气田新型上下古合采提高采收率技术探讨

张育华，薛 岗，韦 玮，王登海，胡建国，郑 欣，葛 涛，闫晓峰

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆工程设计有限公司，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司，陕西西安 710018；4.中国石油长庆油田分公司第六采气厂，陕西西安 710018）

苏里格气田上古集输工艺主要采用“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”。随着苏里格气田开发和稳产时间的增长，部分区块开发层位由单一的上古盒8 气藏转入同时兼顾开发下古马1+2 气藏，例如苏6区块和桃2 区块等，由于下古气藏单井所在集气站无下古流程，并且位置偏远分散等原因，难以接入已建的上古集输系统，这部分产能无法发挥。这部分气井H2S平均含量为207 mg/m3，最高含量达到1 000 mg/m3，气量为10×108m3，属于低潜硫天然气。因此，苏里格气田上下古叠合区的下古天然气需要在井场或站场脱硫后进入上古集输系统，上下古叠合区下古天然气藏的有效开发影响着苏里格气田的稳产和增产，需要研发一套新型上下古合采地面集输工艺模式，实现提高苏里格气田上下古叠合区下古气藏采收率的目的。

1 上下古叠合区有效开发的难点

苏里格气田上下古叠合区天然气的开发存在着以下难点：

（1）苏里格上下古叠合区距离靖边气田下古集输系统和苏里格东区块下古集输系统均较远，采用靖边气田或苏里格东区集输工艺，集气站和配套的集气支干线均需采用抗硫管材，地面投资会显著增加，已有的靖边气田下古高压集气模式和苏里格气田东区上下古合采的地面集输工艺模式均不适应于该类区块。

（2）长庆气田现有的脱硫工艺均不适用井口和集气站低潜硫天然气的脱硫，需要结合上古区域内下古含硫气井的分布特点及气质特点研发新的脱硫工艺。

因此，亟需比选或研发出一种脱硫工艺，形成以“脱硫工艺”为核心的上下古合采的地面集输工艺模式。研发出适应长庆低潜硫气质特点的脱硫核心技术和装置，脱除下古气藏天然气中的硫化氢，利用区块已建上古集输系统外输，在不新建下古骨架系统的条件下，充分发挥下古产能，保障苏里格气田稳产、增产，提高气田采收率。

2 上下古叠合区脱硫工艺概述

2.1 脱硫工艺的选择

根据天然气中所含硫元素质量的多少，可将天然气的脱硫处理规模划分为低潜硫量（通常划分界限为低于0.2 t/d 的元素硫）、中潜硫量（通常划分界限为0.2～30 t/d 的元素硫）和高潜硫量（通常划分界限为高于30 t/d 的元素硫）规模。苏里格气田边远含硫气井天然气属于低潜硫量范围，国外对于低潜硫量＜50 kg/d天然气脱硫建议采用非再生的固体和液体，其中非再生固体为氧化铁，非再生液体为三嗪类液体脱硫剂。据文献报道[1-3]，三嗪类液体脱硫剂与天然气中的硫化氢反应后的产物，与水互溶，基本无毒，国外的使用经验表明三嗪溶液脱硫技术适用于气田低潜硫量天然气脱硫，即大气量低含硫和低气量较高含硫工况。采用该工艺国外通常不回收反应后的废脱硫溶液，而是采用随着气田采出流体混合回注地层的方式进行处理[4]。

对于中低潜硫量天然气的脱硫，国内主要有干法和湿法两种脱硫工艺。干法通常为氧化铁固体脱硫工艺，该工艺须对脱硫剂进行更换，存在操作复杂、废脱硫剂与空气接触后极易发生自燃，加大了废脱硫剂回收处理难度。湿法主要为络合铁液相氧化还原法，该工艺通常用于MDEA 净化装置酸气的硫磺回收，用于低潜硫量天然气脱硫时运行费用和投资明显偏高。近年来，国内又最新开发了一种SDT 浆液法脱硫工艺，在炼油及石化行业开展了部分的现场试验，SDT 浆液法以无定型羟基氧化铁水浆液作为脱硫剂，与硫化氢反应生成的硫铁化合物为巯基硫化，且在有氧环境可以氧化生成单质硫。巯基硫化铁可以再生还原为无定型羟基氧化铁。氧化铁固法脱硫、SDT 浆液法脱硫和三嗪溶液脱硫工艺对比（见表1）。

根据表1 可知，三嗪溶液脱硫工艺在国外已经成熟应用，与其他两种脱硫工艺相比具有反应产物无毒，处理简单，运行费用低，脱硫效率高，溶液更换方便、脱硫产物易处理的特点，更加适用于苏里格气田边远井场、站场脱硫的特点，因此选择三嗪溶液脱硫工艺[5，6]。

表1 氧化铁固法、SDT 浆液法和三嗪溶液法三种脱硫工艺对比表

2.2 三嗪溶液的组成、脱硫原理及硫容

2.2.1 三嗪溶液脱硫剂的组成 国内三嗪主要由三嗪原液、水、稳定剂和增效剂组成，现场使用时，根据不同的气质特点可以灵活调整配比。

2.2.2 脱硫原理 三嗪属于一种环状胺，pH 在10～11。环上氮原子强烈的吸电子作用使得三嗪环上的碳具有亲电性质。当氮原子质子化时，会加强环上碳原子的亲电性，促使嗪对硫化氢和其他亲核试剂的亲核攻击反应活性增强。这些结构性质使1，3，5-三（2-羟乙基）-六氢均三嗪成为良好的硫化氢脱除剂。三嗪与硫化氢在不同pH 反应活性不同，pH 值越高，三嗪溶液活性越强。三嗪类化合物的水溶液与硫化氢发生化学反应，生成噻二嗪，该过程不可逆，生成的脱硫产物仍然是水溶性液体，该液体具有无毒性能，安全可靠，可进入常规水处理系统进行后期再处理。

2.2.3 三嗪溶液脱硫剂的硫容 硫容是考核脱硫剂性能的重要指标，是指每100 kg 脱硫剂所能吸收的硫的质量，一般用百分比或单位体积吸收硫的质量表示。国内三嗪溶液脱硫剂理论硫容范围为85～120 g/L，国外三嗪溶液脱硫剂的理论硫容范围为120～180 g/L，溶液在达到理论硫容的最佳反应温度为20～30 ℃，且反应过程不能有游离水，在遇大量游离水和反应温度较低工况，溶液硫容性能将不同程度的降低。根据公开发表的相关文献资料[7-11]，经过分析计算三嗪溶液脱硫剂硫容在120 g/L 时与氧化铁固法脱硫剂运行费用基本持平。

3 苏里格气田地面集输工艺模式

苏里格气田集输工艺针对上古不含硫天然气气质特点设计。井口来天然气经采气支线、干管进入集气站，在集气站内经常温分离脱除天然气中的游离水，增压至3.5 MPa 出集气站，经集气支线、干线进入天然气处理厂，在天然气处理厂内经脱油脱水，增压至3.9 MPa，达到II 类商品气质指标后外输。已建的苏里格地面集输系统，具有脱水脱烃功能，不具备脱硫功能。要利用已建的集输系统，同时保证达到Ⅰ类商品气质指标的要求，需要在井场或集气站将含硫天然气中的硫化氢脱除后，进入已建的地面集输系统[12-16]。

4 上下古合采井场新模式

4.1 井场上下古合采新工艺

苏里格气田上古区域内布置的下古气井存在数量多、单井气量低、位置偏、分布散、不集中、天然气潜硫含量低等特点（见图1）。

图1 井场液体脱硫上下古合采集输模式示意图

如图1 所示在已建集气站采气支干线周围零星分散的下古气井，不具备集中脱硫的条件时，采用井口分散脱硫的方式，脱硫后的天然气进入已建的地面集输系统，形成“井下节流、井口液体脱硫、中压串接、常温分离、上下古同输”的上下古合采的地面集输工艺模式（见图2）。

图2 井场液体脱硫上下古合采工艺新模式流程框图

下古井场脱硫工艺流程为：下古天然气经井下节流后，经过流量计计量后进入天然气井口脱硫一体化集成装置内的气液分离器，分离出携带的采出液后，含硫天然气进入脱硫罐脱硫，脱除天然气中的硫化氢后进入采气管线；气液分离器分离出的采出液经疏水阀后进入采气管线；放空的天然气经放空立管直接排空（见图3）。

图3 井场液体脱硫工艺流程框图

4.2 井场液体脱硫一体化集成装置研发

4.2.1 装置组成 该装置由气液分离器、脱硫罐、疏水阀、橇座及配套阀门仪表组成，装置具有天然气快速脱硫，反应后的废脱硫溶液无毒无害，无尾气排放，无污染，能耗低，处理费用低，硫脱除率高等特点。

4.2.2 装置设计参数 装置单罐处理量：2×104m3/d；装置设计压力：6.3 MPa；硫化氢含量设计值：3 000 mg/m3；外输天然气H2S 含量不超过15.18 mg/m3；气液分离器设计处理量：5×104m3/d；进气温度：0～30 ℃；疏水阀排液量：1 m3/h。

4.2.3 装置工艺流程 天然气经过分离器，分离后的天然气从底部进入脱硫罐1 或脱硫罐2，与脱硫罐内的脱硫剂三嗪水溶液在填料层内逆向、充分接触，将天然气中的硫化氢脱除至20 mg/m3以下，再经塔顶捕雾丝网除去大于5 μm 的三嗪溶液液滴，天然气从罐顶部去井口外输。装置脱硫罐一用一备，可实现脱硫剂失效更换或单罐检修时不影响天然气处理。脱硫罐中反应完的三嗪溶液可经排液管线排入下游采气管线；脱硫剂废液也可通过装置上的快速接口排至采出水罐车，通过罐车将脱硫剂废液拉运出井场。

5 上下古合采站场新模式

5.1 站场上下古合采新型工艺

集气半径内下古气井数量居多，上古气井零星分散的区域内，采用在集气站脱硫的方式，脱硫后的天然气进入集输系统[17-20]，形成“井下节流、中压串接、集中注醇、常温分离、天然气加热、液体脱硫、上下古同输”的上下古合采的地面集输工艺模式（见图4）。

图4 站场液体脱硫上下古合采工艺新模式流程框图

站场天然气脱硫流程为：上下古天然气在集气站内的汇管汇合，上古天然气进入汇管前总管装有止回阀，防止含硫天然气进入上古集气总管。汇合后的天然气进入气液分离器，分离后的天然气进入加热炉加热，加热至20～30 ℃，再进入集气站液体脱硫一体化集成装置，脱除天然气中的硫化氢后，进入压缩机由1.5 MPa 增压至3.5 MPa，经计量后外输。

5.2 站场液体脱硫一体化集成装置研发

5.2.1 装置组成 该装置由脱硫鼓泡塔、气液分离器、加药泵、清洗泵、硫化氢在线检测仪、仪表接线箱和控制系统等组成。装置脱硫剂硫容高（100 g/L 以上），瞬间脱硫率达到99%以上，脱硫后天然气中硫化氢含量瞬间均为0，可满足脱硫后天然气中硫化氢含量小于6 mg/m3的指标要求。装置控制系统通过天然气量、进出口天然气硫化氢的含量以及脱硫剂的硫容，实时计算出所需要的脱硫剂量，通过加药泵进入装置，精准控制脱硫剂的注入量。

5.2.2 装置设计参数 设计规模：（8.5～25）×104m3/d；装置设计压力：4.0 MPa；运行压力：0.9～1.1 MPa；最高运行压力：3.5 MPa；硫化氢含量设计值为：3 000 mg/m3；外输天然气H2S 含量≤20 mg/m3；进装置天然气温度：10～30 ℃；H2S 检测计量精度±1%以内；装置H2S 最大检测计量范围：0～1 518 mg/m3；出装置H2S 最大检测计量范围：0～151.8 mg/m3。

5.2.3 装置工艺流程 含硫天然气与脱硫剂在装置进口管道汇合后进入脱硫塔，在脱硫塔内与脱硫剂反应，脱除硫化氢的天然气从塔顶出塔，进入气液分离器，分离出脱硫剂后经气液分离器顶补雾丝网除去微小的脱硫剂液滴后进入下游系统。装置运行时，脱硫塔内充满三嗪溶液，控制系统通过天然气量、进出口天然气硫化氢的含量以及脱硫剂的硫容，实时计算出所需要的脱硫剂量，通过加药泵进入装置。补充反应所需的脱硫剂。气液分离器设置了高液位排液，低液位停止排液程序，当从脱硫鼓泡塔溢流至气液分离器内的脱硫后废液液位达到高液位时，分离器开始自动排液，当液位降至设定的低液位后装置停止排液，装置工艺流程（见图5）。

图5 集气站液体脱硫一体化集成装置流程示意图

6 现场运行效果

新型上下古合采地面集输工艺模式及系列装置已推广应用于气田等13 口含硫天然气井口和4 个场站，共计17 套。脱硫后的天然气中硫化氢含量指标均达到《天然气》GB 17820-2018 中天然气I 类气质指标（6 mg/m3）。

截至2020 年底，已累计完成了3 416.3×104m3低含硫天然气接入上古集输系统，天然气销售价格按照1.22 元/立方米计算，实现销售收入增加4 167.9 万元。随着新型上下古合采地面集输工艺模式及系列装置的推广应用，所有液体脱硫装置全部投产后，预计可实现苏里格气田上下古气藏年增产下古天然气5.31×108m3，年增加销售收入6.47 亿元。

7 结论

（1）氧化铁干法脱硫工艺适用于干天然气的脱硫，不适用于产水量大、气质条件较脏的苏里格气田井场脱硫，主要原因就是游离水会使氧化铁脱硫剂很快失效，气质中夹带的地层中的固体和液体杂质极易堵塞脱硫剂，且只更换脱硫剂难度很大，需要整塔更换，这样更换周期长，运行费用高；SDT 浆液脱硫工艺（无定型羟基氧化铁水浆液）由于脱硫溶液再生，流程较复杂，设备多，需配套建设外电、仪表风等复杂的辅助配套系统，适用于较大规模的站场，且国内外气田均未见规模化工业应用，技术相对不成熟，因此也不适用于苏里格气田井场脱硫；三嗪溶液脱硫工艺在国外已经成熟应用，与其他两种脱硫工艺相比具有反应产物无毒，处理简单，运行费用低，脱硫效率高，溶液更换方便的特点，更加适用于苏里格气田边远井场脱硫的特点。

（2）三嗪溶液脱硫工艺对不同气井有不同的硫化氢适应范围，不能统一划定该工艺的硫化氢适应界限。在50 kg/d 的潜硫量下，对于10 000 m3/d 的气井，硫化氢含量建议为4 950 mg/m3，对于50 000 m3/d 的气井，硫化氢含量建议为1 000 mg/m3，对于200 000 m3/d 的站场，硫化氢含量建议为250 mg/m3，实际工作中应根据装置实际运行费用的可接受程度，适当放大潜硫量适应范围，如由50 kg/d 扩大到100 kg/d，甚至更大值等，将进一步扩大该工艺的适应范围。

（3）新型上下古合采地面集输工艺模式满足了上古区域内下古天然气藏的开发需求。利用了区块已建上古集输系统，在不新建下古骨架系统的条件下，充分发挥了下古产能。降低了投资。实现了上古区域内下古含硫气藏的经济有效开发，提高了气田采收率。

（4）研发的井场、站场液体脱硫一体化集成装置脱硫后天然气硫化氢含量达到《天然气》GB 17820-2018中天然气I 类气质指标。该技术对类似气田的地面工程建设也具有重要的借鉴意义，推广前景广阔。