辽河油田硫化氢治理研究

陈华（辽河油田公司中油辽河工程有限公司，辽宁 盘锦 124010）

辽河油田硫化氢治理研究

陈华（辽河油田公司中油辽河工程有限公司，辽宁 盘锦 124010）

硫化氢是一种危险性的剧毒气体，人体暴露在低浓度硫化氢环境下会慢性中毒，高浓度即可造成急性中毒甚至死亡。未脱硫天然气直接排放，使员工在工作过程中存在一定的安全隐患，对操作员工及周围村庄百姓的身体造成一定伤害。同时未脱硫化氢的天然气排入大气造成周边大气的严重污染。因此，为了保障人身健康、安全，减少对周围环境的污染，必须对硫化氢进行有效治理。

硫化氢；剧毒气体；人身伤害；环境污染；有效治理

辽河油田通过40年的开发，形成了一整套适合辽河稠油、超稠油和高凝油等各种油品的开采技术，建成了全国最大的稠油、高凝油生产基地。但是随着稠油油藏先进开采技术的试验推广，稠油井套管气中H2S含量不断升高，成为危及生产安全的新增风险。

油井中产生硫化氢的主要原因是∶原油中硫醇等有机硫化物在高温下反应生成硫化氢;地层中含硫矿物在高温下反应生成硫化氢。硫化氢的产出浓度随着温度的升高而逐渐增大，温度在120～230℃时硫化氢浓度增加明显。

1 辽河油田硫化氢治理介绍

2006年以来，集团公司、油田公司共投入1亿多元进行硫化氢产生原因及防治措施研究，选用干法脱硫技术对油井产出液伴生气中的硫化氢进行治理，在齐40块、洼38块、杜84块、杜66块、杜80块、杜813块、曙1-27454、锦45块、高3618块共建设脱硫装置97套，其中齐40块、洼38块、洼60块、高3618块已经治理达标。杜84块、杜80块、杜813块、曙127454、锦45块进行了部分治理。脱硫处理装置运行以来，处理后H2S含量不超过10mg/m3，达到国家规定标准。

目前辽河油田曙光采油厂、锦州采油厂等地区仍有部分含硫化氢区块未进行治理。

2 硫化氢脱硫工艺

2.1 脱硫方法选择

对于辽河油田天然气脱H2S而言，最佳方案是选择采用干法脱硫，主要原因如下：

（1）天然气中含硫量小，适用于干法脱硫而不适用于吸收法。

（2）干法脱硫技术具有工艺简单、方便灵活、便于实施、能耗低、一次性投资少的优势。

（3）干法脱硫技术便于操作，脱硫装置只是几台固定的脱硫塔，无需增加额外的操作人员。同时，脱硫剂饱和后可对单塔或双塔脱硫剂进行依次更换，实现脱硫生产不停产，确保处理后天然气满足要求。

（4）干法脱硫技术无二次污染，硫化氢饱和过的废脱硫剂由脱硫剂生产厂家负责回收进行无害化处理，整个脱硫过程无任何废渣、废液、废气产生，避免了给油田公司带来新的环境危害。

（5）干法脱硫可脱除天然气中所含的H2S，而吸收法只是分离H2S，H2S还需后续处理。

（6）中和法，废碱液需再处理，工艺较干法脱硫复杂。

（7）干法脱硫已在辽河油田有较大范围应用，且应用效果较好。建设与生产管理技术成熟、经验丰富。

2.2 脱硫的工艺流程

各计量接转站通过卧式分离缓冲罐、立式分离器和空冷器分离后的含硫化氢天然气经输气管线输送至集中脱硫装置处，通过干法脱硫生产工艺对含硫化氢天然气进行脱硫处理，脱硫后进燃料气系统用于加热炉燃烧或放空，脱硫后硫化氢含量小于20mg/m3。脱硫过程中产生的污水进已建的污油系统。

以辽河油田某厂含硫化氢天然气治理为例，对所需脱硫设备计算结果如下：

建站位置管辖站气量(m3/ d)硫化氢含量(mg/ m3)实际一次脱硫剂装填量m3瓷球一次装填量m3塔内径mm塔数量(座)实际更换脱硫剂周期（天）采2-9 6200 81 10．62 1．06 D1300 2 1095采4-60 6720 156 10．62 1．06 D1300 2 1095采2-9#采2-70#采2-81#采4-16#采4-60#采4-20#采4-58#采4-64#采4-66#

3 结语

辽河油田硫化氢治理采用简捷、适用的工艺技术方案，采用成熟可靠的设备、材料，能够降低工程造价，满足硫化氢综合治理的需要。同时项目改造后可以消除硫化氢带来的安全隐患，保护职工劳动安全、减少对当地的环境污染，同时充分回收和利用伴生气资源，具有较高的社会和经济效益。

[1]《天然气》GB17820-2012.

[2]《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93).

[3]戴金星.中国含硫化氢的天然气分布特征、分类及其成因探讨[J].沉积学报，1985，3（4）；109-120.

陈华（1984-），男，工程师，2007年毕业于辽宁石油化工大学油气储运专业，现在中油辽河工程有限公司油气储运所从事石油天然气管道、油田地面集输设计工作。