塔里木油田水基废钻井液无害化固化技术研究

针对塔里木油田水基废钻井液采用常规固化方法固化处理后，固化产物浸出液中污染物难以达标，特别是色度和COD值严重超标的情况，提出先破胶处理后再进行固化的工艺技术。通过大量实验，研究出了2种效果较好的破胶剂（SW-A、SW-B）和固化剂的配方，并优选出了破胶剂的最佳加量。SW-A适用于塔里木油田高密度（2．0g／cm^3）废钻井液，加量为60kg／t；SW-B适用于中密度（1．5g／cm。左右）和低密度（1．2g／cm^3左右）钻井液，加量为40kg／t。固化体强度为0．5MPa时的技术配方：高、中、低密度废钻井液，石灰的加量均为10％，水泥的加量分别为20％、25％和0；固化体强度为1．0MPa的技术配方：高、中、低密度废钻井液，石灰的加量均为10％，水泥的加量分别为25％、40％和40％。利用该固化工艺技术和配方对塔里木油田废钻井液进行处理，固化产物的强度大于0．5MPa时，固化物浸出液中污染物含量达到了国家污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准要求。     

吉林油田废钻井液固化实验研究

针对吉林油田废钻井液,确定了有效的固化配方,探讨了单一药剂对固化效果的影响,在此基础上采用正交试验方法,研究了各药剂对固化体强度和固化体浸出液的具体影响,并确定了最佳固化配方1．5％A＋1．0％B＋15．0％C＋8．0％D。研究表明,该固化方法能有效处理吉林油田废钻井液,固化强度好,浸出液毒性小,能满足国家综合污水排放标准GB8978—1996。同时,该固化方法也能很好地处理江汉和四川废钻井液,说明它具有很好的应用前景。     

探井残余压裂液固化处理实验研究

采用普通硅酸盐水泥和生石灰作固化基材，固化处理南阳油田探井残余压裂液，固化剂最佳配方为30％普通水泥＋20％生石灰＋0．5％－1％助凝剂＋2％吸水剂＋10％加重剂，可得到初凝时间适当，抗压强度较好的固化块。毒性浸泡实验表明，重金属和COD值得到最大程度的降低，完全达到对环境无害的要求。     

塔里木油田废钻井液固化技术研究

针对塔里木油田废钻井液采用常规固化方法固化处理后,固化产物浸出液中污染物难以达标,特别是色度和COD超标严重的实际情况,提出了先破胶处理后再进行固化的工艺。通过大量实验研究确定出了分别适合于塔里木油田高密度（P〉2．0g／cm^3左右）、中密度（ρ=1．5g／cm^3左右）和低密度（ρ=1．2g／cm^3左右）钻井液的破胶剂和固化剂的配方。通过该工艺和配方对塔里木油田废钻井液进行处理,固化产物的强度超过0．5MPa以上,固化物浸出液中污染物含量达到国家污水综合排放标准（GB8978—1996）一级标准要求。     

聚合醇防塌润滑剂PGP-3及其钻井液的应用

开发了一种钻井液用聚合醇防塌润滑剂PGP－3，岩屑回收和岩心浸泡实验结果表明，PGP－3的抑制性能优于KCl水溶液，PGP－3与KCl合用时抑制效果更好，在膨润土抑制实验和极压润滑系数测定中确定PGP－3的最佳用量为3％，3％，PGP－3处理的6％粘土浆的流变参数（AV，PV，YP）和滤失量，随滚动温度的升高（100－200℃）而升高，与SMP相比，其耐温性良好，在膨润土浆中PGP－3可与低粘CMC，高粘CMC，SMP，PSC等处理剂配伍,使用PGP－3的钻井液最佳配方为：3％PGP－3＋0．2％PAM＋2％SMP＋1％PSC＋0．5％SJ－1＋0．1％NaOH，最佳配方PGP－3钻井液污染后岩心的渗透率恢复率超过90％，高于3％MMH钻井液及加入屏蔽暂堵剂YFP的3％MMH钻井液污染后岩心的渗透率恢复率，所开发的聚合醇钻井液已在胜利油田80余口井钻井中使用，介绍了一口斜井，一口分支水平井和一口水平探井钻井中应用的情况。     

冀东油田水平井钻井液体系的研究与应用

针对冀东油田水平井钻井液的技术难点,设计开发了无土相钻井液体系,体系配方为：海水＋0．1％NaOH＋0．15％Na2CO3＋0．7％增粘剂HVIS＋1．5％降滤失剂HFLO＋2％抑制剂HPA＋1％润滑剂HLB＋5％KCl＋5％暂堵剂QWY。研究结果表明,该体系具有很好的抑制性、抗温性、抗污染性、润滑性及储层保护性能,热滚回收率达93％,泥饼粘滞系数0．0875,LSRV达90000mPa·s以上,破胶后渗透率恢复值达90％以上。现场应用表明,该钻井液体系能满足水平井及大斜度井钻井的技术要求,具有良好的推广应用价值。     

废弃水基钻井液的固化处理研究

针对胜利油田庄113-平1油井的废弃水基钻井液进行了室内固化处理，确定了固化剂体系组成及最佳用量：水泥加量40％、粉煤灰加量30％、搬土加量10％、氧化钙加量2％，在此条件下，废弃钻井液的固化处理效果最好。固化物的浸出液检测结果表明，其COD值为110mg／L，达到国家污水排放标准。此固化处理方法成本低廉，操作简单，具有较好的经济与环境效益。     

吐哈油田废钻井液脱稳固化技术研究

目前钻井井场普遍采用固化处理后掩埋复耕的方法处理废钻井液，但固化体中的污染物易被水浸泡出来，固化后仍存在污染环境的风险。对吐哈油田废钻井液，决定采用先破胶再进行固化的处理方法，并通过实验研究，确定出了适合于吐哈油田废钻井液的破胶剂和固化剂配方。该工艺和配方对吐哈油田废钻井液进行了固化处理，固化产物的强度大于0．4MPa，固化物浸出液中污染物含量达到国家污水综合排放标准二级标准要求。     

盐水钻井液高温老化后pH值与亚甲基蓝容量的变化

测定了含盐量不同的3％黏土钻井液在150℃滚动老化16小时后，pH值和亚甲基蓝容量Cm的变化，及加入0．3％表面活性剂单剂、0．4％二元复配剂的影响。随含盐量的增大，钻井液的pH值持续降低，含盐量由0％增至35％时。原始pH值和老化后pH值的降幅分别为1．86和2．33，老化引起的pH降幅由0．46增至0．93；含盐量由0％增至25％时，原始CMB值由1．38增至1．75，老化后Cm值由1．52增至1．75，35％含盐量时分别降至1．70和1．72，老化引起的CMB变幅，0％含盐量时最大，为＋0．14，含盐量1％～35％时在-0．03～＋0．03间波动。加入表面活性剂单剂一般情况下使老化前后钻井液的pH值略有降低，老化引起的pH值降幅增大；单剂使含盐量增大引起的C№值降幅和老化引起的Cm变幅均减小，减小程度以SP-80最显著，OP-10次之，ABS最小。加入筛选的复配剂（OP-10＋SP-80，ABS＋SP-80，ABS＋OP-10）特别是后2种，使钻井液原始Cm值普遍减小，含盐量增大引起的CMB值变幅减小，老化引起的Cm值变幅由负变正，35％含盐量钻井液老化后pH值降幅小，CMB值小。表1参1。     

高钙盐钻井液在塔中地区中1H井的应用

塔里木盆地塔中地区沉积环境复杂，平均井深〉5000m，用聚磺体系钻井液钻进时常发生井壁坍塌、阻卡、扭矩增大等现象．在石炭系地层尤为严重，同时还常钻遇含Cl^-极高的地层水。为此设计了由多种抗温降滤失剂（PAM-S、CPS-2000、Siop—E），防塌剂（GXC、AOP-1、聚合醇），高温降滤失剂SMP等配成的高钙盐钻井液。在该钻井液滤液中，页岩高温高压（120℃，2MPa）膨胀量（0．46mm）小于，页岩150℃、24h滚动回收率（92．6％）和岩心渗透率恢复率（96，2％）大于原用聚磺钻井液滤液中的值；被1／5体积的含Cl^-80g／L、含Ca^2＋ 2g／L的地层水污染后用重晶石将密度调至原值，该钻井液的各项性能可完全恢复。详细介绍了在中1H评价井钻进中，该钻井液的配制、转化、维护和处理，包括Ca^2＋含量和氯化钙消耗量，聚合铝含量、膨润土含量、HTHP滤失量及pH值的控制。中1H井石炭系井段平均井径扩大率为11．55％，比使用聚磺钻井液的中1井降低64．5％，钻速提高1、16倍。讨论了该钻井液的防塌机理。图2表2参2。     

大庆油田废钻井液固化处理研究

废钻井液是一种含粘土，加重材料，各种化学处理剂，污水，污油及钻屑的多项稳态胶体悬浮体系，主要成分是烃类，盐类，各种聚合物，木质素磺酸盐，某些金属离子和重晶石中的杂质，对环境造成危害。研制出了粉煤灰复合材料固化体系。该复合材料是选用粉煤灰和水泥作为主要固化剂，辅以化学添加剂的固化体系。现场应用表明，采用粉煤灰复合材料固化体系，固化物强度高，硬化速度快，固化物的浸出液毒性均在GB3550-83的控制指标内。该方法能显著降低废钻井液中金属离子和有机质对土壤的侵蚀和土壤沥滤程度，从而减少对环境的影响和危害。回填还耕也比较容易，并且成本低，具有较好的社会与经济效益。     

次生有机阳离子聚合物钻井液技术

以无固相清液聚合物钻井液为基础，研制开发了次生有机阳离子形成剂CSJ-1和滤失性能控制剂FL-1，并组成了次生有机阳离子聚合物钻井液。该钻井液总结了阴离子和阳离子聚合物钻井液的特点，具有极强的抑制防塌能力和良好的性能可控性．可配制无固相和低固相体系，可采用PACl41、FA-367或HV-CMC来提高粘度。CSJ-1与阴离子型钻井液处理剂相容性好，具有与阳离子聚季铵相媲美的防塌能力以及增强高分子量聚合物絮凝能力的作用，而且在使用过程中可与常用聚合物处理剂优先发生作用，可用作絮凝剂或(和)防塌剂；FL-1在无固相和低固相体系中均有较好的降滤失效果。该钻井液技术在安塞、靖边等油田各类油气井中应用100多口井，均收到良好效果：有效控制了井塌，井眼规则，提高了电测一次成功率和机械钻速。     

煤层气聚合物钻井废液无害化处理研究

针对煤层气钻井液类型、钻井废液组成、特点及危害分析,根据煤层气钻井特点及煤层气废泥浆现场处理要求,提出了对煤层气钻井废液进行现场进行无害化处理优化工艺研究。通过对处理钻井废液各处理剂研究,得到处理无害化煤层气钻进废液的优化工艺条件:PC-1脱稳混凝剂加量为8000mg/L;QP混凝助剂加量为30mg/L;YH处理剂加量为1000mg/L,pH值为5～6,作用时间为50min。钻井废泥浆固化处理优化工艺:固化剂:FS为加量7%;破胶催化剂:CPCA加量为1.5%～2.0%。通过上述优化工艺对煤层气聚合物钻井废液处理后各项指标达到一级排放标准(GB8978-1996)。     

钻井废液固化治理技术在四川油气田的应用

钻井废液尤其是含有矿物油、盐类、重金属以及有机聚合物等污染物的钻井废液，直接排放必然会对环境产生严重影响，是环境污染治理的难点和重点之一。为此，根据前期在室内的固化试验研究成果，提出了固化治理的技术思路和对策。现场试验应用证明：以7%～8％水泥+7%～8％粉煤灰+3%～5％石膏+6%～8.5％硫酸铝+2%～4％无机固化主剂A的复合固化剂为基础的固化处理技术，可以使浸出液污染物浓度达到国家污水综合排放一级标准；钻井废液固化技术可以使固化胚体达到强度、环保的要求，可实现覆土还耕。该技术成本低、效果好，具有应用价值，可带来一定的经济效益和社会效益。     

渤南油田高混油水基钻井液体系研究与应用

室内研制了一种高混油水基钻井液,其基本配方为：（0.3%-0.5%）聚丙烯酰胺＋（1.0%-1.5%）胺基聚合物＋（2%-3%）防塌剂＋（2%-3%）羧甲基磺化酚醛树脂＋（2%-3%）胶乳沥青＋（0.5%-1%）流型调节剂＋（8%-20%）原油＋（1.5%-2.5%）聚合醇＋（3%-4%）BH-1润滑剂。实验结果表明,原油加量为20%时,钻井液体系具有：较好的流变性能及润滑性能;抗劣质土污染达6%,抗盐污染可达5%;强抑制防塌性能、高密度润滑性,以及较好的抗高温能力;渗透率恢复值可达90%,对油层污染小,良好的油气层保护效果。该钻井液体系在渤南油田义123区块应用取得成功。     

冀东油田废钻井液固化处理技术

针对冀东油田地下水位高、废钻井液中矿化度高的特点．开发出了一种新型废钻井液固化技术。该技术通过在废钻井液中均匀加入特制固化剂，使其迅速破乳、稠化而胶凝．最后生成以钙矾石、盐以及水化硅酸钙凝胶为主的具有一定抗压强度的固体团块，回收用以建设井场．以达到控制污染物，保护环境之目的。废钻井液固化体5d抗压强度不小于1．0MPa．浸泡48h后强度不降低；浸出液水质达到国家综合污水二级排放标准；固化物初凝时间短．初凝4h后人可行走；有一定的抗盐性．Cl-含量可达6000mg／L。截至2002年底．冀东油田已对近100口井的废钻井液进行了固化处理，治理废钻井液达到3万多立方米．增加井场有效使用面积20000m2．既保护了油田生态环境，改善了工农关系，也节约了投资，具有很高的经济效益和环境效益。该项技术特别适合在滩海油田中应用。     

FL-H2-L煤层气五分支水平井绒囊钻井液技术

FL-H2-L五分支水平生产井位于鄂尔多斯盆地吕梁复背斜西翼,目的层为山西组3#、4#、5#煤层3段煤层气藏.该井一开采用膨润土钻井液,二开采用空气、清水钻井液,三开五分支水平井采用无固相绒囊钻井液,其配方为:清水+(0.3％～0.4％)定位剂+(1.0％～1.5％)成层剂+(0.2％～0.3％)强层剂+(0.1％～0.5％)成核剂+(0.1％～0.5％)成膜剂.在现场应用中,控制现场钻井液密度为0.90～0.98 g/cm3,黏度为30～50 s,通过利用绒囊钻井液的自匹配全尺寸封堵、高效携带悬浮钻屑、强力润滑减阻等优点,同时将漏失速率控制在2 m3/h以下,保证储层渗流通道畅通.通过应用该钻井液,五分支水平井段(长度分别为1 050、1 050、1 012、965和828 m)的纯钻时间为624h,平均机械钻速为7.5 m/h,该分支井的钻井周期为32 d,比设计周期(60d)缩短了28 d.     

巴喀地区防塌钻井液技术的研究与试验

通过开展X-射线衍射分析以及滚动回收率和膨胀率实验,分析了巴喀地区地层黏土矿物理化性能变化规律。针对巴喀地层岩性特点和钻井液使用技术难点,结合现用的几种钻井液体系(分别为聚磺钻井液、聚醚多元醇钻井液和胺基聚醇钻井液),主要开展了常规性能、抑制性能和封堵防塌能力的评价,并采用最佳配方钻井液在柯21-平1井进行了现场试验。实验结果表明,煤层黏土矿物含量较高,且以伊/蒙混层为主,要求钻井液在煤层井段应具备强抑制性,下部应具备封堵防塌能力。优选出抑制性和封堵防塌能力均最好的胺基聚醇钻井液体系配方为(4%~5%)膨润土+0.5%胺基聚醇AP-1+0.5%铝基聚合物防塌剂DLP-1+(0.8%~1%)水解聚丙烯腈钠盐NaHPAN+0.5%NaOH+(0.3%~0.5%)羧甲基纤维素CMC+(3%~4%)阳离子乳化沥青+3%磺甲基酚醛树脂SMP-1+(3%~5%)磺甲基酚醛树脂SMP-2+3%褐煤树脂SPNH+2%无侵入保护剂BST-2+3%磺化单宁SMT+(2%-4%)磺化腐殖酸铬PSC,其API滤失量4.2mL,高温高压滤失量为12mL,能有效抑制泥岩水化膨胀,具有良好的封堵防塌能力。柯21-平1井的现场试验结果表明,煤层段钻井过程中未发生井下复杂事故,成功钻穿多套煤层及含煤地层,同时,还确保了定向钻井时的井壁稳定,使钻井周期明显缩短,且钻井液性能易于维护,操作简单,满足了煤层井段安全钻井的要求。图2表6参3     

HXO钻井液体系性能评价

HXO体系是一种新型钻井液。室内对该体系的毒性，流变性，抑制性，润滑性能，抗温性等进行了试验，结果表明，处理剂HXO－1的分子结构与传统聚合物有明显区别，HXO钻井液无毒，不污染环境；润滑性好，在不加润滑剂的情况下，润滑性能明显优于传统的聚合物钻井液体系；HXO－1的成本约为丙烯类共聚物成本的60％，而在钻井液中的加量为0．2％－0．8％，明显低于聚合醇类处理剂用量；抑制性，滚动回收率高，水化膨胀率与FA367、K－PAM相当，水溶性好，配浆速度快，均匀，没有结块或“鱼眼”现象，可避免处理剂振动筛除掉；处理剂HXO－1无荧光，不影响地质录井。