高-磨地区高密度钻井液CO2污染预防与处理技术①

袁志平李巍肖振华

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探事业部

高-磨地区高密度钻井液CO2污染预防与处理技术①

袁志平1李巍1肖振华2

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.中国石油西南油气田公司勘探事业部

摘要对四川高-磨地区高密度钻井液CO2污染进行了室内研究，评价出CO2对常规钻井液处理剂污染的影响情况。同时，对污染后的高密度钻井液进行处理研究，得出了CO2污染钻井液的原因。最终，形成了一套适合于高-磨构造高密度井段钻井过程中CO2污染的预防措施和污染后的钻井液处理技术。

关键词钻井液CO2污染预防处理

随着四川高-磨构造勘探开发领域不断扩大，已钻的高石8、高石26等井在高密度井段因受CO2污染导致钻井液性能严重失控。其中，高石26井在龙王庙地层发生CO2酸性气体污染，钻井液失去流动性，只能采取地面排放进行处理，严重威胁钻井安全，同时也带来了环保压力。针对四川高-磨构造CO2对高密度钻井液的污染问题，开展了预防与处理技术研究，最终形成一套适合于高-磨构造高密度(2.0 g/cm3以上)井段钻井过程中CO2污染的预防措施和污染后的钻井液处理与维护技术，对降低事故发生，保证钻井施工的顺利进行具有重要的意义。

1CO2污染对钻井液性能的影响

表1 磨溪46X1井单一处理剂对钻井液滤液CO2-3、HCO-3的影响Table1 EffectsofsingleadditivesonCO2-3andHCO-3ofdrillingfluidfiltrateinMoxi46X1well(mg/L)条件体系ρ(CO2-3)ρ(HCO-3)常温磨溪46X1基浆20400磨溪46X1基浆+RSTF26800磨溪46X1基浆+SMC29700磨溪46X1基浆+RLC-10122600磨溪46X1基浆+石灰16800磨溪46X1基浆+SMP-228900磨溪46X1基浆+重晶石18300

1.2CO2对钻井液性能污染评价

1.2.1膨润土浆中CO2污染实验

通过在膨润土浆中添加不同浓度的碳酸钠，模拟不同CO2污染程度。分析发现，随着污染程度的增加，钻井液流变性能变差、Zeta电位(绝对值)下降、粒度增加、API滤失量增加、泥饼虚厚，实验结果见表2、图1。

表2 实验室不同污染程度的膨润土浆模拟分析Table2 LabanalysisofCO2contaminationinbentonitemud编号ρ(HCO-3)/(mg·L-1)ρ(CO2-3)/(mg·L-1)AV/(mPa·s)PV/(mPa·s)YP/PaGel/PaZeta电位/mV粒度分布D43/μmAPI滤失量/mL124412012.565.56.0/10.0-48.69.7135.224888405.041.00/0-35.48.2568.830252011.074.01.0/1.5-34.06.9696.441464468013.576.03.0/8.0-33.69.45116.051830720016.579.57.0/9.0-25.610.10132.0619521044017.589.58.0/11.0-24.216.10160.4

从表2、图1可以分析得出，随着CO2污染程度的加重，土浆滤失量增加，泥饼逐渐虚厚，明显看出颗粒状絮凝状态。同时，反映出受污染钻井液滤失量上升，是由于膨润土出现聚结,导致增稠现象。

1.2.2现场钻井液CO2污染分析

通过对磨溪46X1井现场钻井液受污染前后的分析表明，污染后钻井液Zeta电位(绝对值)下降，粒度增大，结果见表3。

表3 磨溪46X1井污染浆粒度和污染程度分析Table3 AnalysisoftheparticlesizeandthelevelsofthecontaminatedmudinMoxi46X1well编号ρ(HCO-3)/(mg·L-1)ρ(CO2-3)/(mg·L-1)AV/(mPa·s)PV/(mPa·s)YP/PaGel/PaAPI滤失量/mLZeta电位/mV粒度分布D43/μm1#344200322662/114.0-22.273.302#16665400393182/124.5-18.4012.70

1.2.3磺化酚醛树脂吸附实验

考察不同污染程度下磺化酚醛树脂SMP-2在膨润土浆液中黏粒上的吸附情况测试，实验结果见表4和图2。

表4 SMP-2在膨润土浆污染前后在黏土表面的吸附量对比Table4 ComparisonofSMP-2adsorbingcapacityonthesurfaceofbentonitebeforeandafterCO2contamination编号样品处理方式上层清液SMP-2/(g·L-1)上层液体体积/mL1污染前空白膨润土浆+0.5%SMP-2;离心1h5.04212污染后空白膨润土浆+0.5%SMP-2;离心1h5.1155

2钻井液CO2污染的处理措施

结合上述思路，对初受污染的井浆考虑降低钻井液体系中黏土含量进行处理。实验配方：井浆400 mL+40 mL清水+2 g CaO+5 g SMT+16 g SMP-3+16g RSTF+264 g重晶石，结果见表5。

表5 磨溪46X1井污染浆处理结果Table5 TreatmentresultsofCO2-contaminatedmudinMoxi46X1well名称测温/℃密度/(g·cm-3)G10″/10'/PaAV/(mPa·s)PV/(mPa·s)YP/PaAPI滤失量/mL处理前140℃,16h2.113.0/46.058.03523.09.0/1.0处理后70℃2.12.0/10.521.5192.54.0/0.5

上述处理方式是基于初受污染井浆的处理方式。在钻井液性能变差，黏度切力上升初期，性能未失控的情况下，及时采用加入氧化钙等常规处理剂，同时补充足够的抗高温处理剂和稀释剂配制的胶液协同护胶处理。结果表明，该处理方式能有效地处理初受污染钻井液滤失量和流变性。

但在钻井液受到严重污染，性能出现恶化的时候，仅仅靠加入氧化钙和胶液等效果并不理想，此时就需要在前面的基础上加入高温稳定剂。实验配方：400 mL基浆+0.3%高温稳定剂+40 mL清水+2 g CaCl2+5 g SMT+16 g SMP-3+16 g RSTF +30 g重晶石,结果见表6。

表6 磨溪46井严重污染浆处理结果Table6 Treatmentresultsofsevere-CO2-contaminatedmudinMoxi46X1well名称测温/℃密度/(g·cm-3)G10″/10'/PaAV/(mPa·s)PV/(mPa·s)YP/Pa处理前140℃,16h2.1搅拌后失去流动性处理后70℃2.10.5/11.026215

以上处理方式经过实验室多次实验表明，在常规加钙处理剂和胶液的基础上，补充加入高温稳定作用的处理剂，效果明显，能够有效地控制钻井液流变性。

3钻井液CO2污染预防措施

(1) 根据实际需要提高钻井液密度，平衡地层流体压力，尽可能减少CO2进入井筒，减轻CO2对钻井液的污染，降低地面处理的工作量。

(2) 钻遇含CO2气层前，将钻井液体系转换成为钾-石灰磺化分散体系，可以根据实际需要添加其他功能性材料。该钻井液体系具有较强的抑制性和抗酸性气体污染的能力。

(4) 始终控制钻井液pH值为10～11。

(5) 调整钻井液膨润土含量至规程规定的低限值。

(6) 保持钻井液较低的黏切，维持钻井液良好的流变性和脱气性能。

4结论与建议

(1) CO2污染钻井液的根本原因是由于CO2导致钻井液中黏土颗粒Zeta电位(绝对值)降低,发生絮凝，从而导致钻井液增稠。同时，造成钻井液中护胶剂在黏土上的解吸附，导致滤失量增大。

(2) 对初受污染和严重污染的钻井液，提出了两种有效的处理方法。对初受污染的井浆，及时加入氧化钙等常规处理剂，同时补充抗高温处理剂和稀释剂配制的胶液,协同护胶,及时处理CO2污染；在钻井液受到CO2严重污染，性能出现恶化的时候，在上述处理的同时，还需要加入高温稳定剂。结果表明，上述两种处理方式能有效地处理CO2污染，达到良好的效果。

(3) 建议在钻进含CO2地层前，适当提高钻井液密度和pH值(维持在10～11)，并在钻井液中加入石灰乳，使Ca2+质量浓度保持为300～500 mg/L，同时用高浓度胶液维护。

参 考 文 献

[1] 陈大钧. 油田应用化学[M]. 北京： 石油工业出版社， 2005.

[2] 位华, 马金, 何焕杰, 等. 固结-氧化复合固化法处理酸性气田钻井液废液[J]. 石油与天然气化工, 2011, 40(5): 518-521.

[4] 刘佑云. 深井钻井液碳酸根和碳酸氢根污染的处理[J]. 石油与天然气化工, 2012, 41(1): 104-106.

[5] 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): 25-27.

Precaution and treatment of CO2-contaminated high density drilling fluid in Gao-Mo block

Yuan Zhiping1, Li Wei1, Xiao Zhenhua2

(1.CCDCDrilling&ProductionTechnologyResearchInstitute,Guanghan618300,China)

(2.ExplorationDivisionofPetroChinaSouthwestOil&GasfieldCompany,Chengdu610051,China)

Abstract:Lab studies on CO2contamination of high density drilling fluid was carried out. The influence of conventional drilling fluid chemicals on the CO2contamination was evaluated. Meanwhile, CO2-contaminated high density drilling fluid was treated and the reasons for contamination were clarified. Eventually, a set of suitable precautions and solutions were proposed for CO2contamination of high density drilling fluid in Sichuan Gao-Mo block.

Key words:drilling fluid, CO2contamination, precaution, treatment

收稿日期：2014-09-15；修回日期：2014-12-12；编辑：钟国利

中图分类号：X741

文献标志码：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.022

作者简介:①袁志平(1984-),工程师,现就职于中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,主要从事钻井液技术研究与现场服务。E-mail:mudyuan@163.com