硫化氢处理技术在新疆油田的应用概述

杨莲育，卜玲慧，丁湘华，刘建荣，杨 阳，彭 健，石 锐

(1 中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；2 克拉玛依市三达检测分析有限责任公司，新疆 克拉玛依 834000)



硫化氢处理技术在新疆油田的应用概述

杨莲育1，卜玲慧1，丁湘华1，刘建荣1，杨 阳2，彭 健1，石 锐2

(1 中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；2 克拉玛依市三达检测分析有限责任公司，新疆 克拉玛依 834000)

新疆油田油气中普遍含有一定量的硫化氢，并且随着油田大规模的勘探开发与利用，使得含硫化氢的油气井也将愈来愈多。了解硫化氢的处理技术以及工艺过程，无论是在提高经济效益方面，还是在防止事故发生等方面都有着十分重要和深远的意义。文章介绍了目前国内外处理硫化氢的三种方法，同时对新疆油田硫化氢处理技术应用现状进行分析。研究结果表明：新疆油田在对该区块的原油进行脱硫时，应综合考虑不同脱硫方法，如物理脱硫方法、化学脱硫方法及生物脱硫方法的相互结合，以期获得经济效益的同时又能最大限度的控制硫化氢的含量。

新疆油田；硫化氢；处理；除硫剂；单井脱硫

随着国家环保的重视及法律法规的要求，国内外对绿色能源的需求格外显著，新疆油(气)田在对含H2S较高的油(气)田开发过程中，由H2S所引起的各种安全问题也越来越凸显，所以有必要研究疆油田硫化氢处理技术应用现状，以确保生产的同时又保证人身财产安全和管道的腐蚀[1-2]。

1 处理硫化氢的方法

当前国内外处理硫化氢的方法大致分为三种：物理法、化学法和生物法[3-4]。

1.1 物理法

1.1.1 物理吸收法

常见的物理吸收方法为：以有机溶剂作为吸收液对H2S进行的选择性的吸收，根据吸收溶的不同又分为冷甲醇法、N-2-甲基吡咯烷酮法和磷酸三丁脂法。

1.1.2 活性炭吸附法

活性炭法具有工艺简单，效果好、成本低等优点，其原理为：活性炭表面的醌酚基在氧的条件下，将H2S催化氧化成单质S，提升活性炭的脱硫能力。

1.1.3 膜分离法

膜分离法国外部分国家中已经大量使用在天然气的脱硫当中，其原理是：通过气体中不相同的组分在特制薄膜中的渗透速率差异来脱硫。优点是操作简单、灵活且不用外加能源，优势显著。

1.1.4 微波法

微波法是利用微波H2S分子从分子内部激发，提高分子能级在较短时间内去除H2S，且转化率可达将近90%。

1.2 化学法

1.2.1 克劳斯法

克劳斯法在很久以前就得到了广泛的应用。将硫化氢作为原料，置于克劳斯燃烧炉内加热燃烧，将尾气中的一部分硫化氢氧化并生成二氧化硫，二氧化硫接着与剩余的硫化氢作用生成硫磺 。脱硫原理的运用是先燃烧空气，接着三分之一的空气被氧化成二氧化硫，克劳斯反应最后进行。其中在2～3个催化剂床中发生的反应为：

克劳斯法的应用，首先要控制H2S:SO2(摩尔比)=2:1；其次保持合适的温度，避免因液相凝结而造成的设备腐蚀；最后为提高硫的回收率，可采用除雾器将气流中携带的硫除去。

1.2.2 液相催化氧化法

液相催化氧化法利用碱液对硫化氢的吸收，硫化物经催化剂作用缓慢氧化成硫磺，催化剂再生即可连续使用。常用的吸收为碳酸钠溶液、氨水。

1.2.3 化学吸收法

化学吸收法适用于烃含量较高的原料气以及操作压力较低的情况。这种方法是利用硫化氢与化学溶剂发生的可逆反应，常见得有碳酸盐法、氨法。

1.3 生物法

微生物分解法是利用微生物菌群(光合硫细菌、丝状硫细菌与硫杆菌)的相互作用，将硫化物通过生物化学过程转化为单质硫加以回收。

2 新疆油田硫化氢处理技术应用现状

2.1 车89井区

新疆油田采油一厂车89井区是该油田发现的第一个高含硫稀油区块，H2S浓度最高达到了12521.30 mg/m3。因此，自89井区开发以来，新疆油田从未间断对该地区的硫化氢防控措施的探究，通过负压闪蒸除硫工艺技术、化学除硫工艺技术、催化曝气除硫工艺技术等试验，从技术上根除了困扰多年的油田硫化氢安全处理的问题[5-6]。

2.1.1 井口化学除硫技术及配套工艺

面对89井区原油高含硫的情况，采油一厂通过一系列实验研发出了RD-5型高效除硫剂，通过在该区块车89井和车95井的现场试验得出：该除硫剂加药浓度为10000 mg/L左右，除硫率可达到100%。目前已有21口单井应用化学除硫技术，产油量在15×104t/a，现场运行稳定，有效解决了车89井区高含硫单井除硫问题。

针对生产过程中发现部分储油罐罐口存在硫化氢聚集并超标这一困扰，车89井区弃用原放式生产流程，采用密闭式生产流程：井口原油经脱硫后流入密闭的多功能储集器发生气液分离，分离出的气体一部分作为储集器加热炉原料，一部分直接在火炬燃烧；原油经储集器放油鹤管装车运至处理站脱水，其优点为生产现场降低安全环保风险[7-8]。

2.1.2 负压闪蒸除硫工艺

采油一厂利用原油中某些硫化物在高温及低压时易从原油中逸出的性质，刻苦钻研，应用负压闪蒸原理，研发出了负压闪蒸脱硫化氢技术。

车89井区现场试验得出：负压闪蒸除硫化氢装置真空度为-0.015 MPa，操作温度为50 ℃时，处理后油气中的硫化氢含量在3 mg/m3以内。

2.1.3 催化曝气除硫工艺

催化曝气是一种物理化学相结合的除硫技术。原油中未反应的硫化氢气体以及从原油中自然分离的硫化氢气体，通过催化塔底打入气体催化吸收塔内，催化剂将气相中含有的硫化氢用吸收剂吸收并将其分解，处理后的气体有一部分排出系统，另一部分作为循环气进入催化曝气塔进行曝气。设备内气路管线与惰性气体氮气源相连，定时向设备内补充氮气从而保证管线内气体不断更新。原油在催化曝气塔处理后经管道流入储油箱，然后经泵打入储油罐。

采油一厂分别对车95井催化曝气除硫装置吸收塔出口硫化氢、储油箱口硫化氢以及拉油车硫化氢含量进行了定期检测，检测结果表明：硫化氢含量均为15 mg/m3以下，能够保证处理后原油中硫化氢含量达到安全阈限值以内[9-10]。

2.2 陆梁油田

2005年至今，陆梁油田作业区陆续在部分油井和地面处理系统中发现硫化氢气体，浓度最高达到300 mg/L，并且石南21站区和井站出现较严重的结垢腐蚀现象，给油田生产带来了较大的安全隐患[11]。

通过对现场硫化氢浓度分布及调查、油井产出液和注入水水质分析以及腐蚀结垢产物的分析鉴定，最终认为陆梁油井硫化氢的来源主要是来自硫酸盐还原菌(SRB)的代谢产物。针对上述问题陆梁油田作业区开展了硫化氢治理技术的研究，形成了以井下投放固体缓释脱硫剂、处理站集输系统投加杀菌剂或微生物抑制剂的系列次生硫化氢治理技术。

2.2.1 杀菌剂或微生物抑制剂的脱硫工艺

通过对处理站硫化氢产生机理的研究，陆梁油田研制开发了一种新型杀菌剂，该杀菌剂是一种复合型产品，通过多组分的协同作用有效抑制硫酸盐还原菌的代谢，从源头上减少硫化氢的生成量，兼有一定的脱硫作用。

处理站内硫化氢产生的主要地点在原油沉降罐内，产生后的硫化氢溶解在净化油和污水中或散逸到净化油罐和污水重力沉降罐中，因而重点选择在原油沉降罐的进油管线加入相应杀菌剂。现场应用表明：药剂投加量为250 kg/d时，可确保处理站原油处理系统内硫化氢浓度控制在安全生产的范围内。

2.2.2 单井脱硫技术及套管连续点滴加药工艺

针对高硫化氢单井，陆梁油田自行开发研制了一种缓释型固体有机脱硫剂，采用套管连续点滴加药方案，达到单井除硫的效果，药剂加入量根据油井产量及油井H2S的浓度确定，有效降低了井筒中的H2S浓度，H2S含量均降至安全临界指标20 mg/m3以下，减轻了H2S对井下杆管的腐蚀，提高了生产效率，保障了油田的安全生产。

2.3 新疆塔里木油田

2.3.1 高硫化氢井的单井脱硫工艺

针对塔里木油田原油中硫的存在形式及脱水原油对硫化氢脱除剂的要求，塔里木油田公司研发了一种无水，无金属离子的原油脱硫剂，不仅脱硫效率高，而且由于不含水和金属离子，所以对下游工艺无不良影响。

在掺稀油流程进口处加入硫化氢脱除剂，利用该剂与稠油中的硫化氢反应生成非硫化氢产品，从而达到降低稠油中硫化氢气体的浓度。如塔里木油田的轮古稠油××井，投产后经现场检测罐口硫化氢含量高达729～987 mg/m3，掺稀液进口处加入76 mg/m3原油硫化氢脱除剂后，硫化氢含量降至 182～273 mg/m3，脱硫率为63%～82%，平均为78%，达到了较好的硫化氢脱除效果。

2.3.2 气提法脱硫工艺

塔中一号气田位于塔中低凸起北斜坡带的塔中一号断裂坡折带，原油产量已达到塔中作业区的50%以上，大部分原油由塔中联合站处理，但原油中H2S依然偏高。塔里木油田借鉴国内首套重质原油干法汽提脱硫装置在塔中作业区水平一转油站建成了日处理能力1000 t的汽提法原油脱硫装置，对塔中一号气田试采单井原油进行脱硫处理，通过对温度、进液量及汽提比等参数进行不断优化将装置调整到最佳运行状态，采用3018固体脱硫剂对汽提脱硫装置中产生的高含H2S尾气进行全部回收,有效地防止了大气污染[12-13]。

2.4 塔河油田

2.4.1 井口湿法脱硫工艺

湿法除硫工艺利用节流的原理，先将原油经水套炉加热随即进入分离器分离，后在反应器中药剂将原油中的H2S脱除。塔河油田10、12区奥陶系油藏地层原油常采用此法。

2.4.2 集输站脱硫工艺优化

为使原油硫化氢含量及脱硫剂单位成本费用达标，可采用在上游原油集输站库输油管道设置静态混合器以及加注脱硫剂原油进行强制混合的方法，从而达到降低原油硫化氢含量的目的。

2.4.3 负压气体稳定脱硫工艺

为解决塔河油田原油掺稀后的混合重质原油，粘度大，溶解气、挥发气较多、原油饱和蒸气压较高等问题，四号联合站将正压闪蒸脱硫效果好与负压闪蒸所需伴生气少的两大工艺优势结合，开发出了负压气提稳定脱硫工艺。该工艺将稳定、脱硫的效果同步实现，经过该工艺处理的原油，H2S含量小于28.4 mg/m3[14]。

2.4.4 碱洗脱硫工艺

塔河油田四号联合站在油气处理过程中会生成质量分数为600×10-6的硫化氢，脱硫处理后的天然气凝液硫化氢质量分数在10×10-6以下，可以作为化工原料销售。凝液脱硫采用碱洗脱硫工艺，外部输入的含硫天然气凝液与循环泵流入的碱液在静态混合器内混合反应后，分别在碱洗罐、水洗罐进行两步分离。其中碱洗罐分离出的碱液流入碱液缓冲罐循环利用，水洗罐分离出的凝液输出装置即为产品。硫化氢脱出率达98%以上。碱洗工艺在塔河油田天然气凝液脱硫技术中的应用使得混烃产品的质量得到的空前的提高[15]。

3 结 语

结合以上信息，新疆油田的众多脱硫方法及脱硫工艺中的物理法和化学法都包含不足之处，气提和闪蒸需在原油量达到一定数量时适用，但脱硫剂的再生、硫容相对较低、脱硫效率提高困难及成本较高。反观新工艺，生物脱硫因其少污染、低能耗和高效率等特点，此方法将会成为脱硫技术的导向，但现有的生物脱硫工艺在工业应用上的应用还不够广泛。因此新疆油田对原油进行脱硫时，应将汲取物理脱硫、化学脱硫、生物脱硫方法的优势，从而达到经济效益稳步增长同硫化氢含量控制得力的双重效果。

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Application of Hydrogen Sulfide Treatment Technology in Xinjiang Oilfield

YANGLian-yu1，BULing-hui1，DINGXiang-hua1，LIUJian-rong1，YANGYang2，PENGJian1,SHIRui2

(1 Experimental Detection Research Institute, CNPC Xinjiang Oilfield Branch Company, Xinjiang Karamay 834000；2 Karamay Sanda testing and analysis Co., Ltd., Xinjiang Karamay 834000, China)

The oil and gas in Xinjiang oil field generally contain a certain amount of hydrogen sulfide, and with the large scale exploration and development and utilization of oil field, the oil and gas wells containing hydrogen sulfide will also be more and more.Understanding of hydrogen sulfide treatment technology and process, its role in improving economic efficiency, or to prevent accidents and other aspects have a very important and far-reaching significance.Three methods to deal with hydrogen sulfide at home and abroad were introduced, and the application status of hydrogen sulfide treatment technology in Xinjiang oil field was analyzed.Research results showed that in the process of desulfurization of crude oil, the oil field should consider the comprehensive application of physical, chemical and biological desulfurization, so as to obtain the maximum economic benefit in the effective control of the content of hydrogen sulfide.

Xinjiang oil field；hydrogen sulfide；handle；desulfurization agent；single well desulfurization

杨莲育，工程师，本科，2008年毕业于中国石油大学(北京)，信息系统与信息管理专业，从事质检。

杨阳，助理工程师，硕士，2015年毕业于东北石油大学，化学工程专业，从事检测分析。

TE38

A

1001-9677(2016)019-0042-03