楊春宇 苗國晶 吳高平（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

在A 區(qū)塊T1、T2 等油井中，檢測到硫化氫（H2S）質量濃度最高達261 mg/m3（174×10-6），增加了生產及作業(yè)施工的風險。T3井壓裂后，下泵施工過程中因硫化氫中斷施工90 天。為了明確硫化氫產生的原因及條件，并消減施工風險，開展了井筒有毒有害氣體產生原因及防護措施研究。

1 國內外硫化氫成因研究現(xiàn)狀

硫化氫產生原因分為原生和次生兩種。原生成因包括原油伴生與巖漿活動[1-2]。原生硫化氫來源于巖漿活動使地殼深處的巖石熔融，其含量很大程度上取決于巖漿成分及氣體運移，氣象、基底斷裂等條件[3]。

根據(jù)目前國內發(fā)現(xiàn)硫化氫油田情況，井筒次生硫化氫主要包括原油、硫酸鹽、含硫化合物熱化學反應和硫酸鹽還原菌（SRB）的還原反應4 種。根據(jù)A區(qū)塊地層溫度條件，結合返排液硫酸鹽還原菌超標特征，后兩種反應可能性較大[4-5]。

2 A區(qū)塊產生硫化氫的原因分析

2.1 水熱裂解實驗

由水熱裂解實驗機理分析可知，硫化氫的生成包括：原油水熱裂解→重排→脫羰→一氧化碳（CO）→水氣轉換→產生氫氣→原油加氫脫硫→產生硫化氫，硫化氫生成條件相對難些，只能在生成一氧化碳的前提下產生。

1）對A 區(qū)塊的產出液中原油進行熱裂解實驗，明確是否產生硫化氫、一氧化碳，以及產生的條件。對T9 井的采出液進行脫水，對脫水原油進行高溫（110 ℃）裂解，在6 h后檢測出一氧化碳。

2）對檢測出硫化氫和一氧化碳的T3井進行裂解，裂解原油+水+改性瓜膠。實驗結果顯示，在1 h、120 ℃以上的條件下能產生一氧化碳，原油+壓裂液熱裂解實驗統(tǒng)計見表1。

表1 原油+壓裂液熱裂解實驗統(tǒng)計

3）對T3井原油+壓裂液清水（B）+滑溜水+締合壓裂液+過硫酸鉀+亞硫酸鈉進行裂解?；旌弦涸?0 ℃時就開始產生大量一氧化碳，在140 ℃時開始產生一定量的硫化氫，壓裂液混合液裂解實驗結果統(tǒng)計見表2。將進一步細化實驗條件，找出硫化氫更具體的產生原因及硫的來源。

4）為找出硫化氫的生成來源及生成條件，排除其他因素對實驗的影響，僅對T3井原油+過硫酸鉀+亞硫酸鈉在110 ℃條件下進行裂解。結果顯示，混合液在110 ℃、48 h的條件下產生了一氧化碳，在120 ℃、24 h的條件下產生了硫化氫。將T3井原油+過硫酸鉀或+亞硫酸鈉在100～110 ℃下條件下進行裂解。結果顯示，加過硫酸鉀或加亞硫酸鈉都能在105 ℃下均產生硫化氫，見表3、表4。統(tǒng)計A 區(qū)塊地層底界溫度為103～112 ℃，存在產生硫化氫的溫度及物質。

表2 壓裂液混合液裂解實驗結果統(tǒng)計

表3 過硫酸鉀（2 g）+原油裂解結果統(tǒng)計

表4 亞硫酸鈉（2 g）+原油裂解結果統(tǒng)計

2.2 硫酸鹽還原實驗

利用原油與水源井中少量硫酸鹽還原菌反應，觀察2周未檢測到硫化氫。對不同類別的油井產出液進行檢測，發(fā)現(xiàn)均含有硫酸鹽還原菌；對產出液水樣進行硫酸鹽還原菌檢測（表5）發(fā)現(xiàn)，縫網(wǎng)壓裂配液池中硫酸鹽還原菌較多，壓裂水源硫酸鹽還原菌化驗結果見表6，但都未達到較高數(shù)值。目前調研硫酸鹽還原菌達到106個/mL，初步分析硫酸鹽還原菌不是A區(qū)塊大量產生硫化氫的主要原因[6]。

表5 產出液水樣硫酸鹽還原菌檢測情況

表6 壓裂水源硫酸鹽還原菌化驗結果

3 井控安全措施

以中斷硫源及破壞硫化氫產生條件入手，從預防、保障、消減措施三方面，優(yōu)化工藝，消減硫化氫，提高現(xiàn)場施工的安全可靠性[7-9]。

1）硫化氫消減措施。依據(jù)硫化氫易溶于水（溶解度為3.6 g/L）、呈酸性的特性開展室內實驗，綜合考慮施工成本等因素，給出了清水洗井、添加氫氧化鈉溶液洗井等措施，井口采用防爆風機強制擴散，保障施工中作業(yè)人員安全。表7為硫化氫室內消減措施實驗統(tǒng)計。

表7 硫化氫室內消減措施實驗統(tǒng)計

表8 硫化氫風險井管理措施

2）優(yōu)化施工方案。共提升管理、優(yōu)化工程方案339 井次，現(xiàn)場施工320 井次，通過清水洗井、防爆風機強制擴散等的方式均實現(xiàn)安全施工。表8為硫化氫風險井管理措施。

4 結論與認識

1）硫化氫的生成一定與壓裂液中的破膠劑（含硫）有關，初步分析產生的臨界溫度為105 ℃。

2）硫酸鹽還原菌的還原反應，由于其含量較少，不是A區(qū)塊產生硫化氫的主要原因。

3）通過優(yōu)化工程方案、采用清水洗井等措施，能夠實現(xiàn)安全施工的目的。