油田废弃钻井液（精选9篇）
油田废弃钻井液 篇1
1 前言
近年来, 中石化西北分公司塔河油田得到快速发展, 油气勘探开发井和注水井的数量大幅度增加, 在石油钻井过程中, 钻井液是保证钻井过程顺利进行必不可少的物质。为了达到安全、快速的钻井目的, 使用钻井液的类型和及化学药品的种类、数量也越来越多, 所产生的钻井废弃物性质、成分也越来越复杂。这些钻井废弃物进入环境, 将对环境造成严重的污染, 给塔河油田的环境治理与保护工作造成了巨大压力。
2 钻井废弃物的危害和处理方法
2.1 钻井废弃物的组成
塔河油田钻井过程中, 每口井在中途施工和完井后将排放大约800m3的钻井废液和500m3的钻井岩屑, 全部堆放在钻井现场的废液池内。废液池内的钻井废液和钻井岩屑就是主要的钻井废弃物组成部分。
2.2 钻井废弃物的危害
钻井废弃物成分复杂, 仅钻井过程中大量使用的化学处理剂就有18大类多达数百种产品, 总体上表现出高CODCr、高p H值、含有一定量油的复杂性和多变性的特点, 以及钻井作业的分散性和流动性等行业特点。钻井废液对周围环境的土壤、地表水和地下水等造成严重的污染, 主要表现在:
(1) 污染面积大、区域广。这是由钻井生产的流动性、分散性及钻井废液沥滤性等特点决定的。
(2) 过高的p H值、高浓度的可溶性盐及石油类物质等会影响土壤的结构, 使得附近土地呈现为棕褐色龟裂板结, 危害植物的正常生长。
(3) 有害的重金属离子 (如Cr6+、Hg2+、Cd2+、Pb2+) 及不易被动植物降解的有机物、高分子聚合物容易进入食物链, 并在环境中或动植物体内蓄积, 危害人类的身体健康和生命安全。例如六价铬 (Cr6+) 通过食物链进入人体后, 其毒性主要表现为呼吸道、肠胃疾患和皮肤损伤, 特别是这些年来它的致癌作用已引起人们的广泛关注。
(4) 若钻井废液冲入河流、海洋或渗入地层, 将会使水体的CODCr值、色度、悬浮物、石油类、挥发酚、硫化物、金属离子等严重超标, 影响水生生物的正常生长, 也会污染地下水源等。
2.3 处理方法
钻井施工完毕后, 所有的钻井废弃物全部排入到泥浆储存池内, 为减少钻井废弃物对环境的污染和破坏, 现在各油田多采用固化的方法进行处理。在废液池内加入固化剂, 使池内的废弃物均匀固化, 转化成类似土壤类的物质, 向固化后的废泥浆池倒入种植土掩埋, 就地掩埋, 表面与地面平齐。此种处理方法处理只是将钻井废弃物简单掩埋, 而且废弃物中的某些成分会使固化剂降解, 导致废弃物固化不完全, 而且随着风化和雨水的冲蚀, 钻井废弃物会重新露出地面或扩散到其他地方。
3 塔河油田钻井废弃物处理技术
将钻井废弃物从钻井现场的废液池内回收, 初步分离钻井废弃物中的钻井废液和钻井岩屑, 钻井废液经过振动筛过滤分离后回灌到地层中;钻井岩屑则通过清洗后用于道路、建筑等行业, 清洗产生的废液回灌到地层中。
3.1 回灌地层的选择
奥陶系地层属溶洞地层, 处于地表5000m以下, 具有大孔隙的特点, 属于安全地层。根据塔河油田的井位情况和地址资料的综合分析, 奥陶系油井地层容量一般可达到20x104~30x104m3, 所以选择处于奥陶系地层的报废井作为回灌井。
3.2 钻井废弃物的处理工艺
3.2.1 钻井废液处理工艺
从井场废液池回收的废钻井液卸入到卸浆罐中。废钻井液利用砂泵提升, 进入振动筛。在振动筛的筛网过滤下, 过滤出的液体及粒径较小的颗粒流入到振动筛下部的泥浆罐中, 而筛网上部滤出的粒径较大的固相物进入手推车, 并送至指定地点存放。泥浆罐内的废液由泥浆泵回灌到目标井中, 流程示意见图1。
3.2.2 钻井岩屑处理工艺
从井场回收的钻井岩屑卸入到岩屑缓冲罐中, 利用无轴螺旋输送机将罐内的岩屑输送至一级斜坡槽中, 一级斜坡槽上配有多个喷水嘴, 按一定比例向斜坡槽内注水清洗, 被清洗的岩屑和污水一同进入到振动筛。在振动筛的筛网过滤下, 过滤出的液体及粒径较小的颗粒流入到振动筛下部的泥浆罐中, 而筛网上部滤出的砂粒、岩屑等粒径较大的固相物进入二级斜坡槽, 岩屑完成第一次清洗。二级斜坡槽上配有多个喷水嘴, 固相物在斜坡槽内与水混合得到稀释而具有流动性。进入斜坡槽的固相物被再次清洗后, 进入振动筛, 进行二次过滤, 过滤出的的液体流入到泥浆罐中, 筛网上部的固相物进入手推车, 送至指定地点存放, 岩屑等大颗粒固相完成第二次清洗。泥浆罐内的废液由泥浆泵回灌到目标井中, 流程示意见图2。
4 结束语
钻井废弃物从井场的废液池回收, 经处理后回灌到奥陶系地层中, 将有害物质深埋于地层中, 将其永久地安全隔离, 从根本上减少了对环境的污染, 减轻了塔河油田环境污染治理与保护工作的压力。本新型钻井废弃物处理技术的应用可有效减少钻井废弃物的排放量, 降低环境的污染治理成本, 保护了塔河油田的生态自然环境, 具有可观的经济效益和环境效益。
油田废弃钻井液 篇2
摘要：目前,国外对钻井过程中产生固体废弃物的处理方法有:简单处理后广域播撒、深井回注、胶结固化后填埋、集中处理、微生物降解后土地耕作等.其中以欧洲对废弃物排放的`处理要求最为严格,如北海油田及周围地区大都采用集中式处理的方法.作 者：伊向艺 卢渊 作者单位：伊向艺(油气藏地质及开发工程国家重点实验室)
卢渊(成都理工大学能源学院)
钻井废弃泥浆的固化处理 篇3
【关键词】 延长油田 钻井 废弃泥浆 固化处理
1. 钻井废弃泥浆无害化处理的必要性：
1.1石油天然气开发过程中产生的泥浆、岩屑、污油、油泥等已被国家列为危险废物。《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》第五十五条规定：产生危险废物的单位，必须按照国家有关规定处置危险废物，不得擅自倾倒、堆放；第五十七条第三款规定：禁止将危险废物提供或者委托给无经营许可证的单位从事收集、贮存、利用、处置的经营活动。
1.2延安市环保局宝塔分局《关于进一步规范泥浆废液污油泥等危险废物处置的通知》：
第一条：对新建井场的泥浆、废液要全部实施无害化处理，不得擅自倾倒、堆放、掩埋。
第七条：禁止无经营许可证或者不按照经营许可证规定从事危险废物收集、贮存、利用、处置的经营活动。产生危险废物的单位必须交由有资质的单位进行处理。
1.3延长油田坚持资源开发与环境保护相互协调统一，严格落实国家节能减排政策，开展循环经济，提高资源综合利用效率，实施清洁生产，降低污染物排放，走低消耗、低排放和高效率的发展道路。
2. 钻井废弃泥浆的特点：
在钻井过程中，泥浆从钻杆注入井底，携带岩屑，在钻井完成后，总会产生一部分过剩的或者废弃的泥浆。钻井废泥浆组成复杂，一般呈碱性，pH值在8.5～12之间；固相颗粒粒度一般在0.01μm～0.3μm之间（即95%以上颗粒通过200目筛），外观一般呈粘稠流体或半流体状，具有颗粒细小、级配差不大、粘度大、含水率高不易脱水（含水率约在30%～90%）等特性。且其自然干结过程缓慢，干结物遇水浸湿后易再度形成钻井废泥浆样物，会对排放点及附近地带的土壤物性产生长期的不良影响；废泥浆含油量高，部分钻井废泥浆含油量达10%以上；由于钻井废泥浆中含有各种有机和无机类化学处理剂，这些物质大多属于难生物降解物质。
3. 钻井废弃泥浆技术处理的现状：
钻井废泥浆治理的目的：一是消除污染，保护环境；二是回收利用，化害为利。近年来，国内外主要治理方法可归纳为：坑内填埋、注入安全地层、土地耕作、坑内密封、固液分离、固化、回收利用和生物降解等处理方法。其中通过固化工艺进行无害化处理的技术是目前比较成功的技术。
4. 钻井废弃泥浆固化处理工艺
钻井废弃泥浆固化处理就是在钻井工程施工结束后，在井场的填埋坑投入适量配比的固化剂，按照一定的技术要求进行均匀搅拌，通过一定时间的物理和化学变化，使其中的有害成分发生转化、封闭、固化作用，转变成为一种无污染的固体，就地覆盖或再利用，有效地抑制钻井废弃泥浆、岩屑中金属离子及有机物质对土壤的侵蚀，减少对环境的污染，有利于土壤的再耕作。
5. 钻井废弃泥浆固化指标要求
5.1固化物抗压强度不小于1MPa。化验检测结果达到GB5084-92农田灌溉标准和GB5618-1995土壤二级国家标准.
5.2固化后覆土厚度在30cm—40cm之间。
5.3固化施工的原始资料应包括：作业单位、施工时间、固化剂明细表、井场简图（标注填埋坑的具体位置）及其它相关资料等。资料必须齐全并作为交接的基础资料。
5.4钻井废弃泥浆、岩屑固化工作必须在交井之前完成。
6. 钻井废弃泥浆固化处理施工要求
6.1填埋坑的位置
必须在井场内远离边畔靠山体一侧，基础要相对稳定，不会因自然或人为的因素而受到破坏。
6.2填埋坑结构
填埋坑共分为四层，从上到下分别是覆土层、固化物填埋层、防渗层和基础层（见附图）。其中防渗层为经机械压实，厚度不小于50cm黄土；防渗层和基础层之间有两层人工合成材料，此材料采用高密度聚乙烯（HDPE），其渗透系数不大于10-12cm/s，厚度不小于1mm。HDPE材料必须是优质品，禁止使用再生产品。
填埋坑结构示意图
6.3固化剂使用要求
固化剂分固化、吸附、络合、凝聚剂四种，加入量为废弃泥浆、岩屑产生总量的15-30%，使用固化剂就是让其与钻井废弃泥浆、岩屑发生一系列复杂的物理和化学变化，转化胶结成象土壤一样的固体。
6.4施工要求
6.4.1泥浆池固化前的上清液必须由施工队伍拉运至就近的污水处理厂进行处理。
6.4.2井场应设置雨水集排水系统，以收集、排出汇水区内可能流向填埋区的雨水及上游雨水。
6.4.3在钻井废弃泥浆、岩屑固化处理过程中，严格执行各项安全技术规范，切实做到安全文明施工，防止事故发生。
施工完后井场要保持清洁、无异物。
7. 实施要点：
7.1钻井废弃泥浆固化处理的费用：
7.1.1按环保配套费用，投资单列。
7.1.2或米进尺费用增加核算科目。
7.2钻井废弃泥浆无害化处理.的组织实施：
7.2.1由采油厂负责实施。
7.2.2成立专门机构，统一组织管理。
7.3招聘具有《危险废物经营许可证》的施工单位报名，相关部门审核后，签订施工合同，安排到井场施工。
7.4固化处理的主要材料固化剂、降解酶、氧化剂、氧化钙、硅酸盐、腐植酸、阳离子聚合物等统一组织供给，材料价格按批发价格加运费、管理费核算，施工队伍按核定比例的数量领用。
7.5施工队伍包工不包料，按井场油井数量核定机械费用、人工费用、协调费用和其它费用。
7.6验收办法按油田公司《关于钻井废弃泥浆、岩屑固化处理监督管理暂行规定》执行，现场施工由各采油厂监督实施达标。
7.7采油厂与当地环保部门共同验收，合格后统一结算。
油田废弃钻井液 篇4
钻井和完井过程中,由于缺乏对钻屑的有效处理手段,大量富含有毒有害化学物质的废弃泥浆和钻屑随地排放。一方面对自然界造成严重污染,另一方面又造成泥浆材料的浪费。因此,对泥浆以及钻井过程中产生的钻屑进行处理及回收利用,可有效地避免由于钻井造成的环境污染,同时可节约泥浆材料,降低钻井成本。
油气井钻进过程中将产生两种废弃物:钻井液和钻屑。钻井液(泥浆)主要用于辅助钻进。钻井泥浆一般均含有搬土、水、硫酸钡(重晶石)和一些特殊添加剂。某些泥浆中还会加入一些有机物。油气钻井过程还会产生大量的岩石颗粒,这就是钻屑。
钻井泥浆被存放在陆地上的泥浆罐或泥浆池中,通过钻杆输送到井底,再通过钻头的孔洞流出来。泥浆能够润滑和冷却钻头,携带钻屑到地面。泥浆和钻屑在地面通过机械装置进行分离,如振动筛、离心机等;流过振动筛的泥浆将进入泥浆系统再循环。通过机械方法或加入各种添加剂的方法持续不断的处理,可以维持有效钻进所需的泥浆性能。而固体钻屑将会被存贮,待进一步处理后排放。
根据井深和井径的不同,每口井所产生的钻井废弃物的数量也是不同的,一般情况下,每口井均会产生上千桶钻井废弃物。据美国石油协会(API)估算,1995年,美国陆上油田共产出1.5亿桶的钻井废弃物,其中大约有4 000万桶废弃物是固体钻屑。
1 钻井废弃物处理
大部分国外陆上油田把钻屑存放在井眼附近的人工池里。钻井结束后,池中的液体被转移和处理,剩下的固体被埋在合适的地方或者铺覆在井眼附近的地面。
部分常见的钻井废弃物处理办法有[1,2,3]:
热处理;生物处理;通过海上平台排海;通过填充、铺设路面或其他方法对固体进行再利用;野外填埋;地下回注。
其中,热处理法是进行处理油基钻井液和钻井废弃物的一种有效方法,处理过的固体原油质量分数低于1%。目前, 岩屑热分馏法在一些发达国家应用比较广泛, 多为专业处理厂应用。
生物处理利用微生物将有机长链或有机高分子降解成为环境可接受的低分子或气体。该方法的难点是选择合适的微生物菌种和载体。
1.1 钻井废弃物地下回注
钻屑回注技术主要通过研磨或者其他方法将固体变成细小的颗粒,与水或者其他液体混合配成浆体,再在一定的岩石破裂压力下,将浆体注入到地层中[4,5]。
此外,回注还有两种途径:废弃物在相对较低压力下注入到盐岩溶腔、低于地层破裂压力情况下回注地层(欠压裂回注)。
1.2 盐岩溶腔内处理钻井废弃物
盐岩溶腔是通过一种可控的方式溶解地下盐层,形成一个充满盐水的大型地下“容器”[6]。目前,仅美国德克萨斯州允许在盐岩溶腔内处理钻井废弃物,路易斯安那州尚在制定盐岩溶腔处理废弃物的相关法规。
1.3 欠压裂注入
在某些地质条件中,以低于地层破裂压力的方式,地层也可以注入废弃泥浆。废弃物注入压力比正常回注要低得多。最典型的案例是在美国德克萨斯州东部,该岩层上覆盐穹,岩层有天然裂缝,废弃泥浆可以在非常低的地面注入压力(甚至是负压)情况下注入地层。某公司在德克萨斯州东部的一些地区建成了一定数量的欠压裂回注井,用于处理来自墨西哥湾海上平台的钻井废弃物。
2 钻屑回注
世界许多海域都实行钻井废弃物零排放政策, 例如,北海地区、泰国湾、墨西哥湾、俄罗斯的远东海域等。在当地钻井区块地质条件允许[7,8]的情况下, 采用钻屑回注技术处理钻井废弃物[9,10]是最经济可行的方式。在作业中, 施工设计至关重要, 它关系到回注方式的选择、回注过程中的风险控制和成本控制。
2.1 注入方式
钻屑回注有两种类型,分别是环空注入和专用回注井注入[11,12,13,14,15,16,17]。环空注入是将废弃泥浆从两个套管的中间空隙注入,在外层套管的底部,钻屑被注入地层。专用回注井注入可以在所有的套管下方井段施工,也可以在所需的回注地层深度对套管进行射孔再注入。
许多环空注入工程仅设计用来接收一口井的废弃物。在多井眼平台或者陆上钻台,钻取的第一口井一般用来接收第二口井的废弃物。通过连续作业,将钻井废弃物注入到之前完钻的井。在此模式下,单一注入井的注入时间较短,一般不会超过几周或几个月。而其他注入施工,尤其是有专用回注井,大约会在同一口井注入数月甚至几年[18,19,20,21,22]。
2.2 钻屑回注过程
钻屑回注可使用一些常规的油田设备进行简单的机械处理,如研磨、搅拌和泵入。第一步,固体或者半固体的钻井废弃物被处理成可以回注的浆体。废弃物被收集和筛分去除大颗粒,防止颗粒堵塞泵体或地层。将液体加入到固体中造浆,浆体通过研磨或者其他程序来减小颗粒等级[23,24,25]。在注入前,浆体内加入各种添加剂,以得到合适的黏度和其他物理特性。接着,浆体通过回注井注入到目标地层。
在浆体回注之前,目标地层需要经过前处理方可回注。第一步,注入清水使系统增压,开始压裂地层。当清水可以在破裂压裂下正常流动时,随即注入浆体。该批次浆体注入之后,再注入一些清水清洗井眼,然后停泵。当浆体中的液体部分返排后,地层压力逐渐下降,浆体中的固体最终留在地层中。
钻屑回注可以采用一次性的回注方式,也可以采用一系列的小批量间歇注入方式[26]。在一些海上平台,钻井过程持续进行,没有足够的空间存放钻屑,所以回注必须通过钻一口新回注井而保证不间断进行。
大部分的回注都是设计为间歇回注方式。施工过程中,每天回注数小时,之后地层闭合,压力得到释放,然后第二天或者数日之后再继续注入。
2.3 适合钻屑回注的地层条件
不同类型的岩石有不同的渗透率特性,因为岩石是由许多固体颗粒通过一定的化学或物理的力结合到一起。在地层高压下,水和其他流体可以在颗粒间的孔隙流动。有些类型的岩石,比如黏土和页岩,由非常细小的颗粒组成,颗粒间的孔隙较小,流体无法轻易地流过。而砂岩由胶结的砂粒组成,其相对较大的孔隙可以让流体较容易地流过。
钻屑回注主要依靠压裂,因而回注浆体的地层渗透率是一个重要参数,它决定了岩层压裂的难度以及裂缝的规模和结构。当浆体不能在孔隙中继续流动时,继续增大注入压力,岩石就会被压开,持续的注入会导致岩层形成一个大型裂缝[27,28,29,30,31]。该裂缝由一个从注入点开始向上向外延伸的垂直面组成。而间歇注入会形成一系列较小的垂直面,它们在注入点附近形成一个裂缝区[32,33]。
裂缝如果从注入点开始在垂直方向或者水平方向延伸太远,将会横穿其他井眼、天然裂缝、断层或者含水层。这种情况是不希望发生的,必须通过详细的设计、监测监控来避免。
大部分的环空回注是在页岩层或者其他低渗透层,而大多数的专用回注井都注入到了高渗透的砂岩层[34,35,36,37,38,39,40]。无论选择何种类型的岩层作为回注层,回注层必须拥有相反渗透率特性的盖层(高对低)。而且,砂岩和页岩交替变化的地层可作为回注层限制裂缝生长。在一个较低的小层开始回注,上覆的低渗透层可以作为裂缝屏障,从而使流体快速地流入回注区的高渗透层。
2.4 裂缝监测
裂缝的大小、形状和位置可以通过计算机进行模拟预测[41,42,43]。监测的重点是监测地层的动态变化并确保裂缝没有在不适当的区域延伸[44,45,46]。通过监测装置可以向施工人员及时反馈地层的变化信息。在井内下入测井设备(包括使用放射性示踪剂、温度测井、成像测井[47,48,49,50,51])进行常规的油田监测,能够提供裂缝位置的一些信息。但这些方法只能用于监测近井地带的情况,而无法给出裂缝几何形状和裂缝规模的信息[52,53,54],因此这些设备的使用受到了限制[55,56,57,58]。
目前,有两种外部装置可以通过远程测量岩石的变化,提供更详细的信息。其中,倾角仪可以监测回注前后岩石表面的细微角度变化,地震波检测仪可以监测与压裂相关的微地震情况。这两种仪器均可放置于地表或者监测井的某一深度。但这些设备造价较高,一般主要用于长期回注项目的专用回注井。
2.5 钻屑回注基本施工参数
回注作业的三个代表性地区分别是:阿拉斯加、墨西哥湾、北海。大部分回注作业以环空回注为主,其余的作业使用专用回注井。数据表明,大部分的环空回注作业在阿拉斯加。
几乎大部分回注作业的深度在1 500 m以内,主要深度集中都在800—1 500 m之间。最浅的回注作业深度是380—390 m(印度尼西亚),最深的是4 663 m(路易斯安那州陆上油井)。
数据显示[59,60,61,62],回注速度一般控制在0.3 桶/min—44 桶/min,回注压力控制在50 psi—5 431 psi。
2.6 回注物的类型和规模
绝大部分回注井是用于回注钻屑。有些井也用于回注其他类型的油田废弃物,包括产出水、罐底杂质、含油污水、矿坑内容物、垢、含有天然放射性物质的污泥。
表1给出了各个回注量范围的回注作业数比例。根据相关资料数据显示[63,64,65,66,67,68,69,70],86%的回注浆体量小于50 000桶。最大的回注量是43 000 000桶浆体,它是一个专门的研磨回注项目中,通过多口井回注(阿拉斯加北坡,普德拉霍湾)。
2.7 目前出现的主要问题
最普遍的问题与施工有关:套管或油管堵塞(因为固体在回注过程中沉积下来)。另一个较明显的问题是磨损:通过高压泵入含有大量固体颗粒物的浆体,引起了套管、油管及系统其它设备的过度磨损。在有些作业中,回注不能跟上钻井速度,这种情况假如发生在海上平台,平台如果没有足够的存储空间,那么只有停止钻进。这不仅带来作业的不便,而且停止正常作业会产生昂贵的额外费用。但是,这些问题一般不存在对环境的危险。
与回注有关的环境问题较为少见[71,72,73,74]。海上油井的几次回注作业泄露到了地表或者海床。其最可能的原因是裂缝从注入点开始生长过快,而穿透了尚未完全固井的另一口井。在井底高压下,流体会流向阻力最小的方向。假如固井水泥出现裂缝或者岩层出现断层,流体会借此向上返窜,抵达地表或者海床。
3 成本与经济效益影响因素
进行钻屑回注的成本效益分析时,三个因素最为关键:
(1)需处理的废弃物量:处理量越大,回注技术越具竞争力。就地处理能够避免运输废弃物到其他待处理地点。如果有大量的废弃物需要处理,运输成本是一个至关重要的因素。另外,运输大量的废弃物附带有与处理、转移、船运等相关的安全风险和环境风险。而且运输还会消耗更多的燃料并产生空气污染。
(2)当地法规:排放要求越严格,回注的成本效益也就越高。如果岩屑能够在合理的后处理成本下排放,那么排放就是最有效的办法。在选择处理方案时,“禁止或者鼓励钻屑回注”的法规要求起到了决定性的作用[75,76,77]。
(3)低成本的陆上处理设施的实用性:在美国路易斯安那州和德克萨斯州,一些处理公司于海岸建成了庞大的驳船运输终端,用于从墨西哥湾的海上平台收集钻屑运回陆上。他们随后在陆上处理点通过欠压裂回注的方式或者置入盐岩溶腔的方式进行处理。规模经济使这些陆上处理方法的成本较低,许多不能排海的废弃物均被拉回陆上进行处理。而目前,世界其他国家或地区尚没有类似收益高、成本低的陆上处理设施。而且,在这些地区,陆上处理方式成本通常更高。
4 前景
钻屑回注技术已经在世界上许多地区用于钻井废弃物处理。尽管,有些回注作业出现了一些问题,但类似的问题可以通过合适的选层、设计和施工进行避免[78,79]。当在合适的地层下注入,而且注入过程被有效地管理和监测时,钻屑回注是一种非常安全且环境友好的处理方法。
在任何油田,钻井废弃物处理方法均需要根据当地情况进行优选[80,81]。钻屑回注并不是适合所有地区的钻井废弃物处理方法,然而在许多地区,它相比其他传统处理方案成本效益更明显。
摘要：油气钻井过程会产生大量的钻井废弃物,常见的钻井废弃物处理办法有:热处理;生物处理;通过海上平台排海;通过填充、铺设路面或其他方法对固体进行再利用;野外填埋;地下回注。回注技术主要通过研磨或者其他方法将固体变成细小的颗粒,与水或者其他液体混合配成浆体,再在一定的岩石破裂压力下,将浆体注入到地层中。钻屑回注主要依靠压裂,裂缝的大小、形状和位置可以通过计算机模型进行预测。钻屑回注的成本效益分析主要基于三点:需处理的废弃物量、当地法规、陆上处理设施的实用性。
废弃饱和盐水钻井液的固液分离 篇5
本工作在固液分离法的基础上,针对江汉油田的废弃饱和盐水钻井液(简称废钻井液)开展化学强化固液分离技术研究,取得了较好的处理效果。
1 实验部分
1.1 废钻井液
废钻井液取自广平-7井,其物性分析见表1。由表1可见,废钻井液体系相当稳定,属于典型的颗粒细小、粒径级配差、黏度大、水含量高且不易脱水67 000 mg/L;江汉油田钻井液是饱和盐水体系,所的黏稠状胶体。废钻井液的COD相当高,大于以矿化度、Cl-含量较高。
1.2 试剂和仪器
实验用试剂均为工业级。
MY3000-6K型混凝试验搅拌仪:潜江市梅宇仪器有限公司;ZNN-D6型旋转黏度计:青岛海通达专用仪器厂;ZNS型泥浆失水量测定仪:青岛胶南同春石油机械厂;HN202-A型数显电热恒温干燥箱:上海苏进仪器设备厂;LS601A型激光粒度分析仪:美国彪维工业公司;COD快速测定仪:上海牧晨电子技术有限公司;PHS-3G型精密酸度计:上海精密科学仪器有限公司。
1.3 实验方法
化学破胶法固液分离机理主要是消除胶体的稳定因素,即削弱胶体的水化作用和降低胶体微粒的Z电位;再利用不稳定因素,即利用微粒之间的范德华力及布朗运动,使胶体微粒不断扩大形成沉淀。实验采用使废钻井液脱稳破胶的化学处理法与使废钻井液中固相-液相分离的物理处理法相结合的化学强化机械分离处理方法。针对废钻井液优选出破胶效果较好的无机破胶剂(HWJ)和阳离子型有机破胶剂(HYJ)[5]。化学脱稳破胶后,体系采用压滤脱水法作为辅助分离手段进行工业分离。
用体积分数为10%的稀硫酸调节废钻井液pH,先加入一定量的HWJ,搅拌一段时间后加入自来水稀释,再加入一定量的HYJ,搅拌一段时间后静置破胶30 min。通过测定废钻井液COD、泥饼湿含量和滤失量考察加入破胶剂对固液分离效果的影响。
1.4 分析方法
采用泥浆失水量测定仪测定250 mL废钻井液在0.7 MPa下过滤7.5 min后滤出水的体积(滤失量,mL),并计算出水率;将失水后的泥饼在(105±2)℃下烘干,称量后计算泥饼湿含量;采用COD快速测定仪测定出水COD;采用酸度计测定废钻井液pH;采用黏度计测定弃钻井液塑性黏度。
2 结果与讨论
2.1 稀释倍数对固液分离效果的影响
废钻井液的黏稠性严重妨碍破胶剂在废钻井液内的分散和絮凝,因此,需要加入适量的水进行稀释。稀释倍数对废钻井液塑性黏度的影响见图1。由图1可见:随着稀释倍数的增大,废钻井液体系的塑性黏度急剧下降;当稀释倍数为I倍时,塑性黏度由未稀释时的84 mPa·s降至21 mPa·s;稀释倍数为2倍时,塑性黏度降至10 mPa·s。随着塑性黏度降低,破胶剂在废钻井液中的溶解分散性能得到改善,破胶剂的絮凝脱稳脱水作用得到充分发挥;但稀释倍数的增加会加大处理废钻井液的工作量,因此后续实验均按稀释倍数为1倍进行。
2.2 废钻井液pH对固液分离效果的影响
在HWJ的加入量为15 000 mg/L并以400 r/min的转速搅拌3 min、HYJ的加入量为300 mg/L并以120 r/min的转速搅拌5 min的条件下,废钻井液pH对固液分离效果的影响见表2。由表2可见:随废钻井液pH的增大,滤失量和泥饼湿含量变化不大;而出水COD明显增大。这是因为:H+浓度的增加不仅可使废钻井液中蒙脱石晶粒端面的正电荷量增加,导致膨润土胶体、悬浮颗粒整体的电荷量减小,Z电位降低,聚结稳定性降低;且随废钻井液pH降低有机高分子化合物分子上的—COO-、—O—等水化基团转化成一COOH、—OH等吸附基团,将水中的增黏剂变成了包被剂吸附到固相中,导致COD降低;废钻井液pH大于7时,水中的水化基团增加,吸附基团减少,COD增大。因此,综合考虑处理效果和设备防腐等因素,实验确定废钻井液pH为5.0～6.5较为适宜。
2.3 破胶剂加入量对固液分离效果的影响
在废钻井液pH为6.5左右、加入HWJ后以400 r/min的转速搅拌3 min、加入HYJ后以120 r/min的转速搅拌5 min的条件下,破胶剂加入量对固液分离效果的影响见表3。
由表3可见:在HYJ加入量一定的情况下,随着HWJ加入量的增加,滤失量先增加后减少,泥饼湿含量先减小后增大,HWJ加入量为15 000～20 000 mg/L时,固液分离效果相对较好;在HWJ加入量一定的情况下,HYJ加入量为300 mg/L时,滤失量相对增加,泥饼湿含量减小,而HYJ加入量过大或过小固液分离效果均欠佳。这是因为HYJ加入量过低絮凝效果不显著;HYJ加入量过多,颗粒表面完全被药剂覆盖,颗粒之间难以通过架桥作用联结在一起,絮凝作用变差;另外,吸附过量的高分子助滤剂后,颗粒表面的亲水性增强。实验确定HWJ的最佳加入量为15 000 mg/L、HYJ的最佳加入量为300 mg/L。
2.4 搅拌强度对固液分离效果的影响
搅拌强度作为重要的水动力学因素,主要由搅拌速率和搅拌时间控制。在废钻井液pH为6.5左右、HWJ加入量为15 000 mg/L、HYJ加入量为300 mg/L的条件下,搅拌强度对固液分离效果的影响见表4。
1)加入HYJ后,以120 r/min的转速搅拌5 min。2)加入HWJ后,以400 r/min的转速搅拌3 min。
由表4可见:在HYJ搅拌强度一定的情况下,加入HWJ后,以400 r/min的转速搅拌3 min,滤失量最大,泥饼湿含量最小;在HWJ搅拌强度一定的情况下,加入HYJ,以120 r/min的转速搅拌5 min,出水情况及破胶效果相对较好;在搅拌时间一定的情况下,随HWJ和HYJ搅拌速率的增大,滤失量均呈现先增大后减小,泥饼湿含量先减小后增大的趋势;在搅拌速率一定的情况下,随HWJ和HYJ搅拌时间的延长,滤失量先增大后减小,泥饼湿含量先减小后增大。这是因为,搅拌速率大可使破胶剂与废钻井液充分接触,起到破胶作用,但过快又会破坏已作用的絮凝体,影响破胶效果;同样,搅拌时间适宜才能取得较好的破胶效果。实验确定HWJ的最佳搅拌强度为以400 r/min的转速搅拌3 min,HYJ的最佳搅拌强度为以120 r/min的转速搅拌5 min。
2.5 固液分离效果评价
在上述实验确定的最佳条件下,固液分离效果评价见表5。由表5可见:固液分离效果明显,分离后出水率为68.2%,高于文献[6,7]中废弃聚合物盐水加重钻井液的脱水率(57%);泥饼湿含量为55.8%,低于美国Louisiana州大学的实验室研究和放大中试研究的泥饼湿含量(59%)[8,9];同时出水COD明显降低。
将分离后的泥饼进行返浆实验评价。实验结果表明泥饼配浆的黏度小、失水大,停止搅拌后固体小颗粒自然沉降,不会返浆。
3 结论
a)采用化学破胶脱稳和压滤机械分离的化学强化固液分离技术处理废钻井液。最佳固液分离工艺为:调节废钻井液的pH为6.5左右,先加入HWJ,HWJ的加入量为15 000 mg/L,以400 r/min的转速搅拌3 min,稀释1倍后,再加入HYJ,HYJ的加入量为300 mg/L,以120 r/min的转速搅拌5 min。
b)固液分离结果表明,分离后出水率达68.2%,而泥饼湿含量只有55.8%,废钻井液的COD由67 886.8 mg/L降至8 898.9 mg/L。
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油田废弃钻井液 篇6
由于海上钻井平台空间有限,废弃物处理装备过大,无法配合使用。钻井所产生的废弃水基钻井液大都无法及时处理,钻进过程中未进入油气层段的废弃钻井液达到 《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》( GB4914 - 2008) 相关要求并经所在海区主管部门批准后向海排放。钻入到油气层下产生的废弃钻井液及钻屑由于携带少量原油,需要运回陆地处理终端进行集中处理。
1 废弃钻井液的组成特点
钻井液以流体介质和体系组成的特点分类可被分为: 水基钻井液、油基钻井液、气体型钻井液和合成基钻井液[1]。我国标准化委员会钻井液体系分委会把将钻井液分为: 淡水钻井液、饱和盐水钻井液、盐水钻井液、不分散地固相聚合物钻井液、钙处理钻井液、钾基钻井液、油基钻井液、气体钻井液等八大体系[1]。从流体介质角度看水基钻井液,是以水为连续流体介质的钻井液。水基钻井液是由膨润土、盐水粘土、海泡石、重晶石粉、污油及多种化学处理剂组成的多相稳态胶体悬浮体系,含水率一般在35% ~ 90% ,p H值一般在8. 5 ~ 12 之间,呈碱性[2]。在原油开采的过程中与原油一同被开采出来的固体岩屑、泥沙、土壤、淤泥等混合物形成含油污泥。
废弃钻井液中,石油烃( Petroleum Hydrocarbons,PHCs)含量高达10% 以上,是主要的污染物。重金属类物质是废弃水基钻井液的另一类重要污染物,主要来源于添加剂中的无机盐类( 如,铁铬盐等) 等。
2 废弃钻井液对环境的危害
由于废弃钻井液中要添加许多化学物质,如不对其有正当的处置,会对环境造成很大的危害。废弃钻井液中危害环境的主要成分是石油烃、盐类、聚合物、羧甲基纤维素类、重金属( 铜、铅、汞等) 和重晶石中的杂质。[3]最主要的污染物质是石油烃及其他有机物质。脂肪族化合物和芳香烃占废弃钻井液中PHCs的75% 以上。氮硫氧形成许多极性化合物如环烷酸、硫醇、噻吩和吡啶。其中氮的含量不到3% ,大部分包含在馏分油残留的沥青和树脂中; 硫的含量通常在0. 3% ~ 10% 之间;氧的含量一般少于4. 8%[4]。
废弃钻井液的环境危害主要表现在如下方面: 对地表水和地下水资源产生的污染; 导致土壤硬化,致使植物无法生长,土地无法返耕; 各种重金属和化学料剂对动物和植物生长产生影响,并通过食物链进入人体,危害人类身体健康。石油中含有多种毒性不同的有机成分,其中包括毒性较大的多环芳烃物质( PAHs) ,PAHs可通过各种途径计入人体,即使是十分微量也将对人体造成极大的伤害。当废弃钻井液进入陆地环境后,通过土壤向下迁移,最后进入地下水,造成地下水系统的污染。过高的p H值、高浓度的可溶性盐及石油类物质等会影响土壤的结构使得附近土地呈现为棕褐色龟裂板结危害植物的正常生长。含有重金属、油类、膨润土、碱和化合物的有机物等对人、畜和环境有害。有机处理剂、重金属及碱类物质等有害物质的COD值也较高会危及农作物的生长。废弃钻井液及钻屑不经处理直接排放会对环境造成严重影响和破坏,直接或间接对动物、植物及人类生存健康产生危害,不利于人力对环境和经济实施可持续发展的战略目标,因此应在钻井完成后对钻井液进行无害化处理。
3 废弃钻井液无害化处置方法
3. 1 理化处置方法
3. 1. 1 回填法
该方法因花费少、操作方便等原因,石油开采企业普遍采用的方法。回填前,首先将废弃的钻井液在特定的储存场所进行沉降分离,分离后上层分离出的水分离后加入一些混凝剂,达到规定排放标准后就地排放。底层的污泥,经过干燥和简单处理后,直接转移至储存基坑内进行填埋,填埋区域顶部应铺设较厚的表土层,并使储存坑的周围恢复到原来的地貌[5]。
3. 1. 2 回注地层法
这种处理费用成本较高,因地层安全性的原因也可能导致地下水污染,在一些发达国家受到应用限制。为了防止地下水污染和油层破坏,选择合适的安全地层时,应选择压裂梯度较低,以及地层渗透性差的的注入层,而上下盖层必须致密、强度高。该方法是将废钻井液通过井眼注入地层中或保留在井眼环空中[6]。
3. 1. 3 循环利用法
循环利用法是指将废弃钻井液、废水等经过简单的设备处理后循环使用。针对油基、合成基钻井液成本较高的特点,为实现循环重复利用、节约成本,国内多家钻井工程技术公司采用具有国际领先水平的泥浆处理设备,成功实现了对钻井液进行处理净化,使其性能达到要求后转运至其他井场继续使用。目前国内已投入使用的设备,对常规钻井液及包括合成基钻井液在内的油基钻井液的回收利用率已达60% 左右,日处理量可达到200 m3。
3. 1. 4 稳定化法
稳定化法是一种快速和廉价的废弃物处理技术,通过将污染物转化为不溶性或低毒的形式的物质( 即稳定化) ,并且建立一个持久性、结构完整性高的基质来封存它们( 即固定化) 达到处理废物的目的。这种方法能很好地减少废弃钻井液中的重金属和有机物对土壤的破坏,又可保证废弃钻井液池在钻井完成后的还耕。
3. 1. 5 MTC转化技术
MTC ( Mud To Cement) 转化技术是利用废弃钻井液较好的降滤失性和悬浮性,通过加入高炉水淬矿渣和其它外加剂,将废弃钻井液转化为固井液,从而变废为宝,即消除了钻井液外排所造成的污染,又赋予废弃钻井液新的用途[7]。
3. 2 生物处置方法
3. 2. 1 堆肥法
堆肥法是指将废弃钻井液堆成堆体,利用外源微生物对其进行处理的方法。通过调节温度、湿度,加强通风,或者木屑等添加疏松剂和营养物质改变堆肥法生物处理的效率。因为堆肥法更易控制,可以通过辅助控制设备,以减少挥发性有机物的排放[1]。但是堆肥法在处理废弃钻井液时所需要的时间较长,也需要较大的处理面积。
3. 2. 2 生物反应法
生物反应法是将废弃钻井液与水混合将大部分污染物溶于水中,得到大部分溶解态污染物,微生物可以将这些污染物转化成为低毒性的中间产物( 如有机酸和醛类等)[1],最终将这些产物转化为H2O和CO2。生物反应法有其特有的优点,例如处理效率高、占地面积小等; 但同时也具有处理工艺较复杂、成本高、耗能大等缺点,处理过程产生的挥发性有机物需要二次处理,泥浆仍需脱水处理。
3. 3 植物- 微生物联合修复方法
植物- 微生物联合修复是利用土壤- 植物- 微生物组成复合体系来共同去除污染物的一种环境友好型修复技术。由于在修复过程的效率较高、不产生二次污染,而且其处理成本相对其他物理、化学修复方法较低,因此植物- 微生物联合修复方法无论是在修复无机污染物还是有机污染物,都受到越来越多研究者的广泛关注。在植物生长时,其根部为微生物提供旺盛的生长和附着的场所,同时,植物根际分泌物会刺激细菌对污染物的转化作用; 此外,微生物在旺盛生长加速土壤中污染物的去除和转化的同时,也能促进植物生长和对污染物的吸收[7]。但是,污染物种类繁多、理化性质差异较大、修复植物种类多种多样、微生物类群庞大以及污染土壤类型理化性质也各不相同,给修复植物的选择和微生物的筛选带来很大难度。并且修复过程较复杂,时间相对较长,会受到温度、营养等环境因素的限制,也同样加大修复的难度。
4 结论
国外对废弃钻井液的无害化处理研究比我国稍早,而且处理技术、方法和经验较丰富,但近些年国家各科研院所和石油开采服务企业通过引进、消化和自主创新[8],已在许多领域和油田应用了一系列比较成功的处理技术。从环境保护的角度出发,生物处置方法以及植物- 微生物联合修复方法应作为废弃水基钻井液、钻屑生物修复无害化处理的首先,也是今后废弃钻井液无害化处置方法和处理工艺的研究方向。
环境保护是我国的一项基本国策,2015 年国家新环境保护法的实施,更是进一步明确了国家对保持经济、环境同步可持续发展的战略目标。石油开采企业要履行好建设绿色油田的责任和使命,营造健康清洁的油田生产、生活环境,最大限度的贡献地区公司的经济价值和社会价值。同时,应尽快建立海上废弃钻井液处理排放的企业标准,规范废弃物排放,减少钻井废液、钻屑带来的环境污染,保护陆地及海洋环境。
摘要：分析了海洋石油开采产生的废弃水基钻井液的构成和环境危害,以无害化处置方法为研究对象,参照国内外有关标准和应用技术,分析了理化处置方法、生物处置方法、植物-微生物联合修复方法等技术的应用现状。从环境保护的角度出发,生物处置方法以及植物-微生物联合修复方法应作为废弃水基钻井液生物修复无害化处理的首先。国家和石油开采企业应尽快形成废钻井液的处理规范和标准,以减少废弃钻井液的有害排放。
关键词：水基钻井液,无害化,处理方法,生物处置,微生物
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油田废弃钻井液 篇7
1 固化法处理废弃钻井泥浆
固化法是基于废弃钻井泥浆中含有一定数量的固相,加入一定数量的化学固化剂,与钻井废弃泥浆发生一系列复杂的物理、化学变化,形成具有一定强度的稳定的抗水固体,因而将废弃钻井泥浆中的有害成份,如重金属、高聚物和油类等,封闭、包裹在其中,从而降低其沥滤性,防止重金属、高聚物和油类等向环境扩散和迁移的一种处理废弃钻井泥浆的方法。
1.1 水泥基固化
水泥基固化是基于水泥的水合和水硬胶凝作用而对废物进行固化处理的一种方法。水泥是最常见的危险废物稳定剂,因为水泥是一种无机胶结材料,经过水化反应后可以生成坚硬的水泥固化体,所以在处理废物时常用的是水泥基固化技术。研究表明,此方法非常适合处理各种含有重金属的泥浆。
水泥固化时由于废物组成的特殊性,会出现混合不均、过早或过迟凝固、产品的浸出率较高、固化产物强度较低等问题,为改善固化性质,需在固化时加适宜的添加剂。
1.2 水泥基固化机理
水泥主要成分为Si O2、Ca O、Al2O3和Fe2O3。水泥通过水化反应以后可以形成坚硬的水泥石块,把分散的固化添料牢固地黏结成为一个整体。硅酸盐化合物与水形成水化物之后,生成一种硅酸钙水合凝胶,这种凝胶膨胀并形成由连锁的硅酸胶纤维与水合产物组成的水泥基体。目前,以水泥为基材的固化方法常使用普通硅酸盐水泥,并通过添加剂来改善固化后产品的强度和降低其中废物的渗漏损失。
2 实验部分
实验采用的泥浆是重庆天东009-2井的钻井废弃泥浆,经测定,泥浆原始COD值为5753 mg/L,p H值为10.5,浸出液为黄黑色,为聚磺体系泥浆。
2.1 固化试验方法
固化实验方法是用塑料玻璃杯称取搅拌均匀的钻井废弃泥浆100 g,然后定量加入固化添加剂,搅拌均匀,倒入固定容器模型中成型,养护若干天,使其形成具有一定强度的固化产物。其固化效果通过测定浸出液中COD含量和p H值进行评定。
2.1.1 浸出液
称取固化一段时间后的固化体10 g,放入锥行瓶中,加入100 m L蒸馏水,将瓶子垂直固定在震荡器上,调节震荡器频率为110±10次/min,振幅40 mm,在室温下水平震荡8h,然后静置16个小时,通过过滤装置收集滤出液,制备固化体浸出液,用于分析项目的测定。
2.1.2 固化体浸出液的水质标准
依照国家环保局编写的《水和废水监测分析方法》.对固化体浸出液作水质分析。COD的测定为重铬酸钾法,国标代号GB11914-8915;PH值的测定为玻璃电极法,国标代号GB6920-86。
2.2 结果与讨论
2.2.1 单一普通硅酸盐水泥的固化效果
取约100 g废钻井液,分别加入5 g、8 g,l 0 g,15 g,20 g水泥,搅拌均匀,倒入固定容器模型中,以形成具有一定强度的固化产物,观察其凝固情况,结果见图1。
由图1分析得出,向废弃钻井泥浆中加入水泥,可以使固化体浸出液的COD值降低,而且随着水泥量的增大,固化效果更好。但水泥量增大会使其碱性增加,不利于土地填埋,同时考虑成本问题需控制水泥的投加量。综合考虑各方面因素,将水泥投加量控制在(10~15)g/100 g钻井废弃泥浆。
2.2.2 固化助剂的筛选
在被处理的固体废物中,往往含有妨碍水合作用的物质,仅用普通硅酸盐水泥处理固化体有时强度不大,物理、化学性能也不稳定。在这种情况下,就需要加入适当的添加剂。它能够吸收有害物质并促进其凝固,水泥的用量也可以减少。水泥基固化的添加剂种类繁多,作用也不同。一般起着胶凝、促凝、胶结、硬化等作用。
从表1不同添加剂对废弃钻井泥浆的固化情况可以看出HB和Shim对降低COD值的效果较好,但是存在的问题是p H值都很高。虽然添加剂PJJ可以降低固化浸出液的p H值,但是COD值却很高。
再取废弃钻井泥浆100g,按下表加入不同的添加剂,观察现象,并测定固化体浸出液的COD值以及p H值。
通过表2可以看出,实验1的p H值达到标准,但是COD值偏高,而且成本较高;实验2和实验3的p H值偏高,但是实验2的COD值却较好,虽然实验3的成本较低,但COD值最高,综合各方面考虑,可以选出较好的添加剂为HB和Shim。
2.2.2. 1 HB的加量对固化效果的影响
取钻井废弃泥浆100 g,加入一定量的水泥和石灰,再加入不同量的HB,搅拌均匀,置于一定容积的模型中,使其固化并观察其现象,结果见图2。
通过图2可以看出,HB对降低固化体浸出液的COD值起着很大的作用,随着HB加量的增加,COD值在大幅度的减小,但是HB却不能降低固化体浸出液的p H值。根据数据分析,当HB的加量在(2~3)g/100g废弃钻井泥浆时,效果最佳。
2.2.2. 2 Shim加量对固化效果的影响
取钻井废弃泥浆100 g,加入一定量的水泥、石灰和HB,再加入不同量的Shim,搅拌均匀,置于一定容积的模型中,使其固化并观察其现象,结果见图3。
通过图3可以看出,增加Shim的投加量,COD值也有一定的降低,但是降低的幅度不是很大,且Shim对降低固化体浸出液的p H值没有起到很大的作用。
2.2.2. 3 石灰加量对固化效果的影响
取钻井废弃泥浆100 g,加入一定量的水泥和HB,再加入不同量的石灰,搅拌均匀,置于一定容积的模型中,使其固化并观察其现象,结果见图4。
通过图4可以分析,向废弃钻井泥浆中加入一定量的石灰,固化体浸出液的COD有了明显的降低,而且COD值随着石灰加量的增加而逐渐减小。但是由于石灰是碱性物质,溶于水后呈强碱性,所以增加石灰的加量,固化体浸出液的p H值也会升高。通过数据可以看出,当石灰加量在(2~3)g/100 g废弃钻井泥浆时,COD值降低幅度较小,为最佳选取量。
2.2.3 正交实验
基于实验研究,选用四因素三水平[L9(34)]正交实验表进行正交实验设计。
四个因素分别为:A是水泥、B是HB、C是Shim、D是石灰。投加顺序是先加入主固剂普通硅酸盐水泥,然后加入石灰,搅拌均匀后,再加入HB和Shim,再次搅拌均匀,装入事先准备好的塑料杯中,以形成具有一定强度的固化产物,观察其凝结现象以及固化强度等特性。
通过正交实验因素直观分析表可以得到影响固化效果的各因素的主次顺序为HB→水泥→石灰→Shim。根据表4的数据可以分析出,9个实验的p H值都没有能够达标,但是实验3和实验9的COD值达标,因此,可以得出固化效果最好的实验配方是:A3、B3、C2、D3,即为14%水泥+3%HB+2%Shim+4%石灰。
2.2.4 固化成本分析
通过以上实验,可以确定固化处理的优化条件,根据各种不同固化剂的单价,可以估算出本废弃钻井泥浆固化实验的最终成本为97.5元。
3 结论
(1)实验主要对重庆天东009-2井的钻井废弃泥浆进行固化处理。经分析确定主要污染指标为COD和p H值。通过固化剂的选择,挑选出效果较好的固化添加剂为HB、Shim、以及石灰。
(2)通过正交实验,确定最终本固化实验的优化配方为:14%水泥+3%HB+2%Shim+4%石灰。
(3)测定固化体浸出液的各项指标可以得出,经处理后的废弃钻井泥浆,有害成分浓度降低,COD值符合国家标准,稳定性好,具有较高的抗压强度,从而能减少它对环境长期的污染影响,唯一的不足是p H值稍微偏高,还需要进一步实验研究。
(4)实验采用HB、Shim、以及石灰为固化添加剂,由于HB和Shim的单价过高,导致整个实验成本很高。以后应再考虑其他固化添加剂,争取找到固化效果好且价格实惠的固化助剂。
(5)实验虽然COD值达到了标准,但是p H值稍微偏高。在实验中,总是不能同时降低COD值和p H值,这个矛盾一直存在。在以后的实验研究中,希望能够找到一个好的方法,使两者同时达标。
摘要：油气田钻井作业每天都要产生大量的废弃泥浆,如果钻井废弃泥浆不经过合理的处理或处置,会污染土壤和水源,危害环境。废弃钻井泥浆的固化处理技术是实现其无害化处理的主要方法之一。论文研究以现场低密度深井钻井废弃泥浆为对象,开展固化处理技术研究。通过实验研究,选择了合适的固化处理剂以及固化处理助剂,优化了固化处理工艺条件。通过正交实验,确定固化最佳配方为:14%水泥+3%HB+2%Shim+4%石灰。
关键词：环境保护,废弃泥浆,固化
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油田水平井水机钻井液体系研究 篇8
国内现有钻井液都很难满足高温条件下的工作要求,目前钻井液主要存在的问题是:(1)磺化丹宁、sulfonated phenolic resin SMP、磺化褐煤的混合,可以将钻井液抗温温度达到204℃。但是磺化丹宁含有重金属铬,对污染环境造成严重的温柔,另外其分散作用对防塌不利。(2)改性纤维素降水剂抗温变的能力可以达到150℃,但是控制失水能力比较的差。一旦温度超过150℃的时候,水溶性基团与吸附基团将分解降解,高分子就是去了对水的控制能力,造成整个体系开始失水。(3)目前通过人工合成降失水剂效果不明显,尤其是高温和超高温的条件下的降失水剂更为困难。
1深探井水基钻井液
1.1深探井钻井液所要求的特性
(1)抵抗高温的特性。在进行各材料的配比的时候,如何选择有效的耐高温材料是一个面临的问题。例如:褐煤类的材料耐高温能力可以达到204℃,但是对于木质素类的材料其抵抗最高只能抵抗170℃的温变能力。(2)在高温工况下抑制黏土的水化分散能力。(3)应具备高温流变性。应使钻井液即使在高温条件也有良好的流动性,能够有效的运走悬浮的岩屑。对于深井工作钻井液,要避免高温造成粘稠。当钻井液密度超过2.0 g/cm以上时,严格按照标准控制膨润土含量。另外可以混入生物聚合物来改变流型,来增强运屑能力;也可以加入抗高温的试剂控制静切力。(4)润滑性是非常重要的。良好的润滑性可以防止卡钻。需要加入抗高温润滑剂或者混油等方法来减小摩擦阻力。
1.2地层层序及岩性描述(表1)
1.3深层钻井液技术难点
(1)深层钻井底层会出现掉块现象,若对于地层可钻性差的地段更是比较困难,另外就是钻井的时间长(一般都在80~100天),上部井段被水泡久了之后,井壁容易出现失稳的问题。(2)对于井底的温度,有的温度超过200℃。钻井液在深井底层工作时,如何保证高温下保障井底的稳定是有一定的困难。(3)深层钻井的工作过程中受力表面积过大造成工作阻力变大。在钻具旋转时比较困难,另外就是工作过程中的钻屑会形成泥饼,使下钻非常的困难。(4)深井井漏,钻探过程中容易发生泄漏(表2)。
2耐高温钻井液试剂的需要满足的要求条件
2.1钻井液剂一般需要满足以下要求
(1)在高温环境下可以保持性质稳定,不会被高温分解;(2)可以吸附黏土颗粒,对黏土的吸附性不因为高温而变化;(3)在高温条件下仍有良好的亲水特性;(4)能够有效的抑制高温对黏土的分散;(5)在一定的温度下,滤失剂不能使钻井液增稠。
2.2抗高温试剂应具有的结构特征
总的来说,抗高温试剂结构一般需要具有下述特征:
(1)增加抗高温的特性,改变试剂分子的链接键和链接方式,与亲水基团的连接键满足“C—C”、“C—N”、和“C—S”等键,避免与易氧化,易水解的键相结合。
(2)想要保持试剂在高温条件下的吸附特性,一般在试剂分子中引入Cr3+、Fe3+等一些高价的金属阳离子。和有机试剂形成络合物。高价金属阳离子也可以对高温分散起到一定的抑制的作用。
(3)实际选用亲水性比较好的离子基,例如:磺甲基(—CH2SO3-)、羧基(—COO-)、磺酸基(—SO3-)等,可以在黏土颗粒表面后形成水化膜,增加钻井的热稳定性性能。
(4)使试剂在酸碱性条件下都足够的发挥其效率,则要求其亲水基团不会受ph值的影响过大。一般情况下,磺酸基试剂可以达到所所需要的要求。
3总结
石油作为主要的能源资源,对各国来说都有重要意义,尤其是作为战略资源,能够对一个国家的综合国力和经济实力造成重大的影响。目前我国的主力油田已经步入了开发的中后期。我国幅员辽阔,地质各不相同,但目前在高温高压、安全密度窗口窄及井壁稳定性差的地质类型条件下,现有的钻井液体系难以满足钻深探井的需要。不同的地质地层对于钻井液体系的要求不同,我国幅员辽阔,而且多数的地质都是各不相同的,目前对于地质类型为:高温高压条件、安全密度低及井壁稳定性比较差的条件下,目前的钻井液体系不能够满足钻深探井的需求。
胜利油田大位移井钻井液技术浅析 篇9
目前在我国来说, 钻井液的种类其实也不是太多, 大致上就分为了两大种, 一种是油基钻井液, 这剩下的另一种便是水基钻井液, 对于第一种油基钻井液来讲, 它的主要的用途便是使用在一些特殊的油井中, 比如说这油井比较容易出现井眼的不稳定的问题, 或者说是出现加有裂缝性的页岩的储层或者比较容易收到损害的砂岩储层, 再或者便是大位移超长的水平井中;对于第二种钻井液水基钻井液来讲, 在一些特殊的方面比如说抑制性或者是保护储层等方面不如第一种油基钻井液, 但是科技在发展, 而随着它的发展, 我们已经发明了一些比较有效的可以解决上述问题的办法, 这使得水基钻井液也得到广泛的应用。
在我国国内大位移钻井液他的体系有很多种, 其中比较有名的包括聚合物水包油乳化钻井液体系, 还有就是正电胶聚合物钻井液体系, 还有几种体系包括了聚合醇润滑防塌钻井液, 低毒性的油基钻井液体系等。对大位移井的成功实施比较有重大影响的就是钻井液的润滑的问题, 对于润滑防止井塌陷等等的问题都是一些比较关键的问题, 它们的成功与否直接关系到油井的成功与失败。
2 钻井液的选择问题
大位移井在定向的时候他的钻井工序比较的繁琐, 所以施工起来也比较的多, 而且周期相对的来讲也就比较的多些, 这样一来对于钻井液的要求也就相对来说比较的高了, 根据一些经验来讲, 大位移井钻井液他的定向有着几个比较固定也可以说主要的根本原则, 那就是钻井液必须有着很好的抗污染的能力, 对于性能来讲呢, 要比较的好调整, 并且还必须适应所钻地层, 还有就是性能必须要稳定来延长他的使用周期, 胜利油田的大位移井钻井液的体系针对不同的地区主要分成了抑制性钻井液, 聚磺钻井液, 还有就是硅基防塌钻井液等几种的类型, 首先我们要讲一下有机硅防塌钻井液这是胜利油田中比较经常使用的一种, 他的主要成分就是硅稳定剂, 硅稀释剂, 硅腐钾, 这种体系比起来一般的体系来讲, 它包含了分散性的钻井液体系还有聚合物钻井液体系的双重优点, 同时呢, 他仍然具有很好的防止油井塌陷的的效果, 并且他的固相容量比较的高, 而且他的抗高温能力也是毕竟奥的出色, 同时兼顾着比较好的润滑的效果。所以这种体系的出现极大的极有效的解决了胜利油田好多地层井壁的坍塌的重大严重问题。
胜利油田大位移井钻井液技术在对于絮凝剂的选择上, 也有这他们的方法, 一般的大位移井在水平井的造斜的长水平段, 还有稳斜井段, 还有长水平段等, 在这些段落, 由于都比较的容易遇到一些问题, 那就是在钻的过程中比较的容易遇到造浆的砂泥岩地层, 所以钻的时候比较的快, 一般的钻井液进入后便会出现问题, 那就是粘土会快速的并且是大量的侵入, 这样的话容易造成钻井液性能比较大的变化;钻井过程中的钻屑如果不能够被絮凝, 并且快速的通过固控设备比较及时的处理掉, 那么粘土等低密度的固相变化比较快的侵入到钻井液中, 这样造成的结果便是, 当粘土的入侵的达到一定的量后, 钻井液的粘度还有切力就会很快极速的升高, 清洁井眼的能力便会下降, 甚至可以说是没有, 这就造成了卡粘的问题, 这一系列的问题出现后, 便会影响施工的进行, 甚至说是导致一连串的事故的发生, 比如说卡钻。所以我们必须对于上述的问题进行防御, 如何的抑制地层的水化膨胀, 如何抑制地层的分散, 如何比较及时的清理钻屑, 如何保持钻井液的性能良好稳定, 这些都是关键性的问题, 所以必须选用一些比较好的絮凝剂, 对于使用絮凝特性十分好的絮凝剂是不可替换的重大关键问题, 目前胜利油田比较常用也是经常普遍使用的教室两性例子聚合物, 还有就是天然高分子絮凝剂等, 采用这些絮凝剂作为大位移井钻井液的絮凝剂, 相信一定有着比较好的效果, 对于防止一些事故的发生起到了很大的作用。经过多年的不断摸索, 发现, 研发等, 胜利油田已经有了自己的一套的钻井液工艺技术, 这一套技术的出现无疑会让胜利油田大发光彩。
3 大位移井钻井液技术
(1) 对于胜利油田大位移井钻井液技术来说, 第一步便是井眼的净化的问题, 我们必须保持钻井液的流变性良好, 这样我们在融合其他的性能, 来提高钻井液的一些功能, 比如说他的携砂能力, 降低钻屑的能力等, 胜利油田的钻井液基本可以完成这些目标。
(2) 第二, 必须增大钻井液的排量问题, 还有就是提升钻井液的环空上返的速度, 这些对于胜利油田来说, 都可以实现。而且相当的完美。
(3) 第三就是搞好短起下钻具的问题, 在一些地层比较的硬, 裸眼比较的长的井眼中, 我们必须不断的短起下钻一次, 这样才能充分的利用好钻井液。
(4) 最后一点就是必须把固控设备使用好, 并且保证进入井眼的钻井液的清洁的问题。
4 大位移井钻井液技术的难点
大位移井钻井液技术仍有几个难点, 那就是不论是一般的油井还是大位移井, 我们只是靠钻井液的技术水平还对井眼进行净化那是不可能做到完美的, 所以我们要使用各种技术, 把他们串连在一起, 让他们相互的协作相互的配合, 这样才能够达到更高的水平;还有就是保持水平井段的井壁的稳固, 这是使得大位移井能够比较快速安全进行的保障, 所以对于协作能力的考研将会十分的严格;其次就是在大位移井的施工过程中, 我们减小摩擦是十分的重要的, 因为井下的环境十分的复杂, 并且井眼的曲率变化很大, 所以我们受到他们的影响很大, 所以要提高摩擦阻力的影响, 最后便是地质的影响问题, 在施工的过程中, 对于一些特殊的地质比如说高压的地层, 漏失的地层, 高温的地层等, 这些问题我们都可能会面临, 所以这些都会给我们的施工增加阻力。
5 结语
对于大位移井钻井液技术, 我国已经掌握的十分的好了, 这对于我国在石油工业方面的发展来说, 无疑是天大的好消息, 想必随着科学技术的发展, 随着一代一代人的不断努力, 不断创新, 开拓进取, 一定会将大位移井钻井液技术更加完善。
参考文献