论文部分内容阅读
[摘 要]H2S是一种剧毒和较强腐蚀性的气体，近年来在油田一些地区相继出现，特别是稠油热采区块出现了较高浓度的硫化氢。H2S的存在已经威胁到油 田的安全生产，并成为油气勘探开发过程中必须解决的问题。本文对油气稠油热现场硫化氢的预防與治理提出了一些建议。
[关键词]稠油；硫化氢；防范；治理
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0017-01
1 硫化氢对人体危害及稠油热采现场H2S特征
硫化氢是一种剧毒的危害性气体。人体能够闻到H2S气味的浓度下限为0.2-0.3ppm，在20-30ppm则出现强烈气味，在100-150ppm时，将使人嗅觉麻痹，当吸人浓度在lO00ppm时，在数秒钟内将发生闪电型死亡。国家规定H2S的最高容许浓度为10mg/m，相当于6.58ppm。现场H2S气味很浓，采样过程中明显感到头晕、流眼泪、嗓子痛，一天下来头痛头晕、恶心、舌头发涩、厌食。长时间在这样的条件下工作，就可能存在较大的生命危险。
此外，H2S的化学活性极大，对钻具、集输管线等都具有极强的腐蚀作用并形成“氢脆”，特别是环境中有水蒸汽、CO2和02存在时会加剧腐蚀。H2S对金属有强烈的腐蚀性，低浓度的H2S就能与铁反应生成致密的硫化亚铁膜，主要是由硫化亚铁和二硫化铁组成，随着浓度的增加，生成的硫化亚铁膜呈黑色疏松层状或粉末状，即：Fe+H2S—H2+FeS，氢脆和硫化物应力腐蚀破裂是硫化氢腐蚀金属的重要方式，也是导致重大的安全事故的主要原因之一。随着时间的增加，现场大批量的井下套管、井下油管由于长期腐蚀而导致穿孔，抽油杆、抽油泵因腐蚀而报废，数以万计的输油管线也因腐蚀而报废，每年因管线腐蚀而进行的维修、更换费用高达数千万元；每年有许多油、水罐、油水泵因腐蚀而报废。一旦措施不到位，管线等设备因腐蚀而爆裂，势必造成重大事故的发生。
2 稠油热采现场H2S目前的处理方法
在试验区，产生的H2S采取的措施主要是架高放空和控制套压。控制套压虽然能减少硫化氢的排放，但对油井的生产有较大影响，这是因为套管气进人抽油泵后会产生气锁，影响油井生产。现场曾对部分井进行过控套的试验，A井控套后产量由l0方下降到3方，影响较大；B井日产液4方，控套后产量影响较小。同时控套后H2S并没有除去，而是进入系统中，会造成系统中H2S含量超标，这也是目前集输系统发现H2S的一个原因。
3 稠油热采现场H2S的防范建议
3.1 定期检测
对稠油热采现场的气态污染物的成分、结构，特别是对H2S必须进行有效的监测。为稠油热采主要设施制定统一的、有充分根据的监测体系，这种体系应该能够监督并查明稠油热采现场有H2S的井口、原油、污水罐、净化油罐等设施、空间和大气中H2S的排放情况，查明排放H2S与工艺过程和气象参数的定量关系等。防止偶尔出现高浓度H2S的聚集，对人体及设备构成严重伤害。
3.2 普及H2S危害性的宣传教育工作
普及H2S的宣传教育工作，使全体员工认识到H2S的危险性和危害性，在易出现H2S及H2S超标的地方，悬挂H2S警示牌和H2S危险标志牌。
3.3 配备充足的H2S吸收剂
许多液体物质可以用作H2S的吸收剂。如乙醇胺、磷酸三甲、钠酚盐等。其中以乙醇胺最为有效，它有极高的吸收能力。其最大优点是：容积吸收速度高，冻结温度低，能在露天场地灵活安装设备。可采用15%-30%的单乙醇胺、二乙醇胺和三乙醇胺水溶液来净化气态的H2S。
3.4 管线材料的选取
镍磷镀技术是治理稠油热采中H2S腐蚀损害的优选工艺技术之一。通过使用镍磷镀技术，可达到预防和延缓稠油热采工艺中对管线的腐蚀，使H2S和其它有害物质的腐蚀损害降低到最低限度，可使管线腐蚀速度降低到原來的60%-35%，即管线寿命延长到原来的2-3倍。另外，脉冲真空抗蚀氮化工艺是一种表面化学处理技术，由于在油管全表面形成了致密的耐蚀性白亮层，在不降低原有机械性能的前提下其表面抗蚀性能较常规处理的油管有明显改善。因此，搞好现场的H2S动态分布研究，并采取有效的防护措施，对增产增效、稳定生产、自然环境保护、人体健康、设备防腐蚀等工作，均可以产生良好的社会效益。
4 稠油热采现场H2S的治理建议
4.1 热不稳定的含硫化合物尽可能不用
蒸汽驱前后油层一般可能注入了一些含硫酸根或磺酸根离子的起泡剂、破乳剂等，部分产品热稳定性能差，在热采过程中发生热分解从而产生H2S，其分布虽然局限，但是预测难度很大，含量高低变化也难以预测。因此，对这些试剂在向油层注入前，可先检测其热稳定性能。
4.2 H2S井场焚烧
H2S属于可燃气体，在井场燃烧后可以大大降低硫化氢的危害。但是由于套管气中烃类含量低，CO的比例一般为80%-95%，仅有个别的油井套管气CO的比例为20%左右，所以大部分的油井套管气都不能直接燃烧，只有辅以天然气才能将H2S燃烧掉。在井场将含H2S的套管气和天燃气混合直接点燃，将硫化氢燃烧掉，清除掉硫化氢气体。该方法最好使用烟囱，烟囱可以造成气压差，起到鼓风助燃的作用，而且燃烧产物可以在大气高处扩散，产物的影响小。该方法的优点是施工简单，流程改造小，投资少，流程改造灵活，可以对单井实施，也可以对一个平台或者距离较近的油井一起实施。缺点是生SO2气体对环境有影响；另外，套管气中烃类和二氧化碳的含量经常出现较大波动，天燃气和套管气比例不易掌握，若配置的天燃气少，则与套管气混合后不易燃烧或者燃烧不完全；若天燃气配置比例高，天燃气燃烧热能又无法利用，造成能源浪费。不过可以考虑对能点燃的套管气使用这种方法，避免套管气的损失。
4.3 H2S井底吸收
对无法点燃的套管气可以使用脱硫剂吸附来处理。硫化氢与重金属离子如铁、锌、铜结合后可以在数秒钟内形成沉淀，因此向储层中注入含铁、锌、铜等离子的化学试剂，它们可以在油藏中将硫化氢吸收，使气消失。不过这种方法的缺点在于形成的金属硫化物可能会影响储层的储集性能等。
4.4 建脱硫厂集中处理
在稠油区大面积推广蒸汽驱且无法抑制硫化氢的继续大量生成，可以考虑在合适的位置建立小型脱硫处理厂。当然目前国内脱硫工艺已经比较成熟，无论是干法脱硫还是湿法脱硫都有比较成熟的经验，设备的制造、使用、维护都有丰富的经验。
5 结束语
稠油在热采过程中产生H2S是比较普遍的地质现象，其形成是多种因素综合作用的结果。本文油田稠油热采现场的具体实际，提出了相应的防范与治理建议，旨在为后续的研究提供一个方向。
参考文献
[1] 吴拓.稠油注蒸汽开发区块H2S成因研究.特种油气藏，2008，15（3）：80～83.
[关键词]稠油；硫化氢；防范；治理
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）29-0017-01
1 硫化氢对人体危害及稠油热采现场H2S特征
硫化氢是一种剧毒的危害性气体。人体能够闻到H2S气味的浓度下限为0.2-0.3ppm，在20-30ppm则出现强烈气味，在100-150ppm时，将使人嗅觉麻痹，当吸人浓度在lO00ppm时，在数秒钟内将发生闪电型死亡。国家规定H2S的最高容许浓度为10mg/m，相当于6.58ppm。现场H2S气味很浓，采样过程中明显感到头晕、流眼泪、嗓子痛，一天下来头痛头晕、恶心、舌头发涩、厌食。长时间在这样的条件下工作，就可能存在较大的生命危险。
此外，H2S的化学活性极大，对钻具、集输管线等都具有极强的腐蚀作用并形成“氢脆”，特别是环境中有水蒸汽、CO2和02存在时会加剧腐蚀。H2S对金属有强烈的腐蚀性，低浓度的H2S就能与铁反应生成致密的硫化亚铁膜，主要是由硫化亚铁和二硫化铁组成，随着浓度的增加，生成的硫化亚铁膜呈黑色疏松层状或粉末状，即：Fe+H2S—H2+FeS，氢脆和硫化物应力腐蚀破裂是硫化氢腐蚀金属的重要方式，也是导致重大的安全事故的主要原因之一。随着时间的增加，现场大批量的井下套管、井下油管由于长期腐蚀而导致穿孔，抽油杆、抽油泵因腐蚀而报废，数以万计的输油管线也因腐蚀而报废，每年因管线腐蚀而进行的维修、更换费用高达数千万元；每年有许多油、水罐、油水泵因腐蚀而报废。一旦措施不到位，管线等设备因腐蚀而爆裂，势必造成重大事故的发生。
2 稠油热采现场H2S目前的处理方法
在试验区，产生的H2S采取的措施主要是架高放空和控制套压。控制套压虽然能减少硫化氢的排放，但对油井的生产有较大影响，这是因为套管气进人抽油泵后会产生气锁，影响油井生产。现场曾对部分井进行过控套的试验，A井控套后产量由l0方下降到3方，影响较大；B井日产液4方，控套后产量影响较小。同时控套后H2S并没有除去，而是进入系统中，会造成系统中H2S含量超标，这也是目前集输系统发现H2S的一个原因。
3 稠油热采现场H2S的防范建议
3.1 定期检测
对稠油热采现场的气态污染物的成分、结构，特别是对H2S必须进行有效的监测。为稠油热采主要设施制定统一的、有充分根据的监测体系，这种体系应该能够监督并查明稠油热采现场有H2S的井口、原油、污水罐、净化油罐等设施、空间和大气中H2S的排放情况，查明排放H2S与工艺过程和气象参数的定量关系等。防止偶尔出现高浓度H2S的聚集，对人体及设备构成严重伤害。
3.2 普及H2S危害性的宣传教育工作
普及H2S的宣传教育工作，使全体员工认识到H2S的危险性和危害性，在易出现H2S及H2S超标的地方，悬挂H2S警示牌和H2S危险标志牌。
3.3 配备充足的H2S吸收剂
许多液体物质可以用作H2S的吸收剂。如乙醇胺、磷酸三甲、钠酚盐等。其中以乙醇胺最为有效，它有极高的吸收能力。其最大优点是：容积吸收速度高，冻结温度低，能在露天场地灵活安装设备。可采用15%-30%的单乙醇胺、二乙醇胺和三乙醇胺水溶液来净化气态的H2S。
3.4 管线材料的选取
镍磷镀技术是治理稠油热采中H2S腐蚀损害的优选工艺技术之一。通过使用镍磷镀技术，可达到预防和延缓稠油热采工艺中对管线的腐蚀，使H2S和其它有害物质的腐蚀损害降低到最低限度，可使管线腐蚀速度降低到原來的60%-35%，即管线寿命延长到原来的2-3倍。另外，脉冲真空抗蚀氮化工艺是一种表面化学处理技术，由于在油管全表面形成了致密的耐蚀性白亮层，在不降低原有机械性能的前提下其表面抗蚀性能较常规处理的油管有明显改善。因此，搞好现场的H2S动态分布研究，并采取有效的防护措施，对增产增效、稳定生产、自然环境保护、人体健康、设备防腐蚀等工作，均可以产生良好的社会效益。
4 稠油热采现场H2S的治理建议
4.1 热不稳定的含硫化合物尽可能不用
蒸汽驱前后油层一般可能注入了一些含硫酸根或磺酸根离子的起泡剂、破乳剂等，部分产品热稳定性能差，在热采过程中发生热分解从而产生H2S，其分布虽然局限，但是预测难度很大，含量高低变化也难以预测。因此，对这些试剂在向油层注入前，可先检测其热稳定性能。
4.2 H2S井场焚烧
H2S属于可燃气体，在井场燃烧后可以大大降低硫化氢的危害。但是由于套管气中烃类含量低，CO的比例一般为80%-95%，仅有个别的油井套管气CO的比例为20%左右，所以大部分的油井套管气都不能直接燃烧，只有辅以天然气才能将H2S燃烧掉。在井场将含H2S的套管气和天燃气混合直接点燃，将硫化氢燃烧掉，清除掉硫化氢气体。该方法最好使用烟囱，烟囱可以造成气压差，起到鼓风助燃的作用，而且燃烧产物可以在大气高处扩散，产物的影响小。该方法的优点是施工简单，流程改造小，投资少，流程改造灵活，可以对单井实施，也可以对一个平台或者距离较近的油井一起实施。缺点是生SO2气体对环境有影响；另外，套管气中烃类和二氧化碳的含量经常出现较大波动，天燃气和套管气比例不易掌握，若配置的天燃气少，则与套管气混合后不易燃烧或者燃烧不完全；若天燃气配置比例高，天燃气燃烧热能又无法利用，造成能源浪费。不过可以考虑对能点燃的套管气使用这种方法，避免套管气的损失。
4.3 H2S井底吸收
对无法点燃的套管气可以使用脱硫剂吸附来处理。硫化氢与重金属离子如铁、锌、铜结合后可以在数秒钟内形成沉淀，因此向储层中注入含铁、锌、铜等离子的化学试剂，它们可以在油藏中将硫化氢吸收，使气消失。不过这种方法的缺点在于形成的金属硫化物可能会影响储层的储集性能等。
4.4 建脱硫厂集中处理
在稠油区大面积推广蒸汽驱且无法抑制硫化氢的继续大量生成，可以考虑在合适的位置建立小型脱硫处理厂。当然目前国内脱硫工艺已经比较成熟，无论是干法脱硫还是湿法脱硫都有比较成熟的经验，设备的制造、使用、维护都有丰富的经验。
5 结束语
稠油在热采过程中产生H2S是比较普遍的地质现象，其形成是多种因素综合作用的结果。本文油田稠油热采现场的具体实际，提出了相应的防范与治理建议，旨在为后续的研究提供一个方向。
参考文献
[1] 吴拓.稠油注蒸汽开发区块H2S成因研究.特种油气藏，2008，15（3）：80～83.