含硫污水处理负压气提技术优化

元坝气田污水脱硫主要采用"气提+化学除硫+混凝沉降+过滤"的密闭处理工艺去除地层采出水中高达1 800 mg/L的硫化物。为此,文章选用负压气提脱硫技术,并对工艺运行条件进行优化,得到脱硫效率最佳、效果最稳定的条件为:气提气源采用燃料气与空气气提对脱硫效率影响不大,脱硫最佳的进水pH值为5左右;脱硫工艺最佳气液比为6∶1～8∶1。现场实验表明,脱硫率高达96%,且效果稳定,达到了高含硫气田水经济高效处理的目的。     

浅谈混凝剂在气田水处理中的应用

在重庆气矿气田水处理中加入了聚合氯化铝和聚丙烯酰胺,其应结果表明,这两种絮凝剂配合使用的效果较好,能达到石油企业废水回注指标(pH值为6～9,SS小于30mg/L,石油类物质少于10mg/L)。分析了两者单独使用的处理结果,针对目前使用中存在的问题,指出应注意的事项,并对今后重庆气矿气田水处理运行中混凝剂的使用提出了建议。     

曝气生物滤池处理含氟苯酚化工废水

采用曝气生物滤池工艺对含氟苯酚工业废水进行处理研究,主要考察了气水比、水力负荷、进水pH对处理效果的影响。氟苯酚和可吸附有机氟去除率随着气水比升高而增大,但气水比达到6∶1后又降低,最佳气水比为6∶1。随着水力负荷增大,有机物去除率减小,确定最佳水力负荷为0.58 m3/(m2.h)。进水pH在5.0~9.0范围内,BAF对氟苯酚的去除率都在90%以上,当pH达到9.5时去除率急剧降低到30%左右。当进水浓度为40 mg/L,气水比为6∶1,水力负荷为0.58m3/(m2.h),pH 6.5,出水效果稳定,出水氟苯酚、可吸附氟代有机物、氟离子含量均达到了《污水综合排放标准》(GB8978-96)一级标准。氟苯酚生物降解符合一级动力学。     

高含硫气田含硫污泥处理与处置工艺比选

介绍了高含硫气田中含硫污泥的来源和性状,根据含硫污泥的不同性状,提出了9种处理工艺,对其优缺点及应用情况进行了对比分析。对于较为分散的含硫污泥产生点,选择撬装热解工艺不定期开展现场减量化处理。对于水处理站产生的含硫污泥,在现有工艺末端增加调质机械脱水设施、干化设施,并开展水处理工艺优化研究和技术实验进行验证。通过实验分析,得出化学药剂+压滤,固废热处理,破胶+压滤+干馏,造粒+盘式干化4种工艺比较适合含硫污泥处理。     

含硝基苯、苯胺废水处理的工程实践

采用固定化微生物-曝气生物滤池与铁-炭微电解法联用的工艺方法处理含硝基苯、苯胺的废水。通过培养驯化微生物阶段、半负荷进水阶段、满负荷进水阶段的调试运行,表明:当进水CODCr<1 000mg/L、硝基苯<120mg/L、苯胺<30mg/L时,出水可达到CODCr<300mg/L、硝基苯<5mg/L、苯胺<5mg/L的设计要求。铁-炭微电解法在pH值为3～4时,对废水有一定的脱色作用,但pH值升高后脱色效果不明显。     

微电解法处理焦化废水影响因素研究

采用微电解法对焦化废水进行脱氮处理，并对其影响因素进行了优化研究。实验结果表明，控制进水pH值为3．0左右，炭粉的粒径为80目，搅拌速率为170r／min，反应时间为70min，Fe／C为1：1．3和混凝pH值为9．0左右，处理效果最佳；本实验对亚硝化后的焦化污水进行微电解处理，NO2^--N的去除率可达60％以上，T...     

膜吸收法去除油页岩干馏污水中的氨氮

采用膜吸收的方法对经除油剂及膜过滤预处理的某页岩炼油厂油页岩干馏污水中的高浓度氨氮去除进行了现场中试实验。在进水pH值13、温度40℃、脱氮时间120 min时,氨氮去除效率为98.38%;进水pH值11、温度40℃、脱氮时间120 min时,氨氮去除率为93.24%。结果表明:膜吸收法对油页岩干馏污水具有很好的氨氮脱除效果。该方法操作简单,碱投加量较少,氨氮剩余浓度适当并可由后续生化系统去除,工程适用性强。     

高效无药气浮法处理含油污水技术实验研究

用无药气浮法处理含油污水,无须要加入药剂,且处理成本低,产生的浮渣量少,是一种清洁生产工艺技术,具有很好的经济效益、环保效益和社会效益。室内实验研究结果表明,无药气浮处理法的最佳工艺条件是:溶气压力为0.3MPa(表压),污水pH值为6～7。为了满足生化处理对水质的要求,进水含油量应控制在200mg/L以下。无药气浮法小试工艺流程技术可行,建议进行中试放大试验。     

某含硫气田水处理站环境监理要点探析

选取某含硫天然气开采项目气田水处理站进行环境影响分析.分析采用的水处理工艺和脱硫工艺的技术合理性及环境影响,得出主要的环境影响为水环境影响和大气环境影响。分析了气田水处理站施工期和试运行期环境监理要点.强调环境监理重点为施工期地面防渗处理和污泥处置落实情况,以及试运行期的环境管理和环境监测制度,并全面落实"三同时"制度。     

重庆气矿气田采出水处理现状分析

重庆气矿气田采出水水质复杂,为提高处理效果,详细分析了出水水质状况,从处理设备和技术、处理药剂等现有处理工艺方面对气田采出水处理现状进行了综述,并结合国内外处理技术的发展现状,对改进重庆气矿过滤器中常用滤料的选取、缓蚀、阻垢及杀菌措施的确定、混凝剂的加注以及监测手段等提出了建议。     

气田压裂返排液回用影响因素研究

针对气田压裂返排液回用配制压裂液的水质要求,研究了pH值、金属离子、细菌和泡沫对处理后液体配制压裂液的影响。结果表明,通过调节pH值、控制金属离子浓度、加入杀菌剂和消泡剂可以达到回用配制压裂液的要求。其中,pH值应控制在6.5左右;当Na2CO3和NaOH的复配比为800/600、NaOH投加量为300mg/L时,能有效去除Ca2+、Mg2+、Fe3+等离子的影响;杀菌剂采用气田压裂专用杀菌剂;消泡剂采用二甲基硅油。实验在气井井场采用撬装微涡流混凝装置处理气田压裂返排液,并对上清液回用配液,回用率达到98.4%。     

DTRO在川西气田采出水减量化处理中的应用

试验研究了碟管式反渗透（DTRO）工艺中运行压力、进水温度及电导率对膜分离效果的影响，分析探讨了工艺对川西气田采出水生化处理产水COD、氨氮、氯化物等指标的截留分离效果。试验结果表明，当运行压力6～7ＭＰａ、进水温度24～25℃、电导率32000～40000μS/cm时，DTRO工艺对气田采出水COD、氨氮和氯化物的截留率分别达到95.54％，80％，98.78％，DTRO膜系统平均回收率达50％，减量化效果显著。同时，较单独低温多效蒸馏，热-膜耦合工艺运行成本降低19.75％，具有一定的经济效益。     

塔壁分配环在湿法烟气脱硫工程中的应用

结合燃煤电厂135MW机组脱硫工程,在脱硫塔塔壁设置浆液分配环。运行结果表明：采用优化设计后,脱硫系统运行稳定,在进口SO2浓度5200mg／Nm^3、吸收浆液pH值为7．5、L／G为4～5的条件下,脱硫效率达到94％以上,同时由于L／G值降低,循环浆液量明显减少,有效解决了常规湿法烟气脱硫工艺存在的吸收塔结构设计不合理、入塔气流分布不均、液气接触效率低、吸收塔易结垢等问题,降低了能耗,节约了运行费用。     

活性炭三维电极法处理成品油库废水

采用活性炭三维电极法对成品油库废水进行了试验研究,分别考察了电解时间、曝气强度、进水p H值和电解电压对成品油库废水处理效果的影响,最终确定最佳处理效果的工艺条件为:电解时间为90 min,曝气强度为15 L/min,进水pH值为3,Fe2+投加量为1.0 g/L,电解电压为20 V。在最佳实验条件下,废水中COD去除率可以达到82%以上。     

乳化液膜法处理石油石化废水的研究

石油石化废水中酚含量高,限制了汽提净化水回用效率,需进行脱酚处理。文章采用煤油、span-80、液体石蜡、磷酸三丁酯和NaOH构建乳化液膜,探究其对酸性水汽提净化水的脱酚效率。运用以响应面法(RSM)为依据的Box-Behnken设计,以span-80投加量、液体石蜡投加量、油/内比(油相与NaOH之比)和制乳转速为影响因素,建立了汽提净化水中苯酚去除率的二次回归预测模型,并优化了处理条件。结果表明,液体石蜡投加量对苯酚去除率的影响最为显著,其次是span-80投加量。通过RSM分析得到汽提净化水脱酚的最佳实验条件为：span-80投加量2%(质量百分比),液体石蜡投加量15%(体积百分比),油内比1?1,制乳转速6 000 r/min,此时苯酚去除率达到98.65%。萃取分离后的液膜易于破乳,破乳率达到98.33%,且回收油可循环利用,从而大大节约成本实现资源化。     

川东北高含硫气田区域应急管理模式探讨

川东北高含硫气藏安全环保风险问题日益突出。文章通过对川东北高含硫气田应急管理体系现状的全面调研,针对当前勘探开发形势下各气田应急管理主体分散、应急联动体系效力不高、区域应急管理机制尚未健全等突出矛盾问题,提出川东北高含硫气藏区域网络式的动态应急管理模式,为进一步提升当前的应急管理体系的效果提供了理论支持。     

LG气田地面系统温室气体减排现状分析与建议

“十四五”期间国家构建现代能源体系,推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变,单位GDP二氧化碳排放五年累计将下降18%,单位GDP能耗五年累计将下降13.5%。作为能源生产和消费企业,履行社会责任,减排温室气体以提升市场竞争力和经营绩效尤为迫切。文章结合国家温室气体减排和节能提效政策,对LG气田的能源消耗和二氧化碳排放现状进行分析,指出目前气田开发生产高耗低效环节,建议针对气田的生产特点和用能现状、结合集团公司低碳建设方案要求,在大力推进新能源建设的同时对气田地面系统进行节能提效适应性改造,降低能耗,减少二氧化碳排放。     

清洁生产工艺在呼图壁气田的应用

呼图壁气田针对传统天然气处理过程中产生的污水、富气,以及能耗大等问题,分别对污水处理、富气回收、单井工艺进行优化改造。通过工艺优化和技术改造,该气田实现了污水零排放、富气的完全回收,既节约了能源,又杜绝了污染排放,实现了清洁环保生产,为其它气田提供了有价值的参考。     

塔里木油田三甘醇脱水装置参数优化研究

文章通过三甘醇脱水工艺的第三套三甘醇注醇量调整,第三套再生温度的调节、汽提气注入量调整、贫液进塔温度调整运行参数的优化,得出:当三甘醇脱水工艺循环量在3840kg/h左右时,再生效果最好,贫液浓度最高,所获得的干气水露点最低;三甘醇脱水工艺再生温度在190～200℃之间温度越高,再生效果越好;三甘醇脱水工艺再生装置在汽提气量30Nm3/h左右时,再生效果最好,贫液浓度最高,所获得的干气水露点最低。     

气田水处理药剂的筛选及应用

为了确保气田水水质处理效果,除正确选择水处理工艺和装置外,还必须选择相应的化学处理药剂。针对川东气田水水质状况,对多种絮凝剂进行了评价和筛选室内实验。综合考虑5种药剂性能和价格,无机絮凝剂选择TSY4-1效果较好;综合考虑5种处理方法的效果和药剂价格,选择TSY4-2有机絮凝剂作有机浮选剂效果较好。为验证室内实验结果,在川东气田池34井和卧20井气田水处理站分别进行了现场应用实验。结果表明筛选的组合配方药剂完全能够替代进口水处理药剂,能满足川东气田水水质处理的需要。