气田压裂返排液回用影响因素研究

范 婧 刘 宁 邱 奇 姜伟光 姬 伟 蒋继辉

(1.中国石油长庆油田油气工艺研究院；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室)

0 引 言

压裂返排液是井场废水的主要来源，其产生量大、组成复杂，将压裂返排液处理后回用配制压裂液，满足再次压裂施工要求，是解决压裂返排液污染环境、水资源浪费大的主要出路之一[1-2]。长庆油气田普遍采用胍胶体系压裂液，影响其压裂返排液回用的因素主要有pH值、金属离子、细菌、泡沫等[3-5]。pH值能影响返排液基液黏度及胶联冻胶形成[3]；金属离子会影响基液黏度、耐温抗剪切性[4，6]；细菌会造成现场配制液体腐败变质，还可能导致生物污染，降低储层渗透率[3-4]。泡沫来自气田泡排剂的使用，回用配液搅动时产生大量泡沫，使配液无法正常进行，且影响胍胶的溶胀[7]。

目前，长庆油田压裂返排液处理主要采用混凝工艺，上清液可回用配制压裂液，降低配液成本。本实验针对气田压裂返排液，采用微涡流混凝装置[8]，研究了pH值、金属离子、细菌和泡沫对处理后上清液回用配制压裂液的影响，为实现气井压裂返排液不落地回收处理提供依据。

1 材料与方法

1.1 药品与仪器

药剂：碳酸钠(Na2CO3)、氢氧化钠(NaOH)、杀菌剂(气田压裂专用杀菌剂)、消泡剂(二月桂酸、十二醇及二甲基硅油)。

仪器：便携式pH计、便携式浊度仪、便携式红外测油仪、便携式多参数水质分析仪(HACH DR2800)、721 分光光度计等。

1.2 实验方法

气田压裂返排液采用微涡流混凝装置，处理后出水回用配制压裂液，压裂液实验配方采用0.4%羟丙基胍胶和0.35%交联剂[9]。分别在处理后出水中加入不同化学药剂，分析pH值、金属离子、细菌和泡沫对回用配液的影响。

2 结果与讨论

2.1 pH值对配液的影响

不同pH值条件下，配液效果见表1。

表1 pH值对配液的影响

由表1可知，配液效果与pH值关系密切，当pH值低于6.0时，胍胶易于溶胀，但不易发生交联；当pH值高于7.0时，胍胶起黏较慢、黏度小，甚至会提前出现交联的情况。这是因为pH值能影响硼酸与硼酸根离子的转化，其平衡关系如下[6]：

(1)

胍胶在弱酸性条件下(pH值一般为6.0～7.0)易于溶胀水合增黏，减少“鱼眼”产生。但较低的pH值使平衡向左侧移动，硼主要以硼酸的形式存在，会影响加入交联剂后，胍胶与交联剂的络合交联[3，10]。而在碱性条件下(pH值>7.5)，上述平衡向右移动，由于返排液中残留有硼，上清液中的硼酸根离子与胍胶形成冻胶[3，10]。可见，控制pH值对配制压裂液十分重要，在本实验中，当pH值为6.5时，可实现压裂返排液经处理后再配制压裂液的目标，再配制的压裂液黏度为34～37 mPa·s，携砂性能好。

2.2 金属离子的影响及去除

2.2.1 金属离子对配液的影响

对长庆油田某气井井场压裂返排液中的离子含量进行检测，结果见表2。由表2可知Ca2+、Mg2+含量≥400 mg/L，Fe3+含量≥22 mg/L。

表2 气田压裂返排液中金属离子含量 mg/L

根据Q/SY CQ 3559—2015《胍胶压裂液返排液回收再利用水质标准》[11]，回用配制压裂液Ca2+、Mg2+含量<150 mg/L，Fe3+含量<20 mg/L。

金属离子对配液的影响见表3。

表3 金属离子对配液的影响 mg/L

由表3可知，当Ca2+、Mg2+含量>150 mg/L、Fe3+含量>20 mg/L时，交联效果比较弱，会降低压裂液耐温抗剪切性。

2.2.2 金属离子的去除

分别采用Na2CO3和NaOH去除Ca2+、Mg2+、Fe3+，结果见图1、图2。

图1 Ca2+、Mg2+去除实验

图2 Fe3+去除实验

由图1可知，Ca2+、Mg2+处理剂采用复配的Na2CO3和NaOH，随着Na2CO3和NaOH加入量的增加，Ca2+、Mg2+含量降低，当复配比为800/600时，Ca2+、Mg2+含量达到稳定。由图2可知，Fe3+处理剂为NaOH，随着NaOH加入量的增加，Fe3+含量降低，当加入量达到300 mg/L时，Fe3+含量达到稳定，为7 mg/L，计算可得去除率为74%。

2.3 细菌对配液的影响

由于返排液中存在细菌，当处理后上清液存放时间超过3 d时，上清液发黑变质，不能回用配制压裂液，影响液体再利用性能。故现场采用气田压裂专用杀菌剂，此杀菌剂具有杀菌效果好、杀菌剂的添加不影响液体配制压裂液的优点。杀菌剂效果见表4。

表4 杀菌剂杀菌效果对比

由表4可知，杀菌剂延长处理后水体质量只能维持约3 d，超过3 d水体继续恶化，细菌含量达到105个/mL，超过7 d细菌含量达到107个/mL，水体发黑，有黑色细小颗粒物。

2.4 泡沫对配液的影响

由于气田压裂过程中加入泡排剂，处理后的上清液回用配制压裂液时，搅动会产生超大量泡沫，使配液无法正常进行，同时影响胍胶粉在液体中的溶胀。不同消泡剂的消泡效果对比见表5。

表5 不同消泡剂的消泡效果对比

由表5可知，二月桂酸使用量较大，虽然消泡效果明显，但由于有机锡类会在碱性液体中水解，生成十二酸钠，产生大量泡沫，实验发现其泡沫产生量与有机锡类添加量成正比，故不适于作为消泡剂。十二醇消泡能力较好，但不易分散在较低温度的液体中，在现场温度下易凝固，使用不便。二甲基硅油用量少、无毒，现场使用效果良好，不影响配制压裂液，故选用二甲基硅油作为消泡剂。

2.5 现场运行效果

实验采用微涡流混凝装置，在长庆油田某气井井场完成了压裂返排液处理实验，回收利用率达到98.4%。处理后水质情况见表6。

表6 气田压裂返排液处理后水质指标

压裂返排液处理后pH值为6～7，SS<20 mg/L，含油量均<5 mg/L，细菌含量<100个/mL，Mg2++Ca2+<150 mg/L，总铁<10 mg/L，水质满足Q/SY CQ 3559—2015《胍胶压裂液返排液回收再利用水质标准》要求。

3 结 论

1)气田返排液回用配制压裂液的配液效果与pH值关系密切，当pH值为6.5时，再配制的压裂液黏度为34～37 mPa·s，携砂性能好。

2)Ca2+、Mg2+、Fe3+离子会影响配制的压裂液性能，当Na2CO3和NaOH的复配比为800/600时，能有效去除Ca2+、Mg2+离子；NaOH投加量为300 mg/L时，Fe3+离子去除率达74%。

3)细菌会引起现场配制压裂液变质，采用气田压裂专用杀菌剂能将细菌含量降至100个/mL。

4)通过加入二甲基硅油消泡剂，消泡效果明显，同时有抑泡作用，且用量少、无毒，现场使用效果良好。

5)在现场采用撬装微涡流混凝装置处理气田压裂返排液，处理后水质满足Q/SY CQ 3559—2015《胍胶压裂液返排液回收再利用水质标准》要求，达到回用配制压裂液的需求，回收利用率达到98.4%。