摘 要：小洼油田属特稠油油藏，采用蒸汽吞吐和蒸汽驱开发方式。目前已进入开发中后期，蒸汽驱井组伴生气中硫化氢含量逐渐增多，严重影响生产和作业安全。2011年以来，开展了硫化氢生成机理和防治技术的研究，并进行了硫化氢井筒消除技术试验，取得了较好效果，保障了含硫井生产安全。
　　关键词：硫化氢 生成机理 井筒消除
　　引言
　　小洼油田构造上位于辽河断陷中央隆起的南部倾没带北端，为三面被断层遮挡的断鼻构造，开发目的层自下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段。1990年投入开发，以蒸汽吞吐及局部蒸汽驱方式开发。
　　随着沙三、东三蒸汽驱开发的深入，蒸汽驱井组伴生气中硫化氢气体逐渐增多。截止2013年底含硫化氢油井84口，超标76口，单井硫化氢最高含量12.6×104mg/m3。
　　针对硫化氢含量高危害大、治理难度大、脱硫设备负荷增加等困扰安全生产的难题，开展硫化氢井筒消除技术研究与试验，力求从根本上解决小洼油田的安全生产问题。
　　一、脱硫技术现状分析
　　目前脱硫方法基本上可分为干法和湿法两类：
　　2.1干法脱硫
　　干法脱硫通常适用于低含硫气体的处理，特别是用于气体精细脱硫，脱硫效率较高，需间歇再生或更换，其硫容量相对较低，脱硫剂大多不能再生，需要废弃，大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，这样一方面会造成环境问题，另一方面给会增加脱硫成本。
　　2.2湿法脱硫
　　湿法脱硫主要根据硫化氢能充分溶解在水中的特性，以稀碱液或强氧化性溶液与硫化氢反应形成化合物，是传质与反应同时进行的过程。
　　湿法工艺主要包括碱式吸收法和湿式氧化法等。有机碱类是开发中最常用的除硫剂，常以含胺类的有机物为主。胺是比氢氧根离子或乙氧基离子较弱的碱，但比醇，醚，酯要强的多，它们是比水强的碱；它们与无机酸的水溶液反应很易变为胺的盐，氢氧根离子又很容易把胺盐变回游离胺。胺基之所以有碱性，是因为胺的氮原子上有一弧的电子，易于质子相结合：RNH2+H+ —— R - N+H3 。目前针对稠油开采中产生的次生H2S，比较常用的还是有机碱类脱除剂。
　　二、脱硫剂适应性评价
　　1.1技术性能
　　理想的热采环境下的脱硫剂应具有下列性能：一是同H2S的反應完全、迅速且不可逆；二是与原油能充分溶解；三是对注汽井油管、套管无腐蚀性；四是反应物不污染环境，不堵塞地层；五是货源充足，售价合理；六是注入工艺简单。
　　1.2注入方式选择
　　脱硫剂注入途径有两种。一种是在油井出口加入脱除剂，这是常用办法，此时温度低于150℃，此温度下脱除剂中的有机物都能以稳定状态存在。另一种是注蒸汽时在蒸汽中加入脱硫剂，使其在井下与H2S反应，此过程是在地层里面完成，但由于水蒸汽温度较高（高达300℃）在此温度下，注入脱硫剂中的有机物易分解，脱硫效果不佳。所以应采用井口点滴时加入，有利于与硫化氢气体迅速反应以消除其危害。
　　1.3脱除剂效果评价
　　通过对国内石油行业常用的五种类型脱除剂在不同温度、时间、硫化氢浓度和PH值下进行评价，各个脱除剂的脱除效率依次为1#>2#>3#>4#，各个脱除剂的成分见表。
　　由上表可以看出1～4#脱除剂均属于有机碱类化合物，由于1#脱除剂中含有胺基较多，因此，其脱除效率相应较高。
　　三、现场试验与效果分析
　　洼16-12井为小洼油田的一口采油井，对应注汽井段为d3， 1384.4-1401.9m，15.4m/3层，日产液37.8，日产油1.5t。
　　药剂采用ETC-03硫化氢去除剂。注入方式采用泵注点滴进行。药剂用计量泵由加药箱从16-12井掺稀油管线入口加入，2014年11月28日开始每天注入药剂量为160L，然后每天对该井硫化氢进行检测，根据检测结果适当调整注入脱除剂量（初始160L，3天后减为80L以此类推）。所用施工设备主要为撬装加药设备一套；配电箱一台；色谱仪一套。注入流程见下图。
　　由检测结果显示，试验开展前的2014年11月14日至2014年11月27日该井硫化氢气体浓度在7000 mg/ m3左右，试验开始后经过检测硫化氢气体浓度始终保持在0 mg/ m3。
　　4、结束语
　　通过试验说明，改性硫化氢消除剂除氢效果非常好，解决了高含硫井生产中遇到的问题，降低了干式脱硫中药剂使用量，具备进一步大规模应用的前景。