钻井液受碳酸（氢）根污染研究现状及建议

胡金喜

（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，辽宁 盘锦 124010）

在钻探过程中，钻井液常受Ca2+、Mg2+、Cl-（主要为盐水）、H2S、碳酸（氢）根（CO32-/HCO3-）等多种离子(物质)的污染，其中碳酸（氢）根污染是一种较为复杂的情况[1-3]。准确判断污染的来源，对调节和处理钻井液性能有重要指导作用；郑艳茹[1]总结了9种碳酸（氢）根污染可能来源，但在实际钻探过程中，污染主要来源于：①碳酸钠、碳酸氢钠在配浆、处理水泥污染时使用过量，以及部分处理剂含有这类物质；②有些处理剂在深井超深井高温作用下，分解产生CO2气体；③钻遇含较多碳酸（氢）根地下水层时，部分地层水侵入钻井液；④钻进碳酸盐或钻遇含CO2气体的地层，大量CO2气体侵入，这是最易破坏钻井液性能的情况[1-9]。本文综述了钻井液受碳酸（氢）根污染可能产生的现象及危害、污染机理，以及应对碳酸（氢）根污染的处理技术，并提出了相应建议。

1 碳酸（氢）根污染的现象及危害

钻井液在受到碳酸(氢)根污染时，由于钻井液的种类、固相含量和处理剂种类不同，其表现出来的现象和危害可能有所不同；在某些深井超深井钻探过程中，有时误将碳酸(氢)根污染表现的现象判断为钻井液抗温、抗污能力差，致使钻井液处理不及时、缺乏针对性，导致处理周期长，效果不理想，有的甚至发生事故，造成了巨大的成本损失[5-7]。综合分析资料[1-10]，碳酸（氢）根污染可能（但不一定全部包括以下）现象及危害：

（1）钻井液颜色变成暗灰色或者棕灰色，污染严重可变成暗黑色胶油状，并且钻井液体系起泡不宜消泡；

（2）钻井液粘度、切力明显变大，波动大，使用多种稀释剂和降失水剂进行反复处理，效果不理想；

（3）钻井液粘度变大，钻井液流动性变差，起皮现象明显（有文献描述为呈癞蛤蟆表皮状[4]）；

（4）钻井液挂壁现象严重；

（5）钻井液的滤失量不好控制，即使向钻井液体系中加入足量的降滤失剂，将滤失量限制在要求的范围，滤饼的质量很难保持薄而韧，泥饼蜂窝状气孔较多；

（6）六速旋转粘度计测定粘度，Φ6和Φ3的读数很大，测完指针不回零，所测定数据不准确；

（7）钻井液的pH下降，且pH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，但触变性变强，搅动停止，很快呈现“豆腐块”状；

（9）钻井液滤液有大量碳酸氢根离子或碳酸根离子存在，有时还同时存在Ca2+、Mg2+离子（原因可能为：①钻井液中较高的处理剂含量增加了HCO3-、CO32-离子与Ca2+、Mg2+离子的结合难度，使其不能有效结合而同存于滤液中[5]；②碳酸氢盐为可溶性物质）；

（10）钻井施工中出现挂卡、下钻到底开泵困难、开泵循环返出大量虚泥饼并伴有井壁掉块等现象。

2 碳酸（氢）根污染机理

受碳酸（氢）根污染时，钻井液可能有CO2、H2CO3、HCO3-和CO32-等存在形式，即CO2与水反应生成H2CO3，而H2CO3很不稳定，分解生成HCO3-和CO32-，变化如下：CO2+H2O ⇌H2CO3⇌H++HCO3-HCO3-⇌H++CO32-H++OH-⇌H2O；过量的CO2气体在钻井液中形成细分散微泡，导致钻井液切力升高，初切、终切接近，流变性恶化，这种情况在高密度钻井液中会变得更加突出[2,6]。一般情况下，钻井液中的碳酸（氢）根总含量小于2370mg/L 时（有文献判定范围为2400mg/L)，属轻度污染，对钻井液性能影响不大[4-6]。但需要指出的是，判断钻井液是否受到污染，碳酸(氢)根含量是重要依据，但不能仅看其浓度的高低而忽视钻井液的实际现状；有时因体系抗污染能力强，钻井液性能在高碳酸（氢）根时并未受到太大影响。

综合而言，碳酸（氢）根污染的污染机理主要是降低了体系的pH 值，同时在粘土上发生竞争吸附，使相应处理剂发挥不出功效；另外就是破坏胶体稳定，体系容纳有害固相的能力大幅降低，当体系膨润土含量高时，影响更大；过量CO2形成微泡，难以清除[1-3,6,8,10]。因为以上原因可能导致采用降粘剂和降滤失剂反复处理，不见效果[9]。也有文献指出，在受碳酸（氢）根污染体系中加入一定量柴油和消泡剂，前期可达到消泡效果，但维持时间不长。分析认为：①含有大量碳酸盐的钻井液会在一定的温度下与加入的油类物质发生皂化反应；②消泡剂是易在高温条件下分解的大分子类物质，稳定性差；③酸根离子之间的相互转换会造成钻井液含有大量的二氧化碳气泡。所以需要降低滤液中酸根离子的浓度，才能达到充分消泡的目的[10]。

3 碳酸（氢）根污染的（预）处理技术

3.1 碳酸（氢）根污染预防技术

对于邻井已出现过碳酸（氢）根污染、地质提示可能钻遇碳酸（氢）根地下水层、碳酸盐或含CO2气体地层的情况，可以采用以下预防技术：

（1）选用含碳酸（氢）根较少的处理剂，尤其针对复杂井和超深井施工；

（2）在进入污染层前，改用抗污染能力更强钻井液体系；

（3）控制合适的膨润土含量；

（4）保持钻井液具有较低的粘度和切力，使其具有较好流变性和易脱气性；

（5）适当提高钻井液密度以应对水层及CO2气层污染，减少污染物侵入；

（6）配制的钻井液基液pH 值不能过高，最好不超过12，因为高碱性钻井液极易吸附空气中CO2的，致使碳酸根和碳酸氢根的含量增加；

（7）处理石膏、水泥污染或钻水泥塞时避免处理过量，多做小型实验，确定最佳加量；

（8）加强固控设备使用，尽量清除有害固相；

（9）可提前对钻井液进行CaO胶液预处理，有必要保证护胶剂的用量达到基本配方的高限；

（10）定期测定钻井液中碳酸（氢）根含量；

（11）阴离子污染的后期深井段，易产生的低温增稠现象，此时又需要长周期高粘度、切力携岩的井次，可提前用高浓度磺化碱液稀释、调整钻井液流变性，避免产生因使用稀释剂造成钻井液粘度过低、切力过小等现象；

（12）对易产生阴离子污染的井段，一是以预防为主，提高自身抗污染能力，二是从污染源头开始，通过物理手段对污染源进行控制。长周期污染的井次中，可采取补充优质新鲜“血液”的方式对污染井浆进行置换处理[2,6-7,9-10]。

3.2 常规处理技术

目前较为常规的处理技术是引入Ca2+通过化学方法生成沉淀，消除碳酸（氢）根污染（在消除HCO3-时应尽可能将其转换为CO32-），最常用的是加入石灰（CaO）、石膏（CaSO4）和氯化钙（CaCl2），三者提供Ca2+的量依次增加，这就需要根据碳酸（氢）根污染程度选用合适的污染消除剂。石灰遇水生成熟石灰[Ca（OH）2]，随温度升高，溶解度反而下降，在处理时会同时引入OH-，提高体系pH 值；石膏和CaCl2溶解度随温度升高而增加，在处理时会消耗碱值，所以一般需要同时补充烧碱，维持pH值。加石灰处理在低密度钻井液中取得了较好的效果，但在处理“三高”钻井液时却遇到了不少难题，主要是对深井或超深井，使用CaO、Ca(OH)2等处理剂对钻井液性能的影响较大，因为井深、井温高、钻井液密度大，所以处理工作较为复杂，需谨慎使用[4-5,8,11-12]。对于深井及高密度井可能面临异常高压（含CO2）气层，石灰处理不理想，于是引入石膏和氯化钙处理，盖靖安等[13]建议先用CaO 乳液对污染钻井液预处理，再使用氯化钙处理，以避免钻井液（特别是是膨润土含量和固相含量较高时）因氯化钙过度絮凝而失去流动性。李文涛[14]在采用CaO 处理不理想情况下，改用CaCl2处理，形成了适合现场的处理工艺，并在两口井应用效果较好。不过Ca2+属于强絮凝离子，含量大的时候对体系影响较大，处理前应做好小型实验，落实好技术措施，避免钻井液处理过度。

3.3 其他处理技术

随着对碳酸（氢）根污染研究的不断深入，许多专家学者提出了其他处理技术，包括超细水泥处理技术[2,14-16]、固相容量限拓展法[2,16-17]、防稠化降粘处理技术[2,18]、加“FCLS、KOH”处理技术[2,19]等。虽然这些技术有成功处理案例，但是效果不够明显和迅速，有的加量控制不好还会引起钻井液固化；有的容易引起二次污染；有的由于处理剂本身就会污染环境，已经不适合用于处理污染钻井液。具体选择哪种处理技术，仍需结合现场实际，酌情确定，越是有污染(复杂)的井，越要精细化施工，同时做好小型实验对辅助判断污染来源和处理污染钻井液具有重要作用。

4 结束语

（1）对于碳酸（氢）根污染，正确分析其来源至关重要。

（2）目前处理碳酸（氢）根污染主要为引入Ca2+通过化学方法消除影响，需要注意的是消除HCO3-时应提高pH值；CaO因溶解度和溶度积问题，较适用于处理轻度污染；在碳酸（氢）根浓度较高时一般采用溶解度更高的石膏、CaCl2处理。

（3）越是存在污染（复杂）的井，越要精细化施工；必要时可以通过补充优质新鲜“血液”的方式对污染井浆进行置换处理；做小型实验在辅助判断和处理碳酸根污染时是重要且必要的。

（4）碳酸（氢）根污染时，清除碳酸（氢）根污染较为关键，否则会造成采用降滤失剂和稀释剂反复处理，粘、切不降低情况。