碳酸氢根和碳酸根离子对钻井液污染的判别及处理
钻井液碳酸根和碳酸氢根污染的实践探索
钻井钻遇CO32-、HCO3-离子对钻井液造成的污染，致使钻井液的粘切上升、滤失量变大，且性能难以控制。
在污染的初期，常常被误认为是因钻进时间长而造成的钻井液老化和处理剂质量问题引起的抗温抗污染能力差造成的钻井液性能不稳定。
如果没有做出准确的判断而按照一般的处理方法加入降粘剂和降滤失剂，无法达到处理目的，钻井液污染加重，造成钻井液性能急剧恶化，造成井下复杂。
1 碳酸根和碳酸氢根污染来源 一般钻井液用水对滤液中的CO32-、HCO3-值影响不大，CO32-、HCO3-可能来源：⑴调整泥浆性能，处理钙或水泥引起的污染时，加入过量的处理剂，使用碳酸钠、碳酸氢钠处理过量。
⑵有机化合物如铁络盐、木质素等在温度大于 300℃时的热降解。
⑶钻井液所用重晶石受到了污染。
⑷钻遇含有CO2地层时，CO2侵入钻井液以及富含CO32-、HCO3-离子的地层出水侵入。
⑸在钻遇含硫化氢的地层时，向钻井液中加入含碳酸盐处理剂。
2 钻井液被碳酸根和碳酸氢根污染后的特征钻井液如果受到CO32-、HCO3-污染，性能发生很多变化。
不管是什么钻井液，尤其是对CO32-、HCO3-抑制作用不强的钻井液，受到污染后基本上具有以下特征：⑴钻井液颜色变成暗灰色或者棕灰色，污染严重可变成暗黑色胶油状，并且钻井液体系起泡不宜消泡。
⑵钻井液的各种粘度、切力明显变大，波动大，常用的钻井液处理剂降粘效果不明显。
⑶钻井液粘度变大，液流动性变差，起皮现象明显。
⑷挂壁现象严重。
⑸钻井液的滤失量不好控制，即使向钻井液体系中加入足量的降滤失剂，将滤失量限制在要求的范围，滤饼的质量难保持薄而韧。
⑹六速旋转粘度计测定粘度，六转和三转的读数很大，测完指针不回零。
⑺pH值不好控制。
⑻虽然钻井液体系中的膨润土含量和固相含量均在正常值范围，但触变性变强，搅动停止，很快呈现“豆腐块”状。
3 理论依据3.1 轻度污染的处理钻井液本身含有Mg2+、Ca2+、CO32-、HCO3-离子，通过调整钻井液PH值维护。
深井钻井液碳酸根和碳酸氢根污染的处理
种稀 释剂 和 降失水剂 进行 反复 处理 ， 效果 不 明显 ； 其
③ ｐ 值 下降 ； 钻井液 在 流动 过程 中含 大量 小 气 Ｈ ④ 泡并 且不 宜消 除 ， 用 六 速 粘度 计 所 测 定数 据 不 准 使 确 ； 钻井 施工 过 程 中 起钻 有 挂 卡 现 象 ， 钻 到 底 ⑤ 下 开 泵 困难 ， 泵循 环并 且 返 出 大量 虚 泥 饼 并伴 有 井 开 壁掉 块 ； 有 时还 同时存 在 Ｃ 。 ⑥ ａ 离子 。
深井钻 井液 受到碳 酸根 和碳 酸氢根 离子 污染后 往往 具备 以下 特 征 ： 粘 切 上 升 且 居 高 不下 ， 井 ① 钻
液流 动性差 ； 钻井 液 滤失 量 上 升 且难 以控 制 ， ② 泥 饼 虚厚 ， 止后 呈块 状 ， 理 调 整 钻井 液 时 ， 用 多 静 处 使
液造成 的污染 ， 使 钻 井 液 的 粘 切 上 升 、 失 量 变 致 滤
大 ， 性能 难 以控制 。在 污染 的初 期 ， 且 常常误 认 为是 因钻 进 时间长 而造成 的钻 井液 老化 和处理 剂质量 问 题 引起 的抗温抗 污染 能力 差造成 的钻 井液 性能 不稳 定 。如果 没有做 出准 确 的判断 而按 照一般 的处理 方 法加 入 降粘剂 和 降滤 失剂 ， 根本 无 法 达 到处 理 的 目 的， 而且 耽误 了调 整 的 时机 ， 钻 井 液 的 污染 加 重 ， 使
碳酸根和碳酸氢根 和 Ｃ 、 ａ Ｍｇ一含 量 。通 常 可 以 通 过提 高 ｐ 值 进 行 维 护 性 处 理 ， Ｏ７ 和 Ｃ ） Ｈ ＨＣ （
钻井液污染物及处理
钻井液污染物及处理钻井过程中，常有来自地层的各种污染物进入钻井液中，使其性能发生不符合施工要求的变化，这种现象称为钻井液污染。
有的污染物严重影响到钻井液的流变性和滤失性能，有的加剧对钻具的损坏和腐蚀。
当污染严重时，只有及时的对钻井液性能进行调整，或则用化学方法清除它们，才能保证钻进的正常进行，下面对钻井液污染问题进行了详细讨论1.Ca2+/Mg2+的污染淡水粘土型钻井液受Ca2+/Mg2+的污染后粘度和失水增加，Ca2+/Mg2+来源于配浆水、地层水或挥发岩中。
处理方法如下：1.1 从地层或配浆水溶解出来的Ca2+一般用纯碱处理：Ca2+ + Na2CO3 CaCO3↓+ 2Na+(1.0 mg/l Ca2+需0.00265kg/m3的Na2CO3)pH值升高有助于减少钙的溶解。
1.2 硬石膏/石膏的污染(CaSO4/CaSO4. H2O)石膏地层从只有几厘米到几千米厚不等，钻这种地层会引起钻井液絮凝和失水失控等问题，这是因为Ca2+浓度增大所引起的。
如果石膏层不太厚，就用纯碱处理：CaSO4 + Na2CO3 CaCO3↓+ Na2SO4可能需要添加抗高温淀粉或聚阴离子纤维素来控制失水，用铁络盐降粘度，若是巨厚的石膏层，可能要转换成与石膏相容的钻井液体系，这可以通过增加铁络盐、烧碱和降失水剂转换成石膏钻井液体系来达到。
1.3 Mg2+的污染若用海水和高含镁地层水作为配浆水便会遇到Mg2+的污染问题，污染的影响与Ca2+污染相似，Mg2+污染常用烧碱处理，体系中大部分的Mg2+在pH值大于10.5时沉淀下来：Mg2+ + 2NaOH Mg(OH)2↓+ 2Na+（1.0mg/lMg2+需0.00331kg/m3的NaOH)应用举例：6月份我公司马厂区块马19-19井水源井化学水分析结果： Ca2+7.62mg/l、Mg2+ 1118.49mg/l和Cl- 4290mg/l，其它SO42-、HCO3-和CO3-为零。
钻井液受碳酸根／碳酸氢根污染的探讨
钻井液受碳酸根／碳酸氢根污染的探讨钻井液受碳酸根/碳酸氢根污染的探讨钻井液是一种用于钻井过程中的液体，其主要作用是冷却钻头并减少钻孔的阻力。
碳酸根/碳酸氢根是常见的钻井液污染物，这些化学物质会对钻井液的性质和效果产生不利影响。
本文将对钻井液受碳酸根/碳酸氢根污染的影响进行探讨。
碳酸根/碳酸氢根对钻井液的影响主要包括以下几个方面：1. 酸化作用：碳酸根/碳酸氢根在含水环境中会分解产生二氧化碳，从而使pH值降低，造成钻井液的酸化。
这会导致钻井液的腐蚀性增强，可能会对设备和井壁造成损伤。
2. 段落性：碳酸根/碳酸氢根与钙离子结合形成碳酸钙沉淀，这会造成钻井液的段落性。
段落性会影响液相的流动性和稠度，从而导致钻井液在使用过程中流动性变差，造成钻井效果的降低。
3. 皂化作用：碳酸根/碳酸氢根与钻井液中的皂基反应产生皂化物，这会使得钻井液的粘度增加，从而影响钻井液的性能。
4. 降低盐度：碳酸根/碳酸氢根会降低钻井液的盐度。
钻井液的盐度与密度密切相关，降低盐度会导致钻井液的密度变低，导致加剧钻头经验的卡钻和井壁塌陷等问题。
为了解决以上问题，可以采取以下措施：1. 选择合适的钻井液：应根据具体的钻井环境和需要，选择不同类型的钻井液。
选择防止酸化、段落和皂化的钻井液配方，以及适当的添加剂可以使钻井液更加适合特定的环境和需要。
2. 定期检测钻井液：应定期对钻井液进行检测，及时发现污染物，并采取措施进行处理。
碳酸根/碳酸氢根污染应采取相应的中和措施，以确保钻井液的稳定性和性能。
3. 采取措施防止酸化和段落：可以采用添加碱性物质和悬浮剂的方法来防止钻井液的酸化和段落。
例如，可添加氢氧化钠、碳酸钠和亲水性胶体等。
4. 环保用液处理：当钻井液污染处理不当时，对环境带来的污染也不容忽视。
因此，应与氧化剂和还原剂分离污染物并对其适当处理，以确保环境保护。
总结碳酸根/碳酸氢根是钻井液中的常见污染物。
通过选择合适的钻井液，定期检测钻井液，采取措施防止酸化和段落以及环保用液处理，可以有效解决碳酸根/碳酸氢根污染问题，从而保证钻井液的性能和使用效果。
抗CO32-和HCO3-污染钻井液技术研究
抗 CO32-和 HCO3-污染钻井液技术研究摘要：在深井和超深井的钻探过程中，由于钻遇碳酸氢钠层、纯碱加量过大或含有CO 2的地层流体进入钻井液等原因,钻井液常常可能受到CO 32-和HCO 3-离子的污染。
由于CO 32-和HCO 3-离子污染对钻井液的性能影响较大，且在超深井钻井过程中用的大多是高密度钻井液，钻井液的密度大，粘度和切力也大，受到污染后粘度和切力变得更加难以控制，极有可能引发井塌、井漏等各种井下复杂事故的发生。
因此，研究抗CO 32-和HCO 3-离子污染的水基钻井液，优化钻井液配方，在即将打开目的层钻井液性能未发生恶化前，及时有效地采取合理的处理方式预防CO 32-和HCO 3-离子对钻井液的污染，提早实现钻井液的转换对保证钻井施工的顺利进行具有重要意义。
关键词：CO 32-污染，HCO 3-污染，抗温，抗盐 1难题来源在深井和超深井的钻井过程中，钻井液常常可能受到CO 32-和HCO 3-离子的污染，不仅对钻井液的性能造成较大的影响，且在超深井钻井过程中，用的大部分是高密度钻井液，钻井液密度大，粘度和切力也大，一旦受到污染，粘度和切力更难控制，有可能引发各种井下复杂事故的发生。
目前在准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带区域打了多口探井，探明二叠系佳木河组存在烃源岩，且以气藏为主。
其中，已钻完的风城1井、风011井等发现钻遇风城组时钻井液常受到严重的CO 32-和HCO 3-离子污染，造成钻井液性能难以控制并由此可能引起井漏和井塌等井下负责事故的发生。
风城1井在3558m 、3492m 、3558m 层段均发生CO 32-、HCO 3-污染，污染严重时，CO 32-达30270mg/L ，HCO 3-达48952 mg/L ；风011井在3349m 层段也发生CO 32-、HCO 3-污染，且CO 32-达18000 mg/L ，HCO 3-达7930 mg/L 。
因此，优化钻井液配方，在即将打开目的层钻井液性能未发生恶化前，及时有效地采取合理的处理方式预防CO32-和HCO3-离子对钻井液的污染，提早实现钻井液的转换对保证钻井施工的顺利进行具有重要意义。
超细水泥处理深井钻井液HCO3 -和CO3 (2-)污染
液 经 常受
到Ｈ Ｏ Ｃ 和 Ｃ 离 子 的污 染 ，会 对 钻 井 液性 能造 Ｏ
用多种稀释剂和降滤失剂进行反复处理 ，其效果不 明显 ，黏 度 和切 力 居 高不 下 ，钻 井施 工 过 程 中起 钻
有 的井 甚 至 造 成事 故 ，造成 巨大 的 损失 ［］ 因此 ， １ｏ － ４
２ 钻 井液受 污染后 的常规处理 方法
１ ）当钻 井 液 滤 液 分 析测 得 ＨＣ 、ＣＯ 一 量 Ｏ 含 小 于 ２３ ．７×１ ／ ，钻 井 液 受 到 轻 度 污染 ，对 ０ ｍｇＬ时 钻井 液 影 响不 大 。 通 常可 以通 过 提 高 ｐ Ｈ值 对 钻 井 液进 行 维 护处 理 ，因 为 当 ｐ Ｈ值 小 于 ９时 ，滤 液 中
和 Ｃ 污染。 Ｏ
溶解 ，随 ｐ Ｈ值 的变化 ，Ｃ Ｃ ａ Ｏ 反而进一步溶解 而 分解成 Ｃ ２和 Ｃ 离子 ，对减轻钻井液 的化学 污 ａ Ｏ
染 不利 。 ２）测 得 钻 井 液 滤 液 中 的 ＨＣ 、Ｃ 含 量 大 Ｏ Ｏ 一
当遇 到 ＨＣ 和 Ｃ 污 染 时 ，钻 井 液 的性 能 Ｏ Ｏ 变 化 较 大且 极 不 稳 定 ，钻 井 液 的 ｐ Ｈ值 下 降 ，黏度
有Ｃ， Ｏ 气体 的地层 时 ，会 有大量 Ｃ Ｏ 气体 侵入钻
井液 中 ； 或钻 遇 含有 较 多 ＨＣ 和 Ｃ 地 下 水层 ， Ｏ一 Ｏ一 部分 地 下水 侵 入 钻井 液 中 ；由于部 分 钻井 液 处 理剂
中含 有 Ｎ Ｈ Ｏ 或 Ｎ Ｏ ，使钻 井 液受 到 Ｈ Ｏ ａＣ ａ Ｃ Ｃ ，
以 Ｈ Ｏ一 Ｃ 为主， Ｏ 含量较低 ； ｐ Ｃ 当 Ｈ值 为 ９ ～ ． ０ ｌ－ ，滤 液 中 ＨＣ 和 Ｃ 共 存 ； ｐ 值 大 １ ３时 Ｏ一 Ｏ 当 Ｈ
石油工程中碳酸根和碳酸氢根的应用及处理
1 钻井过程中碳酸根和碳酸氢根的应用在石油钻井过程中，用来满足钻井工作需要的循环流体的总称称之为钻井液。
下完表层套管和技术套管进行下次开钻时，都会钻过一段水泥塞，水泥中的Ca2+离子会污染钻井液，引起粘度和流动性发生变化，这时需要用碳酸钠或者碳酸氢钠进行处理，除掉过多的Ca2+离子，恢复钻井液性能。
2 钻井过程中碳酸根和碳酸氢根相关污染分析2.1 钻井液中碳酸根和碳酸氢根的来源有时碳酸根和碳酸氢根是作为污染源存在的。
当钻遇含有CO2气体的地层时，CO2气体会侵入到钻井液中溶解，产生碳酸根和碳酸氢根，造成钻井液污染；当钻遇含有较多碳酸根和碳酸氢根的地下水层时，部分地下水会侵入钻井液中形成污染。
2.2 钻井液受到碳酸根和碳酸氢根污染后的性能变化钻井液受碳酸根和碳酸氢根污染后，钻井液性能发生了显著变化，pH值下降，钻井液流动性变差，在流动时含有小气泡镶嵌在里面，其他性能也发生变化（如失水增大），静止后呈块状。
处理调整钻井液时，使用多种稀释剂和降失水剂进行反复处理，其效果不明显，粘切居高不下，容易引起井下复杂情况。
通过滤液滴定分析发现有碳酸根和碳酸氢根存在，从而确定碳酸根和碳酸氢根是造成钻井液污染的根源。
3 碳酸根和碳酸氢根含量测定原理碳酸根和碳酸氢根含量测定通常用到酚酞和甲基橙两种指示剂，用0.02N的硫酸滴定1毫升钻井液滤液，滤液一般为碱性，酚酞的变色点为pH=8.3，当滴定到此pH值时酚酞由红色变成无色。
发生以下化学反应：OH-+H+=H2O，CO32-+ H+= HCO3-，此时溶液中碳酸氢根不参加反应。
当继续用该硫酸滴定至pH=4.3时，甲基橙有黄色变成橙红色，发生的反应为：HCO3-+ H+=CO2+H2O，通过计算可得滤液中碳酸根和碳酸氢根含量。
4 钻井液受到碳酸根和碳酸氢根污染后的处理当钻井液受到碳酸根和碳酸氢根污染时，要依据不同的情况，确定碳酸根和碳酸氢根的污染程度，处理钻井液中碳酸根和碳酸氢根的污染。
高密度水基钻井液碳酸根和碳酸氢根的处理
中图分类号：ｘ ７ ４ １
文献标识码 ：Ａ
文章编 号：１ ６ ７ １ ． ５ ７ ９ ９ （ ２ ０ １ ５ ） ０ ８ ． ０ ０ ３ ２ ． ０ ２
酸根所需 Ｃ ａ ２ ＋ 离子 的含量 。 （ ３ ） 当钻进 下部 易垮 塌和破碎 的泥岩 、膏泥岩和泥 页岩 时， 钻井液极 易受到碳酸氢根和碳酸根污 染， 在此情况下， 可 使用适量 的超细水泥作处理剂 ， 一方 面分散在钻井液 中的超 细水泥 小颗 粒， 在 易垮塌地层较大 的孔隙和微裂缝起 到充填 搭桥作用 ， 防止井壁 过量坍塌， 减少污染 。其 次， 超细 水泥 中 的硅酸根和 Ｃ ａ Ｏ组分 向钻井液中提供一定数量的 Ｃ ａ ２ ＋ ， 减少 ． 碳酸氢 根和 碳酸根污染 ， 并在井壁表 面形成一层坚 固的保护 层， 有 效地封堵 孔 隙和 微裂 缝， 阻止钻井 液滤液 进一步 侵入 地层， 有利 于井壁稳 定， 并能起到保护油气层作用。
衡管线 。
达到９ ９ ． ６ ％ ，实际中，能够很好的达到相应的脱酚指标。
４ ． ２ ． ２所用 的设 备简 介
４ ． ２ ． ３工 艺 流 程 煤 化 工 在 生 产 过 程 中 产 生 了具 有 一 定 温 度 （ 约９ ０ ℃ ）的含 酚 废 水 ，首 先 ，将 这 些 含酚 废 水 用 泵 送 到 脱 酸 塔 ， 目的 是将 含 酚废水 中的 ： 以及 Ｃ ｏ ２ 等的酸性气体 去除 ， 然后， 将 处理 后 的废 水利 用相关 的设 备将废 水的温 度冷却 到一 定的温 度范 围 （ ４ ０ ℃左右 ） ， 并 将 这 些 废水 从 顶 部 送 到 转 盘 萃 取 塔 ， 同 时 ，在 转盘 萃取 塔 的塔 底 送 入 二 异 丙 基 醚 萃 取 剂 ，经 过 转 盘 萃取塔的一定的转速 下 （ ２ ７ — ２ ９转 ／ 分钟 ） 进 行搅 拌 处 理 ，这 样能够用二异丙基醚萃取剂将 ９ ９ ％ 的酚 从废 水 中萃 取 来 ， 酚水从塔底流出来， 经过换 热至 ８ ６ ℃／ ． ． ☆， 进 入水塔， 最后 ， 在水塔 中的含酚水利用再沸器进行加热处理 ，口的是 能够从 水塔中蒸馏 出二异丙基醚萃取制 ，同时，将塔 釜流出的稀 酚 水进行相关的污水生化处理工 艺处理 ，最后 ，利 用酚塔 中的 二异丙基醚 回流装置 ，采用蒸汽加 压的方式将塔 釜温 度提 升 至 ２ ０ ５ ℃并且压 力设置为 ０ ． ０ ３ Ｍ ｐ ａ ，对二异 丙幕醚溶 液进 行 精馏处理 ，进而 回收 出纯净 的■异 丙基醚 。
风城井区抗碳酸根污染钻井液技术-赵利
25
30 30 29
11
9 8 6
2880
6800 9600
19032
37454 55144
表9 钾钙基钻井液抗CO32-、HCO3-污染实验数据
配方 CO32mg/L HCO3mg/L ρ g/cm3 FV s FL/K mL/m m 5.2/1.0 pH Gel Pa/Pa PV mPa•s YP Pa
1.14
65
3.9/0.5
1/5
32
7
2#浆：1#浆;3% NaHCO3 4#浆：3#浆+3% NaHCO3 5#浆：4#浆热滚16h/120℃
1.16
1.14 1.15 1.15
45
43 47 45
4.0/0.5
3.6/0.5 3.5/0.5 3.4/0.5
1.5/10
基浆
1.11
46
9
0.5/1.0
18
1.5
+2%NaHCO3 +4%NaHCO3 +6%NaHCO3
3480 4200 7400
17995 22936 36844
1.11 1.12 1.12
48 47 47
5.4/1.0 5.4/1.0 5.4/0.5 5.4/0.5
9 9 9 9
0.5/1.5 0.5/1.5 0.5/1.5 0.5/2.0
FV s 56
130 48 168
ρ g/cm3 1.35
1.35 1.27 1.27
FL/K mL/mm 4.2/0.5
4.6/0.5 4.2/0.5 4.8/0.5
Gel PV Pa/Pa mPa•s 3/7
钻井液CO3^2-、HCO3^-污染的实验室研究
（ １ ） 钻井液性能极不稳 定， Ｐ Ｈ值下降， 粘切上升 ， 动塑 比 稀释剂和降失水剂进行处理， 以及调整 ｐ Ｈ值， 都不能有 效控 升高 ， 钻井液流动性差， 触变性变强 ， 静止 时呈“ 豆腐脑” 状， 很 制钻井 液的性能 。在这种情况下，处理方法主要是向钻 井液 快析 出自由水。钻井液失水量增加 ， 泥饼虚厚 。（ ２ ） 钻井液在 中提 供 一 定数 量 的 Ｃ ａ ２ ， 使 其 在 碱 性 环 境 下形 成 碳 酸 钙 沉 淀 ， 流动过程中含大量气泡并且不 易消除 ， 有时顺着筛布往外流 ， 清除 Ｃ Ｏ ， 、ＨＣ Ｏ 。 一 离 子 。 这可 以通 过 钻 井 液 滤 液 分 析 ，测 得 使用除气器后除气 效果差 。（ ３ ） 处理调整钻井液时， 使用多种 Ｃ Ｏ Ｈ Ｃ Ｏ， 。 和 Ｃ ａ ２ 、Ｍ 含 量 ，计 算 出钻 井 液 中 能够 中和 稀 释 剂 和 降 失 水剂 进 行 反 复 处 理 ， 其 效 果 不 明显 。（ ４ ） 膨 润 土 Ｃ Ｏ ， 、 ＨＣ Ｏ ， ‘ 所需 Ｃ ａ 离 子 的含 量 ， 以此 计 算 所 需石 灰或 石 膏 与 固相 含 量 均 在 正 常 范 围 ， 加少 量 水 对 性 能 调 整 无 效 。（ ５ ） 粘 的 量 。
２ － ２检 测 方 法
、＼
表１ ： 处理前后钻井液滤液 中离子含量变化
离子含量 ｃ ｏ ＨＣ ｏ Ｃａ ２ ＿ Ｍ
钻井施工现场往往用检测 Ｍｆ （ 钻井液滤液 的甲基橙碱度） 和Ｐ ｆ （ 钻井液滤液酚酞碱度） 来粗略估算碳酸盐的污 染情况 。 当 Ｍ卯 ｆ 大 于 ３时 ， 认为有 Ｃ Ｏ ３ ： － 污染 ； 当 Ｍ卯 ｆ 大 于 ５时 ， 有
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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现，过量的HCO--3、CO2-3会恶化钻井液性能。
经数口井的实践，摸清了HCO--3、CO2-3对钻井液的污染规律，找到了判别与消除HCO--3、CO2-3污染的方法；只要是因HCO--3、CO2-3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--3、CO2-3的积聚，对钻井液会产生严重污染，其特点是粘切大，处理极为困难。
由于对污染规律缺乏认识，常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--3、CO2-3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--3、和CO2-3的来源及污染规律（—）钻井液中HCO--3、和CO2-3的来源1、地层中大量CO2气体的侵入。
2、井液在流动或搅拌中，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--3、和CO2-3对钻井液的污染规律分析了中原油田文13区块、卫城、胡状地区52口井、2100—3800M井段的钻井液性能与滤液中HCO--3、CO2-3、OH—、Ca2+含量的关系，发现钻井液性能有以下规律：1：钻井液滤液中HCO--3、CO2-3含量随PH值的变化①、当PH＜9时，滤液中发HCO--3为主，CO2-3含量较低，并有游离的CO2存在。
②、当PH在8.5—11.5时，滤液中的HCO--3与CO2-3常同时存在，游离的Ca2+含量较少。
③、当PH＞11时，滤液中以CO2-3为主，HCO--3含量相对较低，游离的Ca2+有可能存在。
2：HCO--3、CO2-3的含量对钻井液性能的影响当CO2-3含量为100—350mg/l时，能有效地稳定钻井液性能，维持较低的粘度、切力，并能抵抗小于1.2 ×103mg/l的HCO--3的污染，HCO--3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CO2-3含量为零时，HCO--3对钻井液性能的影响较为明显，性能及不稳定。
当CO2-3含量大于800mg/l时，如有HCO--3存在，粘度、切力可能性升高，CO2-3含量达到2.4×103mg/l后，粘度、切力急剧增加。
在HCO--3和CO2-3总含量小于2.5×103mg/l的情况下，：HCO--3与CO2-3的比值为1～2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，性能难以调整。
随井温的增加，HCO--3、CO2-3对钻井液性能的影响会加剧。
（三）受HCO--3、CO2-3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，且不易消除。
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，多数情况下，稀释剂用越多，反而越复杂。
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--3、CO2-3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：PH＜9，Ca2+＝100～2.5×103mg/l，HCO--3＞1.3×103mg/l，CO2-3＜800 mg/l，HCO--3：CO2-3≥2。
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，呈严重缺水样，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：根据Ca2+ 和HCO--3同时存在的特点，利用下列反应原理：Ca（HCO3）2+2NaOH＝CaCO3↓+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，可配合SMP、SPNH等降滤失剂进行处理；处理后留下的部分游离CO2-3，可起到稳定性能的作用。
4、处理实例：文13—305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等原因，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，决定加Noah处理。
因深井饱和盐水重钻井液需保持PH＞10，并考虑清除Mg2+,决定将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SLSP（胶体）9t，处理前后的性能见表1。
二、Na 2CO 3、NaHCO 3污染 1、液指标特征：PH 值9～11，Ca 2+＝0 mg /l ，CO 2-3＞2000 mg /l ，HCO --3＞500 mg /l ，HCO --3：CO 2-3＜2。
2、钻井液特征：钻井液呈暗灰色，气泡多，漏斗粘度30～80s ，初切3.0～9.0 Pa,终切5.0～11 Pa,可接受低碱比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 （HCO 3）2 型小。
3、处理要点：在清除HCO --3 、CO 2-3污染时，用Ca （OH ）2和CaSO 4混合处理，或用Ca （OH ）2和低碱比的FCLS 碱液（FCLS ：NaOH ＝4：1 ）处理。
关于PH 值控制在12以下。
处理原理为：Na 2CO 3+ Ca （OH ）2＝CaCO 3↓+2NaOH NaOH + NaHCO 3＝Na 2CO 3+H 2O Na 2CO 3+ CaSO 4＝CaCO 3↓+ Na 2SO 44、现场处理实例：卫210井钻至2600米时，遇到CO 2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，致使钻井液中气泡增多，触变性增强，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Na 2CO 3、NaHCO 3污染。
在以往的处理过程中，还发现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，处理效果也不理想（见表2中的II 号样）。
从表2中可看出，当PH 由9升到13后，Ca 2+含量则由零上升到112 mg /l ，CO 2-3浓度由670 mg /l 上升到3.2×103mg /l （包括由HCO --3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CaCO 3重新溶解，造成CO 2-3含量上升、处理无效和性能恶化的结果。
根据上述认识，采用了先加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。
III —井浆+0.1% Ca （OH ）2+0.4%SMT+6%水；IV —井浆+Ca （OH ）2溶液2m 3 + FCLS 碱液7m 3。
(三) Na 2CO 3污染1、滤液指示特征：PH ：11～13，Ca 2+≥0，CO 2-3＜1.5×103mg /l ，HCO --3＞1.4×103mg /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40～80s ，初切4.0～6.0Pa,终切5.0～12.0Pa,泥饼3～7mm 。
对PH 值升高很敏感，加稀释剂碱液将严重恶化性能，消泡剂无法消除钻井液中的气泡。
井浆的PH 值随放置时间的增加而稍有升高。
3、处理要点：在消除CO 2-3的同时，设法降低PH 值至11.5以下，否则将不利于消除污染。
处理时加入CaSO 4，并配合微酸性处理剂，切忌加入NaOH 。
处理原理为： CaSO 4+ Na 2CO 3＝CaCO 3↓+ Na 2SO 4受条件限制时，还可加入Ca （OH ）2，但必须控制PH 的上升。
4、处理实例：庆68井钻至3400米时遇到CO 2气层，气泡增多，井温异常（井口温度高达650C ），切力持续升高，滤失量增大，泥饼厚度6mm 。
到3500米时，因钻井液性能恶化，出现压差卡钻现象。
曾5次使用FCLS 、SMT 、SMS 碱液进行处理，都效果不佳，特别严重的是加入烧碱水后，PH 值由11上升到13，使钻井液丧失了流动性，性能见表3中I 号样。
由于该井无CaSO 4，为满足既要消除CO 2-3，又要控制PH ＜12，以降低滤失量的处理要求，通过现场处理实验，选择了KHAM 作为处理剂。
将2tKHAM 配成25m 3胶液，分两个循环周加入钻井液。
处理过程中，曾出现液面急剧膨胀、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。
三、 几 点 体 会1、现场对HCO --3 、CO 2-3污染的准确而及时地判别及处理，可减少处理剂用量，缩短处理时间，确保井下安全，但应注意以下几点。
(1)、HCO --3 、CO 2-3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 --3 、CO 2-3污染后，再根据滤液的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）、根据污染类别，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 1～2个循环周内加入。
2、PH 值的控制，是处理HCO --3 、CO 2-3污染的关键问题，应视具体情况随时调整。