含硫气藏地面硫沉积预测及防治技术研究

李 莉 赵哲军

（中国石化西南油气分公司工程技术研究院采输工艺所，四川 德阳 618000）

0 引言

近几年在元坝长兴组气藏先后完钻了一批高含硫气井，这些气井的测试产量超过了100×104m3／d，为弥补天然气产量递减起到了关键作用，同样高含硫气井投产后也出现了元素硫沉积，堵塞了气流通道，影响了气井正常生产。为保证高含硫气井稳定生产，分析了气井元素硫的沉积，提出了元素硫防治措施。

1 硫沉积的影响因素

元素硫沉积与天然气组分、采气速度、压力、温度等因素有关。

1）天然气组分的影响。甲烷含量与元素硫沉积相关性不强。而乙烷、丙烷、丁烷以及戊烷以上含量与元素硫沉积有比较明显的相关关系，乙烷、丙烷、丁烷含量超过1%时，一般不发生硫沉积，戊烷以上的含量超过0.5%，一般不发生硫沉积。一般而言，硫化氢含量越高越容易发生硫沉积，但这并不是充分条件，从统计角度看，硫化氢含量高于30%以上气井大部分都发生硫沉积。

2）地面产量对硫沉积形成的影响。统计发现产气量与元素硫沉积有粗略的关系。在统计的气井中，产气量低于28.3×104m3／d时易发生硫沉积，气产量大于42.5×104m3／d时不易发生。产水量与元素硫沉积没有明显的关系。凝析油产量与元素硫沉积有明显的关系，一方面凝析油能够溶解元素硫，另一方面凝析油对元素硫有携带作用，因此产量低易形成硫沉积，产量高不易形成硫沉积。

3）井底到井口压力、温度差对硫沉积形成的影响。统计的30余口气井中，压力、温差较大的几口均出现了硫沉积，部分温差较大而没有出现硫沉积的气井大部分属较高产量的气井（80×104m3／d以上），高产量能够携带一部分单质硫，降低硫沉积发生的概率。井底条件下硫在含硫气体中的溶解度接近或处于饱和状态，开发过程中随着压力和温度的变化，硫在含硫天然气内的溶解度随着压力和温度的下降而降低，致使发生元素硫及固体的高级多硫化物析出，沉积在井筒及地面设备表面，导致气井堵塞，影响气井的正常生产。

2 硫沉积预测方法

2.1 统计图版法

1）图版原理。J.B.HYNE在《The oil and gas journal》发表了基于100余口井的硫沉积形成情况统计结果，表明含硫气井元素硫沉积与不沉积存在明显的分界线，元素硫沉积受含硫气井生产参数影响，主要影响参数有井底温度、井底压力、井口温度、井口压力、戊烷以上含量。通过描点法形成的图版法，该图版法将井底温度、井底压力、井口温度、井口压力、戊烷以上含量进行相关计算描点，得到元素硫沉积统计分区图，若处在元素硫沉积区，判定该条件下井筒内发生元素硫沉积；否则，判定该条件下井筒内不发生元素硫沉积。

2）模拟计算及验证。基于图版法以P301-1、P301-2、P301-3、P301-4、P301-5井为例，对图版法进行了验证。在地层压力53.88 MPa，地层温度135℃条件下，绘制了井口温度压力A点（井口）、B点（分离器），如图1所示。由图1可以看出A点（井口）未产生硫沉积，随着井口温度、压力的进一步降低，硫沉积逐渐在B点（分离器）形成，节流阀后、分离器内均有硫沉积现象。这与普光气田硫沉积发生的实际情况也是比较吻合的，验证了图版预测法的可行性。

因此，基于图版法，模拟了元坝气井的生产过程（表1），并对硫沉积的发生进行了预测（图2）。

表1 元坝气井不同工况模拟表

由图2可以看出，在投产初期，工况①、②压力温度比较高时，未发生硫沉积。到了中后期，随着压力温度的降低，工况③硫沉积逐渐形成，到地面环节，随着压力温度的进一步降低，工况④硫沉积发生的可能性更大。

图2 元坝气井硫沉积预测图

2.2 热力学方法

1）原理。硫沉积模型多是以热力学方法为主，从1982年至今，国内外诸多的学者在这方面展开了研究，由于硫沉积是个很复杂的过程，需要确定的环境参数很多，因此计算过程都较为复杂。热力学模型发展至今，国外很多学者作了更为深入的研究，如Roberts和Nicholas Hands等人建立了达西渗流和非达西渗流时的元素硫沉积模型。

目前应用最多的还是Roberts和Woll等人提出的硫的溶解度与压力温度之间的关系式（公式1），以及气井临界携硫流速模型（公式2）：

式中，Cs为硫在天然气中的溶解度，g／m3；Ma为干燥空气的分子量28.97；p为压力，MPa；Tf为温度，K；rg为天然气的相对密度；Z为天然气的偏差因子；R为通用气体常数；Vcf为临界携硫速度，104m3／d；d为硫颗粒直径，m；ρg为在任意温度、压力条件下天然气密度，kg／m3；ρp为在任意温度、压力条件下硫颗粒密度，kg／m3；g为重力，g=9.8 N／g；Cd为阻力系数。

2）模拟计算。结合元坝区块高含硫气井组分及生产特征，元素硫沉积的主要影响因素是气流速度和压力、温度，而压力、温度的影响主要表现在硫的溶解度上。下面以元坝A井为例对元素硫沉积进行分析。根据本井的天然气组分及井底流动条件，计算不同条件下硫的溶解度，计算结果如表2所示。由表2可以看出，随着井深的增加，硫的溶解度增加，因此越靠近井口位置越容易形成硫沉积。

表2 元坝A井硫的溶解度计算结果表

在井口油压45 MPa，微粒直径250 μm的条件下，应用公式2计算元坝A井临界携硫量（图3）。通过计算配产量为0.55×104m3／d时便能携带出硫单质颗粒，但是否发生沉积更多地受单质硫与管壁结合力的影响。

图3 不同粒径条件下的临界携硫量图

3 硫沉积防治工艺及措施

相对于井下硫沉积防治，地面可采用的手段更多一些，如针对节流阀套、分离器、孔板等处的硫沉积，可以选择双线设计、定期清理的办法，针对地面集输管线可通过定期清管的方式解除，同时在站内管线可以通过加注溶硫剂、加热等方式清洗或清除。

3.1 双线设计和定期清管

1）双线设计，一用一备。对于站内地面管线，由于节流、转向、变径等设备很多，极易在这些地方形成硫沉积（如图4、图5），而加注溶硫剂存在腐蚀设备、后期回收处理难的问题，因此可以选择双线设计、定期清理的简易思路来处理，即在容易硫沉积的部位设计双线（一用一备），在发生硫沉积的时候，倒换阀门采用备用通道生产，而对硫沉积管线进行拆除清洗。根据国内某气田硫沉积情况调研，目前站内管线上发生硫堵的时间间隔为6个月～1年。采用这种工艺思路进行处理，虽然会增加一定的工作量，但是节省了药剂的研制费用，减少了腐蚀的发生与回收溶硫剂的难度。

图4 某气田节流阀筛孔沉积物图

图5 某气田井口分离器出口内堵塞情况图

2）定期清管。对于站外管线，由于管线变径、转向、节流设备少，一般不易发生硫沉积，但是单质硫的析出会加剧管线腐蚀，因此也必须进行防治，考虑到站外管线尺寸大，距离长，不适宜采用药剂加注或加热等方式，定期清管是一种很好的方式。目前常见的清管设备主要有清管球、皮碗清管器、直板清管器、聚氨酯类清管器等（如表3所示），考虑到硫单质析出后，在外输环境下为固态形式存在，因此可以选择聚氨酯整体清管器或聚氨酯泡沫清管器，清管周期可结合清管排液周期进行合理预测。

表3 各种清管设备的适应性表

3.2 加注溶硫剂

集气站内涉酸管道无法通过清管器进行扫线清管作业，添加溶硫剂是一种有效的化学处理方法，需在每口井节流阀前（后）加注溶硫剂。通过前期调研，选择适合元坝地区高含硫气井的溶硫剂见表4。目前应用最广泛的是二甲基二硫化物，虽然价格较高，但具有极好的溶硫性。其次是二芳基二硫化物。采用预留溶硫剂加注口的设计方案，根据生产需要适时加注。撬装加注装置可以是固定的，也可以是移动的，需要综合评估后确定。

表4 溶硫剂性能表

3.3 加热融化

生产中为保护设备和仪表并使其长期安全运行，可采用低压蒸汽吹扫，每年至少1次，以改善设备和管路的工作环境，也可作为临时的解堵措施。加热融化的方式适用于小型设备的清洗和清理。蒸汽吹扫应在全站停产状态下进行。蒸汽温度的控制由硫磺的性质而定（硫磺有几种同素异形体，其中最稳定的是正交晶体硫，熔点为112.8℃，另一种斜晶体硫，熔点为119℃，通常以两者混合物的形式存在，熔点为115℃，其流动性在119℃时最好）。

4 结论和建议

1）调研国内外文献表明：温度、压力变化是硫沉积形成的敏感因素，戊烷以上含量是影响硫沉积的次要因素，而轻烃、H2S、CO2含量与是否生成硫沉积没有明显的对应关系。

2）统计图版法和热力学方法均可以用于简单的硫沉积预测，且其预测的结果与实际情况基本相符。

3）地面集输系统温度压力变化较大，形成硫沉积的可能性很大，通过抑制硫沉积的方法是行不通的，需要结合现场采用溶硫剂、加热、更换维修等方式避免硫堵的事故发生。

4）硫沉积形成的机理十分复杂，经验图版法和热力学方法作为两种用于预测硫沉积的方法，是否适应于某特定气藏还需要借助实验和现场试验的手段进行校正。

［1］杨继盛.采气工艺基础［M］.北京：石油工业出版社，1992.

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