姬忠文,樊文娟,周 江,苟利鹏,杨金峰,安二亮,张 满,巨江涛,孙海波
(中国石油长庆油田分公司第五采油厂,陕西西安 710200)
随着油田开发的深入,采出水中硫酸根离子、硫酸盐还原菌逐渐增加,细菌释放、含硫化合物热裂解和硫酸盐热化学还原导致H2S 气体随之产生。自2016 年开始,姬塬油田含H2S 井站逐年增加,截至目前已在S106、H3、L1 等区块139 口油井、20 口注水井、41 座站点检测发现硫化氢,严重制约油田正常开发生产,急需开展治理技术研究,解决问题[1]。
通过同位素分析表明,70 %油井H2S 为BSR 次生成因,20 %油井为次生BSR[2]和原生TSR 混源成因,10 %油井为TSR 原生成因(见表1)。
集输系统H2S 分析表明:随硫酸盐还原菌数量增加H2S 急剧升高,在沉降罐中H2S 含量达到最大,因此硫酸盐还原菌次生作用是集输系统H2S 主要成因(见表2)。
2.1.1 自制溶液脱硫效果评价 对6 种脱硫剂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(络合型)、KEW-712-2(络合型),在浓度为100 mg/L、150 mg/L、200 mg/L、250 mg/L、300 mg/L 下进行脱硫实验,结果显示RD-5-1 和KEW-712-1 脱硫剂的H2S 脱除率最高,效果最好[3]。
表1 油井同位素检测H2S 成因研究
表2 系统各节点硫酸盐还原菌监测表
2.1.2 现场原油脱硫效果评价 采用静态脱硫效果评价方法,对现场原油进行脱硫剂脱硫效果室内验证[4,5]:随着浓度的增大,脱硫剂对H2S 的吸收效果越好,KEW-712-1 型脱硫剂添加浓度为600 mg/L 时,硫化氢最终脱除率达100 %。
对6 种脱硫剂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(络合型)、KEW-712-2(络合型),在浓度为100 mg/L、150 mg/L、200 mg/L、250 mg/L、300 mg/L 下进行SRB抑制实验,实验结果显示KEW-712-1 脱硫剂SRB 抑制效果最好(见表3)。
表3 脱硫剂SRB 抑制实验数据
采油集输系统使用的化学助剂主要有破乳剂、清蜡剂、阻垢剂、脱硫剂、杀菌剂等5 种,为了保证脱硫剂在现场的正常使用,对脱硫剂与其他5 种助剂和地表水进行配伍性实验,实验结果表明配伍性良好(见表4)。
表4 脱硫剂与其他化学助剂配伍性评价实验
根据油田硫化氢成因研究及室内筛选结果,制定出“油井套管密闭脱硫”及“原油集输脱硫工艺”,前期以高浓度脱硫剂投加达到快速降控目的,待硫化氢控制在合格范围后,逐步降低脱硫剂用量,直至最小浓度投加或停止投加(见图1、图2)。
图1 油井套管密闭脱硫
图2 原油集输脱硫工艺
对19 口H2S 超标油井现场投加脱硫剂,通过四个阶段应用效果跟踪,反复调整加药量,最终19 口井H2S 含量均控制在安全范围内(<20 mg/L)(见表5)。
表5 姬塬油田19 口硫化氢超标油井治理前后对比表
通过对J5 联脱硫剂投加,实现H2S 快速控制。第一阶段KEW-712-1 脱硫剂投加浓度为600 mg/L,5 天时间H2S 浓度由1 500 mg/L 控制至19 mg/L;第二阶段至第三阶段逐步降低脱硫剂投加浓度;第四阶段脱硫剂投加浓度由40 mg/L 降低至30 mg/L 时,硫化氢含量由19 mg/L 升高至120 mg/L,之后脱硫剂浓度恢复至40 mg/L,H2S 含量<20 mg/L(见图3)。
图3 J5 联脱硫剂投加治理效果统计图
2016-2019 年,使用KEW-712-1 络合型脱硫剂,经3 年时间应用,姬塬油田已有97 口油井、20 口注水井、19 座站点硫化氢浓度控制为0,有42 口油井、22座站点硫化氢浓度已控制在较低范围(<20 mg/L),并持续治理中。
2019 年脱硫剂平均加药浓度193 mg/L,井站硫化氢平均浓度由111 mg/L 下降到9 mg/L,整体防治效果显著(见表6)。
表6 2019 年脱硫剂使用效果评价表
(1)姬塬油田H2S 成因主要为次生,通过对姬塬油田油井和集输系统H2S 室内检测分析,油井H2S 主要为BSR 次生,集输系统为硫酸盐还原菌次生作用产生H2S。
(2)络合型脱硫剂适用于姬塬油田H2S 治理,从室内研究及现场应用表明,络合型脱硫剂能有效降低JY油田井站硫化氢浓度,实现硫化氢的有效治理。
(3)“前端治理+后端防控”方式应用效果较好,油井-增压点-联合站,硫化氢浓度逐渐升高,通过前端治理、后端防控,治理效果最佳。治理初期应以大剂量投加脱硫剂,达到快速降控硫化氢目的,后期逐渐降低脱硫剂投加浓度。
(4)小型伴生气脱硫技术应用,针对含硫伴生气燃烧排空不符合安全规范且浪费资源的问题,下步可以实验液相可再生脱硫技术,实现伴生气中硫化氢的有效脱除。