元坝地区高密度钻井液C02污染处理技术.pdf

第 3 0卷 第 5期 2 0 1 3年9月 钻井液与完井液 DRI LLI NG FLUI D ＆ C0M PLETI ON FLUI D 、 ， 0 1 ． 3 0 No． 5 Se p t ．2 01 3 【 理论研究与应用技术 】 元坝地区高密度钻井液 C O 2 污染处理技术 李斌 ， 石秉忠2 ， 彭商平 ， 于志纲 1 ． 四川绵阳仁智油田技术服务股份有限公司，I l l 绵阳 ； 2 ． 中国石化石油工程技术研究院，北京 李斌等 ． 元坝地区高密度钻井液C O 污染处理技术 [ J ] ． 钻井液与完井液，2 0 1 3 ，3 0 5 2 2 ． 2 4 ． 摘要川东北元坝地区气藏埋深大，地层压力和温度高，且从陆相千佛崖组到海相长兴组均含有不同程度的 C O 流体。在前期几口井的施工过程中，高密度钻井液受到 C O 污染后出现严重增稠、流动性变差和泵压升高的 现象，处理十分困难，严重影响了钻井施工效率。通过室内实验研究，形成了采取稀释降黏，防止钻井液继续稠 化的处理技术，该技术可以解决常规石灰水难以处理的C O ， 污染引起的钻井液增稠问题，处理后的被C O， 污染钻 井液具有 良好 的高温稳定性 ，且具有更 强的抗污染能力 ，其抗盐达 1 0 ％、抗钙达 l ％、抗高含钙地层水达 1 0 ％ 在 元坝2 9 1 和元坝 1 0 1 ． 1井等应用后，取得了良好的降黏防稠化效果。 关键词 钻井液 ； C O ， 污染 ；防稠降黏剂 ； 元坝地 区 中图分类号T E 2 5 4 _ 3 文献标识码 A 文章编号 1 0 0 1 5 6 2 0 2 0 1 3 0 5 0 0 2 2 0 3 川东北元坝地区天然气资源丰富，勘探、开发 潜力巨大，是中国石化西南分公司重要的战略接替 基地。随着元坝 1 0 1 、元坝 1 2等井在长兴组、 自流 井组大安寨段和雷三段地层酸压后获得高产，在该 区块取得 了多个层位的重大发现 ，揭示 了良好 的勘 探前景。该区块气藏埋深达 6 0 0 0 ～7 2 0 0 II l ，地层 压力达 7 O ～ 1 3 0 MP a ，井底温度高达 1 2 O ～1 7 0℃。 在前期施工过程 中，已钻 的多 口井钻遇 C O， 污染 ， 引起钻井液严重增稠 、流变性变差和泵压升高等现 象 ，也增加了现场的排污环境压力和钻井成本 。 1 钻遇 C O， 地层 统计 元坝 9 、元坝 1 0 2 ． 2 H、元坝 1 2 1 H、元坝 2 7 2 H 和元坝 2 9 2 H等 已完钻的多 口井均钻遇 C O ， 污染 ， C O 浓度最高达 1 3 4 2 0 0 mg ／ L，导致 钻井液起泡 、 流变性变差 、泥浆泵上水困难 、泵压高、严重影响 钻速等问题。元坝地区从陆相干佛崖组到海相的长 兴组均含有不同程度的C O ， 流体，在钻井中将不可 避免地钻遇 C O ， ， 由此将引起钻井液性能严重增稠， 不能满足钻井施工要求。 2 C O 2 污染常规方法处理效果分析 钻井液受 C O ， 污染后，一般都采用石灰水或钙 处理剂进行处理，以化学沉淀方式清除钻井液中的 C O 、HC O 一 污染物。这种方法适合大多数井 ，也 是 目前处理 C O， 污染钻井液的常用方法。但常规处 理方法有一定局限性，比如在高温下使用石灰水处 理污染钻井液存在絮凝增稠的风险，处理后的钻井 液不但黏切未降低反而增稠更加严重，表现出不接 受钙离子化学处理 [ 1 之 】 。 元 坝 2 9 2 H井在井深 3 9 3 7 m 千佛崖组 钻 遇 C O ， ，一直到飞仙关组 ，钻井液均受到不同程度 的 C O 污染 ，钻井液增稠严重 ，通过进行滤液分析 测得 C O 一 含量最高达 1 4 4 0 0 mg ／ L、HC O 一 含量最 高达 8 5 4 0 mg ／ t , ，其钻井液性能如表 1 所示 。从表 1 可知 ，元坝 2 9 2 H井钻遇 C O ， 污染后 ，钻井液性 能恶化，处理难度大。采用低黏度 、低切力 的钻井 液替换，同时使用石灰水和胶液维护处理，但钻井 液性能难以得到根本性改变。当钻井液严重增稠后 ， 钻井液表现出不接受处理剂 ，即便使用加水 、稀胶 第一作者简介 李斌，工程师，2 0 0 4年毕业于西南石油大学应用化学专业，2 0 1 1 年西南石油大学石油与天然气工程专 业在读工程硕士，现在主要从事钻井完井液技术研究与现场应用工作。地址 绵阳市高新区路南工业园仁智科技产业园 ；邮 政编码 6 2 1 0 0 0；电话 1 8 2 8 1 5 1 7 2 4 6； E - ma i l l i b i n ． 2 2 1 1 6 3 ． t o m。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 3 0 卷 第 5 期 李斌等元坝地区高密度钻井液c O 污染处理技术 2 3 液等方式处理 ，钻井液 的黏度切力不仅不下降反而 继续增稠 ，现场只能采用低黏度 、低切力钻井液不 断替换稠化钻井液来改善钻井液流变性能。 表 1 用常规方法处理元坝 2 9 ． 2 H井 C O 污染钻井液的效果 ／p |Fv| p v| P| m g ／ c m S mP a s P a Ge f ／ cO3 2 _ ／ HcO3 _ ／ 处理方式 P a ／ P a mg ／ L mg ／ L ’ 。 ’ ’ 3 C0， 污染的降 黏防稠化处理技 术 C O 污染的降黏防稠化处理技术通过加入适量 的防稠化降黏剂，将黏结稠化的钻井液网架结构拆 解开，阻止钻井液形成新的网架结构，降低切力， 再配合其他处理剂提高钻井液的抗高温性 ，进而达 到恢复钻井液污染前 的黏切性能。防稠化降黏剂的 防稠化机理是通过高温水解的处理，破坏掉了树脂 中的不稳定性基团，又在分子主链上引入了大量磺 酸根基团 ，从而使产品的抗温、抗污染性能得到大 幅提高 。高分子树脂含有多种抑制性 、 吸附f 生 基团 ， 接枝反应引入 的活化基团更具有极强的吸附性 ，可 与黏土颗粒端面形成牢固的配位键 ，使黏土颗粒端 面处 的双电层斥力和水化膜厚度增加 ，从而削弱黏 土颗粒之 间的端 一 面、端 ． 端及黏土颗粒与高聚物 之间的连接 ，防止钻井液黏结稠化 ，改善钻井液流 变性 ，降低开启泵压。 3 ． 1 降黏效果评价 选取 增稠 最严 重 的元 坝 2 9 ． 2 H井长兴 组井 深 6 9 5 0 m处 、密度为 1 ． 6 2 g ／ c m 的 C O， 污染钻井液 进行降黏处理。该污染钻井液在常温下搅拌流动性 较好 ，但在加热到 4 0℃左右时，出现增稠挂壁 的 现象 ，常规处理剂处理无效 ，采用降黏防稠化技术 对该污染钻井液进行处理后 ，黏度 、切力大幅度下 降，实验结果如表 2 所示，钻井液配方如下。 1 元坝 2 9 2 H井 C O 污染钻井液 2 1 1 ％防稠降黏剂 O ．2 ％ N a O H 3 l 1 ％防稠降黏剂 3 ％复合 降滤失剂 0 ． 4％Na OH 表 2 C O 污染钻 井液处理效果评价结果 从表 2可知 ，原钻井液静置恒温老化 2 4 h后 ， 稠度 、切 力大幅度增加 ，A P I 滤失量达到 2 5 mL； 加入单一 的防稠化降黏剂 ，对污染钻井液的降黏效 果有限，当按 3 配方进行处理后 ， 其老化前的黏度 切力大幅下降，静置恒温老化 4 8 h 后的黏度、切力 和滤失量都大幅降低，说明该技术可以解决常规石 灰水难 以处理的 C O， 污染引起的钻井液增稠问题 。 3 ． 2 高温稳定性评价 为保持处理后的C O 污染钻井液具有良好的高 温稳定性 ．，进行了高温动态 、静态稳定性评价 ，结 果见表 3和表 4 。 表 3 处理后的C O 污染钻井液的高温稳定性 表 4 处理后的c o 污染钻井液的高温静恒温评价 注 实验在 1 6 0℃下恒温静置不同时间后在 6 0℃测定 性能 ； 钻井液密度为 1 ． 6 2 g ／ c m 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 钻 井 液 与 完 井 液 2 0 1 3年 9月 从表 3可知，处理后的污染钻井液连续热滚 4 8 h 后， 其黏度、 切力呈现下降趋势。从表 4 可以看出， 调整后的污染井浆在高温静置 2 4 h后 ，由于处理剂 的水化引起动切有一定程度的增大 ，但 7 2 h后动切 力呈现下降趋势，到 1 2 0 h 后，性能基本趋于稳定， 滤失量无明显变化。说明优化后的污染井浆具有 良 好的高温稳定性。 3 ． 3 抗污染性评价 对处理后的污染钻井液进行抗盐岩 、石膏 、地 层水污染评价，结果见表 5 。分析表 5中数据可知 ， 处理后的钻井液具有更强的抗污染能力 ，其抗盐达 1 0 ％，抗钙达 1 ％，抗高含钙地层水达 1 0 ％。 表 5 抗盐岩污染评价 配方实验条件 2 P V ／ ． Y P／ F m L L ／ r f l Pa s Pa pH 空 ／ C m 上 J a ／ Pa m L 注 测定温度为 6 5℃，热滚条件为 1 6 0℃、2 4h 。 4应 用效 果 1 元 坝 1 0 1 1 H井 。该 井 钻 至 井 深 5 4 3 8 ． 1 8 m，由于原钻井液是受 C O ， 污染未处理完的井浆 ， C O 含量为 5 0 4 0 mg ／ L， H C O 一 含量为 8 2 9 6 mg ／ L， c r含量为 1 8 0 0 0 mg ／ L 。随着井深的增加 ，地层温 度升高 ，钻井液 的黏度 、切力增大 ，尤其是在起下 钻过程 中返 出的钻井液的黏度 、切力大幅增加 ，现 场采用石灰水处理，但效果不理想，通过采用降黏 防稠化技术处理后 ，钻井液的黏度 、切力稳定 ，满 足了现场施工的需要 ，见表 6 。 2 元坝 2 0 5 1 H井 。该井钻至井深 6 2 4 4 m 飞 三段地层 ，钻井液流动性变得极差，采用常规加 石灰水或胶液的方法处理无效 ，现场只能采用低黏 度 、低切力钻井液混浆或置换 。从现场取 回污染钻 井液用降黏防稠化技术处理后 ，钻井液的黏度和切 力较低 ，在 1 3 0℃静置老化 4 8 h后 ，钻井液的黏度 和切力变化较小 ，性能趋于稳定 ，见表 7 。 表 6 元坝 1 0 1 - 1 H井 C O 污染钻井液处理前后 的性能 实验条件 ⋯ P V ／ Y P ／ F m LpL ／H 表 7 元坝 2 0 5 - 1 H 井 C O 污染钻井液处理前后的性能 实验条件 F V ／ PV ／ Y P ／ F m L Lp H／ a ／ a m S m 上 J a S 上 ， a 上 ，王 J m L 注 钻井液出口密度均为 2 ． 0 5 g ／ c m ； 混低黏度低切 力钻井液 1 1 2m ； 用室内 3 配方处理。 5 结论 与认 识 1 ． 川东北元坝地区从陆相干佛崖组到海相飞f I I i 关组多次钻遇 C O 流体 ，现有钻井液抗污染性差 ， 受 C O 污染后易导致严重增稠 ，应强化提前预防， 如提高钻井液密度尽可能减少 C O ， 进入井筒 ，保持 较低 的膨润土含量等。 2 ． 常规的石灰水处理方法等对元坝地 区部分高 温 、高压井处理效果差 ，采用研制 的降黏防稠化技 术处理 C O， 污染 ，室内评价及现场应用均取得了良 好 的黏切控制效果 ，且处理后具有较强 的抗高温 、 抗污染能力。 参 考 文 献 [ 1 ] 金军斌 ． 钻井液 C O 污染的预防与处理 [ J ] ． 钻井液与完 井液 ，2 0 0 1 ，1 8 2 1 4 ． 1 6 ． [ 2 ] 孙长健 ，彭国，张仁德 ，等 ． 碳酸根和碳酸氢根离对 钻井液的污染及处理 [ J ] ． 精细石油化工进展， 2 0 0 9 ， 1 0 9 2 8 ． 3 0 ． 收稿日期2 0 1 3 ． 0 3 2 4 ；HG F 1 3 0 5 M7 ；编辑马倩芸 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m