高含硫氣井中的硫沉積規(guī)律

丁 健石在虹牛 駿韓冬深張 磊顧慶東

（1.中國海油伊拉克有限公司，北京 100010；2.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.遼河油田鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010；4.華北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

高含硫氣井中的硫沉積規(guī)律

丁 健1石在虹2牛 駿2韓冬深3張 磊4顧慶東4

（1.中國海油伊拉克有限公司，北京 100010；2.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.遼河油田鉆采工藝研究院，遼寧盤錦 124010；4.華北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552）

針對高含硫氣井井筒硫析出、硫沉積預測難題，建立了高含硫氣井井筒多相流動和傳熱數(shù)學模型，給出了多場耦合井筒硫析出、硫沉積判別準則和計算方法。計算結果表明，高含硫氣井從井底至井口硫溶解度逐漸減小，呈非線性變化規(guī)律；井筒中伴隨有硫析出，析出位置及析出量主要受溫度梯度、壓力梯度和硫化氫質量濃度等影響；井筒中的硫沉積主要受氣體攜帶能力和局部流場擾動的影響。溫度、壓力下降越大，硫析出越早；在同一流壓下，產(chǎn)氣量越高，硫析出越早，析出量越大。該研究模擬了氣井生產(chǎn)動態(tài)，給出了高含硫氣井中的硫析出、硫沉積、壓力及溫度分布規(guī)律，計算結果可用于指導現(xiàn)場進行開發(fā)方案調整、生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化，為制定硫沉積預防方案提供依據(jù)。

高含硫；氣井；硫析出；硫沉積

高含硫氣田井筒硫沉積是困擾高酸性氣田開采的一大難題。在采氣過程中，隨著井筒中氣體壓力、溫度的降低，單質硫會從氣體中析出，若氣流攜帶能力不足，硫顆粒便會沉積在井筒管壁上，一旦形成硫阻塞，會給生產(chǎn)帶來嚴重困難；同時，單質硫沉積對井下管柱腐蝕嚴重，也會給生產(chǎn)帶來極大危害。因此，準確預測高含硫氣井中的硫沉積規(guī)律，對于確保安全生產(chǎn)意義重大。目前現(xiàn)場急需硫析出及沉積規(guī)律分析預測手段，以指導現(xiàn)場通過調整生產(chǎn)制度和采取溶硫措施降低硫沉積量［1］，從而避免因硫堵塞和硫腐蝕給生產(chǎn)帶來的危害。

高含硫氣井在開采過程中，溫度、壓力下降會影響硫在天然氣中的溶解度，同時伴隨著硫析出，氣體組分會發(fā)生變化，其溫度和壓力變化規(guī)律也會受到影響。因此，硫析出和硫沉積問題是一個伴隨溫度、壓力、質量濃度等多場耦合的復雜流體力學問題。前人通過大量研究，得出了一些針對硫溶解度變化及析出量計算的理論模型［2-7］，但是缺乏針對硫從析出到沉積整個過程的系統(tǒng)分析。本文建立了高含硫氣井井筒多場耦合的氣液固三相流動數(shù)學模型，針對硫析出及沉積條件進行了深入分析，并根據(jù)產(chǎn)量對氣井硫析出、硫沉積及壓降梯度影響規(guī)律的計算和分析結果，指導現(xiàn)場合理配產(chǎn)。

1 井筒多相流動及傳熱模型

井筒中硫析出及沉積問題與溫度、壓力、硫溶解度等因素密切相關，因此搞清壓力分布和溫度分布是研究硫沉積規(guī)律的前提條件。由于井筒中存在硫結晶顆粒、凝析油甚至含水，所以高含硫氣井中天然氣沿井筒的流動屬于伴隨著傳熱的氣液固三相流動過程。在建立井筒流動及傳熱模型時，假設條件為：（1）氣液固混合物為一維、多相、穩(wěn)定流動；（2）氣液固三相處于熱力學平衡狀態(tài)，其過流斷面上的壓力和溫度均勻分布；（3）井筒中為穩(wěn)態(tài)傳熱，地層中為非穩(wěn)態(tài)傳熱；（4）在井筒和地層中只考慮徑向傳熱。

1.1 壓力分布模型

對于傾斜管的多相流動，其壓力梯度方程為［7］

式中，L為井深，m；p為壓力，MPa；ρm為混合物密度，kg/m3；vm為混合物速度，m/s；fm為混相摩阻系數(shù)，無因次；d為油管內徑，m；α為井斜角，（°）；g為重力加速度，m/s2。

混合物平均密度的計算方法為

式中，ρg為氣相密度，kg/m3；ρl為液相密度，kg/m3；ρs為固相密度，kg/m3；Hl為液相體積含量，%；Hs為固相體積含量，%。

混相摩阻系數(shù)可分解為固相摩阻系數(shù)和氣液兩相摩阻系數(shù)，其計算方法為［4-5］

其中

式中，vs為固相速度，m/s；為硫顆粒平均粒徑，m；Hs為固相體積含量，%；NRe，m為混合物平均雷諾數(shù)，無因次。

1.2 溫度分布模型

根據(jù)井筒徑向傳熱原理，結合比焓方程和能量守恒方程，混合物沿井筒的溫度梯度可表示為［8］

式中，Tf為混合物溫度，K；Te為地層溫度，K；Cpm為平均比定壓熱容，J/（kg·K）；CJm為焦耳–湯姆遜系數(shù)，K/MPa；Gm為質量流量，kg/s；rto為油管外徑，m；rcem為水泥環(huán)半徑，m；Uto為總傳熱系數(shù)，W/（m·K）；Ke為地層導熱系數(shù)，W/（m·K）；β為地層擴散系數(shù)，m2/s；t為生產(chǎn)時間，d。

2 硫析出與沉積模型

2.1 硫析出模型

根據(jù)元素硫在天然氣中的溶解度和臨界溶解度可判別是否存在硫析出，即元素硫的析出條件為

影響硫溶解度的關鍵參數(shù)是溫度、壓力和氣體組分［8-9］。通過室內實驗、數(shù)值模擬和現(xiàn)場驗證，目標氣田元素硫溶解度可用如下公式計算

式中，C為元素硫的溶解度，g/m3；Cs為元素硫的臨界溶解度，g/m3；Mg為天然氣分子量，g/mol；Z為天然氣偏差因數(shù)；R為通用氣體常數(shù)；T為溫度，K；p為壓力，MPa。

因此，在天然氣組分確定的情況下，元素硫的溶解度主要取決于壓力、溫度等參數(shù)，且沿井筒變化。這樣，結合井筒中的壓力分布和溫度分布，根據(jù)硫析出條件便可確定元素硫的析出井段。

2.2 硫沉積模型

元素硫析出后將形成硫顆粒，而硫顆粒是否會沉積取決于天然氣混合物的流速和硫顆粒的臨界懸浮速度。如果不考慮顆粒間碰撞、聚團效應、沖蝕等影響，硫沉積的判別準則為

式中，vm為天然氣混合物的流速，m/s；vgcr為硫顆粒的臨界懸浮速度，m/s。

根據(jù)井筒多相流動及傳熱模型，可算得天然氣混合物的流速。而考慮重力、浮力和繞流阻力等因素，根據(jù)力學平衡原理，硫顆粒的臨界懸浮速度為

式中，ρm為天然氣密度，kg/m3；ρs為硫顆粒密度，kg/m3；d為井筒直徑，m；CD為阻力系數(shù)［10］。

假設滿足硫沉積條件的硫顆粒均沉積在管壁上，其沉積量可用如下公式計算

式中，Bg為天然氣的體積系數(shù)，無因次；ΔC為硫溶解度變化量，g/m3；qg為地面產(chǎn)氣量，m3/d；t為生產(chǎn)時間，d。

3 硫沉積規(guī)律的耦合算法

研究井筒中的硫沉積規(guī)律，主要通過井筒壓力場、溫度場、速度場及硫化氫質量濃度等多場耦合來實現(xiàn)的。計算基于以下4項基本假設：（1）氣井產(chǎn)水，以井底作為起點；（2）井筒中若無硫析出，則為氣液兩相流動；（3）井筒若有硫析出，則井段為氣液固三相流動；（4）析出的硫顆粒在井筒運移過程中呈均勻分布，不考慮顆粒的質量濃度隨井深的變化。

將井筒劃分成若干單元，要求段內物性參數(shù)變化不大。以井底為始點，取一單元段dL進行分段計算。已知該段進口壓力p、溫度T，首先假設該段的壓力增量Δp0，依據(jù)壓力增量計算溫度增量ΔT0并得出該段的平均壓力、溫度。在此基礎上計算該段硫溶解度C并與硫臨界溶解度Cs進行對比以判斷是否有硫析出。若判斷無硫析出，則該段按照氣液兩相流模型進行計算，并依據(jù)壓力、溫度耦合方程組對壓力增量Δp、ΔT進行迭代求解，最終獲取該段的實際壓力和溫度增量，得出該段出口壓力、溫度并作為下一段計算時的入口壓力、溫度。若判斷有硫析出，計算硫析出量并修正流體中硫含量，按照井筒中氣液固三相流動公式計算出井筒中的混合物流速并與硫顆粒臨界懸浮速度進行對比，判斷是否存在硫沉積，若不存在硫沉積，則按照三相流模型對壓力、溫度進行耦合迭代，求取出口壓力、溫度；若判斷存在硫沉積，則在計算沉積量后將沉積的硫從三相流中去除，此時井筒流動變?yōu)闅庖簝上嗔?，可按照兩相流模型對壓力、溫度進行耦合迭代，最終求取出口壓力、溫度?；谏鲜鲇嬎懔鞒?，本文研制開發(fā)了酸性氣體井筒流動規(guī)律軟件平臺，流程如圖1所示。

圖1 井中的硫沉積規(guī)律耦合計算方法示意圖

4 應用實例

利用研制的軟件，對某氣田兩口井下安裝溫度壓力監(jiān)測儀的井進行壓力、溫度計算，并將計算結果與現(xiàn)場實測結果進行了對比。2口井6個月38組測量壓力和溫度與預測最大相對誤差為7.46%和0.85%，平均絕對百分誤差為3.81%和0.65%，表明本文建立的模型準確率較高，可以用來分析預測高含硫氣井中的壓力、溫度、硫析出及硫沉積分布規(guī)律。

以P氣田p1井為例，生產(chǎn)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 p1井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

4.1 硫析出、硫沉積沿井深變化規(guī)律

硫溶解度、硫析出量、硫析出段、壓力、溫度沿井深變化規(guī)律如圖2。計算結果表明：酸性氣體在開采過程中，從井底到井口自下而上壓力、溫度和硫溶解度是逐漸減小的，且變化規(guī)律非線性的，該井硫析出點為井深1 840 m處，由該點向上直到井口，井筒中均有硫析出，且析出量逐漸減少，該井沒有硫沉積。在井筒彎曲處（如造斜點）受井眼軌跡變化影響，引起局部壓力梯度急劇變化，從而會影響硫的溶解度變化，所以井筒局部傾角突然變化可能會引起硫沉積，對此工程上要引起重視。計算結果表明，該井雖然沒有硫沉積，但在1 840 m的井段都有硫析出，在這些井段一旦因某些外部因素引起局部擾動，就可能形成硫沉積，在開采過程中必須加注溶硫劑，以避免硫沉積的產(chǎn)生。

圖2 p氣田p1井井筒中參數(shù)變化曲線

4.2 產(chǎn)量與硫析出規(guī)律分析

在開發(fā)生產(chǎn)中，衡量一口氣井效益好壞的最直接參數(shù)就是單井產(chǎn)量。但是，對于高含硫氣井，產(chǎn)量不僅和地層產(chǎn)能有關，還受到井筒硫析出量和壓力梯度的制約。為指導現(xiàn)場合理配產(chǎn)，本文對同一井底壓力下（56.4 MPa），4種配產(chǎn)方案進行計算（產(chǎn)量分別為42.92×104m3/d、60×104m3/d、70×104m3/d和75×104m3/d）。在其他參數(shù)不變條件下，得到產(chǎn)量變化對井筒硫析出位置及析出量的影響規(guī)律如圖3所示，產(chǎn)量變化對井筒壓力梯度變化影響規(guī)律如圖4所示。

圖3 不同產(chǎn)量下硫起始析出量及析出位置變化規(guī)律

圖4 不同產(chǎn)量下壓力隨井深變化規(guī)律

圖3表明，產(chǎn)量不同，硫析出位置和硫析出量不同；產(chǎn)量越大，硫析出越快，硫析出量也越多，硫析出點離井底越近，亦即沿井深方向的硫析出段越長。這是因為產(chǎn)量越大沿井筒壓力降落越快，導致硫溶解度下降快所致。同時由于產(chǎn)量較高時，單位時間單位井筒體積內流過的氣體越多，因此硫析出量越大。4種工況下井筒內均沒有硫沉積，說明現(xiàn)場生產(chǎn)時為防止硫沉積而加入的溶硫劑劑量要充分考慮產(chǎn)量的影響。

圖4表明：產(chǎn)量不同，壓力梯度不同，產(chǎn)量越大，壓力下降越快。圖4中井深4 100 m處壓力梯度突變，是由于此處管徑變小會導致壓降速度增大引起的。同時，產(chǎn)量越高井口壓力越低。這與通常氣井產(chǎn)量越高井口壓力越高的規(guī)律恰巧相反，這是因為在天然氣向井口流動過程中會有硫析出，析出的硫顆粒對氣體流動會產(chǎn)生阻礙作用，增大壓降速度。而當產(chǎn)量越高時析出的硫越多，因此產(chǎn)量越高壓降速度越快。此計算結果表明：對于高含硫氣井，配產(chǎn)時一定要考慮到氣井中的硫析出，否則產(chǎn)量過大，硫析出太快，一旦帶不出來，就會造成硫沉積，從而危害生產(chǎn)。

根據(jù)分析計算結果，利用自主研發(fā)的酸性氣體井筒流動規(guī)律軟件平臺，對P氣田初期投產(chǎn)的2口生產(chǎn)井進行了配產(chǎn)分析，這兩口井原配產(chǎn)氣量分別為43×104m3/d和36×103m3/d。研究結果表明：這兩口井配產(chǎn)分別改為80×104m3/d和75×104m3/ d，井筒中均未出現(xiàn)硫沉積，且井口壓力分別為12.23 MPa和12.41 MPa，可保證正常生產(chǎn)。因此，合理配產(chǎn)量比原來提高一倍，兩口井可實現(xiàn)年增產(chǎn)27 740 ×104m3。

5 結論

（1）針對高含硫氣井復雜相態(tài)，建立了多場耦合的多相流動模型來研究氣井中的硫沉積規(guī)律。研究表明：影響高含硫氣井井筒中硫析出位置的主要因素是溫度梯度、壓力梯度和產(chǎn)量；溫度梯度、壓力梯度下降越快，硫析出越早；同一工況下，產(chǎn)量越高，硫析出越早，硫析出井段越長。因此，現(xiàn)場在配產(chǎn)過程中不僅要考慮地層產(chǎn)能的影響，還要考慮到井筒硫析出量的控制。

（2）井筒中的硫沉積主要受局部擾動和井筒氣流的舉升能力綜合影響，在硫析出后，在井身曲率發(fā)生變化（如造斜點）或局部井徑突變處，會引起速度場的擾動，壓力梯度、溫度梯度也會隨之擾動，工程上要特別注意在這些特殊點上會引起硫沉積的危險。

（3）現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)驗證結果表明，本模型對井筒壓力、溫度計算準確率較高，模擬計算結果可為指導現(xiàn)場進一步實施開采方案調整、生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化及制定硫沉積預防工藝措施提供重要的理論依據(jù)。

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Sulfur deposition law in gas wells with high sulfur content

DING Jian1,SHI Zaihong2,NIU Jun2,HAN Dongshen3,ZHANG Lei4,GU Qingdong4
（1.CNOOC Iraq Company Limited,Beijing100010,China; 2.Petroleum Exploration and Production Research Institute of SINOPEC,Beijing100083;3.Drilling & Production Process Research Institute of Liaohe Oilfield Company,Panjin124010,China;4.Research Institute of Oil Production Engineering,Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

In consideration of the difficulties of sulfur release and deposition prediction in wellbores with high content of sulfur,a mathematical model was built for multi-phase fluid flow and heat transfer in gas wells with high content of sulfur,and a discrimination rule and computing method were given for multi-field coupling sulfur release in wellbore and sulfur deposition.The computing results show that the sulfur solubility from hole bottom to wellhead in gas well with high sulfur content decreases gradually,showing non-linear variation;sulfur release occurs in the wellbore,and the precipitation location and amount are mainly affected by temperature gradient,pressure gradient and H2S mass concentration;and sulfur deposition in wellbore is mainly affected by gas carrying capacity and local flow field disturbance.The greater the temperature and pressure decrease,the earlier the sulfur precipitates;under the same flow pressure,the higher the gas production is,the earlier the sulfur precipitates and the greater the precipitation is.This study simulates the production performance of gas wells and gives the distribution law of sulfur release,sulfur deposition,pressure and temperature in gas wells with high sulfur content;the calculation results may be used to provide guidance for field adjustment of development scheme and optimization of production parameters and provide basis for formulating a scheme to prevent sulfur deposition.

high content of sulfur;gas well;sulfur release;sulfur deposition

丁健，石在虹，牛駿，等.高含硫氣井中的硫沉積規(guī)律［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：79-83.

TE34

：A

1000–7393（2014）04–0079–05

10.13639/j.odpt.2014.04.020

2014-03-14）

〔編輯 景 暖〕

國家863計劃課題“高溫高壓、高含H2S/CO2氣田井下管柱腐蝕與防護技術”(編號：2007AA06Z207)部分研究成果。

丁健，1972年生。1997年畢業(yè)于西安石油學院石油工程專業(yè)?，F(xiàn)從事油藏開發(fā)生產(chǎn)研究工作。電話：010-84527112。E-mail：dingjian611@126.com。