碳酸氢根和碳酸根离子对钻井液污染的判别及处理

1、精选文档碳酸氢根和碳酸根离子对钻井液污染的判别及处理摘要：在钻井现场，常因钻井液的粘切高、滤失量大、性能不稳定而耗费大量的处理剂。通过对中原油田52口井钻井液滤液的分析发觉，过量的HCO 、CO会恶化钻井液性能。经数口井的实践，摸清了HCO 、CO对钻井液的污染规律，找到了判别与消退HCO 、CO污染的方法；只要是因HCO 、CO污染而造成的钻井液性能变坏，加入适量的CaSO4、Ca (OH)2等处理剂，即可改善其性能，满足施工要求。主题词：碳酸盐、钻井液污染、滤液作者：杨振杰，1982年毕业于西南石油学院开发系钻井工程专业。HCO 、CO的积聚，对钻井液会产生严峻污染，其特点是粘切大，处理极

2、为困难。由于对污染规律缺乏生疏，经常只当作一般的降粘切处理，结果总是事倍功半，反复处理仍达不到要求。本文通过大量的现场资料分析和处理实例，就HCO 、CO对钻井液污染类型的判别和现场处理工艺进行探讨，以引起对此类问题的重视。一、 HCO 、和CO的来源及污染规律（）钻井液中HCO 、和CO的来源1、 地层中大量CO2气体的侵入。2、 井液在流淌或搅拌中，浆空气中的CO2裹入。3、 处理剂中可能含有超标准的Na2CO3,或使用过量的Na2CO3。4、 使用青石粉加重时,钻井液中加入过量的NaOH。5、 抗温性能较差的处理剂热解断链。（二）HCO 、和CO对钻井液的污染规律分析了中原油田文13区块

3、、卫城、胡状地区52口井、21003800M井段的钻井液性能与滤液中HCO 、CO、OH、Ca2+含量的关系，发觉钻井液性能有以下规律：1：钻井液滤液中HCO 、CO含量随PH值的变化 、当PH9时，滤液中发HCO 为主，CO含量较低，并有游离的CO2存在。、当PH在8.511.5时，滤液中的HCO 与CO常同时存在，游离的Ca2+含量较少。、当PH11时，滤液中以CO为主，HCO含量相对较低，游离的Ca2+有可能存在。2：HCO 、CO的含量对钻井液性能的影响 当CO含量为100350mg/l时，能有效地稳定钻井液性能，维持较低的粘度、切力，并能抵制小于1.2 ×103mg/l 的

4、HCO的污染，HCO含量小于1.2×103mg/l时，对粘度、切力影响不大，大于1.3×103mg/l时，则可能使粘度、切力剧增。Ca2+和CO含量为零时，HCO对钻井液性能的影响较为明显，性能及不稳定。当CO含量大于800mg/l时，如有HCO 存在，粘度、切力可能性上升，CO含量达到2.4×103mg/l后，粘度、切力急剧增加。在HCO 和CO总含量小于2.5×103mg/l的状况下，：HCO 与CO的比值为12时，粘切变化不大，且易于调整处理，PH值稳定，比值大于3时，粘切变化大，PH值随时间延长而下降，比值大于5时，粘切剧增，PH值下降明显，性能

5、难以调整。随井温的增加，HCO 、CO对钻井液性能的影响会加剧。（三）受HCO 、CO污染后的钻液性能 1：钻井液呈暗灰或棕灰色，含大量细小气泡，且不易消退。 2：性能极不稳定，不易接受FCLS、SMT碱液的处理，处理后的性能反复大，多数状况下，稀释剂用越多，反而越简单。 3：膨润土与固含量均在正常值范围内，加水对性能调整无效。 4：钻井液触变性强，一静止就呈“豆腐块”状。二、 污染类型的判别及处理 现场常见的碳酸盐类污染，可通过对PH值及 Ca2+ 、HCO 、CO含量的测定，阍不其划分为下列三种污染类型。一、 滤Ca（HCO3）2污染1、滤液指标特征： PH9，Ca2+1002.5

6、5;103mg/l，HCO1.3×103mg/l，CO800 mg/l，HCO ：CO2。 2、钻井液特征：钻井液呈暗黑色，性能不稳定，初切3.0Pa; 终切5.0 Pa; 漏斗粘度80s。用FCLS和SMT碱液处理效果差，甚至性能恶化。钻井液触变性强，呈严峻缺水样，大量加水仍不能改善性能。滤失量较大，泥饼虚后，内有大量气孔，井下有压差卡钻显示。PH值勤随样品放置时间的增加而呈降低趋势。 3、处理要点：依据Ca2+ 和HCO同时存在的特点，利用下列反应原理： Ca（HCO3）2+2NaOHCaCO3+Na2CO3+2H2O 仅需加足NaOH的量，就可降低粘切，稳定性能。如滤失量过大，

7、可协作SMP、SPNH等降滤失剂进行处理；处理后留下的部分游离CO ，可起到稳定性能的作用。 4、处理实例：文13305井钻至井深3400米时，因加重剂中可溶性成分多，在低PH值下使用单向压力暂堵剂及井温大于1500C等缘由，致使钻井液粘切上升，泥饼增厚，颜色暗黑，钻具静止时有压差卡钻现象。用FCLS1.5t、SMC2t、及SMT1t配成碱液共25方，反复处理后，性能反而恶化，经分析，判定为Ca（HCO3）2污染所致，打算加Noah处理。 因深井饱和盐水重钻井液需保持PH10，并考虑清除Mg2+,打算将1.6t NaOH配成7m3溶液，分两个循环周加入。加完后4小时，粘切大幅度降低，之后又加入

8、SLSP（胶体）9t，处理前后的性能见表1。 表1 处理前后的钻井液性能对比处理密度（g/cm3）漏斗粘度（s）切力（Pa）滤失量（ml）泥饼（mm）NaclCa2+Mg2+HCOCOPH值（mg/l）前1.87874.3/1012.42.530万1200210350007后1.87360/1.481.2001108045011二、 Na2CO3、NaHCO3污染1、液指标特征：PH值911，Ca2+0 mg/l，CO2000 mg/l，HCO500 mg/l，HCO：CO2。 2、钻井液特征：钻井液呈暗灰色，气泡多，漏斗粘度3080s，初切3.09.0 Pa,终切5.011 Pa,可接受低碱

9、比FCLS碱液的处理，但维持时间短，若用NaOH或Ca（OH）2提PH值，会使性能更加恶化，对滤失量和泥饼质量的影响比Ca（HCO3）2 型小。3、处理要点：在清除HCO 、CO污染时，用Ca（OH）2和CaSO4混合处理，或用Ca（OH）2和低碱比的FCLS碱液（FCLS：NaOH4：1 ）处理。关于PH值把握在12以下。处理原理为：Na2CO3+ Ca（OH）2CaCO3+2NaOHNaOH + NaHCO3Na2CO3+H2ONa2CO3+ CaSO4CaCO3+ Na2SO44、现场处理实例：卫210井钻至2600米时，遇到CO2气层，并在高PH值条件下，使用可溶性成分较多的回收重晶石

10、，致使钻井液中气泡增多，触变性增加，颜色变暗。钻井液性能和滤液分析数据见表2中的I号样。为此，判定为Na2CO3、NaHCO3污染。在以往的处理过程中，还发觉该井钻井液只能接受低碱比的FCLS碱液处理（尽管维持时间不长），加入NaOH或SMT后，处理效果也不抱负（见表2中的II号样）。从表2中可看出，当PH由9升到13后，Ca2+含量则由零上升到112 mg/l，CO浓度由670 mg/l上升到3.2×103mg/l（包括由HCO转化而来的那一部分）。因此，对于该类型的污染，若处理时的PH值大于12，就有可能使已沉淀的CaCO3重新溶解，造成CO含量上升、处理无效和性能恶化的结果。依

11、据上述生疏，接受了先加0.1% Ca（OH）2，然后再加0.4%SMT的室内试验方案，结果见表2中的III号样。现场实际处理时，加Ca（OH）2溶液2方（石灰0.35t）、FCLS碱液7方（FCLS1.5t, NaOH0.4t）,循环两周后性能得到了彻底调整（见表2中的IV号样）。直至井深2940米完井，性能均匀稳定，电测一次成功。 表2 卫210井钻井液处理状况序号密度（g/cm3）漏斗粘度（s）切力（Pa）滤失量（ml）泥饼（mm）NaclCa2+Mg2+HCOCOPH值（万）（mg/l）I1.351108/106.58.04015314006709II1.33594/5.58.04.01

12、0.411231170320013III1.34320/1.27.203.72207516038011IV1.25420/1.060.510.5 注：I卫210井浆;II井浆+0.4%NaOH+0.6%SMT+20%盐水;III井浆+0.1% Ca（OH）2+0.4%SMT+6%水；IV井浆+Ca（OH）2溶液2m3 + FCLS碱液7m3。 (三) Na2CO3污染 1、滤液指示特征：PH：1113，Ca2+0，CO1.5×103mg/l，HCO1.4×103mg/l。 2、钻井液特征：色暗黑，呈“固化”趋势，有大量细小气泡。漏斗粘度4080s，初切4.06.0Pa,终切

13、5.012.0Pa,泥饼37mm。对PH值上升很敏感，加稀释剂碱液将严峻恶化性能，消泡剂无法消退钻井液中的气泡。井浆的PH值随放置时间的增加而稍有上升。 3、处理要点：在消退CO的同时，设法降低PH值至11.5以下，否则将不利于消退污染。处理时加入CaSO4，并协作微酸性处理剂，切忌加入NaOH。处理原理为： CaSO4+ Na2CO3CaCO3+ Na2SO4 受条件限制时，还可加入Ca（OH）2，但必需把握PH的上升。 4、处理实例：庆68井钻至3400米时遇到CO2气层，气泡增多，井温特别（井口温度高达650C），切力持续上升，滤失量增大，泥饼厚度6mm。到3500米时，因钻井液性能恶化

14、，消灭压差卡钻现象。曾5次使用FCLS、SMT、SMS碱液进行处理，都效果不佳，特殊严峻的是加入烧碱水后，PH值由11上升到13，使钻井液丢失了流淌性，性能见表3中I号样。由于该井无CaSO4，为满足既要消退CO，又要把握PH12，以降低滤失量的处理要求，通过现场处理试验，选择了KHAM作为处理剂。将2tKHAM配成25m3胶液，分两个循环周加入钻井液。处理过程中，曾消灭液面急剧膨胀、气泡变大等现象，但5个小时后，性能趋于稳定（见表3中II号样），起下钻畅通无阻，电测一次成功。表3 庆68井钻井液处理状况序号密度（g/cm3）漏斗粘度（s）切力（Pa）滤失量（ml）泥饼（mm）NaclCa2+

15、Mg2+HCOCOPH值（万）（mg/l）I1.26374/1210.06.01.401300290011II1.34370/1.65.51.067010.5 三、 几 点 体 会 1、现场对HCO 、CO污染的精确而准时地判别及处理，可削减处理剂用量，缩短处理时间，确保井下平安，但应留意以下几点。 (1)、HCO 、CO污染的最大特点，是钻井液中气泡多，颜色发暗，粘度高，且不接受稀释剂的处理或处理效果差，功力呈上升趋势，性能极不稳定，触变性强。 （2）、初步判定为 HCO 、CO污染后，再依据滤液的PH值、泥饼质量和滤失量等性能数据，进一步判别属于那一种污染类别。 （3）、依据污染类别，初步拟定处理方案，通过理场小型试验，确定处理剂类型和加量，在12个循环周内加入。 2、PH值的把握，是处理HCO 、CO污染的关键问题，应视具体状况随时调整。 3、减轻或预防HCO 、CO污染，应留意以下问题： （1）、加强对处理剂质量的检查分析工作，特殊是PAC141、CMC，应留意对Na2CO3含量