大规模压裂开发方式下水质治理的方法及效果

夏剑军 卢宝斌

1大庆油田有限责任公司第九采油厂

2渤海钻探工程技术研究院

大庆油田在油井生产过程中，压裂已成为油田增产的主要措施。外围油田以采油九厂为例，目前98%以上的新井需压裂后投产，为保持油井产能，每年会有大量老井需采取压裂措施。随着油田开展大规模的压裂作业，产生大量成分复杂的压裂液对联合站油、水系统平稳运行冲击很大，压裂残液已成为油田水体污染的最主要污染源，愈来愈引起人们的关注。因此，采取有效措施解决压裂残液对油、水系统的危害，对确保石油生产企业可持续发展具有重要意义。

1 大规模压裂开发形势带来的问题

进入“十三五”以来，采油九厂加快致密油、页岩油的建设步伐，新开发区块63 个，建成油井1 220 口，其中大规模压裂井占27.6%。高峰期日产压裂返排液可达5000～8000m3，累积产液42.54×104m3，由于开发方式的改变，给地面工艺带来了新的问题。“十三五”期间压裂返排液量见表1。

表1 “十三五”新建井及大规模压裂井数及压裂返排液量统计Tab.1 Statistics of number of newly-built wells，large-scale fracturing wells，and fracturing flow-back fluid amount during “the 13th Five-Year Plan” period

压裂返排液是一种复杂的多相分散体系，既有从地层深处带出的黏土颗粒和岩屑，也有含原油及压裂返排液中的有机和无机添加剂等污染物质。其特点包括：排放量大，每口井每天排放量在100～400 m3；浓度较高，高分子有机物等浓度为5 000～10 000 mg/L；含油量较大，石油类成分等含油浓度为10～1 000 mg/L[1]。

油井压裂作业完成后大量的返排液进入地面系统，对生产运行会带来较大的冲击。初期返排阶段返排液中未见油样，只需要简单过滤回注，占比15%～23%；中期见油阶段采用临时储罐油液分离，浮油回收、底水处理，占比5%～7%；后期生产阶段残留地层返排液随油井产液进入地面处理系统，占比10%～30%。

（1）油系统加热设备未见恶劣影响，电脱水设备难以适应。以塔21-4 区块为例，2019 年投产初期，171 口油井含压裂液的采出液约700 t 进入龙一联，瞬时排量高达85 t/h，超过总来液的30%，造成“五合一”出现以下问题：频繁垮电场，电脱段电流持续升高，最高时达到30 A，直至电脱跳闸，平均5次/天；脱后原油含水不达标，出口含水率＞0.5%；水中含油量增加，“五合一”水出口含油浓度大于1 000 mg/L；“五合一”过渡层增厚，随放水进入油岗污水沉降罐后，造成混层严重，最高时可达3～6 m。

（2）采出水特性变化，污水系统难以适应。由于压裂返排液水质的不稳定性、构成极为复杂，且进入系统液量波动范围较大。这给已建处理工艺的运行带来极大的困难，主要表现在沉降段去除效率降低，污水站滤料污染问题突出，尤其以龙一联、新一联较为严重，滤料更换周期由2～3 年降为1 年。

污水系统的压裂返排液大部分是通过油井产液从集输系统进入。经检测，采取大规模压裂开发方式后，污水来水Zeta 电位由之前的-5.2～-14.6 mV上升至-16.07～-37.35 mV，大规模压裂开发方式后，污水胶体分散体系稳定性显著增强，更难以聚集。

（3）集中返排液量大，注入环节难以消纳。压裂高峰期返排液量近8 000 m3/d，最大回注水量为8 355 m3/d，并要消耗本站产出的6 400 m3/d 左右的含油污水，因此无法满足短时间内大量返排液的回注需求。

2 地面系统采取的技术措施及效果

依据“源头控量、工艺完善、参数优化”的原则，上游建设返排液处理装置，严格把控进入系统污水质量与数量；中游改进油气及污水处理工艺流程，提升站场对返排液的抗冲击能力；下游优化油水系统运行参数和加药体系，提高已建系统对返排液的适应性。

2.1 调整系统运行参数

（1）优化“五合一”运行参数，满足生产需求。当含压裂液油井产出液占总产液的比值＜30%时，通过常规药剂优化、调整“五合一”加热温度、调整加药点等，九厂在用五合一组合装置脱水工艺基本可以满足生产需求，并且总结出一套“五合一”最佳运行参数速查表（表2）。

表2 “五合一”最佳运行参数速查表Tab.2 Quick reference table of"five in one" best operation parameter

（2）强化全过程环节管控，缓解污水系统压力。采用节点管理法，全过程管控油系统设备运行。外站来液控制压裂来液含量＜30%，筛选破乳剂、动态调整加药量[2-3]，“五合一”及时清淤至少1 次，放水看窗清澈，污水沉降罐控制油厚＜0.5 m，老化油回收单独处理、单独外输。通过上述措施实现脱水站油出口含水率＜0.3%，“五合一”放水含油浓度＜300 mg/L，沉降罐出水含油、悬浮物指标＜100 mg/L 的目标值，降低了外输油含水及外输水含油浓度，减轻了污水系统的处理压力。

（3）建设单独脱水工艺处理，减轻压裂返排液对系统的冲击。针对压裂返排液对龙一联处理工艺的冲击，对工艺进行改进。卸油点含压裂返排液的来液进入单独脱水工艺处理，脱水处理工艺主要包括加热炉和电脱水器两段处理工艺[4]，来液加药处理如达标直接进入净化油缓冲罐，如不达标则进入系统“五合一”进行循环处理，至处理合格后再进入净化油缓冲罐。

（4）应用新型电脱水器供电装置，保障“五合一”与电脱水器运行平稳。针对“五合一”与电脱水器运行困难的问题，探索试验应用高阻大容量脱水供电装置。与普通供电装置对比，高阻大容量脱水供电装置容量由50 kVA 上升至1 000 kVA，耐受电流由20 A 上升至200 A。现场应用高阻大容量脱水供电装置，在脱水电流60 A 的情况下运行正常，抵抗高电流冲击的能力明显提高。

2.2 加强新老系统建管

（1）完善预处理工艺流程，改善污水系统来液质量。为保证进入污水系统液体质量，采用压裂返排液预处理后再回收至系统的措施，即“来液→储存池→预处理装置（氧化-两级气浮-过滤工艺[5-6]）→进入污水系统”，共建成水处理能力720 m3/d。处理后水质达到“20.20”指标后，进入依托站来水汇管，与污水站来水混合、稀释处理后达标回注。

（2）筛选絮凝剂配方体系，制定药剂投加标准。通过药剂筛选，确定PAC、共聚PAM 与CPAM三种药剂复配体系[7]，其中共聚PAM 与CPAM 的质量比为2∶1。根据压裂液含量及含油量变化调整最佳加药量。确定标准为絮凝后含油和悬浮物小于20 mg/L 的最低加药量（表3）。

表3 不同返排液含量和含油量污水加药速查表/(PAC/共聚PAM/CPAM)Tab.3 Quick reference table for dosing wastewater with different flowback fluid content and oil content(PAC/Copolymerized PAM/CPAM) mg/L

（3）优化过滤罐反洗参数，提高滤料再生能力。优化反冲洗强度：传统的过滤罐反冲洗主要利用的是水流剪切力作用，通过对颗粒滤料的反冲洗机理的深入研究，认为除水剪切力之外，滤料间碰撞摩擦力亦是滤料脱附的关键因素[8]。因此，在采用变参数反冲洗优化时，为充分利用滤料间碰撞摩擦力，引入最小流化强度参数，在滤料初始流化与滤料40%膨化高度间，选取各项参数进行正交实验[9]，最终确定水温35 ℃下三梯次反冲洗最佳运行参数为7.5 L/m2· s(3 min)、10 L/m2· s(4 min)、14 L/m2·s(8 min)。

通过日常管理摸索，在“两级沉降+两级过滤”工艺中含压裂液返排液占污水处理总量百分比≤4%时，能保障污水系统出水水质稳定达标。

优化反冲洗周期时引入“纳污量”概念。随着过滤的进行，滤层中的水流剪力逐渐增大，水流阻力增大，系统压力逐渐升高，如不进行反洗，系统弊压或当水流剪切力大于附着力时，悬浮颗粒穿透滤层，导致出水水质变差。所以过滤罐截留杂质有一个极限能力，称之为过滤罐的纳污量。

通过现场试验确定了核桃壳过滤罐、双层滤料过滤罐在不同滤速下了最大纳污量，为方便现场管理，归纳出过滤罐运行压差为：核桃壳过滤罐正常过滤压差≤0.08 MPa（最高过滤压差≤0.10 MPa），双层滤料过滤罐正常过滤压差≤0.06 MPa（最高过滤压差≤0.10 MPa）。

通过优化过滤罐反洗参数，改善了过滤罐的再生能力，减少了反冲洗水量，降低了污水系统的运行负荷，特别在10 ℃左右的远输低温污水再处理中，与传统设计参数相比，反冲洗水量降低了50%。

（4）应用新技术、新工艺，提高污水系统适应能力。采用高精滤过滤工艺，提高污水系统对压裂液的适用能力。高精滤技术滤料应用改性微孔陶瓷均质颗粒，孔隙率为73%～82%，抗剪切强度3.98 MPa，其密度略高于水密度，滤料填料设计高度即滤料的有效过滤厚度。微孔陶瓷滤料因具有较高的过滤路径，所以设计时可采用较大的颗粒直径，其颗粒直径在1～3 mm，低于石英砂最小颗粒的直径0.5～0.8 mm、磁铁矿颗粒的直径0.25～0.5 mm。

反冲洗采用气、水反冲洗技术。气、水反冲洗特点为“脉冲塌陷”气洗和不（微）膨胀冲洗。高精滤过滤技术设计反洗水量占比为4%～5%，现场运行反洗水量占比均值为3.9%（常规压力过滤为12%～20%）。

与常规的两级沉降、两级过滤工艺相比，混合罐兼混凝沉降和缓冲提升的作用，除油沉降段设计减少了一级工艺；高精滤滤料有更深的过滤路径，有效过滤层3.0 m，与常规压力过滤有效过滤层几十厘米相比，滤层的纳污能力更高，设计过滤级数由常规两级过滤减少到一级过滤。

现场运行滤速10 m/h 时，压裂返排液占处理液量大于10%时，高精滤出水水质综合达标率85%；压裂返排液占处理液量小于10%时，高精滤出水水质综合达标率100%。

2.3 建设处理回注装置

与开发部门结合，选取连通效果差、无开发潜力的塔3、塔20 作为压裂返排液回注区块。共有22口污水回注井，日最高回注量1 932 m3。

2020 年，在塔3 区块建设租用的临时处理回注站1 座，采用“化学氧化→气浮选→过滤”处理工艺，达到“ 20.20 ” 标准后回注。处理能力1 200 m3/d，已建回注井5 口，最大回注量1 100 m3/d，累计回注9.77×104m3。

2021 年，在哈19 区块新建页岩油专用压裂返排液处理站，处理后的液体回注区域内长关井，处理能力1 800 m3/d，已建回注井3 口，最大回注量1 600 m3/d，累计回注17.16×104m3。

另外，开发部门选出33 口长关、低效井可用于压裂返排液的回注调控井，遍布龙虎泡、敖古拉、新站、泰来等作业区，日消耗压裂返排液3 213 m3，有效缓解污水站场水质达标压力。

“十三五”期间，在压裂返排液占比由3.3%提高到38.5%，水质由85%降低到79%的前提下，九厂通过加大新技术应用力度，强化油水站场节点管理，优化运行参数，全力推进注水质量提升工作，含油污水综合达标率由82.6%提升至84.8%。

3 结束语

面临新的形势，油田地面工程系统应打破传统观念束缚，加强管理的同时更要持续推进技术进步：

（1）要转变观念。改变重油、轻水的观念，将油系统、水处理系统作为一个整体链条进行管理。注视源头，按工艺作用设计节点，并制定节点管理指标。对于不同的站场，针对其工艺特性，优化运行参数，形成“一站一策”，通过行之有效的治理措施，实现油田“注好水、注够水”工作持续有效开展。

（2）要适应形势。针对大庆长垣外围油田渗透率低、开采难度大、处于有效开发经济界限的边缘，投入产出比高的问题，要推进油田的高质量持续发展，必须依靠科技的力量。技术进步是油田可持续发展的第一生产力，应该加强科技攻关，研究应用成熟的技术进一步简化工艺。对于新技术的大规模推广应用，原则上不应少于两年的放大现场试验期。既不因新技术存在某项技术优势而盲目推进，也不因为新技术暂时存在的某项缺点而全面否定。在新技术应用中不回避问题，在应用中找方法，通过技术的不断积累，最终实现技术的可成熟应用[10]。

（3）要夯实基础。鉴于大规模压裂开发的常态化，应完善、建设压裂返排液专用处理站场，以应对油田未来的发展，缓解油水站场运行压力。油田污水处理系统是一个综合性很强的门类，涉及油田化学、应用物理学、微生物学、材料学等学科，各工艺技术的现场应用需找到在不同环境下的技术应用界限。地面工艺系统优化要更有效地利用现有系统，在系统建设中节省不必要的投资，以解决“三低”油田的开发运行成本高问题，为油田的可持续开发提供关键的技术保障。