硫酸盐废水生物处理工艺研究进展

综述了国内外硫酸盐废水生物处理工艺的沿革和最新进展．20世纪90年代前国际上大多采用单相厌氧工艺处理硫酸盐废水,但常常运转失败．多数研究针对此问题,探讨硫酸盐还原菌(SRB)对产甲烷菌(MPB)和其他厌氧微生物的初级抑制作用和次级抑制作用机制以及改进措施．90年代以后,国内外开发出多种硫酸盐废水生物处理新工艺,重点介绍了单相吹脱工艺、硫酸盐还原与硫化物光合氧化联用工艺、硫酸盐还原与硫化物化学沉淀联用工艺、生物膜法工艺、两相厌氧工艺、两相厌氧与硫化物生物氧化联用工艺等．简述了每种工艺的要点和研究成果．同时,提出了进一步提高硫酸盐废水处理工艺效能的要点．     

厌氧条件下硫酸盐废水中硫化物生成的影响因素

采用实验室模拟废水进行实验,研究了硫酸盐转化为硫化物的条件,包括厌氧环境中有菌和无菌情况下硫酸盐(SO2-4)的浓度,反应时间,pH和温度对转化结果的影响,以出水硫化物的生成量为测定指标。得出结论:废水中硫酸盐含量为1 500mg·L-1,时间36h,pH介于6.8~7.0,温度在30~35℃之间,硫酸盐还原菌(Sulfate reducing bacteria,SRB)的生长活性较高,硫化物的生成量最大,为14.6mg·L-1。     

较高Al_2O_3低碱度还原渣脱硫计算的探讨

根据硫化物容量法和熔渣离子理论,分别对含较高Al_2_3的低碱度还原渣的硫分配比进行了计算。计算结果表明,把Al_2O_3处理为中性物质,按熔渣离子理论计算得到的硫分配比与实际的硫分配比的变化趋势有较好的吻合,该方法可作为脱硫计算的一种处理方法,在实际生产中推广使用。     

反硝化抑制硫酸盐还原菌活性机理及应用

根据目前油田杀灭硫酸盐还原菌的状况,提出反硝化抑制硫酸盐还原菌活性的设想.综述了反硝化抑制硫酸盐还原菌活性的机理,及其在国外油田污水处理中工程应用的效果、影响因素和存在的不足.提出在机理研究中,加强蛋白组学和环境基因组学方面的研究,特别是投加抑制物质如硝酸盐、反硝化细菌等对硫酸盐还原菌本身的基因和蛋白表达的影响,代谢途径的抑制研究,加强微生物分子生态学方法在理论研究和工程实践中的应用.同时对该机理在我国大庆油田的应用提出一些研究思路.     

聚合物驱采油污水处理研究进展

含聚丙烯酰胺污水是一类比较复杂、特殊的污水,随着各个油田相继采用聚合物驱以提高原油采收率,采油污水的数量在逐年增加,其处理已成为一个亟待解决的问题。综述了采用几种方式降解水中聚丙烯酰胺的可行性研究结果,光催化氧化、硫酸盐还原菌都能使水中聚丙烯酰胺有不同程度的降解。光催化氧化考察了催化体系、光源体系等对HPAM的影响。采用1%的催化剂TiO2使用中压汞灯在紫外光的作用下,可使聚丙烯酰胺(HPAM)分解至8%左右。硫酸盐还原菌在油藏环境条件pH为7左右时,大量繁殖生长,使HPAM大幅度降解。在高温下(60～80℃),聚丙烯酰胺失稳发生降解,高温及高矿化度油藏也会导致HPAM降解。以上研究为解决聚合物采油污水的处理奠定了良好的基础。     

陆梁油田水套加热炉的腐蚀与防护

陆梁油田作业区水套加热炉存在严重的盘管腐蚀,甚至出现了盘管穿孔现象,影响了油气的集输和油田的正常生产,分析了水套加热炉腐蚀的原因,原油中含酸有机物对盘管的腐蚀较小,水套加热炉盘管的腐蚀主要由油田采出液中的氯化物、硫化物和溶解氧引起。针对以上腐蚀情况提出了相应的解决方案和对策。     

新型杀菌剂处理油田回注水实验研究

介绍了油田回注水常见的细菌类型，阐述了硫酸盐还原菌、铁细菌和腐生菌的危害机理。然后根据某采油厂转油放水站的实际水质特征，合成并复配出新型高效杀菌剂，并对该回注水样进行灭菌实验，取得了良好的试验效果。实验证明选择3种非氧化型杀菌剂进行复配比单一药剂的杀菌效果更好，发挥了协同效应。最后对该杀菌剂的特点及主要成分的特点和杀菌机理做了小结，为进一步提高杀菌效果与研究新型复配杀菌剂提出了方向。     

附着型硫酸盐还原菌的分离及其定量检测

针对附着型硫酸盐还原菌(A-SRB)对管道和罐壁的腐蚀问题,应用Hungate厌氧技术对附着型硫酸盐还原菌进行分离、系统发育分析和定量检测研究.研究表明,在地面系统中的SRB菌里,附着型SRB菌占多数,该菌株主要分布在厚壁菌门梭菌纲(Clostridia)、变形菌门的γ-变形菌纲(Gammaproteobacteria)和δ-变形菌纲(Deltaproteobacteria),其中梭菌属(Clostridium)为优势菌属,附着型的硫酸盐还原菌的种类比较新颖.通过安装在管壁上的检测装置和绝迹稀释法(MPN)联用实现附着型SRB菌的定量检测,该技术已在油田生产中实际应用.     

硫酸盐还原菌处理重金属离子

以Cu2+、Pb2+、Zn2+、Cd2+、Fe2+的去除率为指标,研究了初始pH值、培养温度、时间、重金属初始浓度对硫酸盐还原菌处理重金属离子效果的影响。结果表明,硫酸盐还原菌的最佳处理条件为:pH值为7,温度为35℃,时间为6 d,且初始浓度越低去除率越高。在此条件下,各重金属离子去除率分别达到99.00%、96.70%、92.24%、98.00%、93.80%。实验数据可为硫酸盐还原菌处理酸性矿井废水重金属污染提供技术支持。     

王场油田清防蜡工艺应用及认识

王场油田是江汉油田的主力油区,油井结蜡严重制约了油田的正常生产。通过对王场油田原油组分及结蜡原因的分析,综合运用化学处理、热洗、微生物等清防蜡工艺,取得了良好的效果     

叶绿素、硫化物对油脂氢化的影响

本文介绍了叶绿素、硫化物在油脂中的存在情况。重点讨论了叶绿素、硫化物对油脂氢化的影响。叶绿素的存在,导致油脂氢化速率大为降低,同时影响反应的选择性和氢化产品的物理性质;硫化物的存在,降低油脂氢化速率,大量产生反式异构体产物,对选择性氢化的影响尤其严重。本文还讨论了叶绿素、硫化物影响油脂氢化的原因。     

乙烯碱洗塔废液的处理与综合利用

碱洗废液的处理是乙烯工程的难点之一,通过对乙烯碱洗塔工艺运转情况的考查和废碱液中各组分溶解度的分析,认为废碱液处理的关键是如何有效去除油分和硫化物。实验结果表明,废碱液经静置隔油后采用疏水膜进行除油处理,效果良好,采用结晶法可大部移除废碱液中的硫化钠,粗结晶、母液和红油可以分别加以综合利用,有一定的经济意义,值得进一步推广应用。     

含硫酸盐废水厌氧处理过程中底物的竞争

在含硫酸盐有机工业废水的厌氧处理过程中,硫酸盐还原菌和产甲烷菌以及产乙酸菌之间的竞争是不可避免的,值得注意的是有些硫酸盐还原菌可以和产甲烷菌或产乙酸菌构成一个有效的降解丙酸和丁酸的共生生物群.从增长动力学上看,硫酸盐还原菌在底物的竞争中占有明显的优势,但是有些因素诸如:温度,pH,以及游离态硫化氢的浓度也影响到它们之间的竞争关系.有几种硫酸盐还原菌还可以像发酵菌和产乙酸菌那样进行代谢活动.     

高效稠油降粘剂的性能评价及现场应用

稠油超稠油区块进入多轮次吞吐后期普遍存在蒸汽驱替效率低、油汽比低、经济性差的问题。部分区块由于注汽压力高而导致无法正常注汽。通过室内实验研究表明，伴蒸汽注入高效稠油降粘剂CY—2可以明显提高蒸汽的驱替效率、降低注汽压力，提高注汽周期的产量及油汽比。该项技术在滨南单家寺油田大面积推广，取得了良好的经济效益，为提高稠油超稠油区块注汽开发的效果及经济性提供新的途径。     

油井防腐的生化处理技术

油田进入中后期开采,采出液中含有的硫化物和硫酸盐还原菌对管、杆及地面设备造成严重的腐蚀,应用常规添加缓蚀刺的方法存在耐药性、加量大等弊端.生化防腐技术在消除硫化物的同时,切断硫酸盐还原菌的生存环境和条件,从而达到防腐的目的.现场应用取得了显著的效果.     

起动条件对硫酸盐还原菌活性的影响

利用UASB(UpflowAnaerobicSludgeBed)反应器,研究了不同起动条件对硫酸盐还原菌活性的影响.从两个方面对污泥中硫酸盐还原菌进行了考察(1)废水中硫酸盐的去除率比较;(2)污泥的产甲烷活性及产硫化物活性比较.试验发现,COD/SO42-比值是影响硫酸盐还原菌活性的最主要因素.     

用于管输稠油中乳化剂HL-1的降粘性能研究

介绍了一种新型的稠油乳化降粘剂HL—1，通过考察温度、浓度、体积含油率、搅拌强度和时间对该降粘剂乳化特性的影响，得出HL—1与实验研究的稠油形成乳状液的条件；测定乳状液流变特性的结果表明，该降粘剂具有优良的降粘性能，其降粘率为9l％～97％。对比研究了乳状液在动静态条件下的稳定性，动态条件下的乳状液比静态条件的稳定性更优。通过模拟工况条件下的稳定性实验，得出该乳状液能够满足管输稠油各工况的要求。最后针对目前部分稠油管路有在高含水的情况下运行的工况，考察了HL—1对高含水稠油的乳化特性：     

生物接触氧化法处理含硫废水影响因素分析

本试验以人工配制的含硫废水作为进水,使用陶粒为生物载体,研究了生物接触氧化处理含硫废水的影响因素,此方法基于硫化物向单质硫的转化。试验结果表明:DO、HRT、进水硫化物浓度、硫化物负荷是生物接触氧化处理含硫废水的主要影响因素。通过控制溶解氧的浓度,去除的硫化物几乎全部转化为单质硫,硫酸盐的生成率小于10%。所需溶解氧水平与硫化物负荷有关。     

石油高效降解菌的筛选及其降解特性

从石油污染土壤中筛选、分离得到三株高效石油降解菌GX1、GX2、GX3,初步鉴定分别为假单胞菌属(Pseudomonas sp.)、邻单胞菌属(Plesionmonas sp.)和动胶菌属(Zoogloea sp.).同时还研究了pH值、营养物质、油质量浓度对菌体生长和降油率的影响.结果表明,这三株菌在初始pH值为7-9对石油的降解率分别为86.7%,72.9%,64.7%;最佳氮源为NH4NO3,氮磷比大约控制在4∶1左右时,降解效果较好.在原油初始浓度较低时,降解率随石油浓度的升高而略有提高.不同菌株耐油程度不同.