实现页岩气“绿色”开发的配套工艺技术体系

王 强 朱冬昌 夏国勇 曾 光 李小斌 陈 虎 魏 莱 刘雨舟

川渝地区人口密集、植被丰富、水系丰沛，部分区域喀斯特地貌属性导致地表沟壑纵横，地下溶洞多、暗河多、裂缝多、漏失层多，页岩气有利区域内环境敏感点多，环境风险管控要求高[1]。页岩气开发建设过程中的废水（钻井废水、压裂返排液和生活废水）、废气、废渣（水基岩屑和含油岩屑）、施工噪声和水土流失等是主要环境风险源。如何防治这些环境风险源，确保页岩气的“绿色”开发一直是个重大难题。为此，结合中石油在长宁—威远国家级页岩气产业示范区开发实践中形成的系列环保配套措施，探讨了在当前技术条件下，实现页岩气“绿色”开发的路径。

1 钻井清洁生产

钻井液中添加有碱、羧甲基纤维素钠盐（CMC）、聚合物、润滑剂、磺化褐煤（SMC）、磺甲基化酚醛树脂（SMP）、抑制剂、硅酸钠和腐植酸盐及堵漏剂等。因此，钻井废液中不仅含有一定量的油类物质、酚类物质和硫化物，还有一些可溶性有机小分子和高分子物质。针对钻井废液（包括钻井钻屑）具有色度高（棕褐色—黑褐色）、化学需氧量含量高（1000～70000 mg/L）、pH值高、悬浮固体含量高（1 000～5 000 mg/L）等特点，主要采用4个技术系统对其进行处理：井场清污分流系统、钻井液不落地技术、随钻实时处理工艺和岩屑资源化利用技术。

1.1 清污分流系统

四川盆地多雨，在传统井场，大量雨水通过污水沟汇入废水池，不仅增加了废水处理量，还容易造成废水池满溢，环境风险大。中石油页岩气开发现场对传统井场的清污分流系统进行了优化，取消井场污水沟和废水池（设置应急池），按功能将井场分为集污区和清洁区（图1）。集污区采用封闭式围堰隔离，且上部搭建雨棚，场面降雨水不受污染，雨水汇入井场四周隔油池沉淀，隔油后流入自然水系。统计表明，页岩气钻井平台雨季废水产量较传统井场减少34.8%[2]。

1.2 钻井液不落地措施

传统井场中，废弃物往往在地面沟渠中汇聚至废水池和岩屑池，不适用于产污量大的页岩气平台井工厂化作业。因此，中石油的页岩气平台采用了钻井液不落地措施：利用振动筛、除砂器、除泥器及离心机对收集的岩屑和钻井液进行固液分离，分离出的钻井液进行回收循环利用，将分离出来的岩屑通过螺旋输送器运送至岩屑中转箱，从而实现钻井液不落地，确保场面清洁。

1.3 随钻实时处理工艺

螺旋输送器运送岩屑至中转箱后，用叉车将岩屑转运至岩屑搅拌罐或制砖机，对水基岩屑实时处理（图2）。钻井过程由于钻进的层位不同，钻井液的性能有区别，产生的废弃物有害物质也存在差异，对不同层位、不同钻井液产生的废物做固化处理小样试验，根据合格固化试验配方进行施工。含油岩屑则用现场甩干装置初步处理，回收部分油基钻井液[3]，再进入资源化利用。

图1 清污分流系统示意图

图2 钻井清洁生产工艺流程图

1.4 含油岩屑资源化利用技术

因工程需要（油基钻井液能较好地保持井壁稳定），川渝地区的页岩气井在钻井过程中，井身结构造斜段及水平段（目的层页岩段）采用油基钻井液[4-8]。而气井的水平段长达1 500 m[9]，单井含油岩屑产量约300 m3，其成分复杂（由油、水、钻屑、高分子化合物、其他杂质等构成），难以在环境中自然降解，存在着较大的环境隐患。在生产实践中，一般采用热解吸附、萃取、燃料浆技术对其进行处理。

1.4.1 热解吸附

在绝氧或缺氧环境中，将含油钻屑放入处理单元，间接加热至420～450 ℃（高于白油终馏点，低于裂化温度）[10]，从而将钻屑中的水和油类蒸馏出来，再通过冷凝装置收集蒸气，分离水和油后，可将油类回收，其工艺流程如图3所示。

图3 热解吸附工艺流程图

1.4.2 萃取技术

萃取剂的研制是LRET技术的核心，其作用原理是吉布斯函数在表面吸附与脱除过程中的应用。萃取药剂的设计一般选择脱附过程中吉布斯自由能变化最为显著的药剂体系[11]。针对油基钻井废物中的固相物、基油、水等形成的混合体系，脱附过程包括：①药剂传递到固体颗粒的表面；②药剂扩散渗入固体内部和内部微孔隙内；③溶质溶解进入药剂；④通过固体微孔隙通道中的溶液扩散至固体表面并进一步进入药剂主体。

1.4.3 燃料浆技术

根据含油钻屑本身的燃值潜力，现场以含油钻屑为基质材料，添加燃料助剂（专利产品），在一定的条件下反应，形成性能稳定、适应性强、燃值较高、安全环保可靠的流体燃料产品。

热解吸附技术、萃取技术处置高效（热解吸附技术设计处理能力达到40 t/d、萃取技术设计处理能力达到150 t/d），油回收率达到98%，处理后岩屑含油率低于1%[12]，但热解析技术、萃取技术设备投资大，使用成本高。燃料浆技术处理能力超过15 t/d，优势是工艺简单、处理成本低、处理彻底，燃料浆产品用于制砖辅料，燃渣含油率低于1%。

2 压裂环保管理

2.1 优选环保型压裂液

川渝地区页岩气井采用分段压裂工艺改造目的层[13]，压裂液用量大。如单井水平段长1 500 m，分段方案为60～80 m/段，总共分为25段，压裂液用量约为1 800 m3/段，即45 000 m3/井。为了降低环保危害，长宁—威远地区页岩气井分段压裂中优选环境友好型压裂液，压裂液中水和支撑材料（如沙等）占99.51%，添加剂占0.49%，大多添加剂对环境无毒且广泛应用于食品卫生行业（表1），从源头控制了环境风险。

表1 压裂液主要添加剂的化学成分及日常用途一览表

2.2 压裂液循环利用

压裂作业完成后，压入地层的水将逐渐返排，返排周期主要分两个阶段：第一个阶段是在压裂作业完成后试油期间返排的压裂液，返排时间短，日返排量大；第二阶段是生产阶段返排出来的压裂液，返排周期可长达数年。统计显示，长宁—威远国家级页岩气产业示范区试油期间压裂液返排率为30%～70%[14]，为12 000～28 000 m3/井。

压裂返排液进行循环利用，对于保护生态环境和降低生产成本意义重大。长宁—威远国家级页岩气产业示范区加强页岩气区块用水管理，建设压裂用水管网，强化压裂用水调度，提高循环使用效率，区块部分平台能够实现回用率90%的目标；对不能回用的返排液，交污水处理站处置达标排放或运至回注站回注。

3 其他环保配套技术

3.1 配套平台化作业实现“井工厂化”

长宁、威远区块页岩气井通过平台进行集中部署，一个平台平均部署6口井。采用平台部署有诸多优点：①平台井场比单井更有效利用土地，同井场钻6口井可节约用地70%；②工艺流程和设备可以更加优化，减少了运行设备和管线；③有利于推行平台无人值守、中心站管理，实现绿色开发，低碳发展；④有利于集中分散的风险，便于管控，可以更好地实现HSE目标。井位部署平台化是页岩气规模化建产风险集中管控的重要基础。

3.2 实施油改电降噪音

钻井工程中常用的动力是柴油发电机组，柴油机发电机使用过程中能耗比较高，能量转换率比较低，排出的CO2等温室气体污染大气环境，且柴油发电机组噪声比较大，影响当地居民的生活。在长宁—威远国家级页岩气产业示范区钻井过程中，若当地电网条件合适，一些钻井平台就改用高压网电进行钻井，这有利于节能、降噪，降低钻井成本，提高钻井效益。在实施网电改造的过程中，也需要解决两个方面的问题: ①动力模块替代，即把原柴油机驱动替换为电机驱动； ②网电接入变压调整控制。

3.3 推行环保钻井工艺

图4 不同井段钻井液选用示意图

钻井施工中，一开采用聚合物无固相（清水）钻井液，配合导管封隔漏层（图4），确保距地面最近的隔水层以上井段地表水不受污染；二开和直井段用水基钻井液；三开（造斜段和水平段）才采用油基钻井液[15]。

3.4 制订全面的环境评价方案

在页岩气建设项目的环境影响评价中，需要做到的是：①积极介入钻井井位选址，尽量避开生态环境敏感区域，减少树木砍伐、植被破坏；②优化压裂液取水口选址，确保就近原则的同时，不得影响当地生态用水；③强化废水处置管理，回用后按照就近原则选择废水处置厂或者回注井，并认真勘察拉运路线，严格废水拉运清单管理；④施工结束后，严格按照复垦方案进行植被恢复、水土保持和土地复耕，实现全过程控制环保风险。

4 结束语

为了控制页岩气产能建设过程中产生大量的废水、废气、废渣（特别是含油岩屑）、噪声、水土流失等环境风险，中石油在长宁—威远国家级页岩气产业示范区开发实践中形成了系列环保配套管理机制和技术体系：采用井场清污分流系统、钻井液不落地技术、随钻实时处理工艺和岩屑资源化利用技术保障钻井清洁生产；选取优选环保型压裂液、对压裂返排液进行循环利用，从而实现压裂环保管理；配套平台化作业“井工厂化”、油改电降噪音、推行环保钻井工艺、制订全面的环评方案进一步降低环境污染的风险，有效促进了页岩气可持续开发。为了更好地面对国家生态文明建设的机遇与挑战，建议页岩气生产企业加大含油岩屑处理技术的研究，加强与相关部门的沟通，努力推动含油岩屑处置国家标准的出台。同时建议各方加强对页岩气井水平段钻井水基钻井液技术的研发与现场应用，从根本上解决含油钻屑处理成本高和难度大的问题。

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（修改回稿日期 2018-01-04 编 辑 陈 嵩）

中国石油西南油气田公司喜迎天然气勘探开发黄金时代

2017年中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）新增天然气探明储量2 248h108m3，实现了储量连续14年高峰增长；生产天然气210h108m3，创造年产量新纪录。

四川盆地地质条件复杂，勘探开发难度大。西南油气田统筹管理要素，激发创新活力，推行技术人才“双序列”改革，修订“科学技术奖励办法”，激发各类技术人才干事创业的热情。同时，西南油气田拓展开放空间，借脑引智聚力：2018年1月12日，西南油气田与中国石油勘探开发研究院（以下简称勘探开发研究院）联合组建四川盆地研究中心，勘探开发研究院80多名科研人员与西南油气田科研人员并肩战斗，攻关技术难题；在常规天然气勘探开发领域，西南油气田正攻关“长兴组—飞仙关组勘探有利区带评价及目标优选论证”等5个课题，参加研究单位不乏国内知名研究机构、“双一流”高校；为规模效益开发深层页岩气，西南油气田筹建四川页岩气院士工作站，推进科技攻关、人才培养的一体化，为国内深层页岩气开发闯出一条新路。

为喜迎天然气勘探开发黄金时代，西南油气田2018年度工作会议提出：到2020年，全面建成年产气300h108m3战略大气区，其中页岩气产量达到100h108m3，气田开发管理水平国内领先；到2035年，天然气产量达到700h108m3，其中页岩气产量达到400h108m3，核心技术和自主创新能力国内领先；21世纪中叶，中石油西南增长极地位更加牢固，年产油气当量保持5 000h104t以上并稳产20年，规模实力、核心竞争力和创新创效能力保持国内领先、达到国际一流。