硫在高含硫化氫天然氣中溶解度的實驗測定

摘 要

摘要：硫的溶解度測定是高含H2S氣田開采過程中首先要解決的基礎問題之一。為此，利用靜態法測定了元素硫在普光氣田X井高含H2S天然氣中的溶解度。實驗結果表明：在溫度336.2～396.6K
摘要：硫的溶解度測定是高含H2S氣田開采過程中首先要解決的基礎問題之一。為此，利用靜態法測定了元素硫在普光氣田X井高含H2S天然氣中的溶解度。實驗結果表明：在溫度336.2～396.6K、壓力10.0～55.2MPa下，元素硫的溶解度介于0.0083～2.0672g/cm3；隨溫度和壓力的增加，硫的溶解度增大，而高壓(大于30MPa)下增加的幅度較之低壓下更加明顯。該研究結果為普光氣田的開發提供了重要的基礎數據和技術支持。
關鍵詞：硫；硫化氫；溶解度；天然氣；普光氣田；實驗；測定
    在高含H2S天然氣開采過程中，隨著地層壓力的不斷下降，硫在高含H2S天然氣中的溶解度也隨之降低，硫將因在氣體中過飽和而析出并沉積在地層中，從而降低氣井產能，嚴重時，造成氣井停產[1～3]。因此，測定硫在高含H2S天然氣中的溶解度對高酸性氣田的開發至關重要。
    雖然有學者[4～7]對硫的溶解度進行了測定，但主要以純氣體或實驗室復配氣體進行實驗，很少直接采用分離氣體開展實驗。為此，利用靜態法測定了元素硫在高含H2S天然氣中的溶解度，考察了溫度和壓力對溶解度的影響，進而為普光氣田的高效、安全開采提供了重要的基礎數據。
1 實驗部分
1.1 實驗原料
    固體硫粉由中國石化西南油氣田分公司提供，其純度為99.9%；高含H2S天然氣取自普光氣田X井的一級分離器氣，其組分組成由氣相色譜測定(氣藏溫度396.6K，地層壓力55.2MPa)，具體數據如下：H2S為13.79%，N2為0.52%，C02為9.01%，CH4為76.64%，C2H6為0.03%，He為0.01%。
1.2 實驗裝置
    本實驗用靜態法測定硫在高含H2S天然氣中的溶解度，測定裝置如圖1所示。高壓平衡釜和管線材質均為抗H2S、C02不銹鋼，壓力為0.1～68.94MPa，精度為0.02MPa；溫度為288.2～473.2K，精度為0.1K；天平精度為0.1mg。恒溫箱溫度波動為±0.1K。
 

1.3 實驗步驟
    步驟：①先按圖1流程連接好實驗設備，進行檢漏；②量取適量硫粉置于1中，利用V6抽真空，并用其中的氣體反復吹洗儀器及管線4次，同時開啟2加熱到實驗設定溫度；③啟動泵5至設定壓力后，使硫粉與天然氣充分混合，平衡時間控制在24～25h，然后開啟9至預定壓力，使平衡釜內的混合氣體進入裝置10；④打開V7、V9～V11，然后逐步緩慢降低回壓泵壓力，氣體緩慢流出，并使硫充分析出并沉積；⑤記錄氣體體積讀數，并用CS2溶液清洗出口端管線，收集揮發后的固體硫，并用天平稱重；⑥整個過程通常持續4～5h，每一個實驗點收集得到的氣體體積1～2m3，利用計量的固體硫重量和累積氣體體積值，可得到一定溫度壓力條件下高含H2S天然氣中硫的溶解度；⑦重復步驟③～⑥，直至所要求的10個壓力水平；⑧改變溫度，重復上述實驗。
1.4 實驗條件
    根據普光氣田X井設計要求，本實驗選擇5個溫度水平(即336.2、351.2、366.2、381.2、396.6K)，每個溫度下對應做10個壓力水平(即表壓10.0、15.0、20.0、25.0、30.0、35.0、40.0、45.0、50.0、55.2MPa)。每一個實驗數據點重復測定5～6次，剔除異常點，取平均值，且確保每點與平均值的偏差小于5%。
2 實驗結果與分析
    不同溫度和壓力下測得的硫在高含H2S天然氣中的溶解度如圖2所示。
 

    由圖2可知：①在溫度336.2～396.6K、壓力10.0～55.2MPa下，硫在高含H2S天然氣中的溶解度在0.0083～2.0672g/m3；②溫度一定時，硫的溶解度隨著壓力增加而增大。分析認為，當溫度一定，壓力增大時，高含H2S天然氣的密度增大。根據化工熱力學和超臨界流體理論[8]可知，物質的溶解能力與其密度成正比，即氣體密度增大，溶質的溶解度一定增加。③壓力一定時，硫的溶解度隨著溫度增加而增大，原因在于溫度對硫在高含H2S天然氣中溶解度的影響有兩個方面，一方面溫度增加致使硫的相對揮發度增大，有利于溶解度的增加，另一方面溫度增加使得高含H2S氣體密度減小，從而導致溶解度降低。因此，溫度對溶解度的影響取決于兩者的綜合作用。在本研究實驗條件內，硫的相對揮發度對溶解度的影響起決定性作用，從而使得溶解度隨溫度的升高而增大。④當壓力低于15MPa時，隨著溫度的升高，硫的溶解度變化較小；當壓力介于15～30MPa時，隨著溫度的升高，硫的溶解度逐漸增加，且幅度越來越大；當壓力高于30MPa時，隨著溫度的增加，硫的溶解度也逐漸增大，且增加的幅度相當明顯，即溫度越高硫的溶解度增幅越明顯。
3 結論
    1) 測定了溫度336.2～396.6K、壓力10.0～55.2MPa范圍內硫在高含H2S天然氣中的溶解度為0.0083～2.O672g/m3。
    2) 溫度恒定時，硫在高含H2S天然氣中的溶解度隨著壓力的增加而增大，且溫度越高溶解度隨壓力的變化越明顯。
    3) 壓力恒定時，硫的溶解度隨著溫度的升高而增大，且高壓(大于30MPa)下增加的幅度較低壓下明顯。
參考文獻
[1] 杜志敏.高含硫氣藏流體相態實驗和硫沉積數值模擬[J].天然氣工業，2008，28(4)：78-81.
[2] 何生厚.普光高含H2S、C02氣田開發技術難題及對策[J].天然氣工業，2008，28(4)：82-85.
[3] 卞小強，杜建芬，李明軍，等.高含硫氣藏元素硫沉積及其對儲層傷害模型研究[J].西安石油大學學報：自然科學版，2008，23(3)：43-46.
[4] 楊學鋒，黃先平，鐘兵，等.高含硫氣體中元素硫溶解度實驗測定及計算方法研究[J].天然氣地球科學，2009，20(3)：416-419.
[5] BRUNNER E，PLACE Jr M C，WOLLW H.Sulfur solubility in sour gas[J].J ournal of Petroleum Technology，1988，40(12)：1587-1592.
[6] SUN C Y，CHEN G J.Experimental and modeling studies on sulfur solubility in sour gas [J].Fluid Phase Equilibria，2003，214(2)：187-195.
[7] SERIN J P，JAY S，CEZAC P，et al.Experimental studies of solubility of elemental sulphur in supereritieal carbon dioxide[J].Journal of Supercritical Fluids，2010，53(1)：12-16.
[8] 朱自強.超臨界流體技術——原理和應用[M].北京：化學工業出版社，2000.
 
(本文作者：卞小強1 杜志敏1 郭肖1 湯勇1 楊學鋒2 1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學；2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院)