川东北飞仙关高含硫地层油基钻井液复合除硫技术

肖金裕; 周华安; 暴丹; 汪伟; 杨兰平; 江显俊

doi:10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.010

川东北飞仙关高含硫地层油基钻井液复合除硫技术

doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.010

1.
川庆钻探钻井液技术服务公司, 重庆400021
2.
川庆钻探钻井液技术服务公司, 成都610056
3.
重庆科技学院化学化工学院，重庆401331

基金项目: 川庆钻探工程有限公司科技攻关项目“川东北高含硫气藏钻井液抗硫及承压堵漏关键技术深化研究与试验”(CQ2021B-46-Z2-3)。

详细信息

作者简介:
肖金裕，高级工程师，1969年生，毕业于石油大学（华东）开发系泥浆专业，现在从事现场钻井液技术应用研究工作。电话 19922800109；E-mail：xiaojy_sc@cnpc.com.cn。

通讯作者:
周华安，E-mail：zhouhan_sc@cnpc.com.cn。

中图分类号: TE254.3
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出版历程
- 收稿日期: 2024-01-15
- 修回日期: 2024-02-24
- 刊出日期: 2024-06-30

Use of Compound Desulfurizing Agent in High Sulfur Feixianguan Formation Drilling in Northeast Sichuan with Oil Based Drilling Fluids

1.
Drilling Fluid Technology Service Company of Chuanqing Drilling Engineering Company, Chongqing 400021
2.
Drilling Fluid Technology Service Company of Chuanqing Drilling Engineering Company, Chendu, Sichuan 610056
3.
School of Chemistry and Chemical Engineering,Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331

摘要

摘要: 川东北地区飞仙关组气藏属于高含硫气藏～特高含硫气藏，针对川东北飞仙关高含硫气藏地质特点和钻井液技术难点分析，提出油基钻井液复合除硫技术对策。通过室内实验优选出除硫效果好的除硫剂，并进行了优选除硫剂复合配方优化研究和除硫剂高温老化除硫效果评价实验。研究表明，复合配方3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2的H₂S预防率高达99.14%，清除率达到100%，具有优良的除硫能力，复合配方中的锌基类除硫剂与钻井液中的H₂S反应生成稳定的难溶硫化物（ZnS），三嗪类除硫剂和醇醚酰胺类除硫剂主要通过物理和化学反应作用除硫，反应比较迅速，且不可逆，能够去除钻井液中的硫化氢，消除硫化氢对钻井液性能的影响和对钻具的腐蚀。该复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井飞仙关高含硫地层现场应用非常成功，在钻进过程中以及起下钻循环排后效期间地面均未检测到H₂S气体溢出，钻井液中S²⁻含量始终监测为零，充分说明复合除硫技术除硫效果显著，能够满足高含硫井钻进的要求，为下川东高含硫气藏钻井工程除硫剂的优选提供良好借鉴。
- 飞仙关高含硫地层 /
- 除硫剂优选 /
- 复合除硫技术
Abstract: The Feixianguan gas reservoir in northeast Sichuan is a high to ultra-high sulfur content reservoir. Based on the analyses of the geology of the Feixianguan formation and the difficulties in drilling fluid operation, a desulfurization measure is presented for field operation with oil based drilling fluids. High performance desulphurizing agents are first selected through laboratory experiment, and studies on the compounding of these agents are conducted to develop a compound desulphurizing agent. Evaluation of the performance of the compound desulphurizing agent to remove sulfur at elevated temperatures shows that the compound desulphurizing agent containing 3%YT-3+3%CLC-2 and 3%JD-2 has percent H₂S prevention of 99.14% and percent H₂S removal of 100%. The zinc-based desulfurizing agent in the formula reacted with H₂S in the drilling fluids to produce insoluble chemical ZnS. The triazine and alcohol ether amide desulfurizing agents mainly remove H₂S through fast and irreversible physical and chemical reactions. This desulfurization technology has been successfully applied on the well Po-005-X4 and the well Po-002-H5 when drilled into the high sulfur content Feixianguan formation, no H₂S has been detected during drilling and during circulation after tripping for degassing, and the S²⁻ content of the drilling fluid is zero throughout the whole drilling operation. The successful field operation fully demonstrates that the technology has a significant desulfurization performance and can meet the requirements of drilling high sulfur wells.
- The Feixianguan high sulfur content formation /
- Optimization of desulfurizing agent /
- Compound desulfurizing technology

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通过2022年川东北地区铁山坡气田第一轮井滚动开发以来，高度重视飞仙关组高含硫气藏的硫化氢防治工作。飞仙关气藏H₂S含量一般为102.1～523.63 g/m³，属于高含硫气藏～特高含硫气藏，钻井过程中，容易导致H₂S、CO₂等酸性气污染、H₂S溢出中毒、钻具氢脆等危害，给安全钻井生产带来了极大风险^[1-3]。针对高含硫潜在的安全隐患，专门设立科技攻关项目《川东北高含硫气藏钻井液抗硫及承压堵漏关键技术深化研究与试验》，在总结油基钻井液防硫、除硫经验的基础上，除了通过优选油基钻井液处理剂及配方优化，从根本上提高钻井液自身的抗H₂S污染的“免疫”能力外^[4]。还通过优选或开发新的除硫剂，提高油基钻井液中的H₂S清除效率（加大清除容量、降低残余浓度），降低H₂S在油基钻井液中的溶解程度或溶解状态，也有利于防止H₂S因加温、减压、冲击等造成的溢出，降低安全风险^[5-9]。在铁山坡气田第2轮滚动开发井中，运用除硫剂优选配方，在坡005-X4井、坡002-H5井等飞仙关地层油基钻井液中采用复合除硫技术见到了很好效果，发生溢流、井漏、排后效期间均未监测到H₂S气体溢出，钻井液中硫化物含量始终监测为零，其抗硫除硫效果明显好于第1轮井，满足了高含H₂S地层安全快速钻井的需要，对加快川东北地区高含硫飞仙关气藏的勘探开发具有重要的指导意义。

1. 高含硫地层钻井液技术难点及复合除硫技术优化对策

高含硫地层钻井液技术存在以下难点。①飞仙关组储集岩主要云岩，储层物性具有中孔、低-中渗特征，储层类型为裂缝-孔隙型储层，储层渗透性好，易形成厚泥饼，易发生压差黏附黏卡。②储层压力系数为 0.9左右，存在采空区，易发生井漏。③铁山坡飞仙关储层属于高含H₂S﹑中含CO₂气藏，硫化氢含量为14.19%～15.54%（203.06～222.30 g/m³），平均为14.53%（207.95 g/m³），二氧化碳含量为 5.43～8.89%（106.68～174.65 g/m³），平均为6.83%（134.26 g/m³），远高于安全临界值 30 mg/m³。④产层中夹杂的H₂S气体侵入油基钻井液，循环至地面后，存在溢出导致人员中毒和H₂S进入井筒导致钻具清脆等安全隐患。⑤钻井液受到H₂S污染，H⁺离子压缩有机土双电层，双电层厚度减小，黏土Zeta电位降低，水化膜变薄，斥力减小，黏土颗粒间形成或增强絮凝结构，造成黏度和切力上涨，流变性能变差，甚至失去流动性，影响井下安全。⑥油基钻井液优选除硫剂在现场应用时对H₂S清除效果能否满足安全或工程要求，优选的除硫剂对定向仪器或旋导仪器是否存在干扰等影响^[10-17]。

复合除硫技术优化对策：①优选除硫剂种类及加量，杜绝除硫剂对旋转导向仪器产生干扰，影响仪器正常运行，从而提高钻井时效。②采用“固液”复合除硫技术提高H₂S清除效率。③采用GGT硫化物含量测定仪定期监测钻井液中S²⁻含量，做到早发现早处理。

2. 室内实验

2.1 除硫剂优选

选定液体除硫剂YT-3、CLC-2和固体除硫剂JD-2、铁基类A、锌基类A、有机酸锌盐A、有机酸锌盐B、CLJ、碳基类A等几种除硫剂进行室内分析评价。在油基钻井液中加入不同类型的除硫剂，通过污染实验优选除硫效果优良的除硫剂。实验条件：油基钻井液体积为300 mL，除硫剂浓度为8%，硫化氢浓度为75 mg/L，流量为40 mL/min，搅拌转速为50 r/min，温度为80 ℃。记录出口硫化氢浓度达到0～0.015 mg/L的时间，结果如表1所示。

表 1 不同类型除硫剂在油基钻井液中的除硫效果评价

除硫剂	出口达到不同H₂S浓度（mg·L⁻¹）对应的时间/min
除硫剂	0	0.0015	0.0030	0.0045	0.0060	0.0075	0.0090	0.0105	0.0120	0.0135	0.0150
空白	3.73	3.78	3.85	3.90	3.95	3.97	4.00	4.07	4.08	4.10	4.13
YT-3	131.70	174.80	210.10	250.40	290.70	320.10	360.40	400.80	435.40	470.20	501.50
JD-2	95.65	110.28	115.85	125.38	138.55	151.80	160.82	172.9	180.08	185.17	190.22
CLC-2	40.12	43.48	45.52	47.67	49.38	50.10	51.20	52.20	53.25	54.27	55.28
CLJ	3.83	4.08	4.25	4.37	4.47	4.55	4.62	4.68	4.75	4.82	4.87
铁基类A	3.93	4.07	4.18	4.27	4.35	4.43	4.52	4.58	4.67	4.75	4.83
锌基类A	4.33	4.40	4.48	4.52	4.53	4.57	4.60	4.62	4.63	4.65	4.67
有机酸锌盐A	4.17	4.23	4.25	4.27	4.28	4.3	4.32	4.33	4.35	4.37	4.38
有机酸锌盐B	5.33	5.83	6.4	7.07	7.3	7.43	7.53	7.62	7.72	7.83	7.95
碳基类A（200目）	5.45	5.79	5.97	6.42	6.68	6.97	7.22	7.50	7.70	7.83	7.92
碳基类A（400目）	5.35	5.50	5.62	5.68	5.73	5.78	5.83	5.87	5.90	5.93	5.97
碳基类A（600目）	3.77	3.80	3.89	3.92	4.02	4.18	4.32	4.40	4.45	4.50	4.55

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表1结果表明，油基钻井液中加入除硫剂均具有一定的除硫效果，但YT-3、JD-2、CLC-2的除硫效果最好，出口达到相同H₂S浓度时的时间远高于其余除硫剂，说明这3种除硫剂吸收H₂S时间较长，抗H₂S污染能力最强，且除硫剂相同浓度下除硫效果：YT-3＞JD-2＞CLC-2。YT-3是由环丁砜、三嗪等混合的除硫剂，是一种液体除硫剂，环丁砜对硫化氢溶解性强。1 mol三嗪可与3 mol的H₂S反应，与S²⁻形成产物除硫。JD-2为固体碱式碳酸锌，与H₂S发生化学反应生成ZnS，从而除去H₂S，但随着硫化氢污染，pH值减小，碱式碳酸锌析出从而除硫能力降低。CLC-2是醇胺法除硫，醇胺与H₂S发生化学反应。液体YT-3除硫剂能充分反应且消耗硫化氢量较多，因此除硫性能优异。

2.2 除硫剂复合配方优化

优选出油基钻井液除硫效果优异的3种除硫剂：YT-3、JD-2和CLC-2，进行复配实验，评价复合配方的除硫效果，优化高效除硫体系配方，探讨除硫剂之间协同作用提高除硫效果。实验条件：油基钻井液体积为100 mL，硫化氢浓度为75 mg/L，流量为50 mL/min，搅拌转速为50 r/min，温度为80 ℃。结果如表2所示。

表 2 油基钻井液中高效除硫剂配方优化实验结果

除硫剂配方	出口达到不同H₂S浓度（mg·L⁻¹）对应的时间/min
除硫剂配方	0	0.0015	0.0030	0.0045	0.0060	0.0075	0.0090	0.0105	0.0120	0.0135	0.0150
空白	1.25	1.30	1.35	1.39	1.43	1.48	1.52	1.55	1.60	1.63	1.65
1%YT-3+1%JD-2	1.90	1.97	2.05	2.10	2.15	2.20	2.25	2.27	2.30	2.33	2.37
2%YT-3+2%JD-2	65.32	80.55	83.48	87.68	90.75	93.24	95.02	96.21	97.45	98.24	99.35
3%YT-3+3%JD-2	74.40	96.40	112.20	120.10	125.30	129.20	132.40	136.10	140.40	146.50	149.50
1%YT-3+1%CLC-2	2.48	2.48	2.49	2.49	2.50	2.50	2.51	2.51	2.52	2.52	2.53
2%YT-3+2%CLC-2	32.33	45.45	55.47	63.61	66.28	70.42	72.54	73.98	74.53	75.17	75.96
3%YT-3+3%CLC-2	57.13	69.50	80.68	91.72	98.03	102.03	105.23	106.38	107.50	108.58	109.65
1%CLC-2+1%JD-2	1.90	1.98	2.02	2.10	2.16	2.23	2.32	2.38	2.43	2.50	2.57
2%CLC-2+2%JD-2	16.20	20.50	23.70	25.90	27.90	28.10	29.10	29.30	30.00	30.30	30.50
3%CLC-2+3%JD-2	37.10	41.70	45.20	47.50	50.20	51.70	52.10	54.10	55.20	56.10	57.50
1%YT-3+1%CLC-2+1%JD-2	9.02	9.50	9.85	10.16	10.33	10.52	10.68	10.82	10.95	11.07	11.20
2%YT-3+2%CLC-2+2%JD-2	127.77	128.24	129.46	130.07	131.15	132.25	133.10	134.12	134.89	135.12	135.58
3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2	344.83	344.95	345.05	345.08	345.22	345.30	345.38	345.46	345.48	345.52	345.55

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表2结果表明，随着除硫剂单剂浓度增大，吸收H₂S时间延长，复合配方的除硫效果增强。2种除硫剂分别以1%浓度复配时，吸收H₂S时间短，除硫效果较差。单剂浓度增加到2%时，吸收H₂S时间延长，除硫效果有明显提升，单剂浓度增加到3%时，吸收H₂S时间最长，除硫效果最好，而且3种除硫剂的复合配方中，3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2的除硫效果最好，对硫化氢的吸收时间接近346 min，抗H₂S污染能力最强。

2.3 除硫剂高温老化除硫效果评价

为测试除硫剂的高温老化除硫实验效果，采用120 ℃恒温滚动老化16 h实验，测试加入除硫剂前后高温老化后的硫化氢浓度，计算除硫率，评价除硫剂的预防效果和清除效果，如表3所示。

表 3 高温高压老化抗硫油基钻井液的除硫效果评价

除硫剂/%	污染前硫化氢浓度/（mg·L⁻¹）	预防率/%	污染后硫化氢浓度/（mg·L⁻¹）	清除率/%
空白			0.072
3%YT-3	0.013	82.25	0.012	83.27
5%YT-3	0.004	95.07	0.001	99.10
3%JD-2	0.016	78.02	0.014	80.63
5%JD-2	0.007	90.30	0.005	92.59
3%CLC-2	0.033	54.60	0.027	63.07
5%CLC-2	0.021	70.48	0.014	80.29
3%碳基类A（200目）	0.053	25.73	0.052	27.20
5%碳基类A（200目）	0.039	46.09	0.037	49.27
3%铁基类A	0.059	18.12	0.054	25.00
5%铁基类A	0.044	38.31	0.041	43.65
3%YT-3+3%JD-2	0.001	98.70	0.000	100.00
1%YT-3+3%JD-2	0.007	90.75	0.006	92.00
4%YT-3+2%JD-2	0.001	98.94	0.000	100.00
3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2	0.001	99.14	0.000	100.00

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1）预防效果评价实验。由于在进入硫化氢地层以前会预先添加一定的除硫剂，用于预防地层中硫化氢的污染。钻井液中加入除硫剂，搅拌均匀后进行污染，然后滚动老化，测试滚动老化后老化罐中的硫化氢浓度，该方法可模拟现场钻遇硫化氢地层前加入除硫剂的预防效果。

2）清除效果评价实验。当测定出钻井液中具有可溶性硫化物或可溶性硫化物含量增加时，这说明井下存在硫化氢污染，需添加一定的除硫剂进行维护处理。钻井液先进行硫化氢污染，代表着已经侵入硫化氢，接着加入除硫剂进行清除，然后滚动老化，模拟现场硫化氢侵入污染后的清除效果。

由表3结果可知，油基钻井液被75 mg/L的硫化氢污染2 h后，再通入1 MPa硫化氢，滚动老化16 h后监测到硫化氢浓度为0.072 mg/L，大于现场规定的0.015 mg/L的溢出量，需要进行除硫。

在加入表3所述的除硫剂或除硫配方，滚动老化16 h后，监测到硫化氢浓度低，且随着除硫剂浓度增大，除硫效果增强。其中5%YT-3预防率达到95.07%，清除率达到99.10%。复合配方1%YT-3+3%JD-2的预防率达90.75%，清除率达到92%；复合配方4%YT-3+2%JD-2的预防率高达98.94%，清除率达到100%，意味着污染后加入除硫剂配方，滚动老化后无硫化氢溢出；复合配方3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2的预防率高达99.14%，清除率达到100%。

通过室内研究优选的除硫剂和复合除硫配方具有优良的除硫效果，准备选用3种除硫剂YT-3、JD-2、CLC-2在铁山坡气田飞仙关目的层进行复合除硫。

3. 复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井的现场应用

3.1 两口井概况

坡005-X4井是部署在铁山坡构造坡5井区断高的一口开发井，井型为大斜度井，设计井深为4416 m，实钻井深为4515 m。坡002-H5井是部署在铁山坡构造坡2井区断高的一口开发井，井型为水平井，设计井深为4825 m，实钻井深为5010 m。2口井目的层均为飞三～飞一段，四开飞仙关组均采用抗硫油基钻井液体系，实钻过程中钻井液性能均保持良好稳定，机械钻速高，钻井周期短，应用井段的性能和飞仙关组钻井情况分别见表4和表5。其中坡002-H5井更是创造了铁山坡区块飞仙关组水平段单日最高进尺255 m、水平段单趟进尺最高1122 m、水平段平均机械钻速最快11.37 m/h、四开水平井段8.9 d最快完钻等多项铁山坡区块新纪录。

表 4 两口井抗硫油基钻井液应用井段性能情况表

井号	井深/ m	ρ/ g·cm⁻³	FV/ s	FL_HTHP/ mL	PV/ mPa·s	YP/ Pa	YP/PV/ Pa/mPa·s	Pom	ES/ V
坡005-X4	3666～3790	1.02～1.03	66～76	2.4～3.0	21～34	4.0～7.5	0.19～0.26	4.0～4.5	215～420
	3790～3990	1.10～1.17	64～69	2.6～3.0	22～26	4.0～4.5	0.15～0.18	4.2～4.5	325～468
	3990～4254	1.17～1.20	67～69	2.2～2.6	25～26	3.5～4.5	0.14～0.18	4.0～4.8	450～484
	4254～4515	1.15～1.16	59～69	2.4～2.6	24～25	3.5～5.0	0.14～0.20	4.0～5.0	436～465
坡002-H5	3878～4177	1.00	53～56	2.7～2.8	12～16	2.5～5.0	0.15～0.41	4.0～4.5	425～466
	4177～4525	1.00	54～56	2.4～2.8	15～16	4.0～4.5	0.25～0.30	4.4～4.5	423～435
	4525～4753	1.00	54～56	2.6～2.8	15～17	4.0～4.5	0.25～0.27	4.3～4.5	422～431
	4752～5010	1.00～1.02	52～56	2.2～2.6	15～18	4.0～4.5	0.25～0.30	4.5～4.6	429～435

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表 5 两口井飞仙关组钻井情况表

井号	井段/m	层位	钻井周期/d	机械钻速/(m·h⁻¹)	进尺/m
坡005-X4井	3666～4515	飞三～飞一段	12.0	8.76	849
坡002-H5井	3878～5010	飞三～飞一段	8.9	11.37	1132

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3.2 复合除硫技术应用效果评价

正常钻进过程中，采用GGT硫化物测定仪检测钻井液中硫离子浓度，并通过缓冲罐硫化氢探头检测H₂S气体浓度，检测结果见表6。从表6可知，2口井在钻进过程中气测显示均良好，烃值基本维持在8%～20%，但出口处缓冲罐硫化氢探头一直未检测出钻井液中的硫化氢含量，硫化氢测定仪也未在钻井液中检测出硫离子，体现出钻井液较强的抗硫除硫能力。

表 6 2口井钻进过程中硫化氢含量检测结果

井号	井深/ m	层位	ρ/ g·cm⁻³	烃值/ %	探头检测H₂S浓度/ mg·L⁻¹	钻井液S²⁻浓度/ mg·L⁻¹
坡005-X4井	3710	飞三～飞一	1.03	14.41	0	0
	3823	飞三～飞一	1.10	18.13	0	0
	4050	飞三～飞一	1.18	15.18	0	0
	4222	飞三～飞一	1.20	9.16	0	0
	4254	飞三～飞一	1.15	10.14	0	0
	4450	飞三～飞一	1.16	8.64	0	0
坡002-H5井	4150	飞三～飞一	0.98	23.89	0	0
	4296	飞三～飞一	0.99	13.48	0	0
	4500	飞三～飞一	1.00	15.77	0	0
	4612	飞三～飞一	1.00	18.72	0	0
	4792	飞三～飞一	1.00	19.15	0	0
	4900	飞三～飞一	1.00	18.84	0	0

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通过出口处缓冲罐硫化氢探头对同井场2口井起下钻后效中硫化氢含量进行检测，检测结果见表7。从表7可知，第1轮井坡002-H4井在起下钻排后效时地面均监测到硫化氢异常，含量在0.005～0.056 mg/L不等，而第2轮井坡002-H5井在钻进过程以及起下钻后效中地面均未检测到硫化氢，充分说明液体除硫剂（CLC-2+YT-3）+固体除硫剂JD-2复合除硫效果显著。

表 7 同井场2口井起下钻后效中硫化氢含量检测结果

井号	除硫剂配比方式	井深/ m	层位	静止时间/ h	ρ/ g·cm⁻³	后效烃值最高/ %	检测H₂S浓度/ mg·L⁻¹
坡002-H4井（第1轮井）	2.5%CLJ+0.5%JD-2	5056	飞三～飞一	62.16	1.06	53.15	0 ↑ 0.015 ↑ 0.054
		5056	飞三～飞一	39.83	1.05	27.75	0 ↑ 0.015 ↑ 0.056
		5056	飞三～飞一	19.00	1.19	57.32	0 ↑ 0.008↑ 0.042
		5056	飞三～飞一	5.67	1.06	25.11	0 ↑ 0.005 ↑ 0.011
		5030	飞三～飞一	4.98	1.08	64.77	0 ↑ 0.018
坡002-H5井（第2轮井）	3%CLC-2+2%YT-3+3%JD-2	5010	飞三～飞一	19.50	1.02	19.97	0
		5010	飞三～飞一	97.10	1.03	26.67	0
		5010	飞三～飞一	125.83	1.05	25.53	0

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4. 认识及结论

1.复合除硫技术在下川东高含硫气藏飞仙关地层的成功应用，充分体现出钻井液较强的抗硫除硫能力。

2.液体除硫剂与固体除硫剂复合配方与油基钻井液配伍性良好，对流变性及其它性能影响较小，性能稳定，便于维护处理。

3.优选的除硫剂对井下工具、定向及旋导仪器无任何干扰等影响，确保了仪器的正常运行，有效提高钻井时效。

4.使用GGT硫化物含量测定仪定期监测钻井液中硫离子含量的方法，可提前发现钻井液中硫化氢入浸情况，做到早发现早处理，从而避免高含硫地层硫化氢溢出带来的安全风险。

表 1 不同类型除硫剂在油基钻井液中的除硫效果评价

除硫剂	出口达到不同H₂S浓度（mg·L⁻¹）对应的时间/min
除硫剂	0	0.0015	0.0030	0.0045	0.0060	0.0075	0.0090	0.0105	0.0120	0.0135	0.0150
空白	3.73	3.78	3.85	3.90	3.95	3.97	4.00	4.07	4.08	4.10	4.13
YT-3	131.70	174.80	210.10	250.40	290.70	320.10	360.40	400.80	435.40	470.20	501.50
JD-2	95.65	110.28	115.85	125.38	138.55	151.80	160.82	172.9	180.08	185.17	190.22
CLC-2	40.12	43.48	45.52	47.67	49.38	50.10	51.20	52.20	53.25	54.27	55.28
CLJ	3.83	4.08	4.25	4.37	4.47	4.55	4.62	4.68	4.75	4.82	4.87
铁基类A	3.93	4.07	4.18	4.27	4.35	4.43	4.52	4.58	4.67	4.75	4.83
锌基类A	4.33	4.40	4.48	4.52	4.53	4.57	4.60	4.62	4.63	4.65	4.67
有机酸锌盐A	4.17	4.23	4.25	4.27	4.28	4.3	4.32	4.33	4.35	4.37	4.38
有机酸锌盐B	5.33	5.83	6.4	7.07	7.3	7.43	7.53	7.62	7.72	7.83	7.95
碳基类A（200目）	5.45	5.79	5.97	6.42	6.68	6.97	7.22	7.50	7.70	7.83	7.92
碳基类A（400目）	5.35	5.50	5.62	5.68	5.73	5.78	5.83	5.87	5.90	5.93	5.97
碳基类A（600目）	3.77	3.80	3.89	3.92	4.02	4.18	4.32	4.40	4.45	4.50	4.55

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表 2 油基钻井液中高效除硫剂配方优化实验结果

除硫剂配方	出口达到不同H₂S浓度（mg·L⁻¹）对应的时间/min
除硫剂配方	0	0.0015	0.0030	0.0045	0.0060	0.0075	0.0090	0.0105	0.0120	0.0135	0.0150
空白	1.25	1.30	1.35	1.39	1.43	1.48	1.52	1.55	1.60	1.63	1.65
1%YT-3+1%JD-2	1.90	1.97	2.05	2.10	2.15	2.20	2.25	2.27	2.30	2.33	2.37
2%YT-3+2%JD-2	65.32	80.55	83.48	87.68	90.75	93.24	95.02	96.21	97.45	98.24	99.35
3%YT-3+3%JD-2	74.40	96.40	112.20	120.10	125.30	129.20	132.40	136.10	140.40	146.50	149.50
1%YT-3+1%CLC-2	2.48	2.48	2.49	2.49	2.50	2.50	2.51	2.51	2.52	2.52	2.53
2%YT-3+2%CLC-2	32.33	45.45	55.47	63.61	66.28	70.42	72.54	73.98	74.53	75.17	75.96
3%YT-3+3%CLC-2	57.13	69.50	80.68	91.72	98.03	102.03	105.23	106.38	107.50	108.58	109.65
1%CLC-2+1%JD-2	1.90	1.98	2.02	2.10	2.16	2.23	2.32	2.38	2.43	2.50	2.57
2%CLC-2+2%JD-2	16.20	20.50	23.70	25.90	27.90	28.10	29.10	29.30	30.00	30.30	30.50
3%CLC-2+3%JD-2	37.10	41.70	45.20	47.50	50.20	51.70	52.10	54.10	55.20	56.10	57.50
1%YT-3+1%CLC-2+1%JD-2	9.02	9.50	9.85	10.16	10.33	10.52	10.68	10.82	10.95	11.07	11.20
2%YT-3+2%CLC-2+2%JD-2	127.77	128.24	129.46	130.07	131.15	132.25	133.10	134.12	134.89	135.12	135.58
3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2	344.83	344.95	345.05	345.08	345.22	345.30	345.38	345.46	345.48	345.52	345.55

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表 3 高温高压老化抗硫油基钻井液的除硫效果评价

除硫剂/%	污染前硫化氢浓度/（mg·L⁻¹）	预防率/%	污染后硫化氢浓度/（mg·L⁻¹）	清除率/%
空白			0.072
3%YT-3	0.013	82.25	0.012	83.27
5%YT-3	0.004	95.07	0.001	99.10
3%JD-2	0.016	78.02	0.014	80.63
5%JD-2	0.007	90.30	0.005	92.59
3%CLC-2	0.033	54.60	0.027	63.07
5%CLC-2	0.021	70.48	0.014	80.29
3%碳基类A（200目）	0.053	25.73	0.052	27.20
5%碳基类A（200目）	0.039	46.09	0.037	49.27
3%铁基类A	0.059	18.12	0.054	25.00
5%铁基类A	0.044	38.31	0.041	43.65
3%YT-3+3%JD-2	0.001	98.70	0.000	100.00
1%YT-3+3%JD-2	0.007	90.75	0.006	92.00
4%YT-3+2%JD-2	0.001	98.94	0.000	100.00
3%YT-3+3%CLC-2+3%JD-2	0.001	99.14	0.000	100.00

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表 4 两口井抗硫油基钻井液应用井段性能情况表

井号	井深/ m	ρ/ g·cm⁻³	FV/ s	FL_HTHP/ mL	PV/ mPa·s	YP/ Pa	YP/PV/ Pa/mPa·s	Pom	ES/ V
坡005-X4	3666～3790	1.02～1.03	66～76	2.4～3.0	21～34	4.0～7.5	0.19～0.26	4.0～4.5	215～420
	3790～3990	1.10～1.17	64～69	2.6～3.0	22～26	4.0～4.5	0.15～0.18	4.2～4.5	325～468
	3990～4254	1.17～1.20	67～69	2.2～2.6	25～26	3.5～4.5	0.14～0.18	4.0～4.8	450～484
	4254～4515	1.15～1.16	59～69	2.4～2.6	24～25	3.5～5.0	0.14～0.20	4.0～5.0	436～465
坡002-H5	3878～4177	1.00	53～56	2.7～2.8	12～16	2.5～5.0	0.15～0.41	4.0～4.5	425～466
	4177～4525	1.00	54～56	2.4～2.8	15～16	4.0～4.5	0.25～0.30	4.4～4.5	423～435
	4525～4753	1.00	54～56	2.6～2.8	15～17	4.0～4.5	0.25～0.27	4.3～4.5	422～431
	4752～5010	1.00～1.02	52～56	2.2～2.6	15～18	4.0～4.5	0.25～0.30	4.5～4.6	429～435

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表 5 两口井飞仙关组钻井情况表

井号	井段/m	层位	钻井周期/d	机械钻速/(m·h⁻¹)	进尺/m
坡005-X4井	3666～4515	飞三～飞一段	12.0	8.76	849
坡002-H5井	3878～5010	飞三～飞一段	8.9	11.37	1132

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表 6 2口井钻进过程中硫化氢含量检测结果

井号	井深/ m	层位	ρ/ g·cm⁻³	烃值/ %	探头检测H₂S浓度/ mg·L⁻¹	钻井液S²⁻浓度/ mg·L⁻¹
坡005-X4井	3710	飞三～飞一	1.03	14.41	0	0
	3823	飞三～飞一	1.10	18.13	0	0
	4050	飞三～飞一	1.18	15.18	0	0
	4222	飞三～飞一	1.20	9.16	0	0
	4254	飞三～飞一	1.15	10.14	0	0
	4450	飞三～飞一	1.16	8.64	0	0
坡002-H5井	4150	飞三～飞一	0.98	23.89	0	0
	4296	飞三～飞一	0.99	13.48	0	0
	4500	飞三～飞一	1.00	15.77	0	0
	4612	飞三～飞一	1.00	18.72	0	0
	4792	飞三～飞一	1.00	19.15	0	0
	4900	飞三～飞一	1.00	18.84	0	0

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表 7 同井场2口井起下钻后效中硫化氢含量检测结果

井号	除硫剂配比方式	井深/ m	层位	静止时间/ h	ρ/ g·cm⁻³	后效烃值最高/ %	检测H₂S浓度/ mg·L⁻¹
坡002-H4井（第1轮井）	2.5%CLJ+0.5%JD-2	5056	飞三～飞一	62.16	1.06	53.15	0 ↑ 0.015 ↑ 0.054
		5056	飞三～飞一	39.83	1.05	27.75	0 ↑ 0.015 ↑ 0.056
		5056	飞三～飞一	19.00	1.19	57.32	0 ↑ 0.008↑ 0.042
		5056	飞三～飞一	5.67	1.06	25.11	0 ↑ 0.005 ↑ 0.011
		5030	飞三～飞一	4.98	1.08	64.77	0 ↑ 0.018
坡002-H5井（第2轮井）	3%CLC-2+2%YT-3+3%JD-2	5010	飞三～飞一	19.50	1.02	19.97	0
		5010	飞三～飞一	97.10	1.03	26.67	0
		5010	飞三～飞一	125.83	1.05	25.53	0

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[17]	李茂森,刘政,胡嘉. 高密度油基钻井液在长宁—威远区块页岩气水平井中的应用[J]. 天然气勘探与开发,2017,40(1):88-92. doi: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2017.01.015 LI Maosen, LIU Zheng, HU Jia. Application of high density oil-based drilling fluid in shale gas horizontal wells of Changning-Weiyuan Bolck[J]. Natural Gas Exploration and Development, 2017, 40(1):88-92. doi: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2017.01.015

施引文献

期刊类型引用(2)

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2.	江显俊，何涛，张谦，贾定，傅相友，刘智敏，邱夏. 低密度强封堵抗硫油基钻井液在高含硫井的应用. 化工技术与开发. 2024(12): 24-31+64 . 百度学术

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1. 高含硫地层钻井液技术难点及复合除硫技术优化对策
2. 室内实验
2.1 除硫剂优选
2.2 除硫剂复合配方优化
2.3 除硫剂高温老化除硫效果评价
3. 复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井的现场应用
3.1 两口井概况
3.2 复合除硫技术应用效果评价
4. 认识及结论

1. 高含硫地层钻井液技术难点及复合除硫技术优化对策
2. 室内实验
2.1 除硫剂优选
2.2 除硫剂复合配方优化
2.3 除硫剂高温老化除硫效果评价
3. 复合除硫技术在坡005-X4井和坡002-H5井的现场应用
3.1 两口井概况
3.2 复合除硫技术应用效果评价
4. 认识及结论

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川东北飞仙关高含硫地层油基钻井液复合除硫技术

doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.03.010

作者简介:
肖金裕，高级工程师，1969年生，毕业于石油大学（华东）开发系泥浆专业，现在从事现场钻井液技术应用研究工作。电话 19922800109；E-mail：xiaojy_sc@cnpc.com.cn。

通讯作者:
周华安，E-mail：zhouhan_sc@cnpc.com.cn。

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