渤海某油田井口区原油伴生气硫化氢含量检测研究

陈振栋，解依琳，王东，高海宾，刘亮



渤海某油田井口区原油伴生气硫化氢含量检测研究

陈振栋1，解依琳2，王东1，高海宾1，刘亮1

（1. 中海油（天津）管道工程技术有限公司，天津 300452； 2. 寰球技术（北京）有限公司, 北京 102200）

在原油开采过程中，往往含有较多杂质，原油伴生气中的硫化氢有毒气体危害极大。硫化氢不仅会造成管线设备的腐蚀，严重时还会导致氢脆、硫化物应力开裂，威胁平台的安全生产，同时，硫化氢本身为一种剧毒气体，极易造成人员中毒。因此，对原油中的硫化氢含量进行定期监测，掌握各井口原油伴生气中的硫化氢含量，并据此制定有效的安全防范措施，对于确保平台的安全运营、保证人员安全具有重要意义。

原油；伴生气；硫化氢；腐蚀监测

在原油开采过程中，往往含有较多杂质，其中硫杂质十分有害，尤其是硫化氢有毒气体。硫化氢气体具有无色、恶臭（臭鸡蛋气味）、剧毒、化学性质不稳定等特性，极易对人和设备造成伤害[1]。硫化氢易溶于水，在潮湿环境中，极易造成管线设备的电化学腐蚀，当浓度达到一定程度后，还会造成管线设备的氢脆和硫化物应力开裂，从而导致井下管柱突然断落、地面管汇和仪表爆裂等，引发井喷、火灾爆炸等事故。同时，硫化氢气体毒性仅次于氰化物，低浓度时便可对呼吸道及眼部造成刺激，高浓度时会引发中枢神经系统麻痹、人员窒息，造成永久损伤，当浓度达到1 000 ppm时，可导致人员瞬间死亡。不同硫化氢气体体积分数对人体的危害如表1所示。

1 项目概况

渤海某油田在原油开采过程中，发现原油伴生气中含有大量的硫化氢有毒气体。为进一步了解该油田各井口原油伴生气中的硫化氢含量，防止突发事故的发生，我方受业主委托开展了该油田的硫化氢检测工作。

表1 不同硫化氢气体体积分数对人体的危害[2]

油田井口区一般为高压，且为油气混合状态。目前，气体取样一般采用气样袋，液体则采用取样桶，尚无能够进行气体液体同时取样的装置。同时，考虑到取样时现场带压，气体、液体中均含有硫化氢，取样时如何进行泄压且使液体中的硫化氢逸散到气体及选择适用于现场的合适的硫化氢检测方法成为该项目实施的关键。

2 方案设计

针对以上情况可知，进行现场各井口原油伴生气中硫化氢检测工作的主要困难是在气液混输的状态下如何获取各井口原油伴生气样品。同时，为保证检测数据的准确性，防止由于取样袋对硫化氢气体吸附造成的误差，硫化氢检测工作需要现场进行。

若想解决上述问题，必须实现原油伴生气气液分离、降压、气体混合等工作。因原油在泄压过程中，原油中的气体会从原油中逸出，而在重力作用下，气体和液体又会自动分离。因此，若想得到所需检测的气体，需制作一个装置将原油伴生气降至常压。

目前，用于硫化氢检测的方法较多，主要包括：碘量法、电位滴定法、电导滴定法、硫酸铜溶液间接测定、亚甲基蓝测定法、离子色谱法、快速检测管法、醋酸铅试纸法、硫化氢报警法、硫化氢现场检测仪法等[3-4]。通过对比不同方法的优缺点，我们最终决定选用硫化氢快速检测管法进行此次检测，并将此次原油伴生气硫化氢检测的实施流程设计如图1。

图1 H2S监测装置连接示意图

首先，原油伴生气进入缓冲减压罐，降低流速，同时，由于压力骤降至常压，原油内的硫化氢气体泄放出来与之前原油伴生气中的气体混合，从而得到需要测量的气体。持续放样若干分钟，待所测量的气体将缓冲减压罐内的气体置换完毕后，按照标准用手泵抽取规定量程的气体，读取读数。

为此，我们在实验室按照上述流程进行了模拟实验，经试验证明，上述试验基本能够满足现场需求，但存在以下几个问题：

①由于从原油管道的取样为油气混合状态，出现了缓冲减压罐被液体充满，但气体仍未置换完毕的情况

在现实生活中，单凭家长的力量确实难以协调生活、工作与家园共育活动之间在时间上的冲突，政府、幼儿园、企业应该为家长参与家园共育创造更多的机会。政府可以牵头成立专门的家庭教育指导机构、家长学校或社区协作机构，组织家长学习幼儿教育有关知识。幼儿园可以将家长会、家访、亲子活动等家园共育活动安排在节假日、双休日，方便家长参与。家长所在工作单位要在充分理解家长处境的基础上，建立规范的请假制度，允许家长请假参与家园共育活动，以提高家长家园共育活动的参与率。

②经试验发现，不同压力、不同硫化氢浓度、不同温度都会对气体的置换时间产生影响

③为进一步的促进气液分离，进入缓冲减压罐的管线应使用弯曲管，并且尺寸不应过小，以防止堵塞。

经过反复论证试验，我方最终将现场的硫化氢检测装置设置如图2所示：

图2 H2S现场监测装置

（1）移动小车;（2）软管入口;（3）晃动扶手;（4）罐体;（5）罐体固定装置;（6）排污阀;（7）液位计下阀门;（8）液位计;（9）压力表;（10）氢氧化钠储罐;（11）液位计上阀门;（12）导向阀;（13）气体测试软管; （14）垫圈（15）;密封装置

3 现场检测

经过与业主沟通，我方按照以下步骤对现场井口区原油伴生气的硫化氢含量进行了检测，具体步骤如下：

3.1 作业前准备

检测人员在开展海上设施的硫化氢监测活动前必须与设施监督、HSE负责人充分沟通风险评估、工作安全分析，并获得相关设备的工作许可；确保监测工作的工具、材料、设备、PPE和硫化氢探测器在现场已经准备就绪。

3.2 配备NaOH溶液

用蒸馏水、氢氧化钠粉末等配备足量的氢氧化钠溶液，配备过程中，应注意穿戴橡胶手套，并及时进行搅拌。打开氢氧化钠储罐，用玻璃棒导流，将冷却后的氢氧化钠溶液倒入氢氧化钠储罐中，并进行密封。

3.3 连接入口软管，进行气体取样

硫化氢检测人员作业前联系生产主管/生产工程师，确认工作范围、监测点、监测时间安排。连接现场监测装置，将针形阀或减压阀与控制阀出口连接，针形阀或减压阀出口与取样瓶直接用尽可能短的软管连接，取样口出口与尾气吸收装置连接。

3.4 气体检测

将两端没有切割的检测管插入安装口橡胶管中，将末端容器的红线与旋转轴的红线对合之后拉把手到尽头，锁住旋转轴。

放置1 min后，将旋转轴锁解除，确认旋转轴是否回到原处，在真空状态解除锁扣时，用手指拉住把柄慢慢放松。

打开检测点控制阀门和针形阀或减压阀，关闭气样检测软管处的蝴蝶夹，调节气速使气流在尾气吸收瓶中形成一个一个的气泡连续冒出，将管线中积存的气体和取样瓶中的空气进行置换，这一过程至少要持续3 min。

将检测管两端封口割开，按照检测管上标记的气流方向将检测管一段插入手泵，另一端插入气体检测口中。

打开气样检测软管处的蝴蝶夹，使气流从检测口流出。

拉动手泵拉杆至相应档位，使气流从检测管中穿过。检测过程中要保证气样出口保持正压，并且保证检测管始终位于取样瓶内。

取样检测前首先要根据预估H2S含量选择相近量程测试管进行预测试，以便选定合适量程的测试管进行正式检测，如果检测结果在检测管量程一半以上则比较准确。

利用选定量程的检测管按照上述方法进行两次重复测试，每次测试间隔3 min。

当手泵指示器跳出，取样结束时立即取下检测管，按照检测管标记刻度读数，如果是不均匀斑点，要读取最大值和最小值，然后记录平均值。

如果气体实际取样量与检测管指定取样量一致，直接读数即为检测结果。如果实际取样量与检测管指定取样量不一致，需要对读数按照下式进行修正：

每个检测点取样检测两次，如果两次检测结果在同一标准差范围内，则该平均值记录为该点H2S含量，计算的标准差数值必须小于两次检测结果平均值的10%。

两次检测结果都要记录下来，包括检测管的规格、取气量等。

3.5 废气处理

检测完成后，将阀门调至通往NaOH溶液一路，进行多余气体的中和，直至NaOH溶液中不在产生气泡，压力表读数为0。

3.6 废液处理

NaOH溶液中不再产生气泡，压力表读数为0时，打开硫化氢检测装置的下部阀门，将废液倒入废液桶内，并按平台要求进行处理。

3.7 废弃检测管处理

检测完成后，将阀门调至通往NaOH溶液一路，进行多余气体的中和，直至NaOH溶液中不在产生气泡，压力表读数为0。

3.8 硫化氢检测数据（表2）

表2 硫化氢检测数据

4 建议

从以上数据可知，该平台各井口硫化氢含量不尽相同，且硫化氢含量普遍较高（最高达10 000 ppm以上），为防止突发事变的发生，建议在井口安装硫化氢监测仪，同时，在各井口添加硫化氢标志，并对硫化氢含量较高的井口进行着重标注，定期进行硫化氢含量检测工作[5]。此外，为进一步确定硫化氢产生的原因，建议按照井口开采的时间、井口深度、井口药剂加注情况等方面开展研究，确定硫化氢产生的原因，并据此制定有效的硫化氢治理方案。

5 结束语

此次硫化氢检测工作的顺利实施，填补了我国单井原油伴生气硫化氢现场检测的空白。通过对平台各单井原油伴生气的监测，可以有效的了解各井口硫化氢的分布，同时，通过对各井原油伴生气硫化氢含量的分析，可以有效的确定硫化氢产生的原因，从而确定有效的解决方案，为平台的安全生产提供有效保障。

［1］陈阳,赵向阳. 硫化氢气体检测方法及安全防范措施[J]. 油气田环境保护,2011,21(01):44-46.

［2］周金堂,杨伟彪,赵安军,周宝义. 井场硫化氢气体检测方法及防护措施[J]. 录井技术,2004,15(2):1-5.

［3］张桂瑞,陆庆,陈忱. 原油中硫化氢含量检测方法探讨[J]. 油气田环境保护,2014,24(1):54-56.

［4］维丽,董焕平. 硫化氢浓度测定方法的比较和建议[J]. 检验与测试技术,2010(1):42-44.

［5］崔文霞,王瑞娥. 含硫油气井中的硫化氢气体检测和防护应急程序[J]. 企业技术开发,2010,29（1）:89-91.

Research on Detection of H2S Content in Oil-associated Gas at Wellhead Area in a Bohai Oil Field

1,2,1,1,1

（1. CNOOC (Tianjin) Pipeline Engineering Technology Co.,Ltd., Tianjin 300452, China; 2.Global Technology(Beijing) Co.,Ltd., Beijing 102200, China）

In the process of oil exploration, crude oil often contains many impurities. The H2S in oil-associated gas is very harmful. H2S can not only lead to pipeline corrosion, but also can cause hydrogen embrittlement susceptibility and sulfur stress corrosion cracking, which can threaten the safety of the platform. At the same time, H2S is most easy to cause poisoning as a toxic gas. So it’s important to monitor and master the H2S content of each wellhead to make effective safety precautions, which has a great significance to ensure the safety of the platform operation and people.

Crude oil; Associated gas; H2S; Corrosion detection

TE 133

A

1671-0460（2017）12-2535-03

2017-02-13

陈振栋（1989-），男，天津市人，初级工程师，2012年毕业于天津科技大学工业设计专业，研究方向：从事腐蚀防护技术工作。E-mail：chenzhd11@cnooc.com.cn。