2S質量濃度限值為15 mg/m3，因此需對H2S進行處理。設計通過加藥橇向集輸管道加藥除H2S，以滿足油區內工作人員的正常生產工作要求。根據室內試驗研究結果，并考慮采出液伴生氣中H2S濃度的波動性，除硫藥劑的加藥質量分數為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

集油區來液（0.30～0.35 MPa，70℃）通過聯合站內管匯單元匯合，經旋流除砂裝置除砂后進入氣液兩相分離器，分離出的安全經冷凝、除液后，進入放空火炬，見圖1。根據GB 16297- 2004《大氣污染物綜合排放標準》中有關SO2的排放要求，當H2S質量濃度低于292 mg/m3時，可以燃燒放空，2H2S + 3O2= 2SO2+ 2H2O；分離出的液相進入原油脫水系統進行二級熱化學沉降脫水。

圖1　原油處理系統氣液分離工藝流程示意

3　區塊投產后對H2S的監測情況

3.1生產井伴生氣含H2S情況

對投產的108口井的井口H2S濃度進行監測，井口H2S濃度分布井數統計情況見圖2。

圖2　井口不同H2S濃度分布井數統計

從圖2可以看出，H2S質量濃度大于500 mg/m3的油井數量相對較少，其他濃度區間內井數分布相對平均，實際上油區中間區域的井H2S濃度相對較高。

3.2集輸管道內停止加入除硫藥劑后H2S含量監測

情況

為掌握伴生氣內H2S含量，加藥橇停止運行，在聯合站兩相分離器氣相出口管道上取樣，采出液伴生氣含H2S濃度及氣量設計值與實測值對比情況見表2，對采出液伴生氣進行物性分析，組分情況見表3。

表2　采出液伴生氣含H2S濃度及氣量設計值與實測值對比

表3　兩相分離器氣相出口管道上取樣組分統計

3.3集輸管道內加入除硫藥劑后H2S含量監測情況

原油處理系統試運行投產后，一直對井區內H2S濃度進行監測。兩個月后發現井區內H2S濃度超標，隨即開始對油區內除H2S加藥橇進行試運行投產，加藥后對伴生氣中H2S濃度進行了持續監測。隨著油田的開采，采出液、伴生氣物性發生變化，其組分及氣量與設計階段相比，會發生較大變化。通過伴生氣出口流量計的連續計量，伴生氣量為5 400 m3/d。

集輸管道內加入不同濃度除硫藥劑后H2S含量監測結果及加入1.2‰質量濃度除硫藥劑后H2S含量監測結果見圖3。

經現場連續監測，發現兩相分離器出口處的H2S濃度波動較大，最大時達500 mg/m3。原因分析：

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

（2）伴生氣總量及H2S濃度與設計階段數據變化較大。

（3）脫硫劑反應時間約需5 min，經計算自加藥點至聯合站集油管道內的反應時間約40 min，滿足要求。

圖3　H2S濃度隨時間變化趨勢

4　H2S生成機理淺析

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。已知的有機硫化物有：H2S、硫醇、硫醚等，無機硫化物有：黃鐵礦、黃銅礦、石膏等，其中H2S所占的比例較大，溶解能力強，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。

油區采出液綜合含水質量分數約為80%，在油水混合體系中，H2S要比純油體系中釋放得徹底，因為在高溫下水變成氣泡攜帶更多的H2S進入氣相。溫度是產生H2S的主要外在因素，溫度在100～200℃區間H2S含量增加幅度最大，溫度在200℃后H2S含量增加幅度減小，區塊井底注汽壓力約5 MPa，對應飽和溫度為220℃，在熱的作用下，有機硫化物化學鍵鍵能較低，將產生分裂，分解轉化為H2S。在長期的油水混合過程中，油水達到一種混合平衡狀態，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，導致H2S含量升高。

5　H2S超標解決方式

5.1改進后工藝流程

從監測情況來看，僅通過集油區管道加藥、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脫硫裝置，經除硫后放空燃燒。改進后，原油處理系統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選型設計，脫硫裝置規格為20 m3，運行方式為1用1備。不同H2S濃度下除硫藥劑更換周期見表4。

圖4　改進后原油處理系統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　結束語

（1）油田生產參數具有動態性，前期試采井取樣數據受生產時間、區域位置等限制，很難具有代表性，所以在設計階段應綜合考慮有關問題，工藝設計應具有一定的靈活性，比如預留接口、預留新增設備安裝位置等，以應對生產過程中的變化。

（2）根據H2S生成機理分析，井口H2S濃度主要由區塊地質條件、油田開發方式等決定，目前稠油開發普遍采用熱采的方式，為保證油田安全生產，需要在地面集輸過程中對H2S進行處理。

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

參考文獻

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

［2］苗承武.油田油氣集輸設計技術手冊［M］.北京：石油工業出版社，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：

孫運生（1982-），男，山東日照人，工程師，2007年畢業于武漢理工大學，現從事油氣田開發項目管理及地面工程專業技術研究工作。Email：sunysh- xj@petrochina.com.cn

收稿日期：2015- 10- 13