页岩气采出水回用及外排处理工艺

页岩气采出水回用及外排处理工艺页岩气采出水回用及外排处理工艺在页岩气的开采过程中，使用水力压裂技术将压裂液高压注入到井中，用以破裂地下岩层，释放其中的页岩气，被注入到地层的水，会在页岩气产气的不同阶段返排，即压裂返排液和产出水，统称为采出水。目前，滑溜水体系的体积压裂技术和长井段水平井技术是页岩气开采现场应用最为广泛的技术。在压裂返排液返排阶段具有出水量大、含盐量较低、悬浮物量大的特点，但是持续周期较短，一般为１～２周，返排水量为１０％～３０％返排液量，之后进入产出水返排阶段，出水量逐渐降低，单井日产水量１．６～１６ｍ３［１］，含盐量逐渐增高至与地层水基本一致，二价金属离子的含量不断升高，悬浮物大幅度降低，产出水的排放将伴随着页岩气后续开采的全程。由此可见，采出水的水质波动较大。因水力压裂作业中使用的压裂液含有大量高分子聚合物［２］，在采出水中，除压裂液组分外还夹带泥沙等污染物，并且以氯化钠为主的盐度逐步升高，部分区域地层中可能含有重金属及放射性元素随着产出水的返排夹带回地面，将对土壤、地表水造成环境污染的风险。因此，针对页岩气采出水的处理及回用，对页岩气的开采成本有直接影响，如何将环境负影响降到最低也需重点关注。本文将根据页岩气采出水的处理及回用现状介绍目前多种采出水处理的储备技术。１页岩气采出水处理方式国内外对采出水的处理方式主要有３类，即回注、简单处理后回用及处理至达标。页岩气采出水的处理方式主要与当地法规政策、开采环境条件、采出水水质特点及处理成本有关。其中有直接影响的是当地法规政策，国内部分页岩气开采区域属于环境敏感区域，受地方环保部门的管理要求，不允许回注，必须回用或者处理达标。采出水受地域及开采工艺的影响，各地水质差异性大，且波动较大。现阶段，根据环境资源管理（ＥｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌＲｅｓｏｕｒｃｅｓＭａｎａｇｅｎ－ｍｅｎｔ，ＥＭＲ）数据显示，中国开采过程中的返排液７５％以回注方式进行处置［３］，其次为处理回用复配压裂返排液。２页岩气采出水回注处理２．１页岩气采出水回注执行标准目前，尚未有针对页岩气采出水、压裂返排液或产出水的国家标准出台，各页岩气开采单位按照属地环保部门要求，执行不同的回注标准。部分页岩气开采单位参照ＳＹ／Ｔ６５９６—２００４《气田水回注方法》要求进行回注，主要关注以下４项指标，见表１。２．２页岩气采出水回注处理工艺技术现场调研发现，因企业执行的回注标准不同，页岩气采出水处理的工艺技术路线不同。上游企业选择性地使用隔油、杀菌、重力沉降或化学絮凝、过滤等集成工艺，以降低水中的油含量、悬浮物含量等。因回注水水质要求较低，处理工艺较简单，现场调研回注压力约为８～９ＭＰａ，设计注水量一般为４０ｍ３／ｈ，间歇运行，每次回注开启约半小时。随着国家对于环保的日益重视，环保部门考虑将约束单井回注总量，并且针对回注地层是否对地下水有污染风险开展研究，虽尚无定论，但回注工艺逐渐受到政策约束，地方环保部门批准的回注井数量逐年减少，采出水回用将成为页岩气采出水处理的发展方向。３页岩气采出水回用处理３．１页岩气采出水回用执行指标目前，四川地区页岩气开采单位多参考国家能源局制定的ＮＢ／Ｔ１４００２．３—２０１５《页岩气储层改造第３部分：压裂返排液回收和处理方法》的要求进行体积压裂返排液回用处理。回用水质控制指标见表２。在陕西省地方标准ＤＢ６１／Ｔ５７５—２０１３《压裂用滑溜水体系技术规范》中规定了滑溜水压裂液几项重要性能，对于采出水回用复配压裂液有明确要求，并对其他地区页岩气开采单位建立标准具有指导意义。回用水质控制指标见表３。．２页岩气采出水回用处理工艺技术页岩气开采具有移动作业的特点，不适合原地建污水大规模处理装置。当前，我国少数石油公司针对所开发页岩气区块返排液的水质特性，通过室内实验和现场应用，研发出了可移动、模块化、撬装化返排液处理设备。返排液水量开采全流程有变化，需要设置缓冲沉降池，这些撬装化的设备从池子里抽水处理，可以实现相对小批量连续、间歇作业，处理量稳定。陕西延长石油公司研究院杨志刚等［４］使用“隔油除砂→氧化→絮凝沉降→膜过滤”处理鄂尔多斯页岩盆地返排液，研发形成模块化撬装返排液处理回用设备，并在现场处理２００００ｍ３返排液，处理后出水既可用于回注，也可用于配制滑溜水压裂液。中国石油川庆钻探公司刘飞等［５］设计了一套返排液处理回用或外排系统，系统处理能力９０ｍ３／ｈ，解决了钻磨桥塞和返排期间返排液中含有大量压裂砂等固体颗粒而分离处理难度大的问题。该系统包括：井口采油树→捕塞器→旋流除砂器（或旁通）→动力油嘴→缓冲罐→返排罐→多袋式双联过滤器→压裂液回收装置→污水处理模块。返排液经过精细化过滤后的出水可达到重复配制压裂液的要求；污水处理模块策划中，计划在多效蒸发、多级闪蒸、机械压缩蒸发或超级反渗透等技