CN110563194B - 一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂及预处理方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂及预处理方法，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。本发明操作简便，处理成本低，尤其适用于长庆致密油气田大井组钻试一体化作业现场，预处理后的压裂返排液硬度可达钻井液配浆水对硬度的要求；预处理后细菌含量得到有效的控制，可以避免因细菌含量高易造成所配制的钻井液添加剂的降解、发酵、失效，严重影响钻井液体系稳定性等。

Description

一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂及预处理方法

技术领域

本发明属于油田钻井技术领域，尤其涉及一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂及预处理方法。

背景技术

压裂工艺是油井增产的主要措施在各油田普遍采用，在油田压裂作业过程中会不断产生大量的返排液，具有成分复杂、黏度大、有机物含量高、固相颗粒含量高和可生化性差等特点，压裂返排液已为油田主要污染物之一。返排液处理后外排难度大，处理成本高，已经成为制约油田发展和环境保护的重要因素。

长庆油气田每年因储层改造产生的压裂返排液上百万方，由于返排液本身成份复杂，以及受施工设计、周期、甲方质量监督禁止等各方面原因，目前的回用率不足50%。按照施工地当地政府的相关环保要求，不能回用的返排液必须做到“废液废渣不落地”，造成单井返排液处理投入费用巨大。此外，长庆油气田所在地区淡水资源匮乏，每年因配制钻井液需要淡水资源超过1000万方。

因此，开展压裂返排液配钻井液技术研究，将压裂返排液进行深度处理配制钻井液不但能提高压裂返排液综合利用率降低环保成本，而且有利于减少钻井作业的淡水资源需求量，综合效益显著。

现有技术中，对返排液进行处理的方法较多，但将返排液处理后用于配制钻井液的确很少。例如，中国发明专利“201811569372.0”公开了一种压裂返排液处理方法，公开日期为2019年4月5日，包括以下步骤：1）回收压裂返排液入回收罐，对回收罐中回收的压裂返排液进行物理处理，除去压裂返排液中的机械杂质、悬浮固体杂质和油污杂质并初步对进行过物理处理后的压裂返排液进行水质检测分析；2）根据步骤1)中得到的pH值，用PH调整剂进行调整，将PH值调整到6-9之间，然后对调整完PH值之后的压裂返排液采用0.002-80mg/L的破胶剂进行破胶处理，破胶处理完成后采用0.01-200mg/L的氧化剂进行氧化处理，得到完全破胶且粘度降低后的压裂返排液；中国发明专利“201811234384.8”公开了一种压裂返排液处理方法，公开日期为2019年3月12日，该方法中涉及的装置是由水预处理反应器、管线等对压裂返排液经过预处理，初级处理，微波催化氧，絮凝气浮，砂滤塔过滤，活性炭毯吸附塔吸附，特异性吸附深度处理等步骤的处理，去除压裂返排液中的有害杂质，达到再次配制压裂液用水的各项指标要求，用于配制压裂液。

国内类似的专利一方面多在采用专业化机械设备对返排液进行破胶、离子去除以及杀菌等，该系列技术虽然处理精细程度较高，但是操作程序相对复杂，井场占用面积大，且存在设备运输、安装现以及用电安全等工作量较大以及潜在风险。另一方面国内专利目前基本都是集中在将返排液处理后重新配制返排液，而将返排液处理后配制钻井液的基本没有涉及，在技术和工艺层面上与一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂和方法有所区别。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂及预处理方法，克服了现有技术中1：采用专业化机械设备对返排液进行破胶、离子去除以及杀菌等，该技术操作程序相对复杂，井场占用面积大；2：存在设备运输、安装现以及用电安全等工作量较大以及潜在风险；3：现有技术都是集中在将返排液处理后重新配制返排液，而将返排液处理后配制钻井液的基本没有涉及等问题。

为了解决技术问题，本发明的技术方案是：一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂5~7份、抑泡剂0.5~1.5份、杀菌剂1~2份、pH调节剂2~3份，高价离子屏蔽剂0.5~1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80~100。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92。

优选的，所述硬度去除剂由纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠组成，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量比为2:1:1。

优选的，所述抑泡剂由有机硅氧烷和聚醚组成，其中有机硅氧烷和聚醚的重量比为1.5~6:1。

优选的，所述杀菌剂选自戊二醛、次氯酸钠、十六烷基三甲基溴化铵、甲醛中的一种或多种。

优选的，所述pH调节剂选自氢氧化钠、碳酸钠、氯化铵中的一种或多种。

优选的，所述高价离子屏蔽剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙酰丙酮、三乙醇胺、柠檬酸中的一种或多种。

优选的，一种如上任一项所述的用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1）按照硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110配制各组分，在泥浆罐中加入压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂，调整压裂返排液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm；

步骤3）向泥浆罐中加入抑泡剂，加入抑泡剂后压裂返排液的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入杀菌剂，充分搅拌0.5~1h；

步骤5）向泥浆罐中加入高价离子屏蔽剂，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

相对于现有技术，本发明的优点在于：

（1）本发明采用硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份这样特定的组分和配比对压裂返排液进行预处理，该方法操作简便，处理成本低，尤其适用于长庆致密油气田大井组钻试一体化作业现场，预处理后的压裂返排液硬度可达钻井液配浆水对硬度的要求；预处理后细菌含量得到有效的控制，可以避免因细菌含量高易造成所配制的钻井液添加剂的降解、发酵、失效，严重影响钻井液体系稳定性等；预处理后的压裂返排液发泡性能得到有效控制，可降低压裂返排液中助排挤、起泡剂等组分对配制钻井液导致钻井液性能不稳定，对钻井施工造成影响，所用材料均为石油行业常用产品，来源广泛；

（2）本发明中硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92，这样处理后的压裂返排液具有硬度低（100mg/L以下），细菌含量低（铁细菌、硫酸盐还原菌和腐生菌含量小于20mg/L），起泡率小于1%，pH在9-10，利于配制现场钻井液，为提高压裂返排液资源化利用率奠定了基础；

（3）本发明中使用三聚磷酸钠作为硬度去除剂使用，因其特殊的分子结构和特性，可将压裂返排液中高价离子进行络合沉淀，提高预处理后压裂返排液配制钻井液时聚合物的溶解效果；使用了戊二醛作为杀菌剂使用，是利用戊二醛的高效消毒剂，具有广谱、高效、低毒、对金属腐蚀性小、受有机物影响小、稳定性好等特点，可有效杀灭压裂返排液中的细菌，减少压裂返排液的变质和腐败；

（4）本发明具有处理工艺简便，现场施工方便，可直接用于配制现场钻井液，大大降低了返排液处理和利用成本，能有效提高压裂返排液的资源化重复利用率，同时也减少了水资源短缺地区的水资源消耗，采用现场现有设备及储罐，无需增加额外辅助设备。

具体实施方式

下面结合实施例描述本发明具体实施方式：

需要说明的是，本说明书所示意的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。

同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“左”、“右”、“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。

本发明所述纯碱、三聚磷酸钠、乙二胺四乙酸二钠、有机硅氧烷、聚醚、戊二醛、次氯酸钠、十六烷基三甲基溴化铵、甲醛、氢氧化钠、碳酸钠、氯化铵、乙二胺四乙酸二钠、乙酰丙酮、三乙醇胺、柠檬酸均为市购产品。所述泥浆罐、搅拌器、螺杆泵、潜水泵、配浆罐均为油田常用设备。

实施例1

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

实施例2

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂5~7份、抑泡剂0.5~1.5份、杀菌剂1~2份、pH调节剂2~3份，高价离子屏蔽剂0.5~1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80~100。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92。

实施例3

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂5~7份、抑泡剂0.5~1.5份、杀菌剂1~2份、pH调节剂2~3份，高价离子屏蔽剂0.5~1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80~100。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92。

优选的，所述硬度去除剂由纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠组成，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量比为2:1:1。

实施例4

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂5~7份、抑泡剂0.5~1.5份、杀菌剂1~2份、pH调节剂2~3份，高价离子屏蔽剂0.5~1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80~100。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92。

优选的，所述硬度去除剂由纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠组成，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量比为2:1:1。

优选的，所述抑泡剂由有机硅氧烷和聚醚组成，其中有机硅氧烷和聚醚的重量比为1.5~6:1。

实施例5

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂5~7份、抑泡剂0.5~1.5份、杀菌剂1~2份、pH调节剂2~3份，高价离子屏蔽剂0.5~1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80~100。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92。

优选的，所述硬度去除剂由纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠组成，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量比为2:1:1。

优选的，所述抑泡剂由有机硅氧烷和聚醚组成，其中有机硅氧烷和聚醚的重量比为1.5~6:1。

优选的，所述杀菌剂选自戊二醛、次氯酸钠、十六烷基三甲基溴化铵、甲醛中的一种或多种。

优选的，所述pH调节剂选自氢氧化钠、碳酸钠、氯化铵中的一种或多种。

优选的，所述高价离子屏蔽剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙酰丙酮、三乙醇胺、柠檬酸中的一种或多种。

实施例6

本发明公开了一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂，所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂5~7份、抑泡剂0.5~1.5份、杀菌剂1~2份、pH调节剂2~3份，高价离子屏蔽剂0.5~1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80~100。

优选的，所述各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92。

优选的，所述硬度去除剂由纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠组成，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量比为2:1:1。

优选的，所述抑泡剂由有机硅氧烷和聚醚组成，其中有机硅氧烷和聚醚的重量比为1.5~6:1。

优选的，所述杀菌剂选自戊二醛、次氯酸钠、十六烷基三甲基溴化铵、甲醛中的一种或多种。

优选的，所述pH调节剂选自氢氧化钠、碳酸钠、氯化铵中的一种或多种。

优选的，所述高价离子屏蔽剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙酰丙酮、三乙醇胺、柠檬酸中的一种或多种。

优选的，一种如上任一项所述的用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法，包括以下步骤：

步骤1）按照硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70~110配制各组分，在泥浆罐中加入压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂，调整压裂返排液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm；

步骤3）向泥浆罐中加入抑泡剂，加入抑泡剂后压裂返排液的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入杀菌剂，充分搅拌0.5~1h；

步骤5）向泥浆罐中加入高价离子屏蔽剂，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

实施例7

以长庆油气田常用的稠化水压裂液为处理对象，一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法包括以下步骤：

步骤1）按照重量份配制各组分，其中硬度去除剂3份、抑泡剂0.2份、杀菌剂0.5份、pH调节剂1份，高价离子屏蔽剂0.2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:100，向现场泥浆罐中转入10m³压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂氢氧化钠20.4kg，调整压裂钻井液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂61.2kg，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量分别为30.6kg、15.3kg、5.3kg；

步骤3）向泥浆罐中加入4kg抑泡剂（3kg有机硅氧烷消泡剂，1kg聚醚消泡剂），并取小样进行现场测试，确保处理后的样品的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入10.2kg杀菌剂戊二醛，或加入50L的戊二醛（浓度为40%），即可将FB、SRB、TGB等细菌菌落全部灭掉，充分搅拌1h；

步骤5）向泥浆罐中加入4kg高价离子屏蔽剂乙二胺四乙酸二钠，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

实施例8

以长庆油气田常用的EM30压裂返排液为处理对象，一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法包括以下步骤：

步骤1）按照重量份配制各组分，其中硬度去除剂10份、抑泡剂3份、杀菌剂4份、pH调节剂5份，高价离子屏蔽剂2份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:110，向现场泥浆罐中转入10m³压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂碳酸钠19kg，调整压裂钻井液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂38kg，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量分别为19kg、9.5kg、9.5kg；

步骤3）向泥浆罐中加入11.4kg抑泡剂（9.8kg有机硅氧烷消泡剂，1.6kg聚醚消泡剂），并取小样进行现场测试，确保处理后的样品的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入15.2kg杀菌剂次氯酸钠，即可将FB、SRB、TGB等细菌菌落全部灭掉，充分搅拌0.5h；

步骤5）向泥浆罐中加入7.6kg高价离子屏蔽剂乙酰丙酮，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

实施例9

以长庆油气田常用的生物胶压裂返排液为处理对象，一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法包括以下步骤：

步骤1）按照重量份配制各组分，其中硬度去除剂5份、抑泡剂0.5份、杀菌剂1份、pH调节剂2份，高价离子屏蔽剂0.5份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:70，向现场泥浆罐中转入10m³压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂氯化铵31.7kg，调整压裂钻井液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂79.3kg，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量分别为39.7kg、19.8kg、19.8kg；

步骤3）向泥浆罐中加入7.9kg抑泡剂（4.7kg有机硅氧烷消泡剂，3.2kg聚醚消泡剂），并取小样进行现场测试，确保处理后的样品的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入15.8kg杀菌剂十六烷基三甲基溴化铵，即可将FB、SRB、TGB等细菌菌落全部灭掉，充分搅拌0.5h；

步骤5）向泥浆罐中加入7.9kg高价离子屏蔽剂三乙醇胺，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

实施例10

以长庆油气田常用的生物胶压裂返排液为处理对象，一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法包括以下步骤：

步骤1）按照重量份配制各组分，其中硬度去除剂7份、抑泡剂1.5份、杀菌剂2份、pH调节剂3份，高价离子屏蔽剂1份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:80，向现场泥浆罐中转入10m³压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂氢氧化钠25.8kg，调整压裂钻井液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂60.2kg，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量分别为30.2kg、15kg、15kg；

步骤3）向泥浆罐中加入12.9kg抑泡剂（8.6kg有机硅氧烷消泡剂，4.3kg聚醚消泡剂），并取小样进行现场测试，确保处理后的样品的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入17.2kg杀菌剂戊二醛，即可将FB、SRB、TGB等细菌菌落全部灭掉，充分搅拌0.5h；

步骤5）向泥浆罐中加入8.6kg高价离子屏蔽剂柠檬酸，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

实施例11

以长庆油气田常用的EM30压裂返排液为处理对象，一种用于配制钻井液的压裂返排液预处理剂的预处理方法包括以下步骤：

步骤1）按照重量份配制各组分，其中硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92，向现场泥浆罐中转入10m³压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂碳酸钠20kg，调整压裂钻井液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂60kg，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量分别为30kg、15kg、15kg；

步骤3）向泥浆罐中加入12kg抑泡剂（9kg有机硅氧烷消泡剂，3kg聚醚消泡剂），并取小样进行现场测试，确保处理后的样品的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入10kg杀菌剂次氯酸钠，即可将FB、SRB、TGB等细菌菌落全部灭掉，充分搅拌1h；

步骤5）向泥浆罐中加入6kg高价离子屏蔽剂乙二胺四乙酸二钠，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。

将实施例7~11处理后的压裂返排液配制钻井液，其中配制的钻井液配方为400ml处理后压裂返排液+0.1%KPAM+0.1%PAM，并设置对比试验：对比试验1：400ml清水+0.1%KPAM+0.1%PAM；对比试验2：400ml未处理压裂返排液+0.1%KPAM+0.1%PAM；低速搅拌（不大于100转/分）0.5h后测试其表观粘度，和清水配制的清水聚合物钻井液相比表观粘度损失率<20%时即合格，具体见表1：

表1 各钻井液粘度损失率对比

由表1实验数据可以看出，在密度相同的条件下，PAM、KPAM在未经预处理的压裂返排液中水溶性较差，和清水配制的钻井液相比，表观粘度损失率高达68.2%；压裂返排液经预处理后，有利于PAM、KPAM水化溶解，表观粘度损失率为5.8%，接近清水配置钻井液性能，使用成本低，能较好满足现场钻井要求。

对实施例11配制的钻井液的综合性能进行检测，热滚条件：120℃X16h，序号1：400ml清水+0.2%NaOH+1%土粉+0.1%CMC+0.5%PAC-LV+0.3%XCD+2%磺化沥青+1%改性淀粉+10%KCL+30%BaSO4；序号2：400ml未处理压裂返排液+0.2%NaOH+1%土粉+0.1%CMC+0.5%PAC-LV+0.3%XCD+2%磺化沥青+1%改性淀粉+10%KCL+30%BaSO4；序号3：实施例11的400ml处理后压裂返排液+0.2%NaOH+1%土粉+0.1%CMC+0.5%PAC-LV+0.3%XCD+2%磺化沥青+1%改性淀粉+10%KCL+30%BaSO4，具体见表2：

表2 各钻井液综合性能评价表

由表2实验数据可以看出，在密度相同的条件下，未处理的压裂返排液配制的钾聚磺钻井液在热滚前后的表观粘度损失率分别为16.6%和31.7%，经预处理后的压裂返排液配制的钾聚磺钻井液热滚前后的表观粘度损失率分别为1.2%和4.8%，已基本接近清水配制的钻井液性能，能满足现场钻井施工要求。

本发明采用硬度去除剂3~10份、抑泡剂0.2~3份、杀菌剂0.5~4份、pH调节剂1~5份，高价离子屏蔽剂0.2~2份这样特定的组分和配比对压裂返排液进行预处理，该方法操作简便，处理成本低，尤其适用于长庆致密油气田大井组钻试一体化作业现场，预处理后的压裂返排液硬度可达钻井液配浆水对硬度的要求；预处理后细菌含量得到有效的控制，可以避免因细菌含量高易造成所配制的钻井液添加剂的降解、发酵、失效，严重影响钻井液体系稳定性等；预处理后的压裂返排液发泡性能得到有效控制，可降低压裂返排液中助排挤、起泡剂等组分对配制钻井液导致钻井液性能不稳定，对钻井施工造成影响，所用材料均为石油行业常用产品，来源广泛。

本发明中硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92，这样处理后的压裂返排液具有硬度低（100mg/L以下），细菌含量低（铁细菌、硫酸盐还原菌和腐生菌含量小于20mg/L），起泡率小于1%，pH在9-10，利于配制现场钻井液，为提高压裂返排液资源化利用率奠定了基础。

本发明中使用三聚磷酸钠作为硬度去除剂使用，因其特殊的分子结构和特性，可将压裂返排液中高价离子进行络合沉淀，提高预处理后压裂返排液配制钻井液时聚合物的溶解效果；使用了戊二醛作为杀菌剂使用，是利用戊二醛的高效消毒剂，具有广谱、高效、低毒、对金属腐蚀性小、受有机物影响小、稳定性好等特点，可有效杀灭压裂返排液中的细菌，减少压裂返排液的变质和腐败。

本发明具有处理工艺简便，现场施工方便，可直接用于配制现场钻井液，大大降低了返排液处理和利用成本，能有效提高压裂返排液的资源化重复利用率，同时也减少了水资源短缺地区的水资源消耗，采用现场现有设备及储罐，无需增加额外辅助设备。

上面对本发明优选实施方式作了详细说明，但是本发明不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

不脱离本发明的构思和范围可以做出许多其他改变和改型。应当理解，本发明不限于特定的实施方式，本发明的范围由所附权利要求限定。上述所涉及的试剂均可以从市场上购得。

Claims (1)

1.一种压裂返排液预处理剂用于配制钻井液的应用方法，其特征在于：所述预处理剂由硬度去除剂、抑泡剂、杀菌剂、pH调节剂和高价离子屏蔽剂组成，其中各组分的重量份为：硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92；所述硬度去除剂由纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠组成，其中纯碱、三聚磷酸钠和乙二胺四乙酸二钠的重量比为2:1:1；所述高价离子屏蔽剂选自乙二胺四乙酸二钠、乙酰丙酮、三乙醇胺、柠檬酸中的一种或多种；所述杀菌剂选自戊二醛、次氯酸钠、十六烷基三甲基溴化铵、甲醛中的一种或多种；所述抑泡剂由有机硅氧烷和聚醚组成，其中有机硅氧烷和聚醚的重量比为1.5~6:1；所述pH调节剂选自氢氧化钠、碳酸钠、氯化铵中的一种或多种；

所述应用方法包括以下步骤：

步骤1）按照硬度去除剂6份、抑泡剂1.2份、杀菌剂1份、pH调节剂2份、高价离子屏蔽剂0.6份，其中预处理剂与压裂返排液的重量比为1:92配制各组分，在泥浆罐中加入压裂返排液，开启泥浆罐中的搅拌器，向压裂返排液中加入pH调节剂，调整压裂返排液的pH为9~10后继续搅拌30min；

步骤2）向泥浆罐中加入硬度去除剂，继续搅拌30min，采用滴定法测试压裂返排液的硬度，其中压裂返排液的硬度小于100ppm；

步骤3）向泥浆罐中加入抑泡剂，加入抑泡剂后压裂返排液的起泡率小于1%；

步骤4）向泥浆罐中加入杀菌剂，充分搅拌0.5~1h；

步骤5）向泥浆罐中加入高价离子屏蔽剂，搅拌0.25h后停止搅拌器，静置10min，待反应物全部沉淀以后，采用螺杆泵/潜水泵将上部清液预处理后的压裂返排液抽至配浆罐中配制钻井液。