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1、主讲:蒋洪,高含硫气田集输系统的关键技术,2,内容提要,高含硫气田的特殊性高含硫气田集输工艺方案高含气田集输系统腐蚀控制高含硫气田水合物预测与防止技术高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,3,一、高含硫气田的特殊性,剧毒及强污染性：硫化氢是一种无色、有刺激性和腐蚀性的剧毒气体，高含硫天然气一旦泄漏扩散，极易引起人畜中毒和环境污染。强腐蚀性：高含硫天然气的硫化氢分压高，还可能存在CO2、Cl-、S、有机硫等，在有游离水的条件下极易发生腐蚀。易冰堵：含硫天然气水合物形成温度较高。单质硫沉积：高含硫气田在生产过程中可能出现单质硫沉积。单质硫沉积在井筒及管道或设备中会造成堵塞，不仅影响气井正常生产，还会加剧腐
2、蚀，危及安全。,4,一、高含硫气田的特殊性,加拿大、美国等国家H2S含量大于5%为高含H2S 气藏1995年 我国制定了气藏分类标准（SY/T 6168）H2S含量为2%10%（30150g/m3)为高含H2S 气藏,5,二、高含硫气田集输工艺方案,湿气集输工艺：采气管线和集气管线需采用伴热保温输送，节约脱水费用，无废气、废气排放，安全风险较大，气液混输压力损失较大，适用于集输距离较近的气田。干气集输工艺：设置脱水装置，增加集输系统的安全性，正常生产时集气干线不需注缓蚀剂和水合物抑制剂，增加废水、废气的排放点。,集输工艺方案,6,二、高含硫气田集输工艺方案,湿气混输工艺井场不设气液分离器，管道
3、系统中产生的水/凝液，由天然气直接夹带至末站，需要定期清管；井场设加热炉、水合物抑制剂/缓蚀剂以及硫溶剂加注系统；湿气混输系统应进行段塞流分析，末站分离器应能够承受段塞流的冲击。,湿气集输工艺,7,二、高含硫气田集输工艺方案,湿气分输工艺井场设气液分离器、污水罐及污水泵，集输管道需保温和定期清管；井场设加热炉、水合物抑制剂/缓蚀剂以及硫溶剂加注系统；污水可车载或管道输送至污水处理站；污水处理工艺与污水回注、排放有关。,湿气集输工艺,8,湿气输送工艺，设有井口加热炉、调压阀、流量计、两相计量分离器；各集气站设有高压放空系统，井口及出站口均设有ESDV；甲醇和缓蚀剂均在井口及出站口加注。,缓蚀剂,
4、8,8,湿气去净化厂,返输燃料气,流量计,减压阀,ESDV,ESDV,甲醇,节流阀,8,井口加热炉,二、高含硫气田集输工艺方案,9,集气末站设有ESDV、两相生产分离器、流量计、高低压放空火炬来自净化厂燃料气经调节后，分别去高低压放空火炬、吹扫、集气站和清管站,8,湿气去净化厂,切换阀,ESDV,8,湿气来自管道,污水处理,流量计,二、高含硫气田集输工艺方案,10,注水泵,ESDV,气田生产污水,净化厂来污水,去污水回注井,去低压放空,闪蒸气去净化厂的低压酸气系统,ESDV,输水泵,污水罐,污水罐,闪蒸罐,调压阀,污水罐,过滤器,污水集中闪蒸过滤加压回注；,二、高含硫气田集输工艺方案,11,二
5、、高含硫气田集输工艺方案,干气集输的关键是采用脱水工艺解决腐蚀和水合物的问题；脱水工艺：低温分离法、三甘醇脱水、分子筛脱水；国外应用分子筛脱水较多，采用抗酸性分子筛，需引进，可湿气再生；水露点控制：比输送条件下最低环境温度低5。,干气集输工艺,12,二、高含硫气田集输工艺方案,干气集输工艺,13,二、高含硫气田集输工艺方案,干气集输工艺,14,二、高含硫气田集输工艺方案,干气集输工艺,15,二、高含硫气田集输工艺方案,简化集气工艺，采用有效的腐蚀防护、水合物防止措施；减少废气、废水排放，保护环境。应对气质、气井产量、压力和温度、产液量、气井布置等基础资料综合分析，集输距离长，地形起伏大、人口密
6、度较大，宜采用干气集输；反之，可采用湿气集输工艺。矿场集输脱水：多采用分子筛脱水。,集输工艺方案,16,三、高含气田集输系统腐蚀控制,H2S与C02和碳钢相互作用的机理非常复杂。这方面研究资料也很有限。前苏联专家对苏联奥伦堡酸性气田管道工作条件进行了综合分析，明确指出：腐蚀过程发展的最主要因素是介质的化学组成。其次的腐蚀过程发展因素是酸性组分含量及其分压、所输送介质的温度。根据系统中酸性组分的分压比例，腐蚀过程特性会有实质性变化：当H2S分压升高时，渗入钢的氢量会增加，均匀腐蚀速率亦将增大；当二氧化碳分压升高时，钢的均匀腐蚀速率增大。,高含硫气田腐蚀机理,17,三、高含气田集输系统腐蚀控制,高
7、含硫气田地面集输系统内可能产生的腐蚀有电化学腐蚀、硫化物应力开裂（SSC）以及氢诱发裂纹（HIC）。SSC、HIC主要通过选材和制作工艺来解决，电化学腐蚀主要通过加注缓蚀剂来解决。,集输系统的腐蚀类型,18,三、高含气田集输系统腐蚀控制,温度：对电化学腐蚀而言，5080这是一个敏感的温度范围，但对SSC和HIC，常温为其敏感区。流速：流速过高，一方面会对阀门等设备造成冲刷腐蚀；另一方面，管道内壁表面上的硫化铁腐蚀产物受到冲刷而被破坏或粘附不牢固，使管道内壁一直以初始的腐蚀速率高速腐蚀。流速过低，会造成管道、设备底部积液，而发生水线腐蚀、垢下腐蚀等，导致局部腐蚀破坏。一般流速应控制在36m/s。
8、,集输系统腐蚀的影响因素,19,三、高含气田集输系统腐蚀控制,Cl-：Cl-影响腐蚀的一个重要因素，如果气田水中Cl-含量超过104ppm，容易产生局部腐蚀，为点蚀。元素硫：在高酸性环境下，元素硫具有很强的腐蚀性，与管材接触后会加速接触点材料的腐蚀。,集输系统腐蚀的影响因素,20,三、高含气田集输系统腐蚀控制,根据国外资料调研显示，在造成新建管线泄露、断裂等事故中，内腐蚀、外腐蚀、工程焊接、管线制造这四种因素占事故率的88.69%，其中内腐蚀占50%以上，因此加强内腐蚀监控是极其重要的。加拿大石油公司，通常要求酸性气田管道内腐蚀控制在0.0254mm/a，并且无点蚀。,腐蚀控制要求,21,三、
9、高含气田集输系统腐蚀控制,采用抗硫化物应力开裂材料：碳钢，不做内防腐涂层；控制流速：北美10m/s，国内36m/s；采用缓蚀剂及相应的处理工艺；预膜+连续加注；设计中增加管线和设备壁厚的腐蚀裕量；碳钢和低合金管线：24mm；设备：44.5mm定期清管，采用用智能清管器测取壁厚；建立腐蚀检测系统，设设置腐蚀挂片和探头；在管线低处的底部设放水孔，通过检测水中铁离子判断腐蚀情况。,集输系统腐蚀控制措施,22,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂选择一般通过实验室和现场试验进行筛选，以确定适合的品种和精确用量。缓蚀剂主要是初级胺、二元胺、聚胺、咪唑啉、嘧啶以及季铵类的化合物。通常物理性质：密 度：85
10、0 950 kg/m3 pH 值：79流动点：-35闪 点：15 35,缓蚀剂的应用,23,三、高含气田集输系统腐蚀控制,加拿大的气田多采用胺类、吡啶和咪唑啉类缓蚀剂；壳牌石油公司开发了合成酸/多胺的缓蚀剂，在贝尔贝利等特高含硫气田使用具有较好的防腐性能；国外常用康托尔（Kontal）系列缓蚀剂及纳尔科（Nalco）公司的2VJ-612 缓蚀剂等，据称对抑制CO2 腐蚀有较好的效果。,缓蚀剂的应用,24,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂加注方式连续加注预涂膜+连续加注缓蚀剂 批量加注缓蚀剂注入位置：井口设加注装置（一级节流后），保护从井口到分离器间的采气管线；集气站设加注装置，将缓蚀剂注入
11、集气干线开始处加注到管线内；采用干气输送，集气干线只进行预膜处理，其它时间不加注缓蚀剂。,缓蚀剂的应用,25,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂预膜量的估算SY/T 0611推荐公式 V=2.4DL V预膜量（L）；D管径（cm）；L管长（km）。该公式已被国外管道防腐所使用，在国内的应用也较为普遍。,缓蚀剂的应用,26,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂预膜量的估算法国拉克气田预膜公式 V=2010-3ST V缓蚀剂用量，kg；S集输管线内表面表面积，m2；T预膜时间，一般为23天。该公式是法国Lacq气田针对高含硫气田集输管线而推导的缓蚀剂预膜公式。,缓蚀剂的应用,27,三、高含气田集
12、输系统腐蚀控制,缓蚀剂预膜量的估算加拿大酸性气田和纳尔科公司等的经验作法:按照缓蚀剂预膜厚度为3mils（1mil=0.0254mm）来确定，俄罗斯的经验作法：从俄罗斯开发阿斯特拉罕气田时缓蚀剂预膜用量来看，最初的缓蚀剂预膜量为100g/m2，以后的预膜量一般为50g/m2；周期为6个月1年。,缓蚀剂的应用,28,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂预膜周期缓蚀剂预膜的保护周期应根据缓蚀剂的特性、膜持久性、井况、生产情况、加注设备情况、防腐的要求等，以室内评价、现场试验而定，并随时根据腐蚀监测的结果而调整；湿气输送工艺预膜：采气管线、集气干线，预膜周期为1次/月，预膜设备为清管器（国内缓蚀剂）
13、；干气输送工艺：采气管线预膜周期为1次/月、集气干线预膜周期为1次/3月，预膜设备为清管器。,缓蚀剂的应用,29,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂的正常加注加注方式：推荐采用连续加注。通常以输送介质中的含水量确定，一般按缓蚀剂的浓度为100mg/L；如果不能确定管线中的含量，可根据输气量确定，根据国外高酸性气田缓蚀剂应用经验数据，每万方气量缓蚀剂加注量在0.170.66L之间。在缓蚀剂的应用过程中随时通过腐蚀监测数据来调整缓蚀剂的加量。,缓蚀剂的应用,30,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂加注工艺,缓蚀剂的应用,压力平衡式加注工艺,加注工艺简便，缓蚀剂的效率发挥和管道保护距离将气流速大
14、小、管道铺设的地势陡缓而变化。对缓蚀剂气相效果要求高，缓蚀使用量相应增加,31,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂加注工艺,缓蚀剂的应用,喷射式加注工艺,缓蚀剂储罐,高压泵,喷雾头,管线,喷雾嘴安装于气体管道中心，用泵将缓蚀剂以雾状喷入管道内，将缓蚀剂雾滴均匀分散于管道气流中，增大接触面积，促进了缓蚀在管道内壁上吸附。比压力平衡法注入法缓蚀效果好。,32,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂加注工艺,缓蚀剂的应用,清管器预膜加注工艺,在国外高含硫气田使用十分成功。加拿大及shell公司所管辖的高含硫气田应用此法投加缓蚀剂。清管器前后压差在0.21.0MPa时能达清管、洗管、防腐的目的。,33
15、,三、高含气田集输系统腐蚀控制,缓蚀剂加注工艺,缓蚀剂的应用,清管器预膜加注工艺,34,缓蚀剂的应用,三、高含气田集输系统腐蚀控制,35,智能清管装置,智能清管器,三、高含气田集输系统腐蚀控制,36,普通清管器,普通清管装置,清管装置,三、高含气田集输系统腐蚀控制,37,三、高含气田集输系统腐蚀控制,为了防止管线内因腐蚀产物以及井下污物等的沉积而堵塞管线，推荐定期（1次/2月）清洗站场设备和管线。根据国内气田（峰15井）的经验，推荐采用CT4-12类型的清洗液。具体加量由现场情况而定。废液进入污水集输系统。,站场设备和管线的清洗,38,三、高含气田集输系统腐蚀控制,根据集输管道穿越地区地貌特征
16、，工艺流程和集输系统的特点建立一个完整、适用、有效的腐蚀监控系统；采用挂片试样、氢探针、电阻探针等各种探针在线监测管道设备的腐蚀；对地面设备和管道等采用超声波和X 射线检测、智能清管器，检测管壁厚度和坑蚀；,腐蚀监测技术,39,三、高含气田集输系统腐蚀控制,建立检测和监测程序和数据库，并将有关腐蚀数据上传自控SCADA控制系统；加强产出介质的组份分析、细菌、铁离子及相关腐蚀产物分析等，为系统评价腐蚀因素、腐蚀预测提供数据基础。,腐蚀监测技术,40,三、高含气田集输系统腐蚀控制,腐蚀监测技术,41,三、高含气田集输系统腐蚀控制,42,三、高含气田集输系统腐蚀控制,腐蚀监测技术,43,四、高含硫气
17、田水合物预测与防止技术,天然气中硫化氢、二氧化碳的存在，其含水量增加；硫化氢的存在将加速水合物的形成，显著提高水合物形成温度，且硫化氢含量越高，水合物形成温度越高；水合物形成条件的预测偏差加大，水合物防止难度较大。,水合物形成及防止的特点,44,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,不同压力的水合物形成温度（普光气田）,水合物形成及防止的特点,45,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,主要方法：加热、管线保温（单井站、集气站内设水套加热炉）脱水辅助方法（事故与开、停工状况）：加注水合物抑制剂,水合物形成防止方法,46,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,平衡常数法；Baillie和Wichert
18、的绘图方法（1987）；Mann et al（1989）改进平衡常数法；科罗拉多矿业学院的CSMHYD法；DBR软件公司开发的EQUI-PHASE 水合物（V.4.0）；AspenTech公司开发的HYSYS 软件；从Bryan工程研究公司的Prosim软件,水合物预测方法评价,47,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,水合物预测方法评价,48,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,表中分析条件：硫化氢含量约为527 mol%；二氧化碳含量约为是7mol%；温度高达26.7；压力值达到8.7MPa。据有关资料研究：HYSYS预测水合物的形成条件的精度比较高，其平均误差为0.8，多数情况，HYSY
19、S预测水合温度的误差不超过1.7。,水合物预测方法评价,49,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,SYS/T 0612-2008高含硫化氢气田地面集输系统设计规范规定保证天然气集输温度高于水合物形成温度3以上。工程设计中可适当提高集输温度（集输温度至少高于水合物形成温度5），保证集输管线的安全。,水合物预测方法评价,50,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,（1）纯CH4；（2）7.79%H2S；（3）10.46%H2S（4）17.23%H2S；（5）24.42%H2S；（6）纯H2S天然气中硫化氢含量的变化将引起水合物形成温度的显著变化。,硫化氢对水合物形成的影响,51,四、高含硫气田水合物
20、预测与防止技术,天然气中CO2 的含量越高，对生成水合物条件影响越大；在低压时，水合物生成温度随压力的变化较小；而高压时，生成温度随压力的增大变化很大。总体来说，气体组分中CO2 的含量高低对水合物生成温度影响较小。,二氧化碳对水合物形成的影响,52,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,近年来，动力学抑制剂国外发展迅速，美国、英国、法国、挪威等国石油公司(如BP公司、SHELL 公司)、大学(如北美的科罗拉多矿业大学)和科研院所开发了多种抑制剂产品，现场应用技术日趋成熟。目前已有多种牌号的工业产品在英国的北海油田、美国的墨西哥湾、德克萨斯(Texas)等海上和陆上油气田进行试验和现场应用，产品
21、过冷度可达1012，使用浓度一般在0.1%0.5%。,新型水合物抑制剂,53,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,目前研究和应用的低剂量水合物抑制剂(LDHI)主要分为动力学抑制剂(KHI)和防聚剂(AA)两大类。KHI 主要是通过高分子的吸附作用，高分子侧链基团进入水合物笼形空腔，并于水合物表面形成氢键，从而吸附在水合物晶体表面，从空间上阻止气体分子 进入水合物空腔，使水合物以很小的曲率半径绕着或在高分子链之间生成，从而降低水合物晶体的成核速率、延缓乃至阻止临界晶核的生成、干扰水合物晶体的优先生长方向、影响水合物晶体定向稳定性，从而延缓或抑制水合物晶核的生长速率，使水合物在一定流体滞留时间内
22、不至于生长过快而发生堵塞。,新型水合物抑制剂,54,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,KHI主要产品有：聚N-乙烯基已内酰胺(PVCap)；聚N-乙烯基吡咯烷酮(PVP)；聚N-乙烯基吡咯烷酮/N-乙烯基已内酰胺/N，N-二甲胺甲基丙烯酸乙脂)(VC-713)等聚合物。,新型水合物抑制剂,55,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,据报道由BP 公司与Shell Research B.V.共同开发的水合物生长抑制剂(THI)1994 年在英国北海南部的一的湿气管在线进行了现场实验，取得了满意的效果。在过冷度为10，抑制剂加量为0.13%015%的条件下，在5 天内能有效抑制水合物的生成。,新型
23、水合物抑制剂,56,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,ARCO 公司开发的动力学抑制剂VC-713 在英国北海南部油田的一条海上管线(天然气产量为56.6 104m3/d，凝析油1.59m3/d，水0.64m3/d，管线长度为9.4km)中也取得了良好的现场应用效果。在药剂加量为0.25%0.5%，过冷度达9 的条件下能有效防止水合物生成。,新型水合物抑制剂,57,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,Exxon 公司开发的水合物动力学抑制剂(KHI)1998 年在墨西哥湾的一条海上气体管线(203.2mm 直径、45 km 长)中进行了现场应用实验。试验结果表明，以往在管线中为避免生成水合物
24、，每天需注入300 L 甲醇，而采用动力学抑制剂(KHI)每天仅需加注5L，与加入甲醇相比，KHI 具有明显的经济性。,新型水合物抑制剂,58,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,目前动力学抑制剂适用的最高过冷度只有1012，在更高的过冷度条件下，必须与热力学抑制剂联合使用才经济、有效。动力学水合物抑制剂的优点是不要求有液态烃(油)相存在，因此，KHI 产品可适用于气田、凝析气田和油田系统的水合物控制。,新型水合物抑制剂,59,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,目前动力学抑制剂（KHI）适用的最高过冷度只有1012，在更高的过冷度条件下，必须与热力学抑制剂联合使用才经济、有效。动力学水合物抑
25、制剂的优点是不要求有液态烃(油)相存在，因此，KHI 产品可适用于气田、凝析气田和油田系统的水合物控制。,新型水合物抑制剂,60,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,防聚剂(AA)主要是一些表面活性剂和低分子聚合物，它并不能抑制水合物晶体的形成，而是通过分散作用防止水合物晶体的聚集，使水合物呈微小颗粒悬浮于烃(油)相流体中，随生产流体一起浆状输送，而不发生沉积或堵塞。防聚剂的作用效果几乎不受过冷度影响，也与流体在水合物生成区域的停留时间无关，但与油相组成、含水量和水相含盐量有关。该类产品的使用要求有足够的液态烃(油)相存在以便能携带水合物微粒，因而只适合于油田或凝析气田系统的水合物控制。,新型
26、水合物抑制剂,61,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,迄今文献中报道的防聚剂主要有聚氧乙烯壬基苯基脂、羟基羧酸酰胺(其中羧酸碳原子数以336 为好、820 最佳)、烷氧基二羟基羧酸酰胺(或聚烷氧基二羟基酰胺)、N，N-二羟基羧酸酰胺、聚丙三醇油酸盐和季胺盐等产品。防聚剂产品的开发时间较动力学抑制剂产品相对较晚，但由于其使用不受温度(过冷度)条件限制，因而目前国外发展非常迅速，现已有多种工业化产品投入现场应用，使用浓度一般在0.1%3.1%。,新型水合物抑制剂,62,四、高含硫气田水合物预测与防止技术,防聚剂通常与动力学抑制剂、热力学抑制剂复合使用。由于动力学抑制剂的使用受到过冷度的限制，而防
27、聚剂的使用不受过冷度的限制，因此，二者结合使用可以大大提高水合物抑制效果。动力学抑制剂与防聚剂的复合产品(KHI/AA)开发是国外近年来的主要发展方向之一，如美国BJ 油田服务公司开发的GHI-7185 水合物抑制剂产品。,新型水合物抑制剂,63,五、高含硫气田元素硫沉积与硫溶剂应用,析出的元素硫会形成硫沉积，导致管线和设备堵塞；严重的腐蚀性，含硫天然气具有腐蚀性，元素硫的析出对碳钢、耐蚀合钢的抗环境开裂能力有不利影响，造成局部腐蚀；同时减弱缓蚀剂的缓蚀作用，引起生产系统的严重腐蚀。,硫沉积的危害,64,五、高含硫气田元素硫沉积与硫溶剂应用,天然气中硫的溶解度是随气体组成、温度、压力变化而变化
28、的。天然气中硫的溶解度与凝液含量和凝液碳的数目直接相关。H2S的浓度是影响硫溶解度最重要的因素，其它参数为常量时，硫在酸气中的溶解度随H2S的浓度增加而增加。其它参数恒定，增加压力或者温度的增加，硫的溶解度增大。,硫沉积的机理,65,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,物理溶解在高温高压环境下，硫的溶解度比较大，元素硫以物理方式溶解于酸气中。化学溶解元素硫的化学溶解，存在下面一个平衡关系式：H2S+Sx H2Sx+1 温度压力增高时，反应向右进行，增大硫溶解度；温度压力降低时，反应向左进行。,硫沉积的机理,66,五、高含硫气田元素硫沉积与硫溶剂应用,硫沉积受硫溶解度变化的影响高含硫气体中溶解的元
29、素硫一旦超过临界饱和溶解度时就会从气体中析出。析出的大量元素硫颗粒如果不能被气体携带，就会在集输管线形成滞留，逐渐形成硫沉积。硫沉积与采气速度有关当采气速度较大时，气体对单质硫的携带能力强，有可能将单质硫带入集输管线，产生硫沉积。,硫沉积的条件,67,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,国外通过研究认为，地层中的硫通过三种方式被携带到地面：与硫化氢混合生成多硫化氢；溶解于高分子烷烃；在高速气流中元素硫以微滴状（地层的温度高于元素硫的临界温度时）随气流携带出地层。在高酸性气井中，元素硫以多硫化物的形式溶解在含硫天然气中，在天然气开采、集输过程中，由于温度和压力降低，气体中溶解元素硫的量也会减少，过
30、饱和的硫就会析出。,硫沉积的条件,68,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,加拿大硫研究有限公司(ARL)的Hyne J B 博士指出：化学溶解实际上是元素硫被含硫天然气吸收和沉积的主要控制因素。单质硫的析出也可能是一个化学和物理共同作用的过程。硫沉积位置：一般发生在压力、温度急剧变化的地方，如：井口高压调节阀后、气液分离器排污管线、管道以及分子筛脱水装置中再生冷却器后易形成硫堵塞。,硫沉积的条件,69,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,大部分人认为在含硫天然气中元素硫的沉积由于温度和压力的降低导致元素硫在天然气中溶解度的降低，从而析出单质硫。采用元素硫和含硫气体的化学平衡状态方程模型来预测硫析
31、出条件；改进 Peng-Robinson（PR）基础模型来预测天然气中单质硫的溶解度及析出。,硫沉积条件的预测方法,70,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,硫沉积条件的预测方法,71,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,硫沉积条件的预测方法,72,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,美国埃克森国际石油公司在怀俄明州的LaBarge 气田硫化氢平均含量在5%，在其投产6个月之后井口和地面设备都发生了硫的沉积。为了解决硫沉积问题，更好的掌握硫沉积的环境条件，该公司利用改进的Peng-Robinson（PR）基础模型来预测其天然气中单质硫的沉积问题，进而后来发展可以利用该模型计算单质硫在天然气中的溶解度
32、。,硫沉积条件的预测方法,73,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,硫沉积的处理方法：化学反应法、加热溶化法、溶剂溶解法。化学反应法：美国菲利浦斯石油公司提出的向硫沉积的气井注空气，利用空气氧化井中的H 2S或元素硫而发生热量，这部分热量使硫保持熔融状态而被气流带出；美国佩特罗莱脱(Petrolite)公司提出的方法是在注入井的石油馏分中加入可以和硫反应的物质（烯烃），反应物会分散或溶解在液体中而带出。,硫沉积的处理方法,74,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,加热熔化法：用蒸汽循环、热溶剂循环方法，工业上应用较少；溶剂溶解法：应用物理、化学溶剂将单质硫溶解，并随气流进入天然气净化厂分离、回收，
33、目前应用较多。物理溶剂的溶解能力低于化学溶剂。,硫沉积的处理方法,75,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,物理溶剂是指在溶解硫过程没有化学反应，通过溶解方式吸收硫的溶剂。物理溶剂仅处理中等程度的硫沉积，脂肪烃最低，芳烃较好，使用较多的有烃油及CS2。CS2对硫有较高的溶解度，存在高蒸气压、低闪点、易燃、有毒等缺点。在CS2中掺入16%的工业正戊烷提高燃点（357）；可加入水组成的高内组比（CS2 60%）的非牛顿型乳状液降低其毒性和减少着火危险。,硫溶剂种类及特性,76,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,化学溶剂是指在溶解硫过程中伴随有化学反应的硫溶剂。化学溶剂有高溶硫能力，使用较多的是二硫化
34、物、胺或烷醇胺等溶剂。在硫沉积量很大时，应采用溶硫能力更强的化学溶剂来处理。在实际工程中，出现了复配形成的溶硫剂，具备物理和化学溶硫方式，大大提高了溶硫能力。,硫溶剂种类及特性,77,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,DMDS（二甲基二硫化物，需与一定的催化剂相配合）：具有溶硫快、硫容量高、有高闪点、低挥发性、低腐蚀性和低毒等优点，并且能溶解H2S，可再生。应用于加拿大、北美等酸性气田。DADS（二芳基二硫）：具有溶硫快、硫容量高、低腐蚀性和低毒等优点，可再生。美国宾华公司推出的SUFA-HITECH（流速通HT）新型硫溶剂是在DMDS中、加入3%5%二甲基替甲酰胺和0.15%0.5%的氢硫化钠作催化剂。,硫溶剂种类及特性,78,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,硫溶剂种类及特性,79,五、高含硫气田硫沉积与硫溶剂应用,硫溶剂种类及特性,
