姬忠文，樊文娟，周 江，茍利鵬，楊金峰，安二亮，張 滿，巨江濤，孫海波

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

隨著油田開發(fā)的深入，采出水中硫酸根離子、硫酸鹽還原菌逐漸增加，細菌釋放、含硫化合物熱裂解和硫酸鹽熱化學還原導致H2S 氣體隨之產(chǎn)生。自2016 年開始，姬塬油田含H2S 井站逐年增加，截至目前已在S106、H3、L1 等區(qū)塊139 口油井、20 口注水井、41 座站點檢測發(fā)現(xiàn)硫化氫，嚴重制約油田正常開發(fā)生產(chǎn)，急需開展治理技術(shù)研究，解決問題[1]。

1 姬塬油田硫化氫產(chǎn)生機理研究

1.1 油井H2S 成因分析

通過同位素分析表明，70 %油井H2S 為BSR 次生成因，20 %油井為次生BSR[2]和原生TSR 混源成因，10 %油井為TSR 原生成因（見表1）。

1.2 地面系統(tǒng)H2S 成因分析

集輸系統(tǒng)H2S 分析表明：隨硫酸鹽還原菌數(shù)量增加H2S 急劇升高，在沉降罐中H2S 含量達到最大，因此硫酸鹽還原菌次生作用是集輸系統(tǒng)H2S 主要成因（見表2）。

2 脫硫劑防治技術(shù)研究

2.1 脫硫劑的脫硫性能實驗

2.1.1 自制溶液脫硫效果評價 對6 種脫硫劑RD-5-1（氧化型）、RD-5-2（氧化型）、CD-001（沉淀型）和CD-002（沉淀型）、KEW-712-1（絡(luò)合型）、KEW-712-2（絡(luò)合型），在濃度為100 mg/L、150 mg/L、200 mg/L、250 mg/L、300 mg/L 下進行脫硫?qū)嶒?，結(jié)果顯示RD-5-1 和KEW-712-1 脫硫劑的H2S 脫除率最高，效果最好[3]。

表1 油井同位素檢測H2S 成因研究

表2 系統(tǒng)各節(jié)點硫酸鹽還原菌監(jiān)測表

2.1.2 現(xiàn)場原油脫硫效果評價 采用靜態(tài)脫硫效果評價方法，對現(xiàn)場原油進行脫硫劑脫硫效果室內(nèi)驗證[4，5]：隨著濃度的增大，脫硫劑對H2S 的吸收效果越好，KEW-712-1 型脫硫劑添加濃度為600 mg/L 時，硫化氫最終脫除率達100 %。

2.2 脫硫劑SRB 抑制實驗

對6 種脫硫劑RD-5-1（氧化型）、RD-5-2（氧化型）、CD-001（沉淀型）和CD-002（沉淀型）、KEW-712-1（絡(luò)合型）、KEW-712-2（絡(luò)合型），在濃度為100 mg/L、150 mg/L、200 mg/L、250 mg/L、300 mg/L 下進行SRB抑制實驗，實驗結(jié)果顯示KEW-712-1 脫硫劑SRB 抑制效果最好（見表3）。

表3 脫硫劑SRB 抑制實驗數(shù)據(jù)

2.3 脫硫劑配伍性實驗

采油集輸系統(tǒng)使用的化學助劑主要有破乳劑、清蠟劑、阻垢劑、脫硫劑、殺菌劑等5 種，為了保證脫硫劑在現(xiàn)場的正常使用，對脫硫劑與其他5 種助劑和地表水進行配伍性實驗，實驗結(jié)果表明配伍性良好（見表4）。

表4 脫硫劑與其他化學助劑配伍性評價實驗

3 脫硫劑投加工藝研究

根據(jù)油田硫化氫成因研究及室內(nèi)篩選結(jié)果，制定出“油井套管密閉脫硫”及“原油集輸脫硫工藝”，前期以高濃度脫硫劑投加達到快速降控目的，待硫化氫控制在合格范圍后，逐步降低脫硫劑用量，直至最小濃度投加或停止投加（見圖1、圖2）。

圖1 油井套管密閉脫硫

圖2 原油集輸脫硫工藝

3.1 前端油井套管密閉脫硫

對19 口H2S 超標油井現(xiàn)場投加脫硫劑，通過四個階段應(yīng)用效果跟蹤，反復調(diào)整加藥量，最終19 口井H2S 含量均控制在安全范圍內(nèi)（＜20 mg/L）（見表5）。

表5 姬塬油田19 口硫化氫超標油井治理前后對比表

3.2 后端集輸系統(tǒng)脫硫工藝

通過對J5 聯(lián)脫硫劑投加，實現(xiàn)H2S 快速控制。第一階段KEW-712-1 脫硫劑投加濃度為600 mg/L，5 天時間H2S 濃度由1 500 mg/L 控制至19 mg/L；第二階段至第三階段逐步降低脫硫劑投加濃度；第四階段脫硫劑投加濃度由40 mg/L 降低至30 mg/L 時，硫化氫含量由19 mg/L 升高至120 mg/L，之后脫硫劑濃度恢復至40 mg/L，H2S 含量＜20 mg/L（見圖3）。

圖3 J5 聯(lián)脫硫劑投加治理效果統(tǒng)計圖

4 脫硫劑工礦應(yīng)用

2016-2019 年，使用KEW-712-1 絡(luò)合型脫硫劑，經(jīng)3 年時間應(yīng)用，姬塬油田已有97 口油井、20 口注水井、19 座站點硫化氫濃度控制為0，有42 口油井、22座站點硫化氫濃度已控制在較低范圍（＜20 mg/L），并持續(xù)治理中。

2019 年脫硫劑平均加藥濃度193 mg/L，井站硫化氫平均濃度由111 mg/L 下降到9 mg/L，整體防治效果顯著（見表6）。

表6 2019 年脫硫劑使用效果評價表

5 認識與建議

（1）姬塬油田H2S 成因主要為次生，通過對姬塬油田油井和集輸系統(tǒng)H2S 室內(nèi)檢測分析，油井H2S 主要為BSR 次生，集輸系統(tǒng)為硫酸鹽還原菌次生作用產(chǎn)生H2S。

（2）絡(luò)合型脫硫劑適用于姬塬油田H2S 治理，從室內(nèi)研究及現(xiàn)場應(yīng)用表明，絡(luò)合型脫硫劑能有效降低JY油田井站硫化氫濃度，實現(xiàn)硫化氫的有效治理。

（3）“前端治理+后端防控”方式應(yīng)用效果較好，油井-增壓點-聯(lián)合站，硫化氫濃度逐漸升高，通過前端治理、后端防控，治理效果最佳。治理初期應(yīng)以大劑量投加脫硫劑，達到快速降控硫化氫目的，后期逐漸降低脫硫劑投加濃度。

（4）小型伴生氣脫硫技術(shù)應(yīng)用，針對含硫伴生氣燃燒排空不符合安全規(guī)范且浪費資源的問題，下步可以實驗液相可再生脫硫技術(shù)，實現(xiàn)伴生氣中硫化氫的有效脫除。