针对胜利油田孤岛采油厂蒸汽驱油井硫化氢严重超标、传统加药方式效果差且用量大的难题，技术团队成功研制出油套管环空雾化喷淋除硫装置。该装置通过雾化喷淋增大脱硫剂与硫化氢的接触面积和反应时间，实现源头高效治理。推广应用30套，年创经济效益777万余元，获国家实用新型专利，成效显著。
研制背景
孤岛采油厂作为胜利油田重要的原油生产基地，目前共有生产油井2887口。随着油田开发进入中后期，尤其是蒸汽驱等三次采油技术的大规模应用，油井硫化氢超标问题日益突出。据统计，全厂硫化氢超标井达512口，其中硫化氢浓度超过1500mg/m³的油井就有14口，部分蒸汽驱油井的硫化氢浓度甚至更高，严重威胁着生产安全和职工健康。
硫化氢是一种剧毒、腐蚀性强的酸性气体。高浓度硫化氢不仅对现场操作人员构成致命风险，还会对油管、套管、采油树及地面集输设备造成严重的电化学腐蚀，导致设备设施寿命缩短、非计划停机增多。传统治理方式主要采用井口或套管连续滴加法向油套环空注入脱硫剂，试图通过液体脱硫剂与硫化氢的接触反应来降低浓度。
然而，这种加药方式存在明显缺陷：脱硫剂呈柱状或液滴状下落，与油套环空中弥散的硫化氢气体接触面积有限，反应时间短，导致脱硫剂利用率低、用量大、效果不稳定。部分高含硫井每天需消耗大量脱硫剂，但井口硫化氢浓度仍然超标，治标不治本。此外，频繁加药也增加了职工的劳动强度和作业风险，过量的脱硫剂还会造成成本浪费和潜在的环境问题。因此，研发一种高效、经济、安全的新型除硫装置，实现硫化氢源头治理，成为采油厂安全生产和降本增效的迫切需求。
研制高含硫井雾化加药装置
针对传统加药方式的不足，孤岛采油厂采油管理九区技术团队经过反复论证和实验，成功设计出油套管环空雾化喷淋除硫装置（简称“雾化加药装置”）。该装置的核心创新在于将常规的液态脱硫剂通过特制喷头雾化成微小液滴，使其在油套环空内形成弥散分布的“雾场”，从而大幅增加脱硫剂与硫化氢气体的接触表面积和反应停留时间，实现高效除硫。
 
 
图1 高含硫井雾化加药装置结构示意图
装置结构组成
如图1所示（装置结构示意图），该装置主要由装置本体、密封控制部分、雾化部分及其它附件组成。具体零部件包括：1-传动螺母、2-装置主体、3-压盖、4-手轮、5-锁紧螺母、6-空心螺纹管、7-可更换空心锥形螺旋喷头、8-卡箍头、9-机械密封、10-套管气回收阀、11-控制针阀。其中，装置主体（2）为承压壳体，通过卡箍头（8）与井口套管阀门连接；手轮（4）、传动螺母（1）、锁紧螺母（5）和空心螺纹管（6）组成升降调节机构，可控制喷头在油套环空中的下入深度；可更换空心锥形螺旋喷头（7）是实现雾化的关键元件，其内部流道经过流体力学优化，可使高压脱硫剂在喷出瞬间形成高速旋转的锥形雾幕；机械密封（9）和控制针阀（11）负责保证装置在带压状态下的可靠密封与流量调节；套管气回收阀（10）用于回收环空中的伴生气，避免资源浪费和环境污染。
工作原理
现场操作时，首先将装置通过卡箍头与井口套管阀门连接，转动手轮使空心螺纹管带动喷头下入至预定深度（通常位于油管与套管之间的环空中部）。开启控制针阀，脱硫剂在泵注压力下进入空心螺纹管，流经喷头时因截面突变和螺旋导向作用被剪切、破碎成直径30-80微米的微小液滴，以锥形雾状形态喷出。雾化后的脱硫剂在油套环空内悬浮、扩散，与上升气流中的硫化氢充分接触并发生化学反应，将硫化氢转化为稳定的硫化物或硫代硫酸盐。由于雾滴比表面积是传统液滴的数百倍，且下降速度显著减慢，反应效率大幅提升。同时，装置可配合套管气回收阀调节环空压力，优化雾化效果。整个加药过程连续可控，脱硫剂用量可根据井口硫化氢监测数据动态调整。
技术优势
相较于传统滴加法，该装置具有四大优势：一是接触面积大，雾化液滴群覆盖环空截面90%以上，硫化氢脱除率提高至95%以上；二是反应时间长，雾滴悬浮时间达数分钟，远长于液滴的瞬间下落；三是药剂用量省，相同条件下可节约脱硫剂40%-60%；四是安全环保，全封闭结构避免了脱硫剂外溅和硫化氢逸散，机械密封设计确保带压操作零泄漏。此外，可更换喷头设计使其能够适配不同井况（如不同环空尺寸、不同硫化氢浓度），通用性强。
试验验证
装置样机完成后，技术团队首先在采油管理二区28XN521井进行了现场试验。该井为蒸汽驱生产井，硫化氢浓度长期超过2000mg/m³。安装雾化加药装置后，通过调节控制针阀将脱硫剂注入量稳定在每天40升（原滴加法需110升），连续运行72小时后，井口硫化氢浓度降至20mg/m³以下，远低于国家安全标准。图2为油井现场应用图，展示了装置在28XN521井口的实际安装状态，可见装置与套管阀门连接紧凑，手轮和针阀操作便捷，整体布局合理。
 
图2 油井现场应用图
随后，团队在中8-5阀组进行了多井集中应用试验，将装置安装于阀组总汇管处，同时对4口高含硫井进行环空雾化加药。图3为阀组现场应用图，显示装置与阀组管线的集成方式，以及控制针阀的集中调节位置。试验结果表明，阀组外输硫化氢浓度从平均1800mg/m³降至50mg/m³，且脱硫剂总用量仅为原来的55%。两次试验的成功验证了装置的技术可行性和稳定性，为后续大规模推广奠定了坚实基础。
 
图3 阀组现场应用图
装置推广应用情况
基于试验阶段的优异表现，孤岛采油厂将雾化加药装置列为采油厂科技推广项目，在全厂范围内有序推广应用。截至2021年4月（汇报时间），已完成17套装置的加工和现场安装，覆盖采油管理二区、九区等多个区块的30口高含硫井（部分井采用一套装置服务多井阀组模式）。实际应用表明，该装置对不同井深、不同硫化氢浓度、不同环空结构的油井均表现出良好的适应性。在含硫浓度最高的14口井（≥1500mg/m³）上，装置投用后井口硫化氢合格率达到100%，彻底消除了安全隐患。
在推广过程中，技术团队还针对现场反馈进行了多项优化改进：一是将喷头材质升级为耐磨耐腐蚀的碳化钨合金，延长了使用寿命；二是增加了远程流量控制接口，为后续数字化升级预留空间；三是编写了《雾化加药装置操作维护规程》，并对一线采油工进行了专项培训，确保装置正确使用和日常维护。目前，该装置已成功申请国家实用新型专利（专利名称：一种油套管环空雾化喷淋除硫装置），成为采油厂具有自主知识产权的特色技术之一。根据推广完善计划（如图4所示的项目推广计划表），下一步将在全厂512口硫化氢超标井中优先筛选浓度高于500mg/m³的油井继续扩大应用，并探索在集输站库的大罐挥发气治理中引入雾化除硫技术，力争两年内实现高含硫井全覆盖。
此外，采油厂还组织了多次技术交流会，向兄弟单位展示该装置的设计理念和使用效果。胜利油田其他采油厂也派出技术人员前来观摩学习，部分单位已达成引进意向。该装置的成功研制，为同类油田的高含硫井治理提供了可复制的技术方案，展现了良好的产业化前景。
经济效益评价
根据财务核算（如图5所示的经济效益分析表），单套装置加工及现场安装成本为0.438万元，17套合计投入成本F1=0.438×17=7.446万元。装置投入使用后，日节约脱硫剂1766公斤（即1.766吨），按年运行365天计算，年节约脱硫剂量F2=1866×365÷1000=681.1吨。以脱硫剂吨价1.152万元计，年节约药剂费用为1.152×681.1≈784.6万元。扣除装置一次性投资7.446万元，年创直接经济效益F3=1.152×681.1-7.446=777.2万元。这还不包括因减少设备腐蚀、延长检泵周期、降低非计划停机等带来的间接经济效益。若按全厂512口超标井全部应用估算，年节约脱硫剂将超过1.2万吨，年创效可达1.3亿元以上。装置在降低井口硫化氢含量的同时大大降低了脱硫药剂用量，经济效益十分明显。