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一、引言
海上钻井是一项高投入、高风险的特别作业，具有多学科性、复杂性、隐蔽性等特性。钻进时碰到地层中含有H2S会造成工具、管材不同程度的腐蚀及氢脆，一旦H2S超标扩散会给钻井平台施工人员造成生命威胁，因此H2S的监测与控制给钻井技术研究和实施作业提出了更高的要求。基于海上钻井平台受气候、海域、运输等不利条件影响，具有不同于陆地钻井的独特风险性，要求管理、制定、技术、施工等人员具有激烈的责任心、做到精心制定、精心组织、精心施工，保证井下、设备、人员的安全。
二、含硫气田的分布与开发
1、行业标准
国际上：天然气中H2S≥5％〔即77g/m3〕为高含H2S气藏， CO2含量2％～＜10％间为中含CO2气藏〔～＜〕
我国：现行石     油行业标准SY/T6168《气藏分类》规定：天然气中H2S≥2％〔即≥〕为高含H2S气藏。CO2含量2％～＜10%为中含CO2气藏。
2、分布
高含硫气田在世界上分布比较广泛，几乎各产油大国都有含H2S气田。目前已发现具有工业价值的高含硫气田约400多个，其中很多分布在碳酸盐岩地层中 。H2S含量高于5％的天然气气藏：
 
我国天然气中H2S含量大于1％的气田，约占全国天然气储量的1/4。主要分布在四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地以及南海崖13－1气田等。其中华北赵兰庄气田H2S含量高达92％。
目前国内仍以四川盆地含硫气田分布最为广泛。盆地内80％以上气田不同程度含H2S 。
其中川东卧龙河气田卧63井嘉五1气藏， ％， ％。特别是近十余年在川东北地区发现的渡口河、罗家寨和中石化普光等气田，高含H2S和中含CO2很具代表性。
3、开发现状
在勘探开发高含硫气田中，法国、加拿大、美国、俄罗斯和伊朗等国，积存了丰富经验。
〔1〕％，％，1957年投产，生产至今。已累积产气2258×108m2，采出程度70％。
〔2〕20世纪60年代中期，壳牌公司在美国密西西比州南方，勘探开发的一个高含硫气田， H2S含硫达45％，最深井深达7620m，，温度为221℃。
〔3〕俄罗斯奥伦堡高含硫气田， ～5％， ～％，已开发45年，最高年产气490×108m3，目前年产气180×108m3。
4、目前为止，四川地区有测试依据的高温、高压、高含硫最高指标状况
 最高温度：176℃(盘1井)
 最高压力：，由于井口受限，未能持续关井，推算地层压力130MPa左右。
 最高含硫：496g/m3〔卧龙河嘉陵江气藏〕。
5、危害
H2S为无色、剧毒的酸性气体,,% ~46%〔天然气5%~15%〕。H2S是一种神经毒剂,亦为窒息性和刺激性气体,一旦发生泄漏,不仅影响高含硫气井平稳开发,还将危及人和环境安全，其浓度为150ppm〔225mg/m3〕时就会刺激人眼、呼吸道，麻痹嗅觉神经，浓度为800ppm(1200mg/m3)以上时，2min就能造成死亡。1ppm=。      
三、含硫油、气井钻井施工难点
1、地质构造复杂，不易判断
无论前期勘探资料多么丰富，不同区块及相邻井位所钻地质构造均有所不同，制定书中不能概述全部的风险，特别是碳酸盐岩裂缝性气藏深井，纵向上普遍存在多产层多压力系统，由于套管程序的限制，往往造成同一裸眼井段出现喷漏复杂状况。横向上油气水分布不均，且地层压力也存在较大差异，造成同一井组，邻井施工难易程度也不尽相同。
2、钻井平台地域狭小，人员稠密，安全、环保风险较大
钻井平台面积不如一个足球场大，施工人员达到100余人，矗立大海上施工相对较孤立，一旦发生油、气井井喷，人员的生命和国家重大资产将面临庞大威胁，如果大量原油或H2S泄露将给环境造成不可估量的损失。众所周知“〞含硫气井井喷事故造成了数百人死亡，数万人员撤离，但这是在陆地，还有地方可疏散；墨西哥湾“深水地平线〞平台钻井事故，原油泄露，造成了庞大的海洋环境污染，BP公司面临巨额损失。
3、气井井控风险压力大
〔1〕天然气溢流速度快，来势凶猛
天然气具有可压缩、易膨胀特性，溢流与井喷间隔时间比油井短得多。据有关统计，在一百多井次中，从发现溢流到井喷的时间间隔小于30min的占2/3以上，其中一半以上在10min以内，而且来势凶猛，容易失控。       
〔2〕天然气井关井压力高
 ‰，不能靠自重平衡大部分地层压力，不仅井涌、井喷临时关井压力高，完井后井口关井压力也高。
— 3，主要原因密度低〕故决定割心起钻,循环钻井液观察后效，至20:45，甲方监督为了不影响岩心收获率要求停止循环马上起钻，起出2立柱钻杆发现井口溢流，3—5秒钟后井喷，喷高10m。、套压5MPa。在压井过程中因回收钻井液闸门开启不畅，在抢换过程中，套压上升为25MPa。环形防喷器刺漏，又关半封闸板防喷器控制井口〔23:24〕，用一条放喷管线放喷，套压18MPa，此时半封闸板防喷器也被刺坏。15日0:30终因半封闸板防喷器完全刺坏而失控。
〔3〕天然气井易窜漏
 天然气上窜能力强，气层钻进中容易发生气侵，导致平衡地层压力的液柱压力降低，导致井涌，甚至井喷，表层套管下入较浅时，钻遇气层关井易发生地下井喷，有时也表现为地面窜漏。例如罗家寨罗家2井、川东北的普光9井在发生溢流关井后，均因为表层套管下入太浅发生窜漏，四周的河流和农田溢流天然气，给四周群众生命造成庞大威胁，钻井液顺着裂缝溢流到地面和河流，破坏了当地的生态环境。
〔4〕天然气易燃、易爆、易中毒
 天然气井在发生井喷后，由于各种原因易引起着火，含硫天然气易造成钻具等管材氢脆折断。含硫天然气井一旦井喷失控，将大大增大处理难度。
4、气井固井质量影响因素多
〔1〕天然气上窜能力强，固井时，极易窜槽，影响固井质量；
〔2〕含硫气井，由于H2S的应力腐蚀和电化学腐蚀特性，易造成套管损坏，从而影响井的安全；
〔3〕H2S的腐蚀性能还会对水泥石造成腐蚀，从而降低水泥石的强度。
〔4〕深井温差大，水泥浆稠化时间的控制难度大，超缓凝易造成气窜。
四、含硫油、气井安全钻井技术
1、钻前调研与制定方案论证
了解施工区域地质状况，邻井构造或邻井钻井与完井试油状况，并对井位周边环境进行调查，做好《安全应急预案》，同时注意放喷地点的选择，做好防火工作。对初步《制定方案》有一个较完善的论证审查体系和制度，组织相关专家和部门，对初步《制定方案》进行审查，确定最终的《制定方案》。
2、分析《钻井地质与工程制定》
〔1〕地质制定方面重点：地层压力〔孔隙压力、破裂压力、坍塌压力〕猜测的准确性；储层的类型；地层流体性质(包括H2S含量)；可能存在的复杂状况及地质家初步确定的完井方式。
〔2〕工程制定方面重点：井身结构制定，各层套管下入深度是否合理〔目的层之上有溶洞、裂缝性漏层，要求有两层套管封隔〕；必须按标准严格控制井眼轨迹全角变化率(狗腿度)，以减少套管磨损，降低井筒风险。
〔3〕钻井液密度制定：～，高含硫气井按高限()附加；高含硫气井储备不少于1～、～，储备足够的加重材料和除硫材料。PH值对电化学失重腐蚀和硫化物应力腐蚀的影响都较大，当PH6时，硫化物应力腐蚀严重；PH9时，就很少发生硫化物应力腐蚀。而随PH值的降低，电化学失重腐蚀增加，因此在钻开含硫地层后，。
3、钻柱制定      
〔1〕钻杆材质选择：加大壁厚，内外有防腐涂层。研究说明，各种钢级的管材都有其抗H2S腐蚀的最低临界温度，在临界温度之上，它就具有抗H2S的腐蚀性能。含硫气井在强度满足要求的条件下，一般选用G级或低钢级钻杆，高钢级易氢脆。假设强度要求选用S135钻杆时，必须调整钻井液性能以防止H2S腐蚀。另外温度对硫化物应力腐蚀开裂的影响较大，当温度升高到一定〔93
℃〕以上可不合计金属材料的防硫问题；油气井钻井中套管和钻铤，当井下温度高于93℃时，可以不合计其抗硫性能。
〔2〕钻具组合 满足井眼轨迹控制要求；井斜较大的井和全角变化率较大的井段，应采用防磨措施(加装防磨接头或钻杆接头敷焊防磨材料)；气层钻井中在钻柱下部还应安装钻具止回阀。
4、固井方式及水泥浆体系：
固井方式尽可能选用一次性固井，以避免分级箍、悬挂器等附件存在薄弱环节，从而导致安全风险的存在。水泥浆体系选用水泥石致密的水泥浆体系，如塑性水泥浆体系，抗硫防腐水泥浆体系。天然气井，特别是高温高压高含硫气井，要求各层套管固井水泥浆均返至地面。
5、井控制定
〔1〕井口选择及试压要求：井口选择一般是依据地层压力确定。川庆做法：地面控制系统，主要按照SY/T6616—2005《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》和SY/T5964—2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》施行，防喷器组合从上至下：环形、半封、剪切、双闸板〔上全封、下半封〕、双四通、套管头。节流、压井管汇各一套，主放喷管线两条，副放喷管线两条，液气分开器排气管线一条，各个放喷口均配置点火及燃烧装置。
〔2〕井控装置试压：应在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环型防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、压井管汇试压到额定工作压力。
    
6、钻井作业过程中以井控为重点的安全措施
〔1〕明确局级、事业部、钻井平台三级井控管理机构及职责，在处理突发、应急事件时便于指挥、协调。落实应急放喷、点火、撤离权限。
〔2〕钻井平台必须按照《石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南》〔SY/T 6283-1997〕的要求制定切实可行的《安全应急预案》，由上级部门审批，H2S含量超过100g/m3应请局级部门审批把关。并与当地政府有关部门衔接，形成地企联动的应急救援体系。
〔3〕进入含硫气层前，除钻井平台和其他专业化服务队伍要进行应急预案的学习、演练外，还要编制《单井应急救援预案手册》向可能危及范围内其他人员设施，进行H2S安全知识和遇紧急状况时的应急沟通，提出紧急状况下的安全撤离要求，并进行演练。
〔4〕现场油气显示的检测与监控：及时发现溢流，及时关井，及时压井是搞好含硫油、气井井控工作的三个重要环节。要求对地质综合录井仪；钻井液液面自动监测报警仪〔监测溢流井漏〕；钻井液液面人工“坐岗〞观测钻井液体积的变化；产层中钻进作业，每次起钻前的短程起下钻检测井内压力平衡状况等基础工作做细抓严。
7、H2S气体的检测与人身防护
钻井平台在钻台及井口下方、泥浆出口、固控区、钻井液循环罐区等区域分别安装有足够数量的H2S和可燃气体探头，相关岗位人员还配有移动式检测探头，要按时用样气标定检验，保证处于完好状态。作业区域都按人员数量配置了正压式空气呼吸器，要强化检查和保养，随时备用。
H2S伴随着油气资源同时出现，具有较大的风险，通过实施合理的钻井技术，可以规避风险。在装备、工具符合环境特点，强化提升人员素养，严格执行工艺纪律和劳作纪律，注重一次井控，在含硫油、气储层采纳过平衡钻井，就会实现安全钻井的目的。