三嗪类液体脱硫技术在气井井口的应用研究

张 云，朱礼明，李 希，刘亚民，蒋 瑛，蔡会林，张 鹏，代有亮

（1.中国石油长庆油田分公司千口气井评价挖潜工程项目组，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗 017300；3.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西靖边 718500）

以上古气藏为主的苏里格气田正逐步开发下古含硫气藏。由于含硫气井偏远分散等原因，难以接入已建的下古抗硫集输系统。导致部分含硫气井的产能无法发挥。急需寻求一种能克服井口面积有限、环境温差大等不利因素的脱硫工艺，来解决该部分含硫井的生产问题。

1 国内外脱硫方法的应用现状

国内外油气田目前较为成熟的脱硫方法主要有干法脱硫和湿法脱硫。干法脱硫主要应用在小规模的处理站上，其工艺流程及设备操作相对简单，但脱硫效率低、废渣难处理、除硫剂更换存在风险较大、运行费用高等缺点。在目前脱硫技术中占主导地位的湿法除硫通过脱硫剂吸收除硫、脱硫剂再生循环脱硫，而目前主流的液体脱硫工艺主要应用于大规模的天然气处理厂，其工艺复杂、一次性投资高、占地面积大[8，10]。均不太适合于井场脱硫应用（见表1）。

近年来，三嗪溶液作为一种新型的除硫药剂，通过与天然气接触发生不可逆的化学反应脱除硫化氢，在国外应用较为广泛，其脱硫产物无毒无害可直接回注地层，具有较好的经济技术优势，且使用的直接注入法的装置有投资少、占地面积小等特点[4-7]。国内对三嗪溶液除硫的研究起步较晚，2016年中石化大牛地气田、2017年在长庆苏里格气田集气站开展现场试验，均显示三嗪溶液具有较好的除硫效果[1]。

表1 脱硫方法比较[4]

2 脱硫装置工艺流程

2.1 装置设计

苏里格气田气井普遍产量较低、递减快；气井冬季生产管网压力约1.3 MPa，夏季约3.0 MPa；三嗪溶液适用于低含硫的天然气脱硫[1]；具体装置设计参数（见表 2）。

脱硫装置主要由气液分离器、脱硫罐、疏水阀等设备组成，集“气液分离、三嗪溶液脱硫、自动排液、人工补液、安全放空、温度压力检测、进出装置手动截断”等功能于一体，实现井口天然气脱硫[2]。井口来含硫天然气经分离器内捕雾器，分离出气体中的较小液滴，分离后的天然气，从底部进入脱硫罐，与脱硫罐内的脱硫剂三嗪水溶液在填料层内逆向、充分接触，将天然气中的硫化氢脱除至≤20 mg/m3后，再经塔顶捕雾丝网除去大于5 μm的三嗪溶液液滴，天然气由罐顶部去井口外输。天然气中分离出的采出液利用进出口压差经疏水阀直接排至井口下游管线或采出水罐车拉运。

表2 脱硫装置设计参数

2.2 装置现场布置

图1 脱硫装置脱硫工艺流程图

图2 试验装置现场安装图

脱硫装置脱硫工艺（见图1），工艺将脱硫装置安装在气井井口，具备双罐轮换运行的功能，利用罐内三嗪溶液与含硫天然气接触实现硫化氢脱除。装置进口接到井口油管，天然气经简单分离后，进入脱硫罐脱除硫化氢后进入集输管线。

脱硫装置现场布置（见图2），从井口高低压紧急关断阀后，在原流程两个闸阀之间设置连接口，用高压钢管引出气体管线接至本装置，脱硫后再用高压钢管接回原采气管线。装置放空管线应位于井口液体脱硫一体化装置最小风频的上风向，距离装置不小于10 m，高度应高出10 m范围的平台或建筑物顶2.0 m以上，且可靠固定。

2.3 脱硫流程选择

装置上设有两具脱硫罐，两罐可分别单独运行，亦可串联或并联运行，根据气井产气量和硫化氢含量进行除硫流程选择。当井口来天然气量≤2×104m3/d时，采用单罐运行模式；当2×104m3/d＜井口来天然气量≤4×104m3/d时，采用双罐并联运行模式；当井口来天然气量≤2×104m3/d时，且井口硫化氢含量高，脱硫罐单罐运行不能满足脱硫要求时，或为了充分利用单罐溶液的脱硫性能时，可采用双罐串联运行模式。

2.4 装置工艺特点

（1）功能高度集成，满足多种工艺流程要求，适用性强；

（2）结构橇装，占地面积小，便于标准化建设，可有效缩短建设周期，提高建设质量；

（3）人工检测装置进出口天然气硫化氢含量，根据硫容判断更换药剂周期；

（4）通过推广应用新技术新产品，采用新型三嗪溶液，实现井口天然气脱硫；

（5）脱硫剂废液可直接排入下游采气管线或采用采出水罐车拉运，不产生二次污染。

3 三嗪溶液脱硫机理

三嗪液体脱硫剂是一种水溶性的三嗪衍生物，非再生但脱硫效率高，实验室瞬时除硫率达到98%以上，常温常压下为无色或淡黄的黏稠液体，无刺激性气味。三嗪化合物是一种大分子的活性剂，其分子链上富含氮原子，能与硫化氢中的硫离子发生不可逆的化学反应，反应后的产物主要成分为噻二嗪，易溶于水且安全性高，可直接回注地层[4]。

三嗪与硫化氢反应过程（见图3），理论上1 mol的三嗪可以吸收3 mol的硫化氢，但实际上第三步反应很难发生，故其反应产物主要为噻二嗪化合物。

三嗪在pH值较高环境下的活性较pH值低环境

图3 三嗪液体脱硫剂与硫化氢反应机理图

表3 试验气井关井前基本情况统计表

下的活性高，主要是pH值较低时三嗪会发生水解，pH值越低，水解速度越快，在高pH值环境下三嗪的水解速率低，三嗪才能更好的与硫化氢发生亲核取代反应。另外实验室研究表明，温度越高、三嗪化合物浓度越低，三嗪水解程度越大[4-7]。

4 试验效果评价

4.1 试验选井

根据试验装置的硫化氢含量适用要求（0 mg/m3～2 000 mg/m3）、进气压力要求（0.9 MPa～3.5 MPa），选取3口含硫量不同的天然气井进行试验，气井关井前基本情况（见表3）。

4.2 典型井分析

SD63-03于2014年11月投产，日均产气2×104m3。2015年11月因硫化氢含量（760.3 mg/m3）超标关井。初期使用2017年的小试装置进行井口脱硫试验，井下节流生产，由于小试装置处理气量及药剂储罐小，气井产气量小，每天换液1～2次，导致气井日生产时间少且变化大；后更换为该试验装置并更换井下节流器，双罐轮换脱硫，气井不关井，每5 d～6 d换液一次。

4.3 工艺评价

4.3.1 除硫效果评价 试验实施3口井（见图4～图6），天然气中硫化氢含量均高于100 mg/m3，经脱硫装置内三嗪溶液脱除硫化氢后，装置出口平均硫化氢均低于2 mg/m3，除硫剂脱硫效果明显。3口气井经脱硫生产后均平稳生产，有效盘活多年关停、闲置的气井。脱硫装置运行时率99%以上，未出现故障情况，装置运行稳定可靠（见表4）。

图4 J39-18气井工艺生产曲线

图5 SD63-03气井工艺生产曲线

图6 SN11-126气井工艺生产曲线

4.3.2 适用性评价 结合现场试验分析，三嗪溶液与硫化氢含量较低的天然气接触脱除硫化氢，工艺简单，脱除效率较高。脱硫装置适用于集输管线不抗硫，中低压集气模式的，产气量≤4×104m3/d，水气比≤3 m3/104m3，硫化氢含量≤2 000 mg/m3的天然气井。

4.3.3 经济性评价 统计了试验期间3口气井的脱硫药剂用量及单位天然气药剂消耗情况（见表5）。

从表5中可以看出，3口试验气井的平均产出投入比达到3.48，经济效益较好。随着天然气中硫化氢含量增高，脱除每万方天然气中硫化氢所需费用增加，产出投入比减小。

5 结论

表4 试验气井生产运行情况统计表

表5 试验期间气井费用情况

（1）试验装置功能集成，占地面积小，适用的气井产气量范围广，较适合于井场硫化氢脱除使用。

（2）试验装置采用双罐设计，气量小于2×104m3的气井可实现轮换运行，实现气井不关井生产。

（3）三嗪类液体脱硫脱除效率高，对于脱除硫化氢含量较低的天然气有较好的经济性，且处理成本与硫化氢含量相关，与天然气产量无关。

（4）三嗪溶液井口脱硫试验有利于盘活闲置资源、可有效治理边远低含硫化氢气井，让因硫化氢含量高关停的气井发挥产能、“重焕青春”。

西南物探研究院提交国内最大页岩气三维勘探解释成果

2019年4月22日，通过仅仅20天的解释攻关，由东方物探西南物探研究院承担的《四川盆地泸州区块泸203井区页岩气三维地震勘探》向甲方西南油气田公司提交了高质量的第一轮解释成果，并获得甲方称赞。

泸203井区三维项目是目前西南油气田实施的国内最大的页岩气地震勘探项目，资料面积达2 100平方千米。由于前期该区块内部署的泸203井获得高产页岩气气流，成为国内首口单井测试日产量超百万立方米的页岩气井。

该项目于2018年12月26日顺利完成采集并通过验收，今年4月2日完成第一轮叠前时间偏移处理。项目组解释人员收到资料后及时制定解释方案并与甲方积极沟通交流，结合测井资料，采用“5＋2”“白加黑”模式制定了合理紧凑的工作计划，在短短20天内完成了目的层层位追踪、断层、裂缝发育带预测等工作。此次阶段成果，为泸203地区2019年度页岩气水平井平台的部署与实施提供了资料成果，为川渝地区2020年实现页岩气建产100亿立方米奠定了坚实的基础。

（摘自中国石油报第7338期）