[发明专利]一种用于清洗井筒硫沉积的硫溶剂

说明书

技术领域

本发明涉及高含硫气井井筒硫沉积清洗的硫溶剂。

背景技术

高含硫天然气与常规天然气物性有着较大的差别，在天然气开采过程中，随着气体的产出，地层压力不断下降，元素硫将以单体形式从载硫气体中析出，且在适当的温度条件下以固态硫的形式存在，并在井筒中不同部位产生沉积，影响天然气的流动。这不仅对气井的正常工作造成严重危害，也给生产设备的维护带来诸多困难，硫沉积一旦发生，硫堵的程度会随生产的进行日益严重，最终导致气井停产。如我国华北油田的赵兰庄气藏，在1976年试采，因对高含硫气藏开发的认识不足，产生严重的元素硫沉积而被迫关井，至今尚未投产。

目前国际上较为有效的解决井筒流沉积的方法为溶剂法。溶剂可分为物理溶剂和化学溶剂两大类，后者是指在溶解硫过程中伴随有化学反应。脂肪烃类物理溶剂溶硫能力低，而芳香烃则由于苯环上的π电子和元素硫中S₈环的互相作用，使溶硫能力要比脂肪烃稍大。尽管二硫化碳有毒且易燃，使用上有一定困难，但对硫有较高的溶解度，30℃时，硫在CS₂中的溶解度为25.8g，在某些情况下仍被选作溶剂。在CS₂中掺入其它工业溶剂可以提高燃点而不影响溶硫能力。在CS₂中惨入16％工业正戊烷可使燃点提高到357℃。也可以在CS₂中加水组成一种高内相比的非牛顿型乳状液，其中内相(CS₂)的体积比例至少应为60％。以这种乳状液作为硫溶剂可以降低CS₂的毒性和减少着火危险。但物理溶剂存在的主要缺陷在于：(1)溶解度较低，载硫量有限，清洗处理相同重量硫所需要的溶剂量很大；(2)溶硫速度低，现场操作时间长，作业成本增加。

从国外高含硫气田运用实际情况看，物理溶剂一般只能处理中等硫沉积，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。

目前化学溶剂比较典型的硫溶剂有Merox体系、DMDS-DMF-NaHS体系(加拿大Alberta硫磺研究公司)及SULFA-HITECH体系(美国Pennwalt公司)，三种体系都是以二甲基二硫DMDS为主体溶剂。DMDS具有高闪点、低挥发性、低腐蚀性和低毒等优点，但是单纯的DMDS溶解元素硫的能力难以满足工程溶硫的需要，必须与一定的催化剂相配合组成一种硫溶剂系统，才能有效地发挥作用。

Merox体系、DMDS-DMF-NaHS体系及SULFA-HITECH体系，采用0.15～0.5质量％的NaHS和3～5质量％的DMF(二甲基甲酰胺)作为催化剂。现场试验表明，系统稳定性受到很大挑战：(1)对NaHS的纯度要求十分高，使用纯度较低的NaHS会影响系统的溶硫活性；(2)系统在室温下放置两周后就变得无活性了；(3)系统活性明显受气井中水相组分的影响；(4)在一些间歇性操作中需与凝析油混合时，系统活性大大降低。

因此，研发载硫量高、溶硫速度快、性能稳定的硫溶剂是解除硫沉积堵塞的关键技术问题，可以提高溶硫效率、减少作业成本、缓解对环境带来的压力。

发明内容

本发明目的在于提供一种用于清洗井筒硫沉积的硫溶剂，其溶硫速度和载硫量优于物理溶剂(脂肪烃、苯、CS₂)和常规化学溶剂。该溶剂一方面在催化剂作用下打开环状S₈元素硫，产生化学作用形成多硫化物，另一方面化学过程中所生成的二烷基多硫还具有物理性溶解硫的能力，可用于清洗并解除高含硫气井井筒硫沉积堵塞。

本发明硫溶剂由主剂、催化剂和缓蚀剂组成，其含量分别为：主剂90-95重量％、催化剂0.5-3.5重量％、缓蚀剂1.5-7.5重量％。

所述主剂为二烷基二硫、二苯基二硫或其混合物，当烷基为CH₃、C₂H₅或其他低碳烷基时，溶硫效果最佳。

所述催化剂为有机胺、路易斯碱或其混合物，所述有机胺为二乙醇胺、三乙醇胺或多亚烷基羟基胺，所述路易斯碱为甲醇钠或乙醇钠。

催化剂可由80-85重量％的二乙醇胺、三乙醇胺或多亚烷基羟基胺，及15-20重量％的甲醇钠或乙醇钠组成。

所述多亚烷基羟基胺，其化学结构如下：

式中：x＝6～8，y＝10～12，z＝6～8

所述缓蚀剂为β-二乙胺基苯基酮、β-松香胺基苯基酮或其混合物，β-二乙胺基苯基酮由苯乙酮、多聚甲醛和二乙胺经曼尼西缩合反应制得；β-松香胺基苯基酮由苯乙酮、多聚甲醛和松香胺经曼尼西缩合反应制得。