12月12日，修井作业防硫化氢新工艺在西北油田采油三厂TP171井成功实施，这已是该厂实施修井作业防硫化氢新工艺的第9口井，为修井作业提供了安全保障。
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西北油田含硫化氢井多，其中：采油二厂和采油三厂95%以上油井硫化氢浓度超过20ppm，最高硫化氢浓度超过200000ppm。硫化氢井修井作业过程中存在很大安全风险：一旦发生硫化氢逸散，易造成人员中毒，甚至死亡；硫化氢大量逸散，作业管柱易发生氢脆断裂事故，造成巨大经济损失。
前期各单位采用在压井液中添加5‰碱式碳酸锌方法预防，但碱式碳酸锌为固体粉末，在pH值大于9才溶，不溶于塔河油田常用盐水压井液（PH值6.5-6.8），实际应用没有效果。因此，快速攻克修井防硫化氢工艺难题是保障井下作业安全的当务之急。
采油三厂工艺技术人员快速行动，认真分析了前期防硫化氢工艺无效原因，从解决脱硫剂不溶于压井液、脱硫效率低、药剂安全性、工艺操作方便性、工艺成本等五方面出发，通过理论调研、药剂筛选，从4个厂家13种水溶性脱硫剂中成功筛选出易溶于水、脱硫效率高的DSL-01脱硫剂，4‰浓度下30min硫化氢脱除率达100%。并通过室内模拟试验和现场实验安全评估，制定了完善的现场实验方案。
5月和7月分别在TK719CH、TH10419井进行现场实验，脱硫剂浓度3‰，TK719CH井硫化氢浓度从124下降至0ppm，TH10419井硫化氢浓度从126下降至0ppm，硫化氢脱除率均达100%。之后该工艺先后在TH10408、TP146XCH等井成功实验，累计应用9井次，效果显著。
据了解，该工艺和前期防硫化氢工艺相比具有五大优势：压井后井口硫化氢0，井内返出液体无硫化氢味道，硫化氢脱除彻底，确保了作业安全；DSL-01脱硫剂和压井液混配后稳定性好，不分层，效果稳定；混配后药剂不挥发、无异味、无腐蚀，保障了药剂使用安全；工艺操作简单，易推广；工艺成本低、效益好。
该工艺效益潜力巨大，如在分公司推广，预计年应用300井次，通过降低药剂成本、提高压井效率增效及避免钻具落井增效等，预计年效益在800万元以上。
