CN103115244B - 石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法与系统 - Google Patents

石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法与系统 Download PDF

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Abstract

一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法，同时应用于集输系统中的单井、转油站和拉油站，各个站点均有相应的不同加药方法和测试方法，本发明同时提供了一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制系统，包括：盛放同步脱硫反硝化包埋小球、亚硝酸钠、MDEA脱硫剂、NaOH溶液的计量容器以及单片机；其中，各个计量容器出口均设置有阀门，单片机根据内置的计时单元输出控制信号控制相应的电磁阀的开启时间，通过时间控制投药量，通过事先设定程序选择相应的投药组合，实现自动投药，本发明能够实现从集输系统硫酸盐还原菌生成硫化氢的各个环节予以控制，改善原油集输系统作业场所工作环境，具有重要的社会、环境、经济效益。

Description

石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法与系统
技术领域
本发明涉及原油集输系统次生硫化氢的生物抑制技术，属于油气田有毒有害气体治理领域，具体涉及一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法。
背景技术
就石油行业而言，H2S气体的分布非常广泛，对员工生命安全及人身健康危害极大。当硫化氢浓度较高(50～200ppm)时，将夺去血液中的氧，使人体器管因缺氧而中毒；而浓度极高(700～2000ppm)时，只需要几秒钟人就会失去自救能力，如不及时抢救将死亡。高浓度的硫化氢气体还可造成集输系统的设备损伤。
集输系统是指将各油井的井液加以汇集并输送给油气处理装置的系统。就集输系统中的硫化氢气体而言，其成因主要是生物成因。在有硫酸盐存在的条件下，硫酸盐还原菌通过还原作用产生硫化氢气体。
目前对集输系统硫酸盐还原菌生成硫化氢的治理技术主要有三类，一类是通过在集输系统中投加化学杀菌剂杀除系统中硫酸盐还原菌，但长期使用容易对环境造成污染和引起人体伤害，而且杀菌剂长期使用会使系统中的硫酸盐还原菌产生耐药性，杀菌效率将随着加注时间的增加而降低；另一类是被动处理方式，即对已产生的硫化氢通过物理、化学、微生物等方式进行处理，如活性炭吸附硫化氢技术、醇胺法吸收硫化氢技术、生物滴滤塔吸附硫化氢技术、收集系统中产生的硫化氢后进行燃烧等；第三类是通过向单井中添加亚硝酸钠为油井中添加氮源，通过硫酸盐还原菌和反硝化细菌的竞争，从而达到抑制硫酸盐还原菌的作用。以上三类技术均是硫化氢气体控制技术，但是这三种技术均有其局限性。第一种技术虽然短期内能杀死硫酸盐还原菌，但是造成环境污染，引起硫酸盐还原菌的抗药性；第二种技术，虽然不会污染环境，但是治标不治本，治理效果只能维持一定时间；第三种技术，虽然抑制了硫酸盐还原菌的产生，但是无法快速增加反硝化细菌数量，而且无法快速降低集输系统中硫酸盐还原菌的数量。
发明内容
为了克服上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法与系统，从集输系统硫酸盐还原菌生成硫化氢的各个环节对其予以控制，抑制效果好，实现方法简单。
为了达到上述目的，本发明采用的技术方案为：
一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法，同时应用于集输系统中的单井、转油站和拉油站，各个站点的加药方法为：
A，单井抑制：添加同步脱硫反硝化包埋小球按照50mg-100mg/L产油的比例添加，24小时后按照100mg/L产油的比例添加亚硝酸钠，并按照30mL/L产油比例添加MDEA脱硫剂；
B，转油站抑制：添加同步脱硫反硝化包埋小球50g，24小时后按照100mg/L的比例添加亚硝酸钠，并添加20L浓度为1moL/L的NaOH溶液；
C，联合站抑制：添加同步脱硫反硝化包埋小球100g，24小时后按照100mg/L的比例添加亚硝酸钠；
其中，所述同步脱硫反硝化包埋小球通过如下步骤制备得到：
（1）包埋剂制取：
向反应器中加入聚乙烯醇、海藻酸钠、碳酸钙和水，其百分比质量浓度计聚乙烯醇6％～10％，海藻酸钠0.6％～2％，碳酸钙0.3％－0.5％，其余为水；将反应器中以上物质搅拌混匀后加热至80℃后恒温，搅拌直至完全溶解，然后冷却至35℃恒温保存；
（2）微生物混合液制备：
将含1×106～8×109个/ml反硝化菌菌悬液与步骤（1）中制备的包埋剂按照积比为1:2混合；
（3）同步脱硫反硝化包埋小球制备：
将步骤（2）中制备的微生物混合液用蠕动泵逐滴加入质量分数5％－7％的硼酸、1％－2％的氯化钙、3.5％－4％的二氧化硅的水溶液中，常温下交联8－10小时后滤出小球，用生理盐水洗涤2～3次后冷藏备用。
在单井抑制时，加药点为单井，加药位置为单井环套空间；加药方式为间歇加药，加药周期为20天/次，每次加药量依据公式如下公式计算：
加药量=产油量×加药浓度×20+加药浓度×套管容积×（人工井底深度-动液面深度）；
并通过如下方式进行效果测试：
在套管口监测硫化氢浓度，原油采样破乳后通过硫酸盐还原菌测试瓶监测硫酸盐还原菌的变化情况。
在转油站抑制时，加药点为转油站，加药位置为站内进口来油处加药罐，加药方式为间歇加药，加药周期为7天/次，每次加药量依据公式如下公式计算：
加药量=进油量×加药浓度×7；
并通过如下方式进行效果测试：
在站内各类储油罐量油口呼吸带测试硫化氢浓度，采集储油罐中原油破乳后通过硫酸盐还原菌测试瓶测量硫酸盐还原菌浓度变化。
在联合站抑制时，加药点为联合站，加药位置为站内进口来油处加药罐，加药方式为间歇加药加药周期为7天/次，每次加药量依据公式如下公式计算：
加药量=进油量×加药浓度×7；
并通过如下方式进行效果测试：
在站内各类储油罐量油口呼吸带测试硫化氢浓度。
所述同步脱硫反硝化包埋小球的颗粒大小通过蠕动泵管径进行调整，范围在2～7mm。
所述反硝化菌为恶臭假单胞菌或脱氮硫杆菌。
所述亚硝酸钠为球形或卵形颗粒状体，粒径0.5～3mm，制备方法是将亚硝酸钠加热成液相，然后采用高位槽、低位造粒塔进行喷射造粒。
本发明同时提供了一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制系统，包括：
盛放同步脱硫反硝化包埋小球的计量容器A；
盛放亚硝酸钠的计量容器B；
盛放MDEA脱硫剂的计量容器C；
盛放NaOH溶液的计量容器D；
以及
单片机；
其中，所述计量容器A、B、C、D出口均设置有阀门，单片机根据内置的计时单元输出控制信号控制相应的电磁阀的开启时间，通过时间控制投药量，通过事先设定程序选择相应的投药组合，实现自动投药。
所述计量容器A的出口管路为一端封闭的内管套在通透外管中的环形管结构，内管封闭一端承接计量容器A出口，同步脱硫反硝化包埋小球内外管之间的缝隙下落。
该系统还可以包括采集集输系统中硫化氢气体浓度的传感器，在每次投药后10min，所述单片机输出控制信号使得传感器工作，传感器将采集到的浓度值发至所述单片机中，与单片机预设的安全阈值比较，当超过该安全阈值，则单片机输出控制信号控制相应的电磁阀开启，进行临时投药。
与现有技术相比，本发明能够实现从集输系统硫酸盐还原菌生成硫化氢的各个环节予以控制，使得原油集输系统硫化氢浓度达到目前国家标准《工作场所有害因素职业接触限值》(GBZ2-2002)规定的最高容许浓度10mg/m3的要求，消除集输系统硫化氢气体对人体危害的安全隐患，降低硫化氢对管线的腐蚀作用，实现以人为本，改善原油集输系统作业场所工作环境，而且具有重要的社会、环境、经济效益。
附图说明
图1为油田该生物抑制技术添加地点示意图。
图2为本发明的装置示意图。
具体实施方式：
下面通过附图和实施例对本发明的技术方案做进一步的详细说明，但本发明不限于这些实施方式。
实施例1：
以长庆油田艾家湾作业区为例。该作业区单井平均硫化氢浓度为260mg/m3，转油站的硫化氢浓度为263mg/m3,联合站的硫化氢浓度为5788mg/m3。
如图1所示，
（1）单井加药。经过测算，向单井3添加60g包埋小球，静置24小时后，添加100mg/L亚硝酸钠缓蚀剂，并添加30L MDEA脱硫剂。
（2）转油站抑制。向转油站2添加同步脱硫反硝化包埋小球50g，24小时候添加100mg/L亚硝酸钠；添加20L1moL/L NaOH溶液；
（3）联合站抑制。向联合站1添加同步脱硫反硝化包埋小球100g，24小时候添加100mg/L亚硝酸钠；
监测取样点：单井测试于套管口，储油罐量油口呼吸带，拉油站于储油罐量油口；测试方法：利用气象色谱测试硫化氢。实施效果：单井第二天开始硫化氢浓度为0，转油站和联合站硫化氢浓度在加入亚硝酸钠缓蚀剂15天后测得硫化氢浓度降至10mg/m3以下。
实施例2：
以长庆油田彭阳作业区为例。该作业区单井平均硫化氢浓度310mg/L,转油站的硫化氢浓度为410mg/m3,联合站的硫化氢浓度为3107mg/m3。
如图1所示，
（1）单井加药。经过测算，向单井3添加60g包埋小球，静置24小时后，添加100mg/L亚硝酸钠缓蚀剂，并添加30L MDEA脱硫剂。
（2）转油站抑制。向转油站2添加同步脱硫反硝化包埋小球50g，24小时候添加100mg/L亚硝酸钠；添加20L1moL/L NaOH溶液；
（3）联合站抑制。向联合站1添加同步脱硫反硝化包埋小球100g，24小时候添加100mg/L亚硝酸钠；
监测取样点：单井测试于套管口，储油罐量油口呼吸带，拉油站于储油罐量油口；测试方法：利用气象色谱测试硫化氢。实施效果：单井第二天开始硫化氢浓度为0，转油站和联合站硫化氢浓度在加入亚硝酸钠缓蚀剂12天后测得硫化氢浓度降至10mg/m3以下。

Claims (10)

1.一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制方法，其特征在于，同时应用于集输系统中的单井、转油站和拉油站，各个站点的加药方法为：
A，单井抑制：添加同步脱硫反硝化包埋小球，按照50mg-100mg/L产油的比例添加，24小时后按照100mg/L产油的比例添加亚硝酸钠，并按照30mL/L产油比例添加MDEA脱硫剂；
B，转油站抑制：添加同步脱硫反硝化包埋小球50g，24小时后按照100mg/L的比例添加亚硝酸钠，并添加20L浓度为1moL/L的NaOH溶液；
C，联合站抑制：添加同步脱硫反硝化包埋小球100g，24小时后按照100mg/L的比例添加亚硝酸钠；
其中，所述同步脱硫反硝化包埋小球通过如下步骤制备得到：
（1）包埋剂制取：
向反应器中加入聚乙烯醇、海藻酸钠、碳酸钙和水，其百分比质量浓度计：聚乙烯醇6%～10%，海藻酸钠0.6%～2%，碳酸钙0.3%－0.5%，其余为水；将反应器中以上物质搅拌混匀后加热至80℃后恒温，搅拌直至完全溶解，然后冷却至35℃恒温保存；
（2）微生物混合液制备：
将含1×106～8×109个/ml反硝化菌菌悬液与步骤（1）中制备的包埋剂按照体积比为1:2混合；
（3）同步脱硫反硝化包埋小球制备：
将步骤（2）中制备的微生物混合液用蠕动泵逐滴加入质量分数5%－7%的硼酸、1%－2%的氯化钙、3.5%－4%的二氧化硅的水溶液中，常温下交联8－10小时后滤出小球，用生理盐水洗涤2～3次后冷藏备用。
2.根据权利要求1所述生物抑制方法，其特征在于，在单井抑制时，加药点为单井，加药位置为单井环套空间；加药方式为间歇加药，加药周期为20天/次，每次加药量依据公式如下公式计算：
加药量=产油量×加药浓度×20+加药浓度×套管容积×（人工井底深度-动液面深度）；
并通过如下方式进行效果测试：
在套管口监测硫化氢浓度，原油采样破乳后通过硫酸盐还原菌测试瓶监测硫酸盐还原菌的变化情况。
3.根据权利要求1所述生物抑制方法，其特征在于，在转油站抑制时，加药点为转油站，加药位置为站内进口来油处加药罐，加药方式为间歇加药，加药周期为7天/次，每次加药量依据公式如下公式计算：
加药量=进油量×加药浓度×7；
并通过如下方式进行效果测试：
在站内各类储油罐量油口呼吸带测试硫化氢浓度，采集储油罐中原油破乳后通过硫酸盐还原菌测试瓶测量硫酸盐还原菌浓度变化。
4.根据权利要求1所述生物抑制方法，其特征在于，在联合站抑制时，加药点为联合站，加药位置为站内进口来油处加药罐，加药方式为间歇加药，加药周期为7天/次，每次加药量依据公式如下公式计算：
加药量=进油量×加药浓度×7；
并通过如下方式进行效果测试：
在站内各类储油罐量油口呼吸带测试硫化氢浓度。
5.根据权利要求1所述生物抑制方法，其特征在于，所述同步脱硫反硝化包埋小球的颗粒大小通过蠕动泵管径进行调整，范围在2～7mm。
6.根据权利要求1所述生物抑制方法，其特征在于，所述反硝化菌为恶臭假单胞菌或脱氮硫杆菌。
7.根据权利要求1所述生物抑制方法，其特征在于，所述亚硝酸钠为球形或卵形颗粒状体，粒径0.5～3mm，制备方法是将亚硝酸钠加热成液相，然后采用高位槽、低位造粒塔进行喷射造粒。
8.一种石油集输系统中硫化氢气体次生的生物抑制系统，包括：
盛放同步脱硫反硝化包埋小球的计量容器A；
盛放亚硝酸钠的计量容器B；
盛放MDEA脱硫剂的计量容器C；
盛放NaOH溶液的计量容器D；
以及
单片机；
其中，所述计量容器A、B、C、D出口均设置有阀门，单片机根据内置的计时单元输出控制信号控制相应的电磁阀的开启时间，通过时间控制投药量，通过事先设定程序选择相应的投药组合，实现自动投药。
9.根据权利要求8所述生物抑制系统，其特征在于，所述计量容器A的出口管路为一端封闭的内管套在通透外管中的环形管结构，内管封闭一端承接计量容器A出口，同步脱硫反硝化包埋小球从内外管之间的缝隙下落。
10.根据权利要求8所述生物抑制系统，其特征在于，还包括采集集输系统中硫化氢气体浓度的传感器，在每次投药后10min，所述单片机输出控制信号使得传感器工作，传感器将采集到的浓度值发至所述单片机中，与单片机预设的安全阈值比较，当超过该安全阈值，则单片机输出控制信号控制相应的电磁阀开启，进行临时投药。
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