長慶隴東地區(qū)油井壓裂返排液配鉆井液研究與應(yīng)用

賈俊，陳磊，張亮

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710021；2.川慶鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，西安 710018；3.川慶鉆探工程有限公司長慶鉆井總公司，西安 710018）

1 壓裂返排液配鉆井液影響因素分析

1.1 隴東地區(qū)返排液基本情況

現(xiàn)場收集長慶油田隴東地區(qū)具有代表性的4 種油井用壓裂液返排液樣品（EM30，EM30S，RP-120，和瓜膠），對其基本性能進(jìn)行測試，數(shù)據(jù)見表1。

表1 長慶油田隴東地區(qū)代表性油井用壓裂返排液基本性能

從表1 可以看出，長慶隴東地區(qū)壓裂返排液樣品除色度外，密度、黏度、pH 等基本性能接近于清水，壓裂返排液樣品COD值在146～29 536 mg/L之間，不同壓裂返排液的COD值差異較大，返排液中的含砂量在0.5%～1.0%之間，含砂量大會(huì)對鉆井設(shè)備等造成一定的磨損，是配制鉆井液的影響因素之一。

1.2 壓裂返排液離子成分分析

對現(xiàn)場返排液樣品的離子成分進(jìn)行了分析，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 長慶油田隴東地區(qū)代表性壓裂返排液離子成分分析

由測試結(jié)果可知，壓裂返排液中離子成分主要以Ca2+、Mg2+、K+、Na+及Cl-為主，同時(shí)存在HCO3-、SO42-等，返排液樣品的礦化度在901～29 410 mg/L 之間，返排液的硬度從74 mg/L 到1826 mg/L 不等。由于高礦化度等會(huì)降低鉆井液處理劑使用效果，如影響膨潤土的水化分散及聚合物分子鏈的伸展和溶解，導(dǎo)致鉆井液整體性能差，如鉆井液黏度切力低，降濾失性難以控制等，是影響其配制鉆井液的主要因素之一。

1.3 壓裂返排液生化指標(biāo)分析

針對收集的壓裂返排液樣品，參考標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0532—2012《油田注入水細(xì)菌分析方法 絕跡稀釋法》，采用生化培養(yǎng)箱在35 ℃下，對SRB、FB、TGB 三種菌落含量進(jìn)行檢測，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。表3 表明，返排液中普遍存在大量細(xì)菌且極易繁殖。返排液樣品細(xì)菌含量高，易造成鉆井液添加劑的降解、發(fā)酵、失效等，會(huì)嚴(yán)重影響鉆井液體系穩(wěn)定性，因此細(xì)菌含量是影響配制鉆井液的主要因素之一。

表3 壓裂返排液樣品的原始細(xì)菌含量檢測

1.4 壓裂返排液發(fā)泡性評價(jià)

室內(nèi)對現(xiàn)場返排液的發(fā)泡性能進(jìn)行了評價(jià)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4 所示。

表4 返排液的發(fā)泡性能評價(jià)

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，現(xiàn)場采集的壓裂返出液樣品除1#外均有不同程度的發(fā)泡，體積增加明顯，其中2#樣品和混合樣品的發(fā)泡率達(dá)26%。主要是因?yàn)閴毫逊蹬乓褐泻兄艅?、表面活性劑等組分，在鉆井液循環(huán)過程中易引起發(fā)泡，從而導(dǎo)致鉆井液性能不穩(wěn)定，對鉆井施工造成影響。因此，返排液的發(fā)泡性是影響鉆井液性能穩(wěn)定性的因素之一。

綜上分析，隴東地區(qū)壓裂返排液的含砂量、總礦化度、硬度及細(xì)菌含量高，會(huì)對配制鉆井液產(chǎn)生影響。因此，需要對返排液進(jìn)行預(yù)處理后再配制鉆井液進(jìn)行使用。

Biesse正在以其新的企業(yè)發(fā)展計(jì)劃貢獻(xiàn)于工業(yè)4.0，為第4次工業(yè)革命提供解決問題的辦法，包括為客戶裝備數(shù)字化和更大網(wǎng)絡(luò)的有力工具，提供實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，積累知識(shí)和提高效率。

2 壓裂返排液預(yù)處理技術(shù)

2.1 返排液除砂設(shè)備的優(yōu)選

為有效降低壓裂返排液中的含砂等固相，實(shí)現(xiàn)更好的配制鉆井液效果，在壓裂井現(xiàn)場測試分析了三級液壓除砂回收裝置及螺旋除砂沉砂設(shè)備的固相去除效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。現(xiàn)場測試表明，返排液經(jīng)螺旋除砂沉砂罐和三級液壓除砂裝置處理后，含砂量均可降低到0.3%以下。因此以上2 種設(shè)備均可用于返排液中含砂的去除。

表5 不同設(shè)備的返排液除砂效果分析對比

2.2 返排液殺菌劑的優(yōu)選

細(xì)菌含量高會(huì)嚴(yán)重影響鉆井液體系穩(wěn)定性，導(dǎo)致鉆井液處理劑加量增加。室內(nèi)開展了返排液殺菌劑的優(yōu)選。由表6 看出，WJ-1 對返排液的殺菌效果最好。主要是因?yàn)閃J-1 是由陽離子長鏈聚合物、表面活性劑、穩(wěn)定劑復(fù)合而成的廣譜殺菌劑，相對于NS-1 和SJ-1 的單一性殺菌劑的效果要好。因此選用WJ-1 作為返排液的殺菌劑。

表6 殺菌劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

圖1 是在標(biāo)準(zhǔn)條件下測試壓裂返排液加入殺菌劑前后殺菌效果，其中左邊4 列是未加殺菌劑的返排液，從顏色可以看出其細(xì)菌大量繁殖；右邊6 列是加入殺菌劑WJ-1 后的返排液，從顏色可以看出殺菌劑WJ-1 對硫酸鹽還原菌（SRB）、鐵細(xì)菌（FB）及腐生菌（TGB）均具有較好的滅活效果。

圖1 對返排液中不同菌落的殺菌性能評價(jià)

2.3 返排液抑泡處理劑優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)選用XP1、XP2、XP3 和XP4 4 種試劑作為消泡劑，選取起泡效果較高的2#、4#、6#樣品和混合樣測試了加入不同抑泡劑的抑泡效果，結(jié)果見表7。抑泡結(jié)果為XP4＞XP3＞XP2＞XP1，究其原因主要是因?yàn)閄P4 是屬于有機(jī)硅乳液水溶性消泡劑，相對于其他3 種丙烯酸酯類及聚醚類消泡劑其滲透力更強(qiáng)，能迅速破壞泡沫，抑制泡沫的產(chǎn)生。

表7 壓裂液返排液抑泡率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.4 返排液離子去除實(shí)驗(yàn)研究

分離液中Na+，K+，Ca2+，Mg2+，Sr2+等離子大量存在，使得返排液會(huì)對鉆井液（尤其是清水聚合物鉆井液）性能造成一定影響，因此去除/降低返排液中的離子含量對配制鉆井液有著重要影響。由返排液離子含量分析結(jié)果可知，返排液中的離子主要是由二價(jià)的Ca2+，Mg2+和一價(jià)的Na+及K+等構(gòu)成，并且以一價(jià)離子為主?，F(xiàn)有離子去除方法主要以化學(xué)去除法和離子交換樹脂法為主，從返排液處理經(jīng)濟(jì)性角度出發(fā)，選用化學(xué)去除法開展返排液的離子去除實(shí)驗(yàn)研究。2#返排液樣品的硬度最高，因此采用2#返排液樣品開展了離子去除實(shí)驗(yàn)優(yōu)選評價(jià)，結(jié)果見表8 和表9 及圖2。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，壓裂返排液經(jīng)處理后，總硬度降低到71 mg/L 以內(nèi)，可以達(dá)到鉆井液配漿水硬度的要求（小于200 mg/L）。消除劑JNS-1、NSG-1 作用后，對膨潤土造漿性具有一定影響；消除劑ST-1 作用后，pH 在9～11 時(shí)膨潤土造漿性良好，主要是因?yàn)镾T-1 不但能對Ca2+，Mg2+等離子實(shí)現(xiàn)沉淀去除，而且其對其它高價(jià)離子具有屏蔽和絡(luò)合作用，能有效抑制其對黏土分散產(chǎn)生影響，因此選擇ST-1 作為硬度消除劑。

表8 2#返排液用硬度消除劑的優(yōu)選實(shí)驗(yàn)（水化時(shí)間為16 h）

圖2 ST-1（左）和JNS-1（右）離子去除后黏土分散實(shí)驗(yàn)

表9 壓裂返排液降離子處理后陽離子含量測試（mg·L-1）

2.5 壓裂返排液預(yù)處理流程及控制參數(shù)

根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合長慶隴東油井現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)特點(diǎn)，確定出壓裂返排液預(yù)處理流程及控制指標(biāo)。返排液預(yù)處理流程：①對井口返出的返排液采用螺旋除砂沉砂裝置進(jìn)行除砂；②將除砂后的返排液轉(zhuǎn)入預(yù)處理罐中按照以下比例和順序進(jìn)行處理：壓裂液返排液+（0.1%～0.3%）pH 調(diào)節(jié)劑+（0.1%～0.3%）硬度消除劑+（0.05%～0.1%)消泡劑+（0.05%～0.1%）殺菌劑攪拌、沉淀（具體根據(jù)返排液實(shí)際結(jié)果調(diào)整），沉淀后上部清液達(dá)到鉆井液配漿水要求，具體參數(shù)控制值如表10 所示。

表10 返排液參數(shù)指標(biāo)控制

3 壓裂返排液配鉆井液技術(shù)

3.1 預(yù)處理后返排液配制鉆井液技術(shù)

根據(jù)隴東地區(qū)油井返排液及鉆井液實(shí)際使用情況，綜合考慮壓裂返排液配制鉆井液影響因素，室內(nèi)選取2#樣品（礦化度最高，EM30s）、3#樣品（礦化度最低，瓜膠）及混合樣（1#～6#），開展預(yù)處理前后返排液及與清水混配后配制鉆井液性能評價(jià)。體系選用隴東油井常用的聚磺鉆井液，開展熱滾前后的返排液綜合性能評價(jià)，結(jié)果見表11。由上述結(jié)果可以看出，2#返排液（EM30s）礦化度、總硬度較高，預(yù)處理后配制的聚磺鉆井液黏度損失率在20%以內(nèi)，失水略有增加，2#返排液與清水按照50∶50 的比例混配后配制鉆井液，黏度損失率可控制在10%以內(nèi)；3#返出液（瓜膠）礦化度、總硬度相對較低，預(yù)處理后配制的聚磺鉆井液與清水配制的性能相差不大。

總體來看，礦化度最高的2#樣（29 140 mg/L）在預(yù)處理后，配制的鉆井液表觀黏度增加值在13.6%以上，與清水按照1∶1 配比后和全部采用清水配制的性能基本接近；礦化度最低的3#樣（901 mg·L-1）在預(yù)處理后，配制的鉆井液性能和全部采用清水配制的接近，能滿足配制聚磺鉆井液的需要。

表11 壓裂液返出液配聚磺鉆井液配方實(shí)驗(yàn)

3.2 返排液配鉆井液高溫高壓流變性評價(jià)

為進(jìn)一步驗(yàn)證壓裂返排液配制的鉆井液穩(wěn)定性，采用高溫高壓流變儀對壓裂返排液配制的鉆井液性能進(jìn)行測試，見圖3。從圖3 可以看出，當(dāng)體系的溫度達(dá)到150 ℃左右時(shí)，體系黏度突降，說明體系最高抗溫150 ℃。

圖3 返排液配制的鉆井液高溫高壓流變曲線

4 現(xiàn)場試驗(yàn)情況

4.1 試驗(yàn)井基本情況

鉆井液試驗(yàn)井為長慶油田隴東地區(qū)致密油水平井華H**-4 井。該井為二開水平井，一開井眼尺寸406.4 mm，二開井眼尺寸311.2 mm，水平段儲(chǔ)層層位為長72 地層，設(shè)計(jì)井深4540 m，從1000 m 開始采用聚磺鉆井液體系進(jìn)行鉆進(jìn)。

選取的返排液井為隴東華H**井，該井壓裂返排液類型為EM30s，返排液基本性能測試如表12 所示。

表12 致密油水平井華H**-4 井返排液離子成分分析

4.2 試驗(yàn)情況

壓裂返排液經(jīng)三級除砂回收裝置除砂后用罐車?yán)\(yùn)至鉆井現(xiàn)場，在鉆井現(xiàn)場經(jīng)過去除硬度、殺菌、調(diào)整pH 及抑泡等預(yù)處理后和生產(chǎn)用水混合配制現(xiàn)場鉆井液。壓裂返排液預(yù)處理前后基本性能見表13。

表13 壓裂返排液預(yù)處理前后基本性能

現(xiàn)場從2000 m 開始按照50∶50 的比例將預(yù)處理后返排液和清水混合后配制鉆井液，鉆井液密度為1.22～1.24 g/cm3，F(xiàn)V為42 s～46 s，完井測井期間將鉆井液密度調(diào)整至1.30 g/cm3，鉆井液性能穩(wěn)定，無沉降?，F(xiàn)場試驗(yàn)期間鉆井液性能穩(wěn)定，流變性良好，鉆井液有輕微發(fā)泡現(xiàn)象，通過添加少量消泡劑XP4 即可消除，鉆井液無變質(zhì)（檢測了井深3500、3800、4100 和4463 m 的鉆井液中細(xì)菌含量均在控制范圍之內(nèi)），濾失量易于控制（穩(wěn)定在6 mL 以內(nèi)），試驗(yàn)井段井壁穩(wěn)定，井眼清潔狀況良好，起下鉆及測井無遇阻，具體數(shù)據(jù)如表14所示。

表14 華H*-4 井鉆井液性能對比

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.長慶隴東油井壓裂液（EM30，EM30s，RP120及瓜膠等）返排液配制鉆井液的影響因素主要是含砂量、礦化度及細(xì)菌含量高及發(fā)泡性明顯等。

2.通過實(shí)驗(yàn)研究，按照預(yù)處理工藝將返排液進(jìn)行螺旋除砂、pH 調(diào)節(jié)、殺菌、離子消除及抑泡等工藝措施后，返排液的發(fā)泡率小于2%，總硬度控制在100 mg/L 以內(nèi)，可以達(dá)到配制鉆井液配漿水要求。預(yù)處理后的返排液配制的鉆井液（密度為1.25～1.30 g/cm3）的高溫高壓流變性能與清水配制的聚磺鉆井液基本一致，熱滾前后（120 ℃、16 h）的黏度損失率可控制在15%以內(nèi)。

3.返排液配制鉆井液在試驗(yàn)期間性能穩(wěn)定，發(fā)泡性能可控，流變性良好，失水易于控制，試驗(yàn)井段井壁穩(wěn)定，井眼清潔狀況良好，起下鉆及測井無遇阻，為該技術(shù)在長慶隴東油井進(jìn)一步擴(kuò)大應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。