水基钻井液CO2污染的处理

陈 馥， 杨 媚， 艾加伟， 李 巍， 罗陶涛， 陈俊斌

（1.油气田应用化学四川省重点实验室，成都610500；2.西南石油大学化学化工学院，成都610500；3.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300）

水基钻井液CO2污染的处理

陈 馥1，2， 杨 媚1，2， 艾加伟1，2， 李 巍1，3， 罗陶涛1，3， 陈俊斌1，3

（1.油气田应用化学四川省重点实验室，成都610500；2.西南石油大学化学化工学院，成都610500；3.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300）

陈馥等.水基钻井液CO2污染的处理[J].钻井液与完井液,2016，33（6）：58-62.

虽然目前钻井液CO2污染处理技术的研究成果较多，但在实际应用中仍然存在许多问题，是一个十分棘手的问题。总结了常见的CO2污染处理方式及其不足之处。针对水基钻井液CO2污染现象，根据污染机理提出了处理建议：保持钻井液中适度的黏土含量，使用Ca(OH)2和CaCl2等钙处理剂；使用抗高温抗盐的强吸附性处理剂、适当使用新浆替代老浆。介绍了XX46-X1和XX008-6-X2两口受CO2污染井的处理情况。以XX46-X1井为例，采取的具体措施有：使用离心机控制固相含量，用真空除气器不间断在地面脱气，增大钻井液密度至2.0 g/cm3，以阻止CO2进入流体；使用适量0.2%石灰乳冲入钻井液，补充SMP-Ⅲ、SMP-Ⅱ、高温抗盐降滤失剂RSTF、高温稀释剂HTX等处理剂及NaOH胶液；由于污染较为严重，后期配制胶液时加入适量0.5%CaCl2配合处理。受污染钻井液按建议经过处理后，钻井液黏度、切力降低，流变性和滤失量得到控制，满足了工程需要，达到了预期目的。

钻井液；CO2污染；钙处理剂；膨润土；钻井液添加剂

随着勘探开发的深入，水基钻井液受CO2污染有越来越严重的趋势。虽然，近年来许多专家学者对受CO2污染钻井液处理技术的研究，已经取得了不少的成果，但在实际应用中仍然存在许多问题，受CO2污染钻井液的处理依然是一个十分棘手的问题。因此，总结了常见的CO2污染处理方式及其不足之处，根据污染机理，提出了水基钻井液CO2污染的处理建议，MX-GST区块受污染钻井液，按照该建议处理后各项性能得到控制，达到了预期目的。

1 常见CO2污染处理方式

1.1 常规处理方式

目前最常用的方法是加石灰，其在处理低密度钻井液中已取得较好的效果，但是在处理“三高”钻井液时，遇到很多难题[1-5]。该方法的本质是通过Ca2+与CO32-反应生成沉淀，将CO3

2-除去。因HCO3

-不能被直接去除，可以使HCO3-和OH-反应生成CO3

2-后除去。通常Ca2+可通过石灰提供，这样可将污染物从钻井液滤液中除掉[6-7]。但是对深井或者超深井而言，由于井深，井温高，钻井液密度大，使用CaO、Ca（OH）2等处理剂对钻井液性能有较大的影响，使得处理工作比较复杂，须谨慎使用[8-10]。

1.2 超细水泥处理技术

超细水泥（主要成分为CaO·SiO2·Al2O3）中的CaO组分，可以在钻井液中水解出少量的Ca2+，与钻井液中CO32-/HCO3

-离子反应生成CaCO3沉淀。该处理方式[2，11-13]主要是针对易垮塌的泥岩、膏泥岩和含煤线地层中遇到的CO32-/HCO3

-严重污染。该方法针对性较强，虽然有成功处理案例，但是效果不够明显、迅速，如果加量控制不好的话，还会导致钻井液固化，风险较大。

1.3 固相容量限拓展法

通过K+、Ca2+等离子的协同抑制作用或通过其他有机盐类来提高钻井液的水化抑制能力，提高钻井液体系的固相容量限。固相容量上限越高，高温下处理剂抑制黏土水化分散的能力及降黏作用就越强；上限越高，钻井液的容量限就越宽，钻井液的流变性就越容易控制[14-15]。该方法理论上可行，但是在遇到高矿化度钻井液受污染时，就表现出局限性，且在实际处理过程中该方法效果也不够明显。实验室发现，某些受CO2污染的井浆中，加入无机盐类反而导致钻井液增稠。

1.4 防稠化降黏处理技术

李斌[16]等通过加入防稠化降黏剂将黏接的钻井液空间网架结构拆开，阻止钻井液形成新的空间网架结构，达到降低切力的目的，同时辅助使用抗高温处理剂。该技术主要是研发出吸附能力更强的处理剂，提高钻井液抗温性能和护胶能力，但是不能从根本上解决钻井液受污染的问题。即使处理后，也很容易受到二次污染。

1.5 加FCLS、KOH

王桂全[17]在处理大庆油田深井受CO2污染钻井液时，发现加入FCLS、KOH和石灰后，随着石灰加量的增加，钻井液黏度和切力降低的幅度增加，CO32-/HCO3-浓度也大幅度减少，当石灰的浓度加到0.6%左右时，钻井液的黏度和切力得到恢复。但是FCLS高温下降解可能会产生CO2，且FCLS污染环境，因此该处理方式不合理。

2 CO2污染处理建议

CO2侵入水基钻井液后与水反应生成H2CO3，而H2CO3很不稳定，分解生成和，其变化如下。

基于此，目前公认的钻井液CO2污染机理为：①CO2进入钻井液后产生的H+和钻井液中的OH-反应，影响钻井液的流变性，导致部分处理剂失效。②CO2与处理剂在黏土颗粒表面发生竞争吸附，导致处理剂的吸附量降低，进而造成钻井液中的处理剂失效[18-19]。③HCO3-促进泥岩的水化膨胀，使得钻井液黏度切力上升。④大量未溶解的CO2气体被包裹在钻井液中，形成细分散的微泡，造成钻井液的黏度切力升高，流变性恶化[20-22]。根据CO2污染机理，提出以下几点处理建议。

1）保持钻井液中适度的黏土含量。钻井液受CO2污染后黏度和切力上升的主要原因是黏土颗粒的水化膨胀，形成空间网状结构，因此降低钻井液中的黏土含量，可以减少这种结构的形成。但当黏土含量过低时，会导致切力过低，使得钻井液失去携砂能力。因此，应将钻井液中黏土含量控制在一定合理的范围内，具体推荐值见表1。现场作业时建议加强固控设备运用，除砂器、除泥器应常开。同时，使用离心机控制固相含量。

表1 不同密度钻井液膨润土含量推荐值

2）合理使用Ca（OH）2和CaCl2等钙处理剂。处理时，Ca（OH）2由于溶解度和溶度积的原因，并不能完全将除尽，且易造成黏度切力进一步上升。加入CaCl2可以将其除尽，但只加CaCl2会导致钻井液pH值下降，滤失量失控。现场作业的建议：①Ca（OH）2应该配制成较稀的石灰水溶液，缓慢均匀加入。②用CaCl2处理时，稀释剂和护胶剂应配成高碱比胶液，以防止pH值降低。③用CaCl2和Ca（OH）2交替处理，控制钻井液pH值在9.5～11之间，Ca2+的含量在300～500 mg/L范围内。

3 现场应用

3.1 XX46-X1井

由于酸化施工，酸化后余液残留于地层，残留的酸在灰岩、云岩地层反应生成CO2酸性气体，污染井浆。钻井液受污染后，井浆性能变化如表2所示。钻井液表现为密度下降，黏度、切力及滤失量上升，流动性变差。钻井液颜色加深，挂壁性增加。同时，含量大幅度上升，Ca2+含量降低为0。

根据现场实际情况，处理措施如下：①加强固控设备运用，使用离心机控制固相含量，用真空除气器不间断在地面脱气，增大钻井液密度至2.0 g/cm3，以阻止CO2进入流体。②使用适量0.2%石灰乳冲入钻井液，补充SMP-Ⅲ、SMP-Ⅱ、RSTF、高温稀释剂HTX等处理剂及NaOH胶液。③由于污染较为严重，后期配制胶液时，加入了适量的0.5%CaCl2溶液配合处理。

处理后的钻井液性能如表2所示。由表2可知，钻井液性能得到了较好的控制，流变性能得到改善。黏度和切力下降，滤失量得到了一定程度的控制。钻井液性能也满足了工程需求，之后钻进、起下钻、测井、下套管等均顺利达到了现场应用的预期目的。

表2 XX46-X1井钻井液受污染前后的性能变化

3.2 XX008-6-X2井

由于受污染井段为正常的浅深海碳酸盐台地沉积，该地层为非目的储层，且邻井无酸化作业，同时该层段气测异常。判断是受到含CO2天然气气侵导致钻井液受到污染。钻井液受污染前后性能变化如表2所示。钻井液表现为黏度、切力及滤失量上升，CO32-/HCO3-含量上升，Ca2+含量降低为0。

由于该次污染，受污染井段较长，持续污染时间长，因此结合之前提出的建议，采取了如下手段：①加强固控设备运用，使用离心机控制固相含量，用真空除气器不间断在地面脱气，补充NaOH，CaO等处理剂提高pH值，适当提高钻井液密度，防止气体继续侵入。②配制经过预处理的抗酸性气体污染的高性能封闭液，在每次起下钻时打入段塞，封闭污染井段，置换出被污染的钻井液，保证受污染井段钻井液性能稳定。③用0.2%石灰乳，配合抗高温降滤失剂（JNJS220）、抗高温稳定剂（AB201）、SMP-Ⅲ、RSTF等抗高温钻井液材料处理钻井液。处理后的钻井液性能如表2所示。处理后的钻井液性能恢复正常，保持稳定，达到了预期目的，中途未出现任何复杂情况，很好地满足了工程需求。

4 结论

1.总结了常见的CO2污染处理方式及其不足之处，根据污染机理，提出了水基钻井液CO2污染的处理建议。

2.在现场应用中，MX-GST区块受污染钻井液经过处理后，钻井液的黏度、切力降低，流变性和滤失量得到控制，满足工程需要，达到了预期目的。

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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；编辑 付玥颖）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.010

陈馥，1964年生，1986年获西南石油学院学士学位，1989年获西南石油大学硕士学位，主要从事油气田增产措施的工作液和外加剂的开发、研制和应用。E-mail：fuchenswpu@126.com。