废水基钻井液中固相颗粒电吸附选择性实验

废水基钻井液是油气勘探开发主要废物之一,提高再生回用率是钻井弃物处理技术的迫切需要。为了给废钻井液电吸附再生回用工艺技术开发和实验装置升级改造提供可靠依据,利用自制的废水基钻井液动态电吸附实验装置,开展了动态模拟电吸附对废钻井液中固相颗粒选择性去除实验研究,考察了对废钻井液中钻屑颗粒的电吸附效果,并评估了装置的运行稳定性和适用性。研究表明,电化学吸附对膨润土钻井液中的钻屑颗粒具有选择性吸附作用,尤其是对低于30 μm颗粒吸附效果显著,且对膨润土钻井液的流变性、膨润土当量等指标影响不大,有效剔除钻井液中的劣质固相的同时保持了膨润土钻井液的稳定性,提高了钻井液回用性能指标,表明电化学吸附工艺是提高水基钻井废物循环利用和资源化利用率的有效途径。     

用固液分离方法处理水基废弃钻井液

以阳离子聚丙烯酰胺为絮凝剂、铝盐为凝聚剂对四种不同类型的水基废弃钻井液进行了固液分离的试验研究。结果表明,阳离子聚丙烯酰胺不仅可以有效地中和粘土颗粒表面ζ电位,使废弃钻井液的CST(毛细抽吸时间)值降低到100—200 s,达到化学脱稳,而且通过絮凝作用清除了废浆中粒径小于20μm的微细颗粒,使废弃钻井液彻底实现了固液分离。     

国外高性能水基钻井液介绍

近年来高性能水基钻井液（又称胺基钻井液）在国外应用较广,它被认为是替代油基钻井液且又能安全钻进的一类高性能水基钻井液,并于2006年被列为一种新的钻井液体系分类。高性能水基钻井液的实质是应用了一种新的阳离子胺基聚合物———醚乙二醇聚胺类,该胺盐有更高的抑制能力和防泥包能力,符合环保要求,并具有成膜作用,高性能水基钻井液的应用效果与油基钻井液相当。介绍了新胺盐的抑制效果、防泥包数据、利用崩散性试验仪和硬度测试仪2种新仪器测出的各类钻屑的硬度数据和回收率数据,以及国外一家钻井液公司使用该体系的实例和在现场测定聚合物浓度的方法。     

高性能水基钻井液研究进展

高性能水基钻井液（HPWBM）是为了满足环保需要而研制的一类可以替代油基钻井液（OBM）的新型钻井液体系，该项技术在国外引起了高度重视。介绍了国外高性能水基钻井液的室内研究和工艺技术方面取得的重要进展，包括其性能特点、井壁稳定机理、组成及处理剂作用、抑制性评价方法和现场应用效果。高性能水基钻井液已广泛应用于各种复杂井的钻井作业。现场应用效果表明，高性能水基钻井液提高了机械钻速，实现了低的稀释率和较高的固相清除效率，摩擦系数与油基钻井液基本相当，最大程度地减少了钻头泥包和聚结现象，大大节省了钻井和完井时间，提高了页岩地层的井壁稳定性，保护了环境。     

高密度废弃水基钻井液电破胶条件的响应曲面法

随着深层、超深层油气资源开发力度的不断加大,地层压力逐渐升高,高密度废弃钻井液处理量也不断增长。传统的化学絮凝剂存在成本高、普适性差及潜在的二次污染等问题,利用外加电场是高密度废弃钻井液绿色处理的新手段。在单因素实验的基础上,运用响应曲面法（RSM）研究了电流强度、破胶时间、极板间距3个因素及其交互作用对钻井液体系的Zeta电位和粒径分布的影响。结果表明,在电流强度为8 A、极板间距为3 cm、破胶时间为10 min的条件下,废弃钻井液破胶效果达到最优。破胶后的钻井液体系的Zeta电位上升率为38.29%,达到了-26.2 mV,其体系的粒径分布D90达到了562.5μm。废弃钻井液体系的胶体稳定性得以破坏,为后续体系中有用组分的回收及废弃组分的处理工作提供有力支撑。     

废弃水基钻井液化学脱稳与固液分离处理技术

对江苏油田富９７、曹４２和余１８井的废弃水基（含混油）钻井液进行了化学脱稳和固液分离处理。不同的钻井液脱稳后，用离心分离法脱水率范围为２５％－５２％，其泥饼含水率为４８％－３３％；用压滤法分离脱水率范围为３５％－６０％，其泥饼含水率为５９％－４５％。钻井液离心脱水的处理费用仅为４－１１．５元／ｍ＾３。     

ZY-APD高性能水基钻井液在常压页岩气井的应用

针对武隆等常压页岩地层的特点与工程情况,应用ZY-APD高性能水基钻井液。井壁稳定效果好,解决了小河坝、龙马溪等页岩地层的井壁稳定难题;钻井液的润滑性好,定向无托压,机械钻速高;井眼清洁度高,避免了岩屑床的形成,起下钻通畅,较好地满足了常压页岩气钻完井的施工要求。     

国外高性能水基钻井液研究的最新进展

介绍了国外一种在性能、费用、环境保护等方面能够取代油基钻井液与合成基钻井液的高性能水基钻井液。通过对该钻井液的基本组成及主要处理剂的作用机理、室内评价方法和在世界部分油田的现场应用情况进行综述得知,高性能水基钻井液在抑制敏感性泥岩、提高页岩膜效率、防止钻头泥包、提高机械钻速等方面远好于常规抑制性强的水基钻井液,而且在满足钻井要求、环境保护和经济方面完全可以替代油基钻井液;高性能水基钻井液无论是对陆上钻井还是对海上钻井,都具有广阔的应用前景,特别适合含大量泥岩段的重点探井使用。     

用超临界二氧化碳处理废弃烃基钻井液

非水基钻井液在一些高难度钻井中是必不可少的。但是,由于对环境存在潜在的危害性,这些体系的使用需要特殊处理。由于常规处理技术的费用日益增加,环境法规越来越严格,钻井行业需要寻求新的处理技术来解决这个问题。超临界流体萃取是使用临界压力和温度之上的物质作溶剂的一种技术。本文给出了使用超临界二氧化碳来处理废弃合成基钻井液的结果。在传统超临界流体萃取的研究中,一般通过压力和温度的改变来优化其性能;而超临界二氧化碳着重研究的是通过增加超临界流体与废弃钻井液之比来提高其萃取率。本研究重点在于如何增加超临界流体与钻井液废弃物的接触、消除废弃固相的堵塞和减少超临界流体中固体颗粒的含量等方面。使用相同含量的溶剂,在废弃物中加入处理剂或者把废弃物放入某一容器的方法都能有效增加钻井液废弃物的处理量。对该过程进行优化,可以使处理效率高达97%。同样,人们已经证实,采用超临界流体萃取的方法获得的烃并没有发生任何改变。结果表明,所回收的烃可以再次用于钻进过程,这样就可以为钻井行业节省大笔资金。     

废弃水基钻井液低压蒸馏处理技术研究与应用

废弃水基钻井液普遍存在化学组分复杂、胶体稳定性好、化学需氧量(COD)高等特点,而采用生化处理、化学氧化处理或膜分离处理方法,往往适应性差、处理效果不佳,无法达到污水排放标准,且运行费用高。研究了废弃水基钻井液低压蒸馏法处理技术,即先将废弃水基钻井液进行化学脱稳处理,经脱水机固液分离后,采用低压蒸馏方法处理分离后的废水。通过对DG油田4口井的现场废弃钻井液进行处理,结果表明:该方法能够满足不同类型钻井液处理要求,处理后污水COD低于150mg/L,且其他各项指标均可达到国家《污水综合排放标准》(GB8978-1996)二级水质标准。     

海上废弃钻井液处理研究

针对胜利油田海上钻井液类型及特征,研究出了一套废弃钻井液处理工艺——化学强化固液分离技术。通过对两口井钻井液样品的试验,研究了脱稳剂类型、离心机转速、稀释比和离心时间等因素的影响,筛选出了脱稳剂,确定了最佳水力条件。对废弃钻井液固液分离出的钻井污水处理技术进行了研究,通过正交试验,筛选出了无机絮凝剂和有机助凝剂,并确定了其最佳加量。处理后的水质达到国家综合排放标准。     

大庆致密油藏水平井高性能水基钻井液优化与应用

针对大庆油田致密油藏长水平段水平井钻井过程中常发生剥落掉块和卡钻等问题,对前期研制的高性能水基钻井液进行了性能优化,采用自主合成的高效聚胺抑制剂,结合聚合醇和无机盐的多元抑制作用提高其抑制性;利用聚合醇的"浊点"效应和纳米乳液封堵剂的双重封堵作用提高其封堵能力;采用合成的环保型液体润滑剂,结合固体乳化剂提高其润滑性。优化后高性能水基钻井液的泥页岩滚动回收率大于95%,能封堵宽度不大于100 μm的微裂缝,极压润滑系数小于0.12。大庆油田50余口致密油水平井应用了优化后的高性能水基钻井液,平均井径扩大率小于10%,钻井周期平均缩短3.0 d以上,最长水平段达到2 033.50 m。研究结果表明,优化后的高性能水基钻井液能够满足大庆致密油藏的钻井需求,可为非常规致密油藏高效开发提供技术支撑。      

基于页岩气“水替油”的高性能水基钻井液技术

常规油气井钻井用的高性能水基钻井液无法满足页岩气长段水平井的钻井需要,而油基钻井液存在成本高和巨大的环境压力问题。以昭通页岩气示范区为目标区块,通过分析页岩气的地层特点和存在的技术难题,有针对性地研制出了一种呈黑褐色液体的高效抑制剂、一种纳微米封堵剂、一种成膜降滤失剂和一种特种液体润滑剂,并形成了一套新型高性能水基钻井液体系。该体系的流变性、降滤失性、润滑性和抑制性与油基钻井液的性能基本相当,并且具有较好的抗污染性能,具备了页岩气钻井液"水替油"所需的各种主要性能;密度为2.05 g/cm3的该钻井液中加入研制的润滑剂后,润滑系数降低26%;该钻井液具有较强的成膜封堵能力,能够封堵页岩微裂缝,阻隔压力传递;页岩岩心在该钻井液中高温浸泡10 d后仍有较高的强度,有利于页岩井壁稳定。该体系在昭通页岩气示范区黄金坝YS108H4-2井水平段的现场应用表明,该体系在钻进过程中性能稳定,流变性良好,返砂正常,润滑性良好,无掉块,电测一次成功,井径规则,平均井径扩大率为5.71%,机械钻速为11.74 m/h。该体系完全满足页岩气水平井现场施工的技术要求。      

应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液

目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。      

聚胺水基钻井液特性实验评价

室内合成的聚胺强水化抑制剂SD-A可有效抑制黏土水化分散,与国外同类产品Ultrahib性能相当。聚胺水基钻井液配方为:4%膨润土浆+3%SD-A+0.5%SD-E+1%PAC-LV+0.3%XC+3%SD-506。与聚合醇、阳离子、KCl/聚合物钻井液相比,二级膨润土在聚胺水基钻井液中的膨胀率最小,岩屑回收率最高,表明聚胺水基钻井液抑制页岩水化分散能力强。聚胺水基钻井液120℃热滚16 h前后的流变性能稳定,热滚后动塑比为1.07,高于油基钻井液。在400 mL聚胺水基钻井液中分别加入144 g NaCl、8 g CaCl2和80 g劣土后,体系流变性发生不同程度的改变,而滤失量变化较小,其中CaCl2对体系流变性影响最大。结果表明聚胺水基钻井液的抗污染能力较强。屈曲硬度实验、耐崩散实验和黏结实验等新型实验方法表明,聚胺水基钻井液的抑制性接近甚至超过油基钻井液,清洁润滑性优良,其EC值为12 g/L,符合环保要求。另外,简要分析了聚胺水基钻井液的抑制机理。     

胜科1井高温水基钻井液流变性调控技术

胜科1井井底温度235℃,并且存在盐岩、泥页岩及盐膏泥混层,钻井液流变性调控困难。分析了固相含量、地层组构和高温等因素对高温水基钻井液流变性的影响及其作用机理,总结得出了高温水基钻井液流变性调控技术手段：1）适当增大聚丙烯酰胺的加量;2）应用抗温抗盐降滤失剂;3）应用高温流型调节剂;4）尽量降低固相含量;5）定期清理循环罐底部的沉积砂和稠浆等。胜科1井现场应用结果表明,提出的高温水基钻井液流变性调控技术措施,较好地解决了高温、高固相和盐膏泥混层对钻井液流变性的影响问题,从钻井液方面保证了胜科1井的安全、快速钻进。     

深水钻井抗高温强抑制水基钻井液研制与应用

深水钻井时存在复杂地层井眼失稳、大温差下钻井液流变性调控困难等技术难题,需要研发适用于深水钻井的抗高温强抑制性水基钻井液。以丙烯酰胺、烷基季铵盐和2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸为单体,采用水溶液聚合法合成了深水钻井用低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap;以Cap为主要处理剂,并优选其他处理剂,构建了深水抗高温强抑制水基钻井液。室内性能评价表明,低相对分子质量的聚合物包被抑制剂Cap对钻井液流变性的影响较小,包被抑制作用强;深水抗高温强抑制水基钻井液低温流变性良好,可抗160 ℃高温,高温高压滤失量小于9 mL,三次岩屑滚动回收率大于70%,抑制性强,可分别抗25.0%NaCl、0.5%CaCl₂和8.0%劣土污染。该钻井液在南海4口深水油气井钻井中进行了现场试验,取得了良好的应用效果,解决了低温增稠及井眼失稳等技术难题,具有现场推广应用价值。      

油田钻井液技术及其废弃液的处理

钻井液的性能直接影响着钻井速度、井下安全,并对储层保护起着重要作用,性能良好的钻井液是钻井作业得以顺利进行的重要保证。本文介绍了钻井液的发展过程,钻井液主要新技术,并结合实际工程经验,提出了一些处理废弃钻井液的方法,为实际工程应用提供了参考。     

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。      

废弃钻井液处理技术

针对国内外废弃钻井液的处理现状,介绍了国内外几种常用的废弃钻井液处理技术和方法。并指出了废弃钻井液处理技术的发展趋势是开发环保型钻井波及钻井液处理工艺、提高固控效率、统一钻井液处理技术的行业标准和加强对外技术交流与合作。