在高含硫天然气开发过程中，部分气井会出现元素硫沉积现象。该现象通常出现在地层岩心、井筒和地面流程等部位，引起流体通道堵塞、管线腐蚀等问题[1]，影响高含硫天然气的开发效益。为了降低元素硫沉积堵塞导致的影响，采用硫溶剂解堵[2-4]，以保障流体通道的畅通。同时，有必要深入研究元素硫沉积现象，控制元素硫沉积对高含硫天然气开采的影响程度，提高高含硫天然气的开发效益。
统计分析结果表明：天然气组成、温度、压力等因素对元素硫沉积有重要的影响。结合戊烷以上组分含量、井口温度、井口压力、井底温度、井底压力等因素，得到元素硫沉积统计分区图，可以初步进行井筒元素硫沉积判断。
随着研究的深入，发现元素硫沉积统计分区图存在以下局限性：①沉积量无法进行计算；②沉积部位无法判断；③地面元素硫沉积无法判断。为了克服元素硫沉积统计分区图的局限性，开展了元素硫溶解度研究，围绕元素硫溶解、析出过程，提出了元素硫物理溶解、化学溶解等理论，进行元素硫溶解度计算，希望能够找到元素硫沉积的判断条件、元素硫沉积量的计算路径，从而实现元素硫沉积预测[5]。
元素硫沉积理论主要有物理溶解理论和化学溶解理论[6]。物理溶解理论认为：元素硫在含硫天然气中的溶解，溶解度随着温度压力的升高而增加。化学溶解理论认为：元素硫在含硫天然气中溶解，与H2S发生化学反应生成多硫化氢（xS+H2S=H2Sx+1）。
元素硫溶解理论的争议影响了元素硫沉积预测技术的开发。本研究深入分析了元素硫溶解理论，以期解决元素硫溶解理论问题，为元素硫沉积预测技术开发创造条件。
结合L气田元素硫沉积情况、元素硫沉积影响因素分析、元素硫溶解度测试数据物料组成分析，开展元素硫溶解理论分析。
L气田天然气中H2S摩尔分数为10%、CO2摩尔分数为7%，有7口生产井，天然气产量930×104 m3/d。
L气田1号站到2号站生产流程见图1。
1号站有101井、102井、103井和104井4口生产井。单井产天然气经一级节流、水套加热炉加热、二级节流汇合后，出站输往2号站。在2号站进行气液分离、过滤分离等。
在L号气田的开发检修过程中，发现二级节流后靶式流量计、挂具、气液分离器排污口、过滤分离器等部位出现元素硫沉积现象，见图2~图5。
在101井生产过程中，二级节流后元素硫沉积产生流体阻塞效应，出现输压上升现象，调减天然气产量，进行101井的天然气开采，生产情况见表1。
在检修过程中，未发现二级节流前有元素硫从天然气中析出。二级节流阀检修效果见图6。
针对元素硫沉积现象，分析了高含硫天然气开发过程中的影响因素[6]。旨在通过对元素硫沉积影响因素的分析明确元素硫沉积过程理论。
1） 甲烷摩尔分数：元素硫沉积气井中甲烷摩尔分数为45%~85%；元素硫不沉积气井中甲烷摩尔分数为50%~80%。这表明甲烷含量与元素硫沉积没有关联性。
2） 乙烷摩尔分数：元素硫沉积的气井中乙烷摩尔分数低于1%；元素硫不沉积气井中乙烷摩尔分数为0.5%~5.2%。这表明乙烷含量与元素硫沉积有明显的关联性。
3） 丙烷摩尔分数：元素硫沉积气井中丙烷摩尔分数在0.9%以下；元素硫不沉积气井中丙烷摩尔分数为0.2%~3.0%。这表明丙烷含量与元素硫沉积有明显的关联性。
4） 丁烷摩尔分数：元素硫沉积气井中丁烷摩尔分数在0.8%以下；元素硫不沉积气井中丁烷摩尔分数为0.1%~3.9%。这表明丁烷含量与元素硫沉积有明显的关联性。
5） 戊烷以上组分摩尔分数：元素硫沉积气井中戊烷摩尔分数在0.5%以下；元素硫不沉积气井中戊烷摩尔分数为0.5%~7.2%。这表明戊烷含量与元素硫沉积有明显的关联性。
6） H2S摩尔分数：元素硫沉积气井中H2S摩尔分数为5%~55%；元素硫不沉积气井中H2S摩尔分数为11%~33%。这表明H2S含量与元素硫沉积没有明显的关联性。
7） CO2摩尔分数：元素硫沉积气井中CO2摩尔分数为2%~40%；元素硫不沉积气井中CO2摩尔分数为3%~10%。这表明CO2含量与元素硫沉积没有明显的关联性。
1） 水产量：元素硫沉积气井，每万立方米天然气水产量在0 ~112 L之间；元素硫不沉积气井，每万立方米天然气水产量为0~168 L。这表明水产量与元素硫沉积没有明显的关联性。
2） 天然气产量：元素硫沉积的气井天然气产量在28.3×104 m3/d以下；元素硫不沉积气井天然气产量为（6~128）×104 m3/d。天然气产量42.5×104 m3/d以上的气井，没有元素硫沉积。这表明天然气产量与元素硫沉积存在明显关联性。
3） 油产量：元素硫沉积气井中每1×104 m3天然气产油量在0.4 m3以下；没有出现元素硫沉积气井中每1×104 m3天然气产油量为0~7 m3。每1×104 m3天然气产油量在0.4 m3以上的气井中没有元素硫沉积。这表明油产量与元素硫沉积存在明显的关联性。
1） 井口温度低、压力高，元素硫沉积可能性低。井口温度高、压力低，有利于元素硫沉积。
2） 井底温度低于93 ℃，元素硫沉积可能性低。井底温度高于93 ℃，元素硫沉积可能性高。
出现元素硫沉积的气井，地层中存在元素硫。在井底温度较高的情况下，元素硫以液体形态存在。
通过上述分析，认为元素硫的溶解过程主要是物理溶解。随着温度的升高，元素硫的溶解量增加。这与井底温度比较高的井容易出现元素硫沉积的现象一致。但是，井口温度比较高的井出现元素硫沉积与温度的影响的理论不太一致。因此，提出了元素硫溶解的化学溶解理论：元素硫与H2S发生化学反应生成多硫化氢（xS+H2S=H2Sx+1）。元素硫的化学溶解受温度、压力的影响。压力上升，有利于多硫化氢的生成。压力下降，多硫化氢分解，元素硫析出沉积，这与井口压力较低的井出现元素硫沉积的现象一致，表明温度对元素硫沉积的影响较为复杂。
根据道尔顿分压定律，利用H2S含量的变化确定反应的压力平衡常数，再由压力平衡常数（Kp）与浓度平衡常数（Kc）的关系确定浓度平衡常数，进而求得地层压力降低到不同程度时由多硫化氢分解导致的地层含硫饱和度[7]。
实例计算结果：在高含硫气藏开发的过程中，在H2S含量变化不大的情况下，由多硫化氢(H2Sx+1)分解析出的硫占总析出量的比例很小，即化学沉积过程在此过程中影响很小，物理沉积是硫沉积的主要方式。
以元素硫溶解度数据计算，按xS+H2S=H2Sx+1反应计算，x取1~8，H2Sx+1占比见表2。
计算结果表明：按xS+H2S=H2Sx+1反应计算，含硫天然气中化学溶解占比通常在10%以下，没有固定的化学平衡系数，不遵循化学反应理论，对元素硫溶解度的贡献较小。
为了深入研究元素硫沉积现象，开展了元素硫溶解度测试。结合元素硫溶解度测试数据，分析论证元素硫溶解理论[16]。
在H2S的测试结果中表明：在一定温度下，压力升高，H2S载硫量增加；在一定压力下，温度升高，H2S载硫量增加[17]。
该结果与Swift等[16]的实验结果一致：在温度一定的条件下，压力升高，硫溶解度增加；在压力一定的条件下，温度升高，硫溶解度增加。
结合元素硫溶解度的测试数据，分析体系中物料组成关系，结果见表2。
结合元素硫溶解度测试数据，分析元素硫溶解过程中的物料组成关系，表明元素硫在H2S、含H2S天然气中的溶解不满足元素硫与H2S发生化学反应的物料关系，说明元素硫的溶解过程不适用于化学溶解理论。
依据H2S、含H2S天然气、CO2、CH4中等温变压元素硫溶解度测试结果，结合图7~图12进一步分析元素硫的溶解理论[18]。
图11中混合物1的各组分的摩尔分数如下：H2S为0.9509，CO2为0.0372，CH4为0.0103，N2为0.0001，乙烷为0.0009，丙烷为0.0004，异丁烷为0.0001，正丁烷为0.0001。
图12中混合物2的各组分的摩尔分数如下：H2S为0.4411，CO2为0.0072，CH4为0.4797，N2为0.0068，乙烷为0.0409，丙烷为0.0191，异丁烷为0.0028，正丁烷为0.0024。
上述实验结果表明，元素硫在H2S、CH4、CO2、酸性气体混合物1、混合物2中的溶解度随压力的升高而增加，变化趋势一致，进一步支持了元素硫在酸性气体中的溶解过程属于物理溶解过程这一观点。这说明天然气中H2S、CO2、CH4等与元素硫发生溶解作用，随着压力的升高，元素硫溶解度增加。
在测试压力范围内，元素硫溶解度随压力的变化情况见表3。
由表3可知，压力增加1 MPa，H2S对元素硫溶解度提高效果最高，CO2对元素硫溶解度的提高效果次之，CH4对元素硫溶解度的提高效果最低。这说明：与元素硫物理溶解作用由强到弱的顺序为：H2S > CO2 > CH4。
1） 高含硫天然气中元素硫溶解过程适用于物理溶解理论，不适用于化学溶解理论。
2） 与元素硫物理溶解作用由强到弱的顺序为：H2S > CO2 > CH4。
2024, Vol. 53 Issue (6): 68-73 2024, Vol. 53 Issue (6): 68-73