马厂油田加碱抑硫技术研究

刘青龙

摘要：围绕中原油田东濮老区次生硫化氢治理技术存在的效果不理想、费用较高等问题，中原油田尝试碱液吸收次生硫化氢现场试验，开展硫化氢含量、细菌数量、硫酸盐浓度、腐蚀速率、结垢等指标变化研究，试验结果表明，pH在6-6.5之间，除硫效果不显著，其他指标呈现不规则变化;pH调试至8时，除硫效果明显，细菌、腐蚀速率、硫酸盐等关键指标呈现有利向好的规律性，但经济效益不明显，其投入费用远大于前期杀菌抑硫试验费用，并存在垢下腐蚀导致成本增加的风险。通过现场试验，明确了碱液治理次生硫化氢技术上可行，但需进一步开展低pH条件下的除硫能力、抑菌效果、结垢腐蚀跟踪评价，做好效益、安全评估，为其他油田次生硫化氢治理提供了治理方案。

关键词：次生硫化氢;碱液吸收;除硫效果;中原油田

分类号：TE345

一、概况

2019年4月、2020年9月先后对马厂区块进行硫化氢普查2次，含硫化氢单井11口，占生产井比例为14%，且硫化氢含量普遍较低（5ppm），计量站均含有硫化氢，且硫化氢含量普遍偏高（53ppm），单井→计量站→联合站硫化氢次生现象明显，分析硫化氢主要来源于地面集输管网。详见图1。

采用沿程分析法，避免浓度差干扰，从单井至计量站流动过程中，SRB数量增加，硫酸盐质量减少，伴生气硫化氢含量与SRB浓度成正比、与硫酸盐含量呈反比，马厂油田硫化氢形成为生物成因。详见图2。

二、硫化氢治理工作配套工艺设计与改进

1、现场试验

工程院研发了高效杀菌抑硫体系，先后在马厂区块试验3次，较好地控制了次生硫化氢含量，但存在控制效果不理想、费用较高等问题，详见图3和图4。

（1）第一阶段现场试验（工程院）：

第一周期：6号站及5口单井加注抑硫体系（杀菌剂+除硫剂+缓蚀剂），硫化氢20ppm以内。

第二周期：计量站（杀菌剂+除硫剂）、单井加注抑硫体系，硫化氢30-70ppm。

第三周期：3号站、5号站（除硫剂），硫化氢30-70ppm。

（2）第二阶段现场试验（陕西隶能）：

第一周期：3号站、5号站（除硫剂），硫化氢20-100ppm。2020.4-5配方调整，未加注。第二周期：3号站、5号站（除硫剂+杀菌剂），硫化氢20-30ppm。每年措施费用为80-90万元，且未达到外输天然气标准（二类标准<12ppm）。

2、第二次工艺设计及现场试验

（1）加碱治理方案

基于碱液吸硫原理、细菌耐碱程度，开展加碱治理次生硫化氢现场试验，评价碱液除硫效果，详见表1所示。

（一）加药方案，试验3个pH值：7.0、7.5、8.0，每个pH值加药周期15天，加药位置马19-22井、马22号站管汇。（2）监测方案，每5天取样监测一次，监测指标以硫化氢、硫酸盐等关键指标为主，取样点为M19-22井口-M19-22站内-马22号站阀组-17号站阀组-马7号站阀组。

（2）现场试验

（一）加碱工作整体运行情况

本次工作于2020年11月5日开展硫化氢普查，11月13日进行加碱工作，由于加药效果不理想，集输系统pH值调试至6、8，期间共进行了取样12次、实验分析600组、对接交流5次。

（二）碱液治理效果分析

①氢氧化钠对硫化氢含量影响分析

H2S含量受pH值影响较大，碱液除硫效果显著。随着pH值升高，22#、17#计量站H2S含量逐步降低。pH值为6-6.5时，H2S含量变化不明显（受取样影响，存在波动）;pH值为8时，H2S含量已降至0ppm。详见图5所示。

②氢氧化钠对硫酸盐还原菌（SRB）含量影响分析

弱碱性环境下，硫酸盐还原菌对pH值变化具有一定耐受能力，但较高pH值（pH值8.0）对硫酸盐还原菌存在一定程度的灭活趋势，详见图6所示。

但由于取样分析较少，需进一步开展试验，丰富数据，验证碱液对细菌的长期抑制效果。

③氢氧化钠对硫酸盐（SO42-）含量影响分析

pH值增加，硫酸盐（SO42-）存在逐渐增多趋势。pH=8时，硫酸盐含量整体趋势大于初始值，验证了细菌活性有所降低的结果。详见图7。

④氢氧化钠对腐蚀速率影响分析

各监测点以轻度腐蚀为主，腐蚀速率均未超标（小于0.076mm/a），pH为8时，腐蚀速率呈现下降趋势。详见图8所示。

由于监测数据较少，6-6.5之间呈现不规则变化，防腐效果不理想，但需丰富数据，进一步验证此pH值下的防腐效果。

⑤氢氧化钠对结垢影响分析

试片表面多以原油、污泥杂质为主，擦拭后未发现有结垢迹象。

监测周期15d，受流体冲刷等因素影响，结垢程度在短时间内难以显现，建议监测周期延长至45天，保证数据的准确性。

三、经济效益评价

1、试验阶段投入费用情况

试验区块产出液200方，单井及计量站碱液加入量0.5t/d，碱液费用0.3万元/t，试验阶段（2个月）药剂投入费用9万元。

2、全年预计投入

马厂油田全年产出液预计1200方，碱液加量3t，预计全年碱液投入费用328.5万元，远大于前期试验投入费用。

四、加碱治理工作总结

1、技术方面：①pH在6-6.5之间，除硫效果不显著，其他指标呈现不规则变化;pH调试至8，除硫效果明显，细菌、腐蚀速率、硫酸盐等关键指标呈现有利向好的规律性。②部分认识（碱液长期抑菌能力、结垢情况）仍需进一步开展试验、完善数据，验证碱液除硫效果。

2、效益方面：投入费用远大于前期杀菌抑硫试验费用，并存在垢下腐蚀导致成本增加的风险。

3、安全方面：高浓度碱液在稀释、加入过程中存在腐蚀伤人风险，安全配置要求较高，不利于长期加注运行。

结语：

开展低成本安全高效除硫技术研究，降低投入费用及人身腐蚀风险，进一步提升作业效益;建议适当调试pH，开展低pH条件下的除硫能力、抑菌效果、结垢腐蚀跟踪评价，做好效益、安全评估。

参考文献：

[1]李树刚，王宁，张超等.煤矿硫化氢治理改性碱液实验研究[J].煤矿安全，2019，50（5）：11-14，18.DOI：10.13347/j.cnki.mkaq.2019.05.003.

[2]楊宏伟，高宏.煤矿回采工作面硫化氢综合治理方法及效果[J].煤炭科学技术，2018，46（9）：170-175.DOI：10.13199/j.cnki.cst.2018.09.027.

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