水基钻井液中硫化氢污染快速检测方法

针对含硫井段水基钻井液中硫化氢污染检测,利用柠檬酸与碳酸氢钠和硫化物反应产生大量气体,促使硫化氢在CO2携带下与醋酸铅试纸作用进行显色反应,从而实现现场钻井液中硫化氢污染快速判定。对于未受硫化氢污染的钻井液,采用钻井液中总硫化物快速判定法可预先判断钻井液中是否存在硫化氢污染,从而起到提前预警的作用。当钻井液受硫化氢污染或采用除硫剂除硫以后,可采用钻井液中可溶性硫化物快速检测方法测定钻井液滤液中可溶性硫化物的含量。当钻井液中可溶性硫化物含量超过200 mg/L以后,由于肉眼无法对醋酸铅试纸进行色差辨认,因此仅能作为定性分析。此时虽然可以将样品再次稀释后进行测定,这将使得可溶性硫化物含量的估值范围进一步扩大,但仍可作为一种半定量的检测方式用于现场检测。     

钻井液用除硫剂的除硫效率测定方法研讨

钻井液用除硫剂是指能与硫化氢发生化学反应生成难溶的硫化物,使之悬浮于钻井液中的化学药剂.在钻井过程中使用除硫剂,可以最大限度地减少H2S对环境的破坏、对钻具的腐蚀、对人体的危害等.介绍了除硫剂除硫效率的评价方法、除硫的试验方法、钻井液中硫含量的测定方法.除硫反应在严格密闭的反应瓶中进行,反应完毕后分别测定未被吸收的气体硫化氢含量和滤液中的残硫含量,从而计算除硫剂的除硫效率.采用了经典的碘量法分析,以保证钻井液中硫含量测定的准确性.     

钻井泥浆除硫剂的研究

本文介绍了一种无机锌盐化台物——川设6—1钻井液除硫剂,根据试验结果,论证了它对钻井液的除硫效率和对钻具的防腐效果;并与两种进口的钻井除硫剂进行了对比.现场试验结果表明:川设6—1除硫反应快、效率高、成本低,使钻井液中的硫化氢浓度很快降低到安全界限,从而防止了钻具和套管的硫化物应力腐蚀和失重腐蚀,大大延长了钻具的使用寿命,并避免了钻井操作人员的硫化氢危害.     

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本文介绍了四川地区钻井现场钻具硫化物腐蚀情况。同时也对比试验了部分国内、外钻井液除硫剂的除硫效率,提出了由不同原材料和不同工艺路线制成的除硫剂的除硫效率是截然不同的。     

油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

钻井液中游离的硫化氢检测方法研究

高含硫地层钻井中，及时监测钻井液中H2S的含量是防范与减小安全风险、保障钻井安全生产的重要途径。在现场从监测地面气体延伸到监测地层流体中游离H2S含量的基础上，通过室内实验，研究出了一种快速、准确检测钻井液中H2S含量的方法，该方法消除了亚硫酸盐和二氧化硫等对测量结果的干扰，提高了测定的准确性，适用于室内尤其现场钻井液中H2S的检测，简便易行。     

涪陵焦石坝含硫地层泡沫钻井试验

借鉴钻井液除硫方法,首次提出在含硫地层使用防硫泡沫钻井的设想。研究防硫泡沫配方及配伍性,改进防硫泡沫施工工艺,强化地面硫化氢的监测和防硫措施,并制定应急预案。在涪陵焦石坝成功试验3口井,安全钻穿含硫地层,地面未检测到硫化氢,拓宽了气体钻井技术的应用领域。     

一种新型无机复合除硫剂的应用

介绍了一种新型无机复合除硫剂,并对其在钻井液中的应用性能进行了评价。它是锌粉、锌基化合物及高分子材料等经复分解化合而制得的钻井液用除硫剂,具有纯度高、单体配比优化、分子量高、有效作用物锌含量高、添加量小等特点,含有多种能与硫化物生成沉淀的离子,能起到更好的除硫效果,且它对钻井液的流变性影响不大,对地层不会造成污染;适用于各种水基钻井液,在pH值为11时的除硫效果最佳;除硫后钻井液中的硫含量极低,除硫效果显著,完全能满足安全钻进的要求。在中古9井的试验应用表明,该无机复合除硫剂达到了预期的除硫效果,与实验室测试结果相符。     

钻井液硫化氢清除装置在双探3井的试验与认识

为拓展欠平衡与控压钻井在含硫地层的应用范围,研制了钻井液密闭循环系统(密闭系统)中的核心装备—硫化氢清除装置。该装置采用真空、扰流以及温控注入适量除硫剂等技术方法对经过初级液气分离后的钻井液中仍然残留的硫化氢进行有效处理,处理后的钻井液能够直接排入固控系统、泥浆罐,最后通过泥浆泵进入井筒进行密闭循环。为验证装置的可靠性,在双探3井进行了返排液除硫试验。试验期间,装置运行稳定,流量、压力、pH值以及硫化氢浓度等数据监测实时可靠。监测液体排出口处硫化氢挥发浓度由试验前的平均值105.82mg/m~3(最高值达到126.6 mg/m~3)降低到小于7.5 mg/m~3。试验结果表明,钻井液硫化氢清除装置能够有效处理液体中的微小气泡以及溶解态硫化氢等有害物质,满足安全环保钻井的需要,为钻井液密闭循环系统的推广应用提供了技术支撑。     

含除硫剂的钻井液

含除硫剂的钻井液ＯＧＪ１９９４．５ｖｏｌ．９２Ｎｏ．２１Ｐ７２－７５含除硫剂的钻井液能控制钻井液中Ｈ２Ｓ含量．用的除硫剂主要有二氧化锌,碱基碳酸锌和锌螫合物以及氧化铁．这些除硫剂非常适用于油基和水茫钻井波．（方娅摘）含除硫剂的钻井液...     

浅谈碘量法测定钻井液中H_2S含量在现场的应用

针对以酸性气田为主的四川地区,研究如何在该地区钻井过程中准确测定钻井液中的H2S含量,通过何种技术手段去除钻井液中的H2S,以防止其对钻井作业的影响已逐渐成为四川气田勘探开发的一个重要课题。简述了钻井液中H2S来源、存在状态及其危害,详细介绍了碘量法测H2S的方法步骤,并对该方法中试液加入量的影响进行了研究。同时,将其实际运用于四川地区的多口井中,总结出现场碘量法测H2S的注意事项,对碘量法测定现场钻井液中的H2S具有十分重要的意义。     

胺基聚醚含量测定干扰因素分析及消除

胺基聚醚作为一种高效抑制剂在钻井液中使用越来越多,但对其在钻井液中的游离含量却无法进行检测,导致配制维护钻井液时确定加量没有依据。研究了胺基聚醚含量测定方法,考察发现钻井液常用处理剂如氢氧化钠、羧甲基纤维素钠盐、磺化酚醛树脂、水解聚丙烯酰胺钾盐等使测定结果高出理论值,研究了干扰因素消除方法。在钻井液中进行验证,测定结果表明,该方法偏差不大于10%,能够较好地满足现场应用。     

酸性气田碳酸盐岩储层抗盐抗酸性气钻井液技术

为预测酸性气田钻井作业所用钻井液中酸性气的侵入量,根据地质参数和钻井参数计算了现场酸性气侵入量和除硫剂碱式碳酸锌与二氧化碳清除剂氧化钙的加量。为评价酸性气污染对钻井液性能的影响,设计了一套酸性气对钻井液污染的室内评价方法——气瓶压力控制灌注法,并根据理想气体状态方程,推导了灌注不同浓度酸性气体所需要的灌注压力计算公式。室内采用此方法评价了H2S、CO2对适合于南帕斯气田碳酸盐岩储层无黏土相NaCl盐水钻井液和无固相甲酸钾有机盐钻井液体系性能的影响,实验表明两套钻井液体系具有能够抗200 mg/L H2S、1000 mg/L CO2酸性气污染的能力,以及抗灰岩钻屑、地层盐水和各种盐相污染能力,且具有优越的流变性能、润滑性能、防腐蚀性能和储层保护效果,能够满足南帕斯酸性气田碳酸岩储层安全、快速、高效钻井。     

带压含硫气田水中H_(2)S的测定北大核心CSCD

目的捕集和检测带压含硫气田水常规减压取样过程排放闪蒸气中损失的H_(2)S组分,以实现带压含硫气田水中H_(2)S含量更加准确的测定,为优化和提升闪蒸气H_(2)S处理装置的设计和净化效率提供数据支撑。方法针对当前气田水减压平衡处理后H_(2)S测定结果明显偏低的问题,从带压液体取样和H_(2)S气体分析检测两个方面开展研究,讨论了取样装置、取样方法、分析检测方法、样品前处理、酸液用量和汽提时间等参数的影响。结果实现了等压取样,汽提时间为5 min,样品无须过滤前处理,解吸液为去离子水,以经典碘量法检测H_(2)S。结论通过比较实际样品带压和减压条件下H_(2)S含量的测定结果,表明该技术对准确测定带压含硫气田水中H_(2)S含量更加可靠,并将对其他带压溶液中溶解性气体的测定提供可借鉴的思路。     

钻井液用铁离子络合物型除硫剂的室内评价

评价了试验室自制的亚铁离子络合物型除硫剂,该除硫剂是以二价铁离子与碳水化合物衍生物复合而成的,在水基钻井液中能高度溶解,并且在pH值为12的环境下不会沉淀,在钻井液体系pH值为9时除硫效率最高,可以达到98．6％左右。在60℃环境中除硫剂与硫化氢比值为1．4时,对钻具的缓蚀率最高为71．23％,可以显著缓解H2S对钻具的腐蚀。该除硫剂与常用的聚磺钻井液具有良好的配伍性,对钻井液的流变性和失水都没有明显的影响。     

Simulation for estimation of hydrogen sulfide scavenger injection dose rate for treatment of crude oil

The presence of hydrogen sulfide in the hydrocarbon fluids is a well known problem in many oil and gas fields. Hydrogen sulfide is an undesirable contaminant which presents many environmental and safety hazards. It is corrosive, malodorous, and toxic. Accordingly, a need has been long left in the industry to develop a process which can successfully remove hydrogen sulfide from the hydrocarbons or at least reduce its level during the production, storage or processing to a level that satisfies safety and product specification requirements. The common method used to remove or reduce the concentration of hydrogen sulfide in the hydrocarbon production fluids is to inject the hydrogen sulfide scavenger into the hydrocarbon stream. One of the chemicals produced by the Egyptian Petroleum Research Institute (EPRI) is EPRI H₂S scavenger. It is used in some of the Egyptian petroleum producing companies. The injection dose rate of H₂S scavenger is usually determined by experimental lab tests and field trials. In this work, this injection dose rate is mathematically estimated by modeling and simulation of an oil producing field belonging to Petrobel Company in Egypt which uses EPRI H₂S scavenger. Comparison between the calculated and practical values of injection dose rate emphasizes the real ability of the proposed equation.     

页岩气油基钻井液体系性能评估及对策

油基钻井液已成为开发页岩气水平井的关键技术之一,具有稳定井壁和保持井眼清洁的功能。通过评价中石油川渝地区油基钻井液体系的流变性、封堵性、固相含量和稳定性等性能,并结合这些井的井下复杂情况原因分析,得出封堵性是保持井壁稳定的关键,提高钻井液φ₆值和排量可以改善井眼清洁,有害低密度固相含量的增加是导致钻井液性能恶化的主要原因。针对井壁失稳、井眼清洁和性能维护等问题,建立了纳-微米封堵评价方法,确定了有害低密度固相含量计算方法,并形成了页岩气油基钻井液技术规范,有望为页岩气水平井的开发提供技术支持。      

伊朗雅达油田优快钻井技术

伊朗雅达油田地质条件复杂,为碳酸盐岩储层,具有高温、高压及多压力系统,并含有高浓度硫化氢及二氧化碳酸性气体。在2001到2003年间施工了5口探井,井深4 500~5 000 m,普遍钻井存在着机械钻速低、井漏、压差卡钻、高压沥青层侵入等突出问题,钻井周期长,安全快速钻井面临巨大的挑战。文中分析了雅达油田钻完井存在的难点以及优快钻井技术应用方案,包括灰岩地层压力检测技术、非渗透防卡钻井液技术、高效破岩及优选钻井参数、高压沥青层钻井技术为特色的雅达油田安全快速成井配套技术等,这些成果在雅达油田一期的井身结构、钻头选型、钻井提速和钻井液等方面进行了全面应用,平均机械钻速较前期提高40%以上,取得了显著的效益。     

高温深井微裂缝封堵评价方法及其应用——以松辽盆地徐深气田为例

松辽盆地徐家围子断陷深层白垩系营城组火山岩地层微裂缝发育,钻进过程中经常发生井壁剥落、坍塌和恶性漏失等 井下复杂,而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此,提出了有针对性 的高温深井微裂缝封堵评价方法：使用与岩石成分接近的硅铝酸盐材料制作了一种新型微裂缝岩心模型,微裂缝开度介于1 ～ 50 μm,重复性好,缝面粗糙度、孔隙发育情况及缝面形态与天然裂缝更加接近,弥补了传统方法的不足;自主设计了微裂缝封堵评价 装置,工作温度达200 ℃,工作压力介于3.5 ～ 5.0 MPa,可模拟井下工作液的流动状态,具有钻井液用量少、操作简便及成本低等 优点。XSP-3 井现场试验结果表明,采用上述评价方法优选的钻井液配方有效地解决了微裂缝发育的火山岩地层难以安全钻进的难题, 改善了钻井液的粒度分布,提高了钻井液封堵防塌能力,保证了该区深层裂缝性地层的安全钻进。