關(guān)于渤海某油田生產(chǎn)水系統(tǒng)硫化氫的分析治理

董波

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450）

1 硫化氫成因分析

1.1 硫化氫形成機理

多數(shù)學(xué)者認(rèn)為原油開采過程中所含的硫化氫的形成原因有以下三類：生物成因（微生物SRB硫酸鹽還原）、熱化學(xué)還原成因（TSR）、含硫化合物熱裂解（TDS）[1]。

生物成因：主要是由細(xì)菌硫酸鹽還原菌（SRB）對地層產(chǎn)出的水中硫酸鹽的還原作用產(chǎn)生硫化氫。它的形成需要油層埋深在比較淺的地層中，油層溫度小于100℃，而且生成的硫化氫的規(guī)模較小。

硫酸鹽熱化學(xué)還原：主要是由硫酸鹽在烴類和有機質(zhì)參與下發(fā)生高溫化學(xué)還原作用產(chǎn)生硫化氫[1]。它的形成需要發(fā)于含有一定量的硫酸鹽的油藏中，地層溫度需要在100～140℃之間，生成的硫化氫含量高。

含硫化合物熱裂解：主要是由油藏中的不穩(wěn)定含硫化合物在高溫條件下發(fā)生熱裂解反應(yīng)生成水、殘渣和少量硫化氫。它的形成需要油藏中含有不穩(wěn)定含硫化合物，油藏溫度一般在120～160℃之間。

1.2 渤海某油田硫化氫成因分析

該油田的油藏埋深在2200～3200m，存在三多：沉積相類型多，儲集層類型多，含油層位多，油層溫度在110～160℃，含硫量0.04%～0.17%，和硫化氫的形成機理進行對比分析，該油田硫化氫的形成原因可能是含硫化合物發(fā)生熱裂解導(dǎo)致。

流程硫化氫檢測過程中發(fā)現(xiàn)原油系統(tǒng)中的硫化氫含量低于水系統(tǒng)，主要是由于硫化氫氣體的比重為1.1895，比空氣重，并且它在水中的溶解度為2.6∶1[2]。因此當(dāng)生產(chǎn)水進入水處理系統(tǒng)后壓力從原油系統(tǒng)的1600kPa驟降至106kPa時，除氣罐中大量的硫化氫氣體析出并聚集，硫化氫含量較高，如表1所示。

表1 流程節(jié)點硫化氫檢測數(shù)據(jù)

為保障人員設(shè)備安全，采取篩選藥劑，以加注脫硫劑的方式治理硫化氫，該方法工藝簡單，效果較好，現(xiàn)場應(yīng)用廣泛。

2 藥劑實驗

2.1 藥劑篩選

為了方便驗證脫硫劑效果，試驗水樣選取油田的一級分離器水相生產(chǎn)水，其硫化氫含量為100ppm。用5L取樣桶器取水樣，加入100ppm脫硫劑樣品，搖勻密封靜置5min后用硫化氫檢測管檢測取樣桶中硫化氫的含量，其結(jié)果參見表2。

表2 脫硫劑試驗結(jié)果

由實驗結(jié)果可知，在同等加藥量的條件下，TS-7795的脫硫效果最佳。

2.2 配伍性評價

取篩選出的脫硫劑與破乳劑、緩蝕劑、清水劑、除鐵劑、殺菌劑、阻垢劑以及防蠟劑以1∶1的比例進行混合，靜置24h觀察混溶現(xiàn)象。脫硫劑與油田化學(xué)藥劑均無交聯(lián)和結(jié)塊沉淀現(xiàn)象的產(chǎn)生，配伍性良好。

3 現(xiàn)場試驗

3.1 硫化氫含量檢測數(shù)據(jù)與分析

對油田硫化氫含量檢測選擇了6個取樣點，分別是一級分離器、二級分離器、水力旋、除氣罐、清水緩沖罐以及回注水井。硫化氫含量監(jiān)測持續(xù)周期為16d，共監(jiān)測63組數(shù)據(jù)，結(jié)果如圖1，2所示。

圖1 油田水相硫化氫含量趨勢圖

圖1和圖2為硫化氫含量趨勢圖，從圖1中可以看出：加注脫硫劑TS-7795后，一級分離器、二級分離器、水力旋、除氣罐的硫化氫含量都有大幅度降低。由圖2可以直觀看出:在脫硫劑TS-7795最開始加注階段，流程中硫化氫含量較高，其原因是現(xiàn)場工藝參數(shù)未優(yōu)化至最佳。但隨著脫硫劑加注量的優(yōu)化，流程中的硫化氫含量逐漸降低，最終水相中的硫化氫含量小于等于20ppm，氣相中的硫化氫含量小于等于30ppm，達到脫硫劑實驗?zāi)繕?biāo)中流程中硫化氫含量不高于30ppm指標(biāo)要求。

圖2 油田氣相硫化氫含量趨勢圖

硫化氫檢測數(shù)據(jù)表明：脫硫劑TS-7795對油田流程中的硫化氫有明顯的脫硫效果。

3.2 加藥量的確定

選取油田一級分離器、二級分離器、水力旋水相取樣點，除氣罐氣相取樣點，用5L取樣桶器取樣，用硫化氫檢測管檢測取樣桶中硫化氫的含量，根據(jù)脫硫劑TS-7795加注量的變化，其結(jié)果如圖3。

圖3 渤中26-2油田脫硫劑加藥量分析圖

由圖3可知：流程中的硫化氫含量隨著脫硫劑加入量的增加而逐漸降低，當(dāng)TS-7795的加注濃度達到80ppm時，流程水相中的硫化氫含量不高于20ppm，除氣罐氣相硫化氫含量不高于30ppm；當(dāng)TS-7795的加注濃度達到100ppm時，流程水相中的硫化氫含量不高于10ppm，除氣罐氣相硫化氫含量不高于20ppm，因此建議日常加注藥劑濃度不低于80ppm為佳。

4 結(jié)論和建議

1）該油田硫化氫成因主要是油藏中不穩(wěn)定含硫化合物熱裂解產(chǎn)生。

2）篩選出的脫硫劑TS-7795在該油田呈現(xiàn)出良好的脫硫效果，原油流程水相中的硫化氫含量由加藥前的110ppm降至20ppm，氣相中的硫化氫含量由加藥前的350ppm降至30ppm。

3）脫硫劑TS-7795配伍性好，未對該油田生產(chǎn)流程造成負(fù)面影響。

4）根據(jù)油田生產(chǎn)流程中硫化氫的含量水平，建議脫硫劑TS-7795最佳加藥濃度為80ppm。

5）硫化氫的成功治理，保障了人員和設(shè)備安全，提供了安全可靠的環(huán)境。