普光气田气井硫堵动态特征及治理对策研究

付德奎

中国石化中原油田普光分公司，四川 达州 635000

引言

普光气田是中国目前发现的最大规模海相整装高含硫气田（H2S 含量15%左右），探明储量超过4 000×108m3。2010 年普光气田全面投入开发，建成了中国第一个产能超过100×108m3的天然气生产基地，是重要的硫磺生产基地和“川气东送”气源地，保障气田长期稳定生产至关重要[1-3]。

截至2021 年底，普光气田经过11 a 的开发，地层压力下降程度超过50%。高含硫气藏在原始地层条件下通常溶解有大量单质硫，随着开发的进行，地层压力逐渐降低，单质硫在天然气中的溶解度逐渐降低，导致单质硫从天然气中析出，经过一定距离的运移后，当天然气的流速不足以携带单质硫运移时，单质硫附着沉积在地面集输设备和管线以及井筒油管内壁，造成硫沉积堵塞（简称硫堵），严重影响气井正常生产[4]。单质硫沉积在高含硫气藏开发过程中是不可避免的，亟需研究硫沉积堵塞规律，制定相对应的治理对策，最大程度地减少硫堵对气田产量的影响。

目前，普光气田硫沉积堵塞主要包括地面流程硫沉积堵塞（简称地面硫堵）和井筒硫沉积堵塞（简称井筒硫堵），硫堵气井总数占比达到70%，硫堵导致气井产量降低，对气井开发造成了严重影响。硫沉积堵塞早期主要发生在地面流程，堵塞位置主要在分离器、火炬分液罐和节流阀处（图1）。随着开发进行，逐步发展为井筒堵塞，历次作业情况表明，目前，气井井筒1 200 m 范围内已出现硫堵现象。

为应对硫堵对气田开发的影响，需要首先明确地面硫堵和井筒硫堵的动态特征及变化规律，在此基础上提出相应的硫堵治理对策，并逐步优化各类工艺措施，明确各类措施的适用条件，形成一套从地面到井筒的硫堵综合治理对策。

1 单质硫在天然气中的含量实验研究

高含H2S 天然气中单质硫的含量是定量分析硫析出与沉积的关键参数。原始状态下，天然气中单质硫的初始含量存在较大差异，并且与压力、温度、埋深及H2S 含量等因素没有明显的相关性，目前暂无相关理论方法计算。因此，通过实验方法明确原始地层条件下天然气中单质硫的含量，不同压力和温度条件下单质硫的饱和溶解度，对于研究硫沉积堵塞规律至关重要[5-9]。

借鉴普光气田高含H2S 天然气中单质硫含量的测定方法[10-12]，利用从普光气田气井取得的井下气样、DMDS-DMA 高效溶硫剂及气相色谱-质谱联用仪等样品和仪器，测试不同温度（70、100、118和130◦C）不同压力下（20∼55 MPa）天然气中硫的饱和溶解度，研究了不同温度和压力下单质硫在天然气中饱和溶解度的变化特征。

实验流程如图2 所示，1）用石油醚、酒精等药品将配样器洗干净，在配样器加入一定量的单质硫，用真空泵抽真空，然后将P104-1 井的井下样转入配样器中；2）将配样器加热到实验温度，待温度稳定后，通过自动泵将配样器加压至55 MPa，稳定6∼12 h；3）从配样器上端放气，使气体均匀地通过装有溶硫剂的吸收瓶，待气放出一定量时，就停止放气；4）记录此时吸收瓶中溶硫剂的质量、放气体积。将吸收瓶中溶硫剂转入到气质联用仪中，即可测定该压力下的单质硫含量；5）待测试完毕后，将压力降低到下一个压力点，然后重复上述步骤。实验结果见图3。

图2 天然气中单质硫含量测试装置流程图Fig.2 Flow chart of the testing device for elemental sulfur content in natural gas

图3 不同温度压力条件下单质硫在高含H2S 天然气中的溶解度Fig.3 Solubility of elemental sulfur in natural gas with high H2S content under different temperature and pressure conditions

实验结果表明，在原始地层压力条件下，单质硫在天然气中的含量为0.39 g/Nm3。在温度为70∼130◦C、压力为20∼55 MPa 下，硫在高含H2S 天然气中的溶解度为0.036 9∼3.120 8 g/Nm3。

当温度一定时，硫的溶解度随压力增加而增大。分析认为，当温度一定，压力增大时，高含H2S天然气的密度增大。根据化工热力学和超临界流体理论可知，物质的溶解能力与其密度成正比，即气体密度增大，溶质的溶解度一定增加。压力一定时，硫的溶解度随着温度增加而增大，一方面，温度增加致使硫的相对挥发度增大，有利于溶解度的增加；另一方面，温度增加使得高含H2S 气体密度减小，从而导致溶解度降低。因此，温度对溶解度的影响取决于两者的综合作用。

基于硫溶解度测试结果，建立适用于普光气田的硫溶解度预测模型，为研究分析硫沉积规律，预测不同条件下硫析出量提供简单、实用的工程计算手段。

Chrastil 模型是目前人们公认的比较成功的经验关联式，是基于气体组分缔合定律和熵原理而导出的描述固体或液体在高密度气体中溶解度的理论模型[13]，表示为

式中：Cr—硫溶解度，g/L；

ρ—天然气密度，g/L；

T—天然气温度，K；

a，b—实验拟合参数；

k—缔合数（即与一个溶质分子结合的溶剂分子的个数）。

以室内实验测试结果为基础，拟合Chrastil 半经验公式参数k、a、b，建立适用于普光气田的硫溶解度预测模型。绘制了不同温度压力条件下天然气密度ρ与硫溶解度Cr的双对数曲线，曲线呈良好的线性关系（图4）。温度不同，lnCr∼ln ρ 线性关系式的斜率和截距亦不同。回归曲线可知，k∼T和（a/T+b）∼1/T之间呈现良好的线性关系，故将式（1）中的指数k以温度的函数k（T）代替更符合实际。

图4 天然气中单质硫溶解度与天然气密度关系曲线Fig.4 Relationship between the solubility of elemental sulfur in natural gas and the density of natural gas

由此建立适用于普光气田的天然气中单质硫溶解度预测模型

式中：

p—天然气压力，MPa；

R—天然气气体常数，R=8.314 J（/mol·K）；

γg—天然气相对密度；

Z—天然气偏差系数。

模型计算溶解度与实验测试值偏差0.30%∼6.76%，平均3.47%（图5）。

图5 单质硫溶解度计算与实测结果Fig.5 Calculated and measured results of elemental sulfur solubility

利用式（2）可以预测不同压力温度条件下单质硫的溶解度，结合普光气田酸气中单质硫的初始含量，一方面可以预测单质硫的临界析出压力，另一方面可以定量评价单质硫的析出量。

2 硫堵动态特征

气体由储层流出，到井筒再到地面流程，整个过程中压力和温度持续降低，地面流程的温度和压力最低。结合室内实验研究结果，在地面流程中，单质硫在天然气中的溶解度最小，单质硫首先在地面流程析出，发生沉积堵塞，然后逐步发展到井筒硫沉积堵塞。

随着开发的进行，生产动态特征表明，气井硫堵逐渐由地面硫堵向井筒硫堵发展，地面硫堵阶段产气量降低，油压上升，井筒硫堵阶段产气量和油压均降低（图6a、图6b）。

图6 某典型硫堵气井硫堵阶段采气曲线Fig.6 Gas production curves of a typical sulfur plugging well sulfur deposition stages

生产动态表明，气井硫沉积堵塞程度不同，产气量降低幅度不同。地面硫堵气井中，堵塞严重气井产量每天降低幅度达到20%，堵塞较重气井产量降低幅度10%左右。井筒硫堵气井中，堵塞严重气井产量降低幅度30%，堵塞较重气井产量降低幅度10%左右。

2.1 地面硫堵动态特征

地面硫堵气井采气曲线（图6a）表明，气井发生地面硫堵后，均表现出产气量降低，油压上升。拆卸清洗现场节流阀时，发现节流阀阀芯内外壁被大量硫沉积物包裹，节流阀阀腔内充满固体沉积物，进出口管道内壁附着大量固体沉积物，厚度约为3∼5 mm，且沉积物附着较坚硬。分析认为，地面流程内单质硫由分散到集聚，不断吸附堆积到管壁上，由内向外逐层固结变厚，整个过程可分为两个阶段：单颗粒聚集吸附阶段与沉积固结增厚阶段。通过地面流程取出的样品分析，管线中沉积的单质硫呈现年轮的形状，说明硫沉积堵塞是逐渐形成的（图7）。

图7 地面流程硫沉积堵塞形态Fig.7 Sulfur deposition blockage form in surface process

室内实验研究结果表明，保持天然气温度高于50◦C时，能有效降低天然气中硫的析出，在温度低于30◦C时硫容易从天然气中析出。析出的硫颗粒半径极小，属于纳米级，不会因为重力或流场变化发生沉降，只能以黏附方式沉积在集输系统的器壁上。集输系统中加注的缓蚀剂等药剂以及天然气从气井中带出的泥沙及水分，在集输系统中形成核心，加速了析出硫的成核及长大（图8、图9）。

图8 颗粒悬浮临界速度与颗粒直径的关系曲线Fig.8 Relationship between critical velocity of particle suspension and particle diameter

图9 不同温度下颗粒半径与悬浮临界速度的关系Fig.9 Relationship between critical velocity of particle suspension and radius under different temperature

根据理论分析，结合现场实际，硫沉积主要集中在压力、温度变化较大的位置。普光气田站场集输工艺属于压力降低、温度降低的生产过程，在这个过程中由于单质硫在天然气中溶解度逐渐降低而析出，析出位置主要集中在节流阀部位，在节流阀处的取样分析结果，进一步证明了单质硫的析出及沉积（图10）。X 射线能谱分析（EDS）结果显示，垢样含有66%的硫，9%氮，22%的碳、2%的氧及少量其他元素，主要成分是单质硫。

图10 地面流程沉积物X 射线能谱分析图Fig.10 X-ray energy spectrum analysis of ground process sediments

另外，在滤网、仪表引线，汇管、弯头、孔板等管径、流速及方向变化较大的位置也有单质硫析出。在天然气进入汇管和出汇管时出现涡流，析出并聚集成颗粒的单质硫在该处沉积；在弯头处随着粒径的增大，粒子反弹的角度越来越小，弯头处容易沉积大颗粒的单质硫；在流经孔板时孔板入口颗粒浓度变化对颗粒直径分布影响很大，入口颗粒浓度越大，孔板下游大直径颗粒的比例越高；在流经分离器时，容器进口挡板处、分离器腔内、出口处及人孔附近形成涡流，增加颗粒之间碰撞、沉积几率。

2.2 井筒硫堵动态特征

根据气井实际生产参数及井筒管柱情况，采用pipesim 建立井筒堵塞状况敏感因素分析模型[14-18]，定量评价分析了井筒硫沉积对气井生产动态的影响。根据模拟计算的结果，将井筒硫沉积过程分为3 个阶段，即吸附阶段、沉积阶段和堵塞阶段，各阶段的特征见表1。

表1 井筒硫堵气井不同阶段生产特征Tab.1 Production characteristics of wellbore sulfur plugging in different stages

天然气由储层经过井筒向井口方向，温度压力逐渐降低，当饱和的含硫天然气降低到临界析出压力时，含硫天然气中析出硫微粒，硫微粒由于吸附作用逐渐吸附在井筒壁（图11）。吸附的硫微粒进一步产生聚积作用，硫微粒在井筒内产生沉积（图12）。产生沉积的硫微粒进一步增加，井筒有效通道减少，当通道直径产生节流效应时，造成井筒堵塞（图13）。

图11 井筒堵塞吸附阶段示意图Fig.11 Schematic diagram of the adsorption stage of wellbore plugging

图12 井筒堵塞沉积阶段示意图Fig.12 Schematic diagram of the depositional stage of wellbore plugging

图13 井筒堵塞阶段示意图Fig.13 Schematic diagram of the jam stage of wellbore plugging

建立气井井筒模型，得到不同井深下的温度和压力。代入溶解度计算模型式（2），得到气井沿井深变化的硫溶解度曲线（图14），结合原始状态下的单质硫溶解度，计算单质硫析出位置。随井深增加，硫溶解度呈指数上升，井深5 500 m 硫溶解度0.96 g/m3。

图14 某气井单质硫溶解度随井深变化曲线Fig.14 Variation curve of elemental sulfur solubility with well depth in a gas well

现场生产测井及作业表明，实际探测显示井筒硫堵塞点位置逐渐下移（图15），目前，普光气田井筒硫堵塞位置下移至距井口约1 200 m，并且呈现位置下移逐渐加剧的特征。

图15 某气井硫沉积堵塞位置变化（来自历次作业及测试）Fig.15 Changes in the plugging position of sulfur deposits in a gas well（from previous operations and tests）

3 硫堵治理对策研究

根据硫堵气井产气量、油压及油温等生产参数变化特征，对比目前和正常生产时的生产参数，判断堵塞程度，结合历次采取解堵措施频次，定量化建立各井堵塞程度判别指标，将硫堵气井分为堵塞严重井、堵塞较重井、堵塞一般井和正常生产井。针对气井堵塞程度的不同，结合各类措施有效期，制定针对性治理方法，形成硫堵气井全过程的一井一策综合治理对策（表2）。

表2 气井硫堵程度定量评价Tab.2 Quantitative evaluation of sulfur blocking degree in gas wells

生产动态表明，硫堵气井堵塞程度不同，气量降低幅度不同，措施后恢复气量及措施有效期均不同，因此，需要优化气井解硫堵措施时机。以气井措施前后生产数据为依据，建立相应的评价模型，以一定时间内累计产气量最大化为目标，确定最优化的气井解硫堵措施时机。以普光A 井开展井筒注溶硫剂解堵为例，每次解堵措施关井时间为2 h，措施时机越早，措施后恢复气量越高。敏感性分析表明，井筒硫堵气井气量降低9%∼12%时，开展溶硫剂解堵效果最好（表3）。

表3 井筒注溶硫剂措施时机Tab.3 Timing of wellbore injection of dissolved sulfur

3.1 地面硫堵治理对策

研究地面硫沉积堵塞规律，摸索堵塞周期，开展地面流程清洗和地面流程优化。针对站间长管道引进空穴射流解堵技术，在堵塞早期开展周期性解堵，预防硫沉积加剧。根据气井生产特征差异，依据地面硫沉积不同阶段判断图版明确解堵时机，分类开展了地面硫沉积治理措施，通过不断优化形成了“地面流程清洗+节流阀优化+空穴射流”等治理措施。表4 列举了各种措施的适用条件及相应的措施效果。

表4 普光气田地面硫堵治理对策及效果Tab.4 Countermeasures and effects of surface sulphur blockage control in Puguang Gas Field

针对普光高含硫集气站流程堵塞点多，堵塞频率高的问题，通过优化节流级数、节流参数等预防措施，由三级节流优化为一级节流，减小堵塞频率，提高开井时率。

除了上述成熟的常规地面解堵对策，借鉴管道除垢经验，引进太赫兹环开展地面流程解硫堵（图16）。太赫兹环能够发射出与硫堵塞物频率相近的太赫兹波（1 011∼1 013 Hz），产生共振和干扰作用，破坏了分子间的范德华力，从而解除地面硫沉积。现场实例表明，与安装太赫兹环前相比，产气量上升8×104m3/d，油压降低1.5 MPa；油压和产气量波动情况明显减少；地面流程清洗周期延长（图17）。

图16 太赫兹环发射装置及安装位置Fig.16 Terahertz ring launcher and installation location

图17 气井采气曲线对比（安装太赫兹环前后）Fig.17 Comparison of gas production curves of gas wells（before and after installation of terahertz rings）

3.2 井筒硫堵治理对策

在井筒硫沉积趋势分析基础上，针对不同沉积阶段和堵塞程度，积极开展现场试验，摸索形成了“井筒热洗+井筒注溶硫剂+连续油管冲洗”等井筒硫沉积治理措施，连续油管冲洗后积极采取井筒注溶硫剂等措施（表5）。

表5 普光气田井筒硫堵治理对策及效果Tab.5 Countermeasures and effects of wellbore sulphur plugging control in Puguang Gas Field

对比3 种解堵对策：1）井筒热洗效果较差，目前已较少使用；2）井筒注溶硫剂关井时间短，措施效果好，有效期较长，费用较低；3）连续油管冲洗效果好，但占产时间长，费用高，主要应用于硫堵严重气井解堵及硫堵停产气井复产。为提高开井时率，降低成本，井筒硫堵治理措施优化为以井筒注溶硫剂为主，以连续油管冲洗为辅（图18）。

图18 连续油管井筒冲洗和井筒注硫溶剂效果对比Fig.18 Comparison of coiled tubing wellbore flushing and wellbore solvent injection

图19 B 井措施后气井产量变化情况Fig.19 Changes in Well B gas production after the measures

图20 C 井措施后气井产量变化情况Fig.20 Changes in Well C gas production after the measures

在此基础上，开展机械刮硫先导性试验，通过开展机械式管壁除硫工艺地面模拟试验，能够更直观地了解该技术真实的作业工况。对加重与下击刮速度的匹配有了非常客观的认识，特别是在出现下击刮插入卡时，在可目视的工况下，找出了合理可行、可控的方法。能够直观观察工具串在过井口或整体进入油管后的下放、上提操作，操作时启动冲击距离等与作业功效之间的相应关系。初步评价机械刮硫适用于普光气田工况，模拟试验对进入现场实际作业具有很好的借鉴和指导意义。

3.3 措施效果分析

地面解堵气井以普光B 井为例，2021-09-09开展地面流程冲洗，产气量由68×104m3/d 上升至79×104m3/d，之后保持稳定下降趋势，至9 月底恢复较大波动。井筒解堵气井以普光C 井为例，2021-01-25——2021-01-27 开展连续油管冲洗后，产气量由60×104m3/d 上升至98×104m3/d，效果明显。之后缓慢下降，于2021-05-05、2021-06-09分别进行井筒注溶硫剂，两次措施产气量分别由79×104m3/d 和75×104m3/d 升至94×104m3/d 和86×104m3/d。措施后瞬时产气量较高，但持续期短，产气量难以长时间维持。

随着硫堵加剧，井筒硫堵治理措施热洗和注溶硫剂解堵效果呈现下降趋势，需多种治理手段相互配合。热洗解堵效果大幅降低，已经停用。注溶硫剂解堵效果也较前期有所下降。随着硫堵的加剧，地层压力的降低，井筒注入溶硫剂后，液体返排越来越困难，将增加措施关井时间。需要多种治理手段相互配合，研究适用于气田的硫堵预防及治理措施。

采集CAD图形上的点位的坐标可以使用“getpoint”命令得到一个点位的列表，分别用“car”和“cadr”取得该点位的X坐标和Y坐标。为防止点位捕捉错误，可在“对象捕捉”中使用命令(setvar "osmode" 4133)[5]设置捕捉模式为端点、圆心、交点、延伸选项。

随着地层压力的不断降低，单质硫析出不可避免，沉积及堵塞越来越严重，对气田产量的影响越来越大。目前，在硫堵治理方面虽取得了一定效果，但措施效果越来越差，可行性的措施也越来越少，目前的措施还远不能满足气田高效开发的需要。下步需要联合攻关硫堵预防及治理措施，做好从地层— 井筒— 站内流程—站外管道的系统性硫堵防治技术研究。

4 地层硫堵趋势分析及治理对策

根据地面、井筒及储层的硫沉积发展趋势，预测普光气田下步开始出现储层硫沉积，主要伤害近井区域地层的渗流能力，造成气井产能下降[19-20]。

调研结果表明，目前未见储层解硫堵的相关研究成果，无成熟的现场应用经验可借鉴。根据储层硫沉积规律的研究成果，结合国内外解堵相关研究现状[21-25]，提出了以下几种储层解硫堵治理对策。

1）注气吞吐解堵。根据储层硫沉积径向分布特征和气-液硫渗流规律研究，注气吞吐能降低近井地带0.55 m 范围内的含硫饱和度，使单质硫分散在储层中，恢复气井产能。

2）开展溶硫剂储层解堵改造可行性研究。借鉴储层酸压改造的思路，利用溶硫剂开展储层压裂，解除储层硫堵。

3）生物技术预防硫沉积。Hitzman[21]提出一种生物竞争（化硫硫杆菌、排硫硫杆菌及氧化亚铁硫杆菌）排除技术来防治硫沉积，该技术利用水基营养液抑制硫酸盐还原菌的生长，以达到在地层中减少甚至消除的目的。

4）利用井下超声波解堵。采用超声波高频能量，使得近井地带储层中单质硫雾化，降低含硫饱和度，恢复气井产能。

5 结论及认识

1）室内实验结果表明，在温度70∼130◦C、压力20∼55 MPa 下，普光气田单质硫在天然气中的溶解度为0.036 9∼3.120 8 g/Nm3。随着压力和温度的降低，单质硫在天然气中的溶解度逐渐降低。基于Chrastil 模型，建立了适用于普光气田的硫溶解度预测模型，为研究硫沉积规律提供简单、实用的工程计算手段。

2）理论研究及生产动态特征表明，硫堵气井逐渐由地面硫堵向井筒硫堵发展。地面硫堵表现为油压升高，气量降低，井筒硫堵表现为油压和气量均降低。

3）根据硫堵气井产气量、油压及油温等生产参数变化特征，结合历次采取解堵措施频次，定量化建立各井堵塞程度判别指标，并制定针对性治理方法，形成硫堵气井“一井一策”治理对策。形成了“地面流程清洗+节流阀优化+空穴射流”等地面硫堵治理对策、“井筒热洗+井筒注溶硫剂+连续油管冲洗”等井筒硫堵治理措施。

4）随着硫堵加剧，井筒热洗和井筒注溶硫剂解堵效果呈现下降趋势，需多种治理手段相互配合。下步需跟踪地面硫堵、井筒硫堵气井的动态变化规律，持续攻关地面和井筒解硫堵措施，最大程度地减少硫堵对气井产量的影响。

5）根据地面、井筒及储层的硫沉积发展趋势，预测普光气田下步将出现储层硫沉积，主要伤害近井区域储层的渗流能力，造成气井产能下降。建议开展硫堵预防措施及储层解硫堵措施攻关。