Treatment Technology of Waste Drilling Fluids in the Linxing-Shenfu Well Area
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摘要: 为了解决临兴–神府井区废弃钻井液处理效率低、处理成本高等问题，开展了废弃钻井液无害化处理与重复利用技术研究。在分析废弃钻井液特性以及处理难点的基础上，研发了无毒、廉价的复合高效固化剂和复合铝盐破胶剂，产生的破胶压滤液经处理后用于配制钻井液；结合减量处理设备，研究形成了废弃钻井液无害化处理与重复利用技术。现场试验表明，废弃钻井液经减量处理设备分离后，钻屑含液率低于30%，钻屑质量减少20%～40%；固相含量大的废弃钻井液加入15%固化剂进行固化处理，24 h后即可直接运输，3 d后固化物浸出液满足环保要求；含水率较高的废弃钻井液中加入4.29%破胶剂，即可实现高效破胶，破胶压滤液经处理后可用来配制钻井液，其性能满足钻井要求。废弃钻井液无害化处理与重复利用技术解决了临兴–神府井区的废弃钻井液处理难题，具有较好的推广应用价值。Abstract: In order to solve the problems of low treatment efficiency, high treatment cost of waste drilling fluids in the Linxing-Shenfu Well Area, a technical research on harmless treatment and reuse technology of waste drilling fluids was carried out. After analyzing the characteristics of the waste drilling fluids and the difficulties in the treatment, a non-toxic composite curing agent with low cost and high efficiency, as well as aluminum salt gel breaker were developed, and the gel-breaking filtrate produced was processed for compound drilling fluids. Combined with the reduction treatment equipment, a harmless treatment and reuse technology of waste drilling fluids was formed. The field test results showed that the liquid content of cuttings was less than 30% and the weight of cuttings reduced by 20%–40% after the separation of the waste drilling fluids by reduction treatment equipment. The waste drilling fluids with high solid content can be directly transported 24 hours after the addition of 15% curing agent, and the leaching fluid can meet the requirements for environmental protection after 3 days. When a 4.29% gel breaker was added to the waste drilling fluids with high water content, a high-efficiency gel breaking can be achieved. The gel-breaking filtrate can be used for compound drilling fluids after treatment, which can meet the operational requirements for drilling. The harmless treatment and reuse technology of waste drilling fluids have solved the problem in treating waste drilling fluids in Linxing-Shenfu Well Area, with good promotion and application value.
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Keywords:
- drilling fluids /
- gel breaking /
- curing /
- harmless treatment /
- reuse technology /
- Linxing-Shenfu well area
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超临界CO2具有类似气体的低黏度和接近液体的高密度，同时具有高扩散系数和良好的溶解性，因此，在非常规油气开发中具有巨大的优势[1-11]，有望形成集钻井、压裂、采气和CO2埋存为一体的高效油气开采技术。采用超临界CO2作为钻井流体钻井具有破岩门限压力低、机械钻速快的特点，能够缩短钻井周期[12-16]。此外，超临界CO2用于无水压裂时易形成复杂裂缝网络，并且能够在提高油气采收率的同时实现CO2的地下埋存[2, 17-18]。
超临界CO2水平环空携砂是超临界CO2钻井及压裂技术应用中的基础问题，涉及井眼清洁及压裂支撑剂泵注的水力参数优化设计[19-20]。与常规工作流体相比，超临界CO2物性参数对温度和压力敏感，工程参数对其在井筒内流动和传热影响的规律复杂。沈忠厚等人[20]通过模拟发现，超临界CO2水平环空携岩存在一个临界密度，可根据最小动能准则来确定不同密度超临界CO2携岩的最小流动速度。李良川等人[21]通过试验研究了超临界CO2在井筒内的携岩能力，发现试验数据与Angel理论模型的计算结果基本吻合。霍洪俊等人[22-23]通过数值模拟发现超临界CO2携带岩屑在水平环空中运移时会出现分层流动的现象，并分析了超临界CO2在斜井临界环空上返速度的变化规律。宋维强等人[24-25]模拟了超临界CO2在直井段和水平段环空中携带岩屑的运移规律，发现温度和压力对岩屑粒径的分布有影响。
由于进行超临界CO2携砂试验时压力、温度比较难控制，因此当前多采用模拟手段研究水平段环空中超临界CO2的携砂性能，并且已有试验研究由于试验装置尺寸和性能参数的限制，试验参数选取范围较窄，仅对超临界CO2的井筒携砂性能进行了初步探索，关键参数的影响规律尚不明确。基于此，笔者运用相似原理，设计了超临界CO2水平环空携砂试验装置，并以环空中砂粒运移速度和砂床高度为标准，利用该试验装置研究了注入质量流量、砂比、出口压力和流体温度对超临界CO2水平环空携砂能力的影响。研究结果可为超临界CO2钻井和压裂过程中水力参数的设计提供理论基础。
1. 超临界CO2水平环空携砂试验装置
试验过程涉及CO2存储、超临界CO2生成及泵注、水平环空井筒、安全控制及循环管路等，其中水平环空井筒是携砂试验的关键。为了模拟现场水平环空流体携砂运移过程，笔者结合现场实际和室内试验条件，运用相似原理，设计了水平环空携砂模拟试验装置，其主要由水平环空井筒、加砂装置和除砂除水装置组成，如图1所示。
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图 1 水平环空携砂模拟试验装置Figure 1. Simulation device for sand-carrying tests in horizontal annulus1）水平环空井筒。井筒外管为1Cr18Ni9Ti薄壁管，标准承压30 MPa，总长3.50 m，环空内径38.0 mm、外径62.0 mm；内管主要为有机玻璃管，为防止砂粒碰撞摩擦而使有机玻璃管表面变粗糙导致透光性变差，正对可视窗口处的内管使用有机耐磨玻璃管。井筒上分布有压力传感器、温度传感器，并设有直径20.0 mm的对开耐高压石英玻璃观察窗，距井筒出口0.32 m。试验中可通过数据采集系统自动采集压力、流体温度等数据，并利用高速摄影装置监测记录砂粒在环空中的运移过程、流体相态变化、砂粒运动速度和砂床高度等相关试验数据。
水平井筒的设计满足几何相似和动力相似：模拟环空井筒的尺寸与现场油套环空尺寸满足几何相似；动力相似选择雷诺数，用于研究封闭系统内流体的运动，并考虑了流体的质量惯性力和黏性力。
a）几何相似。选择现场油套环空尺寸作为原型，套管外径dco为139.7 mm、内径dci为121.5 mm，油管外径dto为74.5 mm、内径ddi为62.0 mm，水力直径dcf为46.9 mm；模拟井筒外管内径doi为62.0 mm，内管外径dio为38.0 mm，水力直径dmf为24.0 mm，满足几何相似条件：
dci−dtodoi−dio=dcfdmf=1.96 (1) b）雷诺数相似。雷诺数相似的关系式为：
ρfvflfμf=ρmvmlmμm (2) 式中：ρf为实际流体密度，kg/m3；vf为实际环空流体流速，m/s；lf为实际流场特征长度，m；μf为实际流体黏度，Pa·s；ρm为模拟流体密度，kg/m3；vm为模拟环空流体流速，m/s；lm为模拟流场特征长度，m；μm为模拟流体黏度，Pa·s。
假设现场施工和室内模拟试验用超临界CO2的密度和黏度相同，则式（2）可变为：
vmvf=lflm = dfdm=1.96 (3) 由于试验所用泵排量的限制，试验过程中注入超临界CO2的质量流量较小，相当于模拟现场低排量下超临界CO2携带支撑剂运移的情况。
2）加砂装置。加砂装置由加砂罐、加砂套筒、加砂电机和搅笼等组成。搅笼与加砂电机连接，并置于加砂套筒内部，可通过加砂电机控制加砂速度，实现对砂比的精确控制，最高加砂速度350 L/h。试验中的砂比为加砂排量与携砂液的总排量之比。
3）除砂除水装置。除砂除水装置主要由砂粒收集装置和净化装置组成，砂粒收集装置用来分离CO2和砂粒，收集的砂粒可取出称重；净化装置主要用来对除砂后的CO2进行干燥净化，以满足循环使用的要求。
此外，试验所用泵注系统的最大排量为30 L/min，额定压力为100 MPa，限定安全压力为50 MPa。超临界CO2生成系统采用循环水浴加热，水温可在0～100 ℃间任意调节，误差±0.5 ℃。
2. 试验方案及试验步骤
2.1 试验材料及方案
试验选用纯度为 99.9%的瓶装CO2，使用的模拟砂为20/40目的陶粒，平均粒径为0.6 mm，使用前进行洗净干燥，以避免杂质对试验结果和循环系统造成影响。
水平环空携砂试验主要研究不同泵注参数对砂粒在水平环空中的运移速度及砂床高度的影响。具体方案为：1）保持井筒流体温度为50 ℃，井筒流体出口压力为12 MPa，砂比为9%，观察超临界CO2质量流量分别为0.135，0.160，0.178，0.223和0.268 kg/s时水平环空中砂粒的运移情况，以分析超临界CO2质量流量对砂粒运移的影响；2）保持超临界CO2泵注质量流量为0.26 kg/s，井筒流体出口压力为12 MPa，井筒流体温度为50 ℃，观察砂比分别为3.5%、4.5%、5.5%、6.5%和7.5%时水平环空中砂粒的运移情况，以分析砂比对砂粒运移的影响；3）保持超临界CO2泵注质量流量为0.26 kg/s，砂比为9%，井筒流体温度为50 ℃，观察出口压力分别为9，10，12，14和16 MPa时水平环空中砂粒的运移情况，以分析出口压力对砂粒运移的影响；4）保持井筒流体出口压力为12 MPa，超临界CO2泵注质量流量为0.26 kg/s，砂比为9 %，观察井筒流体温度分别为40，45，50，55和60 ℃时水平环空中砂粒的运移情况，以分析井筒流体温度对砂粒运移的影响。
2.2 试验步骤
1）打开气源，利用制冷机组将CO2液化存储在液态CO2储罐中，启动柱塞泵，将液态CO2泵至缓冲罐中进行加热，生成超临界CO2；
2）将超临界CO2缓慢注入井筒，同时打开井筒循环水浴保温装置，将柱塞泵排量调至设计流量；
3）关闭气源，开启井筒出口与储液罐间的节流阀，使系统内部流体达到循环状态，通过调节井筒出口回压控制井筒内部流体压力；
4）井筒内流体循环达到稳定状态后，开启加砂电机，通过调节电机转速调整加砂速度；
5）监测记录水平环空内颗粒的运动；
6）针对不同的试验参数重复以上各步骤。
3. 砂粒运移影响因素分析
3.1 超临界CO2质量流量
流速是影响环空内流体携岩输砂效果的主要参数，不同超临界CO2质量流量下水平环空内砂粒的运移速度如图2所示。从图2可以看出，随着超临界CO2注入质量流量增大，砂粒在环空内的运移速度明显提高。此外，随着砂粒不断注入，不同质量流量下砂粒的运移速度均表现为逐渐增大并趋于稳定的趋势。这是因为环空中的砂粒以悬浮、跃移的形式输送，随着砂粒持续注入，砂粒会逐渐沉降在底部形成砂床（见图3），导致环空过流面积逐渐减小，使得超临界CO2流速不断增大，直至达到砂粒能够克服沉降阻力的临界流速并保持稳定。
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图 2 超临界CO2质量流量对水平环空中砂粒运移速度的影响Figure 2. Effect of supercritical CO2 mass flow on sand transport velocity in horizontal annulus![]()
图 3 水平环空中超临界CO2输送砂粒形态Figure 3. Shape of sand transported by supercritical CO2 in horizontal annulus不同超临界CO2质量流量下水平环空内砂床的平衡高度如图4所示。从图4可以看出，砂床平衡高度随超临界CO2质量流量增大整体上呈线性减小趋势。由于超临界CO2在环空上部的流动速度比下部快，且高速区的范围会随超临界CO2质量流量增大而扩大[26]，导致环空内紊流区的范围和强度随超临界CO2质量流量增大而增大，作用在砂粒上的曳力和升力随之增大，使更多的砂粒进入悬浮层，并且运移距离也随之增大，最终使砂床平衡高度降低。因此，施工过程中在设备能力允许的情况下，应尽量提高超临界CO2的注入质量流量，以在环空内产生范围较大的能悬浮运移砂粒的高速流动区，避免井下砂埋和砂卡等的发生。
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图 4 不同超临界CO2质量流量下水平环空中砂床的平衡高度Figure 4. Equilibrium height of sand bed in horizontal annulus with different mass flow of supercritical CO23.2 砂比
由上文分析可知，砂粒运移速度趋于稳定时形成了高度稳定的砂床。而不同砂比下水平环空中砂粒的运移速度如图5所示。
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图 5 砂比对水平环空砂粒粒运移速度的影响Figure 5. Effect of sand concentration on sand transport velocity in horizontal annulus由图5可知：环空内形成高度稳定的砂床前，砂比对砂粒在环空中运移速度的影响较弱；环空内形成高度稳定的砂床后，随着砂比增大，砂粒在环空中的运移速度加快，这说明砂比增大，形成稳定砂床的高度增大，使得过流面积减小，导致砂粒运移速度随砂比增大而加快。
不同砂比条件下，水平环空砂床的平衡高度如图6所示。
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图 6 不同砂比下水平环空砂床的平衡高度Figure 6. Equilibrium height of sand bed in horizontal annulus at different sand concentrations由图6可知，砂床的平衡高度随砂比增大呈线性增大。这是因为环空内砂比增大，会使砂粒与砂粒、砂粒与管壁之间的相互作用增大，导致砂粒运移需要更大的驱动力；同时，砂比增大，超临界CO2和砂粒之间的动量交换相对减少[24]，砂粒更容易沉积在环空底部，最终导致砂床平衡高度增大。
3.3 出口压力
超临界CO2具有较强的压缩性，其物性参数对温度和压力的变化比较敏感。不同出口压力下水平环空中砂粒运移速度的变化如图7所示。
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图 7 出口压力对水平环空砂粒运移速度的影响Figure 7. Effect of outlet pressure on sand transport velocity in horizontal annulus由图7可知，砂粒运移速度随出口升高而降低，但出口压力升至10 MPa后，砂粒运移速度的降低幅度逐渐减小。这是因为出口压力升高，导致环空内超临界CO2的密度增大，而超临界CO2的质量流量不变，因此根据质量守恒定律，可知其流速减小，使得砂粒的运移速度降低；另外，在高压条件下超临界CO2的密度和黏度对压力变化的敏感性较低，使压力升高对砂粒运移速度的影响减弱。
不同出口压力下砂床的平衡高度如图8所示。由图8可知，砂床平衡高度整体上呈现出随出口压力升高而升高的趋势，这主要与不同出口压力下环空内流体的流速相关。现场应用中，应合理调节环空内压力，以使超临界CO2达到所需要的密度，同时优化设计其他参数，尽量降低压力升高对环空内流体流速的影响，避免砂粒过多堆积。
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图 8 不同出口压力下水平环空砂床的平衡高度Figure 8. Equilibrium height of sand bed in horizontal annulus under different outlet pressure3.4 流体温度
流体温度是利用超临界CO2开发非常规油气资源的关键参数，涉及相态调控等多个方面。不同流体温度下水平环空中砂粒运移速度的变化情况如图9所示。
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图 9 流体温度对水平环空砂粒运移速度的影响Figure 9. Effect of fluid temperature on sand transport velocity in horizontal annulus由图9可知，在相同超临界CO2质量流量下，砂粒的运移速度随着流体温度升高而增大。这是因为随着流体温度升高，超临界CO2密度降低，在质量流量相同的情况下会使环空流速增大，砂粒获得了更大的驱动力，进而使其运移速度增大。利用王海柱编制的超临界CO2物性参数计算软件[26]，计算得到温度40，45，50，55和60 ℃下井筒内超临界CO2流体的密度分别为717.49，657.25，583.99，503.47和433.15 kg/m3，即随着温度升高，环空中流体的密度分别降低了60.24，73.26，80.52和70.32 kg/m3。由此可知，水平环空中超临界CO2的密度在温度由50 ℃升至55 ℃时降低幅度最大，达80.52 kg/m3，导致砂粒的运移速度在该温度区间上有较大的增大幅度。
不同温度下水平环空砂床的平衡高度如图10所示。
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图 10 不同流体温度下水平环空砂床的平衡高度Figure 10. Equilibrium height of sand bed in horizontal annulus with different temperature of fluids从图10可以看出，在出口压力、质量流量相同条件下，砂床高度随着流体温度升高呈下降趋势。这表明，流体温度升高导致的流速增大影响程度要大于流体密度降低对携砂效果的影响程度。因此，进行压裂施工时，应在合理的温度范围内适当提高流体温度，以减少砂粒在环空中的堆积。
4. 结 论
1）文中试验条件下，超临界CO2能够在水平环空中有效输送砂粒。
2）超临界CO2注入质量流量增大，能够扩大和增强水平环空内高速紊流区的范围和强度，使更多的砂粒进入悬浮层，从而降低砂床的平衡高度。
3）较高的砂比会增强砂粒间、砂粒与管壁之间的相互作用，导致砂粒运移需要更大的驱动力。
4）在相同的注入条件下，环空内砂粒的运移速度随出口压力升高而降低，并且降低幅度逐渐减小。
5）超临界CO2质量流量和出口压力不变时，提高流体温度，会导致流体流速升高、密度降低，但前者对携砂效果的影响大于后者。因此，在合理的温度范围内提高流体温度，有利于减少环空内砂粒的堆积。
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图 1 废弃钻井液无害化处理与重复利用流程
Figure 1. Harmless treatment and reuse process of waste drilling fluids
表 1 3种废弃钻井液的基本性能
Table 1 Basic properties of three kinds of waste drilling fluids
序号 钻井液类型 外观和气味 密度/
（kg·L–1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
PaAPI滤失
量/mL页岩回收率，
%总固相
含量，%1 聚合物钻井液 棕黑色，恶臭味 1.27 10.5 8 2.5 21.6 79.25 11.5 2 抗温聚合物钻井液 深黑色，刺激性气味 1.25 15.5 11 4.5 28.4 83.75 10.2 3 高密度聚合物钻井液 黄色，无特殊气味 1.23 80.0 55 25.0 6.0 90.55 22.7 
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表 2 3种废弃钻井液的污染物检测结果
Table 2 Detection result of pollutants in three kinds of waste drilling fluids
废弃钻井液 色度 石油类/
（mg·L–1）COD/
（mg·L–1）EC50/
（mg·L–1）1号 20 000 5 15 040 4 980 2号 30 000 9 45 000 1 040 3号 2 900 2 9 500 15 430
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表 3 复合固化剂的固化效果
Table 3 Curing effect of composite curing agents
废弃钻
井液固化剂
加量，%浸出液COD/
（mg·L–1）浸出液
pH值色度 固化强度/
MPa1号 20 145.5 6.8 26 1.6 2号 20 133.4 6.5 20 1.7
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表 4 破胶剂加量优选试验结果
Table 4 Test results of gel breaker dosage optimization
废弃钻
井液质量/g 破胶剂溶液
加量/g破胶剂加量，
%压滤时间/
min出水率，
%1号 300 10 1.07 35 28.75 300 20 2.15 40 42.08 300 30 3.22 30 53.33 300 40 4.29 30 60.42 2号 300 10 1.07 47 22.92 300 20 2.15 58 35.00 300 30 3.22 48 45.00 300 40 4.29 51 50.42
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表 5 清水与破胶压滤液所配钻井液的性能
Table 5 Performance of drilling fluids prepared with clean water and gel-breaking filtrate
配制钻井液用液体 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa 中压滤失量/mL 24 h后是否沉降 初切 终切 清水 25 15 10 2.0 2.5 4.5 否 处理前压滤液 17 12 5 0.5 1.0 5.0 严重沉降 处理后压滤液 20 14 6 1.5 1.8 4.4 轻微沉降 处理后压滤液+等量清水 23 15 8 1.5 2.0 4.4 否
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