延长油田胍胶压裂返排液循环利用技术研究

延长油田油井压裂作业产生的胍胶压裂返排液"四高"(总铁、黏度、悬浮物、细菌)。采用"水质调节-强化絮凝-O_3催化氧化"三步法工艺进行处理后回用。研究表明,在强化絮凝的基础上,通过投加固体催化剂进行臭氧催化氧化反应,返排液黏度显著降低,水质处理效果优良。该工艺最佳参数:pH值为9.0,絮凝剂IF-A投加800 mg/L,助凝剂FA-B投加1.5 mg/L,在A系列固体催化剂与压裂返排液接触环境中通入臭氧30 min。处理后的返排液,总铁浓度可降至1.0 mg/L以下,悬浮物浓度降至2.0 mg/L以下,黏度低于1.10 mPa·s。用三步法处理后液回配滑溜水压裂液的各项指标与用饮用水配制的滑溜水压裂液性能接近,均能满足地方标准《压裂液用滑溜水体系》的要求,符合现场滑溜水压裂液配制用水的要求,并应用于指导页岩气压裂返排液的处理及回用。     

微波场中压裂返排液絮凝沉降实验研究

应用微波技术对油气田压裂返排液进行了絮凝沉降实验,考察了絮凝剂用量、微波处理时间和功率对返排液废水COD和含油量的去除效果。微波絮凝处理后,压裂返排液的COD去除率可达80%以上,油质量浓度降低到8 mg/L以下,脱色效果良好,除浊率可达99%以上,固体悬浮物去除率达95%左右,其平均粒度由处理前的98.97μm降低到6.12μm,且返排液的黏度降至1.25 mPa·s,微波絮凝工艺对油气田压裂液废水具有很好的处理效果。     

压裂返排液回注处理及可行性评价

为了充分利用水资源,压裂返排液多在处理后回注。为了确保回注效果,需要进行处理后压裂返排液的回注可行性评价。采用化学氧化与絮凝处理方式对压裂返排液进行了处理,通过对水质离子含量、混合水结垢量及配伍性、黏土膨胀率、储层伤害率的分析研究,对其回注可行性进行了评价。结果表明:压裂返排液经过"氧化-絮凝"处理后,压裂返排液的悬浮物质量浓度为1.6 mg/L、含油量低于1.0 mg/L,黏土在处理后压裂返排液中的防膨率为92.68%;处理后压裂返排液与储层产出水混合体积比为3∶7时,结垢量低于72 mg/L;当处理后水含油量、悬浮物质量浓度低于6.00 mg/L时,对储层渗透率的伤害率低于20%。     

页岩气压裂返排液电化学处理现场试验研究

页岩气压裂返排液盐度高、有机物含量丰富,在回用和外排前需进行深度处理。构建了2 m³/h的电絮凝-电化学氧化集成工艺装置,在某页岩气开采平台开展了压裂返排液现场处理试验,该平台水质波动大。结果表明,在长周期运行过程中,经优化后的电絮凝-化学絮凝联用工艺可降低系统电耗和排泥量,电化学氧化深度降解COD符合一级反应动力学模型。当采用电絮凝电流35 A、电化学氧化电流60 A、停留时间均为10 min、辅助聚合氯化铝(PAC)投加量350 mg/L、Na₂CO₃投加量550 mg/L时,压裂返排液中悬浮物、硬度和COD均稳定达到100 mg/L以下,满足《页岩气储层改造第3部分：压裂返排液回收和处理方法》(NB/T 14002.3—2015)的回用要求和后续外排脱盐处理需求。药剂投加量较常规化学絮凝法可降低70%以上,污泥产生量降低约30%,直接运行成本约28元/m³。整套工艺具备良好的抗冲击能力,污染物去除效率高,成本较低,为油气开发中的压裂返排液处理工程建设提供了技术支撑。     

用于压裂返排液超支化交联剂的合成及其性能评价

以聚乙烯亚胺、乙二醇、多元醇、硼砂为主要原料合成超支化聚氨基硼和四乙烯五胺硼酸酯交联剂,并对产物进行结构表征及压裂返排液重复配液性能测试。将0.35%羟丙基胍胶溶液与合成的聚超支化氨基硼交联剂以100∶0.4交联比交联,形成的压裂液冻胶体系在7 min左右达到压裂液黏度要求,在80℃、170 s^-1连续剪切70 min时压裂液黏度在100 mPa·s左右,满足行业标准要求(黏度>50 mPa·s)。对此过程进行破胶,破胶液黏度最终为3.2 mPa·s,破胶液中的残渣浓度为198 mg/L。与之相比,四乙烯五胺硼酸酯交联剂体系不能满足返排液的配液要求。用破胶后的压裂返排液再次进行配液,将温度设置到80℃、170 s^-1不间断剪切70 min,将压裂液中的黏度调整至50 mPa·s以上,破胶液黏度为3.4 mPa·s。该交联剂使压裂返排液能重复利用。这对节约水资源、降低环境污染具有广阔的工业化前景。     

电化学工艺处理油田聚合物型压裂返排液

压裂技术已逐渐成为油田增产的主要手段。随着更加严格的《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的即将颁布,新疆玛湖油田在未来几年可能会面临大量聚合物型压裂返排液外排的压力。基于高效、低成本的处理要求,开发了“电絮凝预处理+电化学氧化”工艺处理压裂返排液。结果表明：当电絮凝预处理条件为阴阳极板均为铝板、极板间距为0.5 cm、电流密度为10 mA/cm²、通电时间为15 min时,压裂返排液COD去除率达到65.4%,浊度达到4 NTU。对电絮凝预处理后的压裂返排液进行电化学氧化处理,在阳极为镀钌铱钛板、阴极为不锈钢板、电流密度为25 mA/cm²、电源脉冲频率为4 000 Hz、占空比为65%、pH=7.2、反应时间为90 min的条件下,新疆玛湖油田压裂返排液COD可以降至80 mg/L以下,油质量浓度降至1.0 mg/L以下,氨氮降至0.5 mg/L以下,悬浮物降至30 mg/L以下。处理后压裂返排液水质指标满足陆上排放标准要求且成本较低,具有良好的工业应用前景。     

油田压裂返排液处理工艺研究

根据压裂返排液具有聚合物、有机物、悬浮物(SS)含量高,且高黏度、高色度,处理难度大等特点,采用"旋流气浮-多效催化氧化-M B R"处理工艺进行中试研究。结果表明,旋流气浮在不加絮凝剂条件下,对石油类的去除率可达到83%以上;多效催化氧化可有效降低废水黏度,当进水黏度1.25~1.5 m Pa·s时,出水黏度降至1 m Pa·s,与工业新水相同,不再具有黏性,同时对SS的去除率可达到98%,且抗冲击负荷能力强;当处理系统进水石油类、SS的质量浓度分别为68~1 27、596~1 531 mg/L时,处理后出水石油类、SS的质量浓度分别稳定在小于3、小于2 mg/L,达到设计要求。将压裂返排液处理后回用作复配压裂液,不仅解决了环境问题,同时又节约了水资源。     

石楼西混合水循环压裂液体系应用

为提高返排液重复利用比例问题,结合混合水压裂技术的发展及在鄂尔多斯盆地的应用,提出了循环压裂液体系.处理水中各离子质量浓度普遍高于现场清水中的浓度,前者配置的线性胶黏度为23 mPa·s,低于后者约2 mPa·s;同时,前者配置的交联胶耐温耐剪切性能明显弱于后者,70℃剪切70 min黏度降低至50mPa·s以下.处理水配置的破胶液表界面张力数值分别为25.49 mN·m-1和7.81 mN·m-1,均低于现场清水配置的破胶液,基本满足现场应用要求.     

生物酶对高黏度压裂返排液破胶处理研究

压裂返排液由于含有高分子聚合物,是一种稳定体系,不进行破胶处理或破胶不彻底将影响后续氧化、絮凝等工艺处理效果。生物酶是一种特异性破胶酶,可将聚合物降解为非还原性的单糖和二糖。采用生物酶对高黏度压裂返排液进行破胶处理,考察了生物酶的破胶效果,研究了生物酶投加量、温度、p H、搅拌速度、时间对破胶效果的影响,并通过正交实验确定最佳破胶条件,当投加量为40 mg/L,温度为40℃,p H为7,搅拌速度为600 r/min,破胶时间为150 min时,能达到良好的破胶效果,将压裂返排液黏度降低到2 m Pa·s以下。     

页岩气压裂返排液电絮凝处理技术研究

采用电絮凝技术对页岩气压裂返排液进行处理,考察了各操作条件对页岩气压裂返排液处理效果的影响,确定了电絮凝处理的最佳实验条件:阴阳极材料均为铝板,电流密度10.0 m A/cm2,极板间距3 cm,反应时间60 min,p H=7。电絮凝工艺对低浓度页岩气压裂返排液具有较良好的处理效果,可望成为页岩气压裂返排液达标排放组合工艺的重要单元。     

基于臭氧与超声氧化降低页岩气压裂返排液COD

针对页岩气压裂返排液化学需氧量（COD）高,难以直接排放的问题,研究了臭氧氧化（O₃）、超声氧化（US）和臭氧与超声联用氧化（O₃+US）三种方式降低页岩气压裂返排液COD的效果。结果表明：O₃+US因能产生更多的自由基而具有更好的降低COD效果。O₃+US联用氧化返排液过程中,首先是臭氧直接氧化有机污染物生成醛酮等物质,然后再是自由基氧化降解,返排液颜色会出现特征变化。另外研究了水样pH、超声波功率、催化剂种类和加量、反应时间等因素对O₃+US联用氧化降低COD的影响,结果表明其降低COD的效率随pH的增大而减小,随超声波功率的增大先增大后减小,随作用时间的延长而增大。综合考虑,推荐降低页岩气压裂返排液COD的氧化条件为：臭氧质量浓度42mg/L、pH为2.5左右、超声波功率800W、催化剂MnO₂加量0.45g/L、反应时间100min,处理后COD降低68.17%。同时,降解动力学拟合分析显示MnO₂催化下O₃+US联用氧化降低页岩气压裂返排液COD的过程更符合二级动力学特征。     

压裂返排液高效回用处理技术研究与应用

系统分析了四川地区不同页岩气压裂返排液的水质情况,明确了返排液中超出回用水质标准的关键指标,通过室内实验系统研究不同工艺对压裂返排液的处理效果,提出了能适应不同水质返排液的回用处理技术,并在现场开展应用。研究结果表明,返排液经软化-混凝-絮凝-杀菌处理后出水达到回用水质标准,其最优条件为：升高pH至10,混凝剂投加量(Y₁)满足Y₁=0.46X₁+39(X₁为混凝前悬浮物浓度),絮凝剂投加量(Y₂)满足Y₂=0.004 1X₂-0.9(X₂为絮凝前悬浮物浓度),杀菌剂投加量、杀菌pH和时间分别为200 mg/L、6和30 min。根据最优条件制造了能自动加药的回用处理装置。应用结果表明,自动加药处理出水水质比手动加药的出水水质更优且能达到回用水质标准,其药剂费比手动加药低35%,自动加药处理出水配成的滑溜水性能优于原水及手动加药处理出水配成的滑溜水性能,且能达到滑溜水性能要求。     

压裂返排液处理技术研究

采用筛选优化絮凝剂、调节p H、优选脱色剂等方法,使压裂返排液发生絮凝、脱色等反应,从而达到净化水质的作用。实验结果表明,在p H=7.5,PAC用量为100mg·L-1、脱色剂用量为30mg·L-1时,压裂返排液处理效果较佳,处理后水悬浮物含量为4.9mg·L-1,油含量为0.9mg·L-1,处理后水到达油田回注水一级标准,减少了压裂返排液的污染问题。     

双阳离子表面活性剂压裂液的制备及性能分析

介绍了页岩气压裂液的研究进展及存在的问题,以酰胺表面活性剂为增稠剂,采用季铵化反应制备了页岩气水力压裂液,进行了相关配方优化及性能表征,并优选了压裂液配方.该压裂液黏度大于300 mPa·s,具有良好的黏弹性、剪切稳定性及流动性,流动性指数小于1,溶液为非牛顿流体,不产生滤饼,可满足页岩气压裂的现场要求.对破胶液进行离心试验,处理后压裂液残留物质量浓度小于100 mg/L.破胶液与地层水的配伍性试验结果表明:该方法不产生残渣和絮凝物,符合压裂液的洁净度标准.     

氧化法处理油田压裂返排液技术研究

压裂作业技术是油气田开采过程中油气井增产增注的主要措施之一,压裂作业结束后有大量的压裂废液返排至地面,成为当前油田水体的主要污染源之一。此类污水具有黏度高、高、悬浮物高等特点,若不经过处理而直接外排,将会对周围环境造成严重污染。本研究在对压裂返排液进行了成分分析的基础上,针对其中的污染物开展了去除工艺研究,形成了"破胶氧化-中和-混凝-过滤"的处理工艺,处理后出水pH为7.4,含油量为1.0mg·L~(-1),悬浮物为4.6mg·L~(-1),黏度为1.2m Pa·s,处理后出水各项指标均达到回注标准。     

稠化酸返排液回注处理方法与腐蚀结垢性研究

针对陕北某油井稠化酸返排液具有p H值低、SS含量和含油量高、颗粒大、透光率低、Fe2+含量高、腐蚀性强等特点,采用氧化除铁-絮凝-砂滤工艺进行处理,将处理后稠化酸返排液与注入水、地层水按不同体积比掺混,对3种不同处理阶段水样的配伍性进行评价。结果表明:调节p H值至7.5左右,Na Cl O氧化除铁效果较好,适宜投加量为40 mg/L;絮凝-砂滤处理氧化后的稠化酸返排液,当PAC投加量为500 mg/L、CPAM投加量为1.5 mg/L、加药间隔时间为10 s、搅拌时间为5 min时,稠化酸返排液透光率为99.1%,SS的质量浓度为0.5 mg/L,油的质量浓度为1.2 mg/L,Fe~(2+)的质量浓度与腐蚀速率分别降为0.14 mg/L和0.026 3 mm/a,粒径中值为0.52μm,水质符合SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法》中的油田回注水标准,处理后稠化酸返排液和注入水、地层水按不同体积比混合,混合水水质稳定,配伍性良好,无结垢趋势。     

氧化破胶-絮凝过滤工艺降黏处理压裂返排液的研究

针对压裂返排液黏度较大、有机污染物含量高和处理难度大的特点,采用以Fenton试剂为氧化剂,聚合氯化铝为絮凝剂的氧化破胶-絮凝过滤工艺对其进行降黏处理和回收利用,并以黏度为指标,考察了Fenton试剂中H_2O_2(30%)、FeSO_4(0.5 mol·L~(-1))添加量及溶液pH、氧化破胶反应时间、絮凝剂种类和用量对降黏效果的影响。结果表明,对于100 mL黏度为16 m Pa·s的油田压裂返排液,当溶液pH为3.0,Fenton试剂中H_2O_2和FeSO_4添加量分别为0.48 mL和0.3 mL,反应时间为50 min时,氧化破胶效果最佳;氧化破胶后的溶液再经0.5 g聚合氯化铝絮凝过滤处理后,黏度可以降至1.1 m Pa·s,溶液中的大部分污染物也被除去,可以实现循环回收利用。     

某页岩气井压裂返排液处理工程实例

页岩气在开采的过程中,常常会采用水力压裂的技术来提高页岩气井的产气量。采用水力压裂技术进行作业后,会有大量的废液需要返排至地面,因此形成了页岩气的压裂返排液。页岩气的压裂返排液具有有污染物的类别多、悬浮物及有机物的浓度高等特点,因此其处理的难度大,如未经处理排放至环境,将会造成环境污染。通过实例阐述了“预处理—光催化氧化—混凝沉淀—砂滤”组合工艺在页岩气压裂返排液处理回用中的应用。实际运行结果表明,该工艺出水满足回用要求。     

页岩气压裂返排液电渗析脱盐处理技术研究

页岩气压裂返排液具有高盐、高COD的污染特征,其TDS约为3.2×10⁴～4.0×10⁴mg/L。采用GC-MS对压裂返排液进行分析,结果表明,其有机污染物包括烷烃、环烷烃、醇类、卤代烃,以及少量酮类、酚类、酯类等。烷烃是页岩气压裂压返液的主要污染成分。采用电渗析技术对页岩气压裂返排液进行处理,研究操作电压、极水质量分数等因素对脱盐率、电导率及COD去除率的影响。实验结果表明,电渗析处理过程中,随着操作电压的增加(5～20 V范围内),压裂返排液的脱盐率和COD去除率随之升高;电压为20 V时,TDS和COD的去除率分别达到99.94%、79.99%。在不同操作电压下,前40 min脱盐速率较快,60 min后脱盐速率降低,随后趋于平缓。极水质量分数为0.5%～0.75%时,压裂返排液的脱盐率、COD去除率随极水质量分数的增加而提高。此后进一步提高极水质量分数,TDS和COD的去除率均有所降低。电渗析过程中离子价态对各离子的去除率有一定影响。阴离子SO₄^2-、Cl^-的去除率分别...     

油田非常规压裂返排液处理室内试验研究

针对压裂返排液中化学药剂成分较多,具有高黏度、高稳定性等特点,采用预处理、陶瓷膜过滤、电渗析脱盐的工艺开展了压裂返排液处理的室内试验。结果表明:在最优的操作条件下处理后的返排液,COD含量为3078 mg/L,石油类4.3 mg/L,浊度1.73 NTU,色度16倍,电导率降至1.0 mS/cm时Ca2+,Mg2+,Cl-的含量分别为2.635 mg/L,1.09 mg/L,219.04 mg/L。