车排子油田稠油热采开发过程中H2S的治理方法

孙运生，陈庆春，蒋先钊新疆油田开发公司，新疆克拉玛依　834000



车排子油田稠油热采开发过程中H2S的治理方法

孙运生，陈庆春，蒋先钊
新疆油田开发公司，新疆克拉玛依834000

摘要：车排子油田开发过程中，油井伴生气中出现了较高浓度的H2S气体，增加了现场生产安全隐患。区块投产后对H2S的监测表明实测值与设计值存在差异。由于前期试采井取样数据受生产时间、区域位置等限制，很难具有代表性，所以在设计阶段就应综合考虑有关问题，工艺设计应具有一定的灵活性，比如预留接口、预留新增设备安装位置等，以应对生产过程中的变化。通过在集油区管道加除硫药剂、在两相分离器出口设置脱硫装置、脱硫后的伴生气经火炬燃烧放空的方式，可有效去除H2S，满足规范要求，保障油田安全生产。

关键词：稠油热采；H2S；监测；治理方法

1　区块概况

车排子油田车510井区区域构造上位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起东北段，地层自上而下为新近系塔西河组、沙湾组及白垩系红砾山组，新近系沙湾组与白垩系为不整合接触，沉积厚度70～90 m，为受构造和岩性控制的带边底水的稠油油藏，50℃时密度为0.93 g/cm3、黏度为1 750 mPa·s、硫质量分数为0.22%，属于低含硫普通稠油，采用注蒸汽开发方式。

区块内新建稠油联合站1座（包括原油处理、软化水处理、污水处理三大系统），集油区新建2× 22.5 t/h标准化注汽站3座、22井式多通阀集油计量配汽管汇站16座，配套建设注蒸汽管道、集油管道、注采合一管道、输气管道、输水管道等。地面集输系统采用二级布站密闭流程，即井口→多通阀集油配汽管汇站→稠油联合站。

2　设计阶段对H2S去除工艺的考虑

2.1集输管道加药除H2S

根据3口试采井取样分析结果，表明采出液伴生气中含有H2S（含量分别为60、18、15 mg/m3），见表1。SY/T 6137- 2012《含硫化氢的油气生产和天然气处理装置作业安全技术规程》规定，人长期暴露的环境中H2S质量浓度限值为15 mg/m3，因此需对H2S进行处理。设计通过加药橇向集输管道加药除H2S，以满足油区内工作人员的正常生产工作要求。根据室内试验研究结果，并考虑采出液伴生气中H2S浓度的波动性，除硫药剂的加药质量分数为0.055%。

表1　试采井伴生气组分取样分析表

2.2伴生气处理工艺流程

集油区来液（0.30～0.35 MPa，70℃）通过联合站内管汇单元汇合，经旋流除砂装置除砂后进入气液两相分离器，分离出的安全经冷凝、除液后，进入放空火炬，见图1。根据GB 16297- 2004《大气污染物综合排放标准》中有关SO2的排放要求，当H2S质量浓度低于292 mg/m3时，可以燃烧放空，2H2S + 3O2= 2SO2+ 2H2O；分离出的液相进入原油脱水系统进行二级热化学沉降脱水。

图1　原油处理系统气液分离工艺流程示意

3　区块投产后对H2S的监测情况

3.1生产井伴生气含H2S情况

对投产的108口井的井口H2S浓度进行监测，井口H2S浓度分布井数统计情况见图2。

图2　井口不同H2S浓度分布井数统计

从图2可以看出，H2S质量浓度大于500 mg/m3的油井数量相对较少，其他浓度区间内井数分布相对平均，实际上油区中间区域的井H2S浓度相对较高。

3.2集输管道内停止加入除硫药剂后H2S含量监测

情况

为掌握伴生气内H2S含量，加药橇停止运行，在联合站两相分离器气相出口管道上取样，采出液伴生气含H2S浓度及气量设计值与实测值对比情况见表2，对采出液伴生气进行物性分析，组分情况见表3。

表2　采出液伴生气含H2S浓度及气量设计值与实测值对比

表3　两相分离器气相出口管道上取样组分统计

3.3集输管道内加入除硫药剂后H2S含量监测情况

原油处理系统试运行投产后，一直对井区内H2S浓度进行监测。两个月后发现井区内H2S浓度超标，随即开始对油区内除H2S加药橇进行试运行投产，加药后对伴生气中H2S浓度进行了持续监测。随着油田的开采，采出液、伴生气物性发生变化，其组分及气量与设计阶段相比，会发生较大变化。通过伴生气出口流量计的连续计量，伴生气量为5 400 m3/d。

集输管道内加入不同浓度除硫药剂后H2S含量监测结果及加入1.2‰质量浓度除硫药剂后H2S含量监测结果见图3。

经现场连续监测，发现两相分离器出口处的H2S浓度波动较大，最大时达500 mg/m3。原因分析：

（1）流体在集输管道为层流状态，药剂存在于液相中，无法与气相充分接触，故气相中H2S无法充分反应而消除。通过检测分析，液相中H2S质量浓度可以达到5 mg/m3。

（2）伴生气总量及H2S浓度与设计阶段数据变化较大。

（3）脱硫剂反应时间约需5 min，经计算自加药点至联合站集油管道内的反应时间约40 min，满足要求。

图3　H2S浓度随时间变化趋势

4　H2S生成机理浅析

原油是由多种成份组成的混和物，分布于地层中的孔隙和裂缝中，由于地层含硫化合物多，加上地层矿物作用，使H2S生成的渠道多种多样。已知的有机硫化物有：H2S、硫醇、硫醚等，无机硫化物有：黄铁矿、黄铜矿、石膏等，其中H2S所占的比例较大，溶解能力强，地层中的H2S溶解在原油中，随着原油的开采，H2S也随着原油带出地层。

油区采出液综合含水质量分数约为80%，在油水混合体系中，H2S要比纯油体系中释放得彻底，因为在高温下水变成气泡携带更多的H2S进入气相。温度是产生H2S的主要外在因素，温度在100～200℃区间H2S含量增加幅度最大，温度在200℃后H2S含量增加幅度减小，区块井底注汽压力约5 MPa，对应饱和温度为220℃，在热的作用下，有机硫化物化学键键能较低，将产生分裂，分解转化为H2S。在长期的油水混合过程中，油水达到一种混合平衡状态，原油中的部分H2S溶解在地层水中，而随着温度的升高，水中的H2S容易释放出来，导致H2S含量升高。

5　H2S超标解决方式

5.1改进后工艺流程

从监测情况来看，仅通过集油区管道加药、放空火炬燃烧的方式无法满足排放要求。需在放空火炬前增设脱硫装置，经除硫后放空燃烧。改进后，原油处理系统气液分离工艺流程见图4。

5.2脱硫装置选型

处理气量按照最大值15 000 m3/d选型设计，脱硫装置规格为20 m3，运行方式为1用1备。不同H2S浓度下除硫药剂更换周期见表4。

图4　改进后原油处理系统气液分离工艺流程示意

表4　不同H2S浓度下除硫药剂更换周期

6　结束语

（1）油田生产参数具有动态性，前期试采井取样数据受生产时间、区域位置等限制，很难具有代表性，所以在设计阶段应综合考虑有关问题，工艺设计应具有一定的灵活性，比如预留接口、预留新增设备安装位置等，以应对生产过程中的变化。

（2）根据H2S生成机理分析，井口H2S浓度主要由区块地质条件、油田开发方式等决定，目前稠油开发普遍采用热采的方式，为保证油田安全生产，需要在地面集输过程中对H2S进行处理。

（3）通过在集油区管道加除硫药剂，在两相分离器出口设置脱硫装置，脱硫后的伴生气经火炬燃烧放空的方式，可有效去除H2S，满足规范要求，保障油田安全生产。

参考文献

［1］马强.稠油热采油田H2S生成机理研究［J］.吐哈油气，2012，17（3）：274- 278.

［2］苗承武.油田油气集输设计技术手册［M］.北京：石油工业出版社，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

作者简介：

孙运生（1982-），男，山东日照人，工程师，2007年毕业于武汉理工大学，现从事油气田开发项目管理及地面工程专业技术研究工作。Email：sunysh- xj@petrochina.com.cn

收稿日期：2015- 10- 13