微电解—Fenton氧化—絮凝组合工艺处理油田压裂废水

采用微电解—Fenton氧化—絮凝组合工艺处理油田压裂废水,优化了工艺条件。实验结果表明：最佳工艺条件为初始废水pH 3.0、铁屑加入量1.5 g/L（铁屑与活性炭的质量比1∶1）、微电解时间80 min、Fenton氧化时间120 min、H₂O₂加入量940 mg/L,阳离子聚丙烯酰胺加入量120 mg/L;在最佳工艺条件下处理废水后,COD由3 116.0 mg/L降至681.3 mg/L,总COD去除率达78.1%,3个工段的COD去除率依次为33.1%,37.9%,7.1%,出水水质满足现场回注标准（SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》）;该组合工艺对废水的处理效果远优于单独微电解、Fenton氧化或絮凝工艺,且方法简单易行、药剂利用率高。     

页岩气开发废水污染控制技术与环境监管研究

水力压裂是页岩气开采的核心技术,但在开发过程中会产生大量的废水,其废水复杂,处理难度高、环境危害大。为此,利用重庆涪陵页岩区块的返排水调研结果,并借鉴美国页岩气开发废水的成功管理经验,分析整理了压裂返排液的水质特点、处理方式及技术,对回用技术、外排技术选择进行了推荐。结合中国现有环境监管体系,对页岩气返排废水的处置方法提出了监管对策,为中国页岩气大规模开发产生的返排废水管理提供参考。     

油气田压裂返排液处理技术探讨

水力压裂是中低渗油田、非常规页岩气田增产开采的重要措施,开采会产生大量的压裂返排液,处理难度大,可能导致比较严重的水污染问题.首先基于国内外油气田压裂返排液的典型水质指标,分析了油气田压裂返排液的水质特点,包括组成复杂、多数水质指标超过国内污水回用标准、油气田压裂返排液组成差异大且处理难点不同;从处理原理、优缺点、油气田应用条件及效果出发,探讨了可用于油气田压裂返排液处理的相关技术,并提出了中国油气田压裂返排液处理存在的问题与相应的建议.     

压裂返排液的超声强化臭氧氧化处理

采用超声强化臭氧氧化技术处理经絮凝、沉降脱固、过滤预处理的页岩气压裂返排液,通过实验室实验优化工艺参数,并在自行研制的超声强化臭氧氧化装置上进行了中试验证。实验结果表明,在反应时间为30min、废水pH为10、废水臭氧质量浓度为40 mg/L、超声波功率为200 W时,COD去除率可达55.2%,处理后水质可满足GB 8978—1996《污水综合排放标准》一级标准的要求。中试试验结果表明,研制的臭氧超声氧化处理装置可形成臭氧氧化、超声空化、水力空化的协同作用,处理后出水COD为90 mg/L,具有一定的推广价值。     

小球藻处理压裂返排液过程中藻生物量积累的影响因素

为研究微藻处理油田污水过程中藻生物量积累的影响因素,将小球藻固化后在压裂返排液中培养,利用响应面法结合Box-Behnken设计建立连续变量曲面模型考察返排液稀释倍数、β-甘露聚糖酶、活性炭投加量对藻密度的影响.试验结果表明,3种因素与藻密度之间的二次多项回归模型方程显著性、拟合性良好,其中返排液稀释倍数对藻密度影响较大.3种因素对藻密度的影响有交互作用,其中β-甘露聚糖酶投加量与活性炭投加量之间交互作用较弱,返排液稀释倍数与β-甘露聚糖酶投加量之间交互作用明显,返排液稀释倍数和活性炭投加量之间交互作用最为显著.进一步优化小球藻处理压裂返排液条件为:返排液稀释倍数、活性炭投加量分别取3.2倍、50 mg/L,此时固化藻密度可达2.09 g/L,返排液COD(化学需氧量)去除率为47.32％.     

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,H2O2和 BaCl2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。     

美国页岩气压裂返排液处理技术进展及前景展望

页岩气作为一种非常规天然气资源,正在改变着国际能源市场格局。美国的页岩气储量大,工业开发起步早、时间长,在开发技术方面领先优势显著。由于页岩气储藏的特殊性,在开发过程中会产生大量高盐度、组成复杂的压裂返排液和产出水,处理难度大、污染严重。返排液和产出水的处理通常需经过三级处理流程,依次去除水中悬浮物、压裂液残余成份、浮油和钙镁等二价离子,最后完成脱盐达标排放或回用。目前,我国页岩气产业刚刚起步,学习借鉴美国已成熟并且市场化的技术和设备,对实现我国页岩气开发跨越式发展具有重要的指导意义和借鉴价值。     

我国页岩气压裂开采与环境保护现状

分析了我国页岩气的资源现状、页岩气开采压裂技术和环保问题及页岩气开采压裂技术面临的挑战,如水资源挑战、监管和环保治理的缺失等。建议建立健全页岩气开采环境影响评价机制,加强页岩气项目的环境监管,完善页岩气勘探开发项目的环境管理规定,尽快制定页岩气压裂开采技术标准和开发规范。当前应当做好矿权秩序维护,建立先导试验区,探索重要的成熟技术和管理模式及经验非常必要。     

页岩气开发水力压裂水循环对水环境的潜在影响

在对美国环保署公布的主要研究成果进行梳理的基础上,从页岩气开发过程中的水力压裂水循环角度,对取水、配制压裂液、压裂液注入、生产水处理、压裂废水的处置和循环利用等各环节可能对地表水和/或地下水环境造成的影响进行分析。同时,结合我国页岩气开发的水力压裂水循环现状,主要从强化对水力压裂水循环的环境监管、健全水环境监管法规体系方面提出关于水环境保护的对策与建议。     

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%。