賈俊，陳磊，張亮

（1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710021；2.川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院，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，含砂量大會對鉆井設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行了分析，實驗結果見表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分析

針對收集的壓裂返排液樣品，參考標準SY/T 0532—2012《油田注入水細菌分析方法 絕跡稀釋法》，采用生化培養(yǎng)箱在35 ℃下，對SRB、FB、TGB 三種菌落含量進行檢測，實驗結果見表3。表3 表明，返排液中普遍存在大量細菌且極易繁殖。返排液樣品細菌含量高，易造成鉆井液添加劑的降解、發(fā)酵、失效等，會嚴重影響鉆井液體系穩(wěn)定性，因此細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菌含量檢測

1.4 壓裂返排液發(fā)泡性評價

室內(nèi)對現(xiàn)場返排液的發(fā)泡性能進行了評價，實驗結果如表4 所示。

表4 返排液的發(fā)泡性能評價

室內(nèi)實驗表明，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26%。主要是因為壓裂返排液中含有助排劑、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、硬度及細菌含量高，會對配制鉆井液產(chǎn)生影響。因此，需要對返排液進行預處理后再配制鉆井液進行使用。

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2 壓裂返排液預處理技術

2.1 返排液除砂設備的優(yōu)選

為有效降低壓裂返排液中的含砂等固相，實現(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備的固相去除效果，實驗結果見表5?，F(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 種設備均可用于返排液中含砂的去除。

表5 不同設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

細菌含量高會嚴重影響鉆井液體系穩(wěn)定性，導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。主要是因為WJ-1 是由陽離子長鏈聚合物、表面活性劑、穩(wěn)定劑復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)選實驗

圖1 是在標準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

2.3 返排液抑泡處理劑優(yōu)選

實驗選用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，結果見表7。抑泡結果為XP4＞XP3＞XP2＞XP1，究其原因主要是因為XP4 是屬于有機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，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驗結果

2.4 返排液離子去除實驗研究

分離液中Na+，K+，Ca2+，Mg2+，Sr2+等離子大量存在，使得返排液會對鉆井液（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果可知，返排液中的離子主要是由二價的Ca2+，Mg2+和一價的Na+及K+等構成，并且以一價離子為主?，F(xiàn)有離子去除方法主要以化學去除法和離子交換樹脂法為主，從返排液處理經(jīng)濟性角度出發(fā)，選用化學去除法開展返排液的離子去除實驗研究。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驗優(yōu)選評價，結果見表8 和表9 及圖2。由實驗結果可以看出，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 時膨潤土造漿性良好，主要是因為ST-1 不但能對Ca2+，Mg2+等離子實現(xiàn)沉淀去除，而且其對其它高價離子具有屏蔽和絡合作用，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)選實驗（水化時間為16 h）

圖2 ST-1（左）和JNS-1（右）離子去除后黏土分散實驗

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 壓裂返排液預處理流程及控制參數(shù)

根據(jù)室內(nèi)實驗結果，結合長慶隴東油井現(xiàn)場實際生產(chǎn)特點，確定出壓裂返排液預處理流程及控制指標。返排液預處理流程：①對井口返出的返排液采用螺旋除砂沉砂裝置進行除砂；②將除砂后的返排液轉入預處理罐中按照以下比例和順序進行處理：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)返排液實際結果調(diào)整），沉淀后上部清液達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)指標控制

3 壓裂返排液配鉆井液技術

3.1 預處理后返排液配制鉆井液技術

根據(jù)隴東地區(qū)油井返排液及鉆井液實際使用情況，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#），開展預處理前后返排液及與清水混配后配制鉆井液性能評價。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，結果見表11。由上述結果可以看出，2#返排液（EM30s）礦化度、總硬度較高，預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驗

3.2 返排液配鉆井液高溫高壓流變性評價

為進一步驗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行測試，見圖3。從圖3 可以看出，當體系的溫度達到150 ℃左右時，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)場試驗情況

4.1 試驗井基本情況

鉆井液試驗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，水平段儲層層位為長72 地層，設計井深4540 m，從1000 m 開始采用聚磺鉆井液體系進行鉆進。

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 試驗情況

壓裂返排液經(jīng)三級除砂回收裝置除砂后用罐車拉運至鉆井現(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。壓裂返排液預處理前后基本性能見表13。

表13 壓裂返排液預處理前后基本性能

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 結論與認識

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、礦化度及細菌含量高及發(fā)泡性明顯等。

2.通過實驗研究，按照預處理工藝將返排液進行螺旋除砂、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)，可以達到配制鉆井液配漿水要求。預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，為該技術在長慶隴東油井進一步擴大應用奠定了基礎。