硫在高含硫化氢天然气中溶解度的实验测定_工程实践

摘要

摘要：硫的溶解度测定是高含H2S气田开采过程中首先要解决的基础问题之一。为此，利用静态法测定了元素硫在普光气田X井高含H2S天然气中的溶解度。实验结果表明：在温度336.2～396.6K

摘要：硫的溶解度测定是高含H₂S气田开采过程中首先要解决的基础问题之一。为此，利用静态法测定了元素硫在普光气田X井高含H₂S天然气中的溶解度。实验结果表明：在温度336.2～396.6K、压力10.0～55.2MPa下，元素硫的溶解度介于0.0083～2.0672g/cm³；随温度和压力的增加，硫的溶解度增大，而高压(大于30MPa)下增加的幅度较之低压下更加明显。该研究结果为普光气田的开发提供了重要的基础数据和技术支持。

关键词：硫；硫化氢；溶解度；天然气；普光气田；实验；测定

在高含H₂S天然气开采过程中，随着地层压力的不断下降，硫在高含H₂S天然气中的溶解度也随之降低，硫将因在气体中过饱和而析出并沉积在地层中，从而降低气井产能，严重时，造成气井停产^[1～3]。因此，测定硫在高含H₂S天然气中的溶解度对高酸性气田的开发至关重要。

虽然有学者^[4～7]对硫的溶解度进行了测定，但主要以纯气体或实验室复配气体进行实验，很少直接采用分离气体开展实验。为此，利用静态法测定了元素硫在高含H₂S天然气中的溶解度，考察了温度和压力对溶解度的影响，进而为普光气田的高效、安全开采提供了重要的基础数据。

1 实验部分

1.1 实验原料

固体硫粉由中国石化西南油气田分公司提供，其纯度为99.9%；高含H₂S天然气取自普光气田X井的一级分离器气，其组分组成由气相色谱测定(气藏温度396.6K，地层压力55.2MPa)，具体数据如下：H₂S为13.79%，N₂为0.52%，C0₂为9.01%，CH₄为76.64%，C₂H₆为0.03%，He为0.01%。

1.2 实验装置

本实验用静态法测定硫在高含H₂S天然气中的溶解度，测定装置如图1所示。高压平衡釜和管线材质均为抗H₂S、C0₂不锈钢，压力为0.1～68.94MPa，精度为0.02MPa；温度为288.2～473.2K，精度为0.1K；天平精度为0.1mg。恒温箱温度波动为±0.1K。

1.3 实验步骤

步骤：①先按图1流程连接好实验设备，进行检漏；②量取适量硫粉置于1中，利用V6抽真空，并用其中的气体反复吹洗仪器及管线4次，同时开启2加热到实验设定温度；③启动泵5至设定压力后，使硫粉与天然气充分混合，平衡时间控制在24～25h，然后开启9至预定压力，使平衡釜内的混合气体进入装置10；④打开V7、V9～V11，然后逐步缓慢降低回压泵压力，气体缓慢流出，并使硫充分析出并沉积；⑤记录气体体积读数，并用CS₂溶液清洗出口端管线，收集挥发后的固体硫，并用天平称重；⑥整个过程通常持续4～5h，每一个实验点收集得到的气体体积1～2m³，利用计量的固体硫重量和累积气体体积值，可得到一定温度压力条件下高含H₂S天然气中硫的溶解度；⑦重复步骤③～⑥，直至所要求的10个压力水平；⑧改变温度，重复上述实验。

1.4 实验条件

根据普光气田X井设计要求，本实验选择5个温度水平(即336.2、351.2、366.2、381.2、396.6K)，每个温度下对应做10个压力水平(即表压10.0、15.0、20.0、25.0、30.0、35.0、40.0、45.0、50.0、55.2MPa)。每一个实验数据点重复测定5～6次，剔除异常点，取平均值，且确保每点与平均值的偏差小于5%。

2 实验结果与分析

不同温度和压力下测得的硫在高含H₂S天然气中的溶解度如图2所示。

由图2可知：①在温度336.2～396.6K、压力10.0～55.2MPa下，硫在高含H₂S天然气中的溶解度在0.0083～2.0672g/m³；②温度一定时，硫的溶解度随着压力增加而增大。分析认为，当温度一定，压力增大时，高含H₂S天然气的密度增大。根据化工热力学和超临界流体理论[8]可知，物质的溶解能力与其密度成正比，即气体密度增大，溶质的溶解度一定增加。③压力一定时，硫的溶解度随着温度增加而增大，原因在于温度对硫在高含H₂S天然气中溶解度的影响有两个方面，一方面温度增加致使硫的相对挥发度增大，有利于溶解度的增加，另一方面温度增加使得高含H₂S气体密度减小，从而导致溶解度降低。因此，温度对溶解度的影响取决于两者的综合作用。在本研究实验条件内，硫的相对挥发度对溶解度的影响起决定性作用，从而使得溶解度随温度的升高而增大。④当压力低于15MPa时，随着温度的升高，硫的溶解度变化较小；当压力介于15～30MPa时，随着温度的升高，硫的溶解度逐渐增加，且幅度越来越大；当压力高于30MPa时，随着温度的增加，硫的溶解度也逐渐增大，且增加的幅度相当明显，即温度越高硫的溶解度增幅越明显。

3 结论

1) 测定了温度336.2～396.6K、压力10.0～55.2MPa范围内硫在高含H₂S天然气中的溶解度为0.0083～2.O672g/m³。

2) 温度恒定时，硫在高含H₂S天然气中的溶解度随着压力的增加而增大，且温度越高溶解度随压力的变化越明显。

3) 压力恒定时，硫的溶解度随着温度的升高而增大，且高压(大于30MPa)下增加的幅度较低压下明显。

参考文献

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[8] 朱自强.超临界流体技术——原理和应用[M].北京：化学工业出版社，2000.

(本文作者：卞小强¹ 杜志敏¹ 郭肖¹ 汤勇¹ 杨学锋² 1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院)