蒸汽驱硫化氢防治技术研究与应用

【摘  要】随着汽驱生产的不断深入，齐40块蒸汽驱井组内伴生气产量逐渐升高，伴生气内含有H2S、CO2、CH4等多种气体组分。本文从硫化氢的产生机理及区块蒸汽驱开发特点出发，确定了硫化氢消除剂配方，开展了现场试验，应用效果良好。

【关键词】齐40块;蒸汽驱;;配方

1 基本情况

齐40块自1998年蒸汽驱试验以来，油井套管气组分开始变化，开始出现H2S、CO2等气体。随着蒸汽驱井底温度的升高，H2S的浓度普遍升高，2012年已有51.4%的油井H2S含量超过100mg/m3。高浓度的H2S含量，给汽驱井作业安全造成严重威胁。传统防治主要采取负压抽吸和修井作业过程中大量注入热污水进行压井的办法，不仅成本高，还会对地层造成冷伤害，并延长排水期，影响汽驱生产效果。

2 H2S产生原因分析

从油气藏H2S成因机理来看，H2S的成因类型主要有生物作用、TDS+TRS、有机物热分解。齐40块采用高达300℃的蒸汽驱，微生物不具备存活的条件。从整个齐40快的储层矿物分析结果来看，储层中含硫矿物包括石膏、重晶石、黄铁矿等。齐40块的H2S来源以有机质热分解为主，硫化物热分解和含硫化何物还原为辅。

3 H2S消除剂配方研究

通过对齐40块地层敏感性试验、储层岩石速敏性评价、储层岩石水敏性评价、储层岩石盐敏性评价、储层岩石碱敏性评价等室内试验及理论研究，确定H2S消除剂配方。

3.1 H2S消除剂配方构成理论研究

从现场来看，H2S和CO2都是过量的，由于溶液中的H+的存在，H2S大部分以分子的形式存在。实现H2S的完全消除，需要先中和掉大量的CO2。H2S溶解于水后电离具有还原性的S2-离子，可以利用氧化剂将其氧化。由于原油和天然气呈现弱氧化性，氧化剂将首先与还原性强的H2S反应。所以，在齐40块采用弱氧化剂氧化处理井筒内的H2S是一种彻底、有效的方法。

3.2 H2S中和剂的确定

碱液首要考虑安全性、溶解性、以及在井筒和近井油层200℃以下的稳定性。其次优先与H2S反应，再与CO2反应或者不反应，生成物不能是固体。三乙醇胺和三乙胺都具有很高的H2S消除性能。即使在95℃情况下，其同等质量分数下，对H2S的清除率也高于碳酸钠。对K3PO4、K2HPO4以及Na2HPO4做同类试验进行对比，K3PO4略强于Na3PO4，但是由于性价比低于Na3PO4，K2HPO4及Na2HPO4虽然碱性弱，使用更安全，但效果远低于Na3PO4。对比以上药剂，选择三乙醇胺、三乙胺、Na3PO4和K2CO3的作为H2S中和剂。

3.3 H2S氧化剂的确定

井筒内含有原油、天然气等有机物，温度高，如果氧化性强，存在安全隐患。选择氧化性低的氧化剂，要证既能氧化H2S，又不与其他有机物进行反应，生成物不是固体和有毒有害物质。由于齐40块井底温度高，有必要测试H2S氧化剂对地层有机物的氧化性和稳定性。实验分别测试甲烷和乙炔气体在氧化剂中的稳定性，Na2SO3，NaClO和NaNO2符合H2S井筒氧化消除剂要求。

3.4 综合吸收剂的确定

FeCl3，NaClO和NaNO2虽然可以实现H2S的高效清除，但碳酸的酸性不足以支持该反应的进行，必须使酸浓度达到0.01mol/L。但是现场具有不安全性，必须将酸性降低。其次，由于氧化反应持续消耗酸。所以直接使用氧化剂消除H2S是不可行的。

3.4.1氧化中和吸收法研究

H2S与FeCl3发生是氧化中较为简易的处理办法，但是该反应会导致反应液酸性增强，不利于现场操作。如果在反应液中加入价廉的NaHCO3，生成物不会有强酸生成，H2S的吸收量将增加3倍，生成物稳定。

3.4.2 置换氧化吸收法室内实验

在实际应用时可以采用5%浓度的CuSO4溶液与10%浓度的NaNO2溶液按照1比2的比例混合，然后加入少量的盐酸调节酸度进行现场施工。该配方H2S消除效果好，且受温度影响小。

3.5 H2S辅助吸收剂的确定

采用溶液实现H2S的消除。使用表面活性剂可以同时降低气液两相的表面张力，还可以通过发泡来提高气液两相的接触面，是有效提高H2S清除剂对H2S吸附的途径。氟碳表面活性剂FC—4430无论在低温25℃还是在实验室内的最高温度95℃，都表现出超强的性能，泡沫性能和消泡时间都没有发生改变。

3.6 井筒H2S消除剂配方确定

通过前面实验，井筒H2S消除剂基本配方如下：H2S中和剂N（C2H5O）3、Na3PO4、N（CH3CH2）3、K2CO3;H2S氧化剂Na2SO3，NaClO和NaNO2;H2S辅助吸收剂FC-4430;溶解介质H2O。

3.7 地层配伍性及產物稳定性研究

置换氧化吸收配方采取中和剂超量办法进行H2S的控制。由于碱超量，总体环境仍属于碱性，所以采用Na3PO4 中和后生产的NaHS处与较稳定的状态，在此比例下不会析出H2S气体。采用N（C2H5O）3处理H2S生产的配位碱合物（C2H6O）3N：S性质更加稳定，在300℃才会发生逆反应。此剂量中和后的生成物性质稳定。

4结论

（1）齐40块H2S次生为主，为汽驱致含硫有机质热分解所产生，大部分以H2S分子形式存在。

（2）采用该消除剂进行H2S消除施工，作业井井口H2S气体浓度低于5ppm，单井有效时间大于72小时。

（3）与传统灌注污水处理齐40块井筒H2S技术对比，不会对地层造成冷伤害，不会污染地层;与传统负压抽吸井筒内H2S气体相比，该技术施工简单，有效时间长、无需处理抽吸出的H2S气体等二次工艺;与传统单一灌注碱水处理井筒内H2S气体的办法对比，该技术创新的采用弱氧化剂处理井筒内H2S气体，将H2S氧化成单质硫，消除剂消耗少，H2S产物稳定。

参考文献：

[1]罗佳洁.油气田开发中硫化氢产生机理和防治研究[J].化工管理，2016（2）：20～21

[2]胡同建，朱景敏，韩积军.油气田开发过程中硫化氢防护措施探讨[J].中国化工贸易，2016，8（3）：18～19.

作者简介：

郝丽伟，女，1983年生，工程师，2007年毕业于长江大学地球化学系，现从事科技管理工作。

（作者单位：辽河油田公司欢喜岭采油厂）