除硫剂SCAV-1在海上油田的应用

王 钊，彭 丹，杜朝阳，常 振

（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518000；2.中海油田服务股份有限公司，天津 300459）

原油中的H2S主要来源于地下微生物对原油的分解，此外有机含硫化合物在高温或者水解作用后也会产生H2S[1]。原油中的水溶解H2S后会对金属造成严重腐蚀，不仅会缩短管道的使用寿命，此外还会增加防腐成本[2]。海上FPSO在对原油进行油气水分离后，气相中的H2S一般采取燃烧的方法进行处理，这不仅对环境造成污染，未燃烧的H2S还会危害人员健康[3-5]。因此，海上油田开采脱除H2S已经迫在眉睫。

目前，原油脱硫技术主要有三类：物理脱硫、化学脱硫、生物脱硫[6-8]。海上FPSO受限于空间限制，物理脱除H2S也主要是在分离器中进行的油、气、水三相分离，只能脱除部分H2S；生物脱硫技术主要用于脱除油中的含硫有机物，目前国内还没有应用；化学脱硫主要是通过加入化学药剂，利用酸碱中和原理或者氧化还原原理，通过化学反应除去H2S[8]。常用的化学脱硫药剂有：胺类、强氧化剂类、碱类、三嗪类等[9]。胺类脱硫剂反应快、选择性高，但与H2S反应产物稳定性差，受热易分解又生成H2S返回到原油中；强氧化剂类和碱类在使用过程中存在高安全隐患，且对设备具有一定腐蚀性，对环境不友好，目前已经很少使用。三嗪类脱硫剂脱硫率高，但油溶性三嗪常存在配伍性差等问题，水溶性三嗪在局部H2S浓度高时，会产生沉淀，造成管线堵塞[10-13]。

南海某油田采出液综合含水95 %，平均气液比0.64，H2S含量在8 000 mg/L～21 000 mg/L，FPSO监测脱气后的混合气样H2S含量18 000 mg/L，属于高浓度H2S范围。而采用在海管中直接注入液体脱硫剂的化学脱硫方法，已得到业内认可[14]。针对该油田高含硫化氢和现场工艺特点，现场实验了SCAV-1除硫剂，并取得了良好实验效果。

1 实验部分

1.1 实验试剂及设备

除硫剂SCAV-1，根据有效浓度不同分别命名为A（有效组分30 %）和B（有效组分40 %）。硫化氢快速检测管（北京市劳动保护科学研究所），气体采集器（SC-100），气样袋，取样桶。

1.2 除硫化氢效果评价

除硫剂除硫化氢效果的评价是通过对比除硫剂添加前后，测试分离器油、气、水三相中H2S含量的变化。

气相H2S含量测定方法：取待测气样于3 L气样袋中，硫化氢快速检测管装入气体采集器，与气样袋出口胶皮软管连接，抽气，稳定后读数即为气相H2S浓度。

液相H2S含量测定方法：用小口取样桶接取3 L待测油样（或水样），震荡30次，然后静置1 min，硫化氢快速检测管装入气体采集器，插入取样桶内，抽气，稳定后读数即为液相中H2S浓度。

1.3 硫化氢吸收率

除硫剂对硫化氢的吸收率计算公式如式（1）所示：

式中：V0-未加除硫剂时硫化氢的体积比；V1-加入除硫剂后硫化氢的体积比；η-除硫剂对硫化氢的吸收率。

2 实验结果与讨论

2.1 除硫剂配伍性实验与结果

现场使用的水处理药剂主要有破乳剂、清水剂、缓蚀剂。通过瓶试实验考察了不同有效浓度的除硫剂SCAV-1与破乳剂、清水剂、缓蚀剂的配伍性。

取转塔处TR#1上岸井液，分水后取上层油样，采用离心法测得原油含水率（BS&W）为42 %。取50 mL油和40 mL水，加入到100 mL离心管中，置于50 ℃水浴锅内预热10 min，按照30 mg/L破乳剂+不同浓度（0、100 mg/L、250 mg/L、400 mg/L）除硫剂SCAV-1向离心管中加入药剂，盖好瓶塞用力摇晃200次、置于50 ℃水浴锅内并开始计时，读取1 min、5 min、10 min、20 min、30 min脱出水体积，评价除硫剂对破乳剂效果是否有影响，实验结果（见表1）。

表1 不同有效浓度的除硫剂SCAV-1对破乳剂TS-P100破乳效果影响

从表1中可见：除硫剂SCAV-1的加入对破乳剂TS-P100破乳性能无影响。

转塔处取TR#1上岸井液样，分水后按照7 mg/L清水剂+不同浓度（0、100 mg/L、250 mg/L、400 mg/L）除硫剂SCAV-1加入至100 mL离心管中，盖好瓶塞用力摇晃200次后立即观察水质变化情况，评价除硫剂对清水剂效果是否有影响，实验结果（见表2）。

从表2中可见：除硫剂SCAV-1的加入对清水剂TS-786A清水效果无影响。

2.2 除硫剂SCAV-1现场应用实验与结果

实验期间选取了三口井，根据时间顺序依次为A01、A02、A03，三口井的BS&W逐渐升高，气液比逐渐降低，其生产数据（见表3）。

实验期间，分别考察了不同加注浓度的A和B对三口测试井油、气、水三相中硫化氢的吸收程度。实验结果（见图1～图3）。

从图1中看出，除硫剂和油、气、水三相中的H2S均能发生化学作用，有效降低H2S含量。A01井未加除硫剂时，油、气、水三相中H2S含量为2.2 %、2.4 %、1.7 %，加注250 mg/L的除硫剂A时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.3 %、2.0 %、0.4 %，提高注入浓度至500 mg/L后，油、气、水三相中H2S含量降低至0.09 %、0.3 %、0.08 %，吸收率分别为96 %、87.5 %、96 %。这说明随着A注入浓度的增加，H2S吸收率明显提升。

切换除硫剂B，加注浓度为250 mg/L时，油、气、水三相H2S含量为0.1 %、0.3 %、0.09 %，吸收率分别为95.6 %、87.5 %、95 %。除硫剂SCAV-1有效含量增加，对H2S的吸收效果增加。

从图2中看出，A02井未加除硫剂时，油、气、水三相中H2S含量为1.4 %、2.2 %、1.2 %，当除硫剂A加注浓度为250 mg/L时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.08 %、0.2 %、0.04 %；随着注入浓度的逐渐提高，H2S含量呈现逐渐降低趋势，当浓度为650 mg/L时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.014 %、0.03 %、0.007 %，H2S吸收率均可达到99 %。这说明该测试井中，除硫剂A能高效吸收油、气、水三相中的H2S。

表2 不同有效浓度的除硫剂SCAV-1对清水剂TS-786A清水效果影响

表3 三口实验井生产数据

图1 A01井测试分离器三相H2S含量监测

图2 A02井测试分离器三相H2S含量监测

图3 A03井测试分离器三相H2S含量监测

切换至除硫剂B后，当加注浓度为250 mg/L时，油、气、水三相H2S含量为0.028 %、0.16 %、0.015 %，随着注入浓度增加，油、气、水三相H2S含量逐渐降低，当加注浓度为450 mg/L时，油、气、水三相H2S含量为0.01 %、0.02 %、0.004 %，吸收率均超过99 %。在A02井中，随着除硫剂有效浓度的增加，H2S的吸收也越显著。

从图3中看出，A03井未加除硫剂时，油、气、水三相中H2S含量为0.7 %、1.3 %、0.4 %，当除硫剂B加注浓度为230 mg/L时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.03 %、0.05 %、0.001 %，H2S吸收率达到95 %以上；降低注入浓度至200 mg/L时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.05 %、0.07 %、0.006 %，继续降低注入浓度至150 mg/L时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.08 %、0.1 %、0.03 %，当浓度为125 mg/L时，油、气、水三相中H2S含量降低至0.16 %、0.18 %、0.04 %。这说明除硫剂B能高效吸收A03测试井油、气、水三相中的H2S。此外，在A03井中，随着除硫剂有效浓度的增加，H2S的吸收也越显著。

对比图1～图3可以发现，随着单井产液量的增大，含水增加，气液比的降低，除硫剂在相同注入浓度下，H2S吸收率逐渐增加，除硫效果更为明显。这说明，单井产液量越大（含水率越接近油田整体水平，综合含水95 %）、气液比越相当于油田整体水平（油田整体气液比0.64），达到相同H2S吸收率所需的除硫剂SCAV-1加注浓度越小。

3 结论

（1）在输油管道中加注除硫剂SCAV-1，能够同时大幅度脱除原油中油、气、水三相中的H2S。

（2）单井产液量越大（含水率越接近整体水平）、气液比越相当于油田整体水平，达到相同H2S吸收率所需的除硫剂SCAV-1加注浓度越小。

（3）除硫剂SCAV-1对三相中硫化氢吸收率最高可达到99 %，除H2S效率高，可以减小H2S对管道的腐蚀。

（4）除硫剂SCAV-1的高效吸收H2S特性，可以有效地降低对环境造成的污染，在海上油田应用前景广阔。