油田压裂返排液概况

1.1 来源

压裂施工完成后从井筒翻排出来的压裂液破胶液：

压裂返排液的主要来源之一。在压裂作业中，为了增加油层岩石的渗透性，会向井内注入高压液体（即压裂液），当压裂液注入地层后，其中的高分子聚合物（如瓜胶）会在地层温度下逐渐降解，形成破胶液。这些破胶液在完成压裂作用后会随同地层中的原油、水和其他杂质一起返排出地面，形成压裂返排液。

剩余原胶液（基液）：

压裂液在注入地层前需要经过配制，这个过程中会使用到各种化学添加剂，如防腐剂、破胶剂等，以调整压裂液的粘度和稳定性。在压裂作业完成后，部分未进入地层的原胶液（即基液）也会随同破胶液一起返排至地面。

施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水：

在压裂作业前后，通常会使用活性水对油井进行清洗，以清除井筒内的杂质和残留物。这些清洗过程中产生的大量废水也会成为压裂返排液的一部分。

其他来源：

除了上述主要来源外，压裂返排液还可能包含其他来源的液体，如地层水、雨水等。这些液体在压裂作业过程中可能混入压裂液中，最终一起返排至地面。

1.2 特点

成分复杂：压裂返排液含有多种污染物，包括油、悬浮固体（SS）、瓜胶、各种药剂等，这些污染物种类繁多，含量高。

粘度高、乳化严重：压裂返排液的粘度较高，乳化程度高，导致分离困难。一些压裂返排液的粘度能达到10～20mPa·s，乳化严重使得排出的压裂废水粘稠，且有刺激性气味。

水质、水量波动大：压裂返排液的水质和水量往往存在较大的波动，对处理设备的抗冲击性和稳定性提出了较高的要求。

处理难度大：由于压裂返排液中的有机物种类多、含量大，且具有较高的COD（化学需氧量）、TDS（总溶解固体）、TSS（总悬浮固体），使得其处理难度较大，处理成本较高。

1.3 传统工艺

1.1 工艺缺点

处理效果不佳：压裂返排液中的有机物种类多、含量大，包括高浓度的瓜胶和高分子聚合物等，这些物质难以被传统工艺有效去除。特别是对于高粘度、乳化严重的压裂返排液，传统工艺往往难以达到理想的油水分离效果。

处理成本高：压裂返排液处理过程中需要使用大量的化学药剂，如絮凝剂、氧化剂等，这些药剂的成本较高。

同时，处理过程中还需要消耗大量的能源，如电力、蒸汽等，进一步增加了处理成本。

占地面积大：传统处理工艺往往需要建设大规模的沉淀池、过滤池等设施，占地面积较大。对于一些土地资源紧张的地区来说，这可能会成为限制其应用的重要因素。

自动化程度低：传统处理工艺大多采用人工操作，自动化程度较低。

这不仅增加了操作难度和人工成本，还可能导致处理效果的不稳定。

对环境影响大：

传统处理工艺在处理过程中可能会产生大量的废水和废渣，如果处理不当，可能会对周围环境造成污染。特别是对于一些含有有害物质的压裂返排液来说，传统处理工艺可能无法完全去除其中的有害物质，从而对环境造成潜在风险。

技术适应性差：压裂返排液的水质和水量波动较大，传统处理工艺可能无法适应这种变化。当水质或水量发生变化时，可能需要调整处理工艺或增加处理设备，从而增加了处理难度和成本。

1.1 科力迩工艺

以CDOF和CDFU专利技术为核心处理设备，结合高效过滤和精细过滤技术，实现压裂返排液高效、快速处理，确保出水满足客户现场处理要求。

深圳科力迩基于多年油气田开发生产实践，形成了基于油气田开发过程水资源全生命周期分析的压裂返排液处理及综合利用解决方案，自主研发出拥有多项发明专利的压裂返排液回 用、回注处理技术，可以满足不同客户和不同水质处理需求。

技术指标：

应用实例：