含硫氣藏地面硫沉積預測及防治技術研究

李 莉 趙哲軍

（中國石化西南油氣分公司工程技術研究院采輸工藝所，四川 德陽 618000）

0 引言

近幾年在元壩長興組氣藏先后完鉆了一批高含硫氣井，這些氣井的測試產量超過了100×104m3／d，為彌補天然氣產量遞減起到了關鍵作用，同樣高含硫氣井投產后也出現了元素硫沉積，堵塞了氣流通道，影響了氣井正常生產。為保證高含硫氣井穩定生產，分析了氣井元素硫的沉積，提出了元素硫防治措施。

1 硫沉積的影響因素

元素硫沉積與天然氣組分、采氣速度、壓力、溫度等因素有關。

1）天然氣組分的影響。甲烷含量與元素硫沉積相關性不強。而乙烷、丙烷、丁烷以及戊烷以上含量與元素硫沉積有比較明顯的相關關系，乙烷、丙烷、丁烷含量超過1%時，一般不發生硫沉積，戊烷以上的含量超過0.5%，一般不發生硫沉積。一般而言，硫化氫含量越高越容易發生硫沉積，但這并不是充分條件，從統計角度看，硫化氫含量高于30%以上氣井大部分都發生硫沉積。

2）地面產量對硫沉積形成的影響。統計發現產氣量與元素硫沉積有粗略的關系。在統計的氣井中，產氣量低于28.3×104m3／d時易發生硫沉積，氣產量大于42.5×104m3／d時不易發生。產水量與元素硫沉積沒有明顯的關系。凝析油產量與元素硫沉積有明顯的關系，一方面凝析油能夠溶解元素硫，另一方面凝析油對元素硫有攜帶作用，因此產量低易形成硫沉積，產量高不易形成硫沉積。

3）井底到井口壓力、溫度差對硫沉積形成的影響。統計的30余口氣井中，壓力、溫差較大的幾口均出現了硫沉積，部分溫差較大而沒有出現硫沉積的氣井大部分屬較高產量的氣井（80×104m3／d以上），高產量能夠攜帶一部分單質硫，降低硫沉積發生的概率。井底條件下硫在含硫氣體中的溶解度接近或處于飽和狀態，開發過程中隨著壓力和溫度的變化，硫在含硫天然氣內的溶解度隨著壓力和溫度的下降而降低，致使發生元素硫及固體的高級多硫化物析出，沉積在井筒及地面設備表面，導致氣井堵塞，影響氣井的正常生產。

2 硫沉積預測方法

2.1 統計圖版法

1）圖版原理。J.B.HYNE在《The oil and gas journal》發表了基于100余口井的硫沉積形成情況統計結果，表明含硫氣井元素硫沉積與不沉積存在明顯的分界線，元素硫沉積受含硫氣井生產參數影響，主要影響參數有井底溫度、井底壓力、井口溫度、井口壓力、戊烷以上含量。通過描點法形成的圖版法，該圖版法將井底溫度、井底壓力、井口溫度、井口壓力、戊烷以上含量進行相關計算描點，得到元素硫沉積統計分區圖，若處在元素硫沉積區，判定該條件下井筒內發生元素硫沉積；否則，判定該條件下井筒內不發生元素硫沉積。

2）模擬計算及驗證。基于圖版法以P301-1、P301-2、P301-3、P301-4、P301-5井為例，對圖版法進行了驗證。在地層壓力53.88 MPa，地層溫度135℃條件下，繪制了井口溫度壓力A點（井口）、B點（分離器），如圖1所示。由圖1可以看出A點（井口）未產生硫沉積，隨著井口溫度、壓力的進一步降低，硫沉積逐漸在B點（分離器）形成，節流閥后、分離器內均有硫沉積現象。這與普光氣田硫沉積發生的實際情況也是比較吻合的，驗證了圖版預測法的可行性。

因此，基于圖版法，模擬了元壩氣井的生產過程（表1），并對硫沉積的發生進行了預測（圖2）。

表1 元壩氣井不同工況模擬表

由圖2可以看出，在投產初期，工況①、②壓力溫度比較高時，未發生硫沉積。到了中后期，隨著壓力溫度的降低，工況③硫沉積逐漸形成，到地面環節，隨著壓力溫度的進一步降低，工況④硫沉積發生的可能性更大。

圖2 元壩氣井硫沉積預測圖

2.2 熱力學方法

1）原理。硫沉積模型多是以熱力學方法為主，從1982年至今，國內外諸多的學者在這方面展開了研究，由于硫沉積是個很復雜的過程，需要確定的環境參數很多，因此計算過程都較為復雜。熱力學模型發展至今，國外很多學者作了更為深入的研究，如Roberts和Nicholas Hands等人建立了達西滲流和非達西滲流時的元素硫沉積模型。

目前應用最多的還是Roberts和Woll等人提出的硫的溶解度與壓力溫度之間的關系式（公式1），以及氣井臨界攜硫流速模型（公式2）：

式中，Cs為硫在天然氣中的溶解度，g／m3；Ma為干燥空氣的分子量28.97；p為壓力，MPa；Tf為溫度，K；rg為天然氣的相對密度；Z為天然氣的偏差因子；R為通用氣體常數；Vcf為臨界攜硫速度，104m3／d；d為硫顆粒直徑，m；ρg為在任意溫度、壓力條件下天然氣密度，kg／m3；ρp為在任意溫度、壓力條件下硫顆粒密度，kg／m3；g為重力，g=9.8 N／g；Cd為阻力系數。

2）模擬計算。結合元壩區塊高含硫氣井組分及生產特征，元素硫沉積的主要影響因素是氣流速度和壓力、溫度，而壓力、溫度的影響主要表現在硫的溶解度上。下面以元壩A井為例對元素硫沉積進行分析。根據本井的天然氣組分及井底流動條件，計算不同條件下硫的溶解度，計算結果如表2所示。由表2可以看出，隨著井深的增加，硫的溶解度增加，因此越靠近井口位置越容易形成硫沉積。

表2 元壩A井硫的溶解度計算結果表

在井口油壓45 MPa，微粒直徑250 μm的條件下，應用公式2計算元壩A井臨界攜硫量（圖3）。通過計算配產量為0.55×104m3／d時便能攜帶出硫單質顆粒，但是否發生沉積更多地受單質硫與管壁結合力的影響。

圖3 不同粒徑條件下的臨界攜硫量圖

3 硫沉積防治工藝及措施

相對于井下硫沉積防治，地面可采用的手段更多一些，如針對節流閥套、分離器、孔板等處的硫沉積，可以選擇雙線設計、定期清理的辦法，針對地面集輸管線可通過定期清管的方式解除，同時在站內管線可以通過加注溶硫劑、加熱等方式清洗或清除。

3.1 雙線設計和定期清管

1）雙線設計，一用一備。對于站內地面管線，由于節流、轉向、變徑等設備很多，極易在這些地方形成硫沉積（如圖4、圖5），而加注溶硫劑存在腐蝕設備、后期回收處理難的問題，因此可以選擇雙線設計、定期清理的簡易思路來處理，即在容易硫沉積的部位設計雙線（一用一備），在發生硫沉積的時候，倒換閥門采用備用通道生產，而對硫沉積管線進行拆除清洗。根據國內某氣田硫沉積情況調研，目前站內管線上發生硫堵的時間間隔為6個月～1年。采用這種工藝思路進行處理，雖然會增加一定的工作量，但是節省了藥劑的研制費用，減少了腐蝕的發生與回收溶硫劑的難度。

圖4 某氣田節流閥篩孔沉積物圖

圖5 某氣田井口分離器出口內堵塞情況圖

2）定期清管。對于站外管線，由于管線變徑、轉向、節流設備少，一般不易發生硫沉積，但是單質硫的析出會加劇管線腐蝕，因此也必須進行防治，考慮到站外管線尺寸大，距離長，不適宜采用藥劑加注或加熱等方式，定期清管是一種很好的方式。目前常見的清管設備主要有清管球、皮碗清管器、直板清管器、聚氨酯類清管器等（如表3所示），考慮到硫單質析出后，在外輸環境下為固態形式存在，因此可以選擇聚氨酯整體清管器或聚氨酯泡沫清管器，清管周期可結合清管排液周期進行合理預測。

表3 各種清管設備的適應性表

3.2 加注溶硫劑

集氣站內涉酸管道無法通過清管器進行掃線清管作業，添加溶硫劑是一種有效的化學處理方法，需在每口井節流閥前（后）加注溶硫劑。通過前期調研，選擇適合元壩地區高含硫氣井的溶硫劑見表4。目前應用最廣泛的是二甲基二硫化物，雖然價格較高，但具有極好的溶硫性。其次是二芳基二硫化物。采用預留溶硫劑加注口的設計方案，根據生產需要適時加注。撬裝加注裝置可以是固定的，也可以是移動的，需要綜合評估后確定。

表4 溶硫劑性能表

3.3 加熱融化

生產中為保護設備和儀表并使其長期安全運行，可采用低壓蒸汽吹掃，每年至少1次，以改善設備和管路的工作環境，也可作為臨時的解堵措施。加熱融化的方式適用于小型設備的清洗和清理。蒸汽吹掃應在全站停產狀態下進行。蒸汽溫度的控制由硫磺的性質而定（硫磺有幾種同素異形體，其中最穩定的是正交晶體硫，熔點為112.8℃，另一種斜晶體硫，熔點為119℃，通常以兩者混合物的形式存在，熔點為115℃，其流動性在119℃時最好）。

4 結論和建議

1）調研國內外文獻表明：溫度、壓力變化是硫沉積形成的敏感因素，戊烷以上含量是影響硫沉積的次要因素，而輕烴、H2S、CO2含量與是否生成硫沉積沒有明顯的對應關系。

2）統計圖版法和熱力學方法均可以用于簡單的硫沉積預測，且其預測的結果與實際情況基本相符。

3）地面集輸系統溫度壓力變化較大，形成硫沉積的可能性很大，通過抑制硫沉積的方法是行不通的，需要結合現場采用溶硫劑、加熱、更換維修等方式避免硫堵的事故發生。

4）硫沉積形成的機理十分復雜，經驗圖版法和熱力學方法作為兩種用于預測硫沉積的方法，是否適應于某特定氣藏還需要借助實驗和現場試驗的手段進行校正。

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