高含硫化氢原油集输管线加药处理工艺及应用效果

2020-10-26刘为民

化学与生物工程 2020年10期

刘为民

(中国石化胜利油田分公司地面工程维修中心，山东东营 257231)

注蒸汽热采是孤岛稠油的主要开发方式，热采过程中，原油中的含硫有机成分分解生成硫化氢气体[1]，增加了油田生产的安全隐患。中二北馆5区块稠油自2012年开始注蒸汽井组试验，随着热蒸汽不断注入，采出液含硫化氢井数增多，含硫化氢浓度不断升高，越靠近注蒸汽中心井，含硫化氢浓度越高。截至2016年6月，有350余口井检测到硫化氢，孤岛采油厂有134条集油支干线输送介质中含有硫化氢，其中中二北热采2-2号计量站至中二北热采阀组集油支干线输送介质中硫化氢浓度最高达到了5 500 mg·m-3，孤三联、孤六联入站硫化氢浓度超过2 000 mg·m-3，严重超出了联合站脱硫塔处理要求(≤700 mg·m-3)，脱硫塔运行效率较低。

为了降低联合站硫化氢处理压力，2016年6月试验选取4个不同计量站的5口含硫化氢井，通过井口的输送管线投加脱硫剂，实现加药井口计量站、联合站沿程采出液硫化氢气体的部分去除，降低了联合站硫化氢处理压力，取得了较好的效果。作者在此对中二北高含硫化氢井实施集输管线加药处理工艺进行改进，并对现场应用效果进行评估。

1 脱硫剂优选

要求脱硫剂及反应产物不会对集输管线产生腐蚀；反应不产生沉淀，不会对集输管线造成堵塞。室内对多种脱硫剂进行优化评价，优选出水溶性三嗪类脱硫剂，其主要由三嗪类衍生物及其它助剂组成。三嗪属于一种环状胺[2]，在一定条件下，三嗪环上氮原子与硫化氢中的S2-发生亲核取代反应，实现对硫化氢的去除，如图1所示。

图1 三嗪类脱硫剂吸收硫化氢的脱硫过程Fig.1 Desulfurization process of triazine desulfurizer absorbing hydrogen sulfide

三嗪类脱硫剂的硫容量高(160 mg·g-1)，反应温度40～120 ℃,成本低，是一种良好的直接注入型液体脱硫剂，脱硫效果好。其投加量(kg·d-1)按下式计算：

脱硫剂投加量=V×c×0.25×η

式中：V为采出液流量，m3·d-1；c为硫化氢浓度，1 000 mg·m-3；0.25为中和硫化氢所需的药剂用量，kg·mg-1；η为调整系数，根据室内实验及现场试验结果得到。

2 加药处理工艺设计

2.1 工艺原理

该工艺主要是利用加药装置，从井口地面集输管线中连续投加专用脱硫剂，脱硫剂随集输管线流经计量站直至联合站，实现沿程采出液中硫化氢的去除。工艺实施简便，脱硫剂与采出液充分混合，反应时间充分，能够保障脱硫剂的充分利用，受油井液量波动影响小。

2.2 加药装置(图2)

图2 集输管线连续加药去除硫化氢示意图Fig.2 Schematic diagram of continuous dosing by gathering pipeline to remove hydrogen sulfide

药剂储存罐容积360 L。加药计量泵适用于单一液体，密封性好，可向加压或常压容器及管道内输送不含固体颗粒的腐蚀性或非腐蚀性液体介质，流量可以在0～100%范围内无级调节，技术参数见表1。

表1 加药计量泵的技术参数

2.3 实施过程

按图2安装加药装置。检查各部分的密封性，安全接电，调试加药装置。

(1)试验前硫化氢浓度检测：现场试验前，用醋酸铅硫化氢检测管从井口、计量站及联合站不同节点取样口取样，检测硫化氢浓度。

(2)装置安装及启动：根据要求将加药装置与井口管线连接。启动装置前先检查各传动部位是否转动灵活，保证线路完好；启动后应让电动机空载运转数分钟，根据需要投入使用。

(3)药剂投加：预先计算好脱硫剂投加量，手动调节出口需用流量。脱硫剂24 h投加后观察药剂储存罐液位变化，根据液位变化判断脱硫剂投加量是否与预先计算相符并进行调节。实施过程中及时向药剂储存罐中补充脱硫剂，保证脱硫剂连续投加。

(4)各节点硫化氢浓度跟踪监测：实施过程中每2～3 d检测一次各节点及联合站入站硫化氢浓度，根据检测结果适当调整脱硫剂投加量。

3 现场应用效果

3.1 加药点位置及加药量设计

5口试验井分属4个计量站涉及含硫化氢井14口，井口硫化氢浓度最高达到5 500 mg·m-3。设计加药量410 kg·d-1，通过井口的输送管线连续投加脱硫剂，实现从井口至联合站沿程采出液硫化氢的去除，降低联合站入站硫化氢浓度。加药点位置及加药量设计如图3所示。

图3 中二北含硫化氢井地面管线加药示意图Fig.3 Schematic diagram of dosing of hydrogen sulfide-contained wells by gathering pipeline of Zhong′erbei

3.2 应用效果

投加脱硫剂前后，4个计量站及联合站入站硫化氢浓度对比见表2。

表2 投加脱硫剂前后，4个计量站及联合站入站硫化氢浓度对比

由表2可知，由于单井来液进站时间不同、计量站含硫化氢井数不同，对脱硫剂的作用效率都有一定影响，计量站硫化氢浓度降低程度也就不同，最高降幅达85%。投加脱硫剂前，联合站入站硫化氢浓度高达2 100 mg·m-3；投加脱硫剂后，入站硫化氢浓度降至500 mg·m-3，降幅达76%，入站浓度达到联合站脱硫塔处理要求(≤700 mg·m-3)，应用效果较好。