生物除硫技术在油田矿场的评价优选及应用

时间：2021-03-04 10:52:42 所属分类：石油 浏览量:

随着江汉油区开发进入中高含水期，硫化物引起的腐蚀问题受到越来越多的重视。XG油田腐蚀严重，2012年检测采出液中含有较多的硫酸盐还原菌;DH区块部分油井硫化氢浓度达100ppm以上;M71区块在采取投加大量缓蚀剂、杀菌剂的情况下，硫化物超标10倍以上，造成了潜

　　随着江汉油区开发进入中高含水期，硫化物引起的腐蚀问题受到越来越多的重视。XG油田腐蚀严重，2012年检测采出液中含有较多的硫酸盐还原菌;DH区块部分油井硫化氢浓度达100ppm以上;M71区块在采取投加大量缓蚀剂、杀菌剂的情况下，硫化物超标10倍以上，造成了潜在的腐蚀、安全风险。2016年以后，越来越多的区块油井测得的套管口硫化氢超标，部分井甚至出现硫化氢超出量程范围的情况，需要开展针对性治理。

　　1概况

　　某厂含硫化氢油井67口，分8个区块，大部分区块油藏埋深较浅(1500m以内)，油层温度较低(44℃～67℃)，油井之间硫化氢的浓度、产量、气量有较大差异。为提高治理方法的针对性，按硫化氢浓度的高低进行了分类：浓度超过100～500ppm的油井38口，占比大、浓度高，需重点治理;浓度在20～100ppm的油井16口，井数少、浓度为中等，需一般管理;浓度在20ppm以下的油井13口(安全范围内)，这类井浓度低，需根据实际情况制定措施。

　　2不同含硫油井除硫方法研究

　　2.1生物除硫剂与化学除硫剂对比实验

　　针对油井单井含硫治理，现场常用的方法有化学法、生物法两种(表1)。江汉油区油井含气量低、含硫浓度不高，且分布零散，综合考虑单井采用油套环空加高效的化学或生物除硫剂，气量大的高含硫井配套井口建加热炉燃烧除硫。2.1.1化学除硫剂现场浓度优选按化学除硫剂推荐浓度200ppm，选择TK区块T62斜-2等7口井含硫油井开展了现场实验(图1)，通过监测单井硫化氢变化来监测加药效果。图1a中的A点之前表示油井未投加除硫剂情况，此时硫化氢浓度在101～114ppm;投加除硫剂后，降至8ppm(B点)，随着每日药剂的连续投加，硫化氢浓度控制在8～15ppm，从第6天(C点)开始，硫化氢浓度上升至21ppm，随后几天都在21～31ppm(C—D点)，超过安5全范围;此时进一步加大药量，硫化氢浓度又降至安全值内(D-E之间);从E点之后(此时二次小剂量药剂投加7天)，硫化氢浓度又升至34ppm，这种规律不仅在这个井表现明显，另外5口井也有较明显的规律。在日常小剂量投加药剂后，在5～7天会出现一个高峰值，因此增加了每7天一次大剂量加药措施，制度改变后，硫化氢浓度保护在4～8ppm的安全范围内(图1b)。通过近两个月监测硫化氢浓度，制定了周期大剂量+日常小剂量投加方式，见到明显效果。油井投加化学除硫剂后，套管硫化氢明显下降，但取样口硫化氢没有达到理想要求(表2)。分析认为，对于油管环空中的气态硫化氢，通过投加一定数量的除硫剂，可以和硫化氢发生反应，起到除硫效果;但对于取样口而言，由于气态硫化氢和原油从地层流到井筒再流到地面取样口，是一个连续排出过程，化学除硫剂的量不足以在短时间内和如此多的含硫气体发生反应，对于高硫油井和含气量大的油井效果不好。2.1.2生物除硫剂室内评价筛选选取M71区块现场水样，将抑制剂和菌种按不同浓度配比(表3)，分别对只投加抑制剂、加菌剂，以及一定菌剂浓度下抑制剂分别为50ppm及100ppm时，6天、14天和30天时间后硫酸盐还原菌和反硝化细菌的含量变化(表4)，评选出菌种和抑制剂的最佳除硫组合。上述实验表明：①单一投加抑制剂时，6天后DNB占绝对优势，而在14天后DNB明显下降，SRB占绝对优势，表明单一投加抑制剂只在短时间内对抑制SRB有效;②单一投加菌剂时，只有在14天后，当菌剂浓度达到2%时，DNB与SRB相比才暂时处于优势，而随着时间的进一步推移，SRB快速生长，无法抑制;③第三组和第四组是一定菌种浓度下不同浓度抑制剂的投加情况，从第6天到14天，都有较好的抑制SRB的效果，表明采取抑制剂+菌剂的方式，不仅能抑制SRB，且DNB可以大量繁殖量;④从四组对比结果来看，无论是哪一种方式，超过30天后，SRB都占到了绝对优势，表明需要开始进行新一轮的药剂投加。从经济有效角度考虑，现场采用于0.5%菌剂+100ppm抑制剂的投加浓度。2.1.3生物除硫剂现场评价筛选选取之前进行过化学除硫剂的相同油井，在间隔两个月后进行微生物除硫实验。两个月数据监测表明，投加生物除硫剂后，油井套管气硫化氢明显降低，但取样口硫化氢降低幅度短期达不到理想目的(表5)。通过两种除硫剂效果对比，得出以下认识：①两种除硫剂投加后，都可以在很短时间内降低套管硫化氢浓度，但对取样口硫化氢治理在短时间内都不能达到有效的除硫效果。②从连续两年多的取样口数据监测显示，Z112区块3口含硫油井、M36区块5口特高硫井在投加1年半后，硫化氢显著降低，说明长期、足量使用反硝化菌，可有效抑制SRB，达到除硫目的。由于微生物除硫剂所采用的反硝化菌可以不断的繁殖生长，对采、注系统形成良性循环，从根本上抑制硫化物，综合考虑油井选择生物除硫技术，单井根据具体情况制定不同的生物投加浓度和投加周期。

　　2.2生物除硫剂投加浓度与投加周期研究

　　2.2.1生物除硫剂浓度优选实验开展普通含硫井与特高含硫井生物除硫剂浓度优选实验(表6)。数据表明，从2018年8月开始投加，在投加菌种浓度在0.5%时，硫化氢降低效果不明显，直到2019年3月调整生物菌种浓度在0.8%以后，油井取样口和套管口硫化氢才开始显著降低，并在2019年5月最终控制在安全范围内(≤20ppm)，且长期保持稳定，表明该浓度对于A类高硫油井是适合的。对于B类含硫油井，生物菌种只需达到0.2%的浓度，但需要较长时间，油井才可以达到除硫的的效果。2.2.2生物除硫剂加药周期监测基于生物除硫剂的加药浓度，开展连续加药与间隔加药对比现场实验。对生物连续投加和间隔投加后HH、X1等三个区从该区块3口井近6个月的数据监测显示，在加药初期连续3个月投加药剂时，硫化氢浓度大幅下降;间隔2个月再进行投加，硫化氢含量迅速上升。同时，X1、Z112等两个区块的数据也反映出同一种结论，这让我们认识到，实验初期，微生物除硫剂需足量连续投加，避免油井硫化氢迅速反弹。

　　2.3不同类型含硫井投加方式优选

　　在含硫油井产量、气量、含硫浓度各不相同情况下，对某厂67口含硫油井分A、B、C三类进行治理。1)对硫化氢浓度在100～500ppm的38口A类井，按产量和气量的不同采取了5种方式：特低高硫井封井或停井(0.2t以下)2口井，高液量油井定期关井投加生物除硫剂8口井，高液特高硫气大井井口建加热炉+周期大剂量3口井，下封隔器高硫油井作业投加3口井，油井大剂量投加生物药剂22口井。2)对硫化氢浓度在20～100ppm的油井16口B类井，主要通过日常小剂量投加药剂及下封隔井作业时投加药剂措施。下封隔器油井作业时投加药剂3口井，油井常规投加生物药剂13口井。3)对于硫化氢浓度在20ppm以下的13口C类井，由于硫化氢浓度在安全范围内，每月实施定期监测，不采取加药措施，管理中根据实际情况定措施。

　　3结论及建议

　　1)化学除硫剂和生物除硫剂投加后，都可以在很短时间内降低套管硫化氢浓度，但对取样口硫化氢浓度在短时间内都不能达到除硫效果;2)生物除硫剂适用于油井除硫;长期、足量的投加方式可有效抑制SRB，降低套管气和取样口硫化氢，现场监测数据表明，采用该方法后，含硫油井治理有效率达100%，效果显著。3)针对不同油井，应采取不同的加药制度，以达到经济有效的除硫目的。

　　[参考文献]

　　[1]孟章进，吴伟林，祁建松，等.井筒环境因素对SRB生长及腐蚀影响分析[J].石油化工应用，2015，34(01)：13-15.

　　[2]马素俊，孙玉海，冯雷雷，等.纯化油田采出液改性减缓腐蚀的研究[J].精细石油化工进展，2017，18(02)：23-2.

　　《生物除硫技术在油田矿场的评价优选及应用》来源：《江汉石油职工大学学报》，作者：夏志刚 杨延红 贺春

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