孤島油田化學與生物組合脫硫技術實驗研究

宋波凱，于曉洋，高生偉，王芷寒，許浩偉

孤島油田化學與生物組合脫硫技術實驗研究

宋波凱1，于曉洋1，高生偉1，王芷寒2，許浩偉1

（1. 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司孤島采油廠， 山東 東營 257231； 2. 北京化工大學化學學院， 北京 100029）

近年來，隨著孤島油田持續開發，硫化氫井井數逐漸增多，特別是采油管理八區、九區等管理區，硫化氫問題日益突出。同時外圍區塊存在采出液與常規脫硫劑配伍性差、脫硫劑用量大成本高等問題。通過分析孤島油田外圍區塊硫化氫成因，優化脫硫劑配方，開展生物脫硫抑硫技術研究，完善配套加藥工藝，形成了針對不同性質采出液的系列脫硫技術，現場應用取得良好成效。

外圍油田； 硫化氫； 脫硫劑； 生物脫硫

隨著孤島油田開發的不斷深入，外圍區塊硫化氫井井數逐漸增多[1]。根據摸排統計，現階段外圍區塊（墾利、墾西、河灘等）含硫化氫井501口，占采油廠含硫化氫井總數的61.8%；按濃度分類對比采油廠硫化氫井，硫化氫質量濃度≥30 mg·m-3的406口，占比66.3%；硫化氫質量濃度≥150 mg·m-3的207口，占比68.5%。特別是采油管理八區、九區等外圍區塊硫化氫問題日益突出。總體來看，外圍含硫化氫井井數多、分布范圍廣、危害大、處理成本高。同時，外圍區塊采出液礦化度較高（墾利：9 228.2 mg·L-1，墾西：14 085.43 mg·L-1），目前常用的三嗪類脫硫劑與高礦化度采出液配伍性差，容易促進結垢，堵塞管道，影響藥劑使用效果[2]。因此，本文針對孤島外圍油田區塊開展了化學與生物組合脫硫技術實驗研究，明確了墾西、墾利、河灘等區塊硫化氫產生機理，優化了脫硫劑配方及生物脫硫技術，完善了配套加藥工藝，現場應用取得了明顯效果，有效解決了生產現場的安全和環境問題。

1 外圍區塊硫化氫成因分析

1.1 分析思路

孤島外圍典型區塊產出硫化氫成因分析思路：

1）從單井井口檢測分析硫化氫含量及SRB數量，初步掌握單井硫化氫情況。

2）單井產液性質檢測及生產參數調研，分析硫化氫可能產生原因。

3）S同位素分析[3]：選擇部分單井液相中硫酸根及氣相中硫化氫氣體分別檢測34S同位素，通過同位素對比分析進一步佐證硫化氫成因。

1.2 檢測結果及分析

在墾95和富112塊精細過濾注水流程投加阻垢劑，設計質量濃度約為30 mg·L-1，具體投加量管理區調整?，F場用阻垢劑原液pH值為4～5，1%質量分數阻垢劑的pH為6～7，接近中性。目前墾90區塊硫化氫含量普遍較高（近半數油井井口硫化氫質量分數＞100×10-6），河灘油田硫化氫含量也普遍較高。墾95站有8口注水井，16口采油井，富112站有4口注水井，14口采油井，對應的硫化氫含量并不高。調研發現墾95和富112注水站在未上精細過濾流程（未投加阻垢劑）之前對應的采油井就含有硫化氫，加藥后未見采油井硫化氫含量明顯增加。

34S同位素檢測的統計結果見表1。

表1 34S同位素檢測結果

從檢測結果分析，墾利注采802站KLK1-10井與KLK35CP3井H2S與BaSO4中34S同位素含量幾乎相當，無顯著性分餾差異，結合井底溫度約85～90 ℃分析，墾利注采802站中硫化氫成因與SRB相關性較低，同時氣體中硫化氫質量分數小于3%且地層溫度也顯著小于硫酸鹽熱還原反應(TSR)的120 ℃以上，判斷墾利注采802站硫化氫主要由含硫有機物裂解(TDS)產生，或摻雜少量的井下管柱近井地帶存在的SRB產生的硫化氫。

墾西、河灘油井只取到硫化氫氣樣，未從產出水分離沉淀得到BaSO4，同時檢測注入水中SO42-含量低，結合地層溫度在80 ℃以下，34S同位素較墾利注采802站及KXK623站低等特點，判斷墾西、河灘硫化氫由SRB作用及含硫有機物裂解(TDS)共同產生。高含硫化氫井由SRB代謝產生權重較高。

2 脫硫劑系列配方優化

2.1 優化思路

目前，孤島現場在用的三嗪脫硫劑主要存在不穩定、配伍性差、促進結垢等問題[4]，所以，在脫硫劑配方優化及篩選決定采取以下思路：

1）在前期合成的三嗪類脫硫劑基礎上對溶劑和助劑進行優化調整，提高脫硫效率及穩定性。

2）與脫硫劑（醇胺類、胺類、金屬離子類、醛和多羥基化合物或脲基化合物的反應產物等）復配[5]，降低三嗪含量，提高脫硫效率、溫度適應性及采出液配伍性[6]。

2.2 配方優化

針對墾761、墾71平1、東區典型采出液進一步對高效脫硫劑配方進行優化復配，形成適應不同采出液特點的高效脫硫劑系列：

1）三嗪復配JH-2脫硫劑（三嗪質量分數10%）：其特點是適應低溫（60 ℃）、穩定性好、作用時間長。適用于溫度較低井井筒或計量閥組投加。

2）金屬羧酸鹽類JH-3脫硫劑（不含三嗪、醇胺）[7]：其特點是耐溫性好、溫度越高脫硫效率越高，且反應速度快、耐高礦化度。適用于溫度較高井井筒或摻水管線投加。

JH-2、JH-3兩種脫硫劑實驗評價效果良好，滿足現場需求，評價結果見表2、表3。

表2 系列高效脫硫劑評價（H2S 2000ppm）

表3 現場采出液脫硫劑溫度影響評價

2.3 加藥工藝優化

針對不同性質采出液及生產條件參數，優化加藥工藝：

1）針對礦化度低、液量大、井溫低的含硫化氫油井，以應用JH-2為主。

2）針對礦化度高、井溫高的含硫化氫油井，以應用JH-3為主。

3）針對礦化度高、結垢重、非熱采的含硫化氫油井，以應用生物脫硫為主。

3 生物脫硫技術優化

生物脫硫被認為是一種綠色脫硫技術，其優點是反應條件溫和、無二次污染[8]。微生物是生物脫硫過程的主要媒介，篩選高效的脫硫菌至關重要[9]。重點針對墾西墾623、墾622、河灘SRB菌代謝產生硫化氫權重較高采出液進行功能菌篩選優化。

3.1 生物脫硫適應性分析及測試

選取墾623、河灘接轉站水樣，進行功能菌適應性的培養實驗，考察微生物在該區塊油井水樣的生長情況，見表4。

表4 墾623、河灘站微生物生長變化情況

實驗結果表明，功能菌能夠適應該塊污水情況，生長情況良好。

針對硫化氫含量較高的墾西墾623平1井、河灘孤南24斜94井開展功能菌對采出液硫酸鹽還原菌、硫化氫、水中硫化物作用評價，見表5。

表5 典型油井水樣功能菌評價實驗數據

*試驗溫度：65 ℃；除硫菌劑菌濃：1.04×108個·mL-1

實驗結果表明，菌劑和抑制劑的組合使用能有效去除硫化物，該區塊油井具備生物除硫的可行性。

3.2 工藝思路及實施方法

1）工藝思路：向井中注入抑制劑和人工培育的反硝化細菌以實現抑菌、除硫、緩蝕的目的[10]。

2）實施方法步驟：

①在指定區塊取樣，分析采出液性質、SRB菌、硫化物等基礎資料.

②收集區塊對應油井基礎數據，設計方案，選擇菌劑及激活劑，進行篩選培養。

③通過相關工藝將一定量的菌劑及激活劑從油套管環形空間泵入油井，并進行后期跟蹤評價工作。

3.3 脫硫功能菌篩選

利用NRB競爭性抑制SRB生長是目前生物脫硫的主要方法[11]。實驗菌種來自孤島采油廠墾西區塊的水樣及泥樣[12]。對SRB菌株進行培養、分離及純化，獲得可以鑒定、保存、轉接的純菌株。不同馴化菌株在不同水質、溫度條件下進行篩選，最終確定將活性最強的A2-SRB菌株作為試驗研究的抑制對象。在墾761功能菌培養基礎上，對墾623、墾622油井水樣進行富集、分離、篩選，對獲得的4株耐高溫脫硫菌進一步篩選評價，開展生物脫硫反硝化細菌生長性能測試，結果見表6、表7。

表6 生物抑制體系培養H2S濃度

表7 溫度對抑制效果影響

實驗結果表明，硫化物抑制率在98.1%以上，耐受溫度最高達到89 ℃，生長周期和菌群構筑時間降低，脫硫效果顯著。此外，功能菌及抑制劑偏酸性，不會對結垢產生促進作用。

4 現場應用

1）墾西現場應用情況

墾西高含硫化氫井主要在墾761、墾622、墾623、墾71平1塊。其中墾761、墾622、墾623塊為非熱采含蠟稀油，硫化氫生物成因權重較高，實施生物脫硫；墾71平1塊為熱采區塊，硫化氫化學成因權重較高，單井井溫較高，部分采用一體化管柱，不適應生物治理，實施化學脫硫。實施效果跟蹤情況見表8。

表8 墾西含硫油井跟蹤結果

實驗結果表明，新型脫硫劑JH-3對選取的高含硫井有很好的脫硫效果，能夠在較低加藥量的情況下保持良好的脫硫效率。在化學脫硫劑和生物脫硫劑協同作用下，使井口和聯合站進口硫化氫含量降低到較低水平。既達到整體脫硫效果，也降低了總的藥劑成本。

2）河灘現場應用情況

根據現場生產條件參數，選取4口單井，開展“化學+生物”整體脫硫現場測試。測試結果見表9。

表9 河灘含硫油井跟蹤結果

針對墾西、河灘開展“化學+生物”脫硫技術推廣應用，同時對比驗證化學與生物脫硫，見到明顯效果。通過試驗發現，化學和生物脫硫均有明顯效果?；瘜W脫硫見效快，但停止加藥后硫化氫含量迅速回升；生物脫硫穩定性較好，停藥后功能菌仍能繼續存活，在一定時間內仍保持脫硫效果，硫化氫含量上升較緩慢，一般1～2個月后恢復至試驗前水平。

5 結 論

1） 明確外圍油田各區塊硫化氫產生機理，為下步采取針對性治理措施提供思路及依據。

2）優化脫硫劑配方，形成“三嗪類合成優化+復配+助劑”脫硫劑，提高三嗪有效成分；與其他類型脫硫劑復配，提高油氣水三相脫硫效率，防止產生碳酸鹽垢，降低腐蝕。最終形成適應孤島外圍油田不同采出液特點的高效脫硫劑系列。

3）實施生物除硫，通過對功能菌株篩選培養，降低功能菌菌群構筑時間，提高生物脫硫效率。

4）在墾西、河灘油田開展化學與生物組合脫硫技術的全面應用，取得較好效果，單井平均硫化氫質量濃度降至30 mg·m-3以下（脫硫率≥90%），藥劑用量降低20%。

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Experimental Research on Combination of Chemical and Biological Desulfurization Technology in Gudao Oilfield

1,1,1,2,1

（1. Gudao Oil Production Plant, Sinopec Shengli Oilfield Company, Dongying Shandong 257231, China;2. College of Chemistry, Beijing University of Chemical Technology, Beijing 100029, China）

In recent years, with the continuous development of Gudao oilfield, the number of hydrogen sulfide wells gradually increases, especially in oil production management area 8 and 9, the problem of hydrogen sulfide has become increasingly prominent. At the same time, there are some problems in peripheral blocks, such as poor compatibility between produced liquid and conventional desulfurizer, large desulfurizer amount and high cost. By analyzing the causes of hydrogen sulfide in the peripheral blocks of Gudao oilfield, optimizing the formula of desulfurizer, the research on biological desulfurization and sulfur suppression technology was carried out, and the supporting dosing process was improved, a series of desulfurization technologies for produced fluids with different properties were formed, and good results were achieved in field application.

Peripheral oil field; Hydrogen sulfide; Desulfurizer; Biological desulfurization

X741

A

1004-0935（2022）04-0478-04

2021-12-06

宋波凱（1990-），男，山東東營人，助理工程師，碩士，2019年畢業于長江大學油氣儲運工程專業，研究方向：采油工程。