高含硫采气工艺技术研究及风险分析阶段汇报

高含硫采气工艺技术研究及风险分析 阶段汇报 高含硫采气工艺技术研究及风险分析 主要内容 立项背景 项目研究主要内容与研究进度 目前工作进展 下步安排 重庆气况高含硫气井在开发中存在 :单质硫沉积 、 堵塞 (硫堵和冰堵 )、 设备管线腐蚀等 ，严重影响气井正常生产 ， 并对环境造成威胁和危害 。 为保障高含硫气田安全平稳开发 ， 需要对高含硫气田的采气工艺技术及风险进行分析研究 ， 为生产管理提供支持 。 一、立项背景 高含硫采气工艺技术研究及风险分析 二、主要研究内容 高含硫气田开发现状调研 ， 找出存在的主要问题等； 高含硫采气工艺技术研究及风险分析 水合物堵塞分析：分析堵塞原因 ， 找出主要堵塞部位 ， 结合目前井下及站场地面工艺现状 ， 提出防堵措施 。 硫沉积分析：定性分析单质硫沉积条件 ， 可能沉积部位；溶硫剂调研 、 试制 、 室内配伍性试验 ， 筛选出适合现场的安全的溶硫剂；提出防治措施 。 适应性研究：针对重庆气矿高含硫气井开发中存在的问题和风险 ， 分析研究高含硫采输工艺的适应性 ， 并借鉴国内外高含硫开发的研究成果和开发经验 ， 提出相应的整改措施和建议 。 腐蚀分析：分析研究高硫化氢及高硫化氢天然气中沉积硫对设备 、 管道的腐蚀状况 ，提出防腐措施 。 三、重庆气矿高含硫气田开采现状 高含硫气井划分标准 重庆气矿从二十世纪六十年代开始进行高含硫气藏开发，但对硫化氢含量达到多少才称为高含硫气藏，概念比较模糊， 1995年中国石油天然气总公司发布的6168藏分类”才明确规定，见表。 微含硫气藏 低含硫 气藏 中含硫 气藏 高含硫 气藏 特高含硫 气藏 硫化氢气藏 g/ 30 30 150 150 770 770 % 2 2 10 10 50 50 含硫化氢气藏分类表 高含硫采气工艺技术研究及风险分析 根据划分标准，重庆气矿目前投产的高含硫气藏有万州采输气作业区所辖范围内高峰场气田飞仙关气藏、开江龙门气田飞仙关气藏、开县五百梯气田长兴气藏、忠县石宝寨长兴气藏、卧龙河嘉陵江气藏共 36口井。 图 1 高峰场构造位置图 飞仙关储层特征： 高峰场气田位于重庆市万州区，横跨该区河口、龙宝、高峰、凉风、响水等镇。区域构造位置位于四川盆地川东断褶带大池干井构造东北倾没端西侧，为万县向斜东南翼坡带上的一个潜伏构造 气藏的主要储集岩泥粉晶灰岩、亮晶鲕粒灰岩和残余砂屑泥晶含云质灰岩。气藏储层呈层状或透镜状。气藏北区储层发育而中南区不发育。储集类型为裂缝发育的 裂缝 孔隙型。气藏类型为岩性构造复合气藏 。 高峰场飞仙关测井计算的孔隙度在 间。综合各井储层段测井解释数据，储层孔隙度最高为 平均 其中低孔（孔隙度 2 6%）占 中孔（孔隙度 6 12%）占 高孔（孔隙度大于 12%）占 表明 储层孔隙度发育较差，为低孔型储层 。 飞仙关取心井峰 4井的渗透率主要分布在小于 10峰 15井主要分布在 10明其 基质渗透率低。 微裂缝比较发育 。以构造微裂缝为主，其次是压溶微裂缝。 孔喉半径在 间。 气藏流体特征 高峰场气田飞仙关气藏测试井 4口，产工业气流井 2口（峰 4、15井），微气井 2口（峰 2、 5井）。峰 4、 15井取气样进行了天然气成分分析。气分析结果， 峰 4、 硫化氢含量分别为 氧化碳含量分别为 对密度分别为 高含硫的气藏气 。 低部位的峰 15井硫化氢、二氧化碳等重组分含量明显较高部位 的峰4井高。 峰 4、 15井生产过程中产少量水，峰 15井投产以来 5次取样分析， 9 148mg/l，矿化度 l，不含微量元素， 水型先后为 要为凝析水 。 气藏原始地层压力 力系数 属超压气藏。峰 4井与峰 15两口井相互连通，为同一压力系统 。 气藏合计储量为 108采储量为 108 开发方案 日产 104m3/d 采气速度 年产 108 稳产 108 最终采收率 百梯气田长兴气藏 五百梯气田位于四川省开江县和重庆市开县境内的五百梯义和场一带。构造属于川东大天池高陡构造带北倾末端东翼断下盘的一个局部构造，为一短轴状背斜，剖面形态为箱状，长约24与南门场构造相望，西隔大方寺向斜与沙罐坪构造相邻，北为温泉井构造，南为同属大天池构造带的白岩山构造 图 1 五百梯气田位置图 五百梯气田于 1979年在构造南端邓 1井钻达石炭系产少量水 ， 1989年 1月天东 2井在钻至井深37802 104m3/d， 由此发现了生物礁气层 。 同年 9月天东 1井在石炭系钻获百万级高产气流 ， 发现了石炭系气藏 。 截止 2006年 4月底，五百梯气田范围内共有完钻井 39口（除邓 1井外）（见表 1），正钻井 3口（天东 97、 002 11、 021 3井），其中，二叠系完钻井 3口（天东 10、 53、 74井），志留系完钻井 35口，寒武系完钻井 1口（五科 1井）。目前累计获气井 28口，小产量气井 1口，气藏 3个（ 2 储层岩石主要是：深灰色、深灰带黑色的泥晶灰岩、硅质泥晶灰岩、部分井有燧石结核灰岩、浅灰色、灰色泥粉晶白云岩、溶孔云岩、灰质云岩和灰色、深灰色泥晶灰岩为主，白云岩的溶蚀孔洞比较发育。 五百梯生物礁储层纵横向变化较大但这并不影响各井间连通 ，储集空间可分为孔、洞、缝三类 ，孔隙度在 间，算术平均值 大部分岩样孔隙度在 7%以下 五百梯生物礁岩石基质渗透率最低 10高 10 算术平均 10于川东地区主力产层 。 储层裂缝发育。 长兴生物礁气藏为富含酸性气体的干气气藏，成分以甲烷为主，含量约87 98。各井硫化氢和二氧化碳等酸性气体的含量差异较大，硫化氢含量为 18 85g/氧化碳含量约 34 152g/位于气藏边缘的天东 61井外，其余 4口井硫化氢及二氧化碳含量与产层海拔关系明显，海拔越低，硫化氢及二氧化碳含量越高，天然气比重也相应增高。 气田水为凝析水，水型主要为 各井产层中部温度在 之间。 气藏原始地层压力为 力系数 近常压。 气藏容积法储量为 108 长兴气藏开发方案数据表 方 案 编 号 日产气量 (104m3/d) 75 采气速度 (%) 产量 (108产井数 (口 ) 6 井号 天东 10 天东 53 天东 72 天东 74 建议 1 建议 2 投产时间 产 期 日产气量（ 104m3/d） 产年限 (年 ) 压开始时间 产结束时间 计产气 (108出程度 (%) 案 期 末 累计产气 (108终采出程度 (%) 产气量 (104m3/d) 方案结束时间 注 采气速度以剩余数模储量 08 龙门气田地理上位于重庆市梁平县境内。在区域构造背景上，处于四川盆地川东高陡断褶带开江古隆起东南斜坡大天池构造带的中南段，是构造带东南翼 (陡翼 )下盘的次一级潜伏背斜。地表出露侏罗系沙溪庙组。地表为单斜，地腹为潜伏构造，东有梁平向斜，西为大天池构造带肖家沟高点，北邻五百梯气田，南为沙坪场气田。 图 1龙门气田地理及构造位置图 储集岩主要为白云岩及鲕粒灰岩 龙门构造 孔隙喉道、裂缝为渗流通道的裂缝 孔隙型岩性圈闭储集体。 构造裂缝相对不太发育 ，不同岩性储层的孔隙大小差异性 。 岩心实测孔隙度介于 占 90%97%；8口井的 其中 12%的不足 1%， 占 80%97%，说明藏的储集类型为裂缝 孔隙型。 分以甲烷为主，含量约 88 91。各井硫化氢和二氧化碳等酸性气体的含量差异不大，硫化氢含量为 91 121g/氧化碳含量约 38 50g/含 时，天东 4、 5、 56井分属于南、北两个不同的鲕滩气藏，它们的气体成分也有一些区别，如 此可进一步验证，南、北两个鲕滩气藏分属不 天东 55井作为 口水井。经分析化验，其水性为 度为 6647，总矿化度为 。说明南段鲕滩气藏的边水为具碱性的中矿化度封闭地层水。 1）重庆气矿高含硫气井腐蚀流体含量较高 其中： 含量 含量 l 含量 3201179, 基本情况见表。 高含硫采气工艺技术研究及风险分析 气藏共同的特点： 井号 产层 腐蚀流体含量（ g/ 备注 东 53井 9 天东 72井 83 天东 74井 6914 天东 5东 109井 1井 7293 峰 4井 15井 194 七里 8井 里 43井 34846 七里 14井 222 卧 2井 3井 767 卧 6井 02 井号 产层 腐蚀流体含量（ g/ 备注 7井 8井 9井 11井 03 卧 12井 60170 卧 13井 15井 0916 卧 17井 032 卧 28井 31井 32井 39井 50井 56井 63井 126井 2）气藏埋藏深 3）气藏非均质 4）储层为裂缝 孔隙型 基质渗透率低，低孔、低渗 生产现状 重庆气矿高含硫气井主要采用裸眼完井、射孔完井、带封隔器射孔完井等，卧龙河嘉陵江高含硫气井井下及井口采用普通抗硫管材，其余高含硫井基本采用高抗硫井口。 庆气矿高含硫气井生产情况 重庆气矿现有高含硫正常生产井 26口：峰 15井、卧 3、 5、 6、 7、 9、 11、 12、 13、15、 17、 28、 29、 31、 32、 37、 39、 41、50、 56、 126井、宝 1井、天东 5 1、 53、72、 74井，其生产情况见表 4。 井号 投产时间 套压(油压(日产气(104历年产气(104日产水(历年产水(峰 15 4 宝 1 1 2754 天东 5 99 天东 109 东 53 87 天东 72 1017 天东 74 81 卧 3 72 卧 5 0 卧 6 41 卧 7 7 卧 9 3 卧 11 016 卧 12 124 卧 13 66 卧 15 043 卧 17 27 卧 28 38 卧 29 卧 32 6 卧 31 5 卧 39 37 0 卧 41 7 卧 50 24 卧 56 8 卧 126 卧龙河气田嘉陵江高含硫气井投产时间较早，目前处于开发后期，产量、压力低，靠增压维持生产。天东 5109井压力虽然较高，但产量较低，宝 1井、峰15井产量压力均较高，是气矿的主力气井。 1） 天东 5051015202530352004004004004004005005005006006006006007007气 ( 万方 ) 产水 ( 方 )天东 5然气中硫化氢和二氧化碳含量较高。该井于 04年 4月 2日开井投产，初期配产 5 10万 m3/d，该井在生产过程中多次发生硫堵和冰堵，影响气井正常生产。目前生产油压 17产气 7万 气曲线见图 1。 天东 5 2） 峰 15井生产情况 峰 15井产层飞仙关 ， 天然气中硫化 氢和二氧化碳含量较高 。该井于 05年 11月 4日开井投产 ， 初期配产 15万 m3/d， 该井在生产过程中多次发生硫堵和冰堵 ， 尤其是 06年分离器分离头两次硫堵 ， 影响气井正常生产 （ 见图 2） 。 目前该井生产油压 26日产气 7万 图 1 天东 501020304050602005005006006006006006006006006006006006006006006006006006006007007007007007007007007007压 产气(万方) 产水(方) 宝 1井产层长兴，天然气中硫化氢和二氧化碳含量较高。该井于 05年 5月 19日开井投产，初期产气10万 m3/d，产水 6前生产油压22产气 12万 产水 20 051015202530352005006006006006006006006006006006006006006006006007007007007007007007M P a ) 油压( M P a ) 产气( 万方) 产水( 方)3采气工艺适应性分析及存在风险 响产能 影响气井产量、影响气井的正常生产 （ 1）峰 15井硫堵影响 （两次硫堵，减少产量近50 104 ） （ 2）天东 5天东 5响气井正常生产。如 2006年 2月分离器积液包硫堵（见图 6），影响气井产量26 1042007年 6月上旬开井生产出现时因缓蚀剂与腐蚀产物、单质硫附在油管内壁，生产过程中发生冰堵，影响气井产量 6 104 ） 图 6 天东 5 （ 3）宝 1井堵塞影响 坏设备管道，危及环境安全 如峰 15井 05年 12月 6日井口节流阀严重外漏，关井拆下阀门后发现密封圈腐蚀脆断。 同时，从 2006年 4月和 12月两次站场设备、管道壁厚检测也发现，地面设备、管道腐蚀较严重 ,检测数据见表 5。 宝 1井因流体腐蚀性较强，站内节硫元件腐蚀严重，从投入生产到目前为止，更换节流阀 4只，污水排污阀 2只。同时，宝 1井站场设备、管道及站外管线壁厚检测也发现腐蚀严重，腐蚀最严重区域是分离器（分离器最大腐蚀速度 a），测试数据见表 6。 同时实验室也发现，高含硫气井在生产过程中析出的单质硫对设备管道引起的腐蚀相当严重。取天东 55井现场水样作试验用水样，天东 5质硫含量 95%以上）为现场单质硫进行室内试验，结果如表 7。 宝 1井 分离器堵塞图示 井工艺适应性分析 重庆气矿早期投产的高含硫气井完井方式主要采用射孔完井和裸眼完井，井下管串长期浸泡在腐蚀性较强的介质中，将会遭受严重腐蚀，如近年进行腐蚀检测的峰 12井、池 35井等，井下管串受硫化氢腐蚀严重，因此，天东 53等高含硫气井井下管串的腐蚀状况不容乐观。近年投产的高含硫气井主要采用封隔器完井对套管和油管外壁实施保护（如图 8所示），但封隔器下的油管和套管不易得到保护。 目前，高含硫气井井下管串主要采用碳钢，如 高含硫天然气中，电化学腐蚀是不可避免的，因此，在生产过程中，须连续加注缓蚀剂实施保护，但近期投产的高含硫气井采用无缓蚀剂加注系统的封隔器完井，加注缓蚀剂必须停产，既影响气井正常生产，油套管又不能得到有效保护。 气工艺不适应分析 面工艺不适应分析 井口井口 井口针阀降压 水套炉加热 水套炉一、二级降压 分离 计量 管线管 线 出站 图 8 高含硫气井地面工艺流程图示 高含硫气井地面工艺系统与一般含硫气井地面工艺系统基本相同（见图 8），即天然气从井口流出后经井口针阀、水套炉加热节流降压、分离、计量、然后通过采气管线外输至集气站，但高含硫气井地面工艺流程所用材质比一般含硫气井所用材质的抗硫能力要强（ 如卧龙河高含硫气井井口 Q、 期投产的高含硫气井如天东 109井、峰 15井井口抗硫级别在 东 109井、峰 15井等高含硫井站阀门均采用特高抗硫阀门；站内及站外管材均采用 高含硫气单质硫析出，使得目前的地面工艺仍存在诸多不适应之处，如硫堵、冰堵、腐蚀。 1） 防腐措施不到位，影响高含硫气井正常生产 2）防堵措施不到位，影响高含硫气井正常生产 理力度不够 施不及时 分井站 安全距离不够 防设施配置较差，影响高含硫气井安全运行 全管理方面 1) 高含硫气田开发执行的标准较少。 2）员工安全意识和安全理念有待提高。 3）部分高含硫井站现场工作人员安全防护设施配备较差。生产现场均设有相对安全的集结地。 4、高含硫气井应对措施研究 2 2 1 S H S 一 定 压 力 和 温 度化学溶解 物理溶解 在同一温度下，随着压力的升高硫的溶解度增大； 而在压力相同时，温度越高，硫在天然气中的溶解度越大； 相同温度、压力下， 在天然气中的溶解度越大 气体组成 1 样（ 2:0:10:4:66） 气体组成 2 样（ 2:7:23:4:66 ） 烃类物质重质组分影响分析 气体组分中的弱酸性气体 （ 的含量一定时 ， 烃类物质分子式中的碳原子数越多 ， 则硫在该组气体中的溶解度越大 ，尤其是存在重质组分的气体 ， 这种趋势更加明显 。 尽管硫化氢与二氧化碳同属弱酸性气体，且后者含有碳原子，但是由于其自身的物理特性，对硫的溶解作用要比硫化氢小。 硫沉积影响因素 通过对国外高含硫气田在开采中遇到的井筒硫沉积问题的调研，结合 00多口含硫气井及气田动态生产资料的统计分析，得到如下的结论： 生元素硫沉积的可能性越大，但不是唯一 的因素。有的高达 见硫堵，而有的仅含 被硫堵， 0%以上的气井，大部分井发生元素硫沉积。 井底到井口的压力和温度降低愈大，气体中析出的元素硫越多，硫沉积的可能性越大。井底生产压差大，易引起元素硫在井底周围的沉积。 气流速度越大，携带出元素硫的效率越高，从而减少硫堵的可能性。 筒硫沉积预测 国外早在上个世纪 50年代开始就对含硫气藏采气过程中的元素硫沉积进行了大量研究，得到了一些关于井筒硫沉积的早期预测模型。 硫溶解度模型 测量一定温度压力下的硫溶解度与含硫天然气中硫含量进行对比，如果该温度下硫溶解度小于天然气中的硫含量，则可能出现硫的沉积 。 原理 模型没有考虑气体流速影响，实际测量存在误差，硫溶解度受 缺点 1）井筒硫沉积早期模型 硫溶解度与硫化氢含量的关系 (1)在纯硫化氢气体和酸性气体中 , 同温度下 , 硫的溶解度随压力的增大而增大。 (2)在纯硫化氢气体和酸性气体中 , 同一压力下 , 硫的溶解度随温度的增大而增大。 (3)在相同温度和压力下 , 随量的增加 , 硫的溶解度增大 , 且随 量增大 , 硫的溶解度变化率增大。 硫在酸性气体中的溶解度规律： 硫沉积统计模型 （ 1996） 以统计学为基础，通过对硫沉积的统计分析，得到硫沉积统计分区图。将井底温度、压力和井口温度、压力、戊烷以上含量进行相关计算描点，若处在硫沉积区，判定该条件下井筒内发生硫沉积，否则不发生硫沉积。 这些结论从统计学的角度得出的，缺乏严谨的理论分析和证明。 原理 缺点 可以看出早期井筒硫沉积预测模型具有很大的局限性，缺乏实际推广应用的价值。因此有必要对井筒硫沉积进行深入研究，建立能够预测含硫气体在井筒流动时发生硫沉积的动态模型。通过新的模型来确定井筒发生硫沉积条件，硫在井筒沉积位置和沉积量，以此来通过优化气井生产制度预防井筒出现硫的沉积，保证含硫气井安全高效顺利生产。 2）井筒压力温度场模型 关于气井井筒压力温度分布国内外许多学者进行了研究，建立了许多关于气井井筒压力温度分布模型。大致可以分为三类： 第一类 ， 理地分离压力，只研究井筒中气体的温度分布。 第二类 ，井筒整体或分段温度平均的方法，推导出井底压力的迭代计算公式，如著名的 第三类 ，较为复杂，但更为合理，考虑井筒中的流动是稳定流动，而地层中的传热过程为不稳定的，利用稳定热源精确数学解构造与时间相关的散热关系表达式代入到能量守恒方程中去，实现压力与温度的计算藕合。 （ 1）井筒压力温度分布常规模型 21210 3 4 1 103 2 上式求解有著名的平均温度和平均压缩系数法、 据这些方法可以来进行井底压力的预测。 根据气体稳定流动能量方程： 022 d Hu d 略动能项影响，将上面方程化简得到如下积分形式 不足： 没有考虑井筒温度分布的非线性化，计算程序十分繁锁、 复杂，应用受气井类型及流体性质的限制 （ 2）井筒压力温度分布模型第三类方法 i i ns i i 假设条件为 : 气体流动状态为稳定单向流动； 假设井筒内传热为稳定传热； 地层传热为不稳定传热，且服从 油套管同心。 不足 : 没有考虑井筒的实际不稳定流动，没有考虑动能变化影响 。 （ 3）几种特殊的井筒压力温度分布模型 2222s i i ns i i 模型中 既是时间、位置的函数 ,也与某时刻换热量有关，即考虑了地层不稳定扩散，也考虑了井筒中不稳定流动。 考虑井筒和地层传热均为不稳定情况 根据 出的当井口压力低于 需要考虑动能项时 ,根据井口压力确定井底流压采用下式计算 : 4 1 考虑动能项的影响 特点 ： 只是在以往常规计算模型（第一、二类方法）基础上增加了一个动能项修正，对于温度处理仍然认为井筒温度分布为线性。 考虑井筒和地层传热均不稳定，并考虑摩擦阻力和动能变化情况 特点 ： 在以往模型基础上，考虑了摩擦阻力和动能变化情况影响，更符合实际井筒流动条件，具有较好的计算精度。 （ 4）高含硫气井井筒压力温度分布模型建立 已有的关于高压高含酸气井底压力计算模型 对含 将以上公式中含有和计算对比参数时用到的视临界参数，用按以下公式计算的校正视临界参数取代之。 5 5 5 T 212/1/0 3 4 1 特点： 在常规气井井底压力计算方法基础上，只是在利用卡兹压缩系数图板对比压力时对拟临界压力和温度等参数进行了一定的修正 常规气井井底压力计算模型： 高含硫气井井筒压力温度模型建立的关键点和难点 1)高含硫气体在井筒中可能出现的复杂相态变化。由于固体硫沉积和超临界现象存在导致可能出现： 气 气 固流动 气 2)高含硫气体组分中的 临界压力温度点之上以液态存在，一旦低于临界点会变成气态，体积迅速膨胀数十倍甚至会上百倍，由于体积的迅速膨胀，反过来又对井筒压力温度影响。目前为止， 关于气体超临界态现象对硫沉积影响还未见相关文献报道 。 3)气井井筒压力温度分布模型建立一般是以气体稳定流动能量方程为基础，元素硫从高含硫气体中析出后，井筒会出现不稳定流动。元素硫不断沉积在井筒壁后，会造成井筒内任一截面流过的气体质量不相等，由于 井筒内客观存在质量交换现象。 4)井筒摩阻项的计算。由于井筒出现的复杂流态变化， 以往常用的查表法、查图法、公式计算法已不能简单用来计算摩阻项 ，尤其当固体硫颗粒不断沉积在井筒壁上时，气体流过所受的摩阻如何计算是一个需要解决的难点问题。 5)编制的模型预测软件要有智能化 ，能够根据输入的参数，自动判别出高含硫气体穿过井筒时各个过程发生的先后顺序，从动调用程序中的相应模块进行计算。如井筒是先出现元素硫的沉积还是 出的元素硫颗粒是先以液态形式存在，待压力温度条件满足后再以固态形式存在还是一析出就以固体颗粒状存在。这些过程出现的先后顺序直接影响后面问题解决。 目前气固两相流研究代表了当前多相流研究的前沿，诸多学者对之进行了研究，得到了很多物理数学模型，按其刻划的尺度和属性来分，目前主要存在以下三类物理模型： 连续介质模型 (此类模型将颗粒相看成是拟流体，这是目前在两相流动研究领域中使用最广泛的一种方法。在这种模型中，颗粒相常只被处理为一相，因此，在一些文献中又常常被称为“双流体模型” (。 离散颗粒模型 (此类模型将颗粒相看成离散相，而只将气体相看成是连续相，它既考虑颗粒与气体间相互作用，又考虑颗粒与颗粒间的相互作用。由于此模型可以跟踪所研究颗粒的运动轨迹，故又被称为“颗粒轨道模型” ( 流体拟颗粒模型 ( 此类模型以描述单颗粒尺度上运动特征为出发点，不仅将宏观上离散的颗粒作为离散相处理，还将从宏观上连续的流体也采用拟“颗粒”性质的流体微团来处理，从而可以模拟远离平衡态的系统。 （ 1）井筒内单颗粒在气体中的受力分析 质量力：惯性力、重力、浮力 其中：惯性力只在固体颗粒具有加速度时才考虑。 压力梯度引起的压差力 此处的压差力是井底流压与管道地面压强之间存 在的压强差所产生的，区别于斯托克斯阻力中的压差阻力，后者是由于颗粒的存在而产生的。 表面力 流体作用于固体表而的力，它与气流以及固体颗粒的相对运动有关，此处只考虑气流的曳力。 为研究方便，并考虑问题的普遍性，其他的作用力如 附加质量力、 力 等根据天然气生产管道中的气流的实际情况而忽略不计。 作用在气流中单个颗粒上的力分为三类： 固体颗粒所受合力如下： 0, 36161 33 极慢曾层流情况： 22 5 0 332233 c o sc o o i 过渡阶段： 2,1 0 0 0 246161 233 完全发展紊流情况： 0F 34 对于气井在生产过程中气体在井筒中的流动通常处于紊流状态，当 ，即固体颗粒处于受力平衡状态，这样就可以得到 颗粒悬浮临界流速的计算公式： （ 2）颗粒的碰撞研究 对于颗粒间的碰撞运动，引入如下假设 : a,颗粒是球形的，碰撞为光滑非弹性碰撞，碰撞后颗粒的形状不变； b,碰撞为二体双向瞬时碰撞，接触点为一点，不考虑两个以上颗粒同时碰撞； c,运动发生在颗粒质心所在的二维平面上。 颗粒与颗粒间的碰撞 1112221111 2222 12121根据碰撞动力学中的动量守恒定律确定其速度变化规律，即颗粒间碰撞计算公式为 : 作与颗粒间碰撞类似的假设 : a, 令颗粒是球形的，忽略颗粒碰撞变形，在碰撞过程中，颗粒质心与碰撞接触点距离等于颗粒的半径； b, 令碰撞只发生在一个颗粒与管壁之间，不考虑两个以上颗粒同时碰撞管壁。 颗粒与管壁的碰撞 571 pp du 无滑移碰撞时 : 有滑移碰撞时 : 1 pp 15 （ 3）元素硫颗粒群增长模型研究 元素硫颗粒群增长过程示意图 颗粒群（聚团）表面颗粒力平衡模型 聚团体与最外层黏附的颗粒间的黏性剪切力 g： 沉积预测实例 预测实例一 表 8东 5 组成 分析成分含量 ( 甲烷（ 烷（ 烷（ 丁烷 i（ 0 正丁烷 n（ 0 异戊烷 i（ 0 正戊烷 n（ 0 碳六加（ 0 硫化氢（ 氧化碳（ （ N） （ （ H） 化氢质量含量 (g/氧化碳质含量 (g/ 8天东 5 地层参数 具体数值 地层压力（ 层温度（ K） 底压力（ 量（ 104m3/d） 深（ m） 隙度 渗透率（ D） 层有效厚度（ m） 井控制半径（ m） 957 7 井半径（ m） 管内径（ m） 量（ m3/d) 根据本井的天然气组成参数及地层压力和地层温度，查硫的溶解度随压力温度变化关系图有：在地层温度、压力下，天然气中的溶硫量约为 而由含硫饱和度经验公式有，根据该井天然气的组分及井底流动温度、压力条件下的临界溶硫量为： )x p (4 34 /866.0 显然，地层初始状态下，天然气中的溶硫量大于临界溶硫量，故地层在初始时刻就有硫的沉积。同时，随着生产的进行，压力和温度都将不断下降，所以从地层到井底，从井底到井口都有硫的沉积发生。 气井井筒需要携硫颗粒临界速度为： 0 0 9 8 井井筒需要携硫颗粒群临界速度为： 2* /1 23 9 8 =m/s 天然气在气井井筒中实际的流速 实际 s 故在本井井筒中存在元素硫的沉积，沉积下来的元素硫除在一些井下接头处聚集外，其余在天然气流动顺畅处沉积下来的硫颗粒都被天然气流带出井筒。 实际实例二：高峰场峰 15井硫沉积预测 高峰场峰 15#气井气质分析 组成 分析成分含量 ( 甲烷（ 83 46 乙烷（ 烷（ 0 异丁烷 i（ 0 正丁烷 n（ 0 异戊烷 i（ 0 正戊烷 n（ 0 碳六加（ 0 硫化氢（ 氧化碳（ （ N） （ 3 氢（ H） 化氢质量含量（ g/氧化碳质含量（ g/峰场某气井地层物性参数 地层参数 具体数值 地层压力（ 层温度（ K） 底压力（ 口压力（ 量（ 104m3/d） 深（ m） 3883 空隙度 渗透率（ D） 层有效厚度（ m） 井控制面积（ 半径（ m） 管内径（ 73 根据本井的天然气组成参数及地层压力和地层温度，查硫的溶解度随压力温度变