秦家屯油田采出液含硫化氢成因分析及治理对策

贾 盈

中国石化东北油气分公司油田开发三年统筹规划项目团队，长春 130062

硫化氢(H2S)是一种无色有毒、可燃的酸性气体，密度大于空气，有臭鸡蛋气味。其毒性较一氧化碳大5～6倍，是大气污染物之一，吸入浓度较高 (一般1 000 mg/m3以上)时，中毒者会快速死亡[1]。H2S 溶于水形成弱酸，会腐蚀金属形成氢脆破坏，造成井下管柱的突然断落，地面装置的破坏等[2]。

秦家屯油田1999年开始开发，原油生产过程中一直未发现产出液中含有硫化氢，原油组分分析也不含硫元素。2016年初，在低油价的大形势下为减亏全面关停。2018年因套压过高油井放压，在罐口及井口发现硫化氢。2018年6月26日巡检人员在QK1-1井单井罐附近发现气味异常，疑似硫化氢气体，检测发现硫化氢浓度超标。经排查，15口防溢流的油井中10口井的井口或储油罐口发现硫化氢，分布于秦家屯油田SN106区块和SN142区块，其中QJ1、QK1-1、QK142-9井超过阈限值，及时做出关井处置。为确保人身安全、杜绝硫化氢中毒事件的发生，降低硫化氢对生产设备的危害，减少硫化氢对环境的污染，必须加强对硫化氢产生机理与治理措施的研究。

1 硫化氢成因分析

1.1 排除油井井筒及硫酸盐热化学还原原因

秦家屯油田关停前未发现硫化氢，硫化氢产生的原因可能是井下管柱属密闭空间，关停后管柱内残存液中含有的硫酸盐还原菌在缺氧环境下迅速增长，释放的硫化氢随开井放压被携带到地面。

组织QJ1井和QK1-1井的洗井作业，将井筒内的液体替出，降低井筒内硫酸盐还原菌的数量，监测洗井效果，QK1-1井的气体监测数据见表1。洗井后生产一段时间没有监测到H2S，洗井液排净后，H2S含量突然升高，考虑硫化氢为地层中生成。由于该油田不属于高温油藏，不具备硫酸盐热化学还原作用的条件，因此硫化氢不是硫酸盐热化学还原产生的。

表1 QK1-1井气体监测记录

1.2 硫酸盐还原菌的还原作用

油田开发过程中通过注水井向油层注水以保持油层压力，由于注入水中含有硫酸盐还原菌，硫酸盐及油田水中的 SO42-在厌氧条件下，通过硫酸盐还原细菌的活动会产生H2S气体[3-5]。

秦家屯油田注水开发历史较长，但关停前采出液不含硫化氢。关停期注入水的水质检测结果见表2，注入水中硫酸盐还原菌最高超标6 000倍，同时由于油井停产，为硫酸盐还原菌提供了厌氧条件，大量的硫酸盐还原菌注入地层后，油藏条件发生改变，产生了大量的硫化氢，随着油井开井被产出液携带至地面。

表2 秦家屯油田回注污水沿程水质监测结果

2 治理对策

2.1 加注脱硫剂

采用化学脱硫，将脱硫剂加入管柱及地面单井罐中，通过化学反应形成稳定的含硫化合物，将已产生的硫化氢脱出，避免对人员及环境的影响。

选用三嗪类液体脱硫剂，脱硫剂与硫化氢反应生成二噻嗪系化合物和水溶性有机氨，生成物为非离子化合物，化学性质稳定，与破乳剂、防垢剂、油田系统污水等配伍性好。

首先在秦家屯油田QJ1井试验，加注脱硫剂方案如下：1)利用脱硫剂配置洗井液，进行洗井替换原井液，脱硫剂加药量=油套环空(井口至筛管)液量×0.6%，计算得出加药量为66 kg，首次加药适当加大药量，脱硫剂实际用量为70 kg，混合清水11 m3；2)每天由套管加注，QJ1井日均产液约20 m3，脱硫剂加量为30 kg，与清水按质量比1∶1混合注入。4 h监测1次硫化氢浓度，结果见表3。

表3 QJ1井气体监测记录

加注脱硫剂对控制硫化氢浓度效果明显，后期试验逐渐下调加药浓度。

2.2 注入杀菌剂

硫酸盐还原菌被认为是硫化氢产生的生物原因，存在于油田注入水中尤其是油田产出水中。用杀菌剂可以阻止硫酸盐还原菌的活动，氧化物、丙烯醛、脂肪胺、二溴氮基丙氨酰及甲硝哒唑等都可作为生物杀菌剂，用于控制储层中细菌的生长。另外，磺酸类杀菌剂如芳基亚磺酸、咔唑烷基磺酸等，能同时用作除硫剂和杀菌剂[2]。

2.3 优化注入水水质

优化注入水水质主要从污水处理各个环节入手，如更换流沙过滤罐滤料，沉降罐、储水罐清淤，注水管线清洗，注水站内流程改造等。同时加强沿程水质监测，掌握各点水质情况，提高水质合格率。

3 结论

1)秦家屯油田部分井产出液含硫化氢，原因是油井停产后注入水的水质不达标，大量的硫酸盐还原菌注入地层，使得油藏条件发生改变，产生了大量的硫化氢，随着油井开井被产出液携带到地面。

2)油井加注脱硫剂对控制硫化氢浓度效果明显。

3)硫化氢防治要从源头入手，秦家屯油田要降低注入水及油层中硫酸盐还原菌的数量，提升注入水的水质是关键。