高-磨地区高密度钻井液CO2污染预防与处理技术
Outline:
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
收稿日期：2014-09-15；修回日期：2014-12-12
作者简介：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.
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。
Precaution and treatment of CO2-contaminated high density drilling fluid in Gao-Mo block
Outline:
Yuan Zhiping1
,
Li Wei1
,
Xiao Zhenhua2
1. CCDC Drilling & Production Technology Research Institute, Guanghan 618300, China;
2. Exploration Division of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chengdu 610051, China
Abstract: Lab studies on CO2 contamination of high density drilling fluid was carried out. The influence of conventional drilling fluid chemicals on the CO2 contamination 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 CO2 contamination of high density drilling fluid in Sichuan Gao-Mo block.
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。
1 CO2污染对钻井液性能的影响
钻井液CO2污染实质为CO32-和HCO3-污染，在CO2浸入钻井液后，形成CO32-和HCO3-两种污染离子，对钻井液性能产生极大的影响[1-2]。2013~2014年，在高-磨地区60井次的现场井浆抽样检测后，发现钻井液中CO32-和HCO3-污染严重的地层纵向上主要分布于茅口到龙王庙组。
1.1 单一处理剂对钻井液滤液CO32-、HCO3-的影响
在磨溪46X1井的钻井液配方基础上，再按照加量引入单一处理剂，评价处理剂对钻井液中CO32-和HCO3-的影响情况。磨溪46X1井三开钻井液配方(质量分数，下同)：膨润土1.5%+XCD 0.1%+SMC 2.5%+RSTF 1.5%+SMP-2 2%+JD-6 2%+石灰0.5%+PPL 1.5% +RLC-101 0.5%+烧碱1%+重晶石，密度为2.02 g/cm3，结果见表 1。
表 1
表 1 磨溪46X1井单一处理剂对钻井液滤液CO32-、HCO3-的影响
Table 1 Effects of single additives on CO32- and HCO3- of drilling fluid filtrate in Moxi 46 X1 well
| (mg/L) |
| 条件 |
体系 |
ρ(CO32-) |
ρ(HCO3-) |
| 常温 |
磨溪46X1基浆 |
2 040 |
0 |
| 磨溪46X1基浆+RSTF |
2 680 |
0 |
| 磨溪46X1基浆+SMC |
2 970 |
0 |
| 磨溪46X1基浆+RLC-101 |
2 260 |
0 |
| 磨溪46X1基浆+石灰 |
1 680 |
0 |
| 磨溪46X1基浆+SMP-2 |
2 890 |
0 |
| 磨溪46X1基浆+重晶石 |
1 830 |
0 |
|
表 1 磨溪46X1井单一处理剂对钻井液滤液CO32-、HCO3-的影响
Table 1 Effects of single additives on CO32- and HCO3- of drilling fluid filtrate in Moxi 46 X1 well
|
由表 1可以看出：①大多数的处理剂会引入CO32-，少部分处理剂消耗钻井液中的CO32-；②钻井液处理剂在高温条件下引入CO32-、HCO3-含量大小顺序如下：磺化褐煤(SMC)＞磺化酚醛树脂(SMP-2)＞抗盐抗钙降滤失剂(RSTF)＞磺化沥青(RLC-101)＞重晶石＞石灰。由此可以看出，不同的钻井液处理剂对钻井液中的CO32-和HCO3-贡献程度不一样，常规加重材料和无机矿物(碳酸钠和碳酸氢钠除外)不会引起钻井液体系中CO32-和HCO3-的增加，反而降低；其他有机物如磺化酚醛树脂、褐煤等会引起钻井液体系中CO32-和HCO3-的增加，但增加幅度不大，对钻井液性能影响不大。因此，在现场应用中对CO32-和HCO3-的增加应注意甄别，同时钻井液处理剂也应尽量选择引入CO32-和HCO3-少的处理剂。
1.2 CO2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
表 2 实验室不同污染程度的膨润土浆模拟分析
Table 2 Lab analysis of CO2 contamination in bentonite mud
| 编号 |
ρ(HCO3-)/
(mg·L-1) |
ρ(CO32-)/
(mg·L-1) |
AV/
(mPa·s) |
PV/
(mPa·s) |
YP/
Pa |
Gel/
Pa |
Zeta电位/
mV |
粒度分布D43/
μm |
API滤失量/
mL |
| 1 |
244 |
120 |
12.5 |
6 |
5.5 |
6.0/10.0 |
-48.6 |
9.71 |
35.2 |
| 2 |
488 |
840 |
5.0 |
4 |
1.0 |
0/0 |
-35.4 |
8.25 |
68.8 |
| 3 |
0 |
2 520 |
11.0 |
7 |
4.0 |
1.0/1.5 |
-34.0 |
6.96 |
96.4 |
| 4 |
1 464 |
4 680 |
13.5 |
7 |
6.0 |
3.0/8.0 |
-33.6 |
9.45 |
116.0 |
| 5 |
1 830 |
7 200 |
16.5 |
7 |
9.5 |
7.0/9.0 |
-25.6 |
10.10 |
132.0 |
| 6 |
1 952 |
10 440 |
17.5 |
8 |
9.5 |
8.0/11.0 |
-24.2 |
16.10 |
160.4 |
|
表 2 实验室不同污染程度的膨润土浆模拟分析
Table 2 Lab analysis of CO2 contamination in bentonite mud
|
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
表 3 磨溪46X1井污染浆粒度和污染程度分析
Table 3 Analysis of the particle size and the levels of the contaminated mud in Moxi 46X1 well
| 编号 |
ρ(HCO3-)/
(mg·L-1) |
ρ(CO32-)/
(mg·L-1) |
AV/
(mPa·s) |
PV/
(mPa·s) |
YP/
Pa |
Gel/
Pa |
API滤失量/
mL |
Zeta电位/
mV |
粒度分布D43/
μm |
| 1# |
34 |
4 200 |
32 |
26 |
6 |
2/11 |
4.0 |
-22.27 |
3.30 |
| 2# |
1 666 |
5 400 |
39 |
31 |
8 |
2/12 |
4.5 |
-18.40 |
12.70 |
|
表 3 磨溪46X1井污染浆粒度和污染程度分析
Table 3 Analysis of the particle size and the levels of the contaminated mud in Moxi 46X1 well
|
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
表 4 SMP-2在膨润土浆污染前后在黏土表面的吸附量对比
Table 4 Comparison of SMP-2 adsorbing capacity on the surface of bentonite before and after CO2 contamination
| 编号 |
样品处理方式 |
上层清液SMP-2/
(g·L-1) |
上层液体体积/
mL |
| 1 |
污染前空白膨润土浆+
0.5%SMP-2；离心1 h |
5.04 |
21 |
| 2 |
污染后空白膨润土浆+
0.5%SMP-2；离心1 h |
5.11 |
55 |
|
表 4 SMP-2在膨润土浆污染前后在黏土表面的吸附量对比
Table 4 Comparison of SMP-2 adsorbing capacity on the surface of bentonite before and after CO2 contamination
|
从表 4和图 2可以得出，磺化酚醛树脂在膨润土浆液中黏粒上的吸附明显受到CO32-的影响。通过离心固液分离，使用分光光度计测试上层液体中磺化酚醛树脂的含量，计算得出未污染的膨润土黏粒上吸附的磺化酚醛树脂量大于污染的膨润土黏粒上SMP-2吸附量。这说明，CO2污染时会造成钻井液中护胶剂在黏土上的吸附量降低，导致滤失量增大[3]。
2 钻井液CO2污染的处理措施
CO2污染后，处理CO32-可用钙处理的方法使其生成CaCO3沉淀而将其除去，但HCO3-不能直接除去，必须先使其与OH-反应转换生成CO32-后才可能除去。磨溪46X1井钻井液污染是由于CO2进入钻井液，使得钻井液中有效土发生钝化，水化膜变薄，黏粒聚结。同时在高温条件下，CO2作用使得钻井液体系中的抗温材料解吸附，其抗温性能变差，胶体体系不稳定[4-5]。最终CO2进入钻井液体系后，使得钻井液在一定程度上发生了絮凝或聚结，从而表现为滤失量和切力失控。
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
表 5 磨溪46X1井污染浆处理结果
Table 5 Treatment results of CO2-contaminated mud in Moxi 46X1 well
| 名称 |
测温/
℃ |
密度/
(g·cm-3) |
G10″/10′/
Pa |
AV/
(mPa·s) |
PV/
(mPa·s) |
YP/
Pa |
API
滤失量/
mL |
| 处理前 |
140 ℃, 16 h |
2.1 |
13.0/46.0 |
58.0 |
35 |
23.0 |
9.0/1.0 |
| 处理后 |
70 ℃ |
2.1 |
2.0/10.5 |
21.5 |
19 |
2.5 |
4.0/0.5 |
|
表 5 磨溪46X1井污染浆处理结果
Table 5 Treatment results of CO2-contaminated mud in Moxi 46X1 well
|
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
表 6 磨溪46井严重污染浆处理结果
Table 6 Treatment results of severe-CO2-contaminated mud in Moxi 46X1 well
| 名称 |
测温/
℃ |
密度/
(g·cm-3) |
G10″/10′/
Pa |
AV/
(mPa·s) |
PV/
(mPa·s) |
YP/
Pa |
| 处理前 |
140 ℃，16 h |
2.1 |
搅拌后失去流动性 |
|
| 处理后 |
70 ℃ |
2.1 |
0.5/11.0 |
26 |
21 |
5 |
|
表 6 磨溪46井严重污染浆处理结果
Table 6 Treatment results of severe-CO2-contaminated mud in Moxi 46X1 well
|
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
根据长期以来的经验以及实验室论证得出了预防CO2污染的措施，要求进入CO2含量高的地层前，或在含CO2的地层钻进过程中，对钻井液进行处理和维护，控制CO32-质量浓度低于2 400 mg/L，具体措施如下。
(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。
(3) 监测钻井液CO32-、HCO3-、Ca2+浓度。合理控制钻井液中Ca2+质量浓度为300~500 mg/L。CaO在生成CaCO3的同时不断地消耗CO32-和HCO3-，由此可预防CO2侵入所带来的钻井液性能恶化。过量的石灰作为储备钙存在于钻井液中，形成Ca (OH) 2微溶物，能缓慢释放Ca2+，对体系的pH值等相关性能有较好的缓冲调节作用。
(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。
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陈大钧. 油田应用化学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2005.
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| [3] |
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| [5] |
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2015, Vol. 44