三嗪類液體脫硫技術在氣井井口的應用研究

張 云，朱禮明，李 希，劉亞民，蔣 瑛，蔡會林，張 鵬，代有亮

（1.中國石油長慶油田分公司千口氣井評價挖潛工程項目組，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗 017300；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊 718500）

以上古氣藏為主的蘇里格氣田正逐步開發下古含硫氣藏。由于含硫氣井偏遠分散等原因，難以接入已建的下古抗硫集輸系統。導致部分含硫氣井的產能無法發揮。急需尋求一種能克服井口面積有限、環境溫差大等不利因素的脫硫工藝，來解決該部分含硫井的生產問題。

1 國內外脫硫方法的應用現狀

國內外油氣田目前較為成熟的脫硫方法主要有干法脫硫和濕法脫硫。干法脫硫主要應用在小規模的處理站上，其工藝流程及設備操作相對簡單，但脫硫效率低、廢渣難處理、除硫劑更換存在風險較大、運行費用高等缺點。在目前脫硫技術中占主導地位的濕法除硫通過脫硫劑吸收除硫、脫硫劑再生循環脫硫，而目前主流的液體脫硫工藝主要應用于大規模的天然氣處理廠，其工藝復雜、一次性投資高、占地面積大[8，10]。均不太適合于井場脫硫應用（見表1）。

近年來，三嗪溶液作為一種新型的除硫藥劑，通過與天然氣接觸發生不可逆的化學反應脫除硫化氫，在國外應用較為廣泛，其脫硫產物無毒無害可直接回注地層，具有較好的經濟技術優勢，且使用的直接注入法的裝置有投資少、占地面積小等特點[4-7]。國內對三嗪溶液除硫的研究起步較晚，2016年中石化大牛地氣田、2017年在長慶蘇里格氣田集氣站開展現場試驗，均顯示三嗪溶液具有較好的除硫效果[1]。

表1 脫硫方法比較[4]

2 脫硫裝置工藝流程

2.1 裝置設計

蘇里格氣田氣井普遍產量較低、遞減快；氣井冬季生產管網壓力約1.3 MPa，夏季約3.0 MPa；三嗪溶液適用于低含硫的天然氣脫硫[1]；具體裝置設計參數（見表 2）。

脫硫裝置主要由氣液分離器、脫硫罐、疏水閥等設備組成，集“氣液分離、三嗪溶液脫硫、自動排液、人工補液、安全放空、溫度壓力檢測、進出裝置手動截斷”等功能于一體，實現井口天然氣脫硫[2]。井口來含硫天然氣經分離器內捕霧器，分離出氣體中的較小液滴，分離后的天然氣，從底部進入脫硫罐，與脫硫罐內的脫硫劑三嗪水溶液在填料層內逆向、充分接觸，將天然氣中的硫化氫脫除至≤20 mg/m3后，再經塔頂捕霧絲網除去大于5 μm的三嗪溶液液滴，天然氣由罐頂部去井口外輸。天然氣中分離出的采出液利用進出口壓差經疏水閥直接排至井口下游管線或采出水罐車拉運。

表2 脫硫裝置設計參數

2.2 裝置現場布置

圖1 脫硫裝置脫硫工藝流程圖

圖2 試驗裝置現場安裝圖

脫硫裝置脫硫工藝（見圖1），工藝將脫硫裝置安裝在氣井井口，具備雙罐輪換運行的功能，利用罐內三嗪溶液與含硫天然氣接觸實現硫化氫脫除。裝置進口接到井口油管，天然氣經簡單分離后，進入脫硫罐脫除硫化氫后進入集輸管線。

脫硫裝置現場布置（見圖2），從井口高低壓緊急關斷閥后，在原流程兩個閘閥之間設置連接口，用高壓鋼管引出氣體管線接至本裝置，脫硫后再用高壓鋼管接回原采氣管線。裝置放空管線應位于井口液體脫硫一體化裝置最小風頻的上風向，距離裝置不小于10 m，高度應高出10 m范圍的平臺或建筑物頂2.0 m以上，且可靠固定。

2.3 脫硫流程選擇

裝置上設有兩具脫硫罐，兩罐可分別單獨運行，亦可串聯或并聯運行，根據氣井產氣量和硫化氫含量進行除硫流程選擇。當井口來天然氣量≤2×104m3/d時，采用單罐運行模式；當2×104m3/d＜井口來天然氣量≤4×104m3/d時，采用雙罐并聯運行模式；當井口來天然氣量≤2×104m3/d時，且井口硫化氫含量高，脫硫罐單罐運行不能滿足脫硫要求時，或為了充分利用單罐溶液的脫硫性能時，可采用雙罐串聯運行模式。

2.4 裝置工藝特點

（1）功能高度集成，滿足多種工藝流程要求，適用性強；

（2）結構橇裝，占地面積小，便于標準化建設，可有效縮短建設周期，提高建設質量；

（3）人工檢測裝置進出口天然氣硫化氫含量，根據硫容判斷更換藥劑周期；

（4）通過推廣應用新技術新產品，采用新型三嗪溶液，實現井口天然氣脫硫；

（5）脫硫劑廢液可直接排入下游采氣管線或采用采出水罐車拉運，不產生二次污染。

3 三嗪溶液脫硫機理

三嗪液體脫硫劑是一種水溶性的三嗪衍生物，非再生但脫硫效率高，實驗室瞬時除硫率達到98%以上，常溫常壓下為無色或淡黃的黏稠液體，無刺激性氣味。三嗪化合物是一種大分子的活性劑，其分子鏈上富含氮原子，能與硫化氫中的硫離子發生不可逆的化學反應，反應后的產物主要成分為噻二嗪，易溶于水且安全性高，可直接回注地層[4]。

三嗪與硫化氫反應過程（見圖3），理論上1 mol的三嗪可以吸收3 mol的硫化氫，但實際上第三步反應很難發生，故其反應產物主要為噻二嗪化合物。

三嗪在pH值較高環境下的活性較pH值低環境

圖3 三嗪液體脫硫劑與硫化氫反應機理圖

表3 試驗氣井關井前基本情況統計表

下的活性高，主要是pH值較低時三嗪會發生水解，pH值越低，水解速度越快，在高pH值環境下三嗪的水解速率低，三嗪才能更好的與硫化氫發生親核取代反應。另外實驗室研究表明，溫度越高、三嗪化合物濃度越低，三嗪水解程度越大[4-7]。

4 試驗效果評價

4.1 試驗選井

根據試驗裝置的硫化氫含量適用要求（0 mg/m3～2 000 mg/m3）、進氣壓力要求（0.9 MPa～3.5 MPa），選取3口含硫量不同的天然氣井進行試驗，氣井關井前基本情況（見表3）。

4.2 典型井分析

SD63-03于2014年11月投產，日均產氣2×104m3。2015年11月因硫化氫含量（760.3 mg/m3）超標關井。初期使用2017年的小試裝置進行井口脫硫試驗，井下節流生產，由于小試裝置處理氣量及藥劑儲罐小，氣井產氣量小，每天換液1～2次，導致氣井日生產時間少且變化大；后更換為該試驗裝置并更換井下節流器，雙罐輪換脫硫，氣井不關井，每5 d～6 d換液一次。

4.3 工藝評價

4.3.1 除硫效果評價 試驗實施3口井（見圖4～圖6），天然氣中硫化氫含量均高于100 mg/m3，經脫硫裝置內三嗪溶液脫除硫化氫后，裝置出口平均硫化氫均低于2 mg/m3，除硫劑脫硫效果明顯。3口氣井經脫硫生產后均平穩生產，有效盤活多年關停、閑置的氣井。脫硫裝置運行時率99%以上，未出現故障情況，裝置運行穩定可靠（見表4）。

圖4 J39-18氣井工藝生產曲線

圖5 SD63-03氣井工藝生產曲線

圖6 SN11-126氣井工藝生產曲線

4.3.2 適用性評價 結合現場試驗分析，三嗪溶液與硫化氫含量較低的天然氣接觸脫除硫化氫，工藝簡單，脫除效率較高。脫硫裝置適用于集輸管線不抗硫，中低壓集氣模式的，產氣量≤4×104m3/d，水氣比≤3 m3/104m3，硫化氫含量≤2 000 mg/m3的天然氣井。

4.3.3 經濟性評價 統計了試驗期間3口氣井的脫硫藥劑用量及單位天然氣藥劑消耗情況（見表5）。

從表5中可以看出，3口試驗氣井的平均產出投入比達到3.48，經濟效益較好。隨著天然氣中硫化氫含量增高，脫除每萬方天然氣中硫化氫所需費用增加，產出投入比減小。

5 結論

表4 試驗氣井生產運行情況統計表

表5 試驗期間氣井費用情況

（1）試驗裝置功能集成，占地面積小，適用的氣井產氣量范圍廣，較適合于井場硫化氫脫除使用。

（2）試驗裝置采用雙罐設計，氣量小于2×104m3的氣井可實現輪換運行，實現氣井不關井生產。

（3）三嗪類液體脫硫脫除效率高，對于脫除硫化氫含量較低的天然氣有較好的經濟性，且處理成本與硫化氫含量相關，與天然氣產量無關。

（4）三嗪溶液井口脫硫試驗有利于盤活閑置資源、可有效治理邊遠低含硫化氫氣井，讓因硫化氫含量高關停的氣井發揮產能、“重煥青春”。

西南物探研究院提交國內最大頁巖氣三維勘探解釋成果

2019年4月22日，通過僅僅20天的解釋攻關，由東方物探西南物探研究院承擔的《四川盆地瀘州區塊瀘203井區頁巖氣三維地震勘探》向甲方西南油氣田公司提交了高質量的第一輪解釋成果，并獲得甲方稱贊。

瀘203井區三維項目是目前西南油氣田實施的國內最大的頁巖氣地震勘探項目，資料面積達2 100平方千米。由于前期該區塊內部署的瀘203井獲得高產頁巖氣氣流，成為國內首口單井測試日產量超百萬立方米的頁巖氣井。

該項目于2018年12月26日順利完成采集并通過驗收，今年4月2日完成第一輪疊前時間偏移處理。項目組解釋人員收到資料后及時制定解釋方案并與甲方積極溝通交流，結合測井資料，采用“5＋2”“白加黑”模式制定了合理緊湊的工作計劃，在短短20天內完成了目的層層位追蹤、斷層、裂縫發育帶預測等工作。此次階段成果，為瀘203地區2019年度頁巖氣水平井平臺的部署與實施提供了資料成果，為川渝地區2020年實現頁巖氣建產100億立方米奠定了堅實的基礎。

（摘自中國石油報第7338期）