阅读说明：本技术 一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 (Pretreatment method before reinjection of depleted well by utilizing high-oil-content rock debris ) 是由 操亮 周翰 操盛章 于 2019-12-04 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法,解决了现有技术中回注浆稳定性不好,易沉降,容易堵塞回注通道的问题。本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法,将含油岩屑研磨成粒径≤300μm的细小粉末后,与配浆水、悬浮剂、表面活性剂混合均匀,制成回注浆。本发明设计科学,操作简单,回注浆稳定性好,不易沉降,不会堵塞回注通道。(The invention discloses a pretreatment method before reinjection of a depleted well by utilizing high-oil-content rock debris, and solves the problems that reinjection slurry in the prior art is poor in stability, easy to settle and easy to block a reinjection channel. The invention relates to a pretreatment method before reinjection of high-oil-content rock debris by using a depleted well, which is characterized in that the oil-content rock debris is ground into fine powder with the particle size of less than or equal to 300 mu m and then is uniformly mixed with slurry preparation water, a suspending agent and a surfactant to prepare reinjection slurry. The invention has scientific design, simple operation, good stability of the reinjection slurry, difficult sedimentation and no blockage of the reinjection channel.)

一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法

技术领域

本发明属于石油钻井废弃物处理领域，尤其针对页岩气井、水平井使用油基钻井液进行钻井作业时产生的一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法。

背景技术

目前含油岩屑处置技术通常采用固化、干化、物理分离、焚烧、高温裂解以及生物法技术。上述各方法均存在一定的局限性。而利用枯竭井作为含油岩屑的储存空间，通过对含油岩屑进行集中转运储存、研磨粉碎，再与水或污水调制成回注浆后，经回注泵注入井下储存，能够有效的解决高含油岩屑处置问题。

现有技术中，将含油岩屑调制成回注浆注入井下时，存在稳定性不好，易沉降，容易堵塞回注通道的问题，大大地限制了该方法的应用。因此，提供一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，使回注浆具有适当的粘度、静切力及良好的流变性能以满足回注施工要求；稳定性好，不易沉降，不堵塞回注通道，成为了本领域技术人员亟待解决的问题。

发明内容

本发明解决的技术问题是：提供一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，解决现有技术中回注浆稳定性不好，易沉降，容易堵塞回注通道的问题。

本发明采用的技术方案如下：

本发明所述的一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，将含油岩屑研磨成粒径≤300μm的细小粉末后，与配浆水、悬浮剂、表面活性剂混合均匀，制成回注浆。

通过本发明方法处理后的回注浆，具有良好的悬浮稳定性、抗盐污染性及抗温性，能够满足回注施工要求。

本发明中研磨成粒径≤300μm的细小粉末，避免堵塞回注通道的同时，也有利于乳液体系的稳定。

作为本发明的实施例，所述回注浆中，各组分与配浆水的质量体积比为：悬浮剂0.5％～2.5％，表面活性剂0.5％～5％，高含油岩屑10％～30％；所述体积为mL时，质量为g。

具体地，所述配浆水选自自来水、江河湖泊水、气田水中的任意一种或几种。

本发明中，使用气田水作为配浆水可以有效解决油田废水(液)的重复利用及无害化处置问题。

所述悬浮剂选自黄原胶、瓜尔胶、高粘羧甲基纤维素中的任意一种或几种。

本发明在回注浆中加入悬浮剂，能使回注浆具有适当的粘度，且能提高回注浆的稳定性。

所述表面活性剂选自壬基酚聚氧乙烯醚、斯盘80、吐温80中的任意一种或几种。

高含油岩屑已被油润湿，在水中不分散，本发明中通过加入表面活性剂，对其表面进行改性，使其变为亲水性；同时，较高的含油量与水混合，需要形成乳液体系才能保证体系的稳定性，通过加入表面活性剂，利于乳液体系的稳定。

将含油岩屑研磨成粒径为150～180μm的细小粉末。

作为本发明的实施例，所述回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入悬浮剂、表面活性剂，最后加入高含油岩屑，充分搅拌。

具体地，搅拌时间为1～2h。

优选地，采用本发明预处理方法制成的回注浆的各项性能指标为：

剪切速率为170s^-1时，所述回注浆的表观粘度为70～160mPa.s；剪切速率为1022s^-1，所述回注浆的表观粘度为30～55mPa.s。

优选地，所述回注浆的漏斗粘度为64～146s/946ml；

或/和API滤失量≤10ml；

优选地，所述回注浆的悬浮稳定性为：120℃温度下静置24h沉降密度差≤0.05g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差≤0.08g/cm³。

本发明中所述的高含油岩屑其含油量大于等于5wt％。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明设计科学，操作简单，回注浆稳定性好，不易沉降，不会堵塞回注通道。

采用本发明方法预处理后的回注浆具有适当的粘度、静切力及良好的流变性能。

本发明通过将含油岩屑研磨成粒径≤300μm的细小粉末，使其在回注过程中不会因粒径尺寸过大而堵塞通道；同时较小的粒径也有利于形成稳定的乳化体系。

本发明中，回注浆性能稳定，可抗15％Na⁺盐水污染，抗温达120℃；且回注浆具有较强的悬浮稳定性，能够在长时间静止的情况下保持岩屑颗粒(粉末)不沉降，避免因岩屑沉降使通道变窄甚至堵塞通道；形成稳定的水包油乳液体系，岩屑能够很好的分散在水包油体系中。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明，本发明的方式包括但不仅限于以下实施例。

1、本发明的技术指标：

回注浆性能指标要求：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为70～160mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为30～55mPa.s；

钻屑粒径：≤300μm

漏斗粘度：64～146s/946ml

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差≤0.05g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差≤0.08g/cm³

API滤失量：≤10ml

2、本发明的技术指标和实施例数据的实验方法：

1)表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为70～160mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为30～55mPa.s

实验方法：参照GB/T 16783.1-2006标准。

2)钻屑粒径：150～180μm

实验方法：使用50目的标准筛进行分筛，要求全部通过。

3)密度：1.10～1.25g/cm³

实验方法：参照GB/T 16783.1-2006标准。

4)固相含量：10％～30％

实验方法：参照GB/T 16783.1-2006标准。

5)漏斗粘度：64～85s/946ml

实验方法：参照GB/T 16783.1-2006标准。

6)悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差为0.02～0.04g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差为0.03～0.07g/cm³。

实验方法：将配制好的回注浆液放置于120℃恒温内静置24h或48h，分别吸取2/5处及4/5处浆液，测试液体密度(实验方法参照GB/T 16783.1-2006标准)并分别记作ρ_上、ρ_下，沉降密度差＝ρ_下-ρ_上。

7)API滤失量：2～7ml

实验方法：参照GB/T 16783.1-2006标准。

实施例1

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.黄原胶 0.5％；

2.斯盘80 0.5％；

3.含油岩屑 10％；

本实施例中，配浆水体积mL时，黄原胶、斯盘80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入黄原胶、斯盘80，最后加入含油岩屑，充分搅拌1h。

本实施例所得回注浆的性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为76mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为33mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：69s；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.04g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.07g/cm³；

API滤失量：6.2ml。

实施例2

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.瓜尔胶 0.5％；

2.吐温80 0.5％；

3.含油岩屑 10％；

本实施例中，配浆水体积mL时，瓜尔胶、吐温80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入瓜尔胶、吐温80，最后加入含油岩屑，充分搅拌2h。

本实施例回注浆性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为75mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为34mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：68s；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.04g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.07g/cm³；

API滤失量：6.6ml。

实施例3

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.黄原胶 2.5％；

2.斯盘80 5％；

3.含油岩屑 30％；

本实施例中，配浆水体积mL时，黄原胶、斯盘80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入黄原胶、斯盘80，最后加入含油岩屑，充分搅拌2h。

本实施例回注浆性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为135mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为52mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：123s；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.02g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.04g/cm³；

API滤失量：2.4ml。

实施例4

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.黄原胶 2％；

2.斯盘80 3％；

3.含油岩屑 20％；

本实施例中，配浆水体积mL时，黄原胶、斯盘80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入黄原胶、斯盘80，最后加入含油岩屑，充分搅拌1.5h。

本实施例回注浆性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为102mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为46mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：78s；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.03g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.06g/cm³；

API滤失量：3.2ml。

实施例5

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.黄原胶 2.5％；

2.吐温80 5％；

3.含油岩屑 30％；

本实施例中，配浆水体积mL时，黄原胶、吐温80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入黄原胶、吐温80，最后加入含油岩屑，充分搅拌2h。

本实施例回注浆性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为140mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为53mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：120s/946ml；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.03g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.04g/cm³；

API滤失量：3.2ml。

实施例6

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.瓜尔胶 2.5％；

2.吐温80 5％；

3.含油岩屑 30％；

本实施例中，配浆水体积mL时，瓜尔胶、吐温80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入瓜尔胶、吐温80，最后加入含油岩屑，充分搅拌2h。

本实施例回注浆性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为134mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为48mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：114s/946ml；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.03g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.04g/cm³；

API滤失量：3.4ml。

实施例7

本实施例公开了本发明的高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法，具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.瓜尔胶 2.5％；

2.吐温80 5％；

3.含油岩屑 30％；

本实施例中，配浆水体积mL时，瓜尔胶、吐温80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法为：先向配浆容器中加入配浆水，然后依次按比例加入瓜尔胶、吐温80，最后加入含油岩屑，充分搅拌2h。

本实施例回注浆性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为134mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为48mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：114s/946ml；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.03g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.04g/cm³；

API滤失量：3.4ml。

对比例1

本对比例与实施例1相比，减少了表面活性剂的用量，其余条件均相同；具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.黄原胶 0.5％；

2.斯盘80 0.2％；

3.含油岩屑 10％；

本对比例中，配浆水体积mL时，黄原胶、斯盘80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法同实施例1。

其性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为81mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为36mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm

漏斗粘度：72s

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.08g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.12g/cm³

API滤失量：6.8ml

实验结果表明：表面活性剂加量不足时，所形成的乳液体系稳定性差、悬浮能力差。

对比例2

本对比例与实施例3相比，增大了表面活性剂的用量，其余条件均相同；具体为：

将含油岩屑研磨成150～180μm细小粉末，然后按照下述相对于配浆水体积的质量体积比配制回注浆：

1.黄原胶 2.5％；

2.斯盘80 6％；

3.含油岩屑 30％；

本对比例中，配浆水体积mL时，黄原胶、斯盘80、含油岩屑的质量为g。

回注浆的具体配制方法同实施例3。

其性能指标为：

表观粘度：剪切速率为170s^-1时，表观粘度为81mPa.s,剪切速率为1022s^-1，表观粘度为36mPa.s；

钻屑粒径：150～180μm；

漏斗粘度：72s；

悬浮稳定性：120℃温度下静置24h沉降密度差0.06g/cm³；120℃温度下静置48h沉降密度差0.09g/cm³；

API滤失量：6.8ml。

实验结果表明：过量的表面活性剂引起发作用，会形成不稳定的乳液体系。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。