川西深层超高压含硫气井地面工艺技术

**章 超高压天然气集输现状及挑战 1.1 高压超高压气藏分类 1.2 塔里木盆地典型超高压气井集输工艺 1.2.1 克深气田井口工艺 1.2.2 迪那2气田工艺 1.3 四川盆地典型超高压气井集输工艺 1.3.1 九龙山气田井口工艺 1.3.2 河坝气田井口工艺 1.3.3 双鱼石区块井口工艺 1.4 超高压含硫气田集输关键技术挑战 第二章 超高压含硫气井节流工艺 2.1 节流油嘴及节流阀 2.2 超高压含硫气井节流温降计算模型 2.2.1 等焓节流原理 2.2.2 基于Lee-Kesler状态方程的焓值计算 2.2.3 超高压天然气Lee-Kesler状态方程混合规则 2.2.4 焓值计算模型 2.3 超高压含硫天然气节流温降计算模型的验证及应用 2.3.1 节流温降计算模型精度验证 2.3.2 超高压含硫天然气节流温降规律 2.3.3 H2S含量对节流温降的影响 2.4 节流阀开度计算模型与应用 2.4.1 气液两相节流阀开度计算模型 2.4.2 节流阀开度模型验证 2.4.3 川西北地区气井节流阀开度计算 第三章 超高压含硫天然气节流水合物防治技术 3.1 超高压含硫天然气水合物生成条件预测模型 3.1.1 CSM水合物热力学模型 3.1.2 CPA状态方程 3.1.3 CPA状态方程参数修正 3.1.4 模型求解 3.2 超高压含硫天然气水合物生成条件预测模型验证 3.2.1 实验数据 3.2.2 精度验证 3.3 H2S含量对水合物生成条件的影响分析 3.4 超高压含硫气井水合物防治方法 3.4.1 常见的水合物防治方法 3.4.2 水合物热力学抑制剂筛选 3.4.3 水合物抑制剂注入量计算 3.5 超高压含硫气井节流水合物防治方案 3.5.1 水合物生成的边界条件 3.5.2 水合物防治方案 3.6 超高压含硫气井井筒水合物防治方案 3.6.1 水合物形成条件与解堵难点 3.6.2 解堵方案 3.6.3 自生热解堵药剂的现场应用分析 第四章 超高压含硫气井井口材质选择及冲蚀特性 4.1 井口设备及管件介质腐蚀影响因素分析 4.1.1 H2S腐蚀 4.1.2 CO2腐蚀