李學(xué)軍 李玉春 趙忠山 大慶油田設(shè)計院

油井大規(guī)模壓裂對脫水系統(tǒng)的影響及對策

李學(xué)軍 李玉春 趙忠山 大慶油田設(shè)計院

大規(guī)模壓裂后的油井采出液中含有胍膠等各種添加劑，使得采出液成分復(fù)雜，黏度大，采出液乳化嚴(yán)重，機(jī)械雜質(zhì)含量高。這樣的采出液進(jìn)入地面原油脫水和污水處理系統(tǒng)，對采出液處理系統(tǒng)的沖擊較大，主要表現(xiàn)為脫水設(shè)備的淤積物增多，電脫水器容易倒電場，脫水系統(tǒng)放水懸浮固體含量高。通過現(xiàn)有工藝運行參數(shù)和處理藥劑的優(yōu)化，應(yīng)用對高含壓裂液采出液適應(yīng)性強(qiáng)的電脫水配套供電設(shè)備，建立現(xiàn)有采出液處理系統(tǒng)處理高含壓裂液運行機(jī)制，提高了脫水系統(tǒng)運行平穩(wěn)性。

油井；壓裂；脫水；返排液處理；對策

1 技術(shù)背景

對外圍難采儲量油田大規(guī)模壓裂成為油井增產(chǎn)、上產(chǎn)的重要技術(shù)措施。每口大規(guī)模壓裂井的壓裂液注入量達(dá)到1000～20000m3，壓裂返排液約為注入液量的30%，其余的大部分壓裂液會隨著油井采出液進(jìn)入集輸處理系統(tǒng)。勝利油田、河南油田、大港油田和中原油田等對壓裂放排液的處理進(jìn)行了系統(tǒng)的研究，取得較好的成果，滿足了生產(chǎn)要求。例如河南油田在雙河采油廠進(jìn)行了探井殘余壓裂液無害化處理的研究，達(dá)到了預(yù)期處理效果，成功處理了南陽油田探23井壓裂返排，達(dá)到了回注標(biāo)準(zhǔn)，該技術(shù)已經(jīng)在河南油田進(jìn)行了中試，取得了較好的效果。關(guān)于大規(guī)模壓裂的研究主要集中在在返排液處理上，而對高含壓裂液采出液的處理涉及的比較少。

2 大規(guī)模壓裂對脫水系統(tǒng)的影響

大規(guī)模壓裂后的油井采出液中含有胍膠等各種添加劑，使得采出液成分復(fù)雜，黏度大，采出液乳化嚴(yán)重，機(jī)械雜質(zhì)含量高。這樣的采出液進(jìn)入地面原油脫水和污水處理系統(tǒng)，對采出液處理系統(tǒng)的沖擊較大，主要表現(xiàn)為脫水設(shè)備的淤積物增多，電脫水器容易倒電場，脫水系統(tǒng)放水懸浮固體含量高。例如，大慶油田采油七廠葡三聯(lián)所轄的油井進(jìn)行大規(guī)模的壓裂，高含壓裂液的油井采出液通過轉(zhuǎn)油站進(jìn)入葡三聯(lián)，游離水脫水設(shè)備放水含油量升高，由500mg/L上升到1400mg/L；采出液中的機(jī)械雜質(zhì)大幅增加，游離水脫除設(shè)備的年清淤量由10～20m3增加到20～40m3。該站有3臺電脫水器，在此期間經(jīng)常出現(xiàn)3臺電脫水器全部倒電場的情況，倒電場后，很難恢復(fù)正常運行。脫水系統(tǒng)的放水懸浮固體含量由平時的100mg/L左右上升到300mg/L以上。針對采出液對脫水系統(tǒng)的影響，在室內(nèi)對含壓裂液的采出液的油水分離和電脫水特性進(jìn)行了測試。

（1）對采出水成分的影響。垣平1—6井為水平井大規(guī)模壓裂井，垣平1—4為同層位沒有經(jīng)過規(guī)模壓裂的水平井。分別取垣平1—6壓裂井和垣平1—4非壓裂井采出液樣品進(jìn)行水質(zhì)成分測試，結(jié)果見表1。通過測試可知，壓裂井采出水的含油量和懸浮固體含量明顯高于非壓裂井；壓裂井采出水中離子含量和礦化度明顯升高，離子含量的增加，增強(qiáng)了采出液的導(dǎo)電性。

表1 水中離子含量

（2）壓裂液對采出液沉降分離特性的影響。利用扶余油層垣平1—4非壓裂常規(guī)水驅(qū)井采出液，在室內(nèi)進(jìn)行不同壓裂返排液摻混比例采出液靜沉脫水試驗。脫水溫度為40℃，分別摻入10%壓裂返排液、20%壓裂返排液，破乳劑加藥量20mg/L，進(jìn)行10、20、30、40、50和60min沉降時間的脫水試驗，測試脫水后油中含水率，結(jié)果見圖1。從圖1可看出，含有壓裂液采出液沉降后油中含水率均高于不含壓裂液采出液沉降結(jié)果。含20%壓裂液采出液沉降后油中含水率和水中含油量高于含10%壓裂液采出液沉降結(jié)果。對于含10%壓裂液的采出液，沉降30min，油中含水率為29.22%；沉降40min，油中含水率為21.39%，低于30%的技術(shù)指標(biāo)；含20%壓裂液的采出液，沉降難度進(jìn)一步增大，沉降50min，油中含水率為27.21%，此時才能達(dá)到含水率小于30%的技術(shù)指標(biāo)。

圖1 不同壓裂液含量的沉降分離特性對比曲線

（3）壓裂液對采出液電脫水特性的影響。在室內(nèi)進(jìn)行了電脫水試驗，脫水溫度為50℃，壓裂液摻混比例10%，破乳劑加藥量20mg/L，電脫水時間分別為10、20、30、40、50和60min，測試脫水后油中含水率，結(jié)果見表2。從電脫后油中含水率數(shù)據(jù)可以看出，在50℃條件下，垣平1—4井采出液不摻混壓裂液樣品電脫60min后，油中含水率0.2%，滿足指標(biāo)要求。摻混10%壓裂液后，電脫60min，油中含水率0.34%，不達(dá)標(biāo)。即同樣溫度條件，同樣加藥情況下，同樣加電時間，摻混10%壓裂液樣品油中含水率高于不摻壓裂液樣品結(jié)果。

表2 采出液電脫水特性測試

3 技術(shù)對策

通過室內(nèi)測試和現(xiàn)場跟蹤表明：油井大規(guī)模壓裂對采出液處理系統(tǒng)的沖擊較大，主要表現(xiàn)為脫水設(shè)備放水含油量和懸浮固體含量升高，電脫水器容易倒電場。針對大規(guī)模壓裂對現(xiàn)有采出液處理系統(tǒng)的影響，結(jié)合油田在化學(xué)驅(qū)采出液集輸脫水方面的經(jīng)驗，初步制定應(yīng)對油井大規(guī)模壓裂對采出液脫水系統(tǒng)沖擊的技術(shù)對策。

（1）通過現(xiàn)有工藝運行參數(shù)和處理藥劑的優(yōu)化，提高運行平穩(wěn)性。依托目前的一段游離水脫除工藝、二段電脫水工藝，針對高含壓裂液采出液造成脫水系統(tǒng)脫水超標(biāo)問題，根據(jù)高含壓裂液的乳化機(jī)理，研發(fā)有針對性的破乳劑，重新確定適應(yīng)于高含壓裂液采出液的游離水脫除沉降時間、電脫水設(shè)備處理量及電脫水溫度。

（2）應(yīng)用對高含壓裂液采出液適應(yīng)性強(qiáng)的電脫水配套供電設(shè)備。針對油井大規(guī)模壓裂造成的電脫水設(shè)備運行不平穩(wěn)問題，應(yīng)用適應(yīng)于高含壓裂液脫水的電脫水器內(nèi)部結(jié)構(gòu)和脫水供電裝置，以提高脫水電場的運行平穩(wěn)性。一是應(yīng)用大電流交直流疊加脫水供電裝置，以提高電脫水供電裝置對大電流的耐受能力；二是應(yīng)用脈沖脫水供電裝置，避免大電流沖擊電場。

（3）通過電脫水器中間層排放及回收油單獨處理，提高電脫水系統(tǒng)運行平穩(wěn)性。由于高含壓裂液采出液中，機(jī)械雜質(zhì)等懸浮固體含量高，這部分物質(zhì)容易與原油形成難于破乳的中間層，隨著時間的累計，在電脫水內(nèi)部聚結(jié)，中間層逐漸增厚，高含水的中間層對脫水電場造成沖擊，影響脫水設(shè)備平穩(wěn)運行。對影響脫水設(shè)備平穩(wěn)運行的中間層進(jìn)行單獨處理，以提高脫水系統(tǒng)的運行平穩(wěn)性。

（4）應(yīng)用大規(guī)模壓裂井采出液預(yù)處理工藝，降低對現(xiàn)有系統(tǒng)的沖擊。針對高含壓裂液采出液攜污量大、乳化程度高的特性，對壓裂井采出液進(jìn)行預(yù)處理，包括化學(xué)和物理方式的破乳及旋流除砂等，以緩解高含壓裂液采出液對常規(guī)脫水系統(tǒng)的沖擊，提高常規(guī)脫水系統(tǒng)處理高含壓裂液采出液的平穩(wěn)性。

（5）應(yīng)用低含水油的熱化學(xué)脫水技術(shù)，確保原油達(dá)標(biāo)外輸。在脫水設(shè)備脫后的原油含水率超標(biāo)時，為了保證外輸原油含水率合格，在關(guān)鍵的站場建設(shè)具有放水功能的原油儲存緩沖設(shè)施，通過長時間的沉降，降低原油含水率，確保外輸原油達(dá)標(biāo)。

（6）建立現(xiàn)有采出液處理系統(tǒng)處理高含壓裂液運行機(jī)制。根據(jù)大規(guī)模壓裂的作業(yè)方式，壓裂液對脫水系統(tǒng)和污水處理系統(tǒng)的影響方式、影響程度及提高脫水系統(tǒng)和污水系統(tǒng)運行穩(wěn)定性的措施，建立現(xiàn)有脫水系統(tǒng)和污水處理系統(tǒng)處理高含壓裂液的運行機(jī)制。針對游離水脫除設(shè)備淤積物增多，有效空間減少，游離水脫除設(shè)備運行效率下降的問題，通過現(xiàn)場試驗，確定合理的清淤周期，及時清淤，提高脫水設(shè)備的運行效率。壓裂井錯峰進(jìn)站，降低高含壓裂液采出液對采出液處理系統(tǒng)的沖擊。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.12.003