高含硫化氫天然氣氣侵時(shí)的溢流特性

孫寶江，宋榮榮，王志遠(yuǎn)

(中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島 266555)

高含硫化氫天然氣氣侵時(shí)的溢流特性

孫寶江，宋榮榮，王志遠(yuǎn)

(中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島 266555)

以四川某高含H2S氣體的氣井井身結(jié)構(gòu)及鉆井工況為基礎(chǔ)，針對(duì)高含H2S氣井溢流時(shí)的特點(diǎn)，考慮H2S在水中的溶解度，建立溢流期間環(huán)空各相流體的質(zhì)量和動(dòng)量守恒方程，并用有限差分法對(duì)方程進(jìn)行求解。結(jié)果表明:H2S在井底的溶解度遠(yuǎn)大于CH4的，在距井口約360 m開始大量析出;H2S的含量越高，氣體在上升過(guò)程中密度變化越大，氣體開始劇烈膨脹的位置越接近井口;井底侵入氣體量相同的情況下，H2S的含量越高，氣體的膨脹倍數(shù)越大，泥漿池增量也越大，同時(shí)，剛開始?xì)馇謺r(shí)H2S含量越高氣相的體積分?jǐn)?shù)越小，而到達(dá)井口后H2S的含量越高氣相的體積分?jǐn)?shù)越大，導(dǎo)致溢流檢測(cè)的難度和井控的危險(xiǎn)程度增加;高含H2S氣井溢流時(shí)井底壓力的下降值、泥漿池增量、關(guān)井套壓小于純烴類的，不能反映真實(shí)的氣侵程度，而且隨著時(shí)間的增加情況會(huì)更嚴(yán)重;高含H2S氣侵時(shí)壓井過(guò)程中套壓值與純烴類的相差不大，因此可以在井口施加一定的壓力，抑制H2S氣體的膨脹，減緩井噴事故的發(fā)生。

氣井;氣侵;H2S;環(huán)空多相流;溢流

中國(guó)西南及西北地區(qū)蘊(yùn)藏著大量的高壓、高產(chǎn)、高含硫的天然氣資源，僅普光地區(qū)探明儲(chǔ)量累積達(dá)5.0×1011m3，但是由于其勘探開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)大，危險(xiǎn)程度高，此類氣田的勘探開發(fā)仍是一個(gè)世界性的技術(shù)難題，各國(guó)對(duì)這類氣藏的鉆探還在探索中，缺乏相關(guān)的配套技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)。導(dǎo)致各種事故時(shí)有發(fā)生［1-3］，因此分析高含硫氣侵時(shí)的溢流特性對(duì)開發(fā)此類油氣田至關(guān)重要。由于H2S等酸性氣體在井底處于超臨界狀態(tài)，在井底大量溶解，在沿井筒運(yùn)移的過(guò)程中溶解氣體不斷析出，使環(huán)空內(nèi)流體的流動(dòng)規(guī)律變得十分復(fù)雜。從20世紀(jì)60年代開始，學(xué)者們做了大量研究，建立了許多環(huán)空多相流模型，從均相流模型、分相流模型、漂移流模型、氣液兩相流模型到考慮油氣相變及天然氣水合物相變的環(huán)空多相流模型［4-10］，取得了很大進(jìn)展，但至今未見考慮H2S超臨界和溶解特性的多相流動(dòng)計(jì)算模型報(bào)道，而這又是高含H2S氣藏鉆探過(guò)程中了解高含H2S氣體溢流特性的一個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題。筆者以四川某高含H2S氣體的氣井井身結(jié)構(gòu)及鉆井工況為基礎(chǔ)，針對(duì)高含H2S氣藏鉆探的特點(diǎn)，考慮H2S在水中的溶解度，建立溢流期間環(huán)空多相流控制方程，并對(duì)高含H2S氣侵時(shí)的井筒多相流動(dòng)規(guī)律進(jìn)行分析。

1 高含H2S溢流時(shí)的井筒多相流動(dòng)模型

在鉆探高含硫氣藏的過(guò)程中，H2S在地下巖層的孔隙或裂縫中儲(chǔ)集，常處于超臨界狀態(tài)，而超臨界流體不同于一般的氣體，也有別于一般的液體，兼有液體和氣體的雙重性質(zhì)，其密度接近于液體，黏度和擴(kuò)散系數(shù)接近于氣體，在臨界點(diǎn)附近其物理化學(xué)性質(zhì)如密度、黏度、擴(kuò)散系數(shù)等會(huì)因溫度、壓力的微小變化而發(fā)生顯著變化，因此需要單獨(dú)考慮H2S的質(zhì)量守恒方程。另外，H2S一旦處于超臨界狀態(tài)其溶解度特別大，當(dāng)發(fā)生氣侵后，H2S在井底大量溶解，隨著氣體向上運(yùn)移，溫度、壓力降低，H2S在水中的溶解度降低，氣體大量析出，使井筒內(nèi)的流動(dòng)規(guī)律變得更加復(fù)雜，由原來(lái)的氣、液、固多相流動(dòng)［7-9］變?yōu)闅?、液、固、溶解相且有氣體不斷析出的混合體系。

(1)連續(xù)性方程。

H2S氣相:

2 相平衡模型

判斷流體的相態(tài)變化是氣相、液相還是超臨界相，必須通過(guò)相平衡計(jì)算，對(duì)于單組分體系，其臨界點(diǎn)是氣液相共存的最高點(diǎn)，而對(duì)于多組分體系，其臨界點(diǎn)須通過(guò)泡點(diǎn)線和露點(diǎn)線的交點(diǎn)來(lái)計(jì)算。另外，當(dāng)氣液兩相處于平衡狀態(tài)時(shí)，溶質(zhì)在兩相中的濃度服從某種確定的關(guān)系，即相平衡關(guān)系，此時(shí)溶質(zhì)在溶液中的濃度稱為溶解度，因此通過(guò)氣液相平衡還可以計(jì)算H2S在水中的溶解度，結(jié)合井底產(chǎn)量便可求出地層產(chǎn)出的H2S溶于水的質(zhì)量qr，同時(shí)根據(jù)溶解度可以確定相鄰節(jié)點(diǎn)H2S的析出量xr。

根據(jù)熱力學(xué)相平衡理論，當(dāng)氣液兩相達(dá)到相平衡時(shí)，系統(tǒng)各組分在氣相和液相中的逸度應(yīng)相等，即

式中，和分別為各組分在氣相、液相中的逸度，MPa。

目前常用的氣液平衡的計(jì)算方法包括活度系數(shù)法、亨利常數(shù)法、狀態(tài)方程法等，由于狀態(tài)方程法可以較好地計(jì)算相平衡，特別可以應(yīng)用于高壓直至臨界區(qū)，因此本文中主要選取狀態(tài)方程法進(jìn)行計(jì)算。狀態(tài)方程法處理相平衡問(wèn)題的基本方程為=，即

目前，狀態(tài)方程已有數(shù)百個(gè)，但在相平衡計(jì)算中，必須選一個(gè)既適用于氣相又適用于液相的狀態(tài)方程，而Peng-Robinson方程(簡(jiǎn)稱PR方程)既可以估算氣體密度，又可以估算液體密度，同時(shí)在描述高壓系統(tǒng)的相行為時(shí)有較高的準(zhǔn)確度，在實(shí)際工程中有廣泛的應(yīng)用，因此本文中主要采用PR方程進(jìn)行相平衡計(jì)算，PR方程的具體形式見文獻(xiàn)［11］～［13］。

3 方程組的求解

3.1 多相流方程組的定解條件

(1)氣侵過(guò)程中的初始條件為

氣侵后多相流控制方程組的邊界條件為

式中，vsc和vsm分別為環(huán)空中巖屑和鉆井液在某一截面的表觀流速，m/s;vcr為環(huán)空某一界面巖屑的沉降速度，m/s;vsl為環(huán)空混合物在某一界面的流速，m/ s;Cc為巖屑速度分布系數(shù);j為環(huán)空中的各個(gè)節(jié)點(diǎn);pa為大氣壓，Pa;fT為井筒溫度場(chǎng)函數(shù);T為環(huán)空內(nèi)t時(shí)刻節(jié)點(diǎn)i的溫度，K。

(2)壓井時(shí)多相流控制方程組的初始條件為

壓井時(shí)多相流控制方程組的邊界條件為

式中，Eik和Eic分別為壓井和溢流環(huán)空各相在某一截面的體積分?jǐn)?shù);i為環(huán)空內(nèi)各相流體，包括油相、烴類氣體相、H2S氣體溶解相、H2S、鉆井液相和巖屑相;t0為進(jìn)行壓井時(shí)的時(shí)間，s;pd為井底壓力，pa;pf為地層壓力，Pa;pe為壓井過(guò)程中的附加壓力，Pa。

3.2 方程的離散

上述數(shù)學(xué)模型是一組非線性方程組，需對(duì)方程進(jìn)行離散，從而迭代求解。以H2S氣相為例給出模型具體的偏微分方程的差分格式

3.3 求解步驟

對(duì)相應(yīng)的偏微分方程采用有限差分方法進(jìn)行求解。其中空間域?yàn)檎麄€(gè)鉆柱和環(huán)空節(jié)點(diǎn)，時(shí)間域?yàn)閺挠?jì)算初始時(shí)刻至計(jì)算結(jié)束整個(gè)時(shí)間段。通過(guò)有限差分法對(duì)數(shù)學(xué)模型進(jìn)行離散，將原數(shù)學(xué)模型在定解域上的解轉(zhuǎn)化為在定解域中網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)上的離散解，逐時(shí)逐步求得空間域上各節(jié)點(diǎn)的解，直至覆蓋整個(gè)時(shí)間域，即可求得相應(yīng)問(wèn)題的解。具體求解過(guò)程見圖1。

圖1 模型求解流程圖Fig.1 Model solution flow chart

4 計(jì)算結(jié)果分析

四川某高含H2S氣井為一水平井，在起鉆過(guò)程中發(fā)現(xiàn)溢流并迅速導(dǎo)致井噴，設(shè)計(jì)井深4.289 km，垂深3.410 km，實(shí)際鉆至井深4.049 68 km，垂深3.381 km，Φ244.5 mm套管下至井深2.479 km，外徑Φ215.9 mm的鉆頭，井斜82°(部分井斜數(shù)據(jù)參考文獻(xiàn)［2］)，鉆井液密度為1.43 g/m3，H2S含量為151 g/cm3(約占標(biāo)況下體積含量的10%)，由于現(xiàn)場(chǎng)資料有限，在應(yīng)用已知數(shù)據(jù)的同時(shí)，為模擬高含H2S氣侵時(shí)的溢流特性，計(jì)算時(shí)取地層壓力系數(shù)為1.5，地表溫度30℃，地溫梯度3℃/100 m，起鉆速度0.08 m/s，氣侵流速0.8 m3/s(標(biāo)況)，塑性黏度0.03 Pa·s，動(dòng)切應(yīng)力為1.5 Pa。從溶解度、氣體密度、泥漿池增量、氣相體積分?jǐn)?shù)、井底壓力、關(guān)井套壓及壓井過(guò)程中套壓的變化等幾個(gè)方面對(duì)高含H2S氣體溢流特性進(jìn)行分析。

4.1 H2S溶解度隨井深的變化

圖2為氣體溶解度沿井深的變化曲線。從圖2中可以看出:在井底條件下，CH4的溶解度約為0.00126，H2S的溶解度約為CH4的150倍;在井口條件下，H2S和CH4的溶解度都很小幾乎為零;H2S的溶解度開始沿井深變化平緩，但在上升至距井口約360 m的地方開始迅速減小，也就是說(shuō)H2S在近井口附近由于溶解度的減小開始從水中大量逸出，因此高含H2S氣侵時(shí)溢流更難發(fā)現(xiàn)。

圖2 氣體溶解度的變化曲線Fig.2 Variation of gas solubility with well depth

4.2 氣體密度隨井深的變化

圖3為不同H2S含量時(shí)氣體密度沿井深的變化曲線。從圖3中可知，H2S含量越高，氣體密度的變化范圍越大。同時(shí)，100%CH4沿井深密度變化平緩，50%H2S的密度在1.0 km左右開始迅速減小，密度的驟減將伴隨體積的驟然增大，也就是說(shuō)50% H2S氣體開始迅速膨脹的位置距井口約為1.0 km，而100%H2S含量時(shí)氣體開始迅速膨脹的位置距井口約360 m，這是由于H2S沿井筒上升的過(guò)程中由超臨界態(tài)、液態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)闅鈶B(tài)，在井底處于超臨界狀態(tài)的H2S其密度接近于液體，當(dāng)H2S在井深2.7 km左右轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)，其密度基本保持不變，當(dāng)距離井口很近時(shí)，H2S由液態(tài)變?yōu)闅鈶B(tài)，密度迅速降低，體積迅速膨脹?？梢奌2S含量越高的天然氣，由于發(fā)生相變，氣體開始劇烈膨脹的位置越接近井口，因此H2S氣體含量越高，留給溢流檢測(cè)和井控的時(shí)間越短，難度也越大。

圖3 氣體密度的變化曲線Fig.3 Variation of gas density with well depth

4.3 不同溢流時(shí)間下井筒內(nèi)壓力、溫度分布

溢流是一個(gè)非穩(wěn)態(tài)過(guò)程，不同時(shí)間不同位置井筒內(nèi)的溫度、壓力不同。以50%H2S為例，計(jì)算得到了不同溢流時(shí)間下井筒內(nèi)壓力、溫度分布，如圖4所示。

圖4 不同溢流時(shí)間時(shí)的井筒壓力、溫度分布Fig.4 Distribution of wellbore pressure and temperature with different overflow time

由圖4中可知，溢流100 min時(shí)壓力沿井深下降較小，而溢流160 min時(shí)沿井深下降較大，這是因?yàn)橐缌?00 min時(shí)氣體還未運(yùn)移至井口，經(jīng)計(jì)算氣體運(yùn)移至井口約1.76 km處，氣體還未開始劇烈膨脹，而溢流160 min時(shí)，由于此時(shí)氣體已到達(dá)井口，H2S氣體劇烈膨脹使溢流加劇，導(dǎo)致井筒壓力迅速下降。同時(shí)，隨著溢流時(shí)間的增加，環(huán)空中流體與外界環(huán)境之間的熱交換也增加，環(huán)空的溫度曲線也就越接近外界環(huán)境的溫度曲線。

4.4 高含H2S氣體沿井筒上升過(guò)程中溢流參數(shù)的變化

圖5為井底氣侵0.5 m3，不同H2S含量時(shí)氣體沿井筒上升的過(guò)程中泥漿池增量的變化曲線。

圖5 氣體沿井筒上升過(guò)程中泥漿池增量的變化Fig.5 Variation of pit gain during gas rising

從圖5中可以看出，在氣侵量相同的條件下，當(dāng)氣體到達(dá)井口時(shí)H2S含量越高，泥漿池增量的最大值越大。由于H2S在井底處于超臨界狀態(tài)，在井底大量溶解，在近井口附近發(fā)生相變，H2S的膨脹程度大于不含H2S氣侵時(shí)，因此在高含硫天然氣鉆井過(guò)程中，更應(yīng)加強(qiáng)對(duì)泥漿池增量的檢測(cè)，盡早發(fā)現(xiàn)溢流并做好井控準(zhǔn)備。

圖6為井底氣侵0.5 m3，氣體沿井筒上升的過(guò)程中氣侵200 min及氣體達(dá)到井口時(shí)井筒內(nèi)的氣體(包括H2S和烴類氣體)總體積分?jǐn)?shù)變化曲線。

從圖6中可以看出，氣侵200 min時(shí)井筒內(nèi)H2S含量越高的氣體體積分?jǐn)?shù)越小，而當(dāng)氣體到達(dá)井口時(shí)H2S含量越高氣體的體積分?jǐn)?shù)越大。另外，在起鉆溢流過(guò)程中，氣體僅靠滑脫沿井筒上升，從前面的分析可知，H2S含量越高的天然氣在井筒中的密度較大，而多相流的特點(diǎn)是密度較大的氣體氣液間滑脫速度較小，所以H2S含量越高的氣體在相同的氣侵時(shí)間內(nèi)在井筒中的運(yùn)移位置越低，因此H2S含量越高的氣體到達(dá)井口的時(shí)間越晚。

圖6 井筒內(nèi)氣體體積分?jǐn)?shù)變化Fig.6 Variation of gas volume fraction in wellbore

4.5 高含H2S氣井溢流過(guò)程中井底壓力的變化

圖7為H2S含量不同時(shí)井底壓力隨溢流時(shí)間的變化曲線。從圖7中可以看出:隨著溢流時(shí)間的增加，井底壓力逐漸降低;溢流時(shí)間相同時(shí)H2S含量越高，井底壓力降低得越慢;這是由于H2S含量越高，密度越大，因此在初始條件相同的情況下，在大量H2S氣體未到達(dá)井口前(溢流階段)，H2S氣體含量越高井底壓力越大，由此產(chǎn)生的井底壓差也越小，這進(jìn)一步使單位長(zhǎng)度單位時(shí)間內(nèi)的產(chǎn)氣量降低，因此隨著溢流時(shí)間的增加，井底壓力的降低值越小。在實(shí)際鉆探過(guò)程中，高含H2S氣侵時(shí)井底壓力下降值小于純烴類的，且H2S氣體含量越高井底壓力的下降值越小，因此不能直接根據(jù)井底壓力下降值判斷溢流的程度。

圖7 井底壓力隨溢流時(shí)間的變化曲線Fig.7 Variation of bottom hole pressure with overflow time

4.6 高含H2S氣井泥漿池增量隨溢流時(shí)間的變化

圖8為不同H2S含量時(shí)泥漿池增量隨溢流時(shí)間的變化曲線。從圖8中可以看出:隨著溢流時(shí)間的增加，泥漿池增量近似呈指數(shù)上升;初始條件相同，溢流時(shí)間相同時(shí)H2S含量越高，泥漿池增量越小，溢流80 min時(shí)，含量為50%H2S氣體比含量為0%H2S氣體導(dǎo)致的泥漿池增量約小8.6 m3，可見高含H2S氣侵時(shí)泥漿池檢測(cè)更加困難。

圖8 泥漿池增量隨溢流時(shí)間的變化曲線Fig.8 Variation of pit gain with overflow time

4.7 高含H2S氣井溢流過(guò)程中關(guān)井套壓的變化

圖9為H2S含量不同時(shí)關(guān)井套壓隨溢流時(shí)間的變化曲線。隨著溢流時(shí)間的增加，進(jìn)入井筒內(nèi)的氣體也增多，環(huán)空內(nèi)靜液柱壓力損失變大，因此隨著溢流時(shí)間的增加關(guān)井套壓逐漸增大。由于H2S氣體在水中的溶解性，環(huán)空內(nèi)氣體體積會(huì)有所減小，同時(shí)含有H2S氣體氣侵時(shí)的密度較高，使得環(huán)空靜液柱壓力比不含H2S氣體時(shí)有所增加，關(guān)井套壓降低。在實(shí)際鉆探過(guò)程中，不能直接根據(jù)關(guān)井套壓值來(lái)判斷溢流程度或計(jì)算溢流量，因?yàn)楹琀2S氣體氣侵時(shí)關(guān)井套壓會(huì)變小。

圖9 關(guān)井套壓隨溢流時(shí)間的變化曲線Fig.9 Variation of shut in casing pressure with overflow time

4.8 高含H2S氣井壓井過(guò)程中套壓的變化

在壓井過(guò)程中如果保持井底恒壓，套壓會(huì)隨時(shí)間的增加先增大后減小。圖10為不同H2S含量時(shí)壓井過(guò)程中套壓隨時(shí)間的變化曲線。由圖10可知，不同H2S含量時(shí)壓井過(guò)程中井口套壓差別不大。這是因?yàn)閴壕^(guò)程中井口套壓值較大為5.5～7.5 MPa，此井口套壓值相當(dāng)于H2S處于井深400～500 m，在此壓力下H2S氣體還未開始劇烈膨脹，即井口套壓的存在抑制了H2S氣體的膨脹，因此鉆探過(guò)程中可以在井口施加一定回壓來(lái)抑制H2S氣體的迅速膨脹，減緩井噴的發(fā)生。

圖10 壓井過(guò)程中套壓隨時(shí)間的變化Fig.10 Variation of casing pressure with time during killing well

5 結(jié)論與建議

(1)井底侵入氣體量相同的情況下，H2S氣體含量越高，氣體沿井筒運(yùn)移的過(guò)程中氣相含量越小，到達(dá)井口時(shí)的膨脹倍數(shù)越大，泥漿池增量越明顯，高含H2S氣體氣侵時(shí)更應(yīng)加強(qiáng)早期井涌檢測(cè)。

(2)高含 H2S氣體氣侵時(shí)，相同溢流時(shí)間內(nèi)H2S含量越高，井底壓力、泥漿池增量及關(guān)井套壓越小，而壓井過(guò)程中套壓的變化不大，因此不能直接根據(jù)井底壓力的下降值、泥漿池增量、關(guān)井套壓及壓井過(guò)程中套壓變化判斷溢流的嚴(yán)重程度或直接使用此值進(jìn)行相關(guān)計(jì)算。

(3)本文中溶解度的計(jì)算僅考慮H2S在水中的溶解度，未考慮H2S與鉆井液中某些成分的相互作用，因此建議加強(qiáng)H2S在不同類型鉆井液中的溶解度的試驗(yàn)研究，以便更好地應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)。

［1］陳新，張華東，陳榮光，等.開縣特大井噴事件及嚴(yán)重后果成因與反思［J］.現(xiàn)代預(yù)防醫(yī)學(xué)，2007，34(12): 2229-2231.

CHENXin，ZHANG Hua-dong，CHENRong-guang，et al.Reflection on causes and consequences of the gas blowout accident in Kai country of Chongqing［J］.Modern Preventive Medicine，2007，34(12):2229-2231.

［2］林安村，韓烈祥.羅家16井井噴失控解讀［J］.鉆采工藝，2006，29(2):20-22.

LINAn-cun，HANLie-xiang.Interpretation of blowout out control［J］.Drilling＆Production Technology，2006，29(2):20-22.

［3］馬宗金.提高高含H2S天然氣井井噴失控后的安全認(rèn)識(shí)［J］.鉆采工藝，2006，29(4):23-27.

MA Zong-jin.Improve security awareness after the high H2Sgas wells blows out of control［J］.Drilling＆Production Technology，2006，29(4):23-27.

［4］LEBLANCJL，LEUISRL.A mathematical model of a gas kick［J］.Journal of Petroleum Technology，1968，20 (4):888-898.

［5］SANTOSO A.A mathematical model of a gas kick when drilling in deep waters［D］.Colorado:Colorado School of Mines，1982.

［6］NICKENSH V.A dynamic computer model of kick well［J］.SPE Drilling Engineering，1987，7(3):158-173.

［7］NUNESJO L，BANNWART A C，RIBERO P R.Mathematical model of a gas kick in deep water scenario［R］.IADC/SPE 77253，2002.

［8］王志遠(yuǎn)，孫寶江，高永海，等.深水司鉆法壓井模擬計(jì)算［J］.石油學(xué)報(bào)，2008，29(5):786-790.

WANG Zhi-yuan，SUNBao-jiang，GAO Yong-hai，et al.Simulation computation of well killing with deepwater driller's method［J］.Acta Petrolei Sinica，2008，29(5):786-790.

［9］王志遠(yuǎn)，孫寶江，程海清，等.深水鉆井井筒中天然氣水合物生成區(qū)域預(yù)測(cè)［J］.石油勘探與開發(fā)，2008，35 (6):731-735.

WANG Zhi-yuan，SUNBao-jiang，CHENG Hai-qing，et al.Prediction of gas hydrate formation region in wellbore of deepwater drilling［J］.Petroleum Exploration and Development，2008，35(6):731-735.

［10］王志遠(yuǎn)，孫寶江，高永海，等.水合物鉆探中的環(huán)空多相流溢流特性研究［J］.應(yīng)用基礎(chǔ)與工程科學(xué)學(xué)報(bào)，2010，18(2):129-139.

WANG Zhi-yuan，SUNBao-jing，GAO Yong-hai，et al.Study on multiphase flow characteristic of gas kick during hydrate reservoir drilling［J］.Journal of Basic Science and Engineering，2010，18(2):129-139.

［11］夏淑倩，馬沛生，郭玉高，等.高壓下甲烷在環(huán)己烷-乙醇及苯乙醇中的溶解度測(cè)定與研究［J］.石油化工，2004，33(4):351-355.

XIA Shu-qian，MA Pei-sheng，GUO Yu-gao，et al.Determination and study on solubility of methane in cyclohexane-ethanol and benezene-ethanol under high pressure［J］.Petrochemical Technology，2004，33(4):351-355.

［12］陳樹林，吳大可.超臨界CO2狀態(tài)方程參數(shù)α-固體在超臨界CO2中的溶解度計(jì)算［J］.貴州工業(yè)大學(xué)學(xué)報(bào):自然科學(xué)版，2002，31(2):31-34.

CHENShu-lin，WU Da-ke.Parameter α of Peng-Robinson equation of state for surpercritical carbon dioxidecalculation of solubility of solids in supercritical carbon dioxide［J］.Journal of Guizhou University of Technology (Natural Science Edition)，2002，31(2):31-34.

［13］郭玉高，馬沛生，夏淑倩，等.甲烷在烴類混合溶劑中的高壓溶解度測(cè)定［J］.天津大學(xué)學(xué)報(bào)，2005，38 (11):960-965.

GUO Yu-gao，MA Pei-sheng，XIA Shu-qian，et al.Determination on the solubility of methane in hydrocarbon mixtures under high pressure［J］.Journal of Tianjin University，2005，38(11):960-965.

Overflow behaviors of natural gas kick well with high content of H2Sgas

SUNBao-jiang，SONG Rong-rong，WANG Zhi-yuan
(School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao266555，China)

Based on hole structure and drilling behavior of a gas well which has a high content of H2Sgas in Sichuan，the conservation of mass equations and momentum equations were established considering overflow characteristics of high content of H2Sgas kick and H2Ssolubility in water.And the equations were computed by using finite difference approach.The results show that the solubility of H2Sis greater than that of CH4at bottom hole，and H2Sbegins to separate at about 360 m away from wellhead.With the content of H2Sincreasing，the density change range increases during the gas going up，and the position of the gas dramatic expansion is close to the wellhead.When the gas kick volume is same at the bottom，the higher content of H2S，the greater gas expansion factor and pit gain，at the same time，the smaller gas volume fraction at the beginning，but greater when they reach wellhead，which increases the difficulty of gas kick detection and the danger of well control.The descent of bottom hole pressure，pit gain and shut-in casing pressure is smaller than that of pure hydrocarbon when high content of H2Sgas kick happens，which can't truly reflect gas kick and the situation is getting worse with time.The casing pressure of high content of H2Sgas kick during killing well has little difference to pure hydrocarbon，so applying certain pressure to wellhead can inhibit the expansion of H2Sand slow down the blowout accidents.

natural gas wells;gas kick;H2S;multiphase flow in annular;overflow

TE 29

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.01.012

1673-5005(2012)01-0073-07

2011－10－11

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51034007;51104172);山東省自然科學(xué)基金項(xiàng)目(ZR2010EL010);山東省博士后創(chuàng)新項(xiàng)目(200903107)

孫寶江(1963－)，男(漢族)，山東淄博人，長(zhǎng)江學(xué)者特聘教授，博士，博士生導(dǎo)師，從事油氣井流體力學(xué)與工程、海洋石油工程研究。

(編輯 李志芬)