关键词：CO32-污染，HCO3-污染，抗温，抗盐
1难题来源
在深井和超深井的钻井过程中，钻井液常常可能受到CO32-和HCO3-离子的污染，不仅对钻井液的性能造成较大的影响，且在超深井钻井过程中，用的大部分是高密度钻井液，钻井液密度大，粘度和切力也大，一旦受到污染，粘度和切力更难控制，有可能引发各种井下复杂事故的发生。
目前在准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带区域打了多口探井，探明二叠系佳木河组存在烃源岩，且以气藏为主。其中，已钻完的风城1井、风011井等发现钻遇风城组时钻井液常受到严重的CO32-和HCO3-离子污染，造成钻井液性能难以控制并由此可能引起井漏和井塌等井下负责事故的发生。风城1井在3558m、3492m、3558m层段均发生CO32-、HCO3-污染，污染严重时，CO32-达30270mg/L，HCO3-达48952 mg/L；风011井在3349m层段也发生CO32-、HCO3-污染，且CO32-达18000 mg/L，HCO3-达7930 mg/L。
因此，优化钻井液配方，在即将打开目的层钻井液性能未发生恶化前，及时有效地采取合理的处理方式预防CO32-和HCO3-离子对钻井液的污染，提早实现钻井液的转换对保证钻井施工的顺利进行具有重要意义。
2 碳酸根和碳酸氢根污染来源及其污染特征
2.1 碳酸根和碳酸氢根的污染来源
一般情况下钻井液用水对滤液中的碳酸根/碳酸氢根值影响不大。
钻井液中CO32-和HCO3-离子的来源主要有以下几个方面[1][2][5]：
（1）钻遇到可溶性的碳酸氢钠地层；
（2）在井眼中含有CO2的地层流体（气或水）进入钻井液，这种情况在钻进砂泥岩和灰岩地层时均有发生的可能；
（3）处理石膏污染或钻水泥塞时，向钻井液中加入的纯碱量过大；
（4）在钻井液流动或搅拌过程中，空气中的CO2溶解到钻井液中并积累到一定程度；
（5）有机钻井液处理剂在高温条件下热解，如铁络盐、木质素等在温度大于300℃时会发生热降解；
（6）钻遇含H2S地层时，向钻井液中加入含碳酸盐的处理剂，如碱式碳酸锌。
2.2 钻井液受碳酸根和碳酸氢根污染后的特征
钻井液被CO32-和HCO3-离子污染后，会对钻井液性能造成很大影响，具体影响特征如下[3][4][6]：
（1）钻井液颜色加深，变为暗灰色或者棕灰色，污染严重时钻井液呈暗黑色胶油状，且钻井液体系起泡不宜消泡；
（2）钻井液的各种粘度和切力明显变大，且波动大，常用的钻井液处理剂对其降粘效果都不好；
（3）由于钻井液粘度变大，其流动性也变差，钻井液起皮现象非常明显；
（4）钻井液挂壁现象严重；
（5）钻井液的滤失量变得不好控制，且滤饼的质量也不如污染前的薄而韧；
（6）用六速旋转粘度计测定粘度时，六转和三转的读数很大，测完之后指针不回零；
（7）钻井液pH值不好控制；
（8）虽然钻井液体系中的膨润土含量和固相含量均在正常值范围，但是钻井液的触变性变强，一旦搅动停止，钻井液很快就呈现“豆腐块”状。
3 室内研究
3.1 处理CO32-和HCO3-离子污染的思路
常用的处理钻井液中CO32-和HCO3-离子污染的方法，是使钻井液中含有一定量的Ca2+，通常可以通过添加能够提供Ca2+的CaO、Ca(OH)2、CaSO4·2H2O和CaCl2等处理剂，但使用石灰进行处理，熟石灰不宜溶解，随PH值的变化，CaCO3反而进一步溶解而分解成Ca2+和CO32-离子，对减轻钻井液的化学污染不利，而CaSO4·2H2O对钻井液流变性影响较大，因此在本研究中选用了CaCl2。若钻井液中CO32-和HCO3-离子污染不严重的情况下可以通过提高PH值对钻井液进行维护处理，因为当PH值小于9时，滤液中以HCO3-为主，CO32-含量较低；当PH值为9.0～11.3时，滤液中HCO3-和CO32-共存；当PH值大于11.7时，滤液中的HCO3-在强碱性环境下逐步转化为CO32-，而HCO3-含量较低，CO32-能够同滤液中的Ca2+离子结合形成碳酸盐沉淀。反应原理如下：
这种处理方法适用于由于处理剂加量过大或空气中CO2进入钻井液中而造成的污染，一般这种原因的污染CO32-和HCO3-浓度不会太高，且去除CO32-和HCO3-后不会造成新的污染。
首先，为了满足深井超深井要求，钻井液配方在保证其流变性能的同时必须具有很好的抗温性能；其次，使用烧碱调节PH值使之达到11的强碱环境，以保证钻井液中HCO3-含量较低，CO32-能够同钻井液中的Ca2+离子结合形成碳酸盐沉淀；最后，为了处理CO32-离子污染需要向钻井液中添加钙盐，因此要求钻井液还应具有很好地抗盐性能。
3.2 室内实验研究
3.2.1 膨润土加量的确定
钻井液中的膨润土含量对钻井液的流变性影响较大，膨润土含量过高时会使钻井液黏度和切力值过高，流变性能变差；膨润土含量过低时会使钻井液的滤失量增大，因此需要确定合适的膨润土加量，见表1。
表1 膨润土加量优选实验
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由上表1中数据可知，当膨润土含量为3%时钻井液具有较好的流变性，中压滤失和高温高压滤失量较小，且130℃高温老化后钻井液仍然具有很好的流变性和较低的滤失量，因此膨润土的加量应选为3%。
3.2.2 降滤失剂加量的确定
研究选用常用的两种降滤失剂SMP-Ⅱ和SPNH作为主降滤失剂，考察了 SMP-Ⅱ和SPNH在不同比例配合和加量下的降滤失效果如下表2所示。
表2 降滤失剂加量优选实验
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由上表2中数据可知，当SMP-Ⅱ和SPNH的配比比例达到7%和4%时，钻井液的中压滤失量很低，130℃下的高温高压滤失量也控制在10mL以内，且此时钻井液仍具有较好的流变性，因此本研究选用了7%SMP-Ⅱ和4%SPNH的降滤失剂。
3.2.3 实验室配方
形成的钻井液实验室配方如下，其性能如下表3所示。
钻井液配方：3%膨润土浆+3%LV-CMC+0.2%K-PAM +7% SMP-Ⅱ+4% SPNH +5%井壁稳定剂+2%稀释剂+0.2%烧碱水+5%白油+1%抗温剂+加重材料
表3 钻井液性能
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如表3的实验数据可知，优化后的钻井液体系性能良好，在该钻井液体系中通过加入高分子聚合物来提高钻井液的粘度，从而来实现对钻屑的悬浮携带能力；用磺化类和两性离子聚合物类降滤失剂来降低体系的滤失量；在钻井液中添加5%的沥青类井壁稳定剂作为封堵剂。
3.3 抗污染实验
3.3.1 抗盐性能
向钻井液基本配方中添加5%NaCl、5%KCl和6%CaCl2，从而研究其抗盐和钙离子污染的能力，结果如下表4所示。
表4 钻井液抗盐、钙离子污染能力
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如表4的实验数据可知，钻井液受污染后的流变性能有所变化，粘度降低，终切有很大提高，此时流变性较好且有较强的携岩能力；钻井液的滤失量基本没有变化，控制在3mL以内；高温下由于Na+ 与H+ 的交换吸附作用导致钻井液的pH 值降低，但仍然达到了9，老化后的滤失量很小，由此可见污染后钻井液的性能良好，具有很好的抗盐和钙离子性能。
3.3.2 抗碳酸氢钠性能
向钻井液基本配方中分别加入2%，4%和6%的碳酸氢纳后，研究其抗碳酸氢钠污染的能力，结果如下表5所示。
表5 钻井液抗碳酸氢钠污染能力
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如表5的实验数据可知，向钻井液中分别加入2%，4%，6%的碳酸氢纳后，明显可见其与碳酸氢钠发生化学反应，生成气体，经一段时间充分反应后，钻井液的流变性能恢复较好，不仅流动性很好，且保持一定的切力，具有较好的悬浮稳定性和携岩能力，且滤失量非常低；经130℃高温老化16小时后，滤失量降为0，因此该配方具有很强的抗CO32-和HCO3-污染能力。
4 结论
1.由室内实验研究结果可知，该钻井液体系可抗6%的CaCl2，5%的NaCl,5%的KCl,6%的碳酸氢钠，因此具有良好的抗盐、抗HCO3-离子污染能力，能够解决准葛尔盆地风城组钻井液受到严重的CO32-和HCO3-离子污染的难题。
2.该钻井液体系在130℃下经16h高温老化后，中压失水和高温高温均较低，有很好的抗高温能力，能够应用于深井超深井中。
3. 该钻井有体系应控制其搬土含量在2-3%的范围内，若在搬土含量过高的情况下处理，则达不到其处理效果。
4.建议在现场应用时缓慢均匀加入CaCl2；在满足携带岩屑能力的前提下，应尽量减低钻井液的粘度和切力；避免使用不合格的钻井液处理剂。
参考文献
[1] 王立建，于峰.L-1超深井钻井液CO2污染处理技术[J].石油钻采工艺，2003，25（1）：38～39．
[2] 李文林，等.解决HCO3-污染钻井液的方法[J].钻井液与完井液，1997,5（3）：45～46．
[3] 金军斌.钻井液CO2污染的预防与处理[J].钻井液与完井液，2001，18（2）：14～16．
[4] 刘翔，罗宇峰，等. 钻井液CO2污染的测试方法及处理技术[J].钻采工艺，2009,32（6）:78～81．
[5] 黄宏军.深井钻井液完井液HCO3-和CO32-污染规律和处理方法[J].钻井液与完井液，2003,20（4）：31～33．
[6] 殷平艺.高含量CO32-/ HCO3-对泥浆的危害及其处理[J].油田化学，1991,8（4）：271～275．
第一作者简介：李蕾，工程师，硕士，1983年出生，毕业于中国石油大学（华东），现主要从事于钻完井液处理剂及体系研究。
论文作者:李蕾
论文发表刊物:《科学与技术》2019年18期
论文发表时间:2020/4/28
标签：钻井液论文; 离子论文; 深井论文; 性能论文; 粘度论文; 碳酸论文; 碳酸氢钠论文; 《科学与技术》2019年18期论文;