水平井压裂返排液循环利用技术研究

周佩 刘宁 董俊 王小勇 何治武

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

水平井压裂返排液循环利用技术研究

周佩 刘宁 董俊 王小勇 何治武

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室）

文章以提高压裂返排液处理效率、水循环再利用为目标，针对长庆油田安平某水平井压裂返排液的性质特点，采用“混凝—沉降—精细过滤”处理工艺，对压裂返排液进行处理，处理后水样中Ca2+和浊度均大幅下降，总硬度控制在300 m g/L。处理后的水配制的低温胍胶压裂液体系其耐温、抗剪切性能良好，具有良好的流变性能、破胶性能，不产生多余的残渣，能够满足现场压裂施工作业要求。各项性能评价说明采用该技术处理后的水可循环用于配置压裂液。

水平井；压裂返排液；零排放；循环利用

0 引 言

压裂作业是油气井增产和水井增注的主要措施之一［1］，是油气田勘探开发不可缺少的一项重要技术手段。在压裂作业结束后，返排的压裂废液中含有大量的水不溶物、原油及各种添加剂［2］，如果将压裂返排液直接排放，将会对周围环境，尤其是农作物及地表水系造成污染［3］。

目前压裂返排液的主流处理技术主要有两种：一是将压裂返排液预处理后回注地层；二是经过严格处理达标后外排［4］。这两种处理技术中存在许多不足［5-6］，如经过简单预处理后的压裂返排液回注地层，会在一定程度上污染地层甚至污染地下水；而达标外排处理技术的药剂用量大、处理成本高、处理周期长、设备投资大、工艺复杂以及操作不便，一旦处理不达标，将会对环境造成重大污染。因此，如何在降低其处理成本、提高处理效率的前提下，达到减少污染，保护环境的目的仍然是当前面临的难题。

本文针对长庆油田安平某水平井压裂返排液的性质特点，采用“混凝—沉降—精细过滤”处理工艺，对压裂返排液进行处理，将处理后的水，循环利用，配置压裂液，达到压裂返排液的循环利用目的。

1 压裂返排液水质特征分析

压裂返排液中含有大量的Cl-、S O2-4、Fe2+、Ca2+、M g2+、Zn2+、P O43-等无机盐离子；其中的Ba2+、Sr2+、Ca2+、M g2+和S O2-4会形成沉淀物，不利于废水的再利用，压裂返排液矿化度高，提高了重新配制压裂液难度较大。对安平某水平井的压裂返排液进行水质分析，结果见表1。

表1 安平某水平井压裂返排液基本指标分析结果

从压裂返排液分析可以看出：

①压裂返排液呈弱酸性，黏度在10 m Pa·s以下；

②压裂返排液成分复杂，具有高悬浮物、高色度、高石油类、高含盐的特征，返排液中总铁、总硬度含量较高。

2 压裂返排液精细处理工艺

压裂返排液处理工艺为“混凝—沉降—精细过滤”，所用到的处理剂包括Na2C O3、P A C絮凝剂、C Y Q A-W混凝剂，现场使用的处理设备和装置包括30 m3污水罐、循环水泵、处理剂配制装置、滤袋式过滤器等，压裂返排液水处理工艺流程见图1。

图1 压裂返排液水处理工艺流程

压裂返排液经过水处理工艺流程后，形成的处理水较原水感官良好，水质透亮偏淡绿色。其处理前后水质特征见表2。

表2 安平某水平井压裂返排液处理前后离子分析对比

从表2中对比得出，对压裂返排液的处理主要以控制废液中金属离子含量为主，其中Fe2+、Fe3+、M g2+被全部去除，处理后水样中Ca2+、浊度、H C O3-均得到了大幅下降，总硬度控制在300 m g/L，浊度从675降为3.2 N T U，Cl-和T D S变化不大。

3 循环利用技术

处理后的水样，含盐浓度相对较高（清水的T D S一般小于1 000 m g/L），通过加入有机磷酸盐离子稳定剂，达到稳定水质离子的作用。因处理后的水质中含有足够的交联硼离子，含量在30～40 m g/L，采用p H调节剂使压裂液的p H控制在9～10，形成的压裂凝胶稳定，调挂性好。

在返排液处理后水中加入羟丙基胍胶，离子稳定剂，助排剂等，配制成0.3%的胍胶溶液。测定其性能。

3.1 压裂液稳定性能评价

在常温下，不同时间测定压裂液原胶的黏度，见表3。

表3 压裂液黏度随时间的变化

由表3可知，在常温下，处理后水配制的原胶液黏度在24 h之内黏度几乎没有变化，当放置时间大于36 h后其黏度开始由18 m Pa·s急剧降至10 m Pa·s。因此，配好的原胶液的最佳使用时间是在配液后24 h内。

3.2 流变性能评价

采用R S6000流变仪，在70℃、170 s-1条件下，测定用处理后水样配制的低温胍胶压裂液体系交联冻胶的流变性能，见图2、图3。

图2 返排液再交联体系耐温曲线

图3 返排液再交联体系抗剪切曲线

由图2可知，随着温度的升高，配制的压裂液黏度逐渐下降，但温度在70℃以下，黏度一直保持100 m Pa·s以上，具有良好的耐温性能。

由图3可知，在恒定温度70℃，剪切速率170 s-1的条件下，配制的压裂液黏度一直保持在400～700 m Pa·s，具有良好的抗剪切性能。

3.3 破胶性能评价

按试验方法在恒温水浴中静态考察压裂液的破胶性能，具体方法是用毛细管黏度计测定压裂液在不同时间下的黏度，结果见表4。

表4 压裂液的破胶性能

由表4可看出，在同一温度下，当压裂液配方一定时，用清水配制的压裂液较处理后水配制的压裂液破胶时间较长，但是，两种压裂液的破胶液残渣含量相当。这说明用处理后水配制压裂液不会产生多余的残渣。

综上所述，利用处理后的水配制的低温胍胶压裂液体系交联冻胶耐温、抗剪切性能良好，具有良好的流变性能，并且破胶性能良好，不会产生多余的残渣，能够满足现场压裂施工作业的要求。

4 结 论

安平某水平井混合水体积压裂产生的返排液体系成分复杂，具有高悬浮物、高色度、高石油类、高含盐的特征，返排液中总铁、总硬度含量较高。

对安平某水平井的压裂废液采用“混凝—沉降—精细过滤”的处理工艺，处理后的水的总硬度在300 mg/L，浊度从675 NTU降为3.2 NTU。

处理后的水循环利用，重新配制0.3%的胍胶压裂液，其基液性能良好，在70℃、170s-1条件下，黏度保持在400～700 m Pa·s，其耐温、抗剪切性能良好，达到现场压裂施工作业要求。

［1］ 陈大钧.油气田应用化学［M］.北京：石油工业出版社，2006，114-151.

［2］ 迟永杰，卢克福.压裂返排液回收处理技术概述［J］.油气田地面工程，2009，28（7）：89-90.

［3］ 相震，吴向培.工业性铬污染对湟水水质的影响［J］.环境与健康杂志，2004（3）：160-161.

［4］ 李兰，杨旭，杨德敏.油气田压裂返排液治理技术研究现状［J］.环境工程，2011，29（4）：54-56.

［5］ 范青玉，何焕杰，王永红，等.钻井废水和酸化压裂作业废水处理技术研究进展［J］.油田化学，2002，19（4）：387-390.

［6］ 钟昇，林孟雄.油气田压裂液处理技术研究进展［J］.安徽化工，2006（6）：42-44.

（编辑 李娟）

10.3969/j.issn.1005-3158.2015.05.013

1005-3158（2015）05-0046-03

2014-09-16）

周佩，2009年毕业于西安石油大学油田化学专业，现在中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院低渗透油气田勘探开发国家工程实验室从事防腐、防垢、降压增注、提高采收率等油田化学方面研究。通信地址：陕西省西安市未央区明光路新技术开发中心长庆油田分公司油气工艺研究院，710018