天东017―H4井钻井液受CO2污染及工艺处理技术初探
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【摘 要】在钻井作业过程中，有时钻遇含CO2的地层，当CO2进入钻井液时将对其流变性能、滤失量和滤饼质量造成影响，严重时甚至威协钻井、井控安全。天东017-h4井钻至井深4504.25m，井下出现CO2酸性气体污染，本文通过017-H4井出现的CO2酸性气体污染造成的危害和工艺处理技术进行一些初步的探讨。
1 前言
在钻井过程中，经常有来自地层的各种污染物侵入钻井液中，使其钻井液性能发生不符合施工要求的变化，这种现象称为钻井液受侵。有的污染物严重影响钻井液的流变和滤失性能，有的加剧对钻具的损坏和腐蚀，造成较大的经济损失。当污染严重时，可能对环境和人员造成污染和伤害。因此，只有及时地对钻井液配方进行有效的调整，或者采用化学方法清除污染物，才能保证正常钻进和施工作业。钻井中最常见的是钙侵、盐侵、盐水侵、硫化氢气侵，此外还有CO2和O2等造成的污染。2009年10月13日，天东017-H4井钻至井深4504.25m，层位：龙潭。井下出现CO2酸性气体污染，这里只对该井出现的CO2酸性气体污染造成的危害和工艺处理技术进行一些初步的探讨。
2 钻井液受CO2污染的征兆
（1）钻井液受CO2污染后，当钻井液膨润土、固相含量高时，其粘度、切力大幅度上升；
（2）钻井液受CO2污染后，当钻井液膨润土、固相含量低时，其粘度、切力下降；
（3）钻井液滤液OH- 和Ca2+大幅度下降；
（4）钻井液受CO2污染后，钻井液滤失量增加、失水造壁性变差。
3 钻井液受CO2污染的判定
钻井液受CO2污染后，测钻井液滤液中CO32-、HCO3-、Ca2+、OH-离子浓度，如果钻井液中CO32-和HCO3-的总含量超过2400mg/L，或者CO32-和HCO3-含量增加，Ca2+和OH-含量下降（或为零），判定钻井液受CO2的污染。
4 钻井液受CO2污染的危害
（1）钻井液性能遭到破坏。钻井液受到CO2侵入后，其性能变化情况见（表1）。
表1：天东017-H4井钻井液受CO2污染前后性能对比
密度 粘度 初切/终切 API失水 PH CO32- Ca2+
污染前 1.87 43 1.5/13 2.8 10 0 480
污染后 1.87 120 8.5/28 6.5 9 1.28×104 0
由表一不难看出，钻井液受CO2气体污染后，粘度大幅增加，失水升高，严重影响钻井液的流变性和滤失性能，尤其起下钻等长时间停泵后再开泵，极易造成井漏等井下复杂；天东017-H4井从4504.25m发现CO2气体污染至5384m固井井深，在同一漏层（4224 m～4226m）共发生四次井漏，损失时间125.09h，漏失泥浆811.1m3，消耗FDJ：14.4T，SDL：14.8T，JD-5：2.8T，造成了较大的经济损失。
其次，钻井液污染后PH降低，在高含硫地区钻进，加剧了H2S对钻具的腐蚀（这里不作深入探讨）。
（2）钻具受到腐蚀。关于这一点危害，只是从理论上进行探讨，本井并未发生因为CO2腐蚀而造成的钻具刺、断等现象。一般认为， CO2的腐蚀机理为：
CO2 + H2OP H2CO3 （1）
H2CO3 PH+ + HCO3- （2）
HCO3- PH+ + CO32- （3）
Fe=Fe2+ + 2e- （4）
2H+ + 2e- =H2 （5）
Fe2+ + CO32- =FeCO3 （6）
实际上， CO2腐蚀往往表现为全面腐蚀和一种典型的沉积物下方的局部腐蚀共同出现。但现在普遍认为，油气井的CO2腐蚀应以局部腐蚀特性来定义和评价预测，因为钻具的寿命常因局部腐蚀穿孔、断裂而终止。
（3）钻井液性能维护成本高、难度大。天东017-H4井在井段4224 m～4226m，有一个漏层，经过多次堵漏提高地层承压能力不明显，如果泥浆ρ≥1.90g/cm3就会发生井漏失返的恶性井漏。因此，CO2气体污染源一直未能切断，造成钻井液性能不稳定，维护成本高（表2）。
表2：天东017-H4井钻井液受CO2污染而增加的泥浆消耗材料
序号 种类 代号 累积消耗（T）
1 生石灰 CAO 9.575
2 烧碱 NAOH 9.850
3 重晶石 BASO4 9.0
4 钻井液用改性树脂 JD-6 25.0
5 无铬磺化褐煤 M-SMC 8.0
6 重晶石粉（散） BASO4/1 506.000
7 柴油 30.000
8 阳离子乳化沥青 SEB 11.000
9 特种稀释剂 TX 1.500
10 阳离子酚醛树脂 SRP 5.000
11 高温抗盐降滤失剂 RSTF 10.000
12 防卡剂 PPL 21.0
13 水基剂 CAL 29.000
14 多元聚合醇泥页岩稳定剂 MSJ 4.000
15 高温降滤失剂 ZKLS 8.000
16 乳化剂 OP-10 4.200
17 褐煤树脂 SPNH 6.000
18 磺化单宁 SMT 4.00
19 石粉 BASO4/2 61.000
20 司苯 SP-80 1.00
21 润湿防泥包剂 CJ6-1 6.000
22 高效降滤失剂 SHE-7 3.000
5 钻井液受CO2污染的工艺处理技术
处理钻井液CO2污染的基本思路为：一压：在条件许可的情况下，适当提高钻井液密度压稳地层流体，隔断污染源；二高：维护钻井液较高的PH值（9.5～11.0）和较高的Ca2+浓度；三维护：钻井液护胶维护、流变性维护、失水造壁性维护。
（1）发现钻井液CO2气体污染，要及时调整钻井液密度，减少或者抑制CO2的侵入，隔断污染源。若出现井漏，则在有条件的情况下做承压堵漏，尽可能压稳CO2的侵入。
（2）钻井液受CO2污染后，可用石灰、石膏、氯化钙等处理剂进行处理。
（3）补充烧碱提高PH值，保持PH值≥9.5，加稀释剂调整流变性，加护胶剂降失水。
（4）若污染严重，可采用在地面配制部分抗CO2污染能力强，含Ca2+浓度高（>600mg/L）、加足护胶剂、足量的稀释剂和较低的粘切的钻井液对井浆进行部分置换，起下钻过程中，注入污染段，避免下钻后该段泥浆污染严重，造成开泵困难；下钻采用分段循环，避免井漏。
（5）若固井、电测等需长时间静止期间，采用过饱和钙处理泥浆暂闭工艺封隔污染层，确保了电测和固井的顺利进行。
（6）每天补充一定量的CaO和CO32-发生反应，生成CaCO3沉淀。
6 几点认识
（1）当进入含CO2高的地层前，或在含CO2的地层钻进过程中，加强对钻井液处理和维护。
（2）控制钻井液密度，防止CO2进入钻井液。
（3）控制钻井液中Ca2+浓度在300mg/L～ 500mg/L的范围内。
（4）保持钻井液较低的粘切，维护钻井液良好的流变性和脱气性能。
（5）一般PH值控制9.5～11.0之间。
（6）加强钻井液CO32-、HCO3-、Ca2+浓度的监测。
参考文献
[1] 鄢捷年.钻井液工艺学.石油大学出版社，2001：153～157.
[2] 张忠铧，郭金宝. CO2 对油气管材的腐蚀规律及国内外研究进展.宝钢技术，2000（4） ：54～58.
[3] 张清，李全安等.CO2 对油气管材的腐蚀规律及研究进展.腐蚀与防护，2003（7）：277～280.
[4] 杨玉良，朱丹宏.钻井液受侵及工艺处理技术探讨.新疆石油科技，2005（2）：4～6.
作者简介：黄彦发（1982―），男，宁夏彭阳人，本科，工程师，长期在钻井一线从事钻井管理和技术工作。