本发明涉及酸性天然气的生产。具体地讲，本发明涉及从地下含气层生产酸性天然气、同时防止由于硫就地沉淀造成气层阻塞的方法。 酸性天然气能以溶解态含有限定量的硫，溶解的硫含量随压力、温度和气体的硫化氢含量的增高而增加。
当流体的压力或温度下降，低于饱和值时，元素硫便会从溶液中析出。这种条件上的变化在从生产井开采气体时是容易发生的。
在经常规的竖井生产酸性气体中，大量的元素硫可能从生产的流体中分离出来。根据在整个流动环路过程中压降和温降的分布和严重程度，在地层和/或井筒中可能出现硫沉积。例如，在一日产100，000m3酸性气体的生产井中等温压力由408巴降至375巴（大部分发生在生产地层中），可能分离出的硫的数量可导致每天离析出1100Kg硫。
硫沉积所造成的最严重的后果之一是由发生在采气储层中的沉积引起的。它不仅能导致减产，在极端情形下，它还可能永远封堵流向井筒的孔道，造成生产井报废和另打替换井。如果地层岩石的渗透性低，这种地层阻塞更为严重。在上述条件下，即使液态硫在孔隙中沉积也会极大地降低生产率，因为液态硫的粘度比酸性气体浓的流体相的粘度要高得多。
经常规的生产竖井进行商业性酸性天然气生产，例如日产100，000m3，经井筒附近的地层孔隙流动地气体速度必然很高。由于商业生产需要高气体速度，井筒附近的油气层压力极易下降到低于硫饱和压力，产生有利于元素硫分离的条件。
在油气田作业中已经开发了某些预防和补救措施以解决硫在井的管路系统中沉积的问题。然而，对于防止或脱除储集层中的硫沉积，还没有有效的可行方法。
本发明的目的是提供一种生产酸性天然气的方法，其中在不影响产率的情况下防止了产气地层和穿过产气地层的井筒中硫的沉积。
根据本发明的酸性气体生产方法实现了上述目的，在该方法中有钻入储气层的钻井和完井系统，所述系统包括由气层延伸到地面的基本上垂直的井段和以预定的长度穿过含气层的基本上水平的排泄孔段。在开采井系统建成之后，确立气体生产的产率从而使得至少在排泄孔段内压力高于硫饱和压力。
在本发明一优选的实施方案中，所述排泄孔段的长度依据开采井系统理想的产率和含气层的厚度确定。
该开采井系统可以有一条基本上水平的排泄孔段，也可以有多个基本上水平的排泄孔段。
下面参照附图对本发明加以详述，其中：
图1示出了常规的竖式生产井和由同一气层生产酸性气体，包括一基本上水平的排泄孔段的开采井系统;
图2是流入垂直井气体的压降与流入水平排泄孔段气体的压降之比相对于排泄孔无因次水平长度（L/h）的曲线图;
图3示出了包括由一个垂直井段钻出两个水平排泄孔段的酸性气体生产井系统。
参见图1，该图示出了平均厚度为h且具有基本上水平的上下外边界的地下酸性气体储层1。
图1的左边示出的是常规的竖式气体生产井2，它以基本垂直的方向穿过储层1，在储层1的厚度方向上形成流入区3。如箭头Ⅰ所示，在生产过程中，气体经流入区3处的井孔渗透壁从储层1进入井2。
图1的右边示出的是本发明的生产井系统4，它穿过相同的酸性气体储层1。系统4包括由地表6延伸至储层1的垂直井段5，偏斜段8和基本上水平的排泄孔段7。
排泄孔段7长度为L，包括气体由储层1流入井系统4的渗透壁（见箭头Ⅱ）。
如下文所述，储层1中渗透性排泄孔段7的长度（L）是防止硫在井筒附近的地层1中的孔隙中沉淀的一个重量参数。
硫在地层中的就地沉淀是通过储层深处的压力（Pe）和采气过程中井筒中的压力（Pb）之间的压差控制的。这一压差常被称为““压降”△P，是井、流体和岩石特性的函数。对于常规的重直井2来说，可由气体径向流动的达西定律计算其压降△Pv：
△ Ph=Pe-P2e-Q · PSC· T · z · μTSC· ∏ · K · Llnrerw(1)]]>
式中△Pv＝Pe-Pbv＝压降（垂直井孔，巴）
Pe＝储气层外边界处的压力（巴）
Pbv＝井筒压力（垂直井，巴）
Psc＝标准条件下的压力（巴）
Q＝标准条件下的气体产率（cm23/秒）
T＝储气层绝对温度（°K）
Tsc＝标准条件下绝对温度（°K）
z＝排泄系统中平均压力下气体的压缩系数
u＝储层条件下的气体粘度（cP）
K＝岩石渗透率（D）
h＝有效地层厚度（cm）
re＝外边界半径（cm）
rw＝井筒半径（cm）
方程式（1）适用于未受表皮污染损坏且用常规的垂直井穿过的均质地层。
根据Giger等人所用的方程式（Giger，F.M.，Reiss，L.H.和Jourdan，A.P.，“The Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling”，SPE 13024，1984年9月），压降△Ph和各种井、流体和岩石特性的关系可由流入水平排泄孔段7的气体算出：
△Ph=Pe-P2e-Q · Psc· T · z · μTSC· ∏ · K · L［Lhln (1+1-(L2re)2L2re)+lnh2∏ rw］(2)]]>
式中△Ph＝Pe-Pbh
L＝水平排泄孔段的长度（cm）
Pe＝储层外边界处的压力（巴）
Pbh＝井筒压力（水平排泄孔，巴）
Psc＝标准条件下的压力（巴）
Q＝标准条件下的气体产率（cm3/秒）
T＝储层绝对温度（°K）
Tsc＝标准条件下的绝对温度（°K）
z＝排泄系统中平均压力下气体的压缩系数
u＝储层条件下的气体粘度（cP）
K＝岩石渗透率（D）
h＝有效地层厚度（cm）
re＝外边界半径（cm）
rh＝井筒半径（cm）
在下面的实例中，假定生产的酸性气体含有80%H2S。
当考虑甲烷-硫化氢-硫平衡时，确定下述不同压力和温度条件下的饱和硫含量：
气体组成： CH420%，H2S80%
压力（巴） 温度（℃） 硫含量（g/m3）
408 121.1 40
408 65.6 19.2
204 121.1 6.4
204 65.6 4.6
可以看出，温度由121℃降至66℃，408巴压力下气体的饱和硫含量降了一半。压力降为204巴又使硫含量降为接近原含量的十分之一。很明显，压力比温度起着更为主导的作用。
还假定由低渗透储层（10mD）生产气体的速率为100，000m3/天，储层的Pe为412.5巴，静止温度为124℃。其它特性假定为：
有效地层厚度 15m
外边界半径 400m
井筒半径 0.11m
气体压缩系数 0.7
储层条件下气体粘度 0.075cP
标准条件下压力Psc 1巴
标准条件下温度Tsc 288K
应用方程式（1），给定条件下的垂直井2中压降△Pv的计算值为18.1巴，表明井筒压力由412.5巴降为394.4巴，大大低于饱和压力（408巴）。这说明地层中硫分离是可预料的。
然后，把350m水平排泄孔段作为考虑因素，同时假定地层、流体和井的特性与垂直井例相同。
在假定的生产井条件下，采用方程式（2）计算得到的水平排泄孔和压降只有3.5巴，表明井筒压力为409巴，刚好高于饱和压力（408巴）。因此，可以预料地层中不会出现硫分离。然而，由于井筒压力和饱和压力之间的差仅是边际值（1巴），因此应该选择较长的水平孔。如水平长度为450m，可以计算出井筒压力降至409.7巴，高于饱和压力约2巴。
为了便于比较从同一储层以相同速率生产的垂直井的压降和水平井的压降，方程式（1）和（2）之比可用下列更简单的方式表达：
P2e-P2bvP2e-P2bh=l nrerwl n(1+1-(L2re)2L2re)+hLl nh2∏rw(3)]]>
方程式（3）表明，在给定的Pe，re，h和rw保持相同、且Q没有变化的储层的情况下，水平孔的压降随水平长度L的增加而减小。L对压降的影响在图2中作了进一步的说明，图中压降比△Pv/△Ph曲线作为无因次水平长度（L/h）的函数。该曲线可被用来估计达到给定最大允许压降所需的最低长度。
图2还表明，储层中水平井孔长度L也是建立最小压降的主导参数，同时表明在假定的生产井条件下，水平孔长度为储层厚度40倍，压降为经相同储层次相同速率生产的垂直井的十分之一。
通过延长排泄孔的水平长度，不仅可能防止硫就地分离，而且还能在提高产率时防止硫分离。将方程式（2）应用于假定的生产井和储层条件，可以表明如果将水平孔长度增加25%，在同样的压降情况下可增加产率20%。
此外，如图3所示，现代水平井钻井技术以使得能从一口垂直井打出不只一个水平孔。如果需要延伸一条水平井道但在技术又不可行时，打出两条水平井道可为一种选择方案。井道系统的总生产能力由两个水平段长度L1和L2的总和来控制。
所有这些表明，自一水平井系统可以比一垂直井系统得更高的产率，且不导致硫的分离。
不仅如此，经本发明的井系统生产酸性天然气比经常规的垂直井生产还具有更安全的优点，因为降低了以一定产率生产酸性天然气所需的地面生产点（井口）和地面管线的数量。