高含硫气井井筒硫沉积预测

杜敬国 ，蒋建勋 ，葛静涛 ，董桂玉 ，张伟华 ，王兆生

（1.河北联合大学矿业工程学院，河北 唐山 063009；2.西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500；3.中国石化华东石油局，江苏 南京 210000）

高含硫气藏在世界范围内广泛分布。我国的含硫气藏主要分布在鄂尔多斯、四川、渤海湾、塔里木等盆地。在高含硫气藏开发过程中，气体中的硫溶解度主要受温度、压力和H2S质量浓度等因素的影响。随着天然气从地层流入井筒再到井口装置，温度、压力不断降低，天然气对硫的溶解度也随之降低，天然气中的单质硫逐渐析出并沉积在井筒某些位置［1-3］。如果井筒中的气流流速不足以将单质硫携带至井口的管网设备，单质硫将会在井筒中不断析出并沉积下来，影响气井的正常生产，而且单质硫具有很强的氧化性，会对井下管柱等金属设备造成严重的腐蚀伤害［4-5］；因此，准确预测井筒中的单质硫沉积，对于维持酸性气井的正常安全生产十分必要。

1 单质硫的来源

含硫天然气中的H2S是油气层中单质硫的最主要来源［6-9］。它主要通过3种运移方式进入到井筒：

1）单质硫与天然气中的H2S生成新的氢化物H2Sx，当达到一定的温度和压力时，在催化剂FeS作用下促进逆反应发生，导致单质硫的产生。

3）在酸性气井的开发过程中，近井地带及储层孔隙（或裂缝）中存在一定量的单质硫。当达到一定的温度、压力且天然气的硫溶解度未达到饱和时，一部分单质硫会溶解到气体中，并被气体以气态形式带入井筒，而当温度、压力下降到一定程度时，单质硫就会从气流中析出而发生沉积；另外一部分单质硫受高速气流的搅动和携带，以固体颗粒形式被直接带入井筒中，但随着地层能量的不断下降，气体流速降低，这部分单质硫会从井底向储层深处沉积，进而影响气相渗透率，降低单井的采收率［10-11］。

2 单质硫的溶解机理

影响单质硫沉积的关键因素是其在含硫天然气中的溶解度。在酸性气井生产过程中，单质硫在高温高压气体中的溶解度，取决于物理和化学的共同作用［12-13］。J.B.Hyne等［14］认为，在高温高压条件下，单质硫受化学多硫化氢溶解方式控制 （此时若受物理溶解方式支配，硫溶解度应该是关于酸性气体密度的方程，压力越高，酸性气体越难被压缩，此时压力增加不会导致其密度明显增加，硫物理溶解将在一个很高压力时达到极限）。B.Eroberts认为，温度、压力较低条件下，单质硫以物理溶解的形式沉积，不大可能出现多硫化氢化合物。J.J.Smith等的实验已证实，当温度达到100℃时饱和单质硫的液态硫化氢，没有出现多硫化氢，压力小于20 MPa时，单质硫的溶解度与温度的变化成反比。

3 井筒中单质硫沉积预测

3.1 硫溶解度

利用超临界流体中缔合模型的相关理论解释物理、化学2种溶解机理，建立了在一定压力和温度条件下包含2种溶解作用的缔合模型：

式中：n为反应平衡方程的系数；f表示反应物为气态形式；x为硫原子的个数。

当n=0时，只有物理溶解作用发生，无缔合反应；当n=1时，物理溶解和化学溶解共同作用。

将式（1）的平衡常数设为 k，则

当n=0时，只存在单质硫的物理溶解相平衡，且平衡常数k为1。

前人实验结果表明［15-17］，当单质硫在超临界气体中的摩尔分数很小（一般在10-2～10-4）时，由缔合反应得到的硫溶解度表达式为

3.2 析出位置

Roberts利用相关实验数据回归拟合出了硫在高含硫气体混合物中溶解度C的计算公式：

一定温度和压力条件下的气体密度ρ表示为

式中：Ma为干燥空气的分子量，28.97；γg为天然气的相对密度；Z为一定压力、温度条件下的气体压缩系数。

将式（5）代入式（4），得

假设出水气井的井底无单质硫析出，析出的硫颗粒在井筒中均匀分布，那么生产井中存在气、液、固3种相态。因此，利用式（6）得到一定温度和压力下井筒某处的单质硫溶解度C0，再利用生产数据及相应的温度压力数据获得该处原始溶解硫组分的质量浓度C0′。如果C0＞C0′，在该处不存在硫颗粒析出，否则，可将C0作为临界溶解硫饱和度，根据气、液两相温度压力分布模型计算出此时硫在井筒中的析出位置。

3.3 沉积判断

析出的单质硫颗粒近似视为球形（不考虑颗粒的碰撞、聚团效应以及冲蚀的影响），颗粒在气体中的沉降与颗粒所受的重力、浮力和曳力有关，推导出硫颗粒在井筒中的临界流速计算公式：

式中：vgcr为天然气的携硫临界流速，m/s；为析出颗粒的平均粒径，m；d为井筒直径，m；ρs为析出的硫密度，kg/m3；ρm为筒析硫析出位置的流体密度，kg/m3；CD为阻力系数。

设天然气的流速为vm，则当vm>vgcr时，不发生沉积现象，硫颗粒被气流携带至井口方向；当vm≤vgcr时，硫颗粒在此处沉积。

3.4 硫在井筒中的沉积量

采用高含硫气体的经验关联模型计算井筒中硫的析出量。井筒中任一段处，在dt时刻析出的硫体积为

式中：Vs′为井筒中硫的沉积量，g；qg为天然气产量，m3/d；Bg为气体体积系数；t为生产时间，d。

4 实例预测分析

以普光×井为例，生产数据、传热参数见表1、表2。

表1 生产数据

表2 传热参数

利用表1、表2中的相关数据计算硫溶解度，得到在目前生产情况下该井硫溶解度和析出量随井筒的变化规律（见图1）。2 200 m处单质硫的质量浓度大于溶解度，判断在此处有7.86g的单质硫析出。

图1 硫溶解度和析出量随井筒深度的变化规律

在该生产条件下，2 200 m处硫临界流速远小于天然气流速（见图2），气体可携带单质硫向井口方向移动，因此单质硫可以被携带出井口。

图2 硫临界悬浮流速与混合物流速和气相流速对比

5 结论

1）单质硫在气体中的溶解和析出主要受物理、化学作用控制。

2）将超临界流体的相关理论用于解释单质硫在井筒中的溶解机理，可以建立包含物理、化学溶解共同作用的缔合模型。在不同时刻对单质硫的沉积位置、沉积量等参数进行了动态模拟，为开展相关的井下修井作业和设备维护提供直接的技术参考和指导。

3）单质硫在井筒析出的位置主要受单井产气量、天然气含硫量、单质硫粒径大小等影响。产气量越大，气体流速越大，越易携带出单质硫，井筒内就越不易发生单质硫沉积，反之，则易发生单质硫沉积。

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