钻井液碳酸根和碳酸氢根持续污染实例与分析

钻井液碳酸根和碳酸氢根持续污染实例与分析

王茂仁 1,2 张梁 1 袁健 1 黄慎敏 1

1 克拉玛依市金鑫科技有限公司 ， 新疆 克拉玛依 834000

2克拉玛依金鑫油田环保工程有限公司，新疆 克拉玛依 834000

摘要：以实例井受碳酸根和碳酸氢根污染前后钻井液性能及离子分析为基础，结合改进被持续污染和消除污染处理过程，开展了邻井地层水组分、岩心浸泡液离子组分、加入CaO处理过程中离子变化及化学反应式分析和钻井液中固相粒径颗粒分布对比。结果表明，地层水和地层中水溶物是该井CO₃^2-/HCO₃^-主要持续污染来源，加入CaO可以有效消除污染，但持续大量加入时，会增加pH、亚微颗粒，破坏钻井液体系，需要部分置换低坂土含量钻井液。通过实践，该井处理方法可以为同类工程问题的预防和处理提供参考。

关键词：碳酸根、碳酸氢根、污染、氧化钙、流变性

近年来，随着深井、超深井的不断增多，钻井液遇到碳酸根和碳酸氢根（CO₃^2-/HCO₃^-）污染的情况也屡见不鲜，造成钻井液漏斗黏度急剧升高、流变性及滤失量等性能难以控制，严重时可能造成井筒内复杂事故发生，是钻井液性能维护的难点。预防方法主要是将pH提高至11.3以上，将HCO₃^-转化为CO₃^2-，常见的处理方法采用氧化钙或氯化钙生成碳酸钙沉淀，从而达到消除CO₃^2-/HCO₃^-的目的。本文以某井被CO₃^2-/HCO₃^-污染的实例，结合处理过程，分析CO₃^2-/HCO₃^-来源、污染及处理机理，为类似工程案例提供实践参考。

1实例井基础信息

（1）井身结构：表层Φ444.5mm钻头至504m，下入Φ339.7mm套管至503.66m；二开Φ333.4mm钻头至3200m，下入Φ273.1mm技套至3195.74m，三开采用Φ241.3mm钻头至4789m后换Φ215.9mm钻头继续钻进。

（2）承压情况： 4789m钻井液密度1.62g/cm³时，承压3.5MPa，折算地破当量密度：1.69g/cm³。

（3）钻井液基础配方：4%坂土 + 0.2%-0.4%Na₂CO₃ +0.3%-0.5%NaOH + 0.5%-0.8% 降滤失剂+ 0.3%-0.8%包被剂+0.5%-0.7%复配铵盐+ 1%-2% SPNH+1%-2%SMP+5%-7%KCl +2%-6%抑制防塌材料+0.2%-0.5%CaO + 0.5%-1%润滑剂+3%-6%封堵材料+重晶石。

（4）污染井段4830m至5122m，地层岩性以灰色、深灰色泥岩为主，钻井现场录井信息显示4820m有水层。

2 污染主要处理过程

（1）常规处理阶段

钻进至4830m时，发现钻井液黏度上升异常，全性能产生明显变化，且滤液离子分析显示Ca²⁺含量由800mg/L降低至0，CO₃^2-和HCO₃^-含量由0上升至900mg/L和2880mg/L，现场地质录井显示岩屑中开始出现白色钙质填充物含量最高达到50%。根据CO₃^2-/HCO₃^-含量，以循环周方式缓慢加入CaO，开启离心机，补充稀胶液，监测井口返出钻井液的密度、黏度变化，累计加入0.5%CaO后钻井液性能基本恢复正常，HCO₃^-含量为0，Ca²⁺160 mg/L，性能见表1。

表1 发现污染前后及常规处理后钻井液性能变化表

（2）置换部分钻井液，全面调整

4884m-5035.84m钻进过程中，黏度仍持续上升，期间多次常规调整，按循环周补充CaO、NaCl，Cl^-含量由31905mg/L提升至124555mg/L，对设计内各种材料进行加量、种类及组合小型试验，一次性补充2%SPNH+2%SMP，并按10%SPNH胶液充稀。钻至5035.84m，下取心筒出技术套管后（钻井液静止约50h），开泵憋泵，井底返出大量片状、类似泥饼絮状物。

提钻前已经加入了大量CaO，但Ca²⁺含量没有变化，CO₃^2-/HCO₃^-也无明显变化。初步判断，静止期间，裸眼段，尤其是下部井筒中钻井液被持续污染，且随着井底的油气泡沫上窜，进一步污染物破坏了钻井液性能。因此采用置换部分钻井液，全面调整的方法，调整前后性能变化见表2。

表2 污染前后及换部分钻井液、全面调整前后性能表

3 污染来源及对钻井液影响分析

（1）邻井试油成果中水层的水组分分析

邻井试油成果中水层的水组分分析数据显示，邻井相同层位地层水的HCO₃^-及盐的总矿化度是其上部相邻地层层位的10-20倍（见表3）。

表3 邻井相同（相邻）地层水组分分析表

实例井地质录井显示4820m处遇高压水层，压力系数不低于1.62g/cm³（根据后期处理，钻井液密度＞1.66g/cm³），是4830m污染开始发现的主要来源。

（2）岩心浸泡离子分析

实例井在5035m、5280m的2次取心，岩心中有明显的盐溶孔洞，分别对样品采用蒸馏水在80℃条件下，浸泡，振动16h，测量其常见离子结果见表4。

表4岩心浸泡液离子分析数据表

从上表可以看出，污染段岩心（5035-5037m）浸泡液中， CO₃^2-/HCO₃^-明显偏高，且高于钻井液滤液中的含量，钻遇新地层时钻井液黏度上升速度更明显，表明该井段地层中水溶物或地层水中含有较高的CO₃^2-/HCO₃^-是钻井液被持续污染的主要原因。

（3）加入CaO处理过程中CO₃^2-/HCO₃^-、Ca²⁺变化分析

实例井污染处理过程中，5次大量（含量＞0.5%）加入了CaO，加入前后离子变化如图1。图中曲线显示Ca²⁺随着CaO的加入缓慢增加， CO₃^2-先增加后降低， HCO^-后期为0.

图1 5次加入CaO前后及正常情况下离子变化曲线图

根据化学反应式分析：

A、污染时，大量 HCO₃^- 转化为CO₃^2- 和H⁺，导致污染后，钻井液中pH降低，且大量HCO₃^- 在粘土上大量置换吸附，处理剂吸附减少，作用能力降低，钻井液性能被破坏。而且H⁺与 HCO₃^-反应，生成H₂CO₃，该产物不稳定，继续可分解为CO₂（气泡）和H₂O，这也是发生CO₃^2-/HCO₃^-污染后，钻井液密度下降，钻井液中气泡明显增多的原因。

B、加入CaO后溶于水，生成Ca(OH)₂（微溶于水），溶于水的部分可电离产生Ca²⁺和2OH^-（pH升高），而此时，HCO₃^-遇OH^-生成CO₃^2-和H₂O，Ca²⁺遇CO₃^2-生成CaCO₃（不溶于水），增加了钻井液中亚微颗粒。

C、受pH、温度等影响，Ca²⁺/HCO₃^-/CO₃^2-特殊情况下存在可逆或少量共存，电离常数K=[H⁺]/([Ca²⁺][HCO₃^-])=[H⁺][CO₃^2-]/([Ca²⁺][CO₃^2-][HCO₃^-])=二级平衡常数Ka2(H₂CO₃)/沉淀平衡常数Ksp(CaCO₃)，把溶液中的浓度转换为摩尔浓度mol/L，计算反应熵Q=c(H⁺)/[c(Ca²⁺⁾c(HCO₃^-)]，当Q≥K时，存在共存。

（4）污染时和恢复正常后钻井液中固相粒径分布分析

密度1.68g/cm³，固相含量27%，坂含28%，污染和恢复正常后钻井液中固相粒径D50、 D90、100μm累积分布如见表5。

表5 污染时和正常时钻井液中固相的粒径分布表

由表5可以看出，钻井液被污染时，CaO加入、OH^-增加、高温（约101.3℃—107.4℃）等加剧分散，亚微颗粒含量增加，这与研究结果相同。

4结论与建议

（1）根据实例井钻井液污染、处理过程，污染物及邻井试油地层水离子分析等综合分析，该井4820m处水层中HCO₃^-和高矿化度盐是CO₃^2-/HCO₃^-污染的主要来源；密度安全窗口窄（1.68g/cm³（水侵）-1.69g/cm³（井漏））、裸眼段长，地层岩石中含有可溶性盐，浸泡液HCO

₃^-含量高，钻井液受有持续污染影响；高pH值（加入CaO）、高温加剧泥质固相分散，亚微颗粒不断累积，自由水量减少，宏观表现出增稠现象，甚至高温固化现象；受各种复杂的因素影响，降低了钻井液处理剂抗温、抗盐能力。

（2）建议针对类似该井情况，钻遇可能污染地层前，控制钻井液中坂土含量尽可能低，或采用油基钻井液等抗污染更好的钻井液体系；一旦发现CO₃^2-/HCO₃^-污染，及时加入CaO消除，并合理控制钻井液密度，防止进一步持续污染；当CaO加入效果不佳时，置换40%以上低坂土含量的新配置钻井液，进行全面调整。

参考文献

[1] 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.

[2] 刘丹洁, 钻井液碳酸根和碳酸氢根污染的实践探索[J],石化技术，2017,4,257-258.

[3]王志伟，钻井液碳酸根碳酸氢根污染机理[D]，中国石油大学，2014.

[4]郑燕茹，钻井液碳酸根碳酸氢根污染机理研究[D]，中国石油大学，2015.

作者简介：王茂仁（1982— ），男，高级工程师，主要从事油田化学和油田固液废弃物环保治理工作。