新疆油田公司工程技術(shù)研究院

隨著瑪湖特大型油田的發(fā)現(xiàn)，原有的壓裂方式已經(jīng)不能滿足新疆油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的需要，目前“水平井+體積壓裂”已經(jīng)成為新疆油田公司增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要開發(fā)模式。隨著該開發(fā)模式的廣泛應(yīng)用，壓裂用水短缺和壓裂返排液的有效處理已成為油氣田亟待解決的問題[1]。

壓裂返排液是一種復(fù)雜的多相分散體系[2]，新疆油田常用的胍膠壓裂液中主要含有增稠劑、交聯(lián)劑、過氧化物類破膠劑、pH 調(diào)節(jié)劑、助排劑、破乳劑、黏土穩(wěn)定劑等，具有化學(xué)成分復(fù)雜、黏度大、COD 和懸浮物含量高、處理難度大等特點(diǎn)[3-4]，壓裂返排液已經(jīng)成為油田的主要污染物之一[5]。隨著新環(huán)保法的實(shí)施，油氣田企業(yè)必須尋找一條合適的解決途徑[6]。通過對(duì)壓裂返排液的成分進(jìn)行分析，同時(shí)對(duì)照復(fù)配壓裂液和回注油層的水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)，研究出滿足相應(yīng)要求的壓裂返排液處理工藝，實(shí)現(xiàn)了新疆油田壓裂返排液的有效利用，降低了企業(yè)的用水成本，具有重大的經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益[7]。

1 新疆油田壓裂返排液處理方式

“水平井+體積壓裂”開發(fā)模式的特點(diǎn)之一是只采不注，且配置壓裂工作液時(shí)需要大量清水，未來5 年，壓裂配液最大引入清水量預(yù)計(jì)將達(dá)到300×104m3/a。同時(shí)，壓裂返排液脫水及處理難度較大，如果不處理就回注油層存在環(huán)保隱患。因此，壓裂配液用水及壓裂采出水的處置成為影響新疆油田水量平衡的重要因素之一。

根據(jù)體積壓裂后不見油及見油返排液的水質(zhì)差異，考慮采出液集輸三級(jí)布站方式，結(jié)合壓裂施工特點(diǎn)，采取三種方式處理壓裂返排液：①井場就地集中建設(shè)簡單的暫存設(shè)施，經(jīng)殺菌、沉淀簡單處理后配制滑溜水；②在轉(zhuǎn)油站設(shè)置多功能分離器及儲(chǔ)罐，最大限度分離返排液，殺菌后用于配制壓裂液；③處理站分離出的返排液采用“氧化破膠+混凝沉降+過濾”工藝進(jìn)行處理，處理后水質(zhì)達(dá)到注水指標(biāo)要求[8]，處理后的水優(yōu)先用于配制壓裂液，其次回注油層。

2 壓裂返排液復(fù)配技術(shù)

2.1 壓裂液基本特點(diǎn)

新疆油田主體壓裂液體系為胍膠壓裂液，年使用量達(dá)到壓裂液總量的80%以上。壓裂液基液配方為“增稠劑+防膨劑+助排劑”。壓裂后的返排液中含有的殘余胍膠、無機(jī)鹽、助排劑等物質(zhì)，在配制壓裂液時(shí)可以進(jìn)行重復(fù)利用。壓裂返排液循環(huán)利用的關(guān)鍵在于選擇處理工藝，在處理后水質(zhì)滿足配液要求的同時(shí)，最大限度保留以水為載體的殘余胍膠及無機(jī)鹽，減少配制壓裂液時(shí)的添加劑用量。

2.2 配制壓裂液水質(zhì)要求

新疆油田體積壓裂中壓裂工作液的種類為“大排量滑溜水+凍膠”，使用大排量滑溜水的目的是降低摩阻，制造復(fù)雜縫網(wǎng)；使用凍膠的目的是攜砂造縫。其中滑溜水為0.1%的胍膠溶液，其黏度≤10 mPa·s；能夠攜砂的凍膠約占?jí)毫岩嚎偭康?0%～40%，凍膠的基液一般為0.4%的胍膠溶液，其黏度≥40 mPa·s。

為了避免壓裂工作液對(duì)地層的傷害，中石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》【9】規(guī)定，殘?jiān)俊?00 mg/L。目前新疆油田壓裂工作液常用的增稠劑為羥丙基胍膠，胍膠壓裂液破膠后殘?jiān)考s250～300 mg/L，因此可以控制返排液破膠后所配制的滑溜水中水質(zhì)懸浮固體指標(biāo)≤300 mg/L。配制壓裂液推薦水質(zhì)指標(biāo)和返排液檢測值[10]見表1。

表1 返排液檢測值及配制壓裂液水質(zhì)指標(biāo)Tab.1 Detection results of fracturing fluid flowback and water quality index of preparing fracturing fluid

2.3 復(fù)配處理技術(shù)

2.3.1 井場就地處理

單井壓裂后，最初返排的不見油返排液中含有大量胍膠、無機(jī)鹽，平均黏度約為5 mPa·s，采用井場就地集中建設(shè)簡單的暫存設(shè)施，投加殺菌劑后暫存的方式，有壓裂用水需求時(shí)，由轉(zhuǎn)輸泵將立式儲(chǔ)液罐中返排液直接摻入清水供水管線內(nèi)，建議摻混比例為1∶1，輸送至壓裂配液現(xiàn)場，配制滑溜水。不見油返排液處理工藝流程見圖1。該流程中主要構(gòu)筑物的技術(shù)參數(shù)如下：緩沖罐進(jìn)口中硫酸鹽還原菌6 000～9 000 mL-1，鐵細(xì)菌2 000～8 000 mL-1，腐生菌110 000～130 000 mL-1；緩沖罐出口中硫酸鹽還原菌20 mL-1左右，鐵細(xì)菌和腐生菌均為4 000 mL-1左右；立式儲(chǔ)液罐進(jìn)口中懸浮固體質(zhì)量濃度為250～300 mg/L；立式儲(chǔ)液罐出口中懸浮固體質(zhì)量濃度為20 mg/L。

圖1 不見油返排液處理工藝流程Fig.1 Process flow of fracturing fluid flowback treatment without oil

2.3.2 轉(zhuǎn)油站處置

通過罐車?yán)\(yùn)和集輸管線運(yùn)至轉(zhuǎn)油站的見油壓裂返排液處理時(shí)在轉(zhuǎn)油站設(shè)置三相分離器及儲(chǔ)罐，端點(diǎn)已加破乳劑的油區(qū)來液經(jīng)三相分離器進(jìn)行油氣水初步分離，分離出的返排液含有胍膠和無機(jī)鹽，它們?cè)谂渲茐毫岩簳r(shí)可以進(jìn)行重復(fù)利用，可以降低配制壓裂液的成本和企業(yè)用水成本，因此，將分離出的返排液儲(chǔ)存于采出水緩沖罐中，有壓裂用水需求時(shí)，投加殺菌劑后拉運(yùn)至井場，即可配制壓裂液。該工藝流程見圖2，工藝中主要構(gòu)筑物的技術(shù)參數(shù)是：采出水緩沖罐進(jìn)口中含油質(zhì)量濃度為0～2 mg/L，硫酸鹽還原菌6 000～9 000 mL-1，鐵細(xì)菌2 000～8 000 mL-1，腐生菌110 000～130 000 mL-1；采出水緩沖罐出口中含油質(zhì)量濃度為0～2 mg/L，硫酸鹽還原菌20 mL-1左右，鐵細(xì)菌和腐生菌均為4 000 mL-1左右。

圖2 轉(zhuǎn)油站分離的見油壓裂返排液處理工藝流程Fig.2 Process flow of fracturing fluid flowback treatment with oil separated in transferring station

2.4 應(yīng)用效果

收集的壓裂返排液采用“除油—沉降—?dú)⒕惫に嚭笥糜谂渲茐毫岩骸Ｅ渲坪玫膲毫岩悍謩e被應(yīng)用于開發(fā)井、定向井、評(píng)價(jià)井等不同井別30余井次。截至2018 年10 月，累計(jì)使用復(fù)配壓裂液約2×104m3。其中，加砂量最大的井達(dá)到50 m3，最高儲(chǔ)層溫度達(dá)到82.5 ℃，壓裂后產(chǎn)量為5～11 m3/d。

3 回注處理技術(shù)

3.1 水質(zhì)特點(diǎn)

經(jīng)轉(zhuǎn)油站預(yù)分離后的低含水采出液輸至處理站進(jìn)行集中處理。分離后的返排液含有少量胍膠、無機(jī)鹽，平均黏度≤2 mPa·s。該水質(zhì)若采用常規(guī)工藝難以處理，難點(diǎn)在于：①影響水質(zhì)凈化效果，難以脫穩(wěn)；②黏度大，易在濾料表面形成黏性板結(jié)，影響過濾器正常運(yùn)行。因此，分離后的返排液若直接進(jìn)入污水處理系統(tǒng)，則對(duì)處理系統(tǒng)沖擊較大，最終影響污水處理系統(tǒng)出水指標(biāo)。

3.2 站場回注處理技術(shù)

采用“氧化破膠—混凝沉降—過濾”的工藝技術(shù)處理壓裂返排液，工藝流程見圖3。壓裂返排液首先進(jìn)入調(diào)儲(chǔ)罐進(jìn)口（含油量500～600 mg/L、懸浮固體含量300～400 mg/L），經(jīng)提升泵輸送至氧化破膠橇，通過加入破膠劑破壞殘余的胍膠分子鏈，降低污水黏度，后依次進(jìn)入絮凝沉降橇和斜管沉降橇，對(duì)污水進(jìn)行沉降處理后，出水經(jīng)泵提升至兩級(jí)雙濾料過濾器進(jìn)口（含油質(zhì)量濃度為0～1 mg/L、懸浮固體質(zhì)量濃度為1～2 mg/L、硫酸鹽還原菌6 000～9 000 mL-1、鐵細(xì)菌2 000～8 000 mL-1、腐生菌110 000～130 000 mL-1），經(jīng)殺菌處理后過濾器出口水質(zhì)（含油質(zhì)量濃度為0～1 mg/L、懸浮固體質(zhì)量濃度為1～2 mg/L、硫酸鹽還原菌20 mL-1左右、鐵細(xì)菌和腐生菌均在4 000 mL-1左右）經(jīng)檢測滿足回注標(biāo)準(zhǔn)。

圖3 處理站返排液處理工藝流程Fig.3 Process flow of fracturing fluid flowback treatment in processing station

該處理工藝特點(diǎn)：①優(yōu)選復(fù)合氧化破膠劑破壞殘余的胍膠分子鏈；②采用袋式過濾器以避免過濾器頻繁反沖洗；③過濾器反洗過程中利用循環(huán)水泵將濾料抽出、搓洗、回填罐內(nèi)，一定程度上緩解了濾料板結(jié)。

3.3 應(yīng)用效果

2018 年3—5 月，在新疆油田某采油廠處理站采用“氧化破膠—混凝沉降—過濾”的工藝技術(shù)處理壓裂返排液，經(jīng)3 個(gè)月連續(xù)化驗(yàn)檢測，該工藝處理設(shè)備處理結(jié)果如下：①出水含油量為0；②懸浮物質(zhì)量濃度≤8 mg/L；③抽濾時(shí)間≤120 s/200 mL，均能滿足注水水質(zhì)要求，部分檢測數(shù)據(jù)見圖4 和圖5。處理后水質(zhì)含有無機(jī)鹽可優(yōu)先用于壓裂配液，因配液水質(zhì)要求低于注水指標(biāo)，因此壓裂用水可以設(shè)置在過濾器前取水，過濾后的水用于油田注水。

圖4 懸浮物含量檢測值Fig.4 Detection results of suspended solids content

圖5 抽濾情況檢測值Fig.5 Detection results of suction and filtration situation

4 社會(huì)效益和經(jīng)濟(jì)效益

在“水平井+體積壓裂”的開發(fā)模式下所產(chǎn)生的壓裂返排液成分復(fù)雜，如果不經(jīng)過達(dá)標(biāo)處理將會(huì)對(duì)周邊的生態(tài)環(huán)境造成極大的破壞，特別是隨著新環(huán)保法的出臺(tái)，如果壓裂返排液不處理，油田將會(huì)面臨勒令停產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)企業(yè)造成難以估量的損失。

通過研究壓裂返排液井場復(fù)配技術(shù)，不僅減少了罐車?yán)\(yùn)壓裂返排液的次數(shù)，而且大大減少了配制壓裂液時(shí)所需的清水量。罐車?yán)\(yùn)壓裂返排液的費(fèi)用方面，按照已經(jīng)產(chǎn)生的2×104m3壓裂返排液來算，截至2018 年10 月，已累計(jì)減少罐車?yán)\(yùn)800 余次，按照每次往返距離30 km 和1 元/km 的成本計(jì)算，大約能節(jié)省人民幣2 萬多元。配制壓裂液時(shí)所需的清水量方面，因處理后的壓裂返排液與清水的摻混比例為1∶1，因此累計(jì)節(jié)約了2×104m3清水，約合人民幣4 萬元。以上兩項(xiàng)累計(jì)節(jié)省人民幣6 萬余元。

新疆油田壓裂返排液處理回用工藝經(jīng)過多年的攻關(guān)和改進(jìn)，形成了適用于不見油壓裂返排液和見油壓裂返排液的相關(guān)處理技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了新疆油田壓裂返排液的循環(huán)利用，解決了油田發(fā)展與保護(hù)水資源的環(huán)境問題。

5 結(jié)束語

（1）針對(duì)壓裂返排液含有胍膠，具有高黏、高礦化度的特性，采用“氧化破膠—混凝沉降—過濾”工藝技術(shù)處理壓裂返排液，使處理站內(nèi)返排液處理后水質(zhì)達(dá)到Q/SY XJ0030—2015《油田注入水分級(jí)水質(zhì)指標(biāo)》。

（2）采用“除油—沉降—?dú)⒕奔夹g(shù)處理井場壓裂返排液，處理后水質(zhì)達(dá)到SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》和Q/SY 02012—2016《壓裂酸化返排液處理技術(shù)規(guī)范》。

（3）通過采用不同處理工藝，使得壓裂返排液中胍膠和無機(jī)鹽等有效成分得到有效循環(huán)利用，同時(shí)降低聯(lián)合站返排液的處理難度。