FPSO舱室硫化氢成因探究和治理实践

南海某油田对FPSO所有货油舱和工艺舱进行硫化氢检测,发现各舱室均有硫化氢存在,含量从0～7 4m g/L不等,其中工艺舱室硫化氢含量较高。为解决舱室硫化氢存在问题,油田开展舱室硫化氢的成因、分布、变化规律进行一系列的分阶段研究、实验、实践,制定了油田舱室硫化氢治理最优措施:筛选出有效的杀菌剂加注至货油舱;利用货油舱覆盖气置换工艺舱,保持工艺舱覆盖气持续流动放空。最终使舱室硫化氢浓度控制在20 mg/L以下,舱室SRB控制2级以内,药剂使用降至最初的15%,取得了可观的经济效益。     

油田污水系统硫化氢的危害及其治理探讨

在过去很长一段时期内,我国油田普遍存在着注污水开发的情况,采用注污水开发方式的油田随着开发时间的不断增加,开采出的原油及污水系统当中所含的硫化氢的含量也会不断增加,油田污水系统中的硫化氢是一种有毒气体,可以生成爆炸性混合气体,是引发火灾、爆炸等安全事故的重要诱因,同时人体吸入硫化氢气体后短时间内就会造成窒息性昏迷,严重危害人体健康,此外硫化氢还会腐蚀油田开发设备,对生态环境造成严重的影响。针对油田污水系统中的硫化氢危害,必须要采取有效方法进行防治,对油田污水系统中的硫化氢含量进行严格的监测,采取科学的方法进行控制,为油田安全生产奠定良好基础。本文首先探讨了油田污水系统中硫化氢的危害,而后提出了有效治理硫化氢危害的措施。     

原油气提除硫技术在海上油田的首次应用

涠洲11-4油田原油含硫化氢原始浓度高达30000ppm,对设备和海管腐蚀严重。油田一直通过在原油中添加硫化氢去除剂,利用化学中和法来降低外输原油中的硫化氢含量,但是硫化氢去除剂添加量大,成本较高。针对这一问题,油田引进气提除硫技术,优化现场工艺流程,利用油气混合器将无硫天然气与原油充分混合,通过天然气对原油中硫化氢的气提作用,大大降低了外输原油中硫化氢浓度。原油气提除硫的成功应用,既降低了外输原油的硫化氢浓度,又减少了硫化氢去除剂注入量。通过现场应用结果表明,外输原油硫化氢浓度由500ppm降低至120ppm,硫化氢去除剂注入浓度由500ppm降低至150ppm,油田年节约硫化氢去除剂费用达420余万元。     

电解盐水杀菌工艺技术在污水处理中的应用

牛心坨油田注水水源是高二联处理后的污水和清水的混合水,由于高二联污水中含有硫酸盐还原菌,导致硫化氢含量达超标牛心坨油田注入水中硫化氢含量较高,硫化氢与铁离子形成黑色的硫化亚铁胶体,使水呈黑色,水中悬浮物增加。在污水处理系统中采用电解盐水杀菌工艺技术,能消除污水中的硫酸盐还原菌,减少硫化氢来源,有效解决这一问题。     

油田硫化氢腐蚀原因及防护措施

油田生产过程中,由于硫化氢的存在,会对管道和设备产生腐蚀。为了预防腐蚀的发生,应分析硫化氢腐蚀的原因,采取相应的对策,更好地解决硫化氢腐蚀的技术难点问题,以提高油田管道和设备的耐腐蚀性能,保证油田生产的顺利进行,达到设计的生产能力。     

明珠号生产污水和海水混注试验

随着人们对海洋环境保护的日益重视,如何实现生产污水零排放成为各个油田污水处理的重点和难点.浮式储油装置明珠号积极推进生产污水和海水混注试验,对处理合格的生产污水与海水进行配伍性混注试验,通过调整和优化生产水处理流程,经过8个多月两个阶段的漫长试验,终于取得了混注试验的成功.混注试验采用对污水处理流程逐级优化,逐项排除干扰因素现场摸索逐步推进的试验方法,提高了生产污水处理能力,最终排查出硫化氢对混注试验的干扰因素,挖掘出硫化氢在流程处理中的产生环境,通过添加药剂和污水置换杜绝了硫化氢的产生,上述各项措施使混注试验取得了成功,在现场应用的效果良好.     

不同压力下二氧化碳对N80钢材腐蚀规律研究

油田污水水质复杂多样,且矿化度高,污水中硫化氢和二氧化碳含量相对较高,以及溶解氧、微生物和矿化度等这些因素的存在导致油田污水对管线造成了严重的腐蚀。本论文以模拟采油污水为对象,采用失重法,研究了二氧化碳对高矿化度油田污水的腐蚀性能影响,结果表明:在实验条件下,在气相中,腐蚀速率呈平缓变化,在液相中,腐蚀速率呈增大趋势。     

91块硫化氢成因分析

硫化氢(H2S)是一种无色、有毒的酸性气体,在原油生产中极大地增加了油气生产的生态危险.本文从王91块油藏特征入手,对硫化氢成因进行了分析,为油田开发中硫化氢防治工作提供依据.     

油井温度对硫化氢含量的影响

本文对某油田相关采油单位部分油井含硫化氢状况进行了调研,并通硫化氢过理论研究,进一步认清了硫化氢的生成机理。实验研究表明:温度从100℃升到220℃时,硫化氢的含量将从1124ppm上升2955ppm左右。出现以上情况的机理是在高温下更多的硫化氢从原油逸出。在180℃以后,是放量变化较小。在高温下水变成气相在下层混合更多的硫化氢进入气相。油气中的部分硫化氢溶解在地层水中,而随着温度的升高,水中的硫化氢容易释放出来,导致硫化氢含量升高。随着井深温度上升酸化混合物是与硫化氢相同的酸性物质,加速了原油中硫化氢释放的作用,促使化氢气体在原油中的溶解度相对变小,从而使硫化氢进入气相。     

油田生产中硫化氢防护安全管理措施

油田生产中会产生含量很高的硫化氢，硫化氢（H2S）气体比空气略重，无色，可燃，有剧毒。所以，为了使油田能够安全生产，需要从硫化氢的特性及对人体生理影响，生产地址选择，平面的布置，个体本身的防护，通风设施材质及自动的选择和控制等几个方面对含硫生产地采取一系列安全防护措施，这样有利于保障油田生产的安全管理以及平稳运行，减少油田生产损失和人员安全等。     

原油除硫剂的筛选及在输油海管中的应用

在油田生产中,硫化氢是一种常见气体,其可能伴生于油、天然气井,也可能是SRB细菌滋生所致。硫化氢不仅会腐蚀设备、管道,而且给作业人员及生产安全带来了极大的威害,特别是输油海管,由于其维修检测的难度,因此输油海管硫化氢含量控制更为重要。结合油田H_2S产生特点及原因,选择化学脱硫技术,筛选出了一种有效除硫剂并推广应用于南海东部海域惠州油田,在加注浓度为80ppm时,硫化氢脱除率达到90%以上,取得了不错的应用效果。     

明珠号生产污水和海水混注试验

随着人们对海洋环境保护的日益重视,如何实现生产污水零排放成为各个油田污水处理的重点和难点。浮式储油装置明珠号积极推进生产污水和海水混注试验,对处理合格的生产污水与海水进行配伍性混注试验,通过调整和优化生产水处理流程,经过8个多月两个阶段的漫长试验,终于取得了混注试验的成功。混注试验采用对污水处理流程逐级优化,逐项排除干扰因素现场摸索逐步推进的试验方法,提高了生产污水处理能力,最终排查出硫化氢对混注试验的干扰因素,挖掘出硫化氢在流程处理中的产生环境,通过添加药剂和污水置换杜绝了硫化氢的产生,上述各项措施使混注试验取得了成功,在现场应用的效果良好。     

防硫除垢液在渤海某油田注水井中的应用

渤海某油田注水井管柱普遍存在结垢现象,通过对该油田E1注水井管柱内垢样的分析发现,垢样中硫元素质量分数高达13.8％,常规酸化溶垢容易产生大量硫化氢.通过测定不同类型酸液的溶垢效果和吸收硫化氢效果,开发出一种适用于渤海某油田的防硫除垢工作液.该工作液经在渤海某油田E10、E30两口注水井中现场应用,结果表明,井场无硫化...     

渤海湾盆地渤中25-1/S油田含硫气藏成因研究

经现场连续监测,证明渤海湾盆地渤中25-1/S油田硫化氢是长期的、持续的。通过气样采集和样品分析及相关资料整理,对硫化氢形成的地质地球化学条件进行了系统研究,并探讨其相关证据。经研究说明,天然气中CH4含量高达98.68%,CO2含量为0.34%~3.34%,H2S含量为0.001%~0.032%,硫化氢含量明显偏低,说明硫化氢不是来自干酪根热解;沙河街地层温度为120℃~135℃,超出了细菌生长的温度极限;硫化氢硫同位素为6.7‰~11.8‰,偏重;这些硫化氢是由沙河街组气藏及附近的石膏经硫酸盐热化学还原作用(TSR)而成。但由于只含有一定的石膏、黄铁矿和硫酸盐等物质,不具备形成高含硫化氢气藏,属于低含——微含硫化氢天然气,并且油气来源于黄河口凹陷沙河街组。     

硫化氢生成机理及影响因素实验研究

海洋石油在钻完井及开采作业过程中,有时会伴随着硫化氢产生。为了分析某油田开发过程中硫化氢产生机理及影响因素,通过原油裂解、硫酸盐热化学反应、高温高压模拟、硫酸盐还原菌分析及温度对裂解反应影响的多种实验方式,分析出了该油田硫化氢产生原因及特点。利用该实验研究结论,可为油田生产过程中硫化氢控制及防护提供参考依据。     

焦化石脑油加氢分离系统的模拟优化

利用ASPEN PLUS流程模拟软件对某石化焦化石脑油加氢分离系统进行了模拟计算,研究了循环氢中硫化氢含量对产品质量的影响及分馏塔的优化操作,结果表明:优化操作后可减少循环氢中废氢排放量,同时降低分馏塔能耗48%,循环氢中硫化氢物质的量含量在0.092至0.202波动时,可通过加大分馏塔塔顶采出和回流比保证精制油产品质量,但会导致精制油收率下降最多5.8个百分比。     

某海洋平台油井产出物的硫化氢脱除工艺方案研究

随着海洋石油工业的发展,海洋平台对安全生产的要求越来越高。在南海某海洋平台在后期开发过程中有发现油井产出物中有硫化氢的存在,硫化物对海底管道和设备的腐蚀相当严重,如不加处理会造成严重的安全隐患,因此脱除硫化氢具有重要意义。文章介绍了脱除硫化氢工艺方案的制定及最佳方案的选择,可为下一步油田开发提供一定的指导意义。     

某油区高浓度硫化氢达标治理研究和应用

随着油田开发时间的不断延长,原油中组分发生较大的变化,尤其是含硫油井数和硫化氢含量均呈大幅上升趋势,高浓度硫化氢对工作人员和井站周围百姓的身体健康造成了极大威胁,生产运行过程中对井下管柱、地面管网、设备设施等造成较大腐蚀破坏,对环境造成较大影响,同时高含硫伴生气的放空燃烧也造成极大的浪费。基于此,综述了硫化氢产生的危害,并针对性的提出治理措施,按照“源头加药,密闭集输,集中脱硫,材质抗硫,泄漏报警,自控完善,防护配套”的原则开展高浓度硫化氢的达标治理。通过一系列的治理措施,确保了地面管网和设备设施的全密闭安全平稳运行,消除了高浓度硫化氢对人员造成的危害,实现了高含硫伴生气的全部回收和利用,达到了节能减排的目的,产生了较好的社会效益和经济效益。对其它油田高浓度硫化氢的达标治理具有一定的借鉴意义。     

从液体硫磺中脱除硫化氢的工艺设计

用克劳斯法生产的硫磺中含有硫化氢,在储存和运输过程中硫化氢会释放出来。硫化氢有强烈的毒性,并有引起燃烧和爆炸的危险。近来开展了从液体硫磺中脱除硫化氢 的研究工作,已取得进展。本文对日处理1320吨及22.4吨硫磺设备的尺寸及流程提出了设计意见。脱除硫化氢装置的流程如图1所示。从     

空气氧化管式反应器处理油井伴生硫化氢的试验研究

近期多个油田都对油井伴生硫化氢采取了单井井口脱硫的源头治理方式。受井筒温度、采出液复杂性的影响,目前存在加药量大、成本高的问题。以廉价的空气作为脱硫剂,建立模拟实验流程,利用管式反应器,研究了流速、气液比和反应器内构件(SK型、SV型和拉西环)对硫化氢转化速率的影响。结果表明,硫化氢转化速率随着管道内流速和气液比的增加而增加,SV型内构件下硫化氢的转化速率较快。建立管式反应器,对GD2-25P530井开展了空气氧化脱硫现场试验,脱硫率达到了80%以上,处理成本节约70%以上。