压裂后井筒产生硫化氢成因分析及治理对策

杨春宇等：压裂后井筒产生硫化氢成因分析及治理对策第11卷第3期（2021-03）
在A区块T1、T2等油井中，检测到硫化氢（H2S）质量浓度最高达261mg/m3（174×10-6），增加了生产及作业施工的风险。

T3井压裂后，下泵施工过程中因硫化氢中断施工90天。

为了明确硫化氢产生的原因及条件，并消减施工风险，开展了井筒有毒有害气体产生原因及防护措施研究。

1国内外硫化氢成因研究现状
硫化氢产生原因分为原生和次生两种。

原生成因包括原油伴生与岩浆活动[1-2]。

原生硫化氢来源于岩浆活动使地壳深处的岩石熔融，其含量很大程度上取决于岩浆成分及气体运移，气象、基底断裂等条件[3]。

根据目前国内发现硫化氢油田情况，井筒次生硫化氢主要包括原油、硫酸盐、含硫化合物热化学反应和硫酸盐还原菌（SRB）的还原反应4种。

根据A区块地层温度条件，结合返排液硫酸盐还原菌超标特征，后两种反应可能性较大[4-5]。

2A区块产生硫化氢的原因分析
2.1水热裂解实验
由水热裂解实验机理分析可知，硫化氢的生成包括：原油水热裂解→重排→脱羰→一氧化碳（CO）→水气转换→产生氢气→原油加氢脱硫→产生硫化氢，硫化氢生成条件相对难些，只能在生成一氧化碳的前提下产生。

1）对A区块的产出液中原油进行热裂解实验，明确是否产生硫化氢、一氧化碳，以及产生的条件。

对T9井的采出液进行脱水，对脱水原油进行高温（110℃）裂解，在6h后检测出一氧化碳。

2）对检测出硫化氢和一氧化碳的T3井进行裂解，裂解原油+水+改性瓜胶。

实验结果显示，在1h、120℃以上的条件下能产生一氧化碳，原油+压裂液热裂解实验统计见表1。

表1原油+压裂液热裂解实验统计
温度/
℃
70
90
100
120
140
时间/
h
1
1
1
1
1
可燃气体积分数/
%
80
90
100
100
100
CO体积分数/
%
0.1
0.0453
H2S体积分数/
%
0 3）对T3井原油+压裂液清水（B）+滑溜水+缔合压裂液+过硫酸钾+亚硫酸钠进行裂解。

混合液在90℃时就开始产生大量一氧化碳，在140℃时开始产生一定量的硫化氢，压裂液混合液裂解实验结果统计见表2。

将进一步细化实验条件，找出硫化氢更具体的产生原因及硫的来源。

4）为找出硫化氢的生成来源及生成条件，排除其他因素对实验的影响，仅对T3井原油+过硫酸钾+亚硫酸钠在110℃条件下进行裂解。

结果显示，混合液在110℃、48h的条件下产生了一氧化
压裂后井筒产生硫化氢成因分析及治理对策
杨春宇苗国晶吴高平（大庆油田有限责任公司第九采油厂）
摘要：由于A区块T1、T2等油井中检测到硫化氢气体，增加了生产及作业施工的风险及难度。

通过开展压裂后井筒产生硫化氢成因机理分析，明确了A区块硫化氢产生原因，给出了硫
化氢产生的临界条件及防护措施，划分了风险识别区。

应用研究成果可以优化指导压裂、检
泵、射孔等设计编制，升级管理339井次，降低了施工风险，恢复A区块产油8025t，也为有
毒有害气体治理提供借鉴。

关键词：井下作业；硫化氢；成因分析；治理对策；实验
DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2021.03.012
第一作者简介：杨春宇，高级工程师，1991年毕业于大庆石油学院（矿场地球物理），从事采油工艺、增产增注方面的研究，
黑龙江省大庆市红岗区大庆油田有限责任公司第九采油厂，163853。

40
环保·安全/Environment Protection&
Security
碳，在120℃、24h的条件下产生了硫化氢。

将T3
井原油+过硫酸钾或+亚硫酸钠在100~110℃下条件
下进行裂解。

结果显示，加过硫酸钾或加亚硫酸钠
都能在105℃下均产生硫化氢，见表3、表4。

统计
A区块地层底界温度为103~112℃，存在产生硫化
氢的温度及物质。

表2压裂液混合液裂解实验结果统计
温度/℃70 90 100 120 140 160时间/
h
1
1
1
1
1
1
可燃气体积分数/
%
25
100
100
100
100
100
CO体积分数/
%
0.1
0.1
0.1
0.03
0.0329
H2S体积分数/
%
0.0423
0.0119
表3过硫酸钾（2g）+原油裂解结果统计
温度/℃100 105 110时间/
h
48
24
48
可燃气体积分数/
%
100
100
100
CO体积分数/
%
0.1
0.1
0.1
H2S体积分数/
%
0.00234
0.00256
表4亚硫酸钠（2g）+原油裂解结果统计
温度/℃100 105 110时间/
h
48
24
48
可燃气体积分数/
%
100
100
100
CO体积分数/
%
0.0024
0.0321
0.1
H2S体积分数/
%
0.00045
0.00225
2.2硫酸盐还原实验
利用原油与水源井中少量硫酸盐还原菌反应，
观察2周未检测到硫化氢。

对不同类别的油井产出液进行检测，发现均含有硫酸盐还原菌；对产出液水样进行硫酸盐还原菌检测（表5）发现，缝网压裂配液池中硫酸盐还原菌较多，压裂水源硫酸盐还原菌化验结果见表6，但都未达到较高数值。

目前调研硫酸盐还原菌达到106个/mL，初步分析硫酸盐还原菌不是A区块大量产生硫化氢的主要原因[6]。

表5产出液水样硫酸盐还原菌检测情况井号
T6
T7
T8
T9
类别
常规压裂
常规压裂
未压裂
缝网压裂
生锈瓶数
3
2
3
3
SRB数/(个·mL-1)
100~1000
10~100
100~1000
100~1000
是否超标
是
否
是
是
表6压裂水源硫酸盐还原菌化验结果
来源
压裂水源井
压裂配液池
注水水源井
注水井
生锈瓶数
1
SRB数/(个·mL-1）
0~10
3井控安全措施
以中断硫源及破坏硫化氢产生条件入手，从预防、保障、消减措施三方面，优化工艺，消减硫化氢，提高现场施工的安全可靠性[7-9]。

1）硫化氢消减措施。

依据硫化氢易溶于水（溶解度为3.6g/L）、呈酸性的特性开展室内实验，综合考虑施工成本等因素，给出了清水洗井、添加氢氧化钠溶液洗井等措施，井口采用防爆风机强制
表7硫化氢室内消减措施实验统计
实验内容
无硫破胶剂-生物酶无硫破胶剂-过氧化氢
氢氧化钠的消减作用
硫酸铜的消减作用杀菌剂的消减作用
实验材料
原油+生物酶0.5%+水
原油+过氧化氢0.5%+水
原油+水+破胶剂+氢氧化钠1g
原油+水+破胶剂+氢氧化钠2g
原油+水+过滤酸钾+亚硫酸钠+硫酸铜
原油+水+破胶剂+杀菌剂60mg/L
工作量
4
4
4
4
4
6
温度/℃
100~120
100~120
100~120
100~120
100~120
20~70
时间/h
48
48
48
48
48
48
H2S体积分数/%
0~0.0018
0表8硫化氢风险井管理措施
措施类型预防保障
消减
管理措施
风险评估，掌握急性中毒救护方法，硫化氢安全防护知识培训、硫化氢HSE井控取证培训及正压式呼气器佩戴培训，
开展应急演练
配备正压式呼气器等防护器具，配备防爆风机，强制扩散有毒有害气体，配备硫化氢检测仪，提前预警
严格执行硫化氢井下作业和防护标准
应用不含硫破胶剂（压裂工艺）
先检测硫化氢，再清水洗井循环，满足安全施工要求再施工
洗井后不满足安全施工要求，加消减剂洗井，浓度根据现场测试结果计算
必要时使用防爆风机强制扩散（井口防护）
41
杨春宇等：压裂后井筒产生硫化氢成因分析及治理对策第11卷第3期（2021-03）
扩散，保障施工中作业人员安全。

表7为硫化氢室内消减措施实验统计。

2）优化施工方案。

共提升管理、优化工程方案339井次，现场施工320井次，通过清水洗井、防爆风机强制扩散等的方式均实现安全施工。

表8为硫化氢风险井管理措施。

4结论与认识
1）硫化氢的生成一定与压裂液中的破胶剂（含硫）有关，初步分析产生的临界温度为105℃。

2）硫酸盐还原菌的还原反应，由于其含量较少，不是A区块产生硫化氢的主要原因。

3）通过优化工程方案、采用清水洗井等措施，能够实现安全施工的目的。

参考文献：
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应用，2011，10（10）：87-90．
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阳：辽宁师范大学，2007．
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防治研究[J]．广州化工，2013，41（14）：38-39．
收稿日期2020-11-07
（编辑沙力妮）
辽阳石化实现蒸汽效能最大化
“面对每年10×104t的蒸汽使用量，我们积极开展蒸汽系统优化，以舍弃无效点、止住出血点、深挖效益点为目标，节约蒸汽10000t，节约成本近200万元。

”8月4日，辽阳石化动力厂生产技术科副科长喻朝飞说。

辽阳石化成立优化小组，在停运8310m伴热管线的基础上，持续深入查找无效伴热范围，减少无效输出。

专业技术人员制定了气温、室温与供水温度曲线，确保采暖温度控制在合理范围内。

为降低散热损失，提高蒸汽供应质量，优化小组持续开展保温专项整治工作。

今年上半年共更换5880m管线保温。

在夏季运行模式下，关闭冬季运行的210个疏水器，停运约1500m蒸汽管线。

通过加强巡检，节约蒸汽4.1t/h。

与此同时，员工根据各装置伴热物料运行温度精确控制伴热线温度，通过技术改造，提高蒸汽凝结水回用率，将回收的低压蒸汽冷凝水引入采暖塔循环利用，进一步实现蒸汽效能最大化。

中国石油新闻中心42
Mechanism Analysis of Hydrogen Sulfide Produced in Wellbore after Fracturing
YANG Chunyu，MIAO Guojing，WU Gaoping(No.9Oil Production Plant in Daqing Oilfield Co.，Ltd.)2021，11（03）：40-42
Abstract:Hydrogen sulfide gas was detected in oil wells T1and T2in block A，which increased the risk and difficulty of production and operation.Through the analysis of the formation mechanism of hydrogen sulfide in the wellbore after fracturing，the cause of hydrogen sulfide in block A was clarified，the critical conditions and protective measures for hydrogen sulfide generation were given，and the risk identification area was divided.The application of the research results can optimize and guide the design and preparation of fracturing，pump inspection and perforation，upgrade and manage339wells，reduce the construction risk，restore the oil production of8025t in block A，and also provide reference for the treatment of toxic and harmful gases.
Keywords:underground operation；hydrogen sulfide；cause analysis；management countermeasure；experiment
Application of Reliability Evaluation Method for High Pressure Water Injection Pipeline
LI Hairong，YAN Qi，YU Lisong(PetroChina Middle East Company)2021，11（03）：43-46
Abstract:There are many high-pressure water injection Wells in an oil field in Iraq，and the number of pipelines is large.The water injection pipelines are all buried and without cathodic protection，so it is difficult to detect the wall thickness.With the development of water injection，the loss of water injection well due to pipeline leakage is increasing.In order to evaluate and reduce the risk of water injection pipeline，balance the cost of pipeline maintenance and new pipeline construction，reduce injection downtime，and maximize the benefit of water injection reservoir，the oilfield production department uses the benefit evaluation method(the method of three parts)to evaluate the reliability of water injection pipeline，which is the basis of whether to replace the old pipeline.According to the evaluation results，the old pipelines are updated year by year to meet the needs of water injection production.The application of benefit evaluation method will greatly promote the integrity management of oilfield water injection pipeline.
Keywords:high pressure water injection pipeline；reliability evaluation；benefit evaluation method；damage assessment method。