一种油基钻井液再生处理方法

摘要

本发明公开了一种油基钻井液再生处理方法，包括如下步骤：S1、废弃油基钻井液泵送到真空低温高效率膜式蒸发器，进行快速蒸发，蒸发混合气冷却为液相后进入第一收集罐进行回收；S2、真空低温高效率膜式蒸发器内的油、固混合物泵入循环热解脱附装置进行热解，热解气进入可控冷凝器产生冷凝液；S3、循环热解装置燃烧室产生高温尾气，高温尾气与常温空气经气‑气间接换热器换热，得到热空气与低温尾气；S4、尾气达标排放；S5、循环热解脱附装置通过高温螺旋排出固相；S6、将步骤S1中的第一收集罐收集的回收液相和步骤S2中第二收集罐收集的冷凝液按5:1混合得到混合液，通过处理混合液得到回收油和回收水。

权利要求

1.一种油基钻井液再生处理方法，其特征在于：包括如下步骤：

步骤S1、废弃油基钻井液从钻井液预热罐（1）经过预热后泵送到真空低温高效率膜式蒸发器（2），废弃油基钻井液在真空低温高效率膜式蒸发器（2）刮刀的作用下，均匀的分布在真空低温高效率膜式蒸发器（2）桶壁，进行快速蒸发，蒸发混合气经过冷凝器（3）并通过第一制冷机组（4）冷却为液相，液相进入第一收集罐（20）进行回收；蒸发混合气中不能被冷凝的不凝气经真空泵（5）进入到循环热解装置燃烧室（11）燃烧；

步骤S2、真空低温高效率膜式蒸发器（2）内的油、固混合物进入混合收集罐（21），由柱塞泵（6）泵入循环热解脱附装置（7），循环热解脱附装置（7）对油、固混合物进行热解，热解气进入可控冷凝器（8）并通过第二制冷机组（9）产生冷凝液，冷凝液通过第二收集罐（22）收集，不能冷凝的不凝气经第一风机（10）的作用下进入尾气燃烧室（12）燃烧，作为循环热解脱附装置（7）的燃料使用，设定可控冷凝器（8）循环液温度为35℃，并通过可控冷凝器（8）控制循环液流速同时控制不凝气流量，使不凝气量达到循环热解脱附装置（7）的燃烧所需；

步骤S3、循环热解装置燃烧室（11）产生高温尾气，高温尾气与常温空气经气‑气间接换热器（15）换热，得到热空气与低温尾气，热空气作为油燃烧器（13）、尾气燃烧室（12）的助燃气体使用，低温尾气通过钻井液预热罐（1）给钻井液进行预热使钻井液预热罐（1）在常压下保持的温度在75℃‑90℃，最终形成需要排放的尾气；

步骤S4、尾气经过喷淋塔（16）、除雾器（17）、活性炭（18）吸附后，通过第二风机（19）抽吸达标排放；

步骤S5、循环热解脱附装置（7）通过高温螺旋（14）排出固相，固相中含油率不大于

0.2%；

步骤S6、将步骤S1中的第一收集罐（20）收集的回收液相和步骤S2中第二收集罐（22）收集的冷凝液按5:1混合得到混合液，通过处理混合液得到回收油和回收水，回收油含固率≤

0.5%，含水率≤1%；分离出来的回收水含油率≤1%，含固率低于≤0.5%。

2.根据权利要求1所述的一种油基钻井液再生处理方法，其特征在于：所述步骤S1中真空低温高效率膜式蒸发器（2）的压力≤‑0.095MPa，温度范围为100‑300℃。

3.根据权利要求1所述的一种油基钻井液再生处理方法，其特征在于：所述步骤S1中冷凝器（3）循环液温度低于20℃。

4.根据权利要求1所述的一种油基钻井液再生处理方法，其特征在于：所述步骤S2中循环热解脱附装置（7）采用间接加热的方式，循环热解装置燃烧室（11）的高温气体通过循环热解脱附装置（7）内部的气体管路对油、固混合物进行加热，常压或微负压下温度达到350℃‑500℃。

5.根据权利要求1所述的一种油基钻井液再生处理方法，其特征在于：所述步骤S2中混合收集罐（21）内部为两层结构，两层结构底部均为倒三角结构，且与水平面夹角为30°‑

45°，两层结构通过连接阀门（21‑1）连接，上层收集油、固混合物到达容量后，关闭柱塞泵（6）和混合收集罐阀门（21‑2），打开连接阀门（21‑1），上层物料排到下层物料后，关闭连接阀门（21‑1），打开柱塞泵（6）和混合收集罐阀门（21‑2），通过柱塞泵（6）泵入到循环热解脱附装置（7）中。

6.根据权利要求1所述的一种油基钻井液再生处理方法，其特征在于：所述步骤S6中混合液经过静止后进行油水分离，油水分离器上部有抽油口，下部有抽水口，底部有排污口，分离时候先通过抽油口连接的泵将上层回收油抽走收集，得到回收油；然后通过下部排水口的泵将回收水抽走收集，得到回收水；排污口定期排出乳化严重的油水、杂质。

说明书

一种油基钻井液再生处理方法

技术领域

[0001] 本发明涉及油田环保技术领域，尤其是一种油基钻井液再生处理方法。

背景技术

[0002] 油基钻井液是指以矿物油作为连续相配制的钻井液。油基钻井液因其具有的多种优异性能，被广泛的应用于陆地、海洋钻井作业。油基钻井液重复使用多次后，钻井液体系中的微米颗粒（有害固相）很难被机械清除，导致性能下降，难以重复利用，最终形成废弃油基钻井液。用新白油按比例稀释油基钻井液，暂时解决了循环使用问题，但导致油基钻井液体量越来越大，性能维护越来越困难，储存费用逐年提高，处理成本逐年增加。目前国内外主要采用化学破乳‑分离、萃取、蒸馏等工艺对油基钻井液进行部分回收利用。

[0003] 其中，化学破乳‑分离工艺使用化学药剂对废弃钻井液进行破乳，通过机械分离的方式回收液相，普遍存在着回收油含固率高、药剂残留影响配置钻井液性能等问题。萃取工艺是用一种溶剂把溶质从另一溶剂所组成的溶液里提取出来的技术，存在着萃取剂残留影响回收油性能及毒性等问题。传统的蒸馏工艺采用一次进料，持续加热蒸发的方式对油基钻井液进行回收，存在着设备占地大，蒸发效率低、能耗高，设备结焦后影响产量、降低热效率等问题。

发明内容

[0004] 本发明需要解决的技术问题是提供一种油基钻井液再生处理方法，高效率、低能耗的对废弃油基钻井液进行资源化处理，解决废弃油基钻井液环境风险、存储难题，并产生可观的经济效益。

[0005] 为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：一种油基钻井液再生处理方法，包括如下步骤：

[0006] S1、废弃油基钻井液从钻井液预热罐经过预热后泵送到真空低温高效率膜式蒸发器，在真空低温高效率膜式蒸发器刮刀的作用下，均匀的分布在真空低温高效率膜式蒸发器桶壁，进行快速蒸发，蒸发混合气经过冷凝器并通过第一制冷机组冷却为液相，液相进入第一收集罐进行回收；蒸发混合气中不能被冷凝的不凝气经真空泵进入到循环热解装置燃烧室燃烧；

[0007] S2、真空低温高效率膜式蒸发器内的油、固混合物进入混合收集罐，由柱塞泵泵入循环热解脱附装置，循环热解脱附装置对油、固混合物进行热解，热解气进入可控冷凝器并通过第二制冷机组产生冷凝液，冷凝液通过第二收集罐收集，不能冷凝的不凝气经第一风机的作用下进入尾气燃烧室燃烧，作为循环热解脱附装置的燃料使用；

[0008] S3、循环热解装置燃烧室产生高温尾气，高温尾气与常温空气经气‑气间接换热器换热，得到热空气与低温尾气，热空气作为油燃烧器、尾气燃烧室的助燃气体使用，低温尾气通过钻井液预热罐给钻井液进行预热，最终形成需要排放的尾气；

[0009] S4、尾气经过喷淋塔、除雾器、活性炭吸附后，通过第二风机抽吸达标排放；

[0010] S5、循环热解脱附装置通过高温螺旋排出固相；

[0011] S6、将步骤S1中的第一收集罐收集的回收液相和步骤S2中第二收集罐收集的冷凝液按5:1混合得到混合液，通过处理混合液得到回收油和回收水。

[0012] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S1中真空低温高效率膜式蒸发器的压力≤‑0.095MPa，温度范围为100‑300℃。

[0013] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S1中冷凝器循环液温度低于20℃。

[0014] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S2中循环热解脱附装置采用间接加热的方式，循环热解装置燃烧室的高温气体通过循环热解脱附装置内部的气体管路对油、固混合物进行加热，常压或微负压下温度达到350℃‑500℃。

[0015] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S2中混合收集罐内部为两层结构，两层结构底部均为倒三角结构，且与水平面夹角为30°‑45°，两层结构通过连接阀门连接，上层收集油、固混合物到达容量后，关闭柱塞泵和混合收集罐阀门，打开连接阀门，上层物料排到下层物料后，关闭连接阀门，打开柱塞泵和混合收集罐阀门，通过柱塞泵泵入到循环热解脱附装置中。

[0016] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S2中设定可控冷凝器循环液温度为35℃，并通过可控冷凝器控制循环液流速同时控制不凝气流量，使不凝气量达到循环热解脱附装置的燃烧所需。

[0017] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S3中低温尾气用于加热钻井液预热罐使钻井液预热罐在常压下保持的温度在75℃‑90℃。

[0018] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S5中固相中含油率不大于0.2%。

[0019] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S6中混合液经过静止后进行油水分离，油水分离器上部有抽油口，下部有抽水口，底部有排污口，分离时候先通过抽油口连接的泵将上层回收油抽走收集，得到回收油；然后通过下部排水口的泵将回收水抽走收集，得到回收水；排污口定期排出乳化严重的油水、杂质。

[0020] 本发明技术方案的进一步改进在于：所述步骤S6中的回收油含固率≤0.5%，含水率≤1%；分离出来的回收水含油率≤1%，含固率低于≤0.5%。

[0021] 由于采用了上述技术方案，本发明取得的技术进步是：

[0022] 1、本发明整体工艺根据废弃油基钻井液在热脱附中的不同状态采取最高效的蒸馏方式，即液体状态采用真空低温高效率膜式蒸发器蒸发，固态状态采用循环热脱附装置，整体工艺根据废旧油基泥浆热脱附状态分段高效处理；

[0023] 2、本发明利用真空低温高效率膜式蒸发、热解脱附、余热回收、不凝气利用等手段，对废弃油基钻井液中的基础油进行了高效率、高质量、低耗能的回收，将回收油作为燃料的情况下，可以实现零能耗，是一种无害化、资源化的处置工艺，有效解决了流体连续处理难题，相比传统间歇式热脱附工艺更简单更稳定高效，解决环保风险的同时带来了可观的经济效益，为油气田清洁开发提供了技术支撑；

[0024] 3、本发明在通过真空低温高效率膜式蒸发器将油基钻井液中的低、中沸点组分进行回收，再利用循环热解脱附装置对高沸点组分从固相中进行裂解、脱附。根据废弃油基泥浆不同组分沸点，通过真空‑低温‑热脱附分段工艺处理，实现细化分段反应温度，高效分级蒸馏，不破坏油基泥浆中最原始成分，实现油基泥浆中有效成分彻底高效还原再回收利用；通过分段式的回收，调控参数，可以选择性的调控回收油的组份，得到适宜配置钻井液的回收油；

[0025] 4、本发明通过真空低温高效率膜式蒸发器、循环热解脱附装置的工艺组合及可控冷凝器的使用，实现了连续进出料生产，设备占地小，处理效率高，并且可以实现对油基钻井液中不同沸点组分的分级回收，调控回收油的品质，获取需要的回收油；

[0026] 5、本发明对余热有较好的回收，循环热解装置燃烧室除了可以对循环热解脱附装置进行供热，循环热解脱附装置也起到了二燃室的作用，对不凝气进行了深度处理，保证了尾气达标排放，气‑气间接换热器、钻井液预热罐可以对尾气热量进行回收利用，极大的减少了能耗，节省了能耗的同时保证了尾气的达标排放；

[0027] 6、本发明回收油中含水率≤1%，含固率≤0.5%，理化性质与新基础油几乎一致，回收油可以进行资源化利用，可以作为钻井液的基础油、燃料油添加剂、化学材料添加剂使用；

[0028] 7、本发明分离出来的回收固体含油率≤0.2%，可以达标排放，亦可以作为钻井材料添加剂、水泥掺料、聚合物支撑剂或制造固体燃料进行资源化利用。

附图说明

[0029] 图1是本发明工艺流程图；

[0030] 图2是本发明混合收集罐示意图；

[0031] 其中，1、钻井液预热罐，2、真空低温高效率膜式蒸发器，3、冷凝器，4、第一制冷机组，5、真空泵，6、柱塞泵，7、循环热解脱附装置，8、可控冷凝器，9、第二制冷机组，10、第一风机，11、循环热解装置燃烧室，12、尾气燃烧室，13、油燃烧器，14、高温螺旋，15、气‑气间接换热器，16、喷淋塔，17、除雾器，18、活性炭，19、第二风机，20、第一收集罐，21、混合收集罐，21‑1、连接阀门，21‑2、混合收集罐阀门，22、第二收集罐。

具体实施方式

[0032] 下面结合实施例对本发明做进一步详细说明：

[0033] 如图1至图2所示，一种油基钻井液再生处理方法，包括如下步骤：

[0034] S1、废弃油基钻井液从钻井液预热罐1经过预热后泵送到真空低温高效率膜式蒸发器2，真空低温高效率膜式蒸发器2的旋转密封部件采用磁流体密封，操作压力通过真空泵5控制在‑0.095MPa以下，操作温度控制在100℃‑300℃。在真空低温高效率膜式蒸发器2刮刀的作用下，均匀的分布在真空低温高效率膜式蒸发器2桶壁，进行快速蒸发，蒸发混合气经过冷凝器3并通过第一制冷机组4冷却为液相，冷凝器3循环液温度低于20℃，液相进入第一收集罐20进行回收；蒸发混合气中不能被冷凝的不凝气经真空泵5进入到循环热解装置燃烧室11燃烧，循环热解装置燃烧室11配备油燃烧器13、尾气燃烧室12各不少于2个。

[0035] S2、真空低温高效率膜式蒸发器2内的油、固混合物进入混合收集罐21，如图2所示，混合收集罐21内部为两层结构，两层结构底部均为倒三角结构，且与水平面夹角为30°‑45°，两层结构通过连接阀门21‑1连接，上层收集油、固混合物到达容量后，关闭柱塞泵6和混合收集罐阀门21‑2，打开连接阀门21‑1，上层物料排到下层物料后，关闭连接阀门21‑1，打开柱塞泵6和混合收集罐阀门21‑2，通过柱塞泵6泵入到循环热解脱附装置7中。

[0036] 循环热解脱附装置7采用间接加热的方式，循环热解装置燃烧室11的高温气体通过循环热解脱附装置7内部的气体管路对油、固混合物进行加热，循环热解脱附装置7通过尾端风机控制压力为微负压或常压，在温度达到350℃‑500℃条件下对油、固混合物进行热解，热解气进入可控冷凝器8，可控冷凝器8具备控温功能，设定可控冷凝器8循环液温度为35℃，并通过第二制冷机组9产生冷凝液，冷凝液通过第二收集罐22收集，不能冷凝的不凝气经第一风机10的作用下进入尾气燃烧室12燃烧，作为循环热解脱附装置7的燃料使用，通过可控冷凝器8控制循环液流速同时控制不凝气流量，使不凝气量达到循环热解脱附装置7的燃烧所需。

[0037] S3、循环热解装置燃烧室11产生高温尾气，高温尾气与常温空气经气‑气间接换热器15换热，得到热空气与低温尾气，热空气作为油燃烧器13、尾气燃烧室12的助燃气体使用，加热钻井液预热罐1保持常压，通过控制低温尾气流速及辅热设备功率，将温度控制在75℃至90℃之间。通过低温尾气对钻井液预热罐1加热进而给钻井液预热，最终形成需要排放的尾气。

[0038] 本发明对余热有较好的回收，循环热解装置燃烧室11除了可以对循环热解脱附装置7进行供热，循环热解脱附装置7也起到了二燃室的作用，对不凝气进行了深度处理，保证了尾气达标排放，气‑气间接换热器15、钻井液预热罐1可以对尾气热量进行回收利用，极大的减少了能耗，节省了能耗的同时保证了尾气的达标排放。

[0039] S4、尾气经过喷淋塔16、除雾器17、活性炭18吸附后，通过第二风机19抽吸达标排放。

[0040] S5、循环热解脱附装置7通过高温螺旋14排出固相，固相中含油率不大于0.2%，可以达标排放，亦可以作为钻井材料添加剂、水泥掺料、聚合物支撑剂或制造固体燃料进行资源化利用。

[0041] S6、将步骤S1中的第一收集罐20收集的回收液相和步骤S2中第二收集罐22收集的冷凝液按5:1混合得到混合液，通过处理混合液得到回收油和回收水，回收油含固率≤0.5%，含水率≤1%，理化性质与新基础油几乎一致，可以进行资源化利用，可以作为钻井液的基础油、燃料油添加剂、化学材料添加剂使用；分离出来的回收水含油率≤1%，含固率低于≤0.5%。混合液具体处理过程为：混合液经过静止后进行油水分离，油水分离器上部有抽油口，下部有抽水口，底部有排污口，分离时候先通过抽油口连接的泵将上层回收油抽走收集，得到回收油；然后通过下部排水口的泵将回收水抽走收集，得到回收水；排污口定期排出乳化严重的油水、杂质。

[0042] 本发明利用真空低温高效率膜式蒸发、热解脱附、余热回收、不凝气利用等手段，整体工艺根据废弃油基钻井液在热脱附中的不同状态采取最高效的蒸馏方式，在真空的环境下通过真空低温高效率膜式蒸发器2将油基钻井液中的低、中沸点组分进行回收，再利用循环热解脱附装置7对高沸点组分从固相中进行裂解、脱附。根据废弃油基泥浆不同组分沸点，通过真空‑低温‑热脱附分段工艺处理，实现细化分段反应温度，高效分级蒸馏，不破坏油基钻井液中最原始成分，实现油基钻井液中有效成分彻底高效还原再回收利用。通过分段式的回收，调控参数，可以选择性的调控回收油的组份，得到适宜配置钻井液的回收油，将回收油作为燃料的情况下，可以实现零能耗，是一种无害化、资源化的处置工艺，有效解决了流体连续处理难题，相比传统间歇式热脱附工艺更简单更稳定高效，解决环保风险的同时带来了可观的经济效益，为油气田清洁开发提供了技术支撑。

[0043] 实施例1

[0044] 取中海油南海某泥浆站的油基钻井液，密度1.25g/cm³，将油基钻井液通过钻井液预热罐1预热到75℃‑90℃任一温度，输送到真空低温高效率膜式蒸发器2中，设定真空低温高效率膜式蒸发器2的压力值为≤‑0.095MPa，设定温度范围为100‑300℃，对蒸发的气相进行冷凝收集得到液相，液相进入第一收集罐20进行回收，油固混合物进入到混合收集罐21中。

[0045] 油、固混合物通过柱塞泵6输送到循环热解脱附装置7，在温度350℃‑500℃下进行热解，设定冷凝装置循环液温度为35℃，气相通过冷凝装置收集后得到冷凝液，冷凝液通过第二收集罐22收集，固相通过螺旋排出。

[0046] 将第一收集罐20中的液相和第二收集罐22中的冷凝液按5:1混合，得到混合液。混合液经过静止后进行油水分离，油水分离器上部有抽油口，下部有抽水口，底部有排污口，分离时候先通过抽油口连接的泵将上层回收油抽走收集，得到回收油；然后通过下部排水口的泵将回收水抽走收集，得到回收水；排污口定期排出乳化严重的油水、杂质。

[0047] 分别对实施例1得到的三个样品的回收油、回收固体及回收水进行检测：

[0048] 用回收油与3#白油进行性能对比测定，性能相近，符合配置钻井液使用要求，参数如表1所示：

[0049] 表1 回收油与3#白油性能对比表

[0050]

[0051] 本发明回收油中含水率≤1%，含固率≤0.5%，理化性质与新基础油几乎一致，回收油可以进行资源化利用，可以作为钻井液的基础油、燃料油添加剂、化学材料添加剂使用。

[0052] 对不同批次的样品固相进行含油率测定，参数如表2所示：

[0053] 表2不同批次的样品固相含油率

[0054]

[0055] 本发明分离出来的回收固体含油率≤0.2%，可以达标排放，亦可以作为钻井材料添加剂、水泥掺料、聚合物支撑剂或制造固体燃料进行资源化利用。

[0056] 对不同批次的样品回收水中含油率及含固率进行测定，参数如表3所示：

[0057] 表3不同批次的样品回收水中含油率及含固率

[0058]

[0059] 本发明分离出来的回收水含油率≤1%，含固率低于≤0.5%，可以达标排放。