吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术

随着水平井体积压裂技术的推广与应用,压裂液用量越来越大,同时产生大量的返排液,返排液成分复杂,难以高效利用,直接排放会造成环境污染。为了缓解新疆油田压裂用水和降低压裂成本,开展了吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术研究。对吉木萨尔页岩油区块返排液进行pH调节、硼离子屏蔽、杀菌的处理,然后利用处理后的返排液再次复配胍胶压裂液,通过考察所配制压裂液的溶胀性能、交联冻胶耐温耐剪切和破胶性能确定了利用返排液复配胍胶压裂液的最佳配方,并在J1井进行了现场试验。吉木萨尔页岩油返排液具有高含碱、高含硼、高含菌的特点,通过引入0.06% pH调节剂A、0.08%屏蔽剂C,0.10%高效杀菌剂BLX-1,将返排液的pH 值调节至 7.0,然后加入 0.3%的交联剂 XJ-3 和 0.045%的 pH 调节剂 B。所配制的压裂液的交联时间控制在90～110 s,具有良好的耐温耐剪切性能,成胶后剪切 120 min 后黏度的依然大于 200 mPa·s,且携砂性能良好,破胶液性能满足行业标准。利用页岩油压裂返排液连续混配再利用技术处理返排液4.5×10~4m~3,且所配制的压裂液被成功应用于新疆油田页岩油J1...     

压裂返排液重复利用新型杀菌剂研制

压裂返排液重复利用对保护环境、降低油田开发成本具有重要意义。但在夏季高温时,细菌滋生会导致返排液发黑发臭,严重影响返排液的现场应用。对川渝地区压裂返排液中细菌种类、繁殖规律、细菌危害及导致返排液配液水化主要原因进行了研究,在此基础上对不同类型杀菌剂的杀菌性能进行评价,并从中优选出3种杀菌剂进行复配实验,复配后的新型杀菌剂在川渝地区的应用效果良好,具有较高的推广应用价值。     

压裂返排液循环再利用影响因素

压裂返排液为油田主要污染物之一,将压裂返排液处理后再用于配制压裂液,对油田环境保护和节约成本都具有重要意义。以长庆油田某水平井现场压裂返排液为研究对象,分析了不同时段压裂返排液的组成性质,研究了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余添加剂对循环利用的影响,并提出了相应的消除方法。研究结果表明:长庆油田某水平井现场压裂返排液中Ca2+、Mg2+含量低,不影响重复配液;Fe2+、Fe3+和固相颗粒含量高,通过"氧化-絮凝沉降-过滤"可有效降低;残余交联剂使得重复配制压裂液基液黏度过高,可通过三乙醇胺与葡萄糖按1∶9比例复配进行有效掩蔽;残余破胶剂影响重复配制的压裂液耐温性能,建议现场适量使用破胶剂。因此,压裂返排液通过除铁、除固相颗粒、掩蔽残余交联剂处理后可实现循环再利用。     

长庆陇东地区油井压裂返排液配钻井液研究与应用

针对长庆陇东地区压裂返排液总量大、资源化利用率低的技术难题,以“减量化、资源化”为核心,通过对陇东油井区域4种典型压裂返排液样品的基本性能、离子成分、生化指标、发泡性能等分析研究,确定出返排液配制钻井液的主要影响因素。针对研究得出的影响因素开展了返排液预处理除砂设备、杀菌剂、抑泡剂及离子去除剂的优选评价等,同时结合长庆油气田现场生产实际确定出返排液预处理工艺技术流程,并在水资源短缺的长庆陇东致密油大井组水平井华H20-*平台完成2口井压裂返排液预处理及配制钻井液技术研究先导性试验。现场应用结果表明,预处理后返排液配制的钻井液同生产用水配制的钻井液性能基本接近,密度为1.25~1.30 g/cm3,表观黏度损失率可控制在15.0%以内,试验井段井壁稳定、钻井液滤失量、发泡性能可控,能够很好地满足现场钻井液使用要求。该研究及应用为压裂返排液配钻井液技术的推广及提高水资源综合利率奠定基础。      

页岩气压裂返排液处理装置的研制与应用

针对页岩气开发中压裂返排液的污染问题,采用化学处理、物化处理和电化学处理相结合的方法,通过橇装结构设计以及化学加药模块、絮凝反应模块、沉降脱固模块和过滤处理模块设计,研制了压裂返排液处理装置。该装置处理量达到20 m3/h,满足页岩气区块实时处理要求。现场应用结果表明,按压裂返排液处理装置工艺流程处理后的水样与减阻水配伍性能良好,不产生沉淀物,其表现黏度、交联时间和耐温耐剪切性能均可满足压裂返排液重复利用要求;采用联合处理方式比单独采用化学加药方式可减少化学药剂投加量(60~70)%,有效降低压裂返排液处理成本。     

致密气压裂返排液回收利用技术研究

为完善致密气压裂施工中水资源的循环利用技术,减轻油气田地面工程建设环保压力,本文以山西致密气压裂返排液为研究对象,开展了致密气压裂返排液回收再利用的试验研究,对复配的压裂液基液黏度、交联性能、耐温耐剪切性能、破胶性能进行测试。试验结果表明:致密气压裂返排液经处理后可用于复配胍胶体系压裂液,压裂液各项性能指标均达到了致密气井压裂施工要求。     

用于多段压裂的微量物质示踪剂与压裂液的配伍性研究

在多段压裂过程中,对不同层段加入一定浓度的不同种类示踪剂,通过连续检测返排液中示踪剂的浓度评价压裂液返排效率。通过室内实验,考察了微量物质对压裂基液黏度、耐温性能和抗剪切性能的影响,微量物质在压裂液中的吸附量。实验发现,微量物质示踪剂对压裂液的基液黏度、耐温性能和抗剪切性能均没有影响,微量物质示踪剂与压裂液配伍性良好,在压裂液中的吸附量大部分小于5%,微量物质示踪剂与压裂液配伍性良好,适合作为压裂液示踪剂使用。     

CQ-RP140 可回收低聚物压裂液在长庆气田的应用

针对长庆气田现场压裂返排液处理难题,本文以聚合物压裂液为研究对象,室内研发形成CQ-RP140可回收低聚物压裂液体系。该体系耐温超过140℃,具有低残渣、低伤害、可回收、可连续混配的技术特点,满足长庆气田清洁化生产和压裂施工需求。在靖边、苏里格气田累计完成现场应用89口井（326层/段）,取得了良好的增产改造效果,且回收利用返排液17700m³,有效减少了现场返排液处理量,节省了清水用量,通过室内优化完善,形成了适用于长庆气田不同区块、不同工艺的压裂液体系,为长庆气田清洁化生产提供了技术支撑。     

致密砂岩储层清洁压裂液返排液驱油实验研究及应用

清洁压裂液广泛应用于致密砂岩储层水力压裂施工中,而压裂施工后产生的大量清洁压裂液返排液具有处理难度大、回收利用率低以及环保压力大等问题,为实现清洁压裂液返排液的合理重复利用,以现场清洁压裂液返排液作为驱油剂,室内评价了其界面性能、润湿性能、乳化性能以及降压增注性能,并开展了驱油实验研究。结果表明:当清洁压裂液返排液质量分数为0.10%～0.15%时,可以使油水界面张力值降低至10-3m N/m数量级,具有良好的界面活性;能使储层天然岩心表面的润湿性转变为亲水性,具有良好的润湿反转性能;可以使油水乳状液的析水率控制在30%以下,具有良好的乳化性能;能使天然岩心注入压力降低率达到50%以上,具有良好的降压增注效果。岩心模拟驱油实验结果表明,注入0.5 PV质量分数为0.10%～0.15%的清洁压裂液返排液后,能使天然岩心水驱后的采收率提高12%以上,具有良好的驱油效果。矿场试验结果表明,实施现场清洁压裂液返排液驱油措施后,目标区块生产井的产油量明显提升,含水率下降,取得了显著的增油效果。     

纤维素压裂液在苏里格气田的应用

针对苏里格气田统３３ 区块致密砂岩气藏的特点,开展了新型纤维素清洁压裂液体系研究。研制纤维素改性技术和特效交联剂,解决了以往纤维素压裂液体系的稠化剂溶解慢、交联冻胶耐温能力有限和破胶降解难的问题,形成了适合该区块的低成本低伤害压裂液体系。实验表明,该体系具有良好的耐温耐剪切性能、防膨性能和助排性能,破胶快速彻底、无残渣,岩心伤害率仅为１３. ２％。２０１３ 年在苏里格气田统３３ 区块现场应用４ 口井, 施工成功率达１００％,破胶液返排速度快,最终返排率高,试气无阻流量均值约为低浓度压裂液井试气无阻流量均值的２ ８ 倍,为致密气藏低伤害高效改造提供了一条有效途径。     

硅酸盐/聚乙烯醇抑制性能研究

非常规储层体积压裂施工液体用量大,返排液多,返排液中含有各种地层离子、残余添加剂、悬浮物等,无害化处理难度较大。介绍了国外体积压裂返排液的处理方式,并结合四川盆地的特点,形成了适合于四川盆地非常规储层体积压裂返排液回收利用处理流程。室内研究表明,体积压裂返排液中的残余添加剂浓度较低,具有一定的矿化度,采用回收利用处理流程进行处理后,其摩阻与清水配制的体积压裂液相当。现场应用也进一步表明,体积压裂返排液处理后配制的液体摩阻性能与清水配制的相当。现场获得了良好的储层改造效果,节约了配液用水,减少了废弃物排放,实现了节能减排。     

苏里格气田压裂返排液回用技术研究与应用

根据苏里格气田压裂返排液的特点和回用配制压裂液对水质的要求,形成了一套以“预处理—混凝沉降—两级过滤—杀菌抑菌”为工艺路线的压裂返排液处理技术。经处理后的返排液固体悬浮物小于20 mg/L,钙、镁离子含量小于30 mg/L,化学需氧量低于100 mg/L,配制瓜胶压裂液72 h黏度下降率低于20%。处理后的返排液用于配制瓜胶压裂液和聚合物压裂液,其耐温耐剪切性、黏弹性、破胶液性能等各项指标均满足行业标准要求。现场可对各个模块和处理单元进行选择性组合实现快速处理和精细处理,速度为150～300 m3/d。近3年使用处理后的返排液配制压裂液超过3.6×104 m3,应用效果良好。      

驱油型可回收清洁压裂液的研制与应用

针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题,制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系,研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 g/L,在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好,破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液与煤油的界面张力可达10-2数10-3m N/m。该压裂液在油田现场成功应用25井次,单井产量是相临井产量的6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液,末端返排液处理后用于驱油,可在水驱基础上平均提高采收率10.67%,大幅降低压裂液对环境的污染。     

长庆气田胍胶返排液离子处理剂RXM-1研究与应用

本文根据长庆气田瓜尔胶返排液的特点以及回收再利用中存在的问题,结合现场施工工艺开发了RXM-1离子处理剂。该处理剂能迅速与钙、镁等金属离子生成水溶性螯合物,消除金属离子对耐温耐剪切性能的影响,防止碱性环境出现沉淀造成储层伤害,并可以屏蔽残余的硼交联剂,防止基液返胶。同时,RXM-1离子处理剂中的高效杀菌剂可保证施工过程中基液黏度。目前,RXM-1离子处理剂在13口井进行了现场应用,应用效果良好。     

硼含量对压裂液特性的影响

目前压裂是油气田增产增注的重要措施,作业后产生的返排液已成为油气田环保重要控制污染物之一,压裂返排液处理后再利用已成为污水资源化的重要发展方向。本文针对蒸馏水、自来水、长六模拟水和处理后返排液四种不同对象展开研究,分析四种水溶剂中不同浓度梯度的硼含量下对压裂液基液黏度、耐温性及抗剪切性能的影响。研究表明:硼在蒸馏水中为1 mg/L时对压裂液基液黏度、耐温及抗温抗剪切性无影响;硼在自来水中为2 mg/L时对压裂液基液黏度、耐温及抗温抗剪切性无影响,符合压裂液性能指标;硼在长六模拟水中为12 mg/L时及在处理后返排液中外加20 mg/L对基液黏度无影响,但不加硼时,两种溶剂对应压裂液耐温性为60℃,抗温抗剪切性只能保持2 min,性能极差。     

低用量耐盐滑溜水体系研究

为实现成本控制并有效节约水资源,对滑溜水体系的各项性能提出了更高的要求。以减阻剂CT2-7为主剂构筑的滑溜水体系在减阻剂加量为0.025%时,降阻率为71.43%。在Na^(+)浓度为6×10^(4)mg/L,Ca^(2+)浓度为7.5×10^(2)mg/L时,降阻率大于70%,耐盐性能良好,能够利用返排液进行配液,实现返排液回用。在120℃下剪切5400s,体系黏度上升,表现出剪切增稠,证明该滑溜水体系具有良好的耐温耐剪切性能。所构筑的滑溜水体系能够显示低用量耐盐减阻,具有良好的应用前景。     

RP120可回收压裂液开发及应用

针对长庆气田压裂返排液处理难题,以聚合物压裂液为研究对象,开发出具有速溶、耐盐特点的聚合物稠化剂G551,研发有机铝锆复合交联剂G552,建立新型的具有耐温、耐盐、低残渣、低伤害、可连续混配、可回收再利用等优点的RP120可回收压裂液,形成"连续混配—压裂施工—返排液回收利用"的施工工艺技术流程,累计应用51井191层(段),有效解决了返排液处理流程复杂、回用率低的难题,回收的返排液再利用率达95%,为长庆气田清洁化生产提供了技术支持。     

涪陵页岩气压裂返排液重复利用指标研究

对涪陵页岩气压裂返排液特点、水质进行分析,综合国内外压裂返排液重复利用经验,分析了适用于涪陵页岩气压裂返排液重复利用的方法及模式,并研究返排液重复利用影响因素,得到重复利用指标。现场应用表明,按照重复利用指标配制的压裂液性能稳定,现场施工较为顺利,效果较好,解决了涪陵页岩气田产能建设期间环保压力大以及供水困难问题,保障涪陵页岩气得到顺利有效开发。     

可回收聚合物压裂液体系及其性能研究

为建立压裂返排液的重复利用技术,以聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)、助排剂(氟碳表面活性剂)、黏土稳定剂(小分子阳离子聚合物)和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系,比较了用清水和破胶液(模拟现场返排液)配制的压裂液的各项性能。结果表明,部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速,可以满足现场连续混配施工;用清水配制的压裂液耐温(105℃)耐剪切性和剪切恢复性较好,常温下的黏度损失率为57%;压裂液弹性良好;同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%;压裂液在95℃下可彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量为11.7 mg/L,对岩心基质渗透率的损害率为10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用,破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当,可以满足现场压裂施工的需求。     

返排水配制压裂液用交联剂的研制及应用

为实现油气井压裂施工过程中压裂返排水的重复利用,用多羟基氨基酸,三乙醇胺,α-羟基羧酸作为有机配体合成了一种有机硼锆交联剂,该交联剂可在弱碱性环境下用于返排液配液。考察了该交联剂对返排水基压裂液耐温耐剪切性能的影响。当胍胶溶液质量分数为0.6%,该有机硼锆交联剂交联比为100:0.6时,基液p H值控制在8左右,交联形成的交联冻胶在剪切速率100 s-1条件下剪切2 h,最后黏度保持在80 m Pa·s以上,并且该有机硼锆交联剂交联的返排水基冻胶破胶彻底,对储层伤害小。该交联剂在苏格里气田进行了现场应用,取得良好的压裂效果。