針對油井不斷出現的硫化氫超標問題，以某采油廠為例，通過室內實驗及現場監測、調整，重點開展了化學除硫劑和生物除硫劑的對比評價優選，最終確定采用生物除硫技術對油井實施逐一治理，治理后，該廠油井除硫有效率達１００％，效果顯著。

　　［關鍵詞］江漢油區；硫化氫濃度；生物除硫劑；化學除硫劑

　　隨著江漢油區開發進入中高含水期，硫化物引起的腐蝕問題受到越來越多的重視。ＸＧ油田腐蝕嚴重，２０１２年檢測采出液中含有較多的硫酸鹽還原菌；ＤＨ區塊部分油井硫化氫濃度達１００ｐｐｍ以上；Ｍ７１區塊在采取投加大量緩蝕劑、殺菌劑的情況下，硫化物超標１０倍以上，造成了潛在的腐蝕、安全風險。２０１６年以后，越來越多的區塊油井測得的套管口硫化氫超標，部分井甚至出現硫化氫超出量程范圍的情況，需要開展針對性治理。

　　１概況

　　某廠含硫化氫油井６７口，分８個區塊，大部分區塊油藏埋深較淺（１５００ｍ以內），油層溫度較低（４４℃～６７℃），油井之間硫化氫的濃度、產量、氣量有較大差異。為提高治理方法的針對性，按硫化氫濃度的高低進行了分類：濃度超過１００～５００ｐｐｍ的油井３８口，占比大、濃度高，需重點治理；濃度在２０～１００ｐｐｍ的油井１６口，井數少、濃度為中等，需一般管理；濃度在２０ｐｐｍ以下的油井１３口（安全范圍內），這類井濃度低，需根據實際情況制定措施。

　　２不同含硫油井除硫方法研究

　　２．１生物除硫劑與化學除硫劑對比實驗

　　針對油井單井含硫治理，現場常用的方法有化學法、生物法兩種（表１）。江漢油區油井含氣量低、含硫濃度不高，且分布零散，綜合考慮單井采用油套環空加高效的化學或生物除硫劑，氣量大的高含硫井配套井口建加熱爐燃燒除硫。２．１．１化學除硫劑現場濃度優選按化學除硫劑推薦濃度２００ｐｐｍ，選擇ＴＫ區塊Ｔ６２斜－２等７口井含硫油井開展了現場實驗（圖１），通過監測單井硫化氫變化來監測加藥效果。圖１ａ中的Ａ點之前表示油井未投加除硫劑情況，此時硫化氫濃度在１０１～１１４ｐｐｍ；投加除硫劑后，降至８ｐｐｍ（Ｂ點），隨著每日藥劑的連續投加，硫化氫濃度控制在８～１５ｐｐｍ，從第６天（Ｃ點）開始，硫化氫濃度上升至２１ｐｐｍ，隨后幾天都在２１～３１ｐｐｍ（Ｃ—Ｄ點），超過安５全范圍；此時進一步加大藥量，硫化氫濃度又降至安全值內（Ｄ－Ｅ之間）；從Ｅ點之后（此時二次小劑量藥劑投加７天），硫化氫濃度又升至３４ｐｐｍ，這種規律不僅在這個井表現明顯，另外５口井也有較明顯的規律。在日常小劑量投加藥劑后，在５～７天會出現一個高峰值，因此增加了每７天一次大劑量加藥措施，制度改變后，硫化氫濃度保護在４～８ｐｐｍ的安全范圍內（圖１ｂ）。通過近兩個月監測硫化氫濃度，制定了周期大劑量＋日常小劑量投加方式，見到明顯效果。油井投加化學除硫劑后，套管硫化氫明顯下降，但取樣口硫化氫沒有達到理想要求（表２）。分析認為，對于油管環空中的氣態硫化氫，通過投加一定數量的除硫劑，可以和硫化氫發生反應，起到除硫效果；但對于取樣口而言，由于氣態硫化氫和原油從地層流到井筒再流到地面取樣口，是一個連續排出過程，化學除硫劑的量不足以在短時間內和如此多的含硫氣體發生反應，對于高硫油井和含氣量大的油井效果不好。２．１．２生物除硫劑室內評價篩選選取Ｍ７１區塊現場水樣，將抑制劑和菌種按不同濃度配比（表３），分別對只投加抑制劑、加菌劑，以及一定菌劑濃度下抑制劑分別為５０ｐｐｍ及１００ｐｐｍ時，６天、１４天和３０天時間后硫酸鹽還原菌和反硝化細菌的含量變化（表４），評選出菌種和抑制劑的最佳除硫組合。上述實驗表明：①單一投加抑制劑時，６天后ＤＮＢ占絕對優勢，而在１４天后ＤＮＢ明顯下降，ＳＲＢ占絕對優勢，表明單一投加抑制劑只在短時間內對抑制ＳＲＢ有效；②單一投加菌劑時，只有在１４天后，當菌劑濃度達到２％時，ＤＮＢ與ＳＲＢ相比才暫時處于優勢，而隨著時間的進一步推移，ＳＲＢ快速生長，無法抑制；③第三組和第四組是一定菌種濃度下不同濃度抑制劑的投加情況，從第６天到１４天，都有較好的抑制ＳＲＢ的效果，表明采取抑制劑＋菌劑的方式，不僅能抑制ＳＲＢ，且ＤＮＢ可以大量繁殖量；④從四組對比結果來看，無論是哪一種方式，超過３０天后，ＳＲＢ都占到了絕對優勢，表明需要開始進行新一輪的藥劑投加。從經濟有效角度考慮，現場采用于０．５％菌劑＋１００ｐｐｍ抑制劑的投加濃度。２．１．３生物除硫劑現場評價篩選選取之前進行過化學除硫劑的相同油井，在間隔兩個月后進行微生物除硫實驗。兩個月數據監測表明，投加生物除硫劑后，油井套管氣硫化氫明顯降低，但取樣口硫化氫降低幅度短期達不到理想目的（表５）。通過兩種除硫劑效果對比，得出以下認識：①兩種除硫劑投加后，都可以在很短時間內降低套管硫化氫濃度，但對取樣口硫化氫治理在短時間內都不能達到有效的除硫效果。②從連續兩年多的取樣口數據監測顯示，Ｚ１１２區塊３口含硫油井、Ｍ３６區塊５口特高硫井在投加１年半后，硫化氫顯著降低，說明長期、足量使用反硝化菌，可有效抑制ＳＲＢ，達到除硫目的。由于微生物除硫劑所采用的反硝化菌可以不斷的繁殖生長，對采、注系統形成良性循環，從根本上抑制硫化物，綜合考慮油井選擇生物除硫技術，單井根據具體情況制定不同的生物投加濃度和投加周期。

　　２．２生物除硫劑投加濃度與投加周期研究

　　２．２．１生物除硫劑濃度優選實驗開展普通含硫井與特高含硫井生物除硫劑濃度優選實驗（表６）。數據表明，從２０１８年８月開始投加，在投加菌種濃度在０．５％時，硫化氫降低效果不明顯，直到２０１９年３月調整生物菌種濃度在０．８％以后，油井取樣口和套管口硫化氫才開始顯著降低，并在２０１９年５月最終控制在安全范圍內（≤２０ｐｐｍ），且長期保持穩定，表明該濃度對于Ａ類高硫油井是適合的。對于Ｂ類含硫油井，生物菌種只需達到０．２％的濃度，但需要較長時間，油井才可以達到除硫的的效果。２．２．２生物除硫劑加藥周期監測基于生物除硫劑的加藥濃度，開展連續加藥與間隔加藥對比現場實驗。對生物連續投加和間隔投加后ＨＨ、Ｘ１等三個區從該區塊３口井近６個月的數據監測顯示，在加藥初期連續３個月投加藥劑時，硫化氫濃度大幅下降；間隔２個月再進行投加，硫化氫含量迅速上升。同時，Ｘ１、Ｚ１１２等兩個區塊的數據也反映出同一種結論，這讓我們認識到，實驗初期，微生物除硫劑需足量連續投加，避免油井硫化氫迅速反彈。

　　２．３不同類型含硫井投加方式優選

　　在含硫油井產量、氣量、含硫濃度各不相同情況下，對某廠６７口含硫油井分Ａ、Ｂ、Ｃ三類進行治理。１）對硫化氫濃度在１００～５００ｐｐｍ的３８口Ａ類井，按產量和氣量的不同采取了５種方式：特低高硫井封井或停井（０．２ｔ以下）２口井，高液量油井定期關井投加生物除硫劑８口井，高液特高硫氣大井井口建加熱爐＋周期大劑量３口井，下封隔器高硫油井作業投加３口井，油井大劑量投加生物藥劑２２口井。２）對硫化氫濃度在２０～１００ｐｐｍ的油井１６口Ｂ類井，主要通過日常小劑量投加藥劑及下封隔井作業時投加藥劑措施。下封隔器油井作業時投加藥劑３口井，油井常規投加生物藥劑１３口井。３）對于硫化氫濃度在２０ｐｐｍ以下的１３口Ｃ類井，由于硫化氫濃度在安全范圍內，每月實施定期監測，不采取加藥措施，管理中根據實際情況定措施。

　　３結論及建議

　　１）化學除硫劑和生物除硫劑投加后，都可以在很短時間內降低套管硫化氫濃度，但對取樣口硫化氫濃度在短時間內都不能達到除硫效果；２）生物除硫劑適用于油井除硫；長期、足量的投加方式可有效抑制ＳＲＢ，降低套管氣和取樣口硫化氫，現場監測數據表明，采用該方法后，含硫油井治理有效率達１００％，效果顯著。３）針對不同油井，應采取不同的加藥制度，以達到經濟有效的除硫目的。

　　［參考文獻］

　　［１］孟章進，吳偉林，祁建松，等．井筒環境因素對ＳＲＢ生長及腐蝕影響分析［Ｊ］．石油化工應用，２０１５，３４（０１）：１３－１５．

　　［２］馬素俊，孫玉海，馮雷雷，等．純化油田采出液改性減緩腐蝕的研究［Ｊ］．精細石油化工進展，２０１７，１８（０２）：２３－２.

　　作者：夏志剛 楊延紅 賀春