目前含硫化氢油气藏的开发已成为石油天然气开采的重要组成部分。在我国，大部分油田都存在硫化氢的污染和危害。而且在开采高含硫化氢气田时，都曾付出了人身伤亡和财产损失的高昂代价[1]。现场采用的井内吸收硫化氢技术是在钻井液中加入硫化氢吸收剂，但是至今为止用于井内吸收硫化氢气体吸收剂的吸收效果动态评价方法还少见报道。
在对自行设计制作的水基钻井液动态模拟实验装置调试并确定了相关工艺参数的基础上，动态评价了硫化氢吸收剂的吸收效果。与温度相近的静态实验结果对比发现：硫化氢吸收剂动态吸收反应时间为15 min~20 min时的吸收效果已经达到了吸收剂静态吸收反应60 min的吸收效果，说明静态实验与现场使用效果存在很大的差异。本文介绍了一种钻井液吸收硫化氢动态评价方法，这样在钻井现场，当钻遇含硫化氢油气层前，可动态评价钻井液(添加硫化氢吸收剂)吸收硫化氢效果，对钻井液配方的优化以及安全钻井具有指导性意义。
PHS-3C型酸度计，成都方舟科技开发公司；GJ-3S型高速搅拌机，青岛海通达专用仪器厂；85-2恒温磁力搅拌器，金坛市科析仪器有限公司。NDJ-6六数旋转粘度计，青岛海通达专用仪器厂；常温中压滤失仪，青岛海通达专用仪器厂；DDS-11A型电导率仪，上海雷磁仪器厂。
碘化钾(R级，开封化学试剂总厂)，硫代硫酸钠(AR级，天津化学试剂厂)，碘(AR级，河北肃宁县发达石油助剂厂)，无水碳酸钠(R级，天津化学试剂厂)，醋酸锌(AR级，天津市红岩化学试剂厂)，硫化亚铁(R级，天津市红岩化学试剂厂)，膨润土(油田现场取样)，除硫剂(西安石油大学油田化学实验室提供)[2]。
自行设计制作的钻井液吸收硫化氢动态模拟实验装置如图 1所示。实验流程如下：
(1) 气相流程：来自标准气瓶的硫化氢→硫化氢气体流量计→单向阀→气体缓冲罐→模拟井底→气液混合→环空返排至井口→气液分离器→多级尾气吸收装置→经尾气出口检测后排空。
(2) 液相流程：加有硫化氢吸收剂的钻井液→泥浆池→泥浆泵→钻井液流量计→模拟钻杆→钻头喷射入井底→硫化氢气侵钻井液→气液两相混合→环空返排至井口→气液分离器→液相出口→沉降池→泥浆池→泥浆泵，实现钻井液循环。
配制含硫化氢吸收剂的钻井液80 L加入泥浆池，在模拟流程上运行30 min后，测试钻井液流变性、滤失量、电导值、pH值。然后通入硫化氢气体，平均流速500 SCC/min。每隔5 min，在井筒出口、气液分离器液相出口、泥浆沉降池三处取样点取钻井液350 mL。测试钻井液流变性、滤失量、电导值、pH值和钻井液中硫离子含量。最后，由加药器加入饱和氢氧化钠溶液，循环10 min~15 min后清洗装置。
在钻井液流变性测定中均采用API推荐的钻井液性能测试标准进行测试，钻井液中硫离子含量采用经典的碘量法进行测定。
整个装置钻井液在管道中做连续稳定流动且无流体漏失，根据质量守恒定律。按照相关理论公式计算得出钻具内钻井液流速VP为551.59 cm/s；环空中钻井液流速Va为23.53 cm/s。Rep为5 473.23；Rea为1 984.28，以此判断钻井液在钻杆及环空中流体的流态：在钻杆中为湍流，环空中为层流[3-4]。
在泥浆泵出口排量为1.0 m3/h，钻井液稳定循环的前提下，先后用氮气和硫化氢气体进行测试。实验结果显示，当标准气瓶减压阀压力表显示压力为0.05 MPa时，为气体持续通入井底的最低操作压力。以氮气进行最大通入压力测试，结果显示当氮气减压阀压力大于0.5 MPa时，泥浆泵汽蚀现象严重。由此确定该装置气体通入的压力操作范围为0.05 MPa~0.5 MPa。
在钻井液稳定循环后，向装置中通入氮气和硫化氢气体，通入压力0.05 MPa。通过调节泥浆泵以及分离器液相出口阀来控制分离器锥体上下液位高度。以尾气装置中有持续稳定的气泡逸出和分离器内液位高度的稳定性为判断依据，确定分离器操作参数，结果见表 1。当调节分离器上下液位在如表 1中所示数据范围内，液位在该范围内某一数值(±1cm)处保持稳定，且尾气吸收装置中有气泡持续不断地逸出，说明此时分离器分离效果较好。
通过装置各个单元尺寸及管线规格计算循环过程中最少流体介质量。连续工作中各个单元存液体积：井筒2.5 L，泵及管线4 L，气液分离器2 L~4 L，钻井液沉降池5 L~10 L，钻井液池40 L(使离心泵灌泵最小存液体积)，操作过程中取样体积10 L~13 L。考虑操作过程应有一定余量，所以确定硫化氢气体动态评价单次实验钻井液配制量为80 L。
考虑实验装置的耐压极限操作条件，实验采取硫化氢气体的通入压力为0.05 MPa，持续向装置中通硫化氢气体50 min，并每隔10 min取尾气吸收装置中硫化氢检测液进行滴定分析其中的硫离子含量。实验数据见表 2。
由表 2可以看出，对于单次实验循环，当采用4级尾气吸收时，检测装置中每10 min硫化氢气体的排量已达排放标准。对于多次实验循环，考虑吸收装置的可持续操作性，所以确定该装置为5级尾气吸收。
通过上述实验确定了水基钻井液吸收硫化氢动态模拟实验装置的运行及操作参数如下：泥浆配量为80 L，气体进口压力范围0.05 MPa~0.5 MPa，气液分离器操作液位为锥体上部79 cm~93 cm、锥体下部26 cm~31 cm，尾气吸收装置吸收级数为5级，泵的出口排量为0 m3/h~1.0 m3/h，泥浆在钻杆中流态为湍流，环空中为层流，整个装置运行温度为室温，压力为常压。
钻井液配方：1：基浆(水+4%膨润土+0.5%无水碳酸钠)；2：基浆+0.2%硫化氢吸收剂A；3：基浆+0.4%硫化氢吸收剂B；4：基浆+0.4%硫化氢吸收剂C。对上述4种钻井液配方进行硫化氢吸收效果动态评价。实验前钻井液基本性能参数见表 3。
硫化氢吸收剂吸收硫化氢气体动态实验结果如图 2。
图 2中曲线所显示的变化趋势与静态实验评价实验结果相吻合，是静态实验评价方法的延续。与温度相近的静态实验结果对比发现：硫化氢吸收剂动态吸收反应时间为15 min~20 min时的吸收效果已经达到了吸收剂静态吸收反应60 min的吸收效果，进一步说明静态实验结果与现场使用效果存在很大的差异。
曲线显示加有硫化氢吸收剂的钻井液均在循环45 min后达到最大吸收效果；而基浆则在钻井液循环30 min后达到溶解与吸附平衡[5]。
以1#曲线在30 min时基浆中溶解与吸附硫化氢的量为基准，与其它加入硫化氢吸收剂钻井液最大吸收效果之差，可初步认为是吸收剂吸收硫化氢气体的量：A吸收硫化氢效果为1 500.71 mg/L；硫化氢吸收剂B吸收效果为1 707.37 mg/L；C的吸收剂吸收效果为2 007.37 mg/L。
硫化氢气侵钻井液后，会对钻井液的流变性能造成一定的影响[6-8]，对在钻井液循环过程中取得的钻井液样品进行水基钻井液流变性能常规测试，结果见表 4。
对比表 3与表 4中的数据可以看出：基浆在循环30 min~40 min时流变性明显变差；而加硫化氢吸收剂A的钻井液在整个实验循环过程中钻井液流变性几乎没有变化；加有硫化氢吸收剂B及C的钻井液流变性能有所变化，但变化较基浆要小。说明硫化氢吸收剂A、B和C，均可以有效地改善钻井液硫化氢气侵时所引起的钻井液流变性能的改变，并对硫化氢有很好的吸收效果。
硫化氢吸收剂吸收效率按式(1)计算。
式中：SB为钻井液中硫化氢含量；SA为硫化氢通入量。
钻井液循环一定时间后，硫化氢气体通入量与碘量法测定钻井液中硫化氢含量数据见表 5。
由表 5中数据按式(1)计算硫化氢吸收剂除硫效率，并绘制钻井液循环时间与硫化氢吸收剂除硫效率的关系曲线, 如图 3。
如图 3中曲线所示加有硫化氢吸收剂的钻井液在钻井液循环5 min~35 min，对照表 5中硫化氢通入量为40 g~280 g时对硫化氢有较高的吸收率；钻井液循环大于35 min，硫化氢通入量大于280 g后吸收率开始降低。引起这种现象的主要原因是:随着硫化氢气体通入量的加大，钻井液中硫化氢吸收剂被逐渐消耗。所以此时应在加药池中加入吸收剂补充钻井液中因吸收硫化氢而消耗的量。在硫化氢通入量为40 g~280 g时，含不同吸收剂的钻井液对硫化氢的平均吸收率如下：1号为26%；2号为66%；3号为79%；4号为90%。
(1) 在对水基钻井液吸收硫化氢动态模拟装置进行调试的基础上，优化了装置的操作步骤以及装置运行的工艺参数：钻井液配备量为80 L，气体进口压力范围0.05 MPa~0.5 MPa，气液分离器操作液位为分离器锥体上部79 cm~93 cm、分离器锥体下部26 cm~31 cm，串联尾气吸收装置吸收级数为5级，泵的出口排量为0 m3/h~1.0 m3/h，钻井液在钻杆中流态为湍流，环空中为层流，整个装置运行温度为室温，压力为常压。
(2) 当硫化氢气侵钻井液速度为8 g/min，钻井液循环时间为35 min，硫化氢通入量在40 g~280 g时，含不同硫化氢吸收剂的钻井液对硫化氢的平均吸收率为：1#为26%，2#为66%，3#为79%，4#为90%。
(3) 通过动态实验评价可以比较真实地反应出钻井液硫化氢吸收剂的吸收效果，对钻井液配方的优化以及安全钻井具有重要的现实意义。
2011, Vol. 40 Issue (5): 490-493, 503
2011, Vol. 40 Issue (5): 490-493, 503