適用于CCUS的抗酸根聚合物井筒工作液體系研發與應用

摘""""" 要：FS油田在建立CCUS示范區過程中，大部分井鉆遇高含CO₂氣層，導致井筒工作液受酸性氣體污染嚴重，井筒工作液流變性差、泥餅厚、電測遇阻率高。目前用的聚合物膨潤土井筒工作液遇到HCO₃^-、CO₃^2-時，黏度切力急劇增大，失水不受控制，形成的泥餅最厚4 mm，卡鉆風險極高。針對這一問題，通過優選抗HCO₃^-、CO₃^2-聚合物類降濾失劑和包被劑，優化膨潤土含量，加強井筒工作液抑制性，將井筒工作液體系由適度分散體系變成不分散體系，形成了抗酸根聚合物井筒工作液體系。該體系的抗酸根、強抑制、強護膠、低土相和聚合物優良的觸變性，很好地解決了高溫流變性差、穩定性差、長時間靜止后結構力極強導致開泵困難等技術難題，降低了井下施工風險，提高了井筒工作液安全保障能力。

關" 鍵" 詞：抗酸根井筒工作液；聚合物；流變性

中圖分類號：TE254"""" 文獻標志碼：A"""" 文章編號：1004-0935（2024）11-1705-03

FS油田堅持“創新、協調、綠色”發展理念，積極探索CCUS全產業鏈建設。在FS油田朝陽區塊進行CCUS示范區建設過程中，因地層潿洲組水層礦化度高、潿一至流二段地層CO₂較為發育，采用常規聚合物井筒工作液體系鉆遇高含CO₂地層時，經常出現CO₂氣體混入井筒工作液中，與井筒工作液膨潤土和處理劑發生反應導致井筒工作液增稠、失水變大、泥餅增厚，進而導致起下鉆發生阻卡等問題。

1" 污染機理分析及解決思路

1.1"" 產生原因

HCO₃^-、CO₃^2-對井筒工作液產生污染的主要原因有以下幾個方面^[1-4]：福山油田地層小圈閉發育，存在異常高壓，地層CO₂氣體混入井筒工作液中與井筒工作液生成 CO₃^2-和 HCO₃^-，在弱酸性條件相應的化學反應方程式為CO₂+H₂O=2H⁺+CO₃^2-，當在弱堿性條件下發生反應為CO₂+H₂O=H⁺+HCO₃^-；在處理水泥塞時加入過多純堿，導致井筒工作液中CO₃^2-超標；在高溫深井鉆進過程中，有些處理劑（褐煤、木質素磺酸鹽等）降解產生CO₂氣體；井筒工作液被CO₂侵入后具有高黏切流變特性，在用加重循環泵和剪切泵配制泥漿時易將空氣中CO₂氣體混入井筒工作液中。因CO₃^2-和HCO₃^-存在于井筒工作液中不易脫氣，最好的清除方式為加入鈣離子的方法進行化學清除。通常加入適量CaCl₂和Ca（OH）₂清除這2種離子。反應機理是：

OH^-+HCO₃^-= H₂O+CO₃^{2-"""""""""""""""} （1）

Ca²⁺+CO₃^2-=CaCO₃↓""""""""" （2）

1.2" 井筒工作液受CO₂污染時現場情況

井筒工作液受CO₃^2-和 HCO₃^-污染后具有以下特征：振動篩面和循環池聚集大量氣泡，容易冒罐產生污染；井筒工作液濾液顏色變深，黏切大幅度增高，流動狀態呈豆腐腦狀，泥餅虛厚潤滑性差，井筒工作液靜止后終切大；pH下降較快，使用多種稀釋劑和降失水劑進行降黏效果不理想；泥漿泵上水困難，扶正器出井后泥包嚴重，起鉆遇阻，劃眼過程困難；污染嚴重時通常在2個循環周之內出現泵壓上升、鉆時下降等情況。

1.3" 污染機理分析

CO₂污染井筒工作液主要從pH、競爭吸附、分散增稠、微泡沫增稠等幾個方面進行分析^[3]。

pH影響：CO₂會導致井筒工作液中OH^-離子濃度下降，鉆井pH下降。反應方程式是：

H₂O +CO₂= H₂CO₃""""""""""""" （3）

OH^-+H⁺= H₂O""""""""""" （4）

需要堿性環境下的處理劑（樹脂類、褐煤類、腐殖酸類）失效，井筒工作液失水增大，流變性失控。

與處理劑在黏土表面產生競爭吸附：CO₃^2-和 HCO₃^-在黏土硅氧四面體和鋁氧八面體結構的片面和端面發生吸附，比表面越大，對2種離子的吸附量越大^[5]。酸根離子與井筒工作液處理劑在黏土顆粒表面發生競爭性吸附，處理劑從黏土顆粒上脫附，因此失去其作用功能。

促進黏土分散導致增稠：一些學者^[6-7]認為，井筒工作液受CO₃^2-和 HCO₃^-污染實質是黏土分散導致高溫增稠。在鉆井過程中CO₂侵入使得井筒工作液中HCO₃^-濃度上升，HCO₃^-促進泥巖的水化膨脹，使得井筒工作液黏度切力上升。同時受污染井筒工作液中黏土形成細分散顆粒，是井筒工作液黏度增高的主要原因。

融入過量泡沫增稠：CO₂氣體被具有高黏度井筒工作液包裹，通過鉆頭水眼攪拌后形成微泡，微泡沫膜強度和膜效應引起井筒工作液黏切上漲，當井筒工作液密度超過1.8 g·cm^-3時，會導致井筒工作液迅速失去流動性^[6-8]，造成憋壓、卡鉆。

1.4" 解決思路

通過對污染機理進行分析，同時考慮FS油田地層溫度、壓力情況，在井筒工作液配方和性能設計中從以下3個方面進行優化，提升井筒工作液體系抗酸根污染能力。

1）優選抗酸根能力強的強吸附降濾失劑、包被劑和表面活性劑。井筒工作液受CO₃^2-和 HCO₃^-污染后，酸根離子與處理劑分子發生競爭吸附，導致處理劑在黏土表面的吸附量降低。因此，應優選具有強吸附性的處理劑并加入適量的表面活性劑減少泡沫膜強度，同時加入降黏型抗高溫降失水劑降低井筒工作液濾失量。

2）降低膨潤土用量，井筒工作液受CO₃^2-和 HCO₃^-污染后流變性變差的一個原因為黏土顆粒分散聚結，形成空間網架結構。所以控制井筒工作液MBT含量可有效降低因膨潤土聚結而產生的網架結構。在配方設計中采用超細碳酸鈣和石灰石代替膨潤土進行造壁封堵，采用聚合物增黏提切，將井筒工作液優化為低土相聚合物體系，提高固相容量上限，從而提高體系抗酸根污染能力。

3）使用CaCl₂等鈣處理劑去除CO₃^2-和 HCO₃^-。Ca²⁺水解會降低pH，加入時要保持控制pH在9以上，以便形成CaCO₃。

2" 體系配方構建

以適度分散膨潤土聚合物體系為基礎^[9-10]，通過優選纖維素類抗溫降濾失劑PAC-LV和高分子包被劑COATER，在體系中加入質量分數0.2%的CaCl₂、0.5%納米成膜劑改善液面膜黏度，通過室內實驗確定抗酸根聚合物井筒工作液體系配方為：清水+0.2%燒堿+1%～2%PAC-LV+0.3%～0.5%COATER包被抑制劑+0.5%～1%Redul+0.2%CaCl₂+0.1%～0.3% XC+2%乳化瀝青+0.5%納米成膜劑+2%降黏型樹脂降濾失劑+3%超細碳酸鈣+3%石灰石+重晶石。

2.1" 抗溫性能評價

配制密度為1.35 g·cm^-3的井筒工作液，用6速旋轉黏度計、高溫滾子爐等設備評價該體系在80、100、120 ℃下的性能，結果見表1。

由表1可以看出，在120 ℃之內體系性能基本保持不變，表明井筒工作液抗溫達到120 ℃。井筒工作液黏度、切力僅僅小幅度下降，其動塑比大于0.5，可以滿足FS油田CCUS井技術需求。

2.2" 抗酸根污染性能評價

在配方中加入碳酸氫鈉，在常溫和熱滾狀態下模擬HCO₃^-污染，抗碳酸氫根評價結果見表2。由表2可知，體系加入1%NaHCO₃后流變性無明顯變化，濾失影響小，說明體系抗HCO₃^-污染性能力強。

2.3 "抑制性能評價

采用巖屑滾動實驗對KCl-聚合物井筒工作液和清水抑制性能進行評價。取FS油田潿三組巖屑巖樣，烘干并粉碎至6～10目（1.70～3.35 mm），在120 ℃條件下滾動16 h，用40目（0.38 mm）篩回收巖樣，在（105±3） ℃烘箱中烘6 h，稱重。巖屑滾動回收實驗結果見表3。

由表3可知，抗酸根聚合物井筒工作液的一次巖屑回收率為93.2%，對FS油田目的層巖屑具有較強的抑制性。

3" 現場應用

抗酸根聚合物井筒工作液被應用在FS油田朝陽區塊朝6-XX1井，應用過程無任何復雜情況和事故，電測一次成功。在進入潿洲組前降低體系膨潤土質量濃度到40 g·L^-1以下，同時加入氯化鈣，在地質監測CO₂體積分數達到20%時井筒工作液流變性、失水均無明顯變化，現場應用成功。2口井施工效果對比如表4所示。

由表4可以看出，使用抗酸根聚合物體系沒有出現井壁失穩和電測遇阻的情況，施工順利、高效，提速明顯。

4" 結 論

1）通過優選抗酸根的處理劑，采用無土相的設計思路，構建了一套抗酸根強抑制井筒工作液體系，并在現場應用成功。對比臨近鉆井周期、事故下降明顯。

2）抗酸根強抑制井筒工作液抗純堿可達到1%，對目FS油田目的層巖屑抑制性強，巖屑滾動回收率大于90%，具有合理的流變性，可以滿足FS油田CCUS井開發的技術需求。

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Development and Application of Acid-Resistant Polymer Wellbore

Working Fluid System Suitable for CCUS Drilling

ZENG Ruihua¹， WANG Jian²， LIANG Tingting¹， GUO Linhao²， MA Jun²

（1.China Southern Petroleum Exploration ＆ Development Corporation， Haikou Hainan 570100，China;

2. Engineering Research Institute of Great Wall Drilling Company， Panjin Liaoning 124010，China）

Abstract：" During the establishment of the CCUS demonstration zone in FS oilfield， most wells encountered high CO₂ gas layers during drilling， resulting in severe acid gas pollution of the drilling fluid， poor rheological properties， thick mud cake， and high resistance rate in electrical logging. When the polymer bentonite drilling fluid currently used is subjected to carbonate and bicarbonate ions， the viscosity shear force increases sharply and the water loss is not controlled， resulting in a mud cake with a maximum thickness of 4 mm and a high risk of sticking. To solve this problem， the acid radical resistant polymer drilling fluid system was formed by optimizing the anti HCO₃^- and CO₃^2- polymer fluid loss additives and coating agents， optimizing the content of bentonite， strengthening the inhibition of drilling fluid， and changing the drilling fluid system from a moderately dispersed system to a non dispersed system. The system's acid radical resistant， strong inhibition， strong gel protection， low transport content and excellent thixotropy of polymer solved the problem of poor high-temperature rheology， poor stability， strong structural force after a long period of standstill leads to technical difficulties such as difficulty in starting the pump， reducing the risk of underground construction and improving the safety guarantee ability of drilling fluid.

Key words： Acid-resistant wellbore working fluid; Polymer; Rheological property