原创 2015-12-24 Minions 石油圈
摘要 水力压裂技术是开发低渗透储层油气和页岩油气的利器，但在无水或急缺水的地区又该怎么办呢？不用担心，无水压裂技术——液化石油气压裂可解决上述问题。尽管作为一项小众技术，但其在沙漠等干旱地区却屡试不爽。什么是液化石油气压裂呢？它有哪些优点和不足呢？
一提到阿肯色州、科罗拉多州和德克萨斯州，这些历史悠久的美国西部边境城市让人们联想到广阔的牧场、长角牛以及西部牛仔，美国西部的畜牧业已有近200年历史。
然而，页岩气的快速开发，使他们迅速迈入现代化。长期缺水的西部地区，创下了连续三年的干旱历史记录，而水力压裂行业正就日益有限的水资源与这些农场主们展开竞争。
Rocky Mountain农场主协会的执行董事Rainbolt说：“如果我们不能够满足食物的需求量，那么我们又如何利用这么少的食物再去生产它呢？”。
随着环保组织和农业组织的抗议呼声越来越高，加拿大GasFrac公司所研发的新技术或许可使消除这些担忧。液化丙烷压裂或液化石油气压裂实施过程中完全不需要水，首席发明者Robert Lestz认为该技术将会对油气行业产生深远影响。
本质上讲，液化石油气压裂仅仅是将常规水力压裂中的水基压裂液体系换成液化石油气。常规水力压裂的压裂液主要由水组成，平均每口井用6万加仑的水。
水基于其不可压缩性，成为了压裂液的首要选择，也就是说在压裂过程中水可以将高压传递给周围岩石。之所以将水用作常规压裂液，是因为其价格低廉、来源广以及典型的化学性质和力学特性。然而，如果单纯从功能上来说，任何一种不可压缩性液体均能用来代替水的作用。
尽管丙烷在常温常压下呈气态，但其在低温和高压条件下以不可压缩的凝胶形态存在。因此，液化石油气压裂系统用丙烷凝胶代替水，进行造缝和携带支撑剂。与常规水力压裂一样，将丙烷凝胶或液化石油气与支撑剂混合在一起泵入井底，并渗入地层产生高压直至岩石产生裂缝。
常规压裂需将由数百万加仑的水、钻井化学剂和砂砾组成的压裂液泵入地层，形成裂缝打开天然气储层。部分注入水被污染后，在天然气所形成的高压下返排到地面。受到化学剂、地层中的盐、天然放射性元素污染的水处理后排放到江河湖海或其他水体中。
LPG法由液态丙烷制成的凝胶和砂混合而成的压裂液泵入地层。在地层温度和压力条件下，丙烷凝胶变成气态，将储层压开裂缝，与自由天然气混合一起返排到地面。反排出的混合气不会携带地层中的盐和天然放射性元素，丙烷可进行回收再利用或直接出售。
对于环境保护而言，将水用于压裂后有两个问题需要考虑——水资源的大量消耗和受到污染的地层产出水处理。而液化石油气压裂技术不存在这两个问题，因此在环保上极具吸引力。
Lestz透露：液化石油气压裂的最大优势在于将用水量从6万加仑减少至0。而且，液化石油气压裂相对于常规压裂消耗的液量更少。
我们想要从500英尺深的页岩层段中采出油气，如果使用液化石油气压裂法，仅需要消耗2万加仑的丙烷；而如果采用水力压裂，将消耗8万—10万加仑的水。
压裂液总量的减少意味着可以减少运输卡车数量、井场面积、土地占用面积和压裂液返排量。
此外，液化石油气压裂巧妙地解决了污染后的地层产出水处理问题。与丙烷不同的是，水是一种非极性的无机物，能够溶解地层中的盐类和矿物质。
因此，常规压裂液中的水从地面经井筒流入地层然后再返排出来，这可能会携带出地层中的“不速之客”，例如地层中的盐类、重金属离子以及放射性元素。尽管这些物质是地层中固有的，但其在地面上却并不常见，并且可能伤害地表植物及其他生物。
这些地层产出水要么过滤处理达标后再排放，要么回注到地层中。与水相反，丙烷作为一种非极性烃，并不能溶解这些物质，因此，返排到地面的丙烷不会受到污染。
除了能减少对环境的污染之外，液化石油气压裂在油气生产方面还具有诸多优势。当一口井采用水基压裂液进行造缝时，一些水会不可避免的留在储层中对其造成伤害。也就是说，地层中的残留水会堵塞储层岩石中细小的孔隙喉道，降低储层渗透率并阻碍天然气的流动。
压裂返排率更高，这是因为丙烷和水不同，丙烷可以完全从被压裂的地层中排出，而水则会滞留或是堵塞在天然气储层细小的孔隙喉道中， 因此GasFrac公司研发出了液态丙烷压裂技术。
液化石油气用作为压裂液为上述问题提供了的完美的解决方案。在高压低温条件下，丙烷以液态的形式被泵注到井筒中。然而，随着压裂过程的进行，储层岩石起裂产生裂缝，压力逐渐释放，此时液态丙烷受热变成气态并不会阻碍油气流动，随后丙烷与地层中的天然气混合流入井筒。
与水不同的是，丙烷能够和天然气充分混合，并且二者具有相似的流动性质。实际上，丙烷在天然气中的比重很小。丙烷到达地面后，将会被完全分离，而不会像水那样需要进一步的处理。
尽管液化石油气压裂在环保和油气生产上存在许多优点，但其发展前景却相对不明朗，似乎只是在特殊环境下才使用的技术，仅在水资源紧张条件下这是一种可行的油气开发方案，但在全球范围内还并不能完全取代传统的水力压裂技术。
液化石油气压裂由于缺乏必要的基础设施，在应用方面面临了很多阻力。与水力压裂不同的是，丙烷需要保持液态进行压裂作业，这需要特殊设备来完成全部的过程。
由于丙烷还是一种易挥发易燃的物质，需要一些必要的监控设备和安保设备来降低风险。然而购买、制造和运行这些设备的成本都非常高。与此同时，在水力压裂所需的设备油气行业中随处可见。
Lestz说：“由于人们在水力压裂基础设施上投入了大量资金，因此进行水力压裂作业也较为容易。有时候，现有优势反而成为了技术革新的最大阻碍。
2008年首次尝试了液化石油气压裂，该新兴技术并未经过测试。为了提升对该技术的投资信心，需要更多的试验和周密的研究。
德克萨斯农工大学工程教授David Burnett说：“油气行业是一个非常保守的行业，工程师们都想让别人先去测试，然后他们好享受成果。”
由于液化石油气压裂是一个小公司的专利技术，因此很难获取它的原始资料。
液化石油气压裂技术起源于20世纪90年代，最初仅仅是研发工程师Robert Lestz在雪佛龙公司一项研究工作中的一个小方案。
试验最初用的是氮气和二氧化碳，在一个晚上，Robert Lestz的妻子提醒他“记得关闭燃气烤炉”，这使Robert Lestz迸发出了采用丙烷压裂的灵感。Robert Lestz随后便对该想法进行了试验，最终研发出了高压封闭系统，并于2006年在加拿大进行了首次测试。
伴随着公司的不断发展，公司首席技师Robert Lestz对液化石油气压裂流程进行了改进，并在美国和加拿大申请了专利。为了处理好丙烷这种易挥发的液体，还引入了精密的安保设备和程序，包括蒸汽和压力传感器系统、红外摄像机、全套远程操控设备以及气体泄漏紧急信号灯。
Lestz说：“在油气行业有一个不成文的惯例，新技术通常都是在加拿大市场上最早得到应用。因为在加拿大，几乎所有的石油天然气公司都坐落在卡尔加里市中心的同一个街区，大家对其他公司正在做什么都了如指掌。每个公司都挖空心思绞尽脑汁的想要取得竞争优势，无形中促成了这一点。”
自2008年液化石油气压裂技术实施第一口井以来，截至2013年春天，液化石油气压裂技术累计施工657井次，共计1863井段压裂。
