HT2井三开水基钻井液CO32-和HCO3-污染处理工艺

祝学飞，孙俊，徐思旭，刘皓枫，査凌飞

（川庆钻探工程有限公司新疆分公司，新疆库尔勒841000）

1 现场钻井液污染现象与危害

图1 HT2井三开水基钻井液污染与滤失泥饼蜂窝状图片

2 2840～5785 m井段钻井液流变性与滤液分析

深井高温钻井液经常受到钻井液材料与地层阴离子的污染，现场往往会错误的判断为抗温能力不足导致的性能突变，应根据流变性与滤液离子分析做出准确判断。现场按照GB/T 16783.1—2014（1）对HT2井三开现场水基钻井液进行性能测试与滤液离子分析[8]，见表1。

表1 和田2井三开水基钻井液性能与滤液离子分析

3 污染处理

钻井液被污染后，根据流变性、滤液离子变化节点、维护处理方法、地层温度变化分3段进行描述。

3.1 第一段4258～4759 m

本段地层温度相对偏低，处于污染初期，采用常规处理方式，在室内小型实验的基础上，在井浆中引入0.1%～0.2%生石灰，实质是通过生石灰提供Ca2+与CO32-反应生成CaCO3沉淀将CO32-除去；但HCO3-本身不能直接被除掉，需在碱性条件下转换成CO2-，其反应方程式为+OH-3→+H2O。维护处理注意事项如下。①膨润土含量不能过高，否则引入生石灰后絮凝造成黏度、切力急剧上升。②生石灰加量应为CO32-含量与HCO3-转换成 CO32-含量二者的总和。③加入顺序，第一循环周加入所需碱液提高pH值，对HCO-3进行转换[9]，第二循环周再引入生石灰进行中和反应。④生石灰引入后生成的Ca（OH）2会使滤液pH值升高，此时应避免滤液pH值较高造成误导而不再引入烧碱，若不加烧碱继续加入生石灰，流变性漏斗黏度等会出现不降反升现象。处理过程中，生石灰可加入胶液中再均匀补充，避免性能波动，同时也对易产生污染源的磺化材料进行预处理。

因碳酸盐地层承压能力普遍偏低，污染发生后，在4740～4759 m井段将钻井液密度提至上限1.45 g/cm3，利用液柱压力减缓地层阴离子的渗入进而控制污染源，钻井液被污染后产生的气泡较多，现场使用了6种消泡剂效果均不理想。

3.2 第二段4759～5434 m

通过前期的处理，膨润土含量已降至合理的范围，随着井深与温度的增加，因为生成的Ca（OH）2由于溶解度和溶度积的原因不能将二者除尽，生石灰的引入已不能满足流变性的控制，通过引入0.1%～0.2%氯化钙、2%～5%有机盐Weigh2、0.5%～1%多功能型纳米乳液[10-13]TYRF-1等3种处理剂进行复配处理。

CaCl2属强电解质，溶解度高，与CaO相比能提供较多游离的Ca2+，将其配成水溶液均匀缓慢加入，以防止钻井液过度絮凝形成果冻状，造成泥浆泵上水困难。而Ca2+水解会引起pH值下降，加入时应保持井浆有相对较高的pH值。有机盐是碱金属低碳有机酸盐、铵盐、季铵盐及其复合物[14-15]，有良好的水溶性，且具有较低的活度与较强的抑制、抗污染能力，有机酸根离子具有较强的还原性，可除掉钻井液中的溶解氧，减少阴离子形成几率。TYRF-1是通过乳化分散工艺制成粒径200 nm～40 μm的多波峰粒径分布的乳状液，含有大量具有两亲结构的表面活性剂、白油等，在金属、岩石、胶体颗粒表面吸附改变胶体颗粒界面性质，促使各种原因产生的气泡能有效分离，达到消泡的目的。氯化钙、有机盐、TYRF-1三者复配实验评价表见表2。

表2 氯化钙、有机盐、TYRF-1复配实验评价

在实际维护处理过程中，根据室内小型实验调整3种处理剂加量，根据表1滤液离子浓度判断HCO3-得到了有效控制，滤液 OH-在一定范围。

3.3 第三段5434～5785 m

钻至井深5400 m后随着井底温度的增加，在5400～5450 m井段，井浆流变性持续上涨趋势明显，日常维护处理不能得到有效控制，尤其切力上升明显。通过实验分析井浆趋于高温稠化，停止引入生石灰、氯化钙[16-19]。通过提高胶液中SMP-3、SPNH、SMC这3种磺化材料浓度（单项含量由2%增加到5%），提高体系的抗温抗污染能力。以高浓度磺化胶液、高浓度磺化碱液交替维护处理，通过碱液的稀释作用控制钻井液的流变性。在井深5500 m 钻井液性能发生突变，φ6、φ3读值由 11、10升高到22、20，切力由6/20 Pa/Pa提高到11/28 Pa/Pa，后期通过高浓度磺化碱液进行维护处理。井深5500 m处高浓度磺化胶液与高浓度磺化碱液实验评价表见表3。在实际维护处理过程中，采用5#与6#交替进行维护处理，较好地控制了钻井液的流变性。

表3 井深5500 m处高浓度磺化胶液与高浓度磺化碱液实验评价

3.4 维护处理思路与效果

前期处理以化学中和反应为基础，利用Ca2+对阴离子进行反应，利用有机盐的抑制抗污染能力，同时通过纳米乳液纳米膜对污染产生的气泡的界面性质的改变使其主动消泡破灭，三者结合对污染进行有效处理；后期深井高温段通过高浓度磺化胶液或磺化碱液调整流变性为前提，同时用优质钻井液进行部分井浆置换。井深5400 m以前，能将井浆中的HCO3-转化或中和完毕，并能保持井浆中OH-的含量，使其储备碱度增加；井深5400 m以后，能将阴离子控制在较低范围，整个长周期污染期间流变性控制相对轻松，泥浆泵、加重泵上水正常，井下掉块能及时有效带出，保证了井下安全，未出现工程复杂。

4 复杂处理

4.1 处理剂析出、沥青敷筛

因本开次岩性为灰岩，地层本身不造浆，钻井液长周期污染，生石灰、氯化钙、有机盐等絮凝抑制剂的引入，致使后期出现处理剂析出与沥青敷筛现象，也是此种钻井液最为突出的表现。钻进至5400～5550 m井段，振动筛筛面出现处理剂严重析出现象，筛面厚度约2 cm左右，紧接着沥青颗粒析出堵筛孔致跑浆现象。分析原因为井浆中活性土含量不够，颗粒级配不合理，处理剂无吸附点而析出。后缓慢均匀向井浆补充1.5%的强护胶膨润土浆，控制膨润土含量在20～25 g/L范围，处理剂析出、沥青敷筛逐渐好转至消失。

4.2 低温增稠

在5685～5778 m井段发现井浆取样，室内放置 30 min 左右失去流动性，井深 5685 m、5778 m起钻井筒内井浆静止24 h左右，下钻过程中出现返出钻井液呈果冻状，失去流动性，过渡槽需通过人力与工具辅助才能流动，经缓慢开泵一循环周，待温度上升后方能建立循环，3～5循环周后恢复正常。原因分析为长周期污染低温状态下静切力较高，形成新的网架结构而失去流动性，循环温度上升后便可恢复正常。后期每次起钻至井口1000 m左右垫入未受污染的优质新鲜钻井液进行置换，避免电测与下套管长时间静止产生复杂。

5 处理污染注意事项

1）生石灰、氯化钙、有机盐Weigh2等处理剂引入前，应控制膨润土含量在合适范围内，避免絮凝造成黏度、切力过高，引起流变性复杂；长周期阴离子污染的钻井液，深井高温井段应引入具有抗温抗盐且具有强吸附性基团的处理剂；同时提高井浆抑制性，延长抗污染周期，通过有机盐、K+、Ca2+等离子的协同抑制作用或其他有机盐来提高钻井液水化抑制能力。

2）长周期污染的钻井液，因流变性难以控制，在井底段增稠造成钻具黏附井壁，形成黏卡或卡钻现象，深井高温段调整流变性应以较低φ6、φ3读值调整为基础，同时辅以极压润滑剂或纳米类润滑剂改变井壁亲水性质。

6 结论与认识

1.CO32-与HCO3-阴离子污染井段4258～4759 m通过常规引入生石灰，4759～5434 m段通过引入氯化钙、有机盐、纳米乳液，5434～5785 m段通过高浓度磺化胶液、碱液进行交替维护调整，较好地控制了流变性，保证了工程安全钻井，实现了预期地质目标。

2.深井段阴离子污染后期产生的低温增稠现象，而又需要长周期高黏度、切力进行带砂作业的井次，可利用高浓度磺化碱液进行稀释，调整钻井液流变性，可避免使用稀释剂稀释致使钻井液黏度、切力过低。

3.对于易产生阴离子污染的井段，一是应以预防为主提高自身抗污染能力，二是从污染源头着手通过物理手段控制污染源，长周期污染的井次中，后期采用补充优质新鲜血液的方式对污染井浆进行置换处理。