无水压裂又称LPG（Liquefied Petroleum Gas）压裂，是利用已交联的LPG流体代替常规压裂液的一种压裂方式，其中LPG的主要成分是丙烷。LPG（液化石油气）作为一种特殊压裂介质，成分组成相对简单，主要由丙烷组成，含有少量的乙烷、丙烯、丁烷和添加剂成分。该添加剂成分是一种稠化剂，由于该稠化剂的碳链长度与储层流体相近，通过调节稠化剂的浓度可以获得理想的压裂液黏度，从而获得较好的携砂效果。
与常规油基压裂液不同，LPG 压裂液所用的液化天然气为纯度达到90%的经过分馏的HD—5丙烷和丁烷。在储层温度≤96℃时可以选择100%的HD—5丙烷作为压裂液，而当温度＞96℃时则需要加入一定比例的丁烷以保证施工过程中压裂液处于液体状态，若选用 100% 的丁烷作为压裂液则体系可以应用在150℃ 的高温储层。
加拿大GASFRAC能源服务公司针对强水敏页岩储层和致密储层，为降低对储层的伤害和提高返排率，开发了密度低、界面张力低而易于返排的（以液化丙烷或丁烷为介质）冻胶体系（LPG压裂液），并形成了配套施工技术。该技术适合于油井、气井和凝析油井。截至2012年9月，GASFRAC公司与Husky, EOG, Devon, Canadian Natural Resources, Nexen, Paramount, EXCO, Union Gas Operating, SandRidge等公司合作，已在加拿大和美国完成1580井次压裂，部分施工井的分布如图6—4所示。已施工的储层主要为Artex、bakken、rock creek等致密砂岩储层、Base fish scale、Niobara、Marcellus、Wilrich等页岩储层和Belloy、Ostracod等碳酸盐岩储层。
图6—4 部分LPG压裂施工井分布（红圈代表施工井）
就目前应用情况看，LPG压裂应用温度范围为12～150℃，已施工井最大深度为4 000 m，施工排量可达8 m3/min，加砂浓度达1 000 kg/m3，最高施工压力90 MPa，上述参数与常规压裂液相近，故可适应低渗、页岩储层改造需求。截至目前最大规模施工是在一口水平段长为4 000 m的水平井中进行的14级压裂，该井共加砂453吨。
1.压裂液组成和性能
1）LPG相图
LPG压裂液以液化石油气为介质，当储层温度低于96℃时，使用的液化石油气主要为工业丙烷；当储层温度高于96℃则主要使用丁烷与丙烷的混合物；而100%丁烷的临界温度151.9℃，临界压力3.79 MPa，则可以应用的储层温度为150℃。按照改造储层的温度差异，对LPG的液体配方进行优化设计。对于含有丙烷混合相的液体可参考丙烷的相图（图6—5）。由图6—5可知，丙烷在常温条件下且压力为2 MPa时为液体，因此为了确保与砂混合后也为液态且能从密闭砂罐进入管线，砂罐内压需维持在2 MPa以上。
图6—5 丙烷相图（左上为液态区，右下为气态区，曲线为泡点曲线）
2）LPG的理化性质
丙烷分子量44.10，沸点-42.1℃，常温常压下为无色气体，相对空气密度1.56，纯丙烷无臭味，能微溶于水，可溶于乙醇和乙醚。丙烷具有单纯性窒息及麻醉的作用。如人短暂接触1%丙烷时不会产生任何症状，但当接触1%～10%浓度的丙烷时会引起轻度头晕，若接触高浓度可出现麻醉状态并丧失意识，而接触极高浓度则可使人窒息。
丙烷为易燃气体，且与空气混合后能形成爆炸性混合物，遇热源和明火后有燃烧爆炸的危险，若与氧化剂接触则会发生剧烈反应。丙烷比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。
丙烷需储存于阴凉、通风的库房，远离火种、热源。库存时，仓库的库温不宜超过30℃，且必须与氧化剂分开存放。另外，库存区还应备有泄漏应急处理设备。一旦泄漏，人员应迅速撤离泄漏污染区并转移至上风处，且隔离至气体散尽，同时切断火源。建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿防静电消防防护服。最后，切断气源，喷雾状水稀释、溶解，抽排（室内）或强力通风（室外）。
使用LPG时，一般不需要特殊防护，但建议特殊情况下要佩戴自吸过滤式防毒面具（半面罩）。对于眼睛一般不需要特别防护，高浓度接触时可戴安全防护眼镜。工作现场严禁吸烟且避免长期反复接触。
一旦吸入，需迅速脱离现场至空气新鲜处。如发现呼吸困难，则需去医院输氧。如发现呼吸停止，应立即进行人工呼吸并迅速就医。
3）LPG压裂液的流变性能
LPG压裂液需加入稠化剂、交联剂、活化剂和破胶剂等添加剂。稠化剂为6 gpt（gpt为每千加仑液体的加仑量），活化剂为6 gpt，破胶剂为1 gpt的压裂液冻胶及其黏温曲线分别如图6—6和图6—7所示。由图6—6可知，交联比较均匀。由图6—7可知，在加入破胶剂后，90 min内黏度仍大于100 mPa·s，160 min后彻底破胶。黏度可在50～1 000 mPa·s之间进行调节，破胶时间也可根据施工要求进行调节，破胶液的黏度为0.1～0.2 mPa·s，远低于水基压裂液（水基压裂液破胶后黏度要求小于5 mPa·s），即使为纯水，黏度也为1 mPa·s。因此，LPG在储层和裂缝中的流动阻力将大幅度降低，有助于返排。
4）LPG压裂液的其他性能
LPG压裂液及其他体系的表面张力、黏度及密度见表6—1。由表6—1可知LPG压裂液的密度为0.51 g/cm3，表面张力为7.6 mN/m，返排液黏度为0.083 mPa·s，上述参数优于常规压裂液，不仅可降低对地层的伤害，而且有助于返排。
图6—6 LPG压裂液冻胶示意图
图6—7 LPG冻胶的黏温曲线
表6—1 不同压裂液介质的物性
上述数据表明，以丙烷作为介质的LPG压裂液，其表面张力、黏度、密度等特性均较为突出，能够满足高效返排，降低压裂液伤害的需求。LPG低密度的特性减少了静液柱的压力，利于后期的返排，并可减少施工时的管柱摩阻。LPG压裂液在压裂过程中（相对低温、高压）保持液态，而在压裂结束后地层条件下和井筒中（高温、相对低压）恢复为气态，其返排效率明显高于水基压裂液（返排率往往低于50%）。同时基于LPG液体与油气完全互溶、不与黏土反应、不发生贾敏效应，其对地层伤害也远小于水基压裂液，从而可以实现最佳的压裂效果，大幅度增加人工裂缝的有效长度，显著提高储层改造效果（图6—8）。
图6—8 LPG压裂与常规压裂造缝长度和有效缝长关系比较
5）LPG压裂液回收再利用
水基压裂液返排后的液体需要先进行处理才能外排和回收利用，而LPG无须特别的返排作业过程，其返排物质能够直接进入油田生产系统并被回收（气相加压液化分离），实现循环使用，如图6—9所示。
图6—9 水基压裂液与LPG压裂液返排处理示意图
2.LPG压裂施工技术
1）施工设备
LPG压裂实行全自动化施工模式，施工场景如图6—10所示。设备组成主要包括压裂车、添加剂运载和泵送系统、LPG罐车、液氮罐车、砂罐、管汇车、仪表车等。不需要混砂车，支撑剂和液体在低压管线中混合输送。
（1）压裂泵车
LPG压裂用压裂车是对所购置的水基压裂用压裂车的泵注系统的密封原件进行了改进，以提高耐磨能力，并确保密封性，如图6—11所示。
图6—10 LPG压裂施工场景示意图
图6—11 高压泵注系统改进的部分示意图
（2）砂罐与液罐
砂罐为高压密闭系统，目前的砂罐可装100 t陶粒。其下部安装2个绞龙，与低压管线连接。通过控制绞龙转速调整加砂液比。砂罐和运载系统如图6—12所示。
图6—12 LPG压裂用砂罐及运输车示意图
LPG液罐通过密封管组合与砂罐下的搅笼连接，从而形成供液系统，有关LPG压裂液罐及运输车如图6—13所示。
图6—13 LPG压裂液罐及运输车
（3）添加剂运载和泵送系统(www.xing528.com)
添加剂运载和泵送系统中分类储存了各种添加剂，通过比例泵泵出并连接至供液系统中。泵出控制系统与仪表车相连，并由仪表车直接控制泵送系统。
2）施工安全监测
由于LPG为易燃液体，并且易挥发成为易燃易爆气体。另外，现场压裂施工时LPG用量较多，且施工条件为高压施工，故施工的安全监测和控制尤为重要。LPG压裂专用仪表车内有大量设备是用于监测井场的温度变化、气体泄漏等情况的，而在水基压裂的仪表指挥车里这些是不需要的。
施工警戒区域划分：在施工准备期间，按照井场布局进行合理摆放，并严格划定警戒区域，该警戒区域主要为热感区域及泄漏区，须有明显警戒标志。施工期间，警戒区域内禁止任何人员进入，如图6—14所示。
图6—14 LPG施工警戒区域示意
（1）压裂车低压吸入口压力监测
LPG在任何位置泄漏都将造成严重后果，故每台LPG压裂车都在低压吸入口安装压力传感器，该传感器一旦监测到有泄漏发生，须立即停止所有设备的运转并进行整改。有关低压吸入口压力传感器如图6—15所示。
图6—15 低压吸入口压力传感器示意图
（2）LPG浓度监测
LPG的浓度达到一定值并在一定温度下将发生爆炸。另外，压裂车的发动机在施工时均处于工作状态，更增加了爆炸的风险。因此需要在多个位置放置LPG浓度监测设备，如图6—16所示。施工现场的浓度测定感应器一般在20个以上。
图6—16 液化石油气泄漏监测装置（电池供电）示意图
（3）温度监测
为进一步确保施工安全，还要进行红外温度监测。因为液体泄漏时会使其周围温度降低，而机器运转会使其自身温度上升，为了便于将环境温度和机器运转正常温度相比较并进行判断，需采用灵敏度很高的温度感应摄像头进行监测，如图6—17所示。设备运转前后温度对比监测效果如图6—18所示，由图6—18可知监测设备对温度感应灵敏且显示很直观。
图6—17 红外成像采集监测器示意图
图6—18 设备运转前后温度对比监测效果图
（4）LPG压裂施工规章制度
为确保施工设备、施工人员以及井的安全，LPG压裂的施工规章制度除了水基压裂的施工规章制度，还需建立符合自身特点的规章制度。
首先是与LPG压裂相关的已存在的工业推荐方法（Industry Recommended Practices），包括：试井及液体处置（IRP4）；易燃流体的泵送（IRP8）；基础安全常识（IRP9）；推荐安全行为准则（IRP16）；易燃流体处置（5IRP18）。
由于目前LPG施工以丙烷为主，施工还需按照LPG或丙烷工业的相关要求，如：丙烷教育和研究委员会的相关要求；加拿大石油服务协会的要求；加拿大石油生产协会的要求；加拿大丙烷气生产协会的要求。
另外，施工设备设计、操作程序、安全检查规范都必须进行危险与可操作性分析（Hazard and Operability Analysis，简写为HAZOP）第三方评估。
3.LPG压裂施工效果对比
将同一油田应用的LPG压裂比水基压裂进行效果对比，如图6—19所示。由图6—19可以看出，采用LPG压裂的效果明显优于采用水基压裂液压裂的井，由此也说明了LPG压裂技术的优势。
图6—19 压裂效果对比
4.气源及成本
目前国内的LPG几乎全部来自炼油厂，而且是未经分离的混合液化气，只有少量产自油气田。表6—2列出了截至2012年3月31日的液化石油的参考价格，可以看出其均价在6 000～8 000元/吨（2012年3月价格），平均成本较高。
表6—2 液化石油气参考价格
5.LPG压裂液的优缺点分析
1）LPG压裂优点
液化石油气压裂相对清水压裂的突破在于使用液态烃类（丙烷和丁烷等）作为压裂介质而非清水基液，液态烃纯度常高于 90%。若压裂成功则液态烃低密度、低黏度和可溶性强的优势将非常突出，从而洗井迅速且能够近似100%返排，可消除多相流问题。另外，压裂后可获得更长的裂缝，从而大幅提高产量（图6—20）。
图6—20 水基压裂液和液化石油气压裂铺砂效果对比
a—加入支撑剂 前；b—搅拌8 s；c—搅拌15 s
液化石油气压裂系统由气体凝胶系统、氮气密闭系统、混配系统（凝胶与支撑剂）、压裂注入系统、远程监控系统（风险控制）、气体回收系统等组成。施工时全程封闭，先将气体液化，再加入支撑剂完成混配，然后以远程红外监控压裂（图6—21）。
图6—21 液化石油气压裂系统作业流程示意图
液化石油气压裂可提高单井油气产量和最终采收率（20%以上），降低对储层的伤害，压裂过程不需要清水，降低了压裂液的返排污染（丙烷等可回收，如图6—22所示），减少对环境的污染。此外，优异的悬砂、携砂性能保证铺砂效率和长期支撑及流动能力。
图6—22 压裂返排效果对比
2）LPG压裂缺点
但是液化石油气压裂的短期成本是常规清水压裂的2倍，当烃类回收后则降为1.2倍，故短期成本投入较大；另外，液化石油气属高危气体，可燃性强，一定要重视安全防爆问题，需进行严格监测。
6.LPG压裂液的发展前景
eCORP International（简称eCORP）旗下全资子公司eCORP Stimulation Technologies（简称ecorpStim）近日宣布将推出一项能使丙烷压裂液不可燃的丙烷相关技术。ecorpStim已经成功证明纯液态丙烷可用于碳氢化合物储集岩压裂。ecorpStim的该项装置可为使用丙烷和开采天然气带来的可燃性危险提供多层隔绝与保护，并且压裂过程实现了自动化和远程控制，避免了施工人员处在危险的操作环境中。ecorpStim 的最新创新将进一步确保液态丙烷压裂过程的自身安全操作。目前，这项技术已经提交了专利申请，并启动了进一步的测试和实验，以证明其环境安全性和商业可行性，但尚无现场应用经历。
液化石油气压裂技术在北美页岩气开发中已有大量应用，但在中国尚无应用先例。其显著的节水、环保性，在提高产量及减少压后问题方面表现出优异特性，具有很高的商业开发潜力，故技术引进与自主研发均具有重要的意义。
液化石油气压裂可直接减少清水用量，降低返排阻力，以及对储层的伤害，减少返排液污染问题，从而大幅度提高产量。
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