吉木薩爾頁(yè)巖油壓裂返排液再利用技術(shù)*

李帥帥，楊育恒，陳效領(lǐng)，魚文軍，丁士輝

（中國(guó)石油西部鉆探井下作業(yè)公司，新疆克拉瑪依 834000）

壓裂返排液是增產(chǎn)措施后的主要污染物［1］。吉木薩爾頁(yè)巖油儲(chǔ)層壓裂改造所需水量巨大，僅2019年實(shí)施體積壓裂改造的28 口井入地總液量就超過120×104m3，近幾年儲(chǔ)層采出水累計(jì)50×104m3以上。油田采出水中的離子種類復(fù)雜，處理難度高、環(huán)保壓力較大［2］。從降低環(huán)境污染及節(jié)約水資源的角度看，對(duì)壓裂返排液處理再利用是可持續(xù)發(fā)展的必然趨勢(shì)［3］。國(guó)內(nèi)外專家針對(duì)壓裂返排液的處理開展了大量的研究工作并形成了多種物理、化學(xué)處理方法，如臭氧催化氧化技術(shù)、膜分離技術(shù)、絮凝技術(shù)等［4］。催化氧化是一類高級(jí)的污水處理技術(shù)，可將其他方法難以消除的物質(zhì)快速氧化去除，使污水的黏度降低進(jìn)而加快藥劑的傳播率［5］。通過對(duì)污水氧化絮凝、納米過濾處理技術(shù)等，形成了“氧化-絮凝-過濾”壓裂返排液處理再利用工藝［6］。膜分離法是利用膜的選擇透過性將小分子或離子從返排液中逐步去除的工藝［7-9］。但以上處理返排液方法存在成本高、程序復(fù)雜的缺點(diǎn)，考慮到現(xiàn)場(chǎng)施工的簡(jiǎn)便與安全以及新疆油田公司對(duì)單井的投資成本，故不適用于吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)返排液的處理。本文先對(duì)吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊返排液進(jìn)行pH 調(diào)節(jié)、硼離子屏蔽、殺菌的處理，然后利用處理后的返排液再次復(fù)配胍膠壓裂液，通過考察所配制壓裂液的溶脹性能、交聯(lián)凍膠耐溫耐剪切和破膠性能確定了利用返排液復(fù)配胍膠壓裂液的最佳配方，并在J1井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

羥丙基胍膠，山東東營(yíng)嘉頤有限公司；壓裂用有機(jī)硼交聯(lián)劑XJ-03，工業(yè)品，新疆克拉瑪依市新聚有限責(zé)任公司；壓裂用殺菌劑BLX-1、XT、KRS-1，工業(yè)品，新疆克拉瑪依市龍興有限責(zé)任公司；pH 調(diào)節(jié)劑A（檸檬酸或鹽酸），pH 調(diào)節(jié)劑B（片堿或純堿），硼離子屏蔽劑C，實(shí)驗(yàn)室自制；壓裂返排液取自新疆吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)。

S500 型pH 計(jì)，梅特勒-托利多公司；RS6000 型流變儀，美國(guó)哈克公司；DK-8D型三溫三控水槽，上海博訊實(shí)業(yè)公司；K100 型表界面張力儀，德國(guó)克呂士公司；HTD13285-12 型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，青島海通達(dá)公司；鐵細(xì)菌（FEB）測(cè)試瓶，硫酸鹽還原菌（SRB）測(cè)試瓶，腐生菌（TGB）測(cè)試瓶，北京海富達(dá)公司；930型離子色譜儀，瑞士萬(wàn)通公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）返排液的分析

按照中國(guó)石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5523—2006《油田水分析方法》及SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標(biāo)及分析方法》，利用S500型pH計(jì)在室溫條件下檢測(cè)返排液的pH 值，利用離子色譜儀檢測(cè)壓裂返排液的離子含量。按照中國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0532—2012《油田注入水細(xì)菌分析方法絕跡稀釋法》測(cè)定壓裂返排液中細(xì)菌含量。

（2）壓裂液配制與評(píng)價(jià)

在返排液樣品中加入適量pH調(diào)節(jié)劑A、殺菌劑BLX-1 或屏蔽劑C，配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%的胍膠基液。

首先取100 mL的胍膠基液，利用HTD13285-12型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)在室溫條件下測(cè)定用返排液配制的胍膠基液的黏度以及室溫放置一定時(shí)間后的黏度；然后向胍膠基液中加入0.3%的交聯(lián)劑XJ-03形成凍膠，將制備好的凍膠樣品放入哈克RS6000 流變儀套筒中，在溫度120 ℃、剪切速率170 s-1下剪切120 min，測(cè)定壓裂液凍膠的流變性能。

在配制好的凍膠中，加入不同量的破膠劑，在溫度95 ℃下測(cè)定壓裂液凍膠的破膠性能，包括破膠黏度和殘?jiān)俊⑵颇z液在水浴恒溫20 ℃下預(yù)熱30 min，利用K100型表界面張力儀測(cè)定破膠液的助排性能，包括表面張力及其與煤油間的界面張力。

2 結(jié)果與討論

2.1 返排液的組成分析

壓裂返排液是含有各種添加劑、破膠劑、交聯(lián)劑、無機(jī)鹽等的油田污水［10］。本實(shí)驗(yàn)所用的壓裂返排液均取自新疆吉木薩爾，外觀呈淺黃色，透亮無懸浮物，刺鼻味弱。經(jīng)檢測(cè)分析，壓裂返排液的礦化度為17 020 mg/L，主要離子的含量（單位mg/L）：K++Na+4101.20、Ca2+2526.00、Mg2+340.00、Cl-5768.90、SO42-90.60、CO32-188.67、B3+4005.00，pH值為10.0，SRB菌數(shù)為25 000個(gè)/mL，F(xiàn)EB菌數(shù)為6000個(gè)/mL，TGB 菌數(shù)為250 000 個(gè)/mL。該壓裂返排液的堿性較強(qiáng)，所含陽(yáng)離子主要為B3+、Ca2+、K+、Na+；所含陰離子主要為Cl-、CO32-。

2.2 返排液的處理效果

2.2.1 pH值的影響

返排液的pH 對(duì)胍膠溶脹有很大的影響，在酸性環(huán)境中胍膠的溶脹速率較快，但胍膠分子鏈易發(fā)生降解，使液體黏度降低；而在堿性環(huán)境中OH-易與胍膠結(jié)合而影響其溶脹性能［11］。吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊的返排液堿性較強(qiáng)，因此為達(dá)到現(xiàn)場(chǎng)配液要求，需向壓裂返排液中加入pH調(diào)節(jié)劑A以降低壓裂返排液的pH值。

在返排液樣品中加入適量pH調(diào)節(jié)劑A調(diào)節(jié)pH值至7～9，然后用不同pH 值的返排液配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%的胍膠基液，在常溫和攪拌速率500 r/min下，胍膠溶脹性能如圖1 所示。pH 值越低，胍膠的溶脹效果越好。pH 值≥9 時(shí)，胍膠基本不溶脹；pH值=8 時(shí)，胍膠有明顯的黏度增強(qiáng)現(xiàn)象，但沒有達(dá)到應(yīng)有的正常黏度；pH 值=7（pH 調(diào)節(jié)劑A 加量為0.06%）時(shí)，胍膠初始黏度達(dá)到40 mPa·s，完全溶脹。

圖1 pH值對(duì)基液表觀黏度的影響

2.2.2 硼離子的影響

壓裂返排液中含有大量的硼離子，在采用返排液配液時(shí)，硼離子和胍膠及其衍生物會(huì)提前發(fā)生反應(yīng)［12］，促使交聯(lián)時(shí)間過短，導(dǎo)致壓裂液在管道或井筒中的摩阻增大，消耗大量的動(dòng)力，同時(shí)在連續(xù)剪切時(shí)壓裂液受到剪切速率的變化直接影響其流變性能。因此需向返排液中加入一定量的屏蔽劑C屏蔽硼離子，從而使交聯(lián)時(shí)間在合適范圍內(nèi)。

在返排液樣品中加入適量（0.01%～0.12%）屏蔽劑C，用返排液配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%的胍膠基液，然后加入0.3%的交聯(lián)劑XJ-03，屏蔽劑加量對(duì)交聯(lián)時(shí)間的影響見圖2。當(dāng)屏蔽劑加量由0.01%增至0.12%時(shí)，交聯(lián)時(shí)間由低于20 s 增至高于140 s。區(qū)塊壓裂目的層埋深在2500～3000 m，施工排量16 m3/min，為了有效降低壓裂液在高壓管匯或井筒中的摩阻，交聯(lián)時(shí)間應(yīng)控制在90～110 s，因此屏蔽劑C用量以0.08%為宜。

圖2 屏蔽劑加量對(duì)交聯(lián)時(shí)間的影響

2.2.3 細(xì)菌的影響

壓裂液黏度的降低與細(xì)菌的關(guān)系很大，細(xì)菌在適宜生存環(huán)境下會(huì)使胍膠高分子迅速降解，從而導(dǎo)致壓裂液的黏度急劇下降。頁(yè)巖油區(qū)塊返排液含菌量大，SRB菌數(shù)為25 000個(gè)/mL，F(xiàn)EB菌數(shù)為6000個(gè)/mL，TGB 菌數(shù)為250 000 個(gè)/mL，故需要向返排液中加入殺菌劑以解決壓裂液黏度保持難度大的問題。

在返排液樣品中加入適量（0.05%或0.10%）殺菌劑BLX-1 或LRS-1，然后用返排液配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%的胍膠基液，基液黏度隨放置時(shí)間的變化見圖3。從圖3 可以看出，隨放置時(shí)間的延長(zhǎng)，未加殺菌劑的基液黏度降低迅速，而加入0.10%的高效季銨鹽類殺菌劑BLX-1 的基液黏度降低速率相對(duì)較緩，6 h后黏度從峰值42 mPa·s降至20 mPa·s。

圖3 不同殺菌劑對(duì)壓裂液基液黏度的影響

殺菌劑BLX-1 具有良好的穩(wěn)定性，使用安全，在量足的情況下能夠消除返排液中的SRB、FEB、TGB細(xì)菌。由于現(xiàn)場(chǎng)施工運(yùn)用連續(xù)混配工藝，完全滿足現(xiàn)配現(xiàn)用，基液腐敗速率大大降低，入井液體質(zhì)量有所保障。

因此，向壓裂液返排液中加入0.06%pH調(diào)節(jié)劑A、0.08%屏蔽劑C 和0.10%殺菌劑BLX-1 對(duì)返排液進(jìn)行處理，再采用處理過的返排液配制壓裂液基液。

2.3 壓裂返排液配制壓裂液及性能評(píng)價(jià)

2.3.1 pH調(diào)節(jié)劑B的影響

向返排液配制的壓裂液基液中加入0.3%的交聯(lián)劑XJ-3和一定量（0.030%～0.045%）的pH調(diào)節(jié)劑B，pH 調(diào)節(jié)劑B 加量對(duì)交聯(lián)性能的影響見表1。隨pH調(diào)節(jié)劑B加量的增大，交聯(lián)時(shí)間逐漸延長(zhǎng)，pH調(diào)節(jié)劑B加量以0.045%為宜，所形成的凍膠交聯(lián)后挑掛良好，彈性好。

表1 不同pH調(diào)節(jié)劑B加量下的交聯(lián)時(shí)間以及挑掛狀態(tài)

2.3.2 耐溫耐剪切性能

分別用返排液配制的壓裂液和用清水配制的壓裂液所形成凍膠的耐溫耐剪切性能測(cè)試結(jié)果見圖4，溫度120 ℃、剪切速率170 s-1。由圖4可知，用返排液配制壓裂液和用清水配制壓裂液的耐溫耐剪切性能相當(dāng)，剪切黏度始終保持在200 mPa·s 以上，均具有良好的攜砂能力和流變特性。

圖4 返排液再配液（a）和清水配液（b）的耐溫耐剪切性能

2.3.3 破膠性能

在上述配制好的凍膠中，加入不同量的破膠劑KJWP，利用DK-8D型三溫三控水槽，實(shí)驗(yàn)室設(shè)定恒溫水浴95 ℃。KJWP 加量為0.01%和0.015%時(shí)，破膠處理4 h還未完全破膠，KJWP加量為0.02%時(shí)，破膠處理4 h 后完全破膠，破膠液黏度為3.37 mPa·s，殘?jiān)繛?87 mg/L，破膠液的表面張力為21.04 mN/m，與煤油間的界面張力為2.5 mN/m，符合中國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 7627—2021《水基壓裂液技術(shù)要求》（破膠液表面張力≤32 mN/m，與煤油間的界面張力≤3 mN/m）。

2.3.4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

2020年4月，對(duì)吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊的J1井進(jìn)行了壓裂儲(chǔ)層改造施工。施工前，先對(duì)現(xiàn)場(chǎng)蓄水池初次調(diào)節(jié)，在進(jìn)水口加入一定量的pH 調(diào)節(jié)劑A，并在不同區(qū)域取24～30 個(gè)點(diǎn)以保障水質(zhì)穩(wěn)定。在立式罐的多個(gè)取樣口取樣進(jìn)行水質(zhì)檢測(cè)和配液實(shí)驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)二次調(diào)控。根據(jù)立式罐的水樣檢測(cè)結(jié)果，混配車?yán)靡禾肀迷俅挝雙H 調(diào)節(jié)劑A，高效殺菌劑BLX-1、屏蔽劑C作補(bǔ)充調(diào)節(jié)，在混配車排出口取樣檢測(cè)配液質(zhì)量，實(shí)現(xiàn)三次調(diào)控，有效保障了入井液體質(zhì)量的穩(wěn)定可靠。現(xiàn)場(chǎng)檢測(cè)壓裂液基液的黏度范圍為39.0～48 mPa·s，pH值為6.5～7.0，交聯(lián)時(shí)間為90～110 s，挑掛性能良好。

J1 井施工共計(jì)泵入壓裂液入井液量4.93×104m3，處理返排液4.5×104m3，累計(jì)加砂量3500 m3。圖5是該井第5級(jí)施工曲線。從圖5可以看出，排量達(dá)到13 m3/min 時(shí)，壓力為77～80 MPa，壓力比較平穩(wěn)。J1 井儲(chǔ)層改造的順利進(jìn)行表明返排液再配液體系能滿足吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊水平井的施工要求。在此次現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)中，頁(yè)巖油壓裂返排液達(dá)到了100%配液重復(fù)利用率。截至2020 年12 月11日，J1 井已連續(xù)生產(chǎn)185 d，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于該區(qū)塊水平井新井投產(chǎn)的平均產(chǎn)量，效果顯著，提高了儲(chǔ)層有效改造體積和生產(chǎn)效果，說明采用壓裂液返排液配制壓裂液對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層的開發(fā)具有很好的適用性。

圖5 J1井的壓裂施工曲線

3 結(jié)論

新疆吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊返排液具有高含硼、高含堿、高含菌的特點(diǎn)，利用返排液直接配制的壓裂液無法溶脹，基液黏度不能滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。向壓裂液返排液中加入0.06%pH 調(diào)節(jié)劑A、0.08%屏蔽劑C 和0.10%殺菌劑BLX-1 對(duì)返排液進(jìn)行處理，再采用處理過的返排液配制壓裂液基液，然后加入0.3%的交聯(lián)劑XJ-3 和0.045%的pH 調(diào)節(jié)劑B，所制得的壓裂液具有良好的耐溫耐剪切性能，成膠后剪切120 min后的黏度依然大于200 mPa·s，且攜砂性能良好，破膠液性能滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。

壓裂返排液再配液技術(shù)現(xiàn)已應(yīng)用于吉木薩爾頁(yè)巖油區(qū)塊的J1 井，并取得了良好的增產(chǎn)效果，有效的處理方法不僅可以節(jié)約水資源還可控制返排液對(duì)環(huán)境的污染。