非水基钻井液污染钻屑的处理——提高环境和安全标准

编译:曲晓红 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

审校:严新新 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

非水基钻井液污染钻屑的处理
——提高环境和安全标准

编译:曲晓红 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

审校:严新新 (胜利石油管理局钻井工艺研究院)

多年来,海上钻井作业期间所产生的钻屑和其他油气污染废弃物一直都在陆上进行处理,一方面原因是海上处理法规的限制,另一方面是因为环境要求。不过,将大量油气污染的钻屑从海上装置运送到陆地处理设备 (“起重箱及船运”)是为了更好地实现环境和安全的目的。在海上处理油气污染的钻屑并将回收的油水重新用于钻井液的处理方法,可为“起重箱及船运”法所固有的问题提供唯一的解决办法。这一技术的开发已进入实践阶段,于2001年开始进行现场试验,得到了令人满意的结果。2002年后期又在北海的英国海域进行了一系列海上试验,解决了海上作业中钻井废弃物处理方面的复杂问题。回顾了迄今所完成的作业,提供了作业过程中各方面的现场资料,并就具体方案进行了环境及安全方面的效益分析。

非水基钻井液 钻井废弃物海上处理 环境和安全

1 前言

环境对油气勘探的影响在工业上日益突出。随着钻井工业的发展越来越深入广泛并进入环境敏感地区,这些问题也日益突出。目前工业上所面临的一个严峻问题就是如何有效地减少钻井废弃物排放所造成的危害。钻井废弃物包括轻微污染的含油废液、严重污染的高固含油罐清洗污泥、离心机分离物及钻屑。如果使用非水基钻井液,那么高固相材料就会受到油气污染。这些固相材料未处理就排放会污染环境并损失有价值的基础油;如果回收,可重复用于钻井液或其他方面。

在2000—2005年间,由于钻探了许多具有理想井身结构的复杂井,非水基钻井液的应用增加了2倍多,而传统的水基钻井液的应用则减少很多。随着钻机日成本的增加,日益需要优质钻井液以提供更加稳定的抗温、抗压、抗复杂情况能力,同时缩短钻时。以油为连续相的非水基钻井液包括低毒矿物油,即低芳烃含量 (＜5%)的合成基钻井液,通常为直链烷烃及含量不断降低的柴油。不过,忽略基础油类,目前广泛应用的方法是在排放前处理非水基钻井液污染的钻屑,使之符合法规规定,更好地保护环境,同时回收有价值的成分,如基础油。

由于上述原因,非水基钻井液的应用增加,世界各地被非水基钻井液污染的钻屑也相应增加。例如,在U KCS,每年海上会产生多达80 000 t的非水基钻井液钻屑。这些钻屑从振动筛上分离出时,一般都含有15%～20%(体积)的油。从80 000 t钻屑中可回收的基础油相当于5 962～7 950 m3低毒矿物油。U KCS所处理的含油钻屑仅占世界各地钻井作业中的很少部分,在世界各地可回收的基础油数量极为可观。

2 海上处理的驱动因素

这种处理方法的下述五个驱动因素在不同国家及地区有所不同,这取决于许多实际情况,包括钻井数量、水深、海流等。在许多情况下,政府法规最重要,个别作业公司可能会制定自己的标准。无论驱动因素是什么,在不同地区的实施情况经常有很大差异。

2.1 政府法规

法规所规定的非水基钻井液钻屑的排放标准及所容许的油气污染指标差异很大,从应用于哈萨克斯坦里海、尼日利亚及其他地区的最严格的“零排放”标准,直至所引入的OSPAR Decision 92中规定的U KCS所采用的低于1%(质量,干基)标准。还有其他不同规定,如GOM所规定的上限低于6.9%,以及东南亚许多地区所应用的低于10%。还可能更加复杂,无须对不同地区所容许的含油量数据进行相互比较,不同国家可能制定不同的法规,所允许使用的油类也可能不同。

2.2 作业公司的环境标准

作业公司已日益注重自行预先制定环境标准。在有些国家或地区,可能尚未制定有关非水基钻井液污染固相排放控制方面的政府法规,因此作业公司自行制定可容许的油气污染上限,以确保完全符合环境标准的最高要求。

2.3 成本

由于非水基钻井液成本很高,全部或部分回收钻井液具有经济价值,否则这些钻井液及其钻屑会被排放。钻屑中可能含有高达20%的基础油,在许多情况下,回收和重复利用这些成分就可以获得显著的经济效益。

2.4 安全

运送大量钻屑可能存在一系列安全隐患,这取决于所选择的处理方式,如果钻井作业是在偏远的陆地或海上进行,钻屑在排放前就必须转运到专业化处理工厂。这就需要使用钻屑集装箱 (专门制造的钢制集装箱,容积一般为4 t),由此还需要大量使用起重机,导致更多的不安全因素。例如,在U KCS产生的80 000 t钻屑必须用这种集装箱运送到岸上进行处理,至少需要20 000件次集装箱。每个集装箱需要运送到钻台,装满后再运送到岸上的处理工厂,可能需要多达15个起重机,每年共需要300 000台次起重机。这么多台次起重机经常性地处于狭窄的空间,会增加作业过程中的伤害风险。

2.5 后勤

将大量钻屑运送到专业化处理工厂还会带来一些后勤保障问题。尤其是冬季在海上进行钻井作业时,天气条件可能会给将钻屑运送到岸上以及在钻台腾空钻屑集装箱带来困难。在偏远地区的岸上也会出现类似情况,如果路况不好,将钻屑运送到专业化处理工厂可能会很困难。结果是无法将集装箱运到或运出钻台,可能会暂时中断钻井作业。

3 处理方式的选择

由于大规模排放钻屑在许多国家都受到限制,而且这方面还没有哪个作业公司处于领先地位,因此工业上有许多可行的排放/处理选择。在陆地,可以进行加热脱附、固化及生物处理。在海上,一直采用钻屑回注方式。在法规限制较少的其他地区,一直使用各种“机械”分离法来满足排放要求。广泛用于GOM的干燥机就是一个例子。

如果海上作业产生的钻屑在岸上处理,就必然要将大量非水基钻井液污染的钻屑从海上装置 (起重箱及船只)运送到岸上的处理工厂。这种方法广泛用于北海及其他地区,运输费用相当可观,还存在后勤及 HSE隐患。无论选择哪种陆地处理方式,所带来的费用及 HSE问题都很明显,还要考虑处理后的固相粉尘排放方面的责任问题。

无疑,从海上装置将大量逆乳化钻井液污染的钻屑运送到陆上的处理工厂并非理想的解决方案,会造成更为严重的环境问题。如果最高标准可以满足最佳选择要求的话,从前文所述因素考虑,首先应排除“起重箱及船运”方案,但需要找到一种海上处理钻屑技术。

多年来,工业上一直在陆上应用各种直接或间接的热脱附方法处理钻屑。该方法应用热能将钻屑中的液相蒸发,回收后分离为油和水,从理论上来说该方法可用于海上处理钻屑。不过装置的体积、处理能力和安全问题会在很多方面限制其应用。根据锤磨机机理开发的一种间接热脱附技术可以满足非常苛刻的海上作业要求。热脱附型锤磨机的中央传动轴上有一连串锤臂,可在处理舱内高速旋转,与钻屑产生摩擦,而后达到使液态水和油闪蒸所需的温度,产生的蒸汽首先通过油冷凝器以回收油,然后通过蒸汽冷凝器回收水。

不过,这项技术在投入现场试验之前,先要满足某些方面的要求。安全因素无疑最为重要,因此如何提供可用于脱附的热能是一个关键因素。此外,需要着重强调的是海上作业时要保障设备的可靠性并有效地与钻井作业相“衔接”,同时确保充分的处理能力,以便跟得上钻屑返出速率。另一个重要因素是装置的占地面积、质量、灵活性,当然还有费用问题。要满足这些以及其他方面的要求有一定难度。

4 技术发展

在20世纪90年代中期,在北海的英国海域开始评价海上锤磨机技术,以处理非水基钻井液钻屑。这一发展阶段的关键除了满足或高于法规要求外,还包括装置的组成模块、减少质量和占地面积、满足不同海域的要求、处理能力与钻屑产生速率相匹配,对于大尺寸井眼也是如此。单个模块的质量必须尽可能地轻,以适应起重机举升的限制,底座的占地面积应尽量减少,以适用于大多数海上平台。不同海域要求设计为可满足2种海域要求。安全措施包括使用带CO2清扫系统的封闭集装箱、将处理装置与钻机紧急停车系统相连接,由计算机控制所有作业。需提高处理速率,以便跟得上正常钻速下产生钻屑的速率,不仅能满足215.9 mm井眼要求,还应满足311.2 mm和444.5 mm井眼的要求。

根据这种锤磨机技术建造的钻屑处理设备专门设计用于海上作业,其连续作业程序由计算机系统控制。所产生的高温 (一般为260℃)可使液相(水和油)闪蒸。然后将这些蒸发的液相冷凝并分别回收。处理过程中最重要的是热量不能散发到大气中去,而且回收的水和油应能重新循环进钻井液中。在最初的陆上试验中,对这些回收的基础油进行分析发现,处理过程对于油或油在钻井液中的性能只有很少影响或没有影响。回收水中残留的油气含量一般小于20×10-6,悬浮固相含量在5～15 mg/L之间,处理后的惰性粉末中残存的油气含量低于0.1%。

5 现场试验

为确保所有部件都能有效运转,回收材料能够满足法规要求,一旦完成最初的改进,就必须进行现场试验,以验证其原理和处理程序。包括确认所回收的油可重新用于钻井液体系中,处理后的水和固相的性能符合海上排放要求。在整个开发阶段中,作业公司一直积极参与,这些试验的所有阶段海上装置都正常运行。

◇第一套系统,能够在2个海域作业,于2001年4月进行了海上安装;

◇第一次海上试验于2001年6月在 Glomar Arctic Ⅲ平台 (现在是 GSF Arctic Ⅲ平台)进行;

◇又进行了两次现场试验以验证是否符合法规的要求,如Dti公司和不同环境组织再次对Skene油田进行了技术检查;

◇完成第三次试验后Dti公司将该装置选作海上处理和排放钻屑的候选方案;

◇2003年建成第一座 950 kW的钻屑处理装置。

6 海上作业

由于早期现场试验顺利完成而且该技术能够满足海上排放的法规要求,2003年对这种处理方法进行了彻底的商业化。从那时以来,共有8个作业公司在U KCS海上处理了超过30 000 t的钻屑,包括高温高压井、444.5 mm井眼段及二者兼具的井。在这些钻速较高且井眼较大的井段,短时间内所产生的钻屑超过了装置的处理能力,为此配备了储存罐以起到一定的缓冲作用。因此,在连续处理24 h钻井作业中所产生的钻屑时可以部分“脱机”。从处理过程中所回收的油一般重新用于非水基钻井液,排放到海里的粉末中油气含量一般低于0.1%(法规的上限是1%),符合法规要求。在大多数情况下,回收的水也排放到海里以润湿处理过的粉末,避免海上排放过程中产生粉尘。

迄今已在海上处理了30 000 t钻屑,节省了112 500台次起重机,少用7 500个集装箱。此外,无须再对约18 000 t回收的粉末进行填埋处理,因为都可以排放到海里。处理过程中所回收的油可以重复利用,总计多达2 862 m3。

7 实例

2006年7月,2台锤磨机型热脱附装置首次运送到U KCS的一个半潜式平台,必要的输送设备也准备就绪,用非水基钻井液钻一批井。950 kW的机器安装在船尾甲板的右舷。装置由4个模块组成,占地面积64 m2,甲板载荷1.5 t/m2。共钻了8口井,在海上处理了9 000 t钻屑,节省需动用的钻屑储存罐2 250个,并节省多达33 750台次的起重机,减少了风险并提高了安全性。回收的所有基础油都重新用于钻井液体系,处理后的固相粉末中油气含量低于0.1%(质量),可利用现有的钻屑排放管线排放到海中。由于处理后的固相粉末直接从船上排放,不需要在陆地上建填埋场处理,减少了对环境的影响。

2007年5月,第二套海上热脱附装置运送到U KCS同一个作业公司的另一个半潜式平台上。从那时以来,共钻了3口井,在海上处理了6 000 t钻屑,与另一个钻井平台的热处理程序非常相似,节省了1 500个钻屑储存罐和22 500台次起重机。同样,所有回收的基础油都重复利用,处理后的固相粉末排放到海中。

随着2套热处理装置在2个钻井平台上的作业,迄今已在海上处理了15 000 t钻屑,节省2 750个钻屑储存罐和56 250台次起重机。所有这些都有助于作业环境的安全,累计超过46 000工时。出于环境考虑,因为所有固相都得到处理,处理后的固相中油气含量降低至＜0.1%,处理后的所有固相都可以直接排放而非运到陆地填埋。如果钻屑在陆上处理就只能进行填埋。

8 结论

已证实在海上处理钻屑是一种可行的选择,该方法可以提高安全性,减少对环境的影响,同时简化后勤工作。锤磨机型热脱附装置能够有效地降低钻屑中的油含量,除最严格的“零排放”法规外,可满足所有法规要求。

处理过程的温度在240～260℃之间,回收的基础油性能不受处理工艺的影响,可以重复用于钻井液体系。平均处理能力为6 t/h,足以满足大多数钻井作业要求;特别是,如果配备了缓冲罐,还可使处理过程“脱机”运行,同时调节大井眼钻井所产生的过多钻屑。装置的占地面积较小,为64 m2,因此可用于大多数移动式海上平台,处理过程是在船上完成的。无须“起重箱或船运”即可海上处理钻屑,这种方法只需要一套热处理装置,因此其处理能力得到充分优化。

随着非水基钻井液的应用日益增多,世界各地的环境法规会更加严格,海上热脱附装置处理钻屑技术将在工业上发挥更大的作用。

资料来源于美国《IADC/SPE 112727》

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.6.017

2009-04-13)