四川盆地长宁-威远页岩气开发示范区生产废水管理

魏云锦 王世彬 马倩 伍葳 陆晓平 阎晓雨

1.西南石油大学石油与天然气工程学院 2.中国石油西南油气田公司开发事业部 3.川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院 4.中国石油西南油气田公司工程技术研究院 5.四川页岩气勘探开发有限责任公司

四川盆地页岩气有利区多处于丘陵-低山地区，地表条件复杂，属典型亚热带半湿润气候，各季节降水量差异较大，全年降水量90%集中在5～10月，其余时间淡水资源则相对短缺，而钻井废水、压裂返排液产量大，不易处理及回用，对水环境保护提出了巨大挑战[1]。《中华人民共和国环境保护法》的实施对水污染防治提出了要求，2018年1月1日起实施的《中华人民共和国环境保护税法》《中华人民共和国水污染防治法》则进一步地从法律上实现了对污染物的严格管控，明确了企业在环境管理中的责任。水资源循环利用已成为缓解目前页岩气开发中存在的环保问题，实现安全、绿色开发的重要手段。

1 页岩气生产用水需求及废水产出现状

页岩气生产用水主要是钻井工程、压裂工程用水。在四川盆地长宁-威远页岩气开发示范区(以下简称长宁-威远示范区)内，每口单井用水量巨大，直井段采用水基钻井液钻进[2-3]，平均钻井液用水约600～1 000 m3/口；水平段压裂工程用水约为40 000 m3/口。而平台井因起下钻作业时，泥浆的流失、泥浆循环系统的渗漏、冲洗地面设备及钻井工具上的泥浆和油污而形成的废水平均约450～600 m3/口；完钻后，因钻井液无法通过循环使用而产生的钻井废水平均约200 m3/口。以P1平台开发数据为例，P1平台投产一段时间后，返排液共40 968 m3，占压裂液总量的24.5%(见表1)，部分返排液会继续留在地层中，与地层水混合返排。页岩气生产现场普遍存在水资源供给不足但钻试采全过程产出的废水量又极大的产需矛盾。

表1 P1平台返排率统计Table 1 Flowback rate of platform P1井号历年累产水量/m3总压裂液量/m3返排率/%P1-14 45524 07818.50 P1-25 66827 33520.74 P1-34 75114 92331.84 P1-47 89319 24541.01 P1-56 43833 30419.33 P1-65 67625 67422.11 P1-76 08733 93317.94 平均5 852.57 25 498.86 24.50 总计40 968178 492

2 长宁-威远示范区生产废水管理现状

近年来，随着环保压力的加大，长宁-威远示范区规范了页岩气钻完井作业，加强了清洁化生产管理[4]，多举措促进减量化和资源化生产。

2.1 废水的源头控制

页岩气生产废水造成环保威胁的原因是原材料带来的环境危害，无法重复利用的原因是经使用后原材料性能失效，无法发挥分子的设计功能。开发低毒、无毒的新型环保型钻井液及适应较差水质的压裂液降阻剂是页岩气清洁化生产从根本上降低无害化处理难度、提高钻试废水重复利用率的重点研究方向。

2.1.1环保型钻井液开发

钻井液体系组分复杂，且不断发展变化，每一种体系都极具个性，很难用一种或用几种方法、技术完全解决其无害化处理问题，因此急需发展新型环保钻井液。川渝地区由于地质条件复杂，在雷口坡及上部地层钻井施工过程中，选用PAC、CMC、CMS、HPAM等对环境影响小的处理剂配制成水基聚合物钻井液使用，在钻页岩气井直井段下部的易垮塌地层、页岩层时，通常要将体系转换成强封堵的聚磺钻井液体系。该体系对环境影响较大，主要是因为聚合物本身难以降解以及催化剂、交联剂的毒性及重金属离子影响等。以A201井四开钻井液体系为例，根据邻井实钻提示，该井四开石牛栏组、龙马溪组及五峰组具有厚层泥岩、页岩，易发生垮塌，要求钻井液具有保持井壁稳定，携砂性能好，抗硫、抗高温等性能。四开采用钾聚磺钻井液钻进,其配方为(以质量分数计)：井浆+0.1%～0.3%NaOH+0.01%～0.03%KPAM+0.3%～0.8% PAC-LV+3%～5%RSTF+4%～5%SMP-1+3%～4%FRH+3%～5%FK-10+0.3%～0.5%SP-80+3%～5%KCl+适量SMT(或TX)+加重剂(按密度需要)。配方中部分处理剂样品的有毒重金属离子环评测定结果见表2。

表2 钻井液部分处理剂重金属离子含量Table 2 Content of some heavy metals in drilling fluid项目水溶性油田化学剂重金属离子最高允许质量分数/(mg·kg-1)部分处理剂环评测定质量分数/(mg·kg-1)SMP-1KPAMKCl重晶石粉总Pb1 00040.801.631.02未检出总Cd207.3002.9100.4660.020总Cr1 00021.1041.300.251.12总As753.5703.7802.2800.268总Hg150.2330.0030.003未检出

表3 A201井、B201井钻井液添加剂有害物质评价Table 3 Content of harmful substances in drilling fluid (A201, B201)评价项目标准最高允许排放值A201井B201井pH值6～911.206.82COD值/(mg·L-1)15010 200404ρ(氯化物)/(mg·L-1)2 490126ρ(石油类)/(mg·L-1)10.0086.0030.11ρ(悬浮物)/(mg·L-1)1501 08031ρ(Cr+6)/(mg·L-1)0.5000.3120.398ρ(Pb)/(mg·L-1)1.0002.1220.054ρ(Cd)/(mg·L-1)0.1000.0180.036ρ(Hg)/(mg·L-1)0.0501.154×10-31.060×10-3

为降低环保风险，钻井设计中尽量选取低毒处理剂，对于毒性较高的，提示适量使用或改用低毒处理剂。四川盆地页岩气自营区块B201井(井温低于120 ℃)，选用环境友好型处理剂配制聚合物钻井液，顺利完成了钻井作业，对比同区块利用原聚磺体系的A201井，该体系更有利于清洁生产的后续处理(见表3)。但从体系的毒性检测结果看，尚未达到无毒，还需继续改进。

2.1.2抗盐降阻剂开发及添加剂优选

长宁地区压裂返排液多为氯化钙水型，组成较为复杂，压裂液在与地层接触一段时间后，形成总矿化度高(区域单井平均总矿化度约为30 000 mg/L)、硬度大(区域单井平均ρ(Ca2+)大于600 mg/L、ρ(Mg2+)大于100 mg/L)、悬浮物含量高等特点。按照降阻理论-湍流脉动抑制说，分子链侧链越短，电离的离子产生的排斥作用使得分子构象越舒展，能够更好地发挥降阻性能。返排液中的阳离子在高聚物分子链的内外部进行扩散，强电解质遮蔽了高分子链的部分电荷，使得聚丙酰胺高分子链的扩展作用减弱，分子蜷曲，降低其降阻性能(如图1(a)、图1(b)所示)。高价金属离子还易造成管线和地下结垢问题 ，对返排液重复使用时的效果产生了较大影响[5-7]。

近年来，中国石油西南油气田公司天然气研究院开展了抗盐降阻剂的研究，设计多种m、n值的耐盐官能团作为短侧链，如式(Ⅰ)所示。该系列降阻剂适用于矿化度最高达60 000 mg/L的返排液，有效地提高了压裂液的降阻性能，并减少了返排液回收利用中降阻剂的用量。

为了降低环保危害，川渝地区页岩气分段压裂中优选环境友好型压裂液添加剂，大多添加剂如胍胶、羟乙基纤维素、碳酸钠/钾等对环境无毒，也从源头控制了环境风险[8]。

(Ⅰ)

2.2 生产废水产出过程管控

页岩气生产废水的产生主要为以下3个过程：①钻井过程中接触钻井液及油污的废水；②完钻后的废弃钻井液；③压裂返排液等液体的产出。这3个环节主要控制思路为“分类、减量、集中管理”。

2.2.1钻井废水管理

钻井废水成分复杂，环境污染值极高：色度高，通常呈红褐色或黑褐色；悬浮物质量浓度高，常在2 000 mg/L以上；COD值高，常超标几十到几百倍，并含有一定量的油。钻井作业产生的落地油和钻井液对钻井废水水质的影响最大。页岩气现场管理采用清洁化生产方式[9]，将钻井废水量降至最低。

(1) 清污分流，控制产生量。如图2所示，划定井场清洁区和污染区，实现清洁区与污染区的彻底分开；在场外修建截水沟，防止汛期井场外雨水大量进入，雨水通过分流系统全部进入自然水系，减少钻井废水产生量。

(2) 收集处理。集污池收集的废液通过空气隔膜泵或手持管路枪抽入废水罐中，输送到废液脱水系统进行集中处理。

2.2.2钻井液管理

钻井液处理剂具有一定的毒性，落地油存在对地表水和地下水资源的污染风险；处理剂中重金属离子在土壤滞留，影响植物的生长和微生物的繁殖，同时因植物吸收富集，危害人畜健康。故在现场采取以下3种方法进行控制。

(1) 坚持钻井过程中实行全密闭式操作，即钻井液不落地。

(2) 将钻井过程中多余的钻井液进行集中储备收集、改造和回用，减少资源浪费，减轻环境压力。

(3) 采用清洁掏罐技术，循环罐内的上部钻井液泵入回收罐，不能回收利用的废弃钻井液送入废液脱水系统处理，处理后的清液回用配制钻井液，不能回用的运输至废水处理厂处理。

2.2.3返排液和气田水集中管理

美国页岩气开发中，对废水的处理方式主要有：深井灌注、市政污水处理厂处理后外排、现场或中心建厂处理后回用、现场或中心建厂处理后外排4种方法[10]。借鉴美国页岩气开发的成功经验，并结合在四川页岩气生产现场管理的实际情况，坚持“集中管理、循环使用”的压裂返排液总体处理原则，合理调度，极大地提高了返排液的使用效率。

目前，长宁-威远示范区多在井场设置污水池，容纳从井口排出的返排液，通过污水池缓冲水量和均化水质，经处理后管输送至压裂返排液蓄水池稀释后使用。

2.3 生产废水合理处置、重复利用

在页岩气生产现场，钻井废水处理回用、钻井液重复利用、压裂返排液回收利用等技术的发展极大地减少了生产过程的资源浪费，减轻了环境压力。

2.3.1钻井废水的回收利用

目前，页岩气现场管理普遍采用将钻井废水集中到污水池内，通过取样小试后，向池内适量加入絮凝剂、混凝剂，用石灰调节pH值，充分搅拌混合后静置。处理后的上清液用于配胶液、钻井液或擦洗设备，完井后不能回用的污水运输至污水处理厂，或者转至回注站处理，达到回注标准后回注(见图3)。

2.3.2水基钻井液的重复利用及生物处理

实现钻井液各组分对生物无毒害、无机组分可直接排放、有机组分可自动降解为无害和泥浆可直接排放是很难推广应用的理想化的作法。对于页岩气现场使用的钻井液体系，按照当前技术水平，大都普适性差，难以实现成本效益双赢。

在页岩气开发区，同井场乃至同区块的地质情况较为接近，而完钻后钻井液性能优良，重复利用完钻钻井液，可更快更好地适应井下情况，有利于钻井优快进行。在四川页岩气开发区，钻井液公司将完钻钻井液拉运回收，集中处置，大幅减少了废弃物处理量，降低了钻井液成本。在长宁-威远示范区开展的13个平台现场试验，完成水基钻井液回收再利用7 671 m3，回用率为81.17%，降低单井成本约30%(见表4)。

表4 长宁-威远示范区水基钻井液回收统计Table 4 Statistics of water-based drilling fluid recycling区块 平台 水基富余量/m3 水基回用量/m3水基回用率/%W1井区W1H1 330 316.5 95.91 W1H2 690 515.0 74.64 W1H3 1 350 1 150.0 85.19 W1H4 1 230 1 030.0 83.74 W1H5 130 80.0 61.54 W1H6 250 170.0 68.00 W1H7 240 200.0 83.33 W2井区 W2H1 980 800.0 81.63 N区块 NH1 1 330 1 108.0 83.31 NH2 580 400.0 68.97 NH3 1 120 950.0 84.82 NH4 970 801.5 82.63 NH5 250 150.0 60.00 共计 9 450 7 671.0 81.17

页岩气开发现场同时也开展生物处理技术研发，将废弃钻井液中的复杂有机物一部分转化成腐殖质组分，一部分降解为简单的无机物甚至CO2和H2O，从而使钻井废液中的污染物得到降解去除，达到无害化处置目的。

2.3.3压裂返排液及生产水的处理及回收利用

自2014年起，长宁页岩气示范区已开展压裂返排液处理及回收利用现场试验。针对返排液中硫酸盐还原菌(SRB)和产酸菌(APB)等造成返排液发黑发臭、高矿化度影响新配压裂液性能的情况而建成一套压裂液回收处理装置。现场首先经储水池集中收集返排液体，待自然沉降后，综合采用澄清+软化+混凝/絮凝+斜板沉降+袋式过滤工艺，控制阳离子及悬浮物，获得达到配制滑溜水标准的处理液体。现场流程如图4所示。处理后的液体悬浮物粒度控制在10 μm以下(见图5)，处理后的水质见表5。

现场通过对P1平台返排液进行回收处理，按照40%返排液配制滑溜水，补加适量降阻剂，返排液重复利用性能基本与清水配液接近(见表6)，重复利用率达90%，减少了废水转运及处理的成本。按600 元/m2计算，总共节约费用400余万元，减少压裂施工用清水量，有利于环境保护、节约水资源。

表5 处理前后水质对比Table 5 Comparison of water quality before and after treatmentpH值ρ(总铁)/(mg·L-1)COD值/(mg·L-1)ρ(石油类)/(mg·L-1)ρ(总悬浮固体)/(mg·L-1)原水水质7.812.2287.022.6873.00处理后水质7.30.898.41.1429.75

表6 返排液配制滑溜水与清水配制滑溜水的对比Figure 6 Comparison of fracturing flowback fluid performance prepared with flowback water and clean waterw(降阻剂)/%黏度/(mPa·s)纯返排液配制滑溜水40%返排液配制滑溜水清水配制滑溜水0.091.011.311.890.151.211.84

3 生产废水管理

3.1 存在的问题

长宁-威远示范区通过全面推行清洁化生产，规范页岩气钻完井作业，采取回收利用等手段，生产废水管理已取得长足的进步，但依旧存在以下一些问题。

(1) 完钻钻井液一般都极其稳定，其中有大量造浆的钻屑，重复利用时不利于优快钻进，不采用特殊手段难以有效分离，性能越好越稳定，分离难度越大；钻井液如果接近老化状态，重新使用不易维护处理；不同井地质特征有所区别，钻井液性能不能完全满足新开井段钻井的最佳要求。

针对完钻钻井液组分的回收重复利用，已开展重泥浆离心分离技术，回收加重材料，作为液相配浆用或作为钻进过程中泥浆维护专用处理剂；泥浆(特别是重泥浆)低温干燥成粉作为配浆材料重新使用；将井浆转化为固井水泥浆的MTC技术；生物处理，培育水基钻井液降解菌技术等。

(2) 压裂返排液处理剂加量大，污泥排放、处置困难，成本费用较高是现场处置存在的问题之一；各平台间的互通连接、调度不足也使得废液不能最大程度被利用。

3.2 管理方案

根据页岩气开发同一井区的井分布较近的优势，建议采用以下方案进行管理优化。

(1) 建立钻井液配制-钻井废液综合处理站，减少井队配浆环节，集中处理区块内各井废弃钻井液，并按新井各开井段所需提供性能优良的钻井液，可实现直接上井运用。采用此方法可以减少新配制钻井液的费用及无害化处理的钻井废液量，增大重复利用率。

(2) 对页岩气压裂返排液的处理，通过在井区建立污水集中收纳处理的储水池，在返排液处理中试结果成功的基础上建立处理站，并在开发区内，通过在现有的SCADA数字化气田管理系统中增加返排液调度模块(SCADA系统基本流程原理见图6)，通过软件对全区块内的产水进行统计、分析、集中调度，从而提高压裂返排液的利用率。

(3) 页岩气开发初期，通过设计增强处理剂分子功能，提高压裂液性能，尽可能回用返排液，减少回注；开展达标外排处理技术研究与先导性试验，联合地方环保部门进行水质分析，为今后的达标外排奠定基础。在现场管理中，必须充分论证回注井的回注可能性[11]，增强压裂返排液回注层位露头区的监测，按照回注量确定监测频率或增加实时监测系统，根据实际加密(减少)监测次数；在雨季特别是洪水期加强生产区域周边地表水监测，确保开发区内水源不受污染。

4 结 语

四川盆地长宁-威远页岩气开发示范区内人口较为稠密且分布不少饮用水源地，而示范区内存在井数量多、产污量大，废水管理难度大等特点。为降低长周期开发过程中对环境敏感点产生不可预见的影响，必须根据井区实际情况加大环保投入，不断提升生产废水处置技术，持续推动更加健全、科学、规范的废水管理体系，使各项措施落实到位，有效防范环境风险。为了实现“减量化、资源化、无害化”目标，企业不但要在开发示范区内全面推广已形成的环保管理体系和技术方法，即：通过研发环保型钻井液、抗盐降阻剂等手段，从源头控制污染物的产生；通过对现场防控设备设施的优化，实现对生产废水的过程管控；通过对生产废水合理处置、重复利用，减少对外排放；更是要在未来工作中进一步加强“集中管理、重复使用，强化监管”，即：通过规范场地设施，确保清污分流，全面实现钻井废水等污染物不落地管理；增强钻井液的集中处理能力，提高钻井液的重复利用率、钻井组分回收利用率，加大生物处理、环保降解的技术研发力度；利用数字化管理方法合理调配返排液，提高返排液使用率；加强对环境影响区的全面监测，防止水源被污染。