秦家屯油田采出液含硫化氫成因分析及治理對策

賈 盈

中國石化東北油氣分公司油田開發三年統籌規劃項目團隊，長春 130062

硫化氫(H2S)是一種無色有毒、可燃的酸性氣體，密度大于空氣，有臭雞蛋氣味。其毒性較一氧化碳大5～6倍，是大氣污染物之一，吸入濃度較高 (一般1 000 mg/m3以上)時，中毒者會快速死亡[1]。H2S 溶于水形成弱酸，會腐蝕金屬形成氫脆破壞，造成井下管柱的突然斷落，地面裝置的破壞等[2]。

秦家屯油田1999年開始開發，原油生產過程中一直未發現產出液中含有硫化氫，原油組分分析也不含硫元素。2016年初，在低油價的大形勢下為減虧全面關停。2018年因套壓過高油井放壓，在罐口及井口發現硫化氫。2018年6月26日巡檢人員在QK1-1井單井罐附近發現氣味異常，疑似硫化氫氣體，檢測發現硫化氫濃度超標。經排查，15口防溢流的油井中10口井的井口或儲油罐口發現硫化氫，分布于秦家屯油田SN106區塊和SN142區塊，其中QJ1、QK1-1、QK142-9井超過閾限值，及時做出關井處置。為確保人身安全、杜絕硫化氫中毒事件的發生，降低硫化氫對生產設備的危害，減少硫化氫對環境的污染，必須加強對硫化氫產生機理與治理措施的研究。

1 硫化氫成因分析

1.1 排除油井井筒及硫酸鹽熱化學還原原因

秦家屯油田關停前未發現硫化氫，硫化氫產生的原因可能是井下管柱屬密閉空間，關停后管柱內殘存液中含有的硫酸鹽還原菌在缺氧環境下迅速增長，釋放的硫化氫隨開井放壓被攜帶到地面。

組織QJ1井和QK1-1井的洗井作業，將井筒內的液體替出，降低井筒內硫酸鹽還原菌的數量，監測洗井效果，QK1-1井的氣體監測數據見表1。洗井后生產一段時間沒有監測到H2S，洗井液排凈后，H2S含量突然升高，考慮硫化氫為地層中生成。由于該油田不屬于高溫油藏，不具備硫酸鹽熱化學還原作用的條件，因此硫化氫不是硫酸鹽熱化學還原產生的。

表1 QK1-1井氣體監測記錄

1.2 硫酸鹽還原菌的還原作用

油田開發過程中通過注水井向油層注水以保持油層壓力，由于注入水中含有硫酸鹽還原菌，硫酸鹽及油田水中的 SO42-在厭氧條件下，通過硫酸鹽還原細菌的活動會產生H2S氣體[3-5]。

秦家屯油田注水開發歷史較長，但關停前采出液不含硫化氫。關停期注入水的水質檢測結果見表2，注入水中硫酸鹽還原菌最高超標6 000倍，同時由于油井停產，為硫酸鹽還原菌提供了厭氧條件，大量的硫酸鹽還原菌注入地層后，油藏條件發生改變，產生了大量的硫化氫，隨著油井開井被產出液攜帶至地面。

表2 秦家屯油田回注污水沿程水質監測結果

2 治理對策

2.1 加注脫硫劑

采用化學脫硫，將脫硫劑加入管柱及地面單井罐中，通過化學反應形成穩定的含硫化合物，將已產生的硫化氫脫出，避免對人員及環境的影響。

選用三嗪類液體脫硫劑，脫硫劑與硫化氫反應生成二噻嗪系化合物和水溶性有機氨，生成物為非離子化合物，化學性質穩定，與破乳劑、防垢劑、油田系統污水等配伍性好。

首先在秦家屯油田QJ1井試驗，加注脫硫劑方案如下：1)利用脫硫劑配置洗井液，進行洗井替換原井液，脫硫劑加藥量=油套環空(井口至篩管)液量×0.6%，計算得出加藥量為66 kg，首次加藥適當加大藥量，脫硫劑實際用量為70 kg，混合清水11 m3；2)每天由套管加注，QJ1井日均產液約20 m3，脫硫劑加量為30 kg，與清水按質量比1∶1混合注入。4 h監測1次硫化氫濃度，結果見表3。

表3 QJ1井氣體監測記錄

加注脫硫劑對控制硫化氫濃度效果明顯，后期試驗逐漸下調加藥濃度。

2.2 注入殺菌劑

硫酸鹽還原菌被認為是硫化氫產生的生物原因，存在于油田注入水中尤其是油田產出水中。用殺菌劑可以阻止硫酸鹽還原菌的活動，氧化物、丙烯醛、脂肪胺、二溴氮基丙氨酰及甲硝噠唑等都可作為生物殺菌劑，用于控制儲層中細菌的生長。另外，磺酸類殺菌劑如芳基亞磺酸、咔唑烷基磺酸等，能同時用作除硫劑和殺菌劑[2]。

2.3 優化注入水水質

優化注入水水質主要從污水處理各個環節入手，如更換流沙過濾罐濾料，沉降罐、儲水罐清淤，注水管線清洗，注水站內流程改造等。同時加強沿程水質監測，掌握各點水質情況，提高水質合格率。

3 結論

1)秦家屯油田部分井產出液含硫化氫，原因是油井停產后注入水的水質不達標，大量的硫酸鹽還原菌注入地層，使得油藏條件發生改變，產生了大量的硫化氫，隨著油井開井被產出液攜帶到地面。

2)油井加注脫硫劑對控制硫化氫濃度效果明顯。

3)硫化氫防治要從源頭入手，秦家屯油田要降低注入水及油層中硫酸鹽還原菌的數量，提升注入水的水質是關鍵。