海上稠油熱采開發天然氣脫硫化氫方案研究

邱 波，王樹達，羅 瑩，邵海龍

（海洋石油工程股份有限公司，天津 300451）

0 引言

海上稠油熱采開發目前正處于起步階段，尤其是蒸汽驅開采，尚處于試驗階段。根據陸地油田多年的稠油熱采開發經驗，由于蒸汽驅開發是連續向地層注入高溫蒸汽，在高溫蒸汽作用下，地層采出液的伴生天然氣將有很大概率含有高濃度的硫化氫。高濃度的硫化氫隨井液進入平臺正常處理流程后，將給平臺的設備、管路、儀表、閥門等設備設施帶來嚴重的腐蝕破壞，同時，可能逸出的硫化氫氣體將給平臺生產操作人員帶來極大的人身安全隱患。

基于渤海某蒸汽驅開發的稠油熱采項目，評估井液中所含的高濃度硫化氫對平臺主工藝設備設施選材的影響，為確保平臺生產操作人員人身安全，在綜合考慮項目總體投資費用的基礎上研究制定脫硫方案。

1 項目概況

油田項目位于渤海遼東灣海域，新建1 座稠油熱采開發中心處理平臺CEPA，設計運行壽命20 年。平臺有32 口生產井，項目正式投產后，前8 年采用蒸汽吞吐方式開采，后期轉蒸汽驅方式開采。蒸汽吞吐開采階段所需的注熱蒸汽溫度為356 ℃，蒸汽壓力為15.9 MPaG，蒸汽干度為過熱10 ℃；蒸汽驅階段所需的注熱蒸汽溫度為327 ℃，蒸汽壓力為12.4 MPaG，蒸汽干度為1 ℃。根據油藏提供的數據，蒸汽驅階段平臺井口采出液的伴生天然氣中硫化氫含量將達到4×10-3。如此高的硫化氫含量使得平臺工藝處理流程必須考慮硫化氫的脫除，以確保平臺日常生產人員的人身安全。

2 硫化氫產生機理

研究認為稠油熱采開發過程中硫化氫產生機理主要有兩個方面：含硫有機化合物熱裂解（TDS）產生硫化氫，硫酸鹽熱化學還原反應（TRS）產生硫化氫[2]。原油中的硫元素主要以硫醇、硫醚等形式存在，地層中的硫元素則主要以二硫化物、硫酸鹽等形式為主。在稠油熱采開發過程中，尤其是蒸汽驅開發開采過程中，高溫蒸汽源源不斷的注入地層，含硫化物在高溫條件下將發生熱分解或發生熱化學還原反應，進而生成硫化氫。注熱開采的溫度越高，持續時間越長，硫化氫含量越高。

含硫有機化合物熱裂解（TDS），主要是指含硫有機化合物（如硫醇、硫醚等）在熱力作用下，含硫雜環斷裂形成的硫化氫，又稱為裂解型硫化氫。稠油熱采開發注蒸汽溫度一般在300 ℃以上，在此溫度下，由于含硫化合物化學性質不穩定，容易發生熱分解反應，生成硫化氫。

硫酸鹽熱化學還原反應（TRS），主要是指在一定溫度條件下（一般是在120 ℃以上高溫），在一定的地層壓力下，原油中的烴類或有機物和硫酸鹽（如硫酸鈣、硫酸鎂等）發生反應，生產硫化氫和二氧化碳。而稠油熱采開發過程中，所注蒸汽溫度在300 ℃以上，較高的溫度加速該反應速率。

3 天然氣脫硫化氫的常規處理方法

根據陸地石油石化行業經驗，天然氣脫硫化氫的方法按脫除過程可以大體分為兩個類別：干法脫硫和濕法脫硫。干法脫硫是將含硫化氫氣體通過固體吸附劑進行脫除，濕法脫硫是將含硫化氫氣體通過液體吸附劑來洗滌脫除。

干法脫硫所使用的固體吸附劑有氧化鐵、氧化鋅、氧化錳、活性炭、泡沸石和分子篩等，目前使用較多的是金屬氧化物吸附劑。金屬氧化物與硫化氫反應生成金屬硫化物和水，再通過氧化反應，由金屬硫化物和氧氣反應生成金屬氧化物和單質硫，以實現金屬氧化物的再生和單質硫的回收。干法脫硫的設備一般由脫硫塔和再生塔組成，初始投資較大，固體吸附物使用一段時間后將失效，需要定期更換，日常操作維護費用較高，適合于硫化氫處理量較大，單質硫產量較高，回收價值較大的工況。

濕法脫硫根據吸附劑的不同，又可分為化學吸收法和物理吸收法。化學吸收法使用可與硫化氫發生酸堿中和反應的堿性溶液進行吸收，再用氧化還原法將硫化氫氧化成單質硫。物理吸收法利用有機溶劑吸收硫化氫，可用于處理量較大、含硫量較高、脫硫精度不高的流程，再通過升溫或減壓方法解析出硫化氫進行回收處理。濕法脫硫設備較簡單，但吸附劑是一種消耗品，需要定期補充，日常操作維護費用較高，適合于脫硫處理精度不高、對單質硫的回收要求不高的工況。

4 硫化氫脫除方案研究

4.1 平臺主工藝流程

圖1 為CEPA 平臺主工藝流程，從熱采井口區采出的單井井液根據平臺流量測量需求，分時導入測試管匯、測試加熱器和測試分離器進行氣液分離后的計量；正常操作流程下，各熱采井口的采出液通過生產管匯匯集后，進入換熱器升溫降黏，進入生產分離器完成油、氣、水三相分離，分離出的含水50%左右的原油通過原油外輸泵輸送至外輸海管，分離出的伴生天然氣進入燃料氣系統進行一步處理成平臺蒸汽鍋爐等用戶所需的合格燃料，分離出的生產水進入生產水緩沖罐緩存后，進入生產水處理系統進一步處理成井下射流泵所需的動力液。原油產量為560 m3/d，伴生天然氣產量為4300 m3/d，生產水產量為1300 m3/d。

圖1 CEPA 平臺主工藝流程

4.2 硫化氫腐蝕影響評估

通過對主工藝流程開展硫化氫腐蝕評估，當井口硫化氫濃度達到4×10-3時，考慮工藝流程中注入緩蝕劑，且緩蝕劑抗腐蝕效率達到80%的前提下，在平臺設計壽命20 年期間內，井口至生產管匯，以及生產管匯至換熱器這一流程中的所有儀表、管線、閥門都需要按316L 不銹鋼選材。熱換器至生產分離器，生產分離器的油、氣、水三相出口，以及原油外輸泵出口至海底管線均按碳鋼+3 mm 腐蝕余量選材。詳細的選材評估見表1。

表1 硫化氫對主工藝流程設備、設施腐蝕影響評估表

雖然主工藝流程的設備、設施材料選型總體與常規油田項目相比提高不多，不會給項目整體投資帶來較大影響，但生產分離器氣相出口的天然氣將輸送至燃料氣系統進一步處理成合格天然氣給平臺蒸汽鍋爐作為燃料使用，如此高的硫化氫含量（5.08×10-3）如不處理無法作為燃料使用，且天然氣中的硫化氫一旦逸出，將給平臺生產操作人員帶來極大的人身安全隱患，故主工藝流程仍需考慮脫硫化氫處理。

4.3 硫化氫脫除方案

項目伴生天然氣量較少，伴隨井口采出液產出的天然氣量僅有4300 m3/d 左右，即使隨著工藝流程降壓，從原油中再析出部分天然氣，天然氣量也僅有7000 m3/d 左右。由于天然氣量較少，采用干法脫硫工藝不經濟，且干法脫硫工藝的處理效果受脫硫劑表面pH 值、含水量、操作溫度、天然氣含水率等因素影響較大，因此不作為海上平臺天然氣脫硫化氫的優選方案。

由于天然氣量不大，適合采用濕法脫硫工藝。現階段濕法脫硫化氫的工藝較常用的有絡合鐵脫硫化氫和注三嗪藥劑脫硫化氫。下面就這兩種脫硫化氫工藝進行比選。

絡合鐵脫硫工藝采用堿性絡合鐵催化劑，吸收氣體中的硫化氫，工藝流程如圖2 所示。在硫化氫吸收塔內絡合鐵作為催化劑與硫化氫發生氧化還原反應，硫化氫被絡合鐵直接氧化生成單質硫，絡合鐵轉化為絡合亞鐵。在再生塔內中鼓入空氣，空氣氧化堿性吸收劑中的絡合亞鐵，使吸收劑中的絡合亞鐵轉化為絡合鐵，回流吸收塔再生回用。從再生塔中分離出的硫磺漿液進入脫水塔，干燥后的硫磺通過硫磺回收至硫磺儲罐，運送至陸地處理。脫硫后伴生天然氣中的硫化氫含量將控制在2×10-5以下，系統每天可回收硫磺在50 kg 左右。設備整體采辦費用預計在800 萬元左右，補充藥劑等年操作費用預計在50 萬元左右，平臺20 年設計壽命內的總投資費用預估為1800 萬元。

圖2 絡合鐵脫硫工藝流程

三嗪脫硫劑是一種新興的液體脫硫劑，與硫化氫反應迅速，可直接注入海上石油管道，生成的脫硫產物二噻嗪為液態無害化產物，可留存于原油中，對原油品質無影響，脫硫效果較好。相對于絡合鐵脫硫，濕法脫硫的流程簡單、設備較少、占用空間小、初始投資較低。但脫硫劑無法再生，屬于消耗品，日常操作維護費用較高。三嗪脫硫劑的儲存和注入流程較為簡單，僅包括藥劑儲罐、藥劑注入泵，以及相應的儀表和管線，三嗪脫硫劑存儲和注入流程如圖3 所示。

圖3 三嗪脫硫劑存儲和注入流程

為確保脫硫效果，一般為工藝流程設置3 個加藥點，每個加藥點注入的藥劑量略有不同，3 點加藥可將伴生天然氣中的硫化氫含量降低至2×10-5以下。圖4 為3 點加藥方案示意，分別在井口采出液進入生產管匯和測試管匯之前的管線，在物流進入生產分離器之前的管線，以及生產分離器氣相出口的管線注入藥劑，每天的加注藥劑量分別為800 kg/d、600 kg/d 和600 kg/d。設備采辦費用預計在100 萬元左右，補充藥劑等年操作費用預計在1000 萬元左右，平臺20 年設計壽命內的總投資費用預估在2 億元。

圖4 三嗪脫硫劑三點加藥方案

從工程經濟投資方面評估，采用絡合鐵脫硫劑的脫硫工藝比采用三嗪脫硫劑的脫硫工藝投資更少，更加經濟。因此，選取絡合鐵脫硫劑的濕法脫硫工藝來脫除伴生天然氣中含有的硫化氫，脫除后天然氣中的硫化氫含量可降至2×10-5以內。

5 結束語

隨著海上稠油熱采開發項目的推進，尤其是蒸汽驅開采的逐步規模化實施，天然氣脫硫成為海上稠油熱采開發項目亟待解決的問題。絡合鐵脫硫工藝適用于所需處理的天然氣氣量較少的工況，既可保證處理效果，又具有良好的經濟性。海上稠油熱采開發有其自身的特點，產出稠油的伴生天然氣通常較少，適合采用絡合鐵脫硫工藝，且回收的單質硫具有一定的經濟效益，可進一步降低工程投資費用，但在設備運行期間，需要關注脫硫劑的失效和補充更換。