渤海油田水基钻井液体系优化研究

雷志永，陈 强，张 鹏，刘晓东，何 斌

(中海油田服务股份有限公司 天津300459)

0 引 言

随着渤海油田的开发，环保局势越来越严峻，环保型钻井液势在必行，环保型钻井液可从水基钻井液、合成基钻井液着手。目前渤海湾钻井液受作业和局势所限，一直以水基钻井液为主，实现水基钻井液体系从使用、回收、再处理到再利用是当前面临的主要问题。要实现钻井液的回收再利用，就需要对钻井液进行固液分离，滤液也要在渤海所有区域通用，如果滤液不能通用，那么滤液的储存、运输将需要增加更多成本[1]。

1 渤海油田水基钻井液体系技术现状

针对渤海区块特点，在原有水基体系的基础上，对体系进行优化研究。以可生物降解的环保型聚合物为主剂，氯化钠、氯化钾和甲酸钾为抑制剂，实现渤海湾水基钻井液体系的简化和通用；根据地层特点，随着地层加深，为了使钻井液满足现场钻井需要，只需在基础配方的基础上提高盐的添加量来提高抑制性和抗温性，并根据地层特点采取针对性措施，以满足现场作业需求。渤海油田钻井液体系基本实现了添加 NaCl＋KCl/PF-COK 抑制剂的一套水基钻井液体系，而且适用于目前渤海各个区块作业。

针对渤海这一套水基体系支撑，依据 NaCl三大优势(优良抑制性、液相黏度高、静态稳定性好)及其抑制机理，从理论上验证以 NaCl为主的水基钻井液体系完全能够满足渤海油田大部分油井开发。

1.1 NaCl抑制性评价

如表1所示，对比几种抑制剂对于蒸馏水加入20%膨润土的抑制性，可以看出，+12%NaCl基本达到了抑制造浆的效果。继续通过防膨实验对比，+12%NaCl防膨率达90%，说明添加 NaCl对水敏性地层具有一定的防膨抑制作用。

表1 几种抑制剂的造浆抑制率实验Tab.1 Inhibition rate of several inhibitors on pulping

1.2 NaCl可提高液相黏度

NaCl抑制页岩分散机理不同于 KCl，NaCl主要是通过阻止钻井液水相进入地层泥页岩而起到抑制泥岩分散的作用，活度越低钻井液的抑制性越强。钻井液中引入 12%NaCl有效提高了钻井液的液相黏度，同时降低了侵入泥页岩的滤液量，达到了稳定井壁的作用。

1.3 NaCl提高静态稳定性

钻井液变质一般是由于(地层、地面、空气)的细菌侵入钻井液，对钻井液所含部分材料如淀粉、纤维素、树胶或类似物质引起细菌污染，使钻井液发生恶臭，pH值降低，从而严重影响钻井液静态稳定性。氯化钠可通过改变水的渗透压对付钻井液中的细菌(微生物)，高浓度盐水会提高钻井液水相与细菌(微生物)渗透压，让细菌脱水导致失水死亡，从而提高钻井液体系的静态稳定性。

1.4 NaCl机理验证

罗平亚院士所带领的团队从NaCl微观机理上进行了研究[2]。干蒙脱土的 d001为 1.011nm，与水充分混和后水湿钠蒙脱土的 d001增加到 1.905nm，增幅0.89nm约为3～4个水分子层厚；与柴油充分混和后的油湿钠蒙脱土的d001增加到1.285nm，约为一个柴油分子厚。

NaCl抑制机理:蒙脱石层间距1.011nm，完全水化后增加到 1.905nm，可进入 3～4个水分子，而加入10%NaCl后，只能进入约2个水分子。随着NaCl浓度增加，钠蒙脱土的 d001不断减小(小于表面完全水化的水湿钠蒙脱土)，说明其有抑制性，且随其浓度增加而增大。

由 NaCl的抑制机理可以验证，钻井液体系中引入 NaCl将使钻井液性能得到很好的改观，同时可以为实现渤海一套水基钻井液提供很好的技术支撑。目前引入 NaCl的钻井液体系，广泛应用于渤海油田各大区块，解决了蓬勃区块异常压力同层问题，解决了锦州 25-1区块起下钻困难及井壁稳定问题，解决了旅大 10-1、绥中 36-1区块储层压力亏空及起下钻困难。为使探井生态红区零排放尽快打开局面，也为解决渤中、垦利油田群的减排及起下钻等重大技术难题提供了一套经过优化的水基钻井液体系。

2 水基钻井液固液分离技术研究

通过调研和研究，固液分离技术也实现突破，通过压滤装置，压滤形成 80m3滤液可以继续配制钻井液回收再利用，不到 20m3滤饼在陆地进行再处理，每 100m3密度为 1.30g/cm3废弃钻井液可以减排80%，实现钻井液体系从室内研发到现场应用、回收、固液分离、滤液再使用、滤饼废弃处理的全生命周期管理，在实现减排的同时达到降本效果，为后期解决渤海油田钻井液零排放问题提供借鉴。

2.1 水基钻井液固液分离技术室内研究

通过调研和实地应用，选取合适的压滤机(模拟实验装备)，然后将现场取回的钻井液用压滤装置不加药剂直接压滤实验，但过滤不动，实验失败。因直接压滤不可行，继续进行附加实验，探索无药化处理方法，分别采用陶瓷负压吸附、超声破乳分层、臭氧破乳分层、加电极破乳等方法进行验证并得出结论:物理方法处理水基泥浆，不能实现废弃泥浆的固液相分离[3-4]。

尝试进行化学方式处理，先采用环保处理剂 PFClea对钻井液进行预处理，使钻井液化学絮凝分层，然后采用压滤装置进行压滤。钻井液通过环保处理剂化学预处理后，可通过压滤机实现完全分离，压制成滤饼和滤液。经测定，滤饼含水率仅有 32%，远远低于其他陆地油田滤饼含水率经验值60%。

2.2 压滤滤液室内实验论证

通过对滤液样品进行离子测定，压滤液中含氯根和钾离子含量分别为84000mg/L和25000mg/L，依据滤液离子含量和现场体系需求，模拟现场钻井液配方对滤液分别从无土相和土相两种体系进行室内评价实验，检验滤液对新浆的性能影响。实验结果表明，滤液在无土相体系中与海水对比性能无差异，在土相体系中亦无差异，离子含量与海水对比无明显差异，故用滤液对钻井液基础性能无影响。

2.3 水基钻井液固液分离设备中试

基于室内小型实验的数据支持，对现场所用钻井液体系用国内最先进的隔膜压榨设备——“成套破胶絮凝压滤设备”进行压滤工艺中试。

首先对现场返回的两种钻井液取小样，在室内进行絮凝实验，确定环保处理剂药剂和加量，见证絮凝时间和效果；然后根据室内实验结果，在破胶絮凝撬上，用 2m3淡水和专用环保处理剂配制环保处理液；继而在破胶絮凝撬上，对海上返回的 60m3钻井液进行絮凝作业；最后在压滤机撬上，进行压滤和隔膜压榨作业。

将压滤机压滤出的滤液和压制的滤饼完全分离，通过测定，滤饼含水量为 45%，远远低于 60%。由于试验期间天气极寒，设备布局和操作环境不够完善，设备工作效率只实现了80%，预计单机处理量20～25m3/h。通过评价滤液在无土相和土相体系的对比，滤液在无土相体系中与海水对比性能无差异，在土相体系中亦无差异，离子含量与海水对比无明显差异，故滤液再利用对钻井液无影响。

3 压滤滤液现场应用

根据室内实验评价，用压滤机处理过的钻井液所回收滤液对现用水基钻井液体系性能基本无影响，故在渤海油田 PL19-3-X井进行二次配浆作业，实现废钻井液滤液(后简称压滤旅游)配制钻井液满足优快环保经济钻井要求。

PL19-3-X井为大斜度定向井，设计井深2712m，垂深 1495.81m。本井 12-1/4"井段钻遇层位明化镇组，岩性主要以泥岩为主。本井 8-1/2"井段试用回收的废泥浆所挤压出的滤液替代传统海水配制的PEM钻井液进行现场作业。

通过性能数据分析对比，用压滤滤液配制的钻井液性能与用海水配制的钻井液性能基本相同，用压滤滤液所配钻井液可用于现场作业。

钻进期间，整个钻井液性能可控，切力、3/6转数据基本正常，返砂良好，失水始终控制在4mL左右；pH值在钻进期间下降较以往钻井液钻进期间较快，期间通过补充烧碱维持井浆pH值。倒划眼期间钻井液性能良好，变化不大，倒划期间偶有憋泵显示，局部倒划眼稍困难，属于该区块作业中正常现象。该井在钻进和倒划眼过程中，钻井液性能稳定，井眼状况稳定，最终确保尾管顺利到位。从现场的作业体系性能来看，使用压滤滤液配制的钻井液对体系流变性能没有影响，使用效果与海水配浆基本一致，钻进期间性能稳定，工程作业顺利。

通过室内优化实验和现场试用，根据现阶段地层差异和体系适应性，压滤液回用遵循如下原则:

①压滤机出来的滤液，需考虑进行简单水处理；②压滤液做到平行使用，根据滤液成分选定合适回用井及井段；③含有膨润土体系，建议使用配浆后混入50%的压滤液；④钻进期间的泥浆性能维护，应根据需求调整压滤液回用配比；⑤无土相体系，可直接使用压滤液进行配浆，根据性能要求调整压滤液配比，维护胶液性能稳定。

4 结 论

①目前渤海油田已经实现以氯化钠、氯化钾和甲酸钾为主抑制剂的一套水基钻井液体系，并在各个区块应用良好；②钻井液回收处理实现了“破胶-絮凝-压滤”的工艺目标，滤饼含水率仅 45%，远远低于陆地油田滤饼含水率经验值 60%，每 100m3密度为1.30g/cm3废弃钻井液，压滤形成80m³滤液可以继续配制钻井液回收再利用，20m3滤饼再处理，实现减排 80%；③使用压滤滤液配制的钻井液在 PL19-3-X井应用中，体系流变性能稳定，使用效果与海水配浆基本一致，钻进期间性能稳定，工程作业顺利，但其回用工艺和效果有待现场应用的进一步检验；④配套水基钻井液技术和固液分离技术使钻井液体系达到减量化处理和可回收再利用效果，降低海上废弃钻井液的运输成本和处理成本，为渤海油田水基钻井液体系从应用、回收到再利用和固废处理一体化提供借鉴。