Sensitivity assessment of strontium isotope as indicator of polluted groundwater for hydraulic fracturing flowback fluids produced in the Dameigou Shale of Qaidam Basin

Hydrogeochemical processes that would occur in polluted groundwater and aquifer system,may reduce the sensitivity of Sr isotope being the indicator of hydraulic fracturing flowback fluids(HFFF)in groundwater.In this paper,the Dameigou shale gas field in the northern Qaidam Basin was taken as the study area,where the hydrogeochemical processes affecting Sr isotope was analysed.Then,the model for Sr isotope in HFFF-polluted groundwater was constructed to assess the sensitivity of Sr isotope as HFFF indicator.The results show that the dissolution can release little Sr to polluted groundwater and cannot affect the εSr(the deviation of the 87Sr/86Sr ratio)of polluted groundwater.In the meantime,cation exchange can considerably affect Sr composition in the polluted groundwater.The Sr with low εSr is constantly released to groundwater from the solid phase of aquifer media by cation exchange with pollution of Quaternary groundwater by the HFFF and it accounts for 4.6% and 11.0% of Sr in polluted groundwater when the HFFF flux reaches 10% and 30% of the polluted groundwater,respectively.However,the Sr from cation exchange has limited impact on Sr isotope in polluted groundwater.Addition of Sr from cation exchange would only cause a 0.2%and 1.2% decrease in εSr of the polluted groundwater when the HFFF flux reaches 10% and 30% of the polluted groundwater,respectively.These results demonstrate that hydrogeochemical processes have little effect on the sensitivity of Sr isotope being the HFFF indicator in groundwater of the study area.For the scenario of groundwater pollution by HFFF,when the HFFF accounts for 5%(in volume percentage)of the polluted groundwater,the HFFF can result in detectable shifts of εSr(Δ_(εSr)=0.86)in natural groundwater.Therefore,after consideration of hydrogeochemical processes occurred in aquifer with input of the HFFF,Sr isotope is still a sensitive indicator of the Quaternary groundwater pollution by the HFFF produced in the Dameigou shale of Qaidam Basin.

Effect of fracture fluid flowback on shale microfractures using CT scanning

The field data of shale fracturing demonstrate that the flowback performance of fracturing fluid is different from that of conventional reservoirs,where the flowback rate of shale fracturing fluid is lower than that of conventional reservoirs.At the early stage of flowback,there is no single-phase flow of the liquid phase in shale,but rather a gas-water two-phase flow,such that the single-phase flow model for tight oil and gas reservoirs is not applicable.In this study,pores and microfractures are extracted based on the experimental results of computed tomography(CT)scanning,and a spatial model of microfractures is established.Then,the influence of rough microfracture surfaces on the flow is corrected using the modified cubic law,which was modified by introducing the average deviation of the microfracture height as a roughness factor to consider the influence of microfracture surface roughness.The flow in the fracture network is simulated using the modified cubic law and the lattice Boltzmann method(LBM).The results obtained demonstrate that most of the fracturing fluid is retained in the shale microfractures,which explains the low fracturing fluid flowback rate in shale hydraulic fracturing.

Investigation of influence factors on CO_(2) flowback characteristics and optimization of flowback parameters during CO_(2) dry fracturing in tight gas reservoirs

CO_(2) dry fracturing is a promising alternative method to water fracturing in tight gas reservoirs,especially in water-scarce areas such as the Loess Plateau.The CO_(2) flowback efficiency is a critical factor that affects the final gas production effect.However,there have been few studies focusing on the flowback characteristics after CO_(2) dry fracturing.In this study,an extensive core-to-field scale study was conducted to investigate CO_(2) flowback characteristics and CH_(4) production behavior.Firstly,to investigate the impact of core properties and production conditions on CO_(2) flowback,a series of laboratory experiments at the core scale were conducted.Then,the key factors affecting the flowback were analyzed using the grey correlation method based on field data.Finally,taking the construction parameters of Well S60 as an example,a dual-permeability model was used to characterize the different seepage fields in the matrix and fracture for tight gas reservoirs.The production parameters after CO_(2) dry fracturing were then optimized.Experimental results demonstrate that CO_(2) dry fracturing is more effective than slickwater fracturing,with a 9.2%increase in CH_(4) recovery.The increase in core permeability plays a positive role in improving CH_(4) production and CO_(2) flowback.The soaking process is mainly affected by CO_(2) diffusion,and the soaking time should be controlled within 12 h.Increasing the flowback pressure gradient results in a significant increase in both CH_(4) recovery and CO_(2) flowback efficiency.While,an increase in CO_(2) injection is not conducive to CH_(4) production and CO_(2) flowback.Based on the experimental and field data,the important factors affecting flowback and production were comprehensively and effectively discussed.The results show that permeability is the most important factor,followed by porosity and effective thickness.Considering flowback efficiency and the influence of proppant reflux,the injection volume should be the minimum volume that meets the requirements for generating fractures.The soaking time should be short which is 1 day in this study,and the optimal bottom hole flowback pressure should be set at 10 MPa.This study aims to improve the understanding of CO_(2) dry fracturing in tight gas reservoirs and provide valuable insights for optimizing the process parameters.

不同水力停留时间对新疆油田压裂返排液COD去除及微生物菌群特征研究

针对新疆油田压裂返排液较难处理的现状,采用生物膜法作为处理工艺的主要单元,探究不同水力停留时间(HRT)对化学需氧量(COD)去除的影响,通过高通量测序和功能预测确定不同水力停留时间下的微生物群落特征.结果表明:水力停留时间48 h是生物膜法处理新疆油田压裂返排液的适宜水力停留时间,COD去除效率最高,进水COD平均去除率46.77%,平均去除速率83.33 mg·(L·d)^(-1).相对于水力停留时间36、72 h,水力停留时间48 h的微生物多样性更高,群落组成更丰富,且形成以Proteobacteria(变形菌门)、Firmicutes(厚壁菌门)、Campylobacterota(弯曲菌门)、Bacteroidota(拟杆菌门)和Desulfobacterota(脱硫菌门)为主要优势菌的微生物群落.微生物菌群具有难降解物质代谢的功能基因,可促进新疆油田压裂返排液的生物降解.

页岩气储层压裂返排一体化裂缝导流能力变化规律

为研究页岩气储层压裂返排一体化过程中裂缝导流能力的变化规律,结合页岩气储层生产特点,模拟了整个压裂—返排—生产的过程,开展气测—液测—气测3个连续阶段裂缝导流能力测试实验,研究了整个过程中裂缝导流能力的变化规律。结果表明:在闭合压力为35 MPa的条件下,采用蒸馏水模拟压裂后,由于页岩水化的作用,石英砂支撑剂的导流能力降低幅度高达80.4%;在模拟返排过程中,按初始气测排量的25%、50%、75%、100%进行气测导流能力实验,裂缝导流能力逐渐升高,实验方案中其最大恢复值为初始值的65.9%;实验模拟了生产过程中由于页岩气井产量变化造成的地层压力波动对裂缝导流能力的影响。研究结果对页岩气储层压裂方案设计优化和高效开发具有一定的参考意义。

过一硫酸盐/高铁酸盐体系处理页岩气压裂返排液实验研究

针对高盐难降解的页岩气压裂返排液,探究过一硫酸盐(PMS)/高铁酸盐(Fe(VI))体系氧化其中有机物的可行性。对比了活化PMS的不同方式及不同氧化工艺;设计了L_(16)(4~4)正交实验优化氧化反应参数;考察了该体系在氧化的同时达到的混凝和软化效果。结果表明,PMS/Fe(VI)体系在最佳反应条件下(即PMS的浓度为1 800 mg/L,Fe(VI)浓度为1 200 mg/L,pH为5,反应温度为35℃时)TOC的去除率为46.4%,其中各因素的贡献值分别是19.34%、51.31%、15.38%、13.68%。在高效矿化有机物的同时能去除返排液中99.5%的总悬浮固体(TSS)和95.2%的Ba^(2+)。研究结果可为页岩气压裂返排液预处理工艺单元的设计和运行提供参考。

胍胶压裂返排液COD的电化学降解实验研究

为研究电化学法对胍胶压裂返排液中化学需氧量(COD)的去除效果,本实验采用Al和Fe极板作为电极材料。通过响应面法分析了反应过程,并考察了反应动力学模型。实验结果显示,Al极板在2.5 cm间距、135 mA/cm^(2)电流密度下,经过120 min处理,可实现85.29%的COD去除率。响应面模型系数具有显著的相关性,且模型的精确度和可信度均符合要求。去除COD的过程符合一级动力学模型。对于Fe极板,同样的极板间距和电流密度条件下,90 min处理后,取上清液进行60 min的二次电化学反应,并在每30 min加入40 mL H_(2)O_(2)。最终,COD去除率提升至97.65%,浓度降至80 mg/L,满足国家污水综合排放标准(<100 mg/L)。

返排液重配压裂液性能研究及现场应用

随着非常规油气资源大规模开发,产生大量的压裂返排液,将压裂后的返排液进行重复利用,不仅能保护环境,还可以节约水资源,降低成本。本文针对鄂尔多斯盆地某区块设计一套压裂返排液初级处理工艺,研究处理后的压裂返排液重配进行施工,室内研究表明,该W-1压裂液各项性能良好:在170 s^(-1)、60℃,剪切120 min,黏度为224.500 mPa·s;50℃下破胶2 h,破胶液黏度在1.460 mPa·s;表面张力为21.791 mN/m、界面张力为0.769 mN/m;防膨率85.10%;在60℃下,压裂液冻胶体系静态悬砂时间为60 min,表明了该压裂液有较好的携砂性能;岩心基质渗透率伤害率为14.12%。该井现场施工情况表明,压裂液性能良好,施工压力稳定。压后1 h快速放喷返排,返排效果良好,压后增产效果显著。

化学氧化-絮凝工艺在压裂返排液除硼中的应用

为降低压裂返排液中的硼含量,满足水样回用配液或外排标准,以5口水平井压裂后的返排液为研究对象,考察了氧化剂类型、投加量、预处理条件、沉淀剂类型、投加量对化学氧化工艺的影响;在化学氧化工艺出水的基础上,考察了絮凝剂投加量、搅拌速度和加药时间间隔对絮凝工艺的影响,并监测了两者耦合联用后的效果。结果表明,H_(2)O_(2)和BaCl_(2)分别作为氧化剂和沉淀剂时,除硼效果较好,建立了最佳投加量与返排液中初始硼浓度相关的线性方程,便于现场快速选定加药浓度;当PAC浓度为80 mg/L、PAM浓度为5 mg/L、搅拌速度30 r/min、加药时间间隔30 s时,絮凝工艺的处理效果最优;将化学氧化-絮凝工艺耦合后,在氧化反应pH值为9、氧化反应时间为30 min,沉淀反应pH值为9和最佳絮凝工艺的条件下,可保证滤液中硼质量浓度小于5 mg/L,满足回用配液的要求。研究结果可为压裂返排液的高效、清洁处理提供实际参考。

页岩气中甲烷在返排液中溶解度的研究进展

天然气在清洁能源市场中占据越来越重要的地位,在“碳达峰”与“碳中和”的战略背景下,非常规天然气—页岩气开采行业正面临甲烷逸散治理的严峻挑战。压裂、生产过程中甲烷大量无规则的逸散不仅浪费资源,更对周边环境乃至全球生态系统都构成了巨大的威胁。如何精确了解甲烷排放速率,是构建页岩气排放评估体系把控手段中重要的一环。甲烷溶解度的变化直接影响甲烷的逸散速率与总量,因此,对其规律的探索成为当前研究的重中之重。本文在前人实验的基础上,对影响甲烷溶解度的温度、压力以及矿化度等因素进行了深入论述,有助于构建排放评估体系、优化工艺设计,为实现减排目标提供理论支持。

滴定法测定压裂返排液中的硼含量

压裂过程产生大量复杂的压裂返排液,处理这些液体颇具挑战。硼,一种微量元素,以硼酸和硼酸盐的形式存在于水溶液中,对生态环境有潜在影响。精确测量压裂返排液中残留硼的含量对于消除其负面影响、促进处理后液体的再利用具有重要意义。本研究采用甘露醇酸碱中和滴定法,结合甲基红-溴甲酚绿及酚酞乙醇混合指示剂,对压裂返排液中的硼含量进行测定。实验结果显示,实际样品的加标回收率为99.60%~100.50%,标准偏差约为1%,表明该方法准确可靠。

一种新絮凝剂组合在压裂返排液处理中的研究与应用

以临兴煤层气压裂返排液为研究对象,开发了以聚硅酸聚合硫酸铁为混凝剂,丙烯酰胺与丙烯酸-1,2-亚乙酯基三甲基氯化铵共聚物为助凝剂的新絮凝剂组合,优化筛选了煤层气压裂返排液絮凝处理的最佳工艺条件,并对絮凝机理进行了分析。结果表明,药剂投加质量浓度为300~400 mg/L,p H为7.5~8.5,温度为25~35℃,混合强度为1 300~1 500 s^(-1),絮凝作用时间为20~30 s时絮凝效果最好。在优化的工艺条件下将新絮凝剂组合应用于临兴煤层气返排液处理站,出水悬浮物质量浓度稳定在6~8 mg/L,油质量浓度稳定在3~5 mg/L,粒径中值稳定在1.4~1.7μm,出水水质完全满足《碎屑岩油藏注水水质指标技术要求及分析方法》(SY/T 5329—2022)储层空气渗透率在(0.5,2.0)μm^(2)地区回注水控制指标,可直接回注到地层,具有广阔的应用推广前景。

油气田压裂施工返排液水质污染特征及防治方法研究

为提高油气田产量,会在压裂返排液中注入成分复杂的化学添加剂,一旦发生泄漏,会造成严重污染,为此,研究油气田压裂返排液中水质污染特征及防治技术。针对延安油气田油页岩分布,采集不同时期返排液,确定水质成分,通过水质污染评价矩阵,得出返排液主要污染因子为有机碳和Cl-,且毒性高。由此提出防治技术,通过复合氧化剂去除掉液体中有机污染物,降低液体黏性,并采用混凝沉降处理和膜过滤器去除悬浮沉降和Cl-,令压裂返排液无污染化,实现污染防治。实验结果表明,研究的防治技术能够有效去除油气田压裂返排液中的污染因子。

油气田压裂返排液中污染气体浓度及扩散模型研究

油气田在实施压裂作业时,返排液中的污染气体会排放至大气中,造成大气污染。为此,研究油气田压裂返排液中污染气体浓度及扩散模型。以延安油气田为研究区域,采集和分析区域内污染气体样本,设计污染气体测定流程。利用多元矢量值函数获取污染气体扩散程度,建立点、线、面源扩散模型。结合上述模型,构建污染气体不同成分的浓度扩散模型。根据扩散分布形式可知,污染成分浓度峰值多维持在活动较为频繁的日间,地点上多位于返排池中心上方,随风向以点源、线源、面源等形式向下风口呈不同程度递减。

一体化压裂液对佳县区块致密气储层伤害实验研究

为分析压裂液对J区块致密气储层的伤害,采用压裂液评价实验方法,从压裂液性能参数、对储层基质的伤害、对填砂裂缝伤害三个方面进行实验评价,研究了压裂液基液对致密储层基质和填砂裂缝的影响。结果表明,鄂尔多斯盆地J区块现场所用的一体化变黏压裂液对致密气储层的伤害率为19.83%~29.32%,伤害还表现出渗透率越低岩心损害率越大的特征;随着返排压差的增大,压裂液对岩心的伤害程度明显降低,返排压差大于6 MPa时,损害率降低缓慢,最大可降低至10.96%;裂缝导流能力伤害率随着闭合应力逐渐增加,在高闭合应力条件下裂缝导流能力伤害程度大于低闭合应力条件;低铺砂浓度的裂缝导流能力对压裂液敏感性较强,相同条件下低铺砂浓度导流能力伤害率更大。研究为鄂尔多斯盆地J区块致密储层改造压裂液体系优化有一定实际意义。

压裂返排液无害化处理剂的制备与研究

为简化压裂返排液无害化处理过程中繁杂的加药工序,本文以瓜尔胶压裂液返排液为例,通过单因素实验与正交实验优选出破胶剂、破乳剂、抗乳化剂以及絮凝剂种类,并明确各组分加量,形成了“一体化”压裂液无害化处理剂配方。实验结果表明,生物酶破胶剂、蓖麻油聚氧乙烯醚、季戊四醇嵌段聚氧乙烯聚氧丙烯醚以及质量比为3:1的CPAM与PAC复配组合分别为最佳的破胶剂、破乳剂、抗乳化剂以及絮凝剂,处理后的返排液固含量、含油量以及COD含量分别主要受控于絮凝剂、破乳剂以及破胶剂的加量,添加剂之间不存在相互干扰,结合单因素实验结果,优化出“一体化”返排液无害化处理剂配方为:800mg·L^(-1)生物酶破胶剂+800mg·L^(-1)破乳剂+500mg·L^(-1)抗乳化剂+1600mg·L^(-1)絮凝剂,该配方在常温环境下使瓜尔胶压裂液返排液在60min内分层,其清液中悬浮固含量降至3mg·L^(-1)以下,含油量降至5mg·L^(-1)以下,COD降至50mg·L^(-1)以下,满足现场回用配液要求。

基于高级氧化技术的压裂返排液达标处理研究

基于高效低成本达标处理压裂返排液的要求,分别研究了高压脉冲、臭氧、芬顿(Fenton)氧化等单一高级氧化技术对废液的处理效果,考察了联合工艺的最佳反应条件,并用于现场进行长期效果评价。结果表明:单一技术中高压脉冲的处理效果最好,Fenton氧化和臭氧氧化的效果次之,单一技术无法满足GB 18918—2002《城镇污水处理厂污染物排放标准》的要求,采用高压脉冲-臭氧和高压脉冲-Fenton氧化联合工艺的出水水质满足标准要求,其一段工艺的最佳条件为脉冲电压30 kV、脉冲宽度60 ns、脉冲频率100 Hz、臭氧投加量1.5 g/h、初始pH值为7、臭氧通入时间30 min;二段工艺的最佳条件为脉冲电压30 kV、脉冲宽度60 ns、脉冲频率100 Hz、初始pH值为5;通过50天的长期效果实验,油、悬浮物、COD、氮氨的去除效果较好,联合工艺对进水水质波动具有很好的适应能力。

压裂返排液经处理后重复配液技术研究

为了实现压裂返排液的减量化和重复利用,采用前期研究得到的压裂返排液预处理方案,对经处理后的压裂返排液进行复配液研究,分析稠化剂用量对整个复配质量的影响,最终得出每种压裂返排液重复配液时最佳的稠化剂添加浓度,并对其携砂性、破胶性及配伍性进行测试,形成完整的重复配液技术方案,为压裂返排液的无害化、不落地、再利用以及压裂后压裂用水紧缺、运输费用高的处理提供参考。

页岩气压裂返排液回用影响因素及回用技术研究

针对压裂返排液中的特征污染物,开展了单因素实验,确定了处理目标;以两口页岩气井的压裂返排液为研究对象开展了单元处理工艺的研究,并进行了现场实验。单因素实验结果表明,影响压裂返排液回用的特征污染物为高价金属离子和SS。采用絮凝—化学澄清工艺处理压裂返排液,对浊度、钙离子、铁离子的去除率分别达到98%、71%、96%以上。压裂返排液经现场处理后,SS从2400.0 mg/L降至3.4 mg/L,总硬度从1160 mg/L降至125 mg/L,总铁从35.60 mg/L降至0.28 mg/L,满足NB/T 14003.1—2015要求;用处理出水配制的滑溜水压裂液的性能指标与地表水配制的相当,满足DB61/T 575—2013要求。

基于页岩气井返排特征的闷井时间优化方法

为确定页岩气井压后闷井时间,提高最终采收率,提出了基于页岩气井返排液特征的闷井时间优化方法。首先,以泸州地区深层页岩和威远地区中深层页岩为研究对象,开展自发渗吸试验确定实验室尺度闷井时间;然后,利用返排液矿化度和返排率数据反演得到矿场尺度裂缝宽度和特征长度;最后,结合自发渗吸无因次时间模型,计算得到矿场尺度闷井时间。结果表明,矿场尺度闷井时间与岩心尺度闷井时间并不一定呈正相关关系,其结果受渗吸速率、返排液矿化度和返排率等因素影响。研究结果为页岩气井压后闷井时间优化提供了一种新的方法。