油田压裂返排液体综合概述

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：

在压裂作业结束后，从油井管道中返排出的压裂液降解液体是压裂回流液体的一个主要来源。为提高储层岩石的渗透性能，作业期间会向井内灌注高压流体（即压裂液）。当压裂液进入地层后，其中的大分子聚合物（如瓜尔胶）在地层温度影响下逐步分解，形成降解液体。这些降解液体在完成压裂功能后，会与地层中的原油、水分及其他杂质一同返回地表，构成压裂回流液体。

剩余原胶液（基液）：

配制过程中未进入地层的原始胶液（即基础液体）也是组成部分之一。压裂液在注入前需经过调制，此过程会加入多种化学添加剂，例如防腐剂和降解剂，用以调节压裂液的粘稠度与稳定特性。作业完成后，部分未进入地层的原始胶液将随降解液体共同返排至地面。

施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水：

压裂操作前后开展的活性水洗井工作会产生大量冲洗废水。为清除油井管道内的杂质与残留物，通常使用活性水进行清洗。这些冲洗作业产生的大量废水同样被纳入压裂回流液体的范畴。

其他来源：

除上述主要来源外，压裂回流液体还可能混杂其他流体，如地层水或雨水。这些液体在作业过程中可能渗入压裂液内，最终一同返排至地表。

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

1.4 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。

1.5 科力迩工艺

科力迩科技以CDOF和CDFU专利技术为核心处理装置，结合高效过滤与精细过滤方法，实现压裂回流液体的迅速高效处理，并保证出水水质符合客户现场处理标准。

基于在油气田开发领域的长期生产实践，深圳科力迩公司形成了一套综合解决方案，该方案基于油气田开发中水资源全生命周期分析，专注于压裂回流液体的处理与综合利用。公司自主研发了多项专利技术，用于压裂回流液体的回收与回注处理，能够适应不同客户与各种水质需求。

技术指标：

应用实例：