PEM及GCL废弃钻井液体系处理室内研究

马魁菊，王仲广，郭海军，王超明，李羽

（中海油能源发展采油技术服务公司，天津 300452）

国内外的研究表明，随着钻井液处理剂的发展和钻井液技术不断完善，体系自身稳定性越来越好，护胶能力越来越强，严重影响着废钻井液的化学脱稳、脱水。将某些絮凝剂应用于废钻井液中，并辅其它机械脱水方法[1]，可使废钻井液在化学上达到较好的固液分离效果。本文实验选取渤海油田在用PEM钻井液体系和GCL钻井液体系进行实验室脱水试验研究。PEM钻井液体系是中国海域应用最广泛、最成熟的泥浆体系，具有一定的代表性；GCL钻井液体系为新开发的环保型钻井液体系，具有一定的仿油基泥浆性能。

1 实验部分

实验流程分两步：第一步，优选化学药剂对废钻井液进行一次处理，然后离心使固液分离；第二步，对分离出的水进行二次处理。实验所用废钻井液是按以下配方模拟配制。

1）PEM钻井液体系配方为：

3.5%搬土浆（海水）+0.3%Na2CO3+0.1%NaOH+0.3%包被抑制剂+0.2%聚阴离子纤维素（高粘）+1.5%褐煤树脂+0.5%抗盐降失水剂+3%聚合醇+5%KCl+1%低荧光防塌剂+0.15%生物聚合物+1%磺化酚醛树脂+重晶石（密度1.4g/cm3）。

2）GCL钻井液体体系配方：

3.5%搬土浆（海水）+0.3%Na2CO3+0.1%NaOH+3%固体聚合醇+2%无荧光白沥青防塌剂+0.15%生物聚合物+0.5%天然高分子降失水剂+0.2%天然高分子包被抑制剂+5%KCl+（重晶石）（密度 1.4g/cm3）。

难点分析：

PEM钻井液体系处理难点在于：高分子聚合物含量较高，破坏体系稳定性较难；总体含盐量较高（超过7%），对处理剂影响较大；含有3.5%黑色、红色添加剂，对后期水处理难度较大。

GCL钻井液体体系处理难点在于：总体含盐量较高（超过7%），对处理剂影响较大；含有一定量的油溶物质，不易处理。

1.1 优选化学药剂对废钻井液进行一次处理

根据资料显示，通常情况下离心转速越大，脱水率越高[2]，固、液相分离越彻底。因受到现场处理条件、设备的限制，离心转速也不能无限大，考虑到现场实际情况及处理成本等因素，将实验离心转速控制在1500r/min。

1.1.1 pH值对脱水率的影响

向体系中加入一定浓度的盐酸，离心测出脱水率，实验数据：当体系的 pH 值为 9.5、8、7、6、5 时，脱水率分别是0、8.26%、19.30%、26.21%、27.44%。

2.1.2 不同药剂对体系脱水率的影响

首先按照体系配方配制钻井液体系，常温养护24h后在70℃条件下滚动48h（主要是考虑接近现场工况条件），冷却后高速搅拌（11000r/min)20 min后备用。取出适量的钻井液边低速搅拌（400r/min）边加入一定量的药剂，搅拌10min后，将加入药剂后的泥浆放入离心机中，在1500r/min下离心10min[2],观察脱水情况。实验数据见表1至表5。

表1 无机絮凝剂对PEM钻井液体系脱水率的影响

表2 有机絮凝剂对PEM钻井液体系脱水率的影响

表3 无机絮凝剂对GCL钻井液体系脱水率的影响

表4 有机絮凝剂对GCL钻井液体系脱水率的影响

表5 无机絮凝剂和有机絮凝剂配合使用对GCL钻井液体系脱水率的影响

1.2 对分离出的水进行二次处理

依次向水中加入pH调节剂、氧化剂、有机絮凝剂，测出处理后水的pH值、COD值，实验数据见表6。

表6 二次处理实验数据

1.3 处理后废水回收再利用

使用处理后的一次废水按照PEM与GCL钻井液体系配方，进行模拟配置现场钻井液体系，实验数据见表7。

表7

2 结果与讨论

2.1 钻井液体系pH值通常在9～10之间，以达到有效抑制粘土的水化分散、提高钻井液的防塌效果，当在钻井液pH值小于8时，很多处理剂水溶性较差，粘土膨胀受到一定的抑制，体系稳定性能变差路[2]。根据钻井液体系材料的不同，在初步破坏体系稳定性能时，需要调整出不同的pH值。从表1数据可知，随着pH值的降低，体系稳定性逐渐变差，脱水率不断提高，但考虑到对设备腐蚀及二次水处理等影响因素，我们选择一次处理破胶实验的pH值为6。

2.2 针对PEM钻井液体系，从表2数据可以看出，随着四种无机絮凝剂加量增加，前期脱水率不断提高，当加药浓度增加到一定数值后脱水率则出现不同程度的下降；从表3数据可以看出，有机絮凝剂加入对脱水率的影响也是随着加量增加，前期脱水率有提高，但液面分层不清，分离出水浑浊，效果不好。结合表2表3数据可知，对于高分子聚合物较多的PEM钻井液体系，在pH调节剂的作用下，使用无机絮凝剂的脱水效果比使用有机絮凝剂好，以无机絮凝剂BHQ-102的脱水效果最好，加药质量分数为0.4%～0.5%时脱水率可达到50%以上。

2.3 针对GCL钻井液体系，从表4数据可以看出，随着无机絮凝剂加量的增加，脱水率逐渐上升，处理剂BHQ-102和聚合氯化铝的脱水效果差别不大；加药浓度在0.1～0.2%时，BHQ-102略优于聚合氯化铝；表5是有机絮凝剂的处理数据，对该体系而言，加入有机絮凝剂后出水较快，脱水效果比较明显，以加药量0.07%的BHQ-204脱水效果最优。从表6数据可以看出，采用无机絮凝剂与有机絮凝剂配合使用，可收到良好的协同效果，考虑到性价比因素，无机絮凝剂BHQ-102与有机絮凝剂BHQ-204质量分数分别为0.1%和0.03%可达到较理想的处理效果。

2.4 废泥浆一次处理破胶pH值为6，由于大量无机絮凝剂的加入，导致一次处理水pH值进一步降低，同时部分水质所含COD值相对较高，所以需要进行二次处理。而从表7数据可以看出，经过二次处理后，废钻井液经过处理后分离出的水可以达到国家排放要求。

2.5 根据上述操作过程，在实际操作过程中需要添加的主要设备有混合搅拌罐与高速离心机，处理出来的固体废弃物可回收运走，废水可用于配置钻井液体系使用，或二次处理后排海。

2.6 本试验主要采用化学絮凝与高速离心相配合，最大限度地分离出自由水，后期配合净水处理，达到排海标准。与陆地上常规的处理方法（挖坑加入化学药剂进行絮凝、固化、自然蒸发脱出水、掩埋）相比具有占地面积小、处理时效高等优点，能够满足海上处理废气钻井液的需求。

3 结论

3.1 一次处理破胶pH值为6，离心转速1500 r/min。

3.2 处理废PEM钻井液体系时使用无机絮凝剂BHQ-102脱水效果好，药剂加量在0.4%～0.5%时脱水率最高，达50%以上；

3.3 针对高聚物含量较少的GCL钻井液体系，无机絮凝剂与有机絮凝剂配合使用时，性价比高、处理效果较好；

3.4 经过一次处理的水质可配置现场泥浆使用，经过二次处理的水质，可达到直接排放标准，可减少50%以上的废弃物排放。

［1］薛玉志，马云谦，李公让，周守菊，王萍.海上废钻井液处理研究[J].石油钻探技术，2008，36（5）：12-16.

［2］马运庆，王伟忠，杨俊贞，刘云.浅谈钻井液pH值对处理剂的影响[J].钻井液与完井液，25（3）：77-78.