页岩气开发水系统地面建设模式与处理关键技术

朱景义 谢卫红 李冰 王念榕 骆成松 巨龙

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司）

0 引言

天然气的安全稳定供应，对保障国家能源安全、推进能源结构转变有着至关重要的作用。作为我国天然气上产的重要领域——页岩气，在“十三五”期间产能规模不断扩大、产量占比不断提高，页岩气开发进入快车道。为适应页岩气快速发展的需要，解决水力压裂和压裂液返排之间的水量平衡矛盾，地面工程探索出经济高效的页岩气开发水系统地面建设模式，研发了压裂返排液处理关键技术，有力地保障了页岩气规模建产。

1 页岩气开发水系统面临的挑战

与常规气田不同，页岩气开发需要利用水力压裂扩大采收面积，提高采收率。一般采用平台井组，每个平台设置4～8口水平井，新井完钻后对水平段实施水力压裂。单井压裂用水量约5×104m3，每个平台按6口井计算，则需压裂用水30×104m3，压裂用水量巨大。单井压裂完成后开始返排生产测试，周期一般45 d，返排液量约为200～500 m3/d，各井返排量差异较大，单井一般初期水量大，之后逐渐减少，全周期单井返排总量为1×104～2×104m3。返排液成分复杂，含有水力压裂作业时投加的各种化学药剂，同时还含有油、悬浮固体、易结垢金属离子和细菌等，矿化度一般在2×104mg/L以上，返排至地面后处理难度大、处理成本高[1]，存在安全环保风险。

由此可见，页岩气开发水系统面临着提供大量水源用于压裂生产和处置大量压裂返排液两大挑战。水系统地面建设需要改变压裂期大量用水和返排生产期大量排水的状况，解决压裂用水水量大、用水分散、返排液处置难度大等问题，需要整体考虑开发建设周期内的水量平衡。

2 页岩气开发水系统地面建设模式

页岩气开发起步阶段，为满足压裂用水需求，在每个钻井平台设置混凝土蓄水池1座，容积按1 d的压裂用水量设计（3 000～6 000 m3），在临近河流等地表水源，设置泵站或通过罐车拉运取水至蓄水池用于压裂作业。在返排生产时，平台蓄水池又用作返排液储存池，返排液处理后一般回用压裂、回注或达标外排。

为进一步加快开发速度，部分平台蓄水池容积进一步扩大，大多在1×104m3以上，分两格设计，实现平台各井压裂和返排的不同需求。总体上，在页岩气小规模开发的起步阶段，水系统地面设施较为分散，运行管理难度大，返排液回用率不高，蓄水池建设征地难、占地大、费用高，安全环保风险大，在转入正常生产后各平台池体拆除及恢复工作量较大。

为降低建设投资、保证安全环保、减少临时占地，对水系统地面建设方案进行优化简化，确定了经济高效的建设模式：一是大幅度减小平台蓄水池容积，一般控制在500 m3以下，部分井场采用了可搬迁的橇装化拼装罐；二是设置中心处理站，按照开发方案开展逐年水量平衡，确定中心处理站最优建设规模，集中设置返排液储存和处理设施，采用标准化设计、橇装化设备和模块化建设；三是建设各平台与中心处理站之间的双向连通集输水管网，平台枝状串接，管道类型一般为钢骨架塑料复合管和柔性复合管等非金属管道。

通过中心处理站、连通管道和平台小型蓄水池，水系统地面设施形成了一个互通互联的整体。已建井场的返排液通过池、泵、管转输至中心处理站进行集中处理，处理后再输送至后续井场用于新井压裂，后续井场的返排液再返输至中心处理站处理，出水可再次用于远期井场压裂，实现循环利用，减少返排液回注或外排，提高回用率。

“井场收集、管道输送、集中处理、回用压裂”的页岩气开发水系统地面建设模式，使返排液收集及处理由分散变集中，实现开发全周期水量平衡最优。可减少占地70%以上，投资节省40%以上，降低水处理运行费用20%以上，按10×108m3产能规模计算，直接减少压裂清水用量90×104m3。同时，集中布置方便了管理运行，密闭输送保障了安全环保，规模建站提高了系统运行效率和稳定性。此外，输水及处理等设备设施均实现橇装化和模块化，储水罐为拼装结构，有效缩短了建设施工周期，适应了页岩气快速建产的需求。

3 返排液处理关键技术

压裂返排液出路主要有回用压裂、回注或外排。为保护环境、减少清水使用，返排液应尽可能回用于压裂。返排液回用或回注均有相应的水质指标要求，应用的处理工艺及关键技术也存在不同。

3.1 回用压裂指标及处理技术

返排液回用压裂指标主要是为满足压裂液配制要求，指标要求相对较低，处理难度小于回注或外排。目前压裂液主要类型有滑溜水、线性胶和酸液，其中滑溜水用量最大，占比超过80%。滑溜水主要由减阻剂、防膨胀剂、助排剂、消泡剂、杀菌剂和水组成，其中减阻剂是核心组分，一般为水溶性聚合物。滑溜水减阻率应大于70%。

矿化度、硬度、悬浮固体和细菌含量等指标对压裂液性能均有影响[2]。NB/T 14002.3—2015《页岩气 储层改造 第3部分：压裂返排液回收和处理方法》推荐的回用指标为：总矿化度≤2×104mg/L；总硬度≤800 mg/L；总铁含量≤10 mg/L；悬浮固体含量≤1 000 mg/L；硫酸盐还原菌（SRB）数量≤25个/mL。为减少矿化度影响，目前已研发出抗盐型减阻剂，能够适应返排液矿化度≤25×104mg/L[3]。此外，SRB等细菌会产生大量菌胶团，引起悬浮固体增加并影响压裂液性能，此外还会在井底滋生形成硫化氢，造成井筒及采集气管道腐蚀，增加处理难度和生产成本，存在严重安全隐患，因此应严格控制细菌指标。生产运行中，在返排液集输及处理各节点提前投加杀菌剂，控制SRB滋生，可起到事半功倍的效果。

回用于压裂的返排液，处理的主要任务是除油、除悬浮固体和杀菌。油气田成熟的采出水沉淀、聚结、气浮、过滤、杀菌等处理技术在原理上均适用于返排液回用压裂水的处理，但在工艺流程上存在设备数量多、占地面积大、处理效率不高、不易橇装化和不易模块化等问题。由于返排液量变化大，难以精确预测处理规模，页岩气返排液回用处理工艺设备应高效、紧凑，进行模块化设计和橇装化集成，方便根据返排液量的变化及时调整处理能力和根据开发部署进行搬迁利旧。

谢卫红等人研究发明了“微涡流侧向流去污除油降垢设备”[4]，将混合、反应、除油、除悬浮固体、去易结垢离子等功能集于微涡流反应器中，提高了处理效率，缓解了结垢堵塞，减少了设备占地。按照该技术设计制造的一体化橇装集成处理装置，单橇处理能力50 m3/h，占地面积30 m2，应用效果良好，实现了页岩气返排液的高效处理。

3.2 回注指标及处理技术

在返排和回用无法平衡时，部分返排液一般采用就近回注的方式处置，回注水质应满足相关行业标准。SY/T 6596—2016《气田水注入技术要求》要求注入水应进行处理，保证能注入注入层，不同水源混合注入时应确保配伍良好，对注入层无伤害。

返排液回注处理可选用成熟可靠的橇装化、模块化的“沉淀+过滤”“气浮+过滤”等工艺设备，在水质较好的情况下也可采用一段处理流程以进一步简化工艺。出水水质重点控制油、悬浮固体和硫酸盐还原菌的含量。回注泵可根据回注压力、水量要求选择柱塞泵或离心泵，为减少能耗宜选用高效柱塞泵，并根据回注量变化情况合理间歇运行，提高系统效率。

4 结论

页岩气藏的特性及现阶段的技术水平，决定了页岩气规模开发必须采用水力压裂、返排析气的开发方式，具有单井压裂用水量大、返排液量大和返排液成分复杂的特点，而返排液回用是提高开发效益、建设绿色矿山的必由之路。

根据页岩气的开发特点，水系统探索形成了经济高效的“井场收集、管道输送、集中处理、回用压裂”的地面建设模式，保障了水量平衡和安全环保，提高了返排液回用率，有效节省了建设投资和运行成本，适应了页岩气快速建产的需求。同时，根据返排液回用、回注的水质要求，研发了相应的专利技术及设备，取得了良好的应用效果，助推了页岩气开发的绿色发展。