壓裂液綜合回收利用技術

王長俊 黃宏惠 管新（中國石化勝利油田分公司臨盤采油廠）

1 壓裂液再回收技術研究

1.1 低分子量壓裂液體系

稠化劑主要是高分子聚合物，一般情況下，分子量越高其價格也越高，相對稠度也越高。實際生產中應用合適分子量聚合物作為稠化劑，專門研究了低分子量壓裂液體系（簡稱低分子量體系）。

稠化劑的主要作用機理是：通過暫時性的連接反應，動態改變化學鏈結構，實現絡合屏蔽與二次交聯增強交聯液黏彈性，從而增強其攜砂能力。當施工完畢，采用破膠與交聯可逆技術，其中的稠化劑、添加劑沒有質變，仍可在回收處理后繼續使用。針對壓裂液特性，對以往常規的聚合物、交聯劑進行了優化改良，重點篩選出適合壓后回收的低分子量體系，應用于不同井溫地層。

基本配方：基液為0.3%～0.4%改聚物+添加劑；交聯劑為改性交聯劑；交聯比為100∶0.5～0.8。

1）黏度。測試了不同濃度的低分子量壓裂液和羥丙基瓜膠壓裂液的原膠液黏度。數據顯示，等濃度低分子量原膠液黏度為瓜膠原膠液黏度的30%左右。

2）流變性。測試了3種溫度（50℃、60℃、90℃）的壓裂液流變性（圖1）。

圖1 50℃瓜膠液與低分子量液的流變曲線

50℃流變曲線顯示：升溫時瓜膠壓裂液黏度波動較大，當溫度穩定后，剪切時間與黏度呈反相關；低分子量壓裂液黏度、溫度曲線平緩，恒溫時黏度穩定，有利于壓裂施工中穩定攜砂及地層中均勻鋪砂。

由圖2可知，60℃低分子量液與其回收液的流變曲線高度重合，說明兩者流變性相當。

在剪切速率為170 s-1、溫度為90℃的條件下，測試低分子量體系60 min內黏度變化，顯示其黏度均保持在120 mPa·s，滿足90℃井溫使用條件（圖3）。

3）濾失性。分別配制0.3%原膠液，交聯后按勝利油田現行標準（Q/SLCG 0106—2015）進行測試（表1）。

圖3 90℃低分子量體系流變曲線

表1 壓裂液濾失性

4）導流能力。實驗采用粒徑0.45～0.9 mm陶粒，裂縫鋪砂質量濃度為5 kg/m3、10 kg/m3，配制的不同類型壓裂液加入裝有支撐陶粒的實驗槽內，液壓機模擬地層閉合壓力，加壓至30 MPa來模擬壓裂液濾失情況。在45℃破膠1 h后測試其導流能力，結果如表2所示。

表2 不同壓裂液導流能力

5）壓裂液殘渣。量取一定體積交聯凍膠并加入破膠劑，水浴鍋恒溫60℃徹底破膠后烘干，稱重獲得殘渣量，低分子量體系殘渣含量最低（表3）。

1.2 瓜膠壓裂液回收再利用配套技術研究

實驗表明：常規瓜膠壓裂液的返排裂液仍具有較高黏度（20～30 mPa·s），粉比在0.3%左右，將其處理后既可作為壓裂液二次使用也可用于水井調剖。后續重點研究了如何去除體系中的不良組分與添加改良藥劑，使其具備再次作為合格施工用液用于壓裂或水井調剖。

表3 不同壓裂液殘渣分析

機械雜質主要是采用物理法去除，其他不良組分則會應用氧化還原與離子屏蔽技術去除，初步處理后的原液測定其各項指標后留存數據，暫時性簡單存放。當現場再次使用時則可迅速釋放庫存，根據實際需要復配調和。

測試了耐溫、抗剪切、破膠和殘渣等主要指標。

1）評價了非常規壓裂井JDXI103-1HF返排液回收再利用后的耐溫性，如圖4所示。

圖4 JDXI103-1HF井返排液回收再利用后耐溫曲線

測試結果表明：其在80℃條件下黏度大于50 mPa·s，耐溫80℃，可滿足80℃下的現場用壓裂液溫度要求。

2）返排液經過回收、處理、再利用數次循環使用后測試了其抗剪切性，圖5顯示其性能逐漸降低。當添加適當比例瓜膠與交聯劑后可以改善液體性能，滿足90℃下現場用壓裂液溫度要求。

3）回收液處理后復配調和后的破膠及殘渣。量取一定體積交聯凍膠并加入破膠劑，水浴鍋恒溫80℃徹底破膠后烘干，稱重獲得殘渣量，如表4所示。

圖5 90℃返排液回收再利用黏度、溫度曲線

表4 返排壓裂液回收處理后與正常配制的壓裂液分析

2 壓裂液再回收技術應用

2.1 回收再利用流程

1）返排的壓裂液回收后，進入攪拌池前先由加藥漏斗注入藥劑，對回收的壓裂液各組分進行調整，并現場測定其各性能參數，使其達到調剖劑設計性能要求，最后經泵加壓后注入調剖井，實現壓裂殘液在調剖井的再利用，降低調剖劑用量，既節約成本也減少廢液排放。簡單處理調剖流程如圖6所示。

2）返排的壓裂液回收后，要重復利用作為合格的壓裂液用于壓裂井，必須經過復雜、嚴格的處理，測試合格后方可進入現場使用。回收精處理流程如圖7所示。

圖7 回收精處理流程

2.2 調剖應用情況

2012—2015年，勝利油田水井調剖累計利用回收壓裂液139井次，累計用量達到4.2×104m3，節約大量油田用水及調剖藥劑用量。

實例：將JDXI103-1HF及JDXI945HF 2口非常規壓裂井返排的約4 400 m3壓裂液及時有效回收，進行無害化處理。其中，JDXI103-1HF井返排壓裂液2 000 m3，作為臨106塊L106-1井調剖前置液注入。該調剖井對應2口油井（L106-2、L106-3）注水。L106-1井于2013年1月實施調剖，對應的L106-2油井增油顯著，日產油由調剖前1.5 t/d上升到3.1 t/d，3個月增油約144 t（表5）。

表5 L106-1井調剖前后效果對比

JDXI945HF井壓裂液達到近6 000 m3，根據以往壓裂液返排時間及總量，預測該井排出壓裂液可達2 500 m3左右。由于量太大，且大量返排液集中在放噴后10天內，不便于存儲，短時間內無合適調剖井注入，遂采取污水井回注的方法加以解決，既避免污染環境，又節約污水處理費。

2.3 壓裂應用情況

低分子量體系回收的壓裂液主要作為壓裂施工的犧牲段塞，其替代了前置液與前期的低砂比壓裂液。2010年勝利油田試驗性應用15口井，均一次成功。此后，2012—2015年壓裂井大面積推廣，累計使用231井次。推廣應用期間，該體系壓裂液單井回收率最高80%，單井平均回收率45%左右，使用總量達到6.9×104m3。跟蹤統計壓裂后效果顯示，使用回收液體系與未使用的井壓后平均單井初產油量分別為5.0 t/d、5.3 t/d，說明二者壓裂效果相當。

實例：LPL86-X3井于2012年4月首次試驗應用壓裂液綜合回收技術，設計壓裂液總量500 m3，最高砂比46%，其中加入回收復配壓裂液共140 m3。該井正擠前置液140 m3（回收復配壓裂液），油層破裂壓力66 MPa，正擠攜砂液200 m3，加0.425～0.85 mm方圓陶粒砂61.5 m3，正擠頂替液20 m3，停泵壓力33.4 MPa，壓后初產油量高達9 t/d（表6）。

表6 LPL86-X3井壓后生產情況

3 結論

壓后殘液與返排液綜合回收技術立足于體系特性，結合現場實際將廢液變廢為寶，使其重新進入油層改造過程中，大大節約配液用水及藥劑用量，減少施工廢液外排，對節能減排、綠色環保意義重大。