水基鉆井液CO2污染的處理

陳 馥， 楊 媚， 艾加偉， 李 巍， 羅陶濤， 陳俊斌

（1.油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；2.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，成都610500；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢618300）

水基鉆井液CO2污染的處理

陳 馥1，2， 楊 媚1，2， 艾加偉1，2， 李 巍1，3， 羅陶濤1，3， 陳俊斌1，3

（1.油氣田應(yīng)用化學(xué)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都610500；2.西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，成都610500；3.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，四川廣漢618300）

陳馥等.水基鉆井液CO2污染的處理[J].鉆井液與完井液,2016，33（6）：58-62.

雖然目前鉆井液CO2污染處理技術(shù)的研究成果較多，但在實(shí)際應(yīng)用中仍然存在許多問題，是一個十分棘手的問題。總結(jié)了常見的CO2污染處理方式及其不足之處。針對水基鉆井液CO2污染現(xiàn)象，根據(jù)污染機(jī)理提出了處理建議：保持鉆井液中適度的黏土含量，使用Ca(OH)2和CaCl2等鈣處理劑；使用抗高溫抗鹽的強(qiáng)吸附性處理劑、適當(dāng)使用新漿替代老漿。介紹了XX46-X1和XX008-6-X2兩口受CO2污染井的處理情況。以XX46-X1井為例，采取的具體措施有：使用離心機(jī)控制固相含量，用真空除氣器不間斷在地面脫氣，增大鉆井液密度至2.0 g/cm3，以阻止CO2進(jìn)入流體；使用適量0.2%石灰乳沖入鉆井液，補(bǔ)充SMP-Ⅲ、SMP-Ⅱ、高溫抗鹽降濾失劑RSTF、高溫稀釋劑HTX等處理劑及NaOH膠液；由于污染較為嚴(yán)重，后期配制膠液時加入適量0.5%CaCl2配合處理。受污染鉆井液按建議經(jīng)過處理后，鉆井液黏度、切力降低，流變性和濾失量得到控制，滿足了工程需要，達(dá)到了預(yù)期目的。

鉆井液；CO2污染；鈣處理劑；膨潤土；鉆井液添加劑

隨著勘探開發(fā)的深入，水基鉆井液受CO2污染有越來越嚴(yán)重的趨勢。雖然，近年來許多專家學(xué)者對受CO2污染鉆井液處理技術(shù)的研究，已經(jīng)取得了不少的成果，但在實(shí)際應(yīng)用中仍然存在許多問題，受CO2污染鉆井液的處理依然是一個十分棘手的問題。因此，總結(jié)了常見的CO2污染處理方式及其不足之處，根據(jù)污染機(jī)理，提出了水基鉆井液CO2污染的處理建議，MX-GST區(qū)塊受污染鉆井液，按照該建議處理后各項(xiàng)性能得到控制，達(dá)到了預(yù)期目的。

1 常見CO2污染處理方式

1.1 常規(guī)處理方式

目前最常用的方法是加石灰，其在處理低密度鉆井液中已取得較好的效果，但是在處理“三高”鉆井液時，遇到很多難題[1-5]。該方法的本質(zhì)是通過Ca2+與CO32-反應(yīng)生成沉淀，將CO3

2-除去。因HCO3

-不能被直接去除，可以使HCO3-和OH-反應(yīng)生成CO3

2-后除去。通常Ca2+可通過石灰提供，這樣可將污染物從鉆井液濾液中除掉[6-7]。但是對深井或者超深井而言，由于井深，井溫高，鉆井液密度大，使用CaO、Ca（OH）2等處理劑對鉆井液性能有較大的影響，使得處理工作比較復(fù)雜，須謹(jǐn)慎使用[8-10]。

1.2 超細(xì)水泥處理技術(shù)

超細(xì)水泥（主要成分為CaO·SiO2·Al2O3）中的CaO組分，可以在鉆井液中水解出少量的Ca2+，與鉆井液中CO32-/HCO3

-離子反應(yīng)生成CaCO3沉淀。該處理方式[2，11-13]主要是針對易垮塌的泥巖、膏泥巖和含煤線地層中遇到的CO32-/HCO3

-嚴(yán)重污染。該方法針對性較強(qiáng)，雖然有成功處理案例，但是效果不夠明顯、迅速，如果加量控制不好的話，還會導(dǎo)致鉆井液固化，風(fēng)險較大。

1.3 固相容量限拓展法

通過K+、Ca2+等離子的協(xié)同抑制作用或通過其他有機(jī)鹽類來提高鉆井液的水化抑制能力，提高鉆井液體系的固相容量限。固相容量上限越高，高溫下處理劑抑制黏土水化分散的能力及降黏作用就越強(qiáng)；上限越高，鉆井液的容量限就越寬，鉆井液的流變性就越容易控制[14-15]。該方法理論上可行，但是在遇到高礦化度鉆井液受污染時，就表現(xiàn)出局限性，且在實(shí)際處理過程中該方法效果也不夠明顯。實(shí)驗(yàn)室發(fā)現(xiàn)，某些受CO2污染的井漿中，加入無機(jī)鹽類反而導(dǎo)致鉆井液增稠。

1.4 防稠化降黏處理技術(shù)

李斌[16]等通過加入防稠化降黏劑將黏接的鉆井液空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)拆開，阻止鉆井液形成新的空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，達(dá)到降低切力的目的，同時輔助使用抗高溫處理劑。該技術(shù)主要是研發(fā)出吸附能力更強(qiáng)的處理劑，提高鉆井液抗溫性能和護(hù)膠能力，但是不能從根本上解決鉆井液受污染的問題。即使處理后，也很容易受到二次污染。

1.5 加FCLS、KOH

王桂全[17]在處理大慶油田深井受CO2污染鉆井液時，發(fā)現(xiàn)加入FCLS、KOH和石灰后，隨著石灰加量的增加，鉆井液黏度和切力降低的幅度增加，CO32-/HCO3-濃度也大幅度減少，當(dāng)石灰的濃度加到0.6%左右時，鉆井液的黏度和切力得到恢復(fù)。但是FCLS高溫下降解可能會產(chǎn)生CO2，且FCLS污染環(huán)境，因此該處理方式不合理。

2 CO2污染處理建議

CO2侵入水基鉆井液后與水反應(yīng)生成H2CO3，而H2CO3很不穩(wěn)定，分解生成和，其變化如下。

基于此，目前公認(rèn)的鉆井液CO2污染機(jī)理為：①CO2進(jìn)入鉆井液后產(chǎn)生的H+和鉆井液中的OH-反應(yīng)，影響鉆井液的流變性，導(dǎo)致部分處理劑失效。②CO2與處理劑在黏土顆粒表面發(fā)生競爭吸附，導(dǎo)致處理劑的吸附量降低，進(jìn)而造成鉆井液中的處理劑失效[18-19]。③HCO3-促進(jìn)泥巖的水化膨脹，使得鉆井液黏度切力上升。④大量未溶解的CO2氣體被包裹在鉆井液中，形成細(xì)分散的微泡，造成鉆井液的黏度切力升高，流變性惡化[20-22]。根據(jù)CO2污染機(jī)理，提出以下幾點(diǎn)處理建議。

1）保持鉆井液中適度的黏土含量。鉆井液受CO2污染后黏度和切力上升的主要原因是黏土顆粒的水化膨脹，形成空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，因此降低鉆井液中的黏土含量，可以減少這種結(jié)構(gòu)的形成。但當(dāng)黏土含量過低時，會導(dǎo)致切力過低，使得鉆井液失去攜砂能力。因此，應(yīng)將鉆井液中黏土含量控制在一定合理的范圍內(nèi)，具體推薦值見表1。現(xiàn)場作業(yè)時建議加強(qiáng)固控設(shè)備運(yùn)用，除砂器、除泥器應(yīng)常開。同時，使用離心機(jī)控制固相含量。

表1 不同密度鉆井液膨潤土含量推薦值

2）合理使用Ca（OH）2和CaCl2等鈣處理劑。處理時，Ca（OH）2由于溶解度和溶度積的原因，并不能完全將除盡，且易造成黏度切力進(jìn)一步上升。加入CaCl2可以將其除盡，但只加CaCl2會導(dǎo)致鉆井液pH值下降，濾失量失控。現(xiàn)場作業(yè)的建議：①Ca（OH）2應(yīng)該配制成較稀的石灰水溶液，緩慢均勻加入。②用CaCl2處理時，稀釋劑和護(hù)膠劑應(yīng)配成高堿比膠液，以防止pH值降低。③用CaCl2和Ca（OH）2交替處理，控制鉆井液pH值在9.5～11之間，Ca2+的含量在300～500 mg/L范圍內(nèi)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 XX46-X1井

由于酸化施工，酸化后余液殘留于地層，殘留的酸在灰?guī)r、云巖地層反應(yīng)生成CO2酸性氣體，污染井漿。鉆井液受污染后，井漿性能變化如表2所示。鉆井液表現(xiàn)為密度下降，黏度、切力及濾失量上升，流動性變差。鉆井液顏色加深，掛壁性增加。同時，含量大幅度上升，Ca2+含量降低為0。

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，處理措施如下：①加強(qiáng)固控設(shè)備運(yùn)用，使用離心機(jī)控制固相含量，用真空除氣器不間斷在地面脫氣，增大鉆井液密度至2.0 g/cm3，以阻止CO2進(jìn)入流體。②使用適量0.2%石灰乳沖入鉆井液，補(bǔ)充SMP-Ⅲ、SMP-Ⅱ、RSTF、高溫稀釋劑HTX等處理劑及NaOH膠液。③由于污染較為嚴(yán)重，后期配制膠液時，加入了適量的0.5%CaCl2溶液配合處理。

處理后的鉆井液性能如表2所示。由表2可知，鉆井液性能得到了較好的控制，流變性能得到改善。黏度和切力下降，濾失量得到了一定程度的控制。鉆井液性能也滿足了工程需求，之后鉆進(jìn)、起下鉆、測井、下套管等均順利達(dá)到了現(xiàn)場應(yīng)用的預(yù)期目的。

表2 XX46-X1井鉆井液受污染前后的性能變化

3.2 XX008-6-X2井

由于受污染井段為正常的淺深海碳酸鹽臺地沉積，該地層為非目的儲層，且鄰井無酸化作業(yè)，同時該層段氣測異常。判斷是受到含CO2天然氣氣侵導(dǎo)致鉆井液受到污染。鉆井液受污染前后性能變化如表2所示。鉆井液表現(xiàn)為黏度、切力及濾失量上升，CO32-/HCO3-含量上升，Ca2+含量降低為0。

由于該次污染，受污染井段較長，持續(xù)污染時間長，因此結(jié)合之前提出的建議，采取了如下手段：①加強(qiáng)固控設(shè)備運(yùn)用，使用離心機(jī)控制固相含量，用真空除氣器不間斷在地面脫氣，補(bǔ)充NaOH，CaO等處理劑提高pH值，適當(dāng)提高鉆井液密度，防止氣體繼續(xù)侵入。②配制經(jīng)過預(yù)處理的抗酸性氣體污染的高性能封閉液，在每次起下鉆時打入段塞，封閉污染井段，置換出被污染的鉆井液，保證受污染井段鉆井液性能穩(wěn)定。③用0.2%石灰乳，配合抗高溫降濾失劑（JNJS220）、抗高溫穩(wěn)定劑（AB201）、SMP-Ⅲ、RSTF等抗高溫鉆井液材料處理鉆井液。處理后的鉆井液性能如表2所示。處理后的鉆井液性能恢復(fù)正常，保持穩(wěn)定，達(dá)到了預(yù)期目的，中途未出現(xiàn)任何復(fù)雜情況，很好地滿足了工程需求。

4 結(jié)論

1.總結(jié)了常見的CO2污染處理方式及其不足之處，根據(jù)污染機(jī)理，提出了水基鉆井液CO2污染的處理建議。

2.在現(xiàn)場應(yīng)用中，MX-GST區(qū)塊受污染鉆井液經(jīng)過處理后，鉆井液的黏度、切力降低，流變性和濾失量得到控制，滿足工程需要，達(dá)到了預(yù)期目的。

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Treatment of CO2Contamination to Water Base Drilling Fluids

CHEN Fu1,2, YANG Mei1,2, AI Jiawei1,2, LI Wei1,3, LUO Taotao1,3, CHEN Junbin1,3
(1.Oil & Gas Field Applied Chemistry Key Laboratory of Sichuan Province, Chengdu, Sichuan610500; 2.School of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chnegdu610500; 3.Drilling & Production Technology Research Institute of CCDC, Guanghan, Sichuan618300)

Many technologies handling CO2contamination to drilling fluids have shortages in practical use. This paper summarizes the deficiencies of the methods commonly used, and presents advices for the treatment of CO2contamination based on the mechanisms of contamination: drilling fluid should have moderate bentonite content, and Ca(OH)2and CaCl2should be used. High temperature saltresistant and highly adsorptive drilling fluid additives should be used, and old mud replaced with new one if necessary. Contamination of drilling fluids by CO2has been encounteredin drilling the wells XX46-X1and XX008-6-X2. To cope with the CO2contamination in drilling the well XX46-X1, centrifuges were used to control solids content and vacuum degassers used for continuous degassing of the drilling fluid at the surface. Mud density was increased to 2.0 g/cm3to prevent CO2gas cut. A proper amount of 0.2% Ca(OH)2, SMP-II, SMP-III, RSTF (high temperature salt-resistant filter loss reducer), HTX (high temperature thinner) and NaOH solution were usedto minimize the negative effects of CO2on the properties of the drilling fluid. 0.5% CaCl2solution was used when the CO2gas cut became severe in late period. With these treatment, the viscosity and gel strengths of the drilling fluid were reduced, and the rheology and filter loss controlled, satisfying the needs of engineering and achieving the desired results.

Drilling fluid; CO2; Calcium treatment agent; Bentonite; Drilling additives

TE254.2

A

1001-5620（2016）06-0058-05

2016-9-9；HGF=1605F7；編輯 付玥穎）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.010

陳馥，1964年生，1986年獲西南石油學(xué)院學(xué)士學(xué)位，1989年獲西南石油大學(xué)碩士學(xué)位，主要從事油氣田增產(chǎn)措施的工作液和外加劑的開發(fā)、研制和應(yīng)用。E-mail：fuchenswpu@126.com。